哈得A-39-2J注水井异常压降资料分析与应用

朱卫红，吴胜和，韩尚儒，王 陶，张少伟

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000；3.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266555)



哈得A-39-2J注水井异常压降资料分析与应用

朱卫红1，2，吴胜和1，韩尚儒3，王 陶2，张少伟2

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000；3.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266555)

为评价哈得逊油田西南部超深底水砂岩油藏的注水侧向驱效果，实施了A-39-2J注水井的时间推移压降试井。因首次测试异常，关井后油压、套压不同步归零，压力导数曲线出现2次凹陷，无法区分和准确解释井筒续流效应及内区储层特征参数。通过对比发现，该井正注时套压异常高于油压，结合历次作业井史及井筒流体情况，通过精细计算发现，油套环空还残留有气体和低密度压井液，导致测试时井筒续流效应扩大，采取排放套管气、循环原压井液等措施恢复井筒测试条件，随后2次压降试井均成功，结果显示水驱前缘半径只扩大了2 m，表明仅有少量水注入目的层，未达到预期侧向驱效果。能谱水流测井显示为管外窜，生产动态资料显示井组油井受效差，均验证了时间推移压降试井的结论。该研究为该区注水侧向驱效果评价及下步油田开发方式的转变与调整提供了重要依据。

超深底水砂岩油藏；注水井；压降测试；时间推移试井；侧向驱

0 引 言

哈得逊油田位于塔里木盆地新疆阿克苏地区沙雅县境内，自上而下发育薄砂层油藏和东河砂岩油藏，东河砂岩油藏是哈得逊油田主力开发单元，早期采用纯油区注水和底水区衰竭式开发方式，目前底水区压力下降明显且进入高含水期。借鉴东南部4-15底水区利用遮挡性隔夹层实施注水侧向驱替顶部剩余油的成功经验，2015年5月开始对同样发育遮挡性隔夹层的西南部哈得4井区进行试注(老井哈得A-39-2J转注)。为跟踪分析该井组侧向水驱效果，同年8月对该井进行压降试井，但压降试井资料出现异常现象：压力及导数曲线的内区径向流特征被较强的续流效应掩盖，出现类似裂缝地层特征[1-3]，这与该区地质认识及生产动态特征不符，而且发现正注条件下油压、套压不匹配，因此，开展相关研究，分析造成资料异常的原因，探索解决办法，开展时间推移试井，为评价底水区顶部注水侧向驱效果提供一定的支持[4]。

1 哈得A-39-2J井试井资料分析

1.1 概况

东河砂岩油藏西南部哈得4井区为受构造控制的具有倾斜油水界面的底水未饱和油藏。储层以中孔、中高渗为主，孔隙度分布区间为12.5%～20.0%，平均为13.8%，渗透率分布区间为50×10-3～1 000×10-3μm2，平均为222×10-3μm2，具有正常的温度、压力系统。

哈得A-39-2J井位于哈得4井区中部(图1)。该井于2011年8月1日开钻，同年10月1日完钻(直井)，测井解释钻遇东河砂岩油藏5.4 m(差)油层、6.5 m水淹层、8.5 m水层，同年12月2日对该油藏1号砂层(井段5 076.6～5 078.4 m)射孔后投产。截至2015年5月转注，已累计产油3.69×104t，累计产水1.47×104t。转注后，井组内一线采油井有7口，2015年8月、11月及2016年4月进行了3次压降试井[5-6]，压降测试前，累计注水分别为1.65×104、2.38×104、3.56×104m3。

图1 A-39-2J井组注采关系

1.2 首次压降试井资料

A-39-2J井首次压降测试采用地面直读测试工艺进行施工，下入直读式和存储式电子压力计各1只，均完整地录取了下放、定点测试和上提全过程的压力温度数据(图2、3)。

该次压降测试导数曲线具有1/2斜率特征[7-8]，直观表征为裂缝流动特征(图2)，明显与三区复合储层特征理论图版不同[9-11]。事实上，该井附近并未发育裂缝，注水过程中也未造成油层破裂，压降试井资料应该反映三区复合储层特征(图3)。

1.3 原因分析

注水井正常注水期间，油管内部存在摩阻，油压要略高于套压[12-13]，A-39-2J井首次压降测试前 油压比套压低3.6 MPa，更换管柱后，油压与套压依然不匹配。

图2 首次压降试井实测曲线与理论图版对比 图3 注水井压降试井三区复合储层特征模式

复查作业井史，A-39-2J井2015年9月换管柱作业后，井筒有效容积为80.41 m3，油套环空中，顶部留有4.80 m3气体，以下有20.30 m3低密度压井液，其余井筒空间被55.31 m3的注入水充满。分析认为，油套环空存在的套管气和低密度压井液导致该次测试资料异常：油管内介质为单一注入水，油套环空内介质有3种——气体、低密度压井液、注入水，因此，关井后油压先回零(关井后0.02 h)，套压因油套环空气体膨胀，延滞至关井1.00 h后才回零，导致压降试井时压力导数出现2次下凹的异常现象，判断该次测试资料不合格，并非裂缝模型特征。

1.4 解决方案

油压、套压不匹配对测试造成了不利影响，在现场积极探索解决方法。

(1) 首先尝试放套管气，2015年11月3日、11月4日、11月11日3次放套管气后注水，套压、油压差已从3.6 MPa降至1.5 MPa，表明环空套管气是造成套压高的主因。

(2) 2015年11月12日再次对油套环空泄压后，产出水取样发现，注入水密度为1.17 g/cm3，环空排出水密度为1.05 g/cm3，表明油套环空存在低密度液体(清水)。

(3) 2015年11月14日至11月15日正洗井注水后，套压比油压略低0.3 MPa，表明油套环空清水也是造成套压高于油压的原因之一。

在实施以上排放套管气、注水循环油套环空清水措施后，注水时油压保持略高于套压状态。2015年11月22日至11月27日重新进行压降试井，测试资料采用“井储系数+表皮系数+三区复合储层+无限大边界”、“单相水流体”模型解释，双对数曲线与理想图版曲线形态[14]完全符合，认为第2次压降试井资料合格，解释结果可靠。

2 时间推移试井

2.1 时间推移试井解释结果

为评价哈得A-39-2J井组的注水效果，2016年4月13日至4月16日对A-39-2J井进行了第3次压降试井[15-16]，测试前油压为2.0 MPa，套压为1.9 MPa，油压略高于套压，属于正常状态。采用与第2次相同的模型、输入参数(表1)、软件及方法进行分析对比，认为第3次压降试井资料也合格，解释结果可靠，据此可开展底水油藏注水侧向驱效果评价。

(1) 注水对地层能量有一定补充，地层压力从44.76 MPa升至45.36 MPa。

(2) 显示出三区复合储层渗流特征(表2)：一区为纯水区，复合半径有所扩大(由32.8 m扩至47.9 m)，渗透率最大；二区为前缘过渡区(两相区)，复合半径(即水驱前缘半径)略增(由184.8 m扩至186.8 m)，渗透率最小；三区为纯油区，渗透率居中。

表2 A-39-2J井2次压降试井解释主要参数对比

对比2次时间推移试井资料认为，侧向驱油未达到预期效果。因为注入水沿钙泥夹层(5 078.58～5 079.00 m)之上的油层射孔段(5 076.60～5 078.40 m)顺层侧向推进驱油，2次测试期间实际注水量为1.14×104m3，水驱前缘半径应扩大87 m(束缚水饱和度为0.235，前缘平均含水饱和度为0.530)，而数据显示，水驱前缘半径(即复合半径)只扩大了2 m，表明只有少量注入水进入了目的层，未达到预期侧向驱油效果。

2.2 单井动态监测及井组生产动态资料验证

哈得A-39-2J井位于哈得逊油田西南部底水区，该区平面、纵向上发育一定隔夹层。该井产层下部发育的钙泥质夹层平面上延展1～2个井距，可以在一段时间内阻挡底水快速锥进，具备侧向注水驱油条件[17-18]，但实测的能谱水流测井、生产动态资料验证了时间推移试井的分析结果，分析主要原因如下。

(1) 该井能谱水流测试资料显示，可能存在管外窜。能谱水流测井显示，主要吸水层位为射孔段5 076.60～5 077.70 m井段，而井温曲线显示，在下部非射孔段5 080.00～5 084.00 m地层温度持续明显下降，结合该井固井质量不合格的实际情况分析，怀疑注入水大部分沿套管外壁窜入下部底水中，未起到侧向驱作用。

(2) 该井组生产动态资料表明，一线油井受效状况不明显。哈得A-39-2J井周围一线受效井有7口(A4H、A-H94、A-9H、A-9-2H、A-79H、A-39H、A-29H)。对比试注前后各单井生产动态发现，一线井中受效变好井1口(A-29H)，受效变差井1口(A4H)，效果待观察井2口(A-9-2H、A-39H)，未受效井3口(A-H94、A-9H、A-79H)，综合以上分析认为，侧向驱效果未达到预期，因此，决定在该区重新选取2口井况较好、有利于侧向驱的注水井再次开展现场试验。因该区隔夹层平面发育状况相对东南部底水区较差，部分区域开“天窗”，因此，同期开展注气提高采收率技术可行性论证。

综上所述，哈得A-39-2J井注水异常压降资料分析及应用方法有效，对油田试井工作及注水动态分析发挥了积极的指导作用：①异常压降资料分析及处理方法随后推广到哈得、轮南油田的24口注水井压降试井中(部分井套压比油压高1～5 MPa)，这些井均采用正注方式注水，油套环空无封隔器，现场应用时，在确保安全前提下先排放套管气，直至油套环空溢出水性质与注入水完全一致再测试，获得资料经严格审核确认全部合格；②时间推移试井资料评价大底水油藏注水侧向驱效果的方法推广到哈得逊油田东南部底水油藏A4-35H等2个井组(产层下部均有较好的钙泥岩夹层遮挡底水)的注水效果评价中，分别取得2～3次压降试井资料，从水驱前缘半径扩大的趋势分析，8口一线油井中已有5口油井不同程度见效，平均月递减从1.8%降至1.2%，相对原递减趋势日增油约35 t/d，因此，明确了该区下步持续扩大、加强注水工作的生产调整方向。

3 结 论

(1) 通过分析哈得A-39-2J井注水压降资料异常的原因，成功实施排放套管气、循环油套环空低密度压井液措施，恢复了井口油压、套压的正常关系，取得合格的压降试井资料，指导了哈得、轮南油田24口注水井取得合格的压降试井资料。

(2) 取得合格的哈得A-39-2J、A4-35H等井组时间推移试井资料，有效支持了底水区油藏注水侧向驱效果评价工作，对哈得逊油田分区生产的调整、开发技术政策的制订起到了积极的作用。

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编辑 姜 岭

20160614；改回日期：20160922

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“塔里木油田勘探开发关键技术研究与应用”课题“碎屑岩油田稳产技术”(2014E-2107)

朱卫红(1967-)，男，教授级高级工程师，1990年毕业于江汉石油学院石油地质专业，现从事油气田开发方面的科研及生产管理工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.013

TE341

A

1006-6535(2016)06-0060-04