平均地层压力范文

平均地层压力范文（精选7篇）

平均地层压力 第1篇

过去, 人们已经提出了许多不同的方法, 通过解释压力恢复数据来获得平均地层压力。最近几年, 在一些文献上也出现了一些新方法。Larson (1963) 修正了Muscat方法, 并且将它作为均质圆形油藏的理论基础。本文再次探讨了Larson文章中的观点, 也对任意形状的非均质油藏中的问题进行了讨论。用压力导数曲线代替Muscat曲线的一种新的分析技术简化了油藏平均地层压力的计算。分析油藏长时间压力恢复得到的参数可以用于其后的压力恢复测试, 这样可以缩短需要的压力恢复时间。最后, 给出了各种形状的均质油藏压力恢复的估计时间。

2 理论

假定微可压缩流体和低压力梯度条件下, 油藏压力分布可用扩散方程描述 (Kuchuk等人, 1996) :

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方程假定在区域Ω内。非流动诺伊曼边界条件为:

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方程 (2) 为边界条件, 边界为Ω。这两个方程假设渗透率张量或其他属性都是均质的。在边界条件方程 (2) 下, 方程 (1) 的解 (Showalter, 1994) 为:

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函数Ψi为区域Ω内诺伊曼边界条件下方程 (1) 右端微分算子的特征函数, 数字λi为相应的特征值。众所周知, 除了第一个特征值为0, 所有的特征值都为正, 并且它们都逐渐递增, 直到无穷 (Showalter, 1994) 。Vega和Watten-barger (2000) 以及 Coats等人 (1964) 推导出相同的表达式, 用于描述渗透率各向异性的含水层的一般过渡特征。Gavalas 和Seinfeld (1973) 推导出用于描述任意形状的非均质油藏不稳定状态下压力分布特征的表达式。系数cundefined由压力恢复初期的压力分布决定, 特征值则与之无关。因此, 特征值与油藏生产动态无关。

如果考虑不稳定状态下单井的压力变化特征, 就可以结合特征值和相应的系数改进方程 (3) , 得到下面的表达式:

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方程 (4) 中ci=-cundefinedΨi (x, y, z) 。方程 (4) 描述了在压力恢复过程中不稳定状态下的压力变化。该变化可用常数值 (静态折算压力) 的和及衰减指数项的和来描述。特征指数项呈数量级增加, 因此, 如果时间t足够大, 方程 (4) 可以近似为:

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Muscat曲线是ln (Φ0-Φ) 与t的关系曲线 (Muscat, 1937) 。方程 (5) 表明该曲线是一条直线, 如果时间t足够大, 斜率为-λ1。但是希望得到的Φ0却不知道。Muscat建议用迭代方法可以求得Φ0值。但是在实际应用中存在很大的困难。可以通过计算方程 (4) 的导数进行简化:

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方程 (6) 表明, 如果时间t足够大, 那么压力导数与ln (t) 是一条斜率为-λ1的直线 。直线的截距为ln (λ1c1) , 因此, 方程 (4) 的展开式的第一项可由数据确定。余项Rl (t) 定义为:

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方程 (7) 和方程 (6) 表明, 如果时间t足够大, Rl (t) 与ln (t) 是一条斜率为-λ2、截距为ln (λ2c2) 的直线。高阶余项可用递归定义为:

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按照方程 (8) 的形式, 可以很容易地从压力导数表达式中求得指数和系数, 并用这些数据外推地层压力。从公式中计算出外推压力Φext, 就可以求得最终压力Φ0:

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用方程 (9) 中的折算压力替换方程 (4) 中的折算压力, 可以得到外推压力的表达式:

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因为λ2>λ1, 外推压力不稳定部分比压力变化本身衰减更快。因此, 可用它推测最终压力。下面将列举这方面的一些例子。

3 数值实例

本节列举了一些关于长时间压力恢复的简单例子, 这些例子中, 用已知油藏平均地层压力来验证先前讨论的估算平均地层压力的方法, 以及与其他的一些方法进行比较。

表1列举了矩形均质油藏中心一口生产井的情形。该井以2104 bbl/d (1 bbl/d=0.159 m3/d) 的产量生产了5天后关井30天进行压力恢复。通过3点平均的中心差分法计算压力导数。数值例子中, 由于压力的波动性很小, 得到的数据曲线都很平滑。

每个例子中, 用最近的数据拟合直线, 可以从压力恢复中得到特征衰减指数。由于数据的噪动性, 从余项数据中求斜率则更加困难。数据噪动的部分原因是因为压力瞬变衰减部分比主要部分更快, 所以舍入和数值误差更大。因此, 高指数比低指数产生的误差更大。正因如此, 对于从可靠数据中获得的较大指数范围有一个限定。图1绘制了恢复压力和由公式 (9) 得到的外推压力的关系图。数据显示, 外推压力比恢复压力更快达到一个定值。

表2列出了从压力恢复数据中求得的指数及特征函数系数。使用表中的数据, 计算出压力导数展开式中的每一项的指数项。可以得出, 随着时间的增加, 展开式中只有第一项起作用。

通过早期或晚期的压力恢复数据外推, 可以得到Horner曲线。使用Kuchuk方法外推晚期的压力恢复数据可以得到压力与时间倒数的关系曲线。图2是压力和下面公式的双曲线拟合曲线。

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该公式基于Hasan和Kabir方法 (Kabir, 1983;Hasan, 1996) 。如果压力恢复时间无限长, 参数a的值就等于平均地层压力。

用非线性回归方法来拟合数据。有两种回归方法:拟合从第10天到第30天之间的压力恢复数据;拟合第25到30天的压力恢复数据。两种方法都得到了相同的结果。从图2可以看出, 在压力恢复期间, 该模型与数据的匹配性很好;但是, 模拟曲线在高于模拟最终压力时继续上升。

表3列举了与实际的最终平均压力相关的各种外推压力。最终平均压力通过模拟模型的孔隙体积加权求得。正如在这个简单模型中所预期的那样, 平均油藏压力几乎为常数。表的第三列为根据油藏生产过程中总的压力衰减计算的最终平均压力的误差。这是一种与物质平衡计算相关的方法。注意到由Horner曲线得到的P*的误差最大, 不足为怪, 因为该方法只适合于无限大地层。令人惊奇的是, 仅次于最好的结果是由最终恢复压力得到的。也就是说, 如果根本不使用外推法, 那么所有的结果都好于不恰当的外推法。提出的指数外推方法得到了很好的结果, 其他方法就要差一些。

下一个例子是一个相似的模型, 只不过考虑油藏存在部分相互沟通的隔间。阻挡层通过沿阻挡层的网格传输率乘以0.001来模拟。油藏属性与均质模型的相似。压力恢复时间为95天。

表2列举了非均质模型压力恢复过程中的衰减参数。值得注意的是, 即使在压力恢复晚期, 外推压力也比恢复压力高得多。通过计算衰减指数得到, 第一个指数比第二个指数要小几个数量级。这可能是油藏存在隔间的主要特征。所有方法的外推压力都要低于实际压力, 除了本文介绍的方法, 其他方法误差都很大。即使数据拟合得很好, 双曲线方法也不能充分地外推数据。在这个例子中, 对实际压力和模拟压力之间的误差进行加权求和, 以压力导数为目标函数进行非线性回归, 仍不能增加双曲线模型的效果。

最后一个数值模拟的例子是对一个有沟的非均质深水油藏的特征曲线的模拟。在该模拟中, 关井1年后, 井压力仍然在变化。虽然这是一个极端情况, 但压力恢复较慢的情况仍普遍存在。在这个综合性的例子中, 油井开井10天之后关井1年, 再开井1年后再关井1年。大多数情况下, 分析着重于第二次压力恢复。

图3 (a) 和图3 (b) 对该模型不同的关井时间条件下的情形作了对比。图3 (a) 中下面一条曲线是实际恢复压力, 上一条水平曲线是平均压力。作了5种求平均压力的方法的对比, 这5种方法是:

◇ 使用恢复末期的压力;

◇ 绘制压力对时间倒数曲线, 并且外推后几个值到无穷大时间;

◇ 绘制压力对Horner时间曲线, 并且外推后几个值到无穷大时间;

◇ 使用新的指数方法, 通过拟合导数来确定系数和指数;

◇ 在从早期的压力恢复数据中求得指数, 并且在只拟合系数的情况下使用改进的新方法。

使用最后一种方法的动机来源于对衰减指数是油藏区域、流体属性及渗透率分布的函数的认识。许多情况下, 这些属性随时间的改变很小, 所以指数随时间不会有显著的变化。因此, 如果可获得先前的压力恢复数据, 接下来的短期压力恢复测试只需要使用求得的指数进行分析。这样极大地简化了回归, 增强了结果的稳定性。

虽然最终压力恢复需要1年时间, 但只需要对关井后11.25天的短期压力恢复进行研究就可以了解外推方法的正确性。需要指出的是, 关井11.25天后, 即使最终压力超过1 500 psi (1 psi=6.895 kPa) , 仍然低于能够指明油藏复杂结构的平均压力。图3 (b) 中柱状图的y轴对比了衰减压力的推测值与实际值的比值, 同时反映了足够长恢复时间的外推法所产生的物质平衡误差。新指数方法优于后期压力外推法及时间倒数外推法, 但是劣于晚期Horner时间外推法。因为对于给定油藏模型, 指数是常数, 系数依赖于生产动态, 可以使用第一组压力恢复数据来确定指数, 以及当拟合压力导数时只改变系数来改进该方法。改进的指数方法对所有压力恢复时间大于11.25天的物质平衡误差小于10%, 优于其他方法。

4 实例分析

表4列出了三个油田和上面讨论的一个综合油田的长时间压力恢复指数的倒数。因为大多数实例的压力恢复时间短到1 h, 并需要4~6个指数项。

与模拟的例子不一样, 对实际数据我们不知道正确的平均压力, 但是在预测平均压力时我们可以用指数方法与其他方法作比较。分析由早期讨论的4种方法在井的整个生产过程中确定的平均压力曲线的结果表明, 当使用长时间压力恢复方法确定出指数, 同时只在压力恢复晚期对系数进行调整时, 指数方法的使用效果最好。

在实例A中, 最长的压力恢复发生在采出程度为0.81时, 它也是井生产过程中平均压力的指数预测的基础。由指数方法推测的平均压力比其他方法高600~900 psi。

5 结论

本文描述了一种外推长时间压力恢复数据预测平均油藏压力的新方法, 用数值模拟方法作了说明, 在简单的均质和非均质油藏中获得了比其他方法更好的结果。该方法基于合理的物理和数学模型, 应用于大小、形状及其他属性未知的均质和非均质油藏。将该方法应用于短期压力恢复中, 是对该方法的一个延伸。通过使用先前压力恢复的衰减指数, 在短期压力恢复的复杂油藏中获得了比其他方法更好的结果。该方法适用于当缺乏油藏界限信息或者油藏界限信息极度不确定时。在应用实际数据时, 扩展方法较其他方法看起来产生了更一致的平均压力预测。最后, 结果表明两个最小的衰减常数之间的关系受测试井是否存在部分封隔区间的影响。对用衰减指数值以及它们之间的关系来确定油藏性质提出了建议。

符号说明

ci__压力展开式系数, psi

Cundefined__特征函数系数, psi

ct__综合压缩系数, psi-1

K__渗透率张量, mD

n__单位法向量

P__压力

R__空间任一区域

Rn__n阶余项, psi/d

t__时间, h

c__x方向, ft

y__y方向, ft

z__z方向, ft

λi__压力级数的i阶特征时间, d-1

μ__黏度, mPa5s

ϕ__孔隙度

Ψi__压力展开式的特征函数

Φ__势, psi

Φ0__终势, psi

Φext__外推势

平均地层压力 第2篇

了解储层压力是了解储层流体性能的关键。流体梯度用于确定储层流体界面, 开采阶段获得的压力资料揭示出储层的驱动机制和地质方面的重要信息。传统上, 地层压力由电缆地层测试器测量。与电缆地层测试器相比, 随钻地层压力 (FPWD) 仪器既有优点又有缺点, 这取决于井眼类型和测井目的。了解其优缺点和测井计划目标, 通过操作员和服务公司的共同努力, 就可以获得最佳效果。

2 Al Shaheen油田

Al Shaheen油田构造起伏小, 面积约40 km60 km, 开发的三个主要储层是:NahrUmr、Shuaiba及Kharaib (ThamamaB) 。NahaUmr地层为砂岩储层, 厚度一般小于15 ft (1 ft=30.48 cm) , 目的层小于3 ft。高渗透目的层通常为疏松地层。Shuaiba地层为高度非均质碳酸盐岩储层, 其高渗透率差异与岩相变化有关。Kharaib地层是均匀致密的碳酸盐岩储层, 其渗透率范围为1~10 mD (1 mD=10-3 μm2) 。

通过地质导向控制储层中井的位置, 完成了20 000~30 000 ft的水平井钻进。

最佳的井距范围从致密的Kharaib地层中的600 ft到高渗透NahuUmr砂岩中的2 000 ft。图1给出了AlShaheen油田东北部三个储层的井的位置。这三个储层广泛使用注水方法来保持压力。

2005年开发计划包括新钻160口水平井, 其中大约一半是现有生产井和注入井之间的加密井。这些加密井为在受长期开采和注入影响的地区采集压力数据提供了绝佳的机会。大量数据的采集需要保证其有效性, 这是FPWD技术替代电缆地层测试器的直接动力。

3 地层压力的使用情况

地层压力主要用于校验储层模拟模型以及优化完井方案。除预测石油产量外, 全油田储层模型还用于预测钻井通道的压力。经过多年的注水开发, 在三个储层中都形成了陡压力梯度。沿着设计的轨迹压力差超过1 000 psi (1 psi=6.895 kPa) 。因此, 为了调整储层压力, 通常在钻井前数月关闭生产井。作为时间函数的压力的预测对于有效钻井、优化关井时期以及降低钻井风险是至关重要的。

在第一年完成的11项FPWD工作中, 6项在Shuaiba, 4项在Kharaib, 1项在NahrUmr。这一年, 在198个采样点上完成了248次仪器安装, 到2008年5月, 总计完成20项工作。

4 拟生产测井曲线

沿水平井方向的压力剖面 (图2) 常能揭示出地质特征 (如高渗透层、裂缝及地下通道, 所有这些都可以影响井的产量) 。了解这些特性, 可优化区域开发方案。

该压力剖面可当作“拟开采测井曲线”。压力剖面是某一点在某段时间内 (从邻井注水生产开始到压力测量之前) 累积产量的实时反映。反映几年产量的压力剖面常包含大规模储层性质方面的信息。储层性质由地质环境来决定。储层性质变化的尺度与全油田储层模型的网格尺度相近。

5 现有电缆数据

在首个FPWD作业前, 就已经测量到了30多个压力剖面。它们是用钻杆输送电缆地层测试器采集到的。由于自锁时钻杆旋转会损害电缆, 因此, 深度超过140 000 ft的地层压力采用单锁技术完成。使用单锁技术并缓慢输送, 可以避免对地层测试器的损害, 但会大大增加地层压力的测量成本。一个普通的地层压力测量要3~5天完成。

6 现有随钻测井 (LWD) 数据

为了描述泥浆滤液的侵入过程, 重新评价了随钻测井 (LWD) 数据, 实时LWD数据也可用于钻井地质导向。时间序列数据可用于分析泥浆滤液侵入, 所有LWD数据都是时间序列的, 然后通过时间/深度转换关系转换成深度数据。

7 FPWD仪器

该仪器固定在底部钻具组合 (BHA) 内独立的安装环内。该安装环包括一个含有压力测量探头的稳定器和一个反向调整活塞, 该活塞将探头推靠在井壁上, 然后将封隔器顶在井壁上以使探头和井眼流体之间有一个封闭空间。将探头顶在地层 (从封隔器的中心起) 上以保证地层和仪器之间压力的连通。

通过改变泥浆循环速率实现操作指令的向下传递。第一口井进行了4次测试, 其差异在于抽汲速度和体积以及压力恢复时间不同。根据期望的地层流度选择不同的测试方案。

8 知识点

分析早期的井可以使测量过程更有效、密封成功率更高。

8.1 预测试算法

FPWD仪器早期的预测试程序是固定的, 抽汲体积和速度是预先设定的体积和速度。在流度已知或等于常数的地区, 这些预设测试效果较好。不过, 也有许多流度无法提前预测且局部变化较大的情况。对于特殊的流度使用错误的预测试会有负面影响。如果抽汲力度不够, 那么泥饼不可能被破坏和转移。如果抽汲过猛, 则可能稳定的时间不足或导致密封出现问题。

利用压力下降过程中测量到的初始信息, 智能预测试程序/算法可对后半部分的抽汲进行调整。智能算法叫做“时间优化预测试”。

在测试阶段获得的信息用于优化测量阶段的测试过程。这些信息可用来校准测量阶段的抽汲速率和体积, 以便在余下的时间内实现压力稳定状态下的抽汲。整个过程只需要5 min。

共有两种时间优化预测试算法。算法1测试抽汲过程中的斜率。如果检测到抽汲压力的斜度有变化, 则泥饼有破损且有地层流体进入了仪器。算法2在速率不变的条件下进行连续的等体积抽汲, 然后等到再次充压为止。算法1可提供两个下降压力和充压压力 (出于对质量控制因素的考虑) 。该测试已在AlShaheen油田0.15~2 000 md/cP范围测量了流度。

8.2 仪器定位

水平井井孔定位很关键。在长水平井中, 由于摩擦力和阻力的影响, 准确移动和旋转BHA很难并很费时。沿水平井井眼方向压力测试点的间隔相对较宽, 给出了压力测试的特殊测量深度 (如相隔1 000~2 000 ft) 。不过, 对于单独一次测试不必苛求深度位置的精确以免浪费钻机时间, 在井况差的情况下允许有一定的误差。如果首次测试显示流动性比预期的低, 或者密封失效, 移动探头10 ft常会得到好的测试结果。

坐封活塞可使FPWD仪器指向井眼的任何方位。对成功测试与探头方向关系的对比分析表明:探头方向影响不大。采取的措施是使探头方向与BHA保持一致以避免重新定位而浪费时间。如果地层很薄或井眼钻在离地层边界很近时, 有时需要旋转探头方向来远离低渗透边界。

8.3 数据质量

数据的质量取决于测试是否稳定, 是否无噪音, 数据是否能够代表地层压力或是否有明显过压存在。FPWD仪器的初始测量是在开泵时完成的, 这可保证数据的连续性。然而, 不稳定噪声会影响压力测量, 常常会使压力提高2~3 psi。增大的井眼内压力会导致近井眼区域地层压力计算结果的升高。为了进行时间优化预测试, 采用一项名为“需求帧”的关泵数据传输技术。该遥测帧仅限于压力数据, 并且在开泵时将数据送回地面。该需求帧包含地层压力、水力压力和流度等数据。为了保证质量控制, 该系统还能传送60 s的斜率 (显示压力测量是否稳定、增加或下降) 、压力变化以及最终压力恢复曲线的5个代表性点。这些质量控制措施坚定了停泵测试的信心, 目前已作为标准来执行。

了解侵入过程及其对测量结果的影响对于选取测量时机以有效避免其影响很关键。在远离稳定器处, 泥饼形成相对较快。模拟表明, 对于5 mD的岩石, 在钻头钻开至少1 h后进行储层监测, 测量结果才能达到10~20 psi的精度要求。大直径BHA会使流速较高, 稳定器会抑制有效泥饼的形成。BHA和稳定器通过新钻地层越快, 有效泥饼形成就越少。因此, 高速钻开地层就会更快速地消除超压状态。

9 疏松砂岩试验

由于担心在冲刷井段获得良好密封的时间过长, 起初并没有将FPWD用于NahrUmr的疏松地层。检查以前的井, 发现砂岩段井眼环境恶化并不迅速。砂岩井段钻进极快, 钻速为200~500 ft/h。在选择压力点时, 也要考虑其他因素, 井眼尺寸和环境是关键。井径测井曲线和方位岩石物理测量结果给出了选择依据。对于较厚的砂岩, 不要求仪器的定向;对于薄砂岩层或井眼离泥岩界面较近或相接触时, 要求仪器正对着渗透层。高流度时, 泥饼快速形成, 钻后的充压时间并不是主要问题。固定的稳定器位置会引起泥饼侵蚀和再次形成侵入, 所以必须给予考虑。FPWD在Kharaib和Shuaiba地层成功应用后, 通过检验以前井眼资料后, 在NahrUmr地层的试验也取得了成功。

摘要：大位移水平井中的实例证明了随钻地层压力 (FPWD) 替代传统钻杆传送的电缆技术的有效性。中东卡塔尔海滨的Al Shaheen油田采用20000～30000ft的水平井开发了一个砂岩层和两个碳酸盐岩储层, 采用了径向驱井网和直线驱井网方式。第一年开展了11项FPWD工作, 目前FPWD已是Al Shaheen油田地层压力测量的最佳方案。

地层破裂压力三维计算与显示方法 第3篇

但是一维地层破裂压力的计算已经难以适应钻井技术的快速发展,随着三维地震技术广泛应用,地层破裂压力的三维可视化研究也具有可行性。本文以简便适应于工程计算的侧压力系数法为基础,提出一种三维破裂压力计算与显示方法。

1 三维地层破裂压力计算与显示

计算三维地层破裂压力的步骤如下:

(1)首先将区域的地震三维信息与已钻井的测井纵向信息结合,利用Jason软件反演[5,6]得到该区域的三维层速度体以及三维密度体;

(2)计算得到该区域每个地震道上每一点的上覆岩层压力和地层孔隙压力[7];

(3)运用侧压力系数法结合克里金插值技术计算地震道上每一点的地层破裂压力;

(4)再次利用克里金插值算法得到最终的地层三维破裂压力体;

(5)运用3D显示软件进行三维破裂压力显示。

1.1 地震反演技术

采用测井约束地震稀疏脉冲法反演技术。该反演技术将传统地震分辨率低的缺点弥补,以迭代反演技术为基础,反复优化波阻抗模型,提高地质模型的精度,解决地震记录的欠定问题。

采用的地震反演方法流程如下[8]:

经过大量的反演工作实践表明,对于反演工区的要求如下:

(1)所勘探区域的已钻井不少于3口,更多的已钻井可以提高该区域的地层破裂压力预测精度;

(2)地层层组地震合成记录与原始记录相关系数达到70%以上;

(3)勘探区域已钻井的测井资料时深关系准确度达到90%以上,地层层位划分须与地震资料吻合。

1.2 上覆岩层压力计算

读取密度体中各道的密度数据,基于密度计算地层的上覆岩层压力,方程如式(1)。

式(1)中,Po为上任一点的上覆岩层压力(MPa);ρw为海水密度(g/cm3);hw为对应的海水深度(m);hi为所在位置的垂深(m);ρo为上部无密度测井资料地层段平均密度(g/cm3);ho为上部无密度测井资料段厚度(m);ρb为密度散点数据值(g/cm3);Δh为深度采样间隔(m)。

1.3 地层孔隙压力计算

读取速度体中各道的层速度数据,求得速度体中每一道的垂直有效应力,进而求得每一道的地层孔隙压力,方程如式(2):

式(2)中:Vint为地震层速度(km/s);Pe为地震道中任意一点的垂直有效应力(MPa);a、k、b、d为经验系数,(无因次);Pp为地层孔隙压力(MPa)。

三维地层孔隙压力预测的关键在Jason软件反演是时深关系的转换,一般采用声波测井资料内插外推出时深关系。

1.4 地层破裂压力计算

选用克里金插值方法[9]进行地层破裂压力计算,将克里金插值算法简化为(x,y,z)=krig(X,Y,Z)的形式,反演区域以此形式描述为:

区域上某地震道s,已知该道的地理坐标为(xs,ys)。该道上的反演密度数据为(ht,ρt);反演的层速度数据位(ht,vt);可得出方程如下:

式(3)中:

式(4)中:m为区域内布井数量,可分为i口;n为层位数,可分为j层;ρ为层位平均密度(g/cm3);h为层位厚度(m);v为层速度数据(km/s);hw为海水深度(m);ρt为地震道上l以前的密度算点数据(g/cm3);Hwo为上部无密度数据总厚度(m);Pwo为上部无密度数据总上覆岩层压力(MPa);Vl为层位j上点l的层速度(km/s);σl为层速度点l的有效应力;Pf为地层破裂压力(MPa);K为侧压力系数(无因次);asj,ksj,bsj,dsj为地震道s上层位j的线性-指数模型系数(无因次)。

根据该算法可以逐道逐点地通过地震反演密度计算地层破裂梯度,直到算完每一个地震道,最终能得到三维破裂压力体。本算法横向上利用已钻井来进行约束,纵向上考虑了地质分层和岩性的影响,能够有效提高三维破裂压力的计算的精度。

1.5 三维破裂压力体显示

上节中运用克里金空间插值算法可以计算每一道的三维破裂压力数据。然后依据测井约束数据及井位数据,运用空间内插和外推算法相结合的方法整合出地层破裂压力体。

最后本文依据Open GL三维图形标准[10,11],基于Active X控件技术,设计出地层破裂压力三维显示软件。此软件是一个能读取Segy格式地震资料,集数据查询、操作、三维显示为一体的软件,软件的总体布局如图2所示:

2 实际工况应用

提取新疆油田玛湖凹陷玛西勘探区域的的一块三维地震资料进行了验证。

2.1 工区钻探难点

玛西地区位于准噶尔盆地玛湖凹陷的西部地区,存在以下钻探难点[12]:

(1)压力系统复杂,区域压力变化大。由玛西斜坡至玛东斜坡,地层压力逐步升高;

(2)纵向多套压力系统并存。地层压力上低下高,侏罗系及三叠系地层承压能力低,百口泉组及乌尔禾组储层安全密度窗口窄,若处于同一裸眼井段,钻井风险大,井身结构优化难度大;

(3)漏失层段多、漏失压力低,普遍存在漏失现象,漏失量大,防漏堵漏难度大。

总之,地层岩性横向变化大,纵向夹层多,砂砾岩粒径大小不均;那么对于地层破裂压力的准确预测就显得尤为重要。

2.2 计算及结果显示

本区域有4口已钻井,将此4口井作为约束井借助Jason软件对探区反演。反演得到该区域的层速度体与密度体,带入到所编制的计算程序及Well3D显示,可得到该区域的地层破裂压力三维体。图3所示为已钻约束井的井位图,Xline和Inline表示地震道号,无因次。

图4是玛西地区的三维反演层速度体,可以看出层速度体层次分明,可以得出其空间特征;

图5是玛西地区的三维地层破裂压力体,可以看出玛西地区的破裂压力梯度范围在1.7~2.1g/cm3之间,部分区域地层破裂压力范围较低,可能会遇到低密度窗口问题;

图6随机提取了玛西地区X井的地层破裂压力梯度并与测井曲线进行了对比,可以看出,吻合度较高。

以上各图可以看出,提出的计算方法可以准确的预测该区域的地层破裂压力,吻合度较高;本文开发的地层破裂压力三维可视化软件更加清晰地展示了玛西地区整体的地层破裂压力的空间分布特征,为钻井工程设计及后续发展提供更加可靠的保障。

3 结论

(1)提出了一种三维破裂压力的计算方法。并玛湖凹陷玛西三维地震勘探区域为例进行了验证,结果具有可靠性。

(2)三维数据体的反演精度、探区已钻井的数量和位置选择、线性插值得到的侧压力系数越准确,对于地层破裂压力的预测越精确。

(3)编制的破裂压力计算程序与三维显示软件对于地层破裂压力的空间分布特征直观显示具有重要作用,为现场施工设计与后期的开采作业提供了可靠的依据。

(4)玛湖凹陷的玛西探区属于构造成压,部分层位存在地层破裂压力较低的情况,地层安全密度窗口较窄,需要进一步细化钻井工艺设计。

摘要：精确的预测地层破裂压力不仅是钻井工程设计的基础,更是后期油气田经济高效开发的保障。提出一种地层破裂压力的三维计算与显示方法,在有限的勘探资料和已钻井资料前提下,确定使用更适应于工程实际的侧压力系数法计算单点的地层破裂压力,运用克里金插值方法将反演密度数据和反演层速度数据相结合,计算每一道的地层破裂压力,最终再次运用克里金插值技术得出三维破裂压力体,并且设计出了地层破裂压力显示软件,直观反映出三维地层破裂压力分布。以新疆玛湖凹陷的玛西勘探区域为例,根据编制的相应计算程序,得到了该区域的三维破裂压力空间分布特征,并进行三维显示。然后提取该区域上单井的破裂压力计算结果与实测值进行对比,此方法符合工程需求。

关键词：破裂压力,反演,侧压力,克里金插值,三维显示

参考文献

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抽油井折算地层压力方法及应用 第4篇

目前我国油田已进入以机械采油为主的时期, 其中以有杆泵进行人工举升的井占总井数的90%以上。目前抽油井测地层压力主要有二个途径:直接测量和间接测量。直接测量包括偏心井环空测压和起泵测压。环空测压是在油管和套管的环形空间下入小直径压力计, 但由于井筒状况复杂 (套管变形、油井结蜡、砂面及砂桥等) , 实际测试成功率很低;起泵测压既影响了原油生产, 又造成作业费用的浪费, 更严重的是井下作业有可能造成油地层的污染。间接测量法是利用回声仪测液面, 并运用合适的计算方法模拟原油在井筒的实际流动状态并结合原油的物理性质计算出井的地层压力。因此, 如何更好的解决抽油井的测压问题, 成为目前油田开发亟待解决的课题。

抽油井的液面监测资料要符合试井分析要求, 应解决三个问题: (1) 能连续测取有效的液面资料; (2) 确定有效的压力计算方法; (3) 有效的试井分析方法。

抽油井试井分析类同于自喷井, 但由于抽油井的测试条件、井筒状况和地层情况特殊等原因, 抽油井的试井理论和实践必须进一步研究与完善。抽油井处于开发的相对后期, 含油饱和度较小, 油相渗透率也相应降低, 这样应解决低渗透、长续流的试井分析技术, 抽油井测试期间, 井口打开, 液面不断上升, 但不出井口, 是一种段塞流测试, 实际测试条件偏离常规的压力恢复分析假设, 须做相应更正。

目前, 自动监测回声仪, 其采样密度和资料精度基本上都能满足这一试井资料要求, 即液面误差<2m。本文重点描述液面折算地层压力方法, 以保证计算值与实测值的误差不能大于1%, 将对油田压力资料的录取工作有非常大的指导意义。

2 液面井底压力计算方法概述

井底压力P W计算分为流压计算和恢复压力计算。无论是流压PWf还是恢复压力PWs都是由下列因素组成:

PWf (或PWs) =Pc+Pg+Plg

上式中Pc---井口套压, MPa Pg---环空气柱压力, MPa Plg---环空含气液柱压力, MPa。

公式右边每项压力的误差都给井底压力值带来影响。一般, Pc即井口套压的测试精度是有保证的;而Pg环空气柱压力, 只要Pc有足够精度, 气柱长度准确, 则在已知温度梯度条件下, Pg的计算值也一定是可靠的;含气液柱压力Plg环取决于液柱高度、梯度和温度, 溶解气流体性质和井筒条件等, 计算较困难。Plg是井底压力PW的主要部分, 是液面法计算井底压力产生误差的主要根源, 因此换算井底压力的关键是确定含气液柱压力Plg, 而计算Plg一般是通过修正液柱密度或修正液柱压力梯度的过程中得到的。压力梯度计算方法大致分为:

(1) 动液柱模型计算压力梯度方法

一般用于流动压力计算, 适用于泵进油口至油层中部一段液柱压力计算。

(2) 静液柱模型计算压力梯度方法

可用于流压和静压的计算。用于流压计算时, 适用于动液面至泵进油口一段含气液柱压力的计算;用于静压计算时, 适用于静液面至油层中部一段含气液柱压力的计算。

(3) 状态方程计算压力梯度方法

可用于各种情况下的流压和静压计算 (包括动液柱和静液柱的压力梯度计算) 。下面分别说明流压和静压的不同计算方法。

3 流压计算方法

3.1 静、动液柱模型分段计算法

根据重力分离原理, 一般认为泵吸入口以上部位的液体是100%的油, 而泵吸入口以下部位的液体处于生产流动条件, 是油气水混合物, 结果把泵吸入口以上环形空间的液体和泵吸入口以下的液体分成了静液柱和动液柱, Plg为泵口上的静液柱压力与泵口下的动液柱压力之和。

PWf=Pc+Pg+∫hl0rl (1-fg) d hl+∫hl0 fgrgd hl

上式中h l---环空液柱长度m;r l---液体压力梯度MPa/m;rg---气体压力梯度MPa/m;fg---气体空穴因子 (液柱中持气率大小) 。

在用以下动液柱模型和静液柱模型求得fg时不难求出Plg。

3.2 两相流的动液柱模型

对于抽油井, 井底液压和试井期间的液面变化都是多相垂直管流问题。所以, 自喷井多相垂直管流的井筒能量方程也是抽油井的井筒能量方程, 适用于井底压力的计算。井筒能量方程的压力梯度表示式为:

(dP/dH) t= (dP/dH) h+ (dP/dH) f+ (dP/dH) a

上式表示:井筒中总的压力梯度=液柱高度产生的压力梯度+摩擦产生的压力梯度+加速度产生的压力梯度。

3.3 两相流的静液柱模型

大量实验说明, 静液柱有持气效应, 起着减少静液柱密度的作用。持气率大小与气液性质、环境温度和压力、管径, 特别是与气体逸出速度有关, 静液柱中持气效应对用液面法进行井底压力计算发生很大影响。一般认为气泡在静液柱中的分布有两种结构:泡流和段塞流。静液柱梯度需要所谓液体压力梯度修正系数 (也叫持液率) Fgc来换算出, Fgc≈1-fg。国外围绕着Fgc和fg的计算提出了一些数学模型, 但大多是在室内实验条件下进行的, 常用的有“S”型曲线模型、界面气体速度模型、修正“S”型曲线模型和环空结构模型, 这里就不做详细说明, 在实际分析计算时, 根据油藏条件选定具体模型参数。

4 井底恢复压力 (静压) 计算

当液面数据取得后, 换算井底压力的关键是确定液柱密度。以往认为气泡在液柱中的溶解和吸附作用只发生在流动条件下, 在进行流动压力计算时考虑修正。实际上, 气流在平衡的静液柱时, 也具有相同的效应, 对恢复压力计算也应做必要的修正。实践表明:静液柱也存在泡流区和段塞流区, 压力恢复早期, 在液柱顶部附近, 段塞流是最主要的流动形式;随着压力恢复, 在整个液柱段, 发生了段塞流向泡流过渡的现象, 超过续流期;随着气流的消失, 泡流的影响减少了。

目前有两类液柱压力修正法:含气液柱密度修正法和含气液柱梯度修正法, 从而形成两类井底压力 (或静压) 的计算方法。

4.1 通过含气液柱密度修正计算静压

本法是通过各个地层的流体性质, 通过实验建立重度r与p的关系, 用积分加以计算:

PWs=Pc+Pg+∫hl1hl2r (p) dhl

上式h l1和h l2分别为液柱的顶部和底部深度。

4.2 通过含气液柱压力梯度修正计算静压

液柱压力梯度修正法见前文静液面模型法一节。

除了上述的井底压力计算方法外, 还有一些其它的计算方法比如:物质平衡法和应用状态方程和内流方程组合模型法等。

5 存在的问题与结论

已有抽油井井底压力计算方法在实际运用过程中, 都会出现一定程度的误差。其主要根源是:

5.1 液面测量误差

主要影响因素有:仪器性能不佳;泡沫柱的出现;井筒不干净等

5.2 密度值不准

一般以地面条件测定的密度作为计算依据, 给计算带来一定程度的误差, 井筒流体密度是一个复杂的问题, 单一液柱压力梯度过于粗略。

5.3 含水率不准

目前抽油井开采油田一般都处于开发的中后期, 含水比较高, 现有井底压力计算法一般都假设井底续流含水率等于测试前的地面值, 实际上, 关井时的油水内流量的组分随井底压力变化而变化, 且地下流入水油比与地面水油比也是有差别的, 常规的假设值可导致井底压力计算值偏高。

5.4 采用单一模型

现有液面井底压力计算法一般用单一模型, 实际上井筒流体分布呈多种状态, 有气柱、静液柱和动液柱等。

当然, 无论采用直接测量法还是间接测量法, 都存在一定的系统误差, 只要我们在日常的油藏管理中, 制定统一的测试方法, 油井或油藏压力变化的趋势是可得出的, 综合考虑经济成本、原油生产等各种因素, 在引入高精度液面测试仪和压力计算方法, 保证计算出的压力值相对精确的条件下, 间接测压法将显得更经济实用, 并具备推广使用前景

参考文献

[1]钟松定:“试井分析”, 石油大学出版社, 1991年。

压裂水平井地层压力分布特点研究 第5篇

为了更深入地了解压裂水平井的地层压力变化特征, 本文利用源汇理论求解了压裂水平井不稳定渗流的数学模型, 首次获得了裂缝间距不等、各裂缝性质不同的压裂水平井地层压力分布计算公式, 并分析了地层压力变化规律。该研究对正确描述压裂水平井的渗流过程具有重要意义, 是利用压裂水平井合理开发低渗透油藏的理论基础。

1 压裂水平井数学模型的建立及求解

假设油藏中存在一人工压裂水平井, 裂缝与水平井垂直, 裂缝的条数为N, 压裂后裂缝间距 (di) 、裂缝半长 (Xfi) 、裂缝渗透率 (Kfi) 、裂缝宽度 (wfi) 均不同。假设地层无限大, 忽略水平井井筒内压降, 裂缝完全穿越地层且相互平行, 假设水平井垂直于裂缝, 裂缝为有限导流能力, 而水平井为无限导流, 即沿水平井井筒压力处处相等, 但沿裂缝内部压力随位置改变而改变。

由于水平井井筒内压降被忽略, 地层中的压降完全由裂缝产生, 利用Gringarten和Ramey的源汇理论、Newman乘积法及叠加原理, 可得到地层压力分布公式:

无量纲定义:

其中:qfi为第i条裂缝瞬时流量, m3/s;erf (x) 为误差函数;K为地层渗透率, μm2;h为地层厚度, m;φ为孔隙度, %;μ为地层原油黏度, mPas;Ct为综合压缩系数, 1/Pa;q为水平井筒内总流量, m3/s;pi为原始地层压力, MPa;p为地层中点 (x, y) 处的压力, MPa。

由于水平井筒内压力 (pw) 处处相等, 而裂缝内压力 (pfi) 却根据裂缝的位置不同而不同, 裂缝压力与井底压力之差可近似表示为:

当用无量纲量表示时, 裂缝与井底的压差可用表皮效应来表示, 即:

考虑水平井井筒内压力处处相等, 则有:

求解方程组 (4) 和 (5) , 即可计算压裂水平井在地层中任一点产生的压力分布。

2 压裂水平井地层压力分布特点

利用压裂水平井地层压力分布公式, 可绘制地层的压力场, 如图1所示。研究表明, 外侧的裂缝由于控制储量较大, 受到裂缝之间的干扰较少, 压力消耗相对较小, 而位于中间位置的裂缝压力消耗则较大;压裂水平井地层压力分布主要受到裂缝半长、裂缝间距等因素的影响;由于裂缝间距越小, 裂缝之间的相互干扰越严重, 造成等压线越密集;裂缝间距越大, 等压线则越稀疏;裂缝长度越小, 压力波及范围越小, 而裂缝越长压力波及的区域则越大。

3 结语

(1) 利用源汇函数求解了裂缝间距、缝长、导流能力等参数均可不同条件下的压裂水平井不稳定渗流的数学模型, 并给出了地层压力分布计算公式。

(2) 位于外侧的裂缝压力消耗较小, 中间位置处的裂缝压力消耗较大。

(3) 裂缝间距越小, 等压线越密集;裂缝间距越大, 等压线则越稀疏。

(4) 裂缝长度越小, 压力波及范围越小而裂缝越长压力波及的区域则越大。

摘要：利用源汇函数对压裂水平井不稳定渗流数学模型进行了求解, 获得了各裂缝间距、裂缝半长、导流能力等参数均可不同条件下的复杂压裂水平井地层的压力分布计算公式, 绘制了压裂水平井地层压力分布剖面图, 并分析了地层压力分布规律。研究表明, 压裂水平井地层压力分布主要受到裂缝半长、裂缝间距等因素的影响;裂缝间距越小, 等压线分布越密集, 裂缝间距越大, 等压线越稀疏;裂缝长度越小, 压力波及范围越小, 而裂缝越长压力波及的区域则越大。

关键词：压裂水平井,不稳定渗流,数学模型,地层压力

参考文献

[1]李树松, 段永刚, 等.压裂水平井多裂缝系统的试井分析[J].大庆石油地质与开发, 2006 (3) :67～69.

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利用生产数据实时求取地层压力 第6篇

1 应用生产数据计算地层压力

从产能二项表达式中可以看出 (如式1所示) , 如果Ai、Bi、Qg, Pwf都已知, 可通过已知参数先赋予地层压力一个初始值Pmx, 再结合PVT与岩心应力敏感试验[4,5], 可得知μ (气体粘度) 、Z (气体偏差系数) 和K (渗透率) 随地层压力的变化情况[2], 便可求得目前地层压力条件下所对应的新的Ai、Bi值[6,7], 再次通过二项式产能方程求得新的地层压力Pm x+1, 如果Pm x+1≠Pm x, 需重复之前的计算过程进行多次迭代, 直到Pmx与Pm x+1相等为止, 便得到目前生产状态下的地层压力值。

1.1 地层压力求解方程的推导与建立

当地层流动压力进入拟稳态时, 二项式产能方程的压力平方表达式[2]如式1所示:'

式中:

式中产能系数Kh值是影响产能方程Ai、Bi系数的关键因素[7], 可将产能二项式方程改写为:

考虑到地层渗透率K是随地层压力变化的函数, 且k/ki可通过岩心应力敏感试验获得[5], 式5可写成:

式中:PR、Pwf-地层压力、井底流压, MPa;

qg, -日产气量、地层温度, m3/d、K;

re、rw-气井供气半径、井底折算半径, m;

、S-天然气偏差系数、表皮系数;

D-非达西流系数, (104m3/d) -1;

1.2 实例应用

下面分别以干气气藏和凝析气藏为例, 各列举1口单井的生产实例进行计算。

X1井为一口未见水的干气气井, 于2004年投产。原始地层压力74.35MPa, 地层温度100℃, 产能测试结果表明该井初始Ai、Bi分别为1.54730, 0.003658 (见表1) 。

X2井为一口未见水的凝析气井, 于2009年投产。原始地层压力105.89MPa, 地层温度136℃, 产能测试结果表明该井初始Ai、Bi分别为-0.30806, 0.059584 (见表1) 。

选取每次测试前一天的生产数据进行计算, 计算结果如表2所示:

从表2可以看出, 应用该方法计算得到的地层压力与实测地层压力差值在0.05~0.39MPa之间, 相对误差在0.8%以内, 可以很好的满足科研与生产需要。对地层压力追踪, 优化单井配产, 数值模拟研究等都会起到极其重要的作用。

为缩短计算时间, 方便技术人员操作, 并满足对单井全生产历史周期地层压力的实时监测, 利用软件编程实现对各个生产点的连续计算, 计算结果如图2所示:

2 结论

(1) 该方法仅适用于采用衰竭式开采, 且未见水的任何气藏。

(2) 该方法无需下入井下压力计, 特别是针对超高压及异常高压气藏, 避免了测试风险, 且节约测试成本。

(3) 从与实测结果的对比情况来看, 该方法计算误差小、操作性强, 只需生产数据, 便可实时监测地层压力变化情况, 及时优化单井配产, 对于指导气田合理高效开发具有重要意义。

摘要：超高压及异常高压气藏地层压力有缆实测难度大、风险高、且存在极大的安全隐患。本文通过对产能二项式方程及考虑储层应力敏感等因素的研究, 寻求到一种利用生产数据实时求取地层压力的方法, 从与实测数据的对比情况来看, 该方法误差不超过0.8%, 计算结果可有效地应用于科研与生产。对制定合理的开发技术政策, 跟踪数值模拟研究, 优化单井配产, 提高气田最终采收率均具有重要作用, 对于其他同类型气藏开发更具有借鉴和指导意义。

关键词：生产数据,产能二项式,应力敏感,地层压力预测,衰竭式开采

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随钻地层压力测量模拟试验装置研制 第7篇

关键词：地层压力,随钻测量,模拟装置

地层压力的准确获取对优化钻井工艺、提高钻井效率具有重要意义。传统的地层压力预测方法主要有钻前地震资料法,钻井过程中的机械钻速法、dc指数法、Sigma法、页岩密度法,钻后的声波时差法、电阻率法等[1]。与上述预测方法不同,电缆地层测试技术通过双封隔器或密封探针直接测量地层压力,所测地层压力与实际情况更加接近[2]。但电缆地层测试器属于钻后测量,且占用钻机时间长,在大位移井和水平井中下入困难。随钻地层压力测量技术是电缆地层测试技术向随钻测量的发展,由于随钻地层压力测量技术利用接单根等暂停时间完成测量,最能够反应真实的地层压力变化情况,是当前钻井领域的前沿技术之一[3,4]。随着电缆地层测试技术的成熟,增加流体取样和流体实时分析功能是未来随钻地层测试仪器的主要发展方向[5]。

地层压力参数不能直接测量,只能基于不稳定试井原理进行压力恢复分析,传统测量工具主要包括钻井中途测试器和电缆式地层测试器两种形式,随钻地层测试器又称为随钻地层压力测量工具,是近10 几年发展起来的一种新型工具。2004 年前后,国外哈里伯顿、贝克休斯和斯伦贝谢等三大油服公司分别推出了各自的随钻地层压力测量工具[6—9]。由于随钻地层压力测量工具的研制难度大,国内只有大庆钻井院、西安石油大学、中石化工程院等少数几家单位开展了相关研究,其中大庆钻井院参考RFT系统研制了SDC-I型随钻地层压力测试器,并进行了初步试验[10—12]; 西安石油大学研制了一套随钻地层压力室内模拟实验装置,能够提供40 MPa以下压力的室内模拟[13],初步进行了原理性验证。

为了开展随钻地层压力测量技术研究,需研制一套能够模拟地层压力和井眼环境的室内模拟试验装置,并根据随钻地层压力测量原理研制相应的测量短节。测量短节是随钻地层压力测量工具的原型机,主要意义是对基于探头推靠和抽吸压力恢复原理的地层压力测量系统进行原理性验证,并开展不同工况的基础试验。可在井眼环境模拟系统提供的高温、高压、模拟地层压力环境下,模拟随钻地层压力测量工具在井下工作时各动作及整个测试流程,为研究地层压力测量工具结构设计、液压控制系统设计、开发智能控制软件、测压原理与算法验证,提供技术支撑,降低工具入井试验风险。

中石化工程院研制了一套随钻地层压力测量模拟装置,该装置能够提供耐温125 ℃、耐压70 MPa的井筒模拟环境,并进行了装置的耐温耐压试验和模拟测量短节模拟井下测压试验,验证了测压原理的正确性。

1 试验装置

随钻地层压力测量模拟试验装置系统组成如图1 所示,主要由井眼环境模拟系统、模拟测量短节、操作控制系统和辅助系统四部分组成。

1. 1 井眼环境模拟系统

井眼环境模拟系统由模拟井眼、地层岩心模拟模块、地层压力与环空压力模拟模块、井底温度模拟模块、辅助模块等部分组成,如图2 所示。井眼环境模拟模块在地面模拟井底高温、高压环境,为模拟测量短节地面试验提供条件。

地层压力模拟系统、环空压力模拟系统采用增压缸对工作油路进行增压,产生所需高压。两个比例溢流阀分别控制地层压力与环空压力,通过一个高压比例溢流阀实现在有油渗透的情况下保持地层压力和环控压力的之间的压差。通过电磁阀控制充液、增压、卸载。

高温模块: 电加热方式对液压油进行加温,到达设定温度后将油低压注入模拟井眼,循环供油使井眼内空气排出并达到设定温度值,关闭低压注油路。通过油箱加热器加热油,再将高温油输出到井眼模拟装置外侧的蛇形管中,通过热传递方式对装置内部保温和温度的微调,通过风冷系统实现温度的微降,利用井眼外面的隔热层进行隔热,使工作温度保持设定值。

地层岩心模拟模块结构如图3 所示,岩心放置在夹持器内,夹持器与外部有三个液压通道,一个是给由密封胶套包覆的岩心外圆柱表面加压的通道,一个是给岩心通入地层压力油通道,另一个是地层压力油通过岩心后进入压力测量短节吸油通道,该通道与井眼采用法兰连接,方便拆卸。

1. 2 操作控制系统

操控台包括一个配电柜和一个控制柜。配电柜中主要包含AC380V到AC220V的功率匹配转换系统,3 台电机主供电回路,4 组加热器主供电回路,系统过压过流保护等。控制柜中包含了地层压力控制系统、环空压力控制系统、温度控制系统、短节测量系统、监控系统等。

1. 3 模拟测量系统

模拟测量系统如图4 所示。该系统由测量短节本体、探头组件、驱动控制模块、数据采集电路和传感器组成。其功能是完成地层压力、环空压力井底温度的测量。对基于探头推靠和抽吸压力恢复原理的地层压力测量系统进行原理性验证,同时可验证模拟井筒是否达到预定的温度和压力,并开展不同工况的基础试验。

测量短节本体是一段直径178 mm,长1 900mm的钻铤,液压组件和电控系统均布置在本体内。短节本体设计主要考虑液压流道结构、传感器接口、传感器采集卡、动力驱动、执行机构等的接口设计问题。

探头组件包括测量探头和推靠探头[14],测量探头为地层和测试室建立流体通道,并通过密封橡胶垫片将环空压力封隔开。测量探头是测量短节内的关键元件,在液压力作用下推靠至井壁,端部密封材料封隔钻井液,在测量仪与地层之间形成流体通道,通过形成压力降、压力恢复与地层建立压力联系,其压力变化过程由与测量探头相通的压力传感器测得[15]。

驱动控制模块包括液压驱动控制模块和电控模块两部分,液压驱动控制模块用于通过流体工作介质驱动测量探头组件的伸出、抽吸、收回完成测量;电控模块用于与地面操作控制系统通讯并控制液压驱动控制模块的起停等操作,驱动控制模块具体包括电源电路、电机驱动电路、电机反电势信号采集电路、电流检测采集电路、电磁阀驱动电路、RS485 接口电路等。

传感器采集各测试点的压力、温度参数,以低电压信号的形式送入数据采集处理模块的信号调理电路,经放大、整形、滤波处理后送入微控制器。并将对应的温度、压力等测量数据组帧、计算校验和,通过RS-485 通信接口送到地面操作控制系统。

试验中,首先将模拟测量短节探头与模拟井筒侧壁上的地层岩心模拟模块一端对齐。高温、高压流体注入到模拟井筒内模拟井下高温高压环境。在接到地面控制系统发出的测试指令后,探头产生推靠、坐封、解封、复位等动作。首先,控制微液压模块将探头推靠至岩心端面,利用探头上的橡胶垫片贴紧岩心,形成对环空的封隔,然后利用短节内部的微液压模块抽吸产生负压,抽吸地层岩心模拟模块另一侧的地层流体,使地层流体流入探头,测量并记录流体的压力和流量,当压力恢复达到平衡时,所测压力即为地层压力,地层压力测量完成后,探头继续完成解封和复位动作。

1. 4 辅助系统

辅助系统包括安全防护设施和监视设施。由于模拟井眼处于高温高压环境,考虑人员设备安全,须增加隔离设施。将模拟井眼置于沉坑内,防止高温高压流体溅出。监控系统相对独立,由17 英寸液晶监视器、2 个摄像头、1T网络硬盘和摄录适配器组成,实现监控显示,录像存储的功能。

2 试验

随钻地层压力测量室内模拟试验包括试验装置的升温升压试验和模拟测量短节探头抽吸和模拟地层压力测量试验。其中模拟装置的升温升压试验包括高温模块试验,高压模块试验,以及温度压力联合试验。在确定模拟装置能够提供高温高压环境条件下,将模拟测量短节放入模拟井筒,进行探头抽吸和模拟地层压力测量试验。

2. 1 试验方案

井筒温度试验方案: 设定目标温度20 ~ 110 ℃之间,间隔10 ℃,记录升温时间和实际温度,以考察温度模块的精度和温度上升梯度。

压力试验方案: 首先考察升压模块增压比,由于井筒高压和地层高压通过增压缸获得,在进行井筒压力试验前,需进行增压缸前后压力对比。在增压缸数据稳定可靠的情况下,设定井筒目标压力范围为20 ~ 70 MPa,间隔5 MPa,记录实际井筒压力值。地层压力模块试验方案与井筒压力试验方案相同。

升温升压联调试验: 以相同温度,不同压力为一组。目标温度为40 ℃,65 ℃ 和80 ℃,目标压力为10 ~ 50 MPa,间隔10 MPa。

模拟测量试验方案: 模拟测量短节在放入模拟井筒前需要进行地面试验,验证其探头推靠和抽吸的可靠性,将模拟测量短节放入模拟井筒后,通过主控台启动环空压力和地层压力系统、分别设定环空压力和地层压力。达到设定压力并稳定一段时间后,记录测量短节各压力传感器值,进行测量短节探头动作,观察主控界面上各压力传感器值的变化情况,绘制抽汲压力曲线,判断探头密封性和动作可靠性。试验中,两组岩心渗透率差别较大,分别为323m D和0. 1 m D。

2. 2 试验结果

图5 为模拟井筒升温试验结果,通过温度试验可以看出,整套装置的温度控制精度高于 ± 1 ℃ 。平均温度上升梯度大约1. 6 ℃ /min,当温度小于80 ℃ 时温度上升较快,温升梯度约为2 ℃ / min; 当温度超过80 ℃ 后,温度上升较慢,温升梯度约为0. 7 ℃ / min。

图6 为增压缸前后压力对比图。测量数据表明,采用增压缸方式可以获得所需的地层高压和环空高压。

图7 为环空模块和地层模块增压效果对比图。增压比地层模块增压比大约为3. 2 倍,环空模块增压比约为3. 05,当环空出口压力较高时,增压比低于3,表明压力较高时,增压效率略有降低,而地层模块的增压比基本维持不变。主要原因是地层模块体积远小于模拟井筒的体积。

图8 为模拟井筒升压试验结果。井筒模块升压试验结果表明,压力模块控制精度优于 ± 0. 5 MPa,压力上升梯度大约为1. 25 MPa /min。

在模拟井筒和地层压力模块完成耐温耐压测试的基础上,在地层压力模块安装两种渗透率差异较大的岩心,进行对比试验。为便于地层流体通过岩心,在装入夹持器前,岩心均经过长时间的浸泡。试验中环空压力设定为11 MPa,实测值是10. 65 MPa,地层压力设定为10 MPa,实测值是9. 75 MPa。

采用渗透率为0. 1 m D的致密岩心进行抽吸试验,测试腔内压力随探头“座封—抽吸—解封”过程的变化曲线如图9 所示。从第2 430 s活塞开始抽吸,并很快形成了4 MPa的抽吸压差,测试腔内压力维持在6. 5 MPa左右。在2 453 s,收回推靠探头,测试腔内压力很快恢复到环空压力,完成一个致密岩心的抽吸试验动作。

在试验中发现,即使抽吸动作维持十几分钟以上,测试腔内也没有压力恢复迹象。经过分析,存在两种可能原因: 一是由于岩心过于致密,地层流体无法通过岩心,即模拟测量短节没有抽吸到地层流体;二是模拟测量短节的抽吸压力不足。目前测量短节液压系统只能提供4 MPa的抽吸压差,抽吸能力稍显不足。为提高探头抽吸能力,可以采用微型柱塞泵代替目前液压系统使用的齿轮泵,也可以借鉴电缆地层测试器聚焦式探针,在抽吸探头周围增加一圈聚焦探头,双泵抽吸,增加泵抽效果,但是聚焦探头需要两个不同的流体管线,并控制两个泵同时抽吸,增加了工具的复杂度。

更换渗透率为323 m D的人造岩心,再次进行抽吸试验,试验中环空压力设定为11 MPa,实测值是10. 88 MPa,地层压力设定为10 MPa,实测值是9. 7 MPa。测试腔内压力随探头“座封—抽吸—解封”变化曲线如图10 所示。

在420 s探头实现了座封,座封前,测试腔内压力等于地层压力,座封后,探头抽吸动作马上开始执行,测试腔内很快形成大约4 MPa的抽吸压差,测试腔内压力开始恢复,在第700 s时,压力恢复完成,此时测试腔内压力维持在9. 6 MPa,接近装置提供的实际地层压力9. 7 MPa,存在0. 1 MPa的误差。可以认为测量结果准确可靠。在870 s对探头进行解封并收回探头,测试腔内压力恢复到地层压力。

3 结论与建议

( 1) 研制出一套随钻地层压力测量试验装置,该装置能够同时提供地层压力和环空压力和温度测试环境,为自主研制随钻测压工具奠定了技术基础。试验结果表明地层压力随钻测量原理正确,模拟测量短节的“探头推靠—座封—抽吸—解封—探头回收”整套动作连贯可靠。