特高含水期油层动用方法探讨
特高含水期油田开发
特高含水期油田开发的研究分析[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。
本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。
[关键词]：特高含水期，油田开发，影响因素中图分类号：o346.2+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）20- 0295 -01一、前言随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。
合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。
由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。
二、油田开发阶段划分及开发特征油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化来划分油田开发阶段。
根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。
（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段，采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。
（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。
该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。
（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。
特高含水期油藏精细管理方法
质砂岩油田。
大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。
特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。
因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。
以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。
上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。
步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。
在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。
比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。
当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。
该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。
见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。
为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。
但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。
如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。
特高含水期油藏精细注采管理方法探讨
特高含水期油藏精细注采管理方法探讨油田处于高含水期后，采出程度近半，新井、措施井挖潜难度逐年增大，稳产基础薄弱，同时特高含水驱开发导致作业维护上修难、动态调配效果差、杆管偏磨加剧等开发现状。
今年以来，我们围绕如何做好油藏的稳产开发工作，通过精细注采管理，推行班组注采分析与操作管理，实现了产量的稳定开发，对特高含水驱油藏稳产开发具有较好的借鉴意义。
标签：特高含水驱;稳产开发;注采管理;分析油田进入高含水期，降本增效的压力日益加剧。
最大限度的降低“成本压缩，工作量减少”对动态管理工作带来的影响，进一步提高动态管理水平，与特高含水期老油田规范、精细的要求还有差距。
特别是低油价下动态管理工作面临着更大的挑战，必须进一步创新思路才能适应新的要求。
1.特高含水驱油藏注采基础管理针对特高含水期注采开发特点，我们把注采管理的重心延伸到地下，注重地质基础开发，协调注采关系，全员过程分析与控制，提升了特高含水驱油藏的稳产工作。
1.1成立注采管理开发分析体系。
成立注采管理项目小组，制定了注采系统管理的目标、责任、运行和考核机制，采取日分析、旬对比、月考核方式落实注采管理工作;通过指标预警开展注采分析，通过每日的细微指标变化，大家互相督促，开展地面、井筒、油层的动态联动分析诊断，摸清油藏动态变化趋势，制定恢复稳产措施。
1.2精细地质基础管理。
一是规范了油藏剖面图、地质构造图、产能构成图、平面图、开发数据曲线等基础资料，同时完善基础图表和开发数据资料，浓厚了地质开发氛围，为动态分析和上产提供了良好的平台。
二是精细资料录取标准，强化资料录取的及时性、准确性、全面性、同步性。
在资料录取过程中加大录取频次、录取质量，突出资料的可靠性和真实性，为地质动态分析提供有力保障。
三是制定了适合采油七队特高含水驱的资料录取新规范，在生产过程中，为了细化动态分析，创新和制定了单井动态分析流程、单井液量管理规范、单井化验管理规范、高含水换大样桶取样、低含水延长取样时间、掺水井归真资料录取、油井分级分类资料录取管理等新规范，为动态分析提供了准确性资料。
油田特高含水期开发调整的几点认识
油田特高含水期开发调整的几点认识随着全球能源需求不断提高，油田开发已成为各国能源政策的重要组成部分，但同时也面临着诸多的挑战，如油田特高含水期的开发调整。
本文将介绍油田特高含水期开发调整的几点认识。
一、特高含水期的概念特高含水期指在油田开发生产中，水含量超过20%以上的阶段，这种水岩相对比较松散，产生的渗透率低，油藏储层破坏程度大，直接影响了油藏渗流性能和稳定性。
1. 油藏压力下降2. 水驱过程中水的运移和排水不利3. 油井采油厂的运行效率有限1. 采用提高单口产能的方式，增加采出的石油量，减少分离的含水量；2. 采用水平井技术，提高储层有效采收率；3. 采用新技术、新工艺，如水源井充排技术、燃气调剂技术等；4. 通过开展水驱动势力恢复实验，了解水驱动力衰减机理，为特高含水期的治理提供科学依据。
1.合理调整开发方案在特高含水期，合理调整开发方案是非常重要的，不合理的开发方案不仅会增加开发难度，而且对油田的整体产出效率也有很大的影响。
2. 加强储层管理储层管理是在油田开发过程中不可忽视的一环，只有加强储层管理，才能有效地控制油井的含水量，从而提高油井的产出效率。
3. 推进技术创新技术创新是解决特高含水期难题的关键，新的技术手段可以有效提高油田的开发效率和产出效率，实现油井的高产、低耗、高效开发。
四、加强环保意识在开发油田的同时，也要保护和改善环境，加强环保意识，推广环保技术，实现经济效益与环境保护的双赢。
结论：通过实践证明，特高含水期对油田开发造成了重大的影响，但只要采用合适的开发策略，加强储层管理，推进技术创新，加强环保意识，就能够有效地降低含水量，提高油产效率，为油田的可持续发展提供保障。
油田特高含水期开发调整的几点认识
油田特高含水期开发调整的几点认识随着人类社会的发展，对能源的需求越来越大，石油作为重要的能源资源，一直都备受人们关注。
由于石油资源的开采和使用，导致了油田的特高含水期现象越来越严重。
在这种情况下，对油田特高含水期的开发调整成为了当前石油行业亟待解决的问题。
本文将从几个方面探讨油田特高含水期开发调整的重要性和注意事项。
需要认识到油田特高含水期对石油开采的影响。
特高含水期是指油田中含水率超过80%的情况，这种情况的发生会严重影响原油的开采效率和成本。
由于含水率较高，会导致原油和水的分离困难，生产成本增加，甚至会导致原油开采无法进行。
必须认识到油田特高含水期对石油开采的重要影响，及时采取有效的措施进行调整。
需要重视油田特高含水期的调整技术和方法。
针对特高含水期的油田，必须采取针对性的调整技术和方法，以提高油田的开采效率和降低成本。
在技术方面，可以采用化学调剖、水驱采油等方法，有效降低油水混合物的粘度，提高原油的提取率。
在方法上，可以采用增加注水井、优化注采方式等措施，有效降低含水率，提高油田的开采效率。
需要重视油田特高含水期的调整技术和方法，找到适合的途径进行调整。
更重要的是，需要加强对油田特高含水期开发调整的管理和监管。
在油田特高含水期的开发调整过程中，必须加强对管理和监管工作，确保调整工作的顺利进行。
这需要加强油田管理团队的建设，提高员工的专业技能和管理水平，确保油田开发调整工作得到有效推进。
还需要加强对油田开发调整工作的监管，建立完善的考核制度和监测体系，及时发现和处理问题，确保油田开发调整工作的质量和效果。
需要注意油田特高含水期开发调整的环保和可持续发展。
在油田特高含水期的开发调整过程中，必须注意环保和可持续发展的重要性，采取有效的措施保护环境，确保资源的可持续利用。
在开发调整工作中，必须合理利用水资源，降低对环境的影响，防止污染和资源浪费。
还需要关注社会责任，积极履行企业的社会责任，促进经济、社会和环境的协调发展。
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术摘要：截止2007年年底，喇嘛甸地区的油田开始到达特高含水期。
自此之后，油井数目不断减少，油井产量也逐年降低。
其中，产量在两吨以下的低效能油井将近四百口，这种情况极大限制了油田后期的开发利用。
油田的产油目标难以实现，预期的经济效益自然难以获得。
本文从油层状况和储层内部分布研究等方面分析，了解油层剩余油的动用状况，采取措施，利用压裂、补孔等技术措施挖掘剩余油，提高低产油井的生产能力。
关键词：剩余油含水期情况措施喇嘛甸地区诸油井自从到达特高含水期之后，各种油层的性质随其空间位置变化极大。
分析其主要变动原因是三大矛盾，由于无效循环，致使剩余油位置不集中，注采不平衡油井的剩余油和厚油层种类较少的韵律上部储量较多。
储油层结构理论和油层详细情况将作为研究的依据，获知油层剩余油的空间特性，利用压裂、补孔等手段挖掘低产井油层剩余油，深化储层利用，建立起喇嘛甸油田特有的低产井开发利用方案。
通过各种配套手段实现油井增产。
一、油层动用详情和未来发展方向1.厚油层剩余油原因以非均质为主喇嘛甸地区的萨2组油层是二类油层，主要形成因素是河流沉积，由于砂质沉淀，导致厚度较高，实施注水措施以后，油层的动用情况十分可观，水淹部分较多。
自二〇〇四年以后，两口新钻井和取心井水淹情况统计显示：萨葡油层业已实现全部水淹（洗）。
水淹部分以高中档为主，厚度比例均达到百分之八十五以上，最高可达百分之九十五；从水洗情况来看，高中档水洗占主要部分，厚度比例位于百分之七十五到百分之九十七之间，水洗油层在驱油率方面的平均值已达到百分之四十六。
厚油层内部砂体分布情况较为特殊，纵向互相交叉叠压，主要有正韵律和复合韵律砂体两种。
油层内空间分布情况较复杂，厚油层内部动用率均较低。
主要体现在单一韵律段，下部开采较为可观，上部开采情况不是很好。
所以，从上面情况看来，单一韵律段中，上部分剩余储油仍然丰富，可以当作深层挖潜的主要对象；单一韵律段下部，由于剩余油量相对较少，可以当作控制注采无效循环的主要对象。
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。
特高含水期油藏精细管理方法探
特高含水期油藏精细管理方法探油田面对开发后期高含水的情况，开采工作困难，产量难以达到生产要求。
需要利用油藏精细化管理的方法对该油藏进行精细注水管理，精细采油并且将水洗油效率提高到一定的水平。
对正在发生的油田效益递减进行全面的阻止，同时提升油田开采管理水平，减少油田生产成本。
标签：特高含水期;油藏;精细管理对油田的开发主要是围绕着剩余油进行的，但油田进入特高含水期后仍开采了很多年，特高含水期还存在无效循环问题，使得油田开采注水量大，采出水量大，驱油效率低，后期的水处理还会耗费大量资金，大大降低开发效益。
一、增大波及面积，增强水驱开采效率1进行层系转换，对井网部署方案进行改善，可以有效的增大注水波及面积利用沙三段下亚段的储层叠加性非常好的特征，使得旧井网于储层中由于长时间注入水出现的较大通道使注水效率地下的状况得到良好的改善，有效的提高了注水开采的效率，降低开采成本。
将优选井位集中在沙三段下亚段1—3之中，使用相应的手段实现层位转换。
提高井組的循环效率，同时对注水波及体积进行改善。
2强化层间调整，启动二三类层，提高水驱动用程度使用更为先进的技术手段，将层间调整力度进一步提升。
做到在目的层注水量充分的情况下，使用二类以及三类层以便增大水驱动用程度。
面对地层压力差大于十兆帕以上的井，将水嘴的口径进行合理的调整也无法实现共同注水。
此时适合使用间歇注水的方法，对低压底层进行高效度的注水，捞嘴子注低压层，进行循环。
这使得因为压差较大而无法同井注水的难题。
3增强间歇注水强度，提高水洗油的效率依据次主力层的起始压力，将间歇注水的动机力度进一步提升。
这种做法可以对地层的压力场进行改变，将油藏中的剩余油通过增大的水动力而开采出来。
使用这种方法进行注水开采可以提升水洗油的效率，同时提高采油效率节约生产成本。
二、利用油藏精细注水管理，提高水利用率1建立水井预警机制，确保注好水应该使用水井预警机制，将水井注水工作进行有效的控制。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
特高含水期油层动用方法探讨
摘要：环空测试资料定量的反映油井分层产出情状况，能很好了解油层纵向上动用情况，为特高含水后期精细挖潜和措施优化提供第一手技术数据。
但是由于目前生产监测受卡层厚度及测试费用限制，无法精细区分描述表内储层和表外储层的动用情况，为此从环空资料的精细编制着手，明晰表内储层和表外储层的动用情况，以便更加准确的指导油田开发。
关键词：环空资料生产监测表外储层
大庆油田已经进入高含水期开采阶段，由开采厚层、好层到开采薄层、差层，地下地质情况越来越复杂，如何合理利用测试成果，提高测试成果准确率，成为今后综合调整和措施挖潜的重要指导依据，也是油田可持续发展的关键。
萨北开发区储层发育复杂，物性差异大，平面、层间均存在较为明显的渗透率差异，非均质相对较为严重，进一步挖掘剩余油难度大。
生产监测技术在揭示油藏平面、纵向开发矛盾及油藏剩余油研究和挖潜中具有重要的作用，成为剩余油挖潜的应用依据。
为应用好环空资料，认清剩余油分布，从精细编制方案入手。
1基本现状
2008年北三区西部开始实施注采系统调整，此次调整立足于层系内单砂体完善注采关系，调整后水驱控制程度得到提高，其中一次加密调整层系水驱控制程度提高7.8%，萨尔图二次加密调整层系水驱控制程度可提高4.6%。
水驱控制程度的提高，为进一步挖潜剩余油提供了保障，要求进一步加大精细地质开发。
2010年该区块被定为“精细挖潜示范区”，为进一步认清地层剩余油分布，为措施增油提供理论依据，以精细地质研究成果为指导对环空方案进行了最小尺度个性化编制。
全年定点井计划49口，占总井数的12.6%，平均卡层段7.8个。
受注采系统受效、注水井方案调整及措施挖潜三重影响，全年砂岩厚度、有效厚度比列分别为65.3%和72.2%，分别上升了3.2、2.2个百分点。
为明晰动用状况，紧密结合油水井动静态资料，对比分析了9口典型环空资料井，对过去很多层的动用情况有了重新的认识。
2精细方案编制执行效果分析
特高含水期后精细挖潜已成为油田持续发展的关键。
以单砂体为基础，以单井为单元，搞清动用状况，找出剩余油分布特点，为提高油层动用程度、增加可采储量提供保障。
主要通过三种手段对环空方案进行编制。
一是在环空资料编制时尽量细分，在卡层时将表内储层和表外储层分开卡，精细了解表内储层和表外储层的动用情况；二是在环空资料编制时，对于已不能细分卡层的，做到每次卡层层段不同，实现差异卡层，利用每次环空资料对比分析各层动用情况；三是对比连续流量测试与正常测试的差别，精细分析各层动用情况。
2.1加大卡层细分力度，明晰表内表外动用情况
为进一步认清纵向上油层动用情况，在环空方案的编制上加大了卡层力度，精细认清表内储层和表外储层的动用情况。
共实施4口井，平均单井卡层8个，较上次卡层多2个。
环空资料显示动用层数、砂岩厚度、有效厚度比例分别为67.9%、64.1%、42.3%，分别上升12.3、13、5.6个百分点。
在方案编制时，根据油层特征结合动静态资料，重点明晰来水方向少、表外层的动用情况，将上次8个较厚的油层，分为2个卡层进行环空测试。
资料显示4个油层细卡后仍然动用，4个油层细卡后发现一个发育较差的油层没有动用，未动用砂岩厚度6m，有效厚度1.1m，分别占到全井的7.5%和4.1%，分析发现未动用层为有效厚度<=0.5m和表外层。
其中有效厚度<=0.5m未动用砂岩厚度1.8m，有效厚度1.1m，分别占有效厚度<=0.5m的8.2%和15.9%；表外层未动用砂岩厚度4.2m，占表外层的13.1%。
以B2-20-448井为例，该井砂岩厚度10.8m，有效厚度1.8m，上次卡层为6层，本次细卡为8层。
连通最好的水井B2-21-448在SⅡ41～SⅡ42层段注水40m3/d，而在SⅡ43层段没有注水，考虑将层段SⅡ2+3～SⅡ43细卡为SⅡ2+3～SⅡ42和SⅡ43，以明晰SⅡ43层吸水情况，细卡后发现除SⅡ43层不吸水；考虑SⅢ3+41～SⅢ3+43层段中SⅢ3+41、SⅢ3+42为表外层，将其细卡为SⅢ3+41～SⅢ3+42和SⅢ3+43，剖面显示均得到动用。
下步将通过差异卡层进一步确定SⅡ2+3、SⅢ3+41及SⅢ3+42层是否动用。
通过环空资料的精细分析也为注水调整指明了方向，该井目前日产液71.4t，日产油4.3t，综合含水94%，含水较高。
环空资料显示SⅡ2+3～SⅡ42，SⅢ3+4层段含水及相对产液量偏低，下步将加大上述两个层段的来水方向，而SⅠ21～SⅠ2+3层段含水高相对产液量高，方案调整将控制该层段注水。
2.2实施差异卡层，对比分析油层动用情况
部分井的剖面显示动用比例过高，在方案编制时又受夹层和费用影响，不能加大卡层力度，为此实施差异卡层，对个别油层实施两次不同组合细卡，共实施3口井。
环空资料显示动用层数、砂岩厚度、有效厚度比例分别为64.7%、68.6%、70.6%个，分别下降9.8、12.7、13.1个百分点。
通过油层差异组合对比发现，有7个层未动用，未动用砂岩厚度6.2m，有效厚度0.7m，分别占全井的12.2%和4.6%，分析发现未动用层也为有效厚度<=0.5m和表外层。
其中有效厚度<=0.5m 未动用砂岩厚度2.5m，有效厚度0.7m，分别占有效厚度<=0.5m的20.8%和23.3%；表外层未动用砂岩厚度3.7m，占表外层的18.4%。
以北2-20-429井为例，该井砂岩厚度10.9m，有效厚度2.6m。
周围3口水井对SⅡ4层段注水，通过水井注水情况，无法定性确定SⅡ41、SⅡ42两个小层是否动用，同时考虑费用因素，不易将SⅡ41～SⅡ5+61分为3个小层。
上次卡为SⅡ41～SⅡ42与SⅡ5+61两层，本次卡为SⅡ41与SⅡ42～SⅡ5+61两层。
上次环空资料显示SⅡ41～SⅡ42层动用，SⅡ5+61单层没有动用，不能证明S Ⅱ41、SⅡ42两个小层是否均动用，本次环空资料显示两个卡层全部动用，通过对比确定SⅡ41、SⅡ42均动用，而SⅡ5+61没有动用。
通过两次差异卡层证明，在受夹层限制和监测成本限制的条件下，依然可以明晰各小层动用情况，下步将通过3年的时间针对性的进行方案编制，最大限度认清各小层动用情况。
2.3对比连续流量，精细认识油层动用情况
为了更加明晰油井各层动用情况，每年会采用连续流量的方式对部分井实施环空测试。
该测试方法比普通测试方法贵1307元，实施较少2010年上半年仅实施1口，为此又对比了2009年实施连续流量测试的1口井。
环空资料显示动用层数、砂岩厚度、有效厚度比例分别为53.8%、42.6%、45.8%个，分别下降11.5、25.7、22.9个百分点。
其中2009年实施连续流量测试的北2-1-645井在实施卡点测试后，动用砂岩厚度、有效厚度分别增加1.3m和0.8m，分别占全井的11.8%和20%，资料显示动用层为有效厚度2.0-0.5m和有效厚度<=0.5m两个油层，其中有效厚度2.0-0.5m动用砂岩厚度1m，有效厚度0.6m，分别占有效厚度2.0-0.5m 的45.5%和42.9%；有效厚度<=0.5m未动用砂岩厚度0.3m，有效厚度0.2m，分别占有效厚度<=0.5m的3.9%和7.7%。
2010年实施连续流量测试的B2-丁1-446井，未动用砂岩厚度4.2m，有效厚度0.7m，分别占全井的33.1%和16.3%，资料显示未动用层为有效厚度2.0-0.5m和表外层两个油层，其中有效厚度2.0-0.5m 动用砂岩厚度3.2m，有效厚度0.7m，分别占有效厚度2.0-0.5m的51.6%和23.3%；表外层未动用砂岩厚度1m，占表外层的40%。
通过对比连续流量法环空监测发现有效厚度2.0-0.5m的油层也有不动用的情况，下步结合多学科油层研究成果进行深入认识。
从环空方案的编制方法上看该方法不受卡层厚度限制，更加适用于厚油层内部各小层动用情况的测试。
3结束语
监测方案最小尺度个性化编制，能在成本控制范围内更加明晰各油层的动用情况。
此外结合多学科油层研究成果深入分析环空监测方案，对注水方案的编制和措施井、层的选择提供直观的技术指导。
监测方案编制时一定要紧密结合油水井动静态资料，有针对性的进行卡层，避免重复测试量；以精细地质研究成果为指导发现动用较差层主要集中在SⅠ层段和GⅠ14以下层段，分析原因主要是S Ⅰ层段为套损多发层段，近几年连续降低注入强度，导致动用情况变差；GⅠ14以下层段地层条件发育较差，间灭区较多，造成动用情况较差。
差异卡层环空测试，更加经济精细的明晰油层动用情况。
连续流量法环空测试更适用与厚油层内部小层动用情况的认识。
精细编制环空方案时要紧密结合精细地质研究成果和周围水井注入状况。
参考文献：
[1]金毓荪，赵世远.采油有地质工程[J].石油工业出版社，2006.
[2]刘丁曾，王启民.大庆多层砂岩油田开发[J].石油工业出版社，2006.。