準(zhǔn)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(gòu)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(qiáng)度大，含水上升速度快的問題。同時(shí)分注工藝不完善，注入水剖面突進(jìn)，動(dòng)態(tài)測(cè)試資料缺失，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)不清，無法對(duì)水平井采取有效措施，影響了開發(fā)效果。
受測(cè)試工藝技術(shù)的受限，水平井壓力及溫度監(jiān)測(cè)資料缺乏，影響了油井動(dòng)態(tài)分析與措施調(diào)控。本文介紹了水平井壓力監(jiān)測(cè)的幾種工藝技術(shù)及應(yīng)用情況，現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試實(shí)例證明了該技術(shù)的可靠性和成熟性。
水平井測(cè)試工藝技術(shù)研究
水平井監(jiān)測(cè)工藝技術(shù)現(xiàn)狀 國外一些技術(shù)服務(wù)公司采用井下“爬行器”在稀油水平井上開展了某些項(xiàng)目的測(cè)試，國內(nèi)部分油田也開展了水平井測(cè)試服務(wù)領(lǐng)域的嘗試。國內(nèi)外雖然在水平井測(cè)試技術(shù)方面進(jìn)行了試驗(yàn)，也取得了一些突破，但不能滿足在開發(fā)動(dòng)態(tài)管理和研究方面對(duì)水平井動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料的需求。
目前油田有三種較為成熟測(cè)試工藝技術(shù)，一是水平井連續(xù)油管測(cè)試技術(shù)，二是井下永置式測(cè)試技術(shù)，三是常規(guī)鋼絲測(cè)試技術(shù)。
井下永置式壓力監(jiān)測(cè)技術(shù) 井下永置式壓力監(jiān)測(cè)技術(shù)由井下測(cè)試儀器、地面數(shù)據(jù)采集存儲(chǔ)設(shè)備、測(cè)試電纜、井口密封設(shè)備、測(cè)試管柱等五部分組成。由于測(cè)試傳輸電纜采用8mm鎧裝七芯電纜，對(duì)井口密封設(shè)備的技術(shù)指標(biāo)要求較高，為此公司發(fā)明了一種專用井下永置式壓力測(cè)試井口密封裝置——“套管壓力阻隔器”實(shí)現(xiàn)了井口的安全密封及測(cè)試數(shù)據(jù)測(cè)順利采集。該裝置已經(jīng)申請(qǐng)國家專利保護(hù)(專利證書號(hào)：ZL 2010 2 0178471.9)。
該技術(shù)在石南31井區(qū)水平井上共實(shí)施3井次，均取得了成功。為避免井下壓力計(jì)損壞，在末端的油管導(dǎo)向頭內(nèi)安裝壓力計(jì)捕捉蘑菇頭及減振彈簧，以固定壓力計(jì)，壓力計(jì)位于水平井的A點(diǎn)附近。
圖1為SNHW001水平井壓力監(jiān)測(cè)成果曲線，測(cè)試數(shù)據(jù)記錄了永置式壓力計(jì)安裝、油井替噴、系統(tǒng)試井、壓力恢復(fù)試井測(cè)試的全過程。測(cè)試結(jié)果表明井下永置式壓力監(jiān)測(cè)技術(shù)具有測(cè)試時(shí)間長、測(cè)試數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)傳輸與存儲(chǔ)的優(yōu)點(diǎn)，是水平井壓力監(jiān)測(cè)的重要手段之一。
水平井連續(xù)油管測(cè)試工藝技術(shù) 2007年～2009年新科澳公司開發(fā)了續(xù)油管測(cè)試系統(tǒng)，該系統(tǒng)由連續(xù)油管車、測(cè)試電纜、測(cè)試儀表、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、地面防護(hù)系統(tǒng)五部分組成。為了保護(hù)井下測(cè)試儀表，在儀器前端增加了水平井測(cè)試導(dǎo)向保護(hù)器，能有效降低測(cè)試儀器下放過程中與管壁節(jié)箍的摩擦阻力。同時(shí)能夠保證測(cè)試儀器順利進(jìn)入水平段。該項(xiàng)技術(shù)已經(jīng)獲得國家實(shí)用新型專利(專利號(hào)：ZL2010.2 0178451.1)。
應(yīng)用水平井連續(xù)油管測(cè)試技術(shù)在該油藏實(shí)施流動(dòng)壓力溫度、不穩(wěn)定試井測(cè)試7口井12井次。
水平井測(cè)試實(shí)施情況及成果
水平井測(cè)試實(shí)施情況 從2010年至2011年，我們?cè)谑?1井區(qū)清水河組油藏采用常規(guī)測(cè)試工藝技術(shù)、井下永置式壓力監(jiān)測(cè)工藝技術(shù)、水平井連續(xù)油管壓力監(jiān)測(cè)技術(shù)力共實(shí)施壓力溫度梯度、壓力恢復(fù)測(cè)試、干擾試井、探邊測(cè)試、系統(tǒng)試井測(cè)試19井次，其中壓力恢復(fù)測(cè)試10井次，流壓梯測(cè)試6井次，探邊測(cè)試2井次，系統(tǒng)試井1井次，干擾試井測(cè)試1井次。
地層壓力測(cè)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(cè)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(dòng)態(tài)分析認(rèn)為，南部油井含水較高，平均為85%，壓力上升的原因?yàn)樽⑷胨汀?/p>
儲(chǔ)層滲透性 測(cè)試結(jié)果表明，儲(chǔ)層滲透率最高為54.6μm2，最低為3.4μm2，平均為14.92μm2，儲(chǔ)層為低滲透儲(chǔ)層。
儲(chǔ)層污染狀況 從測(cè)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(cè)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(duì)應(yīng)有4口注水井，因此注采關(guān)系復(fù)雜，為油藏動(dòng)態(tài)調(diào)控注水帶來了一定難度。
油井產(chǎn)能分析 測(cè)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(qiáng)的特點(diǎn)相符合。
水平井有效供液長度分析 測(cè)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(yuǎn)小于實(shí)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(shí)也說明油藏儲(chǔ)層在平面上展布的非均質(zhì)性。也表明水平井鉆進(jìn)過程中，井眼軌跡不一定均穿過有效儲(chǔ)層。
測(cè)試深度對(duì)水平井壓力恢復(fù)測(cè)試資料的影響 SNHW002井兩次壓力恢復(fù)測(cè)試時(shí)間分別為2010年10月22日(連續(xù)油管水平段測(cè)試)、2010年11月21日(常規(guī)鋼絲直井段測(cè)試)。從測(cè)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(jì)算結(jié)果接近，滲透率解釋結(jié)果也基本一致。上述測(cè)試結(jié)果表明，測(cè)試儀器下入深度基本不影響壓力恢復(fù)測(cè)試資料的質(zhì)量及結(jié)果。
實(shí)際應(yīng)用證明，井下永置式壓力監(jiān)測(cè)工藝具有測(cè)試時(shí)間長、測(cè)試數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)傳輸與存儲(chǔ)的優(yōu)點(diǎn)，但存在測(cè)試儀器精度較低、傳輸過程存在信號(hào)干擾、使用壽命較短的缺點(diǎn);水平井連續(xù)油管測(cè)試技術(shù)具有實(shí)施靈活、測(cè)試精度較高、可進(jìn)行全井段流壓和溫度測(cè)試等優(yōu)點(diǎn)，但其要求井口為自噴。
測(cè)試管柱及工具組合是井下永置式壓力監(jiān)測(cè)技術(shù)的關(guān)鍵，設(shè)計(jì)和安裝既要保證測(cè)試電纜及儀器的穩(wěn)定性，還要確保管柱結(jié)構(gòu)的安全性。
石南31井區(qū)清水河組油藏儲(chǔ)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(chǔ)層滲透性較差，有效水平段長度小，有效厚度小，導(dǎo)致單井產(chǎn)能較低。
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