动态分析流程_陆上
陆地生态系统动态监测与模拟分析
陆地生态系统动态监测与模拟分析陆地生态系统是地球生命的重要组成部分，对维持生态平衡和人类的可持续发展具有重要意义。
随着人口的增长、城市化的加快以及气候变化的影响，陆地生态系统面临着诸多挑战。
为了更好地了解和保护陆地生态系统，动态监测与模拟分析成为了一种重要的研究方法。
动态监测是通过持续观测和收集数据来了解陆地生态系统的变化过程。
传统的监测方法包括野外调查、实地观测以及人工记录，但这种方式受到时间、空间和经济成本的限制。
近年来，随着遥感技术的发展，动态监测进入了一个全新的阶段。
卫星遥感可以通过获取陆地表面的信息，如植被覆盖度、水文特征和土地利用变化等，从而实现对陆地生态系统的持续监测。
这种方法不仅可以实现大范围的监测，还可以提供连续的时间序列数据，为研究人员提供了更多的研究手段。
模拟分析是利用数学模型和计算机模拟的手段来模拟和预测陆地生态系统的变化。
通过建立合理的模型，可以揭示陆地生态系统内部的物质和能量流动规律，预测不同因素对生态系统的影响，以及评估不同的管理和保护措施。
模拟分析可以帮助我们更好地理解陆地生态系统的复杂性和脆弱性，并为决策者提供科学依据。
动态监测与模拟分析相互依存，相辅相成。
动态监测提供了实际数据和观测结果，为模拟分析提供了输入参数和验证手段。
模拟分析则可以通过模型的精细化和参数的优化来提高动态监测的准确性和可靠性，从而更好地挖掘监测数据的潜力。
动态监测和模拟分析的结合可以为陆地生态系统的保护和管理提供更全面和准确的科学依据。
然而，动态监测和模拟分析也面临着一些挑战和限制。
首先，动态监测需要大量的数据和高精度的观测手段，这需要投入巨大的人力、物力和财力。
其次，模拟分析需要建立合理的数学模型和计算机模拟程序，这对研究人员的理论基础和技术水平提出了较高的要求。
再次，动态监测和模拟分析需要与其他学科进行交叉和融合，才能更好地解决复杂的生态环境问题。
为了推进陆地生态系统的动态监测与模拟分析，我们可以采取一些措施。
陆上风电项目风险分析及评价研究
陆上风电项目风险分析及评价研究一、引言随着全球环保意识的日益增强和能源需求的不断增长，风能已经成为一种备受关注的清洁能源。
在风能资源丰富的地区，陆上风电项目成为了一种重要的能源开发方式。
由于其建设和运营过程中存在着多种风险，因此进行有效的风险分析和评价成为了确保风电项目稳定发展的关键环节。
本文旨在对陆上风电项目的风险进行深入分析，并提出相应的评价方法，以期为风电行业的发展和管理提供参考。
二、风电项目的风险分析1. 技术风险技术风险是陆上风电项目中最为常见的风险之一。
风力发电设备通常需要承受恶劣的自然环境，并且在运行中需要应对复杂的气象条件，这就要求设备具有很高的可靠性和适应能力。
风力发电设备本身的技术研发水平也直接影响到项目的可行性和可靠性。
工程建设中的施工质量和施工工艺也会对项目的可靠性产生重大影响，因此技术风险是风电项目中最值得重视的风险之一。
2. 市场风险市场风险指的是风电项目在市场竞争中可能遇到的风险。
随着清洁能源的发展，风电项目的市场前景逐渐看好，但是市场竞争激烈的状况也导致了风电项目的市场风险增加。
由于风电项目的投资规模大、建设周期长，其盈利周期也相对较长，因此市场动态的变化也对项目的盈利能力产生了较大的影响。
4. 环境风险环境风险是指风电项目在环境保护和生态保护方面可能遇到的问题。
现代社会对环境保护意识的增强，使得风电项目在环保监管方面面临着更大的压力。
项目建设和运营对自然环境的影响也是一个不可忽视的方面，因此环境风险也是风电项目中的一项主要风险。
5. 资金风险资金风险是指项目在资金投入和资金回报方面可能遇到的问题。
风电项目的建设和运营通常需要大量的资金投入，而且其盈利周期相对较长，这就导致了项目在资金方面可能面临较大的风险。
在行业竞争激烈和市场不确定的情况下，资金风险也是风电项目中需要重点关注的风险之一。
三、风险评价方法1. 风险识别风险识别是风险评价的第一步，主要是通过专家访谈、文献调研等方式来确定风险因素。
第七章注采井组动态分析
第七章注采井组动态分析注采井组动态分析是在单井动态分析的基础上进行的。
单井动态分析基本上以生产动态分析为主。
而井组动态分析则是生产动态分析和油藏动态分析并重的分析内容。
注采井组的划分是以注水井为重心，平面上可划分为一个注采单元的一组油水井。
井组分析的核心问题是在井组范围内找出注水井合理的分层配水强度。
在一个井组中，注水井往往起主导作用，它是水驱油动力的源泉。
从油井的不同的变化可以对比出注水的效果。
因此，一般是先从注水井分析入手，最大限度地解决层间矛盾，在一定程度上调解平面矛盾，改善层内矛盾，也就是说井组分析以找出和解决三大矛盾为目标。
来改善油井的生产状况，提高油田的注采管理水平。
本章所要讲的主要内容是：油田注水开发的“三大矛盾”，注水井的分析，井组动态分析的内容、方法、步骤、及井组动态分析的案例。
第一节注水开发的三大矛盾当注水开发多油层非均质的油田时，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均一性，注入水就沿着高渗透层或高渗透区窜流。
而中低渗透层或中低渗透区却吸水很少，从而引起一系列矛盾，归纳起来主要有三大矛盾。
一、注水开发的三大矛盾1．层间矛盾层间矛盾就是高渗透性油层与中、底渗透性油层在吸水能力、水线(油水前缘)推进速度等方面存在的差异性，是影响开发效果的主要矛盾，也是注水开发初期的根本问题。
生产开发中，高渗透油层由于渗透率高，连通性好，注水效果明显，表现为产油能力高，担负全井产量的大部分。
中、底渗透性油层则由于渗透率底，连通性差，表现为产油量底，生产能力不能充分发挥。
这样在油井中出现了层间压差。
图7-1层间矛盾示意256257在注水井中，高渗透层吸水能力强，可占全井吸水量的30%~70%以上。
水线前缘很快向生产井突进，形成单层突进，如图7-1所示。
因此，渗透率高、连通好的油层，由于注得多，采的多，生产井很快见到注水效果，含水很快上升。
高渗透油层见效及见水后，地层压力和流动压力明显上升，形成高压层，严重的干扰中、低渗透层的工作，致使这些层少出油或不出油，全井产量递减很快，含水上升。
与速度无关的重建基准面方法：陆上地震数据处理过程中解决近地表问题的一种新方法
与 速 度 无 关 的重 建 基 准 面 方 法 ：陆 上 地 震 数 据 处 理 过 程 中解 决 近 地 表 问题 的一 种 新 方 法
Ｐ ｎ ｓ Ｇ Ｋ Ｉｍ ａｏ ．ｅ ａ ｉ Ｓ等
众所 周 知 ，复 杂 的近地 表 一一 如 沙漠 、山地 和冰 川 一 一可使 来 自较深 目的层 的一 次反 射产 生畸 变。这是 过去和 现 在地 震 数据 处理 面 临 的主要 问题 。 解 决 这 一 问题 的 一种方 法是借 助可在 “ 重建 基 准 面”技 ／ － 进 行 分 类 的数据 ＫＦ 处理 方 法。 常规 重建基 准 面方 法包 括 将 静 态 时移用 于输 入地 震 道 。这 些 时移 （ 一
维普资讯
国 外 石 油 动 态
第 ２ ０期 ，总 第 １ Ｏ期 ，２ ０ ． ０ ２ ３ ０ ２ １． ５
评 估 。建 立在 高分 辨 率激 光 扫描 技 术 基 础 上 的新 的 裂 缝 分 析 方 法 可迎 接 这 一挑 战。这 项技 术 已成 功地用 于各 项 制 图工 作 ，在 石 油工 业 中也 得 到 了成 功 应用 （ 例
（图 １） 。
合 成 算 子 依 赖 于 速 度
场 。在 共 焦 点域 中 ，我们 采
用 了等旅 行 时原 理 ，该 原 理
规定 ： 如果 在反 射层 选择 网
１ ０米 外进行 扫 描 。 Ｏ 用 激 光扫 描仪 建 立 的模 型不仅 能为科 学家 或 工程 师提 供 重 要 的概 念框 架 ，而
且 还对构 造模 拟 、 井的方 案和 应 力分 析 有 贡献 。
谢 力 摘 自 ‘Ａ ６ ｇ ｐ ｏ ｅ ０ ２ ７ Ｐ Ｗ Ｐ ｚ ｌ ｒ ｒ 。２ ０ ． ２ ３
油藏动态分析方法.
中原油田开发历程图 为了减缓油田递减， 2003 年下半年开展了为期三年的科技攻关会战。调整开发思路，实行“四个转
时间
变”、强化“三项工作”、调整“三个结构”，见到明显成效。新区产能建设规模逐步扩大，新动用储量
从698万吨上升到1422万吨，新建产能从8.3万吨提高到17.8万吨；老油田稳产基础得到加强，开发状况逐
(1996—2003)
精细调整阶段
(2003---目前)
800 700 600 500 400 300 200 100 0
当年动用储量(10 4 t)
8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
陆相（河、湖沉积）砂、泥岩互层， 油藏非均质、多油层，油层及夹（隔）层 在纵向和横向的相态变化大是其特征。 纵向上不同油层的厚度、岩性、沉积 相，孔、渗、饱，吸入、产出状态等不同 。 横向上同一油层以上参数的平面展布变 化复杂。 纵向上不同夹（隔）层厚度、岩性、 沉积相等不同。横向上同一夹层由粉砂质 泥岩向泥岩、泥灰岩、灰岩转变，隔层多 为纯泥岩。 非均质、多油层砂岩油藏分层系注水 开发，出现的层间矛盾、平面矛盾、层内 矛盾也是贯彻开发始终的基本动态特征。 不同的开发井网、含水阶段，基本动态特 征也不同。
对于封闭未饱和高渗透连通性较好的油藏精度较高而对低渗饱和油藏精度较差压降法采出程度10适用于气田使用时须注意气藏是否为同一水动力学系统产量递减法开发中后期油气田及井均可使用估算可采储量统计法开发初中期预测地质储量及推算后备储量可采储量不稳定试井开发初期计算单井控制储量及小油气藏的储量储量分类与计算方法可采储量估算方法勘探评价阶段经验公式法类比法岩心分析法岩心模拟试验法分流量曲线法稳产阶段物质平衡法水驱特征曲线法数值模拟法递减阶段物质平衡法水驱特征曲线法产量递减法水淹区岩心分析数值模拟法储量分类与计算方法1选择合理的开发方式和布井方案既要合理利用天然能量又要满足并协调好采油速度和稳产时间的关系2确定合理采速及井的工作制度以充分发挥有效的驱动能量3控制油藏动态使之向高效驱动方式转化提高采收率评价油藏的主要驱动方式水压驱动气压驱动溶解气驱重力驱动目的油藏驱动能量分析计算驱动指数计算驱动指数分析判断驱动机理分析判断驱动机理生产气油比变化规律原理当多种驱动能量共同作用时每种驱动能量的作用程度可以根据实际的开发指标和油气水高压物性参数计算其大小和变化情况目的分析各驱动能量的利用率并通过人为干扰充分发挥有利的驱动能量提高开发效果和采收率判断依据油藏驱动能量分析11刚性水压驱动刚性水压驱动驱动面积油藏驱动能量分析地层压力常数常数qoqotrs常数井底压力常数11刚性水压驱动刚性水压驱动油藏驱动能量分析水体远远大于油藏22弹性水压驱动弹性水压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqltqoqotrs常数井底压力常数22弹性水压驱动弹性水压驱动油藏驱动能量分析构造完整倾角陡渗透率高原油粘度低33刚性气压驱动刚性气压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst33刚性气压驱动刚性气压驱动油藏驱动能量分析导致开发过程中油藏压力下降44弹性气压驱动弹性气压驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst44弹性气压驱动弹性气压驱动油藏驱动能量分析边底水少或无含油边缘基本不移动55溶解气驱动溶解气驱动油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数rsrst55溶解气驱动溶解气驱动油藏驱动能量分析渗透性较好66重力驱重力驱油藏驱动能量分析pipitqlqlt井底压力常数ql常数rs常数66重力驱重力驱油藏驱动能量分析实例分析实例分析底水底水油藏油藏di0004020608开发时间a
二类油层聚合物驱井组分类动态分析方法
三是 用仪 器本身 重力脱 离配水 器代 替原压送 头的 动力 ，来 解决配 水器在 投捞 中存在的 问题 ，使主体 机械 性 能更 合理化 。用原压送 头 ，连 接操作 需要 ｉ ￣２ ｉ。用新式快 速捞送 器 ，连 接操作 仅 需要 １ｒｉ。 用原 ０ ０ｒ ｎ ａ ｎ ａ
压送 头投放 一次配 水 器用时 ３ ｉ ，用新式快 速 捞送 器 用时 １ ｉ。原压送 头 成功 率为 ５ ，新 捞送 器 ５ｒ ｎ ａ ５ｒ ｎ ａ ０
２ ０ —０ —２ ） ０ ７ ７ ５
二 类油 层 聚 合 物 驱 井 组分 类 动 态分 析 方 法
二 类油层 与主 力油层相 比 ，总体 上 呈现河道砂 发育 ，规模 明显变 小 ，小层 数增 多 ，单层 厚度 变薄 ，渗
透率 降低 ，平面及纵 向非均 质性 严 重 的特 点 。一 类 油层 井组 分 类分 析 主 要 考虑 ：单 采 中心 井 、边 井 、角 井 、断层 井及 合采井 ，只是 考虑 井网上 注采 方 向完善关 系 ，没 有充分考 虑井组 河道砂 连通厚 度 比例 、井 组
成功 率达 ｉ ０ 。改 进后 的捞送器 ，可减 轻劳 动强度 ，减少 劳动时 间 ，提 高 测试 质量 ，降 低生 产成 本 ，对 ０ 增 加油 井产量 、减 少 水井污染 有 着显著效 果 ，应 用范 围广 ，有 一定的 实用价值 。
余 庆 东 供 稿
完善程 度 以及 井组对 应关 系 。因此 ，不 能用主 力油层 井组 的动 态分析 方 法来分 析 二 类油 层 井组 见效 状 况 ，
必须建 立适 合于二 类油层不 同 井组的 动态分析 方法 ，同时根据 井组分 类动态分 析方法 制定 油水 井井组措施
优化设 计图 板 ，进 而制定 相应跟踪 调 整措施 ，提高 区块 整体开 发效果 。 首先 以聚驱控 制程度 为核心 ，确定 二 类油 层 的 动态分 析方 法 ：① 井组 多向 连通 厚 度 比例 分 类分 析 方 法 ；② 完善 井层数分 类分析 方法 ；③ 井组对应 关系分 类分析 方 法 。然 后建 立不 同井 组措施 优 化 设计 图 板 ： ① 注入 井井 组措施优 化设 计图板 ；② 采 出井井 组措施 优化设计 图板 。 改进 后 的动态分 析方 法和措施 优 化设计 图板 自 ２ ０ ０ ４年 应 用以来 ，截 至 ２ ０ ０ ６年 ９月 ，见效 井 １４口， １
陆上风电场安全生产现场管理要求
陆上风电场安全生产现场管理要求1设备设施管理1.1设备设施改造建设1)建立并落实设备设施新、改、扩建工程安全“三同时”的管理制度。
2)设备设施出厂或进厂验收、储存管理、使用管理及不合格品处置等符合规定要求。
1.2设备基础管理1)建立并落实设备责任制，设备分工合理、责任到岗。
2)制定并落实设备治理规划和年度治理计划。
3)完善设备质量标准、缺陷管理、设备异动管理、保护投退等制度。
4)制定备品、备件管理制度，备品、备件满足生产需要。
5)加强设备档案管理，分类建立完善设备台账、技术资料和图纸等资料台账。
6)特种设备应按照有关规定进行定期检测、检验。
7)制定并执行设备设施采购、到货验收制度，对相关过程及结果进行记录。
8)建立并设备设施报废管理制度，报废、拆除应按方案和许可内容组织落实。
1.3技术管理1)建立健全技改项目管理制度及相关台账。
2)编制技改项目计划，编制项目申请书或者可行性报告。
3)组织人员对技改项目可行性研究报告进行审批。
4)施工前编制完善的技改项目实施方案，并进行严格审核论证。
5)严格重大技改项目全过程管理。
1.4技术监督1)风电场应编制技术监督管理办法和标准。
2)制定各项监督专业应配备的技术标准清单。
3)成立技术监督领导小组，完善技术监督体系。
4)每年开展一次技术监督动态检查。
5)建立并执行技术监督预警机制。
6)制定并执行技术监督工作计划。
7)每年对技术监督工作进行总结。
8)按规定开展技术监督例行工作。
1.5可靠性管理1)制定可靠性管理工作规范。
2)建立可靠性管理组织网络体系。
3)建立可靠管理指标体系。
4)建立可靠性信息管理系统。
5)编制可靠性管理工作报告和技术分析报告。
6)定期对可靠性管理工作进行总结。
7)严格可靠性信息上报程序管理。
1.6运行管理1)制定相应的运行规程，并及时修订。
2)严格执行电网调度指令，异常情况及时汇报。
3)严格运行状态、参数监视，出现异常及时采取措施。
4)严格执行两票三制制度。
装备经费结构动态分析方法初探
１７ ０
Ｅ ｕｐ ｎ Ｍａ ｕ ａ ｔ ｎ ｅ ｈ ｏｏ ｙ Ｎｏ １ ２ １ ｑ ｉ ｍｅ ｔ ｎ ｆ ｃｒ ｇ Ｔ ｃ ｎ ｌｇ ． ， ０ ２ ｉ
过程表明，装备经费结构向着期望的目标值不断地变 得到广泛使用【 ６ ］ 。 化， 其费用效益也得到不断提高的过程。 因此 ， 使用系统动力学方法与 Ｖ ｎｉ ｅｓ ｍ软件对装 如图 ３ 所示为军兵种之间装备经费结构的 因果 备经费结构进行动态分析 ，从装备经费系统的内部 关 系 图 ， 图也是 一 个多 重反 馈 回路 。 该 结构人手 ， 采取组合定性分析和定量分析的方式 ， 通 从图 ３中我们可以看到 ， 装备经费总量、 装备建 过把信息反馈的控制原理与因果关 系的逻辑分析结 设情况 、装备作 战能力以及实际作战能力与需求之 合起来 ， 建立装备经费结构的仿真模型 ， 对模型实 并 间的差距 ， 构成 了一条主的负反馈回路 ， 使装备经费 施各种不同的参数变化方案 ，通过计算机仿真展示 总量趋 于稳 定 。 装备经费结构随参数的变化行为 ，寻求装 备经费结
构 动态 变化 的规 律 。
２ ２ 因果 关 系分析 －
因果关 系图是用来表示 系统因果反馈结构的重 要工具 ， 通常是在问题 的定性分析阶段使用 。
一
张 因果关系图包含多个变量 ，变量之间由标
出因果关系的箭头所连接。如果事件 Ａ（ 因） 原 引起 事件 （ 结果 ）那么 Ａ ， Ｂ之间形成因果关 系。
也会带动国家综合国力的增强【 ｌ １ 。
此外 ， 平时 、 准战时和战时这 ３ 种装备保障方式 的差异 ， 直接影响装备经费分配的数量和 内容 ， 从而 促使结构 的变化 。装备经费按全寿命 费用角度可 以
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油田动态分析流程
油田生产动态分析
一.注水井动态分析
1、日常管理状况分析
（1）资料录取是否全准；（2）定压定量注水是否按方案执行；注水压力是否低于油层破裂压力；（3）分层注水是否按方案执行，分层注水合格率及超欠情况。
2、注水量变化分析
（1）注水量上升：
地面：计量不准；管径增大；泵压升高；
地层：增注措施；KH随含水上升而增加；周围油井降压开采；
井筒：串槽；封隔器失效；油管、水嘴刺掉；底部凡尔漏；
（2）注水量下降：
地面：计量不准；地面管线堵；泵压下降；
地层：油层污染；地层压力回升；周围油井堵水；
井筒：油管、水嘴、滤网等堵塞；井况变差。
3、吸水能力变化分析
分析小层或全井吸水指数和吸水强度的变化。
主要影响因素有：注水压力；增注措施；井壁污染。
指示曲线法、同位素吸水剖面法。
4、吸水剖面变化分析
分析注水井吸水厚度变化，吸水剖面是否均匀；不同类型油层吸水状况。
同位素吸水剖面法、连续流量测试法、井温法。
5、增注效果分析
分析压裂、酸化等增注措施对提高吸水能力，改善吸水剖面的作用。
6、分层注水井井下工作状况
分析封隔器是否失效；水嘴是否刺掉；管柱是否漏、脱、堵；套管是否损坏。
油套压水量观察法、验封法、流量计测试法、井径仪测试法。
二.采油井动态分析
1、日常生产管理状况分析
（1）资料录取是否及时、齐全、准确；（2）单井配产方案是否能完成；（3）热洗、加药等清蜡制度是否合理并执行；（4）机采井的泵工况是否合理正常；（5）油、套压，地面管损压力水平及变化是否合理。
2、油层压力变化分析
重点分析半年内压力变化大于±0.4Mpa的井，从注采两方面找原因，对不合理变化井要采取相应措施。
（1）压力上升：配注实注增加；注水井全井或层段超注；相邻油井堵水；本井工作制度调小；本井泵工况差；配注过高。
（2）压力下降：配注实注减小；注水井全井或层段欠注；相邻油井降压提液开采；本井工作制度调大；本井增产措施；配注过少。
3、井底流压变化分析
重点分析井底流压与含水率的关系；在最低自喷流压允许下，合理放大生产压差，并选择合理的转抽时机；机采井在泵吸入口气液比限制下，井底流压是否降到合理水平。
井底流压上升：地面管线堵；工作制度调小；井筒结蜡；机采井泵工况差；地层压力上升；含水上升；压裂、酸化见效。
井底流压下降：地面管线改造；工作制度放大；机采井换泵；堵水见效；地层压力下降。
4、含水情况分析
重点分析判断见水层位、来水方向、含水上升过快的原因，为层间平面矛盾的调整提供依据。
（1）见水层位判断：直接法：封隔器找水、生产测井找水、地球物理找水；间接法：周围井（调整井）电测解释找水；相关注水井吸水剖面分析；相关注水井停、注、停分析法；注指示剂；油砂体发育连通分析法。
（2）来水方向判断：同上。
（3）含水率变化分析：与指标要求、理论曲线、相邻油井对比，是否上升快？本井堵水封隔器失效；化学堵水层冲开；井筒有堵塞；泵的工况差；相关注水井管柱失效，超注严重；相邻油井堵水、关井使平面失调。
5、产油量变化分析
检查油井产液量、产油量是否达到配产方案要求。
对产量变化大的井，除了要分析地面管理、流程、机采井工况等因素外，重点分析地质因素对产量的影响：有效渗透率（含水上升导致油相渗透率下降、措施增加油相渗透率）；有效厚度（出油厚度：射开程度、污染堵塞程度、层间干扰程度、层内出油厚度、油井措施及注水调整）；原油粘度；供油面积；表皮系数；生产压差；采油指数。
6、分层动用状况分析
重点了解层间、厚油层内部油层的动用状况，分析动用差的原因，找出高压高含水层，采取相应的措施，减少层间、层内矛盾，挖掘生产潜力。
动用差的原因有：油层K,H差异大；原油性质差异大；相关注水井分层注水状况差；本井高压高含水层干扰大；层系划分过粗。
通过生产测井、分层测试、调整井水淹层解释分析等方法了解芬曾动用状况。
7、增产措施效果评价
选井、选层原则是否合理；措施初期效果及增油量递减规律。
总结经验教训，指导下一步工作。
三、井组动态分析
1、油层平面动用状况分析
分析井组油层平面动用差的原因：油层平面沉积条件，K,H发育不同；井间地层压力、生产压差不均衡；井间含水饱和度不均衡；注采井网不完善。
为搞好井间调整提供依据。
2、注采平衡分析
在单井压力分析的基础上，分析井组内产液指数与注水指数是否匹配，注采是否平衡，压力系统是否合理。
3、井网控制程度分析
利用不同井距、不同方向油水井连通厚度统计法，重点分析一定形状和井距的注采井网对油层特别是对差油层的水驱控制程度。
4、井组开发效果分析
分析：井组内配产、配注执行情况；含水上升情况；注入水利用情况；层间、平面、层内三大矛盾调整效果。
套管保护及损坏情况。
四、区块动态分析（分层系、分井—老井和调整井）生产计划执行完成情况检查，生产指标变化对比。
注水：注水压力；注水量；分层注水合格率。
采油：产油量；措施井数及增油量；产液量；积压井数变化；综合递减率；自然递减率。
含水：综合含水率；含水上升率。
压力：注采比；静压；流压；生产压差。
机采井工况：正抽井；生产时率；泵效；沉没度。
通过上述分析，将问题原因分类：注水问题；措施问题；方案设计问题；生产管理问题等。
油田动态趋势分析
一、开发概况
当年调整挖潜的主要做法和完成工作量
当年全油田及分层系的总开采趋势和变化趋势
主要分析开发总形势是否符合方案预测。
二、注水状况分析
注水压力保持水平，超过破裂压力否？
注水量完成情况及吸水能力有何变化。
注采比数值及其变化趋势。
分层注水合格率；未完成配注的层段数及厚度百分比。
高含水期的吸水指数与产液指数是否匹配？
主要分析压力和分层吸水状况，当年的配水方案合理否？
三、注水利用率和水驱效果分析
存水率和水驱指数的数值及历年的变化。
不同层系、井网的不吸水、未动用层数和厚度百分比及其渗透率界限。
主要说明存水率和水驱指数是否符合要求；找出动用较差的层系井网，分析其产生的主要原因。
四、油层压力保持水平分析
油层压力保持水平及其变化。
压力系统是否合理。
注采比变化和压力水平的关系。
注采井数比是否满足注采平衡的需要。
主要分析压力保持水平、压力系统及注采井数比是否合理。
五、开采速度变化分析
地质储量、可采储量和剩余可采储量的开采速度现状及其变化。
采出地质储量和可采储量的程度。
储采比保持的数值及变化。
年产量计划完成情况，采油速度与稳产要求比较。
采液速度和产液量增长率的变化趋势，单井产液增长潜力。
机采井的工作状况及时率、效率分析。
主要进行年开采速度及产量指标完成状况和原因的分析。
六、产量递减率分析
油田实际自然递减率、综合递减率的数值与预测（规定）指标的对比，分析大或小的原因。
产量构成的数值比例及变化（包括老井措施分类和新井产量）。
七、增产措施效果分析
油井酸化井数，增产油量，平均单井增油量的现状及历年变化趋势。
油井堵水井数，封堵厚度，高含水井关井数等对降低含水率的作用。
转抽、换泵、换型、调参的增产作用及水油比变化，并与调整方案比较。
调整井/侧钻井投产的井数，平均单井产量，含水状况及增油量与调整方案对比。
分析各项措施的初期效果和变化趋势及全年完成情况。
八、含水上升与产水量分析
实际的含水率—采出程度的变化趋势和标准曲线对比状况。
当年含水上升率的变化趋势，找出含水上升快的原因。
产水量增长状况，特高含水（大于95%）高产水井井数增长状况分析。
九、典型区块和井组分析
根据本油田的突出问题，解剖1—2个典型的区块和井组，分析原因。
介绍1-2个开发效果最好的区块（井组），分析原因。
主要找出有代表性、方向性的问题。
十、开发试验效果分析
开发试验进展情况，取得的主要认识。
动态变化小结及下一步需攻关的问题。
确定油田稳产的主要矛盾
经过油田生产动态分析和油田动态趋势分析，可将问题分为三类：一、地下问题
压力系统不合理；
注采系统不合理；
储量动用程度低；
含水上升快；
吸水-采液指数不匹配；
储采比下降，递减率加快；
气顶发生油浸或气窜；
二、地面问题
设备管线超负荷；
限电拉闸频繁；
计量不准确；
注入水质差；
日常管理问题多；
三、采油工艺问题
开采方式不合理，流压降不下来；机采井工作制度不合理；
分层注水、采油的管柱不适应；泵况差的井多
通过以上分析，找出主要矛盾。
资料准备
1、八图：
（1）、各类油层水淹状况图（2）、历年主要措施状况分布图（3）、各套开发层系压力形势图（4）、注水井吸水剖面柱状图
（5）、区块年度开发现状图
（6）、机采井泵况控制图
（7）、油层剖面图、井组栅状图
（8）、小层平面图
2、二表：
（1）、单井方案调整基础表
（2）、区块及全油田综合调整结果汇总表3、二曲线：
（1）、注水井分层测试指示曲线。