注水井日常管理分析

1、注水井日常管理分析二、注水量变化分析注水量是注水井管理的重要指标，因此，必须随时观察、分析注水量的变化，并结合日常管理中所录取的资料分析，判断注水量变化的原因，发现问题及时处理。（一）分析注水井配注完成情况注水井的配注就是把已确定的全油田(区块)的年总配水量比较合理地分配到单井及分层各层段。每年编制注水井配注方案时，由于对油田地下油水运动规律认识的局限性，方案实施后，总会或多或少地存在一些问题，或者暴露出一些新的矛盾，这就需要对原来的配注方案进行调整。注水井的分层配注是为了解决层间矛盾，把注入水合理地分配到各层段，保持地层压力。对渗透好、吸水能力强的层，控制注水；对渗透性差、吸水能力弱的层，加

2、强注水。使高、中、低渗透性的地层都能发挥注水作用，实现油田长期高产稳产，提高最终采收率。实际注水时，设计配注量与实际注入量往往有偏差。其差值称为配注误差，配注误差在某一规定范围内则该层称为合格层，而超过规定范围则称不合格层。不同性质的注入层段有不同的配注误差合格标准。1效果最好的是设计配注量与实际注入量接近；2较好的是差值幅度在±10%范围内；3较差的是差值幅度超出±20%范围。其中，+20%的为超注，是开发方案不允许的，这是人为可以控制的（一般不可能出现），-20%的为欠注，这种情况是注水井生产动态分析的重点，若欠注，还要确定是一直欠注，还是某一时刻突变的。（二）分层注水

3、合格率（注水合格率应达到多少算合格？）在分析分层注水效果时，需要计算注水合格率。有效合格层段是指每月有20天以上达到配注要求的层段。提高注水合格率是注好水和注采达到平衡的重要手段，也是衡量合理注水，注好水和管好水井的重要指标。（三）注水量变化的原因分析分析注水井生产动态变化状况时，若注水井的实际配注水量与设计配注量接近，进一步分析一下各小层实际吸水与配水量情况，若没有超欠小层就可以分析到此结束，并得时结论：注水井注水状况较好，全井及分层吸水均达到方案要求，无问题，继续保持下去；否则就要继续分析，超注的要找出原因，欠注的就要进行对比、计算出差值，结合井下管柱及测试资料分析实际注水情况，找出原因。

4、一般存在原因可分为以下几种：1注水量上升原因（1）地面设备的影响流量计指针不落零，造成记录数值偏高；地面管线漏失；实际孔板的孔径比设计的小，造成记录的压差偏大；泵压升高。（2）井下设备的影响封隔器失效；油管漏失；配水嘴被刺大或脱落；球与球座密封不严等都会引起注水量上升。（3）油层的影响由于不断注水，油井见水以后，改变了油层含水饱和度，从而引起相渗透率的变化，使水的流动阻力减小，从而造成油层的吸水能力不断地增加。另外，周围连通油井的降压开采，导致地层压力下降，注采压差增大，也会造成注水量上升。2注水量下降的原因（1）地面设备的影响流量计指针的起点落到零以下，使记录的压差数值偏小；地面管线不同程度

5、的堵塞；实际安装的孔板孔径比设计的大，造成记录压差值偏低；泵压下降。（2）井下配水工具的影响水嘴被堵塞会引起注水量下降。（3）油层的影响在注水过程中油层孔道被脏物堵塞；油层压力回升，使注水压差变小引起注水量下降。若是长时间（历史性的）吸水不够，说明是地质原因或配水量高，实际就注不够（地质管理上叫做平欠）。三、注水压力（油管压力）变化分析1油管压力对于正注井，油管压力是指注水井井口压力。即：油管压力泵压地面管损 2套管压力正注井的套压是指油、套环形空间的井口压力。下封隔器的井，套管压力只表示第一级封隔器以上油、套环形空间的井口压力。即：套压井口油压井下管损 （2-1-2）影响油管压力变化的因素分

6、为地面及井下两方面。地面原因包括泵压变化、地面管线发生漏失或堵塞等；井下原因包括封隔器失效、配水嘴被堵或脱落、管外水泥串槽、底部凡尔球与球座密封不严等。因此，根据油、套压的变化就可判断地面设备及井下设备发生的变化。3分析注水压力执行情况注水井的配注水量是根据油井的需要来确定，注水井的配注量是通过注水压力来实现的。注水压力的高低与注水量、油层性质、油水井连通状况有关。注水压力不能超过破裂压力。但现场往往存在接近破裂压力注水的井，主要原因是周围油井需要注水，而注水井由于油层性质差，长期完不成配注。对这样的注水井，主要分析注水层的发育和油井的连通状况，并由此提出下一步措施，例如可通过酸化或压裂等改造

7、措施来降低注水压力，完成配注水量。4注水压力变化的原因1）注水压力上升的原因（1）注水井井况变差（如套管漏失）；（2）水质差导致地层堵塞；（3）注水见效后导致油层压力上升；（4）井下小层水嘴堵、滤网堵；2）注水压力下降的原因（1）水嘴刺大或掉；（2）封隔器失效；（3）套管损坏或串槽；（4）地下亏空导致油层压力下降；（5）地层吸水能力增加油层吸水能力的大小用吸水指数来表示，吸水指数是指单位注水压差下的日注水量；【典型案例】案例1 某分层注水井。在巡回检查、录取该井井口数据时发现，油压与上一天相比有较大幅度的上升，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。见表2-1

8、-2所示。表2-1-2 某注水井分层注水资料日期泵压Mpa油压Mpa配注m3/d实注m3/d分层数据偏1，m3/d偏2，m3/d偏3，m3/d配注实注配注实注配注实注5月12日14.511.71501404037302780765月13日14.511.61501384035302480695月14日14.712.51501404030805月15日14.712.61501424030805月16日14.512.7150139403080注：破裂压力14.3MPa从生产数据变化表中可以看出，该井在13日前泵压为14.5 MPa，油压为11.6 MPa左右，全井配注水量是150 m3/d，实注水量

9、为138m3/d，分层注水合格率达到100%。在14日开始，泵压为14.7 MPa，较前两天上升了0.2 MPa；油压却由11.6 MPa上升到12.5MPa，上升了0.9 MPa；配注水量不变，实注水量是140 m3/d，仅上升2 m3/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14.5 MPa，油压在12.5 MPa以上，实注水量仍然在140 m3/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日对其检配测试。检配时发现偏1

10、没有水量，与原来测试资料相差较大。具体数据见表2-1-3所示。图2-1-3 某分层注水井分层测试资料层段性质配注m3/d水嘴mm测试压力Mpa实注m3/d与配注差m3/d偏1接替404.212.50-40偏2限制303.612.55727偏3加强807.512.5822全井15012.5139-11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，与配注相差27 m3/d，完成配注的190%；偏3层段配注80 m3/d，水嘴为7.5 mm，检配结果为82m3/d，与配注相差2m3/d，完成配

11、注的103%。检配结果，偏1、偏2与原测试分层资料相差较大。2.诊断结果偏1水嘴堵塞。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。3.原因分析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

12、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。注水管线、井下分层管柱在长期使用中，由于腐蚀、结垢，以及注入水中的含油杂质等，有时会随注入水进入井下，从而使分层注水井经常发生水嘴堵塞现象。尤其是在分层测试时，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

13、进行检配、拔堵、检查水嘴、重投堵塞器。【技能训练】以下是一口注水井生产数据见表2-1-5，根据生产数据进行动态分析。图2-1-5 某注水井生产数据表时 间生产天数泵压（MPa）油压（MPa）日注（m3/d）静压（MPa）流压（MPa）2004年12月3114.110.280 2005年1月3114.210.481 2月2814.110.382 3月3113.910.281 4月3013.810.183 15.517.55月3113.910.179 6月3014.010.940 7月3114.111.142 8月3114.111.243 16.518.59月3014.211.0 43 1根据以上

14、数据表，对这口井发生变化的数据进行列表对比。2绘制注水井注水曲线。3通过数据对比找出目前存在的问题1）注水井什么数据发生了变化？2）引起注水井数据发生变化的原因有哪些？3）计算注水压差注水井吸水能力变化分析注水井的吸水能力变化的基本态势主要有：吸水能力增强、吸水能力不变、吸水能力变差等三种态势。图2-1-1 注水井指示曲线通常吸水能力提高的原因： 储层经过措施改造见效；井筒状况不正常（如套管破漏、水嘴刺大或掉、井下封隔器失效等）；单层突进加剧（结合油井含水、液量变化进行综合分析）。通常吸水能力下降的原因： 储层受到污染（如洗井不当、水质不达标、地层结垢、五敏性）； 井筒状况不正常（如井筒结垢、

15、水嘴堵塞等）；近井地带产生憋压现象（主要在低渗区块中较为常见）。油层吸水能力变化通常可由注水指示曲线反映出来。一、注水指示曲线1注水井指示曲线注水井指示曲线是指稳定流动条件下注入压力随注水量的变化曲线。如图2-1-1所示。注水井吸水能力的大小，可以用以下几个指标表示。1）吸水指数吸水指数是指单位注水压差下的日注水量，常用K表示，单位是m3/(d·MPa)。 （2-1-3） 式中 注水井井底流压，MPa；注水井静压，MPa；q 日注水量，m3/d；K 吸水指数，m3/(d·MPa)。吸水指数的大小反映了地层吸水能力的好坏。K在数值上等于注水井指示曲线斜率的倒数。在进行不同地层

16、吸水能力对比分析时，需采用“比吸水指数”或“米吸水指数”为指标，它是指地层的吸水指数与地层有效厚度的比值。2）视吸水指数井口压力很容易测得，因此现场上常用视吸水指数反映吸水能力的大小。视吸水指数是指日注水量与井口压力的比值，单位仍为m3/(d·MPa)。即： （2-1-5）式中 KS视吸水指数，m3/(d·MPa)；pt井口压力，MPa。二、注水指示曲线分析1指示曲线的几种形状在实测中可能有两种类型的指示曲线，即直线型和折线型。如图2-1-2所示，曲线1、2、3是直线型指示曲线，4、5、6为折线型指示曲线。指示曲线的形状反映了地层和井下管柱设备工作及测试作业情况。图2-1-

17、3 用指示曲线求吸水指数图2-1-2 指示曲线的典型形状 曲线1为直线递增式，它反映了地层的吸水规律。曲线2为垂直式指示曲线，这种曲线出现在油层渗透性极差的情况下，除此之外就是测试故障或水嘴堵死。曲线3为递减式指示曲线，是一种不正常的曲线，不能应用；曲线4为曲折式，反映仪器设备有问题，不能应用；曲线5为上翘式，除与仪表、操作、设备有关外，还与油层性质有关。油层性质方面由于地层条件差，连通性不好或不连通的“死胡同”油层。在这种油层注入的水不易扩散，油层压力升高，注入水受到阻力越来越大，使注入量增值减少，造成指示曲线上翘；曲线6为折线式，表示有新油层在注水压力较高时开始吸水，或是当注入压力增加到一

18、定程度后，地层产生微小裂缝，使油层吸水量增大，是正常指示曲线。2.利用注水指示曲线计算吸水指数由注水指示曲线上任取两点（注水压力p1和p2及相应的注入量q1和q2），如图2-1-3，用下式可计算出油层的吸水指数K。 （2-1-6）式中 K吸水指数，m3/()；分别为两点的注入量，m3/d；分别为两点的井口注入压力，MPa。由吸水指数的公式可知，注水指示曲线直线段斜率的倒数即为吸水指数。直线的斜率越小，即吸水指数越大。3利用指示曲线分析油层吸水能力变化正确的指示曲线可以看出油层吸水能力的大小，因而通过对比不同时间内所测得的指示曲线，就可以了解油层吸水能力的变化。以下就几种典型情况进行简要分析。图

19、中I代表先测得的曲线，代表过一段时间所测得的曲线。（1）指示曲线右移右转，斜率变小这种变化说明油层吸水能力增强，吸水指数增大，如图2-1-4所示。从图上可看出：在同一注入压力p2下，原来的注入量为q2，过一段时间后的注入量为q2，q2 > q2，说明在同一注入压力下注入量增加了，即油层吸水能力变好了。设原来的吸水指数为，则：后来的吸水指数为，则：因为，因此曲线的斜率变小，即吸水指数变大。图2-1-5 指示曲线左移左转产生这种变化的原因可能是油井见水后，流动阻力减小，引起吸水能力增大；也可能是采取了增产措施导致吸水指数增大。图2-1-4 指示曲线右移右转 （2）指示曲线左移左转，斜率变大这

20、种变化说明油层吸水能力下降，吸水指数变小，如图2-1-6所示。从图中可看出，在同一注入压力p下，注入量减少，曲线靠近纵坐标轴，曲线斜率增大了，因此曲线左移说明吸水指数变小了。产生这种变化的原因可能是地层深部吸水能力变差，注入水不能向深部扩散，或是地层堵塞等等。图2-1-6 指示曲线平行上移图2-1-7 指示曲线平行下移（3）曲线平行上移如图2-1-6所示，由于曲线平行上移，斜率未变，故吸水指数未变化，但同一注水量所需的注入压力却增加了；说明曲线平行上移是油层压力增高所导致的。产生这种变化的原因可能是注水见效（注入水使地层压力升高），或是注采比偏大等。（4）曲线平行下移如图2-1-7所示，曲线平

21、行下移，油层吸水指数未变。但同一注水量所需的注入压力却下降了，说明地层压力下降了。产生这种变化的原因可能是地层亏空；即注采比偏小，注入水量小于采出的液量，从而导致地层压力下降。以上是四种典型注水指示曲线的变化情况及产生的原因分析。严格地说，分析油层吸水能力的变化，必需用有效压力绘制油层真实指示曲线。若用井口实测的压力绘制指示曲线，必需是在同一管柱结构的情况下所测的，而且只能对比吸水能力的相对变化。同一注水井在前、后不同管柱情况下所测得的指示曲线，由于管柱所产生的压力损失不同，因此不能用于对比油层吸水能力的变化。只有校正为有效井口压力并绘制成真实指示曲线后，才能对比分析油层吸水能力的变化。三、分

22、层吸水能力变化分析分层吸水能力可以用指示曲线、吸水指数、视吸水指数和相对吸水量等指标表示。分层注水指示曲线是注水层段注入压力与注入量的关系曲线。指示曲线的性质主要取决于油层条件和井下配水工具的工作状况。因此，同一层段在不同时间内指示曲线的变化，反映了油层吸水能力的变化及井下工具的工作状况。目前国内分层吸水能力的测试方法主要有两大类：一类是测定注水井的吸水剖面；一类是在注水过程中直接进行分层测试。1测注水井的吸水剖面（放一个吸水剖面变化的图片）吸水剖面是指在一定注入压力下沿井筒各射开层段吸水量的大小。测吸水剖面的目的是掌握各层的吸水能力，为全井的分层配水提供依据。吸水剖面是用相对吸水量来反映分层

23、吸水能力的大小。相对吸水量是指在同一注入压力下，某小层的吸水量占全井总吸水量的百分数。其表达式为： （2-1-7） 相对吸水量是表示各小层相对吸水能力的指标。有了各小层的相对吸水量，就可以由全井指示曲线绘制各小层的分层指示曲线，而不必进行分层测试。2测指示曲线法直接进行分层测试的目的：了解油层或注水层段的吸水能力；检查分层配水方案的准确性；作出分层指示曲线；检查封隔器及配水器工作是否正常等。将分层测试结果进行整理，得到注水井的分层指示曲线，从而求得分层吸水指数，以此来反映分层吸水能力的好坏。注水井的分层注水指示曲线是用来表示各分层注入压力（经过水嘴后的压力）与分层注水量之间的关系曲线。图2-1

24、-8 分层注水指示曲线通过注水井日常管理中所录取的资料，可以绘制分层注水指示曲线。通过对指示曲线的分析来判断地层吸水能力的变化。图2-1-8是某井的分层指示曲线示意图。【典型案例】案例1 以下为某注水井两次测试资料数据表2-1-6 某注水井两次测试数据2007年5月10日2007年10月15日油压（MPa）日注水（m3）油压（MPa）日注水（m3）11.58011.06510.57010.0559.5609.0481根据测试成果，绘制注水井指示曲线 2对比分析（1）对比曲线，分析吸水能力变化 （2）分析判断指示曲线变化原因3提出整改措施 具体分析如下：1根据生产数据，以注水量为横坐标，注水压力

25、为纵坐标，绘制注水井指示曲线注水量，m3/d2007年5月10日2007年10月15日注水压力，Mpa图2-1-9 注水井指示曲线2对比分析（1）由于在相同注水量下，10月15日的注水压力比5月10日的注水压力高，吸水指数变小，吸水能力下降。（2）原因分析：水嘴堵塞；或水质不合格堵塞了油层。3提出整改措施如水嘴堵塞，则需要重新测试；若油层堵塞则需要吐水或化学解堵。案例3 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

26、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2-1-8所示。表2-1-8 某注水井综合数据表日期泵压Mpa油压Mpa配注m3/d实注m3/d分层数据偏1，m3/d偏2，m3/d配注实注配注实注2月13.810.618018970711101183月13.610.918019870781101204月13.911.118020170811101205月13.711.518020070781101226月14.011.718020870831101257月13.811.81802057085110120注：破裂压力13.7MPa。从这口分注井的月度综合数据变化

27、表中，可以看出注水量变化不大，但油压却在逐渐上升。在年初2月份，泵压为13.8 MPa，油压为10.6 MPa，全井配注水量是180 m3/d，实际注水量为189 m3/d，分层注水合格率达到100%。到7月份，泵压为13.8 MPa，稳定；油压为11.8 MPa，上升了1.2 MPa；全井配注水量没变，实注水量是205 m3/d，仅上升了16 m3/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。图2-1-11 某注水井注水指示曲线对比图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2-1-11所示。在图2-1-

28、11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K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。从注水指示曲线可以看出，注水量相同，油压却增加了近1个兆帕。2.诊断结果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。3.原因分析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

29、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。4.采取措施（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。注水井措施效果分析在注水过程中，应尽量防止对油层造成堵塞。对于与周围油井生产层连通的欠注层段的注水井，应通过采取增注措施改造，恢复或改善注水井吸水能力，目前增注措施主要包括压裂、酸化、调剖等。针对油层吸水能力下

30、降的原因不同，应采用不同的措施，防止吸水能力下降。注水井的措施内容对各油田有区别，一般经常采用的措施方法有：压裂、酸化、单井增压泵、注胶束、泡沫洗井、调剖及注活化水等。这些措施主要目的是提高吸水能力，扩大注入水波及体积，因此，措施后都要认真整理效果资料。（一）压裂增注压裂是改善油层吸水能力的常用方法，该方法有普通压裂和分层压裂两种。普通压裂适用于吸水指数低、注水压力高的低渗地层和严重损害油层；而对油层较厚、层内岩性差异大或多油层层间差异大的情况，均可采用分层压裂实现增注，以改善层间吸水矛盾。注水井采取压裂增注措施时，其压裂规模不宜过大，并需注意裂缝方位，以免引起水窜，降低波及效率。（二）酸化增

31、注油层吸水能力下降，绝大多数是由于油层被堵塞所引起，因此，要恢复油层吸水能力，就必须解除堵塞。造成堵塞的原因不同，解堵的方法也不同。酸化是注水井解堵增注的重要措施。酸化，一方面可用来解除井底堵塞，另一方面可用来提高中低渗透层的绝对渗透率.（三）调整吸水剖面（调剖）注入油层的水，80%90%的水量常常被厚度不大的高渗透层所吸收，注水层吸水剖面很不均匀，且其不均质性常常随时间推移而加剧。这是因为水对高渗透层的冲刷提高了它的渗透性，从而使它更易于受到注入水的冲刷。因此，注水油层常常局部出现特高渗透性，使注水油层的吸水剖面更不均匀。为了调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善水驱效果，可以向地

32、层中的高渗透层注入堵剂。堵剂凝固或膨胀后，降低高渗层的渗透率，提高了注入水在低渗透层位的驱油作用，这种工艺措施称为注水井调剖。注水井措施前后均应测取压力资料及分层吸水资料，测取指示曲线资料，以便进行效果对比。为了便于分析，可以把注水井措施分为两大类：一是增注措施，目前常用的增注措施是压裂和酸化。增注措施有效，资料反映：注水压力下降，注水量增加；注水压力不变，注水量增加；启动压力下降；吸水指数提高。吸水剖面反映:原来不吸水的层开始吸水；原来吸水量低的层，吸水量提高。二是增注和控注并存措施，常用的措施是调剖。调剖措施见效，资料反映：注水压力上升，注水量下降；注水压力不变，注水量下降；启动压力上升；

33、吸水指数下降。吸水剖面反映:原来不吸水的层开始吸水；原来吸水量低的层，吸水量提高；原来高吸水的层或部位吸水量下降或不吸水。现以压裂为例介绍增注效果的分析 注水井压裂分析的主要内容：注水量是否有较大幅度的增加或注水压力是否明显下降；所压裂层段的注水量是否达到增注要求。【典型案例】案例1 注水井压裂效果分析某注水井的注水量一直较低。由于长期注水效果差，使周围与其相连通的油井一直受不到注水效果。为了提高油井的生产能力补充能量，对这口注水井进行了压裂改造，提高注水量。具体压裂前后的生产数据见表2-1-12。表2-1-12 某注水井压裂前后的生产数据表时间油压，Mpa配注，m3/d实注，m3/d分层数据

34、偏1偏2配注实注配注实注压裂前13.580262060压裂后12.580872060压裂后两个月13.312012940398090压裂后六个月13.512013840438095注：破裂压力为14.03MPa1效果评价及分析从表中的数据对比来看，压裂效果是好的。压裂前注水压力为13.5MPa，全井注水量仅26m3/d，没有达到配注要求。由于全井注水量特低，无法进行分层测试和劈分各层段水量。压裂开井后，初期在注水压力下降1MPa的情况下，全井实注水量由26m3/d上升到87m3/d，达到了全井配注要求，比压裂前上升了61 m3/d。压裂二个月后，又对全井的配水量进行调整，由80m3/d提高到1

35、20m3/d，实注水量由87m3/d提高到129m3/d，而且还进行分层测试，注水合格率达到100%，实现了真正意义的分层注水。从时效看，压裂后一直保持了较好的增注效果。压裂效果好的表现主要有以下几点：（1）注水量增加压裂后在注水压力下降的情况下，注水量有大幅度的增加。而且，小层注水量也达到配注要求，改善了注水状况。（2）压裂提高了油层渗透性通过这口井压裂前后的生产数据可以看出，压裂使该井的油层得到改造，提高了地层的渗流能力。（3）通过压裂给生产管理带来了方便，为这口井能分层测试、正常分水提供了先决条件。2下一步措施（1）加强生产管理，认真录取注水井的每一项资料数据。（2）提高分层测试质量，保

36、证小层注好水、注够水。在评价压裂效果时，主要是通过注水井增注量来评价措施效果的好坏，在分析压裂效果时，通过油井含水率的变化可以分析出压开的油层是含油饱和度高还是含水饱和度高；通过地层压力，总压差的变化可以分析出压裂层的能量能否得到补充。案例2某采油厂有一口二次加密注水井。由于注水量低、效果差，连通的油井一直见不到注水效果。根据这一情况，决定对其采取压裂增注措施，提高该井的注水量。压裂前后的生产数据见表2-1-13。表2-1-13 某注水井压裂前后的生产数据表时间注水方式泵压，Mpa油压,Mpa配注，m3/d实注，m3/d压裂前正注14.214.28022压裂后正注14.014.08069压裂后

37、一个月正注14.314.38035压裂后二个月正注14.214.28021压裂后四个月正注14.314.38025注：破裂压力15.3MPa。1.效果评价及分析从这口井压裂前后的生产数据来看，压裂初期效果较好，但有效期短，注水状况没有得到明显改善，属无效井。压裂前，该井放大注水，泵压、油压都是14.2MPa，全井配注水量为80m3/d，实际注水仅为22 m3/d。压裂后，开井初期注水压力为14 MPa，配注量不变，实注水量上升到69 m3/d，增加了47m3/d，压裂有效果，但时间不长。注水量逐渐下降，一个月后注水量降到35 m3/d，与压裂初期相比下降了34m3/d；二个月后降到21 m3/

38、d，与压前注水量基本一样，压裂失效。压裂有效期仅为一个月，没有达到提高注水效果的目的。分析压裂有效期短的原因有以下几点：（1）油层条件差，压裂增注期短。由于该井开采的是差油层，地层发育、连通不好，渗透率低。压裂虽然改善了近井地带渗流能力，增加了渗流面积，短时间内增加了注水量，但由于整个油层发育差，不能保持长期有效。（2）注入大量不合格的水，使压裂失效。如果注入水水质差，大量的杂质、乳化油就会随注水一起进入油层造成堵塞，同样会使注水量大幅下降，造成压裂失效。2.存在问题这口井正常注水时的注水压力与破裂压力相差较大，油压还有进一步提高的余地。3.下步措施（1）如果地层条件差，在泵压允许的范围内，可

39、以用提高注水泵压的方法提高注水量。（2）对注入水化验，检查水质是否合格，对注入不合格水，应选择适当时机对该井进行洗井，排出堵塞物，恢复压裂效果。【技能训练】某注水井2008年6月酸化，酸化前测得注水井流压为18.1MPa，酸化后测得注水井流压为18.0Mpa，生产数据见表2-1-14。表2-1-14 2008年某注水井生产数据表时间生产天数泵压（MPa）油压（MPa）日注水（m2）静压（MPa）备注2008年1月3113.012.5602月2813.112.5603月3113.012.4614月3013.012.66215.05月2713.212.7611326日酸化6月3013.112.08

40、07月3113.012.18514.58月3113.112.0859月3013.012.1861根据现有资料列出数据表和相应图幅（1）根据以上数据表，对发生变化的数据进行列表对比（2）在米格纸上绘制（日注水和油压）曲线2计算（1）措施后的吸水指数；（2）2008年9月份视吸水指数。3效果分析酸化前后注水数据的变化。（1）油压变化；（2）日注水量变化；（3）吸水指数变化；（4）油层静压变化；4根据目前生产状况，提出下步措施建议【拓展知识】井下工具管柱工况判断分层配注时，井下工具的各组成部分可能由于不同的原因发生各种故障，所测指示曲线也会发生变化，具体情况见表2-1-16。表2-1-16 分层注管

41、柱故障判断类 型故障形式主要现象和判断方法封隔器失效胶筒变形，破裂，或胶筒没有胀开，或密封不严油、套压平衡，注水量上升，注水压力不变而注水量上升，封隔的两层段指示曲线相似配水器失效1水嘴或配水滤网堵塞；2水嘴孔眼被刺大；3水嘴脱落1注水量逐渐下降，直至不进水，指示曲线向压力轴方向偏移；2注水量逐渐上升，指示曲线向注水量轴偏移；3注水量突然上升，指示曲线向注水量轴偏移管柱失效1管柱脱落；2螺纹漏失；3管柱末端球座不密封1全井注水量猛增，层段指示曲线与全井指示曲线相似；2层段指示曲线与水嘴掉时相似；3注水量上升，油压下降套压上升，层段批示曲线向注水轴偏移，管柱失效还会使压差式封隔器的胶筒密封不严或

42、失效其 它套管外层窜槽全井注水量上升，窜槽的两层指示曲线相似，不易区别 油井动态分析储存在地下的原油，通过油井采到地面，再输送到集油站，一般要经过三个阶段：一是在一定压差的作用下，油流经过油层岩石的孔隙，流向井底的渗流阶段；二是油流从井底通过井筒流向井口的举升阶段；三是将油从井口输送到集油站的集输阶段。采油井生产过程中的动态变化主要指这三个阶段中有关指标的变化情况。因此，油井生产过程中的动态变化，主要表现在地面、井筒、油层三个阶段的动态变化，油井单井动态分析亦应从这三方面入手。油井日常管理分析抽油机井的管理（一）抽油机井生产参数1供液能力（1）沉没度指从抽油泵固定凡尔到油井动液面之间的距离，即

43、泵沉没于动液面以下的深度（M）。它是反映油井供液能力的重要参数。（2）动液面指油井在流动状态下，由井口测得的井筒中流体液面的深度（m）。（3）静液面指油井在静止状态下，由井口测得的井筒中流体液面的深度（m）。2工作制度（1）泵径指抽油井井筒中抽油泵工作筒的内径，mm。（2）冲程抽油井工作时，光杆在驴头的带动下做上下往复运动，光杆运动的最高点和最低点之间的距离叫冲程，m。（3）冲次指抽油泵活塞在工作筒内每分钟往复运动的次数叫抽油泵的冲数，也叫冲次，次/min。当泵径固定时，抽油井的产量主要取决于冲程和冲数的多少。（4)泵挂深度指抽油井井筒中抽油泵下放的深度。理论上：泵挂深度=动液面+沉没度3其它

44、参数或术语（1)示功图反映抽油机悬点载荷随其位移变化规律的图形称为光杆（地面）示功图。它是示功仪在抽油机一个抽吸周期内测取的封闭曲线。其纵坐标是抽油机的悬点载荷W，横坐标是抽油机的冲程S。示功图是衡量抽油机井生产能力的重要依据。（2)泵效指抽油泵的实际排量与理论排量的比值叫做泵效，又叫抽油系数。泵效是衡量抽油泵工作性能好坏的重要参数。在实际生产中，由于漏失、气体影响等各种原因，实际排量总比理论排量少。一般情况下，实际排量不低于理论排量的70%，即可认为该泵的工作状态良好。计算公式： (2-2-1)理论排量的计算：Q理论=K×S×n （2-2-2）式中 K排量系数，显然对某一

45、直径的泵，K是常数。 S活塞冲程长度，m； n抽油机冲次，次/min。表2-2-6 深井泵排量系数泵径，mm38434456708395面积，10-4m211.3414.5215.2024.6338.4854.1070.88排量系数K1.632.092.193.545.547.7910.21（3)防冲距对于抽油机井，为了不使游动凡尔与固定凡尔碰撞，当柱塞行至下死点时，必须使游动凡尔和固定凡尔之间保留一定余隙，余隙的长短，称为“防冲矩”。由于余隙会加剧气体对深井泵泵效的影响，而碰撞又会伤害深井泵。因此，在保证不碰泵的前提下，应尽量缩小余隙。这项工作一般通过地面调防冲距来完成。（三）抽油机井井况分

46、析进行抽油机井的单井分析首先应分析泵况，只有在泵况正常的情况下，才能进一步分析注采协调的合理性和参数匹配的合理性等方面内容。所谓泵工作正常，就是指井下抽油设备不存在断、脱、漏(包括泵漏失和管柱漏失)、卡、堵等问题。1抽油井泵及油管漏失分析（l)漏失的原因漏失主要有油管漏失、凡尔漏失、柱塞漏失等几种情况。其中，油管漏失的原因是:油管接箍丝扣漏；油管穿孔；泄油器漏失。凡尔漏失的原因是：凡尔球或凡尔座受井下液体腐蚀而损坏；或高压液体中携带的砂、盐等坚硬物质对凡尔的长期冲蚀，易引起凡尔损坏导致凡尔漏失；砂、蜡在凡尔球或座上粘附，油井施工中的杂物粘附在凡尔上，引起凡尔漏失；凡尔长期工作在不停地开、关状态

47、,由于凡尔球与凡尔座相互撞击，使凡尔座变形,而破坏凡尔球与凡尔座间的严密配合引起漏失；泵漏失的原因是：抽油泵柱塞与衬套间隙过大；柱塞磨损增大。（2)漏失的判断抽油井井下漏失有以下现象：油井产液量下降，泵效降低，井下液面较正常时上升；泵漏失严重时，抽油机平衡状况受到破坏，上行电流减小，下行电流不变或增加。漏失的判断方法:1.憋压:井口憋压时，憋不起油，或虽能憋3MPa左右的压力，但停机后压力下降快； 2.测示功图：油管漏失时,示功图基本正常；抽油泵漏失时,示功图为漏失示功图。图2-2-2 排出部分漏失影响的示功图图2-2-3 排出部分严重漏失的示功图 图2-2-4 吸入部分漏失影响的示功图 图2

48、-2-5 吸入部分严重漏失示功图 （3）漏失应采取的措施 先热洗井筒，排除凡尔结蜡的因素；抽油泵漏失的油井，如油井出砂严重，可用碰泵的办法排除凡尔上的砂等机械杂质。采取以上措施后，抽油泵仍漏失严重者，应检泵。2抽油杆断脱分析（1)抽油杆断脱的原因连接抽油杆柱时，杆或接箍的连接螺纹间有砂等机械杂质,丝扣连接不紧,在变化载荷作用下导致连接松动断脱；在抽油泵工作过程中,柱塞与杆柱或杆柱中的某一连接部位，由于受到扭力而造成脱扣；抽油杆柱在井下腐蚀，或在井下施工中发生杆变形及表面受伤，产生应力集中或抽油杆在交变负荷作用下产生疲劳,这也是抽油杆柱断脱的常见原因之一。在生产中,由于油稠或结蜡，增大泵上行阻力

49、，或过度上提杆柱，而使抽油杆柱从脱接器处脱开。（2)抽油杆断脱的判断抽油杆柱断脱后油井突然产液量大幅度下降或不出油，泵效突然下降；井下液面上升,井口憋压时，油压上升不明显；抽油机电流有较大变化，上冲程电流减小，下冲程电流增大，抽油机出现明显不平衡。示功图判断：示功图显示上、下负荷线接近，图形在下理论负荷线附近或以下，如图2-2-6。图2-2-7 游动凡尔卡死在凡尔座上图2-2-6 抽油杆断脱示功图（3)处理措施发现抽油杆断脱，应马上停机，等待检泵。3卡泵分析卡泵包括柱塞卡和凡尔卡两种情况。（l)柱塞卡原因抽油泵在井下遇卡，一般有蜡卡与硬卡两种情况。抽油泵蜡卡是由于油井结蜡严重，或热洗井筒时，措

50、施处理不当造成的；抽油泵硬卡的原因，一是泵衬套装配质量差，使泵在工作中产生衬套错动，卡住泵柱塞；二是油井出砂严重，导致砂卡柱塞。（2)柱塞卡的判断抽油泵蜡卡一般要有一个过程。在蜡卡初期，光杆移动困难，下行时与驴头运行不同步。电机上行电流增大，伴有电机沉闷的“嗡”声。如不及时处理，光杆活动的距离越来越小，最后柱塞被卡死。由于结蜡，油井产液量逐日下降，泵效降低。抽油泵硬卡发生突然，往往发生在抽油机停机后再启动时。其中，衬套错动引起的硬卡可有两种情况:一种是光杆上行自如，行至卡点停止；另一种是光杆下行自如，上行至卡点停止。砂卡的抽油泵上、下运动均受限。硬卡的抽油泵，热洗井筒不见效果。（3)处理措施发

51、现卡泵，应先判断是蜡卡还是硬卡。可先热洗井筒，排除蜡卡；慢慢活动光杆，排除砂卡。对热洗、活动光杆仍不见效的油井，检泵解卡。4游动凡尔卡分析（l) 游动凡尔卡的原因凡尔结蜡堵死凡尔；井下施工的残余物堵卡凡尔。（2）游动凡尔卡的判断及措施游动凡尔卡时，油井不出油；井口憋压时憋不起压力，上冲程油压上升，下冲程油压降回原压力值；抽油机电流发生变化，上冲程电流正常，下冲程电流小于正常值。示功图判断：游动凡尔卡的示功图形状同抽喷功图，但无产量或产量不高，如图2-2-7。措施：处理抽油泵游动凡尔卡的井下故障，一般先用高压热水热洗井筒，如果油井热洗后仍未解卡，则采用碰泵解卡。5撞击固定凡尔分析柱塞在下死点时撞

52、击泵固定凡尔罩，在地面上观察，可见到光杆在下死点时因撞击骤然停止向下移动，也称下碰泵。功图特点：示功图下底角打扭（图2-2-8）。措施：处理抽油泵柱塞撞击固定凡尔的处理措施是,上提防冲距至合理位置。图2-2-8 防冲距过小活塞碰固定阀示功图图2-2-9 活塞脱出泵筒示功图图2-2-10 气体影响的示功图6活塞上行脱出工作筒分析活塞上行时脱出工作筒，使油井产液量低于正常值，泵效低。井口憋压时，油压突然下降，憋不起压力。示功图判断：在活塞上行脱出工作筒示功图上，可见到柱塞上行脱出工作筒时上负荷线突然下降（见图2-2-9）。措施：下放光杆,重调防冲距7气体影响分析抽油泵在工作时受到井液中天然气的影响，抽油泵效低，