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油水井动态分析让我们一起学习，共同提高主要内容•第一部分概述•第二部分动态有关指标分析、计算•第三部分动态分析方法、步骤•第四部分单井动态分析及实例•第五部分井组动态分析及实例第一部分概述•油田投入开发后，油层中的流体在压力的作用下流动和重新分布，并处于不停地变化之中。影响流动状态的因素有：地质条件、流体性质、人为因素等。动态变化体现在:储量、压力、驱油能量、油气水分布状况、流体性质变化等方面。油层里的各种动态通过同一口井不同时间，同一地区不同井上的生产变化（即生产中收集到的资料数据）表现出来。•从内容上分为：生产动态分析和油藏动态分析。•动态分析是指通过大量的油水井第一性资料，认识油层中油气水运动规律，并利用这些规律提出相应措施，深入挖潜，确保油田高产稳产的工作。•油田动态分析的实质是透过现象看本质。现象是指我们生产中收集到的各项资料数据的变化，本质则是引起这些资料数据变化的原因。•认识、分析油层内的变化是建立在大量资料数据之上的，这些资料数据包括：•静态资料•动态资料•工程资料第二部分油田动态类型•地下流体在各种驱动力作用下，运动类型有：1、局部舌进2、底水锥进3、层中指进4、单层突进5、单向突进第三部分动态有关指标分析、计算油水井动态分析中，经常采用许多开发指标来说明油田生产各方面的情况和规律。一、产油指标1、生产能力与生产水平单位时间内的产油量叫生产能力；单位时间内的实际产油量叫生产水平。2、采油速度和采出程度采油速度=实际年产油量/地质储量折算采油速度=折算年产油量/地质储量，用于测算不同时期的采油速度是否能达到开发要求，以便及时分析原因采取相应地措施。采出程度=累计采油量/地质储量反映油田储量采出的情况，也可说是不同开发阶段所达到的采收率。影响因素：地质条件、井网完善程度、开采方式等。3、递减率油田进入产量递减阶段后，产量按一定的规律逐渐递减，其递减速度通常用递减率表示，即单位时间内产量变化率或是单位时间内产量递减的百分数，反映的是油田稳产形势好坏。油田计算通常分为：自然递减率、综合递减率。•自然递减率：是指减去新井和老井措施增产量后同工同层对比，产量的递减率。年自然递减率=去年12月标定日产水平*当年日历天数-（当年产量-当年老井措施增产量-新井产量）/去年12月标定日产水平*当年日历天数或=上阶段产量-（下阶段产量-本阶段新井产量-措施增产量）/上阶段产量•综合递减率：除新井外的所有老井产油量的递减率年综合递减率=去年12月标定日产水平*当年日历天数-（当年产量-新井产量）/去年12月标定日产水平*当年日历天数或=上阶段产量-（下阶段产量-本阶段新井产量）/上阶段产量产量与递减率的关系式为：Q/Qi=（D/Di）n。n为递减指数，用来判断递减类型。n=∞时为指数递减规律，产量的对数与时间呈一直线关系；1＜n＜∞时为双曲线递减规律，直角坐标系下产量与时间呈双曲线形态；n=1为调和递减，半对数坐标中产量与累积产量存在直线关系，产量倒数与时间倒数直线关系。•二、压力指标1、原始地层压力从第一批探井中测得的油层中部压力。用于衡量油田驱动能力的大小。2、总压差是为了对比消耗与补充二者之间的平衡状况，反映地下亏盈。依靠天然能量时=原始地层压力－目前地层压力注水开发时=目前地层压力－原始地层压力3、抽油井的静液面和动液面利用动液面可以分析深井泵的工作状况和油层供液能力。根据油井液面变化，判断油井是否见到注水效果，为调整注水层段的注水量及抽油井的抽汲参数提供依据。与压力关系为：P=（H油层-H液面）γ液反映流压与静压的大小其中H---米，γ---牛/立方米，P---牛/平方米（帕）例：某井生产层段为1992～2010米，原始地层压力20.1MPa，目前测得该井静液面47米，井中液体重度9711.8牛/立方米，求该井总压差。解:P=((1992+2010)/2－47)×9711.8=18.98(Mpa)总压差=18.98－20.1=-1.12(Mpa)为保稳产、防地层内脱气，地层压力保持在原始压力附近；流压只要不低于饱和压力过多造成气体影响太大，则越低越好；水井流压应不高于油层中部破裂压力，既不致于损坏套管，又能保证合理的注采比。三、产水指标与注采比产水指标用来衡量注水开发油田的开发效果，注采比是衡量地下能量的指标。1、含水率日产液量中水所占的重量百分数2、含水上升速度和含水上升率二者均表示油井含水上升快慢的指标，反映注水开发效果。•含水上升速度是指单位时间内含水率的上升值•含水上升率是指每采1%地质储量，含水率的上升值。•含水率的变化规律大致呈S型曲线（含水率---采出程度）。含水和含水上升速度，通过产液结构、增加储量动用程度、注采系统调整、井网加密和三次采油等方法调整，能够主观能动地加以控制。3、注采比衡量地下能量的补充及亏空程度•注水强度:单位有效厚度油层的日注水量。它直接影响到油层压力及含水的变化•注采比:注入剂在地下所占体积与采出物在地下所占体积之比。•实际注入水量•采油量×体积系数÷原油密度+产水量四、油田储量储存在地下的石油数量。以地面条件的重量单位表示。是制定开发方案的物质基础。石油深埋地下，由于地质、技术、经济等各种原因，不能全部采出。1、地质储量和可采储量地质储量--在地层原始条件下，具有产油能力的储集层中石油和天然气的总量。可采储量—在现代工艺和经济条件下，从储油层中可采出的油气总量。可采储量与地质储量之比为采收率，其值高低在很大程度上可经过人们的主观努力来加以改善。故此反映油田开发水平的一个综合性指标。2、石油储量的计算对砂岩油层多采用容积法，其公式化为：Q=Ahmsγ/B五、油藏驱动类型指油层开采过程中主要依靠那一种能量来驱油。驱油方式不同，生产过程中所表现出的开采特点及开发效果也不同。我们研究的目的：一是判断驱油类型变化，充分利用天然能量；二是为了建立高效的驱动方式。据基本动力可分为1、水压驱动：主要驱油动力是边水、底水或注入水造成的压力。2、弹性驱动：主要驱油动力是岩石及其内流体的弹性膨胀力。3、溶解气驱动：能量主要为从油中析出天然气的膨胀力，将石油挤入井底。4、气压驱动：气顶气发生膨胀，推油入井。5、重力驱动：油田开发末期，能量枯竭，石油主要靠本身重力作用。油田开发中往往是多种能量共同作用，但一种是主要的。第四部分动态分析的方法动态分析的方法有：物质平衡法、统计法、作图法、水力学计算、水力学试井法、模拟实验法等。现场是把各种资料进行统计、整理成图表来进行综合分析。一般方法为：掌握基本资料、数据；联系历史；揭露矛盾；分析原因；提出措施。具体分析程序步骤：一、资料的收集和整理，了解井及井组的基本概况。就是把所需资料收集、整理成图件（井位图、油层剖面图、构造图、连通图）数据表（油井生产数据表、水井生产数据表、井组生产数据）和曲线（电测曲线、综合开采曲线、油水井生产曲线、产量构成曲线）等。注水井注水数据表二、对比指标变化，分析引起的原因。在采油曲线或油井生产数据表上对主要指标进行对比分析。1、围绕产量对比出现的结果1）各项指标均为稳定2）含水和日产液量同步上升，产量变化不大3）含水稳定，日产液量上升或下降引起产油量的上升和下降•4）日产液量稳定，含水上升或下降引起产量的下降或上升；•5）含水上升、日产液量下降，日产量大幅度地下降。•2、根据对比结果，划分不同阶段日产量波动趋势划分依据一般为措施前后3、每阶段指标变化引起的原因将产量的变化核实到是含水或产液量变化引起以后，在水井上找原因（注水是否正常、各层段配注完成情况），油井的变化总是与注水井的变化相关联。若水井正常则在相邻油井找原因（井距近，生产同层，易造成井间干扰）。•三、存在的问题•主要是找出存在的主要矛盾。对注水开发油田而言就是要研究、分析、解决好三大矛盾。•1、层间矛盾。非均质多油层油田，由于各层间性质差异而出现水线推进速度、吸水能力、油层压力、采油速度、水淹状况等方面产生的差异。用单层突进系数来衡量该矛盾的大小（单层突进系数=油井单层最高渗透率/油井厚度权衡平均渗透率）。单层突进系数越大，矛盾越突出。高渗层连通好、吸水多、压力高、见水快，易造成单层突进，干扰中低渗层产油能力的发挥。该矛盾使含水上升快，造成油井产量递减较快，是注水开发初期要解决好的主要矛盾。该矛盾能否得到好的调整，是油田能否长期稳产、获得较高采收率的关键所在。•在生产实际中分析、判断层间矛盾存在的几种方法：•1）据各层段出油剖面的状况；•2）从注水井的吸水剖面上；•3）笼统注水、笼统采油中，各层渗透率差异较大；•4）一般见水比其他井早，见水后含水上升速度快。2、平面矛盾。一个油层在平面上由于渗透率、连通性不一，使井网对油层控制情况不同，注入水在不同方向上推进快慢不一样，构成同一层各井间压力、含水、产量的差异。用扫油面积系数表示平面矛盾的大小（=单层井组水淹面积/单层井组控制面积）。该值越大，平面矛盾越小。•平面矛盾使高渗透区形成舌进，油井过早水淹，无水采收率和最终采收率降低。而中低渗透区，长期见不到注水效果，造成压力下降，产量递减。•平面矛盾如何进行判断呢？•1）同一层各井间渗透性差异较大；•2）同一层油井间采油强度有差异；•3）同一层各井累计产量差异大；•4）油井和井组存在单向受益。3、层内矛盾。在一个油层的内部，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗透层中有高渗透条带，注入水沿阻力小的高渗条带突进。用层内水驱油效率表示层内矛盾的大小((单层水淹区总注入体-采出水体积)/单层水淹区原始含油体积)。或用水淹厚度系数来衡量（见水层水淹厚度/见水层有效厚度）。效率（系数）越大，矛盾越小。•层内矛盾在油田开发中自始至终存在着，层间矛盾和平面矛盾在一定意义上均是层内矛盾的宏观表现。层间、平面矛盾的解决在一定程度上有助于减缓层内矛盾。只是到了油田开发后期全部水洗油阶段或三次采油阶段作为主要矛盾加以解决。从开发整个过程中，三大矛盾贯穿始终，互相联系，互相制约。除一般规律外，不同开发阶段，哪个是主要矛盾必须视油田具体实际情况而定。通过以上分析，存在的问题主要包括以下几个方面：•1）层间矛盾突出。注水井注水不合理，潜力层需要水但注得不够，高含水层却注得太多，构成单层水淹严重。•2）平面矛盾突出。注采井网不够完善，油井存在着单向受益的问题。•3）注采比过低。能量补充不够，地下亏空大，影响了油井的产液量。•4）工作制度不合理。能量充足的地区油井生产压差小，影响潜力发挥；地下亏空大的地区仍大排量抽汲。•5）油井生产工具设备工作不正常。漏失、砂卡、密封失效等•总之，存在的问题应视具体情况而定，在注、采、输及管理等方面分析查找。四、措施及建议针对存在的问题，在相应地油水井上采取一系列措施调整，提高油井产能，或使油井在一段时间内保持稳产。油田调整大体分两类：工艺措施调整和开发部署调整。•1、层间矛盾的调整。该矛盾的本质是各层受效程度不同，主产液层干扰差油层的生产。解决时就得从增大差油层的生产压差入手。有效办法是分层注水。•1）分层注水，分层采油。•2）对低渗层，注水井加强注水，油井加强采油。•3）有必要时可对生产能力较低的油层进行酸化、压裂改造，以提高产能。•4）若条件允许，可采用双管采油。•5）若调整生产压差和工艺措施改造不能完全解决问题，就要考虑对开发层系、井网、注水方式的调整。2、平面矛盾的调整。该矛盾就是各地区受效程度不一。解决时就应使受效差地区充分受效，提高驱油能量，降低阻力，达到提高波及面积之目的。⑴加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水；⑵通过分采分注，配合堵水、压裂等措施；⑶改变注水方式或补钻新井、缩短井距等办法，加强受效差地区注水。•3、层内矛盾的调整。该矛盾就是单层内注入水非柱塞式推进。解决时就要调整吸水剖面，扩大注入水波及厚度；同时调整出油剖面，多出油少出水。•⑴在油水井上进行选择性堵水；•⑵有稳定夹层的厚层，用封隔器进行细分；•⑶选择性措施改造，对高含水厚层可先堵后压；•⑷三次采油新技术（活性剂、聚合物等）。综上所速，注水开发过程中