油氣水井井筒動態分析方法上

A. 深水油氣田井場調查技術方法淺析

溫明明¹肖波徐行張漢泉

（廣州海洋地質調查局 廣州 510760）

第一作者簡介：溫明明，男，1976年出生，1998年畢業於長春科技大學信息工程學院，現任廣州海洋地質調查局技術方法所工程物探室副主任，物探工程師，從事海洋工程物探技術方法研究工作。

摘要 隨著近海油氣不斷開發，其後續發展能力明顯不足，因此深水含油氣盆地的開發將成為必然的發展趨勢。深水油氣田的井場調查是深水油氣田開發過程中的一個主要環節，其勘探技術越來越被人們所關注。本文通過深水井場調查的技術要求分析，結合多次組織和參加井場調查的工作經驗，指出深水油氣田井場調查的技術難點在於探索海底表面障礙物分布情況、勘測海底地形地貌特徵、了解中淺地層結構等這類勘探技術上。由於這些勘探技術受聲吶技術特點的限制，國外已經採用了DEEPTOW、ROV或者AUV技術，將一些關鍵調查設備與海底保持一定的高度來實現勘探技術目標，並已經取得成功的嘗試，因此，研究、發展和不斷地完善這類「貼底」調查技術十分重要。

關鍵詞 井場調查 勘探技術 近海底多參量勘查 聲吶技術

1 前言

最近幾年全球對石油的需求增加，導致世界石油價格不斷上漲，世界石油價格的大幅波動對世界經濟、對出口國和進口國均影響很大。隨著我國的經濟和現代化建設的快速發展，對於石油等能源的需求也越來越大。中國已經成為了世界上第二大石油消費國和第三大石油進口國。從目前我國經濟發展現狀來看，石油的進口量將逐年增加。能源問題已經作為國家安全問題對待。我國海域油氣資源產量超過4000萬噸油當量，海洋油氣資源的開發已經成為我國目前油氣資源供給的重要組成部分。

隨著近海油氣不斷開發，其後續發展能力明顯不足，深水含油氣盆地已經作為開發考慮的對象，這也是必然的發展趨勢。世界油氣總儲量的44%將來自深水海域，國外一些大型深水油田已成功地進行開發，深水勘探（鑽探）水深和開發作業深度均超過了2000m。2004年7月8日巴西石油公司成功在墨西哥灣2301m水深進行了油氣開發，創造了海洋油氣開發新的水深世界紀錄^［1］。我國管轄海域總面積近300萬km²，其中深水海域面積超過150萬km²，發育沉積厚度大於2000m的沉積盆地有20多個，面積近50萬km²。南海北部陸坡區、南沙海域等深水盆地均具有良好的含油氣遠景，尤其南海南部的南沙海域油氣資源極為豐富，預測總資源量達320億～430億噸，被譽為繼墨西哥灣、北海、中東之後的第四個產油區，成為周邊國家甚至美、日等國迫切染指的地區。然而，我國深水海域油氣資源仍處在勘探開發的初期，深水勘探（鑽探）能力僅達600m，開發作業能力503m，遠落後於發達國家^［2］。

深水油氣資源開發成本極高，深水油氣主要分布的陸坡范圍具有海底地形地貌起伏多變、濁流沉積發育、沉積結構復雜、構造活動強烈，海底滑坡、沙土液化等地質災害頻發的特徵，開發過程海底地震的波動、海底斷層活動、海底變形滑坡、深水濁流活動及海嘯等對採油平台、浮式生產系統（FPSO）、海底輸油管線、海底電纜等都可能造成嚴重破壞，甚至危及人員的重大傷亡和財產的重大損失，開發前需要全面地了解井場的地質災害情況。深水油氣田的井場調查是油氣開發過程中的重要環節之一，掌握先進的井場勘探技術至關重要，因此其勘探技術越來越被人們所關注。由於我國在此領域的工作剛剛開始，深水油氣勘探和處理等技術方法仍然處於起步階段，急需我們去探索和研究。

海洋油氣田井場調查的勘探技術是基於水聲物理學而發展起來的，測深、淺、中和深部的海底地層勘探以及側掃聲吶勘查設備都是利用聲吶技術。這些技術受勘探水深和解析度相互矛盾的制約。例如當測深儀的工作頻率高時，其解析度和測量的精度也高，但因聲信號在水層中的衰減也快，不能適用於水深較大的海域工作；反之，工作頻率低，其解析度和測量的精度相對較差，而聲信號在水體中的傳播也要遠一些，適合於深水海域作業。然而，單純靠提高發射功率是不能實現長距離聲信號傳播的目的。由此可見，在深水海域進行勘探時，要保證一定的勘探精度和解析度，這就要求使用類似側掃聲吶工作頻率的設備進行調查，其工作過程與海底需要保持一定距離，使之具有類似淺水海域調查的精度和解析度，這是深水油氣田井場勘查的主要技術難點之一。

本文參照廣州海洋地質調查局2007年4月完成的國內首個深水井場調查的技術要求（水深約600m），並對在深圳蛇口召開的深水油氣井場調查技術研討會的資料分析，以及近年來多次參加、組織油氣田井場調查的工作經驗基礎上，通過對相應勘探技術的了解，結合我國調查船隻及設備的實際情況，對目前深水井場的勘探技術做一些初期研究。

2 井場調查的技術要求

海上油氣田井場調查的技術要求主要是：確定井場鄰近的水深、了解海底地形、地貌以及淺層氣和淺地層斷裂發育情況、中淺地層結構、海底以下1000～1500m深度上的地層構造變化情況、地質災害因素、海底表面障礙物分布情況等地質地球物理特徵，為鑽井平台的安全作業和准確確定鑽探位置提供可靠的地質評價資料。

近年來，我們的海上油氣田井場調查的工作從水深不足百米朝水深二三百米以下的海底加深；目前國際上對深水井場水深還沒有一個統一的定義，通常將水深超過500m的油氣井場稱為深水井場，需要勘探的工作深度將達到3000m。隨著調查海域不斷地朝深海方向推進，海上勘探工作的技術難度也不斷提高。因而，我們正面臨著海洋調查中的新要求、新技術和新方法的挑戰。

3 調查技術

3.1 淺水海域井場調查技術

在淺水海域的油氣田井場調查中，通常使用的調查技術有：測深、側掃聲吶、淺層剖面、單道地震、多道地震、地質取樣以及導航定位等（圖1）。

圖1 淺水海域井場調查工作示意圖

Fig.1 Shallow-water well site survey sketch map

單波束測深：主要用於確定井場及其附近海域的海底地形特徵，常用的有單波束雙頻測深技術。

側掃聲吶：用於了解海底表面障礙物分布情況以及海底地形地貌特徵，常用的是相干側掃聲吶或多波束側掃聲吶技術。

淺層剖面：用於查明海底幾十米以內的淺地層結構、淺層氣和淺地層斷裂發育情況。通常的勘探要求為地層解析度達到十厘米甚至幾厘米。淺層剖面技術已由早期的單頻率低頻探測發展為線性調頻或差分調頻探測技術。

單道地震：用於探測海底以下近百米的高解析度中淺地層結構和淺地層斷裂發育情況，通常的勘探要求為地層解析度1m甚至更高。一般使用多極電火花、長排列的單道信號接收電纜以及信號採集處理器等設備組合，可獲取中淺地層結構、淺地層斷裂發育的海底信息。

多道地震：用於獲取海底以下1000～1500m深度的構造變化情況。通常的勘探要求為地層解析度數米。多道地震勘探技術相對而言，其系統復雜、結構龐大，而且輔助設備也較多。

地質取樣：為了解海底底質情況，通常需要用重力柱狀取樣或抓鬥表層取樣，並且還需要一定數量的樣品。

3.2 深水井場調查技術

深水井場多位於陸坡區，區內海底地形地貌、地質條件相對復雜，又因為在水深500m以上，一些常規的技術方法已無法滿足深水井場調查的要求，這使得深水井場的調查難度遠遠大於常規淺水井場，相應的調查技術方法也需要全面升級。同時，深水淺層水流（Shllow water flow）的存在已經被人們視為新的地質災害，並認為會嚴重威脅到鑽井平台的安全，調查技術手段要求比常規調查多，除原來的地質取樣、單波束測深、側掃聲吶、淺層剖面、單道地震和多道地震調查技術之外，還增加了多波束測深、淺層水流的檢測項目，部分項目還要求開展海洋磁力測量來探索海底目標物。

3.2.1 導航定位技術

常規的井場調查通常使用差分GPS導航定位技術來實現。因水深不大而拖曳長度也不大，一些拖曳設備的定位問題可使用歸演算法來解決。而在深水油氣井場調查中，要了解底質取樣和拖曳位置，使用歸演算法來解決長距離的水下設備的定位問題勢必會產生較大的誤差，影響調查成果的精度，因而必須採用水下定位技術。

由於水下聲學定位系統是一種在水下利用聲波應答脈沖測量發聲器與接收器間的距離從而對設備進行相對定位的系統。根據工作時基線長短可分為：長基線定位系統（LBL）、短基線定位系統（SBL）和超短基線定位系統（USBL）。USBL的基線長度小於聲波波長，其換能器陣固定在船上並投放入水中，根據裝在待定位設備上的信標發出的回波到達基線陣各元的信號的時間和相位差測量方位和距離，再計算出信標的位置，相對定位精度一般為斜距的0.25%～0.5%。長基線定位系統（LBL）利用在海底布設3個以上不在一條直線上的換能器組成基線陣，採用標准時鍾同步，發射聲脈沖，根據距離測量交會的球面定位原理，計算出載有接收器（信標）的運動物體位置，相對定位精度一般在5cm至2m；短基線定位原理與長基線相同，只是基線長度較短，一般安裝在調查船或平台上，相對定位精度一般為斜距的0.15%左右。在井場調查中，深拖調查（DeeptoW）和水下遙控機器人調查（ROV）系統工作時需要配備USBL技術，水下自治機器人調查（AUV）系統在水下作業時必須配備LBL系統。

3.2.2 測深技術

低頻率的單波束測深設備將取代高頻率的淺水調查設備來採集水深數據。由於水深較大，在各水層中聲速差異較大，需要再增加聲速剖面的測量設備，用聲速測量剖面資料參與測量水深數據的校正，以達到提高測深的精度。又因為大多數深水井場位於陸坡區，其周邊的海底地形地貌特徵與大陸架上的油氣田井場相比要復雜得多，使用全覆蓋、高精度的海底地形測量的多波束條幅測深技術更有利於確定調查區域的海水深度以及完整地探明海底地形地貌特徵。

3.2.3 淺地層探測技術

隨著調查區域水深加深，少量換能器組合而成的陣列已經無法達到探測的目的，因此要處理好發射能量和解析度這些技術問題，通常用12或者16個換能器組成的陣列來探測深水海域的海底淺地層結構。多換能器組陣探測系統不僅可加大聲波的發射功率，而且還可減小換能器組陣波束角，提高探測的解析度。在信號發射、接收和處理上可使用FM CHIRP技術來提高地層探測的水平分辨能力和垂直地層的穿透能力。在條件允許的情況下，最好使用窄波束、深穿透和高分辨的非線性差頻聲吶技術，以獲取更高的水平和垂直解析度。

3.2.4 側掃聲吶調查技術

與其他調查技術不同，側掃聲吶在深水井場和淺水海域井場調查中的技術應用有所差異。全覆蓋的多波束測深系統中的側掃聲吶功能由於其聲學圖像分辨能力不夠高，無法滿足或者取代對深水海域的海底精密地貌測量和海底障礙物探索等技術要求，該項技術需要作技術調整。根據調查規范和調查需要，側掃聲吶調查中使用的量程范圍通常是100m或者200m，拖魚距海底的工作高度要保持在量程的10%～15%。為了達到較好的探索海底表面障礙物分布情況以及勘測海底地形地貌特徵的效果，獲得更高的解析度，必須使拖體能貼近海底工作。這種貼底勘查需要在DeeptoW、ROV和AUV技術的支持下實施。

3.2.5 單道地震調查技術

單道地震調查一般使用組合系統。主要有三個部分，一是由大容量的電容箱、控制電路和釋放能量的多極電火花構成的震源；二是長排列的單道信號接收電纜；三為信號採集處理系統。深水井場調查需要更大能量的震源，若到達水深超過1500m時，起碼需要用大於5000焦耳能量的震源，而且還需要改變電極的形式以適應這種大功率能量發射的要求。由於井場調查技術要求中，對水平和垂直解析度要求較高，因此很難用小型的水槍或者GI槍來取代電火花作為震源。使用深拖電火花作為震源也是一種有效的技術手段，可獲得更高解析度的剖面探測圖像。在勘探信號接收水聽器的電纜中，應選用多水聽器（8，16或者24個）構成的單道地震電纜，可獲得較好的頻響效果以及較高的信噪比。

3.2.6 多道地震調查技術

多道地震調查系統也是由震源、數據處理、監視和記錄系統以及較長排列長度的地震電纜三個部分組成，但其系統復雜、結構龐大。為保證水平解析度，其中的電纜道間距必須小於或者等於12.5m。同時選用和配備一些高分辨勘探技術的震源設備，如大容量的水槍、GI槍或者特殊槍陣。通常而言，常規井場調查使用的多道地震系統也適用於深水井場調查，不需要做大的技術改進，可實現1000～1500m深度的地層勘探，了解地層的結構和變化特徵。

3.2.7 底質沉積物取樣

無論是用抓鬥來采表層沉積物樣品還是用重力柱狀取樣器來取柱狀沉積物樣品，由於沒有說明，均不需要做專門的技術改造。但深水井場的工作水深較大，為保證甲板有纜作業的工作效率和取樣設備的安全，需要在取樣器以上的一定高度上安裝PINGER（聲脈沖發生器）來監控取樣器和海底之間的相對位置。若需要高精度的定位，可使用USBL技術來提高取樣器的著底水下定位精度。

3.2.8 測流技術

深水井場調查中另外一個值得關注的問題就是海流對平台的影響。由於在深水海域，復雜多變的海流很容易引起海底變形滑坡、深水濁流等地質災害，這些地質災害嚴重威脅到平台的安全。使用走航式ADCP測量設備進行流速流向的測量或者採用布設海底觀測錨系的方式對不同水層的海流進行定期觀測，以獲取深水井場以及附近海域的海流資料。

4 近海底多參量勘查技術

類似側掃聲吶、海底攝像系統和海洋磁力儀這類調查設備在工作時，必須要貼近海底才能獲得較好技術效果和達到技術要求，因此需要通過藉助於DeeptoW，ROV和AUV技術來實現技術目標。

4.1 DeeptoW 技術

深拖（DeeptoW）系統與淺水海域工作的普通側掃聲吶探測系統相比，其設備安裝、操作和維護比較復雜，拖體內可集成包括側掃聲吶在內的其他探測設備。整個拖曳需要在母船牽引下作業；為了在一定水深的海底保持平穩地工作，要配備壓沉器（depressor）、零浮力纜、正浮力拖體、穩定翼等裝置；由於需要實時傳輸大量的調查數據，為了確保長距離的信號通信的質量，降低信號在傳輸過程中的衰減，通常配備幾千米鎧裝光纜作為拖纜；收放設備需要配備大型絞車、A型架等輔助設備，甲板上需要配備強大的監控系統。為了提高調查效率，通常的深拖系統是一個載體，可集成其他調查技術，例如多波束測深系統、淺地層剖面儀、光學攝像系統、磁力儀、深拖電火花震源和定位系統等，進行多手段多方法同步調查。此外，深拖的拖體距母船遠達幾千米，需要USBL技術的水下導航定位系統支持下作業。

4.2 ROV技術

與DeeptoW比較，遙控機器人（ROV）是一個多用途的、需要有纜作業的、遙控運載系統。其水下載體可在甲板操作系統的指揮下，在一定距離內靈活運動。它可集成側掃聲吶、多波束聲吶、海洋磁力儀、淺地層剖面儀以及光學觀測設備，進行海底綜合探測^［3］，這也是目前被國外廣泛採用的技術方法。ROV技術的主要特點是：①採用數量較多的推力器，通常為4～7個推進器，多的可達10個。由於採用計算機自動控制技術，其水下載體推力器的控制能力大大提高，使得ROV平衡性好、靈活性高；②配備高精度的水下定位技術（主要是USBL技術）進行水下作業；③使用了光纖通訊技術，使得信號傳輸能力十分強大，從而也提高了計算機信號處理能力；④吊放系統大部分都有帶止盪裝置的A型吊和臍帶絞車。臍帶則採用鎧裝、動力（高壓）、光纖合一的重力纜；⑤配備強大的專用絞車和甲板輔助裝置進行工作；⑥有較大的負荷能力，以攜帶各種勘探、取樣的設備和存儲樣品；⑦目前的ROV的體積和功率都比早期的ROV有了較大的增加，機動能力大大提高，負荷能力也變得較大；⑧結構模塊化，可根據項目的技術要求，靈活地對各種調查設備進行技術集成，安裝所需的調查設備。此外還可以安裝機械手進行水下取樣，了解海底底質分布和查明海底障礙物^［4］。

4.3 AUV技術

水下自治機器人（AUV）是一種無纜的、可自攜動力和能按設計程序進行操作的自治式潛水器。它是一個調查設備的集成載體，可集成多波束測深系統、淺地層剖面儀、光學攝像系統、側掃聲吶等多種調查設備，可用於深水井場調查的勘探設備。它在運行過程中通過聲通訊系統從水面接收改變航向、深度、收集數據等工作指令而進行調查觀測，來實現海底目標物搜索、地形地貌勘察、地層結構勘探以及其他觀測、取樣、打撈等一系列作業的「水下機器人」（圖2）。

AUV主要由載體系統、控制系統、水聲系統及收放系統四大部分組成。它一般艏部裝有垂直推進器和側移推進器，艉部裝有水平推進器，因而機動性強，自動定向定深快、准、精，為聲光探測系統在深水中的穩定性和准確性創造了極其有利的條件。機器人裝有長基線聲學定位系統和聲學發射應答器，因此系統本體在深水中的運動軌跡清晰，並可通過長基線定位系統對本體實施8道控制命令。系統本體所載感測器和探測系統齊全，可實時記錄下溫度、鹽度、深度等參數。機器人具有多CPU、多級遞階控制結構，能方便地修改及編入程序，可預編程序航行，還可自動記錄各種運動和功能及圖像參數（黑匣子）。機器人還有獨特的回收和釋放本體的收放系統。

圖2 AUV結構圖

Fig.2 AUV structrue map

AUV需要水下定位技術中的長基線水下定位系統（LBL）的導航來工作。LBL工作需要在海底布設3個以上不在一條直線上的發聲器組成基線陣。LBL的命令指揮系統安裝在調查船上。LBL是AUV工作不可缺少的配套設備。其工作的主要技術特點：①耐高水壓的動態密封結構和技術；②精度更高、誤碼率更低、作用距離更大的水聲通信能力；③最大工作水深達到6000m以上；④水下航速超過6節；⑤水下續航能力超過60小時；⑥採用數量較多的推力器，包括垂直、水平、側推等多種類型，由於採用計算機自動控制技術，其水下載體推進器的控制能力大大提高，使得現代的AUV平衡性更好、靈活性更高；⑦配備高精度的水下定位技術（主要是LBL技術）進行水下作業；⑧結構模塊化，可根據項目的技術要求，靈活地對各種調查設備進行技術集成，安裝所需的調查設備。例如可裝備的深水油氣井場調查需要的定位、淺地層剖面儀、側掃聲吶和多波束測深設備等；⑨獨特的回收和釋放本體的收放系統，發生局部故障或喪失自航能力時，它能自動拋載上浮至水面，且自動拋起應急無線電發射天線和亮起急救閃光燈^［5］。

對比深拖系統、ROV和AUV三種設備中，前兩者具有可進行實時數據傳輸、實時控制、沒有動力限制等優點，但是需配備大型絞車、工作速度較慢、技術要求高和操作的靈活性不夠。後者作業因沒有拖纜的約束而范圍較大，工作更加靈活、方便。但其弱點也很明顯：首先是不能實時數據傳輸，只能在特殊情況下可通過聲學modem將重要數據發送到甲板控制中心，AUV行動的重要命令是通過甲板控制命令單元發送信號來運行的；其次，水下機器人的回收至今仍是一個沒有完全解決的問題，尤其是在深海使用的AUV設備的回收更加艱難；再次，AUV的能耗很大，它既不能採用太陽能電池，也沒有臍帶纜不斷地供電，只能靠自帶的蓄電池，從而限制了它在水下的工作時間；最後是AUV以及相應水下定位系統價格昂貴，技術的引進還受出口許可的限制。因此，盡管目前AUV技術還存在許多缺點，但它對調查船舶依賴性較小，而且具有較高的靈活性和可擴展性，因而具有無法比擬的優越性，隨著技術水平的不斷提高，其技術的不斷發展和完善，AUV技術必將在深水井場調查中起著越來越重要的作用。

5 認識和結論

從深水井場調查項目技術要求、調查技術以及相關的輔助調查技術分析，根據目前國內海洋調查單位的勘探技術裝備情況，我們認識到開展深水油氣井場調查仍然具有一定的差距。盡管測深、淺層剖面、單道地震、多道地震、地質取樣等勘探技術比較成熟，只要作一些技術升級可以實現技術目標；而當務之急需要發展的重點在於提高深水井場的海底精密地貌測量、海底障礙物探索、淺地層結構探測的綜合調查技術能力，主要是包括近海底多參量勘查和配套的水下定位技術。主要有以下幾點：

1）深水油氣井場調查所需要的手段和淺水海域的一些油氣田井場相比，增加的調查項目不多，除需要進行海流測量之外，還需增加多波束海底地形地貌測量；而這些技術國內裝備較多，工作方法也比較成熟。

2）多道地震、地質取樣等調查項目的技術要求沒有變化，但用於中、淺地層剖面勘探的淺地層剖面儀和單道地震勘探設備需要做一些技術升級；

3）用於探測海底障礙物和海底地貌特徵的側掃聲吶和海洋磁力測量項目需要在近海底多參量勘查技術支持下作業，但這些技術目前國內開展得很少，尤其是深海海域幾乎是空白。因此，需要加強該方面技術和方法上的研究，尤其是對ROV和AUV技術、方法以及應用領域和集成技術的研究工作；

4）近海底多參量勘查技術離不開USBL和LBL等水下定位技術，它們將成為深水油氣井場勘探的關鍵技術，需要加快超短基線定位系統、長基線定位系統的技術方法和應用研究工作。

隨著科學技術的發展和進步，海洋深水油氣開發的要求也將發生相應的變化；因此我們要跟蹤國際上海洋調查技術的最新發展，積極開展技術調研，技術方法以及應用研究，同時也關注和加強對一些目前還沒有受人重視的調查技術以及方法研究，例如，深水海底的原位CPT探測技術等領域。在研究深水油氣井場調查技術的基礎上，也積極開展對深水海底管線路由調查技術方法的研究，為參與我國即將開展的深水油氣開發做好技術儲備。

參考文獻

［1］呂福亮，賀訓雲，武金雲，孫國忠，王根海.全球深水油氣勘探簡論.海洋油氣地質，2006，4期

［2］孫清，連璉.中國深水海域油氣及相關資源勘探開發進展及關鍵技術.中國海洋大學學報（自然科學版）.2005，6期，923～927

［3］燕奎臣，俞建成，張奇峰.深水油氣開發中的水下機器人.自動化博覽，2005，5期

［4］彭學倫.水下機器人的研究現狀與發展趨勢.機器人技術與應用，2004，4期

［5］李曄，常文田，孫玉山，蘇玉民.自治水下機器人的研發現狀與展望.機器人技術與應用，2007，1期

The Study on The InveStigation Technique of Oil and GaS Field Well Site in Deep Sea

Wen Mingming Xiao Bo Xu Xing Zhang Hanquan

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，510760）

Abstract：With the continuously exploit of offshore oil and gas，the sustainab1e developing capability appears to be more and more insufficient.Thus it becomes the tendency for recovering the oil and gas in the deep sea basin.As a key Procere for exploiting oil and gas in the deep sea，the investigation of Well site is being Paid much more attention to.By analyzing the technique elements and some Practical investigations for Well site in deep sea，this paper Points out that the main problem for deep sea Well site investigation lies in the discovering the barrier，surveying the topography and Physiognomy of the sea floor and finding out the moderate to shallow structure of the stratigraphy.In overseas，some key equipments，such as DEEPTOW，ROV and AUV have been introced for overcoming the shortcomings of sonar.These tools are generally kept certain distance to the sea floor when working and good success has been got.So it is of great significance to study and improve this kind of near sea floor technique for deep sea Well site investigation.

Key Words：Well site survey Exploration technique Near sea floor survey of multiple Parameters Sonar technique

B. 砂岩定容油藏動態綜合評價——以TK井為例

李宗宇陳珊楊磊

（西北石油局規劃設計研究院烏魯木齊830011）

摘要砂岩定容油藏一般分布局限，在開發中不作為重點，生產中很難取全各項資料，給這類油藏的開發和油藏工程設計帶來一定困難。塔河3號油田石炭系油藏各油層多為定容性油藏，作者以TK303井為例，利用生產資料，通過各種油藏工程計算方法對油藏動態進行綜合評價分析，並將此應用到整個塔河3號油田石炭系油藏。

關鍵詞砂岩定容油藏油藏工程計算生產資料

塔河3號油田石炭系油藏總體為層狀岩性－構造油藏，其頂部風化面附近可能存在不整合岩性油氣藏。油藏具有含油井段長（約280m）、油層分散、單層厚度小（一般為1.7～4.0m）、油水層相間出現的特點。在平面上，油氣層既受微幅度圈閉控制，部分油沙體的展布明顯又受岩性控制。部分油沙體互不連通，大部分沙體分布面積小，能量供給不足，開發難度很大。如何評價開發好此類油氣藏，其難度不亞於開發奧陶系油藏。塔河3號油田石炭系油藏的探明儲量為1111×10⁴t，而該油田奧陶系油藏單井產能低，部分井因儲層的非均質性沒有產能而轉採石炭系。

目前本油藏有2口井3層次進行過試采，尚未獲得PVT資料，取得的生產資料也較少。

1高壓物性參數計算

石炭系油藏沒有取高壓物性樣，我們用經驗公式和已有的油藏工程軟體求取部分高壓物性參數。塔河3號油田石炭系試採的2井3層次中只有 TK303井Ⅱ油組5044.5～5050.0m段資料最全，現以TK303井Ⅱ油組試采資料進行物性參數計算。

Glaso計算飽和壓力的經驗公式：

塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集

式中：p_b——原油的飽和壓力（MPa）;

＊——飽和壓力的相關因數；

d_g——閃蒸分離氣體的相對密度；

d₀——閃蒸分離的地面原油相對密度；

R_s——閃蒸分離的總氣油比（m³/m³）；

t——地層溫度（℃）。

d_。取0.696,d_。取0.8247,R_s取58m³/m³,t取118℃，計算得p_b=11.367MPa。

由公式（1）和公式（2）求得的飽和壓力在1.034～48.263MPa，壓力范圍內的標准差為6.98％，而在13.789～48.263MPa壓力范圍內的標准差為3.84％。

根據計算的p_b和生產資料用西南石油學院研製的西油軟體求得的原油高壓物性參數如下：

原油體積系數——1.2137(m³/m³）；

原油壓縮系數——6.6647×10^-4(1/MPa）；

原油飽和壓力——11.367(MPa）；

溶解氣油比——62(m³/m³）；

兩相體積系數——1.2137(m³/m³）；

地層原油粘度——1.300091(mPa·s）；

地層原油密度——0.7230685(g/cm³）。

用同樣方法可計算出溶解氣的高壓物性和地層水性質。

2動態綜合評價

2.1可采儲量概算

TK303井Ⅱ油組在5044～5050m段從1999年3月3日生產到5月21日關井轉層，本層累積產出原油4953.03t，產氣6.6312×10⁴m³，產水為296.6m³，生產期間一直用6mm油嘴生產，並於1999年3月2日和5月22日各測地層壓力一次。在此以d為單位作遞減分析，其結果見表1及圖1。由表1看直線遞減相關系數最高，為0.9757，其次為指數遞減，相關系數為0.9457，由遞減類型和生產情況分析該油層具定容性質的油藏特徵。直線遞減率3.94 d^-1，開采年限為106.6d，計算出的彈性驅可采儲量為0.546×10⁴t。

表1TK303井Ⅱ油組產量遞減分析結果Table1The output decrease analytic result of well TK303－Ⅱ oil groups

2.2地質儲量的計算

據計算得到的高壓物性參數、生產資料數據、油藏參數，用西油軟體中封閉性油藏儲量計算模塊計算出TK303井Ⅱ油沙層單井彈性驅控制地質儲量為2.776×10⁴t。

圖1TK303井產量遞減曲線圖Fig.1The output decrease curve of TK303 well

2.3驅動指數計算

根據未飽和油藏驅動指數計算公式，用算出的單井控制地質儲量、高壓物性參數和已有的地層壓降等資料求得驅動指數見表2及圖2。由表2知該油層存在彈性驅動和溶解氣驅動，以彈性驅動為主。略有天然水驅。2.4天然能量評估

表2TK303井Ⅱ油組驅動指數Table2The drive index of well TK303 oil groups

（1）無因次彈性產量比值

塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集

式中：N_p——累積產油量（10⁴t）;

N——原始地質儲量（或單井控制儲量）（10⁴t）;

B_o——壓力p下的原油體積系數（m³/m³）；

B_oi——原始原油體積系數（m³/m³）;

C_t——總壓縮系數（1/MPa）;

p_i——原始地層壓力（MPa）;

圖2TK303井Ⅱ油組驅動指數變化圖Fig.2The drive index mutative chart of well TK303－Ⅱ oil group

p——平均地層壓力（MPa）。

計算得 N_pr=3.077579。

（2）采出1％地質儲量平均地層壓降

塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集

計算得D_pr=0.5138521。

對於孔隙型砂岩油藏天然水驅動能量基於上述兩指標有如下分級：

第一，如果D_px＜0.2,N_pr＞30，那麼油藏初期天然能量充足，初期採油速度可以大於2％。

第二，如果0.2≤D_pr＜0.8,N_pr=10～30，那麼油藏的天然能量較充足，初期採油速度可以取1.5%＜v_o≤2％。

第三，如果0.8≤D_pr＜2.5,N_pr=2～10，那麼油藏有一定的天然能量，初期採油速度可以取1.0%＜v_o≤1.5％。

第四，如果D_pr≥2.5,N_pr＜2，那麼油藏天然能量不足，初期採油速度取v_o≤1.0％。

借鑒上述分級標准，目前的N_pr值和D_pr值在天然驅動能量大小分布圖中處於第三類，說明天然能量為中等水平。推薦出合理的採油速度為1.0%＜v_o≤1.5％。

塔河3號油田石炭系油藏各油組為同一壓力系統，試采資料顯示原油性質、氣油比、動態特徵相似。雖然有的油沙層有一定的邊水，開發中存在一定程度的天然水驅，但至少彈性驅和溶解氣驅能量是相同或相似的，就目前所處的階段和對油藏的認識而言，此方案可以用於塔河油田3區塊石炭系類似油藏的開發。

3應用

3.1採收率估算

利用所作做遞減分析的結果計算TK303井Ⅱ油組彈性驅可采儲量為0.546×10⁴t；用西油軟體封閉性油藏儲量計算模塊計算 TK303井Ⅱ油沙層單井彈性驅控制地質儲量為2.776×10⁴t；計算一次採收率可達19.67％。

3.2合理採油速度

利用計算無因次彈性產量比值N_p和x采出1％地質儲量平均地層壓降D_pr在天然驅動能量大小分布圖中處於第三類，推薦出合理的採油速度為1.0%＜v_o≤1.5％。考慮到經濟效益，推薦採油速度為1.5％。

3.3開采方式的確定

據計算的一次採收率可達19.67％，油藏大部分有定容封閉性油藏特徵，則可確定以衰竭式開采為主，而且主要在自噴期采出，後期可在主力油層實施籠統注水。事實上S46井停噴轉機抽生產後，在機抽生產時含水達70％，而供液嚴重不足，日產油水平只有1～2t，反映出二次採油後沒多大產能。

3.4其他參數的確定

知道合理的採油速度，再加上試井求得單井合理產能，就可求出所需生產井數。進而可求得油藏產能規模、油井停噴壓力等油藏工程設計所需參數。同時可驗證油組劃分和小層沉積相劃分對比的正確性，結合油藏地質研究成果就可劃分開發層系，研究開發井網。

參考文獻

[1]秦同洛等．實用油藏工程方法．北京：石油工業出版社．1989

[2]黃炳光等．實用油藏工程與動態分析方法．北京：石油工業出版社．1998

The comprehensive evaluation of behaviors of sandstone reservoir at constant volume——Taking well TK303 as an example

Li ZongyuChen ShanYang Lei

Abstract:The distribution of sandstone reservoir at constant volume is limited and this reservoir is not the main proction point,in the meantime,it is hard to obtain all sorts of information about it ring procing.It takes many difficulties for us to proce and design this kind of reservoir.Payzones of carboniferous reservoir in No.3 Tahe oil field are these reservoirs at constant volume.Taking well TK303 as a good example,The author utilized entire procing information to analyse and evaluate the reservoir comprehensively and applied it to the whole No.3 Tahe oil feld by means of using all kinds of calculation methods of reservoir engineering,using all kind of calculation methods of volume.

Key words:sandstone reservoir at constant volumereservoir engineering calculationproction information

C. 油藏工程如何通過圖來判斷油氣井驅動類型

有四種方法：
一、水壓驅動類型油藏：在原始地層條件下，當油藏的邊部或底部與廣闊或比較廣闊的天然水域相連通時，在油藏投入開發之後，由於在含油部分產生的地層壓降，會連續地向外傳遞到天然水域，引起天然水域內的地層水和儲層岩石的累加式彈性膨脹作用，並造成對油藏含油部分的水侵作用。天然水域愈大，滲透率愈高，則水驅作用愈強。如果天然水域的儲層與地面具有穩定供水的露頭相連通，則可形成達到供采平衡和地層壓力略降的理想水驅條件。
二、氣頂驅動類型油藏：有的油藏具有原生氣頂，這時油層的壓力即等於原始飽和壓力。隨著原油的開采，井底壓力將不斷下降，壓力降落所波及到的井底地區，將是溶解氣彈性膨脹驅油，隨著壓降區的擴大以致擴展到氣頂時，氣頂氣也會因壓力降落而產生彈性膨脹，從而使氣頂區擴大，成為驅油的能量。如果氣頂區和含油區相比足夠大，在某一開發階段也可成為驅油的主要能量。對於這種類型的油藏，稱之為氣頂驅油藏。
三、溶解氣驅動類型油藏：一個高於飽和壓力的油藏，隨著油田的開發，當油層壓力降至飽和壓力以下時，在岩石和流體的彈性能釋放並發揮驅油作用的同時，原來呈溶解狀態的溶解氣，便會從原油中揮發出來，成為氣泡分散在油中，在壓力降低時氣泡將產生彈性膨脹，這種彈性膨脹能也會發揮驅油流向井底的作用，並且地層壓力降得越低，分離出來的氣泡越多，所產生的彈性膨脹能也就越大。由於氣體的彈性膨脹系數要比岩石和液體的彈性系數大得多，一般要高出6～10倍，所以溶解氣的彈性膨脹能在開發的某一階段內將會起主要作用。在這種條件下開發的油藏稱為溶解氣驅油藏。
四、重力驅動類型油藏：有些油藏的油層具有較大的厚度，或具有較大的傾角(大於10。)，處於油層上部的原油依靠自身的位能或重力向低部位的井內流動，當前述的各種能量均已消耗之後，主要依靠重力驅油的油藏稱為重力驅動類型油藏。和其他分類一樣，這種分類更具有多因素性，普遍有兩種以上的天然驅動能量，而且在開采過程中主導的驅動能量往往會發生變化。特別是在目前，有時從油田開發開始時各種人工影響和改善油田開發效果的措施便同時應用，在這種情況下這種以天然驅動能量分類的方法顯然不能滿足需求，但是，對這種驅動能量一定要有所認識，因為人類正在模擬和補充這些能量繼續開採油藏，如注水、注氣。

D. 如何通過油、水井給油氣層測血壓、量體溫、把脈

醫生看病通常要給患者測血壓、量體溫、把脈，用來判斷病症。在油、氣田生產中我們是通過向油、水井下入各種測試儀器，獲取油氣層的壓力、溫度和流量等信息，用來對油氣層進行分析評價，這項技術稱為試井。試井和測井、物探合稱為油氣層描述的三大技術。
對於不同的「患者」，我們「把脈」的學問可不一樣!
自噴井試井包括測流動壓力（即油井生產時的井底壓力）、靜止壓力（即關井後壓力恢復到不再上升時的井底壓力）、流動壓力／溫度梯度（即單位井深的溫度變化值）、靜止壓力／溫度梯度；壓裂後的溫度剖面、井下砂面位置、壓力恢復測試（即關井後壓力隨時間的變化關系）、干擾／脈沖試井、探邊測試。
注水井試井包括測流壓／靜壓、壓力／溫度梯度、注水井壓力降落測試（即關井後壓力隨時間的變化關系）。
抽油井試井包括測抽油井環空液面高度、流動壓力、靜止壓力、壓力恢復測試。
稠油井在蒸汽吞吐，特別是進入蒸汽驅開采階段後，應及時進行油藏壓力和溫度測試，這是認識油藏動態，改善、提高注蒸汽開發效果的重要手段。為了解和認識蒸汽吞吐和蒸汽驅過程中壓力場及溫度場在平面及縱向上的分布規律，在稠油開發區內布置了動態監測井，進行壓力和溫度監測。通過油井在一個吞吐周期內壓力和溫度的測試，掌握壓力場、溫度場的變化規律，就能研究出最佳注蒸汽時間、注汽壓力和注汽速度。目前國產耐溫達300℃的超高溫電子壓力計、溫度計，完全能夠滿足稠油井的壓力、溫度測試要求。
采氣井試井與自噴井基本相同，但井口需配備高壓防噴器（45～60兆帕）。含硫化氫的采氣井應採用防硫鋼絲進行起下作業，操作人配戴防毒面具，測試過程應注意井口的加熱保溫。按井口壓力和產氣量估算加裝在試井儀器上的加重桿重量，防止發生試井儀器不能順利下入井中的故障。

E. 油氣井完成的步驟有哪些

完井(即油氣井完成)是鑽井工程的最後一個重要環節,主要包括鑽開生產層、確定井底完成方法、安裝井底和井口裝置以及試油投產。完井質量直接影響油井投產後的生產能力和油井壽命，因此必須千方百計地把完井工作做好，為油氣井的順利投產、長期穩產創造條件。

一、打開生產層完井就是溝通油氣層和井筒，為確保油氣從地層流入井底提供油流通道。任何限制油氣從井眼周圍流向井筒的現象稱為對地層損害的「污染」。實踐證明：鑽開生產層的過程或多或少都會對油氣層產生損害。因此，保護油氣層是完井所面臨的首要問題。過去，世界范圍內油價較低、油源充裕，在很大程度上忽視了對油氣層的保護。自20世紀70年代中期，西方一些國家出現能源危機以來，防止傷害油氣層，最大限度地提高油氣井產能才上升到重要地位，成為目前鑽井技術中最主要的熱門課題之一。

1.油氣層傷害的原因油氣層傷害機理的研究工作開展以來，有各式各樣的說法。最近比較精闢的理論認為：地層損害通常與鑽井液固體微粒運移和堵塞有關，還與化學反應和熱動力因素有關。在復雜條件下，要充分掌握油層損害機理是比較困難的。因此，目前的研究結果大多隻能定性地指導生產實踐，離定量評價還有一定的差距。

鑽生產井常用的鑽井液為水基泥漿。由於鑽進過程中鑽井液柱壓力一般大於地層壓力，在壓差作用下，鑽井液中的水、粘土等會侵入油氣層，對油氣層造成各種不同性質的傷害。

1)使產層中的粘土膨脹研究得知，油砂顆粒周圍一般都有極薄的粘土膜。砂粒之間的微孔道非常多，油氣層內部還有許多很薄的粘土夾層。在鑽井液自由水的侵入作用下，砂粒周圍的粘土質成分將發生體積膨脹，使油氣流動通道縮小，降低產出油氣的能力。

2)破壞油氣流的連續性油氣層含油氣飽和度較高時，油氣在孔隙內部呈連續流動狀態。少量的共生水貼在孔隙壁面，把極微小的鬆散微粒固定下來，在相當大的油氣流動速度下也不會被沖走。當鑽井液濾液侵入較多時，會破壞油氣流的連續性，原油或天然氣的單相流動變成油、水兩相或氣、水兩相流動，增加了油氣流動阻力。一旦水成為連續的流動相，只要流速稍大，就會把原來穩定在顆粒表面的鬆散微粒沖走，並在狹窄部位發生堆積，堵塞流動通道，嚴重降低滲透率。

3)產生水鎖效應，增加油氣流動阻力滲入油氣層中的鑽井液濾液是不連續的，而是呈一段小水栓一段油氣的分離狀態。在有些地方還會形成油、水乳化液。由於彎曲表面收縮壓的關系，會大大增加油氣流入井的阻力。

4)在地層孔隙內生成沉澱物

in。

由於油管柱與套管間的環空由油管掛密封，由地層流入井內的油氣只能進入篩管並沿著油管上升到地面。採油樹與地面採油管線相連,有控制地將油氣從井內輸出。

3.誘導油氣流下完油管、安裝好井口裝置後，下一步的工作一般是誘導油氣流。對於因井內液柱壓力過高而不能自噴的油氣井，應設法降低井內液柱高度或流體密度，從而降低液柱壓力，誘導油氣流進入井內。常用的方法有替噴法、提撈誘噴法、抽汲誘噴法和氣舉法等。

1)替噴法用原油或清水等低密度液體將井內的鑽井液循環替出，降低液柱壓力以誘使油氣流入井內的辦法稱為替噴法。替噴時清水從油管注入井內，逐步替出井內鑽井液。對於高壓井或深井，為了不致造成井內壓力變化過猛，可以先用輕鑽井液替出重鑽井液，再用清水替出輕質鑽井液的辦法進行替噴，確保井身安全。

2)提撈法提撈誘噴法是用特製的提撈筒，將井筒中的液體逐筒地撈出來，以降低液柱高度、誘導油氣流進入井內。這種方法一般是在替噴後仍然無效的情況下採用。

提撈誘噴法的一種變化稱為鑽具排液法。可以把裝有回壓閥的下部鑽具視為一個長的提撈筒，速度較快地將井內液面降低1000～1500m。

3)抽汲法抽汲法實際上是在油管柱內下入一個特製的抽子，利用抽子在油管內上下移動形成的部分真空，將井內部分清水逐步抽出去，從而降低井內液柱高度，達到誘噴的目的。

抽汲法可將井內液柱高度降到很低。抽子下行時閥打開，水從抽子中心管水眼流入油管內；上提抽子時閥關閉，油管內的水柱壓力使膠皮脹開緊貼油管內壁而起密封作用。抽子之上的水柱隨抽子上移而被排出井口。替噴後仍不能自噴的井，可採用抽汲法誘噴。

4)氣舉法氣舉法與替噴法的原理類似，只是替入井內的不是清水而是壓縮空氣。氣體是從環空注入而不是經油管注入。由於氣體密度小，只要油氣層傷害不是很嚴重，一般氣舉後可達到誘噴的目的。在某些有條件的地區，還可以用鄰井的高壓天然氣代替壓縮機進行氣舉。對替噴無效的井，也可採用氣舉法誘噴。

4.完井測試完井測試的主要任務是測定油氣的產量、地層壓力、井底流動壓力、井口壓力以及取全取准油、氣、水的資料，為油氣開采提供可靠的依據。

1)油氣產量的測定從油氣井中產出的油、氣、水進入分離器後，氣體經分離傘從上部排出，油和水沉降下來。玻璃連通管中的液面高度能反映分離器內油水液面的變化。記錄玻璃管中液面上升一定高度所需的時間，就能算出每口井的產液量，經采樣分析可得到油水含量。

通常用節流式流量計測定天然氣的產量。流量計的孔板直徑要適應天然氣的產量范圍。

2)地層壓力和井底流動壓力關井待井內壓力恢復到穩定後，用井下壓力計測得的井底壓力即為地層壓力。也可用關井井口壓力和液柱壓力計算得出地層壓力。對於滲透性差的地層，關井使井內壓力恢復需要很長時間。為了節省時間，可根據一段時間內的壓力恢復規律推斷地層壓力。

井底流動壓力是指穩定生產時測得的井底壓力。如果是油管生產，由套壓和環空液柱壓力可算得井底流動壓力。

3)井口壓力油氣井井口壓力包括油壓和套壓。油壓反映井口處油管內壓力，套壓反映井口處油管與套管環形空間的壓力。生產時油壓和套壓不同，關井壓力穩定後油壓和套壓應相等。可以在地面上通過壓力表讀得這兩個壓力值。

4)油、氣、水取樣取樣是為了對產層流體進行分析和評價。因此，要求取出的樣品具有代表性和不失真。一般情況在井口取樣。有時為了保持油氣在地下的原始狀態，需要下井下取樣器到井底取樣並封閉，然後取到地面用於測試和分析。

思考題

1.鑽井的作用是什麼?2.現代旋轉鑽井的工藝過程特點是什麼?3.井身結構包括什麼內容?4.鑽井工藝發展經歷了幾個階段?有些什麼特點?5.石油鑽機由哪些系統組成?各個系統的作用是什麼?6.防噴器有哪些類型？各有什麼用途？

7.鑽柱主要由哪幾種部件組成？

8.方鑽桿為什麼要做成正方形?9.扶正器、減振器、震擊器等輔助鑽井工具各有什麼用途?10.普通三牙輪鑽頭主要由哪幾部分組成?11.石油鑽井使用的金剛石鑽頭有哪些類型?各在什麼條件下使用?12．鑽井液的功用是什麼?13．水基鑽井液由哪些部分組成？屬於什麼樣的體系？

14．鑽井液性能的基本要素有哪些？

15．鑽井液密度與鑽井工作的關系如何?16．怎樣優選鑽頭？

17．井斜控制標準是什麼?18．壓井循環的特點是什麼？

19．常規井身軌跡有哪幾種類型？

20．井內套管柱主要受哪些外力作用？設計套管柱的基本原則是什麼?21．套管柱由哪些基本部件組成？

22．描述注水泥的基本過程。

23.鑽開油氣層時常採取哪些保護措施?24．目前常用哪幾種完井方法?25.誘導油氣流的主要方法有哪些?26.完井井口裝置有哪些部件?各起什麼主要作用?

F. 怎麼控制油氣井

鑽井工作不僅要求速度快，而且要求質量好。井身質量的好壞是油氣井完井質量的前提和基礎，它直接影響到油氣田勘探和開發工作的順利進行。

井身軸線偏離鉛垂方向的現象叫井斜。大量實踐說明，井斜嚴重將給鑽井、油氣田開發及採油等帶來各種危害，甚至引起事故。因此，有關井斜的一些指標是衡量一口井井身質量的重要參數。

井身斜度大了，為鑽達同一目的層所需的進尺就會增加。這樣不僅費用高，而且還可能由於深度的誤差，使地質資料不真實而得出錯誤的結論，漏掉油氣層。井斜過大、井底偏離設計位置過多，將會打亂油氣田開發井網分布方案，影響油氣層的採收率。

井斜使井眼變曲。鑽具在彎曲井眼中旋轉容易產生疲勞折斷。鑽具在嚴重彎曲的井段內，受下部鑽具拉力的作用，將給井壁和套管以接觸壓力，加劇鑽具和套管的磨損。同時,在長期的旋轉和起下鑽中，井壁將被鑽具磨起「鍵槽」而造成卡鑽。

固井時，在井斜變化大的嚴重彎曲井段，比鑽具剛度大的套管及測井儀器將不易下入，易發生卡鑽；下入井內的套管由於井斜不能居中，使水泥漿不易充滿整個套管外環形空間而影響固井質量。

綜上所述，井斜的危害是多方面的，後果是嚴重的，需要引起鑽井工作者的注意。

旋轉鑽井發展至今，還很難鑽成一口一點都不斜的直井。井眼總是或多或少要斜的。井斜給鑽井、開采帶來的危害程度與井斜的嚴重程度有關。輕微的井斜不致造成危害；嚴重井斜可能引發事故甚至使井報廢。那麼，什麼樣的井斜程度才是被允許的呢？這就存在一個井斜控制標准問題。在此標准之內的井，即可認為是可以接受的「直井」，從而避免徒勞追求絕對直井的行為，把井身質量建立在工程實際的基礎上。

我國井斜控制的標准為井眼曲率不大於3°/100m。至於井斜角及其他規定，要根據各地區的具體情況而定。勝利油田的評價情況見表5-1。

圖5-8定向井軌跡示意圖

實際上，可以說「三段式」井身軌跡只是「S型」井身軌跡的一種特殊情況而已。「S型」井身軌跡可以作為所有常規二維定向井井身軌跡的代表，使井身軌跡的設計得到和諧的統一。

常規井身軌跡設計應遵循以下原則：

(1)能實現鑽定向井的目的。對於裂縫性油層、厚度小的油層，為了增大油層的裸露面積、提高產量，往往設計成水平井或多底井。為滿足採油工藝的要求，叢式定向井多數設計成「S型」井身結構。為了避開井下障礙或防止井眼交叉，井身結構還可以設計成三維「S型」。對於救險井，主要是要求准確鑽達目標。因事故需側鑽的定向井，只要避開井下落魚(即井下落物)，斜出一定的水平位移即可。

(2)盡可能利用地層的造斜規律，可以大大減少人工造斜的工作量和困難。

(3)要有利於滿足採油工藝的要求。井眼曲率不宜過大，以利於改善抽油桿的工作條件；最好是垂直井段進入油層，以便於坐封封隔器以及進行其他增產措施。

(4)要有利於安全、優質、快速鑽井。這就要求選擇合適的井眼曲率、井身軌跡、造斜點以及相關的井身結構。

2.井身軌跡控制井身軌跡控制包括井斜控制和方位控制兩個方面。在定向鑽進過程中，為確保井眼按預定的井身軌跡發展，需要進行井身軌跡控制。一旦井眼偏離井身軌跡，也需要進行井身軌跡控制。因此，井身軌跡控制是定向鑽井技術中最重要的內容之一。

井斜控制即控制井眼井斜角的變化,可以採用兩種方法：一種是利用造斜工具造斜或增斜。有特殊需要時，也可以利用造斜工具來降斜。另一種方法是利用井底鑽具組合進行增斜、降斜和穩斜。

方位控制是控制井眼方位角的變化,也可採用兩種方法：一種是利用地層特性的自然漂移與井底鑽具組合達到目的。另一種方法是利用造斜工具強行改變井眼方位。

無論是井斜控制還是方位控制，都要利用兩種基本工具,造斜工具和井底鑽具組合。在定向鑽井發展初期，人們就開始利用造斜工具控制井斜和方位。隨著造斜工具的發展，有關造斜工具的理論和現場使用已日益成熟。至於井底鑽具組合，雖然人們很早就發現它對井斜和方位的變化都有很大影響，但在很長時間內對它的研究不夠。從20世紀50年代起，美國學者魯賓斯基開始研究鑽具組合的力學性能，主要用於打直井。直到60年代，才有人提出定向鑽井的井底鑽具組合的力學模型。井底鑽具組合的研究一時間成了熱門，不少學者使用不同的數學、力學方法進行研究和分析，至今方興未艾。

3.井身軌跡測量定向井測量資料是控制井身軌跡的依據。在井身軌跡的控制過程中,需要及時、准確地了解和掌握定向井基本參數的變化，才能採取相應措施，確保井身軌跡沿預定路徑發展。定向鑽井實踐證明：要完成高質量的定向井，除了合理的井身軌跡設計和有效的井身軌跡控制外，還需要使用性能優良的定向井測量儀器和裝備。目前這種趨勢日益明顯。

從20世紀50年代至今，井身軌跡測量技術發展極快，主要經歷了以下過程：鑽桿列印地面定向→氟氫酸玻璃管定向→單、多點磁性測斜儀定向→單、多點陀螺測斜儀定向→有線隨鑽測斜定向系統定向→無線隨鑽測斜定向系統定向。

鑽桿列印地面定向和氟氫酸玻璃管定向方法效率低、精度差，已被淘汰。單、多點磁性測斜儀和陀螺測斜儀是目前定向井施工中使用最多的測斜工具。有線隨鑽測斜定向系統是20世紀70年代中期研究成功的，廣泛用於造斜段測量。無線隨鑽測斜定向系統是70年代末期出現的，已在北海油田及美國某些油田使用，尚處於發展及完善階段。

G. 勝利油區電子壓力計試井資料綜合分析

李友全張傳寶李慧葉良玉閻燕張莉

摘要勝利油區地質構造復雜，反映其動態特徵的試井曲線也異常復雜。本文在綜合分析了勝利油區15年來的電子壓力計試井資料的基礎上，研究了不同試井資料的曲線特徵，包括變井筒儲存的曲線特徵及資料解釋方法；不同油藏外邊界的曲線特徵及資料解釋方法；以及勝利油區多層、多井試井中存在的問題及解決方案等。在此基礎上，總結出了一套適合勝利油區復雜地質特徵的試井方法和資料解釋方法。

關鍵詞試井試井解釋內邊界外邊界多層油藏勝利油區

一、引言

勝利油區的現代試井工作開始於1985年，經過十五年的引進、發展配套和應用研究，目前已形成油氣水井地面直讀測試、井底儲存測試、海上橇裝測試和抽油井環空測試的現代試井技術系列。相繼開展了油氣水井的壓力溫度測試、壓力恢復試井、壓降試井、干擾試井、脈沖試井、系統試井、改進等時試井、探邊測試、水平井試井、抽油機井環空測試及壓裂、酸化、堵水評價測試、計算熱採油藏參數測試等。到目前已累計完成電子壓力計測試280井（層），為油田的勘探開發提供了重要的動態資料。但由於勝利油區地質構造復雜、油藏儲集類型多，反映油藏特徵的試井曲線也異常復雜，試井資料的解釋難度很大，為提高我局的試井解釋水平，增加試井資料的應用價值，應結合油氣藏開發過程中的研究成果，對這些資料進行綜合分析和應用研究，以推動我局試井技術的不斷發展和進步。本文在綜合分析勝利油區電子壓力計試井資料的基礎上，對不同類型內邊界、油藏外邊界、多層油藏試井資料（包括分層測試）及多井試井進行了研究分析。

二、具有不同內邊界類型試井資料的分析研究

內邊界模型是由井筒條件決定的，井筒條件包括井筒的動力狀況和井的完井情況，井筒的動力狀況是指與井筒動力效應有關的物理現象，包括井筒儲存效應、井筒相變影響、井溫影響、井筒漏失等現象；完井情況是指與井筒本身及井壁附近地層物理結構有關的影響，包括井筒的污染情況、射孔情況、儲集層穿透厚度及是否有裂縫、井斜等情況。這些情況對不穩定試井有很大的影響，往往直接影響解釋結果的准確性。

1.線源井

在不考慮井筒的動力狀況和井的完井情況下，井筒半徑與油藏大小相比，井半徑非常小，近似地把井半徑視為零，此時的井稱為線源井。井筒半徑為零時，解釋模型的解稱為線源解。

線源井模型在干擾測試資料解釋中應用較多，在無法確定激動井的內邊界情況時一般選用該模型^[1]。

2.井筒儲存

（1）定井筒儲存

由於井筒中流體的可壓縮性，關井後地層流體繼續向井內聚集，開井後地層流體不能立刻流入井筒，這種現象稱為井筒儲存效應。描述這種現象的物理量為井筒儲存系數，定義為與地層相通的井筒內流體體積的改變數與井底壓力改變數的比值。定井筒儲存的特種曲線是壓差（p）與時間（t）關系圖，其特徵是△p與 t的關系曲線為通過原點的一條直線。

（2）變井筒儲存

在相重新分布井、相變井等實測井中，井筒儲存系數往往表現出增大或減小的特徵。1997年Hegemen等人提出一種分析井筒儲存增大或減小的模型，在Laplace空間內，變井筒儲存井壓力反映可表示為^[2,3]：

勝利油區勘探開發論文集

式中：p_D——無因次壓力；

S——表皮系數；

C_D——無因次井筒儲存系數；

p_D——無因次變井筒儲存壓力；

L(p_D）——理想儲集層模型（S=0,C_。＝0）的Laplace空間解；

z——Laplace變數。

Fair給出的變井筒儲存壓力函數為指數形式：

式中：C_φD——常數；

勝利油區勘探開發論文集

t_D——無因次時間。

將（2）式進行Laplace變換後代入（1）式再反演到真實空間，即得到指數形式的變井筒儲存的典型曲線（圖1、圖2）。具有變井筒儲存的井在早期會表現出與具有定井筒儲存並且儲存系數為C_φD的井相似的特性，接著是變井筒儲存占優勢的過渡期，然後是晚期，井再次表現出單獨受 C_D控制的定井筒儲存。

在一些實例中，需要比指數形式更急劇變化的井筒儲存壓力函數。Hegeman給出了另一種變井筒儲存函數—誤差函數形式：

勝利油區勘探開發論文集

式中：α_D——無因次變井筒儲存時間；

erf——誤差函數。

誤差函數的變井筒儲存曲線的過渡段更大、更劇烈。使用多個變井筒儲存壓力函數P_φD1、P_φD2……，可以產生復雜的變井筒儲存模型。如早期井筒儲存減小，接著井筒儲存又增大的現象。對於一些井筒有積液的氣井，在壓力恢復測試期間有時出現這類井筒儲存特徵。早期，天然氣壓縮系數不斷降低，引起井筒儲存減小。後來，隨著液體回落和相重新分布，井筒儲存系數增加。

圖1井筒儲存增大的典型曲線圖

在勝利油區所進行的280口井的測試資料解釋過程中，變井筒儲存現象較多，共有105井的試井資料具有變井筒儲存效應，其中既有井筒儲存系數增大的曲線，也有井筒儲存系數減小的曲線和井筒儲存系數先減小後增大的曲線。如埕北古4井，該井於1999年7月3日至15日對東營組7³、7⁴兩層進行測試。關井前油產量313m³/d，氣產量26571m³/d。關井後由於井筒內壓力升高，部分天然氣又溶解到油中，從而引起井筒儲存減小，通過擬合，終井筒儲存系數為1.08×10^-2m³/MPa，初終井筒儲存系數比為9.92417m³/MPa，無因次變井筒儲存時間為7400。

變井筒儲存對資料的解釋具有不利的影響，特別是當變井筒儲存時間很長且井附近存在外邊界時，變井筒儲存往往掩蓋掉最初的外邊界反映，如富111-8井等，從而對外邊界及其他參數的解釋產生影響，目前這種不利的影響在試井解釋理論上尚無法有效解決，但可以通過提高測試工藝來解決，具體方法是通過井底關井器進行井底關井或利用井底流量計計量井底產量變化，從而消除變井筒儲存對試井資料的影響。

圖2井筒儲存減小的典型曲線圖

3.表皮系數

在油田勘探開發過程中，利用不穩定試井方法確定的表皮系數廣泛應用於油氣層損害評價。但由試井所求得的表皮系數為一總表皮系數，它不僅包括由於鑽井液、完井液對井底附近地帶油氣層的污染與堵塞而引起的真實表皮系數，還包括油氣井打開不完善、井斜、非達西流等影響而引起的擬表皮系數之和^[4]。因此為了獲取反映地層污染的真實情況，應該對油氣井打開不完善、井斜、非達西流等影響的擬表皮系數進行計算求解。如義941井，該井位於沾化凹陷渤南窪陷渤東斜坡帶，油層井段3275.3～3293.3m，有效厚度為16.8m，射開3275.3～3282.0m，射開厚度6.7m。通過試井得到總表皮系數為8.47，由於該井測試層為局部打開，局部打開造成的表皮系數為5.25，因此地層的實際污染系數為3.22，說明本井有污染，但污染程度沒有像試井分析的那樣嚴重。

在勝利油區的試井資料中，共有86口井的表皮系數大於0即存在污染，佔40%，說明勝利油區的大部分井不存在污染，其中表皮系數大於0小於1的井有16口，表皮系數大於 10的井有 33口，即有15%的井存在嚴重污染。此外有129口井的表皮系數小於0，占總井數的60%，其值為0～9，通過統計還發現表皮系數跟鑽井和完井條件有關，跟地層情況關系不大。

三、具有不同外邊界類型試井資料的分析研究

外邊界條件是指油藏外邊緣的情況，常見的有無限大地層、不滲透邊界、恆壓邊界、封閉系統和組合邊界等^[1]。在實際油藏中不存在真正的無限大地層，所有地層都是有界的，將地層認為無限大是由於壓力波動尚未波及到地層邊界，邊界壓力特徵沒有反映出來。

目前已進行各種類型的油、氣、水井測試中，有83口井見到了邊界反映，占測試井的30%，其中單一不滲透邊界16口井，兩條相交不滲透邊界15口井，兩條平行不滲透邊界3口井，三條不滲透邊界14口井，四條不滲透邊界10口井，等壓邊界12口井，組合邊界（不滲透＋等壓邊界）3口井，復合油藏10口井。

1.不滲透邊界

不滲透邊界指密封斷層或岩性尖滅，可以是一條邊界或多條邊界交叉所形成的較復雜的邊界。

（1）單一不滲透邊界

當測試井附近有一條不滲透邊界時，在半對數圖（p_wf-lgt）上將出現兩條直線段，且前一直線段的斜率為後直線段的2倍。通過兩條直線交叉點的時間可求出測試井到斷層的距離。在雙對數圖上，壓力導數曲線在井筒儲存和表皮效應的影響結束後，穩定於縱坐標值為0.5的水平直線上，遇到斷層反映後，壓力導數曲線先上翹，最終趨於縱坐標為1.0的水平直線。

在勝利油田的試井中遇到單一不滲透邊界的情況較多，如埕北 12井，該井的壓力恢復資料在壓力導數曲線後期上翹，表明遇到了不滲透邊界，通過擬合得不滲透邊界的距離為153m。後經進一步探明構造，發現埕北大斷層在本井以北約150m處，可見電子壓力計在探邊測試中具有較高精度。

（2）兩條平行不滲透邊界（渠狀儲集層）

若井位於兩條平行斷層中，在井到最近斷層距離大約是兩斷層間距的10%或更小時，半對數圖上可顯示出一條斷層的存在，並可計算其距離，在雙對數圖上，壓力導數曲線可反映出兩條斷層的存在，可用典型曲線擬合法求得井與每條斷層的距離。若井位於兩條斷層的中間，半對數圖上曲線的斜率一直在增長。在晚期邊界之間的流動變成了線性流動，此時壓力與時間的平方根成正比，在雙對數圖上，壓力曲線與壓力導數曲線相平行，且沿斜率為二分之一的直線（傾角26°）上升。如夏70井，該井解釋得到兩條平行斷層，到井的距離分別為54.6m和55.7m，即兩平行斷層間距離為100.3m。

（3）兩條相交不滲透邊界（楔型儲集層）

當井處於兩條相交斷層附近時，在雙對數圖上，其壓力曲線形態與兩條斷層的夾角及井到兩條斷層的距離有關：當井到兩個斷層的距離相差較大時，壓力導數曲線表現出兩個依次上升的台階，如夏326井，該井通過擬合得斷層距離分別為687.0m和312.0m；若井處於兩斷層夾角的角平分線上，隨兩斷層夾角的減小，壓力導數曲線上翹幅度變大，最終穩定於縱坐標值為N=180°/θ的水平線上（θ為兩斷層的夾角）。如曲10井，經解釋該井到兩條邊界的距離分別為148.0m和156.0m。若井處於兩條正交斷層之中，壓力導數曲線最終將穩定於縱坐標為2.0的水平線上；單對數圖上前後直線段斜率之比為1:4。

（4）多條不滲透邊界

井周圍有多條不滲透邊界（兩條以上）但並不完全封閉，在雙對數圖的壓力導數曲線上的反映與兩條相交斷層反映很類似，都是上翹後變平，只是上翹的距離和幅度稍大些，故在判斷是否為多條不滲透邊界時，應參考地質資料，而不能只憑試井曲線來判斷，在勝利油田的探邊測試中這類井遇到的較多，如孤北30、孤南24等。

（5）斷層全封閉邊界

勝利油區的油氣藏多為斷塊油氣藏，故常遇到斷層全封閉邊界。這類邊界反映在壓力恢復曲線上，一般先表現各邊界的特徵，即壓力曲線和壓力導數曲線上翹，然後表現總特徵，壓力曲線穩定而壓力導數曲線下跌。

鹽16井的壓力恢復雙對數圖中，壓力導數曲線上翹後下跌，利用封閉邊界解釋的圈閉面積為0.41km²，後來該層位上報的Ⅲ類儲量面積為0.4km²，與試井解釋結果吻合較好。

2.等壓邊界

等壓外邊界主要發生在很大的氣頂、邊水供給充足或注采平衡的儲集層系統中。若井附近存在定壓邊界，不論是壓降還是恢復都會由於定壓的存在使壓力穩定下來，而壓力導數曲線則很快下降。

（1）單一等壓邊界

對於單一等壓邊界，其壓力導數曲線在見到邊界後將沿45°（斜率為－1）的直線下降，如義941井。該井壓力導數曲線在徑向流水平段後期出現下降，通過擬合得到等壓邊界距離為299.0m。從構造圖知該井距油水邊界的距離約300m，與測試結果一致。

（2）圓形等壓邊界

在勝利油區的探邊測試中圓形等壓邊界（即邊水圈閉）的井例不多，從實測資料看這類井的曲線特點是：當壓力激動波達到圈閉後，壓力導數曲線呈90°下降，如利371井。該井壓力導數曲線進入徑向流水平直線段後不久迅速以90°下跌，用圓形等壓封閉邊界擬合，得圓的半徑為850m。

3.不滲透邊界和等壓邊界的組合

井附近既有不滲透邊界又有等壓邊界時，分以下兩種情況：①井距等壓邊界近而距不滲透邊界較遠，此時壓力導數曲線先表現等壓邊界的特徵，沿45°直線下降，再表現不滲透邊界的特徵，壓力導數曲線停止下降，甚至回升（視邊界的組合情況而定），如官7井，該井具有上述特徵，通過擬合得等壓邊界距離為111.0m、不滲透邊界距離為287.0m；②井距不滲透邊界近而距等壓邊界遠，這時壓力導數曲線先上翹，遇到等壓邊界後又下降，如勝海8、孤島中37-311井等。

四、多層油藏試井資料的分析研究

由於勝利油區構造復雜，多數油田具有多套油水系統及多套產油層系，因此很多井都是多層合採，在所測試的試井資料中共有38井為多層油藏試井資料，這些油藏是由性質相同或不同的兩層或多層油層構成，層間為低滲透或不滲透的夾層隔開。對這些資料的研究發現，若各層性質相同或相差不大時，可用均質油藏模型解釋；若各層性質不同，用均質油藏就不能得到較好的擬合，此時就必須用多層油藏模型解釋。

1.無竄流雙層油藏解釋模型與曲線特徵

圖3無竄流多層油藏壓力及導數雙對數曲線圖

這種模型的基本假設條件為：兩層組成油藏中心一口井，油藏上下封閉，兩層具有無限大外邊界，層間為不滲透隔層分開，僅在井筒連通。油層均質，各向同性，流體微可壓縮，壓縮系數和粘度為常數，忽略重力影響。根據Boudet給出的Laplace空間解反演到實際空間後即得雙層油藏解釋模型的典型圖版^[5]。

多層油藏典型曲線具有明顯的蛇曲形狀，圖3是帶有封閉邊界的無竄流兩層油藏的壓力及導數雙對數圖，該曲線大致可分為幾個流動階段：

早期為井筒儲存影響段（a—b—c段），這一段的形狀主要受組合參數C_De²⁵的影響。由於S在指數上，所以早期段受S的影響比較大。

然後是高滲層的徑向流段（c—d段），這時主要是高滲層生產，無因次雙對數坐標中，c—d段是縱坐標為0.5的水平線，半對數圖上出現斜率為二分之一的直線段，這與單層油藏情況類似。

d—e段為過渡段，也是高滲層的邊界反映段。曲線開始偏離直線段的無因次時間為0.1，這也正是恢復較快層（高滲層）的邊界反映無因次時間，邊界影響使壓力曲線和導數曲線上翹。e—f段為過渡段。

壓力傳播到恢復較快層的邊界後，當井底壓力趨於該層的平均壓力時，該層停止生產，此時流體完全從低滲層生產，導數曲線出現第二徑向流段（f—g），一般在無因次雙對數坐標下的壓力導數值為0.5/(1-k）（k為地層系數比），半對數圖出現第二直線段。若第二直線段明顯，且第二層為封閉邊界，則第二層的邊界反映無因次時間也為0.1。g—h段為低滲層的邊界反映段。

由於儲集層的復雜性和測試時間的局限性，在實際測試中可能只能測到其中的一段或某幾段，此時就只能了解其中的一部分參數。

圖4有竄流多層油藏壓力及導數雙對數曲線圖

2.具有層間竄流的雙層油藏模型及曲線特徵

對於具有不同表皮系數的兩層油藏中心一口井，假定流體由低滲層（下層）向高滲層（上層）竄流；各層均質，各向同性，微可壓縮單相流體流動；油藏無限大，頂、底封閉；各層的初始壓力相同，井產量q為常數，忽略重力影響^[7,8]。

該類油藏模型的曲線特徵如圖4所示，主要表現為四個流動期。

早期（曲線A）為井筒儲存影響段。

小時間期（曲線B）：流體僅從高滲層流入井筒，與無竄流的多層油藏特性類似，在雙對數圖上壓力導數曲線呈水平段。

過渡期（曲線C）：低滲層開始生產，層間竄流發生，產量曲線和壓力曲線均趨於平緩變化。

晚期（大時間期，曲線D）：當時間足夠大時，兩層生產達到平衡，流體流動類似單層油藏情形，壓力導數曲線反映總系統的徑向流水平直線段。

3.實例分析

勝利油區的多層油藏試井資料中，大多數表現為均質油藏的特徵，即各層性質相近，但也有一些井表現為明顯的多層特徵，如孤東10-13、勝海8等井。對於這些井，利用上述兩模型一般也難以得到各小層的參數，其解決方法是利用分層測試，下面利用孤東10-13井為例簡單介紹該方法。孤東10-13井有三個生產層段，1999年9月8日將儲存式電子壓力計和智能分層裝置下入井底，根據預先編好的程序逐層開關井和自動記錄井底壓力變化，該井的測試中，先開第三層（關一、二層）測流壓5天，然後關第三層測恢復1天，依次對第二、一層進行測試，最後三層全開測流壓3天，再關井測恢復1天。測試前三層合採的液量為16.6m³/d，油量為0.7m³/d，含水96.6%，分層測試時第一、三層100%產水，第二層厚度雖僅有2.0m，產油量卻高達34.2m³/d，是主力產油層。通過解釋得到第一、三層的滲透率分別為11×10^-3μm²和10×10^－3μm²，表皮系數分別為44.4和55.3，表現出高污染低滲透的特徵；第二層得到的滲透率和表皮系數分別為574.88×10^-3μm²和－0.15，可見第二層的油層特性較好。從測得的壓力來看，第一、二、三層的靜壓分別為13.2031、14.9668和19.5335MPa，壓力系數分別為0.97、0.94和1.00，說明第三層和第二層壓力較高，在低速三層合採時，主要由這兩層供液，故三層合採時產油量極低，因此應封堵第一、三層，以獲得高產油流。

五、多井試井

多井試井目的是確定井間連通情況和求解井間地層特性。干擾試井是最常用、技術最成熟的一種多井試井方法。試井時，以一口井作為激動井，另一口或數口井作為觀察井；也可以一口井作為觀察井，另一口或數口井作為激動井。激動井改變工作制度，造成地層壓力的變化（常稱為「干擾訊號」）；在觀察井中下入高精度的測壓儀器，記錄由於激動井改變工作制度的壓力變化。從觀察井能否接收到「干擾」壓力變化，便可判斷觀察井與激動井之間是否連通，從接收到的壓力變化的時間和規律，可以計算井間的流動參數。

筆者以高17斷塊干擾試井為例進行分析。高17斷塊是高青油田的主力含油斷塊，該斷塊自1990年1月注水開發10個月以來，除高17-22井受到高17-26井的注水效果外，無其他明顯受效井，分析原因，可能與東部斷層有關。為了驗證該斷層的密封性及油水井的連通情況，以便於調整注采結構，對該斷塊進行干擾試井。

圖5高17-9井實測線性圖

本次測試選高17-9井為觀察井，高17-51井（注水井）為激動井。測試自1991年1月11日開始，於1991年1月21日結束。期間停注2次，開注 1次。圖5為本次測試線性圖。

試井以前，高 17-9井進行過洗井作業，因而壓力隨液面下降而減小，見圖5。測試開始時，高17-51井一直注水，經過20.38小時停注，觀察井壓力繼續減小，然後壓力自然恢復上升。激動井停注40小時後，又以302m³/d的注入量開注，持續96小時後停注。這期間觀察井壓力值仍然按原來趨勢上升，上升了0.044MPa，停注以後又觀察了71.86小時，壓力仍然上升，無下降趨勢。整個測試期間壓力恢復了0.093MPa。由曲線可以看出，高17-9井的壓力恢復未受到高17-51井幾次激動的影響，分析原因為該斷塊東部有斷層，密封性良好，導致兩井間不連通，從而證實了斷層具有良好的密封性。

六、結論

井筒儲存對資料的解釋有不利的影響，應盡量通過施工工藝的改進來減少其影響；由壓力恢復或壓降試井求得的表皮系數往往不代表油藏的污染程度，應根據井的打開程度、井斜等情況將表皮系數分解，從而確定油藏的真實污染情況。

利用試井方法確定油藏的外邊界有較高的精度，因此符合試井條件的井都應進行探邊測試。由於試井解釋具有多解性，在進行邊界解釋時應盡可能多的參考其他地質資料。

多層油藏的試井資料目前仍為試井解釋的難點，若需獲得各小層的參數應進行分層測試，但分層測試具有現場施工工作量大、測試條件苛刻等缺點。

主要參考文獻

[1]林加恩.實用試井分析方法.北京：石油工業出版社，1996.

[2]唐雪清，劉華強.具有變井筒儲存的試井分析.天然氣勘探與開發，1997,20(4).

[3]M A Vasquez,R A Camacho-Velazquez.Analysis Of ShortTransient Tests Affected by Changing Wellbore Storage.SPE.1998.

[4]李克向.保護油氣層鑽井完井技術.北京：石油工業出版社，1993.

H. 有誰能告訴我一下油藏動態分析和油水井動態分析的區別是啥

對於注水開發的油藏來說就是一個意思。

I. 油水井的CT檢查是什麼

井眼穿過地下的全部油層組，因為每一層中的縱向非均質性，出油情況和吸水情況是不一樣的。為了了解生產過程中每組油層以至每個小層在採油井中的出油情況和注水井中的吸水情況，就要向井中下入專業的測井儀器，測出各個層位的一系列物理性質的變化所形成的測井曲線，得到沿井筒縱向的油井產液剖面和注水井吸水剖面。這個過程就好像是給患者做CT檢查一樣，各個油層的出油和吸水多少就一目瞭然了。這就是生產動態測井，它的作用是為油氣藏「保健」的動態分析與合理開發油氣田提供依據。在克拉瑪依、火燒山、彩南、石西等油田的開發歷程中，通過生產動態測井錄取的測井資料，較准確地反映了各油氣田井下產液剖面，對揭示地下油水分布狀況起到了重要作用。
針對不同的採油井或注水井，通過生產動態測井可獲得大量測井資料。利用這些資料對注水井採取對應的調剖、堵水、分注措施，對採油井實施合理的增產措施和綜合治理，就能提高最終採收率，增加可采儲量。
另外一種CT檢查就是工程測井。它主要的檢查對象是井筒，也是向井中下入專用的測井儀器測試出一系列井筒的縱向測井曲線，以檢查油、水井套管的損傷、腐蝕及內徑變化、射孔質量、管柱結構、套管外水泥環膠結質量、水泥環外各油層間的竄漏情況及封堵竄漏作業的效果。與生產動態測井不同的是，工程測井是對油水井固井工程質量的全面檢查，以保證通往地下寶藏的通道穩固暢通。
油、水井生產過程中需要定期檢查水泥環對套管的固定與對地層的封隔效果，也就是對固井的質量進行評價，保證油水井的「健康」。這種檢查是用井溫、聲幅、變密度及脈沖回聲等測井方法，檢查油井的水泥環高度、水泥環與套管界面及水泥環與地層界面的膠結質量。

要知道地下油井射孔位置，射孔對油層的命中率、孔眼數量、被射套管及水泥環損壞情況，以及套管變形、破裂、錯斷、穿孔、腐蝕等情況，就要進行射孔及套管質量監測。
套管外水泥環對地層的封隔作用失效時，高壓油層、低壓油層、含水層之間可就亂套了，會相互竄漏，使油井不能正常生產。在封堵作業進行之後也要對封堵質量進行嚴格監測，這就是套管外竄漏及封堵質量監測。常用方法有放射性同位素測井、微井溫測井及雜訊測井。

J. 　油氣田監測與動態分析技術

一、動態監測技術要求

中國海洋石油制定的《海上油氣田開發井動態監測技術要求》，規定了公司所屬油氣田的油、氣井，注水井，觀察井動態監測資料錄取內容及要求。其內容及要求：單井生產能力監測；取油樣要求及油井含水監測；液體性質監測；井口資料錄取要求；地層壓力監測；油井產液剖面監測；注水井監測要求。

二、油氣田監測技術

目前海上人工舉升的油井佔有很大比重，由於受到海上生產平台條件的限制，主要採用的人工舉升方法有電潛泵採油和氣舉法採油，少部分井採用螺桿泵、射流泵、增壓泵等採油方法。因此，採用的監測技術亦不同。

（一）自噴井電纜過油管測井監測技術

惠州21-1、惠州26-1油田及西江30-2油田自噴井採用國際上先進的井下作業監測系統，通過電纜過油管作業技術與一系列儀表工具配套使用，進行生產測井（PLT），獲得井溫、分層含水、產量、井底壓力等數據。

定期的生產測井可以用來確定油井的產液部位、流體類型和比例、井下溫度、井下壓力、流體的流動速率，監控儲層消耗進程，發現水侵部位、氣侵部位、油水界面變化等，為油井配產提供重要的依據。

通過系統的生產測井資料分析，可以掌握儲集層變化情況，採取相應措施，使油井（或油田）維持在最佳狀態下生產，解決油田高產和提高採收率等問題。

西江30-2油田根據生產測井資料發現，影響油田產量的主要原因是水層的水向油層中倒灌，為此採取了相應的措施保證油田高速生產。

目前已建立了幾種三相斜井、水平井模型，並依據經驗公式編出了解釋軟體。可以定性解釋所有的井下情況，對90%以上的井況做出定量解釋。

（二）電潛泵井監測技術

通過海上油田開採的實踐，逐漸形成了一套適用於不同油層特點、不同開采方式（分采、合採）、不同管柱結構的電潛泵井監測技術系列：「Y」管柱測試技術；測壓閥測試技術；井下測壓裝置（PSI和PHD）測試技術；毛細管測試技術；無線電波傳遞測試技術；液面測試技術等。

1．「Y」管柱測試技術

「Y」型管柱是電潛泵井採油和測試的一種特殊管柱，只適用於

油層套管的油井。「Y」型管柱顧名思義，是指在油井生產管柱上端安裝一個「Y」型接頭，其一側懸掛電潛泵機組，另一側懸掛可以通至油層部位的測試管柱。測試管柱這一側有一工作筒，筒內安放堵塞器，測試時通過鋼絲作業，先撈出生產堵塞器，後將組合好的測試工具串和測試堵塞器一起下入井內，測試堵塞器在工作筒內被擋住，測試工具串繼續下行到達預定的測試位置並進行測試。這種方法可以測試任何位置的油井溫度、壓力和出液剖面，既可以進行分層測試，又適用於單采或多層分採油井測試，解決了電潛泵井不起泵便可分層開采和隨時進行測試作業的難題。該項技術是目前渤海灣地區電潛泵井測試的主要方法之一。

2．測壓閥測試技術

是一種機械式測壓裝置，裝置本身不能進行測壓，必須通過鋼絲作業下入壓力計才能完成測壓工作，故不能連續監測，但可以准確測試泵出口和入口壓力和溫度，適用於有自溢能力的單采或多層合採的油井。具有測試時操作方便、作業時如發生事故也易處理、費用較低等特點。該項技術在渤海灣及南海西部北部灣地區部分電潛泵油井被使用。

3．井下測壓裝置（PSI和PHD）測試技術

屬於電子式測壓系統，是一種隨完井管柱一起下入的測壓裝置，可以進行連續監測，在平台上隨時讀取泵掛處的壓力、溫度，PSI測試系統在停機後還可以測試井下機組系統的絕緣性能。適用於單采或多層合採油井。這項技術在渤海灣、南海西部北部灣部分電潛泵油井採用。

4．毛細鋼管測試技術

通過毛細鋼管傳遞壓力，可以連續工作和監測。其裝置的井下部分通過充滿工業氮氣或氦氣的毛細鋼管將井下壓力傳至平台（地面），平台上的儀器由壓力變送器和數據採集系統組成。特點是可以在平台上隨時直讀井下壓力和壓力恢復數據，並具有數據儲存功能。一般採用此項技術進行電潛泵井長期生產監測、壓力恢復測試、壓降測試、干擾試井等。另外，毛細鋼管測壓裝置可以下到油層部位，測得油層段的壓力數據。該測試設備由於井下無電器元件，一般來講經久耐用，可重復使用，而且測試精度高。毛細管測試技術適用於單采或多層合採油井。例如綏中36-1油田J區是一座無人駐守平台，採用此技術的監測井占該平台開發井總井數的一半。現場應用情況表明，它比PSI、PHD等測壓設備經久耐用。

5．無線電波傳遞測試技術

這是20世紀90年代中後期研製的一種新型電潛泵井監測系統，系統分井下和地面兩部分。井下部分隨完井管柱下入，管柱下部安裝具有溫度、壓力、流量、密度等感應測試功能的高溫耐蝕元件，並將測得的參數調製成無線電波信號，以無線電波形式傳遞到地面（平台）。地面（平台）上安裝有信號接收和解調的監測器，它能將接收到的信號解調還原，並具顯示、儲存和遠傳功能。此項技術已用於惠州32-2油田、惠州32-3油田電潛泵井的監測，並獲較好的效果。

6．液面測試技術

液面測試技術用來監測電潛泵井的動液面深度，分析油井供液狀況。測試方法又可分為回聲法液面測試（氣槍式雙頻道CJ-2型、WSC-1型計算機綜合測試）和物質平衡法液面測試。它能在不影響生產的情況下隨時測試電潛泵井的動液面，分析供應狀況。當採用WSC-1型計算機綜合測試儀測試時，其數據通過計算機以曲線形式顯示出來。該項技術操作簡單，在渤海灣地區的電潛泵井中廣為使用。綏中36-1油田、埕北油田等主要應用電潛泵採油的油田，每年動液面監測井數都不下幾十口。

（三）氣井監測

氣井監測系統主要採用靜壓監測來觀察地層能量損失情況。

位於海南島南部海域的崖城13-1氣田，自1996年1月1日正式投產以來，平均每年進行2次系統壓力測試。1997年5月還利用氣田設備維修改造的時機，對全氣藏關井5d對氣井進行測試、測壓及測壓力梯度。獲得氣藏地層壓力並估算開發區氣藏儲量動用情況，取得了極為寶貴的資料，為其後的增產措施提供了可靠的依據，保證該氣田穩定供氣。

三、油氣田的動態分析（一）查明油井低產原因，實施有效的增產措施

緩中36-1油田J區有16口開發井預測投產初期平均單井日產油94m³，全區日產油1500m³左右，年產油量50×10⁴t。油井全部採用電潛潛泵開采，見圖10-31。

圖10-33埕北油田油藏模擬生產歷史擬合曲線

（三）實施氣層補孔，提高氣田儲量動用程度

崖城13-1氣田位於海南島南部海域，氣田儲量907.9×10⁸m³，是迄今為止在我國海上發現的最大氣田。一期開發氣田北塊，動用儲量602×10⁸m³，設計6口采氣井，日產氣量981× 10⁴～990×10⁴m³。每年向香港輸氣29×10⁸m³，向海南省輸氣5.2×10⁸m³。

氣田於1996年元旦正式投產，其生產動態特徵：生產穩定、氣油比和產水均較穩定、氣田壓力有規律地下降。在1997年5月一次利用氣田設備維修改造關井5d的時機，對采氣井進行靜壓測量並在A5井進行測試、測壓，A1、A3井關井測壓力梯度，測量結果壓力值高低不一致。

經過對崖13-1氣田靜壓及動態資料分析認為，造成以上現象的原因是：崖城13-1氣田主要含氣砂岩在縱向上分成的4個氣層組，其間存在薄層（1～3m）泥岩、粉砂岩的夾層，在縱向上起到了一定的封隔作用，氣井射孔時上部2個氣層都已射開，但有些井下部2個氣層沒有全部射開。解決的辦法是對未全部射開下部2個氣層的井實施補孔。

1998年10～11月對Al、A4、A5井實施補孔作業，取得較好的效果。通過補孔，氣井井筒壓力明顯上升，氣田壓降減緩。補孔不僅使下部產層儲量得到充分動用，也將延長崖城13-1氣田穩產年限。

（四）認清油田動態特徵，改善開發效果

潿洲10-3北油田位於南海北部灣盆地，是一個小型碳酸鹽岩潛山底水油藏，油田石油地質儲量僅500×10⁴t。1991年8月投產，其中5口油井日產油量500～1100m³，由於油井過早見水，含水上升速度快，產量迅速下降。1993年，針對油田動態特徵進行系統的油田動態分析。內容包括：水體體積大小、底水活躍程度、驅動類型、極限水錐高度與油層厚度及油層射開程度的關系、採油速度與產量遞減及含水上升速度的關系等。結論是該油田水體體積大（估計水體體積為石油體積的100倍）、能量充足，屬彈性水壓驅動。充分利用天然能量可以不注水開發油田，但需要引起重視的是，帶水錐生產是普遍現象，生產過程中油井產量和生產壓差不要超過極限產量和極限壓差，產量應控制在極限產量30.0%～50%為宜，採油速度為2%較合理，油層射開程度控制在10%為宜。

油田1993～1995年期間採油速度過高，都在3.0%以上，綜合含水也從5.1%猛增至34.6%，到1997年底，由於油田含水較高（80%左右）、產油量較低難以維持平台操作費而廢棄。通過油田生產實踐，更加清楚地認識到，只有充分認清油藏動態特徵，加上科學的管理，才能實現這類油藏最佳開發效果。