随钻测压技术在绥中36-1油田的应用

张 俊

(中海油天津分公司渤海油田勘探开发研究院， 天津 300452)

较传统所采用的电缆测试获取地层压力数据方法，随钻测压技术有利于控制钻井成本，提高井壁稳定性，帮助识别储层，划分高、低渗透层，识别流体类型，并且在油藏压力和流动性评价的基础上，可以确定最优的生产或注入层位[2]。渤海绥中36-1油田C区为湖相三角洲沉积，含油砂层多，剖面上多套砂、泥岩互层。2001年8月，开始对该区域进行开发，初期利用边水及弹性能量开发，从2004年1月起，部分油井转注，采用反九点面积注水开发。生产过程中从吸水剖面、产液剖面和饱和度测试剖面发现纵向上产液、吸水不均衡，层间剩余油分布差异较大。为了摸清各小层砂体间的压力差异，指导注水井分层注水、优化配注，确定油井合理的生产压差，利用随钻测压技术对加密调整井进行了压力和流度测试。

1 随钻测压工具及工作原理

斯伦贝谢随钻测压工具StethoScope主要由电池和测压模块等组成，测压模块内装有探针、压力计、吸入泵等仪器(图1)。该工具最大工作压力138 MPa，最高工作温度150 °C，能形成最大压降41.4 MPa，在开泵和关泵条件下都可进行测试。

测压原理是探针刺穿泥饼，进入地层，抽取地层流体，形成压降，并测试吸入流速，流速可控制在0.2～2.0 mLs，然后停止吸入并测试地层压力恢复(图2)，从而测得地层压力。测试器探针在井眼位置的储层可假设为均质、无限大地层，当t→∞时，探针内压力可用球形流方式表示，见式(1)。

图1 StethoScope测压装置示意图

图2 测压原理示意图

(1)

式中：P(t) —t时刻探针内压力，MPa；Pf— 地层压力，MPa；q— 地层流体进入探针的流量，Ls；Ωs— 探针形状因子；rp— 探针半径，m；Kr和Kz— 分别为地层径向和垂向渗透率，10-3μm2；μ— 地层流体黏度，mPa·s；fs(t) — 球形流时间函数；φ— 地层孔隙度，%；Ct— 综合压缩系数，MPa-1。

2 现场应用

2.1 C40井概况

C40井为加密定向调整井，最大井斜46°，目的层为东营组储层，储层段长度130 m，油层总厚度58.5 m，包括7个小层，12个砂体。

2.2 测试过程

采用钻具组合为：Φ311.2 mmPDC钻头+Φ244.5 mm马达(1.15°)+Φ203.2 mm浮阀+Φ209.6 mm ARC+Φ209.6 mm Stethoscope+Φ209.6 mm Telescope+Φ209.6 mm ADN+Φ196.8 mm(FJ+JAR)+ XO+Φ127 mm 加重钻杆。

该井完钻后立即短起至目的层顶部，采取从上到下的测试方式进行测试。通过伽马曲线校深，以消除在钻进过程中钻柱的应力状态和提管柱过程中的差别而引起的深度差。确认测点深度后利用支撑活塞座封，测试时StethoScope工具探针伸出贴靠井壁，其外部的密封圈紧贴井壁并锁紧，预测试室内的马达带动其内活塞抽吸管线内液体后压力下降情况。当探针内的压力低于地层压力一定值时，地层内的流体进入密闭的预测试室内。刚开始，时间优化模式(TOP)进行一个小体积的预测试，根据压力降落曲线的轨迹判断压力是否降至地层压力之下。在一个小的压恢后，紧接着根据压力响应进行一个大的压降和压恢，而后根据压力响应记录第二个压恢，之后吐出所吸入的地层流体，进行下一个测试点的测试(图3)。StethoScope工具内测试容器的容量为25 mL，每个测点共进行3次压降 — 压恢测试过程，总测试时间为5 min。

2.3 测试结果分析

在测试时，由于StethoScope工具下方的仪器上接有一个马达，为了井筒安全，所有测点均为开泵测试(测试时，泥浆保持循环)，马达使StethoScope工具产生振动，造成测压时，压力存在一定波动，波动范围在0.3 MPa左右。共进行了20个深度点的测试(表1)，其中3个测点为座封失效，一个测点为致密，7个测点由于压力波动，显示为近稳定，7个测点为压力恢复稳定测点，2个测点为未稳定测点，有效测点涵盖了计划的14个测点。

图3 1 751.5 m深度处压力测试曲线

测试点质量类型统计个数评价标准稳定7最后压力恢复的斜率小于689.5 Pa∕min近稳定7最后压力恢复的斜率大于689.5 Pa∕min,小于等于13.8 kPa∕min未稳定2最后压力恢复的斜率大于13.8 kPa∕min致密1流度小于0.1×10-3μm2∕(MPa·s), 压力恢复缓慢座封失效3压力值显示为井筒压力,无地层压力响应

计划的14个测点的测试结果见表2。有效测点测试地层压力范围为11.0～14.6 MPa，环空泥浆压力范围为17.6～18.8 MPa。根据测点深度和原始地层压力系数可计算各个测点原始地层压力，及各个小层压降范围0.7～3.3 MPa，层间压力差异较大，其中2、3小层(即第4～6测点)由于周边采用水平井开发，地层压力下降幅度较大，达3 MPa以上。从地层压力随深度变化图(图4)可知2、3小层压力远离压力梯度线，地层压力低于区域平均地层压力，其余小层地层压力下降幅度为1.0 MPa左右，与区域平均地层压降基本吻合，其压力梯度线与原始压力梯度线平行。

表2 C40井测试结果表

图4 C40井地层压力随深度变化

3 层间压力差异对油井产能的影响

通过随钻测压发现C40井小层间压力差异较大，折算到同一基准面后压力差异为3 MPa，通过数值模拟也为3 MPa。采用数值模拟方法，建立机理模型：设计4个小层厚度分别为10、6、9和10 m；地层静压为10.5、 11.5、 12.5和 13.5 MPa；渗透率都为2 μm2。从而计算不同流压下的产能，分析压力差异对产能造成的干扰程度。从比采油指数随生产压差的变化曲线(图5)可以看到，随着生产压差的增大，出油层位增加，比采油指数增大，当生产压差达到3.5 MPa后，比采油指数不再随压差的增大而变化，此时各个不同压力的油层均有产出。因此，在目前油田多层合采的开发方式下，建议油井保持较大的生产压差，才能使低压层有产量贡献，同时，周边注水井需要加强对低压层的注水，恢复地层压力。

图5 比采油指数随生产压差的变化曲线图

4 结 语

通过StethoScope工具随钻测压，获取了C40井各个砂体的地层压力和流度数据，研究了该区域地层压力梯度变化及储层能量衰竭情况，可有效指导后期该区采油井采取合理的工作制度，明确注水井需要加强注水的层位，对提高区域开发效果起到了重要作用。本井采用开泵测试，测试压力存在一定波动，建议测试时采用关泵测试，以提高测试精度。

[1] 张明杰，李国军，郭书生，等.随钻测压技术在高温高压大斜度气井中的应用[J].新疆石油天然气,2012,8(3):45-47.

[2] Mark Proett,Mike Walker,David Welshans,et al.Formation Testing while Drilling,a New Era in Formation Testing[R].SPE84087,2003.