文档介绍：注水动态分析
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3Pa，，，投入注水开发后，2010年，，。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；,。同时，注采比越大，综合含水上升越快，当注采比
-，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。%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，，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、、，2010年6月，、，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，%。
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