綜合治理效果分析課件

一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二、T85斷塊目前存在問題三、T85斷塊綜合治理方案四、效果評價五、結論及建議一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀T85斷塊屬于寧海油田，寧海油田是在向南傾沒的古鼻狀構造背景上，被由西向東撒開的一組埽狀斷層切割形成的斷塊油田。區(qū)內(nèi)的二級斷層T26、T94斷層將寧海油田切割成高、中、低三個臺階。T85斷塊主要分布在中臺階上，地質(zhì)儲量328萬噸，可采儲量131萬噸，含油面積2.4km2，累計采油量1143221噸，采出程度34.85%，綜合含水90.2%，采油速度0.89。T85斷塊平均礦化度11385mg/l，平均滲透率0.12um2，生產(chǎn)層位沙三上到沙三中。其中沙三上為砂巖斷塊油藏，基本上由一個單層組成，油層厚度大，滲透率中等；沙三中是低滲透，低粘度，低飽和度的巖性斷塊油藏，油層厚度大，連通性差，滲透率低。1.1地質(zhì)概況一單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀T85斷塊屬于寧海油田，寧海油田是在向南傾沒的古鼻狀構造背景1.2開發(fā)現(xiàn)狀

該單元共有油水井23口，見井位圖圖1，其中油井16口，水井7口，油井開井數(shù)8口，開井率50%，日產(chǎn)液777.4，日產(chǎn)油53.4噸，綜合含水93.13%，動液面1105。水井開井5口，沙三上注水600m3/d，沙三中180m3/d，注采比1.0。注水量集中于沙三上，其水淹嚴重，沙三中注采虧空，供液不足，加之開井率低，穩(wěn)產(chǎn)基礎薄弱，開發(fā)中存在問題較多。

T85斷塊目前開發(fā)中存在的問題較多，為了分析方便，我們對其進行了分類。

1.2開發(fā)現(xiàn)狀該單元共有油水井23口，見井位圖圖1一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二、T85斷塊目前存在問題三、T85斷塊綜合治理方案四、效果評價五、結論及建議一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二T85斷塊目前存在問題2.1.1T85斷塊開井率較低，難以保持穩(wěn)產(chǎn) 該斷塊油井16口，開井8口，開井率50%。由歷史多種原因長停井較多，油井利用率低。穩(wěn)產(chǎn)基礎薄弱。

2.1地質(zhì)問題2.1.2目前動、靜態(tài)資料不對應，小層平面圖與動態(tài)變化不對應。T94-3井組的重點變化井T85-23含水上升快，從目前小層平面圖看，對應水井為T101-2，而T101-2注水平穩(wěn)，與T85-23有斷層相隔的T94-3于99年轉注，其動態(tài)變化與T85-23相吻合，這樣目前小層平面圖與動態(tài)變化相矛盾，有必要重新認識。二T85斷塊目前存在問題2.1.1T85斷塊開井率較低二T85斷塊目前存在問題2.2.1注水井分布不合理，造成注采不對應。2.2.2由于T85斷塊低滲透、低飽和度的特點，沙三中有一部分水井不吸水，造成地下能量不足，油井生產(chǎn)供液不足。2.2注水問題2.3.1三低井較多，日常管理困難。2.3.2油田進入高含水期，對生產(chǎn)利潤的要求卻越來越高，產(chǎn)量與成本發(fā)生沖突。2.3工程問題二T85斷塊目前存在問題2.2.1注水井分布不合理，造一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二、T85斷塊目前存在問題三、T85斷塊綜合治理方案四、效果評價五、結論及建議一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀三T85斷塊綜合治理方案3.1地質(zhì)治理3.1.1對油藏進行精細描述，對一部分長停井進行重新試采，提高開井率。圖2至圖4是精細描述后的沉積微相圖，對其進行相分析。三T85斷塊綜合治理方案3.1地質(zhì)治理3.1.1對油藏Ⅰ砂組為扇中辮狀溝道微相區(qū)內(nèi)，最厚處在XT88附近，向東西兩側和向南逐漸尖滅，含油性最好的儲層主要分布于T85-3、T85-23井區(qū)，向外圍孔滲性變差。圖21砂層組沉積相圖

Ⅰ砂組為扇中辮狀溝道微相區(qū)內(nèi)，最厚處在XT88附近，Ⅱ砂組為扇中亞相，包括辮狀溝道、溝道間和中心微相是扇主體，最厚中心在T88-1、T85-33附近，H含油性最好的儲層主要分布于T88-3、T85-23、T94-2井區(qū)。圖32砂層組沉積相圖Ⅱ砂組為扇中亞相，包括辮狀溝道、溝道間和中心微相是扇Ⅲ砂組為扇根亞相，辮狀溝道、主溝道微相，從等厚圖上看，砂體由北而南偏向西，在T85-31、T94-2附近最厚，含油性最好的儲層分布于T85-23附近。圖43砂層組沉積相圖Ⅲ砂組為扇根亞相，辮狀溝道、主溝道微相，從等厚圖上看

針對以上分析，我們于2002年初對長停井進行治理，先后開長停井4口，日增油23.3噸。具體情況見表1。表1長停井生產(chǎn)情況統(tǒng)計表針對以上分析，我們于2002年初對長停井進行治理，

3.1.2

將T94-3井組的動、靜態(tài)資料相結合進行相互驗證，對現(xiàn)小層平面圖重新認識，指導生產(chǎn)。寧海油田進入開發(fā)后期，大部分井均合采，由于各層系產(chǎn)層性質(zhì)不同、開發(fā)狀況各異，所表現(xiàn)出現(xiàn)階段的生產(chǎn)動態(tài)也是不相同的。因此我們將合采井、單采沙三中井分類統(tǒng)計見表2：表2沙三中單、合采井統(tǒng)計表

從統(tǒng)計結果對比分析：沙三中能量較低，平均動液面1428.7米，液量低，含水低，沙三上地層供液能力要好于沙三中，含水較高。

3.1.2

將T94-3井組的動、靜態(tài)資料相

井區(qū)的重點變化井是T85-23，該井生產(chǎn)沙三上-中，電泵，年初日產(chǎn)液95.4，日產(chǎn)油7.6，含水92.1%，3月份含水上升至95%，對其進行綜合分析，（首先從生產(chǎn)情況分析：根據(jù)液面及含水資料斷定沙三上是主力層，；從水性資料對比分析T85-23井的水為注入水，因其水分析資料與寧海站的水分析資料相同，皆為Na2SO4。）初步得出T85-23的動態(tài)變化是由沙三上的水井引起的。在此基礎上，利用小層平面圖和油層連通圖分析引起動態(tài)變化的水井。目前使用的小層平面圖距離T85-23最近、對應較好的是T101-2水井，但歷年來的調(diào)整表明該水井與T85-23無明顯的動態(tài)對應關系，而與T85-23有斷層相隔的T94-3進期的動態(tài)變化較大，而且與T85-23的動態(tài)變化相吻合，見油水井連通圖6。

井區(qū)的重點變化井是T85-23，該井生產(chǎn)沙三上

通過以上分析，我們認為有必要對目前小層平面圖重新認識，為此我們對靜態(tài)資料進行對比分析，應用測井曲線對比，新井Ｔ85-21測井曲線分析中沙三上以下未發(fā)現(xiàn)斷點，它與T85-23的曲線對應較好．根據(jù)目前使用的小層平面圖兩井位于同一盤，由此認為Ｔ85-23、Ｔ94-3不連通值得懷疑，利用微電極曲線和自然電位曲線進行重新對比，結果表明兩井沙三上地層對應較好，厚度的差異是由巖性變化引起的．之后又以標準測井曲線與微電極自然電位相結合對Ｔ94-4、Ｔ94-3、Ｔ85-23、Ｔ94-2、Ｔ85進行對比，結果表明沙三上至沙三中的地層對應較好，不存在斷層分割．再結合Ｔ94-3、Ｔ85-23的單井動態(tài)變化曲線分析，見圖7、8。

通過以上分析，我們認為有必要對目前小層平面

圖7T85-23單井動態(tài)變化曲線圖8T94-3單井動態(tài)變化曲線從曲線對比可知，T94-3與T85-23的動態(tài)變化相吻合，這更加證明斷層不存在．

圖7T85-23單井動態(tài)變化曲線圖8T94-3單井Ｔ94-3及連通井的沙層厚度、滲透性、地層深度等資料進行對比，見表3

Ｔ94-3及連通井的沙層厚度、滲透性、地層深度等資料進行對比結果表明無論是從沙層厚度還是滲透性，沙三上均好于沙三中。。吸水剖面資料見圖9。也反映沙三上的吸水能力好于沙三中，合注時沙三上是主要的吸水層位，由此斷定Ｔ85-23的水是由Ｔ94-3的水引起的．于是將Ｔ94-3壓水，沙三上動停，一個月后見到效果，見T85-23對比表4。

圖9T94-3吸水剖面圖結果表明無論是從沙層厚度還是滲透性，沙三上均好于沙三中。。吸

表4T85-23生產(chǎn)前后對比表

通過對比分析，對目前使用的小層平面圖重新認識，對比結果見圖10、圖11。

表4T85-23生產(chǎn)前后對比表

通過對比分析，對目前使用的小層平面圖重新認識，對比結果見圖10、圖11。

圖10現(xiàn)用沙三上小層平面圖

圖11重新認識后沙三上小層平面圖圖10現(xiàn)用沙三上小層平面圖圖11重新認識后沙三3.2注水治理根據(jù)石油大學新編T85斷塊小層劃分圖，對T85斷23口油水井小層重新劃分后，可知共30個小層，其中沙三上、沙三中共6個小層注采對應較好，其余24個小層皆為無水井或只有一個小層單向受效。這30個層，單向受效率47%，雙向受效率10%，多向受效率3%，無水井對應占40%。由此看出，目前T85塊主要出力層沙三中應該以加強注采調(diào)整為主。

T85-31井生產(chǎn)沙三中Ⅰ6-Ⅰ11，日產(chǎn)液18，油量4.5，含水75%，動液面1280.5米，功圖供液不足，對應水井只有一口T85-13，注80m3/d，通過細分小層結合連通圖發(fā)現(xiàn)T85-31與T85-13只有一個小層Ⅰ8對應，因籠統(tǒng)注水無法判斷其注水量，但從小層厚度和滲透率對比可知T85-31主力層為Ⅰ11，其有效厚度7.0米，滲透率45達西，無對應水井，為完善T85沙三中井網(wǎng)，XT88水井于3月份轉注沙三中，它的轉注有效緩解供液不足的現(xiàn)狀，含水穩(wěn)定。3.2.1對T85斷塊的注采關系進行重新調(diào)整，提高注采對應率，充分挖掘沙三中潛力。3.2注水治理根據(jù)石油大學新編T85斷塊小3.2注水治理我們針對T85斷塊沙三中今年長停井的治理,新開部分長停井,能量較低,而從其地層性質(zhì)上看,其滲透率低,在從水井上看,T94-3、T94-4沙三中皆不吸水,導致對應油井T96-1、T81嚴重供液不足,影響油井的正常生產(chǎn).為完善井網(wǎng),補充沙三中能量,我們采取增壓泵注水,效果顯著。2002年7月份，我們對T94-3、T94-4采取增壓泵注水，。請看實施增壓泵注水前后的產(chǎn)量對比：3.2.2使用增壓泵高壓注水，補充地層能量。3.2注水治理我們針對T85斷塊沙三中今年長停井的治理,新3.2注水治理表7增壓注水前后T96-1產(chǎn)量對比表

表8增壓注水前后T81產(chǎn)量對比表通過地質(zhì)上、注水上的治理，

通過采取增壓泵注水，改善了T94-3井組供液不足的現(xiàn)象，同時提高了井組的注采對應率，效果顯著。該斷塊取得了明顯的效果。開井率由50%上升到75%，日產(chǎn)液由777.4上升到823.4，日產(chǎn)油量由53.4上升到81.4，綜合含水由93.13%下降至90.11%，斷塊的單向受效率為40%，雙向受效率由10%提高到20%，多向受效率由3%上升到26.7%，單元注采對應率由40%上升到75.2%，注采比由1變到1.13。有效的保證了該斷塊原油產(chǎn)量的完成，并且提高了經(jīng)濟效益。

3.2注水治理表7增壓注水前后T96-1產(chǎn)量對比表3.3.1加強三低井的管理工作T85斷塊具有低滲、低能的特點，大部分井液量低，含水低，日常管理工作非常重要，它直接關系到油井是否能正常生產(chǎn)，是原油穩(wěn)產(chǎn)的保障。3.2工程治理我們對三低井主要采取以下措施：通過三低井的管理，保證了油井的正常生產(chǎn)，即生產(chǎn)時間，這也就保證了產(chǎn)量。3.3.1.1定期熱洗對低溫、低含水的井用熱洗車洗井，目的是將井筒內(nèi)的附油、污物清洗掉，保證井筒暢通無阻。3.3.1.2定期加清蠟劑對結蠟井定期加防蠟劑，防止油井結蠟，發(fā)生蠟卡，影響油井正常生產(chǎn)。。3.3.1.3及時錄取資料，包括液、油、含水、動液面、套壓工作制度等等。3.3.1.4對液量低、輸送管線長的井摻水伴送，防止管線堵塞。3.3.1加強三低井的管理工作3.2工程治理我們對三低井主要3.3.2有桿泵井采取最佳帶產(chǎn)檢泵時機的科學確定，實現(xiàn)油井穩(wěn)產(chǎn)下的高產(chǎn)。在實際的生產(chǎn)中，由于抽油桿與油管、抽油泵與活塞的連續(xù)相互磨損，一段時間后會導致抽油泵或油管漏失。由于沒有一種科學的指導方法，當一口井泵漏失時，采取的措施是被動的停產(chǎn)維護或會戰(zhàn)期間的帶產(chǎn)維護，這都具有一定的盲目性和隨機性.

3.3.2.2最佳檢泵時機函數(shù)和圖版的建立油井在一個生產(chǎn)周期內(nèi)，最佳檢泵時機的確定必須滿足三個條件：一是實現(xiàn)相對高產(chǎn)，二是成本控制在相對較低的水平，三是免修期相對較長.3.3.2.1最佳帶產(chǎn)檢泵時機確定的必要性3.3.2有桿泵井采取最佳帶產(chǎn)檢泵時機的科學確定，實現(xiàn)油井穩(wěn)該效益指數(shù)的前提是假定該井采液強度、生產(chǎn)參數(shù)已最優(yōu)化，為在較長的時期內(nèi)觀察對比，取1000天作為時間段：據(jù)統(tǒng)計日產(chǎn)油每降1噸，平均需要30天時間，正常日產(chǎn)油1噸的抽油井，按噸油成本300元/噸左右，為計算方便推導時不按泵徑分類。

該效益指數(shù)的前提是假定該井采液強度、生產(chǎn)參數(shù)已最優(yōu)化，為在較

利用計算機編程計算，得到兩組數(shù)，表示檢泵和檢探?jīng)_兩種情況，由此得到不同a值的有桿泵井帶產(chǎn)檢泵或檢探?jīng)_的最佳值。利用計算機繪圖得到帶產(chǎn)檢泵和帶產(chǎn)檢沖的兩套圖版，如圖：見圖12

3.3.2.3理論驗證

可以看出：在最佳時機實施帶產(chǎn)檢泵，噸油成本比停產(chǎn)低9.53元/噸，總油量比停產(chǎn)增加281.9噸，這部分油量的噸油成本僅為40.64元/噸。

通過綜合治理，T85斷塊產(chǎn)量明顯上升，經(jīng)濟效益明顯好轉，我們對其進行了具體的效果評價。

3.3.2.3理論驗證可以看出：在最佳時機實施帶產(chǎn)檢泵，噸一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二、T85斷塊目前存在問題三、T85斷塊綜合治理方案四、效果評價五、結論及建議一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀四效果評價通過從地質(zhì)、注水、工程三方面對T85斷塊進行綜合治理，取得了較大的經(jīng)濟效益。具體指標對比如下：四效果評價通過從地質(zhì)、注水、工程三方面對T85斷塊進行綜合一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二、T85斷塊目前存在問題三、T85斷塊綜合治理方案四、效果評價五、結論及建議一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀五結論及建議5.1對T85斷塊這樣的厚油層小斷塊，有必要進行精細描述，細分小層進行分析，這樣可提高斷塊的注采對應狀況，充分挖掘地下潛力，保持穩(wěn)產(chǎn)。5.2科學治理油水井將使生產(chǎn)經(jīng)營步入良性循環(huán)，使企業(yè)獲得最大的經(jīng)濟效益。

五結論及建議本論文在其編寫過程中，得到了隊、礦領導的大力支持，得到了石油大學成人教育學院的領導和老師的無微不至的關懷，得到了石油大學石油工程系李明忠老師的熱情指導和幫助，在此，表示衷心感謝！

致謝

本論文在其編寫過程中，得到了隊、礦領導的大力支持，得到了石油謝謝大家!謝謝大家!一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二、T85斷塊目前存在問題三、T85斷塊綜合治理方案四、效果評價五、結論及建議一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀T85斷塊屬于寧海油田，寧海油田是在向南傾沒的古鼻狀構造背景上，被由西向東撒開的一組埽狀斷層切割形成的斷塊油田。區(qū)內(nèi)的二級斷層T26、T94斷層將寧海油田切割成高、中、低三個臺階。T85斷塊主要分布在中臺階上，地質(zhì)儲量328萬噸，可采儲量131萬噸，含油面積2.4km2，累計采油量1143221噸，采出程度34.85%，綜合含水90.2%，采油速度0.89。T85斷塊平均礦化度11385mg/l，平均滲透率0.12um2，生產(chǎn)層位沙三上到沙三中。其中沙三上為砂巖斷塊油藏，基本上由一個單層組成，油層厚度大，滲透率中等；沙三中是低滲透，低粘度，低飽和度的巖性斷塊油藏，油層厚度大，連通性差，滲透率低。1.1地質(zhì)概況一單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀T85斷塊屬于寧海油田，寧海油田是在向南傾沒的古鼻狀構造背景1.2開發(fā)現(xiàn)狀

該單元共有油水井23口，見井位圖圖1，其中油井16口，水井7口，油井開井數(shù)8口，開井率50%，日產(chǎn)液777.4，日產(chǎn)油53.4噸，綜合含水93.13%，動液面1105。水井開井5口，沙三上注水600m3/d，沙三中180m3/d，注采比1.0。注水量集中于沙三上，其水淹嚴重，沙三中注采虧空，供液不足，加之開井率低，穩(wěn)產(chǎn)基礎薄弱，開發(fā)中存在問題較多。

T85斷塊目前開發(fā)中存在的問題較多，為了分析方便，我們對其進行了分類。

1.2開發(fā)現(xiàn)狀該單元共有油水井23口，見井位圖圖1一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二、T85斷塊目前存在問題三、T85斷塊綜合治理方案四、效果評價五、結論及建議一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二T85斷塊目前存在問題2.1.1T85斷塊開井率較低，難以保持穩(wěn)產(chǎn) 該斷塊油井16口，開井8口，開井率50%。由歷史多種原因長停井較多，油井利用率低。穩(wěn)產(chǎn)基礎薄弱。

2.1地質(zhì)問題2.1.2目前動、靜態(tài)資料不對應，小層平面圖與動態(tài)變化不對應。T94-3井組的重點變化井T85-23含水上升快，從目前小層平面圖看，對應水井為T101-2，而T101-2注水平穩(wěn)，與T85-23有斷層相隔的T94-3于99年轉注，其動態(tài)變化與T85-23相吻合，這樣目前小層平面圖與動態(tài)變化相矛盾，有必要重新認識。二T85斷塊目前存在問題2.1.1T85斷塊開井率較低二T85斷塊目前存在問題2.2.1注水井分布不合理，造成注采不對應。2.2.2由于T85斷塊低滲透、低飽和度的特點，沙三中有一部分水井不吸水，造成地下能量不足，油井生產(chǎn)供液不足。2.2注水問題2.3.1三低井較多，日常管理困難。2.3.2油田進入高含水期，對生產(chǎn)利潤的要求卻越來越高，產(chǎn)量與成本發(fā)生沖突。2.3工程問題二T85斷塊目前存在問題2.2.1注水井分布不合理，造一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀二、T85斷塊目前存在問題三、T85斷塊綜合治理方案四、效果評價五、結論及建議一、單元地質(zhì)概況及開發(fā)現(xiàn)狀三T85斷塊綜合治理方案3.1地質(zhì)治理3.1.1對油藏進行精細描述，對一部分長停井進行重新試采，提高開井率。圖2至圖4是精細描述后的沉積微相圖，對其進行相分析。三T85斷塊綜合治理方案3.1地質(zhì)治理3.1.1對油藏Ⅰ砂組為扇中辮狀溝道微相區(qū)內(nèi)，最厚處在XT88附近，向東西兩側和向南逐漸尖滅，含油性最好的儲層主要分布于T85-3、T85-23井區(qū)，向外圍孔滲性變差。圖21砂層組沉積相圖

Ⅰ砂組為扇中辮狀溝道微相區(qū)內(nèi)，最厚處在XT88附近，Ⅱ砂組為扇中亞相，包括辮狀溝道、溝道間和中心微相是扇主體，最厚中心在T88-1、T85-33附近，H含油性最好的儲層主要分布于T88-3、T85-23、T94-2井區(qū)。圖32砂層組沉積相圖Ⅱ砂組為扇中亞相，包括辮狀溝道、溝道間和中心微相是扇Ⅲ砂組為扇根亞相，辮狀溝道、主溝道微相，從等厚圖上看，砂體由北而南偏向西，在T85-31、T94-2附近最厚，含油性最好的儲層分布于T85-23附近。圖43砂層組沉積相圖Ⅲ砂組為扇根亞相，辮狀溝道、主溝道微相，從等厚圖上看

針對以上分析，我們于2002年初對長停井進行治理，先后開長停井4口，日增油23.3噸。具體情況見表1。表1長停井生產(chǎn)情況統(tǒng)計表針對以上分析，我們于2002年初對長停井進行治理，

3.1.2

將T94-3井組的動、靜態(tài)資料相結合進行相互驗證，對現(xiàn)小層平面圖重新認識，指導生產(chǎn)。寧海油田進入開發(fā)后期，大部分井均合采，由于各層系產(chǎn)層性質(zhì)不同、開發(fā)狀況各異，所表現(xiàn)出現(xiàn)階段的生產(chǎn)動態(tài)也是不相同的。因此我們將合采井、單采沙三中井分類統(tǒng)計見表2：表2沙三中單、合采井統(tǒng)計表

從統(tǒng)計結果對比分析：沙三中能量較低，平均動液面1428.7米，液量低，含水低，沙三上地層供液能力要好于沙三中，含水較高。

3.1.2

將T94-3井組的動、靜態(tài)資料相

井區(qū)的重點變化井是T85-23，該井生產(chǎn)沙三上-中，電泵，年初日產(chǎn)液95.4，日產(chǎn)油7.6，含水92.1%，3月份含水上升至95%，對其進行綜合分析，（首先從生產(chǎn)情況分析：根據(jù)液面及含水資料斷定沙三上是主力層，；從水性資料對比分析T85-23井的水為注入水，因其水分析資料與寧海站的水分析資料相同，皆為Na2SO4。）初步得出T85-23的動態(tài)變化是由沙三上的水井引起的。在此基礎上，利用小層平面圖和油層連通圖分析引起動態(tài)變化的水井。目前使用的小層平面圖距離T85-23最近、對應較好的是T101-2水井，但歷年來的調(diào)整表明該水井與T85-23無明顯的動態(tài)對應關系，而與T85-23有斷層相隔的T94-3進期的動態(tài)變化較大，而且與T85-23的動態(tài)變化相吻合，見油水井連通圖6。

井區(qū)的重點變化井是T85-23，該井生產(chǎn)沙三上

通過以上分析，我們認為有必要對目前小層平面圖重新認識，為此我們對靜態(tài)資料進行對比分析，應用測井曲線對比，新井Ｔ85-21測井曲線分析中沙三上以下未發(fā)現(xiàn)斷點，它與T85-23的曲線對應較好．根據(jù)目前使用的小層平面圖兩井位于同一盤，由此認為Ｔ85-23、Ｔ94-3不連通值得懷疑，利用微電極曲線和自然電位曲線進行重新對比，結果表明兩井沙三上地層對應較好，厚度的差異是由巖性變化引起的．之后又以標準測井曲線與微電極自然電位相結合對Ｔ94-4、Ｔ94-3、Ｔ85-23、Ｔ94-2、Ｔ85進行對比，結果表明沙三上至沙三中的地層對應較好，不存在斷層分割．再結合Ｔ94-3、Ｔ85-23的單井動態(tài)變化曲線分析，見圖7、8。

通過以上分析，我們認為有必要對目前小層平面

圖7T85-23單井動態(tài)變化曲線圖8T94-3單井動態(tài)變化曲線從曲線對比可知，T94-3與T85-23的動態(tài)變化相吻合，這更加證明斷層不存在．

圖7T85-23單井動態(tài)變化曲線圖8T94-3單井Ｔ94-3及連通井的沙層厚度、滲透性、地層深度等資料進行對比，見表3

Ｔ94-3及連通井的沙層厚度、滲透性、地層深度等資料進行對比結果表明無論是從沙層厚度還是滲透性，沙三上均好于沙三中。。吸水剖面資料見圖9。也反映沙三上的吸水能力好于沙三中，合注時沙三上是主要的吸水層位，由此斷定Ｔ85-23的水是由Ｔ94-3的水引起的．于是將Ｔ94-3壓水，沙三上動停，一個月后見到效果，見T85-23對比表4。

圖9T94-3吸水剖面圖結果表明無論是從沙層厚度還是滲透性，沙三上均好于沙三中。。吸

表4T85-23生產(chǎn)前后對比表

通過對比分析，對目前使用的小層平面圖重新認識，對比結果見圖10、圖11。

表4T85-23生產(chǎn)前后對比表

通過對比分析，對目前使用的小層平面圖重新認識，對比結果見圖10、圖11。

圖10現(xiàn)用沙三上小層平面圖

圖11重新認識后沙三上小層平面圖圖10現(xiàn)用沙三上小層平面圖圖11重新認識后沙三3.2注水治理根據(jù)石油大學新編T85斷塊小層劃分圖，對T85斷23口油水井小層重新劃分后，可知共30個小層，其中沙三上、沙三中共6個小層注采對應較好，其余24個小層皆為無水井或只有一個小層單向受效。這30個層，單向受效率47%，雙向受效率10%，多向受效率3%，無水井對應占40%。由此看出，目前T85塊主要出力層沙三中應該以加強注采調(diào)整為主。

T85-31井生產(chǎn)沙三中Ⅰ6-Ⅰ11，日產(chǎn)液18，油量4.5，含水75%，動液面1280.5米，功圖供液不足，對應水井只有一口T85-13，注80m3/d，通過細分小層結合連通圖發(fā)現(xiàn)T85-31與T85-13只有一個小層Ⅰ8對應，因籠統(tǒng)注水無法判斷其注水量，但從小層厚度和滲透率對比可知T85-31主力層為Ⅰ11，其有效厚度7.0米，滲透率45達西，無對應水井，為完善T85沙三中井網(wǎng)，XT88水井于3月份轉注沙三中，它的轉注有效緩解供液不足的現(xiàn)狀，含水穩(wěn)定。3.2.1對T85斷塊的注采關系進行重新調(diào)整，提高注采對應率，充分挖掘沙三中潛力。3.2注水治理根據(jù)石油大學新編T85斷塊小3.2注水治理我們針對T85斷塊沙三中今年長停井的治理,新開部分長停井,能量較低,而從其地層性質(zhì)上看,其滲透率低,在從水井上看,T94-3、T94-4沙三中皆不吸水,導致對應油井T96-1、T81嚴重供液不足,影響油井的正常生產(chǎn).為完善井網(wǎng),補充沙三中能量,我們采取增壓泵注水,效果顯著。2002年7月份，我們對T94-3、T94-4采取增壓泵注水，。請看實施增壓泵注水前后的產(chǎn)量對比：3.2.2使用增壓泵高壓注水，補充地層能量。3.2注水治理我們針對T85斷塊沙三中今年長停井的治理,新3.2注水治理表7增壓注水前后T96-1產(chǎn)量對比表

表8增壓注水前后T81產(chǎn)量對比表通過地質(zhì)上、注水上的治理，

通過采取增壓泵注水，改善了T94-3井組供液不足的現(xiàn)象，同時提高了井組的注采對應率，效果顯著。該斷塊取得了明顯的效果。開井率由50%上升到75%，日產(chǎn)液由777.4上升到823.4，日產(chǎn)油量由53.4上升到81.4，綜合含水由93.13%下降至90.11%，斷塊的單向受效率為40%，雙向受效率由10%提高到20%，多向受效率由3%上升到26.7%，單元注采對應率由40%上升到75.2%，注采比由1變到1.13。有效的保證了該斷塊原油產(chǎn)量的完成，并且提高了經(jīng)濟效益。

3.2注水治理表7增壓注水前后T96-1產(chǎn)量對比表3.3.1加強三低井的管理工作T85斷塊具有低滲、低能的特點，大部分井液量低，含水低，日常管理工作非常重要，它直接關系到油井是否能正常生產(chǎn)，是原油穩(wěn)產(chǎn)的保障。3.2工程治理我們對三低井主要采取以下措施：通過三低井的管理，保證了油井的正常生產(chǎn)，即生產(chǎn)時間，這也就保證了產(chǎn)量。3.3.1.1定期熱洗對低溫、低含水的井用熱洗車洗井，目的是將井筒內(nèi)的附油、污物清洗掉，保證井筒暢通無阻。3.3.1.2定期加清蠟劑對結蠟井定期加防蠟劑，防止油井結蠟，發(fā)生蠟卡，影響油井正常生產(chǎn)。。3.3.1.3及時錄取資料，包括液、油、含水、動液面、套壓工作制度等等。3.3.1.4對液量低、輸送管線長的井