【正文】 Ⅶ2Ⅶ3Ⅶ4Ⅶ5Ⅶ6Ⅶ8Ⅶ9Ⅶ10Ⅶ11Ⅶ12Ⅶ13Ⅶ14Ⅶ1512Ⅶ1612Ⅶ172Ⅶ171Ⅶ18170018001900202221002200海拔深度(m)1210 T1111 J10118 T10118 9117 8128 7127 5137 H5138 414 H3146 泌3 60 100 200 300 400 500 (m)雙河Ⅶ油組油藏剖面圖干層 油層 水層Ⅶ5Ⅶ5 Ⅶ 油組在縱向上包括 18個含油小層，地質儲量 104t，目前分 Ⅶ 上（包括 Ⅶ1 3， 14小層）和 Ⅶ 下（包括 Ⅶ4 13， 1518小層）兩套層系進行開發(fā)。匯報提綱 一、 地質、開發(fā)特點 二 、 剩余油分布特征 三 、 井網(wǎng)重組優(yōu)化技術 四 、 應用效果 五 、 結論 ES WN Ⅶ 油組 構造特征： 構造形態(tài) : 位于 泌陽凹陷西南部 雙河鼻狀構造 ，為一完整的由東南向西北抬起的 單斜構造 。砂體南部為斷層所擋，沿西北方向上傾直至尖滅。 Ⅶ 12 Ⅶ 45 Ⅶ 1518 Ⅶ 613 Ⅶ 11 Ⅶ 23 Ⅶ 14 1900 1850 1800 1750 1650 1013121514 2050 2022 2100 2050 2022 1950 1750 1700 1700 Ⅶ11 Ⅶ12 Ⅶ12 Ⅶ1 2 Ⅶ1 2 Ⅶ12 Ⅶ12 Ⅶ2 Ⅶ3 Ⅶ1 4 Ⅶ1 4 Ⅶ14 101110131017102010811147121012161218122031174127450851685608590761161366676708698138178199107917797H10107H1017H106H10708H11207H12207H12227H1317H1318H1319H4308H4507H5508H6807J10907J11137J3905J7137J8607J9147T10127T10177T1112T1113T11157T11177T11187T1122T119T1211T1317T1318T1319T1320T4137T4807T5137T6117T6907T7117T7168T7907T8107T8707T9117T9127T9147T9167T9808觀1 5觀1 9觀2 7檢4泌2 7泌4 2泌5 6泌5 71015新8 1 1新8 9新觀1 6H119H10608新5 7H10167H1114798T46086408H62H94H97H1419H96H5157H95新泌5 7H6208H61H6308H1418H7126泌2 2H1051214H1211側7 1 2 71T1111H3146H8308側8 2H117觀2 2T108088108T1215觀1 0J6107K4841212H129H1311H142051076129117H6147106H9708H1110H1314F1213T1213雙 河 油 田Ⅶ上層系油砂體疊加圖( 選用核三段Ⅶ油組頂面構造圖)0 100 200 300 米Ⅶ 上層系構造形態(tài)： Ⅶ 上層系含油面積為 ，地質儲量 104噸，該油組共有 4個小層。 該層系由 14個小層疊合而成 . Ⅶ 下層系構造形態(tài)： 儲層沉積特征： 粒度分析表明， Ⅶ 上層系沉積物以細礫巖、礫狀砂巖、中砂巖為主， Ⅶ 下層系沉積物以中砂巖、細砂巖為主。儲層屬于扇三角沉積， 沉積相研究表明，由東南物源向西北湖心方向呈扇形分布，依次發(fā)育有水下分流河道、前緣砂、河口壩、邊緣席狀砂亞相。 s ）原油密度（ g/ c m3）相對密度粘度( 70 ℃ ,m P a Ⅶ下油組水驅曲線11010010000 50 100 150 200 250累積產(chǎn)油累積產(chǎn)水累積油 累積水水油比 Ⅶ 下層系 ： 甲型水驅曲線 2022年前水油比一直保持在 14以下。 主力油層 非主力油層水驅控制程度圖層間水淹程度差異大： 層間水淹程度差異大： 層位 數(shù)模原始地質儲量（萬噸） 累積產(chǎn)油（萬噸） 剩余地質儲量 （萬噸） 采出程度 （ %） 目前含水（ %） 123 2 3 4 5 6 8 9 10 11 13 14 151 18 合計 非主力層 非主力層 非主力層 非主力層，平均含水%非主力層 非主力層非主力層主力層平均含水% 層間采出程度差異大： 主力油層采出程度在 %之間，平均 40%；而非主力油層采出程度在 %%之間，平均 %。 0510152025303540主力油層 非主力油層采出程度圖平面水淹差異大： 含水（％） 80 8090 9095 95剩余地質儲量（1 04t） 剩余地質儲量占 總儲量的百分比（％）Ⅶ油組剩余地質儲量含水狀況 低含水區(qū)分布在：油砂體的邊角部位 、 平面低滲透區(qū) 、 壓力平衡區(qū)及注采對應相對較差的非主力油層 。 至 2022年底，低含水（低于 90％）的剩余地質儲量占總剩余地質儲量的% 特高含水（高于 95％）的剩余地質儲量占總剩余儲量的 % 特高含水區(qū)主要分布在油砂體的主體部位 、 平面高滲透區(qū) ， 這類剩余油目前所占比較大 ， 儲層物性好 、 井網(wǎng)完善 、 采出程度及綜合含水都很高 ， 如何提高這類剩余儲量的采出程度是今后老油田開發(fā)的 重點和難點 。 改變液流方向后剩余油重新聚集 一、二類油砂體： 這種剩余油分布面積小、縱向上疊合較差，而且在平面上的位置不是固定不變的，隨著液流方向的改變，它的大小和位置也在不斷地變動 三類油層： Ⅶ4 上傾邊角部位 Ⅶ18 12 井網(wǎng)不完善區(qū) 該類儲層有： Ⅶ4 、 115 17 1812小層，剩余地質儲量 104t，占總剩余儲 量的 ％。 井網(wǎng)不完善 匯報提綱 一、 地質、開發(fā)特點 二 、 剩余油分布特征 三 、 井網(wǎng)重組優(yōu)化技術 四 、 應用效果 五 、 結論 開發(fā)單元細分界限研究 據(jù)實際生產(chǎn)資料統(tǒng)計： 采油井滲透率與啟動生產(chǎn)壓差 (Ｐ s) 、注水井滲透率與啟動注水壓差 (Ｐ i) 它們之間有較好的冪函數(shù)關系式 ： 雙河油田滲透率與啟動生產(chǎn)壓差曲線 Ｐ s＝ (－ ) R= Ｐ i＝ () R= 開發(fā)單元細分界限研究 由此可建立不同滲透率級差（Ｋ j）儲層，所需啟動壓差的比例關系式： Ｐ (i+1)/Ｐ i＝Ｋ j(B) 當滲透率級差為 ，油井低滲透層啟動生產(chǎn)壓差是高滲透層的 ，水井低滲層所需的啟動注水壓差是高滲層的 ，級差越大，層間干擾越嚴重，開發(fā)效果越差。 開發(fā)單元細分界限研究 進行井網(wǎng)重組技術政策研究時，根據(jù) Ⅶ 油組儲層的空間展布狀況，遵循縱向上疊合程度高、物性相近、采出狀況相近的原則，重組開發(fā)單元。 2 細分開發(fā)單元開采，提高非主力油層的動用程度 1600Ⅶ11Ⅶ12Ⅶ2Ⅶ3Ⅶ4Ⅶ5Ⅶ6Ⅶ8Ⅶ9Ⅶ10Ⅶ11Ⅶ12Ⅶ13Ⅶ14Ⅶ1512Ⅶ1612Ⅶ172Ⅶ171Ⅶ18170018001900202221002200海拔深度(m)1210 T1111 J10118 T10118 9117 8128 7127 5137 H5138 414 H3146 泌3 60 100 200 300 400 500 (m)雙河Ⅶ油組油藏剖面圖干層 油層 水層Ⅶ5Ⅶ5Ⅶ 123 Ⅶ 813 Ⅶ 11， 12 Ⅶ 1518 Ⅶ 46 2 細分開發(fā)單元開采，提高非主力油層的動用程度 類別 開采層位面積（k m2）儲量（1 04t)有效厚度（m ）采出程度（％）滲透率級差Ⅶ上 合采 Ⅶ11 3 ，1 4 Ⅶ下 合采 Ⅶ4 1 3 ，1 5 1 812 Ⅶ11，1 2 非主力層 Ⅶ11 2 47 Ⅶ12 主力層 Ⅶ12 、3 . 1 4 Ⅶ4 6 非主力層 Ⅶ4 、5 及6 小層上傾部位 Ⅶ8 1 1 ，1 3 主力層 Ⅶ6 下部、8 、9 、1 0 、1 1 ，1 3 Ⅶ1 511812非主力層 Ⅶ1 51 6 、1 711 812 原井網(wǎng)重組動態(tài)組合單元階 段 重組細分前后各單元的基本情況統(tǒng)計表 單元重組后滲透率級差降低，非均質性減弱，對非主力層的潛力發(fā)揮比