井组 动态分析
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井组动态分析(1)
生产
日期
2000.12 2001.1
2 3 4 5 6 7 8 9
油井开 井数 （口） 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4
液量 （t） 449.0 397.8 366.4 399.6 410.0 407.8 415 423.5 430.0 432.4
日 产量
油量 含水
（t） （％）
54.3
87.9
1-204
1-173
2-196
4-141 3N17
3-179 3-196
3-172
3-105 1-207 1-22 2-216
3-182
3-192 3N202
2-228
2-215
4X175 3-229
3-219
2-245 2-28
4-252
3-245
水井
3-266
可修复的套坏井
大修停修井
分析步骤
（一）了解注采井组基本概况及开采
715
240.0 25.0 89.6
700
250.0 26.0 89.8
696
260.0 24.0 90.8
680
268.0 23.0 91.5
650
备注
9
270
22.0 92.0
620
矿化度3900mg/l， 水型NaHCO3
2＃ 井 生 产 数 据 表
生产 日期 2000.12 2001.1
2 3 4 5 6 7 8 9
产能资料：包括日产液量、日产油量等
油 井
压力资料：包括静压、流压、油压、套压等 水淹资料：含水率 油气水物性资料：包括原油密度、粘度、水
动
型、矿化度等
态
动态分析方法
动态分析的方法一、单井动态分析单井动态分析包括油井动态分析和注水井动态分析,以研究阶段性的分层调整管理措施为主。
油田的变化总要通过单井反映出来，所以管好油、水井是管好油田的基点。
油井分析以所管某一油井为重点联系到周围有关的注水井和相邻油井进行综合分析。
注水井分析则以所管某一注水井为中心，联系到周围的油、水井进行综合分析。
现分述如下。
（一）油井动态分析对注水开发的油田来说，油井动态分析的目的就是要在保证达到一定采油速度的前提下实现三稳迟见水。
三稳就是产量稳、地层压力稳、流动压力稳。
迟见水就是无水采油期长、无水采收率高。
油井动态分析方法可综合为以下几点：第一，清点油层。
对所管油井的各小层要进行清点，了解全井射开的油层数、有效厚度和产能系数；了解射开各单层的类型，如水驱层（与注水井连通）、弹性层（与注水井不连通，与其它油井连通）、“土豆”层（与邻井全不连通）和“危险”层（与注水连通特别好，有见水危险）；了解每个单层的渗透性、厚度和储量，掌握油层特性，胸中有数，分析就主动了。
第二，核实资料。
油井的生产特点和变化规律，总要通过观察现象和整理资料才能掌握。
在平时就必须取准油井动态资料，如油管压力、套管压力、流动压力、地层压力、产油量、油气比和油样分析资料（含水、含蜡、含砂等）。
及时观察记录油井变化情况如结蜡软硬、原油乳化、出砂、油井间歇出液现象。
新的变化情况出现后，要先从地面查清原因，弄清情况，落实资料，然后再进行动态分析。
第三，联系历史。
油井的每一变化都是有其根源的，要结合油井开采历史进行分析。
一方面要熟悉井史，结合钻井、固井、诱喷等有关情况进行分析。
另一方面要应用采油曲线，研究每个开采时期的生产指标变化特点，由它的过去，分析它的现在，由它的现在预测它的将来。
分析哪些是一贯的规律，哪些是突然的变化，便于综合考虑，得出系统概念。
第四，对比邻井。
首先要和注水井对比，如果见到注水效果或者见水，就要顺着连通层追踪到注水井，综合分析。
最新井组动态分析
产能资料：包括日产液量、日产油量等
油 井
压力资料：包括流压、油压、套压等 水淹资料：含水率 油气水物性资料：包括原油密度、粘度、水
动
型、矿化度等
态
作业资料
资
吸水能力资料：包括全井、分层日配注量
料 水 和实际注水量
井
压力资料：包括泵压、油压、套压、注水
压力、地层压力等
水质资料
作业资料
数据表 曲线
整理资料
油砂体数据表 井组生产数据表 油井生产数据表 注水井生产数据表 油水井阶段对比表（措施对比表）
井组生产曲线、采油曲线 注水曲线、注水指示曲线
图幅
油砂体平面图、构造井位图 油水井连通图等
油砂体平面图
油水边界线
图例
油井
3-932 2-40
3-105
3-118
2-9
2-408
2X911
1X167
2X86 3-116
2X81 2X121 1X157 2-622 2-130
2-134
3-135
2-137
1-139
0-137
1N164 1-1306X2830-302
0-13 0-179
1-161 1-195
0-184 1X159
0-206
0-203
3-143
2-144 3-171 2N169
2-159
1-204
1-173
2、划分对比阶段
①根据注采井组日产油量波动趋势划分为：
常 用
产量上升阶段、产量下降阶段、产量稳定阶
的段
划 分
②根据注水井采取措施后，油井相应的变化
依 情况划分阶段
据 ③根据油井采取的措施划分阶段
单井、井组动态分析
图
油层连通图
A1-A2-A3-A4井油层连通图
A1
1918.0m
33（ 1） 4.2 水 33（ 2） 3.2 1.6 33（ 4） 6.4 6.4
A3
1980.8m
33（ 4） 5.2 3.2
33（ 5） 4.8 水
A4
1956.0m
33（ 2） 3.2 1.4
33（ 4） 3.0 3.0
33（ 5） 2.4 水
采出物（油、水和地下自由气）的地下体积之比。它主要分月注采
比与累积注采比。
注采比
=
采油量×
注入水体积 原油体积系数 原油相对密度
+产出水体积
一、动态分析基础知识
2、相关名词解释
油田开发的三大矛盾
➢层间矛盾：非均质多油层油田笼统注水后，由于高中低渗透层的差异， 各层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、采油速度、水淹状况等 方面产生的差异。
一、动态分析基础知识
2、相关名词解释
➢启动压力：注水井开始吸水时的压力。 ➢注水压差：注水井注水时的井底压力（流动压力）与地层压力之差。 ➢注水强度：单位射开油层厚度的日注水量。
➢吸水指数：水井日注水量除以注水压差所得的商。其大小反映油层
吸水能力的强弱，在注水井管理中应用比较广泛，可根据吸水指数的 变化，分析判断注水井的井下工作状况及油层吸水情况。
一、动态分析基础知识
2、相关名词解释
➢生产井：用来采油(气)的井叫生产井。 ➢注水井：用来向油层内注水的井叫注水井。 ➢配产与配注：根据方案要求或生产需要，对注水井和油(气)井层段 确定注水量和产油(气)量的工作。 ➢井网：油、水、气井在油气田上的排列和分布称为井网。
一、动态分析基础知识
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。
单井井组动态分析讲座-PPT精选
（2）吸入部分漏失
P
下冲程开始后，由于吸入
阀漏失，泵内压力不能及时提
B
高而延缓了卸载过程，使排出
阀不能及时打开。只有当柱塞
速度大于漏失速度后，泵内压
力提高到大于液柱压力，将排 出阀打开而卸去液柱载荷（如 图中D '点） 。
悬点以最小载荷继续下行，
直到柱塞下行速度小于漏失速A
度的瞬间 。（如图中A‘点） 。
二、单井动态分析
1、单井资料录取与收集整理
油井单井资料的录取
油井： 计量资料（取液量、油量、洗井液量、掺水量、加药量等） 化验资料（取含水、氯离子、含盐、含蜡等） 压力资料（取油压、套压、回压、静压） 液面资料（取动液面、静液面） 示功图资料（取示功图） 工作参数资料（泵径、泵深、冲程、冲次） 电流资料（取抽油机上、下行电流）
解决措施：若上部脱可先对扣、作业。
5、油井结蜡影响的示功图
由于油井结蜡，使活塞 在整个行程中或某个区域增 加一个附加阻力，上冲程， 附加阻力使悬点载荷增加； 下冲程，附加阻力使悬点载 荷减小，并且会出现振动载 荷，反映在示功图上，上下 载荷线上出现波浪型弯曲。 （如右图所示）：
5、油井结蜡影响的示功图
含3达、水到分的配析注变单要化井求及见原，因周水围，、油分见井析效都注情能水况见井到注注水水量效、果吸。水压力、吸水指数的 变油4、井化分见及分析效原析作方因见业向。效措）情，况施见（效水油果时井间产，量含、水流上压升（趋动势液，面产）量、变静化压情的况变。化， 5、分分析析井油内井技酸化术、状压况裂、堵水、调层、补孔、调参、放差生产
2、井组动态分析的要求
3、井组动态分析提纲
三、
一、井组概况
一、井组概况
油水井动态分析资料.
油井含水上升原因
水洗井 导致的 含水上 升
边底水
油藏含 水上升
层间干扰
管外窜
槽，水 层窜通
砂埋油藏
封隔器失 效或底部 封堵措施 失效
5、气油比变化分析 气油比反映每采出1t原油所消耗的气量，一个油藏所含油、气数量有一定的比 例，这是原始油气比；油井投产后，当地层压力和流压都高于饱和压力时，产 油量和生产气油比都比较稳定；随着压力的下降，气油比逐渐上升，当地层压 力低于饱和压力时，气油比就会很快上升。气油比高，地层能量消耗就大，原 油脱气严重，粘度增高，原油流动性能变差，降低油井的产量。 此外，油层和井筒工作状况也影响气油比的升降变化。如油层或井筒结蜡，或 井下砂堵等，改变了油流通道，使油的阻力增加，产油量下降，气油比上升。
工艺因素
回压上升 油嘴堵塞 井筒内结蜡 套压与动液面不匹配 泵效降低
管线结蜡、沉砂、管线变形、阀门误 控制等。 检查油嘴，清除保温套前后杂物（砂、蜡 或其它杂物）更换合格（防堵）油嘴。
分析示功图图形及载荷（电流）变化情 况判断是否结蜡。
因套压高，动液面在泵进液孔附近， 使泵的充满度低，油井产液量下降。
1、产油量变化 首先要对采油井的日产油量指标进行分析，通过阶段对比分析，得出该井产油 量的变化趋势（上升、稳定、下降）。 2、液量、含水变化 产油量变化直接的因素是液量、含水率的变化，产液量越高，且含水率越低， 则产油量越高。通过对比确定导致产油量下降的直接因素是液量下降或含水上 升，随后最重要的是对这两个因素进行变化原因剖析，同时对其它动态指标进 行分析。 3、液量上升原因分析 原因分为两类：一是井筒、泵况等工艺因素变化，二是地质因素变化；
单井动态分析所需的资料
动态分析所需资料
井组动态分析
死油区的形成： 因流线特征而形成的死油区。在水驱油的过程中，水的推进 沿着阻力最小的路线进行，服从于一般水动力学的规律，在流动 路线上遇着阻力较大的地方，水的流线要发生改变或弯曲。由于 流线改变而形成的死油区叫做因流线特征而形成的死油区。 底水油藏的死油区。底水油藏投入开发后，油水界面向上推 进的同时，由于压力漏斗的影响，近井地带产生水的锥进，水的 锥进比整个油水界面上升的速度要快得多，当油井被底水锥进所 淹没时，在地层中留下了大量的死油区。 中央井排各井之间形成的死油区。边水或注入水在驱赶石油 时，有个显著的特点，就是在没着到油井最短的距离线上水线的 推进速度最快，一旦当水进入油井以后，便会因油井压力漏斗的 关系将油井淹没，其淹没的速度决定于压力漏斗的压降幅度，压 降越多，淹没的越快。而当油井水淹以后，油井原产出的油水所 代替，则会在油井没井排方向和井间留下一个死油区。井距越大 死油区越大。这个井排若处于油田的边部或翼部，由于边水推进 的总趋势，死油区是比较容易处理的，若井排是中央井排，则两 侧的水驱效应一致，留下的死油区是不好处理的。
对油井来讲： 压力：上升--注水见效、注采比加大、新层参 加生产、储层改造措施。 平稳--注采平衡生产稳定。 下降--注水量降低、注采比降低、卡堵高压层段。 产量：上升--注水见效、工作制度（生产压差）加大、措施 作业有效、注采比可能增加、邻井控制生产。 平稳--注采平衡、工作制度稳定、没有采取措施作业。 下降—注采比降低、注水量降低、泵工作不正常、卡 堵生产层段、措施无效、结蜡、出砂、结垢、井底污染。
层间矛盾：由于油层垂向上的非均质性，在 笼统注水、合层采油过程中，构成了单层与单层 之间的差异，即层间矛盾。表现在各单层间的渗 透率相差很大，连通状况不一；在注水井内各单 层吸水能力不同，形成单层突进；在油井内高渗 透层出油多、见水快，低渗透层不能充分发挥作 用。 分析层间矛盾以井为单元，分析内容如下： 分析单层突进油层的特点及其对其他层的干扰程度； 分析不同开采阶段层间矛盾的变化特征； 对比不同井距、层系条件下的层间矛盾； 检查分层配水、分层配产对层间矛盾的调整程度； 分析各单层注采系统不同时对层间矛盾的影响
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累计 水油比 2.0373 2.2243 2.4150 2.6263 2.8503 3.0783
水驱 指数 2.1051 2.0044 1.9000 1.8090 1.7300 1.6620
压力保 持水平 ％ 90.60 87.00 85.00 82.33 80.00 79.33
采油 指数 1.051 0.997 0.999 0.993 0.989 0.926
累计 水油比 2.0373 2.2243 2.4150 2.6263 2.8503 3.0783
水驱 指数 2.1051 2.0044 1.9000 1.8090 1.7300 1.6620
压力保 持水平 ％ 90.60 87.00 85.00 82.33 80.00 79.33
采油 指数 1.051 0.997 0.999 0.993 0.989 0.926
累计 水油比 2.0373 2.2243 2.4150 2.6263 2.8503 3.0783
水驱 指数 2.1051 2.0044 1.9000 1.809Байду номын сангаас 1.7300 1.6620
1.68 0.66 1.12 0.92 0.80
日产水平＝阶段产油/天数 如01年： 19875/365=54.5吨 吨。
4
年注水
流压 8.00 7.59 7.41 7.32 7.31 7.3
年 00 01 02 03 04 05
日产 水平 t 58.7 54.5 53.3 50.0 46.4 42.6
采油 产液 采出 可采储量 平均 总 综合 自然 含水 阶段 累计 累计 速度 速度 程度 采出程度 含水 递减 递减 递减 上升率 注采比 注采比 存水率 % % % % % % % % 2.15 10.75 29.5 59.0 80.0 0.90 1.28 0.5082 1.99 11.93 31.49 62.98 83.33 1.68 0.89 1.23 7.56 12.67 21.51 0.4740 1.95 12.65 33.43 66.87 84.62 0.66 0.85 1.19 2.04 7.07 16.63 0.4403 1.82 13.68 35.26 70.52 86.67 1.12 0.86 1.16 6.34 11.47 20.72 0.4079 1.70 14.44 36.96 73.91 88.24 0.92 0.87 1.13 6.87 12.35 21.67 0.3777 1.55 14.77 38.51 77.02 89.47 0.80 0.88 1.11 8.48 14.37 23.79 0.3506
年产水
（10 m ）
4 3
2.1500 1.9875 1.9469 1.8235 1.6983 1.5543
8.6 9.9375 10.7080 11.8528 12.7373 13.2116
累计产油 累计产水 累计注水 地层压力 Mpa （10 m3） （104 t） （104 m3 ） （104 m3 ） 10.1 29.5 60.1 122.2 7.59 10.95 31.4875 70.0375 133.15 13.05 11.12 33.4344 80.7455 144.27 12.75 12.11 35.2579 92.5982 156.38 12.35 12.89 36.9562 105.3355 169.27 12.00 13.28 38.5105 118.5470 182.55 11.90
平均 含水 % 80.0 83.33 84.62 86.67 88.24 89.47
8.6 9.9375 10.7080 11.8528 12.7373 13.2116
含水 上升率
累计产油 累计产水 累计注水 地层压力 Mpa （10 m3） （104 t） （104 m3 ） （104 m3 ） 10.1 29.5 60.1 122.2 7.59 10.95 31.4875 70.0375 133.15 13.05 11.12 33.4344 80.7455 144.27 12.75 12.11 35.2579 92.5982 156.38 12.35 12.89 36.9562 105.3355 169.27 12.00 13.28 38.5105 118.5470 182.55 11.90
采出 可采储量 平均 总 综合 自然 含水 阶段 累计 累计 程度 采出程度 含水 递减 递减 递减 上升率 注采比 注采比 存水率 % % % % % % 29.5 59.0 80.0 0.90 1.28 0.5082 31.49 62.98 83.33 1.68 0.89 1.23 7.56 12.67 21.51 0.4740 33.43 66.87 84.62 0.66 0.85 1.19 2.04 7.07 16.63 0.4403 35.26 70.52 86.67 1.12 0.86 1.16 6.34 11.47 20.72 0.4079 36.96 73.91 88.24 0.92 0.87 1.13 6.87 12.35 21.67 0.3777 38.51 77.02 89.47 0.80 0.88 1.11 8.48 14.37 23.79 0.3506
采出 程度 % 29.5 31.49 33.43 35.26 36.96 38.51
年产水
（10 m ）
4 3
2.1500 1.9875 1.9469 1.8235 1.6983 1.5543
产液 速度 % 10.75 11.93 12.65 13.68 14.44 14.77
0.2000 0.19 0.19 0.18 0.17 0.16
该区块地质储量100万吨，可采储量50万吨。
年 00 01 02 03 04 05 生产 井数 10 10 10 10 10 10 年产油
（10 t）
4
新井产油 措施增油 0.1000 0.11 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2000 0.19 0.19 0.18 0.17 0.16
年产水
（10 m ）
2
二、井组分析的内容
二、井组动态分析的内容
注采井组油层连通状况分析
六 个 方 面
采出及注入状况，注采比变化趋势和影响因素 分析注采平衡、分层压力、分层水推进情况 分析注水是否见效，井组产量含水及压力变化情况
分析各油井产量含水、压力变化原因 为油田开发提供决策意见：
3
三、井组的分析方法
（一）、基本概况：
注1
采4
采3 采1 采2
二、井组注水、采油情况：
1、计算开发指标：（该区块地质储量100万吨，可采储量50万）
年 00 01 02 03 04 05
年 00 01 02 03 04 05
生产 井数 10 10 10 10 10 10
年产油
（10 t）
4
新井产油 措施增油 0.1000 0.11 0.1 0.1 0.1 0.1
2009年二月
一、井组分析的概念
二、井组分析的内容
井组分析的方法 三、 四、动态分析步骤
一、井组分析的概念
注采井组是指：以水井为中心，平面上可以划分为一个相对
独立的注采单元的一组油水井。
井组动态分析是在单井分析的
基础上，以注水井为中心，联系周围油井和注水井，研究分析整
个井组的动态变化情况，并对有关油水分别提出具体的调整措施。
4 3
2.1500 1.9875 1.9469 1.8235 1.6983 1.5543
8.6 9.9375 10.7080 11.8528 12.7373 13.2116
累计产油 累计产水 累计注水 地层压力 Mpa （10 m3） （104 t） （104 m3 ） （104 m3 ） 10.1 29.5 60.1 122.2 7.59 10.95 31.4875 70.0375 133.15 13.05 11.12 33.4344 80.7455 144.27 12.75 12.11 35.2579 92.5982 156.38 12.35 12.89 36.9562 105.3355 169.27 12.00 13.28 38.5105 118.5470 182.55 11.90
4
年注水
流压 8.00 7.59 7.41 7.32 7.31 7.3
（10 t）
4
新井产油 措施增油 0.1000 0.11 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2000 0.19 0.19 0.18 0.17 0.16
年产水
（10 m ）
4 3
2.1500 1.9875 1.9469 1.8235 1.6983 1.5543
8.6 9.9375 10.7080 11.8528 12.7373 13.2116
采油速度＝阶段产油/日历天数*365/地质储量*100 或年油/地质储量*100％ 如01年： 1.9875/100*100％=1.99％
该区块地质储量100万吨，可采储量50万吨。
年 00 01 02 03 04 05 生产 井数 10 10 10 10 10 10 年产油
（10 t）
4
新井产油 措施增油 0.1000 0.11 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2000 0.19 0.19 0.18 0.17 0.16
4
年注水
流压 8.00 7.59 7.41 7.32 7.31 7.3
压力保 持水平 ％ 90.60 87.00 85.00 82.33 80.00 79.33 采油 指数 1.051 0.997 0.999 0.993 0.989 0.926
日产 水平 t 58.7 54.5 53.3 50.0 46.4 42.6
注1井组是我油田2005年6月新动用的小断块油藏。有注水井1口，采油井4口， 地质储量75万吨。生产层位核三Ⅴ3、4、5小层，层间夹层3-5米，油层井段 1750-1790m ， 平 均 渗 透 率 0.345μm2 。 原 始 地 层 压 力 18.2Mpa, 饱 和 压 力 3.5Mpa，地下原油粘度4.5mPa.S，原油体积系数1.07，密度0.89，地层水氯 根1730mg/l，边水能量弱。