油气田动态分析实例
油气井生产动态分析培训课件
04 油气井生产动态分析实践
油气井生产动态分析案例一：单井分析
总结词：通过分析单井的生产数据，了 解单井的生产动态，为单井的优化提供 依据。
根据分析结果，提出单井优化建议，提 高单井生产效益。
分析单井的生产动态，包括生产曲线分 析、生产参数优化等；
详细描述
收集单井的生产数据，包括产液量、产 气量、含水率等；
05 油气井生产动态分析展望
智能化生产动态分析技术
1 2 3
实时监测与数据采集
利用传感器和远程监控技术，实时收集油气井生 产数据，实现数据采集的自动化和智能化。
数据处理与挖掘
采用大数据和人工智能技术，对采集到的生产数 据进行处理、分析和挖掘，提取有价值的信息， 为生产决策提供支持。
预测与优化
基于历史数据和实时监测数据，建立预测模型， 对油气井的生产动态进行预测，并根据预测结果 进行生产参数的优化调整。
重要性
生产动态分析是油气田开发过程中的重要环节，它有助于提高油气井的采收率、 优化生产方案、降低生产成本和提高生产安全性。
生产动态分析的主要内容
01
02
03
生产数据的采集
包括油、气、水的产量， 井口压力，温度等数据。
数据处理与解释
对采集到的数据进行处理、 分析和解释，以了解油气 井的生产状况和预测未来 的生产趋势。
生产动态分析过程中，引入环 境保护理念，采用绿色生产技术，
降低生产过程中的环境污染。
资源利用效率
通过提高资源利用效率，减少不 必要的浪费，降低生产成本，同
时也有助于环境保护。
环境监测与评估
在生产过程中，加强对环境因素 的监测和评估，及时发现潜在的 环境问题，采取有效措施进行治
油藏动态分析实例应用
采油指数=日产油 / 生产压差
5、采收率
驱油效率：驱油剂波及范围内，所驱出的原 油体积与总含油体积的比值（%）
Np ER N EV ED
波及系数：驱油剂在油藏中波及到的孔隙体 积与油藏总孔隙体积的比值（%）
无 因 次 产 液/油 指 数
含水（%）
采出程度10%左右时含水上升率、递减率 与初期采油速度关系曲线
各年度投产井递减率情况表（单位：%）
投产时间 （年）
井数 (口)
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
1995及以前 766
12.6 13.3 12.6 13.5 15.9 13.6 15.3
聚驱、深调、压裂
6、吸水指数
两种工作制度下日注水量之差
吸水指数= 两种工作制度下流压之差
日注水量
视吸水指数= 井口压力
7、开发方式和开发井网
开发方式：水驱开发 开发井网：面积井网
二、动态分析简介
1、我厂油田开发的几个基本规律 2、单井分析方法 3、日常工作中容易出现的几个问题
1、统计规律
不同油田产液、产油指数与含水关系曲线
储层岩石 Cf：1—2×10-6/MPa 地层原油 Cf：10—140×10-4/MPa 地 层 水 Cf：3.7—5× 10-4/MPa
4、地层压力
原始地层压力（Pi）：与油藏形成的条件、埋 深及地表的连通状况有关。
压力系数(αp)：原始地层压力/同深度静水柱 压力。
压力梯度（Gp） ：地层海拔高程每相差一个 单位，相应的压力变化值。
水驱油藏油井单井动态分析实例
萨Ⅱ4、萨Ⅲ3等单元由于断层的遮挡，砂体注采不完善，存 在剩余油。为完善断层区砂体注采关系，计划对其实施补孔
三是完善滞留区砂体注采关系。主要完善由于注采井距较 大、部分注采不完善砂体或注采完善程度低砂体的注采关系，挖 潜滞留区型剩余油。一季度，编制实施1口井
喇9-1811井措施效果对比表
位于喇9-1888、喇9-1818两口 油井之间。由于注采井距井距 较大，部分砂体未控制住，形 成滞留区型剩余油。于2010年1 月补孔
吸水比例
11-PS1634
分层 分层
33.2% 40.3% 3 50m 13.5%
配注 35m 10m3 25m3
2009.11
11-PS1633
35m3↑ 45m3
11-PS1701
日产 液量 (t) 日产 油量 (t) 含水 (%)
100 50 0 20
10 0 100.0 1 1 1 1 1 1 4 5 5
喇7-1437井措施效果对比表
高Ⅰ11+12、高Ⅱ2等油层周围采 油井均发育较差，造成动用相对 较差，存在一定剩余油。于2009 年1月实施补孔
产液 产油 含水 (t/d ) (t/d ) ( ) % 措施前 9 0 94.6 项目 措施后 差值 59 50 5.1 5.1 92.6 -2.0
液面 (m ) 385 844 - 459
②精细油井堵水，减少储层无效产出
2010年，示范区计划实施采油井堵水10口。目前已编 制采油井堵水5口，正组织实施 Ⅰ、厚油层内精细堵水 主要采取以下三种做法
一 是 对 井组内发育稳定 结构界面的厚油 层，利用长胶筒 直接封堵到结构 界面部位
二是对发育不稳定结构界面的厚油层，适当增加封堵 厚度
油井动态分析
油气井动态分析目录第一节直井生产动态分析 (2)第二节水平井生产动态分析 (24)第三节气井生产动态分析 (34)第一节 直井生产动态分析在油井动态分析中，油井流入动态特征，是指原油从油层内向采油井底流动过程中，产量与流动压力之间的变化特征，它主要决定于油藏的驱动类型和采油井底各相流体的流动状态，这种变化特征是预测油井产能、确定采油井合理工作制度以及分析油井产能变化规律的主要依据。
气井的绝对无阻流量又称无阻流量，以Q AOF 表示，它是判断气井产能大小和进行气井之间产能对比的重要指标，也是确定气井合理产能的重要依据。
气井的绝对无阻流量定义为：当气井生产时势井底流动压力降为一个绝对大气压（即无井底回压）时，气井的最大潜在理论产量。
实际生产时，气井的绝对无阻流量是不可能达到的。
它主要作为确定允许合理产量的基础。
气井投产后的允许合理产量的，限定为绝对无阻流量的1/4和1/5，需要说明的是气井的绝对无阻流量，并不是一成不变的。
对于定容封闭消耗气藏来说，它随气藏压力的降低而减小，有效的增产措施也会提高气井的绝对无阻流量。
因此，需要根据气井的生产动态和压力、产量变化情况，结合地层压力的测试，不失时机地进行气井绝对无阻流量的测试，以便调整气井的合理产量。
一、生产指数和IPR1、生产指数：通常用生产指数J 表示油井的生产能力，生产指数J 定义为产量与生产压差之比。
PQP P Q J owf r o ∆=-=1o Q ——原油产量，bbl/d ；J ——生产指数，bbl/(d.psi)；r P ——油井泄油区的平均压力（静压）；psi ； wf P ——井底流压，psi ；P ∆——压差，psi 。
2、生产指数测试①一般在生产测试中测得。
现关井使地层压力恢复到静压，然后油井以定产量Q o 在稳态井底流压下P wf 下生产。
由于井口压力稳定不一定表明井底压力Pwf 也稳定,因此油井开始生产后要连续测量井底流压。
②只有当油井处于拟稳态时，测得的生产指数才能反映油井的产能。
油气田动态分析
油气田动态分析无论何种类型的油气田，其生产过程都可分为产量上升阶段，产量稳定阶段和产量递减阶段。
生产实际统计表明，对于水驱开发油田来说，大约采出油田可采储量的60%就可能进入产量递减阶段。
现研究油气田进入产量递减阶段后的产量变化规律。
一 Arps 的产量递减类型分析 Arps 的产量递减类型引入递减率D ： dtdQQ D 1-= （6-1） D ——瞬时递减率，1/mon 或者 1/a Q ——递减阶段t 时间的产量，mon m /1034t ——递减阶段的生产时间，monArps 提出三种递减类型，即指数递减，双曲线递减，调和递减。
它们有递减率与产量关系：n i i D D Q Q )/(/= （6-2）式中：Di ——开始递减的瞬时初始递减率，1/mon 或者 1/aQi ——开始递减的初始产量，mon m /1034n ----递减指数，对指数递减n=∞，对双曲线递减1<n<∞，对调和递减n=1产量与时间的关系将（6-2）代入（6-1）进行积分得：n i it nD Q Q )1(+=（6-3） 对调和递减n=1，上式变成：tD Q Q i i+=1 （6-4） 对指数递减n=∞，由（6-2）得D=Di ；由极限式Dt DtDt n n e Dt n t n D →⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎣⎡⎪⎪⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛+=+11)1(得 Dt i e Q Q -= （6-5） （6-3）—（6-5）给出三种递减规律下的产量与时间关系。
● 产量与累积产量的关系定义递减阶段的累积产量为：⎰=tp Qdt E N 0（6-6）E 为与时间单位有关的常数。
将（6-3）—（6-5）中的t 解出来代入上式，分别积分即得累积产量与产量的关系式，对双曲线递减有：))(1(111n n n n i ini p Q Q n n D EQ N ----=（6-7）对调和递减有： )ln(QQD EQ N i i i p = （6-8） 对指数递减有：DQ Q E N i p )(-=（6-9）● 递减率与时间的关系 （6-3）式可写成： ni i DD Q Q -+=)1(/ （6-10） 代入（6-2）得：1)1(-+=t nD D D i i （6-11）对指数递减n=∞，上式给出D=Di ，对调和递减和双曲线递减，D 将随t 的增加而减小。
油气田动态分析实例ppt课件
4
试井目的
获得油气井产能 获得产层类型和地层参数 了解地层伤害程度 需不需要采取增产措施？ 分析增产措施效果 测试井间或测试层间是否连通
5
试井解释结果
A2h井压力史曲线拟合
A2h井双对数曲线拟合
A2h井试井解释结果
C（ m3/MPa ） kz/kr Total Skin k.h, total（md.m） k, average（md） Pi（Mpa） Pwf（Mpa）
4
1.2 产量构成法
➢调整井工作量多的油田
➢递减断难选择 ➢油田产能受调整井工作量影响大
5
1.2 产量构成法
➢1、完成产量构成
图 XJ24-3产量构成图
6
1.3 综合递减法
7
二、水驱曲线法
➢HZ32-3
8
➢4 类比法
➢已投产未递减油田 ➢含水与采出程度类比法
➢类比递减率法
9
➢4 类比法
➢分批投产油田产量估算 ➢BZ25-1/S油田产量估算
0 残余油饱和度 可动油饱和度
3-15-更30井多功能测井解释结果（55层，复合韵律层）
5
(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点 3）相对均质油层水淹程度较均匀
微电极
0
105
50
100
0
渗透率（10-3μm2）
——含水饱和度 ------束缚水饱和度
0
残余油饱和度 可动油饱和度
2-19-40井多功能测井解释结果（51层，均质层）
2010.01提液
A4h
2010年1月提液后效果较好
6
➢提 液
A5井提液
7
A6井生产情况
常规油田生产动态分析模板.
1、动态分析模板共分单井动态分析、井组动态分析、区块（单元）动态分析等三个部分。
2、分析层次：动态分析人员日常工作主要侧重于单井动态分析、井组动态分析；阶段分析主要侧重于区块（单元）动态分析。
（图表模板参考《吐玉克油田2011年度调整方案》）单井动态分析模板一、收集资料1、静态资料：主要包括油井所处区块、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：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。
2、动态资料：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应注水井注水量及注水压力、气油比等。
3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、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SBT等）。
4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及井下工具、井身结构（井身轨迹）等。
二、分析内容1、日产液量变化；2、综合含水变化；3、日产油量变化；4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化；5、气油比变化；6、对应注水井注水能力变化；7、深井泵工作状况；8、措施效果评价等。
——单井生产曲线：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％；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。
单井动态分析实例
注水效果受多种因素影响，包括油藏地质特征、注水方式、注水量、注水压力等。其中，油藏地质特 征是决定注水效果的根本因素，而注水方式、注水量和注水压力等则可通过调整来优化注水效果。
压力系统变化特征及规律
压力系统变化特征
在注水过程中，压力系统的变化通常表现为压力上升或下降。压力上升可能是由于注水 量增加或地层能量得到补充，而压力下降则可能是由于地层能量亏空或注水量不足。
压力系统特征及变化规律
压力系统类型
01
属于封闭性压力系统，地层压力高于静水压力。
压力变化规律
02 随着开发过程的进行，地层压力逐渐下降，下降速度
先快后慢。
压力影响因素
03
地层压力受注采比、地层亏空、流体性质等多种因素
影响。
产量递减规律及影响因素
01
产量递减类型
属于指数递减类型，递减速度逐 渐加快。
变化规律
压力系统的变化具有一定的规律性。在注水初期，由于地层能量得到补充，压力通常会 上升；随着注水的持续进行，地层能量逐渐消耗，压力逐渐下降；当注水量不足以维持
地层压力时，压力下降速度加快。
产量递减规律及影响因素
产量递减规律
在注水开发区中，随着开采的进行，单井产量通常会呈现递减趋势。产量递减规律受多种因素影响，包括油藏地 质特征、开采方式、采出程度等。
PART 01
引言
目的和背景
石油工业发展
随着石油工业的不断发展，单井动态分析在油田开发 中的地位日益重要。
提高采收率
通过对单井动态进行深入分析，可以优化生产策略， 提高油田采收率。
降低成本
合理的单井动态分析有助于降低生产成本，提高经济 效益。
汇报范围
01
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1）正韵律油层低部水淹严重，上部水淹程度相对较低
微电极
➢0 1渗05透率
50
100
0
——含水饱和度
------束缚水饱和度
0
残余油饱和度 可动油饱和度
2-19-40井多功能测井解释结果（53层，正韵律层）
4
(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点
1）正韵律油层低部水淹严重，上部水淹程度相对较低
微电极
而B15实施增压注水后，B16产量仍 然很低，又说明受效很慢，连通性不 是很好。
➢B16与主体连通性差，处于低水 平稳产
➢关井保护
➢关井 保护
2
(12)注水分析
➢B9、B10生产气油比与B15井注水响应情况
➢B9、B10生产气油比与B15注水量响应情 况表明其连通性好。 ➢B10井暴性水淹，含水突升，日产量低 ➢B9井有见水前兆，压力、产量、气油比 下降较快。
水平有效渗透率：56.6×10-3μm2 外推地层压力：9.95MPa 生产压差：5.58MPa 总表皮系数：10.2 采油指数：22.67 m3 /(MPa·d) 采液指数：24.86 m3 /(MPa·d)
制图：姜丽丽 审核：李文红 日期：2011年1月
➢产量(m3/d)
➢压力
2
➢02 ➢51 ➢0
11
2
平面矛盾
30％
90％
B05
12
3
层内矛盾
层内矛盾：指同一油 层内部纵向的物性差 异，造成注入水在油 层内垂向上的不均匀 分布和推进，影响油 层水洗厚度和驱油效 率提高。
13
4
油井措施
14
5
注水井措施
注水井措施大至分为以下类型： 改善注水：调剖/调驱、细分注水 增加注水：增压注水、酸化、压裂等
➢调和递减 ）
（n=1
➢产量递减数学模型
累积产量模型：
4
1.1自然递减法
HZ32-5油田产量预测
➢1、自然递减法是指用预测单元的月产能扣除该单元调整井和常规措施增加 的产能后回归计算递减规律，从而预测单元产量。即利用老井在无任何增产 措施情况下的产能递减求得产量。 ➢2、预测单元总产量还应加上措施产量和调整井产量。
动态分析就是研究这些变化，找出各种变化之间 的相互关系，以及对生产的影响。通过分析解释现 ➢象跟，踪认油识、本气质、、水发、现压规力律变、化解,决发生现产问问题题及。解提决出问调题 整措施、挖掘生产潜力、预测今后的发展趋势。
6
(二)油藏开发基本矛盾
层间矛盾 平面矛盾 层内矛盾
6
层间矛盾
指非均质多油层油田，由于各个油层岩 性、物性和储层流体性质不同，在成各油 层在吸水能力、水线推进速度，地层压力 、出油状况、水淹程度等方面的差异，形 成相互制约、干扰、影响各个油层，尤其 是中低渗透率油层发挥不了作用。
外边界条件--油藏外边缘的情况
初始条件：油藏投入开发前的情况
5
试井目的
获得油气井产能 获得产层类型和地层参数 了解地层伤害程度 需不需要采取增产措施？ 分析增产措施效果 测试井间或测试层间是否连通
6
试井解释结果
A2h井压力史曲线拟合
A2h井双对数曲线拟合
A2h井试井解释结果
C（ m3/MPa ） kz/kr Total Skin k.h, total（md.m） k, average（md） Pi（Mpa） Pwf（Mpa）
0 残余油饱和度 可动油饱和度
3-15-更30井多功能测井解释结果（55层，复合韵律层）
6
(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点 3）相对均质油层水淹程度较均匀
微电极
0
105
50
100
0
渗透率（10-3μm2）
——含水饱和度 ------束缚水饱和度
0
残余油饱和度 可动油饱和度
2-19-40井多功能测井解释结果（51层，均质层）
➢(16)描述作业过程
➢时间
3
➢(17) 试油中发生 压力衰竭说明了什么
？
4
Ex. 1 Block UX is really a small one !
Second buildup
Final buildup
5
Pressure & flow-rate change during well testing in Well UX- 1
2010.01提液
A4h
2010年1月提液后效果较好
7
➢提 液
A5井提液
8
A6井生产情况
提液
A6
·
2010年1月已经提液，提液效果较好
9
➢(15)动态分析Wen13-2-A20H1井情况
0
➢A 1 ➢A 2 ➢A 7 ➢A
8
1
➢Wen13-2-A20H1井ZJ2-1U油组压力恢复解释结果（2011年1月）
风险一：主力层ZJ1-4油组各生产井均进入中含水期，含水 上升速度加快，产量递减快；
风险二：ZH1-1L油组地层能量不足，2011年是否有产出不 确定；
4
产量风险及潜力分析
潜力二：文昌8-3油田仍有具备挖潜条件的区块，目前正在做相应的 分析研究工作，下一步将利用A3H井的井槽条件提出新的调整井方案。
0.0379 0.695 -6.64 3850 308 10.4621 8.1439
生产压差（Mpa）
2.3182
采油指数（m3/Mpa.d） 191.53
7
试井解释结果
8
2.3 数值模拟及其应用
A1H井数模研究：
➢ 经数值模拟认识到A1H井水
A1H
平段部分位置已经见水，且因泥
岩夹层或低渗夹层隔挡，边底水
采出程度：13.54％
综合含水：26.82％
2
2.2 试井解释方法及其应用
常规试井分析包括压力降落测试、压力恢复试井、双 重介质油藏试井等等；现代试井分析包括DST测试、干扰 试井、脉冲试井、数值试井等等。在生产油气田主要用到 压力恢复试井及钢丝作业中的井筒压力梯度测试。
➢基本理论：
质量守恒定律 达西定律 状态方程
数产 值量
资
模预
料 搜
油田日产油、年产油量、综合含水率、采出程度等数据
拟测
集
试
单井测试：一般包括拉井下压力梯度及压力恢复测试，
井
需要获取压力、温度数据及日产量数据等等
解
释
1
2.1资料搜集与常规分析
生
产
资
料
处
理
某油田：
开 发 井：4口水平井
动用探明储量：**×104m3
目前累积采油：**×104m3
204-1338
19-
183187-
40
N39
121032
17133
15N30
11-N23
13-24
无压 降
0
三
➢(5)试分
区
析哪些注水
水
地层可能受
井
到污染
日
注
柱
状
图
1
➢(6)试分析产油效果
三区各类储层含水与采出程度关系曲线
2
➢(7)试分析 可能钻井的地 方
➢剩余油分布图
3
(8)分析层内水淹状况及剩余油分布特点
A3H
ZH1-1L油组
ZJ1-4油组
5
➢二、油气田动态分 析
➢ 1.动态分析概念
➢ 2.动态分析方法
➢ 3.实例分析
小层渗透率等值图
6
➢(1)说明哪区生产井可能产量较高 ?
K>1000 500<K<1000 200<K<500 0<K<200 K=0
7
➢(2)说明哪区生产井可能产量较高 ?
三区油井油量柱状图
15
6
➢二、油气田动态分 析
➢ 1.动态分析概念
➢ 2.动态分析方法
➢ 3.实例分析
7
基本方法
17
8
基本方法
18
9
2.1 资料搜集与常规分析 2.2 试井解释方法及其应用 2.3 数值模拟分析及其应用 2.4 产量预测方法
0
2.1资料搜集与常规分析
单井产油量、产液量、含水率、井底流压等数据
内边界条件 + 微分渗流方程 + 外边界条件
解析解
3
试井解释基本微分方程
单相弱可压缩且压缩系数为常数的液 体在水平、等厚、各向同性的均质弹性孔 隙介质中渗流，其压力变化服从如下偏微 分方程（扩散方程）：
4
试井解释模型
试井井解释模型由下面三部分组成：
基本模型：油气藏的基本特性 边界条件：内边界条件--井筒及其附近的情况
17-N39
258
19-351
19-39
537
12-1032
241
183 180 659 17-133
689
763
167 82195-N30
411
444
180
835
297
13-24
11-N23
液面在井口
三区压降分布柱状图
9
➢(4)试分 析注水效果 及各井受效 情况
0--3.9MPa
GD1311
19-
2
2.4 产量预测方法
➢ 一、产能递减法
➢
1.1自然递减法
➢
1.2产量构成法
➢
1.3综合递减法
➢ 二、水驱曲线法
➢ 三、数值模拟法
➢ 四、类比法
3
Arps递减模型基本概念
➢ Arps递减模型是应用最广泛的递减模型，它适用于各种 类型的油气田的开发递减阶段。