注水井动态分析.2doc

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1、注水开发的油田，开发效果的好坏在很大程度上取决于分层配水方案。一个好的分层配水方案，是实现合理、有效注水的基础条件之一，甚至可以说是前提条件，务必慎之又慎。（1）注水压力要控制在油层破裂压力以下，防止注入水水窜及油井暴性水淹。（2）有适应油藏地质特点的井网和注水方式，能充分发挥水驱效率、控制产量递减，并能使注采压力系统处于合理状态。（3）注入水利用率高。能实现有效驱油，达到理想的注水采收率，而耗费的水量相对较少。（4）对储层及井下管柱无伤害或伤害最小。（5）按照技术政策要求，地层压力均衡、合理地上升或得到保持。在井网已确定的条件下，实现有效注水应具体：体现出四个合理。即一是注水压

2、力控制的要合理；二是注水总量控制的要合理，使油藏年压升及含水上升率注水速度处在合理范围内；三是层段配水要合理，依分层认识为依据，该加强的层段得到加强，该控制的层段得到控制。而且“加强”或“控制”都应在合理范围内；四是平面关系处理要合理，该加强的方向要加强，该减弱的方向要减弱，充分发挥面积井网利于平面调整的优势。实现上述合理的有效手段，是注水井实行分注并编制科学的分层配水方案的基础，同时要配之以“调剖”。1、注水井为什么必须调剖？从根上说，就是因为储层普遍存在着“层间”，“层内”及“平面”三大矛盾。对于混注井实行调剖的道理是不言而喻的。那么分注井为什么也要调剖呢？众所周知，我们说的

3、分层注水，由于受到地质和工艺技术条件限制，实际都是分段注水。一个注水层段内有几个小层，有的甚至跨二个砂岩组，每个注水层段内仍存在着层间矛盾。既便将来技术发展了，可以实现按小层分注的时候，那么层内物性的纵向差异及平面上物性的各向异性，靠分注技术来解决也是无能为力的，必须依靠“调剖”来解决。由此看来，“调剖”是注水开发油田一项不可缺的基础性措施。它能解决分注技术解决不了的问题，它能使分注技术得到完善和提高。一句话：分注技术，附之以有效的调剖技术，才能更有利于实现有效注水。2、为什么要发展复合调驱技术“调剖”技术对于改善注水效果，不失为是一项好技术。但是它的效果是有限的，尤其对于低渗储

4、层更是如此。对于低渗储层的注水开发，存在两个难题。一是油滴在小孔隙中受到的附加阻力大；二是小孔隙中边界流体份额多。这二个难题是注入水很难对付的。因此既便调剖很成功，实现了注入水改向，它也只能驱走大孔道中的体相流体，效果受到很大限制。12、某井组管理两口注水井，正常泵压8.0Mpa，1号注水井当注水压力为6.5Mpa时，全井注水量为50m3/d，当注水压力为6.3Mpa时，全井注水量为46m3/d，2号注水井配注60m3/d，配注压力6.2Mpa，关井压力为5.0Mpa，某天泵压降低，1号注水井当注水压力为3.6Mpa时，注水量为32m3/d，请问1号注水井注水状况是否正常？为什么

5、？产生原因有哪些？答：1号注水井注水状况不正常。因为该井的全井吸水指数=（50-46）/（6.5-6.3）=20m3/d.Mpa，全井启动压力=6.5-50/20=4.0Mpa，所以当注水压力为3.6Mpa时，该井是注不进水的。产生原因：1、地面管线漏失；2、注水井口有刺漏；3、2号注水井往1号注水井产生倒灌（因为2号注水井关井压力为5.0Mpa，，1号注水井全井启动压力4.0Mpa）。某抽油井压裂前，产液量3.0t/d，含水50%，地层压力4.9Mpa，流压3.4Mpa，压裂后，含水40%，产油3.2t/d，流压3.5Mpa，采油指数8.0t/d.Mpa，请分析该井压裂效果，并

6、制定压后调整措施?解：1、根据压裂前后各项数据变化，该井为压裂有效；2、压裂后地层压力=3.2/8.0+3.5=3.9Mpa；根据计算得知该井压裂层为低压层。压后调整措施：1、由于压裂层为低压层，地层压力较低，不宜马上调大参数，放大采油压差生产；2、急需调整对应的一线注水井注水方案，对与油井压裂层连通的注水层段适当加大注水强度，待地层压力恢复稳定后，再调整参数，在保持注采平衡的状态下，放大采油压差生产。采油压差与油开发的关系地质条件下，采油压差越大，油井产量越高当采油压差大到一定程度，流动压力低于饱和压力时，田不但井底甚至油层就要脱气，气油比就会上升，油井产量不再增加或增加很少，

7、这对合理采油，保持油井长期稳产高产很不利，所以油井不能任意放大采油压差，必须根据采油速度和生产能力确定合理的生产压差在哪些生产状况下会导致油井的流动压力上升？注水见效后，地层压力上升，在油井工作制度不变的情况下，流压上升，油井见水后，随含水上升，油井两相在油层中流动的阻力小于纯油时流动的阻力，井底流动压力上升，同时由于含水率上升，井筒中液柱比重增大，流压也要上升。另外，如果油井工作不正常，开采不正常，井底流压也要上升。24注水井注水量变化的原因是什么：注水压力是否上升或下降2、管