水平井直井段壓力恢復(fù)試井工藝劉志強【摘要】針對常規(guī)水平井試井工藝無法在正常生產(chǎn)狀態(tài)下測試壓力恢復(fù)曲線的問題,嘗試不起出管柱在水平井直井段進(jìn)行壓力恢復(fù)試井.論述了垂直井筒中油氣相態(tài)變化、氣液界面移動等對水平井壓力恢復(fù)試井的影響,提出了采用直井段二次施工法測試水平井油層中部壓力的方法.水平井直井段壓力恢復(fù)測試前確定直井段儀器下入深度,調(diào)整下入點處液柱壓力大于該處原油泡點壓力.進(jìn)行了大慶油田某水平井水平段與直井段壓力恢復(fù)試井現(xiàn)場試驗,分析了兩次測試的水平井壓力恢復(fù)曲線特征.試驗結(jié)果表明:采用二次施工法的水平井直井段試井工藝消除了相態(tài)分離、氣液界面移動等對壓力恢復(fù)曲線形態(tài)的影響,直井段壓力能夠同步反映水平段油層滲流信息,其試井解釋結(jié)果與水平段試井解釋結(jié)果符合性較好.期刊名稱】《石油鉆采工藝》年(卷),期】2019(041)003【總頁數(shù)】6頁(P301-306)關(guān)鍵詞】水平井;壓力恢復(fù)試井;直井段;相態(tài);泡點壓力作者】劉志強作者單位】大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司正文語種】中文中圖分類】TE353目前國內(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)通過鉆桿或油管將測試儀器輸送到測試目的深度，再利用鉆井液循環(huán)動力將水平井電纜對接工具與測試儀器組合；第2種方法是管柱預(yù)置式水平井測壓技術(shù)，通過作業(yè)方式將帶有封隔器的測壓短節(jié)下入到目的層段，生產(chǎn)一段時間后進(jìn)行壓力恢復(fù)測試，該方法消除了井儲效應(yīng)；第3種方法是連續(xù)油管測試，它是目前解決水平井測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)測試均需作業(yè)下入測試儀器，而且施工成本高、工作量大、周期長，由于作業(yè)后短期內(nèi)近井地帶很難恢復(fù)正常狀態(tài)，因此測試結(jié)果存在不同程度的偏差。直井鋼絲吊測法壓力恢復(fù)試井在我國各大油田已經(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)行測試。測試時不需要起出生產(chǎn)管柱，測試前采油井處于穩(wěn)定生產(chǎn)狀態(tài)，測試的流動壓力等數(shù)據(jù)比其他方法更準(zhǔn)確。但是，采用鋼絲吊測法進(jìn)行水平井的壓力恢復(fù)試井，受井眼斜度影響測試儀器往往無法下入到油層中部深度。此時，儀器所處位置可能會發(fā)生流體相態(tài)分離、氣液界面移動等復(fù)雜井筒現(xiàn)象，導(dǎo)致測試的壓力恢復(fù)曲線異常，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)試井曲線形態(tài)的井筒內(nèi)流體相態(tài)變化、氣液界面移動、壓力計下入位置等因素，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證。1影響壓力恢復(fù)試井曲線形態(tài)因素相態(tài)分離相態(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)壓力低于原油泡點壓力時，原油中溶解的天然氣將分離出來。假設(shè)垂直管柱中充滿油氣混合物，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圖1相態(tài)分離機(jī)理Fig.1Phaseredistributionmechanism關(guān)閉管柱頂、底部閥門后管柱內(nèi)液相、氣相開始分離，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)閉閥門前氣泡體積相等。如果管柱溫度不變，那么關(guān)閉閥門后氣相平均壓力同樣與關(guān)閉閥門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，pG為氣體密度，kg/m3;pL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;pBf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;ApT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。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圍地層的污染情況有關(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)近井筒周圍存在一定程度污染，形成了井壁阻力，有助于異常壓力快速形成；(3)原油泡點壓力較高、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。相態(tài)分離對曲線產(chǎn)生的影響(1)壓力恢復(fù)曲線早期段出現(xiàn)“駝峰”形態(tài)，影響早期段曲線擬合，一般“駝峰”持續(xù)的時間因相態(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)曲線在雙對數(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)井時間足夠長，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)曲線在雙對數(shù)導(dǎo)數(shù)圖中的曲線形態(tài)下降較陡，而后又上升呈“V”型特征，最后達(dá)到徑向流動期。1.2氣液界面的移動Matar和Santo認(rèn)為井筒氣液界面的變動會在產(chǎn)層和測點間產(chǎn)生與時間相關(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)圖2氣液界面流經(jīng)射孔層段和壓力計下深處示意圖Fig.2Thegas-liquidinterfaceflowingthroughperforatedzonesandthemanometerdepth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，2支壓力計記錄的壓力相同，有圖2(c)中，氣液界面上升至下壓力計之上，下壓力計記錄的壓力為pw減去與時間無關(guān)的靜液柱壓力(即下壓力計下深與油層中部間液柱壓力)，上壓力計記錄的壓力為pw減去與時間相關(guān)的液柱壓力，有圖2(d)中，氣液界面超過2個壓力計，雖然界面繼續(xù)升高，此時2個壓力計記錄壓力分別為pw減去與時間無關(guān)的液柱壓力(即下壓力計下深與油層中部間液柱壓力)，有式中，pw為油層中部壓力，MPa;p混為井筒內(nèi)液體的混合密度，kg/m3;t為時間,s;h1為壓力計1下入深度，m;h(t)為隨時間變化的壓力計沉沒深度，m;pg1為壓力計1下入點處壓力，MPa;pg2為壓力計2下入點處壓力，MPa。2施工工藝優(yōu)化井筒內(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度變化而變化。當(dāng)沉沒度較大時，氣液界面位于泵吸入口以上，沉沒度較小時，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。儀器下入位置選擇為盡量消除井筒內(nèi)相態(tài)變化、氣液界面移動對儀器實測壓力造成的影響，必須將儀器下過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)整儀器下入點處液柱壓力大于該處原油泡點壓力(塔里木油田曾采取測試前短期關(guān)井1~2h實現(xiàn)壓力調(diào)整)；測試靜壓力，且測試前宜放凈套管內(nèi)氣體以縮短相態(tài)分離時間。2.3泡點壓力計算方法泡點壓力為溫度一定的情況下開始從液相中分離出第一批氣泡的壓力，當(dāng)溫度改變時原油的泡點壓力也將改變，因此采用standing公式［9-10］將油層中部泡點壓力折算到下入點處泡點壓力。式中，pb為泡點壓力絕對)，MPa;RP為生產(chǎn)油氣比，m3/m3 ;Yg為實際分離條件下天然氣的相對密度；a為計算指數(shù)；yAPI為天然氣的原始相對密度；Y。為原油的原始相對密度；T為油藏實際溫度，C。2.4油層中部靜壓組成控制相態(tài)變化的實質(zhì)是控制了儀器測試壓力與油層中部壓力同步變化的程度。盡管水平井關(guān)井后下入點以下仍發(fā)生油水的重力分離，但因所處壓力均大于泡點壓力所以無氣體溢出，無氣液界面產(chǎn)生，短暫的相態(tài)分離迅速被井筒儲集效應(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)，下入點與油層中部之間不會產(chǎn)生液體密度突變，所以測試點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處壓力，MPa;p為井筒內(nèi)混合液的密度，kg/m3;hBA為儀器下入點A處至油層中部處B點的垂直深度，mo3實例應(yīng)用Y7井是P油田的一□致密油水平井，大規(guī)模體積壓裂后采取彈性開采。該井設(shè)計井深3791m,垂深1559一1583m,水平段長1547m。壓裂裂縫11條，井間地震監(jiān)測裂縫傾角平均82.7。。2014年采取管柱預(yù)置法測試壓力恢復(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年采用鋼絲吊測法進(jìn)行了直井段壓力恢復(fù)對比測試，第1次測試未調(diào)整儀器下入點處流動壓力，第2次測試采用二次施工法進(jìn)行，壓力恢復(fù)測試前預(yù)先調(diào)整下入點處液柱壓力大于該處原油泡點壓力，Y7井的具體測試施工信息見表1。表12015年Y7井測試施工信息Table1TestconstructioninformationofY7wellin2015項目下入深度/m測點處泡點壓力/MPa測點處流動壓力/MPa測點處調(diào)整后流動壓力/MPa關(guān)井時間/h第1次測試11504.173.543.541554第2次測試12004.193.865.201459圖3為2014年采取管柱預(yù)置法測試的Y7井壓力恢復(fù)曲線，可以看出壓力曲線早期恢復(fù)正常，沒有出現(xiàn)相態(tài)分離現(xiàn)象，壓力恢復(fù)曲線在A點附近呈現(xiàn)平面徑向流階段，在B點附近出現(xiàn)短時徑向流階段后又呈現(xiàn)線性流動階段，水平井滲流特征極為明顯［11-13］。圖3Y7井2014年水平段壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線Fig.3Verticalsectionpressurederivativelog-logplotofY7in2014圖4為2015年第1次采取直井段鋼絲吊測方式測試的Y7井壓力恢復(fù)曲線局部放大圖，測試前沒有調(diào)整儀器下入點流動壓力，可以看出在0~10h壓力恢復(fù)曲線呈現(xiàn)先快速上升又緩慢下降現(xiàn)象，之后又開始緩慢恢復(fù)。該曲線特征說明井筒中發(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方式測試的Y7井壓力恢復(fù)曲線，測試前采取二次施工法調(diào)整了儀器下入點流動壓力大于該點的原油泡點壓力。從圖5可以看出采取鋼絲吊測法測試的Y7井直井段壓力恢復(fù)曲線形態(tài)與2014年采取管柱預(yù)置法測試的Y7水平段壓力恢復(fù)曲線形態(tài)幾乎完全相同，說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)生的氣液界面移動及相態(tài)分離現(xiàn)象，測試的儀器下入點處直井段壓力可以同步反映油層中部壓力。2015年采取直井段吊測結(jié)合二次施工法測試的Y7井壓力恢復(fù)曲線，反映的水平井滲流特征也非常明顯，Y7井在C點呈現(xiàn)平面徑向流階段，恢復(fù)一段時間后在D點先呈現(xiàn)平面徑向流后又呈現(xiàn)線性流階段［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°，說明裂縫并沒有垂直井身延伸，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，也說明該水平井隨著彈性開采的進(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)律都符合了國內(nèi)外大多數(shù)致密油水平井彈性開發(fā)特點。圖4發(fā)生相態(tài)分離的Y7井局部壓力恢復(fù)曲線Fig.4LocalpressurerecoverycurveofY7wellwithphaseseparation圖5Y7井2015年直井段壓力導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線Fig.5PressurederivativeloglogplotofY7wellin20154結(jié)論影響水平井壓力恢復(fù)曲線形態(tài)的因素以井筒內(nèi)油氣水的相態(tài)變化為主，壓力計下入位置及氣液界面的移動將影響實測壓力與真實壓力的同步變化程度。表2Y7井2014年與2015年壓力恢復(fù)試井解釋結(jié)果Table2Pressurebuild-uptestinginterpretationofY7wellin2014＆2015參數(shù)2014年2015年井筒存儲系數(shù)/(m3?MPa-1)0.270.58總表皮因數(shù)-8.0-6.19地層系數(shù)/(10-3pm2?m)2.282.05水平滲透率/10-3pm21.161.4原始地層壓力/MPa17.5416.84縱向/徑向滲透率0.090.40裂縫半長/m13691導(dǎo)流能力/(10-3Mm2?m)353214裂縫角度/。8280有效水平井段長度/m1052709裂縫數(shù)1110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試前液柱壓力，第二次施工靜壓力測試前應(yīng)預(yù)先調(diào)整下入點處液柱壓力大于該處原油泡點壓力。水平井直井段壓力恢復(fù)試井施工工藝是有效的，通過選擇儀器下入位置、調(diào)整下入位置處液柱壓力克服了相態(tài)變化、氣液界面移動對壓力恢復(fù)曲線的影響，其試井解釋結(jié)果能夠反映水平井油層中部滲流信息?！鞠嚓P(guān)文獻(xiàn)】李湘濤，秦羽橋,陳四平，等?水平井測井儀器輸送技術(shù)及其應(yīng)用[J]?石油機(jī)械,2014,42(8):98-102.LIXiangtao,QINYuqiao,CHENSiping,etal.Thehorizontalwelllogginginstrumentconveningtechnologyanditsapplications[J].ChinaPetroleumMachinery,2014,42(8):98-102.[2]王百,常莉靜,羅友剛,等.水平井井下取樣找水技術(shù)[J].石油鉆采工藝,2014,36(5)：131-133.WANGBai,CHANGLijing,LUOYougang,etal.Technologyforwaterexplorationbysamplinginhorizontalwells[J].OilDrilling＆ProductionTechnology,2014,36(5):131133.MATTARL,SANTOM.Howwellboredynamicsaffectpressure-transientanalysis[J].JournalofCanadianPetroleumTechnology,1992,31(2):32-40.MATTARL.Criticalevaluationandprocessingofdatabeforepressure-transientanalysis[J].SPEFormationEvaluation,1996,11(2):120-127.[5]宋黎明,胡宗武,李新峰,等.油氣井筒相態(tài)分異特征識別及處理[J].油氣井測試,2011,20(2)：20-24.SONGLiming,HUZongwu,LIXinfeng,etal.Featureidentificationforphasedifferentiationofoilandgaswellboreanditstreatment[J].WellTesting,2011,20:20-24.[6]張家福,劉素華.克拉瑪依油田相態(tài)分異試井曲線的分析與判別[J].新疆石油地質(zhì),1998,19：250-252.ZHANGJiafu,LIUSuhua.AnalysesandidentificationsofwelltestcurveswithphasesegregationinKarmayoilfield[J].XinjiangPetroleumGeology,1998,19(3):250-252.[7]SPIVEYJP,LEEWJ.Theuseofpseudotime:wellborestorageandthemiddletimeregion[R].SPE15229-MS,1986.[8]SPIVEYJP,LEEWJ.Variablewellborestoragemodelsforadual-volumewellbore[J].SPE56615-MS,1999.[9]丁亮亮，楊向同,劉洪濤，等?超深水平井尾管懸掛器下部環(huán)空壓力預(yù)測及其應(yīng)用[J].石油鉆采工藝2015,37(5):10-13.DINGLiangliang,YANGXiangtong丄IUHongtao,etal.Predicationandapplicationoflowerannularpressureofhangerofultra-deephorizontalwell[J].OilDrilling＆ProductionTechnology,2015,37(5):10-13.[10]孫寶江?石油天然氣工程多相流動[M]?東營:中國石油大學(xué)出版社,2013:138-139.SUNBaojiang.Oilandgasengineeringmultiphaseflow[M].Dongying:ChinaUniversityofPetroleumPress,2013,138-139.[11]董長銀，姬生柱,王希濤?肇州油田水平井水平段壓降計算及測試[J]?大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2005,24(4):42-44.DONGChangyin,JIShengzhu,WANGXitao.CacuationandmeasurementofpressuredropofhorizontalofhorizontalintervalwellsinZhaozhouoilfield[J].PetroleumGeology＆OilDevelopmentinDaqing,2005,24(4):42-44.[12]韓永新,孫賀東,鄧興梁,等.實用試井解釋方法[M].北京:石油工業(yè)出版社,2016:223-224.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