青海油田水平井产液剖面测井资料的分析及应用

郭道连

(大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 黑龙江 大庆 163153)

0 引 言

水平井能增加泄油面积，适用于低渗油田，减少生产井数的同时可以减少水锥问题。青海油田就是在水平井存在这样优势情况下增加了大量水平井，但是由于井眼的倾斜导致下井方式、测井手段及测井方法都相应发生了很大的变化。水平井产液剖面测井工艺及资料解释都相对复杂。随着水平井数量的增多，青海油田急需水平井产液剖面资料，根据产液剖面测井资料制定相应的措施。在2014年之前没有测试队伍在青海油田完成水平井产液剖面测试任务，大庆油田测试技术服务分公司针对国内油田实际情况自主研制了水平井中低产液注产剖面生产测井组合仪，经过多年的现场实践积累丰富的现场施工经验，形成了一套成熟的水平井测井工艺，包括水平井注入、产出、工程及地层参数测井。同时在水平井模拟试验室进行了水平井产液剖面组合测井仪的标定，录取到大量的实验数据，开发了适合水平井产出剖面测井的解释方法。截止目前在青海油田应用预置式水平井产液剖面测井工艺完成了5口水平井测试任务，且测井资料得到青海油田采油厂高度的认可。

1 预置式水平井产液剖面测井工艺

预置式水平井产液剖面测井具有成功率高的优点，该工艺主要包括专用采油树、专用井口、专用井口支座、专用油管扶正器、井下仪器及牵引器等部分。其中专用采油树可以实现在纵向和横向上调整高度和长度，实现了生产流程的快速、方便连接；专用井口可保证电缆在已预置井下的情况下，能穿过井口并密封，同时可保证井下仪器的正常起下；专用井口支座可使预制井下的电缆贴近井壁，在起下管柱过程中，不刮碰井下电缆，同时可保证井口的正常作业。专用油管扶正器固定在油管的外部，实现扶正油管，保证电缆安全和电缆顺畅起下。

该工艺施工步骤是首先对该井进行作业，作业完成后下测试仪器，垂直井段靠仪器重力下放，仪器遇阻以后，通过测井电缆供电控制牵引器工作，由牵引器提供动力将仪器推送到水平目的段[1]，然后通过地面控制断开牵引器电源，给测井仪器供电，靠测井电缆上提仪器进行测井，录取静态井温、压力、磁定位、伽马等参数；把测井仪器置于井下一定深度，安装水平井专用井口支座，水平井专用井口支座如图1所示，下油管的同时在油管外面安装油管扶正器, 由测试队和作业队双方配合完成，整个作业过程作业队听从测井队指挥,在作业队下油管时刻监视张力，张力出现异常立刻停止下油管，同时分析原因；安装油管挂主体，油管挂主体示意图如图2所示，将测试电缆放入油管挂主体的电缆测试通道内；拆掉井口支座将油管挂坐在大四通油管座上，安装井口及井口生产管线，恢复生产，产量稳定后录取动态资料。

图1 专用井口支座

图2 油管挂主体示意图

2 资料应用及分析

水平井和斜井中，由于轻质相和重质相的分离，流型和垂直井中有较大的差异，因此流量计、持水率计的响应结果具有一定的纵向片面性。对于高含水率的情况，涡轮和持水率计主要暴露在下部的水中，反映水的流动情况，因此在水平井中采用集流式涡轮流量计，测量时，油气水通过金属集流伞进入集流通道，所以涡轮测得的转速值反映了油气水总的流量情况[2]。

2.1 切12H20-9下井产液剖面资料应用及分析

该井2012年6月投产,射开层段2 123.3～2 224.0 m、2 294.0～2 434.0 m后自喷，初期日产液13.17 t，日产油12.11 t，含水8.03%；2012年7月8日自喷转抽,转抽后日产液15.21 t,日产油5.55 t,含水63.51%，之后含水不断上升，2014年6月含水92%，产液24 t(6月份采油指示曲线如图3所示)，因含水过高停止生产，8月7日，在无任何措施下正常生产，含水19.5%，产液10 t，之后含水不断上升至9月1日，该井含水79%，产液14 t，然后停止生产。为了解该井水平段油水分布情况，为下一步治理提供依据，对2 123.3～2 434.0 m井段进行产液测试。

图3 切12H20-9下井采油指示曲线

由于流量的测量采用的是集流式涡轮流量计，集流伞的漏失率不受井斜影响，而电容含水率计受井斜影响，如图4所示。从图4可以看出电容含水率计响应受到井斜变化的影响，它随着偏离水平程度的增加，电容含水率响应呈增大的趋势，考虑含水纵向片面性，所以在应用电容法测水平井的含水时应结合井斜数据剔除异样数值[3]。

图4 电容含水率计响应与角度的关系

由于该井射孔层只有两个大层，观察夹层处、层内岩性变化并考虑井眼轨迹的变化，该井层内物性变化不大，设计采用每30 m加密一个测点，对总产量点、主产液层、归零点、层底等重点部位复测验证。测点深度分别为：1 712 m、2 005 m、2 153 m、2 183 m、2 213 m(复测)、2 236 m、2 271 m、2 321 m、2 351 m(复测)、2 381 m(复测)、2 455 m，共14个测点，且曲线重复性好，在2 271 m所测的电容含水响应频率值要比2 183 m处的值小，2 271 m处井斜为89.9°，而2 183 m处为87°，且在深度2 271 m时所测电容含水响应也比2 321 m处的数值小，综合考虑，应修正2 271 m时电容含水响应值，使其得到更合理的解释。其解释结果见表1。

表1 切12H20-9下产出剖面解释结果

对此测量结果，我们对该井进行追踪，切12H20-9下周围有四口注水井：切12-18-8、切12-19-8、切12-20-8、切12-21-8，从生产曲线及周围水井生产情况分析，下支井受注水量调整影响，但因同时受边水影响，水驱效果差；切12H20-9下井见到切12-18-8、切12-19-8、切12-21-8井3口井示踪剂，多向受效，因为同时受边水影响，整体水驱效果较差，切12-19-8井水驱速度最快，分析主要受该井影响，对应水井调配效果较差，甲方参照测试结果对主要产液层进行了封堵，经过一段时间的生产见到效果，产液量下降35%，含水降低32.5%，达到了稳油控水的目的，测试资料得到甲方的认可。

2.2 切12H13-5下产液剖面资料应用及分析

该井2011年9月投产,射开层段2 047.0～2 118.0 m、2 130.0～2 250.0 m、2 265.0～2 340.0 m后自喷，初期日产液8.93 t，日产油4.46 t，含水50.05%；2012年2月10日自喷转抽，转抽后日产液18.37 t,日产油17.2 t,含水6.38%;目前日产液20.38 t,日产油7.62 t,含水62.62%；累计产油15 113 t。该井测量点的设计与切12H20-9下相似，考虑流量计、持水率计的响应结果具有一定的纵向片面性，结合集流式流量点测结果及该曲线段井温测量结果，综合解释结论如下：主产液层是E31(2 072.0～2 118.0 m)层，产液量为33.60 m3/d，含水68.8%；次产液层是E31(2 130.0～2 160.0 m)产液量为1.9 m3/d，含水27.9%、E31(2 220.0～2 250.0 m)产液量为4.20 m3/d，含水28.10%；不产液层是E31(2 047.0～2 072.0 m)、E31(2 160.0～2 220.0 m)、E31(2 250.0～2 340.0 m)，详细见表2。

切12H13-5下井于2011年9月射孔E31+基岩段自喷生产，含水呈缓慢上升趋势；2012年8月转抽生产；2013年3月工作制度调整，产液上升，8月控液后，初期含水平稳，后上升，控液无效果。该井周围注水井生产情况稳定，注水井切12-12-6井主要针对E31层段注水，切12H13-5下见切12-12-6井示踪剂，水驱速度1.3 m/d，见剂周期189 d，说明注水见效，但氯离子相对较高，分析是受基岩出水影响。综合分析认为切12H13-5下井产水主要来源为地层水，即主要为基岩出水影响，这与地质分析基本一致，也就验证了本次产液剖面测试的合理性。

表2 切12H13-5解释结果表

3 结 论

1)预置式水平井产液剖面测井技术是一套成熟的水平井测试工艺，依据测试结果可为厂家提供可靠的依据，并在作业后取得良好的效果。

2)水平井相对垂直井产液剖面测井工艺复杂，只有把握好测井的各个环节，包括与作业队的密切配合、与采油厂的多方面联系等，才能得到满意的测试结果。

3)水平井由于油气水呈层状分离流动，在解释时应考虑流量计、含水率计的响应结果的纵向片面性，结合井斜数据，对异常测量值进行修正。

4)水平井测井资料应与该井的作业史结合，且通过井组分析，使得解释结果更有说服力且能得到进一步的证实。

[1] 刘玉忠.水平井测井工艺的评价[J].国外油田工程.2003.1(11):35.

[2] 郭海敏.生产测井原理与资料解释[M].水平井生产技术.石油工业出版社.2007:268.

[3] 朴玉琴.水平井产液剖面及应用[J].大庆石油地质与开发.2011.38(4)：158.