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地质技术知识简册
地质技术知识简册
桩二生产管理区
2009年7月
目录
地质基础知识
一、名词术语……………………………………………………………………………………………..6
二、油田主要开发指标………………………………………………………………………………..6
地质实用知识
一、油田开发指标计算………………………………………………………………………………..7
二、地质分析技能………………………………………………………………………………………..14
三、地质实践技能………………………………………………………………………………………..18
四、具体制定上产措施规范……………………………………………………………………….20
五、地质资料录取相关标准…………………………………………………………………………….29
地质基础知识部分
一、名词术语
1、沉积相:
是指在特定的沉积环境形成的特定的岩石组合。
例如河流相、湖相等。
沉积单元级别划分是相对的。
应从油田开发实际出发进行沉积相级别划分。
比如,河流相为大相,辫状河、曲流河、网状河为亚相,曲流河的点坝、天然堤、决口扇等为微相。
2、沉积微相:
指在亚相带范围内具有独特岩石结构、构造、厚度、韵律性等剖面上沉积特征及一定的平面配置规律的最小单元。
3、开发层系:
为一套砂、泥岩间互的含油气层组合,在沉积盆地内可以对比的层系。
4、有效孔隙度:
岩样中那些互相连通的且在一定压力条件下,流体在其中能够流动的孔隙体积与岩石总体积的比值,以百分数表示。
5、渗透率:
在一定压差条件下,岩石能使流体通过的性能叫岩石的渗透性,岩石渗透性的好坏以渗透率数值表示,流体通过孔隙介质时服从达西公式。
6、绝对渗透率:
岩石中只有一种流体通过时,求的得渗透率值称绝对渗透率。
7、有效渗透率:
岩石中有两种或三种流体,岩石对其中每一相的渗透率称有效渗透率或相对渗透率。
8、相对渗透率:
有效渗透率与绝对渗透率的比值称相对渗透率。
9、孔隙喉道:
砂岩颗粒堆积,粒间形成孔隙,孔隙和孔隙之间连接的窄细部分称孔隙喉道。
10、渗透率级差:
研究储层层内渗透率非均质程度的指针之一,即层内最大渗透率与最小渗透率的比值。
11、渗透率变异系数:
反映层内渗透率非均质程度,表示围绕渗透率集中趋势的离散程度。
12、渗透率突进系数:
层内最大渗透率与平均渗透率的比值,也称非均质系数。
13、四性关系:
是指岩性、物性、含油性和电性关系。
14、隔层:
对流体流动能起隔挡作用的岩层,碎屑岩中储层中的隔层以泥质岩类为主,也包括少量其它岩性。
15、夹层:
单砂层内存在一些不连续的薄层,如泥质、细粉砂质、硅质、钙质等薄层称夹层,它直接影响单砂层的垂直渗透率。
16、粘土矿物:
组成粘土岩的矿物,有高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石等,这些粘土矿物常充填于储层孔隙中,它的存在方式对储层的物性影响很大。
17、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。
18、砂体连通性:
各种成因的砂体在垂直向上和平面上相互连通的程度。
19、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。
20、油层敏感性评价:
它包括速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏等五种基本评价实验,评价的目的在于找出油气层发生敏感的条件和由敏感引起的油气层伤害程度。
21、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。
22:
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。
23、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。
24:
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。
25:
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。
26、达西定律:
一定流体通过多孔介质单位截面积渗流速度与沿渗流方向上的压力梯度成正比。
27、地质储量:
在地层原始条件下具有产油(气)能力的储层中油(气)的总量。
28、表内储量是指在现有技术经济条件下具有工业开采价值并能获得社会、经济效益的地质储量。
29、表外储量是在现有技术经济条件下开采不能获得社会、经济效益的地质储量。
30、探明储量:
探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量,在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。
31、单储系数:
油(气)藏内单位体积油(气)层所含的地质储量。
32、水驱储量:
直接或间接受注入水或边水驱动和影响的储量。
33、可采储量:
在现代技术和经济条件下能从储量油(气)层中采出的那一部分油(气)储量。
34、经济可采储量:
是指在一定技术经济条件下,出现经营亏损前的累积产油量。
经济可采储量可以定义为油田的累计现金流达到最大、年现金流为零时的油田全部累积产油量;在数值上,应等于目前的累积产油量和剩余经济可采储量之和。
35、油(气)田开发:
是指在认识和掌握油(气)田地质及其变化规律的基础上,采用一定数量的井,在油(气)藏上以一定的布井方式的投产顺序,在某种驱动方式下,通过调整井的工作制度和其它技术措施,把地下石油(气)资源采到地面的全部过程。
36、开发层系:
把特征相近的油(气)层组合在一起并用一套开发系统进行单独开发的一组油(气)层称为开发层系。
37、原始地层压力:
油、气在未开采前的地层压力称为原始地层压力。
38、面积注水:
是指将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上进行注水和采油的系统。
39、什么叫配产配注:
对于注水开发的油田,为了保持地下流动处于合理状态,根据注采平衡、减缓含水率上升等,对油田、油层、油井、水井确定其合理产量、合理注水量叫配产配注。
40、油田动态分析:
通过油田生产资料和专门的测试资料来分析研究油田开采过程中地下油、气、水的运动规律,检验开发方案及有关措施的实施效果,预测油田生产情况,并为方案调整及采取新措施提供依据的全部工作统称油田动态分析。
独立开发区块动态分析的定义同上。
41、单井动态分析:
通过单井生产资料和地质资料,分析该井工作状况及其变化情况、原因,进行单井动态预测,并为改善单井生产情况提供新的措施依据的全部工作统称单井动态分析。
42、层间干扰:
在多层生产和注水的情况下,由于各小层的渗透率和原油性质有差异,在生产过程中造成压力差异,影响一部分油层发挥作用的现象。
43、单层突进:
对于多油层注水开发的油田,由于层间差异引起注入水迅速沿某层不均匀推进的现象。
44、井组动态分析:
通过对井组内的注水井和生产井情况的综合分析,以掌握井组范围内的油、水运动规律,注采平衡情况及其变化,并为改善井组注采状况提供进行调整措施的依据的全部工作称井组动态分析。
45、驱替特征曲线:
又称水驱油藏油、水关系曲线或油藏水驱规律曲线。
通常是指以油藏累积产水量的对数或水油比同累积产油量的关系所绘制的曲线。
46、流压梯度:
指油井生产时油管内每100m的压力变化值。
47、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。
48、地层系数:
地层系数是油层的有效厚度与有效渗透率的乘积。
参数符号为Kh,单位为平方微米·米μ㎡m)。
它反映油层物性的好坏,Kh越大,油层物性越好,出油能力和吸水能力越大。
49、流动系数:
流动系数是地层系数与地下原油粘度的比值。
参数符号为Kh/υ,单位为平方微米·米每毫帕·秒(μ㎡m/(mPa·s)。
流动系数=地层系数/地下原油粘度
50、流度:
流度是有效渗透率与地下流体粘度的比值,参数符号为λ,单位为平方微米/毫帕·秒。
它表示流体在油层中流动的难易程度。
51、油水粘度比:
油水粘度比是地层条件下油的粘度与水的粘度的比值,参数符号为无因次量,它表示油水粘度的差异。
油水粘度比=地层原油粘度/地层水粘度。
油井含水上升率随油水粘度比的增大而增大。
52、水淹厚度系数:
见水层水淹厚度占见水层有效厚度的百分数,叫水淹厚度系数,它表示油层在纵向上水淹的程度。
水淹厚度的大小反映驱油状况的好坏,同时反映层内矛盾的大小。
水淹厚度系数=见水层水淹厚度/见水层有效厚度
53、扫油面积系数:
油田在注水开发时,井组某单层已被水淹的面积与井组所控制的该层面积的比值叫扫油面积系数,它反映平面矛盾的大小,扫油面积系数越小,平面矛盾越突出。
扫油面积系数=单层井组水淹面积/单层井组控制面积
54、单层突进系数:
多油层油井内渗透率最高的油层的渗透率与全井厚度权衡平均渗透率的比值,叫单层突进系数。
它反映层间矛盾的大小。
单层突进系数=油井中单层最高渗透率/油井厚度权衡平均渗透率
位为小数或百分数。
水驱油效率=(单层水淹区总注入体积-采出水体积)/单层水淹区原始含油体积
水驱油效率表示水洗油的程度和层内矛盾的大小。
55、平面突进系数:
边水或注入水舌进时最大的水线推进距离与平均注水线推进距离之比,叫平面突进系数。
它反映油层在平面上渗透性的差别。
平面突进系数越大,平面矛盾越突出,扫油面积越少,最终采收率也就越低。
平面突进系数=最大的水线推进距离/平均水线推进距离
56、生产压差:
静压(即目前地层压力)与油井生产时测得的流压的差值叫生产压差,又称采油压差。
在一般情况下,生产压差越大,产量越高。
57、地饱压差:
目前地层压力与原始饱和压力的差值叫地饱压差。
它是表示地层原油是否在地层中脱气的指标。
58、流饱压差:
流动压力与饱和压力的差值叫流饱压差。
它是表示原油是否在井底脱气的指标。
59、注水压差:
注水井注水时的井底压力与地层压力的差值叫注水压差。
它表示注水压力的大小。
60、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。
61、粘温关系曲线:
反映稠油粘度与温度之间对应关系的曲线。
在热力采油中,原油粘度与温度关系十分敏感,温度升高,粘度降低。
粘温曲线可以反映各温度段粘度对温度变化的敏感程度,是热力采油中重要的基础资料。
二、油田主要开发指标
1、采油指数:
单位生产压差下的油井日产油量。
2、采液指数:
单位生产压差下的井日产液量。
3、吸水指数:
:
水井单位生产压差下的井日注水量w。
4、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)。
5、水驱指数:
水驱指数是指每采1吨油在地下的存水量。
单位为立方米/吨。
它表示每采出1吨油与地下存水量的比例关系。
指数越大,需要的注永量越大。
6、存水率:
保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值叫存水率。
7、自然递减率:
下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。
8、含水上升率:
指每采出1%的地质储量时含水率的上升值。
9、原油计量系统误差:
原油计量系统误差是指井口产油量减核实油量的差与井口产油量的比值,单位%。
10、注采比:
指某段时间内注入剂(水或气)的地下体积和相应时间的采出物(油、水和地下自由气)的地下体积之比。
11、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。
12、剩余可采储量采油速度:
当年产油与油田年初剩余可采储量之比。
13、储采比:
油田年初剩余可采储量与当年产油量之比。
采油强度=油井日产液量/油井油层有效厚度
14、采油强度:
单位油层有效厚度(每米)的日产油量叫采油强度。
单位为吨/天·米。
15、水驱油效率:
被水淹油层体积内采出的油量与原始含油量之比值,叫水驱油效率。
参数符号为ED。
单
地质实用知识部分
一、油田开发指标计算
主要开发指标:
能反映油田开发水平和效果的一系列指标。
反映油田的开发水平
1、自然递减率:
指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率,即在扣除新井及各种措施产量之后的阶段采油量与上阶段采油量之差,再与上阶段采油量之比,称为自然递减率。
通常计算的自然递减率需要折算成年自然递减率
折年自然递减率=
2、综合递减率:
指没有新井情况下的产量递减率,即扣除新井产量后的阶段产油量与上阶段采油量之差,再与上阶段采油量之比,称为综合递减。
折算年综合递减=
3、含水上升率:
每采出1%的地质储量含水率的上升值叫含水上升率。
它是评价油田开发效果的重要指标。
公式如下:
4、采油速度=年产油量/油田地质储量*100%
5、采出程度——累计产量/地质储量*100%
6、水驱指数----(累计注水量-累计产水量)/累计产油量(地下体积)
7、油(水)井资料全准率=[年(季、月)资料全准井数/年(季、月)资料应取井数]*100%
存水率=(累积注水量-累积产水量)/累积注水量
二、地质实用技能
一、注水开发过程中的三大矛盾
在注水开发过程中,多油层非均质的油田,由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均质性,注入水就沿着高渗透层或高渗透条带窜流,而中低渗透层和中低渗透区吸水很少。
这样各类油层的生产能力不能得到充分的发挥,从而引起一系列的矛盾现象,归纳起来有三大矛盾。
它们是影响高产稳产和提高采收率的基本因素。
要搞好油水井的管理和分析,首先要分析油水运动的规律,正确认识三大矛盾。
1、层间矛盾
是指高渗透油层与中低渗透油层在吸水能力、水线推进速度等方面存在的差异性。
高渗透层连通好,注水效果好,吸水能力强产量高,油层压力高,但是见水快,容易形成单层突进,成为高含水层,并干扰中低渗透层产油能力的发挥。
中低渗透层,渗透率低,注水见效慢,产量低,生产能力不能充分发挥。
当与高渗透层合采时,这些油层受到高压层的干扰,出油少或不出油,甚至出现倒灌现象。
层间矛盾使油井产量递减较快,含水上升速度快。
层间矛盾能否得到较好的调整,是油田能否长期稳定生产,油田能否获得较高采收率的关键所在。
2、平面矛盾
一个油层在平面上由于渗透率高低不一样,连通性不同,使井网对油层控制情况不同,因而注水后,使水线在不同方向上推进快慢不一样。
使之压力、含水、产量不同,构成同一层各井之间的矛盾,叫平面矛盾。
平面矛盾使高渗透区形成舌进,油井过早见水,无水采收率和最终采收率降低。
而中低渗透区,长期见不到注水效果,造成压力下降,产量递减。
3、层内矛盾
在同一个油层内,上下部位有差异,渗透率大小不均匀,高渗透层中有低渗透条带,低渗透层中也有高渗透条带。
注入水沿阻力小的高渗透条带突进,还有地下油水粘度、表面张力、岩石表面性质的差异,形成了层内矛盾。
在注水开发的各个过程中,如果有多种矛盾存在的话,其中必定有一种是主要的,起着主导决定作用的,其他则处于次要和服从的地位。
一般在注水开发初期,层间矛盾是主要的。
随着注入水侵入井内,平面矛盾就逐渐暴露出来。
而层内矛盾则是长期存在的,到了油田开发后期,进入全部水洗采油阶段,层内矛盾将上升为主要矛盾。
在不同的开发时期,哪个是主要矛盾必须视具体情况而定。
除了地层性质这一内部原因外,井网布署、油水井工作制度如果与地质情况不相适应,将会加剧上述各种矛盾
二、调整三大矛盾改善开发效果
1、层间矛盾的调整
层间矛盾的实质是同一油井中,各层注水受益程度不同,造成各油层压力和含水率相差悬殊,在全井统一流动压力的条件下,生产压差不同,使中低渗透层的出油状况越来越差,使得全井或全区块的高产稳产受到威胁。
调整层间矛盾的方法是在油水井中下入封隔器、配水器,把性质不同的油层封隔开。
对不同性质的油层实行分层注水和分层采油,使高、中、低渗透油层同时都发挥作用,以提高油田开发水平。
2、平面矛盾的调整
平面矛盾的实质是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益差,以致不受益。
因此调整平面矛盾,实质上就是要使未受益或受益差的地区充分受益。
提高其驱油能量,降低阻力,达到提高注水波及面积,多拿油少出水的目的。
其方法是根据油井的需要,经常调整注水井的水量,注水强度,补打新井,完善注采井网,以调整平面矛盾。
3、层内矛盾的调整
层内矛盾的实质也是不同部位受益程度和水淹状况不同,高压高含水层段干扰其他层段不能充分发挥作用。
层内矛盾突出的,一般是高渗透的厚油层。
调整方法是用选择性堵水,使高渗透条带的渗透率变低;改变吸水剖面和产液剖面;注表面活性剂,降低油水粘度比;寻求合理的注水强度。
总之,三大矛盾调整的核心问题是分层注水,达到保持油层压力,控制含水上升,提高原油产量实现稳产的目的。
所谓注好水就是根据油水运动的规律,随时按油层的需要调整水量,积极主动地进行层内、层间及平面的调整。
增加注水见效层位、见效方向和见效程度。
一个油层从某个方向见了水,或在某个方向上含水饱和度相对比较高,就可以从另一个方向上加强注水,提高压力,以抑制见水方向或含水饱和度相对较高的方向上的不利影响。
一口油井某一层见了水,就可以对其他油层加强注水,提高压力,克服见水层的不利影响。
这样就能促使各个部位的储量都动用起来。
使含水上升速度减慢,尽量延长高产稳产期,得到较好的开发效果。
三、油水井动态分析基础知识
一个油田在投入开发之前,油层处于相对静止状态,从第一口井投产以后,整个油藏就处于不停的变化之中。
特别是非均质、多油层的注水开发油田,随着油层内原始储量的不断减少,注水量的不断增多,各类油层的动态变化就更为复杂。
因此,要通过每天观察到的油水井生产变化数据,分析判断地下油水井变化情况,不断摸索总结各类油层中的油水运行规律,掌握油水变化特点,并依据这些客观规律,不断提出合采取相应的调整措施,使油田始终朝着有利于改善油田开发效果的方向发展,以便充分挖掘地下油层潜力,确保油田的高产稳产。
油田动态分析可分为单井动态分析、井组动态分析、区块动态分析和全油田动态分析,或者也可以分为阶段分析,年度分析、月度、季度分析。
下面重点介绍单井动态分析和井组动态分析。
(一)油水井单井生产动态分析
单井动态分析主要是分析油、水井工作制度是否合理,工作状况是否正常,生产能力有无变化;分析射开各层产量、压力、含水、油气比、注水压力、注水量变化的特征;分析增产增注措施的效果;分析油井井筒举升条件的变化、井筒内脱气点的变化、阻力的变化、压力消耗情况的变化。
根据分析结果,提出加强管理和改善开采效果的调整措施。
(二)油水井井组生产动态分析
注采井组是以注水井为中心,联系周围的油井和水井所构成的油田开发的基本单元。
注采井组动态分析的核心问题,是在井组范围内,找出注水井合理的分层配水强度,能够使水线比较均匀地向油井推进;使油井能够保持足够的能量;使井组综合含水在较长时间内得到稳定;使井组产量得到稳定。
主要研究分析下列问题:
1、分析注采平衡、分层压力、分层水线推进情况。
2、分析注水量是否见效,井组产量是上升、下降还是平稳。
3、分析各油井、各小层的产量、压力、含水变化的情况及变化的原因。
4、分析本井组与周围油井、注水井的关系。
5、分析井组内油水井调整、挖潜的潜力。
6、提出对井组配产、配注方案调整的意见和油、水井挖潜措施,改善井组的开发效果。
主要分析程序:
收集资料--绘制曲线--进行对比--分析变化原因--找出存在问题--提出调整措施
收集资料
1、静态资料
(1)油层物理性质,即孔隙度、渗透率、含油饱和度、原始地层压力、油层温度、地层倾角、泥质含量等;
(2)油水界面和油气界面。
(3)油层有效厚度。
(4)有关油层连通性和非均质性的资料。
2、动态资料
(1)油井动态资料
①产能资料,包括油井的日产液量、日产油量和日产水量,这些资料可以直接反映油井的生产能力。
②压力资料,现在一般用动液面和静液面表示,它们可以反映油层内的驱油能量。
③水淹状况资料,指油井含水率和分层的含水率,它可直接反映剩余油的分布及储量动用状况。
④原油和水的物性资料,是指原油的相对密度和粘度、油田水的氯离子、总矿化度和水型。
它可以反映开发过程中,油、气、水性质的变化。
⑤井下作业资料,包括施工名称、内容、主要措施、完井管柱结构。
(2)注水井资料
①吸水能力资料,包括注水井的日注水量和分层日注水量。
它直接反映注水井全井和分层的吸水能力和实际注水量。
②压力资料,包括注水井的地层压力、井底注入压力、井口油管压力、套管压力、供水管线压力。
它直接反映了注水井从供水压力到井底压力的消耗过程,井底的实际注水压力,以及地下注水线上的驱油能量。
③水质资料,包括注入和洗井时的供水水质,井底水质。
水质是指含铁、含氧、含油、含悬浮物等项目。
用它反映注入水质的好坏和洗井筒达到的清洁程度。
④井下作业资料,包括作业内容、名称、主要措施的基本参数,完井的管柱结构。
3、油藏动态监测资料
包括产液剖面、吸水剖面、饱和度测井资料等等。
4、基础图件
构造井位图、沉积相图、小层平面图、开采现状图、油水井连通图、微构造图、水淹图等
对比分析:
油水井的动态分析,主要研究分层注采平衡、压力平衡和水线推进状况。
注水井采用一定的注水方式进行注水,由于各方面油层条件(有效厚度、渗透率)的差异,周围油井会有不同的反映。
有的油井注水效果好,水线推进均匀,油井产量、动液面和含水率都比较稳定。
有的见不到注水效果(一般是低渗透井或有其他情况),油井动液面、产液量明显下降。
有的注入水出现单层突进或局部舌进,使油井含水上升快,出现不正常水淹。
根据井组内油水井的变化和不同开发阶段合理开采界限的要求,把调整措施落实到井和油层。
如对注水井低渗透层采取增注措施,对油井高渗透层进行控制等。
合理解决各阶段井与井之间,层与层之间的矛盾,这就是进行油水井动态分析的目的。
1、了解注采井组的基本概况
(1)井组在区块(断块)所处位置和所属开发单元。
(2)注采井组内有几口油井和注水井,它们的排列方式和井距。
(3)油井的生产层位和注水井的注水层段,以及它们的连通情况。
(4)注采井组目前的生产状况,包括井组目前的日产液量、日产油量、含水率以及平均动液面深度和日注水平、井组注采比。
2、指标对比
(1)统计对比
统计对比也是油水井动态分析中的一个重要内容。
在现场分析中的对比指标主要包括:
日产液量、日产油量、含水率和动液面,有时还要进行原油物性和水性的对比。
这种对比有单井的,井区的和注采井组的,根据分析的需要来确定。
(2)对比结果
①各项指标均为稳定;
②含水和日产液量同步上升,产量变化不大;
③含水稳定,日产液量下降或上升,引起日产油量的下降或上升。
④日产液量稳定,含水上升或下降,引起日产油量的下降或上升。
⑤含水上升,日产液量下降,使日产油量大幅度地下降。
通过对比,可以对井组某一阶段的生产有一个总体的认识,并找出影响产量变化的主要原因,为进一步的分析奠定了基础。
(3)对比阶段的划分
①根据日产油量波动趋势划分为:
产量上升阶段、产量下降阶段和产量稳定阶段。
②根据注水井采取措施后,油井相应的变化情况划分阶段。
如调配前阶段、调配后阶段或者堵水前阶段、堵水后阶段等等。
③根据油井采取的措施划分阶段。
如下电泵提液前阶段、下电泵提液后阶段。
原因分析:
通过指标对比后,要将对比的结果进行细致的分析,为了将原因分析的清晰明确,一般要分为几个层次:
1、找出井组生产情况变化的主要因素
首先要找出井组中的主要变化因素。
这种变化因素既可能影响分析的全过程,也可能影响分析的某一阶段。
怎样才能找出主要因素呢?
可以用列表对比法,也可用排列图法,这些方法都比较适用。
然后通过计算找出变化的主要因素,即产油量的变化是由于液量下降造成的,还是由于含水上升造成的,计算公
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