某气田水平井产气剖面测井技术应用

方案基本就可以取得有效的地层数据。随着开发的深入，地层压力下降，加之开采不均衡，纵向上压力系统紊乱，平面上由于边水推进等，导致高产井、重点井水淹或停躺越来越严重。某气田运用一些特殊的高端技术，水平井产出剖面测井特殊技术对准确掌握水平井段的温度、压力、含水、产出量变化和分段产出贡献率，并依据生产监测成果制定合理有效的水平井开发政策和治理措施发挥了积极作用[5，6]。本文从某气田面临的技术难点出发，有针对性的对技术难点提出相应的技术解决方案与工艺，通过现场试验表明利用连续油管推送生产测井仪器工艺具备较强可行性和测井资料解释的可靠性，为某气田水平井开发提供理论支撑与数据支撑。

1 某气田产出剖面面临的技术要点

某气田日常完井方式主要采用多级分段水力压裂的手段，花费较多;而且因为多级分段水力压裂的技术的特殊性，要运用先进的技术完井作业，安全生产系数较高。

1.1  井下仪器输送困难

某地区井深基本在2 000 m以上，水平井段长短不一，其平均长度在400 m左右，呈起伏状，测试层段基本上组成全部水平段。当井深在2 500 m以上的时候，连续油管就会自行锁定，造成爬行器发生打滑及遇阻、遇卡等现象，造成故障[7，8]。

1.2  测试仪器的实用性差

普遍适用于垂直井的产出剖面测试参数和仪器不但种类繁多且原理各异，对具有复杂流型和流态的水平井并不适用。针对某地区水平井水平段长、波浪起伏且流型流态复杂等情况，对测井所用测试仪器的优选十分重要，是成功测井作业的关键。

1.3  水平井现场多相流面临流动不定向

某气井日常生产中主要产出气和返排液混合相。平常的水平井气液两相流一般有分相流、间断流和均布流，将形成泡状流、环状流和雾状流[9-11]。同时井径和井斜也是影响水平段流型的因素，综合影响下将导致测试数据解释难度和不确定性大大增加。

2水平井产出剖面测井关键技术

针对上述某气田水平井产出剖面测井的技术难点，对仪器输送方式、测井仪器及工艺进行优选，通过在实践中不断改进和完善，逐步形成了一套水平井产气剖面测井的配套技

2.1  仪器输送方式优选

水平井因特殊的井身结构，水平测试井段所用测试仪器需借助工具输送。现在水平井经常使用的输送手段主要为爬行器和运用连续油管。运用爬行器比较容易操作、输送技术容易上手、电缆直读、费用低、输送能力强及不污染地层等优点，但当水平段长度较长时，爬行器将发生打滑和牵引力不足等现象，当井下情况复杂和井中残留碎屑时，爬行器极易卡在井下。此外，爬行器对井筒和井眼轨迹要求高，一方面成功率低，经济性较差，同时风险性较高，导致其应用受限，故爬行器不适用某气井测试仪器的输送。随着连续油管在油田开发中的大量应用，其已成为测井领域的主要输送方法，但是使用连续油管的方法输送的比较多、可以长距离输送和现场带压情况下施工，地层动态产出情况可由其测试资料表征。内穿电缆的连续油管输送方式其具有穿缆直读、推送能力强，电缆保护性较好，对不同井下情况的适应性较强，同时带压或液流条件下仍可进行作业，保持压力恒定并降低井喷的风险;便携性较好，无需井架、钻杆或油管等设备，经济性较好;连续油管形变远小于电缆，绞车面板深度与实际深度一致性好，且能适时观察连续油管下入时间、深度、拉力、方向和管内压力、排量等运行动态数据，保证了测井的安全、准确施工，方便快捷，效率高，可大大缩减作业时间，降低整体测试成本[12]。故连续油管是解决某气井水平井产气剖面测井最经济安全高效的方法。

2.2  穿电缆输送及高压密封技术

连续油管里面的穿电缆系统是通过水力车将流体泵入连续油管中，根据雷诺方程了解到，当输送管里面存在的流体的移动速度在上升到某一值后将形成紊流[13，14]，电缆将在输送管里面存在的流体流动出现了流场对其产生的轴向作用力，使的流体下悬浮于油管里面。然后通过自带的送电系统将电缆平稳输送到连续油管里面，电缆在连续油管里面移动的能量是由里面快速移动流体自身产生的摩擦力作用的。连续油管里面穿电缆系统构造如图1。

在进行产气剖面测井过程中，必须确保测井仪器起下过程中井口的高压密封。目前国内外普遍采用连续油管液控手自两用四闸板防喷器和液压与橡胶双密封防喷盒连接防喷管的高压防喷装置，如图2所示。连续油管穿电缆测井采用的高压井口液压密封装置其最高耐压可达70 MPa;电缆从连续油管两端引出时，通过连续油管滚筒滑环动密封装置和连续油管与测井仪器配接装置解决了连接端的高压密封[15]。

2.3  测井仪器及工艺

传感器的扶正技术是实现某气田中传感器连续全井眼测量的关键，流体持水率靠传感器来响应，而由于在全井眼测量时油水滑脱显著，故需设计带有扶正器的集流器以及与其配接的涡轮流量计来监测流量。因集流器外径小于扶正器外径，且集流器筋片在扶正器筋片内部，可在下井过程中依靠扶正器筋片将集流器保护起来。这种结构不易损壞集流器，并可重复使用;同时集流器不易变形，故流量测量受射孔引起套管变形的影响较小。目前，测井过程中所用井控工具和操作流程相对简单，受测井电缆影响，钻井井控操作流程往往不兼容，电缆只能在相关操作前被切断，而切断电缆会导致后续打捞风险增加，尤其是带放射性源的项目。存储式测井工艺因不使用电缆且可循环性强，能在确保井口安全的前提下获取所有常规测井数据。因此，在溢流的情况下，可及时按照钻井相关程序来采取措施，在复杂井况下确保井口安全并完场测井作业。

为了解某油田各层出液情况，采用七参数组合测定仪，一次下井可同时获取伽马射线强度、套管接箍、流体温度、压力、流量、密度和失水率七个参数数据[16]。根据测试结果可定量地反映油井分层产液量及分层含水率的真实情况，提供主产液层、主产油层、主产水层等信息，为油田的分层动态分析与研究、分层注水调整与增产措施提供可靠依据。

水平井产气剖面测井采用多参数生产测井系统和井下测量仪器，可连续测量井筒内的流量变化和持水率变化曲线。全集流涡轮流量计、电容式持率仪和音差密度探测器的启动流量范围在（4～20）×104 m3/d，含水测量的范围在5%～100%，可适用于中—高产液量且各种含水井的产出剖面测量;集流伞作为仪器与套管形成环形空间的封隔部件，对测井资料的准确性至关重要，该仪器不但具有优异采集测量性能，而且可在保证扶正的同时最大限度减小仪器下井时的摩擦阻力，确保水平井段上集流伞居中及仪器平稳移动。

2.4  水平井产出剖面解释方法

多项流中油气水各相之间存在多变相界面，在流动过程中相界面的形状和分布将呈现较大的随机性，加之在产出过程中存在段塞流，各相并非均匀混合，而是趋向于保持分离并具有不同的相对流速。管内流体在涡轮作用下，一定流速下其转动速度与管内流体的流速成正比，通过对不同流相的流速测量后，即可得到某解释层的各相的流量，即：

定性评价某层段的产出状况时，根据完井随钻测井曲线结合产气剖面测井曲线形态划分成n段，则相邻两个解释层各相产量可表示如下：

具体解释中，通常用井温曲线的变化特征来定性判别主产气层段和主产水层段。气体从地层出来后会降压、膨胀、吸热，主产气段则井温曲线出现明显降温异常;若某层段为主产水段，很可能会出现明显升温异常。采用上述公式即可得出各层的产量，利用电容式持率仪在不同流量的流体进入电容器后电容量会发生变化，可转换成流体含水与持水率之间的关系，从而计算出该层段含水状况。

3现场应用

2016-2017年针对某气田水平井含水快速上升，采用连续油管+内穿电缆+存储式测井仪+直读七参数（密度）测井仪进行8口井测井，加大了时间推移产出剖面测井，对于认识水平井不同产层段出水状况和出水规律起到了积极作用。

由图3可知，从前后两次水平井产气剖面解释成果对比来看，2016年整个水平段均产气，个别井段产气量相对较少，出水段集中靠近中上部1 611.6～1 626.2 m。台H3-12井采用8.5 mm工作制度，由图4可知2016年、2017年日产气分别为48 000、33 507 m3/d，日产水分别为13.6，8.24 m3/d。

2017年则表现为整个水平段产气段集中在中上部，原来的出水层段则不出水或出水量发生明显变化，水平井靠近人工井底点附近的中下部出水量明显增加。由此可见，随着开发过程的深入，水平井不同井段的产气量、出水层段有着明显的变化，及时掌握这种变化规律，对于准确把握水平井开发过程中合理措施的选定具有指导意义。

4结 论

（1）根据某地区气井的特点，分析水平井产出剖面面临的技术难点，包括井下仪器输送困难，测试仪器实用性差以及水平井多相流复杂流动等问题。

（2）仪器输送选用内穿电缆的连续油管输送方式，其适用于不同曲率和长度的水平井，尤其在波状和台阶状的水平井眼显示出其优越性;采用高压密封技术，扶正集流及存储式测井工艺，选用七参数测井仪与多参数生产测井系统等测井仪器进行测井作业。

（3）现场实例表明，利用上述测井工艺与技术进行某气井生产测井是可行的，解释结果和分析结论表明了某气井数据解释方法的可靠性和对生产测井的意义。水平井在不同开发阶段，水平段的产气量、出水层段有着明显的变化，及时掌握这种变化规律，对准确把握水平井开发过程中合理措施的选定具有一定的指导意义。

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