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井赏析

篇一：

某油田套损井分析及对策

某油田套损井分析及对策

【摘要】针对201X年1-8月份某油田水井大修方面存在的问题，通过梳理和分析，找出问题的原因，提出对策，制定下步的发展方向。

【关键词】大修分析对策

1某油田水井大修作业情况

201X年1-8月份，我公司在某油田共进行水井大修作业43口，按设计正常完井25口，占总数的58.2%，中途完井13口，占总数30.2%，大修暂停需后期继续大修的5口，占总数11.6%。

针对水井大修方面存在的问题，通过梳理和分析，找出问题的原因，提出对策，制定下步的发展方向。

2未成功修复的原因分析

通过对未正常完井的18口大修井的统计分析：

水井套损等复杂情况17口井，占未完成井的94.4%，由于作业原因待修的1口井（跃新834井），占5.6%。

无法修复中途完井13口井，后期可继续作业的5口。

2.1套损井逐年增多，修复难度越来越大

今年大修的43口水井中，套损井达到了26口井，占60.5%。

套损井停止大修的主要有以下4种情况。

（1）油层段套损严重，胀管无法修复，打通道、套管补贴费用太高，停止施工。

（2）套管错断，落鱼鱼顶位置在错断处或错断处以下，错断位置在水泥返高以下，打通道和取换套都不能实现，5口井没有修复。

（3）套损处出砂严重，无法有效封堵

今年在某油田所大修井中，共有套损井38口井（包括油井），其中60-600m深度以内的套损井17井次。

由于该井段无技术套管，地层松软，岩石胶结性差，在井深100-600米之间发生套管移位错断，出砂严重，采用水泥封堵多次均不理想，以下6口井无法按设计继续施工。

（4）注水层窜层，造成井下异常高压，无法施工

跃3393井，201X.3.19套铣至井深1845.24m处，返出物为油水混合物及直径为6mm石粒，计量返出量大于进口量，立即起出Φ73反扣钻杆40根；关井12小时，观察井口压力：

套压12MPa，油压12MPa。

计算地层压力为28MPa，

篇二：

单井分析基本知识

单井动态分析的基本知识

单井动态分析

单井动态分析，主要是分析油、水井井下管柱工作状况是否正常，工作制度是否合理；生产能力和各项生产指标有无变化；以及增产、增注措施效果和油层运用状况等。

单井动态所需资料一般包括：

静态资料：

井别、投产时间、开采层位、完井方式、射开厚度、地层系数、所属层系、井位关系等。

动态生产数据及参数资料：

日产液量、日产油量、含水率、日注水平、动液面深度，以及油井所用机型、泵径、冲程、冲次，投产初期及目前生产情况；注水井井下管柱、分层情况、注水压力、层段配注和实注水量等。

曲线及图表：

单井生产曲线、注水曲线、吸水剖面曲线、产液剖面曲线、注水指示曲线；横向图、油砂体平面图、构造井位图、油水井油层连通图；油砂体数据表、油井生产数据表、注水井生产数据表、油水井措施前后对比表等。

（一）单井动态分析的基本内容

单井动态分析主要包括以下四方面的内容：

（1）基本情况介绍：

介绍分析井的井号、井别、投产时间、开采层位、完井方式、射开厚度、地层系数、所属层系、井位关系；油井所用机型、泵径、冲程、冲次，投产初期及目前生产情况；注水井井下管柱、分层情况、注水压力、层段配注和实注水量等。

（2）动态变化原因及措施效果分析：

分析历史上或阶段内调整挖潜的作法和措施效果，分析各项生产指标的变化原因。

采油井主要分析压力、产量、含水、油气比等变化情况；注水井则重点分析注水压力、注水量和分层吸水量等变化情况。

（3）潜力分析：

通过对目前生产状况的分析，搞清目前生产潜力。

主要有加强生产管理的潜力；放大生产压差或提高注水压力的潜力；油井压裂、堵水的潜力；水井方案调整、细分注水潜力，改造增注潜力等。

（4）提出下步挖潜措施：

通过潜力分析后，提出并论证改善单井开采效果的管理和挖潜措施，要求所采取措施针对性强，切实可行，有较高的经济效益。

（二）采油井动态分析的主要内容

1.日常生产管理分析

油井正常生产过程中产量、含水、流压和油气比等参数一般是比较稳定或渐变的，如果这些指标产生了突然的变化，说明生产中有了问题，要及时分析，找出原因，采取必要的措施。

2.抽油泵工作状况分析

抽油泵工作正常与否，直接影响油井产量、含水和压力的变化，因此油井动态分析要首先排除抽油泵工作状况的影响。

关于抽油泵管理与工作状况分析的资料较多，这里不再赘述，要强调的是抽油泵工作状况分析，一定要结合油井产量、含水、液面和流压等资料进行综合分析，不能单纯地依靠某一种资料。

3.油井压力变化分析

（1）静压变化分析。

油田投入开发后，油井关井测得的静止压力代表的是目前的油层压力，对于单井来说是动油层压力，对于非均质多油层油田的油井静压实际上是各小层压力按地层系数Kh加权平均的平均压力。

小层地层系数越大，小层压力对全井平均压力的影响越大，因此油井地层压力往往反映的是油层性质相对较好油层的压力，它低于高压小层的静止压力，又高于低压小层的静止压力。

在多油层的情况下，油井在某一制度下生产，各小层以自身压力在井底混合流动压力下参与生产，并不按全井静止压力进行工作。

因此，更有意义的是分析小层压力，但受测试条件的

限制，目前还不能完全做到这一点。

注水开发油田，影响油层压力变化的主要因素是井组注采比的变化。

油层静压下降说明注采比下降，采得多、注得少，油层内部出现亏空，能量消耗大于能量补充，此时应加强注水；反之说明注大于采，应适当减少注水量。

在分析油井压力变化时，应首先分析资料的可靠性，在排出资料因素的影响后，要结合周围水井注水状况、油井本身工作制度的变化和周围油井生产情况等资料综合分析。

（2）井底流动压力变化分析。

井底流动压力是油层压力在克服油层中流动阻力后剩余的压力，又是垂直管流的始端压力，它的变化主要受两方面因素的影响。

注水见效后，地层压力上升，在油井工作制度不变的情况下，流压上升。

油井见水后，随着含水上升，油水两相在油层中流动的阻力小于纯油时流动的阻力，井底流动压力上升，同时由于含水率上升，井筒中液柱比重增大，流压也要上升。

另外，如果油井工作不正常，开采不正常，井底流压也要上升。

4.油井含水情况分析

注水开发油田，或油层有底水时，油井生产一段时间后就会出水，油井见水后，要做好以下几方面的分析工作。

（1）分析水源。

油井中的水一般包括两类，即地层水和注入水，判断方法如下：

①油层有底水时，可能是油水界面上升或水锥造成。

②离边水近时，可能是边水推进或者是边水舌进造成。

这种情况通常在边水比较活跃或油田靠弹性驱动开采的情况下出现。

③水层窜通，夹层水或上下高压水层，由于套管外或地层因素引起的水层和油层窜通。

④注水开发油田，可能是注入水推至该井。

⑤油井距边水、注入水都较近时，总矿化度长期稳定不变是边水，总矿化度逐渐降低是注入水。

⑥油井投产即见水，可能是误射水层，也可能是油层本身含水（如同层水或主要水淹层）。

（2）分析主要见水层。

判断主要见水层通常有以下几种方法：

①根据生产测井资料判断

在注水开发油田，利用注入水温度低的特点，通过测井温判断油井见水层位，也可通过测环空找水或噪声测井等资料判断。

②根据分层测试资料判断

利用封隔器分层测试找出出水层位，自喷井还可以用找水器找出出水层位。

③根据油层连通情况判断

注水开发油田，注入水在油层中的运动主要受油层渗透率和油层沉积条件的影响，通常情况下，渗透率高的油层先见水，有效厚度由注水井向油井逐渐变薄的油层先见水，油水井渗透率相近，分布面积小的条带状砂体先见水，处于砂体主体部位的油层先见水。

④注指示剂判断见水层位及来水方向

在注水井中注入特殊的化学示剂，然后在见水井上取样分析，若样品中含有该种指示剂，即可知道此井见水层位和来水方向。

⑤根据油水井动态资料判断

注水井（或层）停注或控注，油井含水率下降可以判断为来水方向；油水井连通性好，注水井注水强度高的油层是主要见水层；初含水量大的是主力油层见水，初含水量小是非主力油层先见水。

（3）含水率变化分析。

注水开发的油田，油井含水率变化有一定的规律性，不同含水阶段，含水率上升速度不同。

低含水期，由于水淹面积小，含油饱和度高，水的相对渗透率低，含水上升速度缓慢；中含水期情况相反，含水上升速度快（尤其是高粘度油田）；高含水期，原油靠注入水携带出来，含

水上升速度减慢。

油井含水上升速度除了受规律性的影响外，在某一阶段主要取决于注采平衡情况和层间差异的调整程度。

一个方向特别是主要来水方向超平衡注水必然造成油井含水突升；一个或多个层高压、高含水，必然干扰其它层的出油，使全井产量下降。

因此分析油井含水率变化时，可以从以下七个方面入手：

①结合油层性质及分布状况，搞清油、水井连通关系。

②搞清见水层特别是主要见水层主要来水方向和非主要来水方向。

③搞清油井见水层位及出水状况。

④分析注水井分层注水状况，各层注水强度的变化，分析主要来水方向、次要来水方向注水变化与油田含水变化的关系。

⑤分析相邻油井生产状况的变化。

⑥分析油井措施情况。

⑦确定含水变化的原因，提出相应的调整措施。

5.产油量变化分析

油井产油量从现象上看与油井产液量和油井含水率有关，产液量越高、含水率越低，日产油量越高；从本质上看与油层内部各种因素的变化有关，根据平面径向流公式，流体从油层内流向井底遵循公式：

式中：

q——井的产油量，t/d；

k——油层有效厚度，μm2；

h——生产层有效厚度，m；

μ——地层原油粘度，m；

D——地面原油比重；

β——地层原油体积系数；

——地层静压，MPa；

Pf——井底流压，MPa；

R——井的供油面积半径，m；

r——完井半径，m；

S——井壁阻力系数，m；

kh/μ——流动系数，μm2·m/MPa·s。

从上式可以看出，影响油井日产量的因素有：

（1）油层有效厚度（h）。

油层有效厚度指的是油井供油面积范围内所开采油层的平均厚度，在开采过程中，由于种种原因，一部分油层由于未射开，或被泥浆、砂、蜡等杂质堵塞，使有效厚度变小，造成产量下降；在正常生产中，由于层间压力的差异，也会有一部分射开油层的有效厚度不出油。

（2）油层的有效渗透率（K）。

它是油井所处位置油层的一种物理性质，决定了原油通过的难易程度。

当油层内部未出现游离状态的气和水时，K值基本上保持不变；当油层中出现了游离的气体和水以后，油层里就

开始了多相流动，这时油相K值就会逐渐变小，引起产量下降。

（3）地层原油粘度（μ）。

原油粘度在采油过程中一般不会突然变化，但当油层压力降低到饱和压力以下时，原油中溶解的天然气开始游离出来，μ值会增高，原油流动性能变差，降低油井的产量。

（4）供油面积半径（R）。

R值越小,越有利于提高单井产油能力，但动态分析时，一般不考虑R值的变化。

（5）井的完井半径（r）。

井径越大，采油指数越大，但由于不经济，一般不采用这种办法提高产量，一般计算时可以用钻头半径或套管半径来代替。

（6）井壁阻力系数（S）。

在井壁油层部分，存在一圈附加的渗透层，当这一圈的渗透率基本上与油层渗透率相同时，井底可看做是完善的；如果大于油层渗透率是超完善的；如果小于油层渗透率时是不完善的。

对于完善井来说S值是零，而对于不完善井和完善井则分别为正值和负值。

确定S值的最有效方法是应用压力恢复曲线取得。

（7）油井生产压差（－Pf）。

生产压差越大，单井产量越高，反之则下降。

6.分层运用状况分析

在注水开发多油层非均质砂岩油田过程中，搞清油井产量及压力、含水的变化，必须进行分层动态分析，了解分层运用