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1、油田开发动态分析基础,一、油田开发动态分析的基本流程,二、资料的分析与应用,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,五、砂岩油藏开发的动态分析方法,六、综合调整措施与方案设计,目 录,油田开发动态分析的目的：发现问题，分析原因，解决矛盾。周而复始的认识油层，改造油层，保持油田高产稳产，提高油田的最终采收率。,一、油田开发动态分析的基本流程,二、资料的分析与应用,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,五、砂岩油藏开发的动态分析方法,六、综合调整措施与方案设计,目 录,油井产能初期产能，初期含水，与方案对比。产液剖面，采油指数，油层压力，原油物性。水井吸水
2、能力指示曲线，吸水剖面，吸水量与方案对比。吸水指数，注入水质。与方案不符原因固井质量，射孔质量，管外窜槽，含水解释精度等。,新井投产投注分析,一油田开发动态分析的基本流程,一油田开发动态分析的基本流程,地面工程引起的变化地面管线结蜡、结垢、冻结、砂堵等。设备损坏、仪表不准、电力不正常，操作及取资料误差等人为因素。井下工程引起的变化功图、电流卡片、泵况，抽吸参数与供液能力的匹配性、稳定性，封隔器密封性，水（油）嘴等。油藏变化（这是开发动态分析的基本任务）。,单井、区块（油田）生产参数变化原因分析,一油田开发动态分析的基本流程,三大矛盾变化层间矛盾，平面矛盾，层内矛盾。注采平衡变化井组注采平衡，区
3、块（油田）注采平衡。注采平衡是压力平衡的基础。油层压力变化油层压力、注水压差、驱油压差、采油压差，引起注水量、产液量变化。,油藏变化分析,一油田开发动态分析的基本流程,油藏变化分析,含水变化单层、单井、区块（油田）含水变化，导致产油量变化。油层堵塞泥浆污染，注入剂杂质污染，油层结蜡，粘土颗粒膨胀等。油层大孔道主流线强水洗，裂缝连通，断层面窜通。,一油田开发动态分析的基本流程,油藏变化分析,存水率变化变大，则波及体积扩大。存水率水驱指数变化变大，则波及面积、体积扩大。水驱指数,一油田开发动态分析的基本流程,油藏变化分析,波及体积系数变大好，驱油效率高；当它等于或接近1.0时，表明油已驱替干净。波
4、及体积系数 储采比大于或等于1.0，油田稳产；下降越多，油田稳产越难。储采比,一油田开发动态分析的基本流程,提出与编制各类措施方案要有实施方案的工艺技术要求，加强现场质量监督与成果验收。措施效果分析每项措施效果的好、中、差比例，效果差的原因，如何补救？效果在保持稳产中的作用。编写月、季、年报说明当前开发形势以后，着重对存在问题的分析和后期的计划安排。,一油田开发动态分析的基本流程,当各开发阶段的综合措施效果不能保持阶段稳产时，一般就可以考虑编制开发调整方案、钻加密调整井了。,一、油田开发动态分析的基本流程,二、资料的分析与应用,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,五、砂
5、岩油藏开发的动态分析方法,六、综合调整措施与方案设计,目 录,二、资料的分析与应用,油田开发动态分析涉及多学科、多专业的资料，首先要对资料的变化与准确性进行分析，然后应用资料进行开发动态分析，才能得出正确的认识或结论,部分变化的资料,固定不变的资料,经常变化的资料,现场试验及技术创新资料,油田注水开发过程中的四种资料,二、资料的分析与应用,钻井后各套井网的井排距不变，固井后套管尺寸及水泥返高不变。,1、固定不变的资料,钻遇油层总厚度（h）单层或油砂体厚度油层组厚度夹层厚度不变,四种厚度不变,全井（含各开发层系井）的原始地层压力（Pi）不变饱和压力（Pb）不变原始油气比（Rsi）不变,三种参数不
6、变,二、资料的分析与应用,储量核实以后原始地质储量（N）变化。随控制程度的提高和新技术的运用，可采储量（NR）增大。加密调整后井网密度增大，水驱控制程度提高。补孔后射开油层厚度变大、射孔井段可能变大。封堵后则变小。注采关系调整后井别改变。套损、局部报废后人工井底变浅。抬高井口或大修取套后，套补距、油补距可能变化。这类资料的变化有阶段性，对方案设计有重大影响。,2、部分变化的资料,二、资料的分析与应用,油、水井日常生产数据，压力、压差、液面等，随工作制度、方案调整、增产增注堵水调剖措施而变化。油层孔隙度（）、渗透率（K），随注水过程的延长而变大。随注水开发过程的延长，含油饱和度（Sor）减小、最
7、终趋近0；含水饱和度（Sow）增大，最终趋近100。,3、经常变化的资料,二、资料的分析与应用,油井保持自喷，地层原油粘度（o）基本保持不变，低于饱和压力抽油，地层原油粘度增大。油相渗透率（Ko）减小。油相流度（Ko/o）减小。注聚合物或三元复合驱，水相粘度（w）增大，水相渗透率（Kw）减小，因此调整吸水剖面。水驱的水相粘度（w）不变，水相渗透率（Kw）增大。水相流度（Kw/w）增大。因此随含水升高，水油流度比（）增大，驱替效果变差。,3、经常变化的资料,二、资料的分析与应用,笼统注水井的工作制度是按配注需要改变油压。油压增大或减小，其套压、流压、静压、注水压差、日注水量、注水强度也相应变化。
8、分层注水井的工作制度是按配注需要来改变层段水嘴尺寸或油压。当油压不变时，水嘴变大，层段水量增大。当全井水量不变时，水嘴调整后，层段水量随油压而变化有的增大、有的减小这是层间干扰的表现形式。,3、经常变化的资料,二、资料的分析与应用,笼统自喷井工作制度是改变井口油嘴。分层自喷井工作制度是改变井口油嘴和层段油嘴。机采井工作制度是改变井口冲程、冲数或油嘴；改变井下泵径、泵型。油井工作制度改变后，反映最明显的是液量相应变化；其它参数的变化比较复杂，机采井的工作制度与油层的供液能力匹配较敏感，要具体分析。,3、经常变化的资料,二、资料的分析与应用,油田注水开发的驱替过程，可用油层压力剖面来反映。,油层压
9、力剖面图,二、资料的分析与应用,笼统注水井（含试配前），全井指示曲线的变化，真实地反映了油层启动压力吸水能力真吸水指数的变化，分层注水井，全井指示曲线的变化，在层段数水嘴尺寸不变时，可以对比分析，分层注水井的层段指示曲线，层段无水嘴时，启动压力吸水指数真实。,注水井各层段比较,直线型,拐点上翘型,拐点平缓型,层段指示曲线的三种类型,1,2,3,二、资料的分析与应用,1型：拐点后曲线斜率变小向水量轴偏移.表明有低渗透层开始吸水,或油层破裂原生裂缝重张。,层段指示曲线,1,2,3,二、资料的分析与应用,2型：较好渗透率层占的比例大或高渗透层的指示曲线特征。,层段指示曲线,1,2,3,二、资料的分析
10、与应用,3型：拐点后曲线斜率增大向压力轴偏移。表明阻力增大，近距离内有低渗透或不渗透边界有堵塞或测试误差。,层段指示曲线,1,2,3,二、资料的分析与应用,注水井同层段历次指示曲线比较：有三种位移,表明油层清洁渗透率不变，只是启动压力变化,第一种：指示曲线平行位移,二、资料的分析与应用,表明油层有堵塞，该解堵,第二种：指示曲线向压力轴偏移,二、资料的分析与应用,表明有新的连通方向见水或水洗程度提高，或洗井增注措施效果。,第三种：指示曲线向水量轴偏移,二、资料的分析与应用,注水井同位素测试资料主要用于吸水剖面分析和找窜。但同位素吸水剖面必须与分层测试资料对比，才能鉴别其可靠性，可靠才能应用。,北
11、2-1-096井资料对比表,对比项目,注水层段,表明两种测试资料不相符，建议对测井操作“环节”进行再研究。,二、资料的分析与应用,机采井环空测试资料主要用于产液和含水剖面分析。但环空测试资料除进行历史对比外，还应与周围水井相对应连通层的注入量对比，二者一致时，资料可靠。在多层高含水井中测试，低产液层的含水一般偏高，建议研究同时测出油层的流动压力，以便更准确地识别低产和不产液层。,二、资料的分析与应用,注水井全井测压资料主要用于求平均地层压力和注水压差。它随着全井注水量和周围油井的产液量而变化。注水井分层段测压资料主要用于认识和调整层段地层压力、寻找和控制高压层。它随着层段注水量的调整而变化。其
12、全井压力存在一定问题，需改进。采油井全井测压资料主要用于了解压力水平和变化状态，求平均地层压力和采油压差。它随着全井产液和周围水井的注水量而变化。当采油井全井静压特别高、接近或等于全井或层段静压时，一定存在大孔道，须堵水。,二、资料的分析与应用,RFT小层压力资料相对真实可靠用于了解纵向压力剖面、寻找高压层，研究泥、页岩浸水状况。油层中的“干点”可解释为误差，夹（隔）层中中的“干点”可解释为泥、页岩未被水浸。但由于RFT是关井之后测试，压力值与正常生产时偏低。碳氧比（C/O）测井(又叫次生伽玛能谱测井）探测深度25-30cm，因此泥浆滤液浸入的深度大，C/O测井含水饱和度（Swr）偏高。含油饱
13、和度（Sor）的精度约为10%。它需要与产液剖面、油层动用状况相结合分析，以利于提高射孔、补孔、堵水的成功率。,二、资料的分析与应用,高压物性资料高压物性的8项资料中，除原始饱和压力和原始油气比不变外，地层原油密度、粘度、体积系数、收缩系数、溶解系数都是变化的。原油和天然气分析，水质7项离子分析资料都是变化的。井史资料井史资料中项目和内容十分丰富。依据工作需要查阅。当查到你所需的数据后，要特别注意核对它的正确性。,二、资料的分析与应用,井身结构、井口装置,总闸门,油管头,套管闸门,套管头接箍,盲板,表层套管,技术套管,油层套管,水泥返高,油管下入深度,套管深度,人工井底,完钻井深,方补心,油补
14、距,套补距,联入,油管下入深度计算：,（下入油管长度+油管挂长度-套管四通高度）+套补距,下入油管长度+油管挂长度+油补距,或,动态分析运用的图表各类地质图、各类压力图、产油产水构成图、各类曲线图、各类数据表。其中，油藏构造图在老区不变，断层构造图、沉积相带图是逐渐完善的，其它图、表、曲线都变化很大。动态分析中，依据需要选用或制作图、表、曲线。要特别注意构成图、表、曲线的数据的正确性。技术创新先导性试验井网、层系开发试验，井下工艺试验、三次采油试验等，都是技术创新先导性试验；成功的、失败的都可借鉴。依据工作任务或项目研究的需要应用成功的技术资料，必要时还要研究失败的技术资料。,二、资料的分析与
15、应用,一、油田开发动态分析的基本流程,二、资料的分析与应用,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,五、砂岩油藏开发的动态分析方法,六、综合调整措施与方案设计,目 录,陆相（河、湖沉积）砂、泥岩互层，油藏非均质、多油层，油层及夹（隔）层在纵向和横向的相态变化大是其特征。纵向上不同油层的厚度、岩性、沉积相，孔、渗、饱，吸入、产出状态等不同。横向上同一油层以上参数的平面展布变化复杂。纵向上不同夹（隔）层厚度、岩性、沉积相等不同。横向上同一夹层由粉砂质泥岩向泥岩、泥灰岩、灰岩转变，隔层多为纯泥岩。,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,一次采油（不注水）
16、弹性驱动、溶解气驱动、重力驱动，其特征是油层压力、产量衰竭，油田不产水。二次采油注水恢复油层能量、水压驱动，其特征是油层压力、产油量逐渐提高，油田、油井产水量提高。大庆油田早期注水、保持压力开发，其特征是油井见水早、晚不同，油田含水、产水、产液量逐渐提高，高含水前期可以保持原油稳产。,三次采油不是一个独立的开发阶段，它是油田综合含水接近或达到90以后，实施的生物化学驱油技术。它的基本动态特征和生物、化学物质与油层条件的配伍、浓度、粘度、注入速度、注入量、表面张力、生物活性、繁殖代谢等有关，因此动态分析更为复杂。最终效果是控水或降水增油，提高原油采收率。,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,非均质、
17、多油层砂岩油藏分层系注水开发，出现的层间矛盾、平面矛盾、层内矛盾也是贯彻开发始终的基本动态特征。不同的开发井网、含水阶段，基本动态特征也不同。,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,第一排生产井压力高、见水早、含水上升快、产液量高，中间井排则相反,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,中间井排点状注水，构成“似”反九点井网；全部转注中间井排，构成间注间采行列井网。,萨尔图层系行列井网,行列井网的基本动态特征,注水井负担较小，调整水量影响方向多，油井数多、见水时间基本一致、产能高，油水井压力平面分布较均匀,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,还可以钻一套四点法调整井,四点法井网,四点法面积井网基本动态特征,油水
18、井数比1：1，水井负担最小，油井产能比较高，压力平面分布比较均匀。,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,五点法井网,五点法面积井网的基本动态特征,水油井数比1：3，水井负担最大。边井产能低，见水早，含水上升快，难调整，角井正好相反。转注一对边井，变成间注间采行井井网；转注全部角井,变成五点法面积井网。,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,反九点井网,反九点法面积井网的基本动态特征,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,无水自喷采油阶段的基本动态特征：,早期注水油井见效特征地层压力、流动压力、产油量上升，油气比下降或稳定。油井见水特征结蜡严重、清蜡困难、清蜡钢丝变乌或变黑，油包水、水不能分离。无水采收率低。,
19、1、层间和平面矛盾大，单层突进严重，含水上升快2、层系、排块之间的压力和含水差异大,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,1、三大矛盾逐渐增大，开始多层、多方向见水，厚油层底部见水；2、含水上升最快，含水上升率可达8以上。,低含水采油阶段（含水20）的基本动态特征：,中低含水采油阶段（含水20.1-40）的基本动态特征：,1、三大矛盾更大，出现部分油层过早水淹、开始油井堵水；2、含水上升率开始减缓；3、油层压力水平高，生产能力旺盛。,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,中高含水采油阶段（含水40.1-60）基本动态特征：,1、三大矛盾更突出，油层水淹日趋严重，含水上升率继续减缓；2、流动压力很高，生产压
20、差不能继续放大，实施自喷转抽、提液稳产；3、油层压力水平的时、空波动大；4、开发区多数要出现产量峰，（外围油田可能例外）；5、开始出现自然递减和综合递减。,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,高含水前期采油阶段（含水60.1-80）的基本动态特征：,1、水油比明显增大，可达到7以上，但含水上升率明显变缓；采油速度降低到1以下；2、各套层系井网的含水差异可达15-20，有利于“稳油控水”结构调整；但含水上升率明显变缓 3、开始对一类油层实施聚驱（三次）采油；4、技术措施可以维持油田相对稳产。,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,高含水后期采油阶段（含水80.1-90）的基本动态特征：,三、砂岩油藏开发的
21、基本动态特征,1、油田原产量已不能稳产，水油比达到10以上；2、多层高或特高含水，剩余油高度分散，挖潜难度很大，“稳油控水”的结构调整技术已不起作用；3、三次采油技术广泛实施，效果很好；4、注水无效循环日趋严重，调剖、堵水、扩大驱油面积和体积，三次加密调整等，是“控水稳油”的有效技术措施。,特高含水采油阶段（含水90），本阶段刚开始会很长，近几年的动态基本特征：,一、油田开发动态分析的基本流程,二、资料的分析与应用,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,五、砂岩油藏开发的动态分析方法,六、综合调整措施与方案设计,目 录,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,1、层间矛盾是非均质砂岩
22、油藏在纵向上的矛盾,层间矛盾表现的6个方面：在吸水和产液剖面上，层间吸水、产液、见水、含水、压力不同引起的干扰；要注意区分层间窜流和正常规律；注水各层段的启动压力、曲线斜率不同，高吸水层干扰低吸水层，高产液层干扰低产液层；压降曲线和恢复曲线的续流时间越长，层间矛盾越大；采油过程中的流体“倒灌”是层间压力干扰；好油层动用好，差油层动用差，是层间流量、压力干扰；注水、产水的单层突进等。,层间矛盾调整方法,分层注水,层段细分注水,周期性间隙 注水,调整吸水剖面,分层酸化、压裂增注；分层采油,分层堵水,分层压裂增产；综合调整、加密调整等。,分析各类矛盾的表现规律和相互关系,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,
23、2、平面矛盾是同一单层各方向水驱动用程度、压力、产出不均，和油井对各方向注水要求不同的矛盾,引起平面矛盾原因：内因油层发育及参数的平面各向异性 外因井网的水驱控制程度、开发方案实施步骤、综合调整措施。平面矛盾的表现：各注水井点的注入水，在各方面的驱替程度不同，有些方面驱不到（不动用）。各采液井点的产液强度、见水早晚、含水、压力不同。,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,平面矛盾的分析，要抓住主要矛盾的井、层、方向。,从各油层平面各井点的非均质性与注入、产出的关系，分析矛盾在哪几个注入、产出井点最突出？哪几个层最大？以注水井或采油井为中心，分析各层的主要矛盾方向。从井网加密和综合调整措施效果，分析平面矛
24、盾的变化、驱油面积系数的变化。平面矛盾异常分析：如在某个方向油层条件变得很差，但去水很多、水洗动用程度很高等状况。,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,平面矛盾的调整，重点改善主要井、层、方向的矛盾，兼顾其他。,细分注水层段、水量满足井组内大多数油井的要求；水井组内同一层各方向都是高含水、高产水，控制、停注或间隙注水；同一层在高含水、高产水方向堵水，同时在低含水、低产液、不动用方向压裂引水，调整注、堵、采的平面关系；井网加密、细分层系开发。,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,3、层内矛盾是厚油层内部纵向非均质（渗透率差异）引起的不同部位的吸水、产出不均，及其对注水要求不同的矛盾。,渗透率变异系数越大，层内矛
25、盾越大。正韵律、反韵律、复合韵律的厚油层的水洗部位、剩余油部位、不动用部位有差异。因为在注水井组内与油井连通的方向，厚油层内的薄夹层真正稳定延伸的不多，因此总的看：无论哪种类型的厚油层，总体是底部动用好、水洗严重，层内和平面矛盾同时存在。,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,分析厚油层的吸水厚度比、产液厚度比、水淹厚度比,这三个厚度比越大，波及体积系数越大，驱油效果越好。分析吸水和产液剖面的变化与其对应关系 分析内部夹层对控制注入、产出的作用 分析井组内水驱波及体积的变化，调整措施后的层内矛盾变化。,层内矛盾的调整方法首先是加密井网，提高水驱控制程度层内细分注水、细分压裂、细分堵水层内选择性压裂、选择
26、性堵水注高粘水调剖驱油,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,一、油田开发动态分析的基本流程,二、资料的分析与应用,三、砂岩油藏开发的基本动态特征,四、砂岩油藏开发的基本矛盾,五、砂岩油藏开发的动态分析方法,六、综合调整措施与方案设计,目 录,五、砂岩油藏开发的动态分析方法,陆相沉积的非均质砂岩油藏中，由许多单层组成一个开发层系和油、水井，几口油、水井组成注采井组，许多注采井组构成一个动态区，几个动态区组成一个开发区，许多开发区组成一个大型整装油田。,因此，对于各个开发层系的动态分析应该按照单层（或油砂体）单井井组动态区（切割区、排块）开发区全油田的顺序进行。,首先要抓每个单层的动态参数射孔补孔厚度、吸
27、水、产液、产油、含水、压力、层间窜槽等标注到沉积相带（或油砂体）图上。然后分析各个单层的平面展布和水驱控制程度，开发动态，平面或层内矛盾（无层间矛盾）。,分析单层的平面展布、相带变化；注采不完善的井区控制程度低，需补钻井、补射孔。分析单层平面各向的主要矛盾，厚油层的层内矛盾，并在图上圈定水驱效率范围：,五、砂岩油藏开发的动态分析方法单层分析,（1）高产液、高含水、大片连通的井区，圈定为“水驱高效”区。有利于水井调剖和油井堵水选层。（2）中产液、中含水、大片连通的井区，圈定为“水驱中效”区。有利于提液控水选层。（3）低产液、低含水或不见水、水驱控制程度低的井区，（如变为薄差层、表外层或零散砂体等
28、），圈定为“水驱低效”区。有利于补孔、压裂增产增注选层。（4）不动用、弹性和憋压层井区，圈定为“水驱无效”区。有利于完善注采系统选层。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法单层分析,分析“连通体”的层内窜流对注水采油的影响,五、砂岩油藏开发的动态分析方法单层分析,分析断层对注水、采油的影响。在钻遇断5m以内的油层在注水井不射孔，2m以内的油层在采油井不射孔，这必然要影响注、采，但利于防护套管。分析管外窜槽对注水、采油的影响。主要看窜流程度，窜流严重、需要封窜或调整注水层段。按水驱效率范围进行历史对比，标出效率区的扩展变化。如果分析准确，依据各效率区的扩大范围，可以算出水驱面积系数的变化。统计单层各类
29、调整措施的井点数，措施叠合到单井供选择层段用。,总之，单层分析是最基础的动态分析。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法单层分析,准备一张井位图。依据油井选值、产液剖面、沉积相带图、功图等动静态资料，重点分析油井的产量、压力、含水是否正常，主要的层间矛盾？将分析出的主要问题的原因及拟采取的措施标在井位图上。主要分析内容如下：,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（1）新投产油井的产能是否达到方案设计指标，未达标的原因？（2）产量、压力、含水不稳定井的变化趋势及主要原因？（3）自喷井的工作制度是否合理，生产压差、采油指数变化该如何调整？（4）自喷分层配产井的工作制度层段划分是否合理，层段采液强
30、度、含水变化、压力变化。（5）机械采油井的工况是否正常？如何调整？,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（6）地层压力水平是否合理及其变化趋势。（7）原油物性、天然气组分、产出水质的变化状况或规律，及其对采油的影响。（8）爆性水淹的主要层位、原因？（9）套管技术状况、管外窜槽和断层对采油的影响。（10）已实施的措施效果、存在问题，需要进一步采取的增效或稳效措施。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（11）主要的层间矛盾层如何调整？（12）各项生产参数的变化趋势，相互关系是否协调。（13）确定各油层见水状况、含水级别、见水方向和方向含水级别。,提出正确的综合调整措施。,五、砂岩
31、油藏开发的动态分析方法采油单井分析,单层见水及见水方向比多层见水相对容易确定：（1）原油分析含水大于1时，油井见水。（2）产液剖面上产量最高、而且含水的层为第一个见水层。（3）该见水层与水井连通的油层条件最好、日注和累注水量最多的方向，是第一个见水方向。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（4）产液剖面上见水层还是原来的见水层，但油井含水升高，寻找与水井连通的油层条件次好、日注和累注水量次多的方向是第二个见水方向。这时在对应的层或层段提高日注水量、油井含水上升，降低日注水量、油井含水下降，第二个见水方向得到证实。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（5）产液剖面上见水层还是
32、原来的见水层，但油井含水上升一个明显的台阶，在前两个见水方向上的日注水量不变条件下，寻找与水井连通的油层条件、注水量再次的方向，是第三个见水方向，证实方法同（4）。（6）五点法井网、反九点法的角井有四个见水方向。每个方向见水时，氯离子、矿化度会升高，但取样时机难把握、稍纵即逝。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,多层见水及见水方向的确定，较困难。因为有层间干扰、各方向的注水井层在不断的调整。（1）在产液剖面上出现第二个见水层时，由于层间干扰和测试误差，该层的液量及含水时高时低、甚至时有时无。怎么办？（2）如果油井产液和含水波动大，表明第二层刚见水。按单层见水的（3）拟定其第一见水方向
33、，然后提高和降低该方向的注水量。如果油井产液、含水相应变化，氯离子矿化度又升高，证明第二见水层及见水方向确实存在；否则，第二见水层不存在，或见水方向不准确，需重新分析验证。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（3）如果油井产液、含水稳定，氯离子矿化度不变，没有新层见水。（4）第二见水层的第二、第三见水方向出现时，产液剖面上含水升高，油井含水阶段性升高；在没有第三见水层条件下，按单层见水的（4）、（5）进行验证确认。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（5）在产液剖面上出现第三个见水层时，按上述（2）、（3）、（4）进行确认和验证见水方向。（6）以后还会出现第四、第五个见水层
34、，这时由于以前的见水层和见水方向部分或全部高含水，油井产液和含水可能较稳定、变化不明显，确定见水层更困难。但是，在产液和吸水剖面结合、精细分析的基础上，用上述方法仍可以确定见水层和见水方向。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（1）在产液剖面上见水层含水级别是变化的，对比前期剖面看：总是升高的。如果见水层含水升高的趋势稳定或基本稳定，见水层的含水有的高于全井含水，有的等于全井含水，有的低于全井含水，主要产液层的含水高于全井含水，则这个产液剖面正确，含水级别正确。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,见水层含水级别与方向含水级别的确定:,（2）如果从未测过产液剖面，依靠电测的含
35、水解释、投产初期全井含水，结合压裂、堵水后的含水变化，结合补孔、注采系统调整、注水井层段措施及水量调整、氯离子矿化度等资料，历史地仔细对比、综合分析，来确定多层、多方向见水和含水级别。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,（3）当油井进入高含水后期（80%）和特高含水期，多层高含水、多方向高含水普遍存在；但由于层间干扰严重，不动用层、不含水层（或部位）、相对低的含水层、相对低的含水方向也同时存在。它成为动态分析（提高采收率、创建百年油田）挖潜的重点。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,油井压裂、补孔后，全井产油、产水的变化较复杂，在没有施工污染油层条件下，可依据施工前、后的产
36、液剖面来分析措施层的含水级别。油井堵水后，全井产油上升、稳定、或略有下降，产水及含水下降很多，表明层间矛盾改善了，堵层是高产液、高含水层。否则需要重新调整堵水层段。每个见水层、见水方向、方向含水级别都要登记到见水状况表上。搞清了见水层、见水方向、方向含水级别，也就搞清了剩余油的纵向和平面分布。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油单井分析,依据注水井选值、吸水剖面、分层测试、沉积相带图等动静态资料，重点分析注水压力、层间注水量是否正常，主要的层间矛盾是哪层？将分析出的主要问题的原因及拟采取的调整措施标在井位图上。主要分析内容如下：,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水单井分析,（1）依据新井试注水
37、量和全井指示曲线分析，是否能够分层配注？在注水压力接近破裂压力条件下，萨北开发区过去的方法如下：A、试注水量24m3/d，启动压力8MPa，只能笼统注水。各油田应根据自己的实际情况研究确定。（2）试配首要编制“配注基础数据表”，划分注水层段，按采液强度的要求确定配注强度和配注水后。试配后，分析各层段实注水量能否满足配注要求，指示曲线、油层吸水剖面如何？,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水单井分析,（3）分析层段注水合格率与测试合格率的变化原因。（4）吸水剖面和分层测试资料结合，分析层段之间、层段内各油层之间、厚油层内部的吸水状况变化。（5）依据指示曲线、地层压力、表皮系数的变化，分析全井或层段
38、是否有污染或堵塞？（6）分析井口注水压力、全井注水量异常的原因，提出调查方案。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水单井分析,（7）分析注入水质与吸水状况的变化关系。（8）分析层段之间、层段内部的层间窜槽对吸水状况的影响。（9）分析封隔器的密封性，“停注”层段仍然吸水的原因？“停注”层段何时再恢复注水？（10）套管技术状况和断层对注水的影响。（11）依据吸水剖面、分层测试和注水、指示曲线和压力等资料，分析各参数的变化特点、趋势和相互关系，找出主要的层间矛盾，提出解决措施。（12）分析综合调整、增注措施效果。（13）注水层段划分是否合理？如何调整？,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水单井分析,用同
39、位素测试和实注水量对比，核实与确定各小层吸水百分比。前提条件是二者的井口注水压力相同、井下水嘴不变。,（1）把注水层段标在同位素曲线上。（2）同位素曲线上，求出各层段的小层吸水百分比之和。（3）在注水综合记录上求出各层段的实际注水百分比（用同位素测试前3-5天水量的选值或平均值）。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水单井分析,（4）将（2）、（3）两个层段吸水百分比对比，各层段差值均小于20%的，同位素资料可直接用于绘制吸水剖面。否则，需要对同位素资料进行处理。方法如下:,A（2）-（3）两个层段吸水百分比差值20-50%的，取用两层段吸水百分比的平均值。差值大于50%的，取用实际层段注水百分
40、数。同位素测试吸水很少或为零，实际注水又很多的，经立即验证水嘴无堵塞时，取用实际层段注水百分比。,B将A中的三种情况取用值放到同位素曲线层段上。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水单井分析,C调整同位素曲线全部层段的吸水百分比，达到其和等于100%,D将调整后的层段吸水百分比，酌情按地层系数、砂岩厚度、或原吸水小层所占百分比，分配到全部吸水的小层上，使其和等于100%。这时的各小层吸水数据，可用于绘制吸水剖面图。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水单井分析,实际动态工作中，以采油井为中心联系周围注水井、以注水井为中心联系周围采油井的井组综合分析，是全面认识三大矛盾、注入产出剖面状况的最好途径。
41、井组分析后，才能确定和编制油、水井综合调整措施方案。,以采油井为中心，联系周围全部注水井、相邻采油井的注采变化综合分析，重点分析采油井组内的平面矛盾。在中心采油井找矛盾，从相邻水井或油井找原因。需要以采油井为中心的连通图、配水基础数据表。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油井组分析,主要分析内容如下：,（1）分析采油井组的注采平衡，目的在于对油井组实行宏观控制。,采油井组,是外井网给本油井的注水量（少数井存在）。,当井组内平面矛盾很大、难调整时才计算和分析井组注采平衡。,运用（1）中的 和油层连通状况，分析主要的平面矛盾方向，并实施调整。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油井组分析,进一步分析
42、落实多层见水，多方向见水及方向含水级别。这是一个见水状况的三维空间网络和水驱体积问题，当前还没有一个软件能把这个见水状况的三维空间网络的历史和现实分析清楚，只能依据动、静态资料，靠动态工作者的知识、素质和经验积累来分析。,（1）注指示剂法。可以落实单层的连通方向，油井见到指示剂的时间差，既是方向连通渗透率的差异，也是方向见水的顺序。但对多层连通，不好观察。,（2）层段注水激动法。其优点是：激动一个点，可以观察一个面，方便，成本低。缺点是；判断方向含水级别的可靠程度约为50-60%，模棱两可的情况很多。但现场经常使用此方法来调整平面矛盾，控水稳油。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油井组分析,（
43、3）利用见水状况登记表分析：,A全方向高含水，周围注水井相应层段（全方向）控制注水量。,C部分方向高或特高含水，该方向控制注水量，其余方向稳定或适当提水。,B全方向特高含水，周围注水井相应层段（全方向）停注转周期注水。,D部分方向中低含水，该方向提高注水。,E部分方向未见水，该方向加强注水。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油井组分析,（4）参照油井投产及见水年限、与注水井的连通方向及油层条件、井排距等，分析多层见水及方向含水级别。,A.当全井含水大于60%以后，一般至少有2个见水层、1个方向高含水。,B.当全井含水大于80%以后，一般至少有3个以上的见水层、2个以上的高含水方向，这时的平面调
44、整余地仍然较大。,C.当全井含水大于90%以后，多层见水，多层多方向高含水，层间和平面调整困难。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法采油井组分析,以注水井为中心，联系周围全部采油井的变化综合分析，重点分析注水井的平面矛盾。从注水井调整矛盾，在油井看效果。需要用以注水井为中心的井组连通图、配水基础数据表。主要分析内容如下：,分析全井各层段注入水的流向。研究注入水的流向和研究见水方向及含水级别是一个问题的两个方面，目的都是为了找出主要的平面矛盾和平面矛盾方向，便于确定和实施综合调整。最好能定量分析：,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水井组分析,（1）注入水流到那些方向多？该方向高含水、强水洗、甚至无效
45、循环。严格控制注水，停注转周期注水或调剖。（2）注入水流到那些方向少?该方向中低含水、弱水洗。提高注水量。（3）那些方向注入水流不去？该方向油层不见水、或不动用。加强注水。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水井组分析,分析注水井组的注采平衡，便于全井注水量的宏观控制。,注水井组：,是外井网注水在本井组油井的采出油、水体积。是中心注水给外井网的注水量。,计算出的 大于动态区块的，降低注水量；小于，提高注水量。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水井组分析,对每一个层段都要分析注入的水量是否能够满足井组内各方向油井的要求？,(1)全部满足各方向油井要求的层段注水量，维持现状、不调整。,(2)四点法井
46、网中，满足4个方向油井要求的层段水量，和五点法井网中满足是3个方向要求的层段水量，一般是本井层段暂不调整，调整相邻水井的对应层段的注水量。,(3)只能满足50方向油井要求的层段水量，平面矛盾大，在井组注采平衡分析以后，一般是本井层段和相邻水井层段的注水同时调整，以调整后利多、弊少为原则。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法注水井组分析,每口采油井至少受24口注水井影响，每口注水井至少影响48口采油井。中心注水井的各层段注水量很难满足井组内全部采油井的要求。这就需要进行相邻井组分析、调整来解决。,相邻井组分析把油井组和水井组联系起来，本油、水井组和相邻的油、水井组联系起来，进行大范围内的综合分析。能
47、更好地揭露、分析和解决平面矛盾。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,以面积井网中的A层为例：,五、砂岩油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,经采油井组分析后确认A层的高含水高产液方向是甲A层注水多，中低含水方向是乙A层注水较少，平面矛盾大。设想在水井乙A层提水50m3/d，在水井甲A层降水50m3/d，是否可行？结合相邻井组分析如下：,首先，对乙A层的1、2、3、4、5号油井的连通油层条件，生产参数、地层压力、见水状况分析以后，认为3、4、5号油层的A层可以接受，即乙A层提水50m3/d对井组内66的油井有利，可以提水50m3/d，暂时定下来。但1、2号油井的A层不能接受？,五、砂岩油
48、藏开发的动态分析方法相邻井组分析,1.乙A层提水50m3/d是否可行？,对1号油井A层，乙A层提水50m3/d以后，要干扰丙A层中低含水方向的来液，怎么办？设想丙A层提水20m3/d，同时调大1号油井的抽吸参数，提高液量来保持油层压力和含水稳定。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,对丙A层的2、6、7、8、9号油井的连通油层条件、生产参数、地层压力、含水状况分析以后，认为6、7、8、9号油层可以接受，即丙A层提水提水20m3/d对井组内83的油井有利，定下来。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,2号油井A层是特高含水层，产液量占全井的80以上，其高含水方向是乙A和丙A两个方
49、向。若两个高含水方向都提水，可能造成水淹、层间矛盾更大，怎么办？设想2号井A层机械堵水、化学堵水或堵压结合。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,2号油井A层在辛A方向油层厚度较大，但渗透率低，历来吸水少并易受污染，多次酸化效果不好，是低压、中低含水方向，又具备压裂增注条件。设想对辛A层压裂增注，并尽早实施。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,若压裂增注效果好，尽可能提高注水量；若增注后2号油井A层效果较好，可以不堵水，并考虑乙A层提水50m3/d，后下限注水；若增注后2号油井A层无反映，可考虑在辛A层注指示剂、或井间干扰试井，探测2号油井A层与辛A的油层连通状况。,五、砂岩
50、油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,首先分析甲A层的5、10、11、12、13号油井的油层连通、生产变化、压力和含水状况，认为10、12、13号油井可以接受，甲A层降水50m3/d对井组内66的油井有利，暂时定下来。,五、砂岩油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,2.甲A层降水50m3/d是否可行？,对11号油井A层而言，甲A层降水50m3/d要引起丁A层方向平面失调、含水上升。考虑丁A层目前注水较多，设想降水30m3/d是否可行？,五、砂岩油藏开发的动态分析方法相邻井组分析,分析丁A层周围的12、14、15、16、17号油井以后，认为丁A层降水30m3/d对12、14、15、16号油井可以接受
