随钻测压技术在渤海油田开发中的应用

张振杰 苏进昌 李展峰 瞿朝朝 闫建丽

(中海石油(中国)有限公司天津分公司)

0 引 言

随着渤海油田开发程度不断深入，多数油田逐步进入高含水采油阶段[1-3]，油藏地层压力分布越来越复杂，而合理的地层压力是指导油田生产和调整挖潜的重要条件[4]。常规电缆测压工具对井型以及井况要求较高且在大斜度井中存在下入风险[5]，而海上油气田绝大部分井型都为大斜度井或水平井。近年来，随着测压工具的更新及测试技术的进步，随钻地层压力测试已成为钻井过程中实时获取油藏小层压力的重要手段[6-7]，利用各小层压力资料可以明确注采井间连通性，判断油藏能量衰竭情况并分析注采井组动态信息，从而便于在开发过程中有针对性地优化油田开发方案。本文介绍了随钻测压工具及其基本原理、应用范围，并以渤海油田不同开发阶段的两个区块为例，分析了随钻测压技术在判断储层连通性以及层间注采均衡状况方面的应用，有效指导了油田后期开发方案调整，为类似油田的开发提供了一定的参考。

1 随钻测压工具及其工作原理

随钻测压是指在钻井过程中进行地层压力测试的一种测试技术。同常规随钻工具一样，随钻测压工具通常与随钻仪器的方位短节、自然伽马、电阻率、密度-中子等仪器进行组合[8]。其中，通过LWD工具测量常规测井曲线来识别目的层，当钻至目的层后就可以用随钻测压工具对储集层进行测压。目前常用的随钻测压工具有斯伦贝谢公司StethoScope工具，哈里伯顿公司GeoTap工具以及贝克休斯公司TestTrak工具。以斯伦贝谢公司StethoScope随钻测压工具为例，该工具主要由压力测试模块和电池两大部分组成，其中，压力测试模块内部安装吸入泵、压力计、探针等仪器，工具在开泵和关泵条件下都可以进行测试[9-10]。

随钻测压工作原理是当钻至设计目的层时，通过地面系统发送指令，井下工具接收指令后，工具支撑臂伸开使探针贴靠井壁储层，随后探针刺穿泥饼进入地层使得探针与地层之间建立连通通道，通过抽取地层中的流体形成压力波动并测试吸入流度，然后停止吸入并测试地层压力恢复情况，通过分析压降与压力恢复情况判断地层渗透性。当地层渗透率较大时，抽取速度快、压降小，压力恢复时间短；反之，抽取速度慢、压降大，压力恢复时间长[11-12]。通过连续测量多个深度处的地层压力形成压力剖面，地层压力大小可直观反映储层动用程度及层间注采情况，为后续射孔层段选择、判断断层封堵性及储层连通性、井别调整(生产井转注水井或注水井转生产井)、预防钻井液侵入污染等方面的应用提供可靠依据[13]。

2 应用实例分析

2.1 判断储层连通性

J油田位于渤海辽东湾海域，构造上处于辽中凹陷中段的反转带，被辽中1号大断层分为东、西两块，构造整体较陡且具有继承性。2 D井区位于油田西块，主要含油层系为东营组东二段及东三段，沉积类型为辫状河三角洲前缘河口坝及水下分流河道沉积微相。其中，东三段是利用B 27S1调整井加深评价新发现的含油层段，初期利用该井试采东三段落实流体性质及产能，后期再上返生产东二段。另外，针对新发现的东三段含油层段设计三注四采的开发井网(图1)。

图1 J油田2D井区东三段设计开发井位

B 27S1井合采东三段Ⅰ-Ⅳ油组初期产油70 m3/d，不含水；目前产油40 m3/d，含水率10%。根据探井资料显示，2 D井区东三段为正常压力系统，原始地层压力系数约1.03，随着试采井不断生产且外围水体能量不足，造成该井流压下降较多，说明地层能量亏空较大，同时由于东三段不同油组物性不一致，压力下降程度也存在一定差异，物性差异越大，地层能量亏空的差异也越大。为厘清各油组的压力下降情况以及注采井之间的储层连通性，设计对低部位B 43井进行随钻测压，测压数据如表1所示。

表1 B 43井东三段随钻测压数据

根据测点深度和原始地层压力系数计算出各测点原始地层压力及各油组压降大小。图2为B 43井随钻测压及原始地层压力深度剖面图。由表1及图2可以看到,2 D井区东三段各油组能量亏空非常不均衡，通过对所得测压数据分析发现,东三段Ⅰ-Ⅳ油组地层压力均有不同程度的下降，说明注采井之间储集层均存在一定的连通性，其中Ⅰ和Ⅲ油组地层压力下降较多而Ⅱ和Ⅳ油组地层压力下降较少，分析认为是受油组间纵向非均质性影响所致，Ⅰ和Ⅲ油组渗透率较高，分别为1 322.5 mD、490.4 mD，Ⅱ油组渗透率略低，为228.9 mD，Ⅳ油组渗透率较差，为140.5 mD。针对不同油组地层压力亏空不同，需要尽快制定合理的分层配注方案，以恢复地层压力，提高油井产量。同时，根据B 43井的随钻测压结果，对该井的完井方案进行优化，以期最大程度减少钻井液侵入污染储层。

图2 B 43井随钻测压深度剖面图

2.2 判断层间注采均衡状况

Z油田位于渤海辽东湾海域，构造上处于辽西凹陷北洼，主要含油层系为东营组东二下段，沉积类型为湖相三角洲前缘河口坝及水下分流河道沉积微相，原始地层压力系数约1.03，为正常压力系统。油田东侧构造高部位为两注四采的不规则井网(图3)。

图3 Z油田东侧东二下段开发井位图

目前该区整体处于高含水采油阶段，为厘清主力砂体地层压力及注采状况，设计将低产低效A 7井侧钻至A 7S1井位置，并对其进行随钻测压，测压数据如表2所示。

表2 A 7S1井东二段随钻测压数据

同样，根据测点深度和压力系数计算出各测点原始地层压力及各砂体压降大小。图4为A 7S1井随钻测压及原始地层压力深度剖面图。由表2及图4可以看到，东侧高部位东二下段各主力砂体能量亏空不均衡。通过对测压所得数据进行分析发现,所有砂体测得的压力相较于原始地层压力均存在一定变化，表明注采井之间储层均存在一定的连通性，这也反映了该井区三角洲前缘储层分布的相对稳定性。Ⅲ2砂体地层压力略高于原始地层压力，表明前期的注水起到了补充地层能量的作用，压力较稳定，下一步需要控制该砂体吸水量；其他各小层均低于合理地层压力，尤其是Ⅰ3、Ⅰ4和Ⅲ4砂体相较于原始地层压力下降较大且低于周边井目前地层压力，表明这几个砂体地层压力衰减严重，后期应及时注水以补充地层能量，从而提高采油效率。

目前该区为两注四采的不规则井网，注水井C 2井和E 1-7井均为多个防砂段分层配注，其中C 2井分为Ⅰ2-Ⅰ3、Ⅰ4-Ⅰ5、Ⅱ1-Ⅱ3、Ⅲ1-Ⅲ3和Ⅲ4共5个防砂段，E 1-7井分为Ⅰ2-Ⅱ3和Ⅲ1-Ⅲ4共2个防砂段(图5)。

由于分注层位不够细化，A 7S1井随钻测压数据分析表明，C 2井和E 1-7井分层配注仍未能满足周边井的实际生产需求，在对周边注水井进行优化配注的同时需要进一步加强细化分层注水等措施的研究，通过对各砂体的随钻地层压力监测，可以为周边注水井细化分层配注调整提供可靠依据[14]。

图4 A 7S1井随钻测压深度剖面图

图5 Z油田东侧东二下段注水井与采油井连井剖面对比

3 结 论

(1)随钻测压技术在钻井过程中能实时测量记录地层压力，已经成为海上油田获取油藏小层地层压力的重要手段，可以直观反映油田各小层的压力状况。

(2)根据随钻测压所获得的地层压力数据作出小层压力剖面图，可以确定注采井间连通性、优化注水方案，提高注水效果、指导后期开发方案调整，以及优化井位部署等。