摘要：气举采油是目前使用最为广泛的人工举升方式之一,常规气举一般由配套的气举生产管柱及注气装置构成,需要在油管上设计布置多支气举阀,通过上部各级气举阀逐级卸载,将高压气体经最下级工作阀持续不断地注入到生产管柱,实际应用中常常出现卸载失败、多点注气等问题。非常规气举能够不改变原有生产管柱,利用井下工具代替气举阀作为注气点,是一种简易、灵活的人工举升办法。基于现场试验,提出了几种非常规气举技术并在现场应用,试验效果较好。

摘要：比采油指数是确定新投入开发油田产能的重要数据。在油田储量评价和方案设计阶段,通常先确定油田的比采油指数,然后乘以压差和厚度得到初期产能。由于海上稠油油田产能测试数据点有限,通常需要预测未测试层段的比采油指数。目前的做法是通过拟合已投产油田比采油指数与流度的线性关系式,然后通过线性关系预测未测试段的比采油指数。在应用过程中发现,对于直井,上述方法预测精度较高;而对于水平井,上述方法预测精度较低。以产能计算理论为基础,对直井和水平井计算模型分别进行了研究,分析了直井和水平井比采油指数与流度、采油指数与地层系数拟合关系式的形式,定量描述了油层厚度对水平井比采油指数的重要影响,研究了比采油指数与原油流度线性拟合的适用条件。研究结果表明,随着油层厚度的增加,比采油指数拟合误差增大;油层厚度大于10 m的水平井采用采油指数与地层系数线性拟合可以大幅度提高预测精度。渤海M稠油油田的实例应用表明,研究的经验关系式能大幅度提高水平井比采油指数的预测精度。

摘要：弱凝胶体在渤海油田的调驱中得到广泛应用。为了充分发挥弱凝胶应用效果,应该确定其油藏中的物理和化学参数。通过运用CMG数值模拟技术可以指导弱凝胶调驱方案设计,为增强CMG运行方案的精确度,需要明确弱凝胶体系在油藏中的物化参数(黏浓、残余阻力系数、最大吸附量、残余吸附量等),其中黏度数值是影响CMG运行的关键因素。本文确定了影响黏度损失的主要因素为近井地带剪切和衰竭层效应。通过近井地带模拟装置确定了射孔带剪切会造成65%的黏度损失,通过双流体模型结合Huggins方程、Mark-Houwink经验式确定衰竭层效应会造成8%的黏度损失。计算结果输入到CMG软件中,进行软件历史拟合,拟合率从开始的80%提高到93%。