单井动态分析模板

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（电测说明成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及

有效厚度、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）等。

2、动态资料：产液量、产油量、含水、压力（油压、套压）、对应注水

井注水量及注水压力、气油比、电流等。

3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/0、PND_S、硼中子、轧中子等）、

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、静压、流压、地层测试资料、油气水性分析资料、

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）、压裂裂缝监测资料等。

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）、作业资料等。

二、分析内容

油井：1、日产液量改变；2、综合含水改变；3、日产油量改变；4、压

力改变（静压、流压、生产压差）改变；5、气油比改变；6、对应注水

井注水实力改变；7、深井泵工作状况；8、措施效果评价等。

水井：1、日注水量改变；2、配注改变；3、注水压力改变；4、注水井

吸水实力改变；5、对应油井生产动态改变；6注水管柱工作状况7、措

施效果评价等。

三、分析步骤

1、概况

2、生产历史状况（简述）

3、主要动态改变

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

改变状况，其次依次分析以下内容。

3.1日产液量改变

改变态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的改变趋势（要求绘制

运行曲线改变），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。

日产液量改变缘由分析

日产液量上升的主要缘由有：

①油井工作制度调整；

②对应油井注水见效；

③作业及技术措施的效果；

④井下封隔器失效及套管破漏；

⑤加药热洗的效果；

⑥地面计量器具及流程管线影响等。

日产液量下降的主要缘由有：

①工作制度的调整；

②井下深井泵工作状况变差（如：漏失、结腊、堵塞等）；

③油层受到污染（洗井、作业、开采等过程中产生污染等）；

④油层出砂导致砂埋；

⑤地层亏空导致能量下降；

⑥技术措施效果；

⑦地面计量器具及流程管线影响等。

影响日产液量改变的基本结论

3.2综合含水改变

含水改变的主要态势：主要分析综合含水在分析对比阶段呈现的改变趋

势（要求绘制运行曲线改变），主要有含水上升、含水平稳、含水下降三

种态势。

综合含水改变缘由分析

综合含水上升的主要缘由有：

①注水效果（留意：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；结合水井吸水实力改变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）；

②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）；

③作业及技术措施的效果；

④井下封隔器失效及套管破漏等；

⑤作业、洗井等入井液导致水锁现象等；

⑥其它影响因素。

综合含水下降的主要缘由有：

①注水效果（留意：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；结合地层压力改变分析

有无欠注等）；

②技术措施效果；

③套管破漏、管外窜等导致生产厚度增加；

④深井泵工作状况及工作制度改变（如：漏失、参数调整等影响）

⑤油层出砂砂埋；

⑥其它影响因素；

影响综合含水改变的基本结论

3.3日产油量改变

主要依据日产液量及含水改变综合分析日产油量改变态势及影响改

变的主要缘由。

3.4压力改变

压力改变态势：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。压力改

变态势主要有三种：上升、平稳、下降。

压力改变缘由分析

地层静压改变主要考虑注采比是否合理、自然能量发育及利用状况

等，其主要用途是分析地层供液实力状况。

流压改变或动液面改变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气油比改变

重点对高油气比生产井及改变异样的油井结合地层能量状况、动液

面、示功图等改变分析有无地层脱气现象。

3.6注水井状况改变

主要有注水压力改变、注水量改变，在精确校验注水计量器具基础

上，录用视吸水指示曲线及分层测试资料综合分析注水井吸水实力改变。

基本态势：主要有吸水实力增加、吸水实力不变、吸水实力变差等三种

形势

缘由分析

吸水实力变好的缘由：

①储层经过措施改造（酸化、压裂、调补层）；

②井筒状况不正常（如套管破漏、井下封隔器失效、水嘴刺漏、水

嘴刺大等）；

③单层突进加剧（结合油井含水、液量改变进行综合分析）；

吸水实力变差的缘由：

①储层受到污染（如洗井不当、水质不达标、地层结垢、五敏性）；

②井筒状况不正常（如井筒结垢、水嘴堵塞等）；

③近井地带产生憋压现象（主要在低渗区块中较为常见）；

④实施调剖，封堵高深透层。

3,7机采系统状况

①深井泵工作状况、技术措施效果——主要在分析日产液量改变中阐述

②电流改变——主要分析抽油机工作状况

4、存在问题及潜力分析

4.1存在问题

①油井工作制度是否合理（生产压差是否合理、有无提液或限制含水的

必要、有无气体影响、供液不足等现象）；

②机采系统状况是否正常，例如井下深井泵工作状况是否存在问题（漏

失、结腊、堵塞等）；

③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）；

④注水井注水存在的问题（吸水实力、分注等）；

⑤产吸剖面是否对应、层间动用是否均衡等；

⑥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）；

⑦储层是否存在问题（出砂、污染等）；

⑧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

①动态调配水及分层注水的潜力；

②储层改造潜力；

③卡堵水潜力；

④纵向上层间接替的潜力；

⑤优化油井工作制度潜力；

⑥加强管理的潜力（加药、热洗等）；

⑦提高机采效率及泵效的潜力；

⑧地面流程改进与完善的潜力。

5下步工作建议

主要依据分析出的问题及潜力提出切合实际的调整工作建议。

井组动杰分析模板

一、收集资料

1、静态资料：油水井所处区块、构造位置、井组储量、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（电测说明成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度

及有效厚度、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）等。

2、动态资料：单井及井组产液量、产油量、含水、井组压力（油压、套

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、包中子

等）、产液剖面测试成果、示功图、动液面、静压、流压、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、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、压裂裂缝监测资料等。

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）、作业资料等。

二、分析内容

1、注采井组连通状况分析；2、注采井组日产液量改变分析；3、井组综

合含水改变；4、日产油量改变；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）改变；6、注水井注水实力改变；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

入实力改变，并分析影响的缘由。

3.2重点单井动态改变及缘由分析（参见单井动态分析）

3.3井组开采效果的分析评价

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），主要依据测井说明数据

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。

注采平衡状况分析

①注水量是否满意配注要求

②注水层段是否依据分层注水要求进行注水

能量保持及注水利用状况

①注采井组存水率

②注采平衡状况

③地层压力平衡状况（包括地层平均压力水平的改变状况、不同油井之

间地层压力水平的平衡状况）。

④井组动液面改变状况

、开采效果评价

①水线推动及水淹状况（运用插值法绘制含水等值线图，分析水线推动状

况，进一步分析油层水淹状况、找寻剩余油富集区。有条件的留意利用

小层产吸剖面绘制不同小层的水淹状况图，可以使分析更为精确）；

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、地层压力水同等指

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;

有肯定注水效果：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（吸水实力改变、分注状况改变等）；

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平面上水线推动是否匀称（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

主要依据分析出的问题及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：①构造资料主要区块所处区域构造位置；②储层资料：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（电测说明

成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度、沉积（微）

相、储层敏感性与粘土矿物特征③流体性质资料如流体高压物性资料（如

密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）④渗流资料如油

水、压力、温度系统、油藏类型与驱动类型等。

2、动态资料：区块（单元）产液量、产油量（构成）、含水、采油速度、

采液速度、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/0、PND_S、硼中子、轧中子等）、

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、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）、压裂裂缝监测资料、井间示踪剂测试资料、井间地震资料、水驱前

缘监测资料等。

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）、作业资料等。

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（水驱限制程度、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、水线推动状况、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

方案（部署）之间对比完成状况。

3、生产历史状况（简述）

4、主要动态改变及开发调整效果分析评价

4.1首先总体上阐述近期区块（单元）日产液、日产油、含水、压力等

改变态势，简要分析改变的缘由。

4.2分析重点井组动态改变，简要阐述分析改变的缘由（详细参见井组

及单井动态分析）。

4.3开发效果的分析与评价

4.3.1水驱状况（注水单元）：

①水驱限制程度，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全部吸水、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）

④注水量、分注合格率、水质状况等

4.3.2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

4.3.3水淹状况

水线推动及水淹状况（运用插值法绘制含水等值线图，同时结合构

造、沉积（微）相，分析水线推动状况，进一步分析油层水淹状况、找

寻剩余油富集区。有条件的留意利用小层产吸剖面绘制不同小层的水淹

状况图，可以使分析更为精确）；

4.3.4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，运用时要

求油藏综合含水高于50%）；

②含水〜采出程度关系由线（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

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）。

4.3.5稳产或递减状况。

5、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，核心是找寻剩

余油富集区，为指导调整挖潜供应依据。

5.1存在问题

①注采井网的适应性问题（井网对储量的限制程度）；

②开发层系划分的适应性问题

③储量的动用状况（结合两个剖面进行详细分析）；

④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）；

⑤开发效果是否变差（含水上升是否异样、采油速度是否合理、压力水

平保持是否合理等）；

⑥井筒、地面集输、处理、回注系统等。

5.2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。

6、下步工作建议

主要依据分析出的问题及潜力提出切合实际的调整工作建议。

油田动态分析模板

一、收集资料

1、静态资料：①构造资料主要区块所处区域构造位置；②储层资料：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（电测说明

成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度、沉积（微）

相、储层敏感性与粘土矿物特征③流体性质资料如流体高压物性资料（如

密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）④渗流资料如油

水、压力、温度系统、油藏类型与驱动类型等。

2、动态资料：区块（单元）产液量、产油量（构成）、含水、采油速度、

采液速度、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/0、PND_S、硼中子、轧中子等）、

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、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）、压裂裂缝监测资料、井间示踪剂测试资料、井间地震资料、水驱前

缘监测资料等。

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）、作业资料等。

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（水驱限制程度、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、水线推动状况、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

方案（部署）之间对比完成状况。

3、生产历史状况（简述）

4、主要动态改变及开发调整效果分析评价

4.1首先总体上阐述近期区块（单元）日产液、日产油、含水、压力等

改变态势，简要分析改变的缘由。

4.2分析重点井组动态改变，简要阐述分析改变的缘由（详细参见井组

及单井动态分析）。

4.3开发效果的分析与评价

水驱状况（注水单元）：

①水驱限制程度，定义为油井中与注水井