稠油热采规划技术

胜利稠油热采开发规划技术地质科学研究院稠油室2014年7月汇报提纲一、胜利稠油热采开发状况二、上期规划执行情况及主要做法三、开发形势及潜力分析四、稠油规划部署一、胜利稠油开发状况胜利主要稠油油田位置图单家寺乐安孤东孤岛金家八面河王庄桩139东辛复杂断块陈家庄北坡罗家－垦西

先后在单家寺油田、乐安油田、孤岛油田、王庄油田、陈家庄北坡、孤东油田发现了稠油。截止2009年底，探明稠油地质储量5.77亿吨，动用4.57亿吨。1、资源状况简要概述油田地理位置、石油资源量、探明油田个数、探明面积、探明储量规模、储量资源分布及规模状况。2、开发历程一、胜利稠油热采开发状况产油量万吨230217196179153308288227209195176154363稠油热采“九五”以来产油量变化图413+2410.650.83包括油田投产时间、不同开发方式实施的时间及规模，分阶段阐述油田主要开发特征、存在的主要问题和采取的主导技术以及取得的主要效果及阶段末开发状况。3、开发现状一、胜利稠油热采开发状况

总体概述稠油油田个数、探明地质储量、动用油田个数、动用地质储量、可采储量、标定采收率、油井总数、开油井数、日产油水平、日产液水平、综合含水率、含水上升率等主要指标，并对不同油藏类型油藏分别进行现状分析。在吞吐阶段阐述吞吐井数、吞吐周期数、生产时间、单井周期注汽量、年注汽量、累积注汽量、年产油量、累积产油量、年产水量、累积产水量、周期油汽比、年油汽比、回采水率、采油速度和采出程度等指标；

在蒸汽驱阶段阐述注汽井数、采油井数、年注汽量、累积注汽量、日产油量、年产油量、累积产油量、年产水量、累积产水量、综合含水率、瞬时油汽比、年油汽比、累积油汽比、采注比、采油速度和采出程度等指标。3、开发现状总井数3522口开井数2656口日油水平13171t/d单井日油水平4.6t/d综合含水83.2%年油汽比0.83t/t投入基础开发单元157个标定可采储量0.83亿吨动用地质储量4.57亿吨采收率18.1%采出程度10.6%累积产油4867万吨可采储量采出程度58.6%剩余可采储量采油速度12.%一、胜利稠油热采开发状况一、胜利稠油热采开发状况胜利油区稠油热采开发数据表(2009年12月)

总井数

口开井数

口单井

日产油

t/d日产油

水平

t/d综合含水

%年产油

104t累积产油

104t采出程度

%乐安5203202.270492.1526.41131.012.1单家寺7794667326275.7193.91399.314.3孤岛8997645.23972.886.64123.31485.017.4孤东4503684.31582.487.1551.9498.310.2胜坨1141044.4457.669.4716.559.89.2河口3393185.5174979.7152.7138.02.8桩西28214.186.194.13.427.03.9纯梁53494.1200.960.626.312.11.4油公司3402464.71156.262.5838.2116.42合计352226564.61317183.24134866.910.6老油田储量占71.3%，年产量占71.5%3、开发现状不同类型油藏采收率状况表油藏类型动用地质储量万吨单元数采油速度

%采出程度

%采收率

%年油汽比

t/t弱边水稠油油藏26305971.39.318.81.33强边水稠油油藏17960500.413.117.30.63超、特超稠油油藏1462101.610.7170.36一、胜利稠油热采开发状况3、开发现状汇报提纲一、胜利稠油热采开发状况二、上期规划执行情况及主要做法三、开发形势及潜力分析四、稠油规划部署（一）上期规划执行情况对上期主要完成指标分年度、分构成与上期开发规划对比，检查规划方案实施情况，评价实施效果。产能建设指标对比新钻井数、进尺、投产油井数、建成产能、产能贡献率等，对工作量完成情况进行对比分析。“十二五”稠油新钻井数规划执行情况对比图

新区

老区+14726.5%规划实际+425142%规划实际+52257.7%规划实际新老区合计（一）上期规划执行情况产能建设指标对比新钻井数、进尺、投产油井数、建成产能、产能贡献率等，对工作量完成情况进行对比分析。规划实际10.6%+17

新区实际规划+121186%老区规划实际+13861%新老区合计“十二五”稠油新建产能规划执行情况对比图（一）上期规划执行情况开发指标对比年产油量、年产水量、年产液量、综合含水率、自然递减率、综合递减率等完成情况进行对比分析。“十二五”稠油年产油规划执行情况对比图33.2%+397规划实际

新区10.5%+30规划实际+36740.4%规划实际老区新老区合计（一）上期规划执行情况储量指标对比动用地质储量、新增可采储量、地质储量采油速度和采出程度、可采储量采油速度和采出程度、储采平衡系数、储采比等完成情况进行对比分析。新增动用储量规划执行情况-3764.2%规划实际新增动用储量万吨新增可采储量规划执行情况7.9%+94规划实际+944210%规划实际+103863.7%规划实际

新区老区新老区合计二、上期规划执行情况及主要做法包括油田开发工作中理念、理论、技术、管理等方面的创新。找出规划期内开发规划编制及执行过程中存在的问题，以利于指导下一个规划期规划编制。（二）主要做法不同类型稠油启动压力梯度1、加强基础研究，井网加密减缓老区递减（二）主要做法---示例dP/dLV临界压力梯度Ps启动压力梯度P0K/μBdP/dLV临界压力梯度Ps启动压力梯度P0K/μAB普通稠油启动压力梯度的确定方法特、超稠油启动压力梯度确定方法ACDCD渗流速度中二北：地层粘度

521mPa·s；渗透率2300×10-3μm2；油层温度65℃；周期注汽2500t；地下干度40％。建立不同稠油热采渗流模式指导井网加密牛顿流区非牛顿流区流动区L油层温度启动压力梯度加热半径泄油半径35m56m109m330℃80℃中二北热采非达西渗流模式65℃不流动区牛顿流区非牛顿流区流动区L油层温度启动压力梯度加热半径泄油半径15m20m350℃110℃单56超稠油热采非达西渗流模式50℃不流动区单56：地层粘度

50000mPa·s；渗透率2300×10-3μm2；油层温度50℃；周期注汽2500t；地下干度45％。1、加强基础研究，井网加密减缓老区递减（二）主要做法---示例建立加密技术界限

不同油性稠油油藏加密厚度界限普通稠油油藏加密厚度界限采出程度%累积产油量t75有效动用半径75m，考虑经济效益，8m可一次加密，加密成141×200m，11m可二次加密，加密成100×141m.（二）主要做法---示例加密效果中二北Ng5新老井采油曲线时间年中二北Ng5新老井年产油产量构成图年产油104t2002年1997年2004年2005年2001年2000年1998年老井加密井（二）主要做法---示例热采可以大幅度提高水驱普通稠油采收率不同开发方式驱油效率驱油效率％注入倍数PV水驱加密蒸汽驱原油粘度100mPa·s水驱饱和度变化转蒸汽驱饱和度变化2、转变开发思路，水驱转热采扩大热采领域（1）水驱普通稠油转热采（1）转热采技术界限水驱转吞吐有效厚度界限转吞吐含水时机

蒸汽驱井网····新钻热采井水井关，四点井网水井生产，五点井网水井生产，九点井网水井生产，水平井五点井网老水井老油井28-52329-52028-52228-52328-521（2）揭示水驱稠油剩余油富集机制28-523井组水驱主流线剩余油饱和度场Ng531Ng532Ng533Ng531Ng532Ng53328-523井组水驱次主流线剩余油饱和度场28-522(2007.01)53%Ng5355%54%Ng54Ng5528XN52328-52128-52329-52028XN52328-522日产油（t/d）含水(%)2.180.9％新热采井常规老井78.9％5.4老井新热采井预测吞吐采收率34.5%，比水驱提高10.4%。实施效果2000.12002.12004.12006.12008.12010.1热采井累积增油9.6×104t29-51928XN52327XN52028XN523井采油曲线（水井旁更新井）28-523注水量82.5×104t，层位5327XN520井采油曲线（主流线方向）普通稠油水驱转吞吐效果汇总表（2）底水普通稠油水平井加密热采研究底水油藏水侵机制50m底水水侵及夹层控油机制90m32韵律层底部水淹半径90m底水油藏开发难点油水粘度比大，含油高度小；动用半径小，含水上升快，采出程度低；注蒸汽易造成水窜；隔夹层分布影响底水水锥。注水水侵机制

原生底水稠油油藏

沾4区Ng下3水平井调整方案部署图32层热采水平井32层常规水平井31层热采水平井利用老直井利用老水平井新部署20口加密水平井，井距150m，新增产能6.2万吨，直井含水89.8%，直井日产油1.8t/d,调整前采收率17%，提高采收率11.3％，增加可采储量42.8万吨。区域类型开发方式最小有效厚度

m距底水距离井距

m水平段长度m注汽强度

t/m排液量

t/d无隔层区域常规9油层顶部10020040有隔层区域热采4油层中下部100-150200-2501550（原油粘度5000-10000mPa.s)底水普通稠油水平井技术界限底水油藏水平井与直井效果对比2.5-4.5倍低30%以上调整前后区块开发效果对比+35.9+11.366.2%13.1t/d39t/dYDZ4-P10井采油曲线注汽量1388t2、底水普通稠油水平井加密热采

水淹稠油油藏含水状况边部直井26口，停产10口，含水89.5％，储量288×104t.中二北Ng5含水分布等值图南北1993年直井开发，目前直井平均日油2.7t/d，含水93.5％,采出程度13.2%,采收16.9%。水平井（18口）进行水淹层顶部挖潜，目前已投产2口热采水平井，初期日产油在20t/d以上，而含水低于60%，预计提高采收率9.6%。●应用效果中二北Ng5北部水平井井位部署图中23-P538井采油曲线中24-P536井采油曲线可在单2、单10、草20、单6西等老区水淹层推广应用底水油藏水平井热采效果汇总表层多、层薄（2～6m），多层叠加，油水关系复杂；纯总比低，注蒸汽热损失大；油藏多为油水间互层，注蒸汽易造成水窜。

●薄层稠油直井开发难点:

水平井在薄层稠油油藏的热损失比直井热损失降低20%～30％；～～～～～～～～～～～～可以改变应力方向，有效防止管外窜。●水平井开采薄层稠油优势3、深化界限研究，实现薄层稠油规模开发无因次距顶距离无因次距顶距离f薄层水平井有效厚度界限油层厚度m突破原有6m效厚界限到3m左右

薄层分支井有效厚度界限水平井直井水平井直井水平井直井吸汽指数峰值油量累积产油144532.6倍13.12.5倍0.38薄层水平井与直井效果对比图陈373块主体2006年直井热采陈371块陈311块陈家庄油田南区外围薄层稠油水平井开发部署图陈373-平6陈373-P6井采油曲线生产日期热采投产峰值油量26t/d日油含水

储量动用率由58.6%提高到了90.9%（+32.3%），吞吐阶段采收率可达到15.9%。平均日油24t/d,累积产油3014t地质储量：2126×104t动用储量：1246×104t未动储量：880×104th≤6m动用储量：687×104t部署水平井：54口建产能：19×104th≤6m2.72倍34.10.952008.7胜利油田薄层稠油水平井历年投产情况图占热采水平井比例%年投产井数口年产油万吨薄层产量占热采产量的比例%胜利油田薄层稠油热采水平井效果8.3%78.6%实现薄层稠油油藏的有效开发薄层稠油油藏储量动用率十五十一五特超稠油(粘度：>10×104mPa.s)HDCS技术水平井（Horizontalwell)+油溶降粘剂（Dissolver)+CO2(Carbondioxide)+亚临界蒸汽(Steam)HDCS4、加强化学结合，特超稠油成为新的增长点特超稠油(粘度：>10×104mPa.s)HDCS技术驱替效率：蒸汽+CO2＞蒸汽+N2

＞蒸汽蒸汽蒸汽+CO2蒸汽+N2驱替效率%气油比（m3/m3）CO2溶解气油比-降粘率关系曲线注入体积PV02040608010001020304050607080无因次粘度（%）CO2辅助蒸汽驱替效率对比曲线采出程度％油汽比t/tCO2注入量t不同CO2注入量与采出程度、油汽比关系曲线

采出程度％降粘剂注入量t不同降粘剂注入量与采出程度关系曲线

坨826－平１井采油曲线峰值油40.2t/d特超稠油(粘度：>10×104mPa.s)HDCS技术

郑411块、坨826利用HDCS技术投产水平井47口，平均单井日产油能力8-15.2t/d，是相同投产方式直井的2～3倍、油汽比是直井的1.5～2倍。第一周期第二周期1781t1835t周期产油第一周期第二周期0.91t/t0.95t/t油汽比王庄油田坨826块井位部署图单家寺油田单113块井位部署图乐安油田草27块井位部署图

地质储量万吨井数口动用储量万吨新建产能万吨郑411块1825342709.3坨826块19776461017.3单113块8076062215草27块490383707.43合计5099196187249.03●应用效果及前景

“十五”以来，通过新技术攻关，强化老区挖潜和新区投入（动用储量1.86亿吨），累积增加可采储量2426万吨，实现了胜利稠油产量的大幅上升。技术进步为“十一五”上产发挥支撑作用产油量万吨230217196179153308288227209195176154363稠油热采“九五”以来产油量变化图413+2410.650.83汇报提纲一、胜利稠油热采开发状况二、上期规划执行情况及主要做法三、开发形势及潜力分析四、稠油规划部署三、开发形势及潜力分析（一）胜利稠油开发形势分析从油藏条件的变化、开发技术进步、工艺适应性、经营成本等多个方面分析油藏本身和外部条件变化对下一规划期油田开发的影响。分析评价油田在下一规划期内资源结构、产量结构、稳产基础、技术发展、开发管理等各个方面面临的形势。胜利稠油“十五”、“十一五”新老井产量构成曲线三、开发形势及潜力分析（一）胜利稠油开发形势分析1.新老区新钻井及储量投入为上产发挥主导作用时间年年产油量万吨年递减率10%“十五”年均1270“十一五”年均动用储量2634万吨，新建产能53万吨2.36%302.1%“十五”以来稠油新区产能建设变化曲线动用储量万吨新建产能万吨产能速度%586150268338722024233045新区53（一）胜利稠油开发形势分析1.新老区新钻井及储量投入为上产发挥主导作用2260投产井数口初产油t/d“十五”年均：83口“十一五”年均211口8.5t/d6.5t/d1.新老区新钻井及储量投入为上产发挥主导作用新区（一）胜利稠油开发形势分析新增产能万吨覆盖储量万吨16万吨39万吨2327万吨4419万吨稠油热采调整单元覆盖储量、新增产能、钻井数变化曲线井数口占45.0%占9.0%老区-老区新井1.新老区新钻井及储量投入为上产发挥主导作用（一）胜利稠油开发形势分析2.弱边水稠油产量比重大，不同类型油藏开发效果差异大胜利稠油“十五”、“十一五”分年新老井产量构成曲线（一）胜利稠油开发形势分析时间年年产油量万吨弱边水油藏动用储量2.63亿吨，占57.5%，产量300.7万吨，占72.8%强边水油藏动用储量1.79亿吨，产量83.8万吨，占20.3%特超稠油动用储量1462万吨，产量28.5万吨2.弱边水稠油产量比重大，不同类型油藏开发效果差异大胜利稠油三类油藏主要开发指标对比（一）胜利稠油开发形势分析胜利稠油三类油藏主要开发指标对比81.94.579.7333.890.164.8575.3弱边水稠油油藏强边水稠油油藏特超稠油油藏开井率%单井日产油综合含水%1.39.318.81.330.413.117.30.631.610.7170.36弱边水稠油油藏强边水稠油油藏特超稠油油藏采收率%采出程度%采油速度%年油汽比t/t3.开发方式单一，采收率低，需要转换开发方式时间年年产油量万吨

“十一五”蒸汽驱区块孤东九区、单83Ng，孤气九；占总年产量4%左右。（一）胜利稠油开发形势分析热采稠油不同开发方式开采现状表（2009年）

（一）胜利稠油开发形势分析

新井投产后基本上能稳产两年。

产量快速递减阶段，年总递减达到10.88%。进入“十一五”，产量递减有所减缓，年总递减为10.1%。预计2012年年产量87.6万吨。2006-2008年,孤岛稠油稳定在110万吨以上，主要靠加密及水驱转吞吐，平均年新增产能14.8万吨，平均年新钻井59口，保持稳产。预计2009-2012年稠油预计年新增产能力11.2万吨，平均每年钻新井50口。可以保持2009-2012年间可维持110万吨左右,进一步稳产难度加大,应及早安排转换开发方式。孤岛稠油年产量曲线4.探明未动用储量及勘探新增品味差，开发难度大待评价未动用储量907.8×104t占7.2%落实未动用储量1.18×104t，占92.8%强水敏2815万吨，占24%中低渗273万吨，占2%活跃边底水720万吨，占6%薄层3862万吨，占33%特超稠油4050万吨，占35%（一）胜利稠油开发形势分析胜利油田预测和控制稠油储量分类海上、常规水驱开发储量1.33亿吨，占42%普通稠油、特稠油、超稠油1.85亿吨，占58%特稠油3273万吨，占18%普通稠油3866万吨，占21%薄层稠油982万吨，占5%保护区普通稠油3042万吨，占16%特超稠油7296万吨，占40%稠油（>50mPa.s)总储量3.17亿吨适合热采预测+控制储量分类4.探明未动用储量及勘探新增品味差，开发难度大（一）胜利稠油开发形势分析三、开发形势及潜力分析（二）开发潜力分析分类型筛选下一期规划可动用潜力：1、老区吞吐加密及扩边2、蒸汽驱潜力3、水驱转热采潜力4、探明未动用及勘探新增储量潜力三、开发形势及潜力分析（二）开发潜力分析1、老区吞吐加密及扩边单元名称动用

储量

104t潜力状况加密井数

口加密后单控储量

104t新增

产能

万吨增加

可采储量

万吨提高采收率

%单2块西部5933

0.930.5渤76-渤89热采8843015.27.0262.9单56块87386.21.66.40.7草南4148206.35.016.00.4新滩垦东3213554

0.63.30.2陈373稠油1715208.95.0241.4单2块沙1181197.94.61910.3草128块E3s3211835.90.521.9红柳垦东斜64136067.40.951.2郑14沙三3036

1.141.4孤南206-214块403103.11.571.7桩斜139-30块20556.01.352.2南区东扩边403456.09.34611.5..............合计212385071024382.1胜利油田加密潜力单元数据表共计38个老区单元具有加密潜力，储量21238万吨。可部署加密井507口，新增产能102万吨，增加可采储量438万吨，覆盖储量提高采收率2.1%。三、开发形势及潜力分析（二）开发潜力分析2、蒸汽驱潜力蒸汽驱规划部署表

适合蒸汽驱储量20976万吨，蒸汽驱最终采收率41%。开发单元名称动用地

质储量

104t可采

储量

104t采收率

%汽驱增加

可采储量

104t汽驱提高

采收率

%最终

采收率

%中二中Ng5稠油76119826.03113.414.940.93中二北Ng5稠油74931141.49138.618.559.99东区Ng5稠油2349536.7543.318.555.25中二南Ng6稠油40213820.779.119.740.4中一区Ng6稠油2626218.854.820.939.7西区Ng5-6稠油64813220.31143.222.142.41孤北1稠油482939.2112.323.332.5南区Ng5-6稠油67312718.85148.722.140.95。。。。。。。。。。。。。。39个单元20976442621.1417319.941三、开发形势及潜力分析（二）开发潜力分析3、水驱转热采潜力普通稠油水驱转热采潜力统计表埋深小于1400m；有效厚度大于8m；地层原油粘度大于80mPa.s蒸汽驱：含油饱和度大于40%水油体积比小于5单元筛选原则待评价未动用储量907.8×104t占7.2%落实未动用储量1.18×104t，占92.8%4、探明未动用及勘探新增储量潜力（二）开发潜力分析可动用稠油储量及动用对策技术对策油田区块或单元油藏类型2009未开发探明面积km22009未开发储量HDCS单家寺单113块超稠油1.00587.00王庄坨826超稠油3.401821.66薄层水平井单家寺单2块Ng特稠油2.7597.77林樊家林102块普通稠油5.45202.00陈家庄陈311（东）特稠油4.43296.11陈家庄陈371特稠油6.01117.55乐安草古1超稠油3.10117.00底水油藏水平井单家寺单6块扩特稠油1.00279.00常规吞吐王庄郑36-41Ng普通稠油1.26250.00王庄郑36-41S1特稠油7.46469.00英雄滩大35普通稠油1.74124.20合计

4361.29胜利油田控制储量稠油单元数据表低渗、保护区、海上稠油控制储量7005万吨，目前不具备动用条件；目前可动控制储量5565万吨，按照50%探明率，可动储量2783万吨。控制储量胜利油田预测储量稠油单元数据表保护区、海上稠油预测储量4206万吨，目前不具备动用条件；目前可动预测储量8161万吨，按照10%探明率，可动储量816万吨。预测储量2006-2009年期间，年均勘探新增探明稠油储量1860×104t，年均动用新增探明储量1027×104t，动用率55%。勘探新增储量汇报提纲一、胜利稠油热采开发状况二、上期规划执行情况及主要做法三、开发形势及潜力分析四、稠油规划部署（一）规划原则和依据（二）规划部署（三）稠油热采规划（四）风险分析和保障措施四、规划部署（一）规划原则和依据1.规划原则部署依据（1）保持稠油热采产量可持续发展（2）依据稠油开发规律及趋势,立足单元稠油潜力评价优化部署（3）规模推广成熟技术，发挥科技支撑作用（4）老区以井网加密、扩边吞吐为主，兼顾经济效益及油藏条件，优化部署水驱转热采及蒸汽驱井组和单元（5）新区按储量动用难易程度先后动用四、规划部署四、规划部署老区（基础油）年产油万吨生产时间年老区不同类型稠油油藏产量构成曲线由于当年投产井贡献，第二年产量减少3%第2-8年递减率12%2.规划依据（1）吞吐老区新井老区新井2001年以来产量系数跟踪表

第一年第二年第三年第四年第五年第六年第七年第八年20010.800.880.930.870.780.740.600.5720020.700.830.820.770.680.610.48

20030.700.850.810.770.790.71

20040.740.840.780.720.55

20050.600.860.860.76

20060.550.850.69

20070.620.84

2008

年均0.670.850.820.780.700.680.540.57四、规划部署2.规划依据（1）吞吐新区新井稠油热采新区2001年以来产量系数跟踪表

第一年第二年第三年第四年第五年第六年第七年第八年20010.380.710.660.570.500.510.380.2520020.400.910.800.660.620.500.39

20030.440.670.610.580.520.47

20040.351.000.940.840.81

20050.300.590.470.47

20060.390.690.71

20070.400.58

20080.37

年均0.40.740.700.630.610.490.380.25四、规划部署2.规划依据（1）吞吐蒸汽驱胜利油区蒸汽驱年产量变化四、规划部署2.规划依据（2）蒸汽驱（二）规划部署四、规划部署1、规划方案开发指标对不同规划方案以及不同年份的年产油、年产液、年注汽、综合含水、动用地质储量、新增可采储量、采油速度、采出程度、油气比、转蒸汽驱储量、水驱转热采储量、新建（增）能力、产能贡献率、综合递减等开发指标测算。2、

规划方案编制编制分年度、分构成的开发规划方案，并且满足总体规划对各构成部分的目标要求。一般编制二个以上规划方案，以供比选。（二）规划部署1.规划目标（1）方案一，合理安排蒸汽驱，优化部署水驱转热采，2015年产量360万吨；（2）方案二，积极增加新区投入，扩大蒸汽驱规模，2015年产量380万吨。四、规划部署---示例（2）规划部署①新区（未动用储量及勘探新增）新区新增动用储量6000万吨，新建能力100万吨四、规划部署新区分年规划部署表方案一，合理安排蒸汽驱，优化部署水驱转热采时间

年动用储量104t新井合计勘探新

增储量

104t探明

储量

104t合计总新井数

口水平井

口年注

汽量

104t年

产油

104t油汽比

t/t新建

能力

104t20114278101237130769.47.30.7721.0201251684813641448429.822.70.7623.2201361271213241396748.836.60.7522.5201463543010651125262.146.50.7518.1201571030010101065270.352.70.7517.2合计290031006000631331220166

102---示例四、规划部署②老区—吞吐2011-2015新钻井500口，新增能力60万吨老区分年规划部署表（2）规划部署方案一合理安排蒸汽驱，优化部署水驱转热采---示例四、规划部署②老区-蒸汽驱蒸汽驱规划部署表2011-2015转蒸汽驱井组50个，转驱储量1977万吨时间公报地

质储量

104t可采储量

104t采收率

%已转驱

井组产量

104t转驱井组

个转驱储量

104t“十二五”

转驱井组

吞吐产量

104t“十二五”

转驱井组

汽驱增油量

104t年注汽

104t油汽比

t/t201145727827718.118.2144025.63680.31201218.6938010.38920.29201317.6940415141220.26201416.8939619191490.24201516.3939522.6241750.23---示例②老区—水驱转吞吐四、规划部署水驱转吞吐储量规划部署表水驱转热采动用储量按照总储量1/2计算，实际热采动用地质储量1166万吨。---示例②老区—水驱转吞吐四、规划部署水驱转吞吐产量规划部署表时间

年动用储量

104t总新井数

口年注

汽量

104t年增

油

104t油汽比

t/t新建

能力

104t2011230201.610.623.52012230206.640.613.52013230201060.63.520142302013.380.63.520152302016.7100.63.5---示例（2）规划部署①新区（未动用储量及勘探新增）四、规划部署方案二，积极增加新区投入，扩大蒸汽驱规模新区新增动用储量7040万吨，新建能力120万吨新区分年规划部署表时间

年动用储量104t新井合计勘探新

增储量

104t探明

储量

104t合计总新井数

口水平井

口年注

汽量

104t年

产油

104t油汽比

t/t新建

能力

104t201152781013371418310.38.00.7722.7201271684815641659933.525.50.7626.6201381271215241607956.042.00.7525.9201493543013651447073.254.90.7523.2201595030012501326885.364.00.7521.3合计394031007040742399258194

120---示例四、规划部署②老区2011-2015转蒸汽驱井组66个，转驱储量2470万吨老区分年规划部署表（2）规划部署方案二积极增加新区投入，扩大蒸汽驱规模时间公报地

质储量

104t可采储量

104t采收率

%已转驱

井组产量

104t转驱井组

个转驱储量

104t“十二五”

转驱井组

吞吐产量

104t“十二五”

转驱井组

汽驱增油量

104t年注汽

104t油汽比

t/t201145727827718.118.2144025.63680.31201218.61560113.410990.29201317.61453319.6171330.26201416.81246724.1241700.24201516.31146728.2302010.23---示例1.年产油量规划（方案1）四、规划部署年产油104t时间年稠油不同开发方式产量构成图（三）稠油热采规划“十二五”末360万吨---示例1.年产油量规划（方案2）四、规划部署年产油104t时间年稠油不同开发方式产量构成图“十二五”末380万吨（三）稠油热采规划---示例2.钻井工作量规划四、规划部署方案一工作量规划方案二工作量规划（三）稠油热采规划---示例3.注汽量规划四、规划部署方案一、二注汽量对比图（三）稠油热采规划---示例四、规划部署（四）风险分析及保障措施1、风险分析包括储量资源、技术、经济、政策、生产运行的不确定性分析和风险评价。2、保障措施开发规划方案确定后，应积极确保产能建设、措施工作量以及重大技术攻关按计划完成，保证规划方案顺利实施。积极争取上级主管部门在投资、技术、政策方面的支持，保证规划方案顺利实施。四、规划部署风险分析地面条件影响

郑－王地区由于地面集输条件限制，对沙一段加密及蒸汽驱实施，以及坨826产能建设产生影响。蒸汽驱产量部署风险

蒸汽驱技术尤其普通稠油蒸汽驱是成熟的，“十二五”期间规划实施蒸汽驱50-70个井组，由于蒸汽驱投入大，有一定见效期，应及早准备，分批投入，避免产量有大的波动。（四）风险分析及保障措施---示例蒸汽带热水带7MPa条件蒸汽驱结束时温度场1、深化热化学驱油理论研究保障措施1、蒸汽、化学剂、原油、岩石之间的相互作用机理2、高温泡沫体系提高波及体积及驱油效率机理3、高温驱油剂提高中低温热水带驱油效率机理---示例2、攻关六项接替技术水驱转蒸汽驱技术强水敏防膨辅助热化学驱超稠油降粘辅助热化学驱高含水油藏泡沫辅助蒸汽驱特超稠油水平井驱泄混合不同井型组合蒸汽驱开发技术---示例3、开展八个先导试验中二北Ng5热化学驱先导试验区井位图储量184万吨，井组8个，井距141×200m和100×141m，提高采收率18%（53.4％）9-N13探索高含水油藏吞吐后化学辅助蒸汽驱提高采收率技术(1)孤岛中二北化学蒸汽驱先导试验---示例28N22完钻新井补孔井老井排液井中二中水驱转蒸汽驱先导试验井组井位图储量115