張洪, 邱金權(quán), 甘常建, 王青川, 周濤, 馬秀妮

(1.青海油田測(cè)試公司, 青海 茫崖 816499; 2.中國石油集團(tuán)測(cè)井有限公司生產(chǎn)測(cè)井中心, 陜西 西安 710077)

0 引 言

在儲(chǔ)層改造措施中,水力壓裂效果評(píng)價(jià)方法日趨豐富和完善。目前主要有3類壓裂效果評(píng)價(jià)技術(shù)[1],分別是Ⅰ類遠(yuǎn)離裂縫直接成像評(píng)價(jià)技術(shù)、Ⅱ類直接近井裂縫評(píng)價(jià)技術(shù)和Ⅲ類間接壓裂評(píng)價(jià)技術(shù)。這3類評(píng)價(jià)技術(shù)在施工工藝、獲取信息參數(shù)方面存在較大差異,Ⅰ、Ⅱ類技術(shù)施工工藝相對(duì)復(fù)雜,Ⅰ、Ⅲ類獲取裂縫信息參數(shù)較為豐富。

青海油田在壓裂效果評(píng)價(jià)方面主要以確定儲(chǔ)層縱向壓裂縫高度為目的,一般采用壓前、壓后井溫曲線對(duì)比分析方法[2-3]。隨著青海油田勘探領(lǐng)域不斷擴(kuò)大,油氣藏類型越來越復(fù)雜,水力壓裂油井施工亦日趨復(fù)雜,從中、低滲透率砂巖儲(chǔ)層向致密變質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)層發(fā)展,這類油井通常井深,井口壓力高,儲(chǔ)層溫度壓力高,給壓裂后井溫施工帶來了挑戰(zhàn):①目的儲(chǔ)層段壓力在80 MPa左右,溫度在170 ℃左右,常規(guī)井溫生產(chǎn)測(cè)井儀性能指標(biāo)不能滿足施工需求;②井口壓力在40 MPa以上,儀器下井困難。針對(duì)這一現(xiàn)狀,本文開展了高溫高壓儲(chǔ)層人工裂縫高度評(píng)價(jià)測(cè)井工藝研究,確定了適應(yīng)青海油田的高溫高壓儲(chǔ)存式井溫測(cè)井施工方案,使用高溫高壓存儲(chǔ)式壓力井溫儀(耐壓120 MPa,耐溫175 ℃)測(cè)井儀器,采用高壓防噴裝置(耐壓70 MPa)工藝,應(yīng)用電纜測(cè)井方式,成功完成了2口壓裂井高溫高壓儲(chǔ)層井溫測(cè)井現(xiàn)場(chǎng)施工,進(jìn)一步發(fā)展和完善了高溫高壓壓裂縫高度的測(cè)試工藝。

1 測(cè)井原理

從目前壓裂效果評(píng)價(jià)技術(shù)來看(見表1),井溫測(cè)井為直井近裂縫評(píng)價(jià)技術(shù),其評(píng)價(jià)裂縫縱向延伸高度的基本原理[3-8]:利用壓裂施工過程中注入的低溫壓裂液使地層冷卻,在吸液層段溫度會(huì)下降,形成井溫負(fù)異常,吸液越多的井段,其負(fù)異常幅度越大。因此,根據(jù)壓前、壓后井溫曲線形態(tài)對(duì)比,以負(fù)異常的分布范圍、幅度評(píng)價(jià)水力裂縫的縱向延伸高度(見圖1)。井溫測(cè)井的特點(diǎn):①操作工藝簡單,壓裂施工結(jié)束后,可帶壓將儀器下放到目的層測(cè)量壓裂段上下的井溫?cái)?shù)據(jù);②儀器靠近裂縫,測(cè)量結(jié)果真實(shí)可靠。

儀器主要為高溫高壓存儲(chǔ)式的壓力溫度儀,耐壓120 MPa,耐溫175 ℃,儀器外徑32 mm,儀器長度55 cm,數(shù)據(jù)采樣頻率為每秒1個(gè)點(diǎn),最大存儲(chǔ)量為一次下井可記錄30萬組壓力—溫度數(shù)據(jù)。

表1 壓裂效果評(píng)價(jià)技術(shù)對(duì)比

井口防噴裝置自上而下主要包括密封控制頭、防噴管(耐壓70 MPa)、儀器防掉器和防噴器(又稱雙翼封井器,上部為四膠皮式半封結(jié)構(gòu),下部為閘板式全封結(jié)構(gòu))。

計(jì)算儀器正常下井所需配重的經(jīng)驗(yàn)公式為

G=A+B+C+(p-1)πD2/4

(1)

式中,G為配重桿和測(cè)井儀器串的總重量,kg;A為密閉管內(nèi)阻流管、盤根與電纜間的摩擦力,一般取10 kg;B為儀器和電纜在井筒中所受液體浮力及液體流動(dòng)壓力,一般取8 kg;C為經(jīng)驗(yàn)值,kg,數(shù)值通常取井口壓力數(shù);p為井口壓力,kg/cm2;D為電纜外徑,cm,單芯電纜取值為0.56 cm。

圖1 井溫測(cè)井評(píng)價(jià)壓裂裂縫效果原理圖*非法定計(jì)量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同(注:靜態(tài)測(cè)井指儲(chǔ)層未生產(chǎn)時(shí)的井溫測(cè)井)

儀器組合自上而下為電纜頭、遙傳短接+磁性定位器、加重(Φ38 mm)、轉(zhuǎn)換接頭、存儲(chǔ)式壓力溫度儀(Φ32 mm)。目的層段以1～3 m/min的穩(wěn)定測(cè)速錄取連續(xù)的井溫曲線。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

青海油田×氣藏為基巖(片麻巖)氣藏,采用壓裂措施投產(chǎn)。由于壓裂施工后井口壓力高(通常在40 MPa以上),目的井段深(通常在4 000 m以上),地層壓力和地層溫度高(壓力80 MPa左右、溫度170 ℃左右),目前青海油田所用生產(chǎn)測(cè)井井溫儀器指標(biāo)難以滿足測(cè)井需求。

2.1 常規(guī)井溫測(cè)井曲線與存儲(chǔ)式井溫曲線對(duì)比

為驗(yàn)證生產(chǎn)測(cè)井井溫曲線(電纜直讀)與存儲(chǔ)式井溫曲線的一致性,在同一口井開展了對(duì)比測(cè)井(2支儀器串連接一起)(見圖2)。從圖2中可以看出,對(duì)比測(cè)試曲線具有良好的相關(guān)性,保證了壓后井溫測(cè)井及解釋的可靠性。

圖2 存儲(chǔ)式井溫曲線與電纜式井溫曲線對(duì)比測(cè)井

2.2 ×1井測(cè)試應(yīng)用

×1井為基巖氣田的1口評(píng)價(jià)井,巖性主要為變質(zhì)灰?guī)r,基質(zhì)孔隙度2.8%～5.5%,平均基質(zhì)孔隙度為4.3%,次生溶孔孔隙度1.3%,儲(chǔ)層物性較差,碳酸鹽巖含量高。目的層段為4 308～4 316 m,預(yù)計(jì)施工后地層壓力80 MPa,地層溫度170 ℃左右。

根據(jù)×1井地質(zhì)特征和施工情況,采用文中測(cè)井工藝編制施工方案。×1井壓裂施工結(jié)束后井口壓力42.5 MPa,計(jì)算加重重量167.19 kg?，F(xiàn)場(chǎng)采用Φ38 mm加重 10支,總重量200 kg,通過轉(zhuǎn)換接頭與Φ32 mm高溫高壓存儲(chǔ)式溫度儀連接。由于井口壓力高,打開清蠟閘門時(shí)在防噴管內(nèi)產(chǎn)生瞬時(shí)高壓沖擊力,極易造成儀器向上頂、電纜打扭甚至切斷電纜?？紤]以上因素,現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí),先關(guān)閉總閘門,打開清蠟閘門,安裝好防噴裝置,將儀器緩慢下過電纜防噴器,同時(shí)將電纜防噴器打壓至2 MPa,依靠液壓作用將儀器夾緊(可以有效防止由于開井造成儀器的上頂),然后將總閘門緩慢開至能聽見細(xì)微的流體流動(dòng)噪聲,直至流體充滿防噴管(可同時(shí)觀察井口油壓變化),此時(shí)啟動(dòng)注脂泵工作,注脂壓力高于井口壓力5～10 MPa為宜。按順序依次打開總閘門、電纜防噴器泄壓,儀器緩慢入井。到達(dá)目的層段時(shí),以1～3 m/min測(cè)速平穩(wěn)測(cè)井。

圖3 ×1井壓裂井溫解釋成果圖

利用磁定位測(cè)井、電纜磁記號(hào)或自然伽馬曲線校深,將連續(xù)點(diǎn)測(cè)的時(shí)間存儲(chǔ)式壓力—溫度曲線轉(zhuǎn)換成連續(xù)深度的壓力—溫度曲線進(jìn)行壓前、壓后井溫對(duì)比分析。

從圖3中可以看出,×1井壓裂后3條存儲(chǔ)式井溫曲線負(fù)異常非常明顯,采用井溫拐點(diǎn)(突變點(diǎn))或半幅點(diǎn)法計(jì)算壓裂縫高為22.3 m處,達(dá)到了預(yù)期壓裂效果。

3 結(jié) 論

(1) 采用存儲(chǔ)式高溫高壓溫度儀測(cè)井替代常規(guī)生產(chǎn)井溫測(cè)井,將存儲(chǔ)式連續(xù)時(shí)間數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換成對(duì)應(yīng)的連續(xù)深度數(shù)據(jù),二者在測(cè)井曲線對(duì)比上具有很好的一致性,滿足了儲(chǔ)層高溫高壓下井溫測(cè)井的需求。

(2) 總結(jié)了高溫高壓井溫測(cè)井施工工藝,對(duì)于今后開展類似高溫高壓測(cè)井具有借鑒意義。

(3) 目前該工藝在直井中應(yīng)用效果較好,在下步工作中,可在水平壓裂井中采用連續(xù)油管傳輸存儲(chǔ)式井溫測(cè)井儀的方式開展現(xiàn)場(chǎng)工藝試驗(yàn),進(jìn)一步拓展存儲(chǔ)式測(cè)井方法的應(yīng)用領(lǐng)域。

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