注水動(dòng)態(tài)分析

資料內(nèi)容僅供您學(xué)習(xí)參考，如有不當(dāng)之處，請(qǐng)聯(lián)系改正或者刪除資料內(nèi)容僅供您學(xué)習(xí)參考，如有不當(dāng)之處，請(qǐng)聯(lián)系改正或者刪除/資料內(nèi)容僅供您學(xué)習(xí)參考，如有不當(dāng)之處，請(qǐng)聯(lián)系改正或者刪除注水動(dòng)態(tài)分析一、開(kāi)發(fā)概況1、區(qū)域概況:圖1油溝區(qū)塊地理位置油溝區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中南部，地處吳起油田南部，從構(gòu)造上看,長(zhǎng)4+5油藏的砂頂起伏形成了一個(gè)大的鼻狀隆起。主軸線(xiàn)呈北東西南走向，長(zhǎng)軸5000米、鼻隆高度30米左右,它對(duì)油溝長(zhǎng)4+51油田的形成起到了決定性作用。同時(shí)在大的鼻狀隆起上又發(fā)育一些小的局部構(gòu)造。該區(qū)塊長(zhǎng)4+5油藏是三角洲前緣水下分流河道砂體與鼻狀隆起相匹配,屬于河控型湖泊三角洲前緣沉積。油區(qū)沉積受志靖三角洲影響較大，主要發(fā)育水下分流河道、分流間灣微相，河口壩不發(fā)育。其中水下分流河道沉積作為其骨架相較發(fā)育。

圖2油溝長(zhǎng)4+5油藏沉積微相圖

圖3油溝長(zhǎng)4+5砂頂起伏圖2、油藏特征：該區(qū)塊于2003年投入開(kāi)發(fā)，主力生產(chǎn)層為長(zhǎng)4+51。長(zhǎng)4+5油藏平均埋深為1960m，原始?jí)毫?3.3MPa,地飽壓差2MPa，屬未飽和油藏。油層平均有效厚度8.3m，長(zhǎng)4+51砂巖孔隙度分布在12.3％～13。3%之間，平均值為12.8％，滲透率分布在0.35～1.328×10—3μm2之間,平均值為0.784×10-3μm2。原始油氣比125.3m3/t，原始驅(qū)動(dòng)類(lèi)型為彈性溶解氣驅(qū)動(dòng)，油藏類(lèi)型為巖性—構(gòu)造油藏。由于長(zhǎng)4+5油藏?zé)o邊底水存在，所以沒(méi)有明顯的油水界面。整體開(kāi)發(fā)采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，探明含油面積20。2km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量1236×104t，可采儲(chǔ)量284×104t，累計(jì)采油81.8×104t，采出程度6.6％。3、開(kāi)發(fā)歷程:

圖4油溝區(qū)塊長(zhǎng)4+5注水井網(wǎng)部署圖產(chǎn)能建設(shè)階段2003.12產(chǎn)能建設(shè)階段2003.12——2008.06注水開(kāi)發(fā)階段2008.06至今圖5油溝區(qū)塊2003—2010年綜合開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)截止2010年底，油溝區(qū)塊投入生產(chǎn)井247口,開(kāi)井210口，日產(chǎn)液533噸，日產(chǎn)油358噸，綜合含水33％；注水井34口，開(kāi)井30口，平均日注水量400m3,月注采比1.4，平均地層壓力5。8MPa，年采油速度1。1％。經(jīng)過(guò)多年的滾動(dòng)開(kāi)發(fā),建成了年產(chǎn)油12×104t的能力。二、開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)分析開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀表1油溝區(qū)塊開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)表油溝區(qū)塊開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀油井總數(shù)開(kāi)井?dāng)?shù)關(guān)井?dāng)?shù)日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水平均單井日產(chǎn)累產(chǎn)油地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度采出程度液油口口口tt%tt104t％%24920841548341382.61.681。81。16。6水井總數(shù)開(kāi)井?dāng)?shù)關(guān)井?dāng)?shù)欠注井日注水平均單井日注水平均注水壓力累積注水地層壓力原始目前井?dāng)?shù)平均注水壓力口口口口MPam3m3MPam3MPaMPa34322813401141338369713。35.892008年6月，油溝油區(qū)投入注水開(kāi)發(fā)，注水層位為C4+51，截止2011年6月底，投入注水井34口,開(kāi)井32口，日注水量400余方,當(dāng)前注采比1.4，累計(jì)注水383697m3，累計(jì)注采比0.61,地下虧空96517m3。受益油井123口,日產(chǎn)液231t，日產(chǎn)油187t,綜合含水19%，累計(jì)產(chǎn)液457078t，累計(jì)產(chǎn)油377125t.水驅(qū)控制面積13.2km2，水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量816×104t，注水區(qū)域自然遞減、2、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析圖6油溝油區(qū)長(zhǎng)4+5油藏歷年注采綜合開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)（1）注水狀況分析：截止2011年6月底，油溝區(qū)塊投入注水井34口，開(kāi)井32口，注水井總配注量為474m3/d,實(shí)際注水量為401m3/d，欠注水量73m3/d，其中設(shè)備異常導(dǎo)致欠注水量為32m3/d,油藏地質(zhì)原因?qū)е虑纷⑺?1m

圖7油溝油區(qū)投(轉(zhuǎn))注井注水量統(tǒng)計(jì)圖由于投注井未經(jīng)過(guò)任何增注措施，油層吸水能力較差，大部分井需要措降壓施增注，例如酸化，活性水壓裂.但是酸化效果不理想,活性水壓裂效果較好。對(duì)于轉(zhuǎn)注注水井來(lái)說(shuō)，地層壓力相對(duì)較低，地下虧空較大，油層的吸水能力相對(duì)較好。從吸水剖面的資料分析，由于長(zhǎng)4+5油藏是單層注水，該油藏整體水驅(qū)控制程度較高，水驅(qū)控制程度達(dá)91.6％，其中，投注井水驅(qū)控制程度為89。2％，轉(zhuǎn)注井水驅(qū)控制程度為92.5％。圖838—28注水井吸水剖面測(cè)試圖

圖938-126注水井吸水剖面測(cè)試圖(2）油層壓力狀況分析：該區(qū)塊長(zhǎng)4+5油藏的原始地層壓力為13.3MPa，2007年測(cè)得的油藏平均壓力僅為4.67MPa，油層壓力保持水平僅為0。35，投入注水開(kāi)發(fā)后，2010年，測(cè)得油藏平均壓力為5。89MPa,壓力保持水平上升至0。44.可見(jiàn),投入注水開(kāi)發(fā)后，長(zhǎng)4+5油藏的壓力明顯回升。但由于注水開(kāi)發(fā)較晚,地層虧空較大,壓力仍處于較低水平.

圖10油溝油區(qū)長(zhǎng)4+5油層歷年壓力柱狀圖從下圖可以看出：油藏注水初期，可以適當(dāng)放大注采比，給油藏一個(gè)快速補(bǔ)充階段。壓力出現(xiàn)上升趨勢(shì)之后就應(yīng)該適當(dāng)調(diào)整合理的注采比,確保溫和注水,以達(dá)到長(zhǎng)遠(yuǎn)發(fā)展。

圖11油溝油區(qū)長(zhǎng)4+5歷年油層壓力—注采比關(guān)系圖(3）含水率升降原因分析：油溝長(zhǎng)4+5油藏現(xiàn)在仍處于低含水采油階段,投入注水開(kāi)發(fā)時(shí)間較短,注水后綜合含水上升3%，油井的綜合含水上升較慢；注水前油井含水上升率為0.26，注水后含水上升率上升至0。87。同時(shí)，注采比越大,綜合含水上升越快，當(dāng)注采比控制在1.3-1。5的時(shí)候，油井的含水變化較緩.圖12油溝油區(qū)長(zhǎng)4+5油藏綜合含水—月注采比關(guān)系圖圖13油溝油區(qū)長(zhǎng)4+5油藏采油速度-綜合含水關(guān)系圖采油速度越快，油井含水上升相對(duì)也較快。油井的月采油速度不超過(guò)0.07％的時(shí)候,油井含水上升較慢。圖14油溝油區(qū)長(zhǎng)4+5油藏產(chǎn)水-綜合含水關(guān)系圖油藏的月采水量一般處于1200-1300m3之間，變化幅度較小，期間由于部分高含水井重新投入生產(chǎn)，導(dǎo)致有6個(gè)月采水量在1500m3左右。為了延長(zhǎng)低含水采油期,經(jīng)論證油藏的注采比應(yīng)（4）生產(chǎn)能力變化分析：從整體區(qū)塊上來(lái)看：油溝長(zhǎng)4+5油藏投入注水開(kāi)發(fā)后，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油小幅上升，綜合含水基本穩(wěn)定，日產(chǎn)液230-250t，日產(chǎn)油180-190t，綜合含水在18—20%之間；其中在2009年12月—2010年2月，2010年11月—2011年2月，油井的生產(chǎn)能力下降。其原因主要是天氣寒冷造成注水井大范圍停注及生產(chǎn)井管理不到位引起的。從油井產(chǎn)能來(lái)看,平均單井日產(chǎn)量小幅上升，綜合含水穩(wěn)定。2008年6月，單井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油分別為2。09t、1.73t，2010年6月，單井日產(chǎn)液日產(chǎn)油分別上升到2。18t、1.80t，綜合含水穩(wěn)定.從油井自然遞減上來(lái)看,注水對(duì)降低油井遞減有明顯的效果，該油藏未投入注水開(kāi)發(fā)以前，油井自然遞減為40%—20％，投入注水開(kāi)發(fā)后,自然遞減降低至1.1%。圖15油溝油區(qū)長(zhǎng)4+5油藏歷年自然遞減曲線(xiàn)圖隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，油井的利用率有小幅下降，2008年12月，油井利用率為99%，2010年12月，油井利用率為94%，這一階段下降了5%，其原因主要是個(gè)別油井物性較差,加上地層能量虧空較大,生產(chǎn)能力急劇下降導(dǎo)致關(guān)停井.生產(chǎn)時(shí)效對(duì)油井生產(chǎn)也有很大影響。2011年4月-5月，油井的產(chǎn)量下降，主要原因是油井生產(chǎn)時(shí)效較低。2011年4月和5月的生產(chǎn)時(shí)效分別為為88%和89％。（5）注水井組分析：截止2011年6月底,油溝區(qū)塊投入34口注水井組,涉及受益油井123口，其中6個(gè)井組投入注水時(shí)間較短，需要進(jìn)一步觀察注水效果?，F(xiàn)就其余28個(gè)注采井組進(jìn)行效果評(píng)價(jià)：

圖16油溝區(qū)塊注采井組效果評(píng)價(jià)示意圖=1\*GB3①產(chǎn)量上升：產(chǎn)量上升的井組有6個(gè)，即：38-11、38—26、38—28、38—111、38—126、38—154井組;這部分井組注水效果明顯，產(chǎn)量上升可歸納為以下兩方面:從地質(zhì)角度上來(lái)看,多數(shù)油井處于構(gòu)造的鼻狀隆起上，砂體較發(fā)育，厚度一般在10～15m，最大厚度近20m。物性相對(duì)較好.從注水管理上來(lái)分析，這些井組自投入注水平穩(wěn)運(yùn)行,有力地促進(jìn)了注水開(kāi)發(fā).=2\*GB3②產(chǎn)量穩(wěn)定：產(chǎn)量穩(wěn)定的井組有13個(gè)，即：38—8、38—44、38-64、38-94、38-119、38—134、38-142、38—158、38-161、38-172、38—174、38—204、38-244井組；這些油井產(chǎn)量較為穩(wěn)定，主要基于以下兩個(gè)方面：第一,該區(qū)塊初期采用自然能量開(kāi)采時(shí)間較長(zhǎng)，地層虧空較大，投入注水開(kāi)發(fā)較晚，油藏受到注水影響較為緩慢.第二，部分注水井有短時(shí)間的間斷停注也是影響注水效果的重要因素。但其初產(chǎn)相對(duì)較高,從長(zhǎng)遠(yuǎn)來(lái)看，隨著地層虧空不斷補(bǔ)充，油井的產(chǎn)能將會(huì)有一定恢復(fù)。=3\＊GB3③產(chǎn)量下降：產(chǎn)量下降的井組有9個(gè)，即:38—4、38—37、38-106、38—118、38-140、38-163、38-179、38-213、38—222井組。這些油井注水效果較差,產(chǎn)量持續(xù)下降,大部分油井日產(chǎn)油小于1t,從地質(zhì)的角度來(lái)看，這些油井大部分處于油區(qū)構(gòu)造鼻狀隆起之上的局部隆起不發(fā)育區(qū),砂體逐漸變薄，一般在9～12m,儲(chǔ)層物性較差，非均質(zhì)性嚴(yán)重。注水后,容易出現(xiàn)注水舌進(jìn)、指進(jìn)現(xiàn)象.另一方面，部分注水井靠近長(zhǎng)慶油區(qū)，地層壓力高，嚴(yán)重制約了正常注水.例如注水井38-37經(jīng)過(guò)活性水壓裂增注措施后，日注水量仍遠(yuǎn)低于方案配注量。(6）典型注水井組動(dòng)態(tài)分析：=1\＊GB3①產(chǎn)量上升典型井組：38-126井組于2008年12月投入注水，注水層位C4+51,周?chē)鷮?duì)應(yīng)受益油井6口，注采層位統(tǒng)一.日注水量35m3，注采比1。2,目前，該井組累計(jì)注水25623m3，累計(jì)產(chǎn)液61121m3，累計(jì)產(chǎn)油55376m圖1738-126井組注采綜合開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)從綜合開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)可以看出：該井組投入注水前，油井產(chǎn)量持續(xù)下降，注水5月以后，產(chǎn)量下降的趨勢(shì)得到遏制。注水8個(gè)月以后，產(chǎn)量恢復(fù)到注水前的水平.2010年5月，井組產(chǎn)量小幅上升。井組的綜合含水由5%上升到16%。綜合含水上升后基本保持平穩(wěn)。其上升原因是井組對(duì)應(yīng)受益油井38—124含水異常。2008年9月，油井38-124的產(chǎn)量由3.0×6%上升到7×80%，經(jīng)化驗(yàn)該井的氯根27352mg/L，明顯低于正常水平?？梢猿醪脚袛酁樽⑷胨畬?dǎo)致含水上升。2010年，對(duì)該井組和鄰近井組38—111做了示蹤劑監(jiān)測(cè)，監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示：38—124是38—126井組含水上升的直接原因。該區(qū)塊長(zhǎng)4+5油藏主裂縫方位為北東65-75度,38-124井正好處于注水井38-126和38—111的主裂縫連線(xiàn)上，下一步計(jì)劃對(duì)該油井采取堵水措施，改善井組水驅(qū)效果。從該井吸水剖面測(cè)試結(jié)果分析：注水孔段吸水能力良好，射孔厚度為4m，有效吸水厚度為4m,均為有效注水。圖1838-126吸水剖面解釋圖=2\*GB3②產(chǎn)量穩(wěn)定典型井組：38-174井組于2008年12月投入注水，注水層位C4+51,周?chē)鷮?duì)應(yīng)受益油井6口，注采層位統(tǒng)一。日注水量18m3,注采比1.5。目前，該井組累計(jì)注水17258m3，累計(jì)采液33461m3，累計(jì)采油30691m從下圖看，該井組投入注水之前,油井產(chǎn)量持續(xù)下降，投入注水半年之后，井組產(chǎn)量穩(wěn)定，綜合含水小幅上升,油井仍處于低含水采油階段。

圖1938—174注采井組綜合開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)由于冬季寒冷，注水井口凍結(jié)停注，對(duì)井組產(chǎn)量有一定的影響。從該井的測(cè)得吸水剖面結(jié)果可以看出油層吸水較為均勻，水驅(qū)控制程度較高。

圖2038-174注水井吸水剖面解釋圖=3\*GB3③產(chǎn)量下降典型井組:38—163井組于2008年6月投入注水，注水層位C4+51，周?chē)鷮?duì)應(yīng)受益油井6口,注采層位統(tǒng)一。日注水量25m3，注采比1.5。目前，該井組累計(jì)注水24826m3，累計(jì)采液40445m3，累計(jì)采油33237m3,累計(jì)注采比0。5從開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)看出,該井組投入注水之后,雖然下降的幅度有所減緩，但井組的產(chǎn)量還是持續(xù)下降，與2007年10月份相比，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油分別下降31％、39%。綜合含水由5％上升到9%?？梢?jiàn)，注水后,井組下降的勢(shì)頭沒(méi)有得到有效遏制。該井組產(chǎn)量下降，其中一個(gè)原因就是油井物性較差，長(zhǎng)4+5油層平均孔隙度僅為11.63％，低于區(qū)塊平均孔隙度為12。8%,該井組位于西部分流河道內(nèi)，砂體不發(fā)育,油井平均砂體厚度為9.5m。油井自然產(chǎn)能開(kāi)發(fā)時(shí)間長(zhǎng)達(dá)3年之久，地層能量長(zhǎng)期得不到補(bǔ)充，地下虧空較大也是該井組注水效果不理想的一個(gè)主要原因.

圖2238—163注水井吸水剖面解釋圖從該井吸水剖面測(cè)試結(jié)果來(lái)看，射孔厚度為8m,有效吸水厚度僅為6.4m，吸水能力較差，對(duì)井組注水效果有一定的影響.3、油藏動(dòng)態(tài)分析（1)油藏地質(zhì)特點(diǎn)再認(rèn)識(shí)該油區(qū)截止2006年7月，已鉆井170多口.主要目的層為延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+51油層，該層具有連片性好，油層分布范圍廣、產(chǎn)量較穩(wěn)定等特點(diǎn)，控制面積達(dá)14。8km2；侏羅系富縣組、侏羅系延安組的延10、延9油層，僅在油田南部分布,而且油藏控制因素復(fù)雜；長(zhǎng)2、長(zhǎng)3油層呈零星分布；長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8以及長(zhǎng)9油層,評(píng)價(jià)程度較低，從區(qū)域上看都有進(jìn)一步勘探的潛力。在之后幾年的滾動(dòng)開(kāi)發(fā)中，油區(qū)北部發(fā)現(xiàn)小片長(zhǎng)7油層組，西南部發(fā)現(xiàn)延安組延9延10、延長(zhǎng)組長(zhǎng)2長(zhǎng)9等油層,但均呈零星分布，不具備注水開(kāi)發(fā)條件。（2）層系、井網(wǎng)、注水方式適應(yīng)性分析該油區(qū)含油層系較多，有延安組的延9、延10，富縣組，延長(zhǎng)組的長(zhǎng)2、長(zhǎng)3長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8、長(zhǎng)9等油層。目前僅長(zhǎng)4+51油層連片性較好,分布范圍較大，也是該區(qū)域主要的注水開(kāi)發(fā)層系?？紤]人工壓裂裂縫及可能存在的天然裂縫，本區(qū)裂縫方向?yàn)楸睎|65度~75度,固提出菱形反九點(diǎn)面積注水方式。讓菱形的長(zhǎng)對(duì)角線(xiàn)與裂縫方向一致，拉長(zhǎng)裂縫線(xiàn)上的注采井距，縮短裂縫線(xiàn)兩側(cè)的注采排距。這種井網(wǎng)有利于建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，從而延緩裂縫線(xiàn)上采油井的見(jiàn)水周期,加快裂縫線(xiàn)兩側(cè)采油井的見(jiàn)效速度，達(dá)到改善整個(gè)油藏水驅(qū)效果的目的.同時(shí)菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)的調(diào)整具有較大的靈活性，開(kāi)發(fā)后期根據(jù)注入水竄方向，及時(shí)進(jìn)行調(diào)整.油溝油田現(xiàn)有井網(wǎng)基本成排成列分布,可形成不規(guī)則的菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，基本能達(dá)到菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)的水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果.該區(qū)所有注水井均采取單層單孔段油管正注方式注水，自2008年6月投入注水開(kāi)發(fā)至今，受益油井整體產(chǎn)量穩(wěn)步上升，綜合含水平穩(wěn)，地層壓力從注水初期的4。1MPa恢復(fù)至目前的5。9MPa.該區(qū)產(chǎn)量平穩(wěn)及上升的井組有19個(gè)，占正常注水井組29的65。5％。油層水驅(qū)控制程度較高，平均值為91.6%。綜上所述，該油區(qū)目前注水方式及工藝較為合理。（3）油田穩(wěn)產(chǎn)趨勢(shì)分析

圖23油溝油區(qū)歷年累計(jì)產(chǎn)油-累計(jì)產(chǎn)水曲線(xiàn)圖從油溝油區(qū)2004年至2010年產(chǎn)油—產(chǎn)水曲線(xiàn)可以看出：油區(qū)自投入開(kāi)發(fā)以來(lái),綜合含水較為平穩(wěn)，自2008年6月投入注水開(kāi)發(fā)以后，2010年產(chǎn)量較2009年產(chǎn)量略有增長(zhǎng)。反映出油區(qū)目前整體開(kāi)發(fā)效果較好。4、開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)油溝區(qū)塊年度產(chǎn)量完成率為100%，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度66%，預(yù)測(cè)采收率為22%，地層壓力由注水初期的4.1MPa上升到目前的5。89MPa，綜合遞減8.4%，自然遞減12。0%，動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)完成率為68%，達(dá)到配注量的26井口，配注合格率為76％。根據(jù)低滲油藏開(kāi)發(fā)水平評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（表1）可以看出，油溝區(qū)長(zhǎng)4+5油藏開(kāi)發(fā)水平介于一級(jí)和二級(jí)水平之間。表2低滲油藏開(kāi)發(fā)水平評(píng)價(jià)表序號(hào)項(xiàng)目分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)油溝區(qū)開(kāi)發(fā)參數(shù)一級(jí)二級(jí)三級(jí)1年度產(chǎn)量完成率＞100%100%＜100%100％2水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度＞50％50—40％＜40%663采收率＞32%32—25％＜25%22%4地層壓力上升穩(wěn)定下降上升5含水上升率低于理論值接近理論值大于理論值低于理論值6綜合遞減＜55-7＞78.47自然遞減＜18%18-23％＞23％128動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)完成率＞90%90-80%＜80%689注水井分注率＞70%70-50%＜50％3%10注水井配注合格率＞65%65—50％＜50％76%三、目前開(kāi)發(fā)中存在的主要問(wèn)題、潛力分析及對(duì)策研究1、注采系統(tǒng)及井網(wǎng)問(wèn)題該油區(qū)目前適宜注水開(kāi)發(fā)的區(qū)域注采井網(wǎng)已經(jīng)完善，采取不規(guī)則菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)達(dá)到了面積注水。油區(qū)南部4.7平方公里含油層系較多，但都呈零星分布，無(wú)法形成有效的注采井組，已形成了井距在220～350米左右的開(kāi)發(fā)井網(wǎng).該區(qū)域注水開(kāi)發(fā)雖然相對(duì)滯后，但在投入注水開(kāi)發(fā)以后能夠快速補(bǔ)充地層能量，使目前地層壓力保持在較高水平。2、含水上升及水淹情況該區(qū)域侏羅系延安組油藏有底水存在，三疊系長(zhǎng)4+51油層無(wú)邊底水,故注水開(kāi)發(fā)中不存在底水錐進(jìn)現(xiàn)象，由于注水井及生產(chǎn)井開(kāi)發(fā)初期都經(jīng)過(guò)了人工改造，可能出現(xiàn)裂縫性水淹,目前此類(lèi)水淹井只有1口，討論決定通過(guò)對(duì)油井堵水、水井調(diào)剖進(jìn)行綜合治理。含水率90％以上的生產(chǎn)井6口，其中5口為注水受益井。3、注入水水質(zhì)及地層壓力等問(wèn)題目前該區(qū)注水壓力較高（13MPa)，已接近油層原始?jí)毫?3.3MPa,個(gè)別注水井還存在達(dá)不到配注量的問(wèn)題。注入水來(lái)源于洛河層，經(jīng)過(guò)二級(jí)過(guò)濾后基本可以達(dá)到注入水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的要求.目前油區(qū)注水時(shí)間較短,暫未出現(xiàn)套損套漏等問(wèn)題，借鑒大慶油田注水井套損情況，建議增加注水井解堵增注費(fèi)用，以減少注水后期套損套漏等帶來(lái)的問(wèn)題。4、資料錄取問(wèn)題油水井資料錄取過(guò)程中存在問(wèn)題較多,首先是油井計(jì)量問(wèn)題,由于