《表1 某32-6油田分阶段调整井增油量统计表》

  提示：宽带有限、当前游客访问压缩模式

本系列图表出处文件名：随高清版一同展现

《渤海油田调整井实施界限研究》

1. 获取 高清版本忘记账户？点击这里登录

1. 下载图表忘记账户？点击这里登录

以渤海某32-6油田为例，2001-2002年投产基础井网井数156口；2003-2011年实施局部调整，共实施调整井52口；2012-2019年实施整体调整，共实施调整井169口（见图1）。以2003年、2012年为时间节点，油田开发分3个阶段：基础井网、局部调整后井网、整体调整后井网。3个阶段分别完成动态数据丙型水驱曲线（累产液-液油比）统计（见图2），根据丙型水驱曲线特征，斜率越小，可采储量越大，开发效果越好，伴随着调整井的实施，不同阶段水驱曲线斜率逐渐变大，水驱效果得到改善。应用丙型水驱曲线完成各阶段可采储量的计算。基础井网预测可采储量为NR，实施完局部调整后（井数n1）油田可采储量为NR1，实施完整体调整后（井数n2）油田可采储量为NR2，那么，第一批调整井单井增油量!NR1-NR\"n1，第二批调整井单井增油量!NR2-NR\"n2。调整后，井控从125×104m3降到54×104m3，油田可采储量从2 752×104m3增加至4 129×104m3，调整井单井增油量幅度从17×104m3降至5×104m3，调整井增油效果呈现不断降低的趋势（见表1）。