中高含水期井网加密效果评价

加密调整井技术一、技术原理及主要技术内容国内外油田的开发实践表明，油田开发进入中高含水期后，及时对井网进行加密调整，对稳定油田产量，提高采油速度都是十分有益的。

加密井网在很大程度上取决于油层地质结构特征、油层的非均质程度、岩性变化程度、原油粘度、原油的物理一化学性质、油井产能及采油工艺的经济效益等多种因素，因此这是一个十分复杂的问题。

目前，国外加密井网主要是打两种加密井：一种是打点状注水井，以调整注采井井距；另一种是打加密生产井．以缩小单井控制储量，改善平面矛盾，提高开发效果。

加密调整方案设计方法加密调整井位部署总体上要在精细地质描述的基础上，以剩余油描述结果为依据进行不均匀布井。

（1）精细地质描述技术为基础由于储层沉积格局的复杂性和成岩变化的多样性导致陆源碎屑沉积砂岩油田除层空间分布的复杂性是人所共知的。

例如大庆油田，储层平面上河道砂，薄层砂，表外层，泥岩区呈错综复杂的分布，储层不同部位厚度，渗透率等物性参数的差别也很大。

油田进入高含水期后，地下油水分布更加复杂，寻找剩余油相对富集部位成为高喊水气调整挖潜工作的主要目标，在现有的井网条件下，砂体的各种非均质性、断层切割和构造起伏等是影响油水分布的主要因素。

而过去的一般性的地质研究工作已不能满足需要，因此必须进行精细地质研究。

高含水期精细地质研究的重点仍是影响油水分布的油层非均质性及构造因素，其关键是确定井间砂体的边界位置及各砂体之间的通联关系，预测砂体内部的建筑结构及物性参数变化。

例如大庆油田精细地质研究的主要内容包括：垂向上将油层细分成单层、平面上细分出沉积微相、详细解剖储单砂体的内部建筑结构、研究微幅度构造、识别出小断距断层。

（2）以剩余油描述为手段近年来，在油田常规测井水淹层解释方法、生产剖面解释方法、密闭取芯性检查井分析方法、动静结合分析方法的基础上，发展了功能模型预测、油层储量动用状况定量描述、担忧层剩余油模糊综合评价、神经网络模式识别方法，基本形成了一套能够适应高含水后期剩余油综合描述的系列方法。

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果第16卷第5期2009年9月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyV o1.16.No.5Sep.2009孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果束青林,张本华,毛卫荣,王宏(中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)摘要:孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大,含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差,原油粘度高的特点,通过深化储层认识,优化注聚合物参数,强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集,水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密,低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.关键词:二类油藏;聚合物驱;稠油热采;储层构型;水平井;提高采收率;孤岛油田中图分类号:TE357文献标识码:A文章编号:1009—9603(2009)05—0052—04孤岛油田为大型整装稠油油藏,自1971年11月投入开发以来,针对不同开发阶段的特点和需要, 研究并实施了相应的开发政策和措施.2O世纪70 年代,针对天然能量弱的特点,实施了早期面积注水,周期性注采调配措施,使油田采收率由弹性溶解气驱的5%提高到19.4%.在中高含水期,针对层间干扰日趋严重,实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术,使油田水驱采收率达到29.6%. 20世纪90年代,油田进入特高含水期,针对采收率低的问题,通过应用化学驱和稠油热采技术…,加快了油田驱替方式的转变,强化储层精细描述,使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列,到2008年12 月,整体采收率达到了37.5%,其中主体化学驱单元采收率达到55%～60%,稳产期比预测值延长了8—9a.对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值.1二类油藏聚合物驱油配套技术在特高含水期,孤岛油田主体油藏水驱开发采收率为35%～45%,"九?五"期间,第1批聚合物驱推广项目取得成功,提高采收率7.8%.但从资源量评价来看,孤岛油田二类油藏聚合物资源量达到1.3×10t,占油田聚合物资源量的62%.相对于一类油藏,二类油藏油层发育状况差,非均质性强,断裂系统复杂,地层原油粘度为50—130mPa?S.对聚合物产品的耐温性,抗盐性,增粘性以及开发技术适应性提出了更高的要求.因此在总结深化一类油藏聚合物驱油技术的基础上,针对油藏特点,实施了二类油藏聚合物驱油技术.1.1注聚合物前期注采井网完善针对二类油藏储层的特点,实施了二类油藏低序级断层识别,非线性测井约束储层反演,储层构型研究_3J,干扰试井分析,示踪剂分析等技术,为二类油藏注聚合物前期注采井网完善奠定了基础.在深化油藏连通性认识的基础上,注聚合物前通过实施更新或大修事故井,扶停注停产井等措施,使注聚合物单元注采对应率大幅度提高,为聚合物的正常注入奠定了基础.1.2注聚合物参数优化注聚合物参数的优化首先是优化注聚合物质量浓度,发展配套聚合物增粘,保粘技术.研究表明,粘度比为0.15～0.5,地下聚合物粘度不低于16mPa?S,提高采收率幅度较大』.孤岛油田对聚合物粘度,质量浓度进行了优化,注聚合物质量浓度由一类油藏的1800mg/L提高到二类油藏的2000mg/L,提高了粘度比,矿场实施时,选用增粘效果较收稿日期2009—07—31;改回日期2009—08—27.作者简介:束青林,男,教授级高级工程师,2005年毕业于中国科学院构造地质学专业并获博士学位,从事油田勘探开发工作.联系(0546)8885581,E—mail:sql@slof.COIn.基金项目:中国石油化工集团公司科技攻关项目"厚油层挖潜配套技术"(P03027) 第l6卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果?53? 好的聚合物产品,根据聚合物粘浓关系,优化了聚合物质量浓度,保证了粘度比,满足了二类油藏注聚合物条件.同时,还发展配套了聚合物增粘,保粘技术,目的是改善水质,减少矿化度,细菌及氧对聚合物的影响.其次是优化聚合物用量.一类注聚合物单元的最佳聚合物用量为500PV?mg/L,由于二类油藏注聚合物后段塞形成质量较一类油藏差,二类注聚合物单元最佳聚合物用量达到800PV?mg/L,同时,针对中一区馆3—6等正注聚合物单元,进行二元驱方案与追加等价聚合物驱方案的对比优化后,注入0.2倍孔隙体积的二元驱段塞j,提高采收率幅度由7.19%上升到9.86%.通过注聚合物参数优化,保证了孤岛油田聚合物段塞质量,延长了聚合物的见效高峰期.1.3解堵增注针对二类油藏油层发育差,低液井,欠注井多的问题,通过砂体连通性认识,配套了解堵工艺.治理欠注水井时,对储层条件差的采用上增压泵;对聚合物堵塞造成的采用解堵增注;对出砂造成的采用换管柱防砂;2008年治理欠注井47口,平均单井日注水量由61m上升到95m.治理低液井时,对地层条件差的采用混排,高压地填;对聚合物堵塞造成的采用声波助排解堵;对金属防砂管堵塞造成的采用高压旋转水射流解堵;对油层打开程度不够完善造成的采取补孔或复射孔;2008年开始共治理低液井178口,增液幅度达12%,单井增油量为2.8t/d,累积增油量为6.5X10t.1.4组合堵剂和段塞式调剖针对中-'tL,东区等储层发育好,原油粘度大,大孔道发育的二类油藏低油压井和高见聚井多的问题,开展储层非均质的表征,通过精细储层表征,示踪剂,干扰试井,动态分析等手段,对大孔道进行了识别,形成高渗透条带识别技术_3(图1),形成注聚合物不同时期堵调工艺技术,配套发展了组合堵剂, 图1孤岛油田示踪剂测试大孔道段塞式调剖技术,坚持注聚合物前封堵大孔道;注聚合物过程中防窜,降低出聚浓度,注聚合物后调剖高渗透带."十?五"以来,共实施46口井,降聚幅度达90%以上,含水率下降了3%一25%,平均有效期为292d,累积增油量为6.65X10t.1.5聚合物驱全过程动态跟踪治理注聚合物初期主要是开展以完善注采并网和大剂量调剖为主的前期综合治理,保证形成优质段塞, 确保注聚合物质量.注聚合物中期主要立足于扩大波及体积和油井见效范围.后续水驱阶段采用分层注水的注入方式,把握分层注水时机,保持合理注采比,初期选择性提液,放大生产压差,减缓油井液量下降速度,治理窜聚和不见效井;中期加强以提高分层注水合格率为主的注采调配,控制含水上升;后期实施以提注提液为核心的精细注采调整,减缓了产量递减."十?五"以来,投入8个注聚合物项目,覆盖地质储量为12437X10t.单元采收率大幅度提高(6%～12%),聚合物驱后采收率达到50%～55%;降水增油达到一类油藏效果,综合含水率比注聚合物前下降8%～15%,峰值单井无因次日产油量为2.5～3.0,实现了聚合物增油的接替,截至2008年12月,累积增油量为977X10t,累积注入干粉为22.0X10t,吨聚增油量为44.4t,年增油量保持在80X10t左右.2稠油热采配套技术孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼,分为馆3一馆4,馆5和馆6共3个稠油环;具有油层厚度薄,原油粘度分布广,储层埋藏深,泥质含量高,出砂严重,受边底水和注入水影响大的特点,属河道砂稠油油藏.经过"九?五"的强化开采,孤岛油田稠油热采老区已进人中高含水,多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势.在精细油藏描述和剩余油研究的基础上,综合评价稠油热采生产动态,根据不同类型的剩余油,实施了井网加密,低效水驱转热采,水侵治理等技术,提高了稠油采收率.2.1稠油环井网加密数值模拟,新井,取心井资料分析表明:稠油热采蒸汽吞吐加热半径有限,仅为50—60m,但井间剩余油富集,具有加密潜力.孤岛油田馆5稠油环具有油层发育好,大片连通和储层物性好的特点,开发初期,采用200mX?54?油气地质与采收率2009年9月283m反九点法基础井网进行开采,采收率仅为9.6%."十?五"以来,通过剩余油分析和优化部署,馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密(图2).投产一次加密井128口,新增可采储量为282X10t,单井控制储量由15.6×10t降低到7.6×10t,采收率达到35.7%,提高了13%.今后,馆5稠油环将开展高含水高轮次吞吐转化学蒸汽驱先导试验』,为进一步提高采收率寻找技术接替.图2孤岛油田馆5稠油环井网加密示意馆6稠油环油层具有油层厚度薄(5—6m),层内夹层变化大,储层非均质性强,油水关系复杂的特点.为了最大限度提高储量动用程度,根据馆6稠油环储层层内夹层发育特征,实施了水平井与直井联合优化加密.截至2009年6月,馆6稠油环实施联合布井加密87口(其中水平井15口),热采水平井产量为周围同期投产直井的2～3倍;含水率降低了5%一15%.新增可采储量为304×10t,平均单井增加可采储量为3.4×10t.单井控制储量由22.9×10t降低到9.9×10t,采收率达到27%,提高了15.5%.2.2低效水驱转热采西南部馆3一馆4砂层组地层原油粘度为1200～3000mPa?s,馆5一馆6砂层组为4000～6500mPa-s,馆5一馆6与馆3一馆4砂层组合采, 采收率低于15%.在开展孤岛油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上,选择馆5一馆6层系地层原油粘度大于3000mPa?s,有效厚度大于8m,净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发.于2002--2008年开展了低效水驱转热采先导试验和工业化推广,建成了南区馆5一馆6,西区馆5一馆6稠油单元,动用地质储量为1217×10t,实际建成产能为27×10t.新钻热采井122口,增加可采储量为181×10t,单井控制储量由28.5X10t降到8.3×10t,年产油量达到29.4×10t,采收率达到21.1%,提高了16.7%.2.3防砂解堵一体化技术馆3一馆4稠油环泥质含量高达15%～20%,注汽过程中地层堵塞严重,注汽压力高(平均为15.2MPa),周期内生产时间短,产量下降快.研究结果表明,注汽对储层的伤害较严重,主要影响因素为水敏,盐敏及速敏.在储层伤害机理认识的基础上,实施了改善储层伤害的措施:添加热采助剂,减少油层伤害,降低注汽压力;应用高温防膨剂处理近井地带,注二氧化碳补充地层能量,注油溶性降粘剂和驱油剂降低注汽启动压力.馆3一馆4稠油环通过配套工艺措施和井网的扩边,共钻新井261口,新增可采储量为617×10t, 单井控制储量由28.0×10t降到8.7×10t,采收率达到24.2%,提高了21.1%.2.4氮气泡沫调剖孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用,在开发过程中,针对不同时期,不同部位水侵方式与作用的差异,采取了"排, 停,堵,避"相结合的综合治理水侵技术."堵"即优选热采区含水较高的热采井实施高温封堵,降低单井含水率.近几年,重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术J,共实施55井次,平均单井增油量为4.8 t/d,含水率下降了12.3%,措施有效期为350d,效果显着.通过水侵综合治理,热采老井自然递减率由20.9%下降到16.9%,含水上升率由3.20%下降到1.36%,增强了油田稳产基础."十?五"以来,孤岛油田围绕提高采收率目标,配套完善稠油热采技术,年产油量上升到116.6×10t,是"十?五"初期的2倍,采收率提高到24%,提高了13.8%.3储层刻画技术3.1河道砂储层构型和空间剩余油描述技术利用层次分析,模式拟合等方法,一方面由点到线,由线到面,建立精细的储层平面建筑结构模型,揭示储层平面结构非均质性;另一方面建立了构型约束下的精细三维地质模型,重点揭示了厚油层层内夹层的空间分布特征(图3).明确了曲流河受泥质侧积层与韵律性控制,点坝内部侧积体上部剩余油富集;而辫状河受平行层面夹层和韵律性控制,剩余油在油井附近的顶部富集,但夹层钻遇和射开方式对富集程度影响较大(图4).●第16卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果,?55? 25口,新增产能为7.0×10t,已投产了8口井,平均单井产油量为9.3t/d,含水率为78.5%,预计采收率提高到22.5%,实现了稠油水淹层顶部水平井挖潜的突破.储层刻画技术的研究与应用,为水平井挖潜提供技术支撑.共指导实施水平井挖潜114井次,投产后产量是直井的3倍,含水率为10%一40%,累积增油量为88.8×10t,提高调整区采收率3%～5%图3孤岛油田辫状河层内夹层空间展布4结束语图4不同射孔方式下孤岛油田辫状河剩余油饱和度变化3.2水平井挖潜提高采收率配套技术2002年,首先在孤岛中一区馆5层中9一平9井获得突破之后,在中一区馆5.层整体部署15口水平井的基础上,2008年又在中二中馆5单元部署水平井10口,获初期单井产油量为21t/d,含水率为65.3%的好效果,单元采收率达56.1%,提高了3.8%.正韵律厚油层水平井受剩余油分布的影响,主要包括受隔夹层控制的正韵律厚油层顶部,受射开方式影响的厚油层下部和受流体非均质性影响的层间3种类型.中二北馆5单元稠油边部自1994年投入开发以来一直采用直井开发,受边底水影响剧烈,加剧了底水锥进,采出程度低(13.2%),形成高含水(97.5%),高剩余油区(剩余储量丰度为150×10t/km),预测采收率仅为14%.中二北馆5单元通过储层构型与隔夹层展布研究结果,充分利用隔夹层抑制底水锥进作用和废弃河道及边缘相带抑制边水推进作用,2008年整体部署水淹层顶部水平井孤岛油田开发实践表明:老油田进入特高含水期开发期后,必须不断创新,采取聚合物驱,稠油热采,储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率.今后,要综合运用多种技术手段,充分挖掘油藏潜力,积极开展复合化学驱,蒸汽驱,空间储层刻画等新技术的试验与推广,挑战60%～65%的采收率目标,同时为同类油田的后期开发提供良好的借鉴.参考文献:[1]霍广荣,李献民,张广卿,等.胜利油田稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版,1999.[2]廖广志,王启民,王德民.化学复合驱原理及应用[M].北京:石油工业出版社,1999:18～33.[3]刘建民,束青林,张本华,等.孤岛油田河流相厚油层储层构型研究与应用[J].油气地质与采收率,2007,14(6):1—4.[4]于丽,孙焕泉,肖建洪,等.羧酸盐类Gemini表面活性剂二元复合驱配方的研究[J].油气地质与采收率,2008,15(6):59—62. [5]张本华,束青林,毛卫荣,等.孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律[J].油气地质与采收率,2003,lO(1):65—67.[6]周燕.弱边水普通稠油油藏蒸汽吞吐转氮气泡沫辅助蒸汽驱技术界限[J].油气地质与采收率,2009,16(3):68—70.[7]束青林.正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜[J].油气地质与采收率,2004,11(6):34—38.[8]陈程,孙义梅.厚油层内部夹层分布模式及对开发效果的影响[J].大庆石油地质与开发,2003,22(2):24—27.[9]何鲁平,陈素珍,俞启泰.注水正韵律油层水平井开采剩余油数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1996,23(1):47—50.编辑刘北羿。

中高含水期如何提高水驱效果摘要：本文主要针对不同地质构造的中高含水期油藏，为提高水驱采收率，采用了不同的开发方法，对指导类似油藏的开发具有较好的借鉴作用。

关键词：中高含水期提高水驱效果采收率1、前言陆相沉积油藏与海相沉积油藏相比，储层非均质性强，原油黏度相对较高，水驱采收率较低，因此，进一步提高原油采收率已成为陆相老油田开发调整的中心任务。

热采、气驱、化学驱是目前世界上规模化应用的三大提高采收率技术，尽管中国的蒸汽吞吐、聚合物驱和复合驱技术已成熟配套，热采和化学驱年产油量在3000万吨以上，但水驱仍然是油田开发调整的重中之重。

水驱是目前应用规模最大、开采期限最长、调整工作量最大、开发成本最低的一种开发方式。

2、厚油层油藏细分韵律层开发以反韵律沉积为主的储层，其非均质性强，高含水期的剩余油分布更加复杂，纵向上层内中、低渗透韵律段，非主力小薄层和平面上主力油层边部剩余油富集，为此，开展了细分韵律层研究，进行韵律层细分重组和精细注水，取得了好的效果。

3、多层砂岩油藏层系井网优化重组复杂断块油藏断块小、注采井网不完善，小层多、油层厚度大、层间干扰严重，针对复杂断块高含水期剩余油的分布特点，对层系进行了细分重组，对加密井进行了调整，完善了注采系统。

封闭型断块油藏一般采取合采方式开发，层间矛盾突出，高渗透储层动用程度高，低渗透储层剩余油富集，对物性和开采状况相近的储层进行了跨层系重组，优化了井网，实现了高、低渗透储层的分注分采，取得了较好的效果。

4、低渗透油藏小井距井网加密低渗透油藏在非线性渗流机理、启动压力梯度、井网井距技术经济界限等研究指导下，采取小井距加密井网、改善水质等措施建立了有效的驱动体系。

低渗透油藏储量丰度低，层系、井网受经济条件的制约，若采用与高渗透油藏相近的井距，由于存在较高的启动压力梯度，难以建立有效的驱动压差，储量得不到有效动用。

随着油价升高，低渗透油藏的极限井网密度加大，单井极限控制剩余储量降低，在高油价下，低渗透油藏具有加密调整的潜力。

油田高含水期稳油控水采油工程技术1. 引言1.1 油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性油田高含水期是指油田产量中水含量较高的阶段，通常是指油井产水量超过50%的阶段。

在油田开发中，高含水期是一个非常常见的阶段，而如何有效地稳油控水、提高采收率成为油田管理者和工程技术人员面临的重要挑战。

稳油控水是保证油田生产经济效益的关键。

在高含水期，油井产水量增加，油井产油量减少，如果不及时采取措施稳定油井产量，将导致油田整体产量下降，进而影响油田的经济效益。

稳油控水可以延长油田的生产寿命。

高含水期对油田产量的影响是不可避免的，但通过有效的稳油控水技术，可以延缓油田产量的下降速度，延长油田的生产寿命，充分挖掘油藏潜力。

稳油控水还可以降低油田生产中的安全风险。

在高含水期，油井产水量增加，可能引发油井失稳、油田漏油等安全问题，通过稳油控水技术可以有效降低这些安全隐患，保障油田生产安全。

油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性不言而喻，只有通过有效的技术手段和管理措施，才能更好地应对高含水期带来的挑战，实现油田的稳定生产和持续发展。

1.2 油田高含水期的定义和特点油田高含水期是指油田产液中水含量大幅度增加，达到一定阶段的时间段。

在油田生产运行过程中，随着时间的推移，原油中水含量逐渐增加，导致油水比逐渐下降，特别是在油井长时间生产后，油井的产液中水含量逐渐增多，进入高含水期。

油田高含水期的特点主要包括以下几个方面：油田产液中水含量明显增加，原液品位下降，导致采收率降低，产量逐渐减少；油藏渗透率下降，原油粘度增加，采油难度增大；油井产液中水含量不均匀分布，造成油井产量差异，影响整体采收效果；高含水期持续时间较长，对油田的整体开发与产量影响较大。

针对油田高含水期的特点，需要采取相应的稳油控水技术，以保证油田的稳产和高效开采。

2. 正文2.1 油田高含水期稳油控水采油技术的原理和方法1. 油层物理化学特性分析：在油田高含水期，油层的物理化学特性会发生变化，影响油水分离效果和采收率。

对高含水井治理的效果评价作者：王娜来源：《中国科技博览》2014年第19期[摘要]随着油田的开发，特高含水的井数不断增加。

为了控制特高含水井的无效采出，我们通过堵水、高关措施对这部分井进行了治理，本文通过计算堵水和高关措施的经济界限，对某矿2010年以来实施的堵水和高关措施效果进行了跟踪评价。

对今后高含水井治理可起到一定的借鉴作用。

[关键词]堵水经济界限高含水井中图分类号：TE358.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）19-0379-011 对高含水井堵水效果评价某矿目前有堵水井168口，其中抽油机堵水井138口，电泵堵水井30口。

1.1 油井堵水经济界限的确定油井堵水是高含水后期的一种控水措施，堵水效果及有效期长短影响着堵水的经济效益，所以有必要计算其经济堵水界限。

当油价为1000元/吨时，有下式：TS=T堵──堵水时间Ts─有效时间Qoc─日降液量Qwc─日产油量经计算，在投资回收期为三年的情况下，抽油机堵水日降液50t，日产油不能下降；电泵井堵水日降液200t，日产油不能下降。

1.2 高含水井堵水效果分析某矿2010年以来共堵水32口井，平均单井日降液44.5t，日产油增加0.5t，综合含水下降2.6个百分点，其中抽油机井堵水26口，平均单井日降液27t，日增油1.5t，综合含水下降2.5个百分点；电泵井堵水6口，平均单井日降液120t，日降油4t，综合含水下降0.6个百分点。

重点统计分析了6口堵水的电泵井和井组内无措施油井的动态变化，可以分为两种情况。

第一种情况，堵水井效果差，但平面上见到了调整效果。

这种类型的井共有3口，堵水后平均单井日降液97t，日降油3t，综合含水下降0.4个百分点，统计受效油井6口，日产液由1534t逐渐上升到1591t，日产油由73t上升到77t，综合含水由95.24%下降到95.15%，下降了0.09个百分点。

这6口受效井都是相同层系的基础井网的生产井，一、二次加密调整井没有见到平面调整效果。

前言安塞油田位于陕西省安塞县、志丹县和子长三县境内，属低压、低渗、低产的特低渗油田，主要产层长6属三叠系延长组地层，以内陆淡水湖泊三角洲沉积为主。

砂体连片性好，含油范围与砂体展布主要受岩性和物性控制，形成较典型的岩性油藏。

储层孔喉组合以小孔细喉型为主，油层平均喉道半径仅0.25μm，喉道分选差，属小孔高密度分布；油层物性极差，有效孔隙度11%~14%；有效渗透率平均0.49×10-3μm2；中性-弱亲水的润湿性质有利于油田的注水开发。

在构造应力和成岩作用下，储层普遍发育水平微细层理及局部隐蔽裂缝，且受沉积及成岩作用影响，不同井区物性及裂缝发育程度差异较大。

1990年以后安塞油田进入大面积注水开发，先后建成了王窑、侯市、杏河、坪桥等四个注水开发主力区块，于1998年底，共动用含油面积168.6km2，地质储量10302 x104t，使安塞油田跨入“年产百万吨原油”的大油田行列。

至目前，投入开发的最早区块王窑区已开采近15年，采出程度已达到16.6%，含水为41.9%，已进入中期开发阶段。

随着注水开发时间的延长，地下油水运移关系日益复杂，且由于微裂缝的发育及井网布局的限制，侧向油井产能低，采出程度低。

为了动用死油区，自96年开始陆续在王窑区块打加密井67口，是目前安塞油田拥有加密井最多的区块。

另外，其它区块也在此经验基础上，共打加密调整井16口。

为油田稳产起到一定作用，并在一定程度上改善了井网布局，提高了最终采收率。

本文通过对已加密的油井进行效果、效益综合评价，总结出一套完整的加密技术，包括：加密时机（井距、井网密度、采出程度、地层压力）的研究，加密后可采储量的研究及加密后井网适应性研究等。

为安塞油田下步加密调整提供可靠的参考依据。

摘要安塞油田目前加密总井数已达到83口，本文着重对已加密的油井进行综合评价，并在此基础上运用油藏工程方法及数值模拟方法总结出一套适合于安塞油田的加密调整技术，包括加密时机，加密后最终采收率及加密后的井网适应性研究等，并提出下一步加密调整的主要方向及区域。