甘谷驿油田唐80井区主要含油层位为三叠系延长组长6油层组。该油层组又划分为长61、长62、长63、长64四个亚组。其中长61含油性最好，其次为长62和长63，长64仅局部含油。长6储层孔隙度平均为7.9％，渗透率平均为0.82×10-3µm2，为特低渗储层，储层近东西向微裂缝发育。目前一般从注采井网、井距、注采压差、注水配注量等方面进行研究，但这些参数确定之后真实的产量数据却不容易得到，尤其是单井日产量不到1t的特低渗透油井，这直接影响了注水效果的评价，使前期研究工作得不出准确的结论，唐80井区注采数据的分析，得出不规则反九点法井网注水开发所能达到的真实效果。

注水现状

唐80注水区域于2000年后大规模采用不规则反九点法井网注水开发，目前开发井360口，其中受益井203口，非受益井157口。现有注水井45口（包括2口注空气、泡沫井及3口未投注井），平均日注水151.34m3，累计注水20.15×104m3，平均井口压力6.31MPa，综合含水25.66%，采出程度10.63%，累积注采比0.55，目前总体呈现出注水压力高、地层亏空较严重、注水利用率低的特点。

注水效果分析

受益与非受益油井产量对比  由图1中受益井和非受益井平均日产油量对比，非受益井因2008年3～6月份投产45口新井，平均日产油量由0.39t升高至0.46t，在7月份后，日产量逐渐下降，至08年11月份下降到0.31t；受益井平均日产油量由1月份的0.43t逐渐升高至7月份的0.53t，其中5月份转注丛1、丛2、丛51、丛52、丛53、丛9、8098共7组井，目前受益井平均日产油量保持在0.45t左右波动，产油量比较稳定。

截至2008年底，唐80注水区域含水率超过50%的油井有36口，其中东西方向21口，占58.33%；东北-西南方向6口，占16.67%；西北-东南方向7口，占19.44%；南北方向2口，占5.56%，见图2。

受地质构造和沉积环境的影响，统计数据也表明受益井沿主裂缝发育方向含水较高。本区长6地层主裂缝方向为近东西向，注入水容易沿地层主裂缝方向突进，造成油井含水率的升高。

受益油井增产量  自2002年实施注水开发以来，受益油井呈现出单井产量递减减缓或增加的特点，根据非受益油井的递减率计算受益油井增产量，见表1。

在三种方式计算中，部分单井有压裂措施，根据我厂单井压裂一次增产量按120t/a的方式，去掉压裂增产量，统计结果表明，共压裂85井次，折合增产10200t。

按单井计算结果为27945.64t，按井组计算结果为26779.26t，按井组周月产量计算结果为21644.51t，按单井周月产量计算结果为23187.40t，四种计算结果的平均值为：24889.20t。

不同投注时期的油井产量对比     注水区域注水井按投注时间和油井投产时间的先后分为：超前注水（丛54、从55、丛49、丛66），同步注水（丛57、丛58、丛64、丛65），滞后注水（丛35、丛48、丛67）。

因丛55、丛67井组在07年9月压裂，故计算中去掉这两组井，2008年1~6月超前注水井组平均单井日产量为0.49t，同步注水井组平均单井日产量为0.37t，滞后注水井组平均单井日产量为0.45t，见图3。在同步注水井组中，丛57、丛58、丛65三组井平均含水率较高，导致平均单井日产量较低。对比三种注水类型，超前注水较同步注水和滞后注水效果好。

注水投资  截至2004年底，注水工程建设投资581.39万元；2004年底注水井转注，共投资256.75万元；2002年至2008年底进行油井测压、调剖、解堵、吸水剖面测试、示踪剂测试共305万元。2007年丛34注水站及管网改造、注水井转注大概为1253万元。注水运行费用6年共720万元；正式工及雇佣工工资为1981.33万元；以上费用合计为5097.47万元。

注水效益分析  按照目前注水受益区域面积为4.2km2，储量丰度为50×104t/km2，探明地质储量210万t。

根据前面计算原油增产量24889.20t，注水提高采出程度=2.48892/210×100=1.19%。

按照原油价格3000元/t，可增加收入24889.20t×3000元/t=7466.76万元，投入产出比为1：1.46。

通过对注水区域受益油井及非受益油井单井日产量对比、受益油井增产量计算、不同注水时期油井产量对比、受益油井增产量与注水投资对比，计算出投入产出比，实践证明注水开发方式在特低渗透储层是提高采收率的一条较为有效的方式，尤其是超前注水；注水开发在特低渗油田见效慢，但长期注水效果显著；基于甘谷驿油田较为特殊的储层地质构造，在下步新区块注水开发过程中，注采井网的布置要充分考虑到裂缝对注入水的导流作用。