注水井分析与诊断处理

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,注水井问题诊断处理,高培中心党校,崔笛,第一节,注水井油压无故变化引发问题的实例分析,第二节,注水量无故变化引发问题的实例分析,第三节,注水井资料录取问题的实例分析,第四节,聚合物注入井出现问题的实例分析,在水驱过程中，注够水、注好水是保持高水平开发油田的基础，也是油田稳产的基础，始终是油田人追求的工作目标。多年来，在现场的生产管理、操作以及专业技术人员精心地管好每一口注水井，认真、准确地录取每一项原始资料、数据，观察、分析注水井的注水状况及变化，查找、处理注水井各种方面的问题。在总结注水井多年的生产管理、经验、教训的基础上，为注水井注好水、注够水，及时发现、分析、处理出现的问题做好各方面的工作。,第一节 注水井油压无故变化引发问题的实例分析,实例1 油压大幅下降是套损的信号,1问题发现,在高压注水时期，有一口注水井在提高注水压力后，配注、实际注水量都有大幅度的提高，但在后来，注水井油压却无故下降，配注、实际注水量仍保持不变，该井地处闹市区，由于地理环境无法进行分层测试，作业调整等工作，使得井下注水状况一直不清。直到发现周围井出现成片套损，才决心进行作业施工。现将当时的生产数据列表入表5-1所示。,该井的注水压力经历了由低到高、又到低，而注水量由低到高后基本保持不变。也就是说注水压力得到提高，注水量同时也得到提高；当油压大幅度下降后，实际注水量却始终保持不降，还能较好地完成配注。从该注水井的生产数据表中，可以看出原注水压力为12.2MPa；配注水量为200m3/d；实际注水量为167m3/d；分层注水除有一个层段欠注外，其他两个层达到配注要求，注水合格率为67。为提高周围油井的油层压力，保证周围油井有足够的自喷能量，,在泵压允许的情况下提高该注水井的注水压力，提高注水量。这样，油压由12.2MPa提高到15.5MPa，配注水量由200m3/d提高到550m3/d，实际注水由167m3/d提高到583m3/d，注水合格率达到100。经过高压注水一段时间后，油压开始逐渐下降。油压由15.5MPa下降到12.1MPa，后又下降到8.4MPa，比高压注水时下降了7.1MPa；全井配注水量不变，实际注水由583m3/d变化到601m3/d，后又波动到573m3/d，上下波动在20m3/d左右；当发现周围井套管损坏时才将其控制在50m3/d，这时的油压仅为3.3MPa。由于不能进行分层测试，虽然是分层井但实际是在笼统注水，井下各层的注水状况不清楚。,一、注水井油压无故变化引发问题的实例分析,该井由于高压注水使套管损坏。,在施工作业时才发现该井管柱拔不动。于是进行大修查套，施工发现该井是套管错断，最后对其进行了工程报废。,在注水开发的油田，注水井应该保持相对均衡的压力进行注水，注水压力不宜过高(在注水井破裂压力以下)。油田开发应该保持区块与区块之间、井与井之间、层段与层段之间的地层压力相对平衡。如果注水压力不均衡，会造成地层压力失衡，使有的井、区块压力高，有的压力低，就容易引发地层滑动造成套管损坏，即变形、破裂、错断等。注水井的套管一旦损坏，注入水就会在地下乱窜，起不到驱油的作用。,这口井的套损就说明了这类情况，在高压注水时，尤其是注水井在高出破裂压力许多的情况下注水，更易使套管发生变形、破裂、错断而损坏。当注水井的套管损坏后，注水压力就会大幅下降，而注入量不会降低。这时，注入水就会在井下的地层、油层中乱窜，不知水注到什么地方。不但注入水失去驱油作用，而且还会引发其他井的损坏。,(1)发现注水异常，即注水压力大幅下降，注水量变化不大的，应将注水量控制到最低限，防止套损加剧，并立即向队里技术人员汇报。然后，再由技术人员逐级向专业部门报告情况。,(2)技术人员接到汇报后应及时上现场核实资料，测试异常井的注水指示曲线，查看井是否出现异常。如果没有问题就可以恢复正常注水；如果注水异常应关井等待上级的处理意见。,(3)专业部门的人员接到报告后，按程序安排查套工作，并拿出处理意见。,实例2 井下小层水嘴堵导致分注井油压上升,在正常情况下，不论是分层注水井还是笼统注水井，在短时间内只要注水压力稳定，注水量就应相对稳定；而注水压力提高，注水量就应增加。当分层注水井测试完成以后的短时间内，只要注水井泵压稳定，油压就应稳定，注水量也应保持相对稳定；如果油压升高，注水量也应增加。如果注水井泵压稳定，油压上升，而注水量不升或下降就说明注水井出现异常情况。反过来说，当井下层段水嘴出现问题时，油压或注水量就会发生反常的变化。,这是一口分层注水井。一次，采油工在巡回检查、录取该井井口数据时发现油压与上一天有较大幅度的上升，而注水量没有变化。连续核实三天录取的数据基本一样，现将变化前后的数据列表。如表5-2所示。,从生产数据变化表中可以看出，该井在13日前泵压为14.5MPa，油压为11.6MPa左右，全井配注水量是150m3/d，实注水量为138m3/d，分层注水合格率达到100。在14日开始，泵压为14.7MPa，较前两天上升了0.2MPa；油压却由11.6MPa上升到12.5MPa，上升了0.9MPa；配注水量不变，实注水量是140m3/d，仅上升2m3/d；由于油压上升超过原分水压力界限而不能计算分层水量，使注水合格率降为零。此后，连续三天对其进行核实，注水泵压保持在14.5MPa，油压在12.5MPa以上，实注水量仍然在140m3/d左右。,为了查清油压上升的原因并恢复原注水状况，小队在17日首先进行了反洗井。洗井后，注水压力、注水量与上升后的变化不大。,然后，测试队在18日对其进行了检配测试。检配时发现偏1没有水量，与原来测试资料相差较大。具体数据见表5-3所示。,从检配数据表中可以看出，偏1层段配注40m3/d，水嘴为4.2mm，检配结果为不吸水；偏2层段配注30m3/d，水嘴为3.6mm，检配结果为57m3/d，比配注差27m3/d，完成配注的190；偏3层段配注80m3/d，水嘴为7.5mm，检配结果为82m3/d，比配注差2m3/d，完成配注的103。检配结果，偏1、偏2与原测试分层资料相差较大。,偏1水嘴堵塞。,在检配后捞出偏1堵塞器，水嘴的孔眼被死油堵死。更换水嘴后重新投入堵塞器，恢复正常注水后油压又降回到原来的压力水平上。经测试检配，各层段注水恢复到原状况。,分层注水井各小层的注水量是按其水嘴大小进行分配的。在正常情况下，应该是注水压力稳定，全井及各小层的水量不会出现大的变化。当井口油压突然升高，而全井注水量不变时，说明井下小层注水量出现了比较大的变化。这是因为注水压力上升，水嘴两端的压差增大，全井及各小层注水量必然要上升。如果是注水压力上升，而全井水量变化不大，这时井下小层的水量就会出现较大变化，有的层升高，有的层就会减少乃至不吸水，这种情况只有小层水嘴发生堵塞才会出现。,现在，注水管线，井下分层管柱在长期使用中由于腐蚀、结垢，还有注入水中的含油等杂质，有时随注入水进入井下，使分层注水井经常发生水嘴堵塞现象。尤其在分层测试时，由于仪器或工具在井筒中上下运动，管壁上的附着物被刮下随注水经过水嘴进入油层，更加剧了这种状况。出现堵塞后，有的经过洗井即可解决，有的洗井也不能完全恢复正常。,分注井井下水嘴发生堵塞在资料上显示的也不完全相同。有的井是油压上升，注水量相对稳定；有的井是油压上升，注水量出现下降。,4 采取措施,(1)发现问题应该首先进行洗井，消除水嘴堵塞因素。,(2)如果洗井不能排除堵塞问题，就重新进行检配、拔堵、检查水嘴，重投堵塞器。,实例3 油压上升，吸水指数不变反映出油层压力上升,层段水嘴堵塞可以使注水井的油压升高，油层压力上升同样会使注水井的油压升高，但这两种升高反映在油压数据上是有一定区别的。前者，油压是突然上升；后者，油压是逐渐上升的。由于变化不同，所诊断的结果也就不同。,1 问题出现,在一次资料检查中，发现有一口注水井随着注水时间的延续，油压出现了明显的上升。具体变化见综合数据表5-4所示。,从这口分注井的月度综合数据变化表中，我们查出注水量变化不大，但油压却在逐渐上升。在年初2月份，泵压为13.8MPa，油压为10.6MPa，全井配注水量是180m3/d，实际注水量为189m3/d，分层注水合格率达到100。到7月份，泵压为13.8MPa，稳定；油压为11.8MPa，上升了1.2MPa；全井配注水量没变，实注水量是205m3/d，仅上升了16m3/d；分层注水合格率仍保持在100。注水压力明显升高，注水量基本没有变化。,为查清注水压力升高的原因，在7月份测试了全井注水指示曲线与年初测试资料进行比较，并绘制成两条曲线如图5-1所示。,在图51中，“曲线1”是年初测试的指示曲线，“曲线2”是近期7月份才测试的指示曲线。为方便对比，将两条不同时间测试的曲线绘制在一个坐标系内。从图中可以看出，“曲线2”向左做平行移动，斜率近似相等，吸水指数不变。说明该井二次指示曲线测试时，只是启动压力上升，注水量减少。也就是说，在相同注水压力下注水量有较大的下降。从曲线图看，注相同注水量的油压增加了近1个兆帕。,出现此类情况只能是油层压力上升导致了油压上升，注水量不变。,油层压力上升的原因有很多，但归纳起来只有两种，就是只注不采或注大于采。当注水补充的能量得不到释放，积累起来会使油层压力逐渐上升。油层压力上升会使注采压差减小，注水量逐渐下降。油层压力上升使注水井的启动压力、油压升高，要完成配注方案，就必须逐步提高井口注水压力，以保持注水量稳定。,(1)在采油井上采取提液措施，释放注水井的能量，防止油层憋高压。,(2)由于油层物性差或堵塞采油井无法提液，应采取压裂、酸化等改造措施，保证油井的提液要求。,(3)如果采油井无法采取提液措施，应适当降低注水井的配注水量，以保证注采平衡，油层压力稳定。,这是一口井的注水数据，你能看出什么特征？,实例4 注入水质差导致油压上升，吸水指数下降,如果注水井注入了大量水质比较差的水会造成井筒附近的油层堵塞，使注水井的启动压力、注水压力上升，吸水指数下降。,有一口过渡带笼统注水井。专业人员在检查注水井资料时，发现该井的油压出现较大的上升，而全井注水量不但不升，反而还稍有下降。检查人员就将这口井的生产数据抄写下来，并列成表进行对比。如表55所示。,从两个月的生产数据变化表中，我们看出该井油压在逐渐上升，而注水量不升还有所下降。在3月初，该井的泵压为14.8MPa，油压为13.6MPa，全井配注水量是100m3/d，实际注水量为95m3/d。到了4月下旬，配注不变，泵压为15.1MPa，稍有上升；油压为15.OMPa，比3月初上升了1.4MPa；实注水量为82m3/d，下降了13m3/d。,为落实油压升高，注水量有所下降的原因，在4月26日对该井测试了全井注水指示曲线并与以前测试的指示曲线进行比较。对比结果如图52所示。,在图52中，“曲线1”是前期测试的全井指示曲线，“曲线2”是4月份测试的全井指示曲线。为方便绘制曲线，两次测试资料都折算成相同油压下的注水量，而且同样将两条不同时间测试的指示曲线绘制在一个坐标系内以便对比。从曲线对比看出，“曲线2”明显向左偏移，斜率增大，吸水指数减小；该井的启动压力升高，相同油压下的注水量明显减少，油井的注水能力变差。,这种现象是油层发生堵塞。,油层出现堵塞，不但注水压力上升，注水量下降，主要是油层的吸水能力明显降低。,石油是从岩石的一些微小孔隙中生产出来的。注水开发的油田就是要通过注水将岩石孔隙中的原油替换出来。由于岩石孔隙直径都非常小，如果注入的水质差，如固体悬浮物超标，污水含油超标都会堵塞油层孔隙；还有，一些化学物质超标会加速设备、管道的腐蚀，与水中其他化学物质发生化学反应等产生沉淀物也会堵塞孔隙，降低油层的渗透率。如果大量注入这样超标的水，就会使油层孔隙出现堵塞，使注水井的启动压力、油压升高，注水量减少，吸水能力下降，影响驱油效果。,(1)当出现注水压力升高或注水量下降，首先进行水质化验，检查是否合格。,(2)然后进行反洗井，将油层表面堵塞物冲洗出来，提高吸水能力，恢复正常注水。,(3)如果反洗并不起作用，就要进行酸化、压裂等增注措施提高注水井的吸水能力。,实例5 油层压力下降导致油压下降，吸水指数不变,油层压力上升、油压上升。反之，油层压力下降、油压也随之下降。当一个井组的注采比小于1时，或油井采取增产措施大幅度提高产液量后，油层压力就会逐渐下降。随着油层压力的逐渐下降，与油井相连通的注水井油压也会随之下降。,1.问题的发现。,在对比注水井注水状况时，发现有一口注水井经过一段时间注水后油压有明显下降，而全井实注水量变化不大。油压与注水量变化情况见生产数据表5-6所示。,从该井的月度综合数据变化表中，看出这口井在注水量变化不大的情况下，油压却在逐渐下降。在1月份，泵压为14.3MPa，油压为14.1MPa，全井配注水量是200m3/d，实际注水量为211m3/d，分层注水合格率为100。到10月份，泵压为14.2MPa，稳定；油压降为12.5MPa，下降了1.6MPa；全井配注水量没变，实注水量仍然保持在206m3/d，仅下降了5m3/d；分层注水合格率仍保持在100。这口井的油压下降明显，全井注水量基本保持不变。,在8月份进行分层测试，检配时发现偏l、偏2超注，偏3欠注。虽然测试时将偏1、偏2的水嘴调小，控制这两个层段的注水，但测试后恢复正常注水油压仍然有下降的趋势。,为查清油压下降的原因，我们在10月份测试了全井注水指示曲线并与年初测试资料进行比较。现将这两次测试数据绘制成两条曲线如图5-3所示。,在图5-3中，“曲线1”是上半年测试的全井指示曲线，“曲线2”是10月份测试的全井指示曲线。为方便对比，将两条不同时间测试的曲线绘制在一个坐标系内。从两条曲线对比看出，“曲线2”向右做平行移动，斜率近似相等，吸水指数不变。说明两次指示曲线测试时，只是启动压力下降，注水量增加。也就是说，在相同注水压力下注水量有较大幅度的增加。,此类现象是油层压力下降导致了油压下降，吸水指数不变。,油层压力下降的原因有很多，如没有注水井点，形成只采不注；大幅度调低注水井配注量与实注水量，降低油层压力；油井采取增产措施，大幅度提高产液量，而注水量没有得到提高，能量补充不够。这样，随着开采时间的延长，油层压力就会逐渐下降，使注采压差增大，注水量增加。在配注水量不变的情况下，就需控制油压进行注水，以保持实注水量稳定。,4采取措施,(1)为保证油井提液后稳产，应适当提高注水井配注水量，保持油层压力的稳定。,(2)如果没有注水井点或注井点少，就应选择适当的油井转为注水井，以保证油层能量得到必要补充。,(3)如果是高压地区、高压层段就应适当降低油层压力，防止套损井的发生。,第二节 注水量无故变化引发问题的实例分析,在注水压力稳定的情况下，注水量无故出现不应有的变化也说明注水井是出现了某种问题。也就是说，注水井在没有措施，而且地层压力、注入压力相对稳定的情况下，注水量应该是稳定的。只有在提高或降低注水压力才能使注水量上升、下降，否则就是注水量无故变化或注水井出现了某种问题使注水量出现上升、下降。,实例6 管外串槽引发注水量大幅增加,现在，在生产管理中都非常重视注水井油压、注水量的异常变化。因为，注水井一旦出现问题影响的不仅仅是本身，对其周围油井的影响以及其他注水井的影响也都是很大的。注水井在没有任何措施的情况下，油压大幅下降或注水量突然大幅增加，其原因都是井下出现问题所引发的。,有一口注水井由于地层条件相对较差，虽然采取过压裂、酸化等增注措施，在放大注水的情况下也就仅能完成配注。但有一天，采油工在巡回检查时发现该井注水量有了大幅提高，他将这一情况向队技术人员做了汇报。随后几天，技术人员连续上井核实资料，测试全井注水指示曲线，发现该井不但注水量增加，而且启动压力也比原来有所下降。我们将当时的生产数据列成对比表57。,从生产数据表中可以看出，该井配注为70m3/d，泵压基本在14.514.7MPa，油压放大与泵压一样，注水量为57m3/d，刚刚可以完成配注。但在11月2日，岗位工人巡回检查时发现，泵压为14.4MPa，油压仍然放大为14.4MPa，注水量突然上升到125m3/d，超过该井的配注要求，岗位工人立即将这一情况汇报给队里的技术员。针对这一情况，技术人员上井进行核实，连续几天到井上核对，并将地面水表也进行校对，都没有发现问题。为落实该井的异常问题，技术人员将情况立即汇报给上级业务部门。在向业务部门汇报的同时，技术员对该井测试了注水指示曲线，并与上半年的指示曲线进行对比。曲线对比情况如图54所示。业务部门接报后立即安排了同位素测试，结果发现在没有射孔的层位有注入量。于是，在11月5日将注水量控制在60m3/d，等待作业处理。,在图54中，“曲线1”是上半年测试的全井指示曲线，“曲线2”是11月份测试的全井指示曲线。通过两条曲线对比看出，“曲线2”明显向右偏移，斜率变小，吸水指数增大，两条曲线的形态明显发生变化。该井的启动压力下降，相同油压下的注水量大幅增加，吸水能力增强，说明该井井下的吸水状况出现了较大的变化。,注水井吸水指数增大，一般都是采取压裂、酸化、解堵等增注措施或补孔新增注水层段。如果该井没有采取增注措施，同位素测试显示出没有射孔的油层有注入量，说明该井有新增吸水层段。注水井有新增注水层段，增大了注入体积就会使启动压力下降，注水量增加。,2.诊断结果,根据同位素资料，未射孔油层吸水说明是套管外窜槽造成的。,当井钻完下入套管后要将所钻遇的油层部位全部用水泥进行封固，防止油层之间发生互窜。然后，再根据油田开发的要求对需要开采或注水的层系进行射孔，从而保证相同井网的油井、注水井开采的是相同层系，不干扰其他层系的开采。但是，当注水井采取压裂、酸化等增注措施时，在正常注水时都会产生一定的震动，而这些震动会对套管外封固的水泥环产生一定破坏，使套管外表面的水泥与油层之间的胶结产生裂缝。当产生裂缝后，注水井的注入水就会沿着裂缝窜入非开采油层，使生产层与非生产层之间出现串槽。,该井的生产层由于地层条件差，虽然多次采取增注措施，但注水状况一直不好。这次注水量突然上升就是因套管外发生串槽，使没有射孔的油层吸水造成吸水指数出现了变化。,(1)作业找漏。,(2)进行作业封窜，防止注入水继续互窜使层间矛盾加剧。,实例7 套管损坏引发注水量突然大幅增加,就像注水压力大幅下降是套管损坏引起的一样。在油压不变、没有增注措施的情况下，注水量大幅增加就可能是套管损坏引起的。因为套管损坏会使非油层部位或没有射开的好油层大量吸水，使不应该注水的部位注入了大量的水。,有一口过渡带的注水井，由于射开油层的厚度小、渗透率低，注水状况不好。该井为放大注水，配注120m3/d，泵压14.2MPa，油压14.2MPa时，实际注水仅为40m3/d左右，一直完不成配注。有一天，该井的注水量突然上升，达到了配注方案的要求。具体注水情况见生产数据表58所示。,从该井的注水数据表可以看出，在3月6日以前注水状况不好，一直完不成配注。该井配注120m3/d，注水泵压14.3MPa，油压也放大到14.3MPa，套压13.7MPa，实注水量仅达到41m3/d，与配注相差很大。但是，在3月7日注水量突然上升。注水泵压为14.4MPa，比前一天上升了0.1MPa；油压为14.4MPa，上升了0.1MPa；套压为13.9MPa，上升了0.2MPa；注水量上升至118m3/d，上升了77m3/d；达到了配注方案的要求。现场工人将这一情况汇报给小队地质组，技术员于第二天到现场核实数据，结果与采油工的一样；于是，又更换水表进行了校对，证实注水量确实上升。为了搞清情况，在10日测试全井注水指示曲线与以前注水指示曲线进行对比，发现吸水指数明显增大，启动压力下降。曲线对比情况见图5-5所示。,在图5-5中，“曲线1”是前期测试的全井注水指示曲线，“曲线2”是刚刚测试的全井注水指示曲线。通过两条曲线对比看出，“曲线2”向右偏移，斜率明显变小，吸水指数大幅增加，两条曲线的形态出现明显变化。该井的启动压力下降，相同油压下的注水量大幅增加，吸水能力增强，说明该井井下的注水状况出现了较大的变化。,为落实注水异常问题，技术人员将落实的情况向上级业务部门进行了汇报，业务部门立即安排了同位素测试，结果发现非射孔井段的地层有大量的水注入。发现问题后，立即将全井注水量控制在30m3/d以下，等待处理。,非油层部位套管损坏。,在4月15日查套作业时，通过打铅印证实井下674m处套管破裂。后关井等大修处理。,当套管错断、破裂出现问题时，就相当于在不应该注水的部位开了一个洞，增大了注水剖面及厚度，使大量的水注入到非油层部位。所以，注水井注水量突然大幅增加，这时注入水不但起不到驱油作用，还会造成其他井的套管损坏。造成套管损坏的原因有很多，如层间压力不均衡、区块间压差过大、地层中泥岩膨胀使应力过大等，都会使井下套管出现变形、破裂、错断。,(1)发现注水异常应该立即核实资料，查明出现异常的部位、深度及原因。,(2)如果是套管问题应关闭注水，防止套损井的进一步扩大。,(3)进行查套作业，查清套管损坏的深度、部位、性质，为下一步措施提供依据。,实例8 封隔器失效导致分注井注水量增加,分层注水井主要是用封隔器来分隔注水层段实现分层注水的。如果封隔器起不到分隔油层的作用，大部分水量就会注入到发育好的油层，而那些差油层就会注不进水或注入很少的水。所以，封隔器失效实际就为笼统注水。,过去，我们经常会遇见这样的分层注水井。在一次洗井后，注水量出现了较大幅度的增加。具体变化情况见数据表59所示。,从该井的注水数据表可以看出，在6月21日以前注水状况比较好。该井配注为80m3/d，泵压为14.1MPa，油压为13.1MPa，套压为7.5MPa，实注为79m3/d，注水合格率达到100。在6月21日进行测试前的洗井，洗井后注水量突然增加，泵压为13.9MPa，油压为13.OMPa，套压上升到12.7MPa，实注达到152m3/d，上升了73m3/d。由于注水增加幅度大而不能批分层段水量。当发现注水量上升后，岗位工人将情况汇报给了小队技术员。第二天，地质组人员到现场核实资料，没有发现问题。在资料对比中，发现该井的套压于油压接近，而且油压上升套压也随之上升，说明是封隔器出现问题。,封隔器失效。,在6月24日进行分层测试时，测试卡片显示封隔器不封。,过去，在注水井上用于分隔层段的封隔器采用的都是压差式封隔器。这种封隔器的优点是施工、释放方便，在正常情况下只要保证内外压差大于0.7MPa就可以使其密封。该井在洗井后，由于油压、套压接近平衡，封隔器内外压差小于0.7MPa，封隔器失效。封隔器失效就相当于笼统注水，在相同压力下注水量就会大幅增加。,(1)重新释放封隔器。提高油压或降低套压，保证油、套压差大于0.7MPa，再验证封隔器是否密封。,(2)重新释放后封隔器仍然不封，就需要重配作业更换封隔器。,第三节 注水井资料录取问题的实例分析。,注水井的资料数据主要包括：注水井泵压、油压、套压、注水量，分层压力、分层水量、注水指示曲线等。虽然资料数据不多，但准确地录取这些数据是非常重要的。因为，这些数据的变化是判断注水井是否出现问题，注水状况好坏的重要依据。,由于各采油单位使用的录取井口压力资料设备不同，录取资料不准的问题也不同。尤其是目前所使用的压力表，如不按正确方法操作，不按时校准，不注意防震，隔离测压装置中油泄漏等问题都会造成人为的、客观的压力资料录取不准确。这里，仅对隔离测压装置在录取压力资料时出现的问题或压力资料出现反常进行实例分析。,实例9 隔离测压装置缺油会使数值偏低（选择）,前面，在油田老区录取油、水井井口压力的都采用的是便携式隔离测压装置。这种装置在防盗窃、防破坏上起到了很大的作用，但也给准确地录取资料带来了一些问题。,有一年夏季，某采油队的一个注水井组在录取井口压力时发现压力值比以往的低，并连续几天录取的压力都是这样。现选其中一口注水井作为例子，具体资料数据变化情况见表510所示。,从该井的日生产数据变化表看出，泵压、油压在7月13日出现突然下降，而注水量没有多大变化。泵压由13.8MPa下降到12.5MPa，下降了1.3MPa；油压由12.4MPa下降到11.2MPao下降了1.2MPa；全井配注水量100m3/d，实际注水量105m3/d，变化不大。这个井组其他注水井的压力都有不同程度地下降，而且连续几天录取的资料都是这种情况。于是，井组工人将这一情况汇报给技术员。当技术员接到这个情况后，与小班工人一起到井上落实，结果是完全相同。与此同时，技术员了解了其他井组资料录取情况，其注水井的压力、水量基本是稳定的。,针对这一情况，技术员将别的井组测压装置拿来进行对比使用，发现两套装置录取的资料完全不同。别的井组测压装置录取的资料与原来的相同，没有多大变化；而该井组的测压装置录取的资料就低1.01.5MPa，拿到其他井组去录取资料也出现偏低。于是，将这套装置重新进行校对，再录取资料时就与别的井组测压装置基本相同了。,测压装置缺油，录取的压力数据偏低。,在校表时发现，装液压油的缸套内仅有2/3的油，缺失1/3。,隔离测压装置共分两个结构，一个是直接接触压力的被称下接头，它焊接在井口录取压力的部位上；另一个是便携式测压装置。录取压力时，只要将便携式测压力装置与井口下接头通过螺扣对接即可。对接后，通过便携式测压力装置的顶杆、柱塞、液压油将压力传导给压力表就可以录取油、水井压力资料。如果压力传导机构的某个部分出现问题，就会影响压力资料的准确性。该井组测压装置就是因漏失使柱塞缸套内的液压油缺失。当录取压力时，该装置的顶杆与活塞向上运动一定距离后才推动液压油使其受压。这时，压力表就不能完全、真实地反映出井上的压力，录取的资料往往偏低。,(1)定期进行压力表校对，不能无故延长。当发现录取的压力出现较大变化的，首先要对测压装置重新校对。,(2)对压力表损坏、不准并不能修复的，对测压装置漏油严重并无法密封的应更换新装置。,(3)应按规定、按时准确地录取注水井的资料，发现异常要认真分析、查找原因。,实例10 注水井的套压高于油压是不准确的压力资料,注水井现场录取的资料主要有泵压、油压、套压、水表底数。在正常注水情况下，注水泵压应高于或等于油压；油压应高于或等于套压。如果出现套压高于油压、泵压；油压高于泵压都是异常情况，就要求我们查清原因，解决问题，提高资料的准确率。,在冬季注水井现场检查中，有一次，在一口注水井现场录取套压时发现套压高于油压。而且在录取套压时，测压装置与下接头对接后压力值升至很高，过一会才又慢慢降回来，等平稳时套压仍然高于油压。我们将现场录取的数据列成表512。,用现场检查的数据与检查前一天1月20日报表数据对比看出，该井的泵压、油压、注水量与原来录取的资料基本相同，只有套压值偏差稍大，问题主要反映在比油压高出0.3MPa。在现场检查套压时测压装置与下接头对接后，压力表数值一度升至23MPa，而后开始逐渐下降，待压力降至14.3MPa时稳定不再下降了。于是，又等了30min后套压没有再降，就将其记录下来作为现场检查资料。从现场看便携式测压装置没有问题，因为录取泵压、油压是正常的。,套管测压装置下接头脏，使柱塞向下移动阻力增大。,检查后将套压装置卸下，发现缸套里堵满死油。将其清洗后再录取套压，压力值就低于油压，而且没有了先高后降的现象。,套压，反映的是保护封隔器至井口油管、套管环空内的压力，如果油管、封隔器、井口阀门等都是密封的，套压就应是一个静止压力。注水井在正常注水情况下，不可能出现套压高于油压。而隔离测压装置是经过下接头的柱塞，将井内的压力传导到压力表上。如果柱塞下面锈蚀、结垢或有死油等就会使柱塞向下移动的摩擦阻力增大。当测压装置与下接头对接后，由于柱塞的阻力大而使压力迅速上升至最高，然后才会逐渐下降至柱塞两端的力达到平衡。由于这个摩擦阻力的存在，测出来的压力值往往要高于正常时的压力值，但不会高出很多。,套压高于油压这个现象，在个别注水井上普遍存在，上述的原因只是其中之一。另外，还有很多因素影响，如控制注水使油压下降，而套压没有泄漏就会出现高于油压；地层部位有高压水层，压力通过套管丝扣处传导到套管内出现高于油压；还有冬季套管处被冻结等。,(1)发现这类问题。应检修、清洗测压装置的下接头，保证柱塞移动顺畅。,(2)冬季应按时录取注水井套压资料，发现冻结要及时处理。,实例11 油压长时间不变同样是不准确的压力资料,在生产管理的检查中，有时会发现一口注水井的油压从月初到月底始终是一个数。这种情况反映了在资料录取工作中存在的问题。,以前，在注水井资料检查中发现有个别井的注水压力非常稳定。有时可以达20多天，甚至一、两个月的数据都是样，不发生任何变化.具体情况见数据表5-13所示。,从该井生产数据表中看出，一个月的油压数据始终是13.1MPa，而泵压、套压、注水量等数据虽然稳定，但还有一定变化。在这期间，泵压在14.014.5MPa之间变化；套压保持在8.59.0Mpa之间变化；注水量在7085m3/d之间变化；只有油压不变。如果这类情况出现在某口井的其中几天是有可能的，但长时间出现一般是不会的，如果出现了，就说明在压力资料录取上存在行一定问题。,2.诊断结果,录取油压资料不认真，不准确、,注水井的压力不可能始终不变的。因为，每天注水泵的起泵、停泵；注水井的开井、关井、洗井、冲洗干线、还有管线穿孔等，都会影响到注水井的泵压。而泵压的波动就会直接影响到注水井油压、注水量的波动。所以，正常注水井的油压也是一个变化的数值。如果不变，就说明在录取资料的某个环节出现了问题。这里主要是人的问题，对资料录取工作的态度问题。,(1)按规定、按时校表。发现压力表不准、损坏应及时校正、更换。,(2)提高油田员工的技术素质及责任心，发现问题及时整改。,实例 12 正常注水时的数据与注水指示曲线不相符的问题分析,正常注水井的油压是经常波动的，这种波动有它的一定范围与规律。只要泵压上升，油压就会上升，注水量也上升；泵压下降，油压随着下降，注水量也会下降。也就是说，有一定的注水压力，就会有一个相对应的注水量。一口井在同一个注水时段，所测试的注水指示曲线要与正常注水时的油压、注水量相对应，不能出现太大的偏差。否则，录取的某些数据就是不准确的资料。这里的偏差可能是压力，也可能是水量。如果以同一压力对比，就是注水量出现偏差；如果以同一水量对比，就是压力出现偏差；二者选其一进行分析。,在注水井资料的检查中，有时会发现一些不相符的数据。例如，在一次检查中发现有一口笼统注水井，正常注水时的油压、水量与测试的全井注水指示曲线资料出现了较大的偏差。正常注水时的生产数据见表514所示,测试的全井注水指示曲线数据，见表515所示。,从两个数据表的对比情况可以看出，油压相同的情况下注水量相差比较大。正常注水时，泵压变化在13.814.2MPa之间，油压在12.5MPa时，注水量为180m3/d；油压在12.1MPa时，注水量为170m3/d。而测试注水指示曲线时，泵压为13.8MPa，油压为12.2MPa，折算注水量仅达到95m3/d，与正常注水时相差较大；当油压在12.7MPa时，折算注水量为158m3/d，与正常最高时对比少22m3/d。,注水指示曲线测试时，油压、注水量是在不稳定的情况下录取的。不准。,.原因分析,笼统注水井在同一注水时段中，日常录取的油压、注水量要与注水指示曲线录取的资料相对应。这是因为，注水井在同一压力系统(即地层压力、注水压力)下，注水量应是稳定的。如果是同一油压，注水量出现较大的偏差就说明录取的某些数据不准。从注水指示曲线测试表中看出，每个压力点的测试时间一般为58min，稳定时间较短。从这个方面说明，问题产生的主要原因是测试时稳定时间短，油压、注水量数据都是在不太稳定的状况下录取的。所以，录取的注水指示曲线数据不是很准确，造成正常注水时的压力与注水指示曲线的压力不相符。,(1)校对压力录取装置，准确地录取日常注水井的压力资料。,(2)注水指示曲线测试时应该适当延长稳定时间，保证测试资料的准确性。,第四节 聚合物注入井出现问题的实例分析,聚合物注入井由于增加了注入溶液的粘度，以及聚合物在油层中的滞留作用，使油层渗透率下降，流体的渗流阻力增加，油水流度比降低。在开始注聚合物的初期，在注入参数(即聚合物分子量、注入液体的浓度、粘度、注入量)一定的情况下，注入井的油压会快速上升。当注入一段时期后，注入井的近井地带油层吸附、捕集达到相对平衡后，渗流阻力趋于稳定，油压亦趋稳定或上升趋于缓慢。当降低注入参数或转入后续水驱阶段，注入压力又开始逐渐下降。,也就是说，注聚井的油压在注聚后的初期阶段是随注入时间的延长而逐渐上升的。因此，影响聚合物注入井油压变化的主要因素有：聚合物分子量、注入溶液的浓度、粘度、注入量、注入时间。而水驱注水井的油压变化与之不同：(1)它不随注入时间的变化而变化；(2)一般情况下注水井的油压是相对稳定的。因此，影响水驱油压变化的主要因素有：注水泵压、注水量。,聚合物开发油田，通常是在水驱的基础上进行的。在水驱过程中，那些连通性好、渗透率高的油层或部位经长时间注入水的冲刷作用下，渗流阻力小、压力低、含水率高、水的波及效率差。在注聚合物开始后，由于聚合物在油层中的吸附、捕集作用下，注入井周围油层的渗透率快速下降，渗流阻力增加，注聚井的油压就会迅速上升。当注一段时间后，近井地带聚合物吸附达到某种平衡时，注入压力上升变缓或趋于稳定。,一、正常注聚合物井注入压力变化状况,这里列举一口正常注聚合物井。有一口注聚合物井于2002年10月开始注聚，在注入初期采用的是1900万相对分子质量的高分子聚合物溶液注入，后期改用高分子抗盐聚合物。配比为1：5，注入溶液浓度为770mg/L，注入量基本保持在8385m3/d之间。其注入压力随注入时间变化的情况，见表528所示。,表中是从注聚初期开始，然后逐月向后延续。从变化表中可以看出，注聚后在注入量相对稳定的情况下，油压逐渐上升。尤其在注入初期(即一年以内)，油压上升的速度较快，除去第一个月油压上升较大外，以后每个月油压都上升0.20.7MPa。一年半后，油压上升速度逐渐趋缓，并且基本在13.013.8MPa之间变化(油压下降是注入浓度、粘度的影响)。我们将每个月的注入量、压力、时间绘制成关系曲线。见图57所示。,图57是两个坐标系，两条曲线分别是注入量、井口油压与时间变化的关系曲线。其中横坐标为时间(以“月”为单位，从注聚开始起向后自然延续)；纵坐标为注入量、井口油压。这两条曲线相互对应、互相影响。从两条关系曲线可以看出，该井注入量一直保持在8385m3/d之间(初期注入量为76m3/d)。在注入量相对稳定情况下，从注入开始到一年半的时间，油压曲线呈上升趋势。注聚时间达到18个月以后，油压曲线趋于平稳，虽有波动但基本稳定在13.5MPa左右。后油压出现下降，这是后期调整聚合物浓度、粘度的影响。聚合物注入井在注聚后，由于注入流体增加了聚合物的浓度、粘度以及聚合物分子在油层中的滞留作用，使油层中油水流度比降低，渗透率下降，流体的渗流阻力增加，注入井的注入压力就会逐渐升高。,尤其在注聚初期，由于注入井周围油层渗透率下降较快，渗流阻力迅速增加而导致注入压力快速上升。而且注入量、液体浓度、流体粘度、聚合物分子量越高，注入压力上升就越快，曲线斜率也就越大。随着注入时间的延长，当油层中聚合物吸附达到相对平衡，随着压力的传导，注入压力上升速度会逐渐变缓或亦趋稳定。在注聚期间，只有降低注入井的注入量、流体的浓度和粘度、聚合物分子量，才会使注入压力下降。,二、注聚井压力变化不正常实例分析,实例1 注聚后，初期油压不升,注聚井在注聚后，由于注入流体的聚合物在油层孔隙中的吸附、捕集作用，使油层渗透率降低，渗流阻力增加，注入井的注入压力逐渐升高。但是，由于对油层复杂性认识不足，注入参数与地层条件不相匹配，使得注聚初期注入压力不升或升幅非常小(尤其在注聚后的前6个月)，说明这部分注聚井在注聚初期就有一定的问题。,有一口注聚井于2003年12月开始注聚。在注聚初期，采用1300万相对分子质量的中分子聚合物溶液注入，配比为1：4，注入溶液浓度为980mg/l，混合液注入量为80m3/d。注聚后的前6个月，油压虽有上升但幅度不大。其变化情况见表5-29所示。,从表中可以看出，该井在空白水驱时日配注水量为170m3/d，实注水量在180m3/d左右，油压在7.58.OMPa之间变化。只是在注聚前将配注方案下调到80m3/d，下调了90m3/d；实注下降到80m3/d，下降了100m3/d，油压下降到6.4MPa。注聚后，初期注入量为78m3/d，油压为6.6MPa；前6个月，注入量保持在80m3/d，其中聚合物母液为16m3/d，配人清水为64m3/d，油压保持在6.6-7.OMPa之间，升幅不大。注聚半年以后，加大了注入速度，油压才开始逐渐上升。现将该井注聚后一年内的注入量、油压变化与时间绘制成关系曲线。见图5-8所示。,从图5-8两条关系曲线可以看出，该井在注聚后的前6个月注入量保持在80m3/d，油压曲线近似一条水平直线。注入时间在7个月以后，两次加大了注入量，注入压力才出现上升。配注由80m3/d提到120m3/d，后又提到150m3/d，提高了70m3/d；实注量由80m3/d提到115m3/d，后又提到150m3/d，提高了70m3/d。在调整注入量后，随着注入时间的延长，油压曲线才开始逐渐上升。,(1)聚合物分子量低，吸附作用小。,(2)注入溶液的浓度低，粘度小。,(3)注入量低，注入速度小。,注聚的目的就是利用聚合物在油层中的吸附、捕集的作用，滞留在油层的孔隙中堵塞连通性好、渗透率高的层段或部位在注水期间形成的水道，使注入井周围油层的渗透率下降，渗流阻力增加，从而提高注入压力，扩大波及体积，提高驱油效率。如果注入速度低，注入小于采出，不足以补充油层的亏空，注入压力就不能得到有效的提高，会出现下降、不升或升幅很小。在加上聚合物浓度低，吸附作用小，不能有效地堵塞连通性好、渗透率高的油层或部位，渗流阻力仍然较小，注入压力也不能得到提高。注入压力得不到有效提高，波及体积就不能扩大，油井见不到驱油效果。,(1)改用高分子或超高分子聚合物，增强聚合物在油层中的吸附、捕集的作用。,(2)提高配比，增加聚合物的浓度或溶液的粘度，有效地增加油层渗流阻力。,(3)提高注入量，增加注入速度。,实例2 注聚后，注入压力上下波动,有些注聚井，在注聚开始注入压力就快速上升。由于受破裂压力的限制使注入井不得不停注或下调注入参数，使注入井的油压在注聚过程中呈波浪形，时而上升，时而下降。,有一口注聚井在水驱时，日配注为170m3/d，实注为172m3/d，油压10.8MPa。为配合注聚工作，降低井口油压，在注聚前将配注方案下调到80m3/d，下调了90m3/d；实注下降到125m3/d，下降了47m3/d：油压下降到10.1MPa，下降了0.7MPa。在注聚前夕，又第二次下调配注到70m3/d，实注下降到74m3/d，油压下降到7.5MPa。为了以后注聚顺利，还在注聚前对该井进行了压裂增注。在压裂措施后，井口油压进一步下降到4.OMPa，然后就开始了注聚。,该井于2002年9月开始注聚。在注聚初期，采用1300万相对分子质量的中分子聚合物溶液注入，配注量为70m3/d，其中聚合物母液为13m3/d，清水为57m3/d，配比为1：4；实际注入量为72m3/d，其中聚合物母液为8m3/d，配人清水为64m3/d，配比为1：8，注入溶液浓度为690mg/L，粘度为41.7mpas。注聚后，油压就迅速上升，时间不长就达到了该井所允许的最高压力。注聚后油压变化情况见表5-30所示。,从表中可以看出，该井在注聚前夕的水驱时，油压为7.5MPa，实注水量74m3/d。在注聚初期，注入量为72m3/d，油压为4.OMPa。注聚时间仅仅1个月，注入量为67m3/d，其中聚合物母液为13m3/d，配入清水为54m3/d，油压就上升到10.4MPa，上升速度非常快。注聚时间仅3个月，油压就上升到12.3MPa，接近该井的破裂压力(破裂压力为12.6MPa)。,为控制油压上升过快，配注方案由70m3/d下调到50m3/d，下调了20m3/d；实注由67m3/d下降到54m3/d，下降了13m3/d；油压由12.3MPa下降到11.6MPa，下降了0.7MPa，但控注后时间不长，油压又回升到12.OMPa。然后，又一次下调注入量，在此期间还对其进行一次解堵，才使该井的油压后来降到10.5MPa。现将该井注聚后一年内的注入量、油压变化与时间绘制成关系曲线。见图5-9所示。,从图5-9两条关系曲线可以看出，该井注聚后注入量虽然不高，而且呈下降趋势。但注入压力在注聚初期时是快速上升，并很快接近、达到本井的破裂压力。为保证注聚井的正常注入，不得不降低注入量或采取其他措施，注入压力随其调整趋于稳定并有所下降。,(1)地层条件差，注入参数与其不相匹配使注入压力上升较快。,(2)注聚后地层堵塞，使注入压力迅速升高。,(3)油压上下波动，主要是受注入参数调整或采取措施所造成的,注聚的目的就是利用聚合物分子链来堵塞那些高渗透率层段或部位。使这部分层段或部位的渗透率下降，渗流阻力增加，达到提高注入压力、扩大驱油波及体积的目的。但是，如果注聚井压力上升过快，使井受破裂压力因素的影响而停注或降低注入速度，如不采取增注、解堵措施，就会影响正常注入而影响驱油效果。,目前，聚合物驱油不但在发育条件好的层系进行，而且还在发育条件相对较差的二类、三类油层上进行。这些油层条件较差，如果注聚的注入参数与其不相匹配(即注入量过高、聚合物浓度过高，分子量大)，使注聚井油压在开始时就快速上升影响注聚井的正常生产。在没有有效增注措施的情况下，就只能通过降低注入参数来控制油压上升速度，保证注入井正常注聚。,注聚井堵塞现象是普遍存在的。如果注聚井周围的油层条件不好，注聚后很容易出现堵塞，这同样会使用油压快速升高。当注入压力接近或达到井的破裂压力时，只有提高控制注入参数来降低井口油压，保证正常注入。,(1)采取增注、解堵措施，保证聚合物的正常注入。,(2)降低注入溶液浓度、粘度、分子量，使其与地层条件相匹配。,(3)降低注入量，控制注入压力上升速度。,实例3 注聚初期，油压逐步下降,有一口注聚井在水驱时，配注1lOm3/d，实注111m3/d，油压为5.OMPa左右。为降低注入压力，在注聚前2个月将配注下调到85m3/d，下调了25m3/d；实注下降到86m3/d，下降了25m3/d；油压下降到3.4MPa，下降了1.6MPa。10月12日该井开始注聚。,在注聚初期，采用2500万相对分子质量的超高分子聚合物溶液注入，配注量为85m3/d，其中聚合物母液为15m3/d，清水为70m3/d，配比为1：5。注聚初，实注量为98m3/d，其中聚合物母液量为llm3/d，清水量为87m3/d，实际配比1：8，注入溶液浓度为750mg/L左右，粘度为17mPas，油压有所上升。但时间不长，注入压力即开始呈现下降趋势。详细变化情况见表5-31所示。,从表中可以看出，注聚后1个月油压就呈下降趋势。注聚到第2个月，实际注入量在90m3/d左右，其中聚合物母液量15m3/d，清水量75m3/d，配比为1：5，溶液浓度为789mS/l，粘度为21mPas，油压不升反下降到1.8MPa，比初期下降了2.1MPa。以后，油压虽有所上升，但幅度不大。由于油压太低，怀疑该井套管有问题。于是，在注聚后的第6个月进行了查套施工，施工时没有发现套管有漏、破或损坏情况。,查套开井后，首先调整了注入流体的浓度，配比1：5调整到1：1；然后，又将注入方案由85m3/d提高到120m3/d，提高了35m3/d；实际注入量提高到122m3/d，其中聚合物溶液61m3/d，清水61m3/d，提高了40m3/d左右。提高注入参数后，油压开始逐渐上升。调整注入参数后注入3个月，油压上升到6.5MPa，比调整前上升了4.5MPa，上升速度恢复到正常。我们将其变化状况绘制成曲线，如图5-10所示。,从图5-10的两条关系曲线可以看出，注聚后的前5个月注入量虽有下降，但下降幅度不大。而油压在注聚后就呈下降趋势，前两个月下降幅度较大，以后趋稳并稍有上升，但仍保持在较低水平。由于油压太低，当时怀疑套管可能出现问题。因此，在第6个月停注、关井、查套。施工完开井后，调整了聚合物浓度、注入量，注入压力开始逐渐上升，恢复正常上升速度。,经查套、找漏施工，没有发现套管有漏、破裂、损坏的问题。该井油压下降主要是：,(1)注入小于采出，地层压力下降，油压下降。,(2)地层条件好，渗透率高，注入参数与地层条件匹配不好。,正常注聚井，注聚后油压是随注入时间的延长逐渐上升。在注聚的初始阶段，油压会快速上升，而不会出现下降。在注聚初期阶段，压力下降一般会有两个方面的原因：一是套管有漏失、破裂、损坏等情况，会造成注压力下降；另一个是注入参数过低，与地质条件不匹配使注入压力下降。从该井的生产情况看，在作业查套没有问题的情况下，只能是注入参数小的问题。,因为，在注聚的初始阶段，与其连通的采油井采液量大，注入量低，能量补充不足，就可以使注入压力下降；还有是地层条件好，而注入流体的聚合物浓度小，使聚合物的吸附、捕集作用小，不能滞留在油层的孔隙中起到堵塞作用，注入的流体如同注水一样随渗透率高的部位流到油井被采出形成流道，注入压力就不能得到有效地提高。该井调整了注入参数，增加了流体的浓度、粘度后注入压力就明显上升就说明了这一点。,(1)认真观察注聚井油压变化趋势，发现压力不升或下降的井应该及时分析其原因，查找问题。,(2)发现问题后应及时调整注入参数，确保注聚井的油压能有效、合理上升。,第五节 分层测试过程中出现问题的实例分析,实例 1 检配测试时注水量无故下降,在检配，测试过程中经常会遇到油压、注水量突然发生变化，这时测试出来的数据往往不能使用，属于不合格资料。,前几年，在进行注水井分层测试过程中曾遇到过这样一个问题。测试班在测试某口分注井的分层流量时，流量计由下向上逐级坐层。这时，地面水表的水量随流量计向上在逐级减少。,当仪器停坐在偏1时，全井注水量为最少。等测试仪器起出后，全井水量又逐渐恢复到原来的注入水平。经过反复几次下井测试，全井注水量都是这样变化，分层测试结果一直没有测成。现将当时现场录取的数据列成表格，具体情况见表518所示。,从该井现场录取的瞬时数据可以看出，在检配测试第一天仪器下井前，注水泵压为14.6MPa，油压为13.4MPa，套压为重2.0MPa，瞬时注水量为77m3/d。该井由于破裂压力的限制，油压不能完全放大使全井完不成配注。仪器下井后进行正常检配，当检配到偏1时发现地面水表转动的很慢，录取全井的瞬时水量仅为21m3