劉志強(qiáng)

大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司

目前國(guó)內(nèi)外水平井壓力恢復(fù)試井施工工藝主要有3種：第1種方法是利用鉆修機(jī)通過(guò)鉆桿或油管將測(cè)試儀器輸送到測(cè)試目的深度，再利用鉆井液循環(huán)動(dòng)力將水平井電纜對(duì)接工具與測(cè)試儀器組合；第2種方法是管柱預(yù)置式水平井測(cè)壓技術(shù)，通過(guò)作業(yè)方式將帶有封隔器的測(cè)壓短節(jié)下入到目的層段，生產(chǎn)一段時(shí)間后進(jìn)行壓力恢復(fù)測(cè)試，該方法消除了井儲(chǔ)效應(yīng)；第3種方法是連續(xù)油管測(cè)試，它是目前解決水平井測(cè)試最具備前景的方法［1］。采用上述任何方法進(jìn)行水平井壓力恢復(fù)測(cè)試均需作業(yè)下入測(cè)試儀器，而且施工成本高、工作量大、周期長(zhǎng)，由于作業(yè)后短期內(nèi)近井地帶很難恢復(fù)正常狀態(tài)，因此測(cè)試結(jié)果存在不同程度的偏差。

直井鋼絲吊測(cè)法壓力恢復(fù)試井在我國(guó)各大油田已經(jīng)廣泛應(yīng)用，該方法是將儀器從采油井的油套環(huán)形空間下到油層中部深度進(jìn)行測(cè)試。測(cè)試時(shí)不需要起出生產(chǎn)管柱，測(cè)試前采油井處于穩(wěn)定生產(chǎn)狀態(tài)，測(cè)試的流動(dòng)壓力等數(shù)據(jù)比其他方法更準(zhǔn)確。但是，采用鋼絲吊測(cè)法進(jìn)行水平井的壓力恢復(fù)試井，受井眼斜度影響測(cè)試儀器往往無(wú)法下入到油層中部深度。此時(shí)，儀器所處位置可能會(huì)發(fā)生流體相態(tài)分離、氣液界面移動(dòng)等復(fù)雜井筒現(xiàn)象，導(dǎo)致測(cè)試的壓力恢復(fù)曲線(xiàn)異常，不能同步反映油層中部壓力信息［2］。筆者考慮影響水平井壓力恢復(fù)試井曲線(xiàn)形態(tài)的井筒內(nèi)流體相態(tài)變化、氣液界面移動(dòng)、壓力計(jì)下入位置等因素，結(jié)合水平井筒內(nèi)流體分布規(guī)律探討了水平井直井段壓力恢復(fù)試井的有效施工方法，并與其他資料做了相互驗(yàn)證。

1 影響壓力恢復(fù)試井曲線(xiàn)形態(tài)因素

1.1 相態(tài)分離

1.1.1 相態(tài)分離產(chǎn)生機(jī)理

以油氣兩相為例討論井筒相態(tài)分離現(xiàn)象的產(chǎn)生機(jī)理，當(dāng)壓力低于原油泡點(diǎn)壓力時(shí)，原油中溶解的天然氣將分離出來(lái)。假設(shè)垂直管柱中充滿(mǎn)油氣混合物，如圖1(a)，則管柱中混合物密度可表示為［3-4］

由于液相的體積百分比遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于氣相的體積百分比，因此式(1)可簡(jiǎn)化為

若忽略摩阻，那么管柱底部壓力等于頂部壓力加上混合物的靜液柱壓力，管柱底部壓力可表示為

關(guān)閉管柱頂、底部閥門(mén)后管柱內(nèi)液相、氣相開(kāi)始分離，如圖1(b)。假設(shè)液體不可壓縮且管柱體積恒定，那么相態(tài)分離后氣體體積與關(guān)閉閥門(mén)前氣泡體積相等。如果管柱溫度不變，那么關(guān)閉閥門(mén)后氣相平均壓力同樣與關(guān)閉閥門(mén)前氣泡的平均壓力相等，那么

發(fā)生相態(tài)分離前管柱頂部氣相產(chǎn)生的壓力為pT，管柱底部氣相產(chǎn)生的壓力

假設(shè)管柱中氣泡均勻分布，氣泡平均壓力可表示為

相態(tài)分離后管柱頂部氣壓比相態(tài)分離前壓力高，壓差為

式中，ρG為氣體密度，kg/m3；ρL為液體密度，kg/m3；為混為混合物密度，kg/m3；h為井筒中混合物深度，m；pB為井筒底部壓力，MPa；pB′為相態(tài)分離后井筒底部壓力，MPa；pT為井筒頂部壓力，MPa；pT′為相態(tài)分離后頂部壓力，MPa；pG為井筒底部氣相壓力，MPa；pG′為相態(tài)分離后井筒底部氣相壓力，MPa；ΔpT為相態(tài)分離前后井筒頂部產(chǎn)生的壓差，MPa；VL為管柱中單位體積混合物的液相體積百分?jǐn)?shù)，%；VG為管柱中單位體積混合物的液相體積百分?jǐn)?shù)，%。

由上述論證可見(jiàn)相態(tài)分離后管柱底部壓力也增加同樣的數(shù)值，此即井筒中相態(tài)分離產(chǎn)生機(jī)理。

1.1.2 相態(tài)分離產(chǎn)生條件

關(guān)井壓力恢復(fù)早期是否產(chǎn)生相態(tài)分離與井筒內(nèi)氣油比、地層滲透特性及井周?chē)貙拥奈廴厩闆r有關(guān)［5-6］。相態(tài)分離現(xiàn)象形成條件為：(1)存在較好滲透性油層，為氣油快速涌入井筒提供條件；(2)近井筒周?chē)嬖谝欢ǔ潭任廴?，形成了井壁阻力，有助于異常壓力快速形成?3)原油泡點(diǎn)壓力較高、地飽壓差小，井底具有較多已分離氣體，容易造成明顯的相態(tài)分離；(4)多套油氣層并存。

1.1.3 相態(tài)分離對(duì)曲線(xiàn)產(chǎn)生的影響

(1)壓力恢復(fù)曲線(xiàn)早期段出現(xiàn)“駝峰”形態(tài)，影響早期段曲線(xiàn)擬合，一般“駝峰”持續(xù)的時(shí)間因相態(tài)分離程度不同各有差異。

(2)井筒內(nèi)相態(tài)分離量大，壓力恢復(fù)曲線(xiàn)在雙對(duì)數(shù)導(dǎo)數(shù)圖中表現(xiàn)為最大值陡然下降，中間一段數(shù)據(jù)缺失。如果關(guān)井時(shí)間足夠長(zhǎng)，壓力回升可達(dá)到徑向流作用段。

(3)井筒內(nèi)相態(tài)分離量小，壓力恢復(fù)曲線(xiàn)在雙對(duì)數(shù)導(dǎo)數(shù)圖中的曲線(xiàn)形態(tài)下降較陡，而后又上升呈“V”型特征，最后達(dá)到徑向流動(dòng)期。

1.2 氣液界面的移動(dòng)

Matar和Santo認(rèn)為井筒氣液界面的變動(dòng)會(huì)在產(chǎn)層和測(cè)點(diǎn)間產(chǎn)生與時(shí)間相關(guān)的壓力偏移［7-8］。圖2(a)中，氣液界面位于射孔深度之下，2支壓力計(jì)記錄的油層中部深度處的壓力為pw(假設(shè)氣體密度可忽略不計(jì))

圖2 氣液界面流經(jīng)射孔層段和壓力計(jì)下深處示意圖Fig.2 The gas-liquid interface flowing through perforated zones and the manometer depth

圖2(b)中，氣液界面上升到射孔深度之上，當(dāng)界面繼續(xù)上升時(shí)，2支壓力計(jì)記錄的壓力相同，有

圖2(c)中，氣液界面上升至下壓力計(jì)之上，下壓力計(jì)記錄的壓力為pw減去與時(shí)間無(wú)關(guān)的靜液柱壓力(即下壓力計(jì)下深與油層中部間液柱壓力)，上壓力計(jì)記錄的壓力為pw減去與時(shí)間相關(guān)的液柱壓力，有

圖2(d)中，氣液界面超過(guò)2個(gè)壓力計(jì)，雖然界面繼續(xù)升高，此時(shí)2個(gè)壓力計(jì)記錄壓力分別為pw減去與時(shí)間無(wú)關(guān)的液柱壓力(即下壓力計(jì)下深與油層中部間液柱壓力)，有

式中，pw為油層中部壓力，MPa；ρ混為井筒內(nèi)液體的混合密度，kg/m3；t為時(shí)間，s；h1為壓力計(jì) 1 下入深度，m；h(t)為隨時(shí)間變化的壓力計(jì)沉沒(méi)深度，m；pg1為壓力計(jì)1下入點(diǎn)處壓力，MPa；pg2為壓力計(jì)2下入點(diǎn)處壓力，MPa。

2 施工工藝優(yōu)化

2.1 井筒內(nèi)流體分布

正常生產(chǎn)的水平井自上而下依次為氣柱段、泡沫段、油氣水段和油水混合段。氣液界面位置隨泵的沉沒(méi)度變化而變化。當(dāng)沉沒(méi)度較大時(shí)，氣液界面位于泵吸入口以上，沉沒(méi)度較小時(shí)，氣液界面位于泵吸入口以下較遠(yuǎn)處。氣液界面的理論臨界位置是井筒內(nèi)液柱壓力等于該處原油泡點(diǎn)壓力處。水平井關(guān)井后，隨著壓力恢復(fù)的進(jìn)行井筒內(nèi)游離的氣體被壓縮進(jìn)入泡沫段，泡沫段與油水接觸面上移。

2.2 儀器下入位置選擇

為盡量消除井筒內(nèi)相態(tài)變化、氣液界面移動(dòng)對(duì)儀器實(shí)測(cè)壓力造成的影響，必須將儀器下過(guò)氣液界面至儀器遇阻后為止。采用二次施工法完成水平井壓力恢復(fù)測(cè)試，首次施工確定儀器遇阻位置及該處液柱壓力；調(diào)整儀器下入點(diǎn)處液柱壓力大于該處原油泡點(diǎn)壓力(塔里木油田曾采取測(cè)試前短期關(guān)井1～2 h實(shí)現(xiàn)壓力調(diào)整)；測(cè)試靜壓力，且測(cè)試前宜放凈套管內(nèi)氣體以縮短相態(tài)分離時(shí)間。

2.3 泡點(diǎn)壓力計(jì)算方法

泡點(diǎn)壓力為溫度一定的情況下開(kāi)始從液相中分離出第一批氣泡的壓力，當(dāng)溫度改變時(shí)原油的泡點(diǎn)壓力也將改變，因此采用Standing公式［9-10］將油層中部泡點(diǎn)壓力折算到下入點(diǎn)處泡點(diǎn)壓力。

式中，pb為泡點(diǎn)壓力 (絕對(duì))，MPa；RP為生產(chǎn)油氣比，m3/m3；γg為實(shí)際分離條件下天然氣的相對(duì)密度；a為計(jì)算指數(shù)；γAPI為天然氣的原始相對(duì)密度；γo為原油的原始相對(duì)密度；T為油藏實(shí)際溫度，℃。

2.4 油層中部靜壓組成

控制相態(tài)變化的實(shí)質(zhì)是控制了儀器測(cè)試壓力與油層中部壓力同步變化的程度。盡管水平井關(guān)井后下入點(diǎn)以下仍發(fā)生油水的重力分離，但因所處壓力均大于泡點(diǎn)壓力所以無(wú)氣體溢出，無(wú)氣液界面產(chǎn)生，短暫的相態(tài)分離迅速被井筒儲(chǔ)集效應(yīng)湮滅。關(guān)井后地層流體緩慢進(jìn)入井筒，儀器下方油水充分發(fā)生重力分離，混合液體密度僅與含水率有關(guān)，下入點(diǎn)與油層中部之間不會(huì)產(chǎn)生液體密度突變，所以測(cè)試點(diǎn)壓力與油層同步變化。因此，油層中部壓力可以由式(18)進(jìn)行折算［9-10］。

式中，pA為直井段儀器下入點(diǎn)處壓力，MPa；ρ為井筒內(nèi)混合液的密度，kg/m3；hBA為儀器下入點(diǎn)A處至油層中部處B點(diǎn)的垂直深度，m。

3 實(shí)例應(yīng)用

Y7井是P油田的一口致密油水平井，大規(guī)模體積壓裂后采取彈性開(kāi)采。該井設(shè)計(jì)井深3 791 m，垂深1 559～1 583 m，水平段長(zhǎng)1 547 m。壓裂裂縫11條，井間地震監(jiān)測(cè)裂縫傾角平均82.7°。2014年采取管柱預(yù)置法測(cè)試壓力恢復(fù)，儀器下到了油層中部深度。為探索水平井直井段壓力恢復(fù)試井可行性，2015年采用鋼絲吊測(cè)法進(jìn)行了直井段壓力恢復(fù)對(duì)比測(cè)試，第1次測(cè)試未調(diào)整儀器下入點(diǎn)處流動(dòng)壓力，第2次測(cè)試采用二次施工法進(jìn)行，壓力恢復(fù)測(cè)試前預(yù)先調(diào)整下入點(diǎn)處液柱壓力大于該處原油泡點(diǎn)壓力，Y7井的具體測(cè)試施工信息見(jiàn)表1。

表1 2015年Y7井測(cè)試施工信息Table 1 Test construction information of Y7 well in 2015

圖3為2014年采取管柱預(yù)置法測(cè)試的Y7井壓力恢復(fù)曲線(xiàn)，可以看出壓力曲線(xiàn)早期恢復(fù)正常，沒(méi)有出現(xiàn)相態(tài)分離現(xiàn)象，壓力恢復(fù)曲線(xiàn)在A點(diǎn)附近呈現(xiàn)平面徑向流階段，在B點(diǎn)附近出現(xiàn)短時(shí)徑向流階段后又呈現(xiàn)線(xiàn)性流動(dòng)階段，水平井滲流特征極為明顯［11-13］。

圖3 Y7井2014年水平段壓力導(dǎo)數(shù)雙對(duì)數(shù)曲線(xiàn)Fig.3 Vertical section pressure derivative log-log plot of Y7 in 2014

圖4為2015年第1次采取直井段鋼絲吊測(cè)方式測(cè)試的Y7井壓力恢復(fù)曲線(xiàn)局部放大圖，測(cè)試前沒(méi)有調(diào)整儀器下入點(diǎn)流動(dòng)壓力，可以看出在0～10 h壓力恢復(fù)曲線(xiàn)呈現(xiàn)先快速上升又緩慢下降現(xiàn)象，之后又開(kāi)始緩慢恢復(fù)。該曲線(xiàn)特征說(shuō)明井筒中發(fā)生了相態(tài)分離現(xiàn)象，相態(tài)分離的出現(xiàn)掩蓋了Y7井的第一次平面徑向流滲流特征，不利于試井解釋模型的選擇，解釋出的參數(shù)誤差較大。

圖5為2015年第2次采取直井段鋼絲吊測(cè)方式測(cè)試的Y7井壓力恢復(fù)曲線(xiàn)，測(cè)試前采取二次施工法調(diào)整了儀器下入點(diǎn)流動(dòng)壓力大于該點(diǎn)的原油泡點(diǎn)壓力。從圖5可以看出采取鋼絲吊測(cè)法測(cè)試的Y7井直井段壓力恢復(fù)曲線(xiàn)形態(tài)與2014年采取管柱預(yù)置法測(cè)試的Y7水平段壓力恢復(fù)曲線(xiàn)形態(tài)幾乎完全相同，說(shuō)明采取二次施工法消除了水平井直井段壓力恢復(fù)試井儀器下入位置處可能發(fā)生的氣液界面移動(dòng)及相態(tài)分離現(xiàn)象，測(cè)試的儀器下入點(diǎn)處直井段壓力可以同步反映油層中部壓力。

2015年采取直井段吊測(cè)結(jié)合二次施工法測(cè)試的Y7井壓力恢復(fù)曲線(xiàn)，反映的水平井滲流特征也非常明顯，Y7井在C點(diǎn)呈現(xiàn)平面徑向流階段，恢復(fù)一段時(shí)間后在D點(diǎn)先呈現(xiàn)平面徑向流后又呈現(xiàn)線(xiàn)性流階段［14-18］，該特征極大方便了試井解釋模型的選擇。

表2為Y7井2014年與2015年壓力恢復(fù)試井解釋成果，可以看出：2次解釋的Y7井水平滲透率、原始地層壓力變化不大。裂縫擬合初始設(shè)定值為90°，軟件擬合后裂縫角度分別為 82°、83°、80°，說(shuō)明裂縫并沒(méi)有垂直井身延伸，裂縫角度逐漸變小表明裂縫存在閉合；裂縫從11條減少到10條，也說(shuō)明該水平井隨著彈性開(kāi)采的進(jìn)行裂縫在逐漸閉合；裂縫角度和條數(shù)的變化導(dǎo)致了徑向滲透率變小，縱向與徑向滲透率比值逐漸增大，裂縫導(dǎo)流能力下降。這些參數(shù)變化規(guī)律都符合了國(guó)內(nèi)外大多數(shù)致密油水平井彈性開(kāi)發(fā)特點(diǎn)。

圖4 發(fā)生相態(tài)分離的Y7井局部壓力恢復(fù)曲線(xiàn)Fig.4 Local pressure recovery curve of Y7 well with phase separation

圖5 Y7井2015年直井段壓力導(dǎo)數(shù)雙對(duì)數(shù)曲線(xiàn)Fig.5 Pressure derivative log-log plot of Y7 well in 2015

4 結(jié)論

(1)影響水平井壓力恢復(fù)曲線(xiàn)形態(tài)的因素以井筒內(nèi)油氣水的相態(tài)變化為主，壓力計(jì)下入位置及氣液界面的移動(dòng)將影響實(shí)測(cè)壓力與真實(shí)壓力的同步變化程度。

表2 Y7井2014年與2015年壓力恢復(fù)試井解釋結(jié)果Table 2 Pressure build-up testing interpretation of Y7 well in 2014 ＆ 2015

(2)應(yīng)采用二次施工法進(jìn)行水平井直井段壓力恢復(fù)試井。首次施工確定儀器下入位置及該處測(cè)試前液柱壓力，第二次施工靜壓力測(cè)試前應(yīng)預(yù)先調(diào)整下入點(diǎn)處液柱壓力大于該處原油泡點(diǎn)壓力。

(3)水平井直井段壓力恢復(fù)試井施工工藝是有效的，通過(guò)選擇儀器下入位置、調(diào)整下入位置處液柱壓力克服了相態(tài)變化、氣液界面移動(dòng)對(duì)壓力恢復(fù)曲線(xiàn)的影響，其試井解釋結(jié)果能夠反映水平井油層中部滲流信息。