文明寨油田注水開發(fā)效果分析

1 文明寨油田注水開發(fā)效果分析 一、基本情況 （一）地質(zhì)特征 文明寨油田位于東濮凹陷中央隆起帶北端，是一穹隆背景下被斷層復(fù)雜化的極復(fù)雜斷塊油田，含油面積 油地質(zhì)儲量 2234 104t。 圖 1 文明寨油田區(qū)域位置 油田主要地質(zhì)特征： 2 1、構(gòu)造特征 斷層多 : 文明寨構(gòu)造斷裂系統(tǒng)極其發(fā)育，統(tǒng)計到 2005 年 6 月完鉆的 444 口井，每口井都鉆遇斷點，大部分井鉆遇 4斷點，最多 1 口井 (明 61 井 )鉆遇 11 個斷點。根據(jù)斷點組合結(jié)果，落差 200明 5 斷層、衛(wèi) 7 斷層、明 14 斷層等二級斷層切割形成地壘形構(gòu)造主體；壘塊中發(fā)育 20 多條落差40三級斷層，使壘塊復(fù)雜化，形成多個壘塹相間的格局，將油田分為6 個斷塊區(qū)；各斷塊區(qū)被數(shù)量眾多的落差 10序級小斷層復(fù)雜化。 表 1 文明寨油田斷層狀況表 級 別 斷層數(shù) 落 差 （ m） 走向 傾向 作用 二級 3 200東或東西 南東、南、北 邊界 三級 22 40北東或南北 以東為主西次之 斷塊區(qū) 低序級 246 10北東為主 多方向 復(fù)雜化 表 2 文明寨油田斷層 區(qū)劃分表 斷塊 名稱 構(gòu)造 位置 邊界 斷層 含油 層位 疊合 面積 質(zhì) 儲量 104t 主力油層 層位 儲量 % 衛(wèi) 7 北翼 衛(wèi) 7 沙 1、 2 沙 3 上 0 94 278 沙 2 上 沙 2 下 75 3 明 16 西翼 衛(wèi) 7、明 62 沙 1、 2 沙 3 上 1 04 140 沙 2 下 沙 3 上 82 0 明 1 西 西部 衛(wèi) 7、明 62 明 25、 14 沙 1、 2 沙 3 上 1 76 604 沙 1 沙 2 88 6 明 1 東 頂部 衛(wèi) 7、明 25明 83、 14 沙 2 上、下 沙 3 上、中 2 12 533 沙 2 下 沙 3 上 83 5 明 6 東部 衛(wèi) 7、明 83 明 14、明 5 沙 2 下 - 沙 4 2 30 503 沙 2 下 沙 3 上 84 3 明 14 南部 明 14、 23 沙 3 中 - 沙 4 1 44 176 沙 3 中 沙 3 下 82 2 合計 沙河街組 6 84 2234 沙 2 下 沙 3 上 65 5 3 斷塊?。和ㄟ^大量油藏剖面圖結(jié)合各層位含油面積圖大致統(tǒng)計，全油田大約有 218 個小斷塊，斷塊密度達 31 個 /破碎的明六塊斷塊密度 37 個 /計共有含油小斷塊 211 個，最小含油面積 大含油面積 于 地質(zhì)儲量集中在含油面積小于 表 3 文明寨油田含油小斷塊統(tǒng)計表 分類標(biāo)準(zhǔn) 斷塊數(shù) 儲量 類 別 寬度 m 長度 m 含油面積 量 % 萬噸 % 大斷塊 500 600 43 斷塊 200500 9 斷塊 塊寬 度一般大于400m，具備形成注采井網(wǎng)的條件，具體做法： （ 1）通過局部加密和技術(shù)改造優(yōu)化和完善注采井網(wǎng)； （ 2）以 150距采用點狀面積注水井網(wǎng)； （ 3）通過轉(zhuǎn)注、投注增加注水井點，不斷加大注采井?dāng)?shù)比。 （ 4）根據(jù)儲層情況，精細劃分開發(fā)層系。 典型區(qū)塊：明一西塊層系細分 16 明一西塊從 90 年開始以一下二上 1 和二下三上，三中三下三套開發(fā)層系開發(fā)， 2002年底區(qū)塊采出程度為 綜合含水為 階段含水上升率為 井網(wǎng)密度為 /進入“高含水，高井網(wǎng)密度，高采出程度”三 高開發(fā)階段，具體表現(xiàn)在以下幾個方面： （ 1）注水井段長，層間差異大，水井大段合注后吸水厚度逐年下降，高滲透層吸水量逐年增加：從對比的近 3 年可對比剖面的吸水狀況統(tǒng)計表可以看出，總吸水厚度由 下降到 ，減少 ，吸水厚度百分?jǐn)?shù)由 降到 降了 百分點，而相對吸水大于 30%的厚度由 上升到 ，增加 。 （ 2）地層壓力低，層間壓差大干擾嚴(yán)重，、類儲層水驅(qū)動用程度低 統(tǒng)計 98 年以來的 11 口油井 料可以看出，單井不同測壓點間最大壓力壓力系數(shù)與最小壓力系數(shù)比值在 之間，平均為 ，而平均地層壓力系數(shù)為 樣低的壓力系數(shù)以及較大的比值說明層間干擾十分嚴(yán)重，另外從單井最大壓力系數(shù)對應(yīng)的滲透率小于最小壓力系數(shù)對應(yīng)的滲透率，說明高滲透率存水率低，卸壓快，單層突進嚴(yán)重。 明一西塊 計表 另外區(qū)塊層間非均質(zhì)嚴(yán)重，特別是注水開發(fā)后，部分高滲層突進現(xiàn)象明顯，注入水沿高滲帶短路循環(huán)，水驅(qū)波及體積小，水驅(qū)動用程度低，相對差層難以動用，從儲層評價及潛力評價對照表可以看出，類儲層水驅(qū)動用程度為 采出程度為 而類儲層水驅(qū)動用程度為 采出程度為 。 井號 測試日期 測試深度點數(shù) 測 試 點 最 高壓力系數(shù) 測試點最底壓力系數(shù) 全井平均壓力系數(shù) 最大值 /最小值 最大值 /平均值 最大值對應(yīng) K 值 最小值對應(yīng) K 值 9 10 9 8 （ 3）存水率低，水驅(qū)控制程度較高而水驅(qū)動用程度較低 整個區(qū)塊物性好，但層間差異大，區(qū)塊中部條帶儲層發(fā)育，連通性好但存水率低 ,存水率僅為 其中二上 1 和二上 2 兩砂組為 于邊水活躍 ,累計注入水小于地層產(chǎn)出水，二下存水率為 明該層系高滲透通道存在比例大，指進現(xiàn)象嚴(yán)重，三上三中三下存水率相對較高，分別為 此低的存水率造成部分層盡管有水井控制，連通關(guān)系也好，但水驅(qū)動用程度依 然不高。 根據(jù)明一西塊的開發(fā)中存在的問題及儲層情況，把沙一下至沙三下分為 6個開發(fā)層系 :沙一下二上 1，二上 2、沙二下、沙三上、三中、三下，每套層系具有一定的儲量基礎(chǔ)，流體性質(zhì)上比較相近，滲透率級差中等水平。具體做法： （ 1）邊水較活躍的一下二上 1 井網(wǎng)通過擠堵抽稀，井距拉大到 300間，僅在高部位保留采油井點，減少無效注水量、無效產(chǎn)液量，有效控制油井含水； （ 2）在剩余油富集區(qū)，利用一下二上 1 以及二下層系高含水油井改采，重建二上 2 井網(wǎng)，（借鑒一下二上 1 由于注水開發(fā)水淹快的經(jīng)驗，同時考慮該層系邊水活躍 ,可 以充分利用邊水能量而暫時不部署水井 ,僅在高部位部署油井 ,井距在 200 米左右；） （ 3）調(diào)整二下三上層系為二下、三上兩套注采井網(wǎng)，原合注水井通過打塞、擠堵等手段實現(xiàn)分層系注水 ,利用封隔器實現(xiàn)層系內(nèi)細分 ,由一套開發(fā)井網(wǎng)變?yōu)閮商组_發(fā)井網(wǎng)，井距適當(dāng)拉大 50 米； （ 4）通過打調(diào)整井、大修、轉(zhuǎn)注建立三中三下井網(wǎng) ,井距控制在 150間。 明一西塊層系劃分依據(jù)評價表 沙一下、二上 1 二上 2 - 5 二 下 1 - 4 三 上 1 - 4 三 中 6 - 7 三 下 1 - 4層系內(nèi)小層數(shù) 5 9 17 14 15地質(zhì)儲量 00 8 明一西層系細分對比表 通過方案的實施，優(yōu)化重組了五套開發(fā)井網(wǎng) ,在注采井?dāng)?shù)比保持在 1： 井受控率由 82%提高到 88%，增加受效方向 33 個，其中不受控井減少8 口，單向受控井減少 10 口，雙向受控井增加 12 口，多向受控井增加 10 口，區(qū)塊水驅(qū)動用程度由 高到 提高 采儲量增加 104t，提高采收率 百分點，使明一西塊開發(fā)形勢趨于好轉(zhuǎn)，開發(fā)效果明顯變好。 明一西塊 2002發(fā)指標(biāo)對比表 典型區(qū)塊：明十四塊建立獨立層系井網(wǎng) 明十四塊沙四段含油面積 質(zhì)儲量 2001 年鉆遇沙四段井有 13 口，油井 6 口，水井 7 口，多與上層系沙三中 有 1 口油井 單采。水井多為關(guān)停， 7 口水井僅有 2 口注水，且吸水剖面顯示沙四段吸水很差。 2001 年開始實施建立沙四段獨立層系注采井網(wǎng)方案：通過投注 1 口，轉(zhuǎn)注 3口，水井卡堵歸位 1 口，回采 1 口，沙四段形成了 6 注 7 采較完善注采井網(wǎng)，區(qū)年份水驅(qū)控制儲量水驅(qū)動用儲量年產(chǎn)油量綜合含水 自然遞減 綜合遞減2002 井注采井?dāng)?shù)比井距 受控率五套層系油井 水井注采井?dāng)?shù)比井距 受控率一下二上 15 4 1 ： 1 . 2 5 350 100抽稀井網(wǎng)，控制含水二上 2 10 200邊水控制高部位部署油井，充分利用邊水能量小計 8 10 1 ： 0 . 8 200 100 15 4 300二下 21 11 1 ： 1 . 9 200 3 12 1 ： 1 . 2 180 3 21 1 ： 1 . 5 6 150 4 23 1 ： 1 . 4 8 200 1 ： 2 . 5 250 1 ： 1 . 4 200 100轉(zhuǎn)注、大修恢復(fù)完善井網(wǎng)層系歸位，優(yōu)化為兩套層系，提高層間動用程度200 100二下三上33 21 1 ： 1 . 5 6 150 0 1 ： 0 . 8層系調(diào)整前 層系調(diào)整后具體對策 19 塊注采井?dāng)?shù)比 1： 井受控率 100%。增加水驅(qū)控制儲量 25 104t，增加水驅(qū)動用儲量 18 104t。 方案實施后，區(qū)塊年產(chǎn)油量由 04t 上升到 04t，降到 綜合遞減由 降到 自然遞減由 降到 明十四開發(fā)曲線 典型區(qū)塊：明一東塊優(yōu)化恢復(fù)注采井網(wǎng) 區(qū)塊自 1990 年以來分二下、三上兩套開發(fā)層系。 受腐蝕和地層出砂嚴(yán)重等原因影響，截止到 2000 年底，區(qū)塊共發(fā)現(xiàn)事故井38 口，其中油井事故 15 口、帶病生產(chǎn) 10 口、關(guān)井 5 口，注水井事故 22 口、帶病注水 15 口、關(guān)井 8 口，區(qū)塊井網(wǎng)密度下降到 /塊水驅(qū)控制儲量，水驅(qū)動用儲量與正常相比分別下降 104t、 104t，嚴(yán)重破壞了沙二下三上的注采井網(wǎng)：沙二下井網(wǎng)注采井?dāng)?shù)比 1： 少到 1： 三上井網(wǎng)注采井?dāng)?shù)比 1： 少到 1： 時的注采井網(wǎng)不能滿足開發(fā)的需要：一是對斷層邊角帶及構(gòu)造復(fù)雜區(qū)儲量沒有很好控制動用；8 1 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然遞減綜合遞減 20 剩余可采儲量控制動用程度低；三是事故井區(qū)及構(gòu)造復(fù)雜區(qū)井網(wǎng)不完善。于是在原 2 套層系的基礎(chǔ)上利用調(diào)整井 6 口及事故井更新（ 2 口）、側(cè)鉆（ 10 口）、大修（ 3 口）等手段，進行注采井網(wǎng)優(yōu)化、完善；同時新井或下 4“套井投產(chǎn)（注）時不再打開高產(chǎn)出層，井網(wǎng)優(yōu)化完善的同時，原層系也逐步優(yōu)化更新。 明一東優(yōu)化注采井網(wǎng)對比表 增加水驅(qū)控制儲量 40 104t，增加水驅(qū)動用儲量 33 104t，增加可采儲量19 104t，綜合遞減和自然遞減明顯得到控制，綜合遞減由 降到 下降 百分點；自然遞減由 降到 下降 百分點。階段含水上升率由 降到 明一東塊開發(fā)曲線 層系 項目 生產(chǎn)井?dāng)?shù) 油井 水井 注采井?dāng)?shù)比優(yōu)化前 19 15 4 1 ： 3 . 7 5優(yōu)化后 34 18 16 1 ： 1 . 1差值 15 3 12 - 1 ： 2 . 6 5優(yōu)化前 20 14 6 1 ： 2 . 3優(yōu)化后 27 14 13 1 ： 1 . 0 7差值 7 4 3 - 1 ： 1 . 2 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然遞減綜合遞減 21 4、加密井網(wǎng)落實動用儲量，不斷增加動用斷塊數(shù)和剖面連通厚度，提高極復(fù)雜斷塊區(qū)水驅(qū)開發(fā)效果 主要針對文明寨最復(fù)雜的明六斷塊區(qū)，總體以眾多較小自然斷塊組成，小斷塊面積一般小于 塊寬度 300m。調(diào)整治理思路是： （ 1）整體不考慮開發(fā)層系，以小斷塊為基礎(chǔ)考慮注采井網(wǎng)； （ 2）根據(jù)自然斷塊規(guī)模，以控制斷塊區(qū)內(nèi)主力油層為目標(biāo)，在構(gòu)造相對簡單、油層厚度大的斷塊區(qū)形成小規(guī)模點狀面積井網(wǎng)；在較小斷塊內(nèi)井距縮小到100取一注一采、兩注一采或一注二采的方式不規(guī)則點狀注水，低部位注水。 （ 3）極其復(fù)雜而又認(rèn)識不清的小斷塊區(qū)，通過內(nèi)部加密（見構(gòu)造認(rèn)識方法部分）落實構(gòu)造，積極尋求增加動用儲量和注采完善。 典型區(qū)塊：明六塊 為文明寨油田最破碎區(qū)塊， 1995 年以后，區(qū)塊步入高含水開發(fā)期，由于構(gòu)造落實程度不一，加上井況惡化，為改善開發(fā)效果， 1996 年以來，逐步開展構(gòu)造研究工作，通過 井網(wǎng)完善程度的不斷提高。但到 2002 年區(qū)塊井網(wǎng)密度 驅(qū)控制程度為 油井 43口，只有 22口見效，僅占開井?dāng)?shù)的 并且大部分都是單向受效，見效油井產(chǎn)量增長不明顯，非見效井產(chǎn)量更低；還有近 20 口井單井單塊，無法水驅(qū)動用，近 80 104 t 左右儲量處于彈性開采狀態(tài)。根據(jù)這一狀況 2003在深化構(gòu)造認(rèn)識的基礎(chǔ)上，通過加密完善調(diào)整，斷裂系統(tǒng)進一步清楚，并得到了注采完善。 （ 1）邊部區(qū)域滾動增儲、構(gòu)造逐步落實、不斷注采完善 為進一步控制新增儲量、深化認(rèn)識，陸續(xù)沿垂直構(gòu)造 主測線部署滾動擴邊井6 口井，加密后構(gòu)造認(rèn)識程度進一步提高，目前該塊共有油水井 9 口，其中油井7 口，水井 2 口（明 ），初步建立了沙三上注采井網(wǎng)。落實地質(zhì)儲量 40 104t，增加可采儲量 15 104t，新增水驅(qū)控制儲量 6 104t，增加水驅(qū)動用儲量 104t。 （ 2）構(gòu)造較簡單斷塊，進一步完善注采井網(wǎng) 22 斷塊區(qū)內(nèi)目前認(rèn)識有 6 個較整裝斷塊，涉及 9 個井組。小面積 制儲量約 160 104t，約占總儲量的 30%。由于構(gòu)造相對簡單，能形成較為完善的注采井網(wǎng)，水 驅(qū)控制、動用程度高，采出程度高，含水高，挖潛余地較小。 針對這些區(qū)域?qū)娱g矛盾突出、單層突進嚴(yán)重的問題，通過轉(zhuǎn)注、細分、調(diào)剖(驅(qū) )、分層增注等精細挖潛措施，提高層間動用，井網(wǎng)得到進一步完善和優(yōu)化，共實施配套工作量 15 井次，其中轉(zhuǎn)注 2 口，分注 7 口，調(diào)剖 4 口，增注 2 口，實施后增加水驅(qū)控制儲量 5 104t，增加水驅(qū)動用儲量 6 104t，104t。 （ 3）極復(fù)雜難認(rèn)識小斷塊區(qū)進行井網(wǎng)加密調(diào)整完善注采井網(wǎng) 在區(qū)塊內(nèi)部存在著大量構(gòu)造極復(fù)雜、落實程度較低的區(qū)域，遍布區(qū)塊大部分范圍，面積分散，控制儲量約 260 104t，占總儲量的 50%左右，此類斷塊區(qū)的特點是構(gòu)造極復(fù)雜，常規(guī)手段難以認(rèn)識，注采關(guān)系復(fù)雜，注采完善程度低，但儲層發(fā)育穩(wěn)定、油層厚度大、儲量豐度高，是主力挖潛區(qū)域。需要通過加密井網(wǎng)，進一步落實構(gòu)造，調(diào)整和注采完善，提高動用程度，增加可采儲量。 2003區(qū)塊共實施加密井 10 口，通過井網(wǎng)加密進一步深化了構(gòu)造認(rèn)識，新落實斷塊 7 個，在構(gòu)造認(rèn)識的基礎(chǔ)上通過進一步調(diào)整和注采完善，落實了9 個井組 25 口油水井注采對應(yīng)關(guān)系，實施轉(zhuǎn)注 2 口，分注 3 口，調(diào)剖 2 口，增注 1 口，增加受效方向 10 個，原來有注無采、有采 無注的狀況得到改善，增加水驅(qū)控制儲量 21 104t，增加水驅(qū)動用儲量 12 104t，增加可采儲量 104t。 典型井（明 395 井）：通過加密驗證了明 112 井區(qū)油井明 112 與水井明 201、205、 206、新 208 之間的注采對應(yīng)關(guān)系。該井鉆遇目的層油層 /2 層、干層 /9 層、水淹層 /15 層。 2004 年 2 月 28 日投產(chǎn) ,通過水淹層分析及壓力研究，認(rèn)為在沙三上、三中 1 明 112 與水井明 201、 205、 208 屬同一構(gòu)造區(qū)，三中 5 與明 206 屬同一區(qū)域；在此基礎(chǔ)上，調(diào)整了注采井網(wǎng)：恢復(fù)明 201沙三中 1 注水，明 206 分注三中 5 與明 395 井形成注采對應(yīng)。水驅(qū)控制和動用程度進一步提高，形成注采后明 395 井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，年累產(chǎn)油已達 2225 t，落實水驅(qū)控制儲量 5 104t，增加水驅(qū)動用儲量 104t，增加可采儲量 23 104t。 （ 4）構(gòu)造清楚的單井單塊 對于構(gòu)造落實程度較高，單井單塊的區(qū)域，結(jié)合動態(tài)資料，深入分析單井產(chǎn)量變化規(guī)律，及時提出合理的配套措施，改善產(chǎn)量結(jié)構(gòu)，提高采出程度。共實施油井工作量 12 井次，其中補孔 5 井次，泵加深 7 井次，累計增油 1100t。 通過加密調(diào)整治理，明六塊總井?dāng)?shù)達到 82 口，油井 50 口，水井 32 口，注采井?dāng)?shù)比 1： 網(wǎng)受控率提高 增加動用地質(zhì)儲量 40 104t，增加水驅(qū)控制儲量 32 104t，增加水驅(qū)動用儲量 104t，增加可采儲量 104t，采收率提高 綜合含水下降 年產(chǎn)油增加 104t，采油速度提高 綜合、自然兩個遞減分別下降 表 4 井網(wǎng)受控情況對比表 明六塊開采曲線 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然遞減綜合遞減小計 油井 水井 小計 受 控 率 ( % ) 單向 雙向 1 34 27 26 3 10 3 2 50 32 43 86 26 14 3 7差值 21 16 5 17 3 4 0 數(shù) ( 口 ) 受控井不受控井 24 （三）針對低無效注水及產(chǎn)液，調(diào)整注采結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)層間轉(zhuǎn)移 構(gòu)造相對簡單區(qū)塊細分層系，完善注采井網(wǎng)后， 由于層系內(nèi)油層厚度依然較大，層間矛盾依然存在；而極復(fù)雜區(qū)塊沒有分層系井網(wǎng)，層間更為突出。統(tǒng)計明一東、明一西、明六塊調(diào)整初期 39 口注水井吸水剖面： 厚度不吸水，厚度強吸水。因此在調(diào)整好層系井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，必須伴隨注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，降低低無效注水和產(chǎn)液量。 主力區(qū)塊調(diào)整治理初期吸水剖面統(tǒng)計表 1、以 兩級三段為主，提高分注率和分層注水合格率 1996 年 共實施分注 37 口井，層段重組和細分 37 口井，油田分注率由 升到 分層測試合格率從 高到 88%。 如 1初期轉(zhuǎn)注，驅(qū)油效果不明顯，后依據(jù)吸剖及物性差異將 1分為二級三段：吸水較好的二下 4 三上 1 分為一段，物性相對較差的二下 2下 3分為一段，加強了弱動用層注水，對應(yīng)油井新明 128 井、明 218、明 55、明 相繼見效，井組日增油能力 。 2、封堵高產(chǎn)出層，減少低無效注水和產(chǎn)液。 以動態(tài)分析和剩余油監(jiān)測為依據(jù)，從油藏和注采井組整體出發(fā)，采取封堵措施，減少無效液量（水量），改變水驅(qū)方向。共實施油水井堵水措施 53 井次（油井 45 井次，水井 8 井次），增油 104t，降水 104t。如明 153 井根據(jù)C/O 成果全井?dāng)D堵、重射差層后日增油 如明 160 井強吸水層為沙二上1，打塞封堵單注沙一后，對應(yīng)油井明 1液增油 ,日增油 10t，累計增油 825t。 3、開展區(qū)塊整體調(diào)剖，減緩層間、平面矛盾 針對常規(guī)調(diào)剖效果變差、單井點調(diào)剖效果不明顯的情況，推廣應(yīng)用 策、大劑量深部調(diào)剖、微生物調(diào)剖等技術(shù)，以控制強吸水層注水強度，緩解層間、層內(nèi)矛盾，共實施 102 井次，見效增油 104t。九七年明一東開展 策整體調(diào)剖后，自然遞減由 降到 含水上升率由 降到分類 厚度 厚 度比 吸水量 吸水強度 相對吸水不吸水 58 170 828 5 2003明一東開展微生物調(diào)驅(qū)、大劑量深部調(diào)剖后，降到 含水上升率由 降到 4、采取系列增產(chǎn)增注措施，提高非主力層（差層）的水驅(qū)動用程度 水井上應(yīng)用解堵、增注工藝，提高井底完善程度，啟動非主力層：實施分層酸化、暫堵酸化等降壓增注措施 26 井次，實施提壓增注（增注泵）措施 16 井次，平均增加吸水厚度 對應(yīng)油井見效 51 井次，年增油 0 4t。其中明1層酸化，對應(yīng)油井增油達 6t/d，累計增油 1012t。 通過綜合應(yīng)用以上“分、堵、調(diào)、增”實施注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，高滲強水淹層吸水強度由 降到 層吸水強度由 10 年降低低無效水量 1600*104無效液量 1500*104t，油井見效增油每年保持在 104t 以上。 主力區(qū)塊調(diào)整治理后吸水剖面統(tǒng)計表 （四）精細的注采管理 1、嚴(yán)格的注采管理制度 在注采管理上，嚴(yán)格落實“日觀察、旬（周）分析、月總結(jié)、季調(diào)查”的動態(tài)分析管理制度，加快了信息反饋等問題的處理速度， 及時解決了注水、含水、能量、液量間的矛盾，針對文明寨注采反應(yīng)快的特點，變旬分析為周分析；每季注采調(diào)整方案的實施 ,從宏觀上進行注采結(jié)構(gòu)調(diào)整，較好地協(xié)調(diào)了層間矛盾，控制了含水上升。 2、合理的注采比 由于構(gòu)造復(fù)雜，合理的注采比較常規(guī)整裝油田難確定。通過二十多年注水開分類 厚度 厚 度比 吸水量 吸水強度 相對吸水不吸水 234 606 840 6 發(fā)摸索，在相對整裝的區(qū)塊由于物性好，注入水沿高滲透連通層突進，造成對應(yīng)油井見效塊、見水快，壓制低滲透層不見效、不出力，注采比應(yīng)小于 1，實踐表明控制在 間，含水上升率控制在 1%左右，地層能量高于飽和壓力；在構(gòu)造較復(fù)雜區(qū)塊，注采比應(yīng)大于 1，實踐證明保持在 間效果較好。 3、預(yù)警式超前控制 提出了先期動態(tài)注水模式：即根據(jù)井組的注采反應(yīng)周期，進行主動調(diào)整井、層注水量，徹底改變以往油井含水上升（能量下降）觀察落實水井調(diào)水的模式，使油井維持在合理的含水和能量狀態(tài)下，減少因含水上升或能量下降導(dǎo)致的產(chǎn)油下降。 如明一東沙三上水井從 1 33 和 35 的見效周期為 35 天左右，在距上次調(diào)水的 30 35 天即進行第二次反向調(diào)水。效果見下圖： 4、頻繁的動態(tài)調(diào)水 文明寨油田油井生產(chǎn)厚度大，注水井注水厚度大、井段長，加上注采井距較小，油井見效 見水快，平均見效周期在 25。生產(chǎn)動態(tài)變化快，要求調(diào)配水量相應(yīng)頻繁，一般在分注的基礎(chǔ)上進行頻繁分層動態(tài)調(diào)配。另外在不斷完善注采系統(tǒng)的同時，由于井距、層位、注采對應(yīng)關(guān)系在不斷改變，大量細致的動態(tài)調(diào)配明 1 - 3 3 井 組 注 采 曲 5日 注 ( m 3 )液 量 ( t )油 量 ( t )含 水 ( % ) 27 水工作都要及時相應(yīng)的進行，頻繁的動態(tài)調(diào)水是控制油井見水、含水上升速度的有效手段。 文明寨油田“九五”以來動態(tài)調(diào)水效果表 三、認(rèn)識和結(jié)論 1、極復(fù)雜斷塊油田注水開發(fā)過程中，不斷深化和細化對斷裂系統(tǒng)的認(rèn)識，是提高注水開發(fā)水平的重要基礎(chǔ)工作；尤其進入高含水開發(fā)后期，低序級斷層的認(rèn)識是越來越重要； 2、通過 20 多年 開發(fā)過程中形成的對斷裂系統(tǒng)的規(guī)律性認(rèn)識和系列認(rèn)識手段可以有效地指導(dǎo)低序級斷層的認(rèn)識； 3、對于在多井點鉆遇油層但井點間現(xiàn)有資料無法認(rèn)識的極復(fù)雜斷塊區(qū)，在井網(wǎng)密度研究的指導(dǎo)下，進行井點間加密，即可以實現(xiàn)儲量動用和注采完善，又可以取得對構(gòu)造的認(rèn)識； 4、斷塊小，構(gòu)造極復(fù)雜，必須有足夠的井