基于超声Lamb波的固井质量评价新技术与应用

为了解决传统的CBL/VDL声波测井、扇区水泥胶结测井以及超声脉冲回波测井均不能准确评价轻质水泥固井质量的难题,提高低密度轻质水泥固井质量评价的准确性,基于超声“脉冲-回波”检测原理,研制超声Lamb波固井质量评价测井仪,建立弯曲型Lamb波衰减率、垂直回波共振效率与套管外介质声阻抗之间的关系模型,构建固液气三相介质评价图版,结合轻质水泥刻度井测试,建立了基于超声Lamb波的固井质量评价新方法。该方法可有效评价低密度轻质水泥固井质量和检测确定水泥返高位置,解决了轻质水泥固井质量评价难题。应用表明,该技术为低密度轻质水泥固井质量检测与评价提供了新思路,同时超声Lamb波固井质量评价测井仪还可以实现套管居中度和套损检测评价,可为固井质量评价和井筒完整性检测提供依据,应用前景广阔。

底水油藏水平井变密度射孔设计及应用

利用水平井开发底水油藏过程中,底水快速突破、油井提早见水是影响水平井开发效益的关键因素。针对采用射孔完井的水平井,通过在水平段不同部位采用不同的射孔密度,实现均衡各部位见水时间、延长无水采油期的目标。建立了考虑射孔密度、井眼轨迹、井筒流动压降、渗透率各向异性等影响因素的水平井分段产量和见水时间计算方法,基于此计算方法对东海海域XH井进行了变密度射孔方案设计。实际应用表明,建立的计算方法预测见水时间的准确性较高,变密度射孔能够提升无水采油期产油量,在一定程度上节约完井费用,提升水平井综合开发效益。

基于Visual Studio 2010平台的速度剖面校正因子计算方法

在分析国内普遍采用的速度剖面校正因子影响因素和计算方法的基础上,提出了基于雷诺数与速度剖面校正因子关系图版计算校正因子的方法,并阐述了采用Visual Studio 2010平台及C Sharp语言编程实现该方法的流程。通过对海上油田多口井的实际应用,证明该方法具有更广阔的适用性,尤其在单相流及两相流的产出井中应用效果良好。

有效测量套管井泄漏Lamb波衰减的实验研究

低密度水泥在油气井中的广泛应用使得常规的声阻抗类测井方法难以准确、有效地评价固井质量,而声波倾斜入射在套管中激发的弯曲型Lamb波对水泥的性质及胶结情况具有很高的分辨能力,能够很好地解决低密度水泥的固井质量评价问题。弯曲型Lamb波对套管后介质声学信息的响应反映在声波衰减中,因此该文通过实验研究了激发弯曲型Lamb波的有效方式,分析了声波入射和接收角度对Lamb波衰减的影响。实验结果表明,入射和接收角度在一定范围内变化时,虽然激发出的Lamb波模式均为弯曲型Lamb波,但在同一套管模型下测量的声波衰减值会有差异,选择激发弯曲型Lamb波的最有效方式,计算得到的Lamb波衰减对套管后介质的灵敏度才会最高。

速度剖面校正因子计算方法改进与软件实现

速度剖面校正因子是产出/注入剖面测井求取流体平均速度的关键参数。本文在分析国内普遍采用的速度剖面校正因子计算方法基础上,提出基于雷诺数与速度剖面校正因子关系图版计算校正因子的方法,并阐述了采用Visual Studio2010平台,C Sharp语言编程实现该方法的流程。实践证明该方法具有更广的适用性,尤其在单向流及两相的产出井中应用效果良好。

PNN测井解释方法改进及应用

在分析PNN测井独特的数据采集、处理技术及地层水矿化度、孔隙度、泥质含量等对测量数据影响的基础上,指出了PNN测井技术传统体积模型的局限性,提出了利用交会图法确定关键参数并综合应用各种模型准确求取地层含油气饱和度的方法。该方法很好地解决了PNN测井资料数据处理解释中的一些难题,并在海上油田实际应用中取得了较好效果。

水平井同倾斜角度产液剖面计算模型

由于重力等因素水平井内油气水出现层流等流型,与传统直井、斜井中完全不一样,传统的产液剖面解释方法在水平井中应用存在着较大误差。为了提升水平井产液剖面解释精度、提高油气采收率,研究一种新的产液剖面解释方法迫在眉睫。首先在分析国内外现有的解释方法基础上,再结合水平井流型机理试验,通过分析实验数据发现在水平井中倾斜角度相同并且流体各相参数都不变时,流型也不变,但是倾斜角度轻微变化也会对流型产生较大的影响。因此,提出同倾斜角度解释模型计算水平井产液剖面各相流量值,并结合计算机软件工程的思想设计出反演计算方法,对模型进行软件实现,最终推算出各解释层产液剖面数据。通过对22口测井数据的比较分析,验证得知单相流解释结果误差不超过7.8%,多相流解释结果误差不超过9.8%,总流量解释误差不超过9.68%。该解释方法提高了水平井产液剖面解释精度,能满足工程应用要求。

基于黏弹滑移界面理论揭示套管中模式波的传播特征

目前固井质量评价主要是利用套管中模式波的幅度或衰减变化判断套管与水泥间的胶结状况.在超声测量频段(70~500 kHz),现有声波测井仪器工作时在套管中激发的模式波类似薄板中的对称兰姆波(拉伸波)或反对称兰姆波(弯曲型兰姆波).本文将黏弹滑移界面理论应用到套管和水泥的耦合界面,探讨了套管中的准兰姆波(包括拉伸波和弯曲型兰姆波)与套管后物质的耦合方式,拉伸波与套后物质主要以剪切刚度耦合,即便是0.01 mm的微环也会使得拉伸波的衰减明显降低,接近套后是流体时的响应特征;而弯曲型兰姆波与套管后物质主要以法向刚度耦合,这使得在套后胶结轻质水泥时弯曲型兰姆波对微环不敏感,在套后耦合常规水泥时微环的存在又会使得弯曲型兰姆波的衰减明显增强,衰减的增加说明其与套后物质的声耦合更紧密,也表明微环与常规水泥的等效声阻抗适当降低,更有利于弯曲型兰姆波传播时与套后介质实现法向刚度的匹配.拉伸波和弯曲型兰姆波对同一胶结状况的不同响应特征也为固井质量综合评价时区分不同的水泥胶结状况提供了可能.

套管井弯曲型Lamb波衰减测量的数值仿真和试验

利用数值仿真和试验测量相结合,分析换能器指向性以及弯曲型Lamb波在套管中传播时的扩散特征,给出换能器在距离套管内壁不同位置时测量的衰减值的变化规律。结果表明:随着换能器距离套管内壁越近(仪器直径变大),测量的衰减值越大,但此衰减值的变化与水泥胶结质量无关;在测井仪器偏心时,声系在朝向井周不同方位上测量时其换能器与套管内壁距离也发生改变,且辐射声束传播到套管内壁时入射角也会发生变化,测量的衰减值随方位近似呈现余弦曲线式的变化规律;在声系和套管厚度均保持不变,随着套管外径在一定范围内逐渐增大时,测量的衰减值先稍有增大后又逐渐降低。

储层饱和度动态监测在海上油田的应用

海上大部分油田已进入开发的中后期,以油井细分层系、卡层堵水、补孔等措施为主的剩余油挖潜技术是油田稳产的重要手段,而确定剩余油和水淹层的分布是挖潜的先决条件,也是生产测井储层动态评价的一项重要内容。重点阐述了目前饱和度动态监测的测井仪器在海上的应用情况,经过渤海、南海西部、东海共132口井的饱和度测井实践证明:储层饱和度测井不仅能应用于老井,过油管确定含油、含气饱和度,油水、气水界面的变化情况,而且定期的动态监测与生产动态相结合,可以了解储层的动用情况,指示剩余油的分布状况,为油田挖潜调整提供依据;储层饱和度测井也能用于油田开发中后期的调整井,采用长短源距C/O方法和中子寿命PNC测井方法,能确定裸眼井测井难以识别的低阻油气藏或可疑油气藏的流体性质,为海上油气田的高效开发贡献力量!

持率校正模型研究及软件实现

传统方法是直接将持水率值测量后未经校正就用于科学计算,这样存在着较大误差。经过持水率仪器实验和测试分析研究一套持水率校正算法,并用计算机软件实现,能降低生产测井解释含水率误差,准确的计算出油气水各相产出层的含水率值,提高了生产测井找水精度。通过实验图版研究出油气两相持水率校正图版和气液两相持水率校正图版,采取分段拟合的思想,推算出持水率校正公式。通过软件实现,达到了精确计算持水率值的目的,经测试得知校正后的持水率值推算出来的含水率误差与生产实测误差最大为6.42%。

超声兰姆波成像测井在X井套损检测中的应用

为解决现有套管损坏(简称“套损”)检测手段存在的精度低、无法评价套管居中度、应用效果欠佳等技术难题,满足渤海油田套损井检测需求,基于脉冲回波和挠曲波成像技术研制超声兰姆波成像测井仪,并建立套损检测和套管居中度分析模型。利用垂直入射探头记录的套管表面反射波及后续共振波进行套损检测与评价,通过直达兰姆波和二界面回波在不同介质中的传播速率差异计算环空水泥环厚度,从而实现套管居中度的分析。超声兰姆波成像测井仪成功应用于曹妃甸油田X井套损检测,为该井的复杂情况处理措施提供了决策依据,成功指导该井的作业。应用表明,超声兰姆波成像测井仪套损检测精度高,可有效满足渤海油田套损检测需求。该仪器还可用于套管环空介质检测、低密度水泥环固井质量评价,可为油田射孔、弃井作业、套管处理等作业方案提供决策依据,推广应用前景广阔。

FDI音叉密度仪的原理及应用效果分析

Sondex公司生产的音叉密度仪FDI(Fluid Density Intertial Tool)是目前主要的放射性源替代技术之一,为产出剖面测井流体识别起到了重要作用。本文详细介绍了FDI音叉密度仪的仪器结构,仪器技术指标、测量原理,并对该仪器在海上油田的应用效果进行了分析。实践证明音叉密度计在轻质油产出井中应用效果良好。

一口高含水停产气井复产的启示

为使因高含水而停产的×气井恢复生产,对生产数据、测井资料、井史资料等进行综合分析,找到高含水的原因。根据出水机理进行堵水方案优选研究。分析结果显示,堵水方案难度大成功率低。选择了侧钻措施,原水窜井眼作为气藏的一口自流注水井,并进行了侧钻施工设计,在施工过程中进行质量控制,获得了很好的效果。该方案对类似井的复产具有参考意义。

超声兰姆波测井技术在渤海油田的应用研究

针对现有声波测井和扇区水泥胶结测井技术在低密度水泥浆固井质量评价、套管居中度测试及套损检测等方面存在的应用局限和难题,基于脉冲回波和挠曲波成像技术研制了超声兰姆波成像测井仪,建立了套损评价、固井质量评价及套管偏心率计算等测井解释理论模型并进行了现场应用。研究结果表明:超声兰姆波成像测井技术较常规测井手段具有更高的分辨率和更直观的测井结果;渤海油田应用测井解释成果符合率为96%。该项技术可有效判断套管环空介质和水泥返高,可准确评价低密度水泥浆固井质量、套损情况和套管偏心率,可为油田射孔、弃井作业及套管处理等作业方案提供决策依据,具有广阔的推广应用前景。

复杂管柱条件下C/O能谱测井解释方法

为了减少海上油田管柱复杂结构组成以及井内不同流体体积导致C/O能谱测量值的差异对脉冲中子法确定油田剩余油饱和度的影响,利用蒙特卡罗方法建立不同管柱、孔隙度和地层流体等条件下计算模型,模拟不同管柱条件下非弹性散射伽马能谱,研究C/O能谱值随孔隙度、流体饱和度变化的响应规律,得到不同管柱条件下剩余油饱和度解释模型,对2口不同管柱井资料处理,取得了较好效果,研究结果可为海上油田剩余油饱和度动态监测提供技术支持。

产出剖面解释中涡轮交会斜率计算方法分析

连续流量测量是产出剖面测井的重要组成部分,其资料主要用于计算流体视速度。通过分析利用连续流量资料计算视速度的过程,确定了视速度计算的关键——交会斜率,进而对刻度层和刻度层间交会斜率计算的不同的方法进行了分析对比,确定了刻度层交会斜率和层间交会斜率的合理计算方法,并通过实测资料处理进行了验证。

南海东部油田水平井智能控水工具适应性界限研究

南海东部油田主要采用水平井开采原油,并在水平井上应用了多种智能控水工具以实现控水增油的目的。本文首先介绍了南海东部油田智能控水工具应用的具体情况,并通过数据分析,揭示了智能控水工具在地质和工程等因素的影响下,在不同水平井中应用效果差异较大的现象。然后,以南海东部某油田的地质数据为基础建立了典型的油藏模型,并结合NETool软件建立的井模型进行了不同方案的模拟,研究了各种因素对智能控水工具ICD和AICD的影响,以及智能控水工具在不同影响因素下的适应性界限,以期为油田现场合理有效地应用智能控水工具提供指导。通过分析数值模拟的结果可知:原油黏度越高则智能控水工具的控水作用越弱,而渗透率非均质性越强、避水高度越高、生产压差越大、日产液量越大,则智能控水工具的控水作用越显著。

水平井分段控水在南海东部M油田的实践

以南海东部M油田的A10H水平井为研究目标,综合测井技术、油藏工程及采油工程等多学科的理论及技术,开展了水平井控水的研究与实践,取得了较好的应用效果。

底水油藏水平井分段见水时间计算方法研究

采用水平井开发底水油藏,投产前预测水平段不同部位的产量和见水时间、投产后预测底水水脊形态是优化水平井生产制度的重要内容。基于稳定渗流理论,全面考虑油藏物性变化、渗透率各向异性、水平段趾端到跟端的井筒内流动压降以及井眼轨迹高低变化等影响因素,建立了底水油藏中流体运移的数学模型以及计算水平井水平段不同部位见水时间的方法。使用该方法预测了某裸眼完井水平井水平段的产量和见水时间,与实际生产结果吻合良好,计算的底水水脊形态与物理模拟实验观测得到的规律一致,说明该方法实用性较强、准确度较高,可以为水平井完井方案及生产制度优化提供参考。