气举测井技术在油田中的应用

陈淑梅 （中石油长城钻探工程有限公司测井公司，辽宁 盘锦124010）

油井产层动态监测测井主要方法有自喷井产液剖面测井和抽油机井环空产液剖面测井，由于实际生产中有一大批抽油机井没有安装偏心井口，不能进行环空产出剖面测井施工，也无法了解井下产出状况[1]。因此，对不能自喷又无偏心井口的抽油机井，可利用气举诱喷技术了解产层性质，寻找出水层位及窜槽井段，从而达到稳油控水、增产挖潜、提高采收率的目的。

1 气举测井技术

1.1 工作原理

气举的举升原理与自喷井相似，通过油套环形空间将高压气体连续注入到井筒，并通过油管上的气举阀进入油管，用以降低液柱作用在井底的压力，当油管流动压力低于井底流压时，液体就被举升到井口。

由于氮气属惰性气体，常温下不与其他物质发生化学反应而发生爆炸，因而施工中常采用车载式制氮增压车从空气中分离出氮气，并通过增压装置增压后注入井内，将井筒中的液体排出，达到诱喷生产的目的，其优点是方便、安全和高效，并且配合气举阀，最大举升可达4000m。

1.2 工艺设计

合理的气举工艺设计标准包括如下：①在气举找水测井施工中能连续稳定地进行气举排液。②气举排液量应与施工井正常抽油生产的产量接近[2]。

由于通常气举找水时井底流压比正常抽油时低，气举测试的生产压差比抽油生产过程中的生产压差大，导致气举测井所得到的分层产液、含水率往往偏高，与正常抽油时的产液、含水情况不一致，所取得的资料不是真正抽油状态下的动态资料，而是增大生产压差情况下的动态资料。因此，要获得更真实的资料，必须使气举找水测试时的井层压差接近于正常抽油生产时的生产压差。

为设计最佳、高效的气举系统，气举工艺参数设计包括地面气举压力、气举凡尔级数和深度、凡尔开启压力等，其中凡尔开启压力计算公式如下[3]：

式中，Pop为凡尔开启压力，MPa；Pd为凡尔在井下时封包内的压力，MPa；R为凡尔孔与封包的面积比，R＝Ap／Ab；Pt为凡尔处的油管压力，MPa；Ap为封包面积，m2；Ab为凡尔孔面积，m2。

2 气举测井方式的选择

为准确了解产层的流体性质、快速地找到出水层位，应根据各抽油井实际产出情况及井况，结合测试目的，利用各产液剖面测井技术的优势，选择合适的测井方式。具体内容如下：①对于地层供液能力强的中、高产不出砂井，利用涡轮流量、井温、持水率等组合测井数据来了解各层油水产出情况。其工作原理是当流体流经涡轮时驱使涡轮旋转，当流体的流量超过某数值后，涡轮的转速同流体的流速成线性关系，通过记录涡轮转速，便可推算流体的流量。此时持水率仪利用油、气同水介电特性的差异来测定水的含量。该方法可适用于日产液量大于15m3的抽油井。②对中、低产量的生产井，利用高精度浮子流量计测量全井眼流量，利用井温、持水率等组合测井数据，从而区分各产层的流体性质。其工作原理是以浮子作为流量的传感部件，采用集流伞对井内流体集流，通过定点测量的方式测量全井眼流量。浮子位移的测量采用电磁感应原理，可降低流体粘度对测量结果的影响。该方法适用于日产液量0.5～120m3的抽油井。③对主要目的是寻找主出水层、尤其是需要寻找窜槽层位的井，可选择氧活化测井技术。其工作原理是当流体流经中子发生器时，流体中的氧元素被高能快中子活化。通过记录时间谱得到流经时间，结合源距计算流体速度，再根据被测点的横截面积来计算测点流量。该方法适用于流量套管中为7～900m3／d、环套空间为5～650m3／d和油管中为3～130m3／d的抽油井。

3 施工步骤

进行气举测井的具体过程如下：①施工前，作业队进行起出泵杆和油管、探砂面、洗井、冲砂等作业后，按工艺设计要求下入气举管柱，接好气举管线并试压，确保各连接部位不刺漏。②在完成气举管柱作业关井8h后，在井口安装防喷装置和天地滑轮后，将仪器下井测相对静止井温曲线。③打开油管生产闸门，利用地面注气设备 （如压风车等）通过油套环形空间注氮气进行加压气举，最初应加大注气量以尽快举空洗井液。④气举1h后，开始下放组合测井仪。⑤严格按设计的气举压力值控制注气压力，当油压开始连续上升是，说明高压气体已窜入油管，此时立即关闭生产闸门和干线回油闸门，打开放空闸门。⑥放空后，油井井口若能很快见产液，地面注汽设备 （压风机）就控制在见产液时的压力进行产液剖面测井，放空后若半小时不见产液，应停止地面注汽设备 （压风机）工作，利用液面在井筒中的恢复过程抓紧时间完成测井 （测井过程中套压应保持稳定）。⑦若产液量超过测井仪器测量范围，可用生产闸门控制产液量。⑧取得合格资料后停止地面注汽设备 （压风机）工作，关套管闸门并放空，拆除防喷装置，起出仪器。

4 应用实例分析

4.1 确定各层产液情况，为增产方案的实施提供依据。

在某油田X区块，完成了5口新开发井的气举产液剖面测井任务，这些井均为低含水井，通过高精度浮子流量仪测试，确定是否实施2次压裂及压裂层位，同时确定各层产液情况、判断产层是否被水侵。以A井为例，测前日产油12.5t，日产水0.5t，含水3.8%，测后解释结果表明水主要来自该井低部位31和33层，且20、23、25、27、29层为该井主力出油层，但产量不大且有压裂的必要。根据测试结果，在1610m处下封隔器进行卡水作业，并对主力出油层采取压裂措施。正常生产后，日产油量提高到31.6t。

4.2 寻找主出水层位，解决层间矛盾

B井为一口探井，开采初期日产油178t，最高日产气8×104m3。随着开采时间的增加，含水率升高到97.6%。采用拖撬高压密闭气举产出剖面测试工艺进行施工，通过涡轮流量组合仪资料解释结果表明，55层为主要出水层。封堵该层后，综合含水率下降了20.2%，日增油42.6t。

4.3 判断窜槽井段，指导卡、堵水作业

C井于2010年9月投产，下D20电泵2393.16m生产，日产油4.1t，含水92.7%。为查明高含水原因，采取气举氧活化测井，测试结果如下：①该井气举后总产水量为108.6m3／d。②上水流2717.77、2674.17、2655.67、2643.07、2633.67m处的点测结果未见套外上水流峰，表明19层以下未见水窜。③下水流2621.67、2634.37、2643.87、2653.87、2721.47m处的氧活化点测结果一致，表明18、19层无产出，而且上述点的点测结果和油管上水流的点测结果一致，表明该井的水来自18层以上井段。④按2504.17、2293.17、2204.17、2084.77、1974.17m深度上提仪器依次追踪环空下水流来源，这些深度点的点测结果均一致，且等于总产水量，表明水依然来自上部地层。⑤在1层 （1843.5～1856.8m，水层）底部1857.6m处下水流流量为108.0m3／d，顶部1842.7m环空下水流结果为零流量。

通过分析测试结果得出如下结论：由于套管严重破损，导致1层 （水层）的水窜出，建议加测工程测井项目进一步确认。地质人员利用电磁探伤技术对套管进行检测，结果显示在1845.6～1846.4m处套管存在破损现象，后对该破损处进行补贴，日产油21.1t，含水12.6%。

5 结论及建议

1）油井气举找水测井技术施工方便，占井周期短，可运用于抽油机井检泵过程中施工，这样不仅节约了大量的作业费用，而且取得了较好的增油降水效果。

2）为准确、快速地寻找出水层位，判断潜力层，应结合实际井况，充分利用各项产出剖面测井技术的优势，寻找最适合的测试方法。

[1]夏竹君.油井气举找水测井技术及应用 [J].国外测井技术，2004，19（3）：62-64.

[2]尹庆文.高含水油田气举找水测井技术及应用 [J].测井技术，1998，22（1）：66-68.

[3]苏月琦.气举阀气举排液采气工艺参数设计与优选技术研究 [J].天然气工业，2006，26（3）：103-106.