细化油藏分类优化对策治理实现乐安稠油开发提质增效xianhe
油藏分类管理,努力提高零散难动用储量采收率
油藏分类管理，努力提高零散难动用储量采收率赵蓿①王家鹏②李真①①胜利油田石油开发中心有限公司②胜利油田新春公司在精细油藏描述的基础上，本文针对不同油藏地质特征和流体特征的油藏单元，进行油藏分类管理，选择合理的开采方式和调整措施，不断提高油田采收率。
通过实施增效措施，采收率较原有标定提升了1.6个百分点，取得了较好的经济社会效益。
1油藏分类管理产生的背景胜安分公司所辖区块由于油藏品位差，深层高凝油、特低渗、强边水稠油等类型并存，油藏认识程度低，提高采收率的技术储备和资金投入不足，油气资源的有效利用程度较低，原油产量递减速度较快，稳产基础不牢，企业的综合效益低，长远发展遇到严峻的挑战。
2油藏分类管理的内涵油藏分类管理以提高胜安零散难动用储量采收率开发为出发点，以油气资源的快速、高效开发为方向，通过集中整合应用各项措施，从“地质认识一注采工艺一动态管理”整合管理，最终实现胜安零散难动用储量采收率的目的。
3零散难动用储量提产增效的做法3.1找准油藏高效开发的方向、无效变有效(1)特高含水期氮气泡沬调剖、实现稠油边底水油藏控水稳油。
盐100区块Ng3是一个强边水的稠油油藏，最大厚度5.0右，储层平均孔隙度35.4%;平均渗透率763.9xl0-'m»,原油粘度3723~11470mPa•s( 50t)o部署在油藏顶部的水平油井经过三年的开发后单井日液26.7t/d,单井日油0.5t/d,含水97.8%,采油速度0.26%,采出程度0.98%,近乎废弃，急需研究堵水调剖的可行性以改善单元开^!^。
盐100-平6井区储层厚度5血右，控制含油面积0.07 km2,控制石油地质储量5.6xl04t,水平段长度200米，精密滤砂管完井。
该井2014年9月份投产，初期日液27.7t/d,日油6.6t/d,末期日油0.7t/d,含水97.2%,累产油3404.41,累产水188741,井区剩余可采储量0.7796xl04t,具有较为丰厚的调剖物质基础。
乐安油田草20断块合理井网密度研究
2 存在问题及原因分析
通过数值模拟, 结合现场调研, 综合分析了目 前主力区域存在的问题。 21 21 1 吞吐井区存在的主要问题 吞吐加热范围小
考虑温度大于 60 的范围为加热半径 , 根据图 形分析, 得到蒸气吞吐井区的加热半径大约 30~ 40 m, 大约为井距的 1/ 5, 即井间至少有一半以上的距 离没有被加热, 而只是起到泄压和存水的作用。 2 1 2 温度低 一旦半径超出加热范围, 油藏温度迅速降低, 接 近原始地层温度, 由于稠油具有很强的粘温相关性, 因此, 相对于水来讲, 油的流动能力很差, 动用困难。 2 1 3 动用范围小, 饱和度变化大 由于加热半 径小, 油藏偏薄 , 因此 , 动用范 围
加热范围较大, 温度较高, 动用范围大 , 饱 和度变化大 考虑温度大于 60 的范围为加热 半径, 根据 图形分析 , 得到蒸汽驱的加热半径大约 90~ 200 m,
水动用半径为 100~ 200 m, 远远大于蒸汽吞吐动用 程度。同时 , 由于长期蒸汽驱, 因此汽窜通道上饱 和度较小。 2 2 2 汽窜严重, 并具有明显的方向性 根据计算和监测结果, 11 -17 井与 12 - 17 井、 4 -7 - 13 井之间存在汽窜, 10 - 18 井与 10 -171 井、 4 -9 - 13 井之间 存在汽窜, 与模拟结果符合很好, 另外, 其它汽驱井组 不同程度的存在汽窜和轻微汽窜的情况[ 1] 。 2 2 3 后期开发效果较差 由于严重的汽窜 , 导致开发效果变差。根据后 面的均质模型结果对比, 认为该区块效果偏差的主 要原因为 : 由于非均质的存在 , 导致汽窜的方向性 ; 多层的存在阻碍了上下层系流体和热量的交换, 并 造成热量的损失 ; 边水作为一种能量, 起到驱油的 作用, 但是, 由于水的比热较大 , 难以加热, 在强烈 水侵的情况下, 形成注入汽加热侵入边水的情况 , 使得对于存水非常敏感的吞吐过程效果变差 ; 油藏 偏薄造成垂向热量的扩散 , 热能利用率较差。 基于以上的开发现状 , 确定以加密井网为最可 能的调整方向: 一方面从理论研究出发, 确定合理 的井网密度; 另一方面, 结合实际情况, 设计加密方 案, 进行指标预测和经济评价[ 2] 。
整体优化分类治理改善稠油转周效果
整体优化分类治理改善稠油转周效果
乐大发;赵鑫;郑孝强;张云男;单海荣
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2014(000)012
【摘要】孤岛稠油热采区位于孤岛披覆背斜构造侧翼，纵向上分布为处于稀油与边底水之间的油水过渡带，平面上围绕孤岛油田呈环状分布，具有油层厚度薄、原油黏度大、储层埋藏深、泥质含量高、出砂严重、受水侵影响大等特点。
目前已进入高含水高轮次深度开发阶段，稳产难度大。
根据稠油单元油藏类型、开发效果的不同，划分为正常单元油井、水侵单元井、低压易窜井、薄层强敏感稠油井，针对这4类油井实施稠油整体优化、分类治理思路，开展转周优化以及相应的治理工作，提高了稠油转周的开发效果。
【总页数】3页(P172-174)
【作者】乐大发;赵鑫;郑孝强;张云男;单海荣
【作者单位】中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营257015;中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营257015;中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营257015;中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营257015;中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营257015
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
1.表面活性剂改善稠油油藏水驱开发效果实验研究——以东辛油田深层稠油油藏为例
2.稠油蒸汽吞吐转蒸汽驱参数优化正交数值试验
3.普通稠油油藏水驱转热采井网优化研究
4.基于转周优化提升油藏开发生产效果浅论
5.稠油井智能转周分析技术研究及应用
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乐安油田草4块沙四段稠油油藏储层特征及控制因素
［ 收稿 日期 ］ ２ １ ０ Ｏ—Ｏ —２ ６ ５
［ 基金项 目］ 国家科技重大专项 （ ｏ ９ Ｘ ５ ０ —０ ） ２ ｏ Ｚ ０ ０ ９０ ６ 。 ［ 者 简 介 ］孙 联 中 （ ９ ２ ） 作 １７ 一 ，男 ，１ ９ 年 大 学毕 业 ，高 级 工 程 师 ，博 士 生 ，现 主 要从 事 开发 地 质 、 油 藏 工程 方面 的 研 究 工 作 。 ９４
（ １ ，地 层 东 南 方 向 抬 起 、西 北 方 向倾 没 。 草 ４块 位 于 图 ） 乐 安 油 田东 区 西 部 ，西 南 、 西 北 被 断 层 切 割 遮 挡 ， 勘 探 面 积 约 １ ｋ ，沙 四 段 油 藏 石 油 地 质 储 量 １ ２ × １ 。 ０ ｍ １６ ０ｔ
石 油 天 然 气 学 报 （ 汉 石 油 学 院 学 报 ） ２１ 年 １ 月 第 ３ 卷 第 ６ 江 ００ ２ ２ 期 Ｊ ｕ ｎ ｌ ｆ ｌ ｎ ａ ｅｈ ｏｏ ｙ （ ． Ｐ ） Ｄ ｃ ２ １ Ｖ １ ２ Ｎ ． ｏ ｒ ａ ｏ ｄ Ｇ ｓ ｃ ｎ ｌｇ Ｊ Ｊ Ｉ Ｏｉ ａ Ｔ ｅ．０ ０ ｏ ３ ｏ ６ ．
油藏分类现状分析及治理对策探讨
油藏分类现状分析及治理对策探讨摘要：我国油藏资源丰富，种类颇多，不同油藏的开发方式受油藏类型影响，甚至存在油藏类型一致但不同资源的占比不同而需要采用不同的开发方式的情况。
在这一前提下，应当进一步进行油藏分类，并根据油藏分类合理选择不同的开发方式，完成油藏的分类处理。
本文根据技术和经济指标将已开发油藏划分为“双高”、“双低”和“双负”三类油藏，并围绕“双高油藏”进一步提高采收率，“双低油藏”提高采出程度，“双负油藏”效益开发等关键问题，进而根据油藏的特点多角度的提出提高油藏开采率的方法，为进一步提升油藏开采公司的经济效益提供参考和支持。
关键词：已开发油藏；分类治理；效益挖潜；油藏管理一、油藏分类1.1分类体系本文根据技术和经济指标，基于对中国石油322个已开发油田的分类研究，将已开发油藏划分为“双高油藏”、“双低油藏”和“双负油藏”（见表1）。
1.2分类油藏开发特征双高油藏经过长期开发，整体上进入高含水，高采出程度开发阶段，剩余油分布零散，进一步挖潜难度大。
大庆萨杏喇油田是双高油田的典型代表，综合含水高达93.9%，地质储量采出程度48.15%，可采储量采出程度90.6%，处于“双特高”开发阶段。
双低油藏储层物性差，储存的天然资源较少，且开采的难度较大。
这些油藏主要集中在长庆、大庆、吉林和新疆4个油田，开发对象以低渗透、特低渗透油藏为主，单井产量低，经过多年采，剩余油分布复杂，稳产难度大，面临“多井低产”的局面，油田开发效益面临挑战。
1.3分类油藏分布状况目前中石油双高、双低和双负三类油藏动用地质储量、年产油量分别占公司比例的62.7%、53.6%。
其中，“双高油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的40.1%、40.2%，主要分布在大庆长垣、新疆稠油、吐哈等油田；“双低油藏”动用地质储量、年产油分别占公司的12.9%、6.4%，主要分布在大庆外围、长庆低渗透等油田；“双负油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的9.7%、7.1%，主要分布在吉林、辽河等油田（见表2）。
乐安油田草13块稠油油藏分层差异化开发技术研究
乐安油田草13块稠油油藏分层差异化开发技术研究摘要：乐安油田草13断块是岩性构造普通稠油油藏典型代表，经过20多年的开发，由于受储层物性、原油物性、构造、底边水内侵、汽窜等因素影响开发难度逐渐增大。
近年来，一系列调剖堵水技术、精密筛管防砂完井技术等在生产中的应用取得了较好的效果。
关键词：稠油油藏差异化氮气泡沫调剖凝胶注采两难1、油藏基本概况乐安油田位于山东省东营市广饶县与滨州市博兴县之间，构造位置位于东营凹陷南斜坡草桥——纯化镇断鼻带东部，处于牛庄、博兴和牛头镇洼陷的交汇处。
草13（图1-1）断块位于东营凹陷南斜坡，草桥--纯化镇断鼻带东部，为南界被石村断层切割与遮挡的继承性反向屋脊构造。
地层北倾，东、西、南三面被石村断层遮挡的继承性屋脊构造，倾角3-4°，平面上自西向东可分为五个小断块，中部为草31主力断块。
纵向上发现馆陶组、沙一段、沙二段、沙三段、沙四段、孔店组六套含油气层系，含油面积，地质储量2041×104t。
主力含油层系为沙三、沙四段，储量比重占70.8%。
综合分析认为草13断块油藏类型为岩性构造普通稠油油藏。
2、开发历程及现状草西油区1961年开始地震勘探，1965年进行钻探，1971年钻探通30井发现沙四段油层。
并于1986年12月投入开发，2000年10月实施层系细分井网重组综合调整，按照开发方式和注采井网调整可分为四个开发阶段：产能建设阶段（1986.6-1987.6）——沙四段注水全面开发阶段（1987.7—1996.12）——低速开发阶段（1997.1-1999.12）——分层系调整、产量全面上升阶段（2000.1-目前）3、主要做法及效果评价通过提高对草13块稠油油藏储量控制与动用情况分析论证，不断强化油藏精细分析、查找层系潜力，并通过各项工艺措施攻关，实施分层差异化开发管理，改善油井生产效果，实现了区域的有效开发。
3.1积极探索高含水井治理最优措施，加强堵水技术的攻关草13区块自2007年各开发单元水平井投产后，随着开发年限增加、受油藏构造、边水内侵、汽窜等因素影响，高含水井比重明显增加。
薄层稠油油藏改善开发效果技术对策研究
薄层稠油油藏改善开发效果技术对策研究薄层稠油油藏是指油层厚度较小，但体积较大，油质较稠的油藏。
由于其独特的地质条件和工程特性，使得其开发难度较大，开发效果往往不尽如人意。
为了改善薄层稠油油藏的开发效果，需要采取科学合理的技术对策，下面就其改善开发效果的技术对策进行简要阐述。
一、改进提高井网布局井网布局是薄层稠油油藏开发的关键因素之一。
传统的井网布置方式是在油层中心区域打点均线排列井，但由于薄层稠油油藏特别是非均质性油藏剩余油分布不均，这种布置方式开发效果往往不尽如人意。
因此，应采用科学的井网优化布局方法，通过建立合理的井网模型，结合油层特性，尽可能地降低开采成本，提高开采效率。
二、采用先进的注水技术因为薄层稠油油藏在生产过程中油水比较接近，采用注水强化采油和增产是非常必要的。
然而，传统的注水方式不利于薄层稠油油藏的开采，因此应采用先进的注水技术，如垂直注水、水平井注水等。
这些先进的注水技术可以降低开采成本，提高采收率，使得薄层稠油油藏的开采效果得到显著的提升。
三、采用多重人工提高压力薄层稠油油藏地层压力较低，油井开采难度较大。
此时，采用多重人工提高压力技术能够显著提高采收率。
在注水、抽采等工艺中，通过控制系统压力和流量，不断调整和优化系统参数，以提高采收率。
四、使用低渗透物质改进分区效果由于薄层稠油油藏的分层程度较高，油藏组成也比较复杂，为了提高采收率，应采用低渗透物质改进分区。
这种方案通过向低渗透层注入聚合物等物质，改变油藏层间复杂的流动通道，以提高采油率。
综上所述，针对薄层稠油油藏开发的技术对策主要包括改进提高井网布局、采用先进的注水技术、采用多重人工提高压力和使用低渗透物质改进分区效果等。
这些对策的实施将有助于提高薄层稠油油藏的采收率和开发效果，改善开发经济效益。
深化单元目标化管理 实现开发生产平稳运行论文
深化单元目标化管理实现开发生产平稳运行【摘要】孤岛采油厂以增强油田稳产基础为目标，建立完善了单元目标化管理体系。
本文介绍了单元目标管理的基本体系，深化管理的主要做法和效果，阐述了单元目标管理的主要方向，以实现开发生产的平稳运行、稳产基础的持续增强、管理水平的全面提升。
【关键词】单元目标管理体系;效果;方向孤岛采油厂长期以来是以产量为中心的开发模式，更多依赖新井、措施强化上产，油藏稳产基础不能彻底改善。
近两年来，采油厂深层剖析了存在的“重运行、轻管理，重生产、轻经营，重地上、轻地下，重采油、轻注水”等观念及管理弊端，积极转变观念，以增强油田稳产基础为目标，建立完善了单元目标化管理体系，实现了开发生产的平稳运行、稳产基础的持续增强、管理水平的全面提升。
1.单元目标化管理的基本体系单元目标化管理是指在老油田开发管理上，以开发管理单元为对象，充分利用信息化手段，建立单元目标化管理网络，科学确定单元管理年、季度工作目标，以系统节点为抓手，加强网络监控和考核力度，责任落实到人的一种科学管理方法。
目前通过不断探索单元目标化管理已基本形成了全方位、动态式全员参与的管理格局。
1.1建立分级管理的责任体系成立单元目标管理小组和项目组，管理小组主要负责单元目标化管理实施及考核办法的制定；负责审核、优化、实施单元目标化管理项目组动态分析提出的工作量；负责定期对各单元项目组指标完成的检查考核。
管理项目部依据制定的开发管理单元年、季度工作目标，合理编制配产配注方案，加强开发动态分析，优化开发调整措施，及时跟踪评价开发效果。
1.2建立科学细分的目标体系稀油油藏指标体系有开发管理指标、生产指标及采油工程技术指标。
其中开发管理指标有自然递减率、含水上升率、注采对应率、分注率等，生产指标有油井开井率、水井开井率、年产油、综合含水、动态监测完成率等，采油工程技术指标有躺井率、措施有效率、油井综合利用率、注水层段合格率等。
稠油油藏指标体系增加注汽质量指标，主要有注汽干度、速度、温度等。
1.3油藏分类
第三章油气藏分类第一节油气藏分类原则和因素一、油气藏分类一般遵循的原则1、油藏的地质特征，包括油藏的圈闭、储集岩、储集空间、压力等特征；2、油藏的流体性质及分布特征；3、油藏的渗流物理特性，包括岩石的表面润湿性，油水、油气相对渗透率，毛管压力，水驱油效率等；4、油藏的天然驱动能量及驱动类型。
二、油藏的分类因素（一）、原油性质1、低粘度油层条件下原油粘度 <5 mPa .s为低粘度原油。
2、中粘度油层条件下原油粘度在5~20 mPa .s为中粘度原油。
3、高粘度油层条件下原油粘度在20~50 mPa .s为高粘度原油。
4、稠油油层条件下原油粘度 > 50 mPa .s，相对密度 > 0.920为稠油。
稠油又可细分为3大类4级（表1.3.1）。
表1.3.1 稠油分类标准注：1）指油层条件下粘度，其它指油层温度下脱气油粘度5、凝析油指在地层条件下介于临界温度和临界凝析温度之间的气相烃类，一般相对密度<0.800。
6、挥发油流体系统位于油气之间的过渡区内，而其特性在油藏内属泡点系统，呈液体状态，相态上接近临界点，在开发过程中挥发性强。
7、高凝油为凝点 > 40℃的轻质高含蜡原油。
（二）、圈闭构造圈闭，地层圈闭、水动力圈闭、复合圈闭。
（三）、储集层岩性砂岩、砾岩、碳酸盐岩、泥岩、火山碎屑岩、侵入岩、变质岩。
（四）、渗透性1、高渗透储集岩空气渗透率 > 500×10-3μm2。
2、中渗透储集岩空气渗透率50—500×10-3μm2。
3、低渗透储集岩空气渗透率10—50 ×10-3μm2。
4、特低渗透储集岩空气渗透率 < 10×10-3μm2。
（五）、油、气、水产状边水、底水、气顶。
（六）、储集层形态层状（单层、分层、低倾角、高倾角）、块状。
（七）、储集空间类型孔隙型、裂缝型、双重介质型。
（八）、地层压力常压（压力系数0.9~1.2）、异常高压（压力系数 > 1.2）、异常低压（压力系数 < 0.9）。
乐安油田草27区块超稠油措施配套工艺评价
2 草27区块应用配套工艺及效果评价草27区块由于前文的三大问题导致经济效益差，经济效益的直接影响因素就是单井产能，而配套工艺、注汽又是提高单井产能的最好方法，现重点评价分析草27区块配套工艺及注汽效果。
2.1 注汽前的预处理注汽前对地层处理主要是通过使用化学方法处理地层，即向地层中挤入化学药剂。
常用的化学药剂有油溶性降黏剂和高温薄膜扩展剂。
油溶性降黏剂利用相似相溶原理，对胶质、沥青质具有良好的溶解分散作用，可大幅度降低稠油运移启动压力，通过实验当浓度达到5%时，降黏率达到85%以上。
高温薄膜扩展剂可以降低水与稠油之间的界面张力，降低注汽过程压力0.5～1MPa 。
这里以草27-平3井为例：第一周期未使用高温薄膜扩展剂，注汽第一、二天都因注入压力过高而停注，后又与其他井汽窜，该井第一周期共注汽1040t ，未达到预定注汽量；而在第四周期，注汽前正挤薄膜扩展剂对地层处理，注汽压力降低，稳定在17MPa 左右，平稳注汽10天共2604t ，达到预定注汽量。
可见薄膜扩展剂的降压效果较明显。
将第三、四周期对比，第三周期为常规注汽，而第四周期挤入薄膜扩展剂8t 并注入二氧化碳，注汽量、注汽干度等条件均相似，第四周期生产时间延长13天，周期产油增加260t ，油汽比由0.22上升到了0.31，产生了很好的效果。
2.2 氮气泡沫调剖氮气泡沫调剖技术就是将发泡剂、稳泡剂和各种添加剂主材的泡沫体系在地面稀释后注入井下，注入同时在井口加注氮气，使泡沫剂与氮气在井口和井筒充分混合形成稳定的泡沫流进入地层实施封堵和驱油，达到提高蒸汽热采效果、改善调剖驱替能力、对边底水油藏压水锥、提高采收率等目的。
(1)注氮气能有效补充地层能量，保持油气藏流体的压力，氮气能够进入水所不能进入的低渗透层段，将低渗透带处于束缚状态的原油驱替成为可流动的原油，对原油产生“抽提”或“携带”的作用。
(2)氮气由于具有良好的可压缩性和膨胀性，在能量释放时能够良好的解堵、助排、驱替和气举，也能提高蒸汽热采的波及面积。
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85.6
0.54
对比
-0.9
5.7
-0.5
16.1
-0.08
采油速度 （%） 0.8
0.23
-0.57
采收率 (%) 22.3
17.5
-4.8
➢ 老井吞吐轮次高，周期递减大 ➢ 优化转周难度加大，注汽效益下降 ➢ 边底水入侵严重，含水上升快
油井周期产油 老井平均吞吐周期达到13个
历年油气比
0.8 0.7 0.6 0.5
0.69 0.65
0.56 0.55 0.57 0.49 0.44
0.54
0.4
0.3
0.2
0.1
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22001102 22001113 22001142 22001153 22001164 22001175 22001186 22001179
油气比近三年逐年下降
200
高含水井井数 井数
100%
150
127 135 140 138 150 80%
100 50
72 90 32.3%32.9%40.5%39.9%40.5% 155.35%18.0%20.6%
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20%
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前言
2、开发历程
现河稠油1986-2019年开发曲线
2000
1600
新 增 动 用 1200 800
400
0
油井Байду номын сангаас
800 600
开井
400 200
0
年产
160
油量
80
0
1784
1235
1010
809
407
585 530
282 213
664
257 215 32 56 254 0 51 115 317 0
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
30.2
109
23.7
小计
18
10512
27.2
100.0
109
17.5
采出程度 采油速度 综合含水
9.1
0.19
96.7
14.0
0.49
87.9
20.1
0.48
93.3
15.0
0.23
94.1
细化油藏分类，优化对策治理 实现乐安稠油开发提质增效
1、储量
前言
现河采油厂稠油勘探形势图
王家岗油田
草13
乐安油田
草20
草南
王140 王146 王152 王斜154
王90
草古1 草古125
分布在2个油田 划分为15个开发单元
动用面积89.30km2 动用储量1.03亿吨
可采储量1825万吨 标定采收率16.5%
55
61.2 67.3 39.2 36.5 43.1 41.14 34.3
发，建成100万吨
年产能力。
1.0 1.1
0.8 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.4 0.4 0.6 0.6 0.6 0.6
0.8 0.7 0.6 0.6 0.6 0.5 0.4 0.7 0.7 0.5 0.5 0.6
剩余可采储量 采油速度9.5%
采油速度 0.29%
2020年6月
开油井：357口 井口日液水平：11027t/d 井口日油水平：564t/d 单井日液能力：30.9t/d 单井日油能力：1.6t/d 综合含水：94.9% 平均吞吐轮次：12 综合递减：10.6% 开水井：9口 日注水：328m3/d 累注水：21.56万方
85-90年
91-97年
98-06年
07-14年
15-目前
热采评价
全面开发上产
产量迅速递减
扩边开发
全程优化，提质提效
前言
3、开发现状
动用地质储量 1.03亿吨
现河 稠油 共15个 开发 单元
标定可采储量 1825万吨
采收率 16.5%
累积产油 1619.18万吨
采出程度 15.72%
可采储量 采出程度88.7%
92.2
92.1
92.0
91.7
92.2
93.0
93.6
94.2
94.4
95.1
95.0
古1高含水区块关井
薄层水平井热采开发技术
细化分类，优化注汽，转
238.1 268.5 284.4 284.1 224.6 193.6
加大薄层未动储量开发。
化开发方式提质提效。
草20、草南投入开
104.7 51.87 37.61 35.97 25.57 22.6 20.95 23.24 36.85 41.5 45.4 53.7
综合
80
含水
40
0
300
年 注 汽 200 100 0
1.2
年 油 汽 比 0.8
0.4
19.7
28.3
55.9
61.5
52.4
41.0
52.1
60.3
71.5
78.3
80.8
83.4
85.5
86.9 89.8 91.7 91.8 92.5 94.1
边水内侵加剧，草南、草
94.1
93.7
92.2
91.1
含水大于95%井数逐年增多
前言
4、主要矛盾
（2）开发方式单一，采收率偏低
稠油油藏不同采收率分级情况统计表
采收率分级 单元个数 地质储量 单控储量 储量占比 储量丰度 采收率
(<=15)
4
2583
33.1
24.6
90
12.2
(15,20]
7
4924
11.9
46.8
122
16.6
(>20)
6
3174
13.4
目前表现为“高轮次、高含水、低采速”的特 点。
前言
4、主要矛盾
（1）吞吐周期轮次高，周期产量低
稠油油藏与分公司同类油藏主要指标对比
单位 胜利稠油
单井日油能力 （t/d） 2.7
综合含水 （%） 88.4
采出程度 （%） 15.5
可采程度 （%） 69.5
油气比 （吨/吨）
0.62
现河稠油
1.8
94.1
88.9 112.2 121.7 125.6 133.6 128.2 105.9 81.0
48.2 1.6 16.4 13.1 9.5 22.1
46.5 29.1 22.0 21.1 16.5 18.1 20.2 24.7 29.5 30.2 29.3 32.8 33.3 30.7 29.9 27.3 24.5 23.6 22.3 19.2