趙慶龍, 陳禮

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探工程有限公司解釋研究中心, 北京 100101; 2.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院, 北京 100083)

0 引 言

哈薩克斯坦某油田×井是一口稠油井,該井目的層段實(shí)施了注蒸汽作業(yè),并使用高溫五參數(shù)儀器測(cè)量吸汽剖面。由于注汽隔熱管變形,儀器在下放中途遇阻導(dǎo)致測(cè)量失敗。為了解地層吸汽情況,利用油管傳輸將2支存儲(chǔ)式高精度電子壓力計(jì)同時(shí)下井測(cè)量井筒壓力和溫度。本文分析了采用油管傳輸電子壓力計(jì)方式測(cè)量井筒壓力和溫度,分析地層吸汽情況的效果。

1 數(shù)據(jù)質(zhì)量

壓力計(jì)為DataCan型電子壓力計(jì),通過(guò)與高溫五參數(shù)測(cè)井儀的壓力溫度參數(shù)比較可以看出,其精度更高,反應(yīng)更靈敏。

下井的2支壓力計(jì)采取串聯(lián)方式,同一時(shí)間測(cè)量同一深度的壓力和溫度,便于通過(guò)對(duì)比檢查數(shù)據(jù)質(zhì)量。作業(yè)中2支壓力計(jì)測(cè)量誤差在允許范圍以內(nèi),測(cè)量數(shù)據(jù)完整、可靠。

表1 DataCan壓力計(jì)與高溫五參數(shù)壓力、溫度技術(shù)指標(biāo)對(duì)比

作業(yè)前期每連續(xù)下15根油管測(cè)量1個(gè)穩(wěn)定點(diǎn),停留時(shí)間不少于15 min,至射孔層以上非射孔儲(chǔ)層頂部開(kāi)始加密測(cè)量,每2 m測(cè)1個(gè)點(diǎn),每個(gè)點(diǎn)停留1 min。作業(yè)記錄的內(nèi)容包括日期、下井油管編號(hào)、深度、測(cè)點(diǎn)停留的起止時(shí)間等。

圖1 下井壓力計(jì)記錄的壓力和溫度

2 數(shù)據(jù)處理

數(shù)據(jù)處理的關(guān)鍵步驟是時(shí)深轉(zhuǎn)換。電子壓力計(jì)記錄的是油管下放和上提過(guò)程中壓力和溫度隨時(shí)間的變化,而時(shí)間的變化對(duì)應(yīng)著深度的變化。從實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)來(lái)看,相比于溫度,壓力對(duì)深度變化更為敏感,所以先通過(guò)壓力響應(yīng)確定時(shí)深關(guān)系,相應(yīng)地得到溫度和深度的對(duì)應(yīng)序列。

在接油管單根時(shí)壓力會(huì)有明顯的跳動(dòng),可以通過(guò)壓力響應(yīng)驗(yàn)證作業(yè)記錄的時(shí)間節(jié)點(diǎn)。實(shí)測(cè)壓力和作業(yè)記錄時(shí)間的對(duì)比發(fā)現(xiàn)作業(yè)記錄的時(shí)間不完全準(zhǔn)確,應(yīng)當(dāng)嚴(yán)格考查實(shí)測(cè)壓力響應(yīng)結(jié)合油管序列作出深度分析。對(duì)應(yīng)某一深度的時(shí)間讀取盡量選擇靠近壓力平穩(wěn)的末端時(shí)間,因?yàn)楦鶕?jù)這個(gè)時(shí)間讀取的溫度更能代表實(shí)際井筒溫度。

得到的壓力—深度—時(shí)間的對(duì)應(yīng)數(shù)據(jù)可以在Excel中對(duì)原始數(shù)據(jù)進(jìn)行編輯,通過(guò)時(shí)間得到深度—壓力—溫度關(guān)系,最終得到溫度剖面。通過(guò)Express工作站對(duì)深度—溫度數(shù)據(jù)進(jìn)行內(nèi)插生成曲線制作井溫剖面圖,可以進(jìn)行更細(xì)致的吸汽分析。

圖2 ×井壓力和溫度隨深度的變化

3 吸汽情況分析

從壓力計(jì)獲取的溫度數(shù)據(jù)看,測(cè)點(diǎn)1 433 m以上的各點(diǎn)測(cè)量與深度整體成線性關(guān)系,可以進(jìn)行地溫與深度關(guān)系回歸,隨后的測(cè)點(diǎn)1 499 m溫度明顯上升。因?yàn)槭屈c(diǎn)測(cè),所以無(wú)法觀察1 433～1 499 m井段的溫度變化細(xì)節(jié),1 499 m以下井段進(jìn)行了加密測(cè)量,溫度變化反映了吸汽層段的分布情況。從剖面上看,射孔層16號(hào)和17號(hào)層均吸汽,吸汽強(qiáng)度在16號(hào)層自上而下變?nèi)?在17號(hào)層自上而下變強(qiáng)(見(jiàn)圖3)。井溫剖面上的最高溫度69.13 ℃對(duì)應(yīng)1 505 m,即15號(hào)層中部,15號(hào)層為非射孔層,說(shuō)明注汽期間可能發(fā)生了汽竄。固井水泥膠結(jié)質(zhì)量評(píng)價(jià)結(jié)果顯示,15號(hào)層與16號(hào)層之間的固井質(zhì)量基本為差,只有2 m厚度為接近于差的中等評(píng)價(jià)。常規(guī)測(cè)井資料顯示1 490～1 580 m井段發(fā)生較嚴(yán)重的擴(kuò)徑,說(shuō)明該段巖性疏松,鉆井過(guò)程中井壁發(fā)生了垮塌,導(dǎo)致了固井水泥膠結(jié)質(zhì)量差。CBL評(píng)價(jià)的是第Ⅰ界面膠結(jié)情況,從VDL上可以看到第Ⅰ界面中等膠結(jié)的位置第Ⅱ界面膠結(jié)也不好,在高溫高壓蒸汽作用下,顯然不具備封隔能力,從而成為管外汽竄的通道。

利用電子壓力計(jì)取得的溫度數(shù)據(jù)可以半定量評(píng)價(jià)吸汽層段的吸汽比例。首先計(jì)算各吸汽層段的平均溫度,根據(jù)井筒上部非吸汽段井溫?cái)?shù)據(jù)線性回歸得到近似地溫公式;然后計(jì)算吸汽段中深位置的地溫,吸汽段實(shí)測(cè)平均井溫與回歸折算的地溫之差作為吸汽地層溫度變化量,地層厚度則等價(jià)于吸汽地層的質(zhì)量;假設(shè)各吸汽段地層的比熱容相當(dāng),根據(jù)吸熱公式可以計(jì)算出各吸汽段的吸熱量,進(jìn)而計(jì)算吸汽百分比(見(jiàn)表2)。根據(jù)計(jì)算結(jié)果,15號(hào)層管外汽竄較嚴(yán)重,由于缺乏足夠的測(cè)點(diǎn),14號(hào)水層無(wú)法進(jìn)行汽竄評(píng)價(jià),但從固井質(zhì)量評(píng)價(jià)結(jié)果看14號(hào)很可能也發(fā)生了汽竄(見(jiàn)圖4)?？傊?為了高效開(kāi)采16、17號(hào)稠油層,有必要對(duì)16號(hào)層以上套管環(huán)空采取有效的封堵措施。

圖3 ×井目的層段常規(guī)測(cè)井解釋及油管傳輸壓力計(jì)測(cè)量井溫剖面

層號(hào)厚度/m中深/m折算地溫/℃實(shí)測(cè)井溫/℃溫差/℃吸汽百分比/%備注1510.31504.850.568.818.323.2汽竄層1618.71533.751.066.415.435.5射孔層1730.81566.651.562.410.941.3射孔層

圖4 ×井目的層段固井水泥膠結(jié)質(zhì)量評(píng)價(jià)圖

4 結(jié)論與建議

(1) 油管傳輸存儲(chǔ)式電子壓力計(jì)可以通過(guò)測(cè)量井溫剖面來(lái)評(píng)價(jià)地層吸汽情況;缺點(diǎn)是不能連續(xù)測(cè)量,并且在測(cè)量溫度方面存在一定限制。

(2) 建議2支電子壓力計(jì)串聯(lián)下井,便于數(shù)據(jù)質(zhì)量分析;油管作業(yè)應(yīng)當(dāng)嚴(yán)格做好操作記錄,在重點(diǎn)井段需加密測(cè)量。

(3) 該方法作為對(duì)高溫五參數(shù)不能正常測(cè)井的一種補(bǔ)救,得到的井溫剖面只能半定量評(píng)價(jià)地層吸汽情況,獲取的參數(shù)信息相對(duì)較少,但對(duì)于識(shí)別汽竄還是十分有效的。

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