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摘要：注水井从管柱下入到正常注水，由于压力、温度等变化，往往引起管柱伸缩，这个伸缩量会引起封隔器坐封失效，导致无法正常注水。分析了管柱下入、封隔器坐封及注水过程中管柱伸缩的影响因素，探讨不同条件下水井工具深度的差异，并提出建议。
关键词：测试水井；不同条件；工具深度差异；原因
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
目前大庆油田大多数水井管柱采用的是分层注水管柱，随着开发后期油田精细开发的要求，对注水也要求分层细注，必须使用多级封隔器来实现分层配注，见图1。因此在一些水井管柱调整中，对封隔器的卡点位置有了更精细的要求。生产测井时，经常会发现同一级工具（如封隔器），在不同状态下不同次测井时，其深度存在差异。对于一些封隔器卡点位置很小的层段，会出现封隔器深度串出卡点位置，卡住其附近的射孔层。这是由于井内压力、流量、温度等会发生变化，从而引起封隔器受力及油管柱长度发生变化。管柱的伸长与缩短，造成封隔器主要作用位置胶筒的蠕动，不仅仅造成工具解释深度的误差，也会出现封隔器“卡层”情况的出现，更严重的会造成封隔器的失效。
一、不同条件下管柱轴向变形的机理
（1）封隔器坐封前。对水井工具深度的定位是在作业队配完管柱下完油管之后进行的，见图2。此时封隔器未释放，水井未投产。管柱在下入过程中，往往由于自重引起管柱伸长。如果井筒中有液体，那么也会对管柱产生浮力，引起管柱收缩。此时的定位深度，是剔除这些因素之后的实际定位深度。
（2）封隔器坐封时。目前大庆油田一厂地区水井所使用的大部分为水力压缩式封隔器，管柱在坐封时需要释放部分管柱重量到封隔器上，这个过程会引起管柱的伸缩。在施加管柱重量到封隔器上时，封隔器对管柱产生了一个向上的压缩力，在这个压缩力作用下管柱将会弯曲。同时，井筒内液体越多，对管柱底部的浮力也越大，所引起的轴向变形也越多，见图3。
图1G121-48管柱调整前后对比 图2封隔器坐封前 图3封隔器坐封时图4封隔器坐封后
二、封隔器坐封后
（1）鼓胀效应。当水井正常注水，因作用在注水管柱的内、外壁面上压力不同而引起的效应，见图4。即油管内压力能引起油管的鼓胀或者膨胀使管柱缩短，而环套压力会挤压油管使之伸长。这种效应发生在整个油管管柱上，即油压与相同深度的套压差越大，鼓胀效应越明显，管柱缩短的也越明显。
（2）温度效应。管柱在注水前，井筒内流体处于稳定状态，其温度应该与地层温度保持一致。当油管开始注水时，水温与地温不可能完全一致，当水温高于地温时，管柱由于热膨胀就会变长，反之，就会缩短。
（3）摩擦效应。液体沿管柱流动时，由于液体的粘滞性在管柱内所产生的摩擦力将阻止液体作相对运动，造成液体运动的阻力，而这种力就会在管柱上产生一个应力。这种力也会导致管柱的轴向伸长变形。
（4）活塞效应。因注水管柱内外压力作用在管柱直径变化处和封隔器密封的端面上而引起的。如图5所示，PO为环空压力，Pi为油管内压力，AO是油管外截面积；Ai 为内截面积；AP是封隔器密封腔的横截面积。将活塞力表示为FP，则有：
当封隔器在轴向上对管柱不产生作用力，即油管柱可以在封隔器密封腔内上下滑动时，管柱就会因为压差产生的活塞力。当油管内压力很大的时候，活塞力方向就会竖直向上，管柱就会发生收缩。
图5活塞力示意图
三、不同条件下工具的实际测量差异对比
表1为下完管柱之后，在油管密闭打压条件下，G121-48井进行磁性定位所得的数据。试验表明，当井口压力逐渐增大时，所测得的封隔器实际深度与未打压时所测得的深度存在著差异，实测的深度有变小的趋势，即工具深度在轴向上有上移趋势。而当压力泄去，封隔器的位置并没有回到最初未打压的状态。
表1
表2为该井正常注水生产之后，对该井进行的磁性定位测井，结果表明，注水之后，该井所测得的封隔器深度与最初未打压及泄压之后的深度均有差异。与最初定位深度计算的平均差值为-0.50m。而注水压力增大时，管柱又有收缩的趋势。
表2
图5为卡瓦式封隔器的试验管柱，在油管密闭打压，水嘴为死嘴的条件下，进行磁性定位测井所测得定位短接的深度。比较试验数据可以发现，短接深度基本保持不变。
试验状态
图5 试验管柱示意图
四、结论及建议
（1）不同条件下进行磁性定位测试，所定位工具的深度差异是客观存在的，封隔器的坐封及水井投产过程中由于温度压力等多方面的因素，使得管柱的轴向位移发生了变化，是造成这种差异的主要原因。
（2）注水管柱的轴线变形也受注入压力的影响，当注水压力增大时，管柱有收缩的趋势。
（3）在打压状态下，带卡瓦式封隔器的管柱与水力压缩式封隔器的管柱比，工具深度变化有一定的差别，带卡瓦式封隔器的管柱工具深度变化较小。
参考文献：
[1] 李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京：石油工业出版社，1997.
关键词：测试水井；不同条件；工具深度差异；原因
中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：
目前大庆油田大多数水井管柱采用的是分层注水管柱，随着开发后期油田精细开发的要求，对注水也要求分层细注，必须使用多级封隔器来实现分层配注，见图1。因此在一些水井管柱调整中，对封隔器的卡点位置有了更精细的要求。生产测井时，经常会发现同一级工具（如封隔器），在不同状态下不同次测井时，其深度存在差异。对于一些封隔器卡点位置很小的层段，会出现封隔器深度串出卡点位置，卡住其附近的射孔层。这是由于井内压力、流量、温度等会发生变化，从而引起封隔器受力及油管柱长度发生变化。管柱的伸长与缩短，造成封隔器主要作用位置胶筒的蠕动，不仅仅造成工具解释深度的误差，也会出现封隔器“卡层”情况的出现，更严重的会造成封隔器的失效。
一、不同条件下管柱轴向变形的机理
（1）封隔器坐封前。对水井工具深度的定位是在作业队配完管柱下完油管之后进行的，见图2。此时封隔器未释放，水井未投产。管柱在下入过程中，往往由于自重引起管柱伸长。如果井筒中有液体，那么也会对管柱产生浮力，引起管柱收缩。此时的定位深度，是剔除这些因素之后的实际定位深度。
（2）封隔器坐封时。目前大庆油田一厂地区水井所使用的大部分为水力压缩式封隔器，管柱在坐封时需要释放部分管柱重量到封隔器上，这个过程会引起管柱的伸缩。在施加管柱重量到封隔器上时，封隔器对管柱产生了一个向上的压缩力，在这个压缩力作用下管柱将会弯曲。同时，井筒内液体越多，对管柱底部的浮力也越大，所引起的轴向变形也越多，见图3。
图1G121-48管柱调整前后对比 图2封隔器坐封前 图3封隔器坐封时图4封隔器坐封后
二、封隔器坐封后
（1）鼓胀效应。当水井正常注水，因作用在注水管柱的内、外壁面上压力不同而引起的效应，见图4。即油管内压力能引起油管的鼓胀或者膨胀使管柱缩短，而环套压力会挤压油管使之伸长。这种效应发生在整个油管管柱上，即油压与相同深度的套压差越大，鼓胀效应越明显，管柱缩短的也越明显。
（2）温度效应。管柱在注水前，井筒内流体处于稳定状态，其温度应该与地层温度保持一致。当油管开始注水时，水温与地温不可能完全一致，当水温高于地温时，管柱由于热膨胀就会变长，反之，就会缩短。
（3）摩擦效应。液体沿管柱流动时，由于液体的粘滞性在管柱内所产生的摩擦力将阻止液体作相对运动，造成液体运动的阻力，而这种力就会在管柱上产生一个应力。这种力也会导致管柱的轴向伸长变形。
（4）活塞效应。因注水管柱内外压力作用在管柱直径变化处和封隔器密封的端面上而引起的。如图5所示，PO为环空压力，Pi为油管内压力，AO是油管外截面积；Ai 为内截面积；AP是封隔器密封腔的横截面积。将活塞力表示为FP，则有：
当封隔器在轴向上对管柱不产生作用力，即油管柱可以在封隔器密封腔内上下滑动时，管柱就会因为压差产生的活塞力。当油管内压力很大的时候，活塞力方向就会竖直向上，管柱就会发生收缩。
图5活塞力示意图
三、不同条件下工具的实际测量差异对比
表1为下完管柱之后，在油管密闭打压条件下，G121-48井进行磁性定位所得的数据。试验表明，当井口压力逐渐增大时，所测得的封隔器实际深度与未打压时所测得的深度存在著差异，实测的深度有变小的趋势，即工具深度在轴向上有上移趋势。而当压力泄去，封隔器的位置并没有回到最初未打压的状态。
表1
表2为该井正常注水生产之后，对该井进行的磁性定位测井，结果表明，注水之后，该井所测得的封隔器深度与最初未打压及泄压之后的深度均有差异。与最初定位深度计算的平均差值为-0.50m。而注水压力增大时，管柱又有收缩的趋势。
表2
图5为卡瓦式封隔器的试验管柱，在油管密闭打压，水嘴为死嘴的条件下，进行磁性定位测井所测得定位短接的深度。比较试验数据可以发现，短接深度基本保持不变。
试验状态
图5 试验管柱示意图
四、结论及建议
（1）不同条件下进行磁性定位测试，所定位工具的深度差异是客观存在的，封隔器的坐封及水井投产过程中由于温度压力等多方面的因素，使得管柱的轴向位移发生了变化，是造成这种差异的主要原因。
（2）注水管柱的轴线变形也受注入压力的影响，当注水压力增大时，管柱有收缩的趋势。
（3）在打压状态下，带卡瓦式封隔器的管柱与水力压缩式封隔器的管柱比，工具深度变化有一定的差别，带卡瓦式封隔器的管柱工具深度变化较小。
参考文献：
[1] 李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京：石油工业出版社，1997.