生产动态分析内容

2.1 生产动态分析内容

2.1.1 注水状况分析

2.1.1.1 分析注水量、分层注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。

2.1.1.2 分析分层配水的合理性，不断提高分层注水合格率。

2.1.1.3 搞清油井见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。

2.1.2 油层压力状况分析

2.1.2.1 分析油层压力（静液面）、流动压力（动液面）、压力变化趋势及其对生产的影响。

2.1.2.2 分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在合理的水平上。

2.1.2.3 搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。

2.1.3 含水率变化分析

2.1.

3.1 分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提出控制含水上升的有效措施。

2.1.

3.2 分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系，确定其合理界限。

2.1.

3.3 分析注入水单层突进，平面舌进，边水指进，底水锥进对含水上升的影响，提出解决办法。

2.1.4 气油比变化分析

2.1.4.1 分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法。

2.1.4.2 分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定其合理界限。

2.1.4.3 分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响，提出措施意见。

2.1.5 油田生产能力变化分析

2.1.5.1 分析采油指数（采油强度）、采液指数（采液强度）变化及其变化原因。

2.1.5.2 分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。

2.1.5.3 分析自然递减率变化及其对油田生产能力的影响。

2.1.5.4 分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。

2.1.5.5 分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。

2.2 油藏动态分析

2.2.1 油藏地质特点再认识

2.2.1.1 利用油田开发后钻井、测井、油田动态、开发地震等资料，对构造、断裂分布特征和油藏类型进行再认识。

2.2.1.2 应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析、室内水驱油实验等资料，对储层的性质及分布规律进行再认识。

2.2.1.3 应用油田动态、不稳定试井、井间干扰实验等资料，对油藏水动力系统进行再认识。

2.2.1.4 应用钻井取心和电测资料对储层沉积相进行再认识。

2.2.1.5 应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识，按GBn 269规定核算地质储量。

2.2.2 层系、井网、注水方式适应性分析

2.2.2.1 利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性。

2.2.2.2 统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据，分析井网的适应性。

2.2.2.3 依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系。

2.2.2.4 应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料，分析注水方式的适应性。2.2.3 油田稳产趋势分析

2.2.

3.1 应用分年度油田综合开发数据及其相应曲线，分析油田产液量、产油量、注水量、

采油速度、综合含水、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化趋势。

2.2.

3.2 对照五年计划执行期间油田产液量、产油量、注水量构成数据表及其相应曲线，分析各类产量和各类增产措施对油田稳产及控制递减的影响。对产量构成中不合理部分提出调整意见。产量构成曲线包括以下三类产量：

a) 五年计划时间内老井和新井产量构成；

b) 各类不同升举方式采油井的产量构成；

c) 各类不同油品的产量构成。

2.2.

3.3 根据油田递减阶段产量随时间变化的开发数据，应用曲线位移法、试差法、典型曲线拟合法、水驱曲线法或二元回归分析等方法，分析油田递减规律和递减类型，预测油田产量变化。

2.2.4 油层能量保持与利用状况分析

2.2.4.1 分析边（底）水水侵速度与压力、压降以及水侵系数、水侵量大小的关系；对弹性驱、溶解气驱、气顶驱开发的油田，分析相应驱动能量大小及可利用程度。

2.2.4.2 对于注水开发的油田，分析油田注采比变化与油层压力水平的关系和油藏目前所处开发阶段合理的压力剖面、注水压差和采油压差（或动液面及泵合理沉没度）。

2.2.4.3 根据油田稳产期限、采油速度、预期采收率及不同开采条件和不同开采阶段的要求，确定油层压力保持的合理界限；分析地层能量利用是否合理，提出改善措施意见。

2.2.5 储量动用及剩余油分布状况分析

2.2.5.1 分析调整和重大措施（压裂、补孔、改变开采方式、整体调剖、堵水等）前后油藏储量动用状况的变化。

2.2.5.2 应用不同井网密度下油层连通状况的分类统计资料，分析井网控制程度对储量的动用和剩余油分布的影响。

2.2.5.3 应用油、水井的油层连通资料，分析不同密度的注采井网或不同注水方式下水驱控制程度及其变化。

2.2.5.4 应用注入、产出剖面、C/O测试、井间剩余油饱和度监测、检查井密闭取心、新钻井的水淹层解释、分层测试、数值模拟等资料，分析注入水纵向及平面的波及和水洗状况，评价储量动用和剩余油分布。

2.2.5.5 应用常规测井系列，建立岩性、物性、含油性、电性关系图版及公式，确定油层原始、剩余、残余油饱和度的数值。利用原始、剩余、残余油饱和度（或单储系数）曲线重叠法确定剩余油分布。

2.2.5.6 对于水驱油田，应用水驱曲线分析水驱动用储量及其变化。

2.2.6 驱油效率分析

2.2.6.1 应用常规取心和密闭取心岩心含油分析、天然岩心驱油试验等资料，分析不同类型油藏驱油效率。

2.2.6.2 对于水驱油田，应用驱替曲线及其公式系列对驱油效率进行预测。

2.2.6.3 应用油藏工程方法计算水驱波及体积、水驱指数、存水率等数据，分析水驱油效率。

2.2.7 油层性质、流体性质变化及其对油田开发效果影响的分析

2.2.7.1 应用检查井密闭取心岩心润湿性测定或油层岩心室内冲刷润湿性定时测定等成果，分析岩石润湿性在油田开发过程中的变化情况，以及对两相渗透率曲线和最终采收率的影响。

2.2.7.2 应用检查井密闭取心岩心退出效率测试或室内水驱油实验岩样测试的渗透率、孔隙率、滞后毛管压力曲线、电镜扫描和矿物成分等资料，分析油田开发过程中储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、粘土矿物成分的变化，以及对油田开发效果的影响。

2.2.7.3 分析油田开发过程中油、气、水性质变化及其对开发效果的影响。