动态单井基本解释

动态单井的基本解释单井动态所需资料一般包括：静态资料：井别、投产时间、开采层位、完井方式、射开厚度、地层系数、所属层系、井位关系等。

动态生产数据及参数资料：日产液量、日产油量、含水率、日注水平、动液面深度，以及油井所用机型、泵径、冲程、冲次，投产初期及目前生产情况；注水井井下管柱、分层情况、注水压力、层段配注和实注水量等。

曲线及图表：单井生产曲线、注水曲线、吸水剖面曲线、产液剖面曲线、注水指示曲线；横向图、油砂体平面图、构造井位图、油水井油层连通图；油砂体数据表、油井生产数据表、注水井生产数据表、油水井措施前后对比表等。

（一）单井动态分析的基本内容单井动态分析主要包括以下四方面的内容：（1）基本情况介绍：介绍分析井的井号、井别、投产时间、开采层位、完井方式、射开厚度、地层系数、所属层系、井位关系；油井所用机型、泵径、冲程、冲次，投产初期及目前生产情况；注水井井下管柱、分层情况、注水压力、层段配注和实注水量等。

（2）动态变化原因及措施效果分析：分析历史上或阶段内调整挖潜的作法和措施效果，分析各项生产指标的变化原因。

采油井主要分析压力、产量、含水、油气比等变化情况；注水井则重点分析注水压力、注水量和分层吸水量等变化情况。

（3）潜力分析：通过对目前生产状况的分析，搞清目前生产潜力。

主要有加强生产管理的潜力；放大生产压差或提高注水压力的潜力；油井压裂、堵水的潜力；水井方案调整、细分注水潜力，改造增注潜力等。

（4）提出下步挖潜措施：通过潜力分析后，提出并论证改善单井开采效果的管理和挖潜措施，要求所采取措施针对性强，切实可行，有较高的经济效益。

（二）采油井动态分析的主要内容1.日常生产管理分析油井正常生产过程中产量、含水、流压和油气比等参数一般是比较稳定或渐变的，如果这些指标产生了突然的变化，说明生产中有了问题，要及时分析，找出原因，采取必要的措施。

2.抽油泵工作状况分析抽油泵工作正常与否，直接影响油井产量、含水和压力的变化，因此油井动态分析要首先排除抽油泵工作状况的影响。

关于抽油泵管理与工作状况分析的资料较多，这里不再赘述，要强调的是抽油泵工作状况分析，一定要结合油井产量、含水、液面和流压等资料进行综合分析，不能单纯地依靠某一种资料。

3.油井压力变化分析（1）静压变化分析。

油田投入开发后，油井关井测得的静止压力代表的是目前的油层压力，对于单井来说是动油层压力，对于非均质多油层油田的油井静压实际上是各小层压力按地层系数Kh加权平均的平均压力。

小层地层系数越大，小层压力对全井平均压力的影响越大，因此油井地层压力往往反映的是油层性质相对较好油层的压力，它低于高压小层的静止压力，又高于低压小层的静止压力。

在多油层的情况下，油井在某一制度下生产，各小层以自身压力在井底混合流动压力下参与生产，并不按全井静止压力进行工作。

因此，更有意义的是分析小层压力，但受测试条件的限制，目前还不能完全做到这一点。

注水开发油田，影响油层压力变化的主要因素是井组注采比的变化。

油层静压下降说明注采比下降，采得多、注得少，油层内部出现亏空，能量消耗大于能量补充，此时应加强注水；反之说明注大于采，应适当减少注水量。

在分析油井压力变化时，应首先分析资料的可靠性，在排出资料因素的影响后，要结合周围水井注水状况、油井本身工作制度的变化和周围油井生产情况等资料综合分析。

（2）井底流动压力变化分析。

井底流动压力是油层压力在克服油层中流动阻力后剩余的压力，又是垂直管流的始端压力，它的变化主要受两方面因素的影响。

注水见效后，地层压力上升，在油井工作制度不变的情况下，流压上升。

油井见水后，随着含水上升，油水两相在油层中流动的阻力小于纯油时流动的阻力，井底流动压力上升，同时由于含水率上升，井筒中液柱比重增大，流压也要上升。

另外，如果油井工作不正常，开采不正常，井底流压也要上升。

4.油井含水情况分析注水开发油田，或油层有底水时，油井生产一段时间后就会出水，油井见水后，要做好以下几方面的分析工作。

（1）分析水源。

油井中的水一般包括两类，即地层水和注入水，判断方法如下：①油层有底水时，可能是油水界面上升或水锥造成。

②离边水近时，可能是边水推进或者是边水舌进造成。

这种情况通常在边水比较活跃或油田靠弹性驱动开采的情况下出现。

③水层窜通，夹层水或上下高压水层，由于套管外或地层因素引起的水层和油层窜通。

④注水开发油田，可能是注入水推至该井。

⑤油井距边水、注入水都较近时，总矿化度长期稳定不变是边水，总矿化度逐渐降低是注入水。

⑥油井投产即见水，可能是误射水层，也可能是油层本身含水（如同层水或主要水淹层）。

（2）分析主要见水层。

判断主要见水层通常有以下几种方法：①根据生产测井资料判断在注水开发油田，利用注入水温度低的特点，通过测井温判断油井见水层位，也可通过测环空找水或噪声测井等资料判断。

②根据分层测试资料判断利用封隔器分层测试找出出水层位，自喷井还可以用找水器找出出水层位。

③根据油层连通情况判断注水开发油田，注入水在油层中的运动主要受油层渗透率和油层沉积条件的影响，通常情况下，渗透率高的油层先见水，有效厚度由注水井向油井逐渐变薄的油层先见水，油水井渗透率相近，分布面积小的条带状砂体先见水，处于砂体主体部位的油层先见水。

④注指示剂判断见水层位及来水方向在注水井中注入特殊的化学示剂，然后在见水井上取样分析，若样品中含有该种指示剂，即可知道此井见水层位和来水方向。

⑤根据油水井动态资料判断注水井（或层）停注或控注，油井含水率下降可以判断为来水方向；油水井连通性好，注水井注水强度高的油层是主要见水层；初含水量大的是主力油层见水，初含水量小是非主力油层先见水。

（3）含水率变化分析。

注水开发的油田，油井含水率变化有一定的规律性，不同含水阶段，含水率上升速度不同。

低含水期，由于水淹面积小，含油饱和度高，水的相对渗透率低，含水上升速度缓慢；中含水期情况相反，含水上升速度快（尤其是高粘度油田）；高含水期，原油靠注入水携带出来，含水上升速度减慢。

油井含水上升速度除了受规律性的影响外，在某一阶段主要取决于注采平衡情况和层间差异的调整程度。

一个方向特别是主要来水方向超平衡注水必然造成油井含水突升；一个或多个层高压、高含水，必然干扰其它层的出油，使全井产量下降。

因此分析油井含水率变化时，可以从以下七个方面入手：①结合油层性质及分布状况，搞清油、水井连通关系。

②搞清见水层特别是主要见水层主要来水方向和非主要来水方向。

③搞清油井见水层位及出水状况。

④分析注水井分层注水状况，各层注水强度的变化，分析主要来水方向、次要来水方向注水变化与油田含水变化的关系。

⑤分析相邻油井生产状况的变化。

⑥分析油井措施情况。

⑦确定含水变化的原因，提出相应的调整措施。

5.产油量变化分析油井产油量从现象上看与油井产液量和油井含水率有关，产液量越高、含水率越低，日产油量越高；从本质上看与油层内部各种因素的变化有关，根据平面径向流公式，流体从油层内流向井底遵循公式：式中：q——井的产油量，t/d；k——油层有效厚度，μm2；h——生产层有效厚度，m；μ——地层原油粘度，m；D——地面原油比重；β——地层原油体积系数；——地层静压，MPa；Pf——井底流压，MPa；R——井的供油面积半径，m；r——完井半径，m；S——井壁阻力系数，m；kh/μ——流动系数，μm2·m/ MPa·s。

从上式可以看出，影响油井日产量的因素有：（1）油层有效厚度（h）。

油层有效厚度指的是油井供油面积范围内所开采油层的平均厚度，在开采过程中，由于种种原因，一部分油层由于未射开，或被泥浆、砂、蜡等杂质堵塞，使有效厚度变小，造成产量下降；在正常生产中，由于层间压力的差异，也会有一部分射开油层的有效厚度不出油。

（2）油层的有效渗透率（K）。

它是油井所处位置油层的一种物理性质，决定了原油通过的难易程度。

当油层内部未出现游离状态的气和水时，K值基本上保持不变；当油层中出现了游离的气体和水以后，油层里就开始了多相流动，这时油相K值就会逐渐变小，引起产量下降。

（3）地层原油粘度(μ)。

原油粘度在采油过程中一般不会突然变化，但当油层压力降低到饱和压力以下时，原油中溶解的天然气开始游离出来，μ值会增高，原油流动性能变差，降低油井的产量。

（4）供油面积半径(R)。

R值越小,越有利于提高单井产油能力，但动态分析时，一般不考虑R值的变化。

（5）井的完井半径（r）。

井径越大，采油指数越大，但由于不经济，一般不采用这种办法提高产量，一般计算时可以用钻头半径或套管半径来代替。

（6）井壁阻力系数（S）。

在井壁油层部分，存在一圈附加的渗透层，当这一圈的渗透率基本上与油层渗透率相同时，井底可看做是完善的；如果大于油层渗透率是超完善的；如果小于油层渗透率时是不完善的。

对于完善井来说S值是零，而对于不完善井和完善井则分别为正值和负值。

确定S 值的最有效方法是应用压力恢复曲线取得。

（7）油井生产压差( －Pf)。

生产压差越大，单井产量越高，反之则下降。

6.分层运用状况分析在注水开发多油层非均质砂岩油田过程中，搞清油井产量及压力、含水的变化，必须进行分层动态分析，了解分层运用状况及其变化。

而分层运用状况分析，主要是层间差异的分析。

层间差异产生的原因及表现形式：（1）油层性质不同。

多油层合采情况下，由于各小层之间渗透率相差较大，造成层间差异，可以用单层突进系数来表达，即一口井内渗透率最高的油层渗透率与全井厚度权衡平均渗透率的比值。

（2）原油性质不同。

（3）油层注水强度不同，造成油层压力的差异。

（4）油层含水不同，对水的相渗透率也不同，高含水层往往是高压层，干扰其它油层正常出油。

7.气油比变化分析气油比反映每采出一吨原油所消耗的气量。

一个油藏所含油、气数量有一定的比例，这是原始气油比；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。

对于注水开发的油田，由于地层压力的稳定，气油比也比较稳定；当含水率达到60%～70%时，气油比上升；当含水率达到80%~90%时，气油比升到最高值，随后又下降。

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。

（三）注水井动态分析的主要内容注水井动态分析的目的就是把注水井管理好，尽量做到分层注采平衡、压力平衡，保证油井长期高产稳产。

1.注水井油、套管压力变化分析正注井的油管压力，表示注入水自泵站，经过地面管线和配水间到注水井井口的压力，也叫井口压力。

正注井的套管压力表示油管与套管环形空间的压力，下封隔器的井，套管压力只表示第一级封隔器以上油管与套管之间的压力。