试油完井研究所的科研人员正在对悬挂器固井质量、外部围压、安全控套压值进行现场研讨。
试油完井研究所的科研人员正在现场对试油设计、下步措施工序、注意事项进行梳理推演。
高探1井该井系统试产方案及设计获得多项技术创新与突破：
●形成了PIPESIM多相流模型完成高探1井生产参数预测；
●形成了南缘高泉地区出砂预测及监测技术、高温高产条件下井完整性评价方法；
●在国内首创高温（113℃）、高产（1600方）井系统试产地面流程，创新使用井口喷淋降温流程+冷却器降温流程双流程降温；
●首创采油树两翼生产、三条流程并联运行模式，最大限度释放地层潜能
高102井
通过进行出砂预测、油套管强度校核、井壁稳定性、产能预测等一系列评价，发现高102井满足光油管试油条件，首次打破超深井必须采用阀封试油工艺技术壁垒，单井试油成本降低1000万元
呼探1井
在试产过程中，套压持续上升，油层套管悬挂器位置泄露风险逐渐增大，配套油套双流程，启动压井工序，将高密度压井液替入井筒，设计下入S13Cr油管、永久式封隔器、超高压井下安全阀，完成呼探1井两级井屏障建立
目前，新疆油田公司已全面开启高质量建设2000万吨现代化大油气田的新征程。准噶尔盆地南缘地区是新疆油田勘探开发的主战场之一，承担着新疆油田未来增储上产的重要使命。作为油田公司的“工程技术参谋部”，工程技术研究院（以下简称“工程院”）紧紧围绕“全面建成质量效益、绿色智能、和谐稳定的2000万吨现代化大油气田”这个目标，敢为人先，不断开展科技攻关。
准噶尔盆地构造极其复杂，油气勘探开发难度非常大，面对“超深、超高压、高温”的巨大挑战，工程院试油完井研究所迎难而上，化压力为动力，积极优化试油完井工艺，推动南缘地区油气资源高效开发。针对南缘西段高探1井，试油人科学论证试油方案，详细推敲试油工艺，深入现场及时解决技术难题，试获千吨高产原油，创整个盆地单井日产量最高纪录。针对南缘中段呼探1井，他们深入分析井完整性和高温高压油气井特点，优质完成试油、完井、试采方案设计，天然气勘探取得重大突破，获新疆油田公司总经理嘉奖，展现了南缘中段天然气勘探巨大潜力和盆地规模增储“油气并举”新格局。
初遇超高压井
2019年1月6日，高探1井喜获高产油气流，日产原油1213立方米、天然气32.17万立方米，井口压力32.4兆帕，创整个盆地单井日产量最高纪录。
为进一步落实油藏类型、边界、最大生产能力，公司决定开展系统试产工作。但高探1井具有高温、高压、高产特点，生产参数预测难度大，完井套管结构复杂，井筒完整性难以保障、系统试产过程存在出砂、井壁坍塌、井下工具冲蚀、地面出液温度超过分离器耐温等问题，现场风险极高。
面对一系列摆在系统试产前的客观难题，工程院试油人连续奋战，成功完成了高探1井系统试产方案及设计，并获得多项技术创新与突破。一是形成了PIPESIM多相流模型，成功完成高探1井生产参数预测模拟；二是形成了南缘高泉地区出砂预测及监测技术、高温高产条件下井完整性评价方法；三是在国内首创高温（113℃）、高产（1600方）井系统试产地面流程，创新使用井口喷淋降温流程+冷却器降温双流程降温方式，保障了地面流程安全运行；四是首创采油树两翼、三条流程并联运行模式，最大限度释放地层潜能，系统试产多项技术填补了新疆油田及国内外高温高压井相关领域多项空白。
针对高探1井生产过程中出现的油管沥青垢沉积、连续油管清管费用高的问题，试油人开展化学清管工艺试验，优选化学溶解剂，实现高压100MPa低成本正挤化学清管工艺技术，化学清管技术达到国内领先水平，为高探1井长久生产提供了安全保障。
啃下“硬骨头”
高102井是继高探1井取得重大突破之后南缘地区部署的一口评价井，该井于2020年2月11日完钻，完钻井深6100米，地层压力超过135兆帕，为Ⅰ类风险井。
为了落实头屯河组砂砾岩储层含油气性，获取流体性质、产量、压力等资料，推动南缘山前冲断带四棵树凹陷高泉背斜头屯河组整体勘探评价工作，科研人员积极开展高102井试油设计编制。
2020年新冠疫情和低油价两只“黑天鹅”不期而至，如何从设计源头降本增效成为摆在试油人面前的一块“硬骨头”。科研人员全面收集钻井、测井、录井资料，进行产能预测、出砂压差分析、极端工况条件下井完整性分析，采用Wellcat、GMI、saphir等软件，完成油套管强度校核、出砂预测、井壁稳定性、产能预测等一系列评价，结果表明高102井满足光油管试油条件，首次打破了超深井必须采用阀封试油工艺技术壁垒。在设计编写过程中，科研人员就整体试油方案、射孔管柱、地面管线优化等问题与勘探事业部、试油公司等单位相关人员进行多次技术交流，通力协作，数易其稿，最终形成高102井试油设计。2020年6月17日，高102井试油顺利结束，相比于阀封试油工艺技术，单井试油成本降低1000万元。
获得重大突破
呼探1井是为寻找大中型气田而部署的一口风险探井，构造位于准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带呼西背斜圈闭，完钻井深7601米，为准噶尔盆地最深井，预测储层温度166℃，压力144兆帕，属于I类风险井。该井5.5寸油层尾管长4068米，试油管柱选择受限；钻井过程中储层段泥浆漏失量大，试产过程存在吐泥浆埋卡油管风险；两级悬挂器之间存在窜漏风险……多因素叠加，使得安全试油面临极大挑战。
针对5.5寸油层尾管长、泥浆漏失、悬挂器位置存在漏失风险、井控风险大等问题，科研人员通过准确分析油套管柱受力，系统评价悬挂器承压能力，精细计算套管柱控压值，合理规划地面流程等技术细节，设计了4套试油方案。2020年11月8日，勘探事业部召开呼探1井试油方案讨论会。经过对比论证，专家们一致推荐采用“光油管”射孔测试一体化管柱工艺进行射孔、破堵、求产，若低产则用有机盐压井平稳，换“一阀一封”油管浅下管柱进行压裂改造。会后，科研人员按照各领导提出的专业意见进行修改，完善试油方案。2020年11月19日下午，工程院通过视频会议的方式向股份公司汇报了呼探1井试油方案并顺利通过股份公司审查。
2020年12月16日，呼探1井射开7367-7382米超深、高温（166℃）、超高压储层（144.3兆帕），获高产工业油气流，8毫米油嘴试产，日产天然气61万方、日产油106.3方，无阻流量155万方，标志着准噶尔盆地南缘中段下组合天然气勘探首获重大突破。呼探1井勘探有利面积近160平方千米，估算气藏规模千亿方，展现了准噶尔盆地南缘中段天然气勘探巨大潜力和盆地规模增储“油气并举”新格局。
由于试产过程中套压持续上升，油层套管悬挂器位置泄露风险逐渐增大。工程院领导高度重视，连夜组织技术人员进行环空最大允许带压值计算，确定不同环空密度条件下套管最大允许带压值，现场严格监测。同时，勘探事业部快速制定现场应急预案，配套油套双流程，最大限度确保试油过程井控安全。2020年12月18日夜，现场套压涨至设计极限，勘探事业部果断决策启动压井工序。现场人员经过一夜的艰苦奋战，将高密度压井液替入井筒，呼探1井平稳压井，为后续完井做好充足准备。
为保障呼探1井后续平稳生产，科研人员通过分析该井天然气组分，发现二氧化碳分压达0.87兆帕，设计下入S13Cr油管、永久式封隔器、超高压井下安全阀，完成呼探1井两级井屏障建立，为呼探1井长久生产打下了坚实的基础。
困难仍然不少
科研工作永无止境。摆在工程院试油人面前的困难，还有许多：
试油前预测储层以基质孔隙为主，局部发育裂缝，预测无自然产能，而试油获高产，产量预测难度大，高产主控因素评价难，导致试油测试工艺选择困难。
储层密度窗口窄，试油转完井过程中，泥浆漏失严重，井控风险大，需开展试油完井技术一体化攻关。
超深井钻井难度大、井身结构复杂，存在试油、完井、改造、生产维护难度大等难题，需开展高温高压井完整性技术攻关，保障全生命周期的井安全，助力油田高效开发。
……
工程院试油人深知责任重大，他们将继续开拓创新、积极进取，与多方协作、牢牢把握高质量发展主题，为实现新疆油田勘探大发现、大突破，建设2000万吨现代化大油气田，提供技术保障。
图片由本报通讯员 裘新农 摄