準格爾盆地石南31井區清水河組油藏于2006年采用水平井開發。石南31井區清水河組油藏屬中低孔中滲、薄層、具有邊水的未飽和構造巖性油藏。目前油藏共有水平井21口，其中砂巖層4口，礫巖層17口，均采用割縫篩管完井。水平井目前平均日產液量20.7t、日產油量8.6t、含水58.8%。油藏存在砂礫巖油層厚度薄，注采強度大，含水上升速度快的問題。同時分注工藝不完善，注入水剖面突進，動態測試資料缺失，生產動態認識不清，無法對水平井采取有效措施，影響了開發效果。

受測試工藝技術的受限，水平井壓力及溫度監測資料缺乏，影響了油井動態分析與措施調控。本文介紹了水平井壓力監測的幾種工藝技術及應用情況，現場測試實例證明了該技術的可靠性和成熟性。

水平井測試工藝技術研究

水平井監測工藝技術現狀  國外一些技術服務公司采用井下“爬行器”在稀油水平井上開展了某些項目的測試，國內部分油田也開展了水平井測試服務領域的嘗試。國內外雖然在水平井測試技術方面進行了試驗，也取得了一些突破，但不能滿足在開發動態管理和研究方面對水平井動態監測資料的需求。

目前油田有三種較為成熟測試工藝技術，一是水平井連續油管測試技術，二是井下永置式測試技術，三是常規鋼絲測試技術。

井下永置式壓力監測技術  井下永置式壓力監測技術由井下測試儀器、地面數據采集存儲設備、測試電纜、井口密封設備、測試管柱等五部分組成。由于測試傳輸電纜采用8mm鎧裝七芯電纜，對井口密封設備的技術指標要求較高，為此公司發明了一種專用井下永置式壓力測試井口密封裝置——“套管壓力阻隔器”實現了井口的安全密封及測試數據測順利采集。該裝置已經申請國家專利保護（專利證書號：ZL 2010 2 0178471.9）。

該技術在石南31井區水平井上共實施3井次，均取得了成功。為避免井下壓力計損壞，在末端的油管導向頭內安裝壓力計捕捉蘑菇頭及減振彈簧，以固定壓力計，壓力計位于水平井的A點附近。

圖1為SNHW001水平井壓力監測成果曲線，測試數據記錄了永置式壓力計安裝、油井替噴、系統試井、壓力恢復試井測試的全過程。測試結果表明井下永置式壓力監測技術具有測試時間長、測試數據實時傳輸與存儲的優點，是水平井壓力監測的重要手段之一。

水平井連續油管測試工藝技術  2007年～2009年新科澳公司開發了續油管測試系統，該系統由連續油管車、測試電纜、測試儀表、數據采集系統、地面防護系統五部分組成。為了保護井下測試儀表，在儀器前端增加了水平井測試導向保護器，能有效降低測試儀器下放過程中與管壁節箍的摩擦阻力。同時能夠保證測試儀器順利進入水平段。該項技術已經獲得國家實用新型專利（專利號：ZL2010.2 0178451.1）。

應用水平井連續油管測試技術在該油藏實施流動壓力溫度、不穩定試井測試7口井12井次。

水平井測試實施情況及成果

水平井測試實施情況  從2010年至2011年，我們在石南31井區清水河組油藏采用常規測試工藝技術、井下永置式壓力監測工藝技術、水平井連續油管壓力監測技術力共實施壓力溫度梯度、壓力恢復測試、干擾試井、探邊測試、系統試井測試19井次，其中壓力恢復測試10井次，流壓梯測試6井次，探邊測試2井次，系統試井1井次，干擾試井測試1井次。

地層壓力測試成果  石南31井區清水河組油藏地層壓力最高為29.32MPa，最低為20.32MPa，平均壓力壓力為25.75MPa（折算至2647m）,壓力系數為0.99，為正常壓力系統。測試結果表明，見水或水淹后的油井地層壓力較高，低含水油井壓力較低。油井見水后，普遍失去自噴能力。從平面分布不來看，油藏北部壓力較低，南部壓力較高，相差2MPa。結合生產動態分析認為，南部油井含水較高，平均為85%，壓力上升的原因為注入水水淹。

儲層滲透性  測試結果表明，儲層滲透率最高為54.6μm2，最低為3.4μm2，平均為14.92μm2，儲層為低滲透儲層。

儲層污染狀況  從測試結果來看，表皮系數最高為14，最低為-4.08，平均為-1.68，生產壓差最高2.70MPa，最低僅為0.11MPa，平均壓差0.97MPa，說明水平井井筒完善，近井地層基本沒有受到污染。

油有井來水方向分析  從目前干擾試井測試結果來看，油井來水均為注入水，主要來至于高滲透性地層的注入井，由于水平井水平段較長，平均為359.16m，且周為對應有4口注水井，因此注采關系復雜，為油藏動態調控注水帶來了一定難度。

油井產能分析  測試結果表明，油井產液指數最高為12.5m3/d.MPa，最低為3.45m3/d.MPa，平均為6.80 m3/d.MPa，油井產能較低，這與油藏有效厚度小、滲透性差、平面非均值性強的特點相符合。

水平井有效供液長度分析  測試解釋結果表明，有效水平段（有效出液）長度最大為150.9m，最小為50m，平均為108.88m，遠小于實際完鉆水平段平均長度359.41m，表明油井水平段只有部分產液，這也是水平井產能普遍較低的原因之一。同時也說明油藏儲層在平面上展布的非均質性。也表明水平井鉆進過程中，井眼軌跡不一定均穿過有效儲層。

測試深度對水平井壓力恢復測試資料的影響  SNHW002井兩次壓力恢復測試時間分別為2010年10月22日（連續油管水平段測試）、2010年11月21日（常規鋼絲直井段測試）。從測試成果曲線來看（見圖2），三次形態基本一致，均有水平井滲流特征。地層壓力計算結果接近，滲透率解釋結果也基本一致。上述測試結果表明，測試儀器下入深度基本不影響壓力恢復測試資料的質量及結果。

實際應用證明，井下永置式壓力監測工藝具有測試時間長、測試數據實時傳輸與存儲的優點，但存在測試儀器精度較低、傳輸過程存在信號干擾、使用壽命較短的缺點；水平井連續油管測試技術具有實施靈活、測試精度較高、可進行全井段流壓和溫度測試等優點，但其要求井口為自噴。

測試管柱及工具組合是井下永置式壓力監測技術的關鍵，設計和安裝既要保證測試電纜及儀器的穩定性，還要確保管柱結構的安全性。

石南31井區清水河組油藏儲層壓力保持程度較高，但油層自噴能力較小，油井見水后容易停噴；儲層滲透性較差，有效水平段長度小，有效厚度小，導致單井產能較低。