甘谷驿西部油田(麻科义)注水效果分析.doc

甘谷驿西部油田(麻科义)注水效果分析

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2

个人收集整理 勿做商业用途

成人高等教育
毕业设计（论文)

题 目 甘谷驿西部油田注水效果分析
学 生 乔丽
指导教师 杨 玲
评 阅 人
教 学 站 西安石油大学延长函授站
专 业
完成日期 2008 年8月

21

成人高等教育毕业设计（论文）任务书

论文题目
甘谷驿西部油田（麻科义）注水效果分析
学生姓名
乔丽
教学站
西安石油大学延长函授站
专业班级
采专2005
内
容
与
要
求

内容：
1.根据储层及动态情况，分析研究区注水见效前后生产特点;
2。对研究区的注水效果进行详细地分析与评价；
3.针对生产上存在的问题,提出稳油控水的相关配套措施及调整建议;

要求:
1。保证有足够的时间投入到论文工作中;论据要充分，条理要清晰,分析问题要有深度.翻译一篇外文文献。
2。论文的写作必须严格按照西安石油大学继续教育学院的论文写作规范。

设计(论文）起止时间
年 月 日至 年 月 日
指导教师签名
杨 玲
学生签名

年 月 日

成人高等教育毕业设计（论文）审查意见表

学生姓名
乔丽
教学站
西安石油大学延长函授站
专业班级
采专2005
论文题目
甘谷驿西部油田（麻科义）注水效果分析
序号
评审项目
指 标
满分
评分
1
工作态度
严肃认真,刻苦勤奋，善于与他人合作.
10

2
工作能力
基础扎实,具备独立从事本专业工作的能力.
10

3
业务能力
与水平
有收集、综合和正确利用各种信息并获取新知识的能力。能应用所学的
基础理论与专业知识,独立分析和解决实际问题，达到毕业设计（论文）的教学基本要求。所得结论具有应用或参考价值.
30

4
质 量
条理清晰，结构严谨；文笔流畅，语言通顺；方法正确,分析、论证充分；设计、计算正确,工艺可行，设计图纸质量高，标准使用规范；专业名词术语准确。
30

5
规 范 化
技术材料齐全,论文撰写符合《西安石油大学继续教育学院毕业设计（论文）撰写规范》的要求。
10

6
创 新
工作中有创新意识；对前人工作有改进、突破，或有独特见解。翻译准确,语句通顺,译文工作量符合任务要求。
10

是否同意参加答辩:同意参加答辩
总分

评语：
论文根据储层及动态情况，分析了研究区注水见效前后生产特点，对研究区的注水效果进行了详细地分析与评价，针对生产上存在的问题,提出了稳油控水的相关配套措施及调整建议.对油田稳产有一定参考意义。
论文条理比较清晰，分析比较透彻,结论可靠，完成了任务书要求的内容。

指导教师： 杨玲
2007年10月29日

成人高等教育毕业设计（论文)评阅意见书

学生姓名
乔丽
教学站
西安石油大学继续教育学院
专业班级
采专2005
论文题目
甘谷驿西部注水效果分析
序号
评审项目
指 标
满分
评分
1
选 题
体现专业内容；具有实际或理论意义；难易程度合适。
10

2
工作量
完成任务书规定的内容，工作量饱满。
10

3
业务能力与水平
有收集、综合和正确利用各种信息并获取新知识的能力。能应用所学的基础理论与专业知识，分析和解决实际问题，达到毕业设计（论文)的教学基本要求。所得结论具有应用或参考价值。
30

4
质 量
条理清晰,结构严谨；文笔流畅，语言通顺；方法正确，分析、论证充分；设计、计算正确,工艺可行，设计图纸质量高，标准使用规范；专业名词术语准确。
30

5
规范化
技术材料齐全，论文撰写符合《西安石油大学继续教育学院毕业设计（论文）撰写规范》的要求.
10

6
创 新
对前人工作有改进、突破，或有独特见解。
翻译准确，语句通顺，译文工作量符合任务要求。
10

总 分

评语：

评阅人 ：
年 月 日

成人高等教育毕业设计（论文）答辩结果表

学生姓名
乔丽
教学站
西安石油大学继续教育学院延长函授站
论文题目
甘谷驿西部油田注水效果分析
专业班级
采专2005
序号
评审项目
指 标
满分
评分
1
报告内容
思路清新；语言表达准确,重点突出；概念清楚，方法正确，论据充分，分析归纳合理；结论有应用或参考价值。
40

2
报告过程
准备工作充分,时间符合要求。
15

3
创 新
对前人工作有改进、突破，或有独特见解。
5

4
答 辩
回答问题有理论依据，基本概念清楚。主要问题回答准确、深入。
40

总 分

评语：

答辩委员会(小组）负责人：

成 员：
年 月 日

甘谷驿西部油田 （麻科义)注水效果分析

摘要：甘谷驿油田随着开发时间推进，采油井出现低液面、低流压、采液和采油指数下降、综合含水上升、产量递减率增大、裂缝主向油井与测向油井压力差异大等威胁。甘谷驿油田注水开发已有四年多的时间，至今还是点状注水。本文通过对超前注水、同步注水、滞后注水进行了对比分析,肯定了超前注水的效果。甘谷驿油田西部注水试验已四年多了，四年多来反九点法注采井网,由于井距小、微裂缝发育、主裂缝明显，东西向油井在部分水淹或含水较高，而南北向油井压裂引效措施后产量不理想，稳产期相对较短,因此优化裂缝主向、侧向井距组合,适当调整注采井网，是提高甘谷驿油田西部注水试验井区效果的关键.

关键词 甘谷驿油田 超前注水 反九点法 主裂缝 注采井网

Analysis of Water Injection in Ganguyi western oil fields （Ma keyi)

Abstract: With development time advancing of Ganguyi oil field， Wells appeared low liquid level, low—flow pressure， fluid and oil production index fell, the water cut， increase the rate of production decline, crack owners to test wells and oil pressure difference to the big threat. Ganguyi oil field development has been more than four years, and is still a point injection. Based on advance injection， the simultaneous injection， water injection delay making a comparison analysis， affirmed the advance injection effect。 Ganguyi oil field western water injection test has been more than four years， more than four years to counter the law about 9 Wells network, as well spacing small， micro—fractures and cracks in the main Obviously， things to the part of the water wells or aquifers higher. North and South to the fracturing effective measures primers yield is not satisfactory, stable yield relatively short period, to the optimization of the main crack, lateral spacing portfolio, adjusted net injection and production wells, is the western of Ganguyi oil field water injection test well in the key areas. 本文为互联网收集，请勿用作商业用途本文为互联网收集,请勿用作商业用途

Keywords: Ganguyi oil field advance injected water france anti-9
Main Cracks Injection Wells Network

目 录
前言 1
1 地质特征概述 2
2 注水见效前后生产特点 3
2.1 注水井启动压力高,注水压力上升快 3
2.2 自然能量开采，产油量递减快 3
2.3 由于天然裂缝的存在,给注水工作带来一定难度 3
2.4 部分井见效缓慢或不见效长期处于低产状态 4
2.5 储层地质条件相同、注水时机不同，效果截然不同 4
2。6 油井投产初期产量高、递减快、稳产难度大 4
3 注水效果分析及评价 5
3。1 不同时机注水都有不同程度的效果 5
3.2 注水时机不同，稳产程度不一，递减率差异大 6
3.3 注水时机不同，抽油井动液面升降高低幅度相差较大 7
3.4 搞好注水工作，保持一定的注采比 8
3.5 注水压力低,注采比高，油井见效不明显 8
4 稳油控水的配套措施 10
4.1 压裂引效的必要性和迫切性 10
4.2 不失时机地抓好周期注水工作 10
4。3 分隔采油、改层转采、水井重新生产相互结合见到较好的苗头 12
4。4 洗井降压，低压注水 13
5 下步调整几点建议 15
5。1 原反九点法井网的基础上钻加密调整观察井 15
5。2 注水井和水淹油井可以相互调整 15
5。3 东西向的水淹油井或高含水油井可改层转采 16
5.4 新开发的区块建议推广矩形井网 16
5.5 井组整体优化压裂参数 17
5.6 线状注水适用于裂缝单一的情况下效果较好 17
6 结论 18
参考文献 19
致谢 20
前言
本文根据甘谷驿油田的地质特点，注水后的生产特征，以及遇到的主要矛盾和解决矛盾的方法，总结提出了自己的见解、经验和教训,对下步如何加强开发试验井网调整，加密井的布置、反九点法井网、矩形井网提出了意见；与此同时对已试验过的早期注水、同步注水、滞后注水进行了对比分析，肯定了早期注水的效果。本文将三年来的注水开发实践中进行压裂引效、不稳定注水、适时调整注采比、分隔采油、改层转注、低压注水、低速注水等一系列综合治理措施进行了简要总结，对今后开展面积注水和新区注水开发,提高整体效益有一定的意义.

1 地质特征概述
陕北地区蕴藏有丰富的石油资源，估计石油储量近20亿吨.但该区主力油层三叠系延长组储层普遍物性差,储层渗透率、孔隙度低,大部分储层渗透率分布在0。3~10×10—3mm2,孔隙度分布在8～13％,属特低渗、超低渗储层。甘谷驿油田位于鄂尔多斯盆地东部的陕北斜坡上，构造为西倾的平缓单斜，在单斜上发育的鼻状构造与遮挡相匹配的油藏。甘谷驿油田西部的含油层系有长4+5、长6二套，从测井资料看长6段是开发研究的主要对象，长6段又分为四个油层组即长61、长62、长63、长64，四个油层组中长61、长62油层发育较好是注水开发的主力油层,其特征如下：
（1）长6段储层岩性以细砂岩和粉岩为主,矿物成分主要为长石砂岩,含量29—70%，石英23-50％,云母绿泥石1—18%，重矿物含量很少.储层物性差属特低孔、特低渗油层，孔隙度8-10％，渗透率0.1-1.0md，原始含油饱和度为45。7—54。5%,是一个典型的特低孔、特低渗、低饱和的油层。
（2)储层长6油层在构造应力和成岩作用下，储层普遍发育有微裂缝，存在及局部的隐蔽裂缝,这些隐蔽裂缝在一定条件下可发展，显裂缝与人工裂缝窜通，给注水开发带来一定难度，三年来注水实践已证实了这一问题。
注水开发实践证明，甘谷驿油田西部地区受最大主应力场的变化,地应力等值仍呈东北方向展布，在古应力场的控制下，长6油层除了形成东西主裂缝外,还形成了东北向、西南向的裂缝.这些裂缝在地层条件下呈封闭状态,当人工形成的压力超过裂缝开启压力后，裂缝就变化为张开状态（即显裂缝），注入水就沿着此裂缝向前推进。除此以外还形成了南北的微裂缝，这些裂缝形成的特点是：短、小、多，孤立状态分布，一般垂直于主裂缝。在油田开发过程中进行压裂改造后，人工裂缝与天然的微裂缝形成相互沟通的裂缝网络系统.
(3)原油物性好,原油性质具有低密度（0.82-0.84g/cm3），低粘度(平均为4.27MPa·ｓ），低凝固点（0℃)的特点。其胶质含量7.14%，沥青含量0。02%，含硫量0.16％，原油初馏点平均86。450 ℃,地层原油粘度4.29MPa·ｓ，原始油气比11.9m3/t，体积系数1.036，溶解系数8。75m3/m3·MPa.
2 注水见效前后生产特点
2.1 注水井启动压力高，注水压力上升快
特低渗透油田在驱动压力梯度较低时，液体不能流动，当压力达到一定高度后，液体才开始流动，这时的压力梯度就是通常称的启动压力梯度.由于启动压力的提高，导致了注水压力很快上升，使地层吸水能力大幅度下降，影响了注水量的需要,更严重的是注水压力升高后，超过了裂缝开启压力，裂缝就会张开,使注水沿裂缝突进，造成油井暴性水淹。麻科义地区注水压力开始时高达12-15MPa，结果注水不到一年时间水淹8口油井，一度时间注水工作十分被动。
2。2 自然能量开采，产油量递减快
西部地区油田是以弹性溶解气驱为主，采用自然能量开采，油层供液能力不足脱气严重，油井产能低而且递减快。开展先导性注水开发以来，未注水区的丛37、丛44、丛43井组平均递减率达39.7%；滞后注水区的丛35、丛48、丛67三个井组2002年8月投产,2003年4月开始注水，至2003年年底,平均递减率32。2%，井组日产油量由投产初期13.5m3,至2005年底下降到4.2m3。
2.3 由于天然裂缝的存在,给注水工作带来一定难度
野外露头研究区观测长6油层的裂缝方位有EW（东西）向、SN(南北）向和NE（东北）向、NW(西北）向四个组系,主导方位为EW向。岩心古地磁定向结果表明，地下存在EW和SN向裂缝，但主要方位为近EW向,加之该地区古水流方向为东北—西南向，砂体轴向带物性好、渗流阻力小，这个方向的裂缝比较发育,在地层条件下呈闭合状态。注水开发经压裂改造后,注水压力和压裂压力都超过裂缝开启压力，注入水沿裂缝窜流，造成平面矛盾及纵向上注采剖面的不平衡。
截止2005年底的统计资料,注水试验区高含水油井(50％以上）共30口,东西方向有13口占43%，东北—西南向即砂体轴向带10口井占33%,两者共23口井占76％,而南北向只有4口井占13％。这就足以说明注入水沿裂缝方向窜流，加剧了井组平面矛盾，影响注入水波及系数,降低了注水开发效益.
2。4 部分井见效缓慢或不见效长期处于低产状态
注水开发试验以来，东西向油井一般20天—80天见效后就水淹；东北—西南向（即砂体轴向带）油井见效一般为140天-320天；而南北向油井日产油一般介于0。24-0。8m3,长期以来见不到注水效果,处于低产状态.2004年10月对南北向油井进行了压裂引效措施，情况略有好转，但是也远远比不上砂体轴向带的油井。
2.5 储层地质条件相同、注水时机不同，效果截然不同
甘谷驿油田西部地区丛54、丛49、丛55、丛66井组采取超前注水，丛57、丛58、丛64、丛65为同步注水，丛35、丛48、丛67井组为滞后注水。经过三种不同时机的注水试验，效果截然不同,这里分析了三种不同注水时机一年后的油井资料,超前注水井组平均日产油量8。43m3,单井日产油量1.05m3 ,年递减率为9.27％；同步注水井组平均日产油量5。07m3，单井日产油量0。72m3，年递减率为24％；滞后注水(油井投产后5—6个月开始注水)井组平均日产油量为4。27m3,单井日产油量0。53m3,年递减率为22.7％.由以上情况可知，注水时机不同，其效果差异很大。
2.6 油井投产初期产量高、递减快、稳产难度大
几种不同时机注水方式，都存在这个问题，只不过是递减程度不一样。我们统计了丛55、丛49、丛43、丛37等七个井组的资料，投产初期前三个月递减率一般都介于27—45％之间，尤其是未注水井组投产初期第一、二个月递减率53％——73。4％，三个月以后仍在继续递减。长庆、安塞油田55口井统计资料未注水井组年递减率为32％，又如东北的榆树林油田（低渗油田），树322井区滞后6个月注水,注水见效后产量仍比投产初期产量低50。6％。即使是同步注水的树34井区产量比初期产量也低25％，这一切都说明了特低渗透油田初产高、递减快、稳产难度大的一实例。
3 注水效果分析及评价
甘谷驿油田自开展注水试验以来,重抓了一些基础工作和一些必要的技术配套工作,尤其是在注水方式上，认真细致的试验了超前注水、同步注水、滞后注水。这些试验不同程度上见到了一定效果。经验是可取的，资料是可贵的,对下步注水工作有一定的参考价值和指导意义。
3.1 不同时机注水都有不同程度的效果
超前注水（超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式）共有丛49、丛54、丛55、丛66四个井组比较完善,这四个井组从2003年9月注水，2003年11月油井投产,超前两个多月注水。2003年11月—2004年3月近5个月资料统计,油井平均单井日产油量为投产初期产油量的88.2％。至2005年3月份一年半的资料统计，平均单井日产油量为初期产油量的90％。
同步注水共有丛57、丛58、丛64三个井组，自2002年8月—2003年3月,7个月资料统计平均单井日产油量为投产初期的68％，至2004年3月一年半的资料统计，平均单井日产油量为初期的71.4%。
滞后注水有丛35、丛48、丛67三个井组，2002年8月油井投产,2003年4月注水,晚注水8个月，统计了一年半的资料平均单井日产油为初期产量的55。6％。
未注水区（丛37、丛43、丛44井组）2004年2月—2004年6月投产,截至2005年7月，投产半年的平均单井日产油量为初期产油量的59％，投产一年后平均单井日产油量为投产初期的35。4—40％（与该地层的物性有关）.
为了更进一步说明不同注水时机的效果，本文参考了靖安和安塞两个特低渗透油田的分析结果。靖安油田五里湾一区长6层分析结果，超前注水的递减率明显小于同步注水，但各类油井初期产油量相差并不大，而投产五个月后注水的油井平均产量为6t/d,同步注水的油井平均产量5t/d，而滞后一年注水的油井平均产量3t/d。
安塞油田的资料（长6油层）注采同步的油井见效后平均日产油为初产的112。5％，晚注8个月的油井，见效后平均日产油量为初期的82.6%，未注水的油井初期日产油4.2t/d，一年后降为2。8t/d,年递减率为32.6％。安塞、靖安两个特低渗透油田开发经验告诉我们，早期注水和同步注水见效稳产两年以后，早期注水产量仍高于同步注水，且稳产时间长。因此对于长6油层注水时机是影响油井稳产的一个重要因素，早期注水有利于油井高产稳产。
3.2 注水时机不同,稳产程度不一，递减率差异大
注水较早且资料比较齐全的丛13、丛57、丛58、丛64、丛65等井组都是在2002年7月—8月投注投产的，日产油量基本稳定，年递减率逐步减小并有递增趋势。例如丛13井组2003年7月，日产油3。71m3/d，平均单井日产油0。53m3/d，截至2005年7月单井产油0。57m3/d。投产三年多了,年递减率不仅没有递减,而且还递增了7％。丛64井组2003年7月平均单井日产油0。77m3/d,2004年7月为0.53 m3/d，到2005年7月为0.75m3/d，与2003年7月对比年递减率为20％,于2004年7月对比年递增41。5％。丛58井组2002年7—8月投注投产，半年以后平均单井日产油0。73m3/d，2003年7月平均单井日产0。66m3/d，年递减率为9%，2004年7月单井日产0.53 m3，年递减率为19。6％，截至2005年7月单井日产0。58m3/d，年递增9％。滞后注水的丛35、丛48井
同步注水
生产年限
递减率（%)
递增（%)
丛13井组
3年

7
丛64井组
1年
31

2年
2

丛58井组
1年
9

2年
19

3年

9
滞后注水

丛35井组
1年
29.3

从48井组
1年
34.4

表3。1 同步注水与滞后注水递减率对比
组分别于2002年8月投产，2003年4月注水，投产半年后（2003年3月资料）单井日产油丛35井组为0.75m3/d,丛48井组为1.16m3/d，到2004年3月丛35井组平均单井日产0。58m3/d，从48为0。76m3/d,年递减率分别为29。3％、34、4%（丛67井组投产较晚无代表性)。
又如超前注水4个月井组投产后的第二、第三年，年递减率平均为14.6％，而滞后注水和未注水井组共统计了6个井组资料平均递减率为26％，两者相差12%。
3.3 注水时机不同，抽油井动液面升降高低幅度相差较大
抽油井动液面的高低在一定程度上代表抽油井的流动压力，它的高低也说明了地层压力的恢复程度,在注水时机不同时注采比显然是不一样的，注采比的高低又代表了油层亏空能量的大小，而且也反映了通过注水后抽油井动液面的升高,给放大生产压差采油,提高采油指数，是油井稳产高产的一个重要因素，因此注水开发区动液面的升高，在地层压力资料不齐全的状况下,完全可以反映注水效果，这是无可置疑的.由注水开发区油井动液面表可知，只要把注采比提上去，动液面就可以升高，地层压力恢复快,地下亏空小，就可以放大油井生产压差，确保油井稳产高产。
由表3。2可以看出，超前注水、同步注水长期以来累计注采比介于0.59—0。63，动液面一般在射孔段中部以上50m-80m，而且还在稳步上升。例如丛55井组5口井统计资料，投产第一年油井动液面平均为511m,第二年为494.57m，第三年升到470.3m，比投产后第一年升高41m；丛54井组7口油井统计资料，投产的第一年动液面为506.75m，第二年计算机坏资料丢失，第三年为450.8m,比第一年升高了55。9m ，超前注水能够尽快建立有效的压力驱替系统，地层能量得到了及时补充，油井投产后，产量较高而且稳定，初期递减小,个别井甚至无递减期;同步注水的丛64井组投产第一年动液面为535。38m，第三年为500。4m，经第一年升高了35m；滞后注水的丛35井组、丛48井组第一年和第三年对比升高20多米，基本稳定（第一年为435m,446.67m，第三年为419.8m，422m)；未注水的丛43、丛44、丛37三个井组13口井统计资料表明油井动液面都在射孔段中部附近。

表3.2 注水开发区油井动液面
注水时机
井 组
射孔段深度
（m—m）
抽油井平均动液面(m-m)
动液面距射孔段(m）
注采比
超前注水
丛54、丛55
490—509
401-470
+39
0。39
同步注水
丛57、丛58、丛64
585—602 620—631
598-601
550—570
+30－50
0。63
滞后注水
丛35、丛48、丛67
439-451 458-464
690-700
419—603
+30
0.42
未注水
从37、丛43、丛44
568-570 617-619
585-597
-10-+20
0
3。4 搞好注水工作，保持一定的注采比
保证地层压力升高,措施效果才会更好.中国地质大学孙庆和教授曾在《油井重复压裂工艺》论文中谈到,重复压裂选井选层的第一条就是油井必须具备有较高的地层压力，并谈到工艺再先进没有较高的地层压力，措施效果一场空。北京石油勘探开发研究院蒋廷学工程师在《重复压裂影响因素》一文中谈到，地层压力的高低制约着重复压裂的有效期,关系到重复压裂能否成功的关键。
目前我国特低渗透油田最大的特征就是天然能量小，投产后地层压力下降快，由于压力的下降导致投产后产油量大幅度递减，为尽量减少产量递减幅度，就必须早期注水或者投产投注同步进行，才能保证特低渗透油田长期稳产.甘谷驿油田西部注水开发区,2004年压裂引效井22井次，有效18井次，成功率81。8％，有效期都在200天以上,增产倍数3倍以上.例如丛13-3井压裂前日产油量0。15m3，压裂后日产油量稳定在0.45m3，至今已生产近一年半仍稳定在0。45m3。2005年7月28日丛57-7、—8两口井，把长61改层为长62，压裂前日产油量0。90 m3/d，压裂后日产油量为1。8—2。0 m3/d，含水15—20%,现已生产150多天仍稳定在1.8-2.0 m3/d,这一切都说明注水保持提高地层压力的重要性。
3。5 注水压力低，注采比高，油井见效不明显
例如丛59、唐82井组注水压力6。7MPa,注水量4m3/d,注采比分别为2.88、1。07,油井产液量毫无反应，这是注水三年来发现的一特殊情况，也说明在这一地区特低渗透油田裂缝发育的多样性和复杂性，今后尚待加深认识，进一步观察分析。
4 稳油控水的配套措施
一个微裂缝发育的特低渗透油田,其东西向裂缝、南北向裂缝（侧向）、东北西南向的砂体轴向带、西北向的裂缝方向不同,裂缝发育的长度、宽度、孤立性、连通性、水平缝、垂直缝、渗透性各有差异,因此在开发过程中显示出的特点是递减速度、含水上升速度、水淹速度、见效程度、波及系数等差异很大。实践证明必须尊重这个自然规律，采取综合治理的措施,特低渗透油田才能实现稳油控水目标。
4.1 压裂引效的必要性和迫切性
这里翻阅了新疆的小拐油田、东北大庆的榆树林油田和头台油田，鄂尔多斯的靖安油田、安塞油田、吉林新民油田，这些油田都是特低渗透油田，都是在现代地应力场的作用下，最大水平应力为东西向。三叠系延长组是延安地区诸多油田的主要油藏，延安地区延长组长6油层裂缝的优势方位近EW向。这种在区域构造应力场作用下形成的构造裂缝，在延安地区各油田都可能存在。所以在油田注水开发过程中首先裂缝开启的是位于最大水平主应力方向的东西向裂缝,因此一些东西向的油井首先见到注水效果或随之暴性水淹，最不容易开启的是南北向的裂缝，所以南北向的油井必须进行压裂引效才能获得注水效果，否则始终处于低产状态,影响井组平面上的见效程度。三年来，特别是2004年以来，在压裂引效方面取得了很多经验和效果，具体效果在此不一一叙述。
根据三年的压裂实践，注水开发试验井组分为三种类型的压裂方式，即东西向油井为解堵型的压裂方式,南北向油井为造缝型的压裂方式，东北-—西南向、西北向的油井应为引效型的压裂方式，这三种方式必须严格掌握压裂规模和压裂参数的优化,才能获得满意的压裂效果。
4.2 不失时机地抓好周期注水工作
周期注水亦称间歇注水、脉冲注水,它的原理是周期性的改善注水压力（或注水量)时，由于非均质地层中不同渗流物性介质的压力传导速度不同，产生不同的压力梯度场，在压力梯度场的作用下，储层中高渗透带和低渗透带产生油水交渗流动，高渗透带一部分水渗入低渗透带，而低渗透带一部分油渗入高渗透层流向油井被采出，所以周期注水是人为在油层中造成一个不稳定的压力场。提高注水的波及效率,对一个井组来讲如此反复，可以使较多低渗透层的油被采出起到稳油控水的作用。
从2003年到2005年先后在丛64、丛65、丛55、丛56、丛66、丛35、丛48井组试周期注水，其中试验两个周期停注的有丛56、丛35、丛48、丛66井组，试验结果总体上效果是明显的。
丛55、丛56井组投产一个月后，丛55—1、—2、丛56—1、-3、丛56-6含水高达80—85％，于2003年12月停注,2004年3月洗井投注，注水井停注三个月，停注前后油井产液、产油情况见表4。1，由此可得,注水井停注后，井组油井产液量下降，产油量平稳上升，含水率下降。
表4.1 丛55、56井组试验情况　　　　　　
时间
丛55井组
丛56井组
产液（m3）
产油（m3）
产液（m3)
产油（m3）
03年12月
640.2
416.3
483.3
222。3
04年1月
459.1
308。35
348。1
223.6
04年2月
342.9
249.82
266。1
182。5
04年3月
344.6
248.7
264.2
183.7
04年5月
349。9
298.15
265.7
189.9
丛35、丛48井组,由于综合含水升高分别于2005年4月5日周期注水，注水井停注前丛35井组综合含水35.42％，丛48井组综合含水33。61％，周期注水效果明显，详细情况见表4.2、表4.3。
表4。2 丛35井组试验情况　　　　　　　　　　
丛35井组
停注前
停注后
2月
3月
4月
5月
6月
7月
8月
综合含水（％）
26。9
28.36
35。42
35.6
23。0
20.4
16.1
月产液(m3）
302。22
322.10
307.87
340。70
181.40
211。38
201。3
月产油(m3)
220.92
230。74
198.81
215.81
139.60
168。13
169.00
单井日产油(m3）
0。99
0。96
0.92
0.77
0。58
0.65
0.70
表4.3 丛48井组试验情况　　　　　　　　
丛48井组
停注前
停注后
4月
5月
6月
7月
8月
9月
10月
综合含水（%）
25.8
35.6
31。6
34.21
26.6
29.4
14。39
月产液（m3)
294。30
358。43
219.4
236。18
221。4
202.17
210。49
月产油(m3）
218。24
237。0
149.9
155。39
162。34
142.69
147。0
单井日产油（m3）
1。06
0。97
0.68
0。63
0.65
0。60
0.65
由以上试验的几个井组分析，控水效果较好,但是稳油不太理想，主要有以下原因：
(1）长61、长62油层物性差，停注后油水交渗流动置换作用差。
（2）参考安塞的资料注水井停注时间短,下步试验时应停注6-7个月。2003年丛65、丛64井组周期注水效果好,可能与此有关.
（3）井距小，投产时压裂规模偏大，裂缝相互窜流反应快。
4。3 分隔采油、改层转采、水井重新生产相互结合见到较好的苗头
分隔采油是结合特低渗透油田的特点发展起来的,它在一定的条件下（渗透率特低；油层中间有较厚的夹层；层段10cm以上），一定时间内会起到一定的效果，对提高油层厚度的动用程度，提高注入水的波及体积有一定的实用意义。经过6口井试验（表4。4分隔采油效果分析），存在几个问题：
（1）封隔器座封要求严格,在封隔器型号上需进行探索.
(2）在压裂规模、压裂参数优化需严格把关。
（3）有效期短,封隔器多次座封效果差。
水淹油井关井一年后重新开井出油，甘谷驿采油厂丛35—2井是一个典型的例子。丛35—2井位于丛35井组东向，油井水淹后含水100％.关井一年后重新开井，日产油基本稳定在0。5m3/d左右，含水45-50％，生产一年半至今仍然正常.东北的头台油田（特低渗透)茂64—91井、茂65—92井水淹，油井转抽半年后日产液量5-8m3/d,含水由100%降为19%。出现这种现象的主要原因裂缝系统大量存水，渗吸作用表现强烈，从而成为水井出油的主要动力。

表4.4 分隔采油效果分析
序号
井号
试验
时间
原层段(m)
分隔后 (m- m)
压前产液（m3）
压后初液(m3）
一月后液(m3）
含水（％）
1
丛57-2
2004.5。23
605.5—
607。5
612.0-
614。0
0
3.9
3。96
60
2
丛57-6
2004.5.31
616.0-
618.0
625。0—
627。0
0
3。0
2.4
50
3
丛48—3
2004.6。12
479.0-
481。0
486.0-
488.0
0
3。2
1。75
86
4
丛48-6

508。5-
510。5
475.5-
477.5
0

5
唐83-6
2004。7。1
611.0-
613.0
598。0—
600。0
0
10。7
3。82
80
6
丛13-7
2004. 7.2
445。0—
447.0
440。0-
441.0
0
12.5
8.0
100
4。4 洗井降压，低压注水
微裂缝发育的特低渗透油田裂缝不是单一的，而是多向性的,这是客观存在的，是不以人的任何意志为转移的客观规律，所以这些裂缝的存在,就有裂缝的开启压力，就有短裂缝连通的可能，就有人工裂缝与天然裂缝连通的可能。
2002年7月-2003年7月，丛57、丛58、丛64、丛