濮城油田高含水期技术改造与综合对策

53 濮城油田高含水期技术改造与综合对策 54 目 录 一、 油田地质开发概况 . 53 （一）地质概况及主要地质特征 . 55 （二）油田开发简历及特点 . 56 （三）开发现状 . 66 二、 油田开发中存在问题 . 70 （一）井网损坏严重，油田水驱控制程度下降，需大力恢复井网 . 70 （二）油田特高含水阶段，没有油藏的整体治理，加之中加合作造成合注合采井增多，油田注采失调，开发效果得不到根本性改变 . 72 （三）油藏监测技术手段少，剩余油分析难度大 . 74 三、 油田开发潜力 . 75 （一）老区通过井网的优化恢复，水驱控制程度能达到 85%以上 . 75 （二）通过精细注水和挖潜，挖掘一、二、三类油层潜力 . 77 （三）外围滚动勘探及未动用储量的动用潜力 . 79 （四）对低产低效井改造挖潜，可进一步提高产能 . 80 四、 分类油藏的改造和治理对策 . 81 （ 一）转变特高含水油藏的开发思路，进一步提高开发效果 81 （二）沙二上 2+3油藏恢复井网、实施整体调驱，提高油藏采收率 . 83 55 （三）沙二上 4强油层改造，提高单井产能 . 86 （四）沙二下油藏优化主力层井网、重组二三类层井网，可减缓老井递减 . 89 （五）加强沙三段的储层和剩余油分布规律研究，强化高压分层注水和油层改造工艺技术实施，提高油藏采油速度 . 92 （六）结合部油藏通过储层和构造精细研究，完善注采 关系，建成稳定生产能力 . 95 五、 2003年油田地质开发部署预安排 . 96 （一）油田开发思路 . 96 （二）油田开发工作安排 . 97 六、 油田下步开发需要攻关的技术项目 103 一、油田地质开发概况 （一）地质概况及主要地质特征 濮 城油田是一个埋藏深、含油层系多、油藏类型多、非均质性严重的断块油气藏。到目前为止，油田共发现沙一下、沙二上、沙二下、沙三上、沙三中、沙三下、沙四上共七套含油气层系，正式投入开发的有濮城背斜构造的东、西、南区，文 51 块和文卫濮结 合部断块区，纵向上划分为 11 套开发层系， 33 个开发单元。上报探明含油面积 明石油地质储量 15920 104t，动用含油面积 质储量 13999 104t，可采储量 4889 104t， 56 标定采收率 濮城油田探明石油及天然气储量 区块 层位 石油地质储量 动用溶解气地质储量 108明储量 动用储量 2001 年标定可采储量104t 面积 (储量 104t 面积 量 104t 濮城主体 沙一 316 135 576 二上 1 731 731 661 二上 2+3 776 776 857 二上 4030 030 299 二下 692 692 1065 三 419 419 756 51 块 30 30 322 体小计 12894 12713 4536 合部小计 026 286 353 计 5920 3999 4889 中，濮城油田主体构造相对较简单，属于常压油藏，具有含油层系多、油层层数多、储层物性差别大、层间和平面非均质性较强、含油井段长、储量丰度较高、原油性质好、地层水矿化度高等特点，动用地质储量 12713 104t，可采储量 4536 104t；结合部油藏构造较复杂，多为深层异常高压低渗油藏，具有含油面积小、储量少、储层单一、 物性差等特点，动用含油面积 质储量 1286 104t，可采储量 353 104t。 （二）油田开发简历及特点 1、初步开发阶段（ 1980 1983 年） 57 1980 年首先投入开发了油层埋藏浅、渗透性好、储量丰度高的东区沙一、二段， 1981 年又投入开发了西区、南区沙二段，至1983 年底，投产油水井 249 口，动用含油面积 石油地质储量 8721 104t，建成年产油能力 150 104t， 1983 104t，采油速度 此阶段开发特点：储层产能高，但产量下降快 。濮城油田多数油藏的初期投产的油井都能自喷生产，而且产能较高。沙一、沙二上 1的平均单井产油达 59t/d 以上，采油强度 10t/d m。每采出 1%地质储量地层压力下降 2由于高速开发，注水工作跟不上提液的需要，油藏地层压力急剧下降，产能随之大幅度下降，不到一年的时间，单井产油降至 5d。 2、高速开发阶段（ 1984 1989 年） 1984 年后以加密井网完善为目的，连续两次调整，采用大泵，水力泵、电泵、气举等工艺手段实施强化开采，进一步提高采油速度。至 1986 年 12 月，濮城油田共有油水井 704 口，采油井 526 口，注水井 178 口，年产油达到 104t， 1987 1989 年为了实现高速开发，进行了完善注采系统、细分层系调整，使采油速度保持在 2%以上。至 1989 年底，年产油 04t，采油速度 综合含水 58 此阶段开发特点：一是强化注水和提液， 注水见效快，含水上升快。年均含水由 1983 年的 升到 1989 年的 阶段含水上升率高达 二是通过放大油嘴、下水力活塞泵、电泵及大泵提液等手段放大压差生产，增产效果显著，增 油占措施总增油的 50%以上。 3、高含水递减开发阶段（ 1990） 1990 年，由于长期高速开发，占油田 50%地质储量的沙一下、沙二上 1、沙二上 2+3 油藏进入递减期。期间油田虽然进行了一系列的综合治理工作，并在文卫濮结合部滚动开发了卫 79、文 90、卫 317 块，同时动用了沙三中 6油田整体进入了高含水递减开发阶段，产量开始大幅度递减。 1990，油田每年以1504t 的产量递减， 1995 年综合递减高达 自然递减 油田年产油 04t，采油速度 综合含水年增油1049 77 0 1 2 26 25 9 8 4 - 1 9 8 9 年产量统计表年产油10404采油速度 %地质采出程度 %占总措施 %提液措施合计井次年份 59 90%。 此阶段开发特点：继续强化注水和提液，年产液量和年注水量都达到历史高峰。年产液量由 1990 年的 1051 104t 上升到 1994年的 1273 104t，年注水量由 1990 年的 1582 104994年的 1885 104均日注水量达到 104由于含水上升过快，原油产量大幅度下降，为了弥补产量的递减，开始加大了层内及层间补孔的工作量，六年共计补孔 594 井次，104t。其中 1990 年补孔 42 井次，增油 104t，占当年措施总增油的 1994 年，补孔工作量增加到 168 井次，增油 104t，占当年措施总增油的 4、特高含水调整治理开发阶段（ 1996 2001 年） 1995年底油田含水 整体上已进入特高含水开发阶段。1996按照局“坐稳濮城”要求，我们深入地下研究，加强油藏管理，大力推广新工艺、新技术的应用， 特别是加强了外围年产油104 9 9 6 - 2 0 0 1 年新老区产量构成年产油104区 60 的滚动勘探开发和老区的局部高效调整，以及加大了跨层系补孔挖潜力度， 油田产量基本稳定， 整体保持在 11004t。但老区由于 储采失衡，水井工 作量欠帐多，油田稳产基础变差，递减加大，开发效果变差。到 2001 年，老区年产油由以前的 10010404t。 开发上有以下特点： 1）强化新老区滚动增储，加强深层低渗油藏的动用，弥补老区产量递减 1996 年以来，为了弥补老区产量的递减，加大了结合部的滚动勘探开发，我们以 800合地震剖面与地质剖面， 在文、卫、濮结合部新区通过储层研究，构造落实，新技术应用，进行滚动开发。结合部新区 先后探明了濮 85、濮 92、濮 95、濮 97、濮 98、文 98、文 213、卫 42、卫 43 等 9 个新区块，新增探明含油面积 明地质储量 884 104t；新增动用含油面积 增地质储量 978 104t，可采储量 223 104t。 结合部新区大部分属于深层低渗油藏，在储量动用上，一方面采取零星调整，上下兼顾的原则，在油藏有利部位打大斜度定向井，使新井投产后产量较高， 1999 年平均单井年产达 2478t；另一方面在注水实验的基础上进行注水开发，确保油藏高速开发，弥补老区产量递减。使结合部年产油量由 1996 年的 104t 上升到 2001 年的 104t， 增加了 04t， 基本上以 2.%以上的较 61 高采油速度开采，新区到目前已初步建成 04t 的产能 ，为油田稳产打下了坚实的基础 。 在 老区的滚动开发上，通过老井复查，抓住疑点实现突破，发现和动用了文 35 块的低阻油层以及沙三段濮 128 块、濮 67 南块，合计增加动用储量 642 104t，增加可采储量 122 104t。 2）老区油藏局部高效挖潜，获得了较好的效果 由于中加合作等多种原因，在老区油藏没有实施整体调整治理，只是在局部进行挖潜。新井部署以剩余油研究为基础，以增加可采储量为核心，利用先进的双靶、多靶井 以及侧钻等钻井技术，上下兼顾，搞好区块高效调整。统计 1996共投新井296 口，其中调整完善井 159 口，双靶及多靶定向井 55 口，局部剩余油挖潜井 70 口，侧钻井 22 口，更新井 14 口。 1996新井年产油 104t，尤其是 96新井平均单井产油达1735t，在一定程度上弥补了老井产量递减。 油井开 水井开1996 308 103 33 14 20 103 40 14 6 20 119 72 18 2 38 205 98 22 7 042 290 97 42 0 235 332 122 50 8 濮城新区断块油藏 1 9 9 6 - 2 0 0 1 年生产指标表年度动用储量 104042 3）强化油藏研究与管理，搞好油、水井措施挖潜 进入高含水开发阶段后，措施选井难度增大，加上成本控制，老井措施挖潜在 1996主要以跨层系补孔挖潜为主，补孔占措施增产比重 50%左 右。从 2000 年开始逐步转向以低渗层、二三类层的改造和见效油井提液为主， 2001 年加大了沙二上 4三段等低渗油藏分层改造力度，压裂井次与产量大幅增加，增油比重提高到 井数开井数年产油井数年产油井次有效井次年产油占比重%井次 年产油占比重%96年 689 601 8 08 268 35 40 643 2 81 324 59 86 632 9 80 277 50 35 644 9 78 257 27 87 651 08 56 321 28 67 735 27 19 362 6 53 922 1809 085 次年产油占比重%井次 年产油占比重%井次 年产油占比重%96年 11 8 3 4 8 5 3 2 5 6 7 0 3 6 0 6 8 3 7 4 2 2 1 54 14 43 01 田 产 量 构 成卡堵时间压裂补孔时间酸化 电泵合计 新井 63 在老井的注水稳产上，由于井况损坏，成本投入不足，水井 笼统改造措施多，分层改造措施少，减缓层间矛盾，增加水驱动用储量的措施少。表现在转注多、增注多、笼统调剖多、卡堵漏少、分注少、分层调剖调驱少。 4）开展先导实验及油藏综合治理，见到一定效果 1996我厂共对 12 个油藏进行了调整治理和先导试验，共实施油水井工作量 1250 井次，取得了较好的效果。累积增加水驱控制储量 104t，增加水驱动用储量 104t ，为油藏的稳产和开发效果的改善打下了良好的基础。 井次年增水量 1 04 04 04 0450 155 96 0 9 6 0 1 3 62 145 146 6 6 7 3 7 4 22 209 116 1 1 8 6 99 279 161 100 6 2 8 5 99 286 229 1 6 02 13 3 3 16 219 158 5 4 2 1 0 2 028 1175 845 89 4 17 21 14 27 04 04 047 2 8 0 6 1 184 1 4 9 7 67 5 4 0 4 5 3 2 5 1 5 0 7 6 5 1 5 5 8 61 5 41 7 8 5 18 76 驱年月濮城油田9 6 - 2 0 0 1年水井重点措施汇总表年月补孔 卡堵 分注合计 大修 转注 酸化、高压增注 64 （ 1） 策技术、深部调驱技术在沙二上 2+3 油藏取得较好效果 层内非均质沙二上 2+3油藏实施的的调剖技术使油藏在开发后期保持了较好的水平，后来由于井况恶化，形不成有效井组，效果变差。 1996，实施 375 井次调剖， 共有油井 237 井次见到效果 ,平均单井组年增油 180t，共增油 104t。 实施整体调剖和调驱前， 1995 年综合递减高达 自然递减高达 实施整体调剖和调驱后， 1996 年 2001 年层系综合递减在 间，自然递减在 间，递减大幅度下降。 控制储量 动用储量东沙一下降压开采先导实验 72 50 38 18 34 32濮 13 西停注深抽深抽 37 35 25 23 12 12南沙二上 2 + 3 先导实验 99 86 50 45 49 41 0 28沙二上 2 + 3 深度调剖先导实验 215 185 113 95 102 90 7 40 27 4 40 36 0 0南沙二下 1 - 5 层系堵水深抽综合治理81 58 42 30 39 28 39 1 块油藏以井况防治为主的综合治理50 52 36 39 14 13 28 12沙二下油藏剩余油分布规律及综合治理125 176 72 121 53 55 151 29文 51 块油藏以井况防治为主的综合治理41 51 26 36 15 15 194 + 3 综合治理研究 94 97 42 45 52 52 30 20沙二下油藏综合治理 339 242 231 169 108 73 88 178 138 132 50 46 2 个 1408 1250 840 757 568 493 96 年措施工作量2000 年97 年99 年设计油水井数完成油水井数设计油井数濮城油田 1 9 9 6 - - 2 0 0 0 年先导实验及综合治理统计表设计水井数完成水井数完成油井数新增水驱储量年月 项目 65 （ 2）文 51 块经过三年治理，开发指标得到改善 文 51 块由于 井况损坏严重， 两个递减加大，从 1998 年开始，我们在文 51 块开展了以重建和恢复注采井网，降低两个递 减为中心的综合调整治理方案，共实施 侧钻 9 口、大修 11 口、转注 10口 。 通过治理，油藏稳产基础得到巩固，开发效果得到明显改善，自然递减由 1998 年的 降到 2000 年的 综合递减由 1998 年的 降到 2000 年的 年产油量由 1998年的 04t 上升到 2001 年的 04t，有效地控制住了老井递减，实现了产量的稳升。 （ 3）沙三中 6网得到恢复，开发水平提高 濮城油田沙三中 6于井况损坏严重，注采井网严重破坏，注采失调，加之与 上部中高渗油藏长井段合采合注，层间动用状况差异大， 2000 年 油藏产量急剧下降。 2001 年对该油藏进行了综合调整治 理：在新井上通过双靶定向技术，确保多打、打全油层，同时加强更新替代油井的挖潜与滚动扩边，以增油井开井数水井开井数日产液 t 日产油 t 含水日注水15 71 8879 479 0602 21 76 8371 456 2675 17 69 8778 473 1321 15 58 8297 443 864 17 62 8897 394 0644 16 63 9286 341 980 6 - 2 0 0 1 年沙二上 2 + 3 开发指标变化表12 月生产情况综合递减 %自然递减 %年度年产液1046 加控制储量和产量；通过水井的转注，完善注采井网；通过分注、补孔完善注采对应，提高水驱动用程度；在注好水、注够水后，油井适时进行压裂引效，并利用小电泵深抽工艺，放大生产压差进行提液增油。在 调整治 理中，共计 实施 新井 25 口， 油水井措施 41 井次，其中油井 30 井次，水井 11 井次， 油藏见到了良好的效果。 2001 年产 油 104t 比 2000 年多 104t， 日产油由 96t 上升至 124t，综合递减 自然递减 分别比 2000 年降低 总之， 1996 年以来，由于井况恶化加剧，虽然做了一些调整挖潜，注水稳产的工作，老区的开发状况没有根本改善，老区储采失衡，储采平衡系数只有 驱动用程度只有 自然递减较大。 （三）开发现状 1、 2002 年 10 月开发现状 截止到 2002 年 10 月，濮城油田共有油水井 1517 口（不含 229口报废井） ,其中油井 914 口（不含 128 口报废井），开井 788 口，开井率 注水井 603 口（不含 101 口报废井），开井 418 口，开井率 注采井数比 1： 井注采井数比 1： 网密度 /单井控制原始地质储量 104t。井口日产液 32254t，日产油 2641t，综合含水 平均单井日产液 41t、单井日产油 田含水上升率 算采液速度 折 67 算采油速度 自然递减 综合递减 累计产油 104t，地质采出程度 剩余可采储量 104t， 日注水平 45052均单井日注水 108注水 1338104注采比为 积注采比为 计亏空 04段存水率 去年同期提高 田平均动液面为 1197m/均地层压力 根据油藏的地质特征和目前的开发现状，将油田 33 个开发单元分为以下六种类型： 地质储量占总地质储量可采储量占总可采储量日产液日产油综合含水占总日产液占总日产油104%104% %高渗透油藏沙一、沙二上 12866 237 884 205 上 2 + 3 2776 57 403 302 上 4 - 7 1030 99 045 199 513622 387 478 731 419 56 698 484 53 189 672 厂合计 13999 100 4889 100 32254 2641 00 100 % ）年采油速度（ % ）濮城油田分类油藏开发状况表油藏分类t %单元 68 第一类 高渗透油藏 :包括 沙一下、东、西、南沙二上 1 四个单元，渗透率一般大于 400 10质储量 2866 104t，占油田总储量的 可采储量 1237 104t，日产液 7884t，占全油田的 井口日产液 7884t，日产油 205t，占全油田的 综合含水为 采油速度 采出程度 第二类 层内非均质块状油藏 ：包括东、西、南沙二上 2+3三个单元。 平均 渗透率 70 1010间，地质储量 2776 104t，占总储量的 标定采收率 可采储量 857104t ，占总可采储量的 井口日产液 9403t，日产油 302t，综合含水 采油速度 采出程度 第三类 层间非均质低渗油藏 ：包括东、西、南沙二上 4平均渗透率 2210地质储量 1030 104t，占总储量的 标定采收率为 可采储量为 290 104t，占总可采储量的 井口日产液 2045t， 日产油 199t，综合含水 采油速度 采出程度 23%。 第四类 多油层层间非均质中渗油藏 ：包括东、西、南沙二下及文 51 六个单元。 为常压、多油层、严重层间非均质油藏。地质储量 3622 104t，占总储量的 标定采收率 可采储量 1387 104t，占总可采储量的 渗透率 140 10口日产液 7478t，日产油 731t，综合含水 采油速 69 度 采出程度 第五类 沙三段多油层层间非均质低渗油藏 ，包括沙三上 1三上 5三中 1三中 6为常压、低孔低渗储层油 藏。 地质储量 2419 104t，占总储量的 可采储量 756 104t，占总可采储量的 平均渗透率 5 1010口日产液 2698t，日产油 484t，综合含水 采油速度 采出程度 第六类 文卫濮结合部复杂断块油藏 ：包括卫 79 块、文 90块、文 213 块、卫 317 块、卫 42 块、卫 43 块、濮 85 块、濮 95块、濮 97 块、濮 98 块、文 98 块、濮 92 等 12 个断块区，多为异常高压油藏，地质储量 1286 104t，占总储量的 可采储量353 104t，占总可采储量的 目前日产液 2189t，日产油 672t，综合含水 采油速度 采出程度 2、 2002 年总体开发形势及开发指标完成 2002 年，濮城油田在沙三中 6区沙二下油藏分别进行了整体调整和技术改造，在外围新区进行了零星调整，取得了一定效果，但由于整体调整力度不够，油田积累问题严重，开发形势没有大的改观。 预计 2002 年年产油 95 104t，新井产量 104t，措施产量 104t。 与 2001 年同期相比，表现为 年产液、年产油下 降，年注水、综合含水上升，自然递减、综合递减加大。 70 二、油田开发中存在问题 （一）井网损坏严重，油田水驱控制程度下降，需大力恢复井网 油田经过 23 年的注水开发，因膏盐层广泛发育、地层矿化度高、注水强度大、作业频繁等原因，造成每年的套损、井下落物等事故井较多，而每年油水井大修速度又低于新发生的事故井数，使油水井事故井越来越多较多。统计 96，油水井共损坏当年原油 年均产量 含水104t %2 0 0 2 年 配 产 3 10 0 1 年 完 成 27 19 0 2 年 预 计 12 20 - 配 产 9 0 15 油措施产 量 组 成 1 04t 递减%综合递减老井自然产量新井井数濮 城 油 田 2 0 0 2 年 开 发 指 标 预 计 完 成 1 04t 1 04注水产油项目合计油井水井小计油井水井小计油井水井小计油井水井水驱控制储量水驱动用储量可采储量沙二上 1 176 85 91 45 16 29 11 6 5 20 10 10 14 0 14 29 1792 193 130 61沙二上 2 + 3 268 155 113 63 25 38 19 15 4 25 5 20 19 5 14 45 2348 257 124 78沙二上 4 - 7 148 88 60 51 21 30 12 6 6 29 13 16 10 2 8 50 1620 136 79 33沙二下 258 153 105 69 23 46 12 5 7 47 15 32 10 3 7 69 2760 266 168 49沙三 270 162 108 48 29 19 8 6 2 35 18 17 5 5 0 87 1026 170 101 82小计 1181 698 483 276 114 162 62 38 24 156 61 95 58 15 43 280 9547 1022 603 303W 5 1 112 70 42 31 9 22 5 2 3 15 2 13 11 5 6 27 1188 109 69 16新区 224 146 78 22 13 9 4 3 1 14 7 7 4 3 1 55 441 32 19 13二厂合计 1517 914 603 329 136 193 71 43 28 185 70 115 73 23 50 362 11176 1162 691 332日注水能力 ）影响开发的事故油水井数合计濮 城 油 田 2 0 0 2 年 1 0 月 事 故 油 水 井 统 计落物 + 套损油井水井落 物 套 损 损失储量 104t 71 360 口，而同期仅修复油水井 335 口。目前 影响开发的非报废事故油水井数 329 口，占油水井总数的 其中油井 136 口 ，占油井总数的 目前带病生产的有 102 口，关井 34 口；水井事故井有 193 口，占水井总数的 目前带病注水的有 95 口，关井 98 口；在目前开发中急需通过大修、侧钻修复的油井有 70口、水井有 97 口。 大量事故井最直接的影响有以下几个方面：一是影响油田开发调整和治理；导致油井受效方向减少，从而进一步造成油井产量的下降 。 329 口事故井水驱控制储量损失 1162 104t，水驱动用储量损失 691 104t，减少日产油能力 362t，减少日注水能力 104量井况问题井的存在不仅严重影响注采井网 的完善，而且还影响到油田的开发调整和上产治理措施的实施，尤其是给措施挖潜带来了许多困难。 开发较早的油田老区油藏水井损坏最为严重： 524 口水井中有影响开发的事故井 184 口，其中井网需要而无法利用的水井共 96口 ； 1995 年到目前这一区域的油井开井数增加 110 口，而注水井开井数却没有增 加多少，开井的注采井数比由 1： 低到 1：井受效方向由 注水量 1849 104到 1482 104驱控制程度目前仅为 2002 年地层压力比 96 年下降 液面由 1097m 下降到 1197m。大量无法利用事故井的存在，使油田控制储量下降，注采井网失调， 72 不受控井和单向受效的油井增多，含水上升和能量下降的油井增多，比较严重的单元有：南区沙二上 4、南区沙二上 53 块、西区沙二上 4区沙二下等。 （二）油田特高含水阶段，没有进行油藏的整体治理，加之中加合作造成合注合采井增多，油田注采失调，开发效果得不到根本性改变 油田进入特高含水阶段后，由于各种因素的影响，老区油藏缺少整体治理，油藏治理手段简单，使油藏注采失调，水驱控制和动用程度较低，稳产基础较差。其 中沙一下油藏井况损坏严重， 1997 年采取了水井停注，降压开采，油藏产量下降；沙二上 1 油藏局部停产和局部强采强注，开发形势变差；沙二上 2+3油藏在笼统调剖的基础上，没有分层注水，纵向上动用效果变差，后期产量下滑；沙二上 4井产能低，没有进行整体调整，油藏采油速度较低；多油层沙二下油藏和长井段深层低渗沙三段油藏由于注采井网失调，大部分合注合采，油藏稳产难度大，递减大。 在 19971999 年的中加合作期间，油田主体油藏采取了大力度的跨层系补孔，造成合注合采井数大幅度增加，虽然 2000采井由 2000 年初的 298 口下降到 247 口，合注井由 122 口下降到 92 口，但由于受井况和产量压力的限制，目前利用的合采、合注井在总开井数的比例依然 73 较大：分别为 由于渗透率和油藏水淹程度的较大差异，致使合采井平均日产液量高于单采井 24t、平均含水高于单采井 百分点，合注井在本层系注水层中仅有 14%的层吸水、平均吸水强度仅为 d m，水驱动用程度的大大降低，导致油藏的正常开发受到严重影响 。 油藏合注合采井增多，使很多井油层多、高含水层 分散，在分层调剖堵水、高压分注、分层改造等方面实施难度加大。动用二、三类层缺乏配套的成熟开发技术，目前常规的卡堵水、单层挤堵，效果差；全层位挤堵技术由于施工周期长、有效率低，没有推广应用。 近年来为改善层间动用状况，采取一级两段和两级三段等方式在 102 口井上实施了分注，其中有 33 口是将合注的层系简单分开，有 69 口井通过分注将主力吸水层分开进而调控其水量，不能很好的起到启动和加强二三类层的目的。尤其是含油小层多、层间渗透率差异大的的沙二下（包括文 51 块）和沙三上油藏，水井射孔层数一般都在 20 层以上，层间渗透率 级差大、主力强吸水层分散、水淹程度差异大，长井段分注不能满足目前控制主力层、加强二三类层的注水需要。 统计近两年水井分注前后所测 64 口井的吸水剖面表明：分注后吸水厚度百分数为 仅比分注前提高 二三类层吸水厚度只有 仅增加 74 总之，油田井况差，合注合采井多，油藏长期缺乏整体的调整治理，使正常注采井网破坏，动用程度只有 油田稳产基础无法一时得到根本改变，开发效果较差。 濮城油田 2002 年 10 月分类油藏水驱状况统计表 分类 油藏 地质 储量 104t 标定采收率 % 可采 储量 104t 水驱控制 水驱动用 累积 产量 104t 采出程度 % 储量104t 程度 % 储量104t 程度 % 沙一、沙二上 1 2866 1237 2220 623 208 沙二上 2+3 2776 857 2136 366 42 沙二上 4030 299 734 34 36 沙二下、文 51 3622 1387 2751 510 095 沙三段 2419 756 1819 298 74 濮城外围 1286 353 794 04 01 合计 13999 4889 10454 634 955 （三）油藏监测技术手段 少，剩余油分析难度大 油田进入高含水开发期后， 剩余油研究是开发工作中的难点和热点，由于这一时期地下分布十分复杂，凭借一般的动、静态资料，要准确确定剩余油的分布非常困难。测井解释的水淹层及油层往往和结果不一致，通过密闭取芯可以确定油层中剩余油饱和度，但成本较高，应用地球物理测井法确定剩余油存在着测量误差和局