吴照伟
(中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司,河南 郑州 450006)
对于气水同产井,井筒积液问题比较常见,由于地层产水,导致井筒内有液体析出。井筒内的液体主要呈以下三种分布状态:一是气流量大于井筒携液临界流量,气井以雾状流的形式传送与气体伴生的水;二是气流量小于井筒携液临界流量,井筒内有部分水不能全部带走;三是关井状态,井筒内气、水相态分离[1]。
有井筒积液的气井,井筒积液效应将对井底产生一个附加的压力,这种附加压力将影响井底实测压力,使测试资料出现异常,给气井测试资料解释带来很大的困难[2-5]。
东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部,构造上为伊盟隆起与伊陕斜坡的过渡区域,属于低孔、低渗致密气藏。该气田部分井井斜角较大,属于大斜度井。大斜度井进行DST测试时,受封隔器最大坐封井斜角的限制,压力计均没下到储层中部。
当气水同产时,由于压力计距储层中部上百米,距离较大,井筒积液现象更加严重,对地层压力值的准确获取影响更大。基于此,本文认为井筒积液是导致东胜气田大斜度井测试地层压力异常的主要原因,并结合现场测试实例,对后期的测试提出改进意见,以保证获取的储层参数准确可靠。
目前,鄂尔多斯盆地DST 测试采用的测试工具为MFE多流测试器,封隔器最大坐封井斜角为35°左右位置。针对大斜度井,无法用联作测试工艺,通过工艺优化和改进,试验了油管传输射孔+DST测试工艺,先用油管传输射孔枪对目的层段进行射孔,再下测试管柱进行测试。该工艺的优点是能在大斜度井顺利坐封封隔器,以保证测试工艺顺利完成。测试管柱结构见图1。目前在东胜气田该工艺共测试了6层,测试情况见表1。
表1 大斜度井DST测试情况统计表
由于大斜度井受测试封隔器最大坐封井斜角的限制,压力计未能下到气层中部,距离气层中部数百米,当气水同时产出时,就存在井筒积液现象,井筒内的积液是导致地层压力异常的主要原因,现对不同状态下井筒积液对地层压力的影响进行分析。
开井状态下,当气流量大于井筒携液临界流量时,气井以雾状流的形式传送与气体伴生的水(图2-Ⅰ)。
井底流压为压力计实测压力与压力计以下井流物所产生的压差之和,即:
式中:pwf——井底流压,MPa;
p实测——实测压力,MPa;
GD——井筒内的压力梯度,MPa/100m;
h——压力计与地层中部的距离,m。
开井状态下,当气流量小于井筒携液临界流量时,井筒内有部分水不能被全部带走(图2-Ⅱ)。由于压力计在井筒积液以上,不能确定井筒积液的高度和密度。压力计测得的压力梯度只代表压力计以上井筒内压力的变化,用实测压力梯度进行地层压力折算势必带来较大的误差。
关井状态下,井筒内液体发生重力分离(图2-Ⅲ)。 当压力计处在井筒积液液面以上时,由于不能确定压力计以下各相的液面高度和密度,因此无法进行地层压力折算。只有当压力计处在井筒内最底层的液相液面以下时,才能根据最底层的液相密度折算井底静压。
式中:pwf——井底静压,MPa;
p实测——实测压力,MPa;
ρ——最底层的液相密度,g/cm3;
g——重力加速度(取值9.8),N/kg;
h——压力计与地层中部的距离,m。
目前大斜度井在东胜气田共进行6层DST测试,6层测试均位于什股壕区块,通过与该区块其它井在相同层位获取的压力情况对比(表2)可知,J11P2H 盒3、J11P7H 盒3、J11P3H 盒1+盒2,J11P2H 盒1 四层获得的压力系数与同层位其它井获得的压力系数值比较接近,都属于正常的压力系统。J11-3 井盒1 和盒2 层位测试压力出现异常,压力系数低于同区块同层位其它井,属于偏低的压力系统。综合分析原因,J11-3 井测试期间气水同产,且压力计距离储层中部位置比其它四层远,使得J11-3井测试期间井筒积液现象严重,影响压力值的准确性。
表2 什股壕DST测试情况统计表
J11-3 井是鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起杭锦旗断阶的一口气藏评价井,该井最大井斜角为39.49°,该井 盒1、盒2层位进行了DST测试,以获取储层参数,同时了解储层产出情况。
盒1层位射孔段2195~2203m,测井解释为含水气层,封隔器坐封位置1630m(井斜角34°位置),压力计下深1628.79m,压力计距离储层中部垂向距离447m。测试期间,该井平均日产气量124.3m3/d,日产水量0.129m3/d。
二关最大压力12.307MPa/1628.79m,通过实测压力曲线(图3)发现二关井压力恢复较稳定,同时二关井双对数图(图4)导数曲线后期出现径向流直线段,说明地层压力恢复稳定,采用二关最大压力折算地层压力系数准确度较高。通过折算得到,压力系数为0.77,明显低于该区块该层位其它井测得的压力系数。
盒2 层位射孔段2147~2154、2158~2164m,封隔器坐封位置1650.73m(井斜角35°位置),压力计下深1645.43m,压力计距离储层中部垂向距离396m。测试期间,该井平均日产气量187m3/d,日产水量0.157m3/d。
二关最大压力12.619MPa/1645.43m,通过实测压力曲线(图5)发现二关井压力恢复较稳定。采用该二关最大压力折算压力系数为0.78,明显低于该区块该层位其它井测得的压力系数。
通过以上分析发现,J11-3 井盒1 和盒2 层位在开井期间气水同产,关井期间井筒积液导致气水重力分离,使得压力计测得的不是地层压力,还需要附加一个液柱压力,而直接用关井压力计算得到的地层压力系数将偏低。由于不能确定压力计以下各相的液面高度和密度,因此无法进行地层压力折算。
通过以上分析,针对气水同产大斜度井,压力计尽量下到储层中部,是获取储层参数的重要途径,后期可以通过对测试管柱结构进行改进,使压力计尽量下到储层中部,同时增大封隔器坐封井斜角位置,以获取准确储层参数。
(1)东胜气田大斜度井气水同产时,由于压力计未下到储层中部,测试关井期间井筒积液现象严重,导致压力计测得压力数据与地层真实压力数据有偏差。
(2)对于存在井筒积液的气井,制定合理可行的测试方案,同时对测试管柱结构进行改进,可以有效降低井筒积液对测试资料的影响,特别应注意压力计下深对测试资料的影响。