准格尔盆地石南31井区清水河组油藏于2006年采用水平井开发。石南31井区清水河组油藏属中低孔中渗、薄层、具有边水的未饱和构造岩性油藏。目前油藏共有水平井21口，其中砂岩层4口，砾岩层17口，均采用割缝筛管完井。水平井目前平均日产液量20.7t、日产油量8.6t、含水58.8%。油藏存在砂砾岩油层厚度薄，注采强度大，含水上升速度快的问题。同时分注工艺不完善，注入水剖面突进，动态测试资料缺失，生产动态认识不清，无法对水平井采取有效措施，影响了开发效果。

　　受测试工艺技术的受限，水平井压力及温度监测资料缺乏，影响了油井动态分析与措施调控。本文介绍了水平井压力监测的几种工艺技术及应用情况，现场测试实例证明了该技术的可靠性和成熟性。

　　水平井测试工艺技术研究

　　水平井监测工艺技术现状 国外一些技术服务公司采用井下“爬行器”在稀油水平井上开展了某些项目的测试，国内部分油田也开展了水平井测试服务领域的尝试。国内外虽然在水平井测试技术方面进行了试验，也取得了一些突破，但不能满足在开发动态管理和研究方面对水平井动态监测资料的需求。

　　目前油田有三种较为成熟测试工艺技术，一是水平井连续油管测试技术，二是井下永置式测试技术，三是常规钢丝测试技术。

　　井下永置式压力监测技术 井下永置式压力监测技术由井下测试仪器、地面数据采集存储设备、测试电缆、井口密封设备、测试管柱等五部分组成。由于测试传输电缆采用8mm铠装七芯电缆，对井口密封设备的技术指标要求较高，为此公司发明了一种专用井下永置式压力测试井口密封装置——“套管压力阻隔器”实现了井口的安全密封及测试数据测顺利采集。该装置已经申请国家专利保护(专利证书号：ZL 2010 2 0178471.9)。

　　该技术在石南31井区水平井上共实施3井次，均取得了成功。为避免井下压力计损坏，在末端的油管导向头内安装压力计捕捉蘑菇头及减振弹簧，以固定压力计，压力计位于水平井的A点附近。

　　图1为SNHW001水平井压力监测成果曲线，测试数据记录了永置式压力计安装、油井替喷、系统试井、压力恢复试井测试的全过程。测试结果表明井下永置式压力监测技术具有测试时间长、测试数据实时传输与存储的优点，是水平井压力监测的重要手段之一。

　　水平井连续油管测试工艺技术 2007年～2009年新科澳公司开发了续油管测试系统，该系统由连续油管车、测试电缆、测试仪表、数据采集系统、地面防护系统五部分组成。为了保护井下测试仪表，在仪器前端增加了水平井测试导向保护器，能有效降低测试仪器下放过程中与管壁节箍的摩擦阻力。同时能够保证测试仪器顺利进入水平段。该项技术已经获得国家实用新型专利(专利号：ZL2010.2 0178451.1)。

　　应用水平井连续油管测试技术在该油藏实施流动压力温度、不稳定试井测试7口井12井次。

　　水平井测试实施情况及成果

　　水平井测试实施情况 从2010年至2011年，我们在石南31井区清水河组油藏采用常规测试工艺技术、井下永置式压力监测工艺技术、水平井连续油管压力监测技术力共实施压力温度梯度、压力恢复测试、干扰试井、探边测试、系统试井测试19井次，其中压力恢复测试10井次，流压梯测试6井次，探边测试2井次，系统试井1井次，干扰试井测试1井次。

　　地层压力测试成果 石南31井区清水河组油藏地层压力最高为29.32MPa，最低为20.32MPa，平均压力压力为25.75MPa(折算至2647m),压力系数为 0.99，为正常压力系统。测试结果表明，见水或水淹后的油井地层压力较高，低含水油井压力较低。油井见水后，普遍失去自喷能力。从平面分布不来看，油藏北部压力较低，南部压力较高，相差2MPa。结合生产动态分析认为，南部油井含水较高，平均为85%，压力上升的原因为注入水水淹。

　　储层渗透性 测试结果表明，储层渗透率最高为54.6μm2，最低为3.4μm2，平均为14.92μm2，储层为低渗透储层。

　　储层污染状况 从测试结果来看，表皮系数最高为14，最低为-4.08，平均为-1.68，生产压差最高2.70MPa，最低仅为0.11MPa，平均压差0.97MPa，说明水平井井筒完善，近井地层基本没有受到污染。

　　油有井来水方向分析 从目前干扰试井测试结果来看，油井来水均为注入水，主要来至于高渗透性地层的注入井，由于水平井水平段较长，平均为359.16m，且周为对应有4口注水井，因此注采关系复杂，为油藏动态调控注水带来了一定难度。

　　油井产能分析 测试结果表明，油井产液指数最高为12.5m3/d.MPa，最低为3.45m3/d.MPa，平均为6.80 m3/d.MPa，油井产能较低，这与油藏有效厚度小、渗透性差、平面非均值性强的特点相符合。

　　水平井有效供液长度分析 测试解释结果表明，有效水平段(有效出液)长度最大为150.9m，最小为50m，平均为108.88m，远小于实际完钻水平段平均长度359.41m，表明油井水平段只有部分产液，这也是水平井产能普遍较低的原因之一。同时也说明油藏储层在平面上展布的非均质性。也表明水平井钻进过程中，井眼轨迹不一定均穿过有效储层。

　　测试深度对水平井压力恢复测试资料的影响 SNHW002井两次压力恢复测试时间分别为2010年10月22日(连续油管水平段测试)、2010年11月21日(常规钢丝直井段测试)。从测试成果曲线来看(见图2)，三次形态基本一致，均有水平井渗流特征。地层压力计算结果接近，渗透率解释结果也基本一致。上述测试结果表明，测试仪器下入深度基本不影响压力恢复测试资料的质量及结果。

　　实际应用证明，井下永置式压力监测工艺具有测试时间长、测试数据实时传输与存储的优点，但存在测试仪器精度较低、传输过程存在信号干扰、使用寿命较短的缺点;水平井连续油管测试技术具有实施灵活、测试精度较高、可进行全井段流压和温度测试等优点，但其要求井口为自喷。

　　测试管柱及工具组合是井下永置式压力监测技术的关键，设计和安装既要保证测试电缆及仪器的稳定性，还要确保管柱结构的安全性。

　　石南31井区清水河组油藏储层压力保持程度较高，但油层自喷能力较小，油井见水后容易停喷;储层渗透性较差，有效水平段长度小，有效厚度小，导致单井产能较低。