水平井测试技术
一、 目前国内外水平井射孔、测试技术
1、水平井射孔及现状
1)水平井射孔定向方式
利用“物体重心最低稳定”原理来调整射孔枪在水平放置时的射孔弹穿射方向。定向方式有两种：导向翼式定向（外定向）和轴承式定向（内定向）。目前广泛应用内定向方式。轴承式定向，又称内定向，利用射孔弹架的转动在井下自动调节射孔方向，射孔方向理论偏差为0°。在每支射孔枪的弹架上装配轴承，弹架上的弹孔方向根据射孔需要设计为180°水平相位或120°相位或90°相位或其它相位，在弹架轴线、装弹孔轴线交点垂线上设计安装配重块，射孔枪进入造斜段、水平段时，因配重块重力的作用，弹架依托轴承自行转动，使配重块处于射孔枪的最底部，射孔弹轴流方向保持在设计相位，实现定向射孔的目的。内定向工艺可以选用较大直径的射孔枪，亦即可以选用装药量大的深穿透、低伤害、无楮堵的聚能射孔弹，以获得较深的穿透半径。
2)水平井射孔枪枪径选择
射孔间隙——射孔枪外表面到油层套管内表面的距离对套管入口孔径和穿透深度有较大的影响，在一定间隙范围内具有最佳的射入孔径和射入深度。
射孔作业时，射孔瞬间形成的超高压力以及高温金属流的后座力通常会导致射孔枪发生径向形变，射孔弹发射后也会在射孔枪外表面和套管内表面形成一定高度的金属毛刺，从而导致射孔枪与套管的间隙变小而卡住射孔枪。目前通过研究和现场施工认为在外径为51/2″套管的水平井中：
(1)造斜曲率为18/30m以下的水平井，使用φ89型水平井射孔器是安全的。
(2）φ102型水平井射孔器在试验时能够安全的达到18/30m，但是由于φ102型水平井射孔器外径与51/2″套管内径相差不大，只有22.3mm（注:124.3-102=22.3mm）,同时由于射孔后枪体存有2mm的毛刺,使间隙进一步减小,只有18.3mm。为了施工安全,建议φ102型水平井射孔器在造斜曲率小于80/30m的条件下使用。
3)水平井射孔枪相位、孔密、长度选择
φ89型水平井射孔器规格：
长度：2米－4米。
相位：180度、150度、120度、向上垂直、向下垂直、向上四相位、向下
四相位、全相位。
孔密：20孔/m、16孔/m、13孔/m等。
不论那种排列的射孔方式，射孔后51/2″套管的强度都有一定程度的下降；但4相位排列比向下定向排列方式射孔后套管承受挤压能力要强；孔密越大，套管破坏可能性越大；射孔孔径越大，套管越易发生破坏,但是起决定性作用的是射孔弹的排列方式。除此以外还应根据油藏特点，选择合理的射孔穿深、孔密、孔眼的几何分布，减轻和避免射孔的压实损伤和污染。
对于采用高孔密进行施工时，选用规格在3米以下的射孔枪，一般4米射孔枪在装满弹后，弹架承重易弯曲，从而使轴承不能正常旋转，影响射孔质量。
4)射孔枪起爆方式
TCP射孔点火起爆方式常见的有机械撞击式、液压式。水平井射孔时，起爆器处于水平井段，只能采用液压起爆的方式。为了保证水平井射孔起爆的可靠性，每组射孔枪安装两套液压起爆装置同时起爆，即射孔枪的双向起爆。
为了最大限度的保护油层，对于地层胶结好，不出砂地层的水平井，采用负压射孔技术，在射孔的瞬间返排，清洗射孔孔眼。进行负压射孔采用延时点火装置和液压开孔装置，可以对水平井实现负压射孔，有效的保护油层。
5)射孔深度校正
射孔枪的定位校深可采用随钻测量或湿接旁通测量等测井方法来实现；可通过全井筒作业管柱地面丈量与测井实探井底深度对比，校正射孔枪顶、底孔位置；也可通过磁定位电测直井段或造斜段套管定位短节深度与地面丈量油管长度相结合的方法来实现以及CCL两次校深方法（先通过磁定位电测套管短节，在目的深度的电缆上扎明记号，之后用明记号确定油管﹑钻杆的方法）或一次校深方法（使用GR+CCL组合测井仪，通过对地层GR曲线和入井管柱接箍深度测量的方法）完成校深定位施工。在这其中CCL两次校深方法和GR+CCL一次校深方法因其测量数据准确，成为首选。
目前国内、外在水平井射孔上基本采用以上技术，所不同的是射孔器材有所差异，其性能指标如下：
四川射孔枪
主要规格型号及技术参数
序 号 型号规格 射孔枪外径（mm） 最高工作压力（MPa）
1 SQH89 89 90
2 SQH96 96 105
3 SQH102 102 105
4 SQH127 127 90
(1)射孔孔密：10孔／米、16孔／米、20孔／米
(2)布孔方式：水平180。两相位、水平向下夹角150。两相位、
水平垂直向下或向上单相位、水平向上四排布孔、水平向下四排布孔。可根据用户需要设计孔密及布孔方式。
(3)定向方式：内旋转配重定向。
(4)定向率：＞95℅。定向精度：正负五度。
(5)枪体抗弯能力：30。／30米。
华北井下射孔枪
主要规格型号及技术参数
序 号 型号规格 射孔枪外径（mm） 最高工作压力（MPa）
1 YD-73C 73 90
2 YD-89C 89 90
3 YD-102C 102 105
(1)射孔孔密：10孔／米、16孔／米、20孔／米
(2)布孔方式：水平180。两相位、水平向下夹角150。两相位、
水平垂直向下或向上单相位、水平向上四相位、水平向下四相位。可根据用户需要设计孔密及布孔方式。
(3)定向方式：轴承式定向（内定向）。
(4)定向率：＞94℅。定向精度：正负六度。
(5)枪体抗弯能力：30。／30米。
大庆射孔枪
主要规格型号及技术参数
序 号 型号规格 射孔枪外径（mm） 最高工作压力（MPa）
1 YD-73B 73 90
2 YD-89B 89 90
3 YD-102B 102 105
4 YD- 127B 127 90
(1)射孔孔密：10孔／米、16孔／米、20孔／米
(2)布孔方式：水平180。两相位、水平向下夹角150。两相位、
水平向上四相位、水平向下四相位。可根据用户需要设计孔密及布孔方式。
(3)定向方式：轴承式定向（内定向）。
(4)定向率：＞95℅。定向精度：正负五度。
(5)枪体抗弯能力：30。／30米。
2、水平井测试、射孔联作技术
1）水平井测试、射孔联作技术及现状
根据水平井的特点，采用管柱操作式测试工具，由于井的斜度大测试管柱与井壁的摩阻大，开关井操作很难控制，及易造成开关井失败，甚至提松封隔器造成测试失败。所以在水平井测试一般选用环空压力控制式测试工具。这种工具在开关井操作时，不需要活动测试管柱，开关井操作简单，整套工具是全通径工具，在作业过程中可下入各种钢丝或电缆工具，工具通径较大（5″：ID 2.25″，37/8″：ID 1.8″），可以通过工具进行酸化或小型压裂等措施作业，对于高产井的测试特别有利，有效的利用了时间。
目前在水平井测试方面国内、外基本都是将封隔器坐在直井段或造斜段对水平段进行测试（大斜度井测试），测试工具基本采用压控式测试工具。哈里泊顿水平井测试采用APR工具，封隔器采用RTTS封隔器，大港油田也是采用这种方法。贝壳公司水平井测试采用EA封隔器。目前在水平井测试方面哈里泊顿尚无较先进的工具及封隔器。
在水平井测试时主要解决封隔器的坐封问题（坐封方式），通过多方咨询、调研适合水平井测试的封隔器如下
水平井、斜井测试用的封隔器基本为： EA封隔器、RTTS封隔器、JS-2A封隔器（仿EA、操作更方便一些）。
JS-2A封隔器：与JS-2结构基本相同，不同之处在于中心管上下扣型不同，JS-2A为短齿梯形，强度增加，密封长度增加，密封效果要好一些，提高对封隔器上下工具的抗拉能力，方便解卡。将JS-2更换中心管、上下接头等零件可变成JS-2A型。
APR测试射孔联作管柱
二、测试公司水平井测试设备、工具及技术
测试公司目前有各种压控工具（APR、STV）10套，EA封隔器、RTTS封隔器、JS-2A封隔器、RS封隔器多套及EXPRO三相分离器（参数）。同时近两年通过在管理局立项的《选择测试工具》项目，自行研制开发出了STV（选择测试工具）。选择测试阀的主要特点是开井过程中不再需要保持环空压力，对密封条件较差和冬季施工的井测试特别有利。2006年在冀东油田、华北油田、吉林油田施工80多井次，施工成功率98%，用新工艺占领市场，拓展市场。以上设备及工具可满足水平井测试的需求。在水平井射孔、测试-射孔联作方面，公司已多次派人在国内知名的水平井射孔器研究、生产厂家进行了技术培训，公司目前已全面的掌握了该技术。
测试公司目前有40个队伍取得了集团公司石油工程技术服务资质。其中地层测试队22个，地面计量队7个，射孔队5个，试井队3个，试油、小修队2个，测井队1个，取得甲级队资质的14个，乙级队资质26个 。这些队伍能够在海上、陆地、沙漠等各种复杂环境条件下进行高质量的井筒综合技术服务，创造并保持着测试服务行业的多项国内外记录，在国内树立了“华北测试”的优良品牌。目前已经使用不同工艺完成各类测试10000多个井层，测试总层数位居国内第一。
三、 水平井测试的实例
实例1、京11平3
1、井的概况
京11平3井位于河北省廊坊市永清县别古庄乡半截村东北方，是冀中坳陷廊固凹陷河西务构造带京11断块上的一口开发井。该井沙四段35＃、36＃和37＃号层，对应筛管井段1638.18-1778.74m，3层总长度140.56m（水平井），电测解释分别为油层和差油层。于2007年6月16日-6月20日对上述井段采用APR完井常规测试工艺，二开二关三开抽汲工作制度（下入存储式电子压力计）进行了测试，测试目的是为了求取地层的液性、产能及压力等资料。
（1）测试施工记录及管柱数据
测试日期：2007年6月16日 至2007年6月20日 (表2-1)
测 试 地 面 记 录 测 试 管 柱
测试阶段 时 间 地面显示描述 序号 名 称 规格(mm) 内径(mm) 下深(m)
6月16日 1 油管 73 62 1272.13
坐封 21：10 正转3周，加压90kN 2 反循环 108 1272.49
初开井 21：46 环空打压12MPa， 3 压力计托筒 98 1294.37
泡泡头气泡显示一 4 RDS阀 98 1295.97
般 5 N阀 98 1302.05
初关井 22：26 环空泄压为零 6 裸眼旁通 98 1304.25
6月17日 7 RTTS封隔器 151 1304.87
二次开井 1：26 环空打压10MPa， 8 油管 73 62 1324.44
泡泡头气泡显示由 9 电子压力计托筒 98 1326.54
一般至微弱 10 压力计 73 1327.84
二次关井 2：50 环空泄压为零 11 压力计 73 1329.34
6月18日 12
三次开井 9：34 环空打压10MPa，抽汲 13
6月20日 14
解封 18：30 上提悬重110kN 15
16
17
18
19
20
测试小队：华北测试21队 配合单位：华北井下试油6队
2、井下取样数据 (表2-2)
放样压力
( MPa) 油
(ml) 气
(m3) 水
(ml) 泥 浆
(ml) 油水比
(m3/m3) 油气比
(m3/m3) 氯 根
(mg/l)
未下取样器
（2）实测压力曲线
压力计型号：DDI90041 压力计下深：1326.54 m
实测压力历史图
2、工艺评价
本次采用APR完井常规测试工艺，二开二关三开抽汲工作制度。封隔器卡点位于1304.87m。随工具入井三支机械压力计和两支电子压力计，录取的压力计曲线形态显示管柱不漏，封隔器坐封严密，测试工艺成功。
3、液性及产能分析
本次测试总有效测试时间2143min（不包括三开抽汲时间），其中开井时间123min，关井时间2020min。2007年6月18日11：00-20日16：00进行三开抽汲作业，共出油2.70 m3，水6.67 m3（含乳化水0.97 m3），管柱回收油0.28 m3，扣除加垫液1.25 m3，本次测试地层共产油2.98 m3，水5.42 m3。
抽汲出口取得油样经室内化验分析结果如下：20℃相对密度0.8432，50℃原油粘度13.26mPa.s，含硫量0.10%，含蜡量24.25%，胶质+沥青质含量7.18%，为低硫高含蜡低胶原油。
据6月20日8：00-16：00抽汲数据折产：班抽8次，抽深1230m，动液面1150m，产油0.49 m3，产乳化水0.32 m3，折日产油1.47 m3，日产水0.96 m3。由于在本次测试之前曾进行过酸化作业，根据各方意见，认为测试所产水量很可能为剩酸或剩酸与地层的化学反应物。从压力历史图中可以看出，抽汲共进行了两天多，抽汲线均匀，生产压差稳定。二次开井流压数据折产：日产油23.22 m3，对应平均流压7.15MPa，生产压差5.40MPa。
本层测试结论暂定油层。
4、储层综合评价
4.1地层压力分析
以二次关井压力数据得外推地层压力12.55MPa，对应测点深度1326.54m，测点垂深1293.12m，折算地层压力系数0.99，属正常压力系统。
4.2储层分析
从精密电子压力计录取的数据及机械压力计卡片曲线形态中可以看出，第一次开井及第二次开井流压曲线均有一定的上升幅度，但后者的上升幅度明显低于前者。第一次关井及第二次关井恢复速度均较慢，但后者恢复速度亦明显缓于前者，地面显示第一次开井泡泡头显示一般，第二次开井泡泡头显示一般至微弱，再结合排液情况分析，抽汲过程压力曲线比较靠近零压力基线，生产压差较大，停抽期间流压上升缓慢，抽汲产量较低，直观表明储层导流、导压能力均差。
对第二次关井数据进行现代试井分析，绘制的双对数图中显示：地层在经过了早期的井筒储集阶段后，又进入了短暂的垂向流动段，随后导数曲线表现为1/2斜率线性流动段，之后导数曲线加速上翘，反映储层物性变差。采用井筒存储(表皮)+水平井+径向复合模型，求得数据如下：地层有效渗透率是5.42×10-3μm2，表皮系数为-1.77，参数显示：储层渗透性低，井筒周围地层没有污染。
实例2、京11平4
（一）、测试井的基本数据
1、井的概况
油田或构造: 冀中坳陷廊固凹陷河西务构造带京11断块
地 理 位置: 河北省永清县别古庄乡半截河村
井 别: 开发井 测试类型: 完井常规 座封类型: 套管
地 质 层位: 沙四段
人 工 井底: 1787.64 m
平均孔隙度: 33.38 %
产 层 长度: 69.60（水平段） m
2、井身结构 (表1-1)
套管程序 外径(mm) 壁厚(mm) 下入深度(m) 备 注
表层套管 339.70 394.35
技术套管 177.80 9.19 1607.09
尾管 114.30 6.88 1250.82-1799.01
短套管位置(m) (1) 1410.04-1412.08 (2) 1642.24-1644.28 喇叭口位置(m) 1250.82
3、测试层数据 (表1-2)
层 位 层号 解 释 井 段
(m) 筛 管 井 段
(m) 厚度
(m) 声波时差
(μs/m) 岩性 油 气
显 示 电测解释
Es4 18 1670.40-1740.00 1670.40-1740.00 69.60 373.60 含油水层
4、测试目的及要求
目的：测取地层压力和了解储层液性及产能。
要求：(1)采用APR完井常规测试工艺，一开一关工作制度。要求下入存储式电子压力计和JJ-1直读式电
子压力计。
(2)建议测试控制压差10MPa。坐封位置在1200m左右。
(3)按石油天然气行业标准SY/T 6337-2006《油气井地层测试资料录取规范》执行，取全取准各项
现场资料。
(4)做好安全防喷、防火、防毒准备工作，注意人身安全。
(二)、测试录取资料数据
1、测试施工记录及管柱数据
测试日期：2007年8月7日 至2007年8月10日 (表2-1)
测 试 地 面 记 录 测 试 管 柱
测试阶段 时 间 地面显示描述 序号 名 称 规格(mm) 内径(mm) 下深(m)
8月7日 1 油管 73 62 1186.23
下钻 7：00 开始下工具 2 变扣 73 1187.02
坐封 14：45 正转2圈，加压88kN 3 RD阀 127 1188.11
坐封 4 RDS阀 127 1189.85
一次开井 16：18 环空打压10MPa开 5 变扣 127 1191.04
井，气泡弱 6 JJ-1载体 141 1194.18
一次关井 16：58 环空放压至0MPa关井 7 N阀 127 1198.96
8月9日 8 P-T封隔器 151 1199.93
解封 17：25 上提200kN解封 9 变扣 73 1200.95
8月10日 10 油管 73 62 1708.19
起钻 0：30 起出全部测试工具 11 电子压力计托筒 73 1709.50
测试小队：华北测试19队 配合单位：华北井下试油9队
2、实测压力历史曲线
压力计型号：DDI169 压力计下深：1709.50 m
实测压力历史图
（三）、结论与建议
1、工艺评价
于2007年8月7日-8月10日对该井进行了测试，测试目的是为了求取地层的液性、产能及压力等资料。本次采用APR完井常规测试工艺，一开一关工作制度。下入地面直读系统，测试管柱本体、直读压力计和封隔器位于直井段，储存式电子压力计位于测试井段。封隔器卡点位于1199.93m。随工具入井的电子压力计曲线形态显示管柱不漏，封隔器坐封严密，测试工艺成功。
2、液性及产能分析
本次测试总有效测试时间2944min，其中开井时间40min，关井时间2904min。管柱纯回收水0.25m3，未见油，这是由于测试阀以下至测试层有较长一段井筒容积，所回收水量为此段井筒中的地面水。
本次测试之前曾进行过抽汲作业，并在抽汲出口取得油样经室内化验分析结果如下：20℃相对密度0.8531，50℃原油粘度8.41mPa.s，含硫量0.11%，含蜡量20.90%，胶质+沥青质含量8.39%，为低硫高含蜡原油，原油物性相对较好。
据8月2日16：00-8月3日16：00抽汲数据定产：日抽12次，抽深1360m，动液面1250m，日产油1.81m3。另外按一次开井流压数据折产：日产油11.96m3，对应平均流压4.63MPa，生产压差4.67MPa。
根据测试前抽汲排液情况分析，本层测试结论为油层。
3、储层综合评价
3.1地层压力分析
一次关井霍纳曲线外推压力9.30MPa作为目前地层压力，测点深度1709.50m，测点垂深1437.08m，折算地层压力系数0.66。
3.2储层分析
从压力历史图中看，开井流压有一定的上升幅度，关井压力在拐点过后有轻微波动现象，但整体依然呈上升趋势。开井后气泡显示弱，再结合测试前抽汲排液情况分析，抽汲动液面低，生产压差大而产量较低，直观表明储层导流导压能力均差。
对关井数据进行现代试井分析，绘制的双对数图中显示：早期井筒储集阶段呈单位斜率上升，导数峰值明显，在曲线的最低凹处出现了短暂的垂向流动段，随后导数曲线快速上翘。采用井筒存储(表皮)+水平井+径向复合模型，求得数据如下：地层有效渗透率是4.23×10-3μm2，表皮系数为1.00，参数显示：储层渗透率低，井筒周围地层受轻度污染。
四、水平井测试管柱改进
1、研发带滚轮扶正器，减少测试阀球阀外筒受力及起下管柱的阻力，确保测试阀正常开、关。
2、优化、研制更好的适合水平井测试的封隔器，确保封隔器密封性能良好，提高水平井测试成功率。
3、研制水平井测试的导向工具，确保管柱正常起下。
4、水平井测试管柱受力分析
1)测试管柱受力分析与研究
2)测试管柱在造斜点到水平井段摩阻及受力分析与研究
通过研究配套，确保水平井测试管柱在造斜点及水平井段的正常起下。分析、研究水平井测试管柱在不同工况下的受力，确保水平井测试管柱施工期间处于安全状态，确保水平井测试管柱不发生卡、断裂。形成一套能够满足各种水平井测试的测试工艺技术，为油田获得动态条件下可靠的地层参数。
5、水平井测试-射孔联作技术研究
研制横向、纵向减震器，确保水平井测试-射孔联作时整个管柱和压力计等工具的安全性及封隔器的密封性。
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