隨鉆測壓技術(shù)在渤海油田開發(fā)中的應(yīng)用

張振杰 蘇進昌 李展峰 瞿朝朝 閆建麗

(中海石油(中國)有限公司天津分公司)

0 引 言

隨著渤海油田開發(fā)程度不斷深入，多數(shù)油田逐步進入高含水采油階段[1-3]，油藏地層壓力分布越來越復(fù)雜，而合理的地層壓力是指導(dǎo)油田生產(chǎn)和調(diào)整挖潛的重要條件[4]。常規(guī)電纜測壓工具對井型以及井況要求較高且在大斜度井中存在下入風(fēng)險[5]，而海上油氣田絕大部分井型都為大斜度井或水平井。近年來，隨著測壓工具的更新及測試技術(shù)的進步，隨鉆地層壓力測試已成為鉆井過程中實時獲取油藏小層壓力的重要手段[6-7]，利用各小層壓力資料可以明確注采井間連通性，判斷油藏能量衰竭情況并分析注采井組動態(tài)信息，從而便于在開發(fā)過程中有針對性地優(yōu)化油田開發(fā)方案。本文介紹了隨鉆測壓工具及其基本原理、應(yīng)用范圍，并以渤海油田不同開發(fā)階段的兩個區(qū)塊為例，分析了隨鉆測壓技術(shù)在判斷儲層連通性以及層間注采均衡狀況方面的應(yīng)用，有效指導(dǎo)了油田后期開發(fā)方案調(diào)整，為類似油田的開發(fā)提供了一定的參考。

1 隨鉆測壓工具及其工作原理

隨鉆測壓是指在鉆井過程中進行地層壓力測試的一種測試技術(shù)。同常規(guī)隨鉆工具一樣，隨鉆測壓工具通常與隨鉆儀器的方位短節(jié)、自然伽馬、電阻率、密度-中子等儀器進行組合[8]。其中，通過LWD工具測量常規(guī)測井曲線來識別目的層，當鉆至目的層后就可以用隨鉆測壓工具對儲集層進行測壓。目前常用的隨鉆測壓工具有斯倫貝謝公司StethoScope工具，哈里伯頓公司GeoTap工具以及貝克休斯公司TestTrak工具。以斯倫貝謝公司StethoScope隨鉆測壓工具為例，該工具主要由壓力測試模塊和電池兩大部分組成，其中，壓力測試模塊內(nèi)部安裝吸入泵、壓力計、探針等儀器，工具在開泵和關(guān)泵條件下都可以進行測試[9-10]。

隨鉆測壓工作原理是當鉆至設(shè)計目的層時，通過地面系統(tǒng)發(fā)送指令，井下工具接收指令后，工具支撐臂伸開使探針貼靠井壁儲層，隨后探針刺穿泥餅進入地層使得探針與地層之間建立連通通道，通過抽取地層中的流體形成壓力波動并測試吸入流度，然后停止吸入并測試地層壓力恢復(fù)情況，通過分析壓降與壓力恢復(fù)情況判斷地層滲透性。當?shù)貙訚B透率較大時，抽取速度快、壓降小，壓力恢復(fù)時間短；反之，抽取速度慢、壓降大，壓力恢復(fù)時間長[11-12]。通過連續(xù)測量多個深度處的地層壓力形成壓力剖面，地層壓力大小可直觀反映儲層動用程度及層間注采情況，為后續(xù)射孔層段選擇、判斷斷層封堵性及儲層連通性、井別調(diào)整(生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注水井或注水井轉(zhuǎn)生產(chǎn)井)、預(yù)防鉆井液侵入污染等方面的應(yīng)用提供可靠依據(jù)[13]。

2 應(yīng)用實例分析

2.1 判斷儲層連通性

J油田位于渤海遼東灣海域，構(gòu)造上處于遼中凹陷中段的反轉(zhuǎn)帶，被遼中1號大斷層分為東、西兩塊，構(gòu)造整體較陡且具有繼承性。2 D井區(qū)位于油田西塊，主要含油層系為東營組東二段及東三段，沉積類型為辮狀河三角洲前緣河口壩及水下分流河道沉積微相。其中，東三段是利用B 27S1調(diào)整井加深評價新發(fā)現(xiàn)的含油層段，初期利用該井試采東三段落實流體性質(zhì)及產(chǎn)能，后期再上返生產(chǎn)東二段。另外，針對新發(fā)現(xiàn)的東三段含油層段設(shè)計三注四采的開發(fā)井網(wǎng)(圖1)。

圖1 J油田2D井區(qū)東三段設(shè)計開發(fā)井位

B 27S1井合采東三段Ⅰ-Ⅳ油組初期產(chǎn)油70 m3/d，不含水；目前產(chǎn)油40 m3/d，含水率10%。根據(jù)探井資料顯示，2 D井區(qū)東三段為正常壓力系統(tǒng)，原始地層壓力系數(shù)約1.03，隨著試采井不斷生產(chǎn)且外圍水體能量不足，造成該井流壓下降較多，說明地層能量虧空較大，同時由于東三段不同油組物性不一致，壓力下降程度也存在一定差異，物性差異越大，地層能量虧空的差異也越大。為厘清各油組的壓力下降情況以及注采井之間的儲層連通性，設(shè)計對低部位B 43井進行隨鉆測壓，測壓數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 B 43井東三段隨鉆測壓數(shù)據(jù)

根據(jù)測點深度和原始地層壓力系數(shù)計算出各測點原始地層壓力及各油組壓降大小。圖2為B 43井隨鉆測壓及原始地層壓力深度剖面圖。由表1及圖2可以看到,2 D井區(qū)東三段各油組能量虧空非常不均衡，通過對所得測壓數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn),東三段Ⅰ-Ⅳ油組地層壓力均有不同程度的下降，說明注采井之間儲集層均存在一定的連通性，其中Ⅰ和Ⅲ油組地層壓力下降較多而Ⅱ和Ⅳ油組地層壓力下降較少，分析認為是受油組間縱向非均質(zhì)性影響所致，Ⅰ和Ⅲ油組滲透率較高，分別為1 322.5 mD、490.4 mD，Ⅱ油組滲透率略低，為228.9 mD，Ⅳ油組滲透率較差，為140.5 mD。針對不同油組地層壓力虧空不同，需要盡快制定合理的分層配注方案，以恢復(fù)地層壓力，提高油井產(chǎn)量。同時，根據(jù)B 43井的隨鉆測壓結(jié)果，對該井的完井方案進行優(yōu)化，以期最大程度減少鉆井液侵入污染儲層。

圖2 B 43井隨鉆測壓深度剖面圖

2.2 判斷層間注采均衡狀況

Z油田位于渤海遼東灣海域，構(gòu)造上處于遼西凹陷北洼，主要含油層系為東營組東二下段，沉積類型為湖相三角洲前緣河口壩及水下分流河道沉積微相，原始地層壓力系數(shù)約1.03，為正常壓力系統(tǒng)。油田東側(cè)構(gòu)造高部位為兩注四采的不規(guī)則井網(wǎng)(圖3)。

圖3 Z油田東側(cè)東二下段開發(fā)井位圖

目前該區(qū)整體處于高含水采油階段，為厘清主力砂體地層壓力及注采狀況，設(shè)計將低產(chǎn)低效A 7井側(cè)鉆至A 7S1井位置，并對其進行隨鉆測壓，測壓數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 A 7S1井東二段隨鉆測壓數(shù)據(jù)

同樣，根據(jù)測點深度和壓力系數(shù)計算出各測點原始地層壓力及各砂體壓降大小。圖4為A 7S1井隨鉆測壓及原始地層壓力深度剖面圖。由表2及圖4可以看到，東側(cè)高部位東二下段各主力砂體能量虧空不均衡。通過對測壓所得數(shù)據(jù)進行分析發(fā)現(xiàn),所有砂體測得的壓力相較于原始地層壓力均存在一定變化，表明注采井之間儲層均存在一定的連通性，這也反映了該井區(qū)三角洲前緣儲層分布的相對穩(wěn)定性。Ⅲ2砂體地層壓力略高于原始地層壓力，表明前期的注水起到了補充地層能量的作用，壓力較穩(wěn)定，下一步需要控制該砂體吸水量；其他各小層均低于合理地層壓力，尤其是Ⅰ3、Ⅰ4和Ⅲ4砂體相較于原始地層壓力下降較大且低于周邊井目前地層壓力，表明這幾個砂體地層壓力衰減嚴重，后期應(yīng)及時注水以補充地層能量，從而提高采油效率。

目前該區(qū)為兩注四采的不規(guī)則井網(wǎng)，注水井C 2井和E 1-7井均為多個防砂段分層配注，其中C 2井分為Ⅰ2-Ⅰ3、Ⅰ4-Ⅰ5、Ⅱ1-Ⅱ3、Ⅲ1-Ⅲ3和Ⅲ4共5個防砂段，E 1-7井分為Ⅰ2-Ⅱ3和Ⅲ1-Ⅲ4共2個防砂段(圖5)。

由于分注層位不夠細化，A 7S1井隨鉆測壓數(shù)據(jù)分析表明，C 2井和E 1-7井分層配注仍未能滿足周邊井的實際生產(chǎn)需求，在對周邊注水井進行優(yōu)化配注的同時需要進一步加強細化分層注水等措施的研究，通過對各砂體的隨鉆地層壓力監(jiān)測，可以為周邊注水井細化分層配注調(diào)整提供可靠依據(jù)[14]。

圖4 A 7S1井隨鉆測壓深度剖面圖

圖5 Z油田東側(cè)東二下段注水井與采油井連井剖面對比

3 結(jié) 論

(1)隨鉆測壓技術(shù)在鉆井過程中能實時測量記錄地層壓力，已經(jīng)成為海上油田獲取油藏小層地層壓力的重要手段，可以直觀反映油田各小層的壓力狀況。

(2)根據(jù)隨鉆測壓所獲得的地層壓力數(shù)據(jù)作出小層壓力剖面圖，可以確定注采井間連通性、優(yōu)化注水方案，提高注水效果、指導(dǎo)后期開發(fā)方案調(diào)整，以及優(yōu)化井位部署等。