气井井下永久式压力计监测及应用

永久压力计监测系统由1支或多支井下永久压力计（也可根据实际需要增加或减少，每个测量点之间的间距可在10m～500m之间任意设置）、压力计托筒、电缆密封头、电缆卡子、电缆保护器、井口电缆密封法兰盘、地面信号接口箱、数据采集软件、无线数传模块等部分组成。信号经单芯电缆传输到地面，通过地面接口箱实时存储、显示和发送井下一层或多层的压力和温度测试数据。分别在气田重要层组低、腰、高构造部位分层次下永久压力计监测各位置压力变化状况，基本原则为监测井分布具有较好的平面覆盖，可以真实体现压力变化状况。尤其在气田的边部加强监测力度，观察边部压力变化，分析恒压边界距离、边水推进速度。

1 永久压力系统应用经验

要使监测系统正常工作，管理双方均要加强永久压力计管理力度，落实管理规范。由于气田自然环境恶劣，地面温差较大，电子元器件处于高温或极低温度状态下运行大大缩短了电子元器件的使用寿命，导致数据采集及存储上发生问题。因此需安排专项负责人员，增加设备保养次数，保证设备正常运行，延长设备的使用周期[1] 。

现场技术人员需掌握故障排查、设备维护、数据连接、数据处理等技术要点，对设备安装情况、故障排查及维护情况有详细的记录，并能及时提供所需时间段数据。

数据回放要及时，连接数据要准确，尽量减少不必要的数据损坏情况，保证数据的完整性，结合开、关井情况并对压恢、压降数据段数据及时处理，对重点测试层阶段数据有针对性地分析解释。结合产气量、产水量、工作制度、流静压变化，油、套压变化提供更多的动态信息做到一井一策[2] 。

双方加强交流提高数据管理力度。对于原始数据要定期备份。尤其是压恢、压降数据要保证数据的完整性、可靠性。做到井况清楚、监测历史清晰可信，数据采集准确，多方备份严防数据丢失。对于多层开采及监测的井，应进行生产测井，确定各层的实际产量，为测试数据解释提供可靠地依据。

2 PDG测试解释技术要点

2.1 数据预处理

永久压力计PDG测试解释可以采用多种计算软件进行分析，在做试井解释前由于测试数据很大，需要对数据进行预处理，包括去噪处理、数据压缩处理、根据压降、压恢数据段劈分数据段、反卷积处理等[3] 。

2.2 试井解释

试井问题中的参数估计是一个反问题，由于试井解释的理论图版存在多解性，为避开多解误区。在进行试井解释时需要对该油气田的地质特征、构造特征有较深刻了解，选择适合气田特征的物性参数初值及模型进行拟合，可以减少多解性，提高运算速度。

2.3 对比分析

由于正常永久压力计测试的井信息量大，连续性好，真实地记录了该井历史压力变化特征，通过不同时期的压恢或压降数据可以计算出所需地层参数，通过对比可以看出地层的物性变化特征，井筒完善程度，能量变化对物性参数影响，对于有恒压边界反应的井进行边水推进速度，通过对比分析可以发现生产过程中气藏的变化趋势及特征，对下一步生产有警示作用，同时可以建议合理的生产压差。

3 实例分析

以H3-2井为例，所属开发层组为III-3，该井原始地层压力10.21MPa，2008年12月12日投产，2008年12月7日下永久压力计。投产初期日产气水平4.52×104m3，7mm工作制度。2012年底累产气4955.76×104m3，平均日产气水平3.99×104m3，日产水0.86m3单位压降产气量3721.98×104m3/MPa。

该井位于一号气田III-3层组构造高部位，生产相对平稳2011年11月后油套压差出现较大差值，达到0.8-0.9MPa，同时产水一直稳定在日产2m3/d，选取2011年11月后开井井下压力及监测数据开展分析。

通过井下压力监测可知，H3-2井造斜点处压力计前期出现故障，生产2800h后修复压力计数据传输。随后该井关井压力恢复。压力恢复前最后记录的2只压力计压力差为0.12MPa，压力恢复阶段2只压力计记录压力统一，说明井筒中液体迅速进入地层，由于在井筒中造成的影响极小，所以2只压力计未记录到明显压差，随后开井生产过程中2只压力计也并没有迅速出现压力差，生产约500小时后，压力差逐渐显现，最终差值0.128MPa，井筒积液高度约为140m。通过该现象可推知该井井筒积液主要受到生产压差影响，持续的压力作用使液体逐渐进入井筒，但随着驱动生产压差的消失液体失去支撑动力，迅速推入地层。针对该井的实际状况建议开展间歇排水工艺，并考虑适当降低生产制度减少生产压差对地层水的驱动能量。

4 PDG应用前景

由于永久压力计是长期在井下监测的设备，无人值守，所以它对系统可靠性和稳定性有很高的要求。永久压力计监测系统可靠性、稳定性有如下6个部分组成①井口电缆密封与设备连接的可靠性②井下电缆与仪器连接密封可靠性③单芯电缆信号传输的可靠性④永久式压力计可靠性⑤地面设备可靠性⑥有专业基础技术人员定期维护。前5部分有一个部分不能正常工作，专业技术人员就得及时维护。确保监测系统正常安全工作。

永久压力计测试的井同样可以采用Topaze软件中6种方法进行定量分析。Arps、Fetkovich法可以准确地判断递减类型，算出递减率、可以算出单井控制储量、可采储量、单井控制面积、给定采收率算出废弃压力，但与Blasingame、AG、NPI、Transient等曲线法相比误差要大一些，使用限制条件较多。后4种方法使用条件基本一致，应用广泛。曲线形态稳定，但不能提供递减率。因此在运用时需要综合分析。计算的单井控制储量要与地质储量、其他方法计算的储量进行对比，分析井网的合理性[4] 。

运用永久压力计进行气田动态监测具有一次投入，多年受益的效果。与常规测试比使用简单方便、投入少，监测效果好，信息量多的特点。不需要专门开、关井就可以得到所需要的连续压力数据进行试井分析，结合生产数据进行产量预测。这是气田开发动态监测的现代化手段之一，在气田应用前景广阔。

5 结语

（1）气田构造具有低、缓、平、浅特点，属第四系浅层小幅度短轴背斜圈闭。气层分布井段长，层数多且薄，气、水层间互，气水关系复杂，气层生产易受边水及层间水的影响、非均值严重、压力下降快、气候恶劣、稳产难度大，影响气田稳产的主要问题：水淹、砂埋、冰堵。尤其对水气比变化大的低部位、边部生产井，关停井较多。生产异常井较多。因此加强对油压、日产气、日产水、温度、出砂参数进行监控非常重要。

（2）针对后期的开发，提出：一是对易于停躺的低压低产井、对生产参数短期内发生大幅变化的生产异常井加强监测。做好水淹预警、出砂预警、低温冰堵预警。严格控制边水“舌进”，“砂堵”、“冰堵”；二是在气田储量大、生产井多的层组边部选择性设置永久压力计监测，分析压力递减与产量递减规律，监测压力变化规律，每年进行一~两次能量保持及边水监测警示分析，为延长气田稳产期，提高采收率提供决策依据。