采油工地质工动态分析试题及答案十一.docx
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采油工地质工动态分析试题及答案十一
【21】：
A井组于2002年9月投入滚动开发，含油面积0.3Km2，地质储量32×104t，该井组原油相对密度为0.86。
体积系数为1.2。
该注采井网为一注三采，其构造井位图如图1所示。
图1A井组构造井位图
图2A井组连通图
A、C两口井分别于2002年9、10月压裂投产，B井于2002年11月酸化投产，D井于2002年12月压裂投产。
为补充井组地层能量，通过对井区的构造和连通状况进行研究，A井于2003年5月转注，井组的连通状况如图2。
2003年10月测注水井吸水剖面如表2所示。
2004.5.10测得该井组抽油机动态控制图如图3所示。
表1A井组生产数据表
1．绘制B井采油曲线
2．计算
（1）井组2003年及当年的采油速度？
（2）B井2003年度5月和2004年5月的泵效？
（3）C井截止到目前年度同期含水上升速度？
（4）.A井2003年10月及2004年5月的视吸水指数？
3．动态分析：
（1）分析井组的生产动态变化原因？
（2）提出改善井组生产状况的注水井措施？
（3）提出改善井组生产状况的油井挖潜措施？
【22】：
某七点法面积注采井组，原油相对密度0.86，原油体积系数为1.13，生产井的原始地层压力分别是：
A井为9.5MPa，B井为9.4MPa，C井为10.0MPa，生产动态数据及注水数据如表：
表1A井生产动态数据表
日期
A井
生产天数d
生产参数
生产数据
泵深（m）
静压（MPa）
备注
泵径（mm）
冲程（m）
冲次（n/min）
产液（t/d）
产油（t/d）
含水（%）
动液面（m）
200612
31
44
3
9
35
6
652
1000
9.6
200701
31
44
3
9
32
6
655
1000
200702
28
44
3
9
30
5
760
1000
200703
31
44
3
9
28
4
820
1000
200704
30
44
3
9
27
3
840
1000
200705
31
44
3
9
29
3
838
1000
200706
30
44
3
9
24
2
856
1000
10.1
图1A井示功图对比
表2B井生产动态数据表
日期
B井
生产天数（d）
生产参数
生产数据
泵深（m）
静压（MPa）
流压（MPa）
备注
泵径（mm）
冲程（m）
冲次（n/min）
产液（t/d）
产油（t/d）
含水（%）
动液面
（m）
200612
31
56
3
12
85
77.0
95
950
9.5
3.8
200701
31
56
3
12
90
80.0
100
950
200702
28
56
3
12
90
85.0
85
950
200703
29
70
3
9
95
84.0
460
1050
换泵
200704
30
70
3
9
100
83.5
580
1050
200705
31
70
3
9
110
83.0
650
1050
200706
30
70
3
9
113
82.6
700
1050
9.3
3.2
表3C井生产动态数据表
日期
C井
生产天数
（d）
生产参数
生产数据
泵深（m）
静压（MPa）
备注
泵径（mm）
冲程（m）
冲次（n/min）
产液（t/d）
产油（t/d）
含水（%）
动液面（m）
200612
31
56
2.6
6
14
55.0
802
1063
10.6
200701
31
56
2.6
6
15
55.8
750
1063
200702
28
56
2.6
6
11
56.3
600
1063
200703
31
56
2.6
6
10
57.0
450
1063
200704
30
56
2.6
6
10
59.0
285
1063
200705
31
56
2.6
6
9
61.2
257
1063
200706
30
56
2.6
6
8
64.5
267
1063
11.3
图2C井示功图对比
表4E井注水数据表
日期
泵压（MPa）
油压（MPa）
套压
（MPa）
配注（m3/d）
注水量（m3/d）
备注
全井
一层
二层
三层
200612
14.0
12.0
6.2
180
175
35
80
60
200701
14.0
12.1
6.2
180
178
35
82
61
200702
14.0
12.3
6.2
200
201
51
80
70
方案调整
200703
14.0
12.3
6.2
200
202
51
80
71
200704
14.0
12.2
6.2
200
200
51
79
70
200705
14.0
12.3
6.2
200
215
52
85
78
200706
14.0
12.3
6.2
200
213
52
84
77
请根据表中数据计算和分析下列问题：
1．绘制B井采油曲线
2．计算
（1）计算C井2007年6月的平均沉没度？
（2）计算B井2006年12月总压差和与2007年6月的生产压差？
（3）计算A井的理论排量及2007年6月份的泵效？
（4）计算B井2007年6月的采液指数？
（5）井组2007年6月的注采比？
3．根据示功图判断A井和C井泵的工作状况
（1）A井的主要问题是什么？
说明判断依据。
A井2006年12月示功图：
正常示功图
A井2007年6月示功图：
气体影响
（2）C井的主要问题是什么？
说明判断依据。
C井2006年12月示功图：
正常示功图
C井2007年6月示功图：
固定凡尔漏失
（3）B井为什么换泵后油层压力还能够保持稳定？
（4）注水井状况分析？
4．提出下步措施意见？
【21】
解：
1．绘制B井采油曲线略
2．计算
（1）井组2003年的采油速度=2003产油量/地质储量×100%=14138.5/320000×100%=4.42%
井组2004年的采油速度=2004年5月日产油量×366/地质储量×100%=40.7×366/320000×100%=4.66%
（2）2003年5月混合液密度ρ=（1－含水）×原油密度+含水×水的密度=（1－17.3%）×0.86+17.3%×1=0.88（g/cm3）
B井2003年度5月理论排量=（D/2）2×π×L×n×1440=（0.044/2）×（0.044/2）×3.14×4.2×5×1440=45.96（m3/d）
B井2003年度5月泵效η=日产液量/理论排量×100%=10.4/45.96×0.88×100%=25.71%
B井2004年5月混合液密度ρ=（1－含水）×原油密度+含水×水的密度=（1－19.7%）×0.86+19.7%×1=0.89（g/cm3）
B井2004年5月理论排量=（D/2）2×π×L×n×1440=（0.038/2）×（0.038/2）×3.14×4.2×4×1440=27.42（m3/d）
B井2004年5月的泵效η=日产液量/理论排量×100%=7.6/27.42×0.89×100%=31.14%
（3）C井截止到目前年度同期含水上升速度=2004年5月综合含水－2003年5月综合含水=61.4%－12.4%=49%
（4）A井2003年10月视吸水指数=日注水量/注水压力=150/24.8=6.05[m3/（d·MPa）]
A井2004年5月视吸水指数=日注水量/注水压力=80/27.2=2.94[m3/（d·MPa）]
3．动态分析
（1）分析井组的生产动态变化原因：
①2003年1月至2003年7月该井组产液量、产油量下降，含水略有上升，是因为井组依靠天然能量进行开采，属衰竭式开采；2003年5月A井转注，地层能量得以补充，井组产量开始回升，含水率上升，说明井组注水见效。
②产油量下降快，主要是B井和C井影响，动态控制图中，B井位于供液不足区或参数偏大区，液面较低，自A井转注后，该井产量反而下滑，说明受效不好；C井日产油量下降主要是由于该井含水率上升造成的。
③井组含水率上升较快，主要是受C井影响，C井位于潜力区或参数偏小区，生产压差放的较大，在平面上水线向C井方向推进快，造成C井含水上升快，存在平面矛盾，对井组含水率影响也很明显。
④2003年10月吸水剖面显示，A井上层不吸水，油压上升的情况下，注水量下降，视吸水指数下降，不吸水可能是未动用，水嘴堵或油层堵塞造成，需要验证。
⑤2003年10月吸水剖面显示，A井下层吸水差异大（11.5%～59.8%）,是由于物性差异大，造成层间干扰大，吸水百分数差距大。
⑥连通图显示尖灭层较多，由于断层遮挡，D井上层与A井不连通，井组水驱控制程度差。
⑦2004年5月动态控制图合理区上图率低，说明管理滞后。
酸化投产主要影响近井地带，所以B井受效差
还要分析注水井配注量改变后，各生产井与之对应关系，是否受影响
（2）提出改善井组生产状况的注水井措施；
①验证该注水井是否分层开采，若未分层，尽快进行分层注水。
②上层如果未动用，尽快补孔动用。
③检查水嘴，若堵塞则更换，若未堵塞则证明是油层堵塞，采取洗井，酸压解堵。
④调剖注水，加强低渗层的注水。
（3）提出改善井组生产状况的油井挖潜措施。
①B井压裂引效、适当调大工作制度。
目前应该调小
②C井测产液剖面，分层开采，对高渗层堵水，之后调整合理工作制度。
③加强管理，提高合理区上图率。
④D井上层补孔，分层开采。
⑤D井旁断层遮挡内打注水井，或开采上层。
【22】
解：
1．绘制B井采油曲线略
2．计算
（1）C井2007年6月平均沉没度=泵挂深度－动液面深度=1063－267=796（m）
（2）2006年12月总压差=静压－原始地层压力=9.5－9.4=0.1（MPa）
2007年6月生产压差=静压－流压=9.3－3.2=6.1（MPa）
（3）A井理论排量=π/4×D2×1440×S×n=3.14/4×0.0442×1440×3×9=59.09（m3）
2007年6月泵效=Q实际/（Q理论×ρL）×100%
=24/（59.09×（91.7%+（1－91.7%）×0.86））×100%
=41.09%
（4）B井2007年6月的采液指数=日产液量/生产压差=11.3/6.1=18.52[t/（d·MPa）]
（5）井组2007年6月的注采比=日注水量/（日产油量×原油体积系数/原油密度+日产水量）
=213/（30×1.13/0.86+160－30）
=1.26
3．分析
（1）A井受到气体影响。
依据：
产液量下降，液面下降，地层压力上升。
由于受到气体影响，泵的充满程度降低，使采出能力受到抑制。
（2）C井固定凡尔漏失。
依据：
产液量下降，液面上升，地层压力上升。
由于举升出现问题，导致液体不能及时采出，造成地层憋压。
（3）B井2007年3月换大泵生产，对应注水井2007年2月调整方案，调大了1、3层的分层配注量，所以换大泵带来的地层采出能量损失得到及时补充。
（同时也调小了冲次）
（4）注水井E井2007年5月开始在注水压力没有明显变化的情况下，实际注入量大于配注量，可能存在水嘴被刺大或窜槽。
2007年注采比达到1.3，地层压力由9.9MPa升至10.3MPa，注采不平衡。
4．下步措施意见
（1）A井测产液剖面，判断主要产液层位，并对注水井相应层位调大注水量；A井加装套管定压放气阀。
（挤液、热洗、酸压解堵）
（2）C井碰泵、洗井，若无效则检泵。
（3）B井换大泵生产后液面存在下降趋势，因密切监测液面数据，如果继续下降，则适当调小抽汲参数。
（4）检查注水井水嘴是否被刺大，并及时更换水嘴，若水嘴正常则采取封窜措施；E井调整合理的分层配注量，使井组注采平衡
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