采油工地质工动态分析试题及答案二十二

【43】：已知水驱某井组由两口抽油机井，一口注水井组成。

其中油井：A1井渗透率425×10-3μm2，射开砂岩厚度14.6m、有效厚度7.1m，采用泵径70mm、冲程3m、冲次9 n/min、泵深983.2m生产；A2井渗透率150×10-3μm2，射开砂岩厚度10.2m、有效厚度3.2m，采用泵径56mm、冲程3m、冲次6n/min、泵深1013.4m生产；注水井渗透率400×10-3μm2，射开砂岩厚度21.5m、有效厚度13.8m。

原油密度为0.85g/cm3，体积系数为1.12。

根据生产数据资料回答以下问题：
在某阶段生产中出现某些变化，具体变化情况见下面的数据表：
表1 A1抽油井数据表
时间
液量
（t/d）
油量
（t/d
）
含水
（%）
油压
（MPa）
套压
（MPa）
泵效
（%）
液面
（m）
流压
（MPa）
静压
（MPa）
2012年5月81 87.9 0.18 0.8 624.7 4.2 9.8 2012年6月85 89.6 0.2 0.7 531.8
2012年7月91 91.2 0.21 0.6 302.3
2012年8月95 92.4 0.22 0.7 271.8 5.1 10.4
表2 A2抽油井数据表
时间
液量
（t/d）
油量
（t/d
）
含水
（%）
油压
（MPa）
套压
（MPa）
泵效
（%）
液面
（m）
流压
（MPa）
静压
（MPa）
2012年5月24 6 76.3 0.12 0.7 39.3 842.1 2.4 11.7 2012年6月22 5 77.1 0.11 0.8 31.4 876.4
2012年7月25 6 76.9 0.13 0.9 35.0 901.5
2012年8月23 6 75.4 0.12 1.0 37.7 895.6 2.9 12.1
表3 井组油井生产数据表
时间液量
(t/d)
油量
(t/d)
含水率（%）
平均动液
面（m）
泵效
（%）
流压
（MPa）
静压（MPa）
2012年5月105 15.8 82.1 733.4 47.3 3.3 10.7 2012年6月107 13.8 83.4 704 44.6
2012年7月116 14 84.05 601.9 48.4
2012年8月118 13.2 83.9 803.5 50.65 4 11.3
表4 注水井数据表
时间
压力MPa 配注
m3/d
实注
m3/d
偏Ⅰm3/d 偏Ⅱm3/d 备
注泵压油压套压配注实注配注实注
2012年4月14.3 10.2 7.9 130 132 50 56 80 76 7·15
测试2012年5月14.8 9.8 7.6 130 137 50 57 80 80
2012年6月14.6 9.7 7.4 130 144 50 59 80 85 2012年7月14.5 9.5 7.2 130 146 50 60 80 86 2012年8月14.2 9.3 7.1 130 145 50 59 80 86
表5 7月注水井测试检配数据表
测试检配成果表
层段配注（m3/d）水嘴（mm）测试压力（MPa）实测流量（m3/d）差值偏Ⅰ50 4.8 9.4 98 ＋48 偏Ⅱ80 6.1 9.4 47 －33 全井150 9.4 145 ＋15 绘制井组采油曲线（液量、油量、含水、动液面、泵效）
1．计算下列指标
（1）计算A1井目前采液强度、采油指数?
（2）计算注水井目前注水强度？
（3）计算该井组目前注采比？
2．依据以上提供的数据资料分析井组的生产动态的情况：
（1）找出问题？
（2）原因分析？
（3）提出下步措施？
【44】：已知五3东油藏类型如图一所示，上部油层含油面积0.8km 2
,有效厚度6.4m ，有效孔隙度12%，原始含油饱和度为62%,下部油层含油面积0.7km 2
,有效厚度3.2m ，有效孔隙度为15%，原始含油饱和度为68%，上下油层原油体积系数均为1.18，两油层地面原油相对密度均为0.87，且上下油层粘度相同，流动系数相等。

该区块2000年初投入开发，油藏原始地层压力为12MPa ，由于原始地层压力较低，开发初期即采用机械采油方式注水开发，共布井五口，其中1号井为注水井，2号、3号、4号、5号井为采油井，各井的生产管柱如图2所示，该区块投入开发后， 7 ~12月各井的生产情况由表一所示，根据以上所给的条件请回答以下问题：
图1 井位图 3 5 1 4 2
图2 油水井管柱图
5
4 1 2 3 1561.8
1536.41530
1号井 2号井 2 1/2丝堵
2 1/2筛管
￠56管式泵 2 1/2筛管
￠56管式泵
3号井
图3 各井测试液面曲线
320mm
180mm
2号采油井12月份液面
2 1/2丝堵1650m
2 1/2筛管1500m
￠70管式泵4号井
5号井
2 1/2丝堵1600m
2 1/2筛管1450m
￠44管式泵1400m
2号采油井12月份测示功图 3号采油井9月份测示功图
4号采油井9月份测示功图
5号采油井12月份测示功图
图4 各井示功图
3号采油井9月份液面曲线
680mm
40mm
4号采油井9月份液面曲线
350mm
65mm
表1 2000年7月~12月各井生产情况统计表
年月
2号采油井3号采油井
平
均
日
产
液
m3/d
平均
日产
油
t/d
Cl-
含
水％
生
产
油
气
比
m3/t
月产
液
m3
月产油
t
动
液
面
m
平
均
日
产
液
m3/d
平均
日产
油
t/d
Cl-
含
水％
生
产
油
气
比
m3/t
月产
液
m3
月产油
t
动液面
m
7 38 18.2 4100 45
50 1178 564.2 750 41 35.7 0 320 1271 1105.8 850
8 35 13.4 56
52 1085 415.4 820 38 33.1 0 350 1178 1024.9 900
9 37 9.7 70
50 1110 291 870 19 16.5 0 580 570 495.9 1142.4
10 36 6.6 79
55 1116 204.6 900 32 27.8 0 430 992 863.0 930
11 37 4.8 85
60 1110 144 940 35 28.9 87 5 350 1050 867.0 890
12 25 2.6 4200 88
75 775 80.6 36 27.6 100 12 340 1116 855.6 910
合
计
6374 1699.8 5902 5033.4 生
产
参
数
φ56×3×6 φ56×3×6
年月
4号采油井5号采油井
平均
日产
液
m3/d
平均
日产
油
t/d
Cl-
含
水
％
生
产
油
气
比
月产
液m3
月产油
t
动液
面m
平均
日产
液
m3/d
平均
日产
油
t/d
Cl-
含
水
％
生
产
油
气
比
月产
液m3
月产
油t
动
液
面m
7 68 32.5 93 45 50 2108 1008.7 870 26 22.6 0 45 806 701.2 500
8 58 17.7 65 52 1798 547.5 980 25 21.8 0 50 775 674.3 520
9 40 11.1 86 68 50 1200 334.1 1077 27 23.5 0 55 810 704.7 540
10 55 5.3 89 55 1705 163.2 940 25 21.8 0 55 775 674.3 550
11 58 4.0 100 92 60 1740 121.1 950 24 20.9 0 60 720 626.4 570
12 62 2.2 96 65 1922 66.9 940 26 22.6 0 65 806 701.2 590 合
计
10473 2241.4 4692 4082
生
产
参
数
φ70mm×4.2m×6n/min φ44mm×3m×6n/min
表2 1号注水井注水情况表
1号注水井
日期
配注
（m3/d）
日注水量（m3/d）累注水量（m3）
泵压
（MPa）
7 60 59 1829 10
8 60 60 1860 10
9 60 62 1860 10
10 100 98 3038 12
11 100 103 3090 12
12 100 105 3255 12 1．绘制1号井注水曲线（只画泵压、配注量、日注水量）
2．指标计算
（1）计算该区块所控制的地质储量？
（2）计算2000年12月该井组的采油速度？
（3）由地质资料所知上部油层的渗透率为0.4μm2，根据已知条件计算下部油层的渗透率？（4）根据所给2号油井的液面曲线计算该井12月份的动液面深度，2号油井音标深度为500m，并根据功图分析该井12月份生产中出现什么问题？
3．分析资料回答问题：
（1）分析4号油井的来水层位及来水方向？
（2）分析2号油井的来水层位和来水方向，哪个油层先见水？
（3）分析该井组目前的生产特征？
（4）分析各井目前的生产状况？
（5）提出该井组下步的调整措施意见？
【43】：
解：
绘制井组采油曲线略
（1）采液强度＝产液量/有效厚度＝95/7.1＝13.38[t/(d.m）)]
采油指数=日产油量/(静压-流压)=7.2/(10.4-5.1)=1.36［t/（d.MPa) ]
（2）注水强度=日注水量/有效厚度＝145/13.8＝10.51[m3/(d.m）]
（3）井组注采比＝注入体积/采出体积＝145/（13.2×1.12/0.85＋104.8）＝1.19
2．分析
（1）分析找出问题：
①注水井油压下降，注水量上升。

②A1井产液量上升，液面上升，含水上升快，流压、静压随之上升，泵的充满系数提高。

③A2井产液量、沉没度基本稳定，注水变化对其影响不大。

④井组日产液上升，日产油下降，含水上升快，动液面下降，地层压力上升。

⑤注水井偏Ⅰ超注，偏Ⅱ欠注。

（2）原因分析：
①注水井油压下降、注水量上升主要原因：井下水嘴刺大或水嘴掉，偏Ⅰ水量严重超注，层间矛盾大，影响其他层段注水。

②A1液面、液量上升主要是注水见效，能量得到补充。

A1井与注水井地层连通好，注入水单层突进明显，含水上升快。

③A2井说明生产压差大、油水井连通性、油层物性差，注水未见效果；套压升高对低液面、低产井生产带来不利影响，使泵的充满系数降低，影响产液量。

④结合以上，井组含水上升的主要原因，受A1井含水上升的影响。

（3）提出下步措施：
①针对注水井目前存在主要问题，下步应立即对注水井进行测试，检查、更换偏Ⅰ水嘴，控制注水量。

②A1应立即对其调参，提高排液能力，减小层间矛盾降低含水；待偏Ⅰ水量调整后再观察其效果。

③A2井目前、油层物性差、注水见效不好，应对其进行压裂改造，提高该井的生产能力。

解:
1．绘制1号注水井注水注水曲线（略）
2．计算
（1）N1=100×面积×厚度×孔隙度×含水饱和度×密度／体积系数＝100×0.8×6.4×0.12×0.62×0.87／1.18＝28.09×104（t）N2=100×面积×厚度×孔隙度×含水饱和度×密度／体积系数
＝100×0.7×3.2×0.15×0.68×0.87／1.18＝16.85×104（t）
N= N
1+ N
2
=28.09+16.85=44.94×104（t）
（2）折算年采油速度= 当月日产油水平×365／动用地质储量×100％
＝（80.6＋855.6＋66.9＋701.2）／31×365／（44.94×10000）×100％＝4.47％
（3）由题意可知：K1×h1／u1＝K2×h2／u2
因µ1=µ2所以K1h1= K2h2 K1=K1×h1／u1＝0.4×6.4／3.2＝0.8（µm2）
（4）由H液／L液＝H标／L标得H液=H标×L液／L标＝500×320／180＝888.89（m）
2号采油井12月份产液量下降，产油量下降，从所测的动液面曲线计算出该井动液面明显上升，因此可以判断产液量下降不是油层原因。

从所测示功图分析，该井示功图在下行程时卸载缓慢，卸载线出现一条向外弯曲的弧线，且上下载荷线都低于理论载荷线，功图做功面积减小。

因此可以判断该井产液量下降的主要原因是泵固定凡尔漏失所致。

3．分析资料回答问题
（1）由于该井组上下油层渗透率差异较大,下部油层的渗透率是上部油层渗透率的两倍,根据注入水的流动特征,在笼统注水条件下,注入水首先向高渗透层突进的规律,可以判断该井见水层位主要是下部油层。

该井含水化验资料可知，由于cl-含量较低，由此可以判断该井见水主要是地面注入水,来水方向主要是来自1号注水井。

（2）该井的来水层位主要是下部油层，在没有分层开采的条件下，由于下部油层渗透率较大, 根据水的流动特征，高渗透层一般应先见水。

根据该井的化验资料可知，该井产水cl-含量较高达到4000多，因此可以判断该井的来水方向主要是边水侵入。

（3）该油藏为断层遮挡的边水气顶油藏，该油藏投入开发后采油速度较高，达到4.47%，而
注采比只有0.33，注采严重失调，地下亏空严重，地层压力下降较快，油井产量降低。

尽管在10月份水井配注量由60m3/d提高到100 m3/d，地层压力的下降势头有所减缓，但是由于注采比只有0.5左右，仍然满足不了开发要求，同时，由于井网布置不合理，使注水井对油井的控制程度较差，部分井仍然见不到注水效果，而见效井由于采取笼统注水及笼统采油方式，由于上、下油层物性差别较大，使油井含水上升较快，稳产难度较大。

（4）各井生产状况
①2号采油井距离边水较近，离注水井较远，见不到注水效果，油层的驱动能量主要是边水驱动，从而导致边水侵入，造成油井含水上升，产量下降，地层压力降低。

②3号采油井离气顶较近，由于注采比严重失调，油层驱油能量主要依靠气压驱动，天然能量消耗过快，发生严重的气锁现象，导致该井气油比急剧上升，油井产量大幅下降。

10月份注水井配注量调大后，该井见到一定的注水效果，地层压力有所恢复，但是由于上、下油层物性差异较大，导致油井见水较快。

③4号采油井与1号注水井最近且连通效果最好，该井受效最为明显，但是由于该井下直径70mm的大泵生产，采油速度太高，生产压差太大，在水井配注量没有调整前地层压力仍然处于下降趋势，到9月份甚至出现了供液不足现象。

10月份配注量调整后地层压力逐渐得到恢复，但是由于上下油层物性差异太大及采油速度太高导致油井含水上升速度过快，使油层暴性水淹，产量直线下降。

④5号采油井离1号注水井及边水都较远，且下直径44mm的泵生产，采油速度较低，油井见不到注水效果，油井生产主要靠弹性驱动，油井不含水，产量基本稳定，气油比缓慢上升，地层压力逐渐降低。

（5）下步措施
①2号采油井转注，增加3号采油井的受效方向，同时可缓解注采比失调的情况，使地层压力逐渐得到恢复。

②1号注水井采取分层注水，适当控制下部油层的注水量，提高上部油层的注水量。

③3号采油井可采取分层开采措施，适当控制下部油层的产液量，减缓含水上升。

④4号采油井可采取封下采上或对下部油层采取堵水措施，迫使下部层的注入水向5号采油井和3号采油井推进，提高5号、3号井的受效程度。

同时对4号采油井可采取换小泵措施，优化生产参数，降低该井的采油速度至合理水平。

⑤5号采油井在注水见效后可适当调大泵径生产，充分发挥该井的生产能力。

同时为了减缓层间矛盾应采取分层开采措施。