柳 明 陈俊杰 程 艳 郝学磊 周 东 蔡会林

（1.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西 西安 710032；2.中国石油西气东输管道公司甘陕管理处，陕西 西安 710032）

0 引言

苏东南区是鄂尔多斯盆地北部苏里格大型河流相砂岩气田的一部分，主要目的层为下石盒子组盒8段。区块砂体南北向呈条带状展布，在顺古河道方向上砂体比较发育，横切古河道方向上，砂体发育不连续，纵向叠加分布上砂体厚度比较大；区域构造为一宽缓西倾斜坡，坡降一般为5～15 m／km。区块采用“直定向井控制砂体位置及叠置关系、大井组水平井开发提高单井产量”的开发技术进行整体开发。水平井投产井数占苏东南区总井数的41%，但产量贡献率占整体的73%。苏东南区水平井储层改造方式以压裂为主，压裂改造段数在6～13段。较长的水平段及较大程度的压裂施工可以提高单井产量，但同时也增加了气井建井成本。客观、准确的评价水平井各改造层段的产量贡献情况，进一步评价水平段长度及改造工艺与产量贡献的关系，是目前苏东南区水平井整体开发面临的一个难题。产气剖面测试可定量描述直井各小层产量的贡献情况，但在多段压裂水平井应用较少。

1 水平井产气剖面测井技术

水平井产气剖面测井技术经过近几年的发展逐渐成熟，四川盆地涪陵页岩气田利用流体扫描成像测井仪（FSI）［1］，采用牵引器或连续油管输送工艺对水平井开展产气剖面测试，测量水平井流动截面上不同深度的流速及各相持率，成功率较高，且获得了储层改造效果、单井生产制度制定等一系列的认识。

1.1 水平井产气剖面测试技术难点

水平井产气剖面测试存在气井井斜、井深大，气井井筒轨迹因追溯有效储层而杂乱，井筒工具复杂，水平段施工工具难以推送等困难，国内目前应用较少。分析苏东南区特殊的地质特征和施工环境，具体存在以下难点：①苏东南区开发上古生界下石盒子组盒8段砂岩气藏，水平井完钻井深约 4 500 m，垂深3 100 m，较大的井深给施工带来前所未有的困难；②多段分级压裂改造及裸眼封隔器完井技术给测井仪器在井下推送施工带来较大挑战；③河流相砂岩气藏储层段存在砂泥岩互相叠置的现象，测井仪器送入后存在泥岩垮塌风险。

1.2 连续油管产气剖面测井工艺

调研国内各大气田水平井产气剖面测试进展和当前施工单位水平井产气剖面测试技术水平［2］，结合苏东南区河流相砂岩储层的具体特征，选取连续油管进行产气剖面测井。连续油管产气剖面测井技术是使用连续油管携带存储短节、七参数下井仪器，对气井生产层段的自然伽马、磁定位、压力、涡轮流量、井温、持水率及流体密度等参数进行录取的生产测井［3］。

2 应用实例

2.1 选井情况

自开发以来，苏东南区水平井水平段改造主体采用水力喷射分段压裂，部分井应用裸眼封隔器分段压裂技术。水力喷射分段压裂工艺采取分级投球打开滑套施工，裸眼封隔器分段压裂采用水平段不固井完井，以上两种改造工艺导致井下工具在井筒中穿过性较差，开展产气剖面测试具有一定的局限性（表1）。2016年以后，在部分气井中试验水平井井筒全通径固井桥塞分段多簇压裂技术。该工艺采用水力泵送桥塞分段多簇压裂，应用可钻桥塞、水平段射孔、动态暂堵等技术，改造效果明显。为了降低水平井产气剖面测试作业风险，提高施工作业成功率，同时评价水平井固井桥塞分段多簇压裂改造效果，优选J-H2井开展产气剖面测试作业。J-H2井水平段长度1 116 m，钻遇砂岩长度1 017 m，气层长度674 m。井筒油管规格∅60.3×4.80×3 417.01 m，下入表层套管、技术套管及气层套管，气层套管规格∅114.3×8.56×4 570.0 m。气层套管全井眼尺寸一致，外部水泥封堵固井，采用水力泵送桥塞分六段压裂，射孔13处，无阻流量63.024 4×104m3／d。

表1 苏东南区水平井不同类型压裂工艺对比表

2.2 测试强度分析

当连续油管下放至4 260 m后，上提连续油管，井口处连续油管承受的拉力10.878 t，达到最大拉力，而连续油管的极限拉力为18.800 t，工况负荷水平满足施工要求。软件分析连续油管下放过程中允许最大狗腿度为14.50°／30 m，而该井0～3 420 m井段的连斜数据最大狗腿度为8.31°／30 m，工具能顺利到达测井井段。

2.3 技术方案

考虑到水平井产气剖面测试难度较高，风险较大，测试前制定了详细的测试技术方案，分别进行了：①连续油管选择：J-H2井油管内径50.70 mm，通过技术论证，选用38.10 mm连续油管能够满足测试需要。②井筒清洁：J-H2井虽然井筒下入表层套管、技术套管及气层套管，但是不排除井筒在射孔后存在压裂砂的情况，测试前安排井口加热炉保供生产的方式进行排砂，确定井筒干净后安排通井及测试作业。③测试制度：流量测量设计900 m／h、1 100 m／h两组速度，每组速度分别录取一条下测及上测曲线。

2.4 测试过程

①第一趟通井。3月18日8时，通井工具串下井，仪器串：转接头+φ43通井工具。仪器下至 2 010 m位置上提管柱测试悬重，悬重异常，经解卡后，起出至井口防喷管内。分析认为，油管内径与通井工具间隙过小（8 mm），且连续油管屈服力较大，造成摩阻力远大于模拟数据。②第二趟通井。3月20日10时，通井工具串下井，仪器串：转接头+φ38通井工具。17∶06工具串通至4 260 m，期间起下连续油管记录悬重正常；井口三相分离器记录井口产量为1.2×104m3／d，油压3.6 MPa（该井正常生产7.8×104m3／d，油压5.8 MPa）。分析认为连续油管体积占油管内腔体积58%，造成油管生产出现节流效应。③第三趟下井。3月22日9时，将该井生产方式调整为油套合采，井口瞬时产气量恢复至7×104m3／d。对存储控制短节编程，连接下井仪器串。11时20分仪器串入井，18时15分仪器串下入至3 440 m，井口瞬时产气量7×104m3／d稳定生产，油压6.5 MPa。18时20分-23时38分采用900 m／h、1 100 m／h速度对3 440～4 250 m上下各测得两次，获得4条连续曲线，产层覆盖率100%。3月23日8时20分仪器串起出井口，分别读取存储短节记录测井数据，拟合曲线，进行测井资料的现场验收。

2.5 解释结果

J-H2井采用连续油管送入七参数仪器测试各段产气情况，测试井段为3 440.00～4 250.00 m，录取资料优秀。测试结果显示8个射孔段产气（主产段2个、次产段5个、微产段1个），5个射孔段未产气，合计产量6.080 7×104m3／d。分析资料认为，第5个射孔段以下为段塞流，第2、4、5、9、11、12个射孔段负异常明显，为主要的产出层段；井底曲线上翘，存在气体；第12孔段的涡轮变化量较小，该孔段以下涡轮转动明显，认为第13号射孔段为主要产气段，见图1。

图1 J-H2井产气剖面测试解释结果图

3 对区块开发的指导意义

J-H2井产气剖面测试过程相对顺利，测试资料全面可靠，解释结果认为该井改造效果较好，验证了该区块较长水平段的产气能力。此次产气剖面测试可以得到以下认识：测试结果认为该井最后一个射孔段仍具有24.33%的相对产气量，证明较长水平段对于气井产量贡献具有重要作用，苏东南区后续开发可以继续在砂体发育区块探索较长水平段的开发策略；通过分析各射孔段产量解释结果，可以进一步验证对该井储层钻遇过程中的地质认识，对于苏东南区后续随钻分析与储层认识具有积极作用。

4 结论

1）苏东南区水平井可以采用连续油管产气剖面测试技术开展生产测井，后续工作中需继续开展此类测试，尤其是尝试在裸眼完井的水平井中开展，为科学指导气田开发、评价储层改造效果奠定技术基础。

2）分析改造工艺及产气剖面解释结果，固井桥塞分段多簇压裂技术改造效果较好；J-H2井第13射孔段相对产气量占气井总产量的24.33%，表明该区块水平井未出现较长水平段无法产气的情况。

3）此次产气剖面测试的顺利实施，对该区块水平井水平段长度实施策略和储层发育情况验证都有了深入的认识，为苏东南区后续高效开发积累了的经验。