注水培训的心得体会

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2、，关停注水井范围依次扩大，当关停到 3408-3 和 3415-9 注水井时该井产水量明显减少，但依然产水，依据此情况我们在3408-3 注水井展开调剖作业至今仍在观察中。目前屈家沟注水区生产井还有3415-7 井含水率超过90%、3419 井组部分受益井含水上升快。3417-4 井对应注水井示意图如下：由于我厂长6 区块注水井基本都是由生产井转注的，所以想要探究其中的原因必须先了解长6 区块的历史生产状况。长6 1 区油井在投产时都经过压裂，而且都是大排量、高砂比，裂缝延伸较长，在生产过程中又经过重复压裂， 转向压裂等多种增产措施； 其次钻井时井距一般控制在 200 米左右。据 20XX 年

3、我厂委托大港油田钻采工艺研究院，应用电位法井间监测技术对长 6 油区 6 口油井进行裂缝监测，成果如下表：由以上数据可以看出在主裂缝方向上，缝长基本在100 米左右，因此估算其它注水井与受益井裂缝长度之和达到或超过生产井距， 所以存在注水井和受益井裂缝沟通的风险，即使没有沟通，也大大降低了注水井到受益井在平面上的有效驱油距离，使生产井含水率上升过快，过早见水。再次由于人工裂缝比较发达，注水井对应的受益井变得不确定，增加了水大井的治理难度，上面的 3417-4 井估计便是这种情况。经过以上对我厂屈家沟区长6 油层的生产历史及现状的分析认识， 可以认定对长6 油层注水影响最大的因素在于，历史生产的

4、大规模加砂压裂形成人工裂缝。目前存在的困难是，我们对裂缝的情况掌握的比较少，且没有行之有效的监测手段，导致我们对含水过早、 过快上升的油井进行治理时，存在一定的盲目性，在这里我提出自己一点不成熟的应对措施：第一、在长6 注水井（历史上经过大规模加砂压裂）投放 2 多种示踪剂用以判断注水井和受益井的对应情况， 进而对人工裂缝起到一定的监测作用， 此种设想存在的困难是， 在一个监测区块具体投放示踪剂的种类， 以及平面上采用哪种间隔方式投放不同种类的示踪剂， 再就是在受益井中取出的水样中要对所有投放的示踪剂进行检测，工作量比较大。第二、就是长 6 注水区应该采取温和的注水方式，延缓油井过早过快见水。

5、 第三、采用其它措施摸清注水井裂缝分布情况，在注水井上封堵超长人工裂缝。第四、加强油井动态管理，严格监测油井的含水率，一旦出现含水率上升快的情况， 应及时对相应的注水井分析原因， 采取治理措施， 避免油井水淹， 此方法有个前提条件就是油水井的对应关系必须明确。从前面四点我们可以看出水淹井治理的难度非常大，代价也必然是昂贵的，甚至有些技术措施在目前条件下也难以达到，作为油田开发， 必然要考虑效益的问题，用最低的成本以求经济效益的最大化。考虑长6 油藏分流河道沉积及较强的非均质性，所以注入水优先沿着物性好渗透率高分流河道方向突进， 在此方向上的油井含水率上升的最早最快直至水淹， 那么最经济的办法是将处于分流河道方向， 首先水淹的油井转为注水井， 在一个注水区块渗透性好的砂体整体见水， 那么注入水就会波及砂体物性 3 渗透性较差的部位， 从而扩大注入水的波及体