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1、,油水井单井动态分析,油水井单井分析第一节 油水井单井动态分析的目的第二节 单井动态分析常用的基础资料 第三节采油井动态分析的主要内容及分析方法 第四节、注水井动态分析的主要内容及分析方法 第五节、单井分析的基本程序和方法,第一节 油水井单井动态分析的目的,通过对油、水井生产过程中注水,产液(油)、含水和压力等资料的变化,经过对比分析，发现问题,找出原因并提出解决问题的措施。通过不断的注采调整,保证油、水井的产油、注水、含水和压力在相对稳定的情况下进行生产，从而合理地开发油藏。,分析油、水井生产特征，预测变化规律合理开发；分析油、水井当前生产是否正常即时维护；,分析思路：1、结合静态资料理论分
2、析开发动态特征；2、历史与现状对比分析变化规律，当前生产是否正常；3、结合油藏或井组动态，统筹兼顾，分析存在问题；4、了解注采工艺，分析工艺合理性与出现的问题。5、考虑经济效益,通过分析，提出的措施方案必需经济合理。,总之，先本井后邻井；先油井后水井；先地面、次井筒、后地下；根据变化，抓住矛盾，提出措施意见；评价生产效果；,第二节 单井动态分析常用的基础资料,分油藏建立一套齐全准确的动静态资料，是动态分析和编制各种方案的基础。,一、油藏地质资料 1油层状况资料 主要包括：（1）小层数据单井小层数据表 层号 砂岩厚度m 有效厚度m 渗透率10-3m2 地层系数10-3m2m 射孔状况 连通水井
3、通过这些数据可以了解单井钻遇油层在纵向上的状况及相互之间关系差异。,（2）射孔资料 单井射孔数据表 完钻井深 套管 人工井底 水泥返高 开钻日期 完钻日期 套补距 四补距 最大井斜 坐标 海拔 固井情况短套管位置 射孔时间 小层编号 射孔深度 厚度 性质 炮型 孔数 备注（3）油层连通状况资料分析井与邻井（井组）连通资料表栅状图 对应层号、砂岩厚度（m）、有效厚度（m）渗透率（m2）、地层系数（m2m）射孔情况等。,2油藏构造及储层特征资料构造井位图 油层的发育状况往往受构造及沉积相的控制，因此，必须要了解分析井所处油田的构造位置；储层的沉积相特征、储层类型及储层的纵横向变化规律。主要包括：构
4、造类型、构造特点、断层资料、储层与围岩情况、储层的物理性质。,3油藏流体性质资料 油藏流体性质不同开发效果不同。流体性质资料主要包括有：（1）原油性质：饱和压力、体积系数、地下粘度、地面粘度、密度、含蜡量、含胶量、凝固点、原始油气比、压缩系数、溶解系数、含硫量、地层温度等。（2）油田水性质：水型、总矿化度、组成成分及含量等。（3）天然气性质：相对密度、组成成分及含量等。,二、油水井生产动态资料（一）生产动态资料 要包括：1单井生产数据包括采油井单井资料和注水井单井资料。（1）采油井单井资料 抽油机井单井生产数据（自喷井类似）一般是以月为基本单元，以年为一个循环过程整理资料。A、基础资料：投产日
5、期 开采层位 砂岩厚度m 油层中部深度 m 有效厚度 m 人工井底m 套 补 距m 地层系数m2m原始压力MPa 饱和压力MPa 见水日期 见水层位,B、月度生产资料年月 生产天数d 日产/月产/累产：油/水m3/液m3；月综合含水率%气油比m3/t 套压MPa 回压MPa 动液面（M）工作制度：泵深（m），泵径（mm），冲程（m），冲次（N）；泵效%沉没度 自喷生产井：油嘴。C、测试资料测压日期 方式 静压 流压 总压差MPa 流饱压差MPa 生产压差MPa D、采液指数 采油指数除此之外，对产量产生影响的工艺措施及具体内容也应该记录，如：检泵时间、换泵时间、补孔时间、压裂时间，压裂层位、压
6、裂方法等，以备分析。,（2）注水井单井资料 注水井数据也是以月为单元，以年为一个循环过程。内容有：月注水天数，注水方式，水嘴mm；注水泵压（MPa），注水井油管压力（MPa），注水井套管压力（MPa）；日注水量（m3），月注水量（m3），累计注水量（m3）。若是分层注水井，还应填写分层注水段，每段实注水量（m3）；全井方案注水量（m3），单层段方案注水量（m3）以便与实际注水量比较分析。测试资料（静压、指示曲线）；增注措施数据。,2、油藏开发数据（1）、产油量数据：采油井数（采油井分为自喷井数、抽油机井数、电泵井数）及相应的开井数，日平均单井日产油量（t）、月平均日产油量（t）、月产油量（t）
7、，年产油量（104t）、累积产油量（104t）。（2）、产水量数据：开井数，层系（区块）月平均日产水量（m3）、月产水量（m3），年产水量（m3）、累积产水量（104m3）、记录时刻的综合含水率（%）、含水上升率（%）。（3）、注水数据：总井数、开井数、层系（区块）月平均注水量（m3），平均单井日注水量（m3）、月注水量（m3），年注水量（104m3）、累积注水量（104m3）。,（4）、注采平衡数据：月注采比、年注采比、累积注采比、年亏空体积（104m3）、累积亏空体积（104m3）。记录亏空体积若注小于采则记录正值，表示地下亏空，若注大于采则记录负值表示地下存入一定量的体积。（5）、油层压
8、力系数：测压井数、平均静压（MPa）、平均流动压力（MPa）、生产压差（MPa）、总压差（MPa）。（6）、其他综合数据：采液指数（t/Mpad），采油指数（t/Mpad），水驱指数：（累积注水量-累积产水量）/累积产油量，存水率：（累积注水量-累积产水量）/累积注水量，采油速度（%）、采出程度（%），自然递减率（%）、综合递减（%）。,（二）油水井措施资料 1单井措施资料 对单井措施中的施工资料和效果资料同时整理，一般大修井及改造油层措施要建立单井卡片。（1）采油井措施 采油井的措施主要包括：1）压裂：内容有单井射开砂岩厚度（m）、总有效厚度（m）、压裂层位砂岩厚度（m）、有效厚度（m）、压
9、裂层位渗透率（m2）、压裂方式、压裂前、后全井生产数据等。2）堵水：它是油田开发一向经常性的措施，是调整层间矛盾及平面矛盾的好方法。堵水资料主要记录堵水方式、堵水层段及相应的砂岩厚度（m）、有效厚度（m）、堵水前后生产数据等，也可将邻井的动态资料变化资料同时整理。,3）补孔：补孔资料除前面讲到的补孔层数据外，还应将补孔前后生产数据进行整理，以便分析补孔后目的是否达到。4）酸化：酸化是经常采用的措施之一。当油井井筒附近被污染而影响产量时，采取酸化处理会收到较好的效果。酸化时应记录酸化时间、酸液性质、进液量和处理方法以及酸化前后单井的生产数据，以便分析酸化效果。,5）自喷井改变油嘴：自喷井的生产压
10、差由油嘴控制，当改变油嘴会导致生产压差变化，由此带来的产油量变化是自喷井一项较为重要的措施记录。主要记录时间油嘴前后规格及生产情况。6）自喷井转抽：根据开发要求，自喷井转为机械采油属于重大措施，必须整理转变生产方式的有关资料，如时间、机械采油的工作参数，以便效果分析。7）机械采油井改变参数：参数的改变是指泵径、泵深、冲程、冲次等参数的改变，这类措施会给开采效果带来较大的变化，因此要记录变更时间以及变更前后的生产数据。8）修井：这里所指的修井主要是指对于套管损坏井的修理。对于套损井主要记录套损时间、套损深度、套损类型。对于已修井要记录修井时间、修井方法、修井过程、修井结果等，根据修井结果确定下步
11、措施。,（2）注水井措施 注水井的措施内容一般有：压裂、酸化、单井增压泵、洗井、调剖等，其主要目的是提高吸水能力，扩大注入水波及体积，因此措施后要认真记录效果资料。如：压力资料、分层吸水资料、指示曲线以便进行对比。,2井组各井措施资料 在整理措施资料时将井组内个井的措施资料列出，以便在井组分析时使用，也分为采油井和注水井两类。,3油、气、水化验资料 油田在开发过程中油、气、水在性质上也会发生明显变化。因此，开发过程中必须跟踪油、气、水性质变化的检测分析，从中了解油田变化，进而认识油藏和改善开发效果。动态分析要建立的油、气、水主要资料分为以下几方面：（1）采油井的含水化验资料：采油井含水率变化资
12、料是动态分析中的重要资料。（2）产出水性质化验资料：产出水性质化验资料是判断产出水来源最直接的方法，也是动态分析的重要资料。,（3）产出油、气性质化验资料：产出油、气性质随开发的变化也反映了油田地下动态的变化，所以必须密切跟踪产出油、气的性质化验资料。（4）指示剂化验资料：指示剂主要是用来研究注入水推进速度、注入水运动方向，油、水井连通状况和窜槽等问题。所以这项资料用做对注采井距、油层连通等状况问题的研究，预测注水效果等。（5）注入水水质化验资料：注入水水质的好坏，直接影响到开发效果，动态分析要对这些资料收集整理，用于分析吸水能力的变化。,4井况资料 随着油田的开发，由于各种原因造成套管损坏的
13、井逐渐增多，给油田稳产和井下作业带来难度。所以，必须了解井下状况了解，通过动态分析做出相应的措施。主要有：1 生产试井资料 2 开发井测井资料 3 密闭取心井资料 4 油水井测试调整资料,第三节采油井动态分析的主要内容及分析方法,油井生产过程中的动态变化,主要表现在油层、井筒、地面三个阶段的动态变化,单井动态分析亦应包括三部分内容。,(一)油井地下动态变化的分析 油层条件是油井生产的基础。分析油井地下动态变化,首先要搞清油层的地质状况,主要是:（1）油层的层数、厚度情况；（2）各小层的岩性和渗透性；（3）油层的原油密度和粘度；（4）生产井的油层与其周围相连通的油水井的油层连通发育情况。在此基础
14、上,可以对油井地下动态变化情况进行分析。,分析的主要内容包括八个方面:目的：长期高产稳产。1、地层的压力变化 目的压力稳定。原始地层压力不同时间点的地层压力目前地层压力。各井地层压力的大小取决于驱动方式和开采速度。注水开发油田油井主要是在水压驱动下生产,井组注采比的大小直接影响着地层压力的变化。注采平衡、井组注采比。,在实际分析中,重点是分析那些地层压力变化较大的井。在压力资料可靠的前提下,必须从注和采两个方面查找变化原因。如注水井的注水状况、油井的工作制度有无变化、油井措施效果、邻井的生产情况有无变化等。,2、流动压力（机采井为动液面）的变化流压变化受供液和排液两方面因素的影响。油井流动压力
15、是地层压力在克服油层渗流阻力后到井底的剩余压力,也是油、气、水从井底到井口垂向管流的始端压力。供液状况主要受注水见效状况影响。油井注水受效后,地层压力提高,流动压力也随之上升,供液能力提高,反之亦然。,排液影响主要在于以下几个因素:油井见水后,随含水上升,自喷井：井筒液柱比重增大,流压上升；油井井口油嘴大小与流压高低成反比关系,井口油嘴缩小,流压增大,反之亦然；机采井：泵况与抽汲参数决定了流压的高低。在泵况正常情况下,抽汲参数越大,流压越低,泵况变差,则流压一般要升高。此外,井壁完善程度也影响流压的高低,井壁完善程度高,污染程度小,则流压较高,反之亦然。,与井筒及地面流程有关,3、含水的变化
16、注水开发油田,含水率变化具有一定规律性,不同含水阶段,含水上升速度不同。一般地,在中低含水期(含水率60%以前),随含水上升,含水上升速度逐渐增大,高含水期(含水率60%后),随 含水上升含水上升速度逐渐 减缓。油井含水率在某一阶段的变化还取决于注采平衡情况和层间差异的调整程度。一个方向,特别是主要见水方向超平衡注水,必然会造成油井含水猛升。若主要来水方向控制得好，非主要来水方向加强了注水，平面、层间差异得到调整,油井含水会有所下降。,油井含水变化原因的分析步骤：（l）掌握油层性质及分布状况，分析油、水井的连通关系。（2）分析油井的见水层位及出水状况。（3）分析见水层，特别是主要见水层的主要来
17、水方向和非主要来水方向。（4）分析连通注水井、层注水强度变化、主要来水方向、次要来水方向的注水量变化与油井含水率变化的相互关系。,（5）分析相邻油井生产状况变化。例如,相邻油井高含水层堵水或关井停产后,也有可能造成本井含水上升。此外,油井井筒本身问题也可能造成含水上升。例如泵况变差、原堵水层失效等。（6）明确含水上升原因后,应对症及时提出调整意见,采取调整措施。,4.产液量变化 注水开发过程中,油井产液量变化对生产至关重要。根据产液量计算公式:QL=JLP 式中QL井日产液量,t/d；JL采液指数,t/(dMPa)；P生产压差(地层压力与流动压力之差),MPa。油井产液量取决于油井在某一含水时
18、的采液指数和作用于油井的生产压差。采液指数随油井含水率的上升而不断增加。,QL=JLP 生产压差：对于自喷生产的油井，当地层压力稳定时，由于流压随含水上升不断升高而使生产压差不断减小。因此,自喷井在中、高含水期,虽然采液指数不断提高,但产液量却由于生产压差的减小而很难提高,甚至有所下降。对于机械开采的油井，由于人工举升，井底流压下降，增大了生产压差,产液量将会提高。但井底流压的下限,即由于井底流动压力的降低使气从油中析出的含气量百分数,不应超过泵的分离气量能力,否则会造成井底严重脱气,引起泵效降低,导致采液指数的大幅度下降，影响产液量的提高。,5.产油量的变化 影响油井日产油量变化的因素很多,
19、主要有7个：（1）油井的出油厚度 在开采过程中，由于作业施工等原因，油层被污染或堵塞,会使部分层不出油或出油很少；由于层间干扰，也会有一部分油层的出油能力得不到充分发挥。（2）油层的有效渗透率 在实际生产过程中,由于施工污染或进行压裂酸化等改造措施，油层渗透率也会发生变化，这一变化着的渗透率对油井产量起着作用。（3）地层原油粘度（4）井的完井方式与完井半径 油井的完井方式与完井半径与产量成正比。,（5）供油半径 在假定的供油圆形面积内，在均匀布井的情况下,常常可以认为它等于井距之半。井距愈小、供油半径就愈小,而相对的压差就越大,即小井距有利于提高单井产油能力。（6）井壁阻力系数 靠近井壁的油层
20、部分，往往受钻井液滤液的污染，存在一圈附加的低渗透带。井壁阻力系数的形成主要与完井工艺有较大关系,如钻井泥浆、射孔和压裂、酸化作业影响等。（7）油井的生产压差 油井的生产压差即油井静压与流压之差。在采油指数一定的情况下,生产压差越大,则产量越高。,6.油井的生产能力 油井采油指数是衡量其产油能力的重要指标。油井采油指数的高低与油层渗透率、厚度、地层压力等有关。一般来说,油层渗透率愈高、厚度愈大、油井产能愈高。含水上升,采油指数下降。多层开采情况下的层间干扰程度,影响了出油厚度的增减,产能也会受影响。,7.分层动用状况的变化 在多油层非均质砂岩油田注水开发过程中,要搞清油井产量、压力、含水的变化
21、,必须进行分层动态分析,了解分层动用状况及其变化。具体到一口井上,主要是层间差异的分析。,层间差异的产生原因及其表现形式是：（1）油层性质差异,多油层同井开采,尽管性质相近的油层组合为同一套开发层系,但层间渗透性相差仍很大,这就必然造成层间差异,致使吸水,产液状况存在明显差异。（2）原油性质不同,层间原油粘度的差别,也会造成出油不均匀。（3）油层注水强度不同,造成层间地层压力的差异,在同一流压条件下采油,由于生产压差不同势必造成分层出油状况相差很大。（4）油层含水不同,对水的相渗透率也不同,高含水层往往是高压层,干扰其它油层的正常出油,层间干扰严重时将产生层间倒灌现象,使纵向上出油状况极不均衡
22、。,对于层间差异的调整一般有如下措施:（1）加强低压低含水层的注水,通过注水剖面调整,使纵向产出剖面趋于均匀。（2）搞好分层堵水、分层采油、分层注水的注、堵、采关系调整。即对高含水层堵水,同时对低压低产层进行改造,并加强其注水。（3）通过其它层系注水井补孔,发挥差油层的作用。从研究油砂体 形态入手，在分析油砂体开采状况和水淹状况的基础上，对动用差的油砂体采取其它层系注水井补孔，完善注采系统，或增加注水井点，提高差油层的压力，挖掘差油层的生产潜力。（4）通过钻加密调整井,进行层系调整。,二、油井井筒动态变化的分析 1.自喷井井筒动态变化类型：（1）油层堵塞引起的井筒动态变化 井底附近油层受泥浆等
23、损害，或者油层出砂造成砂埋油层结果产量下降。井口表现为油压、套压下降，有时气油比也会上升。,油层堵塞应及时进行下列工作：探测砂面和井底捞取砂样，分析是否油层胶结疏松，生产压差过大,造成油层出砂。新投产井，应了解和检查钻井时钻井液性能、油层浸泡时间、钻井液漏失情况等。老生产井，应检查作业质量，所用压井液性质，以及其它形成油层损害的因素。如老井油层部分结蜡、结胶、结盐、结垢造成炮眼或油层渗滤面堵塞等。油井自喷能力减弱，生产中出现油管压力下降，产量下降，含水下降，套压上升，甚至出现停喷现象，则可能是井底积水所致。通过以上情况的调查分析，找出形成堵塞的原因，然后对症采取冲砂、排出积水,清除油层堵塞或者
24、进行系统试井,选择合理油嘴生产等。,（2）油管存在问题引起的井筒动态变化 清蜡不及时、不彻底引起油管结蜡,或者某些含水井产生水化物。外在表现是油压下降,产量下降,套压上升,流压上升。当井底供液能力较差时，油管管径选用过大，则出现油流在油管中流速过缓，造成气体滑脱而使气油比升高。这种情况，对气体能量利用是不合理的，应选择合适直径的油管。出现上述情况，经动态分析清楚后，应及时采取清蜡或更换油管等措施。,（3）油嘴不合适引起的井筒动态变化 油嘴偏大或生产过程中被刺大，会引起气油比升高或含水上升过快，产量下降，油层压力下降严重时会造成油层出砂等问题。表现在井口的油、套升高。油层出砂、含水上升，将导致油
25、压下降，套压稳定或下降。油嘴偏小携带水的能力变差，导致井底积水，则油、套压下降，产量下降,含水下降。检查油嘴时,由于操作不当,也能引起井筒内发生变化。如油嘴装得不严、油嘴被冲掉，则出油声音极不正常，油、套压下降，产量上升；采油树双翼放喷的时间过长，会出现油、套压下降，产量间歇或下降。,（4）其它情况引起的井筒动态变化 油层供液能力不足,油井间歇生产。其变化情况是：当出油时油压下降，出气时油压上升(此时，将耳朵贴在采油树的油嘴套位置，可以非常清晰的听到油气间喷的声音)。井下封隔器失效造成层间窜通。油井表现为产量、压力波动大,油、套压迅速下降(含水层窜入)或上升(高气油比层窜流),油井产量明显下降
26、。地面输油管线不畅通,会引起油井的油、套压上升,产量下降。套管闸门或套管法兰连接处漏气,会引起套压下降。在生产过程中,套管外水泥环窜通或油管脱扣错开,都会引起井筒动态突变,井口压力、产量反应异常,应及时分析判断采取处理措施。,2.机采井井筒动态变化 这方面要重点分析两个内容：（l）抽油井泵效分析 抽油井泵效是实际产液量与理论排量之比。在实际生产过程中影响泵效的因素比较多。主要目的就是根据单井泵效及其抽汲参数的具体变化来分析其主要问题及其原因，进而提出有针对性的措施意见。一般地讲,影响泵效的主要原因有六方面：,油层供液能力的影响 油层供液能力对泵效影响较大，油层发育较好，并与注水井连通好,注水受
27、效情况好，泵效也就高，有的可带喷生产，泵效达100%以上；反之，油层条件不好，注水受效不好，则供液能力低，泵效也低，示功图显示供液不足。,砂、气、蜡的影响 油井出砂：砂子磨损凡尔球、凡尔球座、活塞及衬套等部件导致泵漏失、降低泵效。固定凡尔或游动凡尔砂卡或油层砂埋也影响泵效。气体的影响：主要原因油层能量低，供液不足，或含气体过多。当泵吸人口处的压力低于饱和压力时，进入泵内的将是油气混合物，相对地减少了进入泵内的体积，使泵效降低。另外，活塞在下死点时，由于固定凡尔和游动凡尔之间的泵隙中存在着高压油气混合物，当活塞上行时，油气混合物膨胀,固定凡尔就不能立即打开，使泵效降低。这种情况在双凡尔泵中比在三
28、凡尔管式泵中要严重些。油井结蜡：由于活塞上行时泵内压力下降,在泵的入口处及泵内易结蜡,以致油流阻力增大,凡尔座不严,影响泵效。,原油粘度的影响 原油粘度高,油流阻力大,固定凡尔和游动凡尔不易打开或关闭,抽油杆不易下行,降低泵筒的充满系数,使泵效降低。原油中含有腐蚀性物质时,腐蚀泵的部件,使泵漏失,从而降低泵效。设备因素 泵的材质和工艺质量差,下泵作业质量差,衬套与活塞间隙选择不当或凡尔球与凡尔座不严等,都会使泵效降低。,工作方式的影响 深井泵采油,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理论排量的高低，调配好三者关系，可以少耗电，多采油。如果调配不当,则会降低泵效。如参数过
29、大,则理论排量远远大于油层供液能力而造成供不应求，泵效自然也很低。泵挂过深,使冲程损失过大,也会降低泵效。,当抽油机已选定,并且设备能力足够大时,在保证产量的前提下,应以获得最高的泵效为基本出发点来调整参数。冲程、冲次、活塞的组合不同时，冲程损失不同。一般采用小泵径、大冲程、小冲次，可减小气体对泵效的影响。原油粘度较大时，一般采用大泵径、大冲程、低冲次；对连抽带喷的井则选用高冲次快速抽汲，增强诱喷作用。对于深井，可下入较大的泵，采用长冲程适当冲数；而对于浅井，可下入较大的泵,采用小冲程，快冲数。,（2）动液面(沉没度)分析 动液面是指抽油井在正常生产时，油、套管环形空间中的液面深度，而深井泵的
30、沉没度是指深井泵固定凡尔淹没于动液面之下的深度，即泵挂深度与动液面深度的差值。动液面的变化既可反映出地层能量变化,又可反映出泵工作状况的变化。所以,分析动液面应与示功图分析结合起来。动液面上升一般有三个原因：一是油层压力上升,供液能力增加；二是泵参数偏小；三是泵况变差。反之,动液面则会下降。,确定合理的动液面深度 合理的动液面深度应以满足油井有较强的生产能力所需沉没度的要求为条件。当原油进入深井泵前,要克服筛管、气锚、砂锚和凡尔孔等泵下装置的阻力,并且要求深井泵保持一定的排量。这就要求深井泵要有一定的沉没度。,沉没度过小，会降低泵的充满系数；沉没度过大，会增加抽油机的负荷造成不必要的能量损耗。
31、根据国内一些油田的经验，对油稠、含水高、产量大的油井，沉没度一般应保持在200-300m左右。电泵井沉没度一般亦应保持在:200-300m，但要根据油井的具体情况而定。泵挂太浅，不仅易造成泵抽不够,而且容易产生脱气现象；泵挂太深，即液面太高，说明排量太小，油井未能充分发挥作用，需换大排量泵。,（三）地面管理状况的分析 油井地面管理状况的分析主要包括热洗、清蜡制度及合理套压的选择等。1.热洗、清蜡制度 其总的要求是保证油流畅通，自喷井无蜡阻、抽油机井示功图和电泵井电流卡片无结蜡显示。在此前提下，使清蜡热洗次数达到最少(即为热洗、清蜡周期合理)。,2.合理套压的控制 套压高低直接影响着动液面的高低
32、，影响着泵效的大小。合理的套压应是：能使动液面满足于泵的抽汲能力达到较高水平时的套压值(或范围)。套压太高，迫使油套环形空间中的动液面下降，当动液面下降到深井泵吸人口时，气体窜入深井泵内,发生气侵现象，使泵效降低，油井减产，严重时发生气锁现象。对于气大而产能低的井套压过低可能会暂时减产，应谨慎采取放套管气的措施。在放套管气时，应注意平稳操作，缓慢降压，避免套压下降太快，造成油井激动出砂，放套管气后，有些抽油井即能见到增产效果，有些井可能会暂时减产，这种现象多发生在气大而产能低的井；对于这种井应谨慎采取放套管气措施。,第四节、注水井动态分析的主要内容及分析方法,注水井的注水过程经过两个阶段：第一
33、阶段由配水间来水到注水井井口后从注水井再到井底；第二阶段从井底进入到油层。注水井所担负的任务：是按油田开发方案要求注够水、注好水。注够水，就是要保持一定的吸水能力，按总配注量要求完成注水量，达到注采平衡；注好水，就是尽可能分层注水，保持较高的注水合格率，确保分层配注的要求完成分层注水量，相同性质的油层尽可能达到吸水均衡。,第四节、注水井动态分析的主要内容及分析方法,注水井进行动态分析内容：注水量变化情况完不成配注量的原因每个小层的吸水量变化情况注采比。结合油层压力的变化情况、周围生产井的产量及含水变化情况，及时提出调配注水量的措施，改善注水质量，最大限度地提高水驱采收率。,（一）注水井油层动态
34、分析 1.注水井的油层情况分析 油层物性和原油物性的好坏，直接影响油层的吸水状况，因此必须掌握油层的地质情况：（l）已射孔的层数、厚度和射孔情况；（2）各油层的岩性和渗透率；（3）油层的原油性质；（4）转注前的油层压力；（5）和周围生产井油层连通情况。,2、油层堵塞情况分析 由于注入水质不合格（1）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；（2）注入水与地层及其液体不配伍，造成层内粘土不稳定或产生化学沉淀堵塞油层孔隙；（3）甚至有的发生细菌增殖堵塞等。导致注水井的注水压力上升，吸水指数下降，注水量明显下降或者根本注不进。这时应及时检测化验，找出原因,采取相应对策。一般注水井
35、投注前必须进行排液与稳定泥岩的措施处理；注入水质必须保证合格,这些是注好水的关键。,3、注水量变化情况分析 每口井的配注量都是按照油藏注采平衡,保持油层能量等方面综合需要确定的。注水井一定要努力完成所规定的配注量，过量超注或大量欠注都无法维持注采平衡。分析方法一般为：（1）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；底部凡尔座是否密封,水嘴是否刺大等。（2）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，或者别的什么原因。提出措施，进行水量调配,或者采取调换材，重配测试或增注等措施，使注水井的注水量尽量
36、符合配注要求。,4、注水井分层吸水量变化情况分析 主要利用同位素测井或微差井温测井等方法测得的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。为了提高注入水的波及体积，应尽量保证各小层都能比较均匀地吸水。,通过分析应做好以下工作：（1）根据各层吸水情况，进一步调整注水层段，把吸水较差的小层，尽可能地单卡出来,通过提高注水压力加强注水，改善注水状。（2）对于一些与周围油井主产层连通的欠注层,应通过酸化、压裂等油层改造措施增加注水量。（3）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
37、而且造成水害层,可考虑暂时停注。（4）对层数过多,油层物性差异大,在目前工艺管柱条件下，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。,5、注采比的变化和油层压力情况分析 累注采比：1：1。为保持油田的注采平衡，一般要求注到地下水的体积应该等于采出流体的地下体积。无论全井还是分层或单砂体,都要达到注采平衡的要求。然而，由于油层的非均质性，导致了平面、层间、层内吸水状况的不均匀,从而也形成油层压力状况的不均匀。表现在层间，形成层间干扰；表现在平面上,形成平面上油层压力分布不均衡；表现在层内，形成层内水驱状况和油层压力的差异，从而使
38、层内剩余油分布更加零散，尤其在高含水后期,这种状况变得极其复杂。,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，除一般通过井筒内的水嘴调整以改善层间吸水状况外，必要时还应进行一些改造油层的增注措施来改善注水状况。,6.周围生产井的含水变化分析 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差异。通过各生产井含水变化的分析,对那些见水快和含水上升快的油井，要找出其水窜层位和来水方向。对含水上升快的主产液层，一方面要在水井口控制注水量，另一方面也可以在油井上暂时卡封含水95%以上的特高含水层。对平面矛盾大的井组，可能过注水井之间配注量的调整来解决。如一口
39、生产井受两口以上注水井的影响时，在搞清来水方向的前提下，适当降低来水方向的注水井水量，同时提高非来水方向的注水量，以改变液流方向，形成新的压力场，控制生产井的含水上升。,（二）注水井井筒动态分析 注水井的井筒动态、分析是指对注水井中的封隔器、配水器、水嘴等井下工具的工作状态,在注水过程中的变化情况进行分析。这些部件出现故障或工作状态发生变化，都可以通过井口的油、套压的变化和系统测试指示曲线的变化反映出来。部件出现故障,将导致注入水的乱窜。所以对其应进行经常性的观察和及时进行分析,及时采取措施。,1。油、套压和注水量变化的一般表现及其原因：（1）当油管穿孔漏失、第一级封隔器失效或套管外水泥窜槽时
40、，油、套管压力和注水量都会有明显变化。如第一级封隔器以上油层吸水量大，则会出现明显的套压上升、油压下降、注水量上升。（2）当第三级、第三级封隔器失效时，油压下降、注水量上升。（3）水嘴堵塞或脱落,油压和水量会有明显变化。油压上升、注水量下降，说明水嘴堵塞。油压下降，注水量上升，说明水嘴脱落。,2。测试资料的分析 有时只用油、套压的变化情况,不能确切地分析出井筒故障,需要用测试资料绘制出指示曲线,结合起来进行分析。,第五节、单井分析的基本程序和方法,单井动态分析程序（1）收集资料、绘制图表和曲线。对静态资料、生产资料、完井数据、施工作业情况、井史五大类资料收集齐全，编绘出必要的曲线和图表（如油水
41、井连通图、注水一采油曲线、吸水-产出剖面图等）。（2）搞清单井情况。包括地面流程和清蜡热洗等管理制度、井下 管性结构、机采井的抽汲参数和示功图、油层的发育情况等。（3）分析对比,揭露矛盾，从中找出主要问题。,2.分析内容（l）检查本井配产指标的完成情况，日产液(油)是否达到了指标要求，生产状况的变化及原因。产量（2）分析油层压力是否稳定，如有上升或者下降，则要检查和它 连通的注水井是超注或欠注,还是封隔器失效等。压力（3）分析含水变化情况是否符合指标要求。如含水上升太快，要和注水井的注水状况联系起来分析，是否有严重水窜层，或是水井配注量过高等。含水（4）分析气油比变化情况，是否超过油层原始气油
42、比，如气油比远远超过了原始气油比数值，应研究恢复油层能量的措施，或制订本井调整工作制度,合理控制生产压差的措施，以控制气油比的上升。油气比（5）分析各个油层的生产情况，每个层是否都在发挥作用。如有的层产出少或者不生产，则应分析原因，采取相应措施。小层（6）分析含砂量变化情况及原因。出砂、结蜡等。,针对油井的动态变化和存在的问题，与周围油水井情况联系起来分析,油井上出问题,在周围注水井上找原因。动态分析情况与静态资料对比，对动、静态不符之处,进行进一步解释和补充。通过上述分析,找出动态变化的主要矛盾,分析矛盾造成的主要因素,提出解决矛盾的办法。对进行措施的井组,应分析措施质量和效果,并根据动态变
43、化规律分析预测未来一个时期的动态变化趋势。,单井分析思路：地面工艺生产管理油层（联系本井组油水井,逐渐深入到每个油层或油砂体和相互关系。综合分析各项生产参数的变化及其原因，找出它们之间的内在联系和规律，包括从每口井的以油砂体为单元搞清各类油层的开发状况及其动态变化规律。,总之，先本井后邻井；先油井后水井；先地面、次井筒、后地下，根据变化；抓住矛盾，提出措施、评价效果；这就是动态分析的一般程序和方法。,官75-2单井生产动态分析,一、油井基本情况,二、所做工作及效果,三、取得的认识,一、基本情况,官75-2井位于官74断块西南部,投产于2005年3月，是官74-3井组的二线受益油井，受注水方向的
44、影响，注水见效差。开采层位：沙三、枣0生产井段：2783.48-2849.78m原油物性：,高凝、高含蜡,粘 度 52.96mPas 含蜡量 26.3%凝固点 36,3、官74地区无掺水生产，日 常护理难度较大,官75-2历次作业统计,存 在 问 题,一、基本情况,1、该井斜度大（916米斜度 21.26）,2、使用地方电路，停电频繁,护理措施内容,1）正常生产时，液量为：20.83m，油量 为6.791t，含水为67.33，电流为 64.0/60.03A，最大载荷为：888KN，载荷差为：548KN，若超出此范围及时 分析原因。2）该井常规洗井周期为45天。3）每5天加油溶性清蜡剂25Kg。
45、4）若遇停井超过2小时，启井前加油溶清蜡 剂30kg，并利用曲柄的惯性摆动启井。,一、基本情况,一、油井基本情况,二、所做工作及效果,三、取得的认识,汇 报 内 容,1）优选热洗方式，提高油井清蜡效果,该井05年3月投产，初期采用常规热洗清蜡，由于地层漏失严重，常规热洗后电流载荷下降不明显。,常规热洗后（91/40KN）,常规热洗前（92/41KN）,二、所做工作及效果,针对此问题，我们08年3月调整为蒸汽热洗。,蒸汽热洗后(87/34KN),蒸汽热洗前（89/31KN),蒸汽热洗后，交变载荷下降5KN，电流6462A下降2A，效果较明显，洗井周期由4560天。,二、所做工作及效果,加药制度2
46、5kg/5d,自调整为每60天蒸汽热洗后，几次热洗后在40天左右电流就出现较明显上升，调整后抽油机电流及示功图载荷运行平稳。,2）合理加药，延长周期,08.10.19调整加药制度15kg/3d,二、所做工作及效果,3）借鉴邻井，提前预防,官75-2的两口邻井官75-0、官75-3作业时，发现杆柱腐蚀严重。由于原油物性相近，自08年5月25日调整护理措施，加缓蚀剂4Kg/d。,二、所做工作及效果,4）精心护理 降低杆疲劳,、遇停井超过两小时，启井前利用拉油罐车倒高架罐内高温（65左右）底水5m3，减少启井时载荷对杆柱的影响。、该井结蜡严重，非计划停井时应停在下死点，以便于启井，我们调整平衡度10
47、5%90%，实现了驴头自然停在接近下死点。通过严格落实，长时间停井后启井时，电流初期上升由原来3A1.5A以内，电流恢复正常期由原来4h1h。,我们都知道地层含水低，油稠、凝固点高的抽油井，启井时交变载荷大，电流高，针对频繁停井我们调整护理措施：,二、所做工作及效果,对应水井官74-3调剖后，该井供液变差，为此我们下调冲次3.42.7次/min，产量基本持平，最大载荷93KN90KN，载荷差57KN52KN。,5）及时调整 合理匹配,二、所做工作及效果,调整前,调整后,该井于09年3月4日因杆断作业上修，作业现场发现管、杆结蜡情况不严重，腐蚀现象轻微。此次作业生产周期由300天延长至531天。
48、,效 果,生产周期由300天延长至531天,二、所做工作及效果,一、油井基本情况,二、所做工作及效果,三、取得的认识,汇 报 内 容,三、取得的认识,1、控躺井重在日常管护，突出“预防为主”,熟知油井特点和护理难点，制定合理的护理措施，在有效落实的同时，不断优化调整，使油井始终处于“健康”状态，便可实现油井的长寿。,2、关注细节，提前解决隐性问题,部分油井因地层流体性质影响及含水的变化，油井在生产一定时期后会出现其它问题，通过细心的观察，制定有效的措施，便可延长油井生产周期。,3、动态匹配参数，是油井长寿的基础,随着油井生产情况的变化，抽汲参数与地层供液能力逐渐出现不匹配的现象，这就需要及时调整，合理匹配。在提高油井抽油泵效的同时，可有效减缓偏磨的影响。,综上所述：对于高含蜡、大斜度井，只要我们在工作中不断发现问题、认真分析、及时采取针对性措施精心护理，高危井也变长寿井。,三、取得的认识,
