朱衛(wèi)紅，吳勝和，韓尚儒，王 陶，張少偉

(1.中國石油大學(北京)，北京 102249；2.中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000；3.中國石油大學(華東)，山東 青島 266555)

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哈得A-39-2J注水井異常壓降資料分析與應用

朱衛(wèi)紅1，2，吳勝和1，韓尚儒3，王 陶2，張少偉2

(1.中國石油大學(北京)，北京 102249；2.中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000；3.中國石油大學(華東)，山東 青島 266555)

為評價哈得遜油田西南部超深底水砂巖油藏的注水側向驅(qū)效果，實施了A-39-2J注水井的時間推移壓降試井。因首次測試異常，關井后油壓、套壓不同步歸零，壓力導數(shù)曲線出現(xiàn)2次凹陷，無法區(qū)分和準確解釋井筒續(xù)流效應及內(nèi)區(qū)儲層特征參數(shù)。通過對比發(fā)現(xiàn)，該井正注時套壓異常高于油壓，結合歷次作業(yè)井史及井筒流體情況，通過精細計算發(fā)現(xiàn)，油套環(huán)空還殘留有氣體和低密度壓井液，導致測試時井筒續(xù)流效應擴大，采取排放套管氣、循環(huán)原壓井液等措施恢復井筒測試條件，隨后2次壓降試井均成功，結果顯示水驅(qū)前緣半徑只擴大了2 m，表明僅有少量水注入目的層，未達到預期側向驅(qū)效果。能譜水流測井顯示為管外竄，生產(chǎn)動態(tài)資料顯示井組油井受效差，均驗證了時間推移壓降試井的結論。該研究為該區(qū)注水側向驅(qū)效果評價及下步油田開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變與調(diào)整提供了重要依據(jù)。

超深底水砂巖油藏；注水井；壓降測試；時間推移試井；側向驅(qū)

0 引 言

哈得遜油田位于塔里木盆地新疆阿克蘇地區(qū)沙雅縣境內(nèi)，自上而下發(fā)育薄砂層油藏和東河砂巖油藏，東河砂巖油藏是哈得遜油田主力開發(fā)單元，早期采用純油區(qū)注水和底水區(qū)衰竭式開發(fā)方式，目前底水區(qū)壓力下降明顯且進入高含水期。借鑒東南部4-15底水區(qū)利用遮擋性隔夾層實施注水側向驅(qū)替頂部剩余油的成功經(jīng)驗，2015年5月開始對同樣發(fā)育遮擋性隔夾層的西南部哈得4井區(qū)進行試注(老井哈得A-39-2J轉(zhuǎn)注)。為跟蹤分析該井組側向水驅(qū)效果，同年8月對該井進行壓降試井，但壓降試井資料出現(xiàn)異?，F(xiàn)象：壓力及導數(shù)曲線的內(nèi)區(qū)徑向流特征被較強的續(xù)流效應掩蓋，出現(xiàn)類似裂縫地層特征[1-3]，這與該區(qū)地質(zhì)認識及生產(chǎn)動態(tài)特征不符，而且發(fā)現(xiàn)正注條件下油壓、套壓不匹配，因此，開展相關研究，分析造成資料異常的原因，探索解決辦法，開展時間推移試井，為評價底水區(qū)頂部注水側向驅(qū)效果提供一定的支持[4]。

1 哈得A-39-2J井試井資料分析

1.1 概況

東河砂巖油藏西南部哈得4井區(qū)為受構造控制的具有傾斜油水界面的底水未飽和油藏。儲層以中孔、中高滲為主，孔隙度分布區(qū)間為12.5%～20.0%，平均為13.8%，滲透率分布區(qū)間為50×10-3～1 000×10-3μm2，平均為222×10-3μm2，具有正常的溫度、壓力系統(tǒng)。

哈得A-39-2J井位于哈得4井區(qū)中部(圖1)。該井于2011年8月1日開鉆，同年10月1日完鉆(直井)，測井解釋鉆遇東河砂巖油藏5.4 m(差)油層、6.5 m水淹層、8.5 m水層，同年12月2日對該油藏1號砂層(井段5 076.6～5 078.4 m)射孔后投產(chǎn)。截至2015年5月轉(zhuǎn)注，已累計產(chǎn)油3.69×104t，累計產(chǎn)水1.47×104t。轉(zhuǎn)注后，井組內(nèi)一線采油井有7口，2015年8月、11月及2016年4月進行了3次壓降試井[5-6]，壓降測試前，累計注水分別為1.65×104、2.38×104、3.56×104m3。

圖1 A-39-2J井組注采關系

1.2 首次壓降試井資料

A-39-2J井首次壓降測試采用地面直讀測試工藝進行施工，下入直讀式和存儲式電子壓力計各1只，均完整地錄取了下放、定點測試和上提全過程的壓力溫度數(shù)據(jù)(圖2、3)。

該次壓降測試導數(shù)曲線具有1/2斜率特征[7-8]，直觀表征為裂縫流動特征(圖2)，明顯與三區(qū)復合儲層特征理論圖版不同[9-11]。事實上，該井附近并未發(fā)育裂縫，注水過程中也未造成油層破裂，壓降試井資料應該反映三區(qū)復合儲層特征(圖3)。

1.3 原因分析

注水井正常注水期間，油管內(nèi)部存在摩阻，油壓要略高于套壓[12-13]，A-39-2J井首次壓降測試前 油壓比套壓低3.6 MPa，更換管柱后，油壓與套壓依然不匹配。

圖2 首次壓降試井實測曲線與理論圖版對比 圖3 注水井壓降試井三區(qū)復合儲層特征模式

復查作業(yè)井史，A-39-2J井2015年9月?lián)Q管柱作業(yè)后，井筒有效容積為80.41 m3，油套環(huán)空中，頂部留有4.80 m3氣體，以下有20.30 m3低密度壓井液，其余井筒空間被55.31 m3的注入水充滿。分析認為，油套環(huán)空存在的套管氣和低密度壓井液導致該次測試資料異常：油管內(nèi)介質(zhì)為單一注入水，油套環(huán)空內(nèi)介質(zhì)有3種——氣體、低密度壓井液、注入水，因此，關井后油壓先回零(關井后0.02 h)，套壓因油套環(huán)空氣體膨脹，延滯至關井1.00 h后才回零，導致壓降試井時壓力導數(shù)出現(xiàn)2次下凹的異常現(xiàn)象，判斷該次測試資料不合格，并非裂縫模型特征。

1.4 解決方案

油壓、套壓不匹配對測試造成了不利影響，在現(xiàn)場積極探索解決方法。

(1) 首先嘗試放套管氣，2015年11月3日、11月4日、11月11日3次放套管氣后注水，套壓、油壓差已從3.6 MPa降至1.5 MPa，表明環(huán)空套管氣是造成套壓高的主因。

(2) 2015年11月12日再次對油套環(huán)空泄壓后，產(chǎn)出水取樣發(fā)現(xiàn)，注入水密度為1.17 g/cm3，環(huán)空排出水密度為1.05 g/cm3，表明油套環(huán)空存在低密度液體(清水)。

(3) 2015年11月14日至11月15日正洗井注水后，套壓比油壓略低0.3 MPa，表明油套環(huán)空清水也是造成套壓高于油壓的原因之一。

在實施以上排放套管氣、注水循環(huán)油套環(huán)空清水措施后，注水時油壓保持略高于套壓狀態(tài)。2015年11月22日至11月27日重新進行壓降試井，測試資料采用“井儲系數(shù)+表皮系數(shù)+三區(qū)復合儲層+無限大邊界”、“單相水流體”模型解釋，雙對數(shù)曲線與理想圖版曲線形態(tài)[14]完全符合，認為第2次壓降試井資料合格，解釋結果可靠。

2 時間推移試井

2.1 時間推移試井解釋結果

為評價哈得A-39-2J井組的注水效果，2016年4月13日至4月16日對A-39-2J井進行了第3次壓降試井[15-16]，測試前油壓為2.0 MPa，套壓為1.9 MPa，油壓略高于套壓，屬于正常狀態(tài)。采用與第2次相同的模型、輸入?yún)?shù)(表1)、軟件及方法進行分析對比，認為第3次壓降試井資料也合格，解釋結果可靠，據(jù)此可開展底水油藏注水側向驅(qū)效果評價。

(1) 注水對地層能量有一定補充，地層壓力從44.76 MPa升至45.36 MPa。

(2) 顯示出三區(qū)復合儲層滲流特征(表2)：一區(qū)為純水區(qū)，復合半徑有所擴大(由32.8 m擴至47.9 m)，滲透率最大；二區(qū)為前緣過渡區(qū)(兩相區(qū))，復合半徑(即水驅(qū)前緣半徑)略增(由184.8 m擴至186.8 m)，滲透率最?。蝗齾^(qū)為純油區(qū)，滲透率居中。

表2 A-39-2J井2次壓降試井解釋主要參數(shù)對比

對比2次時間推移試井資料認為，側向驅(qū)油未達到預期效果。因為注入水沿鈣泥夾層(5 078.58～5 079.00 m)之上的油層射孔段(5 076.60～5 078.40 m)順層側向推進驅(qū)油，2次測試期間實際注水量為1.14×104m3，水驅(qū)前緣半徑應擴大87 m(束縛水飽和度為0.235，前緣平均含水飽和度為0.530)，而數(shù)據(jù)顯示，水驅(qū)前緣半徑(即復合半徑)只擴大了2 m，表明只有少量注入水進入了目的層，未達到預期側向驅(qū)油效果。

2.2 單井動態(tài)監(jiān)測及井組生產(chǎn)動態(tài)資料驗證

哈得A-39-2J井位于哈得遜油田西南部底水區(qū)，該區(qū)平面、縱向上發(fā)育一定隔夾層。該井產(chǎn)層下部發(fā)育的鈣泥質(zhì)夾層平面上延展1～2個井距，可以在一段時間內(nèi)阻擋底水快速錐進，具備側向注水驅(qū)油條件[17-18]，但實測的能譜水流測井、生產(chǎn)動態(tài)資料驗證了時間推移試井的分析結果，分析主要原因如下。

(1) 該井能譜水流測試資料顯示，可能存在管外竄。能譜水流測井顯示，主要吸水層位為射孔段5 076.60～5 077.70 m井段，而井溫曲線顯示，在下部非射孔段5 080.00～5 084.00 m地層溫度持續(xù)明顯下降，結合該井固井質(zhì)量不合格的實際情況分析，懷疑注入水大部分沿套管外壁竄入下部底水中，未起到側向驅(qū)作用。

(2) 該井組生產(chǎn)動態(tài)資料表明，一線油井受效狀況不明顯。哈得A-39-2J井周圍一線受效井有7口(A4H、A-H94、A-9H、A-9-2H、A-79H、A-39H、A-29H)。對比試注前后各單井生產(chǎn)動態(tài)發(fā)現(xiàn)，一線井中受效變好井1口(A-29H)，受效變差井1口(A4H)，效果待觀察井2口(A-9-2H、A-39H)，未受效井3口(A-H94、A-9H、A-79H)，綜合以上分析認為，側向驅(qū)效果未達到預期，因此，決定在該區(qū)重新選取2口井況較好、有利于側向驅(qū)的注水井再次開展現(xiàn)場試驗。因該區(qū)隔夾層平面發(fā)育狀況相對東南部底水區(qū)較差，部分區(qū)域開“天窗”，因此，同期開展注氣提高采收率技術可行性論證。

綜上所述，哈得A-39-2J井注水異常壓降資料分析及應用方法有效，對油田試井工作及注水動態(tài)分析發(fā)揮了積極的指導作用：①異常壓降資料分析及處理方法隨后推廣到哈得、輪南油田的24口注水井壓降試井中(部分井套壓比油壓高1～5 MPa)，這些井均采用正注方式注水，油套環(huán)空無封隔器，現(xiàn)場應用時，在確保安全前提下先排放套管氣，直至油套環(huán)空溢出水性質(zhì)與注入水完全一致再測試，獲得資料經(jīng)嚴格審核確認全部合格；②時間推移試井資料評價大底水油藏注水側向驅(qū)效果的方法推廣到哈得遜油田東南部底水油藏A4-35H等2個井組(產(chǎn)層下部均有較好的鈣泥巖夾層遮擋底水)的注水效果評價中，分別取得2～3次壓降試井資料，從水驅(qū)前緣半徑擴大的趨勢分析，8口一線油井中已有5口油井不同程度見效，平均月遞減從1.8%降至1.2%，相對原遞減趨勢日增油約35 t/d，因此，明確了該區(qū)下步持續(xù)擴大、加強注水工作的生產(chǎn)調(diào)整方向。

3 結 論

(1) 通過分析哈得A-39-2J井注水壓降資料異常的原因，成功實施排放套管氣、循環(huán)油套環(huán)空低密度壓井液措施，恢復了井口油壓、套壓的正常關系，取得合格的壓降試井資料，指導了哈得、輪南油田24口注水井取得合格的壓降試井資料。

(2) 取得合格的哈得A-39-2J、A4-35H等井組時間推移試井資料，有效支持了底水區(qū)油藏注水側向驅(qū)效果評價工作，對哈得遜油田分區(qū)生產(chǎn)的調(diào)整、開發(fā)技術政策的制訂起到了積極的作用。

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編輯 姜 嶺

20160614；改回日期：20160922

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“塔里木油田勘探開發(fā)關鍵技術研究與應用”課題“碎屑巖油田穩(wěn)產(chǎn)技術”(2014E-2107)

朱衛(wèi)紅(1967-)，男，教授級高級工程師，1990年畢業(yè)于江漢石油學院石油地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)方面的科研及生產(chǎn)管理工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.013

TE341

A

1006-6535(2016)06-0060-04