也门勘探区块油气井在测试过程中，封隔器解封以后，如果不能及时将封隔器下方口袋中大量聚集的油气充分循环带出，油气将会进入封隔器上部井筒内，可能造成井涌甚至发生井喷等严重事故。该地区储层主要为基底裂缝性油藏^[1]，井身多采用裸眼完井方式；在对气井整个长裸眼段进行测试时，其产层长度和跨度很大，会有更多的气体聚集在封隔器以下的裸眼井底，而且天然气上窜速度很快，增加了后续压井作业的难度，处理不当可能造成巨大的危险和损失。国内外的油气井测试大都是在套管固井后进行，封隔器可以尽可能靠近射孔井段，压井作业中可以针对性地将口袋内地层流体平推回地层，而不用担心其他地层发生漏失^{[2, 3]}。但是也门油气井在钻杆测试(drill stem testing，DST)中，基底油藏的裂缝性特征决定了产层的不确定性，在平推的过程中也容易将其他层段压裂和压漏，从而使压井作业陷入被动。针对上述问题，笔者在充分考虑测试工具特点的基础上，进一步优化平推法压井,并与反循环节流压井法有机地结合在一起，确保了整个压井作业更加安全有效。

也门71区块的多口探井都采用DST测试工艺，即在套管内坐封封隔器对底部的裸眼地层进行测试。同时，在测试过程中进行下连续油管、电缆、钢丝绳等伴行作业，除了获取油气压力、产量等参数外，还可以用连续油管进行地层酸化、利用生产测井确定产层、井下取样等，为深入了解基底地层油藏性质获取更多资料。

也门71区块较为典型的井身和测试管柱结构如图 1所示。由于要测试的基底地层裸眼段很长，测试期间会有大量气体聚集在封隔器以下，增加了测试结束时压井作业的难度，并给整个测试工作带来极大的安全隐患。

图 1 测试井身及管柱结构 Fig. 1 DST string and casing program

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针对也门71区块油气井测试作业面临的问题，为了确保施工安全有序进行，在压井作业中采取以下技术措施和步骤进行施工：

1) 关闭井下测试主阀，打开地面阀门完全释放管柱内气体，然后用泵车向管柱内注满清水或压井液。

2) 保持井下测试主阀关闭，打开上部循环阀，用准备好的压井液进行反循环洗井，将测试阀以上管柱内外循环至进出口压井液密度一致。

3) 关闭循环阀，打开井下测试主阀并锁定为开启状态，在井口向测试管柱泵入压井液，注满封隔器以下的口袋，然后对地层进行推挤，尽可能将口袋内的油气挤入地层^{[4, 5]}。为防止将地层压破，需要考虑地层的承压能力，根据钻井时地层漏失试验结果，也门几口井施工中均控制泵压小于14 MPa。在对基底裂缝性地层施工时，在压井之前准备足够的堵漏材料，如遇漏失及时泵入堵漏液进行堵漏作业，确保地层具备一定的承压能力。

4) 上提管柱并打开封隔器的旁通机构，然后关闭井口防喷器进行反循环，利用测试油嘴管汇进行节流控制，逐步将井底没有被挤入地层的油气和受污染的钻井液带出，直至进出口钻井液密度一致。其主要工艺特点为：a)在压井期间，确保环形空间内的压井液不受油气污染；b)循环出口依然在测试控制头、高压管汇和油嘴管汇的控制下，确保井控安全；c)紧急情况下，如泵车出现故障等，操作人员可以将测试管柱下放关闭旁通机构，继续有效控制井下油气从环形空间上窜，避免发生意外井控问题；d)正循环易发生刚开始循环时有大量气体进入环形空间内，导致套压不稳和对井下环空压力响应式测试工具造成影响，甚至可能发生将井下测试主阀关闭、无法建立循环的情况，反循环可以避免以上问题。

5) 当井口返出的钻井液密度基本与入口钻井液密度一致时，进一步上提测试管柱将封隔器充分解封，再采用正循环加大排量，将井筒内的钻井液调整均匀。

6) 进行溢流检查，合格后再起钻，并控制起钻速度，加强起钻过程中的溢流检查，直至全部测试工具出井口。

7) 最后，及时下入带钻头的钻具，进行循环和处理井下残存的油气，确保整个井筒安全。

测试管汇在测试前要严格进行试压，确保满足测试和循环压井的要求^[6]；要做好反循环出来的受污染压井液的脱气和回收工作，将反循环出来的含油气流体安全导入节流管汇下游，然后通过分离器将分离出的气体导到燃烧池燃烧掉，回收的压井液进入钻井液罐继续循环使用^[7]。常用的测试地面设备布置如图 2所示。

图 2 也门地区常用油气井测试地面设备布置 Fig. 2 Layout of well testing surface equipment in Yemen

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类似于正循环压井，井下的流体受油气侵入后密度降低，循环进入管柱后形成的静液柱压力不足以平衡地层压力，如果不加强回压控制，那么地层油气会进一步进入井底，造成压井失败。在反循环压井中使用节流管汇控制回压，既要有足够井底压力进行压井，又不能造成地层破裂^{[8, 9]}。该步骤的关键是控制环空泵压，既要有足够的泵压来克服环空沿程摩阻，泵压还不能过大，以免激活井下压力响应式测试工具。

由于环空中的压井液是未受到污染的钻井液，其性质和参数是稳定且可知的，只要计算出环空内的沿程摩阻，控制泵压在该摩阻之上就可以确定井下压力是否满足压井要求。环形空间的沿程阻力损失的计算分以下2个步骤^[10]。

1) 计算雷诺数，判定流体的状态：

其中

式中：Re为雷诺数；v-为环空内流体的平均速度，m/s；ν为流体运动黏度，m²/s；D_D为非圆管的相当直径，m；D₁为套管内径，m;D₂为测试管柱外径，m。

实际情况如图 3所示，套管外径为177.80 mm，内径为157.08 mm，壁厚为10.36 mm；测试管柱外径为88.9 mm，长度2 850.00 ｍ，钻井液黏度10 mPa·s，密度1.25 kg/L，循环排量10.6 L/s，计算整个环空沿程摩阻损失。

图 3 测试管柱截面示意 Fig. 3 Cross section sketch of testing string

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计算得到雷诺数Re＝6 825，判断流体为紊流状态，按照流体紊流状态计算沿程阻力系数：

2)计算获得流体在整个环空段的沿程压降为：

式中：λ为沿程阻力系数；ρ为流体密度，kg/L；L为管柱长度，m；Δp为沿程压降，Pa。

计算得到的整个环空段的沿程压降并不大，可以近似认为在反循环时，只要在地面有泵压，在保持钻井液密度不变的条件下，环空中的液柱压力是大于地层压力的，不会有地层流体进一步流入井筒。实际施工时控制地面泵压为2.76~5.51 MPa，可以确保井控安全；同时，不会激活井下DST测试工具，避免误操作关闭井下开关阀。

由于井眼底部为长裸眼，不能将带有套管封隔器的测试管柱下至井底进行循环，因此压井和反循环的时间会较长。压井和反循环的时间还取决于地层的吃入能力，如果地层吃入能力很差，在推挤口袋内流体时只有少量流体被推挤入地层，大量的气体则滞留在井筒中与压井液混合，只有依靠反循环时随压井液一起带出。随着口袋内压井液的逐步置换，受污染的较轻钻井液会逐步漂浮到套管鞋下并循环带出，这个过程较慢，导致反循环时间较长。

也门71区块4口探井进行了6井次的裸眼井段DST测试。这4口井所测试的裸眼段长度不一，产气量也不同，在施工中应用并逐步完善该压井技术后，均成功地解决了压井难题，且都在48 h内完成压井施工作业(见表 1)。尤其是在Henin-1ST井的裸眼口袋长度达到710.00 m、且地层在平推挤注时发生漏失的情况下，测试压井作业仅27 h就将井压稳，井内无外溢，无漏失，并安全顺利地起出测试管柱和DST测试工具。

Henin-1ST井是在原直井Henin-1井基础上设计施工的一口侧钻定向斜井,井身结构和测试管柱如图 4所示。

图 4 Henin-1ST井测试管柱及井身结构 Fig. 4 DST string and casing program of Well Henin-1ST

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该井在进行钻井液性能调整和刮φ177.8 mm尾管的过程中，先后发生井漏和井涌，最终井深3 300.00 m以深的漏层堵漏成功，并将钻井液密度从1.23 kg/L提高到1.27 kg/L进行压井。

该井具体的测试后压井过程如下：

1) 将测试阀上部管柱内外压井液循环均匀且性能一致。先用固井泵向测试管柱内泵注清水以平衡压力，共泵注12 m³；再向环空加压10.3 MPa打开IRDV循环阀，用固井泵反循环钻井液16 m³，以除净油管内的油气，返出物经过缓冲罐至点火头燃烧。再用钻井泵正循环127 m³密度为 1.35 kg/L的钻井液，将封隔器以上井筒内密度为1.27 kg/L的钻井液替为1.35 kg/L钻井液，泵排量16 L/s。

2) 将封隔器以下口袋内流体挤回地层^{[7, 8]}。控制环空压力关闭IRDV循环阀，打开IRDV测试阀，用固井泵通过测试管柱向地层挤入16.9 m³ 密度为1.27 kg/L的钻井液，将封隔器以下流体挤回地层，泵压7.6 MPa，排量17.2 L/s。停止挤注后，泵压迅速降为0，说明地层存在漏失。

3) 为处理地层漏失，先用固井泵挤注17 m³ 密度为1.38 kg/L的堵漏液(堵漏液中包含纤维、粗大理石颗粒、中等粒度的核桃壳、细核桃壳和中等粒度的云母片)，接着挤注密度为1.31 kg/L的钻井液8.3 m³，将5 m³堵漏液挤入漏失层，最高泵压10.3 MPa。停泵观察堵漏效果2 h，泵压从10.3 MPa缓慢下降，最后降为1.4 MPa，说明堵漏成功。

4) 打开封隔器旁通反循环。溢流观察3 h合格，拆除流动头上的压井管线，上提管柱3.66 m打开封隔器旁通。改用钻井泵反循环，控制泵压4.2 MPa，排量5.3~10.6 L/s，循环5.5 h，开始循环出来的钻井液密度为1.31 kg/L，总烃最高达85.19%，后将钻井液密度逐渐升高至1.35 kg/L，继续循环，总烃下降至13.00%。

5) 解封、正循环(不成功)和反循环。先拆除流动头上流动管线(软管)，再卸下流动头。上提管柱解封封隔器，解封过程顺利。连接顶驱，尝试用钻井泵正循环3次，均不通，其中曾上提、卸掉一根油管后尝试正循环，亦不通。估计是堵漏液中的核桃壳等大颗粒漂浮在封隔器密封胶筒下面，造成单向堵塞。上提管柱、卸掉3根油管后，用密度为1.35 kg/L的钻井液反循环5.25 h，排量10.6 L/s，直至钻井液进出口密度均为1.34 kg/L，总烃下降为0.34%，结束压井。

起刮管管柱到地面后，更换为φ88.9 mm的上防喷器闸板芯子，试压35 MPa，合格。测试结果表明，该井获得了很好的油气产量(见表 2)。

1) 结合平推顶入法和反循环节流压井法，通过循环逐步带出井底残存油气，并通过节流控制井底压力，可防止地层流体进一步进入井筒。

2) 测试井段为大段裸眼裂缝地层，在平推法压井作业中可能会发生漏失，压井前要准备好足够的堵漏液，一旦发生井漏能及时进行处理。

3) 井眼裸眼段较长，且地层很容易发生漏失，地层油气要上升到管柱底端后才能被循环带出，很难在短时间内将井压稳，导致压井和循环时间较长，施工中一定要控制好每一步的节奏和质量，否则有可能会造成重复作业甚至失控的事故发生。另外，封隔器胶筒和套管之间的间隙较小，整个循环过程中无法进行大排量循环，延长了循环压井的时间。

4) 由于封隔器只能坐封在裸眼段以上的套管内，正常循环只能逐渐将口袋内的油气带出；如果能够在测试管柱内将连续油管下入井底，可以将管柱和口袋内的油气以及污染的压井液完全带出，压井作业也更加安全和容易控制；但需要考虑费用和安装时间等因素。