转 区块 单元 动态分析模板

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1、转转 区区块块 单单元元 动态动态分析模板分析模板井组动态分析模板一、收集资料1、静态资料:油水井所处区块、构造位置、开采层段(层位、层号)、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、注采对应状况以及连通状况、储层物性(电测解释成果:如孔隙度、渗透率、含油饱和度)、砂层厚度及有效厚度等。2、动态资料:单井及井组日产液量、日产油量、含水、井组压力(静压、流压)、注水井注水量及注水压力、气油比等。3、生产测试资料:油井饱和度测井结果(C/O、PND_S、硼中子、钆中子等)、产液剖面测试成果、示功图、动液面、注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、油水井地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料(如密

2、度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等)、井况监测资料(井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等)、井间干扰试井资料。4、工程资料:油井工作制度(泵径、冲程、冲次、泵深)、井下生产管柱组合及下井工具、井身结构(井身轨迹)等。二、分析内容1、注采井组连通状况分析;2、注采井组日产液量变化分析;3、井组综合含水变化;4、日产油量变化;5、压力及压力场(静压、流压、生产压差、井组内地层压力的分布状况)变化;6、注水井注水能力变化;7、注采平衡状况分析;8、水淹状况分析(平面上、纵向上、层内水淹状况);9、井组调整效果评价等。三、分析步骤1、井组概况2、开采历史(简述)3、

3、分析内容3.1首先总体上阐述井组日产液量、日产油量、含水、压力、注水井注入能力变化,并分析影响的原因。3.2重点单井动态变化及原因分析(参见单井动态分析)3.3井组开采效果的分析评价3.3.1井组连通状况分析编制井组注采关系连通图(油层栅状连通图),主要根据测井解释数据成果表、小层平面图等,初步建立注采井组空间三维立体模型。绘制小层渗透率、孔隙度、有效厚度等值线图,进一步建立储层模型。3.3.2注采平衡状况分析注水量是否满足配注要求地质配注量大于100m3/d,波动幅度5%;地质配注量在50-100m3/d之间,波动幅度10%;地质配注量在30-50m3/d之间,波动幅度15%;地质配注量小于

4、30m3/d,波动幅度20%;注水井配注量及实际注水量满足上述区间的为配注合格,否则不合格。注水层段是否按照分层注水要求进行注水3.3.3能量保持及注水利用状况注采井组存水率地下存水率=(累计注入量-累计产水量)/累计注入量100%;注采平衡状况注采比:=井组累计注水量/(井组累计产油量体积换算系数+井组累计产水量);地层压力平衡状况(包括地层平均压力水平的变化状况、不同油井之间地层压力水平的平衡状况)。3.3.4、开采效果评价水线推进及水淹状况(运用插值法绘制含水等值线图,分析水线推进状况,进一步分析油层水淹状况、寻找剩余油富集区。有条件的注意利用小层产吸剖面绘制不同小层的水淹状况图,可以使

5、分析更为准确);井组内各生产井采液强度、含水状况是否平衡,有无平面上指进现象;井组内油井纵向上层间动用状况是否平衡,有无单层突进现象;井组内油井层内水淹状况是否均衡,有无层内分段水淹特征(结合电测曲线及储层沉积相进行分析,采油队可以不分析);注采井组综合评价(采油队主要依据产量、含水、地层压力水平等指标进行判定)注水效果好:油井产量、油层压力稳定或上升、含水上升较为缓慢;有一定注水效果:油井产量、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、气油比也上升明显;注采不合理:油井很快见水且含水上升很快、产量下降快,存在明显的注水优势方向或单层突进现象。4、存在问题

6、及潜力分析4.1存在问题注采对应状况是否正常合理(是否存在有注无采、有采无注等现象);注水井工作是否正常(吸水能力变化、分注情况变化等);注采平衡状况及压力场分布状况;井组层间动用状况是否均衡(有无单层突进、两个剖面不对应状况);平面上水线推进是否均匀(有无优势水驱方向、采油强度是否均衡);油井有无不正常生产(参见单井分析);4.2潜力分析井网调整的潜力(增加注水、采油井点等,一般不要求班组分析);注水井分注及动态调配水的潜力;油井技术措施潜力(卡堵水、酸化、压裂等储层改造);井组内不同油井生产工作参数的调整潜力;井组日常管理的潜力(加药、热洗等)。5下步工作建议主要根据分析出的问题集潜力提出

7、切合实际的调整工作建议。区块(单元)动态分析模板一、收集资料1、静态资料:主要区块所处区域位置、开发层系划分与组合、注采对应状况以及连通状况、储层物性(电测解释成果:如孔隙度、渗透率、含油饱和度)、砂层厚度及有效厚度等。2、动态资料:区块(单元)日产液量、日产油量、含水、压力(静压、流压)、注水井注水量及注水压力、气油比等。3、生产测试资料:饱和度测井结果(C/O、PND_S、硼中子、钆中子等)、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料(如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等)、井况监测资料(井

8、温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等)。4、工程资料:油井工作制度(泵径、冲程、冲次、泵深)、井下生产管柱组合及下井工具、井身结构(井身轨迹)等。二、分析内容1、开发状况的分析(日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、自然递减、综合递减等)。2、水驱状况及开发效果分析(水驱控制程度、水驱动用程度、水驱指数、存水率、注水量、分注合格率、水质状况、水线推进状况、水驱采收率、含水上升率及含水上升速度、油砂体(砂层组)水淹状况等指标的合理性)。3、注采平衡及压力平衡状况(单元总体平衡状况、纵向上分小层注采平衡状况、平面上注采平衡状况及压力场分布状况等)。

9、4、开发调整效果分析评价(注采系统的调整、层系的调整、油水井工作制度的调整、储层改造、油水井措施等)。三、分析步骤1、概况主要阐述储量探明及动用状况、采收率标定及可采储量状况、油井数、开井数、日产液、日产油、含水、采油速度、注水井开井数、注水量、注采比等。2、开发指标的分析评价主要分析日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、注水量、自然递减、综合递减含水上升率等开发指标与计划部署之间的差别。2、生产历史状况(简述)3、主要动态变化及开发调整效果分析评价3.1首先总体上阐述近期区块(单元)日产液、日产油、含水、压力等变化态势,简要分析变化的原因。3.2分析重点井组动态变化

10、,简要阐述分析变化的原因(具体参见井组及单井动态分析)。3.3开发效果的分析与评价3.3.1水驱状况(注水单元):水驱控制程度,定义为油井中与注水井连通层的厚度与射开的总厚度的比值(厚度指有效厚度,如无有效厚度可用砂层厚度作为参考)。水驱动用程度,定义为测试的油水井所有吸水、产液层厚度与总测试厚度比值(厚度指有效厚度,如无有效厚度可用砂层厚度作为参考)。水驱指数(或存水率)其中:地下存水率=(累计注入量-累计产水量)/累计注入量100%注水量、分注合格率、水质状况等其中:吸水指数=日注水量/(注水井流压-注水井静压)3.3.2注采平衡及压力平衡状况(注采单元)单元总体注采平衡状况纵向上分小层注

11、采平衡状况平面上注采平衡状况及压力场分布状况等3.3.3水淹状况水线推进及水淹状况(运用插值法绘制含水等值线图,分析水线推进状况,进一步分析油层水淹状况、寻找剩余油富集区。有条件的注意利用小层产吸剖面绘制不同小层的水淹状况图,可以使分析更为准确);3.3.4水驱效果运用水驱特征曲线、图版法、含水上升与理论曲线对比等方法评价分析区块(单元)水驱开发状况水驱采收率(主要运用水驱特征曲线计算分析采收率状况,使用时要求油藏综合含水高于50%);含水采出程度关系曲线(与图版进行对比来进一步分析水驱状况);含水上升率及含水上升速度其中,含水上升率=(阶段末含水-阶段初期含水)/阶段的采出程度;运用相渗曲线

12、及分流量曲线分析含水上升的合理性(方法:利用分流量曲线回规出理论含水上升率与采出程度关系曲线,再与区块实际含水上升运行曲线对比,进而分析含水上升是否合理)。3.3.5稳产或递减状况。4、存在问题及潜力分析分析的关键是储层非均质性、开发方式的不均衡性,核心是寻找剩余油富集区,为指导调整挖潜提供依据。4.1存在问题注采井网的适应性问题(井网对储量的控制程度);储量的动用状况(结合两个剖面进行具体分析);注水的合理性(注采是否平衡、注入水是否有效利用、有无平面指进或单层突进等);开发效果是否变差(含水上升是否异常、采油速度是否合理、压力水平保持是否合理等);井筒、地面集输、处理、回注系统等。4.2潜力分析注采系统的调整效果的潜力(如转注、分注、调配水等);层系的调整潜力;油水井工作制度调整的潜力;油水井措施(储层改造、补孔调层、酸化提液、卡水、分注等)潜力等。5、下步工作建议主要根据分析出的问题及潜力提出切合实际的调整工作建议。本文来自:博研石油论坛详细出处参考

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