東勝氣田大斜度井測(cè)試地層壓力異常原因分析

吳照偉

（中石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，河南 鄭州 450006）

對(duì)于氣水同產(chǎn)井，井筒積液?jiǎn)栴}比較常見，由于地層產(chǎn)水，導(dǎo)致井筒內(nèi)有液體析出。井筒內(nèi)的液體主要呈以下三種分布狀態(tài)：一是氣流量大于井筒攜液臨界流量，氣井以霧狀流的形式傳送與氣體伴生的水；二是氣流量小于井筒攜液臨界流量，井筒內(nèi)有部分水不能全部帶走；三是關(guān)井狀態(tài)，井筒內(nèi)氣、水相態(tài)分離[1]。

有井筒積液的氣井，井筒積液效應(yīng)將對(duì)井底產(chǎn)生一個(gè)附加的壓力，這種附加壓力將影響井底實(shí)測(cè)壓力，使測(cè)試資料出現(xiàn)異常，給氣井測(cè)試資料解釋帶來很大的困難[2-5]。

東勝氣田位于鄂爾多斯盆地北部，構(gòu)造上為伊盟隆起與伊陜斜坡的過渡區(qū)域，屬于低孔、低滲致密氣藏。該氣田部分井井斜角較大，屬于大斜度井。大斜度井進(jìn)行DST測(cè)試時(shí)，受封隔器最大坐封井斜角的限制，壓力計(jì)均沒下到儲(chǔ)層中部。

當(dāng)氣水同產(chǎn)時(shí)，由于壓力計(jì)距儲(chǔ)層中部上百米，距離較大，井筒積液現(xiàn)象更加嚴(yán)重，對(duì)地層壓力值的準(zhǔn)確獲取影響更大。基于此，本文認(rèn)為井筒積液是導(dǎo)致東勝氣田大斜度井測(cè)試地層壓力異常的主要原因，并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試實(shí)例，對(duì)后期的測(cè)試提出改進(jìn)意見，以保證獲取的儲(chǔ)層參數(shù)準(zhǔn)確可靠。

1 大斜度井測(cè)試工藝

目前，鄂爾多斯盆地DST 測(cè)試采用的測(cè)試工具為MFE多流測(cè)試器，封隔器最大坐封井斜角為35°左右位置。針對(duì)大斜度井，無法用聯(lián)作測(cè)試工藝，通過工藝優(yōu)化和改進(jìn)，試驗(yàn)了油管傳輸射孔+DST測(cè)試工藝，先用油管傳輸射孔槍對(duì)目的層段進(jìn)行射孔，再下測(cè)試管柱進(jìn)行測(cè)試。該工藝的優(yōu)點(diǎn)是能在大斜度井順利坐封封隔器，以保證測(cè)試工藝順利完成。測(cè)試管柱結(jié)構(gòu)見圖1。目前在東勝氣田該工藝共測(cè)試了6層，測(cè)試情況見表1。

表1 大斜度井DST測(cè)試情況統(tǒng)計(jì)表

2 大斜度井地層壓力異常原因分析

由于大斜度井受測(cè)試封隔器最大坐封井斜角的限制，壓力計(jì)未能下到氣層中部，距離氣層中部數(shù)百米，當(dāng)氣水同時(shí)產(chǎn)出時(shí)，就存在井筒積液現(xiàn)象，井筒內(nèi)的積液是導(dǎo)致地層壓力異常的主要原因，現(xiàn)對(duì)不同狀態(tài)下井筒積液對(duì)地層壓力的影響進(jìn)行分析。

開井狀態(tài)下，當(dāng)氣流量大于井筒攜液臨界流量時(shí)，氣井以霧狀流的形式傳送與氣體伴生的水（圖2-Ⅰ）。

井底流壓為壓力計(jì)實(shí)測(cè)壓力與壓力計(jì)以下井流物所產(chǎn)生的壓差之和，即：

式中：pwf——井底流壓，MPa；

p實(shí)測(cè)——實(shí)測(cè)壓力，MPa；

GD——井筒內(nèi)的壓力梯度，MPa/100m；

h——壓力計(jì)與地層中部的距離，m。

開井狀態(tài)下，當(dāng)氣流量小于井筒攜液臨界流量時(shí)，井筒內(nèi)有部分水不能被全部帶走（圖2-Ⅱ）。由于壓力計(jì)在井筒積液以上，不能確定井筒積液的高度和密度。壓力計(jì)測(cè)得的壓力梯度只代表壓力計(jì)以上井筒內(nèi)壓力的變化，用實(shí)測(cè)壓力梯度進(jìn)行地層壓力折算勢(shì)必帶來較大的誤差。

關(guān)井狀態(tài)下，井筒內(nèi)液體發(fā)生重力分離（圖2-Ⅲ）。 當(dāng)壓力計(jì)處在井筒積液液面以上時(shí)，由于不能確定壓力計(jì)以下各相的液面高度和密度，因此無法進(jìn)行地層壓力折算。只有當(dāng)壓力計(jì)處在井筒內(nèi)最底層的液相液面以下時(shí)，才能根據(jù)最底層的液相密度折算井底靜壓。

式中：pwf——井底靜壓，MPa；

p實(shí)測(cè)——實(shí)測(cè)壓力，MPa；

ρ——最底層的液相密度，g/cm3；

g——重力加速度（取值9.8），N/kg；

h——壓力計(jì)與地層中部的距離，m。

3 實(shí)例分析

目前大斜度井在東勝氣田共進(jìn)行6層DST測(cè)試，6層測(cè)試均位于什股壕區(qū)塊，通過與該區(qū)塊其它井在相同層位獲取的壓力情況對(duì)比（表2）可知，J11P2H 盒3、J11P7H 盒3、J11P3H 盒1+盒2，J11P2H 盒1 四層獲得的壓力系數(shù)與同層位其它井獲得的壓力系數(shù)值比較接近，都屬于正常的壓力系統(tǒng)。J11-3 井盒1 和盒2 層位測(cè)試壓力出現(xiàn)異常，壓力系數(shù)低于同區(qū)塊同層位其它井，屬于偏低的壓力系統(tǒng)。綜合分析原因，J11-3 井測(cè)試期間氣水同產(chǎn)，且壓力計(jì)距離儲(chǔ)層中部位置比其它四層遠(yuǎn)，使得J11-3井測(cè)試期間井筒積液現(xiàn)象嚴(yán)重，影響壓力值的準(zhǔn)確性。

表2 什股壕DST測(cè)試情況統(tǒng)計(jì)表

J11-3 井是鄂爾多斯盆地伊盟北部隆起杭錦旗斷階的一口氣藏評(píng)價(jià)井，該井最大井斜角為39.49°，該井 盒1、盒2層位進(jìn)行了DST測(cè)試，以獲取儲(chǔ)層參數(shù)，同時(shí)了解儲(chǔ)層產(chǎn)出情況。

盒1層位射孔段2195～2203m，測(cè)井解釋為含水氣層，封隔器坐封位置1630m（井斜角34°位置），壓力計(jì)下深1628.79m，壓力計(jì)距離儲(chǔ)層中部垂向距離447m。測(cè)試期間，該井平均日產(chǎn)氣量124.3m3/d，日產(chǎn)水量0.129m3/d。

二關(guān)最大壓力12.307MPa/1628.79m，通過實(shí)測(cè)壓力曲線（圖3）發(fā)現(xiàn)二關(guān)井壓力恢復(fù)較穩(wěn)定，同時(shí)二關(guān)井雙對(duì)數(shù)圖（圖4）導(dǎo)數(shù)曲線后期出現(xiàn)徑向流直線段，說明地層壓力恢復(fù)穩(wěn)定，采用二關(guān)最大壓力折算地層壓力系數(shù)準(zhǔn)確度較高。通過折算得到，壓力系數(shù)為0.77，明顯低于該區(qū)塊該層位其它井測(cè)得的壓力系數(shù)。

盒2 層位射孔段2147～2154、2158～2164m，封隔器坐封位置1650.73m（井斜角35°位置），壓力計(jì)下深1645.43m，壓力計(jì)距離儲(chǔ)層中部垂向距離396m。測(cè)試期間，該井平均日產(chǎn)氣量187m3/d，日產(chǎn)水量0.157m3/d。

二關(guān)最大壓力12.619MPa/1645.43m，通過實(shí)測(cè)壓力曲線（圖5）發(fā)現(xiàn)二關(guān)井壓力恢復(fù)較穩(wěn)定。采用該二關(guān)最大壓力折算壓力系數(shù)為0.78，明顯低于該區(qū)塊該層位其它井測(cè)得的壓力系數(shù)。

通過以上分析發(fā)現(xiàn)，J11-3 井盒1 和盒2 層位在開井期間氣水同產(chǎn)，關(guān)井期間井筒積液導(dǎo)致氣水重力分離，使得壓力計(jì)測(cè)得的不是地層壓力，還需要附加一個(gè)液柱壓力，而直接用關(guān)井壓力計(jì)算得到的地層壓力系數(shù)將偏低。由于不能確定壓力計(jì)以下各相的液面高度和密度，因此無法進(jìn)行地層壓力折算。

通過以上分析，針對(duì)氣水同產(chǎn)大斜度井，壓力計(jì)盡量下到儲(chǔ)層中部，是獲取儲(chǔ)層參數(shù)的重要途徑，后期可以通過對(duì)測(cè)試管柱結(jié)構(gòu)進(jìn)行改進(jìn)，使壓力計(jì)盡量下到儲(chǔ)層中部，同時(shí)增大封隔器坐封井斜角位置，以獲取準(zhǔn)確儲(chǔ)層參數(shù)。

4 結(jié)論

（1）東勝氣田大斜度井氣水同產(chǎn)時(shí)，由于壓力計(jì)未下到儲(chǔ)層中部，測(cè)試關(guān)井期間井筒積液現(xiàn)象嚴(yán)重，導(dǎo)致壓力計(jì)測(cè)得壓力數(shù)據(jù)與地層真實(shí)壓力數(shù)據(jù)有偏差。

（2）對(duì)于存在井筒積液的氣井，制定合理可行的測(cè)試方案，同時(shí)對(duì)測(cè)試管柱結(jié)構(gòu)進(jìn)行改進(jìn)，可以有效降低井筒積液對(duì)測(cè)試資料的影響，特別應(yīng)注意壓力計(jì)下深對(duì)測(cè)試資料的影響。