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［注木井 j泛"〃久V7/7////Xin图7-1层间矛盾示意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）in图7-1层间矛盾示意在注水井中，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。因而能否使层间矛盾获得较好的解决，使油井能否长期稳定生产，油田能否获得较高采收率的关键所在。层间矛盾的表现：注水井转注后，高渗透层见效快，初期高产继而含水，并快速上升，直至水淹，从吸水剖面上看，表现为高渗透层大量吸水，吸水强度明显地比低渗透层大，从产出剖面上看，对应层的产液量，明显地高于其它层。随着注水时间的增长，水淹程度的提高，层间矛盾会越来越大，其原因，是高渗透层通过长期注水冲刷，其胶结物越来越少，渗透率也随之越来越高，甚致增加数10倍，如中原油田文25块的S=T42层的原始渗透率只有0.4四m2左右，经过长期注水冲刷后，目前个别地方的渗透率可达2四m2以上。层间矛盾的形成主要是油层的厚度、沉积物、沉积环境，沉积的时间的不同，造成了各层的物性和渗透率的不同。而形成了层间矛盾。表示层间矛盾的参数，用单层突进系数。即：多油层油井内渗透率最高的油层的渗透率与全井厚度权衡平均渗透率的比值。单层突进系数—油井中单最高渗透率单层大进系数油井厚度权衡平均渗透率hk+hk+ + hk油层厚度权衡平均渗透率= —^2 殆~~冷: + h式中：h、、h2……hn——为各单层有效厚度；k、、k2……kn——为各单层渗透率。单层突进系数越高说明层间矛盾越严重。平面矛盾由于油层渗透率在平面上分布的不均一性，以及井网对油层各部分控制不同，使注入水在平面上推进不均匀，油水前缘沿高渗透区呈舌状窜入油井，形成“舌进”如图7-2所示。

形成舌进现象后，造成高压区和低压区、水淹区和含油区交互分布。在高渗透区由于发生局部舌进，使油井过早见水，造成“死油区”使无水采收率和最终采收率降低，而位于中、低渗透区的油井，又因长期见不到注水效果，造成压力下降，产量递减。平面矛盾的具体表现为高渗透率区的油层压力明显上升，油井含水上升，水线向高渗区舌进；而低渗透率区则出现低压排块或低压区。优其在面积注水的井网中，因一口生产井同时受几口注水井的影响平面矛盾更为突出。平面矛盾的形成：主要是油层渗透率在平面上的不均一性，如河流相沉积的油田主河道和河道边缘的物性不一样，主河道渗透率高，河道边缘渗透率低。以及井网对油层各部位的控制程度不同。而形成平面矛盾。表示平面矛盾的参数，用扫油而积系数。即：油田注水开发时，井组某单层已被水淹的面积与井组所控制的该层面积的比值。反映平面矛盾的大小，扫油面积系数越小，平面矛盾越严重。扫油面积系数=井组单层水淹面积扫油面积系数=井组单层水淹面积井组单层控制面积图7-3图7-3层内"指进"现象示意层内矛盾由于油层内部的非均质是普遍存在的，在高渗透层中往往有大量中、低渗透条带；在中、低渗透层中也有不少高渗透条带。注入水必然沿阻力小的高渗透条带突进呈“指进”现象，如图7-3所示。由于油井过早见水，降低了驱油效果。另外，由于地下油、水粘度差别大，以及岩石表面性质等差异也影响驱油效果。层内矛盾表现为：受效油层在水淹后，水淹厚度远小于油层厚度，水淹层的采出程度较低。水淹区内剩余油多，如中原油田文25块的S=T42层水淹后，通过检查井取心资料看主要是油层下部水淹，而中上部未水淹，水淹厚度占油层厚度的不足30%。层内矛盾的形成主要有以下几点：1）低渗透层的高渗透带注入水沿高渗透带指进到生产井造成油层局部厚度的水淹，而大部分

的低渗透的厚度的油而未采出。高渗透层中的低渗透带当油层水淹后，低渗透带的油而未采出。地层韵律形成层内矛盾由于地层沉积的时间环境不同形成地层的韵律也不同。正韵律地层：先沉积的颗粒粗、分选差、渗透性较好，后沉积的颗粒细、园度高、胶结好，形成底部高渗透，上部低渗透。注入水沿底部快速推进，底部水淹早。反韵律地层：岩石颗粒自下而上由细变粗，渗透率由低变高，由于水重力的影响，起到了调节层内矛盾的作用。注入水在油层内推进状况比较均匀，注采效率高，采出程度高。复合韵律的油层：是由正韵律和反韵律组成的一个完整的沉积旋回，岩石颗粒上部和下部较粗中间较细，渗透率也是中间部分较低，注入水在油层中推进状况具有了正反韵律的共同特点，一般是下部水淹比较严重。多层段多韵律油层：油层厚度大，层内岩性不稳定，物性夹层较多，层段之间的渗透率级差较小，这类油层具有多层段水淹的特点。薄油层：油层的有效厚度一般小于1米，多形成于分流平原一一湖相沉积的分流砂，内外前沿席状砂，滨外坝等砂体类型。一般情况下渗透率低，水淹程度低，在较低的水驱控制程度下，动用不好。表示层内矛盾的参数：用水淹厚度系数。即：见水层水淹厚度占见水层有效厚度的百分数(表示油层在纵向上水淹的程度)反映层内矛盾的大小。水淹厚度系数越低说明层内矛盾越严重。水淹厚度系数=见水层水淹厚度水淹厚度系数=见水层水淹厚度见水层有效厚度任何过程如果有多种矛盾存在的话，其中必定有一种是主要的、起着主导和决定作用的，其他则处于次要和服从的地位。然而这种情况并不是固定的，上述层间矛盾、平面矛盾和层内矛盾并不处于相同地位。一般在注水开发初期，层间矛盾是最主要的，随着注入水侵入油井，平面矛盾逐渐暴露出来。层内矛盾是长期存在的，到了油田开发后期，进入全部水洗采油阶段，层内矛盾将上升为主要矛盾。在不同的开发时期，哪个是主要矛盾必须视具体情况而定。除了地层性质这一内部原因外，井网布置、油水井工作制度如果与地质情况不相适应，将会加剧上述各种矛盾。二、调整三大矛盾的方法油田开发过程中需要解决的问题很多，每个问题都有它自己特殊的本质，在目前已经掌握的工艺手段特定作用的基础上，对不同的矛盾用不同的方法解决，才能取得预期的效果。关于层间矛盾的调整层间矛盾的本质是各层受效程度不同，造成各层油层压力和含水率相差悬殊，在全井同一流动压力的条件下，生产压差不同，使差油层出油状况越来越差，全井以致全开发区高产稳产受到威胁。解决这一问题的措施从本质上说是增大差油层的生产压差，可从两方面做工作。一方面是提高差油层的油层压力；另一方面要降低井底流压。这就要根据不同情况采取两套措施。一是以高压分层注水为基础的“六分四清”工艺技术，使吸水能力低的油层提高吸水能力，吸水能力过高造成油层压力过高的油层，适当控制注水，甚至局部停注；在一定条件下，放大全井生产压差或把高压高含水层堵掉，或者进行双管采油；有必要时还可对已受效而生产能力仍然较低的油层进行压裂改造，以提高产能。二是调整层系、井网和注水方式。对于仅靠调整压差和工艺措施不能完全解决问题的油区，就需要全面考虑、彻底进行层系、井网和注水方式的调整。首先是层系调整，要以油砂体为单元分析开发形势，主要是储量动用状况，对每一油砂体做出评价：如动用好的，局部动用好的，动用差的和基本未动用的等。将动用差和基本未动用的油砂体划为调整对象，局部动用差的也可以划做局部调整对象。其次是根据划为调整对象的油层性质、分布特点以及吸水能力和生产能力确定井网密度、布井方式和注水方式。层系、井网和注水方式的调整要注意和老井配合好。在不加剧原井层间矛盾的原则下，可以进行层系井网的互相利用或互换。但一般在油层较多或调整对象储量较大的情况下，最好另布一套差油层调整井网，特别是注水井一定要另搞一套，调整井一般以均匀布井为宜。因为大量实践证明，象我国这样陆相沉积的非均质多油层，平面上形态复杂，变化急剧，即使原井较密，也很难准确掌握其渗透率变化。注水方式的选择，以使油井都处于注水第一线的面积注水方式为好，特别是对差油层更应如此。处理新、老井关系以各类油层的注采系统完善为原则，注水井层系划分要细，油井可以相对粗一些。关于平面矛盾的调整平面矛盾的本质是注入水受油层非均质性控制，形成不均匀推进，造成局部渗透率低的地区受效差，以致不受效。因此，调整平面矛盾，本质上就是要使受效差的和受效不好的地区充分受效，提高其驱油能量，降低阻力，达到提高注水波及面积，多拿油少出水的目的。办法也可以有两套。一是可以通过分注分采工艺对高含水带油井堵水，或调整注水强度，加强受效差地区的注水；二是改变注水方式（由行列改面积）或补打井、缩短井距等方法，加强受效差地区的注水。注水井的选择，要从全局和长远利益考虑，室内试验和现场实践都说明，要选择油层厚、渗透率高的井点搞点状注水，有利于扩大波及面积；不要只看到转注一口油井，目前可能少产一些油，但经过一段时间注水后，使地层能量得到补充，全区产量就会增加。例如杏树岗油田的杏156井是日产130t的高产井，考虑到它周围六口油井的需要，将其转注后，周围油井的压力得到恢复，增产的油比去掉的高一倍还多，并实现了稳产。关于层内矛盾的调整层内矛盾的实质也是不同部位受效程度和水淹状况不同，高压高含水段干扰其他段，使其不能充分发挥作用。层内矛盾突出的是高渗透率厚油层。解决层内矛盾本质上就是要调整吸水剖面，扩大注水波及厚度，从而调整受效情况；同时调整出油剖面，以达到多出油少出水的目的，其措施也有两套。一是“四细”工艺，即细分注水、细分堵水、细分测试和细分采油。方法基本上是机械法，即用封隔器细分，对象是层内有岩性或物性夹层的厚油层，夹层分布越稳定，细分的效果就越好。二是“四选”工艺，即选择性注水、选择性酸化（增注）、选择性压裂和选择性堵水。目前普遍应用于生产的是选择性压裂，而其他尚处于试验阶段。选择性压裂对象是层内油层性质差异大，水淹状况差异大的油层，采用投蜡球压裂。另外，对高含水厚油层先采取全层化学堵水，然后对顶部低含水部位再进行压裂措施，也可以调整出油剖面。三是采取三次采油技术，如聚合物驱油技术、三元复合体系驱油等，可以有效地解决层内矛盾问题。这些内容在后面提高采收率技术一章中要进行介绍。总之，三大矛盾调整的核心问题是分层注好水，达到保持油层压力、降水、增油、实现稳产的目的。所说的注好水，就是根据油水运动情况，261随时按分层需要调整注水量，积极主动地进行层内、层间的平面调整，增加见效层位、见效方向、受效程度。一个油层从某个方向见了水，或在某个方向上含水饱和度相对较高，就可从另外的方向加强注水，提高压力，克服见水方向或含水饱和度相对较高方向的不利影响；一口油井某一层见了水，就可以对其他油层加强注水，提高压力，克服见水层的不利影响。这样就能促使各个部分的储量都动用起来，使含水上升速度减慢，尽量延长高产稳产期，得到好的注水开发效果。第二节注水井动态分析注水井的任务是按油田开发方案要求注够水、注好水，达到注采平衡，实现较高的注水合格率。所以要求每口注水井的注水量变化情况、每小层吸水量的变化情况、注采比、压力变化情况、周围生产井产量及含水变化情况经常进行动态分析，提出措施，最大限度地提高水驱采收率。本节主要介绍注水井分层配水的基本方法和注水井动态分析两方面内容：一、注水井分层配水的基本方法根据国家的需要，制定了每个油田每口油井的原油生产计划，每个油田为了完成产油量计划，根据注采平衡确定出每个油田的注水量，这些水量要落实到每天每口注水井上去，这就要编制每口注水井的配注方案。注水井分层配水应从有利于调整各层水线推进速度，扩大水淹体积，以利于提高开发效果来确定各层水量，基本方法如下：以注水井为中心，以油砂体为单元划分好井组面积注水和小切割距行列井网，可以一口注水井为中心划分井组。排距较大的行列井网应以油砂体的地质特点为基础，把几口注水井连在一起划为一个大井组，先按大井组配水，不同井组互相调整后，再把井组注水量落实到分井分层上。按油层性质及开采特点确定层段性质限制层：油层连通好，含水较高的高中渗透层，实际注水量达到配注量的70%〜110%为注水合格。加强层：油层连通差，未见水或含水较低的低渗透油层，实际注水量达到配注量的90%〜130%为注水合格。均衡层：油层连通较好，目前，产油量比较稳定的层，实际注水量达到配注量的80%〜120%，为注水合格。

停注层：累积注水量大，周围油井水淹严重的层。针对油田开采的现状制定控制层和加强层相应的注采比。按油井配产要求，确定井组内层段的总日产油量和注水量在油层参数变化不大的情况下，油层小层产量的劈分，可按受影响的水井数来分。如果地层参数变化较大，可按各方向平均地层参数大小来劈分。计算注水井层段注水量注采平衡法根据注采平衡原理，井组的层段注水量计算公式为：层段注水量=(层段总采油量X原油体积换算系数+层段总产水量)X注采比将各层段配水量相加，即得各井配水量。大井组的配水量确定后，再按油田动态和静态特点，落实到分井分段上。理论计算法计算层段连通平均厚度。以注水井为中心，建立井组连通数据表，即配注基础表，计算层段连通平均厚度。层段平均厚度计算法，先将油井连通厚度平均，然后与注水井射开连通厚度平均：连通平均厚度=(油井连通厚度之和

油井数连通平均厚度=(油井连通厚度之和

油井数+注水井射开连通厚度)2计算井组控制面积。行列井网井组面积计算如图7-4所示:(7-1)S(7-1)式中：S——面积；a——井距；b——排距。图7-4行列井网井组示意图猝注水并图7-4行列井网井组示意图猝注水并反九点法面积注水井网井组面积计算如图7-5所示：S=4ab (7-1反九点法面积注水井网井组面积计算如图7-5所示：S=4ab (7-1)式中：S——面积；a——井距；b——排距。四点法面积注水井网井组面积计算如图7-6所示：图7-5反九点法面积注

水井网组示意图―1S—6x—ax2v3—a2(7-2).3百S= a2(7-3)2式中：S——面积;a——井距。偈注■水井0采油井图7-6四点法面积注水井网井组示意图根据要求的采油强度，计算注水强度，当采油速度为u时，根据储量计算公式，在无水时井组日采出地下体积为：U350(7-4U350采油强度为:S^SS^S350(7-5)式中：Q—采油地下体积，m3；S——井组面积，m2；H——层段连通平均厚度，m；巾一一孔隙度，%;so——含油饱和度，%；350——一年有效生产天数；— 采油强度，m3/（d・m）。H如果满足注采平衡注采比是1.0的时候，每米厚度采1m3油则应注1m3水。因此，可视为注水强度。如果井组内油井已见水，则注水强度为：（7-6）（7-6）H350(1-f)式中：f——井组体积含水率，％。3）计算层段配水量和全井配水量上面计算的配水强度是注采比1.0时的注水强度，一般限制层注采比为0.8,加强层注采比1.2，因此，不同性质油层注水强度不同。确定层段性质计算了每个层段的连通平均厚度，则层段水量就可以计算出来：层段注水量=层段连通平均厚度X注水强度全井配水量为层段配水量之和。上述两种确定分层水量的方法，要综合起来运用，一般新注水井（如调整井）采用第二种方法（理论计算法）比较好。老注水井要对照原配注方案，根据油田动态变化进行适当调整，用第一种方法比较好。在确定了注水量之后，由于计算注水量考虑因素比较简单，而实际情况比较复杂。因此，必须根据具体情况，结合实际经验调整计算注水量。在中高含水期注水井确定注水强度的作法是：（1） 确定主要产油量方向的注水强度；（2） 确定要调整方向的注水强度，该强度应考虑主要来水方向控制后的注水量；（3） 一口油井如存在几个含水层时，应按含水状况，分出主要控制层和次要控制层，在注水强度上应该有区别；（4） 对加强层段原则上不控制注水，但在泵压高、层段内部吸水能力相差不大时，也应该区别对待。一般情况下，加强层段的注水强度应大于区块平均注水强度；控制层段的注水强度应等于或小于区块平均注水强度。通过计算并依据动态反映进行调整，每口注水井、每个层段的配水量便可以初步确定下来。二、注水井动态分析注水井动态分析包括注水井井筒动态分析，注水指示曲线分析和油层动态分析三个方面。.注水井井筒动态分析油、套管压力的变化分析正注井油管压力，表示注入水自泵站，经过地面管线和配水间到注水井井口的压力，也叫井口压力。可用下式表示：P油管=P泵—P地面管损正注井的套管压力表示油管与套管之间环形空间的压力。下封隔器的井，套管压力只表示第一级封隔器以上油管与套管之间环形空间的压力。可用下式表示：P套=井口一P井下管损从式中可以看出，能够引起油、套管压力变化的因素有：泵压变化；地面管线渗漏、穿孔或被堵；封隔器失效；配水嘴被堵或脱落；管外水泥窜槽；底部阀球与球座不密封等。在转注时间不长和较长时间停注的井，有时套管内会聚集一些气体和原油，会出现套压高于油压的现象。井下配水工具工作状况的分析封隔器失效封隔器失效主要表现为：油、套管压力平衡，注水量上升；注水压力不变(或下降)。第一级封隔器失效的判断。正注井：油、套管压力平衡；或注水量突然增加，油管压力相应下降，套管压力上升。合注时：油、套压平衡，改正注时，套压随油压变化而变化。第一级以下各级封隔器密封性的判断。多能封隔器一级以下若有一级不密封，则油压下降(或稳定)，套压不变，注水量上升。若要具体判断是那一级不密封，则要通过分层测试来验证。配水嘴故障

水嘴堵塞：表现为注水量下降或注不进水，注水指示曲线向压力轴方向偏移，如图7-7所示。小嘴孔眼被刺大：水嘴孔眼是逐渐被刺大的，短时间内在指示曲线上没有明显反映。但时间较长后，历次所测曲线有逐渐向水量轴偏移的趋势，如图7-8所示。注水注水图7-7水嘴堵塞注水注水图7-7水嘴堵塞图7-8水嘴孔眼被刺大注水量,in3・注水量,in3・卜图7-9掉水嘴后指示曲线图7-10底部阀不密封水嘴掉落：配水器嘴掉后，全井注水量突然增高，指示曲线明显向水量轴偏移，如图7-9所示。底间阀不密封，造成注入水自油管末端进入油套管环形空间，使套管没有压差，封隔器不密封，水量显著上升，油套压平衡，指示曲线大幅度向水量轴方向偏移，如图7-10所示。注水量,『・d1（二）.注水井指示曲线的分析通过对注水指示曲线的特征及斜率变化的分析，既可以分析地层吸水能力的变化，又可以判断井下配水工具的工作状况。1、指示曲线的几种形状图7-11几种指示曲线的形状如图7-11所示，为分层测试时可能遇到的几种指示曲线的形状。.直线型指示曲线曲线1为直线递增式，该曲线反映了地层吸水量与注入压力成正比是正常曲线。曲线2为垂直式指示曲线，为不正常指示曲线。出现这种指示曲线的原因可能有以下几种：油层渗透性极差，虽然泵压增加，但注水量并没有增加。仪表失灵或测试有误差。井下管柱有问题，如水嘴全部堵死等。曲线3为递减式指示曲线，出现的原因是仪表、设备等有问题，这种曲线属于不正常曲线，因此不能用。.折线型指示曲线曲线4为折线式，表示在注入压力高到一定程度时，有新油层开始吸水，或者是油层产生微小裂缝，使油层吸水量增加。因此，这种曲线属于正常曲线。曲线5为曲拐式指示曲线，是因为仪器设备有问题，属于不正常曲线。因此不能用。曲线6为上翘式指示曲线，出现上翘的原因，除了与仪表设备有关外，还与油层性质有关即当油层条件差、连通性不好或不连通时，注入水不易扩散，使油层压力升高，注水量减小。综上所述，递增式直线和折线是常见的，它反映了井下和油层的客观

情况。而垂直式、曲拐式、递减式则是受仪器设备的影响，不能反映井下及油层的客观情况。用指示曲线分析地层吸水能力的变化由于正确的指示曲线反映地层吸水能力的大小，因而通过对比不同时间测得的指示曲线，就可以了解地层吸水能力的变化。指示曲线左移曲线左移（见图7-12）。斜率变大，吸水指数减小，说明地层的吸水能力下降。曲线1为原来所测得的指示曲线，曲线2为后测得的指示曲线（以下各曲线相同）。其原因可能是由于注入水的水质不合格及水敏引起的地层堵塞。指示曲线右移曲线右移（见图7-13），斜率变小，吸水指数增加，说明地层的吸水能力增强了。其原因可能是由于有新的小层吸水或由于作业使地层形成裂缝也可能是由于长期欠注使地层压力下降所致。图7-12指示曲线左移图图7-12指示曲线左移图7-13指示曲线右移指示曲线平行上移曲线平行上移，如图7-14所示，斜率不变，吸水指数不变，说明地层的吸水能力没变。在相同的注入量下注入压力升高，说明由于长期注水使地层压力升高了。指示曲线平行下移曲线平行下移，如图7-15所示，斜率不变，吸水指数不变，说明地层的吸水能力没变。在相同的注入量下注入压力下降，说明由于长期欠注使地层压力下降了。以上四种曲线是最基本的变化情况，一般掌握了这四种曲线，再结合现场测试情况就可以进行分析。图7-14曲线平行上移图图7-14曲线平行上移图7-15曲线平行下移注意事项：严格地讲，分析地层吸水能力的变化，必须用有效压力绘制的真实指示曲线。若用井口实测注入压力绘制的指示曲线，两次必是同一管柱结构的情况所测得的指示曲线，而且只能对比其吸水能力的相对变化。若管柱结构不同，只能把它们加以校正后用真实指示曲线进行分析。由于井下工具工作状况的变化，也会影响指示曲线。因此，用指示曲线对比来分析地层吸水能力时，应考虑井下工具工作状况的改变对指示曲线的影响，以免得出错误的解释。、油层动态分析注水井的油层情况分析油层的物性和原油物性的好坏，直接影响着油层的吸水状况，因此，必须整理注水井基础资料，搞清油层的地质状况，才能搞好注水井动态分析。搞清已射孔的层位、层数、厚度状况；搞清各油层的岩性和渗透率；搞清油层的原油性质；搞清转注前的油层压力；搞清与周围生产井油层连通情况。油层堵塞情况分析由于注入水质不合格，水中的含油、杂质及悬浮物固体颗粒会对油层炮眼及渗滤面产生堵塞，甚至有的发生细菌增殖堵塞等，导致注水井注水压力上升，吸水指数下降，注水量明显下降或者根本注不进。这时应及时化验，找出原因，采取相应的措施进行解堵。注水量变化情况分析主要是检查配注任务完成情况，分清哪些层超注，哪些层欠注。分析方法一般为：注水量上升而且过量超注，则应进行测试，检查井下封隔器是否失效；底部阀座是否密封，水嘴是否刺大等。注水井欠注，应根据注水井历次测得的系统测试资料，分析对比是井下水嘴堵塞还是由于水质差或由于作业压井液使用不当，堵塞了油层。分析清楚超注和欠注的原因，提出措施，进行水量调配，或者采取换水嘴，重配测试或增注等措施，使注水井的注水量尽量符合配注要求。注水井分层吸水量变化分析主要利用同位素测井或微差井温测井等方法测得注水井吸水剖面资料，分析各小层的吸水情况。一方面以现状分析各小层间吸水的差异情况;另一方面使用连续的吸水剖面资料可历史地分析各小层吸水状况的变化。通过分析应做好以下工作：根据各层吸水情况，进一步调整注水层段，在工艺技术条件允许的情况下，把吸水差的小层，尽可能单卡出来，通过提高注水压力加强注水，改善注水状况。对于一些与周围油井主力油层连通的欠注层，应通过酸化、压裂等油层改造措施增加注水量。对超注层，通过调配水嘴等措施，把注水量降到合理范围。对严重超注而且造成油井含水上升过快的层，可考虑暂时停注。对层数过多，油层物性差异大，在目前工艺技术条件下无法满足各油层的注水需要，而且造成水驱波及程度很低的注水井，则应研究开发层系的重新划分或增钻补充完善注水井解决。注采比的变化和油层压力情况分析为保持油田的注采平衡，一般要求注入地下水的体积应该等于采出流体地下体积。无论全井还是分层或单砂体，都要达到注采平衡的要求。但是由于油层的非均质性，导致了平面、层间、层内吸水状况不均匀。所以，通过注采比和油层压力的分析，尽量做好层间、平面的配注调整，一般通过井筒内的水嘴调整经改善层间吸水状况外，也可以通过改造油层的增注措施来改善注水状况。周围生产井的产油量、产水量、含水变化分析由于注入水在油层内推进的不均匀性，必然造成周围生产井见水时间和含水变化的不同。通过各生产井产油量、产水量、含水变化的分析，要找出见水层位和来水方向。对含水上升快的主产液层，一方面要在注水井井口控制注水量，另一方面也可以在油井上暂时卡封特高含水层。对平面矛盾大的井组，可通过注水井之间配注量的调整来解决。第三节井组动态分析的任务、内容、方法及步骤注水井组是指以注水井为中心的平面上可划分为一个单元的一组油水井。注采井组的动态分析是以一口注水井或几口注水井为中心，包括周围若干口采油井构成的注采井组的动态分析。它与单井分析的相同之处都是本着先本井后邻井、先油井后水井、先地面后地下的原则，把井组内单井的有关情况搞清楚；不同之处是井组动态分析的内容更多。一、注采井组动态分析的任务和内容注采井组动态分析的任务是把注水井的吸水状况及周围有关油井之间的关系分析清楚，并对有关的油水井分别提出具体的调整措施，确定单井配注方案，保证油田按要求合理地注水采油，获得好的油田开发效果。注采井组动态分析的主要内容如下。注采井组油层连通状况分析研究井组小层动态，主要是分析每个油层岩性、厚度、渗透率在纵向上或平面上的变化。油层连通情况是通过油水井钻遇油层经过小层对比提供的，可以编制成油层栅状连通图。有了连通图，就可以比较直观地看出注采井组内各个油层的厚度、油层物性的分布和变化情况，为井组动态分析提供了概念性的基础。但由于井与井之间油层发育情况没有资料，只是根据油层对比分析判断，又由于油层是非均质的，尤其分流河道沉积的砂岩变化很大，因此注水开发以后，还要根据生产动态资料进行油水井连通状况的检验，为油水井调整措施方案的编制提供依据。井组注采平衡和压力平衡状况分析井组注采平衡，是指井组内注入水量和采出液量的地下体积相等，并满足产液量增长的需要。油田注水的主要目的，一是保持油层能量，使采油井具有足够的生产能力；二是通过改善注入水的水驱效果不断提高各类油层的水驱效率和波及系数，从而提高油田采收率。要达到上述目的，必须经常从四个方面搞好井组注采平衡状况和压力平衡状况的动态分析：分析注水井全井注水量是否达到配注要求，再分析各采油井采出液量是否达到配产液量的要求，计算出井组注采比。分析各层段是否按分层配注量进行注水。一口分层注水井往往分多个层段注水，每个层段又都是按油层物性情况和采液量要求配水的。所以，分层段注水量应尽量按配注量的要求范围进行注水。根据采油井产液剖面资料，计算出注水井对应层段的产液量，然后算出分层段注采比，进行分层段注采平衡状况的分析。对井组内各油井采出液进行对比分析，尽量做到各油井采液强度与其油层条件相一致。对井组内的油层压力平衡状况进行分析。这里说的压力平衡一方面是指通过注水保持油层压力基本稳定；另一方面是指各生产井之间，油层压力比较平衡，在很大程度上，压力平衡也反映了注采平衡情况。通过油、水井取得的压力资料和液面资料，定期进行油层压力平衡状况的监测和分析，从中找出问题所在，提出配注的调整措施意见。井组综合含水状况分析每个油藏的水驱状况和综合含水情况：在油层物性和原油物性相同情况下，在不同含水阶段有着不同的含水上升规律。通过实验室和现场实际资料的统计分析，都可能得到分油藏的含水上升率随含水变化的关系曲线，其变化趋势一般是在油藏开发初期到低含水阶段，含水上升速度呈现逐渐加快趋势；含水率达到50%左右时，上升速度一般是最快的；进入高含水阶段，含水上升速度将逐渐减缓下来。一般情况下，油层非均质越严重，有明显的高渗透层或大孔道存在时，含水上升是比较快的。原油粘度越高，含水上升也越快。井组含水状况分析的目的，就是通过定期综合含水变化的分析，与油藏所处开发阶段含水上升规律对比，检查综合含水上升是否正常；如果超出规律，上升过快，则应根据注水井的吸水剖面和采油井产液剖面资料，结合各层的油层物性情况，进行综合分析，找出原因。分析注水井层段配注是否合理，注水井井下封隔器是否不密封造成窜漏；或某口油井产水量过高、某个油层注入水严重水窜等各种原因。一般情况下，注采井组动态变化反映在油井上，大致下列几种情况:注水效果好，油井产量、油层压力稳定或者上升，含水上升比较缓慢；有一定注水效果，油层产量、油层压力稳定或缓慢下降，含水呈上升趋势。无注水效果，油井产量、油层压力下降明显、气油比明显上升；油井很快见水而且含水上升快，产油量下降快，则必然存在注水井注水不合理。每个注采井组，通过对注采平衡、压力平衡、含水上升变化情况的分析，结合油层物性和连通状况的综合分析，从中找出存在于油、水井的各种矛盾及其原因，再结合油藏开发不同阶段合理开采界限的要求，进行注采系统调整，或进行注、堵、压、换等相应的调整和控制措施，并落实到井和层。即对注水井低渗透欠注层采取增注措施；对高渗透水窜层控制注水，调解井与井、层与层之间的矛盾，协调好井组内各层、各井之间的注采关系，使井组的开发状况尽量达到最佳效果，从而提高开发单元的开发水平。二、注采井组动态分析的方法、步骤准备所需资料井组井位图、栅状连通图、平面图、井组生产数据表、油水井注采曲线、注水井吸水剖面、油井产液剖面等资料。了解井组的基本情况注采井组在区块(断块)所处的位置和所属的开发单元。注采井组内油、水井数，油、水井排列方式和井距。油井的生产层位和注水井的注水层位，以及它们的连通情况。注采井组至目前为止所采取的各种措施及效果。注采井组目前的生产状况，包括日产液量、日产油量、含水率、日注水平、动液面深度、井组注采比和生产制度等。对比生产指标将井组分析阶段初和阶段末的各项指标进行对比，一般包括：日产液量、日产油量、含水率、动液面、原油物性、气油比、油田水性质等。1)对比出现的结果各项指标均比较稳定。含水和日产液量同步上升，日产油量相对稳定。含水稳定，日产液量下降或上升，引起日产油量下降或上升。日产液量稳定，含水上升或下降，引起日产油量下降或上升。含水上升，日产液量下降，使产油量大幅度下降。2)划分对比阶段井组的生产情况，总是波动起伏的，为了使分析更加明确、更加清晰、可以把分析过程细分为几个阶段。根据日产油量变化趋势划分为：产量上升阶段、产量下降阶段和产量稳定阶段。根据注水井上措施的时间划分为：方案调整前、方案调整后两个阶段。根据油井采取的措施划分为：措施前、措施后两个阶段。分析原因分析影响井组生产变化的主要因素首先，通过油井生产数据表或井组单井开采曲线，将井组内产液、产油、含水等指标变化大的井作为井组中的典型井，然后分析影响典型井产油量的主要因素。分析时可用以下公式：M=(qm-qc)(1-fC) (7-7)式中：M——由于液量变化而影响的产油量，t；qm 阶段末产液量，t；qc 阶段初产液量，t；fwc——阶段初含水率，％。n=qm匕-" (7-8)式中：N——由于含水率变化而影响的产量，t；fwm——阶段末含水率，％。将M与N对比，即可知道主要是由于液量的变化还是含水的变化影响了油井产量的变化。分析原因(1)在水井上找原因水井注水量的变化，一方面可是使不同井点注入水推进速度不均衡而造成平面矛盾，另一方面也可能是同一口水井不同层段注入水不均衡而造成层间矛盾。因此，要分析与典型井相连通的注水井注水情况，周围水井注水是否正常，各层段是否能完成配注，是超注还是欠注，哪口井进行测试、调整和作业，影响了多少注水量等。(2)在相邻的油井(同层系)找原因与典型井相邻油井的生产变化，往往也会影响典型井的生产，如相邻井放大生产压差，会造成井区能量下降，使典型井产量下降；相邻井改层生产，会使平面上注采失调，使典型井含水上升；相邻井开、关井也会使典型井生产情况变化。总结井组存在的问题通过典型井分析，找出井组中存在的问题，主要包括：平面矛盾突出，注采井网不够完善，油井存在着单方向受效的问题。层间矛盾突出，注水井注水不合理，潜力层需要水量但注不进去高含水层又注得太多，造成单层水淹严重。注采比低，能量补充不够，造成地下亏空大，影响了油井产液量的提高。工作制度不合理，地下能量充足的油井生产压差过小，影响潜力的发挥；地下亏空较大的油井却用大泵抽，使地层能量严重不足。当然还有其他问题，可以根据井组的具体情况进行总结。提出调整措施通过对注采井组的分析，总结出注采井组在开发中存在的问题，最后提出下一步调整措施，这些措施主要分为两大类。1)油水井的调整为了解决注水开发中不断出现的三大矛盾，提高采收率，可以进行油水井调整，这种调整主要在注水井上调整层段注水量。(1)提高中、低渗透层的注水强度，适当降低高渗透层的注水量或间歇停注，调整层间矛盾。在油田注水开发的过程中，那些有效厚度大，渗透率高的主力油层往往采出程度高，见水快。为了保持油水井产油量的稳定，一部分含水率较高的主力油层被封堵，而以低渗透率的非主力油层生产。在这种情况下，对于相连通的注水井，就应当提高中、低渗透层的注水强度，适当降低高渗透层的注水量或定期停注，调整层间矛盾。加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水，调整平面矛盾。由于油层平面上渗透率差异较大，存在着单向受效的问题，造成油层平面上的舌进。在这种情况下，应当加强非主要来水方向的注水，控制主要来水方向的注水，使注水在平面上处于相对平衡状态，水线均匀推进。进行选择性堵水，解决层内矛盾。或者采职注聚合物驱油技术，提高水驱油效率。2)油井增产措施改层生产。对于长期多层合采的油井，如果含水率已经很高，分析出主要高含水层后将其封堵，充分发挥中、低渗透层的作用。放大生产压差。在能量充足、产液量高、含水率低的井区，可以采取放大生产压差的办法，通过提液来增加产量。改造油层。在油田开发过种中，经常遇到一些低渗透油层，即使在较大生产压差下，也很难获得高产。对于这些油层常采取压裂、酸化等油层改造措施。例题：某井初期日产液为100t，含水70%，末期日产液80t，含水为90%，求液量下降影响的油量和含水上升影响的油量各是多少，分析产油量下降的主要因素。解：已知：g尸100t/d，衔8°t/d，九尸70%=0.7，九二90%=0.9求：M、N。解M=(综一％)(1—4>(80T00)(1—0.7)=—6(t)NF(L—4>80(°.7—°.9)=—】6(t)答：液量下降影响的产油量为6t(负号表示使产量下降)。含水上升影响的产油量为16t。分析出含水上升是产油量下降的主要因素。下面我们核对一下结果是否正确：初期产油量qc=qc(1一九)=100(1—0.7)=30t/d末期产油量q舟q^(1—fj=80(1—0.9)=8t/d结果和实际相符。第四节井组动态分析实例N25-13、C25-13井组动态分析一、井组基本概况N25-13、C25-13井组位于文25西块南部，目前共有油井4口，25-91、25-C75、N25-38、25-102有注水井4口，N25-13、C25-13、和25-38、25-C86控制面积0.11Km2，地质储量36X104t，到2006年3月累计产油170824t,累计产水190214m3，累计注水581160m3，采出程度为47.5%，原始压力系数1.27。具体情况如下表。N25-13、C25-13基本概况统计表（截止到2006年3月）井号生产层位层数厚度投产时间转注时间连通层数连通厚度累计产油累计产水累计注水备注层数%厚度%N25-13S2下1-2+4-5923.597.4.2602.6.221027835529845932月动关C25-13S2下3-51946.902.5.405.1.19694940801955825-38S2下1-52142.196.6.301.3.1213674918413684325-C86S2下2-3+6923.403.7.1005.3.306375568107932月钻关25-C75S2下3-61523.603.5.17128017.675429317336C25-13连通25-91S2下2-61739.197.5.2863518462637950334N25-13连通C25-13连通25-38连通95326.768105927.771N25-38S2下4+6-S3上11732.205.10.3444209425-10206.3.106.4.1632.81573月1日新投25-11S2下1-74369.879.8.2488.1.2111000078305报废25-94S2下1-5+8173298.5.22839524784报废25-13S2下1-83161.179.10.1187.12.11172785008105118报废25-75S2下1-4-S3上12340.887.7.1799.1.13545165979136864侧钻25-86S2下1-32035.787.9.1197.1.2616948301619086侧钻合计170824190214581160

25-88—23365-10754-120 W5725-854525-9725-90井组构造井位图瓯365-495465-2454-325-98325-C8025-80一235°75

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325-81-2400-2865-2893218.4-8068.665-10425-37223.725-94WC25-121025-88—23365-10754-120 W5725-854525-9725-90井组构造井位图瓯365-495465-2454-325-98325-C8025-80一235°75

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325-81-2400-2865-2893218.4-8068.665-10425-37223.725-94WC25-121025-865-：20230014.8吗923502540如4>C7g|25-11'5-1065-949165-865-8865-26C25-4165-C3925-465-3925-7925-17_2413-二、开采史简介及目前生产状况1.开采史简介本井组投产于1979年8月24日25-11井投产，到1979年10月11日25-13井投产。由于25西块构造复杂，注采井网一直难以完善，产量呈逐井组历年年产油量曲线

井组历年年产油量曲线年下降趋势。（从历年年产油量曲线上可以看出）N25-13、C25-13井组单井历年年产油量统计表井号年度N25-13C25-1325-3825-C8625-C75:>5-91N25-3825-10225-1125-9425-1325-7525-86合计19799083607451519804233999442219811458149629541982477244729241983108710712158198416391959359819851490869235919861882672255419872167686392127729546198820258275386114151989710843431145119904396340578011991412298051021992522424054641993511239755091994448374490199541444144199624214448686919972703458821463564130011998355235252913132723861370319991206216429591549407918200016028562254226469762001117913325161551537920023629782083825592220032748540674401954985302004122382575308233052922005152665378836268301987年因25-75、25-86两口井投产及25-13转注使井组产量进入到第一个高产期，年产油量达到1.1万吨以上。由于井组构造复杂、注采井网不完善，油井能量下降快、产量下降快，到1995年井组产量又回降到0.4万吨。到1996年后加密井网投产了25-38、N25-13、25-91、25-94四口井使井组年产油量达到第二个高峰期。1998年年产油量达到1.37吨。但仍然因地层能量下降快、产量下降快，2000年年产量下降到0.7万吨。由于1999年转注了25-75,2001年转注了25-38，并同时进行层内调剖使25-91油井见效比较好，到2003年井组年产油量回升到0.8万吨，2004年又下降到0.53万吨，2005年因综合治理效果好井组年产油量又回升到0.68万吨。从井组历年年产油量曲线上可以看出：2.目前生产状况见：目前单井生产状况统计下表目前单井生产状况统计表井号生产层位厚度工作制度日产液日产油含水液面配注油压实注25-侧75S2下3-62338x4.8x6.510.75.648128525-91S2下2-639.144x4.8x622.78.960.81702N25-38S2下1-210.138x4.8x4.516.32.386140225-102S2下4-511.538x4.8x5.54.70.294.42244C25-13S2下3-546.9301830N25-13S2下1-2+4-523.550225025-C86S2下2-3+623.4402729合计54.41768.81658120109目前该井组井口日产液量54.4t，日产油量17.0t，综合含水68.8%，平均动液面1658m，日注水量109m3，注采比1.67。三、动态分析生产动态分析从2005年元月份到目前该井组的产能大致可分为四个阶段：即：①产油量稳定上升阶段：2005年元月到6月上旬。②产量大幅度上升阶段：2005年6月中旬到2005年10月中旬。③产油量下降阶段，2005年10月下旬到2005年11月底。④产量稳定阶段：2005年12月到2006年3月。1）产量稳定上升阶段：2005年元月到6月上旬。日产油量由1月6日的12.7t上升到6月10日16.2t，含水由65.9%下降到60.4%，日产液量由37.2t上升到41.9t。本井组在这一阶段的产油量一直保持稳定，并稳中有升，其主要原因是我们对N25-13井采取了间歇注水的方式使25-91井见效比较好，产量处于上升趋势从25-91井的生产曲线上可以看出。N25-13井2005年1-5月进行了三个周期。282第一个周期：N25-13井于2004年12月12日一2005年2月5日动态关井。实施期间25-91井的生产形势逐渐变好，到2月初日产液量稳定在26吨/日，日产油由9吨/日上升到13吨/日，含水由65%下降到50%，液面由1549米下降到1665米。N25-13N25-13C25-13井组连通图25-91S2T20.8T0.5干5.a4.a25-38保下1W'd[I.5干2.92.70.5干0.汗0.8干1.61.01.31.00.70.72.02.02.02.01.71.71.口干0.5干2.02.01.51.40.90.52.42.22.22.02.12.11.61.4T10.&-p1.11.01.91.71.51.51.31.2.11.51.31.下32,£2下131.讦1.21.04"11.E■干1.E■干0.T干1.T干0.T干0.T干211.1干0.T干D.6干1.81.64"11.汗M干£2下4昵下41.汗1.4干1.T干0.7干211.5干1.T干1.E■干0.T干7.67.6F1T3.T水1.E■干1.口干1.林1.口干T20.E干£2下60.9干20.9干1.31.1.31.71S2T511S2T51"152下2,1^1+2S2T321+2S2T423S2T5111.11.1新25-13井吸水剖面柱状图砂层蛆测弁曰期湘H

注水呈2003.T.1893.0m3/日则芝旦期20C4.2Z3

淮I出—WU.5MPa注水昼104m37B，|，厕乒口用£OD4.7.23定渴压23.4MP1导吐水垦15.Elma/ECl2222^1~41S2T21S2T21152^214 1.151 1.63.50B.g52 6.0 34.5937.631i 52I6.0 32.6B11 2.(1 11 2I]12 30 252^552T5 32 3.73325-38井吸水剖面柱状图砂层组测并日期注水屋2口口1.E.2乏21.5MPa~137m3/S310.5?1 0.S11+21 3.7 15.115.742.77O2315112£T2^2S44.11425.31S为了保证25-91的能量，我们于2月5日到3月7日进行注水，日注水量控制在100方/日左右，使25-91的液量一直保持在25吨/日左右，油量一直稳定在13-15吨/日之间液面上升到1500米以上。含水一直控制在50%以下，很好地保证了25-91的高产稳产。第二周期：N25-13于3月7日到一4月20日进行动态关井后，25-91井的含水一直稳定在45%左右，日产油稳定在13吨以上，到了3月底出现液量下降的趋势，含水稳定，油量下降到13吨/日。对此我们于4月20日进行注水。这次注水后20天出现含水上升的趋势，油量下降，据此我们推算出，N25-13和向25-91进的水线推进速度为20米/天，得出每次间歇注水的最佳周期为21天，故于5月12日进行动态关井。第三个周期：N25-13于5月12日到6月4日动态关井期间，25-91仍然是含水上升，油量下降，到5月底含水己上升到73%，油量下降到6.9吨/日。液面下降到1700米以下，产量下降到一年来的最低点。到此时N25-13间歇注水后使25-91井年累计增油达到498吨。到了5月份25-91出现产油量下降含水上升的趋势，含水上升到73%，油量下降到6.9吨，其主要原因是25-91井的另一方向的注水井25-38因出砂，砂埋油层S二下3-5后注水量下降，25-38井大修未成功只能带病注水S二下1-2日注水量一直在20方以下，使25-91少了一个注水方向，同时因N25-13缺失S2下3地层造成S2下3层段没有了能量补充。平面矛盾和层间矛盾加剧造成了25-91产量下降、能量下降，使N25-13不得不放弃周期注水改连续注水。虽然25-91到2005年出现产量下降的趋势为什么该井组产量反而出现了产量大幅度上升的趋势呢?下面我们分析第二阶段产量大幅度上升的阶段。2）产量大幅度上升阶段：2005年6月中旬到2005年10月上旬。这一阶段日产油量由16.2t上升到了30.1t，含水由60.4%下降到51.5%，日产液量由40.9t上升到62t。这一阶段油量大幅度上升的原因主要是25-C75产量见到了C25-13的注水效果。侧25-13井于2005年1月19转注，初期在4.5Mpa压力下日注110方，25-侧75井2005年4月6日开始有见效显示，液量上升，由见效前的11.1吨/日上升到16.6吨/日。含水由81.5%下降到64%，油量由2.1吨/日上升到6吨/日，液面由1808米上升到1706米。由于见效明显。为防止25-侧75过早水淹，我们及时对侧25-13进行了配注调整，于2005年4月14日将配注量120方/日下调到60方/日，使25-侧75于4月份一直保持含水下降，液量、油量上升的趋势，我们于5月初又将配注由60方/日下调为40方/日，使25-侧75井在液量上升，油量上升，含水下降的动态趋势下延续到8月底。到8月底日产油量己经上升到13.5吨/日，是全年产油量最高值，液量上升到24.1吨/日，含水下降到43.8%，液面774米，处于该井投产以来的最好时期，到10月上旬日产油量仍保持在11t以上。另外，新25-38井于2005年10月4日投产，初期日产油8吨，含水28849%，是井组10月上旬产量上升的主要原因。侧25-13井吸水剖面柱状图测养曰期2i：iU&.2.18油压18.OM