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第五届全国特种油气藏技术研讨会

第五届全国特种油气藏技术研讨会

  • 召开年：2012
  • 召开地：南宁
  • 出版时间： 2012-07

主办单位：中国石油学会

会议文集：第五届全国特种油气藏技术研讨会论文集

会议论文

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共269条结果
  • 摘要：在滩海油田开发中,大斜度井被广泛应用.由于大斜度井井眼轨迹复杂且较长,抽油杆柱与油管之间直接发生摩擦导致杆管严重磨损,偏磨严重,影响了油井正常生产.通过滩海油田大斜度井举升系统动态特征研究得出,动态运行过程中在全角变化率大于0.26以上部位存在着较大的侧压力,井眼全角变化率引起的管杆弯曲,降低了管杆的自由度,将发生的应力集中释放,使固定凡尔在下冲程过程中有开启过程,造成漏失,降低了泵效.通过对油井采取连续监测的方法,可以实现对油井工作故障的预警.并根据上述结果合理地优化组合井下工具和管柱结构,取得了良好的应用效果.
  • 摘要：页岩气储层层理、裂缝发育,水平井是页岩气储层钻井的主要方式,页岩气储层水平井的井壁稳定与常规完整性地层存在较大差异.根据多孔介质弹性力学理论,结合室内实验分析结果,形成综合考虑井眼轨迹、弱面特性和裂缝渗流等因素影响下的井壁稳定性分析方法,对指导页岩气储层水平井的钻井施工作业具有重要的指导意义.考虑到页岩气开发要进行人工压裂，水平井延伸方位应垂直地层最大应力方向，在正断层控制区域钻进水平井，水平最小地层应力方向井壁失稳风险较小，可根据页岩气储层的实际力学特性分析欠平衡钻井的可行性。层理、裂缝等弱面的存在使地层强度降低，呈现明显各向异性，页岩气储层钻进水平井时应充分认识储层层理、裂隙的形态，以及层理、裂缝对地层强度的弱化程度。页岩气储层层理、裂缝是渗流的主要通道，钻井液及滤液侵入地层，容易造成地层压力升高，有效应力降低，加剧井壁失稳。加强页岩气储层力学特性的研究，深入研究层理、裂缝发育的页岩气储层水平井井壁失稳机理，有利于保障钻井过程安全、快速进行。
  • 摘要：通过研究重32井区超稠油油藏组合注汽吞吐技术的应用,采取同层区域集团组合式注汽方式,从组合注汽吞吐注汽的机理入手,分析储层条件和配套设备条件,然后根据汽窜井史划分出井组,制订了研究区的注汽、自喷、转抽和预防汽窜方案,优化注汽以减少汽窜干扰的影响,调整开发方式,使油藏开发更加合理、高效.
  • 摘要：重32井区SAGD试验区为超稠油油藏.从自喷转机械抽油生产入手,通过对工作制度和注采井关键参数调控技术的研究,分析了机械抽油效果，结合单井位置、连通特征以及生产管柱特点，制订相应的注汽制度。试验区采用有杆泵举升方式生产，控制合理举升参数可以控制产液速度，达到稳定生产的目的。为探索适合风城油田SAGD合理的操作压力范围，建议选取井况相似的井组进行不同压力范围操作平行试验，对比生产效果，为今后SAGD大规模推广应用奠定基础。
  • 摘要：重32井区齐古组浅层超稠油油藏采用蒸汽吞吐方式开发,油井随周期的升高蒸汽吞吐效果变差.为探索浅层超稠油油藏蒸汽吞吐开采后期采用蒸汽驱技术提高原油采收率的可行性,进一步挖掘油藏潜力,2011年转入蒸汽驱方式生产.小井距蒸汽驱试验区转驱后,井组油井产液、产油、出油温度均上升,部分油井逐渐见效,蒸汽驱初见成效.以蒸汽驱先导试验方案为参照,从油藏静态地质情况出发,结合目前生产动态,对蒸汽驱生产特征及效果进行了总结、分析评价,并开展了浅层超稠油油藏蒸汽驱动态调控工艺参数适应性研究,为后续蒸汽驱先导试验有效开展提供了技术支持.该研究对该区浅层超稠油油藏蒸汽驱试验具有重要的指导作用.
  • 摘要：曙光油田稠油油藏已进入蒸汽吞吐开发中后期.为改善稠油老区开发效果,加强了水平井部署力度,利用井间加密水平井、叠置水平井等方式进行二次开发.随着水平井蒸汽吞吐周期的增加,出现产量递减快、水平段动用不均、井间汽窜干扰等问题,严重制约着水平井生产效果的提高.运用数字化处理、数值模拟、物理模拟等技术,揭示了影响曙光稠油水平井生产效果的根本因素,提出适宜稠油水平井开发的配套技术.划分水平段注汽单元，动态调整出汽口位置，可以改善水平段动用不均矛盾。优化注汽强度、注汽速度，采取组合式注汽方式，利用泡沫调剖是治理井间汽窜干扰的有效手段。高采出程度区域水平井，利用气体复合吞吐补充地层能量，可有效提高驱油效率。氮气隔热助排、合理的采液强度控制可减少注汽热量损失及储层伤害。利用水平井砾石防砂技术、空气催化氧化技术等水平井配套技术可以有效改善水平井开发效果。
  • 摘要：沈84-安12块是沈阳油田最大的中高渗砂岩油藏,油藏储层纵向上具有分布井段长、层多、层薄的特点,随着开发的不断深入,Ⅰ类储层可动用程度逐渐降低,Ⅱ、Ⅲ类油层的高效动用成为区块面临的主要问题.通过对油藏Ⅱ、Ⅲ类油层单砂体精细油藏描述,落实砂体产能,研究储层剩余油分布规律及水淹状况,进而部署薄层水平井实现单层的高效开发.薄层水平井能够有效开发难动用薄层储量，增加泄油面积，显著提高单井产量，是未来挖潜薄层剩余储量的可行性手段。根据生产动态及饱和度监测资料认清剩余油分布规律是薄层水平井选区选层的前提。单砂体精细描述是薄层水平井部署成功的关键。设计人员现场跟踪与随钻测井新技术的应用是薄层水平井成功的保障。
  • 摘要：利用水平井技术开采油气田是提高产量、增加经济效益和降低成本的先进技术之一.针对滩海特殊的人工岛和油藏特点,水平井开发的技术难点。在分析油藏地质条件的基础上,对埕海油田庄海8井区不同储层进行了精细描述,采用多种方法,对储层进行精细刻画。描述砂体的横向及纵向分布,建立了以含油单砂体为目标的三维地质模型,并进行数值模拟研究。针对不同储层，应用多种方法对储层进行精细预测，建立不同流程的技术和方法，提出合理的开采方式，在水平井设计及实施中，提高了钻井成功率，钻井成功率可达100%。利用地震反演对储层预测成果，建立确定性的岩性分布模型，继而建立砂体内部构型的地质模型。对设计井提取岩电测井响应特征曲线，为水平井优化设计、现场实施提供依据。针对储层非均质是造成水平井内部动用的差异和影响水平井开发效果的关键因素，提出水平井分段开采技术，提高非均质油藏长水平段水平井油藏的动用程度，改善非均质油藏水平井开发效果，提高最终采收率，并取得良好的经济效益。
  • 摘要：风城油田双水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)自投产以来,取得了一定的开发效果,但在生产中遇到的汽液界面控制难度大、易汽窜、产量低、生产波动大等问题,影响SAGD开发效果的进一步提升.为了突破目前面临的技术难题,以分析研究动态生产规律为基础,分析总结SAGD开发初期生产规律的认识,找出影响SAGD生产效果的主要因素,结合现场实际情况,通过优化举升方式、优化注采点、汽液界面控制、注采参数优化、生产压差控制、增汽提液,有效避免了汽窜的产生,建立了稳定的液面,增大了水平段连通长度,试验区生产效果得到大幅提高,SAGD平稳高效生产.
  • 摘要：九区石炭系裂缝性油藏属低孔、低渗、裂缝-孔隙型复杂断块油藏,储层分布及油层发育情况极为复杂,自滚动扩边开发以来,取得一定的生产效果.但油藏整体采油速度不高,采出程度较低.为进一步探索石炭系裂缝性油藏高效开发途径,在对九区石炭系裂缝性油藏水平井开发可行性研究的基础上,进行了水平井开发试验。结果表明，对于石炭系这种受裂缝控制的低孔低渗型油藏，利用水平井钻遇裂缝几率高的特点，可改善储层的渗流条件，从而提高石炭系油藏的开发效果。采用第1口水力喷射分段压裂技术的水平井成功说明，裸眼水平井水力喷砂压裂技术尤其适合九区火成岩裂缝性油藏，为石炭系水平井开发提供了技术支撑。根据九区石炭系油藏特点，优选了水平井参数，确定水平段长度以及钻井轨迹。九区石炭系采用水平井生产，产量有明显提高且生产稳定。石炭系水平井开发试验的成功实施，为石炭系开发中后期侧钻水平井调整研究提供了技术支撑。
  • 摘要：根据原油采收率与波及系数及洗油效率的关系,应用4D地震监测技术，推导出SAGD蒸汽腔内剩余油饱和度的计算公式,并利用该公式计算了加拿大Surmont项目2口井对应的剩余油饱和度.根据蒸汽腔体积和洗油效率的变化,将SAGD开发分为2个阶段，第1阶段高压注蒸汽,蒸汽腔扩展迅速,腔内洗油效率提高缓慢,主要依靠提高波及系数提高采收率;第2阶段适当降低注汽压力,蒸汽腔扩展速度减缓,腔内洗油效率迅速提高,主要依靠提高洗油效率提高采收率.根据2个阶段影响采收率的主要因素变化来调整相应的注汽压力.
  • 摘要：为保证蒸汽驱油藏在井底温度高达200℃以上情况下举升设备的可靠性,研制了汽驱高温陶瓷泵.蒸汽驱高温陶瓷泵利用陶瓷耐高温、耐腐蚀、高硬度方面的优秀性能,采用复合工业结构陶瓷材料制造泵筒和柱塞体,从材料本身的性能方面对举升设备进行改进,提高举升设备在高温、腐蚀环境下的工作寿命,增加工作稳定性,满足了蒸汽驱生产防砂卡、抗高温等要求,为稠油蒸汽驱大规模的开发提供了保障.
  • 摘要：沈阳油田高凝油具有"高含蜡、高凝固点、高析蜡温度"的特殊油品性质,决定高凝油井在井筒举升过程中需要伴热.随着开发的深入及技术进步,在不同的开发阶段油井采油方式也进行了多次转换,能耗水平也在不断降低.通过胜27井现场试验,发现双空心抽油杆热水循环采油工艺较单空心杆热线及油管电加热工艺，可进一步降低单井能耗，具有较大的节能优势,能满足沈阳油田部分高凝油井的开采要求。该工艺还需进一步改进，以与现有地面掺水系统融合，实现规模应用。
  • 摘要：为了探索风城稠油油田SAGD不同管柱结构的适应性,结合SAGD生产阶段自喷期与转抽后管柱的应用情况,分别对自喷期管柱、正常转抽管柱、衬管管柱和泵下接尾管4种管柱的结构进行分析,根据SAGD试验水平井组生产状况的不同,分析出适用于SAGD不同生产井的管柱结构,可提高SAGD开发效果.单点及两点自喷管柱需要井下高压才可实现自喷，井下压力波动大，且产量难以提升，易形成单点或蒸汽突破，带来出砂状况或损坏筛管，不适应SAGD生产阶段需求。机抽生产阶段，对汽窜严重井采用水平段下控液管结构可改善井间汽窜;泵下接尾管机抽生产对于泵抽生产井后段动用不好的情况具有一定的改善效果;单管柱机抽在井下生产条件较稳定、供液充足时工作可靠。目前机抽后生产管柱均为单点采油，但是采油点位置差异较大，需要结合单井采油点位置，选择合理采液点并制订相应的注汽制度来满足生产需要。
  • 摘要：随着油气钻探技术的进步和环境保护的日益严格，迫切需要进行保护环境和油气层(即双裸型、钻井液枯犬的研究和应用。针对常规钻井液与地层配伍性差、易污染地层、影响后期采收率等问题,通过实验研制了双保型钻井液.该钻井液中的添加剂均出现不同程度的生物降解特性,其中少数添加剂对微生物生长具有一定的抑制作用;该钻井液防塌性能好、无毒、易生物降解、保护油气层能力强.
  • 摘要：在油田开发中采用气体增能助排等新开发工艺,使气体对油井生产的影响日益明显,泵筒充不满液体,泵效低;泵简内气体重复压缩和膨胀,导致固定凡尔和游动凡尔无法打开,形成"气锁",油井不出油;抽汲时发生液面冲击抽油杆柱使振动加剧,加速了抽油杆、阀罩、泵阀、油管等井下设备的损坏,使作业频繁,检泵周期缩短,开发成本增加.研制了复合式气液分离举升管柱,将离心沉降复合式气锚和双功能防气抽油泵相结合，通过气液分离举升一体化设计，既实现了油井气液的有效分离，减轻了气体影响，防止“气锁”和“蒸汽锁”现象的发生，又实现了将降砧剂掺入泵外，降低原油进泵黏度，提高泵效的目的。同时利用液流换向将液体中的砂子沉入油管中，起到了一定的防砂作用，延长了抽油泵的使用寿命。
  • 摘要：稠油蒸汽吞吐开发过程中,热采井套管变形损坏现象日趋严重,目前套管损坏井分层注汽工艺主要有小直径热采封隔器封堵技术和投球式选注技术,只适用于套管有轻微变形的油井,存在适应范围窄、作业风险性高等问题.通过触手式堵球封堵装置等工具的设计研究,形成了稠油套管损坏井触手式堵球选注技术.触手式堵球封堵装置在井筒内直接封堵高渗透层炮眼,迫使蒸汽进入低渗透层位,有效提高了油层的动用程度.该技术配套工具的直径对比传统的护栏式封堵装置和小直径封隔器直径明显减小,解决了中度套管变形油井不能分层实施注汽工艺的难题,拓展了在套管变形油井实施分层注汽的范围.
  • 摘要：哈萨克斯坦北布扎奇油田为被断层复杂化的背斜构造,油气水分布十分复杂.由于油田浅层气活跃,容易发生环空气窜,加之地层破裂压力低,以致钻井过程中经常出现的"上吐下泻"的固井难题.为了解决这一难题,现场进行了对射孔目的层段采用低密度泥浆钻井试验,并结合油井投产后生产效果,深入分析钻井泥浆密度的变化对油井开采指数、表皮系数、固井质量的影响,研究表明，钻井泥浆密度是影响油田开发效果的重要因素之一。钻井泥浆密度变化对油井开采指数、表皮系数、固井质量都有影响，钻井过程中对油层生产目的段，采用低密度泥浆可提高油井开采效果，对油层有保护作用，建议泥浆密度小于1.35g/cm3。低密度泥浆钻井提高了油井的采液强度和采液指数，从而改善了油井的生产效果，北布扎奇油田低密度泥浆钻井试验的成功为该项技术在国外油田的应用起到积极的推动作用。
  • 摘要：在采用有杆泵生产的油井上,油管与抽油杆间的磨损问题是导致油井免修期短的重要原因之一,目前一般采用抽油杆扶正器作为中间介质来延长杆管的使用寿命,受扶正器材质的影响,经常出现使用周期短或对油管造成损伤等问题.在这种背景下,依据固体润滑理论,同曲率固体润滑扶正装置完全解决了水平井偏磨问题。所有措施井未发生偏磨现象，油井免修期至少平均延长3个周期以上。同曲率固体润滑扶正装置不受油井井斜角影响。在实际应用中最大井斜角达到64.68°，均未发生卡井和杆断现象。对固体润滑应用技术的深入研究将是今后抽油杆扶正器研究的主要方向，其技术突破对于彻底解决油井中的摩擦与磨损问题，显著降低生产成本具有重要的现实意义。
  • 摘要：浅层稠油油藏蒸汽驱注汽井由于长期注汽,井下高温、高压蒸汽对套管具有较强的破坏作用,通过监测套管完好程度,确保注汽效果是目前提高蒸汽驱井组产量的重要手段.针对高温、高压井况,利用微差井温测试技术对蒸汽驱注汽井全井段温度、压力异常点进行分析解释,可有效检测套管完好程度及射孔段油层吸汽能力,较为直观地对蒸汽驱注汽井生产进行监测.利用该技术完成测试196井次,其中温度、压力异常解释76口,占监测井的41.7％.现场应用表明,该测试技术对稠油注汽井套管监测可取得较好的效果.
  • 摘要：欢东-双低渗透油藏受储层物性差、非均质强、水速敏、油层跨度大、单层厚度薄、连通差等因素影响,注不进或采不出,注水开发效果差.在科学分析油藏注水水质界限基础上,从改善注入水水质入手,开展水质精细处理、注水井增注技术和油井引效技术研究,形成了低渗难采储量注水开发配套技术,现场实施后取得了较好的效果.该技术实现了低渗透油藏开发方式的转换,有效保证了低渗透油藏的高效开发.
  • 摘要：针对欢西油田锦98块低渗透油藏注水井油层损害机理,通过对注水井进行防膨预处理,改善注水水质等保护技术,防止水敏、速敏、盐敏和机杂引起的油层损害.该注水井预处理技术的应用,保证了油藏的水驱开发,同时对低孔低渗油藏的开发具有借鉴意义.
  • 摘要：研制了1种新型的抽油杆刮油防喷装置,在油井作业过程中,利用该装置的刮油胶芯来为抽油杆刮油去污,防止小件物品落井,达到清洁生产的目的;并且该装置提高了在起、下抽油杆遇到溢流或井涌现象时的抢喷速度,降低了井控风险，能够在第一时间关井,适应了并控要求,提高了工作效率,实现了安全生产.
  • 摘要：架607-3-11井是辽河浅海油田开发公司1口大位移定向井,设计位移为3116.97m,设计井斜为66.72°,钻井难度大.由于采取多种针对性技术措施,确保了该井短周期无事故顺利完钻.认真分析地层情况，寻找自然漂移规律，可以减少中途扭方位的次数，是大位移定向井顺利中靶的关健条件。对于易坍塌井段，适当提高钻井液密度是确保本区块大位移定向井的顺利施工、缩短钻井周期的重要保障。采用斜坡钻杆、优化钻具结构，根据井深的增加，加大润滑剂的用量等办法，是大位移井段钻进时，采取“两短一长”起下钻，同时接立柱时候甩1根单根，然后再接立柱的方法，是防止卡钻事故发生的有效办法。
  • 摘要：高效液相色谱(HPLC)具有高分辨率、高灵敏度、速度快、色谱柱可反复利用等优点,是十分重要的化学剂分析手段.利用色谱法对化学驱油体系油井采出液中聚合物和表面活性剂的定性分析与定量分析。实验结果表明:该方法可以准确判断溶液中聚合物和表面活性剂,通过对组分流出的峰图进行积分,依据标准曲线计算出各组分含量.该项检测技术准确可靠,可广泛应用在油田开发中.液相色谱法不仅能够实现室内化学剂浓度检测，也能够准确为采出液聚合物和表面活性剂定性定量，可以较好应用在现场采出液中化学剂的检测，为现场实施中方案及时调整提供保障。
  • 摘要：钙离子的侵入容易引起钻井液的絮凝,降低钻井液的流变性和失水造壁性,可引起井壁缩径卡钻等钻井事故.钙离子对钻井液的破坏性影响要求钻井液必须具有较强的抗钙能力.为了提高钻井液中常用的磺化钻井液的抗钙能力,利用正交设计理论与方法,对几种常用磺化降滤失剂复配,从钻井液流变性和滤失性能2方面开展了水基磺化钻井液抗钙能力室内实验,结合实验数据,提出了1种有更强抗钙能力的水基磺化钻井液推荐配方.
  • 摘要：杜229块下层系的驱替方式以直井吞吐蒸汽驱为主,上层系以水平井加密为主.为进一步提高储量的有效动用,在油层厚度大,发育相对稳定,直井采出程度相对较高的区域,进行直井井间挖潜,部署水平井.水平井实施区域动用状况对生产效果影响较大，统计发现，在采出程度大于25%的区域实施水平井，虽然第1周期效果略好，但从第2周期开始效果变差，明显低于采出程度低区域的水平井。水平井加密实施，使水平井与周围直井井间距离过近，目的油层己具备一定的温度场，压力较低，虽然初期能获得一定产能，但难见高产周期，一般直接进入递减期。对采出程度高的区域，还需进一步研究直井与水平井组合蒸汽驱等转换方式试验。
  • 摘要：针对乌马营油田断层发育、构造破碎、成藏规律复杂等难点,在精细构造解释的基础上,结合构造特征、油源条件等分析,创新运用分区带研究的模式,将乌马营油田整体划分为3个区带并研究其各自特点,归纳总结出油气成藏规律。乌马营油田油源条件充足，生烃量较大，区内沙河街组、孔一段和孔二段均具备发育规模性油气藏的潜力。乌马营油田整体上划分为3个区带，每个区带都有各自的主控断层、油源和成藏类型。乌16-5在乌马营断层的下降盘钻遇了沙三和孔一上油层，打破断层下降盘不能成藏的固有观念，开拓了乌马营油田的找油领域。
  • 摘要：辽河坳陷中央凸起南部潜山带具有良好的石油地质条件.针对其复杂的油气成藏特点,借鉴大民屯和兴隆台潜山内幕成藏勘探的成功经验,重点对油源、储层、盖层、油气输导等条件进行研究,分析潜山油气成藏条件,总结了潜山油气成藏的主控因素.指出多样性、成层性的岩性组合构成了潜山内幕储盖组合的物质基础。大的边界断裂控制潜山储集空间的发育，并形成由断裂—裂缝—不整合面构成网状运—储系统。烃源岩与储层的配置关系是潜山油气成藏的重要控制因素，烃源岩与潜山断面接触型配置关系最有利。研究区靠近大洼—海外河断裂一侧成藏条件优于潜山主体构造高部位。潜山油藏可划分为顶部风化壳型块状油藏和内幕层状裂缝型油藏两种类型。
  • 摘要：莫里青油田储层具有埋藏深、温度高、低孔低渗、水敏性强、岩石成熟度低的特征.为了提高压裂效果,主要从压裂过程中的储层保护和优化压裂设计2个方面进行了研究攻关.应用了柴油、原油2套低伤害乳化压裂液体系,提高压裂液效率,合理地设计压后返排程序,优化射孔段、整体优化压裂设计等,获得了理想的现场施工效果,推动了敏感性低渗透油藏压裂工艺技术的发展.
  • 摘要：XLXB地区黑帝庙稠油油藏具有埋藏深度浅、储层温度低、高孔、中渗型储层且偏强水敏、储层胶结差等储层特点,地层原油流度低,未经过储层改造的单井自然产量低.针对该区储层现状,对该区块的评价井进行解堵性压裂探索性试验,应用高砂比、高导流能力短缝技术、小排量小规模控制缝高技术,采用热水配液及加生物酶破胶剂等配套水力压裂工艺技术,增产效果较为明显,能有效解除中高渗透储层在钻井、固井等作业过程中泥浆对近井筒储层的伤害，提高近井筒裂缝的导流能力；有效降低稠油油藏原油黏度，提高地层原油流度及采出程度。对于低温储层，采用热水配液，在弱交联压裂液中加入低温激活剂及破胶剂，能有效提高压裂液的返排率。
  • 摘要：以电位法裂缝监测技术在克拉玛依油田J230井区石炭系火山岩油藏水力压裂过程中的应用为例,利用监测结果对压裂效果、裂缝产状等进行分析评价,同时结合井口压力监测可获得闭合压力、液体滤失系数、液体效率等数据,为该类油藏压裂优化设计、措施方案优选、注采单元的整体治理及提高采收率提供了参考依据.裂缝监测表明，压裂技术可以有效降低渗流阻力，改善油层渗透性，进而提高油井产能，是火山岩特殊油藏进行储层改造的有效手段之一。
  • 摘要：利用水电相似原理设计1种石油工业防砂筛管过流能力模拟实验装置,使筛管过流能力评价方法科学化、简易化.该装置可以实现不同筛管间过流能力对比实验、其他因素对筛管过流能力的影响实验、筛管周围压力场分布的测试实验.为防砂筛管过流能力测试、防砂筛管优选、防砂筛管优化设计提供了1种有效手段.
  • 摘要：测井作为主要的勘探方法，是勘探煤和煤层气的有效手段。运用数学统计分析法,在鄂尔多斯盆地东南缘某区块岩心实验资料的基础上,建立煤层气测井解释模型,利用所建立的解释模型,结合测井资料,对该区块内单井进行了煤层气的综合解释、评价,为区域煤层气整体评价提供有价值的测井信息.煤层气藏是1种非常规气藏，对煤层气的定量解释，是建立在所解释地区煤的工业分析组分的基础上的。因为地区、煤阶及地质构造作用不同，其煤质和煤层中气体的含量也不相同，所以在进行煤层气解释时，要建立适合于相应地区的解释模型。在建立区域模型时，可以具体根据不同层组的煤层工业分析，分别建立适合于本层组的煤层气测井解释模型，从而进一步提高测井解释煤层气含气量的符合率，减少煤层气开发成本，提高煤层气开发效率。
  • 摘要：井温测试对热力采油有着重要的指导作用,针对热力采油井对井温测试技术的耐高温高压、耐腐蚀性的特殊要求,应用热电偶、铂电阻在温度测试中的特点及其在耐温耐压方面的优势,结合相关技术的应用,开发了多种适用于蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱等区块的高温井中井温测试技术,目前这些测试技术已在各热力采油区块得到广泛应用,为指导稠油开发提供了准确的井温资料,这些井温测试技术同样适用于各类常温井的井温测试.总之，热力采油是开发稠油的有效手段，高温井温测试技术是热力采油成功实施的科学辅助技术，随着稠油的进一步开发，将有着广泛的应用前景。
  • 摘要：北三台地区位于准噶尔盆地东部，白垩系清水河组钻井油气显示活跃，己有西泉011井、北38井，然而整体试油结果不理想，干层多，产油量及产液量低。储层中黏土矿物以蒙脱石和无序伊/蒙混层矿物为主,相对含量之和平均达58.31％,储层具有强—极强的水敏性.对于水敏伤害储层,优选复合解堵液配方为:8％盐酸+2％醋酸+2％氟化铵+1.5％黏土稳定剂A+2％铁离子稳定剂TLJ.模拟实际地层温度、压力条件,进行了水敏样品的解堵改造实验.实验结果表明:对于蒙脱石及伊/蒙混层矿物相对含量较高的储层,该复合解堵液具有较好的解堵效果.
  • 摘要：在对枣南油田Ⅴ油组储层进行高分辨率层序地层划分及单砂体提取的基础上,选取反映储层地质和物理特征的综合参数,采用聚类方法将储层砂体划分为4类流动单元.结合产液、吸水剖面和测井解释资料,系统地分析了储层流动单元的构成、流动单元与沉积微相之间的关系及各类流动单元储层的注水开采特征,总结了不同流动单元在生产中的响应规律.研究表明:从四类到一类流动单元，产液和吸水能力在升高。油藏动用状况仍较低，前三类流动单元中仍有40%-60%的有效厚度未产液，15%-40%的有效厚度未吸水。原因主要是由于河流相储层强烈的非均质性造成的，同时大套层组的合注合采加剧了储层的层间矛盾。
  • 摘要：轻烃录井技术是一种新的色谱分析技术,是气测录井的延续与补充,其具有取样简单、分析参数多、重复性和再现性等特点.通过对辽河油田边台潜山轻烃录井实践和应用,总结、完善该区块轻烃录井评价油气层判别标准,并在边台潜山水平井录井中加以验证,成为油气层解释评价的一种新的有效手段,提高了现场水平井录井综合解释水平.轻烃录井技术作为1种成熟的录井技术，其评价标准有待进一步完善，建立适用于不同地区、不同类型储层流体性质的评价标准，提高解释准确率，并拓宽其应用领域。
  • 摘要：高邮凹陷位于苏北盆地东台坳陷中部，根据断裂的发育特征,将高邮凹陷断裂划分为5个断裂系统,并在此基础上甄别出3个横向变换带.研究表明,高邮凹陷发育5个断裂系统，吴堡运动期与三垛运动期构造应力场的主应力方向不同，且同一构造运动期不同断裂系统的应力状态也有所不同。2组大角度相交的断裂系统通过硬联接协调凹陷的构造变形,断裂硬连接方式的差异性可形成传递断层、走向斜坡、横向低凸起、沟谷和单斜挠曲-构造阶段等多种构造形式,平面上形成断续分布的横向变换带.勘探实践证实,横向变换带的形成控制了盆地内的砂体展布、油气运聚,成为油气勘探的有利区带.
  • 摘要：应用相控建模技术,建立了胜坨油田—区沙二段1-3砂层组储层属性模型.通过与非相控物性参数模拟结果的对比,认为相控属性模型对油藏非均质性的描述更为合理,对于进一步研究聚驱后油藏剩余油分布规律,制订油藏下一步开发调整对策,进一步提高采收率等方面具有重要意义.相控建模技术可较好地解决沉积微相变化快、非均质性严重的储集层物性参数的模拟,为油藏后期开发调整提供了可靠的地质模型基础.
  • 摘要：针对NB35-2块稠油油藏特点、开发现状和油品性质,提出并开展了聚合物/表面活性剂二元复合驱提高原油采收率,改善水驱开发效果的室内实验研究.通过对不同类型表面活性剂与水的配伍性、抗盐性、与原油间的界面活性、长期热稳定性和驱油效果等系列实验研究得出,应用聚合物/表面活性剂二元复合驱提高原油采收率具有可行性,可有效改善水驱开发效果.
  • 摘要：热24块s3中粗面岩低渗透油藏具较大潜能,但目前多数油井仅开采了s3中油藏顶部,长期以来一直没有正规井网对该套油藏进行开发,造成该油藏开发效果差,断块低速低效开发.为了最大限度的动用断块地质储量,提高断块采出程度,在该块开展了井位部署开发方式的研究.由于该块s3中油藏Ⅰ组、Ⅱ组和Ⅲ组的井较少,岩心资料、钻井资料、试油试采资料等相对缺乏,为进一步准确控制地质体,在构造有利、储层发育范围内,采用大井距部署直井,并在油藏顶部部署水平井,完善断块井网.根据油层特征对比分析研究，认为热24块S3中粗面岩油层比较稳定，连片性较好，且水平段油层构造幅度变化不大，基本满足低渗透油藏水平井开发的基本要素。部署水平井可增加原油流入井眼的量，储层改造可有计划地进行分段压裂。在充分研究油藏特性的基础上，布置水平井采油井组开发必将大幅提高低渗透油藏的采收率。在实施上述的11口井后，对24块的构造和储层分布等油藏特点进一步分析论证，并针对划分的2套开发层系整体部署。计划下步针对S3中Ⅰ+Ⅱ组整体规划了7口水平井，采用直井注水、水平井采油的开发方式。
  • 摘要：重32试验区超稠油油藏于2007年投产,动用储量为225.6×104t,目前已进入高蒸汽吞吐周期生产阶段,平均蒸汽吞吐周期达到9轮,单井产量低,含水高,蒸汽吞吐过程中出现了汽窜干扰严重、排液能力差、油层动用严重不均、地表汽窜日益增多等问题,严重影响油田可持续开发.通过对重32试验区的综合治理技术进行了深入研究,实施了蒸汽驱采油、优化注汽、氮气隔热助排和地表汽窜治理等措施。通过开展蒸汽驱试验，使稠油开采由点到面，井间大量剩余油得到动用，提高了原油采收率。根据油井生产特征分类，对生产特征相似的井区域同层集团组合注汽，可有效减少汽窜干扰，提高注汽质量，达到提高开采效果目的。通过注氮气试验，注氮气井单蒸汽吞吐周期比前一轮产液量、产水量、产油量都有大幅上升，注氮气开发重32试验区，增油助排效果较好。重32试验区所封堵的2个区域到目前为止，所有窜点均无汽窜现象，表明这种通过电位法寻找汽窜通道，对通道实施封堵治理的可行性较好。通过对重32实验区的封堵施工，可以看出该封堵技术具有非常好的社会经济效益。
  • 摘要：辽河油田油藏埋藏浅,大部分为砂岩地层,随着油气田的持续开发,出砂问题日益严重,因出砂问题而停井、关井、低产低效的油井增多.研究了压裂防砂技术在低产低效油井上的应用,通过室内实验评价压裂防砂携砂液性能,提高压裂防砂工艺施工质量,以有效解决低产低效井的出砂问题,防砂效果明显好于以前的防砂方法，具有“三效一体”的作用，即压裂、防砂、解堵，因而防砂后增产效果明显。
  • 摘要：油井开采中后期,单井产量下降.现代侧钻井技术,可以利用老井井场及上部可用井段进行套管开窗侧钻,提高原油采收率、增加产能和降低成本.介绍了小井眼井开窗侧钻所采用的各种技术措施.指出应根据地质、钻井、完井、采油等要求，综合考虑井眼开窗点位置。对于侧钻井，必须对老井眼数据进行复测，同时要避开套管接箍或射孔段以及水层和复杂地层。造斜器的方位优化和可捞造斜器的坐封、打捞及再进入问题是完井和修井顺利的重要保证。井眼轨迹控制要求精度高，尽量减少井下复杂事故，保证完井管柱顺利下入及确保套管预开孔与导斜器的精确吻合。插底式悬挂完井有效能防止固井中产生憋堵、憋漏的现象。好的钻井液是侧钻井成功的前提，建议在施工中采用改良的钻井液体系。
  • 摘要：沈611块的构造相对简单,为一被正断层所夹持的单斜构造,油藏埋藏深,储层物性较差,是典型的深层低渗透油藏.由于储层的低渗影响了区块的注水开发效果,区块的注水效果难以得到保证,地层能量难以得到补充.针对区块该现状,利用地质建模对区块的整体开发效果的改善进行研究,取得了一定的效果.通过研究认为综合技术的应用，如油藏精细描述技术、分段压裂技术改造等，是改善低渗透区块开发效果的有效手段。为确保区块的开发效果，不但要管理好老区的老井，还要对区块有进一步的新认识，部署新井，并做好注水工作，对部分油井进行转注，完善注采井网，充分开发老区块的潜力。
  • 摘要：吉林油田2004年开始进行水平井开发试验，截至目前累计实施3I4口井。90%以上的水平井采用固井完井方式。针对水平井及大斜度井特殊的井眼轨迹,通过对水平井封隔器及智能找水开关等配套工具的优化设计及组合配套,形成1种水平井及大斜度井分段产状测试技术.该技术中的工艺管柱具有液压方式坐封及丢手、双向卡瓦锚定、分级解封,智能找水开关电子与打压双重换向等特点.目前已成功进行8口井的现场试验,达到了分段认识及增油的预期效果.该技术的成功研究与应用,为低渗透油藏水平井推广应用提供技术支撑.
  • 摘要：水力深穿透射孔是1种零转向半径的微型水平孔钻进技术,具有射孔穿透深、孔径大、流通能力强、定位准确、易于实现定向等特点.通过论述水力深穿透射孔技术的工作原理,并在现场进行了2口典型井的先导作业,每口井各作业15个孔,取得了显著的增产、增注效果.同时,该技术可有效地穿透近并污染带,改善井筒与油层的连通性，也可有针对性地改造薄夹层，调整注水剖面，施工后增产效果显著，有效期较长。对于产能有限、渗透率低的油层，由于水力深穿透射孔的孔深远远大于常规射孔，易于实现定向射孔。水力深穿透射孔技术在穿透近井堵塞带、改善油井流入和注入动态、针对性改造薄夹层等方面作用显著，建议在其他类似井况中增加施工作业，为华北油田后期低渗透油层及浅薄油层增产创效提供技术支持。
  • 摘要：欢喜岭采油厂目前已进入开发中后期,受注入水指进、底水锥进和边底水推进影响,高含水井不断增多,区块濒临废弃.随着水淹程度的加剧,常规措施效果变差,技术挖潜难度越来越大.针对不同油井的水淹特点,研究与应用了柔性转向剂深部液流转向、化学隔板堵水、复合段塞调堵3项配套技术,现场实施后取得了较好增油降水效果，获得了可观的经济效益，为高含水井后期稳油控水制定了合理的对策，在高含水井中后期开发、开采中具有广阔的推广应用价值，是实现油田稳油控水的重要技术。
  • 摘要：针对齐40块蒸汽驱扩大试验区井组产油量下降、含水上升、驱油效率低的问题,采用油层自生CO2工艺技术,利用地下生成CO2气体及其他产物与表面活性剂的协同效应,提高蒸汽波及体积和驱油效率.通过室内实验筛选出适合的表面活性剂和CO2生成剂,并优化了药剂配比浓度.现场试验表明，在蒸汽驱替阶段应用油层自生CO2驱油体系可大幅提高蒸汽驱井组产油量和采油速度。油层自生CO2采油工艺技术克服了常规液态CO2辅助蒸汽吞吐技术的诸多弊端(单层突进、管柱腐蚀、气源紧张，利用率低等)，充分发挥了CO2吞吐技术的优势。通过室内实验，确定了油层自生CO2驱油体系的组成，并确定了各组分对驱油效率的影响，从而确定了各组分的配比浓度。通过现场试验，掌握了注药后蒸汽驱井组产量变化规律，为蒸汽驱工业化应用阶段实施中、后期调整提供了依据。
  • 摘要：目前欢西油田注水区块存在各种原因导致的欠注井有30口,日欠注量为1960m3/d.采用常规酸化解堵效果不理想,针对这一情况,在分析油层堵塞原因的基础上,引进二氧化氯解堵技术.在严格的室内实验和矿场试验的情况下,证明了二氧化氯作为1种强氧化性可以有效地解除高分子聚合物、细菌、硫化亚铁等造成的堵塞,从而降低注水压力,提高注水井注入量.对油层近井地带复杂多样的污染堵塞类型，可以采用将二氧化氯与酸化处理液相结合的方式，能起到显著的解堵效果。二氧化氯解堵工艺成本低廉，施工简单，适应性强，是水井解堵增注的新型工艺技术，在油田注水开发中，具有良好的应用前景。
  • 摘要：海1块为一注水开发普通稠油油藏,开展弱凝胶调驱试验前区块采出程度为35.6％,综合含水为86.3％,处于"双高"开发阶段.面临剩余油分布零散、水驱动用程度严重不均等开发矛盾,2010年开展了弱凝胶深部调驱工作,规划25个井组,设计3个段塞,注入量为0.2PV,先期实施的5个井组取得了较好效果.研究表明:常规水驱油层动用不均、弱凝胶调驱有效降低油水黏度比、合理的井网井距、聚合物成胶稳定性是调驱见效的主要因素.
  • 摘要：为了将陈小凡等人的低渗气藏水平井产能修正公式推广为适用于齐成伟描绘的带形低渗气藏中横向水平井的产能预测公式,仔细研究了齐成伟和陈小凡等人的推导过程.采用齐成伟的带形地层中横向裂缝复势公式,重复陈小凡等人的推导过程,将陈小凡等人公式中供液边界和外部渗流阻力的自然对数部分替换为齐成伟公式中的供液边界和外部渗流阻力的自然对数部分.经过以上替换后,得出了带状低渗气藏中横向水平井的产能预测公式.
  • 摘要：杜229块兴Ⅵ组为薄层超稠油油藏,通过对油层的精细对比分析,运用了薄层分支水平井地质设计方法,利用LWD、MWD随钻跟踪和电子多点测量相结合的手段,在油层单层厚度相对较大、有效厚度为5～8m、油层发育较好、平面上连片分布区域部署分支水平井.通过薄层水平井的精心设计与实施,使常规方式难以进行有效开发的薄油层实现高效开发,有效动用了兴Ⅵ组薄油层储量,达到了增加可采储量、提高最终采收率、延缓区块递减的目的,对同类油藏的开发具有一定的指导和借鉴意义.
  • 摘要：运用监测资料,结合油藏生产动态并利用数值模拟手段,分析影响中深层超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发效果的水平段动用程度不均、井间干扰、注采参数等因素。以油藏工程理论为指导,提出三元复合吞吐、直井水平井多类井组合、三维立体加热及水平井注采参数优化等水平井蒸汽吞吐技术,能有效改善水平井蒸汽吞吐效果.文中相应技术措施对于提高其它稠油油藏水平井开发效果具有借鉴和指导意义.
  • 摘要：为了评估吐哈盆地某区块潜在的煤层气资源,开展了煤层气开采微先导测试试验，对煤层气进行试井，使用电缆直读式井下仪对井下动态实时监测.根据服务需求,进行了测试仪器选择、仪器输送施工工艺、电缆保护技术、井口密闭工艺技术等测试技术的研究,通过现场实际应用效果的分析,表明该技术切实可行，而且试井得到的有关地层参数代表更大范围内的平均值，且实施简单，成本低廉。
  • 摘要：分析了川西致密砂岩气藏及川东北碳酸盐岩气藏在完井工程上所面临的技术难题,通过总结中石化西南油气分公司近年来的科研攻关成果和实践经验,形成了1套川西及川东北气田完井的技术思路,包括川西中浅层低渗致密气藏压裂完井投产技术、川西深层裂缝性CO2气藏低成本完井与储层改造技术和川东北元坝长兴组超深大斜度/水平井完井技术在内的各具特色的完井技术体系.经实践验证,该技术体系应用效果良好,具有较高的推广价值.
  • 摘要：为充分挖掘稠油油藏潜力,开展老井生产状况、油藏动用情况及油藏工程研究,筛选出适合调整的潜力目标区,通过对不同井型和开发方式的调整界限研究,论证了利用水平井进行加密调整的可行性,进一步分区优化加密开发井网.对不同的潜力区进行对比调整部署研究,根据不同分区地质特征的差异性优选水平段垂向位置、方向及长度等参数,确定了直井、水平井组合加密、蒸汽吞吐与蒸汽驱适时转换的分区立体调整方案.北部加密区域最适合的开发方式是70m×100m井距直井加密蒸汽吞吐2个周期后转蒸汽驱生产；中部加密区域最适合的开发方式是水平井加密蒸汽吞吐，垂向位置为油层中上部，南北向部署水平井，最优水平段长度为200-300m；西南部加密区域最适合的开发方式是水平井加密蒸汽吞吐，垂向位置为油层中下部，南北向部署水平井，最优水平段长度为200-300m，注汽强度为15-20t/m；J230井区北部区域加密直井蒸汽吞吐2个周期后转蒸汽驱开采，西南部区域采用水平段为250m的水平井加密，加密后预计可增加采出程度23.16%左右。
  • 摘要：克拉玛依油田九8区浅层超稠油油藏属胶结疏松砂岩油藏,在热采过程中,出砂、汽窜一直是困扰区块高效开发的主要矛盾.油井出砂易造成泵卡和砂埋生产管柱现象,不仅影响油井的正常生产时率,甚至使油井无法生产.从油藏生产和沉积微相入手分析超稠油井出砂机理,采用割缝衬管完井方式、化学防砂和机械防砂等技术对出砂井进行防治,逐步形成1套浅层超稠油井防砂技术,挖掘出砂区域潜力,确保老区可持续发展.室内实验和现场实践表明，针对油井确定不同缝宽的机械防砂管，能有效提高防砂成功率，延长油井生产时率。确定浅层超稠油油藏选用1.0-1.2缝宽的梯形机械防砂管效果较好。不钻塞人工井壁可以改善出砂油井中后期的生产效果，实施效果显著。
  • 摘要：针对薄互层状稠油油藏进入蒸汽吞吐开发后期,存在地层压力低、井网不完善、现开发方式下达不到标定采收率的问题,通过精细地质研究、优化井网部署、优选完井工艺等手段,利用水平井实施整体二次开发.从油藏条件、剩余油富集、油井产能等方面进行可行性分析，结果表明，利用水平井对互层状稠油油藏开发后期整体二次开发是可行的。从地质、钻井、完井等多学科技术协同攻关保障了水平井二次开发实施效果。该研究对同类油藏改善开发效果研究提供了一定的借鉴.
  • 摘要：曙一区古潜山油藏属于双重介质裂缝型底水稠油油藏，利用岩心、钻井、录井、测井、测试及动态分析等资料,通过深入开展底水运动规律及剩余油分布研究,提出了高温化学堵水技术、间歇化学堵水技术、氮气压锥技术、钻塞挖潜技术等适于蒸汽吞吐后期特点的系列挖潜技术,充分挖掘中小裂缝及岩块系统潜力,使高含水关闭油井复产,早期废弃层得到重新利用,盘活了储量资源,改善了区块开发效果。因井制宜，选择合适的高温化学堵水技术是蒸汽吞吐后期挖潜油水过渡带剩余油的重要手段。油井适当间歇生产能起到关井压锥并充分利用底水能量的作用。氮气压锥能改善油水流动条件，发挥中小缝洞剩余油潜力，为同类油藏蒸汽吞吐开发后期高含水治理提供了借鉴.
  • 摘要：针对九8区齐古组超稠油油藏开发中后期面临的问题,综合运用油藏描述、三维相控建模和油藏数值模拟一体化研究技术,对油藏地质特征进行二次评价,结合油藏动态监测资料,落实剩余油分布规律及潜力.对该类油藏注蒸汽吞吐开发中后期接替开发方式、水平井可行性、井网井距、注采参数等进行研究和优化,探索超稠油蒸汽驱的可行性及蒸汽驱开发参数的界限。初步形成了浅层超稠油油藏蒸汽吞吐中后期二次开发技术,可指导九8区齐古组超稠油油藏进行开发调整治理,为超稠油老区减缓产量递减、进一步提高采收率提供了技术支持.
  • 摘要：北三台凸起为准噶尔盆地的1个二级构造单元，位于原帐北隆起带的南部。北三台凸起经历多期构造运动,构造关系复杂.运用区域构造分析方法,对北三台凸起丰富的地震资料分析,识别出4期不整合、2期褶皱、6条区内一级断裂.通过构造演化史及构造发育特征分析认为:北三台凸起形成演化分为3个阶段,二叠纪—三叠纪为第1期前陆盆地形成阶段;侏罗纪至白垩纪是振荡型陆内凹陷阶段,古近纪及以后为再生前陆盆地阶段.其中第2阶段的燕山运动时期，使得北三台凸起南北两面的地层忽薄忽厚，此消彼长，反映两边交替抬升的运动过程，具有“跷跷板”的特征。该期也是北三台凸起主要的构造运动阶段，在很大程度上控制并制约了该区的油气成藏。
  • 摘要：泥质岩在浅层侵入岩的影响下形成热接触变质带,将泥变质带按变质程度分为角岩带、板岩带和变余泥岩带.其储集空间以各种裂缝为主,且越靠近侵入体储层物性越好,即角岩带物性好于板岩带及变余泥岩带.岩浆侵入带来的高温高压及热流体活动是泥质岩变质及储集性能改善的主要因素.通过分析岩浆侵入层位及油气运移、成藏关系,认为热接触变质带及侵入岩外边缘体具有较大成藏潜力.
  • 摘要：苏丹M油田储层主要发育辫状河沉积,储集砂体横向变化快,非均质性严重.为了精确描述该储层的物性展布特征,在对储层进行基本的非均质性分析的基础上,根据地质、钻井、测井解释及岩心分析等资料,运用Petrel建模软件建立能够反映M油田辫状河储层非均质特点的地质模型.模拟结果表征了储层非均质性在空间上的特征,同时反映了沉积微相和流动单元对储层物性和非均质性的控制作用，更好地表征了渗透率在空间上的分布规律和差异性，为油田调整开发方案、提高采收率提供了重要的地质依据。
  • 摘要：红浅1井区火驱先导试验区是1个历经蒸汽吞吐和蒸汽驱后转火驱开发的稠油油藏,根据现场的跟踪观察和研究,分析了生产井、观察井、注气井和区块的动态生产特征,总结出火驱先导试验前期生产动态特征和变化规律,为后期开发提供指导和依据,为其他区块火驱开发起到借鉴作用.从前期运行的效果来看，红浅1井区火驱先导试验区产油量上升、气油比下降、含水下降、高温燃烧稳定，火线控制较为合理，火驱取得了较好的效果。从生产特征来看，红浅1井区火驱生产动态特征具有阶段性，不同时期具有不同的产状，因此要根据不同井所处阶段进行针对性管控。注气井、观察井、生产井、产出物的变化受前期注蒸汽开发影响，都有一定的规律可循，基本上反映了火驱燃烧和火线推进的过程，因此需要加强现场跟踪分析和资料录取，总结规律，为后期开发提供依据和指导。
  • 摘要：水驱油实验表明油水相渗及驱油效率对温度非常敏感,提高油层温度、降低原油黏度、增加原油流动性是E区超稠油开发的关键.在油藏地质特征综合研究的基础上,优选Y401井区作为注温水先导试验区.数值模拟研究表明:注采井距为70m,井口注入100℃温水,可以实现有效驱替;采用反五点井网,直井注水可以满足注采平衡需要,同时可以验证不同方向温水驱效果;直井日注水20m3/d时,井底流体温度略高于油层温度,不会造成冷伤害.
  • 摘要：沈家铺油田官992区块火山岩储层分布多样、储层岩性复杂,储集性能多变.通过对火山岩的分布规律进行分析,指出了其纵向、横向上的分布特征.再应用岩心分析测试及镜下鉴定手段,分析构造作用、岩性组合、成岩作用对岩石储集性能的影响因素.结果表明:火山岩主要沿孔西断层呈条带状分布;火山角砾岩、角砾熔岩等为研究区内火山岩的有利储集岩性;构造作用是影响该区火山岩储集性能的最主要因素,而岩性组合、成岩作用也对火山岩储层的物性起着关键的作用.
  • 摘要：针对辽河油田强敏感性低渗透油藏Q1块在开发过程中注水难的实际问题,从储层物性特征、岩石学特征以及敏感性特征研究入手,找出影响注水的主要因素及影响程度,同时对与储层配伍的注入水水质指标进行了研究.结果表明:Q1块储层属于典型低渗透油藏,并且具有中等—强的层内非均质性和强的层间非均质性,孔喉细小,黏土矿物伊蒙混层含量中等,伊利石含量高,储层具有中等偏强速敏性、水敏性.并针对各油层组给出了各自与储层配伍的注入水水质控制指标.
  • 摘要：采用物模、数模及油藏工程研究方法,通过典型井剖析、跟踪效果评价、燃烧前缘推进规律分析,认为生产井、注气井射孔层位影响火驱波及体积及超覆突破的时间,合理的射孔层位可以提高厚层块状稠油油藏火驱平面及纵向动用程度;合理利用火线超覆,适当降低火线超覆速度,推迟火线突破的时间,可以改善火驱开发效果。根据实际情况确定合理的注采层位及射孔层段，可以有效控制和利用火线超覆。同时可取得较好的经济效益和社会效益.
  • 摘要：D239块大凌河油层目前进入蒸汽吞吐中后期,油藏出现压力低、吞吐效果差、产量低、井况问题严重等现象,为探索新的采油方式,开展了重力火驱试验.采用综合地质研究方法,运用排除法筛选出有利的重力火驱试验区,研究中充分考虑构造、沉积、储层特征、隔夹层分布、油层厚度、油水关系、水淹范围等因素.通过对试验区地质特征综合研究，认为试验区大凌河油层沉积环境为扇中亚相，储层特征条件好，适合进行重力火驱试验。储层特征主要表现为:实验区岩性以砾岩、含泥含砾不等粒砂岩为主，粒度中值为O.63mm，分选差，分选系数为2.83。填隙物含量为3.8%;岩石固结差，较松散，以泥质胶结为主;胶结类型主要为基底型和孔隙型;孔隙类型主要以孔隙为主，裂缝为辅，平均孔隙半径为141.5μm。孔隙结构以特高渗大孔中喉不均匀型为主，属于中高孔-高渗储层。
  • 摘要：S区块F油层是辽河油田首个中深层稠油工业化蒸汽驱开发区块.经过多年蒸汽吞吐、蒸汽驱开发后,注入蒸汽冷凝水在地层中部分残留,油层进入不同级别的水淹状态.通过对取心井资料、测井资料、采油动态资料综合分析,研究了稠油热采后水淹响应特征,对稠油水淹状况进行综合评价,指导开发调整,进一步提高稠油热采采收率.稠油的残余油饱和度和剩余油饱和度均较高，地层水也不能被注入水充分淡化，因而电阻率降低到一定程度后趋于稳定。稠油水淹后，声波时差、微电极、自然电位数值出现异常，随水淹程度不同出现不同的变化特征。通过分析稠油热采后水淹响应特征，对稠油水淹状况进行综合评价，可指导开发调整工作，进一步提高稠油热采采收率。
  • 摘要：随着美国页岩气勘探开发的巨大成功,页岩气地质理论及开发增产技术有了很大的发展,页岩气的勘探开发成为国内外天然气勘探开发热点.中国页岩气资源丰富,页岩气勘探开发起步较晚,技术以及管理方面都有很大欠缺,美国页岩气的快速发展对中国有很好的借鉴作用.对美国页岩气采的清水压裂技术、重复压裂技术、缝网压裂技术、水平井分段压裂等压裂技术及管理经验等进行调研分析,指出中国在页岩气开采中应进行更为有效的资源评价；与美国、加拿大等国家及国外石油公司合作，引进新的勘探开发技术，投资科研，培养页岩气勘探开发专业技术人才；制订相关扶持政策，增大相关设备投入并设立专项资金，走出新型勘探开发模式。
  • 摘要：基于北美页岩气藏开发实践,总结了微地震监测技术的6个主要作用:估算波及体积;优化水平井方位;评价分段压裂效果;预测分段压裂产量贡献率;优化射孔及压裂段、避免地质灾害层;指导再完井增产措施.国内页岩气开发微地震监测应在评价阶段做好微地震监测资料的收集，建立基础模型;开展有关微地震监测的理论和方法研究，为改善微地震监测效果提供依据;尽快研发高精度的具有完全自主知识产权的微地震监测仪器设备、解释软件，为微地震监测过程中降低成本做出贡献。
  • 摘要：齐40块65井组蒸汽驱进入驱替后期,平面和层间纵向矛盾突出,高温汽窜现象严重,为此开展了蒸汽驱综合调控技术研究与应用工作.通过理论创新、技术研究与现场实践,实现了蒸汽驱生产由调控注汽量向优化调控产液量转变、高采油速度无稳产期向合理采油速度延长稳产期转变、井网设计由采油为主向采油采水并重转变,建立了以采为先、以液定汽、以液牵汽的调控新理念,形成了以液流方向牵动注汽方向、以压力梯度调整注汽前缘的调整新思路.通过强化蒸汽腔发育状况及扩展趋势预测、注采关系完善、注入介质改进、采油速度调整等配套工艺措施,有效保障了蒸汽驱生产的平稳运行,起到明显的增油效果.
  • 摘要：锦45块是辽河油田最大的稠油区块,目前已处于蒸汽吞吐开发后期.稠油油藏经过多轮次注蒸汽开采后,其物性及流体性质都发生了较大的变化,直接影响到油藏的开发效果,主要表现为原油产量大幅度下降、含水升高、油汽比降低、原油开发的经济性越来越差.为改善其生产状况,开展的提高蒸汽吞吐效果综合治理技术,成为锦45块稳产的主要技术手段.对锦45块进行水淹规律研究以及油藏精细描述，油水关系认识清楚，有效指导了工艺技术措施的实施。综合治理技术的研究，达到了预期效果，成为锦45块稳产的主要技术手段。
  • 摘要：以羧甲基纤维素(CNC)、丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为主要原料制备了1种新型絮凝剂,与聚合氯化铝(PAC)复配使用,测试其处理油田三次采油废水的性能.通过实验得出了最佳反应条件.实验结果表明,聚合氯化铝(PAC)加入量为5000mg/L,絮凝剂的加入量为2000mg/L时处理效果最好,处理后废水含油量和含悬量均小于20mg/L,符合油田污水回注标准.
  • 摘要：稠油油藏在长期注蒸汽开发过程中易形成优势渗流通道,导致汽驱波及系数降低,并影响剩余油的分布,以热采储层参数变化研究为基础,从蒸汽驱优势渗流通道机理研究入手,动静结合着重对形成优势通道的影响因素进行分析,结合开发动态分析结果,确定优势渗流通道特征,总结了沉积韵律、渗透率、地层倾角对单层蒸汽驱优势通道形成的影响,在此基础上,实施水平井辅助蒸汽驱开发,提高蒸汽波及程度,达到提高区块采收率的目的.
  • 摘要：薄互层稠油油藏因其层间物性差异较大,蒸汽吞吐开发后期平面及纵向动用不均的矛盾尤为突出,传统的选注、配注及补充地层能量的方法已无法有效改善开发效果.根据曙光油田杜66块杜家台油藏热采开发特点,在精细储层动用程度、动用界限研究的基础上,通过优选注汽层位,调整吸汽剖面,合理配套各类措施,有效提高了纵向动用程度;通过优选轮注井,在低压区域恢复地层压力,有效提高了油汽比.该研究探寻出1套适合同类型区块蒸汽吞吐开发后期动态调控的对策与方法.
  • 摘要：针对存在气顶的油藏和溶解气油比较高的油层在进行机械采油时产出液伴生气较多的实际情况,进行了套管气辅助举升的研究与试验.研究了辅助举升装置的工作机理和性能,分析了该装置对井下工作环境的适应性,设计了工艺技术方案,并着重进行了井下矿场试验研究.试验表明:该技术能够解决井内套管压力释放和套管气回收的问题,同时起到了套管气辅助举升的作用,减轻了抽油泵的负荷,提高了抽油泵泵效、井下举升效率、系统效率和集输管流效率,而且该技术适应性强、结构简单、成本低,具有广阔的推广应用前景.
  • 摘要：塔河油田托甫台区块构造位置处于塔里木盆地东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒凸起西南端，北东方向与塔河油田主体区毗邻。其中，一间房组为主力油气产层，整体储层不如塔河主体区发育。90%以上油井不能自然投产完井，需通过酸压改造才能达到出油见产的目的。为了解决塔河油田托甫台区块碳酸盐岩储层孔喉配合度低、连通性差、非均质性强等原因造成的常规酸压滤失量大、酸蚀裂缝穿透距离有限、不能沟通井筒远处的有利储集体以及超大规模酸压施工投资较大,施工周期较长等问题,塔河油田根据该区块地质及储层物性的实际特征在TP136X井和TP137X井开展了SRCA地面交联酸酸压试验，压裂后分别日均产油72.1和94.4t/d,取得了明显的增产效果.该技术利用地面交联酸具有的耐温高、低酸岩反应速度的特性实现了碳酸盐岩缝洞性储层普通酸压难以实现的低滤失、深穿透。地面交联酸液体系具有耐高温、抗剪切、抗滤失的稳定性，适用于塔河油田托甫台地区储层的深度刻蚀改造。在托甫台区块进行的2口井的先导性试验均获得了明显的增产效果，成功率100%，见效率100%，为以后该区块其他井的酸压决策提供了新的技术支持。
  • 摘要：油井出砂是油田开发过程中常见的开发技术难题，射孔防砂是射孔、防砂两项作业一次完成，是油井防砂技术的一次重大飞跃。通过射孔防砂器的物理模型和基本参数计算,做了助推火药研究以及针对不同地层进行了适应性配比试验.最终选定单级高速火药，确定了适应射孔防砂的合适的助推火药。通过室内试验和现场应用，确定了助推火药的用量、性质等相应的技术参数也应随地层压力适应关系而变化。射孔防砂技术施工简单，成本低廉，后期作业方便，防砂效果好，在生产中防砂作用明显,具有广阔的应用前景.
  • 摘要：随着辽河油田开发程度的不断提高，油井出砂现象日趋严重，出砂特点、出砂量发生了较大变化，井筒周围地层亏空越来越大，地层深部防砂的应用也越来越广泛。由于树脂砂价格偏高、型号单一等问题,影响了深部防砂技术以及其他树脂砂应用工艺的进一步发展.因此研制了新型尾追纤维压裂防砂支撑剂。利用环氧树脂优良的机械和化学性能，以及与石英砂表面良好的亲和力，预制为环氧树脂包覆砂。对添加偶联剂、添加剂、固化剂等的固化情况进行分析，测定了不同树脂用量时的抗压强度和渗透率，以便确定合适的树脂用量，得到较高的抗压强度和渗透率。研制出的新型树脂砂经过对比测试，各项性能指标较目前同类产品有了较大幅度的提高，达到国内先进水平。
  • 摘要：阿克莫木气田目前处于勘探评价阶段，阿克101井是部署在塔里木盆地西南坳陷喀什凹陷北缘阿克莫木构造带中部的1口评价井,其地质条件极为复杂,上部为高陡地层,富含砾石,胶结性差,漏失严重;中部古近系、白垩系东巴组有大段膏岩、泥膏岩、膏泥岩等,易吸水膨胀而出现缩径、掉块、坍塌及卡钻等井下事故.阿克101井钻探目的层为下白垩统克孜勒苏群砂岩.由于地层岩性复杂,施工难度大,在易漏地层和盐膏层施工中，要及时调整钻井施工参数。采用Power-V垂直钻井技术，可以有效的控制直井段井身质量，提高机械钻速。套管程序的选择上，应在盐膏层井段下入无接箍厚壁组合套管，可以防止盐膏层蠕动挤坏套管。采用随钻防漏堵漏、欠饱和盐水钻井液体系、合理的钻井液密度等技术保证了顺利完钻。欠饱和盐水钻井液性能稳定，易于维护，有效地抑制了泥、膏岩吸水膨胀而造成的缩径、卡钻等井下复杂情况。
  • 摘要：泰州组一段形成于苏北盆地断陷期,其底部由于受仪征运动的影响与下伏浦口组形成区域不整合面.通过对海安凹陷泰州组一段层序地层学研究,该层序中存在2个关键性界面:首泛面、最大湖泛面,其中首泛面对应于湖水由相对稳定到快速上升的初始湖泛面,为低位体系域与湖侵体系域的分界面;最大湖泛面对应于湖水快速上涨至最大限度时的湖泛面,为湖侵体系域与高位体系域间的分界面.结合岩心、测井等资料的分析,把泰州组一段分为1个三级层序(层序1)和3个体系域,层序1低位体系域以2期辫状河三角洲沉积为主;湖侵体系域主要发育前三角洲沉积,局部发育浊流沉积:高位体系域主要发育三角洲沉积.研究表明泰一段有利储集砂体为辫状河三角洲前缘和三角洲前缘水下分流河道砂体，是有利的石油勘探区.
  • 摘要：渗透率低于10×103μm2的油藏则属于致密砂岩油藏.由于渗透率非常低,流体渗流阻力非常大,所以采用常规直井开发的单井产能非常低.从20世纪90年代开始,水平井已经大规模应用在非常规致密砂岩油藏中.笔者分析了致密砂岩油藏特点,进行了坪北油田致密砂岩水平井参数优化.致密砂岩油藏用水平井开采可以实现有效动用，水平井与直井产量对比，开发初期第一年仍可达直井的5倍以上。采用水平井开发提高了采收率、缩短了开发期。已有资料证实，影响水平井产量和开发效果的不仅有地质因素，水平井方位、长度、轨迹及压裂对开发效果都有影响，在水平井设计时要充分考虑这些因素。水平井采油直井注采行列式井网能够最大限度地动用各层储量，效益较好，适合类似特低储量丰度油田的开发。水平井产能受储层渗透率、油层厚度、水平段长度、含油砂岩钻遇率以及油层含油性共同影响，其中储层渗透率对产能影响较大。
  • 摘要：辽河油田公司阜新凹陷进行了早期油气勘探，在白至系阜新组、沙海组和九佛堂组均见到不同程度油气显示，取得了一定的勘探效果。充分利用了不同层位岩石的有机地球化学分析结果,对源岩生烃条件、生烃潜力及油源进行了认真分析。白垩系暗色泥岩按照有机质丰度的高低可定性分为3类:阜新组为非生油岩，沙海组为较好生油岩，九佛堂组为较差一较好生油岩。泥质岩有机质类型多为腐植型一混合型(Ⅱ型)，其中沙海组以生气的腐植型(Ⅲ型)一腐泥偏腐植型(ⅡB型)为主;九佛堂组以介于生油气之间的腐植偏腐泥型(ⅡA型)为主，沙海组和阜新组煤中的有机质来源于高等植物，干酪根类型属典型的腐植型，以生成天然气为主。阜新凹陷源岩整体热演化程度不高，与煤的变质程度一致，根据成熟度指标及演化趋势可以划分为未成熟、成熟和高成熟(早期十晚期)3个不同阶段。通过油源分析研究，证实所发现的浅层原油或油砂是同一类型成熟的正常原油，均与成熟的九佛堂组生油岩有密切的亲源关系。阜新凹陷具备油气生成的基本条件，伊吗图和海州洼陷是该凹陷重要的生烃区，生烃物质以天然气(包括煤层气)为主，其次是石油。
  • 摘要：火成岩是特殊类型油气储层，具有很强的非均质性，研究难度大。利用岩心观察、薄片鉴定及地震和测井等分析方法,对辽河坳陷东部凹陷沙三段火成岩的成因及储集特征进行研究.结果表明:沙三段火成岩体沿断裂呈串珠状分布,为裂隙式喷发模式;火成岩属裂缝-孔隙型储层，构造裂缝和溶蚀孔隙是其主要储集空间。构造作用，岩相、岩性条件是形成储层优劣的主要原因。
  • 摘要：以沁参1井地质资料为基础,运用磷灰石、锆石裂变径迹法,矿物流体包裹体,有机质镜质体反射率,区域岩浆活动及盆地构造演化分析为主要手段,较系统地研究了沁水盆地晚古生代以来的区域构造运动与构造演化.并以此为基础,探讨了山西高原中—新生代岩石圈构造热演化与高原的隆升过程,提高了对沁水盆地的地质评价,为下一步研究华北克拉通东部沁水盆地及邻区的古地热史打下了坚实的理论基础.
  • 摘要：针对牛心坨油田低渗透油藏牛心坨油层上层系(N1-N3油层组)注水见效慢,受效率低的矛盾,通过对沉积相、注水状况及剩余油分布情况开展研究,并结合其他区块的开发经验,根据牛心坨油层现有井网情况,将原来的210m反九点井网中部分下层系井网油井上返至上层系,使上层系井网变为150m反九点井网,通过实施调补层压裂及重复压裂改造等措施，完善小井距注采井网。措施实施后，油井稳产时间较原井网增长1倍，减缓了产量递减速度，效果明显。小井距注采试验的成功表明，牛心坨油层上层小井距注水开发的线路是正确的，是提高油田开发效果的较好的方案，下一步可进一步扩大小井距开发规模。同时，也为其他地质条件类似区块的开发提供了技术支持，值得进一步推广。
  • 摘要：以杜84块为例,根据室内高温高压三维比例物理模拟实验,在国际上首次成功模拟了超稠油油藏在直井蒸汽吞吐生产末期转换为直井与水平井组合生产的全过程,分析了该生产方式下蒸汽腔内驱油动力、换热方式、渗流特征、驱油效率等多种机理的变化过程以及其对油藏开发效果的影响.超稠油油藏在直井蒸汽吞吐生产末期转换为直井与水平井组合生产方式后,可提高原油采收率在30％左右.
  • 摘要：利用自然电位和电阻率测井曲线响应特征,结合取心井资料,识别孤岛油田稠油油藏蒸汽吞吐造成的水淹层特征.由于边底水窜入造成储层水淹,加上蒸汽吞吐形成冷凝水水淹.孤岛中二北地区水淹具有种类多样,水淹程度不一,蒸汽密度小、温度高、压力大的特点,使注入初期发生超覆现象,蒸汽向上运移,造成储层上部先水淹.研究结果为提高研究区水淹层解释准确程度提供了重要依据.
  • 摘要：火烧山油田是准噶尔盆地东部的大油田之一,主力产油层是二叠系平地泉组,油藏类型为典型的自生自储、背斜型油气藏.结合该区地质研究成果及勘探实践,分别从储层特征、油气成藏条件和油藏工程技术等3个方面进行简要论述,火烧山地区是二叠系平地泉组一段自生自储型、无明显圈闭界限且连续大面积分布的低渗致密油气藏发育区。勘探目标的选择以成熟烃源岩发育区为主要考虑因素，以云质岩厚度介于300-5OOm为有利目标区，优选勘探部署。火烧山地区的二叠系平地泉组一段云质岩主要为湖泊相和小型三角洲相，呈东西向条带状分布，最大厚度为5OOm。沙帐断褶带北部为烃源岩沉积中心，有效烃源岩的最大厚度为5Om，厚度在20m以上的烃源岩占全区的大部分地区，沙帐断褶带计算生烃量为13.2×10^8t，勘探潜力巨大。
  • 摘要：奈曼凹陷白垩系九佛堂组属于扇三角洲前缘沉积体系.九佛堂组为岩性构造油气藏,特别是九下段受岩性控制作用明显.根据辽河外围中生代盆地油气藏具有"围洼或近洼"分布规律,确定砂体类型和沉积微相带的分布,根据波阻抗反演和属性分析进行储层预测,地质综合分析评价与地震储层精细解释有机结合,互相补充完善,认为奈曼凹陷北部和南部近洼地带是岩性油气藏勘探的有利地区.奈曼凹陷九佛堂组为典型的扇三角洲前缘沉积体系，九下段扇三角洲沉积体系是岩性油气藏勘探的有利相带。该区岩性油气藏具近源聚集特征，良好的烃源岩条件，砂体富集且物性良好，断层的通道作用，这些因素是奈曼凹陷岩性油气藏形成的有利条件。奈曼凹陷九佛堂组的油气勘探应着力于凹陷深处，根据砂体分布规律，积极探索岩性尖灭油气藏，部署实施扩边井和滚动勘探井并举的方式进行岩性油气藏勘探。
  • 摘要：元古界潜山非均质性强,裂缝分布规律缺少有效的预测手段,是制约潜山勘探的主要因素之一.依靠单一的技术已经不能解决精确预测潜山裂缝的目的,本文联合应用地震属性分析、蚂蚁体分析、波形相似性分析、人工智能非线性神经网络、潜山内幕响应特征等5项技术,多手段、多角度预测静北潜山周边裂缝型油气藏的裂缝分布规律，解决单一方法预测的缺陷和局限。要实现太古界潜山内幕裂缝的精确预测，必须具备高品质的地震资料。然而潜山地质条件复杂，地震资料内幕反射弱，同相轴连续性差，纵向和横向分辨率都很低。为了更好地应用该技术预测潜山内幕裂缝分布规律，建议对潜山地震资料处理时，应优化处理参数，使潜山内幕的裂缝分布预测精度更高。
  • 摘要：在深水海洋勘探中，海底多次波的强度较大，容易掩盖1次反射波。根据海上地震资料中多次波传播路径的不同,将其划分为虚反射、表层多次波、微屈多次波、简单多次波、层间多次波5种类型,又依据其在地震剖面上产生的独立同向轴的情况将其归纳为短程多次波和长程多次波2大类别,合理透彻地分析了海上多次波的产生机制和特点,对多种海上资料多次波消除技术进行研究，包括:τ-p域压制多次波技术、高分辨率Radon变换压制多次波技术、模型法压制多次波技术以及基于波动方程表面相关的多次波压制技术，并将研究成果应用到某实际深海资料处理中，多域组合消除多次波后，资料信噪比均有较大程度的提高，为以后海上资料处理研究奠定了坚实的基础。
  • 摘要：国内外文献调研表明,水平井生产测井是一项高风险作业.海上水平井生产测井技术的应用与陆地油田比较相对落后,但两者均面临同样的问题有待解决:当水平井井斜角大于90°时如何实现测井仪器准确下入产层且风险较小;如何减小或者避免产层段油水分离对生产测井带来的误差影响.运用斯伦贝谢公司的Flow Scanner+MaxTRAC仪器组合展开南海西部油田首口水平井找水作业,得到较为准确的测试结果.结果表明：MaxTRAC+F1owScanner水平井生产测井仪器在本井作业非常成功，连续跨越245.0mm防砂封隔器台阶和58.7mm内径球座2个障碍，获取了高质量的测试数据:包括1趟下测和1趟上测，以及12个点测，为类似完井结构的水平井测试提供了经验。根据地质分层全井段划分为4个供液层，后半段井段是主要供液段(78.7%)，主要的产油层在2374.1-2488.6m，占总产油量的55.35%。主要产水层在2537.2-2647.6m，占总产水量的72%，为控水稳油的目的层段。
  • 摘要：辽河油田水驱油藏储量规模大,油藏地质条件极为复杂,储层非均质性强,经历40多年的注水开发,各类型油藏开发状况存在较大差异.从注水开发本质入手,深入分析影响各类型油藏注水效果的主要因素,突破常规开发理念,创新思路,针对目前各类型油藏提高采收率的难点,开展新技术探索研究、并付诸实践,取得显著效果.研究表明：砂体的发育程度是影响油藏注水开发效果的主控因素，砂体是决定油水运动规律的基本单元，对于不同部位发育不同沉积微相的油藏，应以砂体为单元，完善注采井网。剩余油是注水开发的物质基础，在开展各项提高油藏水驱采收率的技术研究中，应以单砂体(韵律层)为研究单元，通过多种剩余油研究手段量化细化剩余油潜力。辽河油区储层条件的复杂性决定了注水开发不能采取统一的开发政策，应依据油藏特征，优化注采系统，优选注采参数，采取灵活多样的方式注水，提高水驱储量动用程度。
  • 摘要：为了研究生物酶(DGE)在辽河油田复杂断块油藏进行驱油的可行性,采用现代测试手段从DGE的酸碱性、与水的配伍性以及对注入管线的腐蚀性等进行评价研究.研究结果表明:DGE与注入水和地层水有较好的配伍性,配置的溶液呈弱碱性,DGE溶液可提高驱油效率并可使高凝油的原油凝固点降低,虽对岩心有伤害性,但能改善和缓解注入水对钢的腐蚀性,脱水实验表明其具有加速原油脱水及改变润湿性的性能.DGE对高凝油油藏驱油有一定的效果.
  • 摘要：以杜48块杜0组油层为研究对象,利用高精度高分辨率层序地层学和储层反演技术识别薄层有利单砂体,并综合应用三维储层精细地质建模和油藏数值模拟一体化技术开展油藏精细描述.通过低阻油藏成藏规律认识,结合现场试采,重新修正四性关系图版,新增动用石油储量311×104t.在重新认识和评价杜0组油层潜力的基础上,采用直井+水平井组合式井网分层系立体开发模式,通过水平井优化设计和油层预处理等配套采油新技术的实施,杜0组难动用储量得到有效开发,目前已成为薄层稠油油藏蒸汽吞吐后期二次开发的典型区块。通过测井资料的二次解释、四性关系的深化研究，对地质体的重构、储层识别起到关键性作用，其研究结果，是油藏挖潜的前提和保证。精细地质建模、数值模拟技术及油藏监测资料，为准确评价油藏潜力提供有利支持。为薄层同类稠油油藏开发后期挖潜提供技术借鉴。

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