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扶新隆起带侧翼杨大城子成藏主控因素分析作者：刘骥来源：《中国科技博览》2018年第25期[摘要]扶新隆起带侧翼杨大城子油层目前已经成为扶余油层的重要接替力量，其系统的研究与认识成为研究区稳产的当务之急。
本文从区域的地质背景为依托，以实际的油层生产状况为依据，以储层描述，油水分布规律精细研究为手段，揭示了研究区油藏整体以巨型鼻状构造为背景，内部呈现多种构造—岩性油藏组合、单砂体与局部构造控制油气边界的油气聚集特征。
研究表明，复杂局部构造与单砂体组合形成的圈闭以及非圈闭在空间上复杂叠置是造成鼻状构造内部油水分布极其复杂的根本原因。
局部构造与单砂体的空间组合关系是控制区域内极其复杂的空间油水分布的主要控制因素，此种认识也为下一步杨大城子油层有效动用开发提供了重要的依据和方向。
[关键词]扶新隆起带杨大城子油层油气聚集特征中图分类号：TE357.8 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0247-01近年来，对松辽盆地南部中央坳陷区扶新隆起带区域扶余油层的构造及岩性类油藏的研究逐渐深入，并在油田的勘探开发中取得了十分显著的效果，但对杨大城子油层的系统研究还较为欠缺。
针对杨大城子油层的油藏类型、油气聚集特点、产能主控因素进行的系统分析较少，对其内部复杂的油水分布规律认识不清，这使杨大城子油层的进一步评价与开发陷入十分被动的局面，给下一步油气勘探、探明储量落实及油藏开发等工作带来很大困难。
研究区的主力开发层位为泉四段扶余油层，且整体已经进入“三高”的开发阶段，注水开发的效果逐渐变差，杨大城子油层成为扶余油层的重要接替力量，其系统的研究与认识成为研究区稳产的当务之急。
1 油气聚集特征研究1.1鼻状构造背景下单一圈闭控藏特征木头鼻状构造的主要作用是油气二次运移时汇集油流，控制油气输导的总体趋势。
油气成藏时期，从低部位的生油凹陷生产的油气通过断层进入储层，在储层孔隙水中受浮力作用，沿构造轴线向高部位的鼻状构造运移、汇聚。
扶余油田热采分层注汽技术研究扶余油田是中国重要的大油田之一，目前石油开采已经进入了热采阶段。
在中高含水油井开采过程中，采用注汽技术可以提高采油效率，减少油井生产周期。
本文以扶余油田为例，介绍了其热采分层注汽技术的研究情况。
热采分层注汽技术是一种常用的采油技术，适用于深度较大、温度较高、油层厚度较小、孔隙度、渗透性较低、含水较高的油田。
该技术是在油层产能不足的情况下，通过在油层中注入高温高压的蒸汽，将油层中的原油加热、膨胀、降粘度、减少粘度，从而提高油层的渗透性，促进原油流动，提高采油效率。
热采分层注汽技术可以分成两种类型：连续注汽和分层注汽。
连续注汽是在整个产层中注入蒸汽，使整个油层渗透性提高，造成原油向井口的流动。
分层注汽是通过在不同深度注入蒸汽，使不同层段渗透性增加，从而达到充分开采各层段的目的。
在扶余油田的热采中，采用的是分层注汽技术。
1. 分层注汽井位置选取在扶余油田的热采中，通过对各井的地质构造、含油层段的地质条件进行评价，确定了热采分层注汽井的选取范围。
热采分层注汽井位于含油层段靠近上盖岩层和下盖岩层的位置，能够充分利用岩性和渗透率的变化，提高注汽效果，达到增产的目的。
2. 分层注汽技术参数优化扶余油田中，热采分层注汽的技术参数包括注汽压力、注汽量、注汽深度等。
为了达到最佳的增油效果，需要对这些参数进行优化。
（1）注汽压力的优化由于扶余油田油井都存在不同程度的井壁稳定问题，高压注汽可能引起某些井壁的破裂，导致产量下降、渗透率降低。
因此，注汽压力必须根据实际情况进行调整，不能超过井壁的承载力，以免对油井和石油储层造成损害。
注汽量是指在单位时间内注入的蒸汽量。
注汽量过小，无法充分提高油层渗透性，增加采油效率；注汽量过大，则会造成一些油层的过度加热，导致产量下降、粘度增加。
根据不同井的特点和注汽层数，确定合适的注汽量。
注汽深度是指注汽点距离油井顶部的距离。
注汽深度的选择要考虑油层温度、油层结构和泥层稳定等因素，以达到最佳注汽效果。
扶余油田东16-2区块扶杨油层沉积相研究扶余油田位于吉林省松原市宁江区境内,依托美丽富饶的松花江江畔。
研究区东16-2区域构造位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘,扶新隆起带的扶余三号构造上,是一个被断层复杂化的多高点穹隆背斜,属于裂缝性低渗透构造砂岩油藏。
油藏埋深浅,平均埋藏深度为325-540米。
研究区东16-2区位于扶余油田东部,目的层扶余和杨大城子油层--扶杨油层,即下白垩统泉三、泉四段。
东西两侧为断层遮挡。
储层具有砂体厚度薄、侧向连通性差、中孔中低渗、强非均质、含油丰度低特征,油藏主要受构造控制。
研究区面积3.04km2,泉三段地层的油层温度为31.5℃,压力系数为1.06,原始地层压力为4.4MPa。
油层正常的压力系统,饱和压力为3.6MPa。
地质储量为1184.1×104t,可采储量为390.7×104t,扶余油层主力油层是4、7、8、10、11、12小层,杨大城子油层主力油层是14、16、19、21、24、25小层,物性差异大,油层孔隙度主要分布在22-30%,渗透率主要分布20-200×10-3μm2,平均原始含油饱和度为72%。
截至2011年12月全区有钻井496口,油井357口,水井139口,综合含水92.17%,可采储量采出程度72.9%,油田经过30多年的注水开发,含水率日益增高,正面临严峻的开发形势。
无论在哪个阶段,油藏精细描述均是建立在合理的小层划分与对比的基础上。
本文通过扶余油田东16-2区块泉四、泉三段小层划分对比的详细解析,彰示小层划分对比的原则方法,由老的杨大城子油层的六个砂组到新的扶余油层的四个砂组,而具体的又把泉头组三段的扶余油层划分出来了十三个小层以及泉头组四段的杨大城子油层划分出来了十七个小层；从小层对比的剖面图中可以看的出来,各个小层在厚度变化上不是很大,剖面连线比较平坦,这说明东16-2区块整体沉积环境应该是较稳定的。
在对本区的目的层的小层进行的划分之后,为了更好的跟上生产节奏,又总结出五种单砂体的平面识别方法,即：河道之间的薄层砂沉积、河道与河道在高程上的区别、河道在演变中厚度的不同、河道的侧向叠加、河道由厚变薄再变厚；两种剖面识别方法,即：泥质间断面与钙质间断面。
扶余油田热采分层注汽技术研究一、分层注汽技术的概念及原理分层注汽技术是指利用注汽井在不同地层之间进行注汽，以提高油藏渗流性，促进原油的产出。
其原理是在垂直井中通过管柱将高温高压的蒸汽注入含油层，使得含油层内水蒸气的相对渗透率增大，从而降低含油层的相对渗透率，提高原油产出率。
在实际应用中，分层注汽技术可分为垂直分级注汽和水平分层注汽两种方式。
垂直分级注汽是指在垂直井上设置多级蒸汽收敛点，通过不同的蒸汽收敛点向不同地层注汽，以此提高垂直井的注汽效率。
而水平分层注汽则是利用水平井的特点，在不同层位设置不同的注汽控制装置，将蒸汽注入不同地层，以提高水平井的有效注汽面积。
扶余油田作为中国东北地区最大的油田，其热采分层注汽技术的研究已经取得一定的成果。
在技术研究方面，扶余油田在垂直井注汽和水平井注汽方面都进行了一系列的实验研究，对于分层注汽技术有了一定的了解和积累。
在工程应用方面，扶余油田对注汽技术进行了大规模的实际应用。
通过在不同地层设置不同的注汽装置，扶余油田有效提高了注汽井的采油效率，增加了原油产量。
目前扶余油田热采分层注汽技术也存在一些问题。
注汽井的布置和注汽装置的优化还存在一定的困难，需要进一步完善。
注汽过程中对地层温度、压力和含水饱和度等参数的监测和控制还需要进一步提高。
对不同地层注汽效果的评价和分析也需要进一步完善。
三、扶余油田热采分层注汽技术的发展前景随着石油资源的逐渐枯竭，分层注汽技术可以提高老井的采油效率，延长其产油寿命。
这对于扶余油田这样的老油田来说，具有非常重要的意义。
分层注汽技术的应用还可以提高石油资源的利用率，减轻对石油资源的开采压力，减少环境污染。
扶余油田热采分层注汽技术是一种颇具发展前景的油田开发技术。
要实现其良好的应用效果，仍需要研究人员和工程师们的不懈努力。
在深入研究的基础上，我们有理由相信，扶余油田热采分层注汽技术必将为我国石油资源的开发和利用贡献更大的力量。
扶余油田热采分层注汽技术研究扶余油田位于中国吉林省东南部，是中国最大的油田之一。
随着油田的开发，热采技术成为了油田生产中的重要环节。
在热采技术中，分层注汽技术是一种常用的方法，它可以提高油田的采收率和产油效率。
本文将就扶余油田热采分层注汽技术进行研究，分析其原理、优势、应用以及存在的问题，并提出改进建议。
一、分层注汽技术的原理分层注汽技术是指在油层中注入蒸汽以加热油层，降低油的粘度和增加油的流动性，使得油能够更容易被开采。
这种技术通过井下的垂直注汽井和水平注汽井将高温高压的蒸汽输送到需要加热的油藏层，达到提高采油率的目的。
分层注汽技术实现高效采油的关键在于控制注汽井的温度、湿度和压力，确保注入的蒸汽能够覆盖整个油层，并且能够使油层内部的温度达到可开采的范围。
分层注汽技术还需要根据油层的地质特征和渗透性选择合适的注汽井位置和注汽方式，以达到最佳的采油效果。
1. 提高采收率：分层注汽技术能够减少油层的粘度，增加油的流动性，提高油井的产能，从而提高油田的采收率。
2. 降低成本：与传统的采油方法相比，分层注汽技术可以更充分地利用地下蒸汽资源，降低了注汽过程中的能耗和成本，提高了采油的经济效益。
3. 减少环境影响：分层注汽技术可以减少地下水资源的消耗，降低了地下水的受污染风险，减少了环境对油田开采的影响。
4. 适用性广泛：分层注汽技术适用于不同类型的油藏，包括高渗透油藏、大粘油藏和油水层相互联系的混合油藏，具有很好的适用性。
三、分层注汽技术在扶余油田的应用扶余油田是典型的复杂构造油田，由于地质条件的限制，传统的采油方法已经无法满足油田的开采需求。
分层注汽技术在扶余油田的应用已经取得了一定的成效，对油田的采油效果有了显著的提升。
扶余油田采用分层注汽技术主要有以下几个特点：1. 混合注汽：扶余油田采用了混合注汽的方式，通过合理调配注汽井的位置和注汽的方式，实现了对不同类型油藏的混合注汽，提高了采油的效率。
2. 控制注汽参数：扶余油田充分考虑地质条件和油层特性，对注汽井的温度、湿度和压力进行了精确的控制，确保了注汽效果的稳定和可靠。
扶余油田东16—2扶杨发育区开发技术对策【摘要】扶余油田开发主要层系为扶余、杨大城子油层，为合层开采。
由于扶杨油层储层、流体、能量差别均较大，导致扶杨油层共同开发层间干扰严重。
2009年应用油藏精细描述研究成果，针对扶杨合采区存在的主要问题，重构地下体系，在东16-2区块开展了扶杨两套井网试验，并取得了较好的开发效果。
杨大城子油层砂岩钻遇率由调整前的40%提高到目前90%。
平均单井产能得到了大幅提高。
该项技术的成功，为扶余油田乃至国内类似区块的开发具有一定的指导意义。
【关键词】扶余油田扶杨分采单砂体1 试验区在开发过程中存在的问题1.1 油藏井点损失严重，开发效果难以提高从油藏开发状况及高产区块对比分析表明，开发单元油水井生产状况及其井网形式对油藏开发也有一定程度的影响。
通过对D16-2区块油水井井况调查结果表明，在399口油水井中，可再利用生产油水井仅135口，占油藏总井数50.9%。
其中包括套变生产井（φ≥95mm）在内可利用油井143口，可利用水井60口，分别占油水53.6%和45.5%，反映出油水井利用率低、井点损失严重。
油藏可利用油水井平面分布极不规则，造成局部井区有采无注、有注无采和注采失衡。
1.2 合采抑制杨大城子油藏，油藏产能难以发挥多年开发实践及油藏综合研究表明，分属不同沉积环境的扶余油田扶余油层和杨大城子油层除储层物性有明显差异外，受成藏因素控制，油藏压力、原油物性等也存在明显不同。
在合层开发过程中，严重抑制了杨大城子油藏的产能发挥。
如D+2-03井自2004年投产杨大城子油藏16、17、21小层后，在单采该层的8个月内，油井产量由初期的0.8t/d缓慢上升至2.8t/d，期间含水保持稳定，平均17%，开采效果较好。
在2005年3月动用扶余油层后，含水由17%大幅度上升至94%，而产油量由2.8t/d下降至0.5t，降低幅度达82%。
尽管该井此后多次实施产能措施作业，但油井产量再未恢复，长期保持高含水、低产油开采状态。
扶余油田热采分层注汽技术研究摘要：随着石油资源的逐渐减少，油田的开发难度逐渐增大。
其中，注汽技术作为常规油藏提高采收率的关键技术之一，在油田勘探开发中扮演着重要的角色。
本文以扶余油田为例，通过对该地区注汽技术的研究，提出其在分层注汽过程中的优化方案，达到提高采收率和效益的目的。
一、研究背景扶余油田是中国东北地区新兴的油田，位于吉林省扶余县境内，是中国最大的松辽油田露天开采基地之一。
该油田原油品质优良，单井生产能力高，但随着其开发时间的逐渐延长，注水量的增加等因素，采收率逐渐下降，成本逐渐提高，亟需采用新的技术提高采收率、降低成本。
注汽技术是提高油田采收率的常见手段之一，其通过向井口注入热汽，提高油层温度，减小原油粘度，以便原油更容易流动，进而提高采收率。
然而，由于油层分层、地质差异等因素的影响，注汽技术在实际应用中也存在一定的难度和问题。
二、分层注汽技术分层注汽技术是针对油层分层、地质差异等因素，根据油层不同温度、粘度、渗透率等特点，选择不同的注汽方式，以达到最大限度地提高采收率的技术。
因此，分层注汽技术需要考虑多种因素，包括地质、流体等方面，并进行综合分析和优化。
在应用分层注汽技术时，需要首先确定注汽层数和地层。
通常可以通过现场勘探、采样等方法，获取油层的各项参数，包括压力、温度、粘度、渗透率等，以便根据具体情况优化注汽方案。
其中，注汽层数的确定需要综合考虑各个地层的温度、粘度、渗透率等参数，以及注汽的量和温度，以求实现最佳的注汽效果。
三、扶余油田分层注汽优化方案基于分层注汽技术的实现，本文提出以下一些优化方案，以期提高扶余油田的采收率和效益。
2. 优化注汽方式。
扶余油田的注汽方式主要有直接注汽、缓慢注汽等多种方式。
在具体应用中，应根据油层的不同特点，选择合适的注汽方式。
例如，在温度较低的地层，可以采用缓慢注汽的方式，以防止温度过快的变化，而对于温度较高的地层，则可以采用直接注汽的方式，以达到最佳效果。
扶余油田热采分层注汽技术研究引言石油是世界上最重要的能源资源之一，其采收对于国家和地区的经济发展有着非常重要的意义。
相对于传统的地面采收技术，热采技术是一种更为高效的方法。
扶余油田是中国辽宁省最大的油田，其热采分层注汽技术研究对于提高扶余油田的石油采收率及提高油气田的开发效益具有重要的意义。
一、扶余油田概况扶余油田位于中国辽宁省丹东市境内，是中国最大的陆上油田之一。
扶余油田主要油藏类型为复杂构造油藏和混合轮通油藏，储量丰富，油层多层出露，热采是扶余油田主要的采油方式。
二、热采分层注汽技术的介绍热采分层注汽技术是一种高效的热采方法，是在已有的地下注汽油田的基础上对注汽方式的改进，克服注汽顺序不当、厚层热采效果不佳等问题，提高注汽工艺的优势，使热采效果更佳。
其主要原理是在不同油层进行注汽注热作业，以减少注汽过程中的差异，提高油田开发效益。
三、扶余油田热采分层注汽技术的现状扶余油田作为中国辽宁省最大的油田之一，其热采分层注汽技术已经得到了广泛的应用，取得了一定的技术成果和经济效益。
目前在扶余油田的热采分层注汽技术还存在一些问题，主要表现在注汽效果不稳定、注汽方式不合理、工艺难以控制等方面。
四、扶余油田热采分层注汽技术的优势扶余油田热采分层注汽技术在提高热采效率方面有着明显的优势。
采用分层注汽技术可以有效地减少不同油层的差异，提高了油田的采收率。
采用分层注汽技术，可以更好地控制注汽的温度和压力，提高了注汽的稳定性，减少了工艺风险。
采用分层注汽技术，可以使热采工艺更加灵活，适应性更强，提高了开发的灵活性。
五、扶余油田热采分层注汽技术的研究方向在扶余油田热采分层注汽技术的研究方向上，应重点从以下几个方面进行深入研究。
1.注汽方式优化：通过优化注汽方式，探讨分层注汽的最佳排布方式，提高注汽效果。
2.注汽控制技术：研究注汽的温度和压力的控制技术，提高注汽的稳定性。
3.注汽监测技术：研究注汽过程中的监测技术，提高注汽的安全性。
扶余油田东6扶杨两套井网调整研究作者：邓涛来源：《石油知识》 2018年第6期摘要：扶余油田整体接近特高含水开发阶段，密井网条件下注采敏感性上升、无效水循环严重，平面及纵向波及效率低，水驱效果差。
东6区块发育扶余、杨大城子油层，经历多次开发调整，扶杨合采矛盾日益突出，杨大城子油层开采受限，同时井网密度大、水驱效率低、无效水循环严重，因此该区块开展了扶杨两套井网的井网调整研究，此次调整研究对于类似区块具有很好的借鉴意义。
关键词：扶余油田；扶杨两套井网；井网调整研究1 油藏地质特征东6区块构造上位于扶余Ⅲ号构造，处于东区构造最高的位置，泉四顶面构造形态被数条南北向正断层切割，形成一个封闭的近菱形的垒块。
开发目的层为扶余油层和杨大城子油层，储集层砂体类型为三角洲分流平原相沉积；杨大城子油层为曲流河沉积，油藏类型属于构造油藏，具有统一的油水界面。
2 开发简况东6区块于1970年1月以三角形井网、溶解气驱方式投入开发，1974年注水开发，油井于1982年和1997年分别在原油井排以北及以南30米处进行加密，水井于1982年在原水井排以北30米处进行加密，进而形成了两排水井夹三排油井的开发方式。
随着开发时间的增长，老井井况日益变差，2005年对该区块进行了整体更新调整。
2010年进行部分井扶杨分采。
区块经历6个开发阶段，形成二夹三为主的井网格局（图1）。
3 井网调整3.1 调整依据3.1.1 储量丰度高通过储层单砂体精细刻画，在精细三维地质建模基础上，重新核实储量。
调整区井网储量丰度单井控制地质储量大，明确了扶、杨分层储量状况及主力层位，该区具有调整的物质基础。
3.1.2 开发方式不适应历次调整没有解决两夹多的问题，平面上井况恶化、水井停注多；纵向扶杨层系未真正实现分采，导致井点相互干扰严重，不发挥作用。
该区块扶杨合采，使杨大城子油层产能得不到充分发挥，甚至杨大城子几乎不出油，导致纵向上动用状况不均衡，开采效果很差，开发方式不适应。
汪家屯气田扶杨油层测井评价
汪家屯气田由于存在断层,主要由两部分构成,分别为扶余油层和杨大城子油层。
该地区扶、杨储层地层有着较低的水矿化度,多是河道砂以及砂坝,以中低孔-低渗、特低渗储层为主,同时地层有微裂缝。
因此,导致使用常规的声波时差测井和电阻率测井相结合的方法,对气水层进行识别有着较差的稳定性。
因此,为进一步提高识别精度,本次研究主要对储层中的气层和水层识别开展深入研究。
首先,通过开展测井系列优化评价,分别对岩性、孔隙度、电阻率测井系列进行优化,实现对测井响应特征方面敏感程度顺序的确定;并通过对岩心资料进行深度的归位校正,使其与测井曲线能够更好的相互对应。
其次,通过开展对汪家屯储层的“四性关系”研究,分析储层在岩性、含油气性、电性、物性等方面的特征,深入研究它们之间的相互关系,对储层特性尤其是电性特征重点进行研究。
再次,通过开展对储层参数解释方法的研究,优化处理试气、取心等方面的资料,实现泥质含量解释模型的有效构建,实现有效孔隙度解释模型的有效构建,实现岩性、物性以及含气饱和度参数解释模型的有效构建,并通过应用双孔隙度差值法,结合油气层有效厚度标准,以及储层测井响应特征,明确汪家屯气水层的解释流程,建立扶、杨储层的综合分类标准,对推动实现采收率的提高有着较好的效果。
最后,通过对汪家屯气田部分气井生产能力进行评价,可以有效指导今后气田开发过程中的单井储层划分、试油方案的选取、投产前期射孔、试气和投产后期增产措施的实施,为气田经济有效开发提供保障。
扶新隆起带北坡杨大城子油层沉积相及成藏条件研究的开题报告标题：扶新隆起带北坡杨大城子油层沉积相及成藏条件研究研究背景扶新隆起位于华北的边缘地带，是近年来中国大陆油气勘探的热点区域之一。
该地区沉积条件复杂，油气成藏条件多样，受热史演化及区域构造演化的影响较大。
杨大城子油层是该区域的重要油气资源之一，其沉积相及成藏条件的探究对该地区油气勘探开发具有重要意义。
研究内容及目的本文旨在通过对扶新隆起带北坡杨大城子油层的沉积相及成藏条件研究，揭示该地区油藏的形成过程、成藏规律及影响因素，以期为该地区油气勘探开发提供科学依据。
具体研究内容包括：1.对杨大城子油层的沉积相进行详细分析，探讨油层沉积环境及岩石学特征；2.通过地质调查、岩心分析及物性测试等手段获取该区域恢复沉积环境和油藏物性参数，并对油气藏成藏条件进行综合评价；3.利用数值模拟技术，模拟区域构造演化过程，解析构造对油藏形成及分布的影响。
研究方法和流程1.文献调研方面：采用网络数据库及图书馆资源检索相关文献，阅读国内外有关扶新隆起及杨大城子油藏的研究文献，获取区域地质、构造、沉积环境等方面的基础信息。
2.野外调查与岩心分析方面：由于扶新隆起带北坡地质条件复杂、地表出露程度低，采用现有的钻井资料进行评价比较困难，因此需要进行一定的野外调查和野外取样，收集尽可能多的地质样品，进行详细岩石学研究和岩石物理特性分析，并对地层进行分析、对比，绘制层位图和分层图。
3.物性测试方面：对地质样品进行物性测试，包括渗透率、孔隙度、密度、饱和度等，建立地层物性数据库，为油气藏成藏条件评价提供依据。
4.数值模拟方面：利用Petrel软件对所需的数据进行建模，包括地形地貌、岩相、结构面、地震剖面、钻井数据等，通过三维地质建模，重建扶新隆起地区的构造演化史，分析区域构造对油藏形成及分布的影响。
预期成果及意义预计通过本文研究能够充分揭示扶新隆起带北坡杨大城子油层的沉积相及成藏条件，探讨形成过程、成藏规律及影响因素，同时对该地区油气勘探开发提供科学依据，为该区域的油气产业的健康发展提供参考。
扶余油田热采分层注汽技术研究
一、扶余油田的状况
扶余油田原油具有粘度大、含油层良好、裂缝较发育等特点，底部水高、油层剩余油较多等特点。
由于地质条件复杂，破碎度较高，传统的采油方式已经难以完全满足油田的开采需求。
引入先进的热采技术成为了必然的选择。
二、热采分层注汽技术的原理
热采分层注汽技术是一种通过在油层中注入蒸汽和其他助剂，使原油降粘、增渗、提高采收率的先进采油技术。
其原理是在注汽过程中，通过对气体与原油混合，降低原油的相对粘度，同时提高原油的流动能力，从而促进油层中原油的流动，提高采收率。
热采分层注汽技术的核心是在注汽中实现油水分布控制和良好的效果曝露。
1. 降低原油粘度，提高采收率。
热采分层注汽技术能够有效地降低原油的粘度，使原油更容易流动，提高采收率。
2. 提高注汽效果。
热采分层注汽技术可以有效地控制注汽液与原油的接触面积，提高注汽效果，从而提高采油效果。
3. 保证油水分布控制。
热采分层注汽技术可以在注汽过程中对油水分布进行控制，确保原油和注汽液的充分接触和混合，从而保证油水分布的合理性，提高采收率。
目前，扶余油田已经在部分井位开始了热采分层注汽技术的试验和应用。
通过实际生产数据的反馈，热采分层注汽技术在提高原油采收率、提高注汽效果和减少成本等方面取得了明显的效果。
热采分层注汽技术也在减缓油田老化速度、延长油田寿命等方面发挥了重要作用。
未来，扶余油田将进一步加大热采分层注汽技术的推广和应用力度，以期在新的技术路线上实现更好的油田发展。
扶余油田热采分层注汽技术研究
扶余油田热采分层注汽技术研究主要是针对扶余油田的特点和需求，通过分析分层注
汽技术的原理和应用，探讨其在该油田中的适用性和优势，以期提高油田的采油效率和经
济效益。
扶余油田的特点是地质复杂，油层压力低，原油黏度大，须采取有效措施提高采油效率。
分层注汽技术是一种通过注入高温高压的汽化蒸汽来改变油层物性，减小原油黏度，
增加渗透率的方法，因此在扶余油田具有一定的应用前景。
通过对分层注汽技术的研究，可以分析其原理和实施方法。
分层注汽技术通过在地面
上产生高压高温的蒸汽，然后通过注入井口和井筒进行分层注入。
在地层中，蒸汽能够通
过直接接触和热传导的方式将地层中的原油加热，使其产生汽化现象，并提高地层温度和
压力，从而改变油层的物性和渗透性，提高原油的采收率。
分层注汽技术的研究还包括注汽参数的优化和控制。
通过研究不同的注汽参数，如注
汽压力、注汽温度、注汽时间等，可以确定最适宜的注汽参数，以提高热采效果和采收率。
通过合理的控制注汽量和注汽速度，可以避免地层温度过高或者地层崩塌等不良影响，确
保分层注汽技术的可靠性和安全性。
分层注汽技术的研究还需要考虑其在实际应用中的经济效益。
在扶余油田中，分层注
汽技术的实施需要投入一定的成本和资源，因此需要对其经济性进行评估和分析。
通过对
其采收率提升、产量增加和成本节约等方面的综合考虑，可以评估其在扶余油田中的应用
价值和经济效益。
扶余油田扶余油层与杨大城子油层分层开采试验研究
张微
【摘要】扶余油田杨大城子油层2004年根据三维地震解释成果新增了探明石油
地质储量,但其一直与扶余油层合采,由于沉积环境和物性的差异,合采层间干扰大,杨大城子油层产能不能有效发挥.通过对杨大城子油层的动用状况、生产动态情况、
资源潜力等进行分析评价,明确了扶杨分采的可行性,并成功开辟了扶杨分采试验区,在此基础上,明确了扶余油田扶杨分采的潜力,并逐步扩大实施,为扶余油田二次开发奠定了基础.
【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》
【年(卷),期】2012(009)008
【总页数】3页(P89-90,106)
【关键词】扶余油田;扶余油层;杨大城子油层;分层开采
【作者】张微
【作者单位】中石油吉林油田分公司勘探开发研究院,吉林松原138000
【正文语种】中文
【中图分类】TE355
扶余油田于1973年开始全面注水开发，自1982～2002年进行了2次加密调整，2003年开始进行第3次综合调整，2007年年产油量达到百万吨水平，并持续稳
产了4年，但调整难度也逐渐增大，稳产面临严重挑战。
杨大城子油层具有较高
的探明石油地质储量，由于沉积环境和物性的差异，杨大城子与扶余油层合采层间
干扰大，杨大城子油层产能不能有效发挥。
为了使杨大城子油层能够得到充分动用，开展了扶余、杨大城子油层分层开采试验研究，明确出单独动用杨大城子油层具有可行性，开辟了东16-2分采先导试验区，在试验区取得的认识的基础上，明确了全区扶杨分采的潜力。
实现了杨大城子油层的充分动用，对扶余油田的百万吨持续稳产具有重要的意义。
扶余油田杨大城子油层位于扶余Ⅲ号构造，构造是被断层复杂化的穹窿背斜，沉积环境为曲流河沉积，孔隙度23%，渗透率110×10-3μm2，为岩性-断块油气藏。
1.1 杨大城子油层动用不充分
1)杨大城子油层动用不充分，油层认识程度低扶余油田综合调整以前，杨大城子
油层钻遇井较少，对储层认识程度较低，2002年综合调整以来，尤其是2004年
整体提交探明储量以来，逐步开始重视杨大城子油层开发，新井钻遇程度提高，完钻到杨大城子油层的新井共计4234口，主要集中在Ⅴ-Ⅷ砂组。
2)杨大城子油层砂体变化快，控制程度低杨大城子油层为曲流河沉积，砂体变化快，并且由于绝大多数井没有钻穿杨大城子油层，对储层的控制程度低。
3)杨大城子油层注采井网不完善，开发效果差扶余油田早期完钻的注水井基本只
钻穿了扶余油层，即使部分水井钻遇了杨大城子油层，由于其储层为曲流河沉积，砂体变化快，控制程度低。
从动态看，钻遇杨大城子油层新井投产后，递减快、能量不足，杨大城子油层注采井网不完善。
4) 扶余油层、杨大城子油层合采开采效果差从目前生产情况看，杨大城子油层地
层压力低，生产压差小,合采在纵向开发动用不均衡，影响了杨大城子油层产能充
分发挥。
如东+10-2.1井1988～1993年连续3次产液剖面测试结果表明，随着
合采时间的推移，杨大城子油层产能抑制程度加剧，油层产液、产油贡献率逐年降低，直至不产液[1]。
1.2 杨大城子油层单采效果好
2007～2008年，在八家子高点的中2、3、4队陆续开始有针对性的投产动用杨大城子油层，取得了较好的效果。
如中2队2007年完钻7口油井，初期平均单井日产油4.9t/d，含水61.9%，目前平均单井日产油1.3t/d，含水73.8%。
1.3 杨大城子油层潜力方向
通过对全区动用杨大城子油层区块进行统计计算，得出杨大城子油层平均采油强度为0.3t/(d·m)，在杨大城子油层有效厚度大于4m的区域，其新井单井设计产能可达到1t/d以上，能保证杨大城子油层经济有效开发。
通过进行地质研究与地下井网详实统计相结合，落实出杨大城子油层有效厚度4m以上区域具有较高的地质储量，筛选出东16-2区块、西+11-9区块等6个区块为扶杨分采潜力区。
优选了杨大城子油层动用状况较差、资源潜力较大的东16-2区块为分采先导试验区，结合扶余油层进行井网完善调整，挖掘杨大城子油层潜力，取得了较好的分采效果。
2.1 东16-2区块扶杨分采试验区方案部署
1)东16-2区块杨大城子油层油藏地质特征东16-2区块杨大城子油层以独立的中小型曲流河道砂体和大面积泛滥平原泥沉积为主。
区块有效厚度29.9m，其中杨大城子有效厚度7.3m。
杨大城子油层平均孔隙度为23%，渗透率54.8×10-
3μm2。
2)东16-2区块开发简况及现状该区块共有油水井337口，投产初期平均单井日产液4.9t/d，平均单井日产油3t/d ,综合含水为39.3%。
目前平均单井日产液为9.8t/d，平均单井日产油为0.9t/d，综合含水为90.7%。
采出程度17.8%，注采比1.2。
3)东16-2区块杨大城子油层沉积微相研究东16-2区块杨大城子油层属于曲流河沉积，发育以点砂坝和河道沙为主的4种砂体类型，点坝由多个侧积体构成，各单砂体纵向配置关系复杂，非均质性严重，受陆相曲流河迁移充填沉积作用控制，
主力砂体纵向叠置程度低，同时不同沉积微相点坝砂体间的连通关系差，原井网对砂体控制程度低。
4)东16-2区块油藏工程方案优化部署①东16-2区块井网调整方式。
将区块内扶杨油层各划分为一套开发层系，采用两套井网分层开采的方式进行调整。
区块内杨大城子油层主力砂体近东西向分布，同时考虑裂缝主要为东西向发育，因此，杨大城子油层井网仍采用东西向部署，考虑单井控制储量，结合区块杨大城子砂体宽度，以及井网对砂体的控制能力，设计杨大城子油层井网油井井距80m、水井井距
160m、排距100m，调整扶余油层井网为油井距50～80m、排距100～140m，同时结合主力层砂体发育和注采状况，进行灵活调整布井(见图1)[2]。
②东16-2
区块井位部署。
部署调整井70口，其中油井45口，水井25口。
杨大城子油层
井网部署新井49口，油井38口，水井11口，扶余油层井网共部署新井21口，油井7口，水井14口。
杨大城子油层井网封扶余油层的井52口、封全井的1口，扶余油层井网封杨大城子油层的井136口。
2.2 东16-2扶杨分采试验区实施效果
1)钻遇情况调整后杨大城子油层钻遇率大幅提高，平均钻遇砂岩厚度98.6m，扶
杨油层井网注采关系得到改善，杨大城子井网双向以上受效井数增加，水驱控制程度由原来的24%提高到86.6%(见表1)。
2)投产情况调整后扶杨油层层间矛盾
得到缓解，注采关系明显改善，杨大城子油层产能得到发挥，投产杨大城子油层井平均单井日产液5.3t/d、日产油1.2t/d、含水77.4%。
区块产量明显回升，区块
日增油30t，预测提高采收率3%(见图2)。
在东16-2扶杨分采试验区取得认识的基础上，围绕井网重组，重构地下认识体系，通过对比筛选，初步落实了全区扶杨分采潜力，依据井网对储层控制状况进行井位部署，目前已实施109口井，建产能4.73×104t，筛选下步可实施潜力
4.09×104t。
1)分采试验方案实施效果较好，合理单独动用杨大城子油层，可获得较高产能规模。
2)扶杨分采有效解决了合采层间干扰较大的问题，发挥了杨大城子油层的潜力。
3)杨大城子油层具有较大的资源潜力，实现了杨大城子油层的充分动用，对扶余油田的百万吨持续稳产具有重要的意义。
【相关文献】
[1]任惠光，王风刚.采油地质[M].北京：石油工业出版社，1995：220-223.
[2]刘宝和.中国石油勘探开发百科全书[M].北京：石油工业出版社，2008：434-437.。
