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油藏动态分析模板

油藏动态分析模板
一、收集资料
1、静态资料:主要区块所处区域位置、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(电测解释成果:如孔隙度、渗透率、含油饱和度)、砂层厚度及有效厚度等。

2、动态资料:区块(单元)日产液量、日产油量、含水、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/O、PND_S、硼中子、钆中子等)、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、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)、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)。

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)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(水驱控制程度、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、水线推进状况、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计划部署之间的差别。

2、生产历史状况(简述)
3、主要动态变化及开发调整效果分析评价
3.1首先总体上阐述近期区块(单元)日产液、日产油、含水、压力等变化态势,简要分析变化的原因。

3.2分析重点井组动态变化,简要阐述分析变化的原因(具体参见井组及单井动态分析)。

3.3开发效果的分析与评价
3.3.1水驱状况(注水单元):
①水驱控制程度,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所有吸水、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)
其中:地下存水率=(累计注入量-累计产水量)/累计注入量×100%④注水量、分注合格率、水质状况等
其中:吸水指数=日注水量/(注水井流压-注水井静压)
3.3.2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
3.3.3水淹状况
水线推进及水淹状况(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吸剖面绘制不同小层的水淹状况图,可以使分析更为准确);
3.3.4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,使用时要求油藏综合含水高于50%);
②含水~采出程度关系曲线(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
其中,含水上升率=(阶段末含水-阶段初期含水)/阶段的采出程度;
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)。

3.3.5稳产或递减状况。

4、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,核心是寻找剩余油富集区,为指导调整挖潜提供依据。

4.1存在问题
①注采井网的适应性问题(井网对储量的控制程度);
②储量的动用状况(结合两个剖面进行具体分析);
③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);
④开发效果是否变差(含水上升是否异常、采油速度是否合理、压力水平保持是否合理等);
⑤井筒、地面集输、处理、回注系统等。

4.2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。

5、下步工作建议
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。

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