胜利油田特高含水期改善水驱开发效果的技术共52页
改善喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果
大
目前， 驱控制 程度 为９ ．％。 水 ８６ 但是 取心 １ Ｉ 宋小花洎然递减影响因素 ３ 】 分析及控制方法 内 ． 资料 表明， 层内剩 余油仍然 较多， 要分布在 液 主 江科￣（ ０． ２ ６ ０ 层内各沉积 元韵 律段上ｇ ［ ２ ４１ 】 ； 。 利 用精 细地 质研 究成 果 ， 合新 钻 井水 结 ［ 刘树明． ４ ］ 油藏高含水期原油生产递减合理性及 井组注 采状况 ， 综合判 断无效 １３ 效注 采循 环严重 ， ．无 扩大注 水波 及体 淹 层解释资 料、 影响因 素探讨 油气地质及采收率（ ０． ２ １ ０ ６ 积难度大 采出部位 ， 采用长胶 筒封堵 ， 控制 无效产液 ， 实现 产液结构 调整由层问转移到 层内。 主要做 厚油层吸水状况表 明： 厚油层内主要 吸水 部位吸 水砂 岩比例 由１ ８ 年前的６ ． ７ 下降 法 ： 是对 井组 内发育 稳 定结 构界 面的 厚油 ９５ ０５ ％ 一 利用 长胶 简直接封 堵到结 构界面部 位； 二 ｆ２ ｏ 年的３ ． ％ 不吸水部位的砂岩厚度比 层， ｒｏ９ ｊ １８。 ７ 是 对发育不稳定结 构界面的厚油层， 当增加 适 例则由２ ３％ ． 上升到１ ．２ ［ ４。 ３ ６９％３ 】 — 封堵 厚度 ； 是 对厚 油层 内结 构单 元连 通较 三 ２精 细注采结 构调整 方法 无效循环 严重的部 位， 用长胶筒对 油水 利 ２ １创新层内细分洼水技 术， ． 控制无效注 好、 水 量 井实施 对应封 堵。 ０ ９ ， ２ ０ 年 实施 ２ 口井， ６ 平均 结 合动静资 料、 测资 料， 监 将细 分注水技 单井 措施 后 日降液ｌ ｔ 日 油１２ ， Ｏ， 增 ．ｔ 含水下 降 ．６ 术从层问发展 到层内， 实现注 水量 由厚油 层内 ３５ 个百分点。 部的高渗透部 位向低渗透部 位转移， 提高 厚油 ３ 效果评 价 层的动用程 度。 丰要做 法 ： 一是 对于层内无效 ３１ ．水驱产量递减 及含水上升 速度得到有 循环严重 的厚油 屡， 如发育 稳定结 构界 面， 对 效控制 Ｉ Ⅸ Ⅸｑ “上 接Ｐ ０ ２４ 结 构 界面 以下的 无 效循 环部 位 进 行封 堵 。 对 ２ ０ 年 ， 驱自 ０９ 水 然递减 率和综合递减率 为 ２２ ．同一高 屡建筑形象中， 尺度要有序 ．１ ￣２５％， ０８ ． ￣５９ ｏ ５ 卜 吸水 羞 部位 加强注 水 ； 部 二是 对 于层 内渗 ３８％ ．１ 分别 比２ Ｏ年低 １ ３ｕ ． 个 高层建筑 设计时 ， 应充分考虑建 筑的城市 透率 级差 较 大 、 水 比例差 异 大且 发育 不 稳 百 吸 分点 ｝ 年均含 水９ ．８ ￣２ ０ 年上升 ０１ 尺 度、 ４４ ％， ０ ８ ． ７ 整体 尺度、 街道 尺度、 近人尺 度、 细部尺 定结构 界面的厚油层， 利用长 胶简封 隔器进行 个百分点。 产量递减 及含水上升速度得到有 效 度 这一尺度 的序列 。 某一尺度设 计中要遵守 在 封堵 ， 为防止 层内纵 向窜 流， 隔 器要 封 到 控制。 但 封 尺 度的统 一性 ， 能把 几种尺度混 淆使 用， 不 才 ３２ 采结构进一步优化 ． 注 结 构界面 以上０ ５ ． ｍ处 ； 是对于 复合 韵律 沉 三 能 保证高层建筑 物与城 市之 间、 整体与局部之 油井 产液 状 况表 明 ： 合 含 水低 干９ ％ 综 ０ 积的厚油 层潜力层与高水淹 层交错分布 ， 在油 １ 局部与局部之间及与人之间保持良好的有 间、 ． ２ 产液 强度增加 层中部 利用长 胶筒封隔 器实施 层内细分 ， 一 的采 油井产液比例提 高０ ５ ％， 将 Ｊ 机统 一。 ．５／ ．Ｉ综合 含水大于 ９％的采油井 产液 Ｔ ６ 个厚 油层变成 两个注水 层段， 层内进 行周期 ０２ ｔｄｉ； 在 ２３ ． 高层建筑形 象在尺度上须有可识 别性 ． ３ 产液强度下降了Ｏ２ｔｄＩ。 ．４／ ．Ｉ Ｔ 注 水 。 ０ ９ ， 施３ Ｆ ， ２０ 年 实 ９Ａ 高渗 透部 位控制 比例下降００％。 井 ｌ 高层建筑物上要有一些局部形象尺度， 能 无效注 水 ｌ２ ｍ３ ｄ 低 渗透部 位增加 有效 注 低 含 水井 产液 比例 明显提 高。分 层注 水状 况 １７ ／ ， 使 人把握 其 整体大 小 ， 除此 之 外， 也可用一 些 表 明： 强注水层段的注水 强度上升０ ２ ｍ３ 加 ．４ ／ 水ｌ １ｍ３ｄ 对 比ｌ 口细分井周 围３ 口油井， １２ ／ 。 ５ ３ ｝ 屋檐、 台阶、 柱子、 楼梯等来表示建筑物的体 ． 控制注 水层段的注 水强度下 降０ １ｍ３ ．ｌ ／ 细分后 日降液 １４ ， １ｔ 日增油 ｌｔ 综 合含 水下降 ｄ ｍ， ８， 量。 任意 放大或 缩小这些 习惯 的认知尺度部 件 ｄ Ｉ。 ．Ｉ 水驱注采结构 得到进 一步优化 。 Ｔ ０６ 个百分点。 ．２ 就 会造 成错觉 ， 果就 不好。 效 但有时 往往要 利 ３３ ． 无效注 采得到有效控制 ２２ 精 细厚层油井压裂 ， ． 努力挖潜层内潜 用这 种错觉来求得特 殊的效果 ２ ０ 年， ０ ９ 实施油 水井调 整１ ９ 井次 ， ６８ 控制 力 ３ 结 语 ， 根 据油 层发育、 隔夹层发育及剩 余油分布 无效 注水量２ ３８ Ｘ ０ ｍ３ 控制 无效产液 量 ４ ． １４ ， ６ 高层建 筑的外部 尺度影 响因素很多， 设计 等状 况 ， 个性化 设计压 裂方 式 ， 高厚油 层动 ２ ８６ × ０ ｔ 无效注采得 到了有效控制 。 提 ０ ．９ １ ， ４ 师在 设计高层建 筑中充分地 把握 各种尺度， 结 用程 度 主要做 法 ： 一是 对河道砂 体沉积 的正 ３４ 层压 力保持相对稳 定 ．地 ＼ 合人的尺度， 满足入的使用、 双偾的要求， 必定 韵律厚油层应 用长胶简定位压 裂方式 ； 二是对 ２ ０ 年， ０９ 加强高 、 低压井组 的注水调整 。 『 能创造出优美的高层建筑 外部造型。
胜利油田高含水期污水处理技术
2012.No7摘 要 随着胜利油田进入高含水、特高含水开发期，“三次采油”技术得到了发展和推广，在油田采收率得到提高的同时，也带来了油田污水难处理的问题。
2000年以来，胜利油田经过不断的科研攻关、试验研究、工程实施、优化完善，逐步形成了适合各类水型的污水处理系列在用成熟技术和储备技术，基本满足了高含水期油田各类油藏的开发需求。
关键词 油田污水 常规污水 强腐蚀性污水 含聚污水 技术系列 综合处理胜利油田自上世纪60年代开发以来，至今已近50个年头，目前已步入高含水、特高含水期开发阶段。
胜利油田分公司根据总体开发部署，提出“提高采收率”的战略目标。
围绕这一中心任务，包括聚合物驱、泡沫驱、二元复合驱等技术内在的“三次采油”技术得到了发展和推广，规模也逐年扩大，“采收率”稳步提高，由此也给油田地面处理系统提出了更大的挑战，污水处理系统就是其中之一。
与此同时，稠油油藏和低渗油藏的开发力度不断加大，对回注水处理的要求也在不断提高。
2000年以来，胜利油田污水日益增大，呈现出“六高两低”的特点（六高：矿化度高、含聚量高、小粒径悬浮物高、含有乳化程度高、细菌含量高、腐蚀速率高；两低：pH值低、油水密度差低），处理难度加大。
在这种形势下，胜利油田通过不断的科研攻关、试验研究、工程实施、优化完善，逐步形成了适合各类水型的污水处理系列技术和储备技术，基本满足了高含水期油田各类油藏的开发需求。
1 常规污水处理技术常规污水的处理难度较小，技术较多，是胜利油田应用最早、最多的技术系列，包括：重力混凝沉降除油技术、压力密闭除油技术、悬浮污泥沉降除油技术和水力旋流除油技术。
1.1 重力混凝沉降除油技术重力混凝沉降除油技术是目前各油田最广泛应用的一种技术，依靠油水比重差进行重力分离。
该技术的最大特点是，耐冲击负荷，操作简单，管理方便，是处理常规采出水的有效技术。
在来水水质含油1000mg/l左右，悬浮物300mg/l左右时，经过两级沉降，出水达到含油20mg/l，悬浮物20mg/l。
油田高含水期稳油控水采油工程技术
油田高含水期稳油控水采油工程技术1. 引言1.1 油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性油田高含水期是指油田产量中水含量较高的阶段，通常是指油井产水量超过50%的阶段。
在油田开发中，高含水期是一个非常常见的阶段，而如何有效地稳油控水、提高采收率成为油田管理者和工程技术人员面临的重要挑战。
稳油控水是保证油田生产经济效益的关键。
在高含水期，油井产水量增加，油井产油量减少，如果不及时采取措施稳定油井产量，将导致油田整体产量下降，进而影响油田的经济效益。
稳油控水可以延长油田的生产寿命。
高含水期对油田产量的影响是不可避免的，但通过有效的稳油控水技术，可以延缓油田产量的下降速度，延长油田的生产寿命，充分挖掘油藏潜力。
稳油控水还可以降低油田生产中的安全风险。
在高含水期，油井产水量增加，可能引发油井失稳、油田漏油等安全问题，通过稳油控水技术可以有效降低这些安全隐患，保障油田生产安全。
油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性不言而喻，只有通过有效的技术手段和管理措施，才能更好地应对高含水期带来的挑战，实现油田的稳定生产和持续发展。
1.2 油田高含水期的定义和特点油田高含水期是指油田产液中水含量大幅度增加，达到一定阶段的时间段。
在油田生产运行过程中，随着时间的推移，原油中水含量逐渐增加，导致油水比逐渐下降，特别是在油井长时间生产后，油井的产液中水含量逐渐增多，进入高含水期。
油田高含水期的特点主要包括以下几个方面：油田产液中水含量明显增加，原液品位下降，导致采收率降低，产量逐渐减少；油藏渗透率下降，原油粘度增加，采油难度增大；油井产液中水含量不均匀分布，造成油井产量差异，影响整体采收效果；高含水期持续时间较长，对油田的整体开发与产量影响较大。
针对油田高含水期的特点，需要采取相应的稳油控水技术，以保证油田的稳产和高效开采。
2. 正文2.1 油田高含水期稳油控水采油技术的原理和方法1. 油层物理化学特性分析：在油田高含水期，油层的物理化学特性会发生变化，影响油水分离效果和采收率。
特高含水期油田改善水驱开发效果关键技术
胜二区沙二83-5单元调整效果日产液（t/d）45来自04144934
5912
日产油（t/d）
58
154
212
492.20％1
含水（%）
0.9
96.6
95.7
调前：2002.12 2003年12月
水驱控制程度提高：由65.8％上升到81.6％； 含水降低：含水上升率-1.05％； 可采储量增加：增加了47万吨，提高采收率3.0％。
胜坨油田胜二区83－5单元: 含水96.6％、可采程度93％ 建立精细储层模型：利用小层中的泥（灰）质隔夹层（0.5-1.7m）将2个 小层细分为11个韵律层，每个韵律层具有不同的沉积、水淹特征。
82(4) 82(5)
23x280井测井图
83小层
83(1) 83(2)
83(3) 83(4)
原83上 原83下
动用储量 104t
辛47 辛50 河68 垦71断块 辛109 辛16 临13沙二下南块 辛68 利21块 永3 辛11-9 辛23 河43-106断块 营13 ……
差值 -26.3 -10.6 -27.2
83(4)韵律层平面图
83(5)韵律层平面图
细分韵律后 83⑷注采对应率 只有53.8%
细分韵律后 83⑸注采对应率 28.6%, 均为单向
细分韵律层后韵律层的水驱储量控制程度较低，根据各韵律层统计，单元的水驱储量 控制程度降低，各韵律层仍有进一步完善井网、提高水驱控制程度的潜力。
高分辨率层序地层研究
多信
息储
地震、 储层 储层
层定 量模 拟技
露头约 束参数 库
骨架 参数 库
物性 参数 库
流体流动单 元研究
术
高含水期油田稳油控水技术分析
高含水期油田稳油控水技术分析油田进入高含水期之后，油田内的油不再是集中分布，而是在不同的层位中呈现不同的分布状态，而且因为油田的高含水，造成一系列问题，因此，必须对油井做出地质调查，对于不同的层位，采用不同的稳油控水措施，才能保证余油的开采，达到油田稳产的目的。
标签：高含水期;油田;稳油控水引言：因为不断的注水开采，使得油田进入了高含水期，高含水期的剩余油不再是连同的状态，而会呈现一种高度分散的状态，而且剩余油量也越来越少，开采难度越来越大。
对高含水期油田开采的要点是搞清楚剩余油采用何种分布规律分布，然后选择合适的稳油控水技术，才能保证这部分剩余油被顺利的开采出来。
1 高含水期油田的油藏特征1.1 层间差异以胜利油田为例，该油田到达高含水期后，滲透率的极差高达10以上，有时候可以到达几十，不同层的层间干扰非常严重，而且很多层不出油。
1.2 平面差异油田到达高含水期后，油藏的不均性性体现的更为显著。
1.3 层内差异油田到达高含水期后，因为岩石的孔隙结构不均匀，油田各层的吸水强度各有不同，导致剩余的油的饱和度也有很大的差异[1]。
2 油田高含水期存在的问题分析油田到达了开采后期，一大显著特点就是油田的含水量大大增加，由此导致的开采难度越来越大，因此，开采需要的能量越来越多，而且开采效率一路走低。
2.1 设备的腐蚀问题高含水期的油田，将油和水分离的难度是非常大的，设备和管道长期和高含水原油接触，会发生一定程度的腐蚀，如果腐蚀程度非常严重的情况下，就会出现管道泄漏，管道泄漏对于石油生产来说是致命性的，而且设备故障以后，必须花费大量的资金对设备进行维修，无疑增加了油田的生产成本，因此，必须对油田的生产技术进行优化，才能将油田的含水量控制到一定水平。
2.2 油田水淹问题油田分为正韵律层、反韵律层、复合韵律层，不同的层油田的水淹部位是不一样的，以正韵律层来说，因为对水有高渗透性，因此会导致底部水淹，剩余油都富集在顶部，而且顶部的水淹和底部来说，要轻一些。
油田特高含水期注采调整技术对策与措施
率４ ０ ． ５ ％。 胜坨油田自１ ９ ６ ４ 年投入试采至今经历了四个开发阶段： 低含水开发 阶段、 中含水开发阶段、 高含水开发阶段、 特高含水开发阶段 。 胜坨油 田为一多 层砂岩整装油田， 油藏类型多， 储层非均质严重 ， 按沉积类型分为四类油藏 ， 一 类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层， 二类是以河流相沉积的非主力 油层 ， 三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层， 四类是东营组及低渗难动用油 藏。 据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。 ２注 采调 整 的依 据 从剩余油分布隋况看， 高含水后期油层岩性、 物性、 含油性都发生了很大变 化， 剩余油分布非常复杂 ， 利用物模 、 数模、 矿场密闭取心、 动态监测等资料 ， 对 高含水期剩余油分布特征进行重新认识， 整体具有“ 普遍分布、 局部富集” 的特 点。 如在电测解释表明夹层上部含油饱和度达５ ９ ． ７ ‰ 夹层下部仅有３ ３ ． ２ ％。 因 此， 注聚后调整改善开发效果仍然具有较大基础。 油田注水开发油田的生产实 践表明， 油田含水的增高直接决定了液油比的增大和产液、 产油能力的变化。 无 因此产液指数增长进入特高含水期， 在含水９ ６ ％ ２ ￣ Ｅ 右发生“ 上翘 现象。 如果不
裂、 酸化、 混排、 地填、 完善注采关系 ， 以及水井细分调整和措施增注 ， 提高薄差
层的供液能力。 优选治理含水低于９ ０ ％， 日产液小于３ ０ 吨的油井， 单井 日产油由
２ ． ３ ｔ ／ ｄ － 匕 升 到４ ． ５ ｔ ／ ｄ ， 日增 油 ２ ． ２ ｔ ／ ｄ 。 ３ ． ３ 储 采结构 调整
的井层重点降液 ， 采取高关、 间歇开井、 堵水措施治理。 实施高含水井间歇开井
５ ０ －６ ０ 井次。 堵 水措 施３ Ｏ 井次 ， 日产油 由１ ． ６ ｔ ／ ｄ 上升 到４ ． ０ ｔ ／ ｄ ， 含 水 由９ ７ ． ７ ％
特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果途径及对策论文
特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果的途径及对策摘要:胜坨油田经过40多年的注水开发,目前已进入特高含水开发后期,胜坨油田水驱地质储量占整个胜坨油田地质储量的85.7%,所以水驱调整仍是胜坨油田提高采收率的重要手段。
本文总结了“十五”期间胜坨油田提高水驱开发效果的主要对策及取得的效果,同时对胜坨油田进一步提高水驱开发效果提出了工作方向和工作安排。
关键词:特高含水水驱开发效果途径对策1 胜坨油田基本概况胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡,是典型的大型整装油田,含油面积84.83km2,动用石油地质储量45802×104t,可采储量18538×104t,采收率40.5%。
胜坨油田自1964年投入试采至今经历了四个开发阶段:低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。
目前开油井1793口,开水井1033口,日产液水平14.76×104t,日产油水平7065t,含水95.21%,日注水平14.3×104m3,注采比0.97,注采对应率84.1%。
2 特高含水期胜坨油田水驱状况评价由采出程度与综合含水关系曲线反映,胜利采油厂的整体水驱效果较好。
从宏观上看,在不同的含水时期,胜坨油田的水驱开发效果与国内外同类型油田相比均达到了较高的水平。
2.1 不同类型油藏提高水驱采收率空间通过精细油藏研究,重新认识剩余油分布状况,加大新工艺、新技术的应用力度等,仍有进一步提高采收率的空间。
一方面不同油藏开采的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间:胜坨油田为一多层砂岩整装油田,油藏类型多,储层非均质严重,按沉积类型分为四类油藏,一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层,二类是以河流相沉积的非主力油层,三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层,四类是东营组及低渗难动用油藏。
据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。
另一方面油藏平面及纵向上的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间。
胜利油田特高含水期改善水驱开发效果的技术_图文
① 为简单的大型披覆背斜构造油藏；
② 埋藏深度一般为1200-1400米；
③ 储层以正韵律河流相沉积为主；
④ 储层物性好，渗透率高,一般为1300-2500毫达西；胶结疏松 ，易出砂；
⑤ 为普通稠油，地面原油密度0.935-0.99g/cm3，地下原油粘度 60-120mPa.s。
一(一、)油地藏质主特要征特征及开发现状
2、精细构造解释技术
（2）地震地质标定技术：确定标志层和砂体的顶底反射
声波时差
地质分层
子波
合成 记录
VSP
过井剖面
河159 井地震地质标定技术
（一）攻关配套精细油藏描述技术，有效挖掘特高含水期老油田潜力
2、精细构造解释技术
（3）相干分析技术：认清断裂系统发育，指导低级序断层组合
辛25断块沙二段沿层相干平面图
2、沙河街组沙二段油藏主要特征
东辛油田构造图
① 断层多、断块小，构造断裂系统 复杂； ② 含油井段长(200-700m)，纵向上 油层多 (40-80个)，油水关系复杂； ③ 埋藏深度一般为1900-2400米；
④ 储层主要为河流-三角洲相沉积；
⑤ 储层渗透性以中高渗透为主，层间 差异大（渗透率级差可达2～30倍）； ⑥原油性质以中低粘度为主，地下原 油粘度一般为5-36mPa.s。
镇 车
滩 海
凹陷
惠民 凹 陷
东 营 凹陷
一、油藏主要特征及开发现状
油区含油层系 分布广泛，从太古 界、古生界、中生 界、新生界等均有 发育，其中新生界 上第三系馆陶组， 下第三系的沙河街 组沙二段、沙三段 等是主要含油层系 ，探明储量占全油 区的75％。
0m 700
中浅层
2000
应用浅调剖技术改善特高含水期水驱开发效果
应用浅调剖技术改善特高含水期水驱开发效果阚春玲;起超逸;张效通【摘要】大庆油田萨中开发区进入特高含水期开发阶段后,虽然整体含水率水平已达94.1％,但对于层内、层间差异大的井层,受隔层条件以及井况等问题影响,仍存在细分后由于单层或多层注水突进而导致周围油井含水上升速度快的问题,从而使低渗透薄差层难以动用,低效无效循环严重,从而影响开发效果.为此,通过将具有一定凝胶性和承压强度的调剖剂注入井中,利用纵向上各类不同启动压力,油层所具有的自由选择功能,使之优先进入并堵塞启动压力油层相对较低的好油层,起到调整和改善注水井吸水剖面、采出井产出剖面的作用.通过对现场实施的216口井应用浅调剖后的结果表明:调剖后注水井平均注水压力上升0.8MPa,目的层吸水量下降17.94％,连通采油井平均单井日产液稳定,日产油增加0.6t,含水下降1.0个百分点,油层动用程度提高2.5个百分点,开发效果得到明显改善.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2014(000)021【总页数】2页(P92-93)【关键词】特高含水期;浅碉剖技术;改善开发效果【作者】阚春玲;起超逸;张效通【作者单位】大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163311;大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163311;大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163311【正文语种】中文【中图分类】TE357.6浅调剖技术作为注水井现有机械分注工艺技术的完善和细分注水的技术补充，在特高含水期的控水控液中起到了重要作用。
近年来，通过在不同类型井中进行的广泛尝试及应用，建立了调剖井的选井选层标准，优化了调剖剂配方和用量，创新了调剖方式和方法，现场实施后，见到了明显效果。
1 调剖井选井选层原则和方法1.1 调剖井选井原则在调剖井的选择上，主要考虑以下几个方面：①注入压力有余地、压力空间大于0.5MPa的井；②吸水剖面反映层内或层间吸水差异大、单层吸水量高的井；③连通采油井含水上升速度快、沉没度水平相对较高的井；④受隔层影响无法细分单卡的井；⑤由于套损导致无法细分的井。
特高含水期深度调剖在水驱开发中的节能降耗作用
注注采 入入出 压强井 力度含 低大水 高 差 异 大
吸油 水层 剖底 面部 不吸 均入 匀比 例 高
调层 剖段 层内 位存 为在 高接 水替 淹层 部 位
1、实施深度调剖的注入井将单一油层 作为调剖目的层单卡注入调剖液，非目 的层停注，节约非目的层的多余注水，
提高注水利用率，降低注水能耗。
节能 降耗 作用
266
0
3.8
194
11.0
145
3.2
178
148
1200 900 600 100
0
1139 1120
1126 1139
1071
1079 1091 1149
1121 1057
128
148
140
144
144
1024 1035
1034
1025 1049 956
949 958
919 847
1109
842
6.6 6.9 6.1 7.2 8.3 9.5 9.2 9.4 9.1 7.8 4.2 3.4 3.3 3.4 3.5 3.4 6.2，187％ 2.9 3.1 3.1 2.8 2.9 3.6
84.0
86.9 87.1 86.6
86.3
85.8 86.0 80.3
-14.4％
75.2 75.0 79.9 72.5
11 11
11 11
11 9
9
8
300 150
7.9 7.9
274 274
10.8 7.8
274 270
11.5 11.6
258 258
11.5
11.5 11.5
178 220
10.2 11.6