姬塬油田可采储量标定方法探讨

姬塬油田长4+5油藏开采配套技术综述编写：孙建平川庆钻探工程公司长庆井下技术作业公司压裂大队二零零九年十一月姬塬油田长4+5油藏开采配套技术综述孙建平摘要本文通过对姬塬油田马家山、堡子湾长4+5区块近几年开采配套技术的综合分析，总结了姬塬油田长4+5油藏进行开发的各种配套技术，为姬塬油田长4+5油层后期注入水侵入油藏后规模开发和提高最终采收率提供了可行性参考。

主题词姬塬油田长4+5油藏开采配套技术综述一、姬塬油田长4+5油藏开采历程及开采现状姬塬油田长4+5油藏开采始于2004年5月。

当时新区事业部在勘探发现长4+5油藏油层发育好、油层厚度比较稳定的耿89块、耿86块、耿98块等有效厚度大于10m的范围内布井80口，实施规模开采。

但因开发技术认识不到位，油井产能较低，开采效果不理想，致使面对长4+5油藏开采出现“井井有油，井井产量不高”的状况。

2005年4月，长庆油气工艺院针对长4+5油藏特性，开展技术攻关，采用先进技术，实施技术改造，在充分研究和参考陇东油田、靖安油田和安塞油田开采成功经验的基础上开展了超前注水开发的先导试验，从2005年4~10月在耿86等3个区块的11口长4+5油藏井进行了12井次的加砂压裂试验，单井获得日产油达20~30t的好效果，其中第一口先导试验井—D49-10井经加陶粒35 m3压裂后，试排日产油31.3吨，成为当时姬塬油田加陶粒35m3压裂后累积产油最高的油井。

先导试验的成功，为后来大规模、科学高效地开采长4+5油藏积累了宝贵的经验。

姬塬油田开采的长4+5油藏主力区块有两个：堡子湾区块和马家山区块，含油面积共12.8km2，原油地质储量7250×104t，共有油井290口左右，平均单井产量3.3t/d，其中马家山区块油产量约占姬塬油田长4+5油藏总产油量的2/3。

尤其是耿86区块产量最好，平均产量4.7t/d，采出程度23.4%，累积采出程度达41.9%。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油藏类型及控制因素[权威资料] 鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油藏类型及控制因素摘要:鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油藏类型复杂，本文通过解剖多个典型油藏，确定不同区块的油藏类型及其控制因素。

结果表明:研究区长9油藏可进一步细分为三种类型:底水型岩性构造油藏，无底水型岩性构造油藏，构造岩性油藏。

研究区西北部长9油藏成藏组合特征为“上生下储”，砂体厚度大，过剩压力相对不足，充注程度低，形成底水型岩性构造油藏;中部成藏组合为“上生下储”，砂体厚度薄，过剩压力相对较充足，充注程度高，形成无底水型岩性构造油藏;东北部成藏组合为“旁生侧储”，沉积了多套砂体，砂岩间物性差异大，油藏在物性好的砂体中聚集，形成构造岩性油藏。

关键词:鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油层油藏类型鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，其三叠系延长组石油资源丰富。

姬塬地区位于盆地西北部，行政区包括陕西省定边县、吴起县、宁夏回族自治区盐池县及甘肃省环县北部，面积约12500km2。

近年来，在大型岩性复合成藏理论指导下，姬塬地区石油勘探取得了重大进展[1]，长8、长6、长4+5油层组先后发现了大型岩性油藏。

随着勘探的不断深入，延长组下部长9油层组有多口井获得高产工业油流(主要集中在长91油层)，展现出良好的勘探前景。

对于长9油层组前人进行了卓有成效的研究，在沉积体系[2]、砂体类型[3]、油气来源[4]、运聚规律和成藏模式[5-7]等方面取得了许多的新认识。

但是，长9油藏油水关系复杂，含油性在平面上变化快，目前对于长9油层组的油藏类型及控制因素研究很少。

本文综合研究长9油层的钻井、测井和试油以及构造特征等资料，解剖多个典型油藏，进一步细化了油藏类型。

重点分析不同区块的构造特征、砂体结构及成藏组合特征，明确了油藏类型的控制因素，为勘探开发提供指导依据。

一、石油地质概况姬塬地区位于盆地西北部沉降和沉积中心，长7优质烃源岩发育;受西北和东北物源影响，延长组发育三角洲沉积体系，砂体展布范围广，厚度大，成藏条件优越。

可采储量标定引言可采储量标定是石油工业中重要的一项工作，它对于石油勘探开发的有效性和经济效益具有重要的指导作用。

本文将从可采储量的概念、标定方法和实施步骤等方面进行全面详细、完整且深入的介绍。

可采储量概念可采储量是指在石油勘探开发过程中，根据地质调查和工程评价等资料所判断的可以技术上和经济上采出的石油或天然气储量。

可采储量标定方法可采储量标定方法通常包括以下几种：1.结构法标定结构法标定是根据油气藏的结构类型、脆性矿物含量以及孔隙连通性等因素进行的标定方法。

通过对地震资料的综合解释和油气藏模拟试井等手段，可以判断出地层的分布规律以及油气藏的储量情况。

2.墨子法标定墨子法标定是一种常用的地质统计方法，通过对勘探区域内已获得的储量数据进行统计分析，得出储量与参数之间的关系，并将其应用于新的勘探区域。

这种方法可以较准确地估计未开发区域的储量。

3.储量曲线法标定储量曲线法标定是利用储量曲线来估计可采储量的一种方法。

通过分析储量曲线上的不同特征点，如临界储量点和收尾点等，可以确定可采储量的范围和变化趋势。

4.完井递减法标定完井递减法标定是通过观察油井的生产动态，分析不同时期的产量变化情况来确定可采储量的一种方法。

通过逐步降低生产压力，观察井口流量的变化，可以推断储层的有效厚度和渗透率，从而确定可采储量。

可采储量标定实施步骤可采储量标定的实施步骤通常包括以下几个阶段：1.数据准备在实施可采储量标定前，需要收集和准备相关的地质、地球物理和工程资料，包括地震资料、钻井资料、测井资料、生产数据等。

2.数据分析在数据准备完成后，需要对收集到的资料进行分析，包括地质特征的解释、储量曲线的绘制和生产数据的统计分析等，以获取有关储量的真实信息。

3.模型建立根据数据分析的结果，可以建立油气藏的模型，包括地层结构、储集层性质、储层厚度以及孔隙度、渗透率等参数的确定，为后续的储量计算提供依据。

4.储量计算根据模型建立的结果，可以进行储量的计算和标定。

姬塬油田超低渗油藏开发管理摘要：姬塬油田是典型的“低渗、低压、低产”的三叠系油藏代表，超低渗透油藏（也称致密性油藏）具有岩性致密、油水分异差、孔喉细微、储存物性差、自然能量不足、天然裂缝发育等特征，开发难度大。

但同时它又具有油层分布稳定、储量规模较大、原油性质较好、水敏矿物较少和宜于注水开发等有利条件。

因此，如何采取有效措施将丰富的超低渗石油资源转变为油田快速发展的储量和产量是当前开发技术水平研究的重中之重。

关键词：姬塬油田超低渗透油藏开发技术姬塬油田位于鄂尔多斯盆地北部，勘探面积1802.1km2，到2008年，探明储量14014×104t，可采储量2646.48×104t，开发层系主要以三叠系特低渗透油藏为主，是长庆油田增储上产的主力区域，也是长庆油田发展史上建设速度最快的油田。

本文就姬塬油田超低渗透油藏的开发管理情况做浅在分析。

超低渗透油藏是指渗透率小于0.5mD、埋深在2000米左右、单井产量较低（2t左右）、过去较难进行有效开发的油藏，而姬塬油田就属于这类油藏。

一、超低渗透油藏是想相对已经规模开发的特地渗透油藏而言，相对于来说，超低渗透油藏的开发难度显得更加大，这从储层的颗粒和胶结物特征以及储层物性特征可以看出。

1.油藏储层颗粒及胶结物特征超低渗透油藏主要以细砂岩的形式存在，颗粒较小，与特低渗透油藏相比，细砂组分储层高13%左右，而粒度中值只有特低渗透油藏储层的84%。

超低渗透储层胶结物物种类多，含量高，以敏矿物为主，与特低渗透储层相比，高出2%，适用于注水开发。

同时，超低渗透储层面孔率仅为特低渗透储层的57%，中值压力却是前者的三倍。

2.储层物性特征姬塬油田超低渗透油藏储层非均质性强，由于受到沉积韵律的变化和成岩作用的影响，层内非均质性表现出较大的差异，从而使得储层非达西渗流特征更加明显，启动压力梯度也随之增大，造成渗透率低，单井产量也随之大幅度下降。

二、姬塬油田超低渗透油藏开发管理四大关键技术姬塬油田从大规模开发以来，由于超低渗透油藏的特性，在前两年的开采过程中含水上升率提高，导致了产能受到了严重的损失，因此在油田的开发管理过程中，对储层的特性出发，寻找最优的治理开发方案，从而达到油藏稳定开发的效果。

姬塬油田长8油藏开发技术对策研究
朱广社;张永强;雷启鸿;唐艳萍
【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2013(028)006
【摘要】在构造特征研究、精细地层对比、沉积相研究的基础上,利用油藏数值模拟软件建立了姬螈油田罗1开发试验井区长8油藏数值模型.通过对区块地质储量、产液、含水率及单井生产历史的拟合,从井网系统、开发方式、注水时机以及压力
系统4个方面,优选出了油田开发方案:井网形式采用菱形反九点井网,井距为485 m、排距为140 m,井网密度为14.73口/km2;开发方式为注水开发;开发时机为注
水至P/Pi=105％;采油井井底流压为7.0 MPa.
【总页数】5页(P63-66,72)
【作者】朱广社;张永强;雷启鸿;唐艳萍
【作者单位】成都理工大学沉积地质研究院,四川成都610059;长庆油田第三采油厂,宁夏银川750006;长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;长庆油田
分公司勘探开发研究院,陕西西安710021;长安大学地测学院,陕西西安710054【正文语种】中文
【中图分类】TE32
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1.姬塬油田黄39区长8油藏开发技术研究
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4.姬塬油田L1长8油藏周期注水技术研究及应用
5.姬塬油田D228长8油藏开发特征及稳产对策
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姬塬油田XX区块油藏工程方案设计王震;黎盼【摘要】姬塬油田油气勘探开采区域横跨陕西定边、宁夏盐池两县,管护区面积大.油田开发层系的划分、开发方式的选择、井网系统的设计以及压力系统的设计是否合理,是油田的开发成败关键因素之一.因此,研究姬塬油田XX区块的油藏工程方案设计对油田的发展有着重要意义.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2015(000)010【总页数】3页(P71-73)【关键词】开发方式;井网;采收率【作者】王震;黎盼【作者单位】西安石油大学石油工程学院,陕西西安710065;西安石油大学石油工程学院,陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE3571 开发层系划分姬塬地区长2及以上油藏主要含油层为侏罗系延5、延6、延9和三叠系长1、长2，由于侏罗系和三叠系储层特征不同、流体性质及压力系统不同且油层跨度大，因此，三叠系长1、长2油藏及侏罗系油藏各采用一套井网开发。

2 开发方式2.1 注水开发的必要性油田开发方式主要取决于油藏可利用的天然能量大小，它与油田的地质条件、流体性质、水体大小、边底水活跃程度以及采油速度等有关。

姬塬油田长2油藏原始驱动类型以弹性溶解气驱为主，经测算，弹性溶解气驱采收率仅为8%～12%，自然能量开发采收率低，产量递减大，为了实现油井高产、稳产，提高最终采收率，需采用注水补充能量开发。

延9油藏具有边底水，但边底水不十分活跃，属弹性弱水压驱动，需要注水补充能量开发。

延5油藏具有活跃的边底水，属弹性水压驱动，从目前黄159井区延5油藏开发动态来看，油藏压力14.13MPa，压力较高，后期可根据油藏压力变化进行注水开发。

2.2 注水开发的可行性从储层粘土矿物分析结果看，姬塬地区延9、长2储层以酸敏矿物为主，高岭石占48%～74.5%，水敏矿物较少，伊利石占6.7%～15.9%，伊蒙间层仅占2.9%～6.10%，有利于油藏注水开发；同时，岩芯水敏试验结果表明，延9、长2储层为弱水敏储层，有利于注水开发。

姬塬油田长8油藏水平井提高采收率试验进展及效果研究
高彦博;赵欢;秦月;税丰收;苏金国;梁院科
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2024(43)5
【摘要】针对姬塬油田H57区长8油藏水平井储层物性差、见效率低,有效驱替
系统难以建立,且受超前注水及裂缝影响,七点井网腰部易见水、治理难度大的问题。

借鉴元284井转变开发方式的成功经验,按照“综合补能、体积压裂[1]”的理念,通过对罗平27井开展压前补能与细分切割体积改造试验,实现补能、造缝、蓄能、换油四重目标,提高单井最终可采储量,为后期区域规模实施提供技术支撑。

【总页数】4页(P86-88)
【作者】高彦博;赵欢;秦月;税丰收;苏金国;梁院科
【作者单位】中国石油长庆油田分公司第五采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE327
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技术研究及应用4.姬塬油田长4+5油藏改善水驱开发效果评价研究5.姬塬油田黄220区长811储层特征及水平井开发效果评价
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133随着西峰油田的规模性开发，姬塬地区的勘探逐步显现出良好前景。

姬塬油区位于天环坳陷的东部、伊陕斜坡的西部，处于2个构造单元之间的结合部位，见图1。

该区域目前发现大量探明储量，因此其勘探开发受到了一定的重视。

 图1 姬塬地区构造位置1 储层特征长庆油田研究院对延长组进行勘探研究后，发现延长组砂岩矿物成熟低，结构成熟度高。

孔隙结构特征总体表现为低孔、低渗。

表1为姬塬地区储层分类表。

表1 姬塬地区储层分类参数ⅠⅡⅢⅣ孔隙度>1212～107～10<7渗透率1.01.0～0.60.6～0.3<0.3最大喉道半径率1.51.5～1.01.0～0.5<0.5孔隙组合类型粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔粒间孔残余粒间孔、微孔微孔、压实残余粒间微孔砂体类型分流河道分流河道河道、砂坝决口河道、河道侧翼2 油藏分布特征该油区油藏压力较低，一般油层温度在80℃，油层压力16MＰa左右，平均驱油效率为47.78%，孔渗结构、流体渗流情况较为复杂。

相渗透率表明油相流动含油饱和度低，见图2，地层能量低，开采较难；但其水型主要以氯化钙水型为主，说明该区的地质构造稳定，油气封闭型好。

图2 某井长81相对渗透率曲线3 结束语 姬塬地区目前已开采的延长组油井，产量大多处于中低。

据研究该油区延长组的砂体厚度不均，且非均质性强，油藏渗流特征复杂，隐蔽性强，与局部构造关系不大，油气分布主要受沉积相带、储层物性等因素控制。

因此下一步需要对该油区的油气成藏的影响因素进行分析，并寻找最佳开采区域，从而为该区其它油层组的勘探开发提供参考依据。

 姬塬地区储层特征及油藏分布特征分析权骋1，2 王俊1，2 杨绍存1，2 赵天东1，2 张国兵21. 西安石油大学 陕西 西安 7100002渤海钻探第一录井公司 天津 300000摘要：近年来姬塬地区已成为长庆油田重点勘探区，延长组油气勘探成果丰硕，已发现了多个工业油流井，具有一定勘探开发价值。

1 工程概况1.1 项目基本情况⑴项目名称：姬塬油田95万吨/年产能扩建开发项目⑵建设单位：长庆油田分公司第五采油厂⑶建设地点：定边县红柳沟、冯地坑、姬塬、樊学、白湾子等乡镇⑷建设性质：扩建⑸扩建开发面积：约105km2⑹产能规模：95×104t/a⑺建设投资：3.78亿元⑻行业类别：天然气原油开采业 B0710⑼企业负责人：周学富⑽开发方案（地面工程）编制单位：西安长庆科技工程有限责任公司1.2 地理位置与交通姬塬油田地处陕西省榆林市定边县西南部，主要分布在十字河、安川河、石涝川上游的红柳沟、冯地坑、姬塬、樊学、白湾子等5个乡镇。

油田西与宁夏盐池县接壤、西南与甘肃环县、华池县相邻，东南与吴起县比邻。

油区主要公路有：姬（塬）～樊（学）公路、定（边）～刘（峁塬）～张（台）公路、定（边）～铁（边城）公路以及乡村道路，交通比较方便。

1.3 原开发工程概况姬塬油田呈不规则形状，西侧、东南侧边界以县界为界，北东南三面以拐点坐标为界，总面积约1200km2。

据有关技术资料，姬塬油田主要含油层为侏罗系延安组延9、延10及三叠系延长组长2、长4+5、长6、长8等油层。

通过沉积相、储层特征、油气富集规律的深入研究及钻井资料显示，截至2010年年底，姬塬油田探明含油面积472.34km2，探明储量累计21470.63×104t，其中可采储量3921.71×104t。

长庆油田采油五厂曾于 2005 年、2008 年分别编制了《姬塬油田90×104t/a 产能开发项目开发方案（2005～2007 年）》、《姬塬油田 90 万吨/年产能扩建开发项目开发方案（2008～2010 年）》，对油田进行了两次开发建设，截至 2010 年年底，油田已建采油井 1878 口、注水井 519 口、水源井 72 口，产能规模180×104t/a。

21.4 扩建开发工程概况为满足油田产能扩建需求，第五采油厂 2011 年制定了 2011～2012 年姬塬油田95 万吨/年产能扩建开发方案（以下简称“扩建开发方案”），开发的区块主要部署在长 2 以上滚动、黄 3 井区、黄 57 井区、罗一井区等，开发总面积约 105km 2，钻井总数 1296 口，其中油井 971 口，注水井 295 口，水源井 30 口；地面工程建设按95×104t/a 产能规模建设，建设内容包括采油、油井计量、集油、集气、油气处理、原油储运、注水等主体工程以及给排水、消防、供电、通信、道路等产能配套系统工程。

姬塬油田沙106井区沉积相研究摘要：姬塬油田沙106井区位于陕西省定边县冯地坑乡—宁夏回族自治区盐池县大水坑镇一带，是近几年该厂上产的主力区，从各井钻遇油层来看，含油带厚度、含油级别差异性较大，且油层横向、纵向变化剧烈，油水关系复杂，各井试油投产后，产量含水差异也较大。

通过对该区长6油层沉积相的研究，对该区以后科学、合理地勘探开发有所帮助。

关键词：沙106区块沉积相目录前言 31、油田概况 41.1 区域概况 41.2 勘探开发简况 51.3 地层发育概况 52、沙106区块沉积相研究 72.1岩石类型及其组合 82.2 原生沉积构造 82.3 沉积韵律 92.4 砂岩的粒度分布特征 102.5 古生物化石 112.6 砂体形态 113、沉积微相划分依据 123、1．沙106区块的沉积特征 133、1．1 岩石的颜色特征 133、1.2 岩石的结构和成分特征 133、1.3 粒度分析 133、1.4.沉积构造和测井响应 143、1.5 古生物标志 153、1.6 沉积层序 153、2. 沉积微相类型及特征 163、2.1 河床亚相 163、2.2 堤岸亚相 163、2.3 河漫亚相 173、2.4 废弃河道 173、3. 砂体微相平面分布特征 193、3.1 Ng上1+2砂组微相平面展布特征 19 3、3.2 Ng上3砂组微相平面展布特征 193、3.3 Ng上4砂组微相平面展布特征 193、3.4 Ng上5砂组微相平面展布特征 193、3.5 Ng上6砂组微相平面展布特征 193、4. 沉积环境演化 193、4.1 Ng上68—Ng上541时期 193、4.2 Ng上532--Ng上1+2时期 203、5. 砂体微相模式 203、5.1 孤东油田二区馆上段1+2砂组~5砂组上部曲河流相模式 203、5.2 孤东油田二区馆上段541--68砂组辫状河相模式 20结论 22参考文献 (23)致谢 (24)前言姬塬油田位于鄂尔多斯盆地腹地，含油面积9.2平方千米，有效厚度19.3米，地质储量2754万吨，复算储量1967万吨，可采储量576万吨，预测采收率20.9%。

姬塬油田耿83长4+5、长6油藏稳产技术研究姬塬油田耿83区2009年规模建产，动用长4+5、长6两套层系开发。

本文在深入分析油藏储层特性的基础上，借鉴油藏精细描述，岩心观察结果，分析总结了影响油藏稳产的主要因素。

通过精细注水调整、强化水驱治理、持续水井消欠、井网加密和高含水井治理等措施，使油藏开发形势好转。

标签：注水调整水驱治理水井消欠1.油藏基本概况姬塬油田耿83区构造位于陕北斜坡中段西部;主力含油层系长4+52、长61层，砂体走向近于北东～南西向，呈条带状展布。

动用含油面积：64.2km2，动用地质储量：2278.11×104t，平均油藏埋深：2400m/2445m，平均有效厚度：12.49m/12.40m，平均孔隙度：11.54%/9.19%，平均渗透率：0.39mD/0.40mD。

2.制约油藏稳产的因素分析2.1油藏储层物性差，难以建立有效的驱替系统耿83长4+5、长6储层岩石以粉细-细粒岩屑质长石砂岩为主，属小孔～微细喉型，油水两相渗流区间小。

长4+5到长6，油水两相渗流带的范围变窄。

注采压差大（目前21.4Mpa），有效的驱替压力系统难以建立。

2.2油藏非均质性严重平面上：通过对耿83区主力单砂层“砂层厚度、有效厚度、渗透率”等数据分析研究，渗透率高值在油藏东部连片分布，在油藏西部呈土豆状分布。

主力油层长4+522-2、长612-1平面非均质性较强，平面水驱具有明显的方向性况。

剖面上：耿83油藏为三角洲前缘亚相沉积体系，剖面上受多期砂体叠置沉积的影响，接触关系复杂，单砂层纵向上互层式分布，隔夹层发育，注入水易沿高渗带突进导致油井水淹。

2.3 欠注井比例高，能量補充困难受储层物性、注水水配伍性等因素影响，油藏欠注井较多，经过历年治理，目前仍有欠注井31口，占水井总井数的16.7%，日欠注524m?（扣除扫线停注的目前195m?），无法有效补充地层能量，制约油藏稳产。

2.4 低产井比例大，治理难度大近年来持续通过进攻性措施加强低产井治理，累计开展治理212口，但目前产量小于0.5t的井仍有113口，占总井数的21.8%，且主要以高含水、储层物性差为主，治理难度大，影响油藏整体开发效益。

姬塬油田Y214油藏剖面治理技术应用与效果分析1. 引言1.1 研究背景石油是世界上重要的能源资源之一，姬塬油田作为中国的一个重要油田之一，其油藏储量丰富，但由于长期开采和管理不当导致油藏逐渐开采困难。

Y214油藏是姬塬油田一个重要的油藏之一，近年来，针对该油藏的剖面治理技术得到了广泛应用，取得了一定的效果。

在研究中发现，Y214油藏存在着一定的地质构造特征，油藏渗透性不均匀、孔隙度低等问题，给油田的开发带来了挑战。

通过对Y214油藏剖面治理技术的应用与效果分析，可以更有效地解决油藏开采过程中的难题，提高油田的开采效率和产量。

本文旨在深入研究Y214油藏剖面治理技术的应用与效果，为提高油田开采效率提供技术支持和经验总结。

1.2 相关研究相关研究旨在对姬塬油田Y214油藏剖面治理技术应用与效果进行深入探讨和分析。

当前，国内外学术界和行业领域对油藏剖面治理技术的研究已取得丰硕成果。

在国内，许多研究者致力于油藏剖面治理技术的改进和应用，如酸压蚀剂分区控制技术、多井联网油藏剖面治理技术等。

这些研究成果在提高油田开采效率、延长油田寿命等方面取得了不俗的成绩。

而在国际上，油藏剖面治理技术的研究也呈现出多样化和前沿性。

比如美国在水平井剖面控制技术、俄罗斯在高渗透油藏剖面治理技术等方面都有着深入的研究和实践经验。

这些国际研究成果为我国油田剖面治理技术的发展提供了宝贵的借鉴和启示。

相关研究已经为姬塬油田Y214油藏剖面治理技术的应用与效果分析奠定了坚实的基础。

仍然存在着一些问题待解决，需要进一步深入研究和探索。

【字数：228】1.3 研究目的研究目的：本研究旨在探讨姬塬油田Y214油藏剖面治理技术的应用及效果分析。

通过对该技术在Y214油藏中的实际应用情况进行研究和分析，旨在揭示该技术在提高油藏开发效率、延长油田生产周期、降低生产成本等方面的作用和效果。

通过案例分析和技术比较，进一步评估Y214油藏剖面治理技术相对于其他类似技术在油田开发中的优势和不足之处，为相关油田的治理工作提供参考和借鉴。