摘要：根据水驱开发至高含水期以后转注聚开发方案设计的需要,在高含水期水驱递减模型和聚合物增油量预测的基础上,建立了一种结合经济效益指标的高含水期转注聚经济极限井网密度的计算方法,研究了转注聚后井网密度与油田最终采收率、转注聚时水驱程度及投资回收期之间的关系。应用该公式计算了某高含水期转注聚单元区块的经济极限井网密度,为油田注聚开发方案的制定和实施提供了一定的理论依据。

摘要：针对海上低渗油藏注气方案设计受平台环境、油藏特征和工艺条件等众多因素影响而复杂烦琐的问题,将响应面方法引入水气交替驱方案的设计中。在确定了少量但具有代表性的气驱方案的基础上,通过对其结果的统计分析,形成了采收率指标与注气时机、水气比、周期注入段塞3个因素之间的预测模型与响应曲面,并在此基础上开展了注气参数优化设计。通过该方法可以对研究范围内的气驱方案进行高效地设计、预测和优化,简洁、直观地确定最佳气驱方案,科学、高效地实现设计目标,提高了海上低渗油藏气驱设计工作的效率和质量。

摘要：设计了三维平板模型驱替实验和岩心驱替实验,应用核磁共振技术,从孔隙尺度研究了河流相储层高含水后期水平井和注入凝胶2种方法挖潜时剩余油分布规律及不同孔喉波及规律。结果表明,水驱后在顶部(低渗层)布置水平井挖潜,可以对低渗层大孔隙有很好的动用,但剩余油依然主要富集于低渗层以及中渗层的中—小孔隙;注入凝胶段塞可以有效调整吸水剖面,对后续水驱有着重要作用,而且与水平井挖潜相比可以有效动用低渗层的大—中孔隙,对低渗层小孔隙也有动用。

摘要：传统的表面活性剂因其"不耐温、不抗盐且界面性能有限"已经不能满足三次采油(EOR)过程的需要。一种基于有机硅氧烷双封端剂双子型(Gemini)表面活性剂能够很好地解决上述问题,日益受到科学家们的重视。该文在前期工作的基础上,较系统地综述了用于合成新型双子型驱油用新材料中间体——有机硅氧烷双封端剂的研究现状与进展。重点介绍了驱油用新材料的重要中间体(活性基团封端剂)的设计、合成及性能,并对活性封端剂在驱油用新材料中的发展趋势进行了展望。

摘要：以细管实验、数值模拟为手段,将CO2近混相驱过程划分为顶替段、混合段和突破段3个阶段,定量化地研究了各阶段对采收率的贡献程度。结果表明,顶替段产出油未受气体溶解、扩散作用,驱油机理以膨胀作用为主,本阶段对采收率贡献60%;混合段原油组分随注入气溶解变化,通过注入气扩散、溶解,使原油密度下降,黏度降低,本阶段对采收率贡献30%左右;突破段出现气液两相至注气结束,驱油机理以注入气抽提作用为主,本阶段对采收率贡献不足10%。本文针对典型低渗H油藏,优化了非纯CO2近混相驱的注入时机、注入纯度、注入速度;模拟对比了非纯CO2近混相驱与其他开发方式,认为H油藏采用非纯CO2近混相驱可获得更好的开发效果。本文研究可为低渗油藏非纯CO2近混相驱优化设计与高效开发提供技术依据。

摘要：通过物理模拟实验研究不同注聚时机条件下注入能力的变化规律;在此基础上,结合渤海某油田实际数据,利用油藏数值模拟分析了渗透率、原油黏度、聚合物溶液黏度、注入速度和注入时机对注入压力的影响。运用中心组合试验设计方法设计50个试验样本,运用基于代理模型的方法建立注入压力与各因素之间的二次响应面数学模型并利用实际注聚井数据,对所建立的二次响应面数学模型进行检验,其相对误差小于10%,能够满足工程精度要求。

摘要：高陡构造地区地震勘探中,在山地大型障碍区布设观测系统,为避免因地表障碍物使地震反射剖面出现间断,需要动态调整观测系统设计增加短炮线,跨越大型障碍物(水库,矿区等),以确保面元属性均匀,压制噪声最佳,以得到好的反射地震资料。在参与和研究野外实际的过障碍观测系统的基础上,提出一套采用增加短接收线代替增加短炮线的方法。基本思路是:在绿山软件上进行理论推导,合理动态调整物理点的位置。在穿越大型障碍区的地震勘探中,采用增加短接收线代替增加短炮线的方法,能成功解决施工高成本,有效激发难,以及激发风险等难题,确保获得高信噪比的地震资料。

摘要：以渤海油田某稠油油藏为典型区块,根据海上油田特点建立基础方案,运用正交试验设计和数值模拟方法对该区块蒸汽吞吐过程中的注汽强度、注汽速度、井底蒸汽干度、蒸汽温度、焖井时间和产液速度进行研究,并采用直观分析法和方差分析法对试验结果进行分析。结果表明,该区块蒸汽吞吐的最优生产方案为注汽强度为20t/m,注汽速度为250m3/d,井底蒸汽干度为0.5,蒸汽温度为340℃,焖井时间为5d,产液速度为200m3/d,并得到了各注采参数对开发效果的影响程度大小依次为注汽强度>井底蒸汽干度>产液速度>注汽速度>蒸汽温度>焖井时间。该结果对于海上矿场蒸汽吞吐注采参数的优化具有一定的指导意义。

摘要：孤岛油田西区三元复合驱矿场扩大试验区包括 6口注水井和 13口采油井。介绍了试验区油藏地质特征。所设计的超低界面张力三元复合驱油溶液 (主段塞 )配方为 :1.2 %Na2 CO3+0 .3%复配表面活性剂 (阴离子表面活性剂BES +木质素磺酸盐PS) +0 .15 %聚合物 35 30S。从 1997年 5月开始实施化学剂注入 ,实际注入情况如下 :前置段塞(0 .2 0 %聚合物溶液 ) 0 .0 97PV ;主段塞 0 .30 9PV ;后置段塞 (0 .15 %聚合物溶液 ) 0 .0 5PV ,2 0 0 1年 11月转后续水驱。本文介绍注完化学剂时的试验效果 ,包括 :全区油井综合含水由 94 .7%降至 84 .5 % ,日产油量由 82t升至 194t,累计增油 10 .4 2× 10 4 t,提高采收率 5 .2 7% ,预计最终提高采收率 12 .0 4 % ;注水井纵向各层吸水均匀化 ,注水井流动系数和流度下降 ;注水利用率提高 ,每采出 1t原油的耗水量由 17.9t降至 10 .4t。从受效方向、油层构造、沉积微相、窜流等 4个方面分析了各油井增油减水效果不同的原因。图 3表 3参 7。

摘要：以渤海A油田为例,通过分析无因次采油、采液指数变化规律和已提液油井生产状况,研究了提液的可行性;利用数值模拟手段,采用均匀设计法设计试验方案,开展海上油田早期注聚提液开发技术政策界限研究,确定了合理的提液时机和提液幅度。研究结果表明,对于A油田来说,在聚合物驱整体见效时提液效果最佳,合理的提液幅度为提液前产液量的1.3倍左右,在聚驱的基础上再提液可提高采收率约0.8%。