井组动态分析
井组动态分析(1)
生产
日期
2000.12 2001.1
2 3 4 5 6 7 8 9
油井开 井数 （口） 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4
液量 （t） 449.0 397.8 366.4 399.6 410.0 407.8 415 423.5 430.0 432.4
日 产量
油量 含水
（t） （％）
54.3
87.9
1-204
1-173
2-196
4-141 3N17
3-179 3-196
3-172
3-105 1-207 1-22 2-216
3-182
3-192 3N202
2-228
2-215
4X175 3-229
3-219
2-245 2-28
4-252
3-245
水井
3-266
可修复的套坏井
大修停修井
分析步骤
（一）了解注采井组基本概况及开采
715
240.0 25.0 89.6
700
250.0 26.0 89.8
696
260.0 24.0 90.8
680
268.0 23.0 91.5
650
备注
9
270
22.0 92.0
620
矿化度3900mg/l， 水型NaHCO3
2＃ 井 生 产 数 据 表
生产 日期 2000.12 2001.1
2 3 4 5 6 7 8 9
产能资料：包括日产液量、日产油量等
油 井
压力资料：包括静压、流压、油压、套压等 水淹资料：含水率 油气水物性资料：包括原油密度、粘度、水
动
型、矿化度等
态
动态分析方法
动态分析的方法一、单井动态分析单井动态分析包括油井动态分析和注水井动态分析,以研究阶段性的分层调整管理措施为主。
油田的变化总要通过单井反映出来，所以管好油、水井是管好油田的基点。
油井分析以所管某一油井为重点联系到周围有关的注水井和相邻油井进行综合分析。
注水井分析则以所管某一注水井为中心，联系到周围的油、水井进行综合分析。
现分述如下。
（一）油井动态分析对注水开发的油田来说，油井动态分析的目的就是要在保证达到一定采油速度的前提下实现三稳迟见水。
三稳就是产量稳、地层压力稳、流动压力稳。
迟见水就是无水采油期长、无水采收率高。
油井动态分析方法可综合为以下几点：第一，清点油层。
对所管油井的各小层要进行清点，了解全井射开的油层数、有效厚度和产能系数；了解射开各单层的类型，如水驱层（与注水井连通）、弹性层（与注水井不连通，与其它油井连通）、“土豆”层（与邻井全不连通）和“危险”层（与注水连通特别好，有见水危险）；了解每个单层的渗透性、厚度和储量，掌握油层特性，胸中有数，分析就主动了。
第二，核实资料。
油井的生产特点和变化规律，总要通过观察现象和整理资料才能掌握。
在平时就必须取准油井动态资料，如油管压力、套管压力、流动压力、地层压力、产油量、油气比和油样分析资料（含水、含蜡、含砂等）。
及时观察记录油井变化情况如结蜡软硬、原油乳化、出砂、油井间歇出液现象。
新的变化情况出现后，要先从地面查清原因，弄清情况，落实资料，然后再进行动态分析。
第三，联系历史。
油井的每一变化都是有其根源的，要结合油井开采历史进行分析。
一方面要熟悉井史，结合钻井、固井、诱喷等有关情况进行分析。
另一方面要应用采油曲线，研究每个开采时期的生产指标变化特点，由它的过去，分析它的现在，由它的现在预测它的将来。
分析哪些是一贯的规律，哪些是突然的变化，便于综合考虑，得出系统概念。
第四，对比邻井。
首先要和注水井对比，如果见到注水效果或者见水，就要顺着连通层追踪到注水井，综合分析。
第七章注采井组动态分析
第七章注采井组动态分析注采井组动态分析是在单井动态分析的基础上进行的。
单井动态分析基本上以生产动态分析为主。
而井组动态分析则是生产动态分析和油藏动态分析并重的分析内容。
注采井组的划分是以注水井为重心，平面上可划分为一个注采单元的一组油水井。
井组分析的核心问题是在井组范围内找出注水井合理的分层配水强度。
在一个井组中，注水井往往起主导作用，它是水驱油动力的源泉。
从油井的不同的变化可以对比出注水的效果。
因此，一般是先从注水井分析入手，最大限度地解决层间矛盾，在一定程度上调解平面矛盾，改善层内矛盾，也就是说井组分析以找出和解决三大矛盾为目标。
来改善油井的生产状况，提高油田的注采管理水平。
本章所要讲的主要内容是：油田注水开发的“三大矛盾”，注水井的分析，井组动态分析的内容、方法、步骤、及井组动态分析的案例。
第一节注水开发的三大矛盾当注水开发多油层非均质的油田时，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均一性，注入水就沿着高渗透层或高渗透区窜流。
而中低渗透层或中低渗透区却吸水很少，从而引起一系列矛盾，归纳起来主要有三大矛盾。
一、注水开发的三大矛盾1．层间矛盾层间矛盾就是高渗透性油层与中、底渗透性油层在吸水能力、水线(油水前缘)推进速度等方面存在的差异性，是影响开发效果的主要矛盾，也是注水开发初期的根本问题。
生产开发中，高渗透油层由于渗透率高，连通性好，注水效果明显，表现为产油能力高，担负全井产量的大部分。
中、底渗透性油层则由于渗透率底，连通性差，表现为产油量底，生产能力不能充分发挥。
这样在油井中出现了层间压差。
图7-1层间矛盾示意256257在注水井中，高渗透层吸水能力强，可占全井吸水量的30%~70%以上。
水线前缘很快向生产井突进，形成单层突进，如图7-1所示。
因此，渗透率高、连通好的油层，由于注得多，采的多，生产井很快见到注水效果，含水很快上升。
高渗透油层见效及见水后，地层压力和流动压力明显上升，形成高压层，严重的干扰中、低渗透层的工作，致使这些层少出油或不出油，全井产量递减很快，含水上升。
单井井组动态分析讲座-PPT精选
（2）吸入部分漏失
P
下冲程开始后，由于吸入
阀漏失，泵内压力不能及时提
B
高而延缓了卸载过程，使排出
阀不能及时打开。只有当柱塞
速度大于漏失速度后，泵内压
力提高到大于液柱压力，将排 出阀打开而卸去液柱载荷（如 图中D '点） 。
悬点以最小载荷继续下行，
直到柱塞下行速度小于漏失速A
度的瞬间 。（如图中A‘点） 。
二、单井动态分析
1、单井资料录取与收集整理
油井单井资料的录取
油井： 计量资料（取液量、油量、洗井液量、掺水量、加药量等） 化验资料（取含水、氯离子、含盐、含蜡等） 压力资料（取油压、套压、回压、静压） 液面资料（取动液面、静液面） 示功图资料（取示功图） 工作参数资料（泵径、泵深、冲程、冲次） 电流资料（取抽油机上、下行电流）
解决措施：若上部脱可先对扣、作业。
5、油井结蜡影响的示功图
由于油井结蜡，使活塞 在整个行程中或某个区域增 加一个附加阻力，上冲程， 附加阻力使悬点载荷增加； 下冲程，附加阻力使悬点载 荷减小，并且会出现振动载 荷，反映在示功图上，上下 载荷线上出现波浪型弯曲。 （如右图所示）：
5、油井结蜡影响的示功图
含3达、水到分的配析注变单要化井求及见原，因周水围，、油分见井析效都注情能水况见井到注注水水量效、果吸。水压力、吸水指数的 变油4、井化分见及分析效原析作方因见业向。效措）情，况施见（效水油果时井间产，量含、水流上压升（趋动势液，面产）量、变静化压情的况变。化， 5、分分析析井油内井技酸化术、状压况裂、堵水、调层、补孔、调参、放差生产
2、井组动态分析的要求
3、井组动态分析提纲
三、
一、井组概况
一、井组概况
油水井动态分析资料.
油井含水上升原因
水洗井 导致的 含水上 升
边底水
油藏含 水上升
层间干扰
管外窜
槽，水 层窜通
砂埋油藏
封隔器失 效或底部 封堵措施 失效
5、气油比变化分析 气油比反映每采出1t原油所消耗的气量，一个油藏所含油、气数量有一定的比 例，这是原始油气比；油井投产后，当地层压力和流压都高于饱和压力时，产 油量和生产气油比都比较稳定；随着压力的下降，气油比逐渐上升，当地层压 力低于饱和压力时，气油比就会很快上升。气油比高，地层能量消耗就大，原 油脱气严重，粘度增高，原油流动性能变差，降低油井的产量。 此外，油层和井筒工作状况也影响气油比的升降变化。如油层或井筒结蜡，或 井下砂堵等，改变了油流通道，使油的阻力增加，产油量下降，气油比上升。
工艺因素
回压上升 油嘴堵塞 井筒内结蜡 套压与动液面不匹配 泵效降低
管线结蜡、沉砂、管线变形、阀门误 控制等。 检查油嘴，清除保温套前后杂物（砂、蜡 或其它杂物）更换合格（防堵）油嘴。
分析示功图图形及载荷（电流）变化情 况判断是否结蜡。
因套压高，动液面在泵进液孔附近， 使泵的充满度低，油井产液量下降。
1、产油量变化 首先要对采油井的日产油量指标进行分析，通过阶段对比分析，得出该井产油 量的变化趋势（上升、稳定、下降）。 2、液量、含水变化 产油量变化直接的因素是液量、含水率的变化，产液量越高，且含水率越低， 则产油量越高。通过对比确定导致产油量下降的直接因素是液量下降或含水上 升，随后最重要的是对这两个因素进行变化原因剖析，同时对其它动态指标进 行分析。 3、液量上升原因分析 原因分为两类：一是井筒、泵况等工艺因素变化，二是地质因素变化；
单井动态分析所需的资料
动态分析所需资料
井组动态分析
死油区的形成： 因流线特征而形成的死油区。在水驱油的过程中，水的推进 沿着阻力最小的路线进行，服从于一般水动力学的规律，在流动 路线上遇着阻力较大的地方，水的流线要发生改变或弯曲。由于 流线改变而形成的死油区叫做因流线特征而形成的死油区。 底水油藏的死油区。底水油藏投入开发后，油水界面向上推 进的同时，由于压力漏斗的影响，近井地带产生水的锥进，水的 锥进比整个油水界面上升的速度要快得多，当油井被底水锥进所 淹没时，在地层中留下了大量的死油区。 中央井排各井之间形成的死油区。边水或注入水在驱赶石油 时，有个显著的特点，就是在没着到油井最短的距离线上水线的 推进速度最快，一旦当水进入油井以后，便会因油井压力漏斗的 关系将油井淹没，其淹没的速度决定于压力漏斗的压降幅度，压 降越多，淹没的越快。而当油井水淹以后，油井原产出的油水所 代替，则会在油井没井排方向和井间留下一个死油区。井距越大 死油区越大。这个井排若处于油田的边部或翼部，由于边水推进 的总趋势，死油区是比较容易处理的，若井排是中央井排，则两 侧的水驱效应一致，留下的死油区是不好处理的。
对油井来讲： 压力：上升--注水见效、注采比加大、新层参 加生产、储层改造措施。 平稳--注采平衡生产稳定。 下降--注水量降低、注采比降低、卡堵高压层段。 产量：上升--注水见效、工作制度（生产压差）加大、措施 作业有效、注采比可能增加、邻井控制生产。 平稳--注采平衡、工作制度稳定、没有采取措施作业。 下降—注采比降低、注水量降低、泵工作不正常、卡 堵生产层段、措施无效、结蜡、出砂、结垢、井底污染。
层间矛盾：由于油层垂向上的非均质性，在 笼统注水、合层采油过程中，构成了单层与单层 之间的差异，即层间矛盾。表现在各单层间的渗 透率相差很大，连通状况不一；在注水井内各单 层吸水能力不同，形成单层突进；在油井内高渗 透层出油多、见水快，低渗透层不能充分发挥作 用。 分析层间矛盾以井为单元，分析内容如下： 分析单层突进油层的特点及其对其他层的干扰程度； 分析不同开采阶段层间矛盾的变化特征； 对比不同井距、层系条件下的层间矛盾； 检查分层配水、分层配产对层间矛盾的调整程度； 分析各单层注采系统不同时对层间矛盾的影响
单井、井组动态分析
含水上升率：每采出1%地质储量时含水率的上升值。
一、动态分析基础知识
2、相关名词解释
综合递减率：下阶段采油量扣除新井产量后与上阶段采油量的差值，
再与上阶段采油量之比称为综合递减率，它反映油田老井采取增产措 施情况下的产量递减速度。综合递减为正值时表示产量递减，为负值 时表示产量上升动压力） 之差。
动液面:抽油井在正常生产过程中测得的油套管环形空间中的液面
深度叫动液面。
静液面:抽油井关井后，油套管环形空间液面逐渐上升，当升到一
定位置并稳定下来时，测得的液面深度叫静液面。
一、动态分析基础知识
2、相关名词解释
注采井组：一口注水井和几口生产井构成的单元称注采井组。 正注：从油管往井内注水叫正注。 反注：从套管往井内注水叫反注。 笼统注水：在注水井上不分层段，在相同压力下的注水方式叫笼统
自然递减率：下阶段采油量在扣除新井及各种增产措施增加的产量
之后与上阶段采油量之差值，再与上阶段采油量之比称自然递减率。 它反映油田老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度。自然递减
越快，稳产难度越大。
一、动态分析基础知识
2、相关名词解释
注采比：指在某段时间内注入剂（水或气）的地下体积和相应的
采出物（油、水和地下自由气）的地下体积之比。它主要分月注采 比与累积注采比。
最终采收率：油藏经各种方法开采后，最终采出的总采油量占原始地
质储量的百分率。 油层有效厚度：油气层的有效厚度指在现有工艺技术条件下，在工业 油（气）井内具有产油（气）能力的储集层厚度。
一、动态分析基础知识
2、相关名词解释
生产井：用来采油(气)的井叫生产井。 注水井：用来向油层内注水的井叫注水井。 配产与配注：根据方案要求或生产需要，对注水井和油(气)井层段
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。
井组动态分析
平均动 液面 （m）
669 674 680 683 656
备 注
由井组生产数据表显示，井组液量、 由井组生产数据表显示，井组液量、油量 4 407.8 87.3 678 51.7 86.9 655 415 含水、动液面均降低，分析认为油量的降 动液面均降低， 、6 含水、4 54.3 7 4 423.5 87.7 646 52.0 低是由液量降低造成的。 低是由液量降低造成的。
一、准备工作
直尺、铅笔、橡皮、 直尺、铅笔、橡皮、计算器 准 备 工 作 某一井组的生产数据表及所 属单井生产数据表 该井组的井位图、 该井组的井位图、油层连通图
二、分析步骤
（一）了解注采井组基本概况及开采现状 一 1、注采井组在区块（或断块）所处 的位置和所属的开发单元 2、注采井组内有几口油井和注水井， 它们之间的关系如何 3、油井的生产层位和注水井的注水 层位及它们的连通情况 4、注采井组目前的生产状况
井组动态分析
动态分析图中的图例和符号
井组动态分析是在单井动态分 析基础上进行的一项综合性较强的分 析判断工作， 析判断工作，也是采油工应掌握的技 能项目。 井组” 能项目。其“井组”的划分是以注水 井为中心， 井为中心，联系到周围油井和注水井 构成的油田基本开发单元。 构成的油田基本开发单元。井组动态 分析就是对开发单元中注与采的关系 及生产状况进行分析， 及生产状况进行分析，并提出合理的 的调整挖潜措施。 的调整挖潜措施。
6＃ 井 注 水 数 据 表
注 水 日 期 2000.12 2001.1 2 3 4 5 6 7 8 9 泵压 MPa 16.0 16.1 16.1 16.2 16.1 16.1 16.1 16.3 16.4 16.4 注入压力 油压 MPa 14.0 14.1 14.2 14.3 14.2 14.2 14.2 14.4 14.4 14.4 套压 MPa 12.0 12.2 12.3 12.4 12.3 12.3 12.3 12.5 12.5 12.5 配注 m3/d 180 180 180 180 180 180 180 180 180 180 21 实注 m3/d 178 175 179 180 180 179 178 180 179 179 配注 m3/d 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150 34 实注 m3/d 150 150 151 152 150 150 149 149 150 150 备注
井组动态分析实例.
11.6 0.0 11.6 0.0 1870
8.5
0.0 2月酸化(554)
8.5
φ38*3.6*6*2500 2000.12月底累计采油
0.0 18310吨
1700
2001年1-9月份油水井共措施2井次。水井B井于3月初增注，增注后日注 水量由13方上升到70方左右，增注效果良好，使整个井组的能量得到了有效 补充。油井酸化1井次，即B2井于2月酸化。酸化增油效果明显。日产液量由 13.5吨上升到18吨，日产油量由13.5吨上升到18吨，日增油4.5吨，不含水， 同时动液面开始回升，由2360米回升到2090米。截止9月底，该井累积增油 554吨。但4个月后产量开始逐渐下降，动液面继续回升。分析认为最可能的 原因是工况不正常（泵、管漏，结盐结蜡，尾管堵等）。建议该井检泵。
46690.9
1085
465 364 2170 2250 2232 2130 2232 2170 2160 16173
34923
1000
1200
1400
1600
1800
动液面
2000
2200
2400
80.0 70.0
日注水 70.0
75.0
72.0
71.0
72.0
70.0 7627..08
60.0
62.2
13.5
13.5 0.0 2360
18.0 17.8 18.2 17.0 126.0 133.3 141.0 108.5 18.0 17.8 18.2 17.0
0.0 0.0 0.0 0.0 2090 2020 2050 2080
15.0 45.0 15.0 0.0 1990
13.2 0.0 13.2 0.0 1950
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。
井组动态分析实例.ppt (09.3)PPT课件
0
0
0
0 1.7 3.7 7.3 62.2 67.8 下原油粘度20毫帕秒。
2442 2363 2354 2353 2333 2263 2219 1483 1400
油
1010.6 957.9 896 945.5 1161 1188.4 1111.8 1158.2 628.7 493.5 8540.9
井组动态分析实例
二○○六年九月
.
1
实例1: B井组动态分析
井号
层位
射孔井段（m）
砂层厚度 有效厚度 孔隙度 （m） （m） （%）
渗透率 （毫达西）
备注
431
3458.2-3459.4 1.2
0.8
15
63.3
B井
432
3466.2-3469.6 3.4
3.4
13
40.2
431
3442.2-3445.6 3.4 2.4 13.5
8.0 8.0 0.0 2480
7.6 7.6 φ32*3.0*4*2800
2000.12月底累计采油 0.0 2580吨
2500
B3井：从资料看，该井产液量，产 油量均在缓慢上升，产液量由5吨上升 到8吨，不含水，同时动液面也在回升， 由2670米回升到2500米。是一种典型的 注水见效反应。但由于该井离注水井较 远，不像B1井见效增产幅度大。考虑到 更远的B2井酸化后增产效果好，且B3 井物性较差，建议对该井实施酸化或压 裂增产措施。
11.6 0.0 11.6 0.0 1870
8.5
0.0 2月酸化(554)
8.5
φ38*3.6*6*2500 2000.12月底累计采油
0.0 18310吨
采油PPT课件：D-1井组动态分析
01-3 枣二/2.9/2
01-4 枣二/2.9/2
01-5 枣二/2.9/2
01-6 枣二/2.9/2
冲程/冲 次
(m/n/mi n) 5/3 5/3 5/3 5/3
5/3
5/3 5/3 5/3 5/3 5/3 5/3 5/3 5/3 5/3 5/3 5/3 5/3 5/3
B井生产数据表
日产液 日产油
156
1.8750 00-4
155
2.3400 00-5
153
2.7990 00-6
158
3.2730 00-7
160
3.7530 00-8
165
4.2480 00-9
170
4.7580 00-10
160
5.2380 00-11
170
5.7480 00-12
200
6.3480 01-1
210
6.9780 01-2
日期
生产层位
有效厚度/ 层数
00-1 枣二/2.9/2
00-2 枣二/2.9/2
00-3 枣二/2.9/2
00-4 枣二/2.9/2
00-5 枣二/2.9/2
00-6 枣二/2.9/2
00-7 枣二/2.9/2
00-8 枣二/2.9/2
00-9 枣二/2.9/2
00-10 枣二/2.9/2
00-11 枣二/2.9/2
D-1井组动态分析
分析内容提纲
第一部分 井组概况
构造井位图
油层剖面图
第二部分 井组资料
连通图
原油物性资料
生产数据
第三部分 单井动态分析
第四部分 井组动态分析
第一部分 井组概况
井组动态分析例题
8.5 6
8.6 6
8.2 6
8
6
P1(S41)
配注 m3/d
实注 m3/d
40
39
40
39
40
40
40
40
40
40
40
40
40
44
40
41
40
41
40
41
40
40
40
40
40
40
40
42
h
40
41
P2(S42-3)
水嘴 配注 实注 mm m3/d m3/d
4
30
30
4
30
32
4
30
33
4
30
32
4
30
30
4
30
31
4
30
32
4
30
30
4
30
31
4
30
32
4
30
31
20-01 水井生产 数 据 表
注入压力
泵压 MPa 15 14.5 14 15 14 15 14 14.2 14 13.5 12.0 13.5 13.2 14.0 12.4
油压 水嘴 MPa mm
8.6 6
8.5 6
9.0 6
9.0 6
9.0 6
8.7 6
8.2 6
8.5 6
8.3 6
8.2 6
8
6
8.5 6
8.2 6
8.2 6
8
6
P1(S41)
配注 m3/d
实注 m3/d
60
61
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井组动态分析试题一单位： 姓名： 成绩： 分动用小层、厚度、渗透率、射孔情况分析储层特征及射孔动用情况分析：（5分）从储层动用的厚度、地层渗透性情况分析看：平面上厚度从南到北由厚变薄，渗透率呈高到低，纵向上层内差异大，Ⅰ6层的61大于62小层，Ⅰ7层的72大于71小层。
62小层厚度较薄、渗透性差，油井全部射开动用，注水井未射孔注水，层内层间矛盾加剧。
二、开发生产情况1、利用天然能量弹性水驱开采（2001年1月-2004年12月）：此阶段投入生产井6口，01年井口产油1.325万吨，原油输差3.5％；02年井口产油1.215万吨，原油输差4.5％；03年井口产油1.105万吨，原油输差5.5％；04年井口产油0.956万吨，原油输差5.8％。
阶段末地层压力保持水平70％。
计算下列数据，每题3分： （1） 每采出1％地质储量的地层压力下降值：＝地层总压降/(核实累计产油/地质储量*100%)=（14.5-14.5*0.7）/((1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/68*100%) =0.85Mpa （2） 弹性水驱产率（单位压降下的产油量）：＝核实累计产油/地层总压降＝ (1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/(14.5-14.5*0.7）=0.8007*104t/Mpa （3） 弹性水驱产油量比值：=累计产油量/(地质储量*综合压缩系数*总压降）＝ (1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/(68*0.0012*(14.5-14.5*0.7))=9.8129 天然能量开采阶段能量状况的评价（6分）根据每采出1％地质储量压力下降0.85Mpa,水驱弹性产率0.8007*104t/Mpa ，弹性水驱产量比是1的9.81倍的情况看，天然能量较充足。
2、注水、采油状况分析：注水状况2口水井初期在笼统注水状况下，注水压力低，达到配注要求，2005年3月进行分注，均为1级2段注水，注水状况表明，层间吸水能力差异大，Z1井61小层注水持续变差，实施酸化增注有效期短。
71、2层在61小层注水变差的情况下Z1、Z2井均提高注水，动用状况的差异进一步加大， 71、2层在合注情况下，根据物性资料分析主要的吸水层是7 2小层。
油井产状变化主要问题分析（35分）：1、Z1井距离边水区近，注采关系好，对应注水井2口，注水前产量高、含水高。
注水后见效明显，产液、采油量上升、动液面回升，cl-值处于下降趋势。
05年9月-06年6月，含水上升快，产油量下降快，分析：Z1井注水方向性强，B1井渗透性好，而西北部的B2井见效后未及时放大压差生产，导致Z1井注水沿着高渗透的B1井方向突进，主要的作用层是72小层。
另一口注水井Z2的注水从注采反应情况分析看，注水主要往B4井波及。
2、B2井距边水区远，对应注水的是Z1井，注水前含水低。
Z1注水后有见效反应，表现在：产液、采油量有所上升，但幅度不大，动液面回升，cl-值处于下降趋势。
由于生产参数小，见效后未能放大压差生产，z1的注水往B1方向突进，05年12月以来，产量下降、动液面上升，分析是井筒管柱漏或泵况变差引起。
经示功图资料反映，泵充满较好， 井口憋泵表明泵工作状况基本正常，是由于油管漏失引起产量下降。
3、B3井距边水区远，与注水井的关系处在二线位置，从产状分析看，长期处于低能低产，注水未见效，分析一是物性相对较差，渗透率低，注水方向性强，沿高渗透方向突进。
二是存在地层污染堵塞的问题。
4、B4井注水前边水波及程度明显高于B2井，从产状分析看，Z2井注水后见效明显，产油、产液和动液面大幅度上升，cl-值下降，平面上看注水的方向性明显。
06年6月产状发生突变，液、油、动液面大幅降，应排除注水问题，分析是由于洗井不当或作业影响地层污染堵塞。
三、下步调整及措施意见 1、Z1井：（1）完善注采关系，62小层有采无注，实施62补孔注水；（2）测分层吸水剖面，搞清小层的实际注水状况；（3） 针对61小层长期吸水差，酸化改造有效期短的问题，实施升压注水；（4）71、2层实施细分注水；（5）可实施72小层调剖。
2、 Z2井（1）实施62补孔注水；（2）测分层吸水剖面；（3）酸化改造61小层；（4） 71、2层实施细分注水；（5） 72小层进行调剖或间隙注水,改善水驱效果，控制B4井含水上升。
3、B1井：封堵强水淹的72小层，减缓层间和平面上的矛盾。
4、B2井：（1）作业换油管；（2）放大生产压差，调整生产参数，冲程2.1调整到4.8米/分。
5、B3井：实施压裂引效。
6、B4井：实施酸化解堵。
井组动态分析试题二单位： 姓名： 成绩： 分2、井组的开发指标及有关数据对比分析：原油产量：截止06年6月底，累计产油3.955万吨；2004年产油1.68万吨；2005年产油1.54万吨；2006年上半年产油0.69万吨（原油进罐率95％计）。
产水量：累计产水10.166万立方米,2004年3.35万立方米；2005年4.566万立方米；06年上半年2.25万立方米。
注水量：累计注水14.0665万立方米，2004年5.52万立方米，2005年5.85万立方米；06年上半年2.62万立方米。
压力保持水平05年90％，06年上半年85％。
根据以上数据计算：（每问1分）（1） 求05年和06年上半年阶段总递减：05年总递减＝ (04年产油/366-05年产油/365）/(04年产油/366)*100％ ＝(1.68/366-1.54365)/(1.68/366)*100%=8.08%06年上半年总递减＝(1.54/365-0.69/181)/(1.54/365)*100%=9.65% （2）求05年、06年上半年的水油比和平均含水： 05年水油比＝05年产水/05年产油＝4.566/1.54=2.964905年平均含水＝水油比/(1+水油比）*100%＝2.9649/(1+2.9649)*100%=74.78% 06年上半年水油比＝06上半年产水/06上半年产油＝2.25/0.69=3.260906年上半年平均含水＝水油比/(1+水油比）*100%＝3.2609/(1+3.2609)*100%=76.53% （3）求04年、05年、06年上半年的阶段注采比及累计亏空： 04年注采比＝5.52/(1.68/0.95*1.08/0.85+3.35/0.95) ＝0.96 05年注采比＝5.85/(1.54/0.95*1.08/0.85+4.566/0.95) ＝0.8506年上半年注采比＝2.62/(0.69/0.95*1.08/0.85+2.25/0.95) ＝0.80Y1Y2 Y3Y4Y5 Z1Z2Z3累计亏空＝（3.955 /0.95*1.08/0.85+10.166/0.95)-14.0665＝1.9242万立方米（4）求05年、06年上半年地层压力及总压差：05年地层压力＝16.5*0.9＝14.85Mpa05年总压差＝14.85-16.5＝-1.65Mpa06年上半年地层压力＝16.5*0.85＝14.03Mpa06年上半年总压差＝14.03-16.5＝-2.47Mpa根据计算结果，分析开发形势（5分）：注采不平衡，注采比持续下降，地层能量下降，压力保持不住，产量递减快，含水上升较快，开发形势差。
水变差，注水量下降；Z2井吸水状况好，但负担重，1号层配注提高，但实注未提高，水嘴和压力有调整的条件，2号层吸水状况好，层内吸水状况不清。
2、Y1井单向受效于Z1井，由于Z1井长期注水状况差注水量下降，导致地层能量不足，使产液、产油量持续下降的主要原因；从泵效看，56mm*3*9工作制度，泵深1530米，沉没度小，泵况很差：泵效计算：04年12月份＝（7.1/0.85+6.9)/(0.028*0.028*3.14*1440*3*9)*100=15.94%06年6月＝（3.1/0.85+5.9)/(0.028*0.028*3.14*1440*3*9)*100%=9.98%3、Y2井由于Z1井注水差，Z2井分析注水主要往Y3井方向突进，呈产液量稳定，含水稳定，动液面下降的趋势。
06年6月份资料分析看，应是与井筒管柱或泵漏有关，依据是动液面大幅度上升。
4、Y3井产状变化趋势反映在，受Z2井注水作用明显，产液、含水、动液面持续上升，04年12-05年6月这阶段含水稳定，产油量增加，05年9-06年3月产油量下降，含水上升快，到06年6月产状进一步变差，根据注水情况，分析来水方向应是Z2井2号层的下部。
5、Y4井04年12月-05年12月份，产液、产油、含水稳定，动液面下降幅度不大，06年以来呈现异常变化，其影响因素判断为地层污染堵塞的特征。
6、Y5井06年12月-05年12月份，产液大幅度上升、产油量下降、含水突升，动液面大幅度上升，与注水状况不符合，其影响因素呈明显的管外窜的特征。
4、下步调整及措施意见（35分）：注水调整方面：1、Z1井（1）全井酸化改造；（2）升压注水提高注水能力。
2、Z2井（1）测同位素吸水剖面，搞清小层的吸水状况；（2）2号层细分注水；（3）2号层调剖，改善水驱效果。
3、Z3井（1）测同位素吸水剖面，搞清小层的吸水状况；（2）全井酸化改造，提高吸水能力，恢复地层能量。
油井措施方面：1、Y1井（1）换小泵加深泵挂，大冲程、小冲次生产；（2）Z1井措施提高注水后，Y1井实施压裂引效。
2、Y2井:采取作业检泵换管柱措施，恢复产能。
3、Y3井找堵水措施，封堵强水淹层。
4、Y4井：实施酸化解堵措施。
5、Y5井：实施作业大修找封窜措施，恢复正常生产。
井组动态分析试题三1、井组基本概况该区块为边水控制的断块油藏，东、南、西部受边水控制，北部受断层控制。
含油面积0.15km2，地质储量44万吨，标定采收率43％。
油层中部深度1020米，开采层位核三Ⅳ1、3、4小层，层间夹层3-5米，层内夹层0.3-2.5米。
储层特征表A油井、B油井小层数据表D油井、E油井小层数据表注水井小层数据表2、开发简况及数据计算该区块于1998年12月投入生产，有采油井4口，注水井2口，到2009年12月底，累计核实产油9.245万吨（井口产油9.56万吨），累计产水13.38万立方米（井口产水13.97万立方米），累计注水21.0万立方米，地层总压降1.5Mpa。
该区块在2008年井口产油0.88万吨，原油输差5.5％，2008年12月份井口产油625吨，12月份原油进罐率为95.5％；综合含水为62.1％，根据10-12月份核实产量，确定标定日产水平为25吨。