从方法工艺上提高注聚测调效率
缪立南;刘洪俊;林伟
【摘 要】边测边调技术在注水井中得到了良好的应用，目前注聚井适用的边测边调仪器已经可以进行现场测试，但仍存在一些问题。经过研究制作一款投捞一体头，可以连接在现有投捞器上，实现一次下井投一次再捞一次，将减少一次工具起下和连接所需的时间，并减少30 min测试时间。投捞一体头操作简便易于掌握，可以提高测调中投捞堵塞器的工作效率。JYD型验封仪可综合判断密封段漏失状况，完善了分层验封工艺技术。
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2014(000)006
【总页数】2页(P30-31)
【关键词】注聚测调;验封;投捞;堵塞器;封隔器
【作 者】缪立南;刘洪俊;林伟
【作者单位】大庆油田测试技术服务分公司;大庆油田采油八厂;大庆油田采油二厂
【正文语种】中 文
边测边调技术在注水井中得到了良好的应用，目前注聚井适用的边测边调仪器已经可以进行现场测试，但仍存在一些问题。
综合来看，在不投入巨大成本，时间短、见效快的前提下提高注聚测调的效率，仍旧只能采用传统测调方法，并且需要从以下3方面入手：①给予员工调换水嘴的指导原则；②改进测调工具，完善工艺水平；③加强测调异常问题的处理，进而提高生产效率。
先下后上：遇到多个层段水量不合格时，应先调整好下面层段的水量。
先少后多：在压力允许情况下，若超注层段多，欠注层段少，应优先调整欠注层段，反之则应优先调整超注层段。
欠注优先：在接近允许压力情况下，同时存在欠注层和超注层时应优先调整欠注层段。
不吸清洗：遇到某层段上次吸水此次不吸水的情况时，不要急于更换水嘴，应优先清洗水嘴，视吸水情况再判断是否更换水嘴。
直径粗调：当层段水量与设计层段配注相差较多时应以直径为主进行调整水量。
长度微调：当层段水量与设计层段配注相差较少时应以长度为主进行调整水量。
控制压力：为保证有效注水时间，测调时应合理调整水嘴，尽量控制油压在泵压的三分之二左右。
提高油水井测试效率和测试安全的方法
发布时间：2021-08-25T09:26:44.487Z 来源：《工程管理前沿》2021年10期 作者： 袁苍宇
[导读] 石油作为重要能源之一，是推动工业和汽车制造业发展的重要基础。丰富的石油能源储量对我国经济的平稳较快发展具有重要意义。
袁苍宇
黑龙江省大庆市第四采油厂第一油矿测试队，黑龙江大庆，163000
摘要：石油作为重要能源之一，是推动工业和汽车制造业发展的重要基础。丰富的石油能源储量对我国经济的平稳较快发展具有重要意义。近年来，我国发现了大量油田，对解决我国的石油和能源储量问题起到了重要作用。在石油开采过程中，开采前的试验工作是后续
有序开采石油的前提。因此，有必要高度重视石油开采试验，提高石油开采质量和规格。党和政府应当对石油企业给予帮助和指导，制定
有关石油勘探检测作业标准和质量标准。要求石油开发企业及时更新技术装备，开发新的试油技术。保证石油开采的有序发展，不断提高
检测效率，提高石油开采质量和规格。高压水井试井是油田生产中常用的一种试井技术。本文主要分析了高压水试井技术，包括影响高压
水试井技术的常见因素和提高高压水试井技术效率的方法
关键词：高压；水井测试；工艺
1影响测试效率原因
1.1注水井分层效率低
在水井检测过程中，水井的水嘴经常被堵塞。造成这种现象的主要原因是注水井分层注水量中含有大量的污水，污水中杂质多，质量差，能腐蚀油水井中的各种管柱。一些企业处理污水的能力有限，不足以完全清除水中的杂质。污水的持续堆积导致油水井水口堵塞现
象。因此，相关工作人员在水嘴检测过程中，应及时有效地清理堵塞，使水嘴始终保持畅通，从而提高检测的整体效率。水井测试时，工
作人员需要使用平台来操作仪器，但这种仪器有很大的缺点。操作平台面积小，人员有限，不能灵活地操作仪器。如果工作范围稍大，将
直接对工作人员的生命和安全构成较大威胁。因此，在测试水井作业的情况下，工作人员需要确保自身的安全，传统的测试仪器在一些企
专题研究 利用注采调整时机挖潜水驱开发效果 摘要：目前萨￣ｔ，７＇ｔ－Ｋ区北三西已进入特高含水期开采阶段，随着区块含水逐渐上升，部分开采层系注水与采液能力越来越不匹配，需要 对目前注采系统进行适当调整。本文通过注采系统调整后油井动态变化受效特征进行跟踪，探索特高含水期水驱配套综合挖潜技术．精细方 案编制、精细生产管理，及时实施配套技术，取得了阶段成果，又对其进行了分析总结。为今后其他区块精细挖潜调整提供了可借鉴的依据 关键词：注采系统；地层压力；含水；措施挖潜 黑龙江刘学庆 １北三区西部基本概况 北三区西部位于大庆长垣萨尔图油田纯油区｝ 内，含油面积１ ８．５０ｋｍ ，地质储量１３０９８×１０４ｆ，纵 向ｆ：发育萨尔图、葡萄花、高台子三套油层，共分７ １ 个油层组，２７个砂岩组，９２个沉积单元。水驱北三｝ 西目前有五套开发层系，即开采萨尔图主力油层 的基础井网；开采葡二、高台子和萨、葡、高台子Ｉ｝】｝ 低渗透层的～次加密井网；开采萨尔图和葡二、高 台子薄差层的二次加密井网。 ２油田开发中存在的主要矛盾 ｝ 北三西水驱经过４Ｏ多年的注水开发，进入特 高含水期阶段，开采难度不断加大，各类油层动用 状况仍存在较大差异，薄差层和表外层动用厚度ｆ 仍然较低，为了更有效地发挥各套井网的潜能，需 要对该区块开发状况进行分析研究，区块存在的｝ 矛盾主要表现在： ｝ ２．１油水井数比偏高．注采系统仍不完善 根据注采平衡原理及合理油水井数比公式计｝ 算出，基础井网、一次加密调整层系、萨尔图油层： 二次加密调整层系的合理油水井数比分别为Ｉ １．４１、１．５１和１．３８，２００８年６月我们针对注采矛盾 突出的北三区西部一次加密调整层系和萨尔图二 次加密调整层系进行了注采系统调整，到２００９年 底为止各套层系的实际油水井数比分别为１．３８、 ２．１６和１．７７，仍高于合理油水井数比，同时注采调 整前水驱控制程度相对较低，分别为８３．０％和 ８６．６％。调整后虽然得到提高，但仍需要做进一一步｝ 的改善。 ２．２地层压力水’Ｆ偏低，分布 均衡 Ｉ 自２００６年底到目前，北三区西部连年降压关 井，２００９年水驱地层压力９．６６ＭＰａ，总压差一１ ｝ ５８ＭＰａ，虽然年恢复Ｏ，１２ＭＰａ，但较２００６年卜半年 地层压力水平下降０．３８ＭＰａ，平均年下降 ０．１３ＭＰａ。同时各井点压力差异较大，压力分布不【 均衡，低压井比例较高：总压差在较合理范围之内 井数比例一直在２０％以下，特高、低压井数比例却｝ 一直高于５３％。 ２．３水驱开发的对象逐渐变差，调整挖潜难度 逐年加大 随着葡一组主力油层和二类油层进行注聚开｝ 发，水驱有１４２口油水井已经为其进行了层系封 堵和停注，萨一组油层成为基础井网及二次加密｝ 调整层系开发的主要对象。由于萨鲴油层多为 三角洲外前缘相沉积砂体，油层发育较差．增产措 施挖潜弥补产量递减的作用将越来越小：同时因 为萨一组是套损多发层位，近几年已将其注水强 度由１４．３ｍ￣／ｄ・ｉｎ下调到目前的９．３４ｍ ／ｄ－Ｉｌｌ 同时，｝ 因为大量封堵停注层段的存在，注水井依靠进一 步细分调整提高注水质量的难度也将越来越大。ｌ 截止到目前共有低效井、长关井１６１口，占水驱总！ 井数的４０．０％，影响开发效果。 ｌ 上述分析表明，水驱目前开采矛盾突出，注采ｉ 系统优化调整后，水驱开采矛盾得到缓解，因此我ｆ 们要充分利用注采调整的有年０时机，进一步挖潜ｊ 水驱剩余油，保证水驱的开发效果。 ｛ ３针对开发矛盾。采取综合性调整措施 北三区西部针对以上问题和矛盾，在精细地】 质研究成果的基础上，通过注水调整、优化油水井｝ 措施，合理地进行压力系统调整 使得水驱开发取 得了较好的开发效果。 ｊ ３．１结合注采调整，优化注水方案 ｌ 我们利用注采系统调整时机加大细分调整力； 度共编制方案２３口井，方案实施后注水层段由７９｛ 个增加到１０９个，层段平均非均质系数由０．４９下 降到０．３９。调整后周围４３口采油井与调整前相比 日增液６３ｔ，旧增油１２ｔ，含水下降０．３９个百分点。 ｛ 同时针对匹配新老井注水关系编制方案ｌ２ ｊ 口井，方案实施后老井的注水压力由ｌ２．７１ ＭＰａ下｛ 降到１２．４５１７ＩＰａ，而新井的注水压力由１１．０３ ＭＰａ ｊ 上升到１１．３５ＭＰａ，老井的注水强度由１３．１ ｍ －ｍ Ｊ 下降到９．６【ｎｌ｛／ｄ・ｍ，而新井的注水强度由５．２ ｍ１／ｄ・ ｍ上升到７．４ ｍ３／ｄ・ｎｌ，调整后周围２７口采油井与ｊ 调整前相比月增液８ｔ，日增油４ｔ，含水下降０．３３个！ 百分点 ； ３．２优化油井措施，缓解层阅矛盾。同时治理｛ 长关井、低效井，改善开发效果 在高含水后期，为了挖掘剩余油，改善低效井｝ 的开发效果，必须以精细地质研究成果为指导，利： 用注采系统调整时机，实施油井措施２５口井。平！ 均单井目增油３．１ｔ，累计增油０．２７×ｌ（Ｐｔ，取得了较： 好的效果。一是为完善单砂体连通关系，提高水驱ｉ 控制程度实施＃ｌｑＬ９口，二是实施压裂１０口．三 是为改善油层动用状况实施压堵结合１ １：１井，四｝ 是为提高注采系统调整效果，换大泵５口井。 同时结合注采系统调整共对ｌ６口长关油井｛ 进行治理，治理后日产液９１Ｉｔ，日产油７２．７ｔ，综合 含水９２．０２％，累计增油０．９２×１ ０４ｆ，还对１０ ＶＩ低效 井进行了治理，治理后日增液３２９．２ｔ，日增油ｊ ２６．７ｔ，综合含水下降１．６个百分点，累计增油｝ ０．２７５×ｌｆＰｔ。 】 ４取得的开发效果 ４．１注采状况得到改善 对比２０６口分层井，控制层注水强度由 ９．０８ｍ３／（ｄａｎ）下降到８２６ ｍＺ／（ｄ．ｍ１，加强层注水强度 由１２．０ｍ３／（ｄ．ｍ）上升到ｌ２．３ ｍ３／（ｄ．ｍ１，分注率达到ｊ ９４．３２％。平均注水层段数由３．７１个提高到３．８８ 个。 同时吸水、动用状况进一步得到了提高。有效｛ 厚度吸水比例由８０．３％增加到８１．８％，动用厚度比 例由７９％增加到８０．９％，由于水井方案调整加大 了细分力度，所以有效厚度小于０．５ｍ的中低渗透 层动用状况得到较大改善，吸水、动用比例分别提 高了３．８和３．４个百分点。 ４．２地甚压力稳步恢复，压力系统向均衡过渡 一是分层系地层压力得到合理调整。基础井 网、一次、二次加密调整井２０１０年地层压力分别 为１０．３ＭＰａ、１０．８７ＭＰａ、８．９１ＭＰａ，与２００９年相比分 别上升 ｊ－０．０５ＭＰａ、０．１４ＭＰａ、０．２ＭＰａ。 二是高低压井区间地层压力向合理范围过 渡。从相同井压力分级变化情况看，总压差小于 一１．ＯＭＰａ的井区地层压力回升了０．２２ＭＰａ；从不同 井压力分级变化情况看，总压差小于一１．ＯＭＰａ的 低压井数比例减少了３口，总压差介于一Ｏ５ＭＰａ 与０．５ＭＰａ之间井数增加了１口。 ４．３水驱产量递减得到有效控制 一是注水调整工作见到成效。注水井增注措 施９口，水井大修开８口井，采油井均不同程度见 效，保证了水驱整体开发效果。 二是精心编制油井增产措施方案，保证特高 含水期增产效果。实施油井增产措施２５口井，年 累计增产０．２０５×１０４ｔ，减缓综合递减０．７１个百分 点。 水驱自然递减得到较好的控制。２０１０年上半 年自然递减为２．２４％，低于指标０．７９个百分点，综 合递减一０．１％，低于指标Ｏ．８４个百分点。 ４．４产液结构得到进一 步调整，含水Ｅ升速度 减缓 在注水井精细调整基础上，进一步优化层系 间、井组间产液结构，有效控制含水上升。目前水驱 综合含水９２．２２％，与２００９年年末相比下降了０２１ 个百分点。２０１０年精细注水井细分重组和方案优 化，年增油０．４２×１０ ｔ，使全区含水下降０．０９个百 分点；实施油井压裂、补孔、三换等增产措施年增油 Ｏ．２０５×１０４ｔ．控制水驱含水０．０４个百分点。 通过上述调整措施，２０１０年水驱年均含水 ９２．３８％，水驱含水上升速度得到了较好控制。 ５几点认识 ５．１充分应用精细地质研究成果，找出剩余油 分布特点，优化综合治理措施，最大限度发挥油层 潜力。 ５．２在高含水后期，进行注采系统调整可以增 加可采储量，提高水驱采收率。 ５．３借助注采系统调整有利时机，加大油井补 孔、压裂等措施改造力度，能更有效地完善注采关 系。 （作者单位：大庆油田第三采油厂第五油矿地 质工艺队） …业术 职技 誊 ＿ 一 掣 一＿ 一 … 。．一∥ 一一一一
７８ 内蒙古石油化工 ２０１０年第１４期
提高区块分层动用程度改善开发效果配套技术应用
屠建峰，别、福玲，朱长营，杨见萍，汪贵林，王 芳
（中原油田采油三厂）
摘要：针对卫２２块主要受分层动用不均衡及井况损坏导致开发效果变差的状况，主要开展了油
藏构造精细研究、剩余油分布规律研究、分层动用状况研究、提高分层动用程度配套技术适应性研究及 提高分层动用程度开发对策研究等工作，明确了调整挖潜的方向和思路，针对提高分层动用程度制定出
了具体的治理对策。通过一年来的工作，全面完成了合同规定的推广内容，油藏注采井网得到进一步的 完善优化、分层动用程度进一步提高，开发效果得到明显改善。
关键词：低渗透；复杂断块油藏；剩余油研究；构造精细研究；分层动用状况；水驱控制程
中图分类号：ＴＥ３５７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６－－７９８１（２０１０）１４一Ｏ０７８—０２
１概述 卫城油田位山东莘县与河南濮阳县交界处，区
域构造属东濮凹陷中央隆起带北部，是上个被断层 复杂化了的长轴背斜构造油藏。卫２２块位于卫城构
造北端，含油层位沙三中、沙三下，含油面积３．
６Ｋｍ。，石油地质储量４６８×１０‘ｔ，标定采收率５１． ５Ｏ 。为一个常温、常压、低渗透、复杂断块油藏。 卫２２块１９８２年投入正式开发，主要经历了弹性
试采阶段（１９８２年一１９８４年）、注采完善稳产阶段
（１９８５年一１９９４年）、滚动增储稳产阶段（１９９５年～
２００３年）及高含水后期产量递减阶段（２００４年一 ２００６年）等４个开发阶段。油藏存在的主要问题是分
层动用不均衡、层间矛盾突出，及井况损坏导致开发 效果变差。
截至２００９年１２月，油藏共有油水井１１０口，其 中油井６７口，水井４口，注采井数比１：１．３３。油井开 井５７口，日产液水平１４２５ｔ，日产油水平１８１ｔ，综合含
水８７．３ ，累计产油２１０．４３×１０ ｔ，地质采出程度
４４．９６ ，工业采出程度８７．３１ 。水井开井３２口，日
