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时间:2020-06-13
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1、二○○六年九月井组动态分析实例实例1:B井组动态分析基本情况:本井组处于一个单斜坡,共有4口生产井:1口注水井,3口采油井。其中注水井B处于构造低部位,3口采油井呈扇形分布在注水井的东北方向。本井组生产层位比较单一,只有431和432两个油层。从物性资料来看,B、B1和B2井层间差异较大,表现为431层物性好于432层。井组动态分析基本步骤指标计算:1、井组采出程度:=46691/800000*100%=5.84%;累积采油2、井组采油速度:=8541/273*365/800000=1.43%;年采油3、含水上升速度:=67.8%-0=67.8%
2、;4、含水上升率:=67.8%/[(8541/80000)*100]=63.36;5、流动系数:=K*H/μ=44.7*6.5/20=14.53;平均渗透率6、注水强度:=16176/273/4.2=14.1;年注水量累积注水量7、年注采比:=16176/(8541*1.12/0.86+2227)=1.21;8、累积注采比:=34923/(46691*1.12/0.86+2227)=0.55;9、水驱指数:=(34923-2227)/46691=0.70;累积采水量10、自然递减:=[32.6-(8541-554)/273]/32.6*100%=
3、10.12%;11、综合递减:=[32.6-8541/273]/32.6*100%=3.99%.从井组开采曲线和井组生产数据表我们可以看出:该井组的生产形势呈现四升一降的形势,即:产液量上升,含水上升,注水量上升,动液面回升,一降是产油量下降。产液量上升主要是B1(可能是暴性水淹)和B3井注水见效;含水上升主要是B1井见效后的见水,含水快速上升;动液面回升与B1井水淹和B2井工况不正常有关。产油量下降则是由B1井水淹和B2井工况不正常引起。2001年1-9月份油水井共措施2井次。水井B井于3月初增注,增注后日注水量由13方上升到70方左右,增注效
4、果良好,使整个井组的能量得到了有效补充。油井酸化1井次,即B2井于2月酸化。酸化增油效果明显。日产液量由13.5吨上升到18吨,日产油量由13.5吨上升到18吨,日增油4.5吨,不含水,同时动液面开始回升,由2360米回升到2090米。截止9月底,该井累积增油554吨。但4个月后产量开始逐渐下降,动液面继续回升。分析认为最可能的原因是工况不正常(泵、管漏,结盐结蜡,尾管堵等)。建议该井检泵。井组另2口油井生产情况如下:B1井:从资料看,该井的生产情况大致可分为三段。第一段是2000年12月—2001年3月。此阶段该井产量下降,动液面下降,深达24
5、00米,属于能量不足阶段。第二阶段是01年4月—7月,该阶段该井产量上升,动液面回升,为见效阶段。第三阶段是01年8——9月,该井产液量大幅度上升,由不到20吨/天上升到35吨/天,含水由15%上升到99%,分析原因有二,一是套管穿,二是注水水淹。建议查套找漏。如果有套漏则卡漏生产,无套漏则找堵水,卡堵431层生产432层(也可测产液剖面确定出水层)。B3井:从资料看,该井产液量,产油量均在缓慢上升,产液量由5吨上升到8吨,不含水,同时动液面也在回升,由2670米回升到2500米。是一种典型的注水见效反应。但由于该井离注水井较远,不像B1井见效增
6、产幅度大。考虑到更远的B2井酸化后增产效果好,且B3井物性较差,建议对该井实施酸化或压裂增产措施。综上所述,该井组目前存在的主要问题是:1、平面矛盾突出:油井见效不均,产量差异大;2、层间矛盾突出:注水井层间吸水状况和油井层间出力状况不清。3、部分井含水上升太快,建议查套或找堵水。4、部分井工况不正常,建议检泵。井号:B2针对井组存在的问题,提出如下措施建议:1、分注B井(先测吸水剖面);2、酸化引效(根据产量需要):B3井,预计日增油3吨;3、查套或、卡堵水:B1井,预计日增油5吨;4、检泵复产:B2井,日增油6-7吨。上述措施实施后,预计井组
7、日产油量可达到31.5吨。(16.5+3+5+7)采油速度=折算年采油量/地质储量*100%=(18+14+12)/800000*100%=2.0%注水强度=日注水量/砂层厚度*100%=(26+75)/(4.5+6.0)*100%=9.62(m3/m)累积注采比=累积注水量/[累积采油量*(体积系数/相对密度)+累积产水量]=(15600+12000)/[(8300+3800+2800)*(1.22/0.839)+(3500+1200+2300)]=0.96该井组共有5口井。其中注水井1口,Z1-1,采油井3口,Z2-1,2-2,2-3,注采对
8、应关系较好,但Z2-3井处于二线受效,受效效果较差。Z11井为地质报废井。从静态资料来看,井组层间存在差异,除Z2-1井外,其它井均表现
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