Geo-Tap 隨鉆測壓技術在渤海P 油田中的應用

張博文，李凌宇，魏 焜，陳 楠，張寶青

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業公司，天津300452)

電纜測試技術［1］出現于20世紀50年代，當時尚無法實現隨鉆測試，且在斜度較大的井型中存在下入風險［2］。隨著近年來隨鉆測井工具的不斷更新、隨鉆地層測試技術不斷完善，目前該技術已成為油田實時獲取并分析油藏動態信息的一種常規手段，應用的井類型也已擴展到深水井、大斜度井以及水平井等［3-4］，并取得了較好的應用效果。

P油田位于渤海東南部， 構造形態為一發育在渤南凸起帶基底隆起背景上、 受兩組走滑斷層控制、內部被NE或EW向次生斷層復雜化的斷裂背斜。主力含油層系為館陶組，以辮狀河沉積為主，儲層巖性為陸源碎屑巖，油藏埋深910～1 400 m，屬于海上大型復雜河流相水驅開發油田。 P油田核心區投入開發已有10余年，主要面臨以下問題：縱向含油層段長，橫向變化快，儲層非均質性強；大段多層一套層系開發、層間干擾嚴重；注采不均衡，注入水突進現象嚴重等。 因此，明確各小層砂體間的壓力狀況及壓力差異以優化注水、指導后續布井具有重要意義。

1 Geo-Tap工具

隨鉆測壓技術是獲取油藏小層壓力的重要技術［5］，P油田在開發過程中采用哈里伯頓公司的Geo-Tap工具進行儲集層隨鉆測壓，2010年至今，已應用200余井次，1 500余個層位。該技術在鉆井過程中可實時測量記錄地層壓力， 當鉆至指定的測量深度時，可通過地面系統發送指令，井下Geo-Tap（見圖1）工具接收后執行指令，襯墊伸出，外部的橡膠密封圈緊貼井壁形成密封， 探針刺入泥餅進入地層，抽吸地層流體，當地層壓力平衡建立，可對穩定地層壓力進行讀數。該過程只需約10 min即可完成，占用鉆機時間少，操作方便快捷。 測壓結束，探針收回，工具可移動至下一測量深度進行測壓作業。 測壓完成之后， 需對實時測壓結果進行分析與質控。典型的隨鉆測壓壓力變化曲線如圖2所示， 當出現明顯異于該形態的測壓曲線時，則表示該次測壓異常（見圖3），需根據曲線形態制定相應措施再次進行測壓，以獲得油藏工程師認可的較為精確的地層壓力數據。 因測得的地層壓力數據與儲層物性相關，當儲層滲透性較差時，井壁不易形成泥餅，儀器座封難度加大，需要的壓力恢復時間變長，此時對測點的測壓時間應嚴格控制在5 min以內，以減少可能的卡鉆風險［6］。

圖1 Geo-Tap工具

圖2 隨鉆測壓典型壓力變化曲線圖

圖3 隨鉆測壓異常測壓點壓力變化曲線

2 隨鉆測壓資料的應用

2.1 確定儲層連通性

圖4 P36-P44-P29井位及連井剖面

隨鉆測壓能夠實時反映地層壓力動態信息，在確定儲層連通性方面有獨到的優勢 （見圖4）。 P29井、P44井和P36井位于油田西南側一個獨立小斷塊內。P36井和P29井是兩口生產井，P44井是一口注水井。 P36井于2013年6月投產，投產四個月后，P29井投產， 其測壓結果顯示主力層L12小層壓力虧空1.7 MPa、L20小層為原始地層壓力。 因周邊無其它生產井生產L10和L20油組，由測壓結果可判斷P36井L12小層油層與P29井是連通的，L20小層厚層油層則與P29井分屬不同的河道砂體，反映出曲流河沉積“一砂一藏”的相控特點。

2.2 認識斷層封堵性

隨鉆測壓資料可以直觀反映單井各小層的能量情況，從而為認識斷層封堵性提供依據（見圖5）。P22井組位于兩組NE 向正斷層所挾持的小斷塊內。生產井P01井于2003年8月投產，其L90-L110油組位于正斷層南側。 P22井于2009年7月投注，測壓結果顯示L92小層壓力虧空4.2 MPa，L100小層壓力虧空4 MPa。 因P22井與P01之間的斷層斷距較小，連井對比認為兩井間儲層主要為砂砂對接，橫向連通性較好， 而P22井投注前周邊僅有P01井進行生產，說明L90-L110油組的壓力虧空由P01井生產導致，兩井之間的斷層封堵性能較弱。 P22井于2015年11月進行了示蹤劑測試，該斷層南側2013年投產的P11井于第12天見劑， 驗證了對斷層封堵性認識的合理性。

圖5 P25-P22-P01井位及連井剖面

2.3 指導完善井網部署

對于注水開發油田，保持地層壓力在合理水平是油田開發的關鍵。 通過對某井區或井組歷年上線井隨鉆測壓資料的持續監測，可獲知該井區或井組一定周期內地層能量的總體變化情況，從而為下一步調整井位及優化井網提供支持。 P13井位于注水井P07和P12注采井組， 與周邊P19、P42、P23、P14、P26等生產井均生產L50—L120油組。 其中P11井于2015年2月生產，P26井于2018年7月生產，P14井于2018年9月生產，該三口井測壓結果顯示，L50—L70油組壓力呈均衡—超壓趨勢，L80—L120油組壓力呈虧空趨勢 （見圖6）。 注水井P12井累計注采比為0.70，P07累計注采比為0.89，說明該井區L80—L120油組整體注水能力不足，亟待加強注水。 為及時補充地層能量，P13 井于2019 年4 月側鉆為注水井P13ST1（見圖7），其上線注水前，P14井位于P12注水井二線位置，投產后動態顯示注水不足，液量呈下降趨勢，P13井側鉆為水井穩定注水后，P14井氣油比下降明顯（見圖8）。

圖6 P11/P14/P26井隨鉆測壓結果

圖7 P13井側鉆前后井位對比

圖8 P14井與P13ST1井動態響應

2.4 指導生產措施研究

隨鉆測壓資料除了能夠為完善井網部署提供支持外，還能用于指導生產措施研究。

P08井組位于油田南部的一個斷塊內， 該斷塊南北被兩組NE向的正斷層所挾持， 東西為兩組SN向的走滑斷層。 P03ST1井于2015年4月投產，L46小層測壓結果顯示超壓4.6 MPa。 其周邊生產井除P03井外，其他生產井均未生產該層。 周邊注水井中僅P08井該層注水。 分析認為，P03井2010年4月上線后，L46小層砂體吸水后產出能力有限，超壓由P08沿P03一線注水導致。 對此，注水段P08井關閉該層控制注水， 生產端P03ST1 井及2019 年側鉆的P03ST2井均打開該層進行生產泄壓， 以逐步緩解地層超壓情況（見圖9）。

圖9 P08-P03ST1-P03ST2-P03井位及連井剖面

2.5 指導鉆井液設計和調整

隨鉆測壓資料可較為直觀地提供單井各小層的能量情況，為鉆井過程中鉆井液密度的設計與調整提供依據。P29井于2019年6月向北側鉆為注水井P29ST1，注水層位為L80—L120油組，為周邊生產井提供注水支持。 其西南側的P26井于2018年7月投產， 其隨鉆測壓資料顯示L40—L120油組存在3.1 MPa的虧空至2.5 MPa的超壓（見圖6）。 P26井距離設計的P29ST1井注采井距為200～400 m，參考P26井的隨鉆測壓，結合周邊油水井的儲層對比及生產動態，其鉆前壓力預測如表1所示。 根據壓力預測，該井鉆前對周邊注水井進行了關?；驕p注，鉆進過程中， 接近預測的最大超壓層位L40油組時， 氣全量迅速升高， 符合對該層的壓力預期認識。 通過及時合理地調整鉆井液密度，保證了該井的順利鉆進。

表1 P29ST1井各油組壓力預測

3 結論

（1）隨鉆測壓作為獲取油藏小層壓力的重要技術，可直觀地反映油田各小層的壓力狀況。 該技術在鉆井過程中可實時測量記錄地層壓力，測試時間短，質控后可實時獲取較為精確的地層壓力數據。

（2）隨鉆測壓技術測量的地層壓力數據可較準確地反映地層真實壓力，可廣泛應用于確定儲層連通性、認識斷層封堵性等，以指導完善井網部署、指導生產措施研究、指導鉆井液設計和調整等方面。