注水井动态分析2doc参考资料.docx

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注水井动态分析2doc参考资料

注水开发的油田，开发效果的好坏在很大程度上取决于分层配水方案。

一个好的分层配水方案，是实现合理、有效注水的基础条件之一，甚至可以说是前提条件，务必慎之又慎。

（1）注水压力要控制在油层破裂压力以下，防止注入水水窜及油井暴性水淹。

（2）有适应油藏地质特点的井网和注水方式，能充分发挥水驱效率、控制产量递减，并能使注采压力系统处于合理状态。

（3）注入水利用率高。

能实现有效驱油，达到理想的注水采收率，而耗费的水量相对较少。

（4）对储层及井下管柱无伤害或伤害最小。

（5）按照技术政策要求，地层压力均衡、合理地上升或得到保持。

在井网已确定的条件下，实现有效注水应具体：

体现出四个合理。

即一是注水压力控制的要合理；二是注水总量控制的要合理，使油藏年压升及含水上升率注水速度处在合理范围内；三是层段配水要合理，依分层认识为依据，该加强的层段得到加强，该控制的层段得到控制。

而且“加强”或“控制”都应在合理范围内；四是平面关系处理要合理，该加强的方向要加强，该减弱的方向要减弱，充分发挥面积井网利于平面调整的优势。

实现上述合理的有效手段，是注水井实行分注并编制科学的分层配水方案的基础，同时要配之以“调剖”。

1、注水井为什么必须调剖？

从根上说，就是因为储层普遍存在着“层间”，“层内”及“平面”三大矛盾。

对于混注井实行调剖的道理是不言而喻的。

那么分注井为什么也要调剖呢？

众所周知，我们说的分层注水，由于受到地质和工艺技术条件限制，实际都是分段注水。

一个注水层段内有几个小层，有的甚至跨二个砂岩组，每个注水层段内仍存在着层间矛盾。

既便将来技术发展了，可以实现按小层分注的时候，那么层内物性的纵向差异及平面上物性的各向异性，靠分注技术来解决也是无能为力的，必须依靠“调剖”来解决。

由此看来，“调剖”是注水开发油田一项不可缺的基础性措施。

它能解决分注技术解决不了的问题，它能使分注技术得到完善和提高。

一句话：

分注技术，附之以有效的调剖技术，才能更有利于实现有效注水。

2、为什么要发展复合调驱技术

“调剖”技术对于改善注水效果，不失为是一项好技术。

但是它的效果是有限的，尤其对于低渗储层更是如此。

对于低渗储层的注水开发，存在两个难题。

一是油滴在小孔隙中受到的附加阻力大；二是小孔隙中边界流体份额多。

这二个难题是注入水很难对付的。

因此既便调剖很成功，实现了注入水改向，它也只能驱走大孔道中的体相流体，效果受到很大限制

。

12、某井组管理两口注水井，正常泵压8.0Mpa，1号注水井当注水压力为6.5Mpa时，全井注水量为50m3/d，当注水压力为6.3Mpa时，全井注水量为46m3/d，2号注水井配注60m3/d，配注压力6.2Mpa，关井压力为5.0Mpa，某天泵压降低，1号注水井当注水压力为3.6Mpa时，注水量为32m3/d，请问1号注水井注水状况是否正常？

为什么？

产生原因有哪些？

答：

1号注水井注水状况不正常。

因为该井的全井吸水指数=（50-46）/（6.5-6.3）=20m3/d.Mpa，全井启动压力=6.5-50/20=4.0Mpa，所以当注水压力为3.6Mpa时，该井是注不进水的。

产生原因：

1、地面管线漏失；

2、注水井口有刺漏；

3、2号注水井往1号注水井产生倒灌（因为2号注水井关井压力为5.0Mpa，，1号注水井全井启动压力4.0Mpa）。

某抽油井压裂前，产液量3.0t/d，含水50%，地层压力4.9Mpa，流压3.4Mpa，压裂后，含水40%，产油3.2t/d，流压3.5Mpa，采油指数8.0t/d.Mpa，请分析该井压裂效果，并制定压后调整措施?

解：

1、根据压裂前后各项数据变化，该井为压裂有效；

2、压裂后地层压力=3.2/8.0+3.5=3.9Mpa；根据计算得知该井压裂层为低压层。

压后调整措施：

1、由于压裂层为低压层，地层压力较低，不宜马上调大参数，放大采油压差生产；2、急需调整对应的一线注水井注水方案，对与油井压裂层连通的注水层段适当加大注水强度，待地层压力恢复稳定后，再调整参数，在保持注采平衡的状态下，放大采油压差生产。

采油压差与油开发的关系

地质条件下，采油压差越大，油井产量越高当采油压差大到一定程度，流动压力低于饱和压力时，田不但井底甚至油层就要脱气，气油比就会上升，油井产量不再增加或增加很少，这对合理采油，保持油井长期稳产高产很不利，所以油井不能任意放大采油压差，必须根据采油速度和生产能力确定合理的生产压差

在哪些生产状况下会导致油井的流动压力上升？

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，随含水上升，油井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。

24注水井注水量变化的原因是什么：

注水压力是否上升或下降2、管线有堵塞、漏失或穿孔3、表或流量计是否有问题4、井下配水管柱嘴刺大或脱落5、底部球座不严，封隔器失效6、油管丝扣漏或油管脱落7、管外窜槽

2如何查找注入压力上升，导致注水井注不进或达不到配注的原因？

答：

1）、检查压力表和水表是否损坏

2）、检查水间、井口各部流程是否正确、有关闸门档板是否脱落

3）、检查水表芯子是否堵塞

4）、检查管线是否堵塞

5）、井下管柱是否过脏或有堵塞

6）、水嘴是否堵塞

可洗井封隔器的特点：

一是可洗井封隔器耐压低、密封性差；造成其主要原因是洗井活塞容易打开或关闭不严。

二是洗井后封隔器不密封；由于水质差洗井频繁，经常开启活塞密封盘根易损坏。

三是封隔器不易解封；该封隔器承压与解封存在矛盾；

四是洗井排量小；该封隔器洗井通道为内置式，洗井通道小。

注水井动态分析最主要的是掌握合理的分层水量和各方向水线推进速度。

主要是通过分层指示曲线来分析地是（C）分层吸水能力、注水井井下工作状况、

注水井增注效果注水井分析时，最主要的是掌握水线推进情况，避免局部舌进，避免出现低压油井。

.配注水量对油井的适应程度必须与油井结合起来，以油井的反映作为检查标准。

.例如：

当油层有底水时，油井生产压差过大，会造成底水锥进现象。

水井调剖技术主要解决油田开发中（层间）矛盾

.水驱控制程度:

是指可以受到注水效果的那部分储量所占该套井网总储量的百分比。

.水淹面积系数:

水淹面积系数又叫扫油面积系数，是注入水水淹面积占该井组或该区控制面积的百分数，它反映注入水在平面上的波及程度。

单层突进

非均质多油层油田，各小层渗透率差别很大，注入水往往沿高渗透层推进速度最快，这种现象叫单层突进。

1、水驱指数每采1吨油在底下的存水量

2、存水率保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值

3、水淹厚度系数见水层水淹厚度占见水层有效厚度的百分数

4、水驱油效率被水淹油层体积内采出的油量与原始含油量之比

地面分注井

（1）验封方法

油套压法：

单注一层，其它层段停注，然后逐渐提高注水压力，观察其它层压力高低变化情况，如果不随着压力高低变化而变化，封隔器密封。

如果随着压力变化而大幅度变化封隔器不密封。

现象1、某注水井注入压力下降，注水量增大

地面因素

原因一：

注水管线漏失

验证方法：

关闭井口闸门，观察水表流量显示；或关闭井口闸门、水间控制闸门，观察压降。

原因二：

压力表失准

验证方法：

归零法或互换法。

原因三：

井口漏失或交通闸门未关闭

井筒因素

原因四：

注水管柱漏失（包括油管挂、油管、洗井器、封隔器、配水器、底部凡尔）

验证方法：

井下流量计检测

原因五：

封隔器不密封

验证方法：

验封仪验封

地质因素

1、本井注水压力较高，油层有新的注水层开始吸水

2、本井套返或套外串槽

3、邻井停注、泄压、套返等

4、检查相邻油井的生产状况及措施（压裂、酸化、抽油参数调大、含水上升或水淹等）

示例二：

注入压力上升、注水量下降

地面因素

1、水间、井口各部闸门关闭或档板脱落；

2、压力表失灵；

3、水表芯子卡堵或损坏；

4、单井管线堵塞；

注水井管柱及井下配水工具问题：

5、管柱内过脏，有堵塞；

6、堵塞器滤网或水嘴堵塞；

7、近井地带油层堵塞；

8、地层压力上升；

9、检查相邻油井的生产状况及措施（如堵水、调参、停井、泵工作异常，导致油井流压上升，动液面上升、

示例三：

油压、套压平衡

地面因素

井筒因素

1、一封不密封，如该井下的是压缩式封隔器，一封以下管柱无漏失，二封密封的情况下，可正常分注；

2、一封以上油管漏失，如该井下的是压缩式封隔器，在正常状态下不影响分注；

3、油管挂密封不好产生漏失（如该井下的是压缩式封隔器，一封密封，在正常状态下不影响分注）；

4、KPSX洗井器漏失，油套连通，洗井无效投死芯子；（一封正常状态下不影响分注）；

油水井动态分析示例：

井号

2008年1月

目前

工作制度s/n

日产液t

含水%

动液面

m

泵径mm

静压Mpa

示功图

工作制度s/n

日产液t

含水

%

动液面

m

泵径mm

静压Mpa

示功图

8-18

1.6/5

4.3

52.1

520

38

6.2

供液不足

1.6/5

3.2

52.2

582

44

6.25

供液不足

10-18

1.45/5

6.2

52.8

510

44

6.0

供液不足

1.45/5

11.5

83.9

120

44

6.6

泵正常

+8-16

1.31/5

7.8

62.7

451

38

5.9

泵正常

1.31/5

11.1

63.4

井口

44

6.2

抽喷

+8-18

1.45/7

3.8

67.8

520

44

5.8

供液不足

1.45/7

2.1

68.1

540

44

5.2

供液不足

1、如果对应注水井日注水量上升或稳定、日产液下降、日产油下降、含水上升或稳定、地层压力上升或稳定，说明油井没有见到注水效果，应采取油井压裂酸化等增产措施

2、如果对应注水井注水压力日注水量上升、日产液上升、日产油下降、含水上升、地层压力上升，说明注水造成水串，开发形式变差，应采取调整注水方案，或水井调剖、油井堵水措施

3、如果对应注水井日注水量上升、日产液上升、日产油上升、含水略升后稳定、地层压力上升，说明注水见效，但需调大工作制度。

4、如果对应注水井日注水量下降、日产液下降、日产油下降、含水上升或稳定、地层压力下降，说明注水不足，开发效果变差，应采取加大注水量和其他增注措施

另外，如果对应注水井日注水量稳定，日产液稳定、日产油稳定、含水略升后稳定、地层压力稳定，说明注水效果保持较好