吴起采油厂油沟注水动态分析材料
吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究
158吴起油田白河区块位于陕西省吴起县吴仓堡镇西部，油区中心距离吴起县城约19.2km，北、西、南、东分别与定边采油厂、长庆油田作业区、胜利山油区、吴仓堡油区相邻。
构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，油区东西宽约10km，南北距离约22km，主要含油层为延安组延10、延8，延长组长4+5、长6、长8油层，油藏埋深1330~2230m；303省道北连定边、南至吴起，交通较为便利；全区分周关、黄砭、榆树坪三个开发单元，工区面积180km 2，探明含油面积92.09km 2，探明石油地质储量5395.58×104t，见图1[1]。
1 榆树坪区注水开发现状榆树坪区水驱控制面积1.35km 2，水驱控制储量64.93×104t，注水层位为延9，有注水站2座（吴90注水站400m 3、吴92注水站200m 3），设计注水规模600m 3，共有注水井5口，开井5口，利用率100%，日注水平72.84m 3，单井日注量14.57m 3，累积注水量1.38×104m 3，累计地下亏空30.31×104m 3，受益井18口，注采对应率89%，当前注采比4.48，累积注采比0.15。
区域内主力油层未划分至小层，小层地质图件不完善，各小层吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究赵艳延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 717600摘要：随着油藏进入开发后期，含水逐渐上升，递减加大，有效增产措施不明确，油田稳产难度大。
为了改善吴起油田榆树坪区开发效果差的现状，在对研究区地质特征以及生产概况分析的基础上，评价油藏开发现状，并针对性提出了调整政策；并对主力油层地质基础研究、油藏特征研究、储量计算以及开发特征进行分析，优化延安组注水方式，调整注釆井网，实现延9、延10注水高效开发，查层补孔，提高注采对应率，挖潜未动用储层，制定综合调整方案，提高油井利用率，达到提高最终采收率的目的，为延长油田同类型油藏整体开发提供借鉴依据。
吴旗油沟油田(地质)
10 5
1.2 0.2
3.7 0.5 0.6
3.6
0 旗胜38-127 旗胜38-129 旗胜38-131 旗胜38-148 旗胜38-48 旗胜38-50
延10开发现状
侏罗系延安组延10油藏总 面积1.66km2的含油面积，控制 地质储量57.28×104t。目前平 均单井日产油6.0t，液量高， 部分井含水高。
延8开发现状
延安组延８油藏分 布非常局限，１控制了 ０.３９km2的含油面积， 控制地质储量8.３１ ×104t。目前试采的口 井平均单井日产油4.97t。
旗胜38-78开采曲线
22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
日产液、油、水
三、油田地质基础研究
地层对比与小层划分
制作用。
构造特征
油沟油田富县组砂顶起伏与油藏关系图
延长组地层进行了小层划分， 具体划分方案如下： 延安组小层的划分按照盆地传统的划分方案，即从下到上划分为
延10—延1十个油层组。富县期河道的下切与充填使得油田区内长1地层
基本剥蚀殆尽，有些地区长2甚至长3地层也遭受了不同程度的剥蚀，将 延长组从“张家滩”页岩底界向上划分为长7、长6、长4+51、长4+52、
则的开发井网，控制了
14.8km2的含油面积，探明 地质储量563.13×104t，
溶解气储量7.04×108m3。
所有油井都进行了压裂改 造，采用自然能量开采。
长4+51开发现状
初期平均单井日产油5.1t，
油沟油田长4+51开采现状图
目前平均单井日产油2.75t，综合 含水18.2%。截至2006年7月底， 长4+51总计产液7.2 万m3，其中油 6.23万m3，水0.97万m3，采出程度 为0.94%，地下亏空体积约为9.3 万 m 3。
长庆油田吴起区块水平井调研情况
长庆油田吴起区块水平井调研情况1.地质简况长庆油田吴起区块油藏主要是三叠系延长组的细粒砂岩。
该区块水平井钻遇的地层有第四系黄土层；白垩系志丹统；侏罗系安定组，直罗组，延安组和富县组；三叠系延长组。
第四系黄土层胶结松散，欠压实，容易发生井漏。
志丹统洛河组孔隙度大，渗透率高，而且某些地带还存在垂直和水平的裂缝，容易发生渗透性漏失和失返性恶性漏失。
直罗组中上部100米左右地层含有大量伊利石和伊蒙混晶层，直罗组岩性为上部棕红，灰绿色泥岩夹细砂岩，地层稳定性差，容易坍塌，导致井径扩大。
延安组上部为黑色泥岩为主，夹粉砂岩和煤层，容易坍塌，下部地层稳定，富县组易塌且易漏，延长组砂岩中粘土含量丰富，极易吸水膨胀，造成缩径，但地层比较稳定。
2.钻井液难点分析2.1钻井液要求低密度延安组和延长组高岭土含量丰富，地层造浆能力强,而油层砂岩可钻性强，钻时快，钻屑浓度大，同时PDC钻头破岩机理与牙轮钻头破岩机理的不同：岩屑细小，泥质更易分散，更为细小的岩屑由于药品加量不足难于包被，劣质泥质在地面沉砂池无法沉淀下来，造成钻井液混浊，故钻井液密度上升也比较快，而水平段钻进过程中要求钻井液密度控制在较低值，具有一定的困难。
因此，要求钻井液有良好的抑制性，以控制钻屑分散，维持较低的密度。
同时，充分使用好固控设备，尽量清除钻井液中的有害固相。
2.2直罗组和富县井壁易失稳直罗组中上部100米左右地层含有大量伊利石和伊蒙混晶层，由于伊蒙混晶层的不均衡水化，使得地层稳定性差，容易坍塌。
富县组为杂色泥岩夹灰白色粗砂岩，泥岩吸水分散性强，易发生井壁垮塌，无论是直罗组还是富县组，井壁坍塌掉块易引起钻进过程中蹩钻，垮塌形成的“大肚子”井眼，非常不利于携砂、中途电测，不规则井眼对水平井段的携带岩屑也会带来十分不利的影响。
因此直罗，富县段防塌控制的好坏是直接影响到水平井能否安全施工的重要因素。
2.3摩阻控制由于有比较长一段井段井斜角从45°增加到86°以上，水平段的长度一般长700-1000m，在大井斜角斜井段和水平段，钻具与井壁的接触面积大，滑动钻进的阻力也大，而且随着钻井液密度的上升，容易发生粘吸卡钻。
吴起胜利山油区注水开发效果分析
吴起胜利山油区注水开发效果分析延长油田股份有限公司吴起采油厂张信丽吴起胜利山油区注水开发效果分析摘要：胜利山油田是吴起采油厂主要的产油区之一。
经过几年的滚动式勘探开发，截止2009年12月，已钻井731口。
目前主力生产层为延长组长4+52、长61、长63油层，其它生产层位为长3、长4+51、长62、长9以及侏罗系延安组延10、延9油层。
该油区于2006年5月开始在长61层系选择1-5井组开始注水实验。
目前长61、长63、长4+52三套开发层系已经实施面积注水补充能量开发。
本文通过对油区多组油井注水动态分析，结合地质及开发现状，对胜利山油区注水开发效果做了客观的分析评价。
关键词：注水井；注采比；井组动态；注水效果Wuqi Shengli oil field water flooding Mountain Effect Absteact: Shengli oil field is Wuqi oil plant one of the major oil-producing region.After years of rolling exploration and development, closing in June 2009, has been drilling 731. Main production floor for the extension of the current head of C4 +52, C61,C63 oil, other productive C3, C4 +51, C62, C9 and Jurassic Yan'an Formation of Y10, Y9. The oil in the area in May 2006 began a long series of C61, started water injection well group select 1-5 experiments. Currently C61, C63, C4 +52three layer series of development have been implemented to add the energy development area of injection. Based on the oil dynamic analysis of multiple injection wells with geological and development status, to win mountain development effect of water injection in oil gave an objective analysis and evaluation.Key words: injection wells; injection ratio; well group dynamics; injection effect目录第1章绪论 (1)第2章油藏特征和开发概况 (2)2.1 油藏特征 (2)2.2 开发概况 (4)第3章注水开发现状及效果分析 (5)3.1注水开发现状 (5)3.2注水效果分析 (5)第4章长4+5油层组注水见效及存在问题 (7)第5章长6油层组注水见效及存在问题 (26)第6章未注水井组动态变化及存在问题 (37)第7章对目前注水开发现状的认识及下步建议 (40)结论 (49)参考文献 (50)致谢 (52)第1章绪论1.1国内注水开发发展现状20世纪20年代开始出现了采用人工注水开发油田的方法,多在油藏天然能量枯竭后注水,使油藏恢复压力，提高产量和采收率，称为二次采油法；把前期依靠油藏天然能量开采阶段称为一次采油。
吴起油田采出水处理技术研究
吴起油田采出水处理技术研究【摘要】注水开发是提高陕北浅层低孔特低渗油藏最终采收率和开发效益的主要方式，随着开发工作的开展，油田污水已成为注水开发的主要水源，污水的处理、污水回注和再利用是油田可持续高效发展的关键问题之一。
本文对现阶段吴起油田污水处理技术的现状进行了分析，提出了吴起油田在污水处理上存在的问题，并针对现存的问题，给出了相应的对策和方法，结合现在的实际情况，对未来油田污水处理技术进行探讨。
【关键词】吴起油田污水处理防腐除油配伍性油层压力低，渗透率低，单井产量低，埋藏浅是陕北低渗透油藏典型的特点，油田自然能量不足，就需要依靠注水补充能量，这对提高油田采收率和效益至关重要，吴起油田处于黄土高原腹地，水资源不足成为油田注水开发工作中面临的主要问题[1]。
因此，吴起油田在进行注水开发时常采用清污回注来解决水源不足的问题，近几年来，吴起油田在污水处理和排放方面基本上已经达到了“零排放”的标准，但是在油田污水处理方面还存在一些问题，值得我们思考和解决。
1 油田污水处理的意义随着油田勘探开发和石油化工的快速发展，造成油田污水越来越多，给油田污水的排放和处理带来很大的困难，一些老油田已经进入开发的中、后期，采出液中的含水量为60～80%，有的油田甚至高达90%。
如果这些含油污水未经处理直接排放，将造成严重的环境污染，也是水资源的极大浪费，为了有效利用油田采出的污水，对污水进行处理回注是既经济又实用的办法，所以油田水处理技术是发展我国石油生产的一项重要的新技术。
2 吴起油田污水处理技术的现状油田污水处理是去除水中的油、悬浮物以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分，延长油田根据自身的实际情况，采用絮凝和絮凝与防垢、杀菌、防腐相结合的方法。
2.1 杀菌防腐技术根据现场水质的检测数据，延长油田注入水中普遍含有100～2500mg/l的s042-离子，有利于腐生菌和硫酸盐还原菌生长，它们含量比较高，是影响水质的主要因素[2]。
浅谈油田注水开发
1 天然能量开采针对天然能量充足的油藏可利用天然能量进行开采，但油藏单纯的依靠天然能量开采时，会存在一些问题，主要变现为以下几点：1）大部分油田地层原始能量不足，不易控制，同时天然能量作用时间短。
2）地层能量不均衡，表现为开采初期能量大，油井产量高，但是递减速度快，不能实现油田稳产。
3）最终采收率较低，注水开发。
目前我国已开发的油田中，天然能量充足的油田总储量仅占可开采储量的4%以下，而针对地质储量占96%的能量不足的油田，主要采用注水的开发方式，以保持油田的高产与稳产，提高采收率，所以，注水开发目前是各大油田的主要开发方式。
2 油田注水的优点主要表现为：1）能够保持油井持续稳产高产，保持地层压力，确保油井再较高的生产压差下工作。
2）通过注水可以将油层剩余油驱向生产井底，驱油效率较高。
3）注水能提高油田的采收率，砂岩性油田水压驱动采收率可达36%～60%以上。
4）经济效果明显。
水资源具有普遍性和经济性，容易获得，而且通过过滤、沉淀等工艺可以使污水回注油层，进一步解决了油田污水问题。
3 注水开发的时间及开发特点3.1 早期注水指在地层目前压力没有下降到饱和压力之前进行人工注水，使地层压力一直维持在饱和压力以上或者保持在地层原始压力值附近，通过早期注水，使地层目前压力高于饱和压力，使油井具有较高的产能，适合长期自喷式开采的油井，由于生产压差调整空间大，更能保持较高的采油速度并且实现长时间的稳产。
虽然早期注水有以上好处，但由于油田初期注水投资大，效益回收慢，所以早期注水不能满足所有油田的需求。
3.2 中期注水指油田开采初期依靠天然能量开采，随着持续开发，地层能量逐步降低，当地层能量下降到饱和压力之后时，汽油比上升到最大值之前进行注水开发，通过注水，将油层中原有的油气两相流动变为油气水三相流动，有利于提高油田采收率。
中期注水具有初期投资少，效益回收快，二期可以保持油田较长的稳产期，二期不影响油田最终采收率，适合地饱压差大，天然能量充足的油田。
油水井动态分析内容及方法
油水井动态分析内容及方法第一节油水井动态分析一、油、水井动态分析的目的油水井动态分析的目的，就是通过对油、水井在生产过程中注水，产液（油）、含水和压力等情况的变化,经过对比分析，发现问题,找岀原因并提出解决问题的措施。
通过不断的注采调整，保证油、水井在产油、注水、含水和压力在相对稳定的情况下进行生产，从而合理地开发油藏。
单井分析将地下、井筒、地面看作一个有机的整体;地下分析与生产管理相结合，循着先地面、再井筒、后地下的分析程序逐步深入地搞好分析；油、水井分析与经济效益相结合，通过分析，提出经过优选的措施方案，最大限度地提高油井产能，达到少投入、多产出，提高经济效益的H的。
二、采油井动态分析的主要内容及分析方法地下的原油通过釆油井采出地面，要通过两个互相衔接的阶段，即油流在一定压力差的驱动下，经过油层岩石的孔隙，从油井井底周围的油层流向井底的油层渗流阶段和油流从井底通过井筒流向井口的举升阶段，而后再输送到集油站。
所以，油井生产过程中的动态变化，主要表现在油层、井筒.地面三个阶段的动态变化，单井动态分析亦应包括三部分内容。
（一）地面管理状况的分析油井地面管理状况的分析主要包括热洗、清蜡制度及合理套压的选择等。
1、热洗、清蜡制度其总的要求是保证油流畅通，自喷井无蜡阻、抽油机井示功图和电泵井电流卡片无结蜡显示。
在此前提下，使清蜡热洗次数达到最少（即为热洗、清蜡周期合理）。
2、合理套压的控制合理总的来讲，也影响着泵效的大小。
套压高低直接影响着动液面的高低，的套圧应是：能使动液面满足于泵的抽汲能力达到较高水平时的套压值（或范圉）。
套压太高，迫使油套环形空间中的动液面下降，当动液面下降到深井泵吸入口时，气体窜入深井泵内，发生气侵现象，使泵效降低，油井减产，严重时发生气锁现象。
发生这种情况时，应当适当地放掉部分套管气，使套压降低，动液面上升，阻止气体窜入泵内。
对于一口抽油机井来讲，该不该放套管气，首先取决于套管气是否影响深井泵工作。
吴起采油厂项目水资源论证-水资源论文-农业论文
吴起采油厂项目水资源论证-水资源论文-农业论文——文章均为WORD文档，下载后可直接编辑使用亦可打印——摘要:本项目水资源论证的主要任务是根据论证区水平年的用水要求，在区域水资源现状和开发利用情况分析的基础上，对建设项目取用水的合理性，取水水源的可靠性以及取水，退水对区域水资源状况和其他用户的影响等方面进行分析论证，提出建设项目合理的取水方案和退水方案建议，以便达到合理开发，节约使用，有效保护水资源的目的，并为业主单位向水行政主管部门提出取水申请提供依据。
关键词:水资源；论证；必要性；合理性1项目建设的必要性随着石油大规模的开采，地质日贮量日益减少，石油采取率降低，直接影响了石油产量。
为了提高石油采取率，提高单井产能，增加投资回报，油井注水开发是实现油田科学，合理，高效开发的有效手段，对油层进行注水可以补充提高地层能量，增加油井产量，提高企业整体经济效益，支持区域经济社会的可持续发展。
2项目建设用水的合理性该区所在区域内广泛分布着第四系上更新统冲积层，下白垩系洛河组潜水及承压水含水岩层，吴起县地下水总储存量较大，地下水利用率低，可开采空间较大，同时区域内其他用户较少，属于零星取水。
因此，该站的取水不会对区域水资源状况和其他用水户用水构成太大影响。
3取水水源的可靠性与可行性(1)该厂区注水站的地下水取水井所取的地下水来自白垩系下统华池组，洛河组裂隙孔含水层。
经分析计算，当取水井水位降深80．5～85m时，取水井涌水量403．32～427．33m3/d，且降深不大于含水层的2/3。
计算区域不同的保证率下的补给量，枯水年95%的降水入渗补给量29503．25m3/d，合计总补给量为59853．99m3/d，项目区已开采量32712．33m3/d，计划开采量4650m3/d，开采量是有保证的。
(2)论证区地下水根据《地下水质量标准》(GB/T1848－93)，采用单项评价法和综合评价法分别进行评价。
经分析，在25眼井中符合IV类水质的井点有7个，占监测井总数的28%:符合V类水质的井点有18个，占监测经总数的72%。
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吴起采油厂油沟区块动态分析报告注水大队2011年7月一、开发概况1、区域概况：图1 油沟区块地理位置油沟区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部，地处吴起油田南部，从构造上看，长4+5油藏的砂顶起伏形成了一个大的鼻状隆起。
主轴线呈北东西南走向，长轴5000米、鼻隆高度30米左右，它对油沟长4+51油田的形成起到了决定性作用。
同时在大的鼻状隆起上又发育一些小的局部构造。
该区块长4+5油藏是三角洲前缘水下分流河道砂体与鼻状隆起相匹配，属于河控型湖泊三角洲前缘沉积。
油区沉积受志靖三角洲影响较大，主要发育水下分流河道、分流间湾微相，河口坝不发育。
其中水下分流河道沉积作为其骨架相较发育。
图2 油沟长4+5油藏沉积微相图图3 油沟长4+5砂顶起伏图2、油藏特征：该区块于2003年投入开发，主力生产层为长4+51。
长4+5油藏平均埋深为1960m，原始压力为13.3MPa，地饱压差2MPa，属未饱和油藏。
油层平均有效厚度8.3m，长4+51砂岩孔隙度分布在12.3%～13.3%之间，平均值为12.8%，渗透率分布在0.35～1.328×10-3μm2之间, 平均值为0.784×10-3μm2。
原始油气比125.3m³/t，原始驱动类型为弹性溶解气驱动，油藏类型为岩性-构造油藏。
由于长4+5油藏无边底水存在，所以没有明显的油水界面。
整体开发采用菱形反九点井网，探明含油面积20.2km2，探明地质储量1236×104t，可采储量284×104t，累计采油81.8×104t，采出程度6.6%。
3、开发历程：图4 油沟区块长4+5注水井网部署图注水开发阶段2008.06至今产能建设阶段2003.12——2008.06图5 油沟区块2003-2010年综合开发曲线截止2010年底，油沟区块投入生产井247口，开井210口，日产液533吨，日产油358吨，综合含水33%；注水井34口，开井30口，平均日注水量400m³，月注采比1.4，平均地层压力5.8MPa，年采油速度1.1%。
经过多年的滚动开发，建成了年产油12×104t的能力。
二、开发动态分析1．开发现状表1 油沟区块开发现状统计表2008年6月，油沟油区投入注水开发，注水层位为C4+51, 截止2011年6月底，投入注水井34口，开井32口，日注水量400余方，当前注采比1.4，累计注水383697m³，累计注采比0.61，地下亏空96517m³。
受益油井123口，日产液231t，日产油187t，综合含水19%，累计产液457078t，累计产油377125t。
水驱控制面积13.2km2，水驱动用储量816×104t，注水区域自然递减、综合递减分别为4.3%和4.1%。
2、生产动态分析图6 油沟油区长4+5油藏历年注采综合开发曲线(1) 注水状况分析：截止2011年6月底，油沟区块投入注水井34口，开井32口，注水井总配注量为474m³/d，实际注水量为401m³/d，欠注水量73m³/d，其中设备异常导致欠注水量为32m³/d，油藏地质原因导致欠注水量41m³/d。
投注井注水量达标率仅为70%，远远小于转注井注水量达标率的83%。
如下图所示：图7 油沟油区投（转）注井注水量统计图由于投注井未经过任何增注措施，油层吸水能力较差，大部分井需要措降压施增注，例如酸化，活性水压裂。
但是酸化效果不理想，活性水压裂效果较好。
对于转注注水井来说，地层压力相对较低，地下亏空较大，油层的吸水能力相对较好。
从吸水剖面的资料分析，由于长4+5油藏是单层注水，该油藏整体水驱控制程度较高，水驱控制程度达91.6%，其中，投注井水驱控制程度为89.2%，转注井水驱控制程度为92.5%。
图8 38-28注水井吸水剖面测试图图9 38-126注水井吸水剖面测试图（2）油层压力状况分析：该区块长4+5油藏的原始地层压力为13.3MPa，2007年测得的油藏平均压力仅为4.67MPa，油层压力保持水平仅为0.35，投入注水开发后，2010年，测得油藏平均压力为5.89MPa，压力保持水平上升至0.44。
可见，投入注水开发后，长4+5油藏的压力明显回升。
但由于注水开发较晚，地层亏空较大，压力仍处于较低水平。
图10 油沟油区长4+5油层历年压力柱状图从下图可以看出：油藏注水初期，可以适当放大注采比，给油藏一个快速补充阶段。
压力出现上升趋势之后就应该适当调整合理的注采比，确保温和注水，以达到长远发展。
图11 油沟油区长4+5历年油层压力-注采比关系图（3）含水率升降原因分析：油沟长4+5油藏现在仍处于低含水采油阶段，投入注水开发时间较短，注水后综合含水上升3%，油井的综合含水上升较慢；注水前油井含水上升率为0.26,注水后含水上升率上升至0.87。
同时，注采比越大，综合含水上升越快，当注采比控制在1.3-1.5的时候，油井的含水变化较缓。
图12 油沟油区长4+5油藏综合含水-月注采比关系图图13 油沟油区长4+5油藏采油速度-综合含水关系图采油速度越快，油井含水上升相对也较快。
油井的月采油速度不超过0.07%的时候，油井含水上升较慢。
图14 油沟油区长4+5油藏产水-综合含水关系图油藏的月采水量一般处于1200-1300m³之间，变化幅度较小，期间由于部分高含水井重新投入生产，导致有6个月采水量在1500m³左右。
为了延长低含水采油期，经论证油藏的注采比应控制在1.4左右，采油速度保持在一个合理的水平。
（4）生产能力变化分析：从整体区块上来看：油沟长4+5油藏投入注水开发后，日产液、日产油小幅上升，综合含水基本稳定，日产液230-250t，日产油180-190t，综合含水在18-20%之间；其中在2009年12月-2010年2月，2010年11月-2011年2月，油井的生产能力下降。
其原因主要是天气寒冷造成注水井大范围停注及生产井管理不到位引起的。
从油井产能来看，平均单井日产量小幅上升，综合含水稳定。
2008年6月，单井日产液、日产油分别为2.09t、1.73t，2010年6月，单井日产液日产油分别上升到2.18t、1.80t，综合含水稳定。
从油井自然递减上来看，注水对降低油井递减有明显的效果，该油藏未投入注水开发以前，油井自然递减为40%-20%，投入注水开发后，自然递减降低至1.1%。
图15 油沟油区长4+5油藏历年自然递减曲线图随着开发时间延长，油井的利用率有小幅下降，2008年12月，油井利用率为99%，2010年12月，油井利用率为94%，这一阶段下降了5%，其原因主要是个别油井物性较差，加上地层能量亏空较大，生产能力急剧下降导致关停井。
生产时效对油井生产也有很大影响。
2011年4月-5月，油井的产量下降，主要原因是油井生产时效较低。
2011年4月和5月的生产时效分别为为88%和89%。
（5）注水井组分析：截止2011年6月底，油沟区块投入34口注水井组，涉及受益油井123口，其中6个井组投入注水时间较短，需要进一步观察注水效果。
现就其余28个注采井组进行效果评价：图16 油沟区块注采井组效果评价示意图①产量上升：产量上升的井组有6个，即：38-11、38-26、38-28、38-111、38-126、38-154井组；这部分井组注水效果明显，产量上升可归纳为以下两方面：从地质角度上来看，多数油井处于构造的鼻状隆起上，砂体较发育，厚度一般在10～15m，最大厚度近20m。
物性相对较好。
从注水管理上来分析，这些井组自投入注水平稳运行，有力地促进了注水开发。
②产量稳定：产量稳定的井组有13个，即：38-8、38-44、38-64、38-94、38-119、38-134、38-142、38-158、38-161、38-172、38-174、38-204、38-244井组；这些油井产量较为稳定，主要基于以下两个方面：第一，该区块初期采用自然能量开采时间较长，地层亏空较大，投入注水开发较晚，油藏受到注水影响较为缓慢。
第二，部分注水井有短时间的间断停注也是影响注水效果的重要因素。
但其初产相对较高，从长远来看，随着地层亏空不断补充，油井的产能将会有一定恢复。
③产量下降：产量下降的井组有9个，即：38-4、38-37、38-106、38-118、38-140、38-163、38-179、38-213、38-222井组。
这些油井注水效果较差，产量持续下降，大部分油井日产油小于1t，从地质的角度来看，这些油井大部分处于油区构造鼻状隆起之上的局部隆起不发育区，砂体逐渐变薄，一般在9～12m，储层物性较差，非均质性严重。
注水后，容易出现注水舌进、指进现象。
另一方面，部分注水井靠近长庆油区，地层压力高，严重制约了正常注水。
例如注水井38-37经过活性水压裂增注措施后，日注水量仍远低于方案配注量。
（6）典型注水井组动态分析：①产量上升典型井组：1，周围对应受益油井6 38-126井组于2008年12月投入注水，注水层位C4+5口，注采层位统一。
日注水量35m³，注采比 1.2，目前，该井组累计注水25623m³，累计产液61121m³，累计产油55376m³，累计注采比0.37，地下亏空43804m³。
图17 38-126井组注采综合开发曲线从综合开发曲线可以看出：该井组投入注水前，油井产量持续下降，注水5月以后，产量下降的趋势得到遏制。
注水8个月以后，产量恢复到注水前的水平。
2010年5月，井组产量小幅上升。
井组的综合含水由5%上升到16%。
综合含水上升后基本保持平稳。
其上升原因是井组对应受益油井38-124含水异常。
2008年9月，油井38-124的产量由3.0×6%上升到7×80%，经化验该井的氯根27352mg/L，明显低于正常水平。
可以初步判断为注入水导致含水上升。
2010年，对该井组和邻近井组38-111做了示踪剂监测，监测结果显示：38-124是38-126井组含水上升的直接原因。
该区块长4+5油藏主裂缝方位为北东65-75度，38-124井正好处于注水井38-126和38-111的主裂缝连线上，下一步计划对该油井采取堵水措施，改善井组水驱效果。
从该井吸水剖面测试结果分析：注水孔段吸水能力良好，射孔厚度为4m，有效吸水厚度为4m，均为有效注水。
图18 38-126吸水剖面解释图②产量稳定典型井组：1，周围对应受益油井6 38-174井组于2008年12月投入注水，注水层位C4+5口，注采层位统一。
日注水量18m³，注采比 1.5。