大斜度井测试技术在M-2斜井的应用

大斜度井测试同直井测试相比有较大的区别。在大斜度井进行地层测试时,常遇到封隔器漏失、在设计压力下N阀和循环阀打不开等问题。以巴基斯坦M-2斜井为例,对测试工具在斜井段的受力情况进行分析,对N阀和循环阀充氮压力值进行精确计算,在测试设计和操作上做出相应的调整,则大斜度井测试就会和直井测试一样取得较高的测试成功率。     

消除油井产量定义不同造成试井解释误差方法的研究

计算机技术与计算数学的飞速发展引起了试井解释日趋精细化,现代试井解释中试井工程师使用油井的实际产量井史代替其简化产量井史。试井解释时使用地质部门预先提供的日平均总产液量数据得出的产量井史呈现下降趋势,解释出的资料表皮系数增大,井筒附近呈现伤害特征,与测试井实际状况不符。通过理论计算分析了产量定义不同对试井解释结果的影响,分析了造成测试井产量井史下降的原因。提出了产液速度概念,建立了测试井实际产量修正公式。现场应用表明,试井解释时通过将测试井的日平均产液量修正为产液速度,消除了测试井测压前24 h产量定义不准确造成的解释误差,提高了试井解释精度。     

大斜度井封隔器解封力数值模拟方法研究

为了准确预测大斜度井封隔器解封时的载荷参数,首先进行了装有测力短节的大斜度井管柱解封过程载荷测试,得到了解封过程中钩载及锚定器处轴力的变化规律,然后通过有限元仿真软件,采用测试井管柱及加载参数,建立了大斜度井全井修井管柱数值仿真模型,对该井在解封过程中上提力与锚定器所受载荷的变化情况进行了分析。测试结果与仿真结果对比表明,在解封过程中,当锚定器受力较小时,大钩载荷较直井偏小,但当锚定器所受载荷较大时,大钩载荷较直井偏大。研究内容为解决大斜度井措施管柱力学问题提供了一种新思路。     

置换法压井技术在榆林气井的应用

该井是榆林气田一口开发井,该井在2001年对山_2层进行了压裂、试气求产,测试流动压力22.387 MPa,试气无阻流量6.6142×10~4 m~3/d,地层压力系数为0.9992,是该区块一口相对高压高产的气井。在对该井进行地层测试时由于测试工具掉入油管卡死,导致气井无法正常生产,由于气井相对高压高产,且油管堵死无法循环造成压井处理事故难度大、安全风险高。通过采用了井筒气液置换法压井技术有效的控制了压井的施工压力和压井液用量,并一次取得了压井作业的成功,保障了该井后续井筒作业的安全进行。     

一种可实现泵注式直推压井作业的测试管柱

采用常规压控式地层测试管柱进行地层测试作业结束后,往往采用一次性关井阀进行关井,但该类关井阀关闭后无法再次开启,当该井出现井漏需要进行堵漏作业时,只能解封封隔器,通过封隔器与套管的环间进行置换法压井堵漏,不仅作业效率低,而且容易造成井下管柱卡埋。设计的可实现泵注式直推压井作业的测试管柱,可在关井完成后,不用解封封隔器,直接泵注堵漏泥浆推开井下关井阀压井,其操作简便、安全可靠,适合高产气井测试作业。     

高压气井进行APR测试工具串的优选

在常用的APR测试管串中，LPR－N阀、APR－M2阀、APR－A阀均通过环空压力级别操作，但在一些井深、产量大、温度高的油气井测试时，开井活动期内地层油气以大产量生产，会将地层温度迅速带出，导致环空压力在操作压力的基础上继续上升而打开APR－M2阀，造成测试失败。本文以YK2井为例，论证了高压气井优选APR测试管串的必要性。     

复杂井测试施工方案分析

以渤海油田CFD18－2E－1井为实例，介绍了该井的测试状况、造成测试结果不真实的原因及下入套管和隔缝管后造成失败的原因，针对该井复杂井况介绍了取得测试成功的具体测试施工方法；同时对该井未下入隔缝管之前的测试结果不能反映地层真实产能的原因、下入隔缝管的必要性和忽略的因素、下入隔缝管后影响测试的因素及隔缝管堵塞不能解堵的原因进行了详细的分析。提出了对该井应该采取的正确测试方法、工艺步骤和完善的下入隔缝管方案。     

陇东地区延长统油藏测压技术

针对陇东地区延长统油藏尾管测试、环空测试、起泵测试等常规测试工艺存在关井测压占井时间长、对产量影响严重、曲线不完整的缺点,开展了井下关井测压技术试验。介绍了井下关井测压管串结构、工具和仪器选型、施工过程。2004年在西峰油田5口井进行了现场测试。实践表明,井下关井测试工艺可减少因长期关井造成的产量损失,且工艺简单、易操作、成本较低,可获得较高的经济效益;可大幅度削减井筒储存效应的影响,测试资料在较短的时间内可出现径向流段或边界反映,试井分析解释的地层压力、表皮因子等参数的准确度得到了进一步提高,为油田的高效开发提供了可靠依据。     

赵68井APR大跨距测试技术

在油气田勘探过程中,中途测试对指导勘探决策、加快勘探成果、及早发现油气藏具有重要的意义。APR全通径测试工具对高温、高压、大斜度及复杂井的中途测试有良好的适应性及较高的成功率。赵68井是我们使用ARP测试工具首次施工的一口大跨距井,施工难度大。在现场施工中,配合使用的工具很多,并且采用了新式取样工具。本文具体分析了该井的施工难点,介绍了配套工具和施工工艺,总结了利用APR工具进行大跨距测试的经验。     

大庆油田大斜度井试油工艺

大庆油田大斜度井试油测试工艺存在封隔器坐封成功率低、排液困难等问题。分析近两年10口井25层大斜度井试油测试施工案例,针对不同井况特点,进行"隐含式"和"卡瓦式"Y211封隔器优选,配合扶正器使用,通过现场操作模拟试验、优选井下工具、优化工艺管柱结构等措施,合理优选排液求产方法,形成适合大庆油田大斜度井试油工艺技术。在最大井斜51.3°的LTX4井采用斜井联作封隔器进行MFE射孔测试联作,取得了准确的液性及产能等资料。该工艺可有效提高大斜度井试油施工成功率,为勘探开发试油资料录取提供技术支持。     

生产数据分析技术在气田中的应用

气井试井对认识气藏地层参数,预测气井产能,评价生产状况具有十分重要意义。在矿场应用中,试井常常需要关井,影响产量导致测试难以开展;同时凝析气井和积液严重的气井,由于关井测试会造成井底积液,严重时会造成测试后无法生产,需要依靠排液措施才能恢复生产。面对大量气井无法从事试井的问题,利用生产数据进行试井分析,在文23气田成功应用25井次,得到了与试井成果等效的资料,该技术的成功应用提供了气井动态监测的新途径。     

大斜度井偏心双管高压分注工艺技术

张店油田主要以大斜度注水井为主,受井斜、压力、水质等因素的影响,大斜度井分层注水钢丝投捞测试的问题日益突出。现有工艺技术在大斜度井分注中效果不理想,严重制约了大斜度井的细分注水,为此,开展了大斜度井偏心双管高压分注工艺技术研究。通过管柱组配后,偏心配水器可下在直井段或井斜较小的位置,常规的钢丝投捞就能满足测试调配的需要,不会受到高压和井斜的影响,同时管柱避免了沉积机杂、水垢等堵塞工具和管柱的问题,解决了大斜度井投捞测试的难题。     

测试流量不合理对修正等时试井产能曲线的影响

修正等时试井是目前气藏常用的产能试井方法,试井过程中测试流量的选择对试井的结果有着重要的影响。从气体不稳定渗流理论出发,得出每个测试流量存在极限泄流半径的新认识。据此对修正等时试井的理论基础进行了分析研究,得出在试井过程中测试流量的选择对试井的结果有着重要影响的结论,并分析了测试流量过大或过小时修正等时试井产能曲线的形态及误差。进而指出修正等时试井的适用范围,提出了修正等时试井应该根据储层物性确定测试流量的原则。研究成果对完善修正等时试井测试气井产能方法具有指导意义。     

起泵测试对试井解释中模型诊断及解释结果的影响

开发井进行试井测试时由于受到矿场条件限制 ,使压力恢复数据不完整 ,缺失了试井曲线的早期数据。在进行起泵测压井试井解释时 ,易造成错误的模型诊断 ,从而得出错误的解释结果。因此 ,必须对初始压力点和初始时间点进行修正     

基于改进的回压试井方法评价低渗气藏气井产能

针对低渗气藏压力稳定时间过长的问题,结合等时试井的思路,对传统的回压试井流程进行改进,以准确评价气井产能。首先采用3~4个递增的工作制度以相同时间连续开井而不要求井底流压达到稳定,再采用一个合理的工作制度延长测试并要求井底流压及产量均达到稳定,最后关井使压力恢复至地层压力。对于改进的回压试井,如果直接套用等时试井的产能计算方法,会过大地估计生产压差而造成计算的产能偏小,因而采用流程转换-流压校正技术,将测试流程转换为等时试井,并运用压力叠加原理推导出井底流压校正方程,以解决该方法的产能计算问题。实例表明,改进的回压试井方法不仅大幅缩短了测试时间、避免了频繁开关井,而且能够保证产能的准确计算。     

YD301长裸眼井中途测试技术应用研究

随着超深裸眼井中途测试的不断增多，测试施工难度进一步加大。特别是在长裸眼井段中进行中途测试，对测试工艺的要求高、风险大、成功率低。经对YD301井的施工难点进行分析，介绍了该井的配套工具和施工工艺，总结了长裸眼井进行中途测试的成功经验。     

适用于大注采气量水平井注采能力测试的连续油管测试技术——以重庆相国寺地下储气库为例

重庆相国寺地下储气库的注采井以大斜度井和水平井为主,完井管柱复杂且单井注采气量大,常规的测试工具、仪器和工艺都无法满足气井注采能力测试的需要,亟需研发与之相适应的测试技术。为此,通过工具配套、仪器改进、工艺优化,形成了适用于该储气库大注采气量水平井注采能力测试的连续油管测试技术,在现场成功进行了10口井12井次的注采能力测试,并对测试结果进行了对比分析。研究结果表明:①所形成的技术能够满足大注采气量水平井注采能力测试的要求,测试获得的气井最大注气量为260×10~4 m~3/d,最大采气量为225×10~4 m~3/d;②同一口井的注采能力存在着差异,因而有必要针对每口井在不同注采周期进行注采能力的测试与评价;③大注气量情况下,近井地带呈现高速非达西渗流状态,对注采安全有可能形成威胁,周期注气后近井地带储层温度降低将影响库容大小。结论认为,所形成的连续油管测试技术录取的数据真实可靠,为储气库注采井的注采能力评价、单井注采计划安排和库容盘点等提供了技术支撑。     

续流解释软件在低渗透油田压降分析中的应用

多年以来,低渗透油田的压降资料录取非常困难,大量的测试资料因为测不到径向流动段,利用传统的试井软件不能进行有效评价,造成试井解释多解性。要取得合格的测试资料必须采用较长时间的关井测试,增加了大量的测试成本。为了解决这一难题,开发了IDSSL续流解释软件,该软件通过分析续流阶段的压力速率变化,实现储层的准确解释。开展"短试井",不需要测到径向流动段,测试时长大大缩短,而且解释结果准确可靠,非常适用于低渗透油田的压降试井分析。     

新民油田试井测试与解释存在的问题及解决方法

试井测试时关井时间不足；试井解释时，基础参数选用不合理，模型诊断不合理，是造成新民油田试井解释地层压力偏低的主要原因。指出了在现场测试时应采取井下关井，使井筒储集系数减小，在有效的时间内提前出现径向流；在试井解释中应选用合理的基础参数，正确进行模型诊断。并利用沉积微相，根据生产动态，结合地质状况对地层压力进行综合分析。     

塔里木油田气举井压力及温度梯度测试工艺研究

塔里木油田气举井压力及温度梯度的测试存在很大的难度,气举压力大,压力计下井困难,钢丝容易打扭造成生产事故。采用停反梯、电缆车直读测试等方法,可大大提高测试资料的质量,为油田开发方案的调整提供可靠依据。