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大庆喇嘛甸地下天然气储气库基于大庆喇嘛甸层状砂岩油田的气顶，是我国投产最早的地下天然气储气库，二十多年的注采实践证明；利用地下储气库储采天然气是合理利用天然气资源最有效的手段，不仅有效解决了大庆地区冬厚季节用气和因石化厂等用气大户检修停产引起的用气不均问题，而且有效地保护了环境，文章回顾了大庆喇嘛甸地下储气库的开发历程及各阶段的主要做法，论述了储气库设计及库容量测算技术，注采气系统节点分析方法，动态监测系统及调整技术，地面工艺配套调整技术，动态分析技术和管理方法等一套储气库主要开发技术，具有较高的技术和经济价值。     

滚动扩边稀井区的沉积微相刻画方法研究

针对开发区周边稀井区井控程度低,沉积刻画精度与已开发区存在较大差距的问题,分析不同沉积微相在砂岩厚度、地震波阻抗等方面存在的差异,统计开发区不同沉积微相的砂岩参数,建立不同微相所对应的砂岩数据库;以地震属性预测的平面上扇体展布控制规模为基础,通过微相知识库分析地震反演所表征的稀井区沉积砂体发育特征,确定砂体的微相类型;从顺物源、垂直物源砂体延伸规模作为微相展布范围,实现稀井区沉积微相的定量刻画。研究表明:通过A区块密井网区辫状河三角洲微相的单砂体厚度、累积概率、反演的波阻抗值等参数可有效表征不同沉积微相砂体发育特征,其中,水下分流河道和河口坝在砂岩参数上具有明显的优势;建立沉积微相知识库结合地震属性预测的稀井区沉积微相刻画方法可以有效提高稀井区沉积微相刻画精度,符合率达到91%,稀井区有利沉积微相类型主要富集在A5和A02等井区。研究成果应用于A区块周边的稀井区滚动评价部署及方案部署,取得较好效果,累计建成产能2.35×10⁴t,提交探明储量超过200×10⁴t。研究成果可为老油田稳产增产提供有力支撑。     

聚合物驱优化布井及其适应性研究

针对喇嘛甸油田各区块注聚后所暴露出来的油水井同井场，断层两侧存在死油区和水井改油井等问题，结合布井区块的具体特点和原井网分布，通过合理井网，井距的优选和不同区域布井方式的灵活调整，对聚驱井网进行了优化，增大了井网对砂体和储量的控制程度，并对布井结果的适应性进行了分析，总结出了一套既适应原井网分布，又有利于葡I 1－2油层和上返接替层聚驱的布井方法，对聚驱井网部署及调整具有一定的指导意义。     

大庆喇嘛甸油田地下储气库开发技术研究

大庆喇嘛甸油田地下储气库是基于喇嘛甸层状砂岩油田的气顶进行建设的,是我国投产最早的地下储气库。在储气库设计中运用了库容量测算技术、注采气系统节点分析技术、动态系统监测及油气界面调整技术、高压气体计量技术和科学管理技术等。这套系统的储气库开发技术在确保油气界面稳定和节约资源方面起到了重要的作用。     

喇嘛甸油田葡Ⅰ1-2聚驱后注气数值模拟研究

喇嘛甸油田北东块位于油田北东部,开发面积0.36km2。北东块葡Ⅰ1-2油层纯含油面积14.9km2,平均有效厚度12.3m,中部深度为930~1220m。该区块96年7月开始注聚,2000年11月全部转入后续水驱。目前全区含水为95.9%,日产油只有929t,已进入后续水驱特高含水阶段。为充分利用油田的天然气资源,探索厚油层内部剩余油挖潜的有效方法,我们开展厚油层注气提高采收率可行性的数值模拟研究。     

地下储气库注气系统节点分析方法研究

根据地下储气库的具体特点 ,研究建立了地下储气库注气系统的节点分析方法。经喇嘛甸油田地下储气库实际资料验证表明 ,该方法计算结果比较准确 ,符合储气库生产情况 ,可以用于储气库系统优化、指标预测、配注方案编制和运行参数优选等工作中。     

喇嘛甸油田葡I1—2聚驱后注气数值模拟研究

喇嘛甸油田北东块位于油田北东部，开发面积0、36km^2。北东块葡I1—2油层纯含油面积14．9km^2，平均有效厚度12．3m，中部深度为930～1220m。该区块96年7月开始注聚，2000年11月全部转入后续水驱。目前全区含水为95．9％，日产油只有929t，已进入后续水驱特高含水阶段。为充分利用油田的天然气资源，探索厚油层内部剩余油挖潜的有效方法，我们开展厚油层注气提高采收率可行性的数值模拟研究。     

喇嘛甸油田北东块一区聚驱提效矿场试验

针对喇嘛甸油田二类油层聚合物驱开发中存在聚合物用量大、吨聚增油量低的实际问题,以喇嘛甸油田北东块一区聚驱提效试验区为典型区块,总结了聚驱提效的做法:加强地面配注系统黏损控制,从源头上降低聚合物干粉用量;优化注入质量浓度个性化设计,提高注入体系与油层匹配性;强化跟踪调整,增加有效注入,减少无效注入.通过提效措施,节约了聚合物干粉用量,提高了吨聚增油量,区块整体效益明显提升.研究成果在提高二类油层开发效益方面具有较高的推广价值和应用前景.