油气田监测与动态分析技术
中国海洋石油总公司制定的《海上油气田开发井动态监测技术要求》规定了公司所属油气田的油、气、注水井和观测井动态监测资料的内容和要求。其内容和要求:单井产能监测；油井的油样取样要求和含水率监测；液体性质监测；井口数据采集要求；地层压力监测；油井产液剖面的监测；注水井监测要求。
二、油气田监测技术
目前海上人工举升的油井占很大比重。由于海上生产平台条件的限制，人工举升方式主要是电潜泵和气举采油，少数井采用螺杆泵、喷射泵、增压泵等采油方式。因此，使用的监控技术也不同。
(一)自喷井电缆油管测井监测技术
惠州21-1、惠州26-1油田和西江30-2油田采用国际先进的井下作业监控系统，通过电缆油管作业技术，配合一系列仪器和工具进行生产测井(PLT)，获取井温、分层含水率、产量、井底压力等数据。
常规生产测井可以确定油井的产液位置、流体类型和比例、井下温度、井下压力和流体流量，监测油藏消耗过程，发现水侵位置、气侵位置和油水界面变化，为油井配产提供重要依据。
通过对生产测井资料的系统分析，可以掌握储层变化，采取相应措施，使油井(或油田)保持最佳生产状态，解决油田高产和提高采收率的问题。
根据西江30-2油田的生产测井资料，发现影响产油量的主要原因是水层的水倒灌到油层中，因此采取了相应的措施，保证了油田的高速生产。
目前已经建立了几个三相斜井和水平井模型，并根据经验公式编制了解释软件。可以定性解释所有井下情况，定量解释90%以上的井况。
(二)电潜泵井监测技术
通过海上油田开采实践，逐步形成了一套适用于不同油藏特征、不同生产方式(分采合采)、不同管柱结构的电潜泵井监测技术系列:“Y”型管柱测试技术；压力测量阀测试技术:井下压力测量装置(PSI和PHD)测试技术；毛细管测试技术；无线电波传输测试技术；液位检测技术等。
1.“Y”型管柱测试技术
y形管柱是电潜泵井采油和测试的专用管柱，仅适用于有油套管的油井。顾名思义，Y形管柱是指在油井生产管柱的上端安装一个Y形接头，其一侧挂有电潜泵机组，另一侧挂有可到达油层的测试管柱。测试管柱的这一侧有一个工作筒，筒内放置一个塞子。测试时，先通过钢丝作业将生产塞捞出，然后将组合测试工具串连同测试塞一起下入井内，测试塞卡在工作筒内，测试工具串继续下到预定测试位置进行测试。该方法可测试任意位置的油井温度、压力和产液剖面，既可用于分层测试，也可用于单层生产或多层分采井，解决了电潜泵井不抽油可分层生产，可随时测试的问题。该技术是渤海湾电泵井测试的主要方法之一。
2.测压阀测试技术
它是一种机械式压力测量装置，本身不能测量压力。不能连续监测，但能准确测量泵出口和入口的压力和温度。适用于具有自溢流能力的单层或多层合采井。它具有测试时操作方便、运行中出现事故时易于处理、成本低等特点。该技术已在南海西部渤海湾和北部湾的部分电潜泵油井中得到应用。
3.井下压力测量装置(PSI和PHD)测试技术
它属于电子式压力测量系统，是随完井管柱一起下放的压力测量装置。它可以在平台上随时连续监测、读取泵悬挂器处的压力和温度，PSI测试系统还可以在关断后测试井下单元系统的隔热性能。适用于单层生产或多层合采井。该技术已在南海西部渤海湾和北部湾的部分电潜泵油井中得到应用。
4.毛细管钢管检测技术
压力通过毛细钢管传递，可以连续工作和监测。装置的井下部分通过充有工业氮气或氦气的毛细管钢管将井下压力传输到平台(地面)，平台上的仪表由压力变送器和数据采集系统组成。其特点是可在平台上随时直接读取井下压力和压力恢复数据，并具有数据存储功能。该技术一般用于电潜泵井的长期生产监测、压力恢复测试、压降测试和干扰试井。另外，毛细管钢管测压装置可以下到油层中，测量油层段的压力数据。由于地下没有电气元件，测试设备一般比较耐用，可重复使用，测试精度高。毛细管测试技术适用于单层生产井或多层生产井。如绥中36-1油田J区为无人平台，采用该技术的监测井占该平台开发井总数的一半。现场应用表明，它比PSI、PHD等压力测量设备更耐用。
5.无线电波传输测试技术
这是90年代中后期发展起来的一种新型电潜泵井监测系统。井下部分随完井管柱下入，在管柱下部安装具有温度、压力、流量、密度等感应测试功能的耐高温耐腐蚀元件，将测得的参数调制成无线电波信号，以无线电波的形式传输到地面(平台)。地面(平台)装有信号接收和解调的监视器，能解调和还原接收到的信号，并具有显示、存储和远传功能。该技术已用于惠州32-2油田和惠州32-3油田的电潜泵井监测，取得了良好的效果。
6.液位测试技术
液位测试技术用于监测电潜泵井的动态液位深度，分析油井的供液情况。测试方法可分为回声液位测试(气枪双通道CJ-2和WSC-1计算机综合测试)和物料平衡液位测试。可以在不影响生产的情况下随时测试电潜泵井的动态液位，分析供应情况。使用WSC-1电脑综合测试仪测试时，其数据由电脑以曲线形式显示。该技术操作简单，在渤海湾地区的潜油电泵井中得到广泛应用。在绥中36-1油田、埕北油田等主要使用电潜泵采油的油田，每年动态液面监测井数不少于几十口。
(3)气井监测
气井监测系统主要采用静压监测来观察地层能量损失。
崖城13-1气田位于海南岛南部海域，于6月1996+10月1投产，平均每年进行两次系统试压。1997年5月，利用气田设备维修改造的机会，在全气藏关井5天后，对气井进行了测试、测压、测压力梯度。获取气藏地层压力，估算开发区气藏储量动用情况，获得了极有价值的信息，为后续增产措施提供了可靠依据，保证了该气田的稳定供气。
三。油气田动态分析(一)找出产油量低的原因，实施有效的增产措施。
文中36-1油田J区共有开发井16口。预测投产初期平均单井日产油94m3，全区日产油约1500m3，年产油50×1.04t..所有油井均采用电潜泵开采，如图10-31所示。
图10-31绥中36-l油田已开发区域井图
1997 65438+2月，该区投产，单井平均日产油47m3，全区平均日产油751m3，远低于方案预测。一些油井也因液体供应不足而停止抽水。通过动态分析，找出了油井产量低的主要原因。研究工作从两个方面入手:一是分析对比16井与邻区A、B的数据静态异同，二是分析钻完井作业施工情况，找出可能的影响因素。
1.静态数据分析
有效储层厚度(m):J区56.8，A ⅰ区73.2，A ⅱ区65.8，B区62.4。
储层孔隙度(%):J区32.6，A ⅰ区31.5，A ⅱ区32.2。
平均地面原油密度(g/cm3):J区0.962，AI区0.974，A ⅱ区0.957。
几个可能影响油井产能的数据，不会造成J区产量这么低。
2.油井对比
选取距离J13井350m的A2井进行对比，结果见表10-26。
邻井对比证明，J区低产不是储层因素造成的。
表10-26j 13与A2对比表
3.钻井和完井作业
首次在J区应用屏蔽暂堵技术，在井壁周围形成一层强韧的保护层。然而，由于缺乏经验，选择的“屏蔽暂堵”桥堵颗粒粒径不合适、不充分，导致泥浆中的一些固体颗粒在作业过程中侵入近井地带，堵塞孔隙，严重损害油层。此外，与J区相邻的A区已投产多年，导致J区地层压力降低，作业时容易造成钻完井液渗入深层油层污染油层。
针对上述分析结果，采取了酸化后解堵、更换大排量泵等措施。
J区酸化效果明显。见绥中36-1油田10-27酸化效果统计表和对比图10-32。每口井的产量都有了很大的提高，其中一半井的单井产量超过了100m3d..1998中，仅J区酸化增产原油22×104t。
表10-27文中36-1油田酸化效果统计表
此外，J区酸化增产的事实与邻近该区的AI区有关。虽然AI区产量在投产初期达到了配产要求，但酸化后其产油强度仍低于J区(2.47m3/d.m)。因此，2月份对艾地区4口井进行酸化，1998，平均日产原油增加34m3。
(2)研究调整措施，优化注水方案。
从65438到0993，埕北油田已进入高含水生产阶段，边缘油井含水达到90%以上，尤其是B平台污水处理已满。为了提高油田的开发效果和采收率，采用数值模拟方法对边缘高含水油井的堵水和关井进行了研究。数值模拟研究的结论是，关井或封堵高含水层可以增油减水，从而降低平台污水处理能力和油田开发成本。
图10-32绥中36-1油田J区酸化前后产油强度对比
1994在油田生产历史理想拟合结果(见附图10-33)的基础上，对油田点注水进行了综合研究，优化了注水方案，设计了4口注水井。1995期间，油田进行了稳油控水的产液结构调整和注水实施，油田开发效果明显改善。注水井周围油井压力上升，油田低压区消失，低压区气窜得到控制。东部气顶区气窜井也恢复生产，注水井周边油井产量增加，产油量递减速度减缓。
图10-33埕北油田油藏模拟生产历史拟合曲线
(三)实施气藏挖洞，提高气田储量程度。
崖城13-1气田位于海南岛南部，气田储量为907.9×108m3，是迄今为止中国海上发现的最大气田。气田北块一期开发，储量602×108m3，设计6口气井，日产气981×104 ~ 990×104 m3。每年向香港输气29×108m3，向海南省输气5.2×108m3。
气田于1996元旦正式投产。其生产动态特征是:产量稳定，气油比和产水量稳定，气田压降规律。1997年5月，气田设备检修改造5天时，测得采气井静压，A5井测得压力梯度。A1井和A3井关井，测得压力值不一致。
通过对崖城13-1气田静压和动态资料的分析，认为造成上述现象的原因是崖城1~3m-1气田主力含气砂岩在纵向上分为四个含气组，其间有一薄层(1~3m)泥岩和粉砂岩夹层，在纵向上起一定作用。解决方案是为未完全穿透下面两个气藏的井填充孔洞。
6月1998、10至6月11，在a1、A4、A5井进行了补孔作业，取得了良好的效果。通过填孔，气井井筒压力明显升高，气田压降减缓。补孔不仅可以充分利用下部产层的储量，还可以延长崖城13-1气田的稳产期。
(D)认识油田的动态特征，改善开发效果。
涠洲10-3北油田位于南海北部湾盆地。它是一个小型碳酸盐岩潜山底水油藏，石油地质储量只有500×104t。8月投产1991，其中5口油井日产油500 ~ 1100 m3。由于油井过早见水，含水率迅速上升，产量迅速下降。在1993期间，对油田动态特征进行了系统分析。内容包括:水量、底水活度、驱动类型、极限水锥高度与油层厚度和射孔程度的关系、采油速度与产量递减和含水率上升速度的关系等。结论是油田水量大(估计水量是油量的100倍)，能量充足，是弹性水压驱动的。充分利用天然能量可以不注水开发油田，但需要注意的是，带水锥生产是普遍现象。生产过程中，油井产量和生产压差不超过极限产量和压差，产量控制在极限产量的30.0% ~ 50%，采油速度2%，油层射孔程度控制在10%。
1993 ~ 1995期间，采油速度过高，均在3.0%以上，综合含水从5.1%急剧上升到34.6%。到1997年底，油田因含水率高(80%左右)、产油量低，难以维持平台作业成本而废弃。通过油田生产实践，更加清楚地认识到，只有充分认识油藏的动态特征，进行科学管理，才能实现这类油藏的最佳开发效果。