摘要:东营凹陷古近系孔店组一段—沙四段下亚段广泛发育陆相红层沉积。对博兴地区红层油气藏地质特征、分布规律统计发现，烃源岩条件、储集条件、运移条件和保存条件是控制红层油气藏形成和分布的4个成藏要素。考虑影响4个成藏要素控制红层油气成藏概率的有效指标，建立研究区成藏要素的能力指数模型，分别为烃源岩能力指数、储集能力指数、运移能力指数和保存能力指数。研究结果表明，烃源岩能力指数为排烃强度归一化结果，储集能力指数为有效储层厚度归一化结果，运移能力指数为流体势、砂地比和断层运移效率的归一化结果，保存能力指数为排替压力与盖层厚度乘积的归一化结果。利用4个成藏要素的能力指数模型，可以定量评价单一成藏要素的成藏概率，经加权平均赋予不同成藏要素权重系数，进而建立研究区油气成藏概率指数模型。根据该模型预测的有利油气成藏区与博兴地区目前沙四段下亚段红层已发现油气藏进行对比，其结果较为吻合。

摘要:渝东南地区下志留统石牛栏组广泛发育碳酸盐与陆源碎屑的混合沉积。通过野外观察、薄片鉴定、同位素分析等手段，对研究区石牛栏组混合沉积作用及对生物礁的制约进行了研究。结果表明，渝东南地区石牛栏组主要发育泥质灰岩与砂质泥岩、泥晶灰岩与泥岩、生物灰岩与灰质泥岩3种混积层系和泥质灰岩、砂质/粉砂质灰岩、含粉砂生物礁灰岩（生物灰岩）、灰质粉砂岩、灰质泥岩6种混积岩。沉积环境的演化过程表现为早期浅水混积陆棚—中期生物礁滩—晚期礁前斜坡及浅水混积陆棚；陆源碎屑含量从底部到顶部总体为降低的过程，与海平面的演化规律存在一定的耦合。混合沉积主要发生于浅水混积陆棚及生物礁滩/斜坡2种沉积环境。在石牛栏组生物礁发育过程中，陆源碎屑的注入是制约生物礁及生物群落发育的根本原因。

摘要:为进一步厘定车排子凸起新近系沙湾组的油气来源，利用全烃气相色谱和热蒸发烃色谱方法对研究区的原油和油砂进行轻烃组成分析，结果表明车排子凸起北部稠油和南部稀油具有相似的轻烃地球化学特征。其原油母质来源均为腐泥型有机质，轻烃地球化学特征反映原油成熟度均处于成熟阶段。分析不同类型原油具有相似轻烃地球化学特征的原因认为，研究区早期充注原油的轻烃组分多已散失或遭受生物降解作用，现今稠油和稀油中的轻烃组分主要为后期油气充注的结果，主要反映的是二次充注的原油特征。根据对准噶尔盆地烃源岩的研究认为，车排子凸起后期充注的原油应来源于昌吉凹陷二叠系富含低等水生生物母质类型的烃源岩。

摘要:秦皇岛32-6油田南区明下段Ⅰ油组3小层（Nm 下Ⅰ3小层）为多期叠置而成的河道砂体，精细解剖砂体的叠置特征是进一步挖潜的重点。基于高分辨率层序地层学原理，对该小层多期河道沉积期次进行了划分与对比，在此基础上，对同一期次砂体沉积微相特征、不同期次砂体之间的夹层特征进行了研究。结果表明，该小层河道砂体可划分为切叠河道型、叠置河道型、单一河道型3种主要叠置类型。由实验井组示踪剂追踪结果可知，不同期次砂体之间的水驱前缘推进速度低于同一期次砂体的推进速度，而同期次砂体之间的水驱前缘推进速度也存在差异。示踪剂跟踪实验证实，对于多期河道叠置砂体而言，叠置类型、单一砂体微相特征及夹层分布共同影响了开发效果。当注采层位分布于不同期次砂体时，其连通关系首先取决于砂体的叠置类型及夹层分布；而当注采层位分布于相同期次砂体时，其连通关系主要取决于沉积微相的变化。

摘要:为了满足勘探后期油田生产的需要，利用区域地震资料、地层倾角变化和三维构造形态对杏北地区进行了精细的构造单元划分，在准确标定背斜轴部位置的基础上，将杏北地区划分为西北斜坡区、西南斜坡区、中央背斜带和东部缓坡带共4个构造单元。划分方案能够合理地解释目前研究区扶余油层的油气成藏特征，具有重要的石油地质意义，具体体现在以下4个方面：①西北斜坡区倾向于西北部成熟烃源岩区，运移方向与断裂走向近平行，不利于油气聚集；②西南斜坡区倾向于西南部排烃强度高值区，运移方向与断裂近垂直，反向断层下盘有利于油气富集；③中央背斜带构造脊为高速运移通道，其两侧近油源圈闭为主力油气聚集区；④东部缓坡带远离油源区且不存在运移路径，不能形成油气聚集。据此特征可以分区设计井位部署方案，从而降低勘探风险。

摘要:哈拉哈塘地区是塔里木盆地北部重要的油气勘探区。随着勘探的不断深入，大量的油气资源被发现，但也出现油水分布关系复杂、油气藏特征及主控因素不明确等问题，严重制约了研究区的油气勘探开发。以哈拉哈塘油田哈11井区为例，对其油气藏特征及主控因素进行研究。哈11井区分为哈11和哈12共2个缝洞带，哈11缝洞带整体上出油，钻井成功率高，高产井较多，而哈12缝洞带钻井成功率较低，低产井和水井所占比例较大。对研究区的断层、构造、地层、流体性质变化特征以及储层类型等分析表明，其油气成藏受断层、构造位置和储层类型控制。虽然哈11和哈12缝洞带具有相似的构造、地层和流体性质变化特征，油气相态均为未饱和油藏；但哈11缝洞带主要受控于北西向早—中加里东期大型走滑断层及其伴生小型断层，而哈12缝洞带主要受控于北东向早—中加里东期大型走滑断层及其伴生小型断层，且构造位置和储层类型也对油气具有控制作用。

摘要:古城油田泌125区块核三段Ⅴ油组存在泥岩低自然伽马现象，有效储层的自然伽马值范围宽，且与无效储层自然伽马值范围交叉；油藏埋藏浅，地层水矿化度低，自然电位幅度异常小，有效储层自然电位范围宽，且与无效储层自然电位范围交叉；2种主要岩性识别曲线相继失效或部分失效，使得研究区有效储层识别困难。根据目的层段无法给出有效储层确定性测井下限的现状，剖析了产生这种复杂现象的地质因素，结合实际资料，综合多种测井信息，经过去伪存真处理，建立了适合研究区特点、包含多种测井信息的自然伽马幅度异常边际界限模型、自然电位幅度异常边际界限模型和无效储层剔除界限。应用建立的边际储层识别模型，重新解释了研究区108口井，新增解释油层37层共26.4 m；剔除误解油层18层共15.6 m；修正了原来解释油层的厚度。建立的复杂岩性岩石边际储层识别模型，适用于快速沉积的扇三角洲体系，有望推广至冲积扇、水下扇等快速沉积体系。

摘要:基于Petrel软件和界面约束法，提出了曲流河点坝内部构型建模方法，该方法以点坝内部构型模式和构型解剖研究成果为基础，生成以曲面分布的侧积层顶、底界面，再通过多级界面联合约束方法在点坝内部建立起储层结构模型，实现点坝内部构型的精细表征。为便于后期的数值模拟，建立了模型网格非均匀粗化的方法，解决了模型网格数与侧积层精度之间的矛盾。通过大港油区某曲流河点坝对建模方法的有效性进行了验证。结果表明，该方法建立的模型可以很好地体现河道、点坝及侧积层等不同级别构型单元的空间分布，同时模型网格数大幅降低，由粗化前1 776 500个网格数减少至672 896个，减少了62.1%。模型计算储量与实际储量误差为1.84%，计算累积产油量、累积产水量与实际值的误差分别为0.3%和0.03%，能反映油藏实际情况。

摘要:通过分析岩心、测井和薄片等资料，对具有丰富稠油资源的罗家地区和垦西地区沙河街组砂砾岩体的沉积学特征进行研究，确定其砂砾岩体分别为水下冲积扇和扇三角洲沉积。罗家地区水下冲积扇沉积发育于坡度较大、湖水较深的古地貌背景，为重力流驱动，主要发育砾岩，以粗杂基支撑、混合支撑结构类型为主，粒度概率累积曲线主要为一段式，以发育向上变细的正旋回相序为特征。垦西地区扇三角洲沉积为受边界断层控制、发育于湖水较浅的缓坡型沉积背景，具有重力流和牵引流的双重水流机制，主要发育含砾砂岩，以颗粒支撑结构类型为主，粒度概率累积曲线以两段式和三段式为主，以发育向上变粗的反旋回相序为特征。罗家地区水下冲积扇与垦西地区扇三角洲沉积具有不同的沉积模式，导致其砂砾岩体的储集性能、含油性以及开采过程中流体的活动特征等存在较大差异。

摘要:流体势是控制地层烃类运移和聚集的重要因素。综合利用三维地层压力和Hubbert流体势模型建立了三维地层流体势的计算方法，即利用测井约束地震反演求取三维地震层速度体，结合已钻井的测井资料，以单点算法假设和克里金插值算法为基础求取三维地层压力，然后根据三维地层流体势和三维地层压力的对应关系计算得出三维地层流体势。以胜利油区博兴洼陷高89井区为例，对其三维油势进行计算，进而分析油势的分布特征及其在预测油气优势运移方向和有利聚集区带中的应用。研究结果表明，与常规的流体势等值线图相比，该方法计算的三维地层流体势在横向和纵向上的精度较高、连续性较好，便于得到各深度及各层位切片上的流体势分布特征，预测的油气低势区与实际生产情况较为吻合。

摘要:目前油气勘探中单纯依靠纵波数据反演的结果存在多解性。利用纵波和转换横波地震数据进行联合反演， 可以有效提高对横波阻抗的计算精度以及储层预测的可靠性。针对罗家地区沙一段生物灰岩储层岩性横向变化较大，常规纵波叠前反演难以准确预测储层及油水分布的问题，利用多波多分量地震勘探技术，开展纵横波联合反演研究，通过纵横波联合标定、转换横波压缩匹配，构造精细解释等方法建立联合反演初始模型，进而求取对岩性和流体敏感的纵横波速度比、密度等适用于储层预测与油藏描述的弹性参数。实际应用结果表明，纵横波联合反演得到的弹性参数能够识别沙一段生物灰岩储层变化，同时也能够反映储层流体分布，与研究区该层段56口井实钻资料的吻合率达到85%。

摘要:渤南洼陷沙三段广泛发育浊积岩，该类储集体具有单层厚度小、单砂体面积小、横向变化大、垂向叠置的特点，在地震反射上形成中、弱反射，受地震资料分辨率低的限制，无法满足储层描述的要求。从地震、钻井、测井资料入手，总结研究区沙三段浊积岩地震反射特征，开发了基于独立分量分析的盲源分离、小层自动精细解释、随机反演及小砂体自动拾取等4种技术，建立了浊积岩储层识别与描述的技术系列，完善了该类储层预测的地球物理解释技术。将开发的4种技术应用在渤南洼陷沙三段浊积岩储层的预测中，盲源分离处理后的地震数据主频由24 Hz提高到32 Hz，提高了研究区的地震分辨率；实现了沙三段6个砂层组的自动解释；储层预测结果砂体识别的精度为5~8 m，能很好地识别浊积砂体，自动追踪浊积砂体70多个，实现了单砂体的快速成图，取得了较好的应用效果。

摘要:考虑到目前还没有较为简单成熟的火驱燃烧前缘分析计算方法，根据火驱特点，选用适宜的示踪剂对气窜方向进行监测，依据物质平衡基本思想，建立了判断多井组火驱燃烧前缘位置的新方法，即以示踪剂监测结果为依据来分析注气井和产气井之间的连通关系，进而计算燃烧前缘的距离。以辽河油区火驱矿场试验区为例，对6井组进行计算，并结合工程和地质因素分析了燃烧前缘不均匀发展的影响因素；与平均劈分注气量的估算方法进行对比，示踪剂辅助判定火驱燃烧前缘方法能较准确地指示井组间的气体流动方向和不同方向的流量，该结论通过结合目的层沉积相分析得到了验证。示踪剂辅助方法避免了盲目劈分产气量所造成的计算误差，计算方法简便可行，计算结果准确可信。

摘要:蒸汽驱可明显提高油藏采收率，但孤岛油田稠油粘度过高，受原油界面特性和岩石润湿性的影响，易发生重力超覆和汽窜，单一蒸汽驱并不能达到有效开采的目的。通过室内实验模拟了以聚乙烯吡咯烷酮为驱油剂的驱油剂辅助蒸汽驱过程，研究其对孤岛油田稠油油藏的驱替效果，以及对稠油胶体稳定性、结构组成和稠油沥青质相对分子质量的影响规律。结果表明，蒸汽驱过程中引入适量的驱油剂，可明显提高稠油油藏采收率；增大驱油剂用量，会使稠油提前发生沥青质聚沉，胶体稳定性变差，使得稠油中沥青质相对分子质量变大；随着温度的升高，沥青质提前发生聚沉，稠油胶体稳定性变差，同时稠油中沥青质含量略有提高，胶质与沥青质含量之比变小，沥青质相对分子质量变大。

摘要:在注入相同蒸汽量的基础上分析注氮气辅助蒸汽吞吐效果时，许多学者忽略了注入总热量对蒸汽吞吐的影 响。在注入总热量相同的条件下，通过分析孤岛油田底水稠油油藏特征，选取研究区3种典型地层参数，即油层厚度分别为2~5，5~8和8 m以上，渗透率分别为500×10-3，1 000×10-3，2 000×10-3 μm2，对应的孔隙度分别为30%，35%和40%，利用数值模拟技术从增油量、加热半径和底水锥进程度3个方面，对注氮气辅助蒸汽吞吐的效果进行了对比。建立了强底水和弱底水条件下普通稠油以及特稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐地层参数的筛选图版，利用该图版可有效分析底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的可行性。研究结果表明：孤岛油田东区Ng3和中二北Ng5油层适合注氮气辅助蒸汽吞吐；孤北1区Ng3油层不适合注氮气辅助蒸汽吞吐。

摘要:注入水沿高渗透大孔道窜流是非均质油藏注水开发后期面临的主要问题之一，多轮次调堵对堵剂注入量、注入位置和剩余油分布的影响缺乏直观描述。为此，设计并加工了不同类型可视化平板模型，系统研究堵剂注入量、注入位置和剩余油分布对规则大孔道地层调堵效果的影响及蚓孔状弯曲大孔道条件下堵剂的最佳注入位置。研究结果表明：对于规则大孔道模型，当堵剂注入量为0.1倍孔隙体积时，其经济效益最佳；且堵剂注入位置越靠近油藏中部，波及改善效果越好；不同剩余油分布情况下堵剂的最佳注入位置不同，当剩余油富集在油井附近时，应优先选择深部堵水；而当剩余油富集在水井附近时，浅部调剖效果更佳；对于蚓孔状弯曲大孔道模型，封堵拐点后端，能较好地发挥高注入压差（流速）与液流转向的协同机理，波及改善效果最好，最终采收率最高。

摘要:胜利油区化学驱单元大多采用污水配注化学剂，配注污水水质对化学驱效果影响较大。在统计胜利油区化 学驱历年配注污水水质的基础上，分析了水质对聚合物溶液粘度、表面活性剂油水界面张力的影响。结果表明，化学驱配注污水矿化度和钙、镁离子质量浓度逐年升高，Fe2+质量浓度最高达6.6 mg/L，S2-质量浓度最高达5.5 mg/L。配注污水水质不达标会导致聚合物溶液粘度降低，钙离子质量浓度为300 mg/L就会导致聚合物溶液粘度下降50%，钙离子质量浓度达到400 mg/L，表面活性剂油水界面张力升高一个数量级；当Fe2+质量浓度增大至1 mg/L时，聚合物溶液粘度保留率仅为55%；当S2-质量浓度为2 mg/L时，聚合物溶液粘度保留率仅为47.4%。对比2001—2011年胜利油区化学驱矿场应用聚合物溶液粘度与质量浓度发现，配注污水矿化度、钙、镁离子质量浓度逐年升高，水质不合格导致化学剂用量逐年增加。为了保证化学驱效果，必须通过改善配注污水水质减缓聚合物溶液粘度损失、增加表面活性剂界面活性，从而减少化学驱中化学剂用量，降低投资成本。

摘要:针对安塞油田王窑区块长6特低渗透油藏现阶段注水开发矛盾突出的问题，为进一步提高油藏采收率，评价CO2驱油效果，应用油藏数值模拟方法，优化了CO2驱水气交替注采参数。利用Eclipse的PVTi模块模拟了注气膨胀实验，研究了注CO2对原油相态的影响；采用正交试验设计方法，以提高采出程度和换油率为目标，对CO2驱水气交替过程中的气水比、注气速度、关井气油比和段塞注气量4个参数进行了优化研究，并用直观分析方法对试验结果进行分析。结果表明，当原油中溶解的CO2物质的量分数达到60%时，原油粘度降低幅度达80.51%，原油体积膨胀1.44倍；优化得到的最优气水比为1∶1，注气速度为13 000 m3/d，关井气油比为1 000 m3/m3，段塞注气量为0.005倍孔隙体积。

摘要:为了进一步研究多孔介质中酚醛树脂冻胶的动态交联反应规律，采用循环流动装置，分析了不同渗透率和注入速度下多孔介质中酚醛树脂冻胶的动态成胶过程。结果表明，随着渗透率的增大，其动态成胶时间缩短，成胶后冻胶粘度增大，从而建立了酚醛树脂冻胶粘度与渗透率的定量关系；随着注入速度增大，其动态初始成胶时间先缩短后延长，最终成胶时间延长，冻胶强度降低，从而建立了酚醛树脂冻胶粘度与剪切速率的定量关系。通过分析渗透率和剪切速率对多孔介质中酚醛树脂冻胶动态成胶的影响，建立了不同渗透率下酚醛树脂冻胶注入速度和剪切速率的关系，为调剖时注入速度的选择提供理论依据。

摘要:二氧化碳驱是中原油田探索高温高盐油藏高含水后期提高采收率的重要方式，在该类油藏开展泡沫封窜是 控制CO2气窜的一种有效方法。针对试验区气窜严重的现状，开发了耐温、抗盐CY-1型CO2泡沫封窜体系。该体 系耐温100 ℃，耐盐25×104 mg/L，耐钙镁5×103 mg/L。对CO2泡沫进行了高温高压性能评价，得到了泡沫起泡能力随 压力增加而增强的新认识。CO2泡沫相态变化实验结果表明，超临界CO2泡沫在起泡能力与稳泡能力上均大大高于 气态CO2泡沫，最长稳泡时间达到3 144.3 min。应用该体系对中原油田、腰英台油田16口井进行了现场试验，注气 压力平均上升1～3 MPa，工艺成功率为100%，取得了较好的封窜效果。

摘要:沙埝油田沙20东断块油藏是典型的窄条状边水油藏，整体含水率较高，局部井区水淹严重，导致油藏持续稳产较为困难，且剩余油分布复杂。应用多因素模糊综合评判方法以及电容模型原理，对区块水驱优势渗流通道进行识别，并对发生窜流的砂体及水窜方向进行了研究。结果表明，造成水驱优势渗流通道的原因包括注水井的持续注入和边水的长期水侵，在后续注水结构调整中，应以水驱优势渗流通道识别结果为基础，进行有效注水策略研究。结合储层平面及纵向剩余油分布特征，对储层进行封层、补孔、油井加密及油井转注等处理，并在此基础上，对发生不同程度窜流的区域进行注采系统优化调整。油藏采用最优方案开采15 a，采出程度提高了2.71%，且初期含水率下降了25%，提高和改善了窄条状油藏的水驱开发效果。

摘要:对于海上稠油砂岩油藏非达西渗流规律的相关研究较少，尤其是在启动压力梯度研究方面，且多采用管流模型，较少考虑粘度对启动压力梯度的影响。根据海上稠油砂岩油藏的渗流特点，设计了测定启动压力梯度的实验新方法，并采用与秦皇岛32-6油田渗透率级别相近的天然岩心，通过对不同原油粘度、渗透率和温度下的岩心渗流实验，研究了稠油在多孔介质中的渗流特征，得到了海上稠油砂岩油藏启动压力梯度和流速与压力梯度的关系；通过对实验数据的回归，进一步得到了流度与启动压力梯度的关系式。实验结果表明：启动压力梯度受原油粘度和储层物性的影响，将研究结果应用于海上稠油砂岩油藏，建立了根据启动压力梯度确定技术极限井距的理论计算方法。鉴于启动压力梯度对稠油油藏开发的重要性，建议将启动压力梯度与流体饱和度、孔喉半径、边界层厚度的定量分析作为今后研究重点。

摘要:低频振动采油和聚合物凝胶调驱分别作为一种物理和化学提高采收率技术，已被广泛应用于油田增产，如何将这2种技术有机地结合起来，建立低频振动—聚合物凝胶化学复合调驱技术，提高整体调驱效果，成为一个重要的研究方向。通过室内实验评价，研究了低频振动对聚合物凝胶交联性能的影响规律，以避免2种采油技术复合应用时综合调驱效果变差；室内实验采用粘度法评价不同振动参数对聚合物凝胶交联过程的影响规律。实验结果表明，在振动加速度为0.05～0.08倍重力加速度时，低频振动可以促进聚合物凝胶交联成胶；在振动加速度为0.08～0.19倍重力加速度时，低频振动抑制聚合物凝胶交联成胶；当振动频率为12～30 Hz时，振动抑制聚合物凝胶交联成胶。因此，当现场复合应用低频振动采油技术与聚合物凝胶调驱技术时，应注意选择合适的振动频率和振动加速度。

摘要:王窑油田低渗透油藏开发多采用正方形反九点井网，2009年在其西部开展了井网加密调整试验。为了评价试验区井网加密调整提高采收率的潜力，进行了正方形反九点井网加密调整物理模拟。针对试验区地质特征，通过对比孔隙度、渗透率、驱油效率和孔喉半径等参数，选取与其物性相近的天然砂岩露头，采用树脂封装制作大尺度物理模型开展水驱油实验。根据试验区实际加密调整时机和方式，在水驱油实验过程中进行加密转注调整模拟，研究井网加密调整对开发效果的影响。实验结果表明，试验区经井网加密调整后，提高采收率幅度约为4.97%，若井网加密调整时机晚5 a，提高采收率幅度则降低1.24%。因此，试验区所在区块应尽早实施井网加密调整。

摘要:底水气藏防止底水锥进时通常采用避射水层的生产方式，但四川部分气田的开发则采用射开气、水层且气水同采的生产方式。为进一步了解其生产动态特征与储层特征之间的关系，通过避射水层和气水同采2种模式特征之间的对比，总结出气水同采井的水气比曲线有平稳段、缓慢上升段、快速上升段、下降段和跳跃段5种类型，分析了每种类型对应的储层特征，绘制了水气比曲线变化图版；确定了研究区水气比线性分段函数斜率的取值范围。现场应用证明气水同采的生产动态特征与储层特征基本一致，表明该图版实用性强，有助于正确认识底水气藏地层水活动规律，而储层内部气、水两相渗流变化需要进一步研究。

摘要:海上油田由于受海水深度和海况限制，钻井和录取资料的成本较高，如何最大限度地优化评价方案，减少钻井、取心和测试工作量，经济有效地加快新油田的评价，一直是海上油田评价的重点。以珠江口盆地新近系中新统NH-AB海相优质砂岩油田评价方案为例，在评价方案优化可行性分析基础上，通过对其评价井井位、井数、取心和测试资料的评价方案优化，可减少钻探评价井2口，只进行1次取心和1次试油，节约成本近亿元人民币，经济有效地加快了NH-AB油田探明石油地质储量的计算和开发评价，提高了海上油田评价的工作效率和经济性，为珠江口盆地该类型油田的快速评价提供借鉴。

摘要:在总结厄瓜多尔低幅度构造强天然水驱油田自2006年2月以来取得的开发成果和已形成的开发配套技术的基础上，分析了油田开发面临的形势和挑战，提出了技术需求和稳产策略。研究区面临的主要开发形势包括：储采比小，储量替换率低，区块稳产基础差；主力油田剩余油分布零散，挖潜难度大；老区可供加密的井位有限；主力油层单一且厚度小，措施实施难度大；设备老化，电力故障频繁，开井时率低。针对研究区的开发形势和挑战，提出了油田开发的技术需求和稳产策略，主要包括低幅度构造识别、剩余油分布预测、水平井开发技术、老井剩余油挖潜、特高含水期稳油控水配套技术和注采系统优化等。

摘要:濮城油田文51块沙二段下亚段油藏层间矛盾突出，非均质性强，通过建立吸水剖面预测模型进行层系优化组合，从而提高Ⅱ类和Ⅲ类层的采收率。利用地层物性资料及油水井参数，采用智能群算法，计算不同地质开发因素对注水井吸水剖面变化的影响权重，量化不同因素的影响程度，建立吸水剖面预测模型，进而预测不同分层条件下注水井吸水剖面的变化，优化分层注水措施，提高该类油藏Ⅱ类和Ⅲ类层的水驱动用程度，实现了濮城油田文51块沙二段下亚段油藏特高含水期开发对象的转移。自2008年12月应用以来，研究区综合含水率降低了4.7%，产油量连续5 a稳步提升，累积增油量为1.2×104 t，开发效果得到了明显改善。

摘要:夹层是影响油藏开发动态特征和剩余油分布规律的重要因素。油田开发实践证实，由于沉积、成岩等地质作用不同，会形成不同的夹层，因其成因、特点和分布又有较大差异，因此它们对油田的水驱规律的影响亦不同。基于厚油层设计的层内夹层分布理想模型，首先研究了夹层对韵律性储层注水井层内射孔位置的影响，然后以反韵律储层为对象，分别研究了夹层分布位置及范围对注采井网水驱效果的影响。结果表明，当厚油层层内夹层发育且存在渗透率级差时，注水井射孔时应尽量射开层内高渗透区域；对于反韵律储层，当夹层处于采油井附近区域时，夹层对水驱影响程度最小，其次是夹层位于注采井间，而夹层位于注水井附近影响程度最大，其水驱效果最差，同时随着夹层范围的扩大，水驱效果逐渐变差。

摘要:由于目前缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发尚无回注水标准或推荐指标，因此以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油 藏为基础，利用人工刻蚀岩心，分别考察了回注水中悬浮物含量、粒径中值和含油量等水质指标对裂缝型（缝宽为0.1 mm）和缝洞型（缝宽为0.1 mm，洞直径为2 mm）岩心渗透率的影响。结果表明：在回注水的体积为5 000倍孔隙体积，悬浮物粒径中值为30 μm时，岩心渗透率伤害程度小于40%；当悬浮物粒径中值为40 μm时，岩心渗透率伤害程度超过98%。悬浮物含量为30 mg/L时，岩心渗透率伤害程度小于5%；当悬浮物含量达到45 mg/L时，岩心渗透率伤害程度超过98%。当含油量为40 mg/L时，岩心渗透率伤害程度小于50%；当含油量为60 mg/L时，岩心渗透率伤害程度接近70%。对于缝洞型油藏，由于流通通道尺寸较大，注水压力较低，建议将岩心渗透率伤害程度不超过50%作为回注水水质控制指标，该类型油藏的回注水水质指标为：悬浮物含量小于30 mg/L，粒径中值小于30 μm，含油量小于40 mg/L。