一种开发薄差油层井网重构的方法及装置与流程

本发明涉及油气藏开发技术领域，具体说是一种开发薄差油层井网重构的方法及装置，尤其是是采用综合利用水、聚驱井网综合利用进行薄差油层即厚度≤0.5m油层开采的方法及装置。

背景技术：

针对薄差油层开发效果差的问题，2013年在杏南开发区低产低效井中开展了油水井对应极限压裂试验（杏九区精控压裂储层渗流特征及注采井况参数研究.[d]东北石油大学,2016），即通过对油水井对应砂体同时压裂改造，提高渗流能力，实现薄差油层有效动用。实施后措施效果较好，单井增液35.5t，增油6.3t，含水下降2.4个百分点，流压上升1.2mpa。该方法有2个缺点：一、精控压裂费用高，投资较大，经济效益差；2、措施后部分井后期递减大，措施效果变差。

而高航（井网重组改善水驱开发效果方法研究.[d]东北石油大学,2017）于2017年提出了综合利用区块内一次葡差井、二次井、三次井缩小注采井距，提高水驱油层开发效率。高航方法有3个不适应性：一、补孔、封堵措施工作量较大，部分井网组合时注采关系仍不完善，需要钻井；二、井网重构后对井网层系较为复杂，开发调整难度大；三、对高渗透层井网具有一定影响。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明提供一种开发薄差油层井网重构的方法及装置，以解决薄差油层的水驱井网油水井数比大、砂体控制程度低、注采井距减少了井组的连通方向、平均单井增油小以及含水大的问题。

第一，本发明提供一种开发薄差油层井网重构的方法，包括：

针对薄差油层设定井网重构方案，其中所述井网重构方案，至少包括如下的二个方案：方案一水驱水井排代用聚驱注入井，水驱油井排代用聚驱采出井、方案二水驱水井排代用聚驱注入井、方案三水驱水井排代用聚驱采出井；

分别确定所述各方案的总采出程度，以及分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益；

根据所述各方案的总效益确定所述井网重构方案；

其中，所述薄差油层的厚度小于≤0.5m。

优选地，所述分别计算所述各方案总采出程度的方法相同，为：分别确定各方案的水驱井采出程度以及各方案的聚驱井采出程度；

所述各方案的总采出程度=所述各方案的水驱井采出程度+所述各方案的聚驱井采出程度；

以及/或，

所述分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益的方法相同，为：所述各方案的所述总效益=所述各方案的总采出程度×各方案的总投资费用。

优选地，所述确定各方案的水驱井采出程度的方法为：分别确定所述各方案的水驱井的累计产油量以及所述各方案的水驱井的地质储量，所述各方案的水驱井采出程度=所述各方案的水驱井的所述各方案的水驱井的累计产油量÷所述各方案的水驱井的地质储量；

所述确定各方案的聚驱井采出程度的方法为：分别确定所述各方案的聚驱井的累计产油量以及所述各方案的聚驱井的地质储量，所述各方案的聚驱井采出程度=所述各方案的聚驱井的所述各方案的聚驱井的累计产油量÷所述各方案的聚驱井的地质储量。

优选地，所述确定所述各方案的水驱井的累计产油量的方法为：分别利用所述各方案的水驱井单井的实际井况参数拟合所述各方案的水驱井单井的预测井况参数，分别根据所述各方案的水驱井单井的实际井况参数以及所述各方案的水驱井单井的预测井况参数得到各方案的拟合精度，所述各方案的拟合精度达到水驱井设定拟合精度时，对所述各方案的水驱井的累计产油量进行预测，保持水驱井的单井注水量不变，综合含水达到水驱井设定综合含水时，确定各所述方案的水驱井的累计产油量；

所述确定所述各方案的聚驱井的累计产油量的方法为：分别利用所述各方案的聚驱井单井的实际井况参数拟合所述各方案的聚驱井单井的预测井况参数，分别根据所述各方案的聚驱井单井的实际井况参数以及所述各方案的聚驱井单井的预测井况参数得到各方案的拟合精度，所述各方案的拟合精度达到聚驱井设定拟合精度时，对所述各方案的聚驱井的累计产油量进行预测，保持聚驱井的单井注水量不变，综合含水达到聚驱井设定综合含水时，确定各所述方案的聚驱井的累计产油量；

所述确定所述各方案的水驱井的地质储量的方法为：分别建立各方案的水驱井解剖地质模型，分别利用所述各方案的水驱井解剖地质模型得到所述各方案的水驱井的地质储量；

所述确定所述各方案的聚驱井的地质储量的方法为：分别建立各方案的聚驱井解剖地质模型，分别利用所述各方案的聚驱井解剖地质模型得到所述各方案的聚驱井的地质储量。

优选地，所述各方案的总投资费用，至少包括：所述各方案的井况调查费用、所述各方案的大修费用、所述各方案的作业费用、所述各方案的补孔费用、所述各方案的压裂费用以及所述各方案的封堵费用。

优选地，在所述针对薄差油层设定井网重构方案之前，对所述薄差油层是否符合井网重构条件进行判断；

若符合所述井网重构条件，对所述薄差油层按照所述设定井网重构方案进行井网重构；否则，不对所述薄差油层进行井网重构。

优选地，所述井网重构条件为：

厚度≤0.5m薄差油层的砂体动用程度低于设定砂体动用程度，以及根据作业施工总结确定油水井套管无变形、错断，套管内径≥设定的套管内径，以及油水井间距在设定距离之间，以及油水井开井率≥设定的油水井开井率。

优选地，在确定所述砂体动用程度之前，需要确定各套井网的开采层位是否交叉；

若无交叉，根据砂体沉积相带图资料确定单井之间的砂体是否连通；若连通则计算出厚度≤0.5m的薄差油层及聚驱井网的砂体动用程度；若不连通，则不对所述薄差油层进行井网重构；

若有交叉，则不对所述薄差油层进行井网重构。

优选地，所述根据所述各方案的总效益确定所述井网重构方案的方法为：

以所述各方案为横坐标，以所述各方案的总效益为纵坐标，将所述各方案的总效益拟合成曲线，确定所述曲线的拐点，所述横坐标的各方案距离所述拐点中横坐标点最小的距离的方案为所述井网重构方案。

第二，本发明提供一种开发薄差油层井网重构的装置，包括：

处理器；

用于存储处理器可执行指令的存储器；

其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行如上所述的方法。

本发明至少具有如下有益效果：

本发明提供一种开发薄差油层井网重构的方法及装置以解决薄差油层的水驱井网油水井数比大、砂体控制程度低、注采井距减少了井组的连通方向、平均单井增油小以及含水大的问题。

也就是说，本发明提高水驱薄差油层的开发效果，缩小注采井距，并且解决三次采油井网注聚结束后井网、设备闲置的问题。

附图说明

通过以下参考附图对本发明实施例的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优点更为清楚，在附图中：

图1是本发明实施例一种开发薄差油层井网重构的方法的流程示意图；

图2是本发明实施例方案一井网重构方案的示意图；

图3是本发明实施例方案二井网重构方案的示意图；

图4是本发明实施例方案三井网重构方案的示意图。

具体实施方式

以下基于实施例对本发明进行描述，但是值得说明的是，本发明并不限于这些实施例。在下文对本发明的细节描述中，详尽描述了一些特定的细节部分。然而，对于没有详尽描述的部分，本领域技术人员也可以完全理解本发明。

此外，本领域普通技术人员应当理解，所提供的附图只是为了说明本发明的目的、特征和优点，附图并不是实际按照比例绘制的。

同时，除非上下文明确要求，否则整个说明书和权利要求书中的“包括”、“包含”等类似词语应当解释为包含的含义而不是排他或穷举的含义；也就是说，是“包含但不限于”的含义。

图1是本发明实施例一种开发薄差油层井网重构的方法的流程示意图。如图1所示，一种开发薄差油层井网重构的方法，包括：步骤101针对薄差油层设定井网重构方案，其中所述井网重构方案，至少包括如下的二个方案：方案一水驱水井排代用聚驱注入井，水驱油井排代用聚驱采出井、方案二水驱水井排代用聚驱注入井、方案三水驱水井排代用聚驱采出井；步骤102分别确定所述各方案的总采出程度，以及分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益；步骤103根据所述各方案的总效益确定所述井网重构方案；其中，所述薄差油层的厚度小于≤0.5m。以解决薄差油层的水驱井网油水井数比大、砂体控制程度低、注采井距减少了井组的连通方向、平均单井增油小以及含水大的问题。

步骤101针对薄差油层设定井网重构方案，设定井网重构方案为给定的井网重构方案，其中所述井网重构方案，至少包括如下的二个方案：方案一水驱水井排代用聚驱注入井，水驱油井排代用聚驱采出井、方案二水驱水井排代用聚驱注入井、方案三水驱水井排代用聚驱采出井；本发明需要在方案一、方案二以及方案三中找到最佳的井网重构方案，以解决薄差油层的水驱井网油水井数比大、砂体控制程度低、注采井距减少了井组的连通方向、平均单井增油小以及含水大的问题。

在本发明以及实施例中，完成步骤101针对薄差油层设定井网重构方案后，对于重构后的油水井，完成步骤102分别确定所述各方案的总采出程度，以及分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益；以及完成步骤103根据所述各方案的总效益确定所述井网重构方案。

在本发明以及实施例中，各方案指代的是方案一水驱水井排代用聚驱注入井，水驱油井排代用聚驱采出井、方案二水驱水井排代用聚驱注入井、方案三水驱水井排代用聚驱采出井的三个方案或至少二个方案。

步骤102分别确定所述各方案的总采出程度，以及分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益：

其中，所述分别计算所述各方案总采出程度的方法相同，为：分别确定各方案的水驱井采出程度以及各方案的聚驱井采出程度；所述各方案的总采出程度=所述各方案的水驱井采出程度+所述各方案的聚驱井采出程度。

其中，所述分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益的方法相同，为：所述各方案的所述总效益=所述各方案的总采出程度×各方案的总投资费用。

基于上述的所述各方案的总采出程度=所述各方案的水驱井采出程度+所述各方案的聚驱井采出程度，需要对以上三种井网重构方案进行数值模拟研究，以确定所述各方案的水驱井采出程度以及所述各方案的聚驱井采出程度。

分别计算三种井网重构方案的水驱井、聚驱井的采出程度的公式为：采出程度=累计产油量÷地质储量。以下分别通过确定各方案的水驱井采出程度以及确定各方案的聚驱井采出程度进行说明。

其中，各方案的水驱井采出程度=所述各方案的水驱井的所述各方案的水驱井的累计产油量÷所述各方案的水驱井的地质储量。

其中，所述各方案的聚驱井采出程度=所述各方案的聚驱井的所述各方案的聚驱井的累计产油量÷所述各方案的聚驱井的地质储量。

所述确定各方案的水驱井采出程度的方法为：分别确定所述各方案的水驱井的累计产油量以及所述各方案的水驱井的地质储量，所述各方案的水驱井采出程度=所述各方案的水驱井的所述各方案的水驱井的累计产油量÷所述各方案的水驱井的地质储量。

所述确定各方案的聚驱井采出程度的方法为：分别确定所述各方案的聚驱井的累计产油量以及所述各方案的聚驱井的地质储量，所述各方案的聚驱井采出程度=所述各方案的聚驱井的所述各方案的聚驱井的累计产油量÷所述各方案的聚驱井的地质储量。

所述确定所述各方案的水驱井的地质储量的方法为：分别建立各方案的水驱井解剖地质模型，分别利用所述各方案的水驱井解剖地质模型得到所述各方案的水驱井的地质储量；

在本发明的实施例中，分别对各方案的重构后油水井，水驱井的单井开采层位的发育层位数据、射孔数据、井位数据采用petrel地质建模软件建立解剖地质模型，通过解剖地质模型得出各方案的水驱井的地质储量。

所述确定所述各方案的聚驱井的地质储量的方法为：分别建立各方案的聚驱井解剖地质模型，分别利用所述各方案的聚驱井解剖地质模型得到所述各方案的聚驱井的地质储量。

在本发明的实施例中，分别对各方案的重构后油水井，聚驱井的单井开采层位的发育层位数据、射孔数据、井位数据采用petrel地质建模软件建立解剖地质模型，通过解剖地质模型得出各方案的聚驱井的地质储量。

所述确定所述各方案的水驱井的累计产油量的方法为：分别利用所述各方案的水驱井单井的实际井况参数拟合所述各方案的水驱井单井的预测井况参数，分别根据所述各方案的水驱井单井的实际井况参数以及所述各方案的水驱井单井的预测井况参数得到各方案的拟合精度，所述各方案的拟合精度达到水驱井设定拟合精度时，对所述各方案的水驱井的累计产油量进行预测，保持水驱井的单井注水量不变，综合含水达到水驱井设定综合含水时，确定各所述方案的水驱井的累计产油量；其中，水驱井设定拟合精度可选择85%，水驱井设定综合含水可选择98%。

在本发明的实施例中，分别将所述各方案的水驱井单井的注入井史、单井的采油井史、单井的措施层位数据、注采剖面输入eclips软件，进行各方案的水历史拟合，分别利用所述各方案的水驱井单井的实际井况参数拟合所述各方案的水驱井单井的预测井况参数，分别根据所述各方案的水驱井单井的实际井况参数以及所述各方案的水驱井单井的预测井况参数得到各方案的拟合精度，确保所述各方案的拟合精度≥水驱井设定拟合精度85%

拟合后，继续使用eclips软件对所述各方案的水驱井的累计产油量进行预测，保持水驱井的单井注水量不变，当eclips软件中的综合含水为水驱井设定综合含水98%时，确定各所述方案的水驱井的累计产油量。

其中，所述各方案的水驱井单井的实际井况参数，包括：实际的综合含水率、单井含水率、单井产液量、单井产油量、总采出程度；所述各方案的水驱井单井的预测井况参数参数，包括：预测的综合含水率、单井含水率、单井产液量、单井产油量、总采出程度。其中，综合含水率为需要井网重构的所有井的含水率。总采出程度为需要井网重构的所有井的采出程度。

其中，拟合精度=eclips软件的预测井况参数与输入eclips软件的实际井况参数重合的数据个数÷该井况参数数据总个数。预测井况参数为预测的综合含水率、单井含水率、单井产液量、单井产油量、总采出程度，实际井况参数为实际的综合含水率、单井含水率、单井产液量、单井产油量、总采出程度。

所述确定所述各方案的聚驱井的累计产油量的方法为：分别利用所述各方案的聚驱井单井的实际井况参数拟合所述各方案的聚驱井单井的预测井况参数，分别根据所述各方案的聚驱井单井的实际井况参数以及所述各方案的聚驱井单井的预测井况参数得到各方案的拟合精度，所述各方案的拟合精度达到聚驱井设定拟合精度时，对所述各方案的聚驱井的累计产油量进行预测，保持聚驱井的单井注水量不变，综合含水达到聚驱井设定综合含水时，确定各所述方案的聚驱井的累计产油量；其中，聚驱井设定拟合精度可选择85%，聚驱井设定综合含水可选择98%。

在本发明的实施例中，分别将所述各方案的聚驱井单井的注入井史、单井的采油井史、单井的措施层位数据、注采剖面输入eclips软件，进行各方案的聚驱历史拟合，分别利用所述各方案的聚驱井单井的实际井况参数拟合所述各方案的聚驱井单井的预测井况参数，分别根据所述各方案的聚驱井单井的实际井况参数以及所述各方案的聚驱井单井的预测井况参数得到各方案的拟合精度，确保所述各方案的拟合精度≥聚驱井设定拟合精度85%

拟合后，继续使用eclips软件对所述各方案的聚驱井的累计产油量进行预测，保持聚驱井的单井注水量不变，当eclips软件中的综合含水为聚驱井设定综合含水98%时，确定各所述方案的聚驱井的累计产油量。

其中，所述各方案的聚驱井单井的实际井况参数，包括：实际的综合含水率、单井含水率、单井产液量、单井产油量、总采出程度；所述各方案的聚驱井单井的预测井况参数参数，包括：预测的综合含水率、单井含水率、单井产液量、单井产油量、总采出程度。其中，综合含水率为需要井网重构的所有井的含水率。总采出程度为需要井网重构的所有井的采出程度。

其中，拟合精度=eclips软件的预测井况参数与输入eclips软件的实际井况参数重合的数据个数÷该井况参数数据总个数。预测井况参数为预测的综合含水率、单井含水率、单井产液量、单井产油量、总采出程度，实际井况参数为实际的综合含水率、单井含水率、单井产液量、单井产油量、总采出程度。

应该注意的是，为了保证所述各方案的水驱井的累计产油量、所述各方案的水驱井的累计产油量的一致性，聚驱井设定拟合精度与水驱井设定拟合精度相同，聚驱井设定综合含水与水驱井设定综合含水的数值相同。

另外，步骤102分别确定所述各方案的总采出程度，以及分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益：

分别确定所述各方案的总采出程度已经在上文详细说明，所述分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益的方法相同，为：所述各方案的所述总效益=所述各方案的总采出程度×各方案的总投资费用。

其中，述各方案的总投资费用，至少包括：所述各方案的井况调查费用、所述各方案的大修费用、所述各方案的作业费用、所述各方案的补孔费用、所述各方案的压裂费用以及所述各方案的封堵费用。即，所述各方案的总投资费用=所述各方案的井况调查费用+所述各方案的大修费用+所述各方案的作业费用+所述各方案的补孔费用+所述各方案的压裂费用+所述各方案的封堵费用。

其中，所述各方案的井况调查费用、所述各方案的大修费用、所述各方案的作业费用、所述各方案的补孔费用、所述各方案的压裂费用以及所述各方案的封堵费用为总投资费用中的单项的费用。单项的费用=单项的井数×单项的单价。

各方案的单项的单价与每种方案的所需的措施类型及措施井数（单项的井数）有关。

措施类型包括：井况调查、补孔、封堵、大修、作业、压裂。

措施井数确定方法如下：

①5年内未进行大修、作业的井需进行井况调查；

②代用的聚驱注采井与水驱油水井相同层位中代用的聚驱井存在未射孔时，进行代用的聚驱井补孔；

③代用的聚驱注采井均需封堵原聚驱开采层位；

④代用的聚驱注采井中厚度≤0.5m的薄差油层，当其渗透率≤0.05μm²时，进行压裂；

⑤代用的聚驱注采井存在待大修关井时进行大修；

⑥代用的聚驱采出井存在杆断、泵漏失时进行作业。

步骤103根据所述各方案的总效益确定所述井网重构方案：

所述根据所述各方案的总效益确定所述井网重构方案的方法为：以所述各方案为横坐标，以所述各方案的总效益为纵坐标，将所述各方案的总效益拟合成曲线，确定所述曲线的拐点，所述横坐标的各方案距离所述拐点中横坐标点最小的距离的方案为所述井网重构方案。

三种方案的总效益做成曲线，横坐标为方案，纵坐标为总效益，离曲线的拐点处最近的方案即为最终优选方案。具体地说，各方案的总效益在坐标系里为一个点，将各方案的总效益在坐标系里拟合成曲线，这样就可以确定所述曲线的拐点，分别计算拐点的横坐标点到各方案的总效益的横坐标点的距离，选择到拐点的横坐标点距离最小的总效益的横坐标点对应的方案为所述井网重构方案。

在本发明中，开发薄差油层井网重构的方法是在薄差油层井网可以重构的条件下进行的。因此，在所述针对薄差油层设定井网重构方案之前，对所述薄差油层是否符合井网重构条件进行判断；若符合所述井网重构条件，对所述薄差油层按照所述设定井网重构方案进行井网重构；否则，不对所述薄差油层进行井网重构。

在本发明中，所述井网重构条件为：厚度≤0.5m薄差油层的砂体动用程度低于设定砂体动用程度，以及根据作业施工总结确定油水井套管无变形、错断，套管内径≥设定的套管内径，以及油水井间距在设定距离之间，以及油水井开井率≥设定的油水井开井率。

其中，设定砂体动用程度可为40%、设定的套管内径可为108mm、设定距离可为100-150m，设定的油水井开井率可为70%。

在本发明中，在确定所述砂体动用程度之前，需要确定各套井网的开采层位是否交叉；若无交叉，根据砂体沉积相带图资料确定单井之间的砂体是否连通；若连通则计算出厚度≤0.5m的薄差油层及聚驱井网的砂体动用程度；若不连通，则不对所述薄差油层进行井网重构；若有交叉，则不对所述薄差油层进行井网重构。

在本发明的实施例中，首先对开采层位分析：在待开发油田区域进行井网调查，所述井网包括水驱基础井、一次井网、二次井网、三次井网、聚驱井网；对各种井网开采层位的射孔数据、水驱基础井、一次井网、二次井网、三次井网、聚驱井网的目前生产情况、注采井网、注采井距进行调查，根据调查资料查看各套井网的开采层位是否交叉。若有交叉，则不对所述薄差油层进行井网重构。

然后，确定砂体动用程度：确定无交叉后，根据单井射孔数据、单井吸液剖面、单井产液剖面、砂体沉积相带图资料，计算出厚度≤0.5m的薄差油层及聚驱井网的砂体动用程度。其中，单井为每一口井。

其中，砂体沉积相带图资料可用于单井之间的砂体是否连通，砂体连通才可计算砂体动用程度，否则不对所述薄差油层进行井网重构。

砂体动用程度=开采层位的单井吸液或开采层位的单井产液厚度÷开采层位的的发育厚度。

其中，开采层位的单井吸液或开采层位的单井产液厚度可根据单井吸液剖面资料查询；发育厚度根据单井射孔数据查询。

最后，井网重构可行性分析：。①厚度≤0.5m的薄差油层砂体动用程度低于40%；②根据作业施工总结确定油水井套管无变形、错断，套管内径≥108mm；③油水井间距在100-150m之间；④油水井开井率≥70%。以上条件全部满足，即可进行井网重构。

同时，本发明还提出了一种开发薄差油层井网重构的装置，包括：处理器；用于存储处理器可执行指令的存储器；其中，所述处理器被配置为调用所述存储器存储的指令，以执行上述的方法：

针对薄差油层设定井网重构方案，其中所述井网重构方案，至少包括如下的二个方案：方案一水驱水井排代用聚驱注入井，水驱油井排代用聚驱采出井、方案二水驱水井排代用聚驱注入井、方案三水驱水井排代用聚驱采出井；分别确定所述各方案的总采出程度，以及分别根据各方案的总采出程度以及各方案的总投资费用确定各方案的总效益；根据所述各方案的总效益确定所述井网重构方案；其中，所述薄差油层的厚度小于≤0.5m。

本公开实施例提供的方法可以通过计算机可读程序指令实现，这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。

用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构（isa）指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如smalltalk、c++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“c”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(lan)或广域网(wan)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机（例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接）。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列（fpga）或可编程逻辑阵列（pla），该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。

这里参照根据本公开实施例的方法、装置（系统）和计算机程序产品的流程图和/或框图描述了本公开的各个方面。应当理解，流程图和/或框图的每个方框以及流程图和/或框图中各方框的组合，都可以由计算机可读程序指令实现。

这些计算机可读程序指令可以提供给通用计算机、专用计算机或其它可编程数据处理装置的处理器，从而生产出一种机器，使得这些指令在通过计算机或其它可编程数据处理装置的处理器执行时，产生了实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作的装置。也可以把这些计算机可读程序指令存储在计算机可读存储介质中，这些指令使得计算机、可编程数据处理装置和/或其他设备以特定方式工作，从而，存储有指令的计算机可读介质则包括一个制造品，其包括实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作的各个方面的指令。

也可以把计算机可读程序指令加载到计算机、其它可编程数据处理装置、或其它设备上，使得在计算机、其它可编程数据处理装置或其它设备上执行一系列操作步骤，以产生计算机实现的过程，从而使得在计算机、其它可编程数据处理装置、或其它设备上执行的指令实现流程图和/或框图中的一个或多个方框中规定的功能/动作。

杏南开发区纯油区薄差油层泥质含量高，孔渗性差，含油产状差。目前开发仍存在较多问题，受注采井距影响，虽然水驱控制程度较高，但三向以上连通比例较低。并且，油层动用厚度仍相对较低，未动用厚度动用比例仍达到30%以上。吸水能力降幅较大，通过措施也难以恢复。目前薄差油层仍以弱未水洗为主，油相渗透率下降快，水相抬升困难，通过加大压裂改造可以有效提高产液强度。

室内实验研究成果表明表外储层极限注采井距应不大于250m，而通过近年来精控压裂效果来看，在极限注采井距条件下薄差油层动用仍然较差，说明杏南薄差油层注采井距仍然偏大。如何有效的完善注采关系、缩小注采井距，提高薄差油层的动用程度，是薄差油层挖潜的关键。对于杏南开发区纯油区，三次加密后，水驱已经达到了终极井网，因此利用本发明是缩小薄差油层注采井距的研究方向。通过开展杏十三区水、聚驱井网重构现场试验，研究薄差油层动用界限及井网重构方法，进一步提高水驱薄差油层开发效果。

使用本发明所述的技术方案，在杏十三区聚驱工业性矿场试验区开展试验。通过本发明最终确定方案三为井网重构方法，共进行井况调查12口井，补孔7口井，封堵6口井，压裂3口，细分调整5口井。措施后进行注水，平均单井增油达到2.04t，含水最大下降6.1个百分点，最终投入产出比达到1:4以上，具有较好的增油降水效果及经济效益。

图2是本发明实施例方案一井网重构方案的示意图。如图2所示，图中220m井距为原水驱井网井距，带→的井圈为代用聚驱注采井。代用后注采井距缩小为106m和150m。

图3是本发明实施例方案二井网重构方案的示意图。如图3所示，图中220m井距为原水驱井网井距，带→的井圈为代用聚驱注入井。代用后注采井距变化不大，为246m。

图4是本发明实施例方案三井网重构方案的示意图。如图4所示，图中220m井距为原水驱井网井网距，带→的井圈为代用聚驱采出井。代用后注采井距缩小为106m。

以上所述实施例仅为表达本发明的实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形、同等替换、改进等，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。