油藏工程动态开发笔试题-计算题大全（含答案）

油藏工程动态开发笔试题-计算题大全（含答案）1号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月43563x7591279.77622005年1月43563x75811.280.67602005年2月43563x76012.179.87592005年3月43563x7469.2805622005年4月43563x7357.379.14862005年5月43563x7285.680439

2号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月32-43703x77015.977.37062005年1月32-43703x7711677.57102005年2月32-43703x76814.179.26522005年3月32-43703x77213.681.15302005年4月32-43703x77010.684.94802005年5月32-43703x7697.988.54363号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月31563x6421271.47622005年1月31563x64311.972.37602005年2月31563x63812.168.27502005年3月31563x6309.269.37922005年4月31563x6267.371.98362005年5月31563x6205.6728994号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月23-25703x7761284.27622005年1月23-25703x77512.183.67692005年2月23-25703x773987.67502005年3月23-25703x7757.689.87322005年4月23-25703x7775.792.57152005年5月23-25703x7764.394.3696B注水井日期泵压油压注水层位2331注水层位25MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.513.52x3.0652x3.0692005年1月14.613.62x3.0632x3.0662005年2月14.413.52x3.0622x3.0752005年3月14.513.62x3.0662x3.0802005年4月14.513.42x3.0652x3.0862005年5月14.613.52x3.0642x3.090A注水井日期泵压油压注水层位32注水层位31注水层位43MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.513.52x3.0592x3.0502x3.2422005年1月14.613.62x3.0612x3.0422x3.2412005年2月14.413.52x3.0632x3.0302x3.2452005年3月14.513.62x3.0792x3.0312x3.2422005年4月14.513.42x3.0882x3.0222x3.2452005年5月14.613.52x3.0952x3.0182x3.246问题：分析并描述各油井的生产形势，找出各油井开发中的问题，并分别制定出油水井处理问题的措施。2、计算该井区2005年3月到2005年5月的阶段注采比.注明：原油密度为0.9g/cm3原油体积系数为1.2水的体积系数为1水的密度为1g/cm3答案1号油井自2005年3月起，由于日产液量逐渐降低导致日产油量下降，而动液面呈上升趋势，对应A注水井43日注水量基本稳定，所以分析1号油井日产液量下降原因为抽油泵漏或油管漏。治理措施：测示功图，分析判断抽油泵和油管的漏失情况，定出检泵或检换油管的措施。2号油井2005年2月起由于含水上升导致日产油量下降，同时动液面呈上升趋势，对应A注水井43层注水量较小而稳定，32层注水量较大而逐渐增多。所以分析2号油井含水上升原因是A注水井32超注的原因。治理措施：A注水井32缩小配水器水嘴，减少32层注水量，以达到控制或降低2号油井含水上升速度的目的。3号油井2005年2月起由于日产液量逐渐降低导致日产油量下降，同时动液面呈下降趋势，对应B注水井23-31层段日注水量基本稳定，对应A注水井31层日注水量较小而逐渐下降，所以，3号油井日产液量下降的主要是由于A注水井31层欠注所致。治理措施：对A注水井采取放大配水器水嘴或增注的措施，以达到增加A注水井31注水量、恢复3号油井地层能量、提高3号油井日产液量的目的。4号油井2005年2月起含水逐渐上升导致日产油量下降，动液面呈上升趋势，对应B注水井23-31层段日注水量较稳定，25注水量较大而逐渐增加，所以，分析4号油井含水上升的原因是B注水井25层超注及日注水量增加所致。治理措施：缩小B注水井25层配水器水嘴，以达到减少25层注水量和控制4号油井含水上升速度的目的。2、该井区2005年3月至2005年5月的阶段注采比为1.40二题、a油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月53563x7591279.77622005年1月53563x75811.280.67602005年2月53563x76012.179.87592005年3月53563x7469.2807762005年4月53563x7357.379.18062005年5月53563x7285.680821b号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月12-53703x77015.977.37062005年1月12-53703x7711677.57002005年2月12-53电泵1503179.28202005年3月12-53电泵1493079.68262005年4月1253电泵1483179.18562005年5月12-53电泵1513179.2879c号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月22-35563x6421271.47622005年1月22-35563x64311.972.37602005年2月22-35-45563x63812.168.27502005年3月22-35-45953x69623767922005年4月22-35-45953x6912276.28362005年5月22-35-45953x6922276899d号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月45703x7761284.27622005年1月45703x77512.183.67692005年2月45703x77311.684.17502005年3月45703x7629.784.37912005年4月45703x7518.184.28562005年5月45703x7457.084.39061号注水井日期泵压油压注水层位12注水层位53MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.513.52x3.2632x3.0422005年1月14.613.62x3.2632x3.0432005年2月14.413.52x3.2622x3.0442005年3月14.513.62x3.2662x3.0422005年4月14.513.42x3.2652x3.0432005年5月14.613.52x3.2642x3.0432号注水井日期泵压油压注水层位22注水层位35注水层位45MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.513.52x4.0452x3.0432x4.0422005年1月14.613.62x4.0452x3.0422x4.0412005年2月14.413.52x40472x3.0422x4.0452005年3月14.513.62x4.0432x3.0452x4.0422005年4月14.513.42x4.0452x3.0422x4.0452005年5月14.613.52x4.0442x3.0432x4.043问题：分析并描述各油井的生产形势，找出各油井开发中的问题，并分别制定出油水井处理问题的措施。2、计算该井区2005年4月的注采比。注明：原油密度为0.89g/cm3原油体积系数为1.15水的体积系数为1水的密度为1g/cm3答案a油井自2005年3月起，由于日产液量逐渐降低导致日产油量下降，同时动液面也呈现下降趋势，其主要原因是同时生产53层的b油井下电泵提液形成了井间干扰，导致a井能量下降。b油井2005年2月提液后动液面逐渐下降，其主要原因是对应水井53层在b油井提液后没有及时加强注水，导致地层能量下降。治理措施：根据a油井和b油井的动态变化状况提出1号注水井53层放大配水器水嘴和增注的措施.d油井2005年3月起由于日产液量逐渐降低导致日产油量下降，同时动液面呈下降趋势，其主要原因是c油井2005年3月增加了d油井正在生产的45层，并采取了下大泵提液的措施，是导致d油井地层能量下降的主要原因。c油井大泵提液后产量较稳定，只是动液面略有下降，其主要原因是对应2号注水井45层没有及时调整注水量。治理措施：2号注水井45层增注提水，以达到提高c油井和d油井地层能量的目的。2、该井区2005年4注采比为0.70。三题、A油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面产水总矿化度mmKgx103Kgx103%m2004年12月81-3703x781890.1560201262005年1月81-3703x7827.990.3556198382005年2月81-3703x7856.592.3567183622005年3月81-3703x783692.8552180012005年4月81-3703x7825.693.1568176292005年5月81-3703x7845.094.056016925B油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面产水总矿化度mmKgx103Kgx103%m2004年12月76-81563x7429.577.3706202162005年1月76-81563x7419.277.5700202352005年2月76-81563x7398.877.4820200652005年3月76-81563x7368.177.3826202322005年4月76-81563x7306.877.2856202022005年5月76-81563x7265.877.587920562C油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月101-3703x6725.792.07622005年1月101-3703x6734.993.27602005年2月101-3703x6754.394.27502005年3月101-3703x6774.094.87662005年4月101-3703x6763.595.37522005年5月101-3703x6753.295.7759D油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月103563x735682.88692005年1月103563x7305.282.78762005年2月103563x7264.4838992005年3月103563x723482.69092005年4月103563x7203.582.79352005年5月103563x7183.182.510163号注水井日期泵压油压注水层位101注水层位102-3MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.513.52x3.2822x3.0902005年1月14.613.62x3.2812x3.0922005年2月14.413.52x3.2832x3.0892005年3月14.513.62x3.2802x3.0882005年4月14.513.42x3.2792x3.0912005年5月14.613.52x3.2822x3.0874号注水井日期泵压油压注水层位81-2注水层位83MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.512.52x4.0772x3.0722005年1月14.613.02x4.0762x3.0772005年2月14.412.92x40782x3.0752005年3月14.513.12x4.0762x3.0732005年4月14.512.62x4.0752x3.0762005年5月14.612.52x4.0782x3.075问题：分析并描述各油井的生产形势，找出各油井开发中的问题，并分别制定出油水井处理问题的措施。2、计算该井区2井层注采对应率..答案A油井由于含水逐渐上升导致日产油量下降，该井西靠边水，内部受4号水井影响，产出水总矿化度逐渐减小，所以分析4号注水井影响导致油井含水上升。分析4号水井测井微电极曲线：82、83油层渗透率高于81层，所以判断出水层为82、83.B油井由于地层能量逐渐降低导致油井日产液量下降，产出水总矿化度高于A井，受注水井影响较小，对应4号注水井测井微电极曲线反映81层油层渗透率较低，吸水能力较差，是导致地层能量下降的主要因素。治理措施：根据A油井和B油井的动态变化状况提出4号注水井细分为81、82、83层注水，并采取加强81层注水、控制82、83层注水的措施，以达到控制A井含水上升速度、提高B井地层能量的目的。C油井含水逐渐上升，主要原因是3号水井101、102层渗透率较高，（测井微电极曲线表明）吸水能力较强，导致C油井注入水推进速度加快。D油井动液面逐渐有下降，日产液量逐渐降低，导致日产油能力下降，其主要原因是对应3号注水井103层渗透率较低，在注水过程中受高渗层101、103的干扰。治理措施：3号注水井细分为101、102、103注水，对103层增注提水，对101、102堵水调剖，以达到的目的提高D油井地层能量和降低C油井含水的目的。2、该井区注采对应率为85.7%.四题、1号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面产水总矿化度mmKgx103Kgx103%m2004年12月63+65563x7428.380.1788201262005年1月63+65563x7396.383.6801210062005年2月63+65563x7354.985.9822212212005年3月63+65563x7303.787.6850212692005年4月63+65563x7303.289.2878220692005年5月63+65563x7262.590.3902223682号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面产水总矿化度mmKgx103Kgx103%m2004年12月6264703x7706.291.1661163222005年1月6264703x7735.991.9636163202005年2月6264703x7755.892.3641162952005年3月6264703x7715.093639159682005年4月6264703x7744.893.5629160692005年5月6264703x7724.294.2638158923号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月636465703x6801.298.57622005年1月636465703x6811.198.67602005年2月636465703x6790.998.87502005年3月636465703x6831.098.87662005年4月636465703x6850.899.07522005年5月636465703x6820.998.97594号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月6263703x77911.8858692005年1月6263703x7821285.38622005年2月6263703x77811.285.68702005年3月6263703x78312.584.98652005年4月6263703x78112.185.18722005年5月6263703x78212.185.2869A注水井日期泵压油压注水层位62注水层位63MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.512.92x3.2822x3.0922005年1月14.612.82x3.2802x3.0902005年2月14.413.02x3.2832x3.0892005年3月14.513.12x3.2852x3.0932005年4月14.513.02x3.2792x3.0912005年5月14.612.92x3.2822x3.087B注水井日期泵压油压注水层位62注水层位63MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.512.52x2.2462x3.0522005年1月14.613.02x2.2422x3.0492005年2月14.412.92x2.2432x3.0482005年3月14.513.12x2.2452x3.0512005年4月14.512.62x2.2442x3.0462005年5月14.612.52x2.2452x3.050该井区有油水井6口，西靠边水，东边被一密封断层分隔。问题：1、分别写出A注采井组和B注采井组的油水井井号，分别计算A注采井组和B注采井组2005年5月的注采比。2、该井区地质储量为35万吨2005年累采原油9.9万吨，计算该井区2005年5月采出程度和采油速度.3、分析产量下降油井原因，并分别制定出油水井措施。注明：原油密度为0.9g/cm3原油体积系数为1.2水的体积系数为1水的密度为1g/cm3答案A注采井组油水井有：A注水井、1号油井、2号油井，3号油井.B注采井组油水井有：B注水井、4号油井.2005年5月A注采井组注采比：0.90，B注采井组注采比为：1.10该井区2005年5月采出程度为：28.3%，2005年采油速度为：2.1%.1号油井是A注水井的二线受效井，主要受边水驱动加之边水能量低，导致1号油井供液不足，日产液量下降，又因单向受效于边水，导致水淹速度加快，日产原油逐渐下降.2号油井因单向受效于A注水井，含水上升速度加快.治理措施：将3号低效油井转为注水井，注水层位：63、64、65，完善注采井网，增加注水井层和注水方向.五题、1号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月122531703x7788.489.25602005年1月122531703x7807.590.65622005年2月122531703x7827.291.25592005年3月122531703x7835.793.15722005年4月122531703x7795.193.55662005年5月122531703x7824.494.65612号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月12563x7456.785.26612005年1月12563x7426.584.56362005年2月12563x7466.386.36412005年3月12563x7456.884.96392005年4月12563x7437.083.76292005年5月12563x7456.685.36383号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月1231563x6528.084.67622005年1月1231563x6558.085.47602005年2月1231563x6508.383.47562005年3月1231563x6518.583.37662005年4月1231563x6538.284.37582005年5月1231563x6558.085.47594号油井日期生产层位泵径工作制度日产液量日产油量含水率动液面mmKgx103Kgx103%m2004年12月25703x77911.892.65692005年1月25703x7821293.15622005年2月25703x78511.293.35702005年3月25703x78312.594.15652005年4月25703x78112.194.95722005年5月25703x78312.196.0569A注水井日期泵压油压注水层位12注水层位25-31MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.512.92x3.2422x3.0922005年1月14.612.82x3.2452x3.0902005年2月14.413.02x3.2402x3.0892005年3月14.513.12x3.2412x3.0932005年4月14.513.02x3.2452x3.0912005年5月14.612.92x3.2422x3.087B注水井日期泵压油压注水层位12注水层位25MpaMpa水嘴（mm）日注水量（m3）水嘴（mm）日注水量（m3）2004年12月14.512.52x2.2462x3.0802005年1月14.613.02x2.2422x3.0822005年2月14.412.92x2.2432x3.0792005年3月14.513.12x2.2452x3.0782005年4月14.512.62x2.2442x3.0812005年5月14.612.52x2.2452x3.083该井区有油水井6口油水井均射开12、25层，另外，A水井、2号油井、3号油井31层为独立油水井不连通油砂体，4号油井、1号油井、B水井31由层均尖灭。问题：画出该井区油水井连通图，并计算出井区注采对应率。分析油井开发中的问题，提出油水井治理措施。答案油水井连通图见下图。注采对应率为80%。1号油井含水上升速度较快，依据A注水井25层注水状况及4号油井单采25的生产状况分析主要出水层为25.治理措施：A注水井25厚油层采取缩小配水器水嘴及堵水调剖的措施，以达到控制含水上升速度提高驱油效率的目的。4号油井25层水淹严重，对应B注水井25层吸水强度较大是导致4号油井含水上升的主要原因。治理措施：B水井25层控制注水或4号油井改层生产12.AA水井1号油井2号油井B水井3号油井4号油井312512122512121225252525123131六题、该井组水井一口30-4，油井4口，14-1314-1214-1514-14，14-15因高含水已停产，根据下列提供的数据对该井组生产情况进行分析，并提出下步调整措施。30-4生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注2540配注m3/d1001001001001001001003月份对该井进行了酸化实注m3/d484680909810311031216配注m3/d100100100100100100100实注m3/d8097899594929714-13生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注25126液量t/d6.37.61418.617.915.414.3该井工作制度为2.4*6*44油量t/d3.45.16含水％79.672.66375806658动液面m1536162889990772094174014-14生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注31180液量t/d18.717.815.815.516.319.419.2该井工作制度为3*7*56油量t/d16.816.614.714.214.917.717.6含水％8.4动液面m138112761422134814381482150014-12生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注25-31210液量t/d52.353.252.752.553.35251.9该井工作制度为3*6*56油量t/d12.910.912.412.71110.59.1含水％75797675798082动液面m835902938922918944690答：该井组主要表现为层间矛盾，30-4的25层渗透率低，吸水量少，所对应的14-13井能量低，产量低，由于在3月份对30-4井进行了酸化，提高了25层的渗透能力，改善了地层吸水状况，使对应的生产井14-13的动液面回升，液量、油量上升，含水下降。下步措施可针对该井组14-13井地层能量较充足但液量偏低的生产情况，对该井进行泵升级，以提高产液量，达到增加油量的目的。七题：该井组水井一口29-9，生产层位31-4，油井5口，29-329-729-1229-1729X22，目前29-3因高含水停产，其中，29-9井在4月份通过注聚丙烯酰胺进行了调剖，试根据所提供的资料对井组的生产情况进行分析，并提出下步措施意见。29-22生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注32-4100液量t/d20.620192019.119.620该井工作制度为2.4*6*44油量t/d1.11含水％9595.294.995.3868676.3动液面m153315401600158912921200100029-12生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注31135液量t/d82.178.376.675.672.666.662.3该井工作制度为2.4*8*70油量t/d1.1含水％98979797979798动液面m3151711300160017429-7生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注32-4150液量t/d64.463.163.464.267.964.477.4该井工作制度为3*5*70油量t/d含水％96.797.798.197.998.296.998动液面m972670000029-17生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注32170液量t/d20.220.618.877.490100120.6该井工作制度为3*6*44油量t/d15.1384047含水％72849145586060.2动液面m9861007909012011089答：从各井的生产数据可以看出，通过对29-9进行全井调剖，改善了29-9的吸水剖面，从而提高了水驱油效率和水洗油程度，改善了井组的出油状况。其中见效最为明显的是29-17和29X22井，29-17井液量由18.8吨上升到120.6吨，上升了101.8吨，油量由1.6吨上升到47吨，上升了45.4吨，含水由91％下降到60.2％，下降了30.8个百分点，液面由909米上升到89米，恢复了820米，增油效果非常明显。另一口见效井29-22，油量由1吨上升到4.7吨，含水由94.9％下降到76.3％，下降了18.6个百分点，液面由1600米恢复到1000米，有效地补充了地层能量，提高了水洗油程度。下步措施意见：（1）由于对29-9实行了全井调剖，地层能量比较充足，从7月6日所测得29-17的功图显示，该井连抽带喷，建议换大泵生产。（2）密切关注该井组的动态，以便对29-9实行第二次调剖。八题：下面为沙二12层注采井组，该油层边水能量十分充足，29、28、31注水井注水一直正常，日注水量分别保持在：29井日注水50m3/d，28井日注水150m3/d，31井日注水350m3/d，26井日注水100m3/d，看图表回答下面问题：（1）注采井组存在什么问题？其产生的主要原因是什么？（2）如何进行注、采井组调整。30井生产数据时间日产量备注液量（t）油量（t）含水（％）动液面（m）1月67.85.691.8300CL-8320mg/L，矿化度16000mg/L2月67.4592.62933月67.14.593.32854月673.295.1270CL-9620mg/L，矿化度20800mg/L25井生产数据时间日产量备注液量（t）油量（t）含水（％）动液面（m）1月2383585.34002月2353485.5403CL-5828mg/L，水型NaCO33月2333485.44054月2333485.4403矿化度10754mg/L27井生产数据时间日产量备注液量（t）油量（t）含水（％）动液面（m）1月2263883.24212月2243883418CL-6556mg/L，水型NaCO33月22337.583.24164月22437.683.2418矿化度11483mg/L答：（1）井组存在着注采失衡的问题，因为30井南面的注水井31井注水偏高，日注水350m3/d，且靠近边水，而北边的28、29井合计注水200m3/d，且底部两口电泵井大量排液，所以30井受效不均匀，出现井组内部能量弱，外部能量强的局面，因此井组存在着注采失衡，30井含水上升较快的问题。（2）为了控制30井的含水上升速度，可以降低31井的配注，提高26、29井的配注，加强内部能量或者在顶部打一完善井。九题：该井组油水井5口，其中水井1口52，注水层位31-4，配注100m3/d，一直正常注水，油井4口，88652-1252-952X13，试根据所提供的资料进行分析，并提出措施意见。测试日期:2005-06-09液面:1629m

52-9井生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注31170液量t/d15.815.815.71617.91615.7该井工作制度为2.4*4*44加长油量t/d55.35.7含水％68.375696672.46764动液面m116011651490148116851629169952X13井生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注32180液量t/d12.712.712.71211.1109.6该井工作制度为3*6*44加长油量t/d含水％444754506063.763.6动液面m9039961273123815471369158152-12井生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注31-2150液量t/d9.6该井工作制度为3*6*44油量t/d3.7含水％65.772.155.457.163.265.861.7动液面m1190116611151144139213521386886井生产数据层位渗透率10-3μm2时间内容1月2月3月4月5月6月7月备注31-4160液量t/d74.273.566.467.668.961.459该井工作制度为3*6*56加长油量t/d1.4含水％97.598.897.897.79897.497.6动液面m6884691157989102910591148答：从整个井组的生产情况来看，油井几乎都存在着液量偏低、动液面较深的现象，示功图显示供液不足，这是因为整个井组只有一口水井，油井单向受效，井组能量严重不足，针对这种情况，应将886井转注，补充井组能量，使油井均匀受效，以提高井组产油量。十题：井号K(μm2）砂厚（m）日期内容5月6月7月8月9月11.55日液8077838585日油109121314含水87.588.385.584.783.5液面700720700670650矿化度180001800016000150001400020.32日液4038404242日油2018202324含水5052.65045.242.8液面850860835820810矿化度180001800016500155001500040.152日液4543403838日油2524222120含水44.444.14544.747.3液面12301238124512601260矿化度1800018000180001800018000该块的油藏类型是什么？油井是否受效？油井受效的主要依据是什么？若油水井各层均连通，该注采井组存在什么矛盾？油藏注采井组应如何调整？答：（1）透镜体状（2）1、2井受效，4井不受效。（3）液面上升，矿化度降低。（4）1井油层厚渗透率高，3井向1井水线推进快，液量高，液面高，含水上升；2井相对于1井油层薄渗透率低，水线推进速度慢，含水比1井低；4井低渗薄油层，长期见不到注水效果。因此，井组存在着平面矛盾。（5）4井进行压裂酸化改造油层，1井转注，完善注采井网。十一题：某井组油水井分布如图所示，K1井为采油井，其余井为注水井。2005年2—6月份注水井情况保持平稳，采油井生产数据见表；试根据图表回答：该井组的井网类型；油井产量变化的原因；时间层位日产液日产油含水动液面备注2005-2S3214433.8476.54202005-3S3212027.6773902005-4S32429.74476.8310示功图显示泵漏2005-5S32上作业，检泵、压井。2005-6S32153.1579510示功图显示供液不足下步措施内容。答案：1.该井组为七点法面积注水井网。2.K1井4月份产量下降，液面回升，结合示功图分析应为泵漏所致。6月份产量下降，液面降低，且示功图显示为供液不足，分析认为可能是压井作业后造成油层堵塞所致。再次作业，进行油层解堵K1K1K2K3K4K5K6K7十二题：某区块共有油水井7口，其分布情况见图，各井均钻遇S2段。6井、7井为注水井于2002年7月转注，2002年7—12月两口井的日注水量均保持平稳，各油井生产情况见表。请参照图表回答问题该断块的油藏类型各油井产量变化的原因下步措施内容答案：1.该块油藏是断层遮挡的油藏2.根据1井和2井的压力和产量稳定并有所上升，说明这两口井已经见到注水效果，且1井为双向收效井，2井为单向收效井，而3井产量和压力下降较快，说明3井没有见到注水效果且已经出现了较为严重的井组注采失衡，3井附近地下能量不足。3.对3井进行转注，补充3井附近的地层能量。4465713-2100-220022井号日期内容7月8月9月10月11月12月1井日液60125164172180185日油122532.63435.536.1含水808080.180.380.380.5动液面450370350320300310静压18.819222井日液130128130131132134日油18.217.918.118.518.518.8含水868686.185.98686.1动液面400410380370390360静压18.318.218.33井日液12010895806040日油含水9392.592.5939494动液面310340400470500560静压18.21816.515.314.212十三题：20-01井组动态分析井组基本概况20-01注采井组位于平方王油田中区北部，开发层系沙四段1-3砂层组。该井组包括3口注水井20-01、20-02、20-03井；4口油井，即20-1、20-2、20-3、20-4。目前，该井组的日产液量为244.7吨，日产油为54.5吨，含水77.7％，平均动液面为790.9米。20-320-320-0320-220-420-0220-0120-120-01井组油层钻遇数据表井号井别钻遇层位有效厚度解释20-01水井S415.2油层S423.8油层S432.6油层20-02水井S416.0油层S424.0油层S432.5油层20-03水井S414.3油层S423.2油层S432.0油层20-1油井S415.6油层S423.3油层S432.3油层20-2油井S415.1油层S423.3油层S432.3油层20-3油井S417.2油层20-4油井S414.9油层S423.9油层S433.2油层20-01井组生产数据表日期开井数日产含水（%）动液面（米）日注水量（m3/d）备注液量（吨）油量（吨）2003123203.750.175.4739.188.3200413204.551.574.8748.188.323204.351.574.8734.987.733221.946.779.0673.487.043224.145.879.5690.190.053238.146.080.7698.484.063206.950.175.8731.088.773205.652.474.5740.587.783204.649.575.8742.887.094211.456.073.5826.786.72004年9月2日20-1井检泵扶停104213.255.973.8834.2100.011423357.775.2809.7100.7124239.555.976.6786.7100.0200514242.455.477.2789.6101.3200524244.754.577.7790.9101.320-01水井生产数据表日期层位泵压（兆帕）油压（兆帕）P1（S41）P2（S42-3）备注水嘴配注（米3/日）实注（米3/日）水嘴配注（米3/日）实注（米3/日）200312S41-3158.6660614506020041S41-314.58.566062450582S41-3149660102450153S41-3159660104450144S41-314966087450334.13查管换封配5S41-3158.766058450506S41-3148.266061450557S41-314.28.566059450578S41-3148.366060450589S41-313.58.2660674505010S41-312861001024505210月2日动管柱调配11S41-313.58.561001024505412S41-313.28.261001004505220051S41-3148.261001074505020052S41-312.4861001084505120-02水井生产数据表日期层位泵压（兆帕）油压（兆帕）P1（S41）P2（S42-3）备注水嘴配注（米3/日）实注（米3/日）水嘴配注（米3/日）实注（米3/日）200312S41-3157.7640424303320041S41-314.58.564044430302S41-314964041430323S41-315864040430314S41-314964048430325S41-3158.764040430336S41-3148.264044430307S41-314.29.164046430308S41-3148.364040430319S41-313.58.2640394303110S41-3128.4640434303211S41-313.58.5640434303312S41-313.29.2640444303220051S41-3148.2640444303020052S41-312.48640424303220-03水井生产数据表日期层位泵压（兆帕）油压（兆帕）P1（S41）P2（S42-3）备注水嘴配注（米3/日）实注（米3/日）水嘴配注（米3/日）实注（米3/日）200312S41-3157.1640394303020041S41-314.58.564039430322S41-3149.364040430333S41-315964040430324S41-3149.964040430305S41-3158.764040430316S41-3148.864044430327S41-314.28.564041430308S41-3148.764041430319S41-313.58.2640414303210S41-3128.1640404303111S41-313.58.5640404303012S41-313.28.6640404303220051S41-3148.2640424303120052S41-312.48640414303020-1井生产数据表日期生产层位工作制度日产含水（%）动液面（米）备注液量（吨）油量（吨）200312S41-320041S41-32S41-33S41-34S41-35S41-36S41-37S41-38S41-39S41-33*2*56*12008.76.72311252004.9.2扶停产井10S41-33*2*56*12008.46.522.5113611S41-33*2*56*120012.59.025.6105812S41-33*2*56*120013.29.825.9106920051S41-33*2*56*120015.611.426.8103820052S41-33*2*56*120014.810.926.5102520-2井生产数据表日期生产层位工作制度日产含水（%）动液面（米）备注液量（吨）油量（吨）200312S413*2*56*120014.510.825.8110520041S413*2*56*120014.610.826.311022S413*2*56*120014.510.626.811003S413*2*56*120014.110.425.910204S413*2*56*120015.211.623.911025S413*2*56*120012.29.522.211096S413*2*56*120014.511.123.211077S413*2*56*120014.511.322.111088S413*2*56*120013.210.024.511209S413*2*56*120012.39.721.2115410S413*2*56*120013.210.024.5114111S413*2*56*1200139.924.2114012S413*2*56*120012.89.823.7115020051S413*2*56*1200114820052S413*2*56*120011.48.922114920-3井生产数据表日期生产层位工作制度日产含水（%）动液面（米）备注液量（吨）油量（吨）200312S41150m3/d电泵14922.185.2791.420041S41150m3/d电泵15123.384.6788.32S41150m3/d电泵15023.084.7751.83S41150m3/d电泵16818.888.8657.24S41150m3/d电泵17117.489.8645.25S41150m3/d电泵18718.989.9632.16S41150m3/d电泵15422.285.6741.17S41150m3/d电泵15223.484.6748.58S41150m3/d电泵15423.484.8787.59S41150m3/d电泵15223.084.9703.810S41150m3/d电泵15222.685.1745.611S41150m3/d电泵16820.387.9684.612S41150m3/d电泵17419.388.9562.820051S41150m3/d电泵17718.889.4558.520052S41150m3/d电泵18018.289.9568.720-4井生产数据表日期生产层位工作制度日产含水（%）动液面（米）备注液量（吨）油量（吨）200312S41-33*4*56*100040.217.356.932120041S41-33*4*56*100038.917.555.13542S41-33*4*56*100039.817.954.93533S41-33*4*56*100039.817.456.23434S41-33*4*56*100037.916.855.63235S41-33*4*56*100038.917.754.63546S41-33*4*56*100038.416.856.23457S41-33*4*56*100039.117.754.83658S41-33*4*56*100037.416.256.83219S41-33*4*56*100038.416.656.732410S41-33*4*56*100039.616.857.631411S41-33*4*56*100038.517.554.535612S41-33*4*56*100039.517.156.836520051S41-33*4*56*100037.916.057.835420052S41-33*4*56*100038.516.656.9345问题：请根据基础数据表画出该井组连通图根据以上数据对本井组进行生产动态分析找出本井组目前存在的问题并制定下步措施答案：20-3S417.2S41S42S4320-20-0S41S42S43S41S42S4320-S41S42S4320-026S41S42S4320-04.920-4S43S42S41连通图20-3S417.2S41S42S4320-20-0S41S42S43S41S42S4320-S41S42S4320-026S41S42S4320-04.920-4S43S42S41生产动态分析从井组生产数据表中可以看出，从2003年12月至2005年2月，这一阶段的生产状况可分为三个阶段。第一阶段从2003年12月到2004年5月为产油量下降阶段；第二阶段从2004年6月到2004年8月为产量稳定阶段；2004年9月到2005年2月为产量上升阶段。第一阶段的分析该井组第一阶段的对比：开井数不变，日产液量由203.7吨上升到238.1吨，油量由50.1吨下降到46吨，含水由75.4%上升到80.7%，动液面由739米上升到698.4米，产油量的下降是由含水上升造成的。含水的上升是由哪口油井影响的呢？从单井数据表中可以看出是由20-3井的含水上升造成的。20-3井单采S41与三口水井连通，20-01、20-02、20-03，从3口水井的基础数据表来看，20-02和20-03井的注水状况基本保持稳定，而20-01从2004年2月由于封隔失效造成P1超注，P2欠注，另外从油层厚度来看，由于20-3井只有S41油层发育，且厚度较大，分析认为20-01与20-3连通性较好，地层能量较为充足，因而20-3井的含水上升是由于20-01井的P1超注引起的，造成整个井组含水上升，产量下降。第二阶段产量恢复原因分析根据分析结果，2004年4月13号对20-01井实施查管换封后注水合格，20-3井的含水于2004年6月恢复正常，由89.9%下降到85.6%，井组产量恢复正常。3.第三阶段产量上升原因分析一方面2004年9月2日对20-1井检泵扶停后效果较好，增产6.7t/d，但该井液面较深，达1125米，只有75米的沉没度，于是在2004年10月2日对20-01井进行动管柱调配，将P1配注量由原来的60m3/d上调至100m3/d，从2004年11月开始，20-1井开始见效日产液量和动液面均呈现出上升趋势。为井组稳产打下了基础。三、存在问题及下步措施为提高20-1井的地层能量，20-01井P1配注量上调后虽然20-1的产量有所上升，但应该看到由于与20-01井P1连通的20-3井含水也出现了上升趋势，建议将20-03井P1的配注量由原来的40m3/d上调至66-70m3/d，抑制20-01井P1的水向20-3突进，同时确保20-1井有充足的能量供给。从20-2井的油层数据来看，S42-3仍有较大潜力，可以补射S42-3，以提高该井的供液能力，同时可以增加20-01井P2的一个供水方向。从20-4井生产数据来看，该井供液能力充足，具有较大潜力，建议改下70mm泵生产。十四题：N3-2井组构造井位图-1660-1700-1680-1640BN3-3-30BN3-3-24BN3-3-24BN3-4X45BN3-4-27BN3-4-29BN3-3-34BN3-3-26N3-2井组构造井位图-1660-1700-1680-1640BN3-3-30BN3-3-24BN3-3-24BN3-4X45BN3-4-27BN3-4-29BN3-3-34BN3-3-26

3-24井组水井月度数据表井号层位日注水量m3/d水嘴2004.122005.1234567BN3-3-24S3下41-3配注：50网4643424038373535S3下44-5配注：505mm6265666667697276全井配注：100108108108106105106107111井号层位日注水量m3/d2004.122005.12345BN3-4-29S3下41-3配注：50网5253504846525354S3下44-5配注：505mm5455505253525253全井配注：100106108100100991041051073-24井组油井月度数据表井号层位工作制度内容2004.122005.1234567BN3-4-27S3下41-52.4*6.5*56*1195.0液量t/d45.947.248.448.9495459.360.4油量t/d12107.66.6含水%72.378.679.382.683.585.687.289液面m828.2810.3796742.2707.1684.5663.3612.8BN3-4x45S3下43-52.7*6.5*56*1002.47液量t/d72.671.872.173.672.873.572.173油量t/d00含水%999999999999100100液面m0.10.1BN3-3-34S3下42-52.4*4.5*44*1529.59液量t/d34.732.530.628.820.918.411.26.6油量t/d2含水%72.47372.67271.470.17069液面m1196.11158.21076.1982.4936.8866.1818.7624BN3-3-30S3下44-52.4*6*44*1505.4液量t/d3.13油量t/d4.3含水%10.810.510.29.810.5液面m1445.71458.61466.31477.21485.41486.21492.21493.1BN3-4-23S3下41-52.4*6.5*44*1510.1液量t/d21.220.421.320.621.320.620.321.2油量t/d8.78.9含水%5857585857585758液面m853.1834.2828.6830.3827.4846.1841.4849.2BN3-3-26S3下41-53*6*44*1299.4液量t/d6.25.154.2油量t/d2.1含水%52.151.451.35250.850.15050.2液面m956957962973970971968967井组S3下41-56口井液量t/d185.4182.3182.3181.3172.7175171168.4油量t/d38.535.234.532.229.628.32522.4含水%79.282.983.885.486.7液面m879.9870854.8834.2821.1809797.3757.7

3-24井组小层数据表井号小层号渗透率砂层厚度有效厚度备注BN3-3-30S3下4S3下450.66.05.6BN3-4-23S3下411.05.84.2S3下4S3下4S3下441.06.02.6S3下451.04.23.8未射开BN3-4X45S3下431.02.01.8S3下442.05.65.2S3下4BN3-4-27S3下411.11.00.8S3下421.23.02.7S3下431.02.32.0S3下4S3下4BN3-3-34S3下421.00.80.6S3下4S3下4S3下4BN3-3-26S3下411.04.24.0S3下4S3下4S3下4S3下4BN3-3-24S3下4S3下4S3下430.62.01.8S3下4S3下451.810.47.4BN3-4-29S3下411.02.72.6S3下4S3下4S3下431.01.91.5S3下4S3下4油水井分析题：3-24井组共有油水井8口，其中有油井6口，水井2口，该井组属于被断层隔断的独立油藏，属于中低渗透油藏，主力注采层位S3下4。根据所给图、表回答下列问题：该井组生产现状如何，主要存在什么矛盾？单井存在什么问题？为什么？下步该如何进行综合调整？1、答：从井组综合数据来看：日产液量略有下降，日产油量下降，日产油量由2004.12的38.5t/d下降到2005.7的22.4t/d，下降了16.1t/d，综合含水上升，由2004.12的79.2%上升到86.7%，上升了7.5%，动液面略有回升，从图、表综合分析，主要是平面矛盾造成的。2、答：从单井来看，我们本着油井出问题水井找原因的原则，水井3-24周围有5口油井与其对应注水，从3-24注水和周围油井生产动态来看，3-24#P1注水量逐渐下降，欠注，而P2层注水量逐渐上升，超注，再看周围油井情况，在相同的压差下，注入水易沿渗透率高，厚度大的层突进，相比而言，4x45厚度大，渗透率高，特别是下部，注入水绝大多数向4x45突进，造成该井水淹严重，从数据表中可以看出，该井日产液量70多吨，几乎全水，成倒罐现象。3-30由于渗透率较低，几乎受不到注水效果，该井日产液量逐渐下降，动液面加深。4-23从数据表来看，日产液量和油量基本稳定，但该井还有一个4.2m层S3下45没有补开。3-34液量逐渐下降，油量下降，而动液面上升，明显可以看出是由于泵漏造成的。4-27井液量上升，由2004.12的45.9t./d上升2005.7的60.4t/d，上升了14.5t/d，含水由72.3%上升到89%，上升了16.7%；油量由12t/d下降到6.6t/d，是什么原因造成该井产量下降的呢？4-27与水井3-24和4-29对应注水，两口注水井都是一级两段注水，配注100m3/d，由于3-24的水量沿高渗层向4x45突进，势必造成油层薄、渗透率偏低的4-27受不到注水效果，4-29与油井4-27、3-34、3-26对应注水，3-34泵漏，而3-26又在断块的边部，受不到注水效果，势必造成4-29的水向4-27突进，造成4-27井平面注水失衡。3、调整措施：（1）对渗透率低的3-30压裂或酸化引效，提高近井地带的渗透能力；（2）对4-23进行补孔，补开S3下45，提高油水井对应率；（3）对3-34进行作业检泵，恢复油井产能；（4）对特高含水油井4x45停产，抑制3-24井的水线单向突进。使之注入水向别的油井推进。（5）对水井4-29进行调配，日注水量由100下调到60m3/d。（6）完善注采井网，对边部的3-26井实施转注，配注40m3/d，使3-34由两向受效变为三向受效井。（7）3－24＃的P2注水量逐渐上升，可打捞水嘴看是否刺大，如水嘴无问题，可换小水嘴。十五题：（青工比赛题）看图2—13（注：动态分析图中的图例，符号含义如图2—14所示），回答下列问题：该块的油藏是什么类型？油井气油比的变化说明了什么？你认为注水井的合理配注量多大比较适当？为什么？如何正确利用气顶和注水的能量？图2—13注采反应曲线答：由图2—13可得：（1）该块油藏是断层遮挡的气顶油藏。（2）油井的气油比变化主要受注水量的大小所控制。在当时油井生产状况下，注水量为30立方米/日左右时，气顶气串，气油比升高，说明以气顶驱为主，注水量增至每月70立方米左右时，气油比下降，产量上升，说明以注入水驱为主。（3）在目前油井生产状况下，注水井合理配注量为70立方米/日左右。这个注入量使油井气油比低，产量高。（4）在油井采油时，当注水量维持油气界面基本不动为合理，利用了气顶和注入水能量。气顶气窜、压力下降或边部注入量过大都可使原油进入气顶造成储量损失。图2—14动态分析图中的图例和符号十六题：看图2—15，回答下列问题：图2—15采油曲线示意图该块的油藏是什么类型？油井见水主要是哪个层？为什么？油井含水在40%以后，为什么含水上升变快，产量下降趋势加快？根据动态分析，该井如何挖潜增效？答：由图2—15可得：（1）该块油藏是断鼻型的边水油藏或断层遮挡的边水油藏。（2）油层见水主要为下部油层。原因主要是：①下层渗透率（800×10-3平方微米）高于上层渗透率（300×10-3平方微米）。②油井在同一生产压差下，下部层产量高，采出地下亏空大。③下部层射孔底界更接近油藏油水界面。（3）当含水40%以后，处于中含水阶段，含水上升加快；再加上在含水40%时放大了油嘴，加剧了层间矛盾，造成深部层出水更加严重。（4）该井可封下采上，或上下分采；打调整井。十七题：看图2—16，回答下列问题：图2—16采油曲线示意图该块油藏是什么类型？1井为什么气油比上升，产量下降？2井为什么气油比上升，含水上升？这种类型的油藏，油井管理应注意些什么？答：由图2—16可得：（1）该块油藏是背斜型气顶边水油藏。（2）1井气油比上升为气顶纵向气串。尽管气油界面附近有物性隔层存在，但因其平面发育不稳定，仍发生了气串。所不同的是物性隔层的存在只是延缓了气串的时间。（3）2井气油比上升为平面气串，含水上升为底水锥进所致。（4）这种油藏类型，在油井管理上要注意在确保油井一定产量的前提下，合理控制生产压差，最大限度的延缓气串和边（底）水舌（锥）进。当气串严重，底水锥进造成高含水时，油井可间开生产。十八题：看图2—17，回答下列问题：图2—17采油曲线示意图该块油藏的类型是什么？在哪个井上反映的主要是层间矛盾？为什么？在哪个井上反映的主要是平面矛盾？为什么？结合这个井组的层间和平面矛盾，谈谈如何调整挖潜？答：由图2—17可得：（1）该块油藏是断层遮挡的边水油藏。（2）3井反映的主要是层间矛盾。原因是：①3井上层渗透率高，所对应的注水层渗透率亦高且注水量大；3井下层渗透率低，3井下层所对应的注水层渗透率也低且注水少，造成3井上下层注水受效状况差异大。②注水井上层注水量变化时3井存在明显的相依关系。（3）2井反应的主要是平面矛盾。注水井上层注水量大，而2井对应层物性差；注水井下层注水量小，所对应2井的下层物性好。因此，2井上下层均没有明显的注水受效反映，所以平面上2井水驱效果差，平面矛盾突出。（4）注水井增大下层注水量，减少上层注水量。3井卡上采下或上下分采。2井上部层单独压裂引效。十九题：看图2—18，回答下列问题：图2—18采油曲线示意图该块油藏的类型是什么？气油比变化说明了什么？从油井压力和气油比的变化，说明各阶段是什么驱动类型？你对油藏保持能量，改善开发效果有什么意见？答：由图2—18可得：（1）该块油藏是断层遮挡的气顶油藏。（2）地层压力高于饱和压力阶段气油比为气顶气串；低于饱和压力阶段气油比上升为气顶气串和油层脱气。（3）地层压力高于饱和压力阶段为气顶驱动和弹性驱动，当地层压力低于饱和压力时为气顶驱动和溶解气驱动。（4）转注1井在油气界面附近注水形成水障，3井采油，或转注3井，在断块低部位注水，调整水量，合理利用气顶和注入水能量，1井采油。二十题：看图2—19，回答下列问题：图2—19采油曲线示意图该块是什么油藏类型？注水井的注入水是怎样运动的？注入水为什么会这样运动？你认为这个井组应如何调整挖潜？答：由图2—19可得：（1）该块油藏是断层遮挡的油藏或鼻状油藏。（2）注入水首先向1井运动，使其最早见水，并含水80%以上；然后向2井运动使其见水，但由于注入水主要引向1井，因此使2井含水上升变缓；向3井运动的水最少，该井不见水，且产量下降。（3）地下油水运动主要受油层、渗透性好坏和地下采出亏空大小所控制，根据渗流机理，注入水首先沿物性好，压降大的方向流动。因此1井油层厚度大，渗透率最高，采出地下亏空最大，所以最早见水；2井次之，第二见水；3井最小，未见水。（4）压裂引效，1井水淹停喷后转为观察井或注水井。1井转注可增加2井受效方向。二十一题：看图2—20，回答下列问题：2—20采油曲线示意图该块油藏的类型是什么？油井是否受效？油井受效的主要依据是什么？你对井组挖潜有什么意见？为什么？答：由图2—20，回答下列问题：（1）该块油藏是断层遮挡的边水油藏。（2）该井受到明显的注水效果。（3）油井受效的主要依据：①油井见水后其矿化度由高变低，说明已见到注入水。②注水井注水量变化，其压力产量和含水亦相应变化，对应关系明显。（4）注水井在油井投产前已注水，油井地层压力保持在原始压力附近，由于注水量较大，已形成了舌进。因此，当注水量减少时，油井压力下降，使其他方向的油进入井底，造成含水下降，产量上升。实践说明，在适当保持油层压力的前提下，控制注水，适当减少注水量或间歇注水，可收到良好的挖潜效果。二十二题：看图2—21，该块在注水条件下开发，回答下列问题：图2—21采油曲线示意图该块油藏的类型是什么？1井和2井生产特点是什么？为什么？3井的生产特点是什么？为什么？从生产动态分析，你认为该注采系统如何调整？答：由图2—21可得：（1）该块油藏是断层遮挡的油藏。（2）1井和2井的生产特点是压力和产量稳定并有所回升，气油比稳定。主要是注水已受效，1井为双向受效，压力产量明显上升。2井单向受效，压力略有回升，产量亦有所上升。（3）3井压力、产量下降，气油比上升，说明注水未受效，地层压力已低于饱和压力，油层脱气，气油比上升。（4）3井处于脱气状况下开采，下部层未注水。因此转注3井可使3井下部层附近的储量在水驱状况下开采；可使2井和4井单向受效；3井下层注水，增加水驱储量。二十三题：看图2—22，回答下列问题：图2—22采油曲线示意图该块油藏的类型是什么？1井的生产动态特点说明了什么？2井的生产动态特点说明了什么？该油藏注采井组应如何调整？答：由图2—22可得：（1）该块油藏是断层遮挡的边水油藏。（2）1井压力由下降到平稳，最后上升；产量由下降到稳产；含水上升后，产量下降。这说明油井已见到注水效果。（3）2井压力和产量下降，含水上升，说明注水未受效。其含水主要是因为油井处于边水附近，边水推进所致。（4）转注2井。因为，1井来水方向主要为3井；2井转注可增加1井受效方向，把断块低部位的油推向1进。适当控制3井注水量可使1井含水下降，产量上升，增大扫油面积。二十四题：看图2—23（该块为一口注水井，一口采油井），回答下列问题：图2—23采油曲线示意图该井哪个层位水淹严重？为什么？油井停喷后开抽，为什么含水更高？如何调整挖潜？答：由图2