图 A与B井并排安装的声波数据记录仪。
 
连续的井下监测数据对于合理的油藏管理和油田开发决策至关重要。传统上，运营商依赖钻井作业期间的压力数据，或是无钻机干预手段（如静态梯度测量（SGS）或压力恢复测试（PBU））所获取的压力数据。然而，这些方法采样频率低，且关井条件不稳定，往往会产生含噪声的数据，进而导致解释结果模糊、投资决策不理想以及产量延迟。
 
为了克服这些局限性，伊拉克南部两个油田的四口观察井被改装，配备了实时无线井下压力温度计（PDGs）。这些仪器能够在较长时间内进行高频数据采集，从而可以在稳定条件下对油藏的响应进行连续监测。
 
这两个油田在一次采油阶段已产出大量原油，之后分别于2016年和2024年启用注水方案，实施二次采油。在扩大基础设施和投入更多资金之前，对这些方案进行评估至关重要。传统的静态梯度测量（SGS）、重复式地层测试器（RFT）以及压力恢复测试（PBU）数据显示出不一致的压力趋势，不足以支持关键的开发决策。
 
相比之下，对为期14个月的压力温度计（PDG）数据集的分析，揭示了清晰且可量化的油藏再增压情况——每月增压幅度在9至160磅/平方英寸之间，这直接归因于注水作业。这种连续监测方法提供了可信度高的见解，为优化二次采油规划和证明进一步投资的合理性提供了必要依据。
 
油田概况
 
伊拉克南部的这两个油田分别发现于1949年和1975年，截至2019年中期，通过约650口油井，累计产出超过32亿标准桶原油。第一个油田为北北西-南南东走向的背斜构造，包含四个构造穹窿；第二个油田则由背斜圈闭和断层控制圈闭共同构成。主要储层分布方面，第一个油田位于上白垩统和下白垩统，第二个油田则涵盖始新世至白垩世地层。
 
岩石物理分析证实，两个油田均以石灰岩和砂岩为主的地层为主，具有有利于油气储存和开采的孔隙度与渗透率。总体而言，这些油田的原油产量约占伊拉克原油总产量的15%，已探明储量超过160亿标准桶。
 
2009年和2018年，这两个油田的运营权分别由两家国际财团接管，它们计划通过大型基础设施升级（包括注水和处理厂、管道网络以及新井开发），到2028年将联合产量提升至165万桶/日。
 
经过5年的开采，储层压力衰竭问题逐渐显现。为此，油田启动了注水项目。第一个油田的注水系统于 2013年完成设计，2016年投入使用，截至2022年的日注水量高达30万桶。第二阶段计划将日注水量提升至85万桶，该方案有待评估结果确认后推进。第二个油田于2024年7月启动了试点注水项目，日注水量为8万桶，其模块化扩建计划的实施取决于试点项目的成效。
 
动机与井的选择
 
如图1a和图1b所示，对第一个油田的重复式地层测试器（RFT）、静态梯度测量（SGS）和压力恢复测试（PBU）数据的分析表明，截至2016年，该油田的压力以每月4–6磅/平方英寸的速度下降。然而，由于地层非均质性、水力屏障、采样频率低以及测量方法不一致等因素导致数据存在噪声，后续注水作业的影响并不明确。这些局限性使得在估算再增压情况时存在很大不确定性，因此需要进行连续的井下监测，以支持关键的最终投资决策。

图1a和图1b——第一个案例研究油田的储层压力衰竭情况（实测压力与初始压力之差）。
 
在第一个油田的再增压评估中，选取了北部区域的两口观察井（A井和B井）。在第二个油田，启动了一项连续监测计划，采用1:2的注水井与观察井配比，选取观察井C和D来评估早期注水作业的效果。
 
无线技术的选择
 
为实现生产和关井阶段的长期储层监测，此次选用了由Acoustic Data公司设计开发的商用实时遥测压力温度计——SonicGauge无线监测系统，其优势在于操作简便、性能可靠且具有成本效益。该无线压力温度计通过生产油管以声学方式向地面实时传输数据，无需对井口进行改造就能实现连续监测。
 
该系统结构紧凑，可通过钢丝绳进行翻新安装，并使用非爆炸性的机电坐封工具进行部署。其外径为1.31英寸的高膨胀式仪表悬挂器，允许在任意深度灵活安装，无需预先安装短节或特定轮廓装置，因此适用于大多数井的设计。
 
其优势包括：完全无线安装，无需使用钻机或起出油管；部署和调试迅速，仅需2至4天；使用寿命长达8年（具体取决于数据采集频率和井底温度）；采用高精度Quartzdyne或Keller传感器进行压力和温度测量；电池耗尽后，可通过钢丝绳进行经济高效的检修和重新部署。
 
传统修井作业（仅压力温度计安装和钻机调动费用通常就超过200万至300万美元）会超出预算限制，而实时无线压力温度计则提供了一种切实可行的替代方案。它以非侵入方式满足了连续井下监测的所有技术和商业要求。
 
仪器设计与安装
 
针对每口井，都开发了内部声学衰减模型，用于估算信号损失并优化声学中继器的数量和位置。关键的设计输入包括完井图和井斜测量数据，这些对于确保井下实时无线压力温度计（PDGs）传感器到位于采油树处的地面声波数据记录仪（SDL）之间实现可靠的数据传输至关重要。声波数据记录仪会将实时压力和温度数据传输至运营商的办公室服务器，从而实现连续监测。
 
在第一个油田，A井的实时无线压力温度计安装深度为2175米，B井的安装深度为2400米。设计中配备了足够的中继器，以确保压力温度计的数据数据包能够一路传输至地面。B井的部署工作于2022年7月用两天时间完成。这些设备后来在2022年10月被回收，并在之后为期两天的作业中重新安装到了A井。
 
在第二个油田，C井和D井各配备了三个实时无线压力温度计（PDGs）。其中，C井的三个仪器分别安装在2380米、2083米和1548米深度；D井的三个仪器则分别位于2380米、2227米和1882米深度。两口井的安装工作均于2024年11月完成，每口井的安装过程约需3至5天。C井和D井的多传感器配置具有额外优势，能够捕捉压力梯度，这一特性可用于监测流体界面移动或早期发现水突破现象。
 
仪器性能与数据分析
 
第一个油田的结果。A井和B井的实时无线压力温度计（PDGs）设定为每2小时传输一组压力和温度数据。一个实时无线压力温度计数据记录仪安装在现有的混凝土基座上（见上文图 2）。
 
监测工作立即在B井展开，持续了99天，随后在A井进行，直至2023年8月，共持续288天。两套系统均自主运行，由太阳能电池板供电，并通过移动网络将数据传输至安全的云服务器。
 
图3a和图3b显示出明显的再增压趋势，每月约20磅/平方英寸，这验证了注水作业的有效性。这些结果为一项重大投资决策提供了支持，即把水处理能力提升至85万桶/日，从而使原油产量能够达到70万桶/日。
 
图3a和图3b——A井和B井的实时无线压力温度计（PDG）实时压力数据。
 
第二个油田的结果。C井和D井的仪器设定为每4小时传输一次数据，从部署后第19天开始启动。数据记录仪在现场供电，数据通过MODBUS协议传输。
 
第二个油田部署的仪器所提供的连续数据证实，C井的再增压速率为每月9磅/平方英寸，D井为每月160磅/平方英寸。尽管这两口观察井监测的是同一口注水井的注水影响，但再增压速率的巨大差异凸显了同一水力单元内存在显著的储层非均质性和不同的连通性。
 
本研究聚焦于伊拉克南部两个面临储量枯竭的成熟油田，这些油田因此规划并启用了注水方案。研究过程中，选取了合适的井位，设计并部署了实时无线压力温度计（PDGs），以监测储层再增压情况并评估注水效果。
 
在第一个油田，超过365天的连续压力数据证实，其北部区域实现了成功的再增压，平均每月增压约20磅/平方英寸。在第二个油田，70天的监测显示出差异明显的再增压速率——分别为每月9磅/平方英寸和160磅/平方英寸，这表明该区域储层存在显著的非均质性。
 
这些结果验证了注水作业的有效性，为关键的油田开发决策提供了支持，也让人们有信心推进设施升级和新井开发方面的投资，从而提高产量和采收率。