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摘要：坨28下9-10砂层组含油面积4.0km2，地质储量1379×104t，是一个东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造，油藏埋深2080-2213m，地层倾角2.6°构造幅度133m。坨28断块9-103砂层组为三角洲前缘亚相反韵律沉积的中高渗透、偏稠油、边水能量弱的多层砂岩构造油藏。坨28沙二9-103单元储量共计1379×104t，储量主要集中在91、102、103层。其中，91层储量668×104t，占总储量的近一半。
目前已进入特高含水期综合治理开发阶段，综合治理取得一定效果，但层间、层内矛盾依然突出，产量递减快。
关键词：流线调整;矛盾;注采不均衡
1、油藏概况
1.1 小层对比：
坨28下9-10砂层组分为两个砂组，5个小层，主力层91、102、103，非主力层92、101。
1.2 構造特征
A、断裂系统：边界断层4条，落差30-500m，内部断层8条，落差10-30m。
B、构造形态：是一个东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造，油藏埋深2080-2213m，地层倾角2.6°构造幅度133m。
1.3 、沉积特征：
91 层大面积发育河口坝主体微相，只有在西南角发育河口坝前缘微相沉积;
92 层全区发育河口坝前缘微相沉积。
102小层大面积发育河口坝主体微相，只在西南和东北角发育河口坝侧缘沉积;
101全区发育远砂坝微相，103大面积发育河口坝侧缘沉积，只有在东北角发育河口坝主体沉积。
1.4 储层特征：
坨28断块9-103储层岩性以粉砂、细砂、中-细砂岩为主，平均孔隙度24.37%，平均渗透率1.15um2。纵向非均质性：纵向上各层间渗透率差异大，非均质性强。91渗透率最高，为2232毫达西，92层渗透率最低，平均为310毫达西，10砂层组内渗透率差别相对较小，级差为1.7，单元最大渗透率级差为7.2。
2、动态形势分析
T28X9-10单元开发曲线看出通过新投油井总体生产形势稳定，因局部产业结构不合理，无法保证稳定趋势。下一步对局部注采不均衡井区均衡液流方向，控制水窜，减缓自然递减。
3、均衡流线调整
3.1均衡调整试验井区——ST3-7-820井区概况
ST3-7-820井区位于坨28断块10层系中部，井区含油面积0.4km2，有效厚度10.4m，井区储层相对均质，连通性较好。井区水驱储量62.4×104t，采出程度34.7%。
1、调整思路：
关停高液量井，恢复低液量井能量;待恢复到合理水平时，提液引流;流场均衡后，开关停井。
2、调整技术界限：
结合油藏工程与数值模拟，得出井区合理产液量范围80-150m3/d，合理压力恢复水平15.4MPa，压力恢复周期10-12个月。
3、调整步骤：
①高液低效井ST3-7N839;ST3-6-629井降液到150m3/d。
②ST3-7-820和ST3-6-60油井测压跟踪，待地层压力恢复到15.4MPa时，逐步提高液量到80m3/d。
③同时水井ST3-6-90、ST3-6-900、ST3-7-069进行调剖。
4、结论
ST3-7-820井区井位图
ST3-7-820井区调整效果预测表
预计2013年ST3-7-820井区实施降液后，日液水平将下降287t，日油水平下降5.5t，到2013年底，动液面恢复526m。2014年流线调整后，与
调整前对比，井区动液面恢复376m，产量递减率下降5.9%。
目前已进入特高含水期综合治理开发阶段，综合治理取得一定效果，但层间、层内矛盾依然突出，产量递减快。
关键词：流线调整;矛盾;注采不均衡
1、油藏概况
1.1 小层对比：
坨28下9-10砂层组分为两个砂组，5个小层，主力层91、102、103，非主力层92、101。
1.2 構造特征
A、断裂系统：边界断层4条，落差30-500m，内部断层8条，落差10-30m。
B、构造形态：是一个东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造，油藏埋深2080-2213m，地层倾角2.6°构造幅度133m。
1.3 、沉积特征：
91 层大面积发育河口坝主体微相，只有在西南角发育河口坝前缘微相沉积;
92 层全区发育河口坝前缘微相沉积。
102小层大面积发育河口坝主体微相，只在西南和东北角发育河口坝侧缘沉积;
101全区发育远砂坝微相，103大面积发育河口坝侧缘沉积，只有在东北角发育河口坝主体沉积。
1.4 储层特征：
坨28断块9-103储层岩性以粉砂、细砂、中-细砂岩为主，平均孔隙度24.37%，平均渗透率1.15um2。纵向非均质性：纵向上各层间渗透率差异大，非均质性强。91渗透率最高，为2232毫达西，92层渗透率最低，平均为310毫达西，10砂层组内渗透率差别相对较小，级差为1.7，单元最大渗透率级差为7.2。
2、动态形势分析
T28X9-10单元开发曲线看出通过新投油井总体生产形势稳定，因局部产业结构不合理，无法保证稳定趋势。下一步对局部注采不均衡井区均衡液流方向，控制水窜，减缓自然递减。
3、均衡流线调整
3.1均衡调整试验井区——ST3-7-820井区概况
ST3-7-820井区位于坨28断块10层系中部，井区含油面积0.4km2，有效厚度10.4m，井区储层相对均质，连通性较好。井区水驱储量62.4×104t，采出程度34.7%。
1、调整思路：
关停高液量井，恢复低液量井能量;待恢复到合理水平时，提液引流;流场均衡后，开关停井。
2、调整技术界限：
结合油藏工程与数值模拟，得出井区合理产液量范围80-150m3/d，合理压力恢复水平15.4MPa，压力恢复周期10-12个月。
3、调整步骤：
①高液低效井ST3-7N839;ST3-6-629井降液到150m3/d。
②ST3-7-820和ST3-6-60油井测压跟踪，待地层压力恢复到15.4MPa时，逐步提高液量到80m3/d。
③同时水井ST3-6-90、ST3-6-900、ST3-7-069进行调剖。
4、结论
ST3-7-820井区井位图
ST3-7-820井区调整效果预测表
预计2013年ST3-7-820井区实施降液后，日液水平将下降287t，日油水平下降5.5t，到2013年底，动液面恢复526m。2014年流线调整后，与
调整前对比，井区动液面恢复376m，产量递减率下降5.9%。