论文部分内容阅读
[摘要]孤岛油田进入开发后期，面临剩余油分散、井筒条件日益恶化的形势，挖潜难度越来越大。为实现综合判断油水井生产动态、评价生产效率、掌握井下技术状况以及各种地质参数的动态变化情况，就要依靠动态监测技术。将生产测井和试井技术的应用与采油、工程实践相结合，分析了动态监测技术的综合应用效果，表明在开发后期动态监测对稳产挖潜、综合调整的重要性。
[关键词]油田；动态监测；注入剖面；工程测井；饱和度测井
中图分类号：TE33+1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0310-01
前言
孤岛采油厂经历40N年开发，已经进入特高含水开发后期，面临剩余油分散、井筒条件日益恶化的形势，挖潜难度越来越大。开展区块调整、寻找剩余油、有效治理套变井、提高现有开发手段的效率是实现稳产的工作重点。动态监测技术可以实现综合判断油水井生产动态、评价生产效率、了解井下技术状况以及各种地质参数的动态变化情况，是油田开发后期进行注采调整、实现持续稳产的重要技术。
1、动态监测技术
1.1 生产测井技术
生产动态测井主要用于评价油水井生产效率，围绕注入剖面和产出剖面进行的监测。工程技术测井主要是解决油套管的工程状况，用于检查固井质量、套管腐蚀、变形、破裂、管外串槽、压裂效果，检查射孔位置和射孔质量等，为油水井大修、油井补孔和进一步实施各种作业措施提供可靠资料。吸水剖面测井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。随着油田的深入开发和三次采油技术的广泛应用，聚合物黏度大同位素源存在抱团聚堆，且井筒粘污严重无法录取注聚剖面，注聚剖面测井引进电磁流量计，解决了注聚井流量剖面探测问题，了解注聚井各射孔层段的注入情况，并对厚层进行细分。
1.2 试井技术
试井技术主要是以渗流力学理论为基础，以各种测试仪器为手段，通过改变油气水井工作制度，进行求产、测压来研究储层特性和油、气、水井生产能力的一种方法。通过试井分析，可以求得各种储层参数。在孤岛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。目前采油厂地层静压测试主要是采用的这种测试工艺。施工条件：（1）要求油水井要达到关井后压力稳定，根据孤东油田特点，关井48小时以后测试。（2）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，防止儀器落井。（3）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。热采测试：热采井测试技术主要是对热采在注井进行井下温度、压力两参数测试和温度、压力、流量、干度四参数测试。四参数测试因录取的参数较两参数多更利于井下状况的分析而逐步取代了两参数测试。两参数测试是通过测试仪器测试井筒内的压力温度变化，从而分析注入蒸汽在井筒内变化，而达到定性分析注入效果的好坏。
2、动态监测技术综合应用
2.1 注入剖面测井资料
在注水开发中，动态监测技术可应用于注水剖面，检查封隔器密封陛，水井综合治理等方面。例如：测好注水剖面能摸清注水流向，GD113N8井是一口常规注水井。该井在进行水井验封时发现配水间油压10.OMPa，而井口油压仅为3.9MPa，并且封隔器失效。同位素示踪测井资料显示，同位素漏失，但流量显示95%的水进入了Ng42～43层。作业找漏，在371.68～374.12m发现套管漏失，并且Ng44层（P2）配水器已经被黄泥堵死，验证了同位素测井与水井测试Ng44层欠注的结论。该井作业后改为笼统注水恢复生产。
2.2 利用试井技术监测注汽温度压力
当稠油热采井中油层压力、含油饱和度逐渐变小时，产出液含水率升，注蒸汽吞吐的效果变差，此时应选择合理的转注蒸汽驱开采来提高油井产量。
2.3 工程技术测井
在开发中可以深化井筒技术状况的认识，提高工艺治理的针对性，是有效修复治理的可靠依据。（1）利用井径成像测井资料，为防砂提供措施依据。（2）利用陀螺测斜技术摸清井身轨迹走向，设计加密井网。孤岛中一区聚驱后井网调整非均相复合驱先导性试验区，设计在中心井区通过在水井间加密油井，加密后井间最小距离只有135m，因此要求井位坐标要高度精确，防止因井距过小形成井间突进，影响开发效果。因此在部署新井前对影响井位部署的17口老井实施了井斜复测，根据复测后数据，及时调整了新井坐标，形成了正规井网，为先导性试验的成功奠定了基础。
2.4 利用储层参数测井技术精确储层评价，挖潜剩余油
进行剩余油评价比较直观的方法就是利用饱和度测井方法。碳氧比能谱测井技术适用于孤岛油田中高孔隙度高渗透率地质特点。过套管电阻率测井克服了碳氧比测井探测深度浅的弊端，探测深度达到1.5～2m，远远高于中子方法的探测深度（<0.5m）。（1）利用过套管电阻率测井技术，寻找潜力层，提高油井利用率。**井实施过套管电阻率测井，资料解释结果表明：主力油层的Es-122层和Es123-1层水淹严重，而非主力层Es123-2层基本未动用，存在开发潜力。从该井的饱和度资料也认识到，非主力层与主力层合采时，层间干扰比较严重。根据过套管电阻率测井资料分析解释结果，采取卡封Es122和Es123-1两个小层，单采Es123-2小层。开井后，初期日产液21.7t、日产油21.5t，基本不含水，成功将停产10年的长停井扶活，取得了较为明显的降水增油效果。（2）利用碳氧比测井，实现堵水改层。**井是一口长期报废停产井，高含水关井。该井措施前日液41.4t，日油O.8t，含水98.O%。SNP（井壁中子孔隙度测井）饱和度测井资料显示：射孔井段内3、4号层含水已达85%左右，是该井生产过程中的主要出水层，2号层上部含水较低，低于7O%。制定出丢封出水层，补孔低水淹层2号层上部的措施。措施后，初期日液27t，日油5.9t，含水78.2%，目前已累计增油515t，取得很好的效果。
3、结论
利用动态监测资料，对油水井进行了挖潜措施，使油田开发指标得到明显改善。新技术、新工艺对油田的开发生产有重要的指导作用。（1）利用注入剖面测井技术和水井测试、验封技术，可以很好地摸清水流方向，针对性地实现控水稳油。（2）应用注汽井温度压力测试技术，可以有效监控注汽质量，评价注汽效果。（3）工程测井技术可以深化井筒技术状况的认识，提高工艺治理的针对性，是有效修复治理的可靠依据。（4）过套管电阻率、碳氧比测井技术在孤岛油田具有良好地质适用性，可以准确评价剩余油分布，确定挖潜方向。
[关键词]油田；动态监测；注入剖面；工程测井；饱和度测井
中图分类号：TE33+1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0310-01
前言
孤岛采油厂经历40N年开发，已经进入特高含水开发后期，面临剩余油分散、井筒条件日益恶化的形势，挖潜难度越来越大。开展区块调整、寻找剩余油、有效治理套变井、提高现有开发手段的效率是实现稳产的工作重点。动态监测技术可以实现综合判断油水井生产动态、评价生产效率、了解井下技术状况以及各种地质参数的动态变化情况，是油田开发后期进行注采调整、实现持续稳产的重要技术。
1、动态监测技术
1.1 生产测井技术
生产动态测井主要用于评价油水井生产效率，围绕注入剖面和产出剖面进行的监测。工程技术测井主要是解决油套管的工程状况，用于检查固井质量、套管腐蚀、变形、破裂、管外串槽、压裂效果，检查射孔位置和射孔质量等，为油水井大修、油井补孔和进一步实施各种作业措施提供可靠资料。吸水剖面测井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。随着油田的深入开发和三次采油技术的广泛应用，聚合物黏度大同位素源存在抱团聚堆，且井筒粘污严重无法录取注聚剖面，注聚剖面测井引进电磁流量计，解决了注聚井流量剖面探测问题，了解注聚井各射孔层段的注入情况，并对厚层进行细分。
1.2 试井技术
试井技术主要是以渗流力学理论为基础，以各种测试仪器为手段，通过改变油气水井工作制度，进行求产、测压来研究储层特性和油、气、水井生产能力的一种方法。通过试井分析，可以求得各种储层参数。在孤岛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。目前采油厂地层静压测试主要是采用的这种测试工艺。施工条件：（1）要求油水井要达到关井后压力稳定，根据孤东油田特点，关井48小时以后测试。（2）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，防止儀器落井。（3）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。热采测试：热采井测试技术主要是对热采在注井进行井下温度、压力两参数测试和温度、压力、流量、干度四参数测试。四参数测试因录取的参数较两参数多更利于井下状况的分析而逐步取代了两参数测试。两参数测试是通过测试仪器测试井筒内的压力温度变化，从而分析注入蒸汽在井筒内变化，而达到定性分析注入效果的好坏。
2、动态监测技术综合应用
2.1 注入剖面测井资料
在注水开发中，动态监测技术可应用于注水剖面，检查封隔器密封陛，水井综合治理等方面。例如：测好注水剖面能摸清注水流向，GD113N8井是一口常规注水井。该井在进行水井验封时发现配水间油压10.OMPa，而井口油压仅为3.9MPa，并且封隔器失效。同位素示踪测井资料显示，同位素漏失，但流量显示95%的水进入了Ng42～43层。作业找漏，在371.68～374.12m发现套管漏失，并且Ng44层（P2）配水器已经被黄泥堵死，验证了同位素测井与水井测试Ng44层欠注的结论。该井作业后改为笼统注水恢复生产。
2.2 利用试井技术监测注汽温度压力
当稠油热采井中油层压力、含油饱和度逐渐变小时，产出液含水率升，注蒸汽吞吐的效果变差，此时应选择合理的转注蒸汽驱开采来提高油井产量。
2.3 工程技术测井
在开发中可以深化井筒技术状况的认识，提高工艺治理的针对性，是有效修复治理的可靠依据。（1）利用井径成像测井资料，为防砂提供措施依据。（2）利用陀螺测斜技术摸清井身轨迹走向，设计加密井网。孤岛中一区聚驱后井网调整非均相复合驱先导性试验区，设计在中心井区通过在水井间加密油井，加密后井间最小距离只有135m，因此要求井位坐标要高度精确，防止因井距过小形成井间突进，影响开发效果。因此在部署新井前对影响井位部署的17口老井实施了井斜复测，根据复测后数据，及时调整了新井坐标，形成了正规井网，为先导性试验的成功奠定了基础。
2.4 利用储层参数测井技术精确储层评价，挖潜剩余油
进行剩余油评价比较直观的方法就是利用饱和度测井方法。碳氧比能谱测井技术适用于孤岛油田中高孔隙度高渗透率地质特点。过套管电阻率测井克服了碳氧比测井探测深度浅的弊端，探测深度达到1.5～2m，远远高于中子方法的探测深度（<0.5m）。（1）利用过套管电阻率测井技术，寻找潜力层，提高油井利用率。**井实施过套管电阻率测井，资料解释结果表明：主力油层的Es-122层和Es123-1层水淹严重，而非主力层Es123-2层基本未动用，存在开发潜力。从该井的饱和度资料也认识到，非主力层与主力层合采时，层间干扰比较严重。根据过套管电阻率测井资料分析解释结果，采取卡封Es122和Es123-1两个小层，单采Es123-2小层。开井后，初期日产液21.7t、日产油21.5t，基本不含水，成功将停产10年的长停井扶活，取得了较为明显的降水增油效果。（2）利用碳氧比测井，实现堵水改层。**井是一口长期报废停产井，高含水关井。该井措施前日液41.4t，日油O.8t，含水98.O%。SNP（井壁中子孔隙度测井）饱和度测井资料显示：射孔井段内3、4号层含水已达85%左右，是该井生产过程中的主要出水层，2号层上部含水较低，低于7O%。制定出丢封出水层，补孔低水淹层2号层上部的措施。措施后，初期日液27t，日油5.9t，含水78.2%，目前已累计增油515t，取得很好的效果。
3、结论
利用动态监测资料，对油水井进行了挖潜措施，使油田开发指标得到明显改善。新技术、新工艺对油田的开发生产有重要的指导作用。（1）利用注入剖面测井技术和水井测试、验封技术，可以很好地摸清水流方向，针对性地实现控水稳油。（2）应用注汽井温度压力测试技术，可以有效监控注汽质量，评价注汽效果。（3）工程测井技术可以深化井筒技术状况的认识，提高工艺治理的针对性，是有效修复治理的可靠依据。（4）过套管电阻率、碳氧比测井技术在孤岛油田具有良好地质适用性，可以准确评价剩余油分布，确定挖潜方向。