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王场油田位于江汉油区潜江凹陷北部,主体部分为一长轴背斜构造。王场油田潜4段3油组埋藏深,储层物性差。随着注水开发的不断深入,水窜、井况变差等问题相继出现,开发效果变差。本文利用油藏工程方法和数值模拟方法,研究王场油田潜4段3油组地下油、水运动规律和剩余油分布规律,为高效调整提供技术支持和决策依据。本文通过对王场油田潜4段3油组地质特征和开发现状分析研究,建立了地质模型；并结合油藏实际生产数据,进行了动态数值模拟。通过对地质储量、产油量、产水量、综合含水等区块指标进行高精度历史拟合,得出潜4段3油组三个小层的剩余油饱和度分布图和储量丰度分布图。同时结合相关地质背景和开发情况,从地质因素(构造因素、储层非均质性)、开发因素(水驱不均、注采不完善、油管破损等)两大方面对剩余油分布机理进行研究。本文还通过无因次注采经验曲线法、水驱曲线法、递减曲线法、增长曲线法等油藏工程方法动态分析潜4段3油组的最终采收率和可采储量,整体上把握油藏目前开采程度和剩余油分布程度,平均求得采收率为43.17%,可采储量为439.47万吨。文章采用数值模拟的方法,分别对井网、井距、采油速度、注采比等相关生产指标进行优化。以井网不完善区域的王4-6-1B设计井为中心,设计了反九点法井网、反七点法井网、排状井网三套井网；并分别设计200m、250m、300m、350m、400m等5套井距。通过模拟得出反九点法井网,井距300米时开发效果最佳。在此基础上设计了0.8、1.0、1.2、1.4、1.6等5种采油速度,0.8、0.9、1.0、1.1、1.2等5种注采比进行优化,模拟得出,采用1.2的采油速度,0.9-1.0的注采比,油田将获得较好的开发效果和较高的采收率。最后根据油藏数值模拟成果,结合开发动态进行综合分析,对王场油田潜4段3油组分三套层系进行了细分调整部署,共部署油井37口,水井9口。经过方案调整后,预测期提高采收率4.76%,累积产油量增加48.44×104t,采收率达到47.93%。