试油求产有哪些方法

‘壹’ 井下作业内容主要有油水井维修、油水井大修、油层改造和试油。出自哪哪本书

井下作业：是指在油田开发过程中，根据油田调整、改造、完善、挖潜的需要，按照工艺设计要求，利用一套地面和井下设备、工具，对油、水井采取各种井下技术措施，达到提高注采量，改善油层渗流条件及油、水井技术状况，提高采油速度和最终采收率的目的。这一系列井下施工工艺技术统称为井下作业。
井下作业内容主要有油水井维修、油水井大修、油层改造和试油。
一、维修作业：
油水井在采油、注水的过程中，因地层出砂、出盐，造成地层掩埋、泵砂卡、盐卡，或因管柱结蜡、泵凡尔腐蚀、封隔器失效、油管、抽油杆断脱等种种原因，使油水井不能正常生产。油水井维修的目的，是通过作业施工，使油水井恢复正常生产。
2、维修作业包括内容
包括油井检泵、冲砂洗井、换光杆、换封隔器、井下调参、起测、下泵、隔采、解卡等；注水井检查管柱、分隔注、换封隔器、冲砂洗井、整改井口以及维修作业中需要配合的其它施工（射孔、工程测井等）。
二、措施、大修作业早衫
在石油井的生产过程中，往往由于井下事故等原因，使油水井不能正常生产，特别是发生井下卡钻和井下落物后，将造成油水井的减产或停产，严重时使油水井报废。因此预防井下事故的发生，迅速处理井下事故，是保证油田正常生产的一项重要册码措施。
2、措施、大修作业内容
包括通井、套管刮削、泡沫洗井、爆燃压裂、抽汲、压裂、酸化、堵水、调剖、找串、封串、打印、套管找漏、打水泥塞、钻、磨、套、铣、套管修复、打捞、解卡、套管内侧钻等。
三、油层改造
凡是能够改善油层原有的物理化学性质的施工方法统称为油层改造陆姿腔。常用的有水力压裂、酸化、化学堵水、化学防砂等方法。
四、试油试油工作就是利用一套专门的设备和方法，对通过钻井取芯，测井等间接手段初步确定的油、气、水层进行直接测试，并取得目的层的产能、压力、温度和油、气、水性质等资料的工艺过程。
试油的主要目的在于确定所试层位有无工业性油气流，并取得代表它原始面貌的数据，但在油田勘探的不同阶段，试油有着不同的目的和任务。
试油的一般工序：
一口井完钻后即移交试油，试油队接到试油方案，首先必须做好井况调查，待立井架、穿大绳、接管线、排放丈量油管等准备工作之后，就可以开始施工。一般常规试油，比较完整的试油工序包括通井、压井（洗井）、射孔、下管柱、替喷、诱喷排液、求产、测压、封闭上返等。当一口井经诱喷排液仍未见到油气流或产能较低时，一般还需要采取酸化、压裂等增产措施。

‘贰’ 试油情况

虎1井共对3个层段进行了试油，试油获得0.57t/d的低产油流。这3个层段分别是①第S1-1层，层位：E_2-3h₁，层号：188、189，井段2355.8～2364.6m，射孔厚度5.2m。②第C2-1层，层位：E_2-3h₁，层号：183，井段2320.9～2321.9m，厚度：2.0m。③第S3-1层，层位：E_2-3h₁，层号：174Ⅰ，183，井段2255.4～2322.9m，厚度：6.2m。

第S1-1层E_2-3h₁,188、189号层，井段2355.8～2364.6m，射孔厚度5.2m，破裂压力58.8MPa，打入胍胶压裂液284.34m³，加砂0.8m³陶粒20m³，累计排出液147.64m³，压裂液返排率为51.9%，排液求产后期日排压裂液1.6m³，压裂后水力泵求产累计产油0.058t，结论为低产油层，实测地层温度93.9℃贺昌/2356.26m，温度系数4.05℃/100m 压裂后抽吸求产，日产油0.058t，试油结论为低产油层。该层测井解释为差油层和油水同层，录井解释均为差油层，试油结果与之相符。

第C 2-1层E_2-3h₁,183号层，井段2320.9～2321.9m，射孔厚度：1.0m，射孔＋MFE（Ⅱ）测试联作，平均流压0.86MPa，日产油0.001t，试油结论为干层。

第S3-1层E_2-3h₁,174Ⅰ、183号层，井段2255.4～2322.9m，射孔厚度：4.2m，压裂后抽汲求产盯咐，平均流压1.23MPa，日产油0.511t，试油结论为低产油层。

174Ⅰ、183号层射开厚度5.2m，压裂后抽汲求产，日产油0.511t，破裂压力分别为62.2MPa、55.18MPa，打入胍胶压裂液258.68m³（189.98+68.7m³），加砂1.3m³（0.8+0.5m³），陶粒20m³（14+6.0m³），累计排出101.81m³，压裂液返排率为39.4%，排液求产后期凯拍纯日排压裂液2.06m³，压裂后水力泵求产累计产油0.511t，结论为低产油层，实测地层温度90.9℃/2244.58m，温度系数4.05℃/100m，试油结论为低产油流。

‘叁’ 试油情况及油源对比

（一）试油情况

汤1井测井共解释313层，小层号为1～308号（其中27号层分为27_Ⅰ、27_Ⅱ号层；55号层分为55_Ⅰ、55_Ⅱ；125号层分为125_Ⅰ、125_Ⅱ；131号层分为131_Ⅰ、131_Ⅱ、131_Ⅲ号层），总厚度为1448.8m。其中气水同层1层，厚度为12.0m；可疑气层1层，厚度为1.4m；差油层9层，厚度为36.0m；差油界线层7层，厚度为32.6m；油水同层2层，厚度为6.6m；含油水层4层，厚度为14.0m；可疑油层2层，厚度为19.8m；煤层15层，厚度为40.6m；水层80层，厚度为353.2m；干层192层，厚度为932.6m。根据测井及录井解释资料，优选112、113、121、124、239、240号层进行试油。2008年2月24日开始试油准备，2008年8月29日试油完成。汤1井共试油5层，只测试新安村组＋乌云组239、240号层，井段3827.0～3837.6m，达连河组121、124号层，井段3050.6～3069.0m，压裂后见油花，射开厚度7.6m，破裂压力76MPa，打入胍胶压裂液334.9m³，加砂0.5 m³，陶粒22.5m³，累计排出154.4m³，压裂液返排率为46.1%，排液求产后期日排压裂液1.95m³，压裂后水力泵求产见油花，实测地层温度113.7℃/2990.22m，温度系数3.80℃/100m，按标准试油结论为干层。第C1-1层，新安村组＋乌云组239、240号层，井段3827.0～3837.6m，厚度10.6m。测井解释为2个干层、录井解释为干层1个、可疑油层1个，采用MFE（I）测试自喷求产，日产气26m³。按标准试油结论为干层。第S1-2层，新安村组＋乌云组239、240号层，井段3827.0～3837.6m，厚度10.6m。测井解释为干层2个、录井解释为干层1个，可疑油层1个，压裂后自喷＋气举，见油花，射开厚度10.6m，破裂压力103.4MPa，打入胍胶压裂液324.5m³，加砂1m³，陶粒28m³，累计排出80.34m³，压裂液返排率为24.8%，排液求产后期日排压裂液4.21m³，压裂后自喷＋气举求产见油花，实测地层温度137.3℃/3788.86m，温度系数3.62℃/100m，试油油结论干层。第C 2-1层达连河组121号层，井段3050.6～纤岁3053.6m，厚度3.0m。测井解释为差油层、录井解释为差油层。采用TCP+MFE（Ⅱ）测试求产，地层没有流体产出，按标准试油结论为干层。第C 3-1层达连河组112、113号层，井段2856.6～2863.4m，厚度5.8m。测井解释为差油滚则层、录井解释为水层。采用TCP+MFE（Ⅱ）测试求产，日产水0.345m³，按标准试油结论为水层。第S4-1层，S4-1层达连河组121、124号层，井段3050.6～3069.0，厚度4.6m。测井解释为差油层、干层，录井解释为差油层，压裂后气举求产，见油花，按标准试油结论为干层。

（二）油源对比

汤1井在达连河组121、124号层和新安村组＋乌云组239、240号层试油见少量油花，对部分油样进行了分析。原油物性分析表明，汤1井3050～3069m 原油密度、含蜡量均比下部3827～3837.6m原油要高，两处原油整体表现低硫、低胶质、低沥青质、低黏度、高轻质馏分、高饱和烃，具轻质－凝析油特征。汤1井3827～3837m 原油饱和烃气相色谱图，为前高单峰型，反映轻质原油特征，主峰碳为nC₁₉,OEP为1.01,Pr/Ph为5.6，说明汤1井原油的源岩特征为成熟的烃源岩。而3050.6～3069m 原油主峰碳为nC₂₃,O EP为1.09,Pr/Ph为9.96，源岩成熟度稍低，姥鲛烷优势明显。从族组成分析，汤1井原油饱和烃含量高，芳烃、非烃、沥青质含量低（即三低一高），饱/芳比非常高。从饱和烃和全烃气相色谱可以看出：两种检测物得到的O EP、Pr/nC₁₇、Ph/nC₁₈几乎一致，但其它几项均有差别，饱和烃色谱图上，主峰碳为nC₁₉，以此为中心形成不对称单峰群分布，碳数范围较宽，从nC₁₃-nC₃₆。全烃气相色谱表明：主峰碳nC₁₃，两侧变化较缓，色谱图呈前高单峰型，nC₁₃前轻组分含量高毁备睁。综合分析：正构烷烃中轻/重烃比∑C₂₁—/∑C₂₂较大，Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈均非常小，低碳数正烷烃显优势，反映生油母质单源特征。OEP接近1，无奇偶优势，生源母质成熟；pr/ph非常高，pr优势明显，Pr及Ph相对含量较低，正烷烃含量相对较高，这表明原始有机质生源中植物成分较少，成岩转化早期中处于浅水体、弱氧化、偏酸性环境，生油岩成熟度较高，且遭受生物降解作用甚微。汤1井相邻层段岩－岩含化合物特征相似，2902.61m和3071.47m 岩－岩质量色谱图特征相似，而3519.62m 原油谱图与上部3517.45m 泥岩化合物特征相似，有很好的亲源关系。汤1井3827～3837m原油与3842m泥岩饱和烃色谱图都为前高单峰型，主峰碳接近、Pr/Ph类似、O EP值接近，色谱特征相似；油－岩对比说明油可能就来自附近生油岩，具有自生自储特征，也证实了薄互层泥岩的生油能力。

‘肆’ 钻井安全小常识

1.做为钻井队安全员,需要学习那方面的安全知识
安全员岗位职责 一、在项目经理领导下，全面负责监督实施施工组织设计中的安全措施、并负责向作业班组进行安全技术交底。

二、检查施工现场安全防护、地下管道、脚手架安全、机械设施、电气线路、仓储防水等是否符合安全规定和标准。如发现施工现场有不安全隐患，应及时提出改进措施，督促实施并对改进后的设施进行检查验收。

对不改进的，提出处置意见报项目负责人处理。 三、正确填报施工现场安全措施检查情况的安全生产报告，定期提出安全生产的情况分析报告的意见。

四、处理一般性的安全事故。 五、按照规定进行工伤事故的登记，统计和分析工作。

六、同各施工班组及个人签订安全纪律协议书。 七、随时对施工现场进行安全监督、检查、指导，并做好安全检查记录。

对不符合安全规范施工的班组及个人进行安全教育、处罚，并及时责令整改。 八、在安全检查工作中不深入、不细致及存在问题不提出意见又不向上级汇报，所造成的责任事故，应承担全部责任及后果。
2.钻井知识啊
海洋钻井平台（drilling platform）是主要用于钻探井的海上结构物。

平台上装钻井、动力、通讯、导航等设备，以及安全救生和人员生活设施，是海上油气勘探开发不可缺少的手段。主要分为移动式平台和固定式平台两大类。

其中按结构缓段又可分为： （1）移动式平台： 坐底式平台、自升式平台、钻井船、半潜式平台、张力腿式平台、牵索塔式平台 （2）固定式平台：导管架式平台、混凝土重力式平台、深水顺应塔式平台固定式钻井平台大都建在浅水中，它是借助导管架固定在海底而稿升高出海面不再移动的装置，平台上面铺设甲板用于放置钻井设备。支撑固定平台的桩腿是直接打入海底的，所以，钻井平台的稳定性好，但因平台不能移动，故钻井的成本较高。

为解决平台的移动性和深海钻井问题，又出现了多种移动式钻井平台，主要包括：坐底式钻井平台、自升式钻井平台、钻井浮船和半潜式钻井平台。
3.钻进时安全注意事项有哪些呢
钻进作业是钻井生产的重要环节，油气井的完成主要是 通过钻进实现的，钻进速度和质量与司钻的素质和操作水平 有密切的关系。

在钻进过程中，往往会遇到复杂的井下情况，稍有不慎都可能导致井下事故，造成巨大损失，进而威 胁到地面人员安全。所以要求司钻严格按照钻进参数进行作 业，操作刹把要精力集中，送钻要均匀，要随时注意指重表和泵压表的变化，及时准确地判断井下情况，严防溜钻和顿 钻事故的发生。

钻进与起下钻的明显不同是：钻进过程中泥浆泵工作，泥浆在管路中循环，泥浆压力一般在15兆帕-20兆帕之间。因而在开泵前要检查高压管汇附近安全阀泄流管方向及传动部分附近是否有人或放置其他障碍物，在人员离开或障碍物清除之后，方可开泵。

[事故案例） 某钻井队因泥浆泵出口受堵，造成泵压升高，安全销被剪断，泄压管线开裂，泄压管线转动，打在修理另一台泵的副司钻头部，经抢救无效死亡。 在正常检修及保养设备时，必须切断动力，非检修人员不得擅自扳动手柄，以免发生误操作造成人身事故和机械事故。

泥浆罐上须铺设网状钢板以防滑，四周以及走键哪老道必须安装好防护栏杆。
4.钻进时安全注意事项有哪些
钻进作业是钻井生产的重要环节，油气井的完成主要是 通过钻进实现的，钻进速度和质量与司钻的素质和操作水平 有密切的关系。

在钻进过程中，往往会遇到复杂的井下情况，稍有不慎都可能导致井下事故，造成巨大损失，进而威 胁到地面人员安全。所以要求司钻严格按照钻进参数进行作 业，操作刹把要精力集中，送钻要均匀，要随时注意指重表和泵压表的变化，及时准确地判断井下情况，严防溜钻和顿 钻事故的发生。

钻进与起下钻的明显不同是：钻进过程中泥浆泵工作，泥浆在管路中循环，泥浆压力一般在15兆帕-20兆帕之间。因而在开泵前要检查高压管汇附近安全阀泄流管方向及传动部分附近是否有人或放置其他障碍物，在人员离开或障碍物清除之后，方可开泵。

[事故案例） 某钻井队因泥浆泵出口受堵，造成泵压升高，安全销被剪断，泄压管线开裂，泄压管线转动，打在修理另一台泵的副司钻头部，经抢救无效死亡。 在正常检修及保养设备时，必须切断动力，非检修人员不得擅自扳动手柄，以免发生误操作造成人身事故和机械事故。
5.石油钻井常识
钻头主要分为：刮刀钻头；牙轮钻头；金刚石钻头；硬质合金钻头；特种钻头等。

衡量钻头的主要指标是：钻头进尺和机械钻速。 钻机八大件 钻机八大件是指：井架、天车、游动滑车、大钩、水龙头、绞车、转盘、泥浆泵。

钻柱组成及其作用 钻柱通常的组成部分有：钻头、钻铤、钻杆、稳定器、专用接头及方钻杆。钻柱的基本作用是：（1）起下钻头；（2）施加钻压；（3）传递动力；（4）输送钻井液；（5）进行特殊作业：挤水泥、处理井下事故等。

钻井液的性能及作用 钻井液的性能主要有：（1）密度；（2）粘度；（3）屈服值；（4）静切力；（5）失水量；（6）泥饼厚度；（7）含砂量；（8）酸碱度；（9）固相、油水含量。钻井液是钻井的血液，其主作用是：1）携带、悬浮岩屑；2）冷却、润滑钻头和钻具；3）清洗、冲刷井底，利于钻井；4）利用钻井液液柱压力，防止井喷；5）保护井壁，防止井壁垮塌；6）为井下动力钻具传递动力。

常用的钻井液净化设备 常用的钻井液净化设备：（1）振动筛，作用是清除大于筛孔尺寸的砂粒；（2）旋流分离器，作用是清除小于振动筛筛孔尺寸的颗粒；（3）螺杆式离心分离机，作用是回收重晶石，分离粘土颗粒；（4）筛筒式离心分离机，作用是回收重晶石。 钻井中钻井液的循环程序 钻井 液罐 经泵→地面 管汇→立管→水龙带、水龙头→钻柱内→钻头→钻柱外环形空间→井口、泥浆（钻井液）槽→钻井液净化设备→钻井液罐。

钻开油气层过程中，钻井液对油气层的损害 主要有以下几种损害：（1）固相颗粒及泥饼堵塞油气通道；（2）滤失液使地层中粘土膨胀而堵塞地层孔隙；（3）钻井液滤液中离子与地层离子作用产生沉淀堵塞通道；（4）产生水锁效应，增加油气流动阻力。 预测和监测地层压力的方法 （1）钻井前，采用地震法；（2）钻井中，采用机械钻速法，d、dc指数法，页岩密度法；（3）完井后，采用密度测井，声波时差测井，试油测试等方法。

钻井液静液压力和钻井中变化 静液压力，是由钻井液本身重量引起的压力。钻井中变化，岩屑的进入会增加液柱压力，油、气水侵会降低静液压力，井内钻井液液面下降会降低静液压力。

防止钻井液静液压力变化的方法有：有效地净化钻井液；起钻及时灌满钻井液。 喷射钻井 喷射钻井是利用钻井液通过喷射式钻头喷嘴时，所产生的高速射流的水力作用，提高机械钻速的一种钻井方法。

影响机械钻速的因素 （1）钻压、转速和钻井液排量；（2）钻井液性质；（3）钻头水力功率的大小；（4）岩石可钻性与钻头类型。 钻井取心工具组成 （1）取心钻头：用于钻取岩心；（2）外岩心筒：承受钻压、传递扭矩；（3）内岩心筒：储存、保护岩心；（4）岩心爪：割断、承托、取出岩心；（5）还有悬挂轴承、分水流头、回压凡尔、扶正器等。

取岩心 取岩心是在钻井过程中使用特殊的取心工具把地下岩石成块地取到地面上来，这种成块的岩石叫做岩心，通过它可以测定岩石的各种性质，直观地研究地下构造和岩石沉积环境，了解其中的流体性质等。 平衡压力钻井 在钻井过程中，始终保护井眼压力等于地层压力的一种钻井方法叫平衡压力钻井。

井喷 是地层中流体喷出地面或流入井内其他地层的现象。引起井喷的原因有：（1）地层压力掌握不准；（2）泥浆密度偏低；（3）井内泥浆液柱高度降低；（4）起钻抽吸；（5）其他措施不当等。

软关井 就是在发现溢流关井时，先打开节流阀，后关防喷器，再试关紧节流阀的一种关井方法。因为这样可以保证关井井口套压值不超过允许的井口套压值，保证井控安全，一旦井内压力过大，可节流放喷。

钻井过程中溢流显示 （1）钻井液储存罐液面升高；（2）钻井液出口流速加快；（3）钻速加快或放空；（4）钻井液循环压力下降；（5）井下油、气、水显示；（6）钻井液在出口性能发生变化。 溢流关井程序 （1）停泵；（2）上提方钻杆；（3）适当打开节流阀；（4）关防喷器；（5）试关紧节流阀；（6）发出信号，迅速报告队长、技术员；（7）准确记录立柱和套管压力及泥浆增量。

钻井中井下复杂情况 钻进中由钻井液的类型与性能选择不当、井身质量较差等原因，造成井下遇阻、遇卡、以及钻进时严重蹩跳、井漏、井喷等，不能维持正常钻井和其他作业的正常进行的现象。 钻井事故 是指由于检查不周、违章操作、处理井下复杂情况的措施不当或疏忽大意，而造成的钻具折断、顿钻、卡钻及井喷失火等恶果。

井漏 井漏主要由下列现象发现，（1）泵入井内钻井液量>返出量，严重时有进无出；（2）钻井液罐液面下降，钻井液量减少；（3）泵压明显下降。漏失越严重，泵压下降越明显。

卡钻及造成原因 卡钻就是在钻井过程中因地质因素、钻井液性能不好、技术措施不当等原因，使钻具在井内长时间不能自由活动，这种现象叫卡钻。主要有黏附卡钻、沉砂卡钻、砂桥卡钻、井塌卡钻、缩径卡钻、泥包卡钻、落物卡钻及钻具脱落下顿卡钻等。

处理卡钻事故的方法 （1）泡油解卡；（2）使用震击器震击解卡；（3）倒扣套铣；（4）爆炸松扣；（5）爆炸钻具侧钻新眼等。 固井 固井就是向井内下。
6.石油钻井常识
在实践钻井过程中，钻井工作者需要根据地质条件及地层特点，确定冲洗液的类型和性能要求，即选择合适的钻井液，这是成功完成一个钻进项目的关键因素。

经过多年的科研开发和生产实践，钻井液已从仅满足钻头钻进发展到适应各方面需求的钻井液体系。例如为快速钻井服务的低粘度、低摩擦、低固相的聚合物钻井液，防卡钻井液，针对岩石特点的防塌钻井液，钻盐岩层的饱和盐水钻井液，保护油气层的低密度水包油钻井液，防堵塞油气通道的油基钻井液和开发低压油气田的泡沫钻井液等。

形成了较为完整的钻井液体系。
7.钻井工安全操作规程
1、冬季施工应严格执行冬季操作规程，杜绝违章指挥、违章操作、违章施工的现象。

2、必须按规定时间对钻具和配合接头进行探伤，对钻具本体及丝扣进行严格的检查，不合格的绝对不允许下井。

3、所有钻具必须上支架，接单根和下钻时提前预热钻具螺纹，确保钻具水眼畅通，螺纹清洁，螺纹脂符合要求、涂抹均匀，紧扣扭矩达到标准。下钻时禁止用火烧专用管材螺纹部位。

4、手工具等小件物体严禁放在转盘上，在井口使用手工具时必须系上安全绳，以防失手掉入井内。起下钻时围井口，严防钳销、钳牙等工具、配件落入孔内。

5、要坚持起下钻遇卡、遇阻不能硬提硬放，防止撸死，避免发生卡钻事故。

6、防冻保温设施必须齐全、好用。

7、下完钻前开泵时必须先试开泵，防止出现蹩泵和工程事故，造成严重后果。

8、确保各类计量器具、仪表灵活好用。

9、冬季施工要求刹把不离人，钻台、泵房、机房不离人，值班人员不离现场。

10、钻井液循环储备系统、配浆系统、固控设备的安装要符合要求，能满足不同施工阶段的需要，各罐搅拌器、蝶阀要灵活好用。

11、按规定挖好排污坑，排污坑尺寸不得小于设计要求。

12、加强冬季设备的日常维修保养工作，明确责任，确保设备正常使用。

13、作好钻井液循环、储备和配浆系统的保温工作。

14、严格执行钻井液设计方案，加强钻井液的日常管理工作，做到勤测量、勤维护、勤处理，保证钻井液性能稳定。

15、钻井液地面循环量比夏季施工时要多20至30方，各钻井队要使用好刮泥器，确保钻井液及时回收，减少浪费。 16、加强钻井液材料的储备和管理工作。 17、配齐各种钻井液测试仪器，确保好用。

18、下套管过程中必须认真进行二次通径，套管螺纹必须用试扣规试扣检查，螺纹清洁、无伤痕、无变形，密封脂涂抹均匀，余扣不超过1扣，严禁场地接双根，严禁将棉纱手套等物品放在套管内。 19、冬季固井施工应在白天进行，确保施工安全。

20、孔口工作面应保持干净清洁，当出现洒落的循环液应及时清理以防上冻，并铺上锯末防滑。

来源于问问我
8.钻井技术有什么小知识
回转式钻机最早出现在瑞士，那还是19世纪后期，到现在高速金刚石钻机和深孔钻探机的出现，为钻井的科学提供了条件。

下面武汉钻井公司清源泉岩土工程有限公司跟大家说说钻井机的控制系统有哪些标准。首先，钻井机的控制系统控制多个设备，包括绞车运转设备和绞车运转系统，还有小型钻井机转盘。

转盘旋转是通过转盘拖动还有控制系统实现，通过对电动机的调速，然后经过钻杆和主动钻杆，来驱动钻头旋转，从而打破岩层钻井。其次，在钻井机钻进的时候还需要对转盘转速进行改变，改变的依据就是在钻井时泥浆冲洗效果怎样和泥浆护壁以及井的直径大小等等。

如果钻井出现卡钻的情况，控制系统就会为了保护钻井机降低转速，这样机械就不容易损坏。最后，绞车拖动钻井钻具提升或者下降是通过控制系统对电动机调速，然后驱动悬吊系统实现的，如果绞车速度超过正常值，控制系统为了钻井机的安全停车。

‘伍’ 食用油提取方法有哪些

植物中提取食用油有两种工艺方法，分化学取油法和物理取油法，也就是我们平时所说的浸出法（化学）和压榨法（物理）：
压榨法:压榨法有悠久的历史,它的工艺过程比较简单:把油料蒸熟、炒熟以后,用机械的方法把油从油料中挤压出来。古老的压榨法,需要操作人员付出繁重的体力劳动。而挤压过的油渣(油饼)中,残油含量相当高,因而浪费了极为宝贵的油料资源。现代的压榨法已是工业化自动化的操作,但油渣中残油含量高的问题还是不能解决。
从压榨的原料的预处理来区分有冷榨法和热榨法，也叫熟榨法。冷榨就是原料不经过烘炒或者蒸制直接将原料投入榨油机挤压出油，这种方法油品颜色相对比较浅，色彩更加明亮，但出油率低，而且油料味道不浓厚，香醇。而熟榨要把油料作物在压榨前经过烘干，目的是降低原料水分，增加油脂分子的活跃性和流动性，从而提高出油率，保证油质味道的香浓。但也破坏了油品的化学组织成分，导致油的颜色更深，更黑。
油料压榨工艺的基本过程如下：
1.常规生产工艺：生料--蒸炒--压榨--机榨毛油
2.特殊油脂生产工艺：油籽--炒籽--压榨--过滤--香味油脂
3特殊油料生产工艺：油籽--整籽冷压榨--过滤--冷榨油脂
油料被挤压出油过程：当油料进入榨油机榨膛内，随着榨膛旋转，压力增大。籽料随着油脂的挤出不断挤紧，直接接触的榨料粒子间相互产生压力而造成籽料的塑性变形，尤其在油膜破裂处和粘合一体。这样在被挤出炸膛后，榨料不在是松散体，而形成一种可塑体，称为油饼。压榨时由于温度和压力的双重作用，蛋白质会继续变质，继而影响榨料塑性，总之，蛋白质变性程度适当才能保证最好的压榨出油效果。
浸出法：浸出法是一种制油工艺。其理论依据是萃取原理，它于1843年起源于法国，是一种安全卫生、科学先进的制油工艺。现在工业发达国家用浸出法生产的油酯总产量的90%以上。浸出法制油的优点是粕饼中含残油少、出油率高、加工成本低、经济效益高，而且粕的质量高，用于饲料行业饲养效果好。
国家专门为油料加工安排生产的专用溶剂油，以其自身成分特点，能够保证其与油脂彻底分离脱除。浸出法是利用油脂和有机溶剂相互溶解的性质，将油料破碎压成胚片或者膨化后，用有机溶剂（一般情况下是正己烷）和油料胚片在名叫浸出器的设备内接触，将油料中的油脂萃取溶解出来。然后通过加热汽提的方法，脱除油脂中溶剂。通过这种方法，可以将油料残渣中的残油降低至1%率以内。以大豆为例，浸出法比压榨法的出油率要高50%。
浸出法制油工艺
（1）浸出法制油工艺的分类按操作方式，浸出法制油工艺可分成间歇式浸出和连续式浸出：
①间歇式浸出 料胚进入浸出器，粕自浸出器中卸出，新鲜溶剂的注入和浓混合油的抽出等工艺操作，都是分批、间断、周期性进行的浸出过程属于这种工艺类型。
②连续式浸出 料胚进入浸出器，粕自浸出器中卸出，新鲜溶剂的注入和浓混合油的抽出等工艺操作，都是连续不断进行的浸出过程属于这种工艺类型。
按接触方式，浸出法制油工艺可分成浸泡式浸出、喷淋式浸出和混合式浸出：
③浸泡式浸出 料胚浸泡在溶剂中完成浸出过程的叫浸泡式浸出。属浸泡式的浸出设备有罐组式，另外还有弓型、U型和Y型浸出器等。
④喷淋式浸出 溶剂呈喷淋状态与料胚接触而完成浸出过程者被称为喷淋式浸出，属喷淋式的浸出设备有履带式浸出器等。
⑤混合式浸出 这是一种喷淋与浸泡相结合的浸出方式，属于混合式的浸出设备有平转式浸出器和环形浸出器等。
（2）浸出法制油工艺 按生产方法可分为直接浸出和预榨浸出：
①直接浸出 直接浸出也称“一次浸出”。它是将油料经预处理后直接进行浸出制油工艺过程。此工艺适合于加工含油量较低的油料。
②预榨浸出 预榨浸出油料经预榨取出部分油脂，再将含油较高的饼进行浸出的工艺过程。此工艺适用于含油量较高的油料。
（3）浸出工艺的选择依据及基本的工艺流程 浸出生产能否顺利进行，与所选择的工艺流程关系密切，它直接影响到油厂投产后的产品质量、生产成本、生产能力和操作条件等诸多方面。因此，应该采用既先进又合理的工艺流程。选择工艺流程的依据是：
①根据原料的品种和性质进行选择 根据原料品种的不同，采用不同的工艺流程，如加工棉籽，其工艺流程为：棉籽→清洗→脱绒→剥壳→仁壳分离→软化→轧胚→蒸炒→预榨→浸出；
若加工油菜籽，工艺流程则是：油菜籽→清选→轧胚→蒸炒→预榨→浸出；
根据原料含油率的不同，确定是否采用一次浸出或预榨浸出。如上所述，油菜籽、棉籽仁都属于高含油原料，故应采用预榨浸出工艺。而大豆的含油量较低，则应采用一次浸出工艺。
大豆→清选→破碎→软化→轧胚→干燥→浸出；
②根据对产品和副产品的要求进行选择 对产品和副产品的要求不同，工艺条件也应随之改变，如同样是加工大豆，大豆粕要用来提取蛋白粉，就要求大豆脱皮，以减少粗纤维的含量，相对提高蛋白质含量，工艺流程为：
大豆→清选→干燥→调温→破碎→脱皮→软化→轧胚→浸出→浸出粕→烘烤→冷却→粉碎→高蛋白大豆粉
③根据生产能力进行选择 生产能力大的油厂，有条件选择较复杂的工艺和较先进的设备；生产能力小的油厂，可选择比较简单的工艺和设备。如日处理能力50吨以上的浸出车间可考虑采用石蜡油尾气吸收装置和冷冻尾气回收溶剂装置。
食品科学与工程专业人士指出，对大部分油料来说，不管是压榨还是浸出，得到的毛油因为含有磷脂、游离脂肪酸、农药残留等，不能直接食用，都必须经过脱胶、脱酸、脱色和蒸馏脱臭等精炼工序后，才能得到可供我们食用的油。因此，食用油是否安全，不在于前段制取采用压榨还是浸出工艺，主要是由后续的精炼工艺决定的。
浸出油厂用的正己烷都必须是食品级的，食品级的正己烷经过重金属脱除处理，铅、砷等有害金属残留都低于10ppb（亿分之一），这么低的残留不会对生产的油有危害。
我国国标规定食用油外包装上必须标明制取工艺，这是为了给消费者以知情权，并不意味着两种制取工艺在食品安全上有差异。

‘陆’ 试油的主要目的

1、探明新区、新构造是否有工业性油气流；
2、查明油气田的含油凯拦山面积及油水或气水边界以及油气藏衡拦的产油、气盯中能力、驱动类型；
3、验证对储集层产油、气能力的认识和利用测井资料解释的可靠程度；
4、通过分层试油、试气取得各分层的测试资料及流体的性质，确定单井（层）的合理工作制度，为制定油田开发方案提供重要依据；
5、评价油气藏，对油、气、水层做出正确的结论。

‘柒’ 井下作业的试油

试油工作就是利用一套专门的设备和方法，对通过钻井取芯，测井等间接手段初步确定的油、气、水层进行直接测试，并取得目的层的产能、压力、温度和油、气、水性质等资料的工艺过程。
试油的主要目的在于确定所试层位有无工业性油气流，并取得代表它原始面貌的数据，但在油田勘探的不同阶段，试油有着不同的目的和任务。概括起来，主要有以下四点： 一口井完钻后即移交试油，试油队接到试油方案，首先必须做好井况调查，待立井架、穿大绳、接管线、排放丈量油管等准备工作之后，就可以者悔开始施工。一般常规试油，比较完整的试油工序包括通井、压井（洗井）、射孔、下管柱、替喷、诱喷排液、求产、测压、封闭上返等。当一口井经诱喷排液仍未见到油气流或产能较低时，一般还需要采取酸化、压裂等增产措施。
1．通井
一口井试油前一般要求下通井规通井。通井规外径小于套管内径6～8mm，大端长度要求不小于0．5m。一般要通至射孔油层底界以下50m，新井要通至人工井底，老井及有特殊要求的井要按工艺设计施工。
2．压井、洗井
⑴压井
压井的目的是把井下油层压住，使其在射孔或作业时不发生井喷，保证试油和作业安全顺利地进行。同时又要保证施工后油层不因为压井而受到污染损害。压井时若压井液密度过大，或压井液大量漏入油层，少则影响油层的正常生产，延长排液时间，严重者会把油层堵死，致使油层不出油。如果压井液选择的密度过低不能把油层压住，在施工中会造成井喷。因此，施工中应当注意合理选择压井液的密度和压井方式，使压井工作真正做到“压而不死，活而不喷，不喷不漏，保护油层”。
①压井液选择
根据油层稳定静压值计算压井液密度。
对新井试油作业，可按钻开油层时的泥浆密度压井。
②压井方法
现场常用的压井方法主要有灌注法、循环法和挤压法。
灌注法：即往井内灌注一段压井液就可以把井压住。对一些低压低产油层上返试油时采用。
循环法：这种方法现场应用较多。它是把配好的压井液泵入井内进行循环，将密度大的液体替入井筒，从而把井压住。循环压井法按进液方式不同又分正循环和反循环两种工艺。正循环压井的优点是对油层回压小，相对来说对油层污染小，缺点是对高油气比井、气井、高产井，压井液容易气浸而造成压井失败。反循环压井，一般现场采用较多，尤其对压力产量较高的井比较适用。一开始先循环清水，然后大排量反循环泥浆，当泥浆进油管鞋时，控制井口，直到进出口泥浆性能一致，压井容易一次成功。反循环的缺点是对油气层回压大，相对来说对油层污染较严重。施工中若循环不通首渗正，严格禁止硬蹩，将泥浆挤入油层。
挤压法：对事故井或井内无油管井不能构成循环时，常用此法。方法是先打清水垫子，然后用泥浆挤压，泥浆挤入深度应在油层顶部以上50m，挤完关井一段时间后，开井放喷，观察压井效果喊卜。重复挤压时必须将前次挤入泥浆喷净后进行。
⑵洗井
洗井就是将油管下入一定深度，然后把洗井液泵入井内，在油管与套管环形空间构成循环，不断冲洗井壁和井底，把脏物带出地面，保证井筒和井底的清洁。在清水压井射孔前、压裂或酸化等增产措施施工前、打水泥塞（注灰）前、油层砂埋或井底沉砂较多时均要洗井。
洗井方式通常采用正循环和反循环洗井两种。正循环洗井冲洗强，容易冲开井底脏物和沉砂，但洗井液在环形空间上返速度慢，因而携带脏物能力较小。反循环与正循环相反，冲洗能力弱，携带脏物的能力强。但对油层的回压大，不利于保护油层。
选择哪种洗井方式较好，是根据油井的具体情况和设计要求而选择，有时正反循环结合交替洗井，采用正循环冲开井底沉积泥砂、水泥块等，再采用反循环将脏物带出。
洗井过程也和压井一样，应该注意可能发生的现象，及时分析和判断作出相应的措施。如洗井时遇有较大漏失应立即停止洗井。
3．射孔
射孔就是用电缆或油管将专门的井下射孔器送入套管内，射穿套管及管外水泥环，并穿进地层一定深度的井下工艺过程。
射孔的目的是建立地层与井眼的流通孔道，使地层流体进入井内。
常用的射孔方式有普通射孔、过油管弹射孔和无电缆射孔。胜利油田常用的射孔器类型有57—103、73、85、51型及胜利油田生产的SSW－78型过油管弹等。
⑴普通射孔
这种射孔方式是相对过油管弹射孔而言。就是压井后起出井内油管，再下入射孔器在套管内射孔的方法。常用的枪型是57—103、85、73型等有枪身射孔器，射孔深度是根据油层和套管接箍来确定射孔油层的准确深度。
采用普通射孔时，井筒内必须灌满压井液。射孔前必须装上防喷装置，如防喷闸门等。
⑵过油管弹射孔
过油管弹射孔是一种不压井射孔工艺。它是将尾端带有喇叭口的油管下到所需射孔井段以上，然后将射孔器从油管下入，经喇叭口下入到油层井段位置，进行射孔。
采用过油管弹射孔时，井口上装有液压防喷盒，不需要泥浆压井，而且一般可以做到负压射孔，减少射孔中压井液对油层污染。对一些低压油层，为了做到负压射孔，可采用降低井内液柱的办法。使静液柱压力低于地层压力，从而达到负压射孔。
采用过油管弹射孔，油管底部必须下有喇叭口，且喇叭口外径不得小于100mm，内径85～90mm，并且须有圆角。油管下至油层附近短套管以上30～50m。
⑶无电缆射孔
无电缆射孔又称油管输送式射孔，是在油管柱尾端携带射孔器下入井内进行射孔的一种方法（简称TCP）。其原理是根据油井所要射孔的油气层的深度、位置，用有枪身射孔器全部串连在一起联接在管柱的尾端，形成一个硬连接的管串下入井中。通过在油管内测得放射性曲线或定位短节方法，确定射孔井段，然后引爆。为了实现负压射孔，在引爆前可以通过降低井内液面或打开事先下人的封隔器下的通道口阀，使射孔井段液柱压力低于地层压力，以保护射开的油气层。
4．下管柱
一个油层经射孔打开后，要及时下入测试管柱。按井下情况，施工设计要求的不同，管柱结构分光油管、封隔器、测试仪等几种管柱类型。
⑴光油管管柱
下光油管底部应带十字架或防掉工作筒。设计要求用过管弹射孔的井，油管底部要带喇叭口。油管深度在正常情况下，应完成于油层中上部。射开厚度很小时可完成在油层顶部。裸眼完成井一般油管完成在套管鞋底部。
⑵封隔器管柱
①单封隔器管柱试油
现场使用时有两种管柱结构：一种是用单封隔器带筛管进行单层试油，封隔器卡在已试油层和待试油层之间，管柱底部带丝堵，筛管对准油层。另一种是用单封隔器带配产器分试两层，投捞堵塞器分别测试两层。
②双封隔器管柱分层试油
下入双级封隔器将射孔层分隔三层，对三个油层投捞堵塞器分别测试。
除上述两种封隔器分层试油管柱外，还可下三级封隔器分试三层、四层油层。由于投捞工序麻烦，油田很少用。
管柱下入深度要求：预计不出砂层，各级配产器下至油层中部或顶部。预计可能出砂层，封隔器尽量靠近测试层底界，各级配产器紧接在封隔器之上。
③地层测试管柱
装好各种仪表、测试工具，按测试管柱顺序连接下入井内。下钻过程中要轻提慢下，严禁猛刹猛放，防止封隔器中途座封，确保测试阀始终保持关闭状态。
管柱下入预定的位置后，装好井口控制头和地面管线，加压座封封隔器。
5．诱喷
无论是射孔井还是裸眼井，试油前井内一般都充满着泥浆或其他压井液，因而油层与井底之间没有油气流动。只有经过诱喷排液，降低井内液柱对油层的回压，在油层与井底之间形成压差，使油气从油层流入井内，才能进行求产、测压、取样等测试工作。
诱喷排液常用的方法有替喷，抽汲、气举、混排、放喷等。不管采用哪种方法，其实质都是为了降低井内液柱高度和减小井内液体密度。
⑴替喷
替喷就是用密度较小的液体将井内密度较大的液体替换出来，从而降低井内液柱压力的方法。一般现场常用清水替出泥浆，有时为了保护油层，也采用轻质油进行替喷。替喷方法有一次替喷和二次替喷。
①一次替喷法把油管下到距人工井底以上1m左右，用清水把泥浆一次替出，然后上提油管至油层中部或上部。这种方法只适用于自喷能力不强，替完清水到油井自喷之间还有一段间歇，来得及上提油管的油井。
②二次替喷先将油管下到距人工井底以上1m左右，替入一段清水把泥浆替到油层顶部以上，然后上提油管至油层中部装好井口，最后用清水替出油层顶部以上全部泥浆。这种方法适用于替喷后即可自喷的高压油井。
⑵抽汲
经过替喷后，油井仍不能自喷时，可采用抽汲法进行诱喷排液。
抽汲就是利用专门的抽子，通过钢丝绳下入井中上下往复运动，上提时把抽子以上液体排出井口，同时在抽子下部产生低压，使油层液流不断补充到井内来。抽汲时是用一部通井机上缠钢丝绳，钢丝绳通过地滑车、天车再与绳帽与加重杆连接，加重杆下接抽子，这样就构成一套抽汲系统。
胜利油田抽汲用的抽子主要是两瓣抽子。
⑶气举
清水替喷后，油井仍不能自喷。也可采用气举诱喷。气举法就是利用压风机向油管或套管内注入压缩气体，使井内液体从套管或油管中排出。
①普通气举法分正举和反举。正举就是利用压风机从油管内注入高压压缩气体，液体从套管返出。反举就是高压压缩气体由油套管环空间进入，液体从油管返出。
②气举孔气举法为了加快排液速度，深井试油可利用气举孔气举法排液。气举孔气举法就是根据井深和液面高度以及压风机的排量和工作压力，在油管的不同深度配上带有不同小孔径的短节，将井内液体分段举出。施工时，用压风机向套管注入高压压缩气体，当压缩气体到达气举孔深度时，一部分气体从小孔进入油管，使油管内液体混气降低密度。与此同时，一部分压缩气体继续下行顶替套管中的液体，当油管内混气达到一定程度时，在气流携带下将液体喷出，这样逐级分段将井筒液体排出。
③气举加抽汲法利用套管气举，油管同时进行抽汲的举抽混合排液法也是现场行之有效的排液方法。使用时应注意边举边抽，连续排液；井浅和管柱带有气举孔时，注意防止举通时顶抽子事故发生。
⑷混气水排液
混气水排液是通过降低井筒内液柱密度的方法来降低井底回压。其方法是从套管用压风机和水泥车同时注气和泵水，替置井内液体。由于气量和水量的比例不同，注入的混气水密度就不一样。使密度从大到小逐级注入，井底回压也随之逐渐下降，从而在地层和井底间建立足够压差，达到诱导油流的目的。
⑸放喷
一口井经排液诱导自喷后，即可进行放喷。放喷的目的是排除井筒积液，使油层畅通达到正常出油。根据油层产能高低可采用井口闸门或装油嘴控制、油套管倒换放喷。放喷中若发现油层出砂，应立即装油嘴控制。放喷合格标准为：
⑵非自喷井求产
非自喷井根据油层供液能力大小和流体性质不同，可选用抽汲和气举法求产。
①抽汲求产按地层供液能力大小采用定深、定时间、定次数进行抽汲，使动液面始终保持在一定深度。这样连续求得两天的油水稳定产量及油水分析样品，产量波动范围小于20%。
②气举求产把油管完成在某一位置，采用定深、定时、定压气举，求得油层产液量。气举周期由油层供液能力确定。连续求得两个日周期以上产量。
对稠油井可将油管提到一定位置，用热水将原油替出计量，然后用压风机将油管鞋以上水掏空，等液面上升后再替出原油来计量，连续注得三个周期产量。此法只能粗略求得近似产量，地层是否出水无法落实。
⑶低产井求产
低产井是指低于工业油流标准的井，由于地层供液能力差，采用上述非自喷井求产方法有一定困难。一般要求这类井经混排、举抽后，将液面降至要求掏空深度范围内，可采用测液面配合井底取样的方法确定产能。
①根据液面上升计算产液量
②进行井下取样落实水性
③反洗井计量产油量
7．测压
测压是测试的一个重要环节，自喷井求产合格后，下压力计测流压，然后关井测压力恢复，压力恢复稳定则不再测静压，否则再下压力计补测静压。非自喷井根据要求，求产前或求产后等井口压力恢复稳定，需下压力计实测油层静压。
8．封闭上返
一个试油层试油结束后，若需封闭上返其他层位时，可按井下情况和方案要求确定上返方法。一般应尽量使用井下封隔器。除此以外常用的封闭方法有注灰、填砂压胶木塞、桥封、电缆式桥塞等。
注灰是目前分层试油中封闭水层最常用的方法。作法是将油管下至预计水泥塞底界，将计算好的水泥浆替到预计位置，然后上提油管到预计水泥塞面反循环，将多余的灰浆冲洗掉，最后上提油管，关井候凝。
为了保证施工安全，提高注灰成功率，注灰时井下应清洁，液面平稳无气侵、无漏失。灰浆严格按试验配方配制并搅拌均匀。替灰浆用的液体应与井内液体密度一致，并要准确计量，替完水泥浆后应上提油管至要求水泥塞面以上1m左右反循环洗井。反洗后上提油管不少于50m（5根）。注灰后的口袋一般不少于10m。试压时，清水正加压12MPa，或泥浆正加压15MPa，30min压降小于0．5MPa为合格。

‘捌’ 容积法计算石油储量

1. 容积法基本公式

容积法计算石油储量的实质就是确定石油在油层中所占据的那部分体积。石油储集在油层的孔隙空间内，孔隙内除石油以外，还含有一定数量的水，因此，只要获得油层的几何体积 （即油层的含油面积和有效厚度之乘积）、有效孔隙度、含油饱和度等地质参数，便可计算出地下石油的地质储量。

油层埋藏在地下深处，处于高温、高压条件下的石油往往溶解了大量的天然气，当原油被采到地面上以后，由于压力降低，石油中溶解的天然气便会逸出，从而使石油的体积大大减小。

如果要将地下原油体积换算成地面原油体积，必须用地下原油体积除以石油体积系数（地下原油体积与地面标准条件下原油体积之比）。石油储量一般以质量来表示，故应将地面原油体积乘以石油的密度，由此便得到容积法计算石油储量的基本公式：

N=100A·h·φ(1-S_wi）)ρ_o/B_oi

式中：N——石油地质储量，10⁴t；A——含油面积，km²；h——平均有效厚度，m；φ——平均有效孔隙度，小数；S_wi——平均油层原始含水饱和度，小数；ρ_o——平均地面原油密度，t/m³；B_oi——平均原始原油体积系数。

地层原油中的原始溶解气地质储量按下式计算：

G_S=10^-4N·R_si

式中：G_s——溶解气的地质储量，10⁸ m³；R_si——原始溶解气油比，m³/t。

容积法是计算油田地质储量的主要方法。该方法适用于不同勘探开发阶段，不同圈闭类型、储层类型及驱动方式的油藏。计算结果的可靠程度取决于资料的数量和准确性。对于大、中型构造油藏的精度较高，而对于复杂类型油藏则精度较低。

2. 储量参数的确定

（1） 含油面积

含油面积是指具有工业性油流地区的面积，是油藏产油段在平面上的投影范围。容积法计算石油储量公式中，含油面积的精度对石油储量的可靠性有决定性的影响。所以，准确地圈定含油面积是储量计算的关键。

含油面积的大小，取决于产油层的圈闭类型、储层物性变化及油水分布规律。对干均质油层、岩性物性稳定、构造简单的油藏来说，可根据油水边界确定含油面积。对于地质条件复杂的油藏，含油边界往往由多种边界构成，如油水边界、油气边界、岩性边界及断层边界等。对于这一类油藏在查明圈闭形态、断层位置、岩性边界以及确定油藏油水分布规律之后，才能正确圈定含油面积。

岩性边界是指有效储层与非有效储层的分界线，也称有效厚度零线。在确定岩性边界时，要先确定储层的砂岩尖灭线，然后根据规则确定岩性边界线。

从概率学角度讲，在一口无有效厚度 （物性差或岩性尖灭） 的井与相邻有有效厚度的井之间，有效厚度零线的位置可能出现在两井之间的任意点上，而且出现的机会均等。相对而言，零线放在两井间的中点位置，是概率误差最小的简化办法。同理，在一口有效厚度的井与相邻相变为泥岩的井之间，岩性尖灭线的位置也应在井距1/2处。考虑到砂岩物性标准比储层有效厚度物性标准低，砂体末端虽不以楔形递减规律尖灭，但仍存在变差的趋势，所以可将零线定在尖灭线至有有效厚度的井之间1/3距离处。用这种方法因定的岩性边界，计算平均有效厚度时，宜采用井点面积权衡法或算术平均法，而不宜用等厚线面积权衡法。

断层边界是断层控油范围，是断层面与油层顶、底面的交线。当油层位于断层下盘时，断层边界为油层底面与断层面的交线；当油层位于断层上盘时，断层边界为油层顶面与断层面的交线。

油水边界为油层顶 （底） 面与油水接触面的交线。油水接触面指油藏在垂直方向油与水的分界面。对于边水油藏，油水接触面与油层顶面的交线为外含油边界，它是含油面积的外界；油水接触面与油层底面的交线为内含油边界，它控制了含油部分的纯含油区；内、外含油边界之间的含油部分也称为过渡带，油水过渡带的宽窄主要取决于地层倾角，地层倾角大的油藏，过渡带窄，地层倾角小的油藏，过渡带宽。对于底水油藏，由于底水存在，只有外含油边界。如果油层的厚度变化很小，则内外油水边界和构造线平行。如果油层厚度在平面上有明显变化，这时内外含油边界不平行，在相变情况下，它们在油层尖灭位置上相合并 （图7-1）。

图7-1 油水边界特征图

油水接触面确定方法有以下3种：

1） 利用岩心、测井以及试油等资料来确定油水接触面。在实际工作中，对一个油藏来说，首先要以试油资料为依据，结合岩心资料的分析研究，制定判断油水层的测井标准，然后划分各井的油层、水层及油水同层。在此基础上按油、水系统，根据海拔高度作油底、水顶分布图。如图7-2所示，按剖面将井依次排列起来，在图上点出各井油底、水顶位置，并分析不同资料的可靠程度。在研究油藏油水分布规律的基础上，在油底与水顶之间划分油水接触面。

图7-2 确定油水界面图 （据韩定荣，1983）

2） 应用毛管压力曲线确定油水接触面。应用油层岩心的毛管压力曲线，再结合油水相对渗透率曲线，人们能够较准确地划分出油水接触面。如图7-3所示，实验室测定的毛管压力曲线 （汞-空气系统） 可换算为油藏条件下的毛管压力曲线 （油-水系统），而且纵坐标上的毛管压力可转换成自由水面以上的高度表示。如果一个油田，通过岩心分析、测井解释或其他间接方法取得含油饱和度数值时，就可直接做出含油饱和度随深度的变化图，即油藏毛管压力曲线。若已知油层某部位的含油饱和度，就可在曲线上查得某部位距油水接触面的相对高度，进而可求出油水接触面深度。

图7-3 利用毛细管压力曲线与相对渗透率曲线划分油水接触面示意图

3） 利用压力资料确定油水接触面。在一个圈闭上，只要有一口井获得工业性油流，而另一口井打在油层的边水部分，且这两口井通过测试获得了可靠的压力和流体密度的资料，就可以利用这两口井的压力资料、油和水密度资料计算油水接触面。图7-4示，1号井钻在油藏的顶部，测得的油层地层压力为p_o，2号井钻在油藏的边水部分，测得的水层地层压力为p_w。在油藏内，2号井的地层压力p_w为：

油气田开发地质学

式中：H_o——1号井油层中深海拔高度，m；H_w——2号井水层中深海拔高度，m；H_ow——油水接触面海拔高度，m；ΔH——1号井与2号井油、水层中深的海拔高度差，m；ρ_o——油的密度，g/cm³；ρ_w——水的密度，g/cm³。

图7-4 利用测压资料确定油水接触面示意图

当构造圈闭上只有一口油井，而边部无水井时，可以利用区域的压力资料和水的密度资料代替钻遇水层的井的测压资料来计算油水接触面深度。

确定了岩性边界、断层边界、油水边界 （油气边界），也就圈定的含油范围，这样可以计算含油面积。

（2） 油层有效厚度

油层有效厚度是指油层中具有产油能力部分的厚度，即工业油井内具有可动油的储层厚度。划分有效厚度的井不能理解为任意打开一个单层产量都能达到工业油流标准，而是要求该层产量在全井达到工业油井标准中有可动油流出即可。因此，作为油层有效厚度必须具备两个条件：一是油层内具有可动油；二是在现有工艺技术条件下可供开采。所以，在工业油流井中无贡献的储层厚度不是有效厚度，不是工业油流井不能圈在含油面积内，不划分有效厚度。

研究有效厚度的基础资料有岩心录井、地层测试和试油资料、地球物理测井资料。我国总结了一套地质和地球物理的综合研究方法：以单层试油资料为依据，对岩心资料进行充分试验和研究，制定出有效厚度的岩性、物性、含油性下限标准，并以测井解释为手段，应用测井定性、定量解释方法，制定出油气层划分标准，包括油、水层标准，油、干层标准及夹层扣除标准，用测井曲线及其解释参数确定油、气层有效厚度。

1） 有效厚度物性标准

当油层的有效孔隙度、渗透率及含油饱和度达到一定界限时，油层便具有工业产油能力，这样的界限被称之为有效厚度的物性标准。由于一般岩心资料难以求准油层原始含油饱和度，通常用孔隙度和渗透率参数反映物性下限。

确定有效厚度物性下限的方法有测试法、经验统计法、含油产状法及钻井液浸入法等。

◎测试法：测试法是根据试油成果来确定有效厚度物性下限的方法。对于原油性质变化不大，单层试油资料较多的大油田，可直接做每米采油指数和空气渗透率的关系曲线。每米采油指数大于零时，所对应的空气渗透率值，即为油层有效厚度的渗透率下限 （图7-5）。

图7-5 单位厚度采油指数与渗透率关系曲线

利用单层试油资料与岩心测定的孔隙度、渗透率资料交绘图来确定有效厚度的物性下限。如图7-6所示，图中指出产油层渗透率下限为18×10^-3μm²，孔隙度下限为17％。

图7-6 试油与物性关系图

◎经验统计法：根据美国通常使用经验统计法，对于中低渗透性油田，将全油田的平均渗透率乘以5％，就可作为该油田的渗透率下限；对于高渗透性油田，或者远离油水接触面的含油层段渗透率平均值乘以比5％更小的数字作为渗透率下限。他们认为，渗透率下限值以下的砂层的产油能力很小，可以忽略。

◎含油产状法：在取心井中，选择一定数量的岩心收获率高，岩性、含油性较均匀，孔隙度、渗透率具有代表性的油层进行单层试油，确定产工业油流的油层的含油产状下限，进而确定储层物性下限。如图7-7所示，本例试油证实油浸和油斑级的油层不产工业油流，因此饱含油和富含油级的油层是有效油层，它们的物性下限为有效厚度的物性下限。

图7-7 油层物性界限岩样分布图

◎钻井液侵入法：在储层渗透率与原始含油饱和度有一致关系的油田，利用水基钻井液取心测定的含水饱和度可以确定有效厚度物性下限。水基钻井液取心中，钻井液对储层产生不同程度的侵入现象。渗透率较高的储层，钻井液驱替出原油，使取出岩样测定的含水饱和度增高；渗透率较低的储层，钻井液驱替出原油较少；当渗透率降低到一定程度的储层，钻井液不能侵入，取出岩样测定的含水饱和度仍然是原始含水饱和度。因此，含水饱和度与空气渗透率关系曲线上出现两条直线，其交点的渗透率就是钻井液侵入与不侵入的界限 （图7-8）。钻井液侵入的储层，反映原油可以从其中流出，因此为有效厚度。钻井液未侵入的储层，反映原油不能从其中流出，因此为非有效厚度。交点处的渗透率就是有效厚度下限。用相同方法也可以定出孔隙度下限。

图7-8 钻井液侵入法确定渗透率下限图

2） 有效厚度的测井标准

有效厚度物性标准只能划分取心井段的有效厚度。对于一个油田，取心井是有限的，大量探井和开发井只有测井资料，要划分非取心井的有效厚度，必须研究反映储层岩性、物性及含油性的有效厚度测井标准。

油层的地球物理性质是油层的岩性、物性与含油性的综合反映。因此，它也能间接地反映油层的 “储油能力” 和 “产油能力”。显然，当油层的地球物理参数达到一定界限时，油层便具有工业产油能力，这界限就是有效厚度的测井标准。

在测井曲线上划分有效厚度的步骤是：首先根据油水层标准判断哪些是油 （气） 层，哪些是水层；然后在油水界面以上，根据油层、干层标准区分哪些是工业油流中有贡献的有效层，哪些是无贡献的非有效层 （即干层）；最后在有效层内扣除物性标准以下的夹层。所以有效厚度测井标准包括油、水层解释标准，油、干层标准及夹层标准。对油、气、水分布复杂，剖面上油气水交替出现的断块油藏、岩性油藏，确定有效厚度的关键是制定可靠的油水层解释标准 （图7-9）；对于具有统一油水系统、砂泥岩交互出现的油藏，关键是制定高精度的油、干层标准 （图7-9）。

图7-9 某油田油、水、干层测井解释标准

3） 油层有效厚度的划分

油层有效厚度划分时，先根据物性与测井标准确定出有效层，然后划分出产油层的顶、底界限，量取总厚度，并从总厚度中扣除夹层的厚度，从而得到油层有效厚度。

利用测井资料划分油层顶、底界限，量取油层总厚度时，应当综合考虑能清晰地反映油层界面的多种测井曲线，如果各种曲线解释结果不一致时，则以反映油层特征最佳的测井曲线为准。例如，我国东北部某大油田，采用微电极、自然电位、视电阻率3条曲线来量取产层总厚度 （图7-10）。

对于具有高、低阻夹层和薄互层的油层来讲，除量取油层总厚度外，还必须扣除夹层的厚度。由于低阻夹层多为泥质层，故量取低阻夹层厚度应以自然电位曲线作为判别标志，以微电极和视电阻率曲线作验证，最后，以微电极曲线所量取的厚度为准。量取高阻夹层的厚度应以微电极曲线显示的尖刀状高峰异常为判别标志 （图7-11）。用油层总厚度减去夹层厚度便得油层有效厚度。

（3） 油层有效孔隙度

油层有效孔隙度的确定以实验室直接测定的岩心分析数据为基础。对于未取岩心的井采用测井资料求取有效孔隙度，并与岩心分析数据对比，以提高其精度。计算的地质储量是指油藏内的原始储油量，应使用地层条件下孔隙度参数。采用地面岩心分析资料时，应将地面孔隙度校正为地层条件下孔隙度。有效孔隙度的获得有两种途径：一是岩心分析有效孔隙度；二是测井解释有效孔隙度。

图7-10 油层有效厚度量取方法示意图

图7-11 扣除夹层示意图

通过钻井取心，将砂岩储层取到地面后，由于压力释放、弹性膨胀，孔隙度有所恢复，所以一般在地面常压下测量的岩心孔隙度大于地层条件下的孔隙度。计算储量时应将地面孔隙度校正为地层条件的孔隙度。

实验室提供了不同有效上覆压力下的三轴孔隙度，利用这些数据就能够对地面孔隙度进行压缩校正。根据美国岩心公司研究，三轴孔隙度转换为地层孔隙度的公式为：

φ_f=φ_g-(φ_g-φ₃)ε

式中：φ_f——校正后的地层孔隙度，小数；φ_g——地面岩心分析孔隙度，小数；φ₃——静水压力作用下的三轴孔隙度，小数；ε——转换因子。

D. Teeuw通过对人造岩心模型的理论计算和实际岩心测试，得出转换因子为：

油气田开发地质学

式中：λ——岩石泊松比，即岩石横向应变和轴向应变的绝对值的比值，是无因次量。

确定岩样所在油藏有效上覆压力下的三轴孔隙度和地面孔隙度后，即可算出每块岩样的地层孔隙度。为寻求本地区地面孔隙度压缩校正规律，可制定本地区关系图版或建立相关经验公式。油区可利用这种图版或相关经验公式，将大量常规岩心分析的地面孔隙度校正为地层孔隙度。

（4） 油层原始含油饱和度

原始含油饱和度是指油层在未开采时的含油饱和度S_oi，一般先确定油层束缚水饱和度S_wi，然后通过1-S_wi求得原始含油饱和度。

确定含油饱和度的方法有岩心直接测定、测井资料解释、毛细管压力计算等方法。

1） 岩心直接测定

使用油基钻井液取心，测定束缚水饱和度，然后计算出原始含油饱和度。

油基钻井液取心井成本高，钻井工艺复杂，工人劳动条件差。我国一般用密闭取心代替油基钻井液取心。密闭取心采用的是水基钻井液，利用双筒取心加密闭液的办法，以避免岩心在取心过程中受到水基钻井液的冲刷。

近几年来，美国高压密闭冷冻取心工艺获得成功。这种取心方法是在取心筒内割心至岩心起出井口前，岩心筒始终保持高压密封的条件。岩心到井口后立即放在干冰中冷冻，使油、气、水量保持原始状态。此方法价格高昂，取心收获率仅在60％左右。

前苏联采用井底蜡封岩心的取心方法取得较好的效果。具体做法是在地面用石蜡充满取心筒，在取心过程中，岩心进入熔化的石蜡中，阻止钻井液与岩心接触。多数情况下，地面可取得蜡封好的岩心。

2） 测井解释原始含油饱和度

由于油基钻井液取心和密闭取心求原始含油饱和度成本高，一般一个油区只有代表性几口井，即使有的油田有1～2口油基钻井液取心井，它的饱和度数据也不能代表整个油田，因此经常用测井资料解释原始含油饱和度。往往测井解释原始含油饱和度偏低，有时偏低达5％～10％。为了弥补测井解释这一弱点，在有油基钻井液取心井或密闭取心井的地区，都要寻求测井参数和岩心直接测定的原始含油饱和度的关系，以提高测井解释精度。

3） 利用实验室毛细管压力资料计算原始含油饱和度

实验室的毛细管压力曲线是用井壁取心、钻井取心的岩样测定的，而每一块岩样只能代表油藏某一点的特征，只有将油藏上许多毛细管压力曲线平均为一条毛细管压力曲线才能代表油藏的特征，才有利于确定油藏的原始含油饱和度。J函数处理是获得平均毛细管压力资料的经典方法。用平均毛细管压力曲线确定油藏原始含油饱和度步骤如下：

(1)将室内平均毛细管压力曲线换算为油藏毛细管压力曲线

实验室毛细管压力表达式：

油气田开发地质学

油藏毛细管压力表达式：

油气田开发地质学

式中：σ_L，θ_L及 （p_c）_L——分别为实验室内的界面张力、润湿角及毛细管压力；σ_R，θ_R及 （p_c）_R——分别为油藏条件下的界面张力、润湿角及毛细管压力。

上两式相除，得：

油气田开发地质学

(2)将油藏条件下的毛细管压力换算为油柱高度

油气田开发地质学

式中：H——油藏自由水面以上高度，m；（p_c）_R——油藏毛细管压力，MPa；ρ_w和ρ_o——分别为油藏条件下油与水的密度，g/cm³。

图7-12A为室内毛细管压力曲线转换为自由水面以上高度表示的含水饱和度关系图。

(3)确定油层原始含油饱和度

图7-12A可转换为油水饱和度沿油藏埋藏深度分布图 （图7-12B）。根据该图可查出油层任意深度所对应的原始含水饱和度，则可求出原始含油饱和度。

图7-12 毛管压力曲线纵坐标的变换 （据范尚炯，1990）

（5） 地层原油体积系数

地层原油体积系数是将地下原油体积换算到地面标准条件下的脱气原油体积的重要参数。凡产油的预探井和部分评价井，应在试油阶段经井下取样或地面配样获得准确的地层流体高压物性分析数据。

（6） 地面原油密度

地面原油密度应根据一定数量有代表性的地面样品分析结果确定。

‘玖’ 试油日产量怎么算

首先确定下试油的产量分为气产量、油产量、水产量，计算方式都是一样，你首先计算你一个周期（一般都是小时为单位）的产量，计量单位戚扮都是立方米，然后除以周期时间，在乘以高谨灶24就是日产量晌厅！比如你抽汲求产，停两个小时，抽一个小时，就是三小时一周期（每天24/3=8周期），产量是3方油，2方水，日产量就是：水=2*8=16方/天，油产量：3*8=24方/天。

‘拾’ 关于试油的资料

试油测试技术和资料综合评价技术
许 显 志

试油测试是油气勘探取得成果的关键，是寻找油气田、了解地下情况的最直接手段，也是为 开发提供科学依据的重要环节。试油测试工艺技术的发展经历了三个阶段，即以常规试油 为代表的第一阶段，以地层测试器试油为代表的第二阶段，以地层测试器、电子压力计和三 相分离器等技术综合应用的第三阶段。第三阶段，在引进、消化、推广国内外试油技术及 装备的基础上 ，针对大庆探区“三低”油层及致密气层的地质特点，全面发展和完善了试 油 测试工艺技术。资料解释技术也从手工计算、绘图发展到全国应用计算机进行解释，油藏评 价从简单的试井分析向油气层综合解释、评价方向发展。目前已形成了具有大庆油田特点的 试油测试工艺和资料综合解释技术系列，为勘探提供了先进的手段，为大庆探区众多油气 藏的发现和储量的提交作出了重要的贡献。�

一、测试技术的配套、完善，促进了地质认识水平和勘探效益的提高��

测试技术经过“七五”的引进、消化、吸收和使用国内、外工艺技术和装备，“八五”期间 ，针对在大庆探区的地质特点进行了发展和完善，到“八五”末和“九五”初期，逐步形成 了满足不同井况、不同地层条件和不同地质目的的测试技术。�

（一）砂泥岩储层中途测试技术�

中途测试技术是及早发现工业油气层的重要手段。1991年以前由于MFE单封隔器很难实现分层 测试，使中途测试技术受到了限制。我们在引进膨胀式测试工具的同时，对选层标准、封隔 器座封位置、测试制度和施工参数设计等方面进行了详细研究，拓宽了中途测试的使用范围 ，在勘探中取得了明显的经济效益。�

1．利用中途测试技术及早发现油气藏�

延4井位于延吉盆地顶部坳陷德新凹陷南阳东构造带，钻井过程中，从井519m开始多次井 喷。通过对497.0～522.3m中途测试，日产天然气11563m��3�，为工业气层。这是延 吉盆地首次获工业气流，为下步勘探提供了科学依据。�

2．利用中途测试成果确定完井方法�

目前，大庆油田的完井方法有两种，一种是套管完井，一种是裸眼完井，采用哪种方法完井 视井的情况而定。我们利用中途测试在完井方面做了一些工作，收到了明显的效果。和3井 、万111井、渔深1井和延1井，都是根据中途测试结果，采用裸眼完井的，4井口仅套管和固 井费用就节约了222.0万元。�

3．利用中途测试技术取准有关地层参数�

渔深1井，位于松辽盆地北部中央坳陷区黑渔泡凹陷通达鼻状构造带。由于该地区泉一段缺 少水性和压力资料，所以在2304.0～2301.4m进行中途测试，日产水56.2m��3�。本次 测试不仅搞清了水性，而且录取到了地层压力，达到了中途测试目的。�

4．利用中途测试技术提高勘探试油效益�

大庆长垣西部具有多套油气层组合。限期进行中途测试，搞清油气水纵向分布规律，避免套 管完井后的井筒复杂化。�

英41井是大庆长垣西部的一口预探井，先后分别对三个层系进行了中途测试。该井套管完井 后，根据中途测试结果避开油水同层和气水同层，共试油6层，其中有3层获工业气流，获得 了理想的试油成果。如果不搞中途测试，套管完井后可能要搞9层以上试油，这样，不仅井 筒复杂，而且开发无法利用。� （二）地层测试技术�

地层测试工艺具有试油周期短、录取资料全（可以录取压力、产量、温度和高压物性等资料 ） 、效益高的特点，在全国各油田得到了广泛的应用，大庆外围探井地层测试率1983年15.82％ ，1990年以后一直保持在60％以上。�

1、低渗透层测试技术�

针对低渗透层的特点，从试井设计出发，配套完善了低渗透层的测试技术，收得了较好的效 果。�

（1）试井设计方法�

试井设计是试油地质设计编制科学与否的关键，也是取全取准试油资料的保证。从试井理论 可知，试井设计是试井分析的反问题，即通过基本的地层参数，预测出待试层的产量和压力 变化曲线。 所以，根据试井理论，研制开发了试井设计软件，能对自喷井和非自喷井进行 压降、压恢和探边试井设计，特别是非自喷井试井设计功能在国内首次实现。�

（2）试井设计所需参数的预测方法�

我们对长垣两侧探井进行了敏感性参数分析得到，地层压力、有效渗透率、表皮系数、井筒 储存系数和液体粘度对预测的曲线形态及产量影响较大。根据几个主要参数特点，结合钻井 、测井和录井等资料，分别试用了等值图法、多元统计法和交绘图版等方法。主要针对扶、 杨油层和葡萄花油层分区块建立了参数预测公式。

� ①地层压力（Pi）预测�

通过研究表明，一般情况下，大庆外围区块地层压力随深度的关系为：� P=AH+B� 对于异常地层压力区，从压缩数定义出发，通过地层对地层微元体的形成压力分析，推导出 形成压力的增量，所以地层压力通式应表示为：�

Pi=P+△P� △P=E+FlnSX（ψ（1-ψ）SX）�

式中，A、B、E、F是常数，H是油层中部深度，ψ是孔隙度。�

②有效渗透率（e）预测�

在研究过程中，我们试用了四种方法从中选出两种较好的方法，来预测有效渗透率。� a.相对渗透率图版法�

根据有关专家实测的长垣两测不同层位的相对渗透率曲线和相对渗透率定义，可得到不同 层位的有效渗透率预测公式。�

b.地球物理测井方法�

比较有代表性的Watt公式：�

e=0.136ψ��4．4�／S��2���wir�� S��wir�=〔1.145－1g（ψ/V��sh�－0．25）〕／3．288�

如果缺少岩芯分析资料，可用上述公式预测。� ③表皮系数（S）的预测�

目前，表皮系数除了用试油资料计算外，没有看到确切预测公式或图版。在研究中，发现表 皮系数与地层厚度、钻时、泥浆压力与地层压力之差相关性较好，通过回归得到了不同层位 的预测公式。�

④井筒储存系数（C）的预测�

根据井筒储存系数的定义可知，它与产量成正比，与压差成反比。我们选用了27层测试资料 ，在双对数坐标上，以产量与地层压力之比为横座标，以井筒储存系数为纵坐标进行线性回 归，相关系数0.903，公式为：� lgc=0.7221g（Q/P��i�）＋1.989� 我们可以利用该公式预测井筒储存系数� ⑤流体粘度的确定�

流体粘度可以借用邻井同层位同构造的高压物性资料。�

把以上5项参数输入试井软件，便可较准确地进行试井设计，如龙22井（见图1）。�

（3）跨隔测试技术�

跨隔测试具有三个特点：一是试油层序可以灵活调整，依据地质要求和井况条件，任意选层 测试，为老井复查创造了条件；二是减少井筒储存，提高了压力恢复速度和录取资料质量； 三是及时发现并验证层间窜槽。�

由于跨隔测试工艺技术在大庆广泛应用，测试水平不断提高，封隔器最大跨距达190m，座封 卡点小夹层1.6m，上卡点最浅529.2m，下卡点最深3878.84m。�

2．致密气层测试技术�

随着勘探领域的拓展，致密储层逐渐增加，找气难度随之增大，这就要求我们在致密储层试 气工艺技术上有新突破。由于致密储层具有井深（2700～4000m）、地层压力高（30～45MPa ）、 温度高（120～150℃）、储集类型多、自然产能低、气水分布复杂等特点，原有的中、浅 层 测试工艺技术已不能适应致密储层试气工艺的需要。为此，我们开展了致密气层测试技术研 究。�

（1）射孔-测试联作技术�

射孔-测试联作技术具有射孔、地层测试两道工序一次完成、加快试油进度、防止井喷、获 取最佳地质资料等诸多优点。但由于国内外减震器均不过关，压力计易损坏，严重地制约着 该工艺在生产中的应用。因此，我们从压力计损坏的机理入手，找出了造成压力计损坏的主 要原因是射孔弹起爆时产生的机械震动和压力冲击。研制成功了具有纵向减震、径向减震和 过压保护三大功能的压力计减震器，并设计了两种适合不同井况的井下标准管柱。�

第一种是研制成功了开井后环空加压起爆的测试联作技术（见图2）该工艺具有以下优点：

� a、能实现较大的负压值，对地层的回压只是测试管柱内所加的液垫压力；�

b、射孔后即可进行流动测试，有利于解除地层污染；�

c、环空所加的压力不作用在压力计上，有利于保护井下压力计，旁通传压管耐压60.0MPa；

� d、起爆系统仅一个销钉，剪切值变化范围小，环空压力一般可控制在10.0MPa以内；�

e、对井筒条件复杂有严重漏失的层，井口无法加压时，可根据射孔井段深度选择合适的销 钉，靠测试开井后的环空与油管压力之差起爆射孔枪。这项技术已在金396、宋深2等井应用 7层，工艺均一次成功。�

第二种是研制成功了环空加压起爆后加深管柱，� 实现跨测试测试的联作技术（见图3）。该工艺的突出特点是有利于取准致密储层的压力 资 料 ，并且不受已试层的限制。这项技术共应用21井次，在芳深9井，侏罗系，井段3602.0～3737 .6m，采用上述工艺方法测试，获日产CO��2�气4.7×10��4�m��3�，实测地层压 力38.96MPa，温度142.2℃/3638m。�

（2）地层测试工具进一步完善配套�

针对MFE测试工具泄压等问题，对测试工具及管柱进行了封隔器、支撑管柱等6项改造，提高 了测试一次成功率。在生产实践中，由于致密气层测试技术的逐步完善，不断创出了新水平 。在芳深7井封隔器承受正向压差41.7MPa；在宋深2井封隔器承受反向压差42MPa；在宋深1 井3834.2m测试一次成功。� �

二、压后排液求产技术的进步为提高压裂成功率和扩大地质储量提供了先进的手段

�� 压后排液求产技术是压裂改造增产技术的一个关键环节，它不仅影响压裂效果，而且影响资 料录取质量制约试油速度。为此，我们在这方面做了大量的工作，收到了明显的效果。�

（一）低渗透油层压后排液求产技术�

根据大庆探区的地质条件、井况和压后地层流动规律，经过多年的攻关，形成了适应不同井 层的压后排液求产技术。�

1．排液工艺�

（1）封隔器单卡单向闭式气举管柱工艺�

这种工艺的特点是气举效率高，洗井时洗进液不倒灌，对油层没有伤害。�

（2）封隔器双卡单向闭式气举管柱工艺�

这种工艺主要解决多套油层组合的井，压裂改造上部油层后，单排单求压裂层产能。�

（3）封隔器单卡抽汲排液管柱工艺�

这种工艺的优点是解决下部油层老井挖潜压裂改造后的排液技术难题。�

（4）封隔器双卡抽汲排液管柱工艺�

这种工艺采用长尾管和防砂卡封隔器组合的排液管柱，是老井挖潜和复杂井压后排液的主要 工艺。�

2．油井压后排液求产技术方法�

压裂井排液求产技术方法主要是根据压后地层流动规律及产量变化情况，确定不同时期的工 艺和工作制度，实现最优的排液求产方法。该项技术成果现已形成技术标准，经现场应用不 仅提高了资料的录取质量，而且提高了试油效率。以前平均每层压后排液求产19.25天，该 技术应用后缩短到10.97天，平均每层减少8.28天，经济效益十分明显。

� （二）致密气层压后排液求产技术�

经过多年研究，形成了一套适应致密气层特点的压后排液求产技术�

1．氮气助排技术�

氮气助排技术是由国外引进的，它从空气中制取氮气，靠三级压缩达到高的注入压力用以助 排，利用该方法排液速度快，施工安全可靠。它的应用范围是气层排液和气层压裂后不能自 喷井或自喷能力弱井的排液。�

2．自喷排液方法�

自喷排液是利用气层自身能量进行自喷排液的一种方法。这种方法是以自喷条件为基础， 排 液期间根据产气量增大情况，采用地面较长时间关井，待井口压力恢复到一定程度后，油管 短时间开井放喷排液。�

3．压后求产方法�

气层压裂后因改造规模大、压裂液注入多、排液时间长、地层压力下降快，产量变化较大。 我们依据致密储层的特点确定了排液和求产阶段的划分原则：�

（1）排出的液体能定性说明地层产水否；�

（2）压裂液的返排量不影响地层产气时关井恢复压力；�

（3）待地层压力恢复到原始压力的85％或井口压力恢复小于0.15MPa/d时，再开井求产。�

（4）若关井前期测得的产气量小于8000m��3�/d则不必关井恢复，这种方法在生产中应用 见到了理想的地质效果。例如，汪：903井，J61、65号层，井段3037.0～2962.4m，压后开、关 井放喷排液37个周期，然后关井恢复压力8天，井口压力达到23.2MPa，再进入求产，产气量 达到了50518m��3�／d。��

三、资料综合解释技术的进步与发展，为科学评价储层奠定了基础��

自80年代采用地层测试以来，我们始终从生产实际出发，把最新的试井理论研究和计算机技 术有机地结合起来。从多方面开发研究，取得了一系列的成果，使资料综合解释技术日趋成 熟。�

（一）试井软件的开发，为资料解释提供了先进的手段�

在《DS2.0现代试井解释软件》和《GWT试气资料处理软件》基础上，1997年开始在Windows 95环境下开发试油测试综合评价系统，力求在技术水平上跟上国际先进试井软件发展的步伐 ，建立一个开放的试井平台。该软件的四大功能，即试井设计、试井分析、节点分析和产能 试井，现已完成了大部分的研究工作，取得了阶段性的成果。�

（二）以不稳定试井理论为基础，建立油、气井产量计算方法�

1．气井不稳定产量计算方法�

以往的气井产能确定是通过四个不同工作制度条件下的试气资料求取气井二项式方程和指数 式方程进行的。但对低渗透气井，其产量随时间变化而变化，不易测得稳定的产量，为此， 近几年开展了气井产能评价方法的研究。� 对于气井，定井底流压条件，应用Bessel函数和Laplace变换，可得到下式：� �Q�TX－＝－SX（2�m�TX－��0�2r��0�SX）＝ S X（F（uF）��1�（F（uF））u｛��0�（F（u F））＋sF（uF）��1�（F（uF））｝SX）� 对于上面方程进行Laplace数值反演和反复迭代等变换，就可以得出不稳定气井IPR曲线，根 据此理论，编制了软件，适用于均质、双孔、双渗等多种油藏。用试井资料解释出的地层参 数代入相关方程，便可得出不稳定IPR曲线。该方法不仅可以节省试气时间，而且可以为评 价储层提供更多的参数。�

升深2井，登库组，井段2904.0～2571.0m，共20个小层，1995年8月进行系统试气，这是目前大 庆探区深层自然产能最高的一口井，然而，该层的二项式曲线反向，无法求得绝对无阻流量 ，经分析认为主要是层间干扰造成的。用试井软件解释认为，储层为均质气藏，S＝45． 61，D＝1．95e��－6�（m��3�/d）��－1�，经过计算，本层的绝对无阻 流量为130万m��3�／d。� 升深2井在采油八厂开采过程中进行了系统试气，并用指数式方程求取绝对无阻流量为112.1 万m��3�/d。�

2．油井不稳定产量计算方法�

在试油阶段，油井的产量是通过现场计量求取的。由于地层测试开井时间不同，其产量不同 ；常规试油由于其周期不同产量也不同，所以，只通过现场测取产量确定油井产能是不够的 。为此，我们通过把不稳定试井理论与Standing和Vogel等方法相结合，建立了在饱和压力 以下油、气两相流动时不稳定产量计算方法，可给出定流压下产量随时间变化曲线及不稳定 IPR曲线，并形成了计算机软件。不论采用何种试油工艺、实测产量如何，只要能解释出准 确的地层参数，代入软件中即可求出IPR曲线，为准确评价油层提供了科学依据。� 树1井，井段：1363.0～1379.0m，葡萄花1-4号层。抽油试采（连抽），日产油田18.19m� � 3�降至11.0m��3�，解释地层渗透率为0.1511μm��3�，表皮系数为7.603，其理 论产量与实际产量对比见下表，从表中可看出在求产350小时后其理论产量与实际产量非常 吻合，平均相对误差为0.1％。��

5H树1井产量对比表� BG（!BHDFG2，F6，2。11F 时间（hr）38110206278350398422460470494 5185 BHDG45”理论产量� （m��3�/d）11�1211�5711�3211 �2111�1311�0811�0611�0411�03 11�0110�995 BH5”实际产量�（m��3�/d）18�1915�5515�8 413 �9011�2011�2610�0111�2911�46 10�4211�00BG）F�

（三）开展了用温度恢复资料对储层进行解释、评价的研究�

通过研究发现，温度升降与测试开、关井密切相关，为此，经理论研究，建立了气井温度试 井的数学方程，通过对方程求解，计算出了用于温度资料解释的双对数和导数图版（见图4 ） 。利用该图版与实测的温度恢复资料拟合，计算出气井产量和热力的参数，为确定多层气井 产量提供了一种有效方法。�

（四）常规试油资料解释方法的建立，扩大了试井解释领域�

在研究提捞、抽汲和气举情况下流压变化规律的基础上，建立了数理模型并进行求解，得出 了常规试油资料解释图版（见图5），利用该方法结合多周期压力数据即可解释出地层参数 ，从而结束了常规试油资料不能解释地层参数的历史。�

四、今后发展方向�

试油测试技术发展很快，虽然形成了满足不同井况和不同地质条件的试油测试工艺及资料综 合解释技术系列。由于地质条件复杂，新情况不断出现，工艺技术适应地质的需要仍有一段 距离，需要逐步解决。近几年，主要在以下几方面多做工作：�

（一）煤层气试油工艺技术有待于进一步研究�

1998年，鸡西已发现了煤层气。由于大庆油田在这方面处于刚起步的阶段，必须进行大量的 调查研究工作，摸索出一套适应大庆探区的煤层气试油工艺技术，为进一步寻找和利用煤层 气打下良好的基础。�

（二）搞好环保是试油工艺的重要环节�

保护环境，提高人们健康的水平，是国内、外都关注的焦点。现在压裂放喷和抽汲排液等作业 对环境的污染非常严重，这是制约试油技术走出国门的主要障碍之一。我们已经进行HSE贯标工作。�

（三）资料综合解释技术有待于进一步完善、提高�

在现有的基础上，要充分利用地震、测井、录井和区域地质规律进行资料解释，使解释参数 更接近实际，达到建成试井综合评价专家系统的目的。�

（作者单位：大庆石油管理局试油试采公司）