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[摘 要]用P-T封隔器、剪销封隔器进行跨隔测试时，测试压力曲线在初关井期间曾发生过前期或后期压力恢复上升速度异常现象，以往均解释为地层原因，经过对测试和监测压力曲线进行综合分析，并对跨隔测试管柱P-T封隔器进行井下受力分析及结合井筒条件，解释了产生异常压力曲线的原因。提出了避免异常压力曲线的相关工艺措施。
[关键词]P-T封隔器；异常压力恢复曲线；分析；原因；措施
中图分类号：TG652 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）02-0000-01
前言
封隔器系统在井下工作的条件-主要是压力和温度，往往随着井施工工艺的改变而改变，引起封隔器系统的受力和管柱长度发生变化，进而对封隔器的密封性产生影响。在进行跨隔测试时，曾发现测试压力在初关井期间快速上升，而后又正常恢复的现象。这种现象以往均简单的解释为地层原因，没有找到造成这种现象的非地层原因。本文通过封隔器管柱受力分析，并结合井筒条件，说明了井筒条件的改变是造成测试压力曲线形态异常的部分原因，并有针对性的提出了相应解决工艺措施。
1、井筒条件对测试初关井压力曲线形态的影响
1.1 测试管柱反加压对初关井压力曲线形态的影响
例1、第C2-1层：k1n40、38号层，井段923.6～909.4m，厚度3.8m。
本层射孔后采用MFE（Ⅱ）+抽汲，共进行了两开一关，见油花，实测地层压力、温度9.78MPa/40.0℃/927.36m，試油结论：干层。
由图1反映测试操作正常，监测曲线正常，测试压力曲线反映在关井1866min时压力恢复速度大于正常地层压力恢复速度。根据前面的分析，不可能是活塞效应引起，也不可能是地层原因。报表反映测试正常，经与施工单位技术员反复询问，技术员才说明在初关期间为保证封隔器密封、防止泄压，对测试管柱施加了反加压，由于反加压使测试管柱下移，从而使跨距内液体短时间内受到压缩，引起压力恢复速度大于正常地层压力恢复速度，这才搞清了测试压力曲线异常的真正原因。
1.2 油套环形空间灌入液体对初关井压力曲线形态的影响
例2、巴13井第C6-1层：n149、n248号层，井段1329.0～1316.4m，厚度5.8m。
本层射孔后采用MFE（Ⅱ）+抽汲，共进行了两开一关，试油结论：干层。
2005年11月14日15：20-18：00下MFE（Ⅱ）测试管柱， 18：19-18：43初开井24min，环空液面看不见。14日18：43-19日8：50初关井，累计关井6607min，其中15日13：00-14：00初关期间，为增加环空液柱压力保证封隔器密封、防止泄压，向油套环形空间灌入清水5.0m3至井口，环空液面稳定。8：50-22日9：06二开井4336min，二开期间抽汲8个周期，深度1290m，均无液。起出井内全部测试管柱及测试工具，回收水0.116m3。
图2所示测试压力曲线反映在初关井1123min时压力恢复速度大于正常地层压力恢复速度，由试油日报反映在初关井1097～1157min期间，施工单位向油套环形空间灌入清水5.0m3至井口，环空液面稳定。灌入清水时间与压力恢复异常时间恰好吻合，说明引起测试压力曲线异常的原因是向油套环形空间灌入清水，引起上封隔器下移压缩跨距空间所致。
1.3 井筒内死油对初关井压力曲线形态的影响
例3、巴（（1））井第C4-2层：t65、69号层，井段1826.8～1792.0m，厚度18.4m。
本井分别在1997年和1999年施工过两次，2004年7月31日—9月12日再次对本井第C4—2层和第C2-2层施工。由于施工间隔时间较长，井筒内有大量死油，套管内壁结有大量胶质及沥青质，在对第C4—2层施工时造成MFE（Ⅱ）测试管柱下入非常困难，使井筒内始终处于憋压状态。这样在测试管柱下入到预定测试层位时，势必在井筒内和测试层附近造成异常高压区，下部井筒压力大于静液柱压力引起监测压力在测试初期或整个测试期间处于下降状态（图11）；在初开井时间较短时，由于下入测试管柱期间有大量液体挤入地层，造成流压较高。同时，由于下入测试管柱期间有大量液体挤入地层，使井筒附近压力高于地层压力，造成初关井早期压力不是处于恢复状态而是处于下降状态（图3），严重的将造成测不到真实的地层压力。
2、影响测试层压力曲线异常的因素
综合以上分析，影响测试层压力曲线异常有以下因素：
一是封隔器本身胶筒的工作性能。封隔器胶筒及其它密封件的好坏同样影响封隔器的密封性，选用耐高温、高压性较好的封隔器胶筒及其它密封件，确保封隔器长期有效密封。
二是井筒的清洁状况。井筒内有大量死油，套管内壁结有大量胶质及沥青质，势必造成MFE（Ⅱ）测试管柱下入非常困难，使井筒内始终处于憋压状态，引起监测压力曲线异常及造成测试压力曲线异常。
三是环空静液柱压力。环空静液柱压力大（考虑剪销封隔器工作压差），活塞力的影响将减小，封隔器就越不易失封。
四是下部地层压力（或下部井筒压力）。
五是封隔器工况的改变。关井期间测试管柱反加压或往油套环形空间灌入液体。
3、建议采用工艺措施
测试压力曲线异常，意味着取不到真实的地层压力资料，因此，测试前就应该掌握井内各已试层的地层压力和井筒情况，在测试时就要采取一定措施，以便录取真实的压力资料。
在此，推荐几种可行的工艺措施：
1、用高密度压井液压井，使静液柱压力大于下部地层压力（或下部井筒压力）。但不能污染油层、同时要考虑封隔器工作压差；
2、改用机械式双向自锁封隔器；
3、可以在井底口袋允许的情况下加一部分尾管（盲接头紧接于P-T封隔器），或在剪销封隔器的上部下一部分钻挺（厚壁油管也可），以增大座封力，减小活塞力的影响。
4、尽可能缩短跨距油管长度及增大跨距油管横截面积，跨距油管采用厚壁油管。
5、在对待射孔层施工前必须按标准把井洗净，确保封隔器的工况较好。
6、若需对测试管柱反加压，要在关井的同时对测试管柱反加压，避免对压力恢复曲线产生影响，进而影响到对地层参数的解释。
参考文献
[1] 李海金、张柏年：封隔器理论基础与应用，石油工业出版社、1983.11.
[关键词]P-T封隔器；异常压力恢复曲线；分析；原因；措施
中图分类号：TG652 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）02-0000-01
前言
封隔器系统在井下工作的条件-主要是压力和温度，往往随着井施工工艺的改变而改变，引起封隔器系统的受力和管柱长度发生变化，进而对封隔器的密封性产生影响。在进行跨隔测试时，曾发现测试压力在初关井期间快速上升，而后又正常恢复的现象。这种现象以往均简单的解释为地层原因，没有找到造成这种现象的非地层原因。本文通过封隔器管柱受力分析，并结合井筒条件，说明了井筒条件的改变是造成测试压力曲线形态异常的部分原因，并有针对性的提出了相应解决工艺措施。
1、井筒条件对测试初关井压力曲线形态的影响
1.1 测试管柱反加压对初关井压力曲线形态的影响
例1、第C2-1层：k1n40、38号层，井段923.6～909.4m，厚度3.8m。
本层射孔后采用MFE（Ⅱ）+抽汲，共进行了两开一关，见油花，实测地层压力、温度9.78MPa/40.0℃/927.36m，試油结论：干层。
由图1反映测试操作正常，监测曲线正常，测试压力曲线反映在关井1866min时压力恢复速度大于正常地层压力恢复速度。根据前面的分析，不可能是活塞效应引起，也不可能是地层原因。报表反映测试正常，经与施工单位技术员反复询问，技术员才说明在初关期间为保证封隔器密封、防止泄压，对测试管柱施加了反加压，由于反加压使测试管柱下移，从而使跨距内液体短时间内受到压缩，引起压力恢复速度大于正常地层压力恢复速度，这才搞清了测试压力曲线异常的真正原因。
1.2 油套环形空间灌入液体对初关井压力曲线形态的影响
例2、巴13井第C6-1层：n149、n248号层，井段1329.0～1316.4m，厚度5.8m。
本层射孔后采用MFE（Ⅱ）+抽汲，共进行了两开一关，试油结论：干层。
2005年11月14日15：20-18：00下MFE（Ⅱ）测试管柱， 18：19-18：43初开井24min，环空液面看不见。14日18：43-19日8：50初关井，累计关井6607min，其中15日13：00-14：00初关期间，为增加环空液柱压力保证封隔器密封、防止泄压，向油套环形空间灌入清水5.0m3至井口，环空液面稳定。8：50-22日9：06二开井4336min，二开期间抽汲8个周期，深度1290m，均无液。起出井内全部测试管柱及测试工具，回收水0.116m3。
图2所示测试压力曲线反映在初关井1123min时压力恢复速度大于正常地层压力恢复速度，由试油日报反映在初关井1097～1157min期间，施工单位向油套环形空间灌入清水5.0m3至井口，环空液面稳定。灌入清水时间与压力恢复异常时间恰好吻合，说明引起测试压力曲线异常的原因是向油套环形空间灌入清水，引起上封隔器下移压缩跨距空间所致。
1.3 井筒内死油对初关井压力曲线形态的影响
例3、巴（（1））井第C4-2层：t65、69号层，井段1826.8～1792.0m，厚度18.4m。
本井分别在1997年和1999年施工过两次，2004年7月31日—9月12日再次对本井第C4—2层和第C2-2层施工。由于施工间隔时间较长，井筒内有大量死油，套管内壁结有大量胶质及沥青质，在对第C4—2层施工时造成MFE（Ⅱ）测试管柱下入非常困难，使井筒内始终处于憋压状态。这样在测试管柱下入到预定测试层位时，势必在井筒内和测试层附近造成异常高压区，下部井筒压力大于静液柱压力引起监测压力在测试初期或整个测试期间处于下降状态（图11）；在初开井时间较短时，由于下入测试管柱期间有大量液体挤入地层，造成流压较高。同时，由于下入测试管柱期间有大量液体挤入地层，使井筒附近压力高于地层压力，造成初关井早期压力不是处于恢复状态而是处于下降状态（图3），严重的将造成测不到真实的地层压力。
2、影响测试层压力曲线异常的因素
综合以上分析，影响测试层压力曲线异常有以下因素：
一是封隔器本身胶筒的工作性能。封隔器胶筒及其它密封件的好坏同样影响封隔器的密封性，选用耐高温、高压性较好的封隔器胶筒及其它密封件，确保封隔器长期有效密封。
二是井筒的清洁状况。井筒内有大量死油，套管内壁结有大量胶质及沥青质，势必造成MFE（Ⅱ）测试管柱下入非常困难，使井筒内始终处于憋压状态，引起监测压力曲线异常及造成测试压力曲线异常。
三是环空静液柱压力。环空静液柱压力大（考虑剪销封隔器工作压差），活塞力的影响将减小，封隔器就越不易失封。
四是下部地层压力（或下部井筒压力）。
五是封隔器工况的改变。关井期间测试管柱反加压或往油套环形空间灌入液体。
3、建议采用工艺措施
测试压力曲线异常，意味着取不到真实的地层压力资料，因此，测试前就应该掌握井内各已试层的地层压力和井筒情况，在测试时就要采取一定措施，以便录取真实的压力资料。
在此，推荐几种可行的工艺措施：
1、用高密度压井液压井，使静液柱压力大于下部地层压力（或下部井筒压力）。但不能污染油层、同时要考虑封隔器工作压差；
2、改用机械式双向自锁封隔器；
3、可以在井底口袋允许的情况下加一部分尾管（盲接头紧接于P-T封隔器），或在剪销封隔器的上部下一部分钻挺（厚壁油管也可），以增大座封力，减小活塞力的影响。
4、尽可能缩短跨距油管长度及增大跨距油管横截面积，跨距油管采用厚壁油管。
5、在对待射孔层施工前必须按标准把井洗净，确保封隔器的工况较好。
6、若需对测试管柱反加压，要在关井的同时对测试管柱反加压，避免对压力恢复曲线产生影响，进而影响到对地层参数的解释。
参考文献
[1] 李海金、张柏年：封隔器理论基础与应用，石油工业出版社、1983.11.