【摘 要】
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双68区块登娄库油层具有非均质性强的特点,从渗透率小于10m D的低渗透储层和渗透率大于300m D的中高渗透储层均存在,层间差异大,并存在油水同层的情况。因此,为提高复杂非均质性油藏采收率,本文引进了J函数进行精确油水同层建模,应用油藏工程方法和数值模拟方法确定了合理注水开发模式,主要取得了以下成果和认识:（1）根据一定的筛选原则,优选出6项代表性强的指标,分别为沉积相类型、钻遇率、渗透率、含油
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双68区块登娄库油层具有非均质性强的特点,从渗透率小于10m D的低渗透储层和渗透率大于300m D的中高渗透储层均存在,层间差异大,并存在油水同层的情况。因此,为提高复杂非均质性油藏采收率,本文引进了J函数进行精确油水同层建模,应用油藏工程方法和数值模拟方法确定了合理注水开发模式,主要取得了以下成果和认识:（1）根据一定的筛选原则,优选出6项代表性强的指标,分别为沉积相类型、钻遇率、渗透率、含油饱和度、有效厚度和平均孔喉半径,建立了登娄库油层注水开发储层分类评价方法,并通过石油工程行业标准和累计概率法给出了储层分类评价指标界限,通过物性因素将本区储层分为I、II、III类,完成了储层分类评价和储量分类。（2）评价了登娄库油层可动流体特征,确定了流动孔喉下限平均值约为0.68μm以及水驱动用渗透率下限为3.83×10-3μm~2;建立了有效驱动体系计算方法,根据流动孔喉下限和水驱动用渗透率下限给出了压裂/未压裂储层的储量动用界限。（3）建立了双68井区地质模型和油藏数值模拟模型并进行开发指标拟合。根据双68区块登娄库油层部分井区存在油水同层的地质特点,开发模式设计成两种:一种是纯油层和油水同层一次全部射开;另一种是先射开纯油层,生产到一定含水阶段后再补开油水同层。应用数值模拟法分别预测了两种开发模式下油田主要开发指标,通过开发效果对比,优选出合理的开发模式为纯油层和油水同层逐次射开,并确定出油水同层合理补孔时机为中高含水期。（4）通过数值模拟方法预测了同步注水、超前注水和滞后注水的开发指标并确定了合理注水时机为同步注水;通过数值模拟方法预测了笼统注水和分层注水的开发指标并确定了合理注水方式为分层注水;通过一定的分层注水层段组合原则确定了分层注水层段组合方案。（5）推导了不同注水强度的开发指标计算模型,确定了双68区块合理注水强度、合理地层压力、合理采液速度以及合理注采比。
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