何軼果張芳芳王威林王 斌

（1.西南油氣田公司采氣工程研究院，四川廣漢 618300； 2.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川成都 610500）

連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)在相國寺儲(chǔ)氣庫中的應(yīng)用

何軼果1，2張芳芳1王威林1王 斌1，2

（1.西南油氣田公司采氣工程研究院，四川廣漢 618300； 2.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川成都 610500）

儲(chǔ)氣庫注采井注采能力是儲(chǔ)氣庫工程設(shè)計(jì)中的關(guān)鍵參數(shù)，決定了儲(chǔ)氣庫的最大應(yīng)急調(diào)節(jié)能力，對(duì)已完鉆的注采井開展準(zhǔn)確的注采能力評(píng)價(jià)就顯得尤為重要。針對(duì)相國寺儲(chǔ)氣庫注采井大井斜角、長水平段、復(fù)雜注采管柱結(jié)構(gòu)和強(qiáng)注強(qiáng)采等特點(diǎn)，開展動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)適應(yīng)性分析，優(yōu)化連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測工具及施工方案，并進(jìn)行了2口注采井在高注氣量條件下的連續(xù)油管動(dòng)態(tài)測試現(xiàn)場施工作業(yè)，獲取了動(dòng)態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)。對(duì)現(xiàn)場施工工藝、配套工具及監(jiān)測數(shù)據(jù)評(píng)價(jià)分析表明，連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)可滿足儲(chǔ)氣庫注采井動(dòng)態(tài)監(jiān)測施工要求，錄取的的數(shù)據(jù)真實(shí)可靠，能為注采井最大調(diào)峰能力的確定和注采井的調(diào)整提供充分的依據(jù)，對(duì)類似儲(chǔ)氣庫注采井動(dòng)態(tài)監(jiān)測工作具有借鑒意義。

相國寺儲(chǔ)氣庫；注采井；連續(xù)油管；動(dòng)態(tài)監(jiān)測；注采能力

儲(chǔ)氣庫注采井注采能力評(píng)價(jià)對(duì)于儲(chǔ)氣庫長時(shí)間安全運(yùn)行具有重要意義。相國寺儲(chǔ)氣庫注采井為大斜度井和水平井，完井管柱結(jié)構(gòu)復(fù)雜，動(dòng)態(tài)監(jiān)測必須滿足以下幾個(gè)方面的要求：井下測試工具應(yīng)滿足注氣和采氣兩種工況的施工要求；注采井儲(chǔ)層段長，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］，造成變徑臺(tái)階多，必須保證測試儀器可以順利下至產(chǎn)層底部；動(dòng)態(tài)監(jiān)測時(shí)間長，注采氣量大，部分井高達(dá)300×104m3/d以上，長期高強(qiáng)度注采條件下測試儀器應(yīng)具有較高的可靠性；儲(chǔ)氣庫動(dòng)態(tài)監(jiān)測要求質(zhì)量高，測試工具應(yīng)滿足數(shù)據(jù)精度要求。

分析認(rèn)為常規(guī)動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)不能滿足施工要求，連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)以其輸送動(dòng)力大、抗拉抗壓能力強(qiáng)、成功率高和可以過油管作業(yè)等優(yōu)點(diǎn)［2］，能滿足注采井動(dòng)態(tài)監(jiān)測要求。

1 連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測管柱

1.1 管柱結(jié)構(gòu)

根據(jù)測試井井身結(jié)構(gòu)及完井管柱特點(diǎn)，結(jié)合注采井動(dòng)態(tài)監(jiān)測要求，最終確定采用儲(chǔ)存式連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測方案［3］。其管柱結(jié)構(gòu)為?32 mm連續(xù)油管攜帶CCL磁性定位儀、溫度計(jì)、壓力計(jì)、在線流量計(jì)和全井眼流量計(jì)，見圖1。

圖1 儲(chǔ)存式連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測井下管串結(jié)構(gòu)

1.2 工藝流程

將儲(chǔ)存式測試儀器連接在連續(xù)油管的末端，通過連續(xù)油管將儀器下入水平井段中，并通過拖動(dòng)連續(xù)油管進(jìn)行生產(chǎn)井段的壓力、溫度、流量測試，測試完畢后起出測試工具串，進(jìn)行數(shù)據(jù)回放［2］。

1.3 技術(shù)指標(biāo)

本次施工選擇的測試儀器為加拿大Lee Specialties公司儲(chǔ)存式測井工具組合，主要工作參數(shù)為：耐溫175 ℃，耐壓103 MPa，本體外徑35 mm，壓力計(jì)精度±0.022 4 MPa，溫度計(jì)精度±1 ℃，流量計(jì)啟動(dòng)流速1 m/min。

2 技術(shù)適應(yīng)性分析

（1）單根電池支持測試時(shí)間187.5 h，測試數(shù)據(jù)采樣速度為12.5 個(gè)/s，滿足地質(zhì)要求。

（2）測試施工前采用全尺寸模擬通井工具進(jìn)行通井，確保測試儀器的順利下入，通井管柱結(jié)構(gòu)為：?32 mm連續(xù)油管+Roller接頭+單流閥+丟手工具+旋轉(zhuǎn)接頭+全尺寸通井工具串+萬向接頭+扶正器。

（3）流量計(jì)現(xiàn)場應(yīng)用最高渦輪轉(zhuǎn)速約為30 r/s，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)有轉(zhuǎn)速達(dá)300 r/s的記錄，經(jīng)測算當(dāng)氣井注采量達(dá)300×104m3/d時(shí)渦輪轉(zhuǎn)速約為200 r/s，并未在現(xiàn)場進(jìn)行應(yīng)用。高轉(zhuǎn)速下流量計(jì)的可靠性有待現(xiàn)場施工驗(yàn)證。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 XC7井、XC1 井概況

XC7井是相國寺儲(chǔ)氣庫完鉆的第一口注采井，完鉆井深2 567.00 m，儲(chǔ)氣層鉆遇長度36.29 m，最大井斜角92.0 °。該井采用?139.7 mm沖縫篩管完井，?114.3 mm注采油管下至井深2 497.58 m，井下工具有井下安全閥、AHR永久封隔器、BWD插管封隔器、球座等，管柱結(jié)構(gòu)復(fù)雜。

XC1井是相國寺儲(chǔ)氣庫注采井中的第一口水平井，完鉆井深2 580.52 m，儲(chǔ)氣層鉆遇長度88.82 m，最大井斜角80 °。該井采用?177.8 mm襯管完井，?177.8 mm注采油管下至井深2 464.34 m，管柱中包括井下安全閥、SAB-3封隔器、坐放短節(jié)和球座等井下工具。

3.2 動(dòng)態(tài)監(jiān)測現(xiàn)場施工

（1）壓力、溫度數(shù)據(jù)測試。2013年10月23日至26日對(duì)XC7井開展連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測施工作業(yè)。連續(xù)油管帶全尺寸通井工具通井至2 542 m，無卡阻，進(jìn)行井筒靜壓、靜溫梯度測試、4個(gè)注入制度（100 ×104、120 ×104、170×104、210×104m3/d）下的井底流壓流溫測試（穩(wěn)定時(shí)間6 h）、壓力降落試井和130×104m3/d注氣條件下的井筒流壓、流溫梯度測試作業(yè)。累計(jì)井下測試時(shí)間54 h，最大注氣量達(dá)210×104m3/d，施工安全順利。

10月26日至28日對(duì)XC1井進(jìn)行通井無阻卡，進(jìn)行井筒靜壓靜溫梯度測試、4個(gè)注入制度（160×104、180×104、220×104、260×104m3/d）下的井底流壓流溫測試（穩(wěn)定時(shí)間6 h）和260×104m3/d注氣條件下的井筒流壓、流溫梯度測試作業(yè)。累計(jì)井下測試時(shí)間33 h，最大注氣量高達(dá)260×104m3/d，施工順利，未見異?，F(xiàn)象。

XC7井測試中，未能監(jiān)測到較為明顯的壓力、溫度臺(tái)階，分析原因認(rèn)為不同注氣制度測試時(shí)間短（穩(wěn)定時(shí)間6 h），壓力、溫度沒達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)，建議進(jìn)行井底流壓、流溫測試時(shí)需穩(wěn)定注氣12 h以上。

（2）注氣剖面測試。在XC7井動(dòng)態(tài)監(jiān)測施工中，同時(shí)采用了全井眼流量計(jì)和在線流量計(jì)，工具回收后發(fā)現(xiàn)流量計(jì)都出現(xiàn)了軸倒扣、脫落現(xiàn)象。全井眼流量計(jì)在注氣量100×104m3/d和120×104m3/d下連續(xù)運(yùn)行12 h可正常工作，在170×104m3/d（轉(zhuǎn)數(shù)128 r/s）時(shí)，運(yùn)行2 h后出現(xiàn)軸脫落；在線流量計(jì)在注氣量100×104、120×104、170×104m3/d下連續(xù)運(yùn)行18 h正常，在210×104m3/d（轉(zhuǎn)數(shù)159 r/s）時(shí)出現(xiàn)異常，不能正常工作。分析認(rèn)為目前的流量計(jì)主要適用于采氣工況的測試，對(duì)于注氣工況存在不適應(yīng)性，加之井筒較臟，大量污物附著在旋轉(zhuǎn)軸承上，造成渦片倒扣脫落；同時(shí)高速旋轉(zhuǎn)產(chǎn)生的震動(dòng)也是流量計(jì)失效的原因之一。

3.3 注采井注采能力評(píng)價(jià)

通過對(duì)兩口井連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，可以獲得不同注氣制度下的井口注氣壓力和井底流動(dòng)壓力，獲得不同井型的儲(chǔ)層注采方程。采用PIPSIM軟件建立氣井模型，通過對(duì)實(shí)際注氣參數(shù)進(jìn)行修正，并采用節(jié)點(diǎn)分析法，對(duì)注采井進(jìn)行不同地層壓力條件下的注采能力評(píng)價(jià)［4］。

對(duì)XC7井注采能力進(jìn)行分析可知，繪制不同地層壓力條件下的注氣、采氣曲線與油管臨界沖蝕曲線［5］，見圖2、圖3，分析可知在儲(chǔ)氣庫運(yùn)行壓力13.8~28 MPa內(nèi)，XC7井注氣能力可以達(dá)到（175~235）×104m3/d，采氣能力可以達(dá)到（90~200） ×104m3/ d。同理對(duì)XC1井注氣能力評(píng)價(jià)可知其注氣能力可以達(dá)到（485~570） ×104m3/d，采氣能力可以達(dá)到（200~490） ×104m3/d。

圖2 XC1井注氣抗沖蝕能力分析圖

圖3 XC7井采氣抗沖蝕能力分析圖

與儲(chǔ)氣庫建設(shè)方案編制時(shí)對(duì)注采井注采能力預(yù)測結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，可知注采井的實(shí)際注采能力高于預(yù)測值，見表1。采用連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)對(duì)注采井進(jìn)行注采能力測試與評(píng)價(jià)，可以更真實(shí)地了解注采井的注采能力，為儲(chǔ)氣庫最大調(diào)峰能力的確定和注采井的調(diào)整提供充分的依據(jù)。

表1 注采井實(shí)測注采能力與預(yù)測對(duì)比 104m3/d

4 結(jié)論

（1）現(xiàn)場施工表明，連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測工藝可滿足儲(chǔ)氣庫動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)要求，獲取的數(shù)據(jù)的真實(shí)、可靠，為注采井注采能力評(píng)價(jià)提供充分依據(jù)。

（2）為獲得更為準(zhǔn)確穩(wěn)定的壓力、溫度數(shù)據(jù)，建議不同注采制度穩(wěn)定測試時(shí)間大于12 h。

（3）現(xiàn)有渦輪流量計(jì)不能適應(yīng)高流速、長時(shí)間的連續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)，如果應(yīng)用，建議控制轉(zhuǎn)數(shù)不超過130 r/s，同時(shí)對(duì)流量計(jì)軸的鎖定進(jìn)行改進(jìn)，解決倒扣問題。

（4）本次采用存儲(chǔ)式方式，可以探索利用帶電纜的連續(xù)油管進(jìn)行實(shí)時(shí)直讀式測試。

［1］何軼果，謝南星，白璐，等.四川盆地相國寺地下儲(chǔ)氣庫注采井完井工藝技術(shù)研究［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（S2）：5-7.

［2］王威林，譙天杰，周瑋，等.川渝氣區(qū)水平井、大斜度井連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（S2）：41-43.

［3］王兆東，路立軍，雷軍，等.水平井氣井生產(chǎn)測井施工工藝及應(yīng)用［J］.國外測井技術(shù)，2010（2）：64-66.

［4］王皆明，張昱文.裂縫性潛山油藏改建儲(chǔ)氣庫機(jī)理與評(píng)價(jià)方法［M］.北京.石油工業(yè)出版社，2013：184-196.

［5］王嘉淮，羅天雨，呂毓剛，等.呼圖壁地下儲(chǔ)氣庫氣井沖蝕產(chǎn)量模型及其應(yīng)用［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（2）：57-59.

（修改稿收到日期 2014-07-21）

〔編輯 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

何軼果，張芳芳，王威林，等.連續(xù)油管動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)在相國寺儲(chǔ)氣庫中的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2014，36（5）：138-140.

TE357.8；TE37

：B

1000–7393（2014） 05–0138–03

10.13639/j.odpt.2014.05.035

何軼果，1982年生。2005年畢業(yè)于西南石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事氣藏開發(fā)方案編制和氣井動(dòng)態(tài)監(jiān)測工作。電話：13608105079。E-mail：heyiguo@petrochina.com.cn。