注采井组动态分析

第七章注采井组动态分析为目标。来改善油井的生产状况，提高油田的注采治理水平。本章所要讲的主要内容是：油田注水开发的“三大冲突析，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冲突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。而中低渗透层或一、注水开发的三大冲突层间冲突层间冲突就是高渗透性油层与中、底渗透性油层在吸水力量、水线(油水前缘)推动速度等方面存在的差异性，是影响开发效果的主要冲突，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，生产力量不能充256

图7-1 层间冲突示意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，地层压力和流淌压力明显上升，形成高压层，严峻的干扰中、低渗透层的工作，致使这些层少出油或不出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。层间冲突的表现：注水井转注后，高渗透层见效快，初期高产继而含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，层间冲突会越来越大，其缘由，是高渗透层通过长期注水冲刷，其胶结物越来越少，渗透0.4μm2左右，经过长期注水冲刷后，目前个别地方的渗透2μm2以上。的不同，造成了各层的物性和渗透率的不同。而形成了层间冲突。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油井厚度权衡平均渗透率hk油层厚度权衡平均渗透率＝11

hk2

hkn nh11 2 式中：h、h……h1 2 1 2 k、k……k1 2

hh2 n单层突进系数越高说明层间冲突越严峻。平面冲突由于油层渗透率在平面上分布的不均一呈舌状窜入油井，形成“舌进”如图7-2所示。

图7-2 局部舌进示意257效果，造成压力下降，产量递减。突出。渗透率低。以及井网对油层各部位的掌握程度不同。而形成平面冲突。大小，扫油面积系数越小，平面冲突越严峻。扫油面积系数＝井组单层水淹面积井组单层掌握面积层内冲突7-3所示。由于油井过早见影响驱油效果。

图7-3 层“指进现象示意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，30%。层内冲突的形成主要有以下几点：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，而大局部258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。地层韵律形成层内冲突由于地层沉积的时间环境不同形成地层的韵律也不同。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动，底部水淹早。水重力的影响，起到了调整层内冲突的作用。注入水在油层内推动状况比较均匀，注采效率高，采出程度高。岩石颗粒上部和下部较粗中间较细，渗透率也是中间局部较低，注入水在油层中推动状况具有了正反韵律的共同特点，一般是下部水淹比较严峻。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。1米，多形成于分流平原——湖相沉积的分流砂，内外前沿席状砂，滨外坝等砂体类型。一般状况下渗透率低，水淹程度低，在较低的水驱掌握程度下，动用不好。表示层内冲突的参数：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)反映层内冲突的大小。水淹厚度系数越低说明层内冲突越严峻。水淹厚度系数＝见水层水淹厚度见水层有效厚度水井工作制度假设与地质状况不相适应，将会加剧上述各种冲突。259二、调整三大冲突的方法的方法解决，才能取得预期的效果。关于层间冲突的调整况越来越差，全井以致全开发区高产稳产受到威逼。这就要依据不同状况实行两套措施。的油层进展压裂改造，以提高产能。的调整。用差的也可以划做局部调整对象。力量确定井网密度、布井方式和注水方式。层系、井网和注水方式的调整要留意和老井协作好。在不加剧原井层间冲突的原则下，可以进展层系井网的相互利用或互换。但一般在油层较多或调整对象储量较大的状况下，最好另布一套差油层调整井网，特别是象我国这样陆相沉积的非均质多油层，平面上形态简单，变化急剧，即使原井较密，也很难准确把握其渗透率变化。为原则，注水井层系划分要细，油井可以相对粗一些。260关于平面冲突的调整平面冲突的本质是注入水受油层非均质性掌握，形成不均匀推动，造成局部渗透率低的地区受效差，以致不受效。因此，调整平面冲突，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，(由行列改面积)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，有利于扩大涉及面积；156井是日产130t的高产井，考虑到它四周六口油井的需要，将其转注后，四周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。关于层内冲突的调整也有两套。厚油层，夹层分布越稳定，细分的效果就越好。〔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。低含水部位再进展压裂措施，也可以调整出油剖面。进展介绍。261长高产稳产期，得到好的注水开发效果。其次节注水井动态分析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状况、每小层吸水量的变化状况、注采比、压力变化状况、四周生产井产量及含水变化状况常常进展动态分析，提出措施，最大限度地提高水驱采收率。容：一、注水井分层配水的根本方法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。以利于提高开发效果来确定各层水量，根本方法如下：以注水井为中心，以油砂体为单元划分好井组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90%～130%为注水合格。80%～120%，为注水合格。262停注层：累积注水量大，四周油井水淹严峻的层。针对油田开采的现状制定掌握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分。计算注水井层段注水量注采平衡法依据注采平衡原理，井组的层段注水量计算公式为：层段注水量=(层段总采油量×原油体积换算系数+层段总产水量)×注采比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。井射开连通厚度平均：连通平均厚度＝(油井连通厚度之和＋注水井射开连通厚度) 2油井数计算井组掌握面积。7-4所示：S=ab 〔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2637-5所示：S——面积；a——井距；b——排距。

S=4ab

图7-5 反九点法面积注7-6所示：

水井网组示意图1a 3a2 2 〔7-2〕S——面积；a——井距。

S3 3a22

〔7-3〕图7-6 四点法面积注水井网井组示意图依据要求的采油强度，计算注水强度，当采油速度为υ时，依据储量计算公式，在无水时井组日采出地积为：QSHSo 〔7-4〕350采油强度为：

QSSo 〔7-5〕H 350式中：Q—采油地积，m3；S——井组面积，m2；264H——层段连通平均厚度，m；%；So——含油饱和度，%；350——一年有效生产天数；Q——采油强度，m3/〔d·m。H1.01m31m3水。因此，可视为注水强度。假设井组内油井已见水，则注水强度为：Q SSo

〔7-6〕H 350(1f)式中：f——井组体积含水率，%。计算层段配水量和全井配水量1.00.8，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：=层段连通平均厚度×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，一般注水井(如调整井)承受其次种方法(理论计算法)比较好。老注水井要比照原配注方案，依据油田动态变化进展适当调整，用第一种方法比较好。在中高含水期注水井确定注水强度的作法是：确定主要产油量方向的注水强度；注水量；次要掌握层，在注水强度上应当有区分；差不大时，也应当区分对待。一般状况下，加强层段的注水强度应大于区块平均注水强度；掌握层265段的注水强度应等于或小于区块平均注水强度。便可以初步确定下来。二、注水井动态分析动态分析三个方面。(一).注水井井筒动态分析油、套管压力的变化分析水井井口的压力，也叫井口压力。可用下式表示：P=P油管

－P泵 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。下封隔器可用下式表示：P=P套

－P井口 井下管损有时套管内会聚拢一些气体和原油，会消灭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不变〔或下降。①第一级封隔器失效的推断。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。②第一级以下各级封隔器密封性的推断。多能封隔器一级以下假设有一级不密封，则油压下降〔或稳定变，注水量上升。假设要具体推断是那一级不密封，则要通过分层测试来验证。配水嘴故障2667-7所示。7-8所示。图7-7 水嘴堵塞 图7-8 水嘴孔眼被刺大7-9所示。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7-10所示。图7-9 掉水嘴后指示曲线 图7-10 底部阀不密封〔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267力量的变化，又可以推断井下配水工具的工作状况。1、指示曲线的几种外形图7-11 几种指示曲线的外形7-11所示，为分层测试时可能遇到的几种指示曲线的外形。1〕.直线型指示曲线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。2为垂直式指示曲线，为不正常指示曲线。消灭这种指示曲线的缘由可能有以下几种：①油层渗透性极差，虽然泵压增加，但注水量并没有增加。②仪表失灵或测试有误差。③井下管柱有问题，如水嘴全部堵死等。3为递减式指示曲线，消灭的缘由是仪表、设备等有问题，这种曲线属于不正常曲线，因此不能用。2〕.折线型指示曲线4为折线式，表示在注入压力高到肯定程度时，有油层开头吸水，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。5为曲拐式指示曲线，是由于仪器设备有问题，属于不正常曲线。因此不能用。6为上翘式指示曲线，消灭上翘的缘由，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，注入水不易集中，使油层压力上升，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268及油层的客观状况。2、用指示曲线分析地层吸水力量的变化间测得的指示曲线，就可以了解地层吸水力量的变化。指示曲线左移曲线左移〔7-112〔以下各曲线一样堵塞。指示曲线右移曲线右移〔7-1增加了。其缘由可能是由于有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。２1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7-14所示，斜率不变，吸水指数不变，说明地层的吸水力量没变。在一样的注入量下注入压力上升，说明由于长期注水使地层压力上升了。指示曲线平行下移7-15所示，斜率不变，吸水指数不变，说明地层的吸水力量没变。在一样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。以上四种曲线是最根本的变化状况，一般把握了这四种曲线，再结合269现场测试状况就可以进展分析。图7-14 曲线平行上移 图7-15 曲线平行下移留意事项：指示曲线。假设用井口实测注入压力绘制的指示曲线，两次必是同一管柱构造的状况所测得的指示曲线，而且只能比照其吸水力量的相对变化。假设管柱构造不同，只能把它们加以校正后用真实指示曲线进展分析。曲线比照来分析地层吸水力量时，应考虑井下工具工作状况的转变对指示曲线的影响，以免得出错误的解释。〔三、油层动态分析1)注水井的油层状况分析析。(1)搞清已射孔的层位、层数、厚度状况；(2)搞清各油层的岩性和渗透率；(3)搞清油层的原油性质；(4)搞清转注前的油层压力；(5)搞清与四周生产井油层连通状况。2)油层堵塞状况分析270化验，找出缘由，实行相应的措施进展解堵。注水量变化状况分析方法一般为：效；底部阀座是否密封，水嘴是否刺大等。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缘由，提出措施，进展水量调配，或者实行换水嘴，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：依据各层吸水状况，进一步调整注水层段，在工艺技术条件允许的改善注水状况。油层改造措施增加注水量。超注而且造成油井含水上升过快的层，可考虑临时停注。油层的注水需要，而且造成水驱涉及程度很低的注水井，则应争论开发层系的重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状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当等于采出流体地积。无论全井还是分层或单砂体，都要到达注采平衡的要求。但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。四周生产井的产油量、产水量、含水变化分析由于注入水在油层内推动的不均匀性，必定造成四周生产井见水时间271冲突大的井组，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、方法及步骤的有关状况搞清楚；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上或平面上的变化。油层连通状况是通过油水井钻遇油层经过小层比照供给的，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状况，为井组动态分析供给了概念性的根底。但由于井与井之间油层发育状况没有资料，只是依据油层比照分析推断，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，还要依据生产动态资料进展油水井连通状况的检验，为油水井调整措施方案的编制供给依据。井组注采平衡和压力平衡状况分析满足产液量增长的需要。系数，从而提高油田采收率。272平衡状况的动态分析：量是否到达配产液量的要求，计算出井组注采比。分析各层段是否按分层配注量进展注水。一口分层注水井往往分多分层段注水量应尽量按配注量的要求范围进展注水。依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，进展分层段注采平衡状况的分析。对井组内各油井采出液进展比照分析，尽量做到各油井采液强度与其油层条件相全都。是指通过注水保持油层压力根本稳定；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状况。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状况：在油层物性和原油物性一样状况下，在不同含水阶段有着不同的含水上升规律。通过试验室和现场实际其变化趋势一般是在油藏开发初期到低含水阶段，含水上升速度呈现渐渐加快趋势；含水率到达50%左右时，上升速度一般是最快的；进入高含水阶段，含水上升速度将渐渐减缓下来。含水上升是比较快的。原油粘度越高，含水上升也越快。过高、某个油层注入水严峻水窜等各种缘由。一般状况下，注采井组动态变化反映在油井上，大致以下几种状况：273慢；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；(4)油井很快见水而且含水上升快，产油量下降快，则必定存在注水井注水不合理。水平。二、注采井组动态分析的方法、步骤预备所需资料线、注水井吸水剖面、油井产液剖面等资料。了解井组的根本状况(1)注采井组在区块〔断块〕所处的位置和所属的开发单元。(2)注采井组内油、水井数，油、水井排列方式和井距。(3)油井的生产层位和注水井的注水层位，以及它们的连通状况。(4)注采井组至目前为止所实行的各种措施及效果。(5)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。比照生产指标量、日产油量、含水率、动液面、原油物性、气油比、油田水性质等。比照消灭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。274(5)含水上升，日产液量下降，使产油量大幅度下降。划分比照阶段可以把分析过程细分为几个阶段。量稳定阶段。段。4.分析缘由分析影响井组生产变化的主要因素油量的主要因素。分析时可用以下公式：M(qm

C wC

) 〔7-7〕式中：M——由于液量变化而影响的产油量，t；q——阶段末产液量，t；qmqc——阶段初产液量，t；fwc——阶段初含水率，％。Nq (fm wc

f ) 〔7-8〕wmN——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了油井产量的变化。分析缘由在水井上找缘由水井注水量的变化，一方面可是使不同井点注入水推动速度不均衡而造成平面冲突，另一方面也可能是同一口水井不同层段注入水不均衡 275测试、调整和作业，影响了多少注水量等。在相邻的油井〔同层系〕找缘由典型井生产状况变化。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：(1)(2)层间冲突突出，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，造成单层水淹严峻。提高。发挥；地下亏空较大的油井却用大泵抽，使地层能量严峻缺乏。固然还有其他问题，可以依据井组的具体状况进展总结。提出调整措施提出下一步调整措施，这些措施主要分为两大类。油水井的调整水井调整，这种调整主要在注水井上调整层段注水量。停注，调整层间冲突。往采出程度高，见水快。为了保持油水井产油量的稳定，一局部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。在这种状况下，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276渗透层的注水量或定期停注，调整层间冲突。加强非主要来水方向的注水，掌握主要来水方向的注水，调整平面冲突。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。在这种状况下，应当加强非主要来水方向的注水，掌握高水驱油效率。油井增产措施出主要高含水层后将其封堵，充分发挥中、低渗透层的作用。放大生产压差的方法，通过提液来增加产量。较大生产压差下，也很难获得高产。对于这些油层常实行压裂、酸化等油层改造措施。100t70%80t，含水为下降的主要因素。解：qc q f ：=100t/d，=80t/d，qc q f m wc wm求：M、N。q q 解M=( －)(1－)=(80－100)(1－0.7)=－q q m c wcq f N= ( －)=80(0.7－0.9)=－q f m wc wm)。16t。下面我们核对一下结果是否正确：q q 末期产油量= (1－)=80(1－q q m m wm结果和实际相符。277第四节井组动态分析实例N25-13、C25-13井组动态分析一、井组根本概况254口，25-91、20063170824t，581160m347.5%，原始压力系1.27。具体状况如下表。生产投产 转注连通层数连通厚度累计累计 累计1059 27.771生产投产 转注连通层数连通厚度累计累计 累计1059 27.77125-38连通S24+6-S3井号层位层数厚度时间时间层数%厚度%产油产水注水备注N25-13S21-2+4-5923.597.4.2602.6.221027835529845932月动关C25-13S23-51946.902.5.405.1.19694940801955825-38S21-52142.196.6.301.3.1213674918413684325-C86S22-3+6923.403.7.1005.3.306375568107932月钻关25-C75S23-61523.603.5.17128017.675429317336C25-13连通6351846N25-13连通25-91S22-61739.197.5.2895326.7682637950334C25-13连通N25-381732.205.10.34442094125-10206.3.106.4.1632.815731日投25-11S21-74369.879.8.2488.1.2111000078305报废25-94S21-5+8173298.5.22839524784报废25-13S21-83161.179.10.1187.12.11172785008105118报废S21-4-S325-752340.887.7.1799.1.13545165979136864侧钻125-86S21-32035.787.9.1197.1.2616948301619086侧钻合计17082419021458116027854-1 20

-23065-107

W5725-88 25-85450

井组构造井位图

25-9725.3

25-90

65-4954-3

31.0

-2300

5425-87

25-37

N25-38 18.4

65-2425-98

25-92 14.825-39

25-3820

65-8065-108 68.63

15.4

23.125-91

0-23

17.1

65-104

65-94

65-8350

25-80

-2350

25-75

25-C75

25-1125-10225-94

65-88

9165-26-2 5025-C867WC25-13721

-2340

28.0

C25-41W6725-78

-2350NW25-13

25-86

65-9328.865-28

65-C39

25-423945

12.825-13

C65-28

65-3925-81 0

65-922 -2400

13--2400

25-83二、开采史简介及目前生产状况1.开采史简介

25-79

25-17

450-197982425-1119791011日25-13250

始终难以完善，产量呈逐25-8216000

-2450

-24

65-19250 053-7120008000

114159546

114517801

-13001

37037918

8530

68304000

4515442229243598

546455092554 5102

68694144

6976529259225292537929540

21582359

4490197981

85

89

93

97 992001

03 05井组历年年产油量曲线

279〔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N25-13C25-1325-3825-C8625-C7525-91N25-3825-10225-1125-9425-1325-7525-86 合计年度197990836074515198042339994422198114581496295419824772447292419831087107121581984163919593598198514908692359198618826722554198721676863921277295461988202582753861141519897108434311451199043963405780119914122980510219925224240546419935112397550919944483744901995414441441996242144486869199727034588214635641300119983552352529131327238613703199912062164295915494079182000160285622542264697620011179133251615515379200236297820838255922200327485406744019549853020041223825753082330529220051526653788362683025-75、25-8625-13转注使井组产量进入到第1.1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0.4万280199625-38、N25-13、25-91、25-94四口井使地层能量下降快、产量下降快，2000年年产量下降到0.7万吨。由于199925-75，200125-3825-91油井20030.820040.5320050.68万吨。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25-75S23-62338×4.8×6.510.75.648128525-91S22-639.144×4.8×622.78.960.81702N25-38S21-210.138×4.8×4.516.32.386140225-102S24-511.538×4.8×5.54.70.294.42244C25-13S23-546.9301830N25-13S21-2+4-523.550225025-C86S22-3+623.4402729合计54.41768.8165812010954.4t，日产油量17.0t，综合含水68.8%，平。三、动态分析生产动态分析6200511月底。④产量稳定阶段：20051220063月。产量稳定上升阶段：20056月上旬。61016.2t65.9%下保持稳定，并稳中有升，其主要缘由是我们对N25-13井实行了间歇注水25-91井的生产曲线上可以看出。N25-1320051-5月进展了三个周期。281第一个周期：N25-1320041212日－200525日动态关井。28225-91226吨/65%50%，液面由15491665米。28428525-91253725-9125吨/日左右，13-15吨/1500米以上。含水始终掌握25-91的高产稳产。其次周期：日到－420日进展动态关井后，25-91井的含水133月底消灭液量下28613吨/420日进展21512日进展动态关井。第三个周期：N25-1351264日动态关井期间，25-91仍旧是含水上73%6.9吨/日。液N25-13间25-91498吨。到了5月份25-9173%，6.925-9125-38因出砂，砂埋油层S3-5后注水量下降，25-38井大修未成功只能带病2025-91少了一个注水方向，N25-13S23S2325-91N25-13不得25-912005年消灭产量下降的趋势为什么该井组产量反而消灭了产量大幅度上升的趋势呢?下面我们分析其次阶段产量大幅度上升的阶段。产量大幅度上升阶段：20056200510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40.9t62t。这一阶段油量大幅度上升的缘由主25-C75C25-1325-1320051月194.5Mpa110方，25-7520054611.1吨/16.6吨/日。81.5%64%2.1吨/6吨/日，液面由1808170625-75过早水淹，我们准时25-132005414120方/日下60方/日，使25-754月份始终保持含水下降，液量、油量上升560方/40方/25-75井在液量上升，油量上升，含水下降的动态趋