海上稠油油藏水平井井网优选

海上油田开发受其特殊的条件限制,与传统开发相比多采取高速高效的开发方式,为此合理的水平井井网优选将会提高海上油藏开发经济效益,降低方案实施风险.结合油藏工程与数值模拟方法,开展了XH6区块海上稠油油藏水平井合理井网优选,确定了合理的井网、井距、水平段长度、采油速度及合理注采比5项指标,从而为方案的实施提供了理论依据,同时该研究对同类的海上稠油油藏水平井高效开发提供了重要的参考价值.     

锦45块水侵规律研究

锦45块边底水水活跃,吞吐开发时采注比高,区块水淹严重,油井含水上升,产油量下降,区块地层压力回升,既影响了蒸汽吞吐开发效果,又制约了后期转换开发方式。对区块开展水侵规律研究,有助于对剩余油更精确刻画,从而为转换开发方式提供更准确的资料。     

实施差异开发挖掘厚层底水油藏剩余油

在强化动态分析的基础上，利用数值模拟技术研究营541断块厚底水油藏的剩余油富集规律，实施差异开发，确定最佳开发方式，从而提高特高含水期厚层底水油藏采收率。首先深化动态分析，利用数值模拟，量化剩余油分布，考虑储量规模和经济开采价值，实施差异开发。其次利用数值模拟技术进行不同含水级别的液量优化，以抑制底水锥进，确定最佳开发方式。     

苏里格气田开发模式及经济效益评价

长庆苏里格气田属于典型的低渗、低丰度气田，开发难度大，采用常规的开发方式难以取得预期的经济效果。通过对储集层静态与动态资料的研究，设计了经济有效地开发苏里格气田的技术方案。同时在开发工艺、地面建设等方面也进行了一系列的研究。形成了一套适合于该气田的低成本开发模式，并采用相关指标，对不同类型气井在不同单井投资和天然气价格条件下生产的盈亏情况进行了预测。     

稠油油藏开发后期转火驱的可行性研究

G2块自投入开发至今已有30余年,经历了天然能量、蒸汽吞吐、注水等几个开发阶段。本文针对注水后的稠油油藏G2块,存在的纵向动用差异大、水驱方式开发潜力有限、区块开发采收率低等问题,提出转换方式迫在眉睫。通过开发方式粗筛选、相似区块类比（相似区块火驱开发效果较好）、油藏工程计算、物理模拟和数值模拟等多种方法研究,综合分析认为火驱方式是G2块未来较可行的开发方式,达到进一步提高油藏采收率的目的。     

稠油开发的技术措施探讨

针对塔里木油田开发的稠油特点,优化稠油开发的工艺技术措施,解决稠油的粘度高、密度大、含蜡量高、胶质沥青质含量高的问题,降低稠油的开采难度,实现高效开采,不断提高塔里木油田轮南片区开发的效率,达到油田开发的经济效益指标。     

技术开发评价初探

技术开发评价的目的,无非一是提高技术开发的成功率;二是使所开发的技术在技术上、经济上和社会效益上达到最优组合。为此,技术开发初期,对方案选择的评价是至关重要的。本文阐述了利用专家估算时间价值评价法结合综合评价法来对方案进行选优的一种评价方法。一、专家估算时间价值评价法对于一项技术的开发,首先要确定是采取国内开发方式还是引进开发方式,这里通过专家对一些指标进行估算。见表一。     

方118区块空气驱室内实验研究

针对X油田八面台区块低渗透油藏存在的水驱采收率低、注水开发效果差等问题,通过开展国内外空气驱调研,进行了各种室内实验与建模,,并且明确乐空气驱油机理,为低渗透油藏转变开发方式研究提供依据。     

曙3区开发调整油藏工程设计

依据曙3区开发特征,优选适合的开发方式和注采井网,数值模拟优化注采参数。分区规划,单元重组,油藏工程优化设计。提出开发调整建议,以直井为主重建注采井网,采用精细注水、深部调驱、化学驱等多元开发方式,改善区块开发效果。     

耐温、耐盐调剖堵水剂的合成及性能评价

前言 油气井出水是油田开发过程中普遍存在的问题,特别是采用注水开发方式,随着水边缘的推进,由于地层非均质性严重,油水流度比的不同及开发方案和措施不当等原因,均能导致油田含水上升速度加快,致使油层被水淹,油田采收率降低。因此改善该类油田高含水期的采收率,利用廉价有效的调剖堵水剂保持油田开发后期稳产高产,是提高采收率的重要措施之一。