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1、油水井动态分析讲义第1页，共47页，编辑于2022年，星期日让我们一起学习，共同提高让我们一起学习，共同提高第2页，共47页，编辑于2022年，星期日主主 要要 内内 容容第一部分 概述第二部分 动态有关指标分析、计算第三部分 动态分析方法、步骤第四部分 单井动态分析及实例第五部分 井组动态分析及实例第3页，共47页，编辑于2022年，星期日第一部分 概 述油田投入开发后，油层中的流体在压力的作用下流动和重新分布，并处于不停地变化之中。影响流动状态的因素有：地质条件、流体性质、人为因素等。动态变化体现在:储量、压力、驱油能量、油气水分布状况、流体性质变化等方面。油层里的各种动态通过同一口井不同
2、时间，同一地区不同井上的生产变化（即生产中收集到的资料数据）表现出来。从内容上分为：生产动态分析和油藏动态分析。动态分析是指通过大量的油水井第一性资料，认识油层中油气水运动规律，并利用这些规律提出相应措施，深入挖潜，确保油田高产稳产的工作。第4页，共47页，编辑于2022年，星期日油田动态分析的实质是透过现象看本质。现象是指我们生产中收集到的各项资料数据的变化，本质则是引起这些资料数据变化的原因。认识、分析油层内的变化是建立在大量资料数据之上的，这些资料数据包括：静态资料动态资料工程资料第5页，共47页，编辑于2022年，星期日第二部分油田动态类型地下流体在各种驱动力作用下，运动类型有：1、局
3、部舌进2、底水锥进3、层中指进4、单层突进5、单向突进第6页，共47页，编辑于2022年，星期日第三部分 动态有关指标分析、计算油水井动态分析中，经常采用许多开发指标来说明油田生产各方面的情况和规律。一、产油指标1、生产能力与生产水平单位时间内的产油量叫生产能力；单位时间内的实际产油量叫生产水平。2、采油速度和采出程度采油速度=实际年产油量/地质储量折算采油速度=折算年产油量/地质储量，用于测算不同时期的采油速度是否能达到开发要求，以便及时分析原因采取相应地措施。采出程度=累计采油量/地质储量反映油田储量采出的情况，也可说是不同开发阶段所达到的采收率。影响因素：地质条件、井网完善程度、开采方式
4、等。第7页，共47页，编辑于2022年，星期日3、递减率油田进入产量递减阶段后，产量按一定的规律逐渐递减，其递减速度通常用递减率表示，即单位时间内产量变化率或是单位时间内产量递减的百分数，反映的是油田稳产形势好坏。油田计算通常分为：自然递减率、综合递减率。自然递减率：是指减去新井和老井措施增产量后同工同层对比，产量的递减率。年自然递减率=去年12月标定日产水平*当年日历天数-（当年产量-当年老井措施增产量-新井产量）/去年12月标定日产水平*当年日历天数或=上阶段产量-（下阶段产量-本阶段新井产量-措施增产量）/上阶段产量综合递减率：除新井外的所有老井产油量的递减率年综合递减率=去年12月标定
5、日产水平*当年日历天数-（当年产量-新井产量）/去年12月标定日产水平*当年日历天数或=上阶段产量-（下阶段产量-本阶段新井产量）/上阶段产量第8页，共47页，编辑于2022年，星期日产量与递减率的关系式为：Q/Qi=（D/Di）n。n为递减指数，用来判断递减类型。n=时为指数递减指数递减规律，产量的对数与时间呈一直线关系；1n时为双曲线递减双曲线递减规律，直角坐标系下产量与时间呈双曲线形态；n=1为调和递减调和递减，半对数坐标中产量与累积产量存在直线关系，产量倒数与时间倒数直线关系。二、压力指标1、原始地层压力从第一批探井中测得的油层中部压力。用于衡量油田驱动能力的大小。2、总压差是为了对比
6、消耗与补充二者之间的平衡状况，反映地下亏盈。依靠天然能量时=原始地层压力目前地层压力注水开发时注水开发时=目前地层压力原始地层压力目前地层压力原始地层压力第9页，共47页，编辑于2022年，星期日3、抽油井的静液面和动液面利用动液面可以分析深井泵的工作状况和油层供液能力。根据油井液面变化，判断油井是否见到注水效果，为调整注水层段的注水量及抽油井的抽汲参数提供依据。与压力关系为：P=（H油层-H液面）液反映流压与静压的大小其中H-米，-牛/立方米，P-牛/平方米（帕）例：某井生产层段为19922010米，原始地层压力20.1MPa，目前测得该井静液面47米，井中液体重度9711.8牛/立方米，求
7、该井总压差。解:P=(1992+2010)/247)9711.8=18.98(Mpa)总压差=18.9820.1=-1.12(Mpa)为保稳产、防地层内脱气，地层压力保持在原始压力附近；流压只要不低于饱和压力过多造成气体影响太大，则越低越好；水井流压应不高于油层中部破裂压力，既不致于损坏套管，又能保证合理的注采比。第10页，共47页，编辑于2022年，星期日三、产水指标与注采比产水指标用来衡量注水开发油田的开发效果，注采比是衡量地下能量的指标。1、含水率日产液量中水所占的重量百分数2、含水上升速度和含水上升率二者均表示油井含水上升快慢的指标，反映注水开发效果。含水上升速度是指单位时间内含水率的
8、上升值含水上升速度是指单位时间内含水率的上升值含水上升率是指每采含水上升率是指每采1%地质储量，含水率的上升值。地质储量，含水率的上升值。含水率的变化规律大致呈S型曲线（含水率-采出程度）。含水和含水上升速度，通过产液结构、增加储量动用程度、注采系统调整、井网加密和三次采油等方法调整，能够主观能动地加以控制。3、注采比衡量地下能量的补充及亏空程度注水强度:单位有效厚度油层的日注水量。它直接影响到油层压力及含水的变化注采比:注入剂在地下所占体积与采出物在地下所占体积之比。实际注入水量采油量体积系数原油密度+产水量第11页，共47页，编辑于2022年，星期日四、油田储量储存在地下的石油数量。以地面
9、条件的重量单位表示。是制定开发方案的物质基础。石油深埋地下，由于地质、技术、经济等各种原因，不能全部采出。1、地质储量和可采储量地质储量-在地层原始条件下，具有产油能力的储集层中石油和天然气的总量。可采储量在现代工艺和经济条件下，从储油层中可采出的油气总量。可采储量与地质储量之比为采收率，其值高低在很大程度上可经过人们的主观努力来加以改善。故此反映油田开发水平的一个综合性指标。2、石油储量的计算对砂岩油层多采用容积法，其公式化为：Q=Ahms/B第12页，共47页，编辑于2022年，星期日五、油藏驱动类型指油层开采过程中主要主要依靠那一种能量来驱油。驱油方式不同，生产过程中所表现出的开采特点及
10、开发效果也不同。我们研究的目的：一是判断驱油类型变化，充分利用天然能量；二是为了建立高效的驱动方式。据基本动力可分为1、水压驱动、水压驱动：主要驱油动力是边水、底水或注入水造成的压力。2、弹性驱动：、弹性驱动：主要驱油动力是岩石及其内流体的弹性膨胀力。3、溶解气驱动、溶解气驱动：能量主要为从油中析出天然气的膨胀力，将石油挤入井底。4、气压驱动：、气压驱动：气顶气发生膨胀，推油入井。5、重力驱动：、重力驱动：油田开发末期，能量枯竭，石油主要靠本身重力作用。油田开发中往往是多种能量共同作用，但一种是主要的。第13页，共47页，编辑于2022年，星期日第四部分第四部分 动态分析的方法动态分析的方法动
11、态分析的方法有：物质平衡法、统计法、作图法、水力学计算、水力学试井法、模拟实验法等。现场是把各种资料进行统计、整理成图表来进行综合分析。一般方法为：掌握基本资料、数据；联系历史；揭露矛盾；分析原因；提出措施。具体分析程序步骤：一、资料的收集和整理，了解井及井组的基本概况。一、资料的收集和整理，了解井及井组的基本概况。就是把所需资料收集、整理成图件（井位图、油层剖面图、构造图、连通图）数据表（油井生产数据表、水井生产数据表、井组生产数据）和曲线（电测曲线、综合开采曲线、油水井生产曲线、产量构成曲线）等。第14页，共47页，编辑于2022年，星期日注水井注水数据表第15页，共47页，编辑于2022
12、年，星期日二、对比指标变化，分析引起的原因。二、对比指标变化，分析引起的原因。在采油曲线或油井生产数据表上对主要指标进行对比分析。1、围绕产量对比出现的结果1）各项指标均为稳定2）含水和日产液量同步上升，产量变化不大3）含水稳定，日产液量上升或下降引起产油量的上升和下降第16页，共47页，编辑于2022年，星期日4）日产液量稳定，含水上升或下降引起产量的下降或上升；5）含水上升、日产液量下降，日产量大幅度地下降。2、根据对比结果，划分不同阶段日产量波动趋势划分依据一般为措施前后3、每阶段指标变化引起的原因将产量的变化核实到是含水或产液量变化引起以后，在水井上找原因（注水是否正常、各层段配注完成
13、情况），油井的变化总是与注水井的变化相关联。若水井正常则在相邻油井找原因（井距近，生产同层，易造成井间干扰）。第17页，共47页，编辑于2022年，星期日三、存在的问题主要是找出存在的主要矛盾。对注水开发油田而言就是要研究、分析、解决好三大矛盾。1、层间矛盾。非均质多油层油田，由于各层间性质差异而出现水线推进速度、吸水能力、油层压力、采油速度、水淹状况等方面产生的差异。用单层突进系数来衡量该矛盾的大小（单层突进系数=油井单层最高渗透率/油井厚度权衡平均渗透率）。单层突进系数越大，矛盾越突出。高渗层连通好、吸水多、压力高、见水快，易造成单层突进，干扰中低渗层产油能力的发挥。该矛盾使含水上升快，造
14、成油井产量递减较快，是注水开发初期要解决好的主要矛盾。该矛盾能否得到好的调整，是油田能否长期稳产、获得较高采收率的关键所在。第18页，共47页，编辑于2022年，星期日在生产实际中分析、判断层间矛盾存在的几种方法：1）据各层段出油剖面的状况；2）从注水井的吸水剖面上；3）笼统注水、笼统采油中，各层渗透率差异较大；4）一般见水比其他井早，见水后含水上升速度快。第19页，共47页，编辑于2022年，星期日2、平面矛盾。一个油层在平面上由于渗透率、连通性不一，使井网对油层控制情况不同，注入水在不同方向上推进快慢不一样，构成同一层各井间压力、含水、产量的差异。用扫油面积系数表示平面矛盾的大小（=单层井
15、组水淹面积/单层井组控制面积）。该值越大，平面矛盾越小。平面矛盾使高渗透区形成舌进，油井过早水淹，无水采收率和最终采收率降低。而中低渗透区，长期见不到注水效果，造成压力下降，产量递减。平面矛盾如何进行判断呢？1）同一层各井间渗透性差异较大；2）同一层油井间采油强度有差异；3）同一层各井累计产量差异大；4）油井和井组存在单向受益。第20页，共47页，编辑于2022年，星期日3、层内矛盾。在一个油层的内部，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗透层中有高渗透条带，注入水沿阻力小的高渗条带突进。用层内水驱油效率表示层内矛盾的大小(单层水淹区总注入体-采出水体积)/单层水淹区原
16、始含油体积)。或用水淹厚度系数来衡量（见水层水淹厚度/见水层有效厚度）。效率（系数）越大，矛盾越小。层内矛盾在油田开发中自始至终存在着，层间矛盾和平面矛盾在一定意义上均是层内矛盾的宏观表现。层间、平面矛盾的解决在一定程度上有助于减缓层内矛盾。只是到了油田开发后期全部水洗油阶段或三次采油阶段作为主要矛盾加以解决。从开发整个过程中，三大矛盾贯穿始终，互相联系，互相制约。除一般规律外，不同开发阶段，哪个是主要矛盾必须视油田具体实际情况而定。第21页，共47页，编辑于2022年，星期日通过以上分析，存在的问题主要包括以下几个方面通过以上分析，存在的问题主要包括以下几个方面：1）层间矛盾突出。层间矛盾突
17、出。注水井注水不合理，潜力层需要水但注得不够，高含水层却注得太多，构成单层水淹严重。2）平面矛盾突出平面矛盾突出。注采井网不够完善，油井存在着单向受益的问题。3）注采比过低注采比过低。能量补充不够，地下亏空大，影响了油井的产液量。4）工作制度不合理工作制度不合理。能量充足的地区油井生产压差小，影响潜力发挥；地下亏空大的地区仍大排量抽汲。5）油井生产工具设备工作不正常油井生产工具设备工作不正常。漏失、砂卡、密封失效等总之，存在的问题应视具体情况而定，在注、采、输及管理等方面分析查找。第22页，共47页，编辑于2022年，星期日四、措施及建议针对存在的问题，在相应地油水井上采取一系列措施调整，提高
18、油井产能，或使油井在一段时间内保持稳产。油田调整大体分两类：工艺措施调整和开发部署调整。1、层间矛盾的调整。该矛盾的本质是各层受效程度不同，主产液层干扰差油层的生产。解决时就得从增大差油层的生产压差入手。有效办法是分层注水。1）分层注水，分层采油。2）对低渗层，注水井加强注水，油井加强采油。3）有必要时可对生产能力较低的油层进行酸化、压裂改造，以提高产能。4）若条件允许，可采用双管采油。5）若调整生产压差和工艺措施改造不能完全解决问题，就要考虑对开发层系、井网、注水方式的调整。第23页，共47页，编辑于2022年，星期日2、平面矛盾的调整、平面矛盾的调整。该矛盾就是各地区受效程度不一。解决时就
19、应使受效差地区充分受效，提高驱油能量，降低阻力，达到提高波及面积之目的。加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水；通过分采分注，配合堵水、压裂等措施；改变注水方式或补钻新井、缩短井距等办法，加强受效差地区注水。3、层内矛盾的调整、层内矛盾的调整。该矛盾就是单层内注入水非柱塞式推进。解决时就要调整吸水剖面，扩大注入水波及厚度；同时调整出油剖面，多出油少出水。在油水井上进行选择性堵水；有稳定夹层的厚层，用封隔器进行细分；选择性措施改造，对高含水厚层可先堵后压；三次采油新技术（活性剂、聚合物等）。第24页，共47页，编辑于2022年，星期日综上所速，注水开发过程中的分层调整，用于解决不同开发
20、阶段的主要矛盾。油井在中低含水期，以开发和调整好主力油层为主。该阶段主要是单层、单向见水，调整难度不大，通过水井分层注水及各层水量调整即可满足开发的要求。油井高含水以后，多层多向见水，该阶段需在分层注水的基础之上，对油井中的高含水层进行封堵，才能取得较好的分层调整效果。随着多层多向高含水的日益严重，堵掉高含水层能减少层间干扰，使低含水层发挥作用。但堵层过多，产能损失大，此时应考虑分层注水、分层堵水基础之上的分层措施改造。第25页，共47页，编辑于2022年，星期日第四部分第四部分 单井动态分析单井动态分析油水井动态分析是一项经常性的工作，是对油水运动规律不断认识的过程。单井动态分析是最基础的分
21、析，其他动态分析都建立在单井分析之上。动态分析要找出影响生产指标变化的原因，而引起生产指标变化的原因有：地面因素，井筒因素，地层因素。故此单井分析应遵循“一个坚持，六个结合”一个坚持就是坚持“辩证唯物论”的观点。六个结合就是历史与现状相结合；单井分析与油藏动态相结合；动态与静态相结合；地下分析与地面设备工艺流程相结合；地下分析与生产管理相结合；油水井分析与经济效益相结合。第26页，共47页，编辑于2022年，星期日一、油井分析地层原油采至地面通过相衔接的阶段，一是在一定压差下油流入井，二是从井底举升到井口，再输送到集油站，表现在油层、井筒、地面三个阶段的动态变化。（一）油井地下动态变化分析地层
22、因素首先在搞清油层地质基本状况后，再着手进行1、地层压力变化分析压力的变化大小取决于驱油方式和采油速度，对注水开发油田，注采比的大小是影响压力升降的主要因素。2、井底流压变化分析流压是油层压力克服渗流阻力到达井底后剩余压力，又是垂直管流的始端压力，因此流压的变化受供液、排液两个因素影响。供液状况主要受注水见效影响；排液受含水、工作制度的改变、泵况、井壁完善程度及污染程度等因素影响。第27页，共47页，编辑于2022年，星期日3、油井含水情况分析含水除受不同开发阶段的一般规律影响外，主要受注采平衡状况和层间差异状况影响。及时分析调整，使含水保持在稳定水平之上。可从以下几个方面分析油井含水变化（1
23、）掌握油层性质及分布状况，搞清油水井连通关系（2）搞清见水层位及出水情况（3）摸清见水层，特别是主要见水层的主要来水方向和非主要来水方向（4）分析连通注水井、层注水强度变化，主要来水方向、次要来水方向的注水量变化与油井含水率变化的相互关系（5）分析相邻油井生产状况变化。如：邻井高含水层堵、关停等也可造成本井含水上升（6）泵况变差、原堵水层失效、窜槽等均可使含水上升第28页，共47页，编辑于2022年，星期日见水层位判断：直接找水；间接找水法（依据油层连通情况、渗透率高低、产液及产油剖面、所处油砂体部位、水井上停注一个层位，油井上观察）。用于揭露层间矛盾。来水方向判断：对比邻井，连通好且注水强度
24、大的方向为来水方向；注指示剂验证；水井停注与限注，油井的含水变化等。用于揭示平面矛盾。新层见水的判断：原见水层对应注水强度不变，油井含水明显上升；水质分析资料（氯根或矿化度含量下降一定程度后突然上升）。4、气油比变化分析对生产的影响，确定合理界限，分析上升原因，提出措施意见。5、增产增注效果分析针对需措施改造的油水井压裂压裂：适用于油井中低渗层或孔隙堵塞造成渗透率降低的油层，主要选择高压低产能的层，还应考虑压裂层段要能注的进水第29页，共47页，编辑于2022年，星期日压裂效果分析：压裂效果分析：产油量，含水，采油指数，压力，说明压裂效果好，压裂层位地层压力高，应放大生产压差生产。地层压力，其
25、他参数同上，说明压裂有效，只是压裂层地层压力低，可先调整水量，暂不放大生产压差。产油量与含水都稍有增加或稳定，采油指数，压力或，说明高含水井压裂效果发挥不出来，应放大生产压差或进行分层配产。产油量，含水，压力，压裂污染了油层。产油量，含水，压力，压开了高压含水层。酸化酸化：是为了解除井壁附近地层产生堵塞及扩大和疏通地层孔隙，恢复和提高井壁附近的油层渗透性能，从而达到增产、增注之目的。效果分析是根据所选井层及所要达到目的进行。第30页，共47页，编辑于2022年，星期日堵水：堵水：主要是减缓层间矛盾，降水增油。保证此目的之关键是分析未堵层的生产能力能否达到或超过被堵层的产能，堵水并应遵循一定的原
26、则。堵水后一般全井地层压力下降，流压大幅下降，放大生产压差，日产量增加或稳定，含水下降。堵水作为一项增产措施，评价时不仅看含水下降的多少，还要看产油量增加情况。6、产油量变化分析有效渗透率的变化；油井的出油厚度；地层原油粘度；压差的变化；含水率；完井方式与完井半径；供油半径；井壁阻力系数等。7、分层动用状况的变化非均质多油层砂岩油田注水开发中，分层动用状况及其变化直接影响到油井产量、压力、含水的变化。具体到一口井上，主要是层间差异的分析。第31页，共47页，编辑于2022年，星期日（二）、油井井筒动态变化的分析（二）、油井井筒动态变化的分析1、油井泵效分析、油井泵效分析供液能力的影响；砂、气、
27、蜡的影响；原油粘度影响；原油中含腐蚀性物质；设备因素；工作制度的影响等。2、动液面（沉没度）分析、动液面（沉没度）分析它反映地层能量的变化和泵工作状况的变化，结合示功图进行。(1)动液面上升(下降)原因：压力升(降)，泵参数偏小(大)，泵工况变差(好)(2)确定合理的动液面深度。动液面深度应形成压头、防脱气、保证产量，过小时充不满，过大时负荷大。一般为200-300米。3、地面管理状况分析、地面管理状况分析主要包括热洗、清蜡制度及合理套压的选择第32页，共47页，编辑于2022年，星期日二、注水井动态分析注水过程经历2个阶段，配水间井口井底，井底油层1、注水井油层动态分析在搞清地质情况(层数、
28、厚度、射孔情况、岩性、渗透率、原油物性、压力及与周围井连通情况)的前提下，进一步深入分析1)油层堵塞情况分析2)注水量变化情况分析3)水井分层吸水量变化情况分析4)注采比的变化和油层压力情况分析5)周围生产井的含水变化分析第33页，共47页，编辑于2022年，星期日2、水井井筒动态分析是指对水井中封隔器、配水器、水嘴等井下工具工作状况在注水过程中的变化情况进行分析。1)、油套压和注水量变化一般表现及原因；2)测试资料的分析第34页，共47页，编辑于2022年，星期日三、实例1、根据措施井的生产数据，分析效果，存在问题及下步措施参考答案A井压裂效果不好，含水大幅上升，产量下降，压开了高压水层。高
29、压水层限制低压油层的生产，含水高。堵水，将高压高含水层堵掉，使低压低含水层发挥作用。B井压裂有效但不明显，产液、产油略有上升，含水有所下降。回压升高出油管线堵。解堵处理。井号时间工作制度 日产液 日产油 含水 流压 油压 回压 备注A井压裂前7mm381171.1 8.550.60.45压裂后7mm71987.3 9.561.30.5目前7mm75790.2 9.781.30.5B井压裂前 562.58372629.73.70.40.39压裂后 562.58392828.28.80.40.4目前562.58362530.27.60.40.47第35页，共47页，编辑于2022年，星期日2、油井
30、受两口水井影响，根据所给数据对油井进行分析:油井生产数据表参考答案：该井压裂效果好，体现在油井生产数据表上压裂以后产量由14T上升到44T，含水由23.8%下降到20.0%，流压从3.19上升为8.49Mpa，供液能力明显改善。压裂后随开发时间产液、产油、含水、流压、沉没度等均下降，产液量的下降造成了产油量的下降，造成产液量下降的原因是地层压力下降，反映到水井上是压裂后注水未跟上，注水井欠注，其注入量甚至低于压裂前。目前存在的问题是：注采失调，注小于采。措施为：加强注水井的管理，应加大1号井的配水。对比时间工作制度产液产油含水沉没度流压泵效静压功图压前88.12561.59211623.883
31、3.19509.77气影响压后89.1561.59554420.07328.491318.62抽带喷压后89.3561.59322425.04896.8976.2正常压后89.5561.59272218.55956.2964.37.94正常压后90.1561.59221818.25235.9754.89.07正常注水井生产数据表井号配注88.1289.189.689.790.1压力水量压力水量压力水量压力水量1号井12.98011.99010.45612.3732号井13.413012.114011.211212.5131第36页，共47页，编辑于2022年，星期日1、受钻井关井影响及主产液层
32、注入水下降，使油井产油量上升，产液量下降，含水大幅下降。2、主要来自A井的3、4层。3、层间矛盾和平面矛盾；供大于采，流压高，油井有潜能。4、加强水井C的配注，对A井控制3、4层注水量，提高1、2层的水量；放大生产压差，换大泵；第37页，共47页，编辑于2022年，星期日4、根据所给数据对油井进行分析该油井只受一口注水井影响，水井笼统注水，注水始终保持正常。从油井生产数据表中可看出:产量稳定，含水上升，压力升高。含水上升的原因是有新层见水(Cl由1134.71046.12163.1)。目前主要问题是:含水上升快；地层压力高。注水井分层注水；油井放大生产压差生产。时间油嘴产液产油含水流压氯离子8
33、4.36312616.18.41134.784.48332815.28.51028.384.56342817.58.01046.184.66362822.29.52163.184.76372824.39.02074.4第38页，共47页，编辑于2022年，星期日5、根据所给资料数据分析:1)油井产量增加的原因及目前存在的问题。2)水井在该段生产中存在的问题。3)油井的主要见水层位。4)油井89年7月采油强度。5)应采取的措施?注水井分层注水，89.5调整为压力12.5MPa,日配注540m3，第一层由80调到200m3，二层由160调到200m3，三层由300调到140m3。油井泵深846.7
34、m，有效厚度18.6m.答案:1、主产液层吸水能力下降及调整配水，使油井含水下降造成；沉没度高，排量小，生产能力未全部发挥。2、3-4月份有堵塞，吸水能力下降；5-7月超压注水，且分水差。3、主要为第3层。4、采油强度=93/18.6=5(t/m.d).5、油井换大泵，进一步提高产能，水井按配注注水，保持注采平衡。时间注水井采油井注水油压全井水量1层水量2层水量3层水量排量产液产油含水流压液面备注89.112.2595681643634254613193.37.65161电泵井89.212.4611591743784653592.57.8517189.312.64657713125739042
35、89.26.9129789.412.6441751282383564387.96.6428989.5 12.65721872201654047182.47.3619289.613.05661912141614148380.07.6517189.7 12.75801932211664629379.87.52158第39页，共47页，编辑于2022年，星期日6、根据所给资料进行动态分析1号油井:产液量上升，产油量下降，压力上升，含水上升。2号油井:产液量、产油量、含水等基本稳定。3号油井:产液量、产油量、压力均下降，含水基本稳定。水井:第3小层配水50m3/d,实注48m3/d；第4小层配水45m
36、3/d，实注77m3/d；第5小层配注40m3/d，实注10m3/d。1#油井-2#油井水井-3#油井由于水井分水差，注入水沿4层向1号井突进造成含水上升，而3号井几乎见不到注水效果。存在问题是:1井层间矛盾突出，4小层(油井间)平面矛盾突出。措施:水井调整井下水嘴，严格按配水方案注水，1号油井分层开采，减小4小层对其它产层的影响第40页，共47页，编辑于2022年，星期日第五部分第五部分 注采井组动态分析注采井组动态分析以油井为中心，联系周围油井，把压力、注水、采油、含水等项指标有机结合起来。主要分析井组内各类油层的平面矛盾和层间矛盾。与单井分析有相似之处，可以认为是单井分析的继续扩大。分析
37、时从井组整体利益出发，权衡利弊，有取有舍，确保重点。动态分析步骤：了解注采井组的基本概况对比生产指标，划分不同阶段分析各阶段影响井组生产情况的主要因素，通过单井生产数据表找出影响的典型井（落实到单井单层）总结井组存在的问题（平面、层间矛盾突出，注采比，工作制度）提出调整措施井组分析的两种情况：有井组生产数据表和无井组生产数据表第41页，共47页，编辑于2022年，星期日例1：A12井组位于大王庄油田12断块上，开发沙二段1-3层，该井组共有4口井，其中油井3口（A1、A2、A3），水井1口（A12）。目前井组日产液为111t/d，日产油为90t/d，含水18.9%，平均动液面607.8M，日注
38、水量370方。从井组生产数据表上看，该井组可分为2个阶段，一是1-5月产量上升阶段，二是7-9月产量下降阶段。第一阶段产液从92上升到112，产油从91升到105，可看出产量的上升是产液量增加造成的。分析油井生产数据表该阶段A2井产液量明显上升(从55T到78T)。对应水井该阶段注入量增加，且与水井连通好所致。第二阶段产液量未变，产油从105T降到90T，含水从6%升到18.9%，故产量下降是由含水上升造成的。在油井生产数据表上A2井含水明显上升(7%升到26%)，水井注水量变化不大，A3井受注水效果很差，产量下降，A12井注入水主要向A2井推进快所致。目前该井组平面矛盾较突出。通过对比各油层
39、物性，水井采取分层注水，加大差层的吸水量，控制高渗层的吸水量；油井A2采取分层开采，限制原主产层的产液量，加强其它层产量，A3井可考虑措施改造，第42页，共47页，编辑于2022年，星期日3井2井1井10.1321.03井2井11.520.1720.3日注503井采油曲线反映出产量下降是由含水上升造成，从日注量和渗透率上以及产量、含水与1井1层注水的对应关系上看，1层单层突进；2井受不到注水效果，1井注入水向3井单向突进。目前断块存在的问题是层间矛盾和平面矛盾突出。解决措施:3井分层开采，控制1小层的产量，2井对1小层压裂引效，1井加大2小层的注入量。含水产油产油1层日注2层日注11.0日注1
40、501井3井1井第43页，共47页，编辑于2022年，星期日例3：某井组图表、数据如下：井组开发数据表地面原油密度0.85，原油体积系数1.31，井组地质储量150万吨1#3#2#SP4#同位素回答：1）2001年注采比、累计地下亏空？2）2001年自然递减率和综合递减率？3）2001年的含水上升率？4）该井组的高含水层是哪个？5）该井组目前存在的问题？提出改造措施？时间 井数(口)年产液(t)年产油(t)其中措施增油t含水%平均液面(m)累计产水(m3)累计产油(t)年注水(m3)累计注水(m3)98年 367744846919287.5427595537 32420073050105137
41、899年 366948783313688.3386654902 33203372611112398900年 383976722212691.4359731406 33925591400121662901年 3100450 66309493.4321825227 345885108200133112970%30%P地产液产油含水第44页，共47页，编辑于2022年，星期日例题2参考答案：1082001）2001年的注采比=1.04(100450-6630）+6630*1.31/0.85累计地下亏空=1331129-825227-345885*1.31/0.85=27168（m3）2)2001自然
42、递减率=7222-（6630-94）7222=9.5%2001年综合递减率=(7222-6630)7222=8.2%3)2001年采油速度=6630/1500000=0.44%年含水上升速度=93.4%91.4%=2%2001年含水上升率=2%1%0.44%=4.55%4)从水井同位素测井上看，S1层吸水为70%,而S2层吸水为30%故S1层为高含水层5)存在问题:2#井几乎见不得注水效果；1、3号井单向受益，含水上升快；S3小层未在水驱下开采。改2号井为水井，使S3层为水驱下开采，提高水驱效率，同时使1、3号井为双向受益。第45页，共47页，编辑于2022年，星期日希望通过此次学习，使大家今后的工作能上一个台阶！第46页，共47页，编辑于2022年，星期日技术技术能手能手祝您成为祝您成为再再见见第47页，共47页，编辑于2022年，星期日