利用非常规井技术提高油田开发水平
我国渤海湾海域有丰富的油气资源，已经投入开发的有亿吨级整装油田，还有多个已探明而未投入开发的大中型稠油油田。这些油田都以河流相沉积为主，具有良好的储层条件，但因海上油田开发投资大、风险大，且稠油油田的开发又比一般的稀油更具难度，如何借鉴国内外同类油田的开发经验？如何引进新的开发技术？利用现代油藏经营的思想，使油田达到高的采收率、高的效益、实现高的投入产出比，从而形成一套海上稠油油田优化开发的模式。这对提高油田的整体开发效益和开发水平都有重要意义。
利用油藏描述和油藏数值模拟技术，对某些有较长开发历史的相似油田，在目前的技术条件下进行虚拟开发，即以各种假想模式进行“重新”开发。既要研究投产初期的井网、层系、产能设计等内容，又要考虑开发过程中针对全油田、部分层位、部分井组乃至单井采取的各种调整策略、措施。
以渤海湾常规稠油油田实际地质模型为基础，利用数值模拟手段，结合国外提高单井产能的综合研究成果，根据油田的储层和流体类型及不同布井、不同开发方式，研究对比不同井网控制程度、不同开发策略、采用不同钻(完)井新技术条件下的开发效果及经济效果，研究不同开发策略、各种新技术对不同类型油田的适应性
应用ECLIPISE数模软件进行模拟分析，以渤海稠油油田类似的油田为地质模型原型，包括渤海油田已投入开发的埕北、大港三区三断块油藏、羊三木油田三断块和秦皇岛32-6南区等油田为背景进行虚拟开发研究。研究内容为常规井（丛式井）网对储层、储量的控制程度研究、在方案设计时对影响油田开发效果的主要因素都予以考虑，如井类型、井网密度、布井方式、开发层系、采油速度、生产压差等。
一般地说，单井平均日产油量或油田年采油速度，能衡量一个油田是否“高产”，但不能说明是否“少井”；而井网密度能说明是否“少井”，却不能说明“高产”。采用“产能效率”和采出程度可以衡量一个油田是否是“少井高产”。产能效率定义为油田实际年产油(万吨)/开发总井数(口)。在计算“产能效率”中，采用开发总井数（即包含已钻完的所有生产井、注水井、注气井等）计算，是为了考虑“经济”因素。因为有的油田天然能量足，没有注入井；而有的油田因天然能量不足，钻有许多注入井，两者的开发费用相差悬殊。如果只采用生产井数、或用开井数计算“产能效率”，都会掩盖开发费用投入的差异。按照“少井高产”原则，分别对四个油田进行了虚拟开发研究，主要参数对比见表1。表中折算井数是指将水平井或多支井折算成直井的数量。折算时水平井井段或多支井井段的钻井成本按直井钻井成本的1.5倍计算
从表中看出，除秦皇岛32-6南区外，其它3个油田的少井高产方案的指标都远好于基础方案。2个陆上油田的少井高产方案的井数大约为基础方案井数的一半，而采出程度都已超过基础方案。埕北的少井高产方案井数大约为基础方案井数的2/3而采出程度相同，但秦皇岛32-6南区正好相反，其少井高产方案的井数为基础方案井数的2倍，但原油采出程度高出基础方案50%，因而其产能效率仍然较高。可见，少井与高产是一个矛盾的统一体。一般而言，少井就低产，多井就高产，井太少，不可能高产；但盲目增加井数，也未必高产，处理不好就会出现“多井不高产”的情况。因此，必须辨证地看待和处理“少井”和“高产”的问题，油田情况（如油田环境、油藏类型、储量品位等）不同，“少井高产”的要求、标准和指标就不一样，这点可以从表中4个油田的对比清楚地看到。显然，从表中还可看出，陆上油田和海上油田“少井高产”的指标差别很大，海上两个油田的单井控制储量和产能效率是两个陆上油田的3倍左右，这是由海上油田特殊的开采条件及技术要求所决定的。具体到这四个油田，我们可以说，51口井对埕北不是“少井高产”而是“多井高产”，113口（折算井数，实际井眼数为70口）对秦皇岛32-6南区就是“少井高产”了，而119口对港西三区三、四断块可以说是“多井不高产”了。当然，要做到“少井高产”，不能采用简单地增加或减少井数的办法，必须根据具体油田特点，采用适合本油田的井型、井网及开发和调整策略，才有可能达到“少井高产”。并最终提高油田开发水平和开发效益。
