分析各三级旋回性质层间采用相变对比模式图。图砂体侧向相变对比示意图叠置及下切砂体侧向连续对比法依据新旧河道平面上交错，垂向上叠置，对叠置砂体采用劈层对比模式，关键是从测井曲线上识别出冲刷面等砂体沉积界面。另外，在河道内，当水动力条件较强时，强烈冲刷，将早期沉积砂体的部分甚至全部冲刷掉，再重新沉积。对这种有下切现象砂体的对比采用下切砂体对比模式图。由于河道的频繁地摆片对比法却是相对合理而有效的方法。所谓切片对比法就是指把两个标准层间控制的大套河流相地层，带有定任意性地等分或不等分地按总厚度变化趋势切成若干片即小层段砂层组，切线界线就是对比的等时界线。切片对比法，实质上是以简单化的办法来处理复杂的问题。好像在油藏数值模拟中建立储层地质模型样，当油层非均质性非常严重储层性质在很小范围内就频繁剧烈变化时，反而可以用个均质模型来处理它。好像在油藏数值模拟中建立储层地质模型样，当油层非均质性非常严重储层性质在很小范围内就频繁剧烈变化时，反而可以用个均质模型来处理它。切片对比法，实质上所谓切片对比法就是指把两个标准层间控制的大套河流相地层，带有定任意性地等分或不等分地按总厚度变化趋势切成若干片即小层段砂层组，切线界线就是对比的等时界线。部分内容简介内，就会发现各自的旋回界线很少能有致的。因此，常用的以岩石组合划分旋回进行砂层组对比的办法失效。此时，切片对比法却是相对合理而有效的方法。所谓切片对比法就是指把两个标准层间控制的大套河流相地层，带有定任意性地等分或不等分地按总厚度变化趋势切成若干片即小层段砂层组，切线界线就是对比的等时界线。切片对比法，实质上是以简单化的办法来处理复杂的问题。好像在油藏数值模拟中建立储层地质模型样，当油层非均质性非常严重储层性质在很小范围内就频繁剧烈变化时，反而可以用个均质模型来处理它。由于河道的频繁地摆动改道，河道砂体在泛溢沉积中随机出现，任何个等时单元在侧向上总是出现河道砂体与泛溢沉积的交互相变。这样就使我们不必拘泥于寻求定的旋回界线，而用简单的沉积补偿原理，以任何个基本平行标准层而遵循区域厚度变化趋势的层段切片，取其界面作为等时线控制对比。旋回厚度对比法通过地层剖面的分析，在掌握油层岩性岩相变化的旋回性及反映在电测曲线上的组合特征的基础上，了解油层组厚度变化规律，用标准层确定油层组的层位界线。在油层组内根据岩性组合规律进步划分若干三级旋回，分析各三级旋回性质岩石组合类型演变规律旋回厚度变化及测井响应的组合特征，用标准层或辅助标准层控制旋回界线。在局部范围内，同时期形成的单砂层其岩性和厚度是相似的。因此，在每个三级旋回内，应进步分析其岩性组合规律，细分若干四级旋回，并分析其具有的特点砂体发育程度，泥岩稳定程度，各四级旋回的厚度比例等。按岩性相似及厚度比例关系，用稳定的泥岩确定各单层在横向上的层位对应关系，进行地层对比。有时在四级旋回内各单层数量不尽相等，单层厚度可能相差悬殊，在连线对比时，应视具体情况予以合并或作尖灭处理。④砂体侧向相变对比法依据河流相沉积砂体横向上相变迅速，砂体厚度变化大的特点，在厚层与薄层间采用相变对比模式图。图砂体侧向相变对比示意图叠置及下切砂体侧向连续对比法依据新旧河道平面上交错，垂向上叠置，对叠置砂体采用劈层对比模式，关键是从测井曲线上识别出冲刷面等砂体沉积界面。另外，在河道内，当水动力条件较强时，强烈冲刷，将早期沉积砂体的部分甚至全部冲刷掉，再重新沉积。对这种有下切现象砂体的对比采用下切砂体对比模式图。图叠置及下切砂体侧向连续对比示意图小层对比标志河流相在沉积这两个缺乏全区稳定的对比标准层，永镇油田整个馆陶组余米的含油井段，只有底部的高感含螺化石层为个全区分布稳定的对比标准层，所以本次研究以该化石层底部的高感泥岩尖作为全区等时对比标志图。同时部分层段的岩电组合具有相对稳定性，可作为局部对比的辅助标志。对比骨架剖面的建立按照本区构造特点，选择了测井曲线特征明显的井口井，建立了条能够控制全区的对比骨架剖面。图砂层组底部对比标志图调整区骨架剖面井连线图小层划分对比结化对注汽井和生产井分别进行了垂向位置的模拟计算，优化结果表明注汽井位于油层的生产井位于油层的时效果最佳，采出程度可达表表。表注汽井不同垂向位置的开发效果注汽井垂向位置吞吐阶段汽驱阶段累油累积油汽比采出程度周期累油注汽量累油注汽量表注汽井不同垂向位置的开发效果生产井垂向位置吞吐阶段汽驱阶段累油累积油汽比采出程度周期累油注汽量累油注汽量综上所述，数模优选下热采水平井井距，注蒸汽水平井与采油水平井平行正对优于交错，水平井长度，水平井部署油层最小厚度，水平井转蒸汽驱宜在吞吐个周期后，注汽水平井垂向位置在油层中上部为宜，生产水平井垂向位置在油层中下部为宜。蒸汽驱阶段注采参数优化蒸汽吞吐与蒸汽驱是热力采油两个密不可分的阶段，蒸汽吞吐是蒸汽驱的准备和基础，蒸汽驱则是蒸汽吞吐的必然发展，方案编制中井网井距及水平井井身参数均充分考虑了蒸汽驱开发方式，下面对多层井网加密区单层水平井部署区蒸汽驱阶段注采参数优化分别进行研究。井网加密区蒸汽驱注采参数优化在本文数值模拟研究基础上进行了井网加密后蒸汽驱注采参数优化研究，优化结果表明汽驱时机选择吞吐周后即油藏压力降到左右汽驱速度选取采注比时采出程度最高表表表。表转汽驱时机优化结果对比转汽驱时机吞吐阶段汽驱阶段累油累积油汽比采出程度累油注汽量累油注汽量表汽驱阶段注汽速度优化结果对比注汽速度吞吐阶段汽驱阶段累油累积油汽比采出程度周期累油注汽量累油注汽量表汽驱阶段注采比优化结果对比采注比吞吐阶段汽驱阶段累油累积油汽比采出程度周期累油注汽量累油注汽量水平井蒸汽驱注采参数优化在本文热采水平井技术政策界限研究基础上对水平井吞吐后转蒸汽驱注采参数优化研究，优化结果表明汽驱时机选择吞吐周后即油藏压力降到左右汽驱速度选取采注比连续汽驱时采出程度最高表表表。表水平井水平井不同转驱时机开发指标对比表转汽驱时机吞吐阶段汽驱阶段累油累积油汽比采出程度周期累油注汽量井底流压累油注汽量吞吐周吞吐周吞吐周表水平井水平井不同注汽速度的开发效果注汽速度吞吐阶段汽驱阶段累油累积油汽比采出程度周期累油注汽量累油注汽量表水平井水平井不同汽驱方式的开发效果汽驱方式吞吐阶段汽驱阶段累油累积油汽比采出程度周期累油注汽量累油注汽量连续注天停天注天停天方案设计与优选方案设计下断块转蒸汽吞吐已有年，部分高轮次吞吐老井井间热连通已初步建立，为进步验证蒸汽吞吐后产能接替方式的可行性，选择下井开展蒸汽驱先导试验。下井年间累计注汽，井组中共有口热采井受效，井组日液水平由上升至，日油水平由上升至，综合含水由降低至，截至目前井组累计产油，油汽比，累计增油，证明了蒸汽驱可行性较强。根据上述开发技术政策界限中井网井距的论证结合考虑蒸汽驱的需要，下调整区层系均设计两套调整方案进行优化对比。方案全部实施直井开发，设计直井口，设计直井口附图附图，此方案主要缺点是层系南部及层系北部均发育单油层，平均油层有效厚度不足，因此单油层区域平均单井控制剩余地质储量较低方案实施水平井与直斜井联合布井，层系南部及层系北部发育单油层区域均部署水平井，其余多油层发育区域部署直井，层系设计新井口水平井口，层系设计新井口水平井口附图附图。方案优选通过预测指标对比方案相比表，在年内增油万吨万吨，能够提高采收率，方案优于方案。综上所述，方案更能够有效提高采收率，优于方案。表方案预测指标对比推荐方案工作量综合调整的基本对策针对层系，选择单层发育区域采用水平井开发，选择多层发育区域采用直井开发。方案设计原则调整目的及原则以完善井网提高调整区储量动用程度和整体采收率，增加可采储量为目的开发方式先蒸汽吞吐，根据开发情况，考虑适时转蒸汽驱开发层系砂层组以为主，砂层组以为主④井网井距采用水平井与直井联合布井的加密方式，多油层井区次建成反九点法井网，单油层区域次建成井距的水平井井网为减少水侵，新钻井距油水边界以上考虑避开原注水开发的注水井点设计工作量下断块稠油调整方案设计总油井口，新钻热采井口直斜井口，水平井口附表附表附图附图，钻井总进尺，平均完钻井深。利用老井口，其中实施热采老井转周口。单井产能预测单井日产液量的确定从调整区老井生产效果来看，层系老井投产前年平均单井日液能力在左右附图，层系老井投产前年平均单井日液能力在左右附图，油藏条件类似的南区热采水平井投产初期平均单井日液能力在左右附图，因此调整区层系直斜井日液能力取值，层系直斜井日液能力取值，水平井日液能力取值。单井日产油量的确定对比指标方案方案设计新井口预测生产时间年采收率新井产油提高采收率经验公式计算，采用马克斯兰根海姆公式式中单井日产油能力，小数恒定的注热速率，孔隙度，小数初始含油饱和度残余含油饱和度油层的热容蒸汽温度与油层温度之差投产初期，取层系有效厚度取时油藏孔隙度取，初始含油饱和度与残余含油饱和度之差取，油层比热取，蒸汽温度与油层温度之差为，直井单井日产油能力为层系有效厚度取时油藏孔隙度取，初始含油饱和度与残余含油饱和度之差取，油层比热取，蒸汽温度与油层温度之差为，直井单井日产油能力为。中国地质大学姜在兴教授建立封闭边界型底水驱动型边水驱动型等不同类型水平井模型计算产能，调整区内水平井隔层较发育，且距离边水较远，因此调整区部署水平井可视为封闭边界型模型进行产能预测，计算公式如下所示式中，水平井生产压差，水平井段长度水平井产量水平井距油水界面的距离油藏有效渗透率供给半径油层厚度水平井半径原油粘度体积系数油相的相对渗透率，。调整区内单层水平井部署区域平