SD过渡带300m地区注采系统调整

调整了SD过渡带300地区一次加密调整井实施注采系统关系，抓住区块调整的有利时机，在低产低效井中应用补孔等综合治理的配套方法，进一步挖掘剩余油潜力，增加了可采储量，保持了区块稳产，改善了薄差油层的动用状况。结果表明，注采系统调整是高含水开发后期提高区块多向水驱控制程度、改善注水状况、缓解区块矛盾，提高油田最终采收率有效手段。     

喇嘛甸油田聚驱中期剩余油分布及调整方法

利用注聚障和气顶缓冲区新钻井地质资料，结合动态变化特征，精细分析喇嘛句油田南中块西部区块聚驱中部剩余油分布状况。利用现有工艺技术条件，对注聚中期葡I1-2油层不同类型的剩余油，采取综合挖潜调整措施，总结出一套可行的挖潜方法，对挖潜区块剩余油潜力、控制无效注采等方面具有重要的指导意义。     

二类油层注聚见效特征及认识

根据二类油层注聚试验区动态变化情况，结合油层发育状况、沉积特点、注采井连通状况，分析萨南地区二类油层注聚见效特征，并提出了二类油层注聚的初步认识，为二类油层聚驱推广提供借鉴。结果表明，二类油层注聚各采出井见聚情况及见聚时间存在较大的差异性。     

杏六区东部三次加密井高含水成因及治理

针对某区东部Ⅰ块三次加密井采出速度快，含水上升快，层间和平面矛盾十分突出的问题，分析了其高含水的原因，并提出了调整措施。在保证区块注采平衡的前提下，积极加大注水方案调整力度，控制含水上升速度，以“一防一控”为主线，以协调注采关系为辅助手段，改善了开发效果。     

周期注聚在注聚后期稳油控水效果分析

X四～六面积目前已进入注聚后的含水回升期,受层间非质性的影响,油水井受效不均衡,造成部分注入井注入压力高,挖潜空间逐渐缩小。为此,采取降低注入压力,提高注入井潜能,实施周期注聚调整方案,改善了在该区块驱油效果。总结了周期注聚期间的动态反映特征及初步认识,为今后进行周期注聚提供了可借鉴的经验。     

聚驱不同分注时机对开发效果的影响

探讨了杏北某聚合物驱开发过程中注入井不同分注时机对开发效果的影响。由于在含水下降期实施分注,一定程度上控制了注入强度,以至于动用程度难以进一步提高;注入井在含水低值期、含水回升期实施分层注入可提高区块整体开发效果,不同阶段分注均比全过程笼统注入提高采收率0.35-1.31%。     

聚驱中后期井网加密对聚驱效果影响

提出了在聚合物驱中、后期进行井网加密,改善油层发育较差、连通不好区块聚合物驱效果的提高采收率的方法,改善某油田主力油层聚合物驱开发效果。通过在注聚过程中不同（井网）加密时机的实验研究,给出聚驱中、后期合理的加密时机,模型上油水分布以及含水率、采收率等指标的变化规律,为聚合物驱中、后期合理利用井网、进一步改善聚驱开发效果提供实验依据。     

分层周期注聚技术及效果

给出了周期注聚驱油机理,提出了北二东西块适合周期注聚井区和油井特点。实践表明,周期注聚技术,可重新调整压力场,扩大注入液的波及体积,提高了油层动用程度,控制含水上升速度,为其他区块进行周期注聚提供了依据。     

萨北油田北二区东部西块注聚末期调整方法

综合运用动、静态资料，结合数值模拟与精细地质研究成果，分析聚驱后剩余油潜力，根据剩余油分布特点，并提出了注聚末期切实可行的调整挖潜手段，使区块含水回升速度得到有效控制，油层动用程度得以提高。     

喇北北块水驱注采结构优化方法

针对某矿油、水井，水驱调整方案制定时，把注水、产液结构由层系间优化转变为层系内不同含水井、不同含水层之间的优化，将水驱油井按含水、沉没度进行分l级，对不同含水级别的井，采用不同的原则和方法进行捉液和控液，使柏区油水井在注采平衡的基础上，减少无效、低赦注采循环，结合各项油水井措施，控制产液量。优化注、采结构的调整，使水驱自然递减率、含水上升率得到有效控制，改善了水驱开发效果。     

中渗透高含水油田微生物驱室内实验

开展了物理模拟驱油实验和岩心驱替实验,并运用数值模拟技术进行微生物驱方案设计。结果表明,微生物和营养液初始浓度、注入量等对微生物驱油效果具有重要影响,并对现场注入方案及微生物效果进行预测。外源微生物对希油区块原油的乳化降粘能力较强,采用接入地面培养菌液,经过多轮次的回注形成油藏微生物的稳定菌群,进而实现内源微生物激活,增油和降水效果明显。利用外源微生物提高希油区块原油采收率是可行的。     

欢北杜家台低渗油藏高效开发的主要做法

在油藏开发过程中，有时暴露出许多矛盾：天然能量小，弹性驱及溶解气驱采收率低；油层平面及纵向上动用程度低；近井地带油层渗流阻力大，油井产能低；油层物性差，供液能力差等。针对这些矛盾，我们采取了井网加密调整、注采井网完善、高压注水、油层改造、加密及深穿透射孔、小尾管深抽、“水中”找油等一系列开发技术，取得了很好的开发效果，采收率由18％提高到22．8％，部分断块年平均采油速度在1％以上，最高采油速度迭2．4％。本炙针对欢北杜家台低渗油藏特珠的地质条件和暴露出的特殊的开发矛盾，着重讨论提高低渗油藏采收率及开发效果的开发技术和成功经验，对同类油藏的开发具有一定的借鉴作用。     

古城油田聚合物驱注入粘度影响因素分析

本着注好聚、注够聚，提高聚驱质量的原则。通过对分散溶解、转液存储、增压计量和混配注入等几个环节的仔细分析研究，发现干粉物性、配液水质、电机转速、阀门弯头等因素对聚合物溶液粘度都有不同程度的影响，这些因素的叠加作用造成聚合物溶液的注入粘度远远低于设计目标，直接限制了聚驱效果。针对以上问题逐项分析摸索，通过室内和现场试验，找到并确定了切实可行的办法，有效的解决了生产难题。在保证注入浓度不变的条件下，大幅度的提高了注入液粘度，保证了聚驱质量，收到了明显成效。     

深化单元目标化管理,实施周期注水,改善区块注水效果

王664区块沙四段为一常温常压、中孔、低渗透、稀油构造-岩性油气藏。该区块为2008年新建区块,2008年底转入注水开发后存在以下问题:中部油井见效快但有效期短,水淹严重,含水上升快,产量递减大;边部油井见不到注水效果,供液能力差。针对这些问题,我们通过深化单元目标化管理;结合区块不同部位注水效果,实施周期注水;根据注水见效情况及时注采调配等有效治理手段使得断块注水效果得到明显改善,产量递减趋势明显得到缓解。与治理前对比,区块日油水平提高12t/d,动液面上升了203.3米,自然递减下降了30%。     

低渗透油田油井重复压裂选井选层技术

针对某油田不同区块单元储层物性及开发效果差异较大特点，结合不同压裂方式，以区块单元为基础，分析重复压裂效果。坚持“五结合”压裂选井选层方法，总结出适于某油田重复压裂选井选层技术，为油田可持续发展提供了技术支持。     

注聚驱抽油机井参数优化智能软件的研制与应用

注聚驱抽油机井由于产出液含聚合物,导致地层供液能力相对变差,举升过程中的受力状况也与水驱油井存在较大的差异。本文针对胜利油田注聚驱抽油机井的生产特点,研究见聚油井的IPR曲线,运用系统工程理论和有杆抽油数学模拟方法开发注聚驱抽油机井参数优化软件,指导现场生产。通过使用该软件,对见聚油井的生产参数进行了调整,取得了较好的效果。     

撬装装置在注入站中的应用

分析了撬装装置注入工艺现场应用情况及适应性。萨北二类油层配注量不同的井存在较大的实际问题，提出了注入工艺系统优化调整改造的意见，对于使用撬装装置的注入工艺在配注量低的二类油层推广具有一定指导意义。     

敖古拉油田注水开发效果评价

根据相关经验公式确定区块的水驱采收率,再利用童氏校正水驱曲线,建立起含水率与采出程度的关系,推导出了存水率随采出程度的变化关系式,最后建立了含水率采出程度和存水率采出程度的典型曲线。根据区块实际的含水率采出程度和存水率采出程度曲线与典型曲线的位置关系,可评价区块目前的水驱开发效果。     

利用降压开采方法改善油田开发效果

利用现有井网，采用降压开采的方法，加强对未波及或动用程度较差储层水驱的开发调整措施，是今后相当长一段时期内注水开发的主要手段。确定降压速度和降压界限，采用调整注采比的方法对降压开采进行了数值模拟研究，为挖掘高含水期剩余油具有重要指导作用。     

探讨杨楼油田YQ3区块汽窜现状与治理措施

自2004年杨楼油田YQ3区块投产以来,目前YQ3区块已进入高周期吞吐,随着吞吐周期的增加,汽窜程度日趋严重,组合注汽和调剖后吞吐效果未得到改善,为改善区块生产状况,在分析了区块汽窜原因的基础上,提出了下步治理措施。