连续油管动态监测技术在相国寺储气库中的应用

何轶果张芳芳王威林王 斌

（1.西南油气田公司采气工程研究院，四川广汉 618300； 2.西南石油大学石油工程学院，四川成都 610500）

连续油管动态监测技术在相国寺储气库中的应用

何轶果1，2张芳芳1王威林1王 斌1，2

（1.西南油气田公司采气工程研究院，四川广汉 618300； 2.西南石油大学石油工程学院，四川成都 610500）

储气库注采井注采能力是储气库工程设计中的关键参数，决定了储气库的最大应急调节能力，对已完钻的注采井开展准确的注采能力评价就显得尤为重要。针对相国寺储气库注采井大井斜角、长水平段、复杂注采管柱结构和强注强采等特点，开展动态监测技术适应性分析，优化连续油管动态监测工具及施工方案，并进行了2口注采井在高注气量条件下的连续油管动态测试现场施工作业，获取了动态监测数据。对现场施工工艺、配套工具及监测数据评价分析表明，连续油管动态监测技术可满足储气库注采井动态监测施工要求，录取的的数据真实可靠，能为注采井最大调峰能力的确定和注采井的调整提供充分的依据，对类似储气库注采井动态监测工作具有借鉴意义。

相国寺储气库；注采井；连续油管；动态监测；注采能力

储气库注采井注采能力评价对于储气库长时间安全运行具有重要意义。相国寺储气库注采井为大斜度井和水平井，完井管柱结构复杂，动态监测必须满足以下几个方面的要求：井下测试工具应满足注气和采气两种工况的施工要求；注采井储层段长，最大井斜角大于92°，最大狗腿度10（°）/30 m左右；完井管柱中井下工具多［1］，造成变径台阶多，必须保证测试仪器可以顺利下至产层底部；动态监测时间长，注采气量大，部分井高达300×104m3/d以上，长期高强度注采条件下测试仪器应具有较高的可靠性；储气库动态监测要求质量高，测试工具应满足数据精度要求。

分析认为常规动态监测技术不能满足施工要求，连续油管动态监测技术以其输送动力大、抗拉抗压能力强、成功率高和可以过油管作业等优点［2］，能满足注采井动态监测要求。

1 连续油管动态监测管柱

1.1 管柱结构

根据测试井井身结构及完井管柱特点，结合注采井动态监测要求，最终确定采用储存式连续油管动态监测方案［3］。其管柱结构为Ø32 mm连续油管携带CCL磁性定位仪、温度计、压力计、在线流量计和全井眼流量计，见图1。

图1 储存式连续油管动态监测井下管串结构

1.2 工艺流程

将储存式测试仪器连接在连续油管的末端，通过连续油管将仪器下入水平井段中，并通过拖动连续油管进行生产井段的压力、温度、流量测试，测试完毕后起出测试工具串，进行数据回放［2］。

1.3 技术指标

本次施工选择的测试仪器为加拿大Lee Specialties公司储存式测井工具组合，主要工作参数为：耐温175 ℃，耐压103 MPa，本体外径35 mm，压力计精度±0.022 4 MPa，温度计精度±1 ℃，流量计启动流速1 m/min。

2 技术适应性分析

（1）单根电池支持测试时间187.5 h，测试数据采样速度为12.5 个/s，满足地质要求。

（2）测试施工前采用全尺寸模拟通井工具进行通井，确保测试仪器的顺利下入，通井管柱结构为：Ø32 mm连续油管+Roller接头+单流阀+丢手工具+旋转接头+全尺寸通井工具串+万向接头+扶正器。

（3）流量计现场应用最高涡轮转速约为30 r/s，室内实验有转速达300 r/s的记录，经测算当气井注采量达300×104m3/d时涡轮转速约为200 r/s，并未在现场进行应用。高转速下流量计的可靠性有待现场施工验证。

3 现场应用

3.1 XC7井、XC1 井概况

XC7井是相国寺储气库完钻的第一口注采井，完钻井深2 567.00 m，储气层钻遇长度36.29 m，最大井斜角92.0 °。该井采用Ø139.7 mm冲缝筛管完井，Ø114.3 mm注采油管下至井深2 497.58 m，井下工具有井下安全阀、AHR永久封隔器、BWD插管封隔器、球座等，管柱结构复杂。

XC1井是相国寺储气库注采井中的第一口水平井，完钻井深2 580.52 m，储气层钻遇长度88.82 m，最大井斜角80 °。该井采用Ø177.8 mm衬管完井，Ø177.8 mm注采油管下至井深2 464.34 m，管柱中包括井下安全阀、SAB-3封隔器、坐放短节和球座等井下工具。

3.2 动态监测现场施工

（1）压力、温度数据测试。2013年10月23日至26日对XC7井开展连续油管动态监测施工作业。连续油管带全尺寸通井工具通井至2 542 m，无卡阻，进行井筒静压、静温梯度测试、4个注入制度（100 ×104、120 ×104、170×104、210×104m3/d）下的井底流压流温测试（稳定时间6 h）、压力降落试井和130×104m3/d注气条件下的井筒流压、流温梯度测试作业。累计井下测试时间54 h，最大注气量达210×104m3/d，施工安全顺利。

10月26日至28日对XC1井进行通井无阻卡，进行井筒静压静温梯度测试、4个注入制度（160×104、180×104、220×104、260×104m3/d）下的井底流压流温测试（稳定时间6 h）和260×104m3/d注气条件下的井筒流压、流温梯度测试作业。累计井下测试时间33 h，最大注气量高达260×104m3/d，施工顺利，未见异常现象。

XC7井测试中，未能监测到较为明显的压力、温度台阶，分析原因认为不同注气制度测试时间短（稳定时间6 h），压力、温度没达到稳定状态，建议进行井底流压、流温测试时需稳定注气12 h以上。

（2）注气剖面测试。在XC7井动态监测施工中，同时采用了全井眼流量计和在线流量计，工具回收后发现流量计都出现了轴倒扣、脱落现象。全井眼流量计在注气量100×104m3/d和120×104m3/d下连续运行12 h可正常工作，在170×104m3/d（转数128 r/s）时，运行2 h后出现轴脱落；在线流量计在注气量100×104、120×104、170×104m3/d下连续运行18 h正常，在210×104m3/d（转数159 r/s）时出现异常，不能正常工作。分析认为目前的流量计主要适用于采气工况的测试，对于注气工况存在不适应性，加之井筒较脏，大量污物附着在旋转轴承上，造成涡片倒扣脱落；同时高速旋转产生的震动也是流量计失效的原因之一。

3.3 注采井注采能力评价

通过对两口井连续油管动态监测数据进行处理，可以获得不同注气制度下的井口注气压力和井底流动压力，获得不同井型的储层注采方程。采用PIPSIM软件建立气井模型，通过对实际注气参数进行修正，并采用节点分析法，对注采井进行不同地层压力条件下的注采能力评价［4］。

对XC7井注采能力进行分析可知，绘制不同地层压力条件下的注气、采气曲线与油管临界冲蚀曲线［5］，见图2、图3，分析可知在储气库运行压力13.8~28 MPa内，XC7井注气能力可以达到（175~235）×104m3/d，采气能力可以达到（90~200） ×104m3/ d。同理对XC1井注气能力评价可知其注气能力可以达到（485~570） ×104m3/d，采气能力可以达到（200~490） ×104m3/d。

图2 XC1井注气抗冲蚀能力分析图

图3 XC7井采气抗冲蚀能力分析图

与储气库建设方案编制时对注采井注采能力预测结果进行对比，可知注采井的实际注采能力高于预测值，见表1。采用连续油管动态监测技术对注采井进行注采能力测试与评价，可以更真实地了解注采井的注采能力，为储气库最大调峰能力的确定和注采井的调整提供充分的依据。

表1 注采井实测注采能力与预测对比 104m3/d

4 结论

（1）现场施工表明，连续油管动态监测工艺可满足储气库动态监测技术要求，获取的数据的真实、可靠，为注采井注采能力评价提供充分依据。

（2）为获得更为准确稳定的压力、温度数据，建议不同注采制度稳定测试时间大于12 h。

（3）现有涡轮流量计不能适应高流速、长时间的连续运转，如果应用，建议控制转数不超过130 r/s，同时对流量计轴的锁定进行改进，解决倒扣问题。

（4）本次采用存储式方式，可以探索利用带电缆的连续油管进行实时直读式测试。

［1］何轶果，谢南星，白璐，等.四川盆地相国寺地下储气库注采井完井工艺技术研究［J］.天然气工业，2013，33（S2）：5-7.

［2］王威林，谯天杰，周玮，等.川渝气区水平井、大斜度井连续油管动态监测技术研究与应用［J］.天然气工业，2013，33（S2）：41-43.

［3］王兆东，路立军，雷军，等.水平井气井生产测井施工工艺及应用［J］.国外测井技术，2010（2）：64-66.

［4］王皆明，张昱文.裂缝性潜山油藏改建储气库机理与评价方法［M］.北京.石油工业出版社，2013：184-196.

［5］王嘉淮，罗天雨，吕毓刚，等.呼图壁地下储气库气井冲蚀产量模型及其应用［J］.天然气工业，2012，32（2）：57-59.

（修改稿收到日期 2014-07-21）

〔编辑 景 暖〕

Application of coiled tubing dynamic monitoring technique inXiangguosi Gas Storage

HE Yiguo1,2,ZHANG Fangfang1,WANG Weilin1,WANG Bin1,2
（1.Research Institute of Gas Recovery Engineering,Southwest Oil &Gas Fields Company,Guanghan618300,China；2.Petroleum Engineering College of Southwest Petroleum University,Chengdu610500,China）

The injection-production capacity of injection-production wells for gas storage is a key parameter in the design of gas storage engineering and determines the maximum emergency regulating capacity of gas storage,so it is especially important to accurately evaluate the injection-production capacity of drilling injection-production wells.In view of large deviation angle,long horizontal section,complex injection and production string structure and forced injection and production for Xiangguosi Gas Storage,analysis was conducted to the suitability of dynamic monitoring technique,the coiled tubing dynamic monitoring tool and job scheme was optimized,and coiled tubing dynamic monitoring was conducted at site on two injection-production wells under high steam injection condition,and the dynamic monitoring data was obtained.Evaluation and analysis of field operation technology,matching tools and monitoring data show that the coiled tubing dynamic monitoring technique can satisfy the dynamic monitoring operation for injection-production wells for gas storage,the obtained data is true and reliable,and the technique can provide sufficient basis for determining the maximum peak load regulating capacity of injection-production wells and regulation of injection-production wells and is of reference significance to the work of dynamic monitoring for gas storage injection-production wells.

Xingguosi Gas Storage;injection-production well;coiled tubing;dynamic monitoring;injection-production capacity

何轶果，张芳芳，王威林，等.连续油管动态监测技术在相国寺储气库中的应用［J］.石油钻采工艺，2014，36（5）：138-140.

TE357.8；TE37

：B

1000–7393（2014） 05–0138–03

10.13639/j.odpt.2014.05.035

何轶果，1982年生。2005年毕业于西南石油学院石油工程专业，现从事气藏开发方案编制和气井动态监测工作。电话：13608105079。E-mail：heyiguo@petrochina.com.cn。