异常高低压井分析

1、喇嘛甸油田聚合物驱北北块一区异常高低压井分析 异常高低压现象 1 异常现象的判断与分析 2 针对高低压异常现象采取的措施3 结论及认识4 随着油田进一步的开发，注水井射孔层段的污染日益严重，孔隙孔道堵塞，使渗透率降低。地层吸水能力下降，同时还可能使设备腐蚀加剧，导致水井难以注水，井内压力不断升高，甚至到达压力破裂，对地层造成伤害。 而众所周知，油井开采一段时间之后压力会有所下降，继续抽油还会产生负压（尽管很小）。而当封堵一口与油井相连通的水井时，该油井依旧正常运作，也容易导致油井内压力降低。而压力系统不均衡也是导致套损的直接因素，更是动态分析中调整注采结构的主要依据之一。注入大于采出，注采失调

2、，影响着油田稳产及整体注聚开发效果。北北一区出现异常高低压现象聚合物驱北北块一区油、水井统计表 目前地层压力和原始地层压力的差值，当差值在-1与0.5之间时为合理井，差值小于-1为低压，差值大于0.5为高压。 油井的合理井井数为11口，占对比井数20.37%，而高压井井数为29口，占对比井数50.70%，低压井井数为14口，占对比井数25.93%； 水井合理井井数为3口，占对比井数15.79 %，而高压井井数为16口，占对比井数84.21 %，低压井井数为0口。说明平面压力分布不均衡，压力异常井数占较大比例，平面压力分布不平衡仍需进一步调整，采取措施，搞好注采平衡。油、水井压力异常现象的判断与

3、分析 结蜡会造成油流通道减小,油井负荷增大,也会导致井口回压升高。随着聚合物注入时间的延长，聚合物在井底附近不断累积吸附和滞留，形成聚合物滤积，使注聚井注入压力升高。油井压力升高后，导致吸水能力下降，油井注入能力有了很大幅度的下降，有时甚至完全注不进去，造成部分井区地层压力下降。 油层连通条件差引起注水井不吸水或吸水差；注大干采形成异常高压层，造成不吸水或吸水变差；油层受到污染伤害引起注水井层吸水变差；多层配注条件下，高渗透层干扰比较严重，造成中低渗透层吸水能力变差都是造成注水井欠注的因素。表皮系数渗透率流动系数产液量低水井欠注结蜡等压力其大小显示污染程度低渗透层吸水能力差 不吸水或吸水变差

4、针对高低压异常现象采取的措施压裂 可提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)堵水 按照“降水增油”的整体思路，改善产液剖面，降低生产压差 其他 水井有无措施及各参数变化 利用水力作用，使油层形成裂缝的一种方法，又称油层水力压裂。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)。流动系数渗透率产液量表皮系数50%压裂前后渗透率产液量表皮系数流动系数L7-PS1323压裂前后对比图井号测试日期稳定产液量(t/d)关井最高压力(MPa)油层中部流

5、压(MPa)仪器下入深度(m)FU0713232009-05-041410.3510.8711061FU0713232009-09-02419.6136.47010002009年9月双对数2009年5月双对数试井资料分析 从测井资料也可对L7-PS1323进行说明，压裂成功后，采用产液剖面测井对该井进行压裂效果评价。井号测试日期稳定产液量(t/d)含水(%)产油(t/d)FU071323压裂前21.596.60.7FU071323压裂后48.5972.8差值270.42.1测井资料分析针对高低压异常现象采取的措施压裂 可提高油层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)堵水 按照“降水

6、增油”的整体思路，改善产液剖面，降低生产压差 其他 水井有无措施及各参数变化 油井堵水的难度要高于水井调剖，油藏状况，油层连通情况，对应井数的多少，单层或多层，纵向平面渗透率差异，剩余油情况以及油井的产能都对结果有影响。且油井越深、温度越高，堵水难度越大。堵水层位的选择也非常重要，要结合产出剖面、注入剖面、剩余油综合分析，找准出水层位，在选定合适的方法堵水。L9-PS1233堵水前后对比图含水产液产油堵水前后50%产液产油含水25% L9-PS1233为一口偏心油井，2009年8月13日采取堵水措施，前后测试数据对比如表3。井号测试日期稳定产液量(t/d)含水(%)产油(t/d)仪器下入深度(

7、m)FU0912332009-05-2664.894.72.80FU0912332009-09-2256.292.93.41125其他09年前09年后差值井号渗透率K表皮系数流动系数kh/渗透率K表皮系数流动系数kh/渗透率K表皮系数流动系数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 试井中，若判断一口井是否压裂，不紧紧只看产液量或注入量是否增加，我们还要分析压裂前后各地层参数的变化。首先，从统计的资料的延续性来看，其次，表5针对各井09年前后测试数据的有效渗透率、表皮系数和流动系数进行进一步分析，各井的变化不明显，甚至未