区块（单元）动态分析模板

langtutengsy

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、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
①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。
②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
①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。
②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
①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％；
②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）；
③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
①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)；
②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；
③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；
④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）；
⑤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、存在问题及潜力分析
4.1存在问题
①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）；
②注水井工作是否正常（吸水能力变化、分注情况变化等）；
③注采平衡状况及压力场分布状况；
④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）；
⑤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）；
⑥油井有无不正常生产（参见单井分析）；
4.2潜力分析
①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）；
②注水井分注及动态调配水的潜力；
③油井技术措施潜力（卡堵水、酸化、压裂等储层改造）；
④井组内不同油井生产工作参数的调整潜力；
⑤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）。
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，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）：
①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）。
②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）。
③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％
④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）
①单元总体注采平衡状况
②纵向上分小层注采平衡状况
③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
①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％）；
②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）；
③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；
④运用相渗曲线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
①注采井网的适应性问题（井网对储量的控制程度）；
②储量的动用状况（结合两个剖面进行具体分析）；
③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）；
④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）；
⑤井筒、地面集输、处理、回注系统等。
4.2潜力分析
①注采系统的调整效果的潜力（如转注、分注、调配水等）；
②层系的调整潜力；
③油水井工作制度调整的潜力；
④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。

niehaifeng

顶一个。这太抽像了:o

chutianshu

谢谢分享

一路飞扬

不具体