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摘要：本文简要叙述了目前在蒙古国宗巴音地区浅井MFE测试的概况，分析了目前常用射孔测试联作管串中在蒙古国宗巴音地区不同井况中存在的问题，重点分析了在蒙古国宗巴音地区浅井测试中出现的各种问题，并提出了尝试性的解决方案。
关键词：地层测试 MFE测试 宗巴音地区浅井
1 蒙古国宗巴音地区测试井概况
2008年6月，在蒙古国宗巴音地区参与了4口探井的测试作业任务，4口井均为常规完井测试。
（1）6月7日至6月11日，对万利特1井进行测试，该井构造位置为万利特凹陷地层及白垩系地层，本次测试目的为了解测试层产能液性和压力资料。该井测试现场进行了二开一关操作，取得了二开一关压力曲线，地层压力为17.53MPa，压力系数为1.02，测试层为正常压力系统。测井解释孔隙度为（7.358-13.466）%，测试解释有效渗透率为0.03×10-3um2，为低孔特低渗透储层。
（2）6月11日至6月15日，对查27-4井进行常规测试，测试流动资料为，一开213min，压力由1.70MPa上升至10.82MPa，二次流动1440min，压力由11.87MPa上升至12.86MPa，在回压8.49MPa下折算日产油量21.1t，千米井深日产油量为15.1t/d.km。地层压力为12.60MPa，压力系数为0.92，测试层为正常压力系统；地层温度为61℃，地温梯度为3.52℃/100m，折算至油层中部温度为62℃，为高温异常温度系统。
（3）6月15日至6月19日，对查1-10井下宗巴音组油层进行完井测试，该井构造位置为鄂尔多斯盆地蒙古国宗巴音地区斜坡南部。录井显示为油浸粉砂岩。测试层为正常压力系统；地层温度为58℃，地温梯度为3.40℃/100m，折算至油层中部温度为59℃，为高温异常温度系统。有效渗透率为1.69×10-3um2，储层为低渗透层一开273min，压力由0.80MPa上升至4.14MPa，二次流动1406min，压力由4.50MPa上升至10.82MPa，在回压7.91MPa下折算日产油量3.20t，千米井深日产油量为2.35t/d.km。为低产层。
（4）6月20日至6月23日，对万嘉1井油层进行测试，该井录井显示为灰色油斑粉砂岩、棕褐色油浸粉砂岩，电测渗透率变化范围从5.9×10-3um2-40.1×10-3um2，测井解释孔隙度为（7.358-13.466）%，测试解释有效渗透率为0.03×10-3um2，为低孔特低渗透储层。
这4口井井深均不超过2000 m，井深较浅，均属于浅井测试。
2 MFE浅井测试难点
（1）井浅，管柱长度短，对井下测试工具加压难。
（2）液柱压力小、钻具轻，打开测试阀所需要时间较长，造成开井困难。
（3）井浅，管柱刚性强，方余少，自由点出现判断难。
（4）锁紧力不足，加压吨位少，封隔器易失封。
（5）方余少，允许提升高度短，关井操作易判断失误。
2.1 蒙古国宗巴音地区浅井测试实例
2010年11月13日至11月16日，对宗巴音区查30井进行测试，该井为一口预探井，目的层为长6下段油层，设计井深为1800m，完钻井深为1644m。
该井测试方式为常规测试，选用MFE测试工具，P-T封隔器，工作制度选择为两开两关。该井要求封隔器中胶坐封位置要求为810.00m左右，实际位置为807.59m。
11月16日进行二次关井操作后，起出测试管柱，取得测试资料（如图1）发现一次关井恢复曲线类似封隔器提松曲线，后经地质所分析认为一次关井恢复曲线呈明显的反“厂”字形态，说明储层污染较重，并非提松封隔器造成的。但综合各种现场情形，开关井操作难度极大，极易失封。
2.2 存在问题分析
（1）该井坐封位置在807.59m，加液垫：302.25m，测试加压悬重小，理论计算悬重为：7.88t。
（2）由于工具上加压吨位较低，造成工具开井困难，延时时间较长。
（3）由于井浅、封隔器上加压吨位小、锁紧力小，关井上提管柱操作时“自由点”不好判断，容易造成关井操作失误。
（4）由于井浅、封隔器上加压吨位小，锁紧接头产生的锁紧力小，容易造成关井时提松封隔器，从而影响关井恢复曲线。
（5）现在修井机的指重表的准确性和灵活性不足，司钻的操作水平，对测试开关井操作的制约很大。
总结得出，出现易提松封隔器的主要原因在于该井井深过浅，存在易失封的风险。
3 浅井测试问题解决方案
（1）加钻压，在条件许可的条件下，使用壁厚、尺寸大的油管或钻杆。
（2）对延时机构液压油进行稀释，减少延时时间。
（3）选择锁紧面积大的锁紧接头，提高锁紧力。
（4）更换封隔器胶筒，将胶筒换为邵氏硬度较低型号，加大低加载吨位下胶筒的膨胀度。
（5）使用灵活的指重表，选择有较强工作经验的司钻。
4 改进后现场应用情况
11月16日至11月22日，对纵横3井进行联作测试，该井为评价井，目的层为长6油层，设计井深为1301.00米，完钻井深为1620.00米。
该井测试方式为射孔联作测试，选用MFE测试工具，P-T封隔器，工作制度选择为二开一关。该井要求封隔器中胶坐封位置要求为895m左右，实际位置为894.37m（如图5-1）。
4.1 测试风险分析
（1）该井坐封位置在895m，加液垫：150m，测试加压悬重小，理论计算悬重为：5.21t。
（2）由于加压悬重不足，容易造成封隔器密封不严，开关井时延时时间较长。
（3）由于井浅、封隔器上加压吨位小，锁紧接头产生的锁紧力小，容易造成关井时提松封隔器，从而影响关井恢复曲线。
（4）由于井浅、封隔器上加压吨位小、锁紧力小，关井上提管柱操作时“自由点”不好判断，容易造成关井操作失误。
（5）由于加压悬重不足，在射孔打压时对封隔器的密封性也会产生影响。
4.2 改进措施
（1）针对工具开井延时时间较长，综合以往浅井测试经验，对延时机构液压油进行了改良，使用适量的柴油进行了稀释，降低其粘稠度，从而减少延时时间。
（2）更换锁紧面积大的液压锁紧接头，增加锁紧力。
（3）针对加压吨位低，封隔器易密封不严的情况，更换封隔器胶筒，由常规的组合90-70-90更换为70-70-70，通过选用低邵氏硬度胶筒，来改善低加压吨位下胶筒的膨胀度。
（4）针对自由点不易判断，司钻易提过情况，与司钻加强沟通，并精确计算方余，在井口做允许提升高度记号，便于开关井操作人员和司钻判断，并安排专人负责看井口，给予操作人员必要的提示。
（5）改用3″油管代替27/8"加厚油管，增加加压吨位。
4.3 实施效果
11月16日至11月22日进行二次开井操作，操作正常，井口环空液面无异常，起出测试管柱，取得测试资料（如图2），取全取准了全部测试资料，资料一切正常，该井测试成功。
5 结 论
（1）每种测试工具都有着其使用的局限性，应根据不同的工具性能和不同的井况来选择合适的测试工具。
（2）相同的测试工具在不同的测试管串组合中也会有着不同作用。
（3）在浅井测试中，通过对MFE测试管串的改进，提升了测试管串的性能，从而使测试能够更有保障性的获得成功。
参考文献
【1】张会师，周建权，王宏伟. 浅议鄂北二联作测试工艺.油气井测试，2005
作者简介：齐一巡，女，1971年8月出生，工程师，从事油田勘探开发技术工作。
关键词：地层测试 MFE测试 宗巴音地区浅井
1 蒙古国宗巴音地区测试井概况
2008年6月，在蒙古国宗巴音地区参与了4口探井的测试作业任务，4口井均为常规完井测试。
（1）6月7日至6月11日，对万利特1井进行测试，该井构造位置为万利特凹陷地层及白垩系地层，本次测试目的为了解测试层产能液性和压力资料。该井测试现场进行了二开一关操作，取得了二开一关压力曲线，地层压力为17.53MPa，压力系数为1.02，测试层为正常压力系统。测井解释孔隙度为（7.358-13.466）%，测试解释有效渗透率为0.03×10-3um2，为低孔特低渗透储层。
（2）6月11日至6月15日，对查27-4井进行常规测试，测试流动资料为，一开213min，压力由1.70MPa上升至10.82MPa，二次流动1440min，压力由11.87MPa上升至12.86MPa，在回压8.49MPa下折算日产油量21.1t，千米井深日产油量为15.1t/d.km。地层压力为12.60MPa，压力系数为0.92，测试层为正常压力系统；地层温度为61℃，地温梯度为3.52℃/100m，折算至油层中部温度为62℃，为高温异常温度系统。
（3）6月15日至6月19日，对查1-10井下宗巴音组油层进行完井测试，该井构造位置为鄂尔多斯盆地蒙古国宗巴音地区斜坡南部。录井显示为油浸粉砂岩。测试层为正常压力系统；地层温度为58℃，地温梯度为3.40℃/100m，折算至油层中部温度为59℃，为高温异常温度系统。有效渗透率为1.69×10-3um2，储层为低渗透层一开273min，压力由0.80MPa上升至4.14MPa，二次流动1406min，压力由4.50MPa上升至10.82MPa，在回压7.91MPa下折算日产油量3.20t，千米井深日产油量为2.35t/d.km。为低产层。
（4）6月20日至6月23日，对万嘉1井油层进行测试，该井录井显示为灰色油斑粉砂岩、棕褐色油浸粉砂岩，电测渗透率变化范围从5.9×10-3um2-40.1×10-3um2，测井解释孔隙度为（7.358-13.466）%，测试解释有效渗透率为0.03×10-3um2，为低孔特低渗透储层。
这4口井井深均不超过2000 m，井深较浅，均属于浅井测试。
2 MFE浅井测试难点
（1）井浅，管柱长度短，对井下测试工具加压难。
（2）液柱压力小、钻具轻，打开测试阀所需要时间较长，造成开井困难。
（3）井浅，管柱刚性强，方余少，自由点出现判断难。
（4）锁紧力不足，加压吨位少，封隔器易失封。
（5）方余少，允许提升高度短，关井操作易判断失误。
2.1 蒙古国宗巴音地区浅井测试实例
2010年11月13日至11月16日，对宗巴音区查30井进行测试，该井为一口预探井，目的层为长6下段油层，设计井深为1800m，完钻井深为1644m。
该井测试方式为常规测试，选用MFE测试工具，P-T封隔器，工作制度选择为两开两关。该井要求封隔器中胶坐封位置要求为810.00m左右，实际位置为807.59m。
11月16日进行二次关井操作后，起出测试管柱，取得测试资料（如图1）发现一次关井恢复曲线类似封隔器提松曲线，后经地质所分析认为一次关井恢复曲线呈明显的反“厂”字形态，说明储层污染较重，并非提松封隔器造成的。但综合各种现场情形，开关井操作难度极大，极易失封。
2.2 存在问题分析
（1）该井坐封位置在807.59m，加液垫：302.25m，测试加压悬重小，理论计算悬重为：7.88t。
（2）由于工具上加压吨位较低，造成工具开井困难，延时时间较长。
（3）由于井浅、封隔器上加压吨位小、锁紧力小，关井上提管柱操作时“自由点”不好判断，容易造成关井操作失误。
（4）由于井浅、封隔器上加压吨位小，锁紧接头产生的锁紧力小，容易造成关井时提松封隔器，从而影响关井恢复曲线。
（5）现在修井机的指重表的准确性和灵活性不足，司钻的操作水平，对测试开关井操作的制约很大。
总结得出，出现易提松封隔器的主要原因在于该井井深过浅，存在易失封的风险。
3 浅井测试问题解决方案
（1）加钻压，在条件许可的条件下，使用壁厚、尺寸大的油管或钻杆。
（2）对延时机构液压油进行稀释，减少延时时间。
（3）选择锁紧面积大的锁紧接头，提高锁紧力。
（4）更换封隔器胶筒，将胶筒换为邵氏硬度较低型号，加大低加载吨位下胶筒的膨胀度。
（5）使用灵活的指重表，选择有较强工作经验的司钻。
4 改进后现场应用情况
11月16日至11月22日，对纵横3井进行联作测试，该井为评价井，目的层为长6油层，设计井深为1301.00米，完钻井深为1620.00米。
该井测试方式为射孔联作测试，选用MFE测试工具，P-T封隔器，工作制度选择为二开一关。该井要求封隔器中胶坐封位置要求为895m左右，实际位置为894.37m（如图5-1）。
4.1 测试风险分析
（1）该井坐封位置在895m，加液垫：150m，测试加压悬重小，理论计算悬重为：5.21t。
（2）由于加压悬重不足，容易造成封隔器密封不严，开关井时延时时间较长。
（3）由于井浅、封隔器上加压吨位小，锁紧接头产生的锁紧力小，容易造成关井时提松封隔器，从而影响关井恢复曲线。
（4）由于井浅、封隔器上加压吨位小、锁紧力小，关井上提管柱操作时“自由点”不好判断，容易造成关井操作失误。
（5）由于加压悬重不足，在射孔打压时对封隔器的密封性也会产生影响。
4.2 改进措施
（1）针对工具开井延时时间较长，综合以往浅井测试经验，对延时机构液压油进行了改良，使用适量的柴油进行了稀释，降低其粘稠度，从而减少延时时间。
（2）更换锁紧面积大的液压锁紧接头，增加锁紧力。
（3）针对加压吨位低，封隔器易密封不严的情况，更换封隔器胶筒，由常规的组合90-70-90更换为70-70-70，通过选用低邵氏硬度胶筒，来改善低加压吨位下胶筒的膨胀度。
（4）针对自由点不易判断，司钻易提过情况，与司钻加强沟通，并精确计算方余，在井口做允许提升高度记号，便于开关井操作人员和司钻判断，并安排专人负责看井口，给予操作人员必要的提示。
（5）改用3″油管代替27/8"加厚油管，增加加压吨位。
4.3 实施效果
11月16日至11月22日进行二次开井操作，操作正常，井口环空液面无异常，起出测试管柱，取得测试资料（如图2），取全取准了全部测试资料，资料一切正常，该井测试成功。
5 结 论
（1）每种测试工具都有着其使用的局限性，应根据不同的工具性能和不同的井况来选择合适的测试工具。
（2）相同的测试工具在不同的测试管串组合中也会有着不同作用。
（3）在浅井测试中，通过对MFE测试管串的改进，提升了测试管串的性能，从而使测试能够更有保障性的获得成功。
参考文献
【1】张会师，周建权，王宏伟. 浅议鄂北二联作测试工艺.油气井测试，2005
作者简介：齐一巡，女，1971年8月出生，工程师，从事油田勘探开发技术工作。