RMT测井技术增油效果显著

胜利油田临盘采油厂针对勘探难度不断加大、地下油藏情况复杂、老油田措施效果下降等实际情况，成功引进先进的RMT测井新技术，在临盘油田停产近3年之久的临13-20井应用后，取得了初期日产油11t（含水4．5％）、目前日产油13t（含水4．0％）的喜人成果。     

潜力层补孔改善开发效果

经过24年的持续开发,双河油田V油组已进入特高含水开发期(综合含水已高达92％),产量低、含水高的低产低效井逐年增加。平均单井日产油小于2t、含水大于95％的油井由1997年的5口上升到2001年的13口,由占总生产井数的10.8％上升到23.2％。单井经营成本逐年上升,而产值却维持在较低水平,必然使低效井的经营成本大于产值,在低效状态下生产。因此,改善低效井开发效果对提高油田开发经济效益具有重要意义。     

区块整体深部调剖技术在尕斯油田E3^1油藏的应用

青海尕斯油田E3^1油藏综合含水达60％，已进入中高含水期阶段，地层已形成大孔道，油田的稳产难度越来越大。本文通过抗高温、抗高盐深部调剖剂的筛选和综合评价，最终选取预交联凝胶颗粒深部调剖剂在尕斯油田区块进行整体深部调剖试验，试验区块实施整体调剖后，累计增油9334t，降水10065m^3，取得较好的经济效益和社会效益。     

孤东油田特高含水期地面工艺配套技术

孤东油田是我们投入开发的大型稠油疏松砂岩油藏，目前已进入特高含水期生产，综合含水９４％，出砂严重，年产油３１２万吨。在地面生产系统中，采用了游离水脱除、液－液旋流污水除油、旋液环流式高含水除砂、三次采油注聚合物工艺及复合驱和稠油热采等配套工艺技术，实现了地面生产系统整体配套节能降耗，控水稳油，提高了油田的开发水平。     

溱潼凹陷油田稳油控水技术应用探讨

由于溱潼凹陷各油田各开发单元所处开发阶段、含水级别、开采特点差别较大，因此，对于不同开发特点的开发单元。应采取不同的对策，以实现稳油控水的目的。本文在对溱潼凹陷各油田各开发单元含水阶段划分的基础上，提出了对动用较好的高含水、高采出程度开发单元，以“控水”为主；对动用一般的中含水开发单元；以“提液”为主；对动用差的低含水开发单元，以“增油”为主的稳油控水思路。     

弧东油田特高含水生产期地面工艺配套技术

孤东油田是我国投入开发的大型稠油疏松砂岩油藏，目前已进入特高含水期生产，综合含水９４％，出砂严重，年产油３１２万吨。     

利用大剂量调剖技术改善高含水期油田水驱状况

油田注水开发到中后期，高产液、高含水是其主要特点，但仍存在未充分动用的低渗、高含水油层。2001年扶余油田东区针对其高含水开发的特点，实施区块大剂量深度调剖试验取得成功，单井2个月增油61t，预测单井累计增油150—180t，为探索低渗、高含水油田的后期开发方式提供了借鉴。     

水驱含水98%以后采出程度的计算与讨论

应用多种方法对大庆主力油田主力油层水驱含水98％以后的采出程度进行了计算。结果表明,含水98％以后含水上升非常缓慢．因而采出程度增加很多;水驱含水从98％到99％的采出程度平均增加5．36％,含水98％到100%的采出程度平均增加16．78％。虽然大庆油田主力油层聚合物驱比水驱提高采收率10％～12％。三元复合驱比水驱提高采收率20％．但聚合物驱在油田应用中不可能提高驱油效率。而三元复合驱提高驱油效率也不超过5％。     

王场油田潜三段北断块改善开发效果实践与认识

王场油田潜三段北断块是江汉油田较早投入开发的油田之一，到目前为止已有33年生产历史。地下油水关系复杂，调整治理难度较大，产油量递减和含水上升的矛盾日益突出。1997年底区块综合含水达到94．44％，地质储量采出程度55．2％。1998年初，该油田开展以“控水稳油”为中心的综合治理工作，实施降压开采6年来控水稳油取得较好的效果，为其他同类油田在特高含水开发后期实现稳产提供了借鉴和经验。     

古城油田泌125区V2—5层系调整治理对策研究

介绍了古城油田泌125区V2-5层油藏地质特征和开发现状，针对油田开发生产中存在问题，提出层系调整治理思路，实施各类措施29井次。措施后油井产能上升，区块含水下降，地层能量回升，综合递减由13．8％降至2．05％，增油2485t。     

高含水原油旋流预脱水及污水除油试验与研究

为处理含水率≥ 90 %的高含水原油 ,将两级液 液旋流器串接 ,在东辛采油厂辛二接转站进行了旋流预脱水和污水除油一体化现场试验。通过改进旋流器结构和优化试验参数 ,在处理量为 4～ 6m3/h的小型改进装置上初步达到了预期目标。随后开展了一体化工艺的工程应用及配套研究 ,通过在辛二接转站一期和二期示范工程的实施 ,最终实现了中石油集团公司提出的技术攻关目标 :两级旋流器处理后的原油含水率≤ 30 % ;污水含油≤ 30mg/L     

高含水原油旋流预脱水及污水除油新工艺

针对含水率在90％以上的高含水原油，用液－液旋流器对产出液进行预脱水和污水除油的新工艺在胜利油田车二接转站进行了现场试验。该站平均含水率90％，经两级旋流器处理后，脱水率达到90％，污水除油率高达98％以上。将核桃壳过滤器作为新工艺的配套设备，其除油、除悬浮物效果明显，可进一步提高水质，以满足中、低渗透层注水水质要求。该工艺不仅简化了流程，减少了设备，提高了工艺技术水平，而且还节省投资（45．2％）。     

逻辑斯谛旋回模型在预测油田含水率时的修正

针对逻辑斯谛旋回模型不能适用于预测油田含水率大于７０％的缺陷,提出了新的修正新型。该模型能够预测油田含水率大于７０％的情况,且具有简单、方便、精度高的特点。     

马厂油田高含水期提高采收率主导技术及效果

对高含水中后期提高油田采收率技术研究是油藏后期开发工作中的一项重要内容.针对马厂油田进入高含水开发后期阶段,层间动用状况差异大;剩余油分布规律复杂;井况恶化较严重等诸多矛盾,介绍了油田在高含水、高采出开发期为了减缓产量递减、改善油田开发效果、提高水驱采收率应用的主导技术,进一步总结了油田开发取得的显著效果,为复杂断块油田高含水开发期提高油田采收率研究起到了借鉴作用.     

基于驱替定量表征的高含水油田注水井分层配注量确定方法

多层合采油藏进入高含水期之后,由于层间驱替程度差异加大,导致常用分层配注方法的效果变差。为此,在分析多层合采油藏长期注水开发特点的基础上,提出采用驱替通量定量表征各层驱替程度差异的方法,并以均衡驱替为目标,综合考虑储层厚度、孔隙度、注水历史、调控周期等因素的影响,建立了基于驱替通量均衡化思想的注水井纵向各层配注量确定方法。运用精细油藏数值模拟方法分析了厚度法、地层系数法、剩余油法和基于驱替定量表征的均衡驱替方法在不同含水阶段的适应性。数值模拟结果显示,含水率小于50%时,推荐采用厚度法;含水率为50%~80%时,推荐采用剩余油法;含水率为80%~90%时,推荐采用均衡驱替法。渤海SZ油田X1井组在高含水期采用均衡法调整配注量,调整后井组平均含水率下降4%,日增油117 m3,降水增油效果显著。研究结果表明,基于驱替定量表征的分层配注量确定方法可用于指导高含水期多层合采油藏注水井各层配注量的调整。      

喇嘛甸油田特高含水期油井堵水效果

喇嘛甸油田进入特高含水开发阶段后，液油比高、耗水量大，是油气生产成本上升的主要要素，油井堵水是控制油田产水量的一项直接而有效的措施，但由于油层多年来的调整，在提高差油层动用程度的同时，油层间含水差异也越来越小，使油井堵水选井选层难度越来越大。为提高油井堵水效果，从喇嘛甸油田实际情况出发，采用盈亏平衡原理与油藏工程分析相结合的方法，研究了油井堵水的经济技术界限，提出了喇嘛甸油田特高含水开发阶段油井堵水降水量和降油量界限，通过在堵水中应用精细地质研究成果、发展新的堵水工艺以及对注采关系发生变化的堵水井调整堵水层等方法，进一步改善了油井堵水的效果。     

Rate of hydrate formation in crude oil/gas/water emulsions with different water cuts

The formation of gas hydrates in gas and oil subsea pipelines can result in blockages and shutdowns. Understanding of the formation process and its kinetics will be helpful for predictions of the amount of hydrates expected to form under defined conditions. In the present work, mixed gas hydrates of methane, ethane and propane are formed in crude oil emulsions with different water cuts in a stirred constant volume high pressure cell. The rate of hydrate formation for each crude oil is evaluated at different stirring rates. The stability of the emulsion made by each crude oil is also tested at different water cuts and stirring rates. At 80% water cut, hydrate growth occurs in two steps. The first step displays slow growth. The transition between the steps corresponds with inversion of the emulsion. Regarding the stability of emulsion, more stable emulsions are correlated to higher rates of hydrate formation. The rate of hydrate formation at 50% water cut was higher than at 80% water cut independent of oil composition and stirring rate.     

坨142断块含水上升分析及治理对策

目前坨142断块的综合含水已达74％,采油速度为3．19％,进入了采油速度高、含水上升较快的开发阶段。通过分析认为,导致坨142断块含水上升加快的主要因素包括层间差异、构造高差等静态因素以及平面压力不均衡、地层压力低、采液强度大等动态因素。针对影响含水上升速度的因素,主要采取了提高注采比恢复地层能量和不稳定注水以及堵水调剖等方式减缓断块含水上升速度的对策措施,并取得了一定的效果。     

埕岛油田含水原油管线运行状况分析

埕岛油田的海三到海四φ426 mm×9 mm、17.8 km输油管线承担着我国最大浅海油田——埕岛油田上岸含水原油的输送任务,该管线原油含水50%~70%,粘度上升快,干线压力升高,局部出现游离水,水质矿化度高,输送温度高,结垢趋势导致阻力增加。针对干线压力升高原因,提出提高管线工作压力、合理控制输油温度、提高外输泵扬程、敷设大口径管线、管线防垢除垢、原油分水等措施和建议,提高含水原油输送能力。