分析注水开发油藏动态分析方法

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E17井生产动态分析
整理课件
从图中可以看出 E17井流压缓升，流温上 升，电流由15A降至14A， 从生产报表查得泵出口涨 了2MPA。产液量和产气 量均下降。该井管柱类型 为普通合采管柱，在20℃ 条件下，地面原油密度为 0.850g/cm3；在50℃条 件下，地面原油粘度8.55 MPa.s；胶质沥青质含量 6.55%； 含 蜡 量25.22%； 凝 固 点 30℃ ； 含 硫 量 0.09%。初步判断为油管 结蜡或堵塞。提频至 45HZ ， 大 排 量 冲 洗 后 ， 恢复正常。
月度选值
与上月选值对比
对比标准
产能变化原因分类
可对比井分类
不可对比井分类
产能下降 产能稳定 产能上升
原因分类
原因分类
汇总
汇总
措施井 措施分类
汇总
新井
非对比井 原因分类
汇总
区块单元对比汇总
提出单井措施意见
整理课件
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单井分析的基本程序和方法
含 水 对 比 分 析
月度选值
与上月选值对比
对比标准
变化原因分类
油井动态分析培训
培训人：
目录
一、动态分析的目的和作用
二、动态分析方法、资料和内容 三、单井分析的基本程序和方法 四、BZ34-1N油气田基本概况 五、BZ34-1N台单井的动态分析
整理课件
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动态分析的目的和作用
油、水井是注水开发油藏的基本单元。注水开发油田，注水井和 采油井不断地进行注水和采油，这就使得油层中的油、气、水始终处 于不断地运动变化中，这些变化又不断地通过油水井的日常生产和录 取到的各项数据反映出来。这样，把不同范围内油、水井的动态变化 情况综合起来，就可以反映出井组、区块乃至整个油藏生产状况的变 化。通过这些动态变化的分析与归纳，可以掌握开发过程中油、气、 水运动的规律及特点。

优化采油生产工艺
01
采用高效采油生产工艺和技术，降低采油过程中的能耗和成本。
集中处理和回收利用
02
对采出水进行集中处理和回收利用，减少处理费用和资源浪费。
强化油藏监测和管理
03
通过实时监测和数据分析，及时调整开发方案，减少无效投入
和成本浪费。
05
结论与展望
结论
01
注水开发是提高油藏采收率的有效方法，尤其对于低渗透油藏和水敏 性油藏。
需要加强智能化和数字化技术在注水开发中的应用研究，以提高油藏 开发的效率和效益。
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岩性油藏注水开发状况分析
总结词
岩性油藏在注水开发过程中，由于岩性 变化多样，注水开发效果受岩性特征影 响较大。
VS
详细描述
岩性油藏的储层岩性变化大，如砾岩、砂 岩、石灰岩等，导致吸水能力和水驱效果 差异较大。在分析过程中，应重点考虑储 层岩性、裂缝发育情况、地层压力等因素 ，以及不同岩性区域注水井和采油井的分 布和连通情况。
不同类型油藏注水开 发状况分析及下步开
发措施
目录
• 引言 • 油藏类型概述 • 不同类型油藏注水开发状况分析 • 下步开发措施建议 • 结论与展望
01
引言
背景介绍
• 石油作为重要的能源和化工原料，在全球能源供应中占据着举 足轻重的地位。随着全球经济的不断发展，石油需求量逐年攀 升，而石油资源的储量却日益减少，因此提高石油采收率成为 当前亟待解决的问题。注水开发是油田开发中的重要技术手段 之一，通过向油层注水，可以有效地补充地层能量，提高原油 采收率。然而，不同类型油藏的注水开发状况存在差异，需要 针对不同油藏的特点采取相应的开发措施。
02

不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施注水开发是一种常用的油藏开发方法，通过向油藏注入水来维持油井的压力，提高原油的采收率。

不同类型的油藏在注水开发中存在着不同的状况和挑战。

本文将分析不同类型油藏的注水开发状况，并提出相应的下步开发措施。

一、常规油藏的注水开发状况常规油藏是指地质构造相对简单、岩石孔隙中有一定的连通性且流动主要以原油为主的油藏。

常规油藏的注水开发相对较为简单和成熟。

在常规油藏中，注水可以有效提高油井的采收率，延缓油井的老化速度，同时保持油井的较高产能。

目前常规油藏的注水开发已经广泛应用。

下步开发措施：1. 优化注水井布置：通过合理布置注水井，提高注入水的覆盖范围，提高注入水与原油的混合效果，提高采收率。

2. 注水井井间距优化：合理控制注水井间的距离，避免井间交叉干扰，提高注水效果。

3. 注水剂优化：选择适合油藏特征的注水剂，改善油井注水的效果。

二、致密油藏的注水开发状况致密油藏是指孔隙度低、储层渗透率小的油藏。

由于其储层性质的特殊性，致密油藏的注水开发面临着一些问题和挑战。

例如，注入水在油藏中的渗流速度较低，注水剂与岩石的接触面积较小，注水剂的流动性差等问题。

因此，致密油藏的注水开发相对较为困难。

下步开发措施：1. 酸化处理：通过注入酸性溶液或选择性酸浸剂，溶解致密油藏储层中的碳酸盐矿物质和粘土，提高油藏孔隙的连通性，改善注水效果。

2. 水平井技术：通过水平井技术增大油井的垂直排水半径，提高油井的产能，改善注水效果。

3. 增加注入压力：通过增加注入水的压力，提高注水剂在油藏中的渗流速度，改善注水效果。

三、页岩油藏的注水开发状况页岩油藏是指储层以页岩为主的油藏，储层渗透率极低。

注水开发页岩油藏是一种新的探索和挑战。

目前，页岩油藏的注水开发状况较为有限，还需要进一步的研究和实践。

下步开发措施：1. 试验性注水：在页岩油藏中进行试验性注水，研究注水对于页岩储层渗透率和油井产能的影响。

• 5）含水上升、日产液量下降，日产量大幅度地 下降。
• 2、根据对比结果，划分不同阶段
日产量波动趋势
划分依据一般为
措施前后
3、每阶段指标变化引起的原因
将产量的变化核实到是含水或产液量变化引起 以后，在水井上找原因（注水是否正常、各层段 配注完成情况），油井的变化总是与注水井的变 化相关联。若水井正常则在相邻油井找原因（井 距近，生产同层，易造成井间干扰）。
通过以上分析，存在的问题主要包括以下几个方面：
• 1）层间矛盾突出。注水井注水不合理，潜力层需 要水但注得不够，高含水层却注得太多，构成单层 水淹严重。
• 2）平面矛盾突出。注采井网不够完善，油井存在 着单向受益的问题。
• 3）注采比过低。能量补充不够，地下亏空大，影 响了油井的产液量。
• 4）工作制度不合理。能量充足的地区油井生产压 差小，影响潜力发挥；地下亏空大的地区仍大排量 抽汲。
不同，主产液层干扰差油层的生产。解决时就得从增大差油 层的生产压差入手。有效办法是分层注水。
• 1）分层注水，分层采油。 • 2）对低渗层，注水井加强注水，油井加强采油。 • 3）有必要时可对生产能力较低的油层进行酸化、
压裂改造，以提高产能。
• 4）若条件允许，可采用双管采油。 • 5）若调整生产压差和工艺措施改造不能完全解决
解: P=((1992+2010)/2－47)×9711.8=18.98(Mpa)
总压差=18.98－20.1= -1.12(Mpa)
为保稳产、防地层内脱气，地层压力保持在原始压力
附近；流压只要不低于饱和压力过多造成气体影响太大，
则越低越好；水井流压应不高于油层中部破裂压力，既 不致于损坏套管，又能保证合理的注采比。

注水开发油藏动态分析的内容与方法发布时间：2021-06-17T10:49:08.700Z 来源：《科学与技术》2021年第29卷6期作者：张赫[导读] 对于边底水油藏，为充分利用油藏的天然能量，采用先期天然水驱生产，再边缘注水，后内部转注的方式。

张赫大庆市第六采油厂试验大队技术室摘要：对于边底水油藏，为充分利用油藏的天然能量，采用先期天然水驱生产，再边缘注水，后内部转注的方式。

受储层非均质性、油水井注采制度、油井措施的多重影响，转注效果存在极大不确定性，造成后期转注井标准不明确、转注效果不佳等问题，迫切需要找出开发影响因素，理清小层连通性及注采对应关系，分析关停井原因，研究改善注水对策，提出合理开发建议，从而实现长期稳产高产。

关键词：注水开发油藏；动态分析引言水处理在我国石油储量的第二阶段广泛应用。

伴随着蓄水层性质不平等、内陆水流变化、污水、死产油区、优化地层开发的多层石油储量等问题的不断扩大，必须克服干扰的影响。

准确评估每个集水区的低效率，这对于确定集水区之间的关系和确定适当的补充程序是增加石油储量的关键。

1注水开发技术应用现状我国近年来步伐加快，水处理技术的发展在油料开发中发挥了重要作用，水处理的动态分析技术更加发挥作用，主要包括(1)总结经验公式图；(二)检验方法；(3)物理平衡分析方法；4)法案降级法；(5)数值模拟计算方法；(6)水检测分析。

这些方法在国内水利动态分析中很常见，在国外也经常用于水利动态分析，例如b .根据MHD法。

但是，如果在油井关闭前根据进料区域或进料限制增加压力，结果是不充分的。

9 .在化石燃料库开发研究开始时，几位研究者对有限二次油田的五点法系统进行了研究和分析，以观察不同水分强度条件下压力的变化，找出压力变化规律，分析圆形油库的动态内容，为后来的压力恢复理论奠定了坚实的基础。

当前，我们高度重视井与生产井的相关性研究，在分析实证公式时经常使用，比较的影响最小，通过建立压力图模型实现相邻井的动态分析。

浅谈注水开发油藏动态分析近年来，随着油田开发力的增加，注水开发在油田开采中获得了较普遍的应用。

特别是在小吉油田的钻井中，这种采矿方法利用油水分离的物理特性，提高了储层压力，通过必要的动态分析，保证了采矿效率。

因此，浅谈注水开发油藏的动态分析结果可以为矿业提供重要的技术参考，具有持续应用的现实意义。

标签：注水开发;油藏;动态分析引言近年来随着世界石油储量的减少，开发有效注水对策的方法成为各油田的密切关注。

油田一线的生产技术人员为了解决注水开采问题，根据实际情况展开了对该技术的讨论，不断改进注水技术，使石油原油的质量符合提取、使用标准。

1油藏工程分析方法从我国现油井的应用来看，水库动态分析包括水库工程分析和水库数值模拟两种方法。

水库工程分析的实施基于相关实验数据，在采矿过程中，对这些数据要求高，必须保证数据的完整性和可靠性，才能得到更可靠的结果。

水库数值模拟技术的实施以地质模型为基础，在开发前通过调查等获取相关的水库信息，通过计算机技术构建比较可靠的模型，将获得的信息引入该模型，通过模拟方式控制采矿过程。

2油田注水开发动态分析的必要性分析石油需求继续增长。

石油储量是不可再生和难以开采的资源，因此，在石油资源开采过程中，对沉陷的特殊情况进行研究是至关重要的。

特别是在集水池的第二次开发中，单纯地使用水处理技术来开采油田是不好的。

在此基础上，利用油气水处理技术开发水资源进行动态分析，使油田战略适应大坝的特点和条件，可以大大提高大坝的利润率，促进油田的高效开采，提高油田建设的经济效益。

在开发油气水处理系统时，需要酌情进行动态分析和紧迫性分析。

3注水开发油藏动态分析3.1注水开发油藏动态的基本情况分析国内注水开发水库的状况，油田的地质更加复杂，开采的原油在理化性质上与以前存在一些差异，油田产油率比以前明显减少。

因此，我国增加储量、提高回收率还有很长的路要走。

例：辽宁一家石油公司实际石油生产时，油田地质大部分是多层砂岩储层，原油在层间、层间、平面上具有高渗透性，影响了石油开采。

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

油田注水开发动态分析X赵忠义(中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂地质大队动态室,黑龙江大庆　163514) 摘　要:注水开发,即油藏二次采油,是在利用天然能量第一次采油后运用得最多的一项提高采收率的方法,提高油田效益。

在注水开发过程中。

需要对油田注水前后储层的变化情况、注水效果、水注入方向等进行动态分析,运用分层动态分析技术、不稳定注水技术等调整开采方案,以达到更好的开发效果,提高经济效益。

关键词:注水;开发;动态分析 中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)10—0028—02 注水开发是油田二次开发的主要增产措施,但由于储层的非均质性,导致注水开发效果不理想,对油田注水开发进行动态监测,可进一步认识油藏的非均质性,及时调整注采方案,提高油田采收率,提高经济效益。

1　注水前后储层参数解释模型的建立1.1　储层特征储层的非均质性以及注水后容易变化的特点,导致油田注水开发效果差,注水利用率低及最终采收率低。

因此建立注水前后储层参数解释模型,研究注水后储层物性变化规律,可以认识储层非均质性的空间分布和变化规律,从而可以认清剩余油分布规律,为制定适合油藏特点的挖潜措施提供依据,对于扩大油田的水驱波及体积,提高油田的最终采收率具有重要意义。

1.2　注水后储层物性变化规律注水前后,除渗透率发生了较大变化外,孔隙度和岩石密度一般不会发生显著变化。

渗透率平均值注水前后变化明显,一般呈增大趋势,因而注水开发造成的物性变化主要体现在渗透率上。

储层容易变化的客观因素是储层的成份成熟度和结构成熟度低,注水后造成不稳定矿物溶解,微细颗粒迁移;储层容易变化的主观因素是在油田开发早期,对油藏认识不清,若强注强采的开发政策,会加速微细颗粒的迁移过程。

1.3　注水前后储层物性解释模型的建立1.3.1　关键井选择。

储层物性参数研究大多从关键井分析入手,关键井研究的主要目的是进行四性关系研究和选择解释模型。

油井和油藏开发动态分析油田开发分析一般是从点到线，从线到面的分析方法。

也就是我们常说的单井分析（油井、水井）、井排及排间（行列注水）分析、区块分析（不同构造部分的油藏或断块）及全油田分析。

不同类别的分析其目的、要求及所取资料是不尽相同的。

一、单井开采动态分析1、目的：为合理开发油田服务及更好的完成原油生产任务。

2、具体要求：（1）、收集每口井的全部地质和技术资料，建立油水井井史档案；（2）、建立健全单井生产动态资料，包括产量、压力、检测资料、分析化验资料、建立油水产出、注水账目等进行单井动态分析；（3）、根据油水井目前生产情况，结合全油藏特征，对油井生产能力进行评估。

分析不同工作制度下的产量变化，为配产配注提供依据；（4）、对未来油井生产动态进行预测；（5）、通过油井产状和试井资料，可以分析其周围井之间的连通情况，流层渗透率及渗流特征参数的计算；（6）根据生产特征判断油藏驱动类型，自然水驱及人工注水的必要性；（7）、为油田动态分析提供各项资料；3、油井分析所需资料油井产状分析是油田分析的基础（最小单元），也是做好油田开采工作的重要指标。

因为油井产状变化受到多项因素影响。

所以所涉及的资料也比较广泛。

下面列举油井分析所需各项资料：1）、基础井史资料（1）、井号（类型）：（2）、开采层位及投产日期（曾经动用及目前动用）；（3）、开采层位深度及海拔；（4）、完井方法记录：油套管规格、下入深度、射孔规格、曾射后封、卡层情况；（5）、必要的图幅：井位图、构造图、剖面图、连通图、井身结构图、单井开采曲线图；2）、开采层的性质及参数资料（1）、开采层岩石性质；（储油气岩石主要是砂岩和碳酸岩即都是沉积岩）、孔隙度（岩石孔隙的总体积和岩石总体积之比）、渗透率（在一定压差作用下，储油岩石具有流体通过的的能力）、饱和度（某流体体积占岩石空隙体积的百分数）（2）、开采层油层厚度（砂层、有效厚度）；（3）、油层有效孔隙度；（4）、油层有效渗透率；（5）、油层原始油、水饱和度；3）、试油及原始压力资料（1）、开采层、油层原始压力；（2）、投产初期地层压力；（3）、初期试油成果：试油时间、方法、工作制度、参数产量、静压、油气比、原油性质、含砂等；（4）、压力恢复曲线及解释资料；（5）、投产后增产措施资料：压裂强度、压裂参数、压裂规模等，酸化液性质、配方、规模等。

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月左右，产量突然下降，由图中曲线可以看出，产液量大大增加，产油量也大大增加，是油田为增加产量提高采收率开始注水操作，但之后几个月后产量继续下滑，2000年1月，产量稍有上升，综合含水率也一直上升，油田开发快达到极限，含油量日渐枯竭。

注水开发效果评价方法
注水开发是一种提高油田采收率的有效方法，但是如何评价注水开发的效果呢？以下是一些评价方法：
1. 油井生产率
注水开发后，油井的生产率应该有所提高。

可以通过计算油井在注水前后的产油量来评价注水开发的效果。

如果注水开发后的产油量有明显提高，则说明注水开发的效果比较好。

2. 油藏压力
注水开发会增加油藏的压力，提高原油采收率。

可以通过地面监测或者井下测压的方法来评价注水开发的效果。

如果油藏的压力有明显提高，则说明注水开发的效果比较好。

3. 水油比
水油比是指油井每产出一桶原油所需要注入的水量。

如果注水开发后，水油比有所下降，则说明注水开发的效果比较好。

因为水油比越低，说明注水开发对于提高采收率的效果就越好。

4. 经济效益
注水开发的目的是提高采收率，从而增加油田的经济效益。

因此，通过计算注水开发前后的经济效益来评价注水开发的效果。

如果注水开发后，油田的经济效益有所提高，则说明注水开发的效果比较好。

综上所述，以上是评价注水开发效果的几种方法。

需要注意的是，不同的油田、不同的地质条件、不同的注水方案，其效果评价可能会有所不同。

因此，在评价注水开发效果时，需要结合具体情况进行综
合评价。

注水开发的油田，开发效果的好坏在很大程度上取决于分层配水方案。

一个好的分层配水方案，是实现合理、有效注水的基础条件之一，甚至可以说是前提条件，务必慎之又慎。

（1）注水压力要控制在油层破裂压力以下，防止注入水水窜及油井暴性水淹。

（2）有适应油藏地质特点的井网和注水方式，能充分发挥水驱效率、控制产量递减，并能使注采压力系统处于合理状态。

（3）注入水利用率高。

能实现有效驱油，达到理想的注水采收率，而耗费的水量相对较少。

（4）对储层及井下管柱无伤害或伤害最小。

（5）按照技术政策要求，地层压力均衡、合理地上升或得到保持。

在井网已确定的条件下，实现有效注水应具体：体现出四个合理。

即一是注水压力控制的要合理；二是注水总量控制的要合理，使油藏年压升及含水上升率注水速度处在合理范围内；三是层段配水要合理，依分层认识为依据，该加强的层段得到加强，该控制的层段得到控制。

而且“加强”或“控制”都应在合理范围内；四是平面关系处理要合理，该加强的方向要加强，该减弱的方向要减弱，充分发挥面积井网利于平面调整的优势。

实现上述合理的有效手段，是注水井实行分注并编制科学的分层配水方案的基础，同时要配之以“调剖”。

1、注水井为什么必须调剖？从根上说，就是因为储层普遍存在着“层间”，“层内”及“平面”三大矛盾。

对于混注井实行调剖的道理是不言而喻的。

那么分注井为什么也要调剖呢？众所周知，我们说的分层注水，由于受到地质和工艺技术条件限制，实际都是分段注水。

一个注水层段内有几个小层，有的甚至跨二个砂岩组，每个注水层段内仍存在着层间矛盾。

既便将来技术发展了，可以实现按小层分注的时候，那么层内物性的纵向差异及平面上物性的各向异性，靠分注技术来解决也是无能为力的，必须依靠“调剖”来解决。

由此看来，“调剖”是注水开发油田一项不可缺的基础性措施。

它能解决分注技术解决不了的问题，它能使分注技术得到完善和提高。

一句话：分注技术，附之以有效的调剖技术，才能更有利于实现有效注水。

油⽥开发动态分析主要技术指标及计算⽅法指标及计算⽅法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/A02.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 ow8.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。

组注采比。
二、指标对比
1、统计对比 统计对比也是油水井动态分析中的一个重 要内容。在现场分析中的对比指标主要包括： 日产液量、日产油量、含水率和动液面，有时 还要进行原油物性和水性的对比。这种对比有 单井的，井区的和注采井组的，根据分析的需 要来确定。
2、对比结果
(1) 各项指标均为稳定；
(2) 含水和日产液量同步上升，产量变化不大；
工作制度56X3X6
19 19 19 19 19 19 19 19
02 97 97 97 98 98 98 98 99 05 08 11 02 05 08 11 02
辛17-33井组注采关系曲线
19 94 19 05 94 19 08 94 19 11 95 19 02 95 19 05 95 19 08 95 19 11 96 19 02 96 19 05 96 19 08 96 19 11 97 19 02 97 19 05 97 19 08 97 19 11 98 19 02 98 19 05 98 19 08 98 19 11 99 02
94 19 05 94 19 07 94 19 09 94 19 11 95 19 01 95 0 19 3 95 19 05 95 19 07 95 19 09 95 19 11 96 19 01 96 19 03 96 19 05 96 19 07 96 19 09 96 19 11 97 19 01 97 0 19 3 97 19 05 97 19 07 97 19 09 97 19 11 98 19 01 98 19 03 98 19 05 98 19 07 98 19 09 98 19 11 99 01
油水井动态分析方法
注采井组分析 的程序
收集

油藏的开发规律分析及注水探讨摘要：在油田的开发过程中会逐步呈现出现相关问题，本文主要是从油藏的开发规律出发，对其进行分析，探讨对应的调整方案来提升油田开发效果，为相关人员提供理论参考。

关键词：油藏；开发规律；采油指数1、注水开发动态分析技术1. 1应用示踪荆监浏技术示踪剂是指易溶、在极低浓度下仍可检出、能指示溶解它的液体在多孔介质中的存在、流动方向和渗透速度的物质。

示踪剂监测指加入与被示踪流体性态同步的物质，通过见剂时间、见剂量、水驱速度等情况分析，监测被示踪流体的运动状况，从而完成井间参数分析与解释。

应用示踪剂监测技术可评价注水开发油藏井间动态连通性、注入水流动方向，以及油藏剩余油分布规律，评价油田注水开发效果，同时对监测结果应用综合解释技术进行数值模拟分析，得出储层井间连通状况，物性分布特征等参数，为油藏的注采调整提供重要的依据。

1. 2注水井分层动态分析分层注水是二次采油的普遍措施。

注水井问题已经成为各个油田关注的焦点问题。

通过对注水井分层动态的分析，可以得到分层注水指示曲线，这不但克服了多层合采时指示曲线斜率为负的不足，且还能根据分层指示曲线反演地层动态参数，利用现代计算机技术作出不同时期不同层位的吸水剖面图。

注水井的分层动态分析结果有助于采油工程师采取及时准确的措施，控制高渗透层的注水量，增加中、低渗透层的注水量，进行注水量分配调整。

1.3水淹图辅助分析法根据单元目前油井含水率，做出各小层水淹状况图，直观反映油层平面上各部位含水率的高低.由于大多数生产井是多层合采，其含水率反映的是主要出力层的含水，因此在做各小层的水淹图时，首先需要判断各小层的含水状况。

一是通过附近单采井的资料，二是通过动态监测资料，如对应水井的吸水剖面资料、饱和度测井资料、RFT测压资料等综合判断。

1.4不稳定注水技术不稳定注水技术主要指改变注水方式、注水周期以及注水量波动幅度的注水开发技术。

不稳定注水技术可以改善非均质油藏储量动用状况，提高储量动用程度，改善油藏水驱效果，提高油藏采收率；利用开发侧井、生产测井、试井分析、检查井取心资料分析等方法，可以半定量、定量描述油藏水驱动用状况及剩余汕分布的阶段动态变化，为不稳定注水工程参数的进一步优化提供依据。

第一节 油藏动态监测方法
一、压力监测 二、产吸剖面监测 三、示踪监测 四、油水运动状况监测
一、压力监测
1、测压方法 1）.直接测压法
直接测压法是指选用合适的测压仪器(主要为各种压力计) 下入井底，直接测取关井后的恢复压力值。
2）.间接计算法 (1)利用压力恢复数据 求油井平均地层压力。
MBH法
Dietz方法
二、产吸剖面监测
(3)影响油层吸水能力的因素分析
①油层渗透率。
②注水压力和注采井距。 ③注水时间和油层含水饱和度。 在由多个吸水层组成的注水层段 内，随着注水时间的增长，主要吸水
层的吸水能力越来越高，而吸水差的
层吸水性能越来越差，造成吸水剖面 愈来愈不均匀。
④水质。
二、产吸剖面监测
2、产液剖面的测量与分析 （1）产液剖面的测量方法 ①找水流量计法。用流量计和含水率计组合使用，用电 缆将仪器下到预定测点，测量分层产液量和分层含水率，通常 也称为自喷井找水测试。
vt 1 erfc 2x Dt 2
推广到任意形状的管流，有
C C0
1 erfc 2
ss 2 2
三、示踪剂监测
(2)不同井网下的数学模型
k ( m) k2 ( m) a exp 2 (V pDbt ( ) V pD ) 2 4 k ( m ) k k '( m ) Y ( ) 4 0 Y () 2
1、油层岩石表面润湿性的变化
影响润湿性的因素主要有：岩石矿物成份，岩石表面的光滑度， 油水性质的差异及流体饱和度等。 在开发过程中随着地层含水饱和度的增加油藏岩石逐渐由亲油向亲 水转变，或者说其亲水性在逐渐增加，这对于油田开发应该说是比较 有利的。