Abstract:

古生界潜山是济阳坳陷油气富集的高产领域之一，也是重要的储量拓展阵地。古生界潜山油气成藏具有独特的石油地质条件，其地层时代老，岩性包括碳酸盐岩和碎屑岩，在漫长的地质演化过程中多期构造、断裂及深部流体活动强烈，导致潜山具有演化叠合性、结构多样性、储层复杂性、油气多源性、成藏差异性等特点。基于“十三五”以来济阳坳陷古生界潜山油气勘探进展和深化研究，从成山、成烃、成储及成藏的内在地质过程出发，揭示断陷盆地古生界潜山油气形成与富集规律，提出了“挤压-拉张-走滑-剥蚀”共控成山机制，古生界潜山具有古近系、石炭系—二叠系双源供烃条件，“沉积-成岩环境、构造-压力耦合、流体-岩石作用”三元控储模式，运移和封堵控制的油气成藏模式以及油藏有序分布规律。以这些认识为指导，实现了济阳坳陷古生界潜山油气藏勘探方向的转变，拓展了潜山勘探空间，为古生界潜山勘探区带评价及圈闭目标优选奠定了基础，并在斜坡部位和负向构造带的隐蔽潜山勘探取得突破。同时基于济阳坳陷古生界潜山不同成藏条件的认识程度和理论发展现状，提出下一步油气勘探攻关方向。

Abstract:

东营凹陷牛庄洼陷沙三段下亚段和沙四段上亚段页岩油富集高产，属于典型的陆相页岩油，目前对页岩纹层间成岩驱动的物质交换和储集特征认识尚不明确。利用岩石学、微量元素、稀土元素地球化学分析等手段，依据亮晶方解石脉切割穿行、物质转移现象以及页岩生烃和含油性参数，开展沉积和成岩作用交互约束页岩油生储品质机理分析，阐述页岩纹层间物质转移、亮晶方解石脉生成及页岩油运移方式。微区稀土元素地球化学分析结果表明，不同物质纹层内Th 和U元素含量由高到低依次为：泥质纹层、亮晶方解石脉、重结晶方解石纹层、泥质纹层与亮晶方解石脉接触面。泥质纹层和亮晶方解石脉的轻、重稀土元素分异明显，表现为显著的轻稀土元素富集、重稀土元素亏损的特征，呈明显Dy 元素负异常。重结晶方解石纹层的轻、重稀土元素分异不明显，呈Dy 元素负异常。亮晶方解石脉中Th、U和稀土元素含量低于泥质纹层，高于重结晶方解石纹层，是区别亮晶方解石脉和重结晶方解石纹层的重要地球化学指标。压实作用和物质组分含量是影响页岩孔隙度的主要因素。核磁共振实验法测定埋深为3 300~ 3 600 m的页岩中孔径大于等于30 nm的孔隙明显减少，孔隙度降幅约为1%/hm。受控于生烃增压导致的超压流体保孔作用的影响，陆源矿物总含量与孔隙度呈正相关关系。水成碳酸盐矿物承受上覆压力能力强，有利于人工压裂，其晶间孔和溶蚀孔孔径大且储油能力好。

Abstract:

砂砾岩储层具有强烈的非均质性和复杂的孔隙结构，导致其电阻率响应难以准确反映含油性，而传统的两组分三维数字岩心建模和电阻率数值模拟方法均不能表征砂砾岩多组分和多尺度孔隙空间，不能准确模拟砂砾岩的电阻率。以东营凹陷北部陡坡带古近系沙四段上亚段深层砂砾岩为研究目标，以盐家油田盐22-22 井柱塞岩样为研究对象，开展常规岩心分析、核磁共振（NMR）测试、X射线计算机层析（X-CT）扫描、拼接扫描电镜（MAPS）测试和扫描电镜矿物定量评价（QEMSCAN），建立砂砾岩多组分三维数字岩心，采用电阻率数值模拟方法，分析储层参数对砂砾岩电阻率特性的影响规律。结果表明：①采用X-CT扫描标准柱塞岩样，采用多阈值分割区分主要矿物组分，建立砂砾岩多组分三维数字岩心，主要矿物组分与样品X射线衍射（XRD）测试结果吻合，但受到扫描分辨率的限制，识别孔隙度远低于岩心气测孔隙度。②选用100 和10 nm分辨率的MAPS 测试建立的二维图像计算主要矿物组分微孔隙率，与三维数字岩心中矿物组分含量结合，计算砂砾岩多组分三维数字岩心的总孔隙度，与岩心气测孔隙度基本吻合。③电阻率数值模拟结果表明砾石和黏土矿物含量对砂砾岩电阻率的影响并非单调关系，砾石含量的影响与样品分选有关，黏土矿物含量的影响与黏土矿物类型和地层水矿化度有关。

Abstract:

致密砂岩的孔隙结构特征对致密油藏的勘探和开发具有重要意义。但对不同类型孔隙渗流特征及其影响因素认识不清，制约了对致密砂岩渗流能力和储集能力的认识，并影响了致密油藏有利区的评价和预测。为此，以鄂尔多斯盆地长7 段致密砂岩为例，利用铸体薄片、扫描电镜、核磁共振、分形理论研究了致密砂岩的孔隙结构特征。结果表明：致密砂岩孔隙结构是一个由束缚孔隙和可动孔隙组成的二元孔隙系统，不同类型孔隙的形态特征和连通性不同。束缚孔隙主要由晶间孔组成，孔隙模型为黏土矿物堆积的包络面，孔隙半径小，连通性差，赋存在其中的流体流通性差。该孔隙形状规则，非均质性弱，分形维数低，平均值为1.306 3。可动孔隙主要是联合孔隙，形状为刺球状，孔隙半径大，由溶蚀作用形成多个连接通道，因此连通性强。可动孔隙形状不规则，非均质性强，分形维数大，平均值为3.241 6。不同类型孔隙对物性的影响也不相同。束缚孔隙对孔隙度贡献平均值为47.7%，可动孔隙对孔隙度贡献平均值为52.3%，两类型孔隙对孔隙度影响相近。但受连通性差异影响， 束缚孔隙对渗透率贡献度平均值为0.2%，可动孔隙对渗透率贡献度平均值为99.8%。可动孔隙是影响致密砂岩渗透率的主要因素。利用分形维数可以很好地表征致密砂岩孔隙结构。以组合孔隙为主且位于烃源岩附近的致密砂岩是勘探开发的有利区域。

Abstract:

储层的可压裂性是射孔选段和预测水力压裂效果的重要因素，但目前致密砂岩储层的可压裂性评价缺乏统一的方法和标准。以鄂尔多斯盆地东南部某油田长6 油层组致密砂岩储层为例，基于常规测井资料优选岩石力学参数的表征模型，通过分析储层岩石脆性、断裂韧性和地应力差异系数与日产液量的关系，建立了致密砂岩储层的可压裂性评价模型及评价标准，获得了与测井曲线对应的压裂品质因子曲线，形成了一种精度较高的致密砂岩储层可压裂性测井评价方法。研究结果表明：①脆性指数与可压裂性呈正相关，断裂韧性和地应力差异系数与可压裂性呈负相关。②当压裂品质因子≥25 时，为Ⅰ类储层，可压裂性最好，压裂时容易形成复杂的裂缝网络，属于优质的致密砂岩储层；当14≤压裂品质因子<25 时，为Ⅱ类储层，可压裂性中等，压裂时需要采用黏度较小的压裂液或控制较高的缝内净压力，才能形成较好的裂缝网络；当压裂品质因子<14 时，为Ⅲ类储层，可压裂性差，压裂时通常不会形成理想的裂缝网络，且压裂后裂缝容易闭合。③致密砂岩储层的压裂品质因子越高， 其压裂后的人工裂缝展布形态特征越好，压后产能越高，新建模型的评价结果与微地震裂缝监测结果及试油成果的符合率在80%以上。

Abstract:

新疆北部卡拉麦里地区石炭系广泛发育安山岩、凝灰岩等火山岩，关于其形成的构造背景仍存在争议。选取卡拉麦里山2 条典型的石炭系剖面，针对下石炭统姜巴斯套组、上石炭统巴山组和弧形梁组的安山岩、凝灰岩等岩石样品开展了镜下观察和主微量元素等测试分析。结果表明，样品具有较低-中等的MgO含量（0.5%~2.35%）和低-中等的Mg#（15.7%~42.5%），说明岩石样品在形成过程中发生了结晶分异作用。岩石样品的微量元素分布曲线与N-MORB、E-MORB和OIB存在明显差异，在Ta/Yb-Th/Yb 图和La-Y-Nb 图中岩石样品几乎全投在钙碱性系列区域中，在Nb/Yb-La/Yb 图中全部落入俯冲组分范围并靠近地幔区。在Nb/Y-Rb/Y和Ba/La-Ba/Nb 图中，表明样品受到过流体富集和熔体富集的影响。样品的Nb/U和Ce/Pb 值分别为1.6~11.1 和0.47~12.2，很接近大陆地壳的范围，指示物质来源可能有大陆地壳物质的混染。Th-Hf/3-Nb/16 图投点指示所有样品均属于岛弧玄武岩范畴。综合分析表明，卡拉麦里地区从早石炭世到晚石炭世均处于活动大陆边缘的大陆岛弧环境，且这种环境至少从早石炭世一直延续到了晚石炭世。

Abstract:

岩石断裂力学性质是决定储层压裂改造效果的内在地质力学基础，明确海陆过渡相储层不同岩性断裂力学性质对于优 化压裂改造措施、改善造缝效果具有现实意义。以鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相储层为研究对象，开展储层多种岩性断裂韧 性测试，明确储层不同岩性断裂力学特征及影响因素，并在有限元平台建立了具有测井岩石力学参数分布特征的压裂数值模 型，着重研究了岩性组合对裂缝高度扩展规律的影响。结果表明：海陆过渡相储层岩性复杂，富含石英和黏土矿物，力学变形 破坏呈较强的脆性特征；与海相页岩相比，海陆过渡相储层岩石具有低断裂韧性的特点，断裂韧性值大小呈现煤岩<碎屑沉积 岩<灰岩的特征，其中植物碎屑、纹层等弱结构面通过改变断裂路径影响相应岩性的断裂韧性，有较强的劣化作用；储层岩石 静态弹性模量是控制不同岩性断裂韧性的重要力学因素，断裂韧性与静态弹性模量具有线性正相关性；储层岩石具有较强的 层间力学非均质性，水力裂缝高度倾向钝化于由泥岩层进入砂岩层过程中，储层夹煤层将明显降低裂缝高度，增大支撑剂在储 层非均匀铺置的概率。储层地应力对裂缝高度形态的影响与岩性组合有关，因此在前期水平井穿行轨迹选择需要重视水平井 上、下岩性组合特征对后续水平井压裂效果的影响。

Abstract:

对于一口处在封闭边界之内的新气井，以某稳定产量开井生产，进行了压降曲线测试。从理论上讲，又可将压降曲线按其压力动态划分为非稳态阶段、过渡阶段（又称为非稳态阶段的后期）和拟稳态阶段。所谓非稳态阶段，是指气井压降漏斗的外缘半径，尚未达到边界之前的范围。而所谓过渡阶段，是指由非稳态阶段过渡到拟稳态阶段的范围。对于拟稳态阶段，我国称为弹性二相法，可用于确定气井控制的原始地质储量。该法被连续四次列于国家油气的行业标准。对于非稳态阶段，本文基于达西定律的平面径向流微分式，利用AI-Hussainy 提出的拟压力函数，经推导得到了拟压力的弹性一相法。利用该法可以评价气藏的有效渗透率和井的总表皮系数。同时，利用Wattenbarger 对拟压力函数性质的研究结果，通过简化得到了由压力一次方和压力平方表示的弹性一相法。通过实例应用结果表示，三种方法评价的结果是一致的。

Abstract:

页岩气效益开发依赖水平井分段水力压裂技术，然而水基钻井液、碱性油基钻井液、滑溜水压裂液、前置酸液和氧化性破胶液与页岩发生水-岩作用，潜在影响着钻井过程井壁稳定、压裂改造效果、压后闷井及返排效果。通过系统综述国内外页岩气层水-岩作用机理、水-岩作用下页岩组构响应特征，讨论了水-岩作用对页岩气开发的意义。综述认为，页岩富含水敏性组分黏土矿物等、酸敏性组分碳酸盐矿物、碱敏性组分石英等和氧敏性组分有机质和黄铁矿；页岩矿物组分水解程度极低，但黏土矿物水化膨胀、促缝现象突出；页岩孔隙和裂缝的分布均与化学不稳定组分石英、碳酸盐矿物、有机质和黏土矿物密切相关，化学溶蚀包括酸化溶蚀、碱液侵蚀和氧化溶蚀；水-岩作用下页岩组分溶蚀，诱发孔缝溶扩并劣化岩石力学性质。研究指出，推动工作液配方优化，攻关应用氧化性酸液和氧化性压裂液，有利于提高压裂造缝效果和促进吸附气产出，提高气层采收率；基于 闷井压降曲线拐点确定最长闷井时间，构建考虑缝网导流能力保护的控压生产制度，有利于指导气井生产全过程合理控压，延长稳产期，提高单井产量。

Abstract:

油气界面张力是气驱提高采收率过程中分析油气两相混合程度、影响油气最小混相压力和注气开发效果的重要参数。针对页岩油的主要成分正辛烷（C₈），通过分子动力学模拟方法研究了纯CO₂和混合气体（CO₂、CH₄、N₂）与C₈的界面张力及界面微观特征变化规律，并考虑了温度、压力和气体组分等外界因素对界面特征的影响。结果表明，随着气相压力的增大，气体与C₈混合程度增大，界面厚度、粗糙度、相对吸附量等微观特征增强，导致油气界面张力逐渐减小。界面张力随温度在不同压力区间表现出相反的变化趋势：在低压时温度越高，界面张力越小；在高压时温度越高，界面张力反而越大。相较于纯CO₂、CH₄和N₂的加入会增大混合气体与油相的界面张力，其中N₂对油气界面张力的影响更大；同时CH₄和N₂会使得油气界面厚度、相对吸附量等微观特征减弱。在三元CO₂+CH₄+N₂/C₈体系中，CO₂的相对吸附量最大，CH₄次之，N₂最小，证明了3 种气体与油的相互作用由强到弱为CO₂>CH₄>N₂。此外，所有体系相对吸附量均大于0，吸附量越大，界面张力随压力的增大下降得越快，这与吉布斯吸附理论相一致。

Abstract:

复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸规律不明确，为闷井试采带来较大挑战，针对陆相页岩的渗吸规律和影响因素研究仍然欠缺。为此，基于低场核磁共振技术开展了复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸规律实验。首先，测试并分析了凉高山组和自流井组东岳庙段页岩物性差异；随后，以渗吸前后孔渗变化作为评价指标参数，开展了不同岩性、流体介质、流体压力和黏土矿物含量对陆相页岩渗吸规律的影响分析，并评价陆相页岩润湿性。实验结果表明：与东岳庙段相比，凉高山组页岩平均孔隙度较小，平均渗透率较大；平均脆性矿物含量较高，平均黏土矿物含量较低；复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸过程中黏土水化诱导产生微裂缝，提供了额外的渗吸通道，灰岩渗吸能力弱于页岩，渗吸时无微裂缝产生，储层中的介壳灰岩夹层可能会阻碍页岩渗吸和微裂缝扩展；页岩在水相中诱导微裂缝后，油相可加剧微裂缝扩展，油水复杂相态渗吸可能对页岩储层渗透率的改善有利；与 页岩常压渗吸相比，加压渗吸的诱导微裂缝和改善渗透率作用受限，虽然渗吸速率更大，但渗吸平衡时间更早，渗吸量更小，闷井期间须考虑上覆岩层压力对渗吸的影响；高黏土矿物含量页岩的水化诱导微裂缝更显著，改善渗透率的效果更明显；页岩在油相中渗吸速率和渗吸量小于水相，润湿性为亲水。实验揭示了复兴地区侏罗系陆相页岩渗吸规律和水化诱导微裂缝特征，为陆相页岩的闷井与返排试采提供了理论依据。

Abstract:

页岩油藏大规模体积压裂后，返排与早期生产通常表现出显著的油水同产特征，定量分析油水排采动态成为解释压裂缝及储层参数的一种新手段，但目前油水排采动态解释模型及应用还较欠缺。基于页岩储层压裂后压裂液赋存假设，首先建立考虑压裂缝存在条件下的水相和油相流动方程，然后通过拟时间和拟压力变量将方程线性化，推导水相和油相动态解释模型的解析解和特征解，最终形成油相图版拟合和水相直线分析联合的排采动态解释方法。研究结果表明：在双对数诊断曲线中，油相流动表现为斜率为1/2 的改造区线性流和斜率为1 的改造区边界控制流，水相流动表现为斜率为1/2 的压裂缝线性流和斜率为1 的压裂缝边界控制流。所建立的油水排采动态解释模型可较好地解释压裂缝及储层参数。基于中国西部某页岩区块的油藏、压裂及动态资料，反演了矿场压裂井的压裂缝半长、导流能力与改造区渗透率、宽度，其中压裂缝半长为50～130 m，导流能力为20～80 mD·m；改造区渗透率为0.01～0.05 mD，宽度为24～27 m。依据反演的压裂缝及改造区参数，建立压裂水平井排采数值模拟模型，基于解释结果的模拟产量与实际值吻合程度高，且后期产量预测值合理。所建立的油水排采动态解释模型完善了页岩油藏动态分析方法，对页岩油藏排采特征定量分析、压裂效果评价及高效开发对策制定提供了依据。

Abstract:

CO₂混相驱替是低渗透油藏开发的重要方式，明确多孔介质的复杂结构、流体物性及注入参数对驱替效果的影响是低渗透油藏CO₂开发的理论基础。耦合流体运动方程与对流扩散方程，建立混相驱替数学模型。利用随机四参数生长法建立2 种不同结构的岩心孔隙，开展复杂多孔介质内CO₂混相驱替模拟研究。通过对比不同孔隙结构下CO₂浓度变化规律、剩余油的形成及分布情况，分析黏度差异、密度差异、注入速度对两相渗流行为的影响，得出了黏度影响下不同孔隙结构的产量图版以及不同注入速度下浓度、黏度变化趋势图版，明确了孔隙尺度下CO₂混相驱替特征。研究结果表明：①混相驱替过程受孔隙结构影响，产生4 种类型的剩余油：盲端剩余油、簇状剩余油、隔断剩余油、岩石骨架尾部剩余油及油膜。②不同孔隙结构下CO₂黏度对驱油效果的影响程度不同，其中孔隙内剩余油的含量约为78%，而大孔道多孔介质中剩余油的含量约为56%，且2 种孔隙结构存在各自所适应的优势黏度。③随着所注入的CO₂密度逐渐增大，波及范围发生变化，具体表现为CO₂在孔隙中的分布范围缩小，在大孔道中的分布范围增大。对比不同黏比对数下的混合物密度变化，最大黏比对数下混合物密度是最小黏比对数下的1.12 倍；含大孔道多孔介质内的最高浓度比约为260，不含大孔道多孔介质内的最高浓度比达450。④提高注入速度会改变原有的驱替压力系统，增大驱动能力，有效减少剩余油的分布，进而改善驱油效果。

Abstract:

针对胜利油田低渗透油藏水驱开发中低注入能力、低采液速度、低采出程度的难题，提出了新型胺醚类双子表面活性剂驱油技术。对驱油用新型胺醚类双子表面活性剂进行了分子结构设计，评价了不同分子结构时的界面性能，优选出界面性能最好的样品G-3，进行了不同浓度时的乳化性能和驱油性能评价，并结合微观刻蚀玻璃模型阐明了驱油机理。实验结果表明：质量分数为0.2%的新型胺醚类双子表面活性剂溶液能将油水界面张力降低到0.003 9 mN/m，此时能与原油形成稳定的乳状液，乳状液液滴粒径为12 μm；对于渗透率为6.966 mD的岩心，水驱后注入0.5 PV质量分数为0.2%的新型胺醚类双子表面活性剂G-3 溶液，再次水驱采收率提高值达9.6%，降压率达17.4%；微观驱油机理为降低油水界面张力和残余油乳化聚并。该驱油技术在胜利油田低渗透区块进行了矿场试验，实施后区块水井的注入能力提高了2 倍，油井的日增油量为5.7 t/d，含水率下降了11.0%，截至2023 年6 月区块累积增油量为1 791 t，取得良好的开发效果。

Abstract:

针对水驱低渗透油藏地层能量补充困难、“注不进、采不出”的问题，胜利油田结合提液稳产技术需求，形成了针对低渗透油藏的压驱注水技术。压驱通过高压注水有效提高了水驱注水总量，矿场试验表明压驱过程中储层形成了一定规模的裂缝，但压驱破裂压力及裂缝扩展规律尚不明确。为了优化矿场施工参数，采用天然砂岩和真三轴水力压裂平台开展5 组压驱与压裂物理模拟实验，研究注入排量对压驱破裂压力和裂缝形态的影响，分析注入方式对裂缝形态的影响，并利用多孔弹性理论分析其成因。结果表明：压驱过程同时存在明显的起裂压力和破裂压力，裂缝发育呈现弹性变形、微破裂和失稳破裂3 个阶段。随着注入排量升高，起裂压力基本不变，破裂压力逐渐降低。H-F 模型可用于预测起裂压力，H-W模型可用于预测破裂压力的上限。压驱裂缝扩展方向受岩石非均质性的影响较大，非均质性通过影响井眼附近的孔隙压力场，进而改变应力场，使裂缝扩展方向不再垂直于最小地应力。定排量注入时，分支缝与主裂缝夹角大，形成鱼骨状裂缝；变排量注入时，分支缝与主裂缝近平行，在主裂缝两侧形成裂缝带。

Abstract:

缝洞型碳酸盐岩储层具有低孔、低渗透和非均质性强的特点，酸压是该类储层增产改造的主要技术手段，酸压改造的关键在于高效沟通缝洞储集体。由于受到非均质性和随机分布孔洞的影响，酸压过程中裂缝扩展路径复杂，缝洞交互规律认识不清。为此，开展室内实验，研究碳酸盐岩酸蚀前后孔隙度、渗透率和力学性质变化规律。实验结果表明：酸岩反应对岩石力学参数影响显著，以质量分数为15%胶凝酸为例，酸蚀作用后，岩心孔隙度、渗透率增加，岩心抗压强度、弹性模量分别降低了42%和60%，泊松比增加了25%。通过在经典内聚力模型中引入岩石物理力学演化方程，建立了一种考虑酸岩反应的裂缝扩展模型，将该模型与常规水力裂缝扩展模型和室内酸压物理模拟实验对比，验证了该模型的有效性和正确性。利用建立的模型研究了孔洞尺度、注液排量、水平地应力差对裂缝扩展路径的影响，结果表明：①人工裂缝倾向于贯穿小孔洞、绕过中型孔洞、沟通大型孔洞。②当水平地应力差超过5 MPa，注液排量超过0.057 m3/s 时，有助于裂缝与孔洞沟通。③酸岩反应能明显提高缝洞沟通效率，注液排量为0.1 m3/s 时酸压裂缝扩展面积是常规水力压裂的2 倍。因此，改造高应力差碳酸盐岩储层时，为了提高缝洞沟通效率、改善酸压效果，应适当提高注液排量。