圖 A與B井并排安裝的聲波數據記錄儀。
連續的井下監測數據對于合理的油藏管理和油田開發決策至關重要。傳統上，運營商依賴鉆井作業期間的壓力數據，或是無鉆機干預手段（如靜態梯度測量（SGS）或壓力恢復測試（PBU））所獲取的壓力數據。然而，這些方法采樣頻率低，且關井條件不穩定，往往會產生含噪聲的數據，進而導致解釋結果模糊、投資決策不理想以及產量延遲。
為了克服這些局限性，伊拉克南部兩個油田的四口觀察井被改裝，配備了實時無線井下壓力溫度計（PDGs）。這些儀器能夠在較長時間內進行高頻數據采集，從而可以在穩定條件下對油藏的響應進行連續監測。
這兩個油田在一次采油階段已產出大量原油，之后分別于2016年和2024年啟用注水方案，實施二次采油。在擴大基礎設施和投入更多資金之前，對這些方案進行評估至關重要。傳統的靜態梯度測量（SGS）、重復式地層測試器（RFT）以及壓力恢復測試（PBU）數據顯示出不一致的壓力趨勢，不足以支持關鍵的開發決策。
相比之下，對為期14個月的壓力溫度計（PDG）數據集的分析，揭示了清晰且可量化的油藏再增壓情況——每月增壓幅度在9至160磅/平方英寸之間，這直接歸因于注水作業。這種連續監測方法提供了可信度高的見解，為優化二次采油規劃和證明進一步投資的合理性提供了必要依據。
油田概況
伊拉克南部的這兩個油田分別發現于1949年和1975年，截至2019年中期，通過約650口油井，累計產出超過32億標準桶原油。第一個油田為北北西-南南東走向的背斜構造，包含四個構造穹窿；第二個油田則由背斜圈閉和斷層控制圈閉共同構成。主要儲層分布方面，第一個油田位于上白堊統和下白堊統，第二個油田則涵蓋始新世至白堊世地層。
巖石物理分析證實，兩個油田均以石灰巖和砂巖為主的地層為主，具有有利于油氣儲存和開采的孔隙度與滲透率。總體而言，這些油田的原油產量約占伊拉克原油總產量的15%，已探明儲量超過160億標準桶。
2009年和2018年，這兩個油田的運營權分別由兩家國際財團接管，它們計劃通過大型基礎設施升級（包括注水和處理廠、管道網絡以及新井開發），到2028年將聯合產量提升至165萬桶/日。
經過5年的開采，儲層壓力衰竭問題逐漸顯現。為此，油田啟動了注水項目。第一個油田的注水系統于 2013年完成設計，2016年投入使用，截至2022年的日注水量高達30萬桶。第二階段計劃將日注水量提升至85萬桶，該方案有待評估結果確認后推進。第二個油田于2024年7月啟動了試點注水項目，日注水量為8萬桶，其模塊化擴建計劃的實施取決于試點項目的成效。
動機與井的選擇
如圖1a和圖1b所示，對第一個油田的重復式地層測試器（RFT）、靜態梯度測量（SGS）和壓力恢復測試（PBU）數據的分析表明，截至2016年，該油田的壓力以每月4–6磅/平方英寸的速度下降。然而，由于地層非均質性、水力屏障、采樣頻率低以及測量方法不一致等因素導致數據存在噪聲，后續注水作業的影響并不明確。這些局限性使得在估算再增壓情況時存在很大不確定性，因此需要進行連續的井下監測，以支持關鍵的最終投資決策。
圖1a和圖1b——第一個案例研究油田的儲層壓力衰竭情況（實測壓力與初始壓力之差）。
在第一個油田的再增壓評估中，選取了北部區域的兩口觀察井（A井和B井）。在第二個油田，啟動了一項連續監測計劃，采用1:2的注水井與觀察井配比，選取觀察井C和D來評估早期注水作業的效果。
無線技術的選擇
為實現生產和關井階段的長期儲層監測，此次選用了由Acoustic Data公司設計開發的商用實時遙測壓力溫度計——SonicGauge無線監測系統，其優勢在于操作簡便、性能可靠且具有成本效益。該無線壓力溫度計通過生產油管以聲學方式向地面實時傳輸數據，無需對井口進行改造就能實現連續監測。
該系統結構緊湊，可通過鋼絲繩進行翻新安裝，并使用非爆炸性的機電坐封工具進行部署。其外徑為1.31英寸的高膨脹式儀表懸掛器，允許在任意深度靈活安裝，無需預先安裝短節或特定輪廓裝置，因此適用于大多數井的設計。
其優勢包括：完全無線安裝，無需使用鉆機或起出油管；部署和調試迅速，僅需2至4天；使用壽命長達8年（具體取決于數據采集頻率和井底溫度）；采用高精度Quartzdyne或Keller傳感器進行壓力和溫度測量；電池耗盡后，可通過鋼絲繩進行經濟高效的檢修和重新部署。
傳統修井作業（僅壓力溫度計安裝和鉆機調動費用通常就超過200萬至300萬美元）會超出預算限制，而實時無線壓力溫度計則提供了一種切實可行的替代方案。它以非侵入方式滿足了連續井下監測的所有技術和商業要求。
儀器設計與安裝
針對每口井，都開發了內部聲學衰減模型，用于估算信號損失并優化聲學中繼器的數量和位置。關鍵的設計輸入包括完井圖和井斜測量數據，這些對于確保井下實時無線壓力溫度計（PDGs）傳感器到位于采油樹處的地面聲波數據記錄儀（SDL）之間實現可靠的數據傳輸至關重要。聲波數據記錄儀會將實時壓力和溫度數據傳輸至運營商的辦公室服務器，從而實現連續監測。
在第一個油田，A井的實時無線壓力溫度計安裝深度為2175米，B井的安裝深度為2400米。設計中配備了足夠的中繼器，以確保壓力溫度計的數據數據包能夠一路傳輸至地面。B井的部署工作于2022年7月用兩天時間完成。這些設備后來在2022年10月被回收，并在之后為期兩天的作業中重新安裝到了A井。
在第二個油田，C井和D井各配備了三個實時無線壓力溫度計（PDGs）。其中，C井的三個儀器分別安裝在2380米、2083米和1548米深度；D井的三個儀器則分別位于2380米、2227米和1882米深度。兩口井的安裝工作均于2024年11月完成，每口井的安裝過程約需3至5天。C井和D井的多傳感器配置具有額外優勢，能夠捕捉壓力梯度，這一特性可用于監測流體界面移動或早期發現水突破現象。
儀器性能與數據分析
第一個油田的結果。A井和B井的實時無線壓力溫度計（PDGs）設定為每2小時傳輸一組壓力和溫度數據。一個實時無線壓力溫度計數據記錄儀安裝在現有的混凝土基座上（見上文圖 2）。
監測工作立即在B井展開，持續了99天，隨后在A井進行，直至2023年8月，共持續288天。兩套系統均自主運行，由太陽能電池板供電，并通過移動網絡將數據傳輸至安全的云服務器。
圖3a和圖3b顯示出明顯的再增壓趨勢，每月約20磅/平方英寸，這驗證了注水作業的有效性。這些結果為一項重大投資決策提供了支持，即把水處理能力提升至85萬桶/日，從而使原油產量能夠達到70萬桶/日。
圖3a和圖3b——A井和B井的實時無線壓力溫度計（PDG）實時壓力數據。
第二個油田的結果。C井和D井的儀器設定為每4小時傳輸一次數據，從部署后第19天開始啟動。數據記錄儀在現場供電，數據通過MODBUS協議傳輸。
第二個油田部署的儀器所提供的連續數據證實，C井的再增壓速率為每月9磅/平方英寸，D井為每月160磅/平方英寸。盡管這兩口觀察井監測的是同一口注水井的注水影響，但再增壓速率的巨大差異凸顯了同一水力單元內存在顯著的儲層非均質性和不同的連通性。
本研究聚焦于伊拉克南部兩個面臨儲量枯竭的成熟油田，這些油田因此規劃并啟用了注水方案。研究過程中，選取了合適的井位，設計并部署了實時無線壓力溫度計（PDGs），以監測儲層再增壓情況并評估注水效果。
在第一個油田，超過365天的連續壓力數據證實，其北部區域實現了成功的再增壓，平均每月增壓約20磅/平方英寸。在第二個油田，70天的監測顯示出差異明顯的再增壓速率——分別為每月9磅/平方英寸和160磅/平方英寸，這表明該區域儲層存在顯著的非均質性。
這些結果驗證了注水作業的有效性，為關鍵的油田開發決策提供了支持，也讓人們有信心推進設施升級和新井開發方面的投資，從而提高產量和采收率。
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