準格爾盆地石南31井區(qū)清水河組油藏于2006年采用水平井開發(fā)。石南31井區(qū)清水河組油藏屬中低孔中滲、薄層、具有邊水的未飽和構造巖性油藏。目前油藏共有水平井21口，其中砂巖層4口，礫巖層17口，均采用割縫篩管完井。水平井目前平均日產(chǎn)液量20.7t、日產(chǎn)油量8.6t、含水58.8%。油藏存在砂礫巖油層厚度薄，注采強度大，含水上升速度快的問題。同時分注工藝不完善，注入水剖面突進，動態(tài)測試資料缺失，生產(chǎn)動態(tài)認識不清，無法對水平井采取有效措施，影響了開發(fā)效果。
受測試工藝技術的受限，水平井壓力及溫度監(jiān)測資料缺乏，影響了油井動態(tài)分析與措施調(diào)控。本文介紹了水平井壓力監(jiān)測的幾種工藝技術及應用情況，現(xiàn)場測試實例證明了該技術的可靠性和成熟性。
水平井測試工藝技術研究
水平井監(jiān)測工藝技術現(xiàn)狀 國外一些技術服務公司采用井下“爬行器”在稀油水平井上開展了某些項目的測試，國內(nèi)部分油田也開展了水平井測試服務領域的嘗試。國內(nèi)外雖然在水平井測試技術方面進行了試驗，也取得了一些突破，但不能滿足在開發(fā)動態(tài)管理和研究方面對水平井動態(tài)監(jiān)測資料的需求。
目前油田有三種較為成熟測試工藝技術，一是水平井連續(xù)油管測試技術，二是井下永置式測試技術，三是常規(guī)鋼絲測試技術。
井下永置式壓力監(jiān)測技術 井下永置式壓力監(jiān)測技術由井下測試儀器、地面數(shù)據(jù)采集存儲設備、測試電纜、井口密封設備、測試管柱等五部分組成。由于測試傳輸電纜采用8mm鎧裝七芯電纜，對井口密封設備的技術指標要求較高，為此公司發(fā)明了一種專用井下永置式壓力測試井口密封裝置——“套管壓力阻隔器”實現(xiàn)了井口的安全密封及測試數(shù)據(jù)測順利采集。該裝置已經(jīng)申請國家專利保護(專利證書號：ZL 2010 2 0178471.9)。
該技術在石南31井區(qū)水平井上共實施3井次，均取得了成功。為避免井下壓力計損壞，在末端的油管導向頭內(nèi)安裝壓力計捕捉蘑菇頭及減振彈簧，以固定壓力計，壓力計位于水平井的A點附近。
圖1為SNHW001水平井壓力監(jiān)測成果曲線，測試數(shù)據(jù)記錄了永置式壓力計安裝、油井替噴、系統(tǒng)試井、壓力恢復試井測試的全過程。測試結(jié)果表明井下永置式壓力監(jiān)測技術具有測試時間長、測試數(shù)據(jù)實時傳輸與存儲的優(yōu)點，是水平井壓力監(jiān)測的重要手段之一。
水平井連續(xù)油管測試工藝技術 2007年～2009年新科澳公司開發(fā)了續(xù)油管測試系統(tǒng)，該系統(tǒng)由連續(xù)油管車、測試電纜、測試儀表、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、地面防護系統(tǒng)五部分組成。為了保護井下測試儀表，在儀器前端增加了水平井測試導向保護器，能有效降低測試儀器下放過程中與管壁節(jié)箍的摩擦阻力。同時能夠保證測試儀器順利進入水平段。該項技術已經(jīng)獲得國家實用新型專利(專利號：ZL2010.2 0178451.1)。
應用水平井連續(xù)油管測試技術在該油藏實施流動壓力溫度、不穩(wěn)定試井測試7口井12井次。
水平井測試實施情況及成果
水平井測試實施情況 從2010年至2011年，我們在石南31井區(qū)清水河組油藏采用常規(guī)測試工藝技術、井下永置式壓力監(jiān)測工藝技術、水平井連續(xù)油管壓力監(jiān)測技術力共實施壓力溫度梯度、壓力恢復測試、干擾試井、探邊測試、系統(tǒng)試井測試19井次，其中壓力恢復測試10井次，流壓梯測試6井次，探邊測試2井次，系統(tǒng)試井1井次，干擾試井測試1井次。
地層壓力測試成果 石南31井區(qū)清水河組油藏地層壓力最高為29.32MPa，最低為20.32MPa，平均壓力壓力為25.75MPa(折算至2647m),壓力系數(shù)為 0.99，為正常壓力系統(tǒng)。測試結(jié)果表明，見水或水淹后的油井地層壓力較高，低含水油井壓力較低。油井見水后，普遍失去自噴能力。從平面分布不來看，油藏北部壓力較低，南部壓力較高，相差2MPa。結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)分析認為，南部油井含水較高，平均為85%，壓力上升的原因為注入水水淹。
儲層滲透性 測試結(jié)果表明，儲層滲透率最高為54.6μm2，最低為3.4μm2，平均為14.92μm2，儲層為低滲透儲層。
儲層污染狀況 從測試結(jié)果來看，表皮系數(shù)最高為14，最低為-4.08，平均為-1.68，生產(chǎn)壓差最高2.70MPa，最低僅為0.11MPa，平均壓差0.97MPa，說明水平井井筒完善，近井地層基本沒有受到污染。
油有井來水方向分析 從目前干擾試井測試結(jié)果來看，油井來水均為注入水，主要來至于高滲透性地層的注入井，由于水平井水平段較長，平均為359.16m，且周為對應有4口注水井，因此注采關系復雜，為油藏動態(tài)調(diào)控注水帶來了一定難度。
油井產(chǎn)能分析 測試結(jié)果表明，油井產(chǎn)液指數(shù)最高為12.5m3/d.MPa，最低為3.45m3/d.MPa，平均為6.80 m3/d.MPa，油井產(chǎn)能較低，這與油藏有效厚度小、滲透性差、平面非均值性強的特點相符合。
水平井有效供液長度分析 測試解釋結(jié)果表明，有效水平段(有效出液)長度最大為150.9m，最小為50m，平均為108.88m，遠小于實際完鉆水平段平均長度359.41m，表明油井水平段只有部分產(chǎn)液，這也是水平井產(chǎn)能普遍較低的原因之一。同時也說明油藏儲層在平面上展布的非均質(zhì)性。也表明水平井鉆進過程中，井眼軌跡不一定均穿過有效儲層。
測試深度對水平井壓力恢復測試資料的影響 SNHW002井兩次壓力恢復測試時間分別為2010年10月22日(連續(xù)油管水平段測試)、2010年11月21日(常規(guī)鋼絲直井段測試)。從測試成果曲線來看(見圖2)，三次形態(tài)基本一致，均有水平井滲流特征。地層壓力計算結(jié)果接近，滲透率解釋結(jié)果也基本一致。上述測試結(jié)果表明，測試儀器下入深度基本不影響壓力恢復測試資料的質(zhì)量及結(jié)果。
實際應用證明，井下永置式壓力監(jiān)測工藝具有測試時間長、測試數(shù)據(jù)實時傳輸與存儲的優(yōu)點，但存在測試儀器精度較低、傳輸過程存在信號干擾、使用壽命較短的缺點;水平井連續(xù)油管測試技術具有實施靈活、測試精度較高、可進行全井段流壓和溫度測試等優(yōu)點，但其要求井口為自噴。
測試管柱及工具組合是井下永置式壓力監(jiān)測技術的關鍵，設計和安裝既要保證測試電纜及儀器的穩(wěn)定性，還要確保管柱結(jié)構的安全性。
石南31井區(qū)清水河組油藏儲層壓力保持程度較高，但油層自噴能力較小，油井見水后容易停噴;儲層滲透性較差，有效水平段長度小，有效厚度小，導致單井產(chǎn)能較低。
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