【7A文】油藏动态监测技术系列.ppt

《【7A文】油藏动态监测技术系列.ppt》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在工程资料-天天文库。

油藏动态监测技术系列 开发动态监测：指运用测量、测试、试井、测井、密闭取心、分析化验等手段和方法，获取油（气）藏开发过程中静态和动态资料，为油（气）藏动态分析、调整挖潜和提高油（气）田开发效果提供数据。监测系统：为进行油气藏动态监测而建立起来的观测体系，它包括监测的组织分工、内容的确定、观测点的建立、资料验收等一套工作。油气藏监测系统包括很多子系统，一般由压力、流体流量与性质、水淹状况、采收率、及井下技术状况等监测系统。引言 监测内容及范围示意图吸水(聚、汽)剖面剩余油饱和度40cm出水层位70cm井斜、方位两个界面的胶接情况窜、漏情况套管内径、变形渗透率、流动参数、水动力系统的范围、能力、边界工具、射孔、砂面深度井间连通性、流体速度、方向Q分层产量Q:注入量漏失量、样品S:井壁污染情况P:压力电缆桥塞 试井技术以油藏平面和井下生产状况为研究对象，主要用于研究验证油藏模型、地质结构，监测和研究油藏中流体各相的渗流特性或油层供液状况等，确定油藏水动力系统的范围和能力。目前动态监测主要包括试井和测井两个方面测井则主要以井筒及其附近地层为研究对象，主要用于监测层间或层内纵向的物化性质及其变化情况，以及井筒的结构、固井等状况、也可以用于井下工具的输送和启动等。 专题分为三个部分提纲123测井试井测试123 石油钻井时，在钻到设计井深深度后都必须进行测井，又称完井电测，以获得各种石油地质及工程技术资料，作为完井和开发油田的原始资料。这种测井习惯上称为裸眼测井。在油井下完套管后所进行的二系列测井，习惯上称为生产测井或开发测井。测井，也叫地球物理测井或石油测井，简称测井。 在油田勘探与开发过程中，测井是确定和评价油、气层的重要手段之一，也是解决一系列地质问题的重要手段。它能直接为石油地质和工程技术人员提供各项资料和数据。生产测井：是地球物理测井的分支，是相对于裸眼井测井提出来的。生产测井是指油水井从投产到报废为止的整个生产过程中，采油地球物理测井方法，对油水井进行动态监测，录取井下动态资料的测井方法。 测井是应用物理学原理解决油田地质和油藏工程问题的应用技术学科。通常采用电缆将测量探头（下井仪器）送入井筒内，完成对井周地层物理参数的测量或井筒工程结构的测量，并提供对测量数据的处理和解释。与录井、取芯等其他技术手段相比，测井技术具有观测密度大、分辨率高与纵向连续性等技术优势；同时又具有人才密集、技术密集和资金密集等特征。地面仪器绞车滚筒电源深度系统一、测井概述 第一代：模拟测井（60年代以前），采集的测井数据用模拟记录方式，测井系列以电法测井为主。第二代：数字测井（60年代开始），测井数据采用数字记录方式，相应出现测井数据的计算机处理技术。第三代：数控测井（70年代后期），数控测井阶段计算机技术全面融入测井数据采集和处理技术。第四代：成像测井（90年代初期），这阶段主要特征为井下传感器阵列化、数据电缆传输高速遥测化、地面采集和处理工作站化、记录和显示成像化。测井数据处理成果以图像形式为主。迄今为止，测井技术已经历了四次的更新换代 按测量原理的不同可分为以下几类：1）电法测井：以岩石导电性质为基础的测量方法(电阻率测井、侧向测井、感应测井)2）声波测井：以岩石的声学性质为基础的测井方法（声波变密度、声幅、声速测井等）3）电化学测井：以岩石电化学性质为基础的测井方法（自然电位测井等）4）核测井：以岩石的原子物理及核物理性质为基础的测井方法（自然伽玛、密度测井、中子测井、同位素示踪测井等）5）其他测井方法（井温测井、地层倾角测井、井壁取芯等）。 开展的测井项目生产动态测井系列储层参数测井系列工程测井系列产出剖面测井：智能测试吸水剖面测井：注聚剖面测井：流量剖面测井示踪剖面测井脉冲中子-氧活化测井硼中子寿命测井、PNN测井C/O测井、PND、PND-S测井井间监测：井间同位素、压力、电位、地震磁定位校深井径测井、井下电视井斜测井声波变密度测井孤东目前开展的测井都属于生产测井的范畴 生产测井剖面测井储层参数测井工程测井吸水剖面测井注聚剖面测井二、测井方法介绍 吸水剖面测井1、解决问题：测量注水井各射孔层段的相对吸水量、判断吸水程度，同时(利用五参数吸水剖面测井)探测大孔道的具体层位、检验死嘴、封隔器及底球的工作状态。2、测量原理：3、录取参数：三参数：伽玛、磁定位、井温五参数：伽玛、磁定位、井温、流量、压力4、测量方式：连续测量、点测 5、施工管柱要求吸水剖面测井地层地层地层地层地层地层地层地层地层地层地层地层偏心配水管柱喇叭口管柱十字叉管柱L>15mL>10m既无十字叉又无喇叭口的光油管管柱无法进行测井，带笔尖或强磁器的管柱也无法进行测井。喇叭口的深度位置最好设计在施工层位上方，以满足五参数测井要求。 6、技术发展概况：吸水剖面测井自引入五参数组合测井以来逐渐发展为一种较为成熟的测井方法，克服了常规吸水剖面测井的诸多局限性，录取的资料全面、准确、可靠性强，由以前只录取伽马和磁定位两种参数发展为可以录取井温、压力和流量的五参数测井，施工工艺方面也进行了改进和完善，1997年，孤东油田用600-900um的大粒径同位素源代替了300-600um的小粒径同位素源，解决了大孔道层位的探测问题，通过应用基本符合孤东油田的地质情况。1994年开始将井口密闭装置应用于吸水剖面测井，解决了因井口放空导致井底出砂测井遇阻的问题，同时提高了资料录取的精确度。2003年，开始在孤东油田推广五参数测井技术，2007年1月至4月五参数测井占吸水剖面总数的63.2%，有效解决了大孔道的探测问题，解决了井下工具的工作状态问题，为死嘴漏失、封隔器漏失及底球漏失提供了基础数据，解释时变可能性为确定性、变多解性为唯一性，资料更加准确可靠。同时对五参数测井工艺加以改进，将五参数测井范围由分层注水井扩大到笼统注水井，提高了五参数测井的适用范围。吸水剖面测井 1）吸水剖面测井施工后不要立即洗井或作业，避免同位素源对人体的伤害及对环境造成污染。2）注水井封隔器、底球及死嘴漏失情况较多，这类井没有引起足够重视，多次测量时漏失现象仍然存在，没有进行作业处理，存在问题井措施跟踪不得力、整改时间长的问题3）遇阻井比较多，不能正常录取剖面资料，而采油矿从成本考虑没有进行作业，无法对注入情况进行监测。7、需注意的问题及建议：吸水剖面测井 五参数测井判断死嘴漏失：8-24-10井，2007年2月测井，P1为死嘴，从流量曲线分析死嘴有效，但从同位素曲线看，52+3层上部吸水好，判断封隔器漏失。8-24-10井五参数找漏解释成果图吸水剖面测井8、实例电磁流量－无吸水台阶本底伽玛曲线本底+同位素同位素流量漏失？P1死嘴 1、解决问题：针对传统测试方法中存在的聚合物中同位素源抱团聚堆、井筒粘污严重无法录取注聚剖面的问题，应用电磁流量计测试，根据纵向上流量差来了解了注聚井各射孔层段的注入情况，实现了厚层细分。注聚剖面测井2、测量原理：直读式电磁流量计是利用电磁感应原理来进行测量的，当流体切割磁力线时，流体中的带电粒子受罗仑磁力的作用而形成感生电动势，电动势的大小与流速成正比，只要测得感应电压就正比例得到流速，由流速换算流量。体积流量：式中：B为磁场强度，T；Ue为感应电压，V；D为管道内径，mm。3、录取参数：伽玛、流量4、测量方式：连续测量、点测 5、施工管柱要求：光油管+喇叭口，喇叭口深度在油层上方，离油层上部深度的距离应在15m以上，井底至少应在油层底部深度以下20m。其它管柱结构都不能测。地层地层地层地层注聚剖面测井①由于井内流体粘稠程度不均匀，使测得的连续曲线不稳定、波动大，测井时需保证测井速度的平稳。②井筒内径对流量值的测量有一定的影响，建议在不同深度加密测量，减少井径对流量的影响。③采油矿必须保证地面流量的准确性。6、需注意的问题及建议L>20mL>15m 7、实例2006年9月20日对7-34-4146井利用电磁流量计进行注聚测井，54+5层总厚度10.1m，从所测曲线分析，1266.9-1269.2m段吸聚92m3/d，占全井注聚量的65.7%；1269.2-1271.5m及1277-1287.1m段不吸聚；1271.5-1277m处吸聚48m3/d。7-34-4146井注聚测井解释成果图注聚剖面测井 7、实例7-34-4146井点测数据停点深度（m）测井数据（cps）射孔层位井段(m)分层注入量相对注入量（%）126037054+51266.9-1269.292m3/d65.712692901269.2-1271.50m3/d012802481271.5-1277.048m3/d34.312902481277.0-1287.10m3/d0注聚剖面测井 生产测井剖面测井储层参数测井工程测井中子寿命测井同位素井间自动监测二、测井方法介绍 储层参数测井系列储层参数测井包括中子寿命测井、碳氧比测井、同位素井间自动监测、PNN、PND等。同位素井间自动监测则用于多井（井间）剩余油饱和度监测。在孤东油水井动态连通性探测、注水水流速度、方向判断方面应用效果良好。中子寿命测井用于单井多层间含水情况监测，中子寿命测井在找水方面应用效果较佳。 1、解决问题：解决已射开井段剩余油饱和度的监测问题。2、测井原理：测井时仪器向地层发射14MeV的快中子，快中子在地层中发生碰撞减速到热中子，中子寿命就是测量热中子从产生到消失的时间τ（用公式∑=1/（vτ）计算），这个时间的长短取决于地层的岩性、物性、流体性质等参数，从而达到识别地层的目的。该测井方法是利用硼酸作为示踪剂，采用特殊的“测－注－测”工艺来实现。由于硼元素是井下热中子强俘获剂，并且易溶于水而不溶于油，因此在吸收层处就会存在两次测量的曲线离差，根据此离差的大小即可直观地识别主要的产水层和具体位置，进而划分水淹级别，计算出地层的剩余油饱和度。中子寿命测井3、录取参数：伽玛、近计数率、远计数率、俘获截面曲线4、测量方式：连续测量 5、施工管柱要求：筛管型管柱，底部管柱设计为：油管+短节+筛管+丝堵，丝堵深度应在油层下部至少15m，人工井底以上10m，该管柱主要适用于中低压地层井。单流阀型管柱，其底部管柱设计为：油管+短节+单流阀，单流阀的深度离井底至少5-6m，离油层下部深度至少15m，该管柱适用于高压地层井。层段层段人工井底筛管单流阀油管油管短节筛管型管柱单流阀型管柱丝堵孤东油田一般采用单流阀型管柱。层段层段人工井底筛管单流阀油管油管短节筛管型管柱单流阀型管柱丝堵中子寿命测井 6、选井要求（由地质或采油矿负责）。如何选井是一个十分重要的方面，它是能否取得合格资料的关键，所选井必须符合硼中子寿命测井的条件，，主要有以下几个方面：（1）液量(油+水)>2m3/d，孔隙度>15%以上的油井。（2）射开的油层在两层以上（油层越多越好），储层的厚度>1m，经单采、合采含水在中高含水期，想了解已射开油层的剩余油饱和度和层间挖潜的老油井。（3）采油中突然出水的井，或含水突然增加的井。（4）因固井质量差或管外地层窜槽引起水淹的油井。（5）井深<3500m，地层压力<60MPa，地层温度<135ºC。中子寿命测井 ①不适用于高压井或漏失严重井以及未射开地层，建议尽量选取射孔层位较多、含水率较高的井进行测井。②资料解释方面目前只限于定性解释，尚不能实现定量解释；单纯利用硼中子寿命测井录取剩余油剖面有一定的局限性，有些高压水层、物性比较差的层或漏失井从测井曲线上反映为未进硼，容易造成误认为潜力层的假象。③建议作业时尽量不用卤水压井，或测井前用清水将卤水替出，避免因卤水压井对测井基线造成影响。中子寿命测井7、需注意的问题及建议： 该井自投产以来先后生产过43+4+55462+3层，测井前生产43+4+5层，含水98.1%，根据测量结果，62+3层上部和下部为出水点，建议封堵62+3层，合采43+4+5和54层，采取措施后仍然是单采43+4+5层，推断测井前含水率上升为砂面封堵失效引起，对砂面重新封堵后，日增油4.0t。7-44-195井硼中子寿命测井资料中子寿命测井8、实例7-44-195出水点 通过同位素井间自动监测技术来研究剩余油的分布是一种较新的方法。目前的RST、RMT、PND、PRM等测井方法只能对单井纵向上剩余油进行评价，探测半径在20－40cm，而利用同位素井间自动监测技术可以对一个井组甚至一个区块进行评价。1、解决问题：测量油水井连通情况、对应关系、探测大孔道的具体位置及孔喉半径、计算水推速度、渗透率以及剩余油饱和度。同位素井间自动监测技术2、测量参数：示踪剂产出曲线，由产出曲线判断同位素类型、到达时间、到达量3、测量方式：自动连续监测 计量房计量房放置监测仪器注水井采油井采油井采油井采油井采油井采油井采油井采油井放置监测仪器投放同位素4、测量原理：在一口井或几口注入井中同时或分批注入几种不同能谱的放射性同位素示踪剂，通过在注入井周围的油井出油管线上或计量房管线上安装的同位素自动监测探头自动记录到达的同位素类型、到达时间、到达量及持续时间等计算注入剂的推进速度、注入剂的分配情况和剩余油饱和度分布等，了解油水井的连通情况、管外窜和大孔道情况，检验堵水调剖效果。 （1）监测期间计量站的监测仪器不能随意拆卸和移动。（2）建议在监测过程中保证油水井的正常生产和注水，监测过程中时常有停井作业的情况，对监测效果有影响。（3）建议扩大监测范围，将可能与该井连通的所有油井都进行监测：应用中未见同位素的井偏多，占所测井数的34%，可能所选监测油井与注水井间没有对应关系或对应关系差。（4）同位素选取问题及剂量问题，要求所用同位素类型及同位素用量合理，强度适中，否则可能导致所监测油井不见素或只见少量同位素通过，给资料分析与处理带来误差。从后期吸水剖面测井资料来看，如果选择的同位素半衰期太长、用量太多、强度太大，容易导致同位素源在层位上滞留时间长，同时井筒上也有部分同位素源沾污，影响了井间监测效果，对吸水剖面资料的录取也有较大的影响。同位素井间自动监测技术5、应注意的问题及建议： 6、实例孤东2-11-248注采井组井间同位素示踪测试单元共包含1口注水井，6口油井。同位素井间自动监测技术 生产测井剖面测井储层参数测井工程测井二、测井方法介绍声波变密度测井陀螺测斜井径测井磁定位 工程测井方面目前孤东油田开展的工程测井主要有声波变密度测井、陀螺测斜、40臂井径测井等，具备了对水泥胶结程度的监测、井下套管状况的监测以及对井筒井斜和方位的监测等，以下为各项目具体应用：磁定位检查井下工具位置。声波变密度检查固井质量。陀螺测斜复查井眼轨迹。40臂井径主要用于判断套管变形、破裂，检查射孔情况。 1、解决问题：解决水泥环两界面胶结程度的测量问题，为窜槽和套漏提供基础信息。主要应用于检查水泥胶结状况、管外串槽、水泥封堵效果、套管补贴状况等。2、测井原理：测井时仪器由发射器向地层发射一定频率的声波信号，声波经过不同的介质发生折射和反射，接收探头对声波到达的时间及幅度进行检测。一次下井可获取两个方面的信息，即套管两个界面的信息。其中第一层界面指的是套管与水泥环，第二界面是指水泥环与地层，由声幅曲线及变密度曲线上的套管波信号来判断第一界面的胶结程度，由地层波判断第二界面的胶结情况。声波变密度测井 3、录取参数：伽玛、声波幅度、磁定位、声波变密度灰度图4、测量方式：连续测量声波变密度测井5、资料解释及实例①声幅解释：相对幅度法（第一界面解释）相对幅度小于15%的井段水泥胶结良好；相对幅度大于30%的井段水泥胶结不好；相对幅度为15%～30%的井段水泥胶结中等。显然，该解释标准中的好、中、差的界线并不是绝对的，它只是一个统计标准，仅供解释时参考。②声波变密度解释：即灰度图（解释第二界面）（a）对于自由套管，套管波幅度大，地层波很弱。（b）对于套管与水泥环、水泥环与地层都胶结良好的情况：套管波幅度小，地层波幅度大。（c）对于套管与水泥环胶结良好、水泥环与地层未胶结的情况：套管波幅度小，地层波幅度小甚至检测不到地层波。 右图为4-15-281井2006年12月9日测得的声波变密度测井资料，该井以前合采Es1、Es3。从声波变密度资料可以看出Es1、Es3段第一、二界面胶结良好，管外窜层的可能性小。综合地质分析，确定卡封Es1单采Es3，日增油2.3t。措施前后各参数变化情况作业前作业后日增油t取值日期日液t日油t含水%取值月份日液t日油t含水%2006.1129.70.797.62007.189.8396.72.3声波变密度测井 该项目需作业过程中测井，冲砂至人工井底，通井洗井后空井筒测量。各采油矿应加强对作业质量的监督，提高资料录取质量和成功率。6、需注意的问题及建议：下图为4-15-281井洗井前后录取的声波变密度资料。两次测井曲线首先在声幅曲线上有明显差别：如在2468-2472m处洗井前出现声幅曲线的来回波动，造成第一界面胶结不好的假象，而洗井后的声幅曲线在此处则显示胶结良好；在变密度灰度图上也有明显的差异：未洗井时测得的灰度图上套管波和地层波都不明显，好多地方直接是空白，且灰度图上干扰信号多。而洗井后则能看见较为明显的套管波和地层波。 造成洗井前后资料差异的原因是井壁脏、有死油块、油稠、且井内介质不均匀，对发射出的声波信号有一定的衰减作用，使接收到的声波信号减弱或者没有。 1、解决问题：用于老井复查，指导射孔、侧钻井，定向井的开钻并进行井迹测量。孤东油田一部分井没有陀螺测斜井史资料，需要进行补充和完善，同时由于老井井斜资料的录取受当时仪器条件的限制，所测数据可能与实际井斜存在偏差，因此了解老井的实际偏移方位及距离有助于地质部门寻找剩余油，落实油井在边缘断层的位置，为下一步挖潜提供基础资料。可以对老井进行复查，指导侧钻井，定向井的开钻并进行井迹测量。2、测量原理：陀螺测斜测井是利用陀螺高速旋转不受磁性干扰的特点，仪器在倾斜状态下陀螺相对于地理坐标系和仪器坐标系形成的相位旋转，即可得到倾斜状态的方位角、倾斜角等，对这些测井数据进行分析，3、测量参数：井斜角、方位角、东西偏移、南北偏移、水平偏移等4、测量方式：点测陀螺测斜 测斜需通井洗井后空井筒测量，作业过程中需冲砂至人工井底。加强对作业质量的监督，提高测井一次成功率。陀螺测斜6、需注意的问题及建议： 7-27-4206井，完井井斜数据为最大倾斜角2º，最大倾斜角处的测深1300m，方位40°。而监测陀螺测斜数据在1300m处倾斜角4.78°，方位203.9°，水平偏移57.04m，数据相差较大。通过计算分析，认为63+4层富集剩余油，对63+4层采取补孔措施后，日增油10t。以下为7-27-4206井陀螺测斜解释成果图及井底位移方向图。陀螺测斜6、实例 1、解决问题：40臂井径测井主要解决套管腐蚀穿孔、错断和变形等测量问题。2、测量原理：探测臂位移传感器差动放大整流滤波A/D转换单片机地面数控测井仪内径井径测井3、录取参数：40条独立的井径曲线及最大、最小、平均井径曲线。4、测量方式：点测5、需注意的问题和建议（1）该项目需作业过程中测井，冲砂至人工井底，通井洗井后空井筒测量。（2）需加强对作业质量的监督，确保测井一次成功率。 7-33-346井的40臂井径资料及解释成果图井径测井6、实例：7-33-346井资料表明在所测井段1081－1263m内套管无腐蚀、变形、错位、裂缝等。 1、产出剖面技术欠缺。产出剖面测井技术作为分析油层动用状况所必须的手段之一，在油田高效开发中发挥着重要作用，但孤东由于条件所限开展较少。需积极探索环空产液剖面等新的测井方法，力图解决油田开发中出现的新问题2、剩余油监测项目有待拓展单井剩余油饱和度监测方面，采油厂仅有中子寿命测井，监测项目单一，且不能测出未射孔井段剩余油分布情况，建议引进C/O、SNP、PNN饱和度等测井等新技术应用成本较高，开展较少。目前测井存在的问题及建议 专题分为三个部分提纲123测井试井测试123一、试井技术简介二、重点项目介绍 一、试井技术简介1.1基本概念：试井（WellTesting）是通过使用各种测试仪表，对油水井生产动态的测试，来研究油层或井下生产设备的各种物理参数和动态状况以及油水井生产能力，为制订合理的油田开发方案和改进措施提供依据的技术方法和工艺过程。 1.2试井的基本方法和开展项目稳定试井不稳定试井A、试井的基本方法动静液面功图工况诊断钻柱地层测试（DST）电缆地层测试（RFT）低压试井高压试井地层测试其它方法：流压静压系统试井井下流量高压物性、热采井测试油井压力恢复油井压降水井压降水井压升脉冲试井干扰试井智能试井二流量试井 1.3高压试井的特点：A、试井是一门综合性技术，它涉及到油层物理、储层物性、流体性质、渗流理论，计算机技术、测试工艺和仪器仪表、井下设备等各各领域。B、试井录取的资料是目前各种资料录取方法中，唯一在油气藏处于流动状态下所获得的信息，资料分析结果最能代表油气藏的动态特性。C、试井对油藏的分析必须结合和应用其他勘探方法所得的资料，仅有试井资料无法独立完成油藏分析，其资料分析也是综合性的。 1.4高压试井和常规测井工艺的区别A、两者的研究侧重点不同测井主要研究井壁和附近区域以及井内设施纵向的工作状况；而试井研究的是一口或多口井甚至整个油藏横向上的井和地层的情况。C、两者的研究的范围不同测井的测试范围是横向上一般是油层距井大约2m半径范围以内，纵向上从井底到井口的状况；而试井研究的范围是横向上百米、几百米或整个油层，纵向上，则以射开或生产的一个或几个油层为主。B、两者的研究的状态不同测井主要研究的是静态的或稳定状态下的各种井况和地层状况；试井研究的是动态的地层状况，而且是通过测试油藏在动态变化过程中的反应，来研究和判断地层的各种参数。 二、重点项目介绍(分为稳定试井和不稳定试井)在孤东油田主要是油水井流静压测试，目的为了解地层压力场分布状况和地层能量变化。方法是随作业修井工序进行，在起出原井管柱后待底层压力稳定后进行测试。目前我厂的地层静压测试主要是采用的这种测试工艺。每年测试工作量在1000井次以上。稳定试井--1：流静压测试要求油水井关井后达到压力稳定，根据孤东油田特点，关井48小时以后测试。要求测试管柱干净、无死油，管柱尾部有喇叭口，保证测试仪器下到油层。或管柱尾部装有“╊”字叉，防止仪器落井。要求需测试井井口设施完备，井口闸门开关灵活，井口设备不渗不漏。现场关于管柱及稳压时间的资料齐全，作业现场人员对测压前的具体施工工序详细了解，能解释测试人员对管柱及稳压时间的基本询问。施工条件： 热采井测试技术主要是对热采在注井进行温度、压力、流量、干度四参数测试。热采测试技术主要用于分析井筒内蒸汽状态变化，评价井筒内的热损失情况、分层注入情况。一般情况下，蒸汽干度越高，注入热焓越大，吞吐或面积驱效果也会越好，经济效益也就越高。稳定试井--2：热采测试 热采测试：★注汽测试应在稳定注汽48小时以后进行。★测试井口无刺漏，测试闸门开关自如，密封好。★井内隔热管柱符合测试要求：尾管有喇叭口。施工条件： 热采测试技术于1994年开始应用，已施工近200井次。2006年注汽井剖面测试38井次，成功录取资料28井次（包括四参数27井次、两参数1井次）。2006年热采测试录取资料表明注汽效果好于往年。零干度深度统计图热采测试情况：2006年测试遇阻10井次，遇阻率达到35.7%。 热采遇阻原因分析：热采管柱变形所造成。采油厂目前所用的注汽隔热管柱已多年，管柱内表面变形、破损较为严重，易造成测试仪器遇卡。热采测试中的主要问题:热采井井口问题热采井井口问题测试闸门漏汽闸门方向不对井口漏汽套管漏汽2006年因地面或井口情况无法施工的有23井次。 热采测试技术展望：从国内外稠油开采有关技术和工艺发展来看，随着各油田都对稠油热采开发的重视，热采监测也由常规两参数监测向多参数综合监测发展；从注入剖面监测向产出剖面监测、区域油层温度剖面发展；从单井监测向多井乃至区块整体监测发展；由单一重视井下注汽状况监测向地面和井下、蒸汽发生和管道输送、注入和产出、生产井和观察井等全系统监测发展。目前孤东油田稠油井监测内容较单一，需要进行上述方面的研究，以补充稠油井动态监测的不足。 热采测试实例：KD5-14井启炉注汽第3天进行测试，单井注汽，锅炉出口压力13.0MPa，温度330℃，干度70.6％，且一直保持稳定，注汽速度为9t/h。所测资料如表1，从压力和温度曲线并结合饱和温度的经验关系式判断，可知湿蒸汽在900m深度，干度已降为0。表⒈KD5-14注汽井温度压力资料深度(m)时间(h:m)温度(℃)梯度（℃/100m）压力(MPa)梯度MPa/100m409：00331.0114.5263009：20333.721.12915.0660.2256009：35322.95-3.5915.8980.2779009：50277.98-14.9916.6260.243120010：05298.016.67718.1000.491135010：17256.57-27.62718.9870.591定性评价井筒内的热损失情况可以为评价注汽效果、改进注汽工艺、提高注汽效率和效益提供依据。 不稳定试井不稳定试井压力降落试井智能测试压力恢复试井二流量试井脉冲试井干扰试井不稳定试井包括以下6种 压力恢复试井原理：压力恢复试井是不稳定试井最常用的方法之一。它是在油井较长时间稳定生产的情况下关井，相应的井底压力按照一定的变化曲线逐渐上升，直至恢复到与外围地层压力基本一致的水平。通过对关井后整个压力恢复过程的测试，结合静态资料和和各项物性资料，获得油层的渗透性、油井表皮压降、井筒储集、油藏边界的方向和距离（继而获得油藏形状）、裂缝性油藏的裂缝半长、扩散系数、复合油藏的分区渗透性、双孔隙双渗透性油藏的窜流系数等，按照油藏自然能量递减或储量递减，预测油井的产量分布情况。井储系数C表皮系数S边界性质距离导数曲线双对数曲线渗透率K 压力恢复试井近几年受产量影响及偏心井减少的影响，压力恢复测试开展的较少，在一定程度上影响了对油藏的认识。建议新井在投产时均进行压力恢复测试。1、油井较长时间的稳定生产2、具备下入压力计的条件（如抽油机井的偏心测试孔）3、下井仪器测试通道它畅4、测试仪器具备长时间测试功能施工条件 压力恢复试井实例：如GO7-36-155井压力恢复测试（2005.3），采用“井筒储集+表皮+均质+复合油藏”进行试井分析。图1.7-36-155井恢复双对数典型曲线分析图 压力降落试井原理在生产井关井后达到相对稳定状态后重新开井生产，测量并绘制井底压力随时间的降落曲线。注水井停注后也类同。目前开展的有注水井压降、分层压降和注聚井压降。以前的水井压降主要是在单层注水井上测试，对多层井由于受解释模型限制，结果存在多解性。2006年通过基层技术创新课题的开展解决了分层压降测试问题。完成的桥式配水分层压降测试工艺实现了注水井分层压降测试，填补了油田动态监测的一项空白，使原来只能用于单层的不稳定试井在油田内的应用范围扩大2-3倍；在不影响其它层注水的情况下，实现某一单层的压降测试。 压力降落试井资料分析：2006年11月1日对GO7-38N206井进行了桥式配水分层压降测试。以下是其全井测试的压力温度-时间线性曲线，从图中可以看出，GO7-38N206井64层吸水，63层不吸水，这与我们记录的配水间流量情况相符。测试密封段坐P2后，地面水量即降为0，表示此井注入水全部进入了64层。GO7-38N206井分层压降测试全井曲线 压力降落试井资料分析：(GO7-38N206)下图分别是GO7-38N206井64层的双对数曲线分析拟合图、压力史检验图：GO7-38N206井64层压降双对数分析曲线GO7-38N206井64层压降分析压力史拟合曲线 压力降落试井资料分析：(GO7-38N206)通过分析，得到地层压力、油藏的有效渗透率、边界等参数，了解了该井区域油藏的大致情形。①63层不吸水，不做解释。②对64层分析，得出：Ⅰ、油藏属于低渗透性油藏，渗透率为8.94×10-3um2。流动系数为（Kh/μ）66.156×10-3um2m/mPa.s，地层产能系数（Kh）66.156×10-3um2m，流度（K/μ）8.94×10-3um2/mPa.s，地层中液体流动能力较弱。Ⅱ、拟合地层压力为14.453MPa。Ⅲ、判断本井附近可能存在异常高渗带。 压力降落试井◆测试井关井测压前生产稳定。◆测压期间，井口无渗漏，阀门开关灵活，井筒内畅通无阻。◆井口进水闸门与配水间闸门同时关闭，避免井口关井不严。◆测压期间，邻井工作制度一定要保持稳定。①光油管井作业周期长，测试遇阻率较高，目前达50%以上；②分析解释所用油层物性资料少，参数借鉴的多，影响分析准确性；③因缺少近几年的地质资料，延用的资料时间较长，对分析结果有一定的影响。目前压降测试中存在的问题施工条件及测压要求 多井试井包括干扰试井和脉冲试井:干扰试井是利用压力计确定井间连通情况、了解井间地层特性的试井方法。试井时，以一口井作为激动井，另一口或数口井作为观测井。激动井改变工作制度，造成地层压力的变化；观测井中下入高灵敏度的测压仪表，记录由激动井改变工作制度所造成的压力变化。从观测井能否接收到“干扰”压力变化，便可判断观测井与激动井之间是否连通；从接收到压力变化的时间和规律，可以计算井间的流动参数。这是一种多井的不稳定试井法，可以解决较复杂的油藏工程问题。 智能测试：原理：实际上是一种分层产液剖面测试方法，利用一套智能测试管柱，完整的录取全套分层资料：油井的分层产液量和含水、分层压力状况、流体性质及储层参数变化。其实现方法是依靠电脑程序控制，自动实现换层。 智能测试：下层液体当前层液体当前层液体各层液体公共通道控制部分电机活塞出液口进液口公共通道图1．井下智能分层开关工作原理示意图深井泵筛管压力计1压力计2封隔器封隔器封隔器智能工具智能工具智能工具防砂管丝堵油层油层油层智能测试基本管柱机构示意图 智能测试：应用：1、利用智能测试方法，可以达到各层间寻找剩余油分布的效果，特别是其测试“深度”大，探测面积大。2、利用智能测试，可以达到分层测试地层和液体参数的目的，分析各层间差异，指导合理的工作方向。自2000年应用以来，共测试15井次。实例：利用智能分层测试分析高含水单元井的层间差异：孤东9-47井测试为例，它是位于2区西部的抽油井，原生产4554，由于高含水关井。54属低渗层；45渗透率较高。表皮系数看，54表皮系数21.0，井底有一定的污染；45表皮系数为0.66，说明本层无污染。从分层的流体性质来看，54层和45层流度相差悬殊。 智能测试：结合分层测试的结果.制定了下步措施：卡封45层，单采54层。作业开井后，日产液量达到56.4吨，油量3.4吨，含水93.8%。有效天数470天，累计增油2064吨，取得了较好的效果。措施及效果※井下开关工具每层对应一个，上下由封隔器与其它层隔开，下入工具时，应洗井通井，保证工具和封隔器下井。※必须作业、采油、监测紧密配合，保证测试程序设计切实可行，并且整个测试过程严格按程序操作。※设计时，要了解出砂情况，底层要有防砂措施。※封隔器坐封位置要准确，坐封效果保证不串。※压力计在上层开关之上，尽量接近地层。※各层测试过程中，液量应保持稳定。※各层测试过程中应有一定时间的压力恢复阶段。条件要求： 二流量试井：原理：用变流量试井工艺原理，在抽油机正常生产的条件下，将变频调速技术和液面自动监测技术相结合，改变抽汲速度，同时测得油套管环型空间的动液面、套压随时间变化的资料，计算出井底压力变化情况，进行试井分析，计算地层参数，了解油井生产变化情况和井下设备的工作情况。自控箱变频器电机井口系统自动监测仪测试车二流量试井测试系统组成 二流量试井：应用：1、解决了抽油机井不稳定试井难的问题，它具有操作简单、测试时间短、影响产量小等特点。2、具有和关井测压力恢复相似的效果，可求解多项地层参数，同时减少了测试对油井产量的影响。3、可实现仪器不下井测试，解决了油田环空测试困难的问题。4、二流量测试与压力恢复相比，具有相似的效果，但测试时间缩短，对产量影响小。5、对于目前无偏心井口的井，若进行压力恢复测试，还需作业换井口，其每口井的作业、压井等一系列费用约需1万元。采用二流量试井方法后，可完全避免此费用的发生。适用于需要进行不稳定试井和系统试井而又不具备关井条件的抽油机井，是压力恢复试井的补充方法。根据现有设备情况和试井技术原理,测试井需满足如下技术要求:①套压>0.5MPa。②液面在100至1500米之间。③产液量>20t/d。（低了不适宜变流量）④抽油机平衡要好。⑤380V电机。条件要求： ◆孤东油田的油层物性及相关资料不全，直接影响了试井资料分析的进度和准确系性。◆由于受产量影响，孤东油田压力恢复资料录取太少，不系统。对油井周围的动态情况认识不足。注聚区录取的资料也较少。◆有关单位，特别是基层应尽可能地保持资料的真实性和准确性。◆加强资料和生产动态信息的互通，必要时最好能协同研究和分析。◆孤立地测试一口井，缺乏系统性，意义不大。在测试选井中，应尽可能有针对性地选择某个区块或某一口井进行跟踪、对比、分析和研究。试井工作的存在的问题及建议： 专题分为三个部分提纲123测井试井测试123 分层测试分层测试技术主要是监测分层注水是否符合地质配注要求，可对超欠注层进行调整，控制注入量，更好的解决层间矛盾，调整油层平面上注入水分布，从而提高油田的原油采收率，同时还可检测井下管柱及工具的漏失情况。 分层测试1.测试：利用下井钢丝或电缆把测试仪器下至井下预定测试位置（测量时保证仪器位于被测管道的中心），注入水由流量计和油管之间的空间流过，通过测量流体的流速，换算出流量，即可获得所测位置的流量。通过自下而上测得注水量，应用递减法即可换算出单层吸水量．测试所需条件：（1）各层配水器深度间隔不小于10米,油管为2寸半油管。（2）注水井更换管柱时，井底到P1位置应使用新油管，减少油管结垢造成测试水量偏高。（3）压力表、水表或流量计应完好并达到质量要求。（4）井口闸门、管线齐全，灵活好用，井口无渗漏一、工作内容 分层测试2、检漏：针对部分水井管柱漏失的情况，通过进行加密测点的方法，找准注水井油管漏失的准确位置，为下步作业整改提供依据。3、调配:注水井的分层定量配水是通过配水嘴来实现的，因此，分层定量配水可以归结为选择配水嘴问题。（1）根据层段实际注入量、层段配注量、原水嘴尺寸，推算符合配注要求的水嘴；（2）采用专用的投捞工具捞出偏心堵塞器，更换水嘴；（3）采用专用的投捞工具投入偏心堵塞器。 分层测试4、通井通井是利用专用通井工具，清除管柱内的杂物、稠油等，使管柱畅通(仪器顺利下到撞击筒）的工艺。施工要求：①井场道路畅通、施工现场平整；②井口设备齐全完好，闸门开关灵活；③管柱数据齐全、准确；④通井完毕，由采油队大排量洗井。5、打捞打捞是使用专用打捞工具，捞出落井仪器的工艺。施工要求：①通往井场的道路及井场平整；②注水井井口设备完好，闸门开关灵活；③管柱数据齐全、准确。 分层测试6、分层注水井验封技术工作原理：采用专用井下工具卡封注水井的一个层，同时测取卡封层的压力和井筒压力，改变井筒压力，监测是否影响卡封层压力，从而判断封隔器启封情况。井封隔器检测技术所用仪器主要由密封段、井下存储式压力计、井下存储式三参数流量计和绳帽部分组成。基本工艺：验封仪器下入后，封住了配水器注水通道，使该层不吸水，测试密封段坐入配水器工作筒后，地面采用“升—降—升”方式调整压力，压力计测得偏心配水器所在层位压力。如封隔器密封，则上压力计不受地面工作制度变化的影响，下压力计随井口压力的改变而改变；反之，如封隔器不密封，则两支压力计测试曲线随地面“开—关—开”工作制度的改变而同时改变。 二、典型资料1、正常合格资料7-44-136该井3月16日测试3/3合格。如下图所示，该井测试时采用自下而上的测试方法，分别在底球、层位、1000米、500米、20米进行压点。测试卡片台阶明显、平滑，每层采用降压方法，压四个点，每个压力点停留至少3分钟。 二、典型资料2、管柱漏失7-33-286流量计测得200米到20米漏失264m3/d，报作业处理。该井同时进行五参数测井对其进行验证，测量结果在119.7m和188.3m两处存在漏点，漏失量分别为125m3/d和135m3/d。分层测试资料解释结果与吸水剖面测井资料解释结果一致。20020 二、典型资料3、底球漏失7-34-5275配注200m3/d，2006-10-27测得底球漏失200m3/d。7-34-52752006.10.27测试资料2006年10月31日作业洗井后，仍测得底球漏失190m3/d。2006年11月16日再次洗井后仍测得底球漏失195m3/d，报作业。 二、典型资料4、水嘴堵塞7-24-53062007年2月26日测试，偏1吸水30m3/d，偏2吸水130m3/d。该井分层配注为（60+150）m3/d，完不成配注，油泵压平衡均为12.6MPa。怀疑偏1水嘴被脏物堵塞，捞出水嘴检查。底球P2P1 二、典型资料4、水嘴堵塞7-24-53062007年2月27日，捞出井内水嘴发现堵塞器滤网割缝较小，已经被脏物堵塞。井里捞出的滤网罩监测大队提供的滤网罩 二、典型资料4、水嘴堵塞7-24-5306通过对水嘴进行调整，2月28日测试该井水量达到配注要求。P1为60m3/d，P2为150m3/d。底球P2P1 二、典型资料5、单层不吸水某层不吸水，造成此现象的原因：（1）井脏引起水嘴堵塞（2）地层压力高，达不到启动压力（3）上层地层内出现大孔道（4）水嘴尺寸不合适（5）地层出砂（1）洗井（2）尽量提高泵压（3）更换水嘴采取的措施：P2水量为0 二、典型资料6、注水井验封（1）封隔器密封典型曲线井口提升压力井口降低压力井口提升压力井口降低压力卡封层是一条压降曲线井筒压力计卡封层压力计使用上下两支压力计验封，仪器坐位到工作筒后，一支在配水器上方，一支在下方，从图可以看出，当井口压力调整时，下方压力计相应变化（黑线），而上方压力计不跟着井口压力变化（红线），说明封隔器工作正常。 二、典型资料（2）封隔器失效典型线井口提升压力井口降低压力井口提升压力井筒压力计卡封层压力计从上图可看出，当井口压力调整时，下方压力计随井口压力相应变化（黑线），而上方压力计也跟着井口压力变化（红线），说明封隔器不密封。 三、分层测试报作业原因分析测试过程中由于各种原因造成的报作业现象频繁。2007年1-5月，测试报作业井共计41口，其中因为测试遇阻报作业26口，管柱漏失报作业10口，其他情况5口。 三、分层测试报作业原因分析1、测试遇阻是水井报作业的主要原因。测试仪器遇阻原因：（1）孤东注水井井下的油管多为修复油管，结垢现象十分严重（2）井内油污黏附，通井不能完全刮除；（3）防砂效果变差，井内出砂严重；（4）洗井不彻底未达到排量。2、管柱或者底球漏失也是报作业的一个重要原因。漏失的主要原因：（1）油管本体腐蚀出现漏洞造成层上漏失；（2）底球凡尔不归位造成漏失；（3）油管头密封胶皮破损，造成漏失；（4）井下工具封隔器漏失； 四、存在问题及建议1、洗井质量是测试成功的重要保证。测试前应对施工井进行必要的洗井操作，由于洗井设施缺乏和环保等因素的影响，时常出现洗井不及时或者不洗井的现象。2、地面计量要准确。测试过程中有时会出现井下水量与地面水量严重不符的情况（共计39井次），这样不仅不利于采油队正确掌握注入量，而且造成测试重复工作。3、加强作业监督，提高作业施工质量。经常出现作业井因遇阻或者漏失再次报作业现象，反复测调，影响了生产的正常运行。 五、下步工作方向1、研制通井计深装置，及时掌握通井深度，增加通井的安全系数和成功率。2、开展水井测试情况日常分析，定期举行水井报作业井原因分析会，及时总结经验、分析问题原因、制定改进措施，为更好开展水井测试工作提供指导。3、加快注聚井测试误差分析研究工作。目前正在试验聚合物各种物理性质对流量示值的影响，监测大队在这方面也做了大量工作，分别在笼统注聚井6-30-535、6-26-1535、6-28-521等井进行了相关试验，其中6-30-535的地面计量与井下仪器测量数据基本一致，6-26-1535和6-28-521地面计量大于井下仪器测量数据。。 六、需要采油配合的工作3、提高对洗井工作的重视程度，进一步规范现场洗井操作标准。同时希望各采油小队在每月的测试计划上报完成后，有计划的安排洗井工作。4、监测在通井前后必须进行大排量洗井。在通井时采油小队应该全力配合，有专人负责接好水龙带并倒好洗井流程。5、采油队在安装卡箍、检查更换水表等方面能够及时主动，加强日常管理，保障井口设施齐全完好。1、紧密两单位间的沟通。测试队每季度或半年与采油矿、队的技术人员在注水井测试运行方式方法存在哪些不足；测调过程中存在的问题；测试资料运用效果；需采油方面协调解决的各类问题等进行面对面的交流，减少运行中的不利因素。2、加强对水表、油压表、套压表等计量装置的精度检验，减少地面水表与地下实测严重不符的情况，做严、做细和做好注水工作。