摘要：对于超高压油气井,测试封隔器上下压差大,常规封隔器因简单的设计结构,在超高压极端工况下密封稳定性及坐解封能力不足,难以满足作业需求。该文介绍了一种CHAMP V超高压机械坐封封隔器,可承受15000 psi工作压差,最高耐温达204℃,且自带旁通,能广泛应用于酸化压裂、高含盐、高含硫和二氧化碳的气体环境中。通过在各种工况下对管柱进行受力分析,选择合适的密封材质、坐封压重及控制参数可保证封隔器的稳定密封性能,该封隔器在一超四高(超高压、高温、高产、高含硫、高含二氧化碳)的X-10气井的测试作业进行了5次应用,成功率100%,具有非常高的可靠性。为类似超高压气井及特殊工艺测试提供了借鉴,具有重要的参考价值。

摘要：文章对预先危险分析方法PHA(PreliminaryHazardAnalysis)作了简单介绍。重点介绍了PHA方法在钻杆测试DST(DrillStemTesting)管柱设计中的应用,提出了利用PHA方法从安全的角度对DST管柱进行修改的过程,指出它能有效地消除或减少DST测试过程中的事故隐患,是规范DST测试的重要措施之一。

摘要：本文建立一种新的钻杆测战解释模型,用它可以验证流量数据不足或质量不好的钻杆测试解释结果,因此可改善不能流到地面的钻杆测试解释。在陆上裸眼井钻杆测试最常见的就是这种情况,因测流量成本太高,这种情况又不宜采用流量测量装置。这种模型是针对钻杆测试大多数不能流到地面所能测得的压力和流量数据的质量情况而设计的,虽然在流动期流量数据可能不精确,但测得的压力通常是可靠的。因此钻杆测试模式化为:定压力的流动期和定流最的压力恢复期的相继交替,把模拟的结果与测得的压力和流体采出量分别进行比铰来验证解释结果。现场数据的应用表明这种模型可以改善不流到地面的钻杆测试解释.

摘要：本文讨论了南加利福尼亚海湾蒙特雷地层储集层中，在钻杆测试前，预测ＡＰＩ石油比重的经验。通过确定含有低比重、无生产能力石油（＜１４ＡＰＩ）的层段，以避免昂贵的钻井测试。在整个桑塔巴巴拉和桑塔玛丽亚海湾地区，证明此关系在精确预测范围在３°～３５°ＡＰＩ的石油比重上是非常成功的。主要资料包括硫的重量百分比和储层岩样化学抽提沥青的岩石评价热解数据。一般来说，在含有较高比重、可生产的石油储层中，沥青有机硫含量小于５ｗｔ．％，岩石评价沥青的民值大于４５０ｍｇＨＣ／ｇ沥青，岩石评价沥青Ｓ＿１／Ｓ＿２比值大于１．０。这些资料通常由储层岩石的岩石评价热解分析获得，岩石的Ｓ＿１／Ｓ＿２比值大于０．３，通常指示伴生油比重大于１４°ＡＰＩ，这种分析组合给出了在设计的钻杆测试层段内预测石油比重的综合方法。应用该方法，精确预测了南加利福尼亚海湾地区５０多个钻杆测试层段的石油比重。这项技术也被用来重新评价老井的ＡＰＩ石油比重，在这些井中，蒙特雷地层储层不是主要的勘探目标。此外，若石油比重的范围不是由于明显的生物降解作用的结果，而且可以获得足够的岩石和石油样品来建立适当的关系，则这项技术还有其它的应用。

摘要：钻杆测试是将测试管柱下入设计深度座封后,在并底实现几次开关井来完成的。前几年中原油田测试成功率不高的主要原因之一是由于油层压力高,且油层较深(据93年1—7月测试层统计:压力系数是1至1.2者为38.3%,1.2至1.78者为38.2%;油层深度3000m至5000m者为79.5%)。静水柱压力与地层压力的压差过大,关井恢复期间引起工具(取样器、锁紧接头、封隔器)密封部位不密封,或出现其它问题。特别是封隔器往往卡瓦牙被啃坏,使卡瓦不能有效地扒紧套管壁而可能产生微小上窜位移;或者封隔端面不密封;或封隔器胶皮出问题等。这些均可造成关井恢复曲线显示卸压而测试失败。

摘要：随着海洋油气田勘探程度的深入和区域的扩大,储层物性变化越来越大,对于测试程序提出了更高的要求,试井动态渗透率是制定测试程序的关键参数,其准确性关系到测试作业的质量和安全。目前测试设计的渗透率主要参考测井渗透率,存在一定的局限性,与实际数值相差较大。为了正确认识储层动态渗透率特性,使用多种方法对储层动态渗透率做了分析。建立电缆地层测试渗流数学模型,研究电缆地层测试渗流数学模型的求解方法,绘制电缆地层测试解释渗透率与钻杆测试(DST)解释动态渗透率关系图;根据不同储层早期测井和测试资料,建立测井渗透率与试井动态渗透率关系图版;利用电缆地层测试解释方法和测井解释方法预测试井动态渗透率对于测试井施工方案作出早期评价;利用声波无线遥测技术实时监测试井动态渗透率,实时了解测试全过程井下流动状态和压力探测距离,为地质和工程决策提供技术支持。