坪北油田动态监测资料应用探讨课件.ppt

（四）加强二次界面、井下技术状况监测力度 建议引进固井质量双界面监测技术和井下技术状况工程测井技术，加大对固井质量和套损井的监测力度 。 坪北油田井下技术状况不良井统计表 下步动态监测思路及建议 （五）加强动态监测系统软件、硬件建设 进行整体规划，解决队伍配置，技术人员培养和基础设施建设。 优化队伍结构 动态监测基础设施建设 添置和更新必要的设备 加快培养或引进技术人才 做法 下步动态监测思路及建议 * 汇 报 完 毕 （二）运用吸剖资料与同位素找窜资料，指导油田开发调整 （二）运用吸剖资料与同位素找窜资料，指导油田开发调整 P50-97初期高液（23.4t）、高含水（95.3%）、CL-33500mg/L， 分析判断为P50-96主向窜。 2、利用吸剖资料与同位素找窜资料，了解注采对应关系及层间关系，为油田开发调整提供依据 1.9万方 吸水剖面资料表明，该井C61、C62层间窜。 （二）运用吸剖资料与同位素找窜资料，指导油田开发调整 2、利用吸剖资料与同位素找窜资料，了解注采对应关系及层间关系，为油田开发调整提供依据 调剖 P50-96调剖后，C4+52、C61层基本不吸水，起到了纵向封堵作用。然而从P50-97生产情况来看，主向裂缝仍未封堵。 （二）运用吸剖资料与同位素找窜资料，指导油田开发调整 主要针对：部分油井在无注水井对应的情况下出现不同程度 的高含水层，动态资料无法解释的情况。 3、运用油井找窜测试，落实出水层位 （二）运用吸剖资料与同位素找窜资料，指导油田开发调整 3、运用油井找窜测试，落实出水层位 找窜资料反映其C4+52和C61层与下部的C62水层之间井段均有放射性同位素显示 ，同时C62水层段有较多同位素显示。判断生产层段与水层之间管外窜层。水层的出水影响了射开生产层出力，导致油井高含水 。 补孔C61层 C4+52 C61 C62 解释为水层 （三）运用井下智能开关与找堵水技术，指导细分层开采试验 2007-2008年分层分采出力状况表 了解单井分层出力状况，挖掘单井开采潜力 C62层为主力出力层，合采效果好于单采效果 （三）运用井下智能开关与找堵水技术，指导细分层开采试验 分层监测资料表明：层间压力差异大，部分井分层采出量高于合采产出量，有层间倒灌现象。 （四）井间示踪剂跟踪分析，了解注水推进 规律，为动态调整提供依据 注入水的推进表现出明显的方向性，沿裂缝主向示踪剂推进速率是侧向推进速率的5.2倍。 坪北油田历年示踪剂成果表 P50-100井间示踪成果表 注入水的推进呈不对称性 为控制注入水沿微裂缝突进，促进侧向井见效，对注入水突进快的井组进行调剖。 C61层注水 调剖计关 P50-100井先后三次采取不同工艺调剖，有效期短（注水6天P50-98即见水）。 注入水推进方向变化 P76-82井间示踪成果表(2008) P76-82井C61层示踪剂在P77-810井C62层1天即见到，而该井未生产C61层 ,分析P76-82井可能存在层间窜。 150m/d 128m/d 282m/d 74m/d 50m/d 151m/d 43m/d （五）应用流体分析资料，指导油井日常生产管理 2000-2008年水分析报告汇总表 二价阳离子Ca2＋、Mg2＋呈上升趋势，二价阴离子SO42-也呈上升趋势。表明油田部分油水井管柱及集输管网可能存在结垢现象。 油管外壁结垢 （五）应用流体分析资料，指导油井日常生产管理 节箍内壁结垢 加热炉出口垢样 现场资料反映部分油水井油管内外壁及管网均有严重的结垢现象，与流体分析资料吻合。 （五）应用流体分析资料，指导油井日常生产管理 P60-88井合采C21、C4+52、C61层结垢严重致使卡井。分析原因为 C21层与C4+52、C61层流体不配伍造成。加阻垢剂后，该井免修期由100天上升到245天，效果较为明显。 （五）应用流体分析资料，指导油井日常生产管理 SP199区水分析报告汇总表 C61、C63层二价阳离子Ca2＋、Mg2＋均高于主体区 Ca2＋、Mg2＋含量，SP199井区油水井管柱及集输管网也可能存在结垢现象。 （五）应用流体分析资料，指导油井日常生产管理 SP199区配伍性分析资料表明，该区污水Ca2＋、Mg 2＋均高于清水Ca2＋、Mg 2＋含量。清污混注时，清水含量在10%～90%之间均有结垢趋势，清水含量在70%时，结垢量达到最大。 SP199区配伍性水样分析结果 （五）应用流体分析资料，指导油井日常生产管理 对SP199区注水管网定期加阻垢剂，以缓解井筒、管网管理难度。 P199-4注水管线结垢 P199-4