張 云

(大慶油田有限責(zé)任公司測試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163853)

0 引 言

吉林油田以注水開發(fā)為主，水驅(qū)開發(fā)是保持地層壓力，提高油井單井產(chǎn)量，進(jìn)而提高油田最終采收率的重要方式。目前，針對于非均質(zhì)多油層，我們實(shí)施了分層注水開發(fā)的工藝技術(shù)。這樣，既可以提高差油層注入能力，同時(shí)對高滲透油層實(shí)行定量控制，從而減小油田開發(fā)中的層間矛盾，使各類油層都能得到充分、有效地利用。注水井分層測調(diào)是全面完成地質(zhì)配注方案，實(shí)現(xiàn)“注夠水、注好水”的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。但隨著油田注水開發(fā)的不斷深入和薄差油層的接替動(dòng)用，各個(gè)注水層段之間的矛盾在不斷加大，井下情況日益復(fù)雜，測調(diào)難度也不斷增加。面對這一實(shí)際性問題，油田技術(shù)人員通過不斷探索和研究注水井井溫測試技術(shù)，并將其應(yīng)用于分析層間矛盾、判斷吸水能力上，使其為井下異常情況提供重要依據(jù)，并對測調(diào)工作提出指導(dǎo)措施。

本文首先從井溫測試的工作原理入手，通過對比6種異常的井溫曲線形態(tài)，提出了根據(jù)水井測調(diào)資料中的井溫曲線變化分析、判斷井下異常狀況的新思路，從而對測試工作提出相應(yīng)的指導(dǎo)措施，為注水方案調(diào)整提供重要依據(jù)。

1 井溫測試的工作原理

地球是一個(gè)散熱體，在未被擾動(dòng)的情況下，某點(diǎn)的溫度只是該點(diǎn)位置的函數(shù)，地溫與深度的關(guān)系基本上是一條直線，稱為地溫梯度線，其斜率即為地溫梯度，隨著地區(qū)的不同而不同，變化范圍在(1.1 ～3.60)℃/100m之間。

井溫測試技術(shù)是根據(jù)井筒內(nèi)溫度隨深度變化的規(guī)律來研究地質(zhì)構(gòu)造、巖層性質(zhì)，并通過數(shù)值的變化反應(yīng)井內(nèi)流體流動(dòng)形態(tài)的一種測試技術(shù)［1］。在注入井中，流體沿井筒下流產(chǎn)生溫度變化，井筒內(nèi)的流體溫度與其周圍地層溫度之間存在差異，并表現(xiàn)為注入層段與非注入層段的溫度恢復(fù)不同。在地溫正常的井段，其基本上是一條直線;在異常處，井溫曲線在注入段呈現(xiàn)出偏離地溫梯度的降溫或升溫變化。注水量的大小又決定了吸水井段溫差變化的大小［2］。

2 流量調(diào)配中常規(guī)的井溫曲線

吉林油田注水井的深度多為370 m ～510 m，相對較淺且水溫較低，所以井溫在停前壓平臺階處會出現(xiàn)一個(gè)井溫峰值。由于井段較淺，地溫梯度相對于注入的冷水對整體井溫的影響很小，所以隨著深度的增加井溫呈現(xiàn)出逐漸下降趨勢。在井底處井溫曲線出現(xiàn)一個(gè)極值點(diǎn)，在死水區(qū)井溫上升會出現(xiàn)第二個(gè)井溫峰值，而后井溫受地溫梯度的影響會隨著深度的減小而降低［3］，如圖1所示。

圖1 13 -17.1 井溫曲線

3 流量調(diào)配中異常的井溫曲線及分析

3.1 單峰型

測試曲線形態(tài):此類曲線的形態(tài)表現(xiàn)為井溫的峰值只出現(xiàn)在井口停前壓平臺階時(shí)，井底處沒有明顯的峰值，各注水層段的溫度降幅在0.1℃左右，層段上的曲線多以小段的直線段相互連接，如圖2 所示。

地質(zhì)情況分析:此類曲線表明此井井底地層能量虧空，地層本身需要外界能量的有力補(bǔ)充。出現(xiàn)的井溫峰值表明此井正處在恢復(fù)正常地溫梯度的過程中，此類井多數(shù)為周期關(guān)井剛剛打開的注水井、與其連通的注水井正在作業(yè)或此注水井作業(yè)施工剛剛完成一段時(shí)間。

圖2 11 -17.2 井溫曲線

測調(diào)工作指導(dǎo):出現(xiàn)這樣井溫曲線的注水井在調(diào)配水嘴時(shí)，要比相同地質(zhì)構(gòu)造、相同注水層位、相同配注量時(shí)選用的水嘴縮小0.2 mm ～0.4 mm，以避免地層能量逐漸恢復(fù)后，造成的全井注水量的上升，導(dǎo)致測試資料的有效利用率大大降低。

3.2 臺階型

測試曲線形態(tài):此類曲線的形態(tài)表現(xiàn)為在井口停前壓平臺階時(shí)，井溫曲線就以平滑的曲線上升，隨著深度的增加也不再出現(xiàn)峰值。在井底極值點(diǎn)處仍以平滑的曲線緩慢上升或表現(xiàn)為微弱的下降后繼續(xù)呈現(xiàn)上升勢態(tài)。在井底井溫達(dá)到峰值后在最下端的配水層段表現(xiàn)為極小的溫度降幅，這樣以微弱的降幅的下降會延續(xù)幾個(gè)注水層段，而后井溫曲線出現(xiàn)明顯的下降，如圖3所示。

圖3 25 -23.21 井溫曲線

地質(zhì)情況分析:此類曲線表明最底端的配水層段有連續(xù)的極弱吸水層段，層段之間井溫差異的大小反映了注水層段的矛盾大小。層間矛盾越大，井溫變化幅度就越大［4］。

測調(diào)工作指導(dǎo):對于這樣的井溫曲線所對應(yīng)的配水層段表現(xiàn)為吸水能力極差，測調(diào)中多數(shù)應(yīng)采用無網(wǎng)或網(wǎng)孔的水嘴進(jìn)行調(diào)試。

3.3 直瀉型

測試曲線形態(tài):此類曲線的形態(tài)表現(xiàn)為井溫的峰值出現(xiàn)在第一點(diǎn)，隨著深度的增加，出現(xiàn)明顯的井溫下降，在井底的極值點(diǎn)處也是呈下降趨勢，并且在各個(gè)注水層段上井溫幾乎沒有變化，如圖4 所示。

圖4 +19 -8.2 井溫曲線

地質(zhì)情況分析:此類曲線表明此井井底地層能量尚未穩(wěn)定，還沒有外界能量進(jìn)行補(bǔ)充，出現(xiàn)的井溫峰值表現(xiàn)為地層能量的釋放。此類曲線多數(shù)為剛剛作業(yè)的注水井，由于作業(yè)施工時(shí)，井底和井口形成的是一個(gè)連通的熱能傳導(dǎo)系統(tǒng)，所以在井底的死水區(qū)也沒有表現(xiàn)出溫度的上升。

測調(diào)工作指導(dǎo):對于這樣的井溫曲線所對應(yīng)的注水井在進(jìn)行調(diào)配前，先要適當(dāng)增大全井注水量，一般為全井注水量的1.5 倍，使地層本身得到外界能量的迅速補(bǔ)充，盡快達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)。在調(diào)配水嘴時(shí)，采用1.0 mm ～1.6 mm 的小水嘴即可達(dá)到配注要求。

3.4 直線型

測試曲線形態(tài):此類曲線的形態(tài)表現(xiàn)為在某一注水層段井溫曲線在整個(gè)層段上呈直線段，無井溫微差變化，并多出現(xiàn)在最底部的1 ～2 個(gè)注水層段。在層段之間的上提段曲線形成明顯的極值點(diǎn)，如圖5 所示。

圖5 21 -19.2 井溫曲線

地質(zhì)情況分析:此類曲線表明對應(yīng)直線段的注水層段為完全不吸水層段。

測調(diào)工作指導(dǎo):對于這樣的井溫曲線所對應(yīng)的配水層段應(yīng)采用裸眼注水或采取全井注水量去除該層位水量，進(jìn)行減水調(diào)試。

3.5 上揚(yáng)型

測試曲線形態(tài):此類曲線的形態(tài)表現(xiàn)為在整體井溫應(yīng)呈逐漸下降趨勢時(shí)，出現(xiàn)了反向的上升井溫曲線，在層段上提處形成極值點(diǎn)，并在連續(xù)幾個(gè)層段后會繼續(xù)呈下降趨勢，如圖6 所示。

圖6 11 -19.2 井溫曲線

地質(zhì)情況分析:此類曲線表明井下出現(xiàn)的異常配注層段為超強(qiáng)吸水層位［5］。

測調(diào)工作指導(dǎo):對于這樣的井溫曲線所對應(yīng)的配水層段，多數(shù)只能采用1.0 mm 或1.2 mm 的水嘴，以控制其吸水量，使各個(gè)層位達(dá)到配注要求。

3.6 上坡型

測試曲線形態(tài):此類曲線的形態(tài)表現(xiàn)為井溫曲線在停前壓平臺階時(shí)，以極低的溫度開始，說明此井是在冬季調(diào)試施工的，直到井底井溫一直是上升并且上升幅度很大。在最底端的配注層段井溫延續(xù)了井底死水區(qū)的井溫趨勢呈現(xiàn)出小幅度地繼續(xù)上升，溫差在1℃ ～3℃之間，而后隨著深度減小，井溫呈現(xiàn)下降的，如圖7 所示。

圖7 +21 -03.21 井溫曲線

地質(zhì)情況分析:此類曲線表明井底最下端的配注層段吸水量很小，井溫曲線呈現(xiàn)的是1℃～3℃之間的小幅度上升。

測調(diào)工作指導(dǎo):對于這樣的井溫曲線所對應(yīng)的配水層段所顯示的水量，我們通過驗(yàn)證是因?yàn)閮x器原因引起的“虛”水［6］。因而要特別注意井底死水區(qū)和最底端的配注層段的吸水情況，避免引起最底端配注層段上的選配水嘴過小。

4 結(jié) 論

1)吉林油田全井注水量小、油壓低，吸水程度相對較好，因此對于超注或欠注的配注層段水嘴的變化應(yīng)在0.2 mm ～0.6 mm 之間。

2)吉林油田的配水層段在470 m ～510 m 之間對應(yīng)的注水層段吸水能力一般較差。根據(jù)吸水量和對應(yīng)處的井溫?cái)?shù)值可適當(dāng)采用無網(wǎng)、網(wǎng)孔或全井減水進(jìn)行調(diào)試。

3)吉林油田井距小，連通水井多。在對于連通井的調(diào)試中，一方面要注意調(diào)試井的壓力變化;另一方面還要注意與其連通水井的近期工作狀況。在調(diào)試過程中，為了穩(wěn)定調(diào)試井的地層能量可以適當(dāng)提高連通井的整體注水量。

4)對于作業(yè)后的注水井，地層能量尚未穩(wěn)定。在調(diào)試時(shí)，可先適當(dāng)增大注水量，使地層能量盡快穩(wěn)定下來，讓層間矛盾趨于緩和，以避免地層能量波動(dòng)帶來的不利影響。

5)對于出現(xiàn)超強(qiáng)吸水層的注水井，在更換成小水嘴的同時(shí)也要降低全井的注水量，以減少強(qiáng)吸水層造成的層間矛盾。

6)井溫曲線是吸水能力和層間矛盾的綜合反映，根據(jù)其變化重點(diǎn)分析、判斷井底死水區(qū)和最底端配注層段的吸水情況，減少儀器帶來的測試誤差。

［1］藺景龍，古壽松，云美厚.油田開發(fā)應(yīng)用物理［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1996:44 -46.

［2］魏 瓊，楊玉忠.井溫測試及資料解釋技術(shù)應(yīng)用［J］.中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2013，33(1):14 -17.

［3］申忠如.現(xiàn)代測試技術(shù)與系統(tǒng)設(shè)計(jì)［M］.西安:西安交通大學(xué)出版社，2009:106 -108.

［4］馬殿鵬.低產(chǎn)液井井溫曲線分析［J］.中國科技博覽，2013，24(5):47 -48.

［5］胡 均.井溫法測試在合注井的應(yīng)用［J］.試采技術(shù)，1999，20(6):15 -18.

［6］尹旭全.超聲在測量中的應(yīng)用［J］.現(xiàn)代電子技術(shù)，2003，26(5):100 -102.