摘要：以相似理论为指导,根据渤海BZ油田目的层地质条件设计了具有不同封隔能力的50 cm×50 cm×30 cm(长×宽×高)非均质性三维储层模型,井网选择平行水平井网。在优选的1.0 mL/min的驱替速度条件下,采用平行水平井网进行2组水驱油实验,通过测量驱油过程中储层的电性特征、注入水、采油量和产水量等参数,将储层的电性特征换算成含油性,分析在具不同特征的储层中水驱特征。结果表明:平行水平井网在具不同夹层类型模型水驱油过程中,注入水在重力和不渗透夹层的遮挡作用下使得注入水在储层下部注采跟部区域突进更快、见水更早、波及范围小、总体采出程度低,在模型上部夹层之上区域剩余油饱和度高。对于具不渗透夹层的储层类型可以通过在夹层上方加密井网来提高采收率。对于具半渗透夹层的储层类型的储层剩余油的挖潜重点在夹层下部未受注采井控制的区域。

摘要：越来越多的开发实践显示,对于多隔夹层型致密砂岩气藏,并不是有效储层钻遇率越高,产能越高。为搞清鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段储层部分低钻遇率水平井(钻遇率小于60%,最低仅31%)压裂改造效果好、产能较高(初期产能最高可达7.5×10^(4) m^(3)/d)的原因,文中综合储层发育特征、岩石力学参数并结合数值模拟方法,讨论了压裂缝高度对隔夹层发育的致密砂岩气储层水平井产能的影响。结果表明:对于隔夹层发育的致密砂岩气储层,隔夹层被压穿,使得纵向多套气层通过压裂缝与井筒连通投产,是低钻遇率水平井高产的主要原因,压裂缝高度对水平井产能有重要影响;对于隔夹层不发育的单一厚层致密砂岩气储层,随压裂缝高度增加,水平井产能并无明显变化。因此,对于长水平段(大于100 m)连续钻遇薄隔夹层的水平井,可根据致密砂岩气储层纵向砂体及气层发育情况,考虑在非有效储层段射孔压裂,并尽可能压穿纵向多套隔夹层,以明显提高气井产能。这对鄂尔多斯盆地内外类似致密砂岩气储层水平井压裂优化设计和水平井单井产能提高具有重要指导意义。

摘要：油田储层非均质性分布规律的认识是深水油田产能指标设计的重要依据,因此是深水油田开发的关键影响因素之一。针对南海深水流花D油田珠江组下段储层展开层内、层间和平面非均质性分析,并结合沉积环境和成岩作用深入研究,厘清了油田内部非均质性分布认识。研究认为南海深水流花D油田隔层和夹层的分布是非均质性的重要影响因素,储层内发育隔层6套,夹层9~10套;此外,油田位于古陆架坡折带附近,沉积由三角洲前缘向浅海陆棚碳酸盐台地转变,在海侵的大背景下,水动力条件变换引起的沉积物变化是影响研究区储层非均质性的主控因素。

摘要：针对隔夹层发育的海上L油田剩余油挖潜难点,通过提取典型井组地质参数,分别设计注入井单独钻遇隔夹层和生产井单独钻遇隔夹层2种情况下的6种注采井间隔夹层分布模型,对每种隔夹层分布模型均开展水驱和早期注聚实验,一共完成12个二维平板可视化模型实验。实验结果表明,在基础井网下,对于注水井钻遇隔夹层和生产井钻遇隔夹层,其隔夹层相对长度为井距2/3的布井模型的采收率指标均最高。注聚井组筛选应优先考虑2种情况:第一种为注水井钻遇隔夹层且隔夹层相对长度为井距1/3的模型,注聚采收率增幅可达18.2%;第二种为生产井钻遇隔夹层且隔夹层相对长度为井距2/3的模型,注聚采收率增幅可达19.0%。

摘要：隔夹层和高渗层是影响油田开发效果的重要因素。以伊拉克H油田Mishrif组为例,基于岩心和测井资料,在渗透率控制因素分析的基础上,研究了隔夹层和高渗层的成因类型与发育规律,并探讨了对油田开发的指导意义。Mishrif组生物碎屑灰岩渗透率与岩石结构、孔隙类型和成岩改造密切相关,受沉积和成岩作用的共同控制。隔夹层包括隔层、夹层和侧向隔挡层:隔层可进一步划分为深水沉积型隔层和浅水沉积型隔层,受层序地层控制;夹层进一步可划分为沉积型夹层和成岩型夹层,分别受沉积结构和高频层序控制;侧向隔挡层主要为潮道灰泥充填物或下切谷,主要发育于层序界面附近。高渗层具有沉积型和成岩型2种类型:沉积型高渗层以潮道高能生物碎屑灰岩为主,相较周围潟湖相低能细粒沉积构成异常高渗带;成岩型高渗层形成于暴露溶蚀改造,表现为潟湖低能细粒沉积和滩相生物碎屑灰岩溶蚀改造的产物,主要发育于四级或三级层序高水位体系域上部,平面上受微相和地形地貌控制。在油气开发过程中,射孔段应尽量避开主要发育于层序旋回底部和顶部的隔夹层和高渗层,避免破坏开发单元或过早见水,也便于后期措施调整;宜优先采用储层单元内部同层注水,根据夹层发育状况设计注采关系。隔夹层和高渗层认识对于中东、中亚以及南美地区中新生代同类型厚层油气藏开发具有重要指导意义。

摘要：南海东部海相砂岩稠油油藏普遍具有胶结疏松、强底水、隔夹层分布复杂、采出程度低等特点,现有的常规水驱油实验无法准确描述稠油单井波及规律。基于PY油田稠油地质油藏特征,设计了改进的底水平板水驱物理模拟实验,考虑储层韵律、隔夹层发育规模以及提液时机,综合研究单井的波及规律和稠油采出程度。实验结果表明:①均质韵律和正韵律储层发育隔夹层,将原来的底水驱动变为次生边水驱动,发育隔夹层井距越长,对底水锥进抑制作用越强,同时,受重力分异作用,多次控幅提液后,可将下部过渡带、中上部中、小孔喉内以及隔夹层附近的剩余油受效驱替出来,能提高单井波及系数。其中,特高含水期采取4级变速控幅提液后波及系数总体可提高34.1%~54.9%;Z1680均质韵律储层和Z1610正韵律储层通过多次控幅提液,实际日产油提高至提液前2~3倍,生产效果良好。②对于极差为5~10的反韵律储层,顶底部渗透性差异大,易在顶部形成高渗通道,层内隔夹层发育长度和提液方式变化,对波及范围影响不大,Z1640反韵律储层通过多次控幅提液,生产效果变化不明显。研究成果可为不同地质模式稠油油藏产液结构优化以及提液方式制定提供解决方案。

摘要：微地震监测技术是联系储层和压裂的桥梁和纽带.针对老油田精细开发的需求,开展基于微地震监测技术的油井压裂效果评价和开发方案调整应用研究,并形成技术流程.准确定位微地震事件基础上,定量描述压裂裂缝参数;综合研究区地质资料、井资料、压裂施工数据等解释压裂裂缝形成,并用生产数据验证,准确评价压裂改造效果;利用压裂裂缝纵向特征认识储层隔夹层的影响,指导水平井纵向位置优化,利用压裂裂缝平面特征指导水平井的井排、井距、方向设计.辽河探区J2块应用结果表明:J2-H1井压裂纵向动用跨度小,Ⅱ油组未得到有效改造,指导了Ⅱ、Ⅲ油组分两套层系开发且水平井部署在各油层组中部,提高储量动用程度;监测数据和周边井生产数据证实压裂缝长在100 m左右,单井对油藏改造规模有限,指导形成了大液量大排量压裂施工和多口水平井立体开发的方案.该研究成果支撑了J2块水平井体积压裂扩大试验和区块整体开发.

摘要：通过浅水三角洲现代沉积考察分析,结合探地雷达(GPR)资料,对浅水三角洲分类方案和对应的沉积模式进行探讨。结果表明:根据分流河道弯曲指数和分叉参数,将浅水三角洲分为分叉平直河三角洲、分叉曲流河三角洲、分汇曲流河三角洲和分汇辫状河三角洲4种类型,并建立了各类型的沉积模式;浅水三角洲沉积模式的控制因素是分流河道下蚀作用和侧蚀作用的强度。将该沉积模式应用于渤海南部海域BZ25-1油田新近系明化镇组下段砂体内部构型的研究认为:明化镇组下段4油层组2小层(NmⅣ2)时期是低位体系域早期,发育分汇曲流河三角洲,河道间为侧积隔夹层;明化镇组下段4油层组1小层(NmⅣ1)时期湖平面上升,发育分汇辫状河三角洲,河道间为垂积隔夹层。这为下一步的开发方案设计提供了指导。

摘要：碎屑岩油藏传统的隔夹层建模主要是简单地描述隔夹层,缺乏不同隔夹层建模方法对剩余油分布的系统性认识。设计4口虚拟井,分别建立层间和层内隔夹层随机模型和确定性模型,对不同的模型进行天然能量、注水和注气开发的油藏数值模拟,扩大面积、增加井数建立相应的模型进行对比。结果表明:随机建模方法得到的模拟结果非均质性强,不确定性大,而确定性建模方法得到的模拟结果与地质认识较相符;隔夹层建模方法的不同导致对油水运动、剩余油分布和注水注气控制作用认识的差异明显。在油田开发中后期,应充分利用地质认识建立确定性隔夹层模型和对应的相控储集层属性模型,准确量化剩余油分布,为井位部署提供依据。

摘要：惠州油田群是南海东部地区早期投入开发的油田,边底水发育,地层能量充足。经过二十多年的高速开采,油田步入了高含水开发中后期,剩余油分布日趋分散、复杂;构造、隔夹层及流动单元是剩余油分布的主要地质控制因素。开展剩余油分布规律精细研究是优化水平井设计,提高挖潜效果的关键。为缓解高含水期油田群的产量递减,应用水平井技术进行剩余油挖潜,成功动用了薄油层、"屋脊型"和"工字型"剩余油,提高了高含水期的油田采收率,取得了明显的经济效益。