蘇東南區(qū)水平井產(chǎn)氣剖面測井技術(shù)應(yīng)用

柳 明 陳俊杰 程 艷 郝學(xué)磊 周 東 蔡會林

（1.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西 西安 710032；2.中國石油西氣東輸管道公司甘陜管理處，陜西 西安 710032）

0 引言

蘇東南區(qū)是鄂爾多斯盆地北部蘇里格大型河流相砂巖氣田的一部分，主要目的層為下石盒子組盒8段。區(qū)塊砂體南北向呈條帶狀展布，在順古河道方向上砂體比較發(fā)育，橫切古河道方向上，砂體發(fā)育不連續(xù)，縱向疊加分布上砂體厚度比較大；區(qū)域構(gòu)造為一寬緩西傾斜坡，坡降一般為5～15 m／km。區(qū)塊采用“直定向井控制砂體位置及疊置關(guān)系、大井組水平井開發(fā)提高單井產(chǎn)量”的開發(fā)技術(shù)進行整體開發(fā)。水平井投產(chǎn)井?dāng)?shù)占蘇東南區(qū)總井?dāng)?shù)的41%，但產(chǎn)量貢獻率占整體的73%。蘇東南區(qū)水平井儲層改造方式以壓裂為主，壓裂改造段數(shù)在6～13段。較長的水平段及較大程度的壓裂施工可以提高單井產(chǎn)量，但同時也增加了氣井建井成本?？陀^、準確的評價水平井各改造層段的產(chǎn)量貢獻情況，進一步評價水平段長度及改造工藝與產(chǎn)量貢獻的關(guān)系，是目前蘇東南區(qū)水平井整體開發(fā)面臨的一個難題。產(chǎn)氣剖面測試可定量描述直井各小層產(chǎn)量的貢獻情況，但在多段壓裂水平井應(yīng)用較少。

1 水平井產(chǎn)氣剖面測井技術(shù)

水平井產(chǎn)氣剖面測井技術(shù)經(jīng)過近幾年的發(fā)展逐漸成熟，四川盆地涪陵頁巖氣田利用流體掃描成像測井儀（FSI）［1］，采用牽引器或連續(xù)油管輸送工藝對水平井開展產(chǎn)氣剖面測試，測量水平井流動截面上不同深度的流速及各相持率，成功率較高，且獲得了儲層改造效果、單井生產(chǎn)制度制定等一系列的認識。

1.1 水平井產(chǎn)氣剖面測試技術(shù)難點

水平井產(chǎn)氣剖面測試存在氣井井斜、井深大，氣井井筒軌跡因追溯有效儲層而雜亂，井筒工具復(fù)雜，水平段施工工具難以推送等困難，國內(nèi)目前應(yīng)用較少。分析蘇東南區(qū)特殊的地質(zhì)特征和施工環(huán)境，具體存在以下難點：①蘇東南區(qū)開發(fā)上古生界下石盒子組盒8段砂巖氣藏，水平井完鉆井深約 4 500 m，垂深3 100 m，較大的井深給施工帶來前所未有的困難；②多段分級壓裂改造及裸眼封隔器完井技術(shù)給測井儀器在井下推送施工帶來較大挑戰(zhàn)；③河流相砂巖氣藏儲層段存在砂泥巖互相疊置的現(xiàn)象，測井儀器送入后存在泥巖垮塌風(fēng)險。

1.2 連續(xù)油管產(chǎn)氣剖面測井工藝

調(diào)研國內(nèi)各大氣田水平井產(chǎn)氣剖面測試進展和當(dāng)前施工單位水平井產(chǎn)氣剖面測試技術(shù)水平［2］，結(jié)合蘇東南區(qū)河流相砂巖儲層的具體特征，選取連續(xù)油管進行產(chǎn)氣剖面測井。連續(xù)油管產(chǎn)氣剖面測井技術(shù)是使用連續(xù)油管攜帶存儲短節(jié)、七參數(shù)下井儀器，對氣井生產(chǎn)層段的自然伽馬、磁定位、壓力、渦輪流量、井溫、持水率及流體密度等參數(shù)進行錄取的生產(chǎn)測井［3］。

2 應(yīng)用實例

2.1 選井情況

自開發(fā)以來，蘇東南區(qū)水平井水平段改造主體采用水力噴射分段壓裂，部分井應(yīng)用裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)。水力噴射分段壓裂工藝采取分級投球打開滑套施工，裸眼封隔器分段壓裂采用水平段不固井完井，以上兩種改造工藝導(dǎo)致井下工具在井筒中穿過性較差，開展產(chǎn)氣剖面測試具有一定的局限性（表1）。2016年以后，在部分氣井中試驗水平井井筒全通徑固井橋塞分段多簇壓裂技術(shù)。該工藝采用水力泵送橋塞分段多簇壓裂，應(yīng)用可鉆橋塞、水平段射孔、動態(tài)暫堵等技術(shù)，改造效果明顯。為了降低水平井產(chǎn)氣剖面測試作業(yè)風(fēng)險，提高施工作業(yè)成功率，同時評價水平井固井橋塞分段多簇壓裂改造效果，優(yōu)選J-H2井開展產(chǎn)氣剖面測試作業(yè)。J-H2井水平段長度1 116 m，鉆遇砂巖長度1 017 m，氣層長度674 m。井筒油管規(guī)格?60.3×4.80×3 417.01 m，下入表層套管、技術(shù)套管及氣層套管，氣層套管規(guī)格?114.3×8.56×4 570.0 m。氣層套管全井眼尺寸一致，外部水泥封堵固井，采用水力泵送橋塞分六段壓裂，射孔13處，無阻流量63.024 4×104m3／d。

表1 蘇東南區(qū)水平井不同類型壓裂工藝對比表

2.2 測試強度分析

當(dāng)連續(xù)油管下放至4 260 m后，上提連續(xù)油管，井口處連續(xù)油管承受的拉力10.878 t，達到最大拉力，而連續(xù)油管的極限拉力為18.800 t，工況負荷水平滿足施工要求。軟件分析連續(xù)油管下放過程中允許最大狗腿度為14.50°／30 m，而該井0～3 420 m井段的連斜數(shù)據(jù)最大狗腿度為8.31°／30 m，工具能順利到達測井井段。

2.3 技術(shù)方案

考慮到水平井產(chǎn)氣剖面測試難度較高，風(fēng)險較大，測試前制定了詳細的測試技術(shù)方案，分別進行了：①連續(xù)油管選擇：J-H2井油管內(nèi)徑50.70 mm，通過技術(shù)論證，選用38.10 mm連續(xù)油管能夠滿足測試需要。②井筒清潔：J-H2井雖然井筒下入表層套管、技術(shù)套管及氣層套管，但是不排除井筒在射孔后存在壓裂砂的情況，測試前安排井口加熱爐保供生產(chǎn)的方式進行排砂，確定井筒干凈后安排通井及測試作業(yè)。③測試制度：流量測量設(shè)計900 m／h、1 100 m／h兩組速度，每組速度分別錄取一條下測及上測曲線。

2.4 測試過程

①第一趟通井。3月18日8時，通井工具串下井，儀器串：轉(zhuǎn)接頭+φ43通井工具。儀器下至 2 010 m位置上提管柱測試懸重，懸重異常，經(jīng)解卡后，起出至井口防噴管內(nèi)。分析認為，油管內(nèi)徑與通井工具間隙過?。? mm），且連續(xù)油管屈服力較大，造成摩阻力遠大于模擬數(shù)據(jù)。②第二趟通井。3月20日10時，通井工具串下井，儀器串：轉(zhuǎn)接頭+φ38通井工具。17∶06工具串通至4 260 m，期間起下連續(xù)油管記錄懸重正常；井口三相分離器記錄井口產(chǎn)量為1.2×104m3／d，油壓3.6 MPa（該井正常生產(chǎn)7.8×104m3／d，油壓5.8 MPa）。分析認為連續(xù)油管體積占油管內(nèi)腔體積58%，造成油管生產(chǎn)出現(xiàn)節(jié)流效應(yīng)。③第三趟下井。3月22日9時，將該井生產(chǎn)方式調(diào)整為油套合采，井口瞬時產(chǎn)氣量恢復(fù)至7×104m3／d。對存儲控制短節(jié)編程，連接下井儀器串。11時20分儀器串入井，18時15分儀器串下入至3 440 m，井口瞬時產(chǎn)氣量7×104m3／d穩(wěn)定生產(chǎn)，油壓6.5 MPa。18時20分-23時38分采用900 m／h、1 100 m／h速度對3 440～4 250 m上下各測得兩次，獲得4條連續(xù)曲線，產(chǎn)層覆蓋率100%。3月23日8時20分儀器串起出井口，分別讀取存儲短節(jié)記錄測井?dāng)?shù)據(jù)，擬合曲線，進行測井資料的現(xiàn)場驗收。

2.5 解釋結(jié)果

J-H2井采用連續(xù)油管送入七參數(shù)儀器測試各段產(chǎn)氣情況，測試井段為3 440.00～4 250.00 m，錄取資料優(yōu)秀。測試結(jié)果顯示8個射孔段產(chǎn)氣（主產(chǎn)段2個、次產(chǎn)段5個、微產(chǎn)段1個），5個射孔段未產(chǎn)氣，合計產(chǎn)量6.080 7×104m3／d。分析資料認為，第5個射孔段以下為段塞流，第2、4、5、9、11、12個射孔段負異常明顯，為主要的產(chǎn)出層段；井底曲線上翹，存在氣體；第12孔段的渦輪變化量較小，該孔段以下渦輪轉(zhuǎn)動明顯，認為第13號射孔段為主要產(chǎn)氣段，見圖1。

圖1 J-H2井產(chǎn)氣剖面測試解釋結(jié)果圖

3 對區(qū)塊開發(fā)的指導(dǎo)意義

J-H2井產(chǎn)氣剖面測試過程相對順利，測試資料全面可靠，解釋結(jié)果認為該井改造效果較好，驗證了該區(qū)塊較長水平段的產(chǎn)氣能力。此次產(chǎn)氣剖面測試可以得到以下認識：測試結(jié)果認為該井最后一個射孔段仍具有24.33%的相對產(chǎn)氣量，證明較長水平段對于氣井產(chǎn)量貢獻具有重要作用，蘇東南區(qū)后續(xù)開發(fā)可以繼續(xù)在砂體發(fā)育區(qū)塊探索較長水平段的開發(fā)策略；通過分析各射孔段產(chǎn)量解釋結(jié)果，可以進一步驗證對該井儲層鉆遇過程中的地質(zhì)認識，對于蘇東南區(qū)后續(xù)隨鉆分析與儲層認識具有積極作用。

4 結(jié)論

1）蘇東南區(qū)水平井可以采用連續(xù)油管產(chǎn)氣剖面測試技術(shù)開展生產(chǎn)測井，后續(xù)工作中需繼續(xù)開展此類測試，尤其是嘗試在裸眼完井的水平井中開展，為科學(xué)指導(dǎo)氣田開發(fā)、評價儲層改造效果奠定技術(shù)基礎(chǔ)。

2）分析改造工藝及產(chǎn)氣剖面解釋結(jié)果，固井橋塞分段多簇壓裂技術(shù)改造效果較好；J-H2井第13射孔段相對產(chǎn)氣量占氣井總產(chǎn)量的24.33%，表明該區(qū)塊水平井未出現(xiàn)較長水平段無法產(chǎn)氣的情況。

3）此次產(chǎn)氣剖面測試的順利實施，對該區(qū)塊水平井水平段長度實施策略和儲層發(fā)育情況驗證都有了深入的認識，為蘇東南區(qū)后續(xù)高效開發(fā)積累了的經(jīng)驗。