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1、影响注水井测试施工的因素及对策 摘要:本文针对孤东油田注水井测试中出现的问题进行了总结,找到了这些问题的影响因素,并提出了解决问题的建议及方向,为孤东油田的长期稳定开采提供了技术支持,也为进一步完善注水井措施提供了指导性意见。 关键词:注水井;测试;影响因素;对策 一、现状 孤东油田经过多年的强注强采,已是特高含水期。从近几年注水井油压变化情况来看,在注水量减少的情况下,注水压力上升,油泵压平衡井数增加,部分井无法进行有效的注采调配,油区注水井油压上升趋势难以控制;注水井井况较差,带病井较多,注水层段合格率低;且注入水质处理难度日益加大,洗井流程设施缺乏
2、,大孔道和层间窜流日继增加,油田地质状况日趋复杂,这些问题的实际存在,给注水工艺以及注水c井的测试工作带来了极大的困难。测试过程中经常出现油管漏失、结垢遇阻、欠注等现象,测试成功率只有76.7%,不仅影响了分注效果,而且增加了作业工作量,造成注水层段合格率下降,在一定程度上影响了开发效果。 二、影响测试施工的因素 1、水质条件影响 油田大部分井采用污水回注。注入水中含有的Fe3+、Cl-、Mg2+、Ca2+和其他悬浮物、微生物等,水质严重超标。在长期的注入下,造成注入管线流程结垢,井下油管局部或全部结垢,增大了注入井的管损,干线压力损失大于2MPa,降低了
3、注入井内的压力;同时由于Cl-、微生物的存在加剧了对管线与井下工具的腐蚀程度,腐蚀物进一步堵塞地层,穿孔现象经常出现,严重影响了对应油井的注水需求。几年来因水质超标严重,洗井配套设施不完善,洗井效果变差。测试过程中因结垢遇阻、水量压力波动、地面流量计水量与井下流量计水量严重不符等现象呈逐年上升趋势。特别是油区的东3注与东6注的注水井尤其严重。 2008年1-10月分类统计表 2、地面计量流量计误差 孤东采油厂共有配水间170余座,使用电磁式流量计与电子涡街流量计2种计量仪表,分别来自4个厂家,标定使用周期均为1年一次,但由于精度、流量计本身质量及对注入水适应性的不
4、同,流量计经常结垢、遇卡、表芯子损坏及计量严重偏差,这时在测试时会出现2种情况:①地面流量计完不成全井注水要求,但井下流量计测出数据显示超额完成或正常完成注水要求,体现在油井上为含水上升或含水正常。②地面流量计完成全井配注要求,但井下流量计测得全井欠注,体现在对应油井液面下降。08年1-12月份测试因水量不符换水表井125次。 3、地层因素 油田经过多年的高速开发,采出程度较高,但措施与效果逐年下降,稳产难度越来越大;油层的非均质性越来越严重,地层压力低于饱和压力,油井生产能力迅速下滑。加之钻井、作业完井、酸化压裂等施工时,注入井内液体与地层液不配伍,地层受到侵
5、害;部分二元注聚区井由于聚合物特性,易在地层孔隙内形成段塞,造成地层压力上升,出现地层返吐,注不进水,水井欠注严重,油井产量下降。地层因注水井的长期注入,注入水的强烈冲刷,出现大孔道及窜层,非均质日益严重,地层孔隙度与渗透率发生变化等等,造成测试工作无法正常开展。对控制高渗透层含水,提高中低渗透层的注入量起不到作用与效果。2008年1-12月因地层原因,无法进行测试调配的欠注井约112井次。 4、测试工艺局限性 测试仪器在使用周期结束后,通常是在较为干净的清水里、在室温下″油管模拟井中标定的。但是,受油田注入水质不达标、井下油管的长期使用以及洗井措施跟不上等因素影响
6、,注水井井下油管内壁附着死油等脏物,油管内径局部或全部结垢,出现缩径现象,致使油管内水量聚流,造成测试仪器的测试结果存在较大的偏差。目前的测试工艺还不能解决油管结垢对测试数据结果校正的问题,解释结果存在一定的局限性,缺乏一种直观的综合的监测工艺。 5、管理措施方案不到位 测试前的洗井工作是非常重要的,但是长期的洗井安排不合理,洗井压力、排量控制不当,洗井时间控制不合理,洗井操作过程不合理等影响了洗井效果。而采油厂缺乏必要的管理监督手段,致使井下管柱情况与地层情况每况愈下;作业方案的不合理及作业施工过程中无意的地层伤害以及采油与作业相关人员对监测工艺的不了解,致使测试
7、施工滞后。由于生产成本紧张,只能更换穿孔、丝扣坏以及部分腐蚀结垢严重的油管,相当一部分不合格油管在循环利用,形成恶性循环。这些都是造成测试施工中井下油管穿孔漏失、遇阻、吸水差、水量波动等问题存在的原因。 三、解决影响因素的对策 1、针对水质对测试带来的影响,采取两方面的措施予以改进:一方面,加强注入水水质的监测和净化处理,同时在地面流程中的适当部位放入过滤网和缓蚀剂,减少脏物在油管壁附着及垢质形成,降低油管腐蚀程度。另一方面,把通井、刮井列为经常性的措施工作,在测试施工前,增强对井下油管的清理工作,减少井下油管、工具结垢的时机
