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第一章 油水井动态管理
定的范围；
③要保持注采平衡、压力平衡，使油井有旺盛的自喷能力； ④有利于调整油层的层间和平面差异，充分发挥各小层的作用；
⑤对于饱和压力较高的油田，应使流饱压差控制得合理。
根据以上原则确定的合理工作制度是暂时的，它应随着生产情况和技术情况的改变而改变，应以充分发挥各小层的生产潜力为前提。如油井含水上升、生产压差缩小、产量不稳时，注采不平衡需要改变采油速度时，油井进行了压裂、补孔、酸化、配产、堵水等措施以后，油井工作制度都应该依据实际情况进行合理的调整。
油井产量递增多发生在注水开发的油田上，油井产量上升是好现象，说明油井已见到注水效果。但从另一方面看，也说明注入水已向油井推进，如果控制不当，就会造成油井过早。
2）抽油机采油 （1）、根据抽油井的沉没度和电机、电流的变化进行调整合理的地面参数（调整冲程、冲数）。
（2）、根据抽油井的沉没度变化进行井下调参（调整泵径、泵挂深度）。
三、注水井油层动态分析
1、注水井的油层情况分析
油层的物性和原油物性的好坏，直接影响着油层的吸水状况，因此，必须整理注水井基础资料．搞清油层的地质状况，才能搞好注水井动态分析。
(1)搞清已射孔的层位、层数、厚度情况； (2)搞清各油层的岩性和渗透率； (3)搞清油层的原油性质；
(4)搞清转注前的油层压力；
(5)搞清与周围生产井油层连通情况。
2、油层堵塞情况分析
由于注入水水质不合格，水中的含油、杂质及悬浮物固体颗粒会对油层炮眼及渗滤面产生堵塞，甚至有的发生细菌增殖堵塞，导致注水井注水压力上升，吸水指数下降，注水量明显下降或者根本注不进。这时应及时化验、找出原因，采取相应的措施进行解堵。
3、注水量变化情况分析
主要是检查配注任务完成情况，分清哪些层超注，哪些层欠注。分析方法一般为： (1)注水量上升而且过量超注，则应进行测试，检查井下封隔器是否失效；底部阀座是否密封，水嘴是否刺大等。
(2)注水井欠注，应根据注水井历次测得的系统测试资料，分析对比是井下水嘴堵塞还是由于水质差或由于作业压井液使用不当，堵塞了油层。
分析清楚超注和欠注的原因，提出措施，进行水量调配，或者采取换水嘴，重配测试或增注等措施，使注水井的注水量尽量符合配注要求。
4、注水井分层吸水量变化分析
主要利用同位素测井或微差井温测井等方法测得注水井吸水剖面资料，分析各小层的吸水情况。一方面以现状分析各小层间吸水的差异情况；另一方面使用连续的吸水剖面资料可历史地分析各小层吸水状况的变化。通过分析应做好以下工作：
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第一章 油水井动态管理
(1)根据各层吸水情况，进一步调整注水层段，在工艺技术条件允许的情况下，把吸水差的小层，尽可能单卡出来，通过提高注水压力加强注水，改善注水状况。
(2)对于一些与周围油井主力油层连通的欠注层，应通过酸化、压裂等油层改造措施增加注水量。
(3)对超注层，通过调配水嘴等措施，把注水量降到合理范围。对严重超注而且造成油井含水上升过快层，可考虑暂时停注。
(4)对层数过多，油层物性差异大，在目前工艺技术条件下无法满足各油层的注水需要，而且造成水驱波及程度很低的注水井，则应研究开发层系的重新划分或增钻补充完善注水井解决。
5、注采比的变化和油层压力情况分析
为保持油田的注采平衡，一般要求注入地下水的体积应该等于采出流体地下体积。无论全井还是分层或单砂体，都要达到注采平衡的要求。但是由于油层的非均质性，导致了平面、层间、层内吸水状况不均匀，形成油层压力状况不均匀。所以，通过注采比和油层压力的分析，尽量做好层间、平面的配注调整，除一般通过井筒内的水嘴调整以改善层间吸水状况外，也可以通过改造油层的增注措施来改善注水状况。
6、周围生产井的产油量、产水量、含水变化分析
由于注入水在油层内推进的不均匀性，必然造成周围生产井见水时间和含水变化的不同。通过各生产井产油量、产水量、含水变化的分析，要找出见水层位和来水方向。对含水上升快的主产液层，一方面要在注水井井口控制注水量，另一方面也可以在油井上暂时卡封特高含水层。对平面矛盾大的井组，可通过注水井之间配注量的调整来解决。
四、单井动态分析实例---七西区八道湾组古32井抽油井分析
(一)、基本概况
1、储层特征：古32井位于七西八道湾组的北部，是7723井组的一口采油井，该井83年9月21日试油见产，84年9月13日新投。从表2-6古32吉基础数据表中可知，射开3
1-11-21-31-11-21-3
个小层：八5、八5、八5其中八5为主油层, 八5为含油水层，八5为水层.从图
图2－15油层连通图
2－15油层连通图可以看出古32井是7723井组注采对应最好的一口油井。
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表2-6古32井基础数据表
分 项投产（投注）时间射开厚度（m）射开井段（m）射开层位人工井底（ m）主要油层地质储量（10t）原油密度（t/cm)原油粘度（Mpa·s341-11-1井 别古32（采油）1984年9月13日8.5944.5-968八5、八5、八51029.7八5、八5、八58.860.87951511-21-31-21-37723（水井）1988年11月18日5.5960.5-966八51-11-3987.8八5、、八5/0.873190.91-32、开采现状 （参见图2－16所示）
古32井目前是抽油生产，泵径φ38mm管式泵×913.43m，冲程2.7m,冲数9次/分，截止2004年10月份，日产液5t，日产油2.3t,综合含水54%,日注水量70m累积注水18.9696×10m ,累积液量4.6724×10t、累积采油量2.7083×10t、采出程度32.7%、年采液速度2.06%、采油速度0.95%。
（二）、开采简况及特征：
古32井自83年9月21日试油Jib组压裂见产，于84年9月13日新井投产。按生产特点分为三大阶段：1、试采阶段 2、注水见效阶段3、稳产阶段。
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图2-16
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第一章 油水井动态管理
1）试采阶段（84.9—88.10）
此阶段历时4.2年，阶段采油4616吨，阶段采出程度5.2%,平均日产液6.9t，日产油3.4t,含水51.6%，年采油速度1.4%.从图2－17开采曲线看两降一升，即日产液、日产油下降，含水上升，84年9月13日投产后同年9月30日转抽，初期产能高:日产液8.1t,日产油7.0t,含水13%，因弹性能量弱，属底水油藏，无水采油阶段具有产量递减大，含水上升快的特点。参见表2-7所示。
试采阶段 15.010.05.00.0GU32井开发曲线见效阶段 稳产阶段 图2－17 日产液日产油100500含水250200150100500气油比80706050403020100日注水1984091985031985091986031986091987031987091988031988091989031989091990031990091991031991091992031992091993031993091994031994091995031995091996031996091997031997091998031998091999031999092000032000092001032001092002032002092003032003092004032）注水见效阶段（88.11-93.8） 此阶段历时4.1年，阶段采油6919t，阶段采出程度13%，平均日产液6.2t、日产油4.2t、含水32%，年采油速度1.7%,日注量29m，吸水强度5.3m/d/m。从图2-17曲线上看两升一降，即：日产液、日产油上升，含水下降，水井7723井于88年11月18投注，89年5月古32井见效，地层压力逐渐回升由7.62MPa上升到8.05MPa。产液稳定，阶段平均含水由50.8%下降至32%.
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