产出剖面测井信息综合分析
产出剖面测井信息综合分析
第一节 产出剖面测井的解释程序
一．
定性评价和读值
解释之前首先要了解所测井的生产状况，在井网构造上的部位和生产史，相应构造上的油气分布状态，生产井的完井参数，地面油气水产量，生产和射孔层位，喇叭口位置，管柱结构，套管尺寸。然后判断油水产出部位，流相的变化。通常，单相流动时，流量曲线较为平滑，两相或三相时，由于管柱内黏度，密度，以及流速的分布不同，流量曲线会有抖动。
生产测井为分段解释，解释层段通常在产出层的上部，且各个参数的幅度变化很小。
二．
油，气，水物性参数计算
油气水的高温物性参数，需要已知的参数：地面油气水的产量，地层水的矿化度， 地面油的重度（API ），地面天然气的相对密度（g r ），射孔层段中点处的流体温度和压力。
计算结果包括：油气水的高压物性参数。
油的参数包括：油的井下密度，泡点压力，地层体积系数，溶解油气比，黏度，压缩系数，游离汽油比，
气的参数包括：气体的偏差系数，地层体积系数，密度，压缩系数，若为三相流，还要计算井下全流量层位处的气体流量。
水的参数包括：溶解气水比，井下水的密度，水的地层体积系数，水的密度。 三． 解释层总流量的计算
根据流量计的类型，集流流量计可以直接查图版来计算总流量，图版的纵坐标为涡流转数，横坐标为流量。不同的涡轮，响应曲线不同。
若为示踪流量计或连续流量计，首先要计算视流体速度，然后计算速度剖面校正系数，再计算流量：
2
1()4
v a c v a Q D d C v P C v π=
-=
c P 为管子常数，
对示踪流量计：a H v t
=
H 为示踪峰间的距离，t 为峰值间的时间差。
其中视速度的计算可通过做涡轮转数和电缆速度交会的形式计算，通常斯伦贝谢，
纵坐标为涡轮转数，横坐标为电缆速度，把在X 轴上的截距作为视速度，哈里伯顿正
好相反。
视速度计算出后再乘上校正系数v C 才可得到平均速度，在单相流动时，层流v C 为0.5 ，紊流时v C 值为0.78或0.82。对于多相流，油气水在套管横截面上的分布不均，因此速度分布带有很大的随机性，有时会出现v C 大于一的情况，说明套管中间的流速小于平均流速，所以流速分布十分复杂。
不同流型的持水率值和v C 的值
由表中可知，不同的流型v C 值不同，v C 值大于1，说明中心流速小于平均流速，用单相流不能解释。这一现象主要发生在泡状流向断塞状流动过度。由液塞下降造成。 有人提出用井下刻度确定速度剖面的计算方法。
四． 油气水持率的计算
用流体密度计算，油水，汽水，油气两相流动， 油水两相：m o w w o Y ρρρρ-=
- 1o w Y Y =-
气水两相：m g w w g
Y ρρρρ-=
-
油气两相：m g o o g
Y ρρρρ-=
-
气水，油气两相流动中，他们之间密度差较大，因此可以用流体密度来计算，而油水两相之间的密度差较小，因此不能用流体密度来计算，必须采用专门的持水率计来计算，公式为： 0.86()1o o
w w o
w g o w
C PS C PS C PS C PS Y C PS C PS C PS C PS Y Y --=
=
--=-
其中w C PS ，o C P S 为仪器在水和油中的刻度值，由于气的介电常数和油相似，应用时采用空气的g C PS 来代替油的o C P S ，但要加系数0.86。这些参数在计算前要做压力和温度校正。由于持水从0变化到1时，流型将从乳状变化到泡状流动，所以输出频率与
持水呈非线性响应。
如图，在35%时为流型的过度点，从油的连续相向水的连续过度，在过度点两侧为线性变化，
当w Y <35%时，有：35o w o C PS C PS Y C PS C PS -=
-
当w Y 》35%时，有：
3535
0.650.35
1w w o w
C PS C PS Y C PS C PS Y Y -=
?+-=-
35C PS 为持水35%时的响应值，对不同的仪器，拐点不同，可以在实验室得到数据。
江汉石油学院提出了井下刻度的方法计算w Y =0.35拐点的方法，
100100100
100
1000.25
100
2
(1)1112()1.53w w w w m w s
n
w o s w w C P S C P S Y Y y C P S C P S v Y v g v Y δρρρ-=
?-+-?
=-
+
-????-=????
（式1） 100w Y 表示全流量层的持水率，由滑脱速度模型得到，
2
(1)()0
so o m o o s s o m s o so v Y v Y Y v v Y v v Y v =+---+=
由以上公式求解即可得到式1， 也可采用漂移模型求100w Y ：1000.25
22
1()1.53 1.2so
w w o m
w v Y g Y v δρρρ=-
??
-+????
以上计算的是泡状流动，对于乳状流动，s v =0，持水率与全含水率相等，此时：
100
100100100
1o w w o
o w w w C P S C P S Y Y C P S C P S Y Y Y C -=
?-=-= （2式）
100w C 为全流量层的含水率。
对于油气水三相流动，要同时使用密度和持水率资料才能得到各相持率，由均流模型得：
1
()()
o g w o o g g w w m
w w o o m g o g
Y Y Y Y Y Y Y Y ρρρρρρρρρρ++=++=-+-=
-
1o g w Y Y Y =--
w Y 由2式得到。
若为低能源放射性持水率计，则：ln
()o m o
w o w w I L
I Y L
μρμμρ+=
-
I 和o I 表示源和探头处的放射性强度计数率，L 为探头长度，o μw μ为油水的咖玛射线质量吸收系数，w ρ为水的密度，m ρ为混合密度，由放射性低能源密度测得。
101ln(/)
m I I L
ρμ=
101I I 为咖玛射线在60Kev 以上时，源和探头处的咖玛射线强度计数率，μ为相应的质
量吸收系数，此时油气水三相的质量吸收系数相等。
五．流型判断
生产井中常见的流动是油水,气水及油气水三相流动,对于油水两相流动,主要通过持水率资料来判断。
0.4w Y ≥ 泡状流动 0.250.4w Y = 断塞状流动 0.25w Y < 乳状流动（雾状流）
泡状流动中油水存在滑脱速度，水为连续相。乳状流动中，油为连续相，水为分散相，滑脱速度为零，持水率与含水率相等，实际运用时，可把w Y =0.3做为泡状和乳
状流动的边界，断塞状流动不明显。
对于气水两相流动，主要是利用持气率资料或密度测井资料来判断。
0.25g Y < 泡状流动 0.250.85g Y = 断塞状流动 0.85g Y > 沫状流动
密度资料判断：
3
0.692/m g cm ρ≤ 泡状流动
3
0.6920.5074/m g cm ρ= 断塞状流动 3
0.5074/m g cm ρ< 沫状流动
在实际应用时，可采用全流量层的气液流量判断气水井全流量层的流型，对ROS 方程取，31/w g cm ρ=，30/dyn cm δ=，15D cm =得：
2020.175g w Q Q ≤+ 泡状流动 9938 5.7g w Q Q ≤+ 断塞状流动
1470823g w Q Q ≤+ 雾状流动
式中g Q ，w Q 的单位为3
m /d 。计算结果介于断塞流和雾状流之间时为过度壮流动。
对于油气水三相流动，传统的计算方法是把油水看成是液相，用类似与气水两相流动的方法判断。
六． 气水各相流量的计算
在解释层的平均流速，各相持率和油，气，水高压物性参数计算完后，下一步就是计算油气水各相的平均速度（表观速度）和流量。
a) 油水两相流动
计算油水两相流动中各相表观速度的解释模型有三种：滑脱速度模型，漂移速度模型和实验图版模型。
i. 滑脱速度模型
由于油水之间存在滑脱速度，所以可以得到基于滑脱速度方法计算油水平均速度的方法。
s v 11so sw so sw m sw sw o w o
w
w
w
w
w
v v v v v v v v v Y Y Y Y Y Y -=-=
-=
-=---
(1)sw w m w w s
so
m sw v Y v Y Y v v v v =--??
=-? 7-41 另外，计算滑脱速度s v
的方法有两种，一种是采用实验结果的方法，另一种
就是半经验法，以下是根据实验结果拟和得到的计算公式：
[]0.25
1.8519.01()exp 0.788(1)ln 0.30w o w w w o s Y Y v ρρρρ?---≥?-?=?
?≤??
w 泡状流动
Y 0.3乳状流动s v 的单位为m/min 。
半经验法是Nicolas 提出的适用于泡状流动： 0.25
2
()1.5320.5
n
w o s w w
g v y n δρρρ??-=????=
在乳状流动中，油水的滑脱速度为零，持水率与含水率相同，即 w w
sw w m so
o m C Y v Y v v Y v
=??
=??=?
ii. 漂移流动模型
漂移流动模型认为油泡在水中以一定的速度向上移动，泡状流动中计算油相的表观速度的方法为：
[]0.25
22
1.2()1.53so o m t sw m so
w o t w w v Y v v v v v g v Y δρρρ=+=-??-=????
iii. 实验图版法
利用模拟井制作解释图版，即可从图版中求出解释层的含水率。通常图版的横坐标为流量，纵坐标为持水率，知道这两个数据后即可从图版中得到含水率
w C ，则油水的流量为：
w w m Q C Q = o m w Q Q Q =-
对不同的仪器，其曲线的形状不同，通常持水率总大于含水率。 (1)w w s
w w m
Y Y v C Y v -=-
利用这一结论可以监测测井解释的质量。一般总流量大于40方，持水率大于0.3之后，曲线的分辨率最后收敛，这是由于泡状流动中，电容法持水率计失去分辨能力后导致的现象。图版法对集流和连续流量计都适用，目前国内集流流量计主要采用这一解释方法。
b) 气水两相流动，
气水两相流动中的水的表观速度的计算主要采用漂移流动模型。 ()
0.25
2
0.5
2
()1.22( 1.2)()1.53()0.345()
sw g m t sg m sw
gw w g t w
w g t w v Y C v v v v v C g v gD v δρρρρρρ=+=-=-??
=????-??
=????
通常取泡状流动断塞流动
C 为气体分布系数，t v 为气泡在静水中的浮升速度，gw δ为气水界面张力系数，
D 为套管直径。
对于油气两相流动，计算时用油的参数代替水的参数即可，气水，气油两相流动的
持水率采用密度测井资料解释计算。
c) 油气水三相流动
三相流动中，计算油气水表观速度的方法是采用滑脱速度模型：
(1)(1)so o m g sgw o sow sg g m g sgw o sow sw m sg so
v Y v Y v Y v v Y v Y v Y v v v v v ??=-+-????=+--??=-- 一般用气液两相流动近似估算气水间的滑脱速度，并认为油水间的滑脱速度为零。
对以上公式变形可以得到各相含量与持率的关系： 1(1)(1)o o ox g g gx w o g o sow o sgw
ox m
g sgw o sow
gx m
C Y K C Y K C C C Y v Y v K v Y v Y v K v =+=+=----=--=
,,o g w C C C 分别为解释层的含油率，含气率，含水率；
,ox gx K K 分别为滑脱速度校正系数。
采用集流式流量计后，由于m v 值比原来增大20倍以上，所以,ox gx K K 值大幅度减小，此时近似认为0ox gx K K ≈≈，所以：
,,w w g g o o C Y C Y C Y ===
所以采用集流流量计时，可认为油气水含量和油气水持率相等。 七． 产层各相产量的计算
油气水的表观速度计算出后，即可得到该解释层油气水各相的流量，即：
,,o c so g c sg w c sw Q P v Q P v Q P v ===
若有N 个解释层，则相邻两个解释层各相的产量表示为： (1)(1)(1)
oi oi o i gi gi g i w i w i w i P Q Q P Q Q P Q Q +++=-=-=-
,,oi gi w i Q Q Q 分别表示各解释层油气水的流量。
,,oi gi w i P P P 分别表示第i 个解释层和i+1个解释层之间的油气水产量。
各产层相的产率为： oi
poi oi gi w i
gi
pgi oi gi w i
w i
pw i oi gi w i
P C P P P P C P P P P C P P P =
++=++=
++
poi C ，pgi C ，pw i C 分别表示第i 个解释层与第i+1个解释层之间的油气水的含量。poi C ，pgi C ，pw i C 与,,o g w C C C 的主要差别，前者是产层中的油气水含量，反映了地层中油
气水的分布，后者为各解释层中的油气水含量，反映套管中各相的分布情况。 若为两相流动，只计算三相中的两相即可，计算结束后，利用,,oi gi w i Q Q Q ，
,,oi gi w i P P P 绘制成果图。
注入、产出剖面测试作业管理细则.
注入、产出剖面测试作业管理细则 1适用范围 本管理细则适用于在延长油田进行注入、产出剖面测试作业的所有作业单位。 本管理细则规定了在延长油田进行注入、产出剖面测试作业人员设备配置、现场测试作业技术规范、资料录取要求、施工监督及施工作业质量评价、解释结果及作业效果评价、作业质量管理标准及质量考核等方面的要求。 施工作业过程中除符合本管理细则外，尚应符合有关现行的国家标准、法律、法规的规定。不注日期的引用文件，均采用最新版本。 2引用标准和规范 SY/T 5131 石油放射性测井辐射防护安全规程 SY/T 5132 测井原始资料质量要求 SY/T 5465 注入、产出剖面测井作业规范 SY/T 5783 注入、产出剖面测井资料解释规程。 SY/T 6547 注入、产出剖面测井原始资料质量规程 3 测试施工需要满足条件 作业单位必须具备以下设备和人员及其他条件,方可允许进行注入、产出剖面测试作业。 3.1 设备配置
3.1.1 地面设备及仪器：测井地面仪、测井绞车、符合注水剖面安全测井作业施工要求的吊车； 3.1.2井口装置：天、地滑轮及配套装置、耐压大于注水压力1.5倍的井口防喷器、长度大于仪器连接总长度1-2m、耐压大于注水压力1.5倍的防喷管、耐压大于注水压力1.5倍电缆封井器； 3.1.3 井下仪器及工具：磁性定位器、自然伽马测井仪、同位素释放器、井温侧井仪。 3.1.4 吸水剖面测试解释软件系统 3.2 人员 3.2.1 现场主要操作人员必须具备熟练操作的能力，有三年以上现场操作经验，且取得油田公司认可的岗位资格证。 3.2.2 资料解释人员必须具有测井工程师及以上资格，具有至少两年的测井解释工作经验，具有一定的地质基础，掌握并熟练操作所用吸水剖面测试解释软件。 3.3 其他 3.3.1 作业单位具有合格的企业资质，无不良施工作业记录。 3.3.2 作业单位必须取得当地安全部门认可的安全生产许可证。 4 选井原则 4.1测试注水井的选择应在构造位置、岩性、开采特点上具有代表性，在时间上要有连续性、可对比性。 4.2测试注水井井场道路良好，井场平整,具有适合摆放测井车辆的位置及空间，作业区内无妨碍作业的障碍物。
吸水剖面测试的基本内容与解释方法
吸水剖面测井基本常识 一、何为吸水剖面以及主要用途 随着油田开发时间的推移，油层压力逐渐下降，为了实现长期稳定的开发，需要给地层补充能量，保持油层的压力。目前主要的方法是采用注水保持油层压力。因此在一个油田开发时除了钻一批采油井外，还要钻一批注水井。通过注水井给井下油层注水，维持油层压力使油井产量保持稳定。为了了解注水井注水状况，就需要测吸水剖面，了解个小层的绝对注入量。 主要用途：了解注入井各小层的吸水状况，检查井下工具到位及工作情况，检查调剖效果，检查管外窜流，分析油井出水情况，分析油层水淹状况，进行浅部找漏。 二、测井原理 目前吸水剖面主要用示踪法进行测井（即同位素吸水剖面测井）。在注水条件下将同位素注入井内，随着注入水的流入，同位素滤积在注水层表面，用伽马仪测取示踪曲线，曲线上显示的放射性强度的差异就代表了注入量的大小。 该工艺采用放射性核素释放器携带放射性核素载体在预定的井深位置释放，载体与井筒内的注入水形成活化悬浮液，油层吸水时也吸收活化悬浮液。而放射性载体滤积在井壁地层表面。此时所测的伽马曲线与释放核素前的自然伽马曲线对比，对应吸水层中二者的幅度差，即反映该地层的吸水状况。
三、吸水剖面测井资料解释方法 由于Q=△J/△I，即进入地层的水量Q与滤积的放射性活度△J成正比，测井曲线上反映即是吸水量与吸水层上的同位素伽马曲线与自然伽马曲线的包络面积成正比。图1所示： 图1 放射性同位素示踪载体法测井原理示意图 如1图所示：图中1、2、3三个层为注水层，深度校齐后，把自然伽马曲线与同位素曲线叠合，并使其在非目的层段重合，在三个注水层位分别求出这两条曲线的包络面 积S 1、S 2 、S 3 ，则这三层的吸水量之比即为：S 1 ∶S 2 ∶S 3 。因此，只要求出各注水层的异 常面积和各注水层总的异常面积，即可得到各注水层的相对吸水量： n βi=（S i /∑S i）×100% （1-2） n=1 式中β i 为i层相对吸水量；S i 为i层的异常面积。 层1、层2、层3三个层的相对吸水量β 1、β 2 、β 3 分别为： β1=S1/(S1+S2+S3)×100% （1-3）β2=S2/(S1+S2+S3)×100% （1-4）β3=S3/(S1+S2+S3)×100% （1-5）假设该井日注量为Q，则计算分层绝对日吸水量Q i 为： Q i =Q×β i （1-6）
注入、产出剖面行业标准
目次 前言 (Ⅱ) 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3通则 (1) 3．1测井仪器设备 (1) 3．2图头 (1) 3．3刻度 (1) 3．4图面 (1) 3．5测井深度 (1) 3．6测井速度 (1) 3．7数字记录 (1) 4注入剖面测井原始资料质量要求 (2) 4．1放射性核素载体法示踪测井 (2) 4．2井温测井 (2) 4．3注入剖面组合仪测井 (2) 4．4电磁流量测井 (3) 4．5生产测井组合仪(PLT)测井 (3) 5产出剖面测井原始资料质量要求 (4) 5．1过环空集流点测油水两相流测井 (4) 5．2过环空油水两相流产液剖面组合仪测井 (5) 5．3生产测井组合仪测井(DDL一Ⅲ) (6) 5．4放射性示踪组合测井(DDL一Ⅲ) (7) 附录A(资料性附录) 注入、产出剖面测井仪器主要技术指标 (8)
前言 本标准的附录A为资料性附录。 本标准由石油测井专业标准化委员会提出并归口。 本标准负责起草单位：大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司。 本标准参加起草单位：胜利石油管理局测井公司。 本标准主要起草人：陈晓华、赵平伟、徐金武、张志文、邓荣、蔡兵、史丽华。
注入、产出剖面测井原始资料质量规范 1 范围 本标准规定了注入、产出剖面测井原始资料的质量要求。 本标准适用于注入、产出剖面测井原始资料的质量监督和检验。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于奉标准。SY／T 5132 测井原始资料质量要求 3 通则 3．1 测井仪器设备 3．1．1 测井使用的仪器、设备应符合产品要求。 3．1．2 各种测井仪器的主要技术指标参见附录A。 3．2 图头 测井原始资料图头应符合SY／T 5132中图头的规定。 3．3 刻度 各种测井仪器刻度应符合SY／T 5132中刻度的规定。 3．4 图面 3．4．1 图面整洁、清晰、走纸均匀，纵横格线清楚。曲线按规定格式摆放，布局合理，各项数据齐全准确。 3．4．2 测井曲线横向比例按曲线变化范围选择，曲线显示清楚，交叉可辨，线条宽度不超过0．5mm。 3．4．3 曲线连续变化，无抖、跳现象，若出现与井下条件无关的畸变及限幅等情况，应重复测量。必要时更换仪器验证。 3．5 测井深度 3．5．1 以钻井方补心上平面为井深计算的零点值，记号深度标注清楚、准确。每次测井应测量校深用的自然伽马曲线或磁性定位曲线。 3．5．2 其他各项深度要求应符合SY／T 5132中深度的规定。 3．6 测井速度 3．6．1 明记录要记录1min的测速标记和测速曲线，数字记录应记录测速数据。3．6．2 测速均匀，测量速度不超过规定值的±10％。 3．7 数字记录 3．7．1 数字记录与明记录应一致。测井队在离开井场前应仔细检查数字记录是否正确，若发现漏记或数字记录与明记录不一致，应进行补测或重测。 3．7．2 原始数字记录标识内容应填写齐全，标识内容包括井号、井段、曲线名称、测量日期、测井队别、文件号，同时标注主曲线和重复曲线的文件号。 3．7．3磁性介质记录应按资料处理中心要求的数据格式拷贝。各条曲线深度对齐，曲线问的深度误差应在±0．2 m以内。 4 注入剖面测井原始资料质量要求 4．1放射性核素载体法示踪测井 4．1．1 自然伽马及放射性示踪曲线 4．1．1．1 自然伽马曲线(基线)数值应符合本地区规律，与地层岩性吻合。重复曲线与主
1.注入剖面测井
注入剖面测井 一、学习目标 1、了解注入剖面测井原理。 2、了解同位素使用强度、释放深度计算方法。 3、能进行一般情况下测井的施工和资料的验收。 4、能排除施工过程中出现的一般情况。 二、准备工作 1、井场要求： 通向井场的道路良好，井场平整，具有适合摆放测井车辆的位置及空间，作业区域内无妨碍作业的障碍物。 2、井口装置要求： 井口装置齐全、合格，阀门开关应开关灵活；采油树上应安装压力表且工作正常。 3、井下技术状况具备： 1)、该注水井生产连续、稳定，生产情况清楚，数据应齐全、准确，基本数据参见附录A。 2)、油、套管结构数据齐全准确，管柱无变形错断，井下无落物。 3)、井内管柱如有结蜡、死油等，测井前应采取清蜡、热洗等洗井措施，确保井壁清洁。 洗井作业应在测井前24小时完成。 4)、笼统注水井油管底部应安装喇叭口，且喇叭口应高过射孔顶界10米以上。 5)、配注管柱结构的注水井要确保测井仪器可以测量到射孔井段底界面15米以上，且配 注管柱末端深度距人工井底不小于2米。 4、测井准备： 1)、用户应在施工前一周，将数据齐全的测井通知单交到测井施工单位，通知单中应注明井内有无特殊情况。 2）、测井单位根据通知单的内容，落实井号及井况，设计施工方案。 3)、按照测井项目的设计要求准备好下井仪器，并对地面仪器和下井仪器进行检查，确保仪器达到测井施工技术要求。 4)、准备好测井工具、刻度器、辅助设备和消耗材料；并检查井控设备及电缆的状况；（井控设备见附录B） 5)、根据施工方案配制注水井测井同位素应遵循以下原则： a)、根据使用周期选择半衰期适宜的同位素； b)、同位素载体粒径根据所测地层孔隙大小选择；
国内外产、注剖面测井技术现状
目录 1.产液剖面测井技术现状 (1) 1.1国外产液剖面测井技术现状 (1) 1.2国内产液剖面测井技术现状 (7) 2.注入剖面测井技术现状 (9) 2.1国外注入剖面测井技术现状 (9) 2.2国内注入剖面测井技术现状 (9) 3.水平井及大斜度井生产测井技术现状 (10) 3.1国外水平井生产测井现状 (10) 3.2国内水平井生产测井现状 (14)
国内外产、注剖面测井技术现状 1.产液剖面测井技术现状 产液剖面测井动态监测贯穿于油田开发的全过程，提供重要的储层动用信息，识别高含水层，了解油井的生产状态，为开发方案编制和调整，以及堵水、压裂、补孔等油层改造和增产措施提供重要依据，是精细油藏描述、确定剩余油动态变化的基础资料。为了适应油田需要，国内外测井各大测井公司不断研发新的测井仪器以满足生产需求。 1.1 国外产液剖面测井技术现状 目前国内外应用较多的是Sondex公司研发的七参数生产测井组合仪和斯伦贝谢的PS Platform平台。Sondex仪器这里主要介绍应用较少的GHT持气率仪和新推出的音叉密度计，PS Platform平台主要介绍其成像设备Flowview和GHOST。 1.1.1 Sondex七参数生产测井组合仪 Sondex生产测井组合仪的种类很多，从传输方式可分为存储式和遥测式；从仪器结构和用途分为常规组合系列、短组合系列、高温高压系列，水平井专用仪器。国内引进的主要为短组合系列，仪器系列主要包括：XTU、HTU、QPC、PGR、FDR、ILS、GHT、CFBM、CFSM、CFJM测井仪器及PKJ、PRC、MBH等测井辅助设备，各仪器应用简介如下： XTU——遥测短接，主要用于仪器总线供电控制、测井数据上传及地面指令的接收下传。 HTU——电缆头张力计。提供实时的缆头张力监测，主要用于遇阻遇卡位置判断。 QPC——石英晶体压力/磁性定位仪。用于深度控制和压力测量。 FDR——流体密度仪。主要用于流体密度测量，与持水率、持气率一起用于计算各相持率。 ILS——在线流量计。可以连接在仪器串间，在线测量全井眼连续测量。 GHT——持气率仪。测量时要求仪器居中，上下接扶正器。 CTF——电容式持水率计/井温/流量点子线路。属于Sondex的短组合系列特色仪器，结构紧凑，有利于测井施工。电容式持水部分测量采样室的流体介电常数来确定水相的持率。井温探头采用铂金属电阻探头提高响应时间，克服一般测井的井温延迟影响，响应时间小于0.5s，分辨率0.00550F。 CFBM——蓝式流量计机械总成，配合CTF用于流量计连续测量。 PRC——滚珠式扶正器，主要用于斜井、水平井施工过程中仪器居中。 另外GHT(持气率仪)是近年来投入使用的并可以准确直接地获得持气率的技术。该仪器实现了全井眼测量，几乎不受井斜、流型、含水率、矿化度和套管外物质的影响，因此在水平井、斜井动态监测中有着很好的应用前景。与常规持率仪器(流体密度仪和电容持水率仪)相比，GHT(持气率仪)的设计采用了低能源、短源距、核作用效应的互制以及在源与探测器之间加入屏蔽体等技术，这些技术的采用使GHT持气率仪的测量具有如下特点:①测量信号不是来自源和探测器之间的流体，而是来自源和探测器周围的流体，实现了全井眼测量，不受井斜和流型的影响;②当源的能量和源距选
吸水剖面测井技术简介
吸水剖面测井技术简介 随着油田开发时间的推移，我国各大油田相继进入勘探开发后期，油层压力逐步下降。为了实现长时间稳定的开发和提高采收率，大多数油田通过注水的方法把石油开采出来，从而延长了石油的开采期限，最终达到提高采收率的目的。为了及时了解地下水的流动情况，这时需要吸水剖面测井。 标签：吸水剖面测井;同位素测井;应用 1 吸水剖面测试原理 目前常用的吸水剖面的测井方法是放射性同位素示踪测井。其基本原理是利用放射性同位素释放器携带具有放射性的131Ba-GTP微球示踪剂。测井的时候在油层上部进行释放，并在井内注水形成活化悬浮液。地层孔隙直径小于载体颗粒直径。吸水层进行吸水时，微球载体滤积在井壁周围。地层的吸水量与在该段地层对应的井壁上滤积的放射性同位素载体量和载体放射性强度三者之间形成的是关系正比例。通过对比放射性同位素载体在地层滤积前、后所测得的自然伽玛曲线强度，计算出对应射孔层位上曲线重叠异常面积的大小。用面积法计算各层位的相对吸水量，进而就能确定注入井的分层相对吸水量。同时以温度曲线和流量曲线辅助解释各层相对吸水量。 2 吸水剖面测井施工 在油田注水开发过程中，通常采用注水作业来提高地层的压力，是提高采收率的重要措施之一。要计算注入水在该井井下的注入动态和各小层的注入量，必需要对注水井进行注水剖面测井。并由此产生了井温、流量和同位素示踪等吸水剖面测井的工艺方法。 针对注水井存在的种种问题，依据注水井的类型和测井方法适用条件，优选出适合TH地区的测井方法进行注水剖面测量。 2.1 合注井测井方法：井温法+放射性同位素示踪法 合注井又分正注井和反注井，即油管下至注水层段以上的为正注井，油管下至注水层段以下的为反注井;该测井流程如下：仪器连接好后由电缆下入到井内，先测量目的井段的伽玛曲线及井温曲线，然后上提到目的层段以上，释放同位素，待同位素全部进入吸水层后，再进行伽玛曲线测量。待同位素曲线测量好后，將仪器提到注水层顶部关注水，等温度有了明显的变化之后，下测井温。 2.2 分层配注井测井方法：井温法+流量计法+同位素示踪法 分注井就是在油管上安装分割器及配水嘴分层配注各层位，该测井方法的流程跟（1）类方法类似，不过还要用流量计在各个封割器和偏心配水器的上下点
浅析产出剖面测井仪器在油田的应用
浅析产出剖面测井仪器在油田的应用 本文从指导油层改造阐述了产出剖面测井资料应用效果，揭示了产出剖面测井技术在油层改造等领域的应用前景，为高含水后期油田动态监测技术的不断优化和发展提供了技术思路。 标签：产出剖面测井资料；油田开发；应用分析 1 前言 产出剖面测井资料是在油井正常生产的条件下获得的有关油井的信息，主要包括井筒内不同深度处流体的温度、流量、持水率等，在油田开发中具有广泛的应用。在油田开过程中，为了控制综合含水率的上升，保持油田的持续稳产和高产，提高开发水平和效益，必须对油井进行改造，改造的措施通常是对油井进行压裂、酸化及封堵高含水层位，产出剖面测井资料为油层改造提供了依据，并且为措施效果的检查提供了可靠的手段。 2 主流测井技术分析 过流式低产液产出剖面测井仪在原理上具有2点技术特色，一是涡轮流量计的工艺优化设计与低流量段刻度曲线的分段拟合及解释，以此来降低流量测量的下限，提高精度；二是含水率计采用过流式电容法的工作方式，在一定程度上消除了因低产井井下间歇出油等因素带来的含水测量误差。同时由于取消了取样继电器部件的设计，使仪器的可靠性得到提高，维护工作量也有所减少。 分离式低产液测井仪是一种比较新颖独特的找水技术，其基本原理是通过几组电极探测井下集流空间中油水分离界面的移动时差来推算油相的流量。该仪器的突出特点在于它的流量测量下限低，测量精度和油水分辨率较高。仪器测量精度不会受到电路温漂的影响，从而降低了设计和制造难度。这种测量方法的关键是，为了消除分离空间已有油相存在的影响，在解释时必须搞清滑脱速度与持水率和油水密度差三者间的关系。低产液测井技术在大庆油田外围及杏区应用较多。在应用过程中又不断进行了改进完善工作，一是数据处理和解释方法的完备与自动化；二是高可靠性集流器的持续改进，因此技术实用性得到一定的提高。 油田自主研发的阻抗式产出剖面测井技术专门针对高含水井产出剖面测井而设计，含水率测量采用电导传感器，通过测量传感器内混相油水介质的阻抗变化来确定含水率。该技术适合在水为连续相条件下工作。其突出特点是能够实现在时间轴上对流量和含水2个参数同时进行连续测量，测井过程中可在不同深度测点对地层水电导率进行实地校正，因此产出水矿化度和流体温度变化对测量的影响很小。最近几年对阻抗式含水率计又进行了一系列的优化及相关理论与实验研究，同时开发了高流量阻抗式产液剖面测井仪，可较好解决作业自喷井的测试问题。目前阻抗测井技术已成为油田高含水产出剖面测井的主力技术。电导相关流量測井同样是一种基于电导传感器测量流量的测井技术。其基本原理是当油水
二氧化碳注入剖面测井技术研究
注二氧化碳剖面测井技术研究 一、技术背景 二氧化碳驱油是一种提高油藏采收率的可行方法。二氧化碳驱油是使二氧化碳溶剂与地下原油融合,融合方式为混相和非混相,混相驱可以达到更好的驱油效果。选取XX区块2个井组开展二氧化碳驱提高采收率先导试验，形成2注6采的注采井网，为了解在先导实验过程中注入井的注入剖面情况，需要进行吸气剖面测试。 二、风险评估 液态二氧化碳介质的注入井中进行测试从未开展过，在测试之前对液态二氧化碳在井内的物理变化对各种参数的影响因素还不了解；对低温环境下的带压密闭施工及下井仪器的适应性需要通过实验验证。 大庆和辽河开展注二氧化碳剖面测试工作较早，通过对相关资料、文献进行了学习，到注二氧化碳井井场实地了解，制定了施工方案，进行了风险分析，制定了消减措施。注二氧化碳井测井过程中，由于二氧化碳的相态变化特点，施工人员和设备设施存在以下风险：冻伤、窒息、冰堵、腐蚀等。 ①冻伤：注入管线及井口温度约为-15℃，徒手触摸管线或井口表面，容易造成粘连、冻伤。 ②窒息：空气中的二氧化碳含量超过10%时，可使呼吸中枢麻痹，并引起 酸中毒。 ③冰堵：拆卸防喷装置前，放压过程中，二氧化碳气体释放吸热，容易造成放压阀门被冰堵住，操作人员如误以为压力放空拆卸防喷装置，有发生高压伤人的可能。 ④腐蚀：二氧化碳遇水后可产生弱酸，有可能腐蚀电缆和下井仪器。 ⑤侵蚀密封圈：二氧化碳液体侵蚀密封圈，造成仪器进气损坏。 三、现场施工要求 1、施工车辆进入井场前，根据风向和井场地形，合理安排车辆摆放。要停在井口上风或侧风方向，且不能停在低洼处。
2、防喷设备连接紧密，注脂油充足，气源气压达到要求。 3、下放电缆时，速度不超过2500米/h。绞车工注意观察电缆运行情况。 井口工随时关注井口防喷情况，发现密封不严及时汇报。 4、现场HSE监督员使用二氧化碳检测仪检测二氧化碳气体浓度，当检测仪报警时（超过5000PPM）迅速通知队长，组织人员沿逃生路线撤离。 5、连接下井仪器时，要在密封圈上涂抹硅脂密封。 6、施工人员严禁徒手操作井口阀门或触摸井口装置。 7、连接两级放压阀门，确保拆卸井口时防喷管内压力完全放净。 为了确保安全施工以及测井成功率，作业小队严格按照施工方案，并根据识别到的风险做好控制消减措施。 1、由于注二氧化碳井口有结冰现象，安装井口和拆卸井口时做好防护措施，防止人员撞击伤害和冻伤事故。 2、每次仪器串下井后，剁掉部分电缆，然后重新制作电缆头，减少电缆头气侵几率，从而避免仪器损坏。 3、由于空气中的二氧化碳含量超过10%时，可使呼吸中枢麻痹，并引起酸中毒，放压时使用延长管线，使出气口在下风头并远离人员，确保人员的人身安全。
复杂注水井吸水剖面流量计测井技术
复杂注水井吸水剖面流量计测井技术 文章分析了目前复杂注水井表现出来的主要特点，介绍了流量计测井技术的仪器特性、管柱要求、施工方法，阐述了在复杂注水井中流量计测井资料的解释方法。该技术在识别大孔道地层、检查井下管柱情况、判断。 标签：复杂注水井流量计测井技术施工方法 引言 注水开发的油田到了中后期，地层会出现诸多复杂情况，主要表现在：部分注水井呈现自然伽马本底异常高的现象，严重影响了同位素吸水剖面测井；部分注水井由于油、套管脏或腐蚀等原因，造成同位素严重沾污；套管变形或砂埋等造成部分层遇阻；某些层位出现大孔道、微裂缝等造成同位素大量进层；在分层注水井中配注工具老化造成封隔器漏失甚至破损、配水器失效，达不到配注效果。在这些复杂注水井中，常规的同位素吸水剖面测井方法很难准确监测各层的吸水状况，因此研究适合复杂注水井吸水剖面测井技术就显得尤为重要。 一、流量计测井原理及施工方法 测量原理：在注水井中，涡轮流量计测量的连续流量曲线，能直观地反映流体运动速度随井身变化的情况，当地层吸水时，对应的涡轮流量曲线会出现明显的台阶变化，并且台阶变化大小与吸水量成正比[1]，因此在原同位素吸水剖面测井技术的基础上，增加流量曲线和压力曲线，能够更加精确地评价复杂注水井地层吸水情况，分析井下管柱工具和套管技术状况等。 管柱要求：在笼统注水井中测量时，要求喇叭口在射孔层以上至少30m；在分层配注井中，要求井下管柱及工具的内径大于40mm，确保仪器能下到井底。 施工方法：在笼统注水井及分层注水井中，测井方法基本相同。即将流量计与磁定位、伽马、井温、压力组合后下入井内，关井3h左右，测量注水井相对静止时的井温、伽马、磁定位、压力，然后恢复正常注水，稳定后在射孔层上部200m左右释放同位素，待同位素分配好后，根据注水量的大小，选择至少两种不同的测速上下连续测量，录取到合格资料后结束测井。 二、流量计曲线解释方法 在同位素吸水剖面测井资料解释的基础上，结合流量计曲线的特点，根据注水方式的不同，我们开展了多参数综合解释研究，总结出了一套实用的精细解释方法。 对于笼统注水井，若射孔层之间的间隔较大（一般大于2m），流量计曲线在层间有明显的变化，可直接根据流量计曲线进行定量解释。若射孔层之间的间隔
FSI产气剖面测井技术在F页岩气田水平井中的应用-应用昆虫学报
涪陵页岩气田水平井产气剖面测井技术 应用试验 秦羽乔1，石文睿1，石元会2，张志华2，葛华2 （1. 长江大学地球物理与石油资源学院，湖北武汉 430100； 2. 中石化江汉石油工程有限公司测录井公司，湖北潜江 433123） 摘要：涪陵页岩气田水平井具有水平段长、产量高的特点，为了解水平井各压裂段的动态产气能力、认识返排规律以及确定单井最佳生产工作制度，实现气田低成本高效开采，利用FSI流体扫描成像测井仪，采用牵引器或光纤连续油管输送工艺，在25口重点井中进行了连续产气剖面测井试验和资料解释评价研究。结果表明：牵引器或光纤连续油管能将测井仪器安全高效地输送至井底，满足测井施工要求；即使在同一口页岩气井的相同或相似层段，各压裂段的产气能力仍存在较大差别；C井在日产20×104m3的工作制度下，页岩气井滞留地层中压裂液无返排现象，而在日产30×104m3的工作制度下，滞留地层中压裂液返排量明显增加，并影响部分压裂段生产。研究成果被用来指导气田单井工作制度的制定，对国内外同类页岩气田开采具有重要指导意义和参考价值。 关键词：页岩气；水平井；产气剖面测井；多相流动；光纤-连续油管传输；爬行器；FSI测井仪 中图分类号：P631.84 文献标志码：A 引言 涪陵页岩气田是迄今国内发现并投入开发的大型非常规气田，水平井钻井和水平段分段压裂是页岩气藏开发的主要方式[1,2]，了解和掌握各压裂段的产出情况，确定临界携液流量和最佳生产工作制度，对气田的开发和合理配产至关重要。传统的产出剖面测井技术，在应用于水平井时会面临较大的困难[3-8]。一是水平井段多相流流态的复杂性。水平段的流动以分层流动为主，且油气水之间存在滑脱现象[9-12]，尤其是低流量时，井斜对流态的影响程度更为强烈。传统的产出剖面测井仪器在井筒中为居中测量，无法准确测量和评价水平段复杂的分层流动情况。二是水平井井眼轨迹和井身结构较为复杂，传统的测井仪器组合很难在水平井中实现工具串的顺利起下与测量，稳定合理的测速也难以保证。 为了实现涪陵页岩气田水平井产气剖面测量，采用江汉油田研制的JHQY-A/B型电缆牵引器或 1 收稿日期：2016-08-5 回稿日期： 基金项目：中石化石油工程技术服务有限公司科技攻关项目“复杂井射孔与产气剖面牵引器应用研究”（SG15-26K），中国石化集团公司科
产液剖面测井技术
产液剖面测井技术 钻探工程公司测井二公司数解中心生产解释组 二O一O年四月
产液剖面测井技术 产出剖面测井资料是在油井正常生产的条件下获得的有关油井的信息，目前应用的测井仪器是集流型产出剖面测井仪，采取集流点测的方式，使井流体流经仪器，测量井筒不同深度处流体的体积流量，持水率，温度，压力，磁定位等参数，进行综合解释，得出油井产出剖面结果，由于采取集流方式，使得液流加速，油水充分混合，克服了流速低，流量多变，流体粘度差异，持水率不同，及油水相混合不均对测量传感器响应的影响，提高了测量精度。 产液剖面五参数测井技术主要包括：井温、流量、压力、磁定位、含水率五个参数。该技术用于油水两相井。通过产液剖面五参数测井可以对高含水层实施堵水作业，又可以对低产层进行挖潜改造。在工程检测，油井生产状态诊断，油田开发效果分析及开发综合调整方面也有较大的应用。
涡轮流量计是进行分层产量测试的仪器。当流体的流量超过某一数值后，涡轮的转速与流量成线性关系。 即N = K(Q-q)，其中q为涡轮的启动排量。 涡轮流量计下部是集流器总承，它的作用是密封仪器与套管的环形空间，保证流体全部流过仪器。它由中心管、皮球、振动泵、泄压阀组成。当仪器到达预定深度后，给振动泵通电，则振动泵就吸入井液流，通过中心管的进液口流向仪器部，达到集流的目的。完成一个测点测井后，给泄压阀通电，打开阀门，则皮球的液体通过中心管的导管及泄压阀自动流回井，皮球收缩。
含水率测量方法有电容法和阻抗法两种。两种方法分别适用于低含水与高含水（50%以上）情况。 电容法测含水率是利用油气与水介电常数差异测定含水率的。 水的相对介电常数约为60-80，油气的相对介电常数为1.0-4.0。仪器对集流后流经仪器的液流进行取样，在取样室油水靠重力分离，在取样室轴心置一电容电极，电容电极与取样室外壳构成同轴圆柱电容器，流过其间的流体相当于电介质。不同含水率流体，其电介质不同，则电容量值不同，通过二极管泵电路把电容量转化成电位差值，并记录输出。 不同的油水比，电位差不同。 取样式含水率计结构为一个柱状电容器，在进液口和出液口分别加了
产出剖面测井技术进展和发展方向
产出剖面测井技术进展和发展方向 在现场试验过程中发现，如果利用产出剖面原始测井资料直接进行递减解释，经常出现分层解释结果不切实际的情况。44口试验井中，分层解释结果矛盾井的比例达到了59.1%，传统递减法解释无法得到合格的外报资料，而以往人为调整数据的方法又没有任何理论依据。通过测井资料的优化处理，能够使资料解释摆脱人为干预、提高解释精度的同时，更能够使整个的资料解释过程和结果趋于规范、合理化。 ⑴分层产液量优化解释试验 表3-2为南1-丁6-更37井的现场测量结果与优化解释结果对比。该井萨Ⅲ2层的测量产液量出现负值，无法解释。优化解释将合层产液调整后，得到萨Ⅲ2层产液量为0，同时产液与含水得到了全局性的调整，可见优化解释最终的结果必趋向合理化。 表3-2 南1-丁6-更37井现场测量结果与优化解释结果对比 层位合层产液(m3/d) 分层产液(m3/d) 合层含水(%) 合层产水(m3/d) 分层产水(m3/d) 分层含水(%) 测量优化测量优化测量优化测量优化测量优化测量优化 萨Ⅰ1--4+5 51.5 52.9 8.2 8.2 78 78.3 40.1 41.4 5.5 5.5 67.1 67.1 Ⅱ10-11--12 43.3 44.7 11.2 11.2 80 80.3 34.6 35.9 7.1 7.1 63.4 63.4 Ⅱ14 32.1 33.5 4.5 4.5 85.7 85.9 27.5 28.8 2.9 3.2 71.1 71.1 Ⅲ2 27.6 29 -1.5 0 88 88.2 24.3 25.6 -1.3 0 0 Ⅲ3--4 29.1 29 14.5 14.6 88 88.2 25.6 25.6 9.5 13.8 98.9 94.5 Ⅲ9-10--10 14.5 14.4 5.5 5.5 81 81.2 11.7 11.7 4.1 4.2 74.6 76.4 葡Ⅱ4-5 9 9 9 9 84 84.1 7.6 7.6 6.4 7.5 84 83.3 ⑵分层含水率优化解释试验 在现场试验测井结果中发现，分层含水率大于100%的矛盾情况经常出现，44口井中出现的几率为54.5%，但在主、次产层中的发生情况并无规律。通过优化处理，矛盾层的产液量和含水率得到合理解释的同时，其它层的产出状况也获得了相应调整，尤其表现在低产液层的含水率优化解释前后波动最大。 表3-3为北1-丁3-455井的现场测量结果与优化解释结果对比。从表中数据可以看出，测井结果中有3个层的分层含水率超过100%。通过优化解释，对所有产层的产液和含水都进行了合理解释，得到了合格的测井解释成果。 表3-3 北1-丁3-455井现场测量结果与优化解释结果对比 层位合层产液(m3/d) 分层产液(m3/d) 合层含水(%) 分层产水(m3/d) 分层含水(%)
高含水、低产液产出剖面测井技术进展
高含水、低产液产出剖面测井技术进展 刘兴斌胡金海黄春辉王延军 （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） 摘要在国家重大专项的资助下，在“十二五”期间，主要针对高含水和特高含水油井、低产液油井、水平 井及油气水三相流条件下的多相流产液剖面测井方法进行了研究，形成了特高含水油井产出剖面测井方法和 仪器、低产液井产出剖面三相流测井方法，水平井油水两相流成像测井方法，阵列光纤探针持气率测量方法 系列。所开发的现场样机进行了多井次的现场应用，初步形成了适应于国内陆上油田产出剖面测井技术。 关键词产出剖面测井高含水低产液水平井 0 引言 生产测井动态监测贯穿于油田开发的全过程，提供重要的储层动用信息，识别高含水层，了解油井的生产状态，为开发方案编制和调整，以及堵水、压裂、补孔等油层改造和增产措施提供重要依据，是精细油藏描述、确定剩余油动态变化的基础资料。国内虽已形成了较完备的生产测井技术，但一些关键技术尚不能适应复杂油气田开发新的需求，其原因是：（1）国内主要陆上油田因长期开发，油井普遍进入高含水或特高含水期，例如大庆长垣各油田综合含水均超过93%，特高含水状况对含水率计分辨能力提出更高要求；（2）油井流压降低，脱气严重，油气水三相流动日益普遍，克服气相影响以准确测量油水分层产量是急解决的难题；（3）随着新发现低渗透储量的增加，低产液油井越来越多，大庆外围、长庆、吉林等油田单井平均产液量低于10m3/d，要求测井仪器具有低的测量下限；（4）水平井技术在国内快速应用，急需相适应的低产水平井测试技术。近年来，斯伦贝谢等西方公司虽然发展了较为完善的生产测井仪器系列，研制了基于阵列探针的水平井成像测井仪器，但这些技术主要适用于高产液井，难以适用于国内的低产井。因此，急需发展与国内地质条件和开发方式相适应的多相流产出剖面测井技术，满足油田开发对监测技术的迫切需求。 针对上述难题，大庆油田重点开展了高含水和特高含水井、低产液井、水平井及油气水三相流条件下等测井技术研究，结合现代信息处理、电磁场仿真、流场仿真等手段进行对仪器进行优化设计，借助大型多相流装置进行实验研究，并开展了现场试验，为解决多相流产出剖面测井难题奠定了方法基础。 1 高含水油水两相流测井 针对高含水和特高含水油井，在电导含水率计的基础上发展了分流工艺，提高了含水率的分辨能力，同时发展了无可动部件的电磁法来测量油水总流量，有效地提高了可靠性。 1.1基于分流法的高分辨率电导含水率计[1][2] 分流式含水率计是在电导含水率传感器内设置了分流通道，并对进液口进行了改进，通过重力分异效应，一部分水通过分流通道，不经过测量通道而从测井仪器上的出液口直接流到井眼内，从而使流经传感器的油水混合物中的油的比例增大。仪器结构如图1所示。在多相流装置上的实验结果如图2所示，含水率分辨率（斜率）较无分流的仪器可提高约40%。图3为含水率高于90%以上加密标定结果，结果显示，此时含水率分辨率可达2%，优于已有仪器的3%。