七4-7井组分析

1、七个泉油田七4-7井组注水效果评价第一章、井组概况1.1、井组的构造位置七个泉油田位于柴达木盆地西部坳陷区尕斯断陷亚区，为一南陡北缓的不对称短轴背斜，构造走向120130，构造形态上下基本一致，主体部位闭合面积5.37平方千米，闭合高度近400米，构造北翼倾角1520，南翼倾角3545，东南倾角1015，油藏类型是以构造控制为主兼受岩性影响的背斜圈闭油藏。七4-7井位于七个泉油田构造北翼七4-8井30451方位227.2米处。七4-7井组在七个泉油田的构造位置七个泉油田构造图1.2、井组注采对应关系七4-7井组位于七个泉构造北翼，井组有水井一口，即七4-7井，周围油井8口，分别是七中22、七中

2、19、七3-6、七4-6、七4-8、七5-6、七5-7、七5-8井。 七4-7井组井位图 细分层对应关系：（见油层连通图）七4-7井组的细分层-油组在横向上的连通性较好，横向矛盾小。其中七4-6、七5-6和七5-7井纵向上-油组的油层相对较多，七5-6井和七5-8井在-油组的油层相对较多，七4-7井组的油井在油组都具有较大的开采潜力。 射孔层对应关系：射孔层对应率(%)油组七中22七中19七3-6七4-6七4-8七5-6七5-7七5-8004080080000028.5714.28657.114.2971.471.43001000505050052.3861.247.6228.57161.96

3、066.776.19七4-7井组主要射孔层为油组，-油组射孔层相对较少,除七中22和七中19井只射开了油组外，其它的油井射开的都是-油组的层，从上表可以看出,油组射孔层对应率较高的是七4-6和七5-6井,油组射孔层对应率较高的是七5-7和七5-8井,油组射孔层对应率相对较低的是七4-6井,只有28.57%，其它井对应率较高。 厚度对应关系： 七4-7井射孔层有效厚度为93.5米，七中22井射孔有效厚度为49.8米，厚度对应率为54.6%；七3-6井射孔有效厚度为53.6米，厚度对应率为49.4%；七4-6井射孔有效厚度为69.1米，厚度对应率为35.5%；七4-8井射孔有效厚度为66.4米，厚

4、度对应率为61.2%；七5-6井射孔有效厚度为140.4米，厚度对应率为80.9%；七5-7井射孔有效厚度为91.5米，厚度对应率为70.9%；七5-8井射孔有效厚度为86.4米，厚度对应率为72.2%。-油组油层连通图-油组油层连通图油组油层连通图第二章、注水井分析2.1、七4-7井概况七个泉油田七4-7井1996年5月12日完井，6月投入生产，累计产油8316.7吨，累计产水1695.5方，该井的日产液呈下降趋势，综合含水变化相对较大，整体上呈上升趋势。为尽快补充地层能量，完善油田注采井网，2000年7月4日对该井进行转注，转注初期日注水量36方，泵压12.5MPa，2001年4月实行分注

5、，分注后日注水量52方，泵压18MPa，目前七4-7井日注水5560方，泵压20Mpa,油压10MPa，水温10。截止2006年8月，累计注水11.3008万方，累计注采比为1.19，阶段注采比为1.43。该井的配注量进行了3次调整，分别为70方、50方和55方，具体情况如下表：2000年7月层号配注井段(m)卡封位置(m)射开厚度(m)配注量(m3/d)-5-7756.2-946750.0518.223-8-8957.2-1105.2954.519.512-2-161168.7-1230.61120.1219.1352001年4月-5-15756.2-113275129.720-1-1511

6、79.2-1216114021.615-16-241226.4-1262122218.5152005年6月层号配注井段(m)卡封位置(m)射开厚度(m)配注量(m3/d)-23-151017.6-1132.0989.47.210-1-151166.0-1216.01137.7121.620-16-241226.4-1287.61218.8123.7252.2、注水分析2.2.1、吸水剖面分析 七4-7井转注以后，共进行了12次吸水剖面测试，从吸水剖面图中可以看出,每次测试的结果各不相同，第一次测试吸水层较多，纵向矛盾不突出，但-13层相对吸水强度较大，通过调整控制了-13层的吸水，从2001年

7、4月测试结果看出，-13层没有发生单层突进的现象。该井实施分注以后，2001年7月和2002年4月测试的结果显示，尽管吸水层较多，但有两个层（-2+3、-17）相对吸水较高，易发生单层突进的现象，存在一定的纵向矛盾。2003年的两次测试结果表明，该井的油组已经开始不吸水，纵向矛盾加剧，特别是-22层相对吸水较高，达到32.74%。通过调整，2004年的两次测试显示，大多数层都在吸水，纵向矛盾不明显。从2005年4月的测试可以看出，纵向矛盾加剧，和油组均不吸水，油组除-8小层外都不吸水，只有油组吸水，纵向矛盾突出，-8层吸水强度较大，易发生单层突进，为解决层间矛盾，实现分层系开发，2005年6月

8、对该井进行了换封分注的措施，顶封移至1017.6m（-23），对-23以上的层不实行注水。从2006年4月的测试可以看出，纵向矛盾更加严重，整个井段只有7个层吸水，并且-23层相对吸水占到了94.5%。通过纵向换封措施,从该井2006年7月的测试结果可以看出,-23层单层相对吸水下降, 各层吸水的吸水量相对均匀,但油组吸水层不到一半，纵向矛盾仍然突出，须进行下步调剖措施。 各油组吸水层和厚度动用率油组2000.92001.42001.72002.42003.42003.8吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚

9、度动用率606460 68 80 63 20 26 0 0 0 0 29 57 86 60 100 84 43 43 14 6 14 19 100 84 100 63 50 47 0 0 100 84 0 080 83 47 52 60 70 47 64 43 46 48 46 油组2004.82004.10 2005.42005.92006.42006.7吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率吸水层动用率厚度动用率0 0 20 26 0 0 0 0 0 0 已封堵14 19 100 100 0 0 0 0 0 0 100

10、 100 100 100 50 53 50 53 50 53 50 47 100 100 81 74 95 97 95 98 90 94 33 42 48 47 从上表可以看出，七4-7井主要吸水层为油组,历年吸水层对应和厚度对应呈下降-上升-下降趋势，说明该井的纵向矛盾突出，应加强分注力度，减小注水纵向矛盾。2.2.2、水驱半径 根据经验公式计算水驱半径： Q=R2 HEA 其中：Q-单层累积注水量（方） R-水驱半径（米） H-单层厚度（米） -孔隙度（%） -圆周率（3.14） EA-波及系数（0.5） 通过计算可以看出，七4-7井组的井距最小值为167米，而水驱半径最大值为126.72

11、米（VI-23层），目前还未发生水淹现象，水驱半径计算表见附表一。从该井水驱半径图可以看出，该井有7个层的水驱半径大于70米，有5个层的水驱半径大于80米，其中两个层水驱半径大于120米（-8、-23），为了防止这两个层发生水淹，必须进行调剖，把这两个层的注水量降到合理范围，对于与周围油井主力油层连通的欠注层，如-17、19+20、21、22、24层，应通过酸化、压裂等措施增加这些层的注水量，提高油田的注水效率。2.2.3、水淹时注水量预测经验公式计算水淹时注水量： Q=（R2 HEA）/ F 其中：Q-水淹时注水量（方） R-井距（米） H-单层厚度（米） -孔隙度（%） -圆周率（3.14

12、） EA-波及系数（0.5） F-相对吸水量根据经验公式计算，七中22井距七4-7井的井距为167.3m，按照目前的相对吸水量，水淹时该井注水量最小值为39.87231万方，水淹层为-17，目前注水量为11.3008万方，按照目前的注水量七中22井还未发生水淹。按正常井距计算，水淹时该井注水量最小值为52.19466万方，说明该井组还未发生水淹现象,但实际中地层存在各向异性，七3-6井于2006年5月31日因综合含水达100%停井，说明地层的非均质性强,平面矛盾突出。2.2.4、速敏判断根据公式计算得出，七4-7井各层历年的流速（R=井筒半径（0.0635m），0.5m、1m和5m）如附表二,

13、从计算结果可以看出,该井在R=井筒半径时流速远远大于发生速敏的临界流速7.02m/d，全部层发生速敏现象，R=0.5m时发生速敏的层相对减少，R=1m时只有个别层发生速敏，R=5m时无速敏现象发生。在近井地带虽然速敏现象严重，但由于较大的压力差使微粒堵塞孔隙的现象减小，对注水的效果的影响很小，远井地带（R5m）没有发生速敏现象。根据注水现状分析，速敏对该井的注水影响很小。 2.2.5、存水率测试日期2000.92001.42001.72002.42003.42003.8吸水总厚度(m)50.5539.8848.9433.933531.6动用厚度率(%)72.1112756.890269.814

14、5548.402337.4331633.7968吸水指数（m3/d.mMPa）0.0459660.037790.0355940.033420.0289310.02847存水率0.3506460.3913860.3559150.3780550.4209640.430226水驱指数0.610580.7668590.6590410.7614981.0099441.074087测试日期2004.82004.102005.42005.92006.42006.7吸水总厚度(m)46.328181.562.3929.2950.32动用厚度率(%)49.5401186.63187.1657866.727331

15、.326270.0836吸水指数（m3/d.mMPa）0.0322940.023980.0274810.028230.0300560.03948存水率0.4473710.4492430.4583570.4576980.4621780.464673水驱指数1.1854121.1957211.2378311.2367141.2734051.291294从上表可以看出，七4-7井2004年10月和2005年4月测试的结果相对较好，吸水总厚度为81.0m、81.5m，动用厚度比分别为86.63%、87.17%，吸水指Jw=Qt/P/h=0.024m3/d.m.MPa和0.027m3/d.m.MPa。该

16、井测试结果最不好的是2006年4月，此次吸水总厚度为29.29m，动用厚度比为31.33%。从七4-7井组历年存水率和水驱指数曲线图可以看出，该井组的存水率和水驱指数从注水开始到目前都呈上升趋势，说明七4-7井的注水利用率高，驱油效果好。2.3、理论注水量计算配注要求： 1、配注量按油田注水设计规范(JSJ5-830)进行配注： Q水=BCQo（Bo/ro+fw/(1-fw)rw）+Qx+Qf 式中：Q水：日注水量（m3/d） Qo ：井组日产油量(t/d) B ：注采比（1.2） C ：注水系数（1.1） Bo ：体积系数（1.183） ro ：地面原油比重（0.867） Qx ：洗井用量（

17、忽略不计） fw ：含水率 Qf ：边部注水井外溢量（取20m3） rw ：地层水比重（1.0）、全井配注量计算表： 七4-7注采井组七中22七中19七3-6七4-6七4-8七5-6七5-7七5-8连通率(%)36.751504060607070受益方向系数11111111目前日产油(t/d)3.5602.36.74.280.8含水(%)37321005056184288井组日产油量(t/d)31.5平均含水率(%)53.68配注量(m3/d)64.97由理论公式计算得出，七4-7井组的理论注水量是64.97方，目前的配注量为55-60方，没有达到理论配注量，不能满足目前的开发要求，如果要更好

18、的补充地层能量，提高产能，使产量上升或是翻番，还需加强注水。 第三章、油井注水效果分析3.1、油井产能分析3.1.1、七中22井七中22井1995年8月投产，投产初期日产液4.83方，含水8%；1998年1月到8月因产量较低停井，1999年9月13日对1237.0-1321.4m（-13-24），厚47.4m/8层进行压裂，措施前日产液1.85方，含水33 %；措施后日产液29.39方，含水29 %；2002年8月对1213.0-1215.4 m（-5），厚2.4 m/1层进行补孔，措施前日产液13.05方，含水30.42 %；措施后日产液15.09方，含水47.53 %；目前日产液6.4方，

19、含水37%，产能曲线如下图：从七中22井产能曲线图可以看出，七中22井在1999年9月进行压裂措施，日产液量由1.85方上升到29.39方，日产液量上升，而且上升幅度很大，说明该井压裂成功，达到了增产的目的。措施以后该井的日产液量呈下降趋势，说明压裂井段的地层能量补充不足。2002年5月该井的产液量开始回升，到2003年5月以后基本上保持平稳，日产液量都大于压裂措施前的最高日产液量；该井的综合含水在2000年11月有所上升，由7.7%上升到39.68%，到目前为止综合含水基本保持平稳，该井的构造位置决定了它受底水和边水的影响很小，而措施层无水层，所以该井综合含水的上升可能是措施使得压裂层孔隙度

20、增加，注入水到达该井造成的；该井位于七4-7井组的构造底部位，是压降较快的方位，而且七中22井压裂的裂缝方位为北东方向，正是压降的方位，七4-7井的注入水沿该方位很容易到达七中22井。目前该井的氯根含量为84016.0，结合产能、综合含水分析，该井2002年5月起产量上升，综合含水上升，说明2002年5月起七4-7井的注水在该井见效。3.1.2、七中19井七中19井1996年5月投产，投产初期日产液5.14方，含水4.76%；2000年3月对1122.2-1187.0m井段进行压裂，措施前日产液3.96方，含水2.76%；措施后日产液9.91方，含水13.41%。；2003年9月对1150.4

21、-1187.0m井段进行压裂，措施前日产液5.85方，含水4.52%；措施后日产液9.29方，含水10.36%；目前日产液10.2方，含水32%，产能曲线如下图： 从七中19井产能曲线图可以看出，七中19井在2000年3月进行压裂措施，日产液量由3.96方上升到9.91方，日产液量上升，而且上升幅度很大，说明该井压裂成功，达到了增产的目的。措施以后该井的日产液量保持了好几个月才下降，说明压裂井段的地层能量补充不足，2003年9月进行压裂措施后，日产液量由5.89方上升到9.29方，之后无下降趋势，基本保持平稳。该井的综合含水在2000年3月有所上升，由2.76%上升到13.41%，整体上看综合

22、含水呈上升趋势；从日产液量和综合含水分析，该井在2003年9月都上升，并且没有下降，该井目前的氯根含量为54148.5，综合产量、综合含水说明注水在该井见效。七中19井主要受七4-7井和七5-28井注水影响，相对来说，七5-28井的注水对该井影响较大，七4-7井的注水对该井影响较小。 3.1.3、七3-6井七3-6井1996年10月投产，投产初期日产液17.97方，含水76.92%；2000年12月-2001年5月由于干抽停井；2001年6月12日对1196.5-1330.0m（-10、15，-117）井段进行补孔，措施前日产液0方，含水0%；措施后日产液11.89方，含水61.61%。；20

23、02年8月10日对1336.0-1341.0m（-20）井段进行补孔，措施前日产液11.7方，含水84.37%；措施后日产液14.23方，含水72.31%； 2004年10月进行化学堵水，措施前综合含水为79%，措施后综合含水为69%，目前含水100%，已经计划停井，产能曲线如下图：从七3-6井产能曲线图可以看出，该井从投产初期到2000年11月的日产液量整体上有所下降，到2001年6月启抽，措施后该井的日产液量上升，2004年10月至2005年11月产液量下降是由于化学堵水降低了日产水量，而日产油量上升不高而造成的，整体上看日产液量呈上升趋势，从产能上分析，说明该井的地层能量得到了补充；该井

24、干抽停井以后，于2001年6月份启抽，其综合含水与停井前相比有所上升，停井前的平均综合含水为50.55%，启抽后到2006年5月份为止，该井的平均综合含水上升到76.98%， 2004年10月进行化学堵水，措施前综合含水为79%，措施后综合含水为69%，目前综合含水达到100%，该井计划停井，2001年6月到目前进行过两次补孔措施，射开的层没有水层，该井靠近油水边界，加之七4-7井的注水，使之综合含水上升到80%左右。2003年3月18日该井的氯根含量为98497.4，结合产能、综合含水分析，该井的产液量、综合含水在2001年6月均上升，说明启抽后注水见效，该井受边水、七4-5和七4-7井注水

25、的影响，主要的效果来自七4-7井。3.1.4、七4-6井七4-6井1996年6月投产，投产初期日产液0.98方，含水10%；2000年6月5日对1216.8-1282.0m（-1020），厚21.6m/7层进行压裂，措施前日产液0方，含水0%；措施后日产液4.25方，含水3.93%； 2004年4月进行堵水，措施前日产液18.91方,综合含水为89.6%，措施后日产液6.6方,综合含水为34.5%，目前日产液5.4方，含水50.1%，产能曲线如下图：从七4-6井产能曲线可以看出，该井从投产初期到2000年6月，日产液量一直很低，最高还不到1方，（其间因产量较低停井3次：1998年6月至9月，1

26、999年2月至6月，1999年9月至2000年5月），2000年6月进行压裂，措施后日产液量达到4.25方，达到了增产的目的。措施后到2003年12月份，除少数几个月外，日产液量均高于10方，堵水措施后到目前为止，该井的日产液量都在2方左右，整体上高与2000年6月以前的日产液量，从产能上分析，该井压裂层段的地层能量得到补充；该井的综合含水在投产初期都低于20%，日产液量不到1方，所以该井实行间抽的形式，1999年8月该井的综合含水达到了99.36%，停井9个月后恢复生产，从2000年6月到2004年4月该井的含水呈上升趋势，在此之后由于该井进行了堵水措施而使得综合含水下降，但一直保持平稳，目

27、前该井的含水又开始上升，目前氯根含量为93829.77，说明该井注水见效。该井位于七4-7井的构造高部位，不在压降方位，不利于水驱，结合产能、综合含水分析，该井在2000年6月产液量，综合含水均上升，而此时七4-7井还未转注，所以该井的见效并不是七4-7井注水的结果。在七4-6井的同一构造等高线上有另一口注水井七4-5井，七4-6井的压裂方位利于七4-5井的水驱，所以，七4-6井主要是受七4-5井的注水影响，七4-7井注水影响很小。3.1.5、七4-8井七4-8井1995年10月投产，投产初期日产液5.06方，含水2%；1999年10月进行化学解堵措施，措施前日产液4.13方，含水17.2%，

28、措施后初期日产液4.3方，含水10.5%；2000年7月对1178.4-1224.0m（-816），厚14.0m/6层进行补孔、油基压裂，压裂前日产液4.8方，含水12.1%，压裂后产液12.3方，含水17%；2002年8月对1228.0-1280.0m（-1724），厚31m/4层进行补孔，措施前日产液6.75方，含水36.9%，措施后日产液21.04方，含水33.6%；目前日产液17.8方，含水56%，产能曲线如下图： 从图中可以看出，七4-8井在2000年7月份的日产液量由4.8方上升到12.3方，说明2000年7月份进行的压裂措施成功，达到了增产的目的，压裂后该井的产液量呈下降趋势，但

29、产量都高于压裂前，在2002年8月补孔措施前产液量有一次大幅度的上升，其间没有其它措施，说明是注水的见效；从压裂后到目前，该井的日产液量上升幅度很大，都高于10方，从产能上分析，说明在措施以后该井的地层能量得到了很好的补充；该井从投产初期到2001年 12月含水变化幅度不大，在2002年1月份综合含水迅速上升，之前的平均综合含水为13.37%，2002年1月份到2006年4月份为止，该井的平均综合含水上升到41.83%，目前已经达到50%以上，该井的构造位置决定了它受底水和边水的影响很小，措施层无水层，而且压裂方位利于水驱，所以综合含水上升是注入水起到效果。该井目前氯根含量为49218.3，结

30、合产能、综合含水分析，该井2002年1月起产量上升，综合含水上升，说明2002年1月起注水见效，该井受七4-7和七4-9的注水影响，主要效果来自七4-7井。3.1.6、七5-6井七5-6井1996年5月投产，投产初期日产液2.28方，含水10.5%；1996年6月对676.2-867.2m井段进行补孔，措施前日产液2.28方，含水10.5%；措施后日产液3.79方，含水13.4%；2000年3月对676.2-867.2m和1158.2-1172.4m井段进行化学解堵，措施前日产液2方，含水20.12%；措施后日产液3.45方，含水22.18%；2000年7月对1070.6-1209.8m井段进

31、行补孔，措施前日产液2.11方，含水23.27%；措施后日产液4.9方，含水28.48%；2000年11月对1122.0-1184.4m井段进行压裂，措施前日产液4.67方，含水21.4%；措施后日产液5.46方，含水6.9%；2002年8月对1186.6-1236.2m井段进行补孔，措施前日产液4.55方，含水22.31%；措施后日产液9.26方，含水14.45%；2004年3月3日对1220.0-1226.6m，1228.6-1236.2m井段进行压裂，措施前日产液4.96方，含水29.1%；措施后日产液6.81方，含水27.4%；目前日产液6方，含水18%，产能曲线如下图：从图中可以看出

32、，七5-6井日产液量有四次上升，分别是1996年3月，2000年7月、2002年8月和2004年3月，这几次产量突然增产是由于各种措施的结果，排除措施增油的因素，产量一直呈上升趋势，从产能上分析，说明地层能量得到了补充；该井的综合含水从投产到1999年1月呈上升趋势，到2001年2月趋于稳定状态，平均综合含水为23.02%，从2001年3月起该井的综合含水下降，平均综合含水为11.26%，在2001年11月至2002年9月含水有所上升;该井目前氯根含量为66135.5，结合产能、综合含水分析,说明注水在该井见效，七5-6井位于七4-7井的构造高部位，不在压降方位，不利于水驱，而在七5-6的高部

33、位有另一口注水井七6-5井,压裂的裂缝方位利于七6-5井的水驱,所以该井主要受七6-5注水影响，七4-7井注水影响相对较小。3.1.7、七5-7井七5-7井1995年12月投产，投产初期日产液1.29方，含水2.59%；1996年5月对795.2-844.8m，厚11.9m/6层进行补孔，措施前日产液3.91方，含水7.6%；措施后日产液9.23方，含13%；2000年8月对878.0-1008.8m井段进行补孔，措施前日产液6.64方，含水31.8%；措施后日产液15.34方，含29.01%；2001年8月4日对1127.5-1162.8m，厚20m/1层进行压裂，措施前日产液7.96方，含

34、水7%；措施后日产液9.76方，含水17.9%，2002年8月5日对1194.0-1232.0m井段进行补孔，措施前日产液8.77方，含水37%；措施后日产液10.62方，含水28.7%； 2003年10月19日对1174.0-1203.2m，厚17.6m/4层进行压裂，措施前日产液10.25方，含水22%；措施后日产液16方，含水42%。目前日产液16方，含水42%，产能曲线如下图：从图中可以看出，七5-7井的产能有两次大幅度上升,分别是2000年8月的补孔措施和2003年10月的压裂措施,该井的日产液量整体上呈上升趋势,说明措施的井段地层能量得到了补充。该井的综合含水从投产初期到1999年

35、4月呈上升趋势，到2000年9月有所下降但都趋于平稳，到2000年10月突然下降为0，到2000年11月逐渐上升，最高达到了50.3%，到目前都呈上升趋势,该井的构造位置决定了它受底水和边水的影响很小，而且措施层无水层，压裂的裂缝方位有利于水驱。该井目前氯根含量为65308.8，结合产能、动液面分析，该井的日产液量、综合含水在七4-7井转注后都上升，说明注水见效，该井受七6-7和七4-7井注水影响，七6-7井在2004年8月已停注，所以该井的注水效果主要来自七4-7井。3.1.8、七5-8井七5-8井1996年5月投产，投产初期日产液2.81方，含水4%；2000年3月对1146.3-1243

36、.6m，井段进行酸化解堵，措施前日产液4.23方，含水12.5%；措施后日产液4.82方，含水5%； 2001年3月对1184.5-1220.0m（-1621），厚19.9m/3层进行压裂，措施前日产液4.01方，含水12.5%；措施后日产液13.8方，含水5%；2002年8月14日对1203.6-1228.0m（-1922）井段进行补孔，措施前日产液7.8方，含水20.5%；措施后日产液8.49方，含水10.7%；2003年10月进行堵水措施，措施前日产液18.32方，含水66.24%；措施后日产液8.17方，含水22.58%； 2006年3月9日对1146.3-1174.8m（-814），

37、厚15.8m/6层进行压裂，措施前日产液11.03方，含水12 %；措施后日产液22.71方，含水30%；目前日产液8.0方，含水88%，产能曲线如下图： 从七5-8井的产能曲线图可以看出，该井有两次日产油量的突然上升，都是由于措施的结果，说明该井的措施均成功，达到了增产的目的。该井从2001年3月的压裂措施以后，日产液量整体高于压裂前最高日产液量，说明压裂井段的地层能量得到了很好的补充；在2003年6月该井的综合含水突然上升到73.73%，高含水持续了4个月就对该井进行了堵水，措施后产液量和产油量都有所下降，到2006年3月压裂措施后综合含水和产液量都大幅度，但产油量却下降，综合含水上升到8

38、0%，此次措施的层位为-1015，七4-7井的-1015层吸水强度不高，而七5-28井吸水强度很高，这次压裂措施的层位可能与七5-28井的层连通，才导致大量的出水；2001年3月措施后，七5-8井的综合含水上升后基本保持平稳，该井的构造位置决定了它受底水和边水的影响很小，措施层无水层，而且压裂方位利于水驱。该井目前氯根含量为80602.7，结合产能、综合含水分析，该井的日产液量，综合含水都上升，说明注水见效。该井受七4-7和七5-28井共同注水影响，受七4-7井注水效果相对较小。3.2、油井产层预测综合油、水井注采对应关系、水驱半径、油井产液剖面资料、孔隙度、渗透率资料综合分析得出，各油井的产

39、层如下表：七中22七中19七3-6七4-6七4-8七5-6七5-7七5-8主产层-17+18-20 -21-21-22-23+24-23 -19 -20-8 -10 -21-17 -23 -24-23 -26 -14+15-17-21 -22次产层-13 -14+15-16-17-19-20-7 -22-13 -17+18 -19-9+10-2 -11 -16 -17 -22+23+24-13-18 -10 -4+5 -8+9-9 -10 -18 -24该井组的主要为-17、-20、-21、-23。3.3、七4-7井组油井压力分析 该井组进行测压的资料相对缺乏，测压次数较少，七4-7水井未进行

40、过测压，油井测压5井次，油井的压力普遍较低，各井测试的压力值如下表：井号日期深度（m）压力（MPa）压力系数海拔(m)压力/2000m3-62002年8月978.057.6990.7871793138.768.9962041078.058.7080.8077554-82002年8月9745.5020.5648873094.116.5646610746.9490.647025-62004年7月859.12.160.2514263132.193.509789959.13.020.31487910533.710.3523272005年9月859.14.620.5377726.340264959.15

41、.380.56094310536.20.5887945-71996年5月1000.58.590.8616543132.74 9.7602992001年9月700.00 5.76 0.8228579.401742800.00 6.69 0.83625900.00 7.64 0.848889从表中可以看出，该井组除七5-6井测压两次外，其它井都只测压一次，因此很难进行单井的压力分析。目前可以对比的只有七5-6井，该井在海拔2000米处2004年7月测压为3.5MPa， 2005年9月测压为6.3MPa，该油井的压力得到恢复，而且在这段时间里沉没度也得到恢复，说明该井的地层能量得到补充，注水见效。2002年8月七3-6井和七4-8井均进行测压，在同一海拔高