1、延长油田注水动态分析培训,延长油田股份有限公司 2013年10月,汇报提纲,第一部分、单井和井组动态分析 1、动态分析工作简介 2、动态分析具体内容 3、动态分析应准备的资料 4、什么是单井井组动态分析 5、如何进行单井、井组动态分析 6、措施选择与效果评价 7、实例分析 8、抽油机井和注水井录取资料规定,汇报提纲,第二部分、油田动态分析 1、油田动态分析及主要内容 2、油藏分类 3、油田开发阶段划分 4、主要生产技术指标及确定方法 5、可采储量和采收率确定方法 6、水驱潜力评价方法 7、递减分析 8、剩余油常规分析方法 9、实例分析,汇报提纲,第三部分、动态分析常用图件的绘制 1、平面等值线
2、图的绘制（Geomap） 1.1储量动用程度平面分布图 1.2 含水率平面分布图 2、生产状态平面图的绘制（Geomap、石文） 2.1连通关系平面分布图 2.2油井受效平面图 2.3试油柱状图 2.4累计注水、累计产油产水饼状图 2.5初期与目前产量对比图 2.6吸水指数平面图 2.7层历年地层压力柱状图 3、注采连通删状图的绘制（石文）,1、动态分析工作简介,1、什么是动态分析通过油田生产数据和专门的测试资料来分析研究油田开采过程中地下油、气、水的运动规律，检验开发方案及有关措施的实施效果，预测油田生产情况，并为方案调整及采取新措施提供依据的全部工作统称油田动态分析。 2、为什么要进行动态
3、分析油藏投入开发后，油藏内部诸因素都在发生变化：油气储量的变化、 地层压力的变化、驱油能力的变化、油水分布状况的变化等。动态分析就是研究这些变化，找出各种变化之间的相互关系以及对生产的影响。通过分析解释现象，认识本质、发现规律、解决生产问题。提出调整措施、挖掘生产潜力、预测今后的发展趋势。,2、动态分析具体内容,1、重点分析的内容（1）对含水与产液量变化情况的分析；（2）对主要增产增注措施的效果分析；（3）对注水效果评价分析；(4）对注采平衡和能量保持利用状况的分析；(5）对储量利用程度和油水分布状况的分析。通过以上分析，对油藏注采系统的适应性进行评价，找出影响提高储量动用程度和注入水波及系数
4、的主要因素，从而采取有针对性的调整措施，提高油藏的开发效果和采收率。,2、动态分析具体内容,2、储量的相关概念 （1）石油地质储量：在地层原始条件下具有产油（气）能力的储层中油（气）的总量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。 （2）表内储量：指在现在技术经济条件下具有工业开采价值并能获得社会、经济效益的地质储量。（3）表外储量：在现有技术经济条件下开采不能获得社会、经济效益的地质储量。但当原油（气）价格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。,2、动态分析具体内容,2、储量的相关概念,2、动态分析具体内容,2、储量的相关概念 （4）动用地质储量：指已上报生产能力或已投入开
5、发生产的探明储量。 （5）可采储量：是指在现代技术和经济条件下，能从储油（气）层中采出来的那一部份油（气）储量。 （6）技术可采储量：是指在给定的技术条件下，经理论计算或类比估算的、最终可采出的油气数量。 （7）经济可采储量：是指在当前已实施的或肯定要实施的技术条件下，按当前的经济条件（如价格、成本等）估算的、可经济开采的油气数量。 （8）剩余可采储量：是指油（气）田投入开发后，可采储量与累积采油（气）量之差。 （9）水驱储量：直接或间接受注入水或边底水驱动和影响的储量。(10)损失储量：在目前已定的注采系统下无法采出的储量。 （11）采收率:采出油量占原始地质储量的百分率，以ER表示。 （1
6、2）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。,2、动态分析具体内容,3、注采平衡的相关概念 （1）注采平衡：注入油藏水量与采出液量的地下体积相等（注采比为1）叫注采平衡。,注：注水的目的是为了保持地层压力，从而使得油井井底能形成较大的生产压差，这里说的地层压力指的是油井周边的地层压力，而非注水井周边的地层压力，对于低渗特低渗储层来说，由于物性差，流体难以流动，地层导压系数很低，存在憋压现象，注水井压降试井得到的地层压力往往要大于井组内油井的地层压力，物性越差，憋压就越严重，水井地层压力与油井地层压力的差值也就越大，在注水实践中表现为：注水井越来越难注进水，而
7、油井产液仍旧非常低，体现出自然能量开发特征，注水效果不明显。 一般来说，油藏物性越差，注采平衡对于保持地层压力的效果也就越差。流体产生压力从本质上来说是由于受到了挤压，是弹性势能的体现，压力的大小与受挤压的程度相关。由连通器原理，中高渗油田由于储层渗流阻力小，注入水从注水井井底比较容易就能到达采油井的周边区域，从而挤压油井周边地层流体，使得油井地层压力升高，注采平衡政策效果较好。而对于低渗特低渗储层，由于渗流阻力大，在低注入压力和低注水量的情况下，注入水很难到达采油井的周边区域，如果存在（人工）裂缝，则注入水容易沿着裂缝形成指进，使得裂缝对应的油井产液和含水上升，容易表现出水淹特征；而如果井底
8、没有明显裂缝，则注入水就会在水井近井地带滞留，抬升水井近井地带的地层压力，使得注水压力也随之上升，表现出憋压现象。以上2种情况都使得离裂缝较远的（如果存在裂缝）油井由于没有注入水供给，地层压力持续下降，注水效果差。,2、动态分析具体内容,3、注采平衡的相关概念 （1）注采平衡：注入油藏水量与采出液量的地下体积相等（注采比为1）叫注采平衡。,理论上，在连通管完全没有阻力的情况下，注采平衡能完全防止出口端压力下降，渗流阻力越大，入口端注入流体对出口端的保压效果越不明显。此时往往需要注大于采。长庆有很多注水效果较好的油田累计注采比都大于1。每个油田合理注采比得通过相关调整配注试验得到。为了让更多的油
9、井受效，就得设法让注入水尽可能流到目的油井的近井地带（不通过裂缝），假设注水井井底没有明显裂缝的情况下（例如不压裂投注），只有通过高注入压往地层注入更多的水来强行提高水井近井地带的压力，从而建立起有效的驱替压力梯度，才能把注入水“输送”到更远的地方去。 在地面注水系统能满足注入压力的情况下，不建议对水井储层进行大规模改造，因为裂缝加重了储层的非均质性，使得注水容易形成指进，降低波及系数，故认为裂缝对注水是弊大于利。只有在地层吸水能力很差，地面注水系统难以完成配注的情况下，可以考虑对水井采取相应的解堵增注措施。,2、动态分析具体内容,3、注采平衡的相关概念 （2）注采比：指在某段时间内注入剂（水
10、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。（3）地下亏空体积：在人工注水保持地层能量的过程中，注入水体积与油层采出液体体积之差，称为地下亏空体积。 （4）存水率：累积注入量减去累积产水量后占累积注水量的百分数。（5）水驱指数：是指每采出1吨油在地下的存水率。它表示每采出1吨油与地下存水量的比例关系。指数越大，需要的注水量越大。,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,主要内容 （1）油田地质图表：即构造图、小层平面图、油砂体图、油藏剖面图、连通图、小层数据表等等； （2）油层物理性质：即孔隙度、渗透率、含油饱和度、原始地层压力、油层温
11、度、地层倾角、胶结物含量与成分等； （3）油水流体性质：即密度、粘度、含蜡、含硫、凝固点；天然气组分；地层水矿化度、水型、氯离子含量等； （4）其它资料：油层厚度、含油面积、地质储量、标定最终采收率、可采储量、油层连通数据、非均质性、油藏类型、油、气、水界面数据以及钻井、试油、试采、试注成果数据。,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,主要图件 包括井位构造图、小层平面图、油藏剖面图、油层连通图、油层柱状图、油砂体平面图。,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,3、动态分析应准备的资料,1、油田
12、地质资料,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,注：油砂体平面图：描述平面上油水分布情况。对于构造油藏有重要意义，但对于油水混储的岩性油藏意义不大。,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,注：剩余油分布图：描述剩余油分布，有多种方法：例如上图利用的是油井含水分布来表述。还有利用剩余油饱和度分布来表述，但我们认为采用剩余可采储量分布来表述最符合低渗油藏的开发需求。,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,油
13、田地质概念 （1）油层有效厚度：油气层的有效厚度指在现今工艺技术条件下，在工业油（气）井内具有产油（气）能力的储集层厚度。 注：这个概念不是完全静态的，随着技术进步，以前为无效储层的可能就变成了有效储层，即有效厚度增加。 （2）岩石绝对孔隙度：包括有效孔隙和无效孔隙在内的总孔隙体积Vtp与岩石外表体积Vr的比值称为绝对孔隙度a,用小数或百分数表示。 注：这个概念既难测而且实际开发意义也不大，反映的仅仅是地质沉积特征和成岩作用强弱而已。,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,油田地质概念 （3）岩石有效孔隙度：岩石中流体可以进入其中的连续或相互连通的孔隙体积与岩石外表体积的比值称为有效孔隙
14、度。 （4）油层渗透性：在一定压差下，岩石允许流体通过的性质称为渗透性，其大小用K来表示。 （5）绝对渗透率：用空气测定的油层渗透率，也叫空气渗透率。 （6）有效渗透率：当岩石中多相流体共存时，其中某一相流体在岩石中通过的能力，称为有效渗透率或相渗透率。岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。 注：由于非混相流体界面存在界面张力，而这个力在整个渗流系统中表现为附加阻力，这点从相渗曲线上很容易发现。,3、动态分析应准备的资料,1、油田地质资料,油田地质概念 （7）相对渗透率：当岩石中为多相流体共存时，每相的有效渗透率与绝对渗透率的比，称为岩石的相对渗透率，以小数或百分数表示。 （8）地层
15、压力：地层中流体承受的压力称为地层压力，又称油藏压力。 （9）原始地层压力：油、气在未开采前的地层压力称为原始地层压力。 （10）原油饱和压力：是在油层温度下全部天然气溶解于石油中的最小压力，也可以说是在地层温度下，从液相中分离出第一批气泡时的压力，亦称泡点压力。 （11）目前地层压力：是采油过程中某一时期的地层压力。,3、动态分析应准备的资料,2、油水井生产动态资料,包括油水产量、含水、动液面、压力、出油剖面、剩余油测试、井口及井下温度、注水量、注水压力、吸水剖面、分层测试资料等；生产动态资料要进行分类整理、加工，编绘成图、表、曲线。,3、动态分析应准备的资料,2、油水井生产动态资料,生产动
16、态相关概念 （1）配产与配注：根据方案要求或生产需要，对注水井和油井层段确定注水量和产油量的工作。 （2）油管压力（油压）：表示油气从井底流到井口后的剩余压力； 油压=流动压力-油气混合液柱重力-摩擦力。 （3）套管压力（套压）：表示油、套管环形空间内，油和气在井口的剩余压力。 （4）采油压差：指油井地层压力与油井生产时的井底压力（流动压力）之差。对生产井又称“生产压差”，对排液井又称“排液压差”。 （5）流动压力：是指油井在正常生产时，所测得的油层中部压力。 （6）地饱压差：地层压力与饱和压力之差。,3、动态分析应准备的资料,2、油水井生产动态资料,生产动态相关概念 （7）流饱压差：井底流动
17、压力与饱和压力之差。 （8）地层总压差：油藏或开发层系原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。 （9）正注：从油管往井内注水叫正注。 （10）反注：从套管往井内注水叫反注。 （11）合注：从油管和套管同时往井内注水叫合注。 （12）笼统注水：在注水井上不分层段，在相同的压力下的注水方式叫笼统注水。 （13）分层注水：在注水井上对不同性质的油层区别对待，应用封隔器、配水器为主组成的分层配水管柱，用不同压力定量注水的方式叫分层注水。 （14）启动压力：注水井开始吸水时的压力。 （15）注水压差：注水井注水时的井底压力（流动压力）与地层压力之差。,1、油水井生产动态资料,生产动态相关概念 （16）注
18、水强度：单位射开油层厚度的日注水量。（17）吸水指数：水井日注水量除以注水压差所得的商。吸水指数的大小反映油层吸水能力的强弱，在注水井管理中应用比较广泛，可根据吸水指数的变化，分析判断注水井的井下工作状况及油层吸水情况。,3、动态分析应准备的资料,2、油水井生产动态资料,油藏动态监测的主要内容 （1）油井测压； （2）注水井测压； （3）油井测产液剖面； （4）注水井测吸水剖面； （5）流体性质分析（原油半分析、全分析、注入水分析、采出水分析、伴生气分析等）； （6）井下技术状况测井 油井采油曲线：是油井的生产记录曲线，反映油井开采指标的变化过程，是开采指标与时间的关系曲线。 曲线的应用： 进
19、行油井动态分析，选择合理工作制度； 了解油井生产能力，编制油井配产计划； 判断油井存在问题，检查措施效果。 分析注水效果，研究注采调整。,3、动态分析应准备的资料,3、动态分析应准备的资料,3、动态分析应准备的资料,3、工程资料,包括钻井、固井、井身结构、井筒状况、地面流程等。,4、什么是单井井组动态分析,1、单井动态分析的内容,通过单井生产数据和地质资料，分析该井工作状况及其变化情况、原因，进行单井动态预测，并为改善单井生产情况提供新的措施依据的全部工作统称单井动态分析。,分析油井酸化、压裂、堵水、调层、补孔、调参、放差生产后的产量，含水变化情况，是否需要对注水井进行调水；注水井增注、调剖、
20、调层后的吸水情况，分析油水井措施后增产、增注效果。影响措施效果的原因及今后措施意见。分析油井出砂、结盐、结膏、结蜡规律，提出油井掺水、热洗、加药降粘、清蜡等工作管理制度，分析井下落物，管理串槽、套管变形，以及分注、分采（堵水）井封隔器密封情况，并提出处理意见。分析见效情况（产量上升、流压（动液面）、静压上升，还是下降，见效方向），见水时间，及含水上升趋势，产量变化情况。,4、什么是单井井组动态分析,2、井组动态分析,一口注水井和几口生产井构成一单元称注采井组，又称注采单元。通过井组内的注水井和生产井情况的综合分析，以掌握井组范围内的油、水运动规律，注采平衡情况及其变化，并为改善井组注采状况提供
21、进行调整措施的依据的全部工作称井组动态分析。,5、如何进行单井井组动态分析,1、动态分析常用方法,基本方法有四种：统计法、作图法、物质平衡法、地下流体力学法。,2、动态分析流程,从“上”至“下” （从仪器、仪表井口流程井筒 地层） 从“大”到“小” （从区域构造井区井组单井） 从“过去”至“现在” （从历史现状）,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,油田注水开发三大矛盾 （1)层间矛盾：非均质多油层油田笼统注水后，由于高中低渗透层的
22、差异，各层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、采油速度、水淹状况等方面产生的差异。 (2)层内矛盾：在一个油层的内部，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗透层中有高渗透条带，注入水沿阻力小的高渗透带突进。由于地下水、油的粘度、表面张力、岩石表面性质的差异等形成了层内矛盾。 (3)平面矛盾：一个油层在平面上，由于渗透率高低不一，连通性不同，使井网对油层控制情况不同，注水后使水线在平面上推进快慢不一样，造成压力、含水和产量不同，构成了同一层各井之间的差异。,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,油井见效主要特征 “四升一稳一降”：日产油能力上升、动液面上升、泵
23、效上升、地层压力上升；含水平稳；生产气油比下降。,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,常见注水井措施 (1)动态调水（调整日注水量、间歇注水）,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,常见注水井措施 (2)注水井水力解堵,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,常见注水井措施 (3)注水井酸化增注 如注水井完不成配注,分析注水层段存在污染和堵塞,可对注水井层进行酸化处理, 解除或减轻注水层段的污染和堵塞,改善吸水剖面,提高注水井层渗透率,降低注水压力,提高注水量,满足配注要求。 (4)注水井分层增注或换封 计算分层注水量，对比分层配注，对达不到配注的注水井层位
24、可进行分层增注。了解油层或层段的吸水能力;鉴定分层配水方案的准确性;检查封隔器是否密封;配水器工作是否正常;检查井下作业施工质量等。根据封隔器验证结果，对失效封隔器进行换封。,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,常见注水井措施 (5)注水井加装增压泵对15-25MPa系统压力注不进的注水井可加装增压泵。,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,常见注水井措施 (6)注水井超高压增注 对启动压力大于30MPa，注入压力35-50MPa的注水井可实行超高压注水。,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,常见注水井措施 (7)注水井分注或调剖吸水剖面：注水井在一定的
25、注入压力和注入量的条件下各吸水层的吸水量，一般用相对吸水量表示。 吸水剖面主要解决的五方面问题: (1)确定配注层段内小层的吸水能力; (2)确定油层内的吸水剖面; (3)确定串槽井段; (4)发现封堵器不密封; (5)检查封隔器的位置是否正确. 注水井调剖:就是调整注水井的吸水剖面。由于注水层段差异大，高渗透层吸水能力强，形成严重的水串现象（即所谓有大孔道），而低渗透层却注不进水。为了提高注水波及体积，提高注水驱油效率，利用某些化学调剖剂封堵高渗透层，达到调整吸水剖面的目的。,5、如何进行单井井组动态分析,3、注水井动态分析,常见注水井措施 (8)注水井转注,5、如何进行单井井组动态分析,4
26、、油井动态分析,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,油井含水上升-掺水,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,油井含水上升-掺水,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,液量下降-结蜡,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,液量下降-结蜡,蜡卡： a.上下行负载线均出现不规则圆弧波； b.上下行负载线均超过理论值； c.严重时上行负荷巨增巨减，下行负荷巨减巨增；,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,液量下降-泵漏或管漏,5、如何进行单井井组动态分析
27、,4、油井动态分析,液量下降-泵漏或管漏,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,（1) 正常： a. 基本呈平行四边形； b. 左上角和右下角负载线常有振动波纹； c. 深井中力传递滞后及动载荷增大使示功图顺时偏转。,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,（2)固定凡尔漏失： a.延长光杆减载过程，减载线夹角越大，下行线收缩越厉害，漏失越严重； b. 右上角尖、左下角呈圆弧，曲率中心在示功图内或左上方。,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,（3)出油凡尔漏失： a.延长光杆加载过程，加载线夹角越大，上行线收缩越厉害，漏失越严重；b.左下角尖、右上角呈圆弧，曲率中
28、心在示功图右下方。,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,（4)吸入和排出都漏失： a.上下行均不能有效加载卸载，示功图一般呈椭圆条带状位于理论值之间； b.漏失越严重示功图越窄。,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,液量下降供液不足,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,液量下降供液不足,供液不足： a.减载线不能卸载只有活塞碰到液面才立即卸载； b.加载线和减载线平行； c.泵体内液面越低下行负载线越短，当上下负载线接近重合时将因冲满系数为0而不出油。,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,液量下降地层堵塞,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动
29、态分析,1.确定合理的工作制度： a确定合理的生产压差 通过改变抽油参数，进行系统试井，取得不同采油压差下的产油量、含水、油气比、出砂等资料；根据取得的系统试井资料，进行综合分析，确定出合理的生产压差；如果没有系统试井资料，可根据经验或邻近同油层井的资料，选取合理的压差，以后在生产中再进一步验证和调整。 b根据选定的合理压差决定泵深,c确定泵径、冲程、冲次 在油层供液充足的情况下，泵径、冲程、冲次三个参数决定了抽油井效率的高低。一般情况下，应坚持“长冲程、中等冲次、小泵径”的原则。,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,2.压裂,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,3.补
30、孔,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,4.卡堵水,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,5.化学堵水,主要是运用化学堵剂调整层间矛盾或大厚层的层内矛盾。,5、如何进行单井井组动态分析,4、油井动态分析,6.大修,W4-13-4井2005年12月因突然高含水，5天内日产油由正常时的6t0t，分析为套管漏失。查套后发现有三段漏点：78.19-87.85；424.68-435.13m；635.61-742.05m；该井水泥返高724.5m。分析认为：该井套漏井段在水泥返高以上，有换套潜力。,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,1.关于泄油面积,对于特低渗油藏
31、来说，压裂后的裂缝就犹如一条高速公路，把山区里的人都接到大城市里来了。,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,2.如何提高注水波及系数,平面上： 设计合理的井网（井密、井排、井距），标准为：与裂缝系统匹配，与注采压力系统匹配。最终形成合理的注采压力系统，即各个区域的有效净驱替压力梯度均大于0，此时原油可以流动，油井泄油面积增大。减少死油区。 纵向上：提高水井有效吸水厚度，加大水井射开程度和增加水井注水层位，同时采取措施减少储层纵向非均质性。 措施分类：物理的和化学的，近井的和远井的。,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,3.分注井选井选层标准,1、地质上具备分
32、注条件延长油田垂直人工裂缝：两套油层组之间（长4+5与长6)发育一定厚度（5m）的稳定隔层；两套油层组（长4+5和长6）均具有一定的开发潜力。2、开发上具备分注条件 已有2个注水层位，且2个层位之间的隔夹层未被压裂所压穿。如只有一个注水层位但可以补孔的井也满足该条件。3、层间矛盾突出。 一般情况下，不建议进行层内分注，层内矛盾难以用井筒范围的工艺解决，需要化学手段。,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,4.配注的原则,以注水强度大小为配注主要参考指标 特低渗储层油水渗流规律与常规储层不一样，从建立有效驱替压力系统角度考虑，影响油井受效程度和见水快慢的主要参数是注水强度，低渗油
33、田地层压力很难恢复和保持，注水强度不宜过小，同时为了防止速敏和水线单向突进过快，注水强度也不宜过大，适宜注水强度数值区间可由油田注水经验确定。单井注水强度确定后根据注水层段储层渗砂岩厚度即可得到单井全井配注。对于分层注水井，可根据分注小层对应油井生产层位连通厚度确定劈分系数，从而得到各小层配注。,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,4.配注的原则,对于延长油田老区，井网不规则、水井多为转注井的情况，合理注水强度设定主要与以下参数有关。,本次研究选取最小注采井距、压裂规模、井组渗透率和井组油井累计亏空量这四个参数。不同区块可依据本区实际情况酌情调整选取参数。 最小注采井距决定了
34、井组内哪口井容易水淹，这里主要考虑主地应力方向（人工裂缝方位）的最小注采井距，该数值越小，合理注水强度越小。 压裂规模决定了人工裂缝缝长，这里主要考虑水井压裂规模和最小注采井距对应的油井压裂规模，数值上取值为水井加砂强度与该油井加砂强度之和。 为了更易于理解，简化计算，借用压裂穿透比和压力梯度概念，把参数一和参数二合并，定义新的参数”注水突进系数”，该数值越大，对应注水强度越小。,井组渗透率决定了井组储层基质岩心物性好坏，取值为井组内油水井平均渗透率，简单一点也可只用水井注水层段渗透率代替，该数值越大，对应注水强度越小。 井组油井累计亏空量代表了地层亏空程度，取值为井组内一线受效油井按照一定的
35、劈分系数确定的累计产液量之和减去注水井累计注水量，简单一点也可不考虑劈分，直接把油井累产液相加减去累计注水。该参数数值越大，注水强度越大。对于同步注水或超前注水等不亏空的井组，该参数可省略。,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,延长油田由于单井产量数据不够准确，给动态分析带来了困难，为了了解单井地层压力和渗流情况，从而为单井治理措施的提出提供充足依据，可以通过分析试井资料得到。油田试井通过监测井底压力变化及相应试井理论得到井底地层的渗流特征，而试井本身存在多解性，故要求解释人员不仅应具备丰厚的试井理论基础，同时还要对鄂尔多斯盆地地质特征以及延长油田油井开发特征有着深入的了解。
36、 由渗流力学原理，油井日产液量为生产压差与产液指数的乘积，生产压差反映流体驱替能量的大小，注水开发主要通过提高和保持地层压力的手段为油井提供合理的生产压差，而产液指数则为储层渗流能力好坏的综合体现，储层主要渗流通道为人工裂缝与基质岩心，故可用表皮系数（裂缝系统渗流能力）与流动系数（基质岩心渗流能力）两个参数来综合表征储层渗流能力。,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,利用试井资料来进行措施选取，可参考如下简单原则： 1）如果生产压差小，说明地层压力不够，则需继续加大注水力度。 2）如果表皮很大，若诊断曲线表现出复合油藏特征
37、，说明储层存在堵塞，需要解堵；若表现出均质油藏特征，说明人工裂缝有效缝长和导流能力大为减少，则需要重复压裂；若该井含水较高且产液不低，重复压裂可能会导致进一步水窜，则可以考虑暂堵转向压裂工艺。 3）如果日产液很大，产液指数很高且井底压力恢复区间大，说明有充足供给源，则水淹可能性很大。,5、如何进行单井井组动态分析,5、措施选取与效果评价,实例：长庆旗96-97井措施前快速测压曲线表皮很大且表现出明显复合油藏特征，遂对该井进行酸化解堵，酸化后曲线表现出明显条带状油藏特征。单井产油从1.29t/d上升到4.22t/d，增产效果明显。,5、如何进行单井井组动态分析,6、实例分析,实例一 注水井措施效
38、果分析,5、如何进行单井井组动态分析,5、实例分析,实例一 注水井措施效果分析,5、如何进行单井井组动态分析,6、实例分析,实例二-计算井组相关指标,5、如何进行单井井组动态分析,6、实例分析,实例二-计算井组相关指标,（1）要求： 计算井组采出程度、采油速度、含水上升速度及上升率、流动系数、注水强度、月注采比、综合递减、自然递减。 绘制出B井井组的注采对应曲线； 根据所绘曲线，结合有关资料分析井组的生产动态； 提出井组、单井下步的管理与调整措施意见及依据。,5、如何进行单井井组动态分析,6、实例分析,实例二-计算井组相关指标,采出程度： 是指一个油田开发至任一时间内累积采油量占地质储量（可采
39、储量）的百分数。它反应油田储量的采出情况。 2000年底采出程度=（17260+18310+2580）/10000）/80*100=4.77% 2001年9月采出程度=（17260+18310+2580+8541）/10000）/80*100=5.84% B井组 生产资料汇总（对井组生产数据进行汇总）,5、如何进行单井井组动态分析,6、实例分析,实例二-计算井组相关指标,含水上升速度：指某一时间内油井含水率或油田综合含水的上升数值。 含水上升速度=（67.8-0）/9=7.53% 含水上升率：每采出1%地质储量时含水率的上升值。 含水上升率=阶段含水差/阶段采出程度差=（67.8-0）/（5.
40、84-4.77）=63.4 注水强度：单位射开油层厚度的日注水量。 注水强度=72/4.2=17.1m3/m,5、如何进行单井井组动态分析,6、实例分析,实例二-计算井组相关指标,月注采比： 综合递减：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，它产映油田老井采取增产措施情况下的产量递减速度。综合递减为正值时为产量递减，负值时表示产量上升。自然递减：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。,5、如何进行单井井组
41、动态分析,6、实例分析,实例二-计算井组相关指标,5、如何进行单井井组动态分析,6、实例分析,实例二-计算井组相关指标,措施：井组注水井增注后注水见效，但见水后含水上升很快，注水井层间物性差异较大，井组平面水驱不均匀，先可进行动态调水，下步进行分注缓解层间与平面矛盾。 目前B1井水淹，B2井管柱不正常，B3井见注水效果目前生产情况较好。下步可对B1井卡堵431生产432，B2井检泵，后期考虑补层。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,1调驱效果评价 注采井组杨52-33井组内油井调驱前产油较低，含水较高，水井吸水剖面存在尖峰状吸水，故经作业区研究决定对水井杨52-33井实施
42、深部复合调驱，施工时间为2011年8月23日到2011年9月8日，共计17天，实际泵注时间14天，有效工作时间336小时，泵入工作液共计1400m3，使用药剂9.86t。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,为了对调驱效果进行评价，我们统计了调驱前10天油井的平均生产数据，单井平均日产油为1.1t/d，平均含水达到81.45%；调剖后第15天，即9月23日单井平均日产油1.18t/d，平均含水81.17%； 11月14日单井平均日产油1.34t/d，平均含水80.37%。截止到2011年10月18日，仅三口井措施效果较
43、好，为杨52-34、杨51-33和杨51-32，各累增油61.19t、24.41t和3.59t。从调驱开始实施到11月14日的84天时间里，措施总共增油89.20t。其余3口井在统计时间内没有增油，但进入9月下旬后均已开始呈现出不同程度的产油上升特征。总体措施效果为增油量较低，井组含水没有明显下降，但从各单井生产曲线来看，措施前日产油呈下降趋势，而措施后日产油呈上升趋势，调驱后水井注入压力始终保持在7MPa以上，说明大的高渗带基本堵住。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,该井组措施是经研究共同讨论后确定的，施工过程中也不存在明显问题，但措施效果到目前为止仍不令人满意，有必
44、要弄清楚目前效果不够理想的原因，需要从地质和开发角度对该井组进行再认识，同时这也为下一步制定调整措施提供依据。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,2 调驱效果原因分析 首先绘制了井组内各单井2011年7月到11月14日的日采油曲线，并按照措施效果好坏对其进行了排序，按从好到差依次为杨52-34、杨51-33、杨51-32、杨52-32、杨53-34和杨53-33井。各单井采油曲线如下图所示。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,2 调驱效果原因分析 从受效特征来看，受效明显的杨52-34和杨51-
45、33井表现为产液产油上升，含水稳定或下降，反映出油井近井地带地层压力得到了回升，而受效不明显的井产液产油含水等均比较平稳，从平面受效程度图来看，调驱后注入水主要流向东部和北东。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,2 调驱效果原因分析 从注采层位储层物性上来看，杨52-33井组注采层位为延92，而井组内延92储层物性较好的分布区即是杨52-34-杨51-33-杨51-32一带，这个地质特征与目前调驱受效情况基本吻合。注水井杨52-33井延92物性是目前延92注水的水井里最差的，渗透率仅为16.4md，这也是该井组内油井长期以来受杨52-33井注水受效程度低的主要原因。,实例
46、三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,2 调驱效果原因分析 从中部区域各油井单井井史来看，井组内多口油井为多向受效井，如杨51-32、杨51-33、杨52-34和杨53-34井，水井杨54-34井注水层位为延10，与周边油井均不对应，故注采动态分析不考虑该井。多向受效油井受杨52-33井注水影响程度明显不及其他水井。如杨51-32油井、杨51-33均与水井杨50-32注采动态关系明显；杨52-34、杨53-34均与水井杨53-35注采动态关系明显等。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,3 单井井史分析 1、杨53-33井 该井是井组内问题最严重的井，也是措施
47、效果最不明显的井，从井史上来看，该井于2001年1月投产，长期以来产液比井组内其他油井低，维持在2m3左右。初步分析其产液低可能为以下原因投产时压裂效果较差储层物性较差注水受效方向单一。09年5月修井，2010年10月新补孔830833m，补孔后暴性水淹，日产液由2m3/d突升到12m3/d，动液面上升了200m，含水突升到97%以上，接近明水。本次分析认为该井水淹为底水锥进导致，理由如下： 该井延10段发育一水层，且从测井图上看，该井延92+3和延10段为一大厚砂体，地层应力差小，而2010年10月的补孔压裂施工曲线图上看到了明显的地层破裂的特征，故分析压裂时裂缝向下延伸，把延93和延10之
48、间的致密砂岩压穿。故仅对杨52-33井实施调驱无法解决该井的水淹问题。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,3 单井井史分析2011年10月25日对注水井杨54-34关井，停止给延10注水，油井杨53-33井在11月5日开始，产液从12.7m3/d下降到10.3m3/d，产油从0.11t/d上升到0.41t/d，含水从99.7%下降到96%（图2-1）。关井措施效果非常明显，说明我们上面推断杨53-33井延10底水锥进导致水淹的观点基本成立。下一步继续对杨54-34井关井，以后可以考虑把杨54-34井延92层段补开，下入分隔器封延10注延92。杨53-33井计划上提泵挂，同
49、时准备对杨53-33井实施底水油藏控水压裂工艺。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,3 单井井史分析 2、杨53-34 该井于2001年1月投产。该井渗透率较低但为多向受效井，2001年5月受杨52-33转注影响，液量上升。2005年10月产液产油上升分析原因为受杨53-35井注水上调影响，其与同时间段杨54-35井生产动态特征基本一致，故分析其主要受效方向来自于杨53-35井。,实例三-长庆某区块延9一口井调驱效果分析及调整措施制定,3 单井井史分析 3、杨52-32 该井于2000年12月投产。2001年6月受杨52-33井转注影响，产液产油出现小幅度上升，2009年8月和2010年4月测压。该井渗透率较低，唯一注水受效方向为杨52-33井，但从生产历史来看，其注水受效程度不明显，产液较平稳，产油持续下降，含水稳步上升，表现出自然能量开发特征。主要原因为注采井储层物性较差、注水强度偏小，流向该井的注入水不足等。,
