產出剖面測井技術進展和發(fā)展方向

產出剖面測井技術進展和發(fā)展方向在現(xiàn)場試驗過程中發(fā)現(xiàn)，如果利用產出剖面原始測井資料直接進行遞減解釋，經常出現(xiàn)分層解釋結果不切實際的情況。44口試驗井中，分層解釋結果矛盾井的比例達到了59.1%，傳統(tǒng)遞減法解釋無法得到合格的外報資料，而以往人為調整數據的方法又沒有任何理論依據。通過測井資料的優(yōu)化處理，能夠使資料解釋擺脫人為干預、提高解釋精度的同時，更能夠使整個的資料解釋過程和結果趨于規(guī)范、合理化。⑴分層產液量優(yōu)化解釋試驗表3-2為南1-丁6-更37井的現(xiàn)場測量結果與優(yōu)化解釋結果對比。該井薩田2層的測量產液量出現(xiàn)負值，無法解釋。優(yōu)化解釋將合層產液調整后，得到薩1112層產液量為0，同時產液與含水得到了全局性的調整，可見優(yōu)化解釋最終的結果必趨向合理化。表3-2南1-丁6-更37井現(xiàn)場測量結果與優(yōu)化解釋結果對比層位合層產液(m3/d)分層產液(m3/d)合層含水(%)合層產水(m3/d)分層產水(m3/d)分層含水(%)測量優(yōu)化測量優(yōu)化測量優(yōu)化測量優(yōu)化測量優(yōu)化測量優(yōu)化薩I1--4+551.552.98.28.27878.340.141.45.55.567.167.1II10-11--1243.344.711.211.28080.334.635.97.17.163.463.4111432.133.54.54.585.785.927.528.82.93.271.171.10227.629-1.508888.224.325.6-1.30 0III3--429.12914.514.68888.225.625.69.513.898.994.5III9-10--1014.514.45.55.58181.211.711.74.14.274.676.4葡114-599998484.17.67.66.47.58483.3⑵分層含水率優(yōu)化解釋試驗在現(xiàn)場試驗測井結果中發(fā)現(xiàn)，分層含水率大于100%的矛盾情況經常出現(xiàn)，44口井中出現(xiàn)的幾率為54.5%，但在主、次產層中的發(fā)生情況并無規(guī)律。通過優(yōu)化處理，矛盾層的產液量和含水率得到合理解釋的同時，其它層的產出狀況也獲得了相應調整，尤其表現(xiàn)在低產液層的含水率優(yōu)化解釋前后波動最大。表3-3為北1-丁3-455井的現(xiàn)場測量結果與優(yōu)化解釋結果對比。從表中數據可以看出，測井結果中有3個層的分層含水率超過100%。通過優(yōu)化解釋，對所有產層的產液和含水都進行了合理解釋，得到了合格的測井解釋成果。表3-3北1-丁3-455井現(xiàn)場測量結果與優(yōu)化解釋結果對比層位合層產液(m3/d)分層產液(m3/d)合層含水(%)分層產水(m3/d)分層含水(%)測量優(yōu)化測量優(yōu)化測量優(yōu)化測量優(yōu)化測量優(yōu)化薩I4+518.819.97.58.989.785.18.838.9117.7100II13--1411.311.10.60.571.173.20.030.15201115+1610.710.61.11.574.875.81.421.5129.1100III3A9.69.23.1368.5721.99264.266.7III3B6.56.20.50.470.674.10.170.23450葡I4--4-665.82.72.873.675.52.742.8101.5100II83.33.10.70.650.853.40.280.34050II9--102.62.52.62.553.855.51.41.453.856⑶正常測井資料的優(yōu)化解釋試驗圖3-7為拉3-丙3802井的測井數據經優(yōu)化解釋后的輸出結果。該井合層測量誤差滿足所有約束條件，遞減解釋分層結果過程中未出現(xiàn)矛盾。因此，優(yōu)化處理得到合層誤差的最優(yōu)解為零，優(yōu)化解釋結果與測量結果一致。在無矛盾情況下，顯然，當取0時，目標函數取最小值0,優(yōu)化解釋結果與此相符。這也從一方面證實了優(yōu)化解釋方法和軟件的正確性。圖3-7拉3-丙3802井測井數據經優(yōu)化解釋后的輸出結果（三）水平井測井技術隨著油田開發(fā)深度的不斷增加及油田開發(fā)精細化程度的提高，正在探索研究進入高含水開發(fā)階段非均質厚油層剩余油以及外圍薄差、低滲透油層的有效開采方法，水平井以其擴大采油面積、采收率高的特點逐漸成為挖潛非均質厚油層剩余油及薄差、低滲油層的新途徑。隨著水平井鉆井技術的推廣應用，大慶測試技術服務分公司在水平井測井技術探索方面取得一定的進步，并于2005年10月成功地測試了采油八廠的州62-平61井。1、概況2005年10月16日至10月23日，測試技術服務分公司在大慶油田采油八廠的州62-平61進行了水平井測井施工。測試目的是了解各生產層產液及含水狀況。該井的基礎數據和射孔井段數據分別見表3-4、3-5、3-6。該井初期產液為42m3/d。該井在測井施工前已經關井20天進行作業(yè)施工。測井地面儀器為Excell2000和PL2000兩套設備，井下儀器為引進Sondex公司的水平井牽引器和國產的生產測井組合儀。10月16日儀器下井，并錄取了部分關井狀態(tài)下的井溫、壓力、伽馬等參數。10月20日油井重新投產，10月21日開始在該井基本正常生產條件下進行測井，生產用時約為26小時，錄取了點測流量、含水率資料，沒有獲得生產狀態(tài)下的井溫、壓力、連續(xù)流量測井資料。該井產出剖面測井解釋結果以點測的流量、含水測量數據為主，靜態(tài)井溫等作為輔助分析資料。表3-4州62-平61井基礎數據表人工井底2175m油管規(guī)格62mm套管規(guī)格及深度0140mmx2172m套補距4.01m泵徑及導錐深度056mmx1269.52m造斜點1180m最后檢泵日期2005年4月4日最大井斜角92.18度水平段578.2m第一次著陸點1558.6m第二水平段拐點1733.2m第二次著陸點1878.0m開鉆時間2002.11.09固井時間2002.11.22射孔時間2003.1.27投產日期2003.1.30套管程序壁厚（mm）7.72浮7.72深度（m）4.01 4.6——2157.5 2157.9表3-5州62-平61井生產數據表沖程（m）沖次（次/分鐘）套壓（MPa）油壓（MPa）產液量（m3/d）含水（%）360.020.689.634.2表3-6州62-平61井射孔數據表層位射孔井段（m）射開厚度（m）葡121553.8-1663.2109.0葡I21681.6-1714.032.4葡I21731.8-1797.665.3葡I31875.0-2004.4129.0葡132022.8-2148.0125.02、施工工藝與測點設計基本方法是拖拉器底端連接井下儀，上端與電纜頭連接，開始靠儀器和拖拉器的重量自然下放；到造斜段儀器停止后，給拖拉器供電，控制拖拉器開始工作，由拖拉器提供動力將儀器推至目的段；然后斷開拖拉器電源，將供電模式切換到井下儀方式開始測井。根據套后自然伽馬測井曲線、射孔數據表，在夾層、射孔層內布測點測量，確定測點的原則考慮了三個方面的因素：一是夾層處，二是層內巖性發(fā)生變化處，三是考慮了井眼軌跡的變化。3、測井資料分析及解釋結果根據測井曲線質量分析，本次測井解釋全井、分層產液以點測資料為依據，以關井狀態(tài)下的井溫、壓力測井資料為輔，結合井身結構以及水平井段的變化，對各點測井資料進行綜合分析。綜合解釋結果見表3-7。表3-7州62-平61井分層找水解釋成果表序號層位射開厚度(m)測點深度(m)合層產液(m3/d)分層產液(m3/d)相對產液(%)合層含水(%)合層產水(m3/d)分層產水(m3/d)分層含水(%)含水級別PI2109154538.413.735.721.68.31.913.9低PI232.4167424.72.87.325.76.40.414.3低PI220.2172421.92.15.527.36.000PI234.0175219.819.851.530.26.06.030.2中TOC\o"1-5"\h\zPI211.6 1786 000 0 00PI326.0 1850 000 0 00PI354.0 1901 000 0 00PI365.0 1955 000 0 00PI345.0 2020 000 0 00PI326.02082000000PI340.0210800000從表可以看出：主要產液層為葡I2(1553.8m-1663.2m)、葡I2(1752.0m-1786.0m)；次要產液層為葡I2(1681.6m-1714.0m)；葡I2(1731.8m-1752.0m)；其它層位均為未產液層。從井位圖及井組連通圖上可看出該井周圍有4口連通水井，為了達到控制該井含水上升的目的，建議調剖時對葡I3進行加大注水，對葡I2進行控制注水。(四)利用光纖電視測井技術定性分析提撈井產出狀況大慶外圍油田現(xiàn)有提撈井約2000口，由于這些井產液量極低，國內外目前尚無分析其產出剖面的測試方法和手段。為滿足地質對提撈井產出剖面認識的需要，通過調查提撈井的產液狀況和井內介質條件，結合光纖電視測井技術的特點，提出了利用光纖電視測井定性分析提撈井產出狀況的技術方案。在采油九廠龍北作業(yè)區(qū)進行了現(xiàn)場試驗，試驗取得成功，根據井下視頻圖像給出了提撈井產出狀況定性分析結果，為提撈井技術改造和增產措施的制定提供了真實、可靠的基礎資料。1、 光纖電視測井儀器結構及技術指標光纖電視測井系統(tǒng)由井下設備、車載地面系統(tǒng)、絞車系統(tǒng)和液壓系統(tǒng)控制設備等組成。測井儀器主要由后置鹵素燈源、CD攝像頭和光纖電纜、地面顯示和記錄系統(tǒng)組成。光纖電視井下儀器攝像和照明部分見圖3-8。井下儀器外徑為42.86mm，長2.85m；耐壓69MPa，耐溫1250C。攝像頭部分的分辨率為317x262像素，它在空氣中和水中有不同視角，在空氣中為730，水中為550，技術指標見表3-8。在測井時，攝像頭表面涂抹一層特殊的表面活性劑，可以起到防止原油沾污的作用。表3-8光纖電視井下儀器技術指標外徑長度重量耐壓耐溫分辨率視角照明光纜42.86mm2850mm18kg69MPa1250C317x262水中550空氣730100W5000M2、 提撈井產出剖面測試方案為滿足地質對提撈井產出狀況認識的需要，通過調查提撈井的產液狀況和井內介質條件，結合光纖電視測井技術的特點，提出了利用光纖電視測井定性分析提撈井產出狀況的技術方案。⑴測井時機：提撈作業(yè)前后實施測井。對于提撈井，通過撈油作業(yè)可以使井內液柱壓力降低，從而激活地層的出液能力，因此，在提撈作業(yè)后進行測試有助于了解產層的真實產液能力。⑵測井速度：以油泡不能在攝像頭上附著的最小速度向下測量。實際測井中，測井速度不能過低，否則，油泡會在攝像鏡頭表面聚集而影響觀測。同時，測井速度又不能太高，這樣會降低圖像的清晰度，不利于細節(jié)觀察。⑶測井記錄：液面監(jiān)測：在儀器進入液面和測井完成后起出液面兩個時間段，分別記錄測得的液面深度和時間，可計算出測井時液面上升速度，進而給出提撈井的產液能力。液面至射孔層底界：全井段的視頻監(jiān)測可以全面了解各層的產油、水狀況，便于縱向對比不同產層的相對產液能力，識別主要產水層和主要產油層。當儀器進入到高產水層段附近時，由于井內介質的透明度相對較高，一般可以清晰地觀察到井壁狀況，因此光纖電視測井可以同時進行井身狀況、射孔質量監(jiān)測。重復測量射孔層頂底界和發(fā)現(xiàn)異常井段。3、光纖電視測井檢測提撈井產出狀況現(xiàn)場試驗情況本次測井試驗的三口提撈井中，龍106-17和龍128-14井為直井，龍132-斜10為斜井。龍106-17井的測井是在提撈后進行，目的是監(jiān)測產出狀況；對龍132-斜10井在撈油前和撈油后各進行一次測井，目的是對比撈前、撈后產出情況的變化；而龍128-14井由于在射孔層段以上被硬物堵塞，因此該井的試驗目的轉為魚頂監(jiān)測。在此僅介紹龍106-17井的測井試驗情況采油九廠龍虎泡作業(yè)區(qū)的龍106-17井，是位于龍虎泡油田高臺子油層的一口油井，開采薩爾圖油層和高臺子油層。原始地層壓力18.8MPa，飽和壓力9.78MPa。龍106-17井自98年12月投產，共射開13個小層，砂巖厚度21.2m，有效厚度6.8m，各小層與周圍水井連通較好。投產初期，日產液2.1t，日產油穩(wěn)定在1.8t。但是近幾年，由于儲層致密、產量遞減加快，2002年該井改提撈采油后，平均日產液0.5t，日產油0.3t。本井光纖電視測井是在撈油作業(yè)后1小時左右實施，測速選定為9m/min，向下測量，測井記錄井段液面所在井段（1519.5m-1521m）、第一次測量1620m-1863m、第二次測量1840m-1869m、第三次測量1822m-1860m。現(xiàn)場試驗取得了成功，同時還檢測到的溫度等信息。儀器下井后在1520.13m發(fā)現(xiàn)液面，當儀器進入液面后，視頻圖像顯示漆黑狀態(tài)，直至1623m油、氣泡流動隱約可見，并逐漸明顯。在1811m-1818.9m井段，圖像再次進入漆黑狀態(tài)。此后，經2m井段的過渡后，套管圓形輪廓漸漸清晰，油、氣、水三相介質已經可以區(qū)分開來，油泡為黑色、氣泡為白色，圖像的明亮背景為水，油、氣分別以油滴和氣泡形式在水中向上流動，直至1869.0m儀器遇阻（見視頻錄像）。圖3-9給出了該井在1831.28m的視頻截圖。儀器在1853.21m、1853.36m和1853.50m三處觀察到套管破損，呈橫向溝槽狀劃痕，末端向內翻張，見圖3-10。測試與地質人員根據井下視頻圖像定性分析認為：該井GIII3為主要產油層；GIV1、GIV2、GIV4三個層被泥沙埋藏，產液能力降低；GO17層射孔質量不好（未射開）。4、體會與建議⑴利用光纖電視測井技術定性分析提撈井產出狀況測試方案可行。⑵光纖電視測井的檢測結果反映了井下的實際產出狀況，可以定性確定主要產水和產油層段。⑶提撈井產出剖面的定性分析結果，為提撈井技術改造和增產措施的制定提供了真實、可靠的基礎資料。⑷在井內介質透明度較高的井段，光纖電視測井可觀測套管技術狀況。⑸建議在撈油井區(qū)繼續(xù)選井測試，積累經驗、找出規(guī)律，為低產提撈井綜合治理措施的制定奠定基礎。四、產出剖面測井面臨的問題及發(fā)展方向目前，大慶油田開發(fā)給注產剖面測井提出了很多新的挑戰(zhàn)和難題，很多難題目前和將來短期內不會得到完全解決，必須要堅持不懈地繼續(xù)努力，做好技術積累，從實際出發(fā)選準課題，努力攻關。（一）面臨的問題產出剖面測井存在的問題主要表現(xiàn)在：1、 產出剖面的厚層細分問題在油田高含水開發(fā)后期，高產液高含水的主力產層仍然是油田挖潛的主要對象，準確地掌握厚油層縱向的含水率分布情況，準確找到厚油層內未水淹或低水淹部位，對油田進一步挖潛具有重要的意義。目前產出剖面厚層細分測量及解釋是一個薄弱環(huán)節(jié)，沒有成熟的技術能夠滿足開發(fā)的需要。2、 脫氣或產氣情況下，油水流量、含水率和三相流的測量問題在油田開發(fā)后期，大部分油田的流壓低于飽和壓力，油井普遍存在著脫氣現(xiàn)象，嚴重影響了產出剖面測井資料的準確性，需進一步提高產出剖面測井資料的質量。在三相流井的測量及解釋方面,由于油、氣、水三相流動，使井筒內流型復雜多變，給儀器測量和定量解釋帶來了很大的困難，油田需要三相流動井的測量技術和相應的解釋技術。雖然國內外開展三相流動井的測量技術已經多年，目前三相流動井的測量仍然是一個瓶頸技術難題。3、 深層氣產出剖面測量及解釋技術現(xiàn)有天然氣開采井的產出剖面測試上都是使用引進的技術，主要適用于高產氣井，不能完全滿足大慶油田氣田開發(fā)的需要。因此，有必要在生產測井方面加大國產技術的開發(fā)力度，尤其是井口高壓防噴裝置的研制和現(xiàn)場測試工藝的研究。另外，由于采出天然氣攜帶的水在井筒中形成氣液兩相流，對測試儀器的響應有很大的影響，所以必須加強針對低產氣量、氣液兩相流的氣井產出剖面測井儀器和解釋方法的研究工作。4、 外圍油田低產液、間歇產液剖面外圍油田現(xiàn)有提撈采油井2000余口，均采用籠統(tǒng)生產和測試工藝，無法獲得分層壓力、產量及含水資料，對于一些高含水井不能進行有效控制。從經濟、有效和可以普遍應用的角度來看，低產液、間歇產液剖面測量是一個瓶頸技術難題。5、 水平井、大斜度井測試方面的需求現(xiàn)有的垂直井動態(tài)測井技術不能完全適應水平井和大斜度井的測井需要，水平井和斜井中的流態(tài)等方面與垂直井有較大的區(qū)別，需要針對斜井和水平井開展測井新方法、工藝、解釋方法等方面的研究。施工工藝目前存在問題，主要是施工時所使用的作業(yè)機起下油管的速度不夠平穩(wěn)，使得電纜與油管速度的一致性難以控制；由于電纜旁通設計的局限性，只得靠起油管測井，要不斷地拆卸每節(jié)油管，影響了測井時效和測井的連續(xù)性。（二）發(fā)展方向大慶油田主要區(qū)塊綜合含水已經達到90%。在后備資源不足的情況下，要提高水驅采收率，需要對老油田進行挖潛。產出剖面測試資料對