常规油田生产动态分析模板Word文档格式.docx

1、日产液、日产油、含水、流压（动液面）、气油比、措施备注采油井生产曲线注水井生产曲线三、分析步骤1、概况2、生产历史状况（简述）3、主要动态变化首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等变化状况，其次依次分析以下内容。3.1日产液量变化3.1.1变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行确定）为：日产液量大于50t，波动幅度在8；日产液量在30-50t之间，波动幅度在12；日产液量在10-30t之间，波动幅度在20；日产液量小于10t，波动幅度在30

2、；如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳；高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势；如低于变化幅度则判定日产液量呈下降态势。3.1.2日产液量变化原因分析日产液量上升的主要原因有：油井工作制度调整；对应油井注水见效；作业及技术措施的效果；井下封隔器失效及套管破漏；加药热洗的效果；地面计量器具及流程管线影响等。日产液量下降的主要原因有：工作制度的调整；井下深井泵工作状况变差（如：漏失、结腊、堵塞等）；油层受到污染（洗井、作业、开采等过程中产生微粒运移、水锁、润湿反转等）；油层出砂导致砂埋；地层亏空导致能量下降；技术措施效果；地面计量器具及流程管线影响等。3.1.3影响日产液量变化的

3、基本结论3.2综合含水变化3.2.1含水变化的主要态势:主要分析综合含水在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有含水上升、含水平稳、含水下降三种态势。综合含水高于80，波动幅度在3；综合含水在60-80之间，波动幅度在5；综合含水在20-60之间，波动幅度在10；综合含水小于20，波动幅度在如果综合含水及变化处于上述区间的可以判定含水运行平稳；高于变化幅度可以判定含水呈上升态势；如低于变化幅度则判定含水呈下降态势。3.2.2综合含水变化原因分析综合含水上升的主要原因有：注水效果（注意：要结合产、吸剖面分析有无单层突进；结合邻井含水状况绘制水淹图分析有无平面指进；结合地层压力

4、状况分析有无超注；结合水井吸水能力变化及注水井验封测试报告分析注水井有无封隔器失效状况等）；边水、底水侵入加快（重点分析工作制度及生产压差合理性。如生产压差过大可能导致含水上升加快）；井下封隔器失效及套管破漏等；作业、洗井等入井液导致水锁现象等；其它影响因素。综合含水下降的主要原因有：要结合注水井分注及测试调配分析单层突进是否缓减、结合邻井调整分析平面指进是否缓解；结合地层压力变化分析有无欠注等）；技术措施效果；套管破漏、管外窜等导致生产厚度增加；深井泵工作状况及工作制度变化（如：漏失、参数调整等影响）油层出砂砂埋；其它影响因素；3.2.3影响综合含水变化的基本结论3.3日产油量变化主要根据日

5、产液量及含水变化综合分析日产油量变化态势及影响变化的主要原因。3.4压力变化3.4.1压力变化态势：主要结合测压数据及动液面（折算流压）测试分析地层能量状况，其中静压每半年分析一次、流压每月分析一次。压力变化态势主要有三种：上升、平稳、下降。地层压力水平高于0.8，波动幅度在地层压力水平在0.6-0.8之间，波动幅度在地层压力水平0.4-0.6之间，波动幅度在地层压力水平小于0.4，波动幅度在如果地层压力水平及变化处于上述区间的可以判定地层压力水平平稳；高于变化幅度可以判定地层压力水平呈上升态势；如低于变化幅度则判定地层压力水平呈下降态势。3.4.2压力变化原因分析地层静压变化主要考虑注采比是

6、否合理、天然能量发育及利用状况等，其主要用途是分析地层供液能力状况。流压变化主要用于分析深井泵工作状况及评价油井生产压差的合理性等。3.5气油比变化重点对高油气比生产井及变化异常的油井结合地层能量状况、动液面、示功图等变化分析有无地层脱气现象。3.6注水能力状况变化在准确校验注水计量器具基础上，录取注水指示曲线及分层测试资料综合分析注水井吸水能力变化。3.6.1基本态势：主要有吸水能力增强、吸水能力不变、吸水能力变差等三种形势3.6.2原因分析吸水能力变好的原因：储层经过措施改造；井筒状况不正常（如套管破漏、井下封隔器失效等）；单层突进加剧（结合油井含水、液量变化进行综合分析）；吸水能力变差的

7、原因：储层受到污染（如洗井不当、水质不达标、地层结垢、五敏性）；井筒状况不正常（如井筒结垢、水嘴堵塞等）；近井地带产生憋压现象（主要在低渗区块中较为常见）；3.7深井泵工作状况、技术措施效果主要在分析日产液量变化中阐述4、存在问题及潜力分析4.1存在问题地层能量是否得到有效补充和充分利用（注采是否平衡、地层压力水平保持状况等）；储层是否存在问题（出砂、污染等）；井筒状况是否存在问题（套管变形、腐蚀、破漏、窜槽、封隔器失效等）；注水井注水存在的问题（吸水能力、分注等）；产吸剖面是否对应、层间动用是否均衡等；油井工作制度是否合理（生产压差是否合理、有无提液或控制含水的必要、有无气体影响、供液不足等

8、现象）；井下深井泵工作状况是否存在问题（漏失、结腊、堵塞等）；地面集输系统、污水回注系统等是否存在制约生产的因素。4.2生产潜力分析动态调配水及分层注水的潜力；储层改造潜力；卡堵水潜力；纵向上层间接替的潜力；优化油井工作制度潜力；加强管理的潜力（加药、热洗等）；提高机采效率及泵效的潜力；地面流程改进与完善的潜力。5下步工作建议主要根据分析出的问题及潜力提出切合实际的调整工作建议。井组动态分析油水井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：单井及井组日产液量、日产油量、含水、井组压力（静压、流压）、注水井注水量及注

9、水压力、气油比等。油井饱和度测井结果（C/O、硼中子等）、产液剖面测试成果、示功图、动液面、注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、油水井地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）、井间干扰试井资料。油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及下井工具、井身结构（井身轨迹）等。1、注采井组连通状况分析；2、注采井组日产液量变化分析；3、井组综合含水变化；4、日产油量变化；5、压力及压力场（静压、流压、生产压差、井组内地层压力的分布状况）变化

10、；6、注水井注水能力变化；7、注采平衡状况分析；8、水淹状况分析（平面上、纵向上、层内水淹状况）；9、井组调整效果评价等。1、井组概况2、开采历史（简述）3、分析内容3.1首先总体上阐述井组日产液量、日产油量、含水、压力、注水井注入能力变化，并分析影响的原因。3.2重点单井动态变化及原因分析（参见单井动态分析）3.3井组开采效果的分析评价3.3.1井组连通状况分析编制井组注采关系连通图（油层栅状连通图），主要根据测井解释数据成果表、小层平面图等，初步建立注采井组空间三维立体模型。绘制小层渗透率、孔隙度、有效厚度等值线图，进一步建立储层模型。3.3.2注采平衡状况分析注水量是否满足配注要求地质配

11、注量大于100m3/d，波动幅度地质配注量在50-100m3/d之间，波动幅度地质配注量在30-50m3/d之间，波动幅度15；地质配注量小于30m3/d，波动幅度注水井配注量及实际注水量满足上述区间的为配注合格，否则不合格。注水层段是否按照分层注水要求进行注水3.3.3能量保持及注水利用状况注采井组存水率地下存水率（累计注入量累计产水量）/累计注入量100；注采平衡状况注采比：井组累计注水量/（井组累计产油量体积换算系数+井组累计产水量）；地层压力平衡状况（包括地层平均压力水平的变化状况、不同油井之间地层压力水平的平衡状况）。3.3.4、开采效果评价水线推进及水淹状况（运用插值法绘制含水等值

12、线图，分析水线推进状况，进一步分析油层水淹状况、寻找剩余油富集区。有条件的注意利用小层产吸剖面绘制不同小层的水淹状况图，可以使分析更为准确）；井组内各生产井采液强度、含水状况是否平衡，有无平面上指进现象；井组内油井纵向上层间动用状况是否平衡，有无单层突进现象；井组内油井层内水淹状况是否均衡，有无层内分段水淹特征（结合电测曲线及储层沉积相进行分析，采油队可以不分析）；注采井组综合评价（采油队主要依据产量、含水、地层压力水平等指标进行判定）注水效果好：油井产量、油层压力稳定或上升、含水上升较为缓慢；有一定注水效果：油井产量、油层压力稳定或缓慢下降、含水呈上升趋势；无注水效果：油井产量、油层压力下降

13、明显、气油比也上升明显；注采不合理：油井很快见水且含水上升很快、产量下降快，存在明显的注水优势方向或单层突进现象。注采对应状况是否正常合理（是否存在有注无采、有采无注等现象）；注水井工作是否正常（吸水能力变化、分注情况变化等）；注采平衡状况及压力场分布状况；井组层间动用状况是否均衡（有无单层突进、两个剖面不对应状况）；平面上水线推进是否均匀（有无优势水驱方向、采油强度是否均衡）；油井有无不正常生产（参见单井分析）；4.2潜力分析井网调整的潜力（增加注水、采油井点等,一般不要求班组分析）；注水井分注及动态调配水的潜力；油井技术措施潜力（卡堵水、酸化、压裂等储层改造）；井组内不同油井生产工作参数的

14、调整潜力；井组日常管理的潜力（加药、热洗等）。主要根据分析出的问题集潜力提出切合实际的调整工作建议。区块（单元）动态分析模板主要区块所处区域位置、开发层系划分与组合、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：区块（单元）日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、注水井注水量及注水压力、气油比等。饱和度测井结果（C/O、硼中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SB

15、T等）。1、开发状况的分析（采油井开井数、注水井开井数、日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、平均地层压力、月注采比、自然递减、综合递减等）。2、水驱状况及开发效果分析（水驱控制程度、水驱动用程度、水驱指数、存水率、注水量、分注合格率、水质状况、水线推进状况、水驱采收率、含水上升率及含水上升速度、油砂体（砂层组）水淹状况等指标的合理性）。3、注采平衡及压力平衡状况（单元总体平衡状况、纵向上分小层注采平衡状况、平面上注采平衡状况及压力场分布状况等）。4、开发调整效果分析评价（注采系统的调整、层系的调整、油水井工作制度的调整、储层改造、油水井措施等）。区块/油田产量构成图

16、主要阐述储量探明及动用状况、采收率标定及可采储量状况、油井数、开井数、日产液、日产油、含水、采油速度、注水井开井数、注水量、注采比等。区块/油田生产曲线2、开发指标的分析评价主要分析日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、注水量、自然递减、综合递减含水上升率等开发指标与计划部署之间的差别。3、主要动态变化及开发调整效果分析评价3.1首先总体上阐述近期区块（单元）日产液、日产油、含水、压力等变化态势，简要分析变化的原因。3.2分析重点井组动态变化，简要阐述分析变化的原因（具体参见井组及单井动态分析）。3.3开发效果的分析与评价3.3.1水驱状况（注水单元）：水驱控制程度，

17、定义为油井中与注水井连通层的厚度与射开的总厚度的比值（厚度指有效厚度，如无有效厚度可用砂层厚度作为参考）。水驱动用程度，定义为测试的油水井所有吸水、产液层厚度与总测试厚度比值（厚度指有效厚度，如无有效厚度可用砂层厚度作为参考）。剖面动用状况：吸水剖面、产液剖面水驱指数（或存水率）其中：100注水量、分注合格率、水质状况等吸水指数日注水量/（注水井流压注水井静压）3.3.2注采平衡及压力平衡状况（注采单元）单元总体注采平衡状况纵向上分小层注采平衡状况平面上注采平衡状况及压力场分布状况等（压力等值图）*油田2015年6月压力等值图3.3.3水淹状况水线推进及水淹状况（运用插值法绘制含水等值线图，分

18、析水线推进状况，进一步分析油层水淹状况、寻找剩余油富集区。*油田2015年6月含水等值图3.3.4水驱效果运用水驱特征曲线、图版法、含水上升与理论曲线对比等方法评价分析区块（单元）水驱开发状况 驱采收率（主要运用水驱特征曲线计算分析采收率状况，使用时要求油藏综合含水高于50）；含水采出程度关系曲线（与图版进行对比来进一步分析水驱状况）；含水上升率及含水上升速度其中，含水上升率（阶段末含水阶段初期含水）/阶段的采出程度；运用相渗曲线及分流量曲线分析含水上升的合理性（方法：利用分流量曲线回规出理论含水上升率与采出程度关系曲线，再与区块实际含水上升运行曲线对比，进而分析含水上升是否合理）。3.3.5稳产或递减状况。分析的关键是储层非均质性、开发方式的不均衡性，核心是寻找剩余油富集区，为指导调整挖潜提供依据。注采井网的适应性问题（井网对储量的控制程度）；储量的动用状况（结合两个剖面进行具体分析）；注水的合理性（注采是否平衡、注入水是否有效利用、有无平面指进或单层突进等）；开发效果是否变差（含水上升是否异常、采油速度是否合理、压力水平保持是否合理等）；井筒、地面集输、处理、回注系统等。注采系统的调整效果的潜力（如转注、分注、调配水等）；层系的调整潜力；油水井工作制度调整的潜力；油水井措施（储层改造、补孔调层、酸化提液、卡水、分注等）潜力等。5、下步工作建议