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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。
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。
井组动态分析模板一、收集资料1、静态资料：油水井所处区块、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：单井及井组日产液量、日产油量、含水、井组压力（静压、流压）、注水井注水量及注水压力、气油比等。
3、生产测试资料：油井饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、示功图、动液面、注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、油水井地层测试资料、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）、井间干扰试井资料。
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下井工具、井身结构（井身轨迹）等。
二、分析内容1、注采井组连通状况分析；2、注采井组日产液量变化分析；3、井组综合含水变化；4、日产油量变化；5、压力及压力场（静压、流压、生产压差、井组内地层压力的分布状况）变化；6、注水井注水能力变化；7、注采平衡状况分析；8、水淹状况分析（平面上、纵向上、层内水淹状况）；9、井组调整效果评价等。
三、分析步骤1、井组概况2、开采历史（简述）3、分析内容3.1首先总体上阐述井组日产液量、日产油量、含水、压力、注水井注入能力变化，并分析影响的原因。
3.2重点单井动态变化及原因分析（参见单井动态分析）3.3井组开采效果的分析评价3.3.1井组连通状况分析①编制井组注采关系连通图（油层栅状连通图），主要根据测井解释数据成果表、小层平面图等，初步建立注采井组空间三维立体模型。
②绘制小层渗透率、孔隙度、有效厚度等值线图，进一步建立储层模型。
3.3.2注采平衡状况分析①注水量是否满足配注要求地质配注量大于100m3/d，波动幅度±5％；地质配注量在50-100m3/d之间，波动幅度±10％；地质配注量在30-50m3/d之间，波动幅度±15％；地质配注量小于30m3/d，波动幅度±20％；注水井配注量及实际注水量满足上述区间的为配注合格，否则不合格。
井组动态分析试题一单位： 姓名： 成绩： 分动用小层、厚度、渗透率、射孔情况分析储层特征及射孔动用情况分析：（5分）从储层动用的厚度、地层渗透性情况分析看：平面上厚度从南到北由厚变薄，渗透率呈高到低，纵向上层内差异大，Ⅰ6层的61大于62小层，Ⅰ7层的72大于71小层。
62小层厚度较薄、渗透性差，油井全部射开动用，注水井未射孔注水，层内层间矛盾加剧。
二、开发生产情况1、利用天然能量弹性水驱开采（2001年1月-2004年12月）：此阶段投入生产井6口，01年井口产油1.325万吨，原油输差3.5％；02年井口产油1.215万吨，原油输差4.5％；03年井口产油1.105万吨，原油输差5.5％；04年井口产油0.956万吨，原油输差5.8％。
阶段末地层压力保持水平70％。
计算下列数据，每题3分： （1） 每采出1％地质储量的地层压力下降值：＝地层总压降/(核实累计产油/地质储量*100%)=（14.5-14.5*0.7）/((1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/68*100%) =0.85Mpa （2） 弹性水驱产率（单位压降下的产油量）：＝核实累计产油/地层总压降＝ (1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/(14.5-14.5*0.7）=0.8007*104t/Mpa （3） 弹性水驱产油量比值：=累计产油量/(地质储量*综合压缩系数*总压降）＝ (1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/(68*0.0012*(14.5-14.5*0.7))=9.8129 天然能量开采阶段能量状况的评价（6分）根据每采出1％地质储量压力下降0.85Mpa,水驱弹性产率0.8007*104t/Mpa ，弹性水驱产量比是1的9.81倍的情况看，天然能量较充足。
2、注水、采油状况分析：注水状况2口水井初期在笼统注水状况下，注水压力低，达到配注要求，2005年3月进行分注，均为1级2段注水，注水状况表明，层间吸水能力差异大，Z1井61小层注水持续变差，实施酸化增注有效期短。
71、2层在61小层注水变差的情况下Z1、Z2井均提高注水，动用状况的差异进一步加大， 71、2层在合注情况下，根据物性资料分析主要的吸水层是7 2小层。
油井产状变化主要问题分析（35分）：1、Z1井距离边水区近，注采关系好，对应注水井2口，注水前产量高、含水高。
注水后见效明显，产液、采油量上升、动液面回升，cl-值处于下降趋势。
05年9月-06年6月，含水上升快，产油量下降快，分析：Z1井注水方向性强，B1井渗透性好，而西北部的B2井见效后未及时放大压差生产，导致Z1井注水沿着高渗透的B1井方向突进，主要的作用层是72小层。
另一口注水井Z2的注水从注采反应情况分析看，注水主要往B4井波及。
2、B2井距边水区远，对应注水的是Z1井，注水前含水低。
Z1注水后有见效反应，表现在：产液、采油量有所上升，但幅度不大，动液面回升，cl-值处于下降趋势。
由于生产参数小，见效后未能放大压差生产，z1的注水往B1方向突进，05年12月以来，产量下降、动液面上升，分析是井筒管柱漏或泵况变差引起。
经示功图资料反映，泵充满较好， 井口憋泵表明泵工作状况基本正常，是由于油管漏失引起产量下降。
3、B3井距边水区远，与注水井的关系处在二线位置，从产状分析看，长期处于低能低产，注水未见效，分析一是物性相对较差，渗透率低，注水方向性强，沿高渗透方向突进。
二是存在地层污染堵塞的问题。
4、B4井注水前边水波及程度明显高于B2井，从产状分析看，Z2井注水后见效明显，产油、产液和动液面大幅度上升，cl-值下降，平面上看注水的方向性明显。
06年6月产状发生突变，液、油、动液面大幅降，应排除注水问题，分析是由于洗井不当或作业影响地层污染堵塞。
三、下步调整及措施意见 1、Z1井：（1）完善注采关系，62小层有采无注，实施62补孔注水；（2）测分层吸水剖面，搞清小层的实际注水状况；（3） 针对61小层长期吸水差，酸化改造有效期短的问题，实施升压注水；（4）71、2层实施细分注水；（5）可实施72小层调剖。
2、 Z2井（1）实施62补孔注水；（2）测分层吸水剖面；（3）酸化改造61小层；（4） 71、2层实施细分注水；（5） 72小层进行调剖或间隙注水,改善水驱效果，控制B4井含水上升。
3、B1井：封堵强水淹的72小层，减缓层间和平面上的矛盾。
4、B2井：（1）作业换油管；（2）放大生产压差，调整生产参数，冲程2.1调整到4.8米/分。
5、B3井：实施压裂引效。
6、B4井：实施酸化解堵。
井组动态分析试题二单位： 姓名： 成绩： 分2、井组的开发指标及有关数据对比分析：原油产量：截止06年6月底，累计产油3.955万吨；2004年产油1.68万吨；2005年产油1.54万吨；2006年上半年产油0.69万吨（原油进罐率95％计）。
产水量：累计产水10.166万立方米,2004年3.35万立方米；2005年4.566万立方米；06年上半年2.25万立方米。
注水量：累计注水14.0665万立方米，2004年5.52万立方米，2005年5.85万立方米；06年上半年2.62万立方米。
压力保持水平05年90％，06年上半年85％。
根据以上数据计算：（每问1分）（1） 求05年和06年上半年阶段总递减：05年总递减＝ (04年产油/366-05年产油/365）/(04年产油/366)*100％ ＝(1.68/366-1.54365)/(1.68/366)*100%=8.08%06年上半年总递减＝(1.54/365-0.69/181)/(1.54/365)*100%=9.65% （2）求05年、06年上半年的水油比和平均含水： 05年水油比＝05年产水/05年产油＝4.566/1.54=2.964905年平均含水＝水油比/(1+水油比）*100%＝2.9649/(1+2.9649)*100%=74.78% 06年上半年水油比＝06上半年产水/06上半年产油＝2.25/0.69=3.260906年上半年平均含水＝水油比/(1+水油比）*100%＝3.2609/(1+3.2609)*100%=76.53% （3）求04年、05年、06年上半年的阶段注采比及累计亏空： 04年注采比＝5.52/(1.68/0.95*1.08/0.85+3.35/0.95) ＝0.96 05年注采比＝5.85/(1.54/0.95*1.08/0.85+4.566/0.95) ＝0.8506年上半年注采比＝2.62/(0.69/0.95*1.08/0.85+2.25/0.95) ＝0.80Y1Y2 Y3Y4Y5 Z1Z2Z3累计亏空＝（3.955 /0.95*1.08/0.85+10.166/0.95)-14.0665＝1.9242万立方米（4）求05年、06年上半年地层压力及总压差：05年地层压力＝16.5*0.9＝14.85Mpa05年总压差＝14.85-16.5＝-1.65Mpa06年上半年地层压力＝16.5*0.85＝14.03Mpa06年上半年总压差＝14.03-16.5＝-2.47Mpa根据计算结果，分析开发形势（5分）：注采不平衡，注采比持续下降，地层能量下降，压力保持不住，产量递减快，含水上升较快，开发形势差。
水变差，注水量下降；Z2井吸水状况好，但负担重，1号层配注提高，但实注未提高，水嘴和压力有调整的条件，2号层吸水状况好，层内吸水状况不清。
2、Y1井单向受效于Z1井，由于Z1井长期注水状况差注水量下降，导致地层能量不足，使产液、产油量持续下降的主要原因；从泵效看，56mm*3*9工作制度，泵深1530米，沉没度小，泵况很差：泵效计算：04年12月份＝（7.1/0.85+6.9)/(0.028*0.028*3.14*1440*3*9)*100=15.94%06年6月＝（3.1/0.85+5.9)/(0.028*0.028*3.14*1440*3*9)*100%=9.98%3、Y2井由于Z1井注水差，Z2井分析注水主要往Y3井方向突进，呈产液量稳定，含水稳定，动液面下降的趋势。
06年6月份资料分析看，应是与井筒管柱或泵漏有关，依据是动液面大幅度上升。
4、Y3井产状变化趋势反映在，受Z2井注水作用明显，产液、含水、动液面持续上升，04年12-05年6月这阶段含水稳定，产油量增加，05年9-06年3月产油量下降，含水上升快，到06年6月产状进一步变差，根据注水情况，分析来水方向应是Z2井2号层的下部。
5、Y4井04年12月-05年12月份，产液、产油、含水稳定，动液面下降幅度不大，06年以来呈现异常变化，其影响因素判断为地层污染堵塞的特征。
6、Y5井06年12月-05年12月份，产液大幅度上升、产油量下降、含水突升，动液面大幅度上升，与注水状况不符合，其影响因素呈明显的管外窜的特征。
4、下步调整及措施意见（35分）：注水调整方面：1、Z1井（1）全井酸化改造；（2）升压注水提高注水能力。
2、Z2井（1）测同位素吸水剖面，搞清小层的吸水状况；（2）2号层细分注水；（3）2号层调剖，改善水驱效果。
3、Z3井（1）测同位素吸水剖面，搞清小层的吸水状况；（2）全井酸化改造，提高吸水能力，恢复地层能量。
油井措施方面：1、Y1井（1）换小泵加深泵挂，大冲程、小冲次生产；（2）Z1井措施提高注水后，Y1井实施压裂引效。
2、Y2井:采取作业检泵换管柱措施，恢复产能。
3、Y3井找堵水措施，封堵强水淹层。
4、Y4井：实施酸化解堵措施。
5、Y5井：实施作业大修找封窜措施，恢复正常生产。
井组动态分析试题三1、井组基本概况该区块为边水控制的断块油藏，东、南、西部受边水控制，北部受断层控制。
含油面积0.15km2，地质储量44万吨，标定采收率43％。
油层中部深度1020米，开采层位核三Ⅳ1、3、4小层，层间夹层3-5米，层内夹层0.3-2.5米。
储层特征表A油井、B油井小层数据表D油井、E油井小层数据表注水井小层数据表2、开发简况及数据计算该区块于1998年12月投入生产，有采油井4口，注水井2口，到2009年12月底，累计核实产油9.245万吨（井口产油9.56万吨），累计产水13.38万立方米（井口产水13.97万立方米），累计注水21.0万立方米，地层总压降1.5Mpa。
该区块在2008年井口产油0.88万吨，原油输差5.5％，2008年12月份井口产油625吨，12月份原油进罐率为95.5％；综合含水为62.1％，根据10-12月份核实产量，确定标定日产水平为25吨。
