動(dòng)態(tài)分析綜合題及答案

一、

壓裂見效井實(shí)例分析

實(shí)例一

自噴采油井壓裂效果分析

為了提高采油井的產(chǎn)量，提高油田水平，對(duì)自噴采油階段的采油井采取壓裂增產(chǎn)措施。表1-1是一口自噴采油井的壓裂后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)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(chǎn)壓差表示的是目前地層壓力與流動(dòng)壓力之差.

時(shí)間

油嘴

產(chǎn)液

產(chǎn)油

含水

油壓

回壓

靜壓

流壓

總壓差

生產(chǎn)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(gè)月

10

76

36

52.9

1.21

0.65

11.47

9.76

-0.18

1.71

1.

效果評(píng)價(jià)及分析

從該井壓裂前后的生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比來看，壓裂效果是好的。

壓裂初期產(chǎn)液量由52t/d上升到74t/d，增加了22t/d；產(chǎn)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(gè)百分點(diǎn)。經(jīng)過三個(gè)月的生產(chǎn)后產(chǎn)液量仍然增加24t/d，日產(chǎn)油增加12t/d，含水率下降了1.1個(gè)百分點(diǎn)。地層壓力基本保持穩(wěn)定，流動(dòng)壓力上升，生產(chǎn)壓差縮小。

壓裂產(chǎn)生好的效果主要有以下幾點(diǎn)：

1）產(chǎn)油量大幅度增加

壓裂后，日產(chǎn)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(dǎo)流能力，降低了滲流阻力。

壓裂后，生產(chǎn)壓差由4.28MPa縮小到1.8MPa，說明流體從油層流到井筒的導(dǎo)流能力增加，滲流阻力減小，相當(dāng)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(chǎn)油量有較大幅度提高。

2.

存在問題

從壓裂后的生產(chǎn)數(shù)據(jù)可以看出，該井還有生產(chǎn)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(chǎn)壓差的縮小，限制了壓裂效果進(jìn)一步的發(fā)揮。

3.

下步措施

1）放大油嘴，放大生產(chǎn)壓差，降低油壓，充分發(fā)揮壓裂增產(chǎn)的效果。

2）加強(qiáng)生產(chǎn)管理，加強(qiáng)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(dòng)態(tài)分析中，經(jīng)常應(yīng)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(chǔ)量動(dòng)用狀況。沉積旋回包括（正旋回、反旋回、復(fù)合旋回）三種類型。注水調(diào)剖能達(dá)到調(diào)整（層間、層內(nèi)吸水剖面，調(diào)整層間層內(nèi)吸水強(qiáng)度的差異）、改善水驅(qū)效果的目的。表示含油性好壞的指標(biāo)是（含油飽和度）五點(diǎn)法面積注采井網(wǎng)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(jié)物是（粘土）和灰質(zhì)。在油井生產(chǎn)過程中所測得的油藏中部壓力叫（目前地層壓力。）油藏驅(qū)動(dòng)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(diǎn)法面積注水井網(wǎng)生產(chǎn)井與注水井的比例（1：2）油藏有哪些天然能量？有何驅(qū)動(dòng)特點(diǎn)：（1）邊水或底水壓頭:通常是油氣流動(dòng)的主要?jiǎng)恿?，在開采過程中，油水界面不斷向油井方向移動(dòng)，向油藏內(nèi)部移動(dòng)。（2）氣頂壓力：當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆禃r(shí)，依靠氣頂氣膨脹驅(qū)油；在開采過程中，油氣界面下移，移向油井方向。（3)溶解氣:當(dāng)油層壓力低于飽和壓力時(shí)，氣體從原油中逸出并不斷膨脹，達(dá)到驅(qū)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(dāng)油層壓力降低時(shí)，油層中的流體和巖石產(chǎn)生彈性膨脹，達(dá)到驅(qū)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(dāng)?shù)貙觾A角較大，滲透性較好時(shí)有驅(qū)油作用。油井分析中，經(jīng)常遇到的一個(gè)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(jìn)行調(diào)整改造挖潛？怎樣調(diào)整挖潛？根據(jù)下列資料分析該井組各井存在問題，并提出調(diào)整措施。一、判斷題（對(duì)打“√”，錯(cuò)打“×”，）（√）3、正旋回：在垂向上地層巖性自下而上由粗變細(xì)的變化序列。它反映地殼下降的水退過程。（×）10、井組動(dòng)態(tài)分析實(shí)際是在單井動(dòng)態(tài)分析的基礎(chǔ)上進(jìn)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(gòu)成油田的基本開發(fā)單元。1、油藏注采井網(wǎng)在分布均勻合理的前提下，井網(wǎng)密度大，水線推進(jìn)就越均勻，水驅(qū)效率就越高，剩余油潛力就越大。（×）2、在油層條件下，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫χ?，天然氣就?huì)完全溶解于石油中。（×）3、合理的增加注水井點(diǎn)，完善注采井網(wǎng)，是提高水驅(qū)儲(chǔ)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(shè)計(jì)新井或者采取老井補(bǔ)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(diǎn)狀注水井點(diǎn)，進(jìn)行局部注采系統(tǒng)調(diào)整。（√）7、儲(chǔ)層內(nèi)原油是否可動(dòng)，除了受儲(chǔ)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(shù)水平，它是隨時(shí)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(dǎo)致無法分層注水和采油，使注采井網(wǎng)遭到二次破壞，注采失調(diào)，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(huì)出現(xiàn)滲透性高、連通好的油層先動(dòng)用、先受效、先水淹的現(xiàn)象。（√）10、地質(zhì)學(xué)上稱走向﹑傾向﹑傾角為巖層的產(chǎn)狀三要素。二、選擇題1、斷層面的走向、（D）、傾角為斷層面的產(chǎn)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(nèi)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(fù)合韻律D、均勻?qū)印?、地下（D）反映了注入水利用率的高低和水驅(qū)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(qū)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(hào)注水井、2號(hào)油井、3號(hào)油井在同一個(gè)油砂體內(nèi)，（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(hào)油井含水高于3號(hào)油井，生產(chǎn)過程中反映的是開發(fā)中的什么矛盾？1號(hào)注水井2.64.22號(hào)油井3號(hào)油井0.6A、層內(nèi)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(jù)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(zhuǎn)注，改變驅(qū)替方向，達(dá)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(nèi)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(chǎn)具有縱向非均質(zhì)嚴(yán)重的特點(diǎn)的新井時(shí)，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(duì)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(gè)厚油層合采14、某油藏某年進(jìn)行了少量有效措施挖潛，并投產(chǎn)了兩口高產(chǎn)新井，以下說法正確的是（4）（1）綜合遞減率>自然遞減率>產(chǎn)量遞減率（2）綜合遞減率<自然遞減率<產(chǎn)量遞減率（3）自然遞減率<綜合遞減率<產(chǎn)量遞減率（4）自然遞減率>綜合遞減率>產(chǎn)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(dòng)的孔隙體積與巖石總體積的比值，以百分?jǐn)?shù)表示公式：Φ=(V/Vty)×100%3、滲透率級(jí)差：（1）定義；（2）它反映儲(chǔ)層的什么？（1）定義：層內(nèi)最大滲透率與最小滲透率的比值。（2）滲透率級(jí)差：反映儲(chǔ)層滲透性非均質(zhì)的程度。4、采收率：在某一經(jīng)濟(jì)極限內(nèi)，在現(xiàn)代工程（工藝）技術(shù)條件下，從油藏原始地質(zhì)儲(chǔ)量中可以采出石油量的百分?jǐn)?shù)，稱為采收率。5、原油體積系數(shù)：原油體積系數(shù)是儲(chǔ)量計(jì)算中將地下原油體積轉(zhuǎn)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(biāo)準(zhǔn)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(shí)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(zhì)儲(chǔ)量，含水率的上升值。計(jì)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(diǎn)產(chǎn)生的垂直距離。10、注采對(duì)應(yīng)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?jǐn)?shù)或小數(shù)表示)11、底水錐進(jìn)：以水壓驅(qū)動(dòng)方式開采底水油藏時(shí)，油井投產(chǎn)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(jìn)。12、主流線：連接采油井與注水井中心點(diǎn)的流線稱為主流線。主流線上流體質(zhì)點(diǎn)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(chǎn)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(qū)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(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減速度。階段采油量在扣除新井及各種增產(chǎn)措施增加的產(chǎn)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(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減速度。階段采油量扣除新井產(chǎn)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(chǎn)壓差下的日產(chǎn)油量；2、水驅(qū)指數(shù)：某一油蔵壓力下，純水侵量與該壓力下累計(jì)產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量在地下體積之比。3、注采比：某段時(shí)間內(nèi)注入劑的地下體積和相應(yīng)時(shí)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(dòng)壓力：油井生產(chǎn)時(shí)的井底壓力。6、地靜壓力油井關(guān)井達(dá)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(shí)的壓力，也叫泡點(diǎn)壓力。6、采油速度：年產(chǎn)油量占油田地質(zhì)儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)。剩余采油速度：年產(chǎn)油量占油田剩余可采儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)7、采出程度：累產(chǎn)油量占油田地質(zhì)儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)?？刹蓛?chǔ)量采出程度：累產(chǎn)油量田可采儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)。含水上升率：每采出1%地質(zhì)儲(chǔ)量時(shí)含水率的上升值。9、自然遞減：沒有新井投產(chǎn)和增產(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減率，即在扣除新井及增產(chǎn)措施產(chǎn)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(chǎn)情況下的產(chǎn)量遞減率，即在扣除新井產(chǎn)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(jì)注入量減累計(jì)產(chǎn)水量后占累積注入量的百分?jǐn)?shù)11、儲(chǔ)采比：油田年初剩余可采儲(chǔ)量與當(dāng)年年產(chǎn)油量之比12、水油比：日產(chǎn)水量與日產(chǎn)油量之比累積水油比：累產(chǎn)水量與累產(chǎn)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(nèi)矛盾。油田開發(fā)過程中須解決的問題很多，每個(gè)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(duì)不同的矛盾用不同的方法解決，才能取得預(yù)期的效果。（1）．平面矛盾的調(diào)整平面矛盾的本質(zhì)是在平面上注入水受油層非均質(zhì)性控制，形成不均勻推進(jìn)，造成局部滲透率低的地區(qū)受效差，甚至不受效。因此，調(diào)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(qū)油能量，達(dá)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(duì)高含水帶油井堵水，或調(diào)整注水強(qiáng)度，加強(qiáng)受效差區(qū)域的注水強(qiáng)度；另一方面改變注水方式（由行列注水改面積注水）或補(bǔ)射孔、鉆井縮小井距等方法，以加強(qiáng)受效差地區(qū)的注水。（2.）層間矛盾的調(diào)整產(chǎn)生層間矛盾的根本原因是縱向上油層的非均質(zhì)性導(dǎo)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(chǎn)，在全井同一流動(dòng)壓力的條件下，生產(chǎn)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(chǎn)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(jù)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(chǔ)，注水量從完成好向差、高向低的轉(zhuǎn)移，提高油層性質(zhì)差、吸水能力低的油層的吸水能力；適當(dāng)控制油層性質(zhì)好、吸水能力過高油層的注水量，甚至局部停注；在必要時(shí)，放大全井生產(chǎn)壓差或把高壓高含水層堵掉；還可對(duì)已受效而生產(chǎn)能力仍然較低的油層進(jìn)行壓裂改造，以提高其產(chǎn)能。二是調(diào)整層系、井網(wǎng)和注水方式。對(duì)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)，如果層間矛盾非常突出，對(duì)全油田開發(fā)有很大影響，在考慮經(jīng)濟(jì)效益的前提下，適當(dāng)進(jìn)行層系、井網(wǎng)和注水方式的調(diào)整。所謂層系調(diào)整，是以精細(xì)地質(zhì)研究成果為基礎(chǔ)，分析油砂體的開發(fā)和儲(chǔ)量動(dòng)用狀況評(píng)價(jià)，將動(dòng)用差、基本未動(dòng)用和局部動(dòng)用差的油砂體劃為調(diào)整對(duì)象。然后根據(jù)所劃分調(diào)整對(duì)象的油層性質(zhì)、分布特點(diǎn)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。在調(diào)整層系、井網(wǎng)和注水方式時(shí)，必須搞好與老井網(wǎng)的配套調(diào)整，以不加劇原井層間矛盾為原則，進(jìn)行層系井網(wǎng)的互相利用或互換，必要時(shí)可進(jìn)行油水井的補(bǔ)充布井和補(bǔ)充射孔；但在油層較多或調(diào)整對(duì)象儲(chǔ)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(diào)整井網(wǎng)的方式。（3．）層內(nèi)矛盾的調(diào)整層內(nèi)矛盾的實(shí)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層段，使其不能充分發(fā)揮作用。層內(nèi)矛盾突出的是高滲透厚油層。解決層內(nèi)矛盾本質(zhì)上就是要調(diào)整吸水剖面，擴(kuò)大注水波及厚度，從而調(diào)整受效情況；同時(shí)調(diào)整出油剖面，以達(dá)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(zhì)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(duì)不同層段采取對(duì)應(yīng)的措施——選擇性酸化（增注）、選擇性壓裂和選擇性堵水?？傊竺苷{(diào)整的核心問題是分層注好水，達(dá)到保持油層壓力、降水、增油、實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的目的。所說的“注好水”，就是根據(jù)不同油層的地質(zhì)特點(diǎn)和發(fā)育狀況，調(diào)整注水量，緩解層內(nèi)、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(chǎn)能穩(wěn)產(chǎn)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(yīng)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(zhì)含量及油層水淹狀況；（4）劃分厚度，為射孔提供依據(jù)；（5）識(shí)別儲(chǔ)層性質(zhì)，進(jìn)行地層對(duì)比、油層對(duì)比；（6）進(jìn)行水淹層判斷3、油井分析中，經(jīng)常要遇到的一個(gè)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(gè)方面進(jìn)行判斷：(1)對(duì)比滲透性，一般滲透率高，與水井連通的層先出水。(2)射開時(shí)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(duì)應(yīng)的注水井，累計(jì)吸水量越大，往往易先出水3、注采井組動(dòng)態(tài)分析主要內(nèi)容?井組動(dòng)態(tài)分析主要包括以下幾方面的內(nèi)容：①注采井組連通狀況分析；②注采井組日產(chǎn)液量變化分析；③井組綜合含水變化；④日產(chǎn)油量變化；⑤壓力及壓力場（靜壓、流壓、生產(chǎn)壓差、井組內(nèi)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(nèi)水淹狀況〕；⑨井組調(diào)整效果評(píng)價(jià)等。4、注采井組動(dòng)態(tài)分析分析步驟分析步驟分為：井組概況、開采歷史、動(dòng)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(chǎn)液量、日產(chǎn)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(guān)系連通圖（油層?xùn)艩钸B通圖），主要根據(jù)測井解釋數(shù)據(jù)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(jìn)一步建立儲(chǔ)層模型。②注采平衡狀況分析。重點(diǎn)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(jìn)行注水。③能量保持及注水利用狀況。重點(diǎn)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(dòng)液面變化狀況。④開采效果評(píng)價(jià)。首先運(yùn)用插值法繪制含水等值線圖，分析水線推進(jìn)狀況，進(jìn)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(chǎn)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(zhǔn)確。其次根據(jù)井組內(nèi)各生產(chǎn)井采液強(qiáng)度、含水狀況是否平衡，確定有無平面上的指進(jìn)現(xiàn)象。再次分析井組內(nèi)油井縱向上層間動(dòng)用狀況是否平衡，有無單層突進(jìn)現(xiàn)象，井組內(nèi)油井層內(nèi)水淹狀況是否均衡，有無層內(nèi)分段水淹特征。最后對(duì)注采井組綜合評(píng)價(jià)。注水效果好，表現(xiàn)為油井產(chǎn)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(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，表現(xiàn)為油井產(chǎn)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(chǎn)量下降快，存在明顯的注水優(yōu)勢方向或單層突進(jìn)現(xiàn)象。存在問題重點(diǎn)分析方面則包括：注采對(duì)應(yīng)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(dòng)用狀況是否均衡（有無單層突進(jìn)、兩個(gè)剖面不對(duì)應(yīng)狀況）。平面上水線推進(jìn)是否均勻（有無優(yōu)勢水驅(qū)方向、采油強(qiáng)度是否均衡）、油井有無不正常生產(chǎn)。潛力分析包括：井網(wǎng)調(diào)整的潛力、注水井分注及動(dòng)態(tài)調(diào)配水的潛力、油井技術(shù)措施潛力（卡堵水、酸化、壓裂等儲(chǔ)層改造）、井組內(nèi)不同油井生產(chǎn)工作參數(shù)的調(diào)整潛力、井組日常管理的潛力（加藥、熱洗等）。最后主要根據(jù)分析出的問題及潛力提出切合實(shí)際的調(diào)整工作建議。六、計(jì)算題（10分）1、某區(qū)塊累積注水220×104m3，累積產(chǎn)液量320×104t，累積產(chǎn)油121×104t。求此區(qū)塊水驅(qū)指數(shù)。原油密度0.90g/cm水驅(qū)指數(shù)=『220-（320-121）』/（121÷0.9×1.2）=0.132、某井地質(zhì)儲(chǔ)量15×104t，到2004年末累積產(chǎn)油2×104t，2005年12月含水68.1%,2005年年產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)油=15×2.1%=0.3150×104噸2006年①平均日產(chǎn)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?yàn)榻?jīng)過一段時(shí)間間隔后測得的同一油層的指示曲線，請(qǐng)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(zhì)儲(chǔ)量1625×104t，標(biāo)定可采儲(chǔ)量599×104t，共有14個(gè)小層，累計(jì)采油480×104t。目前日產(chǎn)油水平水230×104t。該油藏構(gòu)造為一個(gè)東北部抬起，向西開口的負(fù)向簸箕狀構(gòu)造，除5條邊界大斷層外，內(nèi)部還有10條次一級(jí)小斷層，斷層均為南掉，封閉性較好。巖性以中、細(xì)砂巖為主，其次為粉砂巖和泥質(zhì)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(chǔ)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(jì)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(yán)重。油水井井況復(fù)雜，一是由于套變、高含水等因素停產(chǎn)停注井增加，造成部分井區(qū)井網(wǎng)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(dǎo)致注入水量集中在吸水狀況好的層，水竄嚴(yán)重。目前該油藏平均地層壓力為13.8Mpa。根據(jù)剩余油分析，分流水道邊緣、河口壩側(cè)緣及遠(yuǎn)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(yán)重。在斷塊的西南部和斷層附近剩余油相對(duì)富集?？v向上剩余油分布情況見下表層號(hào)單采情況吸水剖面C/O測井井?dāng)?shù)日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水動(dòng)液面井?dāng)?shù)厚度每米相對(duì)吸水量井?dāng)?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(jì)32142077.294.6911133705.7310389.660.5請(qǐng)根據(jù)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(diào)整方向。計(jì)算a計(jì)算該開發(fā)層系采出程度b計(jì)算該開發(fā)層系采收率c計(jì)算該開發(fā)層系可采儲(chǔ)量采出程度d計(jì)算該開發(fā)層系剩余地質(zhì)儲(chǔ)量e計(jì)算該開發(fā)層系剩余可采儲(chǔ)量f計(jì)算該開發(fā)層系目前地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度g計(jì)算該開發(fā)層系目前剩余可采儲(chǔ)量采油速度答案：（1）a、部分小層油水井點(diǎn)少，控制程度差，儲(chǔ)量損失嚴(yán)重，建議通過大修或鉆更新井、完善井完善注采井網(wǎng)，尤其是挖掘剩余油富集相帶、部位和小層的潛力，減少儲(chǔ)量損失。b、根據(jù)潛力狀況治理?；謴?fù)停產(chǎn)井生產(chǎn)，增加井網(wǎng)控制程度。c、對(duì)存在封隔器失效、油管漏失等問題的注水井，及時(shí)實(shí)施檢修油管、更換封隔器等治理措施，恢復(fù)正常注水，以達(dá)到完善動(dòng)態(tài)注采井網(wǎng)、提高有效注采對(duì)應(yīng)率的目的。d、油層物性非均質(zhì)嚴(yán)重，平面、層間吸水狀況差異較大，建議鉆分注水井加強(qiáng)滲透率較低、動(dòng)用差的油層注水；e、通過化學(xué)選擇性堵水的措施，調(diào)整油層縱向上吸水剖面，減緩層間、層內(nèi)干擾。f、部分井區(qū)原油粘度較大，影響油井正常生產(chǎn)，并且由于油水流度計(jì)算致驅(qū)油效率降低。為此，對(duì)于油稠的部位和油層一方面控制注水強(qiáng)度，另一方面實(shí)施工藝降粘等措施，達(dá)到提高驅(qū)油效率和油井生產(chǎn)能力的目的(2)計(jì)算a計(jì)算該開發(fā)層系采出程度（29.5%）b、計(jì)算該開發(fā)層系采收率（36.9%）c、計(jì)算該開發(fā)層系可采儲(chǔ)量采出程度（80.1%）d、計(jì)算該開發(fā)層系剩余地質(zhì)儲(chǔ)量（1146萬噸）e、計(jì)算該開發(fā)層系剩余可采儲(chǔ)量（119萬噸）f、計(jì)算該開發(fā)層系目前地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度（（0.52%）g、計(jì)算該開發(fā)層系目前剩余可采儲(chǔ)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(diào)整注采井網(wǎng)示意圖3-3-6轉(zhuǎn)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(biāo)定最終采收率為38.6%,目前累采原油35萬噸,2009年年產(chǎn)油量7356噸3-2-1井83層未射開,797876層是獨(dú)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(dú)立油砂體3-5-3井76層是獨(dú)立油砂體計(jì)算a、計(jì)算該開發(fā)層系地質(zhì)儲(chǔ)量b、計(jì)算該開發(fā)層系可采儲(chǔ)量c、計(jì)算該開發(fā)層系地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度d、計(jì)算該開發(fā)層系可采儲(chǔ)量采出程度e、計(jì)算該開發(fā)層系剩余地質(zhì)儲(chǔ)量f、計(jì)算該開發(fā)層系剩余可采儲(chǔ)量g、計(jì)算該開發(fā)層系2009年地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度h、計(jì)算該開發(fā)層系2009年剩余可采儲(chǔ)量采油速度i、分別計(jì)算各小層井層注采對(duì)應(yīng)率和層系層注采對(duì)應(yīng)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(chǔ)量=121*38.6%=47（萬噸）c、采出程度=(35/121)*%=28.9%d、可采儲(chǔ)量采出程度=(35/47)%=74.47%e、剩余地質(zhì)儲(chǔ)量=121-35=86（萬噸）f、剩余可采儲(chǔ)量=47-35=12（萬噸）g、2009年地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度=(7356/1210000)%=0.61%h、計(jì)算該開發(fā)層系2009年剩余可采儲(chǔ)量采油速度=(7356/120000)%=6.13%i、83層注采對(duì)應(yīng)率100%層注采對(duì)應(yīng)率100%層注采對(duì)應(yīng)率100%層注采對(duì)應(yīng)率75%層注采對(duì)應(yīng)率83.3%76層注采對(duì)應(yīng)率40%層系注采對(duì)應(yīng)率83.87%6、計(jì)算遞減率試題某油田某區(qū)塊2004年12月日產(chǎn)油水平598噸（標(biāo)定水平），2005年年產(chǎn)油量202613噸（井口產(chǎn)量），其中，新井年產(chǎn)油量1336噸（井口產(chǎn)量），措施年產(chǎn)油量5658噸（井口產(chǎn)量），（2005年輸差3.5%）。計(jì)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(chǎn)油水平545噸，2006年1-3月累產(chǎn)原油49365噸（井口產(chǎn)量），其中措施產(chǎn)油量565噸（井口產(chǎn)量），（無新井投產(chǎn)）。（2006年1-3月輸差3.0%。a計(jì)算2006年1-3月階段累積綜合遞減率和自然遞減率，b計(jì)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(jì)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(chǎn)初期測得沙二65層的原始地層壓力23.36兆帕，目前該生產(chǎn)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(jì)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(hào)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(yán)重，不能正常生產(chǎn)，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(chǎn)層位是11-3層，C油井的生產(chǎn)層位是12-5QUOTE12-5層。A油井該井組同時(shí)還受到臨近三口注水井3號(hào)水井、2號(hào)水井和1號(hào)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(nèi)在聯(lián)系，這對(duì)認(rèn)識(shí)和掌握注采關(guān)系帶來一定的困難。2、井組生產(chǎn)情況和原因分析從井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表中可以看出，從2005年12月至2006年12月，井組的開井?dāng)?shù)一直未變，井組的生產(chǎn)形勢出現(xiàn)了兩升一降的趨勢：即日產(chǎn)液量上升，含水上升，日產(chǎn)油量下降日產(chǎn)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(chǎn)油量由24.4噸下降到22.7噸，說明井組產(chǎn)量的下降是由含水上升引起的。從井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)還可以明顯看出，與2005年12月對(duì)比，2006年1-7月的日產(chǎn)油量是穩(wěn)定上升的，為什么會(huì)出現(xiàn)這種狀況呢?主要是我們及時(shí)做了注采關(guān)系的調(diào)整。2006年元月對(duì)C油井進(jìn)行檢泵沖砂，作業(yè)后效果較好，使井組的日產(chǎn)液量由2005年l2月的l11.2噸上升到2006年元月的135.5噸，日產(chǎn)油量由24．4噸上升到29.3噸，含水和動(dòng)液面比較穩(wěn)定。C油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)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(chǎn)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(duì)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(tái)含水上升的主要原因E油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表油井有問題，水井找原因。4號(hào)注水井的11層在2月水量沒有變化，而它鄰近的3號(hào)井和2號(hào)井的注水量都發(fā)生了變化。2號(hào)井的11層在元月份時(shí)不吸水，作業(yè)后注水量為54m3/d，3號(hào)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(hào)井注水量的變化)破環(huán)了原有的注采平衡，使平面關(guān)系變得不協(xié)調(diào)，使4號(hào)方向的注水相對(duì)變?nèi)?，從而?dǎo)致了D油井含水上升。于是我們建議提高4號(hào)井11層的注水量，配注由70m3/d提高到80m3注水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表為了完善注采井網(wǎng)，2006年4月，1號(hào)注水井轉(zhuǎn)11-2QUOTE11-2層注水，開始影響本井組，但3號(hào)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(guān)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(duì)3號(hào)井檢管沖砂后，恢復(fù)了11層的吸水能力，并及時(shí)調(diào)整了2號(hào)井的注水量，配注由50m3/d提高到80m3/d，實(shí)際注水量由50m3/d提高到86m注水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表但這種穩(wěn)產(chǎn)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(duì)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(chǎn)數(shù)據(jù)表可以看到：4號(hào)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(chǎn)數(shù)據(jù)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(chǎn)有關(guān)系的。E油井生產(chǎn)層也是12層，并同時(shí)受注水井3號(hào)和2號(hào)井的影響，下電泵前，該井的日產(chǎn)液量為22.3噸/日，注水量為40.7m3/d；下電泵后，日產(chǎn)液量為79.2噸，注入量為68.3m3/d，注入量和采出量的關(guān)系發(fā)生了很大的變化，又由于2號(hào)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(hào)井和1號(hào)井向D油井方向的注水能量相對(duì)變強(qiáng)，形成了實(shí)際上的單向受效，使D油井的含水迅速上升，針對(duì)這種情況，及時(shí)提高了3號(hào)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(qū)油方向，控制了3、下一步鞏固措施1）繼續(xù)提高3號(hào)井和2號(hào)井11層的注水量，配注都由80m3/d提高到120m3/d，同時(shí)降低4號(hào)井方向的注水量，配注由100m2）將D油井由56mm泵改為70mm泵生產(chǎn)，進(jìn)行提液增油。放大壓差生產(chǎn)，這樣既穩(wěn)定了4號(hào)井組的產(chǎn)量，又可控制2號(hào)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(shí)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(hào)注采井組，位于油田某斷塊主體的北部，生產(chǎn)第9砂層組。注水井為1號(hào)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(chǎn)，其余為抽油井生產(chǎn)。目前井組日產(chǎn)液量4l3．8噸，日產(chǎn)油47噸，綜合含水為88.8%，平均單井動(dòng)液面為665.5米。注采比為0.45。2.化學(xué)堵水措施的提出一年來，根據(jù)井組生產(chǎn)形勢的變化，及時(shí)調(diào)整，基本保持了井組的穩(wěn)產(chǎn)。1號(hào)井井組連通圖1）2006年元月，根據(jù)井組含水上升快，產(chǎn)量遞減大的狀況，在水井上調(diào)整水量，91上由50m3/dQUOTE米3/日提到l00QUOTE米3/日m3/d，實(shí)際注水量達(dá)到102m3/dQUOTE米3/日，注采調(diào)整改善了井組的生產(chǎn)狀況。3月份，日產(chǎn)液量上升到340.2噸，產(chǎn)油量上升到51.3噸，平均動(dòng)液面上升到784.8米2）2006年4月，井組產(chǎn)油量出現(xiàn)下降，日產(chǎn)油量由51.3噸下降刊38.2噸。通過生產(chǎn)數(shù)據(jù)的對(duì)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(duì)比，日產(chǎn)液量由238.2噸下降到186噸，日產(chǎn)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(jù)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(chǎn)91上QUOTE91上和QUOTE91中91中兩個(gè)小層，而與它連通的水井1號(hào)井，91上QUOTE91上的砂層厚度2.3米，注水強(qiáng)度為45.2m3/d.m，91中QUOTE91中的砂層厚度8.0米。注水強(qiáng)度為6.9m3/d.m,QUOTE米3/日.QUOTE91上91上累計(jì)注水量23441m3QUOTE米3，每米累計(jì)注水量10409m3，91中累計(jì)注水26443m3，每米累計(jì)注水3305m3QUOTE米3，兩層的累計(jì)注水量相差32倍，以上數(shù)據(jù)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(dá)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(dòng)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(hào)井井之間形成了大孔道，繼續(xù)注水就會(huì)加速D油井的水淹，對(duì)其停注又會(huì)影響到其他三口單采91上QUOTE91上油井能量的補(bǔ)充。因此決定對(duì)1號(hào)井井進(jìn)行化學(xué)堵水。D油井單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)3.堵水效果分析堵水措施于2006年6月17日至24日實(shí)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(hào)井井注水?dāng)?shù)據(jù)表2）油井效果2006年6月與11月對(duì)比，井組日產(chǎn)液量由309.3噸上升到389.4噸，日產(chǎn)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(chǎn)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(xué)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(yàn)證為了進(jìn)一步驗(yàn)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(chǎn)量又發(fā)生了大的變化，日產(chǎn)液量由389.4噸下降為368噸，日產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)，再次成為主要產(chǎn)液層。4）恢復(fù)91中QUOTE91中注水2007年元月2日，對(duì)1號(hào)水井上作業(yè)調(diào)配，恢復(fù)91中QUOTE91中注水l00m3/dQUOTE米3/日。措施實(shí)施后，井組生產(chǎn)狀況又發(fā)生了好的轉(zhuǎn)變。D油井的日產(chǎn)液量上升到310.2噸，日產(chǎn)油量上升到44噸，含水下降為85.6％。1號(hào)井井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表B油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表C油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表A油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表4、存在問題及下步措施1）存在問題(1)井組內(nèi)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(hào)井較遠(yuǎn)。很難見到注水效果。2）措施(1)B油井補(bǔ)孔91中QUOTE91中排液，挖掘?qū)娱g潛力。(2)1號(hào)井的91上配注100QUOTE米3/日m3/d降為50QUOTE米3/日m3措施實(shí)施后，預(yù)計(jì)注采比將提高到1.02，動(dòng)液面由666米上升到600米，井組日產(chǎn)液量390噸，日產(chǎn)油量65噸，含水83%。實(shí)例7協(xié)調(diào)注采關(guān)確保油井正常生產(chǎn)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(chǎn)，C油井為抽油機(jī)生產(chǎn)，注水井2口，3號(hào)井和4號(hào)井。另外該井組還受2號(hào)井和6號(hào)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(hào)井)以及與之相關(guān)連的6號(hào)井；而2號(hào)井和3號(hào)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(zhuǎn)為注水井的。2、措施的實(shí)施情況及其效果分析2005年l0月以后，對(duì)斷塊的油井實(shí)施了整體提液措施，對(duì)供液能力較好的B油井、A油井和F油井實(shí)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(jù)該井組井網(wǎng)不夠完善，隨著液量的大幅度上升，可能會(huì)造成地下虧空，地層能量不足問題以及由于水井4號(hào)井QUOTE2222層的單層突進(jìn)，而使層間矛盾突出等問題。又對(duì)4號(hào)井的注水量進(jìn)行了調(diào)整，將該井的12-22層的注水量由50m3/d調(diào)為70m3/d，32QUOTE32層由50m3/d調(diào)為100m3/d。4號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表井組油水井連通圖從井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表可以看出，這些措施實(shí)施以后達(dá)到了預(yù)期增產(chǎn)的效果。井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表但是，隨著液量的上升，原注采關(guān)系的相對(duì)平衡被打破。從而導(dǎo)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?dāng)?shù)據(jù)表中可以看出：幾口措施井有一個(gè)共同的特點(diǎn)，就是含水上升，液面下降。A油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表分析其原因：首先含水上升原因，主要是因?yàn)橄码姳靡院?，改變了原注采關(guān)系，地下流體由穩(wěn)定流動(dòng)轉(zhuǎn)變成不穩(wěn)定流動(dòng)，使?jié)撛诘拿芗せ油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表從B油井的情況來看，雖然B油井距4號(hào)井較遠(yuǎn)，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(hào)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(hào)井的23F油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表其次是液面下降，注采比下降的原因。由于電泵生產(chǎn)，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(dǎo)致了地層能量不足、地下虧空大，動(dòng)液面明顯下降。通過以上分析，我們認(rèn)為該井組急需解決的問題有三個(gè)：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(yán)重的層間矛盾。對(duì)此注采關(guān)系不協(xié)調(diào)的現(xiàn)狀，如不及時(shí)解決，勢必影響油井的正常生產(chǎn)。所以進(jìn)入2005年12月份以后，針對(duì)該井組液面下降，含水上升，增油效果變差這一問題，我們對(duì)3號(hào)井和2號(hào)井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，以增加油層能量，確保油井正常生產(chǎn)。3號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表2號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表2005年12月20日，兩口油井先后轉(zhuǎn)為注水井注水，3號(hào)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(hào)井注11-24層，日注水量300m3/dQUOTE米3/日，注水也十分正常。2號(hào)井的轉(zhuǎn)注，一方面提高了C油井22層的地層能量，抑制了4號(hào)井QUOTE22層水線向該井的推進(jìn)，有利于C油井的穩(wěn)產(chǎn)；更重要的是使12-23層的注水，有效地抑制了4號(hào)井12-23層的水線向B油井的推進(jìn)速度，解決了B油井的單向受效問題，尤其是23從另一個(gè)方向的注水，有效地抑制了4號(hào)井23層向B油井的單層單向突進(jìn)。另外2號(hào)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(chǎn)數(shù)據(jù)表中可以看出，這些措施實(shí)施后，各井的含水都有所下降，液面上升。從井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)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(dòng)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(chǔ)上，油量由50.4噸上升到89.8噸。注采比回升到0.90，注采對(duì)應(yīng)率為81.8％。通過以上的分析可以看出，該井組的油水井調(diào)整是成功的，達(dá)到了預(yù)期的目標(biāo)。3，存在問題及下步措施1）根據(jù)生產(chǎn)觀察，C油井出砂較嚴(yán)重。含砂量為0.096l4％，為此要加強(qiáng)觀察，加密取樣。6號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表2）該井組的隱患仍然是平面矛盾和層間矛盾。由于2號(hào)井轉(zhuǎn)注以后，抑制了4號(hào)井12-23層向B油井水線的推進(jìn)速度，而使其向A油井和F油井的水線推進(jìn)速度加快，尤其是23層，由于24-5層注水不足，而使4號(hào)井的23層的注入水，單向單層向A油井突進(jìn)，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(hào)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(dǎo)致A油井和F油井的含水重新上升。為此建議，改4號(hào)井23層配注由100m3/d降為50m3/d，同時(shí)對(duì)6號(hào)井的23）補(bǔ)孔5號(hào)井的24和25兩個(gè)小層，進(jìn)一步調(diào)整層間矛盾。措施實(shí)施以后，預(yù)計(jì)注采比將提高到1.1左右。通過以上分析，可以看出，對(duì)于穩(wěn)定生產(chǎn)的注采井組實(shí)施下電泵液，勢必造成注采關(guān)系的失凋。所以進(jìn)行注采關(guān)系的調(diào)整是確保提液增油的必要措施。實(shí)例8解決平面矛盾保持井組穩(wěn)產(chǎn)井組井位圖該井組位于斷塊中部，生產(chǎn)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(hào)井和4號(hào)井，另外與之相連通的水井還有2號(hào)井、3號(hào)井、5號(hào)井和6號(hào)井。該井組是一個(gè)跨層系的井組，注采對(duì)應(yīng)率為100%。井組連通圖該井組從2005年6月至2005年l2月的生產(chǎn)情況可分為兩個(gè)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(chǎn)量大幅度下降階段。在這個(gè)階段中，日產(chǎn)液量由376.5噸下降到347.7噸，產(chǎn)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(chǎn)數(shù)據(jù)表分析各單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)C油井下降幅度居第一位。該井嚴(yán)重的影響了井組的產(chǎn)油量。1.原因分析C油井是生產(chǎn)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(hào)井、3號(hào)井。與2—3砂層組相連通的水井是2號(hào)井和5號(hào)井。C油井生產(chǎn)階段的劃分基本上與整個(gè)井組是吻合的。該井從l0月底至11月初產(chǎn)量開始下降，到12月底比較嚴(yán)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(chǎn)量變化昀原因有以下幾點(diǎn)。C油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表1）2號(hào)井2005年l0月16日關(guān)井，化學(xué)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(gè)能量來源。2）3號(hào)井在10月測試時(shí)發(fā)現(xiàn)14-5層不吸水。6號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表根據(jù)以上問題，對(duì)3號(hào)井進(jìn)行調(diào)配，增注14-5層,該措施于11月16日實(shí)施。注水量由0上升到60m3/d，同時(shí)為了防止電泵欠載，影響該井的正常生產(chǎn)，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(hào)井作業(yè)和3號(hào)井不吸水造成的。含水上升的原因是3號(hào)井的14-5層不吸水，導(dǎo)致6號(hào)井14-53號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表2.對(duì)策措施1）由于注采關(guān)系不協(xié)調(diào)，提出對(duì)3號(hào)注水井實(shí)行調(diào)配，恢復(fù)14-5層150m32）作業(yè)進(jìn)度緩慢，要求2號(hào)井盡快作業(yè)完畢恢復(fù)注水，以補(bǔ)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(shí)掌握C油井的含砂情況。3.措施實(shí)施及效果3號(hào)井14-5QUOTE14-5層恢復(fù)l50m3/d的配注，于2005年12月l6日實(shí)施，C油井的日產(chǎn)液量由132.8噸上升到176.4噸，產(chǎn)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(chǎn)量仍然穩(wěn)中有升，整個(gè)井組也出現(xiàn)了好的形勢，日產(chǎn)液量、油量上升。綜合含水下降，達(dá)到了預(yù)期的目的。4.存在問題由于注采調(diào)整，使井組產(chǎn)油量得到回升，但還存在著一定的隱患。1）2號(hào)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(jì)注水量過大，達(dá)90*104m3QUOTE米3。5號(hào)井是2004年轉(zhuǎn)注的新井，配注100m3/d，實(shí)注50m32）2號(hào)井的31-2QUOTE31-2作業(yè)前吸水50m3/d，作業(yè)后不吸水，5號(hào)井配注50m3/d，實(shí)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(chǎn)，特提出以下措施。1）2號(hào)井22QUOTE22層控制注水由250m3/d控制到l00m3/d，5號(hào)井23QUOTE23層由50m3/d提到l00m3/d。2）要求2號(hào)井的31-2QUOTE31-2層恢復(fù)注水。措施實(shí)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(shí)例92號(hào)注采井組分析1.井組基本情況2號(hào)井組井位圖2號(hào)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(hào)井；3口油井，B油井、C油井和A油井。目前，該井組的日產(chǎn)液量為367.5噸，日產(chǎn)油為62噸，含水83.1%，平均動(dòng)液面為551.7米。2號(hào)井組連通圖2.產(chǎn)量對(duì)比及原因分析2號(hào)井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表從井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表中可以看出，從2004年l2月至2006年2月，這一階段的生產(chǎn)狀況可分為三個(gè)階段。第一個(gè)階段是從2004年12月到2005年5月為產(chǎn)油量下降階段，第二個(gè)階段是從2005年6月到12月為產(chǎn)量上升階段；第三個(gè)階段是從2006年元月到2月為產(chǎn)量下降階段。1）第一階段的分析該井組第一階段的對(duì)比，日產(chǎn)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(chǎn)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?dāng)?shù)據(jù)表中可以看出是由B油井的含水上升造成的。B油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表B油井與2號(hào)水井連通的層位是12-3層，2號(hào)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(yán)重超注，4月注水量為218m3/d，2號(hào)水井12號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表另一口生產(chǎn)井C油井產(chǎn)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(dòng)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(hào)水井的11層，配注80m3/d，1一3月注水合格，4月實(shí)注55m3/d，5月實(shí)注49m3/d。由于12）第二階段產(chǎn)量上升原因的分析C油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表(1)將2號(hào)水井的QUOTE1111層由80m3/d提高到l20m3/d，使C油井地層能量得到補(bǔ)充。措施結(jié)果，C油井的日產(chǎn)油量從24.8噸上升到44.4噸。(2)嚴(yán)格控制2號(hào)水井水井12-3QUOTE12-3層的注水量，使其按配注進(jìn)行注水。措施實(shí)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(chǎn)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(chǎn)量，但排除這口井的影響，同工（同一工作制度）同層對(duì)比產(chǎn)量還是上升的。3）第三階段產(chǎn)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(chǎn)數(shù)據(jù)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(chǎn)油量。2號(hào)水井的QUOTE1111層同時(shí)給A油井和C油井注水，注采關(guān)系基本是平衡的。但是A油井作業(yè)停產(chǎn)后，QUOTE1111層的注入水減少了一個(gè)供水方向，將水全部注入C油井的QUOTE1111，使水線推進(jìn)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(chǎn)量下降的主要原因。3.存在問題及下步措施1）2號(hào)注水井的QUOTE1111層在減少供水方向后，沒有及時(shí)調(diào)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(bǔ)射QUOTE1111層，并使QUOTE1111層參加生產(chǎn)，增加2號(hào)注水井QUOTE1111層的供水方向。3）A油井盡快大修，恢復(fù)其正常生產(chǎn)。實(shí)例10協(xié)調(diào)注采關(guān)系，保持井組穩(wěn)產(chǎn)1.井組概況1號(hào)注采井組位于油田某斷塊的邊部。生產(chǎn)l一2開發(fā)層系，有注水井2口，1號(hào)井和2號(hào)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(nèi)部是4排注水井，邊部為7排注水井和邊水，是一個(gè)既有注水能量又有邊水能量的井組。1號(hào)井組井位圖該井組共有油層7個(gè)，主力油層為12QUOTE12層，本井組有3口油井生產(chǎn)12層，它們是A油井、C油井和D油井。由于開發(fā)時(shí)間長，主力油層12層水淹嚴(yán)重，所以該井組是一個(gè)高含水井組，其余油井生產(chǎn)非主力油層，油層薄，生產(chǎn)層位各不相同，油水井的連通性較差，無法進(jìn)行大面積的注采調(diào)整，給注采調(diào)整帶來很大的困難。1號(hào)井組12層連通圖1號(hào)井組13、15層連通圖目前，井組開井6口，日產(chǎn)液量670.2噸，日產(chǎn)油量65.5噸，含水90.2%，動(dòng)液面361.3米。從井組的生產(chǎn)數(shù)據(jù)表上可以看出，井組的生產(chǎn)情況大致可分為三個(gè)階段：1）2006年1月至3月，為產(chǎn)油最下降階段；2）2006年4月至12月，為產(chǎn)油量上升階段；3）2007年1月至2月，為穩(wěn)產(chǎn)階段。1號(hào)井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)表2.下降原因分析及調(diào)整效果2006年1月至3月，1號(hào)井組為下降型井組。液量穩(wěn)定，產(chǎn)油量由58.9噸下降到54.3噸，含水由91.2%上升到92.0%。動(dòng)液面穩(wěn)定。可見影晌井組產(chǎn)油量下降的實(shí)質(zhì)問題是注采失調(diào)，含水上升。通過生產(chǎn)情況對(duì)比，北部的三口油井C油井、D油井和E油井各項(xiàng)指標(biāo)變化不大，因而不做重點(diǎn)分析。而井組南部的A油井、B油井和F油井產(chǎn)量變化比較大，是我們進(jìn)行重點(diǎn)分析的油井。這三口油井，它們生產(chǎn)的層位各不相同，A油井生產(chǎn)11層，B油井生產(chǎn)13層，F(xiàn)油井生產(chǎn)15層，可見它們?cè)谄矫嫔匣ゲ贿B通，不能進(jìn)行統(tǒng)一的調(diào)整。針對(duì)這三口井各自生產(chǎn)不同層的地質(zhì)特點(diǎn)來采取分井、分層單獨(dú)調(diào)整的方法，逐步完善注采關(guān)系，以扭轉(zhuǎn)井組產(chǎn)量下降的被動(dòng)局面。首先，對(duì)生產(chǎn)主力油層的A油井進(jìn)行了分析調(diào)整。該井以70×2.7×7的工作制度生產(chǎn)主力油層12層。2006年l一3月日產(chǎn)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(chǎn)量下降的主要原因是含水上升。A油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表A油井受3口注水井的影響，它的北部是注水井1號(hào)井和2號(hào)井。2號(hào)井12層配注50m3/d，實(shí)注47m3/d；1號(hào)井12層配注l50m3/d，實(shí)注153m3/d。它的西南部是5號(hào)注水井和邊水，5號(hào)井單注11+2層，配注300m3/d，實(shí)注343QUOTE米3m3/d且邊水非?；钴S。這樣，內(nèi)部兩口注水井12層的合注量在200m3/d，遠(yuǎn)不及5號(hào)井的注水量。另外北部井區(qū)的C油井和D油井都生產(chǎn)12層，C油井還是電泵生產(chǎn)，排液量很大。這樣，1號(hào)井、2號(hào)井的注入水大部分向北推進(jìn)。加劇了12層的平面矛盾，造成了內(nèi)部弱，邊部強(qiáng)的局面，使5號(hào)井的注入水和邊水一起向內(nèi)部推進(jìn)，造成A油井含水上升，從水性上可以證實(shí)?？偟V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(diào)整內(nèi)部與邊部不平衡的注采關(guān)系，將5號(hào)井12層由300m3/d降到l00m3/d，2號(hào)井12層配注由50m32號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表5號(hào)水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表第一步調(diào)整見效后，針對(duì)井組含水上升速度快的問題，再次進(jìn)行分析，認(rèn)為B油井雖然在產(chǎn)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(diào)整的目標(biāo)就選擇了B油井。B油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表B油井以56X3X7的工作制度生產(chǎn)12層，它位于邊部。內(nèi)部有注水井2號(hào)井和1號(hào)井，邊部靠邊水能量，形成三角均勻形勢向1號(hào)3井供液。2號(hào)井13-5層注水量為110m3/d。邊水活躍，1號(hào)井13-4層注水50m3/d，這樣使得2號(hào)井方向和邊水方向供液能力強(qiáng)，而1號(hào)井方向能量較弱，成為弱來水方向。為了加強(qiáng)其供液能力，抑制強(qiáng)來水方向及邊水的影響