HN25井为渤海湾内某油田滩海公司重点一口预探井，第一试油层为东营组三段40、39、38层，井段2186.0-2180.6m；第二试油层为东营组三段36、34、33层，井段为2172.4-2165.6m。第三试油层为东营组三段25-20层，井段为2085.2-2076.7m。详见试油层位表。试油目的：取全取准储层液性、产能、压力、温度及地层参数等资料。
一、HN25井试油层位及解释基础数据表
二、试油作业过程问题
HN25第二层试油管串应用的是常用的射孔+STV测试+排液三联座试油技术，即管柱组合自下而上为：射孔枪+安全枪+起爆器+筛管接头+RTTS封隔器+RTTS安全接头+传压接头+RTTS循环阀+STV测试阀+球座+水利泵+托砂器+油管7月3日下入上述管串组合至预定层位的顶界后，负压15MPa进行射孔，射孔后泡泡头处显示微弱，环空打压至18MPa后泄压，一关井，下钢丝底带压力计测液面，测得液面深度：70.0m，折算地层出液：4.32m3，环空打压至18MPa后泄压，二开井，泡泡头气泡显示由微弱到无；环空打压至18MPa后泄压，二关井，憋开水力泵滑套，反洗井，洗出井底水4.32m3。接到甲方通知，起出联座管柱，发现传压接头处堆积大量的砂岩颗粒，地层出液中混合有固井水泥胶结颗粒下排液管柱排液，4-5日累计排液出液40.2m3，仍未见油气显示。初步怀疑第一、二层串通，后甲方决定对第一、二层进行验串，验证第一层二层是否为串通。
三、验串及其解决措施
通过下入验串管串组合：Φ89mm油管接箍+Φ73.0mm加厚油管1根+Φ150.0mmPT封隔器+Φ73.0mm提升短节+Φ73.0mm加厚油管3根+Φ73.0mm油管短节1根+Φ73.0mm加厚油管220根后，调整坐封封隔器于第二层顶界位置以上，环空打压5MPa，稳压10min压力不降，合格，证实封隔器胶筒密封性能与套管无间隙，吻合良好。
验串过程：
第一次验串： 环空打压，油管见返液；泵压6MPa，排量788L/min，泵入14.73m3，油管返出11.5m3
第二次验串：环空打压，油管见返液；泵压6MPa，排量788L/min，泵入14.84m3，油管返出14.3m3，倒正打压流程，油管打压，环空见返液，油管分别打压6.9MPa和10MPa，油管泵入8.81m3，套管返出8.7m3。继续下入Φ73.0mm加厚油管3根，调整坐封后，坐封位置为第一层底界以下，做地层吸入试验：8MPa，3min，220L；10MPa，3min，280L；13MPa，3min，990L，又一次验证证实封隔器胶筒坐封性能良好（封隔器坐封于第1层射孔井段底界以下，性能合格，PT封隔器2199.85m；油管打压10MPa经10min压力不降，封隔器密封），加上第二层第一次射孔后起出射孔联座管柱后传压接头处堆积大量的地层砂岩颗粒，怀疑为第一层的“砂样”，证实第一层和第二层确实为联通。（验串情况见下表）
四、解决措施
下固井管柱，封堵第一、二层，候凝时间合格后，钻开水泥塞面后进行下入联座管柱重新进行试油作业，一开井观察，泡泡头气泡显示由弱到一般强度。环空打压至18MPa后泄压，二开井，泡泡头气泡显示一般强度。进行水利泵排液，见油花有增多趋势，符合第二层测井解释结果。
结论和建议：
经验串后证实第一层确实和第二层联通，第一层的地层“砂”，通过地层联通的空隙进入到了第二层，甚至出现了地层液中见到少许水泥固井块，可能是固井水泥环处胶结质量并未达到了相应地标准，这些综合因素造成了第二层未见油气显示的“假象”，后经采取挤注封死第二层后重新射孔，第二层有油花显示。
建议：
针对今后的试油作业，建议认真研读测井解释曲线的详细内容，制定合理的试油作业方案，再就是固井时严格按照固井的相关作业规程进行，确保套管和地层之间无任何间隙，符合相关标准和规范，确保试油作业成功率。
作者简介：郝大卫，工程师。2009年7月毕业于长江大学石油地质学专业，现从事海洋油气井测试、试油，压裂等方面研究及现场技术工作。