复杂断块油藏开发动态分析

1、复杂断块油藏开发动态分析前言 .2.1注水油田开发中存在的主要矛盾 .2.2复杂断块油藏开发动态分析 .9.2、平面矛盾的调整 .1.4.3、层内矛盾的调整 .1.4.、尸、前言采油矿和采油队作为采油厂的采油管理单位，其管理水平和技术水平的高低，直接关系 到采油厂的决策能否坚决的、全面的得到实施，关系到采油厂能否实现持续、稳定发展的发 展目标，而采油队技术人员作为采油厂决策的直接实施者，其自身素质的高低直接决定了实 施效果，所以，如何提高采油队技术人员的业务素质，提高其理解上层领导的决策意图的能 力就显得尤为重要，下面就采油队技术管理人员生产中遇到的主要问题进行探讨，希望能够 给大家带来一定的

2、收获。1注水油田开发中存在的主要矛盾在油田注水开发过程中，多油层非均质油藏由于储层渗透率在纵向上和平面上的非均质 性，注入水沿着相对高渗透层或高渗透条带窜流，而相对中低渗透层和中低渗透条带吸水较 少，使得油层生产能力不能得到充分发挥，从而引起一系列矛盾，归纳起来有三大矛盾，它 们是影响高产稳产和提高采收率的基本因素。要搞好油水井的管理和分析，首先要分析油水 运动的规律，正确认识三大矛盾：1.1层间矛盾 层间矛盾是指高渗透储层与中低渗透储层在吸水能力、水线推进速度等方面存在的差异 性。相对高渗透层连通好，注水效果好，吸水能力强，产量高，油层压力高，但是见水快， 容易形成单层突进， 成为高含水层，

3、 并干扰中低渗透层产油能力的发挥。 而相对中低渗透层， 渗透率低，注水见效慢，产量低，生产能力不能充分发挥。当与高渗透层合采时，这些油层 受到高压层的干扰，出油少或不出油，甚至出现倒灌现象。层间矛盾使油井产量递减较快， 含水上升速度快。层间矛盾能否得到较好的调整，是东辛复杂断块油田能否长期稳定生产， 油田能否获得较高采收率的关键所在。1.1.1层间干扰与稳产基础的关系1.1.1.1波及体积与采收率的关系 表征油藏开发效果的参数非常的多，其中经济采收率是表征油藏开发效果最重要的参数 之一1。所谓经济采收率就是在目前经济技术条件下，开发单元在开发期间采出的总油量与 原始地质储量的比值， 一般以百分

4、数表示。 其数值等于油藏驱油效率与波及系数的乘积， 其 中驱油效率在油藏参数、注入剂和注入倍数确定的情况下，其值保持相对稳定，而波及体积 系数是平面体积系数与厚度体积系数的乘积，其中厚度体积系数是因为多油层层间差异的存 在，使得厚度体积系数总是保持相对较低水平，一般保持在0.7左右，它的大小直接影响采 收率的大小，影响油藏开发效果18，所以，对于多油层油藏要进一步提高采收率，改善开发效果，必须通过减缓层间干扰，提高厚度体积系数。ER二EdEv2-1Ev= EAEvsvs2-2式中：ER:油藏采收率%Ed:油藏驱油效率%Ev:体积波及系数小数EA:油藏面积波及系数小数EVs:油藏厚度波及系数小数

5、.1.1.2高含水开发后期层间干扰的主要因素高含水开发后期层间干扰的主要矛盾是高渗透层单层突进严重，造成油藏动用油层数减 少，水淹厚度低，造成部分油层不能很好动用，甚至没有得到动用，使得整个油藏油层动用 程度降低，其中固定水道的形成，极大的加剧了层间干扰。所谓“水道”就是指驱油体积（可 以指面积、厚度或两者兼有）很小，渗透率比周围高很多，从注水井到采油井的水流通道。 在这个水道内，水的流动速度最高可达每天180m,通常都在10m以上。“水道”形成后，大 量的水从注水井注入到这个层，其它层被干扰不吸水，或吸水减少，注入的水沿水道流到采 油井采出，全井流压非常高，其它层出油困难，水淹厚度系数难以提

6、高22。“水道”形成后，水由“水道”方向大量流走，同层位其它方向则见不到注水效果， 形成极其严重的平面矛盾， 水淹面积系数也难以提高。mnf八hj PHi j =1i =1f:油层动用系数hj：第j层产油层的厚度Hi:第i层射孔层厚度m:开发过程中产油层总数n:开发过程中射开油层总数由于层间干扰在开发过程中总是必然存在的，必使m值总小于n值，产油层的总厚度小2-3%；m；m;于射孔层总厚度却保持不变，即f值总是小于1,f值越小，说明层间干扰越严重，开发效果越差，就越需要细分开发，完善相对中低渗透层注采井网，提高油层动用系数，提高其储 量动用和控制程度，改善开发效果。如辛16断块有14个含油砂层

7、组77个含油小层，层间物性差异大，非均质严重，渗透率级差高达30以上，目前虽然分五套层系开采，但层间矛盾仍十分严重，高渗透厚油层对相对中低渗透薄油层干扰严重，高含水高压层对低含水低压层干扰严重，统计1998年以来的16口新井和3口硼中子寿命测井资料（见表2-1、2-2），均显示动用较好的层段占70%左 右，动用较差或未动用层占30%左右。如辛16-1井2001年7月前生产沙二1-3, 2001年硼中子寿 命测井结果显示，沙二1-3水淹严重，而沙二6-8动用较差，采取了卡封沙二1-3高含水层生产沙二6-8潜力层的措施，实施后日油由1.1t/11t,含水由92.2%26.7%效果十分明显。辛16断

8、块新井多功能解释水淹状况统计表表2-1分块油层弱水淹90%合计厚度%厚度%厚度%厚度%厚度%钻遇 油层水淹 油层水淹辛 1 612.922.511.119.41 9. 734.48.314.55 . 39. 25 7. 344.477.5辛 4247.219.439.116.16 8. 828.264.626.523.99. 8243.6196.480.6辛 481 417.78 . 510.73 8. 248.217.221.71 . 41. 87 9. 365.382.3辛 6700001 1. 565.7634.3001 7. 517.51 0 0辛 93000 . 61 . 712 .

9、 93 395.4003 4. 634.61 0 01.1.1.3层间干扰与采收率的关系油田采收率（n）等于分层采收率对储量的加权值，其计算公式如下:ENp1ER1Np2ER2.NpjERjER_NP式中：ERi:第i小层的采收率NP：开发单元地质储量ER:开发单元采收率2-4NP1:第i小层的石油地质储量万吨万吨从2-4公式可以看出：若有油层不动用，那么该层的采收率为0,这比任何其它系数影响都要大。因为，不管是水淹面积系数、孔隙利用系数，还是驱油效率，它都有个值，该层 的采收率不可能是0,所以在多油层合采条件下，使各个油层，尤其是储量大的相对差油层 都动用起来，是提高油田采收率的基础。如辛1

10、6断块虽然目前已经分为五套开发层系开发，而且综合含水已经高达87.8%,但层间动用状况差异仍然很大，主力高渗透层采收率较高，提高采收率的空间已经比较小，如沙 二91小层，目前标定采收率已经高达52.29%,可采储量采出程度也高达84.5%,而与其长期 合采合注的相对中低渗透层采收率还保持在相对较低的水平，比断块平均采收率水平低近20%左右，甚至部分小层还没有得到有效动用，这部分小层下部井网完善后，提高采收率的 空间相对较大，预计提高6.2%，致使整个断块区采收率提高2.43%，增加可采储量26万吨。1.1.1.4层间干扰对油藏稳产的影响所谓稳产是指在较高产油速度下，采油速度保持相对稳定，即V=

11、A（常数）。油藏整体采油速度（V）与分层采油速度之间的关系可用下式表示：V=（V1*N1+V2*N2+VK*NK）/N2-5式中V1,V2VK-第一至第K层的采油速度，N1,N2,NK第一至第K层的储量。此式表示 全油田的采油速度是分层采油速度对储量的权衡由于层间矛盾的存在，有部分油层不出油，即VK=0;有一部分油层的采油速度小于A; 有一部分油层的采油速度接近A;个别生产层的采油速度则大大超过A。若这些油层采不出， 必然由于储量动用少，而造成高产稳产期短。只有层间关系调整好了，其它各种矛盾的调整 才有基础，而各种矛盾调整好了，才能保持住各层的采油速度，进一步延长油田的高产稳产 期。.1.2层

12、间干扰的主要因素.1.2.1多油层、多种沉积相带是层间各向异性的基本原因辛1、辛23断块纵向上有19个含油砂层组100多个含油小层。由三角洲前缘、三角洲 平原多种亚相的复杂叠合沉积。不同时期形成不同的岩性、物性、韵律性、渗透率和孔隙性。在构造和岩相变化双重因素影响下，形成近百个各项异性的油砂体。而又在纵向上又处于不 同的构造位置。反映在油水井上，同一口井不同层位其沉积相带、构造位置、含油性、储层 物性都不尽相同，表现出了较强的非均质性，例如辛55井（见表3-1）。辛1单元辛55井纵向非均质统计表表3-1层位构造位置沉积 微相有效 厚度边水渗透率粘度沙二 2微高点决口扇2.1无328124沙二

13、2断鼻高点:河道侧翼4.1无226088沙二 5翼部河道油水边外有210393沙二 6腰部河道6较大1072216沙二 60.6161441沙二 7腰部河道6有7332133沙二 8边部河口坝2.2活跃3273160沙二 9低部河道侧翼油水边界60226351.122油层物性和原油性质差异大是层间干扰的主要因素在纵向上，东辛油区渗透率和原油粘度在纵向上非均质较严重，影响层间干扰的主要因 素是纵向储层物性差异大，次要影响因素是原油性质差异较大。沙二1-6为稀油（30-250mPa.S高渗透沙二7-8为稠油（1000-3000mPa.S高渗透沙二9-13为高粘度（3000-7000mPa.S中渗透

14、沙二14-稳为中低粘度高渗透如辛1断块初期七口油井平均每米采油指数1.6t/d.MPa.m，低的只有0.316t/d.MPa.m,高的5.21 t/d.MPa.m,高低相差十几倍，主要影响因素是流度（K/卩），随流度增大采油指数也增大（见图3-2），全井采油指数与流动系数成如下关系式:Jo=0.0567（K.H/y）用上述公式计算出的分层系采 油指数对比，初期生产时，沙二1-5的每米采油指数为4-6 t/d.MPa.m， 沙二6砂层组2-3t/d.MPa.m，沙二7-8开发层系每米采油指数为0.6-1.0 t/d.MPa.m，差异非常的大。因此，多层系合采因层间干扰，产能明显降低。在开发中，高

15、流度、 高产能油层产量高，吸水好，见效 快，压力咼，含水咼，米出程度咼，形成单层突进、大孔道，而相对低流度低产能发挥作用不明显。 如辛71井，1977年6月-1982年12月合采沙二3-8高含水时，高含水高能量沙二66层干扰低能量低含水沙二3层和低含 水稠油层，使其不能正常发挥产能。1977年7月封沙二66单采沙二3,综合含水从87.4%下 降到13.4%，下降了70%，日油能力从5.1吨上升到30.3吨1.123大段合采合注是造成层间干扰的主要开发因素。开发初期，由于对复杂断块认识不足，没有细分层系开发，但随着技术进步和开发资料逐步增多，对多油层复杂断块油藏认识逐步加深，开发层系逐步细化。如

16、辛16断块1970年投入开发时采用一套层系开发，1974年细分为两套开发层系，1992年又细分为三套开发层 系，1997年又进一步细分为五套开发层系，但每套仍然有十几个小层，仍然较粗，2000年以后，跨层系补孔、下电泵全井合采，层系基本打乱，多数井大段合采合注，层间干扰严重，相对中低渗透层储量难以动用。根据断块25口有杆泵井生产数据和16口电泵井生产数据分别做出采液强度和生产厚度 的关系图版。从图版反应出：有杆泵生产厚度大于8米、电泵生产厚度大于20米后采液强度大幅度下降，而目前断块有杆泵平均单井生产厚度达25.4米，电泵平均生产厚度达38.3米，生产厚度过大，会降低采液强度，层间干扰严重，不

17、能较好地发挥各油层潜力(见图3-3、图3-4)01.124层间干扰的表现形式，初期主要表现为稠稀油和高低渗之间的干扰。由于开发初期，多油层复杂断块油藏各层的地层能量基本接近，影响层间储量动用的主 要因素是稠稀油和高低渗之间的干扰，主要是稀油层干扰稠油层，影响了稠油层的储量动用， 高渗透层干扰相对中低渗透层，相对中渗透层储量动用较差。如辛1断块，主要是稀油沙二1-6干扰沙二7-8、10-11稠油层。如辛1井，1977年12月合采沙二3、6、7,7层33.8米，日液61吨，日油42吨，含水32%，原油粘度50.7mPa.S到1981年6月，日液62吨，日油6.5吨，含水90.9%，原油粘度在700

18、mPa.S以下，至U 1982年3月单采沙二3,相同工作制度，日液90吨，日油3.5吨，含水95%，原油粘度630mPa.S说明在合采过程中，实际主要动用层位为沙二3,而沙二7的稠油层基本未动用。图 3-33-35040302010厚 辛 1616 断块电泵井生产厚度与采液强度关系图 度厚 辛 1616 断块有杆泵井生产厚度与采液强度关系图图 3-43-4度時1.1.2.5开发后期层间干扰主要是高低压、高低含水之间的矛盾。 油藏开发进入中后期，层间干扰的主要矛盾表现为高低压、高低含水。如辛16断块进入高含水开发后， 断块多数井下电泵合采， 高渗透层如沙二9注水见效好， 压力高，含水高， 压抑了

19、注水见效差的中低渗透层潜力的发挥， 如沙二10+11，致使沙二9的采收率高达50%， 而沙二10+11采收率一般只能保持在30%左右。1.2平面矛盾一个油层在平面上由于渗透率高低不一样，连通性不同，使井网对油层控制情况不同， 因而注水后，使水线在不同方向上推进快慢不一样。使之压力、含水、产量不同，构成同一 层各井之间的矛盾，我们把这类矛盾就称为平面矛盾。平面矛盾使高渗透区形成舌进，油井 过早见水，无水采收率和最终采收率降低，而中低渗透区由于绕流现象的存在，长期见不到 注水效果，储量动用比较差。但是在不同开发阶段，控制平面矛盾的主导因素不同：中低含 水开发阶段：油藏沉积类型对平面油水运动有明显的

20、影响，一般来讲，河流相沉积水线沿河 道推进相对较快，主要原因是注入水沿高渗透正韵律油层下部窜流的结果，而高含水开发阶 段，注采井网控制程度对平面矛盾起决定性作用，断层附近和砂岩尖灭线附近、无井控制和 动用较差的部位、非主流线区、注水二线位置等占到剩余油富集区的88.8%。1.3、层内矛盾在同一个油层内，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低 渗透层中也有高渗透条带，注入水在驱动力、流动阻力、重力和毛管力的共同作用下，在不 同韵律油层中形成了不同的运动规律：对于以河流相为主的正韵律油层，由于其下步油层渗 透率高，流动阻力小，注入水推进速度快，在中含水开发阶段，油层上部和中部

21、一般未见水 或弱见水，但注入水沿油层下部窜流，下部出现水洗段，具有水洗厚度小（水洗厚度一般在20%左右）、驱油效率高（一般为40-60%）的特点，而高含水和特高含水开发阶段，受毛管 力作用，水洗厚度逐渐向上增长，且下部油层出现强水洗段，水驱油效率增长缓慢，层内矛 盾减缓。对于以三角洲前缘沉积为主的反韵律油层，注入水沿反韵律油层上部、中部和下部 全面推进，在中含水阶段无明显的水洗段，但在高含水和特高含水阶段会出现强水洗段。在注水开发的各个过程中， 如果有多种矛盾存在的话，其中必定有一种是主要的， 起着 主导决定作用的，其它则处于次要和服从的地位。 一般在注水开发初期， 层间矛盾是主要的。 随着注

22、入水侵入井内，平面矛盾就逐渐暴露出来。而层内矛盾则是长期存在的，到了油田开 发后期，进入全部水洗采油阶段，层内矛盾将上升为主要矛盾。在不同的开发时期，哪个是 主要矛盾必须视具体情况而定。除了地层性质这一内部原因外，井网布署、油水井工作制度 如果与地质情况不相适应，将会加剧上述各种矛盾。2复杂断块油藏开发动态分析油藏动态变化是通过日常生产中大量的油水井变化表现出来的。因此，油藏动态分析必 须以单井分析为基础， 而单井分析又必须与周围油水井联系起来， 逐步分析到每个油层内部， 不仅要分析各项生产参数的变化及原因，还要将各项动态、静态、管理资料联系起来进行综 合分析，找出它们之间的内在联系和规律，即

23、通过每口井的变化，以油砂体为单元搞清各类 油层的开发状况及其变化规律， ，按照油水井单井分析、注采井组动态分析、开发单元动态 分析和开发区动态分析，从而及时掌握了解油藏情况，不断深化油藏认识，对出现的问题，有针对性的进行调整，对开发好油藏起着十分重要的作用。2.1油水井单井动态分析2.1.1油水井动态分析的目的及原则 油水井动态分析的目的就是通过对比分析油水井在生产过程中注水、 产液、产油、含水 和压力等指标的变化情况，发现问题，找出原因并提出解决问题的措施。通过不断的注采调 整，保证油水井在产油、注水、含水和压力相对稳定的情况下进行生产，从而合理地开发油 藏。油水井动态分析是采油队技术人员地

24、一项经常性的工作，是对油水运动规律不断认识深 化的过程，单井分析是重中之重，单井分析应遵循“一个坚持、五个结合”的原则：“一个坚持”就是单井分析要坚持“辨证唯物论”的观点，在错综复杂的动态变化中， 力求及时、准确的抓住主要矛盾，进行深入解剖；“五个结合”：一是历史与现状的结合，应用发展和变化的观点分析问题；二是单井分 析与油藏动态分析相结合， 处理好点与面的问题， 全面考虑分析问题； 三是地下与地面设备、 工艺流程结合；四是地下分析与生产管理相结合，循着先地面、再井筒、后地下的分析程序 逐步深入地搞好分析；五是油水井分析与经济效益相结合。通过分析， 提出经过优选地措施方案， 最大限度地提高油井

25、产能， 达到少投入、多产出， 提高油藏开发水平和经济效益地目的。2.1.2油井单井分析的目基本程序和方法 地下原油通过采油井采出地面，要通过两个互相衔接的阶段，即油流在一定压力差的驱 动下，经由油层岩石的孔隙，从油井井底周围的油层流向井底的油层渗流阶段和油流从井底 通过井筒流向井口的举升阶段，然后再输送到集输站。所以，油井生产过程中的动态变化， 主要表现在油层、 井筒和地面三个阶段的动态变化， 所以单井动态变化也应包括3部分内容。 但在分析是应该遵循先后顺序， 一般应该是先本井后邻井， 先油井后水井， 先地面、 次井筒， 后地下，根据变化，抓住主要矛盾，提出措施，评价开发效果。2.1.2.1地

26、面管理状况分析油井地面管理状况的分析包括很多方面，本次只对热洗、清蜡和合理套压的选择进行说明：一、热洗、清蜡制度所谓合理的热洗、 清蜡制度， 就是在保证油流畅通的基础上， 使清蜡热洗次数达到最少。 下面重点就结蜡的影响因素、结蜡的过程、定量预测和清蜡技术进行简单介绍：（一）、影响结蜡的因素原油中含蜡量越多，蜡分子的碳数越大，结蜡越严重，这是油井结蜡的内因，而影响结 蜡的外因是多方面：一是原油性质对结蜡的影响：原油中轻质馏分越多，溶蜡能力越强，析蜡温度越低，越 不容易结蜡。当压力下降，降到泡点以下时，天然气分离出来，降低了原油溶蜡能力，析蜡 温度上升，结蜡转为严重，所以一般低粘度原油容易结蜡。二

27、是温度对结蜡的影响：当温度保持在析蜡温度以上时，蜡不会析出，就不会结蜡， 而温度降到析蜡温度以下时，开始析出蜡结晶，温度越低，析出的蜡越多。当压力降到泡点 以下时，天然气开始分离出来，由于天然气的气化过程和压力降低、天然气膨胀都要吸热，使温度下降，更促进结蜡，所以一般距离井筒越近越容易结蜡。三是原油中胶质和沥青对结蜡的影响：实验表明，随着胶质含量增加，析蜡温度降低。 这是因为胶质本身是活性物质，它可以吸附在蜡晶表面，阻止蜡晶长大，而沥青是胶质的进 一步聚合物，不溶于油，成极小颗粒分散于油中，对蜡晶起到良好的分散作用，由此可见，由于胶质沥青的存在，蜡晶虽然析出，但不容易聚合、沉积。但是，有胶质沥

28、青存在时，沉 积的蜡强度明显增加，不易被油流冲走，又促进了结蜡，由此可见，胶质和沥青对结蜡的影 响是矛盾的两个方面，既减缓结蜡，又促成结蜡，就看哪个矛盾方面占主导地位，就起哪方 面的作用。四是原油中的机械杂质和水对结蜡的影响：有晶核存在时，会促使结晶加快，而机械杂 质和水的微粒都会成为结蜡核心，加速结蜡。但随着含水上升，会在油管壁上形成水膜，使 析出的蜡不容易沉积在管壁上，减缓结蜡。矿场实践和室内试验证明，当含水增加到70以上时，会产生水包油乳化物，蜡被水包住，阻止蜡晶的聚积而减缓了结蜡。五是流速和管壁特性对结蜡的影响：室内试验证明，流速与结蜡量的关系呈正态分布。 开始随流速升高，结蜡量随之增

29、加，当流速达到临界流速以后结蜡量反而下降。这主要是开 始流速增加，单位时间通过的蜡量也增加，析出的蜡量也多，所以结蜡严重。而达到临界流速以后，由于冲刷作用增强，析出来的蜡晶不能沉积在管壁上，而减轻了结蜡速度。由图中 还可以看出管材不同，结蜡量也不同，管壁越光滑越不容易结蜡，表面亲水的比亲油的更不 容易结蜡。二）、油井结蜡的过程 是当温度降到析蜡点以下时，蜡以结晶形式从原油中析出。二是温度继续下降，结晶析出的蜡聚集长大。三是长大的蜡晶沉积在管道或设备的表面上。三）、结蜡的预测计算标准态的化学位；气体常数。如果在指定温度下，对所有可能的蜡相组成，与蜡相结晶相关的 时：G =艺niS1is+艺niL

30、1iL工niF1iF0（1017）i无蜡结晶，即温度T高于析蜡点。公式（1017）中，n为摩尔数，ni为组分i在总混合物 中的摩尔分数，S为蜡相，L为液相，而F是指总混合物。析蜡点被定义为刚有少量固体蜡 结晶时的温度。四）、防清蜡技术油田常用的油井清、防蜡技术，主要有机械清蜡技术，热力清、防蜡技术，表面能防蜡技术（内衬和涂料油管），化学药剂清、防蜡技术，磁防蜡技术和微生物清、防蜡技术6大类 下面重点介绍热力清、防蜡技术热力清、 防蜡技术是利用热能提高抽油杆、 油管和液流的温度， 当温度超过析蜡温度时， 则起防止结蜡的作用，当温度超过蜡的熔点时，则起清蜡作用。一般常用的方法有热载体循 环洗井、电

31、热自控电缆加热、电热抽油杆加热、热化学清蜡等4种方法。蜡结晶的计算，组分i在温度T时，液相中的化学位可表示如下： 卩iL/ RT= fli/ RT + In （Xi丫iL）而组分I在蜡（固体）相中的化学位则可表示为：=10i/ RT + In（SiYis） HiF（1T / TiF）-RT(1015)卩is/ RT式中(1016)iS-蜡相中的化学位； 组分标号；HiFTiF标准态的化学位；纯组分的熔点温度；xiSi液相中摩尔分数； 蜡相中摩尔分数；YiL丫iS液相中的活度系数；蜡相中的活度系数；Gibbs能变化均为正值一般采用热容量大，对油井不会伤害的，经济性好而且比较容易得到的载体，如热油

32、， 热水等。用这种方法将热能带人井筒中，提高井筒温度，超过蜡的熔点使蜡熔化达到清腊的 目的。一般有两种循环方法，一种是油套环形空间注入热载体，反循环洗井，边抽边洗，热 载体连同产出的井液通过抽油泵一起从油管排出。另一种方法是空心抽油杆热洗清蜡，它是 将空心抽油杆下至结蜡深度以下50m,下接实心抽油杆，热载体从空心抽油杆注入，经空心 抽油杆底部的洗井阀，正循环，从抽油杆和油管环形空间返出。这两种方法各有优缺点。第一种方法，洗井能经过泵清除泵内的蜡和杂物，其缺点是热 效率低，用的洗井液多，而且洗井液经过深井泵抽出影响时率，对敏感性油层还可能造成伤 害。后一种方法热效率高用的洗井液少，而且洗井液不通

33、过深井泵抽出，不影响时率，由 于洗井液不与油层接触，所以不存在伤害问题。但是，这种方法还不够成熟，主要是洗井阀 故障较多，同时由于洗井液不通过深井泵，所以不能解决深井泵的故障问题。根据矿场实践可采用以下经验公式进行抽油井热洗设计：CQT / W = K式中C热载体比热，J/（kgC）;Q-热载体总用量，kg；T进出口温差，C（一般取4045C）；W结蜡量，kg;K 经验常数，空心抽油杆洗井取26151，油套环形空间洗井取34868。矿场一般在压力条件的允许下尽可能提高排量，但是在刚开始洗井时，温度和排量都不 宜太高，防止大块蜡剥落，造成抽油系统被卡事故，所以，一般要待循环正常后方能提高温 度和

34、排量。二、合理套压制度的控制 套压高低直接影响着动液面的高低，也影响着泵效的大小。总体来讲，合理的套压应该 是能使动液面满足于泵的抽吸能力达到较高水平时的套压值或范围。2.1.2.2油井井筒动态变化分析一、油井泵效分析 油井泵效分析是采油队技术员必须掌握的一门技术，示功图受多种因素综合影响，但总体上可分为6种因素：油层供液能力能力影响、砂、气、蜡的影响、流体粘度影响、泵体本 身、设备因素和工作方式。分析示功图的目的不仅仅要了解泵效的高低，更重要的是要了解 地层能量的利用是否合理，并制定下步措施，下面简要的进行介绍：（一）、合理区分供液不足和气体影响供液不足和气体影响均会导致泵充满系数降低，从而

35、降低泵效，但是两者之间是互相影 响、互相作用，供液不足在大多数情况下均伴随着气体影响，主要原因是泵的沉没度变小， 泵口压力小于饱和压力，导致原油脱气，往往表现示功图上为气体影响，对于这类情况，分 析时必须参照饱和压力、沉没度、气油比和历史数据综合进行判断，否则容易错误的解释为 气体影响，下面分三种情况进行说明：1、气体影响气体影响井主要表现为沉没度比较大，但泵的充满系数比较低，主要原因是泵口原油脱 气，使大量的气体进入到抽油泵内，由于气体具有很大的可压缩性，使双凡尔开关出现了滞 后现象，造成了增载慢，卸载缓。如营11斜132井，2004年9月泵挂深度1807.4m,动液 面1150.1m，沉没

36、度657m，另外从历史数据来看，动液面一直稳定在1100m左右，但是单 元的原始饱和压力为10.5MPa,说明该井泵效较低的主要原因是气体影响，而不是供液不足（备注：采油队解释为供液不足），并且因气体影响降低泵效20%左右，影响日油水平3.1t/dV V X 0NEtl对于气体影响井，应该可采取三种有效措施进行治理，对于泵挂深度较浅，还有加深泵挂的可能性，首先采取加深泵挂措施（目的是提高泵口压力，防止原油脱气），否则再采取气管锚等防气脱措施，随之进行水井配套，提高地层能量，增大沉没度，减少气体影响。2、供液不足供液不足不足主要原因是供排关系不协调，油层供液能力相对较差，但又采取了理论排 量较大的工作制度，在示功图上主要表现为：下冲程中悬点载荷不能立即减少，只有当活塞 撞击到液面时，则迅速卸载。所以，卸线较气体影响的卸载线陡而直，呈 “刀把形 ”；由于活 塞撞击液面，产生振动而使载荷线产生波浪，快速抽汲时往往因撞击液面而发生较大的冲击 载荷使