摘要:用唯物辩证法的观点分析油气勘探中的复杂问题，是实现油气勘探良性发展的最基本的思维方式。对于济阳坳陷这样一个成熟探区，面临的勘探对象越来越复杂，而“提高勘探效益”及“多发现可动用储量”又对油气勘探工作者提出了更高的要求，因而就必须有一种与其相适应的工作思路和基本要求。从哲学的角度探讨了在成熟探区地质综合研究和目标评价中如何处理好战略与战术、成功与失利、现象与本质、共性与个性、正演与反演、过程与目的的关系，以期解放思想、统一认识，培养及逐步形成适应于目前勘探阶段良好的工作习惯和作风，提高勘探效益。

摘要:在倾斜裂缝垂向封闭机理研究的基础上，根据泥岩超压形成演化过程中裂缝封闭所需的压力下限，建立了确定倾斜裂缝垂向封闭所需压力下限的方法。以海拉尔盆地贝尔凹陷布达特群为例，利用新方法，对研究区不同角度的倾斜裂缝在主要成藏期——伊敏组沉积末期的古垂向封闭性进行了定量评价。结果表明，贝尔凹陷布达特群倾斜裂缝在主要成藏期均处于封闭状态，中部苏德尔特潜山构造带和敖瑙海洼槽布达特群倾斜裂缝处于开启状态。目前已发现的油藏主要分布在倾斜裂缝垂向开启区，这些开启的倾斜裂缝可成为油气向布达特群运移的主要输导通道，同时为油气在布达特群聚集提供了储集空间。应用结果表明，新方法确定的倾斜裂缝垂向封闭所需的压力下限用于研究倾斜裂缝垂向封闭性是可行的。

摘要:在“相—势”耦合控藏理论的基础上，以东营凹陷胜坨油田为研究对象进行成藏过程定量化分析。在砂砾岩扇体油气成藏期物性恢复和古压力估算的基础上，选取含油饱和度作为定量化分析成藏过程充满度的表征参数，建立了含油饱和度与孔隙度、渗透率和毛细管压力的函数关系式，并计算了3个成藏期的含油饱和度。结合胜坨油田的沉积和构造背景，分析了砂砾岩扇体的扇根封堵差异。3个成藏期的油气充满度都逐渐增加，其中第3期的含油饱和度高达63.54%。油气充注主要发生在第3期，流体能量充足是成藏的关键。分析得出扇根封堵的孔隙度为6.36%~11.67%，实现了“相—势”耦合控藏的定量化表征。

摘要:运用生烃史法、圈闭形成期法、饱和压力法和流体包裹体分析法等确定了辽河坳陷西部凹陷油气藏的形成时间。根据每一种方法的原理，指出各种方法所确定的时间对油气成藏期研究的意义及其不确定性所在。在上述工作的基础上，结合辽河坳陷西部凹陷油气形成地质过程分析，对各种方法所确定的油气成藏期进行了校正，确定西部凹陷存在2期油气成藏，第1期以石油为主，成藏时间为沙二段沉积时期和沙一段—东营组沉积时期（38~28Ma）；第2期以天然气为主，成藏时间为馆陶组沉积中期（17Ma）至今。

摘要:低渗透储层具有孔隙结构复杂和毛细管阻力大等特点，油气在其中运移的动力、路径以及运移方向是低渗透储层油气成藏研究的关键。以鄂尔多斯盆地镇北油田为例，通过岩石显微薄片分析、扫描电镜能谱分析、原油含氮化合物油气运移示踪分析、砂岩含油饱和度变化特征等，分析了延长组低渗透储层的成因、油气运聚时期的储层物性以及油气在低渗透储层中的运移特征。结果表明，该区延长组储层受沉积和成岩作用的影响在油气大规模运移之前就已经形成低渗透储层，岩石中存在的大量软颗粒以及特殊的同生软颗粒是形成低渗透储层的根本原因；油气侧向运移距离短，裂缝、微裂缝为主要运移通道，在异常压力作用下油气具有幕式快速运移的特征。

摘要:基于地温—地压系统原理，综合考虑莱州湾凹陷的成藏特点，利用实测地温和地压数据以及测井资料等，分析了莱州湾凹陷的地温、地压及温压系统特征。莱州湾凹陷内各区地温梯度较高，有利于有机质的成熟与烃类保存；超压和构造活动构成了该区油气运移的主要动力。在馆陶组沉积时期至今的主成藏期，莱州湾凹陷深部发育高压型温压系统，浅部发育静压型温压系统，上、下2套温压系统间存在较大的能量差，使得油气垂向运移能力强，油气主要聚集在高压型温压系统边缘，高压型和静压型温压系统间的能量释放带是该区勘探的主要领域。

摘要:为查明古油藏原油的成因，对羌塘盆地双湖地区侏罗系布曲组含油白云岩、含沥青石灰岩的饱和烃气相色谱和萜烷、甾烷生物标志化合物特征进行了分析，并利用GCCMS技术对含油白云岩、含沥青石灰岩、石灰岩中正构烷烃单体碳同位素的组成特征和分布形式进行了研究。测试结果显示，Pr/Ph值为0.37~2.07，Pr/nC17值为0.14~0.76，说明油气源岩沉积环境以浅海陆棚开放性水域为主；OEP值为0.96~1.17，奇碳优势不明显，显示了成熟—高成熟阶段的基本特征；原始有机母质构成中既有较高比例的高等植物，又有一定比例的低等水生生物混入。原油与烃源岩δ13C值分布形态具有相似的特征，正构烷烃单体碳同位素都表现为δ13C值从低碳数到高碳数降低的趋势，反映了原油来自海相沉积地层，它们具有同源的有机质母源。

摘要:以准噶尔盆地区域构造背景为基础，从区域构造特征、构造单元和构造演化3个方面对卡因迪克地区进行了论述。卡因迪克地区分为北部隆起带、中央断褶带和南部斜坡带3个三级构造单元。在北部隆起带，发育断层-地层圈闭和岩性圈闭；在中部断褶带，发育断块和断层-地层圈闭；在南部斜坡带，发育地层-岩性圈闭。近东西向延伸的压扭性断裂、近南北走向的断裂及北西—北西西走向的北倾断裂3套构造系统构成该区的基本构造格架。南北走向和北西走向2个断裂系统的不同部位发育不同类型的圈闭，应以白垩系的清水河组和呼图壁组以及侏罗系的齐古组和头屯河组为主要勘探目的层。

摘要:对松辽盆地黑鱼泡凹陷姚家组层序划分和体系域类型等研究表明，整个姚家组为1个三级层序，可划分为7个准层序，主要发育低位体系域、湖扩体系域和高位体系域。各级层序界面主要依据岩性组合、测井响应、生物标志及地震剖面等识别。黑鱼泡凹陷在姚家组沉积时期主要发育曲流河和三角洲沉积体系，其中曲流河沉积体系发育河道充填组合、河道边缘组合和泛滥平原组合亚相，三角洲沉积体系主要发育三角洲平原和三角洲前缘亚相。分流河道砂体、水下分流河道砂体、河口坝砂体、远砂坝及席状砂为主要的油气储集单元。

摘要:以录井和测井资料为基础，通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析和扫描电镜观察等技术手段，深入研究了临南洼陷南部沙三段下亚段碎屑岩储层的宏观展布特征和微观特征。研究结果表明，储层的沉积微相、埋深以及溶蚀作用是影响储层物性的主要因素。影响储层产能的主要因素是储层的物性和埋深，通过对产能影响因素的分析，确定了研究区的有效储层下限及评价标准，并对沙三段下亚段储层进行了综合评价和分类，具体确定了有利储集相带的分布范围，形成了一套适合临南洼陷的储层综合评价方法。储层综合评价结果表明：Ⅰ类和Ⅱ类储层为有效储层，一般能获得较好的工业产能。因此，Ⅰ类和Ⅱ类储层发育区为研究区构造岩性油气藏的有利勘探区。

摘要:在综合评价储层质量和形态各项参数的基础上，利用储层非均质综合指数来定量表征储层非均质性特征，介绍了非均质综合指数的原理及求取方法。该评价方法克服了采用单一指标评价储层非均质性的片面性，能更加全面、有效地反映储层特征，有利于剩余油分布的研究。该方法在葡北油田三断块的应用结果证实，非均质综合指数的分布特征与剩余油分布具有较好的相关性，其值为0.5～0.7的区域是剩余油相对富集区。在特高含水期，窄薄砂岩油藏剩余油分布非常复杂，相对富集区主要位于水下分流河道正韵律油层上部、主力相带侧缘和非主力相带以及断层遮挡等部位，其中正韵律厚油层上部的剩余油为最有利的挖潜目标，断层遮挡部位的剩余油也具有较好的潜力。

摘要:Bongor盆地和Lake Chad盆地是位于非洲中部且地理位置较近的盆地，但两者在烃源岩的发育特征方面却存在着明显的差异：Bongor盆地的烃源岩主要发育于下白垩统湖相泥岩中，Lake Chad盆地的烃源岩则主要发育于上白垩统海岸—滨海相泥页岩中。通过对2个盆地的区域构造背景分析，认为烃源岩发育的差异性是2个盆地所处的区域应力场不同所致。Bongor盆地位于中非裂谷系，其油气成藏特征受中非剪切带的影响；Lake Chad盆地属于西非裂谷系，油气成藏特征受西非张裂带的影响。中非裂谷系和西非裂谷系2大不同的区域地质背景，造就了2个盆地差异性较大的烃源岩发育特征，了解这种油气成藏的差异性特征对中国南海未来的油气勘探有一定的启发作用。

摘要:通过对羌塘盆地北羌塘坳陷龙尾湖地区羌资1井烃源岩和地表烃源岩特征进行对比分析，从烃源岩岩性、有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等方面揭示了两者之间的差异，对龙尾湖地区布曲组烃源岩进行了评价。研究结果显示，羌资1井烃源岩的有机碳含量为0.1％~0.95％，其平均值明显高于地表烃源岩的有机碳含量，总体为中等—好烃源岩。该区有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根为主，形成环境主要为还原环境，主要来源于低等水生生物，有机质类型较好。有机质成熟度普遍处于高成熟阶段，但羌资1井有机质演化程度明显比地表样品低。

摘要:以岩心观察为基础，利用钻井、测井及分析测试等资料，对渤南洼陷沙四段的沉积砂体类型及分布进行了研究。结果表明：渤南洼陷是由断层或者断裂带控制的断陷湖盆沉积，在沙四段沉积时期，构造复杂，沉积作用以近源快速堆积为主，沉积砂体类型多样，主要发育洪积扇、扇三角洲、近岸水下扇、滑塌浊积扇和洪水—漫湖等类型。在沙四段下亚段沉积时期，气候干旱，在湖盆边缘主要发育洪积扇，湖盆的深水部位主要为洪水—漫湖等沉积砂体；在沙四段上亚段沉积时期，气候逐渐变暖变湿，物源供应充足，沉积物向盆内推进，在湖盆的周围主要发育扇三角洲和近岸水下扇等沉积砂体，在湖盆的深水部位主要为由于坡折带的存在而形成的滑塌浊积扇。

摘要:为准确计算探明石油地质储量，同时最大限度地控制勘探投资，必须对其井控程度进行合理研究。针对新储量规范对探明石油地质储量计算中井控程度的要求，以胜利油区典型的构造油藏和岩性油藏为对象进行解剖，分析了不同油藏类型在不同井控程度下含油面积、有效厚度的选值精度及其对探明地质储量的影响，指出对油藏的总体地质认识是决定探明地质储量计算中井控程度的关键因素，相同的井网对不同类型油藏的探明地质储量控制程度不同。确定探明石油地质储量计算合理的井控程度，必须在搞清油藏类型、油水分布规律和储层纵横向分布规律的基础上进行。

摘要:三维速度场在油气勘探中具有广泛的应用前景，但由于多种技术限制一直未能成功实现。在对比分析现有各种平均速度（场）建立方法原理及优缺点的基础上，优选模型层析法，通过技术攻关，解决了数据体层位自动追踪法和层位解释法相结合的空间倾角场建立技术、速度谱排列影响消除技术、射线追踪层速度求取技术、最小张力法离散数据空间网格化平滑技术等多项长期以来阻碍三维速度场建立的技术难题，建立了胜利油区首个三维速度场——东营凹陷三维速度场，实现了模型层析法建立三维速度场由理论到应用的跨越。模型层析法建立的三维速度场精度高、适用范围广、效果好，具有广阔的应用前景。

摘要:介质垂向非均匀性和内在各向异性都会导致反射时距曲线偏离双曲形状。基于传统双曲时差方程的时间域成像方法不能准确归位远偏移距或大入射角地震波能量。将已有非双曲时差方程总结归纳为级数展开逼近、时移双曲近似、反椭圆近似和正交多项式逼近4类，面向Kirchhoff叠前时间偏移推导了级数展开四阶逼近、时移双曲近似和反椭圆近似的双平方根时差方程。数值试验结果表明，反椭圆近似在垂向变化横向各向同性（VTI）介质中有很高的精度，它在各向异性介质时间域成像方面有大的应用潜力。

摘要:高含水期采出程度是编制油田开发调整方案的重要依据之一，直接影响油田开发效果的评价。因此，采出程度预测对油田开发具有重要的意义。进入高含水期开发的大庆油田萨中开发区有7口密闭取心井，采用逐步回归的方法，用6口密闭取心井的资料研究了对采出程度影响显著的参数并确定了各参数与采出程度的定量关系式；用另外1口密闭取心井的资料，根据确定的采出程度定量关系式计算该井的采出程度，计算出的采出程度与实际采出程度比较接近，一类油层采出程度的精度为77.65%，二类油层为94.30%，三类油层为90.95%，达到了精度的要求。该方法为预测非取心井采出程度提供了有效途径，为油田开发方案调整、措施井层优选提供了重要的依据。

摘要:在复杂小断块边水油藏中，天然能量差异大，边水影响程度成为采收率预测的敏感因素，造成采收率预测准确率低。参考现有采收率标定经验关系式，筛选复杂小断块边水油藏采收率预测的主要影响因素；提出等效水井的概念，将边水能量的作用转化为边缘注水模式下水井的作用；借助数值模拟虚拟开发，应用多元回归确定了采收率标定经验关系式中各影响因素的系数；并从油层物理渗流机理角度对公式进行了修正。与以往的采收率标定经验关系式的预测结果对比可以看出：边水能量较弱时，二者预测的采收率误差较小，为0～13%；边水能量较强时，二者预测的采收率误差较大，为3%～88%。新建立的采收率标定经验关系式综合考虑了边水、驱油效率、储量动用和储层物性等因素，更符合复杂小断块边水油藏的实际，预测结果更合理。

摘要:针对辽河油田曙一区杜84块超稠油主力含油区块在开采过程中普遍存在的吞吐周期高、开发效果逐渐变差等问题，通过室内实验，分析了二氧化碳和氮气在杜84块超稠油中的溶解性及其对原油粘度的影响；通过物理模拟实验，模拟了在注蒸汽辅助的条件下，单纯注CO2、单纯注N2及模拟烟道气等多种吞吐方式的采油规律及增产机理；研究了CO2与N2的注入次序、注入量、注入比例及注入压力与放喷压力等参数对吞吐效果的影响。结果表明，在杜84块超稠油主力含油区块开采过程中，CO2和N2的注入次序为先注N2后注CO2，CO2与N2的体积比为2∶1，注入压力为15MPa，生产时放喷压力以地层压力7.35MPa为最佳。

摘要:在应用国家标准测定水解度的基础上，利用自动电位滴定仪对驱油用丙烯酰胺类聚合物水解度测试方法进行了改进。根据驱油用丙烯酰胺类聚合物的特性，对滴定终点、空白体积、聚合物测试溶液和样品量等影响水解度测试的影响因素进行了系统研究，最终建立了一套更加适合于该类聚合物水解度测试的方法。具体改进如下：①利用DL50自动电位滴定仪进行测定，确定滴定终点的pH值为3.0；②样品用量增加到70～100mg；③进行空白体积测定；④在测试样品溶液中加入3g氯化钠。通过改进，消除了原方法中的人为误差，提高了样品测试的灵敏度和准确度，使新方法更加科学合理，同时还提高了测试速度，对驱油用聚合物的质量控制及驱油配方设计具有重要意义。

摘要:聚合物驱油是化学驱的主要方式之一，但油田长期注水开发导致油藏储层及流体物性发生较大变化，使得聚合物驱油过程中经常出现高渗透条带聚合物窜流，从而降低了驱油效率。通过微观的可视化实验，研究了聚合物在不同渗透率级差下的窜流规律，以及聚合物注入速度和质量浓度对聚合物驱窜聚的影响。从凝胶堵剂和注聚合物措施实施方案2个方面研究了防窜措施。矿场试验证明，建立的防窜措施有较好的适应性,提高了聚合物利用率,扩大了聚合物驱的波及体积,单井含水率下降了5%，累积增油量为426t。

摘要:为考察双子烷基苯磺酸钠（DSDBS-2）作为驱油剂的可行性，用静态吸附和动态吸附实验研究了其在固体表面的吸附特性。结果表明，在一定质量分数范围内，DSDBS-2在高岭土上的吸附等温线出现2个吸附平台，饱和吸附量分别约为62和80mg/kg，对应的单体十二烷基苯磺酸钠的吸附等温线只出现１个平台，饱和吸附量为290mg/kg。DSDBS-2因其离子头基间的静电斥力减弱，在固体表面的吸附量大大降低，在石英砂烧结岩心中的最终动态滞留量为24mg/kg，在天然露头砂压制岩心中的最终动态滞留量为35mg/kg。DSDBS-2静态吸附量和动态滞留量远低于常规驱油剂石油磺酸盐的吸附量，有可能作为新型驱油剂用于强化采油。

摘要:从以C15—C36直链烷烃为惟一碳源生长的解烃菌——地芽孢杆菌MD-2细胞中获得了1个新的烃降解基因——烷烃单加氧酶基因slad A。将基因slad A克隆到质粒pSTE33上，构建了重组质粒pSTalk。通过电转化将pSTalk转化入嗜热脱氮土壤芽孢杆菌ZJ-3内，构建了基因工程菌SL-21。SL-21兼具嗜热和解烃的功能，在70℃条件下，14d后对原油的降解率达75.08％。研究结果表明，可以通过体外重组的方式向嗜热菌中引入烃降解基因，从而构建嗜热解烃基因工程菌。

摘要:针对胜利油区埕东西区四类大孔道油藏非均质性严重的特点，开展了预交联体增效聚合物调剖和活性剂—聚合物二元复合驱相结合的提高采收率试验研究。通过对预交联体粘弹性能、悬浮性、注入性、抗盐能力及热稳定性等试验，筛选出了对埕东西区高渗透层具有较强封堵能力的预交联体增效聚合物前置调剖段塞，其组成是质量浓度为2 000mg/L的预交联体和质量浓度为500mg/L的聚合物。针对目的层油藏高含水的特点，在活性剂复配增效理论基础上设计了具有超低界面张力、强洗油能力的二元复合驱油配方。试验结果表明，最佳配方由质量分数为0.3%的石油磺酸盐、质量分数为0.1%的L7号活性剂和质量浓度为1 800mg/L的聚合物组成，界面张力达到8.2×10-4mN/m，室内提高采收率为22.6%，在吸附和长期热老化条件下仍能满足试验要求。

摘要:埕东油田东区是一个开发了35a，含水率持续5a接近98%的“濒临废弃”油田，但是密闭取心显示层间、层内仍然富集较多剩余油。针对非主力层及注采对应较差的主力层水淹较弱、剩余油饱和度较高的特点，提出了进行层系重组可行性研究以及减小层间差异的整体调整措施；对薄层非主力层及快速尖灭的厚层河道边缘可以利用水平井进行局部挖潜；对分段水洗明显的复合正韵律主力层，建议进行化学驱现场试验，室内物理模拟实验结果表明，二元复合驱技术的驱油效率最高，预交联驱技术的波及系数最高；夹层对层内油水运移有一定影响，夹层厚度越大、分布越稳定对剩余油分布影响越明显，利用微电位、微梯度变化程度与夹层厚度呈正相关性的特点，可以定量计算夹层的厚度。

摘要:针对河流相正韵律厚油层在长期注水过程中底部容易形成大孔道，将储层参数演变模型与流体渗流微分方程耦合在一起，建立了正韵律厚油层优势通道形成与演化的流固耦合数学模型，利用该模型模拟计算了夹层存在条件下厚油层优势通道形成与演化规律，研究了夹层对优势通道形成与演化的影响。结果表明：正韵律厚油层的底部及井底附近地带容易发育优势通道；靠近注入井附近地带的夹层上部地层更容易形成优势通道；正韵律厚油层中，夹层位置越靠下，其上部地层更加容易发育优势通道，而下部地层则相对不容易形成优势通道；夹层的展布面积越大，其下部地层越不容易形成优势通道；夹层渗透性越差，夹层下部地层越不容易发育优势通道。

摘要:针对辽河油田近几年水平井应用范围迅速扩大而部署界限不明确的现状，运用数值模拟方法，对底水油藏水平井部署时应注意的几个关键问题进行了较深入的研究。结果表明，不同油品性质油藏的部署设计结果有明显差异，对于粘度低于500mPa·s的底水油藏可采用底水托浮式开采，而对于相对较稠的油藏则应采用热采方式开发；另外,随着原油粘度的增加，其部署下限厚度逐步增加，对于粘度低于50mPa·s的稀油油藏，其水平井部署下限厚度可降至8m左右，同时水平井应尽量部署在油层的顶部；过大的生产压差同样可导致油井快速水淹，在水平井的生产过程中应适当控制其排液速度，其最大排液量建议不宜超过30t/d。

摘要:由于特低渗透砂岩储层受到沉积微相和岩性的控制，储层宏观非均质性强，储层内存在类似不渗透边界特征的低渗透阻流带，确定低渗透阻流带的位置，可为特低渗透油藏中后期的井网开发调整提供依据。通过试井与生产动态资料相结合的方法，不仅可以确定强非均质性特低渗透油藏存在低渗透阻流带，而且还可判断阻流带的方向及分布。由于特低渗透油藏渗流速度慢，关井压力测试时间长，常规试井解释结果存在多解性，为此，采用数值试井分析了阻流带的形状，并对阻流带的作用进行了分析评价。结果表明，利用阻流带可以很好地解释注入水推进方向。

摘要:为了更加准确预测低渗透油藏垂直裂缝井产能，研究不同渗透率级别下的垂直裂缝井产能，基于垂直裂缝井渗流特征，应用位势理论，推导了垂直裂缝井产能公式。在考虑垂直裂缝井与直井泄油半径关系的基础上，结合新的产能公式改进了压裂直井增产倍比传统计算方法，使垂直裂缝井增产倍比从理论上更加合理。对不同渗透率级别储层中的垂直裂缝井，分别应用新方法和其他学者的方法进行对比，从泄油半径、增产倍比、无因次产能随渗透率的变化结果可以看出，产能评价新方法更符合低渗透油藏实际情况。

摘要:涩北气田主力层系生产时间较长，形成了高渗透层出水、低渗透层产气的状况，产气量明显下降。为此，通过正交实验的方法对凝胶体系主剂和添加剂的质量分数进行了优选，研制了适合涩北气田气井堵水用的弱凝胶体系。通过正交静态实验对其成胶时间、成胶率以及成胶强度等进行了研究，优选出主剂质量分数为5%的堵水剂配方，并通过模拟实验对该堵水剂在涩北气田储层条件下的注入特性和封堵效果进行了评价。实验结果表明，优选出的堵水剂成胶时间为7.9h，成胶后静态屈服强度达到1 000Pa，另外该堵水剂对出水层具有较好的选择性和较高的封堵强度，并且不会封堵气藏产层，说明该堵水剂对于涩北气田气层出水具有良好的封堵效果。

摘要:利用扫描电镜和常规酸敏实验等岩矿测试手段，分析了川中某气田须家河组富含伊利石的低渗透砂岩储层的酸化效果，系统对比了酸化流动实验前后伊利石微观结构特征的变化。常规酸敏实验结果表明，盐酸酸敏程度为中等偏强，土酸酸敏程度为强。伊利石经过盐酸酸化后，晶形基本无变化。伊利石经过土酸酸化后，出现了不同程度的溶蚀：半充填孔隙的片状伊利石被溶蚀后倒塌，附着在岩石颗粒上，增大了储层孔隙体积；晶体遭受部分溶蚀，晶形模糊；酸化后产生的微粒物质附着于伊利石表面。土酸酸化破坏了岩心的原生结构。通过毛管流动孔隙结构仪测试酸化前后孔隙结构参数，表明酸化后储层有效喉道大小没有得到明显改善。

摘要:压裂改造是提高低渗透油气藏采收率的重要手段，而地层破裂是储层压裂改造的关键。在低渗透储层的改造过程中，由于储层段埋藏深、构造应力异常、泥质含量高、钻完井过程中地层伤害严重等原因，某些井层破裂压力异常高，导致了施工失败。以砂岩岩样为研究对象，通过对标准、泥浆污染及酸处理前后岩样的微观、物理性质和力学性质的测试实验，分析了酸处理降低储层破裂压力的机理。该项技术在川西须家河致密气藏的改造中得到了成功应用，保证了储层改造的顺利实施，充分证明了酸处理降低储层破裂压力的可行性。