油水井分析书

1、动态分析实例一某油井开采曲线如图3-21所示，并且结蜡点下移，试分析生产过程中油井生产参数变化的原因。1997年1月2月3月4月5月100806040205.61.21081614121080604020压力,MPa日产油量,t油嘴油管压力套管压力气油比日产油量流动压力图3-21 某井采油曲线流动压力，MPa气油比,m3/t该井流压、油压、套压、日产油量同时下降，气油比波动上升，结晶蜡点下移，分析造成这些生产参数变化的原因是油嘴过大，井下脱气严重，应通过系统试井选择合理的油嘴。动态分析实例二某井没有系统试井资料，但已知周围同层的几口生产井的合理压差都为静压的60%左右，试求该井的合理压差为多少

2、？因为周围同层的几口生产井的合理压差都为静压的60%左右，该井合理压差也选定为静压的60%。如该井静压为2.5MPa，则合理压差应为1.5MPa。动态分析实例三某井通过改变抽油参数，进行系统试井后得到了在不同采油压差下的产油量、含水、气油比、出砂变化资料（详见表3-13），试分析合理压差是多少？表3-13某井产油量、含水、气油比、出砂变化资料压差MPa产油量t/d含水%气油比m3/t出砂情况13.82030含砂微量，不砂卡1.54.52035含砂0.1%，不砂卡2.55.3254010天内砂面上升30m，油井不能正常生产根据表3-13进行综合分析后，认为合理压差取1.5MPa为宜。因为，当压差

3、小于1.5MPa时，虽然含水低、气油比低、出砂少，产量低。而当压差大于1.5MPa时，虽然产量较高，但出砂非常严重，尤其当压差大于2.5MPa时，砂面升高很快，10天之内上升30m，这显然是不合理的，所以，合理压差取1.5MPa较好。动态分析实例四某抽油井动液面较高，产量较高，生产正常经过检泵压井作业后，生产不正常，产量下降，经测试动液面很低，示功图反映供液不足，应采取何种挖潜措施？根据提供的资料分析，可能是压井作业后造成油层堵塞，引起供液不足，产量下降，应进行油层解堵。动态分析实例五某油井连通图，采油曲线如图所示，注水井1井和2井分层注水，1井配注60m3/d，实注41 m3/d，其中4层配

4、注40 m3/d，实注20 m3/d；2井配注50 m3/d，实注119 m3/d，其中3-4层配注30 m3/d，实注100 m3/d。试分析：（1）曲线所反映的该井生产特点是什么？（2）分析变化的原因。（3）应采取什么措施？生产特点：该井见水前流压上升，油套压上升，同时产量上升，明显已见到注水效果；油井见水后，流压、油压、套压继续上升，产油量随含水上升迅速下降，导致油井水淹。变化原因：该井3-4层为高渗透层，对应的注水井也是高渗透层，1井4层配注40m3/d，实注20m3/d，2井3-4层渗透率与有效厚度分别为1井4层的2倍能上以上，日配注30m3，实注100m3，注入水向油井单向突进，是

5、造成油井水淹的主要原因。油井5、6两层为低渗透层，对应的2井和1井分别为低渗透层，注水量低，所以层间矛盾突出。应采取的措施：1井和2井分层注水，油井分层采油。1井4层加在注水量，日注40m3左右，同时2井3-4层控制注水，油井在3-4层上控制采油，以减少见水层对其它层的干扰，1井6层与2井5层继续加强注水，使采油井在这两个层上发挥作用。动态分析实例六某井95年投产，二类油井，油层有1类层11m，油层孔隙度26%，渗透率2000×10-3µm2,2类油层5m,孔隙度15.8%，渗透率1200×10-3µm2。95年8月第一周期注汽，地层压力8MPa，注汽压

6、力14MPa，注汽量2000t，而周期只采油310t,采水250m3,下层初期只生产几天，而后就供液不足。1996年8月份，第二次注汽，选注1类层11m的厚油层，注汽压力高达16.5MPa，而当时地层压力已下降到2.1MPa，而且下泵后周期只采油105t，下泵初期生产情况与上周期一样，分析一下为何出油效果差，怎样解决？分析原因是油层污染造成了地层堵塞。因为油层发育较好，而注汽压力却很高（达16.5MPa），说明注汽困难，油层吸汽效果差，从下泵后生产情况看，周期间产液量低，地层压力下降快，说明油井蒸汽加热半径小，因此供液效果差，只生产几天就不正常，应采取对油层解堵措施。动态分析实例七某油田28井

7、产液量稳定，但产油量下降，地层压力有下降趋势，油压有所下降，目前生产情况见表。本井与邻井连通情况见图。注水井30井管柱完好，注水正常，1层是限制层，用2个2.8mm水嘴日配注47m3，实注量为80 m3/d；2层是加强层，日配注54 m3，实注量25 m3。31井方案设计为注水井，目前排液量300t/d，27井已见到注水效果，日产量30t。在本井用73型找水仪测小层产量及找水：第一层产量占全井的71%，其它层产量占全井的29%；第一层是见水层。（1）试分析该井存在的主要问题。（2）试分析该井生产情况变化原因。（3）提出相应油水井措施。存在问题：对比各项生产指标，28井总压差0.39MPa，地层

8、压力较接近原始压力。10mm油嘴生产，产液141t/d，采油指数可达76t/(d·MPa)，表明生产能力仍然旺盛，目前生产压差1.35Mpa,流饱压差0.2MPa，说明油井仍有放大压差生产的余地，但该井月含水上升速度达2.7%，含水上升较快，引起产油量下降，压力也有下降趋势。分析变化原因：根据油层连通情况分析，28井主力层层有效厚度6.3m,渗透率0.5µm2,是高渗透层，对应注水井30井层渗透率最高0.8µm2,日配注47m3，实注80m3，日超注达33m3，且它向31井和27井方向渗透性变差，因此，该层注入水主要沿28井方向突进，造成28井该层为见水层，全井含

9、水很快上升，28井其它层均为低渗透层，产量只占全井产量的29%，体现出层间矛盾较大，层含水上升，流动压力上升，生产压差就减小了，这不但影响层的产油量，而且因高渗透层出水后，对中、低渗透层的干扰，更影响全油井的产量，使之下降。油水井措施：考虑到28井的层发挥作用差，在30井这个层配注54m3/d，实注25m3，每天欠注29m3，如果降低30井注水量，虽然可以把28井含水上升控制住，但不仅会影响28井的产量，而且其它几口井的产量、压力也会下降，因此，提出以下措施：（1） 控制30井第一层注水量在47m3/ d左右。（2） 对30井第二层采取增注措施，进行压裂，使这一层在28井更好地受效和发挥作用。

10、（3） 将31井转注，加强低渗透带的注水。（4） 在28井进行分层配产，把第一层单卡出来，减少见水层对其它层的干扰，解放其它层的生产能力。（5） 30井改下偏心配水管柱，及时调整注水量。动态分析实例八A井为一稠油区块蒸汽吞吐生产井，生产情况见图3-24，问该井存在什么问题？应采取何措施？60时间（月）注汽1500t HQ0QLQLQoHfw图3-24 A井生产曲线图2004006008001000403020100060204020400动液面m602040含水%日产油t/d日产液t/dfw根据上一注汽周期各项参数进行对比分析，该井地层压力变化不大，还没有到注汽周期，产量突然下降不是因地层因素造成的。憋泵不起压，可能存在深井泵或油管漏失，井下断脱等问题，应进行测试分析，查管柱及深井泵情况，然后采取检泵等具体措施，以恢复该井产量。动态分析实例九某1井和2井油层发育情况相似，而且连通较好，井距较近只有100m，油层连通情况及采油曲线如图，问2井反映的主要是什么矛盾？1井下泵生产液量为何下降很快？2井反映的是层间矛盾，因为1井和2井油层发育相似