油田动态分析技术要求
1 适用范围
本技术要求是在石油天然气行业标准SY/T6225-1996《油田动态分析技术要求》的基础上结合大量的实际工作经验编写的。它规定了油田开采中动态分析所需要的主要基础资料和技术要求，适用于公司天然能量及人工注水开发的稀油油田的动态分析。
2 油田动态分析的概念及目的
油田动态分析是指通过连续收集大量的不同时间段的油、水井第一性资料（包括静态、动态资料），利用统计法、作图法、物质平衡法、地下流体力学法、类比法、数值模拟法等方法对收集的资料数据整理分析，进行油水井单井动态分析、注采井组动态分析、油田（区块）生产动态分析和油藏动态分析四个层面的动态分析研究，从而认识油层中油、气、水运动规律的工作。它是注水开发油田分析见效、预测见水、方案调整与挖潜研究常用的基本方法。
正确分析注采动态,是编制合理的配产配注方案的基础。合理的配注方案,再加严格执行,是减缓产量自然递减、实现长期稳产高产的关键。在油田开发初期,一般根据静态资料制定注水技术政策及配注方案。油藏投入开发后，油藏内部诸因素都在发生变化：油气储量的变化，地层压力的变化，驱油能力的变化和油气水分布规律的变化。动态分析就是研究这些变化，找出各种变化原因之间的相互关系，以及对生产的影响。通过分析变化、解释现象，认识本质，发现规律，为调整配产配注方案
提供依据，提出调整措施，挖掘生产潜力，预测今后的发展趋势。
油田动态分析的目的就是掌握油田开发过程中动态变化的特点及趋势，为制定油田年度生产计划和编制油田开发长远规划提供依据，增加可采储量，提高油田开发水平和总体效益。
3 油田动态分析所需要的主要资料
3.1 需要下列油藏研究图件：
a) 油藏开发地质综合图、钻井测井图；
b) 油层栅状连通图、油层剖面图、油层构造井位图；
c) 油砂体有效厚度等值线图、油砂体有效渗透率等值线图、沉积相带图；
d) 油、水（气）相对渗透率曲线；
e) 孔隙度分布与毛管压力关系曲线；
f) 渗透率分布曲线；
g) 原油物性特征曲线。
3.2 应具备下列开发动态数据及图件:
a) 油田年度生产运行数据及其曲线；
b) 油田综合开发数据及其曲线；
c) 油田产量构成数据、曲线或图；
d) 油田递减率对比数据及其曲线；
e) 油田注采压力系统数据及其曲线；
f)无因次采液、采油指数与含水关系曲线；
g)油田开发阶段划分曲线；
h)油层压力分布等值线图；
i)注采剖面变化对比图；
j)剩余油饱和度分布图、剩余储量分布图；
k)油田开采现状图。
3.3所需油田开发效果评价资料如下：
a) 驱替特征曲线；
b) 含水率与采出程度关系曲线，水驱指数与采出程度关系曲线，存水率与采出程度关系曲线；
c) 产量衰减曲线。
4 油田开发动态分析的基本内容
油田开发动态分析可分为生产动态分析和油藏动态分析，生产动态分析根据分析研究的对象分为单井动态分析、注采井组动态分析和油田（区块）生产动态分析。
4.1 油水井单井动态分析
4.1.1 需要准备的资料：
a）静态资料：井号、开采层位、砂层数据、油层数据、油层物性、油层油气水性质、单井控制储量、断层、裂缝资料等；
b）生产数据：生产层位、射孔数据、压裂数据、压裂裂缝监测成果、工作制度、油水井综合记录、油水井月度数据、压力资料、液面资料、示功图、作业资料、分层测试资料、系统试井资料等，以及相邻生产井、注水井的有关资料；
c）曲线：单井采油曲线、注水曲线、电测曲线、吸水剖面曲线、产
液剖面曲线、注水指示曲线等；
d）图和表：油砂体数据表、油砂体平面图、构造井位图、油水井油层连通图、油井生产数据表、注水井生产数据表、油水井措施前后对比表、以及根据动态分析需要绘制的各种数据表及图幅；
e）工程情况：包括钻井、固井、井身结构、井筒状况、地面流程等资料。
4.1.2 单井动态分析的基本内容
4.1.2.1分析生产井的产油量变化情况。
油井日产油量的变化一般有以下三种情况：
a) 产量平稳型：是指油井在较长时间内，日产油量波动幅度不大，基本稳定在一个水平上。当产量平稳时应及时总结工作制度、合理压差、注采比及管井经验，尽力延长其稳产期；
b) 产量递减型：此时应及时分析变化原因，提出解决问题的措施；
c) 产量递增型：在未改变工作制度、未射开新层位、未进行增产措施情况下，油井产量逐渐上升为递增。说明油井已见到注水效果，也说明注入水已向油井推进，如果控制不当，会造成油井过早含水、过早水淹。应及时分析变化原因，提出解决问题的措施。
4.1.2.2 分析地层压力
油井压力的高低是反映油井生产能力大小的一个重要指标。地层压力的分析主要包括以下两个方面内容：
a) 分析目前地层压力、总压差、地饱压差的变化；
现场应定期测地层压力。对于依靠天然能量开发的油田，目前地层
压力总是低于原始地层压力。此时要合理使用地层能量，使地层压力不能下降过快、过大。如果地层压力降到饱和压力附近时，地层中的油气将分离，使油的渗透率降低，从而降低采收率。因此应确定合理的工作制度，使流压下降尽量缓慢。对于注水开发的油田，目前地层压力往往保持在原始地层压力附近。当总压差为正值时，说明注入量大于采出量，目前地层压力超过了原始地层压力。在这种情况下，应控制注水量，保持注采平衡。当总压差为负值时，说明注入量小于采出量，产生地下亏空，使目前地层压力低于原始地层压力。对于目前地层压力远远低于原始地层压力的井，应该使注采比大于1，使地层压力逐渐恢复到原始地层压力附近。
b) 分析流动压力、流饱压差、生产压差、套压和油压变化原因。
现场应定期测流动压力。依靠天然能量开发的油田，随着油层压力的下降，流压也将下降。当流压降到低于饱和压力时，油气在井下过早分离，造成气油比上升，油流上升困难，产量下降。因此应及时调整工作制度，使流压下降尽量缓慢。注水开发的油田，由于保持地层压力稳定，流压也就比较稳定。一旦流压发生变化，如流压上升，流压梯度也上升，而油压、套压下降，就可能是油井见水。因为原油见水，使井筒内液柱的密度增加，使流压及梯度上升，井口剩余压力下降。这时应加强含水分析，测试找出出水层位，判断来水方向，调整工作制度和注采关系，尽量延长低含水期。
4.1.2.3 分析油井含水变化，分析水源，分析见水层位。
油井含水率的变化可分为4类：含水稳定、含水上升、含水下降、暴
性水淹。根据分析出的变化原因及时采取合理对策。
4.1.2.4 分析气油比。
气油比反映每采出一吨原油所消耗的气量。注水开发的油田生产气油比不能超过原始气油比太多。若气油比太高，表明地下原油性质发生了变化，流动条件变差。应分析发生变化原因，提出解决办法。
4.1.2.5 分析水井注水压力、日注水量的变化原因，分析吸水剖面的变化原因，提出合理的调整措施。
4.2 注采井组动态分析
4.2.1 需要准备的资料：
注采井组动态分析是在单井动态分析的基础上，以注水井为中心，分析研究周围油井和注水井之间的注采反应特征。除了准备与注采井组相关的所有油水井的单井动态分析所用的资料之外，还需准备井组生产数据表、注采井组综合开发曲线、示踪剂测试资料、水驱前缘测试资料、井组注采比、油水井之间的排列方式和井距、油水井连通情况等资料。
4.2.2 注采井组动态分析内容
注采井组动态分析的主要内容是在单井动态分析的基础上，以注水井为中心，联系周围油井和注水井，将注采井组的各项指标进行对比（指所分析某阶段的阶段初与阶段末的各项指标），分析指标变化原因，总结注采井组存在的问题，提出调整措施。对比的内容一般包括：日注水量、日配注量、注水压力、日产液量、日产油量、含水率、动液面、注采比、流体性质等。具体分析研究以下问题：
a）分析各油井、各小层产量、压力、含水变化的情况和原因；
b）分析注采平衡、分析水线推进情况；
c）分析井组连通情况、水驱动用情况；
d）分析注水是否见效，产量是上升、下降还是稳定；
e）分析本井组与周围油井、注水井的关系。
通过分析，提出对井组进行合理的动态配产配注，把调整措施落实到井、落实到层上，力求收到好的效果。
4.3 油田（区块）生产动态分析
4.3.1 需要准备的资料：
4.3.1.1 油田地质资料，包括如下六项：
a) 构造井位图、小层平面图、分层岩相图、油层剖面图、连通图和钻井测井图；
b) 油层物理性质，即孔隙度、渗透率、含油饱和度、原始地层压力、油层温度和泥质含量等等；
c) 油、气、水流体性质，即密度、粘度、含蜡、含硫、凝固点；天然气组分；地层水矿化度，氯离子含量；高压物性资料；
d) 油水界面和油气界面；
e) 油层有效厚度；
f) 有关油层连通性和非均质性的资料。
4.3.1.2 油水井生产动态资料，包括油、气、水产量、压力、井口及井下温度、动液面、含水、气油比、注水量、注水压力、吸水剖面、产出剖面、示踪剂测试资料、水驱前缘测试资料等。这些资料要整理、加工、编绘成曲线。
4.3.1.3 工程情况，包括钻井、固井、井身结构、井筒状况、地面流程等。
4.3.2 油田（区块）生产动态分析主要内容
4.3.2.1 注水状况分析
a) 分析注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。
b) 分析分层配注的合理性，不断提高分层注水合格率。
c) 搞清见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。
4.3.2.2 油层压力状况分析
a) 分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响。
b) 分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在较高水平上。
c) 搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。
4.3.2.3 含水率变化分析
a) 分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提高控制含水上升的有效措施。
b) 分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系，确定其合理界限。
c) 分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水锥进对含水上升的影响，提出解决办法。
4.3.2.4 气油比变化分析
a) 分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法。
b) 分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定其合理界限。
c) 分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响，提出措施意见。
4.3.2.5 油田生产能力变化分析
a) 分析采油指数、采液指数变化及其变化原因。
b) 分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。
c) 分析自然递减率变化及其对油田生产能力的影响。
d) 分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。
e) 分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。
4.4 油藏动态分析
4.4.1 油藏地质特点再认识
4.4.1.1 利用钻井、测井、油田动态、开发地震等资料，对构造、断裂分布特征和油藏类型进行再认识。
4.4.1.2 应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析，室内水驱油实验等资料，对储层性质及分布规律进行再认识。
4.4.1.3 应用油田动态、不稳定试井、井间干扰实验等资料，对油藏水动力系统进行再认识。
4.4.1.4 应用钻井取心和电测资料对储层沉积相进行再认识。
4.4.1.5 应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识，按国家最新规范核算地质储量。
4.4.2 层系、井网、注水方式适应性分析
4.4.2.1 利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性。
4.4.2.2 统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据，分析井网的适应性。
4.4.2.3 依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系。
4.4.2.4 应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料，分析注水方式的适应性。
4.4.3 油田稳产趋势分析
4.4.3.1 应用分年度油田综合开发数据及其相应曲线,分析油田产液量、产油量、注水量、采油速度、综合含水、注采比、油层压力、存水率、水驱指数、储采比等主要指标的变化趋势。
4.4.3.2 对照五年计划执行期间油田产液量、产油量、注水量构成数据表及其相应曲线，分析各类产量和各类增产措施对油田稳产及控制递减的影响，对产量构成中不合理部分提出调整意见。
4.4.3.3根据油田递减阶段产量随时间变化的开发数据，应用曲线位移法、试差法、典型曲线拟合法、水驱曲线法或二元回归分析等方法，分析油田递减规律和递减类型，预测油田产量变化。
4.4.4 油层能量保持与利用状况分析
4.4.4.1 分析边（底）水水侵速度与压力、压降以及水侵系数、水侵量大小的关系；对弹性驱、溶解气驱、气顶驱开发的油田，分析相应驱动
能量大小及可利用程度。
4.4.4.2 对于注水开发的油田，分析油田注采比变化与油层压力水平的关系和油藏目前所处开发阶段合理的压力剖面、注水压差和采油压差（或动液面及泵合理沉没度）。
4.4.4.3 根据油田稳产期限、采油速度、预期采收率及不同开采条件和不同开采阶段的要求，确定油层压力保持的合理界限；分析地层能量利用是否合理，提出改善措施意见。
4.4.5 储量动用及剩余油分布状况分析
4.4.
5.1 分析调整和重大措施（压裂、补孔、改变开采方式、整体调剖、堵水等）前后油藏储量动用状况的变化。
4.4.
5.2 应用不同井网密度下油层连通状况的分类统计资料，分析井网控制程度对储量的动用和剩余油分布的影响。
4.4.
5.3 应用油、水井的油层连通资料，分析不同密度的注采井网或不同注水方式下水驱控制程度及其变化。
4.4.
5.4 应用注入、产出剖面、C/O测试、井间剩余油饱和度监测、检查井密闭取心、新钻井的水淹层解释、分层测试、数值模拟等资料，分析注入水纵向及平面的波及和水洗状况，评价储量动用和剩余油分布。
4.4.
5.5 应用常规测井系列，建立岩性、物性、含油性、电性关系图版及公式，确定油层原始、剩余、残余油饱和度的数值。利用原始、剩余、残余油饱和度(或单储系数)曲线重叠法确定剩余油分布。
4.4.
5.6 对于水驱油田，应用水驱曲线分析水驱动用储量及其变化。
4.4.6驱油效率分析
4.4.6.1 应用常规取心和密闭取心岩心含油分析、天然岩心驱油试验等资料，分析不同类型油藏驱油效率。
4.4.6.2 对于水驱油田，应用驱替曲线及其公式系列对驱油效率进行预测。
4.4.6.3 应用油藏工程方法计算水驱波及体积、水驱指数、存水率等数据，分析水驱油效率。
4.4.7 油层性质、流体性质变化及其对油田开发效果影响的分析
4.4.7.1 应用检查密闭取心岩心润湿性测定或油层岩心室内冲刷润湿性定时测定等成果,分析岩石润湿性在油田开发过程中的变化情况．以及对两相渗透率曲线和最终采收率的影响。
4.4.7.2应用检查井密闭取心岩心退出效率测试或室内水驱油实验岩样测试的渗透率、孔隙度、滞后毛管压力曲线、电镜扫描和矿物成分等资料，分析油田开发过程中储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、粘土矿物成分的变化，以及对油田开发效果的影响。
4.4.7.3分析油田开发过程中油、气、水性质变化及其对开发效果的影响。
4.4.8油田可采储量及采收率分析
4.4.8.1油田开发初期及中、后期可采储量的标定按SY 5367的规定执行。
4.4.8.2油田技术可采储量及经济可采储量．根据油田驱动类型分阶段定期标定。
4.4.8.3 分析下列因素对油田可采储量及采收率的影响：
a) 油藏物性：渗透率、孔隙度、含油饱和度、油藏面积及形态、储层空间结构、油层多层及非均质性；
b) 流体性质：原油粘度、体积系数、油层温度等；
c) 岩石与流体相关的特性：油水过渡带大小、驱动类型、润湿性、孔隙结构特征；
d) 开采方法及其工艺技术：开采方式、驱动能量、井网密度、压力系统、驱油效率；
e) 经济因素：地理条件、气候条件、原材料及原油价格变化。
4.4.8.4分析油田调整及大型措施前后可采储量的变化，并提出增加可采
储量和提高采收率的措施意见。
4.4.9 油田开发经济效益分析
4.4.9.1 分析单位产能建设投资、投资效果、投资回收期、投资收益率、成本利润率等指标变化。
4.4.9.2 分析不同开发阶段采油成本、措施成本变化及措施成本占采油成本的比例。
4.4.9.3 根据油田剩余可采储量、产能建设投资、采油操作费、原油价格、投资回收期等指标，分析油田不同开发阶段井网密度极限和合理的井网密度。
4.4.9.4 依据采液指数、生产压差、井网密度、工艺技术水平、地面管网设施、经济界限等因素，分析油田最大产液量。
4.4.9.5 依据工艺技术和经济条件，分析油田合理的极限含水率。根据高含水油井产值及能量消耗，确定高含水井关井界限。
4.4.9.6依据油藏驱动类型、采油方式、油水井技术状况、经济条件等因素，分析油藏废弃产量及废弃压力的合理界限。
油田动态分析工作是经常性的、多层次的、连续性的分析研究工作，油水井动态、静态资料的准确与否，关系到动态分析结论的正确性，关系到调整措施的有效性，关系到油田的稳产增产。油水井动、静态数据收集整理的管理也应是连续的、多层次的。从这个意义上讲，油田动态分析工作还应包括油田动态管理这个重要的环节，即应叫做油田动态管理与分析。
本技术要求自下发之日起执行。
本技术要求由延长油田股份有限公司开发部负责解释。
油田动态监测 ——应高度重视油田开发全过程的油藏动态监测工作 油藏动态监测是油藏开发中的一项重要的基础工作，它贯穿于油藏开发的始终。所谓油藏动态监测，就是运用各种仪器、仪表，采用不同的测试手段〃和测量方法，测出油藏开发过程中动态和静态的有关资料，为油田动态分析和开发调整提高第一性的科学数据。 一、动态监测的内容 油藏动态监测的内容，大致分为以下几类：油层压力监测；流体流量监测；流体性质监测；油层水淹监测；采收率监测；油水井井下技术状况监测。 一）、油层压力监测 油藏在开发过程中，油藏内流体不断运动，流体的分布就不断发生变化而这种变化取决于油层性质和油层压力。对于注水开发的油藏，一般来说，保持有较高的油层能量，但由于油层性质对不均质性或地质构造的特点，决定了油层压力的差异，从而导致油藏内各部位流体运动的差异。因此，研究分析油层压力的变化是十分重要的。 油层压力监测要求在油藏开发初期就测得油藏的原始油层压力，绘制出原始油层压力等压图，以确定油藏的水动力学系统；开发以后，每间隔一段时间（一个月或一季度），定期重复测定油井油层压力，绘制油层压力分布图。这样，通过不同时期的压力对比，可以比较简单而又直观地了解油层压力的重新发布和变化情况。 在油层压力监测中，除了监测油层压力的变化外，还有一个很重要
的内容就是系统试井监测。系统试井监测的内容已远远超出了压力计算的范围。通过稳定试井，可以测定较为准确的采油指数，确定较为合理的工作制度，求得油井的生产能力。也可以在不稳定的条件下运用压力恢复曲线计算油层渗流参数，分析油井完善程度，确定断层距离，估算油井控制储量，对油井的渗流条件和渗流特性可以进行十分详细的分析；利用水文勘探，干扰试井分析了解井与井之间的开发状况和开采特征。 油层压力监测主要通过井下压力计测压来实现，根据测得的压力回复曲线求得压力资料和其它试井资料。 二）、流量监测 针对油藏多油层开发的特点，由于油层性质的差异和压力水平高低不同，在同一口油井中每个层的产油量、产水量都是不同的，甚至在同一油层的不同部位，产油量和产水量也是不同的。注水后或进行改造措施后，各层的产油量和产水量又有着新的不同变化；对注水井而言，在同一口注水井中各油层的吸水量也是不同的。为了在油田开发过程中掌握采油井和注水井的分层产油量、产水量，分层注水量，就需要建立流体流量监测。 通过流体流量监测，绘制出油井各油层纵向上的产液剖面和产油剖面，根据定期监测的结果，将一口油井不同时期所测得的产液剖面和产油剖面进行对比，可以准确地了解每个油层产油量和产液量的变化情况，制定改造措施使之获得较好的开发效果。在注水井绘制出吸水剖面，同样也可根据不同时间测得的吸水剖面来了解各油层吸水量的
指标及计算方法 1.井网密度 油田( 或区块) 单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。 f=n/A 2.注采井数比 注采井数比是指水驱开发油田( 或区块) 注水井总数和采油井总数之比。 3.水驱控制程度 注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。 水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100% 由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响, 因此, 在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。 不同注水方式, 其注采井数比不同, 因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定, 形态不规则, 呈透镜状分布的油层, 在选择注水方式时, 应选择注水井数比较大的注水方式, 以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小, 直接影响着采油速度, 含水上升率, 最终采收率。 中高渗透油藏( 空气渗透率大于50*10-3 um2) 一般要达到80%, 特高含水期达到90%以上; 低渗透油藏( 空气渗透率小于50*10-3 um2) 达到70%以上; 断块油藏达到60%以上。 4.平均单井有效厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。 5.平均单井射开厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。 6.核实产油量 核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量, 由
此获得的产油量数据为核实产油量。 7.输差 输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。 K=( q ow -q or ) /q ow 8.核实产水量 核实产水量用井口产水量和输差计算。q wr=q ww (1-K) 9.综合含水 油田( 或区块) 的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。 f w =(100*q wr )/(q wr +q or ) -1- 低含水期( 0<含水率<20%) :该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况, 开展早期分层注水, 保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施, 提高产油能力, 以达到阶段开发指标要求。 -2-中含水期( 20%<=含水率<60%) : 该阶段主力油层普遍见水, 层间和平面矛盾加剧, 含水上升快, 主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升, 做好平面调整, 层间接替工作, 开展层系、井网和注水方式的适应性研究, 对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整, 提高非主力油层的动用程度, 实现油田的稳产。 -3- 高含水期( 60%<=含水率<90%) : 该阶段是重要的开发阶段, 要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上, 积极采用改进二次采油技术和三次采油技术, 进一步完善注采井网, 扩大注水波及体积, 控制含水上升速度和产量递减率, 努力延长油田稳产期。 -4-特高含水期( 含水率>=90%) : 该阶段剩余油高度分散, 注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整, 采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施, 控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术, 不断增加可采储量, 延长油田的生命期, 努力控制好成本, 争取获得较好的经济效益。
油田动态分析的提纲编制 (适用于砂岩注水开发油藏的注采动态分析) 前言：简单介绍油田或单元的概况，主要包括油田或单元地理位置、构造位置、含油层位、含油面积、有效厚度、地质储量、油藏深度，油藏中深，有多少个含油砂层组，有多少个含油小层。主力油层的含油层位、含油面积、有效厚度、地质储量、油藏深度，油藏中深、所占储量比例。投入开发的时间，投入开发的储量，开发层系划分。 1、油藏基本地质特征及开发简况 1.1 油藏基本地质特征 1.1.1 油藏类型，对控制油藏的主要因素作概要说明。 1.1.2 油藏储层类型及分布特征。 1.1.3 油藏储层岩性物性参数，主要包括岩石岩性、成分、粒度中 值、分选系数、胶结物、胶结类型、孔隙度、渗透率（水平渗 透率和垂直渗透率）、饱和度、微观孔隙结构及韵律等。 1.1.4 油藏储层润湿性及敏感性（包括酸敏、盐敏、碱敏、水敏和 速敏）。 1.1.5 油藏流体性质，油气水的常规物性及高压物性。 1.1.6 油藏能量及温度、压力系统（油藏原始温度、压力，温度梯 度、压力梯度），油水系统划分，边底水体积大小及水侵状况。 1.2 油藏开发简历 对油藏投入开发以来历次方案的主要目的及实施效果、问题进 行系统概括地总结。
1.2.1 每个开发阶段生产中暴露出的突出矛盾及主要调整措施。1.2.2 历次方案调整效果及认识。 1.2.3 油藏现阶段主要开发特征及开发现状。 2、油藏开发主要矛盾及潜力分析 2.1平面矛盾 2.1.1 平面非均质性 2.1.1.1 渗透率、孔隙度在平面上的变化。 2.1.1.2 砂体的几何形态及侧向延伸的可能范围，砂体的几何形态 以砂体长宽比描述，侧向延伸范围用砂体宽度比井距表示。 2.1.1.3 砂体的连通程度，连通程度用连通部分占砂体厚度百分数 或连通井数占砂体控制总井数之比表示。 2.1.2 注采非均质性 用平面压力分布图确定高、低压区带，用平面水淹图确定水 淹状况与潜力区。 2.2 层间矛盾 2.2.1 层间主要物性差异，单层突进系数。 2.2.2 层间注入采出不均衡，引起层间含油饱和度和含水的差异， 确定潜力层、非潜力层和高含水干扰层。 2.3 层内矛盾 2.3.1 层内非均质性及非均质程度 2.3.1.1 粒序非均质性，即层内粒度序列的韵律性。 2.3.1.2 储层渗透率非均质性，描述最高渗透率段在层内所处的位
技术标准 目录汇编 1999年9月1 日 17:42:50 已访问次数：10次 标准名称: 油田开发监测系统设计及动态监测技术要求 文件目录： 基础研究 标准性质 标准序号 标准年代号 专业 ICS分类号 采标情况 SY/T 6221 1996 发布日期 实施日期 1996年12月15日 1997年06月30日
关键词 负责起草单位 是否废标 大庆石油管理局采油四厂 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6221—1996 ────────────────────────────────── 油田开发监测系统设计及 动态监测技术要求 1996—12—15发布 1997—06—30实施 ────────────────────────────────── 中国石油天然气总公司发布 前言 油田开发动态监测是油田开发的基础工作。在油田开发和管理过程中，为了及时、准确、系统地录取开发动态资料，需要建立油田开发监测系统，其目的是改善油田开发效果，获得较高的经济效益。 在编制本标准过程中参考了中国石油天然气总公司1988年印发的《油藏工程管理规定》第四章“油藏动态监测”和1994年开字46号文件中有关内容。 本标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：大庆石油管理局采油四厂。
本标准起草人黄振民 目次 1 范围 (1) 2 油田开发监测系统设计原则 (1) 3 油田动态监测项目及井数的确定 (1) 4 油田开发动态监测技术要求 (3) 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6221—1996 油田开发监测系统设计及动态监测技术要求 ────────────────────────────────── 1 范围 本标准规定了油田开发监测系统设计原则、动态监测内容及技术要求。 本标准适用于油田开发动态的监测。 2 油田开发监测系统设计原则 2.1根据各油田的地质特点和开发要求确定监测内容。 2.2油田开发动态监测系统按开发区块和层系建立。 2.3监测井网的部署要采取一般区块同重点区块典型解剖相结合的办法。 重点区块内要进行加密测试，定期监测，系统观察。 2.4监测井点的部署，在构造位置、岩性、开采特点上应具有代表性，在时间阶段上要有连续性、可对比性，应针对不同类型的油田确定监测井数， 2.5监测系统部署采用固定与非固定的方法。 2.6监测系统中各种测试方法、测试手段要综合部署、合理安排。 2.7选定的监测井，其井口设备和井下技术状况要符合测试技术要求， 3 油田动态监测项目及井数的确定 3.1 地层压力与温度监测 3.1.1采油井地层压力与温度监测井数的确定 3.1.1.1 采油井地层压力与温度每年测试2次，时间间隔5～6个月，应针对不同类型的油田确定监测井数，一般规定如下： a）整装大油田（稀油）及50口井以上的简单断块油田，选采油井开井数30％以上； b） 50口井以上复杂断块油田，选开井数15％以上； -3μm2以下），选开井数10％～15％； c）低渗透率油田（渗透率 50×10 d）出砂严重及常规开采的稠油油田，选开井数10％～20％； e） 50口井以下简单断块油田。选开井数10％～20％；
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。 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。 3.1.2日产液量变化原因分析 日产液量上升的主要原因有： ①油井工作制度调整； ②对应油井注水见效；
油田开发生产动态分析的内容 A、注水状况分析 1）分析注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。 2）分析分层配注的合理性，不断提高分层注水合格率。 3）搞清见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。 B、油层压力状况分析 1）分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响。 2）分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在较高水平上。 3）搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。 C、含水率变化分析 1）分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提高控制含水上升的有效措施。 2）分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系、确定其合理界限。 3）分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水锥进对含水上升的影响、提出解决办法。 D、油田生产能力变化分析 1）分析采油指数、采液指数变化及其变化原因。 2）分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。 3）分析自然递减变化及其对油田生产能力的影响。 4）分析增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 5）分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。 油藏工程名词解释 地质储量 original oil in place 在地层原始状态下，油(气)藏中油(气)的总储藏量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下具有工业开采价值并能获得经济效益的地质储量。表外储量是在现有技术经济条件下开采不能获得经济效益的地质储量，但当原油(气)价格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。 探明储量 proved reserve 探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的地质储量，在现代技术 和经济条件下可提供开采并能获得经济效益的可靠储量。探明储量是编制油田开发方案、进行油(气)田开发建设投资决策和油(气)田开发分析的依据。 动用储量 draw up on reserves 已钻采油井投入开采的地质储量。 水驱储量 water flooding reserves 能受到天然边底水或人工注入水驱动效果的地质储量。 损失储量 loss reserves 在目前确定的注采系统条件下，只存在注水井或采油井暂未射孔的那部分地质储量。 单井控制储量 controllable reserves per well 采油井单井控制面积内的地质储量。 可采储量 recoverable reserves 在现有技术和经济条件下能从储油(气)层中采出的那一部分油(气)储量。 剩余可采储量 remaining recoverable reserves
油田动态分析 1.油藏评价部署方案（油藏评价前） “油田开发概念设计”，主要根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，勘探提交的控制储量的基础上，提出油井产能、开发方式以及生产规模。 1）可能的含油层系、产油层厚度、面积及地质储量； 2）可能的开发方式、开发层系及井网部署 3）预测产能规模 2.油田开发方案（油藏工程部分） 油藏评价结束后完成油田或区块开发方案，油田开发方案是产能建设的基础。开发方案编制结束提交探明储量。 主要内容包括：油藏地质、开发原则、开发方式、开发层系组合、开发井网、注采系统、监测系统、开发指标预测（生产能力预测）、采收率估算。 实施后考核指标： 产能到位率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% “初期平均含水率”符合率：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% 水驱控制储量：一般油田≥90%；复杂断块油田≥85% 2.油田开发调整方案（油藏工程部分） 主要内容： 1）精细油藏描述：油藏再认识，主要成果是量化剩余油分布，建立三维地质模型。 2）开发动态分析及效果评价：主要开发指标分析；层系、注采井网及开发方式适应性分析；采收率和可采储量计算；存在的问题及潜力分析。 3）开发调整方案部署：调整目的、对象及部署结果 4）开发调整指标预测（产能预测）及实施要求。 2.油田开发调整方案（油藏工程部分） 实施后评价和考核的主要指标： “单井初期日产油量”符合率：≥80%； “单井初期含水率”符合率：≥80%； 产能到位率：≥90%； 新增可采储量预测误差：≤10%。 产能贡献率： 新建原油产能项目实施当年的产油量与建成能力的比值。 产能到位率： 新建原油产能项目建成投产后第二年的年产油量与建成能力的比值。 产量符合率： 新建原油产能项目投产第二年以后（第三年、第四年和第五年）实际的年产油量与开发方案预测的同年产量的比值。 油田动态分析及主要内容 2.油藏分类 3.开发阶段划分 4.主要生产技术指标及计算（或确定）方法 5.可采储量（采收率）及计算方法 6.水驱潜力评价方法 在油田开发过程中，运用各种监测方法采集到的大量第一性资料，进行深入分析、不断认识
塔里木油田动态监测技术及应用 王陶1,2，杨胜来1，朱卫红3，练章贵2，周代余2，白文涛2，雷雨4，于志楠3（1.中国石油大学(北京) 石油天然气工程学院，北京 102249；2.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；3. 中国石油塔里木油田公司开发事业部，新疆库尔勒 841000；4. 中国石油塔里木油 田公司技术发展处，新疆库尔勒 841000） 摘要：塔里木油田主力油藏已处于中高含水、中高采出程度、剩余油分布复杂的开发阶段，单井产注量大，油水井井况变差，动态监测风险和难度极大。通过强化生产井产注状况、压力和温度、含油饱和度、井下技术状况、流体性质、储层渗流参数等动态监测资料的录取与应用，取得一批实用、创新的动态监测技术成果，其中包括双台阶水平井产吸水剖面测井、双台阶水平井高分辨率原油色谱指纹技术、水平井含油饱和度监测等成果，加深了对剩余油分布规律的认识，为油藏开发调整、增油措施、改善开发效果和提高采收率提供有力的支撑。关键词：塔里木油田；水平井；动态监测；潜力；剩余油 The Application of Dynamic Monitoring Technology in Tarim Oilfeld Wang Tao1,2, Yang Shenglai1, Zhu Weihong3, Lian Zhanggui2, Zhou Daiyu2,Bai Wentao2, Lei Yu4,Yu Zhinan3 (1.Petroleum and Gas Engineering College, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina Tarim Oilfiled Company, Korla 841000, China;3.Development Bussiness Department of PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China; 4. Exploration and Development Department, PetroChina Tarim Oilfiled Company, Korla 841000, China) Abstract：Most of the main reservoirs in Tarim oilfields already in a complicated development phase . Most of the reserviors are in high water-content, in medium or high degree of reserve recovery, also the distribution of oil remaining is very complex,having the high production,the conditions of the oil wells and the water injection wells become poor. All of these increases the difficulty in dynamic monitoring. By strengthening data admitting and exploitation and the promotion of the new technology application of production logging, we deepen the cognition on the distribution of remaining oil.All of these strongly support to the reservoir development adjustments the increase production measures , improve the development effect. to enhance recovery ultimately. The data gotten and applied are about production status of the wells, pressure and temperature, production and injection profile, oil saturation, casing logging, fluid properties, reservoir seepage parameters etc. The practical and innovative monitoring the dynamic monitoring technology used are production and injection profile logging in the double-steps horizontal wells, high-resolution oil chromatographic fingerprint technology for double-steps horizontal wells,etc.. Key words:Tarim oilfield ;horizontal well; dynamic monitoring ; latent capacity of the reservoirs; oil remaining 作者简介：王陶(1968-)，女，四川盐亭人，高级工程师，在读博士研究生，油气田开发 (E-mail)xiao99315wt@https://www.doczj.com/doc/e13450522.html, 第一作者简介：王陶(1968-)，女，四川盐亭人，中国石油塔里木油田公司高级工程师，现为中国石油大学(北京)在读博士研究生，主要从事油气田开发管理工作。地址：新疆库尔勒市123号信箱开发所，邮政编码：841000。E-mail：xiao99315wt@https://www.doczj.com/doc/e13450522.html,；wangt-tlm@https://www.doczj.com/doc/e13450522.html, First author：Wang Tao, Female, people of Yan Ting Si Chuan Province; senior engineer of Tarim oilfield company of Petro-China, doctor of Petroleum University of China(Beijing),mainly work on management of oilfield development. Address: Mail box 123 of Development Graduate School, Xinjiang Koala City 841000 .E-mail： xiao99315wt@https://www.doczj.com/doc/e13450522.html,；wangt-tlm@https://www.doczj.com/doc/e13450522.html,. 1
油井在线监测预警管理系统 设计方案 胜利油田胜华通成科技有限公司 2012.6
目录 第一章项目概述 (3) 1.1、项目背景 (3) 1.2、项目功能主要设计 (3) 1.3、系统设计原则 (4) 第二章项目整体设计 (5) 2.1 系统结构图 (5) 2.2 系统实现的功能 (8) 第三章油井在线监测预警管理系统 (8) 3.1 平台组成 (9) 3.2 技术路线 (10) 3.2. 1技术架构分析 (10) 3.2. 2 关键技术措施 (10) 3.3 系统平台的主要功能 (11) 3.4 运用平台的优势 (13) 第四章设备配置清单 (14)
第一章项目概述 1.1、项目背景 油田有些油区地处边远，油田的勘探、钻井、测井、录井等是野外作业，流动性强，点多、分散、距离长，且无数字化建设，全靠人工巡查设备、测试数据、维护井场，很不方便。油井正常运行时大多数人工巡检都是徒劳的，而真正出现故障时却又不能及时被发现，有时巡检员刚离开井场就有油井出现问题。油井的数据采集基本上靠人工完成，采油工必须到现场采集油井示功图、平衡度、油压等井口生产数据。为了及时准确地发现现场油井故障并解决问题，降低现场管理难度，提升生产系统自动化管理水平，提高油田采收率、增加原油产量、降低劳动强度、节约企业运行成本、保证工人人身安全、提出本方案，对实现油井的自动化、数据采集的准确性、现场的安全性及加强现场事故应急处理等具有非常重要的意义。 1.2、项目功能主要设计 1、通过固定在机架上的传感器，系统可以按预先设定的采样频率，采集现场油井的电流、电压、温度、压力、载荷、位置、流量等参数，从而实现油井数据的监管。 2、对现场现场设备的工作状态的实时数据进行存储与处理，如生成报表、曲线分析等等，实现远程对数据的监控。 3、将油井运行状态的实时数据发布到油田的专用网络上，使工
油田动态分析基础知识 一、油田动态分析基本常识 一个油田在投入开发之前，油层处于相对静止状态，从第一口井投产以后，整个油藏就处于不停的变化之中。特别是非均质、多油层的油田，随着油层内原始储量的不断减少，注入量的不断增多，各类油层的动态变化就更为复杂。因此，要通过每天观察到的油井生产变化数据，分析判断地下油水变化情况，不断摸索总结各类油层中的油水运动规律，掌握油水变化特点，并依据这些客观规律，不断提出和采取相应的调整措施，使油田始终朝着有利于改善油田开发效果的方向发展，以便充分挖掘地下油层潜力，确保油田的高产稳产。 (一)油田动态分析的任务和目的 油田动态就是在油田开发过程中，油藏内部多种因素的变化状况，主要包括油藏储量的变化，油、气、水分布的变化，压力的变化，生产能力的变化等。油田动态分析工作就是通过大量的油井第一性资料，分析油藏在开发过程中的各种变化，并把这些变化有机地联系起来，从而解释现象，发现规律，预测动态变化趋势，明确调整挖潜方向，对不符合开发规律和影响最终开发效果的部分进行不断调整，从而不断改善油田开发效果，提高油田最终采收率。 在油田开发过程中，通过对油藏开发动态的分析和研究，掌握其规律和控制因素，预测其发展趋势，从而因势利导，使其向人们需要的方向发展，达到以尽可能少的经济投入，获取尽可能高的经济效益的目的。 (二)油田动态分析的内容 油田动态分析可分为单井动态分析、井组动态分析、区块动态分析和全油田动态分析，或者也可分为阶段分析，年度分析，月、季度分析。下面重点介绍前几种。 1．单井动态分析 单井动态分析主要是分析油、汽井工作制度参数是否合理，工作状况是否正常，生产能力有无变化；分析射开各层产量、压力、含水、油汽比、注汽压力、注汽量变化的特征；分析增产措施的效果；分析油井井筒举升条件的变化、井筒内阻力的变化、压力消耗情况的变化。根据分析结果，提出加强管理和改善开采效果的调整措施。 2．井组动态分析 井组动态分析是在单井动态分析的基础上完成的。超稠油藏开发过程中，井组划分是把射孔层位相互对应、储层物性相近、汽窜发生频繁的油井作为一个井组，集中注汽，统一吞
案例名称：研华智能油田解决方案 行业分类：油气 地点：大连 项目介绍：“智能油田就是在数字油田的基础上，借助业务模 型和专家系统，全面感知油田动态，自动操控油田活动，持续 优化油田管理，虚拟专家辅助油田决策，用计算机系统智能地 管理油田。”这是全球范围内第一次对智能化油田提出明确的 定义。。“智能油田就是在数字油田 该项目是针对螺杆式智能采油系统，目前已经在辽河油田 某采油厂做小批量测试。系统总体很稳定，同时功能方面在根 据客户要求不断增加。 ?系统需求 1.终端主机对数据进行采集，专家系统进行分析，并本地存储。 2.通过无线所有终端数据汇总到总服务器主机，主机通过Internet发布数据信息。 3.可多台客户端同时在线，浏览不同的井口状态。 ?系统描述 应用于油田采油行业 产品选用UNO+ADAM+WebAccess组合。 基于WebAccess网络结构，使得海量实时数据得到高效的处理，适合分布广，总点数很大的系统。 基于UNO平台，在户外恶劣条件下，保证了稳定不间断的运行。 ?项目实施（产品型号及详细产品规格） 产品说明
UNO-2050E 产品特点： ?板上集成GX2 400MHz处理器 ?DI*8,DO*8 ?2个RS-232和2个RS-232/422/485端口，带自动数据流控制 ADAM-4117产品特点： ?宽工作温度，-40-85 摄氏度 ?宽电源输入，10-48V ?浪涌，EFT和ESD保护 ?采样率：100Hz. WebAccess产品特点： ?首家完全基于IE浏览器的HMI/SCADA监控软件， ?全部的工程项目、数据库设置、图面制作和软件管理都通过 internet标准浏览器完成. ?分散式架构的监控节点,中央数据库服务器及多层式网络安全结 构, 提供各类自动化应用完整架构。 ?系统架构图
企业技术开发 2011年5月摘 要：油藏动态监测是实时获取油藏动态资料的方法和手段。文章着眼于油藏动态分析所需要的重要基础资料，介绍 了动态监测系统部署原则、 监测内容，并对分流量监测及剩余油分布等监测内容进行了综述。关键词：动态分析；分层流量；剩余油分布；压力恢复曲线中图分类号：P631文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2011）09-0052-02 Dynamic monitoring and application of oil reservoir ZHANG Ji-chun （Karamay Vocational&Technical College ，Dushanzi ，Xinjiang 833600，China ） Abstract:Dynamic monitoring of oil reservoir is the method of acquiring real-time dynamic information of oil reservoir.This paper fo-cuses on the important basic data necessary for dynamic analysis of oil reservoir ，introduces the deployment principle and monitoring content of dynamic monitoring system ， and summarizes sub-flowmonitoring ，remaining oil distribution and other monitoring content.Keywords ：dynamic analysis ；stratified flow ；remaining oil distribution ；pressure build-up curve 油藏动态监测及应用 张继春 （克拉玛依职业技术学院，新疆独山子833600） 收稿日期：2011-02-20作者简介：张继春（1958—），男，四川南充人，大学本科，高级讲师，研 究方向：油气开采技术。 企业技术开发 TECHNOLOGICAL DEVELOPMENT OF ENTERPRISE 2011年5月 M ay 2011 第30卷第9期Vol.30No.9 油藏动态监测就是运用各种仪器、仪表，采用不同的测试手段和测量方法，测得油藏开发过程中井下和油层中大量具有代表性的、反映动态变化特征的第一性资料。在此基础上，系统整理、综合分析各种测试资料，建立定量、精细、动态的油藏模型，引导油藏合理开发，提高油气采收率。 1动态监测系统部署的原则 油藏动态监测是提高油田采收率、搞好油藏调整的 基础工作，贯穿于油藏开发的全过程。 动态监测系统就是按油藏开发动态要求的监测内容，对独立的开发单元，确定一定数量具有代表性的调整，形成定期录取第一性资料的监测网络。 建立监测系统的原则如下： ①按开发区块、层系均匀布置，监测井点具代表性，确保监测资料能够反映全油田的真实情况； ②根据油藏地质特点和开发要求，确定监测内容、井数比例和取资料密度，确保动态监测资料的系统性； ③监测井点应具有连续性，一经确定，不宜随意更换； ④固定井监测与非固定井的抽样监测相结合、常规监测与特殊动态监测相结合； ⑤新区、新块、新层系投入开发时，要相应增加监测井点。油水井要对应配套监测。 2动态监测内容 动态监视内容主要包括5个方面。 2.1压力监测 注水开发的油藏，油层压力的变化直接关系着油藏 开发效果，油层压力监测主要通过井下压力计测压来实现，主要测油井的流动压力、静止压力和压力恢复曲线等。通常采用弹簧式或弹簧管式井下压力计，测量压差时可采用电传式井下压力计。 根据动态监测系统要求，固定测压井点要能反映开发单元的压力分布情况，分布比较均匀，以便能掌握全油藏油层压力在开发过程中的变化情况。2.2 分层流量监测 为了掌握油田开发过程中采油井和注水井的分层产油量、产水量以及分层注水量，必须要进行流体的流量监测。 分层流量监测，是注水开发油藏采取以分层注水为重点的一整套分层开采技术的最直接的依据，是认识分层开采状况和采取改善油藏注水开发效果及措施的重要基础。分层流量监测主要包括以下部分： ①注水井吸水剖面监测。注水井测吸水剖面是指注水井在一定的注水压力和注入量条件下，采用同位素载体法、流量法、井温法等测得各层的吸水量，一般用相对吸水量表示。 ②产液剖面监测。油井测产液剖面是指在油井正常生产的条件下测得各生产层或层段的产出流体量。由于产出可能是油、气或水的单相流，也可能是油气、油水或气水两相流，或油气水三相流，因此在测量分层产出量的同时，应根据产出的流体不同，测量含水率、含气率及井内的温度、压力和流体的平均密度等有关参数。 ③注蒸汽剖面监测。这是随着稠油油藏注蒸汽开采而开展起来的一种测试方法，主要采用TPS 三参数测井
GPTPlan油田开发动态分析与生产决策系统软件 ------让动态工作更轻松GPTPlan是以多学科油藏研究为基础的油田开发动态工作平台，主要基于油藏精细地质数据及模型、油藏动态数值模型、生产动态数据、生产测井、钻井、完井、试井、岩石物理特性数据等多学科研究成果，进行油田生产动态分析、开发方案设计与调整及优化、综合调整方案设计及优化。功能包括油田开发规划、油田开发调整、生产动态分析、油田综合调整、开发效果评价等模块。为油田开发单位(采油厂/采油公司、矿/区)的决策、管理者和科技人员提供了按业务划分的流程化的生产动态监测、潜力分析、效果评价、开发决策、方案编制一体化软件平台。软件通过剩余油量化分析优化开发调整方案实现经济效益最大化，整合厂、矿、队三级油藏管理流程提高协作性从而降低管理成本，使油田开发业务工作模式化、自动化以提高工作效率。 GPTPlan主要功能 ■数据管理■图形管理■流程管理■油田开发规划■开发方案调整■生产动态分析■油田综合调整■开发效果评价■潜力分析■集成化综合分析环境■方案生成■指标分解■运行安排■运行跟踪■辅助工具
GPTPlan软件平台模块结构图 GPTPlan软件平台工作流程图
GPTPlan主要特点 ■动态业务内容流程化、自动化 通过软件整合厂、矿、队三级油藏管理流程，可提高各业务部门间的协作性，促进油田油藏管理工作的规范化、统一化，推动油田管理模式的发展。利用自动化、智能化的动态分析、措施潜力分析功能，提高分析结果和决策制定的完整性和合理性。 ■科学、规范、实用、灵活的工作流和数据流 油田开发规划、开发方案调整、生产动态分析、油田综合调整和开发效果评价等工作流程紧密贴合油田动态工作实际情况，科学、规范，遵循先简单后复杂，先宏观后微观，先地面后地下，先井筒后油层的原则和分析顺序，减少数据调用和动态分析的盲目性和重复性；并且，可根据实际需求，用户自己进行流程定制，灵活跳转，提高工作效率。 ■多学科研究成果集成化管理及应用环境 软件紧密结合当前油藏管理发展趋势，充分利用多学科油藏研究所产生的丰富成果，建立专门的多学科数据库，将油藏精细地质数据及模型、油藏动态数值模型、生产动态数据、生产测井和试井资料、岩石物理特性数据等贯穿起来。提供集成化综合分析环境，进行生产动态分析、开发（或开发调整）方案设计与优化。 ■利用数模成果量化剩余油 软件首次将建模、数模成果直接利用起来，定量化研究单层、单井剩余油动态变化及分布，为进行注采关系调整、注水结构和产液结构调整解决层内、层间开发矛盾提供可靠依据。 ■高效的数据访问、分析和动态绘图技术 高速的分布式异构数据访问技术，实现了对油田海量的动、静态基础和成果数据的实时查询和统计分析。功能强大的绘图技术可供动态生成各类油藏和井相关图件（达40余种），为动态分析和方案、报告编制提供方便。 ■应用功能个性化、本地化可定制 向客户提供封装性强、模块独立、技术文档规范的基础工作平台，通过发放许可证运行使用，并可按照用户需求，根据数据格式定制开发数据库接口以及二次开发不同油田特色的工作、业务流程。在实现主体业务流程化、标准化的基础上，单项功能采用了可定制、可扩展机制，可根据各油田或采油厂的组织部门划分、人员分工、工作程序等需要，实现功能的个性化和本地化。 ■实时生产动态监测和预警机制 先进的“个人工作台”概念，可为不同岗位的应用者提供相应的实时预警提示。通过设定的目标指标对动态数据进行实时检测分析，实现从油田、区块、单元到井的各项指标的自动信息反馈。
设计二：油藏开发动态分析 一、目的要求 了解油藏生产动态、基本参数及开发指标，掌握油藏动态分析基本方法二、步骤及要求 1．应用专业软件绘制油藏生产曲线。以时间为横轴（x轴），产量及含水率为纵轴（设双轴刻度，左侧y轴刻度产量，右侧y轴刻度含水率）建立直角坐标系；依据综合数据表3，在同一坐标系内分别绘制产液量、产油量、综合含水率对时间的变化曲线；分析W油田长2油藏生产动态、产量与含水率变化规律、注水开发见效情况等，划分大致的生产阶段。 2．应用专业软件绘制注采井组（图3）生产曲线，以时间为横轴（x轴），产量及含水率为纵轴（设双轴刻度，左侧y轴刻度产量，右侧y轴刻度含水率）建立直角坐标系；依据综合数据表4，首先计算生产时段内井组月度注采比（月注水量与合计月采油量之比，精度保持在小数点后两位）、井组月产油量、累计注水量、累计产油量，然后在同一坐标系内分别绘制月注水量、月产油量、累计注水量、累计产油量对时间的生产曲线。分析W油田长2油藏中某注采井组（图3）油水井的生产特征、注水受效情况、大致见效时间及平面油水运动规律，并用长（主）短（次）箭头标示图3中注水推进的主次方向，分析影响注水效果的主要地质因素。 3．依据W油田长2油藏中某单井生产数据（表5），计算其月度实际产油量、日产油水平（为油井当月产油量与当月日历天数之比）及日产油能力（为油井当月产油量与当月实际生产天数之比），原油密度取0.85t/m3；在同一坐标系内绘制其月产液、月产油、月综合含水率及日产油能力曲线，分析产量及含水率变化规律及可能的变化原因。 三、实验内容 1.某油藏综合分析 图1-1 产液、产油、综合含水率与年代关系曲线 分析：该井从1995年7月到1996年7月产量总体呈上升趋势，1997年1
应用动态监测技术提高油田开发效果 摘要:通过动态监测新技术的引进和实施,利用监测资料的解释结果,研究油藏压力、剩余油分布规律,结合生产实际实施挖潜。措施后油井产量上升,注采剖面得到明显改善,含水上升率降低,自然递减率下降,提高了开发效果。 关键词:监测资料油田开发措施 油田经过高速开发,逐渐进入递减阶段,开采的难度越来越大,主要表现在:一是剩余油呈高度分散状态,零散调整布井难度越来越大,二是油层大孔道及层间窜流严重,井况恶化,停产停注井及事故井增多,。三是油水井出砂严重,井况复杂,套损井、高温高压井、窜槽井越来越多。为解决油田开发中存在的问题,发展测井新技术,引进新工艺,成为改善油田特高含水期开发的关键。 1、以饱和度测井为基础,研究剩余油分布规律 1.1 推广PND测井技术 PND测井是在放射性测井原理基础上发展起来的一种新型的监测剩余油饱和度的测井技术,是目前在套管井中监测剩余油饱和度的最好方法。与C/O测井相比,有以下优点:提高了计数率,降低了系统误差,提高了测量精度;基本上不受岩性的影响;适用于空隙度大于10%的任何地层;提高了测井速度;仪器直径小,可过油管测量;对井眼要求不高,不用洗井。PND测井资料在油田的动态监测和储层再评价应用中取得了较好的地质应用效果。近年来先后测试5口井,根据资料解释结果,采取配套措施,取得明显效果。例如油区**井高含水停产,为了解该井周围的剩余油情况实施了PND测井,通过测试发现S1剩余油饱和度较高,其余3个层均为强水淹层,根据这一结果实施了补孔S1丢封S1以下,开井后,初期日产油14吨,含水7.5％,累计增油2350吨。 1.2 引进硼中子寿命测井技术 硼中子寿命测井又叫硼中子找水,该技术特别适用于低矿化度地层水油层的动态监测。它在识别层间层内剩余油饱和度状况、进而分析油藏剩余油饱和度分布方面有其独特的优势,它特别适合特高含水期油藏储层剩余油饱和度的监测。如**井生产层位54556162层,因高含水关,进行了硼中子测井,测试结果表明5462为高含水层,于是制定了卡封54,封堵62,分层地填55、61层,开井后日产油9.7吨,含水80.4％,目前日产油6.8吨,含水73.5％,累计增油1934吨。 1.3 开展了复电阻率测井（CHFR） 油田进行了4口井复电阻率测试,复电阻率测井可识别油气水层、确定储层含油饱和度。它在一定程度上克服岩性和地层水矿化度的影响,反映地层含油性能力强于常规的电阻率。如**井在2000-2480米井段测取了常规电阻率资料后又进行了复电阻率测试,根据复电阻率测井资料解释了三个层,分别为:2348.81-2354.0米为强水淹层,2406.0-2422.0米为强水淹层,2426.0-2444.0米为弱水层,这3个层在复电阻率测井图上有明显的界限显示,而在常规的电阻率测井资料上却界限显示模糊,甚至出现了严重的交叉现象。根据试井结果卡封上两层,单采下层,日产液36.3吨,日产油10.7吨,累计产油1980吨。 1.4 开展智能找水技术 由于油井多层动用,层间矛盾日益突出,对油井分层产出状况的认识显得越来越重要。现代测井技术要求不仅要了解油井的分层产液量和含水,还要了解其分层压力状况、流体性质及储层参数变化。而采取作业卡丢测试法,通过作业卡封