本文以王集油田王 9 井区为研究对象, 在认识了王集油藏基本地质特征后，对该区进行了精确的地质建模；然后对该油藏进行了数值模拟研究。对油田的生产动态进行了拟合,得出了王集油田剩余油分布规律。根据油田开发现状及存在的问题,提出了提高油藏采收率的几种方案并进行了产能预测,对油藏实际开发有一定的指导作用。

结论与认识

通过对稠油油藏注水开发技术调研，以及对王 9 区块储层地质建模和数值模拟研究，获得以下结论和认识：

（1）王 9 井区埋藏较深，原油粘度较高，地层压力较低，采用天然能量开发或蒸

汽吞吐开发效果差。国内外普通深层稠油油藏开发经验表明，王 9 井区的油藏参数和流体性质符合注水开发筛选标准，注水开发具备可行性。

（2）普通稠油油藏水驱开发过程中无水采油期短，含水升上快，原油主要在高含水期采出。注水速度对水驱油效率影响最大，提高水驱速度可以提高水驱采收率， 并且在高含水期适当提高注水强度有益于最终采收率；不同注水方式中间隙注水的驱油效率较高。

（3）根据王 9 区地质资料建立储层地质模型，该地质模型表明，该井区同一层位在平面上埋深相差较大，尤其是目的开发层位，导致稠油开发在纵向层系上相互干扰， 需要针对井位置选择合适的层位生产开发。

（4）根据王 9 区地质模型和流体参数资料，建立了油藏数值模型。经过历史拟合计算，模拟和计算的储量误差较小；此外数值模拟研究拟合了目的层位生产井，单井产量拟合精度较高，表明所建立的地质和数值模型可以作为开发方案模拟预测的基础。

（5）通过产能预测和注水方案，可知该区块注水可以提高单井的产油量，有效地提高储层压力水平，提高区块采收率。