目前國內外對高溫高壓井的概念沒有做出統一的解釋和規定,國際高溫高壓井協會、中國石油天然氣集團公司將高溫高壓井定義為:井口壓力大于70MPa(或井底壓力大于105MPa)、井底溫度高于150℃的井。油氣井地層壓力和溫度的準確性直接影響到油藏評價工程師對地層的評價結果的可靠性和對生產指導的正確性。存儲式電子壓力計測試技術已屬成熟技術,深井中應用這一技術,可充分發揮其高精度、高分辨率、長時效、連續可靠等優點。與常規井相比,高溫高壓井試油、完井作業難度大,井下工作環境復雜,資料錄取要求嚴格,給高溫電子壓力計的資料錄取工作帶來了很大的困難,對電子壓力計的性能指標提出了更高的要求[1]。

1　電子壓力計測試工藝

電子壓力計按下井方式不同可分成四種不同的作業工藝:壓力計托筒下井,鋼絲作業下井,電纜作業下井,永久式壓力計。目前我們常用壓力計托筒攜帶電子壓力計或是射流泵排液時泵芯攜帶電子壓力計下井。壓力計托筒下井測試工藝是在地面編好錄取數據程序,用計算機通過接口傳送給電子壓力計,接上壓力計工作高溫鋰電池,然后將壓力計裝到壓力計托筒上,與地層測試工具一起下到井下進行地層測試,然后同地層聯作測試管柱起出,將壓力計拆下,通過接口與計算機連接,回放所存儲的數據到計算機進行數據處理。在壓力計托筒工藝中,壓力計托筒一般處于封隔器之上測試閥之下,有時也為了更加真實地取得測試層的地層資料而將壓力計托筒下到封隔器之下。壓力計托筒有兩種不同的形式:內置式和外置式。

1.1　內置式

壓力計置于壓力計托筒內部空間,可以安裝兩支壓力計,壓力計托筒與地層測試工具串連下井。這種壓力計托筒的優點是:由于有外筒保護,壓力計不會受到井壁的碰撞,配備有防震裝置,防止壓力計在射孔和其它機械震動時損壞壓力計。缺點:只能測內壓不能測外壓,由于受內外徑限制,外筒壁不能做得太厚。

1.2　外置式

兩支壓力計置于托筒外槽內,托筒上部有卡環,將壓力計卡住,下部其中兩個位置有導壓孔,可測管柱內部壓力。壓力計上部接一般膠圈,起減震作用,這種壓力計托筒的優點是既可測管柱內壓力,又可測管柱外壓力,投棒和鋼絲作業對壓力計完全沒有影響。缺點是對壓力計保護不夠,壓力計容易受到井壁撞擊而損壞,減震性能與內置式相比要差些。壓力計托筒下井測試工藝的特點:施工工藝簡單,需要的相關設備少,因此工作可靠易行。缺點:靈活性差,錄取數據程序是在地面編好設定的,壓力計一旦下井無法改變,無法實時做出壓力導數曲線,關井時間長短要靠經驗判斷。

2　高溫高壓地層測試電子壓力計出現的問題

2.1　無法通訊

電子壓力計和回放軟件無法建立信息通道,壓力計存儲芯片內采集的數據無法通過正常渠道發送到電腦上進行資料處理。無法通訊通常造成兩種結果:一是存儲芯片損壞,數據破壞丟失;二是通訊渠道損壞,可以重新建立通訊渠道從而獲得芯片內的數據,但此數據多為不完全數據。

2.2　數據非點

電子壓力計的少數或部分采點完全失真,大幅度地偏離正常值,造成整個壓力計曲線變形。非點有兩種情況,一是少數非點,可以通過修改、刪除非點,獲得正常測試曲線;二是大量點,修改、刪除后測試曲線失真,不能準確解釋地層參數。

2.3　沒有采點或采點不全

有時為了生產需要,電子壓力計需要長時間處于地層高溫條件下,高溫條件很容易造成電子壓力計的轉換器、電路板、存儲系統的損壞,或者電池電量不足造成壓力計無法采集數據。

2.4　數據漂移

一般來說,電子壓力計在地層溫度下比在常溫條件下走得要慢。電子壓力計的時間誤差隨試油時間的延長而增大,高溫造成壓力計只能采集到部分有效數據,不能真實地體現地層參數[2]。

3　高溫高壓地層電子壓力計測試工藝影響因素

3.1　井筒因素

高壓油氣井測試作業對井筒條件有兩個方面的特殊要求:其一,套管應具備較高的氣密封能力和抗外擠強度。高壓油氣井為控制合理的測試壓差,一般都需要降低壓井液密度后再射孔-測試聯作試油,在頂替壓井液的過程中有可能發生氣層竄入井筒或套管在地層高壓作用下外擠變形;特別是在求產過程中若因封隔器或管柱漏失造成氣流竄入井筒,再經套管竄入淺表地層,其后果更為嚴重。其二,要求測試作業時的壓井液的熱穩定性、懸浮性及流動性能適應高溫深井長時間求產測試的要求,避免卡封隔器的事故[3]。