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第三章当前层系井网适应性与水驱调整潜力评价3.1当前注水开发效果评价3.1.1含水率1）.鄯善油田含水随时间变化规律分析含水上升期含水稳定期含水迅速上升期低含水采油图3-1鄯善油田含水率变化曲线图3-2鄯善油田含水率与采出程度关系图研究鄯善油田综合含水与采出程度理论曲线，反映了鄯善油田为特低渗透率的特点。鄯善油田含水变化呈现明显的四个阶段：低含水采油期、含水迅速上升期、含水稳定期和含水上升期。（1）鄯善油田无水和低含水采油期较短。在含水率小于10%以前，油藏实际含水率较低，上升速度慢；（2）油田综合含水到50%时综合采出程度为20%，采出程度较低；（3）阶段含水率上升较快，在含水率大于10%小于48.3%区间，含水上升速度较快，表明该阶段层间矛盾开始暴露；（4）1998年2001年间鄯善油田进行了一次井网加密，鄯善油田调整工作于1998年10月启动，截止2001年12月底已完成西区、东区轴部区域细分层系，东区、东区井网加密和西区部分井网加密工作。累计新钻油井37口，水井14口，老井改注19口。一次井网加密提高了水驱控制程度，缓解了层间矛盾，有效的控制了含水的上升速度。2)鄯善油田东区含水随时间变化规律分析图3-3东区块含水率变化曲线 图3-4东区块含水率与采出程度关系图图3-5东区块含水率变化曲线 图3-6东区块含水率与采出程度关系图 图3-7东区块含水率变化曲线 图3-8东区块含水率与采出程度关系图鄯善油田东部区块综合含水与采出程度理论曲线呈典型的“凸型”曲线，反映了研究区块特低渗透率的特点。从图中可以看出，（1）鄯善油田东区块无水和低含水采油期较长，东区块和东区块无水和低含水采油期较短。在含水率小于10%的采油期占总生产时间很小的一部分，采出程度偏低，初期的产能建设对区块的贡献有限；（2）由于鄯善油田从1998年开始进行一次井网层析调整，一直到2001年年底完成了对东区轴部区域细分层系，以及东区和东区井网加密。缓解了层间矛盾，使得含水率保持稳定。（3）2002年油田开始二次井网层析调整，使得鄯善油田东区含水率稳定增长。3)鄯善油田西区含水随时间变化规律分析图3-9西区块含水率变化曲线 图3-10西区块含水率与采出程度关系图 图3-11西区块含水率变化曲线 图3-12西区块含水率与采出程度关系图 图3-13西区块含水率变化曲线 图3-14西区块含水率与采出程度关系图 图3-15西区块含水率变化曲线 图3-16西区块含水率与采出程度关系图鄯善油田西部区块综合含水与采出程度理论曲线呈典型的“凸型”曲线，反映了研究区块特低渗透率的特点。从上图可以看出，（1）西区块无水采油期和低含水采油期较长，西区块无水采油期和低含水采油期时间较短，西区块和西区块无水采油期较长，区块见水后，含水上升速度较快。采出程度较低，说明初期的产能建设对区块开发水平的提高贡献有限；（2）鄯善油田开发过程中，分区开采差异大，西区块和西区块较东、东等主力产期开发效果明显较差。3.1.2含水上升率鄯善油田见水后含水上升率高于理论含水率，经过油田初期整体压裂含水得到了缓解，含水上升率有所下降，油田进入中含水期后，含水上升率又逐渐上升，由于一次井网调整含水率在50%时比较稳定，所以含水上升率在50%达到了最低，实现了控制含水率增长的目的。但是油田进入高含水期时，低渗透油田控制含水比较困难，使得含水上升率迅速上升。图3-17东区块含水上升率曲线 图3-18东区块含水上升率曲线图3-19东区块含水上升率曲线鄯善油田东部区块见水后含水上升率较低，区块初期含水率控制较好，但区块进入中含水期后含水上升率开始上升，均大于理论含水上升率。经过调整井网以及注采系统，使得含水率在40%60%区间含水上升率得到了有效的控制。但是区块进入高含水期时，区块含水上升率又迅速上升，需要对现有注采系统进行合理的调整。图3-20西区块含水上升率曲线 图3-21西区块含水上升率曲线图3-22西区块含水上升率曲线 图3-23西区块含水上升率曲线鄯善油田西部区块除西区块，其余区块低含水期含水上升率均迅速上升，经过井网调整等措施含水率在50%时含水上升率得到下降，含水率有所缓解，但是区块开发后期，当区块进入高含水期时汗水上升率又迅速上升。西部区块的含水上升率波动明显大于东部区块，水驱效果明显不如东部区块，需要进一步调整井网以及注采关系，控制含水上升率。鄯善油田自九八年在西一区顶部实施细分层系开发调整以来，先后对六个区块实施了井网层系调整，调整后水驱控制程度得到了明显提高，全油田由调整前的66.7%提高到74.8%。统计调整完的五个区块，水驱控制程度基本都提高到80%以上，水驱状况得到改善。油田含水上升得到控制，油田的开发效果得到了一定程度的改善，但由于油层非均质性强，中含水期阶段开始油田各种开采矛盾加剧，随着见效见水区域增大，注水时间的延伸，平面、层间、层内矛盾共存并日趋加剧是导致油田含水大幅度上升的内在原因。进入中含水期后，在对平面和层间矛盾调控的同时，层内矛盾对油田开发效果的影响会愈来愈大，使得控制含水上升率难度加大。因此，对层内非均质进行深入研究，寻求解决层内矛盾的手段和方法显得越来越不可忽视。3.1.3存水率利用鄯善油田各个区块的生产数据作出实际存水率与采出程度关系曲线(如图3-24图3-30所示)。在理论上，对应同一个注采比，随着含水率的增加，采出程度增加，注入地层中的水不断排除，存水率随着采出程度增大而下降。由实际开发中的数据表明，鄯善油田开发初期，东、东和西区块存水率略有下降，注水开发效果较好，其余区块存水率下降明显，注水利用率较差。由于一次开发井网调整以及压裂等措施的实施，对油田注采系统进行调整，使鄯善油田各个区块的存水率下降变缓，个别区块的存水率由下降转为上升，注水开发效果得到改善，近期存水率明显下降，现有井网部署不能满足现阶段注水开发需求，需要对鄯善油田进行二次井网调整。图3-24 东区块存水率对比曲线 图3-25 东区块存水率对比曲线图3-26 东区块存水率对比曲线 图3-27 西区块存水率对比曲线图3-28 西区块存水率对比曲线 图3-29 西区块存水率对比曲线图3-30 西区块存水率对比曲线由图3-24图3-30可以看出，实际存水率曲线与对比曲线形态相似，油田进行调整后存水率曲线明面发生偏离说明加密调整效果显著，目前的存水率变化趋势是正常的。3.1.4耗水率从图3-31图3-37可以看出，鄯善油田开发初期由天然能量开采为主，而注水井数少，注水量少，所以耗水指数小。低含水期耗水指数较小，西、西和东部区块采出程度小于10%时耗水率保持较好，水驱开发效果较好。近期耗水指数明显增加，需要对区块进行综合调整，改善耗水率，提高注水利用率。图3-31 东区块耗水指数对比曲线 图3-32 东区块耗水指数对比曲线图3-33 东区块耗水指数对比曲线 图3-34 西区块耗水指数对比曲线图3-35西区块耗水指数对比曲线 图3-36西区块耗水指数对比曲线图3-37西区块耗水指数对比曲线3.1.5水驱指数水驱指数是存入地下水量与采出地下原油体积之比，它表示每采出1t 油与地下存水量的比例关系，指数越大，需要的注水量也越大。将实际的阶段水驱指数和相应的含水率点在水驱指数理论曲线上(见图3-38图3-44)。在理论上，对应同一个注采比，水驱指数随着含水率的变化有不同的规律，当注采比Z=1.0时，水驱指数SP=1.0，与含水率变化无关；当注采比Z1.0时，水驱指数随着含水率增加而增大；当注采比Z1.0时随着含水率增加而减小。实际水驱指数点说明，在含水较低时，水驱指数也较低；经过井网一次调整后，水驱开发效果明显改善，水驱指数有一定上升，水驱效率有所提高。图3-38 东区块水驱指数变化曲线 图3-39东区块水驱指数变化曲线图3-40东区块水驱指数变化曲线图3-41西区块水驱指数变化曲线 图3-42西区块水驱指数变化曲线 图3-43西区块水驱指数变化曲线 图3-44西区块水驱指数变化曲线3.1.6同类型油藏实际曲线对比与油水粘度比相近、渗透性相似的同类油藏相比，鄯善油田与朝阳沟油田情况比较接近可作为参照物进行类比分析。图3-45 含水率与采出程度关系对比 图3-46 存水率关系对比曲线图3-47 耗水率关系对比曲线鄯善油田开发初期依靠整体压裂技术，实现了低渗透经济边际油田的高速高效开发。应用大压差注采系统,实施早期注水，保持和恢复地层压力。强化注采系统，完善注采井网, 实现反九点法向五点法注水的过渡，实施以增注、分注为主的注水井措施，强化油田注水。及时进行采油方式调整与接替,加强现场试验，大压差强化开采，发挥油井产能。强化油层改造，实施以压裂为主的进攻性措施，以措施增油弥补老井的自然递减。依据见水井生产特征及产生机理，以水井为中心，以井组为单元，实施分类控水，进行注水结构调整，油田含水上升速度得到有效控制。鄯善油田三间房油组在开发生产过程中取得了一定显著成绩的同时也暴露出了一定的问题，对比国内同类型油田来说，水驱开发效果不好，尤其是含水到达中含水期时含水率上升过快。通过分析鄯善油田已有的开发数据，对鄯善油田的各个区块的含水率、含水上升率以及存水率进行评价，总结鄯善油田各个区块当前注水开发现状。3. 2 当前可采储量标定及采收率测算3.2.1产量递减规律油田进入中高含水期后，在生产压差和井网条件基本不变的条件下，产量将按照一定的规律开始递减，概括大量的矿场资料统计分析表明，油田产量递减规律一般分成三种类型：指数型递减，调和型递减和双曲线型递减。指数递减产量公式： （3-1）累积产量公式： （3-2）调和递减产量公式： （3-3）累积产量公式： （3-4）双曲递减产量公式： （3-5）累积产量公式： （3-6）式中: qt递减后t时刻的产量，t/n；qi递减期初始产量，t/n；Di初始递减率，1/n；Np递减期间的累积产量，t；Npi递减初期的累积产量，t；递减指数，无因次。 图3-48基础井网产油递减类型分析曲线 图3-49二次井网产油递减类型分析曲线从1993年起油田进入产量递减阶段，98年开始进行一次井网很好的控制了产量，与加密前对比，一次加密后油田产量递减幅度减小，而二次加密后由于转注井滞后注采井网不完善、注水能力下降1/3层欠注以及措施有效期短，导致油田递减幅度增大。 1）.鄯善油田产量递减规律根据鄯善三间房油藏近几年的生产数据进行拟合计算，得如图3-50所示的符合指数递减规律的产量递减曲线。图3-50鄯善油田产量递减曲线根据拟合出的曲线方程，结合指数递减规律方程（3-1）可知产量的月递减率为0.0084。以1996年5月为按指数递减的初始点，则有： 则根据式3-2可预测油层的最大累积产量为： 该油田的采收率为： 2）. 东区块产量递减规律鄯善三间房油藏东区块产量递减规律如图3-51所示。图3-51东区块产量递减曲线根据拟合出的曲线方程，结合指数递减规律方程（3-1）可知产量的月递减率为0.0114。以1995年5月为按指数递减的初始点，则有： 则根据式2-2可预测油层的最大累积产量为：该油田的采收率为：3）. 东区块产量递减规律鄯善三间房油藏东区块产量递减规律如图3-52所示。图3-52东区块产量递减曲线根据拟合出的曲线方程，结合指数递减规律方程（3-1）可知产量的月递减率为0.0223。以2002年12月为按指数递减的初始点，则有： 则根据式3-2可预测油层的最大累积产量为：该油田的采收率为：4）. 东区块产量递减规律鄯善三间房油藏东区块产量递减规律如图3-53所示。图3-53东区块产量递减曲线根据拟合出的曲线方程，结合指数递减规律方程（3-1）可知产量的月递减率为0.0095。以1995年6月为按指数递减的初始点，则有： 则根据式3-2可预测油层的最大累积产量为：该油田的采收率为：5）. 西区块产量递减规律鄯善三间房油藏西区块产量递减规律如图3-54所示。图3-54西区块产量递减曲线根据拟合出的曲线方程，结合指数递减规律方程（3-1）可知产量的月递减率为0.0195。以2003年9月为按指数递减的初始点，则有： 则根据式3-2可预测油层的最大累积产量为：该油田的采收率为：6）. 西区块产量递减规律鄯善三间房油藏西区块产量递减规律如图3-55所示。图3-55西区块产量递减曲线根据拟合出的曲线方程，结合指数递减规律方程（3-1）可知产量的年递减率为0.1488。以1994年为按指数递减的初始点，则有： 则根据式2-2可预测油层的最大累积产量为：该油田的采收率为：7）. 西区块产量递减规律鄯善三间房油藏西区块产量递减规律如图3-56所示。图3-56西区块产量递减曲线根据拟合出的曲线方程，结合指数递减规律方程（3-1）可知产量的年递减率为0.0784。以2001年为按指数递减的初始点，则有： 则根据式2-2可预测油层的最大累积产量为：该油田的采收率为：8）. 西区块产量递减规律鄯善三间房油藏西区块产量递减规律如图3-57所示。图3-57西区块产量递减曲线根据拟合出的曲线方程，结合指数递减规律方程（3-1）可知产量的月递减率为0.0358。以2005年5月为按指数递减的初始点，则有： 则根据式3-2可预测油层的最大累积产量为：该油田的采收率为：鄯善油田由于地层压力下降及含水上升的影响，导致供液能力下降，进而影响到油井产能的发挥，相应地近几年自然递减率居高在20%左右。造成鄯善油田递减偏大的原因归纳有三点：低渗透油藏注入能力低于生产能力，且随着水驱前缘的推进和含水的上升，渗流阻力增大，注入能力呈下降趋势，保持注采平衡的难度较大；油田储采比低。油区实际储采比一直徘徊在8-12之间，早已低于保持相对稳产所要求的储采比（13.8）界限，对应的自然递减就越大，这也是近几年油田产量出现快速递减的一个症结；目前鄯善油田正处于注采结构、产液结构的转型期，层间产量未能有效接替，造成目前自然递减偏大。3.2.2.水驱特征曲线水驱特征曲线法是用来预测水驱油田的产量及可采储量的重要方法。国内外都对水驱特征曲线作了大量的研究，提出了许多曲线表达式。目前在国内预测油藏可采储量的水驱特征曲线常用的有4种： (3-7) (3-8) (3-9) (3-10) (3-11) (3-12) (3-13) (3-14)但这些曲线每种都只能对应一类曲线。俞启泰提出的水驱特征曲线可以反映各种类型的关系曲线，但表达式比较复杂、参数不易求解，因此不便于应用26。因此，在前人研究的基础上，引入了张金庆提出的一种既简单又综合了各种类型的关系的新型水驱特征曲线27，它是一种广义水驱特征曲线，也是一种简单、实用、迄今为止最优的水驱特征曲线。它能很好地反映实际油田不同的含水上升规律，可很好地用于描述油田含水动态、预测开发指标计算可采储量，特别是计算逐年可采储量28。新型水驱特征曲线表达式为： (3-15)累计产油量与含水率的关系 (3-16)含水率与可采储量采出程度关系式 (3-17)其中 (3-18)Wp/Np-R*关系式 (3-19) (3-20) (3-21)依此，可以计算逐年可采储量，以评价调整措施对增加可采储量，改善油田开发效果的影响。当a(0a)从小变大时，关系曲线线由凹形变为窄S形，再变为凸形。因此，它很适用于描述水驱油田的不同含水上升时期可采储量及采收率的大小。为了对比不同方法对试验区可采储量及采收率的评价结果，采用马克西莫夫童宪章水驱曲线(即甲型曲线)、沙卓诺夫水驱曲线(即乙型曲线)、西帕切夫水驱曲线(即丙型曲线)和纳札罗夫水驱曲线(即丁型曲线)和张金庆水驱曲线五种方法计算可采储量及采收率，结果见表3-1。表3-1 鄯善油田各区块五种水驱特征曲线计算结果区 块东东东西西西西可采储量104t马克西莫夫一童宪章(甲型)180.93303.79142.92265.46139.4929.3390.51沙卓诺夫(乙型)216.10378.03148.13296.09170.1232.74103.59西帕切夫(丙型)176.11329.97138.99250.97105.5726.1277.57纳札罗夫(丁型)140.71271.97108.09192.6192.1119.5957.80张金庆151.02278.39120.44218.6692.3115.4759.72采收率%马克西莫夫一童宪章(甲型)36.1139.6731.3440.1032.7818.2231.76沙卓诺夫(乙型)43.1341.2232.4940.6543.0720.3436.35西帕切夫(丙型)35.1535.9830.4837.9127.4916.2327.22纳札罗夫(丁型)28.0929.6623.7029.1023.3212.1620.28张金庆30.1430.3626.4133.0323.3715.4720.95由表3-1看出，对鄯善油田四种水驱曲线计算的可采储量的结果有较大差别，而且他们的大小排列也是有规律的，由大到小的排列为：沙卓诺夫曲线马克西莫夫一童宪章曲线西帕切夫曲线 张金庆水驱曲线纳札罗夫曲线。以最大的沙卓诺夫曲线与最小的纳札罗夫曲线对比，可采储量及采收率的相对差值相差较大。但由此标定的水驱采收率值与实际值、数值模拟值相近的是张金庆水驱曲线，其次是西帕切夫水驱曲线(丙型)，因此，建议鄯善油田应采用张金庆水驱曲线和西帕切夫水驱曲线进行可采储量的评价分析(图3-583-64)。3.2.3.数学模型根据鄯善油田实际生产数据，通过广义翁式、Logistic、模型、对数正态分布、威布尔模型等数学模型，对鄯善油田产量进行预测。结果如图所示。图3-58东区块产量预测曲线 图3-59东区块产量预测曲线图3-60东区块产量预测曲线图3-61西区块产量预测曲线 图3-62西区块产量预测曲线图3-63西区块产量预测曲线 图3-64西区块产量预测曲线表3-2鄯善油田数学模型可采储量与采收率预测表格区块广义翁式模型Logistic模型模型对数正态分布威布尔模型可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%)可采储量(104t)采收率(%)东I129.3726.82127.3326.41133.2927.60137.0228.35127.2526.40东II267.1930.12268.6530.28268.2930.24272.9330.74266.1030.02东III90.8721.6896.8623.0092.3822.0198.6723.3996.9823.02西I182.9928.70182.1728.58188.3629.51185.3629.06178.4728.02西II83.6023.1985.4023.6595.1126.1092.7425.5095.9526.32西III17.1613.1416.8812.9720.4815.2019.7914.7816.0912.48西IV44.5617.3943.8317.1345.7817.8247.4418.4042.36916.62合计861.7425.52867.1225.68889.6926.35899.9526.65869.4225.75用多种数学模型预测鄯善三间房油藏在目前开采条件下，可采储量为861.74899.95万吨，最终采收率在25.5226.65%之间。通过产量递减规律曲线，预测鄯善油田各个区块水驱采收率、最终可采储量以及综合递减率。3.3注采压力系统适应性评价3.3.1.注采井网评价根据国内外油田开发实践，随着油井含水率的不断上升，油井的产液量要逐步增加，对注水量会有更高的要求。图3-65鄯善油田主力区块注采压力系统评价图由鄯善油田主力产区注采压力系统评价图可知：当注采井数比为1:1时，注采能够达到平衡且注水能力尚留有余地;当注采井数比为1:1.15时，注采平衡且注水能力得到充分发挥。因此，必须进行注采系统调整，使注采井数比在1:11:1.15范围内，才能使注采压力系统在保持动态平衡。通过近年来对鄯善油田基础井网的加密，当前注采井数比为1:1.24，油田地层压力保持为23MPa。表3-3鄯善油田合理注采比表格注采比实际注采比合理注采比阶段累计矿场统计法物质平衡法气油比与注采比关系法考虑无效注水注采比合理注采比鄯善1.421.081.161.171.181.191.2 从合理注采比选取可以看出，实际注采比与合理注采比相近，阶段注采比（1.42）更是大于合理注采比。从总的注水形势情况来看，油田注水效果较好，但从注水效果评价来看，无效注水、欠注和超注的小层很多，注水量在各小层及同一小层平面上不合理分布导致油田压力分布的不平衡性和部分区域的压力下降。针对这种状况要改善注水结构恢复压力及保持压力分布的相对均衡，应对井网层系进行调整，实现井间转移、层间转移和同一小层注量的平面转移。1）.各类储层驱替压力评价鄯善油田不仅储层渗透率低，而且砂体分布不连续、孔隙系统的吼道很细。在微细的孔道中，固液界面上分子力的作用将显著增强，将阻碍流体的运动。只有当驱动压力梯度超过启动压力梯度时才能发生液体的渗流。在当前油藏的渗流环境和条件下，当剪切应力超过极限剪切应力时，参与渗流过程的流体才会相对流动。2）.启动压力梯度与渗透率的关系对于低渗透油田的流体有：从式中可以看出启动压力梯度与渗透率的平方根成反比，地层渗透率与流度对启动压力有明显的影响。随着渗透率的减低，启动压力增大，特别是渗透率低于5md时，启动压力明显增大。鄯善油田启动压力与渗透率的关系如图所示。图3-66鄯善油田驱替压力图版目前井距下，注水能量在注水井周围消耗很大，注水井与采油井之间没有形成有效的驱替压力梯度，也是油井长期不见效的根本原因。要使油井见效，必须提高驱替压力梯度。考虑启动压力梯度的平面径向流模型如下：根据鄯善油田实际数据，其泄油半径与有效渗透率如图所示。图3-67鄯善油田泄油半径与渗透率关系曲线在产液量一定的情况下，井距越大，需要的驱替压力越大，渗透率越高，需要的驱替压力越低。通过计算不同井距与不同渗透率下对应的最小启动压力，建立的鄯善油田的最小驱替压差图版（图3-67），可看出油田储层物性越差，需要的驱替压差越大，缩小井距则可适当降低驱替压差。总的来说，目前注采压力系统基本满足类层开发需要，但对、类层而言，实际注采压差与最小驱动压差还相距甚远，要建立有效驱替压差，对应的井距至少在200m和150m以下，从鄯善油田历年所测油水井压力值看，油井压力逐年降低，水井压力逐年增大。储层类型水井油井注水压差（MPa)生产压差（MPa)注采压差（MPa)驱动压差（MPa)合理井距（m)目前井距（m)井底流压(MPa)地层压力(MPa)井底流压(MPa)地层压力(MPa)58.031.59.225.126.515.948.855.025024058.036.37.823.221.715.450.260.015024058.042.15.820.215.914.452.265.0100240表3-4鄯善油田分层注采压力系统统计表对于鄯善油田来说，启动压力的存在对油田的开发影响很大。油田部分区域低产低效主要是由于井距过大，油井、水井之间由于存在无法克服的启动压力是油井长期不见效的根本原因。因此，在条件允许的情况小，缩小井距，减小有效驱替压力梯度或实施压裂改善地层，提高储层渗透率，减小启动压力梯度的影响，降低渗流阻力是改善鄯善油田区块开发的有效手段。在不同区块不同层位尚没有形成有效的驱替压力场，现井网对、类层适应性较差，水驱储量动用程度低。现阶段鄯善油田的层间矛盾是比较突出的，尤其轴部区域的砂体在纵向分布上具有多旋回、多层（砂体）、长井段、主力层集中的特点，顶底跨度达300m，油藏本身固有的地质特点决定了注水开发过程中必然存在层间矛盾。而且鄯善油田是整体压裂投产，早期射开的多为类层，压裂在提高产能的同时也人为加剧了类层与、类层之间的非均质性。研究表明，一套开发层系内，若射开油层层数多、含油井段长，在油质轻、气油比高的特定条件下，由于多相垂直管流相态分布的影响，顶、底油层的生产压差有明显的差别，使得油井生产效率降低，从鄯善油田产液量与射开厚度的关系曲线可以看出，当单井射孔厚度在2030m时，产液量趋于稳定，在此基础上即便在射开更多的厚度，受层间干扰影响，产液量增长甚微。同一开发层系内，当不同层间的渗透率级差大于5时，注水井吸水层数、厚度的动用程度随之下降，而且渗透率级差越大下降幅度越明显，统计轴部区域井的渗透率级差恰恰比较大。从鄯善油田历年吸水剖面动用程度变化来看，层数及厚度吸水强度动用呈下降趋势，尤其是99年回注污水以来，对剖面动用程度影响较大。由于低渗缘故，吸水强度分级主要集中在2m3/d.m以下，历年吸水强度分级总体格局虽大的变化，但不吸水层数逐渐增多，强度级差也逐年增大，反映层间矛盾在不断加剧。这一状况在生产中的具体反映就是物性差的小层注水时因层间干扰而无法有效动用，因此在不同区块不同层位尚没有形成有效的驱替压力场，现井网对、类层适应性较差，水驱储量动用程度低。3.4当前各类储层层系、井网适应性评价水驱状况不完善，区块连通、水驱的差异较大。从鄯善油田连通状况分析(表3-5)，油藏连通率高达93.3%，且以双多向连通为主(82.1%)。从区块连通状况来看，主力区块连通率不但高，且双多向连通在79.0%89.8%之间;而非主力区块如西双多向连通率仅有10.5%，区块连通状况差异