油气水井井筒动态分析方法上

A. 深水油气田井场调查技术方法浅析

温明明¹肖波徐行张汉泉

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

第一作者简介：温明明，男，1976年出生，1998年毕业于长春科技大学信息工程学院，现任广州海洋地质调查局技术方法所工程物探室副主任，物探工程师，从事海洋工程物探技术方法研究工作。

摘要 随着近海油气不断开发，其后续发展能力明显不足，因此深水含油气盆地的开发将成为必然的发展趋势。深水油气田的井场调查是深水油气田开发过程中的一个主要环节，其勘探技术越来越被人们所关注。本文通过深水井场调查的技术要求分析，结合多次组织和参加井场调查的工作经验，指出深水油气田井场调查的技术难点在于探索海底表面障碍物分布情况、勘测海底地形地貌特征、了解中浅地层结构等这类勘探技术上。由于这些勘探技术受声呐技术特点的限制，国外已经采用了DEEPTOW、ROV或者AUV技术，将一些关键调查设备与海底保持一定的高度来实现勘探技术目标，并已经取得成功的尝试，因此，研究、发展和不断地完善这类“贴底”调查技术十分重要。

关键词 井场调查 勘探技术 近海底多参量勘查 声呐技术

1 前言

最近几年全球对石油的需求增加，导致世界石油价格不断上涨，世界石油价格的大幅波动对世界经济、对出口国和进口国均影响很大。随着我国的经济和现代化建设的快速发展，对于石油等能源的需求也越来越大。中国已经成为了世界上第二大石油消费国和第三大石油进口国。从目前我国经济发展现状来看，石油的进口量将逐年增加。能源问题已经作为国家安全问题对待。我国海域油气资源产量超过4000万吨油当量，海洋油气资源的开发已经成为我国目前油气资源供给的重要组成部分。

随着近海油气不断开发，其后续发展能力明显不足，深水含油气盆地已经作为开发考虑的对象，这也是必然的发展趋势。世界油气总储量的44%将来自深水海域，国外一些大型深水油田已成功地进行开发，深水勘探（钻探）水深和开发作业深度均超过了2000m。2004年7月8日巴西石油公司成功在墨西哥湾2301m水深进行了油气开发，创造了海洋油气开发新的水深世界纪录^［1］。我国管辖海域总面积近300万km²，其中深水海域面积超过150万km²，发育沉积厚度大于2000m的沉积盆地有20多个，面积近50万km²。南海北部陆坡区、南沙海域等深水盆地均具有良好的含油气远景，尤其南海南部的南沙海域油气资源极为丰富，预测总资源量达320亿～430亿吨，被誉为继墨西哥湾、北海、中东之后的第四个产油区，成为周边国家甚至美、日等国迫切染指的地区。然而，我国深水海域油气资源仍处在勘探开发的初期，深水勘探（钻探）能力仅达600m，开发作业能力503m，远落后于发达国家^［2］。

深水油气资源开发成本极高，深水油气主要分布的陆坡范围具有海底地形地貌起伏多变、浊流沉积发育、沉积结构复杂、构造活动强烈，海底滑坡、沙土液化等地质灾害频发的特征，开发过程海底地震的波动、海底断层活动、海底变形滑坡、深水浊流活动及海啸等对采油平台、浮式生产系统（FPSO）、海底输油管线、海底电缆等都可能造成严重破坏，甚至危及人员的重大伤亡和财产的重大损失，开发前需要全面地了解井场的地质灾害情况。深水油气田的井场调查是油气开发过程中的重要环节之一，掌握先进的井场勘探技术至关重要，因此其勘探技术越来越被人们所关注。由于我国在此领域的工作刚刚开始，深水油气勘探和处理等技术方法仍然处于起步阶段，急需我们去探索和研究。

海洋油气田井场调查的勘探技术是基于水声物理学而发展起来的，测深、浅、中和深部的海底地层勘探以及侧扫声呐勘查设备都是利用声呐技术。这些技术受勘探水深和分辨率相互矛盾的制约。例如当测深仪的工作频率高时，其分辨率和测量的精度也高，但因声信号在水层中的衰减也快，不能适用于水深较大的海域工作；反之，工作频率低，其分辨率和测量的精度相对较差，而声信号在水体中的传播也要远一些，适合于深水海域作业。然而，单纯靠提高发射功率是不能实现长距离声信号传播的目的。由此可见，在深水海域进行勘探时，要保证一定的勘探精度和分辨率，这就要求使用类似侧扫声呐工作频率的设备进行调查，其工作过程与海底需要保持一定距离，使之具有类似浅水海域调查的精度和分辨率，这是深水油气田井场勘查的主要技术难点之一。

本文参照广州海洋地质调查局2007年4月完成的国内首个深水井场调查的技术要求（水深约600m），并对在深圳蛇口召开的深水油气井场调查技术研讨会的资料分析，以及近年来多次参加、组织油气田井场调查的工作经验基础上，通过对相应勘探技术的了解，结合我国调查船只及设备的实际情况，对目前深水井场的勘探技术做一些初期研究。

2 井场调查的技术要求

海上油气田井场调查的技术要求主要是：确定井场邻近的水深、了解海底地形、地貌以及浅层气和浅地层断裂发育情况、中浅地层结构、海底以下1000～1500m深度上的地层构造变化情况、地质灾害因素、海底表面障碍物分布情况等地质地球物理特征，为钻井平台的安全作业和准确确定钻探位置提供可靠的地质评价资料。

近年来，我们的海上油气田井场调查的工作从水深不足百米朝水深二三百米以下的海底加深；目前国际上对深水井场水深还没有一个统一的定义，通常将水深超过500m的油气井场称为深水井场，需要勘探的工作深度将达到3000m。随着调查海域不断地朝深海方向推进，海上勘探工作的技术难度也不断提高。因而，我们正面临着海洋调查中的新要求、新技术和新方法的挑战。

3 调查技术

3.1 浅水海域井场调查技术

在浅水海域的油气田井场调查中，通常使用的调查技术有：测深、侧扫声呐、浅层剖面、单道地震、多道地震、地质取样以及导航定位等（图1）。

图1 浅水海域井场调查工作示意图

Fig.1 Shallow-water well site survey sketch map

单波束测深：主要用于确定井场及其附近海域的海底地形特征，常用的有单波束双频测深技术。

侧扫声呐：用于了解海底表面障碍物分布情况以及海底地形地貌特征，常用的是相干侧扫声呐或多波束侧扫声呐技术。

浅层剖面：用于查明海底几十米以内的浅地层结构、浅层气和浅地层断裂发育情况。通常的勘探要求为地层分辨率达到十厘米甚至几厘米。浅层剖面技术已由早期的单频率低频探测发展为线性调频或差分调频探测技术。

单道地震：用于探测海底以下近百米的高分辨率中浅地层结构和浅地层断裂发育情况，通常的勘探要求为地层分辨率1m甚至更高。一般使用多极电火花、长排列的单道信号接收电缆以及信号采集处理器等设备组合，可获取中浅地层结构、浅地层断裂发育的海底信息。

多道地震：用于获取海底以下1000～1500m深度的构造变化情况。通常的勘探要求为地层分辨率数米。多道地震勘探技术相对而言，其系统复杂、结构庞大，而且辅助设备也较多。

地质取样：为了解海底底质情况，通常需要用重力柱状取样或抓斗表层取样，并且还需要一定数量的样品。

3.2 深水井场调查技术

深水井场多位于陆坡区，区内海底地形地貌、地质条件相对复杂，又因为在水深500m以上，一些常规的技术方法已无法满足深水井场调查的要求，这使得深水井场的调查难度远远大于常规浅水井场，相应的调查技术方法也需要全面升级。同时，深水浅层水流（Shllow water flow）的存在已经被人们视为新的地质灾害，并认为会严重威胁到钻井平台的安全，调查技术手段要求比常规调查多，除原来的地质取样、单波束测深、侧扫声呐、浅层剖面、单道地震和多道地震调查技术之外，还增加了多波束测深、浅层水流的检测项目，部分项目还要求开展海洋磁力测量来探索海底目标物。

3.2.1 导航定位技术

常规的井场调查通常使用差分GPS导航定位技术来实现。因水深不大而拖曳长度也不大，一些拖曳设备的定位问题可使用归算法来解决。而在深水油气井场调查中，要了解底质取样和拖曳位置，使用归算法来解决长距离的水下设备的定位问题势必会产生较大的误差，影响调查成果的精度，因而必须采用水下定位技术。

由于水下声学定位系统是一种在水下利用声波应答脉冲测量发声器与接收器间的距离从而对设备进行相对定位的系统。根据工作时基线长短可分为：长基线定位系统（LBL）、短基线定位系统（SBL）和超短基线定位系统（USBL）。USBL的基线长度小于声波波长，其换能器阵固定在船上并投放入水中，根据装在待定位设备上的信标发出的回波到达基线阵各元的信号的时间和相位差测量方位和距离，再计算出信标的位置，相对定位精度一般为斜距的0.25%～0.5%。长基线定位系统（LBL）利用在海底布设3个以上不在一条直线上的换能器组成基线阵，采用标准时钟同步，发射声脉冲，根据距离测量交会的球面定位原理，计算出载有接收器（信标）的运动物体位置，相对定位精度一般在5cm至2m；短基线定位原理与长基线相同，只是基线长度较短，一般安装在调查船或平台上，相对定位精度一般为斜距的0.15%左右。在井场调查中，深拖调查（DeeptoW）和水下遥控机器人调查（ROV）系统工作时需要配备USBL技术，水下自治机器人调查（AUV）系统在水下作业时必须配备LBL系统。

3.2.2 测深技术

低频率的单波束测深设备将取代高频率的浅水调查设备来采集水深数据。由于水深较大，在各水层中声速差异较大，需要再增加声速剖面的测量设备，用声速测量剖面资料参与测量水深数据的校正，以达到提高测深的精度。又因为大多数深水井场位于陆坡区，其周边的海底地形地貌特征与大陆架上的油气田井场相比要复杂得多，使用全覆盖、高精度的海底地形测量的多波束条幅测深技术更有利于确定调查区域的海水深度以及完整地探明海底地形地貌特征。

3.2.3 浅地层探测技术

随着调查区域水深加深，少量换能器组合而成的阵列已经无法达到探测的目的，因此要处理好发射能量和分辨率这些技术问题，通常用12或者16个换能器组成的阵列来探测深水海域的海底浅地层结构。多换能器组阵探测系统不仅可加大声波的发射功率，而且还可减小换能器组阵波束角，提高探测的分辨率。在信号发射、接收和处理上可使用FM CHIRP技术来提高地层探测的水平分辨能力和垂直地层的穿透能力。在条件允许的情况下，最好使用窄波束、深穿透和高分辨的非线性差频声呐技术，以获取更高的水平和垂直分辨率。

3.2.4 侧扫声呐调查技术

与其他调查技术不同，侧扫声呐在深水井场和浅水海域井场调查中的技术应用有所差异。全覆盖的多波束测深系统中的侧扫声呐功能由于其声学图像分辨能力不够高，无法满足或者取代对深水海域的海底精密地貌测量和海底障碍物探索等技术要求，该项技术需要作技术调整。根据调查规范和调查需要，侧扫声呐调查中使用的量程范围通常是100m或者200m，拖鱼距海底的工作高度要保持在量程的10%～15%。为了达到较好的探索海底表面障碍物分布情况以及勘测海底地形地貌特征的效果，获得更高的分辨率，必须使拖体能贴近海底工作。这种贴底勘查需要在DeeptoW、ROV和AUV技术的支持下实施。

3.2.5 单道地震调查技术

单道地震调查一般使用组合系统。主要有三个部分，一是由大容量的电容箱、控制电路和释放能量的多极电火花构成的震源；二是长排列的单道信号接收电缆；三为信号采集处理系统。深水井场调查需要更大能量的震源，若到达水深超过1500m时，起码需要用大于5000焦耳能量的震源，而且还需要改变电极的形式以适应这种大功率能量发射的要求。由于井场调查技术要求中，对水平和垂直分辨率要求较高，因此很难用小型的水枪或者GI枪来取代电火花作为震源。使用深拖电火花作为震源也是一种有效的技术手段，可获得更高分辨率的剖面探测图像。在勘探信号接收水听器的电缆中，应选用多水听器（8，16或者24个）构成的单道地震电缆，可获得较好的频响效果以及较高的信噪比。

3.2.6 多道地震调查技术

多道地震调查系统也是由震源、数据处理、监视和记录系统以及较长排列长度的地震电缆三个部分组成，但其系统复杂、结构庞大。为保证水平分辨率，其中的电缆道间距必须小于或者等于12.5m。同时选用和配备一些高分辨勘探技术的震源设备，如大容量的水枪、GI枪或者特殊枪阵。通常而言，常规井场调查使用的多道地震系统也适用于深水井场调查，不需要做大的技术改进，可实现1000～1500m深度的地层勘探，了解地层的结构和变化特征。

3.2.7 底质沉积物取样

无论是用抓斗来采表层沉积物样品还是用重力柱状取样器来取柱状沉积物样品，由于没有说明，均不需要做专门的技术改造。但深水井场的工作水深较大，为保证甲板有缆作业的工作效率和取样设备的安全，需要在取样器以上的一定高度上安装PINGER（声脉冲发生器）来监控取样器和海底之间的相对位置。若需要高精度的定位，可使用USBL技术来提高取样器的着底水下定位精度。

3.2.8 测流技术

深水井场调查中另外一个值得关注的问题就是海流对平台的影响。由于在深水海域，复杂多变的海流很容易引起海底变形滑坡、深水浊流等地质灾害，这些地质灾害严重威胁到平台的安全。使用走航式ADCP测量设备进行流速流向的测量或者采用布设海底观测锚系的方式对不同水层的海流进行定期观测，以获取深水井场以及附近海域的海流资料。

4 近海底多参量勘查技术

类似侧扫声呐、海底摄像系统和海洋磁力仪这类调查设备在工作时，必须要贴近海底才能获得较好技术效果和达到技术要求，因此需要通过借助于DeeptoW，ROV和AUV技术来实现技术目标。

4.1 DeeptoW 技术

深拖（DeeptoW）系统与浅水海域工作的普通侧扫声呐探测系统相比，其设备安装、操作和维护比较复杂，拖体内可集成包括侧扫声呐在内的其他探测设备。整个拖曳需要在母船牵引下作业；为了在一定水深的海底保持平稳地工作，要配备压沉器（depressor）、零浮力缆、正浮力拖体、稳定翼等装置；由于需要实时传输大量的调查数据，为了确保长距离的信号通信的质量，降低信号在传输过程中的衰减，通常配备几千米铠装光缆作为拖缆；收放设备需要配备大型绞车、A型架等辅助设备，甲板上需要配备强大的监控系统。为了提高调查效率，通常的深拖系统是一个载体，可集成其他调查技术，例如多波束测深系统、浅地层剖面仪、光学摄像系统、磁力仪、深拖电火花震源和定位系统等，进行多手段多方法同步调查。此外，深拖的拖体距母船远达几千米，需要USBL技术的水下导航定位系统支持下作业。

4.2 ROV技术

与DeeptoW比较，遥控机器人（ROV）是一个多用途的、需要有缆作业的、遥控运载系统。其水下载体可在甲板操作系统的指挥下，在一定距离内灵活运动。它可集成侧扫声呐、多波束声呐、海洋磁力仪、浅地层剖面仪以及光学观测设备，进行海底综合探测^［3］，这也是目前被国外广泛采用的技术方法。ROV技术的主要特点是：①采用数量较多的推力器，通常为4～7个推进器，多的可达10个。由于采用计算机自动控制技术，其水下载体推力器的控制能力大大提高，使得ROV平衡性好、灵活性高；②配备高精度的水下定位技术（主要是USBL技术）进行水下作业；③使用了光纤通讯技术，使得信号传输能力十分强大，从而也提高了计算机信号处理能力；④吊放系统大部分都有带止荡装置的A型吊和脐带绞车。脐带则采用铠装、动力（高压）、光纤合一的重力缆；⑤配备强大的专用绞车和甲板辅助装置进行工作；⑥有较大的负荷能力，以携带各种勘探、取样的设备和存储样品；⑦目前的ROV的体积和功率都比早期的ROV有了较大的增加，机动能力大大提高，负荷能力也变得较大；⑧结构模块化，可根据项目的技术要求，灵活地对各种调查设备进行技术集成，安装所需的调查设备。此外还可以安装机械手进行水下取样，了解海底底质分布和查明海底障碍物^［4］。

4.3 AUV技术

水下自治机器人（AUV）是一种无缆的、可自携动力和能按设计程序进行操作的自治式潜水器。它是一个调查设备的集成载体，可集成多波束测深系统、浅地层剖面仪、光学摄像系统、侧扫声呐等多种调查设备，可用于深水井场调查的勘探设备。它在运行过程中通过声通讯系统从水面接收改变航向、深度、收集数据等工作指令而进行调查观测，来实现海底目标物搜索、地形地貌勘察、地层结构勘探以及其他观测、取样、打捞等一系列作业的“水下机器人”（图2）。

AUV主要由载体系统、控制系统、水声系统及收放系统四大部分组成。它一般艏部装有垂直推进器和侧移推进器，艉部装有水平推进器，因而机动性强，自动定向定深快、准、精，为声光探测系统在深水中的稳定性和准确性创造了极其有利的条件。机器人装有长基线声学定位系统和声学发射应答器，因此系统本体在深水中的运动轨迹清晰，并可通过长基线定位系统对本体实施8道控制命令。系统本体所载传感器和探测系统齐全，可实时记录下温度、盐度、深度等参数。机器人具有多CPU、多级递阶控制结构，能方便地修改及编入程序，可预编程序航行，还可自动记录各种运动和功能及图像参数（黑匣子）。机器人还有独特的回收和释放本体的收放系统。

图2 AUV结构图

Fig.2 AUV structrue map

AUV需要水下定位技术中的长基线水下定位系统（LBL）的导航来工作。LBL工作需要在海底布设3个以上不在一条直线上的发声器组成基线阵。LBL的命令指挥系统安装在调查船上。LBL是AUV工作不可缺少的配套设备。其工作的主要技术特点：①耐高水压的动态密封结构和技术；②精度更高、误码率更低、作用距离更大的水声通信能力；③最大工作水深达到6000m以上；④水下航速超过6节；⑤水下续航能力超过60小时；⑥采用数量较多的推力器，包括垂直、水平、侧推等多种类型，由于采用计算机自动控制技术，其水下载体推进器的控制能力大大提高，使得现代的AUV平衡性更好、灵活性更高；⑦配备高精度的水下定位技术（主要是LBL技术）进行水下作业；⑧结构模块化，可根据项目的技术要求，灵活地对各种调查设备进行技术集成，安装所需的调查设备。例如可装备的深水油气井场调查需要的定位、浅地层剖面仪、侧扫声呐和多波束测深设备等；⑨独特的回收和释放本体的收放系统，发生局部故障或丧失自航能力时，它能自动抛载上浮至水面，且自动抛起应急无线电发射天线和亮起急救闪光灯^［5］。

对比深拖系统、ROV和AUV三种设备中，前两者具有可进行实时数据传输、实时控制、没有动力限制等优点，但是需配备大型绞车、工作速度较慢、技术要求高和操作的灵活性不够。后者作业因没有拖缆的约束而范围较大，工作更加灵活、方便。但其弱点也很明显：首先是不能实时数据传输，只能在特殊情况下可通过声学modem将重要数据发送到甲板控制中心，AUV行动的重要命令是通过甲板控制命令单元发送信号来运行的；其次，水下机器人的回收至今仍是一个没有完全解决的问题，尤其是在深海使用的AUV设备的回收更加艰难；再次，AUV的能耗很大，它既不能采用太阳能电池，也没有脐带缆不断地供电，只能靠自带的蓄电池，从而限制了它在水下的工作时间；最后是AUV以及相应水下定位系统价格昂贵，技术的引进还受出口许可的限制。因此，尽管目前AUV技术还存在许多缺点，但它对调查船舶依赖性较小，而且具有较高的灵活性和可扩展性，因而具有无法比拟的优越性，随着技术水平的不断提高，其技术的不断发展和完善，AUV技术必将在深水井场调查中起着越来越重要的作用。

5 认识和结论

从深水井场调查项目技术要求、调查技术以及相关的辅助调查技术分析，根据目前国内海洋调查单位的勘探技术装备情况，我们认识到开展深水油气井场调查仍然具有一定的差距。尽管测深、浅层剖面、单道地震、多道地震、地质取样等勘探技术比较成熟，只要作一些技术升级可以实现技术目标；而当务之急需要发展的重点在于提高深水井场的海底精密地貌测量、海底障碍物探索、浅地层结构探测的综合调查技术能力，主要是包括近海底多参量勘查和配套的水下定位技术。主要有以下几点：

1）深水油气井场调查所需要的手段和浅水海域的一些油气田井场相比，增加的调查项目不多，除需要进行海流测量之外，还需增加多波束海底地形地貌测量；而这些技术国内装备较多，工作方法也比较成熟。

2）多道地震、地质取样等调查项目的技术要求没有变化，但用于中、浅地层剖面勘探的浅地层剖面仪和单道地震勘探设备需要做一些技术升级；

3）用于探测海底障碍物和海底地貌特征的侧扫声呐和海洋磁力测量项目需要在近海底多参量勘查技术支持下作业，但这些技术目前国内开展得很少，尤其是深海海域几乎是空白。因此，需要加强该方面技术和方法上的研究，尤其是对ROV和AUV技术、方法以及应用领域和集成技术的研究工作；

4）近海底多参量勘查技术离不开USBL和LBL等水下定位技术，它们将成为深水油气井场勘探的关键技术，需要加快超短基线定位系统、长基线定位系统的技术方法和应用研究工作。

随着科学技术的发展和进步，海洋深水油气开发的要求也将发生相应的变化；因此我们要跟踪国际上海洋调查技术的最新发展，积极开展技术调研，技术方法以及应用研究，同时也关注和加强对一些目前还没有受人重视的调查技术以及方法研究，例如，深水海底的原位CPT探测技术等领域。在研究深水油气井场调查技术的基础上，也积极开展对深水海底管线路由调查技术方法的研究，为参与我国即将开展的深水油气开发做好技术储备。

参考文献

［1］吕福亮，贺训云，武金云，孙国忠，王根海.全球深水油气勘探简论.海洋油气地质，2006，4期

［2］孙清，连琏.中国深水海域油气及相关资源勘探开发进展及关键技术.中国海洋大学学报（自然科学版）.2005，6期，923～927

［3］燕奎臣，俞建成，张奇峰.深水油气开发中的水下机器人.自动化博览，2005，5期

［4］彭学伦.水下机器人的研究现状与发展趋势.机器人技术与应用，2004，4期

［5］李晔，常文田，孙玉山，苏玉民.自治水下机器人的研发现状与展望.机器人技术与应用，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. 砂岩定容油藏动态综合评价——以TK井为例

李宗宇陈珊杨磊

（西北石油局规划设计研究院乌鲁木齐830011）

摘要砂岩定容油藏一般分布局限，在开发中不作为重点，生产中很难取全各项资料，给这类油藏的开发和油藏工程设计带来一定困难。塔河3号油田石炭系油藏各油层多为定容性油藏，作者以TK303井为例，利用生产资料，通过各种油藏工程计算方法对油藏动态进行综合评价分析，并将此应用到整个塔河3号油田石炭系油藏。

关键词砂岩定容油藏油藏工程计算生产资料

塔河3号油田石炭系油藏总体为层状岩性－构造油藏，其顶部风化面附近可能存在不整合岩性油气藏。油藏具有含油井段长（约280m）、油层分散、单层厚度小（一般为1.7～4.0m）、油水层相间出现的特点。在平面上，油气层既受微幅度圈闭控制，部分油沙体的展布明显又受岩性控制。部分油沙体互不连通，大部分沙体分布面积小，能量供给不足，开发难度很大。如何评价开发好此类油气藏，其难度不亚于开发奥陶系油藏。塔河3号油田石炭系油藏的探明储量为1111×10⁴t，而该油田奥陶系油藏单井产能低，部分井因储层的非均质性没有产能而转采石炭系。

目前本油藏有2口井3层次进行过试采，尚未获得PVT资料，取得的生产资料也较少。

1高压物性参数计算

石炭系油藏没有取高压物性样，我们用经验公式和已有的油藏工程软件求取部分高压物性参数。塔河3号油田石炭系试采的2井3层次中只有 TK303井Ⅱ油组5044.5～5050.0m段资料最全，现以TK303井Ⅱ油组试采资料进行物性参数计算。

Glaso计算饱和压力的经验公式：

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

式中：p_b——原油的饱和压力（MPa）;

＊——饱和压力的相关因数；

d_g——闪蒸分离气体的相对密度；

d₀——闪蒸分离的地面原油相对密度；

R_s——闪蒸分离的总气油比（m³/m³）；

t——地层温度（℃）。

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

由公式（1）和公式（2）求得的饱和压力在1.034～48.263MPa，压力范围内的标准差为6.98％，而在13.789～48.263MPa压力范围内的标准差为3.84％。

根据计算的p_b和生产资料用西南石油学院研制的西油软件求得的原油高压物性参数如下：

原油体积系数——1.2137(m³/m³）；

原油压缩系数——6.6647×10^-4(1/MPa）；

原油饱和压力——11.367(MPa）；

溶解气油比——62(m³/m³）；

两相体积系数——1.2137(m³/m³）；

地层原油粘度——1.300091(mPa·s）；

地层原油密度——0.7230685(g/cm³）。

用同样方法可计算出溶解气的高压物性和地层水性质。

2动态综合评价

2.1可采储量概算

TK303井Ⅱ油组在5044～5050m段从1999年3月3日生产到5月21日关井转层，本层累积产出原油4953.03t，产气6.6312×10⁴m³，产水为296.6m³，生产期间一直用6mm油嘴生产，并于1999年3月2日和5月22日各测地层压力一次。在此以d为单位作递减分析，其结果见表1及图1。由表1看直线递减相关系数最高，为0.9757，其次为指数递减，相关系数为0.9457，由递减类型和生产情况分析该油层具定容性质的油藏特征。直线递减率3.94 d^-1，开采年限为106.6d，计算出的弹性驱可采储量为0.546×10⁴t。

表1TK303井Ⅱ油组产量递减分析结果Table1The output decrease analytic result of well TK303－Ⅱ oil groups

2.2地质储量的计算

据计算得到的高压物性参数、生产资料数据、油藏参数，用西油软件中封闭性油藏储量计算模块计算出TK303井Ⅱ油沙层单井弹性驱控制地质储量为2.776×10⁴t。

图1TK303井产量递减曲线图Fig.1The output decrease curve of TK303 well

2.3驱动指数计算

根据未饱和油藏驱动指数计算公式，用算出的单井控制地质储量、高压物性参数和已有的地层压降等资料求得驱动指数见表2及图2。由表2知该油层存在弹性驱动和溶解气驱动，以弹性驱动为主。略有天然水驱。2.4天然能量评估

表2TK303井Ⅱ油组驱动指数Table2The drive index of well TK303 oil groups

（1）无因次弹性产量比值

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

式中：N_p——累积产油量（10⁴t）;

N——原始地质储量（或单井控制储量）（10⁴t）;

B_o——压力p下的原油体积系数（m³/m³）；

B_oi——原始原油体积系数（m³/m³）;

C_t——总压缩系数（1/MPa）;

p_i——原始地层压力（MPa）;

图2TK303井Ⅱ油组驱动指数变化图Fig.2The drive index mutative chart of well TK303－Ⅱ oil group

p——平均地层压力（MPa）。

计算得 N_pr=3.077579。

（2）采出1％地质储量平均地层压降

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

计算得D_pr=0.5138521。

对于孔隙型砂岩油藏天然水驱动能量基于上述两指标有如下分级：

第一，如果D_px＜0.2,N_pr＞30，那么油藏初期天然能量充足，初期采油速度可以大于2％。

第二，如果0.2≤D_pr＜0.8,N_pr=10～30，那么油藏的天然能量较充足，初期采油速度可以取1.5%＜v_o≤2％。

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

第四，如果D_pr≥2.5,N_pr＜2，那么油藏天然能量不足，初期采油速度取v_o≤1.0％。

借鉴上述分级标准，目前的N_pr值和D_pr值在天然驱动能量大小分布图中处于第三类，说明天然能量为中等水平。推荐出合理的采油速度为1.0%＜v_o≤1.5％。

塔河3号油田石炭系油藏各油组为同一压力系统，试采资料显示原油性质、气油比、动态特征相似。虽然有的油沙层有一定的边水，开发中存在一定程度的天然水驱，但至少弹性驱和溶解气驱能量是相同或相似的，就目前所处的阶段和对油藏的认识而言，此方案可以用于塔河油田3区块石炭系类似油藏的开发。

3应用

3.1采收率估算

利用所作做递减分析的结果计算TK303井Ⅱ油组弹性驱可采储量为0.546×10⁴t；用西油软件封闭性油藏储量计算模块计算 TK303井Ⅱ油沙层单井弹性驱控制地质储量为2.776×10⁴t；计算一次采收率可达19.67％。

3.2合理采油速度

利用计算无因次弹性产量比值N_p和x采出1％地质储量平均地层压降D_pr在天然驱动能量大小分布图中处于第三类，推荐出合理的采油速度为1.0%＜v_o≤1.5％。考虑到经济效益，推荐采油速度为1.5％。

3.3开采方式的确定

据计算的一次采收率可达19.67％，油藏大部分有定容封闭性油藏特征，则可确定以衰竭式开采为主，而且主要在自喷期采出，后期可在主力油层实施笼统注水。事实上S46井停喷转机抽生产后，在机抽生产时含水达70％，而供液严重不足，日产油水平只有1～2t，反映出二次采油后没多大产能。

3.4其他参数的确定

知道合理的采油速度，再加上试井求得单井合理产能，就可求出所需生产井数。进而可求得油藏产能规模、油井停喷压力等油藏工程设计所需参数。同时可验证油组划分和小层沉积相划分对比的正确性，结合油藏地质研究成果就可划分开发层系，研究开发井网。

参考文献

[1]秦同洛等．实用油藏工程方法．北京：石油工业出版社．1989

[2]黄炳光等．实用油藏工程与动态分析方法．北京：石油工业出版社．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. 油藏工程如何通过图来判断油气井驱动类型

有四种方法：
一、水压驱动类型油藏：在原始地层条件下，当油藏的边部或底部与广阔或比较广阔的天然水域相连通时，在油藏投入开发之后，由于在含油部分产生的地层压降，会连续地向外传递到天然水域，引起天然水域内的地层水和储层岩石的累加式弹性膨胀作用，并造成对油藏含油部分的水侵作用。天然水域愈大，渗透率愈高，则水驱作用愈强。如果天然水域的储层与地面具有稳定供水的露头相连通，则可形成达到供采平衡和地层压力略降的理想水驱条件。
二、气顶驱动类型油藏：有的油藏具有原生气顶，这时油层的压力即等于原始饱和压力。随着原油的开采，井底压力将不断下降，压力降落所波及到的井底地区，将是溶解气弹性膨胀驱油，随着压降区的扩大以致扩展到气顶时，气顶气也会因压力降落而产生弹性膨胀，从而使气顶区扩大，成为驱油的能量。如果气顶区和含油区相比足够大，在某一开发阶段也可成为驱油的主要能量。对于这种类型的油藏，称之为气顶驱油藏。
三、溶解气驱动类型油藏：一个高于饱和压力的油藏，随着油田的开发，当油层压力降至饱和压力以下时，在岩石和流体的弹性能释放并发挥驱油作用的同时，原来呈溶解状态的溶解气，便会从原油中挥发出来，成为气泡分散在油中，在压力降低时气泡将产生弹性膨胀，这种弹性膨胀能也会发挥驱油流向井底的作用，并且地层压力降得越低，分离出来的气泡越多，所产生的弹性膨胀能也就越大。由于气体的弹性膨胀系数要比岩石和液体的弹性系数大得多，一般要高出6～10倍，所以溶解气的弹性膨胀能在开发的某一阶段内将会起主要作用。在这种条件下开发的油藏称为溶解气驱油藏。
四、重力驱动类型油藏：有些油藏的油层具有较大的厚度，或具有较大的倾角(大于10。)，处于油层上部的原油依靠自身的位能或重力向低部位的井内流动，当前述的各种能量均已消耗之后，主要依靠重力驱油的油藏称为重力驱动类型油藏。和其他分类一样，这种分类更具有多因素性，普遍有两种以上的天然驱动能量，而且在开采过程中主导的驱动能量往往会发生变化。特别是在目前，有时从油田开发开始时各种人工影响和改善油田开发效果的措施便同时应用，在这种情况下这种以天然驱动能量分类的方法显然不能满足需求，但是，对这种驱动能量一定要有所认识，因为人类正在模拟和补充这些能量继续开采油藏，如注水、注气。

D. 如何通过油、水井给油气层测血压、量体温、把脉

医生看病通常要给患者测血压、量体温、把脉，用来判断病症。在油、气田生产中我们是通过向油、水井下入各种测试仪器，获取油气层的压力、温度和流量等信息，用来对油气层进行分析评价，这项技术称为试井。试井和测井、物探合称为油气层描述的三大技术。
对于不同的“患者”，我们“把脉”的学问可不一样!
自喷井试井包括测流动压力（即油井生产时的井底压力）、静止压力（即关井后压力恢复到不再上升时的井底压力）、流动压力／温度梯度（即单位井深的温度变化值）、静止压力／温度梯度；压裂后的温度剖面、井下砂面位置、压力恢复测试（即关井后压力随时间的变化关系）、干扰／脉冲试井、探边测试。
注水井试井包括测流压／静压、压力／温度梯度、注水井压力降落测试（即关井后压力随时间的变化关系）。
抽油井试井包括测抽油井环空液面高度、流动压力、静止压力、压力恢复测试。
稠油井在蒸汽吞吐，特别是进入蒸汽驱开采阶段后，应及时进行油藏压力和温度测试，这是认识油藏动态，改善、提高注蒸汽开发效果的重要手段。为了解和认识蒸汽吞吐和蒸汽驱过程中压力场及温度场在平面及纵向上的分布规律，在稠油开发区内布置了动态监测井，进行压力和温度监测。通过油井在一个吞吐周期内压力和温度的测试，掌握压力场、温度场的变化规律，就能研究出最佳注蒸汽时间、注汽压力和注汽速度。目前国产耐温达300℃的超高温电子压力计、温度计，完全能够满足稠油井的压力、温度测试要求。
采气井试井与自喷井基本相同，但井口需配备高压防喷器（45～60兆帕）。含硫化氢的采气井应采用防硫钢丝进行起下作业，操作人配戴防毒面具，测试过程应注意井口的加热保温。按井口压力和产气量估算加装在试井仪器上的加重杆重量，防止发生试井仪器不能顺利下入井中的故障。

E. 油气井完成的步骤有哪些

完井(即油气井完成)是钻井工程的最后一个重要环节,主要包括钻开生产层、确定井底完成方法、安装井底和井口装置以及试油投产。完井质量直接影响油井投产后的生产能力和油井寿命，因此必须千方百计地把完井工作做好，为油气井的顺利投产、长期稳产创造条件。

一、打开生产层完井就是沟通油气层和井筒，为确保油气从地层流入井底提供油流通道。任何限制油气从井眼周围流向井筒的现象称为对地层损害的“污染”。实践证明：钻开生产层的过程或多或少都会对油气层产生损害。因此，保护油气层是完井所面临的首要问题。过去，世界范围内油价较低、油源充裕，在很大程度上忽视了对油气层的保护。自20世纪70年代中期，西方一些国家出现能源危机以来，防止伤害油气层，最大限度地提高油气井产能才上升到重要地位，成为目前钻井技术中最主要的热门课题之一。

1.油气层伤害的原因油气层伤害机理的研究工作开展以来，有各式各样的说法。最近比较精辟的理论认为：地层损害通常与钻井液固体微粒运移和堵塞有关，还与化学反应和热动力因素有关。在复杂条件下，要充分掌握油层损害机理是比较困难的。因此，目前的研究结果大多只能定性地指导生产实践，离定量评价还有一定的差距。

钻生产井常用的钻井液为水基泥浆。由于钻进过程中钻井液柱压力一般大于地层压力，在压差作用下，钻井液中的水、粘土等会侵入油气层，对油气层造成各种不同性质的伤害。

1)使产层中的粘土膨胀研究得知，油砂颗粒周围一般都有极薄的粘土膜。砂粒之间的微孔道非常多，油气层内部还有许多很薄的粘土夹层。在钻井液自由水的侵入作用下，砂粒周围的粘土质成分将发生体积膨胀，使油气流动通道缩小，降低产出油气的能力。

2)破坏油气流的连续性油气层含油气饱和度较高时，油气在孔隙内部呈连续流动状态。少量的共生水贴在孔隙壁面，把极微小的松散微粒固定下来，在相当大的油气流动速度下也不会被冲走。当钻井液滤液侵入较多时，会破坏油气流的连续性，原油或天然气的单相流动变成油、水两相或气、水两相流动，增加了油气流动阻力。一旦水成为连续的流动相，只要流速稍大，就会把原来稳定在颗粒表面的松散微粒冲走，并在狭窄部位发生堆积，堵塞流动通道，严重降低渗透率。

3)产生水锁效应，增加油气流动阻力渗入油气层中的钻井液滤液是不连续的，而是呈一段小水栓一段油气的分离状态。在有些地方还会形成油、水乳化液。由于弯曲表面收缩压的关系，会大大增加油气流入井的阻力。

4)在地层孔隙内生成沉淀物

in。

由于油管柱与套管间的环空由油管挂密封，由地层流入井内的油气只能进入筛管并沿着油管上升到地面。采油树与地面采油管线相连,有控制地将油气从井内输出。

3.诱导油气流下完油管、安装好井口装置后，下一步的工作一般是诱导油气流。对于因井内液柱压力过高而不能自喷的油气井，应设法降低井内液柱高度或流体密度，从而降低液柱压力，诱导油气流进入井内。常用的方法有替喷法、提捞诱喷法、抽汲诱喷法和气举法等。

1)替喷法用原油或清水等低密度液体将井内的钻井液循环替出，降低液柱压力以诱使油气流入井内的办法称为替喷法。替喷时清水从油管注入井内，逐步替出井内钻井液。对于高压井或深井，为了不致造成井内压力变化过猛，可以先用轻钻井液替出重钻井液，再用清水替出轻质钻井液的办法进行替喷，确保井身安全。

2)提捞法提捞诱喷法是用特制的提捞筒，将井筒中的液体逐筒地捞出来，以降低液柱高度、诱导油气流进入井内。这种方法一般是在替喷后仍然无效的情况下采用。

提捞诱喷法的一种变化称为钻具排液法。可以把装有回压阀的下部钻具视为一个长的提捞筒，速度较快地将井内液面降低1000～1500m。

3)抽汲法抽汲法实际上是在油管柱内下入一个特制的抽子，利用抽子在油管内上下移动形成的部分真空，将井内部分清水逐步抽出去，从而降低井内液柱高度，达到诱喷的目的。

抽汲法可将井内液柱高度降到很低。抽子下行时阀打开，水从抽子中心管水眼流入油管内；上提抽子时阀关闭，油管内的水柱压力使胶皮胀开紧贴油管内壁而起密封作用。抽子之上的水柱随抽子上移而被排出井口。替喷后仍不能自喷的井，可采用抽汲法诱喷。

4)气举法气举法与替喷法的原理类似，只是替入井内的不是清水而是压缩空气。气体是从环空注入而不是经油管注入。由于气体密度小，只要油气层伤害不是很严重，一般气举后可达到诱喷的目的。在某些有条件的地区，还可以用邻井的高压天然气代替压缩机进行气举。对替喷无效的井，也可采用气举法诱喷。

4.完井测试完井测试的主要任务是测定油气的产量、地层压力、井底流动压力、井口压力以及取全取准油、气、水的资料，为油气开采提供可靠的依据。

1)油气产量的测定从油气井中产出的油、气、水进入分离器后，气体经分离伞从上部排出，油和水沉降下来。玻璃连通管中的液面高度能反映分离器内油水液面的变化。记录玻璃管中液面上升一定高度所需的时间，就能算出每口井的产液量，经采样分析可得到油水含量。

通常用节流式流量计测定天然气的产量。流量计的孔板直径要适应天然气的产量范围。

2)地层压力和井底流动压力关井待井内压力恢复到稳定后，用井下压力计测得的井底压力即为地层压力。也可用关井井口压力和液柱压力计算得出地层压力。对于渗透性差的地层，关井使井内压力恢复需要很长时间。为了节省时间，可根据一段时间内的压力恢复规律推断地层压力。

井底流动压力是指稳定生产时测得的井底压力。如果是油管生产，由套压和环空液柱压力可算得井底流动压力。

3)井口压力油气井井口压力包括油压和套压。油压反映井口处油管内压力，套压反映井口处油管与套管环形空间的压力。生产时油压和套压不同，关井压力稳定后油压和套压应相等。可以在地面上通过压力表读得这两个压力值。

4)油、气、水取样取样是为了对产层流体进行分析和评价。因此，要求取出的样品具有代表性和不失真。一般情况在井口取样。有时为了保持油气在地下的原始状态，需要下井下取样器到井底取样并封闭，然后取到地面用于测试和分析。

思考题

1.钻井的作用是什么?2.现代旋转钻井的工艺过程特点是什么?3.井身结构包括什么内容?4.钻井工艺发展经历了几个阶段?有些什么特点?5.石油钻机由哪些系统组成?各个系统的作用是什么?6.防喷器有哪些类型？各有什么用途？

7.钻柱主要由哪几种部件组成？

8.方钻杆为什么要做成正方形?9.扶正器、减振器、震击器等辅助钻井工具各有什么用途?10.普通三牙轮钻头主要由哪几部分组成?11.石油钻井使用的金刚石钻头有哪些类型?各在什么条件下使用?12．钻井液的功用是什么?13．水基钻井液由哪些部分组成？属于什么样的体系？

14．钻井液性能的基本要素有哪些？

15．钻井液密度与钻井工作的关系如何?16．怎样优选钻头？

17．井斜控制标准是什么?18．压井循环的特点是什么？

19．常规井身轨迹有哪几种类型？

20．井内套管柱主要受哪些外力作用？设计套管柱的基本原则是什么?21．套管柱由哪些基本部件组成？

22．描述注水泥的基本过程。

23.钻开油气层时常采取哪些保护措施?24．目前常用哪几种完井方法?25.诱导油气流的主要方法有哪些?26.完井井口装置有哪些部件?各起什么主要作用?

F. 怎么控制油气井

钻井工作不仅要求速度快，而且要求质量好。井身质量的好坏是油气井完井质量的前提和基础，它直接影响到油气田勘探和开发工作的顺利进行。

井身轴线偏离铅垂方向的现象叫井斜。大量实践说明，井斜严重将给钻井、油气田开发及采油等带来各种危害，甚至引起事故。因此，有关井斜的一些指标是衡量一口井井身质量的重要参数。

井身斜度大了，为钻达同一目的层所需的进尺就会增加。这样不仅费用高，而且还可能由于深度的误差，使地质资料不真实而得出错误的结论，漏掉油气层。井斜过大、井底偏离设计位置过多，将会打乱油气田开发井网分布方案，影响油气层的采收率。

井斜使井眼变曲。钻具在弯曲井眼中旋转容易产生疲劳折断。钻具在严重弯曲的井段内，受下部钻具拉力的作用，将给井壁和套管以接触压力，加剧钻具和套管的磨损。同时,在长期的旋转和起下钻中，井壁将被钻具磨起“键槽”而造成卡钻。

固井时，在井斜变化大的严重弯曲井段，比钻具刚度大的套管及测井仪器将不易下入，易发生卡钻；下入井内的套管由于井斜不能居中，使水泥浆不易充满整个套管外环形空间而影响固井质量。

综上所述，井斜的危害是多方面的，后果是严重的，需要引起钻井工作者的注意。

旋转钻井发展至今，还很难钻成一口一点都不斜的直井。井眼总是或多或少要斜的。井斜给钻井、开采带来的危害程度与井斜的严重程度有关。轻微的井斜不致造成危害；严重井斜可能引发事故甚至使井报废。那么，什么样的井斜程度才是被允许的呢？这就存在一个井斜控制标准问题。在此标准之内的井，即可认为是可以接受的“直井”，从而避免徒劳追求绝对直井的行为，把井身质量建立在工程实际的基础上。

我国井斜控制的标准为井眼曲率不大于3°/100m。至于井斜角及其他规定，要根据各地区的具体情况而定。胜利油田的评价情况见表5-1。

图5-8定向井轨迹示意图

实际上，可以说“三段式”井身轨迹只是“S型”井身轨迹的一种特殊情况而已。“S型”井身轨迹可以作为所有常规二维定向井井身轨迹的代表，使井身轨迹的设计得到和谐的统一。

常规井身轨迹设计应遵循以下原则：

(1)能实现钻定向井的目的。对于裂缝性油层、厚度小的油层，为了增大油层的裸露面积、提高产量，往往设计成水平井或多底井。为满足采油工艺的要求，丛式定向井多数设计成“S型”井身结构。为了避开井下障碍或防止井眼交叉，井身结构还可以设计成三维“S型”。对于救险井，主要是要求准确钻达目标。因事故需侧钻的定向井，只要避开井下落鱼(即井下落物)，斜出一定的水平位移即可。

(2)尽可能利用地层的造斜规律，可以大大减少人工造斜的工作量和困难。

(3)要有利于满足采油工艺的要求。井眼曲率不宜过大，以利于改善抽油杆的工作条件；最好是垂直井段进入油层，以便于坐封封隔器以及进行其他增产措施。

(4)要有利于安全、优质、快速钻井。这就要求选择合适的井眼曲率、井身轨迹、造斜点以及相关的井身结构。

2.井身轨迹控制井身轨迹控制包括井斜控制和方位控制两个方面。在定向钻进过程中，为确保井眼按预定的井身轨迹发展，需要进行井身轨迹控制。一旦井眼偏离井身轨迹，也需要进行井身轨迹控制。因此，井身轨迹控制是定向钻井技术中最重要的内容之一。

井斜控制即控制井眼井斜角的变化,可以采用两种方法：一种是利用造斜工具造斜或增斜。有特殊需要时，也可以利用造斜工具来降斜。另一种方法是利用井底钻具组合进行增斜、降斜和稳斜。

方位控制是控制井眼方位角的变化,也可采用两种方法：一种是利用地层特性的自然漂移与井底钻具组合达到目的。另一种方法是利用造斜工具强行改变井眼方位。

无论是井斜控制还是方位控制，都要利用两种基本工具,造斜工具和井底钻具组合。在定向钻井发展初期，人们就开始利用造斜工具控制井斜和方位。随着造斜工具的发展，有关造斜工具的理论和现场使用已日益成熟。至于井底钻具组合，虽然人们很早就发现它对井斜和方位的变化都有很大影响，但在很长时间内对它的研究不够。从20世纪50年代起，美国学者鲁宾斯基开始研究钻具组合的力学性能，主要用于打直井。直到60年代，才有人提出定向钻井的井底钻具组合的力学模型。井底钻具组合的研究一时间成了热门，不少学者使用不同的数学、力学方法进行研究和分析，至今方兴未艾。

3.井身轨迹测量定向井测量资料是控制井身轨迹的依据。在井身轨迹的控制过程中,需要及时、准确地了解和掌握定向井基本参数的变化，才能采取相应措施，确保井身轨迹沿预定路径发展。定向钻井实践证明：要完成高质量的定向井，除了合理的井身轨迹设计和有效的井身轨迹控制外，还需要使用性能优良的定向井测量仪器和装备。目前这种趋势日益明显。

从20世纪50年代至今，井身轨迹测量技术发展极快，主要经历了以下过程：钻杆打印地面定向→氟氢酸玻璃管定向→单、多点磁性测斜仪定向→单、多点陀螺测斜仪定向→有线随钻测斜定向系统定向→无线随钻测斜定向系统定向。

钻杆打印地面定向和氟氢酸玻璃管定向方法效率低、精度差，已被淘汰。单、多点磁性测斜仪和陀螺测斜仪是目前定向井施工中使用最多的测斜工具。有线随钻测斜定向系统是20世纪70年代中期研究成功的，广泛用于造斜段测量。无线随钻测斜定向系统是70年代末期出现的，已在北海油田及美国某些油田使用，尚处于发展及完善阶段。

G. 胜利油区电子压力计试井资料综合分析

李友全张传宝李慧叶良玉阎燕张莉

摘要胜利油区地质构造复杂，反映其动态特征的试井曲线也异常复杂。本文在综合分析了胜利油区15年来的电子压力计试井资料的基础上，研究了不同试井资料的曲线特征，包括变井筒储存的曲线特征及资料解释方法；不同油藏外边界的曲线特征及资料解释方法；以及胜利油区多层、多井试井中存在的问题及解决方案等。在此基础上，总结出了一套适合胜利油区复杂地质特征的试井方法和资料解释方法。

关键词试井试井解释内边界外边界多层油藏胜利油区

一、引言

胜利油区的现代试井工作开始于1985年，经过十五年的引进、发展配套和应用研究，目前已形成油气水井地面直读测试、井底储存测试、海上橇装测试和抽油井环空测试的现代试井技术系列。相继开展了油气水井的压力温度测试、压力恢复试井、压降试井、干扰试井、脉冲试井、系统试井、改进等时试井、探边测试、水平井试井、抽油机井环空测试及压裂、酸化、堵水评价测试、计算热采油藏参数测试等。到目前已累计完成电子压力计测试280井（层），为油田的勘探开发提供了重要的动态资料。但由于胜利油区地质构造复杂、油藏储集类型多，反映油藏特征的试井曲线也异常复杂，试井资料的解释难度很大，为提高我局的试井解释水平，增加试井资料的应用价值，应结合油气藏开发过程中的研究成果，对这些资料进行综合分析和应用研究，以推动我局试井技术的不断发展和进步。本文在综合分析胜利油区电子压力计试井资料的基础上，对不同类型内边界、油藏外边界、多层油藏试井资料（包括分层测试）及多井试井进行了研究分析。

二、具有不同内边界类型试井资料的分析研究

内边界模型是由井筒条件决定的，井筒条件包括井筒的动力状况和井的完井情况，井筒的动力状况是指与井筒动力效应有关的物理现象，包括井筒储存效应、井筒相变影响、井温影响、井筒漏失等现象；完井情况是指与井筒本身及井壁附近地层物理结构有关的影响，包括井筒的污染情况、射孔情况、储集层穿透厚度及是否有裂缝、井斜等情况。这些情况对不稳定试井有很大的影响，往往直接影响解释结果的准确性。

1.线源井

在不考虑井筒的动力状况和井的完井情况下，井筒半径与油藏大小相比，井半径非常小，近似地把井半径视为零，此时的井称为线源井。井筒半径为零时，解释模型的解称为线源解。

线源井模型在干扰测试资料解释中应用较多，在无法确定激动井的内边界情况时一般选用该模型^[1]。

2.井筒储存

（1）定井筒储存

由于井筒中流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。描述这种现象的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。定井筒储存的特种曲线是压差（p）与时间（t）关系图，其特征是△p与 t的关系曲线为通过原点的一条直线。

（2）变井筒储存

在相重新分布井、相变井等实测井中，井筒储存系数往往表现出增大或减小的特征。1997年Hegemen等人提出一种分析井筒储存增大或减小的模型，在Laplace空间内，变井筒储存井压力反映可表示为^[2,3]：

胜利油区勘探开发论文集

式中：p_D——无因次压力；

S——表皮系数；

C_D——无因次井筒储存系数；

p_D——无因次变井筒储存压力；

L(p_D）——理想储集层模型（S=0,C_。＝0）的Laplace空间解；

z——Laplace变量。

Fair给出的变井筒储存压力函数为指数形式：

式中：C_φD——常数；

胜利油区勘探开发论文集

t_D——无因次时间。

将（2）式进行Laplace变换后代入（1）式再反演到真实空间，即得到指数形式的变井筒储存的典型曲线（图1、图2）。具有变井筒储存的井在早期会表现出与具有定井筒储存并且储存系数为C_φD的井相似的特性，接着是变井筒储存占优势的过渡期，然后是晚期，井再次表现出单独受 C_D控制的定井筒储存。

在一些实例中，需要比指数形式更急剧变化的井筒储存压力函数。Hegeman给出了另一种变井筒储存函数—误差函数形式：

胜利油区勘探开发论文集

式中：α_D——无因次变井筒储存时间；

erf——误差函数。

误差函数的变井筒储存曲线的过渡段更大、更剧烈。使用多个变井筒储存压力函数P_φD1、P_φD2……，可以产生复杂的变井筒储存模型。如早期井筒储存减小，接着井筒储存又增大的现象。对于一些井筒有积液的气井，在压力恢复测试期间有时出现这类井筒储存特征。早期，天然气压缩系数不断降低，引起井筒储存减小。后来，随着液体回落和相重新分布，井筒储存系数增加。

图1井筒储存增大的典型曲线图

在胜利油区所进行的280口井的测试资料解释过程中，变井筒储存现象较多，共有105井的试井资料具有变井筒储存效应，其中既有井筒储存系数增大的曲线，也有井筒储存系数减小的曲线和井筒储存系数先减小后增大的曲线。如埕北古4井，该井于1999年7月3日至15日对东营组7³、7⁴两层进行测试。关井前油产量313m³/d，气产量26571m³/d。关井后由于井筒内压力升高，部分天然气又溶解到油中，从而引起井筒储存减小，通过拟合，终井筒储存系数为1.08×10^-2m³/MPa，初终井筒储存系数比为9.92417m³/MPa，无因次变井筒储存时间为7400。

变井筒储存对资料的解释具有不利的影响，特别是当变井筒储存时间很长且井附近存在外边界时，变井筒储存往往掩盖掉最初的外边界反映，如富111-8井等，从而对外边界及其他参数的解释产生影响，目前这种不利的影响在试井解释理论上尚无法有效解决，但可以通过提高测试工艺来解决，具体方法是通过井底关井器进行井底关井或利用井底流量计计量井底产量变化，从而消除变井筒储存对试井资料的影响。

图2井筒储存减小的典型曲线图

3.表皮系数

在油田勘探开发过程中，利用不稳定试井方法确定的表皮系数广泛应用于油气层损害评价。但由试井所求得的表皮系数为一总表皮系数，它不仅包括由于钻井液、完井液对井底附近地带油气层的污染与堵塞而引起的真实表皮系数，还包括油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响而引起的拟表皮系数之和^[4]。因此为了获取反映地层污染的真实情况，应该对油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响的拟表皮系数进行计算求解。如义941井，该井位于沾化凹陷渤南洼陷渤东斜坡带，油层井段3275.3～3293.3m，有效厚度为16.8m，射开3275.3～3282.0m，射开厚度6.7m。通过试井得到总表皮系数为8.47，由于该井测试层为局部打开，局部打开造成的表皮系数为5.25，因此地层的实际污染系数为3.22，说明本井有污染，但污染程度没有像试井分析的那样严重。

在胜利油区的试井资料中，共有86口井的表皮系数大于0即存在污染，占40%，说明胜利油区的大部分井不存在污染，其中表皮系数大于0小于1的井有16口，表皮系数大于 10的井有 33口，即有15%的井存在严重污染。此外有129口井的表皮系数小于0，占总井数的60%，其值为0～9，通过统计还发现表皮系数跟钻井和完井条件有关，跟地层情况关系不大。

三、具有不同外边界类型试井资料的分析研究

外边界条件是指油藏外边缘的情况，常见的有无限大地层、不渗透边界、恒压边界、封闭系统和组合边界等^[1]。在实际油藏中不存在真正的无限大地层，所有地层都是有界的，将地层认为无限大是由于压力波动尚未波及到地层边界，边界压力特征没有反映出来。

目前已进行各种类型的油、气、水井测试中，有83口井见到了边界反映，占测试井的30%，其中单一不渗透边界16口井，两条相交不渗透边界15口井，两条平行不渗透边界3口井，三条不渗透边界14口井，四条不渗透边界10口井，等压边界12口井，组合边界（不渗透＋等压边界）3口井，复合油藏10口井。

1.不渗透边界

不渗透边界指密封断层或岩性尖灭，可以是一条边界或多条边界交叉所形成的较复杂的边界。

（1）单一不渗透边界

当测试井附近有一条不渗透边界时，在半对数图（p_wf-lgt）上将出现两条直线段，且前一直线段的斜率为后直线段的2倍。通过两条直线交叉点的时间可求出测试井到断层的距离。在双对数图上，压力导数曲线在井筒储存和表皮效应的影响结束后，稳定于纵坐标值为0.5的水平直线上，遇到断层反映后，压力导数曲线先上翘，最终趋于纵坐标为1.0的水平直线。

在胜利油田的试井中遇到单一不渗透边界的情况较多，如埕北 12井，该井的压力恢复资料在压力导数曲线后期上翘，表明遇到了不渗透边界，通过拟合得不渗透边界的距离为153m。后经进一步探明构造，发现埕北大断层在本井以北约150m处，可见电子压力计在探边测试中具有较高精度。

（2）两条平行不渗透边界（渠状储集层）

若井位于两条平行断层中，在井到最近断层距离大约是两断层间距的10%或更小时，半对数图上可显示出一条断层的存在，并可计算其距离，在双对数图上，压力导数曲线可反映出两条断层的存在，可用典型曲线拟合法求得井与每条断层的距离。若井位于两条断层的中间，半对数图上曲线的斜率一直在增长。在晚期边界之间的流动变成了线性流动，此时压力与时间的平方根成正比，在双对数图上，压力曲线与压力导数曲线相平行，且沿斜率为二分之一的直线（倾角26°）上升。如夏70井，该井解释得到两条平行断层，到井的距离分别为54.6m和55.7m，即两平行断层间距离为100.3m。

（3）两条相交不渗透边界（楔型储集层）

当井处于两条相交断层附近时，在双对数图上，其压力曲线形态与两条断层的夹角及井到两条断层的距离有关：当井到两个断层的距离相差较大时，压力导数曲线表现出两个依次上升的台阶，如夏326井，该井通过拟合得断层距离分别为687.0m和312.0m；若井处于两断层夹角的角平分线上，随两断层夹角的减小，压力导数曲线上翘幅度变大，最终稳定于纵坐标值为N=180°/θ的水平线上（θ为两断层的夹角）。如曲10井，经解释该井到两条边界的距离分别为148.0m和156.0m。若井处于两条正交断层之中，压力导数曲线最终将稳定于纵坐标为2.0的水平线上；单对数图上前后直线段斜率之比为1:4。

（4）多条不渗透边界

井周围有多条不渗透边界（两条以上）但并不完全封闭，在双对数图的压力导数曲线上的反映与两条相交断层反映很类似，都是上翘后变平，只是上翘的距离和幅度稍大些，故在判断是否为多条不渗透边界时，应参考地质资料，而不能只凭试井曲线来判断，在胜利油田的探边测试中这类井遇到的较多，如孤北30、孤南24等。

（5）断层全封闭边界

胜利油区的油气藏多为断块油气藏，故常遇到断层全封闭边界。这类边界反映在压力恢复曲线上，一般先表现各边界的特征，即压力曲线和压力导数曲线上翘，然后表现总特征，压力曲线稳定而压力导数曲线下跌。

盐16井的压力恢复双对数图中，压力导数曲线上翘后下跌，利用封闭边界解释的圈闭面积为0.41km²，后来该层位上报的Ⅲ类储量面积为0.4km²，与试井解释结果吻合较好。

2.等压边界

等压外边界主要发生在很大的气顶、边水供给充足或注采平衡的储集层系统中。若井附近存在定压边界，不论是压降还是恢复都会由于定压的存在使压力稳定下来，而压力导数曲线则很快下降。

（1）单一等压边界

对于单一等压边界，其压力导数曲线在见到边界后将沿45°（斜率为－1）的直线下降，如义941井。该井压力导数曲线在径向流水平段后期出现下降，通过拟合得到等压边界距离为299.0m。从构造图知该井距油水边界的距离约300m，与测试结果一致。

（2）圆形等压边界

在胜利油区的探边测试中圆形等压边界（即边水圈闭）的井例不多，从实测资料看这类井的曲线特点是：当压力激动波达到圈闭后，压力导数曲线呈90°下降，如利371井。该井压力导数曲线进入径向流水平直线段后不久迅速以90°下跌，用圆形等压封闭边界拟合，得圆的半径为850m。

3.不渗透边界和等压边界的组合

井附近既有不渗透边界又有等压边界时，分以下两种情况：①井距等压边界近而距不渗透边界较远，此时压力导数曲线先表现等压边界的特征，沿45°直线下降，再表现不渗透边界的特征，压力导数曲线停止下降，甚至回升（视边界的组合情况而定），如官7井，该井具有上述特征，通过拟合得等压边界距离为111.0m、不渗透边界距离为287.0m；②井距不渗透边界近而距等压边界远，这时压力导数曲线先上翘，遇到等压边界后又下降，如胜海8、孤岛中37-311井等。

四、多层油藏试井资料的分析研究

由于胜利油区构造复杂，多数油田具有多套油水系统及多套产油层系，因此很多井都是多层合采，在所测试的试井资料中共有38井为多层油藏试井资料，这些油藏是由性质相同或不同的两层或多层油层构成，层间为低渗透或不渗透的夹层隔开。对这些资料的研究发现，若各层性质相同或相差不大时，可用均质油藏模型解释；若各层性质不同，用均质油藏就不能得到较好的拟合，此时就必须用多层油藏模型解释。

1.无窜流双层油藏解释模型与曲线特征

图3无窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图

这种模型的基本假设条件为：两层组成油藏中心一口井，油藏上下封闭，两层具有无限大外边界，层间为不渗透隔层分开，仅在井筒连通。油层均质，各向同性，流体微可压缩，压缩系数和粘度为常数，忽略重力影响。根据Boudet给出的Laplace空间解反演到实际空间后即得双层油藏解释模型的典型图版^[5]。

多层油藏典型曲线具有明显的蛇曲形状，图3是带有封闭边界的无窜流两层油藏的压力及导数双对数图，该曲线大致可分为几个流动阶段：

早期为井筒储存影响段（a—b—c段），这一段的形状主要受组合参数C_De²⁵的影响。由于S在指数上，所以早期段受S的影响比较大。

然后是高渗层的径向流段（c—d段），这时主要是高渗层生产，无因次双对数坐标中，c—d段是纵坐标为0.5的水平线，半对数图上出现斜率为二分之一的直线段，这与单层油藏情况类似。

d—e段为过渡段，也是高渗层的边界反映段。曲线开始偏离直线段的无因次时间为0.1，这也正是恢复较快层（高渗层）的边界反映无因次时间，边界影响使压力曲线和导数曲线上翘。e—f段为过渡段。

压力传播到恢复较快层的边界后，当井底压力趋于该层的平均压力时，该层停止生产，此时流体完全从低渗层生产，导数曲线出现第二径向流段（f—g），一般在无因次双对数坐标下的压力导数值为0.5/(1-k）（k为地层系数比），半对数图出现第二直线段。若第二直线段明显，且第二层为封闭边界，则第二层的边界反映无因次时间也为0.1。g—h段为低渗层的边界反映段。

由于储集层的复杂性和测试时间的局限性，在实际测试中可能只能测到其中的一段或某几段，此时就只能了解其中的一部分参数。

图4有窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图

2.具有层间窜流的双层油藏模型及曲线特征

对于具有不同表皮系数的两层油藏中心一口井，假定流体由低渗层（下层）向高渗层（上层）窜流；各层均质，各向同性，微可压缩单相流体流动；油藏无限大，顶、底封闭；各层的初始压力相同，井产量q为常数，忽略重力影响^[7,8]。

该类油藏模型的曲线特征如图4所示，主要表现为四个流动期。

早期（曲线A）为井筒储存影响段。

小时间期（曲线B）：流体仅从高渗层流入井筒，与无窜流的多层油藏特性类似，在双对数图上压力导数曲线呈水平段。

过渡期（曲线C）：低渗层开始生产，层间窜流发生，产量曲线和压力曲线均趋于平缓变化。

晚期（大时间期，曲线D）：当时间足够大时，两层生产达到平衡，流体流动类似单层油藏情形，压力导数曲线反映总系统的径向流水平直线段。

3.实例分析

胜利油区的多层油藏试井资料中，大多数表现为均质油藏的特征，即各层性质相近，但也有一些井表现为明显的多层特征，如孤东10-13、胜海8等井。对于这些井，利用上述两模型一般也难以得到各小层的参数，其解决方法是利用分层测试，下面利用孤东10-13井为例简单介绍该方法。孤东10-13井有三个生产层段，1999年9月8日将储存式电子压力计和智能分层装置下入井底，根据预先编好的程序逐层开关井和自动记录井底压力变化，该井的测试中，先开第三层（关一、二层）测流压5天，然后关第三层测恢复1天，依次对第二、一层进行测试，最后三层全开测流压3天，再关井测恢复1天。测试前三层合采的液量为16.6m³/d，油量为0.7m³/d，含水96.6%，分层测试时第一、三层100%产水，第二层厚度虽仅有2.0m，产油量却高达34.2m³/d，是主力产油层。通过解释得到第一、三层的渗透率分别为11×10^-3μm²和10×10^－3μm²，表皮系数分别为44.4和55.3，表现出高污染低渗透的特征；第二层得到的渗透率和表皮系数分别为574.88×10^-3μm²和－0.15，可见第二层的油层特性较好。从测得的压力来看，第一、二、三层的静压分别为13.2031、14.9668和19.5335MPa，压力系数分别为0.97、0.94和1.00，说明第三层和第二层压力较高，在低速三层合采时，主要由这两层供液，故三层合采时产油量极低，因此应封堵第一、三层，以获得高产油流。

五、多井试井

多井试井目的是确定井间连通情况和求解井间地层特性。干扰试井是最常用、技术最成熟的一种多井试井方法。试井时，以一口井作为激动井，另一口或数口井作为观察井；也可以一口井作为观察井，另一口或数口井作为激动井。激动井改变工作制度，造成地层压力的变化（常称为“干扰讯号”）；在观察井中下入高精度的测压仪器，记录由于激动井改变工作制度的压力变化。从观察井能否接收到“干扰”压力变化，便可判断观察井与激动井之间是否连通，从接收到的压力变化的时间和规律，可以计算井间的流动参数。

笔者以高17断块干扰试井为例进行分析。高17断块是高青油田的主力含油断块，该断块自1990年1月注水开发10个月以来，除高17-22井受到高17-26井的注水效果外，无其他明显受效井，分析原因，可能与东部断层有关。为了验证该断层的密封性及油水井的连通情况，以便于调整注采结构，对该断块进行干扰试井。

图5高17-9井实测线性图

本次测试选高17-9井为观察井，高17-51井（注水井）为激动井。测试自1991年1月11日开始，于1991年1月21日结束。期间停注2次，开注 1次。图5为本次测试线性图。

试井以前，高 17-9井进行过洗井作业，因而压力随液面下降而减小，见图5。测试开始时，高17-51井一直注水，经过20.38小时停注，观察井压力继续减小，然后压力自然恢复上升。激动井停注40小时后，又以302m³/d的注入量开注，持续96小时后停注。这期间观察井压力值仍然按原来趋势上升，上升了0.044MPa，停注以后又观察了71.86小时，压力仍然上升，无下降趋势。整个测试期间压力恢复了0.093MPa。由曲线可以看出，高17-9井的压力恢复未受到高17-51井几次激动的影响，分析原因为该断块东部有断层，密封性良好，导致两井间不连通，从而证实了断层具有良好的密封性。

六、结论

井筒储存对资料的解释有不利的影响，应尽量通过施工工艺的改进来减少其影响；由压力恢复或压降试井求得的表皮系数往往不代表油藏的污染程度，应根据井的打开程度、井斜等情况将表皮系数分解，从而确定油藏的真实污染情况。

利用试井方法确定油藏的外边界有较高的精度，因此符合试井条件的井都应进行探边测试。由于试井解释具有多解性，在进行边界解释时应尽可能多的参考其他地质资料。

多层油藏的试井资料目前仍为试井解释的难点，若需获得各小层的参数应进行分层测试，但分层测试具有现场施工工作量大、测试条件苛刻等缺点。

主要参考文献

[1]林加恩.实用试井分析方法.北京：石油工业出版社，1996.

[2]唐雪清，刘华强.具有变井筒储存的试井分析.天然气勘探与开发，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.保护油气层钻井完井技术.北京：石油工业出版社，1993.

H. 有谁能告诉我一下油藏动态分析和油水井动态分析的区别是啥

对于注水开发的油藏来说就是一个意思。

I. 油水井的CT检查是什么

井眼穿过地下的全部油层组，因为每一层中的纵向非均质性，出油情况和吸水情况是不一样的。为了了解生产过程中每组油层以至每个小层在采油井中的出油情况和注水井中的吸水情况，就要向井中下入专业的测井仪器，测出各个层位的一系列物理性质的变化所形成的测井曲线，得到沿井筒纵向的油井产液剖面和注水井吸水剖面。这个过程就好像是给患者做CT检查一样，各个油层的出油和吸水多少就一目了然了。这就是生产动态测井，它的作用是为油气藏“保健”的动态分析与合理开发油气田提供依据。在克拉玛依、火烧山、彩南、石西等油田的开发历程中，通过生产动态测井录取的测井资料，较准确地反映了各油气田井下产液剖面，对揭示地下油水分布状况起到了重要作用。
针对不同的采油井或注水井，通过生产动态测井可获得大量测井资料。利用这些资料对注水井采取对应的调剖、堵水、分注措施，对采油井实施合理的增产措施和综合治理，就能提高最终采收率，增加可采储量。
另外一种CT检查就是工程测井。它主要的检查对象是井筒，也是向井中下入专用的测井仪器测试出一系列井筒的纵向测井曲线，以检查油、水井套管的损伤、腐蚀及内径变化、射孔质量、管柱结构、套管外水泥环胶结质量、水泥环外各油层间的窜漏情况及封堵窜漏作业的效果。与生产动态测井不同的是，工程测井是对油水井固井工程质量的全面检查，以保证通往地下宝藏的通道稳固畅通。
油、水井生产过程中需要定期检查水泥环对套管的固定与对地层的封隔效果，也就是对固井的质量进行评价，保证油水井的“健康”。这种检查是用井温、声幅、变密度及脉冲回声等测井方法，检查油井的水泥环高度、水泥环与套管界面及水泥环与地层界面的胶结质量。

要知道地下油井射孔位置，射孔对油层的命中率、孔眼数量、被射套管及水泥环损坏情况，以及套管变形、破裂、错断、穿孔、腐蚀等情况，就要进行射孔及套管质量监测。
套管外水泥环对地层的封隔作用失效时，高压油层、低压油层、含水层之间可就乱套了，会相互窜漏，使油井不能正常生产。在封堵作业进行之后也要对封堵质量进行严格监测，这就是套管外窜漏及封堵质量监测。常用方法有放射性同位素测井、微井温测井及噪声测井。

J. 　油气田监测与动态分析技术

一、动态监测技术要求

中国海洋石油制定的《海上油气田开发井动态监测技术要求》，规定了公司所属油气田的油、气井，注水井，观察井动态监测资料录取内容及要求。其内容及要求：单井生产能力监测；取油样要求及油井含水监测；液体性质监测；井口资料录取要求；地层压力监测；油井产液剖面监测；注水井监测要求。

二、油气田监测技术

目前海上人工举升的油井占有很大比重，由于受到海上生产平台条件的限制，主要采用的人工举升方法有电潜泵采油和气举法采油，少部分井采用螺杆泵、射流泵、增压泵等采油方法。因此，采用的监测技术亦不同。

（一）自喷井电缆过油管测井监测技术

惠州21-1、惠州26-1油田及西江30-2油田自喷井采用国际上先进的井下作业监测系统，通过电缆过油管作业技术与一系列仪表工具配套使用，进行生产测井（PLT），获得井温、分层含水、产量、井底压力等数据。

定期的生产测井可以用来确定油井的产液部位、流体类型和比例、井下温度、井下压力、流体的流动速率，监控储层消耗进程，发现水侵部位、气侵部位、油水界面变化等，为油井配产提供重要的依据。

通过系统的生产测井资料分析，可以掌握储集层变化情况，采取相应措施，使油井（或油田）维持在最佳状态下生产，解决油田高产和提高采收率等问题。

西江30-2油田根据生产测井资料发现，影响油田产量的主要原因是水层的水向油层中倒灌，为此采取了相应的措施保证油田高速生产。

目前已建立了几种三相斜井、水平井模型，并依据经验公式编出了解释软件。可以定性解释所有的井下情况，对90%以上的井况做出定量解释。

（二）电潜泵井监测技术

通过海上油田开采的实践，逐渐形成了一套适用于不同油层特点、不同开采方式（分采、合采）、不同管柱结构的电潜泵井监测技术系列：“Y”管柱测试技术；测压阀测试技术；井下测压装置（PSI和PHD）测试技术；毛细管测试技术；无线电波传递测试技术；液面测试技术等。

1．“Y”管柱测试技术

“Y”型管柱是电潜泵井采油和测试的一种特殊管柱，只适用于

油层套管的油井。“Y”型管柱顾名思义，是指在油井生产管柱上端安装一个“Y”型接头，其一侧悬挂电潜泵机组，另一侧悬挂可以通至油层部位的测试管柱。测试管柱这一侧有一工作筒，筒内安放堵塞器，测试时通过钢丝作业，先捞出生产堵塞器，后将组合好的测试工具串和测试堵塞器一起下入井内，测试堵塞器在工作筒内被挡住，测试工具串继续下行到达预定的测试位置并进行测试。这种方法可以测试任何位置的油井温度、压力和出液剖面，既可以进行分层测试，又适用于单采或多层分采油井测试，解决了电潜泵井不起泵便可分层开采和随时进行测试作业的难题。该项技术是目前渤海湾地区电潜泵井测试的主要方法之一。

2．测压阀测试技术

是一种机械式测压装置，装置本身不能进行测压，必须通过钢丝作业下入压力计才能完成测压工作，故不能连续监测，但可以准确测试泵出口和入口压力和温度，适用于有自溢能力的单采或多层合采的油井。具有测试时操作方便、作业时如发生事故也易处理、费用较低等特点。该项技术在渤海湾及南海西部北部湾地区部分电潜泵油井被使用。

3．井下测压装置（PSI和PHD）测试技术

属于电子式测压系统，是一种随完井管柱一起下入的测压装置，可以进行连续监测，在平台上随时读取泵挂处的压力、温度，PSI测试系统在停机后还可以测试井下机组系统的绝缘性能。适用于单采或多层合采油井。这项技术在渤海湾、南海西部北部湾部分电潜泵油井采用。

4．毛细钢管测试技术

通过毛细钢管传递压力，可以连续工作和监测。其装置的井下部分通过充满工业氮气或氦气的毛细钢管将井下压力传至平台（地面），平台上的仪器由压力变送器和数据采集系统组成。特点是可以在平台上随时直读井下压力和压力恢复数据，并具有数据储存功能。一般采用此项技术进行电潜泵井长期生产监测、压力恢复测试、压降测试、干扰试井等。另外，毛细钢管测压装置可以下到油层部位，测得油层段的压力数据。该测试设备由于井下无电器元件，一般来讲经久耐用，可重复使用，而且测试精度高。毛细管测试技术适用于单采或多层合采油井。例如绥中36-1油田J区是一座无人驻守平台，采用此技术的监测井占该平台开发井总井数的一半。现场应用情况表明，它比PSI、PHD等测压设备经久耐用。

5．无线电波传递测试技术

这是20世纪90年代中后期研制的一种新型电潜泵井监测系统，系统分井下和地面两部分。井下部分随完井管柱下入，管柱下部安装具有温度、压力、流量、密度等感应测试功能的高温耐蚀元件，并将测得的参数调制成无线电波信号，以无线电波形式传递到地面（平台）。地面（平台）上安装有信号接收和解调的监测器，它能将接收到的信号解调还原，并具显示、储存和远传功能。此项技术已用于惠州32-2油田、惠州32-3油田电潜泵井的监测，并获较好的效果。

6．液面测试技术

液面测试技术用来监测电潜泵井的动液面深度，分析油井供液状况。测试方法又可分为回声法液面测试（气枪式双频道CJ-2型、WSC-1型计算机综合测试）和物质平衡法液面测试。它能在不影响生产的情况下随时测试电潜泵井的动液面，分析供应状况。当采用WSC-1型计算机综合测试仪测试时，其数据通过计算机以曲线形式显示出来。该项技术操作简单，在渤海湾地区的电潜泵井中广为使用。绥中36-1油田、埕北油田等主要应用电潜泵采油的油田，每年动液面监测井数都不下几十口。

（三）气井监测

气井监测系统主要采用静压监测来观察地层能量损失情况。

位于海南岛南部海域的崖城13-1气田，自1996年1月1日正式投产以来，平均每年进行2次系统压力测试。1997年5月还利用气田设备维修改造的时机，对全气藏关井5d对气井进行测试、测压及测压力梯度。获得气藏地层压力并估算开发区气藏储量动用情况，取得了极为宝贵的资料，为其后的增产措施提供了可靠的依据，保证该气田稳定供气。

三、油气田的动态分析（一）查明油井低产原因，实施有效的增产措施

缓中36-1油田J区有16口开发井预测投产初期平均单井日产油94m³，全区日产油1500m³左右，年产油量50×10⁴t。油井全部采用电潜潜泵开采，见图10-31。

图10-33埕北油田油藏模拟生产历史拟合曲线

（三）实施气层补孔，提高气田储量动用程度

崖城13-1气田位于海南岛南部海域，气田储量907.9×10⁸m³，是迄今为止在我国海上发现的最大气田。一期开发气田北块，动用储量602×10⁸m³，设计6口采气井，日产气量981× 10⁴～990×10⁴m³。每年向香港输气29×10⁸m³，向海南省输气5.2×10⁸m³。

气田于1996年元旦正式投产，其生产动态特征：生产稳定、气油比和产水均较稳定、气田压力有规律地下降。在1997年5月一次利用气田设备维修改造关井5d的时机，对采气井进行静压测量并在A5井进行测试、测压，A1、A3井关井测压力梯度，测量结果压力值高低不一致。

经过对崖13-1气田静压及动态资料分析认为，造成以上现象的原因是：崖城13-1气田主要含气砂岩在纵向上分成的4个气层组，其间存在薄层（1～3m）泥岩、粉砂岩的夹层，在纵向上起到了一定的封隔作用，气井射孔时上部2个气层都已射开，但有些井下部2个气层没有全部射开。解决的办法是对未全部射开下部2个气层的井实施补孔。

1998年10～11月对Al、A4、A5井实施补孔作业，取得较好的效果。通过补孔，气井井筒压力明显上升，气田压降减缓。补孔不仅使下部产层储量得到充分动用，也将延长崖城13-1气田稳产年限。

（四）认清油田动态特征，改善开发效果

涠洲10-3北油田位于南海北部湾盆地，是一个小型碳酸盐岩潜山底水油藏，油田石油地质储量仅500×10⁴t。1991年8月投产，其中5口油井日产油量500～1100m³，由于油井过早见水，含水上升速度快，产量迅速下降。1993年，针对油田动态特征进行系统的油田动态分析。内容包括：水体体积大小、底水活跃程度、驱动类型、极限水锥高度与油层厚度及油层射开程度的关系、采油速度与产量递减及含水上升速度的关系等。结论是该油田水体体积大（估计水体体积为石油体积的100倍）、能量充足，属弹性水压驱动。充分利用天然能量可以不注水开发油田，但需要引起重视的是，带水锥生产是普遍现象，生产过程中油井产量和生产压差不要超过极限产量和极限压差，产量应控制在极限产量30.0%～50%为宜，采油速度为2%较合理，油层射开程度控制在10%为宜。

油田1993～1995年期间采油速度过高，都在3.0%以上，综合含水也从5.1%猛增至34.6%，到1997年底，由于油田含水较高（80%左右）、产油量较低难以维持平台操作费而废弃。通过油田生产实践，更加清楚地认识到，只有充分认清油藏动态特征，加上科学的管理，才能实现这类油藏最佳开发效果。