分注井中封隔器密封状态分析

第32卷第4期2008年8月测井技术W ELL LOGGING T ECH NOLOGYV ol.32N o.4Aug2008文章编号:1004-1338(2008)04-0363-04分注井中封隔器密封状态分析冯新茶1,邵维志1,孟凡增1,赵隆顺2,姜崇波1,陈兆影1(1.中国石油渤海钻探工程公司测井公司,天津300280; 2.冀东油田勘探开发处,河北唐海063200)摘要:封隔器是油田分注井中分层注水的必要井下工具,其密封与否直接关系到油田注水质量。

介绍了利用同位素示踪载体和氧活化水流测井技术检测封隔器密封状态的方法,分别对由于封隔器在井下工作时间的延长;长时间注水开发,部分注水井的套管发生变形、腐蚀现象;封隔器坐封在射孔位置;层间压差过大以及测井施工改变封隔器工作压力引起的封隔器不密封的几个测井实例进行了详细分析,并提出了相应的解决措施和建议。

关键词:生产测井;分注井;封隔器;密封;压力;施工中图分类号:T E931.2文献标识码:AAnalysis of the Sealing Status of Packers in Separate Injection WellFEN G Xin-cha1,SH A O W e-i zhi1,M EN G Fan-zeng1,ZH A O L ong-shun2,JIA NG Cho ng-bo1,CH EN Zhao-ying1(1.Well Logging Com pan y,CNPC Boh ai Drilling Engineering CO.L TD.,Tianjin300280,China; 2.Jidong OilfieldExploration and Development Institute,T an ghai,Hebei063200,China)Abstract:Packers are impo rtant dow nhole too ls for stratified w ater injection in separate injection w ell.T he sealing status of the packer directly relates to the quality o f w ater injectio n.Introduced ar e metho ds to detect packer sealing status by iso to pe tracer carr ier m ethod and o xy gen activ ation w ater flow log ging.Analyzed ar e some non-sealing cases resulted from:¹the packers'lo ng w ork-ing tim e in the w ell;ºdeformation and co rrosion of casings in so me injection w ells because of long w aterflo oding development;»packer setting in perforation location;¼higher interlayer pr es-sur e difference;and½packer w orking pressure chang es by log ging operations.Based on the a-bove analyses,proposed are several corresponding steps and sugg estio ns to solv e the mentioned pro blems.Key words:pr oduction lo gging,separ ate injectio n w ell,packer,sealing,pr essure,construction0引言油田开发进入中、后期,层间矛盾越来越大,分层注水是解决油田开发中的层间矛盾,实现有效注水,保持地层能量,维持油田长期稳产、高产,提高水驱动用储量和采收率的重要手段。

井下封隔器是分层注水的必要工具,主要用来封隔密封井筒内工作管柱与井筒内壁环形空间,在井下的密封状态直接决定着分层注水的质量。

若注水井井下封隔器密封不严密,将导致全井不能按设计要求分配注入水,降低分层注水质量,甚至加剧层间矛盾,直接影响注水合格率,从而影响油田注水开发效果。

本文介绍了利用同位素示踪载体法测井和氧活化水流测井技术检测封隔器密封状态的方法,并详细分析了封隔器不密封的几个测井实例,指出了测井过程中封隔器不密封的原因和相应的解决措施和建议。

1封隔器类型按传统分类,封隔器包括支撑式、卡瓦式、皮碗式、水力扩张式、水力压缩式、水力自封式、水力密封式和悬挂式等8种系列和多个种类,均以橡胶筒作为密封件,存在技术缺陷。

金属密封封隔器的研制作者简介:冯新茶,女,1970年生,1993年毕业于长春地质大学矿场地球物理专业,从事生产测井解释与研究工作。

成功,使封隔器产品扩大到9种系列。

压缩式封隔器是主流产品,卡瓦式其次。

我国封隔器分类及型号标准:第1位字母代表分类方式(Z 自封、Y 压缩、X 楔入、K 扩张);第1位数字代表支持方式(1尾管、2单向卡瓦、3无卡瓦、4双向卡瓦、5锚定);第2位数字代表坐封方式(1提放管柱、2转管柱、3自封、4液压、5下工具);第3位数字代表解封方式(1提放管柱、2转管柱、3钻铣、4液压、5下工具)。

目前应用的主要封隔器产品系列:Y111、Y211、Y221、Y241、Y341、Y342、Y344、Y441、Y442、Y443、Y445、Y541、K331、K341、K344等。

很多油田和制造厂的封隔器产品另有命名方法,在以上产品基础上的变形产品较多,通过调整一些细小结构,以适应不同的工况要求,如压裂、正洗井、反洗井、小直径堵水、注汽热采、逐级解封、免释放可洗井、可取可钻等,其中Y341的变形产品最多。

常用的封隔器主要是Y341、Y211、Y111等封隔器类型。

2 测井判别封隔器密封状态的方法利用同位素注水剖面测井和氧活化水流测井方法在分层注水井的注入剖面监测中经常检测到封隔器不密封的情况。

同位素注水剖面测井检测封隔器不密封是根据同位素示踪曲线不仅可以反映每个射开层位的吸水量的多少,还可以反映注入水在油套空间的运移方向,注入水流经了封隔器,就说明封隔器是不密封的。

氧活化水流测井是一种水流速度测井方法,测量方式为点测。

通过在每个射孔层间点测氧活化水流谱峰,得到该点的水流量和水流方向,通过逐层递减法可以得出每个小层的吸水量。

由于氧活化水流测井可以测量到管内和管外的水流方向和流量,因此,除了可以监测到每个射开层位的吸水情况,还可以检测封隔器密封与否,如果封隔器密封,则氧活化水流谱峰资料显示油套空间封隔器位置水的流量为0;如果封隔器不密封,在油套空间封隔器位置氧活化水流谱峰可以反映出流经封隔器的注入水的流量和水流方向。

3 封隔器不密封实例分析3.1 封隔器在井下工作时间的延长,造成封隔器不密封g1井是大港油田的1口注水井,该井1990年投注,最初是笼统注水,2001年改分注,日注水量120m 3,注水压力23M Pa,Y341-110封隔器位于368517m,喇叭口位于371016m,改分注后只对47、48号层注水,对43、44、45、46号层停注。

为了解47号层和48号层的吸水情况,在2007年9月进行同位素示踪载体法注入剖面测井(见图1),同位素曲线反映不仅在47号层和48号层吸水,在封堵的44号层也有同位素异常高值,综合所测几条同位素示踪曲线可以发现注入水是由油管底部的喇叭口进入油套空间流经368517m 封隔器上返到44号层,说明368517m 封隔器不密封。

该井在分层注水前几年的注入剖面监测中封隔器是密封的,而且封隔器上下地层压力比较均衡,认为不是由于压差造成的封隔器不密封,考虑到封隔器在井下连续工作6年以上,而且该井比较深,封隔器长时间处于高温高压环境,使封隔器密封件老化损坏,封隔器胶皮失效,因此认为该井封隔器不密封的原因是封隔器在井下工作时间过长造成的。

图1 g1井注入剖面测井解释成果图3.2 长时间注水开发,部分注水井的套管发生变形、腐蚀现象,造成封隔器不密封g 2井是大港油田1口油套分注井,封隔器位于2010135m,用于封隔套管注入水和从油管上返到油套空间的注入水。

为了解射开层位的吸水情况,2007年3月该井进行氧活化水流测井,测井资料反映在封隔器位置水流量不为0,有向下的注入水的流动(见图2),说明套管的注入水流经2010135m 封隔器进入35、36、37号层,说明2010135m 封隔器不密封,分层注水未达到设计目的。

作业区怀疑是由于套管存在腐蚀变形引起的封隔器不密封,因此在重新下入封隔器之前进行四十臂井径成像测#364#测 井 技 术 2008年图2g2井氧活化水流测井解释成果图井,发现该井在封隔器位置确实存在套变情况,分析认为该井是由于套管变形引起封隔器胶皮与套管之间存在间隙,引起的封堵油套空间不密封,导致分层注水失效。

在没有套变的位置重新下入封隔器,验封后发现封隔器密封。

3.3封隔器坐封在射孔位置引起封隔器不密封g3井是大港油田1口分层注水井,该井喇叭口位于144115m,封隔器设计位置在1419151m(在7号层和8号层之间),该井只对8号层注水,7号层没有进行注水。

为了解该井的吸水情况进行同位素注水剖面测井,同位素曲线反映在7号层有高放射性异常,同位素示踪曲线也反映同位素上返到了7号层,说明注入水由喇叭口进入油套空间后流经封隔器进入7号层(见图3)。

分析该井的封隔器实际下入位置在1410m,比实际位置下浅了915m,下在了7号层的射孔位置上,分析认为该井是由于封隔器卡封在射孔层段上,套管由于射孔套管形状由原来的圆形变为不规则形状。

当封隔器胶皮胀开后胶皮与套管之间存在间隙,不能有效地封堵油套空间,造成封隔器不密封从而导致分层注水失败。

因此在下入封隔器时下入位置准确与否非常关键,应尽力避开射孔位置。

3.4由于层间压差过大,造成封隔器解封g4井是冀东油田的1口分层注水井,该井分层注水时下入两级三段分层注水管柱,由于井组注水开发需要,正常注水时第3个配水器关闭。

但在注水剖面测井时发现主要吸水层段是第3段,怀疑3056126m封隔器不密封。

综合分析认为,第3段图3g3井注水剖面测井解释成果图注水层在笼统注水时就是个低压主要吸水层,分层注水后,由于地层压力低造成3056126m处的封隔器上下压差使得封隔器上的洗井通道被打开,注入水经洗井通道进入第3段射孔层段,造成分层注水失败。