油田动态分析讲课稿(2007.35)刘孔章

油田动态分析江汉采油厂二○○七年三月刘孔章(单井和井组〕动态分析什么是动态分析为什么要进行动态分析动态分析需要的根本资料怎样进行单井、井组动态分析动态分析动态分析的具体内容是什么什么是单井、井组动态分析什么是动态分析动态分析是指通过大量的油、水井第一性资料，认识油层中油、气、水运动规律的工作。为什么要进行动态分析油藏投入开发后，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、油水分布状况的变化等。动态分析就是研究这些变化，找出各种变化之间的相互关系以及对生产的影响。通过分析解释现象，认识本质、发现规律、解决生产问题。提出调整措施、挖掘生产潜力、预测今后的开展趋势。动态分析的具体内容是什么重点分析的内容：1、对含水与产液量变化情况的分析；2、对主要增产增注措施的效果分析；3、对注水效果评价分析；4、对注采平衡和能量保持利用状况的分析；5、对储量利用程度和油水分布状况的分析。通过以上分析，对油藏注采系统的适应性进行评价，找出影响提高储量动用程度和注入水涉及系数的主要因素，从而采取有针对性的调整措施，提高油藏的开发效果和采收率。石油地质储量：是指在地层原始条件下具有产油〔气〕能力的储层中原油的总量。在原始地层条件下，油气储集层中的油气总体积，换算到地面标准条件下的油气总量。储量的相关概念石油地质储量探明储量控制储量预测储量已开发探明储量未开发探明储量基本探明储量在现代技术和经济条件下，可提供开采，并获得社会效益的可靠储量。是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施已完成开发钻井和开发设施建设，并已投入开发的储量。是指完成评价钻探，并取得可靠的储量参数所计算的储量。多含油层系的复杂断块油田，复杂岩性油田和复杂裂缝性油田，在完成地震详查，精查或三维地震，并钻了评价井后，在储量计算参数根本取全，含油面积根本控制的情况下所计算的储量。是在某一圈闭内预探井发现工业油〔气〕流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探过程中钻了少数评价井后所计算的储量。是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油〔气〕流，油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比，对有利地区按容积法估算的储量。动用地质储量：指已上报生产能力或已投入开发生产的探明储量。可采储量：是指在现代工艺技术和经济条件下，能从储油层中采出来的那一部份油量。技术可采储量：是指依靠在现有井网工艺技术条件下，获得的总产油量。水驱油藏一般测算到含水率98%，其他驱动油藏开采到技术废弃产量时的累积油量。经济可采储量：是指在现有井网，现有工艺技术条件下，能从油藏获得的最大经济产油量。剩余可采储量：是指油田投入开发后，可采储量与累积采出量之差。水驱储量：直接或间接受注入水或边水驱动影响的储量。损失储量：在目前已定的注采系统下，无法采出的储量。采收率:在某一经济极限内,在现代工程技术条件下,从油藏原始地质储量中可以采出石油量的百分数。注采平衡：注入油藏水量与采出液量的地下体积相等〔注采比为1〕叫注采平衡。注采比：注入剂所占地下体积与采出物〔油、气、水〕所占地下体积之比值。它分月注采比与累积注采比。累积亏空体积：累积注入量所占地下体积与采出物〔油、气、水〕所占地下体积之差。注采平衡的相关概念注采比=注入水体积采油量×+产出水体积原油体积系数原油相对密度水驱指数：是指每采出1吨油在地下的存水率。它表示每采出1吨油与地下存水量的比例关系。指数越大，需要的注水量越大。水驱指数=〔累积注水量-累积产水量〕/累积产油量。存水率：保存在地下所有注入水体积与累积注水量的比值。存水率=〔累积注水量-累积产水量〕/累积注水量注采平衡的概念动态分析应准备的资料动态分析资料收集油田地质资料油水井生产动态资料工程资料动态分析需要的根本资料〔一〕油田地质资料【1】油田地质图件，即构造图、小层平面图、油砂体图、油藏剖面图、连通图等等；【2】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、地层倾角、胶结物含量与成分等；【3】油水流体性质，即密度、粘度、含蜡、含硫、凝固点；天然气组分；地层水矿化度、氯离子含量等；【4】其它资料：油层厚度、含油面积、地质储量、标定最终采收率、可采储量、油层连通数据、非均质性、油藏类型、油、气、水界面数据以及钻井、试油、试采、试注成果数据。井位构造图主要图件小层平面图油藏剖面图油层连通图油层柱状图油砂体平面图剩余油分布图等等1700165016501650170016501750170011-1311-15x11-16x11-1713-1513-173-115-11x5-125-97-11x7-127-13x7-147-157-167-177-99-139-14x9-159-17马32马2813-1813-165-10x马2525-1x新9-1546825.81.8〔2〕7.6〔3〕4.4〔2〕7.6〔4〕9.8〔3〕011.6〔4〕6.6〔3〕4.0〔2〕7.2〔2〕9.0〔3〕8.8〔2〕5.08.0〔3〕3.6〔2〕7.6〔2〕11.0〔2〕8.0〔3〕0100200300400m.0.01971219712.5.5.0.01971319713.5.5.5.533673367.0.033683368.5.5.0.033693369井位构造图井位构造图樊参182斜-882-382-28282-182斜-582斜-782斜-41560154015201580156015401520158016001620164016601580154015601580160016201640166017601780180018001780176017801760174017201700168016601640162016001580160015801560154016801700172017401760178018005151196196525253536565333366660200400m浩82井区341砂组含油面积图5.69.45.05.47.27.2［3.2］［3.8］3.68.87.613.62.22.6水5.4小层平面图油藏剖面图新79斜-24米GRGR4米新71新6组4米新4023GR4米新40334米GR新71井-新79斜-2井新沟咀组下段Ⅲ油组对比图GRⅢ油1500144014501500155015501550150014501500150014501450油层比照图马36斜1-71396.2m4-13.02.24-24.23.05-12.21.85-24.83.65-33.63.05-42.21.8马36斜3-61354.8m3-11.21.23-23.63.23-31.41.444.02.85-12.62.65-20.80.85-31.61.65-42.42.0马36-3-711367.6m21.61.63-12.023-22.82.84-11.81.84-21.61.24-31.81.85-10.80.85-21.41.45-32.42.0马36斜4-711369.4m21.21.23-11.41.43-25.04.43-32.41.24-11.21.24-21.20.84-31.81.44-42.22.25-11.015-24.84.45-30.80.85-41.61.65-51.41.45-62.4水马36-2-61356.0m21.21.23-11.41.43-20.80.84-11.61.24-21.41.45-11.21.25-20.80.85-31.41.45-42.01.6马36斜2-71438.6m21.81.23-12.00.83-20.60.63-38.88.84-14.044-21.41.45-11.81.45-21.21.25-31.41.45-42.21.8马36斜2-81427.8m21.013-10.8干3-20.8干3-31.6干3-40.8干3-50.8干3-67.4水4-11.0干4-21.4干5-11.0干5-21.4水5-31.0干5-41.0干5-53.4水5-62.0干6-11.2水6-22.2水马36-4-81395.4m21.21.23-13.23.03-21.21.24-13.43.44-21.61.64-31.81.45-12.20.65-25.045-30.60.6油层连通图油层柱状图432550250025502600265004Ⅳ320.60.6△△△627-177-188-178-18新斜7-176-1925002550260004Ⅲ32△[0]△2.22.2△7-177-188-17新斜7-178-1862250025502600245004Ⅱ32△△01.43.64.0[0]7-177-188-178-1862255028002650270027502850260004Ⅰ32△△△△水5.81.01.08-218-23斜6-21斜7-21新8-2397807-23△024502500255026002550260026504Ⅴ314Ⅳ31△△△水5.82.44.003.2[0][0]1.41.4水12.80.60.63.86.0水4.6(2)水15.4水11.26-19627-177-187-197-208-178-218-23斜6-21斜7-21新79新8-217-2380斜6-23798-18002.0260026502700275004Ⅰ31+2水8.6(3)6.017.8水17.4(3)6.8+7.4淹+1.619.405.6△12.6(2)15.2(2)12.0(淹)14.6(2)水11.4(2)水10.6(2)01.01.01.09.4(2)10.4(2)14.0(4)18.4(4)11.0淹+3.817.0(4)15.216.8水20.4(3)17.4(2)21.4(2)10.6(2)11.6(2)53617-107-9788-108-128-12B8-138-78-88-9更8-9斜7-8斜8-11斜8-14斜8-15新53新7853B潜43油组油砂体平面图0200400m油砂体图油砂体：平面上和纵向上相互连通的含油、气的砂岩层。不含水40%含水70%含水100%含水累积注水2.5万方123.65.83.74.030王4-3-11B王4-3-12B王4-3-15-2900-2800-2800-2400-2600-2900-2800-2600-2400-2000-2800-2200-3000-2800-2400-2600西7-6西5-6B四2-2四3-12西4-6西斜4-3四2-9王37四3-6北13-5新12检3-9四3-9北13-6王12四1-10四1-水11东5-8四1-12四2-12四新3-10西斜4-5四3-8东3-10四新斜2-12四新3-11王4-3-13王14王四1-13王13四7-3四6-3四新7-3王深2四7-1四8-2四7-2王16王新164-3-14新2-14-2-14-3-2王18四6-4王17四6-24-5-1四6-14-5-24-4-14-3-3四5-4四5-3东12-7东9-7东8-4东8-7王40王新40东7-7王四2-14西7-7西6-65.06.6(2)△05.2(2)△△△2.2(2)2.6(2)4.04.66.99.92.8(2)2.8(2)3.23.23.33.83.84.47.4(3)10.0(3)8.811.45.0(2)7.2(3)6.88.06.2(2)7.4(2)10.610.69.210.85.2(2)5.4(2)4.6(2)6.6(2)4.7(2)6.0(2)2.7(2)3.2(2)1.6(2)2.2(2)9.612.4(2)10.2(2)11.2(2)01.04.8(3)6.8(5)5.1(2)6.2(2)2.82.83.63.6△3.84.25.2(2)5.8(2)1.42.43.8(3)4.6(3)2.6(2)4.2(3)02.43.0(3)5.4(3)1.41.62.02.4696919619670717174743333757576760100200300400m王4斜-5王3斜-14剩余油分布图油层有效厚度：1、是指油层中具有产油能力局部的厚度，即工业油流井内具有可动油的储集层厚度。2、油气层的有效厚度指在现今工艺技术条件下，在工业油气井内具有产油气能力的储集层厚度。油田地质资料相关概念岩石总孔隙度：油层岩石的孔隙总体积与岩石总体积之比值。岩石有效孔隙度：油层岩石中相互连通的孔隙体积与岩石总体积的比值。油层渗透性：在一定压差下，岩石让流体通过的能力。绝对渗透率：用空气测定的油层渗透率，也叫空气渗透率。有效渗透率：多相流体在多孔介质中渗流时，某一相流体的渗透率叫该相流体的有效渗透率，也叫相渗透率。相对渗透率：多相流体在多孔介质〔油层〕中渗流时，其中某一相流体的相渗透率与该介质〔油层〕的绝对渗透率的比值。地层压力：是指地层中某一点的流体〔油、气、水〕所承受的压力。原始地层压力：油气田投入开发前所具有的压力，也叫原始油气层压力或叫原始静压。原油饱和压力：当油层压力降到一定程度时，溶解在原油中的天然气就从原油中别离出来。天然气开始从原油中别离出来时的压力叫饱和压力，也叫泡点压力。动态分析需要的根本资料〔二〕油水井生产动态资料油水产量、含水、动液面、压力、出油剖面、剩余油测试、井口及井下温度、注水量、注水压力、吸水剖面、分层测试资料等；生产动态资料要进行分类整理、加工，编绘成图、表、曲线。油水井生产动态资料相关概念配产配注：对于注水开发的油田，为了保持地下流动处于合理状态，根据注采平衡、减缓含水率上升等，对油田、油层、油井、水井，确定其合理产量和合理注水量时叫配产配注。油管压力〔油压〕：表示油气从井底流到井口后的剩余压力；油压=流动压力-油气混合液柱重力-摩擦力。套管压力〔套压〕：表示油、套管环形空间内，油和气在井口的剩余压力。生产压差〔采油压差〕：油井生产时，油层压力与井底流动压力之差。目前地层压力：油气藏投入开发后，某一时期，所测得的油、气层中部压力。流动压力：是指油井在正常生产时，所测得的油层中部压力。地饱压差：油井的地层压力与饱和压力之差。流饱压差：油井生产时，井底流压与饱和压力之差。总压差：目前地层压力与原始地层压力之差〔负值〕。总压降：原始地层压力与目前地层压力之差〔正值〕。正注：从油管往井内注水叫正注。反注：从套管往井内注水叫反注。合注：从油管和套管同时往井内注水叫合注。笼统注水：在注水井上不分层段，在相同的压力下的注水方式叫笼统注水。分层注水：在注水井上对不同性质的油层区别对待，应用封隔器、配水器为主组成的分层配水管柱，用不同压力定量注水的方式叫分层注水。启动压力：注水井开始吸水时的压力。注水压差：注水井注水时，井底压力与地层压力之差。注水压力=〔井口压力+静水柱压力〕-地层压力注水强度：注水井单位有效厚度油层的日注水量。注水强度=日注水量/有效厚度吸水指数：注水井单位注水压差的日注水量。吸水指数=日注水量/〔注水井流压—注水井静压〕吸水指数=两种工作制度下日注水量之差/两种工作制度下流压之差视吸水指数=日注水量/井口压力单位有效厚度吸水指数=日注水量/［有效厚度×〔注水井流压-注水井静压〕］吸水指数的大小反映油层吸水能力的强弱，在注水井管理中应用比较广泛，可根据吸水指数的变化，分析判断注水井的井下工作状况及油层吸水情况。油藏动态监测的主要内容：〔1〕、油井测压；〔2〕、注水井测压；〔3〕、油井测产液剖面；〔4〕、注水井测吸水剖面；〔5〕、流体性质分析〔原油半分析、全分析、注入水分析、采出水分析、伴生气分析等〕；〔6〕、井下技术状况测井。油井采油曲线：是油井的生产记录曲线，反映油井开采指标的变化过程，是开采指标与时间的关系曲线。曲线的应用：①进行油井动态分析，选择合理工作制度；②了解油井生产能力，编制油井配产方案；③判断油井存在问题，检查措施效果。④分析注水效果，研究注采调整。其它相关概念井组注采反响曲线：是以注水井为中心，联系相邻油井，反映油井生产和注水随时间变化的曲线。曲线的用途：①分析注水井分层注水强度、分层注采平衡状况，压力状况；②分析井组内各油井见效情况，生产变化趋势；③分析各井各小层产量、压力、含水、水线推进变化及原因；④提出调整措施。其它相关概念动态分析需要的根本资料〔三〕工程资料包括钻井、固井、井身结构、井筒状况、地面流程等。油田动态分析生产动态分析油井井筒升举条件分析油层动态分析油田动态分析油水井单井生产情况分析井组生产情况分析采油队提出调整管理措施什么是单井动态分析单井动态分析分析工作制度的合理性分析单井生产能力的变化分析作业措施效果分析井内技术状况分析单井见水、见效情况油〔水〕井工作制度是否合理，使油井产量、压力、含水都要保持稳定、各层生产能力是否都能得到发挥。注水井的注水量是否合理，分注井是否按测试资料实行定压注水，使各小层都能到达配注要求，周围油井都能见到注水效果。分析单井生产能力有无变化，生产井的产量压力，含水变化及原因，分析注水井注水量，吸水压力，吸水指数的变化及原因。分析见效情况〔产量上升、流压〔动液面〕、静压上升，还是下降，见效方向〕，见水时间，及含水上升趋势，产量变化情况。分析油井酸化、压裂、堵水、调层、补孔、调参、放差生产后的产量，含水变化情况，是否需要对注水井进行调水；注水井增注、调剖、调层后的吸水情况，分析油水井措施后增产、增注效果。影响措施效果的原因及今后措施意见。分析油井出砂、结盐、结膏、结蜡规律，提出油井掺水、热洗、加药降粘、清蜡等工作管理制度，分析井下落物，管理串槽、套管变形，以及分注、分采〔堵水〕井封隔器密封情况，并提出处理意见。井组动态分析是在单井动态分析的根底上，以注水井为中心，联系周围油井和注水井，研究分析：分析各油井、各小层产量、压力、含水变化的情况及变化的原因；分析本井组与周围油井、注水井的关系；分层注水是否见效，产量是上升、下降、稳定；分层注采平衡、分层压力、分层水线推进情况；通过分析，提出对井组合理的配产配注，将调整措施落实到井、落实到层上，力求收到好的效果。什么是井组动态分析井组动态分析查明油井、注水井的分层生产、吸水状况，注水井的水流方向，油井见效、见水、水淹层位及时间，分层注水量是否合理。掌握不同注水强度、注采比情况下油井产量、压力、含水变化及水线推进情况找出井组内油井变化的根本原因，井组稳产减产的经验教训，井组油层的主力层段、潜力层段、油水层的分布状况。明确井组的主攻方向、管理措施。研究确定合理的注水量及配产量，提出调整挖潜的层段措施意见以及油井管理意见。井组动态分析解决四个问题井组动态分析注水井分层吸水状况及油井相应层段的工作情况清楚注水井水流方向清楚油井见效、见水、水淹时间及层段清楚油井调整挖潜的层段和采取的措施清楚井组动态分析做到“五个清楚〞井网合理的注采关系清楚如何进行动态分析动态分析的方法：根本方法有四种：统计法、作图法、物质平衡法、地下流体力学法。动态分析的流程：从“上〞至“下〞〔从仪器、仪表→井口流程→井筒→地层〕从“大〞到“小〞〔从区域构造→井区→井组→单井〕从“过去〞至“现在〞〔从历史→现状〕注水井流量计压力表检查仪器、仪表分析井筒因素分析地层因素检查井口流程分析要从上至下以注水量、压力为中心常见的注水井措施其它分层、调层注水其它（转抽等）注水井大修注水井调剖注水井注氮注水井单井分析投转注注水井投注、转注动态调水日常调整注水井换封注水井洗井井组分析酸化增注注水井加装增压泵超高压注水增注高压挤水层间矛盾：非均质多油层油田笼统注水后，由于高中低渗透层的差异，各层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、采油速度、水淹状况等方面产生的差异。层内矛盾：在一个油层的内部，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗透层中有高渗透条带，注入水沿阻力小的高渗透带突进。由于地下水、油的粘度、外表张力、岩石外表性质的差异等形成了层内矛盾。平面矛盾：一个油层在平面上，由于渗透率上下不一，连通性不同，使井网对油层控制情况不同，注水后使水线在平面上推进快慢不一样，造成压力、含水和产量不同，构成了同一层各井之间的差异。油田注水开发的三大矛盾油井见到注水效果的主要特征：在分层注水条件下，如果注采根本平衡，水线推进较均匀，压力和产量多呈缓慢上升或稳定。在笼统注水条件下，高渗透层或厚度大的油层吸水量大，能量补充快，与水井连通性好的油井先见效。地层压力明显上升，流压或动液面上升，产量增加。动态调水400型水力车水罐车注水层位高压水注水层位清水对机械堵塞造成起注水井注水量急剧下降的状况,可采用水力挤压破坏“桥〞形结构堵塞物,从而提高单井注水量.注水井水力解堵水力挤水解堵工艺流程示意图

高压挤水注水井酸化增注如注水井完不成配注,分析注水层段存在污染和堵塞,可对注水井层进行酸化处理,解除或减轻注水层段的污染和堵塞,改善吸水剖面,提高注水井层渗透率,降低注水压力,提高注水量,满足配注要求。酸化增注注水井分层增注或换封计算分层注水量，对比分层配注，对达不到配注的注水井层位可进行分层增注。了解油层或层段的吸水能力;鉴定分层配水方案的准确性;检查封隔器是否密封;配水器工作是否正常;检查井下作业施工质量等。根据封隔器验证结果，对失效封隔器进行换封。注水井加装增注泵对15-25MPa系统压力注不进的注水井可加装增压泵。注水井超高压增注对渗透率小于0.05µm2、启动压力大于30MPa，注入压力35-50MPa的注水井可实行超高压注水。超高压管柱图注水层黄10斜-15井注水曲线H10斜-15井注水曲线2002年10月投注酸增超高压注水黄34-1黄12-15H10斜-15井组注采曲线日注水平m3日产油t日产油tH10斜-15于2003年2月实施超高压注水注水井分注或调剖吸水剖面：注水井在一定的注入压力和注入量的条件下各吸水层的吸水量，一般用相对吸水量表示。吸水剖面主要解决的五方面问题:(1)确定配注层段内小层的吸水能力;(2)确定油层内的吸水剖面;(3)确定串槽井段;(4)发现封堵器不密封;(5)检查封隔器的位置是否正确.M14-5-12井S3上S3中相对吸水量37.6％62.4％0％吸水剖面利用同位素找窜根据吸剖资料可进行分注。GX2斜-8同位素找串成果图注水井调剖：就是调整注水井的吸水剖面。由于注水层段差异大，高渗透层吸水能力强，形成严重的水串现象〔即所谓有大孔道〕，而低渗透层却注水进水。为了提高注水涉及体积，提高注水驱油效率，利用某些化学调剖剂封堵高渗透层，到达调整吸水剖面的目的。调剖实例〔W4XX8-3〕井号施工日期日注水量m3注水压力MPa启动压力MPa调前调后调前调后调前调后W4XX8-32001.12.250251.77.50.56.5遏止了井组产量递减，对应油井产量稳中有升。调剖后W4-8-2井产量稳中有升，目前日产油仍维持在14t的水平；W4-9-3井液量大幅度下降：由堵前的70t左右下降到目前的40t左右。截止2003年10月底调剖后井组累计增油303t，累计降水22164t，有效期1年。对应油井：注水井：调剖后注水压力提高、地层吸水能力明显下降。吸水剖面明显改善：由单层吸水100%(422上吸水)转为421和422下吸水。注水井投注注水井投注后井组受效明显注水井转注油井转注后周围油井见效明显油井动态分析以单井或井组产量为中心下降上升含水下降液量上升稳定含水上升油井见水掺水过大液量下降油咀堵计量不准管柱不正常能量不足结蜡结垢地层堵塞措施增产注水见效工程调整分析效果分析是否有上产潜力结合区块认识以及开采特征分六种类型：正常水淹边水舌进底水锥进层中指进单层突进窜通常见的油井调整措施加药、热洗调冲程、调冲次调掺水等碰泵、洗井维护作业检泵、换泵、换管、管柱上提、加深等下封、换封、解封等油井压裂油井酸化油井调层补孔油井堵水油井大修其它〔长停井复产等〕日常工程调整进攻措施日常工程调整、维护作业油井液量油井油量含水动液面示功图Cl-掺水量加药量含蜡量%泵径泵深冲程冲次漂浮度比照变化，分析是否有异常去井口落实情况，检查流程，检查掺水加药，分析是否掺水过大或过小，加药不合理造成油井含水上升或结盐、结蜡。比照变化，分析油井工况是否异常静液面根据油井供液情况分析工作制度是否合理，能否调整分析封隔器是否正常或油井地层能量状况含水上升〔掺水？〕分析Cl-含量变化检查掺水池检查水咀检查水表如落实是掺水过大，调整掺水量掺水过大，造成油井含水上升，油量下降，调整掺水量，由5方↓1方。A井生产数据表液量下降〔结蜡？〕B井生产数据表油井结蜡，造成油井液量下降，油量下降，恢复加药制度。PSS活S光λP大P小蜡卡：a.上下行负载线均出现不规那么圆弧波；b.上下行负载线均超过理论值；c.严重时上行负荷巨增巨减，下行负荷巨减巨增；液量下降〔泵漏？管漏？〕示功图无明显异常泵漏回升动液面正常或回升油管漏失泵漏调参换管碰泵洗井检泵PSS活S光λP大P小光杆开始上行但活塞还未运动的瞬间--光杆加载光杆和活塞都在上行光杆开始下行但活塞还未运动的瞬间--光杆卸载光杆和活塞都在下行理论示功图PSS活S光λP大P小1.正常：a.根本呈平行四边形；b.左上角和右下角负载线常有振动波纹；c.深井中力传递滞后及动载荷增大使示功图顺时偏转γ。正常示功图γβ1PSS活S光λP大P小2.

固定凡尔漏失：a.延长光杆减载过程，减载线夹角β越大，下行线收缩越厉害，漏失越严重；b.右上角尖、左下角呈圆弧，曲率中心在示功图内或左上方。β2β3θ1PSS活S光λP大P小3.

出油凡尔漏失：a.延长光杆加载过程，加载线夹角θ越大，上行线收缩越厉害，漏失越严重；b.左下角尖、右上角呈圆弧，曲率中心在示功图右下方。θ2θ3PSS活S光λP大P小4.

吸入和排出都漏失：a.上下行均不能有效加载卸载，示功图一般呈椭圆条带状位于理论值之间；b.漏失越严重示功图越窄。液量下降〔供液缺乏？〕对应注水井下调水量注采井网不完善供液缺乏动液面下降示功图供液缺乏进行注采调整，如上调注水井注水量或分注增加目的层注水量，增加注水井点，完善注采井网等。++油井未见到注水效果PSS活S光λP大P小供液缺乏：a.减载线不能卸载只有活塞碰到液面才立即卸载；b.加载线和减载线平行；c.泵体内液面越低下行负载线越短，当上下负载线接近重合时将因冲满系数为０而不出油。没有充满充满更差充满极差充满最差液量下降〔地层堵塞？〕井组注采井网较完善注采关系较好液量快速下降地层堵塞进行酸化等地层解堵。作业污染或油井结垢酸化酸化确定合理的工作制度确定泵径、冲程、冲次确定合理的生产压差根据选定的合理压差决定泵深通过改变抽油参数，进行系统试井，取得不同采油压差下的产油量、含水、油气比、出砂等资料；根据取得的系统试井资料，进行综合分析，确定出合理的生产压差；如果没有系统试井资料，可根据经验或邻近同油层井的资料，选取合理的压差，以后在生产中再进一步验证和调整。在油层供液充足的情况下，泵径、冲程、冲次三个参数决定了抽油井效率的上下。一般情况下，应坚持“长冲程、中等冲次、小泵径〞的原那么。3564+45Z16井原压裂规模不大，井区有能量根底，重复压裂。1994年8月投产，初期日产油10.4t。累产油3564t。压裂排量、砂量比1994年的第一次压裂有大幅提高，压裂后油井放喷出油，8mm油嘴放喷平均日产油在10m3左右，11月底下泵生产，目前日产油一直稳定在11t左右。重复压裂压裂该井2005.11投产344，目前日产液5.7t，日产油1.4t，含水75.4%，建议补孔32，，，5.4m/2层。补孔32补孔332333对332以下打塞封堵，封隔器卡312，复射、单采332卡堵水主要是运用化学堵剂调整层间矛盾或大厚层的层内矛盾。化学堵水大修W4-13-4井2005年12月因突然高含水，5天内日产油由正常时的6t↓0t，分析为套管漏失。查套后发现有三段漏点：；；；该井水泥返高724.5m。W4-13-4井分析认为：该井套漏井段在水泥返高以上，有换套潜力。2006.04大修换套恢复大修换套，共换套725m。实施后效果良好，目前日产油9t，已累计产油2317t。实例分析该开发单元目前生产油井3口：28斜-2、28斜-3、28斜-4；正注水井1口：28斜-5。4口油水井生产、注水层位均为432.5，其中注水井28斜-5井原笼统注水，日配注50m3/d，2004年12月1日测吸剖432不吸水，435吸水100%，12月4日增注432，12月6日一级两层分注432、435，分别日配注40m3/d、40m3/d。注水井措施效果分析实例一28斜-5井组注采对应曲线28斜-4井采油曲线28斜-2井采油曲线28斜-3井采油曲线井组注水井1口:B井,采油井3口:B1、B2、B3井，储量80万吨，体积系数1.12，密度0.86，地下原油粘度20毫帕秒。实例二要求：1、计算井组采出程度、采油速度、含水上升速度及上升率、流动系数、注水强度、月注采比、综合递减、自然递减。2、绘制出B井井组的注采对应曲线；3、根据所绘曲线，结合有关资料分析井组的生产动态；4、提出井组、单井下步的管理与调整措施意见及依据。