油水井動態(tài)分析法2013年10月

油水井動態(tài)分析2013年10月第一章

油水井動態(tài)分析基礎知識第二章

動態(tài)指標的計算第三章油水井動態(tài)分析所必需的圖表和曲線第四章油水井動態(tài)分析程序油水井動態(tài)分析主要內(nèi)容第一章油水井動態(tài)分析基礎知識

巖石的孔隙體積與巖石的總體積之比叫巖石的孔隙度。埋在地下的巖石，雖然受壓力的作用和膠結(jié)物的粘結(jié)已經(jīng)變得堅硬緊密，但是組成巖石的顆粒與顆粒之間仍有一定的孔隙，石油就是儲存在這些小孔隙里。第一節(jié)儲油層的主要特性巖石的孔隙度分為：

1、絕對孔隙度：巖石全部孔隙體積與該巖石總體積的比值。

2、有效孔隙度：巖石中相互連通的孔隙體積與巖石總體積的比值。一般所指的孔隙度為有效孔隙度，用百分數(shù)表示，是計算儲量，評價油層特性的一個重要指標。一、儲油層孔隙度第一節(jié)儲油層的主要特性3、膠結(jié)方式：砂粒與膠結(jié)物之間的接觸關系。

基底膠結(jié)：膠結(jié)物含量很多，碎屑顆粒分散在膠結(jié)物中，彼此不接觸，儲油物性最差。

孔隙膠結(jié)：膠結(jié)物含量較基底膠結(jié)少，膠結(jié)物分布在碎屑顆粒之間的孔隙中，碎屑大都是互相接觸，儲油物性較好。

接觸膠結(jié)：膠結(jié)物含量更少，分布在碎屑顆接觸的地方，儲油物性最好。影響孔隙度大小的因素：

1、砂巖碎屑顆粒：顆粒均勻，顆粒直徑大，孔隙度也就大。

2、膠結(jié)物：砂巖主要膠結(jié)物是泥質(zhì)和灰質(zhì)，灰質(zhì)膠結(jié)比泥質(zhì)膠結(jié)牢固，膠結(jié)物含量高，巖石比較堅硬。如果油層膠結(jié)物含量少，且是泥質(zhì)膠結(jié)，則巖石疏松，因此在生產(chǎn)過程中油井易于出砂。

滲透率：表示儲油巖滲透性大小的一個指標。單位：平方微米（μm2）

1平方微米=1達西=1000毫達西二、儲油層滲透性第一節(jié)儲油層的主要特性滲透率分為以下幾種：

1、絕對滲透率：用空氣測定的油層滲透率，它反映巖石的物理性質(zhì)。

2、有效滲透率：多相流體在多孔介質(zhì)中滲流時，某一相流體的滲透率叫該相流體的有效滲透率。除了反映巖石的物理性質(zhì)以外，還與流體的性質(zhì)及流動特性有關，油田在開發(fā)過程中，油層的有效滲透率是在不斷發(fā)生變化的，即油層中由油的單相流動變?yōu)橛蜌馑瑫r流動，巖石對油的有效滲透率就會隨著這種變化而降低。

3、相對滲透率：有效滲透率與絕對滲透率的比值。滲透率在油層平面上和縱向上差異：滲透率在油層平面上和縱向上差異是很大的，這是因為巖石在沉積成巖時，受許多因素影響，這些因素是：1、巖石孔隙度大?。?、巖石顆粒的均勻程度；3、膠結(jié)物含量多少第一節(jié)儲油層的主要特性

縱向上差異構(gòu)成了注水開發(fā)中的層間和層內(nèi)矛盾；平面上的差異構(gòu)成了注水開發(fā)中的平面矛盾。3605測井圖滲透率(X10-3μm2)SPML7476818283757879

油層孔隙中含有石油多少叫油層的含油性，表示含油性多少的指標叫含油飽和度。

含油飽和度是指油層孔隙中石油體積與巖石的有效孔隙體積的比值。第一節(jié)儲油層的主要特性三、油層的含油性1、有效孔隙度2、有效滲透率3、絕對滲透率4、含油飽和度第一節(jié)儲油層的主要特性復習巖石中相互連通的孔隙體積與巖石總體積的比值。用百分數(shù)表示，是計算儲量，評價油層特性的一個重要指標。多相流體在多孔介質(zhì)中滲流時，某一相流體的滲透率叫該相流體的有效滲透率。用空氣測定的油層滲透率，它反映巖石的物理性質(zhì)。是指油層孔隙中石油體積與巖石的有效孔隙體積的比值。5、將你所管的油井的油層的有效孔隙度、有效滲透率和含油飽和度等資料收集并整理出來。1、顏色：石油的顏色不一，有無色透明、淡黃、黑綠、淡紅、黑色等。石油的顏色與其膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的含量有關（膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量愈高，石油質(zhì)量也會變差），一般它們的含量愈高，顏色愈深。

2、相對密度：在標準條件（溫度在20℃和壓力為0.1兆帕）下原油密度與4℃下純水密度的比值。一般石油的相對密度小，表明輕餾份多，工業(yè)價值高。

3、粘度：在一定條件下，原油受外力作用移動時，原油分子間產(chǎn)生的內(nèi)摩擦力。原油粘度的單位為毫帕·秒，符號為mpa·s。1毫帕·秒=1厘泊在油水井動態(tài)分析中，我們經(jīng)常根據(jù)原油物性的化驗資料來判定和鑒別主要出油層。第二節(jié)原油的性質(zhì)及油田水的化學成分一、地面原油的物理性質(zhì)1、地層原油的體積系數(shù)：地層原油體積與地面脫氣原油的體積的比值。在地層條件下的原油，由于溶解大量的氣體和熱膨脹的影響大于彈性的影響，所以原油的地下體積一般大于其地面體積，因此，一般地層油的體積系數(shù)大于1。地層原油體積系數(shù)是用來計算石油地質(zhì)儲量、注采比等指標的換算系數(shù)。

2、地層原油的壓縮系數(shù)：壓力每增減一個兆帕時，地層油的體積變化率。是分析油層驅(qū)油能量的一個重要參數(shù)。

3、地下原油粘度：地下原油的粘度比地面原油要小得多，這是因為地下溫度高，液體分子間的吸引力相對減少，所以液體的粘度減小。二、地層原油的物理性質(zhì)1、油田水中所含的主要離子陽離子：鉀（K+）、鈉（Na+）、鈣(Ca2+)、鎂(Mg2+)陰離子：氯（Cl-）、硫酸根(SO4

2-)、碳酸氫根(HCO3-)、碳酸根(CO32-)

地層水生成于封閉的還原環(huán)境，所以它不含硫酸根離子，而地表水生成于氧化環(huán)境，所以它含硫酸根離子，因此，硫酸根離子的有無是區(qū)別地層水和地表水的依據(jù)之一。2、油田水的總礦化度總礦化度是指溶解在水中礦物鹽的總量，用毫克/升表示。地層水和地表水礦化度差別大，在油水井動態(tài)分析中常常根據(jù)總礦化度和氯離子多少來判定油井見的是注入水還是地層水。在現(xiàn)場油水井動態(tài)分析中，我們經(jīng)常根據(jù)油田水的水型和總礦化度來分辮注入水與地層水。地層水的總礦化度一般大于10000毫克/升，水型常常是氯化鈣或氯化鎂。三、油田水實例：(1)該塊的油藏類型是什么?(2)油井是否受效？(3)油井受效的主要依據(jù)是什么?(4)你對井組挖潛有什么意見?（1）該塊油藏是斷層遮擋的邊水油藏。（4）注水井在油井投產(chǎn)前已注水，油井地層壓力保持在原始壓力附近，由于注水量較大，已形成舌進。因此，當注水量減少時，油井壓力下降，使其他方向的油進入井底，造成含水下降，產(chǎn)量上升。實踐說明，在適當保持油層壓力的前提下，控制注水，適當減少注水量或間歇注水，可收到良好的挖潛效果。（2）該井受到明顯的注水效果。（3）油井見水后其礦化度由高變低，說明已見到注入水；注水井注水量變化，其壓力、產(chǎn)量、含水相應變化，說明對應關系明顯。1、

什么叫總礦化度？油田水中所含的陽離子和陰離子有哪些？2、

怎樣利用水型和總礦化度進行油水井動態(tài)分析？3、

調(diào)查你所管的油井歷年水型和總礦化度的變化？復習溶解在水中礦物鹽的總量，用毫克/升表示。陽離子：鉀、鈉、鈣、鎂；陰離子：氯、硫酸根、碳酸氫根、碳酸根地層水的總礦化度一般大于10000毫克/升，水型常常是氯化鈣或氯化鎂。第三節(jié)油田的儲量

1、地質(zhì)儲量：是指在地層原始條件下，具有產(chǎn)油能力的儲集層中石油和天然氣的總量，以地面條件的重量單位表示。2、可采儲量：是指在現(xiàn)代工藝技術和經(jīng)濟條件下，從儲油層中可采出的油氣總量。是反映油田開發(fā)水平的一個綜合性指標。對于一個油田來講，可采儲量與地質(zhì)儲量的比值，稱為采收率。一、地質(zhì)儲量和可采儲量

計算石油儲量的公式為：二、石油儲量的計算第三節(jié)油田的儲量Q─石油的地質(zhì)儲量，萬噸h─油層平均有效厚度，米B─石油體積系數(shù)m─油層平均有效孔隙度，%A─含油面積，平方公里r─地面脫氣原油的相對密度S─油層平均含油飽和度

能夠采出具有工業(yè)價值的石油的油層厚度稱為油層有效厚度。三、油層有效厚度1、

什么是地質(zhì)儲量？什么是可采儲量？

2、列出計算儲量的公式（容積法）

3、

什么是油層的有效厚度？第三節(jié)油田的儲量復習地質(zhì)儲量是地層原始條件下，具有產(chǎn)油能力的儲集層中石油和天然氣的總量，以地面條件的重量單位表示。可采儲量指在現(xiàn)代工藝技術和經(jīng)濟條件下，從儲油層中可采出的油氣總量。能夠采出具有工業(yè)價值的石油的油層厚度稱為油層有效厚度。

層間矛盾是指高滲透油層與中低滲透油層在吸水能力、水線推進速度等方面存在差異性。高滲透層連通好，注水效果好，吸水能力強，產(chǎn)量高，油層壓力高，但是見水快，容易形成單層突進，成為高含水層，并干擾中低滲透產(chǎn)油能力的發(fā)揮。第四節(jié)注水開發(fā)過程中的三大矛盾一、層間矛盾合注

層間矛盾的實質(zhì)是同一油井中，各層注水受益程度不同，造成各油層壓力和含水率相差懸殊，在全井統(tǒng)一流動壓力的條件下，生產(chǎn)壓差不同，使中低滲透層的出油越來越差，使得全井或全區(qū)塊的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)受到威脅。調(diào)整層間矛盾的方法是在油水井中下入封隔器、配水器，把性質(zhì)不同的油層封隔開，對不同性質(zhì)的油層實行分層注水和分層采油，使高、中、低滲透油層同時都發(fā)揮作用，以提高油田開發(fā)水平。第四節(jié)注水開發(fā)過程中的三大矛盾層間矛盾的調(diào)整第四節(jié)注水開發(fā)過程中的三大矛盾一個油層在平面上由于滲透率高低不一樣，連通性不同，使井網(wǎng)對油層控制情況不同，因而注水后，使水線在不同方向上推進快慢不一樣，使之壓力、含水、產(chǎn)量不同，構(gòu)成同一層各井之間的矛盾，叫平面矛盾。二、平面矛盾

平面矛盾的實質(zhì)是注入水受油層非均質(zhì)性控制，形成不均勻推進，造成局部滲透率低的地區(qū)受益差，以致不受益。因此調(diào)整平面矛盾，實質(zhì)上就是要使未受益或受益差的地區(qū)充分受益，提高其驅(qū)油能量，降低阻力，達到提高注水波及面積，多拿油少出水的目的。其方法是根據(jù)油井的需要，經(jīng)常調(diào)整注水井的水量，注水強度，補打新井，完善注采井網(wǎng)，以調(diào)整平面矛盾。第四節(jié)注水開發(fā)過程中的三大矛盾平面矛盾的調(diào)整第四節(jié)注水開發(fā)過程中的三大矛盾受效明顯的油井主要分布在油層的北面，西南面油井受效不明顯這種注水受效差異主要受油層平面上物性影響所以，補充油藏西南部地層能量時應盡量考慮內(nèi)部注水，并對油層物性進行同步改造。陳3-70井3-7構(gòu)造部位井號日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水動液面泵深東中部陳3-6307.375.6-10631702陳3-1017.12.486.0-4751503陳3-131210.313.8-9101652陳3-6210.110.10.11697西南部陳3-892.670.8-10181754陳3-664.13.86.2-162117983-66一般在注水開發(fā)初期，層間矛盾是主要的，隨著注入水侵入井內(nèi)，平面矛盾就逐漸暴露出來。而層內(nèi)矛盾則是長期存在的，到了油田開發(fā)后期，進入全部水洗采油階段，層內(nèi)矛盾將上升為主要矛盾。第四節(jié)注水開發(fā)過程中的三大矛盾陳3-55井釓中子測井結(jié)果表明：23號層底部物性好，所以水淹嚴重陳3-55井釓中子測井結(jié)果在同一油層內(nèi)，上下部位有差異，滲透率大小不均勻，高滲透層中有低滲透條帶，低滲透層中也有高滲透條帶，注入水沿阻力小的高滲透條帶突進，形成了層內(nèi)矛盾。三、層內(nèi)矛盾

層內(nèi)矛盾的實質(zhì)也是不同部位受益程度和水淹狀況不同，高壓高含水段干擾其他段不能充分發(fā)揮作用。層內(nèi)矛盾突出的，一般是高滲透的厚油層。調(diào)整方法是用選擇性堵水，使高滲透條帶的滲透率變低，改變吸水剖面和產(chǎn)液剖面，注表面活性劑，降低油水粘度比，尋求合理的注水強度。層內(nèi)矛盾的調(diào)整第四節(jié)注水開發(fā)過程中的三大矛盾1、層間矛盾2、平面矛盾3、層內(nèi)矛盾4、你所管注采井組，目前最突出的矛盾屬于哪一種？你打算如何解決？第四節(jié)注水開發(fā)過程中的三大矛盾復習層間矛盾是指高滲透油層與中低滲透油層在吸水能力、水線推進速度等方面存在差異性。一個油層在平面上由于滲透率高低不一樣，連通性不同，使井網(wǎng)對油層控制情況不同，因而注水后，使水線在不同方向上推進快慢不一樣，使之壓力、含水、產(chǎn)量不同，構(gòu)成同一層各井之間的矛盾，叫平面矛盾。在同一油層內(nèi)，上下部位有差異，滲透率大小不均勻，高滲透層中有低滲透條帶，低滲透層中也有高滲透條帶，注入水沿阻力小的高滲透條帶突進，形成了層內(nèi)矛盾。第二章

動態(tài)指標的計算

第一節(jié)產(chǎn)油指標1、產(chǎn)油量通常是指油井或油田的日產(chǎn)油量、月產(chǎn)油量和年產(chǎn)油量。使用最多的是日產(chǎn)油量，單位是噸。2、折算年產(chǎn)油量折算年產(chǎn)油量=日產(chǎn)油量×365天

或月產(chǎn)油量/月日歷天數(shù)×365天折算年產(chǎn)油量是用月產(chǎn)油量預測一年生產(chǎn)情況，所以它與實際年產(chǎn)油量是有一定差額的。3、生產(chǎn)能力單位時間的產(chǎn)油量，叫做生產(chǎn)能力。生產(chǎn)能力是按日歷時間計算的，它沒有考慮油井的利用率和油井時率等因素。4、生產(chǎn)水平單位時間的實際產(chǎn)油量，叫做生產(chǎn)水平。它考慮了油井的利用率和時率。日產(chǎn)水平是油量除以每月天數(shù)，所得的平均值一、產(chǎn)油量二、采油速度和采出程度第一節(jié)產(chǎn)油指標采油速度和采出程度是油田開發(fā)狀況的重要指標，是代表一個油田開發(fā)水平高低的標志。1、采油速度折算采油速度是表示按目前生產(chǎn)水平所能達到的采油速度，它可以測算不同時期的采油速度是否能達到開發(fā)要求。根據(jù)測算結(jié)果，分析原因，采取相應的調(diào)整挖潛措施，來提高采油速度。第一節(jié)產(chǎn)油指標2、采油程度3、采油指數(shù)三、遞減率遞減率是指單位時間的產(chǎn)量變化率。分為自然遞減率和綜合遞減率。第一節(jié)產(chǎn)油指標第一節(jié)產(chǎn)油指標復習1、某采油隊有油井43口，地質(zhì)儲量為2000萬噸，1988年7月，該隊的日產(chǎn)水平為893噸，8月日產(chǎn)水平為870噸，該隊從1970年投入開發(fā)，累計到1988年8月共采原油635萬噸：求：（1）該隊以1988年8月為基數(shù)的折算年產(chǎn)油量；（2）分別計算1988年7月和8月的平均單井日產(chǎn)油量；（3）計算1988年8月的折算采油速度；（4）計算1988年8月的采出程度。第一節(jié)產(chǎn)油指標解：（1）折算年產(chǎn)油量=日產(chǎn)油量×365天=870×365=317550（噸）（2）7月平均單井日產(chǎn)油量=日產(chǎn)水平/油井數(shù)=893/43=20.8（噸/口）8月平均單井日產(chǎn)油量=日產(chǎn)水平/油井數(shù)=870/43=20.2（噸/口）（3）1988年8月的折算采油速度（4）1988年8月的采出程度第一節(jié)產(chǎn)油指標2、某油田1989年全年產(chǎn)油量為18.3萬噸，其中新井產(chǎn)油量為0.8萬噸，老井措施增加產(chǎn)油量為0.7萬噸，1988年12月的日產(chǎn)水平為550噸，求：（1）計算該油田的年自然遞減率（2）計算該油田的年綜合遞減率第一節(jié)產(chǎn)油指標1、靜水柱壓力：指井口到油層中部的水柱壓力。靜水柱壓力=油層中部深度×水的密度/100單位：兆帕2、原始地層壓力：是指油層未開采前，從探井中測得油層中部壓力。它可以衡量油田驅(qū)動能力的大小和油井自噴能力的強弱。3、靜止壓力：它是指油井關井后，待壓力恢復到穩(wěn)定狀態(tài)時，所測得的油層中部壓力，簡稱為靜壓。在油田開發(fā)過程上，靜壓的變化與注水和采出的油、氣、水體積大小有關，如果采出的體積大于注入體積時，油層出現(xiàn)虧空，靜壓就會比原始地層壓力低，為了及時掌握地下動態(tài)，油井需要定期測靜壓。4、流動壓力：是指油井在正常生產(chǎn)時所測得的油層中部的壓力，簡稱流壓。流入井底的油就是依靠流動壓力將油舉行到地面的。一般流壓的高低，直接反映出油井自噴能力的大小。第二節(jié)油田壓力指標一、油層壓力二、生產(chǎn)壓差靜壓與流壓差值叫生產(chǎn)壓差。三、總壓差原始地層壓力與目前地層壓力的差值叫做總壓差。四、抽油井靜液面和動液面1、動液面：抽油井在生產(chǎn)過程中，油套管環(huán)形空間的液面深度。2、靜液面：抽油井關井后，油套管環(huán)形空間的液面逐漸上升，等到液面穩(wěn)定下來后，所測得的液面深度叫靜液面。3、液面與壓力的換算流壓=（油層中部深度—油層動液面）×原油密度/100

單位：兆帕1兆帕=105帕=106牛頓/米2利用動液面，可以分析深井泵的工作狀態(tài)和油層供液能力，對于注水開發(fā)的油田，根據(jù)油井液面變化，能夠判斷油井是否見到注水效果，為調(diào)整注水層段的注水量以及抽油井的抽汲參數(shù)提供依據(jù)。第二節(jié)油田壓力指標1、靜止壓力

2、流動壓力3、原始地層壓力第二節(jié)油田壓力指標復習指油井關井后，待壓力恢復到穩(wěn)定狀態(tài)時，所測得的油層中部壓力，簡稱為靜壓。是指油井在正常生產(chǎn)時所測得的油層中部的壓力，簡稱流壓。是指油層未開采前，從探井中測得油層中部壓力。4、某井在投產(chǎn)初期，測得某油層的原始地層壓力為20.1兆帕，目前生產(chǎn)該層段，井段為1992米到2010米，1988年8月測得該井靜液面為47米。該井的井中液體重度為9711.8牛頓/立方米，求該井總壓差。第二節(jié)油田壓力指標解：油層中深=（1992+2010）/2=2001（米）流壓=（油層中部深度—油層靜液面）×原油密度/100=（2001-47）*9711.8/100=18.98(MPa)總壓差=原始地層壓力-目前地層壓力=20.1-18.98=1.12(MPa)答：該井總壓差1.12MPa。第三節(jié)產(chǎn)水指標與注采比是指油田或油井的日產(chǎn)液量中，日產(chǎn)水量所占的重量百分數(shù)。它表示油田、油層或油井的水淹狀況，反映了油田的地下水淹程度。含水率分為單井含水率、油田綜合含水率、井組綜合含水率、區(qū)塊綜合含水率，其計算公式如下：一、含水率綜合含水率=當油田或油井見水后，含水率將隨著油田采出程度的增長而不斷上升，含水上升速度和含水上升率就是表示油田或油井含水上升快慢的主要指標，它反映了油田注水開發(fā)的效果。1、含水上升速度：單位時間內(nèi)含水率的上升值。2、含水上升率：每采出1%的地質(zhì)儲量，含水率的上升值，計算公式：第三節(jié)產(chǎn)水指標與注采比二、含水上升速度和含水上升率1、注水強度注水井單位有效厚度油層的日注水量。單位：立方米/米·天注水強度選擇的是否合適，對保持和恢復油層壓力及調(diào)含水上升速度有直接影響，因此，只有在充分掌握油井的壓力，含水及生產(chǎn)能力變化的前提下，才能準確地確定合理的注水強度。

2、注采比注入劑地下體積與采出物地下體積之比。三、注采比第三節(jié)產(chǎn)水指標與注采比1、某注采井組共有油井6口，注水井2口，1987年12月兩口井的注水量為834立方米/日，6口生產(chǎn)井的日產(chǎn)油見表，該井組的地質(zhì)儲量為234.8萬噸，體積系數(shù)1.1，原油密度0.85，計算：（1）計算該井組1987年12月綜合含水率；（2）分別計算1987年12月注采比。復習題第三節(jié)產(chǎn)水指標與注采比第三節(jié)產(chǎn)水指標與注采比解1：

各油井產(chǎn)油量之和=21+7.5+11+30+15+12=96.5（噸）各油井產(chǎn)液之和=122.5+34.2+78.4+254.2+62.4+107.2=658.9（噸）綜合含水率=（658.9-96.5）/658.9×100%=85.4%解2：=834/（96.5*1.1/0.85+562.4）=1.2答：井組綜合含水率85.4%，井組注采比1.2。

2、某油田1987年12月的綜合含水率為83.2%，采出程度為28.5%，1988年6月該油田的綜合含水率為85.3%，而采出程度為29.2%，求該井的含水上升率。第三節(jié)產(chǎn)水指標與注采比解：=（85.3-83.2）/（29.2-28.5）*100%=3%答：該井的含水上升率為3%第三章油水井動態(tài)分析

所必需的圖表和曲線

1、應用井位圖可以確定注采井組在區(qū)塊或斷塊中的位置，搞清所分析的井組是否與邊水鄰近，是否靠近斷層，以判斷和分析油井的邊水突進或注水見效情況。第一節(jié)地質(zhì)圖的應用一、 井位圖5-7904-5175X0995-8295-1025-0105x2144-1013X1185-1153-1563N1262826-1814N1727-1875x2315-1875-2023x1713-1065x1972-135-1915-1585-1917-2057-2378x2158-220新油井新水井老水井老油井5x2014-1143-1014x1964-1834x1323x1338-10非主力層井網(wǎng)圖

2、應用井位圖可以弄清油井與油井，油井與注水井之間的井距，以判斷分析井間干擾問題和水線推進情況。井網(wǎng)圖34第一節(jié)地質(zhì)圖的應用3、通過井位圖還可以看出注采井網(wǎng)的完善情況和注水方式。310483100831088310839n1039018310673106831063井網(wǎng)問題：1、油井多水井少，注采井數(shù)比小，一方面導致地層能量下降，另一方面使油井形成單向受效，油層水淹速度加塊。2、構(gòu)造東高西低，注入水受重力作用由東向西加速推進，加劇了油層水淹速度第一節(jié)地質(zhì)圖的應用第一節(jié)地質(zhì)圖的應用1、應用油水井連通圖可以了解每口的小層情況，如砂層厚度，認識注水井哪些層是在無功注水，油井哪些層沒有受到注水的影響，哪些層是多向受益，哪些層是單向受益。二、油水井連通圖對于油井采得出而注水井注不進的小層，要在注水井采取酸化增注。對于水井注得進而油井采不出的小層，要在油井放大生產(chǎn)壓差生產(chǎn)或者進行酸化壓裂。對于油井采不出，水井也注水進的小層，則要在油水井同時采取措施，以改善油層的流動條件，發(fā)揮注水效能，穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)。油水井連通圖第一節(jié)地質(zhì)圖的應用1、進行油水井動態(tài)分析，選擇合理工作制度。第二節(jié)綜合曲線圖一、采油曲線2、應用采油曲線可以掌握油井產(chǎn)量的變化發(fā)展趨勢，聯(lián)系歷史，分析現(xiàn)狀，預測將來。第二節(jié)綜合曲線圖滾動產(chǎn)能建設階段(01年5月至03年4月)注水開發(fā)、完善注采井網(wǎng)階段(03年12月至今投注許淺1-13、1-4、1-10、1-8井3、判斷油井存在問題，檢查措施效果。第二節(jié)綜合曲線圖補層合采套管破4、分析注水效果，研究注采調(diào)整。許淺1-3井注采關系曲線液量油量注水量第二節(jié)綜合曲線圖1、根據(jù)注水曲線，可以經(jīng)常檢查、分析配注指標完成情況。2、掌握吸水性能。3、從注水曲線上各項指標的變化，可以研究井下變化，可以及時發(fā)現(xiàn)問題，解決問題，保證正常注水。4、對比增注效果。二、注水曲線第二節(jié)綜合曲線圖活塞上行，游動凡爾關閉，固定凡爾打開，吸液入泵，排液出井口。抽油泵工作原理PS第三節(jié)抽油機井示功圖游動閥漏失上沖程時，泵內(nèi)壓力降低，柱塞兩端產(chǎn)生壓差，使柱塞上面的液體漏到柱塞下部的工作筒內(nèi)，活塞下部壓力下降減緩，加載線較平緩。隨著懸點運動速度加快，大于漏失速度時，懸點達到最大載荷，吸入閥打開，液體進泵?；钊闲械胶蟀霙_程，速度減慢，小于漏失速度時，活塞下部工作筒內(nèi)壓力增加，固定閥關閉，活塞達到上死點。BDB’C’SD’P第三節(jié)抽油機井示功圖活塞下行，固定凡爾關閉，游動凡爾打開，泵內(nèi)液體轉(zhuǎn)移入油管。抽油泵工作原理PS第三節(jié)抽油機井示功圖固定閥漏失PABDCB’D'A″A'o下沖程開始后，由于吸入閥漏失，泵內(nèi)壓力不能及時升高，延緩了卸載過程，使排出閥不能及時打開。當柱塞速度大于漏失速度后，泵內(nèi)壓力上升到足以把排出閥頂開時，減載結(jié)束。在后半沖程，活塞移動速度減小到低于漏失速度時，排出閥提前關閉，懸點載荷上升。第三節(jié)抽油機井示功圖實測示功圖分析

油管漏失

油管漏失不是泵本身的問題，所以示功圖形狀與理論示功圖形狀相近，只是由于進入油管的液體會從漏失處漏入油管、套管的環(huán)形空間，使作用于懸點上的液柱載荷減小，不能達到最大理論載荷值。PSABDo第三節(jié)抽油機井示功圖氣體影響SPABDB'CD'o

上沖程開始后泵內(nèi)壓力因氣體的膨脹而不能很快降低，加載變慢，使吸入閥打開滯后。下沖程時，氣體受壓縮，泵內(nèi)壓力不能迅速提高，卸載變慢，使排出閥滯后打開。第三節(jié)抽油機井示功圖供液不足PSABDCD′o

下沖程由于泵筒中液體充不滿，懸點載荷不能立即減小，只有當柱塞遇到液面時，才迅速卸載，卸載線與增載線平行，卸載點較理論示功圖卸載點左移。第三節(jié)抽油機井示功圖

由于油井結(jié)蠟，使活塞在整個行程中或某個區(qū)域增加一個附加阻力，上沖程，附加阻力使懸點載荷增加；下沖程，附加阻力使懸點載荷減小，并且會出現(xiàn)振動載荷，反映在示功圖上，上下載荷線上出現(xiàn)波浪型彎曲。油井結(jié)蠟第三節(jié)抽油機井示功圖

由于油層出砂，細小砂粒隨著油流進入泵內(nèi)，使柱塞在整個行程中或在某個區(qū)域，增加一個附加阻力。上沖程附加阻力使懸點載荷增加，下沖程附加阻力使懸點載荷減小。由于砂粒在各處分布的大小不同，影響的大小也不同，致使懸點載荷會在短時間內(nèi)發(fā)生多次急劇變化，因此使示功圖在載荷線上出現(xiàn)不規(guī)則的鋸齒狀尖峰，當出砂不嚴重時，示功圖的整個形狀仍與理論示功圖形狀近似。油層出砂第三節(jié)抽油機井示功圖實例

某油井C13，泵徑38mm，泵深1600m，沖次4次/min；正常生產(chǎn)時：液量22t/d，含水83%，且油質(zhì)較好，幾乎沒有結(jié)蠟現(xiàn)象。正常示功圖與動液面如圖：第三節(jié)抽油機井示功圖分析：①該井不出液時示功圖位置在正常示功圖位置中間，又因為該井高含水、油質(zhì)好、無結(jié)蠟，說明該井沒有斷脫；②井口試壓合格，說明該井油管不漏；③該井液面上升導致液柱載荷降低，所以最大載荷下降、示功圖面積減小，但示功圖最小載荷變大，且示功圖面積很小表示下行無法卸載，說明固定凡爾失靈。第三節(jié)抽油機井示功圖該井38mm泵，泵深1800m。工作制度3米×6次/分，液面1630m。產(chǎn)量日產(chǎn)液量18t，純油。后調(diào)整工作制度9次，液面1772m，液量為6.5t。第三節(jié)抽油機井示功圖該井04年10月調(diào)層生產(chǎn)，32mm泵，泵深1900m,工作制度2.5米×3次/分，液面井口，產(chǎn)量日產(chǎn)液量17.0t,純油。到05年4月中旬液量降為7t。第三節(jié)抽油機井示功圖第四章油水井動態(tài)分析程序

在注水開發(fā)的油田，油水井的動態(tài)分析是以注采井組分析為主的，注采井組是以注水井為中心，聯(lián)系周圍的油井和水井所構(gòu)成的油田開發(fā)的基本單元。

許淺1-13是04年1月投注，注ES17-5砂體許淺1-8是05年9月投注，注ES17-5、E21-1、2、3、4砂體許淺1-2許淺1-6許淺1-8井區(qū)有二口注水井(許淺1-13和許淺1-8)。第一節(jié)井組動態(tài)分析簡介進行注采井組分析的程序第一節(jié)井組動態(tài)分析簡介收集資料，將其整理填入表格，繪制曲線，進行對比提出下一步的調(diào)整措施分析變化原因，找出存在問題第二節(jié)資料的收集和整理一、靜態(tài)資料1、油井的生產(chǎn)層位和水井的注水層位2、生產(chǎn)層的有效厚度3、滲透率各項指標，是衡量油層產(chǎn)油能力的重要參數(shù)，在收集這些資料的同時，還要了解注采井組所屬區(qū)塊的邊水位置和斷層線位置。這些靜態(tài)資料通過“單井油砂體數(shù)據(jù)表”可以查到。真116井油砂體數(shù)據(jù)表第二節(jié)資料的收集和整理二、油井動態(tài)資料第二節(jié)資料的收集和整理二、水井動態(tài)資料油水井的動態(tài)分析，主要研究分層注采平衡、壓力平衡和水線推進狀況。注水井采用一定的注水方式進行注水，由于各方向油層條件（有效厚度、滲透率）的差異，周圍油井會有不同的反映。有的油井注水效果好，水線推進均勻，油井產(chǎn)量、動液面和含水率都比較穩(wěn)定；有的見不到注水效果（一般是低滲透井或有其他情況），油井動液面、產(chǎn)液量明顯下降；有的注入水出現(xiàn)單層突進或局部適進，使油井含水上升快，出現(xiàn)不正常水淹。根據(jù)井組內(nèi)油水井的變化和不同開發(fā)階段合理開采界限的要求，把調(diào)整控制措施落實到井和油層，合理解決各階段井與井之間，層與層之間的矛盾，這就是我們進行油水井動態(tài)分析的目的?，F(xiàn)場中的油水井動態(tài)分析都是圍繞這個中心進行的?；鶎硬捎完犨M行的油水井動態(tài)分析，一般按下列程序進行。第三節(jié)對比和分析第三節(jié)對比和分析1、注采井組在區(qū)塊所處的位置和所屬的開發(fā)單元。2、注采井組內(nèi)有幾個油井和注水井，排列方式的井距。3、油井的生產(chǎn)層位和注水井的注水層段，以及它們的連通情況。4、注采井組的目前生產(chǎn)狀況，包括井組的日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、含水率以及平均動液面深度和日注水平、井組注采比。一、了解注采井組基本概況

許莊油田許淺1-10井組位于高郵凹陷南部真1、真2兩條大斷層所夾持的斷階帶上。該塊主要含油氣層系為下第三系垛一段、戴二斷。截止2004年12月底，探明含油面積0.8km2，地質(zhì)儲量181萬噸。

油井：共有7口，開井6口日產(chǎn)油水平：7.3噸/天綜合含水：78.2%采出程度：8.97%注水井:共有3口,開井2口日注水平：84.7方/天對比指標日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、含水率、動液面，有時還要進行原油物性和水性分析。1、通過對比出現(xiàn)的結(jié)果：1）各項指標均為穩(wěn)定；2）含水和日產(chǎn)液量同步上升，產(chǎn)量變化不大；3）含水穩(wěn)定，日產(chǎn)液量下降或上升，引起日產(chǎn)油量的下降或上升；4）日產(chǎn)液量穩(wěn)定，含水上升或下降，引起日產(chǎn)油量的下降或上升；5）含水上升，日產(chǎn)液量下降，使日產(chǎn)油量大幅度地下降。第三節(jié)對比和分析二、批標對比通過對比，可以對井組某一階段的生產(chǎn)有一個總體的認識，為進一步的分析奠定了基礎。2、對比階段的劃分1）根據(jù)日產(chǎn)油量波動趨勢劃分為：產(chǎn)量上升階段、產(chǎn)量下降階段和產(chǎn)量穩(wěn)定階段。2）根據(jù)注水井采取措施后，油井相應的變化情況劃分階段，如調(diào)配前階段、調(diào)配后階段或者堵水前階段、堵水后階段等等。3）根據(jù)油井采取措施劃分階段，如下大泵提液前階段，下大泵提液后階段。第三節(jié)對比和分析2005.5月補孔單采34，初期液量31.7噸，油量13.8噸，含水56.5%，動液面526米，措施效果較好。21X121井生產(chǎn)開發(fā)曲線補孔前補孔后第三節(jié)對比和分析通過指標對比后，要將對比的結(jié)果進行細致的分析，為了將原因分析的清晰明確，一般要分為幾個層次：1、找出井組生產(chǎn)情況變化的主要因素。首先要找出井組中的主要變化井，即典型井，它是影響整個井組產(chǎn)量、含水的關鍵井，是構(gòu)成井組生產(chǎn)狀況的主要矛盾，這種變化井即可能影響分析的全過程，也可影響分析的某一階段，怎樣才能找出井組的典型井呢？可以用列表對比法、曲線法。第三節(jié)對比和分析三、原因分析然后通過計算找出變化的主要因素，即產(chǎn)油量的變化是由于液量下降造成的，還是由于含水上升造成的，計算公式如下：第三節(jié)對比和分析N=qr（F－f）N：由于含水上升而影響的產(chǎn)油量，噸qr：階段末產(chǎn)液量，噸F：階段初含水率f：階段末含水率M=（qr－Qr）(1－F)M：由于液量下降而影響的產(chǎn)油量，噸qr：階段末產(chǎn)液量，噸Qr：階段初產(chǎn)液量，噸F：階段初含水率，%如果是多油層合采的油井，還要找出它的主要出油層，要根據(jù)靜態(tài)和動態(tài)兩部分資料，進行綜合對比，如果在一口油井的某個油層，它的有效厚度大，滲透率高，與注水井連通好，并且注水強度和累計注水強度比其他油層大，通過測產(chǎn)液剖面證明為主要產(chǎn)液層，那么它就可以判斷為主要出油層。2、分析主要原因1）在水井找原因注水是否正常，各層段能否完成配注，是超注還是欠注，注水井是否進行測試、調(diào)配和作業(yè)，影響了多少注水量。2）在相鄰的油井找原因相鄰的油井，如果井距比較近，又生產(chǎn)同一個油層，很容易造成井間的干擾。相鄰油井放大生產(chǎn)壓差生產(chǎn)，會造成井區(qū)能量下降，成為產(chǎn)液量下降的原因。相鄰油井的改層生產(chǎn)，會使平面上注采失調(diào)，成為含水上升的原因，相鄰油井的開井或停產(chǎn)，都會成為產(chǎn)油量變化的原因。第三節(jié)對比和分析某油井階段初日產(chǎn)液量為100噸，日產(chǎn)油量為20噸，含水率為80%，而階段末的日產(chǎn)液量為90噸，日產(chǎn)油量為13.5噸，含水率85%，請計算由于液量下降和含水上升各影響了多少噸產(chǎn)油量？復習題第三節(jié)對比和分析解：M=（qr－Qr）(1－F)=（90-100）（1－80%）=－2（噸）N=qr（F－f）=90（80%-85%）=－4.5（噸）答：液量影響下降影響2噸，含水上升影響4.5噸。1、平面矛盾突出，注采井網(wǎng)不完善，油井存在著單向受益的問題。第四節(jié)存在問題及措施一、存在問題

受效明顯的油井主要分布在油層的北面，西南面油井受效不明顯；這種注水受效差異主要受油層平面上物性影響，所以，補充油藏西南部地層能量時應盡量考慮內(nèi)部注水，并對油層物性進行同步改造。陳3-70井3-7構(gòu)造部位井號日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水動液面泵深東中部陳3-6307.375.6-10631702陳3-1017.12.486.0-4751503陳3-131210.313.8-9101652陳3-6210.110.10.11697西南部陳3-892.670.8-10181754陳3-664.13.86.2-162117983-662、層間矛盾突出，注水井注水不合理，潛力層需要水量但注不進去，高含水層卻又注得太多，構(gòu)成單層水淹嚴重。第四節(jié)存在問題及措施滲透率0100020003000400050006000滲透率均值（毫達西）每米相對吸水量（％）024681012坨28斷塊9-10單元小層滲透率坨28斷塊9-10單元每米相對吸水量柱狀圖坨28斷塊9-10單元小層采出程度柱狀圖采出程度（％）010203040水井吸水狀況層間動用狀況3、注采比過低，能量補充不夠，地下虧空大，影響了油井的產(chǎn)液量。第四節(jié)存在問題及措施從所測的該井液面資料來看，動液面一只在泵口，因此可以說明許淺1-3井注水見效差。許淺1-3井注采關系曲線液量油量注水量4、工作制度不合理，地下能量充足的油井生產(chǎn)壓差過小，影響潛力的發(fā)揮，地下虧空較大的油井卻仍然大排量抽汲，使地層能量嚴重不足。該井38mm泵，泵深1800m。工作制度3米×6次/分，液面1630m。產(chǎn)量日產(chǎn)液量18t，純油。后調(diào)整工作制度9次，液面1772m，液量為6.5t。第四節(jié)存在問題及措施1）提高中低滲透層的注水強度，適當降低高滲透層的注水量或間歇停注，以調(diào)整層間矛盾。在油田開發(fā)的中后期，主力油層的采出程度已相當高，進入特高含水的采油期，在調(diào)整開發(fā)層位時，主力油層不斷被封堵，生產(chǎn)油層越來越少，產(chǎn)油量大大下降，那些原來的非主力油層經(jīng)過注水和一系列的油層改造措施，發(fā)揮越來越大作用，逐漸彌補了主力油層下降的產(chǎn)量，使得油田得以保持穩(wěn)定，在這種情況下，相應的注水井就應當提高中低滲透層的注水強度（如果提高水量有一定的困難，應當酸化這些層段，以達到配注要求），對于長期大排量高強度注水的高滲透層，則應當減少注水量或定期停注。第四節(jié)存在問題及措施二、措施調(diào)整1、油水井的調(diào)整2）加強非主要來水方向的注水，控制主要來水方向的注水，調(diào)整平面矛盾在注水開發(fā)的油田，有一部分井組，注采不完善，井網(wǎng)對油層的控制比較差，由于地質(zhì)上的原因，水驅(qū)控制儲量比較低，或者不成注采系統(tǒng)。有些井組，盡管井網(wǎng)比較完善，由于平面上滲透率的差異，仍然存在著單向受益問題，以致造成油層平面上的舌進，在這種情況下，應當加強非主要來水方向的注水，提高其注水量，同時控制主要來水方向的注水，降低其注水量，使注入水在平面上處于相對平衡狀態(tài)，水線均勻推進，平面矛盾得到解決。第四節(jié)存在問題及措施3）層內(nèi)堵水層內(nèi)非均勻質(zhì)嚴重，注入水沿高滲透帶水竄的現(xiàn)象，嚴重地危害了油井的正常生產(chǎn)，使油井含水大幅度上升，產(chǎn)油量下降。因此必須對油水井進行堵水，為油田長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)創(chuàng)造條件。堵水前，必須正確判斷出水層位，水的來源不同，堵水的方法也不一樣，對于浸入油井的注入水和邊水，若油水同層，我們應用選擇性堵水劑進行封堵，若油水不同層，可采用非選擇性堵劑封堵。第四節(jié)存在問題及措施

1）改層生產(chǎn)在一個層系內(nèi)，長期多層合采的生產(chǎn)井，如果含水率已很高,產(chǎn)量很低，應當根據(jù)靜態(tài)資料和井史資料，分析出高含水層，將其卡封，以發(fā)揮中低滲透層的作用。如果只有主力油層參加生產(chǎn)的油井已達到高含水，可以將主力油層封掉，射開其他薄層或二類有效厚度的油層，以發(fā)揮其生產(chǎn)潛力。在歷史上曾經(jīng)是高含水的油層，經(jīng)過幾年的卡封后，由于油水重新分布，很可能含水有所下降，對此可以考慮將其重新打開參加生產(chǎn)。第四節(jié)存在問題及措施2、油井的措施增產(chǎn)2）放大生產(chǎn)壓差在能量充足，產(chǎn)液量高的井區(qū)，可以采取放大生產(chǎn)壓差的辦法，通過提液來增加產(chǎn)量，目前常用的主要是下大泵、電潛泵等。3）改造油層油田開采中，經(jīng)常遇到一些低滲透油層，它們即使在較大生產(chǎn)壓差下，也很難獲得高產(chǎn)，這些低滲透層，有的是在鉆井過程中受到泥漿侵蝕，使井底附近油層的滲透率變低，油井產(chǎn)量下降。還有在生產(chǎn)過程中，由于各種原因造成井底附近的油層堵塞?？傊鲜鰡栴}均會影響到采油速度提高，對于非均質(zhì)多油層的油田更為嚴重，因此，改造油層就成為油井增產(chǎn)的一項重要措施，油層改造的方法參現(xiàn)場主要是進行酸化和壓裂。第四節(jié)存在問題及措施油水井動態(tài)分析練習題（1）1、曲線所反映的生產(chǎn)特點是什么？2、分析變化的原因？3、應采取什么措施？1、產(chǎn)量穩(wěn)中有升階段：在此階段油井流壓、套壓、油壓穩(wěn)中有升，含水為零，可以看出油井注水受效，因此產(chǎn)量表現(xiàn)為穩(wěn)中有升。2、產(chǎn)量迅速下降階段：在此階段油井的流壓、套壓、油壓上升較快，含水達100%，可以看出由于水線推進過快，造成油井水淹，因此產(chǎn)量表現(xiàn)為下幅度下降。1、曲線所反映的生產(chǎn)特點是什么？2、分析變化的原因？3、應采取什么措施？從連通圖上看出，上部油層比下部油層厚且滲透率高，因此存在層間矛盾。在油井注水后，注入水沿著物性好的上部油層向油井突進，使油井很快水淹。1、曲線所反映的生產(chǎn)特點是什么？2、分析變化的原因？3、應采取什么措施？1、提高下部低滲透層的注水強度，降低上部高滲透層的注水量或間歇停注。2、下部低滲透層可進行壓裂，以改造地層物性。3、生產(chǎn)井、注水井的3-4號層進行卡封某井區(qū)Ef31層系井位、連通圖如下：油水井動態(tài)分析練習題（2）油水井動態(tài)分析練習題（2）注水井S1中已射孔層有：Ef31-13#層（2133.90-2137.30），Ef31-24#層（2139.40-2140.60），Ef31-46#層（2150.00-2153.90）；Ef31-57#（2156.00-2157.90）；Ef31-68#（2162.30-2165.50）；Ef31-810#（2176.1