随钻测压在能量衰竭性油藏的应用

张明杰, 黎 军, 刘洪彬, 王 刚

(1中海石油(中国)有限公司湛江分公司 2贝克休斯公司 3中石油川庆钻探公司钻采院 4中石油西南油田公司川中油气矿开发科)

目前南海很多油气田的开发生产已进入中后期，产量下降，含水率上升，注水不受效，油田储层动态能量情况不明等因素极大地阻碍了采油效率。改善老油田开发效果及提高采收率已经成为我国油田，乃至世界大多数油田科技攻关工作中的重要课题[1]。随钻测压在开发调整井中通过获取各层压力资料可明确其与注水井或采油井之间连通性，判断油藏能量枯竭情况，从而在开发调整过程中根据油藏实际能量状况，针对性的优化油田开发方案，达到提高油田开发效果的目的。随钻测压技术近年来南海初步尝试应用，在国内属于前沿技术，目前南海地区进行了几口井的尝试，效果明显，有极大推广价值。

一、随钻测压工具简介

南海油气田同陆地油田一样，存在诸多断层及海陆相沉积地层，沉积复杂，储层很多非均质性严重，油田也多为复杂断块油田。油田由于长时间开发，地层能量衰竭严重，产量急剧下降，为了保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水[2]。有些注水井由于储层横向的非均质性，对应储层往往不连通，这就导致注采不受效，从而严重影响油田的开发效果。

另外海上油气田几乎所有的井都为大斜度井或水平井，想要在这些井中取得油藏当前储层地层压力。地层压力的变化是反映地层能量大小的直接指标，其变化可以反映地层能量的大小[3]，根据储层能量进行优化开发调整方案。传统的电缆地层压力测试工具由于井斜较大难以实现，随钻测压技术的出现为在这种大斜度开发调整井中获取压力数据提供了保障。

1. 随钻测压原理

随钻测压是在钻井过程中进行测压的一种随钻测井工具,同常规随钻工具一样,它也是同钻具组合在一起,在钻井过程中,随钻LWD 工具测量常规测井曲线,当钻至目的储层后,就可以用随钻测压工具对储层进行测压。目前国内有两种随钻测压工具在应用，一种是斯伦贝谢的StethoScope，另一种是贝克休斯的TestTrak。下面就以斯伦贝谢随钻测压工具为例进行说明，如图1。StethoScope随钻工具测压时，支撑腿伸开推动反方向探针紧贴储层井壁，通过滤饼封隔储层与井筒之间的连通，在探针和地层之间建立连通通道，通过抽取少量储层流体的方式形成压力扰动，在整个压力恢复过程中，详细记录压力变化情况，通过分析压力下降与压力恢复情况判断地层渗透性，如图2。在此过程中，识别地层流度是抽汲地层流体体积的函数，根据分析函数结构，获得地层压力、压降流度[4]。

图1 StethoScope示意图

图2 压力预测试示意图

1测试前钻井液柱压力 2探针接触井壁时的压力相应 3开始压力下降 4工具管线的流体膨胀过程 5地层流体开始流入工具 6开始压力恢复 7最终恢复压力 8测试后钻井液柱压力 9井筒与地层压力差

根据预测试的压力与时间关系，可以进行相应的数据处理与分析，获得压降流度[5]。

StethoScope随钻测压工具在测量压力时，测量的地层压力和流度通过MWD工具实时传输至地面，它可以和其它不同的随钻LWD工具进行组合[6]，为实时决策提供数据支持。随钻测压工具通过连续测量同一油藏多个深度处的地层压力形成地层压力剖面图。

该随钻测压工具可以在开泵或关泵条件下进行压力测量，在大斜度或水平井中还可以根据井斜方位进行定位测量。

2. 随钻测压的应用

随钻测压在开发调整井的主要应用有：确定油藏能量衰竭剖面，预防钻井液侵入污染；确定注水造成的地层局部憋压，预防投产快速水淹；确定储层压力是否下降到饱和压力，预防大量出气造成的原油黏度快速上升；辅助钻后井型调整(注水井转生产井，生产井转注水井)；确定断层的封堵性，为生产和注水决策提供依据；确定两个或多个砂体之间的流体联通性[7]。

3. 随钻测压的两个误区

误区一：井下压力计测量的压力和随钻测压是一样的。

由于井下压力计测量的是油藏中距离较远的多层的平均压力，此压力值与每个层位的地层压力有一些差距，甚至会差距很大，无法很好的为精细化调整提供依据。基于本文W油田C井的数据，随钻测压测得的小层压力从17.46～24.26 MPa不等，但是井下压力计(油藏中深)所测量的油藏静压为11.67 MPa，两者有非常明显的区别。

误区二：随钻测压所得到的渗透率结果可以用来做精确产能预测。

由于随钻测压的时间较短，压力波无法传播到距离井筒较远的地方，所以基于随钻测压压力数据的渗透率结果只能代表近井筒地带的平均值，无法作为精确产能预测的基础。

二、应用实例分析

W油田位于南海北部湾盆地涠西南凹陷东区B洼陷西部、中央2号断裂构造带的下降盘。油层主要分布在古近系渐新统涠洲组(主要是涠三段)，W油田所在的属于三角洲前缘水下分流河道沉积微相，目前该区共3口开发井，1口注水井位于构造低部位(A注水),2口采油井位于构造高部位(B、C采油，C井为目前所钻井，井斜近60°)，设计动用储量240×104m3，其中B井合采W3Ⅳ、W3Ⅴ、W3Ⅸ上、W3Ⅸ下、W3Ⅹ共5层，初产250 m3/d；2013年6月测得B井的合层压力系数为0.87，地层亏空导致产量随之下降，产量降至150 m3/d，C井完井后准备生产W3Ⅴ、W3Ⅶ、W3Ⅷ、W3Ⅸ上、W3Ⅸ下五层，目前由于A井未取得压力资料，B井只有合层所测压力系数，无法判断注采连通性，连通性不明的情况下，若A井贸然转注，仍存在注水不受效的风险，在此情况下，则需要再补充完善注水层位，因此通过对C井随钻测压来落实连通性非常重要。

该W油田原始地层压力系数1.01，为正常压力系统，但是随着不断的生产，加上外围水体能量不足，合采的某些层存在压力下降。目前部分层位地层压力已开始下降，并且由于不同层位的物性不同，压力下降的程度也存在差异，物性差异越大，地层能量亏空的差异也就越大。

在W油田C井应用StethoScope随钻测压工具进行地层压力测试，一共在10个深度点进行了压力测量，测量结果10个压力点都为有效点，压力恢复稳定，随钻测压数据如表1。

表1 W油田C井随钻测压成果表

图3为随钻测压深度剖面图，由图3和表1可以看到W油田小层能量亏空非常不均衡。经过对所得到的压力数据进行分析对比，发现W3Ⅴ油组地层压力系数没有下降，能量充足，可能与A、B井连通性不好；W3Ⅶ和W3Ⅸ下油组地层压力系数有所下降，与A、B井连通性还可；W3Ⅷ和W3Ⅸ上油组地层压力系数下降较多，油藏天然能量不足，应尽早全面实施注水恢复地层压力，提高油井产量[8]，其与A、B井连通性较好，各层连通关系如图4，可以首先考虑在W3Ⅶ、W3Ⅸ上、W3Ⅷ和W3Ⅸ下四层进行注水，增加地层能量，提高采油效果。

图3 C井随钻测压深度剖面图

同时基于C井的随钻测压结果，对C井完井方案进行优化，采用联作完井方式，最大程度减少了储层污染；计算了各层产液指数，判断临井排液效果达到预期，决定尽快对A井进行转注。

图4 W油田A,B,C井连通性示意图

三、结论

(1)随钻测压所测数据做出小层压力剖面图，与邻井进行对比，可预测井间的连通性，以进行注水方案优化，提高注水效果。也可以进行开发方案调整，优化井位部署。

(2)对于海上老油田大斜度水平井开发的其它方面,随钻测压也具有重要的指导和借鉴意义。