小井距开发现河油田低渗油藏可行性研究

认为注采井网井距大,水驱控制程度差,采收率偏低是影响胜利油田现河低渗透油藏开发的关键,通过井间密度与水驱控制程度和采收率的关系等分析,提出了现河低渗透油藏开发的合理的井网密度。     

井下乳化/水热催化裂解复合降黏开采稠油技术研究

实验考察了胜利孤东稠油井下催化水热裂解和乳化/催化水热裂解降黏效果。所用催化剂为水溶性铁镍钒体系,Fe3+∶Ni2+∶VO4+=5∶1∶1,100 g稠油与30 g 0.5%催化剂水溶液在240℃反应24小时。原始黏度(50℃)11.0和8.36 Pa.s的两种稠油裂解并静置除水后,黏度降低76.2%和75.6%,室温放置60天后降黏率下降小于3个百分点,气相色谱显示裂解后轻组分明显增加,红外光谱显示稠油组分发生脱羧反应且芳环数减少。讨论了稠油催化水热裂解反应机理。所用化学助剂JN-A在油水中均可溶,耐温达250℃,耐矿化度达50 g/L,其水溶液以30∶100的质量比与稠油混合时形成低黏度的O/W乳状液。当水相含1.0%JN-A和0.5%催化剂时,两种稠油水热裂解后的反应混合物为O/W乳状液,黏度仅为319和309 mPa.s,静置除水后的稠油降黏率增加到86.5%和87.3%,其中的轻组分含量进一步增加。该井下乳化/催化水热裂解复合降黏法成功地用于孤东两口蒸汽吞吐井,稠油井作业后初期采出的原油黏度由~9 Pa.s降低到1 Pa.s左右,随采油时间延长而逐渐升高,约50天后超过4Pa.s。图2表6参5。     

177.8mm套管修复加固工艺技术及应用

随着辽河油田超稠油开发的不断深入,蒸汽吞吐轮次的不断增加,油井套管损坏问题不断加剧.针对该问题,开展了套管修复加固工艺技术研究.从加固工艺技术原理、技术参数、施工工艺、现场应用、效益分析等方面对套管修复加固工艺技术进行了介绍.该技术在现场应用后,恢复了一批油井的生产,经济效益较为显著.     

改善互层状超稠油油藏吞吐效果技术研究

辽河油田曙一区兴隆台油层为互层状超稠油油藏,是主要的储量接替和产能建设区域.该区域储层发育差,开发过程中存在注汽压力高、低周期采注比低、周期产油量低、油汽比低、吞吐效果差等问题.通过对油藏储层特征、油藏开发矛盾的研究,掌握制约互层状超稠油油藏开发效果的因素和机理,寻求改善开发效果的有效途径和技术手段.现场应用表明,通过合理的射孔层位组合、合理的注汽参数设计、组合式吞吐技术的应用、套管防护技术的应用等,可以有效的改善油藏开发效果.     

套保稠油油田火烧油层可行性分析

从火烧油层的筛选标准、实际地质条件及室内物理模拟实验入手，对该油田火烧可行性进行了分析。分析结果认为，套保油田进行火烧总体上是可行的，在实际火烧时应避开底水的影响，火烧区域应选在构造高部位或仅烧其主力层。     

宝浪油田宝北区块低渗透油藏层系优化研究

针对宝浪油田宝北区块低孔低渗油藏地质特征以及油层层数多、分布井段长、部分零散层动用难度大等问题 ,研究了宝北区有效厚度、油层层数、单井产能及单井控制地质储量等层系划分与组合的技术经济界限 ,并在此基础上进行了宝北区层系划分与组合优化论证 ,最终优选出宝北区开发层系     

空心杆过泵电热采油技术及其在B103井的应用

河南油田引井应用空心杆过泵电热开采技术，通过工艺配套和技术参数优选，在南襄盆地泌阳凹陷B103井白云岩层系稠油开发试验中获得了成功。实践表明，这一技术对提高稠油井泵能力及解决在举升过程中由于降温增粘导致抽油杆柱在油和内运动阻力增大的问题有明显的效果和较好的适应性。     

胜利油区不稳定注水技术的研究及应用

针对胜利油田储层类型和油藏：河流相正韵律沉积、三角洲沉积及复杂断块油藏，开展了不稳定注水机理研究及现场先导试验并推广应用。实践证明不稳定注水能够提高注水波及系数，提高油藏最终采收率。该技术具有投资少、见效快、增油显著的特点，是一种深化二次采油、改善水驱油藏开发效果的有效技术手段。