異常高低壓井分析

1、喇嘛甸油田聚合物驅北北塊一區(qū)異常高低壓井分析 異常高低壓現象 1 異常現象的判斷與分析 2 針對高低壓異?，F象采取的措施3 結論及認識4 隨著油田進一步的開發(fā)，注水井射孔層段的污染日益嚴重，孔隙孔道堵塞，使?jié)B透率降低。地層吸水能力下降，同時還可能使設備腐蝕加劇，導致水井難以注水，井內壓力不斷升高，甚至到達壓力破裂，對地層造成傷害。 而眾所周知，油井開采一段時間之后壓力會有所下降，繼續(xù)抽油還會產生負壓（盡管很小）。而當封堵一口與油井相連通的水井時，該油井依舊正常運作，也容易導致油井內壓力降低。而壓力系統(tǒng)不均衡也是導致套損的直接因素，更是動態(tài)分析中調整注采結構的主要依據之一。注入大于采出，注采失調

2、，影響著油田穩(wěn)產及整體注聚開發(fā)效果。北北一區(qū)出現異常高低壓現象聚合物驅北北塊一區(qū)油、水井統(tǒng)計表 目前地層壓力和原始地層壓力的差值，當差值在-1與0.5之間時為合理井，差值小于-1為低壓，差值大于0.5為高壓。 油井的合理井井數為11口，占對比井數20.37%，而高壓井井數為29口，占對比井數50.70%，低壓井井數為14口，占對比井數25.93%； 水井合理井井數為3口，占對比井數15.79 %，而高壓井井數為16口，占對比井數84.21 %，低壓井井數為0口。說明平面壓力分布不均衡，壓力異常井數占較大比例，平面壓力分布不平衡仍需進一步調整，采取措施，搞好注采平衡。油、水井壓力異常現象的判斷與

3、分析 結蠟會造成油流通道減小,油井負荷增大,也會導致井口回壓升高。隨著聚合物注入時間的延長，聚合物在井底附近不斷累積吸附和滯留，形成聚合物濾積，使注聚井注入壓力升高。油井壓力升高后，導致吸水能力下降，油井注入能力有了很大幅度的下降，有時甚至完全注不進去，造成部分井區(qū)地層壓力下降。 油層連通條件差引起注水井不吸水或吸水差；注大干采形成異常高壓層，造成不吸水或吸水變差；油層受到污染傷害引起注水井層吸水變差；多層配注條件下，高滲透層干擾比較嚴重，造成中低滲透層吸水能力變差都是造成注水井欠注的因素。表皮系數滲透率流動系數產液量低水井欠注結蠟等壓力其大小顯示污染程度低滲透層吸水能力差 不吸水或吸水變差

4、針對高低壓異常現象采取的措施壓裂 可提高油層的滲透能力，以增加注水量(注水井)或產油量(油井)堵水 按照“降水增油”的整體思路，改善產液剖面，降低生產壓差 其他 水井有無措施及各參數變化 利用水力作用，使油層形成裂縫的一種方法，又稱油層水力壓裂。油層壓裂工藝過程是用壓裂車，把高壓大排量具有一定粘度的液體擠入油層，當把油層壓出許多裂縫后，加入支撐劑(如石英砂等)充填進裂縫，提高油層的滲透能力，以增加注水量(注水井)或產油量(油井)。流動系數滲透率產液量表皮系數50%壓裂前后滲透率產液量表皮系數流動系數L7-PS1323壓裂前后對比圖井號測試日期穩(wěn)定產液量(t/d)關井最高壓力(MPa)油層中部流

5、壓(MPa)儀器下入深度(m)FU0713232009-05-041410.3510.8711061FU0713232009-09-02419.6136.47010002009年9月雙對數2009年5月雙對數試井資料分析 從測井資料也可對L7-PS1323進行說明，壓裂成功后，采用產液剖面測井對該井進行壓裂效果評價。井號測試日期穩(wěn)定產液量(t/d)含水(%)產油(t/d)FU071323壓裂前21.596.60.7FU071323壓裂后48.5972.8差值270.42.1測井資料分析針對高低壓異?，F象采取的措施壓裂 可提高油層的滲透能力，以增加注水量(注水井)或產油量(油井)堵水 按照“降水

6、增油”的整體思路，改善產液剖面，降低生產壓差 其他 水井有無措施及各參數變化 油井堵水的難度要高于水井調剖，油藏狀況，油層連通情況，對應井數的多少，單層或多層，縱向平面滲透率差異，剩余油情況以及油井的產能都對結果有影響。且油井越深、溫度越高，堵水難度越大。堵水層位的選擇也非常重要，要結合產出剖面、注入剖面、剩余油綜合分析，找準出水層位，在選定合適的方法堵水。L9-PS1233堵水前后對比圖含水產液產油堵水前后50%產液產油含水25% L9-PS1233為一口偏心油井，2009年8月13日采取堵水措施，前后測試數據對比如表3。井號測試日期穩(wěn)定產液量(t/d)含水(%)產油(t/d)儀器下入深度(

7、m)FU0912332009-05-2664.894.72.80FU0912332009-09-2256.292.93.41125其他09年前09年后差值井號滲透率K表皮系數流動系數kh/滲透率K表皮系數流動系數kh/滲透率K表皮系數流動系數kh/L4-P1420.013-3.3120.2530.013-3.3440.2610-0.0320.008L5-P1320.008-3.3920.1750.011-1.6220.2420.0031.770.067L5-P1420.015-3.1670.2360.013-4.2010.199-0.002-1.034-0.037L5-P1730.012-1.

8、5620.2370.031-1.3820.5880.0190.180.351L6-P1430.0683.3881.2350.026-2.4570.481-0.042-5.845-0.754L6-P1730.008-4.5270.1920.006-5.2850.126-0.002-0.758-0.066L7-P1730.014-0.5200.2870.015-2.3090.3250.001-1.7890.038L8-P1230.0160.1250.3020.0122.5390.232-0.0042.414-0.07L8-P1520.014-0.7890.3910.013-1.7490.370-0

9、.001-0.96-0.021L9-1130.0050.7080.3250.005-0.7720.3070-1.48-0.018L9-1220.004-4.1590.1590.005-3.6280.2050.0010.5310.046L9-P1230.002-1.0990.0490.005-2.9910.1280.003-1.8910.079L9-P1630.0195.2180.3240.008-2.7310.142-0.011-7.949-0.182L9-P1720.009-1.5580.2530.020-1.6010.5470.011-0.0430.294L9-P1730.051-0.8310.8800.030-2.4610.518-0.021-1.63-0.362 試井中，若判斷一口井是否壓裂，不緊緊只看產液量或注入量是否增加，我們還要分析壓裂前后各地層參數的變化。首先，從統(tǒng)計的資料的延續(xù)性來看，其次，表5針對各井09年前后測試數據的有效滲透率、表皮系數和流動系數進行進一步分析，各井的變化不明顯，甚至未