孤东油田八区西部提高聚合物驱效果分析

根据孤东油田八区西部注聚区的地质及开采情况 ,分析了该区聚合物驱前期不见效的原因 ,研究了该区剩余油分布规律 ,提出了下步以层间、层内调整为主的挖潜措施 ,并结合孤东油田其他区块研究了注聚区合理提液时机 ,制定了合理提液原则。实施后注聚区西部日产油由 4 8t增至 2 1 4 t,见到了良好的注聚效果。

热采井化学防砂剂试验研究

针对孤岛油田稠油油藏属疏松砂岩油藏易出砂这一现状研制开发了一种新型的热采井防砂剂，即ＲＣ—Ｇ防砂剂．这种防砂剂是在特制的ＴＬ颗粒表面涂敷一层带有潜伏性固化剂的高温粘合剂，注汽前挤入地层，在油层温度下，固化剂将粘合剂交联成不溶不熔体型产物，在油井近井地带形成一个较高强度的挡砂屏障，防止油井生产时出砂．这种防砂剂适用温度６０ ～３５０℃，３５０℃条件下抗折强度大于４．０ＭＰａ，渗透率可达３４．６μｍ ２，防砂不影响井的供液能力．采用这种防砂剂在热采井上试验１８ 井次，成功率８７．５％ ，和以往应用的高温涂敷砂相比，成功率明显提高，有一定的推广应用价值．

层内分段注水研究与矿场试验

针对孤东油田七区西 6 3 + 4单元沉积厚度大、平面波及范围广、采出程度高的实际情况 ,通过分析目前的水淹状况及剩余油分布 ,充分利用河流相沉积储集层中夹层发育 ,非均质性强 ,各沉积单元内的夹层对油水运动的阻挡、分流和减缓水窜的控制作用 ,提出了在厚油层内实施层内分段注水的精细油藏管理技术 ,进行特高含水期注采结构调整 ,控制无功注水和无效产液 ,扩大层内水波及体积。通过在 7 30 432 6井的试验 ,井组日注水减少 198m3 /d ,日产液减少 2 7.1t/d ,日产油增加 5 .2t/d ,综合含水下降 1.0 % ,有效天数 132d ,共创经济效益 47.470 4× 10 4 元 ,投入产出比达到了 1∶2 2 .8。

泵上掺水技术在孤东油田稠油开采中的试验和应用

方法 本文通过对孤东油田目前稠油开采工艺现状分析，设计了一种新型的稠油开采工艺方法──泵上掺水工艺技术。目的实现井筒降粘和稠油常规开采。结果通过在现场２４口井的实施，累计增油１．１９２ ６ｘ１０４ｔ，投入产出比达１：１０．３６。结论泵上掺水工艺技术投入少、产出高、不污染地层、不影响泵效、占井周期短、生产过程稳定，为提高稠油油藏的经济效益提供了一种新的工艺方法。

大王北油田大52块低渗高凝油藏开发措施

大５２块是一个油层深且薄、低渗透、天然能量不足的油田，原油具有凝固点高和含蜡量高的特点。自１９９３年以来，为改善油藏的整体开发效果，先后采取了水力泵深抽工艺，柱塞泵高压注水工艺，油藏整体压裂改造工艺和油藏监测技术。通过四项配套技术的应用，提高了油井的产能，使该块的开井时率达９６％，累计生产原油３０３５７１ｔ；使该油田的平均日产油水平由６５ｔ／ｄ上升到２１２ｔ／ｄ。