摘要：本研究针对稠油开发需要,通过室内配方筛选,确定乳化降黏体系为:0.4%表面活性剂CD-1+0.2%NaOH+0.07%聚合物HPAM,在油水体积比为7∶3下形成的乳状液黏度为189.3 mPa·s,稠油降黏率达96.1%,稳定时间达48 h。将化学吞吐的方法与乳化降黏结合起来,可以取得很好的稠油开采效果,提高稠油采收率。本文通过正交试验设计,用室内物理模型模拟了稠油乳化降黏化学吞吐的过程,得到了相关吞吐工艺室内模拟参数(注入量16 mL,注入速度0.34 mL/min,焖井时间48 h,注入温度50℃),并对室内模拟吞吐效果进行分析,在水驱(采收率8.25%)基础上经过两次吞吐总共提高采收率10.78%。

摘要：为了解决目前高温电潜泵用于油砂开采中的高成本问题,尝试将皮带抽油机应用于海外X区块油砂开采中。X区块油砂产量较高,全角变化率和井口斜度都较大,皮带抽油机并不能满足举升液量和斜井口举升的需求;因而,采用开发前期使用电潜泵、后期转而使用皮带抽油机的开采模式,以满足油砂产量高的需求。此开采模式对地面工程设备的转换影响较小。此外,设计了抽油机的辅助支撑和皮带导轨,以满足井口斜度大的需求。计算结果显示,比起全程使用电潜泵的开采模式,应用电潜泵转皮带抽油机的开采模式节省了大量投资,具有较高的经济效益。

摘要：为了研究近井地带含水率对稠油出砂冷采的影响,在室内模拟了不同含水情况时,恒压下的油水产出规律。实验通过在恒压下将稠油和地层水同时注入人造岩心,研究了渗流机理和产液规律。实验结果表明,在同样的压差下,近井地带的含水率对最终采收率没有影响,这为油田开发方案的设计提供了重要的理论依据。

摘要："十一五"以来,中国海油随着勘探技术的提高及勘探力度的加大,在我国渤海油田太古宇变质岩基底潜山中发现了一系列油藏,其中以锦州25-1南潜山裂缝性油藏为典型代表。针对潜山储层储集空间类型复杂、非均质性强、开发难度大等地质特征及开采特点,对锦州25-1南潜山裂缝性油藏的开发方式、层系划分、井网部署、采油速度以及采收率等开发策略进行了研究,并制定了合理的开发方案。方案设计一套开发层系,采用水平井顶底平行交错的立体注采井网开发,井距600~700 m、初期采油速度3%、预测最终采收率25%。为降低开发风险,方案实施过程中采取了"井间逐次加密、井网多次成型"的整体部署、分批实施策略,取得了很好的效果,实现了海上潜山裂缝性油藏的高效开发。

摘要：锦州25-1南油气田是一个构造复杂、断层发育的区块。为了有效合理开发,提高油气资源采收率,本文设计了在同一口井内实现分层注水或在一口井内实现分层注水和采油的新技术工艺,同时实现注水和采油两种功能,随着海洋石油开发工艺的逐步完善,将污水及循环后钻完井液回注地层,可以起到节约油田的开发成本、保护海洋环境的功能,也为实现同井产液和分层注水注聚提供了技术保障。

摘要：海上油田综合调整过程中,井眼防碰已经成为制约丛式井网加密钻采的关键因素。针对海上油田单平台井数多、井间距离小、丛式井网密集的特点,利用井眼轨迹优化和防碰绕障设计,实施丛式井网整体加密钻采井眼轨迹防碰绕障技术。在绥中36-1油田L平台应用效果证明,该技术能够有效防止井下碰撞事故的发生,减小钻井施工的难度。

摘要：测试压裂分析技术是水力压裂施工前获取储层物性参数和分析压裂液性质的手段,是压裂施工顺利进行的技术保证。结合渤海某油田沙河街油藏压裂工程,介绍了测试压裂应用过程和理论基础,并简单介绍几种求取地层闭合压力的数学方法。闭合压力是压裂施工关键参数之一,不同数学计算方法推导出的闭合压力不尽相同,现场压裂工程师要根据实际测试结果选取可靠的数值。压降曲线拟合是在模型中反推出地层关键参数的方法,拟合完毕即得到针对施工地层的压裂模型,在此基础上进行主压裂设计和裂缝预测是较为准确的,以此进行施工也是安全的。

摘要：地层疏松和储层压力衰竭,是目前渤海油田在调整开发过程中遇到的突出问题。针对这类油藏完井作业过程中,防砂与储层保护的技术难点,根据适度防砂的理念,采用了"量体裁衣"式的防砂设计,创新发展了简易PRD射孔液技术及其配套完井工艺,达到了"适度防砂+储层保护"的双效目的。在绥中36-1油田的现场应用表明,此项技术有效地解决了砾石充填与防止漏失之间的矛盾,大幅度提高了单井产能,为同类油田的完井工艺技术提供了重要的依据。

摘要：为了防止丛式钻井碰撞事故的发生,设计了丛式钻井防碰监测及预警系统。系统利用振动波在地层中的传播规律和特点,研发出根据振动信号的变化来预测钻头是否趋近或碰撞风险邻井的办法,并开发出相应的软、硬件设备。在渤海油田的现场应用证明,浅层钻井防碰监测及预警效果良好,可有效提高丛式井钻井效率。

摘要：在渤海油田调整井作业过程中出现了以E15H1井为例的小井眼侧钻情况。虽然受限于老井眼Φ177.8 mm套管开窗尺寸的限制,E15H1井钻井工程中出现了Φ177.8 mm套管内开窗后Φ152.4 mm井眼段既完成着陆段,又完成水平段的情况。在这种情况下,通过完井防砂管柱优化设计、完井工序优化,利用尾管挂代替顶部封隔器、Φ114.3 mm盲管(遇油遇水膨胀封隔器封隔)+Φ114.3 mm优质筛管模式,实现了渤海湾第一口Φ152.4 mm小井眼裸眼超过1 200.0 m的水平井完井作业。