CN105370262B - Co2驱流量监测方法 - Google Patents
Co2驱流量监测方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105370262B CN105370262B CN201510696890.9A CN201510696890A CN105370262B CN 105370262 B CN105370262 B CN 105370262B CN 201510696890 A CN201510696890 A CN 201510696890A CN 105370262 B CN105370262 B CN 105370262B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- measuring point
- measured
- indicate
- well testing
- spectral peak
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 79
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 64
- 230000003434 inspiratory effect Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 11
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 60
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 33
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 claims description 15
- 238000009499 grossing Methods 0.000 claims description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 7
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
本发明涉及CO2驱流量监测方法，属于油田开发注入剖面监测方法。包括以下步骤：(1)待测试井的测点设计；(2)为待测试井加装井口防喷装置；(3)待测试井监测参数的采集；(4)对步骤(3)获取的某一个设计测点监测参数进行处理，确定该测点对应的质量流量Qm,1或体积流量QV,1；(5)根据步骤(4)对其余各个设计测点的监测参数进行处理，确定第i个测点对应的质量流量Qm,i或体积流量QV,i；(6)根据管柱结构和步骤(4)、(5)，确定待测试井CO2注入层的吸气量。本发明采用脉冲中子氧活化技术，确定CO2注入井多个流道的CO2流量，并根据管柱结构构建射孔层CO2吸气量解释模型，使得解释精度更高，为优化CO2驱开发方案提供支持。
Description
技术领域
本发明涉及CO2驱流量监测方法，属于油田开发注入剖面监测方法。
背景技术
CO2驱是高含水期油藏提高采收率的有效手段之一，得到了国内许多油田的关注。常规的井下流体流量监测技术包括涡轮流量计、放射性同位素示踪方法、热示踪方法、电磁流量计、脉冲中子氧活化测井技术，由于CO2流体在井筒中存在相态、密度等变化，且不是导体，导致了如下问题：涡轮流量计响应规律复杂且不稳定；放射性同位素示踪剂不能在流体中有效悬浮；热示踪方法测井响应信号微弱且响应规律不稳定；电磁流量计没有响应；CO2流动时间谱不能完全按照水流时间谱的解释方法处理，但脉冲中子氧活化测井技术测井响应信号强度高，对管柱结构的适应性广，现阶段是监测CO2流体流动的最经济有效手段。
ZL200910222370.9公开了CO2注入剖面测井方法，首先在防喷管中注入柴油，并在防喷盒中注密封脂，然后用脉冲中子氧活化技术获取压力、温度、 CO2流动时间谱等参数，进而计算出体积流量，但其存在两方面不足：(1)在对测点处CO2流体密度的解释过程中，采用20米压力梯度折算平均密度，不能满足高精度解释需要，同时这种折算方法的适用条件是流体处于静止状态或稳定注入状态，但现场测试时注入压力均会在一定范围内波动，部分井在测试过程中注入压力上升幅度较大，此时采用压力梯度折算的密度偏差过大甚至为负值，最终影响解释精度；(2)在对测点处CO2流体体积流量的解释过程中，采用水流时间谱解释模型处理CO2流动时间谱，受CO2流动时间谱的对称性较差的影响，导致解释流量偏差较大。
发明内容
本发明的目的是为了解决现有技术存在的CO2流量解释过程中用压力差折算流体密度、直接用水流谱解释模型处理CO2流谱导致流量解释偏差过大的缺陷，进而提出一种CO2驱流量监测方法。
本发明的目的是这样实现的：
一种CO2驱流量监测方法，包括以下步骤：
1、待测试井的测点设计。根据待测试井的射孔层深度等基本情况和管柱结构设计测点，记录总的测点个数为N。
2、为待测试井加装井口防喷装置。
3、待测试井监测参数的采集。通过脉冲中子氧活化测井技术获取步骤1 设计测点处的温度、压力和CO2流动时间谱参数。
4、对步骤3获取的某一个设计测点的监测参数进行处理，确定该测点的质量流量Qm,1或体积流量QV,1；
4.1、若设计测点位于油套环空内，此时可以获取设计测点处的CO2流动时间谱，进而确定设计测点处的体积流量QV，1，具体步骤如下：
4.1.1、对测点处的CO2流动时间谱滤波光滑化。对测点处的CO2流动时间谱进行启发式小波变换硬阈值滤波，实现CO2流动时间谱的光滑化，记录光滑化后的CO2流动时间谱为(T,y)，其中T表示记录的道数，y表示对应道数上的计数率；
4.1.2、确定步骤4.1.1所得CO2流动时间谱的谱峰段A。在CO2流动时间谱上选择靠近谱峰的近水平段作为背景段，确定背景段的均值μ和均方差σ，以y>μ+2σ为标准，确定出谱峰段A，记录谱峰段A对应的最大计数率yAmax与最小计数率yAmin之差为fA；
4.1.3、将步骤4.1.2确定的谱峰段A的fA进行均分，分别确定谱峰段B、 C、D、E。具体步骤为：记录yB＝yAmin+0.2fA，从谱峰段A的起始位置开始，向右搜索计数率值与yB最接近的时间谱点，作为谱峰段B的起始点；从谱峰段A的终止位置开始，向左搜索计数率值与yB最接近的时间谱点，作为谱峰段B的终止点；根据谱峰段B的起始点和终止点，可以确定出谱峰段B。记录yC＝yAmin+0.4fA，按上述方法确定谱峰段C；记录yD＝yAmin+0.6fA，按上述方法确定谱峰段D；记录yE＝yAmin+0.8fA，按上述方法确定谱峰段E；
4.1.4、确定设计测点处的体积流量QV,1。根据式(1)确定体积流量QV,1：
其中：
th表示中子爆发持续时间；TA,1表示谱峰段A的起始点对应道数；TA,2表示谱峰段A的终止点对应道数，TB,1、TB,2、TC,1、TC,2、TD,1、TD,2、TE,1、TE,2分别表示谱峰段B、C、D、E的起、止点对应的道数，yi表示第i道对应的计数率， ti表示第i道对应的时间，PC表示待解释流道横截面积，L表示源距。
4.2、若设计测点位于油管内或油管喇叭口之下的套管内，此时可以获取设计测点处的压力、温度、CO2流动时间谱。基于测得的温度、压力参数，确定设计测点处的流体密度ρ，进而确定该设计测点处的质量流量Qm,1：
4.2.1、基于测得的温度、压力参数，根据式(2)确定设计测点处的流体密度ρ：
其中，ρEXP-RK表示基于EXP-RK气体状态方程确定的密度，ρTong表示基于 Tong气体状态方程确定的密度。
4.2.2、确定设计测点处的质量流量Qm，1。根据式(3)确定质量流量Qm，1：
Qm,1＝ρ×QV,1 (3)
其中，QV,1为步骤4.1.4确定的设计测点处的体积流量。
5、根据步骤4对其余各个设计测点的监测参数进行处理，确定第i个测点的质量流量Qm,i或体积流量QV,i(i＝2,3,…,N)。
6、根据管柱结构和步骤(4)、(5)确定的质量流量Qm,i或体积流量QV,i (i＝1,2,3,…,N)，确定待测试井CO2注入层的吸气量。
6.1、在井口采用同一压力且不对各CO2注入层进行分置处理的注入方式，即笼统注入方式，从油管注入CO2，且油管喇叭口位于待测试井CO2注入层之下时，根据式(4)确定待测试井第k个CO2注入层的体积吸气量QXV,k：
其中，设计测点Ak位于待测试井第k个CO2注入层的下方，设计测点Bk位于待测试井第k个CO2注入层的上方，QA,k表示设计测点A处体积流量；QB,k表示设计测点B处体积流量；Qh,k表示到达第k个CO2注入层下方的参考状态下的CO2体积流量。
所谓参考态下的CO2体积流量，是指在特定温度、压力下的CO2体积流量，不妨记为Q0。对于待测试井深度最深的CO2注入层，即从下方往上方数，排序第1的CO2注入层，式(4)中的Qh,1为Q0，根据式(4)确定该注入层的体积吸气量为QXV,1；对于待测试井从下方往上方数，排序第2的CO2注入层，式(4)中的Qh,2为(Q0-QXV,1)；根据式(4)确定其余各注入层的体积吸气量时，式(4)中的Qh,k类似取值。
6.2、采用笼统注入方式从油管注入CO2，且油管喇叭口位于待测试井CO2注入层之上时，此时设计测点位于油管内或油管喇叭口下的套管内，根据步骤4.2确定各个设计测点处的质量流量Qm,i，进而根据式(5)确定待测试井第 k个CO2注入层质量吸气量QXm,k：
QXm,k＝Qm,1-Qm,2 (5)
其中，QXm,k表示待测试井第k个CO2注入层的质量吸气量；Qm,1表示紧邻待测试井第k个CO2注入层的上方设计测点的质量流量；Qm,2表示紧邻待测试井第k个CO2注入层的下方设计测点的质量流量。
根据式(6)确定待测试井第k个CO2注入层在参考态下的体积吸气量 QXV.k：
其中，M表示待测试井CO2注入层的总层数；QXm.i(i＝1,2,3,…,M)表示待测试井第i个CO2注入层的质量吸气量；QL表示井底漏失质量流量；Q0表示参考状态下体积流量。
6.3、通过下入封隔器、配气器等工具组成分层配注管柱，根据层位要求，注入相应的气量，即卡封分段配注方式，从油管注入CO2，根据油管内配气器上下部设计测点的监测参数，按照步骤6.2确定各分段实际吸气量；根据分段内设计测点的CO2流动时间谱，按照步骤6.1确定分段内的待测试井CO2注入层吸气量。
本发明的有益效果是：采用脉冲中子氧活化技术，在测点设计的基础上，获取测点处的温度、压力和CO2流动时间谱参数，通过构建新的CO2体积流量解释模型和测点处CO2密度解释模型，确定CO2注入井多个流道的CO2流量，并根据管柱结构构建了新的射孔层CO2吸气量解释模型，使得解释精度更高，为优化CO2驱开发方案提供支持。
附图说明
图1是本发明的方法流程框图；
图2是中原油田P1井管柱结构及设计测点示意图；
图3是中原油田P1井设计测点1000.0m处间谱图(含D1、D2、D3探头时间谱)；
图4是中原油田P1井设计测点1000.0m处D2时间谱滤波效果及背景段选取示意图；
图5是谱峰段A、B、C、D、E的选取示意图；
图6是中原油田P2井管柱结构及设计测点示意图；
图7是中原油田P3井管柱结构及设计测点示意图；
图8是中原油田P4井设计测点1888.0m处时间谱图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
实施例1：
1、待测试井的测点设计。以中原油田P1井为例，按照图1所示的步骤进行处理，该井管柱结构和设计测点如图2所示，该井为笼统注入方式，从油管注入CO2，油管喇叭口在射孔层下方，实心圆点表示测点位置，箭头表示流体流动方向，该井基本情况及测点设计如表1所示。
表1 P1井基本情况
2、为待测试井加装井口防喷装置。
井口加装双翼防喷器，双翼防喷器上安装防喷管，防喷管上安装防喷盒，防喷盒中带有测井仪器。开井前，向防喷盒内注入密封脂，观察注脂压力，保持注脂压力高于该井注入压力3-5MPa，防喷盒溢流管有密封脂缓缓流出时，打开井口阀门，观察15-30分钟，确定井口及密封防喷装置无泄漏后，向井内下入脉冲中子氧活化仪器。在整个测量过程中，始终观测防喷盒溢流管口，通过调节注脂压力使得防喷盒溢流管口有密封脂缓缓流出。可以通过听声音、看接口处有无液体渗出甚至结冰等方法来确定有无泄漏。
3、待测试井监测参数的采集，以设计测点1000.0m为例。
利用脉冲中子氧活化仪器，在设计测点1000.0m处进行点测，得到压力、温度、CO2流动时间谱等参数，其中温度、压力参数如表2所示，CO2流动时间谱如图3所示，其中横坐标表示计数道数，纵坐标表示计数率，该图显示了脉冲中子氧活化仪器D1、D2、D3探头在不同计数道对应的计数率。
表2 温度、压力参数
4、对步骤3获取的设计测点1000.0m处的监测参数进行处理，以图3中 D2探头计数率为例。
4.1、基于步骤3获取的CO2流动时间谱，确定该设计测点的体积流量QV，1。
4.1.1、对该设计测点的CO2流动时间谱滤波光滑化。对CO2流动时间谱进行启发式小波变换硬阈值滤波，实现时间谱的光滑化，记录光滑化后的时间谱为(T,y)，其中T表示记录的道数，y表示对应道数上的计数率；
4.1.2、确定步骤4.1.1所得CO2流动时间谱的谱峰段A。在CO2流动时间谱上选择靠近谱峰的近水平段作为背景段，确定背景段的均值μ＝12.3954和均方差σ＝0.8070，以y>μ+2σ为标准，确定出谱峰段A，记录谱峰段A对应的最大计数率yAmax与最小计数率yAmin之差为fA＝11.7381；
4.1.3、将上述步骤4.1.2确定的谱峰段A的fA进行均分，分别确定谱峰段B、C、D、E。具体步骤为：记录yB＝yAmin+0.2fA，从谱峰段A的起始位置开始，向右搜索计数率值与yB最接近的时间谱点，作为谱峰段B的起始点；从谱峰段A的终止位置开始，向左搜索计数率值与yB最接近的时间谱点，作为谱峰段B的终止点；根据谱峰段B的起始点和终止点，可以确定出谱峰段B。记录yC＝yAmin+0.4fA，按上述方法确定谱峰段C；记录yD＝yAmin+0.6fA，按上述方法确定谱峰段D；记录yE＝yAmin+0.8fA，按上述方法确定谱峰段E；
4.1.4、确定该设计测点的体积流量QV,1为66.4m3/d。根据式(1)确定体积流量QV,1：
其中：
th表示中子爆发持续时间；TA,1表示谱峰段A的起始点对应道数；TA,2表示谱峰段A的终止点对应道数，TB,1、TB,2、TC,1、TC,2、TD,1、TD,2、TE,1、TE,2分别表示谱峰段B、C、D、E的起、止点对应的道数，yi表示第i道对应的计数率， ti表示第i道对应的时间，PC表示待解释流道横截面积，L表示源距。
4.2、根据步骤3测得的温度、压力参数，确定设计测点处的流体密度ρ，进而确定质量流量Qm,1：
4.2.1、基于测得的温度、压力参数，按照式(2)确定设计测点处的流体密度ρ＝783.41kg/m3。
其中，ρEXP-RK表示基于EXP-RK气体状态方程确定的密度，ρTong表示基于 Tong气体状态方程确定的密度。
4.2.2、确定设计测点处的质量流量Qm，1为52.2t/d。根据式(3)确定质量流量Qm，1：
Qm,1＝ρ×QV,1 (3)
其中，QV,1表示根据步骤4.1.4确定的设计测点处的体积流量。
5、根据步骤4，对其余各个设计测点的监测参数进行处理，确定质量流量Qm,i或体积流量QV,i(i＝2,3,…,7)，如表3所示：
表3 P1井各设计测点解释流量
6、根据管柱结构和步骤5确定的体积流量QV,i，(i＝1,2,…,7)，根据式(4) 确定待测试井第k个CO2注入层的体积吸气量QXV,k,如表4所示：
如图2所示，设计测点Ak位于待测试井第k个CO2注入层的下方，设计测点Bk位于待测试井第k个CO2注入层的上方，QA,k表示设计测点A处体积流量； QB,k表示设计测点B处体积流量；Qh,k表示到达第k个CO2注入层下方的参考状态下的CO2体积流量。
表4 P1井CO2注入层的吸气量
实施例2：
1、待测试井的测点设计。以中原油田P2井为例，按照图1所示的步骤进行处理，该井管柱结构和设计测点如图6所示，该井为笼统注入方式，从油管注入CO2，油管喇叭口在射孔层上方，实心圆点表示测点位置，箭头表示流体流动方向，该井的基本情况及测点设计如表5所示。
表5 P2井基本情况
2、参照实施例1中的步骤2-5，对各个设计测点的监测参数进行处理，确定质量流量Qm,i及体积流量QV,i(i＝1,2,…,5)，如表6所示：
表6 P2井各设计测点解释流量
3、根据表6中给出的质量流量Qm,i(i＝1,2,…,5)，确定该井CO2注入层的吸气量，根据式(5)确定该井第k个CO2注入层质量吸气量QXm,k，见表7：
QXm,k＝Qm,1-Qm,2 (5)
其中，QXm,k表示该井第k个CO2注入层的质量吸气量；Qm,1表示紧邻该井第k个CO2注入层的上方设计测点的质量流量；Qm,2表示紧邻该井第k个CO2注入层的下方设计测点的质量流量。
根据式(6)确定该井第k个CO2注入层在参考态下的体积吸气量。
其中，M表示该井CO2注入层的总层数；Qm.i(i＝1,2,3,…,M)表示该井第i个 CO2注入层的质量吸气量；QL表示井底漏失质量流量；Q0表示参考状态下体积流量，QXV.k表示参考态下该井第k个CO2注入层的体积吸气量。
P2井CO2注入层的吸气量如表7所示：
表7 P2井CO2注入层的吸气量
实施例3：
1、待测试井的测点设计。以中原油田P3井为例，按照图1所示的步骤进行处理，该井管柱结构和设计测点如图7所示，该井为卡封分段配注方式从油管注入CO2，图中标注了配注器、设计测点、射孔小层的相对位置，并给出了配注器和设计测点的深度，实心圆点表示测点，记封隔器1与封隔器2 之间为分段1，封隔器2到井底之间为分段2。该井的基本情况及测点设计如表8所示。
表8 P3井基本情况
2、参照实施例1中的步骤2-5，对各个设计测点的监测参数进行处理，确定质量流量Qm,i及体积流量QV,i，(i＝1,2,…,4)结果如表9所示：
表9 P3井各设计测点解释流量
其中，根据设计测点2270.3m和2280.4m油管内的质量流量，确定两个封隔器之间分段的实际吸气量为35.4t/d。
3、根据各测点的质量流量Qm,i及体积流量QV,i，(i＝1,2,…,4)，确定该井CO2注入层的吸气量。其中分段1体积吸入量为41.1m3/d、分段2体积吸入量为 33.5m3/d；分段1内的层1的体积吸气量为27.4m3/d、分段1内的层2的体积吸气量为13.7m3/d。如表10所示：
表10 P3井CO2注入层的吸气量
对比例：
以中原油田P4井CO2注入测试资料为例，说明本发明方法较 ZL200910222370.9提供的方法优越。
设计测点708.8m、1888.0m、2256.8m，均位于油管内部，采用脉冲中子氧活化方法测得1888.0m处的CO2流动时间谱如图8所示，其中D2谱线的双峰表明油管、油套环空存在CO2流体向下流动，即油管在1888.0m深度以上位置存在漏失。
分别采用ZL200910222370.9及本发明方法确定相对漏失量，具体内容如表11所示。
表11 ZL200910222370.9与本发明方法相对漏失量的对比
ZL200910222370.9没有考虑油管内和油套环空内的流体密度差异，当绝对漏失量很小时，由于油管内外压力的差异，使得油套环空中的体积流量很大，通过体积流量确定的相对漏失量为24.7％～28.1％；本发明基于漏失段上下方设计测点处测试资料解释质量流量，通过质量流量准确确定相对漏失量为0.36％，因此本发明相对ZL200910222370.9的解释流量偏差小，精度高。
Claims (4)
1.CO2驱流量监测方法，其特征在于包括以下步骤：
(1)待测试井的测点设计：根据待测试井的射孔层深度基本情况和管柱结构设计测点，记录总的测点个数是N；
(2)为待测试井加装井口防喷装置；
(3)待测试井监测参数的采集：通过脉冲中子氧活化测井技术获取步骤(1)设计测点处的温度、压力和CO2流动时间谱参数；
(4)对步骤(3)获取的某一个设计测点监测参数进行处理，确定该测点对应的质量流量Qm,1或体积流量QV,1；
(5)根据步骤(4)对其余各个设计测点的监测参数进行处理，确定第i个测点对应的质量流量Qm,i或体积流量QV,i(i＝2,3,…,N)；
(6)根据管柱结构和步骤(4)、(5)确定的质量流量Qm,i或体积流量QV,i(i＝1,2,3,…,N)，确定待测试井CO2注入层的吸气量；
若设计测点位于油套环空内，按以下步骤确定体积流量QV，1：
(1)对测点处的CO2流动时间谱滤波光滑化：对测点处的CO2流动时间谱进行启发式小波变换硬阈值滤波，实现CO2流动时间谱的光滑化，记录光滑化后的CO2流动时间谱为(T,y)，其中T表示记录的道数，y表示对应道数上的计数率；
(2)确定步骤(1)所得CO2流动时间谱的谱峰段A：在CO2流动时间谱上选择靠近谱峰的近水平段作为背景段，确定背景段的均值μ和均方差σ，以y＞μ+2σ为标准，确定出谱峰段A，记录谱峰段A对应的最大计数率yAmax与最小计数率yAmin之差为fA；
(3)将步骤(2)确定的谱峰段A的fA进行均分，分别确定谱峰段B、C、D、E，具体步骤为：记录yB＝yAmin+0.2fA，从谱峰段A的起始位置开始，向右搜索计数率值与yB最接近的时间谱点，作为谱峰段B的起始点；从谱峰段A的终止位置开始，向左搜索计数率值与yB最接近的时间谱点，作为谱峰段B的终止点；根据谱峰段B的起始点和终止点，可以确定出谱峰段B；记录yC＝yAmin+0.4fA，按上述方法确定谱峰段C；记录yD＝yAmin+0.6fA，按上述方法确定谱峰段D；记录yE＝yAmin+0.8fA，按上述方法确定谱峰段E；
(4)确定设计测点处的体积流量QV,i：根据式(1)确定体积流量QV,i：
其中：
th表示中子爆发持续时间；TA,1表示谱峰段A的起始点对应道数；TA,2表示谱峰段A的终止点对应道数，TB,1、TB,2、TC,1、TC,2、TD,1、TD,2、TE,1、TE,2分别表示谱峰段B、C、D、E的起、止点对应的道数；yi表示第i道对应的计数率，ti表示第i道对应的时间，PC表示待解释流道横截面积，L表示源距；
若设计测点位于油管内或油管喇叭口之下的套管内，按以下步骤确定质量流量Qm,i：
(1)基于测得的温度、压力参数，根据式(2)确定设计测点处的流体密度ρ：
其中，ρEXP-RK表示基于EXP-RK气体状态方程确定的密度，ρTong表示基于Tong气体状态方程确定的密度；
(2)确定设计测点处的质量流量Qm,i，根据式(3)确定质量流量Qm,i：
Qm,i＝ρ×QV,i (3)
其中，QV,i表示根据式(1)确定的设计测点处的体积流量。
2.根据权利要求1所述的CO2驱流量监测方法，其特征在于：采用笼统注入方式从油管注入CO2，且油管喇叭口位于待测试井CO2注入层之下，根据式(4)确定待测试井第k个CO2注入层的体积吸气量QXV,k：
其中，设计测点Ak位于待测试井第k个CO2注入层的下方，设计测点Bk位于待测试井第k个CO2注入层的上方，QA,k表示设计测点A处体积流量；QB,k表示设计测点B处体积流量；Qh,k表示到达第k个CO2注入层下方的参考状态下的CO2体积流量。
3.根据权利要求1所述的CO2驱流量监测方法，其特征在于：采用笼统注入方式从油管注入CO2，且油管喇叭口位于待测试井CO2注入层之上，根据式(5)确定待测试井第k个CO2注入层质量吸气量QXm,k：
QXm,k＝Qm,1-Qm,2 (5)
其中，QXm,k表示待测试井第k个CO2注入层的质量吸气量；Qm,1表示紧邻待测试井第k个CO2注入层的上方设计测点的质量流量；Qm,2表示紧邻待测试井第k个CO2注入层的下方设计测点的质量流量；
根据式(6)确定待测试井第k个CO2注入层在参考态下的体积吸气量QXV.k：
其中，M表示待测试井CO2注入层的总层数；QXm.i(i＝1,2,3,…,M)表示待测试井第i个CO2注入层的质量吸气量；QL表示井底漏失质量流量；Q0表示参考状态下体积流量。
4.根据权利要求1所述的CO2驱流量监测方法，其特征在于：采用卡封分段配注方式从油管注入CO2，确定分段内的待测试井CO2注入层吸气量，具体步骤如下：
(1)根据式(1)、(3)确定各测点的体积流量QV,i或质量流量Qm,i：
其中：
th表示中子爆发持续时间；TA,1表示谱峰段A的起始点对应道数；TA,2表示谱峰段A的终止点对应道数，TB,1、TB,2、TC,1、TC,2、TD,1、TD,2、TE,1、TE,2分别表示谱峰段B、C、D、E的起、止点对应的道数；yi表示第i道对应的计数率，ti表示第i道对应的时间，PC表示待解释流道横截面积，L表示源距；
Qm,i＝ρ×QV,i (3)
其中，QV,i表示根据式(1)确定的设计测点处的体积流量；
(2)根据式(5)确定待测试井第k个CO2注入分段的质量吸气量QXm,k：
QXm,k＝Qm,1-Qm,2 (5)
其中，QXm,k表示待测试井第k个CO2注入分段的质量吸气量；Qm,1表示紧邻待测试井第k个CO2注入分段的上方设计测点的质量流量；Qm,2表示紧邻待测试井第k个CO2注入分段的下方设计测点的质量流量；
根据式(6)确定待测试井第k个CO2注入分段在参考态下的体积吸气量QXV.k：
其中，M表示待测试井CO2注入分段的总分段数；QXm.i(i＝1,2,3,…,M)表示待测试井第i个CO2注入分段的质量吸气量；QL表示井底漏失质量流量(若无漏失，则QL＝0)；Q0表示参考状态下体积流量；
(3)根据式(4)确定待测试井注入分段内第k个CO2注入层的体积吸气量QXV,k：
其中，设计测点Ak位于待测试井第k个CO2注入层的下方，设计测点Bk位于待测试井第k个CO2注入层的上方，QA,k表示设计测点A处体积流量；QB,k表示设计测点B处体积流量；Qh,k表示到达第k个CO2注入层下方的参考状态下的CO2体积流量。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510696890.9A CN105370262B (zh) | 2015-10-22 | 2015-10-22 | Co2驱流量监测方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510696890.9A CN105370262B (zh) | 2015-10-22 | 2015-10-22 | Co2驱流量监测方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105370262A CN105370262A (zh) | 2016-03-02 |
| CN105370262B true CN105370262B (zh) | 2019-01-08 |
Family
ID=55372820
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510696890.9A Active CN105370262B (zh) | 2015-10-22 | 2015-10-22 | Co2驱流量监测方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105370262B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110566187B (zh) * | 2018-06-06 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 火驱注气井吸气剖面测试装置及方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4028546A (en) * | 1975-11-03 | 1977-06-07 | Texaco Inc. | Behind well casing water flow detection system |
| US5461909A (en) * | 1993-05-21 | 1995-10-31 | Halliburton Logging Services, Inc. | Oxygen activation method for quantitative water flow measurements within and behind well bore casing |
| NO178947B (no) * | 1989-10-02 | 1996-03-25 | Schlumberger Technology Bv | Fremgangsmåte og apparat for deteksjon og kvantifisering av vannströmning ved hjelp av kjerneaktivering av oksygen |
| US5949069A (en) * | 1997-11-14 | 1999-09-07 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for measuring volumetric water flow rates in highly inclined wellbores |
| CN101769149A (zh) * | 2009-11-16 | 2010-07-07 | 大庆油田有限责任公司 | Co2注入剖面测井方法 |
| CN104453814A (zh) * | 2014-12-05 | 2015-03-25 | 贵州航天凯山石油仪器有限公司 | 一种油田注入二氧化碳的流量检测方法及装置 |
| CN104481507A (zh) * | 2014-12-05 | 2015-04-01 | 贵州航天凯山石油仪器有限公司 | 一种油田注入二氧化碳活塞式流量检测方法及装置 |
| CN204266986U (zh) * | 2014-10-17 | 2015-04-15 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 二氧化碳驱油田采油井井口装置 |
-
2015
- 2015-10-22 CN CN201510696890.9A patent/CN105370262B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4028546A (en) * | 1975-11-03 | 1977-06-07 | Texaco Inc. | Behind well casing water flow detection system |
| NO178947B (no) * | 1989-10-02 | 1996-03-25 | Schlumberger Technology Bv | Fremgangsmåte og apparat for deteksjon og kvantifisering av vannströmning ved hjelp av kjerneaktivering av oksygen |
| US5461909A (en) * | 1993-05-21 | 1995-10-31 | Halliburton Logging Services, Inc. | Oxygen activation method for quantitative water flow measurements within and behind well bore casing |
| US5949069A (en) * | 1997-11-14 | 1999-09-07 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for measuring volumetric water flow rates in highly inclined wellbores |
| CN101769149A (zh) * | 2009-11-16 | 2010-07-07 | 大庆油田有限责任公司 | Co2注入剖面测井方法 |
| CN204266986U (zh) * | 2014-10-17 | 2015-04-15 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 二氧化碳驱油田采油井井口装置 |
| CN104453814A (zh) * | 2014-12-05 | 2015-03-25 | 贵州航天凯山石油仪器有限公司 | 一种油田注入二氧化碳的流量检测方法及装置 |
| CN104481507A (zh) * | 2014-12-05 | 2015-04-01 | 贵州航天凯山石油仪器有限公司 | 一种油田注入二氧化碳活塞式流量检测方法及装置 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 氧活化测井技术在二氧化碳吸气剖面中的新应用;徐海涛等;《石油仪器》;20111031;第25卷(第5期);第42-48页 |
| 液态二氧化碳实验区注入状况实析;宋佳等;《石油仪器》;20130430;第27卷(第2期);第66-68页 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105370262A (zh) | 2016-03-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Davarpanah et al. | Integrated production logging tools approach for convenient experimental individual layer permeability measurements in a multi-layered fractured reservoir | |
| CN108241181B (zh) | 一种断层封闭性的评价方法 | |
| CN105756674B (zh) | 模拟地层条件的裂缝—基质耦合流动损害评价装置与方法 | |
| CN106522928B (zh) | 一种酸化压裂后停泵测井口压降不稳定试井方法 | |
| CN106246170B (zh) | 五岩芯联测物理模拟装置及流体性质识别方法 | |
| CN109001438A (zh) | 一种封缝堵气实验模拟装置及测试方法 | |
| CN111075441B (zh) | 一种边底水稠油油藏热采后冷采三维物理模拟实验装置及方法 | |
| CN104564043B (zh) | 一种气体测试致密储层缝网导流能力的导流室及其工作方法 | |
| CN106896212A (zh) | 监测深水钻井液侵入过程水合物储层物性变化的装置 | |
| CN104594889B (zh) | 一种准确测定油井剩余油储集位置的装置及其方法 | |
| EP3631165A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| CN109736788A (zh) | 一种判别化学驱前缘波及状态的实验方法 | |
| CN109441415A (zh) | 基于邻井干扰的聚合物驱油藏测试井的试井解释方法 | |
| CN204327083U (zh) | 一种气体测试致密储层缝网导流能力的导流室 | |
| Ma et al. | Simulation and interpretation of the pressure response for formation testing while drilling | |
| CN108507919A (zh) | 一种径向流流动模式下页岩全直径岩心启动压力测试方法 | |
| CN206205885U (zh) | 复杂内边界多热源举升井筒多相流动实验装置 | |
| CN202850974U (zh) | 低产液井油气水三相产出剖面测井仪 | |
| CN105370262B (zh) | Co2驱流量监测方法 | |
| CN205280545U (zh) | 适用于核磁共振分析与成像系统的渗流试验砂柱或土柱 | |
| CN108106687A (zh) | 一种含软夹层的基岩地下水流网探究方法及双胶囊止水器 | |
| CN108663285A (zh) | 针对常压地层新型页岩气现场解吸试验装置及试验方法 | |
| CN106019378B (zh) | 一种时移测井曲线的动态重构方法 | |
| Wade et al. | Production logging-the key to optimum well performance | |
| CN105909240A (zh) | 井底压力测试、聚合物驱替前缘位置监测和储层评价方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |