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1、 摘 要乾安油田乾118区块2004年投入全面开发，开发技术对策上采取早期注水与同步注水，注采比1.8左右，保持区块地层压力。并在2005-2007年实现了3年稳产。2008年，区块开发形势急剧变化，突出表现为：区块日产量下降了100t，占总产量的50%以上，综合含水快速上升，年含水上升率达到17.9%，自然递减36.2%。分析主要因素为主力油层含水上升速度快，水淹状况日益严重；水井井况恶化，注采关系失去控制；地层压力上升，油井反映能量不足，近井地带堵塞；受裂缝和单支砂体影响，储层内油水分布复杂，注入水突进后表现为多向性，剩余油分布状况认识不清，开展措施难度大。因此针对乾118区块开展控水稳油
2、技术研究具有重要意义，同时，该项技术研究也对类似区块稳产和提高已开发区快开发效果具有指导意义。本文在前期油藏研究的基础上，通过区块开发效果评价，明晰了水驱过程中存在的问题，提出了相应的技术对策并指导实践，使乾118区块水淹得到了遏制，水驱程度大幅度提高，区块产量稳定，含水稳定，综合递减控制在8%以内，含水上升率下降，采收率提高，开发效果明显改善。关键词：乾安油田；控水稳油；水淹；技术对策；开发效果AbstractQianan oilfield Qian 118 block in 2004 put into comprehensive development, technical develop
3、ment strategies to take early water injection and the synchronous water flooding, injection production ratio of about 1.8, maintain block formation pressure. And in the2005-2007 year achieved 3 years of stable production. In 2008, block development situation changes dramatically, outstanding perform
4、ance is: Daily output of block dropped 100tons, accounting for more than 50% of total production, comprehensive water cut rises quickly, annual rate of water cut rise reach 17.9%,36.2% natural decline. Analysis of the main factors for the main reservoir water cut rising faster, flooded condition is
5、increasingly serious; water well condition deterioration, injection-production relationship out of control; formation pressure rising, oil well reflect the energy shortage, near-wellbore plug; the cracks and single sand body, reservoir oil-water distribution is complex, the injected water into the p
6、rocess after performance for multi, remaining oil distribution status unclear understanding, carry out measures difficulty. Therefore, it is fully meaningful to carry out the Stabilizing oil production by water control for the Qian 118 Block. Meanwhile, the research of this technology also has a gre
7、at guiding significance for the stable production of similar oilfield and improving the development effect of developed zone. In this paper based on the study of the early reservoir, through the block development effect evaluation, clear water flooding problems in the process, aiming at the problem
8、undertook an analysis, put forward countermeasures and practice of Qian 118 block, so that the water has been curbed, water flooding degree to rise substantially, block production stability, water stability, comprehensive decrease in control of less than 8%, increased rate of water cut decline, reco
9、very rate, development effect is improved obviously.Keywords：QianAn oilfield; Stabilizing oil production by water control; Go to water; Technical countermeasures; Development effect东北石油大学本科生毕业设计（论文）目 录第1章 绪论11.1 本文主要研究的目的与意义11.2 稳油控水的分类与发展11.2.1 分层注水11.2.2 堵水调剖21.2.3 周期注水21.3 本文研究的主要内容2第2章 区块地质特征及开发
10、效果评价32.1 乾118区块地质特征32.1.1 构造特征32.1.2 储集层特征32.2 乾118区块开发效果评价42.2.1 压力系统评价42.2.2产能评价42.2.3 可采储量状况评价52.2.4 稳产状况评价62.2.5 含水率评价72.2.6采收率评价82.3 存在主要问题9第3章 区块水驱规律研究123.1 平面水驱方向性研究123.1.1 动态分析方法123.1.2 油藏监测方法143.2 纵向上水驱规律研究15第4章 控水稳油技术对策204.1 油井技术措施及效果204.1.1重复压裂试验204.1.2 解堵措施实施234.2 水井技术措施及效果254.2.1 “水井调剖”
11、先导试验254.2.2 整体调剖254.2.3精细划分注水层段284.2.4 周期注水措施294.3 措施实施后区块总体效果30结 论32参考文献33致 谢35III东北石油大学本科生毕业设计（论文）第1章 绪论1.1 本文主要研究的目的与意义乾安油田乾118区块2004年投入全面开发，开发技术对策上采取早期注水与同步注水，注采比1.8左右，保持区块地层压力。并在2005-2007年实现了3年稳产。2008年，区块开发形势急剧变化，突出表现为：区块日产量下降了100t，占总产量的50%以上，综合含水快速上升，年含水上升率达到17.9%，自然递减36.2%。分析主要因素有：（1）主力油层含水上升
12、速度快，水淹状况日益严重；（2）水井井况恶化，注采关系失去控制；（3）地层压力上升，油井反映能量不足，近井地带堵塞；因此开展以科研和区块调整为一体的乾118区块控水稳油技术研究对类似区块稳产和提高已开发区开发效果具有重要意义。本文主要研究目的在于开展油水运动规律研究，并且根据资料与油水运动规律，制定合理的注水政策，指导注水方案的调整；在地质与开发状况再认识的基础上，提出合理技术对策，并且开展区块综合调整，进而能够改善该区块的开发效果。1.2 稳油控水的分类与发展1.2.1 分层注水为满足不同油田开发阶段的技术需要、解决油田开发层间矛盾、实现有效高效注水，经过不断研究和技术创新，不同注水开发阶段
13、出现的技术难题1得到解决，油田注水由早期的笼统注水逐步发展为分层注水、细分层系注水和精细注水，注水工艺经历了笼统注水、同心注水、偏心注水、集成式注水、智能注水五个主要发展阶段2-8，分层注水工艺管柱及井下工具、配套的测调工艺不断发展完善，形成了以桥式偏心分层注水工艺为代表的分层注水技术系列9-11，注水井细分程度、测调效率、测试精度、注水合格率等指标大幅度提高12-17，分层注水技术对均衡动用各油层及提高差油层的动用程度发挥了重要作用，实现了多油层油藏的分层开采，为保证国内水驱开发原油产量保持在总产量的80%以上提供了技术支撑，新型注水工艺的不断发展使得国内分层注水技术始终处于世界领先地位。分
14、层注水工艺技术主要包括：（1）同心集成式细分注水工艺；（2）分层防砂一体化注水工艺；（3）桥式偏心细分注水工艺；（4）高效测调联动分层注水工艺；（5）套损井小直径分层注水工艺；（6）深井、超深井分层注水工艺；（7）斜井、定向井分层注水工艺。1.2.2 堵水调剖水驱开发目前仍是油田最主要的开发方式，在注水开发过程中，由于储层非均质性严重，注入水沿高渗透带窜流，导致注入水波及效果差，油井含水上升快，特别是进入中高含水开发阶段后，大量注入水短路循环，给开发稳产带来很大困难18，19。堵水调剖是改善目前油藏非均质性严重、提高注水开发效果的有效手段。它具有实施便捷、实施规模小、周期短、见效快、使用范围广
15、的技术优势，可以有效封堵水窜通道、实现地层深部流体转向、调整吸水剖面、扩大注入波及体积，从而提高注水开发效果。堵水调剖的成功决定于三个因素：精细的油藏工程研究：与油藏环境匹配的堵水调剖剂；合理的施工方案及工艺技术20。1.2.3 周期注水随着油田的不断开发，我国大部分油田已相继进入高含水期开发阶段，在可供勘探的领域越来越有限的情况下，如何减缓含水上升率和提高油田采收率是一个亟待解决的问题。周期注水是改善油田开发效果的有效手段之一，具有投资小，见效快，减少低效产出和提高油田总体开发效益的优点21-24，其可以使地层纵向和平面上的高、低渗部分不断发生油水交渗效应，采出低渗部分的油，从而提高水驱油采
16、收率25-28。非均质油藏实行周期注水，主要是在地层中形成和改变高低压区，在区间压力大作用下，使地层纵向和平面的高、低渗部分不断发生油水交渗作用，采出低渗部分的油，从而提高水驱油的采收率29-31。周期注水一般可分为2个阶段交替进行：（1）升压阶段。（2）降压阶段。1.3 本文研究的主要内容（1）选择乾118区块进行试验研究，分析区块地质特征，并对区块开发效果进行评价，进而得到油藏开发所存在的问题。（2）研究区块内的水驱规律。分别研究了平面水驱的方向性和纵向上的水驱规律。从而了解导致无效、低效水循环的地层因素所在。（3）根据油藏开发存在的问题以及油藏的地质情况，分别对油井与水井进行稳油控水措施
17、，从而降低油田含水上升速度，提高了油田采收率，开发效果得到了显著的改善。2东北石油大学本科生毕业设计（论文）第2章 区块地质特征及开发效果评价2.1 乾118区块地质特征2.1.1 构造特征试验区构造相对比较简单，根据三维地震构造解释结合钻井资料，开发主要目的层青三段砂组顶面构造为一斜坡背景下的西倾单斜，构造由东向西逐渐变低，地层倾角约2。试验区东侧发育一条近南北走向的东倾正断层，延伸长度3.2km，断距中间相对较大，向两端减小。试验区内有3口井钻遇此断层，断点一般在青三段砂组，构造深度-1660m左右。2.1.2 储集层特征（1）储层岩石特征储层岩性以粉砂岩为主，胶结物含量，以灰质、泥质为主
18、，灰质含量为平均12.1%，泥质含量平均为1.8%。胶结类型以孔隙式胶结为主，少量接触和基底胶结。岩石颗粒排列比较松，粒度0.03-0.08mm，磨圆呈次棱角状，分选比较好。（2）储层分布特征储层沉积微相类型主要为三角洲前缘河口坝、远砂坝及席状砂，砂体由南西向北东逐渐减薄直至尖灭。青三段砂岩厚度平均为42.9m，单井平均钻遇15个小层，单层砂岩厚度一般1.09.2m，储层砂体最发育的砂组24、25号小层，单层厚度为36m，砂体连续性最好，大面积连片发育。其次较为发育的小层有：4、5、14、15、22、26、27、30号小层，砂岩钻遇率均在50%以上，砂岩单层厚度为14m，砂体横向变化较大，呈条
19、带状、透镜状发育，各层砂体平面上可叠加连片。另外在试验区南侧，零星发育了砂组透镜状油砂体和葡萄花油层。（3）储层性质1）储集空间岩石中孔隙类型为粒间孔、粒内孔，少量胶结物溶孔。碳酸盐以及方解石呈晶粒状充填孔隙，孔隙分布不均。2）孔隙结构最大孔隙半径3.55m，平均孔隙半径0.307m，孔隙半径中值0.24m，孔隙分选系数1.613，歪度0.3，结构系数3.023，均质系数0.338，最大汞饱和度98.5%，最终剩余汞饱和度56.84%，退出效率40.83%，排驱压力1.411MPa。从压汞资料与已开发油田对比结果表明，乾北油田微观孔隙结构比较差，属于低孔细喉型孔隙结构。3）粘土矿物粘土矿物类型
20、有伊利石、高岭石、伊蒙混层，粘土矿物平均含量为4.88%，主要以伊利石、高岭石为主。敏感性试验结果表明，乾北油田为中等偏弱水敏，水敏指数0.14-0.31，无速敏、弱酸敏，酸敏指数0.21，临界盐度23221mg/L。4）储层物性油层最发育的24、25号小层最大孔隙度17.9%，平均孔隙度14.6%，最大渗透率3.1810-3m2，平均渗透率110-3m2。储层物性与油井产量有着很好的对应关系，物性好的地方，含油性较好，油井产量也比较高。5）驱油效率平均束缚水饱和度40.09%，平均残余油饱和度33.04%，油水两相交点饱和度59.5%。计算驱油效率为45%，具有高束缚水、高残余油、驱油效率低
21、的特点。（4）油层分布油层顶面埋深为16151741m，含油井段平均为270m，虽然纵向上含油井段较长，但油层主要分布在24、2230号小层两个区段，油层相对比较集中，既纵向上油层主要集中在青三段上部的砂组、中下部的-砂组。单井有效厚度一般4.014.6m，平均单井有效厚度9.5m。2.2 乾118区块开发效果评价2.2.1压力系统评价（1）水井启动压力高，注水压力上升缓慢，油层吸水指数较高。（2）笼统地层压力2003年底保持在原始地层压力17.5MPa附近，大规模油井投产3个月后，地层压力大幅度下降，动液面下降到-1182m，一季度末地层压力为15.86MPa，平均单井日产油由5.9t下降到
22、4.8t，反映开采速度比较快，2004年4月开始调整工作制度，降低了采油速度，动液面逐渐上升，到2004年10月底，地层压力逐渐上升，产量保持稳定，2004年10月地层压力为17MPa，平均单井日产油4.0t。2.2.2产能评价（1）通过早期注水，油井产量递减幅度较小，而且动液面有所上升，含水也比较稳定。早期注水是试验区获得稳产的必要条件。（2）区块整体地层压力进一步回升，能够提高单井产油能力，2004年上半年地层压力保持在1719MPa左右。（3）油藏整体压裂是缓解油层平面矛盾、增强水驱控制程度的有效方式，用陶粒作支撑剂对油层进行压裂是改造油层的有利措施，是油井获得高产的保证。根据注水过程中
23、油水井动态监测，表明乾北试验区储层平面非均质性强，能量传导方向和速度受储层发育程度影响较大。本区高角度裂缝又十分发育，油层压裂后，能量传导的方向性和速度会加强，因此必须严格设计整体压裂的规模。从射孔井投产情况与压裂井产量对比情况看：尽管处于主体部位的油井已达到较高的压力，但仍需压裂改造后才能获得高产，即使有些油层厚度较大、物性较好，但由于油层横向变化较大，能量补给弱，产量仍会较低。2003年10月末对油层压力达到投产条件的乾北6-1恢复生产，产量由停产前的日产油6t上升到14t，另外对乾北8-1、10-1投产（未压裂），平均日产液5t，日产油2.2t。（4）提高油层动用程度，单井产能还可以进一
24、步提高。试验区平均单井钻遇砂岩厚度43.4m，有效厚度9.43m，单井动用砂岩厚度10.1m，动用有效厚度5.1m，有效厚度动用程度55.6%，动用程度比较低，还有进一步提高的潜力。2.2.3 可采储量状况评价“十一五”以来，累计增加可采储量34.5104t，年均增加可采储量6.9104t，从整体来看，产量逐年增加，开发效果逐渐改善，详细情况如表表2-1所示。表2-1 乾118区块可采储量变化情况表乾118200520062007200820092010可采储量19.330.640.246.9751.253.75新增可采储量11.39.66.84.22.6乾北2004年全面开发，由于2008年
25、注水见效水淹，导致区块整体变差，对水驱可采储量影响较大，驱替特征曲线如图2-1所示。表2-2列出了乾118区块水驱储量控制程度及动用程度情况。从表2-2中可以看出，水驱储量控制程度呈下降趋势，主要是2008年区块逐步外扩没有能量补充。水驱储量动用程度低主要是由于水井井况差，测试吸水剖面的井数少，代表性变差。另外，乾118区块整体开发形势变差，如图2-2、2-3所示，区块增加的可采储量在减少，储采比上升。区块储采平衡系数整体呈逐年下降趋势，开发效果不能够满足区块开采要求。图2-1 乾118区块驱替特征曲线表2-2 乾118区块水驱储量控制程度、动用程度情况表项目2004年2005年2006年20
26、07年2008年2009年2010年水驱储量控制程度81.9 81.9 81.9 80.4 79.2 71.9 71.9 水驱储量动用程度77.5 80.0 71.1 74.3 72.1 64.8 71.4 当年测试注水井的总吸水厚度(m)156.2280257.114495.854.632.4当年测试注水井的总射开厚度(m)201.6359.4376.7193.8132.89045.4测试吸水剖面井数715187432 图2-2 乾118区块储采比趋势图 图2-3 乾118区块储采平衡系数趋势图2.2.4 稳产状况评价从表2-3可以看出，2006年之前，油田年产量首先呈明显上升趋势，并在20
27、05年至2007年基本能够达到稳产。但是油田于2008年开始产量大幅度下降，在随后两年产量降低并保持在3104t左右，产量并不能达到理想程度。究其原因，主要是因为区块储层单一，能量较高，井况差，造成稳产困难，致使区块含水大幅度上升（从57.1%上升到74.9%），致使产量大幅度下降，亟待解决。表2-3 乾118区块历年产量变化情况表分类2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年油井数(口)7738080859198105油井开井数(口)669787679778587基础年产油0.30.615.787.436.483.962.983.29核实年产油(措施)(
28、 104t)000.780.120.130.070.120.05核实年产油(新井)( 104t)0.033.360.9600.040.020.180.21年产油(核实)( 104t)0.333.977.527.566.654.043.283.55从图2-4可以看出，其与表2-3呈现相似的结论，从变化趋势来看，乾118区块在2008年之前产量变化不明显，基本可以达到稳产，但是在2008年无论是自然递减，还是综合递减，递减趋势明显加大，产量降低明显，2008年之后以较低产量生产并趋于稳定，需要合理制定开发计划予以改善，以增加产量。图2-4 乾118区块产量递减曲线图2.2.5含水率评价含水率的评价
29、也是油田生产评价的一个重要指标，保证相对较低的油田含水率才能够降低开发成本的同时增加经济效益。更重要的是可以增加稳产时间，保证更长时间的开发年限。从图2-5和图2-6可以看出，在2005年之前，区块含水率较低，比较理想，但在2005年之后，油田采取了新的开采策略，进行了污水回注以后，无论是综合含水上升幅度还是含水上升率都有了明显的上升，并且上升幅度较大。尤其在2008年，含水呈现大幅度上升，分析原因，主要是由于污水水质不合格、定压注水和水井井况不良等问题导致注采关系失控进而呈现含水上升的现象。而近两年来看油田含水趋势上升不明显，含水率控制情况得到了一定的缓解，这是通过近两年进行的水井大修、周期
30、注水和堵水等开发方案与策略的调整来实现的，而目前油井含水已表现出下降趋势。图2-5 乾118区块含水上升率曲线 图2-6 乾118含水上升率与采出程度关系曲线2.2.6 采收率评价采收率是评价油田开采最重要的指标之一。图2-13呈现的是乾118区块各年采收率情况。从图中可以看出，采收率整体表现出了上升的趋势，但是上升的幅度在逐渐变小，从图中趋势来看，稳产的难度很大。图2-14表示的是乾118区块含水与采出程度的关系曲线。该图明显的反映了该区块含水率随着开发的深入而上升的趋势。从图中可以看出，随着采出程度的增加，油田含水率明显增加，降低含水率已经成了油田开发的当务之急。图2-15为乾118区块驱
31、替特征曲线，图中可以看出累产水与累产油之间的关系。从图中同样可以看出含水率在逐年上升。图2-13 乾118区块采收率变化图图2-14 乾118区块含水与采出程度关系曲线图2-15 乾118区块驱替特征曲线2.3 存在主要问题通过对乾118区块各指标的评价，对乾118区块有了新的认识，找到了存在的主要问题。（1）注采矛盾突出：受区域裂缝和单砂体影响，储层内油水分布复杂，注入水突进后表现为多向性，剩余油挖潜难度大，见表2-6、图2-162-19。表2-6 乾118区块所有含水上升井时间井数见水前见水后影响日产液日产油含水日产液日产油含水日产液日产油含水05年316.311.430.1 18.7 8
32、.5 54.5 2.4 -2.9 24.5 06年759.839.833.4 80.1 22.6 71.8 20.3 -17.2 38.3 07年1059.433.144.3 60.4 21.5 64.4 1.0 -11.6 20.1 08年19 96.7 54.0 44.2 93.1 22.6 75.7 -3.6 -31.4 31.5 09年6 16.3 9.2 43.6 16.9 6.8 59.8 0.6 -2.4 16.2 10年2 15.9 9.2 42.1 17.5 8.5 51.4 1.6 -0.7 9.3 合计47264.4156.740.7 286.7 90.5 68.4 22
33、.3 -66.2 27.7 图2-16 乾118区块年度产量曲线 图2-17 乾118区块不同方向单井产液变化对比 图2-18 乾118区块各方向单井产油量对比 图2-19 乾118区块各方向油井含水变化对比（2）地层压力高，导致生产压差不合理，油井供液能力变差，导流能力降低，见表2-7，图2-202-22。表2-7 乾118区块测压情况统计表井号测压开始日期油层中部深度（米）下入深度（米）下入深度关井最高压力（Mpa）地层压力（MPa）流压（MPa）压差(MPa)乾北16-4201001121857185718.3 21.1 5.1 16.0 乾北6-1201002031840.31840.
34、317.1 21.3 4.6 16.6 乾北12-4201002131835.1183110.1 17.0 4.7 12.3 乾北2-5201003171789.313338.2 17.6 4.2 13.4 乾北4-2201003311827.81827.811.3 17.3 7.3 10.0 乾北28-8201004211888.51888.511.4 17.0 5.8 11.2 乾北18-8201004071838.113907.9 17.2 4.4 12.8 图2-20 乾118区块地层压力与存水率关系图图2-21 乾北16-4载荷与位移关系曲线图 图2-22 乾北18-8载荷与位移关系
35、曲线（3）水井井况日趋恶化，井组注采矛盾进一步加剧。注水井36口，开井30口，能正常分注井仅18口，分注率仅为57.4%；区块的分层调控能力低，加剧了含水上升，开发效果变差。目前水井套变较严重 ，大部分水井均混注，水井多段合注；中等套变水井采用小直径封隔器分注，分注可靠性相对较差，加剧井组层间、平面矛盾，见表2-8，图2-23、2-24。表2-8 乾118区块井况问题统计表序号井号注水状态投注日期发现日期发现方式井况下步对策1乾北3-7混2004.112011.10大修套变更新2乾北6-7混2004.122011.8疑难大修套变更新3乾北2-7混2004.122011.10疑难大修套变被迫3段
36、改2段4乾北3-3混2005.12007.40小修落物被迫3段改2段5乾北26-14混2004.92007.1小修落物边部不修6乾北34-10混2004.12007.10小修落物边部不修7乾北1-11混2005.32007.7小修落物油井关不修8乾北10-2混2003.62006.9大修错断储层单一不修9乾北2-2混2003.112004.3小修套变图2-23 乾118区块水井修井情况统计图 图2-24 乾118区块分注率情况统计图11第3章 区块水驱规律研究3.1 平面水驱方向性研究3.1.1 动态分析方法应用动态分析方法，统计77口不同沉积环境的油井，不同沉积环境，见效时间不同，河道见效时
37、间最早，如图3-1所示。图3-1 不同相带见效井和见效时间示意图统计了66口不同方向油井见效时间，总体看，见效时间基本一致，如图3-23-4、表3-1所示。 图3-2 东西向油井拉齐采油曲线 图3-3 北东向有幸拉齐采油曲线图3-4 北西向油井拉齐采油曲线表3-1 见水见效特点研究项目北东向东西向北西向产液产油含水产液产油含水产液产油含水见效初产7.73.850.6 8.63.855.8 8.84.647.7 见效前4.62.643.5 4.22.247.6 5.22.846.2 见效后5.42.946.3 4.72.742.6 5.83.539.7 目前4.60.882.6 3.40.876
38、.5 3.31.166.7 见效时间(月)11.312.913.5稳产期(月)211629总井数232023水淹井数16119备注转注1口，堵水1口，捞油1口转注1口，堵水1口，捞油2口捞油2口各方向水驱差异不大，主要是东西向和北西向，其次是北东向。统计注采关系敏感的39口井中，有14口井为北东方向，15口井为东西向，有8口井为北西向，如图3-5、3-6所示。图3-5 区块内油水井分布图图3-6 不同方向水线推进速度柱状图利用注水井的注水时间和受效油井的见水时间，除以此阶段时间内的平均注采比，算出油井见水初期的水线推进速度。通过对38口含水上升井统计，得出水淹时间多为3348个月，平均37个月
39、。3.1.2 油藏监测方法北东向初期压力最高，说明初期见效方向主要以北东向人工裂缝方向为主，目前东西向压力最高，说明东西向天然裂缝为主要见效方向，见图3-7，表3-2。图3-7 乾118区块地质构造图表3-2 平面上压力变化情况项目北东向东西向北西向各方向平均200418.816.71516.8 200521.317.515.418.1 200621.217.214.717.7 200721.916.516.418.3 200820.618.216.318.4 200921.418.216.718.8 201019.91816.818.2 201116.317.617.017.0 2口水井水驱
40、前缘监测成果显示，优势渗流区为北东向和东西向；示踪剂监测结果为东西向最快，其次是北东向和北西向。3.2 纵向上水驱规律研究乾北7-1初期分层产出情况：乾北7-1井04年9月投产初期日产液10.5t，日产油9.3t，日产水1.2t；连通两口水井均在05年2月投注，所以分析此期间产水为地层水，见表3-3、3-4。表3-3 乾北7-1井04.9-05.5期间分层产出层号劈分系数累产油累产水累产液油水3小层0.22610.0 0.0 0.0 16小层0.77400.0 0.0 0.0 合计0.0 0.0 0.0 表3-4 乾北7-1井分阶段产量情况时间04.9-05.1005.10-06.1207.1
41、-09.1210.1-11.1投产初期注水见效再次见效含水上升累计产油量2233.92846.23102.41335.7累计产水量458.1520.4907.31543累计产液量26923366.64009.72878.7乾北7-1见效后分层产出情况：乾北7-1井受两口水井乾北7-2和乾北7-3注水作用，投注后3个月见效。通过微相可以看出，3小层与水井不在同一相带，受北东裂缝影响，3小层见效快，压力高。16小层见效慢，但受储层物性影响，16小层仍是主产层，此时主要见效井方向为乾北7-2水井，见图3-14、表3-5。图3-14 乾北7-2、7-3个小曾吸水百分数表3-5 乾北7-1井见效期间分层
42、产出层号劈分系数累产油累产水累产液油水3小层0.4930.4290.0 0.0 0.0 16小层0.5070.5710.0 0.0 0.0 合计0.0 0.0 0.0 乾北7-1井含水上升时分层产出情况：2010年开始含水上升，3小层压力持续上升，乾北9-1含水也上升，产水量增加；16小层地层压力上升，说明16小层见效；从吸水剖面资料看，乾北7-2水井2009年16小层吸水变好，同时产液量上升，说明乾北7-1和乾北7-2水井对应关系明显，如图3-15、3-16、表3-6所示。图3-15 乾北7-1单井产量数据表图3-16 乾北7-2、7-3吸水剖面各小层吸水百分数表3-6乾北7-1井含水上升期
43、间分层产出及分层累产层号劈分系数累产油累产水累产液合计累产油采出程度油水3小层0.4780.6551924.41150.23074.74075.985810.716小层0.5220.3452101.6605.92707.45442.214214.3合计4026.01756.15782.19518.225.0一口单井分层系数确定之后，以此类推，整个注采井组分层产出状况清楚，从而实现区块分层产出及分层配水工作。表3-7 全部注采井组分层产出情况表从分层情况看，初期主要产出层为砂组，其次是、砂组，目前主产层高含水；从吸水情况看，砂组吸水情况变差，如图3-17、3-18所示。图3-17 不同时期各层吸水情况示意图图3-18 各层吸水百分数、吸水指数及启动压力通过研究分析，区块主要矛盾是受裂缝和砂体展布影响，导致平面受效不均衡，层间和层内非均质性强，从而导致无效、低效水循环。32第4章 控水稳油技术对策针对区块水驱规律研究，进一步加深了认识，制定了有针对性的措施，开展了重复压裂、油井解堵、水井调剖、欠注井治理、周期注水等一系列综合治理工作，并且取得了很好的效果，如图4-1所示。综合治理水井更新开发指标好转