动用差层、降液增油（卫95）

动用差层 降液增油 探索“三高”区块稳产方向 汇报内容 一 前言 二 区块开发现状 三 区块开发效果 四 目前开发中存在主要问题 五 潜力分析 六 下步开发思路 七 下半年区块具体治理措施 一 前言 马寨油田卫 95块位于河南省濮阳地区 ， 构造处于东濮凹陷西部斜坡带的北部 ， 属于岳村鼻状构造在二台阶上的一个断鼻构造 。 南接胡状集油田 ， 东北部为文明寨油田 ， 东临卫城油田 ， 西侧为内黄隆起 ，构造南北长约 4东西宽 400 800m。 马寨 （一） 油藏地质概况 马寨油田综合地质图 卫 95块： 是一严重非均质层状中低渗透复杂断块油藏。 含油面积： 3.2 质储量612 104t，标定采收率 可采储量246 104t。含油层 沙三下 1埋深 1690 储层具有 很强的层间和平面非均质性 ， 层间 渗透率级差在 1738之间，变异系数在 平面 渗透率级差大于 20，说明该块 受沉积相的影响，具有较强的层间和平面非均质性 ， 储层层内 非均质性相对较弱，渗透率级差多小于 10，变异系数多小于 在个别尤其是大厚层，层内渗透率级差可达 2000以上，存在着相当于严重的层内非均质性。 卫 9 5 卫 9 5 卫 9 5 0卫 9 5 9 5 卫 9 5 卫 9 5 2 卫 9 5 8 卫 9 5 9沙三 下 1 沙三 下 2 沙三 下 3 沙三 下 4 沙三 下 5 沙三 下 6 卫 95 95卫 95块储层参数统计表 参数 参数1 - 7密度 ( g/ c 度 ( m p 层温度 ( ) 71- 731690- 1970 原始油气比 (t ) 和压力 ( M P a) 积系数 缩系数 ( 10 对密度 ( g/ c 粘度 ( m p 固点 ( ) %) 蜡量 ( %) 10质含量 ( %) 硫量 ( %) 1含油饱和度 ( %) 60 04粒度中值 ( m m ) 化度 ( m g/ l ) 6 9 9 9 2 6 4 7 4泥质含量 ( %) 型 C aC M gC % ） 11项目 项目含油层系地层原油含 油面积 ( k 均有效厚度 ( m )油藏埋深 ( m )地质储量 ( 104t)可采储量 ( 104t)采收率 ( %)原始地层压力 ( M P a)地面原油压力系数原始油水界面 ( m )储层物性地层水卫 95块为一个非均质较强的常压 、 低饱和 、中渗透 、 中粘度的复杂断块油藏 。 马寨油田卫 95块开发历程图 （二） 开发历程 于 1989年 8月投入开发 ， 大体经历以下五个阶段： 55 . 3 75 . 46 . 1 57 . 7 77 . 58 . 59 . 5121 4 . 71 7 . 31 9 . 22 0 . 42 4 . 92 5 . 61 2 . 50 . 14 . 1 67 5 . 47 9 . 3 48 4 . 4 7 8 7 . 9 68 9 . 79 0 . 1 28 9 . 7 39 2 . 2 6 9 3 . 1 4 9 3 . 2 4 9 3 . 62 2 . 5 44 6 . 6 36 3 . 2 66 8 . 7 51 5 . 7 08 . 3 71 7 . 0 21 3 . 8 91 4 . 2 32 2 . 3 91 6 . 4 32 9 . 6 82 1 . 4 42 4 . 5 62 3 . 8 61 9 . 2 02 4 . 2 7- 7 11 3 . 4 8- 2 5 5 . 5 61 2 . 90 . 17 9 . 5334 6 . 75 5 . 46 1 . 47 0 . 57 1 . 37 7 . 37 8 . 78 2 . 27 6 . 2 7 5 . 67 8 . 8 7 9 . 57 8 . 18 9 . 19 4 . 49 0 . 18 5 . 46 3 . 26 3 . 26 2 . 14 8 . 7838 4 . 38 8 . 49 0 . 28 5 . 28 3 . 99 4 . 90 . 5 7193180180180180180180180246246246246223235 235246 2460 . 2 03 . 7 63 . 3 62 . 9 92 . 8 62 . 4 01 . 6 71 . 4 61 . 3 21 . 1 6 1 . 2 71 . 0 00 . 8 8 0 . 8 8 0 . 8 25 . 2 14 . 4 0- 7 0- 3 01050901301702102502901988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004040产能建设 高速稳产 综合治理 改善剖面控水稳油 井况损坏 可采储量 年注水量 水驱控制程度 综合含水 年产油量 自然递减 采油速度 55 . 3 75 . 46 . 1 57 . 7 77 . 58 . 59 . 5121 4 . 71 7 . 31 9 . 22 0 . 42 4 . 92 5 . 61 2 . 50 . 14 . 1 67 5 . 47 9 . 3 48 4 . 4 7 8 7 . 9 68 9 . 79 0 . 1 28 9 . 7 39 2 . 2 6 9 3 . 1 4 9 3 . 2 49 3 . 62 2 . 5 44 6 . 6 36 3 . 2 66 8 . 7 51 5 . 7 08 . 3 71 7 . 0 21 3 . 8 91 4 . 2 32 2 . 3 91 6 . 4 32 9 . 6 82 1 . 4 42 4 . 5 62 3 . 8 61 9 . 2 02 4 . 2 7- 7 11 3 . 4 8- 2 5 5 . 5 61 2 . 90 . 17 9 . 5334 6 . 75 5 . 46 1 . 47 0 . 57 1 . 37 7 . 37 8 . 78 2 . 27 6 . 2 7 5 . 67 8 . 8 7 9 . 57 8 . 18 9 . 19 4 . 49 0 . 18 5 . 46 3 . 26 3 . 26 2 . 14 8 . 7838 4 . 38 8 . 49 0 . 28 5 . 28 3 . 99 4 . 90 . 5 7193180180180180180180180246246246246223235 2352462460 . 2 03 . 7 63 . 3 62 . 9 92 . 8 62 . 4 01 . 6 71 . 4 61 . 3 21 . 1 61 . 2 71 . 0 00 . 8 8 0 . 8 8 0 . 8 25 . 2 14 . 4 0- 7 0- 3 01050901301702102502901988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004040产能建设 高速稳产 综合治理 改善剖面控水稳油 井况损坏 可采储量 年注水量 水驱控制程度 综合含水 年产油量 自然递减 采油速度 卫 95块开发历程图 1、产能建设阶段（ 区块分为沙三下1三下 4 200米井距正方形井网交叉布井。总的生产特点表现为“三快一低”即地层能量、产量、动液面下快，弹性产率低 . 2、高速稳产阶段（ 针对开发井距小，天然能量不足，地层能量下降快的生产现状，及时完善了注采井网，并在地层压力回升后，开展整体压裂改造和提液，使油田产量逐步回升。该阶段总的生产特点为“四升一稳”即产液量、注水量、综合含水、地层能量回升、产油量稳定。 3 、 综 合 调 整 治 理 阶 段（ ： 高速强采 ，含水上升 、 自然递减加大 ， 为进一步提高水驱动用储量 ， 在沉积微相 、 储层综合评价 、 构造研究的基础上 ， 进一步优化开 发井网 ， 水驱储 量增 加72 104t， 日产油稳定在 500t，采油速度保持在 3%， 阶段含水上升率下降到 0 95， 自然递减控制在 25 。 4、改善剖面、控水稳油阶段（ 为进一步挖掘层间潜力，改善两个剖面，引进“ 策技术，开展提高分注率、注水合格率的“双70”活动；油井压裂、堵水等分层挖潜措施 ,水驱动用程度提高 10，含水上升率下降 油速度保持在 实现了特高含水期的高速、高效开发。 5、井况治理、井网局部完善阶段（ 前）： 针对区块井况损坏，常规调剖效果变差的现状。在侧钻、大修、转注恢复局部注采井网，同时加大注水结构调整力度，开展新的调驱技术先导性试验，但井况损坏加剧，平面、层间调控能力变差，严重影响区块正常开发，削弱稳产基础 。 汇报内容 一 前言 二 区块开发现状 三 区块开发效果 四 目前开发中存在主要问题 五 潜力分析 六 下步开发思路 七 下半年区块具体治理措施 二 区块开发现状 开发现状 建成油水井 124口 ， 油井 71口 ， 水井 53口 ， 注采井数比 1: 油井开井 60口 ， 日产液量 1932t， 日产油量111t， 综合含水 。 累计采油 104t， 采油速度 采出程度 自然递减 综合递减 水井开井 44口，日注水平 1965 累计注水 104累积注采比 截止到 2005年 6月： 汇报内容 一 前言 二 区块开发现状 三 区块开发效果 四 目前开发中存在主要问题 五 潜力分析 六 下步开发思路 七 下半年区块具体治理措施 三 区块开发效果 卫 95块开发效果综合评价表 一级 二级 三级水驱储量动用程度15 61% 60- 51% 36% 36- 28% 2V c 类自然递减率15 23% 类标准对比综合评价类项目 权数评价标准 2005 年指标卫 95块历年注采状况统计表 年份油井开井数日产液日产油综合含水注水开井数分注井数分注率注水总层段数合格层段数注水层段合格率采油速度自然递减含水上升率1995 58 2209 423 80 9 25 51 94 85 90 2. 4 0. 581996 58 2170 266 87 45 32 64 104 87 83 2. 14 21 3. 241997 60 2073 240 88 46 36 70 106 90 84 1. 61 30 0. 421998 61 2832 220 92 46 37 66 103 85 82 1. 36 28 2. 801999 54 1970 201 89 6 40 65 108 98 90 1. 22 18 9 92000 58 2033 192 90 49 40 68 115 109 94 1. 27 12 0. 592001 62 2039 160 92 44 33 62 109 100 91 1. 01 13 1. 602002 62 2174 136 93 44 30 53 110 108 98 0. 88 17 1. 772003 63 2037 143 92 44 24 41 97 95 97 0. 88 8. 37 8 52004 60 1908 121 93 45 23 40 91 89 97 0. 82 15 . 7920 05 60 1932 111 94 44 21 39 79 75 94 0. 71 12 0. 87近几年由于井况恶化的影响，导致区块由两套井网转为一套井网开发，分注率下降，水井单层突进严重，区块综合含水偏高，开发形势恶化。 如果不加以改造 ,必将引起含水上升、产量下降，开发指标进一步变差。 卫 95块开采曲线 水井开井数45 45464544424341 414443464346454647464446454645434240444044 444243 43414340 40 404444 4445404550日注水平2417 2457 2500 2353 2348 2381 2514 2548 2449 253621762378 2439 2271 2358 2280 2473 2252 2316 23872190 2296 2250 2176 21532374 2416 22602161 22222412 232521132331 2223 2232 22152082 2137 196518562296150022503000动液面1372 1355 1387 1412 1402 1375 1381 1388 1399 1398 1393 1413 1403 1400 1401 1401 1394 1328 134913811412146513791390 1392 1398 1397 1357 1355 1373 1332 14231439 14181382 1353 14111449 14161396 1379 1371120014001600可采储量246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 246 7 9 0 5 7 00203 200205 200207 200209 200211 200301 200303 200305 200307 200309 200311 200401 200403 200405 200407 200409 200411 200501 200503 200505卫 95块开采曲线 油井开井数61596163 63 6364626061 61 61 6160 60 60 60 60 6060616364636464646662626159595960616162 626365 65556167井口日产液2078 208122472013 1994190922071987 2007 2033 20031920 1922 1879 18811852 18761949 193220972068212520102000193820312067206021062171211320252038209021022137202021742037214720911908160020002400井口日产油154140 144129 135 134145135 128120 126 123 125 122 120113 116 116 111120136142134142131135148129141136144138139148146154154136 143145137121100150200综合含水9 2. 6 93 3 . 6 9 3 . 39 3. 0 9 3. 49 3. 2 9 3. 6 9 4. 19 3. 79 3. 69 3. 5 9 3 3 . 99 3. 8 9 4 . 39 3. 69 3. 59 3. 29 3. 093 . 4 9 2. 8 9 3 . 9 9 3 . 29 3. 2 93 . 3 9 3. 79 2. 8 93 . 29 2. 9 9 3. 49 3. 3 9 3 . 49 4. 39 3. 00203 200205 200207 200209 200211 200301 200303 200305 200307 200309 200311 200401 200403 200405 200407 200409 200411 200501 200503 200505老井综合递减老井自然递减卫 95块规律特征曲线 从水驱规律特征曲线上可看出 曲线向纵轴略有偏移 ，也反映油田实际开发状况变差。 卫 95块含水与采出程度曲线 油田含水与采出程度曲线与相渗透率曲线计算结果做的理论曲线相比较， 实际生产点都偏向理论曲线左上方 ，反映油田实际开发状况变差。 汇报内容 一 前言 二 区块开发现状 三 区块开发效果 四 目前开发中存在主要问题 五 潜力分析 六 下步开发思路 七 下半年区块具体治理措施 四 目前开发中存在主要问题 (二 )产液结构不合理 ， 大部分油井低效生产 ， 效益差 (三 )调剖工作量下降 ， 影响稳产基础 。 （一）井况损坏加剧，严重影响区块正常开发 （一）井况损坏加剧，严重影响区块正常开发 受断层活动、高压注水、腐蚀等因素的影响，井况损坏加剧，注采井网遭到严重破坏。投产以来，卫 95块共建成油水井 144口，累积出现套损事故井 98口，事故率 其中油井 45口，水井 53口。 1998侧钻、 4寸套、大修恢复 39口，但 2004年以来又新增事故井 29口。目前影响开发事故油水井有 59口，其中油井 24口，水井 35口。 落物 套损 套损+ 落物 落物 套损 套损+ 落物 落物 套损 套损+ 落物累积事故 98 13 27 5 4 33 16 17 60 21大修侧钻恢复 39 10 8 1 6 8 6 16 16 7影响开发 59 1 17 6 2 25 8 3 42 14分类合计项目 合计油井 水井卫 95块事故井统计表 - 1 1 9- 1 0 8- 6 4 6 2- 6 8- 1 1 396- c 1 5 8- 9 9- 9 1- 1 0 6- 1 1 5- 1 2 1- 6 2- 1 0 4 - 5 8- C 1 0 7- 1 0 0- 1 0 2 3- 8 8- 1 7- 6 9- 1 0 1- 1 0 9- 6 0- 5 0- 1 6 8- 5 4- C 9 8- 9 3- C 4 6- C 9 6- C 9 2- 1 1- 4 2- 1 0 3- 8 5- 9 5- 5 2- 9 4- 4 8- 7 7- 6 3- 8 6- 8 2- 4 4- 8 7- 4 0- 7 3 9- 1 2 6- 1 2 9- 5 3- c 8 0- C 7 1- 8 4- 3 8- 9 0- 1 2 7- c 8 0- 7 4- 4 595- C 3 2- 2 4- C 4 7- 3 4- 1 6 6- C 4 0- 1 3 3- 1 3 1- 3 7 2 0- 1 8 0- 1 7 2- 1 7 6- 2 6- 3 1- 1 1 8- 1 6 4- 1 7 4- 1 6- 7 2- 3 9- 3 0- c 1 2 2- 7 8- 6 5- N 1 3 3- C 6 5- 3 6- 1 8- 1 3 5- 2 2330- 5 7- 2 3- C 3 3- 3 3- 1 2- 1 3 7- 4 1- 1 4- 1 0- 2 5- 3 5- 1 962- 2 8- 2 0- 4 9事故关井带病生产 带病生产事故关井正常油井 正常水井图 例卫95块沙三下1 1 5 4- 1 5 6- 1 7 0- C 1 5 7- 1 5 0- 1 5 9- 2 0 3- 1 5 3- 1 5 2- 1 2 3- 1 0 8- 1 0 8- 1 0 8- 1 0 8- 1 0 8- 1 0 8- 1 0 8- 1 0 8- 1 0 8- 1 6 2- 1 0 4- 6 2- 6 2- 6 2- 6 2- 6 2- 6 2- 6 2- 6 2- 6 2- 1 8 4- 8 3- 1 1 9- 1 2 5- 1 6 0- 1 5 5- 1 1 3- 6 8- C 1 5 8 41 2 1- 9 9- C 5 8- 1 0 6- 1 8 3- 9 1- C 1 0 7- 1 0 0- C 9 8- C 9 6 0- 1 0 3- 1 0 1- 6 0- 1 0 9- 5 2- 1 6 8- 8 5- 9 4- 4 8- 9 5- 1 7- 8 8- 8 2C - 9 2C - 4 6- 6 9- 1 1- 4 5- 3 4- 1 2 9- 5 3- 3 8- 6 3- 8 4- 8 6- 3 7- 7 4- 7 9- 1 2 7- 4 4- 7 7- 9 0- 4 2- 8 7- 1 8 095- 1 6 6- 1 2 0- 4 0C - 4 0- 1 6- 7 2 4 7- 3 2- 1 3 1- 2 6- c 8 0- 1 7 4- 1 3 3- 1 7 2- N 1 3 3- 1 3 5- 3 9图 例正常油井带病生产事故关井正常水井带病生产事故关井- 7 3 2 6- C 1 1 8- 6 5- 5 5C - 1 2 2- 1 7 6- 3 0- 3 1- 1 6 4 6 5- 2 2- 5 7- 1 8 1- 1 3 7- 1 4- 4 1- 3 3- 2 3- 1 2- 2 8- 4 9- 2 5- 3 5- 1 062- 1 9卫95块沙三下4 95块南块西部井网现状图 19口井中， 9口井事故关井，关井率 6口井带病生产，事故率 通过侧钻、大修、转注 6口，井网初步恢复，但又新增 2口油井、 1口水井事故关井，且由于井况复杂， 3口水井无法修复待报废。 图 例9 5 - 5 0正常生产带病生产事故关井侧 钻转 注大修关井9 5 - 8 39 5 - 9 1c 9 5 - 9 6c 9 5 - 9 2c 9 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9489 5 - 39 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 89 5 - 1 0 8c 9 5 - 5 8 - 9 99 5 - 1 1 3969 5 - 7水 井带病生产事故关井图 例油 井带病生产事故关井9 5 - 5 09 5 - 9 195 5 - 9 29 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9 - 39 5 - 9 69 5- 5489 5 - 8 3c 9 5 - 4 69 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 8 - 9 9969 5 - 1 1 39 5 - 7改造前改造后图 例9 5 - 5 0正常生产带病生产事故关井侧 钻转 注大修关井9 5 - 8 39 5 - 1 0 0c 9 5 - 9 6c 9 5 - 9 2c 9 5 - 4 69 5 - 9 49 5 - 6 9489 5 - 39 5 - 1 0 49 5 - 6 29 5 - 1 5 89 5 - 1 0 8 - 58 - 9 99 5 - 1 1 3969 5 - 7改造后 卫 95块事故井统计表 事故关井 20口井，油井 11口，水井 9口。局部区域不受控，受控井减少 11口，减少受控方向 17个，其中单向受控井减少 3口，双向受控井减少 9口，多向受控井减少 5口。损失水驱控制储量 57 104t，损失水驱动用储量 41 104t，104t，日减水量 350注水减少 104降产能 63t，累计降产 104t。 套破错断套变复杂落物井数减少液量（t /d）减少受控方向减少吸水厚度（m）减少水量（m3/d）减少产量（t/d）井数减少液量（t /d）减少分注井数减少吸水厚度（m）减少水量（m3/d）减少产量（t /d）吸水厚度（m）水量（m3/d）产量（t/d）水驱控制（1 04t）水驱动用（1 04t）油井 71 5 24 3 3 . 8 4 2 11 1 11 260 35 13 140 18 53 35 32水井 53 3 35 6 6 . 0 5 2 18 3 9 17 152 350 28 17 16 52 260 18 204 610 46 41 54合计 124 8 59 4 7 . 6 9 4 29 4 20 260 17 152 350 63 30 140 16 52 260 36 204 610 99 76 86当年发现合计减少井别总井数事故井数事故率事故类型 关井 带病生产带病生产井 13口和带病注水井 17口，导致卡堵水、分注、细分等措施无法实施。 16口分注井被迫改为笼统注水， 5口井简化注水管柱，分层调控能力减弱，层间矛盾进一步加剧。 统计 11口因套损由分注改笼统水井前后吸水剖面，吸水量减少 强吸水层吸水厚度上升 事故前 81 6 15 955 0 1 81 6 01 755 5 7 138 0 0 0 20 14 15 3 数 厚度吸水 不吸水日注水量吸水强度分级层数 厚度 层数2 6层数 吸水量厚度 层数 吸水量厚度%吸水量%吸水量厚度%吸水量%厚度分类层数 吸水量厚度%厚度%吸水量%厚度 层数吸水量%厚度不能分注套损水井吸水剖面统计表 故后厚度层数套损水井事故前后吸水厚度、层数柱状图 卫 95 卫 95 95水相对均匀，但 2003年 4月套变后，因层间物性差异大，吸水厚度下降 6层 14m；层间矛盾加剧，强吸水层吸水厚度增加 水量增加 井组日产液增加 45t，含水上升 2%，日产油下降 30 60 90 日注 60 110 160 液量 3 6 9 12 油量 90 94 98 含水 1350 1500 1650 2003003004004004004004004004004004004004004004004004004004面 事故前两级三段分注 事故后 笼统 (二 )产液结构不合理 ， 大部分油井低效生产 ， 效益差 (三 )调剖工作量下降 ， 影响稳产基础 。 （一）井况损坏加剧，严重影响区块正常开发 二 产液结构不合理，大部分油井低效生产，效益差卫 95块含水分级统计表 井数年产液平均单井日产液年产油平均单井日产油含水 井数 年产液平均单井日产液年产油平均单井日产油含水2 5 1 1 4 7 5 23 4 1 1 0 5 年1 - 6 月2 0 0 4 年1 - 6 月将 2004年上半年与 2005年上半年产液量、产油量根据含水分级，可以看出，区块 2005年上半年平均单井日产液 31t，单井日产油只有 水 95%以上的井 34口，产油量 104t，占总产油量的 平均单井日产油仅 说明区块有一半以上的油井低效生产，高产出液，导致注入水的无效循环，增大了相关投入，效益差。下步限制高出水层、动用差层必将是治理该区块的主力措施。 卫95块 不同含水级别井数对比1 21124 232 261734051015202530354025 25505 25505 2550952004年1 )产液结构不合理 ， 大部分油井低效生产 ， 效益差 (三 )调剖工作量下降 ， 影响稳产基础 。 （一）井况损坏加剧，严重影响区块正常开发 三 调剖工作量下降 ， 影响稳产基础 。卫 95块历年调剖效果统计表 时间（年）调剖次数（口）年累增油（ t ）平均单井增油（ t ）1997 57 14333 3 7679 9 2869 2 2553 3 2660 0 3578 9 4530 3 2804 5块经过多年的高速开发，已进入高含水采油期，自 97年开始，运用 开发效果得到明显改善，但随着调剖次数的增加，增油效果变差。平均单井增油由 1997年的 252004年的 122t，其中 2003合聚合物、颗粒等调驱工艺 ，使单井增油量比1999 年份 调剖次数 下光管调后分注井次调后作业井次作业费用1997 57 25 20 10 651998 53 30 15 13 1151999 29 15 10 8 452000 32 23 23 5 842001 33 21 21 10 932002 40 25 25 10 1532003 29 23 23 3 872004 23 7 7 5 48卫 95块历年因调剖作业井次统计 调剖效果差分析： 不能利用原分注管柱实施调剖，影响调剖效果，增加成本的投入。分注井调剖前需要下光管，调后要停注分注，减少有效注水时间，在停注降压的过程中，一部分调剖剂返吐，一部分滞留在地层附近，从而造成埋管柱，增加调剖相关费用，增加了调剖井投入，影响了实施后的效果。 综上所述，由于高速强采、高井网密度等历史原因，以及近几年井况影响，调剖措施效果变差等原因，使卫 95块开发形势变差，下步应在 调剖工艺和药剂的选择方面下功夫 ，在实现注水结构、产液结构、措施结构、产量结构合理转移的同时，继续开展 适当调剖工作 。 汇报内容 一 前言 二 区块开发现状 三 区块开发效果 四 目前开发中存在主要问题 五 潜力分析 六 下步开发思路 七 下半年区块具体治理措施 五 潜力分析 （一）井网控制现状 （二）层系动用状况 潜力分析 （一）井网控制现状马寨油田卫 95块井网控制现状统计表 1、平面受控状况分析 目前区块建成油水井 124口，其中油井 71口，水井 53口，注采井数比 控油井 60口，其中单向受控 13口，双向受控 15口，多向受控 30口，分别占受控井数的 从现有井网平面分布控制来看，区块内油井在平面上大部分受水驱控制。 区 注采井数 井块 比 数井数井数井数井数卫 95 71 53 1 . 3 58 13 15 30 3 8 5 . 9 1 9总井数 受 控 井 受控见效差受控率油 水非受控井单向 双向 多向 或不见效 可完善井数暂无法完善井数砂 小 地质层 总 开 总 开组 号 储量 单向 双向 多向 不受控( 1 04t) 井 井 井 井井数 井数 井数 井数1 3 4 2 1 1 5 14 8 3 0 2 2 4 6 5 2 1 2 1 2 1 0 0 1 1 2 2 1 17 25 15 4 1 3 9 4 3 19 31 18 2 1 3 15 2 19 28 18 5 2 4 12 1 0 17 27 15 9 3 2 10 2 7 13 7 1 1 1 4 5 14 18 15 4 2 3 8 1 7 14 16 12 2 1 3 8 2 0 6 10 3 2 2 2 2 9 1 2 2 26 26 13 4 3 4 15 4 4 28 25 14 2 2 10 14 2 3 11 13 5 4 4 2 2 3 8 6 4 2 6 7 16 18 8 4 4 7 2 3 3 10 11 4 5 3 3 2 2 2 9 9 1 2 4 4 1 7 3 0 7 0 4 1 5 11 11 8 2 3 3 1 4 0 8 3 2 2 6 7 14 10 6 7 3 2 3 6 3 8 9 6 6 5 4 1 1 2 1 1 1 5 60 57 40 23 55 62 109 72 ）受控率（ % ）56目前注采井网受 控 井合计油井（口）水井（口）注采井数比2、纵向受控状况分析 卫95块分小层受控现状 根据区块吸水剖面、产液剖面，结合油水井日常动态变化，我们画出各层系小层水淹图，并标出目前生产井，得出区块油水井在各小层上的受控情况，从表中可以看出，区块目前油井受控率 说明区块油井在各小层动用严重不均。 总体上，目前卫 95块井网对储量的控制程度在平面上较好，在纵向上部分小层因构造、断层、岩性变化等因素影响，对水驱储量控制状况相对较差。 （一）井网控制现状 （二）层系动用状况 潜力分析 （二）层系动用状况 受沉积和成盐作用的影响，卫95块具有很强的层间和平面非均质性，平面上在断层边角地带、注采井网不对应区 ,水驱动用程度低；纵向上有半数小层不出力，高采出层和潜力层交错出现，使剩余油挖潜工作增加了难度。 统计近四年所测吸水剖面可知：吸水厚度只有50%左右，但强吸水层却占 15%左右，其吸水量占 60%，说明注水量主要进入高渗层中，区块分层动用状况差异较大，层间矛盾相对突出。 卫 95块吸水强度分类统计表 层数砂层厚度(m)吸水量占%层数砂层厚度(m)吸水量占%层数砂层厚度(m)吸水量占%层数砂层厚度(m)吸水量占%2001 44 656 1437 229 2 8 . 2 254 135 4 2 0 . 4 3 0 . 4 75 1 7 6 . 9 47 13 2 2 . 6 1 3 . 4 6 8 . 3 9 . 22002 17 260 559 100 5 2 . 5 246 68 1 7 6 . 8 3 0 . 4 25 6 5 . 2 4 6 . 4 3 5 . 4 8 . 2 4 5 . 1 152003 21 334 7 4 2 . 2 154 1 0 . 4 707 116 3 2 7 . 8 4 8 . 4 29 6 9 . 9 3 4 . 4 8 1 1 . 8 1 2 . 1 1 0 . 9 5 . 12004 23 366 8 0 0 . 7 144 1 1 . 7 047 97 2 9 4 . 3 3 1 . 7 37 1 0 0 . 7 4 4 . 6 7 1 0 . 2 8 . 8 3 6 . 5 1 4 . 8小层数层数占%5 - 1 0 1 0 - 1 5测试井层吸水强度分级( 1 5厚度占%砂层厚度(m)年度测吸水剖面井井数( 口 )小层数砂 层 厚度 ( m )目前吸水层平均吸水强度( d )卫 95块小层动用状况分类表 1、层间剩余油分布 类 3 0 2 . 0 0 1 9 4 . 9 1 6 4 . 5 4 1 0 2 . 0 9 3 3 . 8 0 2 2 9 . 8 8 7 6 . 1 2 9 5 . 8 7 1 1 9 . 0 5 3 9 . 4 2 1 8 . 0 6 类 2 4 8 . 9 2 1 3 4 . 9 0 5 4 . 1 9 1 0 4 . 0 2 4 1 . 7 9 1 7 3 . 0 2 6 9 . 2 6 7 1 . 9 3 7 0 . 5 2 2 8 . 3 3 2 8 . 5 9 类 6 1 . 0 9 2 0 . 4 8 3 3 . 5 2 4 0 . 6 1 6 6 . 4 8 3 4 . 0 7 5 5 . 7 7 3 1 . 2 6 1 2 . 4 8 2 0 . 4 3 7 .