断西二类油层新井投产对水驱老井的影响
断层对油藏开发的影响
断层对油藏开发的影响断层是由地壳运动中产生的压力和张力，超过岩层本身的强度对岩石造成破坏作用产生的一种构造，它在油气成藏运聚及开发过程中常具备封闭和开启双重作用。
文章通过查阅大量文献，指出了开发过程中断层对注采井网的影响以及对剩余油分布的控制作用，为中后期油藏开发改善注采关系，完善井网方式以及后期剩余油挖潜提供意见和建议。
标签：断层；断层封闭性；注采井网；剩余油引言无论是在油气成藏还是在油气的运移与聚集过程当中，断层作为一种重要的构造形式，都起着非常重要的作用，同样，在油气藏的开发过程中，断层的研究也必然是地质开发研究人员不能忽视的一部分。
在油田开发中，断层既可以作为运移油气的通道，又可以是阻挡油气流动的屏障。
针对我国大部分油田已到了开发后期，油藏二次或三次描述已逐步开始运行，剩余油开发难度越来越大的现状。
通过总结开发过程中不断积累的经验以及对油藏的更深刻的了解从而对断层有进一步认识，往往可以指导油气藏的开发，为油气勘探开发提供新的思路，开拓新的勘探领域。
1 断层及断层级别断层在形成过程中，根据持续时间、断层的规模不同，对盆地内部构造单元的沉积及油气控制所起到的作用也不同，通常会分成以下四种级别：（1）一级断裂，控制盆地沉积，断穿基底，在剖面上，上下盘断距非常大，断层可能从深层一直断到浅层，平面上延伸很长，规模较大，从浅到深都会存在，具有延伸长、断距大、活动时间长等特点；（2）二级断裂，控制构造带，是构造带的分界线，剖面特征也很明显，断距比较大平面延伸较长，对构造带形成、沉积特征及油气分布有明显控制作用；（3）三级断裂，控制局部构造，如形成鼻状构造的两翼断层，剖面特征上断距不是很大，延伸较短，可为断块区的边界断层；（4）四级断裂，也就是那些伴生断层、小断层，规模小，数量多，方向性差，走向多变。
对于这四级断层，断距相对较大，可以从地震剖面上识别，对构造和油气运聚起着至关重要的作用，可将局部地区划分为不同的自然断块，使其具有独立的油水系统，对油田开发调整有一定意义[1]。
影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策
影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策摘要：南翼山油田为典型的低渗透油藏，经过近10年多的水驱开发，取得了较好的开发效果，但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。
针对低渗透油田注水开发中存在的问题，分析影响水驱开发效果的主要因素，提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施。
关键词：低渗透油田水驱开发存在问题影响因素技术措施一、油田概况南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，行政隶属青海省海西州茫崖镇。
区域构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。
含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，是一种在缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。
储层发育原生粒间孔、次生溶蚀孔，残余粒间孔、晶间孔和微裂缝。
储层平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.98mD，储层排驱压力、饱和中值压力低，孔喉半径小，储层渗流性能差，属于中高孔—低渗透储层[1]。
二、油田水驱开发存在问题南翼山油田于2002年开始进行注水开发，采用280m×280m的反九点法注采井网，辖区内采油井58口，注水井30口，注采井数比为1：2.8。
取得一定注水效果的同时，开发过程中的问题及矛盾也日益突出[2]。
1.采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快油田原始地层压力为17.2Mpa，天然能量不充足，渗流阻力大，采用自然枯竭方式开发，产量递减快，地层压力下降快。
在依靠天然能量开采阶段，产油量的年递减率为40%，地层压力下降幅度很大，每采出1%地质储量，地层压力下降4.2MPa。
2.注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高油田注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，层间、层内矛盾日益加剧，甚至发展到注不进水的地步。
由于注采井距偏大、油层吸水能力低，注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近产生蹩压，注水压力升高。
利用注采调整时机 挖潜水驱开发效果
２ 油田开发中存在的主要矛盾
北 三 西水 驱 经过 ４ Ｏ多年 的 注水 开 发 ， 入特 进
北三区西部针对 以上问题和矛盾 ，在精细地 】 网 、 次 、 次 加 密调 整 井 ２ １ 地 层 压 力 分 别 一 二 ００年 质研究成果的基础上 ， 通过注水调整 、 优化油水井 ｝ 为 １ ． ａ １． ＭＰ 、．１ ａ与 ２０ 相 比分 ０３ ＭＰ 、０ ７ ａ８ ＭＰ ， ０９年 ８ ９ ｝措施 ， 合理地进行压力系统调整 使得水驱开发取 别 上升 ００ ＭＰ 、． ＭＰ 、． ａ ｊ ．５ ａ０１ ａ０ ＭＰ 。 － ４ ２
得 了较好 的 开发 效果 。 ｊ
二是高低 压井 区间地层压力 向合 理范围过
高含水期阶段 ， 开采难度不断加大 ， 各类油层动用 状况仍存在较大差异，薄差层和表外层动用厚度 仍然较低 ， 为了更有效地发挥各套井 网的潜能 ， 需 ｆ
３１ ． 结合注采调整， 优化注水方案
ｌ 渡 。从 相 同 井压 力 分级 变 化情 况 看 ，总 压差 小 于
ｊ 累计 增 产 ０ ０ ． ５×１４， 缓 综合 递 减 ０７ ２ ０ｔ 减 ．１个百 分 ； 水 驱 自然递 减 得到 较好 的控 制 。２ １ ０ ０年上 半
底为止各套层系的实际油水井数比分 别为 １ ８ ．、 ３ ２１ ． ６和 １ ７ 仍高于合理油水井数比 ， ．， ７ 同时注采调
是 为提 高注 采 系统 调整 效果 ， 大 泵 ５口井 。 换 分点 ； 施油 井压 裂 、 实 补孔 、 换 等增 产措 施年增 油 三
井数 比 例一直在 ２％以下， ０ 特高 、 低压井数 比例却 ｝
一
同时结合注采系统调整共对 ｌ ６口长关油井
｛ Ｏ２５×１ ｔ控制 水驱 含水 ０ ４个百 分点 。 ． ０ ４ ０ ． ． ０ 通 过上述调 整措施 ，０ ０年 水驱年 均含水 ２１ ９．８ 水驱含水上升速度得到了较好控制 。 ２ ％， ３
采四“三抓手”揪出安全隐患保安全
华北油田采油五厂： 精细入手老井掘金本刊讯:随着油田开发不断深入，油藏后备优质储层越来越少，促使地质研究工作必须从精细入手,用新思维、新技术、新路径寻求突破。
截至2020年9月3日，华北油田采油 五厂通过实施查层补孔、卡堵水、氮气吞吐等措施,共恢复 21 口长停井，累计增油5924.8吨。
台4-5X 井为该厂深南油田台4断块的一口生产井,主 力层采岀程度高达34.6%,含水98%，于2019年7月停井， 属于低效益井。
地质技术人员对该井潜力开展了系统分析研究,运用油藏单元分析法，通过精细小层对比、单砂体刻画、 沉积微相研究、测井曲线分析等，在非主力层找到潜力。
自2020年6月实施补孔措施后，目前日产液13吨，累计增油45吨,含水平均下降13.8%遥同样，运用新思维开展精细研 究,7月，该厂在深南油田泽70-63X 井查层补孔后，日产液连续26天稳定在14吨左右，日产油保持在10吨以上。
针对潜山油藏分布零散、规模较小的现状，用氮气吞吐技术驱替剩余油取得较好的效果。
技术人员精选泽37-3X井开展实验，认为该井高部位剩余油潜力巨大，且构造位置 有利,可利用注入气体在高部位形成气顶,置换顶部剩余油遥 通过不断优化论证实施方案, 现场督导严格执行方案设计, 确保稳定注气、有效炯井,加强生产监控，最终使停产6年多的长停井恢复活力，日增油14.2吨。
该井的成功治理，既为该厂潜山油藏治理增添了新利器，也为注氮气吞吐、氮气驱 新技术的持续推广打开了新窗口遥下一步，该厂将在深西、何庄、晋古2等潜山继续实施3 口注气井。
多年来，该厂赵78断块采取多层合采提液的方式维持产量,但受层间物性差异和生产层间的干扰影响，导致岀水 层抑制产油层产岀，使层间剩余油无法采岀。
地质技术人员另辟蹊径,经过充分调研论证,引进主动式流体控制技术,实 现分采增油、减缓递减。
赵78-11X 井是高邑油田一 口多层 合采的高含水井,地质技术人员结合动静态资料分析岀剩余潜力所在层位，利用主动式流体控制技术，取得了较好的降 水增油效果。
油水井转流线为治理高含水油井提供技术支撑
油水井转流线为治理高含水油井提供技术支撑沉寂10年的孤东6-24-515井重现光明。
孤东6-24-515井是一口注水井。
2005年因注采井网调整，注水10万立方米后，该井被关停。
如今，这口井重获新生，由注水井变身采油井，日产油4.1吨，含水91.5%。
孤东6-24-515井华丽“变身”源于油田实施的转流线调整。
油田采油厂由于勘探开发区域十分有限，新井产量贡献杯水车薪，每年200万吨产量重任，只能落在老井肩上。
1992年井网调整后，采油厂注采井网固定，注水井对应着采油井，流线不变，水始终沿着一个方向驱替原油。
多年来，主流线方向形成优势通道，原油接近吃干榨尽，而控制不到的区域剩余油却得不到有效动用。
流线沿固定通道低效循环，油井呈现高液、高含水。
治理高含水油井，传统思路是采取工艺措施，使用化学调剖剂把主流线上连通的大孔道封堵，迫使水流改变方向，从而扩大注入水波及体积，驱替剩余油。
从水驱到聚合物驱再到二元复合驱，油田使先后尝试水井调剖、油井堵水等各种开发手段，但效果却不尽如人意。
2013年，油田突破传统观念束缚，提出油水井转流线。
转流线，顾名思义就是改变水流方向。
油田确定以注水流线调整为主，实施井网重组，转换油水井井别、改变水驱方向、减缓主流线水窜等工艺措施，调整井网结构、优化注采参数、解决注采矛盾，扩大水驱波及体积，使长期动用程度较低的井排之间、井与井之间的储量得以“解放”。
孤东7-25斜更246井组是试验转流线井网调整的示范区。
作为注水井，20多年来，这口井已经累计注入地层230万立方米水。
其周边油井，从地层抽上来的液量中，98%都是水。
“每天转抽井投入的运行成本就1300多元，眼睁睁地看着白花花的银子砸进去，却看不见一点油花花冒出来。
”一位油田专家一度动摇，“不知这个‘无底洞’要吞噬多少财力物力。
”经过漫长的190天煎熬后，孤东7-25斜更246井见到0.1吨原油。
目前，孤东7-25斜更246井扶摇直上，日油5.4吨，累计增油3175吨。
浅谈分层注水工艺对提高低渗透油井采收率的重要作用
浅谈分层注水工艺对提高低渗透油井采收率的重要作用作为一种战略性资源，石油供给关乎到国计民生，石油的开采和供给对经济的发展、社会的稳定都有着直接影响;随着工业发展速度的不断提升，对石油开采率的要求也在不断提高。
虽然我国的石油开采经验已有相当长的一段时间，但由于受技术水平的制约，采储量相对较小，压出程度较高，储藏和开采之间存在着较大矛盾，平均采收率不到35%;面临着能源短缺与大量石油资源未能有效开发的突出问题;目前我国石油缺口有近一半的份额要依靠进口来解决，高油价推动的高物价对国家经济和安全都造成了一定程度的安全隐患。
标签：低渗透油田;分层注水工艺前言：进入21世纪以来，全社会进入一个新的发展时期，随着经济的快速发展，各行各业对能源的需求持续上升;随着非常规开发时代的来临，常规技术难以实现油田的战略性可持续有效开发;为满足社会经济发展对石油用量的要求，必须要在原有基础上对开采技术进行研究分析，针对低渗透油田的特征和开发状况，积极寻找探索更为有效的开采方式，并采取行之有效的措施，进一步提升注采对应率，降低自然递减率，改了水驱开发效果;并积极发展功能配套、经济有效的采收率提高技术、夯实油田稳产基础，实现油田的持续稳定发展。
1.低渗透油田的概况低渗透油田是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的特殊油田，这种油田的特点是岩性致密，渗透率低、渗流阻力大，且采油及注入剂注入都相对困难，最终采收率低。
一般低渗透油田的开采技术瓶颈在于储层物性较差，还有可能存在天然裂缝，导致渗透环境更加复杂（各向异性和非匀质性），大大降低了产能。
目前低渗透油田渗流阻力大、产能效率低是世界性难题。
因此，研究合理的注水开采技术对提高低渗透油田开发效果具有重要意义。
2.分层注水工艺管柱低渗透油田通常采用的注水封隔器主要有Y341和K344两种类型，其中最开始广泛应用的K344型封隔器由于耐温低、承压能力低、工作寿命短等缺陷而被Y341型封隔器逐步替代。
石油开采对地下水的污染及防治对策
石油开采对地下水的污染及防治对策石油开采是国民经济发展的重要产业之一，但其开采过程也很容易对地下水造成污染。
地下水是人类最主要的饮用水源之一，因此必须重视石油开采对地下水的污染问题，并采取有效的防治措施。
石油开采过程中的采油、注水、采气等操作，都很容易对地下水造成污染。
其中，注水操作是石油开采中造成地下水污染最为重要的环节。
因为在石油开采中，地下的油层会被强行打开，注入高压水，使油层中的石油涌出，这会导致深层地下水与注水井间的物质交换，如石油、化学药剂等污染物质将会沿注水井壁进入地下水中。
此外，在采油的过程中，也会有少量的油品和其他污染物质进入地下水。
2. 石油开采对地下水的危害地下水是地球表面以下的水资源，一旦受到石油开采的污染，将会影响人民的水源、农业灌溉、工业用水等，造成很大的经济损失。
同时，地下水中被污染物吸附后的毒性也可能对人体健康造成危害，如这些污染物中的有机物可转化为致癌物质，对人体健康产生隐性威胁。
3. 防治对策为保护地下水，必须采取有效的防范和治理措施。
下面，我们将从以下几方面进行措施分析:（1）科学合理地设计和施工注水井和采油井。
在地下水敏感地区开采石油时，要避免采用从浅层注水进入地下水层的方式，同时，在使用有毒物质等化学药剂时，应在严格的控制下进行。
此外，在选址和施工过程中，也要遵守环境保护法规和规范，确保地下水不受污染。
（2）完善污染源监测和预警系统。
在地下水受污染的情况下，通过对储层水质、地下水药等指标的监控，以及建立地理信息系统和监测传感器等技术手段，可以及时掌握地下水污染情况，成立专门的污染源预警中心，快速反应并及时处置地下水污染事故。
（3）强化环保检查和执法。
加强地下水污染预警和处置前期的检查和评估，同时增强环保执法的力度，法律制裁不合规或违法行为。
（4）开展环保宣传和科普教育。
提高公众对地下水保护的认识，普及环保知识，推广绿色发展理念，落实石油开采的责任，共同守护好地球的水资源。
渤海某油田二期平台注水井对调整井钻井的影响及预防
2019年09月设备，其影响该项工作的主要因素是泵阀。
对此，可将往复泵与注水管线相结合，形成一个完善、统一的水力系统；然后，利用有关计算方式，并结合注水管线参数、泵系统限制条件及工作要求等，对往复泵系统进行合理分析，以获得影响泵工作效率的各项参数。
一般情况下，不同直径的柱塞所获得的排量与额定功率也是不同的，对此，可将柱塞压力、排量及柱塞直径三者之间的关系制作成相应的曲线图，根据曲线图情况，确定这三者之间的相互作用关系，从中找到设备最佳运行状态时的柱塞直径[3]。
往复泵与离心泵工作原理基本相同，但由于注水输送管线的压力不同，所对应的泵工作状态是不尽相同的。
在对低渗透油藏注水工作状态进行分析时，可把注水管线压力值作为分析工作的主要参数，以适当调整注水参数。
若是分析工作不便于进行，可对泵参数进行调节，以保障各项参数设置的合理性。
低渗透油藏注水采油技术水平的提升有赖于注水工艺的改进，而注水工艺的改进需不断提升注水泵的工作效率。
因此，在该项工作实际开展过程中，应根据往复泵与离心泵的实际运行状况，对系统的各项参数进行合理的调整，以提高注水泵工作效率，优化注水工艺，从而提升低渗透油藏注水采油技术的可操作性及安全性，促进采油工作的顺利、高效开展。
2.3完善测试工艺在注水开发低渗透油藏时，测试是一项必须开展的工作。
测试工作的主要目的是准确掌握与了解各地层的具体吸水情况及注水效果，对低渗透油藏注水采油工作的开展具有指导作用。
现阶段已研制出智能化检测系统，其主要有两部分构成，分别是井下检测系统与地面注水系统。
井下检测系统主要包括有通信部分、传感器、动力部分及控制部分，在该系统运行时，其动力来自于蓄电池，主要借助逆变换对地面设备进行控制。
地面注水系统的作用为分析及采集数据，并为系统提供电能。
在开展井下测试工作时，应先连接井下控制系统与电缆控制系统，并对井下测试工作的开展过程进行实时监控。
在运用智能化检测系统时，应对原有设备进行适当地改进，尤其是绞车。
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断西二类油层新井投产对水驱老井的影响
摘要:分层系、分不同类别分析了断西二类油层新井对水驱区块产能的直接影响情况,并提出了下一步封堵措施和调整方向,从而达到减缓自然递减及控制含水上升速度的目的。
分析表明,精细选井选层、优化措施方案设计是今后减少上返影响的有效途径。
断西二类油层新井投产后,水驱区块射开SII10-SIII10层段对区块产油量、产油量影响较大。
关键词:断西二类油层新井投产水驱影响调整措施
一、断西二类油层投产断西老井射开SII10-SIII10层及东块新井投产情况
(1)北一区断西水驱采油井。
SII10-SIII10上返目的层射开的砂岩、有效厚度已达到全井近1/3的厚度比例。
注水井:调查北一区断西水驱151口注水井,注水层段578个,其中SII10-SIII10层段225个,砂岩厚度1437m,有效厚度603.4m,占全区注水井总层段的38.9%,砂岩厚度占全区的36.86%,有效厚度占全区注水井有效厚度36.64%。
采油井:调查北一区断西水驱274口采油井,总层数5247个,其中采油井射开SII10-SIII10层数1505个,砂岩厚度1697.6m,有效厚度809.6m,占全区采油井总层段的28.68%,砂岩厚度占全区的28.9%,有效厚度比例占全区30.8%。
(2)北一区断西东块。
从2008年9月至目前已陆续投产新井238口,其中采油井164口,注水井74口。
由于目前处于空白水驱阶段,因此水驱井网油水井尚未采取封堵措施。
投产区在SII10-SIII10层段新井的地层条件要优于老井,由于水驱井网油水井尚未采取封堵措施,所以存在平面矛盾。
新井投产初期,注采比为0.42;从投产到目前,投产区新井阶段注采比也仅为0.74,地下产生亏空导致地层压力下降,所以当水被注入地层后,就会沿着压力较低、发育条件好的油层推进,老井的一部分水量就会供给新投的采油井,使老井注水压力下降、产量下降、注采比上升。
随着注水井相继投注,注水压力逐渐上升,平面矛盾减缓,水驱井的产量逐渐恢复,注采比下降。
二、断西二类油层投产对水驱产量影响
北一区断西东块投产区共有131口水驱采油井射开SII10-SIII10上返目的层,平均单井射开砂岩厚度 6.42m,有效厚度 2.98m,分别占全井总厚度的30.86%和32.57%。
由于新井目前处于空白水驱阶段,因此水驱井网油水井尚未采取封堵措施。
其中断西东块投产区共有131口水驱采油井,分别与中块未重复钻降的47口井和与中块重复钻降的84口井进行全面的分析。
(1)由于投产区新井与水驱同层位开采、且暂未封堵,使水驱未重复钻降的采油井产量下降。
与中块钻降区未重复影响的47口采油井于2008年11月20日产液量已恢复到钻前水平,日产液量2766t。
自10月份新井投产后,钻降恢复到2009年11月20日产液量、产油量恢复到位后,产液量再次呈下降趋势,目前日产液量2554t,与钻降影响恢复到位时对比,产液量下降了212t,沉没度由投产前的242.43m
上升至目前的249.9m。
产量自钻降恢复到位后再次呈下降的趋势,下降至2009年6月产量开始稳定,产量不再下降。
分析可知新井投产后水驱采油井产量下降持续半年的时间,然后产量不再下降。
(2)由于投产区新井与水驱同层位开采、且暂未封堵,使钻降区水驱采油井难以恢复钻前水平。
与中块钻降区重复影响的84口采油井于2008年5月31日达到最低点,日产液由钻前的7140t下降至5081t,此后进入恢复阶段。
随着8月份中块开始钻井,84口井再次受钻降影响,在12月10日达到最低点,日产液量4864t,此后进入恢复阶段。
受新井投产影响,虽然从最低点至目前已历经10个月时间,但目前产液量与钻前对比仍下降1548t,目前产油量与钻前对比仍下降137t,沉没度由钻前的268.7m下降至目前的253.7m。
从投产后产量发生明显下降趋势对比,2009年6月10日与目前对比,产液量下降558t,产油量下降17t。
截止目前产油量与钻前对比仍下降137t,若扣除产量递减,每月按3.6t/月递减,到2009年6月10日油差41t,未恢复到钻前水平。
三、断西二类油层投产对水驱不同层系产量的影响
(1)断西二类油层新井投产对水驱分层系产量变化有不同程度的影响。
基础井网产量下降的没一次井网下降的快,但含水稳定;二次调整井网产量下降幅度最小,含水下降。
断西一次井网产量下降比其它井网下降快是由于一次采油井与断西二类油层新井的井距最近,平均井距是47m,分析单井下降的原因时,产量下降大的井,与新井的井距最近,而二次井网产量下降幅度最小是由于与新井井距不是最近,单井射开SII10-SIII10的厚度小。
(2)断西二类油层投产后水驱注水井不同层系水量变化情况。
从分层系注水井看,一次注水井的注水压力下降大,投产与目前对比下降0.9MPa,二次注水井注水压力下降不大,投产与目前对比下降0.4MPa。
注水井注水压力下降快,采油井与新投产井的井距近,产量下降幅度就大;反之,注水井注水压力下降幅度小,采油井与新投产井的井距不近,产量下降幅度就小。
(3)断西二类油层投产后水聚两驱注水压力的变化情况。
曲线分析表明,水驱的注水压力高于聚驱新井的注水压力,水驱的注水量必定会给聚驱新井一部分注水量,从而水驱采油井产量必然呈下降趋势。
当聚驱注水井注水压力稳定后,注水井投产全部完成后,水驱采油井产量持续下降一个阶段后产量也呈平稳趋势。
四、存在问题及调整措施
(1)随着断西二类油层新井陆续投产,水驱其它块也存在同样程度的影响。
从已经结束钻降的东块投产区131口水驱采油井生产状况看,由于与聚驱同层位开采,且开采目的层砂岩、有效厚度比例分别达到全井的30.86%、32.57%,使这部分井在新井投产后产液量无法恢复到钻前水平。
按东块投产区趋势,2009年投产区采油井仍会面临同样问题。
(2)由于开采层系的减少,使低效井制理难度进一步加大,为提高区块整体开发效果,必须进行水驱区块各套层系匹配调整方法的研究,从而提高薄差油层的水驱控制程度,进行层系间及同一层系内部单井及井组间的注水产液结构调整,使压力系统趋于合理,缓解平面和层间矛盾,减少套损几率。
同时仍应积极挖潜油水井下步、增注措施,从而保证减缓自然递减率、控制含水上升速度。
针对这一问题,2009年8月,与厂地质协调,结合沉积相带图,根据注采关系连通状况,初步拟定出以下注水井调整、及采油井措施方案。
五、结束语
针对断西二类油层新井投产,水驱区块出现了产油量降低、含水上升等一系列的问题,提出了断西二类油层新井投产后对水驱井产能状况和水井注水情况的跟踪措施方案。
水驱区块油水井射开SII10-SIII10层段,根据产液层段、注水层段的变化,应用精细地质研究成果进行以井组为基本单元,进行以层系互为补充匹配调整、各套井网综合利用为主的注采结构调整,是区块保证合理注采比,实现精细注水,稳定采油的必然趋势。
参考文献:
1.陈铁龙.油田稳油控水技术论文集[M].北京:石油工业出版社,2001.。