动态分析试题1Word格式文档下载.docx
《动态分析试题1Word格式文档下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《动态分析试题1Word格式文档下载.docx（18页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
含水上升率：
每采出1%的地质储量，含水率的上升值。
计算公式：
含水上升率=｛（阶段末含水率-阶段初含水率）/（阶段末采出程度-阶段初采出程度）｝%
注水强度：
注水井单位有效厚度的油层的日注水量
注水强度=日注水量/有效厚度（立方米/米。
天）
注采比：
注入剂在地下所占的体积与采出物（油、气、水）的地下体积之比。
地层尖灭：
岩层的厚度在沉积盆地边缘变薄以至消失的现象
断层的定义：
是指岩层在地壳运动的影响下发生破裂，并沿破碎面有显著位移的构造现象。
正断层：
正断层是指上盘相对下降，下盘相对上升的断层。
正断层在钻井剖面中有地层缺失现象
落差：
正断层发生后，相邻两点产生的垂直距离。
正韵律：
砂体或砂岩层内部在垂向上，岩石颗粒自下而上由粗变细的演变序列。
原油地质储量计算公式为：
Ｎ＝１００ＡｈΦ（１－Ｓｗｉ）ρｏ／Ｂｏｉ
式中Ｎ：
原油地质储量，１０４ｔ；
Ａ：
含油面积，ｋｍ２；
ｈ：
平均有效厚度，ｍ；
Φ：
平均孔隙度，ｆ；
Ｓｗｉ：
平均束缚水饱和度，ｆ；
ρｏ：
平均地面脱气原油密度，ｇ／ｃｍ３；
Ｂｏｉ：
平均地层原油体积系数。
单储系数：
油（气）藏内单位体积油（气）层所含的地质储量。
地质储量丰度：
是指油（气）田单位面积所含的地质储量，它是储量综合评价的指针之一
水驱储量：
直接或间接受注入水或边水驱动和影响的储量。
储量损失：
在目前已定的注采系统下无法采出的储量。
井网密度：
每平方千米上所钻的生产井数。
注采对应率：
注水井与采油井之间连通的厚度占射开总厚度的比例（用百分数或小数表示）。
底水锥进：
以水压驱动方式开采底水油藏时，油井投产后，井底附近的油水接触面呈锥形上升的过程，称为底水锥进。
主流线：
连接采油井与注水井中心点的流线称为主流线。
主流线上流体质点
的流速比其他流线上的流速要快。
非活塞式驱替：
实际储集层中由于存在岩层的微观非均质性，并且由于流体
性质差异及毛细管现象的影响，当一种流体驱替另一种流体时，出现两种流
体混合流动的两相渗流区，这种驱替方式称为非活塞式驱替。
贾敏效应：
当液-液、气-液不相混溶的两相在岩石孔隙中渗流，当相界面移
动到毛细管孔喉窄口处欲通过时，需要克服毛细管阻力，这种阻力效应称为
贾敏效应
储层敏感性：
所有油井的油层都受到不同程度的损害，对油层损害的程度即
为储层敏感性。
速敏：
流体在油气层中流动，引起油气层中微粒运移并堵塞喉道造成油气层
渗透率下降的现象。
水敏：
油气层在遇到与地层不配伍的外来流体后渗透率下降的现象为水敏，
通常它是由粘土矿物遇淡水后膨胀、分散、运移所造成的。
盐敏：
不同矿化度等级的地层水在油气层中流动时造成油气层渗透率下降的
现象。
碱敏：
碱性流体在油气层中流动与碱敏感性矿物反应造成油气层渗透率下降
的现象。
酸敏：
酸液进入油气层，与油气层中的酸敏性矿物反应引起油气层渗透率下
降的现象。
水侵速度与水侵系数：
水侵速度指边水或底水单位时间的入侵量。
水侵系
数指单位时间、单位压降下，边水或底水侵入量。
它们均是表示边水或底水
活跃程度和能量大小的指标。
其大小主要取决于供水区域的大小，、水源补
充状况、供水露头与油层的高差、油层连通好坏、渗透率高低和油水黏度比
大小。
地层总压降：
油藏或开发层系原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。
地下亏空体积：
在人工注水保持地层能量的过程中，注入水体积与油层采
出液体体积之差，称为地下亏空体积。
注入水波及体积系数：
是指累积注水量与累积产水量之差除以油层有效孔
隙体积，即油层水淹部分的平均驱油效率。
又称扫及体积系数。
自然递减率：
反映老井在未采取增产措施情况下的产量递减速度。
阶段采油
量在扣除新井及各种增产措施增加的产量之后与上阶段采油量之差值，再与
上阶段采油量之比称自然递减率。
综合递减率：
反映油田老井采取增产措施情况下的产量递减速度。
量扣除新井产量后与上阶段采油量的差值，再与上阶段采油量之比。
二、选择题
1、油田开发后期，如果剩余可采储量采油速度（B），稳产的基础就越差。
（A）越低（B）越高（C）不变（D）减缓
2、所谓（A）是衡量水驱油效果好坏的一项重要指标，同一油田水驱指数越大，说明注水利用率越高，水驱开发效果越好。
A、水驱指数B、采油指数C、产液指数D、水驱系数
3、随着油田开发时间的增长，油水井套管损坏井不断增加，使注采井网基础变差，注采
对应率降低，原油损失（A）增加。
。
A、储量B、产量C、压强D、注水
4、在非均质油藏多油层笼统注水的过程中，通常存在层间干扰的问题，是导致油层（A）吸水状况不均匀的重要因素之一。
A、层间B、层内C、平面D、油砂体
5、长期注水开发的油藏，剩余油分布存不论在平面、层间、层内都存在着一定规律，正韵
律厚油层（A）剩余油相对富集。
A、上部B、中部C、下部D、底部
6、进行油藏剩余油饱和度研究主要基于静态资料、动态资料及动态监测资料的综合分
析。
其中同位素吸水剖面资料属于哪一类资料？
（A）。
A、动态监测资料B、静态资料C、动态资料D、第一性资料
7、孔隙度是计算油田储量和评价油层特性的一个重要指标，通常用的是（B）孔隙度。
A、总B、有效C、无效D、连通
8、某注水开发油藏的某井区，部分油井含水上升速度较快，分析其主要是受固定主流线的
作用，注入水沿老水道窜流的原因。
根据目前存在的问题选择一种合理有效的措施。
（B）
A、注水井酸化增注B、选择非主流线方向的低效油井转注，改变驱替方向，达到均衡注水流线的目的C、注水井检换封隔器D、油井改层生
9、同位素测井找窜，是往地层内挤入（A），然后测得放射性曲线。
（A）含放射性的液体（B）清水
（C）泥浆（D）盐水
10、投产具有纵向非均质严重的特点的新井时，从录取分层单采资料角度考虑，
先后开采哪一类油层，试选择一种相对合理的顺序。
（C）
A、首先选择高渗透率厚油层单采B、首先多层合采C、首先选择低渗透率、易被干扰的油层单采D、多个厚油层合采
11、某油藏某年进行了少量有效措施挖潜，并投产了两口高产新井，以下说法正确的是（3）
（1）综合递减率>
自然递减率>
产量递减率
（2）综合递减率<
自然递减率<
（3）自然递减率>
综合递减率>
（4）自然递减率<
综合递减率<
三、判断题
1、油藏注采井网在分布均匀合理的前提下，井网密度大，水线推进就越均匀，水驱效率就越高，剩余油潜力就越大。
（×
）。
2、在油层条件下，当地层压力低于一定数值之后，天然气就会完全溶解于石油中。
）
3、合理的增加注水井点，完善注采井网，是提高水驱储量控制程度有效措施之一。
（√）
4、在注水开发的油藏中，不论设计新井或者采取老井补孔挖潜措施，都要避开主流水线。
5、沉积相分为陆相、三角洲相、海相三大类（×
）
6、由于断层影响，造成在断层附近注采不完善，受不到注水效果或存在死油区，可通过在断层附近增加点状注水井点，进行局部注采系统调整。
（√）
7、储层内原油是否可动，除了受储层本身的孔、渗、饱参数影响外，还取决于开采条件和工艺技术水平，它是随时间变化的。
（√）8、长期注水开发的老油田，油水井套管出现逐渐损坏、变形、挫断等问题，导致无法分层注水和采油，使注采井网遭到二次破坏，注采失调，是影响原油自然的重要因素之一。
（√）
（√）9、由于层间油层物性差异，在油井中会出现渗透性高、连通好的油层先动用、先受效、先水淹的现象。
（√）10、地质学上称走向﹑倾向﹑倾角为岩层的产状三要素。
四、简答题
1、动态分析的概念？
答：
因为油藏投入开发后，油藏内部诸因素都在发生变化；
油气储量的变化，地层压力的变化、驱油能量的变化和油气水分布状况的变化等。
动态分析就是研究这些变化，找出各种变化之间的相互关系，以及对生产的影响。
通过分析解释现象，认识本质、发现规律、解决生产问题。
提出调整措施、挖掘生产潜力、预测今后的发展趋势。
2、测井曲线在现场中有哪些应用？
（1）判断油、气、水层；
（2）综合解释一些参数，如：
孔隙度、饱和度、泥质含量及油层水淹状况；
（3）划分厚度，为射孔提供依据；
（4）识别储层性质，进行地层对比、油层对比；
（5）进行水淹层判断和定量解释
3、什么是油气层的敏感性？
它主要包括哪些内容？
敏感性是指油气层某种损害的发生，对外界诱发条件的敏感程度。
它是油层的本性，用标准实施方法进行评价。
油气层的敏感性主要包括速敏、水敏、盐敏、碱敏和酸敏。
它是地层潜在损害因素被不同外因诱发而产生，是地层本性的表现。
4、油层有哪些天然能量?
有何驱油特点?
油层有五种天然能量:
（1）边水或底水压头:
通常是油气流动的主要动力，在开采过程中，油水界面不断向油井方向移动，向油藏内部移动。
（2）气顶压力：
当地层压力下降时，依靠气顶气膨胀驱油；
在开采过程中，油气界面下移，移向油井方向。
（3）溶解气:
当油层压力低于饱和压力时，气体从原油中逸出并不断碳胀，达到驱油目的。
随着原油中气体消耗增多，油层能量就逐渐趋近枯竭。
（4）流体和岩石的弹性：
当油层压力降低时，油层中的流体和岩石产生弹性膨胀，达到驱油的目的。
油层的含水区往往很大，它的膨胀总体积也就很大。
（5）石油的重力:
当地层倾角较大，渗透性较好时有驱油作用。
5、油井分析中，经常要遇到的一个问题是出水层位的判断。
那么，如何判断出水层位呢?
由以下五个方面进行判断：
（1）对比渗透性，一般渗透率高，与水井连通的层先出水。
（2）射开时间较早，采油速度较高的层位易出水。
（3）离油水边界较近的地层易出水。
（4）其他特殊情况，如地层有裂缝而邻层无裂缝，易先见水。
（5）对应的注水井，累计吸水量越大，往往易先出水
6、划分开发层系的原则是什么？
划分开发层系的原则有如下五个方面:
（1）独立的开发层系，必须具有一定的经济上允许的可采储量。
（2）独立的开发层系上下必须具有良好的隔层；
（3）同一开发层系内的备油层物性应尽可能接近；
（4）同一开发层系的各油层，其构造形态、油水分布压力系统和原油性质，应基本接近；
（5）同一开发层系必须具有经济上合理的较稳定的生产能力
五、分析论述题
1、某注水开发中高渗砂岩油藏中一口油井目前共射开3个小层，A小层砂岩深度1950.2-1959.6m，B小层砂岩深度1970.2-1973.5m，C小层砂岩深度1986.2-1992.1m。
3个层生产数据如下：
A小层:
末期1999年12月，日产液268吨，日产油8吨，含水97%，动液面350米。
B小层:
2005年10月以前正常生产时，日产液21吨，日产油7吨，含水66.7%，动液面1350米。
C小层:
末期2004年11月，日产液72吨，日产油3.1吨，含水95.7%，动液面550米。
该井目前单采B层，其余层用封隔器封堵，该层对应注水井未作调整，2005年11月含水突然上升，目前生产情况：
日产液51吨，日产油0.8吨，含水98.4%，套压2Mpa。
请分析该油井可能存在问题和下步措施，并简要写出作业目的、主要工序及注意事项。
（（本小题10分）
该井封隔器失效或套管破裂；
下步主要进行验串、封堵。
作业目的验串、卡封，主要工序：
压井；
提出井下管柱及工具，并检查损坏情况；
验串；
根据验串结果下入管柱及工具封堵套管漏失部位和A、C两层；
试压合格交井。
该井作业过程中要注意防喷。
2、简述注水开发中存在的三大矛盾形成原因及解决办法。
（本小题15分）
注水开发中存在的三大矛盾是：
平面矛盾、层间矛盾、层内矛盾。
油田开发过程中须解决的问题很多，每个问题都有它自己特殊的本质，在目前已经掌握的工艺手段特定作用的基础上，对不同的矛盾用不同的方法解决，才能取得预期的效果。
（1）．平面矛盾的调整
平面矛盾的本质是在平面上注入水受油层非均质性控制，形成不均匀推进，造成局部渗透率低的地区受效差，甚至不受效。
因此，调整平面矛盾，就是要使受效差的区域受到注水效果，提高驱油能量，达到提高注水波及面积和原油采收率的目的。
解决这一问题的根本措施，一方面通过分注分采工艺，对高含水带油井堵水，或调整注水强度，加强受效差区域的注水强度；
另一方面改变注水方式（由行列注水改面积注水）或补射孔、钻井缩小井距等方法，以加强受效差地区的注水。
（2.）层间矛盾的调整
产生层间矛盾的根本原因是纵向上油层的非均质性导致各层注水受效程度不同，造成各层油层压力和含水率相差悬殊，好油层和差油层在同一工作制度下生产，在全井同一流动压力的条件下，生产压差差异较大，使差油层出油状况越来越差，影响全井以致全区开发效果。
增大差油层的生产压差是解决这一问题的根本措施，一方面通过提高差油层的油层压力；
另一方面要降低井底流压，即降低好油层的油层压力。
根据不同情况一般采取以下两套措施。
一是以高压分层注水为基础，注水量从完成好向差、高向低的转移，提高油层性质差、吸水能力低的油层的吸水能力；
适当控制油层性质好、吸水能力过高油层的注水量，甚至局部停注；
在必要时，放大全井生产压差或把高压高含水层堵掉；
还可对已受效而生产能力仍然较低的油层进行压裂改造，以提高其产能。
二是调整层系、井网和注水方式。
对于仅靠调整压差和工艺措施不能完全解决问题的油区，如果层间矛盾非常突出，对全油田开发有很大影响，在考虑经济效益的前提下，适当进行层系、井网和注水方式的调整。
所谓层系调整，是以精细地质研究成果为基础，分析油砂体的开发和储量动用状况评价，将动用差、基本未动用和局部动用差的油砂体划为调整对象。
然后根据所划分调整对象的油层性质、分布特点以及吸水能力和生产能力确定井网密度、布井方式和注水方式。
在调整层系、井网和注水方式时，必须搞好与老井网的配套调整，以不加剧原井层间矛盾为原则，进行层系井网的互相利用或互换，必要时可进行油水井的补充布井和补充射孔；
但在油层较多或调整对象储量比较可观的情况下，一般可以选择另外部署一套差油层调整井网的方式。
（3．）层内矛盾的调整
层内矛盾的实质也是不同部位受效程度和水淹状况不同，高压高含水段干扰其他层段，使其不能充分发挥作用。
层内矛盾突出的是高渗透厚油层。
解决层内矛盾本质上就是要调整吸水剖面，扩大注水波及厚度，从而调整受效情况；
同时调整出油剖面，以达到多出油少出水的目的。
解决这一问题通常从两方面入手：
一是提高注水井的注水质量，从分层注水、分层堵水、分层测试和分层采油四方面入手；
二是对不同层段采取对应的措施——选择性酸化（增注）、选择性压裂和选择性堵水。
总之，三大矛盾调整的核心问题是分层注好水，达到保持油层压力、降水、增油、实现稳产的目的。
所说的“注好水”，就是根据不同油层的地质特点和发育状况，调整注水量，缓解层内、层间、平面的矛盾，增加差油层的见效层位、见效方向、受效程度，尽量延长高产能稳产期，得到较好的注水开发效果。
3、注采井组动态分析
井组动态分析实际是在单井动态分析的基础上进行的。
“井组”的划分是以
注水井为中心，联系到周围油井和注水井构成油田的基本开发单元。
井组
动态分析的核心问题，就是指井组范围内找出注水井合理的分层配水强度。
在一个井组中，注水井往往起主导作用，它是水驱油动力的源泉。
从油井
不同的变化，可以对比出注水效果。
因此，一般是从注水井入手．最大限度
地解决层间矛盾，在一定程度上尽量调整平面矛盾以改善周围油井的工作状
况。
必要时再从油井入手，解决层问矛盾和井组内平面矛盾，作为相应的措
施。
4、注采井组动态分析主要内容?
井组动态分析主要包括以下几方面的内容：
①注采井组连通状况分析；
②注采井组日产液量变化分析；
③井组综合含水变化；
④日产油量变化；
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）变化；
⑥注水井注水能力变化；
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。
5、注采井组动态分析分析步骤
分析步骤分为：
井组概况、开采历史、动态变化、存在问题及潜力分析、下一步的工作
总体上先阐述井组日产液量、日产油量、含水、压力、注水井注人能力变化，并分析影响的原因。
再分析以下方面：
①井组连通状况分析。
编制井组注采关系连通图（油层栅状连通图），主要根据测井解释数据成果表、小层平面图等，初步建立注采井组空间三维立体模型。
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。
②注采平衡状况分析。
重点分析注水量是否满足配注要求和注水层段是否按照分层注水要求进行注水。
③能量保持及注水利用状况。
重点分析注采井组存水率、注采平衡状况、地层压力平衡状况（包括地层平均压力水平的变化状况、不同油井之间地层压力水平的平衡状况）和井组动液面变化状况。
④开采效果评价。
首先运用插值法绘制含水等值线图，分析水线推进状况，进一步分析油层水淹状况、寻找剩余油富集区。
有条件的注意利用小层产液剖面和吸水剖面绘制不同小层的水淹状况图，可以使分析更为准确。
其次根据井组内各生产井采液强度、含水状况是否平衡，确定有无平面上的指进现象。
再次分析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，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。
最后对注采井组综合评价。
注水效果好，表现为油井产量、油层压力稳定或上升、含水上升较为缓慢；
有一定注水效果，表现油井产量、油层压力稳定或缓慢下降、含水呈上升趋势；
无注水效果，表现为油井产量、油层压力下降明显、气油比也上升明显；
注采不合理，表现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。
存在问题重点分析方面则包括：
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）、注水井工作是否正常（吸水能力变化、分注情况变化等）、注采平衡状况及压力场分布状况如何、并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）。
平面上水线推进是否均匀（有无优势水驱方向、采油强度是否均衡）、油井有无不正常生产。
潜力分析包括：
井网调整的潜力、注水井分注及动态调配水的潜力、油井技术措施潜力（卡堵水、酸化、压裂等储层改造）、井组内不同油井生产工作参数的调整潜力、井组日常管理的潜力（加药、热洗等）。
最后主要根据分析出的问题及潜力提出切合实际的调整工作建议。
6、请根据下面的油藏基本概况和阶段开发曲线，指出该油藏下步主要调整方向。
油藏概况：
含油面积5Km2，油层有效厚度20m，地质储量1625×
104t，标定可采储量599×
104t，共有14个小层，油藏采出程度33.83%。
该油藏构造为一个东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造，除5条边界大断层外，内部还有10条次一级小断层，断层均为南掉，封闭性较好。
储层为三角洲前缘亚相反韵律沉积，可划分为水下分流水道、河口坝、远砂坝、水下天然堤、水下分流水道间及坝间六种微相。
岩性以中、细砂岩为主，其次为粉砂岩和泥质粉砂岩，平均孔隙度20.3%，渗透率范围0.13-2.7μm2，属中孔、中渗储层。
地面原油粘度385-9600mPa.s，平面上粘度呈从西北向东南逐渐降低的趋势，原油粘度从西北部的9000mPa.s以上降至东南部的1000mPa.s以下。
原始地层压力21.6Mpa，饱和压力10.3Mpa。
统计近几年吸水井剖面资料，吸水较差的井层占30.5%；
而吸水较好的井层占42.5%，吸水状况差异较大，部分水井欠注严重。
以侧缘相带沉积为主的层每米相对吸水量小于3%，而以坝主体沉积为主的层每米相对吸水量平均为6.8%。
油水井井况复杂，一是由于套变、高含水等因素停产停注井增加，造成部分井区井网不完善；
二是有16口分注井由于各层渗透率差异大，封隔器失效后导致注入水量集中在吸水状况好的层，水窜严重。
目前该油藏平均地层压力为13.8Mpa。
根据剩余油分析，分流水道边缘、河口坝侧缘及远砂坝砂体水淹程度低，分流水道主体、河口坝主体砂体大部分水淹严重。
在断块的西南部和断层附近剩余油相对富集。
纵向上剩余油分布情况见下表。
层号
单采情况
吸水剖面
C/O测井
井数
日产液
日产油
含水
动液面
厚度
每米相对吸水量
含水饱和度
（t）
（%）
（m）
1
6
236
8.5
96.4
886
13
38.2
7.9
10
34.5
65
2
54
5.4
90.1
783
3
42
4.4
89.6
896
8
18
1.5
4
15
0.95
5
27
2.7
90
1302
9
12.6
2.1
7
9.1
0.83
157
97.2
877
29.7
23.7
68
60.6
5.8
90.4
1178
12
35.1
3.98
34.2
53
43.5
7.2
升级会员 