油藏动态分析模板

油藏动态分析模板
一、收集资料
1、静态资料：主要区块所处区域位置、开发层系划分与组合、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。

2、动态资料：区块（单元）日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、注水井注水量及注水压力、气油比等。

3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。

4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及下井工具、井身结构（井身轨迹）等。

二、分析内容
1、开发状况的分析（日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、自然递减、综合递减等）。

2、水驱状况及开发效果分析（水驱控制程度、水驱动用程度、水驱指数、存水率、注水量、分注合格率、水质状况、水线推进状况、水驱采收率、含水上升率及含水上升速度、油砂体（砂层组）水淹状况等指标的合理性）。

3、注采平衡及压力平衡状况（单元总体平衡状况、纵向上分小层注采平衡状况、平面上注采平衡状况及压力场分布状况等）。

4、开发调整效果分析评价（注采系统的调整、层系的调整、油水井工作制度的调整、储层改造、油水井措施等）。

三、分析步骤
1、概况
主要阐述储量探明及动用状况、采收率标定及可采储量状况、油井数、开井数、日产液、日产油、含水、采油速度、注水井开井数、注水量、注采比等。

2、开发指标的分析评价
主要分析日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、注水量、自然递减、综合递减含水上升率等开发指标与计划部署之间的差别。

2、生产历史状况（简述）
3、主要动态变化及开发调整效果分析评价
3.1首先总体上阐述近期区块（单元）日产液、日产油、含水、压力等变化态势，简要分析变化的原因。

3.2分析重点井组动态变化，简要阐述分析变化的原因（具体参见井组及单井动态分析）。

3.3开发效果的分析与评价
3.3.1水驱状况（注水单元）：
①水驱控制程度，定义为油井中与注水井连通层的厚度与射开的总厚
度的比值（厚度指有效厚度，如无有效厚度可用砂层厚度作为参考）。

②水驱动用程度，定义为测试的油水井所有吸水、产液层厚度与总测试厚度比值（厚度指有效厚度，如无有效厚度可用砂层厚度作为参考）。

③水驱指数（或存水率）
其中：地下存水率＝（累计注入量－累计产水量）/累计注入量×100％④注水量、分注合格率、水质状况等
其中：吸水指数＝日注水量/（注水井流压－注水井静压）
3.3.2注采平衡及压力平衡状况（注采单元）
①单元总体注采平衡状况
②纵向上分小层注采平衡状况
③平面上注采平衡状况及压力场分布状况等
3.3.3水淹状况
水线推进及水淹状况(运用插值法绘制含水等值线图，分析水线推进
状况，进一步分析油层水淹状况、寻找剩余油富集区。

有条件的注意利用小层产吸剖面绘制不同小层的水淹状况图，可以使分析更为准确)；
3.3.4水驱效果
运用水驱特征曲线、图版法、含水上升与理论曲线对比等方法评价分析区块（单元）水驱开发状况
①水驱采收率（主要运用水驱特征曲线计算分析采收率状况，使用时要求油藏综合含水高于50％）；
②含水～采出程度关系曲线（与图版进行对比来进一步分析水驱状
况）；
③含水上升率及含水上升速度
其中，含水上升率＝（阶段末含水－阶段初期含水）/阶段的采出程度；
④运用相渗曲线及分流量曲线分析含水上升的合理性（方法：利用分流量曲线回规出理论含水上升率与采出程度关系曲线，再与区块实际含水上升运行曲线对比，进而分析含水上升是否合理）。

3.3.5稳产或递减状况。

4、存在问题及潜力分析
分析的关键是储层非均质性、开发方式的不均衡性，核心是寻找剩余油富集区，为指导调整挖潜提供依据。

4.1存在问题
①注采井网的适应性问题（井网对储量的控制程度）；
②储量的动用状况（结合两个剖面进行具体分析）；
③注水的合理性（注采是否平衡、注入水是否有效利用、有无平面指进或单层突进等）；
④开发效果是否变差（含水上升是否异常、采油速度是否合理、压力水平保持是否合理等）；
⑤井筒、地面集输、处理、回注系统等。

4.2潜力分析
①注采系统的调整效果的潜力（如转注、分注、调配水等）；
②层系的调整潜力；
③油水井工作制度调整的潜力；
④油水井措施（储层改造、补孔调层、酸化提液、卡水、分注等）潜力等。

5、下步工作建议
主要根据分析出的问题及潜力提出切合实际的调整工作建议。