注采结构调整状况分析

2006 年注采结构调整状况分析 目 录 一、 2006 年注采结构调整所做的工作 . 1 1、主要开发生产技术指标状况 . 1 2、主要工作量完成情况及效果 . 1 3、注采结构调整的主要做法及认识 . 5 4、对开发状况的影响分析 . 9 二、注采结构调整工作存在的 主要问题和认识 . 13 1、油藏认识有待进一步加强 . 13 2、井况问题仍然困扰油田的正常开发 . 14 3、局部井网不完善，水驱控制程度低 . 14 4、水平井注采管理难度大 . 14 5、层间矛盾大，、类油层难以有效全面动用 . 15 三、下步注采结构调整的具体思路与工作设想 . 16 1、不断优化完善注采井网，提高水驱控制、水驱动用储量. 16 2、深化剩余油分布认识，挖掘层间潜力 . 16 3、深化剩余油分布认识，挖掘层内潜力 . 17 4、弱化注水强度、保持合理的注采比，增加有效注水量 17 5、优化产液结构调整 . 19 1 一、 2006 年注采结构调整所做的工作 1、主要开发生产技术指标状况 注采结构调整技术开发状况表 注采结构调整技术开发状况表 2、主要工作量完成情况及效果 (1)注水结构调整的工作量及效果 1施注水结构调整工作量 219井次，对应油井见效增油 104t，与去年同期对比工作量增加 38井次，见效增油增加 9488t，增加水驱控制储量 104t,增加水驱动用储量238 104t。 重点加强了转注、大修、对应补孔等平面和层间调整工作量，精细了日常注采管理，注水井调配工作量由去年同期的的 353井次增加到了 466井次，减少了低效益的调剖工作量。 其中转注实施 48井次， 对应油井日增油能力 计增油 104t，与去年同期对比工作量增加 29井次，见效增油增加 6303t，增加水驱控制储量 272 104t,增加水驱动用储量表 二项目 注 水 量 ( 1 04产 液 量 （ 1 04t)2 0 0 5 年 1 - 9 月 0 6 年 1 - 9 月 部 署 0 6 年 1 - 9 月 完 成 0 0 5 年 1 - 9 月 2 0 0 6 年 1 - 9 月 差值分注率 350 1381 12 1069 357调配 353 466 113 2 104t。 主要针对古云沙一中、云 9块等难采储量油藏实施先期注水保持地层能量；中渗极复杂断块油藏明六扩边区（明378、明 398井区）等构造新落实区实施早期注水，及时注采配套完善，保持油藏能量；低渗透复杂油藏卫 81块由于裂缝影响实施转向注水；明一西块、明一东块、卫 95块、卫 94等井况损坏严重，注采井网遭到破坏的油藏，实施大修、侧钻、 换井底后注差层。 分注实施 46井次，对应油井见效日增油能力 效地动用了层间潜力。其中 优选重点井组实施细分层注水，实施 18井次，对应日增油能力 22t。（ 如：卫 406井 2006年 6月实施分注，启动新层 层，对应油井卫 403、卫 413于 8月中旬见效，井组日增油 计增油 760t）。 注水井关停井恢复实施 17 口，其中 10 口水井对应 14 口油井见到明显增油效果，阶段累计增油 1820t。增加水驱控制储量85 104t，增加水驱动用储量 65 104t。恢复井主要在关停井相对集中的区块（如明 6、卫 95）结合综合治理进行恢复，其它区块结合注采完善、检管简单恢复。以打塞或挤堵恢复利用有效井段、大修、注采完善等手段恢复为主。 明 131侧 2006年元月大修恢复注水后，对应油井明 1增油能力 15t。 1注水结构调整效果统计表 控制( 万吨 )动用( 万 吨 )见效井数日增油(t)累增油(t)控制( 万吨 )动用( 万 吨 )见效井数日增油(t)累增油(t)控制( 万吨 )动用( 万 吨 )见效井数日增油(t)累增油(t)转注19 9 9 . 0 6 0 . 9 19 5 8 . 7 4144 48 2 7 2 . 0 1 6 4 . 7 29 7 0 . 5 10447 29 173 1 0 3 . 8 10 1 1 . 8 6303高压1 4 3 8 . 6 1252 3 3 8 . 6 1252酸化19 2 . 1 15 3 9 . 7 2627 7 1 . 4 2 4 . 4 161 - 1 2 - 0 . 7 - 1 3 - 3 5 . 3 - 2 4 6 6大修 13 4 7 . 0 2 9 . 6 1 6 . 0 461 22 7 4 . 0 4 6 . 7 10 2 1 . 1 1920 9 2 7 . 0 1 7 . 1 9 1 5 . 1 1459分注 40 5 . 5 24 5 4 . 7 4228 46 5 . 5 21 6 2 . 8 2696 6 . 1 - 1 5 3 2调剖 66 8 . 5 42 1 0 6 . 8 6596 58 6 . 1 57 1 1 0 . 5 10345 2 . 4 15 3 . 7 3749补孔 9 7 . 8 3 . 5 3 1 3 . 2 788 20 1 9 . 8 1 1 . 9 7 2 3 . 4 1231 11 1 2 . 0 8 . 4 4 1 0 . 2 443其它 14 1 . 0 2 . 5 6 1 6 . 6 1383 14 1 . 7 6 2 7 . 2 1662 - 1 . 0 - 0 . 8 1 0 . 6 279小计 181 1 5 4 . 8 1 1 2 . 6 110 2 9 5 . 7 20227 219 3 6 5 . 8 2 3 8 . 0 135 3 2 8 . 5 29714 38 211 1 2 5 . 4 25 3 2 . 8 9488调配 353 49 9 7 . 4 5700 466 54 1 7 8 . 0 10619 113 0 . 0 5 8 0 . 6 4919合计 534 1 5 4 . 8 1 1 2 . 6 159 3 9 3 . 1 25927 685 3 6 5 . 8 2 3 8 . 0 189 5 0 6 . 5 40333 151 211 1 2 5 . 4 30 1 1 3 . 4 14407措施内容2005 年 1 - 9 月 2006 年 1 - 9 月 差值措施井次增加水驱储量 见效情况措施井次增加水驱储量 见效情况措施井次增加水驱储量 见效情况 3 注水结构变化分析： 注水结构现状表 与 2005 年同期相比，分注井数增加 26 口，分注率提高 注水井开井数增加 33 口，年注水量减少 104中低压注水井井数增加 6 口，年注水量减少 104压注水井增加 19 口，年注水量增加 104高压注水井增加 8 口，年注水量增加 104超高压注水井持平，104以上数据可以看出，低压注水量得到了有效控制，高压、超高压注水量得到了一定程度的加强。 (2)产液结构调整的工作量及效果 1份实施油井措施 217 井次，与去年同期对比增加工作量 59 井次，措施日增油能力 295t，年累增油 104t， 措施有效率 与去年同期相比增加 百分点。 在产液结构调整上，一方面不断加强油井 的压裂引效、高含水层的堵水抽稀井网、对应补孔、解堵等层间挖潜工作量，另一方面重点加强了大修、关停井的注采完善后恢复等平面调整工作量，油井大修、关停井恢复 工作量由去年同期的的 15 井次增加到了 41 井次，增加了 26 井次。 其中在剩余油监测资料的基础上实施油井堵水措施 25 井次， 措施后日降液 380t,日增油 38t，年累增油 1900t， 与去年井数( 口 )年注水量(104数( 口 )年注水量(104数( 口 )累计注水量(104井数 412 56 4 36 69 3 00 26 6 率 ( % ) 低 压 （ 1 6 M P a ） 192 98 中 压 （ 1 6 3 2 M P a ） 10 0 0 5 年 1 - 9 月 2 0 0 6 年 1 - 9 月 差值 4 同期相比措施工作量持平，日增油能力增加 34t，有效的实现了层间转移。 如卫 22 块 137 井区：卫 137 井注水层位三中 6 三下 2吸水层三中 6，对应油井卫 22 产油 合含水 二线油井卫 22生产层位三中 6，日产液4t，综合含水 18。通过卫 22胀管补贴三中 6，扩大了注水波及体积。卫 22三下 2系减少了层间干扰，三中 6层系二线油井卫 22又见效，井组日增油 水下降26。 在剩余油研究、构造重新认识、注采完善的基础上，通过大修、下四寸套等手段效益恢复油井 41 井次，措施日增油能力 54t，增加产能 3800t，主要分布在明一西、明一东、卫 95、卫 81 块等井况损坏区，以及边缘零散井。 卫 360为一低能关井，转注对应井卫 360，坚持对该井定期测压，于 8 月初及时（压力系数恢复到 行压裂恢复，日产油达 产液结构变化分析： 采油三厂含水分级表 200509 82 141 101200609 121 80 30差值 39 161 170200509 267 321 013200609 260 092 50差值 230 62200509 265 427 03200609 256 051 66差值 376 38200509 614 100 05200609 637 494 52差值 23 606 53项目 年月开井数( 口 ）年产液(104t)单井年产液(t)年产油(104t)单井年产油(t)低含水25%中高含水2 5 % 含 水 9 0 %特高含水9 0 % 含 水全厂合计 5 与 2005 年同期相比，年产液量下降 104t，年产油下降 104t。其中特高含水（ 90%）液量减少 104t，年产油减少 104t；中高含水（ 25%含水 90% ），年产液减少 104t，年产油减少 104t，低含水（ 25%）单元液量增加 104t，产油量增加 104t； 从以上数据可以看出，与去年同期对比，中高含水井得到了控制，低含水单元得到了有效加强。 3、注采结构调整的主要做法及认识 按照“多点、多方向注水，弱化单井注水强度、降低低无效注水量”的原则， 平面上进一步加大转注和油水井大修力度，努力优化注采井网；纵向上重分、细分实现层间接替动用。 (1)加快新区及难采储量区注采完善步伐、保持地层能量 通过转注、补孔等措施，实行先（早）期注水，提高油藏压力，保持油井产能，培养高效油井措施。 一是在近年滚动扩边区，明六（明 378、明 389、 明 398） 、 卫95块南部等实施早期注水。这些区块随着认识的深化、不断的调整治理，通过转注 15口，增加注水见效方向 23个，注采井数比由1： ： 采井网不断得到完善。 二是古云沙一中、云 9块难采储量区实施先期注水，转注 8口，实现难动用储量的水驱控制。如云 9井为云 9块一口老井，无产能长期关井，云 9井，云 9产油 25吨， 10月 11日转抽后日产油 30吨以上。 三是在明 398、明 378、卫 360 等构造再认识井区，实施转注 8 口，对应 13 口油井见效，日增油能力 52t，增加水驱控制储量 69 104t，增加水驱动用储量 56 104t。 明 438 井是在明 398 块构造研究基础上部署的扩边井，在细化、完善明 398 块断层认识和注采井网的基础上，研究认为明 6 431 井与明 434、明 438 井位于同一构造区域 ,于是先期转注 431井，明 438 井于 06 年 5 月底对应补孔三上 2（原始压力系数 油井自喷生产，日产液 产油由 16.6 t， (2)进一步加强老区水井转注、大修和恢复力度，完善、优化注采井网 1施转注 48口， 长关井恢复 25口， 占注水井总工作量的 油田注采井数比由 1： ： 井受控率由 升到 增加注水见效方向 101个，注采井网逐步完善。 对应油井见效日增油能力 加水驱控制储量 272 104t,增加水驱动用储量 104t。 一是在井况损坏严重、注采井网遭到破坏的明一西块、明十四块、卫 95块、卫四块等，转注 15口，增加注水见效方向 23个，注采井数比由 1： ： 采井网得到不断完善。 二是对低速、低效单元卫 58 块（稠油）、卫 94 块（层系单一）和变差单元卫 81 块 （裂缝发育注水效率低）实施转向注水，提高注水波及体积和采收率。实施转向注水 10 口，增加受控油井 22 口，见效日增油能力 42t，含水下降 百分点。 三是建立差层井网，挖掘层间潜力 在卫 81、卫 95、明 1西的二上二下、卫 11块，通过挤堵转注、水井封堵强吸水层等手段形成差层井网，启动二、三类层。 2006年以来差层转注 11口井，增加注水见效方向 19个， 增加水驱控制储量 36 104t,增加水驱动用储量 25 104t。对应油井 5口井明显见效，日增油能力 12t，含水下降 (3)深化剩余油分布认识， 强化 差层注水 通过实施水井对应补孔、分注、酸化等措施 73 井次，强化差层注水，加强二、三类层动用，对应油井见效增油 4088t，有 7 效地动用了层间潜力。 新明 208井 2006年元月实施分层酸化，酸三上 4、三中 2，启动新层 层，对应油井明 392、 195于 2月底见效，井组日增油 计增油 760t。 （ 4）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。针对不同油藏的地质特征探索形成了一套与之相适应的行之有效的注水调配管理方法。如针对中、高渗油藏 层中、高渗，见效速度快”的特点，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，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，控制油井含水上升速度，达到油田稳产的目的。通过不断探索，如文明寨油田、马寨油田找出了一条适合中、高渗油藏调水的新路子：根据吸水剖面及动态资料，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。如明 1于 1 月大修恢复后，对应油井 快见效，经过 8 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。 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。 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 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 40%，日增油 ，累积增油 400 吨。 通过这种注采动态管理方式，变过去的被动调水为主动调水，有效地控制了油田的综合含水 ，由 2005 年的的 降到目前的 去掉新区后含水下降 百分点，去掉新井后下降 百分点。 采油三厂含水状况表 (5)加强产液结构调整 三厂 去掉新区 去掉新井 三厂 去掉新区 去掉新井综合含水 在注水结构调整的基础上，通过油井的压裂引效、高含水层的堵水抽稀井网、对应补孔、关停井大修效益恢复，提高了油井产能。措施有效率 与去年同期相比增加了 百分点。 一是在先期注水的基础上，对 见效油井及时压裂引效。 14 井次， 措施前后日增油 74t,年累增油 04t。 二是加强剩余油监测、继续强化堵 水工作。通过油井挤堵、重炮、打塞等手段，降低无效液量，调整产液结构，实现层间转移。实施油井堵水 25 井次，措施后日降液 380t,日增油 三是依靠酸化和对应补孔等措施，强化层间动用。 实施酸化31井次，对应补孔 58井次，措施后日增液 220t,日增油 130t,年累增油 104t. 四是结合经济效益评价， 开展长停井挖潜治理。 1份实施 20 口井，日产液 产 27t。 4、对开发状况的影响分析 (1)注采井网状况 2006 年尽管出现 32 口事故井，但油田通过新井投产、大修及长关井恢复 ,同 时在构造储层及剩余油研究基础上通过及时转注，使油田总井数增加 47 口，其中油井增加 17 口、水井增加30 口，油井总数达到 697，水井总数达到 456 口，受控油井增加27 口，油井受控方向增加 46 个，油井受控率由 上升 百分点，在井况变差情况下，整体注采井网状况保持稳定。 注采井网状况变化表 小计 单向 双向 多向见效差受控率（ % ）小计可完善无法完善2 0 0 5 年 1 2 月 1106 680 426 587 251 226 87 23 8 6 . 3 83 15 682 0 0 6 年 9 月 1153 697 456 614 276 232 85 21 8 8 . 1 83 17 66差值 47 17 30 27 25 6 2 2 控 井 非受控井时间 总井 油井 水井 10 (2)分层动用状况改善的情况 1水井开井增加 18 口，日注水量增加 670中，分注井增加 41 口，分注井日注水量增加 797计 139 口井吸水剖面资料，不吸水层厚度由 升到 上升 百分点；吸水强度 5m3/m/上升 百分点；吸水强度 15m3/m/降到 下降 百分点。从以上资料可以看出，弱吸水层注水得到了一定的加强，强吸水层注水得到了一定的控制。 注水井吸水状况变化表 统计 8 口井产液剖面资料，不产层的层数、厚度在减少；主产水层的产液厚度由 降到 下降 微产层的产液厚度由 升到 上升 从以上资料看出，油田一类层得到了一定的控制，二三类层动用程度得到了有效提高。 油井产液状况变化表 厚度 厚度% 厚度 厚度% 厚度 厚度%2005年 130 2022 4407 2303 526 06 0 0 6 年 1 - 9 139 1942 4298 2345 474 42 8 109 42 52 64 22 5m3/m/吸水层 吸水层井数合计层数合计厚度厚度(m)厚度%吸水强度5m3/m/ 强 度 5 m/度占%层数占%厚度占%2005年 6 107 2 8 9 0 6 年 1 - 9 8 176 69 产层层数占%厚度占%层数占%时间测产液剖面井 不产层 产层井数合计层数合计厚度厚度占% 11 (3)水驱状况的变化情况，储量动用状况及变化趋势 目前水驱控制程度 水驱动用程度 与 2005 年12 月对比，水驱控制和动用储量分别增加 104t、 104t，标定采收率 采油三厂储量控制、动用情况表 从吨油耗水量变化来看与去年同期对比有所下降，由 2005年的 t 下降到 2006 年 9 月的 t，下降 t。存水率、水驱指数分别上升 d,水油比、吨油耗水量分别下降 t，地下存水状况得到有效改善，表明层间调整取得了一定的效果，注入水的利用效率有所提高。 水驱状况表 (4)目前的地层能量与开发的匹配情况 地层压力笼统对比，由 2005 年的 升到 2006 年9 月的 升 同井号对比，由 2005 升到 2006 年 9 月 升 513 口相同井号对比，平均动液面由 1425m 上升至 1381m，上升 44m。储 量 ( 1 04t) 程 度 ( % ) 储 量 ( 1 04t) 程 度 ( % )200512 驱动用 采收率(%)项目 存 水 率 ( % )水驱指数(m 3 /t)水油比吨油耗水量(m 3 /t)2 0 0 5 年 1 2 月 0 6 年 9 月 2 地层压力、动液面略有上升，主要原因是加大了注水结构调整工作量，尤其是转注、大修恢复等平面调整工作量。 2005 年 12 月的 比有所上升，累计注采比 地层压力、动液面对比表 (5)含水上升率与产液增长情况 2006 年 9 月油田综合含水为 含水上升率 去年 12 月相比含水下降 百分点，含水上升率下降 产液量下降 吨，其中特高、104t，低含水（ 25%）单元液量增加 104。油田综合含水在低、无效液量降低的同时得到了有效的控制。 注水开发状况表 (6)自然递减 状况分析 影响油田自然递减的因素主要分解为两大类：液量因素、含水因素。同期对比，自然递减减缓 百分点，液量因素的影响自然递减加大 百分点、百分点。 原因是通过产液及注采结构调整，控制了含水，降低了无效液量，增加了 有效注水量。 1与上年同期自然递减分解对比表 液量因素 含水因素2 0 0 5 年 1 - 9 月 0 6 年 1 - 9 月 ( % )自 然 递 减 ( % )2 0 0 5 年 1 2 月 2 0 0 6 年 9 月 差值笼统对比 381 44项目地层压力5 1 3 口 相 同 井 号 动 液 面综合 自然200512 8 6 . 7 7 0 . 0 9 9 . 8 9 1 5 . 1 9200609 8 5 . 3 9 - 2 . 2 5 7 . 8 4 1 3 . 4 9差值 - 1 . 3 8 - 2 . 3 4 - 2 . 0 5 - 1 . 7 0年月 综 合 含 水 ( % ) 含 水 上 升 率 ( % )递 减 ( 同 期 ) 13 与去年相比，全厂 22个油藏开发管理单元自然递减减缓、开发形势变好 的单元 8个，地质储量 3276 104t，储量占 产量占 自然递减稳定、开发指标保持稳定的开发单元 9个，地质储量 2653 104t，储量占 产量占 自然递减加大、开发指标变差的开发单元 5个，地质储量 1886 104t，储量占 产量占 油藏开发单元开发状况表 明一块开发趋势变差的主要原因是事故井影响， 2006 年明一西新增事故井 20 口，其中油井关井 8 口、 带病生产 2 口， 水井关井的 6 口、带病注水 4 口。日降产 ，阶段影响产量6630t， 相当于自然递减加大 百分点。 二季度以来通过对明一西、明一东块的整体治理，开发效果正在好转。 二、注采结构调整工作存在的主要问题和认识 1、油藏认识有待进一步加强 一是在构造、储层的研究上，由于开发对象的极复杂性，同时技术水平、技术手段的局限性，还不能对构造边角、构造复杂区、区块结合部的构造做出精确的描述，如古云地区与卫 360 块结合部、卫 10 与卫 11 块结合部、卫二南近断层区域、明 6 块复杂带等区域的构造问题；文明寨北部明 6 块、卫 7、明一东结合类型单元个数油藏名称 储量 储量占% 产量占%指标变好 8明 六 、 卫 4 、 1 0 、 1 1 、 8 1 、 3 6 0、 古 云 集 、 卫 9 53276 明 1 5 、 文 明 其 它 、 卫 1 8 、 5 8 、4 9 、 2 、 卫 城 其 它 、 卫 9 4 、 3 0 52653 明一东、明一西、明1 4 、卫 2 2 、 3 3 41886 4 部，云 9 块等的储层。 二是在剩余油分布规律认识上，剩余油监测 覆盖面不够，不能满足油藏整体认识的需要。 2、井况问题仍然困扰油田的正常开发 目前对开发井网有较大影响的事故井数 345 口，其中油井176 口，水井 169 口，占井网利用井数的 事故油水井影响水驱控制储量 386 104t ，平均单井 104t；水驱动用储量 312 104t，平均单井 104t。主要分布在明一西、卫 95块、明一东块、卫 22 及卫 81 块。 新出现事故油水井 38 口，其中油井 18 口，套损严重被迫关井 8 口，另外 10 口井明显减产，水井 20 口，造成对应 28 口油井因能量下降，日降产能 驱控制储量减少 104t， 水驱动用储量减少 104t。 3、局部井网不完善，水驱控制程度低 主要表现在： 近年滚动扩边区：明六块东部明 430、南部明 378 井区、卫七块东部明 439 井区、卫 95 块南部扩边区； 由于构造认识程度低和断块小，目前暂时无法完善区，如古云、卫七及明六块局部。 井况损坏区（可完善区）：主要在卫 95 块整体、卫 49 块边部（卫 49明一块，卫 81 块南部及卫 94 块新增事故井损坏区。 4、水平井注采管理难度大 今年利用水平井开发了古云沙 一中和挖潜了卫 18 块近断层剩余油富集区 ,目前我厂有水平井 5 口 ,4 口受水井控制 ,产油 水 平均动液面 1386 米 ,但含水上升后控制手段不足。 15 云 2 于 2001 年 7 月投产 , 初期含水 22%，到 2002 年 7月含水上升到 90%,虽然实施了堵水和补孔 ,几乎没见到效果 ,目前含水 95%,累计产油 15762t,云 2 块采出程度仅 云 2 于 7 月 24 日投产 ,含水从初期的 40%，上升到目前的 55%左右。 5、层间矛盾大，、类油层难以有效全面动用 一是油藏非均质性严重 ，层间矛盾大，具体到每个油藏表现形式不一样： 以卫 81、卫 94、卫 10 块为主的油藏由于物性差、层间差异大、注水方向性强、注水压力高，分层调控难度大，注水井作业周期长，对应油井含水上升后难以得到及时有效控制。 明一东、卫 95 块经过多轮次的调剖造成调剖效果越来越差，层间矛盾难以控制，含水上升，自然递减加大。 二是工艺技术需进一步配套完善，主要表现在五个方面： 小套管井分注和测试技术 全厂小套管水井 22 口（侧钻井 5 口，悬挂四寸套井 17 口），目前分注井 7 口无法测试调配， 15 口笼注。 小隔层压裂问题 低渗油藏开发 后期强弱水淹层交互，上半年提出的隔层 10米左右的 4 口压裂井不能实施。 高压注水井、高压差注水井分注有效期问题 卫城高压注水井、文明寨高压差注水井分注后封隔器易失效，有效期短。 因层间差异大，注水井出油、出砂、结垢，测试遇阻井较多。 卫 360 块注水特高压，欠注严重，酸化等解堵措施有效期短。 16 三、下步注采结构调整的具体思路与工作设想 按照“点弱面强”注水开发思路，平面上通过转注、大修恢复等手段优化完善注采井网，层间上通过挤堵、 重分、细分实现层间接替动用，平面上 通过抽稀井网、整体调驱提高水驱动用 。确定科学 合理的注采比 ,使地层能量在释放的同时得到恢复，保持产量、地层能量、含水的协调统一， 使油田含水上升速度、自然递减等开发指标得到一定程度的改善。 1、不断优化完善注采井网，提高水驱控制、水驱动用储量 针对油田事故井区、新投入开发注采不完善区、注水开发效果差的区块，通过转注、投注、长关恢复等手段增加注水井点，不断加大注采井数比，改善开发效果。 一是在近年滚动扩边区，明六（明 378、明 398）、卫 95 块南部等，这些区块随着认识的深化、不断的调整治理，通过转注、老井恢复利用，不断完善注采井网。 二是在 2007 年新建产 能区块（明 16 北、卫 53、卫 75块区）实施先期注水，保持地层能量，达到动用储量的水驱控制，培养高产、高效的油井措施； 三是在卫 360 等构造再认识井区，实施转注、大修等措施，提高水驱控制储量； 四是在井况损坏严重、注采井网遭到破坏的明一西块、明十四块、卫 95 块等，通过转注、大修、侧钻等手段，使注采井网不断得到完善； 五是对低速、低效单元卫 58、卫 94 块和变差单元卫 81 块实施转向注水，提高波及体积和采收率。 2、深化剩余油分布认识，挖掘层间潜力 一是建立差层井网，启动二、三类层 在卫 81 块、卫 95、 明一西的二上二下、卫 11 块，通过挤 17 堵转注、水井封堵强吸水层、大修侧钻悬挂四寸套射差层等手段形成差层井网，启动二、三类层； 二是应用成熟配套的工艺技术，强化差层注水 通过补孔、分注、酸化等成熟配套的工艺技术有效地动用层间潜力，其中优选重点井组实施细分层注水。 3、深化剩余油分布认识，挖掘层内潜力 平面上 通过 优选区块、井组，实施整体调剖、调驱及 抽稀井网扩大水驱波及体积，提高水驱动用 ， 挖掘层内潜力 ，改善开