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1、第十章生产测井资料应用前面章节已对生产测井的方法、原理及测井资料解释进行了探讨，本章主要介绍注采剖面测井资料在油气田开发中的应用实例。包括在注采系统调整中的应用、区块开发调整中的应用、剩余油饱和度确定及在油藏数值模拟中的应用等。第一节注采系统调整实例某油田含油面积22km1,其中纯油区面积10.6W,过渡带面积11.6W,是一个受构造控制的气顶油m,采用反九点面积注水方式开采。针対油m全面转抽后，地层压力下降幅度大，压力系统不合理问题，将井网进行了转抽、调整后变为两排注水井夹三排生产井，中间井为间注间采的行列注水方式。油m储层是以砂岩、泥质粉砂岩组成的一套湖相河流三
2、角洲沉积砂体，储层纵向和平面非均质严重，共分37个砂岩组，97个小层，平均砂岩厚度112加，有效冯度72加，地下原油粘度为7mPa-s,原始气油比为48加7莎,饱和压力］0.5MPao原油的地质储量为13207x10%,累计采油3000x104t,采出程度23%,采出量占可釆储量的69%,乘除可采储量1328x101储采比为10.38。该油田投入开发时，开发层系有两套，井距分别为300加和600m；过渡带只用一套层系开发，井距为300m,之后对纯油区和过渡带进行了层系调整。调整前，共有注水井89口，平均单井日注水343m3,采油井320口，平均单井日产油90m3,
3、综合含水88%,采油速度0.97%o为了控制含水上升速度，实现油合理的压力系统，增加可采储量，合理提高产液量，减缓产量递减，对注采系统进行了调整。调整采用改为行列注水方式的调整方法，调整工作分为两步，第一步：隔排转注原反九点法井网中注水井排上东西方向上的采油井，中间注水井排上的釆油井不转注，仍为间注间采，形成两排注水井夹三排生产井的行列注水方式，注采井数比为1：1.67(图10-1-1)；第二步：将间注间采井排上的采油井转注，形成一排注水井，一排采油井的行列注水方式,注采井数比为1：1o该油皿注采系统调整后，共转注油井43口，油水井数比从调节的3.6降到2.1。在转
4、注井排上，新转注井尽可能做到分层注水，注水层段划分上力求与原注水井相对应，这类油层从控制注水为主，注水强度一般不大于10m3/(d-m)o原注水井砂体主体部位井点一般采収停注措施，变差部位井点应减缓层间才盾。直接受转注效果的两排采油井，一般不采取堵水措施，以加速改变液体的流动方向。在中间间注间采井排上，注水能力较低，河道砂主体部位的采油井点以堵水为主，用以缓解注水能力不足的孑盾。原注水井的注水量也可根据油井措施情况和油层压力水平进行局部调整。注水井在砂体主体部位仍可以控制注水或停注，但调整幅度和比例较转注井排上原注水井小。43口井转注后，日注水量增加了9630加‘，
5、注入水的去向采用吸水剖面测井方法确定，在此基础上调整了49口老注水井的注水方案，日注水量减少8820/n3,使全区注水量基本保持稳定，其中老注水井停注48个层段，日注水量减少4730/7?:控制注第十章生产测井资料应用前面章节已对生产测井的方法、原理及测井资料解释进行了探讨，本章主要介绍注采剖面测井资料在油气田开发中的应用实例。包括在注采系统调整中的应用、区块开发调整中的应用、剩余油饱和度确定及在油藏数值模拟中的应用等。第一节注采系统调整实例某油田含油面积22km1,其中纯油区面积10.6W,过渡带面积11.6W,是一个受构造控制的气顶油m,采用反九点面积注水方式开
6、采。针対油m全面转抽后，地层压力下降幅度大，压力系统不合理问题，将井网进行了转抽、调整后变为两排注水井夹三排生产井，中间井为间注间采的行列注水方式。油m储层是以砂岩、泥质粉砂岩组成的一套湖相河流三角洲沉积砂体，储层纵向和平面非均质严重，共分37个砂岩组，97个小层，平均砂岩厚度112加，有效冯度72加，地下原油粘度为7mPa-s,原始气油比为48加7莎,饱和压力］0.5MPao原油的地质储量为13207x10%,累计采油3000x104t,采出程度23%,采出量占可釆储量的69%,乘除可采储量1328x101储采比为10.38。该油田投入开发时，开发层系有两套，井
7、距分别为300加和600m；过渡带只用一套层系开发，井距为300m,之后对纯油区和过渡带进行了层系调整。调整前，共有注水井89口，平均单井日注水343m3,采油井320口，平均单井日产油90m3,综合含水88%,采油速度0.97%o为了控制含水上升速度，实现油合理的压力系统，增加可采储量，合理提高产液量，减缓产量递减，对注采系统进行了调整。调整采用改为行列注水方式的调整方法，调整工作分为两步，第一步：隔排转注原反九点法井网中注水井排上东西方向上的采油井，中间注水井排上的釆油井不转注，仍为间注间采，形成两排注水井夹三排生产井的行列注水方式，注采井数比为1：1.67
