基于井网差异性研究优化注采调整对策

低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整低渗透油藏是指地层渗透率较低的油藏，其特点是油井产量低、开发难度大、经济效益较差。

对于低渗透油藏的开发，井网的适配差异分析与优化调整是非常重要的。

本文将从低渗透油藏井网的适配分析、差异分析以及优化调整三个方面进行探讨。

对低渗透油藏的井网适配进行分析。

低渗透油藏具有渗透率低、孔隙度小的特点，因此井网的适配度要比常规油藏更为重要。

井网的适配分为物理适配和经济适配两个方面。

物理适配是指井网的布置与地层特征相匹配，可以通过数值模拟分析和实地勘探等手段来确定井网布局。

经济适配是指根据油田的生产能力和经济效益，合理确定井网的井眼数、井距和井网规模。

在低渗透油藏开发中，需要综合考虑地层特征、生产能力和经济效益等因素，进行井网的适配分析。

对低渗透油藏井网的差异进行分析。

低渗透油藏的地层特征复杂，油井产量分布不均匀，因此井网的差异性较大。

差异主要体现在井间距、井眼数和井网规模等方面。

井间距是指油井之间的水平距离，对于低渗透油藏来说，井间距的选择直接影响到油井的产量和开发效果。

井眼数是指井网中每个井眼的数量，低渗透油藏的井眼数一般较多，可以提高油田的开采效率。

井网规模是指井网的整体布局和大小，低渗透油藏的井网规模要考虑到油井之间的空间关系和水平井开发的需要。

在低渗透油藏的井网设计中，需要进行差异分析，根据地层特征和经济效益等因素，确定合理的井间距、井眼数和井网规模。

对低渗透油藏井网进行优化调整。

优化调整是指在井网的设计和布局方面进行改进，以提高油井的产量和经济效益。

低渗透油藏的井网优化主要包括两个方面：一是优化井间距和井眼数，通过减小井间距和增加井眼数来提高油井的产量和开采效率；二是优化井网规模，通过改变井网的布局和大小来进一步提高油田的开发效果。

优化调整可以通过数值模拟分析和实地勘探等手段进行，同时也需要考虑到低渗透油藏的地层特征和经济效益等因素。

断块油藏开发存在的问题与注采调整做法【摘要】断块油藏开发面临着诸多问题，包括物控范围和传统开发模式不匹配、油气杂质含量高导致生产困难增加、复杂的油藏结构导致开发困难、注采参数调整不当表现不佳、水驱不受控导致开采效率下降等。

为解决这些问题，进行注采调整是至关重要的。

通过合理调整注采参数和采用先进技术，可以提高开采效率，降低生产成本。

未来的发展方向是进一步深入研究断块油藏开发的特点，探索更有效的注采调整方法，为油藏开采提供更好的技术支持。

注采调整的重要性不言而喻，只有不断优化调整策略，才能实现断块油藏开发的高效、稳定和可持续发展。

【关键词】断块油藏、开发问题、注采调整、物控范围、传统开发模式、油气杂质、油藏结构、注采参数、水驱、开采效率、重要性、方法、未来发展方向1. 引言1.1 断块油藏开发存在的问题与注采调整做法断块油藏是指由于地层构造复杂、孔隙裂缝结构不规则等因素导致油田呈现出多块块状储层分布的油藏。

在开发过程中，断块油藏存在着诸多问题，需要进行注采调整以提高开发效率。

一。

由于断块油藏的非均质性，采用传统的均匀注采方法往往无法满足油藏内不同地质单元的开采需求，导致部分区块开采不充分，影响整体开采效率。

油气杂质含量高导致生产难度加大是断块油藏开发的另一个难点。

由于油田内油气杂质含量较高，易引起管壁结垢、堵塞等问题，影响产能的释放，增加了生产管理的难度。

复杂的油藏结构也是断块油藏开发困难的重要原因之一。

断块油藏内部地质构造复杂，地质单元之间存在着不同的渗透率、孔隙度等特征，要实现有效的开发需要针对性的注采调整措施。

注采参数调整不当也会导致断块油藏开发表现不佳。

注水量、注气量、注聚合物等参数的选择与调整直接影响着油藏的开采效率，错误的调整方式会导致开采效果不佳，甚至加剧油田开采难度。

水驱不受控也是影响断块油藏开采效率的因素之一。

在断块油藏开发过程中，水驱效应可能导致油藏压力过大、水油比偏高，影响采油率和产能释放，需要通过注采调整的方式加以控制。

水平井注采井网和注采参数优化研究田鸿照【摘要】水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度.结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的.结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85％以上时注水保压,推荐注采比为1.0.研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)008【总页数】4页(P6-9)【关键词】水平井;注采井网;注采参数;转注时机;注采比【作者】田鸿照【作者单位】长城钻探工程公司地质研究院,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32420世纪90年代，Taber最早提出了水平井注水技术［1］，并成功地经过了多个油田项目的论证［2-8］。

理论研究和油田实践表明，利用水平井注采井网开发低渗、薄层油藏可增大注入量、降低注入压力、有效保持油藏压力、提高单井产能和减少井数，进而提高油藏采出程度［9-11］。

2004年，Westermark［12］通过水平井注水案例分析认为，相对于直井注水，水平井注水更均匀、水驱效率更高。

2008年，李香玲等［13］在总结国内外水平井注水技术应用与研究的基础上提出，储层物性均质、低渗透、薄储层、稀井网且油水流度比低的稀油油藏更适合水平井注水开发。

此外，一些学者还对水平井井网类型、井距及注入量进行了研究［14，15］。

但是，在水平井整体部署中，对水平井注采井网类型、方向、排距以及水平井注采参数等研究较少。

M油田为薄层、低渗透油藏，采用水平井整体部署开发既要考虑整个油田开发的经济合理性和单井控制储量，井网不能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；另外还要最大程度地延缓方向性水淹和水淹时间。

低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整低渗透油藏是指岩石孔隙度很小，导致油和气在储层内难以流动的油藏，开发难度大，产量低，对于低渗透油藏的开发和生产来说，井网的设计和优化是十分重要的。

合理的井网设计可以提高油田的产能和采收率，降低开发成本，增加经济效益。

对低渗透油藏井网的适配差异进行分析，并进行优化调整，是提高油田开发效率和经济效益的重要途径。

1. 水平井和垂直井的适配差异低渗透油藏中，水平井和垂直井的适配差异很大。

水平井通过技术手段扩大了开采半径，使得水平井在低渗透油藏中应用广泛。

在水平井井网中，井距和井网密度需要特别设计，以适应低渗透油藏的特性。

而垂直井则需要更密集的井网布置，以弥补其开采半径较小的缺陷。

2. 井网布置的适配差异低渗透油藏中的井网布置与传统油藏有很大的不同。

在低渗透油藏中，需要根据地质构造、裂缝分布、油气运移规律等因素，进行针对性的井网布置。

传统的等距井网布置可能不适用于低渗透油藏，需要结合实际地质条件，采用不等距井网布置，以提高井网的适配性和效率。

在低渗透油藏中，气水井的适配差异也是一个重要的问题。

由于低渗透油藏中气水分布不均匀，需要根据油田地质构造和流体分布规律，设计合理的气水井井网布置，以提高产能和采收率。

二、低渗透油藏井网的优化调整1. 井网密度的优化调整低渗透油藏中，井网密度的优化调整是十分重要的。

通过调整井网密度，可以改善油藏开采效果，提高油田产能。

对于水平井来说，适当增加井网密度可以提高采收率；而对于垂直井来说，降低井网密度可以减少钻井成本，提高开采效率。

低渗透油藏中，需要根据实际地质条件和油藏特性，对井网布置进行优化调整。

通过合理的井网布置，可以提高油田的产能，降低井网成本，增加油田的经济效益。

在低渗透油藏中，井间干扰是一个重要的问题。

通过优化调整井间干扰，可以提高油田的产能和采收率。

采用先进的水力压裂技术和人工驱油技术，可以减少井间干扰，提高油田产能。

低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整低渗透油藏是指地层渗透率较低（通常小于1mD）、储层厚度较薄的油藏，其开发难度较大，需要采用先进的勘探技术、增产技术和优化调整方法。

其中井网适配差异分析是提高低渗透油藏开发效率的重要手段之一。

井网适配差异分析是指通过对井网的布局、井距、井深、井径等参数进行分析，找出存在的问题并提出优化方案以提高油藏的开发效率。

具体而言，可以从以下几方面考虑：1. 井网布局优化井网布局包括井点密度、平面分布以及井向等几个方面。

在低渗透油藏开发中，井点密度应尽可能高，以增加可开采储量和减少单井生产周期。

在平面分布方面，应考虑地质构造和流体运移规律，选择合适的井位布局方案。

在井向选择上，应采用适合地质构造的井向布局，以便最大限度地减少水油混产。

井距是指两个相邻井之间的距离，井距过大或过小都会影响开采效率。

过大的井距会导致不同工区之间的井交叉干扰，降低油藏采收率；过小的井距会增加井的数量和成本，增加井网开发难度，同时也会造成抽油机能耗增加和油管长度增加等问题。

因此，在井距选择上应从油藏储量、地质条件和经济效益等方面综合考虑，选择适合的井距方案。

井深是指井底到地面的距离。

井深过浅会在采油过程中造成井口过高，水油混采等问题；井深过深则会增加抽油机能耗、造成油管较长、增加油管摩擦等问题。

因此，应根据油藏地质条件、地下水位和采油工艺等因素，对井深进行综合考虑，并采取相应的优化措施。

井径是指钻井孔的直径，井径大小直接影响到油井的采出率和生产成本。

井径过小会使井的采油能力受限，影响开采效率；井径过大则会增加钻井成本和材料费用。

因此，要综合考虑井眼、沉积环境、地质构造和增产措施等因素，选择合适的井径大小。

综上所述，低渗透油藏井网适配差异分析是为提高油藏开发效率必不可少的工作。

在优化调整过程中，需要依据油藏地质条件、经济效益和采油工艺等因素，综合考虑井网适配方案的可行性，并提出合理可行的优化方案。

同时，还需注意采用先进的勘探技术和增产技术，提高油藏开发效率和采收率。

低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整低渗透油藏是指储层孔隙度低、渗透率小的油气藏，储层的渗透率通常小于10mD。

由于低渗透油藏的固有特性，开发难度较大，需要采用各种技术手段来提高采收率。

井网适配是低渗透油藏开发中非常重要的一个环节，它直接影响着油井的产能、寿命和开采效率。

本文将对低渗透油藏井网适配差异进行分析，并提出优化调整的建议。

一、低渗透油藏井网适配的特点1.1 井网密度较大由于低渗透油藏渗透率较低，储层对流能力弱，因此需要通过增加井网密度来提高开采效率。

一般来说，低渗透油藏的开发需要布置更多的井，井网密度较大。

在低渗透油藏中，地质条件差异大，不同的储层性质和流体动态性质都会对井网适配产生较大的影响。

由于这种差异性，井网适配问题变得更加复杂。

1.3 井网适配需要考虑多种因素低渗透油藏井网适配需要考虑地质、流体、工艺等多种因素的综合作用，优化井网设计需要综合考虑多个因素的影响。

2.1 地质条件不同低渗透油藏的地质条件可能会有很大的差异，不同地质条件下的井网适配也会存在很大的差异。

例如在不同的储层厚度、渗透率、孔隙度等地质条件下，井网的适配方案会有所不同。

2.2 流体性质差异低渗透油藏中的原油性质、水驱特征等流体性质的差异，也会对井网适配产生较大的影响。

不同的油藏中可能有不同的水油比、产液率等参数，这些参数都会对井网适配产生影响。

2.3 井网布置不均匀在低渗透油藏中，由于地质条件的不均匀性，井网的布置也可能会存在不均匀的现象。

在一些地方可能需要增加井网密度，而在一些地方则需要减少井网密度。

2.4 井网适配效果差异由于地质条件的差异，不同的井网适配方案会产生不同的效果。

有些井网适配方案可能会导致一些井产能低、寿命短，而另一些方案可能会产生较好的效果。

3.1 综合考虑地质、流体、工艺等因素3.2 进行模拟研究在优化井网适配方案时，可以利用现代技术进行模拟研究，通过数值模拟、物理模拟等手段，对不同的井网适配方案进行评估，找出最优方案。

低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整低渗透油藏是指渗透率低于10md（0.01D）的油藏，它们的开发与管理虽然具有一些独特的特点，但仍需要进行适配差异分析与优化调整。

本文将以低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整为例，进行相关讨论。

低渗透油藏的产量受储集空间控制，井网设计和开采方式的适应性是其开发成功的关键。

为实现井网适配差异分析，应首先了解低渗透油藏的特点。

1、受压力能力限制的影响由于储集层渗透率低，油藏受压力能力限制，容易在开采初期形成大面积低压区，导致初始井网产能低，开发周期长。

因此，在井网设计时需要考虑如何尽可能地减小低压区的出现，并尽快提高井网产能。

2、优势开发井网低渗透油藏的开发方式一般采用水平井、压裂等技术，因此优势开发井网可以更好地提高油藏的采收率。

在井网设计中，应考虑如何合理布置水平井和垂直井，如何选择合适的压裂技术和井间距，以及如何协调优势井和劣势井之间的产生过程。

3、技术经济性问题在低渗透油藏开发过程中，高成本的井网设计和压裂技术往往使得开发的成本增加，而产量增加的幅度有限。

因此，在井网设计时，应选择经济合理的井网工艺，同时也应考虑采收率的提高与成本的抉择。

低渗透油藏井网的优化调整是为进一步提高油藏采收率，降低开发成本和缩短采益期等目的而进行的。

在低渗透油藏井网设计初期，应根据油藏的地质特征和水文地质特征，进行初步的井网设计和修改。

在生产过程中，应根据实际采出数据和调整后井网的产量情况，进行后续的优化调整，以进一步提高井网的采收率。

低渗透油藏井网优化调整主要包括如下几个方面：1、动态调整井网参数在井网建设和生产过程中，需要根据实际情况不断调整井网参数，如井间距、井间角度和井深等，以根据井网的实际情况和目标产量。

此外，还应根据渗透率分布、含油饱和度分布和地表水对底部注水等方面数据中的特点进行动态调整。

2、分析和监测井网的成像数据在产量监测和产量分析的过程中，可以利用成像数据对井网络进行优化调整。

优化注采结构调整方法研究作者：邹向东来源：《中国科技博览》2016年第02期中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）02-0114-01一、问题的提出某区块进入特高含水期开发阶段，综合含水已达92.7%。

随着逐年提液，高含水井数逐年上升，不同井网间含水差异缩小。

目前含水大于93%的井数比例为43.8%，产液比例为61.3%，其中含水大于95%的高含水井数比例高达24.5%，产液比例达41.2%。

针对高含水，高注采比情况，以往依靠各套井网的含水差异进行结构调整控制含水上升的余地越来越小，针对这种矛盾，为了更好的优化产液、注水结构，最大限度地减少低效注入水、无效循环，控制产液量增长，进而达到控制水驱含水上升和产量递减的目的，把注水、产液结构由井网间优化转变为井网内不同含水井、不同含水层之间的优化。

（一）优化注水结构调整方法水驱注水方案调整过程中，首先对开发不同层系的井网油井按含水、沉没度进行等同时分析分层系、分区块不同含水级别的井近年的含水变化情况，对不同含水级别的井，采用不同的原则和方法进行调整，重点开展三方面工作：一是加大层间调整。

主要是加强细分调整力度，封堵高渗透、高含水层，控制或停注该层注水，减少无效、低效注采循环。

多级段细分调整后减少渗透率级差、减缓层间矛盾，但仍存在层段间矛盾，细分后一些薄差油层层段仍不动用，通过措施改造，见到明显效果。

二是不同井区间调整。

根据井区含水级别的不同进行提控，对含水小于91%的井区，结合压裂、酸化等措施提高含水低、产液低井层的注水量；对于含水大于91%的井区，结合注水井深、浅调剖等措施控制含水高、产液高井层的注水量。

三是重点以合理恢复地层压力为主，搞好套损区的注采结构调整，根据注采情况控制套损井层的相应注水量，同时对低压区以控制压力下降速度为主，对高压区以控制压力回升速度为主，逐步调整区域间压力差异，提高油井地层压力合理率。

浅谈注水开发油田的“三大矛盾”及其调整方法由于沉积环境、物质供应、水动力条件、成岩作用等的影响，使储层在岩性、物性、产状、内部结构等方面都有不均匀的变化和显著差异，这种变化和差异称之为储层的非均质性。

低、特低渗透油藏储层非均质性严重，正是由于油层纵向和平面上的非均质性，引起了一系列的矛盾，归纳起来有三种矛盾：层间矛盾、平面矛盾、层内矛盾。

特别是在油田进入开发中后期，由于三大矛盾日益突出使自然递减和综合递减逐渐加大，最终影响油田的稳产和最终采收率。

本文从治理油田三大矛盾入手，介绍三大矛盾产生的原因、表现形式、调整方法和分析的内容，再结合姬黄37 井地区油田开发的实际情况，简单介绍本区块在治理“三大矛盾” ，控制两个递减方面所做的主要工作。

一、层间矛盾由于油层垂向上的非均质性，在笼统注水、采油过程中，构成了单层与单层之间的差异，即层间矛盾。

层间矛盾就是高渗透性油层与中低渗透性油层在吸水能力、水线推进速度等方面存在的差异性，由于层间矛盾的存在，在笼统注水、采油的条件下，将会出现注采不均衡、压力不均衡和层与层之间相互干扰的现象，影响油井产能充分发挥和最终采收率，因此，层间矛盾是影响开发效果的主要因素。

（一）层间矛盾产生的原因1. 内因：非均质多油层之间存在差异2. 外因：笼统注水、采油（二）层间矛盾在生产上的表现1. 在笼统注水采油过程中，由于各油层渗透率、连通情况不同，使各层在开采上出现差异：高渗透层开采的好，中低渗透层开采的差。

在注水井端，高渗透层吸水能力高，低渗透层吸水能力低，由于水淹区对水流动阻力大幅度减小，水的相渗透率增大，水在高渗透层越跑越快，与低渗透层相比，形成单层突进。

在采油井端，高渗透层出油能力强，中低渗透层常不能很好发挥作用，油井内高渗透层见水后，流动压力上升，干拢中低渗透层，甚至使个别层停产或倒灌。

同时高渗透层水淹后形成高压层，成为水流的有利通道，也降低了注入水的利用效率。

2. 注水井分层配水，油井笼统开采的条件下，控制了高渗透层注水强度，加强了中低渗透层的注水强度，注水井内层间矛盾有所改善。

水驱单元注采调整与技术优化措施探讨随着油田开发的深入，水驱单元注采调整与技术优化措施成为了油田生产管理中的重要环节。

水驱油田是指在油层中注入水以增压驱替油层中的原油，从而提高原油采收率的一种采油技木。

而水驱单元注采调整与技术优化措施则是指在水驱油田中，通过调整注水和采油工艺参数，优化注采井网结构，提高水驱效率的一系列技术措施。

本文将对水驱单元注采调整与技术优化措施进行探讨，从而为油田生产管理提供一定的参考与借鉴。

一、水驱单元注采调整1. 水驱单元概念水驱单元是指在整个水驱油田中根据地层条件、地质构造和油藏性质等因素，将具有相似地质特征和相同开发指标的油层划分为一个个具有相对独立性的单元。

每个单元内根据地质特征和开发指标的不同，布置注水和采油井，形成相对独立的注采体系。

这样可以实现针对性的调整和优化，提高水驱效果。

2. 注采井网结构调整根据具体水驱单元地质和开发指标进行合理布置、调整注采井网结构。

对于多层油藏，可以采用隔层注采的方式，将不同地层的油和水分隔开来，有效提高采收率。

对于高渗透层和低渗透层，也可以采取不同的注采井网结构方案，以保证注入水平衡分布，提高采收率。

3. 注水剂类型和浓度调整根据油藏特性和地层条件，对注水剂的类型和浓度进行调整。

合理选择注水剂的类型，可以减少沉积物的产生，减轻地层堵塞，保持地层渗透性。

通过调整注水剂的浓度，可以实现水平衡的调整，保证注水量和采油量的平衡，提高水驱效率。

二、技术优化措施1. 地质条件评价与井网布置优化在油田开发初期，应对地质条件进行充分的评价，包括油藏尺度、渗透率等因素，以制订合理的井网布置方案。

通过地质条件的评价，调整注采井网结构，合理布置注水井和采油井，最大限度地保持地层的稳定性，并提高整体的注采效率。

2. 生产参数实时监测与调整通过对地层压力、渗透率、流量等生产参数的实时监测，可以及时了解各井的生产情况，发现问题并及时调整。

当发现某些注水井的注水效果不佳时，可通过调整注水剂类型、浓度，或者调整注水井的注水量等方式进行优化，保持地层的水平衡，提高注水效率。

低渗透油藏井网适配差异分析与优化调整
低渗透油藏是指渗透率较低且相对较难开采的油藏。

低渗透油藏的开采需要通过合理
的井网设计来提高采收率。

井网的适配差异分析与优化调整是指对井网的布局进行分析，
找出存在的问题，并进行调整优化，以提高采收率和经济效益。

低渗透油藏井网适配差异分析时需要考虑以下几个方面。

要充分了解油藏地质特征和
储量分布情况，确定井网的目标和要求。

要对现有的井网布局进行分析，找出存在的适配
差异问题。

这涉及到井的位置、间距、方向、井网类型等方面的问题。

要基于分析结果提
出优化调整方案，包括增加或减少井的数量和改变井的位置等。

还要考虑采出机理、地质
条件、油藏压力等因素的影响。

优化调整是指根据分析结果对井网进行调整以提高采收率和经济效益。

通常有以下几
种方案可供选择。

可以通过增加井的数量来提高采收率。

这可以通过钻探新井或修井来实现。

可以通过调整井的位置和间距来改善采出效果。

如果发现两个井的采出效果存在差异，可以考虑将它们的位置进行调换。

可以考虑改变井的方向，以适应油藏的特点和地质条
件。

优化调整需要综合考虑多个因素。

首先是技术经济因素。

要根据井网调整后的预计产
出增加和成本减少来评估经济效益。

其次是地质条件因素。

井网调整必须符合油藏地质条件，以保证采收效果和安全稳定。

还要考虑管理和运营因素。

井网调整必须便于管理和操作，以提高效率和降低成本。

精细动态分析精准注采调整重建面 4-6-19井组井网摘要：面4区位于八面河油田主体构造带中部，北部邻面1区，南部接面12区。

面4-6-19井组位于面4区沙三中2砂组，井组控制含油面积0.28km2，地质储量64.3×104t。

目前进入特高含水、低采油速度的开发阶段。

通过对面4-6-19井组存在问题进行分析，针对井组存在注采井网不完善水线突进明显、区域性层间矛盾突出纵向出力差异大这两个问题，确定调整思路，制定调整措施, 平面上精细剩余油分析，部署新井修复井网，纵向调整吸水剖面激发动用差层潜力，老井措施调层进一步均衡水驱的整体措施，进行动态调整部署，对提高老区采油速度及采收率，改善老区特高含水期的开发效果有指导意义。

关键词：面4区；面4-6-19井组；注水开发；调整对策；开发效果1、井组概况面四区构造位于八面河主体断裂构造带的中部，北部邻面1区，南部接面12区，纵向上由上至下分沙三上、沙三中、沙四段三套含油层系；面4-6-19井组位于面3块沙三中2砂组，井组控制含油面积0.28km2，地质储量64.3×104t。

储层特征及流体性质：面4区沙三中属于三角洲前缘亚相沉积，主要以河口坝、席状砂等沉积微相为主；属于特高孔、中渗、普通稠油I类油藏。

目的层位S3中21.2，目的层埋深1190m，油层有效厚度10m。

平均孔隙度：30.63%，平均渗透率：425×10-3um2，平均原油粘度2782mpa.s，原油密度0.94g/cm3，原始地层压力12.01MPa，总矿化度25609mg/L，水型CaCl2。

2015年面4-6-19井组油水井数比为6:2，从平面上看，6口油井分布在2口水井的周围，2口水井中心注水，井网基本完善。

井组在沙三中普遍发育沙三中21和沙三中22的1号、2号和3号共四个含油小层，连通性较好。

井组从2015年开始由2注6采，陆续变为2019年4月的2注2采，日产油由11.6t跌到最后的1.4t。

基于井网差异性研究优化注采调整对策发表时间：2019-10-24T15:54:55.413Z 来源：《科学与技术》2019年第11期作者：杨红[导读] 对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。

中石化胜利油田现河采油厂郝现管理区摘要：研究油区中低渗透油藏为主，独特的地质特点造成了目前主要存在着砂体发育不均匀、储层非均值严重，部分单元井网井距不适应；注采井距不适配，驱替不均衡；单井产注能力低等问题。

在沉积微相研究的基础上，运用单砂体平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。

井网适配差异调整技术就是针对中低渗油藏的上述问题，通过优化调整，提高注采井网的有效性；转变思路，变单一措施为开发技术；精细注水，实现油藏有效均衡驱替，进一步夯实中低渗油藏稳产基础，取得了较好效果。

关键词：井网井距不适应；井网适配差异；均衡驱替；注采调整不同类层单独组网，既一类层、二三类层单独组成独立的注采井网，是中渗油藏后期保持稳定开发的必要手段。

油藏经过多年的注水开发，层间和平面矛盾突出，加上油水井合注合采，注水及见效见水关系复杂，注水流线模糊，剩余油分规律性差，认识困难。

为改善油藏开发效果，利用沉积微相精细描述技术开展单砂体沉积微相研究，明确沉积微相展布规律，在沉积微相控制下开展单砂体相控剩余油研究，定量定性描述剩余油分布，针对不同类型剩余油分类部署井网，优化中渗油藏开发中后期的井网配置，形成了适合本油藏特点的井网配置技术。

1 前言中低渗油藏动用含油面积123.4平方公里，动用地质储量1.08亿万吨，主要包含沙三段、沙四段两套含油层系，其中沙三段油藏主要分布在中央隆起带西段，埋藏深度在2950-3500米，主要为多层透镜体、及单一岩性储层；沙四段油藏主要分布在南坡地区通王断裂带、洼陷东缘地区，埋藏深度从1340-3100米，主要为构造复杂的多薄层、及部分构造简单的单一岩性储层。

文卫采油厂注采结构优化调整发布时间：2021-07-01T10:02:17.943Z 来源：《基层建设》2021年第10期作者：刘媛媛[导读] 摘要：文卫采油厂油区位于东濮凹陷北端，目前已处于高含水开发后期。

中原油田文卫采油厂河南濮阳 457001摘要：文卫采油厂油区位于东濮凹陷北端，目前已处于高含水开发后期。

开发难度逐年加大，生产能耗也随之增加，通过运用油藏工程方法和油藏数值模拟等技术进行精细剩余油分布规律研究，细化水淹等级，找出剩余油挖掘潜力，变找剩余油富集区为找高耗水区，合理避水，达到节能降耗的目的。

关键字：水淹等级、剩余油挖掘、节能降耗一、主要技术概况文卫采油厂油区位于东濮凹陷北端，横跨中央隆起带和西部斜坡带两大构造单元，断裂构造极其发育。

管辖着文明寨、卫城、马寨和古云集四个油田共46个开发单元，包括中渗极复杂、中渗复杂、常压低渗及裂缝砂岩四类油藏。

截止2019年底，全厂石油地质储量9469×104t，动用含油面积51.6km2，标定采收率31.47%。

截止2019年12月，日产油835t，日产水11287t，日注水12668m3，年产油28.97×104t，年产水411.87×104t，月注采比1.02，累积注采比1.12，综合含水93.1%，采出程度达到28.46%，已处于高含水开发后期。

开发难度逐年加大，生产能耗也随之增加，采液过程年耗电量6127.07万度，折算能耗为7530.17吨标煤，注水过程年耗电量8174.72万度，折算为能耗10046.73吨标煤。

存在的主要问题：开发难度逐年加大，生产能耗也随之增加，采液过程年耗电量6127.07万度，折算能耗为7530.17吨标煤，注水过程年耗电量8174.72万度，折算为能耗10046.73吨标煤。

1、极高耗水层的存在，剩余油动用难度大。

经过30多年注水开发，各断块主体部分水淹程度高，地下水淹状况复杂，层间、层内矛盾突出，流线长期固定主流线已成高耗水带，形成“高速公路”，含水高达98%，采收率低，注水低无效循环。

不同井网下合理沉没度确定与优化提液策略提液是油田稳产的主要手段，随着油田含水的上升，抽油机井的泵径在逐年增大，换泵井选择越来越难。

各套井网地质条件不同，其合理沉没度应不同，基础井网射开的厚度大，渗透率高，供液速度高，为维持泵正常生产需要的沉没度相对较低。

一次井网、二次井网同基础井网相比，渗透率低、有效厚度薄、地层系数小、含水低、气油比高，供液速度相对较低，所以为维持泵正常生产需要的沉没度相对比较高。

过渡带采用四五点法面积注水，注采井数比相对较高，为维持泵正常生产需要的沉没度相对较高。

要想充分发挥油层潜力，又要达到节能降耗的目的，必须将各个井网的沉没度控制在不同的合理范围内。

标签：油田稳产；抽油机井；井网部署；沉没度；节能降耗抽油泵泵筒内的工作压力常常低于原油饱和压力，抽汲时往往是气液两相流体同时进泵。

气体进泵必然占据部分泵筒空间，从而减少进泵的液体体积。

由于泵内气体的高度可压缩性，在上下冲程的初始階段，气体的膨胀或压缩作用使泵内压力改变迟缓，导致泵阀延迟打开或关闭。

当气体影响严重时，可能发生“气锁”，导致抽油机井不出油。

为了减少进泵气体体积，可适当提高油井的沉没度，使原油中的游离态气体更多的溶于其中，因此开展抽油机井的合理沉没度技术界限研究具有一定的现实意义。

本文针对高含水后期的开发特点，分析了抽油机井在不同井网、不同沉没度和泵效及泵工作状况之间的关系，不同沉没度与检泵率之间的关系认为，高含水后期开发，抽油机井合理沉没度应保持在300m左右，各井网间由于具有不同的地质特点，其合理沉没度范围有所不同。

1 理论计算不考虑泵漏失及冲程损失时泵的充满程度β为泵内油水体积之和与泵容积之比。

设泵吸入口压力为P1，对应的溶解油气比为Rs1，溶解气水比为Rsw1；泵内压力为P2，对应的溶解油气比为Rs2，溶解气水比为Rsw2，体积系数为Bo2；进入泵内油含水率为fw，则油水比：2 沉没度不合理造成因素分析2.1油井的沉没度较低对泵的工作状况的影响沉没度较低的井在实际生产中流压都远远低于饱和压力，原油在地层中就已脱气，越接近井筒附近脱气越严重，流压越低在井筒附近脱气越严重。

水平井注采井网产能研究和参数优化的开题报告一、研究背景随着油田的开发，油田含油层厚度逐渐变薄，含水层厚度逐渐变厚，而传统垂直井不再适应这种开发模式的需求。

然而，水平井的应用成本高昂，所以在注采井网中，水平井注采井网逐渐成为了一种新的解决方案。

水平井注采井网对提高油井开采率、降低采油、注水成本以及废液排放量、减少工程占地面积等方面都具有非常重要的意义，因此被广泛应用于我国的油气勘探和生产领域。

二、研究目的本文旨在研究水平井注采井网的主要产能参数，包括注采井网的位置、井距、长度、压力等因素，以及其对产能的影响。

通过对实际油田数据的分析，建立数学模型，模拟研究不同注采井网参数对产能的影响，为优化注采井网设计提供理论支撑和技术指导。

三、研究内容（一）水平井注采井网位置的优化分析了注采井网位置的影响因素，通过对实际油田数据的分析，建立了数学模型，模拟了注采井网位置对产能的影响。

通过对不同注采井网位置参数的组合，分析不同组合的产能效果。

最终得出注采井网位置的优化方案，提高注采井网的产能。

（二）水平井注采井网井距的优化分析了注采井网井距的影响因素，建立了数学模型，模拟了不同井距对产能的影响。

通过对不同井距的组合，分析不同组合的产能效果。

最终得出注采井网井距的优化方案，提高注采井网的产能。

（三）水平井注采井网长度的影响对注采井网长度进行了分析，建立了数学模型，模拟了不同长度对产能的影响。

通过对不同长度的组合，分析不同组合的产能效果。

最终得出注采井网长度的优化方案，提高注采井网的产能。

（四）水平井注采井网压力的影响分析了注采井网压力的影响因素，建立了数学模型，模拟了不同压力对产能的影响。

通过对不同压力的组合，分析不同组合的产能效果。

最终得出注采井网压力的优化方案，提高注采井网的产能。

四、研究意义通过本研究的深入分析，可以得出注采井网位置、井距、长度、压力等参数优化方案，提高注采井网的产能，最终实现油井的高效开采、降低采油和注水成本、减少废液排放量和压实工程占地面积等优点，为油田生产提供重要的理论和技术支持，具有非常重要的意义。