摘要:济阳坳陷沾化地区发育网格状断裂，油气分布复杂。通过分析区域应力场和断层活动性，探讨了沾化地区断 裂特征及其对成藏要素和油气分布的控制作用。结果表明，受郯庐断裂带不同时期走滑作用影响，沾化地区先后 发育早期北西向和晚期北东向、( 近) 东西向3 组断裂，断裂叠加呈网格状分布。早期北西向的罗西、孤西和五号桩 3 条逆冲断层，控制形成了罗西、垦利—埕东和垦东—埕岛3 条北西向的潜山披覆构造带，并与晚期北东向和( 近) 东西向断裂叠加，形成了沾化地区多位序潜山披覆构造并存的构造格局。研究区北西向断裂自西向东依次消亡， 北东向和( 近) 东西向断裂自南向北具有“琴键式”迁移规律，含油层系自西向东、自南向北具有依次增多的规律; 同一构造带上，不同位序潜山披覆构造控制了油气的富集层段。

摘要:综合盆地构造演化、烃源岩成熟度、油藏流体性质及储层流体包裹体等资料，利用生排烃期分析法、油藏饱和 压力分析法及流体包裹体均一温度分析法，分别对沾化凹陷渤南洼陷油气成藏期进行研究。结果表明: 渤南洼陷 烃源岩在东营组沉积早期开始生烃，其油藏多在馆陶组沉积末期—明化镇组沉积早期成藏; 油气成藏期主要分为2 期，东营组沉积中期有少量油气在渤南洼陷中心沙四段储层中运聚成藏，大规模油气聚集发生于中新世末期至上 新世，以上新统明化镇组沉积中晚期为主。不同层系、不同构造单元中油气藏的主要形成期存在差异，以烃源岩中 的岩性油气藏形成时间较早; 自下而上，由洼陷中心向边缘，油气藏的主要形成期有逐渐变晚的趋势。

摘要:针对东营凹陷永8 断块油藏储层特征和圈闭情况，建立了油藏物理实验模型，设计了连续充注和幕式充注2 种类型的油气充注实验方案。结果表明: 连续充注受储层层间非均质性和浮力的影响较为明显，油气首先充注构 造高部位和渗透率最高的砂层，低渗透砂层受高渗透层的屏蔽作用为水层; 幕式充注实验中，在油气供应量充足和 充注压力超过一定值的状态下，油气进入圈闭不受构造位置高低和渗透率大小的影响。该结果与永8 断块油藏现 存油气分布状态及动力来源的分析结果吻合较好，可以认为永8 断块油气藏的形成以幕式油气充注方式为主。

摘要:为了加强对盖层的研究，在泥质岩盖层演化的基础上，综合考虑裂缝和断层对盖层的改造程度，分析不同类 型泥质岩盖层对油气富集程度的影响。根据埋深与压实程度、裂缝和断裂对泥质岩盖层封闭性的影响，将济阳坳 陷古近系—新近系泥质岩盖层分为孔隙性盖层、缝改盖层和断改盖层3 个大类，7 个亚类。不同类型泥质岩盖层封 闭性不同，孔隙性盖层整体较好，缝改盖层局部遭受破坏，断改盖层差中有好。通过对泥质岩盖层与济阳坳陷古近 系—新近系已探明油气藏关系的分析认为，济阳坳陷古近系—新近系油气藏主要位于缝改盖层、断改盖层与缝改 盖层转换带、断改盖层与孔隙性盖层转换带、缝改盖层与孔隙性盖层转换带中。济阳坳陷油气富集主要受控于泥 质岩盖层的不同叠置组合类型，储层下方或下倾方向盖层的破坏以及储层上方或上倾方向盖层的相对有效封盖 ( 封闭性应好于储层下方或下倾方向) 是控制油气富集的重要因素。

摘要:为理清鄂尔多斯盆地延长组中部层序地层格架与有利储层分布，在岩心、测井和地震资料综合解释的基础 上，利用基准面升降等高分辨率层序地层分析方法，将SQ3 层序划分为5 个中期基准面旋回( MSC1—MSC5) ，建立 了高分辨率层序地层格架。高分辨率层序地层单元沉积相构成与有利储层分布研究结果表明，SQ3 层序有利储集 区的分布受控于层序发育位置，MSC1 旋回有利储层分布于辫状河三角洲前缘中部至湖盆边缘一带，靠近湖盆中心 部位薄层透镜状油藏发育; MSC2—MSC4 旋回有利储层主要分布于辫状河三角洲前缘中部至湖盆中心方向，水下 分流河道砂体与烃源岩呈指状交互接触，油气成藏条件最为有利。

摘要:滨海地区深层天然气资源丰富，但天然气成因类型及气源认识仍存在疑问，制约着勘探方向的选择。滨海地 区深层天然气组分及碳同位素特征的分析表明，其为成熟—高成熟的煤型天然气，属于湿气—偏湿气。气源分析 表明，天然气主要源自深部的沙河街组烃源岩，受次级凹陷控制，其中滨深22 井区天然气主要源自歧北次凹沙三 段烃源岩，歧深1 井区天然气主要源自歧口凹陷沙三段烃源岩，滨海4 井区即滨海斜坡沙一段天然气主要源自歧 口凹陷沙一段烃源岩。研究区滨深22 井和歧深1 井天然气碳同位素具有倒转序列特征，主要是由于烃源岩在演 化生气过程中，不同来源、不同时期形成的天然气混合造成。滨海地区深层天然气主要是热成因湿气、以自源为 主、多阶段煤型气混合形成的天然气藏。

摘要:为深化西湖凹陷岩性油气藏形成条件研究，以主力勘探目的层———平湖组为研究对象，对沉积体时空配置、 成藏条件和油气运移聚集特征等进行综合分析。结果表明，平湖组烃源岩丰富，广泛发育暗色泥岩和煤，多期发育 的潮坪砂、潮道砂和三角洲前缘席状砂为油气提供了良好的储集空间。平湖组砂泥岩薄互层明显，纵向上形成旋 回式生储盖组合，且泥岩累积厚度大、分布稳定，利于形成区域性盖层。平湖组形成于后裂陷期，裂陷期形成的断 裂体系为油气运移提供垂向输导，形成了自源—直排式和自源—垂向侧向式岩性油气藏。平湖斜坡带发育的平湖 组潮坪及三角洲砂泥岩薄互层有利于形成岩性油气藏，可沿油气运移路径探索砂岩上倾尖灭、透镜状等岩性圈闭。

摘要:安棚深层系是典型的低孔特低渗透砂砾岩油气藏，其天然裂缝发育，影响油藏的井网部署和注水开发效果。根据地表露头、岩心和薄片分析，安棚深层系主要为高角度构造剪切裂缝。根据定向取心和成像测井资料，研究区以近东西向裂缝最发育，其次是北东向和北西向裂缝，不同部位不同方向裂缝的发育程度存在一定的差异。根据水压致裂和校正后的井径崩落资料，研究区现今地应力优势方位为50° ～ 60°。在北东—南西方向现今地应力影响下，研究区北东向裂缝的张开度大，连通性好，渗透率高，为主渗流方向。因此在研究区下一步的井网调整中，可将目前的五点法面积注采井网转化为沿北东向主渗流裂缝的行列式注水开发井网，油藏数值模拟预测结果表明，调整后第5 a 采出程度为11.7%，单井累积产油量为1． 4 × 104 t，在原油价格( 不含税) 为2 640 元/t 时，评价期内的内部收益率( 税后) 为24.68%，具有较好的经济效益。

摘要:把聚合物溶液在炮眼处的流动过程看作是在一个变截面管道中先收缩后扩张的流动过程，在聚合物溶液经 过等径圆管时的表观粘度模型的基础上，推导了炮眼剪切对聚合物溶液粘度影响的数学模型，分析了炮眼半径、炮 眼密度和聚合物的注入量对聚合物溶液粘度在炮眼附近地层中分布的影响。计算结果表明: 炮眼半径对聚合物溶 液表观粘度的影响主要集中在聚合物进入炮眼的瞬间，炮眼半径既影响表观粘度大小的分布，又影响表观粘度的 变化幅度，炮眼半径越小，聚合物溶液的表观粘度越小，表观粘度降幅越大; 聚合物的注入量和炮眼密度对聚合物 溶液表观粘度的影响都集中在注入井的中心位置，炮眼密度和聚合物的注入量只影响表观粘度大小的分布，炮眼 密度越小或者注入量越大，聚合物溶液的表观粘度越小。

摘要:延长油田属于典型的低渗透油藏，一次开采采收率低，水驱含水率上升快，整体驱油效果差。生物酶是一种 无污染水溶性制剂，可有效注入地层孔隙中，改变岩石润湿性，剥蚀岩石颗粒表面原油，降低残余油饱和度，从而提 高原油采收率。利用一维填砂物理模型和岩心流动实验，对SUN 型复合生物酶溶液的驱油效果进行了室内实验及 评价。结果表明: 当SUN 型复合生物酶溶液的注入体积分数约为3%，注入量约为0.4 倍孔隙体积时，驱油效果最 佳，并且对于低渗透岩心的驱油效果也相当明显，驱油效率提高值最大可达11.4%，表明SUN 型复合生物酶驱油 剂对低—特低渗透油藏具有较强的适应性。

摘要:通过室内摇瓶实验和岩心驱油实验，系统分析了油田内源微生物激活实验过程中各项参数的变化规律，包括激活内源菌总菌数、6 类内源菌菌数，水相pH 值、乙酸根离子质量分数、水相粘度、水相表面张力，油相粘度、密度，实验产出气体体积，油水乳化效果和岩心驱油提高采收率值等。不同激活实验结果表明: 内源菌总菌数可增加3个数量级以上; 有益内源菌菌数可增加2 个数量级; 水相中的乙酸根离子质量分数和水相粘度有所增加; 实验中可以产出不同体积的气体，气体成分主要为CO2; 油水乳化效果差异较为明显; 岩心驱油提高采收率值为6% ～ 9%;上述参数变化具有一定的规律性，与微生物驱提高采收率机理一致，可以作为内源微生物驱激活配方筛选的评价指标参数。

摘要:为了进一步表征孔喉尺度弹性微球的调驱效果，通过填砂管驱替实验，研究了微球粒径与岩心孔喉直径之 比、驱替速度、微球质量浓度对调驱效果的影响。结果表明: 微球封堵率和最大变形运移压力梯度随微球粒径与孔 喉直径之比的增加先增大后减小，随驱替速度的增加而减小，随注入微球质量浓度的增加而增大。当微球粒径与 孔喉直径之比为1.4 ～ 1.5 时，调驱效果较好; 当微球粒径与孔喉直径之比为1.42 时，微球封堵率和最大变形运移 压力梯度均达到最大，分别为90.4%和0.1 MPa /m; 当驱替速度大于5 m/d 时，驱替速度对微球封堵率和最大变形 运移压力梯度的影响变小。在矿场条件下，近井地带驱替速度大，远井地带驱替速度小，微球可以顺利运移至远井 地带，到达油藏深部并形成有效封堵，实现深部调驱。当微球质量浓度大于1 500 mg /L 后，随微球质量浓度增加， 封堵率的增加幅度变小。

摘要:按照均匀设计的实验方法进行了12 组室内泡沫封堵实验，利用回归分析法，得到了泡沫的阻力因子和残余 阻力因子与地层渗透率、气液比、注入量、注入速度和稳泡剂质量浓度5 个因素的经验公式。研究结果表明，该公 式具有较高的准确性，误差小于13%; 渗透率和气液比是影响泡沫封堵能力的最主要因素，随着渗透率和气液比的 增加，泡沫的封堵能力均呈现先增加后减小的趋势; 泡沫封堵窜流通道的能力较弱，在气液比为1∶ 1 时可达到最好 的封堵效果; 泡沫注入后，岩心中气相饱和度迅速升高，在后续注水阶段，气相饱和度降低，但存在一定幅度的波 动，注入6 倍孔隙体积的水后，岩心中气相饱和度仍维持在45%左右。

摘要:准噶尔盆地西缘春风油田的超稠油油藏具有埋藏浅、粘度高、厚度薄的特点，常规直井注蒸汽开发效果差。根据油藏开发难点，提出了氮气及降粘剂辅助水平井热采( HDNS) 强化开发技术，揭示了各要素的作用机理，即水平井降低注汽压力、增强吸汽能力、减少热损失; 降粘剂有效降低井筒周围的原油粘度，提高注汽质量; 氮气提高浅层油藏能量，具有助排、隔热作用，提高开发效果; 蒸汽具有加热降粘和蒸馏作用。在春风油田排601 超稠油油藏投产水平井54 口，通过运用HDNS 强化采油技术，第1 a 平均单井产油能力为8.2 t /d，累积油汽比为0.48 t /t，平均单井峰值产油量为32 t /d，实现了浅薄层超稠油的高效开发。

摘要:注蒸汽是目前稠油油藏开发的主要方式，随着开发进程的加快，注蒸汽开发油藏大多已进入后期阶段，注汽 效果差、井间汽窜严重等逐渐成为稠油油藏开发亟待解决的问题。以热采剩余油为研究对象，运用室内物理实验 和数值模拟方法，研究了稠油油藏注蒸汽开发后的转换方式。不仅建立了不同温度和不同时机下的蒸汽驱转热水 驱模型、水汽交替注入模型和氮气泡沫热水驱模型，而且建立了不同厚度、不同韵律以及不同变异系数下的稠油油 藏注蒸汽开发转热水驱数值模型。研究结果表明，采用120 ℃的热水，注蒸汽采收率为22%时转热水驱效果最好; 厚度大于5 m，变异系数小于0.4 的反韵律油层转热水驱效果较好。

摘要:聚合物凝胶体系是由部分水解聚丙烯酰胺和XL 有机铬交联剂交联而成。采用ESEM 2020 型环境扫描电镜、 聚合物凝胶动态交联和渗流规律实验装置及不同规格的填砂管模型对聚合物凝胶体系的微观交联机理、在孔隙介 质中动态交联性能及在岩心中的封堵运移性能进行了研究。实验结果表明，聚合物分子在微观上呈星状结构排 列，而聚合物凝胶在微观上呈链状分形结构，是Cr3 + 与聚丙烯酰胺分子中的羧基交联的结果。动态交联实验结果 表明，聚合物凝胶体系在孔隙介质中流动状态下可发生交联，初始交联时间为7 ～ 8 h，最终交联时间约为70 h。聚 合物凝胶体系在运移过程中，从填砂管前4 个测压段的压力指数来看，各段压力系数均有不同程度的上升，说明聚 合物凝胶体系具有良好的运移封堵能力; 其在填砂管中的封堵系数随着注入孔隙体积倍数的增大而增大; 但随着 体系运移距离的增加，封堵能力降低。

摘要:常规稠油油藏原油粘度较高，水驱开发效率较低，导致最终采收率不高。为探索改善常规稠油油藏水驱开发 效果的新技术，开展了可动凝胶调驱技术改善稠油开发效果的可行性研究，结果表明，在油田开发初期这是一种有 效的开发方式。针对华北油田泽70 断块常规稠油油藏水驱开发特征，在开发初期开展了可动凝胶调驱先导试验， 并推广到整个区块。应用可动凝胶调驱1 a 后，注入压力明显提高，吸水剖面得到改善，生产井含水率上升速度得 到有效控制，综合含水率由47.5%下降到37.4%，采油速度由0.82%提高到2.1%，阶段累积增产油量为12 787 t， 提高采收率为1.58%，取得了较好的增油降水效果。

摘要:为了分析流体的粘弹性和岩石的润湿性对微孔道中残余油膜受力和变形的影响，从水动力学角度探索聚合 物溶液的驱替机理，结合连续性方程、运动方程、上随体Maxwell 本构方程建立了粘弹性流体在微孔道中的流动方 程，运用数值分析对流场进行了计算，得到了聚合物溶液作用在不同润湿性岩石表面上的残余油膜的受力及变形 情况。计算结果表明: 与无弹性的驱替液相比，聚合物溶液作用在残余油膜上的法向偏应力发生了突变，同时聚合 物溶液的粘弹性越大，作用在残余油膜上的法向偏应力越大，残余油膜的变形就越大; 对于不同润湿性的岩石，亲 油岩石表面的油膜比亲水的变形稍大一些，为下一步计算特殊边界条件的残余油的受力与变形及残余油膜的破裂 问题奠定了基础。

摘要:低渗透油藏具有渗透率小、存在启动压力梯度等特点，采用常规井网开采最终采收率低且开发效果差，而采 用直井水平井联合井网开采该类油藏具有独特的优势，但对考虑启动压力梯度的低渗透直井水平井联合井网产能 公式的论述较少。首先，根据低渗透油藏渗流特征，考虑启动压力梯度，确定了水平均质等厚地层中心1 口生产井 径向渗流时的产能公式; 然后，利用等值渗流阻力法，将渗流阻力分成3 部分: 井网中心水平井在垂直方向上的渗 流阻力、从生产坑道到水平井的渗流阻力以及从供给边缘到生产坑道的渗流阻力，推导出常规油藏直井水平井五 点法、七点法及九点法联合井网的产能公式; 最后，以低渗透直井产能公式和常规油藏联合井网产能公式为基础， 将两者结合，得到了低渗透油藏直井水平井五点法、七点法以及九点法联合井网产能公式。矿场实例证实，所建产 能公式简单易用、准确有效。

摘要:针对致密气藏储层特征，考虑了常规水平井、垂直压裂水平井在采用射孔和裸眼2 种不同完井方式时水平井 筒与裂缝的相互干扰情况，运用Green 函数Newman 积分法，分别推导出各向异性致密气藏压裂水平井在不同完井 方式下井筒与储层耦合的非稳态渗流模型，并给出求解方法。实例计算结果表明，在相同储层与施工工艺条件下， 常规水平井产能较低，压裂水平井采用裸眼完井方式所获得的产气量仅在生产初期高于射孔完井方式，生产稳定 后两者基本一致; 产气量随裂缝条数的增加而增加，在非稳态阶段，裂缝产气量相近; 在拟稳态渗流阶段，由于裂缝 间干扰明显，各裂缝中的产气量沿井筒呈“U”型分布。综合考虑生产技术与经济因素，推荐油田现场采用射孔完 井的压裂水平井进行生产，压裂设计时应考虑裂缝干扰影响，适当扩大水平段两端的压裂规模。

摘要:河南油区稠油油藏通过直井蒸汽吞吐取得了较好的开发效果，但部分储量丰度较差的浅薄层稠油油藏及叠 瓦状分布的条带状边水稠油油藏，采用常规直井开发，单井可采储量低，很难取得经济效益。为合理开发河南油区 稠油油藏未动用储量，利用数值模拟技术，结合其地质特点，开展水平井开发技术研究，优化了水平井及注采工艺 参数。结果表明: 水平井目的层段垂深应大于150 m; 最佳水平段长度为80 ～ 150 m; 水平井与油水边界的距离大于 60 m 后，基本未见边水入侵; 水平井与断层距离大于20 m 时，断层不会开启; 井底注蒸汽干度大于50%，开发效果 明显改善; 第1 周期注汽量为2 000 t，油汽比和周期产油量均较高，分别为0.54 t /t 和1 000 t，吞吐效果较好; 当注 汽速度为300 t /d 时，优选注汽压力为14 MPa、排液速度为20 t /d 左右比较合理。

摘要:低渗透储层应力敏感性的研究虽已引起中外学者的关注，但目前仍未形成统一认识。为了更准确地描述低 渗透储层的应力敏感性，通过保持围压不变、改变流体压力的实验方法，研究了低渗透储层渗透率随有效应力的变 化规律及其影响因素。在此基础上，按照岩石压缩系数的定义方法，提出了渗透率应力敏感系数的概念，在综合考 虑孔隙结构、有效压力及滞后效应等参数的基础上，结合分形理论，建立了应力敏感系数的统一模型。结果表明， 渗透率随有效压力的增加呈阶梯状减小，且与孔隙结构及有效应力加压方式有关; 渗透率应力敏感系数可以定量 表征储层渗透率随有效应力变化的敏感程度，其值越大说明储层敏感性越强; 所建模型考虑了岩石内部孔隙结构、 外部有效应力变化及滞后效应等多种因素的综合影响，可以全面表征储层的应力敏感性，并预测不同孔隙结构岩 石的渗透率随有效应力变化的规律。

摘要:泡沫油是一种含有大量分散性小气泡的稠油，衰竭开发泡沫油具有产量高、气油比低、地层压力下降缓慢和 采收率高等特点。提出了利用数值模拟技术模拟泡沫油的关键方法，并建立了泡沫油数值模型。通过与常规溶解 气驱数值模拟结果的比较以及与室内实验结果的拟合，从定性和定量2 个方面证明了所建立模型的可靠性，并利 用该模型进一步研究了泡沫油的驱油机理。泡沫油油藏开发过程中产生的分散气，一方面增加了原油的流动能 力，当平均地层压力降低到泡点压力以下后仍然能够以初始产量生产1 a 以上; 另一方面增加了体系的膨胀能，减 缓了地层压力下降速度，地层压力从6.0 MPa 降低到5.1 MPa 的时间接近于从10.0 MPa 降低到6.0 MPa 的时间。

摘要:低渗透油藏由于天然能量不足、岩性致密和压力传导能力差，导致开发过程中地层压力下降幅度较大。地层 压力的下降会造成岩石变形而影响其物性和渗流能力，岩石表现出应力敏感性特征。借助室内岩心流动实验，模 拟再现地层压力的下降过程，研究了低渗透油藏有效上覆压力对岩石启动压力梯度的影响。结果表明，当地层压 力下降时，启动压力梯度随着岩石骨架承受的有效上覆压力的增加而增加，即启动压力梯度具有应力敏感性; 且岩 石的渗透率越低，当地层压力下降幅度相同时，启动压力梯度的增幅越大，即启动压力梯度的应力敏感程度越强。 因此，在根据启动压力梯度计算低渗透油藏合理井距时，要充分考虑地层压力保持水平对启动压力梯度的影响。

摘要:含有二氧化碳的低渗透气藏的岩石物性及流体物性具有特殊性，无法准确分析气体滑动效应对克氏渗透率 和渗流能力的影响。为此，采用室内单相气体渗流实验进行测定与分析。结果表明，气体在岩心渗流过程中存在 克氏效应，岩心类型、围压、气体类别和温度是影响其克氏渗透率的主要因素。孔隙型岩心的克氏渗透率远大于微 裂缝—孔隙型岩心的克氏渗透率。随着实验围压的增大，气测渗透率与气体平均压力倒数关系曲线的斜率不变， 但是克氏渗透率及其变化幅度逐渐减小。由于气体的相对分子质量不同，二氧化碳的克氏渗透率大于天然气和氮 气的克氏渗透率。在相同的实验围压和实验岩心条件下，实验温度越高，其对气体渗流的影响越小，即20 ℃时岩 心的克氏渗透率大于50，80 和140 ℃下岩心的克氏渗透率。

摘要:海上气井水淹后，排水采气工艺的选择必须考虑特定生产环境的限制。以埕岛油田埕北古5 井为研究对象， 根据不同阶段的产液情况，开展有针对性的海上气井排水采气工艺模式研究，提出了适用于海上气井经济有效的 排水采气工艺。根据历史生产数据，对常用井筒温度模型和压降模型进行了拟合，筛选出基于多层圆筒壁传热机 理的温降模型和修正的Hagedorn-Brown 压降模型，以此来计算井筒气液两相沿井筒的温度和压力分布。根据选 择的模型，针对埕北古5 井对电潜泵排水采气工艺进行了设计，当油管内径为51.8 mm，泵挂深度大于2 233.5 m， 选择泵型为Centrilift-GC160 系列泵时，水淹气井恢复了生产，并在产液量为152 m3 /d 的情况下保持稳定生产，该 井复活后累积产气量为170 × 104 m3。

摘要:油气探明储量增长趋势研究是油公司制定合理的勘探开发战略的基础。以某油公司为例，总结了该公司近 10 a 来控制储量对新增探明储量的贡献率，发现近3 a 稳定控制储量贡献率在50% 左右。控制储量升级率可分为 新增控制储量升级率和累积控制储量升级率，研究结果表明，累积控制储量升级率对预测下一年度新增探明储量 的增长更有指导意义。考虑到近几年新增控制储量品质相近，利用累积控制储量和新增探明储量的关系，建立了 预测下一年度新增探明储量的公式，预测值与实际值误差为9%，该方法可为勘探开发决策部门提供参考。

摘要:自1999 年以来，中国石油公司陆续在境外上市，储量管理与国际接轨面临巨大挑战，SEC 油气储量评估方法 和理念对油气储量计算影响很大。在油气储量计算、评审和SEC 储量评估的基础上，总结了类比法、容积法、递减 法、物质平衡法和油藏模拟的使用阶段及适用条件。其中，递减法是最常用的方法，具有易预测产量和经济生命周 期等特点，因此提出了该方法在应用过程中须注意的问题，探讨了如何选用递减方法、初始产量、递减率和递减单 元及稳产期和废弃点的确定方法，在油田未来规划不确定或油田措施频繁的情况下，须采用两段式或多段式对剩 余经济可采储量进行预测。储量动态评估和分析计算结果与油藏实际开发相结合，可使动态分析更加符合实际。

摘要:低渗透砂岩储层经工艺改造后，各井储层产能差异明显，关键在于没有根据储层本身特性制定有效的改造方 案。利用岩石薄片、铸体薄片、X-衍射分析和矿物溶蚀实验等技术，对低渗透砂岩储层进行测试分析，准确把握储 层岩石矿物特征，制定针对性强的分步溶离改造方案，形成了低渗透砂岩储层分步溶离酸化改造技术。以临南洼 陷夏463 井低渗透砂岩储层为例，阐述了酸化施工前低渗透储层所须进行的微观分析流程，在分析储层微观特征 和溶离实验结果的基础上，制定了低渗透储层酸化施工方案，并且进行了现场跟踪。夏463 井2 918.1 ～ 2 923.0 m 井段致密砂岩储层于2010 年11 月初酸化改造后，产油量为6.97 m3 /d，连续开采1 a 多，产油量仍达2 ～ 4 t /d。现 场施工证实，将岩石学基础研究与现场工艺成功对接，不但对提高低渗透砂岩储层的稳产能力具有重要的意义，而 且对于控制后期含水率上升也具有极好的指导意义。

摘要:水力裂缝扩展数值模拟是水力压裂设计的重要内容，可以用来评价压裂效果，降低施工风险，为节省计算时 间目前主要采用二维模型或者拟三维模型。现今比较成熟的GOHFER 商业软件，以差分方程代替微分方程，误差 逐层逸散不断扩大，差分格式稳定性难以保证，为此，采用MATLAB 编程语言编制模拟程序，实现有限元数值分析 对水力裂缝扩展真三维模型的求解，其适应性强，边界条件自动满足，且以高阶多项式逼近真实值，误差较小，精度 更高。同时，采用复化辛普森数值积分代替MATLAB 编程语言中的符号积分，节省了61.9% ～ 73.5%的运算时间。

摘要:射孔完井是油田普遍采用的一种完井方式。为了能够更好地研究射孔完井中各因素对射孔井产率比的影响 规律，实现射孔工艺优选，建立了包括射孔参数( 孔深、孔径、孔密、相位角) 、射孔压实厚度和压实程度、钻井污染厚 度和污染程度等因素的射孔井产率比计算的3D 有限元模型，采用COMSOL 软件与MATLAB 软件连接编程方法， 对290 个含有不同参数的模型进行了系统模拟与分析。得到了孔深、孔密、相位角、射孔压实程度对射孔井产率比 的影响规律，并能够实现对射孔井近孔眼附近的压力场、速度场和流线规律的研究。结合油田工程实践，提出了计 算油田射孔井产率比的简易方法，建立了任意供油半径射孔井与对应的有限元模型之间产率比的关系，为射孔完 井产能评价和射孔参数优选提供有效参考。

摘要:针对碳酸盐岩酸化过程中存在的酸蚀蚓孔扩展问题，建立了一种适用于径向的达西尺度和孔隙尺度的双重 尺度模型，并利用该模型研究了径向上酸蚀溶解的形态特征和主要影响因素，分析了蚓孔形成的条件。结果表明: 新建模型与前人的实验结果非常吻合，能够用于研究径向蚓孔扩展; 注入速度越大或扩散系数越小时，对流作用起 主导作用，易于形成均一溶蚀; 扩散系数越大或注入速度越小时，扩散作用起主导作用，易于形成面溶蚀; 蚓孔是在 对流作用与扩散作用相当的条件下形成的，它既能提供足够高的渗透率，又能最大限度地降低酸液用量; 当扩散作 用过大时，靠近井筒的一定区域内容易形成面溶蚀，在此区域外形成蚓孔突破; 非均质程度存在一最优值，小于该 值时，随着非均质程度的增强，蚓孔密度和突破体积均呈下降趋势，大于该值时，蚓孔密度和突破体积对非均质程 度不敏感。