井下流體取樣器測試技術(shù)的應(yīng)用

于化龍

(大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163513)

0 引 言

在油田開發(fā)中后期，對高含水[1-4]采油井縱向上潛力層[5-6]的認(rèn)識一直難有較大突破，特別是對每個生產(chǎn)層地層壓力及開采程度的認(rèn)識，急需有效的測試技術(shù)和監(jiān)測手段。常規(guī)測井儀器和方法受探測深度和環(huán)境影響較大，難以準(zhǔn)確找到剩余油[7-15]，井下取樣器(地層測試器)可直接測量井下單個地層壓力并獲取地層中原狀流體樣品，難題就可迎刃破解。國外井下流體取樣器主要有RFT、FET、SFT等，RFT、FET在裸眼井內(nèi)用吸盤貼封任意方向井壁，用一根探針測壓取樣；SFT在套管井內(nèi)用吸盤貼封任意方向的1-2個射孔孔眼并測壓取樣。國內(nèi)井下流體取樣器主要有AFT[16](Advanced Formation Tester，稱為電纜輸送自排液式分層測壓取樣器或高含水井分層找可動剩余油集成測試技術(shù))。AFT在套管井采用液壓膨脹雙膠筒封隔套管，實現(xiàn)儲集層壓力(溫度)等測試和流體取樣。AFT結(jié)合測井直讀技術(shù)和試井存儲技術(shù)，通過電纜施工工藝，在井筒內(nèi)獲取井下儲集層的壓力資料[17-18]和流體樣品[19]。

1 AFT測試方法

1.1 測試原理及工藝

將AFT輸送至井下，利用自然伽馬儀(GR)、磁性定位器(CCL)雙重定位跟蹤待測目地層，液壓系統(tǒng)使一對可調(diào)卡距的電控膨脹式封隔器在目的層外的夾層處脹封。利用儀器串中的泵強(qiáng)制抽排出封隔段內(nèi)及目的層的液體，監(jiān)測并記錄液柱壓力、地層壓力、溫度和流體含水等信息，待抽取到目的層原狀流體后保存流體樣品，停泵后測單層壓力恢復(fù)，然后解封，上提儀器出井口并轉(zhuǎn)樣。經(jīng)對各層錄取資料解釋及液樣化驗結(jié)果進(jìn)行綜合分析，確定有潛力的目的層。

AFT井下流體取樣器下井可以獲得自然伽馬(GR)、磁性定位(CCL)、液柱壓力溫度(P液柱、T液柱)、地層壓力溫度(P地層、T地層)、流體含水(fw)、封隔器液壓壓力(P液壓)8個參數(shù)。

1.2 儀器結(jié)構(gòu)

AFT井下流體取樣器主要由井下取樣、井下測試、井下供電三部分組成，如圖1所示。

1—電纜頭；2—電子節(jié)；3—平衡節(jié)；4—液壓節(jié)；5—存樣節(jié)；6—上封隔節(jié)；7—抽吸節(jié)；8—下封隔節(jié)及儀器尾帽；9—調(diào)整加長節(jié)；10—伽馬短節(jié)；11—磁性定位、壓力、溫度組合測試儀短節(jié)圖1 AFT井下流體取樣器結(jié)構(gòu)示意圖

1)井下取樣：主要由平衡節(jié)、液壓節(jié)、存樣節(jié)、上封隔器節(jié)、抽吸節(jié)、調(diào)整加長節(jié)、下封隔器節(jié)等組成。

2)井下測試：主要由伽馬短節(jié)、磁性定位、壓力、溫度組合測試儀短節(jié)等組成。

3)井下供電：專用便攜式地面系統(tǒng)高壓電源柜、低壓電源柜通過電纜為井下液壓節(jié)、可調(diào)卡距的電控雙封隔器(上、下封隔器節(jié))、抽吸節(jié)、電子節(jié)等提供工作電壓。

1.3 儀器技術(shù)參數(shù)

AFT井下流體取樣器技術(shù)指標(biāo)見表1。

表1 AFT取樣器技術(shù)指標(biāo)

2 AFT測試方法的應(yīng)用

2.1 AFT現(xiàn)場測試施工過程

儀器下放到測壓層位以下，上測井段的自然伽馬和磁定位曲線與完井電測自然伽馬曲線及前磁數(shù)據(jù)對比，校正深度。

儀器上提到測試層位，使封隔段對準(zhǔn)封隔層位，啟動液壓馬達(dá)，開始封隔，封隔成功后反復(fù)泵抽、泵排封隔段內(nèi)的流體一段時間后，存樣，然后等待地層壓力曲線穩(wěn)定后解封，開始緩慢上提儀器。儀器提出井口后安裝接樣管，將流體樣品存放到樣品容器內(nèi)。

檢查封隔器狀態(tài)良好后，逐一層位完成各層段的分層取樣及測壓工作。

大慶油田某采油廠年完成AFT測試10井次，隨著AFT測試方法的推廣應(yīng)用和儀器的不斷完善，測試井次逐年呈上升趨勢。

2.2 應(yīng)用實例

2.2.1 測試目的和方案

X1井是大慶油田某采油廠純油區(qū)東部一口三次加密調(diào)整抽油機(jī)井。本次測試對該井5個層段進(jìn)行AFT測試。測取目的層段的壓力，抽取目的層段流體樣品，了解縱向?qū)娱g壓力差異和各層段流體的性質(zhì)，為該井后期生產(chǎn)及措施方案調(diào)整提供依據(jù)。根據(jù)測試目的并結(jié)合本井射孔情況，2019年5月8日-5月9日， 晝夜連續(xù)施工，采用GR校深，對5個層段分別進(jìn)行測壓、取樣，其層位與施工順序及施工內(nèi)容見表2。

表2 X1井AFT測試施工數(shù)據(jù)表

2.2.2 壓力資料分析

1)SII1(1)-2(2)層

SII1(1)-2(2)(959.9～966.4 m)號層地層壓力高于對應(yīng)深度處液柱壓力。時間-壓力曲線如圖2所示。封隔器坐封后地層壓力上升，坐封2 min后泵開始抽排。隨泵抽排，地層壓力波動較大，壓力恢復(fù)曲線波動也較大，由于壓力恢復(fù)曲線異常無法進(jìn)行試井?dāng)M合分析，僅給出如下壓力值：測試深度處地層壓力為9.57 MPa，液柱壓力為9.35 MPa，折算到油層中部深度地層壓力為10.48 MPa。

圖2 SII1(1)-2(2)層時間-壓力曲線

2)SII6(0)-9(1)層

SII6(0)-9(1)(983.5～993.2 m)號層地層壓力高于對應(yīng)深度處液柱壓力。壓力曲線及解釋成果圖如圖3所示。

圖3 SII6(0)-9(1)層時間-壓力、壓力-導(dǎo)數(shù)曲線

封隔器坐封后地層壓力明顯上升，坐封3 min后泵開始抽排，然后關(guān)井進(jìn)行壓力恢復(fù)測試。壓力及其導(dǎo)數(shù)曲線顯示：早期變井儲，出現(xiàn)了明顯徑向流特征。選擇“變井儲+均質(zhì)油藏+無限大邊界”模型進(jìn)行解釋分析。計算得到該層井筒儲集系數(shù)為0.000 322 m3/MPa，井儲很小，說明AFT測試能夠大大減小井儲影響；有效滲透率為55.2×10-3μm2，為中滲儲層特征，表皮系數(shù)為1.2，井壁區(qū)受到了污染，屬于不完善井段。測試深度處地層壓力為10.10 MPa，液柱壓力為9.57 MPa，折算到油層中部深度地層壓力為10.76 MPa，外推地層壓力為10.90 MPa。

3)SII11(3)-12(0)層

SII11(3)-12(0)(1 003.6～1 011.0m)號層地層壓力高于對應(yīng)深度處液柱壓力。壓力曲線及解釋成果圖如圖4所示。封隔器坐封后地層壓力上升，坐封3 min后泵開始抽排，抽排結(jié)束后關(guān)井進(jìn)行壓力恢復(fù)測試。壓力及其導(dǎo)數(shù)曲線顯示：早期變井儲，受定壓邊界影響導(dǎo)數(shù)曲線后期下掉，選擇“變井儲+均質(zhì)油藏+圓形定壓邊界”模型進(jìn)行解釋分析。計算得到該層井筒儲集系數(shù)為0.145 m3/MPa，井儲小，說明AFT測試能夠減小井儲影響；有效滲透率為21.1×10-3μm2，為低滲儲層特征，表皮系數(shù)為4.77，井壁區(qū)受到了污染，屬于不完善井段。測試深度處地層壓力為10.79 MPa，液柱壓力為9.77 MPa，折算到油層中部深度地層壓力為11.27 MPa，外推地層壓力為11.35 MPa。該層坐封后井口溢流量明顯減小。

圖4 SII11(3)-12(0)層時間-壓力、壓力-導(dǎo)數(shù)曲線

4)SIII11(0)層

SIII11(0)(1 060.7～1 062.3 m)號層地層壓力高于對應(yīng)深度處液柱壓力。壓力曲線及解釋成果圖如圖5所示。封隔器坐封后地層壓力上升，坐封5 min后泵開始抽排，抽排結(jié)束后關(guān)井進(jìn)行壓力恢復(fù)測試。壓力及其導(dǎo)數(shù)曲線顯示：早期有裂縫線性流特征反映，后期出現(xiàn)了明顯徑向流特征，選擇“定井儲+有效傳導(dǎo)裂縫+均質(zhì)油藏+無限大邊界”模型進(jìn)行解釋分析。計算得到該層井筒儲集系數(shù)為0.000 45 m3/MPa，井儲很小，說明AFT測試能夠大大減小井儲影響。有效滲透率為32.1×10-3μm2，為低滲儲層特征。表皮系數(shù)為-1.54，井壁區(qū)未受到污染，屬于完善井段。測試深度處地層壓力為10.65 MPa，液柱壓力為10.34 MPa，折算到油層中部深度地層壓力為10.56 MPa，外推地層壓力為10.70 MPa。

圖5 SIII11(0)層時間-壓力、壓力-導(dǎo)數(shù)曲線

5)PI42(1-2)層

PI42(1-2)(1 127.4～1 131.3 m)號層地層壓力高于對應(yīng)深度處液柱壓力。壓力曲線及解釋成果圖如圖6所示。封隔器坐封后地層壓力上升，坐封8 min后泵開始抽排，抽排結(jié)束后關(guān)井進(jìn)行壓力恢復(fù)測試。壓力及其導(dǎo)數(shù)曲線顯示：早期變井儲，受定壓邊界影響導(dǎo)數(shù)曲線后期下掉，選擇“變井儲+均質(zhì)油藏+圓形定壓邊界”模型進(jìn)行解釋分析。計算得到該層井筒儲集系數(shù)為0.005 11 m3/MPa，井儲很小，說明AFT測試能夠大大減小井儲影響。有效滲透率為109.0×10-3μm2，為中滲儲層特征。表皮系數(shù)為10.2，井壁區(qū)受到了污染，屬于不完善井段。測試深度處地層壓力為11.18 MPa，液柱壓力為10.96 MPa，折算到油層中部深度地層壓力為10.49 MPa，外推地層壓力為10.50 MPa。

圖6 PI42(1-2)層時間-壓力、壓力-導(dǎo)數(shù)曲線

2.2.3 取樣分析

圖7中從左至右分別為自上而下5個測試層段抽取的流體樣品。

圖7 流體樣品圖片

觀察圖7取樣獲得的樣品，SII11(3)-12(0)(1 003.6～1 011.0 m)號層及PI42(1-2)(1 127.4～1 131.3 m)號層樣品明顯含油，具有繼續(xù)生產(chǎn)挖潛的潛力；SIII11(0)(1 060.7～1 062.3 m)號層壓力導(dǎo)數(shù)曲線顯示有明顯的裂縫線性流特征，取樣結(jié)果完全是清水，分析認(rèn)為該層產(chǎn)出流體主要為水。因此，建議SII11(3)-12(0)(1 003.6～1 011.0 m)號層及PI42(1-2)(1 127.4～1 131.3 m)號層為剩余油潛力油層；SII11(3)-12(0)(1 003.6～1 011.0 m)號層為6個小層合測，其中既有潛力層又包含有強(qiáng)水淹高壓層，若能細(xì)分詳查堵水則更好。

2.3 測試結(jié)果驗證

測井結(jié)果表明在高含水油井內(nèi)，仍有含水率相對較低的潛力油層。根據(jù)AFT實測資料，有針對性地封堵高含水層，使相對低壓潛力油層的能量得到有效釋放。應(yīng)用AFT測試結(jié)果并采取壓裂和堵水措施的井，措施后都顯著地增加了產(chǎn)油量，全井的綜合含水率降低，見表3。

表3 AFT現(xiàn)場測試及措施后應(yīng)用效果

3 結(jié) 論

1) AFT井下取樣測試結(jié)果表明高含水油井內(nèi)，仍存在含水率相對較低的潛力油層。

2) AFT井下取樣器壓力恢復(fù)測試能夠有效消除井儲效應(yīng)，壓力恢復(fù)測試效率提高。

3) AFT井下取樣器需要改進(jìn)，多次測試結(jié)果表明，每井次的第一個測試點(diǎn)，隨泵抽排，地層壓力波動較大，壓力恢復(fù)曲線波動也較大，壓力恢復(fù)曲線異常無法進(jìn)行試井?dāng)M合分析；測試過程中井口始終有溢流，因此分層取樣結(jié)果能夠定性反映層段流體性質(zhì)情況。