第七章注采井組動態(tài)分析

第七章注采井組動態(tài)分析注采井組動態(tài)分析是在單井動態(tài)分析的基礎(chǔ)上進行的。單井動態(tài)分析基本上以生產(chǎn)動態(tài)分析為主。而井組動態(tài)分析則是生產(chǎn)動態(tài)分析和油藏動態(tài)分析并重的分析內(nèi)容。注采井組的劃分是以注水井為重心，平面上可劃分為一個注采單元的一組油水井。井組分析的核心問題是在井組范圍內(nèi)找出注水井合理的分層配水強度。在一個井組中，注水井往往起主導(dǎo)作用，它是水驅(qū)油動力的源泉。從油井的不同的變化可以對比出注水的效果。因此，一般是先從注水井分析入手，最大限度地解決層間矛盾，在一定程度上調(diào)解平面矛盾，改善層內(nèi)矛盾，也就是說井組分析以找出和解決三大矛盾為目標。來改善油井的生產(chǎn)狀況，提高油田的注采管理水平。本章所要講的主要內(nèi)容是：油田注水開發(fā)的“三大矛盾”，注水井的分析，井組動態(tài)分析的內(nèi)容、方法、步驟、及井組動態(tài)分析的案例。第一節(jié)注水開發(fā)的三大矛盾當注水開發(fā)多油層非均質(zhì)的油田時，由于油層滲透率在縱向上和平面上的非均一性，注入水就沿著高滲透層或高滲透區(qū)竄流。而中低滲透層或中低滲透區(qū)卻吸水很少，從而引起一系列矛盾，歸納起來主要有三大矛盾。一、注水開發(fā)的三大矛盾1.層間矛盾［注木井 j泛"〃久V7/7////Xin圖7-1層間矛盾示意層間矛盾就是高滲透性油層與中、底滲透性油層在吸水能力、水線（油水前緣）in圖7-1層間矛盾示意在注水井中，高滲透層吸水能力強，可占全井吸水量的30%?70%以上。水線前緣很快向生產(chǎn)井突進，形成單層突進，如圖7-1所示。因此，滲透率高、連通好的油層，由于注得多，采的多，生產(chǎn)井很快見到注水效果，含水很快上升。高滲透油層見效及見水后，地層壓力和流動壓力明顯上升，形成高壓層，嚴重的干擾中、低滲透層的工作，致使這些層少出油或不出油，全井產(chǎn)量遞減很快，含水上升。因而能否使層間矛盾獲得較好的解決，使油井能否長期穩(wěn)定生產(chǎn)，油田能否獲得較高采收率的關(guān)鍵所在。層間矛盾的表現(xiàn)：注水井轉(zhuǎn)注后，高滲透層見效快，初期高產(chǎn)繼而含水，并快速上升，直至水淹，從吸水剖面上看，表現(xiàn)為高滲透層大量吸水，吸水強度明顯地比低滲透層大，從產(chǎn)出剖面上看，對應(yīng)層的產(chǎn)液量，明顯地高于其它層。隨著注水時間的增長，水淹程度的提高，層間矛盾會越來越大，其原因，是高滲透層通過長期注水沖刷，其膠結(jié)物越來越少，滲透率也隨之越來越高，甚致增加數(shù)10倍，如中原油田文25塊的S=T42層的原始滲透率只有0.4四m2左右，經(jīng)過長期注水沖刷后，目前個別地方的滲透率可達2四m2以上。層間矛盾的形成主要是油層的厚度、沉積物、沉積環(huán)境，沉積的時間的不同，造成了各層的物性和滲透率的不同。而形成了層間矛盾。表示層間矛盾的參數(shù)，用單層突進系數(shù)。即：多油層油井內(nèi)滲透率最高的油層的滲透率與全井厚度權(quán)衡平均滲透率的比值。單層突進系數(shù)—油井中單最高滲透率單層大進系數(shù)油井厚度權(quán)衡平均滲透率hk+hk+ + hk油層厚度權(quán)衡平均滲透率= —^2 殆~~冷: + h式中：h、、h2……h(huán)n——為各單層有效厚度；k、、k2……kn——為各單層滲透率。單層突進系數(shù)越高說明層間矛盾越嚴重。平面矛盾由于油層滲透率在平面上分布的不均一性，以及井網(wǎng)對油層各部分控制不同，使注入水在平面上推進不均勻，油水前緣沿高滲透區(qū)呈舌狀竄入油井，形成“舌進”如圖7-2所示。

形成舌進現(xiàn)象后，造成高壓區(qū)和低壓區(qū)、水淹區(qū)和含油區(qū)交互分布。在高滲透區(qū)由于發(fā)生局部舌進，使油井過早見水，造成“死油區(qū)”使無水采收率和最終采收率降低，而位于中、低滲透區(qū)的油井，又因長期見不到注水效果，造成壓力下降，產(chǎn)量遞減。平面矛盾的具體表現(xiàn)為高滲透率區(qū)的油層壓力明顯上升，油井含水上升，水線向高滲區(qū)舌進；而低滲透率區(qū)則出現(xiàn)低壓排塊或低壓區(qū)。優(yōu)其在面積注水的井網(wǎng)中，因一口生產(chǎn)井同時受幾口注水井的影響平面矛盾更為突出。平面矛盾的形成：主要是油層滲透率在平面上的不均一性，如河流相沉積的油田主河道和河道邊緣的物性不一樣，主河道滲透率高，河道邊緣滲透率低。以及井網(wǎng)對油層各部位的控制程度不同。而形成平面矛盾。表示平面矛盾的參數(shù)，用掃油而積系數(shù)。即：油田注水開發(fā)時，井組某單層已被水淹的面積與井組所控制的該層面積的比值。反映平面矛盾的大小，掃油面積系數(shù)越小，平面矛盾越嚴重。掃油面積系數(shù)=井組單層水淹面積掃油面積系數(shù)=井組單層水淹面積井組單層控制面積圖7-3圖7-3層內(nèi)"指進"現(xiàn)象示意層內(nèi)矛盾由于油層內(nèi)部的非均質(zhì)是普遍存在的，在高滲透層中往往有大量中、低滲透條帶；在中、低滲透層中也有不少高滲透條帶。注入水必然沿阻力小的高滲透條帶突進呈“指進”現(xiàn)象，如圖7-3所示。由于油井過早見水，降低了驅(qū)油效果。另外，由于地下油、水粘度差別大，以及巖石表面性質(zhì)等差異也影響驅(qū)油效果。層內(nèi)矛盾表現(xiàn)為：受效油層在水淹后，水淹厚度遠小于油層厚度，水淹層的采出程度較低。水淹區(qū)內(nèi)剩余油多，如中原油田文25塊的S=T42層水淹后，通過檢查井取心資料看主要是油層下部水淹，而中上部未水淹，水淹厚度占油層厚度的不足30%。層內(nèi)矛盾的形成主要有以下幾點：1）低滲透層的高滲透帶注入水沿高滲透帶指進到生產(chǎn)井造成油層局部厚度的水淹，而大部分

的低滲透的厚度的油而未采出。高滲透層中的低滲透帶當油層水淹后，低滲透帶的油而未采出。地層韻律形成層內(nèi)矛盾由于地層沉積的時間環(huán)境不同形成地層的韻律也不同。正韻律地層：先沉積的顆粒粗、分選差、滲透性較好，后沉積的顆粒細、園度高、膠結(jié)好，形成底部高滲透，上部低滲透。注入水沿底部快速推進，底部水淹早。反韻律地層：巖石顆粒自下而上由細變粗，滲透率由低變高，由于水重力的影響，起到了調(diào)節(jié)層內(nèi)矛盾的作用。注入水在油層內(nèi)推進狀況比較均勻，注采效率高，采出程度高。復(fù)合韻律的油層：是由正韻律和反韻律組成的一個完整的沉積旋回，巖石顆粒上部和下部較粗中間較細，滲透率也是中間部分較低，注入水在油層中推進狀況具有了正反韻律的共同特點，一般是下部水淹比較嚴重。多層段多韻律油層：油層厚度大，層內(nèi)巖性不穩(wěn)定，物性夾層較多，層段之間的滲透率級差較小，這類油層具有多層段水淹的特點。薄油層：油層的有效厚度一般小于1米，多形成于分流平原一一湖相沉積的分流砂，內(nèi)外前沿席狀砂，濱外壩等砂體類型。一般情況下滲透率低，水淹程度低，在較低的水驅(qū)控制程度下，動用不好。表示層內(nèi)矛盾的參數(shù)：用水淹厚度系數(shù)。即：見水層水淹厚度占見水層有效厚度的百分數(shù)(表示油層在縱向上水淹的程度)反映層內(nèi)矛盾的大小。水淹厚度系數(shù)越低說明層內(nèi)矛盾越嚴重。水淹厚度系數(shù)=見水層水淹厚度水淹厚度系數(shù)=見水層水淹厚度見水層有效厚度任何過程如果有多種矛盾存在的話，其中必定有一種是主要的、起著主導(dǎo)和決定作用的，其他則處于次要和服從的地位。然而這種情況并不是固定的，上述層間矛盾、平面矛盾和層內(nèi)矛盾并不處于相同地位。一般在注水開發(fā)初期，層間矛盾是最主要的，隨著注入水侵入油井，平面矛盾逐漸暴露出來。層內(nèi)矛盾是長期存在的，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。在不同的開發(fā)時期，哪個是主要矛盾必須視具體情況而定。除了地層性質(zhì)這一內(nèi)部原因外，井網(wǎng)布置、油水井工作制度如果與地質(zhì)情況不相適應(yīng)，將會加劇上述各種矛盾。二、調(diào)整三大矛盾的方法油田開發(fā)過程中需要解決的問題很多，每個問題都有它自己特殊的本質(zhì)，在目前已經(jīng)掌握的工藝手段特定作用的基礎(chǔ)上，對不同的矛盾用不同的方法解決，才能取得預(yù)期的效果。關(guān)于層間矛盾的調(diào)整層間矛盾的本質(zhì)是各層受效程度不同，造成各層油層壓力和含水率相差懸殊，在全井同一流動壓力的條件下，生產(chǎn)壓差不同，使差油層出油狀況越來越差，全井以致全開發(fā)區(qū)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)受到威脅。解決這一問題的措施從本質(zhì)上說是增大差油層的生產(chǎn)壓差，可從兩方面做工作。一方面是提高差油層的油層壓力；另一方面要降低井底流壓。這就要根據(jù)不同情況采取兩套措施。一是以高壓分層注水為基礎(chǔ)的“六分四清”工藝技術(shù)，使吸水能力低的油層提高吸水能力，吸水能力過高造成油層壓力過高的油層，適當控制注水，甚至局部停注；在一定條件下，放大全井生產(chǎn)壓差或把高壓高含水層堵掉，或者進行雙管采油；有必要時還可對已受效而生產(chǎn)能力仍然較低的油層進行壓裂改造，以提高產(chǎn)能。二是調(diào)整層系、井網(wǎng)和注水方式。對于僅靠調(diào)整壓差和工藝措施不能完全解決問題的油區(qū)，就需要全面考慮、徹底進行層系、井網(wǎng)和注水方式的調(diào)整。首先是層系調(diào)整，要以油砂體為單元分析開發(fā)形勢，主要是儲量動用狀況，對每一油砂體做出評價：如動用好的，局部動用好的，動用差的和基本未動用的等。將動用差和基本未動用的油砂體劃為調(diào)整對象，局部動用差的也可以劃做局部調(diào)整對象。其次是根據(jù)劃為調(diào)整對象的油層性質(zhì)、分布特點以及吸水能力和生產(chǎn)能力確定井網(wǎng)密度、布井方式和注水方式。層系、井網(wǎng)和注水方式的調(diào)整要注意和老井配合好。在不加劇原井層間矛盾的原則下，可以進行層系井網(wǎng)的互相利用或互換。但一般在油層較多或調(diào)整對象儲量較大的情況下，最好另布一套差油層調(diào)整井網(wǎng)，特別是注水井一定要另搞一套，調(diào)整井一般以均勻布井為宜。因為大量實踐證明，象我國這樣陸相沉積的非均質(zhì)多油層，平面上形態(tài)復(fù)雜，變化急劇，即使原井較密，也很難準確掌握其滲透率變化。注水方式的選擇，以使油井都處于注水第一線的面積注水方式為好，特別是對差油層更應(yīng)如此。處理新、老井關(guān)系以各類油層的注采系統(tǒng)完善為原則，注水井層系劃分要細，油井可以相對粗一些。關(guān)于平面矛盾的調(diào)整平面矛盾的本質(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)受效差，以致不受效。因此，調(diào)整平面矛盾，本質(zhì)上就是要使受效差的和受效不好的地區(qū)充分受效，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。辦法也可以有兩套。一是可以通過分注分采工藝對高含水帶油井堵水，或調(diào)整注水強度，加強受效差地區(qū)的注水；二是改變注水方式（由行列改面積）或補打井、縮短井距等方法，加強受效差地區(qū)的注水。注水井的選擇，要從全局和長遠利益考慮，室內(nèi)試驗和現(xiàn)場實踐都說明，要選擇油層厚、滲透率高的井點搞點狀注水，有利于擴大波及面積；不要只看到轉(zhuǎn)注一口油井，目前可能少產(chǎn)一些油，但經(jīng)過一段時間注水后，使地層能量得到補充，全區(qū)產(chǎn)量就會增加。例如杏樹崗油田的杏156井是日產(chǎn)130t的高產(chǎn)井，考慮到它周圍六口油井的需要，將其轉(zhuǎn)注后，周圍油井的壓力得到恢復(fù)，增產(chǎn)的油比去掉的高一倍還多，并實現(xiàn)了穩(wěn)產(chǎn)。關(guān)于層內(nèi)矛盾的調(diào)整層內(nèi)矛盾的實質(zhì)也是不同部位受效程度和水淹狀況不同，高壓高含水段干擾其他段，使其不能充分發(fā)揮作用。層內(nèi)矛盾突出的是高滲透率厚油層。解決層內(nèi)矛盾本質(zhì)上就是要調(diào)整吸水剖面，擴大注水波及厚度，從而調(diào)整受效情況；同時調(diào)整出油剖面，以達到多出油少出水的目的，其措施也有兩套。一是“四細”工藝，即細分注水、細分堵水、細分測試和細分采油。方法基本上是機械法，即用封隔器細分，對象是層內(nèi)有巖性或物性夾層的厚油層，夾層分布越穩(wěn)定，細分的效果就越好。二是“四選”工藝，即選擇性注水、選擇性酸化（增注）、選擇性壓裂和選擇性堵水。目前普遍應(yīng)用于生產(chǎn)的是選擇性壓裂，而其他尚處于試驗階段。選擇性壓裂對象是層內(nèi)油層性質(zhì)差異大，水淹狀況差異大的油層，采用投蠟球壓裂。另外，對高含水厚油層先采取全層化學(xué)堵水，然后對頂部低含水部位再進行壓裂措施，也可以調(diào)整出油剖面。三是采取三次采油技術(shù)，如聚合物驅(qū)油技術(shù)、三元復(fù)合體系驅(qū)油等，可以有效地解決層內(nèi)矛盾問題。這些內(nèi)容在后面提高采收率技術(shù)一章中要進行介紹?？傊竺苷{(diào)整的核心問題是分層注好水，達到保持油層壓力、降水、增油、實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的目的。所說的注好水，就是根據(jù)油水運動情況，261隨時按分層需要調(diào)整注水量，積極主動地進行層內(nèi)、層間的平面調(diào)整，增加見效層位、見效方向、受效程度。一個油層從某個方向見了水，或在某個方向上含水飽和度相對較高，就可從另外的方向加強注水，提高壓力，克服見水方向或含水飽和度相對較高方向的不利影響；一口油井某一層見了水，就可以對其他油層加強注水，提高壓力，克服見水層的不利影響。這樣就能促使各個部分的儲量都動用起來，使含水上升速度減慢，盡量延長高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期，得到好的注水開發(fā)效果。第二節(jié)注水井動態(tài)分析注水井的任務(wù)是按油田開發(fā)方案要求注夠水、注好水，達到注采平衡，實現(xiàn)較高的注水合格率。所以要求每口注水井的注水量變化情況、每小層吸水量的變化情況、注采比、壓力變化情況、周圍生產(chǎn)井產(chǎn)量及含水變化情況經(jīng)常進行動態(tài)分析，提出措施，最大限度地提高水驅(qū)采收率。本節(jié)主要介紹注水井分層配水的基本方法和注水井動態(tài)分析兩方面內(nèi)容：一、注水井分層配水的基本方法根據(jù)國家的需要，制定了每個油田每口油井的原油生產(chǎn)計劃，每個油田為了完成產(chǎn)油量計劃，根據(jù)注采平衡確定出每個油田的注水量，這些水量要落實到每天每口注水井上去，這就要編制每口注水井的配注方案。注水井分層配水應(yīng)從有利于調(diào)整各層水線推進速度，擴大水淹體積，以利于提高開發(fā)效果來確定各層水量，基本方法如下：以注水井為中心，以油砂體為單元劃分好井組面積注水和小切割距行列井網(wǎng)，可以一口注水井為中心劃分井組。排距較大的行列井網(wǎng)應(yīng)以油砂體的地質(zhì)特點為基礎(chǔ)，把幾口注水井連在一起劃為一個大井組，先按大井組配水，不同井組互相調(diào)整后，再把井組注水量落實到分井分層上。按油層性質(zhì)及開采特點確定層段性質(zhì)限制層：油層連通好，含水較高的高中滲透層，實際注水量達到配注量的70%?110%為注水合格。加強層：油層連通差，未見水或含水較低的低滲透油層，實際注水量達到配注量的90%?130%為注水合格。均衡層：油層連通較好，目前，產(chǎn)油量比較穩(wěn)定的層，實際注水量達到配注量的80%?120%，為注水合格。

停注層：累積注水量大，周圍油井水淹嚴重的層。針對油田開采的現(xiàn)狀制定控制層和加強層相應(yīng)的注采比。按油井配產(chǎn)要求，確定井組內(nèi)層段的總?cè)债a(chǎn)油量和注水量在油層參數(shù)變化不大的情況下，油層小層產(chǎn)量的劈分，可按受影響的水井數(shù)來分。如果地層參數(shù)變化較大，可按各方向平均地層參數(shù)大小來劈分。計算注水井層段注水量注采平衡法根據(jù)注采平衡原理，井組的層段注水量計算公式為：層段注水量=(層段總采油量X原油體積換算系數(shù)+層段總產(chǎn)水量)X注采比將各層段配水量相加，即得各井配水量。大井組的配水量確定后，再按油田動態(tài)和靜態(tài)特點，落實到分井分段上。理論計算法計算層段連通平均厚度。以注水井為中心，建立井組連通數(shù)據(jù)表，即配注基礎(chǔ)表，計算層段連通平均厚度。層段平均厚度計算法，先將油井連通厚度平均，然后與注水井射開連通厚度平均：連通平均厚度=(油井連通厚度之和

油井數(shù)連通平均厚度=(油井連通厚度之和

油井數(shù)+注水井射開連通厚度)2計算井組控制面積。行列井網(wǎng)井組面積計算如圖7-4所示:(7-1)S(7-1)式中：S——面積；a——井距；b——排距。圖7-4行列井網(wǎng)井組示意圖猝注水并圖7-4行列井網(wǎng)井組示意圖猝注水并反九點法面積注水井網(wǎng)井組面積計算如圖7-5所示：S=4ab (7-1反九點法面積注水井網(wǎng)井組面積計算如圖7-5所示：S=4ab (7-1)式中：S——面積；a——井距；b——排距。四點法面積注水井網(wǎng)井組面積計算如圖7-6所示：圖7-5反九點法面積注

水井網(wǎng)組示意圖―1S—6x—ax2v3—a2(7-2).3百S= a2(7-3)2式中：S——面積;a——井距。偈注■水井0采油井圖7-6四點法面積注水井網(wǎng)井組示意圖根據(jù)要求的采油強度，計算注水強度，當采油速度為u時，根據(jù)儲量計算公式，在無水時井組日采出地下體積為：U350(7-4U350采油強度為:S^SS^S350(7-5)式中：Q—采油地下體積，m3；S——井組面積，m2；H——層段連通平均厚度，m；巾一一孔隙度，%;so——含油飽和度，%；350——一年有效生產(chǎn)天數(shù)；— 采油強度，m3/（d?m）。H如果滿足注采平衡注采比是1.0的時候，每米厚度采1m3油則應(yīng)注1m3水。因此，可視為注水強度。如果井組內(nèi)油井已見水，則注水強度為：（7-6）（7-6）H350(1-f)式中：f——井組體積含水率，％。3）計算層段配水量和全井配水量上面計算的配水強度是注采比1.0時的注水強度，一般限制層注采比為0.8,加強層注采比1.2，因此，不同性質(zhì)油層注水強度不同。確定層段性質(zhì)計算了每個層段的連通平均厚度，則層段水量就可以計算出來：層段注水量=層段連通平均厚度X注水強度全井配水量為層段配水量之和。上述兩種確定分層水量的方法，要綜合起來運用，一般新注水井（如調(diào)整井）采用第二種方法（理論計算法）比較好。老注水井要對照原配注方案，根據(jù)油田動態(tài)變化進行適當調(diào)整，用第一種方法比較好。在確定了注水量之后，由于計算注水量考慮因素比較簡單，而實際情況比較復(fù)雜。因此，必須根據(jù)具體情況，結(jié)合實際經(jīng)驗調(diào)整計算注水量。在中高含水期注水井確定注水強度的作法是：（1） 確定主要產(chǎn)油量方向的注水強度；（2） 確定要調(diào)整方向的注水強度，該強度應(yīng)考慮主要來水方向控制后的注水量；（3） 一口油井如存在幾個含水層時，應(yīng)按含水狀況，分出主要控制層和次要控制層，在注水強度上應(yīng)該有區(qū)別；（4） 對加強層段原則上不控制注水，但在泵壓高、層段內(nèi)部吸水能力相差不大時，也應(yīng)該區(qū)別對待。一般情況下，加強層段的注水強度應(yīng)大于區(qū)塊平均注水強度；控制層段的注水強度應(yīng)等于或小于區(qū)塊平均注水強度。通過計算并依據(jù)動態(tài)反映進行調(diào)整，每口注水井、每個層段的配水量便可以初步確定下來。二、注水井動態(tài)分析注水井動態(tài)分析包括注水井井筒動態(tài)分析，注水指示曲線分析和油層動態(tài)分析三個方面。.注水井井筒動態(tài)分析油、套管壓力的變化分析正注井油管壓力，表示注入水自泵站，經(jīng)過地面管線和配水間到注水井井口的壓力，也叫井口壓力?？捎孟率奖硎荆篜油管=P泵—P地面管損正注井的套管壓力表示油管與套管之間環(huán)形空間的壓力。下封隔器的井，套管壓力只表示第一級封隔器以上油管與套管之間環(huán)形空間的壓力。可用下式表示：P套=井口一P井下管損從式中可以看出，能夠引起油、套管壓力變化的因素有：泵壓變化；地面管線滲漏、穿孔或被堵；封隔器失效；配水嘴被堵或脫落；管外水泥竄槽；底部閥球與球座不密封等。在轉(zhuǎn)注時間不長和較長時間停注的井，有時套管內(nèi)會聚集一些氣體和原油，會出現(xiàn)套壓高于油壓的現(xiàn)象。井下配水工具工作狀況的分析封隔器失效封隔器失效主要表現(xiàn)為：油、套管壓力平衡，注水量上升；注水壓力不變(或下降)。第一級封隔器失效的判斷。正注井：油、套管壓力平衡；或注水量突然增加，油管壓力相應(yīng)下降，套管壓力上升。合注時：油、套壓平衡，改正注時，套壓隨油壓變化而變化。第一級以下各級封隔器密封性的判斷。多能封隔器一級以下若有一級不密封，則油壓下降(或穩(wěn)定)，套壓不變，注水量上升。若要具體判斷是那一級不密封，則要通過分層測試來驗證。配水嘴故障

水嘴堵塞：表現(xiàn)為注水量下降或注不進水，注水指示曲線向壓力軸方向偏移，如圖7-7所示。小嘴孔眼被刺大：水嘴孔眼是逐漸被刺大的，短時間內(nèi)在指示曲線上沒有明顯反映。但時間較長后，歷次所測曲線有逐漸向水量軸偏移的趨勢，如圖7-8所示。注水注水圖7-7水嘴堵塞注水注水圖7-7水嘴堵塞圖7-8水嘴孔眼被刺大注水量,in3?注水量,in3?卜圖7-9掉水嘴后指示曲線圖7-10底部閥不密封水嘴掉落：配水器嘴掉后，全井注水量突然增高，指示曲線明顯向水量軸偏移，如圖7-9所示。底間閥不密封，造成注入水自油管末端進入油套管環(huán)形空間，使套管沒有壓差，封隔器不密封，水量顯著上升，油套壓平衡，指示曲線大幅度向水量軸方向偏移，如圖7-10所示。注水量,『?d1（二）.注水井指示曲線的分析通過對注水指示曲線的特征及斜率變化的分析，既可以分析地層吸水能力的變化，又可以判斷井下配水工具的工作狀況。1、指示曲線的幾種形狀圖7-11幾種指示曲線的形狀如圖7-11所示，為分層測試時可能遇到的幾種指示曲線的形狀。.直線型指示曲線曲線1為直線遞增式，該曲線反映了地層吸水量與注入壓力成正比是正常曲線。曲線2為垂直式指示曲線，為不正常指示曲線。出現(xiàn)這種指示曲線的原因可能有以下幾種：油層滲透性極差，雖然泵壓增加，但注水量并沒有增加。儀表失靈或測試有誤差。井下管柱有問題，如水嘴全部堵死等。曲線3為遞減式指示曲線，出現(xiàn)的原因是儀表、設(shè)備等有問題，這種曲線屬于不正常曲線，因此不能用。.折線型指示曲線曲線4為折線式，表示在注入壓力高到一定程度時，有新油層開始吸水，或者是油層產(chǎn)生微小裂縫，使油層吸水量增加。因此，這種曲線屬于正常曲線。曲線5為曲拐式指示曲線，是因為儀器設(shè)備有問題，屬于不正常曲線。因此不能用。曲線6為上翹式指示曲線，出現(xiàn)上翹的原因，除了與儀表設(shè)備有關(guān)外，還與油層性質(zhì)有關(guān)即當油層條件差、連通性不好或不連通時，注入水不易擴散，使油層壓力升高，注水量減小。綜上所述，遞增式直線和折線是常見的，它反映了井下和油層的客觀

情況。而垂直式、曲拐式、遞減式則是受儀器設(shè)備的影響，不能反映井下及油層的客觀情況。用指示曲線分析地層吸水能力的變化由于正確的指示曲線反映地層吸水能力的大小，因而通過對比不同時間測得的指示曲線，就可以了解地層吸水能力的變化。指示曲線左移曲線左移（見圖7-12）。斜率變大，吸水指數(shù)減小，說明地層的吸水能力下降。曲線1為原來所測得的指示曲線，曲線2為后測得的指示曲線（以下各曲線相同）。其原因可能是由于注入水的水質(zhì)不合格及水敏引起的地層堵塞。指示曲線右移曲線右移（見圖7-13），斜率變小，吸水指數(shù)增加，說明地層的吸水能力增強了。其原因可能是由于有新的小層吸水或由于作業(yè)使地層形成裂縫也可能是由于長期欠注使地層壓力下降所致。圖7-12指示曲線左移圖圖7-12指示曲線左移圖7-13指示曲線右移指示曲線平行上移曲線平行上移，如圖7-14所示，斜率不變，吸水指數(shù)不變，說明地層的吸水能力沒變。在相同的注入量下注入壓力升高，說明由于長期注水使地層壓力升高了。指示曲線平行下移曲線平行下移，如圖7-15所示，斜率不變，吸水指數(shù)不變，說明地層的吸水能力沒變。在相同的注入量下注入壓力下降，說明由于長期欠注使地層壓力下降了。以上四種曲線是最基本的變化情況，一般掌握了這四種曲線，再結(jié)合現(xiàn)場測試情況就可以進行分析。圖7-14曲線平行上移圖圖7-14曲線平行上移圖7-15曲線平行下移注意事項：嚴格地講，分析地層吸水能力的變化，必須用有效壓力繪制的真實指示曲線。若用井口實測注入壓力繪制的指示曲線，兩次必是同一管柱結(jié)構(gòu)的情況所測得的指示曲線，而且只能對比其吸水能力的相對變化。若管柱結(jié)構(gòu)不同，只能把它們加以校正后用真實指示曲線進行分析。由于井下工具工作狀況的變化，也會影響指示曲線。因此，用指示曲線對比來分析地層吸水能力時，應(yīng)考慮井下工具工作狀況的改變對指示曲線的影響，以免得出錯誤的解釋。、油層動態(tài)分析注水井的油層情況分析油層的物性和原油物性的好壞，直接影響著油層的吸水狀況，因此，必須整理注水井基礎(chǔ)資料，搞清油層的地質(zhì)狀況，才能搞好注水井動態(tài)分析。搞清已射孔的層位、層數(shù)、厚度狀況；搞清各油層的巖性和滲透率；搞清油層的原油性質(zhì)；搞清轉(zhuǎn)注前的油層壓力；搞清與周圍生產(chǎn)井油層連通情況。油層堵塞情況分析由于注入水質(zhì)不合格，水中的含油、雜質(zhì)及懸浮物固體顆粒會對油層炮眼及滲濾面產(chǎn)生堵塞，甚至有的發(fā)生細菌增殖堵塞等，導(dǎo)致注水井注水壓力上升，吸水指數(shù)下降，注水量明顯下降或者根本注不進。這時應(yīng)及時化驗，找出原因，采取相應(yīng)的措施進行解堵。注水量變化情況分析主要是檢查配注任務(wù)完成情況，分清哪些層超注，哪些層欠注。分析方法一般為：注水量上升而且過量超注，則應(yīng)進行測試，檢查井下封隔器是否失效；底部閥座是否密封，水嘴是否刺大等。注水井欠注，應(yīng)根據(jù)注水井歷次測得的系統(tǒng)測試資料，分析對比是井下水嘴堵塞還是由于水質(zhì)差或由于作業(yè)壓井液使用不當，堵塞了油層。分析清楚超注和欠注的原因，提出措施，進行水量調(diào)配，或者采取換水嘴，重配測試或增注等措施，使注水井的注水量盡量符合配注要求。注水井分層吸水量變化分析主要利用同位素測井或微差井溫測井等方法測得注水井吸水剖面資料，分析各小層的吸水情況。一方面以現(xiàn)狀分析各小層間吸水的差異情況;另一方面使用連續(xù)的吸水剖面資料可歷史地分析各小層吸水狀況的變化。通過分析應(yīng)做好以下工作：根據(jù)各層吸水情況，進一步調(diào)整注水層段，在工藝技術(shù)條件允許的情況下，把吸水差的小層，盡可能單卡出來，通過提高注水壓力加強注水，改善注水狀況。對于一些與周圍油井主力油層連通的欠注層，應(yīng)通過酸化、壓裂等油層改造措施增加注水量。對超注層，通過調(diào)配水嘴等措施，把注水量降到合理范圍。對嚴重超注而且造成油井含水上升過快的層，可考慮暫時停注。對層數(shù)過多，油層物性差異大，在目前工藝技術(shù)條件下無法滿足各油層的注水需要，而且造成水驅(qū)波及程度很低的注水井，則應(yīng)研究開發(fā)層系的重新劃分或增鉆補充完善注水井解決。注采比的變化和油層壓力情況分析為保持油田的注采平衡，一般要求注入地下水的體積應(yīng)該等于采出流體地下體積。無論全井還是分層或單砂體，都要達到注采平衡的要求。但是由于油層的非均質(zhì)性，導(dǎo)致了平面、層間、層內(nèi)吸水狀況不均勻。所以，通過注采比和油層壓力的分析，盡量做好層間、平面的配注調(diào)整，一般通過井筒內(nèi)的水嘴調(diào)整經(jīng)改善層間吸水狀況外，也可以通過改造油層的增注措施來改善注水狀況。周圍生產(chǎn)井的產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、含水變化分析由于注入水在油層內(nèi)推進的不均勻性，必然造成周圍生產(chǎn)井見水時間和含水變化的不同。通過各生產(chǎn)井產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、含水變化的分析，要找出見水層位和來水方向。對含水上升快的主產(chǎn)液層，一方面要在注水井井口控制注水量，另一方面也可以在油井上暫時卡封特高含水層。對平面矛盾大的井組，可通過注水井之間配注量的調(diào)整來解決。第三節(jié)井組動態(tài)分析的任務(wù)、內(nèi)容、方法及步驟注水井組是指以注水井為中心的平面上可劃分為一個單元的一組油水井。注采井組的動態(tài)分析是以一口注水井或幾口注水井為中心，包括周圍若干口采油井構(gòu)成的注采井組的動態(tài)分析。它與單井分析的相同之處都是本著先本井后鄰井、先油井后水井、先地面后地下的原則，把井組內(nèi)單井的有關(guān)情況搞清楚；不同之處是井組動態(tài)分析的內(nèi)容更多。一、注采井組動態(tài)分析的任務(wù)和內(nèi)容注采井組動態(tài)分析的任務(wù)是把注水井的吸水狀況及周圍有關(guān)油井之間的關(guān)系分析清楚，并對有關(guān)的油水井分別提出具體的調(diào)整措施，確定單井配注方案，保證油田按要求合理地注水采油，獲得好的油田開發(fā)效果。注采井組動態(tài)分析的主要內(nèi)容如下。注采井組油層連通狀況分析研究井組小層動態(tài)，主要是分析每個油層巖性、厚度、滲透率在縱向上或平面上的變化。油層連通情況是通過油水井鉆遇油層經(jīng)過小層對比提供的，可以編制成油層?xùn)艩钸B通圖。有了連通圖，就可以比較直觀地看出注采井組內(nèi)各個油層的厚度、油層物性的分布和變化情況，為井組動態(tài)分析提供了概念性的基礎(chǔ)。但由于井與井之間油層發(fā)育情況沒有資料，只是根據(jù)油層對比分析判斷，又由于油層是非均質(zhì)的，尤其分流河道沉積的砂巖變化很大，因此注水開發(fā)以后，還要根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)資料進行油水井連通狀況的檢驗，為油水井調(diào)整措施方案的編制提供依據(jù)。井組注采平衡和壓力平衡狀況分析井組注采平衡，是指井組內(nèi)注入水量和采出液量的地下體積相等，并滿足產(chǎn)液量增長的需要。油田注水的主要目的，一是保持油層能量，使采油井具有足夠的生產(chǎn)能力；二是通過改善注入水的水驅(qū)效果不斷提高各類油層的水驅(qū)效率和波及系數(shù)，從而提高油田采收率。要達到上述目的，必須經(jīng)常從四個方面搞好井組注采平衡狀況和壓力平衡狀況的動態(tài)分析：分析注水井全井注水量是否達到配注要求，再分析各采油井采出液量是否達到配產(chǎn)液量的要求，計算出井組注采比。分析各層段是否按分層配注量進行注水。一口分層注水井往往分多個層段注水，每個層段又都是按油層物性情況和采液量要求配水的。所以，分層段注水量應(yīng)盡量按配注量的要求范圍進行注水。根據(jù)采油井產(chǎn)液剖面資料，計算出注水井對應(yīng)層段的產(chǎn)液量，然后算出分層段注采比，進行分層段注采平衡狀況的分析。對井組內(nèi)各油井采出液進行對比分析，盡量做到各油井采液強度與其油層條件相一致。對井組內(nèi)的油層壓力平衡狀況進行分析。這里說的壓力平衡一方面是指通過注水保持油層壓力基本穩(wěn)定；另一方面是指各生產(chǎn)井之間，油層壓力比較平衡，在很大程度上，壓力平衡也反映了注采平衡情況。通過油、水井取得的壓力資料和液面資料，定期進行油層壓力平衡狀況的監(jiān)測和分析，從中找出問題所在，提出配注的調(diào)整措施意見。井組綜合含水狀況分析每個油藏的水驅(qū)狀況和綜合含水情況：在油層物性和原油物性相同情況下，在不同含水階段有著不同的含水上升規(guī)律。通過實驗室和現(xiàn)場實際資料的統(tǒng)計分析，都可能得到分油藏的含水上升率隨含水變化的關(guān)系曲線，其變化趨勢一般是在油藏開發(fā)初期到低含水階段，含水上升速度呈現(xiàn)逐漸加快趨勢；含水率達到50%左右時，上升速度一般是最快的；進入高含水階段，含水上升速度將逐漸減緩下來。一般情況下，油層非均質(zhì)越嚴重，有明顯的高滲透層或大孔道存在時，含水上升是比較快的。原油粘度越高，含水上升也越快。井組含水狀況分析的目的，就是通過定期綜合含水變化的分析，與油藏所處開發(fā)階段含水上升規(guī)律對比，檢查綜合含水上升是否正常；如果超出規(guī)律，上升過快，則應(yīng)根據(jù)注水井的吸水剖面和采油井產(chǎn)液剖面資料，結(jié)合各層的油層物性情況，進行綜合分析，找出原因。分析注水井層段配注是否合理，注水井井下封隔器是否不密封造成竄漏；或某口油井產(chǎn)水量過高、某個油層注入水嚴重水竄等各種原因。一般情況下，注采井組動態(tài)變化反映在油井上，大致下列幾種情況:注水效果好，油井產(chǎn)量、油層壓力穩(wěn)定或者上升，含水上升比較緩慢；有一定注水效果，油層產(chǎn)量、油層壓力穩(wěn)定或緩慢下降，含水呈上升趨勢。無注水效果，油井產(chǎn)量、油層壓力下降明顯、氣油比明顯上升；油井很快見水而且含水上升快，產(chǎn)油量下降快，則必然存在注水井注水不合理。每個注采井組，通過對注采平衡、壓力平衡、含水上升變化情況的分析，結(jié)合油層物性和連通狀況的綜合分析，從中找出存在于油、水井的各種矛盾及其原因，再結(jié)合油藏開發(fā)不同階段合理開采界限的要求，進行注采系統(tǒng)調(diào)整，或進行注、堵、壓、換等相應(yīng)的調(diào)整和控制措施，并落實到井和層。即對注水井低滲透欠注層采取增注措施；對高滲透水竄層控制注水，調(diào)解井與井、層與層之間的矛盾，協(xié)調(diào)好井組內(nèi)各層、各井之間的注采關(guān)系，使井組的開發(fā)狀況盡量達到最佳效果，從而提高開發(fā)單元的開發(fā)水平。二、注采井組動態(tài)分析的方法、步驟準備所需資料井組井位圖、柵狀連通圖、平面圖、井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表、油水井注采曲線、注水井吸水剖面、油井產(chǎn)液剖面等資料。了解井組的基本情況注采井組在區(qū)塊(斷塊)所處的位置和所屬的開發(fā)單元。注采井組內(nèi)油、水井數(shù)，油、水井排列方式和井距。油井的生產(chǎn)層位和注水井的注水層位，以及它們的連通情況。注采井組至目前為止所采取的各種措施及效果。注采井組目前的生產(chǎn)狀況，包括日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、含水率、日注水平、動液面深度、井組注采比和生產(chǎn)制度等。對比生產(chǎn)指標將井組分析階段初和階段末的各項指標進行對比，一般包括：日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、含水率、動液面、原油物性、氣油比、油田水性質(zhì)等。1)對比出現(xiàn)的結(jié)果各項指標均比較穩(wěn)定。含水和日產(chǎn)液量同步上升，日產(chǎn)油量相對穩(wěn)定。含水穩(wěn)定，日產(chǎn)液量下降或上升，引起日產(chǎn)油量下降或上升。日產(chǎn)液量穩(wěn)定，含水上升或下降，引起日產(chǎn)油量下降或上升。含水上升，日產(chǎn)液量下降，使產(chǎn)油量大幅度下降。2)劃分對比階段井組的生產(chǎn)情況，總是波動起伏的，為了使分析更加明確、更加清晰、可以把分析過程細分為幾個階段。根據(jù)日產(chǎn)油量變化趨勢劃分為：產(chǎn)量上升階段、產(chǎn)量下降階段和產(chǎn)量穩(wěn)定階段。根據(jù)注水井上措施的時間劃分為：方案調(diào)整前、方案調(diào)整后兩個階段。根據(jù)油井采取的措施劃分為：措施前、措施后兩個階段。分析原因分析影響井組生產(chǎn)變化的主要因素首先，通過油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表或井組單井開采曲線，將井組內(nèi)產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水等指標變化大的井作為井組中的典型井，然后分析影響典型井產(chǎn)油量的主要因素。分析時可用以下公式：M=(qm-qc)(1-fC) (7-7)式中：M——由于液量變化而影響的產(chǎn)油量，t；qm 階段末產(chǎn)液量，t；qc 階段初產(chǎn)液量，t；fwc——階段初含水率，％。n=qm匕-" (7-8)式中：N——由于含水率變化而影響的產(chǎn)量，t；fwm——階段末含水率，％。將M與N對比，即可知道主要是由于液量的變化還是含水的變化影響了油井產(chǎn)量的變化。分析原因(1)在水井上找原因水井注水量的變化，一方面可是使不同井點注入水推進速度不均衡而造成平面矛盾，另一方面也可能是同一口水井不同層段注入水不均衡而造成層間矛盾。因此，要分析與典型井相連通的注水井注水情況，周圍水井注水是否正常，各層段是否能完成配注，是超注還是欠注，哪口井進行測試、調(diào)整和作業(yè)，影響了多少注水量等。(2)在相鄰的油井(同層系)找原因與典型井相鄰油井的生產(chǎn)變化，往往也會影響典型井的生產(chǎn)，如相鄰井放大生產(chǎn)壓差，會造成井區(qū)能量下降，使典型井產(chǎn)量下降；相鄰井改層生產(chǎn)，會使平面上注采失調(diào)，使典型井含水上升；相鄰井開、關(guān)井也會使典型井生產(chǎn)情況變化。總結(jié)井組存在的問題通過典型井分析，找出井組中存在的問題，主要包括：平面矛盾突出，注采井網(wǎng)不夠完善，油井存在著單方向受效的問題。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又注得太多，造成單層水淹嚴重。注采比低，能量補充不夠，造成地下虧空大，影響了油井產(chǎn)液量的提高。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用大泵抽，使地層能量嚴重不足。當然還有其他問題，可以根據(jù)井組的具體情況進行總結(jié)。提出調(diào)整措施通過對注采井組的分析，總結(jié)出注采井組在開發(fā)中存在的問題，最后提出下一步調(diào)整措施，這些措施主要分為兩大類。1)油水井的調(diào)整為了解決注水開發(fā)中不斷出現(xiàn)的三大矛盾，提高采收率，可以進行油水井調(diào)整，這種調(diào)整主要在注水井上調(diào)整層段注水量。(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，調(diào)整層間矛盾。在油田注水開發(fā)的過程中，那些有效厚度大，滲透率高的主力油層往往采出程度高，見水快。為了保持油水井產(chǎn)油量的穩(wěn)定，一部分含水率較高的主力油層被封堵，而以低滲透率的非主力油層生產(chǎn)。在這種情況下，對于相連通的注水井，就應(yīng)當提高中、低滲透層的注水強度，適當降低高滲透層的注水量或定期停注，調(diào)整層間矛盾。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。由于油層平面上滲透率差異較大，存在著單向受效的問題，造成油層平面上的舌進。在這種情況下，應(yīng)當加強非主要來水方向的注水，控制主要來水方向的注水，使注水在平面上處于相對平衡狀態(tài)，水線均勻推進。進行選擇性堵水，解決層內(nèi)矛盾。或者采職注聚合物驅(qū)油技術(shù)，提高水驅(qū)油效率。2)油井增產(chǎn)措施改層生產(chǎn)。對于長期多層合采的油井，如果含水率已經(jīng)很高，分析出主要高含水層后將其封堵，充分發(fā)揮中、低滲透層的作用。放大生產(chǎn)壓差。在能量充足、產(chǎn)液量高、含水率低的井區(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。改造油層。在油田開發(fā)過種中，經(jīng)常遇到一些低滲透油層，即使在較大生產(chǎn)壓差下，也很難獲得高產(chǎn)。對于這些油層常采取壓裂、酸化等油層改造措施。例題：某井初期日產(chǎn)液為100t，含水70%，末期日產(chǎn)液80t，含水為90%，求液量下降影響的油量和含水上升影響的油量各是多少，分析產(chǎn)油量下降的主要因素。解：已知：g尸100t/d，銜8°t/d，九尸70%=0.7，九二90%=0.9求：M、N。解M=(綜一％)(1—4>(80T00)(1—0.7)=—6(t)NF(L—4>80(°.7—°.9)=—】6(t)答：液量下降影響的產(chǎn)油量為6t(負號表示使產(chǎn)量下降)。含水上升影響的產(chǎn)油量為16t。分析出含水上升是產(chǎn)油量下降的主要因素。下面我們核對一下結(jié)果是否正確：初期產(chǎn)油量qc=qc(1一九)=100(1—0.7)=30t/d末期產(chǎn)油量q舟q^(1—fj=80(1—0.9)=8t/d結(jié)果和實際相符。第四節(jié)井組動態(tài)分析實例N25-13、C25-13井組動態(tài)分析一、井組基本概況N25-13、C25-13井組位于文25西塊南部，目前共有油井4口，25-91、25-C75、N25-38、25-102有注水井4口，N25-13、C25-13、和25-38、25-C86控制面積0.11Km2，地質(zhì)儲量36X104t，到2006年3月累計產(chǎn)油170824t,累計產(chǎn)水190214m3，累計注水581160m3，采出程度為47.5%，原始壓力系數(shù)1.27。具體情況如下表。N25-13、C25-13基本概況統(tǒng)計表（截止到2006年3月）井號生產(chǎn)層位層數(shù)厚度投產(chǎn)時間轉(zhuǎn)注時間連通層數(shù)連通厚度累計產(chǎn)油累計產(chǎn)水累計注水備注層數(shù)%厚度%N25-13S2下1-2+4-5923.597.4.2602.6.221027835529845932月動關(guān)C25-13S2下3-51946.902.5.405.1.19694940801955825-38S2下1-52142.196.6.301.3.1213674918413684325-C86S2下2-3+6923.403.7.1005.3.306375568107932月鉆關(guān)25-C75S2下3-61523.603.5.17128017.675429317336C25-13連通25-91S2下2-61739.197.5.2863518462637950334N25-13連通C25-13連通25-38連通95326.768105927.771N25-38S2下4+6-S3上11732.205.10.3444209425-10206.3.106.4.1632.81573月1日新投25-11S2下1-74369.879.8.2488.1.2111000078305報廢25-94S2下1-5+8173298.5.22839524784報廢25-13S2下1-83161.179.10.1187.12.11172785008105118報廢25-75S2下1-4-S3上12340.887.7.1799.1.13545165979136864側(cè)鉆25-86S2下1-32035.787.9.1197.1.2616948301619086側(cè)鉆合計170824190214581160

25-88—23365-10754-120 W5725-854525-9725-90井組構(gòu)造井位圖甌365-495465-2454-325-98325-C8025-80一235°75

4

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325-81-2400-2865-2893218.4-8068.665-10425-37223.725-94WC25-121025-88—23365-10754-120 W5725-854525-9725-90井組構(gòu)造井位圖甌365-495465-2454-325-98325-C8025-80一235°75

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325-81-2400-2865-2893218.4-8068.665-10425-37223.725-94WC25-121025-865-：20230014.8嗎923502540如4>C7g|25-11'5-1065-949165-865-8865-26C25-4165-C3925-465-3925-7925-17_2413-二、開采史簡介及目前生產(chǎn)狀況1.開采史簡介本井組投產(chǎn)于1979年8月24日25-11井投產(chǎn)，到1979年10月11日25-13井投產(chǎn)。由于25西塊構(gòu)造復(fù)雜，注采井網(wǎng)一直難以完善，產(chǎn)量呈逐井組歷年年產(chǎn)油量曲線

井組歷年年產(chǎn)油量曲線年下降趨勢。（從歷年年產(chǎn)油量曲線上可以看出）N25-13、C25-13井組單井歷年年產(chǎn)油量統(tǒng)計表井號年度N25-13C25-1325-3825-C8625-C75:>5-91N25-3825-10225-1125-9425-1325-7525-86合計19799083607451519804233999442219811458149629541982477244729241983108710712158198416391959359819851490869235919861882672255419872167686392127729546198820258275386114151989710843431145119904396340578011991412298051021992522424054641993511239755091994448374490199541444144199624214448686919972703458821463564130011998355235252913132723861370319991206216429591549407918200016028562254226469762001117913325161551537920023629782083825592220032748540674401954985302004122382575308233052922005152665378836268301987年因25-75、25-86兩口井投產(chǎn)及25-13轉(zhuǎn)注使井組產(chǎn)量進入到第一個高產(chǎn)期，年產(chǎn)油量達到1.1萬噸以上。由于井組構(gòu)造復(fù)雜、注采井網(wǎng)不完善，油井能量下降快、產(chǎn)量下降快，到1995年井組產(chǎn)量又回降到0.4萬噸。到1996年后加密井網(wǎng)投產(chǎn)了25-38、N25-13、25-91、25-94四口井使井組年產(chǎn)油量達到第二個高峰期。1998年年產(chǎn)油量達到1.37噸。但仍然因地層能量下降快、產(chǎn)量下降快，2000年年產(chǎn)量下降到0.7萬噸。由于1999年轉(zhuǎn)注了25-75,2001年轉(zhuǎn)注了25-38，并同時進行層內(nèi)調(diào)剖使25-91油井見效比較好，到2003年井組年產(chǎn)油量回升到0.8萬噸，2004年又下降到0.53萬噸，2005年因綜合治理效果好井組年產(chǎn)油量又回升到0.68萬噸。從井組歷年年產(chǎn)油量曲線上可以看出：2.目前生產(chǎn)狀況見：目前單井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計下表目前單井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計表井號生產(chǎn)層位厚度工作制度日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水液面配注油壓實注25-側(cè)75S2下3-62338x4.8x6.510.75.648128525-91S2下2-639.144x4.8x622.78.960.81702N25-38S2下1-210.138x4.8x4.516.32.386140225-102S2下4-511.538x4.8x5.54.70.294.42244C25-13S2下3-546.9301830N25-13S2下1-2+4-523.550225025-C86S2下2-3+623.4402729合計54.41768.81658120109目前該井組井口日產(chǎn)液量54.4t，日產(chǎn)油量17.0t，綜合含水68.8%，平均動液面1658m，日注水量109m3，注采比1.67。三、動態(tài)分析生產(chǎn)動態(tài)分析從2005年元月份到目前該井組的產(chǎn)能大致可分為四個階段：即：①產(chǎn)油量穩(wěn)定上升階段：2005年元月到6月上旬。②產(chǎn)量大幅度上升階段：2005年6月中旬到2005年10月中旬。③產(chǎn)油量下降階段，2005年10月下旬到2005年11月底。④產(chǎn)量穩(wěn)定階段：2005年12月到2006年3月。1）產(chǎn)量穩(wěn)定上升階段：2005年元月到6月上旬。日產(chǎn)油量由1月6日的12.7t上升到6月10日16.2t，含水由65.9%下降到60.4%，日產(chǎn)液量由37.2t上升到41.9t。本井組在這一階段的產(chǎn)油量一直保持穩(wěn)定，并穩(wěn)中有升，其主要原因是我們對N25-13井采取了間歇注水的方式使25-91井見效比較好，產(chǎn)量處于上升趨勢從25-91井的生產(chǎn)曲線上可以看出。N25-13井2005年1-5月進行了三個周期。282第一個周期：N25-13井于2004年12月12日一2005年2月5日動態(tài)關(guān)井。實施期間25-91井的生產(chǎn)形勢逐漸變好，到2月初日產(chǎn)液量穩(wěn)定在26噸/日，日產(chǎn)油由9噸/日上升到13噸/日，含水由65%下降到50%，液面由1549米下降到1665米。N25-13N25-13C25-13井組連通圖25-91S2T20.8T0.5干5.a4.a25-38保下1W'd[I.5干2.92.70.5干0.汗0.8干1.61.01.31.00.70.72.02.02.02.01.71.71.口干0.5干2.02.01.51.40.90.52.42.22.22.02.12.11.61.4T10.&-p1.11.01.91.71.51.51.31.2.11.51.31.下32,￡2下131.訐1.21.04"11.E■干1.E■干0.T干1.T干0.T干0.T干211.1干0.T干D.6干1.81.64"11.汗M干￡2下4昵下41.汗1.4干1.T干0.7干211.5干1.T干1.E■干0.T干7.67.6F1T3.T水1.E■干1.口干1.林1.口干T20.E干￡2下60.9干20.9干1.31.1.31.71S2T511S2T51"152下2,1^1+2S2T321+2S2T423S2T5111.11.1新25-13井吸水剖面柱狀圖砂層蛆測弁曰期湘H

注水呈2003.T.1893.0m3/日則芝旦期20C4.2Z3

淮I出—WU.5MPa注水晝104m37B，|，廁乒口用￡OD4.7.23定渴壓23.4MP1導(dǎo)吐水墾15.Elma/ECl2222^1~41S2T21S2T21152^214 1.151 1.63.50B.g52 6.0 34.5937.631i 52I6.0 32.6B11 2.(1 11 2I]12 30 252^552T5 32 3.73325-38井吸水剖面柱狀圖砂層組測并日期注水屋2口口1.E.2乏21.5MPa~137m3/S310.5?1 0.S11+21 3.7 15.115.742.77O2315112￡T2^2S44.11425.31S為了保證25-91的能量，我們于2月5日到3月7日進行注水，日注水量控制在100方/日左右，使25-91的液量一直保持在25噸/日左右，油量一直穩(wěn)定在13-15噸/日之間液面上升到1500米以上。含水一直控制在50%以下，很好地保證了25-91的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。第二周期：N25-13于3月7日到一4月20日進行動態(tài)關(guān)井后，25-91井的含水一直穩(wěn)定在45%左右，日產(chǎn)油穩(wěn)定在13噸以上，到了3月底出現(xiàn)液量下降的趨勢，含水穩(wěn)定，油量下降到13噸/日。對此我們于4月20日進行注水。這次注水后20天出現(xiàn)含水上升的趨勢，油量下降，據(jù)此我們推算出，N25-13和向25-91進的水線推進速度為20米/天，得出每次間歇注水的最佳周期為21天，故于5月12日進行動態(tài)關(guān)井。第三個周期：N25-13于5月12日到6月4日動態(tài)關(guān)井期間，25-91仍然是含水上升，油量下降，到5月底含水己上升到73%，油量下降到6.9噸/日。液面下降到1700米以下，產(chǎn)量下降到一年來的最低點。到此時N25-13間歇注水后使25-91井年累計增油達到498噸。到了5月份25-91出現(xiàn)產(chǎn)油量下降含水上升的趨勢，含水上升到73%，油量下降到6.9噸，其主要原因是25-91井的另一方向的注水井25-38因出砂，砂埋油層S二下3-5后注水量下降，25-38井大修未成功只能帶病注水S二下1-2日注水量一直在20方以下，使25-91少了一個注水方向，同時因N25-13缺失S2下3地層造成S2下3層段沒有了能量補充。平面矛盾和層間矛盾加劇造成了25-91產(chǎn)量下降、能量下降，使N25-13不得不放棄周期注水改連續(xù)注水。雖然25-91到2005年出現(xiàn)產(chǎn)量下降的趨勢為什么該井組產(chǎn)量反而出現(xiàn)了產(chǎn)量大幅度上升的趨勢呢?下面我們分析第二階段產(chǎn)量大幅度上升的階段。2）產(chǎn)量大幅度上升階段：2005年6月中旬到2005年10月上旬。這一階段日產(chǎn)油量由16.2t上升到了30.1t，含水由60.4%下降到51.5%，日產(chǎn)液量由40.9t上升到62t。這一階段油量大幅度上升的原因主要是25-C75產(chǎn)量見到了C25-13的注水效果。側(cè)25-13井于2005年1月19轉(zhuǎn)注，初期在4.5Mpa壓力下日注110方，25-側(cè)75井2005年4月6日開始有見效顯示，液量上升，由見效前的11.1噸/日上升到16.6噸/日。含水由81.5%下降到64%，油量由2.1噸/日上升到6噸/日，液面由1808米上升到1706米。由于見效明顯。為防止25-側(cè)75過早水淹，我們及時對側(cè)25-13進行了配注調(diào)整，于2005年4月14日將配注量120方/日下調(diào)到60方/日，使25-側(cè)75于4月份一直保持含水下降，液量、油量上升的趨勢，我們于5月初又將配注由60方/日下調(diào)為40方/日，使25-側(cè)75井在液量上升，油量上升，含水下降的動態(tài)趨勢下延續(xù)到8月底。到8月底日產(chǎn)油量己經(jīng)上升到13.5噸/日，是全年產(chǎn)油量最高值，液量上升到24.1噸/日，含水下降到43.8%，液面774米，處于該井投產(chǎn)以來的最好時期，到10月上旬日產(chǎn)油量仍保持在11t以上。另外，新25-38井于2005年10月4日投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油8噸，含水28849%，是井組10月上旬產(chǎn)量上升的主要原因。側(cè)25-13井吸水剖面柱狀圖測養(yǎng)曰期2i：iU&.2.18油壓18.OM