甘谷驛油田唐80井區主要含油層位為三疊系延長組長6油層組。該油層組又劃分為長61、長62、長63、長64四個亞組。其中長61含油性最好，其次為長 62和長63，長64僅局部含油。長6儲層孔隙度平均為7.9%，滲透率平均為0.82×10-3µm2，為特低滲儲層，儲層近東西向微裂縫發育。目前一般從注采井網、井距、注采壓差、注水配注量等方面進行研究，但這些參數確定之后真實的產量數據卻不容易得到，尤其是單井日產量不到1t的特低滲透油井，這直接影響了注水效果的評價，使前期研究工作得不出準確的結論，唐80井區注采數據的分析，得出不規則反九點法井網注水開發所能達到的真實效果。

　　注水現狀

　　唐80注水區域于2000年后大規模采用不規則反九點法井網注水開發，目前開發井360口，其中受益井203口，非受益井157口。現有注水井45口(包括2口注空氣、泡沫井及3口未投注井)，平均日注水151.34m3，累計注水20.15×104m3，平均井口壓力6.31MPa，綜合含水 25.66%，采出程度10.63%，累積注采比0.55，目前總體呈現出注水壓力高、地層虧空較嚴重、注水利用率低的特點。

　　注水效果分析

　　受益與非受益油井產量對比 由圖1中受益井和非受益井平均日產油量對比，非受益井因2008年3～6月份投產45口新井，平均日產油量由0.39t升高至0.46t，在7月份后，日產量逐漸下降，至08年11月份下降到0.31t;受益井平均日產油量由1月份的0.43t逐漸升高至7月份的0.53t，其中5月份轉注叢1、叢2、叢 51、叢52、叢53、叢9、8098共7組井，目前受益井平均日產油量保持在0.45t左右波動，產油量比較穩定。

　　截至2008年底，唐80注水區域含水率超過50%的油井有36口，其中東西方向21口，占58.33%;東北-西南方向6口，占16.67%;西北-東南方向7口，占19.44%;南北方向2口，占5.56%，見圖2。

　　受地質構造和沉積環境的影響，統計數據也表明受益井沿主裂縫發育方向含水較高。本區長6地層主裂縫方向為近東西向，注入水容易沿地層主裂縫方向突進，造成油井含水率的升高。

　　受益油井增產量 自2002年實施注水開發以來，受益油井呈現出單井產量遞減減緩或增加的特點，根據非受益油井的遞減率計算受益油井增產量，見表1。

　　在三種方式計算中，部分單井有壓裂措施，根據我廠單井壓裂一次增產量按120t/a的方式，去掉壓裂增產量，統計結果表明，共壓裂85井次，折合增產10200t。

　　按單井計算結果為27945.64t，按井組計算結果為26779.26t，按井組周月產量計算結果為21644.51t，按單井周月產量計算結果為23187.40t，四種計算結果的平均值為：24889.20t。

　　不同投注時期的油井產量對比 注水區域注水井按投注時間和油井投產時間的先后分為：超前注水(叢54、從55、叢49、叢66)，同步注水(叢57、叢58、叢64、叢65)，滯后注水(叢35、叢48、叢67)。

　　因叢55、叢67井組在07年9月壓裂，故計算中去掉這兩組井，2008年1~6月超前注水井組平均單井日產量為0.49t，同步注水井組平均單井日產量為0.37t，滯后注水井組平均單井日產量為0.45t，見圖3。在同步注水井組中，叢57、叢58、叢65三組井平均含水率較高，導致平均單井日產量較低。對比三種注水類型，超前注水較同步注水和滯后注水效果好。

　　注水投資 截至2004年底，注水工程建設投資581.39萬元;2004年底注水井轉注，共投資256.75萬元;2002年至2008年底進行油井測壓、調剖、解堵、吸水剖面測試、示蹤劑測試共305萬元。2007年叢34注水站及管網改造、注水井轉注大概為1253萬元。注水運行費用6年共720萬元;正式工及雇傭工工資為1981.33萬元;以上費用合計為5097.47萬元。

　　注水效益分析 按照目前注水受益區域面積為4.2km2，儲量豐度為50×104t/km2，探明地質儲量210萬t。

　　根據前面計算原油增產量24889.20t，注水提高采出程度=2.48892/210×100=1.19%。

　　按照原油價格3000元/t，可增加收入24889.20t×3000元/t=7466.76萬元，投入產出比為1：1.46。

　　通過對注水區域受益油井及非受益油井單井日產量對比、受益油井增產量計算、不同注水時期油井產量對比、受益油井增產量與注水投資對比，計算出投入產出比，實踐證明注水開發方式在特低滲透儲層是提高采收率的一條較為有效的方式，尤其是超前注水;注水開發在特低滲油田見效慢，但長期注水效果顯著;基于甘谷驛油田較為特殊的儲層地質構造，在下步新區塊注水開發過程中，注采井網的布置要充分考慮到裂縫對注入水的導流作用。