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摘要：长庆油田属于“低渗、低压、低丰度”三低油藏，注水井单井和单层注水量小，因此波码通信过程中，如果高压波码维持时间较长，在一些超低渗井极易出现低压恢复缓慢现象，从而导致压力波编码不识别。通过脉冲编码方式，可避免长时间保持高压状态，保证快速恢复低压，实现可靠压力变化，结合低压差波码识别，将有效提升超低渗井波码通信控制成功率。

关键词：波码分注；超低渗井；脉冲通信

一、引言

水驱开发是中国油田主要开发方式，大庆油田依靠注水开发保持27年5000万吨稳产，长庆油田98%以上产量来自水驱[1，2]。为提高注水精度和测调效率，实现分注数据的实时监测与自动调配，经过不断研究和技术创新，油田注水技术得到了迅速发展，由早期的笼统注水逐步发展成以缆控式分注和波码通信分注为代表的第四代分层注水技术，为油田各个阶段的开采提供了技术保障。

中国石油十三五期间形成了以缆控式分注和波码通信分注为代表的第四代分层注水技术[3]。其中缆控式分注通过油管外置电缆方式实现了井下分层参数的实时监测和分层流量的在线控制[4]，但是缆控分注工艺无法适用于带压作业。类似长庆这样的低渗透油田注水井广泛采用带压作业方式，主要以压力波码通信分注方式为主，通过改变注水管道内压力的方式，实现了地面和井下之间监测数据的长距离无线传输[5，6]，波码通信分注工艺具有作业简单、成本低的优势，但是无线通信效率低，传输一组井下数据时间超过2.5h，而测调1口两层段注水井需要7-8h，对于多层注水井测调时间更长，因此目前主要应用在以2层段为主的注水井。

波码分注工艺以新型传感技术为信息感知手段，电控化、信息化分注工艺工具为执行终端，在长庆油田的前期应用，实现了地面与井下的双向无线通信与控制。但长庆油田属于“低渗、低压、低丰度”三低油藏，注水井单井和单层注水量小，因此波码通信技术在部分井况应用存在以下局限：（1）地层渗透性极低，地面阀组开关切换无法产生井筒内大压差变化，通信可靠性低；（2）单井配注量低，波码通信时间较长，导致单井测调时易影响管网其它井注水。因此，波码分注如何能够实现在较低压差以及较快频率下的通信控制，对超低渗井智能分注效果提升具有极大应用意义。

二、低压差波码识别技术

随着通信技术的快速发展，低压差波码识别技术在无线通信、数据传输等领域的应用越来越广泛。低压差波码识别技术是一种高效的数据传输技术，它能够在低信噪比环境下实现高速、可靠的数据传输。低压差波码识别技术是一种基于波形编码的通信技术，它通过将数据转换为特定的波形信号进行传输。近年来，研究者们在低压差波码识别技术方面取得了许多进展。在理论研究方面，学者们深入探讨了低压差波码的码率、误码率、抗噪性能等关键指标，提出了一系列优化算法。在技术实现方面，随着硬件设备的进步，低压差波码识别技术在实际应用中的可行性得到了验证。

波形的波峰、波谷都是压力波的极值位置，如果要识别波峰和波谷，必须先识别波形中的极大值和极小值，极值的位置和幅值分别记为x和y。如果函数是连续的，那么其极值点就是其一阶导数的驻点，此时一阶导数的值为零，但是采集的泥浆连续波信号是离散的，所以要采用临域差值的方法。原理是计算某采样点与其相邻采样点的差值，如果差值为零则极值点在这两个采样点之间，如果两个差值异号则不是极值点，如果两个差值同号则是极值点，但是在实际的应用中会出现虚假波峰或者波谷，可以通过设定阈值方法来排除虚假波峰或波谷[7]。

两个相邻的极值点，必定有一个波峰和一个波谷，设这两个极值点的压力值分别为y1、y2，阈值为k（k为正数），如果则认定、为有效的波峰和波谷，如果则让、有虚假波峰或者波谷，让与他之前的一个极值做差，让与他之后的一个点做差，如果，则说明这个极值点应该是波峰，所以认定、中较大的值作为波峰，反之认定为波谷。将所有的极值点都进行以上运算操作，如果二者之差的绝对值小于设定的阈值，则可以将所有极值中的虚假波峰或波谷去除，从而可以准确的识别单周期内的信号波形，图1为判断波峰波谷的流程图。

研究表明导致通信效率低的核心问题是门限压力脉冲过高（≥0.5MPa），而影响门限压力脉冲设置过高的原因主要是压力传感器的温度漂移影响和管线噪声干扰。赵剑等[8]针对现有压力传感器温度漂移和噪声影响，开展了压力传感器的温度补偿算法研究，并提出了一种基于小波变换的自适应滤波算法，采用现场采集的原始压力脉冲数据对提出的理论算法进行了分析，研究结果表明：滤波后压力脉冲噪声峰值从0.3MPa降低到0.1MPa，能够满足门限压力脉冲设定从0.5～0.7MPa降低到0.3MPa的要求。通过对低压差波码识别技术的研究可以为超低渗井通信可靠性的提升提供技术理论支撑。

三、脉冲式波码通信技术

1.1现有波码通信方式适用性

波码通信技术[9]以井筒内的水为载体，通过短时间改变地面控制器电控调节阀或井下数字式配水器水嘴的开度，建立井筒内的流量波动，并将流量波动转换为压力信号，实现地面至井下数据或井下至地面数据的长距离无线传输。波码通信技术采用压力+时长的编码方式进行指令编码，低位为信息码，长度根据传递信息变化，高位为间隔码，长度始终保持不变。

地面向井下的指令编码由“唤醒码+层位码+开度码+结束码”组成，其中，唤醒码代表唤醒各层数字式配水器，层位码代表明确执行指令的数字式配水器所处层位，开度码代表数字式配水器水嘴应打开的开度值，结束码代表提示数字式配水器指令结束。层位通过长短不同的时间段表示，S是指令发送间隔时长，不同层位编码就是S的倍数，编码如表1所示。地面至井下通讯，采用具有恒流恒压双重作用的电控阀，通过开关时长的不同建立含有层位、水嘴开度的压力波码，井下智能配水器感应压力波动并完成解码，实现对不同层位配注量的测调。

从上述波码通信策略可知，编码指令需要通过不同N倍的单位时长S组合实现，目前S一般取值为3分钟，即每个控制指令的传输，都需要维持至少3分钟以上的稳定压力，而针对超低渗井，维持长时间高压后，极易出现压力下降缓慢的现象，从而造成高低压力波码切换时的不识别，因此如何能减少高压波码通信保持时间，保证高码与低码可靠切换，是提升超低渗井波码通信成功率的关键问题。

1.2脉冲式波码通信技术原理

调节井口注入量和井下单层注入量，是分层注水管柱内压力产生变化的有效途径。注水管路较长，一般是1千米至5千米之间。由于井底泄压较慢，故井口向井下传输数据采用负脉冲编码方式，即在传输数据过程中通过控制井口注水调节阀开度使压力波的高压等于正常注水压力、低压低于正常注水压力。而井下向井口传输数据采用正脉冲编码方式，即在传输数据过程中通过控制水嘴开度使压力波的高压高于正常注水压力、低压等于正常注水压力。基于曼彻斯特码的编码方法，二进制高电平“1”用下降沿脉冲表示、低电平“0”为上升沿脉冲。根据压力波数据帧定义，可以得到图2所示的数据帧压力波形，其中a为正脉冲编码，井下向井口发送压力波；b为负脉冲编码，井口向井下发送压力波。压力波脉冲发送完毕，注水压力最终将回归正常注水压力。

脉冲式波码通信是利用地面阀组开关切换产生的井筒内压力波动数量作为编解码依据，无需通过维持较长时间的高压或低压进行编码，因此现场井况如果存在压力变化缓慢的现象，脉冲编码不受影响，只要压差足够，且在判断周期内，井下配水器就能够可靠识别。采用唤醒码激活配水器后，向配水器发送6组压力脉冲作为具体指令，指示配水器进行相关操作。压力波码6组脉冲主要包括层位码、功能码、数据码1、数据码2、数据码3、校验码，通过单位时长内压力脉冲的数量，对应不同控制指令，从而实现快速升降压操作。

四、总结

利用脉冲式波码通信原理，通过降低识别压差阈值、缩短高压保持时间的方式，在超低渗井波码通信过程中，可实现注入压力变化在0.5MPa以内的低压差识别，同时利用脉冲升压、降压方式，可大幅度缩短高压注水保持时间，避免因地层渗透性低、饱和度高等因素导致的压力恢复缓慢现象，从而有效提升波码分注工艺在长庆油田超低渗地质条件下的实施效果。此外，采用脉冲打码方式，减少了高码（即高流量）注水时间，对于一泵多井管网上其它注水井的影响也随之降低，在保证测调频率的前提下，极大限度保持了整体注水平稳性。

伴随波码分注工艺在长庆油田的规模化应用，相关技术也随之不断迭代更新，以压力波通信原理为基础的注水工艺，也越来越多的拓展相关功能与适用性。相信，针对长庆油田超低渗工况的智能分注技术将日趋成熟，为精细化智能分注提供有力支撑。

参考文献：

[1]黄昌武.2012年中国石油十大科技进展[J].石油勘探与开发，2013，40（02）：208.

[2]刘合，裴晓含，罗凯，等.中国油气田开发分层注水工艺技术现状与发展趋势[J].石油勘探与开发，2013，40（06）：733-737.

[3]中国石油勘探开发研究院，大庆油田有限责任公司，中国石油长庆油田公司，等.第四代分层注水技术[J].石油科技论坛，2022，41（03）：107.

[4]佟音，金振东，刘军利，等.大庆油田缆控分层注水技术研究及应用[J].石油科技论坛，2022，41（3）：94-99，105.

[5]姚斌，杨玲智，于九政，等.波码通信数字式分层注水技术研究与应用[J].石油机械，2020，48（5）：71-77.

[6]王尔珍，杨海恩，于九政，等.波码通信分层注水技术研究及现场应用[J].石油科技论坛，2022，41（3）：100-105.

[7]刘骁括.井下随钻测量信息编码与地面信号检测识别[D].中国石油大学（北京），2017.

[8]赵剑，孙福超，张涛.波码无线分层注水工艺高效通讯算法研究[J].化工设计通讯，2023，49（4）：81-83.

[9]胡改星，王子建，毕福伟，等.智能分注系统中流体波码信号的传输机理[J].科学技术与工程，2020，20（17）：6865-6872.