＊王艷芹 龐振力

（中國石油集團海洋工程有限公司 天津 300451）

渤海灣中生界上葵花島中生界油藏有埋藏深、溫度高、壓力高、滲透率低、孔隙度差等特點，中生代受燕山期區(qū)域拉張應力場作用，灘海東部發(fā)育一系列北東向東傾陡傾角正斷層，控制了中生界地層的沉積，其后受左旋走滑作用影響，東傾正斷層變?yōu)槟鏀鄬印１疚耐ㄟ^對渤海LH油田油氣井試井曲線研究，結(jié)合試油測試資料，總結(jié)了試井測試壓力曲線響應特征，識別油氣藏儲層特征，評價油氣藏儲層特征，建立試井測試模板，為渤海灣葵花島油氣藏開發(fā)提供重要依據(jù)。

1.地質(zhì)油藏簡介

渤海灣LH油田位于灘海東部葵花島構(gòu)造帶中北部，中生代受燕山期區(qū)域拉張應力場作用，灘海東部發(fā)育一系列北東向東傾陡傾角正斷層，控制了中生界地層的沉積，其后受左旋走滑作用影響，東傾正斷層變?yōu)槟鏀鄬?；新生代裂陷期，區(qū)域性的拉張作用造成燕南斷層強烈活動，控制了沙河街組的沉積；坳陷期的右旋走滑導致燕山期斷裂進一步活化，發(fā)育一系列派生逆沖斷層改造切割了原燕南斷層，同時強烈的走滑擠壓隆升形成了燕南高潛山帶，與葵花島低潛山拆離，表現(xiàn)為基底卷入走滑構(gòu)造體系，形成了現(xiàn)今的構(gòu)造面貌。受多期構(gòu)造運動作用，葵花島構(gòu)造帶可以分為古近系和前古近系兩個構(gòu)造層。上構(gòu)造層受晚期右旋走滑作用影響，東營組形成花狀構(gòu)造，斷裂發(fā)育，構(gòu)造比較破碎，而沙河街組構(gòu)造相對完整，背斜形態(tài)明顯；下構(gòu)造層包括前古近系地層，表現(xiàn)為多元結(jié)構(gòu)，受多期構(gòu)造運動影響，表現(xiàn)為北東向展布的斷塊山。

葵花島構(gòu)造帶的勘探以往主要集中在中生界，勘探程度較高，以構(gòu)造油藏為主，具有油藏規(guī)模小、含油幅度低的特點；圈閉規(guī)模大、儲層發(fā)育，緊鄰蓋州灘洼陷，油源條件好，勘探程度低，具備了規(guī)模油藏形成的基本條件。根據(jù)風險勘探的要求，立足新層系、新領域、新類型，以中生界為主要目標，力爭實現(xiàn)灘海東部規(guī)模、效益、可動用儲量的發(fā)現(xiàn)。

2.試井曲線分析

該區(qū)塊已經(jīng)完鉆5口井，其中風險探井2口，預探井2口，開發(fā)評價井1口。經(jīng)過試油測試結(jié)果顯示，均獲得較高的油氣產(chǎn)能。其中最大產(chǎn)量為KT1井，日產(chǎn)氣無阻流量達到19.9×104m3，且壓力穩(wěn)定。

(1)KT1井井下測試工藝介紹

該井采用座套測裸測試工藝，下“四閥一封”測試管柱對裸眼井段5658.0～5835.0m進行測試。在密度1.7～1.72g/cm3的壓井液中下入7″CHAMP封隔器四閥一封測試管柱，裝105MPa采油樹后替密度1.15g/cm3的無固相測試工作液，小排量（最大300L/min）反替出E型閥以上井筒內(nèi)壓井液。替液結(jié)束后，保持油套管壓力使井底壓力略大于地層壓力，投鋼球，候球入座后按工具方要求打壓關閉E型閥，觀察套壓，壓力不升則合格。進行測試求產(chǎn)，求取地層液性、產(chǎn)能和壓力等資料。測試結(jié)束后，打開RDS閥進行井下關井和循環(huán)壓井，解封，循環(huán)測后效，起出測試管柱。

管柱結(jié)構(gòu)：RDS閥+RD閥+E型替液閥+RTTS安全接頭+CHAMP封隔器+篩管+捕球器+壓力計托筒+筆尖。工具參數(shù)見表1。

表1 測試工具參數(shù)表

(2)KT1井地面測試工藝介紹

該井地面流程要考慮高壓和大氣量對流程的影響，地面流程為：采油樹→蒸汽同心管→地面安全閥→雙油嘴管匯→換熱器→分離器→火炬臂/緩沖罐→計量罐→油輪，見圖1。

圖1 地面流程圖

流程凍堵預防措施：

物理方法：加熱同心管、加熱器、蒸汽熱敷實現(xiàn)對天然；

化學方法：在油嘴管匯前，上游數(shù)據(jù)頭注入防凍劑。

替液期間風險分析和應對措施：

替液期間，工藝要求控制回壓30MPa，介質(zhì)為泥漿，為增加地面流程安全系數(shù)，設置雙油嘴管匯；應用數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，實時監(jiān)測油壓、環(huán)空壓力。

(3)KT1井試油測試施工過程分析

KT1井為該區(qū)域中生界一口風險探井，該井鉆遇油層厚度長達187m，2022年10月14日至10月24日對該井中生界地層5783～5960m井段采用四閥一封座套測裸工藝，二開二關工作制度，CHAMP封隔器坐封位置5538.69m。壓井液為泥漿，相對密度1.84。測試前未加液墊，用密度1.84g/cm3泥漿反循環(huán)洗井后，用1.0g/cm3的隔離液6m3和1.24g/cm3的試油工作液130m3反替泥漿（見表2）。從實測壓力歷史曲線回放可以看出（見圖2），開關井操作準確，封隔器密封良好，工藝成功。

圖2 實測壓力歷史曲線圖

表2 施工過程表

本次測試總有效時間50.55h，其中有效開井時間32.75h，關井壓力恢復時間17.80h（見表3）。10月15日20:57上提方余3.00m，正轉(zhuǎn)管柱12周，加壓150kN坐封；10月17日11:00對替液流程分別試水壓5MPa/15 MPa/25MPa/35MPa/50MPa/60MPa，分別穩(wěn)壓10min，不刺不漏；14:55啟泥漿泵，用1.74g/cm3泥漿反循環(huán)洗井；16:20開始替液，10月18日11:20替液結(jié)束；11:45油管投Φ32mm鋼球；13:30關閉E型替液閥；14:05一開井并開始放噴，至10月19日20:47放噴結(jié)束并地面關井；10月20日13:45二開放壓；15:45打開RDS閥，井下關井，循環(huán)壓井；10月22日13:10上提管柱解封。

表3 測試時間表

10月19日14:25至14:45采用7.94mm油嘴放噴，折算日產(chǎn)氣量161597m3/d，對應流壓33.40MPa，折算中部流壓33.97MPa，生產(chǎn)壓差57.02MPa（對應儲層中部原始地層壓力90.99MPa）?？紤]到該油嘴條件下放噴時間極短，井底流壓遠未達到穩(wěn)定，故根據(jù)該油嘴折算的產(chǎn)量僅供參考。

根據(jù)10月19日17:40至18:40采用4.76mm油嘴放噴的氣量折產(chǎn)，折算日產(chǎn)氣量17053m3，對應流壓34.32MPa，折算中部流壓34.89MPa，生產(chǎn)壓差56.10MPa（分別對應中部原始地層壓力90.99MPa）；一開期間累計產(chǎn)水20.67m3，不足洗井注入液量及滿井筒容積，且出水集中在放噴前期，后期幾乎不出水，故認為產(chǎn)出水為非地層水。

10月22日天然氣樣分析結(jié)果：二氧化碳含量0.14%，氮氣1.01%，甲烷98.7%，乙烷0.14%，相對密度0.5601。

(4)KT1井試油測試壓力曲線試井分析

從該井實測壓力歷史曲線反映，關井期間壓力上升速率一般，且因采用井口關井方式，井筒儲集時間長，在較短的關井時間壓力恢復末期未能達到完全穩(wěn)定，但也側(cè)面反映儲層導壓能力一般。

通過對一次關井壓力恢復數(shù)據(jù)進行現(xiàn)代試井分析（見圖3），獲得的雙對數(shù)-導數(shù)組合曲線顯示，早期井儲階段長，持續(xù)2.5個對數(shù)周期。經(jīng)歷1個對數(shù)周期的近雙軌平行上升后，導數(shù)曲線開始下掉，雙對數(shù)導數(shù)曲線未到達徑向流動階段。綜合分析采用變井儲+雙孔+無限大油藏模型求取地層參數(shù)，獲得氣有效滲透率0.0076×10-3μm2，流動系數(shù)0.45×10-3μm2·m/(mPa.s)，表皮系數(shù)-2.82，探測半徑8.83m。參數(shù)結(jié)果表明，該儲層物性差，屬于特低滲透層，但近井筒儲層較為完善，無污染。

圖3 一次關井雙對數(shù)曲線擬合圖

3.結(jié)束語

（1）利用試油測試壓力曲線及試井曲線分析，結(jié)合現(xiàn)場放噴數(shù)據(jù)，實現(xiàn)了對渤海灣LH油田復雜油氣層儲層特征的深入認識。針對海上低滲、復雜巖性組合導致的縱向非均質(zhì)性、平面非均質(zhì)性、復雜供給邊界等特征，分別建立試井組合模型，研究縱向非均質(zhì)、平面非均質(zhì)、不同供給邊界條件下的試井曲線響應特征，并建立影響因素圖版。

（2）試井雙對數(shù)曲線分析顯示，由于測試時間較短，壓力末期未恢復到安全穩(wěn)定。根據(jù)現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)產(chǎn)量及對應生產(chǎn)壓差，得出地層能量充足，壓力系數(shù)較高，屬于異常高壓地層壓力系統(tǒng)；儲層物性差，近井筒完善，無污染。建議完井后，對本層細化產(chǎn)氣層段，再次進行監(jiān)測，落實產(chǎn)氣層段的產(chǎn)能。