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5.1高温高压井测试（HTHP）第5章特殊井试油高温高压井的概念目前，国内外对高温高压井的概念没有做出统一的解释和规定。哈里伯顿公司规定地层压力达到70MPa，或地层温度达到150℃以上为高压高温井,斯伦贝谢、挪威能源公司规定地层压力达到105MPa以上，或井底温度达到210℃以上为高压高温井。根据我国实际情况，CNPC认为地层压力≥105MPa或地层温度≥150℃、含H2S≥3%、含CO2≥3%的油气井为高压高温井。国际高温高压井协会、CNPC将高温高压井统一定义认为：把井口压力大于70MPa（或者是井底压力大于105MPa）、井底温度大于150℃定义为高温高压井；把井口压力大于105MPa（或者是井底压力大于140MPa），井底温度大于170℃定义为超高温高压井。国外高温高压井的发展简介进入20世纪80年代，随着全球对石油及天然气需求的日益加大，而较容易的勘探目标都已突破，因此全世界的油公司都转入了对恶劣环境中进行油气勘探，恶劣环境之一就是高温高压（HPHT）井。高温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采都与普通井有很大区别。为此国际上大的油公司并吸收了一部分国际性的服务公司斯仓贝谢（Schlumberger）、哈里伯顿（Halliburton）、贝克休斯（Baker）、艾克斯普洛（Expro）等，成立了国际高温高压井协会。国外高温高压井的发展简介协会以定期或不定期的方式召开研讨会，交流研讨高温高压井的钻井、测井、测试及试采技术。该协会规定：经过高温高压井的协会认可的服务公司才具备对高温高压井提供钻井、测井、试油及试采技术服务的资格。由德士古（Texaco）和英国石油（BP）公司共同开发的Erkine油田位于苏格兰阿伯丁东面160英里（256km）油田于1981年被发现，测试时井口关井压力73MPa、井底压力97MPa，井底温度175℃，由于当时的开采技术受到限制，直至1994年才认真考虑开发该油田。1997年12月第一口井正式投产，由于Erkine油田的成功投产，为北海HPHT井打了开发之路，这包括后来的shearwater,puffin,Elgin和Fraklin油田。通过这些油田的钻探及开发制定了一系列高温高压井的钻井、测试、开采标准。国外高温高压井实例：国内高温国压井发展情况（以塔里木为例）三个阶段第一个阶段是从1989年到1996年底第二个阶段是1997年到2000年底第三个阶段是2001年始第一个阶段：是从1989年到1996年底第一阶段（1989年-1996年底）在这个阶段内，塔里木勘探先后探明了吉拉克、英买7、提尔根、红旗1号、牙哈、吉南4、羊塔克、玉东2等八个凝析气田，这8个凝析气田的油气层埋深在4500-5500m之间、地层温度100℃-130℃、地层压力系数1.1-1.4，地层压力均小于70MPa。测试时井口关井压力在35-50MPa这间，这类井按国际高温高压井协会的定义不能定义为高温高压井。但相对于其它油田的井或者是塔里木的油井其难度有明显的增加。在这一阶段试油工艺上采用常规的工艺即可解决问题的一些特殊工具。第一种井下测试工艺（自下而上）射孔枪+P-T封隔器（宝鸡石油机械厂生产）+MFE测试工具（宝鸡石油机械厂生产）+钻杆+井口控制头。第二种井下测试工艺（自下而上）射孔枪+P-T封隔器（或者EZ-SV插管封隔器）+APR测试工具（哈里伯顿第2代产品）+API油管（或者是3SB油管）+70MPa采油树（多数为国产）。地面测试工艺一般是控制头（采油树）→钻台油嘴管汇→地面27/8API油管→地面节流管汇（70MPa）→间接火加热器→三相分离器。井下测试工艺一般有两种：第二阶段是从1997年-2000年底随着塔里木部分地区的深层勘探及库车地区天然气勘探的发展，出现了一批高温高压井第二阶段（1997年-2000年底）CNPC科学探索井—英科1井，井深6400m,地层温度150℃、地层压力系数2.2、地层压力129MPa；亚洲第一超深直井一塔参1井、井深7200m、地层温度170℃、地层压力力系数1.54、地层压力106MPa。英科1、塔参1井虽然地层压力都超过了105Pma，塔参1井温度达到了170℃，属于高压（超高压）、高温（超高温）范畴内，但由于地层未出油气，因此试油的难度大大降低。通过英科1井设计与施工，确立了我国高温高压井的设计步骤：1、测试井的基本数据2、测试地质数据3、测试工程设计4、测试计算5、测试施工前的准备工作6、测试施工程序及HSE要求设计步骤内容1、了解掌握测试井的基本数据包括井别、地理位置、构造位置、井位坐标、地面海拔、补距、钻井日期、完钻层位、完钻井深、人工井底、井深结构、井斜结构、地层压力、井底温度、待测层基本数据、储层物性、分层情况、测井数据等。2、测试地质数据主要包括试油气地质目的，测试层段及选择依据，流体性质判别，测试要求等。设计步骤内容3、测试工程设计主要包括设计原则，地面流程设计，地面监测系统设计，地面紧急关闭系统设计，井下管柱设计，封堵位置设计，射孔优化设计，封隔器的选择等设计步骤内容设计步骤内容4、测试计算主要包括测试工艺计算，射孔工艺计算、射孔参数，井口及井底压力计算，管柱力学计算等。设计步骤内容5、测试施工前的准备工作主要包括井筒及压井液的准备，下井工具准备井口及地面流程准备，其他设备准备，试压准备，安全准备，应急措施，施工过程中压力控制等。主要包括施工过程中的各种记录，环境保护，及安全规定等。设计步骤内容6、测试施工程序及HSE要求库车地区的典型井是克拉2、克拉3、依南2、大北1等井。克拉2、克拉3井地层压力系数在1.96-2.03之间，气层地层压力74MPa，测试时井口最高关井压力达到65MPa，地层温度不超过100℃，定义为准高压常温井。大北1井下系三系一白垩系储层埋深5500m，地层压力系数1.61，地层压力为88MPa，地层温度125℃，酸化压裂后求产井口最高关井压力达到70MPa，是第二阶段井口关井压力最高的一口井，达到了高压井的标准。第二阶段（1997年-2000年底）第二阶段（1997年-2000年底）97年在英科1井试油时，首次采用了贝克公司的永久式封隔器测试完井管柱，测试结果为低产水层，磨掉封隔器后采用了当时测试公司仅有的、从哈里伯顿公司引进的37/8“RD阀及5”RTTS封隔器进行第二次测试并获成功。这次测试的成功为今后这种井下管柱的应用起到一个“先河”的作用，后来应用这种井下管柱先后在塔参1井、克拉2井、克拉201、克拉202、克拉203、克拉204、大北1等井进行测试近50井次均获成功。测试最大井深7200米，最高静液柱压力108MPa，井下最高温温度170℃，测试时封隔器承受最大压差83MPa，测试井最高泥浆密度2.35，测试最高气产量201万方，射孔测试联作的一次射开井段为218米。第二阶段（1997年-2000年底）井下测试管柱应用的记录：随着柯深101井的完钻井转入试油，使塔里木的试油转入一个超高压、高温的试油阶段.第三阶段（2001年元月起）柯深101井白垩系射孔底界深度达6835m，地层压力系数1.9，地层压力达到126MPa，地层温度153℃，在对白垩系测试时，在日产水455m3/d，日产气32971m3/d的情况下，井口关井压力达到64MPa；在对下第三系卡拉塔尔组测试时，日产油104m3/d，日产气133×104m3/d，井口关井压力高达92.6MPa，是一口典型的超高压高温井。柯深101井测试情况：第三阶段（2001年元月起）迪那11井下第三系井段5518～5549m测试，日产凝析油70m3/d，日产气116×104m3/d，井口流动压力57MPa，关井压力高达94.5MPa，地层压力110.47MPa，也是一口超高压高温井。迪那2井处理完井喷事故后进行测试，日产凝析油131m3/d，日产气218×104m3/d，关井压力高达85MPa，地层压力101.5MPa，是超高压高温井。end谢谢