油藏地质例题大全

1、油气操作工高级工和技师油气藏动态分析例题例题1：A2生产井处于注水区块内, 其采油曲线如图，根据该采油曲线特征，判断该区注水对A2井是否受效，并分析原因？参考答案：1、分析：从该采油曲线看，产油量、油管压力、套管压力、流动压力、静压明显转弯上升，表现为“五个转弯”特征，说明注水已经受效。2、结论：注水受效。3、同时，气油比明显下降，也说明注水已经受效。例题2 气举井单井动态分析某油田A1井为气举井，2006年4月23日投产，投产期间地层能量充足，自喷生产，A1井在投产初期，为了满足油藏的要求，油井经常要做钢丝作业，在开井到生产正常需要较长时间调节，所以生产较不稳定。注水井11井长短管在4月13

2、号开始注水，到5月16号关井停止注水；然后是9月27号11井长短管又开始注水，到10月18号关井停止注水。A1井2006年5-9月各项生产曲线见附件（1）分析这期间油嘴、油压、套压、产液量、产气量、含水率、气油比的变化情况（2）试分析6月3日以前油压高于套压的原因，以及套压突然上升的原因（3）试分析含水率异常超高的原因（4）试分析气油比异常超高的原因A1井在投产初期，为了满足油藏的要求，油井经常要做钢丝作业，在开井到生产正常需要较长时间调节，所以生产较不稳定。注水井11井长短管在4月13号开始注水，到5月16号关井停止注水；然后是9月27号11井长短管又开始注水，到10月18号关井停止注水。各

3、生产参数动态分析如下。一、变化情况1、油嘴基本上在9.5mm到11.1mm之间调节，在油井停产后开井阶段，为尽快恢复油井正常生产，可以调大油嘴为11.1mm左右；到油井正常生产阶段，为保证油井的长期正常生产，油嘴又调整并保持在9.5mm左右。2、在油嘴一定的情况下，经过四个月的开采，随着地层能量的衰减，油压在缓慢下降，由5月份的5.0Mp左右降低到9月份的3.2Mp左右。套压在6月3日以前低于油压，6月3日后一直高于油压，基本上比较稳定。3、产液量和产油量在6月20日前呈逐渐下降趋势，在6月21-25日期间经过关井测压恢复后，产液量和产油量基本上稳定。4、含水率波动比较大，没有规律。5、产气量

4、在6月20日关井测压前以及测压恢复生产后都比较稳定，气量比较大，在7月中旬后有所下降。6、气油比在7月上旬出现过一次大的波动，其他时间比较稳定。二、在开始自喷阶段，套压保持在2.8Mp，是套管内完井后的残留压力，而油压是5.0左右，由于气举阀上的单流阀的作用，油管流体无法进入套管，所以油压一直高于套压；6月3日套压突然升高是因为关井之后再开井的时候要给A1井注气排出管柱液体，使油井恢复正常生产，生产管柱上第一个气举阀的打开压力7.2Mp，所以套压会突然上升。三、在油嘴一定的情况下，产液量比较稳定。油嘴为11.1mm时， 产液量为110方/天上下；油嘴为9.5mm时，日产100方/天左右；油嘴为

5、7.9mm时，产液量为80方/天左右。但是因为含水率变化范围较大，最小不到0.8%，最大到70%。一方面可能是由于取样有误差，含水率的测量存在较大分歧；另一方面可能井液在井筒内已经产生油水分离，井口取样化验不能反应真实的原油含水率。在根据注水井的注水时间与含水率进行比较，可以得出注水井11井的注水层位与A1井的产层相通处于同一个系统，含水率高时因为注水井的注水不但没有起到增加地层能量的作用，反而注水井锥进造成油井含水上升。但是从含水率曲线的大致分布分析得到，平均含水率为20%比较靠谱。含水率的异常变化导致产油量和产水量的变化也较大。含水率小产油量多，含水率大产水量多。产油量基本在60到80之间

6、波动，产水量基本在20到40之间波动。四、产气量在自喷阶段比较稳定，为1.2万/天左右；间歇注气气举生产后，产气量随注气量有较大变化，但是基本能保持在1万/天。气油比变化较大，是因为在产气量稳定的情况下产油量的变化导致的，但是基本是在200左右。6月27号到7月8号是气油比异常超高的阶段，之前关井进行钢丝作业测静压，然后开井注气生产，产液量较少，但是产气量较大，导致气油比超高，其原因是注气压力过大，油管动液面以上的气举阀被打开，所以出现注干气的情况，没有起到气举井液的效果。例题3 电潜泵井单井动态分析 根据提供的油井生产数据（附件2）、油井管柱图（附件1）、生产曲线（附件3）（1）分析油压、油

7、温、井底流压、含水、气油比、产油量的变化情况（2）分析油井可能存在的故障（3）提出处理办法油井生产数据表 4 / 86NO.Test DateTest dur(h) WHP (Mpa) WHT oCden(g/cm3)BSW% Q. Gas( m3/h) Q. Oil ( m3/h) G.O.R.(v/v)Choke(mm) 套压(MPa)电泵运行参数井底流压(MPa)备注12010年8月13日22.30450.96244044 4921 12.70 2.40 15/1492/507.00 22010年8月15日22.20500.962440117 4957 12.70 2.40 15/149

8、2/507.3532010年8月18日22.20500.880721119 6345 12.70 2.40 14/1492/508.00 42010年8月24日22.40500.93013949 4426 12.70 2.30 15/1492/506.23 52010年8月30日22.40500.930139139 4575 12.70 2.30 15/1492/507.01 62010年9月7日22.40510.918831.750 6818 12.70 2.40 15/1492/506.30 72010年9月20日22.40510.94074394 4155 12.70 2.50 15/1

9、492/505.80 82010年10月7日22.10470.94074314 1025 12.70 2.50 14/1492/5010.50 换相92010年10月9日22.10480.940768.0 150 3360 12.70 2.00 15/1492/507.00 重新换回102010年10月10日22.20500.940766.0 147 29121 12.70 2.10 15/1492/506.30 112010年10月13日22.20500.940764.0 185 18251 12.70 2.20 14/1492/502.60 122010年10月17日22.20400.94

10、0762.0 185 18251 12.70 2.20 13/1492/502.40 欠载注： 1、上面参数为B11井修井作业结束后下了50方/1500米电泵生产的动态参数，这口井每次修井后供液都很足，但生产一段时间又出现供液不足。电机额定电流30A,额定电压1287V，功率58.5HP2、10月7日从换相测试，产液量更少，9日重新换回。3、10月17日欠载停泵。附件3：生产曲线参考答案1.分析油压、油温、井底流压、含水、气油比、产油量的变化情况1）由于油嘴固定不变 2）产油量开始稳定一段时间后逐步下降，换相后产油量恢复一下后又开始降低。3）井口压力比较稳定，无太大变化4）井口温度也比较稳定，

11、在最后三天产油量下降后温度有所降低5）井底流压在小范围内波动一段时间后骤然升高，后又突然降低6）含水率在前期比较稳定，换相后上升。气油比也是在换相后突然升高2.分析油井故障综合分析，10月7日是一个重要时间点，突出标志是井底流压升高。该井可能存在的故障有：1）油井出沙较多，井液带沙越来越多2）最后油井井底集沙3）井底集沙后产液量减少，原油脱气严重3.处理方法1）修井冲沙2）在井底下防砂工具3）在泵的进口增加防砂滤网例题4：某油田两口井的采油曲线如图六所示，其中41井生产三、四油组，31井生产四油组，根据两井的采油曲线，分析该两井之间是否存在井间干扰，并说明原因？参考答案：存在井间干扰。两井流动

12、压力变化趋势相同，在采油曲线上流动压力存在“相似异常”现象流动压力突然下降，说明两井之间油层连通，存在井间干扰。例题5：A3生产井在压裂作业后，进行注水生产，采油曲线如图三所示，根据该采油曲线，分析该井压裂效果和注水受效情况，并说明原因？参考答案：压裂效果明显，但自身能量不足，注水受效明显。该井在压裂后产量大幅度增大，表现“台阶增高”特征，说明压裂效果明显。但不久产量又明显下降，说明地层能量不足。后期注水后，产量回升并稳定，说明注水受效。该井在压裂后产量大幅度增大，表现“台阶增高”特征，说明压裂效果明显。但不久产量又明显下降，说明地层能量不足。后期注水后，产量回升并稳定，说明注水受效。例题6：

13、A7井的采油曲线如图七所示，根据该采油曲线，分析该井的见水情况，正常见水还是暴性水淹，并说明原因？参考答案：正常见水。见水前压力、产量稳定，见水后含水上升缓慢，产量在较长时间内稳定，在采油曲线上呈现“拖长尾巴”特征，属于正常见水。例题7：某油田A7井设计是作为注水井，下TCP与注水连作管柱后，先开井生产，其目的是要把地层喷干净，油层喷活，才能进行注水。附图为2010年1月至11月该井的采油曲线。（1）根据该井的采油曲线分析油嘴、油压、油温、产油量、产气量、含水率、气油比的变化情况（2）根据油压、产油量、产气量、含水率、气油比的变化情况来判断地层净化的效果（3）判断该井是否可以开始注水（右坐标轴

14、上有：Q.Oil BSW） 12 / 86参考答案：一、根据该井的采油曲线分析油嘴、油压、油温、产油量、产气量、含水率、气油比的变化情况1、油嘴：开始以较大的油嘴放喷，喷出完井液，后关小油嘴控制压力和产量，保持地层能量。后随着井口压力的降低开大油嘴生产。2、油压：油压呈下降趋势，比较平稳。3、开始一段时间，随着完井液喷干净后油温上升一段时间，后来随着产油量的下降井口温度也开始下降，到后期产油量稳定后温度也稳定。4、产油量：刚开始一个月由于地层能力充足，产量较高，后来下降很大，再后期基本上保持稳定。5、产气量前期下降很快，后来随着地层能力下降基本上保持稳定。6、气油比一直保持稳定，地层均匀出气。

15、7、含水率不均匀，波动较大，但整体趋势稳定。二、根据油压、产油量、产气量、含水率、气油比的变化情况来判断地层净化的效果， 1、油压一直呈下降趋势，说明随着地层流体的产出，地层能量在不断消耗2、产油量开始下降很快，后来保持稳定，说明地层能力下降后基本保持稳定，地层逐步喷干净。3、产气量前期下降很快，后来随着地层能力下降基本上保持稳定，说明地层已基本喷干净4、含水率总体上保持稳定，含水没有升高，说明地层完井液已喷干净5、气油比变化很小，且不大，说明地层能力还比较大，并未开始脱气。三、判断该井是否可以开始注水 综合上述，地层已喷干净，可以开始注水了。例题8：某油田A8井2002年1月18日对W4油组

16、进行补孔、W4油组进行射孔。补射孔深度如下：W4油组 3573.43585.6m 厚12.2m 10孔/m 3595.13601.8m 厚6.7m 10孔/m 3611.43630.0m 厚18.6m 10孔/mW4油组 3710.03719.9m 厚9.9m 20孔/m 3734.53742.2m 厚7.7m 20孔/m A8井通过补射孔后于2002年1月20日投产，开始时生产情况较好，附件为该井2003年2月至2003年4月的生产测试数据和生产曲线。（1）根据生产曲线分析油嘴、油压、油温、产液量、产油量、含水率、气油比的变化情况（2）分析该井存在的问题（3）提出处理意见附件：生产曲线图 （

17、右坐标轴上有： 含水、油嘴、油压）参考答案：一、分析曲线： 1、油嘴：基本上保持不变，中途在4月底至5月初两次增大油嘴测试，发现产量无变化，而含水上升，后来一直保持油嘴不变。2、油压一直呈下降趋势，在2002年12月有一个大的下降，后来下降较快。3、油温一直呈缓慢下降趋势。4、含水率变化不大，油井基本上没有出水。5、产液量下降很快，产油量下降也很快，在2003年开始由于井口压力降得很低，产液量和产油量相对平稳。6、气油比前期一直呈上升趋势，可以看出与产油量成反比，说明油井的产气量还比较稳定。二、该井存在问题：1、可能不具备注水开发条件，没有外部能量保持地层压力2、油井一直保持溶解气驱开采，消耗

18、了地层自身的能量3、地层能量衰减过快，很可能失去自喷能力三、提出处理意见： 下电泵生产例题9：附件为某油田-A12b井2008年至2011年的单井计量曲线图。（1）根据单井计量曲线图所示，分析油嘴、油压、油温、产油量、含水率、气油比的变化情况分析（2）根据油压、产油量、产气量、含水率、气油比的变化情况来判断地层净化的效果 （3）根据油井的计量曲线评价该井的生产状况参考答案：一、根据单井计量曲线图所示油嘴、油压、油温、产油量、含水率、气油比的变化情况分析该井的生产动态 1、油嘴：开始以较大的油嘴放喷，喷出完井液，后关小油嘴控制压力和产量，保持地层能量，后随着井口压力的降低开大油嘴生产2、油压：油

19、压一开始呈上升趋势，调大油嘴后油压缓慢下降3、油温：开始一段时间，随着完井液喷干净后油温上升一段时间，后来随着产油量的下降井口温度也开始缓慢下降，到后期产油量稳定后温度也稳定。4、产油量：刚开始一个月由于地层能力充足，产量较高，后来随着不断的开采，产量开始下降，再后期基本上保持在170方左右5、气油比：开井以后很快下降到110 m3/m3左右，以后保持稳定6、含水率：波动较小，保持在3%以内二、根据油压、产油量、产气量、含水率、气油比的变化情况来判断地层净化的效果 1、油压初期先增大后减小，后期一直呈下降趋势，说明油井诱喷过程中替出完井液，油压越来越大；后来随着地层流体的产出，地层能量在不断消

20、耗，油压下降2、产油量开始下降很快，后来保持稳定，说明地层能力下降后基本保持稳定，地层逐步喷干净。3、产气量前期下降很快，后来随着地层能力下降基本上保持稳定，说明地层已基本喷干净4、含水率总体上保持稳定，含水没有升高，说明地层完井液已喷干净5、气油比前期下降较快，后来变化很小，说明地层能力还比较大，并未开始脱气。三、根据油井的计量曲线评价该井的生产状况 该井自2009年2月份以后一直保持一定油嘴进行生产，日产油量保持在170方左右，气油比保持在110 m3/m3左右，且缓慢下降，含水率一直保持在0到3%之间变化，说明该井的地层能量充足，工作制度合理，生产稳定。例题10根据采气曲线划分生产阶段1

21、井，7”油层套管，产层茅二C，产气井段2351.262351.36m，产层中部井深2351.26m，由于完钻时强烈井喷，采用27/8”×2228.13m钻具完井，完井套管测试，套压36.00MPa，无油压，测试气产量143.96×104m3/d。最高关井压力37.525MPa，原始地层压力43.161MPa，天然气H2S含量0.0g/m3。本井是一个单井裂缝系统，天然气地质储量7.80×108m3。1971年1月投产，套管生产。本井在钻进过程中有良好显示，主要有：层位长兴组，井段21502160m，良好气浸显示；层位茅二c，井段2351.262351.36m，放空

22、显示。表1 1井历年天然气取样分析资料序号取样日期相对密度天然气分析体积（）H2S(g/m3)CO2(g/m3)临界温度临界压力甲烷乙烷H2SCO211971.020.57697.120.730.001.490.00029.157193.04.67321972.030.57797.120.530.001.760.00034.549193.14.68131973.010.57997.250.500.002.330.00043.135193.144.65641973.020.57697.090.580.2281.583.51029.291193.04.63551974.060.57597.240.

23、560.001.500.00029.202193.14.67561975.060.57797.160.600.001.650.00032.781193.04.67271976.110.57697.260.550.001.680.00032.963193.04.6701988年9月水淹关井，压力恢复稳定后，利用进口电子压力计井下测压，数据如下：表2-1井井下测压数据表（1988年12月）序号停点井深(m)压力(MPa)压力梯度(MPa/100m)107.3140210007.48900.0175315007.57050.0163420007.65600.0171522008.70420.5241

24、623009.72621.0220试题要求：根据该井生产数据综合报表及采气曲线进行分析，从产气量和含水率的变化情况来划分生产阶段，要求划分到小段，并对各生产阶段特征描述，说明划分各生产阶段的理由。参考答案，划分方案一生产阶段，划分为无水采气及气水同产阶段，其中共包含5个小的阶段，特征描述如下：（一）无水采气阶段，1971年1月1974年7月。1971年1月投产后，随着产层净化，日排液12m3，后降至0.6m3/d左右，气产量由10.2×104m3/d，上升到15.4×104m3/d左右，稳定。阶段气产量较高，水产量很小，应该为凝析水和钻井试油漏失的液体。1、产层净化阶段：1

25、971.11972.7，日产水量12m3，气产量由10.2×104m3/d上升到13.5×104m3/d，随着井下污物的排出，气产量略有上升，产层净化特征明显。2、稳产阶段：1972.121974.7，日产气15.0×104m3左右, 日产水0.6m3左右，均稳定。（二）气水同产阶段，1974.81988.9，1974年8月开始产地层水，经历了水量上升、气产量稳定、气产量递减（工艺排水采气）三个阶段，1988年9月水淹停产。3、水量上升阶段，1974.81977.1，1974.8开始产地层水，月平均日产水量26m3，阶段日产水量由26m3上升到160m3左右，气产

26、量由25.7×104m3/d降到10.8×104m3d，油管压力由18.4MPa降到11.1MPa，套压由16.8MPa降到7.7MPa，油套压差值由1.6MPa增加到3.4MPa。阶段水量上升特征明显，1977年1月以后水量略有减小并趋于稳定。4、气产量稳定阶段（稳产阶段），1977.21983.11，整个阶段气量由8×104m3/d6×104m3/d 左右，但相对稳定，尽管其中1978年7月开始出现油管穿孔，及1982年1月出现油管断落和修井作业，但气产量相对稳定，这阶段水量120140m3左右也相对稳定。5、气产量递减阶段（工艺排水采气阶段），19

27、84.11988.9，这阶段进行连续气举工艺排水采气和增压输气开采。1984年1月进行气举排水，排水26.9天，排出水量5111m3后于1984年2月复产，到1988年9月水淹，气产7×104m3/d左右下降至2×104m3/d左右，水产量由90m3/d左右降到30m3/d左右，套管气举注气压力由8.5MPa降到2.58MPa，油管生产压力由2.31MPa隆至0.3MPa，最后由于气产量降到1.0×104m3/d，井下积液，油管生产压力太低，气举排水及增压输气开采困难而水淹。这阶段压力、气水产量均递减明显。例题11注水井压降曲线绘制与分析试题某注水井注水压力保持在

28、14.50Mpa。5月2日测得的吸水指数曲线参数如下表流量（方/天）216192144120964824井口压力（MPa）14.5014.0013.5013.0012.5012.0011.507月2日测得的吸水指数曲线参数如下表流量（方/天）10810392844612井口压力（MPa）14.5014.2014.1014.0013.8013.60对应层位的生产井只有一口，为电泵井测试情况如下：测试日期井口压力（Mpa）井口温度（）BSW产油(方/天)GOR油嘴（mm）5月2日2.10709189514.297月2日2.10699399314.29考核要求：1、请在一张图上绘制出这口井的两次吸水

29、曲线图2、计算出启动压力为多少？ 3、分析曲线变化原因参考答案1、两次吸水曲线：2、由图看出曲线与0坐标相交点为启动压力：启动压力分别为7.44MPa和13.38MPa3、原因分析，1、主要是注采不平衡，地层压力上升，注水指进速度较快，导致含水上升。2、注水井油层孔道被脏物堵塞污染吸水效果变差 。3、井下配水工具的影响：水嘴被堵塞会引起注水量的下降。 单井生产动态分析一、油田基本情况某区块有生产井一口A1井，右图是A1井生产曲线，其余资料如下图：18二、解答如下问题：1该块的油藏是什么类型？2油井见水主要是哪个层？为什么？3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？4根据动态分

30、析，该井如何挖潜？参考答案：1、该块油藏是断鼻型的边水油藏或断层遮挡的边水油藏。（5分）2、油层见水主要为下部油层。原因主要是：下层渗透率（800 mD）高于上层渗透率（300mD）。油井在同一生产压差下，下部层产量高，采出地下亏空大。下部层射孔底界更接近油藏油水界面。（15分）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4O时放大了油嘴，加剧了层间矛盾，造成深部层出水更加严重。（15分）4、该井可封下采上、或上下分采、打调整并。（15分）井组生产动态分析一、油田基本情况某油藏地质储量为125万吨，原油地面密度0.85g/cm3，体积系数1.12，生产井W1、W2、W7投产时

31、间均为1999年1月份，W3井投产时间为1999年3月份，W5、W6两井投注时间为1999年3月份，W5井2000年1月份实施一级两层分层注水，其中1号小层为一个注水层，2、3号小层为一个注水层，2000年7月份洗井，W6井为笼统注水，W4井2000年3月份卡1号小层生产2、3号小层；各生产井日产液、日产油均为日产水平，注水量为日注水平。油藏顶面构造图如下：22油层静态数据如下：某油藏各井静态数据表小层号W1W2W3W4W5W6W71渗透率10-3um210050020045015060050有效厚度m3.56.55.5576.552渗透率10-3um2208070604010040有效厚度m

32、34.53.84.23.65.53.23渗透率10-3um230706050106070有效厚度m3.55.54.53.62.84.52.8油水井生产动态数据见“某油藏油水井生产动态数据表”某油藏油水井生产动态数据表日期w1w2w3w4W7w5w8月产油(t)累产油(t)月产水(m3)累产水(m3)月注水(m3)累注水(m3)静压(MPa)流压(MPa)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)套压(MPa)油压(MPa)日注水

33、（m3）套压(MPa)油压(MPa)日注水（m4）1999.01 7.87.5 3.825.124.8 1.2 23.122.7 1.7 11.810.5 112101.82101.871.371.3211999.027.37.3 024.124.1 0.0 22.422.4 0.0 10.710.7 018063907.8071.31999.03 6.96.9 018.218.2 0.0 18.717.4 7.0 18.718.7 0.0 9.59.5 00035006022326139.840.3111.6294529451999.046.36.3 014.714.7 0.0 15.715

34、.7 0.0 15.415.4 0.0 9.39.3 00035006018427981.80111.6285057951999.05 6.26.2 014.614.6 0.0 11.211.2 0.0 10.510.5 0.0 8.78.7 0003500601587.295690111.6294587401999.065.85.8 015.215.2 0.0 12.312.3 0.0 11.511.5 0.0 8.28.2 0004000651590111590111.63150118901999.07 5.15.1 016.816.8 0.0 16.415.7 4.3 14.514.5

35、0.0 7.87.8 01.52.50:000065 1878.613037.6 21.7133.33410153001999.084.74.7 017.917.5 2.2 17.116.8 1.8 16.515.5 6.1 7.57.5 023.54300651974.715012.352.71863348186481999.09 4.24.2 019.318.6 3.6 19.418.7 3.6 18.616.7 10.2 7.37.3 03.54.5410065 206417076.3992853180218281999.10 3.83.8 021.417.5 18.2 21.317.5

36、 17.8 20.217.2 14.9 7.17.1 04.55.54522.5652287.819364.1331.7616.73410252381999.11 3.63.6 022.916.8 26.6 23.517.0 27.7 23.319.3 17.2 6.96.9 05.56.5453.54.565 240621770.14981114.73300285381999.123.13.1 023.514.5 38.3 25.618.0 29.7 24.115.4 36.1 6.76.7 05.56.5455.56.565257324343.1784.318993410319482000

37、.0133.0 022.516.5 26.7 27.122.0 18.8 30.112.1 59.8 6.56.5 08.59.54578.565 2765.227108.3902.12801.13410353582000.022.92.9 021.517.0 20.9 24.620.0 18.7 357.8 77.7 6.36.3 010.513.54578.5652528.429636.71016.43817.53080384382000.0333.0 021.217.5 17.5 25.420.0 21.3 19.517.8 8.7 6.16.1 010.513.54578.565 23

38、31.231967.9334.84152.33410418482000.043.13.1 02117.6 16.2 26.419.6 25.8 18.616.4 11.8 5.95.9 010.513.54578.565225034217.93724524.33300451482000.0533.0 021.817.9 17.9 25.718.7 27.2 17.315.7 9.2 5.45.4 010.513.54578.565 2269.236487.1387.54911.83410485582000.062.82.8 021.518.5 14.0 24.817.4 29.8 18.415

39、.9 13.6 5.15.1 010.513.54578.565217838665.13875298.83300518582000.072.52.5 021.718.3 15.7 25.216.5 34.5 17.514.3 18.3 4.94.9 08108078.565 2225.840890.9474.35773.14495563532000.082.42.4 021.618.3 15.3 26.715.2 43.1 17.714.2 19.8 4.74.7 08108078.5652266.143157567.36340.44495608482000.092.72.7 025.618.

40、3 28.5 25.314.3 43.5 17.914.5 19.0 4.34.3 08108078.565 2274454316516991.44350651982000.10 2.52.5 029.418.2 38.1 24.912.9 48.2 18.214.3 21.4 3.53.5 08108078.5652433.547864.5840.17831.54495696932000.112.32.3 035.416.8 52.5 25.711.7 54.5 17.613.9 21.0 33.0 08108078.565 252050384.510898920.5435074043200

41、0.122.42.4 039.516.5 58.226.810.8 59.7 17.413.7 21.3 2.52.5 08108078.5652746.653131.11323.71024444957853817.510.5二、解答如下问题：1、该油藏类型是什么？ 2、该油藏油水界面为多少？ 3、该油藏采取何种注水方式？4、油藏存在的主要矛盾是什么，请简要阐述理由？5、油藏在开发中表现的主要问题是什么，请简要阐述理由？6、该油藏下步应如何调整？参考答案：1、油藏类型为：断层遮挡（切割）边水驱断块油藏。（5分）2、东块油水界面：-2200m。西块油水界面：-2160m。（5分）3、注水方式为：

42、边缘注水（缘内）。（5分）4、存在的主要矛盾有：（25分）、层间矛盾：从油藏内分布的7口井静态数据表明1号小层的地层系数明显好于2、3号小层。W4井生产动态也反映了油井主要出水层位为1号小层。 、平面矛盾：地层静态数据表明W1-W3-W5井区储层渗透性明显差于W2、W4井区。开发动态表明W1井区投产初期油井自然产能低于W2、W3、W4等井。 5、开发中表现问题有：（30分）、注采井网不完善：西块W7井储层物性差，无注水井注水补充能量，油井产量呈明显下降态势。东块：构造高部位油井W1井由于储层物性差，距油水边界较远，处于二线受效井位置，缺少注水补充能量，地层压力下降较大，产量呈明显下降态势；构造

43、两翼低部位缺少生产井点，造成储量控制程度低。 、注水井W6井未分注，注入水主要沿1号小层单层突进，造成对应油井W4井含水上升较快，W3井由于双向受效，1号小层水淹严重，卡封后充分发挥2、3号小层生产能力。 、注水井W5井分注后因洗井导致井下封隔器失效，导致1号小层吸水量增加，对应油井W2井含水上升明显加快。 6、下步调整意见：（30分）、完善注采井网：东块：转注W1井，实施高部位注水，增加W2、W3、W4等井注水受效方向；在构造两翼低部位各钻生产井1口（具体位置：W5井左上方、W2井左下方钻井1口；W6井右上方、W4井右下方钻井1口），增加井网对储量控制程度。西块：在构造低部位钻注水井1口，补

44、充地层能量。 、实施注水井W5井、W6井分注或重分注，控制1号小层注水，增加2、3号小层注水量。 、生产井W2、W3、W4、W7等井高含水后，卡封1号小层同时对2、3号小层实施酸化、压裂等措施改造储层，引效。 井组生产动态分析一、油田基本情况某区块构造东北部为边水,南部为断层遮挡，区块内井组包括4口油井,1口水井,均钻遇和生产21和34层，油层物性为自上至下渗透率逐渐变大,砂层厚度和有效厚度逐渐变大，油井电泵生产。油藏顶面构造图如下：静态数据如下：生产及注水数据如下：二、解答如下问题：（1）根据生产资料，划分生产阶段（2）分析各阶段生产情况及原因（3）提出调整措施参考答案：1生产阶段( 10分

45、）（1）第一阶段:2000.122001.2为产量下降阶段。（2）第二阶段:2001.36为产量稳升阶段（3） 第三阶段:2001.79为产量下降阶段2各阶段生产情况及原因（40分）第一阶段的分析：（15分）由井组生产数据表显示，井组液量、油量、含水、动液面均降低，分析认为油量的降低是由液量降低造成的；由1井生产数据表显示，日产油降低幅度较大，是引起井组产量降低的典型井。分析认为其油量的降低也是由液量降低造成的；与1井分析相同，3井也是引起井组产量降低的典型井，其油量的降低也是由液量降低造成的；由5水井注水数据表显示，34层出现严重欠注现象；分析认为5水井34层的欠注是造成单井及井组液量降低、

46、油量降低的主要原因。第二阶段的分析：（10分）5水井采取洗井措施后，注水正常，使1和3油井动液面回升、液量升高、油量升高；4油井经4月份观察，5月份改层、调参，含水降低，产量升高；2油井虽然产量降低，但对井组影响不大；综合以上原因，第二阶段井组动液面回升、液量升高、油量升高。第三阶段的分析：（15分）由井组生产数据表显示，井组液量升高、油量降低、含水升高、动液面升高，经分析认为油量的降低是由含水升高造成的；由生产数据表显示，1井和3井是引起井组产量降低的典型井。分析认为其油量的降低也是由含水升高造成的。而2井产量的降低主要是由液量降低造成的。虽然1油井靠近边水，但由矿化度资料分析认为该井受注入

47、水影响。由水井注水数据表显示，注水正常。综上分析认为，由于4油井34层卡封后，5水井34层未及时调整注水量，使注水量向1和3油井方向加强，造成单井及井组含水升高，产量降低。 3调整措施 ( 30分）（1）对5水井进行洗井（2）对5水井34层进行调配，建议由100m3/d下调至80m3/d （3）对2油井测取示功图，分析是否泵漏 井组生产动态分析一、油田基本情况某断块21-3层共有油水井10口,其中油井8口,注水井2口,纵向上含有21 22 23三个含油小层(23分为23上23下两个韵律段).内部三号断层为密封断层,油层渗透率23下>23上>22>21 .油藏顶面构造图如下：27生产数据如下：注水数据如下：二、解答如下问题：根据油井的生产数据变化状况及注水井的注水现状（1） 分析各油井在开发中存在的问题（2） 提出措施参考答案：1动态分析( 50分）（1）三号断层将该层系切割成南北两个井区，北井区:油井多水井少,注采井网不完善。( 5分）（2）油井3553、326含水上升导致产油量下降，一方面是单向受效于342水井；另一方面原因是层间非均质导致层间吸水状况的差异。( 9分） （3） 342注水井高渗透层23下吸水较大而致3553井比326井含水上升速度快.即23下是主要出水层。生