動態(tài)分析綜合題及答案

一、

壓裂見效井實例分析

實例一

自噴采油井壓裂效果分析

為了提高采油井的產量，提高油田水平，對自噴采油階段的采油井采取壓裂增產措施。表1-1是一口自噴采油井的壓裂后生產數(shù)據對比。表中的總壓差表示的目前地層壓力與原始地層壓力之差,生產壓差表示的是目前地層壓力與流動壓力之差.

時間

油嘴

產液

產油

含水

油壓

回壓

靜壓

流壓

總壓差

生產壓差

壓裂前

10

52

24

54

0.85

0.45

12.05

7.77

0.4

4.28

壓裂后

10

74

37

50

1.2

.65

11.5

9.7

-0.15

1.8

壓后三個月

10

76

36

52.9

1.21

0.65

11.47

9.76

-0.18

1.71

1.

效果評價及分析

從該井壓裂前后的生產數(shù)據對比來看，壓裂效果是好的。

壓裂初期產液量由52t/d上升到74t/d，增加了22t/d；產油由24t/d上升到37t/d，增加了13t/d；含水率由54%下降到50%，下降了4個百分點。經過三個月的生產后產液量仍然增加24t/d，日產油增加12t/d，含水率下降了1.1個百分點。地層壓力基本保持穩(wěn)定，流動壓力上升，生產壓差縮小。

壓裂產生好的效果主要有以下幾點：

1）產油量大幅度增加

壓裂后，日產油增加了12t/d，比壓裂前增加了50%，增幅較大。

2）提高了油層導流能力，降低了滲流阻力。

壓裂后，生產壓差由4.28MPa縮小到1.8MPa，說明流體從油層流到井筒的導流能力增加，滲流阻力減小，相當于增大了泄流面積。

3）油層壓力穩(wěn)定

壓裂后，油層靜壓為11.5MPa，仍然較高，說明壓裂層段的能量是很充足的。

4）含水率穩(wěn)定

壓裂初期含水率有所下降，說明壓裂的油層是中低含水層，含油飽和度比較高。這樣才能使油井在壓裂后的日產油量有較大幅度提高。

2.

存在問題

從壓裂后的生產數(shù)據可以看出，該井還有生產潛力沒有充分地發(fā)揮出來。主要反映在油嘴小，地面的油、回壓差過大，生產壓差的縮小，限制了壓裂效果進一步的發(fā)揮。

3.

下步措施

1）放大油嘴，放大生產壓差，降低油壓，充分發(fā)揮壓裂增產的效果。

2）加強生產管理，加強壓裂層段的注水量，延長壓裂效果有效期填空在現(xiàn)場油水井動態(tài)分析中，經常應用油田水的水型和（礦化度）來判斷油井的見水情況。由油管向油層注水稱為（正注）。采油井水淹狀況資料可以直接反映油層的（水淹狀況）及儲量動用狀況。沉積旋回包括（正旋回、反旋回、復合旋回）三種類型。注水調剖能達到調整（層間、層內吸水剖面，調整層間層內吸水強度的差異）、改善水驅效果的目的。表示含油性好壞的指標是（含油飽和度）五點法面積注采井網中，一口采油井受周圍（4口）注水井的影響。保持一定的（沉沒度）抽油泵受氣體影響或抽空，可以提高泵效。砂巖的主要膠結物是（粘土）和灰質。在油井生產過程中所測得的油藏中部壓力叫（目前地層壓力。）油藏驅動類型可分為五種，即（邊水或底水、氣頂壓力、溶解氣、流體和巖石的彈性、石油的重力）七點法面積注水井網生產井與注水井的比例（1：2）油藏有哪些天然能量？有何驅動特點：（1）邊水或底水壓頭:通常是油氣流動的主要動力，在開采過程中，油水界面不斷向油井方向移動，向油藏內部移動。（2）氣頂壓力：當?shù)貙訅毫ο陆禃r，依靠氣頂氣膨脹驅油；在開采過程中，油氣界面下移，移向油井方向。（3)溶解氣:當油層壓力低于飽和壓力時，氣體從原油中逸出并不斷膨脹，達到驅油目的。隨著原油中氣體消耗增多，油層能量就逐漸趨近枯竭。（4）流體和巖石的彈性：當油層壓力降低時，油層中的流體和巖石產生彈性膨脹，達到驅油的目的。油層的含水區(qū)往往很大，它的膨脹總體積也就很大。（5）石油的重力:當?shù)貙觾A角較大，滲透性較好時有驅油作用。油井分析中，經常遇到的一個問題是出水層位的判斷。那么，如何判斷出水層位：油田開發(fā)為什么要進行調整改造挖潛？怎樣調整挖潛？根據下列資料分析該井組各井存在問題，并提出調整措施。一、判斷題（對打“√”，錯打“×”，）（√）3、正旋回：在垂向上地層巖性自下而上由粗變細的變化序列。它反映地殼下降的水退過程。（×）10、井組動態(tài)分析實際是在單井動態(tài)分析的基礎上進行的?！熬M”的劃分是以油井為中心，聯(lián)系到周圍油井和注水井構成油田的基本開發(fā)單元。1、油藏注采井網在分布均勻合理的前提下，井網密度大，水線推進就越均勻，水驅效率就越高，剩余油潛力就越大。（×）2、在油層條件下，當?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫χ?，天然氣就會完全溶解于石油中。（×?、合理的增加注水井點，完善注采井網，是提高水驅儲量控制程度有效措施之一。（√）4、在注水開發(fā)的油藏中，不論設計新井或者采取老井補孔挖潛措施，都要避開主流水線。（√）5、沉積相分為陸相、三角洲相、海相三大類（×）6、由于斷層影響，造成在斷層附近注采不完善，受不到注水效果或存在死油區(qū)，可通過在斷層附近增加點狀注水井點，進行局部注采系統(tǒng)調整。（√）7、儲層內原油是否可動，除了受儲層本身的孔、滲、飽參數(shù)影響外，還取決于開采條件和工藝技術水平，它是隨時間變化的。（√）（√）8、長期注水開發(fā)的老油田，油水井套管出現(xiàn)逐漸損壞、變形、挫斷等問題，導致無法分層注水和采油，使注采井網遭到二次破壞，注采失調，是影響原油自然的重要因素之一。（√）（√）9、由于層間油層物性差異，在油井中會出現(xiàn)滲透性高、連通好的油層先動用、先受效、先水淹的現(xiàn)象。（√）10、地質學上稱走向﹑傾向﹑傾角為巖層的產狀三要素。二、選擇題1、斷層面的走向、（D）、傾角為斷層面的產狀要素。A、方向B、延伸方向C、擦痕D、傾向2、解決層間矛盾的措施之一，采用（B）工藝。A、分注合采B、分注分采C、合注分采D、合注合采3、BA、層間B、平面C、井間D、層內4、底部水淹其上部未洗厚度較大，這種類型主要在（A）油層中出現(xiàn)。A、正韻律B、反韻律C、復合韻律D、均勻層。5、地下（D）反映了注入水利用率的高低和水驅開發(fā)效果的好壞。同一類油田在相同采出程度下，采收率越大，水驅采收率越高，開發(fā)效果越好。A、注水井利用率B、采收率C、含水率D、存水率10、（C）1號注水井、2號油井、3號油井在同一個油砂體內，（該油砂體為21），且均射孔21層，3口井的滲透率分別為2.6平方微米、4.2平方微米、0.6平方微米，注水過程中2號油井含水高于3號油井，生產過程中反映的是開發(fā)中的什么矛盾？1號注水井2.64.22號油井3號油井0.6A、層內矛盾B、層間矛盾C、平面矛盾D、其他矛盾11、某注水開發(fā)油藏的某井區(qū)，部分油井含水上升速度較快，分析其主要是受固定主流線的作用，注入水沿老水道竄流的原因。根據目前存在的問題選擇一種合理有效的措施。（B）A、注水井酸化增注B、選擇非主流線方向的低效油井轉注，改變驅替方向，達到均衡注水流線的目的C、注水井檢換封隔器D、油井改層生12、同位素測測吸水剖面，是往地層內擠入（A），然后測得放射性曲線。（A）含放射性的液體（B）清水（C）泥漿（D）鹽水13、投產具有縱向非均質嚴重的特點的新井時，從錄取分層單采資料角度考慮，先后開采哪一類油層，試選擇一種相對合理的順序。（C）A、首先選擇高滲透率厚油層單采B、首先多層合采C、首先選擇低滲透率、易被干擾的油層單采D、多個厚油層合采14、某油藏某年進行了少量有效措施挖潛，并投產了兩口高產新井，以下說法正確的是（4）（1）綜合遞減率>自然遞減率>產量遞減率（2）綜合遞減率<自然遞減率<產量遞減率（3）自然遞減率<綜合遞減率<產量遞減率（4）自然遞減率>綜合遞減率>產量遞減率三、名稱解釋2、有效孔隙度：巖樣中那些互相連通的且在一定壓力條件下，流體在其中能夠流動的孔隙體積與巖石總體積的比值，以百分數(shù)表示公式：Φ=(V/Vty)×100%3、滲透率級差：（1）定義；（2）它反映儲層的什么？（1）定義：層內最大滲透率與最小滲透率的比值。（2）滲透率級差：反映儲層滲透性非均質的程度。4、采收率：在某一經濟極限內，在現(xiàn)代工程（工藝）技術條件下，從油藏原始地質儲量中可以采出石油量的百分數(shù)，稱為采收率。5、原油體積系數(shù)：原油體積系數(shù)是儲量計算中將地下原油體積轉換為地面原油體積的參數(shù)。地層條件下石油的體積與其在標準狀況下地面脫氣后石油體積之比，稱為石油的體積系數(shù)。6、飽和壓力：地層原油在壓力降到開始脫氣時的壓力稱飽和壓力，原始飽和壓力是指油田開采初期，地層保持在原始狀況下所測得的飽和壓力。一般所說的飽和壓力即指原始飽和壓力7、含水上升率：每采出1%的地質儲量，含水率的上升值。計算公式：含水上升率=｛（階段末含水率-階段初含水率）/（階段末采出程度-階段初采出程度）｝%8、地層尖滅：巖層的厚度在沉積盆地邊緣變薄以至消失的現(xiàn)象9、落差：正斷層發(fā)生后，相鄰兩點產生的垂直距離。10、注采對應率：注水井與采油井之間連通的厚度占射開總厚度的比例(用百分數(shù)或小數(shù)表示)11、底水錐進：以水壓驅動方式開采底水油藏時，油井投產后，井底附近的油水接觸面呈錐形上升的過程，稱為底水錐進。12、主流線：連接采油井與注水井中心點的流線稱為主流線。主流線上流體質點的流速比其他流線上的流速要快。13、地層總壓降：油藏或開發(fā)層系原始平均地層壓力與目前平均地層壓力之差。14、注入水波及體積系數(shù)：是指累積注水量與累積產水量之差除以油層有效孔隙體積，即油層水淹部分的平均驅油效率。又稱掃及體積系數(shù)。15、自然遞減率：反映老井在未采取增產措施情況下的產量遞減速度。階段采油量在扣除新井及各種增產措施增加的產量之后與上階段采油量之差值，再與上階段采油量之比稱自然遞減率。16、綜合遞減率：反映油田老井采取增產措施情況下的產量遞減速度。階段采油量扣除新井產量后與上階段采油量的差值，再與上階段采油量之比。1、采油指數(shù)：單位生產壓差下的日產油量；2、水驅指數(shù)：某一油蔵壓力下，純水侵量與該壓力下累計產油量和產氣量在地下體積之比。3、注采比：某段時間內注入劑的地下體積和相應時間的采出物的地下體積之比。4、累積虧空體積：在人工注水過程中，注入水體積與采出油層流體地下體積之差。5、流動壓力：油井生產時的井底壓力。6、地靜壓力油井關井達到穩(wěn)定狀態(tài)下的地層壓力。7、原始地層壓力：油氣在未開采前的地層壓力。8、飽和壓力：油層溫度下，全部天然氣溶解于石油中的最小壓力；也可以說是地層溫度下從液相中分離出第一批氣體氣泡時的壓力，也叫泡點壓力。6、采油速度：年產油量占油田地質儲量的百分數(shù)。剩余采油速度：年產油量占油田剩余可采儲量的百分數(shù)7、采出程度：累產油量占油田地質儲量的百分數(shù)?？刹蓛α坎沙龀潭龋豪郛a油量田可采儲量的百分數(shù)。含水上升率：每采出1%地質儲量時含水率的上升值。9、自然遞減：沒有新井投產和增產措施情況下的產量遞減率，即在扣除新井及增產措施產量后的階段采油量與上階段采油量之差，再與階段采油量之比。綜合遞減：沒有新井投產情況下的產量遞減率，即在扣除新井產量后的階段采油量與上階段采油量之差，再與階段采油量之比。10、存水率：累計注入量減累計產水量后占累積注入量的百分數(shù)11、儲采比：油田年初剩余可采儲量與當年年產油量之比12、水油比：日產水量與日產油量之比累積水油比：累產水量與累產油量之比13、吸水指數(shù)：注水井在單位注水壓差下的日注水量。14、比吸水指數(shù)：每米油層有效厚度的吸水指數(shù)。五、簡答1、簡述注水開發(fā)中存在的三大矛盾形成原因及解決辦法：答：注水開發(fā)中存在的三大矛盾是：平面矛盾、層間矛盾、層內矛盾。油田開發(fā)過程中須解決的問題很多，每個問題都有它自己特殊的本質，在目前已經掌握的工藝手段特定作用的基礎上，對不同的矛盾用不同的方法解決，才能取得預期的效果。（1）．平面矛盾的調整平面矛盾的本質是在平面上注入水受油層非均質性控制，形成不均勻推進，造成局部滲透率低的地區(qū)受效差，甚至不受效。因此，調整平面矛盾，就是要使受效差的區(qū)域受到注水效果，提高驅油能量，達到提高注水波及面積和原油采收率的目的。解決這一問題的根本措施，一方面通過分注分采工藝，對高含水帶油井堵水，或調整注水強度，加強受效差區(qū)域的注水強度；另一方面改變注水方式（由行列注水改面積注水）或補射孔、鉆井縮小井距等方法，以加強受效差地區(qū)的注水。（2.）層間矛盾的調整產生層間矛盾的根本原因是縱向上油層的非均質性導致各層注水受效程度不同，造成各層油層壓力和含水率相差懸殊，好油層和差油層在同一工作制度下生產，在全井同一流動壓力的條件下，生產壓差差異較大，使差油層出油狀況越來越差，影響全井以致全區(qū)開發(fā)效果。增大差油層的生產壓差是解決這一問題的根本措施，一方面通過提高差油層的油層壓力；另一方面要降低井底流壓，即降低好油層的油層壓力。根據不同情況一般采取以下兩套措施。一是以高壓分層注水為基礎，注水量從完成好向差、高向低的轉移，提高油層性質差、吸水能力低的油層的吸水能力；適當控制油層性質好、吸水能力過高油層的注水量，甚至局部停注；在必要時，放大全井生產壓差或把高壓高含水層堵掉；還可對已受效而生產能力仍然較低的油層進行壓裂改造，以提高其產能。二是調整層系、井網和注水方式。對于僅靠調整壓差和工藝措施不能完全解決問題的油區(qū)，如果層間矛盾非常突出，對全油田開發(fā)有很大影響，在考慮經濟效益的前提下，適當進行層系、井網和注水方式的調整。所謂層系調整，是以精細地質研究成果為基礎，分析油砂體的開發(fā)和儲量動用狀況評價，將動用差、基本未動用和局部動用差的油砂體劃為調整對象。然后根據所劃分調整對象的油層性質、分布特點以及吸水能力和生產能力確定井網密度、布井方式和注水方式。在調整層系、井網和注水方式時，必須搞好與老井網的配套調整，以不加劇原井層間矛盾為原則，進行層系井網的互相利用或互換，必要時可進行油水井的補充布井和補充射孔；但在油層較多或調整對象儲量比較可觀的情況下，一般可以選擇另外部署一套差油層調整井網的方式。（3．）層內矛盾的調整層內矛盾的實質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層段，使其不能充分發(fā)揮作用。層內矛盾突出的是高滲透厚油層。解決層內矛盾本質上就是要調整吸水剖面，擴大注水波及厚度，從而調整受效情況；同時調整出油剖面，以達到多出油少出水的目的。解決這一問題通常從兩方面入手：一是提高注水井的注水質量，從分層注水、分層堵水、分層測試和分層采油四方面入手；二是對不同層段采取對應的措施——選擇性酸化（增注）、選擇性壓裂和選擇性堵水?？傊?，三大矛盾調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)產的目的。所說的“注好水”，就是根據不同油層的地質特點和發(fā)育狀況，調整注水量，緩解層內、層間、平面的矛盾，增加差油層的見效層位、見效方向、受效程度，盡量延長高產能穩(wěn)產期，得到較好的注水開發(fā)效果2、測井圖中的測井曲線在現(xiàn)場中有哪些應用？（1）判斷油、氣、水層；（2）判斷滲透層（3）綜合解釋一些參數(shù)，如：飽和度、泥質含量及油層水淹狀況；（4）劃分厚度，為射孔提供依據；（5）識別儲層性質，進行地層對比、油層對比；（6）進行水淹層判斷3、油井分析中，經常要遇到的一個問題是出水層位的判斷。那么，如何判斷出水層位呢?答：由以下五個方面進行判斷：(1)對比滲透性，一般滲透率高，與水井連通的層先出水。(2)射開時間較早，采油速度較高的層位易出水(3)離油水邊界較近的地層易出水。(4)其他特殊情況，如地層有裂縫而鄰層無裂縫，易先見水。(5)對應的注水井，累計吸水量越大，往往易先出水3、注采井組動態(tài)分析主要內容?井組動態(tài)分析主要包括以下幾方面的內容：①注采井組連通狀況分析；②注采井組日產液量變化分析；③井組綜合含水變化；④日產油量變化；⑤壓力及壓力場（靜壓、流壓、生產壓差、井組內地層壓力的分布狀況）變化；⑥注水井注水能力變化；⑦注采平衡狀況分析；⑧水淹狀況分析（平面上、縱向上、層內水淹狀況〕；⑨井組調整效果評價等。4、注采井組動態(tài)分析分析步驟分析步驟分為：井組概況、開采歷史、動態(tài)變化、存在問題及潛力分析、下一步的工作總體上先闡述井組日產液量、日產油量、含水、壓力、注水井注人能力變化，并分析影響的原因。再分析以下方面：①井組連通狀況分析。編制井組注采關系連通圖（油層柵狀連通圖），主要根據測井解釋數(shù)據成果表、小層平面圖等，初步建立注采井組空間三維立體模型。繪制小層滲透率、孔隙度、有效厚度等值線圖，進一步建立儲層模型。②注采平衡狀況分析。重點分析注水量是否滿足配注要求和注水層段是否按照分層注水要求進行注水。③能量保持及注水利用狀況。重點分析注采井組存水率、注采平衡狀況、地層壓力平衡狀況（包括地層平均壓力水平的變化狀況、不同油井之間地層壓力水平的平衡狀況）和井組動液面變化狀況。④開采效果評價。首先運用插值法繪制含水等值線圖，分析水線推進狀況，進一步分析油層水淹狀況、尋找剩余油富集區(qū)。有條件的注意利用小層產液剖面和吸水剖面繪制不同小層的水淹狀況圖，可以使分析更為準確。其次根據井組內各生產井采液強度、含水狀況是否平衡，確定有無平面上的指進現(xiàn)象。再次分析井組內油井縱向上層間動用狀況是否平衡，有無單層突進現(xiàn)象，井組內油井層內水淹狀況是否均衡，有無層內分段水淹特征。最后對注采井組綜合評價。注水效果好，表現(xiàn)為油井產量、油層壓力穩(wěn)定或上升、含水上升較為緩慢；有一定注水效果，表現(xiàn)油井產量、油層壓力穩(wěn)定或緩慢下降、含水呈上升趨勢；無注水效果，表現(xiàn)為油井產量、油層壓力下降明顯、氣油比也上升明顯；注采不合理，表現(xiàn)油井很快見水且含水上升很快、產量下降快，存在明顯的注水優(yōu)勢方向或單層突進現(xiàn)象。存在問題重點分析方面則包括：注采對應狀況是否正常合理（是否存在有注無采、有采無注等現(xiàn)象）、注水井工作是否正常（吸水能力變化、分注情況變化等）、注采平衡狀況及壓力場分布狀況如何、并組層間動用狀況是否均衡（有無單層突進、兩個剖面不對應狀況）。平面上水線推進是否均勻（有無優(yōu)勢水驅方向、采油強度是否均衡）、油井有無不正常生產。潛力分析包括：井網調整的潛力、注水井分注及動態(tài)調配水的潛力、油井技術措施潛力（卡堵水、酸化、壓裂等儲層改造）、井組內不同油井生產工作參數(shù)的調整潛力、井組日常管理的潛力（加藥、熱洗等）。最后主要根據分析出的問題及潛力提出切合實際的調整工作建議。六、計算題（10分）1、某區(qū)塊累積注水220×104m3，累積產液量320×104t，累積產油121×104t。求此區(qū)塊水驅指數(shù)。原油密度0.90g/cm水驅指數(shù)=『220-（320-121）』/（121÷0.9×1.2）=0.132、某井地質儲量15×104t，到2004年末累積產油2×104t，2005年12月含水68.1%,2005年年產油0.5×104t，2006年12月含水上升到75.3%,2006年平均綜合含水74%，2006年采油速度2.1%,地層壓力10.5MPa，流壓2.1MPa，求2006年①平均日產油水平；②采油指數(shù)；③含水上升率；④采出程度。（6分）2006年年產油=15×2.1%=0.3150×104噸2006年①平均日產油水平=150000×2.1%÷365=8.6（噸）②采油指數(shù)=8.6÷（10.5-2.1）=1.02（噸/天.兆帕）④2006年采出程度=（2+0.5+0.3150）÷15×100%=18.77%2005年采出程度=（2+0.5）÷15×100%=16.67%③含水上升率=（75.3%-68.1%）÷（18.77%-16.67%）=3.43%3、如下圖所示，曲線Ⅰ為某油層原測曲線，曲線Ⅱ為經過一段時間間隔后測得的同一油層的指示曲線，請說明該油層吸水指數(shù)曲線變化的趨勢，并簡要分析引起吸水指示曲線變化的原因。ⅡⅡⅠ注入壓力/MPa注水量/（m3/d）答：該油層的吸水指示曲線明顯向左偏移，且斜率變大，說明該油層在同一注入壓力下，注入量變小，地層吸水能力變差。分析吸水能力變差的原因可能是：井下有污物、地層堵塞等。4、油藏概況介紹：該油藏含油面積5Km2，油層有效厚度20m，地質儲量1625×104t，標定可采儲量599×104t，共有14個小層，累計采油480×104t。目前日產油水平水230×104t。該油藏構造為一個東北部抬起，向西開口的負向簸箕狀構造，除5條邊界大斷層外，內部還有10條次一級小斷層，斷層均為南掉，封閉性較好。巖性以中、細砂巖為主，其次為粉砂巖和泥質粉砂巖，平均孔隙度20.3%，滲透率范圍0.13-2.7μm2，屬中孔、中滲儲層。地面原油粘度385-9600mPa.s，平面上粘度呈從西北向東南逐漸降低的趨勢，原油粘度從西北部的9000mPa.s以上降至東南部的1000mPa.s以下。原始地層壓力21.6Mpa，飽和壓力10.3Mpa。統(tǒng)計近幾年吸水井剖面資料，吸水較差的井層占30.5%；而吸水較好的井層占42.5%，吸水狀況差異較大，部分水井欠注嚴重。油水井井況復雜，一是由于套變、高含水等因素停產停注井增加，造成部分井區(qū)井網不完善；二是有16口分注井由于各層滲透率差異大，封隔器失效后導致注入水量集中在吸水狀況好的層，水竄嚴重。目前該油藏平均地層壓力為13.8Mpa。根據剩余油分析，分流水道邊緣、河口壩側緣及遠砂壩砂體水淹程度低，分流水道主體、河口壩主體砂體大部分水淹嚴重。在斷塊的西南部和斷層附近剩余油相對富集?？v向上剩余油分布情況見下表層號單采情況吸水剖面C/O測井井數(shù)日產液日產油含水動液面井數(shù)厚度每米相對吸水量井數(shù)厚度含水飽和度（t）（t）（%）（m）（m）（%）（m）（%）162368.596.48861338.27.91034.56522545.490.178333424.489.68968181.5410150.9552272.7901302912.62.1679.10.83731574.497.28771329.78.51023.7688260.65.890.411781235.13.981034.25391243.57.294255102959.190.5115913342.921026.5521141434.197.16761346.810.1104465122343.689.58899966013657229.294.986611526.61051.5671412363.71031.254合計32142077.294.6911133705.7310389.660.5請根據下面的油藏基本概況和階段開發(fā)曲線，指出該油藏下步主要調整方向。計算a計算該開發(fā)層系采出程度b計算該開發(fā)層系采收率c計算該開發(fā)層系可采儲量采出程度d計算該開發(fā)層系剩余地質儲量e計算該開發(fā)層系剩余可采儲量f計算該開發(fā)層系目前地質儲量采油速度g計算該開發(fā)層系目前剩余可采儲量采油速度答案：（1）a、部分小層油水井點少，控制程度差，儲量損失嚴重，建議通過大修或鉆更新井、完善井完善注采井網，尤其是挖掘剩余油富集相帶、部位和小層的潛力，減少儲量損失。b、根據潛力狀況治理?；謴屯．a井生產，增加井網控制程度。c、對存在封隔器失效、油管漏失等問題的注水井，及時實施檢修油管、更換封隔器等治理措施，恢復正常注水，以達到完善動態(tài)注采井網、提高有效注采對應率的目的。d、油層物性非均質嚴重，平面、層間吸水狀況差異較大，建議鉆分注水井加強滲透率較低、動用差的油層注水；e、通過化學選擇性堵水的措施，調整油層縱向上吸水剖面，減緩層間、層內干擾。f、部分井區(qū)原油粘度較大，影響油井正常生產，并且由于油水流度計算致驅油效率降低。為此，對于油稠的部位和油層一方面控制注水強度，另一方面實施工藝降粘等措施，達到提高驅油效率和油井生產能力的目的(2)計算a計算該開發(fā)層系采出程度（29.5%）b、計算該開發(fā)層系采收率（36.9%）c、計算該開發(fā)層系可采儲量采出程度（80.1%）d、計算該開發(fā)層系剩余地質儲量（1146萬噸）e、計算該開發(fā)層系剩余可采儲量（119萬噸）f、計算該開發(fā)層系目前地質儲量采油速度（（0.52%）g、計算該開發(fā)層系目前剩余可采儲量采油速度（7.05%）5、3-4-23-4-23-2-63-5-533-2-53-5-33-5-53-3-13-3-23-3-5某斷塊沙二7-8調整注采井網示意圖3-3-6轉注3-2-183已知:該開發(fā)層系0.71平方千米,平均有效厚度11.6米,巖層有效孔隙度27%,含油飽和度68%,原油體積1.19,地面原油密度0.95克/平方厘米,標定最終采收率為38.6%,目前累采原油35萬噸,2009年年產油量7356噸3-2-1井83層未射開,797876層是獨立油砂體3-3-6井797876層尖滅3-2-5井82未射開,79層尖滅3-3-5井7976層尖滅3-2-6井76層是獨立油砂體3-5-3井76層是獨立油砂體計算a、計算該開發(fā)層系地質儲量b、計算該開發(fā)層系可采儲量c、計算該開發(fā)層系地質儲量采出程度d、計算該開發(fā)層系可采儲量采出程度e、計算該開發(fā)層系剩余地質儲量f、計算該開發(fā)層系剩余可采儲量g、計算該開發(fā)層系2009年地質儲量采油速度h、計算該開發(fā)層系2009年剩余可采儲量采油速度i、分別計算各小層井層注采對應率和層系層注采對應率答案a、N=100*0.71*11.6*0.27*0.68*0.95/1.19=121（萬噸）b、可采儲量=121*38.6%=47（萬噸）c、采出程度=(35/121)*%=28.9%d、可采儲量采出程度=(35/47)%=74.47%e、剩余地質儲量=121-35=86（萬噸）f、剩余可采儲量=47-35=12（萬噸）g、2009年地質儲量采油速度=(7356/1210000)%=0.61%h、計算該開發(fā)層系2009年剩余可采儲量采油速度=(7356/120000)%=6.13%i、83層注采對應率100%層注采對應率100%層注采對應率100%層注采對應率75%層注采對應率83.3%76層注采對應率40%層系注采對應率83.87%6、計算遞減率試題某油田某區(qū)塊2004年12月日產油水平598噸（標定水平），2005年年產油量202613噸（井口產量），其中，新井年產油量1336噸（井口產量），措施年產油量5658噸（井口產量），（2005年輸差3.5%）。計算該斷塊2005年綜合遞減率和自然遞減率。該斷塊2005年12月日產油水平545噸，2006年1-3月累產原油49365噸（井口產量），其中措施產油量565噸（井口產量），（無新井投產）。（2006年1-3月輸差3.0%。a計算2006年1-3月階段累積綜合遞減率和自然遞減率，b計算2006年1-3月月綜合遞減率和月自然遞減率。c折算2006年年綜合遞減率和年自然遞減率。（保留兩位小數(shù)）計算遞減率試題答案：2005年綜合遞減率11.01%，自然遞減率13.60%2006年1-3月階段累積綜合遞減率2.38%。自然遞減率3.49%2006年1-3月月綜合遞減率0.8%，2006年1-3月月自然遞減率1.18%折合2006年年綜合遞減率9.19%，年自然遞減率13.28%勝坨油田351井投產初期測得沙二65層的原始地層壓力23.36兆帕，目前該生產層，1995-2012米，2009年測得的靜液面128米，該井的液柱重度為9735牛頓/立方米，計算該井的總壓差答案：P靜壓=（H油層-H靜液面）Y液=｛（1995+2012）/2-128｝9735=18257992帕=18.26兆帕總壓差=23.36-18.26=5.1兆帕7、1、井組概況井組有水井一口，即4號水井，油井4口，它們是A油井、B油井、C油井和D油井，這四口油井均有不同程度的出砂，其中B油井因出砂較嚴重，不能正常生產，因此在分析過程中排除該井的因素，不做分析。目前，A油井和D油井的生產層位是11-3層，C油井的生產層位是12-5QUOTE12-5層。A油井該井組同時還受到臨近三口注水井3號水井、2號水井和1號水井的影響。這三口注水井與該井組在平面和層間有著不可分割的內在聯(lián)系，這對認識和掌握注采關系帶來一定的困難。2、井組生產情況和原因分析從井組生產數(shù)據表中可以看出，從2005年12月至2006年12月，井組的開井數(shù)一直未變，井組的生產形勢出現(xiàn)了兩升一降的趨勢：即日產液量上升，含水上升，日產油量下降日產液量由2006年1月的111.2噸，上升到2006年l2月的171.1噸，含水由78.1%上升到86.7%，日產油量由24.4噸下降到22.7噸，說明井組產量的下降是由含水上升引起的。從井組生產數(shù)據還可以明顯看出，與2005年12月對比，2006年1-7月的日產油量是穩(wěn)定上升的，為什么會出現(xiàn)這種狀況呢?主要是我們及時做了注采關系的調整。2006年元月對C油井進行檢泵沖砂，作業(yè)后效果較好，使井組的日產液量由2005年l2月的l11.2噸上升到2006年元月的135.5噸，日產油量由24．4噸上升到29.3噸，含水和動液面比較穩(wěn)定。C油井生產數(shù)據表但是2006年2月，井組綜合含水卻出現(xiàn)了上升的趨勢。從單井生產情況看，E油井和C油井的含水都比較穩(wěn)定(元月與2月對比)，而D油井的含水卻由81.5%上升到89.2%。它是影響井組綜臺含水上升的主要原因E油井生產數(shù)據表油井有問題，水井找原因。4號注水井的11層在2月水量沒有變化，而它鄰近的3號井和2號井的注水量都發(fā)生了變化。2號井的11層在元月份時不吸水，作業(yè)后注水量為54m3/d，3號井11層的注水量也有提高，從28m3/d提高到35m3/d。這兩口井注水量的變化(特別是2號井注水量的變化)破環(huán)了原有的注采平衡，使平面關系變得不協(xié)調，使4號方向的注水相對變弱，從而導致了D油井含水上升。于是我們建議提高4號井11層的注水量，配注由70m3/d提高到80m3注水井生產數(shù)據表為了完善注采井網，2006年4月，1號注水井轉11-2QUOTE11-2層注水，開始影響本井組，但3號井在3月底停注測壓造成出砂，4月和5月不吸水，油水井11層的平面關系發(fā)生突變，改變了D油井的油流方向，使D油井的含水由71.8%上升到76.5%，并使井組的含水由81.1%上升到85.1%，5月底對3號井檢管沖砂后，恢復了11層的吸水能力，并及時調整了2號井的注水量，配注由50m3/d提高到80m3/d，實際注水量由50m3/d提高到86m注水井生產數(shù)據表但這種穩(wěn)產的局面沒有維持多久，到2006年的9月，井組綜合含水又開始上升，由84.6%上升到86.3%（8和9月對比)。通過分析可以看出還是由于D油井的含水上升影響的。該井的含水由79.5%上升到83.6%，D油井含水上升的原因是什么呢?通過注水井生產數(shù)據表可以看到：4號井的注水量在9月份沒有變化，其他水井的注水量也沒有變化。D油井生產數(shù)據表再從相鄰的油井上找原因，發(fā)現(xiàn)D油井的含水上升是與E油井2006年6月由70mm泵改為電泵生產有關系的。E油井生產層也是12層，并同時受注水井3號和2號井的影響，下電泵前，該井的日產液量為22.3噸/日，注水量為40.7m3/d；下電泵后，日產液量為79.2噸，注入量為68.3m3/d，注入量和采出量的關系發(fā)生了很大的變化，又由于2號井與E油井的井距很近，因此很容易將水線拉向E油井，從而使4號井和1號井向D油井方向的注水能量相對變強，形成了實際上的單向受效，使D油井的含水迅速上升，針對這種情況，及時提高了3號井11層的注水量，配注由50m3/d提高到80m3/d，以解決平面矛盾，改變驅油方向，控制了3、下一步鞏固措施1）繼續(xù)提高3號井和2號井11層的注水量，配注都由80m3/d提高到120m3/d，同時降低4號井方向的注水量，配注由100m2）將D油井由56mm泵改為70mm泵生產，進行提液增油。放大壓差生產，這樣既穩(wěn)定了4號井組的產量，又可控制2號井的水線拉向E油井，從而使D油井的含水趨于穩(wěn)定狀態(tài)。實例6注采井組堵水效果分析井組井位圖1.井組的基本情況1號注采井組，位于油田某斷塊主體的北部，生產第9砂層組。注水井為1號井，四口油井分別是A油井、B油井、C油井和D油井。其中D油井為電泵生產，其余為抽油井生產。目前井組日產液量4l3．8噸，日產油47噸，綜合含水為88.8%，平均單井動液面為665.5米。注采比為0.45。2.化學堵水措施的提出一年來，根據井組生產形勢的變化，及時調整，基本保持了井組的穩(wěn)產。1號井井組連通圖1）2006年元月，根據井組含水上升快，產量遞減大的狀況，在水井上調整水量，91上由50m3/dQUOTE米3/日提到l00QUOTE米3/日m3/d，實際注水量達到102m3/dQUOTE米3/日，注采調整改善了井組的生產狀況。3月份，日產液量上升到340.2噸，產油量上升到51.3噸，平均動液面上升到784.8米2）2006年4月，井組產油量出現(xiàn)下降，日產油量由51.3噸下降刊38.2噸。通過生產數(shù)據的對比，在全井組幾口油井中，變化最大的是D油井。該井4月與2月對比，日產液量由238.2噸下降到186噸，日產油量從32噸下降到2l噸，含水由86.1%上升到88.6%。3）D油井液量的下降是由于換油嘴(由l0mm油嘴換為9mm油嘴)造成的，根據油井有問題水井找原因的原則，分析與水井的連通情況。D油井生產91上QUOTE91上和QUOTE91中91中兩個小層，而與它連通的水井1號井，91上QUOTE91上的砂層厚度2.3米，注水強度為45.2m3/d.m，91中QUOTE91中的砂層厚度8.0米。注水強度為6.9m3/d.m,QUOTE米3/日.QUOTE91上91上累計注水量23441m3QUOTE米3，每米累計注水量10409m3，91中累計注水26443m3，每米累計注水3305m3QUOTE米3，兩層的累計注水量相差32倍，以上數(shù)據說明91上QUOTE91上的含水飽和度可能大于91中QUOTE91中。另外單采91上QUOTE91上的C油井含水已達到90％以上。4月16日測吸水剖面，資料證明91上QUOTE91上為主要吸水層。4）通過以上動態(tài)、靜態(tài)資料證明，D油井91上QUOTE91上為高含水層而且在D油井和1號井井之間形成了大孔道，繼續(xù)注水就會加速D油井的水淹，對其停注又會影響到其他三口單采91上QUOTE91上油井能量的補充。因此決定對1號井井進行化學堵水。D油井單井生產數(shù)據3.堵水效果分析堵水措施于2006年6月17日至24日實施1）水井效果：91上QUOTE91上由主要吸水層變?yōu)槲^差層；91中QUOTE91中由上部吸水好變?yōu)槿珜游^好；91下QUOTE91下吸水較好沒有變化。其注水狀況是，91上QUOTE91上放大注水，日注量為0m3，QUOTE米3，91中91中放大注水．日注水量為l8lm3QUOTE米3，91下QUOTE91下放大注水，日注水最為69m3QUOTE米3。1號井井注水數(shù)據表2）油井效果2006年6月與11月對比，井組日產液量由309.3噸上升到389.4噸，日產油從39.9噸上升到66.4噸，綜合含水由89.7%下降到82.9%，（D）井產油量油21.4噸上升到50噸，含水由90.8%下降為80.2%，通過化學堵水，91上QUOTE91上的大孔道被堵住了，而且改變了91中QUOTE91中的吸水剖面，解決了D油井的層間矛盾，91中QUOTE91中開始發(fā)揮作用。3）效果驗證為了進一步驗證堵水效果，將91中QUOTE91中停注，91上由不吸水變?yōu)槿兆⑺?1lm3/d。這樣井組產量又發(fā)生了大的變化，日產液量由389.4噸下降為368噸，日產油量由66.4噸下降為39.5噸，含水由82.4%上升為89.3%。D油井的日產油量由50噸下降到30噸，含水由80.2%上升到88.6%。出現(xiàn)層間接替，說明D油井的91上QUOTE91上又代替91中QUOTE91中參加生產，再次成為主要產液層。4）恢復91中QUOTE91中注水2007年元月2日，對1號水井上作業(yè)調配，恢復91中QUOTE91中注水l00m3/dQUOTE米3/日。措施實施后，井組生產狀況又發(fā)生了好的轉變。D油井的日產液量上升到310.2噸，日產油量上升到44噸，含水下降為85.6％。1號井井組生產數(shù)據表B油井生產數(shù)據表C油井生產數(shù)據表A油井生產數(shù)據表4、存在問題及下步措施1）存在問題(1)井組內全部油井都是單向受效；(2)注采比低．地下能量不足；(3)B油井和A油井距水井1號井較遠。很難見到注水效果。2）措施(1)B油井補孔91中QUOTE91中排液，挖掘層間潛力。(2)1號井的91上配注100QUOTE米3/日m3/d降為50QUOTE米3/日m3措施實施后，預計注采比將提高到1.02，動液面由666米上升到600米，井組日產液量390噸，日產油量65噸，含水83%。實例7協(xié)調注采關確保油井正常生產1、井組概況井組12層平面圖井組22層平面圖注采井組位于斷塊腰部，屬沙二段1一3開發(fā)層系。目前該井組共有油水井7口，其中油井5口，A油井、B油井、F油井，D油井為電泵生產，C油井為抽油機生產，注水井2口，3號井和4號井。另外該井組還受2號井和6號井影響。在2005年10月以前，該井組有油井8口(其中電泵井l口，D油井)，水井1口(4號井)以及與之相關連的6號井；而2號井和3號井是在11份以后該井組新下電泵3口，地層能量不足的情況下轉為注水井的。2、措施的實施情況及其效果分析2005年l0月以后，對斷塊的油井實施了整體提液措施，對供液能力較好的B油井、A油井和F油井實施下電泵提液增油。2005年l0月27日-11月9日在該井組下電泵三口。根據該井組井網不夠完善，隨著液量的大幅度上升，可能會造成地下虧空，地層能量不足問題以及由于水井4號井QUOTE2222層的單層突進，而使層間矛盾突出等問題。又對4號井的注水量進行了調整，將該井的12-22層的注水量由50m3/d調為70m3/d，32QUOTE32層由50m3/d調為100m3/d。4號水井生產數(shù)據表井組油水井連通圖從井組生產數(shù)據表可以看出，這些措施實施以后達到了預期增產的效果。井組生產數(shù)據表但是，隨著液量的上升，原注采關系的相對平衡被打破。從而導致了含水上升、液面下降、注采比下降的新問題，而且增油幅度較小，從單井數(shù)據表中可以看出：幾口措施井有一個共同的特點，就是含水上升，液面下降。A油井生產數(shù)據表分析其原因：首先含水上升原因，主要是因為下電泵以后，改變了原注采關系，地下流體由穩(wěn)定流動轉變成不穩(wěn)定流動，使?jié)撛诘拿芗せ?。B油井生產數(shù)據表從B油井的情況來看，雖然B油井距4號井較遠，但由于B油井的油層砂層厚度大，滲透率高，原油黏度低(與A油井和F油井比較)等原因，因而使4號井的大部分水量推向B油井，造成B油井的單向受效，尤其4號井的23F油井生產數(shù)據表其次是液面下降，注采比下降的原因。由于電泵生產，液量提高了一倍多，而水井的注水量僅上升了l5%，注采比由1.05下降到0.39。因而導致了地層能量不足、地下虧空大，動液面明顯下降。通過以上分析，我們認為該井組急需解決的問題有三個：1）注采不平衡，注采比低；2）平面矛盾突出，油井單向受效；3）在平面矛盾之中，隱藏著嚴重的層間矛盾。對此注采關系不協(xié)調的現(xiàn)狀，如不及時解決，勢必影響油井的正常生產。所以進入2005年12月份以后，針對該井組液面下降，含水上升，增油效果變差這一問題，我們對3號井和2號井進行轉注，以增加油層能量，確保油井正常生產。3號水井生產數(shù)據表2號水井生產數(shù)據表2005年12月20日，兩口油井先后轉為注水井注水，3號井注12-34層，日注水量300m3/d，注水正常，主要受效井有D油井、A油井和F油井，從而解決F油和A油井的單向受效問題。2號井注11-24層，日注水量300m3/dQUOTE米3/日，注水也十分正常。2號井的轉注，一方面提高了C油井22層的地層能量，抑制了4號井QUOTE22層水線向該井的推進，有利于C油井的穩(wěn)產；更重要的是使12-23層的注水，有效地抑制了4號井12-23層的水線向B油井的推進速度，解決了B油井的單向受效問題，尤其是23從另一個方向的注水，有效地抑制了4號井23層向B油井的單層單向突進。另外2號井的24層注水，使B油井24的能量上升，緩解了層間矛盾，也為該井的含水下降提供了有利的前提條件。從單井的生產數(shù)據表中可以看出，這些措施實施后，各井的含水都有所下降，液面上升。從井組生產數(shù)據表中也可以看出，含水由94.6%下降到92.3%，而且一直穩(wěn)定。動液面由603.7米上升到498.2米。更為突出的是在液量較穩(wěn)定的基礎上，油量由50.4噸上升到89.8噸。注采比回升到0.90，注采對應率為81.8％。通過以上的分析可以看出，該井組的油水井調整是成功的，達到了預期的目標。3，存在問題及下步措施1）根據生產觀察，C油井出砂較嚴重。含砂量為0.096l4％，為此要加強觀察，加密取樣。6號水井生產數(shù)據表2）該井組的隱患仍然是平面矛盾和層間矛盾。由于2號井轉注以后，抑制了4號井12-23層向B油井水線的推進速度，而使其向A油井和F油井的水線推進速度加快，尤其是23層，由于24-5層注水不足，而使4號井的23層的注入水，單向單層向A油井突進，使A油井含水沒有下降的趨勢，增油效果不太理想。另外由于3號井距A油井和F油井較近。這幾種因素的綜合作用都有可能導致A油井和F油井的含水重新上升。為此建議，改4號井23層配注由100m3/d降為50m3/d，同時對6號井的23）補孔5號井的24和25兩個小層，進一步調整層間矛盾。措施實施以后，預計注采比將提高到1.1左右。通過以上分析，可以看出，對于穩(wěn)定生產的注采井組實施下電泵液，勢必造成注采關系的失凋。所以進行注采關系的調整是確保提液增油的必要措施。實例8解決平面矛盾保持井組穩(wěn)產井組井位圖該井組位于斷塊中部，生產沙一段第一砂層組。包括3口油井，即A油井、B油井、C油井，兩口水井即3號井和4號井，另外與之相連通的水井還有2號井、3號井、5號井和6號井。該井組是一個跨層系的井組，注采對應率為100%。井組連通圖該井組從2005年6月至2005年l2月的生產情況可分為兩個階段。第一階段是2005年6月至2005年10月為穩(wěn)定階段；第二階段是2005年10月至2006年1月為產量大幅度下降階段。在這個階段中，日產液量由376.5噸下降到347.7噸，產油量從36.1噸下降到21.9噸，綜合含水由90.4%上升到93.7%。井組生產數(shù)據表分析各單井生產數(shù)據發(fā)現(xiàn)C油井下降幅度居第一位。該井嚴重的影響了井組的產油量。1.原因分析C油井是生產沙一段14-32跨層系的合采井，與沙一段1砂層組相連通的水井有6號井、3號井。與2—3砂層組相連通的水井是2號井和5號井。C油井生產階段的劃分基本上與整個井組是吻合的。該井從l0月底至11月初產量開始下降，到12月底比較嚴重。液量由195.8噸下降到132.8噸，油量從22.1噸下降到l0.2噸，含水由88.7%上升到92.3%，造成該井產量變化昀原因有以下幾點。C油井生產數(shù)據表1）2號井2005年l0月16日關井，化學堵水11-5層。一直到l0月底。作業(yè)期間的停注，使C油井的23平面上少了一個能量來源。2）3號井在10月測試時發(fā)現(xiàn)14-5層不吸水。6號水井生產數(shù)據表根據以上問題，對3號井進行調配，增注14-5層,該措施于11月16日實施。注水量由0上升到60m3/d，同時為了防止電泵欠載，影響該井的正常生產，提出該井的油嘴由15mm換為9mm。通過以上分析可以看出，C油井液量下降的原因主要是2號井作業(yè)和3號井不吸水造成的。含水上升的原因是3號井的14-5層不吸水，導致6號井14-53號水井生產數(shù)據表2.對策措施1）由于注采關系不協(xié)調，提出對3號注水井實行調配，恢復14-5層150m32）作業(yè)進度緩慢，要求2號井盡快作業(yè)完畢恢復注水，以補充22層的能量。3）由于沙一段出砂，要求控制排液量。定期做含砂分析，隨時掌握C油井的含砂情況。3.措施實施及效果3號井14-5QUOTE14-5層恢復l50m3/d的配注，于2005年12月l6日實施，C油井的日產液量由132.8噸上升到176.4噸，產油量由l0.2噸上升到15.2噸，含水由92.3%下降到88.7%。2006年3月和4月產量仍然穩(wěn)中有升，整個井組也出現(xiàn)了好的形勢，日產液量、油量上升。綜合含水下降，達到了預期的目的。4.存在問題由于注采調整，使井組產油量得到回升，但還存在著一定的隱患。1）2號井開井后，油管漏失全部到23QUOTE23層，該層配注l00m3/d，超注到250m3/d，并且累計注水量過大，達90*104m3QUOTE米3。5號井是2004年轉注的新井，配注100m3/d，實注50m32）2號井的31-2QUOTE31-2作業(yè)前吸水50m3/d，作業(yè)后不吸水，5號井配注50m3/d，實注48m3/d，31-2QUOTE31-24.鞏固措施為了解決平面矛盾，保持井組穩(wěn)產，特提出以下措施。1）2號井22QUOTE22層控制注水由250m3/d控制到l00m3/d，5號井23QUOTE23層由50m3/d提到l00m3/d。2）要求2號井的31-2QUOTE31-2層恢復注水。措施實施后，可以使井組液量保持目前水平不遞減，綜合含水穩(wěn)定在91%左右。實例92號注采井組分析1.井組基本情況2號井組井位圖2號注采井組位于油田某斷塊，屬沙二段11-3QUOTE11-3開發(fā)層系。該井組包括l口注水井2號井；3口油井，B油井、C油井和A油井。目前，該井組的日產液量為367.5噸，日產油為62噸，含水83.1%，平均動液面為551.7米。2號井組連通圖2.產量對比及原因分析2號井組生產數(shù)據表從井組生產數(shù)據表中可以看出，從2004年l2月至2006年2月，這一階段的生產狀況可分為三個階段。第一個階段是從2004年12月到2005年5月為產油量下降階段，第二個階段是從2005年6月到12月為產量上升階段；第三個階段是從2006年元月到2月為產量下降階段。1）第一階段的分析該井組第一階段的對比，日產液量油635.7噸上升到662.8噸，油量由80.7噸下降到62.3噸，含水由87.3%上升到90.6%，產油量的下降是由含水上升造成的。含水的上升是由哪口井影響的呢？從單井數(shù)據表中可以看出是由B油井的含水上升造成的。B油井生產數(shù)據表B油井與2號水井連通的層位是12-3層，2號水井的12-3層配注為150m3/d，2005年的一季度注水均合格，但從4月份起出現(xiàn)了嚴重超注，4月注水量為218m3/d，2號水井12號水井生產數(shù)據表另一口生產井C油井產量下降幅度也比較大，液量由32.7噸下降到25噸，油量由32噸下降到25噸．含水不變，動液面下降(測示功圖為供液不足)。C油井單采11層，與之連通的2號水井的11層，配注80m3/d，1一3月注水合格，4月實注55m3/d，5月實注49m3/d。由于12）第二階段產量上升原因的分析C油井生產數(shù)據表(1)將2號水井的QUOTE1111層由80m3/d提高到l20m3/d，使C油井地層能量得到補充。措施結果，C油井的日產油量從24.8噸上升到44.4噸。(2)嚴格控制2號水井水井12-3QUOTE12-3層的注水量，使其按配注進行注水。措施實施后，B油井的含水開始下降，由94.5%下降到92.0%，使井組的產量在這一階段保持了穩(wěn)定上升的狀況。一直到2005年的12月，盡管由于A油井大修，影響了井組的產量，但排除這口井的影響，同工（同一工作制度）同層對比產量還是上升的。3）第三階段產量下降的原因2006年2月，井組又出現(xiàn)了液量下降，油量下降，含水上升的局面。液量由401.2噸下降到367.5噸，油量由78噸下降到62噸，含水由80.6%上升到83.1%。從單井生產數(shù)據表中可以看出，B油井含水是穩(wěn)定的。而C油井的含水卻由14％上升到37％，含水的上升影響了該井的產油量。2號水井的QUOTE1111層同時給A油井和C油井注水，注采關系基本是平衡的。但是A油井作業(yè)停產后，QUOTE1111層的注入水減少了一個供水方向，將水全部注入C油井的QUOTE1111，使水線推進連度加快，平面矛盾突出，從而造成C油井的含水迅速上升。成為該井組產量下降的主要原因。3.存在問題及下步措施1）2號注水井的QUOTE1111層在減少供水方向后，沒有及時調整水量，造成了C油井的水淹，因此建議將QUOTE1111層配注由l20m3/d降為80m3/d。2）B油井補射QUOTE1111層，并使QUOTE1111層參加生產，增加2號注水井QUOTE1111層的供水方向。3）A油井盡快大修，恢復其正常生產。實例10協(xié)調注采關系，保持井組穩(wěn)產1.井組概況1號注采井組位于油田某斷塊的邊部。生產l一2開發(fā)層系，有注水井2口，1號井和2號井。油井6口，即A油井、B油井、C油井、D油井、E油井和F油井。它的內部是4排注水井，邊部為7排注水井和邊水，是一個既有注水能量又有邊水能量的井組。1號井組井位圖該井組共有油層7個，主力油層為12QUOTE12層，本井組有3口油井生產12層，它們是A油井、C油井和D油井。由于開發(fā)時間長，主力油層12層水淹嚴重，所以該井組是一個高含水井組，其余油井生產非主力油層，油層薄，生產層位各不相同，油水井的連通性較差，無法進行大面積的注采調整，給注采調整帶來很大的困難。1號井組12層連通圖1號井組13、15層連通圖目前，井組開井6口，日產液量670.2噸，日產油量65.5噸，含水90.2%，動液面361.3米。從井組的生產數(shù)據表上可以看出，井組的生產情況大致可分為三個階段：1）2006年1月至3月，為產油最下降階段；2）2006年4月至12月，為產油量上升階段；3）2007年1月至2月，為穩(wěn)產階段。1號井組生產數(shù)據表2.下降原因分析及調整效果2006年1月至3月，1號井組為下降型井組。液量穩(wěn)定，產油量由58.9噸下降到54.3噸，含水由91.2%上升到92.0%。動液面穩(wěn)定?？梢娪吧尉M產油量下降的實質問題是注采失調，含水上升。通過生產情況對比，北部的三口油井C油井、D油井和E油井各項指標變化不大，因而不做重點分析。而井組南部的A油井、B油井和F油井產量變化比較大，是我們進行重點分析的油井。這三口油井，它們生產的層位各不相同，A油井生產11層，B油井生產13層，F(xiàn)油井生產15層，可見它們在平面上互不連通，不能進行統(tǒng)一的調整。針對這三口井各自生產不同層的地質特點來采取分井、分層單獨調整的方法，逐步完善注采關系，以扭轉井組產量下降的被動局面。首先，對生產主力油層的A油井進行了分析調整。該井以70×2.7×7的工作制度生產主力油層12層。2006年l一3月日產液量由67.8噸下降到66.9噸，油量由5.6噸下降到3.2噸，含水由91.8%上升到95.1%，液面油300.2米上升到269.8米，很明顯影響產量下降的主要原因是含水上升。A油井生產數(shù)據表A油井受3口注水井的影響，它的北部是注水井1號井和2號井。2號井12層配注50m3/d，實注47m3/d；1號井12層配注l50m3/d，實注153m3/d。它的西南部是5號注水井和邊水，5號井單注11+2層，配注300m3/d，實注343QUOTE米3m3/d且邊水非常活躍。這樣，內部兩口注水井12層的合注量在200m3/d，遠不及5號井的注水量。另外北部井區(qū)的C油井和D油井都生產12層，C油井還是電泵生產，排液量很大。這樣，1號井、2號井的注入水大部分向北推進。加劇了12層的平面矛盾，造成了內部弱，邊部強的局面，使5號井的注入水和邊水一起向內部推進，造成A油井含水上升，從水性上可以證實。總礦化度20891毫克／升，氯離子l0343毫克／升，水型MgCl2，是比較明顯的邊水加注入水,為了調整內部與邊部不平衡的注采關系，將5號井12層由300m3/d降到l00m3/d，2號井12層配注由50m32號水井生產數(shù)據表5號水井生產數(shù)據表第一步調整見效后，針對井組含水上升速度快的問題，再次進行分析，認為B油井雖然在產最上變化不大，但含水上升較快，為減緩井組的含水上升速度，第二步調整的目標就選擇了B油井。B油井生產數(shù)據表B油井以56X3X7的工作制度生產12層，它位于邊部。內部有注水井2號井和1號井，邊部靠邊水能量，形成三角均勻形勢向1號3井供液。2號井13-5層注水量為110m3/d。邊水活躍，1號井13-4層注水50m3/d，這樣使得2號井方向和邊水方向供液能力強，而1號井方向能量較弱，成為弱來水方向。為了加強其供液能力，抑制強來水方向及邊水的影響