七4-7井組分析

1、七個泉油田七4-7井組注水效果評價第一章、井組概況1.1、井組的構(gòu)造位置七個泉油田位于柴達木盆地西部坳陷區(qū)尕斯斷陷亞區(qū)，為一南陡北緩的不對稱短軸背斜，構(gòu)造走向120130，構(gòu)造形態(tài)上下基本一致，主體部位閉合面積5.37平方千米，閉合高度近400米，構(gòu)造北翼傾角1520，南翼傾角3545，東南傾角1015，油藏類型是以構(gòu)造控制為主兼受巖性影響的背斜圈閉油藏。七4-7井位于七個泉油田構(gòu)造北翼七4-8井30451方位227.2米處。七4-7井組在七個泉油田的構(gòu)造位置七個泉油田構(gòu)造圖1.2、井組注采對應(yīng)關(guān)系七4-7井組位于七個泉構(gòu)造北翼，井組有水井一口，即七4-7井，周圍油井8口，分別是七中22、七中

2、19、七3-6、七4-6、七4-8、七5-6、七5-7、七5-8井。 七4-7井組井位圖 細分層對應(yīng)關(guān)系：（見油層連通圖）七4-7井組的細分層-油組在橫向上的連通性較好，橫向矛盾小。其中七4-6、七5-6和七5-7井縱向上-油組的油層相對較多，七5-6井和七5-8井在-油組的油層相對較多，七4-7井組的油井在油組都具有較大的開采潛力。 射孔層對應(yīng)關(guān)系：射孔層對應(yīng)率(%)油組七中22七中19七3-6七4-6七4-8七5-6七5-7七5-8004080080000028.5714.28657.114.2971.471.43001000505050052.3861.247.6228.57161.96

3、066.776.19七4-7井組主要射孔層為油組，-油組射孔層相對較少,除七中22和七中19井只射開了油組外，其它的油井射開的都是-油組的層，從上表可以看出,油組射孔層對應(yīng)率較高的是七4-6和七5-6井,油組射孔層對應(yīng)率較高的是七5-7和七5-8井,油組射孔層對應(yīng)率相對較低的是七4-6井,只有28.57%，其它井對應(yīng)率較高。 厚度對應(yīng)關(guān)系： 七4-7井射孔層有效厚度為93.5米，七中22井射孔有效厚度為49.8米，厚度對應(yīng)率為54.6%；七3-6井射孔有效厚度為53.6米，厚度對應(yīng)率為49.4%；七4-6井射孔有效厚度為69.1米，厚度對應(yīng)率為35.5%；七4-8井射孔有效厚度為66.4米，厚

4、度對應(yīng)率為61.2%；七5-6井射孔有效厚度為140.4米，厚度對應(yīng)率為80.9%；七5-7井射孔有效厚度為91.5米，厚度對應(yīng)率為70.9%；七5-8井射孔有效厚度為86.4米，厚度對應(yīng)率為72.2%。-油組油層連通圖-油組油層連通圖油組油層連通圖第二章、注水井分析2.1、七4-7井概況七個泉油田七4-7井1996年5月12日完井，6月投入生產(chǎn)，累計產(chǎn)油8316.7噸，累計產(chǎn)水1695.5方，該井的日產(chǎn)液呈下降趨勢，綜合含水變化相對較大，整體上呈上升趨勢。為盡快補充地層能量，完善油田注采井網(wǎng)，2000年7月4日對該井進行轉(zhuǎn)注，轉(zhuǎn)注初期日注水量36方，泵壓12.5MPa，2001年4月實行分注

5、，分注后日注水量52方，泵壓18MPa，目前七4-7井日注水5560方，泵壓20Mpa,油壓10MPa，水溫10。截止2006年8月，累計注水11.3008萬方，累計注采比為1.19，階段注采比為1.43。該井的配注量進行了3次調(diào)整，分別為70方、50方和55方，具體情況如下表：2000年7月層號配注井段(m)卡封位置(m)射開厚度(m)配注量(m3/d)-5-7756.2-946750.0518.223-8-8957.2-1105.2954.519.512-2-161168.7-1230.61120.1219.1352001年4月-5-15756.2-113275129.720-1-1511

6、79.2-1216114021.615-16-241226.4-1262122218.5152005年6月層號配注井段(m)卡封位置(m)射開厚度(m)配注量(m3/d)-23-151017.6-1132.0989.47.210-1-151166.0-1216.01137.7121.620-16-241226.4-1287.61218.8123.7252.2、注水分析2.2.1、吸水剖面分析 七4-7井轉(zhuǎn)注以后，共進行了12次吸水剖面測試，從吸水剖面圖中可以看出,每次測試的結(jié)果各不相同，第一次測試吸水層較多，縱向矛盾不突出，但-13層相對吸水強度較大，通過調(diào)整控制了-13層的吸水，從2001年

7、4月測試結(jié)果看出，-13層沒有發(fā)生單層突進的現(xiàn)象。該井實施分注以后，2001年7月和2002年4月測試的結(jié)果顯示，盡管吸水層較多，但有兩個層（-2+3、-17）相對吸水較高，易發(fā)生單層突進的現(xiàn)象，存在一定的縱向矛盾。2003年的兩次測試結(jié)果表明，該井的油組已經(jīng)開始不吸水，縱向矛盾加劇，特別是-22層相對吸水較高，達到32.74%。通過調(diào)整，2004年的兩次測試顯示，大多數(shù)層都在吸水，縱向矛盾不明顯。從2005年4月的測試可以看出，縱向矛盾加劇，和油組均不吸水，油組除-8小層外都不吸水，只有油組吸水，縱向矛盾突出，-8層吸水強度較大，易發(fā)生單層突進，為解決層間矛盾，實現(xiàn)分層系開發(fā)，2005年6月

8、對該井進行了換封分注的措施，頂封移至1017.6m（-23），對-23以上的層不實行注水。從2006年4月的測試可以看出，縱向矛盾更加嚴重，整個井段只有7個層吸水，并且-23層相對吸水占到了94.5%。通過縱向換封措施,從該井2006年7月的測試結(jié)果可以看出,-23層單層相對吸水下降, 各層吸水的吸水量相對均勻,但油組吸水層不到一半，縱向矛盾仍然突出，須進行下步調(diào)剖措施。 各油組吸水層和厚度動用率油組2000.92001.42001.72002.42003.42003.8吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚

9、度動用率606460 68 80 63 20 26 0 0 0 0 29 57 86 60 100 84 43 43 14 6 14 19 100 84 100 63 50 47 0 0 100 84 0 080 83 47 52 60 70 47 64 43 46 48 46 油組2004.82004.10 2005.42005.92006.42006.7吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率吸水層動用率厚度動用率0 0 20 26 0 0 0 0 0 0 已封堵14 19 100 100 0 0 0 0 0 0 100

10、 100 100 100 50 53 50 53 50 53 50 47 100 100 81 74 95 97 95 98 90 94 33 42 48 47 從上表可以看出，七4-7井主要吸水層為油組,歷年吸水層對應(yīng)和厚度對應(yīng)呈下降-上升-下降趨勢，說明該井的縱向矛盾突出，應(yīng)加強分注力度，減小注水縱向矛盾。2.2.2、水驅(qū)半徑 根據(jù)經(jīng)驗公式計算水驅(qū)半徑： Q=R2 HEA 其中：Q-單層累積注水量（方） R-水驅(qū)半徑（米） H-單層厚度（米） -孔隙度（%） -圓周率（3.14） EA-波及系數(shù)（0.5） 通過計算可以看出，七4-7井組的井距最小值為167米，而水驅(qū)半徑最大值為126.72

11、米（VI-23層），目前還未發(fā)生水淹現(xiàn)象，水驅(qū)半徑計算表見附表一。從該井水驅(qū)半徑圖可以看出，該井有7個層的水驅(qū)半徑大于70米，有5個層的水驅(qū)半徑大于80米，其中兩個層水驅(qū)半徑大于120米（-8、-23），為了防止這兩個層發(fā)生水淹，必須進行調(diào)剖，把這兩個層的注水量降到合理范圍，對于與周圍油井主力油層連通的欠注層，如-17、19+20、21、22、24層，應(yīng)通過酸化、壓裂等措施增加這些層的注水量，提高油田的注水效率。2.2.3、水淹時注水量預(yù)測經(jīng)驗公式計算水淹時注水量： Q=（R2 HEA）/ F 其中：Q-水淹時注水量（方） R-井距（米） H-單層厚度（米） -孔隙度（%） -圓周率（3.14

12、） EA-波及系數(shù)（0.5） F-相對吸水量根據(jù)經(jīng)驗公式計算，七中22井距七4-7井的井距為167.3m，按照目前的相對吸水量，水淹時該井注水量最小值為39.87231萬方，水淹層為-17，目前注水量為11.3008萬方，按照目前的注水量七中22井還未發(fā)生水淹。按正常井距計算，水淹時該井注水量最小值為52.19466萬方，說明該井組還未發(fā)生水淹現(xiàn)象,但實際中地層存在各向異性，七3-6井于2006年5月31日因綜合含水達100%停井，說明地層的非均質(zhì)性強,平面矛盾突出。2.2.4、速敏判斷根據(jù)公式計算得出，七4-7井各層歷年的流速（R=井筒半徑（0.0635m），0.5m、1m和5m）如附表二,

13、從計算結(jié)果可以看出,該井在R=井筒半徑時流速遠遠大于發(fā)生速敏的臨界流速7.02m/d，全部層發(fā)生速敏現(xiàn)象，R=0.5m時發(fā)生速敏的層相對減少，R=1m時只有個別層發(fā)生速敏，R=5m時無速敏現(xiàn)象發(fā)生。在近井地帶雖然速敏現(xiàn)象嚴重，但由于較大的壓力差使微粒堵塞孔隙的現(xiàn)象減小，對注水的效果的影響很小，遠井地帶（R5m）沒有發(fā)生速敏現(xiàn)象。根據(jù)注水現(xiàn)狀分析，速敏對該井的注水影響很小。 2.2.5、存水率測試日期2000.92001.42001.72002.42003.42003.8吸水總厚度(m)50.5539.8848.9433.933531.6動用厚度率(%)72.1112756.890269.814

14、5548.402337.4331633.7968吸水指數(shù)（m3/d.mMPa）0.0459660.037790.0355940.033420.0289310.02847存水率0.3506460.3913860.3559150.3780550.4209640.430226水驅(qū)指數(shù)0.610580.7668590.6590410.7614981.0099441.074087測試日期2004.82004.102005.42005.92006.42006.7吸水總厚度(m)46.328181.562.3929.2950.32動用厚度率(%)49.5401186.63187.1657866.727331

15、.326270.0836吸水指數(shù)（m3/d.mMPa）0.0322940.023980.0274810.028230.0300560.03948存水率0.4473710.4492430.4583570.4576980.4621780.464673水驅(qū)指數(shù)1.1854121.1957211.2378311.2367141.2734051.291294從上表可以看出，七4-7井2004年10月和2005年4月測試的結(jié)果相對較好，吸水總厚度為81.0m、81.5m，動用厚度比分別為86.63%、87.17%，吸水指Jw=Qt/P/h=0.024m3/d.m.MPa和0.027m3/d.m.MPa。該

16、井測試結(jié)果最不好的是2006年4月，此次吸水總厚度為29.29m，動用厚度比為31.33%。從七4-7井組歷年存水率和水驅(qū)指數(shù)曲線圖可以看出，該井組的存水率和水驅(qū)指數(shù)從注水開始到目前都呈上升趨勢，說明七4-7井的注水利用率高，驅(qū)油效果好。2.3、理論注水量計算配注要求： 1、配注量按油田注水設(shè)計規(guī)范(JSJ5-830)進行配注： Q水=BCQo（Bo/ro+fw/(1-fw)rw）+Qx+Qf 式中：Q水：日注水量（m3/d） Qo ：井組日產(chǎn)油量(t/d) B ：注采比（1.2） C ：注水系數(shù)（1.1） Bo ：體積系數(shù)（1.183） ro ：地面原油比重（0.867） Qx ：洗井用量（

17、忽略不計） fw ：含水率 Qf ：邊部注水井外溢量（取20m3） rw ：地層水比重（1.0）、全井配注量計算表： 七4-7注采井組七中22七中19七3-6七4-6七4-8七5-6七5-7七5-8連通率(%)36.751504060607070受益方向系數(shù)11111111目前日產(chǎn)油(t/d)3.5602.36.74.280.8含水(%)37321005056184288井組日產(chǎn)油量(t/d)31.5平均含水率(%)53.68配注量(m3/d)64.97由理論公式計算得出，七4-7井組的理論注水量是64.97方，目前的配注量為55-60方，沒有達到理論配注量，不能滿足目前的開發(fā)要求，如果要更好

18、的補充地層能量，提高產(chǎn)能，使產(chǎn)量上升或是翻番，還需加強注水。 第三章、油井注水效果分析3.1、油井產(chǎn)能分析3.1.1、七中22井七中22井1995年8月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液4.83方，含水8%；1998年1月到8月因產(chǎn)量較低停井，1999年9月13日對1237.0-1321.4m（-13-24），厚47.4m/8層進行壓裂，措施前日產(chǎn)液1.85方，含水33 %；措施后日產(chǎn)液29.39方，含水29 %；2002年8月對1213.0-1215.4 m（-5），厚2.4 m/1層進行補孔，措施前日產(chǎn)液13.05方，含水30.42 %；措施后日產(chǎn)液15.09方，含水47.53 %；目前日產(chǎn)液6.4方，

19、含水37%，產(chǎn)能曲線如下圖：從七中22井產(chǎn)能曲線圖可以看出，七中22井在1999年9月進行壓裂措施，日產(chǎn)液量由1.85方上升到29.39方，日產(chǎn)液量上升，而且上升幅度很大，說明該井壓裂成功，達到了增產(chǎn)的目的。措施以后該井的日產(chǎn)液量呈下降趨勢，說明壓裂井段的地層能量補充不足。2002年5月該井的產(chǎn)液量開始回升，到2003年5月以后基本上保持平穩(wěn)，日產(chǎn)液量都大于壓裂措施前的最高日產(chǎn)液量；該井的綜合含水在2000年11月有所上升，由7.7%上升到39.68%，到目前為止綜合含水基本保持平穩(wěn)，該井的構(gòu)造位置決定了它受底水和邊水的影響很小，而措施層無水層，所以該井綜合含水的上升可能是措施使得壓裂層孔隙度

20、增加，注入水到達該井造成的；該井位于七4-7井組的構(gòu)造底部位，是壓降較快的方位，而且七中22井壓裂的裂縫方位為北東方向，正是壓降的方位，七4-7井的注入水沿該方位很容易到達七中22井。目前該井的氯根含量為84016.0，結(jié)合產(chǎn)能、綜合含水分析，該井2002年5月起產(chǎn)量上升，綜合含水上升，說明2002年5月起七4-7井的注水在該井見效。3.1.2、七中19井七中19井1996年5月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液5.14方，含水4.76%；2000年3月對1122.2-1187.0m井段進行壓裂，措施前日產(chǎn)液3.96方，含水2.76%；措施后日產(chǎn)液9.91方，含水13.41%。；2003年9月對1150.4

21、-1187.0m井段進行壓裂，措施前日產(chǎn)液5.85方，含水4.52%；措施后日產(chǎn)液9.29方，含水10.36%；目前日產(chǎn)液10.2方，含水32%，產(chǎn)能曲線如下圖： 從七中19井產(chǎn)能曲線圖可以看出，七中19井在2000年3月進行壓裂措施，日產(chǎn)液量由3.96方上升到9.91方，日產(chǎn)液量上升，而且上升幅度很大，說明該井壓裂成功，達到了增產(chǎn)的目的。措施以后該井的日產(chǎn)液量保持了好幾個月才下降，說明壓裂井段的地層能量補充不足，2003年9月進行壓裂措施后，日產(chǎn)液量由5.89方上升到9.29方，之后無下降趨勢，基本保持平穩(wěn)。該井的綜合含水在2000年3月有所上升，由2.76%上升到13.41%，整體上看綜合

22、含水呈上升趨勢；從日產(chǎn)液量和綜合含水分析，該井在2003年9月都上升，并且沒有下降，該井目前的氯根含量為54148.5，綜合產(chǎn)量、綜合含水說明注水在該井見效。七中19井主要受七4-7井和七5-28井注水影響，相對來說，七5-28井的注水對該井影響較大，七4-7井的注水對該井影響較小。 3.1.3、七3-6井七3-6井1996年10月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液17.97方，含水76.92%；2000年12月-2001年5月由于干抽停井；2001年6月12日對1196.5-1330.0m（-10、15，-117）井段進行補孔，措施前日產(chǎn)液0方，含水0%；措施后日產(chǎn)液11.89方，含水61.61%。；20

23、02年8月10日對1336.0-1341.0m（-20）井段進行補孔，措施前日產(chǎn)液11.7方，含水84.37%；措施后日產(chǎn)液14.23方，含水72.31%； 2004年10月進行化學(xué)堵水，措施前綜合含水為79%，措施后綜合含水為69%，目前含水100%，已經(jīng)計劃停井，產(chǎn)能曲線如下圖：從七3-6井產(chǎn)能曲線圖可以看出，該井從投產(chǎn)初期到2000年11月的日產(chǎn)液量整體上有所下降，到2001年6月啟抽，措施后該井的日產(chǎn)液量上升，2004年10月至2005年11月產(chǎn)液量下降是由于化學(xué)堵水降低了日產(chǎn)水量，而日產(chǎn)油量上升不高而造成的，整體上看日產(chǎn)液量呈上升趨勢，從產(chǎn)能上分析，說明該井的地層能量得到了補充；該井

24、干抽停井以后，于2001年6月份啟抽，其綜合含水與停井前相比有所上升，停井前的平均綜合含水為50.55%，啟抽后到2006年5月份為止，該井的平均綜合含水上升到76.98%， 2004年10月進行化學(xué)堵水，措施前綜合含水為79%，措施后綜合含水為69%，目前綜合含水達到100%，該井計劃停井，2001年6月到目前進行過兩次補孔措施，射開的層沒有水層，該井靠近油水邊界，加之七4-7井的注水，使之綜合含水上升到80%左右。2003年3月18日該井的氯根含量為98497.4，結(jié)合產(chǎn)能、綜合含水分析，該井的產(chǎn)液量、綜合含水在2001年6月均上升，說明啟抽后注水見效，該井受邊水、七4-5和七4-7井注水

25、的影響，主要的效果來自七4-7井。3.1.4、七4-6井七4-6井1996年6月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液0.98方，含水10%；2000年6月5日對1216.8-1282.0m（-1020），厚21.6m/7層進行壓裂，措施前日產(chǎn)液0方，含水0%；措施后日產(chǎn)液4.25方，含水3.93%； 2004年4月進行堵水，措施前日產(chǎn)液18.91方,綜合含水為89.6%，措施后日產(chǎn)液6.6方,綜合含水為34.5%，目前日產(chǎn)液5.4方，含水50.1%，產(chǎn)能曲線如下圖：從七4-6井產(chǎn)能曲線可以看出，該井從投產(chǎn)初期到2000年6月，日產(chǎn)液量一直很低，最高還不到1方，（其間因產(chǎn)量較低停井3次：1998年6月至9月，1

26、999年2月至6月，1999年9月至2000年5月），2000年6月進行壓裂，措施后日產(chǎn)液量達到4.25方，達到了增產(chǎn)的目的。措施后到2003年12月份，除少數(shù)幾個月外，日產(chǎn)液量均高于10方，堵水措施后到目前為止，該井的日產(chǎn)液量都在2方左右，整體上高與2000年6月以前的日產(chǎn)液量，從產(chǎn)能上分析，該井壓裂層段的地層能量得到補充；該井的綜合含水在投產(chǎn)初期都低于20%，日產(chǎn)液量不到1方，所以該井實行間抽的形式，1999年8月該井的綜合含水達到了99.36%，停井9個月后恢復(fù)生產(chǎn)，從2000年6月到2004年4月該井的含水呈上升趨勢，在此之后由于該井進行了堵水措施而使得綜合含水下降，但一直保持平穩(wěn)，目

27、前該井的含水又開始上升，目前氯根含量為93829.77，說明該井注水見效。該井位于七4-7井的構(gòu)造高部位，不在壓降方位，不利于水驅(qū)，結(jié)合產(chǎn)能、綜合含水分析，該井在2000年6月產(chǎn)液量，綜合含水均上升，而此時七4-7井還未轉(zhuǎn)注，所以該井的見效并不是七4-7井注水的結(jié)果。在七4-6井的同一構(gòu)造等高線上有另一口注水井七4-5井，七4-6井的壓裂方位利于七4-5井的水驅(qū)，所以，七4-6井主要是受七4-5井的注水影響，七4-7井注水影響很小。3.1.5、七4-8井七4-8井1995年10月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液5.06方，含水2%；1999年10月進行化學(xué)解堵措施，措施前日產(chǎn)液4.13方，含水17.2%，

28、措施后初期日產(chǎn)液4.3方，含水10.5%；2000年7月對1178.4-1224.0m（-816），厚14.0m/6層進行補孔、油基壓裂，壓裂前日產(chǎn)液4.8方，含水12.1%，壓裂后產(chǎn)液12.3方，含水17%；2002年8月對1228.0-1280.0m（-1724），厚31m/4層進行補孔，措施前日產(chǎn)液6.75方，含水36.9%，措施后日產(chǎn)液21.04方，含水33.6%；目前日產(chǎn)液17.8方，含水56%，產(chǎn)能曲線如下圖： 從圖中可以看出，七4-8井在2000年7月份的日產(chǎn)液量由4.8方上升到12.3方，說明2000年7月份進行的壓裂措施成功，達到了增產(chǎn)的目的，壓裂后該井的產(chǎn)液量呈下降趨勢，但

29、產(chǎn)量都高于壓裂前，在2002年8月補孔措施前產(chǎn)液量有一次大幅度的上升，其間沒有其它措施，說明是注水的見效；從壓裂后到目前，該井的日產(chǎn)液量上升幅度很大，都高于10方，從產(chǎn)能上分析，說明在措施以后該井的地層能量得到了很好的補充；該井從投產(chǎn)初期到2001年 12月含水變化幅度不大，在2002年1月份綜合含水迅速上升，之前的平均綜合含水為13.37%，2002年1月份到2006年4月份為止，該井的平均綜合含水上升到41.83%，目前已經(jīng)達到50%以上，該井的構(gòu)造位置決定了它受底水和邊水的影響很小，措施層無水層，而且壓裂方位利于水驅(qū)，所以綜合含水上升是注入水起到效果。該井目前氯根含量為49218.3，結(jié)

30、合產(chǎn)能、綜合含水分析，該井2002年1月起產(chǎn)量上升，綜合含水上升，說明2002年1月起注水見效，該井受七4-7和七4-9的注水影響，主要效果來自七4-7井。3.1.6、七5-6井七5-6井1996年5月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液2.28方，含水10.5%；1996年6月對676.2-867.2m井段進行補孔，措施前日產(chǎn)液2.28方，含水10.5%；措施后日產(chǎn)液3.79方，含水13.4%；2000年3月對676.2-867.2m和1158.2-1172.4m井段進行化學(xué)解堵，措施前日產(chǎn)液2方，含水20.12%；措施后日產(chǎn)液3.45方，含水22.18%；2000年7月對1070.6-1209.8m井段進

31、行補孔，措施前日產(chǎn)液2.11方，含水23.27%；措施后日產(chǎn)液4.9方，含水28.48%；2000年11月對1122.0-1184.4m井段進行壓裂，措施前日產(chǎn)液4.67方，含水21.4%；措施后日產(chǎn)液5.46方，含水6.9%；2002年8月對1186.6-1236.2m井段進行補孔，措施前日產(chǎn)液4.55方，含水22.31%；措施后日產(chǎn)液9.26方，含水14.45%；2004年3月3日對1220.0-1226.6m，1228.6-1236.2m井段進行壓裂，措施前日產(chǎn)液4.96方，含水29.1%；措施后日產(chǎn)液6.81方，含水27.4%；目前日產(chǎn)液6方，含水18%，產(chǎn)能曲線如下圖：從圖中可以看出

32、，七5-6井日產(chǎn)液量有四次上升，分別是1996年3月，2000年7月、2002年8月和2004年3月，這幾次產(chǎn)量突然增產(chǎn)是由于各種措施的結(jié)果，排除措施增油的因素，產(chǎn)量一直呈上升趨勢，從產(chǎn)能上分析，說明地層能量得到了補充；該井的綜合含水從投產(chǎn)到1999年1月呈上升趨勢，到2001年2月趨于穩(wěn)定狀態(tài)，平均綜合含水為23.02%，從2001年3月起該井的綜合含水下降，平均綜合含水為11.26%，在2001年11月至2002年9月含水有所上升;該井目前氯根含量為66135.5，結(jié)合產(chǎn)能、綜合含水分析,說明注水在該井見效，七5-6井位于七4-7井的構(gòu)造高部位，不在壓降方位，不利于水驅(qū)，而在七5-6的高部

33、位有另一口注水井七6-5井,壓裂的裂縫方位利于七6-5井的水驅(qū),所以該井主要受七6-5注水影響，七4-7井注水影響相對較小。3.1.7、七5-7井七5-7井1995年12月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液1.29方，含水2.59%；1996年5月對795.2-844.8m，厚11.9m/6層進行補孔，措施前日產(chǎn)液3.91方，含水7.6%；措施后日產(chǎn)液9.23方，含13%；2000年8月對878.0-1008.8m井段進行補孔，措施前日產(chǎn)液6.64方，含水31.8%；措施后日產(chǎn)液15.34方，含29.01%；2001年8月4日對1127.5-1162.8m，厚20m/1層進行壓裂，措施前日產(chǎn)液7.96方，含

34、水7%；措施后日產(chǎn)液9.76方，含水17.9%，2002年8月5日對1194.0-1232.0m井段進行補孔，措施前日產(chǎn)液8.77方，含水37%；措施后日產(chǎn)液10.62方，含水28.7%； 2003年10月19日對1174.0-1203.2m，厚17.6m/4層進行壓裂，措施前日產(chǎn)液10.25方，含水22%；措施后日產(chǎn)液16方，含水42%。目前日產(chǎn)液16方，含水42%，產(chǎn)能曲線如下圖：從圖中可以看出，七5-7井的產(chǎn)能有兩次大幅度上升,分別是2000年8月的補孔措施和2003年10月的壓裂措施,該井的日產(chǎn)液量整體上呈上升趨勢,說明措施的井段地層能量得到了補充。該井的綜合含水從投產(chǎn)初期到1999年

35、4月呈上升趨勢，到2000年9月有所下降但都趨于平穩(wěn)，到2000年10月突然下降為0，到2000年11月逐漸上升，最高達到了50.3%，到目前都呈上升趨勢,該井的構(gòu)造位置決定了它受底水和邊水的影響很小，而且措施層無水層，壓裂的裂縫方位有利于水驅(qū)。該井目前氯根含量為65308.8，結(jié)合產(chǎn)能、動液面分析，該井的日產(chǎn)液量、綜合含水在七4-7井轉(zhuǎn)注后都上升，說明注水見效，該井受七6-7和七4-7井注水影響，七6-7井在2004年8月已停注，所以該井的注水效果主要來自七4-7井。3.1.8、七5-8井七5-8井1996年5月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液2.81方，含水4%；2000年3月對1146.3-1243

36、.6m，井段進行酸化解堵，措施前日產(chǎn)液4.23方，含水12.5%；措施后日產(chǎn)液4.82方，含水5%； 2001年3月對1184.5-1220.0m（-1621），厚19.9m/3層進行壓裂，措施前日產(chǎn)液4.01方，含水12.5%；措施后日產(chǎn)液13.8方，含水5%；2002年8月14日對1203.6-1228.0m（-1922）井段進行補孔，措施前日產(chǎn)液7.8方，含水20.5%；措施后日產(chǎn)液8.49方，含水10.7%；2003年10月進行堵水措施，措施前日產(chǎn)液18.32方，含水66.24%；措施后日產(chǎn)液8.17方，含水22.58%； 2006年3月9日對1146.3-1174.8m（-814），

37、厚15.8m/6層進行壓裂，措施前日產(chǎn)液11.03方，含水12 %；措施后日產(chǎn)液22.71方，含水30%；目前日產(chǎn)液8.0方，含水88%，產(chǎn)能曲線如下圖： 從七5-8井的產(chǎn)能曲線圖可以看出，該井有兩次日產(chǎn)油量的突然上升，都是由于措施的結(jié)果，說明該井的措施均成功，達到了增產(chǎn)的目的。該井從2001年3月的壓裂措施以后，日產(chǎn)液量整體高于壓裂前最高日產(chǎn)液量，說明壓裂井段的地層能量得到了很好的補充；在2003年6月該井的綜合含水突然上升到73.73%，高含水持續(xù)了4個月就對該井進行了堵水，措施后產(chǎn)液量和產(chǎn)油量都有所下降，到2006年3月壓裂措施后綜合含水和產(chǎn)液量都大幅度，但產(chǎn)油量卻下降，綜合含水上升到8

38、0%，此次措施的層位為-1015，七4-7井的-1015層吸水強度不高，而七5-28井吸水強度很高，這次壓裂措施的層位可能與七5-28井的層連通，才導(dǎo)致大量的出水；2001年3月措施后，七5-8井的綜合含水上升后基本保持平穩(wěn)，該井的構(gòu)造位置決定了它受底水和邊水的影響很小，措施層無水層，而且壓裂方位利于水驅(qū)。該井目前氯根含量為80602.7，結(jié)合產(chǎn)能、綜合含水分析，該井的日產(chǎn)液量，綜合含水都上升，說明注水見效。該井受七4-7和七5-28井共同注水影響，受七4-7井注水效果相對較小。3.2、油井產(chǎn)層預(yù)測綜合油、水井注采對應(yīng)關(guān)系、水驅(qū)半徑、油井產(chǎn)液剖面資料、孔隙度、滲透率資料綜合分析得出，各油井的產(chǎn)

39、層如下表：七中22七中19七3-6七4-6七4-8七5-6七5-7七5-8主產(chǎn)層-17+18-20 -21-21-22-23+24-23 -19 -20-8 -10 -21-17 -23 -24-23 -26 -14+15-17-21 -22次產(chǎn)層-13 -14+15-16-17-19-20-7 -22-13 -17+18 -19-9+10-2 -11 -16 -17 -22+23+24-13-18 -10 -4+5 -8+9-9 -10 -18 -24該井組的主要為-17、-20、-21、-23。3.3、七4-7井組油井壓力分析 該井組進行測壓的資料相對缺乏，測壓次數(shù)較少，七4-7水井未進行

40、過測壓，油井測壓5井次，油井的壓力普遍較低，各井測試的壓力值如下表：井號日期深度（m）壓力（MPa）壓力系數(shù)海拔(m)壓力/2000m3-62002年8月978.057.6990.7871793138.768.9962041078.058.7080.8077554-82002年8月9745.5020.5648873094.116.5646610746.9490.647025-62004年7月859.12.160.2514263132.193.509789959.13.020.31487910533.710.3523272005年9月859.14.620.5377726.340264959.15

41、.380.56094310536.20.5887945-71996年5月1000.58.590.8616543132.74 9.7602992001年9月700.00 5.76 0.8228579.401742800.00 6.69 0.83625900.00 7.64 0.848889從表中可以看出，該井組除七5-6井測壓兩次外，其它井都只測壓一次，因此很難進行單井的壓力分析。目前可以對比的只有七5-6井，該井在海拔2000米處2004年7月測壓為3.5MPa， 2005年9月測壓為6.3MPa，該油井的壓力得到恢復(fù)，而且在這段時間里沉沒度也得到恢復(fù)，說明該井的地層能量得到補充，注水見效。2002年8月七3-6井和七4-8井均進行測壓，在同一海拔高