中生界高温高压测试试井曲线特征

＊王艳芹 庞振力

（中国石油集团海洋工程有限公司 天津 300451）

渤海湾中生界上葵花岛中生界油藏有埋藏深、温度高、压力高、渗透率低、孔隙度差等特点，中生代受燕山期区域拉张应力场作用，滩海东部发育一系列北东向东倾陡倾角正断层，控制了中生界地层的沉积，其后受左旋走滑作用影响，东倾正断层变为逆断层。本文通过对渤海LH油田油气井试井曲线研究，结合试油测试资料，总结了试井测试压力曲线响应特征，识别油气藏储层特征，评价油气藏储层特征，建立试井测试模板，为渤海湾葵花岛油气藏开发提供重要依据。

1.地质油藏简介

渤海湾LH油田位于滩海东部葵花岛构造带中北部，中生代受燕山期区域拉张应力场作用，滩海东部发育一系列北东向东倾陡倾角正断层，控制了中生界地层的沉积，其后受左旋走滑作用影响，东倾正断层变为逆断层；新生代裂陷期，区域性的拉张作用造成燕南断层强烈活动，控制了沙河街组的沉积；坳陷期的右旋走滑导致燕山期断裂进一步活化，发育一系列派生逆冲断层改造切割了原燕南断层，同时强烈的走滑挤压隆升形成了燕南高潜山带，与葵花岛低潜山拆离，表现为基底卷入走滑构造体系，形成了现今的构造面貌。受多期构造运动作用，葵花岛构造带可以分为古近系和前古近系两个构造层。上构造层受晚期右旋走滑作用影响，东营组形成花状构造，断裂发育，构造比较破碎，而沙河街组构造相对完整，背斜形态明显；下构造层包括前古近系地层，表现为多元结构，受多期构造运动影响，表现为北东向展布的断块山。

葵花岛构造带的勘探以往主要集中在中生界，勘探程度较高，以构造油藏为主，具有油藏规模小、含油幅度低的特点；圈闭规模大、储层发育，紧邻盖州滩洼陷，油源条件好，勘探程度低，具备了规模油藏形成的基本条件。根据风险勘探的要求，立足新层系、新领域、新类型，以中生界为主要目标，力争实现滩海东部规模、效益、可动用储量的发现。

2.试井曲线分析

该区块已经完钻5口井，其中风险探井2口，预探井2口，开发评价井1口。经过试油测试结果显示，均获得较高的油气产能。其中最大产量为KT1井，日产气无阻流量达到19.9×104m3，且压力稳定。

(1)KT1井井下测试工艺介绍

该井采用座套测裸测试工艺，下“四阀一封”测试管柱对裸眼井段5658.0～5835.0m进行测试。在密度1.7～1.72g/cm3的压井液中下入7″CHAMP封隔器四阀一封测试管柱，装105MPa采油树后替密度1.15g/cm3的无固相测试工作液，小排量（最大300L/min）反替出E型阀以上井筒内压井液。替液结束后，保持油套管压力使井底压力略大于地层压力，投钢球，候球入座后按工具方要求打压关闭E型阀，观察套压，压力不升则合格。进行测试求产，求取地层液性、产能和压力等资料。测试结束后，打开RDS阀进行井下关井和循环压井，解封，循环测后效，起出测试管柱。

管柱结构：RDS阀+RD阀+E型替液阀+RTTS安全接头+CHAMP封隔器+筛管+捕球器+压力计托筒+笔尖。工具参数见表1。

表1 测试工具参数表

(2)KT1井地面测试工艺介绍

该井地面流程要考虑高压和大气量对流程的影响，地面流程为：采油树→蒸汽同心管→地面安全阀→双油嘴管汇→换热器→分离器→火炬臂/缓冲罐→计量罐→油轮，见图1。

图1 地面流程图

流程冻堵预防措施：

物理方法：加热同心管、加热器、蒸汽热敷实现对天然；

化学方法：在油嘴管汇前，上游数据头注入防冻剂。

替液期间风险分析和应对措施：

替液期间，工艺要求控制回压30MPa，介质为泥浆，为增加地面流程安全系数，设置双油嘴管汇；应用数据采集系统，实时监测油压、环空压力。

(3)KT1井试油测试施工过程分析

KT1井为该区域中生界一口风险探井，该井钻遇油层厚度长达187m，2022年10月14日至10月24日对该井中生界地层5783～5960m井段采用四阀一封座套测裸工艺，二开二关工作制度，CHAMP封隔器坐封位置5538.69m。压井液为泥浆，相对密度1.84。测试前未加液垫，用密度1.84g/cm3泥浆反循环洗井后，用1.0g/cm3的隔离液6m3和1.24g/cm3的试油工作液130m3反替泥浆（见表2）。从实测压力历史曲线回放可以看出（见图2），开关井操作准确，封隔器密封良好，工艺成功。

图2 实测压力历史曲线图

表2 施工过程表

本次测试总有效时间50.55h，其中有效开井时间32.75h，关井压力恢复时间17.80h（见表3）。10月15日20:57上提方余3.00m，正转管柱12周，加压150kN坐封；10月17日11:00对替液流程分别试水压5MPa/15 MPa/25MPa/35MPa/50MPa/60MPa，分别稳压10min，不刺不漏；14:55启泥浆泵，用1.74g/cm3泥浆反循环洗井；16:20开始替液，10月18日11:20替液结束；11:45油管投Φ32mm钢球；13:30关闭E型替液阀；14:05一开井并开始放喷，至10月19日20:47放喷结束并地面关井；10月20日13:45二开放压；15:45打开RDS阀，井下关井，循环压井；10月22日13:10上提管柱解封。

表3 测试时间表

10月19日14:25至14:45采用7.94mm油嘴放喷，折算日产气量161597m3/d，对应流压33.40MPa，折算中部流压33.97MPa，生产压差57.02MPa（对应储层中部原始地层压力90.99MPa）。考虑到该油嘴条件下放喷时间极短，井底流压远未达到稳定，故根据该油嘴折算的产量仅供参考。

根据10月19日17:40至18:40采用4.76mm油嘴放喷的气量折产，折算日产气量17053m3，对应流压34.32MPa，折算中部流压34.89MPa，生产压差56.10MPa（分别对应中部原始地层压力90.99MPa）；一开期间累计产水20.67m3，不足洗井注入液量及满井筒容积，且出水集中在放喷前期，后期几乎不出水，故认为产出水为非地层水。

10月22日天然气样分析结果：二氧化碳含量0.14%，氮气1.01%，甲烷98.7%，乙烷0.14%，相对密度0.5601。

(4)KT1井试油测试压力曲线试井分析

从该井实测压力历史曲线反映，关井期间压力上升速率一般，且因采用井口关井方式，井筒储集时间长，在较短的关井时间压力恢复末期未能达到完全稳定，但也侧面反映储层导压能力一般。

通过对一次关井压力恢复数据进行现代试井分析（见图3），获得的双对数-导数组合曲线显示，早期井储阶段长，持续2.5个对数周期。经历1个对数周期的近双轨平行上升后，导数曲线开始下掉，双对数导数曲线未到达径向流动阶段。综合分析采用变井储+双孔+无限大油藏模型求取地层参数，获得气有效渗透率0.0076×10-3μm2，流动系数0.45×10-3μm2·m/(mPa.s)，表皮系数-2.82，探测半径8.83m。参数结果表明，该储层物性差，属于特低渗透层，但近井筒储层较为完善，无污染。

图3 一次关井双对数曲线拟合图

3.结束语

（1）利用试油测试压力曲线及试井曲线分析，结合现场放喷数据，实现了对渤海湾LH油田复杂油气层储层特征的深入认识。针对海上低渗、复杂岩性组合导致的纵向非均质性、平面非均质性、复杂供给边界等特征，分别建立试井组合模型，研究纵向非均质、平面非均质、不同供给边界条件下的试井曲线响应特征，并建立影响因素图版。

（2）试井双对数曲线分析显示，由于测试时间较短，压力末期未恢复到安全稳定。根据现场实测数据产量及对应生产压差，得出地层能量充足，压力系数较高，属于异常高压地层压力系统；储层物性差，近井筒完善，无污染。建议完井后，对本层细化产气层段，再次进行监测，落实产气层段的产能。