文明寨极复杂断块油藏高效开发的做法

1 文明寨极复杂断块油藏高效开发的做法 摘要： 本文介绍了文明寨极复杂断块油 藏 注水开发后期 ， 针对 存在的局部构造认识不清、注采井网不适应剩余油分布 等 问题， 通过 开展构造认识 和剩余油分布 研究，及时 实施 注采完善 和 细分 层系 注水 ， 建立适 应 剩余油分布特点的注采系统， 配套 应用 适 合 油藏地质 和 开发特点的 工艺 技术 ，实现了 油田 “十五”期间 继续保持高效开发。 一、基本情况 文明寨油田位于东濮凹陷中央隆起带北端，是一穹隆背景下被断层复杂化的极复杂断块油田， 含油面积 油地质储量 2658 104t， 目前标定 可采储量 1054 104t，采收率 主要地质特征 一是 断层多、断块小、构造极复杂 ：纵向上垒堑相间平面上纵横叠加， 共有 218个含油小断块 ， 面积 最大 的 地质储量集中在含油面积小于 构造复杂程度居国内复杂断块油田首列 ；二是 储层物性较好 ， 层间非均质性严重 。 平均孔隙度 平均渗透率 420 10层间渗透率变异系数 进系数 是油藏埋藏浅， 含油井段长 ，含油丰度高 。 油藏埋深 1360发育沙一至沙四 7套含油层系 24个砂 组 、 85个含油小 层 、 962个含油砂体，平均 单井油层 有效厚度 田储量丰度为 104t/油藏原始地层压力 始饱和压力 面原油密度 水粘度比 综上所述，文明寨油田是一个埋藏较浅、常温常压、多油层、非均质较严重的层状中高渗透极复杂断块油 藏 。 文明寨油田于 1979 年发现 ， 1982 年 6 月投入正式开发 ,到 1984 年建立初步注采井网 ； 1985，通过井间找对应 ,层间找连通 ,提高注采对应程度 ,采油速度在 3%以上稳产 3 年 ,但 到 1989 年 因层 间矛盾加剧， 阶段含水上升率 老井自然递减 高达 为此 从 1990 年 始 开展了以 深化构造认识、 强化油藏动态监测 和 搞清剩余油分布为核心的基础研究， 1990 对明一东、明一西等单元，有计划分阶段整体部署差层注水井网，先后转注差层注水井 21口，增加水驱动用储量 104t。 1995 年到 2000 年 开展 井网重组和注采结 2 构的 精细 调整， 进一步 提高水驱动用程度， 实现油田 连续 五年保持 稳产 ， 被评 为全国“八五” 、“九五 ” 高效开发油田。 2001 年以来 ，针对 油田高含水开发后期 局部 构造 认识 程度不 清、 井况 恶化和非均质矛盾加剧 造成 开发效果变差的 状况 ， 坚持动静结合， 强化 构造和剩余油分布 研究 。 通过 实施 滚动扩边、 局部加密 井网和 细 化 开发层系， 不断完善注采井网，努力调整注水 产液结构， 增加动用 地质 储量和 可采储量 ，实现了 油田 高含水 开发 后期 继续保持高速、高效开发。 文明寨油田开发历程曲线1 . 4 4 2 . 1 02 . 6 4 2 . 6 4 2 . 6 0 2 . 0 81 . 5 5 1 . 3 4 1 . 2 6 1 . 2 5 1 . 2 0 1 . 1 1 0 . 9 6 0 . 9 1 0 . 8 9 0 . 9 0 0 . 8 8 0 . 9 4 1 . 0 3 1 . 0 0 0 . 9 6 0 . 9 3 0 . 9 718319019417816816117020219919420516516218619218617716413711710675442 3 . 85 1 . 13 5 . 35 1 . 66 4 . 96 4 . 86 3 . 83 8 . 13 2 . 8313 0 . 8 2 9 . 52 7 . 22 3 . 62 2 . 42 1 . 822 2 1 . 72 3 . 22 5 . 32 4 . 6 2 3 . 72 2 . 984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005060120180240300360年产油年均含水年产液年注水采油速度二、文明寨油田 “十五”主要开发成果 1、 年产油量逐年上升 年产油从 1999 年的 104t 上升到 104t，上升 104t。“十五”期间 生 产 原油 104t，比“九五”多 生 产 原油 104t。 2、 可采储量增加，实现储采 超平衡 与 2000年相比：动用地质储量增加 222 104t，水驱控制储量增加 301 104t，水驱控制程度提高 水驱动用储量增加 104t，水驱可采储量增加 180 104t，标定采收率 达 提高 百分点 。阶段储采比达 3 3、 地层能量稳定上升，老井自然递减明显减缓 2005 年与 2000 年对比， 地层 压力由 升到 能量 保持稳定 回升 ； 综合含水 得到有效控制 ，“十五”期间平均综合含水 比“九五”下降 百分点 ，阶段含水上升率 老井 自然递减 由 降到 减缓 百分点。 4、吨油耗水量 和 吨油成本 基本保持 稳定 项目 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005吨油耗水量 油 比 18 625 628 635 633 635 629 625 623 628三、 “十五” 油田 开发的主要做法 （一） 精细油藏构造研究，不断提高极复杂断块油藏认识 文明寨油田的开发过程表明，通过逐步细化断层、断块认识， 不断完善和优化 注采井网，是复杂断块油田取得良好开发效果的关键。 文明寨油田构造认识的特点：“认识 实践 再认识”，每一次构造研究的新认识应用于实践，都能改善油田 开发 效果 ； 每次开发中的实践，都能给构造认识带来新的突破。 评价和详探阶段，通过对主干断层的认识 ， 1982 年 油田正式投入开发。投入开发后，进一步深化断裂系统研究，在研究和深入的过程中认识三级、四级小断层，通过“井间找连通，块间找对应”实现逐步注采完善；进入高含水开发期后，通过进一步深化低序级断层认识，油田注水开发效果不断提高，油田实现十五年稳产 。油田每次构造研究的新认识，都对油田开发产生了重要影响。 1、断裂系统发育规律 20 多年通过对文明寨油田构造认识的逐步深化，得到一些规律性认识，这些规律性认识对于逐步细化断裂系统 的认识有着重要的指导作用。 一是文明寨构造格局的主控因素是断裂系统。该区平均构造幅度仅 100m，而断层落差 500m，反映主干断层先形成，目前的断背斜形态是由于主干断层拖曳地层形成。 4 二是塑性褶曲不发育，如果一个断块内有地层产状的急剧变化，表现出强烈褶曲，很可能在断层断块的组合上有错误。 三是向上绝大多数断层都未穿过馆陶组底剥蚀面，向下主干断层穿过中生界致密红层不整合面。 四是单一的正断层。 五是正断层系统定向性差，表现为走向多变，时常出现弯曲的断层，时常出现断层的分叉与合并。二级断层方向比较固定，但也有局部 的弯曲。三级断层走向往往与二级断层有很大的交角，甚至近于正交。低序级断层都是在非常局部的构造应力作用下产生的，走向不固定，终止于主断层上，然而区域拉张力仍有一定控制作用，相对来说平行区域构造走向的还是略多一点。 六是正向构造周全度低，正向构造的形状非常不规则。几乎没有四翼齐全的背斜和弯窿构造。 七是低序级断层纵向上很少能通过大段泥岩。多数此类断层倾角比较陡，在60之间。 2、 利用三维 地震 资料落实边界大断层伴生次级断层 极复杂油藏经过多年的开发实践，主要构造特征、油气分布的主要控制因 素认识比较清楚，但 是受构造复杂性及技术手段的限制，对油藏内部小断层及 边界大断层伴生次级断层 的认识还不够完善，而这些小断层的存在影响极复杂断块油藏的注采完善和储量动用。文明寨油 田 主要受 走向北东、倾向东南的明 5 断层和走向 北东东而倾向相反的卫 7 断层 和明 14 断层控制 ， 断层落差 300左右。这些 边界断层走向、倾向、落差较明确，落实程度较高，但由于过去仅有二维地震 资料 ， 边界 上钻井资料少，边界大断层伴生次级断层落实程度低， 如 油田 东北部 、 明 5 断层北东延伸部明 96、明 193、明 27、明 29 井一带。 2001 年采集的文明寨油田三维地震资 料面积 120覆盖文明寨油田，为文明寨油田的构造精细解释提供了条件。 2003 年通过 人机联做构造 精细解释，利用钻井、测井等资料在地震剖面上进行层位标定、时深转换和井斜校正，分区块、分单元编制了油层顶面构造图， 进一步深化了 边界大断层伴生次级断层 认识 ： 5 卫七断层、明 5 断层的伴生断层位置均发生不同程度的变化。 通过对构造进行重新认识，先后发现和动用了明 398、明 378、明 429 和明449 断块， 落实动用地质储量 222 104t，增加可采储量 104t，新建产能 8 104t。 如 明 398 块 ， 2004 年 通过对明六块边部构造进行重新认识 ： 原来认为在明96 井东沙三上、沙三中的主要含油层断 缺 而不含油 ，通过应用三维地震及钻井资料的精细构造解释，进一步深化了对明 5、明 23 断层的认识，在明 96 井以东发现存在沙三上断块， 据此部署滚动扩边井明 398和明 399两口井落实构造边界。明 398 井 2004 年 7 月完钻，完钻井深 2300 米，在沙三上见到良好油气显示，电测解释沙三上油层 8 层 ， 8 月份射开沙三上油层 2 层 投产，初期日产油 水 50%。初步圈闭明 398 断块：东倾的明 5 断层向东北延伸和西倾的明 33 断层以 及内部新发现的明 96 断层、明 398 断层形成一个断块区。 圈定含油面积 效厚度 ，落实可动用地质储量 97 104t。 沙三上油藏位于东倾的明东断裂带北部的一个夹缝带内，受断裂带内反向断层的切割，在剖面上为一菱形断块，平面上呈北东长条状展布 。三中油藏处于西倾的明430 断层与东倾的明 440 断层构成的垒带上，内部被一系列次级断层切割形成复杂的断块构造，断块呈北东向展布。 2005通过打调整井 10 口，投、转注 5 口，实施早期注水，形成较为完善的注采井网。目前该块油水井总数 15 口，其中油井 10 口，水井 5 口，注采井数比 1： 2，水驱控制程度 水驱动用动用程度 新建产能 104t。 3、 断块 内部构造研究以多方向的油藏剖面加密为基础， 综合 应用 各 种监测资料和 注采 动态反应资料，逐步提高对低序级断层的认识程度 构造复杂是 文明寨 油田 最大的特点，断块最大含油面积不超过 地层倾向各部位不一样，北部北倾，东部东倾，南部东南倾，略显鼻状。一口井穿过多个断块、多套层系，要分析清楚它与不同方向、不同距离的注水井或生产井的关系，没有足够的油藏剖面，很难建立起地下构造形态的立体概念。因 此首先要 6 编制建立大量油藏剖面，其次 由于断层太密集，地层难以对清，加上地层倾角变化大，断层组合存在多解性，必须应用 各 种监测资料和动态反应资料，建立规律性的构造格局，才能 合理组合断层。 （ 1） 加密多方向油藏剖面，合理组合内部断层 文明寨油田大的构造格局较为明确，但众多低序级断层一般落差 20，有的还不到 10 米，延伸长度一般只有数百米，一个断层只有一二口井钻遇。由于单井钻遇断点多，为保证断层组合正确，我们编制了各个方向的油藏剖面。到目前编制油藏剖面 412 条，绝大多数井都通过了 3 个以上方向的剖面，建立了每口井 在地面和地下空间概念，根据油藏剖面图落实和修改了 5 个层系井位构造图，从而为完善注采井网打下了基础。 （ 2）综合运用各种测井、测试技术，深化低序级断层认识，调整挖潜剩余油 由于断层多，内部部分小断层仍然难以识别，对于这些断点密集，地层难以确定的地方，结合综合信息（如 测得的压力差别， 料指示的断点位置，试采动态资料等）深化低序级断层认识，做到每个断点落差、层位尽量准确。 料应用 本区构造复杂，断层多，断块多，搞清小断层的分布规律难度比较大，而这些小断层，影响着井间相互关系的认识，影响 着开发挖潜措施的实施及开发效果的提高，注水开发以后，一般情况下，接近原始压力的高压层多处封闭断块，压力系数下降的层段有对应井注采，压力剖面反应突变点附近即为断点位置。通过得的地层不同层段压力的变化情况，可以确定邻井之间的连通关系，修改对井区构造的认识。在极复杂断块油藏， 料的测试和分析显得尤为重要。如根据新明 127 井 合分析发现明 31 含油断块。 料也可指示断点位置。 本区的各井往往要钻穿几个断块，而不同的断块具有不同的产状特征，根据钻遇井段内地层产状的变化，可以确定断点的位置 ，提高地层对比的认识。 例如明 390 井的区块地层及构造产状确定比较困难，利用明 390 井 试资料确定该块地层倾向东南。 7 生产动态资料的应用 一是应用示踪剂监测资料分析井间连通状况。如：明 159 井组示踪剂监测发现卫七、明 145 分属两个小断块，对明 145、明 180 井的沙二上 2 层段补孔，日增油 8得较好效果。 二是应用剩余油资料分析层间动用状况，验证构造合理性。剩余油测井解释的未水淹层可能无对应注水井，也可能由岩性变化引起，实际工作中应区别对待，仔细求证。如：明 117 井 C/O 测井资料表明沙二上 4 5砂组未水淹，进一步分析认为该井与明 189 井分隔，为单井单块，挤堵对应高含水层后补开沙二上 4 5生产，日增油 379 井通过水淹层测井综合分析，认为沙三上油层与水井明 114 不连通，处于原始未动用状态，补孔该层生产日增油 8t。 三是应用新井水淹层测井资料分析层间动用状况，结合邻近注水井注入剖面，帮助进行对比。如明 388 井，上部沙三上层系的砂组分层难度大，无法准确判断。通过对明 388井和邻近油井明 124井的水淹层测井解释资料进行综合分析，结合邻近水井明 353 井的历次吸水剖面，准确地划分出了沙三上 层。 四是动静结合验证连通关系。文明寨油田储层物性好，连通井注采反应周期短，若注不进或采不出、长期无明显见效迹象，则一定不连通。如：明 217 井转注后原认识同属一块的明 367、新明 128 半年不见效，而认识处于下降盘的明 246井见效见水含水上升，水井动态调水后又见效增油明显，综合分析证实明 217与明 21、明 246 同处一块，缩小井距后注采反应加快。 4、通过部署加密井 深化 内部疑难小断层的认识 通过上述方法，仍无法认识清楚的区域，通过开展合理井网密度等一系列基础研究，进行经济效益界限评价，优选储层发育稳定、油层厚度 大、储量丰度高、井距合理的区域实施加密，用新钻井资料进行构造再认识，之后再进行井网调整和完善。 明 6块 目前井网密度 通过开展合理井网密度等一系列基础研究，要达到最优井网密度 38 井 /可补打加密井 13 口，总井数达到 83 口，最优井网采收率应达到 40%左右。从经济效益的角度考虑，在现有油田开发技术和财 8 税体制下，单井经济储量界限估算为：单井控制地质储量 104 t，单井可采储量界限 104 t。以此为依据， 2004 年 优选 7 个 区域 （明 112、明新 129、明侧 129、明 211、 明 115、明 206） ， 井距在 100间，油层厚度在 30 米以上，单井可采储量大于单井可采储量界限， 实施加密 调整 井 10 口。 通过井网加密进一步深化了构造认识，新落实断块 7 个，落实了 9 个井组 25 口油水井注采对应关系，实施转注 2 口，分注 3 口，调剖 2 口，增注 1 口，增加受效方向 10个，原来有注无采、有采无注的状况得到改善，增加水驱控制储量 21 104 t，增加水驱动用储量 12 104 t，增加可采储量 104 t。 典型井（明 389 井）：该井所处区域虽然构造复杂但钻遇油层厚度大，精算井距与单井控制储量后进行部署， 2004 年 6 月 10 日完钻，钻遇沙二下、三上、三中、三下油层 20 米 /10 层、水淹层 /17 层，增加地质储量 5 104t，增加可采储量 104t。年 6 月 24 日投产时选择邻井产能高的沙三下 7 油层 2 层，投产初期日产油 39.5 t，含水 1%，目前日产油 水 3%，已累计产油 5031 t。在进行精细分层及构造认识后勾划出沙三下这一井区的构造井位图及含油面积，为此区域下步的井网重建奠定了基础 ，后续部署的明 377 井2004 年 12 月完钻，钻遇沙二下、三上、三中、三下油层 /16 层、水淹层 /11 层，构造得到进一步落实，落实沙三下含油面积 实可动用储量 5 104t。 上述方法综合应用，相互印证，深化了断层、断块构造认识。结果表明：油田基本构造格局不变，内部断层有较大变动，共落实修改断点 168 个，修改断层58 条，绘制分砂组项面构造图 24 张，结合油藏剖面，发现新断块 18 个、新增可动用储量 104t，合并断块 6 个，增加水驱动用储量 104t。 （二）精细 油藏开发，不断提高水驱动用储量 在构造、剩余油研究基础上，以最大限度提高井网对剩余可采储量的控制为目标，以调整、更新、侧钻、大修和转注为手段，优化目的层井段，完善注采系统，提高水驱动用储量。 9 2003共实施 油水井 侧钻 31 口，同时加大转注、大修和油水井对应补孔等工作力度，实施转注 56 井次（其中差层井 21 口）、油水井大修 35 井次、补孔 244 井次，增加注采连通厚度 /334 层，增加水驱动用储量 104t，注采井数比由 2002 年的 1： 86 提高到 1:加受效方向 126 个，年 注水见效增油由 2003 年的 104t 上升到目前的 104t，注采系统得到重建和优化，地层压力稳定上升 。 1、 构造新落实区 实施早期注水，及时注采配套完善 2003 年以来， 通过对构造进行重新认识，先后发现和动用了明 398、明 378块等优质储量， 初期地层压力和产能较高，但由于注采完善程度低，地层能量及产能下降快。统计 12 口新井，平均生产 82 天后日产液量下降 122t，日产油量下降 71t，平均单井日降液 10t，日降油 油降幅在 50%以上， 平均 动液面下降 402 米 。针对这 一状况，对新建产能区 一是 根据构造极复杂、断块小的特点，注采井网部署上采取一注一采、两注一采或一注二采的方式 实施 不规则点状注水 ； 二 是及时注采配套完善 ， 实施早期 （同步） 注水 ，及时补充地层能量 。 2003 年以来转注 9 口井。增加水驱控制储量 104t，104t。 明 398 块 2005 年 11 月转注明 431 井，层位沙三上 2，油压 计注水 2843 应油井明 434、明 438 分别于 2006 年 4 月、 5 月底补孔三上 2（原始压力系数 井组日产液由 升到 产油由 5.0 增油 d,综合含水由 降到 下降了 百分点，累计增油 1127t。 通过先期注水补充地层能量实施调整挖潜措施，取得了很好效果。 2、 实施井况治理，及时恢复和优化注采井网 文明寨油田受构造复杂和长期注水开发的影响，油水井事故损坏严重， 事故井 损坏速度 日益 加剧， 每年新增事故 油水井在 20 口 以上，严重影响油田的正常开发 。 2002 年 12 月开展 的 井况调查结果 表明， 目前影响油田开发的事故油水井69 口 ，减少水驱控制储量 180 104t， 减少 水驱动用储量 118 104t， 影响 水驱可采储量 48 104t。 其中事故油井 29 口 ， 事故直接关井 9 口，日减少产能 47t； 10 事故水井 40 口 ， 9 口水井套破关井， 31 口 水 井因套损无法分注，减少有效日注水量 612事故油水井影响，注水井分注率只有 比正常时低 10%以上 , 17 口 注水 井因套管缩径无法按开发要求细分，致使分层改造、分层动用工作受到制约 ,对应 55 口油井含水上升，日减少产能 45t。统计 15 口井吸水剖面，减少吸水厚度 ， 吸水厚度 下降 针对油层埋藏浅、物性好的地质特点和井况损坏现状，应用 更新、 侧钻、 换井底 、 悬挂四寸套、 补换套等技术 恢复完善注采井网，依据剩余油分布状况优选井层、优化射孔，实现差层采油和和差层注水，提高、类差层动用。 2003年以来，实施油水井 更新 11 口、 侧钻 挖潜断层遮挡高部位及滞留区剩余油 31口、 换井底 5 口、 下四 寸套 建立差层 井网 16 口、大修 19 口，恢复水驱控制储量262 104t，恢复水驱动用储量 104t。 3、 特高含水区块细化开发层系， 重组 适应剩余油分布的 注采井网 文明寨油田开发初期划分了五套开发层系，但因构造太复杂、认识程度低、井网较稀，分层系开发平面上控制差，注采对应程度低 。所以注水开发一年多就调层补孔打破层系界限，初期增加了油井生产厚度和注水井平均注水厚度，但加剧了层间矛盾 。为 此 1990在 构造 相对简单 的 主力单元 明一 块 （地质储量1137 104t，占文明寨总量的 部署差层井网， 实施 分层系 开发 ：明一西分三套开发层系，明一东分两套开发层系 开发， 实现了 文明寨油田 “八五”高效开发 。 “九五”末 明一东、明一西块已 进入特高含水 开发 期， 随着长期注水开发，严重的层间非均质性不断加剧，在物性好、水驱控制高的井区水线推进速度达到10m/d 左右，个别井还喷出调剖剂，单靠大井段分 注和调剖堵水已难以解决，因此开始以断块区为单元，应用数值模拟和油藏工程 方法 开展剩余油分布研究，重新建立适应剩余油分布的注采井网。 研究成果表明，文明寨油田剩余油主要分布在：一是构造复杂区、注采不完善区、砂体变化区、事故井区和断层附近；二是沙二上 2砂组高部位； 三是 沙二下至沙四层系中交互出现的厚度小于 2m 的薄差层；四是厚油层顶部水淹较轻，含油饱和度一般大于 40%。根据剩余油研究成果 ， 细化开发层系，重建适应剩余 11 油挖潜的注采井网 。 实施后 增加水驱控制储量 104t，104t，增加可采 储量 39 104t。 明一西块从 1990 年开始以 沙 一下二上 1、 二下三上 、 三中三下三套开发层系开发， 2002 年底区块采出程度为 综合含水为 井网密度为 /进入“高含水，高井网密度，高采出程度”三高开发阶段 。 根据明一西块开发中存在的问题及储层情况，把沙一下至沙三下 细分为 5 套 开发层系 :沙一下二上 1，二上 2、沙二下、沙三上、三中、三下，每套层系具有一定的储量基础，流体性质上比较相近，渗透率级差中等水平。 具体做法： 一是对 边水较活跃的一下二上 1 井网通过 挤堵抽稀，井距拉大到300 之间，仅在高部位保留采油井点，减少无效注水量、无效产液量，有效控制油井含水； 二是 在剩余油富集区，利用一下二上 1 以及二下层系高含水油井改采，重建二上 2 井网 ； 三是 调整二下三上层系为二下、三上两套注采井网，原合注水井通过打塞、挤堵等手段实现分层系注水 ,利用封隔器实现层系内细分 ,由一套开发井网变为两套开发井网，井距适当拉大 50 米； 四是 通过打调整井、大修、转注建立三中三下井网 ,井距控制在 150 之间。 明一西块层系划分依据评价表 明一西层系细分对比表 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层系内小层数 5 9 17 14 15地质储量 00 井注采井数比井距 受控率五套层系油井 水井注采井数比井距 受控率一下二上 15 4 1 ： 1 . 2 5 350 100抽稀井网，控制含水二上 2 10 200边水控制高部位部署油井，充分利用边水能量小计 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转注、大修恢复完善井网层系归位，优化为两套层系，提高层间动用程度200 100二下三上33 21 1 ： 1 . 5 6 150 0 1 ： 0 . 8层系调整前 层系调整后具体对策 12 通过方案的实施 ，优化重组五套开发井网 ,注采井数 比控制 在 1： 井受控率由 82%提高到 88%，增加受效方向 33 个，其中不受控井减少 8 口，单向受控井减少 10 口，双向受控井增加 12 口，多向受控井增加 10 口，区块水驱动用程度由 高到 提高 百分点，可采储量增加 104t，提高采收率 百分点， 区块开发效果 明显变好。 明一西块 2002发指标对比表 （三）精细注采管理，控制油田含水上升 在日常动态管理上，严格落实“日观察、周分析、月总结 、季调查 ” 的 动态分析管理制度，突出一 个“快”字，加快了信息反馈处理速度，发现异常变化及时分析，在最短时间内采取措施，大大提高了工作时效性，使分析成果很快转化为生产力，解决了注水、含水、能量、液量之间的矛盾。针对文明寨油田“地层中、高渗，见效速度快” 的 特点，通过探索形成了一套行之有效的注水调配管理方法，调水上变过去被动调水为主动调水，在调水上确定了“超前、整体、到层”的调水原则，根据不同井组、区块、油藏特征，通过日常调水资料统计分析，界定出每个区块不同注水见效周期，确定出动态调水周期。根据吸水剖面资料，及时停注或限制高吸水层，启动或增加弱吸水层 水量，本着“控制高渗透层注水强度，加强低渗透层注水强度”的配水原则，实施多方向、多井点注水，控制单井注水强度，减缓水线推进速度，达到油田稳产及控制含水上升过快的目的。通过不断探索，找出了一条适合文明寨油田调水的新路子：根据吸水剖面及动态资年份水驱控制储量水驱动用储量年产油量综合含水 自然递减 综合递减2002 3 料，超前预防性的调水；与油井措施配套式的调水；周期性的调水。 超前预防性调水就是根据剖面资料及动态资料，进行主动调整各层配水量，改变过去发现含水上升（能量下降） 观察落实 水井调水或停注的被动式调水，使油井维持在合理的含水和能量状态下，减少因含水上升或能量下降 导致的产油下降；剖面改善后调水就是在水井实施剖面改善措施，缓解层间矛盾，改变驱油方向的基础上，辅以合理的调水，最大限度的增加波及体积，扩大水驱见效规模。如明 1于 2005 年 1 月大修恢复后，对应油井 快见效，经过几个月注水后，为防止造成单层突进， 5 月 16 日全井水量由 80m3/d 下调到50m3/d，使 直保持在日产油 6 吨以上，累积增油 586t，保持长期稳产。 与油井措施配套式调水就是根据井组生产状况，在实施油井措施的同时，相应调整注水剖面和 配注 水量，使油井在较短时间内见效。如明 415 井 2005 年4 月 25 日补孔 S 二下 1 ， ， /3 层 ，对应水井明 410 井5 月 12 日分注，二下 1 30，二下 2 30，全井水量由 50 上调到 60m3/d，启动二下 1差层，明 415 井于 6 月 16 日见效，日增油 水由 降到 58%，累积增油 441t。 周期性调水就是根据井组油井变化，摸索出水井调水周期，达到稳产目的。如明 402 井 6 月 14 日实施周期性调水，对应油井明 412 井 6 月 23 日见效，日产油由 上升到 ，含水由 降到 4