简介：针对渭北油田浅层油藏天然裂缝对油井产能影响较大的问题，基于渗流理论及分形理论，通过引入分形维数来表征天然裂缝发育程度，建立了考虑天然裂缝的低渗透油藏垂直裂缝井产能预测数学模型，并结合实际矿场数据验证了该模型的准确性，分析了天然裂缝发育程度对米采油指数的影响，揭示了渭北油田浅层油藏的产能特征。结果表明：天然裂缝有效改善了低渗储层整体的渗透性，压裂后油井产能随天然裂缝的发育程度近似呈指数式增加。因此，在对渭北油田浅层油藏进行储层改造时，在天然裂缝发育区适当提高压裂规模可大幅提高产能，同时应最大限度地减少对天然裂缝的破坏及污染。研究结果对合理开发同类油藏具有借鉴作用。

简介：渤海SZ36-1油田具有原油黏度较高、单井注水量较大和储层胶结疏松、非均质性强、渗透率较高等特点，注水开发引起高渗透层岩石结构破坏、突进现象严重，亟待采取液流转向措施。以注入压力、含水率和采收率为评价指标，开展了“堵水+调剖”联合作业增油降水效果及其影响因素的实验研究。结果表明：堵水剂优化组成为“4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水亚硫酸钠”，堵水剂段塞优化组合为“0.05PV前置段塞（淀粉4%）+0.025～0.075PV堵水剂+保护段塞0.025PV（淀粉4%）+顶替段塞0.05～0.10PV（聚合物溶液，CP=1500mg/L）”，调剖剂溶液的组成和段塞组合为“0.05～0.10PV调剖剂（Cr3+聚合物凝胶，CP=3500mg/L）”。随着储层非均质性和原油黏度的增大，采收率增幅增加，这表明“调剖+堵水”联合作业措施具有较强的油藏适应性。

简介：为分析并总结夹层控制下的剩余油分布规律，以高含水开发阶段的渤海海域A油田为研究对象，开展了储层夹层构型精细解剖和数值模拟研究。结果表明：渤海A油田夹层以泥质夹层和物性夹层为主，平均厚度小于1m，表现为顺物源的“前积式”和垂直物源的“上拱式”展布样式。内部夹层的延伸规模、发育位置控制着剩余油的分布位置和富集程度。夹层水平延伸距离越远，夹层底部区域剩余油的富集范围越大；在注采井与夹层配置方面，采油井钻遇夹层的情况下，夹层对剩余油分布影响更大，夹层底部剩余油更为富集；在夹层和储层韵律性控制下，层内剩余油分布模式分为夹层顶部富集型、夹层上下富集型和夹层底部富集型3种。该成果对油田后期调整挖潜和实施稳油控水措施均提供了决策依据。

简介：为了更加高效地封堵哈得逊油田东河砂岩储层水淹后的优势通道,利用各类岩心分析资料及水淹解释结论,对哈得逊油田东河砂岩储层的岩石学、孔喉结构类型、储层水淹变化规律及机理进行了研究。结果表明：哈得逊油田东河砂岩储层黏土矿物绝对含量低,大部分为速敏性的高岭石与伊利石,粒径主要为1～2μm,储层可分为孔喉半径小于2μm的细微喉-低渗储层、孔喉半径介于2～5μm的细喉-中渗储层及孔喉半径大于5μm的中细喉-高渗储层;水淹后黏土矿物的堵塞和迁出是导致储层物性变化的原因,而黏土矿物粒径大小与喉道尺寸的匹配程度控制了储层水淹前后及不同水淹程度下物性变化的方向。这些因素造成了3类储层的水淹变化机理：细微喉-低渗储层水淹后孔、渗值下降,由原状储层至低水淹逐渐减小,到中水淹时有所增大,高水淹时最小;细喉-中渗储层水淹后孔、渗值上升,由低水淹至中水淹逐渐增大,到高水淹时有所减小;中细喉-高渗储层水淹后孔、渗值增大,且随着水淹程度的增高而增大,该类储层即优势通道发育所在,可采用粒径为3～4μm的微球对其进行高效、精准的封堵。研究区注水开发后剩余油规模较大,开展储层水淹变化机理研究,具有重要的现实意义。

简介：为了探讨鄂尔多斯盆地永宁油田任山区块延长组长2油藏的富集规律，利用岩心分析测试、测井曲线以及试油等资料，对长2油层组的沉积微相、储层特征进行了系统分析。长2油层组发育曲流河沉积体系，由河道砂坝、天然堤及泛滥平原微相构成，其中河道砂坝微相由灰白色长石砂岩及岩屑长石砂岩组成。河道砂坝微相砂岩以长213小层物性最好，平均孔隙度为11.6％，渗透率变化较大，发育残余粒间孔隙和溶蚀孔隙。较为强烈的成岩作用有绿泥石薄膜胶结，自生高岭石胶结及长石、岩屑颗粒的溶解作用，自生伊利石结晶度为0.57～0.88，表明砂岩整体处于中成岩阶段A期。长2油藏的分布受局部构造和供烃条件的控制，充足的油源供应是长2油气成藏的最关键因素，本区西南部靠近长2—长7暗色泥岩发育区，是长2油气最有利富集区。