大庆油田全周期动态监测技术施策研究

陆大卫,刘兴斌,谢进庄

(1.中国石油天然气集团公司咨询中心, 北京 100724;2.大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司, 黑龙江 大庆 163453)

0 引 言

大庆油田1959年发现,1960年投产,至2018年底,累计生产原油23.7亿t。大庆油田属大型多层砂岩系统,层系最多的萨尔图地区有158个小层。1976—2002年保持年产量5 000万t以上、2003—2014年保持年产量4 000万t以上,至今已在产量高位开发了58年,创造了世界油田开发的奇迹[1]。大庆油田长期高效开发,与高度重视动态监测技术密不可分。动态监测技术也是油田开发经验的重要组成部分。近些年,油田每年测井2万井次、试井2万层左右,动态监测资料为油田高效开发发挥了支撑作用,成为油田开发的重要配套技术[2-3]。

动态监测中的生产测井主要包括注入剖面测井、产出剖面测井、井身工程状况评价测井、套后地层参数测井以及试井等。动态监测在油田开发中发挥了重要作用,其中注入剖面测井、产出剖面测井可以评价开发效果,评价储层动用状况,为开发方案调整,包括井网调整、层系调整以及水井细分层调整提供重要的信息;为油水井的增产、增注措施,包括压裂、堵水、调剖、补孔等选井选层提供重要的依据;2个剖面测井可以诊断油水井的异常,检查封隔器等井内工具是否失效,发现管外储层窜流、套管的漏失,对套损及时预警,从而避免连锁性套损和区域性套损蔓延[4]。工程测井可以对套管和固井水泥的工程状况进行检测,而套后地层参数测井可以在开发中评价剩余油的动态变化。

大庆油田经历了开发试验、快速上产、高产稳产、科学调产、精细挖潜等开发阶段。开发方式经历了注水开发、分层注水开发、油井由自喷转为抽油机采油、老区加密调整、外围油田开发、聚合物驱和三元复合驱开发等重大调整。水平井钻井、大规模压裂等工程技术也迅速发展和应用。这些举措都需要动态监测资料解决开发中的问题。为满足这些急需,大庆油田适时发展了相应的监测技术。发展了系列测井方法和井下仪器,研制了生产测井地面采集系统和现场施工工艺,开发了生产测井解释平台和解释方法系列,建立了多相流动实验装置等先进实验室,形成了较为完善的适应于中国特大砂岩油田的监测技术体系[5]。

本文回顾了大庆油田动态监测技术的发展,对其发展的经验进行了总结。目前,大庆油田已经进入高含水开发后期,动态监测技术也面临新的挑战。鉴于新技术从提出到成熟并实现规模应用,大都需经历8至10年时间,应未雨绸缪,主动适应油田开发形势的变化,发展新的动态监测技术,满足新的开发阶段对动态监测技术的需求。

1 大庆油田动态监测技术发展回顾

大庆长垣老区开发各阶段的主要的动态监测技术如表1所示。大庆外围油田开发各阶段的主要的动态监测技术如表2所示。

1.1 在油田开发试验阶段,诞生了同位素载体示踪法测井

1960年10月15日,油田对中7-11井进行注水试验。注水1年后,前沿水舌突进,地质学家认为任其发展下去萨尔图油田无水采收率最多不会超过5%。为此,急需搞清各层的吸水状况。时任地质指挥所地球物理工程师的牛超群承担了吸水剖面测井研发任务,带领团队自行设计仪器,于1963年2月在中3-13井首次获得各吸水层清晰的同位素示踪测井曲线。注入剖面测井在中国应运而生,成为地质学家科学合理制定开发方案的强有力工具。这也是中国生产测井技术的开端。

表1 长垣老区各开发阶段所采用的主要动态监测技术

表1(续)

表2 大庆外围油田不同时期开发的重要动态监测技术

1.2 油田快速上产阶段,诞生和发展了产出剖面测井

1965—1975年期间,油田开始注水开发,油水井数量迅速增加,油井含水上升,分层调整、堵水等增产措施也在增加。为配合分层注入、分层采油的工程施工,需要弄清油井内各层产油水的状况,产出剖面测井随之起步。由于油井内为油气水的多相流,产出剖面测井在测量方法和测量工艺方面,具有高度的复杂性和挑战性。1965年研制了油井涡轮产量计,开创国内产出剖面测井。1969年,张宝群等研制了涡轮流量计、流动电容含水率计组合的69型找水仪。流量和含水率2个参数组合可以探测主要水产层。随着油井含水不断升高,发现当一些油井含水超过30%时,69型找水仪含水率测量误差较大。为提高含水率测量精度,开发了取样式电容含水率计的73型找水仪。取样筒内油水分离后,电容值与含水率成线性关系。即使在含水较高时,也有较高的测量精度。73型找水仪在油井压裂前后、堵水前后都能取得比较准确的分层测试数据,为选井选层、效果分析提供了可靠的依据。

1.3 油田高产稳产阶段,发展了生产测井技术体系

1976—2002年,油田开发形势和开发方式发生了巨大的变化:油田进行了加密调整、油井大规模转抽、外围油田投入开发、聚驱规模化应用、注入井大规模采用分层工艺。由于高强度开发,导致套损严重。在此期间,相继研发了注入剖面、产出剖面、工程测井和地层参数多种测井新方法、新技术,形成了完善的技术体系。

(1)形成了分层管柱注入剖面测井方法。水井由笼统注入发展为分层注入,实现了各油层均衡动用,这是油田重大的战略调整。针对分层注水,1983年乔贺堂等革新了在分层管柱内测量吸水剖面测井工艺,录取的测井曲线能够反映管柱外的小层吸水状况,这是注入剖面测井又一个里程碑。该工艺一项重大改进是将原来在井口投放同位素改为由测井仪在井下释放,这一思路是时任管理局总工程师王德民提出的。为保证施工时井口无同位素泄漏,还设计了密封防喷装置。新工艺有效地改善了测井资料的质量,提高了测井时效,又保证了施工安全,满足了环保要求。技术研究成功的当年就取得458井次测井资料,测井成功率高达82%。随即在油田大规模推广应用。

(2)形成抽油机井过环空产出剖面测井技术和工艺。1981年油田开始大规模转抽,原外径42 mm的73型找水仪无法下,抽油机井测试。为此,采油工程师设计了抽油机井的专用偏心井口装置,可以使测井仪器通过油套之间的偏心通道下井。但测井仪外径必须从42 mm缩小为28 mm,内部还要安装各种复杂部件,设计难度非常大。经过多年攻关,于1987年研制成功了28 mm集流式过环空找水仪,成功地在油田规模推广,成为生产测井技术的成功范例。至今,28 mm直径仍然是大庆油田产出剖面测井仪器的规范。其关键部件集流器也先后采用了橡胶皮球、金属伞和尼龙伞。目前,集流效果较好的尼龙伞测井仪一次下井测井成功率超过了75%。

(3)形成了油井三相流测井方法。油井长期生产,流压降低,导致原油内的溶解气的离析,部分井出现油气水三相流。三相并存状态下含水率和流量测量是一个异常艰难的课题。1975年,张宝群等针对产气量较高的油井,在73型找水仪基础上研制了CY-751型四参数油井综合测试仪,能在自喷井正常生产条件下,一次下井取得体积流量、流体密度、视含水率、流动压力等4个参数。1979年成功研制了低能源含水率密度计,一次下井可测出井内流体的体积流量、视含水率和密度3个参数。1990年研制了28 mm过环空涡轮流量低能源含水密度的三相流组合测井仪。这些工作,为解决油井三相流测井问题提供了非常有价值的思路。

(4)形成了高含水地层测井方法。20世纪90年代初,大庆油田的综合含水已接近80%,当时正实施“稳油控水”工程,目标是“三年含水不过一”(综合含水上升不超过1%),迫切需要产液剖面测井资料识别高含水层、判断低效层,以便更准确地实施油水井的增油降水措施。但现场测井发现,对于高含水油井,传统的电容含水率计无法有效工作,含水率测量误差大,涡轮流量计也受井内出砂影响,产出剖面测井仪器无法满足开发的需求。刘兴斌等借鉴地球物理电阻率测井的思想,提出了采用油水两相流的电导率来确定含水的方法,成功研制了阻抗式含水率计[6]。对于流量测量,采用了信号处理中的互相关处理方法,将2个阻抗含水率计的随机噪声信号进行互相关处理,即可推算出两相流的总流量,形成了无可动部件的电导式相关流量计[7],并实现了一个探头同时测量含水率和流量。这在原理上是一个重大的突破。含水率计在多相流装置的标定精度可达3%,流量精度为5%。该技术在大庆等高含水油田推广应用,成为产出剖面测井的主导技术。

(5)形成了化学驱高黏滞流体的2个剖面测井技术。大庆油田于1996年工业化推广应用聚驱[8]。随即给动态监测技术带来难题,因注入聚合物溶液黏度高,涡轮流量计无法准确录取注入剖面资料,传统的同位素载体示踪法也因为聚合物流体携带性强,示踪颗粒无法滤积在井周射孔层表面。为克服这一困难,于1997年研制了聚驱注入剖面电磁流量测井仪。该仪器无可动部件,可靠性高,测量精度高,很好地解决了高黏度聚合物流体流量测量问题。但是,电磁流量测井只能测量各配注井段的总注入量,为此,又发展了脉冲中子氧活化测井和示踪流量测井方法,2种方法都可以实现管外聚合物流量的测量。至此,注入剖面测井已经形成了4种测量方法:固体颗粒同位素载体示踪、液体同位素示踪流量、脉冲中子氧活化和电磁流量测井。2002年成功研发测量油井产液剖面的电导相关流量计,因无可动部件,在流动复杂的聚驱采出井中有较高的成功率。

(6)发展了工程测井技术。由于长期高强度注水开发,大庆长垣油田套损比较严重,对套损检测技术有强烈需求。此期间,发展了多臂井径、超声波井壁成像、电磁法的套管检测技术,并投入规模应用。超声波井壁成像实现了彩色处理,提供的图像更直观;多臂井径从八臂发展到二十臂,并发展了小直径的过油管的井径仪;发展了磁测井技术,可以判定射孔位置是否准确;实现了方位与多臂井径、超声波成像的组合,套损方位信息对套损机理分析非常有用;形成了八扇区固井质量评价测井解释方法以及伽马密度声波变密度组合测井综合解释方法,可以准确评价固井水泥的水力封隔能力。上述工程测井系列较好地满足了油田套损检测的需求。图1为2000 —2016年,长垣老区新增套损井数与工程测井工作量的关系,表明随着套损井的增加工程测井得到油田的重视。

图1 新增套损井与工程测井量

1.4 科学调产和精细挖潜阶段,动态监测体系进一步完善

2003年以来,油田开发进入“双特高”阶段。资源趋于劣质化,储采失衡加剧,剩余油分布更加零散。实施了水驱精细挖潜、聚合物驱提质提效、三元复合驱工业化推广,对动态监测资料有高度的依赖性。对于水驱,为完善注采关系、治理低效无效注采循环,大幅增加了油水井压裂、调剖等增油降水措施。尤其是注水井细分调整工作量增加,细分层最多达到7段,水驱分注率达到2018年的87.2%,测调周期也大大缩短。这些开发手段的实施都离不开油水井的分层测试资料。对于聚合物驱和三元复合驱,进行大量动态分析和跟踪调整:注入井分层注入、缩短测调周期、注入井深度调剖、采出井堵水等,也需要大量的分层测试资料。水平井增多,水平井易形成暴性水淹,其预防和治理非常需要各生产井段产油、产水剖面资料。套损严重,工程测井的工作量增加。在此期间,原油产量逐年调减,但动态监测井数却逐渐增多,至2010年,油田年测井工作量稳定在2万井次(见图2)。此期间发展完善了4项动态监测技术。

图2 2001—2017年原油产量与生产测井的工作量

(1)形成了完善的聚驱和三元复合驱的两个剖面测井技术。完善了示踪流量测井、电磁流量测井、脉冲中子氧活化测井技术,提高了井下仪器的性能和可靠性;开发了电磁流量测井示踪流量测井组合仪;研发了低扩散示踪剂,在水驱、聚驱和复合驱注入井中示踪剂长距离运移无显著扩散,提高了分层流量测量精度,拓宽了低流量测量下限,增强了对长配注井段注入井的适应性;开发了高含水过环空电磁流量测井仪,由于无可动部件,在出砂的油井、固体絮状物富集的聚驱或复合驱采出井中也能可靠工作。

(2)初步形成了水平井产液剖面测井技术。大庆油田采用牵引器传输国产集流式组合测井仪,于2003年在塔里木HD4-9自喷井内完成中国第1口水平井的产液剖面测量,所获流量和含水率与地面计量结果吻合很好,证实了集流工艺对低产液水平井的适应性。之后又在国家863项目的支持下,开发了适合于中国低产液油井的集流式测井组合仪和预置牵引器的施工工艺,实现了抽油机井的产液剖面测井。为解决牵引器易遇阻的问题。开发了油管输送模块化水平井分段流量测井技术,在油管串上安装多个测井模块,每个测井模块有流量、压力和温度测量功能,并可以对流体取样。与牵引器输送工艺相比,油管输送更安全可靠。

(3)完善了工程测井技术。开发了模块化工程测井多参数组合仪,包括多臂井径、超声波井壁成像和电磁探伤,并组合方位、井斜短接,实现了系列化。研制了金属磁记忆的套管应力测量技术,在发生严重套损之前进行预警,避免严重套损发生。开发了牵引器输送的水平井固井质量评价测井工艺,研究了在偏心条件下水平井固井质量解释评价方法,实现了水平井固井质量评价测井的规模应用。

(4)完善了脉冲中子饱和度测井技术。开发了脉冲中子全谱测井仪器,具有碳氧比、中子寿命、中子中子和氧活化水流测井的4种功能模式,饱和度测量精度5%;开发了元素测井技术,实现了钙、铁等16种元素干重的测量,为复杂岩性储层的饱和度评价提供了有效手段。还开发了水平井脉冲中子测井配套工艺。

1.5 针对大庆外围油田开发,发展了低产低注剖面测井技术

大庆外围油田为低渗透率、低产量、低丰度的“三低”油藏。油井产液量低,单井产液每天几m3到十几m3;水井注入量低,全井注入量每天几十m3,甚至十几m3。注入井也普遍采用分层注入工艺,分注率超过80%。“十一五”以来,长垣外围已开发油田进入中高含水期,新增探明储量品质也不断变差。为实现储层的有效动用,开展了二氧化碳驱、水平井、大规模压裂(水平井体积压力和直井缝网压裂)开采技术,这些都是低渗透油田开发有广泛发展前景的技术。

为满足外围油田开发对两个剖面测井资料的需求,开展了低产液油井产出剖面测井和低注入量水井注入剖面测井的攻关。对于采出井,1994年研发了分离式低产液找水仪。低速流动的油和水因密度差异在重力作用下分离,采用体积法分别测量油和水的流量,油、水流量测量精度为2%。但该方法对集流器密封可靠性要求较高。同期,还成功研制了过流式低产液找水仪,该仪器基于涡轮流体电容测量原理,测井成功率高。2011年,研制成功了容积式低产液井产出剖面测井,也采用了低流速下油气水分离的原理,且能实现油气水三相流的测量,油相的测量下限可达0.3 m3/d。2000年,宋芳屯、榆树林等油田进行CO2驱开发试验,迫切需要分层注入资料来评价储层动用状况。2011年,率先发展了脉冲中子氧活化测量CO2驱注入剖面的方法[9],可在分层管柱内测注入剖面。经过对井下仪器和井口密闭装置的完善,测井成功率达到90%,成为CO2驱开发的重要支撑技术。

2 动态监测技术发展经验

2.1 以油田开发需求为导向,精心规划解决油田动态监测新问题

做好顶层设计,精心制定发展规划。通过多种技术交流活动,准确把握油田开发形势。围绕油田开发需求,做好储备技术研究、应用技术开发和新技术推广计划制定,尤其是精心做好每个五年规划。对重大监测技术,都在调研和预研基础上,适时进行技术开发和推广工作。例如,在大庆油田注水试验初期,为了搞清小层的吸水状况,研制了活性炭做同位素载体测注水井吸水剖面的方法;油田开始分层注水,又适时发展了适应于分层管柱的注入剖面多参数组合技术;在聚合物驱开发试验阶段,研制了无可动部件的高黏滞流体电磁流量测井仪,发展成为注入剖面测井的主要技术;在油田开发低含水期,为了弄清注水开发后产层油水分布情况,研制了73型找水仪,为压裂、堵水施工的选井选层和效果分析提供了依据;在油田开发高含水期,提早立项,研制了阻抗式含水率计等高含水油水两相流产出剖面测井技术。

2.2 注重引进培养人才,健全竞争激励机制

大庆油田动态监测技术的快速发展,人才梯队建设起到了关键作用。20世纪90年代初,大庆油田生产测井研究所处于迅速发展时期。在人才培养方面具有前瞻性,与高校合作,先后培养了13名博士,121名硕士。重视人才的使用,形成了尊重知识、尊重人才的良好氛围,对取得重大科研成果并在成果推广应用中创造良好效益的人才给予重用。在良好的机制引导下,相继涌现出了一大批学术技术骨干,安心于技术岗位,对测试技术快速发展起到带头作用。

2.3 建设先进的实验室,夯实技术研究基础

大庆油田十分重视生产测井实验室的建设。1978年原生产测井研究所在国内首次建成了油气水三相流实验室,在垂直、倾斜和水平条件下模拟井筒的多相流,能模拟采出井和注入井。1999年建成中国最先进的三次采油多相流测井实验室。实验介质增加了聚合物溶液。经过多次扩建、改造,多相流实验室可以有4口实验井同时进行科研实验。还建成了工程测井固井质量和套损模型井群、220 ℃ 200 MPa的高温高压实验井、十万分之五的高精度压力计检定装置、剩余油饱和度刻度井群(10口井、40个模拟储层)。依托先进的实验装置,形成了生产测井的原理实验研究设计参数优化模拟井实验样机开发现场模型样机研发的研发模式,加快了新方法研究和新技术开发的步伐,保证了油田测井技术服务的质量。

2.4 注重长期校企合作,促进前沿技术研发

大庆油田与国内高校、科研院所建立了长期合作机制,开展前沿技术研究。例如,与中科大联合研制了超声电视测井仪;与北京航空航天大学合作开发了双源距碳氧比测井仪;与中国科学院力学所合作开发了Sunflower试井资料解释平台;与天津大学、哈尔滨工业大学共同承担国家863课题,研发了水平井产液剖面测井技术;与天津大学、燕京大学、北京航空航天大学共同承担国家重大专项,开发了产出剖面电磁流量测井等测井新方法;与中国石油勘探开发研究院联合承担国家重大专项“一体化网络测井处理解释软件平台”研制,等等。高校和现场优势互补,大庆油田承担技术集成和现场应用,合作单位负责理论研究和关键技术开发。多项技术已大规模应用。

2.5 积极引进先进技术,消化吸收再创新

在独立研发基础上,也不断地借鉴和引进国外大公司的先进技术。先后引进了德莱塞公司的“3600”测井系列、斯伦贝谢公司的CSU-D数控测井系统、哈里伯顿公司的EXCEL2000测井系统。井下仪器包括CSU-D的生产测井仪(PLT)、管子分析仪(PAT)、多臂井径仪(MFCS)和EXCEL2000的油藏动态监测仪(RMT)、固井质量评价测井(CAST-V)等等。利用中美合资的“渊博公司”,引进了Computalog公司的地面测井采集系统和扇区水泥胶结测井仪(SBT)等井下仪器。借助于中俄联合组建的“大庆思创地球物理技术服务有限公司”,引进了俄罗斯的电磁探伤测井仪、水泥胶结声波密度综合测井仪(AMK2000)等。引进的技术得到了很好的消化吸收,促进了自身技术的研发进程,为自主开发SD系列地面系统积累了宝贵的经验,也为后来研制超越测井平台打下良好的基础;还相继研发了电磁探伤测井仪、八扇区水泥胶结评价测井仪、四十臂和六十臂井径仪等井下仪器系列,形成了自己的特色技术。其中六十臂井径测井仪销售到美国Probe油田技术服务公司。借引进契机,对技术人员进行了系统的培训,开阔了视野,了解了国外先进技术和设计理念,增强了地面系统、井下仪器的研发能力,全面提升了生产测井技术装备水平。

2.6 打造完整产业链,推动科研成果转化

2000年后,大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司拥有研发中心、仪器制造厂、11个测试大队、解释评价中心、检测中心等单位,集研发、制造、技术服务、解释评价于一体,具有完整的产业链,这对新技术的研发、工程化、推广应用非常有利。新的成果能迅速投入应用,快速推向油田现场,在应用中得到持续改进,使仪器在较短的时间内完成工程化,投入商业化制造。由于动态监测资料与油田开发生产密切结合,有效提高了动态监测资料的利用率,不断发现新的技术问题,为科研选题提供了来源。

3 动态监测技术面临的形势和挑战

3.1 油田开发新形势

经过60年的注水开发,大庆长垣油田综合含水已高达95%,后备资源严重不足,储采比严重失衡。油田开发遇到前所未有的困难:①长垣油田已处于“双特高”阶段后期,进一步控制递减率和提高采收率的难度大;②外围油田以难采储量为主,地质条件复杂,单井产量低、投资高,上产的困难大;③套损形势严峻,长垣老区持续高强度开采,套损井大幅增加,导致套损区块注采关系不完善、开发效果变差;④随着原油产量递减,销售收入减小与操作成本上升的矛盾将不断加剧。面对以上困难,必须做好老油田挖潜和产量接替工作。水驱精细挖潜、化学驱提质提效仍是油田开发的核心工作。3类油层化学驱、聚驱后大幅度提高采收率以及外围油田难采储量有效动用是油田产量接替的三大方向。页岩油气是远景接替潜力。

3.2 动态监测技术面临的挑战

(1)井筒流体更为复杂。在水驱、聚驱、三元驱、二氧化碳驱等多种驱替方式下,井筒多相流体具有黏度高、易携砂、固体絮状物富集的特点,二氧化碳还具有超临界、高腐蚀性的特点,涡轮等带有可动部件的流量计的可靠性下降。由于流压降低,多数油井内油气水三相流并存,原有的两相流测井仪已无法满足要求,解决三相流测井问题已无法回避。在特高含水油井中测准分层含水率,识别无开釆价值的特高产水层,进而采取相应的措施,己成为一个重要问题。外围低渗透储层致密、物性差,油井产液低、产油低,总产液甚至低于1 m3/d,测准流量和含水率都非常困难。更严重的是,高黏度、高含水、三相流、低产液交织出现,极大地增加了产液剖面测井的难度。

(2)水平井、大斜度井等井型复杂多样。水平井与大规模压裂是外围低渗透油田和致密油开发的主要手段。大庆油田目前有水平井600多口,大斜度井1.6万口。已有的牵引器输送水平井产液剖面测井工艺因井内积砂等原因测井成功率较低,不能满足要求,急需发展安全、可靠、适合于低产井测量的工艺和测井方法。目前的过环空产液剖面测井工艺在大斜度井中成功率低、仪器落井风险大,还没有行之有效的方法,这些是需要大力攻关的课题。

(3)老油田套损高发。老油田套损频发,呈现出区域集中、时间集中、层位集中的趋势,严重地影响了油田的生产,也给油田长远开发带来了巨大的隐患。套损动态监测问题已经得到较好地解决,但套损预测非常困难。由于大规模压裂井增多,水泥环遭到不同程度的破坏,微裂缝显著增加,小层之间窜流增加,影响精细分层配注效果,这就对水泥环评价提出了更高要求。水泥胶结II界面精细评价以及井身精细成像测井评价也是急需解决的问题。

(4)剩余油高度分散。现有的套后剩余油测井技术在测量精度、分层能力、对低孔低渗和复杂储层适应性等方面都有一定的局限性,不能满足特高含水老油田剩余油动态监测需要,测井仪器和解释方法有待进一步完善。

(5)动态监测工作量增加和操作成本不足的矛盾。经过3次加密调整后,大庆油田目前油水井数已达到12.4万口。随着油田产量降低,油井单产下降,吨油能耗上升,经济效益变差。为控制生产成本,动态监测费用不会随井数增多而增加,反而有可能减少。这就出现需求增加和成本下降的“剪刀差”。需要优化动态监测系统,在动态监测工作量不显著增加的条件下,录取到满足油田开发需要的资料。

大庆油田遇到的问题在中国老油田具有普遍性:高含水或特高含水、高采出程度、储采严重失衡、资源品质变差;剩余油分散,低效无效注采循环严重;胜利、辽河等油田还面临更严重的套损问题[10]。老油田对动态监测技术的发展有迫切需求。

4 对发展动态监测技术的建议

4.1 持续完善2个剖面测井技术

针对油水井流体日趋复杂的情况,要不断完善产出剖面测井技术,包括阻抗式、电磁流量等无可动部件的测井仪,提高可靠性。对于注入剖面,要进一步优化电磁流量示踪组合测井,通过集流测量、分次释放同位素、优化同位素密度等措施,提高低注量井的剖面测井质量;用可控源代替开放源,开发环保型注入剖面测井技术。

4.2 发展水平井、大斜度井生产测井工艺

油管输送工艺具有安全可靠的优势,要推广应用已有的油管输送存储式测井工艺,还要加快实时传输的油管输送、模块化、集流式测井仪的开发。对于日益增多的大斜度井,需要研究新的施工工艺和测井方法,解决产液剖面测井难题。

4.3 发展套损精细检测和预警技术

要完善已有工程测井模块化组合技术,更全面、更精细地获取套管状况和固井质量信息,还要发展高危井的套损预警技术,在发生严重的套损之前预报,防止发生区域性的大规模套损。针对精细评价大规模压裂井固井质量和套管状况的需求,开发适用的超声波扫描成像的测井仪器和资料解释技术。

4.4 发展高效组合的剩余油测井技术

要重点发展多种脉冲中子方法集成测井仪器,提高测井时效和饱和度测量精度,提高薄层分辨率;加强资料解释方法研究,提高低孔低渗和复杂储层的饱和度测量精度和资料解释符合率。

4.5 探索油水井的智能测控技术

智慧油田是未来的发展方向,油水井的智能化是智慧油田的关键。没有油水井的智能化,就不会有真正的智慧油田。在未来,油藏工程、采油工程和测试工程将越来越紧密结合,向一体化方向发展。需要设计长期高可靠性工作的井下流量、含水率、温度和压力等测量仪表和流体调控元件,开发智能注水、智能采油,以及油水井联动分层注采工艺技术,分层测量注入剖面、产出剖面,推演储层的渗透率、流线和压力分布,实现油水井流体分层智能测控、油藏管理智能化的目标。

4.6 发展成套装备,完善现场工艺

发展地面采集系统,形成标准化、模块化井下仪器系列,完善安全、环保、高效的井口施工工艺,完善测井、试井解释和资料应用平台,形成完备的测井系统,研发远程操控、远程解释的技术,促进动态监测技术的升级换代。

4.7 推进开发动态监测一体化和大数据应用

与油藏密切结合,推行区块的一体化动态监测技术服务。服务于重点试验区块,服务于油田3类油层化学驱、聚驱后提高采收率、外围难采储量有效动用等重大现场试验。密切关注开发区块的采收率、单井产量、含水率和套损率等开发指标。对历年的动态监测资料大数据进行分析,优化动态监测项目,提高测井资料解释符合率;实现对低效无效注采循环层的识别和治理;建立套损预警机制;优化油田动态监测井点、比例和频次,使有限的测井工作量能够满足油田开发需要,实现对油藏科学、经济管理。

4.8 搞好实验室建设

实验室是生产测井技术研发极为重要的基础条件。要改造和扩建多相流测井实验装置、剩余油饱和度刻度井群、工程测井模型井群,更新高精度压力计检定装置,建成国内行业最先进的实验室。要积极申报国家、地方或行业的重点实验室。依托实验室平台,促进动态监测技术立项研究、学术交流、合作研究以及研发人才培养和团队建设。

5 结束语

大庆油田经过了开发试验、快速上产、高产稳产、科学调产、特高含水精细挖潜等开发阶段,围绕着油田开发不断变化的需求,适时发展了相应的动态监测技术,建立了适应于中国特大砂岩地质状况和开发方式的动态监测技术体系,在油田开发中发挥了重要的支撑作用。事实证明大庆油田动态监测系统是成功的,满足了油田各个开发阶段的需求,成为大庆油田开发经验的重要组成部分。

目前,大庆长垣油田处于特高含水开发后期,油田开发面临前所未有的困难,动态监测技术也面临新的挑战。因此,应提早谋划,主动适应油田开发形势的变化,发展新的动态监测技术,适时解决新的动态监测问题,在油田开发的全生命周期内服务于油田。中国其他老油田也面临着与大庆油田相同或类似的问题,大庆油田动态监测技术的发展路径具有示范作用,其经验可以借鉴和复制,再结合本油田的地质条件和开发方式,发展特色的动态监测技术。