大慶油田全周期動態監測技術施策研究

陸大衛,劉興斌,謝進莊

(1.中國石油天然氣集團公司咨詢中心, 北京 100724;2.大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司, 黑龍江 大慶 163453)

0 引 言

大慶油田1959年發現,1960年投產,至2018年底,累計生產原油23.7億t。大慶油田屬大型多層砂巖系統,層系最多的薩爾圖地區有158個小層。1976—2002年保持年產量5 000萬t以上、2003—2014年保持年產量4 000萬t以上,至今已在產量高位開發了58年,創造了世界油田開發的奇跡[1]。大慶油田長期高效開發,與高度重視動態監測技術密不可分。動態監測技術也是油田開發經驗的重要組成部分。近些年,油田每年測井2萬井次、試井2萬層左右,動態監測資料為油田高效開發發揮了支撐作用,成為油田開發的重要配套技術[2-3]。

動態監測中的生產測井主要包括注入剖面測井、產出剖面測井、井身工程狀況評價測井、套后地層參數測井以及試井等。動態監測在油田開發中發揮了重要作用,其中注入剖面測井、產出剖面測井可以評價開發效果,評價儲層動用狀況,為開發方案調整,包括井網調整、層系調整以及水井細分層調整提供重要的信息;為油水井的增產、增注措施,包括壓裂、堵水、調剖、補孔等選井選層提供重要的依據;2個剖面測井可以診斷油水井的異常,檢查封隔器等井內工具是否失效,發現管外儲層竄流、套管的漏失,對套損及時預警,從而避免連鎖性套損和區域性套損蔓延[4]。工程測井可以對套管和固井水泥的工程狀況進行檢測,而套后地層參數測井可以在開發中評價剩余油的動態變化。

大慶油田經歷了開發試驗、快速上產、高產穩產、科學調產、精細挖潛等開發階段。開發方式經歷了注水開發、分層注水開發、油井由自噴轉為抽油機采油、老區加密調整、外圍油田開發、聚合物驅和三元復合驅開發等重大調整。水平井鉆井、大規模壓裂等工程技術也迅速發展和應用。這些舉措都需要動態監測資料解決開發中的問題。為滿足這些急需,大慶油田適時發展了相應的監測技術。發展了系列測井方法和井下儀器,研制了生產測井地面采集系統和現場施工工藝,開發了生產測井解釋平臺和解釋方法系列,建立了多相流動實驗裝置等先進實驗室,形成了較為完善的適應于中國特大砂巖油田的監測技術體系[5]。

本文回顧了大慶油田動態監測技術的發展,對其發展的經驗進行了總結。目前,大慶油田已經進入高含水開發后期,動態監測技術也面臨新的挑戰。鑒于新技術從提出到成熟并實現規模應用,大都需經歷8至10年時間,應未雨綢繆,主動適應油田開發形勢的變化,發展新的動態監測技術,滿足新的開發階段對動態監測技術的需求。

1 大慶油田動態監測技術發展回顧

大慶長垣老區開發各階段的主要的動態監測技術如表1所示。大慶外圍油田開發各階段的主要的動態監測技術如表2所示。

1.1 在油田開發試驗階段,誕生了同位素載體示蹤法測井

1960年10月15日,油田對中7-11井進行注水試驗。注水1年后,前沿水舌突進,地質學家認為任其發展下去薩爾圖油田無水采收率最多不會超過5%。為此,急需搞清各層的吸水狀況。時任地質指揮所地球物理工程師的牛超群承擔了吸水剖面測井研發任務,帶領團隊自行設計儀器,于1963年2月在中3-13井首次獲得各吸水層清晰的同位素示蹤測井曲線。注入剖面測井在中國應運而生,成為地質學家科學合理制定開發方案的強有力工具。這也是中國生產測井技術的開端。

表1 長垣老區各開發階段所采用的主要動態監測技術

表1(續)

表2 大慶外圍油田不同時期開發的重要動態監測技術

1.2 油田快速上產階段,誕生和發展了產出剖面測井

1965—1975年期間,油田開始注水開發,油水井數量迅速增加,油井含水上升,分層調整、堵水等增產措施也在增加。為配合分層注入、分層采油的工程施工,需要弄清油井內各層產油水的狀況,產出剖面測井隨之起步。由于油井內為油氣水的多相流,產出剖面測井在測量方法和測量工藝方面,具有高度的復雜性和挑戰性。1965年研制了油井渦輪產量計,開創國內產出剖面測井。1969年,張寶群等研制了渦輪流量計、流動電容含水率計組合的69型找水儀。流量和含水率2個參數組合可以探測主要水產層。隨著油井含水不斷升高,發現當一些油井含水超過30%時,69型找水儀含水率測量誤差較大。為提高含水率測量精度,開發了取樣式電容含水率計的73型找水儀。取樣筒內油水分離后,電容值與含水率成線性關系。即使在含水較高時,也有較高的測量精度。73型找水儀在油井壓裂前后、堵水前后都能取得比較準確的分層測試數據,為選井選層、效果分析提供了可靠的依據。

1.3 油田高產穩產階段,發展了生產測井技術體系

1976—2002年,油田開發形勢和開發方式發生了巨大的變化:油田進行了加密調整、油井大規模轉抽、外圍油田投入開發、聚驅規?；瘧谩⒆⑷刖笠幠２捎梅謱庸に?。由于高強度開發,導致套損嚴重。在此期間,相繼研發了注入剖面、產出剖面、工程測井和地層參數多種測井新方法、新技術,形成了完善的技術體系。

(1)形成了分層管柱注入剖面測井方法。水井由籠統注入發展為分層注入,實現了各油層均衡動用,這是油田重大的戰略調整。針對分層注水,1983年喬賀堂等革新了在分層管柱內測量吸水剖面測井工藝,錄取的測井曲線能夠反映管柱外的小層吸水狀況,這是注入剖面測井又一個里程碑。該工藝一項重大改進是將原來在井口投放同位素改為由測井儀在井下釋放,這一思路是時任管理局總工程師王德民提出的。為保證施工時井口無同位素泄漏,還設計了密封防噴裝置。新工藝有效地改善了測井資料的質量,提高了測井時效,又保證了施工安全,滿足了環保要求。技術研究成功的當年就取得458井次測井資料,測井成功率高達82%。隨即在油田大規模推廣應用。

(2)形成抽油機井過環空產出剖面測井技術和工藝。1981年油田開始大規模轉抽,原外徑42 mm的73型找水儀無法下,抽油機井測試。為此,采油工程師設計了抽油機井的專用偏心井口裝置,可以使測井儀器通過油套之間的偏心通道下井。但測井儀外徑必須從42 mm縮小為28 mm,內部還要安裝各種復雜部件,設計難度非常大。經過多年攻關,于1987年研制成功了28 mm集流式過環空找水儀,成功地在油田規模推廣,成為生產測井技術的成功范例。至今,28 mm直徑仍然是大慶油田產出剖面測井儀器的規范。其關鍵部件集流器也先后采用了橡膠皮球、金屬傘和尼龍傘。目前,集流效果較好的尼龍傘測井儀一次下井測井成功率超過了75%。

(3)形成了油井三相流測井方法。油井長期生產,流壓降低,導致原油內的溶解氣的離析,部分井出現油氣水三相流。三相并存狀態下含水率和流量測量是一個異常艱難的課題。1975年,張寶群等針對產氣量較高的油井,在73型找水儀基礎上研制了CY-751型四參數油井綜合測試儀,能在自噴井正常生產條件下,一次下井取得體積流量、流體密度、視含水率、流動壓力等4個參數。1979年成功研制了低能源含水率密度計,一次下井可測出井內流體的體積流量、視含水率和密度3個參數。1990年研制了28 mm過環空渦輪流量低能源含水密度的三相流組合測井儀。這些工作,為解決油井三相流測井問題提供了非常有價值的思路。

(4)形成了高含水地層測井方法。20世紀90年代初,大慶油田的綜合含水已接近80%,當時正實施“穩油控水”工程,目標是“三年含水不過一”(綜合含水上升不超過1%),迫切需要產液剖面測井資料識別高含水層、判斷低效層,以便更準確地實施油水井的增油降水措施。但現場測井發現,對于高含水油井,傳統的電容含水率計無法有效工作,含水率測量誤差大,渦輪流量計也受井內出砂影響,產出剖面測井儀器無法滿足開發的需求。劉興斌等借鑒地球物理電阻率測井的思想,提出了采用油水兩相流的電導率來確定含水的方法,成功研制了阻抗式含水率計[6]。對于流量測量,采用了信號處理中的互相關處理方法,將2個阻抗含水率計的隨機噪聲信號進行互相關處理,即可推算出兩相流的總流量,形成了無可動部件的電導式相關流量計[7],并實現了一個探頭同時測量含水率和流量。這在原理上是一個重大的突破。含水率計在多相流裝置的標定精度可達3%,流量精度為5%。該技術在大慶等高含水油田推廣應用,成為產出剖面測井的主導技術。

(5)形成了化學驅高黏滯流體的2個剖面測井技術。大慶油田于1996年工業化推廣應用聚驅[8]。隨即給動態監測技術帶來難題,因注入聚合物溶液黏度高,渦輪流量計無法準確錄取注入剖面資料,傳統的同位素載體示蹤法也因為聚合物流體攜帶性強,示蹤顆粒無法濾積在井周射孔層表面。為克服這一困難,于1997年研制了聚驅注入剖面電磁流量測井儀。該儀器無可動部件,可靠性高,測量精度高,很好地解決了高黏度聚合物流體流量測量問題。但是,電磁流量測井只能測量各配注井段的總注入量,為此,又發展了脈沖中子氧活化測井和示蹤流量測井方法,2種方法都可以實現管外聚合物流量的測量。至此,注入剖面測井已經形成了4種測量方法:固體顆粒同位素載體示蹤、液體同位素示蹤流量、脈沖中子氧活化和電磁流量測井。2002年成功研發測量油井產液剖面的電導相關流量計,因無可動部件,在流動復雜的聚驅采出井中有較高的成功率。

(6)發展了工程測井技術。由于長期高強度注水開發,大慶長垣油田套損比較嚴重,對套損檢測技術有強烈需求。此期間,發展了多臂井徑、超聲波井壁成像、電磁法的套管檢測技術,并投入規模應用。超聲波井壁成像實現了彩色處理,提供的圖像更直觀;多臂井徑從八臂發展到二十臂,并發展了小直徑的過油管的井徑儀;發展了磁測井技術,可以判定射孔位置是否準確;實現了方位與多臂井徑、超聲波成像的組合,套損方位信息對套損機理分析非常有用;形成了八扇區固井質量評價測井解釋方法以及伽馬密度聲波變密度組合測井綜合解釋方法,可以準確評價固井水泥的水力封隔能力。上述工程測井系列較好地滿足了油田套損檢測的需求。圖1為2000 —2016年,長垣老區新增套損井數與工程測井工作量的關系,表明隨著套損井的增加工程測井得到油田的重視。

圖1 新增套損井與工程測井量

1.4 科學調產和精細挖潛階段,動態監測體系進一步完善

2003年以來,油田開發進入“雙特高”階段。資源趨于劣質化,儲采失衡加劇,剩余油分布更加零散。實施了水驅精細挖潛、聚合物驅提質提效、三元復合驅工業化推廣,對動態監測資料有高度的依賴性。對于水驅,為完善注采關系、治理低效無效注采循環,大幅增加了油水井壓裂、調剖等增油降水措施。尤其是注水井細分調整工作量增加,細分層最多達到7段,水驅分注率達到2018年的87.2%,測調周期也大大縮短。這些開發手段的實施都離不開油水井的分層測試資料。對于聚合物驅和三元復合驅,進行大量動態分析和跟蹤調整:注入井分層注入、縮短測調周期、注入井深度調剖、采出井堵水等,也需要大量的分層測試資料。水平井增多,水平井易形成暴性水淹,其預防和治理非常需要各生產井段產油、產水剖面資料。套損嚴重,工程測井的工作量增加。在此期間,原油產量逐年調減,但動態監測井數卻逐漸增多,至2010年,油田年測井工作量穩定在2萬井次(見圖2)。此期間發展完善了4項動態監測技術。

圖2 2001—2017年原油產量與生產測井的工作量

(1)形成了完善的聚驅和三元復合驅的兩個剖面測井技術。完善了示蹤流量測井、電磁流量測井、脈沖中子氧活化測井技術,提高了井下儀器的性能和可靠性;開發了電磁流量測井示蹤流量測井組合儀;研發了低擴散示蹤劑,在水驅、聚驅和復合驅注入井中示蹤劑長距離運移無顯著擴散,提高了分層流量測量精度,拓寬了低流量測量下限,增強了對長配注井段注入井的適應性;開發了高含水過環空電磁流量測井儀,由于無可動部件,在出砂的油井、固體絮狀物富集的聚驅或復合驅采出井中也能可靠工作。

(2)初步形成了水平井產液剖面測井技術。大慶油田采用牽引器傳輸國產集流式組合測井儀,于2003年在塔里木HD4-9自噴井內完成中國第1口水平井的產液剖面測量,所獲流量和含水率與地面計量結果吻合很好,證實了集流工藝對低產液水平井的適應性。之后又在國家863項目的支持下,開發了適合于中國低產液油井的集流式測井組合儀和預置牽引器的施工工藝,實現了抽油機井的產液剖面測井。為解決牽引器易遇阻的問題。開發了油管輸送模塊化水平井分段流量測井技術,在油管串上安裝多個測井模塊,每個測井模塊有流量、壓力和溫度測量功能,并可以對流體取樣。與牽引器輸送工藝相比,油管輸送更安全可靠。

(3)完善了工程測井技術。開發了模塊化工程測井多參數組合儀,包括多臂井徑、超聲波井壁成像和電磁探傷,并組合方位、井斜短接,實現了系列化。研制了金屬磁記憶的套管應力測量技術,在發生嚴重套損之前進行預警,避免嚴重套損發生。開發了牽引器輸送的水平井固井質量評價測井工藝,研究了在偏心條件下水平井固井質量解釋評價方法,實現了水平井固井質量評價測井的規模應用。

(4)完善了脈沖中子飽和度測井技術。開發了脈沖中子全譜測井儀器,具有碳氧比、中子壽命、中子中子和氧活化水流測井的4種功能模式,飽和度測量精度5%;開發了元素測井技術,實現了鈣、鐵等16種元素干重的測量,為復雜巖性儲層的飽和度評價提供了有效手段。還開發了水平井脈沖中子測井配套工藝。

1.5 針對大慶外圍油田開發,發展了低產低注剖面測井技術

大慶外圍油田為低滲透率、低產量、低豐度的“三低”油藏。油井產液量低,單井產液每天幾m3到十幾m3;水井注入量低,全井注入量每天幾十m3,甚至十幾m3。注入井也普遍采用分層注入工藝,分注率超過80%?！笆晃濉币詠?長垣外圍已開發油田進入中高含水期,新增探明儲量品質也不斷變差。為實現儲層的有效動用,開展了二氧化碳驅、水平井、大規模壓裂(水平井體積壓力和直井縫網壓裂)開采技術,這些都是低滲透油田開發有廣泛發展前景的技術。

為滿足外圍油田開發對兩個剖面測井資料的需求,開展了低產液油井產出剖面測井和低注入量水井注入剖面測井的攻關。對于采出井,1994年研發了分離式低產液找水儀。低速流動的油和水因密度差異在重力作用下分離,采用體積法分別測量油和水的流量,油、水流量測量精度為2%。但該方法對集流器密封可靠性要求較高。同期,還成功研制了過流式低產液找水儀,該儀器基于渦輪流體電容測量原理,測井成功率高。2011年,研制成功了容積式低產液井產出剖面測井,也采用了低流速下油氣水分離的原理,且能實現油氣水三相流的測量,油相的測量下限可達0.3 m3/d。2000年,宋芳屯、榆樹林等油田進行CO2驅開發試驗,迫切需要分層注入資料來評價儲層動用狀況。2011年,率先發展了脈沖中子氧活化測量CO2驅注入剖面的方法[9],可在分層管柱內測注入剖面。經過對井下儀器和井口密閉裝置的完善,測井成功率達到90%,成為CO2驅開發的重要支撐技術。

2 動態監測技術發展經驗

2.1 以油田開發需求為導向,精心規劃解決油田動態監測新問題

做好頂層設計,精心制定發展規劃。通過多種技術交流活動,準確把握油田開發形勢。圍繞油田開發需求,做好儲備技術研究、應用技術開發和新技術推廣計劃制定,尤其是精心做好每個五年規劃。對重大監測技術,都在調研和預研基礎上,適時進行技術開發和推廣工作。例如,在大慶油田注水試驗初期,為了搞清小層的吸水狀況,研制了活性炭做同位素載體測注水井吸水剖面的方法;油田開始分層注水,又適時發展了適應于分層管柱的注入剖面多參數組合技術;在聚合物驅開發試驗階段,研制了無可動部件的高黏滯流體電磁流量測井儀,發展成為注入剖面測井的主要技術;在油田開發低含水期,為了弄清注水開發后產層油水分布情況,研制了73型找水儀,為壓裂、堵水施工的選井選層和效果分析提供了依據;在油田開發高含水期,提早立項,研制了阻抗式含水率計等高含水油水兩相流產出剖面測井技術。

2.2 注重引進培養人才,健全競爭激勵機制

大慶油田動態監測技術的快速發展,人才梯隊建設起到了關鍵作用。20世紀90年代初,大慶油田生產測井研究所處于迅速發展時期。在人才培養方面具有前瞻性,與高校合作,先后培養了13名博士,121名碩士。重視人才的使用,形成了尊重知識、尊重人才的良好氛圍,對取得重大科研成果并在成果推廣應用中創造良好效益的人才給予重用。在良好的機制引導下,相繼涌現出了一大批學術技術骨干,安心于技術崗位,對測試技術快速發展起到帶頭作用。

2.3 建設先進的實驗室,夯實技術研究基礎

大慶油田十分重視生產測井實驗室的建設。1978年原生產測井研究所在國內首次建成了油氣水三相流實驗室,在垂直、傾斜和水平條件下模擬井筒的多相流,能模擬采出井和注入井。1999年建成中國最先進的三次采油多相流測井實驗室。實驗介質增加了聚合物溶液。經過多次擴建、改造,多相流實驗室可以有4口實驗井同時進行科研實驗。還建成了工程測井固井質量和套損模型井群、220 ℃ 200 MPa的高溫高壓實驗井、十萬分之五的高精度壓力計檢定裝置、剩余油飽和度刻度井群(10口井、40個模擬儲層)。依托先進的實驗裝置,形成了生產測井的原理實驗研究設計參數優化模擬井實驗樣機開發現場模型樣機研發的研發模式,加快了新方法研究和新技術開發的步伐,保證了油田測井技術服務的質量。

2.4 注重長期校企合作,促進前沿技術研發

大慶油田與國內高校、科研院所建立了長期合作機制,開展前沿技術研究。例如,與中科大聯合研制了超聲電視測井儀;與北京航空航天大學合作開發了雙源距碳氧比測井儀;與中國科學院力學所合作開發了Sunflower試井資料解釋平臺;與天津大學、哈爾濱工業大學共同承擔國家863課題,研發了水平井產液剖面測井技術;與天津大學、燕京大學、北京航空航天大學共同承擔國家重大專項,開發了產出剖面電磁流量測井等測井新方法;與中國石油勘探開發研究院聯合承擔國家重大專項“一體化網絡測井處理解釋軟件平臺”研制,等等。高校和現場優勢互補,大慶油田承擔技術集成和現場應用,合作單位負責理論研究和關鍵技術開發。多項技術已大規模應用。

2.5 積極引進先進技術,消化吸收再創新

在獨立研發基礎上,也不斷地借鑒和引進國外大公司的先進技術。先后引進了德萊塞公司的“3600”測井系列、斯倫貝謝公司的CSU-D數控測井系統、哈里伯頓公司的EXCEL2000測井系統。井下儀器包括CSU-D的生產測井儀(PLT)、管子分析儀(PAT)、多臂井徑儀(MFCS)和EXCEL2000的油藏動態監測儀(RMT)、固井質量評價測井(CAST-V)等等。利用中美合資的“淵博公司”,引進了Computalog公司的地面測井采集系統和扇區水泥膠結測井儀(SBT)等井下儀器。借助于中俄聯合組建的“大慶思創地球物理技術服務有限公司”,引進了俄羅斯的電磁探傷測井儀、水泥膠結聲波密度綜合測井儀(AMK2000)等。引進的技術得到了很好的消化吸收,促進了自身技術的研發進程,為自主開發SD系列地面系統積累了寶貴的經驗,也為后來研制超越測井平臺打下良好的基礎;還相繼研發了電磁探傷測井儀、八扇區水泥膠結評價測井儀、四十臂和六十臂井徑儀等井下儀器系列,形成了自己的特色技術。其中六十臂井徑測井儀銷售到美國Probe油田技術服務公司。借引進契機,對技術人員進行了系統的培訓,開闊了視野,了解了國外先進技術和設計理念,增強了地面系統、井下儀器的研發能力,全面提升了生產測井技術裝備水平。

2.6 打造完整產業鏈,推動科研成果轉化

2000年后,大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司擁有研發中心、儀器制造廠、11個測試大隊、解釋評價中心、檢測中心等單位,集研發、制造、技術服務、解釋評價于一體,具有完整的產業鏈,這對新技術的研發、工程化、推廣應用非常有利。新的成果能迅速投入應用,快速推向油田現場,在應用中得到持續改進,使儀器在較短的時間內完成工程化,投入商業化制造。由于動態監測資料與油田開發生產密切結合,有效提高了動態監測資料的利用率,不斷發現新的技術問題,為科研選題提供了來源。

3 動態監測技術面臨的形勢和挑戰

3.1 油田開發新形勢

經過60年的注水開發,大慶長垣油田綜合含水已高達95%,后備資源嚴重不足,儲采比嚴重失衡。油田開發遇到前所未有的困難:①長垣油田已處于“雙特高”階段后期,進一步控制遞減率和提高采收率的難度大;②外圍油田以難采儲量為主,地質條件復雜,單井產量低、投資高,上產的困難大;③套損形勢嚴峻,長垣老區持續高強度開采,套損井大幅增加,導致套損區塊注采關系不完善、開發效果變差;④隨著原油產量遞減,銷售收入減小與操作成本上升的矛盾將不斷加劇。面對以上困難,必須做好老油田挖潛和產量接替工作。水驅精細挖潛、化學驅提質提效仍是油田開發的核心工作。3類油層化學驅、聚驅后大幅度提高采收率以及外圍油田難采儲量有效動用是油田產量接替的三大方向。頁巖油氣是遠景接替潛力。

3.2 動態監測技術面臨的挑戰

(1)井筒流體更為復雜。在水驅、聚驅、三元驅、二氧化碳驅等多種驅替方式下,井筒多相流體具有黏度高、易攜砂、固體絮狀物富集的特點,二氧化碳還具有超臨界、高腐蝕性的特點,渦輪等帶有可動部件的流量計的可靠性下降。由于流壓降低,多數油井內油氣水三相流并存,原有的兩相流測井儀已無法滿足要求,解決三相流測井問題已無法回避。在特高含水油井中測準分層含水率,識別無開釆價值的特高產水層,進而采取相應的措施,己成為一個重要問題。外圍低滲透儲層致密、物性差,油井產液低、產油低,總產液甚至低于1 m3/d,測準流量和含水率都非常困難。更嚴重的是,高黏度、高含水、三相流、低產液交織出現,極大地增加了產液剖面測井的難度。

(2)水平井、大斜度井等井型復雜多樣。水平井與大規模壓裂是外圍低滲透油田和致密油開發的主要手段。大慶油田目前有水平井600多口,大斜度井1.6萬口。已有的牽引器輸送水平井產液剖面測井工藝因井內積砂等原因測井成功率較低,不能滿足要求,急需發展安全、可靠、適合于低產井測量的工藝和測井方法。目前的過環空產液剖面測井工藝在大斜度井中成功率低、儀器落井風險大,還沒有行之有效的方法,這些是需要大力攻關的課題。

(3)老油田套損高發。老油田套損頻發,呈現出區域集中、時間集中、層位集中的趨勢,嚴重地影響了油田的生產,也給油田長遠開發帶來了巨大的隱患。套損動態監測問題已經得到較好地解決,但套損預測非常困難。由于大規模壓裂井增多,水泥環遭到不同程度的破壞,微裂縫顯著增加,小層之間竄流增加,影響精細分層配注效果,這就對水泥環評價提出了更高要求。水泥膠結II界面精細評價以及井身精細成像測井評價也是急需解決的問題。

(4)剩余油高度分散。現有的套后剩余油測井技術在測量精度、分層能力、對低孔低滲和復雜儲層適應性等方面都有一定的局限性,不能滿足特高含水老油田剩余油動態監測需要,測井儀器和解釋方法有待進一步完善。

(5)動態監測工作量增加和操作成本不足的矛盾。經過3次加密調整后,大慶油田目前油水井數已達到12.4萬口。隨著油田產量降低,油井單產下降,噸油能耗上升,經濟效益變差。為控制生產成本,動態監測費用不會隨井數增多而增加,反而有可能減少。這就出現需求增加和成本下降的“剪刀差”。需要優化動態監測系統,在動態監測工作量不顯著增加的條件下,錄取到滿足油田開發需要的資料。

大慶油田遇到的問題在中國老油田具有普遍性:高含水或特高含水、高采出程度、儲采嚴重失衡、資源品質變差;剩余油分散,低效無效注采循環嚴重;勝利、遼河等油田還面臨更嚴重的套損問題[10]。老油田對動態監測技術的發展有迫切需求。

4 對發展動態監測技術的建議

4.1 持續完善2個剖面測井技術

針對油水井流體日趨復雜的情況,要不斷完善產出剖面測井技術,包括阻抗式、電磁流量等無可動部件的測井儀,提高可靠性。對于注入剖面,要進一步優化電磁流量示蹤組合測井,通過集流測量、分次釋放同位素、優化同位素密度等措施,提高低注量井的剖面測井質量;用可控源代替開放源,開發環保型注入剖面測井技術。

4.2 發展水平井、大斜度井生產測井工藝

油管輸送工藝具有安全可靠的優勢,要推廣應用已有的油管輸送存儲式測井工藝,還要加快實時傳輸的油管輸送、模塊化、集流式測井儀的開發。對于日益增多的大斜度井,需要研究新的施工工藝和測井方法,解決產液剖面測井難題。

4.3 發展套損精細檢測和預警技術

要完善已有工程測井模塊化組合技術,更全面、更精細地獲取套管狀況和固井質量信息,還要發展高危井的套損預警技術,在發生嚴重的套損之前預報,防止發生區域性的大規模套損。針對精細評價大規模壓裂井固井質量和套管狀況的需求,開發適用的超聲波掃描成像的測井儀器和資料解釋技術。

4.4 發展高效組合的剩余油測井技術

要重點發展多種脈沖中子方法集成測井儀器,提高測井時效和飽和度測量精度,提高薄層分辨率;加強資料解釋方法研究,提高低孔低滲和復雜儲層的飽和度測量精度和資料解釋符合率。

4.5 探索油水井的智能測控技術

智慧油田是未來的發展方向,油水井的智能化是智慧油田的關鍵。沒有油水井的智能化,就不會有真正的智慧油田。在未來,油藏工程、采油工程和測試工程將越來越緊密結合,向一體化方向發展。需要設計長期高可靠性工作的井下流量、含水率、溫度和壓力等測量儀表和流體調控元件,開發智能注水、智能采油,以及油水井聯動分層注采工藝技術,分層測量注入剖面、產出剖面,推演儲層的滲透率、流線和壓力分布,實現油水井流體分層智能測控、油藏管理智能化的目標。

4.6 發展成套裝備,完善現場工藝

發展地面采集系統,形成標準化、模塊化井下儀器系列,完善安全、環保、高效的井口施工工藝,完善測井、試井解釋和資料應用平臺,形成完備的測井系統,研發遠程操控、遠程解釋的技術,促進動態監測技術的升級換代。

4.7 推進開發動態監測一體化和大數據應用

與油藏密切結合,推行區塊的一體化動態監測技術服務。服務于重點試驗區塊,服務于油田3類油層化學驅、聚驅后提高采收率、外圍難采儲量有效動用等重大現場試驗。密切關注開發區塊的采收率、單井產量、含水率和套損率等開發指標。對歷年的動態監測資料大數據進行分析,優化動態監測項目,提高測井資料解釋符合率;實現對低效無效注采循環層的識別和治理;建立套損預警機制;優化油田動態監測井點、比例和頻次,使有限的測井工作量能夠滿足油田開發需要,實現對油藏科學、經濟管理。

4.8 搞好實驗室建設

實驗室是生產測井技術研發極為重要的基礎條件。要改造和擴建多相流測井實驗裝置、剩余油飽和度刻度井群、工程測井模型井群,更新高精度壓力計檢定裝置,建成國內行業最先進的實驗室。要積極申報國家、地方或行業的重點實驗室。依托實驗室平臺,促進動態監測技術立項研究、學術交流、合作研究以及研發人才培養和團隊建設。

5 結束語

大慶油田經過了開發試驗、快速上產、高產穩產、科學調產、特高含水精細挖潛等開發階段,圍繞著油田開發不斷變化的需求,適時發展了相應的動態監測技術,建立了適應于中國特大砂巖地質狀況和開發方式的動態監測技術體系,在油田開發中發揮了重要的支撐作用。事實證明大慶油田動態監測系統是成功的,滿足了油田各個開發階段的需求,成為大慶油田開發經驗的重要組成部分。

目前,大慶長垣油田處于特高含水開發后期,油田開發面臨前所未有的困難,動態監測技術也面臨新的挑戰。因此,應提早謀劃,主動適應油田開發形勢的變化,發展新的動態監測技術,適時解決新的動態監測問題,在油田開發的全生命周期內服務于油田。中國其他老油田也面臨著與大慶油田相同或類似的問題,大慶油田動態監測技術的發展路徑具有示范作用,其經驗可以借鑒和復制,再結合本油田的地質條件和開發方式,發展特色的動態監測技術。