毛细钢管测压技术在海上油田开发中的改进与应用

海洋采油厂二零一四年十二月毛细钢管测压技术在海上油田开发中的改进与应用海洋采油厂一、前言二、毛细钢管测压技术的改进三、毛细钢管测压技术在开发中应用汇报提纲海洋采油厂海洋采油厂开发现状

海洋采油厂管理着埕岛和新北两个油田，水深3-18m。探明含油面积173.48Km2，探明地质储量4.05亿吨。埕岛油田面积158.93Km2储量3.86×108t新北油田面积14.55Km2储量1933.1×104t水深5米线海洋采油厂海洋采油厂开发现状采油厂动用地质储量27093.75万吨，注水水驱油藏占总储量的72.6%。埕岛油田构造图注水驱弹性开发天然水驱天然水驱天然水驱新北油田注水驱注水驱海洋采油厂海洋采油厂开发现状可采储量6077.33万吨动用地质储量27093.75万吨采油速度1.1%采出程度15.5%累积产油4209.12万吨可采储量采出程度69.26%剩余可采储量采油速度16.1%埕岛油田新北油田油井：449口开井：393口日液水平36484吨/天日油水平8150吨/天

单井日油水平20.7吨/天综合含水77.66%

水井：217口开井210口日注水平33800方/天月注采比0.93累积注采比0.65海洋采油厂海上油田动态监测的特殊性一是空间受限海上环境复杂、气象条件恶劣，采油平台施工场地小、施工条件差，常规的测试设备不适用，测试施工需要船舶、浮吊等多种机具配合，成本高，有效施工周期短、难度大。■采油平台施工空间小、施工条件差，常规设备不适用■多为定向井，井斜大，仪器下井容易遇阻、环空下封隔器■测试施工需要船舶、浮吊等配合，成本高，施工难度大海洋采油厂海上油田动态监测的特殊性

受海上安全因素的影响，油井油套环空均下入封隔器，传统测压施工无法开展。因此油井压力监测主要采用固定式毛细钢管测压装置，目前共下入毛细钢管测压井280口，占总井数的63.1%。电泵井：95%自喷井：1.6%螺杆泵：3.4%毛细钢管测压井分布图二是安全因素海洋采油厂一、前言二、毛细钢管测压技术的改进三、毛细钢管测压技术在开发中应用汇报提纲海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进毛细钢管测压装置是目前海上主要测试装置。能够对机采井实行长期连续压力监测和泵况监测，并可实现监测数据的遥测。1、毛细钢管测压原理

毛细钢管测压是采用充满氮气的毛细管进行井下压力传输。底端接传压筒。井下压力与毛细钢管及传压筒中的氮气压力在传压筒中达到平衡。毛细钢管另一端与地面的压力传感器相连，传送到数据采集器，并完成井下氮气柱压力计算及校正后存储。传压筒氮气毛细管传感器采集器处理器吹扫泵海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进2、毛细钢管测压特点⑴地面直读，实时显示⑵连续监测，跟踪分析⑶开展多种项目试井海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进⑷多层井下压力监测

利用固定测压装置与井下智能开关实现油井分层压力测试，监测各生产层位的压力状况，了解分层产量状况含水、储层物性、污染状况，了解层间矛盾，挖掘层间潜力，为下步措施制定和区块调整提供可靠依据。分层产量压力水平流体性质储层参数芯片地面预设存储作业下入测试管柱自动置换生产层位地面井下分层测试调整措施毛细钢管传压筒井下开关井下开关井下开关分层测试工艺流程图井下智能分层分层开关海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进⑸适合机采管柱⑹开展高温试井

井下无电器元件，耐温高达370℃，可广泛应用与中深层系和热采井、注聚井等特殊高温井中。⑺地面校验封隔器传压筒

电泵

毛细钢管电缆防砂管油层封隔器传压筒

毛细钢管电缆油层电泵管柱示意图自喷管柱示意图毛细钢管封隔器螺杆泵传压筒油管锚防砂管油层螺杆泵管柱示意图改进提高配套完善组合式毛细钢管吹扫装置：提高了吹扫效率毛细钢管遥测技术：测试数据无线传输和远程控制井口穿越技术：确保了测试安全性双级防砂传压筒：延长了吹扫维护周期研制便携式数据回放装置：提高资料录取效率毛细钢管地面采集装置：高度集成多任务处理功结合海上油田开发油藏地质特征和海上采油工艺特点，不断进行技术创新和改进。测试精度测试安全性测试效率毛细钢管测压技术的改进海洋采油厂海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进（1）地面采集装置配套早期地面采集装置目前地面采集装置配套遥控遥测功能压力曲线绘制功能信息提示功能多通道数据回放功能多通道数据显示功能4-20mA信号传输功能数据存储数据量大结构简单功能单一高度集成多任务处理功3、毛细钢管技术配套与改进海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进（2）配套毛细钢管遥控遥测技术

应用无线网络通讯技术，为测试数据无线传输和远程控制提供了一种新的途径，它可以大大改善有线数据读取与控制的诸多不便。EZ-GaugeAnalyzer毛细测压数据采集器PCCDMAVPDNWirelessCDMAVPDN无线网络RemoteModem远程锚HostModem主锚EZ-augeSoftware毛细测压软件无线网络通讯模块海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进遥控遥测技术：

以已有的固定式毛细钢管测压方法为基础，利用嵌入式系统技术和CDMA无线网络通讯技术，通过CDMA传输系统把测试数据传输到地面控制中心并且能够实现测试时间间隔等参数的设置修改，能够在陆地上对毛细钢管测压装置的实时监控，使工作效率大大提高，节约大量成本。PC机无线模块数据采集器数据采集器数据采集器无线模块CDMA遥控遥测系统CB1GB-2遥测数据海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进遥测实现内容：

人机交互：提供数据交换有线/无线通讯：建立与采集器间的连接数据库处理：压力数据分析处理海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进（3）配套井口穿越技术

根据海上采油工艺，研制配套了井口法兰穿越技术。针对于以往毛细钢管从套管穿越，施工复杂，存在隐患多的情况，通过研究，研制了毛细钢管上法兰整体穿越技术，确保了测试安全性，提高了效率。套管穿越整体穿越海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进（4）创新双级防砂传压筒

针对海上毛细钢管测压装置维护受气象船舶影响大的情况，采用两支同心传压筒，利用毛细钢管串接，增大了井下气体的容积，延长了吹扫维护周期，由原来的1个月延长到3个月，增加了使用寿命。CB11E-1井压力恢复导数曲线毛细钢管测压技术的改进

研制毛细钢管接箍保护器和橡胶保护器，井下传压筒下面安装扶正器，保证测试仪器不被碰伤。海洋采油厂海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进（5）研制组合式毛细钢管吹扫装置毛细钢管测压装置需要定期进行补充氮气维护，以确保测试精度。受海况、船舶客观因素影响，有效施工时间短；维护施工需船舶上氮气源、吹扫设备连接井口毛管费时费力，效率低。因此将氮气瓶、空压机、毛细钢管滚筒、高压吹扫泵以及电缆连接综合成一体，有效提高了吹扫效率。

压力传感器数据采集器测压装置需长期固定在海上平台，数据回放装置仅靠笔记本内的电池供电，并且无传感器，对于出现故障的采集装置或者断电的情况下，无法及时进行资料的回放录取。研制便携式毛细钢管测压数据回放装置。该装置自带小型太阳能板、压力传感器、数据回放装置，不受断电影响，可在平台上连续工作，并且体积小便于上下平台携带，成为毛细钢管测压数据采集箱的手提式备用设备。（6）研制便携式数据回放装置海洋采油厂海洋采油厂一、前言二、毛细钢管测压技术的改进三、毛细钢管测压技术在开发中应用汇报提纲海洋采油厂毛细钢管测压技术在开发中应用在弹性驱动开发阶段,地层压力年平均下降速度1.0Mpa，进入溶解气驱后由于溶解气膨胀和边底水能量补充，年平均压力下降速度0.45Mpa；2004年后主体馆陶注采基本完善，开始进行整体提注以来，地层压力得到有效回升，年平均地层压力回升速度0.2MPa左右，2009年后随着大调整的深入进行，采油速度提高，地层压力基本保持稳定，目前地层总压降2.18MPa。1、跟踪监测地层能量变化情况，为注采调整提供可靠依据海洋采油厂毛细钢管测压技术在开发中应用南区注采比：1.2↑1.3压降：2.7MPa↓2.4MPa西北区东区北区中一区中二区中三区南区中一区注采比：0.9↑1.1压降：2.4MPa↓2.0MPa西北区注采比：0.7↑0.8压降：1.3MPa↓1.2MPa中三区注采比：1.0↑1.2压降：3.1MPa↓3.0MPa东区注采比：0.9↑1.0压降：2.3MPa↓2.2MPa中二区注采比：0.7↑0.9压降：2.7MPa↓2.5MPa北区注采比：0.94↓0.88压降：3.3MPa↑3.4MPa主体馆陶组各区压力恢复图七个区块：六升一降通过地层压力监测，主体馆陶组目前仍处于压力恢复阶段，不同井区压降差别较大海洋采油厂毛细钢管测压技术在开发中应用根据不同区块压力分析状况，分区块分单元确定其合理的注采比，优化注水，合理恢复地层能量。在注采井网相对完善情况下，根据压力资料，利用数模技术对分区注采比进行了进一步优化，主体馆陶组压力恢复的合理注采比为1.15-1.4，注采比由0.85提高到目前的1.01，提高了20%，地层能量也明显提高。地层压降>3MPa，注采比1.5-1.6地层压降<2MPa，注采比1.1-1.2地层压降2-3MPa，注采比1.3-1.4优化注采比海洋采油厂主体馆陶组同工同层井开发曲线+2.7+5348主体馆陶组整体地层压力提高0.22MPa单井日产液（t)地层压力逐步恢复、单井液量不断提高2、利用测试资料，指导油井提液提液始于2005年

根据地层压力恢复情况，先从注水早，地层压力保持水平较高（12MPa以上）、含水较高（80%以上）的中一区开始，取得成功后逐步向外扩展，提液工作量逐年增加。主体馆陶组历年提液井分布图2005年2口2006年2口2007年4口2008年4口2009年5口2010年6口2011年8口2013年4口2014年4口毛细钢管测压技术在开发中应用海洋采油厂

提液效果分析提液39井次，有效36井次，有效率92.3%，前后对比日液、日油均增长1倍。在地层压力11.5MPa以上，提液是完全可行的；下大泵可以有效放大生产压差，解放油层产能。主体馆陶组油井提液前后生产情况对比表毛细钢管测压技术在开发中应用海洋采油厂海洋采油厂CB1GB-9井提液效果分析CB1GB-9井连井剖面图大泵提液后，日增液132t，日增油11.3t。解释序号层位厚度(m)孔隙度(%)渗透率(10-3um2)含水饱和度(%)泥质含量(%)解释

结果10Ng5310.034.341526.36745.5097.259水淹层11Ng556.430.632473.75955.7638.368油层配135↑150m3配145↑180m3配225↑305m3毛细钢管测压技术在开发中应用海洋采油厂CB1GB-9井提液效果分析+132t+11.3t毛细钢管测压技术在开发中应用海洋采油厂毛细钢管测压技术在开发中应用3、利用分层测试资料，了解分层压力及储层状况芯片地面预设存储作业下入测试管柱自动置换生产层位地面井下分层测试分层产量压力水平流体性质储层参数调整措施毛细钢管传压筒井下开关井下开关井下开关海洋采油厂毛细钢管测压技术的改进CB11D-4分层测试

分层段测试压力恢复导数曲线除第一测试层内由于二个小层合采的原因，表现出多层特征，其它两个测试层段因是单采，压力恢复曲线表现出均质油藏特征。从合采测试的情况来看，压力恢复导数曲线明显的出现了多层反映的特征，这是由于三个测试层段的储层物性差别引起的，这说明多层合采存在层间干扰现象。Ng52+3层压力恢复导数曲线Ng56层压力恢复导数曲线合采压力恢复导数曲线海洋采油厂毛细钢管测压技术在开发中应用

三个测试层的压力系数和采油指数基本相同，这三个测试层的生产能力相同，并且均得到了一定程度的动用。多个主力层合采时，层间干扰是比较严重，增大生产压差，使更多的油层参与工作，有利于多层储量的动用。4、根据油井压力监测资料，适时调参挖潜，取得较好效果

目前主体馆陶组注采井网已经相对完善，地层压力稳步回升，2014年与2013年相比，平均地层压力回升0.22MPa。针对地层压力恢复，油井供液能力增强的实际情况，2014年主体馆陶组共调参81口井，调参平均单井日液增加27.7吨，累计增油2.97×104吨。累增油万吨调参井生产曲线调参平均单井日液水增加平27.7吨1884t117t毛细钢管测压技术在开发中应用海洋采油厂CB11D-6、11D-1、11D-5、22G-6、22E-5井连井线Ng45+51Ng53Ng55Ng561+62CB11D-5井采油曲线CB11D-5井压力恢复测试资料统计表油嘴5↑6↑15.5t（95.0t↑110.5t)↑5.2t（14.9t↑20.1t)↓2.5%（84.3t↑81.8t)Ng56边水注采关系完善，边底水能量强，地层压力保持水平高，具有调参潜力，油嘴5mm↑6mm4、根据油井压力监测资料，适时调参挖潜，取得较好效果海洋采油厂海洋采油厂毛细钢管测压技术在开发中应用5、评价储层完善性，为工艺措施优化提供依据表皮系数分类统计严重堵塞堵塞轻度污染完善完善（高）试井分析中求得的表皮系数是一切偏离理想渗流因素作用的总和。地层本身的非均质性、非达西流、变产量、相变等。射孔方式、射开程度、防砂效果、井斜、入井液等因素的影响。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的损害评价。试井表皮系数影响因素试井求出的表皮系数称为总表皮系数：St=Sd+SPT+SPF+S+Sb+StuSt：试井求出的总表皮系数Sd：钻井液、完井液等对地层的损害所引起的表皮系数SPT：油层部分打开拟表皮系数S：井斜拟表皮系数SPF：射孔完井拟表皮系数Sb：流体流度发生变化的拟表皮系数Stu：非达西流拟表皮系数井斜影响：S＝－（W/41）2.06－（W/56）1.865×log（hD/100）W＝tan－1（（KV/KH）0.5×tan）公式适用范围0W

75hD：无因次地层厚度，定义为：hD=h/RW(KV/KH)射开程度：SPT＝（h/hp－1）×（ln（h/rw）×（KH/Kv）0.5－2）射孔方式：Sdp＝h/Lp×N×（K/Kdp－K/Kd）×ln（rdp/rp）毛细钢管测压技术在开发中应用海洋采油厂经计算射孔方式影响范围1.0-1.07左右；射开程度影响范围在0.12~1.98之间；在完全射开的斜井中，流动接触面积增大，垂向和水平渗透率之间的变异性对表皮的影响是负值；

入井液及防砂质量（地层敏感性、微粒运移堵塞）是造成油井完善性变差的重要因素。毛细钢管测压技术在开发中应用海洋采油厂防砂实现自主设计自主指挥优化泵注排量、加砂速度、适合过顶替、带压反洗井确保地层、炮眼、环空充填密实阶梯测试确定排量、多步段塞式泵入、控制套管返出地层充填环空充填管理保障应用分层挤压+高速水充填防砂工艺应用氮气泡沫返排工艺应用氮气泡沫反排工艺作业效果实施4口氮气泡沫返排井，增油效果显著返出液回收船舶空间受限井底合理负压值出口流程加装消泡剂加入短节施工船+油轮配合现场优化泵注，与高校研究，摸索6-8MPa的井底合理负压值海上实施氮气泡沫返排三个问题毛细钢管测压技术在开发中应用海洋采油厂优选入井液影响因素井数主要原因表现形式钻完井过程储层伤害，未实施进攻性解堵措施20低压油藏易受到钻完井液滤失伤害：固井水泥浆比重高，水泥浆滤液侵入伤害；完井液过滤质量不合格，固相机杂侵入伤害；大斜度井井筒清洗不彻底，射孔后完井液漏失进地层；未实施酸化或挤压充填等解堵措施作业后生产初期低产生产过程无机垢或有机垢沉积堵塞10见注入水及地层压力下降导致井筒、电泵机组内结垢；稠油流动至井筒附近，由于压力下降、脱气、温度降低导致有机垢沉淀，粘附在充填层及筛网上，降低渗透率产量缓降泥饼桥塞区滤液侵入区几年来，我们通过对不同入井液的油井进行压力恢复测试，对其进行地层污染评价。为下步入井液的优选提供依据。海洋采油厂海洋采油厂Ng54

1FB-1井连井剖面图边水Ng54Ng5212.8MpaCB1FB-1井投产以来持续低液量，与相邻同层位的油井相比，产液能力差距较大，经过动态分析，认为该井为投产作业时油层污染导致堵塞，酸化解堵后效果良好。15t11t90.0t23.1t↑75t↑12.1