杨勇， 罗鸣， 魏安超， 韩成， 李祝军

（1.中海油服油田生产事业部湛江作业公司，广东湛江524057；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057；3.中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东湛江524057）

中国南海莺琼盆地是世界三大高温高压聚集地区之一，地层具有高温、高压、高含CO2气体、低渗的特点。前期高温高压探井测试作业一般将完钻时钻井液作为测试液，在井下经过长时间静置后，测试液性能恶化，加重材料沉降严重，测试过程中频繁出现插入密封插入困难、解封封隔器困难、射孔传压困难等难题[1-4]。经过多年的实践与摸索，在钻井液基础上引入抗高温聚合物降滤失剂Calovis，加入石灰提高碱度，合理控制测试液的MBT，优选超细重晶石作为加重材料，降低测试液返排压力，构建了一套抗高温高密度测试液技术。在莺琼盆地2口高温高压探井测试作业应用过程中，该体系最高使用温度达200 ℃，最高密度达2.33 g/cm3，CO2含量最高达23%，经过井下长达7 d的高温静置，测试液仍然保持较好的流变稳定性，未出现CO2污染导致的稠化现象，射孔压力及环空操作压力传递正常，具有显著的沉降稳定性，封隔器解封顺利，测试产量均超过预期产量，为海上类似高温高压井测试提供参考。

1 高温高密度测试液技术难题

1.1 高温致使测试液性能恶化

南海西部莺琼盆地地层地温梯度达到4.9 ℃/100 m，井深 4 000 m的井井底温度就接近200 ℃。高温容易导致有机高分子化合物测试液处理剂降解或者交联，高温也会导致黏土粒子水化膜减薄，产生高温聚结作用，测试液性能易恶化[5]，测试作业期间，在加压射孔及APR工具环空压力操作过程中，压力传递困难，易导致射孔失效或者无法开启关闭测试阀，导致测试失败。……