动态监测技术介绍及应用.ppt

动态监测技术介绍及应用,在油田开发进程中，动态监测技术是正确认识油藏、评价油藏、有效合理开发油田、提高原油采收率的重要手段。为了进一步做好动态监测工作，加强各单位之间的交流，提高监测资料在孤东油田开发过程中的应用效果,根据采油厂的要求，监测大队组织了这次交流。主要从注入井监测技术、产出井监测技术、油藏参数监测技术、工程测井技术、其他监测工艺技术五个方面对监测目前开展的和国内外已有的成熟监测技术进行了介绍，通过对比测试项目可解决的问题、适用的条件、优势和不足等，明确资料应用的关键，以便有效的开展监测资料录取和应用，指导相关单位有效的配合资料录取和监测方案的合理设计。,目 录,一、注入井监测技术,二、产出井监测技术,三、工程测井监测技术,四、油藏参数监测技术,五、其它监测工艺技术,六、结论,第一部分 注入井监测技术,注水井监测技术 注聚井监测技术 注汽监测技术,一、注水井监测技术,分层测试主要是用流量计测量各层段的注水量，以了解各油层的吸水能力变化，检查封隔器是否密封、配水器工作是否正常，以及井下作业施工质量等，测得的水量为通过水嘴流进油套环形空间的水量，适用于分层注水井,技术比较成熟。,已应用技术分层测试,一、注水井监测技术,工艺原理：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。,已应用技术分层测试,流量计测试工艺原理示意图,一、注水井监测技术,已应用技术分层测试,施工条件:1、各层配水器深度间隔不小于10米。2、井下无落物。3、注水井更换管柱时，井底到P1位置应使用新油管，减少因油管结垢造成测试水量偏高。4、测试前应先进行洗井，清除井筒内赃物，保证油管内畅通，待注水稳定后再进行测调。5、压力表、水表或流量计应完好并达到质量要求。井口闸门、管线齐全，灵活好用，井口无渗漏。,优势：利用井下仪器录取分层注入资料，判断地层吸水能力、井下工具工作状况，通过调配水嘴大小调整地层压力，达到分层配注的目的，可为采油与地质部门调整注采方案提供依据。不足：1、管径变化较大的井无法进行分析判断；2、注入水质对测试结果有较大的影响；3、测试施工过程对各层的吸水情况有一定的影响。,一、注水井监测技术,仪器原理,已应用技术分层测试,存储式电磁流量计工作原理：井下电磁流量计是根据电磁感应的原理来测量井下流体的流量。当流体流过电磁流量计的测量探头时，流体中的带电离子在磁场中做切割磁力线运动，将产生感应电动势，当磁场强度恒定时，感应电压与流体的流速成线性关系。所以，只要用特制的电极测得感应电动势就可以得到流速，并由此可换算出流体的流量。,超声波流量计仪器工作原理：目前应用时间差法。仪器有两个相隔一定间距的换能器交替发射和接收超声波。当声波在流动的流体中传播时，上换能器向下换能器发射一个信号，同时下换能器也向上换能器发射信号，而流体流速对声波信号的作用使两个信号之间产生时间差，由此求得液体的流速。,一、注水井监测技术,电磁流量计与超声波流量计技术指标对比,已应用技术分层测试,一、注水井监测技术,仪器特点,已应用技术分层测试,存储式电磁流量计：由于井下电磁流量计测量结果与流体的温度、压力、密度和电导率变化无关，测量探头无机械活动部件，可停在井内任意一点测试。它具有测量卡片清晰、测量精度高、测量范围大、启动排量少、便于找漏等优点。但存储数据少，一次最多存储2口井，井脏影响因素大。,超声波流量计仪器：与电磁流量计相比不受地磁干扰，受井脏影响因素小；该仪器配备地面回放仪和存储卡，测试数据可用回放仪现场回放，如果测试图形异常可立即返工重测；存储数据量大，可连续测试20口井。但受管径影响因素大，亦受温度、流体性质的影响。,一、注水井监测技术,资料应用,已应用技术分层测试,正常测试卡片：7-44C136井，该井分层配注为（0+90+60）m3/d。2007年3月16 日测试时，正常注水油压为13.2MPa,3/3合格，该井测试时采用自下而上的测试方法，分别在底球、层位、1000m、500m、20m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。,7-44C136井测试资料卡片,一、注水井监测技术,资料应用,已应用技术分层测试,管柱漏失：7-33-286井，2006年6月8日进行测试，流量计测得200m到20m漏失226m3/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。,一、注水井监测技术,已应用技术分层测试,底球漏失：7-34-5275井，2006年10月27日测得底球漏失200m3/d，通知洗井。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。,一、注水井监测技术,已应用技术分层测试,水嘴堵塞：7-24-5306井，2007年2月26日测试，偏1吸水30m3/d，偏2吸水130 m3/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，准备捞出水嘴检查。2007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。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。,资料应用,一、注水井监测技术,已应用技术分层测试,一、注水井监测技术,调配,已应用技术分层测试,分层注水井中，配水嘴的作用是利用不同水嘴的过流能力及产生的压力损失大小对各层段水量进行控制，以实现分层定量注水，当各层段吸水状况发生变化或改变分层注水方案时，需要重新配水嘴，因此分层定量配水可以归结为选择配水嘴问题，目前采用的投捞工具为投捞器。,优点：（1）在不动管柱的情况下投捞堵塞器，更换水嘴。（2）由于堵塞器用于偏心注水管柱，可对任意一级配水器的堵塞器进行投捞，不影响其它层。不足：水质较差时，堵塞器凸轮常因水中的脏物卡死，易造成投捞不成功或投捞器遇卡情况发生。,一、注水井监测技术,已应用技术吸水剖面测井技术,原理:将示踪剂从倒源孔或井下释放器倒入井筒并随注入水进入地层，当载体颗粒直径大于地层孔隙直径时，悬浮液中的注入水进入地层，而微球载体却滤积在井壁上，在示踪剂选择合理和正确施工的条件下，地层的吸水量与滤积在该段地层对应井壁上的同位素载体量和载体的放射性强度三者之间成正比 模拟关系，将倒源前后伽玛测井曲线叠合在一起，通过计算叠合后曲线异常面积的大小即可求出每一层段的相对吸水量及每米相对吸水量，进而判断吸水好坏。,一、注水井监测技术,已应用技术吸水剖面测井技术,适用条件:适用于孤东所有注水井的监测，但十字叉、底球等测井仪器不能通过的工具须设计在所测层位下方，离下界深度至少10m。分层管柱及喇叭口在层上的笼统注水管柱适合五参数测井。,优势：五参数测井技术的应用有效解决了大孔道的探测问题，解决了井下工具工作状态的监测问题，为死嘴漏失、封隔器漏失及底球漏失的判断提供了依据，资料更加准确可靠。不足：不可避免的存在着同位素源沾污问题，给解释带来一定的误差。,一、注水井监测技术,三参数和五参数资料对比应用实例,53,54,P2,P3,2006年6月（三参数）,2007年2月（五参数）,流量曲线,一、注水井监测技术,井径流量一体化测试技术：是针对测试流量受井筒内径变化影响大的问题而提出的一种组合测试技术。流量计的标定一般是在标准的油管中进行，而在实际测试中，由于井内长期注水和井下原因造成的油管变形、结垢、腐蚀等情况，实际测量通道与标定环境有一定差异，测量产生误差。现有些油田将井径测量引入到电磁流量计剖面测试中，可有效校正因测试通道发生变化引起的测量误差。设计的井径仪采用了新颖的电容测量原理，有效地减小尺寸。井径与电磁流量计一体化设计，使井径仪既可以测量通道井径的变化，又能作为电磁流量计的扶正器使用。,国内外新技术,二、注聚井监测技术,已应用技术|电磁流量计测井技术,测量原理：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兹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。一般采取点测和连续测量相结合的测井方式，可以对厚层进行细分。在目前情况下，是提供吸聚剖面资料的重要手段。,二、注聚井监测技术,已应用技术|电磁流量计测井技术,适用条件：适用于光油管+喇叭口管柱，喇叭口设计在油层上方，离油层上界至少10m。,优势：可以对厚层进行细分解释，测量结果不受井温、黏度、压力、密度等影响，施工简单，对人体无伤害、环境无污染。不足：所测流量与地面流量存在一定的差距，仪器精度不够高。同时对夹层较薄的层（0.5m以内），分层流量数据不够准确。分层注聚井及十字叉管柱无法进行测试。,二、注聚井监测技术,已应用技术|电磁流量计测井技术,孤东2-21N260井利用连续流量曲线对厚层进行细分的资料，53层厚度为5.5m，通过连续流量曲线对厚层进行细分,上部1384.5-1386.5m吸聚大约29m3/d，中部1386.5-1389.0m吸聚10m3/d，下部1389.0-1390.4m吸聚78m3/d，达到了对厚层进行细分的目的。,二、注聚井监测技术,测量原理：工艺与吸水剖面测井类似。该技术采用了可喷射131Ba微球与粘稠悬浮液的新式释放器,既可以点式喷射，也可以连续喷射。定点测量时由同位素注入液经过两个探测器的时间差t计算出相对流量；连续测量时,放射性同位素悬浮液与注入液一同到达目的地层后，液体进入目的射孔层，而131Ba放射性微球则滤积在地层表面,自下而上可获得连续剖面曲线。,已应用技术FCP-示踪流量测井技术,二、注聚井监测技术,适用条件：适用于分层管柱和笼统注聚管柱。,已应用技术FCP-示踪流量测井技术,优点：（1）示踪注聚剖面测井技术受同位素沾污影响较小。（2）在注聚井中能测出很好的吸聚剖面，层间细分比较直观。（3）既能点测流量又能录取连续剖面。（4）受管柱条件限制较小，分层管柱和笼统注水管柱都能测。不足：现场溶液配制时间较长，操作人员受同位素辐射时间长。,二、注聚井监测技术,已应用技术FCP-示踪流量测井技术,6-31-474井，该井于2006年4月26日进行注聚剖面测井，井口注入压力9.9MPa，井口注入量192m3/d，喇叭口设计深度1353.58m，射孔井段1361.3-1383.4m。,54+5层,二、注聚井监测技术,测量原理：向地层发射中子，中子将水中的氧元素激活，并释放出高能射线，通过对伽玛射线时间谱的测量来反映油管内、环形空间、套管外含氧物质特别是水的流动状况。测量时根据井下注入水流动方向选择合适的仪器配接，测量下水流流速时，中子源放在两个伽玛探测器的上方，测量上水流流速时，中子伽玛源放在两个伽玛探测器的下方，通过流经两个测量探头的时间差来计算流量。,已应用技术脉冲中子水流测井技术,脉冲中子水流测井示意图,二、注聚井监测技术,适用条件：适应于分层配注井和笼统注入井,已应用技术脉冲中子水流测井技术,优势：（1）不使用任何放射性示踪剂，无放射性污染，不存在污染、沉降、大孔道等问题影响。（2）测井结果不受岩性、孔渗参数、射孔孔道大小、井内流体粘度等影响，只与管柱中流体流速有关。（3）不受注聚管柱限制。（4）可以探测套管外窜流及油套环形空间的流量。（5）检测地层反吐。不足：（1）需要操作人员具备相当的现场经验，操作复杂。（2）测试成本较高，限制了该技术的大面积推广。（3）仪器耐温125，不能适用于超深井。（4）只能点测，不能录取连续剖面。,二、注聚井监测技术,6-30-455井为一口疑难井，管柱设计为光油管+喇叭口，喇叭口在注聚层段上方，先后两次用电磁流量计对该井进行测试，发现喇叭口以下流量很小，大概只有20m3/d，怀疑51层封堵失效。用中子氧活化测井对该井进行测试，确定51层漏失。,已应用技术脉冲中子水流测井技术,51层,三、注汽监测技术,注汽监测技术：有热采两参数和四参数，主要对热采注汽井井下 蒸汽状况进行测试。四参数在温度和压力两参数的基础上增加了流量和干度参数。通过对油层吸汽剖面测试，了解井下多层合注井各层的吸汽情况。缺点是所测流量只是涡轮流速，无法测得蒸汽的真实质量流量和体积流量。,注汽剖面施工示意图,已应用技术热采测试技术,三、注汽监测技术,工作原理 由于测试仪的工作环境是高温高压，特别是350以上的高温对电子仪器的影响很大。目前，电子式热采井下测试仪是通过特制的密闭隔热筒。二参数测试仪采用电子传感器和绝热保温瓶技术相结合，传感器为固定部件，置于隔热筒内，探头直接暴露于蒸汽中，一次下井，可同时测出井下任意位置压力、温度两个参数。四参数测试仪所测参数中压力温度的获得与二参数测试原理仪基本一致，流量的测试是靠湿蒸汽流驱动涡轮转动来进行的。采用了磁耦合的办法，使涡轮的角动量信号传递到隔热筒内的磁感应元件，再将感应信号进行处理和记录，按时序存储在记忆芯片中。井下湿汽干度的计算是通过输汽管道（管柱）的热损失量，由锅炉出口的蒸汽载热率去除热损失量，即可得到井下蒸汽的载热率。,注汽剖面施工示意图,已应用技术热采测试技术,三、注汽监测技术,测试工艺热采二参数测试和四参数测试工艺自1994年以来建立了完整的注汽剖面测试工艺流程。1）地面准备（1）了解地面情况：注汽井的开注时间、间断情况、井场情况、井位、井口设施等，用于设计测试时间；（2）了解井下情况：井下管柱结构和深度、目的层的层位井段、修井史等用于设计测试深度和仪器下放速度；（3）了解注汽情况：注汽是否稳定（应保持稳定才能测得有效资料）、锅炉出口干度、压力和温度、炉井距离等，初步预测井下干度状况，设计定点测试位置。（4）选择相应测试仪及通井、计深、防喷、装卸工具、防护装置和设备。,已应用技术热采测试技术,注汽剖面施工示意图,测试工艺2）现场施工（1）安装井口设备；（2）通井；（3）安装测试仪，保证密封；（4）通过防喷管，将测试仪下入井筒；（5）按设计深度测试；（6）吸汽剖面测试；（7）上起仪器至井口；（8）拆卸测试仪，回放、检查测试资料。,三、注汽监测技术,适用条件及测试要求1）注汽测试应在稳定注汽48小时以后进行。2）测试井口无刺漏，测试闸门开关自如，密封好。3）井内隔热管柱等符合标准，尾管有喇叭口。4）测试必须针对地面注汽情况，对井下吸汽及井筒预定深度压力情况做出初步判断，5）选择测试仪器、设计测试深度。,注汽剖面施工示意图,已应用技术热采测试技术,三、注汽监测技术,项目开展情况 自孤东油田开展蒸汽热力采油以后，对注汽情况的监测很快成为开发的急需工作。1995年，与采油院合作，进行了井下压力和温度测试。1997年初，在热采开发的新区KD521块开展了独立的热采测试工作，2001年引进了测试压力和温度的电子存储式热采二参数测试仪，2003年底引进了电子存储式热采四参数测试仪。开展热采测试项目以来，共进行热采两参数测试158井次，热采四参数测试129井次。,注汽剖面施工示意图,已应用技术热采测试技术,三、注汽监测技术,2007年热采井测试数据分析,已应用技术热采测试技术,三、注汽监测技术,已应用技术热采测试技术,三、注汽监测技术,已应用技术热采测试技术,GD63-4井2006年11月7日通井到层下，后因水压低停炉，当天未测试；11月8日通井810米遇阻，所以此井测试810米。注汽井口参数（实测）：温度365.10、压力19.63MPa、干度0%。仪器遇阻深度810米参数（实测）:温度332.53，压力24.05MPa，干度0%。,典型资料分析,干度,套管温度,热损失,压力,温度,三、注汽监测技术,已应用技术热采测试技术,注：根据实测数据推算，1409.60米处温度高于井下封隔器启封温度，但是由于此井测试在810米处遇阻，推算的封隔器处温度只是一个参考值。,GD63-4井2006年11月7日通井到层下，后因水压低停炉，当天未测试；11月8日通井810米遇阻，所以此井测试810米。注汽井口参数（实测）：温度365.10、压力19.63MPa、干度0%。仪器遇阻深度810米参数（实测）:温度332.53，压力24.05MPa，干度0%。,三、注汽监测技术,已应用技术热采测试技术,存在的问题,1、井口漏汽问题目前，在注汽井中普遍存在注汽井井口漏汽、井口测试闸门质量不过关问题，从而因井口问题造成很多注汽吞吐井无法进行测试。2、测试遇阻问题2006年以来，热采测试遇阻率明显提高。造成急需资料的井无法录取资料或测试仪器下不到预定深度致使录取资料不全。分析主要是目前所使用注汽隔热管柱已10多年，管柱内表面变形严重，经常造成测试仪器遇卡现象，致使录取不到合格的热采注汽测试参数。3、进井场路问题2006年以来，因进井场道路不通，造成多口采油厂下达的定点井无法测试。,三、注汽监测技术,国内外新技术,高温焖井压降测试技术：是对热采注汽井进行地层参数测试的一种技术。在吞吐井设计注汽量即将完成时，自井口下入毛细管进行井下压力测试。当仪器处于正常工作状态时，停止注汽，开始焖井。毛细管压力计连续记录井下地层压力在蒸汽停注后的压力变化过程。对这个压力变化资料进行处理和分析，可以获得注汽后油藏各项地层参数和在物性发生变化情况下参数的相应变化,为了解油藏注汽后储层特性及产能情况提供依据。,三、注汽监测技术,国内外新技术,高温焖井压降测试技术：其测试工艺主要是采用移动式毛细钢管测压进行稠油井焖井压降。孤东采油厂现场共实施6口井，工艺配套齐全，测试数据真实可靠，获得了比较满意的焖井压力降曲线。资料解释是通过二元驱复合模型专用解释图版求解出了这些注汽井的动态参数，通过完整的压降测试资料分析确定了蒸汽前缘半径、油井表皮系数、地层压力、产能评价等油藏参数，为了解油藏注汽后储层特性及产能情况提供依据。,三、注汽监测技术,国内外新技术,注汽水平井监测技术 辽河石油勘探局在水平井注汽参数测试工艺技术方面，攻克了两相流测量模型研究工艺技术、高温高压快速密封技术、两相流动态信号监测技术、单片机应用与数据通讯处理技术、多层印刷线路信号处理应用技术、长时间真空高温隔热技术、高静压、低差压监测技术等7项尖端技术，从而使该项测试工艺技术达到了国内领先水平。同时研制出了能同时测量水平井井口、垂直井段、水平井段内饱和蒸汽的压力、温度、流量和干度4参数测试仪。,三、注汽监测技术,国内外新技术,注汽水平井监测技术关键技术：（1）水平段的变质量流动和换热规律；（2）大斜度段的井筒隔热技术；（3）测试仪器。主要技术经济指标：（1）注汽井井下工具和封隔器达到了耐压指标：17 MPa、耐温指标：350的工艺要求，密封性能可靠；（2）所研制的4参数测试仪器温度测量范围036O，误差1，压力测量范围0-20MPa，误差小于1；（3）注汽参数中，软件的理论温度计算值与11井次（其中包括直井、斜井、水平井）温度实测值比较，平均误差为4%。,三、注汽监测技术,国内外新技术,电位法井间监测技术：是以传导类电法勘探的基本理论为依据，通过测量注入到目的层的高电离能量的工作液所引起的地面电场形态的变化来达到解释推断目的层段的有关参数的目的，具有井间监测的功能。优势是测试工作全部在地面进行,操作简便,不影响生产；测试资料易于解释,见效快,有利于及时指导开发方案的调整。缺点是受上覆地层影响大。,电位法现场测试原理示意图,三、注汽监测技术,国内外新技术,地震监测技术：利用新的地震监测技术判断热驱前缘，是利用高分辨率三维地震先进的采集、处理、解释技术，经过不同周期的重复观测，获得具有相同处理流程，高分辨率、高信噪比、高保真度的地震剖面。通过解释振幅、速度、时间等参数在汽驱油层中的变化，找出热驱前缘扫过的储层体积、形状，以及温度、黏度状况，可以认识储层内的细微结构，了解接受注汽过程影响的储层体积和形态，以及相应的温度、黏度变化。从而可以确定改善注采工艺的有关注汽周期、注汽量、速率等参数，为稠油开发提供可靠的资料。,三、注汽监测技术,国内外新技术,频谱成像技术：通过地震频谱成像技术判断注蒸汽前后储层变化情况。频谱成像技术主要是依据薄层反射的调谐原理对三维地震资料进行特殊的处理，产生具有单一频率的一系列的振幅能量体，在不同频率的三维地震能量体上，可以看到薄层干涉特征。在某一给定频率的三维地震能量体上,具有相似的声学特征和厚度的储层，在其调谐频率上，表现出相似的振幅调谐特征。解释人员不但能从剖面上,而且能从平面上看到薄层干涉特征。频谱成像技术可有效地描述地质反射层厚度的非连续性和岩性的非均质性。,注入井监测技术分注水监测技术、注聚监测技术和注汽监测技术三部分进行了介绍，总的来说：1、注水井监测技术基本满足孤东注水井的监测需求，五参数吸水剖面组合测井处于行业领先地位,是监测注水井的较为成熟的方法之一。2、注聚监测方面近几年先后应用了示踪流量测井、脉冲中子水流测井等测井技术，可以对注聚剖面进行监测，扩大了注聚井的监测范围，但由于这两项技术为外协测井项目，限制了在孤东油田的规模应用。3、注汽剖面监测的工艺和仪器设备技术比较成熟，能满足孤东采油厂稠油开发监测的需要。,第二部分 产出井监测技术,智能分层测试技术 井温测井技术 国内外新技术,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,产出井已应用监测技术有智能分层测试、井温测井。,智能分层测试：通过分层智能开关实现分层产测，测取广义产液剖面。在地面对准备下入目的层的智能开关进行凡尔开关时间的编程，然后连同封隔器、防砂管柱及压力计一起下入井中，在井底自动切换测取试目的层，定量录取各层产液、产油量、含水及动静液面等。优点是具有测试“深度”大，探测面积大，可以录取分层液体参数。缺点是测量时间长、需要上两次作业，影响产量。,智能开关结构示意图,第二部分 产出井监测技术,工艺改进情况由于引进的井下分层开关装置，无法接防砂管柱，在进液口加一层滤网，该网常常造成进液口阻塞，而滤网的破裂威胁深井泵和其它井下工具的正常运转，同时由于管内经过的工具多，其产生的压差难以测算，造成测试资料误差大等原因，从1998年开始自主研发了具有防砂功能的井下智能分层测试管柱，地层压降的测试改为压力恢复测试，使以上问题彻底解决。,智能开关结构示意图,已应用技术智能分层测试,第二部分 产出井监测技术,适用条件及测试要求1、井下开关工具每层对应一个，上下由封隔器与其它层隔开。2、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。3、地层要有防砂措施。4、封隔器坐封位置要准确。5、压力计在上层开关之上，尽量接近地层。6、各层测试过程中，液量应保持稳定。7、各层测试过程中应有一定时间的压力恢复阶段。,智能开关结构示意图,已应用技术智能分层测试,第二部分 产出井监测技术,仪器工艺主要是智能开关和井下压力计1、智能开关主要技术指标外径长度：1071500mm工作温度：85工作压力：35MPa工作电压：13.5V液量范围：0.5-300t/d2、井下压力计主要技术指标外形尺寸：19mm外径36mm压力量程：35MPa60MPa温度量程：125150精度：压力测量精度：0.1FS 温度测量范围：1,智能开关结构示意图,已应用技术智能分层测试,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,利用智能分层测试分析潜力单元层间差异大的井 孤东10-13井静态资料：,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,孤东10-13井小层射孔数据,本次实施智能分层测试层段:第一层：Ng上53+4（16）井段：1388.9-1400.1米 第二层：Ng下13（22）井段：1631.1-1633.1米 第三层：Ed2（未解）井段：1996.5-2006.0米 Ng上（1+2）4和Ed3单采时高含水，分别被封堵和注灰。,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,具体施工情况：作业下三级三段智能分层测试管柱，带封隔器3套及测试仪3套，下56泵及带存储式电子压力计，开井参数36；其中智能仪开关设置：先开底层，关上两层（连续生产6天，然后关井1天作为一个阶段）；再开中层，关上、下层；最后开上层，关下两层。,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,全套分层资料录取结果 测得的全井连续压力恢复降落曲线，就是各阶段分层压力恢复降落曲线的组合.,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,用试井解释软件处理后,得出了分层地层参数：,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,结合低压测试和取样化验,得到了分层生产数据、分层压力及流体性质：,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,从储层参数测井分析来看 一层和第三层均属于低渗层；而第二层渗透率较高。从表皮系数来看，第一层表皮系数44.4，第三层表皮系数55.3，可能是井底有一定的污染；第二层的表皮系数为-0.15，说明本层无污染。从分层的生产测井资料来看，单采Ed2和Ng上53+4时，油井高含水；而单采测试Ng下13时，油井含水很低，产量在20吨以上。从分层压力水平来看,Ed2压力高,Ng下13压力低。从测得的分层流体性质来看，原油粘度、密度及采出水的矿化度明显不同。,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,孤东10-13井测试及措施效果验证:结合分层测试的结果，制定了下步措施：99年9月30日灰封Ed2以下，卡封53+4，单采Ng下13。10月11日开井后，日产液量达到46.8吨，油量23.2吨，含水50.5%。正常生产500天以上，累计采油4609吨。其中，含水在99年10月由高到低的变化，正好说明层间干扰或井筒压井液的影响，推算 Ng下13层倒灌量达100m3。,第二部分 产出井监测技术,已应用技术智能分层测试,孤东10-13井测试前后的采油曲线：,井温测井：通过井温变化确定动层和非动层。是用电缆将温度仪下入井内，测量记录某一深度的井温或沿井剖面的温度变化。该技术的优势是测量原理简单，测井成本低。但由于温度场受注采井网干扰大，不再适应油田开发需要，从1999年工作量逐年减少。,已应用技术井温测井,第二部分 产出井监测技术,长效监测：抽油热采试井解释软件主要应用于高温长效电子压力计测试资料的解释工作，从压力、温度两方面加以分析，并且可以对压力进行半对数分析和双对数导数曲线拟合分析，求得热采井地层参数，判断注汽范围，为了解地层压力变化规律、井周边界变化规律、单井控制储量、区块动态分析以及制定热采井合理的工作制度和开发方案提供了依据。,国内外新技术,第二部分 产出井监测技术,长效监测：了解注汽井在生产阶段的井下温度、压力等参数变化情况。高温长效电子压力计测试时间长、精度高、测试方法简单、资料存储数量大,可以随着生产管柱下入井底，在本轮次采油周期结束后，随生产管柱起出，回放数据，获得资料。,长效监测：井下仪器的主要技术指标（1）压力测量范围：060MPa；精度：0.1%FS；（2）温度测量范围：0350；精度：0.5；（3）井下连续工作时间：12个月。辽河油田研制成功高温长效测试仪，实现了热采井生产过程中仪器在井下长达4个月的连续温度压力资料录取；开发研制了高温长效测试资料系统解释软件，并在杜84、杜32等区块应用数十井次，取得良好经济效益。,国内外新技术,第二部分 产出井监测技术,国内外新技术,观察井监测与应用:通过观察井温度监测获取的资料与产液量、井口压力、温度等常规油井动态资料相比较，提供了一种新的动态分析资料，为油藏地质分析研究和方案制定提供了可靠的依据。用于监测的观察井采用特殊的固井、完井方式,整个井筒用耐热水泥加砂固井，油管下部对应油层部位连接一段绝热性能良好的非金属管，然后用下挂加重杆的钢丝绳将一串测温热电偶随同其传输电缆下到油层部位，测温热电偶在油层段每米布一个，油层上、下也各分布23个对比点，平均每口井有多个观测点。,第二部分 产出井监测技术,观察井井下结构示意图,密度测井技术分压差密度计和伽玛流体密度计两种。压差密度计测量的是井筒内流体的垂向深度间的压力差值，居中测量，受内径的影响较大，可以区分进入井眼的流体类型和划分流体界面，确定两相流中的持液率，优点是可以探测整个流动截面，但当井筒斜度较大或水平时，测量分辨率降低甚至无效。伽玛流体密度计利用流体对伽玛射线的吸收特性测定体积密度，测量的是井筒内流经仪器的那部分流体，缺点是只能探测流动截面的一部分，但在井筒斜度较大或水平时，仍可测量应用。,密度测井技术：通过判断井底任意深度下流体的性质，评价产层特性。常用的有压差密度计和伽玛密度计。,国内外新技术,第二部分 产出井监测技术,国内外新技术,阻抗式过环空产液剖面测井技术：通过录取地层阻抗判断地层产液性质。目前阻抗式产液剖面测井技术的应用规模已超过电容式找水技术，在多个油田得到了广泛应用。为高含水油田的可持续开发提供强有力的技术支持。该技术实现了以下创新：1)设计出基于电导传感器测量井下油/水两相流含水率的方法，适合于高含水测量；2)采用基于电导传感器的相关流量计测量油井油/水两相流流量的方法，测量精度较高、测量范围较宽。传感器结构设计无可动部件和阻流部件，提高了对井内介质的适应性；3)采用新的阵列环状电极的传感器结构，消除了双电层效应对测量的影响，并有效地减小了电极沾污和油水分布不均匀对测量结果的影响。,第二部分 产出井监测技术,超声波三相流测井技术：通过超声波法测量井下油气水三相流中的气相分相流量。油、气、水三相流测量工作是世界性难题，同时它又是世界范围内油井动态监测普遍存在和急待解决的问题。在过去三相流测井中，流量的测量是油、气、水三相的总体响应，无法直接获得分相流量，给测井资料的解释带来了很大的困难。采用超声波多普勒-反射波法，利用超声波的多普勒效应测量流体中离散相的流速，利用反射波强度测量离散相的持率，通过非集流的方式，在基本不改变流体的流动状态的情况下，在油气水三相流条件下，实现了气相流量测量，为存在脱气、产气的低产井产出剖面的测量提供了一种潜在的手段。其特点是在三相流条件下实现了气相测量，为部分油井产气或脱气现象突出的井提供了研究的技术和手段。,国内外新技术,第二部分 产出井监测技术,水平井监测技术：水平井技术于1928年提出，20世纪40年代付诸实施，到20世纪80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到广泛工业化应用，已成为一项非常有前途的油气田开发、提高采收率的重要技术。如今，水平井钻井技术已日臻完善，并以此为基础发展了水平井各项配套技术，水平井动态监测是其中极为重要但发展较为缓慢的技术之一。由于水平井特殊的井况和复杂的流相，传统直井测井监测技术和解释方法与之不适应。目前，在水平井生产测井的探索上，取得了一定的成效，但受国内外水平井动态监测技术发展的限制，国内对水平井段的生产动态监测还很不完善。完成水平井的生产测井，需要在测井工艺、传感系列选择及资料评价等三个方面进行配套选择。,国内外新技术,第二部分 产出井监测技术,测井工艺 目前针对将测井仪器送入水平钻穿的地层有2种技术：1、柔性管（通常是连续油管）传输方法测井仪器随柔性管下入井中并通过预先插入柔性管内的电缆与地面连接，由柔性管上提或下放带动仪器完成测井。该方法可以在大、中、小曲率半径的井中测井，具有输送动力大、成功率高和可以过油管作业的优点；其缺点是速度慢、深度控制误差大，组合的仪器不能过重。,国内外新技术水平井监测技术,第二部分 产出井监测技术,2、井下牵引器输送工艺该方法是近几年开发的新技术，采用常规测井井口装置，在测井仪器后端连接井下牵引器，牵引器与测井电缆连接，垂直井段靠仪器重量自然下放，进入造斜段仪器停止后，通过测井电缆供电并控制牵引器开始工作，由牵引器提供动力将仪器推送到目的段，然后通过地面控制断开牵引器电源，为仪器供电，靠测井电缆上提仪器进行测井。该方法的优点是施工简便、节省工时、深度控制准确、测井过程中油井可以正常生产；缺点是输送动力较小、对井筒技术条件要求较高（套管内径规则、井筒内无杂物）、施工风险大。,传感系列选择（即测井仪器选择）目前水平井生产测井使用的均是直井中成熟的常规仪器。由于水平状态下井内多相流体的流动状态极为复杂，录取的密度、持率和流量等动态关键参数容易受井下流态的影响，所取得的结果只能是经验的。传统的生产测井组合仪在水平井的应用中都存在缺陷。（1）流量测井仪器选择 在经裸眼、水泥固井后射孔和衬管加管外封隔器的方式完井的水平井中建议采用集流式涡轮流量计和在线式涡轮流量计或全井眼涡轮流量计并测。在割缝衬管完井的水平井中，推荐使用示踪流量计。在斜井水平井中，由于井眼倾斜，涡轮流量计不适于上下多次测量。因此国外各大测井公司都推出了新的流量测量方式。如斯仑贝谢公司的过油管储层饱和度测井仪（RST），相速探头PVS仪器，哈里伯顿公司的储层监测仪（RMT），贝克阿特拉斯公司的RPM仪器。（2）相持率测井仪器选择 在水平井中应采用全井眼测量仪器。斯仑贝谢公司的RST仪器在水平井中具有较好的应用前景。哈里伯顿公司的持气率仪器（GHT）可直接测得持气率,在水平井情况下极为有用。此外，哈里伯顿公司的CAT，斯仑贝谢公司的持水率成像仪器FloView，对水平井产液剖面的持水率测量都很适用。,国内外新技术水平井监测技术,第二部分 产出井监测技术,资料解释与评价技术 当井下流体不是单相时，水平管中普遍存在层流，并且在总流量和持率不变的情况下，随着管道水平角度的变化，不同密度的流相的流动状态也在发生变化。这些情况使水平井产液剖面的解释变得极为困难。近年来已经有不少人提出了复杂程度不同的理论模型，这些模型都对流型分析和各种参数求取提出了各自的见解。现有水平井测井解释技术很大程度上是基于经验，缺乏水平井生产测井资料评价标准和规范。,国内外新技术水平井监测技术,第二部分 产出井监测技术,产出监测技术部分共介绍已应用技术2项，国内外技术6项，其中：1、智能分层测试由于测试时间长（约一个月）、费用高、油井停产时间长，导致该项目在孤东油田开展较少。2、进入高含水开发期后，井温找水工艺因温度干扰因素多、只能定性分析等缺点，单纯的井温找水工艺已经淘汰。3、孤东现有的产液剖面监测技术不能满足目前油田开发的需要，建议加强环空产液剖面监测工作，改善产剖资料缺乏的现状。4、水平井监测技术较缺乏。,第二部分 产出井监测技术,第三部分 工程测井技术,井径测井陀螺测斜 声波变密度 磁定位套管验漏 国内外新技术,是利用多个机械式测量臂沿井壁四周进行井眼直径测量的一种仪器，用于判断套管的变化状况。孤东现有仪器为40臂井径测井仪，每一个探测臂都连接一个非接触式位移传感器,测量时，探测臂把所感知到的套管内径通过一定的机械系统传递给位移传感器，再由地面数控系统将所得到数据转换为套管的内径。,已应用技术井径测井技术,第三部分 工程测井技术,适用条件：适用于所有油水井套管技术状况的监测，作业过程中空井筒测量，如果井内稠油或内壁腐蚀严重导致铁屑较多，则测井前必须作刮管处理。同时需要提供套管短节位置及怀疑井段的表现状况等。,已应用技术井径测井技术,优势：测量臂多，可以全方位的对井筒四周的套管内径进行监测，覆盖面大，测井结果准确可靠，一次下井可以同时录取40个方位的井径曲线。不足：在测量射孔井段时有一定的局限性。,第三部分 工程测井技术,2-17-60井，07年11月15日测井，在1346-1353m处存在套管弯曲变形。,已应用技术井径测井技术,第三部分 工程测井技术,测量原理：该技术主要解决油水井的井斜角、方位角、水平偏移等测量问题。是利用陀螺高速旋转不受磁性干扰的特点，通过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来获得油水井的方位角、倾斜角和水平位移等数据，对这些测井数据进行分析，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。,已应用技术陀螺测斜技术,第三部分 工程测井技术,适用条件：适用于倾斜角小于