完善注采井网经验交流

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。

加强系统管理及综合治理提高低渗透油田注水管理水平【摘要】近几年，孤岛采油厂通过加强地面系统管理和工艺改造，确保了注水时率；对储层通过运用油层保护和改造技术、水井调剖、注采井网的补充完善、动态调整和间歇注水、分层注水、注水井转抽和注水水源优化等措施，改善了油田开发效果。

【关键词】注水井；注水水源优化；转抽孤一油藏经营管理区主要管辖着孤岛油田的中一区ng3、ng4、ng5、ng6、ng1+2、ng3-6、ng7-10、孤北一断块等八套开发层系，含油面积 16.8 平方千米，地质储量12308万吨。

共有59 座配水间，63座计量站；4 座注聚站。

截止到2007年8月，油井总井702口，开井545口，日液水平45654m3，日油水平2562t，综合含水94.3%；水井总井 319口，开井251口，日注水平45549m3，累计产油5150.8832万吨。

1.近年来注水开发综合治理情况近年来先后实施包括水井酸化、补孔、大修、分注等水井作业，改善了井况和开发效果。

1.1水井储层改造效果明显今年以来共增注13井次，统计12口增注井，油压降低到24mpa，注水量增至400m3，日增注337m3。

究其原因是水质改造后，酸化解堵见到了明显效果。

1.2不断完善注采井网，减少层内、层间矛盾，提高油水井对应率目前主要在井网不完善井组转注6口，共对应油井15口。

针对套损、管柱问题造成注采二次不完善，这部分井主要实施大修恢复。

如其中一口井转注两个月后注水见效，见效前日液3.8t，日油3.7t，含水2.0%；见效后日液8.3t，日油8.1t，含水2.0%，目前日液7.5t，日油7.3t，含水2.4%，累计增油1032t；今年一月份补孔1.3层后一直保持稳产至今，缓解了油井层间矛盾，油井含水下降，注水见效，日增油2.5吨，累计增油225吨。

针对有的区块层薄、低渗透、油井层间矛盾突出，在该块水井实施双管分注，解决井组油井层间矛盾，效果明显，含水下降到42.1%，日增油1.8吨，后期由于油井泵漏，检泵作业累增油仅58吨，影响了分注效果。

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。

断块油藏开发存在的问题与注采调整做法【摘要】断块油藏开发存在着诸多问题，包括油水混采导致的产液含水率过高、油藏压力不平衡引起的底水倒灌等。

为解决这些问题，注采调整显得尤为重要。

通过采用不同的调整原则和方法，如改变注采比、调整井网布局等，可以有效优化油藏开发效果。

以某油田为例，通过注采调整，成功增加了产量并降低了成本。

在优化开发方案方面，可采取提高采收率、增加油藏采收、降低生产成本等措施。

对断块油藏开发的未来发展和注采调整的重要性进行了再次强调，强调了其在油田开发中的关键作用。

通过注采调整的实施，可以提高油田的整体开发效率，实现可持续发展。

【关键词】断块油藏开发、注采调整、问题、原则、方法、案例分析、优化开发方案、效果评价、发展、未来、重要性。

1. 引言1.1 断块油藏开发现状断块油藏是指由于地质构造、油气运移等因素造成的油气藏局部分隔的油气藏。

断块油藏开发一直是石油行业面临的一项重要挑战。

断块油藏开发面临着以下几个主要问题：1. 地质条件复杂：断块油藏通常具有多重构造、多层储集等复杂地质条件，导致开发难度大。

2. 资源浪费严重：由于断块油藏内部分隔严重，部分区块产能得不到有效利用，导致资源浪费。

3. 存在油气剩余较多：断块油藏往往面临油气剩余较多的情况，如何有效提高采收率成为关键问题。

4. 投资成本高：由于地质条件复杂，断块油藏的开发需要投入大量资金，投资成本高昂。

解决断块油藏开发存在的问题，提高产能和采收率，对保障国家能源安全和提高石油综合开采效率具有重要意义。

通过注采调整等方法，可以更好地优化开发方案，提高断块油藏的开发效率和经济效益。

1.2 注采调整的重要性注采调整是断块油藏开发中至关重要的环节，其重要性主要体现在以下几个方面：注采调整可以有效提高油水分离效率，进而提高油田的采收率和产量。

通过合理调整注水和采油井的位置布局和注采比例，可以有效减少水驱过程中的错层等问题，提高油藏的开采效率，降低开采成本。

78油田作为我国能源供应的重要场所，在国家能源供需紧张的情况下，极大增加了油田设备的运行压力，长时间、高荷载的工作机制，必然令设备的磨损程度增加，降低机械采集设备的生命周期。

套管作为油田采集的重要连接环节，一旦套管发生损坏，油井将难以正产生产。

当套管内部压力与外部压力相差较大时，将产生区域泄漏、低渗水的严重现象。

为此，必须找寻出油田系统中套管损坏的相应规律，然后制定出相应的解决方案，为油井正常生产提供有力保障。

一、套损规律解析套损是油田生产质量降低的重要因素，按照套管性能与变化程度来看，大致可分为变形期、破裂期、错段期与破漏期四种。

变形期主要是指套管的形状超出预设的弹性范围，如长时间维系变形状态，极易造成区域大面积破损的严重现象；破裂期是一种基于变形期的突发性状态，当套管无法承受住形变压力，则将令套管设施产生损坏；错段期是指套管本身受到较大的形变力，如水平方向所受到的剪力，套管易形成水平错段，当然也伴随着一定的形变效应；破漏期则是由套管自身质量问题所引起的破漏现象。

套损井与油田内所处的土壤性质也具有较大的关联现象，在套管使用年限的基础上，土壤将对套管设施造成严重的侵蚀现象，如塔里木油田所处地基的碳酸盐地质、吉林油田的偏碱性地质等，都将对套管的外部形成一定侵蚀作用。

为此，必须针对套管所处的工作环境制定详尽的解决方案，依据地质环境、工作特性等找寻套损井的破损规律，然后制定出相应的管控对策，提高油田丼的工作性能与产量，为企业及社会供应提供基础保障。

二、油田油水井套损问题的解决对策1.加强套管设施的硬度。

套损井属于地下类机械设备，在油田前期开发设计中，应先对地质特性以及机械结构在地表环境中所受的作用力进行分析与核定，然后在依据相应的受力参数，设计出合理的油层段套管。

在实际测试过程中，是以力学参数为重要载体，对套管井筒在地质中的聚合力及内应力进行逐项测定，当管体表面的应力与外挤强度呈现出均衡状态时，才可保证套管设备本身的受力处于相对稳定的情况，进而依据参数信息制定出完整的解决对策。

第31卷　第1期2024年1月Vol.31， No.1Jan.2024油 气 地 质 与 采 收 率Petroleum Geology and Recovery Efficiency 老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践杨勇1，曹绪龙1，张世明2，曹小朋3，吕琦2，元福卿2，李绪明1，季岩峰2，赵方剑2，孟薇2（1.中国石化胜利油田分公司，山东 东营257001； 2.中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015；3.中国石化胜利油田分公司 东胜精攻石油开发集团股份有限公司，山东 东营 257000）摘要：传统方式的化学驱项目一般采取“2+3”的协同方式，也就是先通过水驱井网调整一次到位，再实施化学驱，受剩余油认识和预测精度的影响，会出现部分低产低效井，化学驱含水谷底平台期短，提高采收率幅度有限。

为此，胜利油田通过基础攻关和探索实践，创新提出了化学驱与动态优化调整加合增效的“3+2”大幅度提高采收率技术，该技术是指在化学驱过程中，充分发挥和利用驱油体系扩大波及体积、提高驱油效率、调整动态非均质性的特点，主动培育、壮大动态剩余油富集区（“油墙”），适时井网调整、重构流场、均衡注采，高效动用、采出“油墙”，最大程度延长化学驱含水谷底平台期，实现三次采油和二次采油（“3+2”）适配优化、大幅度提高采收率的目的。

通过大量物理模拟和数值模拟研究，明确了“井网-驱油剂-剩余油”适配优化提高采收率的机理。

该技术在胜坨油田二区东三段5砂组进行了应用，通过优化“3+2”井网调整方式、驱油体系和注入参数等，预计区块含水谷底平台期从3 a 延长至8 a ，最终采收率为60.5%，比原方案采收率再提高7.5百分点。

该技术是老油田大幅度提高采收率的关键技术，可以为中外同类型油藏延长化学驱见效高峰期提供指导和借鉴。

关键词：化学驱；动态优化调整；见效高峰期；加合增效；大幅度提高采收率文章编号：1009-9603（2024）01-0054-09DOI ：10.13673/j.pgre.202310044中图分类号：TE357.46文献标识码：AConnotation ， mechanism ， and practice of “3+2” significantlyenhanced oil recovery technology in mature oilfieldsYANG Yong 1，CAO Xulong 1，ZHANG Shiming 2，CAO Xiaopeng 3，LÜ Qi 2，YUAN Fuqing 2，LI Xuming 1，JI Yanfeng 2，ZHAO Fangjian 2，MENG Wei 2（1.Shengli Oilfield Company ， SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257001， China ； 2.Exploration and DevelopmentResearch Institute ， Shengli Oilfield Company ， SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257015， China ；3.Dongsheng Jinggong Petroleum Development Group Co.， Ltd.， Shengli Oilfield Company ，SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257000， China ）Abstract ： Traditional chemical flooding projects typically adopt the “2 + 3” combination ， which involves adjusting the water flood ‐ing well pattern before implementing chemical flooding. Due to the limitation in understanding and predicting residual oil ， this method often leads to some low-yield and inefficient wells ， and the low water cut period of chemical flooding is short ， resulting in limited improvement in oil recovery. To address this ， Shengli Oilfield innovatively proposed the “3 + 2” technology for signifi ‐cantly improving oil recovery through fundamental research and exploratory practice. This technique involves using the oil displace ‐ment system more effectively during chemical flooding to expand the swept volume ， increase the displacement efficiency ， and ad ‐收稿日期：2023-10-26。

曲104北带复杂断块油藏完善井网调整研究摘要：曲堤油田曲104北带为构造—岩性控制的多层复杂断块油藏，区内断层纵横交错，纵向含油小层多，储层分布不均匀，给油田开发带来巨大困难。

自1995年开发以来，注采井网不完善、层间矛盾突出等进一步制约了开发效果的提高，目前区块平均单井日液水平12.4t/d，综合含水85.8%，采油速度0.42%。

本文在精细地质研究基础上，立足注水开发，着力完善注采井网，综合运用细分层系、立体开发等方法，“一块一案”部署调整方案，预计调整后油藏采收率提高4.6%。

关键词：复杂断块油藏；完善井网；细分层系；立体开发1 曲104北带基本情况曲堤油田曲104北带构造上位于曲堤鼻状构造的西北部，南以曲104断层、北以夏口和曲15断层为界，地质储量371.9×104t，油藏埋深1614-2580m。

区内断层纵横交错，将全区分隔为34个含油断块，含油面积均小于0.4km2。

主要含油层系沙四段，包括8个砂组，121个含油小层。

平均空气渗透率47.3~136.3×10-3μm2，平均孔隙度18.5~22.1%。

地面原油密度0.85~0.92g/cm3，地面原油粘度9.7~95.3 mPa•s[1]。

自1995年9月投入开发，目前共有总井36口，其中油井29口，开25口，日液水平309t/d，日油水平43.9t/d，综合含水85.8%，动液面1167m，采出程度11.2％；注水井7口，开3口，日注水平55m3/d，累积注采比0.43。

2 开发效果评价（1）层系井网评价：曲104北带沙四段分为8个砂层组，目前采用一套层系开发，渗透率级差7.8，各小层动用状况差异大，层系适应性差[2-3]。

平面井网状况不同，西、中部6个断块采用不规则点状井网局部投入注水开发，占总断块数的17.6%；东部极复杂断块采用天然能量开采，地层压降6.9MPa，压力保持程度63.3%。

全区井网密度11.4口/km2，平均井距184m，单井控制储量10.3×104t，水油井数比1：4.1，注采井网不规则、不完善。

1821 油藏基本特征1.1 构造特征沈家铺油田位于黄骅凹陷南部，孔店构造带中部，北临风化店油田，南接王官屯油田。

该区域构造是一个被北东向和北西向两组断层复杂化的背斜构造。

1.2 储层特征沈家铺油田储层物性中等，具有中孔中渗的特点，平均孔隙度21.6%，渗透率为161×10-3μm 2。

含油井段长达150～200m，油层厚度大，平均有效厚度37.5m。

按沉积旋回将枣Ⅴ油组划分为7个小层，结合各小层的渗透率变异系数、渗透率级差、突进系数等参数分析，该区域层间非均质性较强。

1.3 沉积特征油藏研究认为，该区域孔一段属于扇三角洲沉积，分为扇三角洲平原相、扇三角洲前缘相。

从各砂体平面微相分布得知，本区的水流方向以北东方向为主，物源方向与扇体延伸方向一致，基本呈北东-南西方向。

2 重构地下认识体系运用高分辨率层序地层学理论，通过井震结合，进行精细地层划分和对比，精细单砂体微构造研究，重构地下认识体系，为剩余油潜力研究提供有力依据。

2.1 利用井震结合、变密度分析技术，提高解释精度对地震数据体的收集及优选，综合考虑优选2008年处理的王官屯数据体开展构造解释和储层反演工作，应用2010年处理的西斜坡数据体辅助解释大断层。

通过井震结合、变密度分析、三维显示分析、相干体分析等多技术方法的精细地震解释，完成了全区的地震解释工作，解释层位为枣Ⅱ、枣Ⅲ、枣Ⅳ、枣Ⅴ上、枣Ⅴ下、孔二2顶、孔二段、孔三段。

2.2 量化剩余油分布，明确挖潜方向结合油藏动态，开发特点，应用监测资料，用采油藏工程和数值模拟研究方法。

刻画单砂层数模图，表征每个单砂层目前的开采情况以及平面潜力分布；刻画剩余可采储量叠加平面分布图，将各单砂层的剩余可采储量叠加，刻画区块剩余可采储量的平面分布情况。

再利用数模辅助软件绘制了断块含水分级图，结合含油饱和度分布图和含水分级图，为新井布井提供更好的依据。

2.3 受套变影响，井网受损形成剩余油。

 受套变影响，井网受损，造成平面纵向上注水波及体积减小，剩余油富集，如官109-1断块家51-7因套变停产，井周围形成剩余油富集，此类井可通过侧钻或大修或更新挖潜。

低产低效井综合治理摘要：结合作业区的现状，低产低效井已经占了生产井的很大一部分，需要采取一定的措施改变油井目前的现状，对低产低压井进行综合治理，延长该油井的检泵周期，减少作业产生的费用，最终降低油井的生产成本，增加油井效益。

通过对本区经验进行总结，得出一些共性的认识，进而将得到的经验进行推广，保证油井的正常生产。

关键词：低产低效治理方法经济效益前言随着油田不断开发，对油藏特征深入了解，注水系统配套不完善等，原油开采日趋困难，如何提高单井产量、降低生产成本，已成为现在目前的主要的问题。

而如何提高低产低效井的开发效益是目前油田开发的最迫切、最实际的技术难题。

1．低产低效井定义1.1低产低效井定义低产低效井，指产量较低、没有经济效益或效益低下的井。

1.2低产低效井特点低产低效井主要集中分布在开发时间长、开发处于中后期、注采井网不完善的区块。

这些区块的共同特点是地层供液能力严重不足，产量低，泵效低，抽油设备系统效率低，能耗损耗大。

1.3低产低效井成因分析（1）当开发单元进入中后期，随着油井含水率的不断升高，产油量急剧下降，进而形成特高含水低效井。

（2）能量补充不及时。

因注水井自身原因、井网不完善等，或靠天然能量开采，地层能量不足，使油井处于低效状态。

（3）近井地带污染严重或堵塞，造成油井生产水平降低。

（4）因储层物性差异较大，导致注入水沿着大孔隙突进，含水大幅度上升造成低产。

2.低产低效井的综合治理对策2.1加强注水，保持地层能量加强注采关系的调整，使注采关系和水驱状况保持最佳的状态。

主要包括：（1）完善注采井网，提高储量的控制和动用程度。

最近两年没有油井转注井，但根据前几年油井转注效果分析，转注后，地层能量得到有效补充，见效较明显。

（2）调整注采关系，维持注采平衡。

根据油藏开发技术并结合油井的生产动态，进行精细化注水，使注采关系趋于合理。

（3）改善吸水剖面，对剖面上吸水不正常的层位，采取一系列措施，改善其吸水状况。

高尚堡油田二次开发中注采井网的重组调整——以高5断块为例卢家亭;黄玉池;乔石石;杨燕;杨竞旭【摘要】After thirty years of development there are many problems in Gao5 Block Reservoir of Gaoshangpu oilfield reservoir.Under the fine three-dimensional geology model and numerical simulation,remaining oil satruation distribution of Gao 5 Block is divided into four types： type injection imperfect,uncontrollable well network,retention area and layertype interference.According to the different distribution of remaining oil and redevelopment theory,well network was optimized,and system layer was restructured and adjusted in Gao5 Block.After the redevelopment,waterflood control degree and waterflood use degree were substantially increased.Water flooding recovery ratio rose from 20% to 24%,and good development results were achieved.%针对高尚堡油田高5断块油藏开发效果差的问题,在精细三维地质建模和数值模拟的基础上对高5断块剩余油分布进行分类,并根据剩余油不同分布特点,依据二次开发理论,对高5断块井网进行优化,开发层系进行重组调整。

断块油藏分类及开发井网布署与注采井网完善陈合德,郑国芹,陈长明(中原油田采油一厂) 摘　要　拉张盆地发育的断层相互切割,将油藏分割成复杂的小断块,形成不同形态的断块油藏,按形态可分为四种类型,即半圆形,条带形,三角形,四边形断块油藏。

不同形态的断块油藏,有不同开发井网和注采井网,本文通过断块油田开发实践,在断块油藏开发形态分类基础上,提出了不同形态断块油藏合理的开发井网及注采井网。

关键词　断块;油藏;形态;开发井网;注采井网;水驱动用1　前言拉张盆地中断层多期活动,导致断层相互切割与配置,形成形态各异的小断块,根据断块的形态及油藏特征,可划分出不同类型的断块油藏,即半圆形,条带形,三角形,四边形断块油藏,开发断块油藏与开发大油田不同,不同的开发井网和注采井网对油藏采收率影响较大,同一形态的断块油藏采用的开发井网及注采井网因不合理,可导致水驱波及面积减小,水淹快,最终采收率减少5-10%。

根据油藏的形态及其它油藏特征,采用合理的开发井网及注采井网,将会大大提高采收率。

下面从断块油藏的开发实践,针对不同形态的断块油藏,提出合理的开发井网和注采井网。

2　断块油藏的形态分类拉张盆地形成过程中,在拉张作用下,由大型Y型,羽状,地垒型等断裂形成复杂的断块构造,加上拉张过程中应力方向变化,形成多期走向不同的断层,这些断层相互切割配置,将断块分割成不同形态的小断块,形成具有不同特征的断块油藏,根据油藏断块形态及其特征将断块油藏进行分类,概括起来可分为四类,即半圆形,条带形,三角形,四边形断块油藏,下面对不同形态断块油藏描述: 2.1　半圆形油藏半圆形断块油藏为一条主断层与地层形成的“正向屋脊”式(断层倾向与地层倾向一致)或“反向屋脊”式(断层倾向与地层倾向相反)构造油藏。

这类油藏构造相对简单,面积较大,根据构造高点位置可分为两种类型,一种为构造高点位于断层与地层交接处的油藏称为断鼻油藏,另一种类型为构造轴线平行于断层走向的断块油藏称为牵引背斜油藏。

低渗透油藏注采井网优化调整研究[摘要]河74断块沙二下稳油藏为中常压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。

目前存在储量失控、注采井网不完善、能量保持水平差等问题，针对这些问题，我们根据剩余油分布特点，按照排状注水的井网方式，以300×300m的注采井距部署注采井网，使其最大限度的提高储量和水驱储量控制程度。

[关键词]低渗透油藏储量控制程度注采井网中图分类号：te348 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）11-0319-011 油藏概况河74断块位于东营凹陷中央隆起带西段，现河庄油田的东北部，主要含油层系沙二下稳沙三段，本次方案仅涉及沙二下稳层系，含油面积2.4km2，地质储量287×104t，标定采收率为21%。

该区构造简单，为东西和南北两条断层所夹持的反向屋脊式断块，油藏埋深2550-2700米，平均孔隙度18.6%，平均渗透率为23.8，原始地层压力为36.67mpa，该断块为一中常压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。

2 存在问题河74断块采用反九点部署注采井网，油水井距300米，目前共累计投入油水井43口，累计井网密度为17.9口/km2，目前井网密度为7.1口/km2，目前井网对储量的控制程度仅为56.5%，储量控制程度低。

河74断块因井况问题停井4口，损失地质储量53.1×104t；因拔封井影响停井4口，损失地质储量30.4×104t；其他原因停井4口，损失地质储量18×104t；因无井控制损失地质储量23.4×104t。

①局部区域无油水井控制，造成基础井网不完善对河74断块进行进一步描述后发现局部砂体厚度较大的油层存在无井控制区。

计算含油面积0.19km2，有效厚度12m，地质储量23.4×104t。

②油水井井况问题及拔封井影响，导致二次井网不完善河74断块因井况问题停产油井1口，影响日油能力1.6t/d，影响年产能力480t，失控地质储量15.2×104t；停注水井3口，影响日注能力88m3/d，失控水驱储量48.8×104t。

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。