Geo-Tap 随钻测压技术在渤海P 油田中的应用

2020-12-10张博文李凌宇张宝青

复杂油气藏 2020年3期

张博文，李凌宇，魏焜，陈楠，张宝青

（中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津300452)

电缆测试技术［1］出现于20世纪50年代，当时尚无法实现随钻测试，且在斜度较大的井型中存在下入风险［2］。随着近年来随钻测井工具的不断更新、随钻地层测试技术不断完善，目前该技术已成为油田实时获取并分析油藏动态信息的一种常规手段，应用的井类型也已扩展到深水井、大斜度井以及水平井等［3-4］，并取得了较好的应用效果。

P油田位于渤海东南部，构造形态为一发育在渤南凸起带基底隆起背景上、受两组走滑断层控制、内部被NE或EW向次生断层复杂化的断裂背斜。主力含油层系为馆陶组，以辫状河沉积为主，储层岩性为陆源碎屑岩，油藏埋深910～1 400 m，属于海上大型复杂河流相水驱开发油田。 P油田核心区投入开发已有10余年，主要面临以下问题：纵向含油层段长，横向变化快，储层非均质性强；大段多层一套层系开发、层间干扰严重；注采不均衡，注入水突进现象严重等。因此，明确各小层砂体间的压力状况及压力差异以优化注水、指导后续布井具有重要意义。

1 Geo-Tap工具

随钻测压技术是获取油藏小层压力的重要技术［5］，P油田在开发过程中采用哈里伯顿公司的Geo-Tap工具进行储集层随钻测压，2010年至今，已应用200余井次，1 500余个层位。该技术在钻井过程中可实时测量记录地层压力，当钻至指定的测量深度时，可通过地面系统发送指令，井下Geo-Tap（见图1）工具接收后执行指令，衬垫伸出，外部的橡胶密封圈紧贴井壁形成密封，探针刺入泥饼进入地层，抽吸地层流体，当地层压力平衡建立，可对稳定地层压力进行读数。该过程只需约10 min即可完成，占用钻机时间少，操作方便快捷。测压结束，探针收回，工具可移动至下一测量深度进行测压作业。测压完成之后，需对实时测压结果进行分析与质控。典型的随钻测压压力变化曲线如图2所示，当出现明显异于该形态的测压曲线时，则表示该次测压异常（见图3），需根据曲线形态制定相应措施再次进行测压，以获得油藏工程师认可的较为精确的地层压力数据。因测得的地层压力数据与储层物性相关，当储层渗透性较差时，井壁不易形成泥饼，仪器座封难度加大，需要的压力恢复时间变长，此时对测点的测压时间应严格控制在5 min以内，以减少可能的卡钻风险［6］。

图1 Geo-Tap工具

图2 随钻测压典型压力变化曲线图

图3 随钻测压异常测压点压力变化曲线

2 随钻测压资料的应用

2.1 确定储层连通性

图4 P36-P44-P29井位及连井剖面

随钻测压能够实时反映地层压力动态信息，在确定储层连通性方面有独到的优势（见图4）。 P29井、P44井和P36井位于油田西南侧一个独立小断块内。P36井和P29井是两口生产井，P44井是一口注水井。 P36井于2013年6月投产，投产四个月后，P29井投产，其测压结果显示主力层L12小层压力亏空1.7 MPa、L20小层为原始地层压力。因周边无其它生产井生产L10和L20油组，由测压结果可判断P36井L12小层油层与P29井是连通的，L20小层厚层油层则与P29井分属不同的河道砂体，反映出曲流河沉积“一砂一藏”的相控特点。

2.2 认识断层封堵性

随钻测压资料可以直观反映单井各小层的能量情况，从而为认识断层封堵性提供依据（见图5）。P22井组位于两组NE 向正断层所挟持的小断块内。生产井P01井于2003年8月投产，其L90-L110油组位于正断层南侧。 P22井于2009年7月投注，测压结果显示L92小层压力亏空4.2 MPa，L100小层压力亏空4 MPa。因P22井与P01之间的断层断距较小，连井对比认为两井间储层主要为砂砂对接，横向连通性较好，而P22井投注前周边仅有P01井进行生产，说明L90-L110油组的压力亏空由P01井生产导致，两井之间的断层封堵性能较弱。 P22井于2015年11月进行了示踪剂测试，该断层南侧2013年投产的P11井于第12天见剂，验证了对断层封堵性认识的合理性。

图5 P25-P22-P01井位及连井剖面

2.3 指导完善井网部署

对于注水开发油田，保持地层压力在合理水平是油田开发的关键。通过对某井区或井组历年上线井随钻测压资料的持续监测，可获知该井区或井组一定周期内地层能量的总体变化情况，从而为下一步调整井位及优化井网提供支持。 P13井位于注水井P07和P12注采井组，与周边P19、P42、P23、P14、P26等生产井均生产L50—L120油组。其中P11井于2015年2月生产，P26井于2018年7月生产，P14井于2018年9月生产，该三口井测压结果显示，L50—L70油组压力呈均衡—超压趋势，L80—L120油组压力呈亏空趋势（见图6）。注水井P12井累计注采比为0.70，P07累计注采比为0.89，说明该井区L80—L120油组整体注水能力不足，亟待加强注水。为及时补充地层能量，P13 井于2019 年4 月侧钻为注水井P13ST1（见图7），其上线注水前，P14井位于P12注水井二线位置，投产后动态显示注水不足，液量呈下降趋势，P13井侧钻为水井稳定注水后，P14井气油比下降明显（见图8）。

图6 P11/P14/P26井随钻测压结果

图7 P13井侧钻前后井位对比

图8 P14井与P13ST1井动态响应

2.4 指导生产措施研究

随钻测压资料除了能够为完善井网部署提供支持外，还能用于指导生产措施研究。

P08井组位于油田南部的一个断块内，该断块南北被两组NE向的正断层所挟持，东西为两组SN向的走滑断层。 P03ST1井于2015年4月投产，L46小层测压结果显示超压4.6 MPa。其周边生产井除P03井外，其他生产井均未生产该层。周边注水井中仅P08井该层注水。分析认为，P03井2010年4月上线后，L46小层砂体吸水后产出能力有限，超压由P08沿P03一线注水导致。对此，注水段P08井关闭该层控制注水，生产端P03ST1 井及2019 年侧钻的P03ST2井均打开该层进行生产泄压，以逐步缓解地层超压情况（见图9）。

图9 P08-P03ST1-P03ST2-P03井位及连井剖面

2.5 指导钻井液设计和调整

随钻测压资料可较为直观地提供单井各小层的能量情况，为钻井过程中钻井液密度的设计与调整提供依据。P29井于2019年6月向北侧钻为注水井P29ST1，注水层位为L80—L120油组，为周边生产井提供注水支持。其西南侧的P26井于2018年7月投产，其随钻测压资料显示L40—L120油组存在3.1 MPa的亏空至2.5 MPa的超压（见图6）。 P26井距离设计的P29ST1井注采井距为200～400 m，参考P26井的随钻测压，结合周边油水井的储层对比及生产动态，其钻前压力预测如表1所示。根据压力预测，该井钻前对周边注水井进行了关停或减注，钻进过程中，接近预测的最大超压层位L40油组时，气全量迅速升高，符合对该层的压力预期认识。通过及时合理地调整钻井液密度，保证了该井的顺利钻进。