油管传输电子压力计在注汽评价中的应用

2015-05-09赵庆龙陈礼

测井技术 2015年4期

赵庆龙, 陈礼

(1.中国石油长城钻探工程有限公司解释研究中心, 北京 100101; 2.中国石油勘探开发研究院, 北京 100083)

0 引言

哈萨克斯坦某油田×井是一口稠油井,该井目的层段实施了注蒸汽作业,并使用高温五参数仪器测量吸汽剖面。由于注汽隔热管变形,仪器在下放中途遇阻导致测量失败。为了解地层吸汽情况,利用油管传输将2支存储式高精度电子压力计同时下井测量井筒压力和温度。本文分析了采用油管传输电子压力计方式测量井筒压力和温度,分析地层吸汽情况的效果。

1 数据质量

压力计为DataCan型电子压力计,通过与高温五参数测井仪的压力温度参数比较可以看出,其精度更高,反应更灵敏。

下井的2支压力计采取串联方式,同一时间测量同一深度的压力和温度,便于通过对比检查数据质量。作业中2支压力计测量误差在允许范围以内,测量数据完整、可靠。

表1 DataCan压力计与高温五参数压力、温度技术指标对比

作业前期每连续下15根油管测量1个稳定点,停留时间不少于15 min,至射孔层以上非射孔储层顶部开始加密测量,每2 m测1个点,每个点停留1 min。作业记录的内容包括日期、下井油管编号、深度、测点停留的起止时间等。

图1 下井压力计记录的压力和温度

2 数据处理

数据处理的关键步骤是时深转换。电子压力计记录的是油管下放和上提过程中压力和温度随时间的变化,而时间的变化对应着深度的变化。从实测数据来看,相比于温度,压力对深度变化更为敏感,所以先通过压力响应确定时深关系,相应地得到温度和深度的对应序列。

在接油管单根时压力会有明显的跳动,可以通过压力响应验证作业记录的时间节点。实测压力和作业记录时间的对比发现作业记录的时间不完全准确,应当严格考查实测压力响应结合油管序列作出深度分析。对应某一深度的时间读取尽量选择靠近压力平稳的末端时间,因为根据这个时间读取的温度更能代表实际井筒温度。

得到的压力—深度—时间的对应数据可以在Excel中对原始数据进行编辑,通过时间得到深度—压力—温度关系,最终得到温度剖面。通过Express工作站对深度—温度数据进行内插生成曲线制作井温剖面图,可以进行更细致的吸汽分析。

图2 ×井压力和温度随深度的变化

3 吸汽情况分析

从压力计获取的温度数据看,测点1 433 m以上的各点测量与深度整体成线性关系,可以进行地温与深度关系回归,随后的测点1 499 m温度明显上升。因为是点测,所以无法观察1 433～1 499 m井段的温度变化细节,1 499 m以下井段进行了加密测量,温度变化反映了吸汽层段的分布情况。从剖面上看,射孔层16号和17号层均吸汽,吸汽强度在16号层自上而下变弱,在17号层自上而下变强(见图3)。井温剖面上的最高温度69.13 ℃对应1 505 m,即15号层中部,15号层为非射孔层,说明注汽期间可能发生了汽窜。固井水泥胶结质量评价结果显示,15号层与16号层之间的固井质量基本为差,只有2 m厚度为接近于差的中等评价。常规测井资料显示1 490～1 580 m井段发生较严重的扩径,说明该段岩性疏松,钻井过程中井壁发生了垮塌,导致了固井水泥胶结质量差。CBL评价的是第Ⅰ界面胶结情况,从VDL上可以看到第Ⅰ界面中等胶结的位置第Ⅱ界面胶结也不好,在高温高压蒸汽作用下,显然不具备封隔能力,从而成为管外汽窜的通道。

利用电子压力计取得的温度数据可以半定量评价吸汽层段的吸汽比例。首先计算各吸汽层段的平均温度,根据井筒上部非吸汽段井温数据线性回归得到近似地温公式;然后计算吸汽段中深位置的地温,吸汽段实测平均井温与回归折算的地温之差作为吸汽地层温度变化量,地层厚度则等价于吸汽地层的质量;假设各吸汽段地层的比热容相当,根据吸热公式可以计算出各吸汽段的吸热量,进而计算吸汽百分比(见表2)。根据计算结果,15号层管外汽窜较严重,由于缺乏足够的测点,14号水层无法进行汽窜评价,但从固井质量评价结果看14号很可能也发生了汽窜(见图4)。总之,为了高效开采16、17号稠油层,有必要对16号层以上套管环空采取有效的封堵措施。