近年来，国内外稠油开发技术进步很快:蒸汽吞吐、蒸汽驱、碱驱、聚合物驱、混相驱、火烧油层、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)以及水平压裂辅助蒸汽驱(FAST)等技术已经非常成熟。其中蒸汽吞吐和蒸汽驱是目前稠油开采的主体技术。本文主要进行新疆油田红浅一井区红一6区块八道湾组开发后期调整研究。在生产动态分析、开发效果评价以及影响因素分析的基础上结合油藏数值模拟技术研究八道湾组后期的开发调整方案，最终提供一套用于现场实施的推荐方案，为红一6井区八道湾组改善开发效果，提高采收率提供技术支持。
　　红山嘴油田红浅1井区红一6八道湾组稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘红山嘴油田西北部，平均地面海拔340m，中深540米。本区在自下而上发育的地层有三叠系克下组(T2k1)、克上组(T2k2)、侏罗系八道湾组(J1b)、三工河组(J1s)、西山窑组(J2x)、头屯河组(J2t)、齐古组(J3q)和白垩系吐谷鲁群(K1tg)，目的层八道湾组埋深272m～735m，平均580m，广布全区。克下组和克上组基本处于未开发状态。八道湾组自下而上可细分为J1b42、Jib41、J1b3、J1b2和J1b1五个小层，其中、J1b2和J1b42为主要含油层位，砂体连续性较好，其余三个小层全区储层不发育。八道湾组已开发10多年，但目前采出程度仍较低。截止2012年2月，红浅1井区红一6区八道湾组油藏共有开发井114口，地质储量152.16×104t，采出程度17.26％，单井累积产油量192-10699t，差异极大，目前绝大部分井处于关井状态，仅开井12口。
　　本文首先在红一6井区八道湾组油藏地质资料的基础上，进行了生产动态分析。对初期生产状况、目前生产状况以及各周期的生产动态变化规律进行了分析总结，并与临区同层开发情况进行比较。之后分析总结了该地区地质特点和注采参数等对吞吐效果的影响。通过分析研究，找出了八道湾组前期影响吞吐开发效果的主要因素:注采参数不合理，采注比太低。
　　其次，基于油藏数值模拟软件CMG对全区以及单井进行了生产历史拟合，并分析其剩余油分布特征。结合国内外稠油油藏开发经验，对八道湾组能否进行吞吐转驱进行了可行性分析论证。并分别针对注汽强度、周期注汽强度、采液强度、井底干度及焖井时间几个参数应用正交设计方法进行了吞吐参数优选。在最优吞吐参数的基础上针对注汽速度、转驱周期、井底干度和采注比几个参数应用正交设计的方法进行了吞吐转驱的参数优选。研究了八道湾组整体井网加密、局部井网完善以及水平井和直井混合井型的开发效果，并根据现场汽窜的情况进行了蒸汽驱控制汽窜技术对策研究。最终结合各个方案模拟结果以及现场实际情况得到了用于现场实施的一套井网接替两套层系的开发方案。
　　通过对红一6八道湾组加密调整开发研究，主要得到以下结论①八道湾组油层共有开发井114口，平均吞吐轮次为4.1轮，采出程度17.26％，采出程度较低，目前正常生产井12口，具有较大挖潜潜力。②八道湾组目前采出程度较低，仅为17.26％，油汽比0.22。平面上剩余油分布不均，主要富集于各井之间、低轮次井附近及井网不完善区域，纵向上主要分布于J1b42层。③影响八道湾组开发效果的因素较多，其中油层厚度、地层渗透率、吞吐参数等是关键因素。采注比太低是其开发效果较差的重要原因。后期开发调整应以提高单井产液量、增大采注比为目标。④若将八道湾组单独进行开发，则不适宜进行油藏整体加密和新打水平井，在井网不完善区域打新井及单井层位调整等措施，可以取得较好开发效果及经济效益。其最优开发方案为:局部井网完善方案。其优化参数为:再吞吐一个周期后转驱、井底蒸汽干度0.7、注汽速度取60m3/d、采注比1.2。方案预测到2017年6月，采出程度为25.76％，油汽比0.126。⑤采用正交设计对稠油蒸汽吞吐及吞吐后转驱转驱参数进行优化筛选可以高效快速地得到其最优参数组合，且可以分析各因素间的影响程度，避免了单一指标优化时的局限性。⑥若考虑八道湾组和克下组一起进行开发，则推荐八道湾组整体加密形成一套小井距井网，加密井先期吞吐开发克下组，后期上返开发八道湾组，吞吐一周期后转驱。八道湾组可建产13万吨，克下组可新建产能7.4万吨。