摘要：近几年,孤东油田在剩余油描述与挖潜方面取得了新进展,利用老区新井、碳氧比测井、精细油藏描述等技术预测剩余油分布区,采用在老区打水平井、聚合物/石油磺酸盐二元复合驱先导试验等实用技术挖潜剩余油。截至2007年12月,孤东油田已钻水平井43口,累计增油42×104t。新井钻遇有效厚度核算、产能到位率评估、实际钻遇情况与设计指标对比、新井产量与同层老井产量对比认为,老区新井改善了资源利用程度、提高了产能和采收率。孤东油田自2003年9月开展国内首例聚合物/石油磺酸盐二元复合驱先导试验,截至2007年12月,累计增油13.1×104t,翁氏模型预测和修匀-递减法标定二元复合驱可提高采收率7.6%。扣除无效采液后的可采储量预测、消除开发时间差异后的产量指标评价、应用可采储量采油速度划分油田开发阶段等评价方法深化了对开发规律的认识。

摘要：在低渗透天然气储层的开发中，井距和水力压裂处理设计是两个控制施工作业的最重要的因素。以前对裂缝长度和井距的最优化研究假定渗透率，孔隙度、厚度等是均质的。本文的分析说明了了解渗透率的空间变化和渗透率各向异性的重要性，地质统计技术与经济指标和油藏模拟相结合，给出了致密天然气储层的油藏描述的定量值。

摘要：石油开采过程中,由于水动力的冲刷等作用引起的疏松砂岩储层出砂,会导致储层损害和产能降低,甚至造成套管损坏、油井报废。通过分析疏松砂岩油藏出砂发生和发展的机理,设计了出砂预测的数学模型。在此基础上,用Monte-Carlo法模拟疏松砂岩油藏出砂的发生和发展。孔隙介质的渗流参数服从给定概率分布的随机变量。模拟结果表明,在同一生产压差下,出砂几率随井距的缩短而增大,当井距一定时,随着生产压差的增大,出砂几率增大;储层越不均匀,出砂的几率越大,但是扩展到大量出砂的几率较小,反之,储层越均匀,油藏出砂的几率越小,但是扩展到大量出砂的几率却越大。总之油藏是否出砂,不仅与生产压差有关,还取决于储层的非均质程度。随机模拟的结果能很好地与实验室试验结果相印证。

摘要：孤东油田1996年开展了单井单层单向、单井多层单向、多井多层单向三类井组进行了不稳定注水试验,见到初步效果。1999年运用物理模型、数值模拟、渗流力学和油藏工程方法开展了不稳定注水机理研究,研究了油层非均质性、岩石润湿性、毛管力、原油物性、开发井网、不稳定注水时机、压力保持状况、注水强度、注水周期等因素的影响,表明孤东油田油藏适合开展不稳定注水,并确定了有关技术界限。在具体不稳定注水实施方案编制过程中,由于考虑的因素很多,采用正交法和模糊决策法优化参数设计。2001年以来在孤东七区西63+4等5个区块进行了整体不稳定注水,效果显著。

摘要：针对孤东油田老区水平井设计中存在的风险,进行了夹层识别和构型解剖研究,并利用水平井对河流相厚油层进行开采。1996年以来累计投产25口水平井,初期平均单井日产油14.7 t/d,是同期老井产量的3.5倍,含水率为77.7%,比相邻老井含水低16.3个百分点。应用该技术对于采出程度高、综合含水率高的井组应用效果较好,对于同类型油藏开发具有一定的借鉴意义。