气井动态分析模板教学提纲
油气井生产动态分析培训课件
04 油气井生产动态分析实践
油气井生产动态分析案例一：单井分析
总结词：通过分析单井的生产数据，了 解单井的生产动态，为单井的优化提供 依据。
根据分析结果，提出单井优化建议，提 高单井生产效益。
分析单井的生产动态，包括生产曲线分 析、生产参数优化等；
详细描述
收集单井的生产数据，包括产液量、产 气量、含水率等；
05 油气井生产动态分析展望
智能化生产动态分析技术
1 2 3
实时监测与数据采集
利用传感器和远程监控技术，实时收集油气井生 产数据，实现数据采集的自动化和智能化。
数据处理与挖掘
采用大数据和人工智能技术，对采集到的生产数 据进行处理、分析和挖掘，提取有价值的信息， 为生产决策提供支持。
预测与优化
基于历史数据和实时监测数据，建立预测模型， 对油气井的生产动态进行预测，并根据预测结果 进行生产参数的优化调整。
重要性
生产动态分析是油气田开发过程中的重要环节，它有助于提高油气井的采收率、 优化生产方案、降低生产成本和提高生产安全性。
生产动态分析的主要内容
01
02
03
生产数据的采集
包括油、气、水的产量， 井口压力，温度等数据。
数据处理与解释
对采集到的数据进行处理、 分析和解释，以了解油气 井的生产状况和预测未来 的生产趋势。
生产动态分析过程中，引入环 境保护理念，采用绿色生产技术，
降低生产过程中的环境污染。
资源利用效率
通过提高资源利用效率，减少不 必要的浪费，降低生产成本，同
时也有助于环境保护。
环境监测与评估
在生产过程中，加强对环境因素 的监测和评估，及时发现潜在的 环境问题，采取有效措施进行治
煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析
煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析摘要本文对煤层气井排采初期井底流压动态模型及应用分析进行了探讨，主要考虑了煤层气井排采过程中井底压力时间变化特征，提出了一种井底压力动态模型，应用于煤层气井排采初期，以研究介质流动特性。
实验数据的分析表明，在煤层气井排采初期，井底流压会受制外因素影响后随时间逐步恢复，时间恢复过程以指数或谐函数拟合最好。
关键词：煤层气井排采，井底流压动态模型，应用分析，介质流动特性正文煤层气井排采初期，井底流压受外部环境因素影响，其变化有其特殊性质，因此，提出一种井底流压动态模型，以便更加有效地研究其变化特性。
在煤层气井排采初期，流体的流量受到外界环境的影响，流体的物理特性发生改变。
该过程牵涉面较广，包括井身周围环境、井口泄漏压力以及井口外部环境（例如水深、山谷、地形等）等多因素。
在此基础上，开发出一种模型，以研究煤层气井排采初期井底流压动态变化，从而更好地发现介质流动特性并做出相应运行调节措施。
该模型可分为三大模块：一是介质储量动态变化模型，二是井底压力动态变化模型，三是介质渗流动能变化模型。
首先，建立一个反映煤层气井排采初期储量动态变化的井底压力模型，通过计算机模拟来验证该模型的准确性和可靠性。
其次，建立一个介质渗流动能变化模型，以确定不同环境下介质渗流动能的变化规律。
最后，实施煤层气井排采初期井底流压动态模型，模拟井底压力及流体流量动态变化，并分析其变化特性。
该模型应用于煤层气井排采初期，结果表明，在此时期，井底流压会受外部环境因素影响而发生变化，时间恢复过程以指数或谐函数拟合最好。
从实验数据分析可以看出，在煤层气井排采初期，井底流压会随着时间的推移变化产生相应的变化规律，因此在实际工程中，该模型可以用来更好地控制煤层气井排采过程中井底压力的变化，优化煤层气排采技术。
在煤层气井排采初期，由于井底流压的变化，可能会影响气井的开发量，因此，该模型可以用来预测井底流压的变化趋势，从而进一步改善排采方案，提高开发效益。
油气井生产动态分析
2、油井潜能
油井的产能与井底流压之间的关系满足下式：
q J ( pe pwf )
（4-6）
从上式可以看出，通过降低井底流压可以提高油井的产量。当井底流压为 0 时的油
井产量是油井可能达到的潜在最大产量，称做油井的潜能/无阻流量。油井的潜能一般是
通过延长实测产能曲线得到的，如图 4-2。
pwf
qmax
要确定气井的产能，首先必须确定气井的产能方程（气井产量与气 井压力之间在稳定条件下的关系方程）。
由于气井的产量比较高，特别是一些高产井，产量每天可达数百万 方。因此，气体流动破坏了线性渗流规律，气体的非线性渗流规律在气井 稳定试井中已被广泛应用。特别是新井产量的预算、确定生产能力及合理 的工作制度等，稳定试井已成为目前采用的重要手段。
2
qb 为弯曲点即泡点压力下的油井产量，m3/d。
又因为 q J ( pe pwf ) ，结合上式得到溶解气驱动的油井潜能计算公
式为：
qmax
Jpb 1.8
qb
4、多相流产能曲线
当地层中存在多相流时油井的产能曲线将变得更加复杂，对于多相流动，油水同
产，油井的产油指数为：
油井的产水指数为：
图 4-3 井底流压变化曲线
图 4-4 上凹型产能曲线
下凹型产能曲线是矿场上十分常见的曲线类型，它是因为地层脱气所造成的。当 井底流压降到原油的泡点压力以下时，地层中就会脱气形成两相流（图 4-5）。
由于两相流的阻力大于单相流，因而导致产能曲线向下弯曲，形成下凹型的产能 曲线。曲线弯曲点所对应的压力近似为原油的泡点压力，泡点压力所对应的地层范围为 原油的脱气区（图 4-6）。
力损失，致使产能曲线下凹。但是这中情况对油井很少发生，对气井却十分普遍。
气井动态分析模板
气井动向分解之阳早格格创做2009年动向分解模式一、气井死产阶段的区分1、死产阶段的时间区分（1）从XXX到XXX是什么阶段.（2）从XXX到XXX是什么阶段.2、死产阶段区分形貌（1）XX阶段：XX参数变更；XX参数变更；XX 参数变更.（2）XX阶段：XX参数变更；XX参数变更；XX 参数变更.二、气井非常十分情况分解处理1、非常十分典型推断（1）从XX到XX是XX障碍.（2）从XX到XX是XX障碍.2、非常十分局里形貌（1）非常十分1：XXX，是由XX障碍引起的.（2）非常十分2：XXX，是由XX障碍引起的.3、提议处理步伐（1）非常十分1：XXX处理.（2）非常十分2：XXX处理.三、气井工艺采用1、XXXX.2、XXXX.3、XXXX.四、估计解：依据公式：XXX.戴数据截止.问：XXXXXXXXXXX.2012年动向分解模式一、获与数据死产采气直线（EXCEL表格内）1、获与数据与本表脆持普遍.2、采气直线死产.直线个数战题目脆持普遍.油套压正在1个坐标系内.二、气井非常十分情况分解处理三、气井工艺采用四、估计死产阶段的区分无火气井（杂气井）：洁化阶段，稳产阶段，递减阶段.气火共产井：相对于宁静阶段，递减阶段，矮压死产阶段（间歇、删压、排火采气）气井非常十分情况一、井心拆置1、障碍称呼：井心拆置堵局里形貌：套压略有降下；油压降下；产气量下落；产火量下落；氯离子含量稳定.处理步伐：（1）不堵死时：注醇解堵.（2）堵死：站内搁空，井心注醇解堵.2、障碍称呼：井心拆置刺漏局里形貌：套压略有下落；油压下落；产气量下落（刺漏面正在流量计前）；产火量减少；氯离子含量稳定.处理步伐：（1）验漏，查找验漏面.（2）维建大概处理漏面.3、障碍称呼：仪容仪器坏局里形貌：（1）一个参数变更，仪容障碍；（2）二个参数变更，传输设备障碍；处理步伐：（1）维建仪容.（2）维建传输设备.二、井筒1、障碍称呼：（1）油管挂稀启做废.（2）油管柱正在井心附近断裂.局里形貌：套压等于油压；产气量略有降下；产火量稳定；氯离子含量稳定.处理步伐：（1）查看处理油管挂稀启拆置.（2）调换油管.2、障碍称呼：（1）油管堵.（2）节流器堵.局里形貌：套压略有降下；油压下落；产气量下落；产火量稳定；氯离子含量稳定.处理步伐：（1）注醇解堵.（2）维建调换节流器.3、障碍称呼：节流器做废局里形貌：套压略有下落；油压下落；产气量降下；产火量降下；氯离子含量稳定.处理步伐：维建调换节流器.4、障碍称呼：油管积液局里形貌：套压降下；油压下落；油套压好删大；产气量下落；产火量大概降下大概下落.处理步伐：（1）排火采气及劣化加注量，收缩加注周期.（2）堵火采气：1、板滞堵火，下启隔器.2、化教堵火：胶体挨进油管.5、障碍称呼：气井火淹局里形貌：套压下落；油压下落；产气量为0；产火量为0.处理步伐：（1）气举排火采气.（2）抽吸排液.6、障碍称呼：井底积垢局里形貌：套压下落；油压下落；产气量下落；产火量下落；下落的趋势相共.处理步伐：洗井.三、气层1、障碍称呼：气层渗透性变好局里形貌：皆下落，下落趋势相共.处理步伐：（1）排除传染：下火离子振荡器大概超声波挨脱（2）压裂大概者酸化.2、障碍形貌：渗透性变佳局里形貌：皆降下，降下的趋势相共.证明处理步伐睹效.气井工艺采用一、含硫气井1、防中毒.2、采用抗硫资料.3、加注慢蚀剂.4、定期检测校验.二、无火气井控火采气：采用气井合理的处事造度.三、含火气井1、排火采气：泡排，小油管，气举.2、堵火采气：板滞战化教.四、矮压气井1、压缩机删压采气2、间歇采气3、背压采气4、喷射器删压采气5、下矮压助输采气6、落阻删压采气估计一、温度1、气层温度T：气层温度k.Ct：大天温度℃.L：气层深度m.M：天温级率 m/℃.2、井筒仄衡温度二、压力1、压力梯度P：测面压力，L：测面井深.2、气层中部压力：3、测面笔直井深较正L：斜井深度.4、近似井底压力5、准确井底压力6、死产压好7、总压好三、管线强度估计四、千万于无阻流量1、二项式圆程2、指数式圆程五、气田管造指标。
油气藏动态分析：-气井生产参数
4.1.1气井生产参数
二、气井分析的内容
(1)收集气井的全部地质和生产技术资料,编制气井井史,绘制采气曲线。 (2)分析气井气、油、水产量与地层压力、生产压差之间的关系,寻求它们之间的内在联系 和规律,推断气藏内部的变化。 (3)通过气井生产状况和试井资料，结合静态资料分析气井周围储层及整个气藏的地质情 况,判断气藏边界和驱动类型。 (4)分析气井产能和生产情况,建立气井产能方程,评价气井和气藏的生产潜力。 (5)提供气藏动态分析工作所需的各项资料,包括地层压力、地层温度及流体性质变化等。
2. 目前地层压力(静压）
定义: 气层投入开发以后，在某一时刻关井，待压力恢复平稳后，所获得的 井底压力称为该时期的目前地层压力，又称为井底静压力，简称为静压。
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
3. 井底流动压力(流压）
定义：气井在正常生产时测得的井底压力称为井底流动压力，简称为 流压。它是流体从地层流入井底后剩余的能量，同时也是流体从井底流向 井口的动力。
确定方法：实测法、计算法
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
4. 井口压力
在气井井口测得的井口压力分为油压和套压。 油压：指井口油管头处测得的油管内的压力。 套压：指井口套管头处测得的套管内的压力。
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
不同情况下气井油套压的关系
4.1.1气井生产参数
谢谢欣赏
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
1. 原始地层压力
定 义 ： 气藏未开发前的气藏压力称为原始地层压力,即当第一口气井完钻后,关 井稳定后测得的井底压力,它表示气藏开采前地层所具有的能量。
单井气井动态分析
2月 19 日
2月 26 日
3月 5日
3月 12 日
3月 19 日
3月 19 日
日期
日产水量
2.5 2 1.5 1 0.5 0
1月 1日
1月 8日
2月 5日
1月 15 日
1月 22 日
1月 29 日
2月 12 日
2月 19 日
2月 26 日
3月 5日
3月 12 日
日期
文23-39井是我区结盐最为严重的一口气井。一季度我们以 延长打水周期为目标,不断分析结盐原因、摸索合理的生产制度。 以下对该井采取的几种工作制度进行分析说明。
4000方/天气咀 连续注气
3 月 14 日 16 ： 00 从油管打 水 0.5 方 ，泡 剂 20 公斤 ， 油套合压16.5小时。
瞬时气量 套压(Mpa)
6 5 4 3 2 1 0
油管堵塞,套 压上升,关井 打水
7 20 13 11 -3 1 -1 9 6 1
7 13 20 11 -3 1 -1 9 7 1
实际含 盐曲线
饱和含 盐曲线
㈢、8500方/天气咀连续注气
在1月22日到29日对文23-39井采用了8500方/天气咀连续注 气生产制度。实际生产情况如下：
8500方/天气咀连续注气
瞬时气量 套压(Mpa) 7 6 5 4 3 2 1 0
12:50套 管打水 0.5方
9:40套管打 水0.2方
11:30套管 打水0.2方
㈣、清水加泡剂回注地层4000方/天气咀连续注气
根据分析的产水少的原因，采用清水加泡剂回注地层，关井恢复地层压 力一段时间再开井吐液的方法，利用活性水解除井周脏物污染，溶解地层结 盐改善渗透性达到增加产水量的目的。3月14从油管打水0.5公斤，泡剂20公 斤油套合压，3月15日8:30开井，开井前油套压均为4.8Mpa。
气井动态分析实用模板.docx
气井动态分析2009 年动态分析模式一、气井生产阶段的划分1、生产阶段的时间划分（1）从 XXX 到 XXX 是什么阶段。
（2）从 XXX 到 XXX 是什么阶段。
2、生产阶段划分描述（1） XX 阶段： XX 参数变化； XX 参数变化； XX 参数变化。
（2）XX 阶段：XX 参数变化；XX 参数变化；XX 参数变化。
二、气井异常情况分析处理1、异常类型判断（1）从 XX 到 XX 是 XX 故障。
（2）从 XX 到 XX 是 XX 故障。
2、异常现象描述（1）异常 1： XXX ，是由 XX 故障引起的。
（2）异常 2： XXX ，是由 XX 故障引起的。
3、建议处理措施（1）异常 1： XXX 处理。
（2）异常 2： XXX 处理。
三、气井工艺选择1、 XXXX 。
2、 XXXX 。
3、 XXXX 。
四、计算解：依据公式：XXX 。
带数据结果。
答： XXXXXXXXXXX。
2012 年动态分析模式一、获取数据生产采气曲线（EXCEL 表格内）1、获取数据与原表保持一致。
2、采气曲线生产。
曲线个数和题目保持一致。
油套压在 1 个坐标系内。
二、气井异常情况分析处理三、气井工艺选择四、计算生产阶段的划分无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。
气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气）气井异常情况一、井口装置1、故障名称：井口装置堵现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含量不变。
处理措施：（ 1）没有堵死时：注醇解堵。
（ 2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。
2、故障名称：井口装置刺漏现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。
处理措施：（ 1）验漏，查找验漏点。
（ 2）维修或处理漏点。
3、故障名称：仪表仪器坏现象描述：（ 1）一个参数变化，仪表故障；（ 2）两个参数变化，传输设备故障；处理措施：（ 1）维修仪表。
油气井动态分析.
三、自喷油井动态分析
变化原因 措施见效 产水、积水 油嘴堵塞 油嘴过大 油嘴过小 油管结蜡 其他 清蜡正常 梯度上升 清蜡气顶 结蜡点下移 清蜡气顶 清蜡困难 油压 ↗ ↘ ↗ ↘ ↗ ↘ 套压 ↗ ↘ ↗ ↘ ↗ ↗ 流压 ↗ ↗ ↗ ↘ ↗ ↗ 产油量 ↗ ↘ ↘ ↗ ↘ ↘ ↘ 气油比 →或↘ ↗ ↗ ↗ ↗ ↗ 处理
流压=油压+井筒内液柱压力+摩擦损失+滑脱损 失 流压变化因素：地层压力、地层渗流条件的好坏、 砂蜡水、工作制度。
二、动态分析常用术语、参数
静压：油井关井恢复到稳定时所测得的油层中部压力。 静压=油压+液柱压力+气柱压力=套压+环空油柱压力+ 环空气柱压力 原始压力：油层在未开采时测得的油层中部压力。一般 地层压力随深度增加而增加。 静水柱压力：从井口到地层中部的水柱压力。 饱和压力：在地层条件下，溶解气在原油中天然气从原 油中刚分离出来时的压力。
三、自喷油井动态分析
间喷井： 开关井时间确定： 开井时间：原则上油套压恢复基本稳定（上升缓慢）开 井。 关井时间：原则上定为套压开始急剧下降，油压开始急 剧上升，井口将出大气时关井。 油嘴的确定： 气大、压力高—小油嘴 油多气少—偏大油嘴 水多—偏大油嘴
三、自喷油井动态分析
二、动态分析常用术语、参数
总压差：目前地层压力与原始地层压力之差,标志油 田天然气能量的消耗情况。
生产压差(采油压差)：指目前地层压力与井底流动 压力的差值。
地饱压差：静压与饱和压力的差值。 流饱压差：流压与饱和压力差值。
气田开发管理及生产动态分析
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第六十三条：油田公司应根据天然气生产和发展的需要，建立相应的 天然气开发队伍，配备必需的试气、试采、计量、增压、井控、抢险以及 安全环保设备。并做好人员培训和设备管理工作。
第六十四条：油田公司应根据股份公司有关档案管理规定，做好天然 气开发各项资料的归档管理工作。天然气开发涉及的国家秘密和股份公司 商业秘密应按有关保密规定，做好保密工作。
开发试验、气田开发效果评价等。
提纲
一、气田开发管理的主要任务 二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求 三、气田开发管理任务分工 四、《气藏工程管理规定》对气井管理及动态分析的要求 五、动态分析的主要任务 六、气井管理及动态分析的基本方法 七、气井、气藏精细管理及动态分析探讨
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第五十五条：油田公司应按月、季、半年、年度和阶段进行气田动态分 析，并编写分析报告。
动态分析的主要内容包括气井与气藏的动态特征、产量计划完成情况、 各种工艺措施效果、产量变化及原因、地层压力变化趋势、气藏边底水活动 情况及气田生产设施的适应性等。动态分析应指出开发中存在的问题，提出 改进措施。
(2)地面生产系统监测项目包括：天然气集输站场和净化处理厂装置 的操作压力、温度、流量及处理量；加热设备和动力设备的状况；进出 主要装置的气质分析；主要生产设备和管线腐蚀状况在线监测等。应从 井口到首站进行全流程泄漏检测。
(3)生产动态监测应纳入油田公司的生产经营计划，监测费应按气田 操作成本的3%～5%纳入预算。
第六十一条：油田公司应将售作为一个系统进行管理，充分利用伴生气，提高资源利用率。
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
油气藏动态分析： 气井产水分析
层水(气层下面水层的水)。 ✓ 地面水：由于井下措施等把地面上的水泵入井筒，部分被渗入气井周围，随着气
井生产被天然气带出地面。
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
2. 非气层水
气井产水分类及其典型特征
4.2.1气井产水分析
谢谢欣赏
4.2.1 气井产水分析
4.2.1气井产水分析
【学习目标】
1.掌握气井产水的类别及特征； 2.能根据生产数据进行产水分析。
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
1. 气层水
气
边水
层
水
底水
层间水
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
2. 非气层水
✓ 凝析水：由于温度降低，天然气中的水汽组分凝析成的液态水。 ✓ 钻井液：钻井过程中钻井液渗入井附近岩石缝隙中，天然气开采时，被带出地面。 ✓ 残酸水：酸化措施后，未喷净的残酸水，滞留在井周围岩石缝隙中，气井生产时，
4.2.1气井产水Hale Waihona Puke 析二、根据生产数据进行产水分析
1. 根据气井生产资料分析是否有边(底)水侵入
(1) 根据钻探资料证实气藏有边(底)水存在，气井 则易有边(底)水侵入。 (2) 井身结构完好，排除有外来水窜入的可能，气 井出水则可判断是边(底)水。 (3) 气井产水的水性与边水一致，如边水舌进。
边水舌进
4.2.1气井产水分析
二、根据生产数据进行产水分析
1. 根据气井生产资料分析是否有边(底)水侵入
(4) 采气压差增加，可能引起底水锥进。水锥 高度升高，气井产水量增加。
井组动态分析模板
井组动态分析模板一、收集资料1、静态资料：油水井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、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：单井及井组日产液量、日产油量、含水、井组压力（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：油井饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、示功图、动液面、注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、油水井地层测试资料、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）、井间干扰试井资料。
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、注采井组连通状况分析；2、注采井组日产液量变化分析；3、井组综合含水变化；4、日产油量变化；5、压力及压力场（静压、流压、生产压差、井组内地层压力的分布状况）变化；6、注水井注水能力变化；7、注采平衡状况分析；8、水淹状况分析（平面上、纵向上、层内水淹状况）；9、井组调整效果评价等。
三、分析步骤1、井组概况2、开采历史（简述）3、分析内容3.1首先总体上阐述井组日产液量、日产油量、含水、压力、注水井注入能力变化，并分析影响的原因。
3.2重点单井动态变化及原因分析（参见单井动态分析）3.3井组开采效果的分析评价3.3.1井组连通状况分析①编制井组注采关系连通图（油层栅状连通图），主要根据测井解释数据成果表、小层平面图等，初步建立注采井组空间三维立体模型。
②绘制小层渗透率、孔隙度、有效厚度等值线图，进一步建立储层模型。
3.3.2注采平衡状况分析①注水量是否满足配注要求地质配注量大于100m3/d，波动幅度±5％；地质配注量在50-100m3/d之间，波动幅度±10％；地质配注量在30-50m3/d之间，波动幅度±15％；地质配注量小于30m3/d，波动幅度±20％；注水井配注量及实际注水量满足上述区间的为配注合格，否则不合格。
储气库动态分析提纲参考
***储气库2019年*月份动态分析***编写单位：目录一、气库建设情况 (1)（一）地面工程 (1)（二）井下工程 (1)二、气库运行情况 (2)（一）注气运行 (2)（二）动态监测 (2)（三）设备运行 (2)三、气库动态分析 (4)（一）压力评价 (4)（二）吸气能力评价 (4)（三）异常井况分析 (4)（四）环空带压分析 (4)四、下月工作安排 (4)（一）井场投运 (4)（二）注气运行 (4)（三）动态监测 (4)（一）地面工程本月主要完成了**施工及投产准备工作，上述两座井场计划下月初投产；**丛式井场地面部分目前暂未进场施工。
表1-1 ***储气库一期工程地面建设内容统计表（二）井下工程******************************************************************************************************************************************************。
图1-1 ***井防喷器试压刺漏照片（一）注气运行图2-1 ***储气库2019年上半年运行曲线图2-2 ***储气库各井累注气量排序（二）动态监测6月份储气库完成各类监测共计13井次，其中流压测试7井次，静压测试6井次。
（三）设备运行*********************************************************************** *。
三、气库动态分析（一）压力评价（二）吸气能力评价（三）异常井况分析（四）环空带压分析四、下月工作安排（一）井场投运（二）注气运行（三）动态监测。
气田开发管理及生产动态分析
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
第五十七条：气田生产维护主要包括：生产井、地面集输和净 化处理系统维护、报废设施的处理等。其中：
(1)生产井维护包括修井、防砂、排水采气、防腐和气井增产措施
等作业。 (2)地面集输系统维护主要包括：集输管线、设备及配套装置维护； 在线检测自控系统和计量系统维护；泄压放空等安全保护系统维护；增 压及其他动力设备维护。 (3)天然气净化处理系统维护主要包括：各种装置、设备及仪表的 日常维护保养和定期检修；重要阀门、分离器和加热设备的检测和维护； 泄压放空等安全保护系统的维护。 (4)因地质、工程等因素失去利用价值的气井、站场等应按有关管 理规定申请报废，批准报废后按有关要求做好气井和站场的处理。
二、《天然气开发管理纲要》对气田开发管理的要求
(3)在供气需求发生重大变化时，应通过勘探与生产公司向油田公司下达产量调 节指令。动用气田备用能力应报股份公司批准。 (4)气田生产以开发方案设计指标为依据，坚持科学开发原则。在供气高峰期 应尽可能利用储气库、管网调节能力或备用产能解决调峰问题。 (5)按照分级计量的要求，推广应用先进实用的计量技术，定期组织计量设备 的检定，保证计量准确。
情况、开发技术政策的适应性、开发趋势及预测、方案设计指标符合程 度及开发效果评价、开发经济效益评价、开发存在的主要问题、调整对 策与措施等。 第五十六条：地面生产系统管理是对气田地面生产系统进行安全
运行控制和优化管理。按照各项操作规程，细化各项管理措施，确保生
产设施安全、平稳运行，提高技术经济指标，合理降低成本，保证处理 后天然气质量、污水与废气外排等达到国家有关标准的要求。
一、气田开发管理的主要任务
什么是气田开发过程？ 简单讲：就是气田自投入开发一直 到报废这一漫长过程。这一个过程 基本函盖了气田开发的所有内容， 也是现代气藏经营管理的主要内容， 产 量
单井,井组动态分析
单井、井组动态分析单井动态分析模板一、收集资料1、静态资料：主要包括油井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、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：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应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井下工具、井身结构（井身轨迹）等。
二、分析内容1、日产液量变化；2、综合含水变化；3、日产油量变化；4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化；5、气油比变化；6、对应注水井注水能力变化；7、深井泵工作状况；8、措施效果评价等。
三、分析步骤1、概况2、生产历史状况（简述）3、主要动态变化首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等变化状况，其次依次分析以下内容。
3.1日产液量变化3.1.1变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。
判定变化的标准（推荐）为：日产液量大于50t，波动幅度在±8％；日产液量在30-50t之间，波动幅度在±12％；日产液量在10-30t之间，波动幅度在±20％；日产液量小于10t，波动幅度在±30％；如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳；高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势；如低于变化幅度则判定日产液量呈下降态势。
油气藏动态分析：-有边(底)水气藏的开采特征
4.2.2有边底水气藏的开采特征
谢谢欣赏
4.2.2有边底水气藏的开采特征
三、有边(底)水气藏的开采特征
3. 气井出水的三个阶段
显示阶段 干扰阶段 出水阶段气井出水的三个阶段4.2.2有边底水气藏的开采特征
三、有边(底)水气藏的开采特征
4. 治水措施
（1）控水采气
作用：对水的控制可通过合理控制压差来实 现，一般是指关小(或开大)阀门，提高(或降 低)井口压力。
4.2.2 有边底水气藏的开采特征
4.2.2有边底水气藏的开采特征
【学习目标】
1.了解气井出水的类型即特征； 2.了解气井出水的三个阶段； 3.掌握治水的几种措施。
4.2.2有边底水气藏的开采特征
三、有边(底)水气藏的开采特征
1. 边(底)水到达气井井底的动态特征
（1）井底距原始气水界面的高度（H） 在相同条件下，井底距气水界面越近，气层水到达井底的时间越短。
（2）生产时的井底压差（∆P） 随着生产压差的增加，气层水到达井底的时间越短。
（3）气层渗透性及气层孔道结构 如气层纵向大裂缝越发育，底水到达井底的时间越短。
4.2.2有边底水气藏的开采特征
三、有边(底)水气藏的开采特征
2. 边(底)水在气藏中活动的分类及渗滤特征
(1) 水锥型出水，也称慢型出水; (2) 断裂型出水，也称快型出水; (3) 水窜型出水； (4) 阵发型出水； (5) 人为采水。
4.2.2有边底水气藏的开采特征
三、有边(底)水气藏的开采特征
4. 治水措施
（2）堵水
作用：对横向水侵的水窜型出水，应以堵为主， 把出水层段封堵死。
《采油高级技师油田动态分析教学大纲》40学时
采油高级技师《油田动态分析》教学大纲一、教学目的：通过本课程的学习，使学员熟练掌握采油生产过程中井组及区块分析的方法及程序及动态分析资料的整理。
能够合理调整井组及区块的各项管理措施。
二、适用范围：采油高级技师三、课时分配：四、教学内容：（一）、油田开发地质基础（4学时）教学要求：熟练掌握油田开发基本知识及主要指标和三大矛盾的调整。
了解油田开发动态类型及驱动方式。
教学内容：1.油田地质储量；2.油田开发基本知识3.油田开发主要指标4.注水开发油田的三大矛盾5.油田动态类型6.油藏驱动方式和开采特征（二）、油藏动态监测（4学时）教学要求：熟练掌握油田动态监测的内容及试井资料的分析。
教学内容：1、动态监测的内容；2、稳定试井的分析与应用3、不稳定试井的分析与应用4、生产测井5、工程测井资料的分析及应用（三）、油田动态分析概述（8学时）教学要求：熟练掌握动态分析的方法及内容，学会整理动态分析常用图表的绘制。
教学内容：1、油田动态分析概念、目的和级别；2、油田动态分析的基本内容。
3、动态分析常用图表的绘制与应用4、油田动态分析的方法（四）、注采井组分析（8学时）教学要求：掌握注采井组的动态分析内容及汽驱井组的动态分析。
教学内容：1、注采井组的动态分析内容2、汽驱井组的动态分析（五）、区块动态分析（8学时）教学要求：掌握区块动态分析的方法及内容。
教学内容：1、区块动态分析的内容及方法2、区块动态分析的案例分析（六）、油水井措施（8学时）教学要求：掌握油水井增产增效措施的内容及管理措施。
教学内容：1、增产增效措施2、油水井维修和管理措施教学建议：1、培训学员应具备一定的采油地质基础知识。
2、教学中应注重训练学员案例分析及动态分析报告的书写，多做习题，培养学员分析问题和解决问题的能力。
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气井动态分析模板
气井动态分析
2009年动态分析模式
一、气井生产阶段的划分
1、生产阶段的时间划分
（1）从XXX到XXX是什么阶段。
（2）从XXX到XXX是什么阶段。
2、生产阶段划分描述
（1）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。
（2）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。
二、气井异常情况分析处理
1、异常类型判断
（1）从XX到XX是XX故障。
（2）从XX到XX是XX故障。
2、异常现象描述
（1）异常1：XXX，是由XX故障引起的。
（2）异常2：XXX，是由XX故障引起的。
3、建议处理措施
（1）异常1：XXX处理。
（2）异常2：XXX处理。
三、气井工艺选择
1、XXXX。
2、XXXX。
3、XXXX。
四、计算
解：依据公式：XXX。
带数据
结果。
答：XXXXXXXXXXX。
2012年动态分析模式
一、获取数据生产采气曲线（EXCEL表格内）
1、获取数据与原表保持一致。
2、采气曲线生产。
曲线个数和题目保持一致。
油套压在1个坐标系内。
二、气井异常情况分析处理
三、气井工艺选择
四、计算
生产阶段的划分
无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。
气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气）
气井异常情况
一、井口装置
1、故障名称：井口装置堵
现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含量不变。
处理措施：（1）没有堵死时：注醇解堵。
（2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。
2、故障名称：井口装置刺漏
现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。
处理措施：（1）验漏，查找验漏点。
（2）维修或处理漏点。
3、故障名称：仪表仪器坏
现象描述：（1）一个参数变化，仪表故障；
（2）两个参数变化，传输设备故障；
处理措施：（1）维修仪表。
（2）维修传输设备。
二、井筒
1、故障名称：（1）油管挂密封失效。
（2）油管柱在井口附近断裂。
现象描述：套压等于油压；产气量略有上升；产水量不变；氯离子含量不变。
处理措施：（1）检查处理油管挂密封装置。
（2）更换油管。
2、故障名称：（1）油管堵。
（2）节流器堵。
现象描述：套压略有升高；油压下降；产气量下降；产水量不变；氯离子含量不变。
处理措施：（1）注醇解堵。
（2）维修更换节流器。
3、故障名称：节流器失效
现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量上升；产水量上升；氯离子含量不变。
处理措施：维修更换节流器。
4、故障名称：油管积液
现象描述：套压上升；油压下降；油套压差增大；产气量下降；产水量可能上升或下降。
处理措施：（1）排水采气及优化加注量，缩短加注周期。
（2）堵水采气：1、机械堵水，下封隔器。
2、化学堵水：胶体打进油管。
5、故障名称：气井水淹
现象描述：套压下降；油压下降；产气量为0；产水量为0。
处理措施：（1）气举排水采气。
（2）抽吸排液。
6、故障名称：井底积垢
现象描述：套压下降；油压下降；产气量下降；产水量下降；下降的趋势相同。
处理措施：洗井。
三、气层
1、故障名称：气层渗透性变差
现象描述：都下降，下降趋势相同。
处理措施：（1）解除污染：下水离子振荡器或超声波打穿
（2）压裂或者酸化。
2、故障描述：渗透性变好
现象描述：都上升，上升的趋势相同。
说明处理措施见效。
气井工艺选择
一、含硫气井
1、防中毒。
2、选择抗硫材料。
3、加注缓蚀剂。
4、定期检测校验。
二、无水气井
控水采气：选择气井合理的工作制度。
三、含水气井
1、排水采气：泡排，小油管，气举。
2、堵水采气：机械和化学。
四、低压气井
1、压缩机增压采气
2、间歇采气
3、负压采气
4、喷射器增压采气
5、高低压帮输采气
6、降阻增压采气
计算
一、温度
1、气层温度 15.2730++=M
L t T C C T ：气层温度k 。
0t ：地面温度℃。
L ：气层深度m 。
M ：地温级率 m/℃。
2、井筒平均温度 15.27320#++
=M
L t T
二、 压力
1、压力梯度
1212L L P P P --=梯 P ：测点压力，L ：测点井深。
2、气层中部压力：
梯P L L P P wf )(22-+=
3、测点垂直井深较正 αcos 0L L =
0L ：斜井深度。
4、近似井底压力 L e P P wf ρ410051.1-⨯=井口
5、准确井底压力 --=T Z L
wf e
P P ρ03415.0井口 6、生产压差
wf P P P -=∆地生
7、总压差
地原总P P P -=∆
三、管线强度计算
C t
F PD s +=φσδ2 四、绝对无阻流量
1、二项式方程
222g
g wf S Bq Aq P P +=- B A P P B A q sc s AOF 2)(4222--+=
sc P ：0.101325MPa
2、指数式方程
n wf s g P P C q )(22-=
n SC
s AOF P P C q )(22-= 五、气田管理指标。