柳 明 陳俊杰 程 艷 郝學(xué)磊 周 東 蔡會(huì)林

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采氣廠，陜西 西安 710032；2.中國(guó)石油西氣東輸管道公司甘陜管理處，陜西 西安 710032）

0 引言

蘇東南區(qū)是鄂爾多斯盆地北部蘇里格大型河流相砂巖氣田的一部分，主要目的層為下石盒子組盒8段。區(qū)塊砂體南北向呈條帶狀展布，在順古河道方向上砂體比較發(fā)育，橫切古河道方向上，砂體發(fā)育不連續(xù)，縱向疊加分布上砂體厚度比較大；區(qū)域構(gòu)造為一寬緩西傾斜坡，坡降一般為5～15 m／km。區(qū)塊采用“直定向井控制砂體位置及疊置關(guān)系、大井組水平井開發(fā)提高單井產(chǎn)量”的開發(fā)技術(shù)進(jìn)行整體開發(fā)。水平井投產(chǎn)井?dāng)?shù)占蘇東南區(qū)總井?dāng)?shù)的41%，但產(chǎn)量貢獻(xiàn)率占整體的73%。蘇東南區(qū)水平井儲(chǔ)層改造方式以壓裂為主，壓裂改造段數(shù)在6～13段。較長(zhǎng)的水平段及較大程度的壓裂施工可以提高單井產(chǎn)量，但同時(shí)也增加了氣井建井成本。客觀、準(zhǔn)確的評(píng)價(jià)水平井各改造層段的產(chǎn)量貢獻(xiàn)情況，進(jìn)一步評(píng)價(jià)水平段長(zhǎng)度及改造工藝與產(chǎn)量貢獻(xiàn)的關(guān)系，是目前蘇東南區(qū)水平井整體開發(fā)面臨的一個(gè)難題。產(chǎn)氣剖面測(cè)試可定量描述直井各小層產(chǎn)量的貢獻(xiàn)情況，但在多段壓裂水平井應(yīng)用較少。

1 水平井產(chǎn)氣剖面測(cè)井技術(shù)

水平井產(chǎn)氣剖面測(cè)井技術(shù)經(jīng)過近幾年的發(fā)展逐漸成熟，四川盆地涪陵頁(yè)巖氣田利用流體掃描成像測(cè)井儀（FSI）［1］，采用牽引器或連續(xù)油管輸送工藝對(duì)水平井開展產(chǎn)氣剖面測(cè)試，測(cè)量水平井流動(dòng)截面上不同深度的流速及各相持率，成功率較高，且獲得了儲(chǔ)層改造效果、單井生產(chǎn)制度制定等一系列的認(rèn)識(shí)。

1.1 水平井產(chǎn)氣剖面測(cè)試技術(shù)難點(diǎn)

水平井產(chǎn)氣剖面測(cè)試存在氣井井斜、井深大，氣井井筒軌跡因追溯有效儲(chǔ)層而雜亂，井筒工具復(fù)雜，水平段施工工具難以推送等困難，國(guó)內(nèi)目前應(yīng)用較少。分析蘇東南區(qū)特殊的地質(zhì)特征和施工環(huán)境，具體存在以下難點(diǎn)：①蘇東南區(qū)開發(fā)上古生界下石盒子組盒8段砂巖氣藏，水平井完鉆井深約 4 500 m，垂深3 100 m，較大的井深給施工帶來(lái)前所未有的困難；②多段分級(jí)壓裂改造及裸眼封隔器完井技術(shù)給測(cè)井儀器在井下推送施工帶來(lái)較大挑戰(zhàn)；③河流相砂巖氣藏儲(chǔ)層段存在砂泥巖互相疊置的現(xiàn)象，測(cè)井儀器送入后存在泥巖垮塌風(fēng)險(xiǎn)。

1.2 連續(xù)油管產(chǎn)氣剖面測(cè)井工藝

調(diào)研國(guó)內(nèi)各大氣田水平井產(chǎn)氣剖面測(cè)試進(jìn)展和當(dāng)前施工單位水平井產(chǎn)氣剖面測(cè)試技術(shù)水平［2］，結(jié)合蘇東南區(qū)河流相砂巖儲(chǔ)層的具體特征，選取連續(xù)油管進(jìn)行產(chǎn)氣剖面測(cè)井。連續(xù)油管產(chǎn)氣剖面測(cè)井技術(shù)是使用連續(xù)油管攜帶存儲(chǔ)短節(jié)、七參數(shù)下井儀器，對(duì)氣井生產(chǎn)層段的自然伽馬、磁定位、壓力、渦輪流量、井溫、持水率及流體密度等參數(shù)進(jìn)行錄取的生產(chǎn)測(cè)井［3］。

2 應(yīng)用實(shí)例

2.1 選井情況

自開發(fā)以來(lái)，蘇東南區(qū)水平井水平段改造主體采用水力噴射分段壓裂，部分井應(yīng)用裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)。水力噴射分段壓裂工藝采取分級(jí)投球打開滑套施工，裸眼封隔器分段壓裂采用水平段不固井完井，以上兩種改造工藝導(dǎo)致井下工具在井筒中穿過性較差，開展產(chǎn)氣剖面測(cè)試具有一定的局限性（表1）。2016年以后，在部分氣井中試驗(yàn)水平井井筒全通徑固井橋塞分段多簇壓裂技術(shù)。該工藝采用水力泵送橋塞分段多簇壓裂，應(yīng)用可鉆橋塞、水平段射孔、動(dòng)態(tài)暫堵等技術(shù)，改造效果明顯。為了降低水平井產(chǎn)氣剖面測(cè)試作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，提高施工作業(yè)成功率，同時(shí)評(píng)價(jià)水平井固井橋塞分段多簇壓裂改造效果，優(yōu)選J-H2井開展產(chǎn)氣剖面測(cè)試作業(yè)。J-H2井水平段長(zhǎng)度1 116 m，鉆遇砂巖長(zhǎng)度1 017 m，氣層長(zhǎng)度674 m。井筒油管規(guī)格?60.3×4.80×3 417.01 m，下入表層套管、技術(shù)套管及氣層套管，氣層套管規(guī)格?114.3×8.56×4 570.0 m。氣層套管全井眼尺寸一致，外部水泥封堵固井，采用水力泵送橋塞分六段壓裂，射孔13處，無(wú)阻流量63.024 4×104m3／d。

表1 蘇東南區(qū)水平井不同類型壓裂工藝對(duì)比表

2.2 測(cè)試強(qiáng)度分析

當(dāng)連續(xù)油管下放至4 260 m后，上提連續(xù)油管，井口處連續(xù)油管承受的拉力10.878 t，達(dá)到最大拉力，而連續(xù)油管的極限拉力為18.800 t，工況負(fù)荷水平滿足施工要求。軟件分析連續(xù)油管下放過程中允許最大狗腿度為14.50°／30 m，而該井0～3 420 m井段的連斜數(shù)據(jù)最大狗腿度為8.31°／30 m，工具能順利到達(dá)測(cè)井井段。

2.3 技術(shù)方案

考慮到水平井產(chǎn)氣剖面測(cè)試難度較高，風(fēng)險(xiǎn)較大，測(cè)試前制定了詳細(xì)的測(cè)試技術(shù)方案，分別進(jìn)行了：①連續(xù)油管選擇：J-H2井油管內(nèi)徑50.70 mm，通過技術(shù)論證，選用38.10 mm連續(xù)油管能夠滿足測(cè)試需要。②井筒清潔：J-H2井雖然井筒下入表層套管、技術(shù)套管及氣層套管，但是不排除井筒在射孔后存在壓裂砂的情況，測(cè)試前安排井口加熱爐保供生產(chǎn)的方式進(jìn)行排砂，確定井筒干凈后安排通井及測(cè)試作業(yè)。③測(cè)試制度：流量測(cè)量設(shè)計(jì)900 m／h、1 100 m／h兩組速度，每組速度分別錄取一條下測(cè)及上測(cè)曲線。

2.4 測(cè)試過程

①第一趟通井。3月18日8時(shí)，通井工具串下井，儀器串：轉(zhuǎn)接頭+φ43通井工具。儀器下至 2 010 m位置上提管柱測(cè)試懸重，懸重異常，經(jīng)解卡后，起出至井口防噴管內(nèi)。分析認(rèn)為，油管內(nèi)徑與通井工具間隙過?。? mm），且連續(xù)油管屈服力較大，造成摩阻力遠(yuǎn)大于模擬數(shù)據(jù)。②第二趟通井。3月20日10時(shí)，通井工具串下井，儀器串：轉(zhuǎn)接頭+φ38通井工具。17∶06工具串通至4 260 m，期間起下連續(xù)油管記錄懸重正常；井口三相分離器記錄井口產(chǎn)量為1.2×104m3／d，油壓3.6 MPa（該井正常生產(chǎn)7.8×104m3／d，油壓5.8 MPa）。分析認(rèn)為連續(xù)油管體積占油管內(nèi)腔體積58%，造成油管生產(chǎn)出現(xiàn)節(jié)流效應(yīng)。③第三趟下井。3月22日9時(shí)，將該井生產(chǎn)方式調(diào)整為油套合采，井口瞬時(shí)產(chǎn)氣量恢復(fù)至7×104m3／d。對(duì)存儲(chǔ)控制短節(jié)編程，連接下井儀器串。11時(shí)20分儀器串入井，18時(shí)15分儀器串下入至3 440 m，井口瞬時(shí)產(chǎn)氣量7×104m3／d穩(wěn)定生產(chǎn)，油壓6.5 MPa。18時(shí)20分-23時(shí)38分采用900 m／h、1 100 m／h速度對(duì)3 440～4 250 m上下各測(cè)得兩次，獲得4條連續(xù)曲線，產(chǎn)層覆蓋率100%。3月23日8時(shí)20分儀器串起出井口，分別讀取存儲(chǔ)短節(jié)記錄測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，擬合曲線，進(jìn)行測(cè)井資料的現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)收。

2.5 解釋結(jié)果

J-H2井采用連續(xù)油管送入七參數(shù)儀器測(cè)試各段產(chǎn)氣情況，測(cè)試井段為3 440.00～4 250.00 m，錄取資料優(yōu)秀。測(cè)試結(jié)果顯示8個(gè)射孔段產(chǎn)氣（主產(chǎn)段2個(gè)、次產(chǎn)段5個(gè)、微產(chǎn)段1個(gè)），5個(gè)射孔段未產(chǎn)氣，合計(jì)產(chǎn)量6.080 7×104m3／d。分析資料認(rèn)為，第5個(gè)射孔段以下為段塞流，第2、4、5、9、11、12個(gè)射孔段負(fù)異常明顯，為主要的產(chǎn)出層段；井底曲線上翹，存在氣體；第12孔段的渦輪變化量較小，該孔段以下渦輪轉(zhuǎn)動(dòng)明顯，認(rèn)為第13號(hào)射孔段為主要產(chǎn)氣段，見圖1。

圖1 J-H2井產(chǎn)氣剖面測(cè)試解釋結(jié)果圖

3 對(duì)區(qū)塊開發(fā)的指導(dǎo)意義

J-H2井產(chǎn)氣剖面測(cè)試過程相對(duì)順利，測(cè)試資料全面可靠，解釋結(jié)果認(rèn)為該井改造效果較好，驗(yàn)證了該區(qū)塊較長(zhǎng)水平段的產(chǎn)氣能力。此次產(chǎn)氣剖面測(cè)試可以得到以下認(rèn)識(shí)：測(cè)試結(jié)果認(rèn)為該井最后一個(gè)射孔段仍具有24.33%的相對(duì)產(chǎn)氣量，證明較長(zhǎng)水平段對(duì)于氣井產(chǎn)量貢獻(xiàn)具有重要作用，蘇東南區(qū)后續(xù)開發(fā)可以繼續(xù)在砂體發(fā)育區(qū)塊探索較長(zhǎng)水平段的開發(fā)策略；通過分析各射孔段產(chǎn)量解釋結(jié)果，可以進(jìn)一步驗(yàn)證對(duì)該井儲(chǔ)層鉆遇過程中的地質(zhì)認(rèn)識(shí)，對(duì)于蘇東南區(qū)后續(xù)隨鉆分析與儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)具有積極作用。

4 結(jié)論

1）蘇東南區(qū)水平井可以采用連續(xù)油管產(chǎn)氣剖面測(cè)試技術(shù)開展生產(chǎn)測(cè)井，后續(xù)工作中需繼續(xù)開展此類測(cè)試，尤其是嘗試在裸眼完井的水平井中開展，為科學(xué)指導(dǎo)氣田開發(fā)、評(píng)價(jià)儲(chǔ)層改造效果奠定技術(shù)基礎(chǔ)。

2）分析改造工藝及產(chǎn)氣剖面解釋結(jié)果，固井橋塞分段多簇壓裂技術(shù)改造效果較好；J-H2井第13射孔段相對(duì)產(chǎn)氣量占?xì)饩偖a(chǎn)量的24.33%，表明該區(qū)塊水平井未出現(xiàn)較長(zhǎng)水平段無(wú)法產(chǎn)氣的情況。

3）此次產(chǎn)氣剖面測(cè)試的順利實(shí)施，對(duì)該區(qū)塊水平井水平段長(zhǎng)度實(shí)施策略和儲(chǔ)層發(fā)育情況驗(yàn)證都有了深入的認(rèn)識(shí)，為蘇東南區(qū)后續(xù)高效開發(fā)積累了的經(jīng)驗(yàn)。