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李宗宇　陈珊　杨磊

（西北石油局规划设计研究院　乌鲁木齐　830011）

摘要　砂岩定容油藏一般分布局限，在开发中不作为重点，生产中很难取全各项资料，给这类油藏的开发和油藏工程设计带来一定困难。塔河3号油田石炭系油藏各油层多为定容性油藏，作者以TK303井为例，利用生产资料，通过各种油藏工程计算方法对油藏动态进行综合评价分析，并将此应用到整个塔河3号油田石炭系油藏。

关键词　砂岩定容油藏　油藏工程计算　生产资料

塔河3号油田石炭系油藏总体为层状岩性－构造油藏，其顶部风化面附近可能存在不整合岩性油气藏。油藏具有含油井段长（约280m）、油层分散、单层厚度小（一般为1.7～4.0m）、油水层相间出现的特点。在平面上，油气层既受微幅度圈闭控制，部分油沙体的展布明显又受岩性控制。部分油沙体互不连通，大部分沙体分布面积小，能量供给不足，开发难度很大。如何评价开发好此类油气藏，其难度不亚于开发奥陶系油藏。塔河3号油田石炭系油藏的探明储量为1111×104t，而该油田奥陶系油藏单井产能低，部分井因储层的非均质性没有产能而转采石炭系。

目前本油藏有2口井3层次进行过试采，尚未获得PVT资料，取得的生产资料也较少。

1　高压物性参数计算

石炭系油藏没有取高压物性样，我们用经验公式和已有的油藏工程软件求取部分高压物性参数。塔河3号油田石炭系试采的2井3层次中只有 TK303井Ⅱ油组5044.5～5050.0m段资料最全，现以TK303井Ⅱ油组试采资料进行物性参数计算。

Glaso计算饱和压力的经验公式：

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

式中：pb——原油的饱和压力（MPa）; ＊——饱和压力的相关因数；

dg——闪蒸分离气体的相对密度；

d0——闪蒸分离的地面原油相对密度；

Rs——闪蒸分离的总气油比（m3/m3）；

t——地层温度（℃）。

d。取0.696,d。取0.8247,Rs取58m3/m3,t取118℃，计算得pb=11.367MPa。

由公式（1）和公式（2）求得的饱和压力在1.034～48.263MPa，压力范围内的标准差为6.98％，而在13.789～48.263MPa压力范围内的标准差为3.84％。

根据计算的pb和生产资料用西南石油学院研制的西油软件求得的原油高压物性参数如下：

原油体积系数——1.2137(m3/m3）；

原油压缩系数——6.6647×10-4(1/MPa）；

原油饱和压力——11.367(MPa）；

溶解气油比——62(m3/m3）；

两相体积系数——1.2137(m3/m3）；

地层原油粘度——1.300091(mPa·s）；

地层原油密度——0.7230685(g/cm3）。

用同样方法可计算出溶解气的高压物性和地层水性质。

2　动态综合评价

2.1　可采储量概算

TK303井Ⅱ油组在5044～5050m段从1999年3月3日生产到5月21日关井转层，本层累积产出原油4953.03t，产气6.6312×104m3，产水为296.6m3，生产期间一直用6mm油嘴生产，并于1999年3月2日和5月22日各测地层压力一次。在此以d为单位作递减分析，其结果见表1及图1。由表1看直线递减相关系数最高，为0.9757，其次为指数递减，相关系数为0.9457，由递减类型和生产情况分析该油层具定容性质的油藏特征。直线递减率3.94 d-1，开采年限为106.6d，计算出的弹性驱可采储量为0.546×104t。

表1　TK303井Ⅱ油组产量递减分析结果Table1　The output decrease analytic result of well TK303－Ⅱ oil groups

2.2　地质储量的计算

据计算得到的高压物性参数、生产资料数据、油藏参数，用西油软件中封闭性油藏储量计算模块计算出TK303井Ⅱ油沙层单井弹性驱控制地质储量为2.776×104t。

图1　TK303井产量递减曲线图　Fig.1　The output decrease curve of TK303 well

2.3　驱动指数计算

根据未饱和油藏驱动指数计算公式，用算出的单井控制地质储量、高压物性参数和已有的地层压降等资料求得驱动指数见表2及图2。由表2知该油层存在弹性驱动和溶解气驱动，以弹性驱动为主。略有天然水驱。2.4　天然能量评估

表2　TK303井Ⅱ油组驱动指数　Table2　The drive index of well TK303 oil groups

（1）无因次弹性产量比值

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

式中：Np——累积产油量（104t）;

N——原始地质储量（或单井控制储量）（104t）;

Bo——压力p下的原油体积系数（m3/m3）；

Boi——原始原油体积系数（m3/m3）;

Ct——总压缩系数（1/MPa）;

pi——原始地层压力（MPa）;

图2　TK303井Ⅱ油组驱动指数变化图　Fig.2　The drive index mutative chart of well TK303－Ⅱ oil group

p——平均地层压力（MPa）。

计算得 Npr=3.077579。

（2）采出1％地质储量平均地层压降

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

计算得Dpr=0.5138521。

对于孔隙型砂岩油藏天然水驱动能量基于上述两指标有如下分级：

第一，如果Dpx＜0.2,Npr＞30，那么油藏初期天然能量充足，初期采油速度可以大于2％。

第二，如果0.2≤Dpr＜0.8,Npr=10～30，那么油藏的天然能量较充足，初期采油速度可以取1.5%＜vo≤2％。

第三，如果0.8≤Dpr＜2.5,Npr=2～10，那么油藏有一定的天然能量，初期采油速度可以取1.0%＜vo≤1.5％。

第四，如果Dpr≥2.5,Npr＜2，那么油藏天然能量不足，初期采油速度取vo≤1.0％。

借鉴上述分级标准，目前的Npr值和Dpr值在天然驱动能量大小分布图中处于第三类，说明天然能量为中等水平。推荐出合理的采油速度为1.0%＜vo≤1.5％。

塔河3号油田石炭系油藏各油组为同一压力系统，试采资料显示原油性质、气油比、动态特征相似。虽然有的油沙层有一定的边水，开发中存在一定程度的天然水驱，但至少弹性驱和溶解气驱能量是相同或相似的，就目前所处的阶段和对油藏的认识而言，此方案可以用于塔河油田3区块石炭系类似油藏的开发。

3　应用

3.1　采收率估算

利用所作做递减分析的结果计算TK303井Ⅱ油组弹性驱可采储量为0.546×104t；用西油软件封闭性油藏储量计算模块计算 TK303井Ⅱ油沙层单井弹性驱控制地质储量为2.776×104t；计算一次采收率可达19.67％。

3.2　合理采油速度

利用计算无因次弹性产量比值Np和x采出1％地质储量平均地层压降Dpr在天然驱动能量大小分布图中处于第三类，推荐出合理的采油速度为1.0%＜vo≤1.5％。考虑到经济效益，推荐采油速度为1.5％。

3.3　开采方式的确定

据计算的一次采收率可达19.67％，油藏大部分有定容封闭性油藏特征，则可确定以衰竭式开采为主，而且主要在自喷期采出，后期可在主力油层实施笼统注水。事实上S46井停喷转机抽生产后，在机抽生产时含水达70％，而供液严重不足，日产油水平只有1～2t，反映出二次采油后没多大产能。

3.4　其他参数的确定

知道合理的采油速度，再加上试井求得单井合理产能，就可求出所需生产井数。进而可求得油藏产能规模、油井停喷压力等油藏工程设计所需参数。同时可验证油组划分和小层沉积相划分对比的正确性，结合油藏地质研究成果就可划分开发层系，研究开发井网。

参考文献

[1]秦同洛等．实用油藏工程方法．北京：石油工业出版社．1989

[2]黄炳光等．实用油藏工程与动态分析方法．北京：石油工业出版社．1998

The comprehensive evaluation of behaviors of sandstone reservoir at constant volume——Taking well TK303 as an example

Li Zongyu　Chen Shan　Yang Lei

Abstract:The distribution of sandstone reservoir at constant volume is limited and this reservoir is not the main production point,in the meantime,it is hard to obtain all sorts of information about it during producing.It takes many difficulties for us to produce and design this kind of reservoir.Payzones of carboniferous reservoir in No.3 Tahe oil field are these reservoirs at constant volume.Taking well TK303 as a good example,The author utilized entire producing information to analyse and evaluate the reservoir comprehensively and applied it to the whole No.3 Tahe oil feld by means of using all kinds of calculation methods of reservoir engineering,using all kind of calculation methods of volume.

Key words:sandstone reservoir at constant volume　reservoir engineering calculation　production information

张世明　孙业恒　宋道万　戴涛　王成峰

摘要　纯化油田西区沙四段上亚段纯化镇组为典型的低渗透断块油藏，经过30多年的开发，区块暴露出部分油井含水上升快和区域开采不平衡的矛盾，剩余油分布规律也纷繁复杂。文章应用油藏数值模拟技术，从精细地质模型建立、历史拟合认识、开发效果分析、剩余油分布规律描述、开发方案调整等方面开展研究，深入分析低渗透断块油藏开发中后期的潜力方向，提出切实可行的开发调整措施，现场实施表明效果明显。该研究方法对其他开发中后期低渗透断块油藏的开发措施调整有所借鉴。

关键词　低渗透　断块油藏　数值模拟　剩余油　开发调整　纯化油田

一、引言

纯化油田西区属于高压、低饱和、岩性复杂、层多且薄的层状低渗透断块油藏，主力开发单元纯2断块及纯69断块，含油面积8.2km2，石油地质储量978×104t，其中数值模拟研究的10个主力小层石油地质储量为616×104t，占77.2%。该区于1965年试采投产，1987年注水采油，1988年进行加密调整，1990年细分层系开发；截止1998年末，油井综合含水73.3%，区块采出程度20.1%。受构造、断层、岩性以及油水井井网和井况的影响，开采过程中暴露出平面原油动用不均衡，局部油井含水上升快，整体开发效果变差的矛盾，导致该区剩余油分布零散，后期的开发调整难度很大。本文应用油藏数值模拟手段，建立精确描述油藏复杂断裂系统的地质模型，通过精细历史拟合加深并修正对区块动、静资料的认识；深入分析复杂断块油藏的剩余油分布特征及影响因素，综合多侧面、多指标剩余油分布的定量描述，寻找后期开发最佳潜力点；结合区块开采矛盾和地质特点，采用顺序优化法进行措施调整的诸因素分析，优化出最佳开发方案。现场实施效果证明，该研究方法对于开发中后期低渗透断块油藏的开发措施调整具有较好的借鉴作用。

二、三维精细地质模型描述

复杂断块油藏的最大特点是断层多，断裂系统复杂。各种纵横交错的断层将整个区块切割成多个相互独立的油藏，从而造成区块内各断块油藏间含油气富集程度的差异及油水关系的复杂变化[1]。另外，受平面岩性及纵向夹层的影响，储集层空间非均质变化严重。因此，精确描述油藏地质特征，建立三维精细地质模型是开展油藏数值模拟的基础。

1.断裂系统描述

油藏数值模拟区纯2断块及纯69断块沙四段上亚段纯化镇组油藏是一个被四周断层切割遮挡的封闭型、多油组、多油水系统的低渗透、低饱和压力断块油藏，含油区呈东西长、南北窄的条带状。封闭油藏内部发育12条走向各异、规模不同的断层，其中各主要断层要素情况见表1。数值模拟建模过程中，为了精确描述该区复杂的断裂系统和起伏多变的构造形态，采用了非常规的角点坐标技术，即用不规则多边形单元网格块的8个顶点的坐标取代常规的矩形网格块中心点坐标，实现网格线沿任意走向的断层线划分，从而合理描述油藏微构造形态及断层[2]。由于各断层上下盘存在10～100m不等的落差，利用沿断层线的节点劈分技术，先劈分后插值，精确刻画断层两侧构造的突变。地质研究表明，受构造运动和沉积的影响，各断层对流体的运移存在不同程度的封堵作用。为反映断层的这种特征，采用方向传导系数描述断层封堵性，并结合动态历史拟合修正其封堵程度。

表1　纯西区断层要素表

2.储集层非均质性描述

沙四段上亚段岩性由砂岩、碳酸盐岩和泥（页）岩组成，且10个主力小层均由多种岩性混合组成，这就决定了该区储集层空间上的严重非均质性。另外，由于10个主力砂体沉积岩性组合的不同，导致砂体平面展布的差别，部分砂体的部分井区存在不同程度的尖灭。建模中对储集层非均质性的精细描述体现在：①根据沉积与断裂的年代关系，依据100多口井的井点二次测井解释分层结果，在不考虑断层影响的情况下插值形成孔隙度、渗透率储集层参数场；②各层砂体尖灭线与有效厚度零线之间视是否存在油水井的注入与产出情况区别对待。有则将该区井点周围网格节点激活，否则置死；③根据纵向隔夹层发育状况，利用其垂向传导系数进行描述，同时通过单井开发指标的拟合进行其局部修正。

3.油藏油水系统描述

受断层及岩性的影响，沙四段上亚段油藏油水关系复杂。同一开发单元的不同砂体和同一砂体的不同区块，其油水界面均不相同[1]。根据地质认识，研究区共有23个独立的油水分布系统，为此，模型描述应做到：采用对油藏分区的方法，分别指定各平衡区的压力系数、油层深度、油水界面位置等平衡参数，合理反映流体空间分布状态；运用多油藏整体模拟技术，对纵向10个砂体的23个油藏整体建模，精确模拟油藏、井筒、高低压层间流体的流动，定量描述流体交换。

三、开发历史拟合及认识

纯西区沙四段上亚段油藏生产历史长，油水井工作制度变换频繁。根据断块油藏复杂地质特征及后期开发综合调整要求，本次模拟采用三维三相数值模拟软件，建立100×50×10共50000个节点的网格模型。在该区分层、分区及总地质储量重新核算的基础上，对全区及119口油井的开发指标进行了历史拟合，拟合时间从1965年9月到1998年12月。由区块综合指标拟合结果（图1）可以看出，拟合精度较高，119口井含水量拟合符合率达87%。通过历史拟合过程中动、静资料的综合修改调整，结合拟合后对油、水产出及分布的定量分析，得到如下认识。

图1　区块含水量和累积产油变化曲线拟合对比图

1.动态资料的认识

按照物质平衡原理，封闭油藏油水两相流动条件下的物质平衡公式为[3]：

胜利油区勘探开发论文集

式中：Np——累积产油量，104m3；

Wp——累积采水量，104m3；

Wi——累积注水量，104m3；

△P——总压差，MPa；

Co——油压缩系数，1/MPa；

Ct——总压缩系数，1/MPa；

Vp——总孔隙体积，104m3；

Boi——原油初始体积系数；

Bw——水体积系数。

由物质平衡分析可以看出，在物质平衡中累积产油、累积产水和累积注水量起主要作用，而弹性项所占比例很小。实际的动态资料显示，区块累积注水 465.8×104m3，累积产油266.4×104m3，累积产水165.1×104m3，模型按封闭油藏计算目前地层压力比原始压力高近4MPa（区块超注101.5×104m3），与地层总压降为8～9MPa的实际压力相差甚远。通过油井的含水拟合结合实际的水井注水状况，发现纯69断块水体边缘的注水井存在注水漏失，纯2断块的纯2-3及纯35井区也存在注入水漏失。为此，对相关水井进行了注入水量修正（表2）。

2.流体性质的认识[4]

油藏数值模拟软件对流体性质变化的刻画通常只考虑压力的影响，而忽略了注水开发中温度对流体性质的影响。通过纯西区单井的含水拟合结合动态分析发现，实际含水变化曲线与计算曲线具有明显的规律，即区域水淹初期投产的油井其投产初期含水计算偏高，而区域水淹中后期投产的油井其投产初期计算含水偏低，且整个区块含水后期系统偏低。上述现象通过系统调整岩石相渗曲线发现不敏感，而调整油水粘度比则反映明显。这说明该区原油粘度随水淹时间的延长逐渐增大，而模型所用原油粘度为整个开发期的平均值，其高于水淹初期值、低于水淹后期值。该区实际地层温度测试表明，随注水进行，目前地层温度比投产初期下降5～15℃，温度和压力的下降导致原油轻质成分减少，原油密度、粘度增大。如纯36-15井流物化验分析，CH4含量由91.31%下降到77.21%,C4Hn由0.47%上升到3.37%。实际资料与拟合基本一致。

表2　水井注水修正情况表

3.断层封闭性的认识

断层的封隔状况是断块油藏描述的重要内容之一，单纯的静态参数或动态参数分析很难准确判断，尤其是部分封闭的断层。通过动、静结合的数值模拟综合模型结合历史拟合，可以较准确地判定断层的封闭性，即：①根据断层两侧实际的油水井注采对应关系曲线，分析油井产水来源；②大幅度调整油井所对应的断层另一侧的水井注水量，进行灵敏度实验；③修改断层方向传导系数，拟合油井含水，确定断层封闭性。

如位于区块边水区34号断层北部的纯69-1井，其对应的注水井为34号断层以南的纯71-4、纯71井。按原始地质模型（34号断层不封闭）计算该井含水量居高不下，实际含水量却很低。大幅度减小纯71-4及纯71井注水量后纯69-1井含水量明显降低，因此判断34号断层封闭。

4.天然能量的认识

油藏西部具有面积较大的边水，准确描述水体能量大小可为开发方案部署及预测奠定可靠的基础。数值模拟研究可通过水体能量大小与生产动态关系试算法确定水体大小。当历史拟合工作结束后，改变边水体积甚至去掉边水再计算，发现水体的存在与否对区块整体压力状况及边部油井的含水影响不大。即使水体存在，30多年的开采水线推进距离不到50m，可见该区边水能量较小，对开发影响很小。

对于数值模拟区这样一个被断层封闭的圈闭，在区块注水开发前完全依靠弹性能量开采，其累积产油量与压降呈线性变化。根据纯2断块及纯69断块的累积采油与压降动态关系曲线（图2）计算两区块弹性产率分别为3.83×104t/MPa和1.45×104t/MPa。观察注水前两曲线形态发现，纯2断块直线末端上弯，纯69断块直线末端下弯，由弹性产率定义式分析认为，弹性开采期纯69断块流体向纯2断块渗流，两断块间断层不完全封闭，从而修改了以往认为两断块间完全封闭的认识。

图2　纯2断块、纯69断块累积采油与压降变化关系曲线图

四、油藏开发潜力分析

建立在历史拟合基础上的油藏剩余油分布定量描述是油藏数值模拟研究的重点。纯西区沙四段上亚段油藏储集层非均质严重，没有形成规则的注采井网，加上30多年的开采部分油水井井况老化，因而平面及纵向剩余油分布零散而复杂。为此，从储集层油水运动规律分析入手，由面到点描述剩余油分布特点，寻找油藏开发潜力点。

1.油水动态运移规律

由于平面断层封堵性和储集层非均质性，以及砂层组内纵向各小层间连通部位的影响，生产过程中发生层间及断块间油水的交换，导致采出程度与动用程度的差异。纵向上，在注水开发过程中连通的油层，因重力的分异作用会发生水沉油浮的现象，这是引起流体交换的主要原因；另外，纯一砂层组各小层渗透率高，砂层组内储集层渗透率呈正韵律分布，而纯三砂层组渗透率低，砂层组内储集层渗透率呈复合韵律分布，因而纯一砂层组内的油水交换程度较纯三砂层组小。平面上，复杂的断裂系统及储集层岩性非均质的影响，削弱了油井的注水受效程度；由于注采对应关系的不完善，使得注入的水并没有起到完全驱替原油的作用，而是绕流或窜流至生产井底被产出，导致实际的存水率低，驱替效果差（表3）。

2.剩余油分布规律

纵向及平面油水运移规律分析表明，动用程度差的区域剩余油相对富集，是后期开发的潜力区域；存水率低的区域注水受效程度差，是后期调整的重点区域。综合分析该区剩余油富集区具有以下分布规律。

（1）动用中等或动用较差的剩余油层

首先是因纵向连通油层间的油水交换，导致上部油层采出程度高但动用程度低，剩余油相对丰富，如 、 层。其次是原始地质储量丰富的油层如 ，虽然其相对采出程度大于1，但其剩余储量占总剩余储量的43.33%，仍是主要的潜力层。另外，因层间非均质性的干扰，低渗透层水驱启动压力高，合注井的注入水沿高渗透层窜流，导致低渗透层水驱程度弱，剩余油饱和度高，如 、 。这些层往往砂层厚度薄，剩余储量丰度较小，但也是挖潜的主要后备阵地。

表3　纯2断块、纯69断块油水运移情况表

（2）动用程度较大油层的平面剩余油滞留区

该类剩余油滞留区可分为以下几种。一是注采系统不完善造成的剩余油区，如纯63-10、纯2-22、纯36-10等井区。二是封闭断层附近的水动力滞留区，如纯63-X8、纯96-3、纯2-X21、纯2-39等井区。三是构造高部位水动力滞留区，如纯71-8井西部区域。四是平面水窜造成的剩余油区，主要表现为两种方式，即高低渗透的渗透带共存区，水沿高渗带窜流或绕流，如纯71-26、纯71-3等井区；平面注水失调，形成注水“通道”，如纯36-1与纯36井区等。

通过以上剩余油分布规律的分析，结合分层剩余含油饱和度、剩余储量丰度的定量指标场，圈定最有利的潜力区，为方案调整指明方向。

五、方案优化调整及预测

影响纯西沙四段上亚段油藏剩余油分布的主要地质因素是油藏构造、断层、岩性，主要开发因素是井网及油水井制度。因此，方案设计从层系挖潜、井网完善、注采平衡调整及油井提液四方面入手，优化最佳开发措施。

1.方案设计思路

常规的数值模拟方案优化设计往往只注重对单因素的评价分析，孤立的讨论每一个因素的影响，然后把各单因素分析的最佳结果组合在一起构成最佳方案。这样忽略了各因素间的相互联系，脱离了实际，操作性差。本次研究采用顺序优化法，按照分步讨论、逐步优化的思想，把上一因素的优化结果方案作为下一因素对比优化的基础，不仅科学实际，而且可操作性强。

2.调整措施研究

（1）基础方案（图3）

图3　各预测方案含水量与采出程度对比曲线图

保持现有井网和油水井生产制度不变，定液生产，限定单井最大经济极限含水 98%，计算 12年。结果表明，12年末区块采出程度为23.0%，含水93.5%，压力上升到49.85MPa。基础方案暴露的最大问题是开发井网不完善，对剩余储量控制程度差。

（2）井网调整

针对基础方案的突出问题，结合剩余油分布，进行井网调整，主要措施有：油井开发层系调整，即卡堵合采井的高含水层，对单采或分层系开采的油井依据井点剩余油状况实施补孔上返；老井侧钻，即对目前水淹程度高的高含水井或产能低的井依据井周围剩余油的分布实施侧钻；补充新井，即对油井控制不到的剩余油富集区钻新井。措施共涉及19井次，其中补孔7井次，卡封3井次，老井恢复生产2井次，老井侧钻4井次，新钻井3井次。计算表明，井网调整增加采出程度1.53%，净增油14.89×104t，效果明显；但区块整体注采比偏大，且区域不平衡。

（3）注采平衡

针对井网调整中的注采不平衡矛盾，对区块不同井区进行注采关系调整，主要措施有：油井转注和水井恢复注水；加强欠注井区的注水强度，提高油井产能；减小超注井区的注水量，防止暴性水淹；适当加强区块水体边缘注水井注水量，保持断块的平稳开采。措施共涉及22井次，其中油井转注3井次，水井恢复注水2井次，加强注水15井次，减小注水2井次。经计算表明，注采平衡调整后，区块再次增加采出程度1.62%，含水降低5.65%，净增油15.93×104t。可见，区块注采不平衡矛盾突出，调整潜力大。

（4）油井提液

根据低渗、稀油油藏的特点，结合岩石流体性质分析，当含水超过70%以后，依据相对渗透率曲线测算的无因次采液指数逐渐上升。而区块目前综合含水已至70%，因此数模开展高含水油井提液增油可行性研究。在以上注采平衡的基础上对部分油井提液，主要措施方向有：对注采较完善且注水状况好的区域的高含水油井实施提液；对注水充足区域的中低含水油井视油井产能适当提液，但幅度较小；新钻井、侧钻井及恢复生产的老油井不提液；地质条件差、井况差的油井不提液。措施共涉及油井33口，其中高含水油井22口，中低含水油井11口。提液后保持区块注采比为1.0。计算表明，提液可增加采出程度0.7%，含水提高1.69%，可见区块有一定的提液潜力。

（5）注采比优化

在综合调整的基础上整体提高水井注水量，保持区块注采比为1.1。通过计算表明，加强注水后并没有增加采油量，相反采出程度降低0.65%，含水上升1.85%，开采效果变差。因为加强注水会加剧水的突破，加速油井含水上升。

3.措施效果综合评价

由图3可以看出，在井网调整及注采平衡基础上的油井提液方案开发效果最好。通过方案优化计算，发现目前区块注采关系不平衡的矛盾最突出，调整潜力最大；其次为井网调整，油井提液可在一定程度上提高产油量，提液后的加强注水对区块开发不利。

六、应用效果分析

1.根据剩余油调整老区井网

利用井网调整措施结果，在剩余油富集区的构造高部位及井网控制程度差的区域钻新井、侧钻井、更新老井，投产6口井，平均单井日产油8.6t，初期增油能力51.6t/d，含水49.1%，效果较好。

2.局部完善注采井网、平衡注采关系

对局部井网不完善的区域进行注采调整，新钻注水井一口，转注油井3口（纯63-6、纯71-31、纯69-19），使周围9口油井见效，初期日增油18.6t。加强注水3口，周围对应7口井受效，初期日增油15t。调配水井45井次，见效井15口，其中纯69断块8口，日增油12.4t，纯2断块7口，日增油18.4t。

七、结论

应用精细油藏数值模拟建模技术描述纯西区低渗透复杂断块油藏的断裂系统和储集层非均质分布，通过历史拟合加深了对油藏生产动态、流体性质、断层封闭性、边水能量等多方面的认识，合理反映区块实际地质特征。

通过油水运移定量分析及剩余油分布规律的研究，由点及面地描述了纯化油田西区沙四段上亚段低渗透断块油藏的开发调整潜力方向。

措施调整综合研究表明，目前区块注采关系不平衡的矛盾最突出，调整潜力最大；其次为井网调整，油井提液可在一定程度上提高产油量，提液后的加强注水对区块后期开发不利。

主要参考文献

[1]程世铭，张福仁等.东辛复杂断块油藏.北京：石油工业出版社，1997.

[2]谭保国，戴涛等.精细油藏数值模拟建模技术.见：杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集（第二辑）.北京：地质出版社，1999.

[3]苏云行，艾广平等.杏树岗油田杏四－六面积西块油藏模拟研究.大庆石油地质与开发，19,18(4）:28～32.

[4]陈永生著.油藏流场.北京：石油工业出版社，1998.

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