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摘要：胜利油田埕北古11井潜山油藏储层物性差、裂缝溶洞发育，在钻井和完井过程中储层受到污染，自然产能低。试油过程中，对中途测试和完井测试资料并结合静态资料进行综合分析，采取大型酸化压裂技术措施，取得了良好的效果。
关键词：埕北古11井 地层测试 资料分析 酸化压裂
1 前言
埕北古11井位于埕北潜山披覆构造带北部埕北古11潜山局部高部位，是一口预探井。该区自下而上发育了太古界、古生界、东营组、馆陶组、明化镇组、平原组地层。埕北古11井区潜山为一受古断层控制所形成的断块山，南高北低。下古生界、上古生界储层比较发育，东营组下部泥岩直接覆盖于上古生界潜山之上，形成良好的盖层。该区油源条件较好，不整合面、断层形成良好的油气运移通道，被反向断层遮挡，圈闭条件较好。及时准确地了解埕岛北部古生界潜山的含油气情况，对于向北扩大埕岛古生界潜山的含油气范围，进一步拓展埕岛地区的勘探空间具有重要意义。
2 地层测试评价
埕北古11井在钻进过程中钻遇11层30.3m浅灰色、灰色荧光灰质白云岩，见到良好的油气显示，于2010年12月5日对裸眼段2926.95-3072.00m中途测试，进行一开一关MFE裸眼悬挂测试。为进一步落实油层动态特性参数，在中途测试58天之后重新对2959.5m-3029.5m，11层30.3m进行了完井测试。于2011年2月3日下MFE工具进行射孔联作测试，进行了二开一关操作。
中途测试显示储层呈低渗透性特征，计算有效渗透率3.34×10-3μm2，测试温度2882.56m/106℃，计算地温梯度3.23℃/100m；地层压力为30.32MPa，压力系数1.03，属高温常压低渗储层。计算表皮系数36.9，储层存在严重的污染。测试回收油6.33t，一次开井曲线折算，回压10.38MPa，综合日产油15.8t；储层原油、天然气物性好。
完井测试一开485min、二开330min曲线上升较慢，说明地层产量较低，平均流压8.04MPa下，折算日产液量1.95t。一关历时1445min压力还没有稳定。用EPS软件得到的双对数导数曲线基本处于井储阶段，导数和双对数曲线刚刚分开，未出现径向流，用EPS软件无法解释基本参数。
中途测试和完井测试结果不同。一是测试曲线形态特征不同，中途测试开井流动曲线上升快，关井恢复曲线很快就达到稳定，呈直角形态，反映储层能量充足；完井测试开井流动曲线平直，关井恢复曲线上升缓慢，关井压力还远未稳定，未出现径向流，反映了储层能量不足、渗透性很低的特征。二是中途测试在回压10.38MPa下日产油15.8t，而完井测试在回压8.04MPa下日产液量仅1.95t。
根据测试资料并结合测井资料分析，埕北古11井古潜山储层裂缝、溶洞发育，在钻井时储层很容易受到污染，中途测试表皮系数高达36.9。中途测试时油层遭受污染时间短，完井后测试油层的污染时间长，使储层遭受深度污染，从而影响压力传导能力，改变了压力曲线的形态特征。完井测试地层出液少，探测半径小，基本上只反映了井底周围污染带的特征，未能反映出地层的真实情况。因此必须采用针对性的增产措施，提高油井产能。
3 酸压工艺优化
3.1 酸化规模及参数优化
中途测试分析储层属于正常压力系统污染堵塞型，完井测试时因储层遭受深度污染而显示正常压力系统低渗透型，这两种类型酸化或压裂效果都比较好，考虑到潜山储层的岩性为灰岩、灰质白云岩等，通过酸压改造方式，以期获得较长的酸蚀缝长及较高酸蚀裂缝导流能力，扩大泄油面积来获取地层真实产能的目的。该井测井解释孔隙度5.86%、渗透率1.84×10-3μm2，物性差、孔缝发育程度低，连通性差。结合本井储层的岩石力学参数计算，预测地层破裂压力52MPa，裂缝延伸压力58MPa；闭合压力43MPa，酸压施工井段70m，射开30.3m，酸液进入地层后纵向上滤失量大，易影响作用距离，再者结合当时海上酸压施工设备及本井地层特点，模拟优化施工参数，设计施工排量3.5m3，酸蚀缝长82m，动态缝长92m，主体酸180m3，常规酸60m3。
3.2酸液选择
埕北古11井在酸液选择考虑因素：
1）.储层埋藏深，为利于压开地层，需采用降阻酸体系以降低摩阻和施工压力。
2）.地层温度高，酸液必须有高温条件下的缓蚀、缓速性能。
3）.储层溶孔裂缝发育、连通性差，易形成酸蚀溶孔，酸液滤失严重。必须降低酸液的滤失以获取较长有效酸蚀缝长，尽量沟通天然裂缝系统。
4）.地层闭合压力在50MPa以上，酸压施工后裂缝闭合，有效酸蚀裂缝导流能力下降快， 影响酸化有效期，要求酸蚀裂缝必须具有高闭合压力下的长期高导流能力。
综合考虑和实验室对钻井液、完井液储层伤害进行的试验研究和酸液与地层矿物和流体的配伍性研究，筛选评价了交联酸体系。交联酸通过新型的稠化胶凝剂、酸液交联剂和助凝剂，实现常温条件下酸液的交联，在井筒注入过程中，酸液不断被加温交联程度不断增强，从而具有延迟交联的特性，具有较低的注入摩阻；同时具有较好的温度稳定性和抗剪切性能。此外酸液交联后处于冻胶状态，可有效降低液体滤失，提高酸液深部穿透能力达到酸压效果。
4 现场实施及效果分析
2011年2月15日采用常规酸30m3、胶凝酸180m3和常规酸30 m3进行酸压施工，泵压24-47-28-13MPa，排量0.8-3.8-2m3/min。20日求产，油压5.5MPa，折算日产油169.6 m3，乳化水18.1 m3，气12.08×104m3。
本井经过酸压获得高产，表明酸压技术对改善该区深井、超深井潜山储层的裂缝导流能力、提高油层渗透率和解除油层的污染状况有明显的效果（见表1）。
5 结论
1、中途测试不仅能够及时发现油气藏，而且能指导试油及增产措施选层。
2、针对中途测试和完井测试曲线特征差异性，技术人员应结合地质、物探、钻井、录井等资料进行综合分析原因，并找出针对性的措施。
3、根据古潜山油藏特征及其易受污染的情况，有针对性地采用酸压增产措施是很有效的手段。
参考文献
[1]张厚冬，黎洪，鹿天柱，李仕祝.胜利油田地层测试曲线特征及应用研究.石油大学出版社，2000.09：116～121
[2]米卡尔J.埃克诺米德斯，肯尼斯 G .诺尔特.油藏增产措施（第三版）.石油工业出版社，2002
[3]王德胜.现代油藏压裂酸化开采新技术实用手册.石油工人出版社，2006
关键词：埕北古11井 地层测试 资料分析 酸化压裂
1 前言
埕北古11井位于埕北潜山披覆构造带北部埕北古11潜山局部高部位，是一口预探井。该区自下而上发育了太古界、古生界、东营组、馆陶组、明化镇组、平原组地层。埕北古11井区潜山为一受古断层控制所形成的断块山，南高北低。下古生界、上古生界储层比较发育，东营组下部泥岩直接覆盖于上古生界潜山之上，形成良好的盖层。该区油源条件较好，不整合面、断层形成良好的油气运移通道，被反向断层遮挡，圈闭条件较好。及时准确地了解埕岛北部古生界潜山的含油气情况，对于向北扩大埕岛古生界潜山的含油气范围，进一步拓展埕岛地区的勘探空间具有重要意义。
2 地层测试评价
埕北古11井在钻进过程中钻遇11层30.3m浅灰色、灰色荧光灰质白云岩，见到良好的油气显示，于2010年12月5日对裸眼段2926.95-3072.00m中途测试，进行一开一关MFE裸眼悬挂测试。为进一步落实油层动态特性参数，在中途测试58天之后重新对2959.5m-3029.5m，11层30.3m进行了完井测试。于2011年2月3日下MFE工具进行射孔联作测试，进行了二开一关操作。
中途测试显示储层呈低渗透性特征，计算有效渗透率3.34×10-3μm2，测试温度2882.56m/106℃，计算地温梯度3.23℃/100m；地层压力为30.32MPa，压力系数1.03，属高温常压低渗储层。计算表皮系数36.9，储层存在严重的污染。测试回收油6.33t，一次开井曲线折算，回压10.38MPa，综合日产油15.8t；储层原油、天然气物性好。
完井测试一开485min、二开330min曲线上升较慢，说明地层产量较低，平均流压8.04MPa下，折算日产液量1.95t。一关历时1445min压力还没有稳定。用EPS软件得到的双对数导数曲线基本处于井储阶段，导数和双对数曲线刚刚分开，未出现径向流，用EPS软件无法解释基本参数。
中途测试和完井测试结果不同。一是测试曲线形态特征不同，中途测试开井流动曲线上升快，关井恢复曲线很快就达到稳定，呈直角形态，反映储层能量充足；完井测试开井流动曲线平直，关井恢复曲线上升缓慢，关井压力还远未稳定，未出现径向流，反映了储层能量不足、渗透性很低的特征。二是中途测试在回压10.38MPa下日产油15.8t，而完井测试在回压8.04MPa下日产液量仅1.95t。
根据测试资料并结合测井资料分析，埕北古11井古潜山储层裂缝、溶洞发育，在钻井时储层很容易受到污染，中途测试表皮系数高达36.9。中途测试时油层遭受污染时间短，完井后测试油层的污染时间长，使储层遭受深度污染，从而影响压力传导能力，改变了压力曲线的形态特征。完井测试地层出液少，探测半径小，基本上只反映了井底周围污染带的特征，未能反映出地层的真实情况。因此必须采用针对性的增产措施，提高油井产能。
3 酸压工艺优化
3.1 酸化规模及参数优化
中途测试分析储层属于正常压力系统污染堵塞型，完井测试时因储层遭受深度污染而显示正常压力系统低渗透型，这两种类型酸化或压裂效果都比较好，考虑到潜山储层的岩性为灰岩、灰质白云岩等，通过酸压改造方式，以期获得较长的酸蚀缝长及较高酸蚀裂缝导流能力，扩大泄油面积来获取地层真实产能的目的。该井测井解释孔隙度5.86%、渗透率1.84×10-3μm2，物性差、孔缝发育程度低，连通性差。结合本井储层的岩石力学参数计算，预测地层破裂压力52MPa，裂缝延伸压力58MPa；闭合压力43MPa，酸压施工井段70m，射开30.3m，酸液进入地层后纵向上滤失量大，易影响作用距离，再者结合当时海上酸压施工设备及本井地层特点，模拟优化施工参数，设计施工排量3.5m3，酸蚀缝长82m，动态缝长92m，主体酸180m3，常规酸60m3。
3.2酸液选择
埕北古11井在酸液选择考虑因素：
1）.储层埋藏深，为利于压开地层，需采用降阻酸体系以降低摩阻和施工压力。
2）.地层温度高，酸液必须有高温条件下的缓蚀、缓速性能。
3）.储层溶孔裂缝发育、连通性差，易形成酸蚀溶孔，酸液滤失严重。必须降低酸液的滤失以获取较长有效酸蚀缝长，尽量沟通天然裂缝系统。
4）.地层闭合压力在50MPa以上，酸压施工后裂缝闭合，有效酸蚀裂缝导流能力下降快， 影响酸化有效期，要求酸蚀裂缝必须具有高闭合压力下的长期高导流能力。
综合考虑和实验室对钻井液、完井液储层伤害进行的试验研究和酸液与地层矿物和流体的配伍性研究，筛选评价了交联酸体系。交联酸通过新型的稠化胶凝剂、酸液交联剂和助凝剂，实现常温条件下酸液的交联，在井筒注入过程中，酸液不断被加温交联程度不断增强，从而具有延迟交联的特性，具有较低的注入摩阻；同时具有较好的温度稳定性和抗剪切性能。此外酸液交联后处于冻胶状态，可有效降低液体滤失，提高酸液深部穿透能力达到酸压效果。
4 现场实施及效果分析
2011年2月15日采用常规酸30m3、胶凝酸180m3和常规酸30 m3进行酸压施工，泵压24-47-28-13MPa，排量0.8-3.8-2m3/min。20日求产，油压5.5MPa，折算日产油169.6 m3，乳化水18.1 m3，气12.08×104m3。
本井经过酸压获得高产，表明酸压技术对改善该区深井、超深井潜山储层的裂缝导流能力、提高油层渗透率和解除油层的污染状况有明显的效果（见表1）。
5 结论
1、中途测试不仅能够及时发现油气藏，而且能指导试油及增产措施选层。
2、针对中途测试和完井测试曲线特征差异性，技术人员应结合地质、物探、钻井、录井等资料进行综合分析原因，并找出针对性的措施。
3、根据古潜山油藏特征及其易受污染的情况，有针对性地采用酸压增产措施是很有效的手段。
参考文献
[1]张厚冬，黎洪，鹿天柱，李仕祝.胜利油田地层测试曲线特征及应用研究.石油大学出版社，2000.09：116～121
[2]米卡尔J.埃克诺米德斯，肯尼斯 G .诺尔特.油藏增产措施（第三版）.石油工业出版社，2002
[3]王德胜.现代油藏压裂酸化开采新技术实用手册.石油工人出版社，2006