11孤岛油田提高采收率先导试验进展及效.docx
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11孤岛油田提高采收率先导试验进展及效
内部资料
注意保密
胜利油田2012年
开发技术座谈会发言材料
孤岛油田提高采收率先导试验进展及效果
孤岛采油厂
2012年1月
孤岛油田提高采收率先导试验进展及效果
编写：
王宏盖丽鹏
初审：
杨晓敏丛国林
审核：
张本华
孤岛采油厂
2012年1月
一、前言
二、精细项目管理，保障先导试验顺利进行
（一）项目运行一体化
（二）方案执行不走样
（三）现场管理全力保障
（四）资料录取实打实
三、精细研究分析，确保先导试验阶段成效
（一）中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱试验取得阶段性突破
1、项目概况
2、主要做法
（1）时变的精细地质模型，揭示了剩余油“普遍分布、局部富集”特征
（2）注采压差的优化设计，实现了均衡驱替
（3）治理跨层系油水井，防止层系间干扰
（4）加强注入过程中化学剂检测，保证达到方案要求
（5）强化极端油水井治理，确保达到配产配注要求
3、取得的阶段性认识
（1）流场重整改变了驱替方向，降低了驱替速度
（2）粘弹性颗粒驱油剂（PPG）调驱能力突出，纵向注入剖面得到了改善。
（3）剩余油饱和度高的区域油井优先见效
（4）见效油井含水变化与聚合物驱特征不同，呈现阶梯状
（5）见效井原油族组分发生变化，非烃+沥青质成分明显增加，未动用区域
剩余油得到了驱替。
（二）中二北Ng5热化学驱先导试验取得阶段性突破
1、项目概况
2、主要做法
（1）创新“粘渗组合控制，油水差异渗流”非达西渗流理论，揭示高轮次
吞吐后剩余油“整体富集，条带水淹”特征
（2）发展大型基于并行化学蒸汽驱数值模拟技术，为矿场跟踪分析提供理
论依据
（3）加强上层系井控隐患井治理，保障汽驱过程中安全生产
（4）攻关配套高效蒸汽驱工艺技术，确保井底蒸汽干度大于40%
（5）强化汽驱过程中跟踪调整，保障蒸汽均衡推进
3、取得的阶段性认识
（1）现场注入顺利，高干度注汽过程中注入压力维持在10MPa左右，表明
采注比合理
（2）井距100×141m的小井组汽驱20天后明显见效，井距141×200m的
大井组汽驱40天后明显见效，达到方案阶段设计效果
（3）油藏“四场”跟踪数模，较好的反映了汽驱过程中动态变化情况
（4）化学蒸汽驱表明，调驱性能达到方案设计，注汽压力上升，驱替方向
发生变化
四、认识及结论
一、前言
孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷东部，为一继承性发育在古生界潜山之上的大型披覆背斜构造稠油疏松砂岩油藏。
构造简单，主体部分完整平缓,探明含油面积99.75平方千米，地质储量4.11亿吨。
主要含油层系上第三系馆陶组，油藏埋深1120～1350米，为河流相沉积，主力层发育（其地质储量占总储量的69.9%）；储层物性好，高孔高渗（平均孔隙度32％～35%，空气渗透率为1.264～3.37um2），强亲水；平面、层间、层内非均质性严重，渗透率级差4.0～21、变异系数0.26～1.01，储层胶结疏松，易出砂；饱和压力高（8.9～11.5MPa），地饱压差小（1.5～2.0MPa）；原油粘度高（地下粘度30～3000mPa·s），平面上“顶稀边稠”，纵向上“浅稀深稠”，地下原油粘度30～130mPa·s，采用注水或注聚合物开发；地下原油粘度大于130mPa.s，采用热采开发。
1971年11月投入开发以来，孤岛油田始终坚持依靠科技创新提高油田采收率，在40年的开发历程，在严格保证井网完善性的基础上，围绕提高采收率目标，坚持“超前先导、稳步推广、有序接替”的战略，积极培养产量增长点，经历了四次大的开发调整，1971—1973年分区投产，天然能量开发；1974—1980年分层注水，周期调配；1981—1992年细分层系、加密井网强化注采系统；1993年至目前发展聚合物驱、稠油蒸汽吞吐技术。
年产油在400万吨以上稳产了12年，在300万吨以上稳产了37年。
截至2011年12月，孤岛油田动用地质储量4.08亿吨，可采储量1.62亿吨，采收率39.7％。
油井总井2615口，开井2211口，日油水平8260吨，平均单井日油3.7吨，综合含水92.72%，采油速度0.74%，累积产油1.48亿吨，采出程度36.15%，水井总井889口，开井7801口，日注水平97331立方米，月注采比0.85。
孤岛油田通过转方式、调结构，保持井网完善性，形成了聚合物驱、稠油热采、常规水驱三种开发方式并存的局面，2011年稠油热采年产油与聚合物驱年增油共计266万吨，占孤岛油田年产量的86.4%。
稳产期比预测延长了12年，从1998年到2011年，年产油平均每年递减只有1.94万吨。
含水连续18年稳定在92%左右；采收率提高到39.7%，比“八五”初期提高了10.1%。
其中化学驱动用地质储量为27348.1万吨，占孤岛油田66.9%，年产油量138万吨，占孤岛油田44.8%，采收率47.1％，提高了10.6％。
稠油热采动用地质储量为8389.44万吨，占孤岛油田20.5%，年产油量达到128万吨，占孤岛油田的41.6%，采收率达到28.0％，提高了24.9％。
从聚合物驱板块来看：
自1992年在中一区Ng3开展聚合物“先导”、“扩大”试验成功后，逐步扩大，目前化学驱覆盖地质储量2.1亿吨，累积增油1215万吨，吨聚增油43.5吨，提高采收率5.8%，已转后续水驱1.54亿吨，提高采收率7.0%，达到55-60%，“三高、一难、两无”矛盾突出。
“三高”是井网控制程度高，采收率高，综合含水高。
经过水驱及注聚时的井网完善工作，后续水驱单元储量动用程度达到90.8%；主体单元采收率达到55％～60％之间；目前平均含水95.9%。
“两无”是无特高含水理论指导油田开发，无有效的提高采收率接替技术，微观剩余油认识难。
下步孤岛油田剩余适于注聚储量仅有1958万吨，其中包括渤21单元880万吨、东区北Ng3-4剩余459万吨、西区北Ng3-4剩余239万吨、渤82块380万吨。
聚合物驱后大幅度提高原油采收率，已成为油田稳定发展的紧迫任务，
为此，从2007年开始，分公司“超前谋划、统一部署、协作研究”，根据聚驱后剩余油“普遍分布，局部富集”的新认识，确定了“流场重整非均相复合驱”挑战60-65%采收率技术思路：
聚合物驱后油藏条件更加复杂，尽管剩余油呈普遍分布，但富集区却更趋于分散，油藏非均质性更加突出，室内实验、数值模拟和矿场试验均表明，聚合物驱后依靠单一井网调整和单一二元复合驱提高采收率效果不理想。
粘弹性颗粒驱油剂PPG（PreformedPaticleGel）通过多点引发将丙烯酰胺、交联剂、支撑剂等聚合在一起，形成星型或三维网络结构，溶于水后吸水溶胀，可变形通过多孔介质，具有良好的粘弹性、运移能力和耐温抗盐性。
PPG与聚合物复配后，除提高聚合物溶液的耐温抗盐能力外，还产生体系体相粘度增加、体相及界面粘弹性能增强、颗粒悬浮性改善、流动阻力降低的增效作用，可大幅度提高聚合物扩大波及体积能力。
复合表活剂能够大幅度降低油水间界面张力，大幅提高毛管数，同时具有较好的洗油能力，有利于原油从岩石表面剥离，从而提高采收率。
由于体系含软固体颗粒PPG，因此将其称为非均相复合驱油体系，该体系结合非均质油藏井网优化调整改变液流方向的方法，可在聚合物驱后油藏大幅度提高原油采收率，是挑战采收率60%的探索和尝试。
注采井网是油田开发的基础，孤岛中一区Ng3目前的井网经历两次大的调整，井网从进入高含水阶段（1990年）后未进行大的调整，经历聚合物驱至今，流线固定多年，水线形成固有通道，难以进一步扩大波及状况，不利于提高油藏采收率。
在目前井网条件下进行二元驱，很难提高波及体积，达到理想效果。
因此，可以开展通过井网调整，改变流线方向，再利用复合体系进一步扩大波及体积和洗油效率，提高收率研究。
通过对比两种调整方式16个方案进行优化，优选通过在水井间加密油井，老油井间加密水井，油水井排间正对位置加密一排新井，隔井转注，形成135m×150m正对行列注采井网。
方案部署新油井8口，新水井9口，调整后中心井区有油井10口，注入井15口。
孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验自2010年10月进入矿场实施，进展顺利，中心油井见效前日油19t，含水96.6%，目前日油50t，上升31t，含水90.5%，下降6.1%，取得了阶段性突破。
从稠油板块看，1992年在中二北Ng5两口井蒸汽吞吐试验取得突破后，已动用储量8389万吨，累产油1759万吨，采出程度22.0%，采收率28.0％，提高了24.9％，目前面临高轮次吞吐后含水高、无技术接替难题。
在分公司整体部署下，根据稠油吞吐后剩余油“整体富集、条带水淹”的特征，针对井间剩余油“整体富集”特点，通过提高注汽质量，尽可能扩大蒸汽腔，而针对热水带及冷油带宽，驱油效率低，可以通过在汽驱过程中加入耐高温驱油剂，进一步提高波及区的驱油效率针对“条带水淹”、蒸汽易汽窜的难点，通过加入高温泡沫体系，改善蒸汽的波及，提高波及体积。
通过蒸汽驱为基，泡沫剂辅调，驱油剂助驱，热剂协同增效的方式，实现稠油的有效驱替和挑战50-55%采收率。
孤岛油田中二北Ng5稠油化学蒸汽驱先导试验自2010年10月进入矿场实施，取得阶段性突破。
2010年10月20日四个小井组顺利投注，2011年3月23日大井组投注，蒸汽驱阶段注汽36.6万吨，阶段产油6.3万吨，阶段增油4.2万吨，采注比1.2，油汽比0.17。
二、精细项目管理，保障先导试验顺利进行
（一）项目运行一体化
孤岛油田两大先导试验分别成立孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验项目组、孤岛中二北Ng5稠油化学蒸汽驱先导试验项目组，项目组长分别分公司领导担任，下面按照工作职能分为精细地质研究、油藏工程研究、驱油体系开发、数值模拟研究、矿场实施等小组。
加强项目组织管理，认真落实职责，项目组明确分工，发挥综合优势，采油厂在地质所、管理区分别选派一名业务精干的人员专职负责先导试验，确保先导试验顺利实施。
项目组做到重要决策亲自把关、技术问题协调解决、矿场问题统筹处理，并形成日监控、周分析、月例会、年总结管理机制。
（二）方案执行不走样
一是新井集中投产。
2009年11月-2010年2月新井完钻后，采油厂克服产量紧张的形势，不早投、不乱投，等新井投产投注方案重新优化后，2010年6月优选5个作业队集中作业，2010年7月新井全部投产投注。
二是外围油井按方案要求降液。
按方案设计，外围井液量控制在90吨左右，对7口高液量油井实施降液，日液降低485吨，影响日油12.4吨。
（三）现场管理全力保障
抓住一条主线、做到三个精细、实现一个目标。
以“关键点控制”管理法为主线：
关键设施：
溶解装置、喂入装置、自动化系统。
关键时段：
凌晨、正午、生产异常、极端天气。
关键环节：
母液配置、单井调节、化验指导。
重点做到了“三个精细”
一是精细工作方法：
推行“5665”工作方法。
“5”即抓好5个关键指标：
母液浓度、单井浓度、单井注入量、单井注入时率、注聚泵剪切率。
“6”即落实6项调控措施：
下粉一周一标定、配液一充一记录、浓度一日一折算、注入一小时一调节、单井一周一取样、母液天天都化验。
“6”即资料录取上推出6项新举措：
增加低剪切取样器取样、每个样改为三个平行样、机械天平改为高精度电子天平、套压录取由月度改为旬度、井口油压旬度改为一周两次、流量调节由一位数精确到两位数。
“5”即精细5个控制点：
加强母液、注入液、井口取样、化验结果、资料汇总五个控制点跟踪优化调整，强化全过程质量管理。
二是精细日常管理，做到“4勤”、“4多”。
“4勤”即：
水量勤调整、下粉勤校正、雷雨天勤检查、润滑勤检测。
“4多”即：
巡检时多看、操作时多想、交班时多说、接班时多问。
三是精细检查落实：
建立站、班组两级质量控制网络。
推出《检查落实卡》，建立“检查+落实、抽查+落实、再检查+再落实”的“三位一体”监督检查机制，检查结果纳入当月考核。
实现“一降二稳一保证”的工作目标：
聚合物溶液剪切下降、母液和注入液浓度稳定、保证取注入质量。
母液浓度误差0.6%、单井浓度误差1.2%、配注完成率99.5%、注入时率99.9%、井口粘度保留率96.4%，资料全准率100%。
（四）资料录取实打实
一是成立先导试验资料录取小组
为保障按照设计做好动态监测，采油厂成立了先导试验资料录取小组，细分为动态数据录取小组、注入及监测资料录取小组、资料汇总分析小组。
二是严格资料录取，确保数据全准
严格按照分公司《油水井资料录取规定》，进行油水井资料、压力资料、动态监测资料、井下作业资料的录取，遇错必纠、遇异加密。
同时，采油厂编写《化学蒸汽驱井资料录取规定》，对注汽井资料、生产井资料、化学质量检测、注入井质量检测、生产井化学剂监测等内容及频次的老区进行了规范。
倡导精细管理理念，“严”、“细”现场资料录取。
孤岛中一区Ng3注聚后井网调整非均相复合驱试验区，仅有油水井25口，目前完成10项动态监测，资料监测工作量达到132井次；中二北Ng5化学蒸汽驱先导试验有注汽井、生产油井、观察井共47口，已实施监测工作量71井次。
按照“遇变加密、遇异会诊”的原则，做到资料录取详实准确，资料使用可靠放心。
三、精细研究分析，确保先导试验阶段成效
（一）中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验取得阶段性突破
1、项目概况
为探索聚合物驱后油藏井网调整加非均相复合驱大幅度提高采收率的可行性（挑战60％的采收率）,综合考虑油藏地质、井网井况、开发状况、取芯井资料等因素，结合地面聚合物配注站的分布及先导试验要求，选择在孤岛中一区Ng3聚合物扩大区南部开展先导试验。
先导试验区含油面积0.8km2，地质储量312×104t，平均空气渗透率2039*10-3um2、地层水矿化度6188mg/l、Ca2++Mg2+含量105mg/l、地下原油粘度46mpa.s、地层温度70℃。
试验前综合含水98.1%、采出程度50.3％、采收率55.1%，其中中心井区含油面积0.275km2，有效厚度24.0m，地质储量123×104t，采出程度52.3％，采收率55.1%，预计提高采收率8.5%，中心井区采用135m×150m正对行列注采井网开发。
设计注入井15口，油井23口（中心井10口），两段塞注入方式：
前置段塞（0.05PV，1500mg/L的PPG＋1500mg/L聚合物），主体段塞（0.3PV，0.2%石油磺酸盐+0.2%表活剂+900mg/L聚合物+900mg/L的PPG），提高采收率6.3％（中心井区8.5％）。
通过前期调整，2009年-2010年6月井网调整与地面建设，2010年7月注污水，10月31日投注化学驱，第一段塞已完成；2011年11月16日开始注入第二段塞，目前已累计注入0.09PV。
2011年12月,试验区开水井15口，单井日注水量76.8m3，开油井23口，日液水平1528.2t，日油水平74.3t,综合含水95.14%，其中中心井区开油井10口，日液523t，平均单井日液52t，日油50t，平均单井日油5.2t，含水90.5％。
2、主要做法
（1）时变的精细地质模型，揭示了剩余油“普遍分布、局部富集”特征
利用密闭取芯井、电成像、加密新井等资料，建立夹层识别标准，实现了密井网条件下厚度大于0.4m的夹层定量刻画。
研究了不同开发时期储层和流体物性的时变规律,运用相控建模技术，建立了体现时变的精细地质模型。
1）精细储层研究
根据新钻井的储层钻遇情况分析，先导试验区的中心井区处于主河道部位，储层发育较好，单井砂体厚度16.2-26.7m，平均厚度23.0m。
虽然曲流河储层在平面变化较快，但在密井网条件控制下，砂体预测精度较高，小层平均预测砂体厚度7.6m，实际钻遇砂体厚度7.7m，砂体预测的误差在0-2.2m，平均误差0.3m
夹层是形成陆相储层流体流动非均质的主要原因之一，从而不同程度上控制着油水运动，在注入水未驱替的含油层形成剩余油。
在油田开发后期，夹层是控制厚油层复杂水淹形式的主要地质因素。
因此，夹层识别与预测研究是解剖储层内部结构、预测剩余油分布的重要研究内容之一。
首先建立了夹层识别标准:
利用先导试验区三口密闭取心井（中14-斜检11井、中13-斜检9井和中14-检10井）的资料，对三种夹层的成因和测井响应特征进行研究，建立试验区夹层识别标准：
泥质夹层：
中一区Ng3中泥质夹层出现频率相对较高，包括泥岩、页岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩等，其测井曲线响应主要反映为泥岩特征，自然电位靠近基线，微电极幅度明显下降，幅度差很小或几乎为零，深侧向电阻率下降的幅度高于邻层的50%以上，声波时差高值，一般在400μs/m以上；井径曲线有明显扩径显示。
物性夹层：
物性夹层的泥质含量较高，性质复杂。
其测井曲线特征为：
微电极曲线介于泥岩和钙质夹层之间，有一定的幅度差；自然电位幅度低，自然伽马值升高。
同时微电极值和深侧向电阻值也较高，但声波时差小。
灰质夹层：
此类夹层的分布具较强随机性，出现频率相对较小，主要与沉积物碳酸盐胶结作用、溶解作用等成岩作用不均匀性有关。
钙质夹层导电性差，密度大，渗透率低，其深侧向电阻率高于或接近油层电阻率。
微电极比值超过邻层的1.2倍以上，呈尖峰状。
声波时差明显低值，一般小于300μs/m。
利用建立的夹层识别标准，对试验区内的145口井进行了夹层解释，共识别出562个夹层，其中物性夹层占47.9%，平均厚度为0.45m；灰质夹层占36.1%，平均厚度为0.79m；泥质夹层占16.0%，平均厚度为1.00m。
先导试验区Ng3的夹层密度为0.161个/m，平均每口井钻遇3.87个夹层。
2）储层物性变化研究
孤岛油田1971年11月投产，1973年4月转注，现已进入特高含水开发期。
由于中一区Ng3的成岩作用较弱，长期的注水开发过程中粘土矿物发生了剥离、运移，使得孔隙度、渗透率和粒度中值变大，开发过程中物性变好的趋势显著。
从不同时期取心井岩心分析的物性参数统计图中可以看出，随开发深入取心井的孔隙度、渗透率、粒度中值等均呈现逐渐增大的趋势，如孔隙度由初期的35.2%上升到39%，渗透率由初期的1570×10-3μm2逐渐上升到时现在的2607×10-3μm2。
粒度中值变大的趋势明显，由初期的0.1266mm逐渐增长为0.1789mm。
对比中一区不同时期密闭取心井分析的含油饱和度表明：
储层含油饱和度随着油田的开发逐渐降低。
但不同岩性的储层下降幅度不同。
中砂岩从平均饱和度为70%降至25%；细砂岩从平均饱和度为68%降至45%；粉砂岩则变化不大。
这说明孔渗条件好的中细砂岩，原始含油饱和度高，而开发后期剩余油饱和度低；粉砂岩原始含油饱和度低，开发后期水洗程度低，因此剩余油饱和度变化不大。
此外，经开发初期和高含水开发期岩心的毛管压力资料分析，开发初期油层束缚水饱和度相对较高，平均31%，而目前的束缚水饱和度降低，平均为21.8%。
3）建立时变性地质模型
建立能全面真实反映油藏实际情况的模型是数值模拟的重要基础。
油藏模型主要包括网格模型、流体模型、动态模型等四个方面。
结合新钻井资料新建的地质模型，隔夹层分布刻画的更加准确，建立不同时期物性解释公式，运用相控建模技术，体现不同时期储层、流体物性变化。
4）剩余油研究
利用地质模型进行数模研究，同时结合新钻井测井解释结果分析剩余油分布规律。
首先根据取心井的测井解释结果和实验数据的规律来校正新钻井测井解释结果，利用校正后的含油饱和度分析平面和纵向剩余油分布规律。
新钻井资料表明油层水淹特点和剩余油分布规律与钻井前剩余油认识基本一致，呈“普遍分布，局部富集”的特点。
经过长期水驱和聚合物驱后，油层含油饱和度下降，由于储层的非均质性，仍有井层钻遇高电阻油层，统计新井资料，新完钻17口井含油饱和度以30%-40%为主，大于残余油（20%）厚度占89.2%，剩余油呈“普遍分布”的特点；含油饱和度大于40%油层有238m，占总厚度50.3%，剩余油呈“局部富集”的特点。
平面上相势及流线是控制剩余油富集的主要因素，高能相带、微构造相对高部位以及井网分流线，是平面剩余油相对富集区。
层内韵律性和夹层是控制剩余油的主要因素，根据数值模拟和物理模拟结果表明，高含水、特高含水期，厚度大于6米，级差大于4正韵律层顶部剩余油明显富集，上部20-40％的厚度水洗较弱。
夹层由于改变了水流趋势，油层顶部和夹层下部剩余油相对富集。
（2）注采压差的优化设计，实现了均衡驱替
密闭取心井试采资料表明，试验区整体处于特高含水，剩余含油饱和度大于40%的层段能够获得工业产量，反之，效果较差。
所以，投产初期油水井射开饱和度大于40%井段，避射低饱和度井段，后期视复合驱见效情况对井段进行扩射。
不同剩余油分布模式与夹层发育状况有关，因为夹层的影响，油水井不同射孔方式开发效果有差异。
为达到较好开发效果，利用数值模拟优化了不同剩余油分布模式下油、水井的射孔方式。
首先利用1对实际完钻注采井中12-斜3312和中12-斜3012的实际储层参数建立数值油藏模型开展研究，模型采用5m×5m×0.4m网格，总网格数69×77×26=138,138个。
利用模型优化了5种剩余油模式的射孔方式，射孔方式主要有4种，分别为油、水井全部射开、油井避射夹层以下水井全部射开、水井避射夹层以下油井全部射开、油水井同时避射夹层以下层段。
为保证化学驱的效果，计算了5种剩余油模式的不同射孔方式的化学驱效果，从计算结果看，化学驱开发效果与水驱相似，15年指标还是以不避射采出程度高，因为射孔的不完善影响了最终的开发效果，初期有差异，可以利用避射改善开发效果，与水驱相比只是程度有所差异，所以，全遮挡型采用油、水井全部射开。
韵律型采用油、水井全部射开。
半遮挡B1型油井避射夹层以下，水井不避射；半遮挡B2型采用油、水井全部射开的方式；半遮挡B3型采用油、水井全部射开的方式。
油井初期为了避免高含水，需要避射低饱和度层段。
依据射孔方式优化结果制定了油井射孔原则：
①油井初期射开含油饱和度大于40%的层段合采。
复合驱见效后（第2-3年），视具体情况相应层位进行扩射。
②对小层内起遮挡作用的夹层以下生产初期进行避射，利用其对水的遮挡作用，减缓含水上升速度。
复合驱见效后（第2-3年），视具体情况相应层位进行扩射。
③为保证产液剖面的均衡，采用变密度射孔方式，采用对体系剪切小的127枪127弹王。
根据层内上、下渗透率级差1.8-2.0，选择射孔密度比1.8。
油井初期射开高饱和度油层顶部，采用18孔/m，油层底部层段进行扩射时，采用10孔/m。
根据以上原则完成9口油井射孔井段设计（表3-3），中心井区油井总射开厚度175.2m，射开程度63.2%。
初期射开厚度109.5m，射开程度39.9%。
依据射孔方式优化结果制定了水井射孔原则：
①为了达到小层间分层的目的，小层间至少避射4m，Ng35层内韵律层间避射2m。
单井钻遇分布范围较小，封隔作用差的夹层不避射。
②采用对体系剪切作用小的射孔方式，使用102枪127弹王，为保持纵向注入剖面的均衡要求采用变密度射孔。
根据层内上、下渗透率级差，油层顶部采用16孔/m，油层底部采用10孔/m。
根据以上原则完成9口油井射孔井段设计（表3-4），中心井区新水井总射开厚度188.8m，射开程度75.7%。
水井总射开厚度295.3m（加上6口老水井），水井射开程度77.4%。
为了优化合理的注入采出参数，利用数值模拟计算了不同注入速度下12种液量水平的开发效果，综合确定液量在50-80m3/d较合适，注入速度0.1-0.11PV/a。
利用预测复合驱时的采液指数和吸水指数，计算了复合驱时不同注入速度下，油、水井间的驱替压差（表3-6），选择0.1PV/
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