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1、1、动态分析模板共分单井动态分析、井组动态分析、区块（单 元）动态分析等三个部分。2、分析层次：动态分析人员日常工作主要侧重于单井动态分析、 井组动态分析；阶段分析主要侧重于区块（单元）动态分析。（图表模板参考吐玉克油田 2011 年度调整方案）单井动态分析模板一、收集资料1、静态资料：主要包括油井所处区块、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：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应 注水井注水量及注水压力、气油比等。3、生产测试资料
2、：饱和度测井结果（C/0、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井下工具、井身结构（井身轨迹）等。二、分析内容1、日产液量变化；2、综合含水变化；3、日产油量变化；4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化；5、气油比变化；6、对应注水井注水能力变化；7、深
3、井泵工作状况；8、措施效果评价等。单井生产曲线：日产液、日产油、含水、流压（动液面）、气油比、 措施备注1600140012001000800600400200采油井生产曲线 日产液量11产油卡OE、O?S-Hor0 5 02 11采油井生产曲线(BdlAl)出O/出担09876543212111111111注水井历史注水曲线 匸小小下 T-第比-油比【PE)黑也m:A/TT0rsl :二m :T、TT0rsl :A/0T0rsl :Lr)、om :TOTOrsI :Lr)、m :TGOOrsI :Qcoooe :Toorsl okoorsl .LnEood :TEOOrsl B、900d :
4、Lr)、900d :T、900rsl注水井生产曲线三、分析步骤1、概况2、生产历史状况（简述）3、主要动态变化 首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等 变化状况，其次依次分析以下内容。3.1 日产液量变化3.1.1 变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要 求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。 判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行确定）为：日产液量大于50t, 波动幅度在 8%;日产液量在 30-50t 之间，波动幅度在12；日产液量在 10-30t 之间，波动幅度在 20%;日产液量小于10t, 波动幅度在 3
5、0%;如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳; 高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势;如低于变化幅度则判定日产 液量呈下降态势。3.1.2 日产液量变化原因分析日产液量上升的主要原因有： 油井工作制度调整; 对应油井注水见效; 作业及技术措施的效果； 井下封隔器失效及套管破漏； 加药热洗的效果； 地面计量器具及流程管线影响等。 日产液量下降的主要原因有： 工作制度的调整； 井下深井泵工作状况变差（如：漏失、结腊、堵塞等）； 油层受到污染（洗井、作业、开采等过程中产生微粒运移、水锁、润湿反转等）； 油层出砂导致砂埋； 地层亏空导致能量下降； 技术措施效果； 地面计量器具及流程管
6、线影响等。3.1.3 影响日产液量变化的基本结论3.2 综合含水变化3.2.1 含水变化的主要态势:主要分析综合含水在分析对比阶段呈现的变 化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有含水上升、含水平稳、含水下 降三种态势。判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行 确定）为：综合含水高于 80，波动幅度在3；综合含水在 60-80之间，波动幅度在5；综合含水在 20-60之间，波动幅度在10；综合含水小于 20，波动幅度在20；如果综合含水及变化处于上述区间的可以判定含水运行平稳；高于 变化幅度可以判定含水呈上升态势；如低于变化幅度则判定含水呈下降 态势。3.2.2 综合含水变化原因分析综
7、合含水上升的主要原因有： 注水效果（注意：要结合产、吸剖面分析有无单层突进；结合邻 井含水状况绘制水淹图分析有无平面指进；结合地层压力状况分析有无 超注；结合水井吸水能力变化及注水井验封测试报告分析注水井有无封 隔器失效状况等）； 边水、底水侵入加快（重点分析工作制度及生产压差合理性。如生产压差过大可能导致含水上升加快）； 作业及技术措施的效果； 井下封隔器失效及套管破漏等； 作业、洗井等入井液导致水锁现象等； 其它影响因素。综合含水下降的主要原因有： 注水效果（注意：要结合注水井分注及测试调配分析单层突进是 否缓减、结合邻井调整分析平面指进是否缓解；结合地层压力变化分析 有无欠注等）； 技术
8、措施效果； 套管破漏、管外窜等导致生产厚度增加； 深井泵工作状况及工作制度变化（如：漏失、参数调整等影响） 油层出砂砂埋； 其它影响因素；3.2.3 影响综合含水变化的基本结论3.3 日产油量变化主要根据日产液量及含水变化综合分析日产油量变化态势及影响变 化的主要原因。3.4 压力变化3.4.1 压力变化态势：主要结合测压数据及动液面（折算流压）测试分 析地层能量状况，其中静压每半年分析一次、流压每月分析一次。压力 变化态势主要有三种：上升、平稳、下降。判定变化的标准（ 该标准可 以根据本油田的具体情况自行确定）为：地层压力水平高于 0.8，波动幅度在3；地层压力水平在 0.6-0.8 之间，
9、波动幅度在5；地层压力水平 0.4-0.6 之间，波动幅度在8；地层压力水平小于 0.4，波动幅度在10；如果地层压力水平及变化处于上述区间的可以判定地层压力水平平 稳；高于变化幅度可以判定地层压力水平呈上升态势；如低于变化幅度 则判定地层压力水平呈下降态势。3.4.2 压力变化原因分析地层静压变化主要考虑注采比是否合理、天然能量发育及利用状况 等，其主要用途是分析地层供液能力状况。流压变化主要用于分析深井泵工作状况及评价油井生产压差的合理 性等。3.5 气油比变化 重点对高油气比生产井及变化异常的油井结合地层能量状况、动液 面、示功图等变化分析有无地层脱气现象。3.6 注水能力状况变化 在准
10、确校验注水计量器具基础上，录取注水指示曲线及分层测试资 料综合分析注水井吸水能力变化。3.6.1 基本态势：主要有吸水能力增强、吸水能力不变、吸水能力变差 等三种形势3.6.2 原因分析吸水能力变好的原因： 储层经过措施改造； 井筒状况不正常（如套管破漏、井下封隔器失效等）； 单层突进加剧（结合油井含水、液量变化进行综合分析）； 吸水能力变差的原因： 储层受到污染（如洗井不当、水质不达标、地层结垢、五敏性）； 井筒状况不正常（如井筒结垢、水嘴堵塞等）； 近井地带产生憋压现象（主要在低渗区块中较为常见）；3.7 深井泵工作状况、技术措施效果主要在分析日产液量变化中阐 述4、存在问题及潜力分析4.
11、1 存在问题 地层能量是否得到有效补充和充分利用（注采是否平衡、地层压力水 平保持状况等）； 储层是否存在问题（出砂、污染等）； 井筒状况是否存在问题（套管变形、腐蚀、破漏、窜槽、封隔器失效 等）； 注水井注水存在的问题（吸水能力、分注等）； 产吸剖面是否对应、层间动用是否均衡等； 油井工作制度是否合理（生产压差是否合理、有无提液或控制含水的 必要、有无气体影响、供液不足等现象）； 井下深井泵工作状况是否存在问题（漏失、结腊、堵塞等）； 地面集输系统、污水回注系统等是否存在制约生产的因素。4.2 生产潜力分析 动态调配水及分层注水的潜力； 储层改造潜力； 卡堵水潜力； 纵向上层间接替的潜力；
12、优化油井工作制度潜力； 加強管理的潜力（加药、热洗等）； 提高机采效率及泵效的潜力； 地面流程改进与完善的潜力。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。井组动态分析一、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/0、硼中子等）、产液剖面测试成果、示功
13、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
14、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、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。知If安丰油m K2tj |砂层组有效悼度等值线图 xa3 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100ma/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30ma/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x 100%； 注采平衡状况注采比：=井组累计注水量/ （井组累计产油量X体积换算系数+井组累计产水量）; 地层压力平衡状况
