在区域沉积背景分析基础上,应用研究区丰富的岩心、测井等资料,深入解剖切16块路乐河组下段干旱型冲积扇内部沉积构型,总结构型单元剖面及平面分布规律,结果表明:①顺物源剖面上,整体在砂组级别呈退积正旋回特征,优势相为扇中辫流水道,主要发育在顶部1砂组的1、2小层,剖面上连续性好,延伸距离远;②垂直物源剖面上,辫流水道呈顶平底凸状,水道宽度300～900 m,空间叠置关系呈现四种构型样式,分别为孤立状辫流水道、辫流水道-辫流水道叠置、辫流水道-辫流水道对接、辫流水道-漫流砂体对接;③平面上,从下至上各小层构型单元平面分布规律呈现明显退积特征,反应水进旋回,扇中面积占比越来越大,辫流水道形态从窄带状过渡为网状,顶部1、2小层辫流水道最发育.研究成果与动态资料吻合度高,纵向主力产油层、主力吸水层主要位于油藏顶部1、2小层,平面注水受效井主要集中在扇体西部辫流水道发育部位.该成果对区块注采井网的调整、新井部署方案的选择具有指导意义,对同类油藏开发研究具有一定借鉴意义.

蒸汽吞吐是目前开采稠油的主要方法,在吞吐过程中蒸汽与稠油在高温下发生的水热裂解反应能够达到使稠油就地改质的目的.通过对辽河稠油样品进行实验,考察了在不同反应条件下,水裂解反应对稠油粘度的影响.结果表明:当无催化剂存在时,辽河稠油发生水热裂解反应的条件是:加入水量30%、反应温度大于等于200℃、反应时间大于等于36小时,经水热裂解反应,稠油的粘度可以降低28%以上;当有催化剂存在时,加入水量30%、催化剂加量0.05%、反应温度大于180℃、反应时间大于等于24小时,稠油的粘度可以降低82.4%以上.上述结果说明催化剂的存在,加速了稠油的水热裂解反应,从而大幅度降低了稠油粘度.

海1块为一注水开发20年的普通稠油油藏,长期水驱开发使储层非均质性加剧,层内、层间、平面矛盾非常突出.2010年以来,通过引进弱凝胶调驱技术,油藏三大矛盾得到缓解,水驱波及系数大幅提高,开发效果大幅改善,含水下降5%,阶段累增油8.6×104 t,但受弱凝胶调驱机理的限制,油藏仍有大量残余油赋存在微小孔隙中,后续注入水很难将其洗出.为此,针对区块油藏条件开展了弱凝胶调驱后表面活性剂/碱复配体系提高采收率技术研究.通过室内实验对比,在相同表面活性剂浓度下,NaOH体系的界面张力比Na2CO3体系的低,因此选择碱剂NaOH与表面活性剂复配,两者浓度通过实验对比确定,其中碱剂NaOH浓度取1.1%,表面活性剂浓度取0.3%为最佳,再用该复配体系进行岩心驱替实验,经计算最终采收率可以提高8.0%~8.4%.研究结果对下步矿场先导试验具有指导意义.

黄沙坨油田是一个受构造及岩性双重因素控制的块状边底水裂缝性火山岩油藏，投产初期油井以自喷为主，产能高，但受裂缝性油藏固有因素影响，油井底水锥进后含水上升迅速，堵水难度大，目前主体部位82%油井含水大于90%，水淹程度高，油藏边部因储层裂缝不发育，产能接替困难，动用程度低，同时裂缝性油藏综合治理配套开采技术不成熟，注水、堵水、深抽、侧钻锥间带等试验在该块均未见到明显增油效果，油田整体处于低采油速度、低采出程度、高含水的低效开发状态。为改善油田开发效果，进一步提高采收率，结合油藏特点，开展了氮气泡沫驱提高采收率技术研究，主要通过室内实验优选适合该区的氮气泡沫驱体系，并对气液比、段塞尺寸等参数进行优选，同时利用数值模拟技术对注采井网、注气部位、注采比等参数进行优化。结果表明：优选的氮气泡沫体系稳定性好，封堵能力强，驱油效率高达81.2%。研究成果对区块先导试验开展及下步工业化推广具有指导意义。