特高含水期矢量层系井网调整产液结构主要做法定稿

特高含水期矢量层系井网调整产液结构主要做法胜利油田分公司胜利采油厂2012年1月汇报人：崔文富前言2010年以来，胜利采油厂面对含水上升快，产量递减大的严峻局面，在油田领导、机关处室和研究院的关心支持下，深入剖析了制约胜坨油田持续高效开发的瓶颈问题，大力加强剩余油研究工作，围绕大幅度提高水驱采收率，进一步解放思想，转变观念，积极研究和探索特高含水后期经济有效提高采收率的方式、方法，努力破解老油田发展的难题，在二区9-10等单元实施了矢量层系井网调整，取得了初步效果。一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量层系井网调整技术政策研究四、矢量层系产液结构调整效果提纲胜坨油田含油面积84.83平方千米，地质储量4.72亿吨，历经47年的开发，目前已进入近极限含水开发阶段，综合含水达到95.72%，采出程度38.2%，采收率40.85%。一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾部署基础井网分油组开采，早期注水沙一段、二区东三投入开发，细分开发层系全面细分开发层系，加密井网更新完善局部调整勘探发现优质区块，开展韵律层细分及井网重组，Ⅱ类化学驱技术取得效果初期开发阶段高速开发阶段稳产开发阶段扩建产能阶段产量递减加快阶段%90%特高含水强化开采阶段油（万吨）液（*10万吨）近极限含水开采阶段“十一五”以来特别是后三年，“井网、井筒、地面”老化的矛盾凸显，注采体系完整性变差，主要开发指标变差。深入剖析开发状况突出矛盾：两个不均衡储量控制和动用状况不均衡产液结构不均衡含水上升率：0.73%自然递减率:19.61%（1）控制储量3.92亿吨，储量控制程度83.2%，失控储量7952万吨;（2）动用储量3.1亿吨，储量动用程度只有65.6%，现井网未动用储量共有1.62亿吨(其中有井点控制未生产的储量8281万吨，无井点控制的储量7952万吨);（3）水驱控制储量3.78亿吨，水驱控制程度80.1%，其中完善水驱储量2.18亿吨，仅占胜坨油田的46.12%，不完善水驱储量1.6亿吨，占胜坨油田的33.9%。（一）储量控制和动用状况不均衡，不适应进一步提高采收率的需要目前胜坨油田总体储量控制和动用程度较低7952,16.85%39245,83.15%16233,34.39%30964,65.61%15998,42.36%21769,57.64%万吨万吨万吨控制程度83.2%动用程度65.6%水驱控制程度80.1%◆层间储量动用不均衡◆平面储量控制和动用不均衡储量动用不均衡的主要类型：一是平面储量控制和动用不均衡表现形式：部分单元及井区储量失控。主要原因：高含水井点套坏报废。目前现状：共有失控储量7952万吨。典型单元：

坨七沙二8-10单元西区8层系储量299万吨，一方面套坏失控储量180万吨；另一方面局部井区井距小，形成低效水循环，平面不均衡状况突出。失控储量180×104t坨七西块8主力层系现状井网图3-6-186

3-7-2413-7CX258

3-7X2663-7XN273-8XNB283-8X297

3-8X2993-7-2883-8X308Y57油井水井图例坨七西块8主力层系累采累注图井距较小井区（200m）采出程度40.3%综合含水97.3%二是层间储量动用不均衡主要原因：特高含水后期层间矛盾依然突出，无法充分发挥各类油层的潜力。目前现状：有22个层系（地质储量1.81亿吨）需要进一步细分，减缓层间干扰。渗透率级差1倍渗透率级差3倍渗透率级差5倍随着渗透率级差的增大，层间动用状况差异变大9

、10砂层组储层物性上存在较大差异，非主力9砂组受到10砂组的干扰严重，而且9砂层组注入水质未达标（水质需求为B1级，调前为C3级），储量动用程度明显低于10砂组。20802井吸水剖面图921031041059110%52%38%典型单元：二区沙二9-100.253.422.5538.449297.1渗透率（um2)采出程度（%)综合含水（%)9砂组10砂组表现形式1：主力层干扰非主力层，非主力层动用难度大表现形式2：非主力层干扰主力层，主力层近极限含水，为减缓层间干扰，卡改非主力层生产，造成主力层动用程度降低典型单元：坨七断块沙二1-7单元现状油井现状水井11主力小层平面图78非主力小层平面6x2037-2627x2786x107T1426x262T7-1现状油井现状水井6-2056X2265-1397-2466x2416-20/84n165-1896-2227-2717-2388X2887x2258X2878X2896n185Y5811层储量：92万吨综合含水：97.6%采出程度：61.1%储量控制程度：由98.5%下降到61.3%1-7非主力层储量：201万吨综合含水：93.8%采出程度：35.6%（二）产液结构不均衡的矛盾突出胜坨油田含水>98%的井数390口，日产液5.16万吨，占总液量的37.1%,日产油801吨，含水98.45%。其中含水>98.5%的井数182口，日产液1.97万吨，占总液量的14.17%,日产油246吨，含水98.75%，这部分井吨油操作成本2200元，效益相对较低。长期水驱开发，高液量井采液强度大，形成主流线，注入水低效循环导致含水上升快；低液量井受平面干扰能量较差，井区水驱效果差。7-1396-9886-095-0805-0595X3355X3398-627-0696-1106-139T73-18-0596-1346X1255-9344-7395X0197XN96N1047-8396x6997-0597-0497-496-0498-878-5699-1098-9258-1009X0126-906-9006-098XN1308X1308-9306-1307X1108-1596-1006-835-7905X8495X0995-9364-7344-8904-790坨28断块9-10单元91层系现状井网图7-1396-9886-095X3356-1106-1398-9306X1255-9345X0197XN96N1047-8396x6999X0128XN1307X1106-835-7905X8495-9364-8904-7906-2906-3208-938-876-905-0596-056-134T73-17-0597-0497-496-0497-0699-109T28XJ1S3P128-625-8296-1305X0997-1396-9886-095-0805-0595X3355X3398-627-0696-1106-139T73-18-0596-1346X1255-9344-7395X0197XN96N1047-8396x6997-0597-0497-496-0498-878-5699-1098-9258-1009X0126-906-9006-098XN1308X1308-9306-1307X1108-1596-1006-835-7905X8495X0995-9364-7344-8904-790坨28断块9-10单元91层系现状井网图7-1396-9886-095X3356-1106-1398-9306X1255-9345X0197XN96N1047-8396x6999X0128XN1307X1106-835-7905X8495-9364-8904-7906-2906-3208-938-876-905-0596-056-134T73-17-0597-0497-496-0497-0699-109T28XJ1S3P128-625-8296-1305X099主流线非流线图例日产液量日注水量300m3300t5-4884-748电泵井区有杆泵井区电泵井区有杆泵井区电泵井：10口单井日产液：250.1吨有杆泵井：9口单井日产液：23.7吨一是平面产液不均衡二是层间产液不均衡层间干扰造成层间开发状况差异较大。渗透率分布小层相对吸水强度小层采出程度RFT测试压力二区沙二74-81单元单采资料表明74-9层与81层之间的开发状况差异较大；目前单元合采井17口（占油井开井数31.5%），合注井30口（占水井开井数的71.4%），81层严重干扰74-9砂层组的潜力发挥。75.8202.63.65.595.297.3日产液(t)含水(%)日产油(t)74-9层81层动液面（m）-973.4-864.274-9与81层单采井生产情况对比柱状图层系细分不彻底造成主力层长期高能量高含水，为主要出力层，限制了层间潜力的发挥。作为老油田开发的探路者和先行者，如何破解两大不均衡的矛盾，如何经济有效提高采收率，减缓产量递减，首要任务是认清剩余油的分布规律。一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量层系井网调整技术政策研究四、矢量层系产液结构调整效果提纲一是大力加强剩余油监测和分析力度按照毕总调研时提出的“特高含水老油田重建开发体系的前提是认清剩余油潜力”的指示精神，2010年以来，制定并实施了覆盖全区(57个单元，171个砂层组)的剩余油监测计划，充分利用新井、SNP、取心井等资料，逐块逐层逐井的认识剩余油分布状况。2010-2011年剩余油监测工作量表以精细刻画储层非均质和剩余油为重点，2010年以来，已完成建模数模区块9个，正开展区块22个，共计地质储量3.44亿吨，覆盖率达到80%以上。断层模型构造模型1、开发状况716171815二是持续开展精细建模数模工作胜坨油田为典型的整装多层砂岩油藏，经过长期的不规则面积注采井网开发，剩余油总体呈现“普遍分布、差异富集”的矢量化分布特点，具体概括为“Ⅲ类11型”。剩余油分布类型平面剩余油层间剩余油层内剩余油普遍分布型断层遮挡型侧缘微相型砂体边缘型非主流线型过渡带型均匀分布型顶部富集型夹层控制型均匀分布型层间干扰型差异富集型◆（1）普遍分布型：油层含水高，剩余油普遍分布特高含水期，下油组主力层剩余油基本以普遍分布为主，剩余可动油饱和度15%-20%

。以胜二区沙二10砂层组为代表，含水大于95%的油层面积占85%，平面上剩余油主要呈现普遍分布的特点，剩余油饱和度在30%-40%之间。平面剩余油分布类型二区9-10沙二103层剩余油饱和度图0.100.250.400.700.55二区9-10沙二105层剩余油饱和度图0.100.250.400.700.55Ⅰ断层遮挡型：受断层遮挡影响，平面上剩余油在断层附近呈现小尺度富集以坨28沙二1-3单元为代表，断层附近剩余油富集，储量占5%左右，剩余油饱和度在50%-60%之间。坨28沙二12含油饱和度图（主力层）坨28沙二25含油饱和度图（非主力层）断层附近断层附近ST3-5-313井SNP测井图35.9%111247.2%35.4%ST3-5-313井测井图1112（2）差异富集型Ⅱ侧缘微相型：侧缘相带物性变差，动用程度较低，剩余油相对富集Ⅲ砂体边缘型：砂体边缘水驱波及较差，剩余油相对富集侧缘微相型砂体边缘型Ⅳ非主流线型：受井网不规则、平面注采不均衡的影响，在非主流线上剩余油较为富集。

例如1-3XN192井2011年3月射开位于非主流线的沙二11层生产，目前日液13.8t，日油6.0t，含水56.2%。ST1-3XN192井区流线图胜一区沙二1-3单元11层剩余油饱和度图ST1-3XN192井测井图1113历史主流线历史次主流线重新建立了测井解释模板，对低阻层根据试采情况进行了二次解释胜二区83-5解释图版（整体）坨21区块油水解释图版

Ⅴ过渡带型：针对油水过渡带重建测井解释模型、开展精细建模、剩余油形成机理及分布规律研究。研究了油水过渡带剩余油分布的控制因素边水能量油层厚度注水方式韵律性原油粘度……累注水倍数原油粘度越大，易形成指进，粘度大的区域形成剩余开发潜力可能性大。剩余油饱和度弱水淹程度六年后十年后13年后（fw95%）六年后十年后含水95%时（11年后）边部不管是油井排还是水井排，过渡带都有形成剩余油分布的条件边部油井排边部水井排边水能量与注水方式影响研究◆过渡带型：胜坨油田具有调整潜力的油水过渡带区块10个，地质储量553万吨油水过渡带分类油稠指进型低阻新认识型注水外推型◆（1）均匀分布型：主力油层间储层物性差异小，动用程度相当，剩余油均匀分布以坨七沙二8-10为代表，8主力层系中81、83层储层物性相近，驱替相对均匀，剩余油饱和度分别为38.6%、38.9%，层间剩余油以均匀分布为主。层间剩余油分布类型新井剩余油饱和度统计表分小层SNP监测井统计表35XN200井新井多功能（2011年)35X197井SNP测井成果图（2010年)30.6%31.7%含油饱和度29.6%8182838336.4%33.8%37.5%◆（2）层间干扰型：层间储层物性差异大，合采干扰严重，剩余油层间分布差异大以二区沙二9-10为代表，从储层物性、吸水状况、压力状况看、沙二9、10砂组层间差异大，10砂组严重干扰9砂组。二区9-10单元吸水状况对比图二区9-10单元渗透率柱状图新井RFT测压情况表9砂组地层压力11.9MPa10砂组地层压力13.5MPa沙二9砂组剩余油饱和度较高，达40%-55%；10砂组剩余油饱和度在30%-40%。21152井SNP测井图1051021031041069248.5%39.6%40.6%31.2%35.8%27.1%0.000.180.370.560.76沙二92层含油饱和度图沙二103层含油饱和度图ST2-0XJ313井综合测井图（2011年取心井）◆（1）顶部富集型：在正韵律油层和渗透率级差<3的反韵律、复合韵律油层，受重力作用影响，剩余油在顶部富集。SP层内顶部富集型模式图-正韵律2-2-J1402取心井沙二34层水淹剖面图（1982年2月）2-2-19取心井沙二34层水淹剖面图（1967年10月）2-0XJ313取心井沙二34层水淹剖面（2011年3月）

层内剩余油分布类型：主要以顶部富集型为主，其次为均匀分布型和夹层控制型。◆（2）均匀分布型：层内渗透率级差3-5的反韵律油层，驱替相对均匀，剩余油以均匀分布为主。SPST2-1j1803井（普遍分布）ST3-5-330井（普遍分布）ST2-1-152井（普遍分布）36.9%33.9%36.2%31.2%35.7%32.9%31.6%30.9%33.2%层内均匀分布型模式图-反韵律◆（3）夹层控制型：统计32口饱和度测井资料，其中顶部韵律层富集型占55%；底部韵律层富集型占9%；各韵律层均匀分布型占36%。夹层控制型夹层上部物性差下部物性好夹层上部物性好下部物性差夹层上下部物性接近夹层控制剩余油分布模式ST3-7-203井（底部富集）ST3-9-279井（均匀分布）ST3-8-62井（顶部富集）沙二11层含油饱和度剖面图（顶部富集）11211116.7%31.1%21.7%25.3%39.5%17.2%胜坨油田储量动用、产液结构两大不均衡矛盾，在近极限含水开发阶段，需要根据剩余油分布状况，通过经济高效的创新性调整方式来破解。一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量层系井网调整技术政策研究四、矢量层系产液结构调整效果提纲不同类型油藏理论水驱采收率潜力表理论研究表明，不同类型油藏均具有进一步提高采收率的潜力，提高采收率可达10-17%。其中整装油藏可提高16.8%，断块可提高14.4%，低渗透油藏可提高9.8%。一是胜坨油田开发潜力仍然很大，具备持续发展的资源基础，特高含水期进一步提高采收率大有可为。

（一）胜坨油田进一步提高采收率的有利条件

室内试验表明，胜坨油田当注入倍数为3倍时，可提高采收率7.62%，注入倍数为5倍时，可提高采收率11.33%，提高采收率仍具有较大的空间。而且随着注水倍数的增大，油藏更加亲水，残余油饱和度液逐渐下降。不同注入倍数提高采收率潜力预测10050012345注入倍数（PV）5.87uo/uw21.8741.681.4117.0209.0Ed驱油效率（%）胜坨油田样品驱油效率--注入倍数关系曲线（地科院室内实验研究）

矿场实践证明，依靠水驱能够获得较高的采收率。目前胜坨油田有9个单元水驱采收率达到了50%以上。坚定了其它单元大幅提高水驱采收率的信心。胜坨油田综合含水达到95.72%，水油比急剧上升，吨油操作成本大幅上升，但在油价80＄／bbl条件下，经济极限含水可以达到99%以上。单井日液、含水和吨油操作成本关系水油比关系曲线05001000150020002500300020%40%60%80%90%95%98%含水吨油操作成本t/d507090110130单井日液单井日液：70t/d含水：95.7%吨油操作成本：910元二是高油价给近极限含水老油田的持续有效开发带来了更好的发展机遇一年以来胜坨油田的老区调整方案经济评价表明，虽然单井初产较低，但均具有较好的长期经济效益。2012年加快坨四、坨一、坨五不达标污水站改造进度，力争2012年年底全厂7座污水站水质全部达标。污水站水质状况统计表三是在上级部门大力支持下，持续加大水质改造力度，2013年将实现水驱单元按照油藏需求水质注水，为实施调整提供了有力保障力争实现主要低渗透油藏精细注水全覆盖2012年中低渗区块改造计划表2012年对目前水质未达标的5个低渗区块、2个中低渗透区块实施水质改造，力争实现低渗油藏精细水全覆盖，中低渗油藏逐步按需注水。

胜坨油田井网调整面对的突出问题：

一是老的井网已经存在，但储量控制程度较低；二是历史的流线已经形成，但开发不均衡；三是进入近极限含水开发阶段，恢复规则井网实施开发，需要大量的投入，经济效益相对较差。面对诸多问题，老油田要进一步提高水驱采收率，如何进行积极的调整,必须探索更为经济高效的调整模式，采油厂在充分研究的基础上，提出了矢量层系井网调整产液结构的思路。（二）矢量调整产液结构政策研究“矢量开发调整”，是针对胜坨油田多层开发、非均质性强、特高含水、高采出程度的背景，以经济有效提高储量动用率和采收率为目的，通过层系、井网、井距的优化设计和复杂结构井的应用，建立起适应储层非均质和不同类型剩余油分布特点的井网，采取相应的油藏技术、工艺技术和地面配套技术，实现均衡水驱，追求开发投入的效益最大化。矢量开发调整的内涵均衡开发的理念矢量化调整的四个理念高效开发的理念一体化开发的理念精细开发的理念控含水、控递减经济高效提高采收率实现“加合增效”最大程度动用储量矢量开发调整的六项原则6、配套矢量化的注采调整，实现均衡开发。1、适应储层非均质的需求；2、适应剩余油分布的矢量特征；3、最大程度控制和动用各类油层的储量；4、最大限度优化利用好老井；5、充分优化应用钻采工艺新技术；矢量开发调整的技术对策平面剩余油层间剩余油普遍分布型差异富集型剩余油分布类型井网对策均衡对策大网抽稀1、大井距强化注采2、堵水调剖（多靶点井、侧钻井，水平井，侧钻水平井，小井眼井）局部完善1、矢量配产配注2、堵水调剖大网套小网层系细分1、矢量配产配注2、套管贴堵3、堵水调剖4、同心双管注水5、攻欠增注6、分质分压注水层内剩余油水平井、侧钻水平井完善1、参数优化2、射孔优化3、套管贴堵4、堵水调剖经济高效的提高储量动用率和采收率1、层间矢量调整研究关键是细分层系可行性论证细分层系论证减少层间干扰提高储量动用数模优化油藏工程论证层系细分重组设计最佳层系调整模式单控地质储量＞8万吨砂体展布压力水平隔夹层＞＝3m含水级别差＜5%采出程度差＜8%渗透率级差＜3含油面积典型单元：二区沙二9-10层间渗透率、含水、采出程度差异大沙二9砂层组总体上含水较低，剩余油饱和度相对较高。91层剩余油饱和度分布图103剩余油饱和度分布图40%-55%30%-40%剩余油分布状况沙二10砂层组总体上含水较高，剩余油饱和度相对较低。二区9-10单元渗透率柱状图二区沙二9、10砂组隔夹层分布稳定，具有细分条件，细分后单控剩余可采储量2.86-3.24万吨，具有一定的物质基础，因此细分为9、10两套层系。细分层系剩余储量表隔层分布比较稳定，平均厚度在10-15m。

沙二9、10砂层组隔层分布图细分前后采出程度与含水关系曲线由模拟结果看，细分层系后开发效果好。典型单元：二区东三4-5单元层间含油面积、地层能量差异大细分层系剩余储量表00000000000002-19S2-11S2-12S2-13S2-14S2-15S2-16S2-18S2-19S2-2S2-20S2-22S2-23S2-25S2-26S2-27S2-28S2-3S2-30S2-32S2-33S2-4S2-5S2-9S2-21生产井S2-34S2N312-155注水井S2N8S2-7S2-65S2N24S2N29S2-70N2-85N2-10S2N2S2N10S2N17N2-21-151-202-1553-131N2-121S2-12S2-13S2-22S2-26S2-3S2-411S2-451S2-46S2-48S2-51S2-52S2-53S2-55S2-56S2-58S2-60S2-62S2-63S2-64S2-69S2-81S2N8S2X80S2-67N2-10S2-42S2-44S2-47S2-50S2-59S2-65S2N2S2N21000生产井注水井东三41层井网图东三54层井网图2、平面矢量调整研究矢量井网，平面均衡动用改变液流方向，扩大水驱波及体积，实施大井距、强化提液局部完善，采用复杂结构井等控制剩余油，形成不规则面积井网数模优化筛选井排方向最大限度利用老井上下层系匹配断层遮挡型侧缘微相型砂体边缘型非主流线型过渡带型剩余油分散差异富集型平面动用不均衡普遍分布型古水流方向是单一成因砂体的最佳水驱方向，针对性的建立与古水流方向一致的水驱关系，能够实现平面上的无障碍水驱，获得更高的采收率。沙二10剩余油饱和度图井排垂直物源方向沙二10砂层组构造井网部署图现状水井现状油井图例新油井新水井转注井2-1-1502-0XN3022-0C129井排顺物源方向沙二10砂层组构造井网部署图现状水井现状油井图例新油井新水井转注井2-1-1502-0XN3022-0C1290.000.180.370.560.76典型单元：二区沙二9-10（1）合理井网研究通过数模论证，在含水98%的情况下，顺物源方向布井指标优于垂直物源方向布井。方案1方案2方案1方案2含水与采出程度对比曲线采出程度（%）含水（%）拉大井距剩余油分布经济极限井网密度最大技术井距最小经济井距驱替压力梯度普遍分布剩余油富集剩余油缩小井距矢量井距控制含水上升扩大波及体积有效动用改善水质综合考虑累采累注、老井利用，确定沙二9、10合理注采井距分别为200-250米和300-350米。根据经济井网密度公式计算9层系最小经济极限井距200米，10层系最小经济极限井距300米。（2）矢量井距研究典型单元：二区沙二9-10现状水井现状油井图例新油井新水井转注井沙二9井网部署图(井距200-250m)

0.000.180.370.560.762-1-1502-0XN3022-0C129沙二10井网部署图(井距300-350m)2-0-8102-0-2040.000.180.370.560.767X2668X2997-2416-1868X2977-2888X3088XNB287XN276X2347CX2587CX2666-C172Y576-1868X2978XNB287XN278-2598X3086X2347CX2587C2888主力井网图（2005年）8主力现状井网图（构造）8主力井网部署图（构造）腰部注水边部采油低部位注水高部位采油井网方式井距8主力层9主力层10主力层500m450m550m300m250m350m地质储量821×104t，综合含水97.4%，采出程度40.3%典型单元：坨七西块沙二8-10不同注采井距下不同液量与含水上升率的关系实际模型出发单井矢量配液高含水井控液低含水井小幅提液主力层控液非主力层小幅提液层间均衡井区之间均衡根据部署井网，矢量配产配注确定层系、井区合理的采液速度典型单元：二区沙二9-10不同井距200m-400m给定初始含水不同液量与含水上升率关系含水上升率为约束井距200m模型（含水93%）井距400m模型（含水97%）井距300m模型（含水95%）根据实际模型，研究不同井距下单井液量与含水上升关系。（3）合理液量研究沙二10砂组不同井距下单井液量与含水上升关系曲线根据数模预测结果，在满足注采平衡，单元采液速度小于20%的情况下，含水上升率控制在理论含水值以下为条件:

沙二10层系注采井距320-360m，对应合理液量是100-150t/d；沙二9层系注采井距200-250m，对应合理液量是30-50t/d。调整思路3、层内矢量调整研究顶部富集型夹层控制型均匀分布型水平井参数优化直井开发波及不均衡射孔优化套管贴堵堵水调剖层内均衡动用层内动用不均衡一年后1年后2年后半年后5年后十年后含水98%时（57年后）从模拟结果看，水平井注水，水平井采油开发效果最好，采收率最高。

一区1-3单元为河流相储层，顶部剩余油富集，设计水平井开发，实现层内均衡有效动用。一区1-3剩余油饱和度剖面水平段距油层距离不同临界产量的变化关系图水平段距底位置/油层厚度)水平段长度和产油量关系图水平段长度(m)日产油(t/d)典型单元：一区沙二1-3（1）水平井注水，水平井采油。（2）水平井注水，直井采油，射开顶部2米。（3）直井注水，直井采油，均射开顶部2米。（4）直井注水，水平井采油，直井射开顶部2米。（5）直井注水，水平井采油，注水井全部射开。研究了不同井型条件下的开发效果◆层内矢量调整——顶部富集型

沙二91上-下夹层发育0.4-0.8m，91下剩余油富集，设计采用水平井开发。坨28沙二91下层剩余油饱和图9191下图例新油井新水井典型单元：坨28沙二91下◆层内矢量调整——夹层控制型0.680.520.600.440.360.28坨28沙二91下层厚度图纵向上小层不同部位存在较大差异，坨七9层系上部剩余油相对富集，通过调剖改善层内的动用状况。ST3-3-159井吸水剖面相对吸水量%52.528.412.86.3渗透率柱状图3-4X187井SNP饱和度图34.119.491平面图调剖水井现状水平井◆层内矢量调整——堵水调剖典型单元：坨7沙二9高效驱油体系高效堵调体系+扩大波及提高洗油效率高效调驱技术路线PPGZNDHPAM交联剂阴离子型表活剂挛连型表活剂阴非两性型聚合物高的界面活性耐温抗盐性高的洗油性高粘度耐温抗盐高弹性形成高温高盐油藏提高采收率驱油技术体系主要组成性能性能目的技术思路一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量层系井网调整技术政策研究四、矢量层系产液结构调整效果提纲方案部署油水井22口，预计新增产能1.4万吨，提高采收率9.2%（达到47.4%）。沙二10层系井网部署图2-0C1292-XN3022-1-150地质储量：216万吨

渗透率：1100-3480md采出程度：38.4%综合含水：97.0%沙二10层系：抽稀井网注采井距由300*260m到380*300m大网沙二9-10沙二9层系：加密井网注采井距由300*260m到200*250m“大网套小网”2-0-810沙二9层系井网部署图小网地质储量：139万吨渗透率：160-290md采出程度：22.6%综合含水：92.1%水质由C3改造到B1级1、层间矢量调整——二区沙二9-1010砂组调整前后对比表调整前调整后-0.4+252+0.5含水%动液面m注采比单井日产液t/d单井日产油t/d调整做法及效果：1、新老井工作量按照“先水后油”顺序，尽快恢复地层能量，目前注采比由0.76大幅提升到1.3，动液面回升252m。2、降液与提液并举，均衡地下流场，目前液量保持稳定，含水下降0.4%。3、预计采收率提高8%。调整前调整后调整做法及效果：1、首先实施提升水质工程(C3级改造为B1级)，提高中低渗透层吸水能力，目前注采比由0.54大幅提升到1.48,动液面明显回升。2、预计提高采收率10%。9砂组调整前后对比表-1.0+0.94单井日产液t/d单井日产油t/d含水%动液面m注采比调整前调整后+103t方案调整前后指标对比表

二区东三4-5细分层系调整后单元日产油能力由调整前的232吨上升至335吨，提高采收率4.0%。二区东三4-5单元开发曲线-0.4%二区东三4-517.4万吨153万方81层累采累注图0排1排3排

主力相带（高含水储量）采用大井距（400-450m），侧缘相带（相对低含水储量）采用小井距（250-350m），形成平面上矢量开发井网。1-1282-953-81XN1320X1762-1831-1864X1384-1524X1012-2224-1944-1623-1904-2485N234-2805-2364-3043-2273-2473-2373XNB2663X2804-38T66T143-115-2735-278Y17-2Y17-245XN2723-90T7653-2642CX84T1535-2830-1090X6011XNB123-864X1083-1291-1442N1223-1605XN1920-8014X2882N161XN1663X1170XN3064XN1025X281T143X34