岳宝林，解 婷，刘 斌，陈存良，张 伟

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300459)

海上油田开发由于受到平台使用年限的限制，一般采用稀井网大井距、较高采油速度的开采方式，使得油藏开发过程中逐步暴露出平面水驱动用程度低的问题[1-4]。油体的整体水驱储量动用程度可以通过水驱曲线法与吸水剖面法进行计算，而对油田开发具有参考意义的是具体到各个井区的动用程度指标，如何准确合理地计算出基于油井单元的水驱储量动用程度，以指导油田开发调整、缓解平面矛盾，是海上油田开发亟待研究的问题。

1 油田概况

L油田主力含油层系为古近系东营组东二上段，埋藏深度在-1 192.3～-1 389.4 m，油田主要发育三角洲前缘亚相沉积砂体，储层的岩石类型主要为粗-中砂岩、中-细砂岩、粉砂岩，具有特高孔、特高渗的特征，孔隙度平均值31.7%，渗透率平均值6 130.0 mD,地面原油密度为0.968～0.993 g/cm3(20 ℃)，地层原油黏度210.00～460.00 mPa·s，储层分布相对较稳定，开发方式主要为人工注水开发。目前油井数30口，注水井数11口，井控储量88万m3，平均单井日产油31 m3/d，日产液238 m3/d，含水率87.0%，截止2020年9月采出程度10.6%。

油田初期采用稀井网大井距的开发方式，伴随着水驱开发的进行，水驱储量动用矛盾日益突出，目前利用水驱曲线法和吸水剖面法计算动用程度为62.0%～64.6%，在开发评价体系中属于二类水平[5-7]，水驱储量动用程度存在进一步提升的空间。

2 油井单元静态储量计算

油田整体动用程度低不等于油井各单元动用程度低，为了精细化分析油田各单元的动用程度，基于动态数据完成动态储量的计算，需要以油井为中心进行单元的划分。……