特高含水期矢量層系井網(wǎng)調整產(chǎn)液結構主要做法定稿

特高含水期矢量層系井網(wǎng)調整產(chǎn)液結構主要做法勝利油田分公司勝利采油廠2012年1月匯報人：崔文富前言2010年以來，勝利采油廠面對含水上升快，產(chǎn)量遞減大的嚴峻局面，在油田領導、機關處室和研究院的關心支持下，深入剖析了制約勝坨油田持續(xù)高效開發(fā)的瓶頸問題，大力加強剩余油研究工作，圍繞大幅度提高水驅采收率，進一步解放思想，轉變觀念，積極研究和探索特高含水后期經(jīng)濟有效提高采收率的方式、方法，努力破解老油田發(fā)展的難題，在二區(qū)9-10等單元實施了矢量層系井網(wǎng)調整，取得了初步效果。一、勝坨油田經(jīng)濟高效開發(fā)面臨的突出矛盾二、勝坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量層系井網(wǎng)調整技術政策研究四、矢量層系產(chǎn)液結構調整效果提綱勝坨油田含油面積84.83平方千米，地質儲量4.72億噸，歷經(jīng)47年的開發(fā)，目前已進入近極限含水開發(fā)階段，綜合含水達到95.72%，采出程度38.2%，采收率40.85%。一、勝坨油田經(jīng)濟高效開發(fā)面臨的突出矛盾部署基礎井網(wǎng)分油組開采，早期注水沙一段、二區(qū)東三投入開發(fā)，細分開發(fā)層系全面細分開發(fā)層系，加密井網(wǎng)更新完善局部調整勘探發(fā)現(xiàn)優(yōu)質區(qū)塊，開展韻律層細分及井網(wǎng)重組，Ⅱ類化學驅技術取得效果初期開發(fā)階段高速開發(fā)階段穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)階段擴建產(chǎn)能階段產(chǎn)量遞減加快階段%90%特高含水強化開采階段油（萬噸）液（*10萬噸）近極限含水開采階段“十一五”以來特別是后三年，“井網(wǎng)、井筒、地面”老化的矛盾凸顯，注采體系完整性變差，主要開發(fā)指標變差。深入剖析開發(fā)狀況突出矛盾：兩個不均衡儲量控制和動用狀況不均衡產(chǎn)液結構不均衡含水上升率：0.73%自然遞減率:19.61%（1）控制儲量3.92億噸，儲量控制程度83.2%，失控儲量7952萬噸;（2）動用儲量3.1億噸，儲量動用程度只有65.6%，現(xiàn)井網(wǎng)未動用儲量共有1.62億噸(其中有井點控制未生產(chǎn)的儲量8281萬噸，無井點控制的儲量7952萬噸);（3）水驅控制儲量3.78億噸，水驅控制程度80.1%，其中完善水驅儲量2.18億噸，僅占勝坨油田的46.12%，不完善水驅儲量1.6億噸，占勝坨油田的33.9%。（一）儲量控制和動用狀況不均衡，不適應進一步提高采收率的需要目前勝坨油田總體儲量控制和動用程度較低7952,16.85%39245,83.15%16233,34.39%30964,65.61%15998,42.36%21769,57.64%萬噸萬噸萬噸控制程度83.2%動用程度65.6%水驅控制程度80.1%◆層間儲量動用不均衡◆平面儲量控制和動用不均衡儲量動用不均衡的主要類型：一是平面儲量控制和動用不均衡表現(xiàn)形式：部分單元及井區(qū)儲量失控。主要原因：高含水井點套壞報廢。目前現(xiàn)狀：共有失控儲量7952萬噸。典型單元：

坨七沙二8-10單元西區(qū)8層系儲量299萬噸，一方面套壞失控儲量180萬噸；另一方面局部井區(qū)井距小，形成低效水循環(huán)，平面不均衡狀況突出。失控儲量180×104t坨七西塊8主力層系現(xiàn)狀井網(wǎng)圖3-6-186

3-7-2413-7CX258

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

3-8X2993-7-2883-8X308Y57油井水井圖例坨七西塊8主力層系累采累注圖井距較小井區(qū)（200m）采出程度40.3%綜合含水97.3%二是層間儲量動用不均衡主要原因：特高含水后期層間矛盾依然突出，無法充分發(fā)揮各類油層的潛力。目前現(xiàn)狀：有22個層系（地質儲量1.81億噸）需要進一步細分，減緩層間干擾。滲透率級差1倍滲透率級差3倍滲透率級差5倍隨著滲透率級差的增大，層間動用狀況差異變大9

、10砂層組儲層物性上存在較大差異，非主力9砂組受到10砂組的干擾嚴重，而且9砂層組注入水質未達標（水質需求為B1級，調前為C3級），儲量動用程度明顯低于10砂組。20802井吸水剖面圖921031041059110%52%38%典型單元：二區(qū)沙二9-100.253.422.5538.449297.1滲透率（um2)采出程度（%)綜合含水（%)9砂組10砂組表現(xiàn)形式1：主力層干擾非主力層，非主力層動用難度大表現(xiàn)形式2：非主力層干擾主力層，主力層近極限含水，為減緩層間干擾，卡改非主力層生產(chǎn)，造成主力層動用程度降低典型單元：坨七斷塊沙二1-7單元現(xiàn)狀油井現(xiàn)狀水井11主力小層平面圖78非主力小層平面6x2037-2627x2786x107T1426x262T7-1現(xiàn)狀油井現(xiàn)狀水井6-2056X2265-1397-2466x2416-20/84n165-1896-2227-2717-2388X2887x2258X2878X2896n185Y5811層儲量：92萬噸綜合含水：97.6%采出程度：61.1%儲量控制程度：由98.5%下降到61.3%1-7非主力層儲量：201萬噸綜合含水：93.8%采出程度：35.6%（二）產(chǎn)液結構不均衡的矛盾突出勝坨油田含水>98%的井數(shù)390口，日產(chǎn)液5.16萬噸，占總液量的37.1%,日產(chǎn)油801噸，含水98.45%。其中含水>98.5%的井數(shù)182口，日產(chǎn)液1.97萬噸，占總液量的14.17%,日產(chǎn)油246噸，含水98.75%，這部分井噸油操作成本2200元，效益相對較低。長期水驅開發(fā)，高液量井采液強度大，形成主流線，注入水低效循環(huán)導致含水上升快；低液量井受平面干擾能量較差，井區(qū)水驅效果差。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斷塊9-10單元91層系現(xiàn)狀井網(wǎng)圖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斷塊9-10單元91層系現(xiàn)狀井網(wǎng)圖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主流線非流線圖例日產(chǎn)液量日注水量300m3300t5-4884-748電泵井區(qū)有桿泵井區(qū)電泵井區(qū)有桿泵井區(qū)電泵井：10口單井日產(chǎn)液：250.1噸有桿泵井：9口單井日產(chǎn)液：23.7噸一是平面產(chǎn)液不均衡二是層間產(chǎn)液不均衡層間干擾造成層間開發(fā)狀況差異較大。滲透率分布小層相對吸水強度小層采出程度RFT測試壓力二區(qū)沙二74-81單元單采資料表明74-9層與81層之間的開發(fā)狀況差異較大；目前單元合采井17口（占油井開井數(shù)31.5%），合注井30口（占水井開井數(shù)的71.4%），81層嚴重干擾74-9砂層組的潛力發(fā)揮。75.8202.63.65.595.297.3日產(chǎn)液(t)含水(%)日產(chǎn)油(t)74-9層81層動液面（m）-973.4-864.274-9與81層單采井生產(chǎn)情況對比柱狀圖層系細分不徹底造成主力層長期高能量高含水，為主要出力層，限制了層間潛力的發(fā)揮。作為老油田開發(fā)的探路者和先行者，如何破解兩大不均衡的矛盾，如何經(jīng)濟有效提高采收率，減緩產(chǎn)量遞減，首要任務是認清剩余油的分布規(guī)律。一、勝坨油田經(jīng)濟高效開發(fā)面臨的突出矛盾二、勝坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量層系井網(wǎng)調整技術政策研究四、矢量層系產(chǎn)液結構調整效果提綱一是大力加強剩余油監(jiān)測和分析力度按照畢總調研時提出的“特高含水老油田重建開發(fā)體系的前提是認清剩余油潛力”的指示精神，2010年以來，制定并實施了覆蓋全區(qū)(57個單元，171個砂層組)的剩余油監(jiān)測計劃，充分利用新井、SNP、取心井等資料，逐塊逐層逐井的認識剩余油分布狀況。2010-2011年剩余油監(jiān)測工作量表以精細刻畫儲層非均質和剩余油為重點，2010年以來，已完成建模數(shù)模區(qū)塊9個，正開展區(qū)塊22個，共計地質儲量3.44億噸，覆蓋率達到80%以上。斷層模型構造模型1、開發(fā)狀況716171815二是持續(xù)開展精細建模數(shù)模工作勝坨油田為典型的整裝多層砂巖油藏，經(jīng)過長期的不規(guī)則面積注采井網(wǎng)開發(fā)，剩余油總體呈現(xiàn)“普遍分布、差異富集”的矢量化分布特點，具體概括為“Ⅲ類11型”。剩余油分布類型平面剩余油層間剩余油層內(nèi)剩余油普遍分布型斷層遮擋型側緣微相型砂體邊緣型非主流線型過渡帶型均勻分布型頂部富集型夾層控制型均勻分布型層間干擾型差異富集型◆（1）普遍分布型：油層含水高，剩余油普遍分布特高含水期，下油組主力層剩余油基本以普遍分布為主，剩余可動油飽和度15%-20%

。以勝二區(qū)沙二10砂層組為代表，含水大于95%的油層面積占85%，平面上剩余油主要呈現(xiàn)普遍分布的特點，剩余油飽和度在30%-40%之間。平面剩余油分布類型二區(qū)9-10沙二103層剩余油飽和度圖0.100.250.400.700.55二區(qū)9-10沙二105層剩余油飽和度圖0.100.250.400.700.55Ⅰ斷層遮擋型：受斷層遮擋影響，平面上剩余油在斷層附近呈現(xiàn)小尺度富集以坨28沙二1-3單元為代表，斷層附近剩余油富集，儲量占5%左右，剩余油飽和度在50%-60%之間。坨28沙二12含油飽和度圖（主力層）坨28沙二25含油飽和度圖（非主力層）斷層附近斷層附近ST3-5-313井SNP測井圖35.9%111247.2%35.4%ST3-5-313井測井圖1112（2）差異富集型Ⅱ側緣微相型：側緣相帶物性變差，動用程度較低，剩余油相對富集Ⅲ砂體邊緣型：砂體邊緣水驅波及較差，剩余油相對富集側緣微相型砂體邊緣型Ⅳ非主流線型：受井網(wǎng)不規(guī)則、平面注采不均衡的影響，在非主流線上剩余油較為富集。

例如1-3XN192井2011年3月射開位于非主流線的沙二11層生產(chǎn)，目前日液13.8t，日油6.0t，含水56.2%。ST1-3XN192井區(qū)流線圖勝一區(qū)沙二1-3單元11層剩余油飽和度圖ST1-3XN192井測井圖1113歷史主流線歷史次主流線重新建立了測井解釋模板，對低阻層根據(jù)試采情況進行了二次解釋勝二區(qū)83-5解釋圖版（整體）坨21區(qū)塊油水解釋圖版

Ⅴ過渡帶型：針對油水過渡帶重建測井解釋模型、開展精細建模、剩余油形成機理及分布規(guī)律研究。研究了油水過渡帶剩余油分布的控制因素邊水能量油層厚度注水方式韻律性原油粘度……累注水倍數(shù)原油粘度越大，易形成指進，粘度大的區(qū)域形成剩余開發(fā)潛力可能性大。剩余油飽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%時（11年后）邊部不管是油井排還是水井排，過渡帶都有形成剩余油分布的條件邊部油井排邊部水井排邊水能量與注水方式影響研究◆過渡帶型：勝坨油田具有調整潛力的油水過渡帶區(qū)塊10個，地質儲量553萬噸油水過渡帶分類油稠指進型低阻新認識型注水外推型◆（1）均勻分布型：主力油層間儲層物性差異小，動用程度相當，剩余油均勻分布以坨七沙二8-10為代表，8主力層系中81、83層儲層物性相近，驅替相對均勻，剩余油飽和度分別為38.6%、38.9%，層間剩余油以均勻分布為主。層間剩余油分布類型新井剩余油飽和度統(tǒng)計表分小層SNP監(jiān)測井統(tǒng)計表35XN200井新井多功能（2011年)35X197井SNP測井成果圖（2010年)30.6%31.7%含油飽和度29.6%8182838336.4%33.8%37.5%◆（2）層間干擾型：層間儲層物性差異大，合采干擾嚴重，剩余油層間分布差異大以二區(qū)沙二9-10為代表，從儲層物性、吸水狀況、壓力狀況看、沙二9、10砂組層間差異大，10砂組嚴重干擾9砂組。二區(qū)9-10單元吸水狀況對比圖二區(qū)9-10單元滲透率柱狀圖新井RFT測壓情況表9砂組地層壓力11.9MPa10砂組地層壓力13.5MPa沙二9砂組剩余油飽和度較高，達40%-55%；10砂組剩余油飽和度在30%-40%。21152井SNP測井圖1051021031041069248.5%39.6%40.6%31.2%35.8%27.1%0.000.180.370.560.76沙二92層含油飽和度圖沙二103層含油飽和度圖ST2-0XJ313井綜合測井圖（2011年取心井）◆（1）頂部富集型：在正韻律油層和滲透率級差<3的反韻律、復合韻律油層，受重力作用影響，剩余油在頂部富集。SP層內(nèi)頂部富集型模式圖-正韻律2-2-J1402取心井沙二34層水淹剖面圖（1982年2月）2-2-19取心井沙二34層水淹剖面圖（1967年10月）2-0XJ313取心井沙二34層水淹剖面（2011年3月）

層內(nèi)剩余油分布類型：主要以頂部富集型為主，其次為均勻分布型和夾層控制型?！簦?）均勻分布型：層內(nèi)滲透率級差3-5的反韻律油層，驅替相對均勻，剩余油以均勻分布為主。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%層內(nèi)均勻分布型模式圖-反韻律◆（3）夾層控制型：統(tǒng)計32口飽和度測井資料，其中頂部韻律層富集型占55%；底部韻律層富集型占9%；各韻律層均勻分布型占36%。夾層控制型夾層上部物性差下部物性好夾層上部物性好下部物性差夾層上下部物性接近夾層控制剩余油分布模式ST3-7-203井（底部富集）ST3-9-279井（均勻分布）ST3-8-62井（頂部富集）沙二11層含油飽和度剖面圖（頂部富集）11211116.7%31.1%21.7%25.3%39.5%17.2%勝坨油田儲量動用、產(chǎn)液結構兩大不均衡矛盾，在近極限含水開發(fā)階段，需要根據(jù)剩余油分布狀況，通過經(jīng)濟高效的創(chuàng)新性調整方式來破解。一、勝坨油田經(jīng)濟高效開發(fā)面臨的突出矛盾二、勝坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量層系井網(wǎng)調整技術政策研究四、矢量層系產(chǎn)液結構調整效果提綱不同類型油藏理論水驅采收率潛力表理論研究表明，不同類型油藏均具有進一步提高采收率的潛力，提高采收率可達10-17%。其中整裝油藏可提高16.8%，斷塊可提高14.4%，低滲透油藏可提高9.8%。一是勝坨油田開發(fā)潛力仍然很大，具備持續(xù)發(fā)展的資源基礎，特高含水期進一步提高采收率大有可為。

（一）勝坨油田進一步提高采收率的有利條件

室內(nèi)試驗表明，勝坨油田當注入倍數(shù)為3倍時，可提高采收率7.62%，注入倍數(shù)為5倍時，可提高采收率11.33%，提高采收率仍具有較大的空間。而且隨著注水倍數(shù)的增大，油藏更加親水，殘余油飽和度液逐漸下降。不同注入倍數(shù)提高采收率潛力預測10050012345注入倍數(shù)（PV）5.87uo/uw21.8741.681.4117.0209.0Ed驅油效率（%）勝坨油田樣品驅油效率--注入倍數(shù)關系曲線（地科院室內(nèi)實驗研究）

礦場實踐證明，依靠水驅能夠獲得較高的采收率。目前勝坨油田有9個單元水驅采收率達到了50%以上。堅定了其它單元大幅提高水驅采收率的信心。勝坨油田綜合含水達到95.72%，水油比急劇上升，噸油操作成本大幅上升，但在油價80＄／bbl條件下，經(jīng)濟極限含水可以達到99%以上。單井日液、含水和噸油操作成本關系水油比關系曲線05001000150020002500300020%40%60%80%90%95%98%含水噸油操作成本t/d507090110130單井日液單井日液：70t/d含水：95.7%噸油操作成本：910元二是高油價給近極限含水老油田的持續(xù)有效開發(fā)帶來了更好的發(fā)展機遇一年以來勝坨油田的老區(qū)調整方案經(jīng)濟評價表明，雖然單井初產(chǎn)較低，但均具有較好的長期經(jīng)濟效益。2012年加快坨四、坨一、坨五不達標污水站改造進度，力爭2012年年底全廠7座污水站水質全部達標。污水站水質狀況統(tǒng)計表三是在上級部門大力支持下，持續(xù)加大水質改造力度，2013年將實現(xiàn)水驅單元按照油藏需求水質注水，為實施調整提供了有力保障力爭實現(xiàn)主要低滲透油藏精細注水全覆蓋2012年中低滲區(qū)塊改造計劃表2012年對目前水質未達標的5個低滲區(qū)塊、2個中低滲透區(qū)塊實施水質改造，力爭實現(xiàn)低滲油藏精細水全覆蓋，中低滲油藏逐步按需注水。

勝坨油田井網(wǎng)調整面對的突出問題：

一是老的井網(wǎng)已經(jīng)存在，但儲量控制程度較低；二是歷史的流線已經(jīng)形成，但開發(fā)不均衡；三是進入近極限含水開發(fā)階段，恢復規(guī)則井網(wǎng)實施開發(fā)，需要大量的投入，經(jīng)濟效益相對較差。面對諸多問題，老油田要進一步提高水驅采收率，如何進行積極的調整,必須探索更為經(jīng)濟高效的調整模式，采油廠在充分研究的基礎上，提出了矢量層系井網(wǎng)調整產(chǎn)液結構的思路。（二）矢量調整產(chǎn)液結構政策研究“矢量開發(fā)調整”，是針對勝坨油田多層開發(fā)、非均質性強、特高含水、高采出程度的背景，以經(jīng)濟有效提高儲量動用率和采收率為目的，通過層系、井網(wǎng)、井距的優(yōu)化設計和復雜結構井的應用，建立起適應儲層非均質和不同類型剩余油分布特點的井網(wǎng)，采取相應的油藏技術、工藝技術和地面配套技術，實現(xiàn)均衡水驅，追求開發(fā)投入的效益最大化。矢量開發(fā)調整的內(nèi)涵均衡開發(fā)的理念矢量化調整的四個理念高效開發(fā)的理念一體化開發(fā)的理念精細開發(fā)的理念控含水、控遞減經(jīng)濟高效提高采收率實現(xiàn)“加合增效”最大程度動用儲量矢量開發(fā)調整的六項原則6、配套矢量化的注采調整，實現(xiàn)均衡開發(fā)。1、適應儲層非均質的需求；2、適應剩余油分布的矢量特征；3、最大程度控制和動用各類油層的儲量；4、最大限度優(yōu)化利用好老井；5、充分優(yōu)化應用鉆采工藝新技術；矢量開發(fā)調整的技術對策平面剩余油層間剩余油普遍分布型差異富集型剩余油分布類型井網(wǎng)對策均衡對策大網(wǎng)抽稀1、大井距強化注采2、堵水調剖（多靶點井、側鉆井，水平井，側鉆水平井，小井眼井）局部完善1、矢量配產(chǎn)配注2、堵水調剖大網(wǎng)套小網(wǎng)層系細分1、矢量配產(chǎn)配注2、套管貼堵3、堵水調剖4、同心雙管注水5、攻欠增注6、分質分壓注水層內(nèi)剩余油水平井、側鉆水平井完善1、參數(shù)優(yōu)化2、射孔優(yōu)化3、套管貼堵4、堵水調剖經(jīng)濟高效的提高儲量動用率和采收率1、層間矢量調整研究關鍵是細分層系可行性論證細分層系論證減少層間干擾提高儲量動用數(shù)模優(yōu)化油藏工程論證層系細分重組設計最佳層系調整模式單控地質儲量＞8萬噸砂體展布壓力水平隔夾層＞＝3m含水級別差＜5%采出程度差＜8%滲透率級差＜3含油面積典型單元：二區(qū)沙二9-10層間滲透率、含水、采出程度差異大沙二9砂層組總體上含水較低，剩余油飽和度相對較高。91層剩余油飽和度分布圖103剩余油飽和度分布圖40%-55%30%-40%剩余油分布狀況沙二10砂層組總體上含水較高，剩余油飽和度相對較低。二區(qū)9-10單元滲透率柱狀圖二區(qū)沙二9、10砂組隔夾層分布穩(wěn)定，具有細分條件，細分后單控剩余可采儲量2.86-3.24萬噸，具有一定的物質基礎，因此細分為9、10兩套層系。細分層系剩余儲量表隔層分布比較穩(wěn)定，平均厚度在10-15m。

沙二9、10砂層組隔層分布圖細分前后采出程度與含水關系曲線由模擬結果看，細分層系后開發(fā)效果好。典型單元：二區(qū)東三4-5單元層間含油面積、地層能量差異大細分層系剩余儲量表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生產(chǎn)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生產(chǎn)井注水井東三41層井網(wǎng)圖東三54層井網(wǎng)圖2、平面矢量調整研究矢量井網(wǎng)，平面均衡動用改變液流方向，擴大水驅波及體積，實施大井距、強化提液局部完善，采用復雜結構井等控制剩余油，形成不規(guī)則面積井網(wǎng)數(shù)模優(yōu)化篩選井排方向最大限度利用老井上下層系匹配斷層遮擋型側緣微相型砂體邊緣型非主流線型過渡帶型剩余油分散差異富集型平面動用不均衡普遍分布型古水流方向是單一成因砂體的最佳水驅方向，針對性的建立與古水流方向一致的水驅關系，能夠實現(xiàn)平面上的無障礙水驅，獲得更高的采收率。沙二10剩余油飽和度圖井排垂直物源方向沙二10砂層組構造井網(wǎng)部署圖現(xiàn)狀水井現(xiàn)狀油井圖例新油井新水井轉注井2-1-1502-0XN3022-0C129井排順物源方向沙二10砂層組構造井網(wǎng)部署圖現(xiàn)狀水井現(xiàn)狀油井圖例新油井新水井轉注井2-1-1502-0XN3022-0C1290.000.180.370.560.76典型單元：二區(qū)沙二9-10（1）合理井網(wǎng)研究通過數(shù)模論證，在含水98%的情況下，順物源方向布井指標優(yōu)于垂直物源方向布井。方案1方案2方案1方案2含水與采出程度對比曲線采出程度（%）含水（%）拉大井距剩余油分布經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度最大技術井距最小經(jīng)濟井距驅替壓力梯度普遍分布剩余油富集剩余油縮小井距矢量井距控制含水上升擴大波及體積有效動用改善水質綜合考慮累采累注、老井利用，確定沙二9、10合理注采井距分別為200-250米和300-350米。根據(jù)經(jīng)濟井網(wǎng)密度公式計算9層系最小經(jīng)濟極限井距200米，10層系最小經(jīng)濟極限井距300米。（2）矢量井距研究典型單元：二區(qū)沙二9-10現(xiàn)狀水井現(xiàn)狀油井圖例新油井新水井轉注井沙二9井網(wǎng)部署圖(井距200-250m)

0.000.180.370.560.762-1-1502-0XN3022-0C129沙二10井網(wǎng)部署圖(井距300-350m)2-0-8102-0-2040.000.180.370.560.767X2668X2997-2416-1868X2977-2888X3088XNB287XN276X2347CX2587CX2666-C172Y576-1868X2978XNB287XN278-2598X3086X2347CX2587C2888主力井網(wǎng)圖（2005年）8主力現(xiàn)狀井網(wǎng)圖（構造）8主力井網(wǎng)部署圖（構造）腰部注水邊部采油低部位注水高部位采油井網(wǎng)方式井距8主力層9主力層10主力層500m450m550m300m250m350m地質儲量821×104t，綜合含水97.4%，采出程度40.3%典型單元：坨七西塊沙二8-10不同注采井距下不同液量與含水上升率的關系實際模型出發(fā)單井矢量配液高含水井控液低含水井小幅提液主力層控液非主力層小幅提液層間均衡井區(qū)之間均衡根據(jù)部署井網(wǎng)，矢量配產(chǎn)配注確定層系、井區(qū)合理的采液速度典型單元：二區(qū)沙二9-10不同井距200m-400m給定初始含水不同液量與含水上升率關系含水上升率為約束井距200m模型（含水93%）井距400m模型（含水97%）井距300m模型（含水95%）根據(jù)實際模型，研究不同井距下單井液量與含水上升關系。（3）合理液量研究沙二10砂組不同井距下單井液量與含水上升關系曲線根據(jù)數(shù)模預測結果，在滿足注采平衡，單元采液速度小于20%的情況下，含水上升率控制在理論含水值以下為條件:

沙二10層系注采井距320-360m，對應合理液量是100-150t/d；沙二9層系注采井距200-250m，對應合理液量是30-50t/d。調整思路3、層內(nèi)矢量調整研究頂部富集型夾層控制型均勻分布型水平井參數(shù)優(yōu)化直井開發(fā)波及不均衡射孔優(yōu)化套管貼堵堵水調剖層內(nèi)均衡動用層內(nèi)動用不均衡一年后1年后2年后半年后5年后十年后含水98%時（57年后）從模擬結果看，水平井注水，水平井采油開發(fā)效果最好，采收率最高。

一區(qū)1-3單元為河流相儲層，頂部剩余油富集，設計水平井開發(fā)，實現(xiàn)層內(nèi)均衡有效動用。一區(qū)1-3剩余油飽和度剖面水平段距油層距離不同臨界產(chǎn)量的變化關系圖水平段距底位置/油層厚度)水平段長度和產(chǎn)油量關系圖水平段長度(m)日產(chǎn)油(t/d)典型單元：一區(qū)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，射開頂部2米。（3）直井注水，直井采油，均射開頂部2米。（4）直井注水，水平井采油，直井射開頂部2米。（5）直井注水，水平井采油，注水井全部射開。研究了不同井型條件下的開發(fā)效果◆層內(nèi)矢量調整——頂部富集型

沙二91上-下夾層發(fā)育0.4-0.8m，91下剩余油富集，設計采用水平井開發(fā)。坨28沙二91下層剩余油飽和圖9191下圖例新油井新水井典型單元：坨28沙二91下◆層內(nèi)矢量調整——夾層控制型0.680.520.600.440.360.28坨28沙二91下層厚度圖縱向上小層不同部位存在較大差異，坨七9層系上部剩余油相對富集，通過調剖改善層內(nèi)的動用狀況。ST3-3-159井吸水剖面相對吸水量%52.528.412.86.3滲透率柱狀圖3-4X187井SNP飽和度圖34.119.491平面圖調剖水井現(xiàn)狀水平井◆層內(nèi)矢量調整——堵水調剖典型單元：坨7沙二9高效驅油體系高效堵調體系+擴大波及提高洗油效率高效調驅技術路線PPGZNDHPAM交聯(lián)劑陰離子型表活劑攣連型表活劑陰非兩性型聚合物高的界面活性耐溫抗鹽性高的洗油性高粘度耐溫抗鹽高彈性形成高溫高鹽油藏提高采收率驅油技術體系主要組成性能性能目的技術思路一、勝坨油田經(jīng)濟高效開發(fā)面臨的突出矛盾二、勝坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量層系井網(wǎng)調整技術政策研究四、矢量層系產(chǎn)液結構調整效果提綱方案部署油水井22口，預計新增產(chǎn)能1.4萬噸，提高采收率9.2%（達到47.4%）。沙二10層系井網(wǎng)部署圖2-0C1292-XN3022-1-150地質儲量：216萬噸

滲透率：1100-3480md采出程度：38.4%綜合含水：97.0%沙二10層系：抽稀井網(wǎng)注采井距由300*260m到380*300m大網(wǎng)沙二9-10沙二9層系：加密井網(wǎng)注采井距由300*260m到200*250m“大網(wǎng)套小網(wǎng)”2-0-810沙二9層系井網(wǎng)部署圖小網(wǎng)地質儲量：139萬噸滲透率：160-290md采出程度：22.6%綜合含水：92.1%水質由C3改造到B1級1、層間矢量調整——二區(qū)沙二9-1010砂組調整前后對比表調整前調整后-0.4+252+0.5含水%動液面m注采比單井日產(chǎn)液t/d單井日產(chǎn)油t/d調整做法及效果：1、新老井工作量按照“先水后油”順序，盡快恢復地層能量，目前注采比由0.76大幅提升到1.3，動液面回升252m。2、降液與提液并舉，均衡地下流場，目前液量保持穩(wěn)定，含水下降0.4%。3、預計采收率提高8%。調整前調整后調整做法及效果：1、首先實施提升水質工程(C3級改造為B1級)，提高中低滲透層吸水能力，目前注采比由0.54大幅提升到1.48,動液面明顯回升。2、預計提高采收率10%。9砂組調整前后對比表-1.0+0.94單井日產(chǎn)液t/d單井日產(chǎn)油t/d含水%動液面m注采比調整前調整后+103t方案調整前后指標對比表

二區(qū)東三4-5細分層系調整后單元日產(chǎn)油能力由調整前的232噸上升至335噸，提高采收率4.0%。二區(qū)東三4-5單元開發(fā)曲線-0.4%二區(qū)東三4-517.4萬噸153萬方81層累采累注圖0排1排3排

主力相帶（高含水儲量）采用大井距（400-450m），側緣相帶（相對低含水儲量）采用小井距（250-350m），形成平面上矢量開發(fā)井網(wǎng)。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