摘要:饶阳凹陷是渤海湾盆地富油凹陷之一，主要发育沙三段上亚段和沙一段下亚段2 套主力烃源岩，分布于马 西、任西、河间—肃宁及饶南4 个洼陷。选取研究区44 口探井，利用Basinmod 盆地模拟软件，结合地层展布、地温 梯度及东营组剥蚀厚度等资料，研究了沙三段上亚段和沙一段下亚段烃源岩在不同历史时期的成熟度平面演化特 征。结果表明，饶阳凹陷不同洼陷、不同构造带各套烃源岩的热演化特征存在明显差异。河间—肃宁洼陷热演化 程度最高，其沙三段上亚段烃源岩在东营组沉积末期进入生烃门限，馆陶组沉积末期进入生烃高峰，现已进入伴生 气阶段; 沙一段下亚段烃源岩在馆陶组沉积初期进入生烃门限，明化镇组沉积中期至今均处于成熟油阶段。而杨 武寨—武强地区由于东营组遭受严重剥蚀，沙三段上亚段烃源岩自明化镇组沉积中期至今均处于低熟油阶段，沙 一段下亚段烃源岩至今未进入生烃门限。凹陷内的油藏围绕生油洼陷中心呈环带状分布，不同构造单元或区带、 不同勘探层系油气富集程度与距油源远近具有密切关系，越靠近生油洼陷，油气富集程度越高。

摘要:长垣主断层( 长垣断层) 是东濮凹陷西部斜坡带的二级同沉积断层，断层封闭性对油气运聚具有重要作用。 利用断层生长指数、断面正压力、断层泥比率和断层两侧岩性对置关系分析了长垣断层的封闭性，结果表明: 长垣 断层由南向北活动时期逐渐变晚，活动强度南强北弱，断层的断距和垂向封闭性差异是油气差异性富集的主控因 素; 沙二段上亚段厚层泥岩的涂抹作用使长垣断层侧向封闭性增强; 长垣断层下降盘沙二段上亚段与上升盘对置 地层的南北向差异导致上升盘油气富集层位的差异; 长垣断层上升盘的伴生断层为构造断层，活动时期较早，垂向 封闭性强，油气侧向运移至长垣断层后，其聚集受断层两侧岩性对置关系控制。

摘要:运用钻井岩心、铸体薄片和扫描电镜等资料，对两北地区三叠系深部碎屑岩的储层特征及储层发育的控制因 素进行了研究。结果表明，三叠系储层主要岩石类型为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，具有成分成熟度低和结构成熟 度中等的岩石学特征，储集空间以粒间溶孔为主，其次为裂缝，属于中孔、中—低渗透储层。两北地区三叠系主要 发育冲积扇—河流—湖泊—三角洲沉积体系，沉积主体为三角洲平原、三角洲前缘亚相及滨浅湖沉积，储集砂体主 要为分流河道和河口坝沉积。成岩作用是深部碎屑岩储层后期改造的关键因素，压实作用使得储层原始孔隙遭受 破坏; 同时储层中方解石、长石、石英、岩屑及杂基在大气、水和有机酸的溶蚀作用下，产生大量的溶蚀孔隙，改善了 储集性能，溶蚀作用是两北地区三叠系形成优质深部碎屑岩储层的关键因素。

摘要:通过对薄片和扫描电镜等资料的综合分析，研究了南堡凹陷1 号构造带东一段储层物性特征和沉积、成岩作 用对储层物性的控制作用。研究区的储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩，孔隙类型主要为粒间溶孔。从沉积作用 对储层岩石学特征的控制和沉积微相与储层物性特征的关系2 个方面分析了沉积作用对储层物性的控制。物源 区、沉积环境和沉积作用决定了储层的岩石学特征和物性特征。沉积相带和物性资料综合分析表明，水下分流河 道、河口坝和浊积扇水道3 种沉积微相的储层物性最好，为有利储层。在沉积微相内部，识别出复合反韵律型和均 质韵律型2 种储层物性模式，其中均质韵律型储层物性模式更有利于形成良好储层。成岩作用对储层物性的影响 表现在机械压实、胶结和溶蚀作用3 个方面，其中溶蚀作用形成大量粒间溶孔，有效改善了储层物性。

摘要:断层封闭性对西湖凹陷平湖油气田的油气分布具有重要的控制作用，对其开展系统的研究和评价是目前勘 探实践的需要。利用断层泥比率、泥岩涂抹潜力及构造应力场分析等方法对平湖油气田5 条主要断层进行了封闭 性综合评价。结果表明: 当断层泥比率大于60%且泥岩涂抹潜力大于4 时，基本达到断层侧向封闭条件。断层封 闭性与构造应力相关，拉张应力期，断层开启; 挤压应力期，断层封闭。平湖油气田0 号断层在平湖组P4—P12 砂层组沉积时期封闭性好，在平湖组P1—P3砂层组沉积时期封闭性差; 在花港组沉积时期断层封闭性中等。1 号断层 在平湖组沉积时期封闭性较好，在花港组沉积时期封闭性差。2 号断层在平湖组沉积时期封闭性较好，在花港组沉 积时期封闭性好。4 号断层和11 号断层在平湖组、花港组沉积时期封闭性均差。

摘要:油气藏的流体类型是计算油气储量、选择开发方式、制定技术政策的关键，因此查清流体类型对油气藏开发 具有重要的意义。以埕北古7 潜山太古界为研究目标，依据埕北古7 井流体组分分析结果和流体相态实验为基 础，利用方框图法、C2+ 含量判别法、油气藏流体三元组成三角图法等经验统计方法和流体相态分析方法对埕北古 7 潜山的油气藏流体类型进行识别。结果表明，原始地层条件下，埕北古7 潜山太古界油气藏流体呈油气两相状 态，油气藏顶部为凝析气顶，底部为油环。结合地质研究成果可知，油环面积远大于凝析气顶面积，因此确定埕北 古7 潜山太古界油气藏类型为以油为主的凝析气顶油藏。

摘要:Cabiona 区块位于哥伦比亚境内亚诺斯盆地的前隆斜坡构造带上，是前陆盆地油气运移和聚集的重要场所， 具有较为有利的油气成藏条件。在地层和构造特征分析的基础上，通过层序地层划分和沉积相研究，确定研究区 主要目的层卡沃内拉组主要为三角洲沉积，以三角洲前缘和前三角洲沉积亚相为主，可进一步识别出水下分流河 道、河口坝、席状砂和水下分流河道间4 种沉积微相。应用现代石油地质学理论，从输导体系、圈闭特征和油气分 布等方面开展研究，总结出远源复合输导，断层控制油气分布，构造位置控制油气聚集，储层物性影响油气富集的 油气成藏模式，主要发育断背斜或背斜、岩性－ 断鼻、岩性－ 断层和断层－ 岩性4 种类型油气藏。

摘要:在油气勘探和开发研究中，对于古水体盐度、古气候、古水深等方面的基础研究十分薄弱。利用粘土矿物、古 生物、微量元素分析古盐度，利用孢粉特征分析古气候，利用泥岩颜色分析古水深，从而分析高邮凹陷深凹带戴一 段古水体特征。研究区粘土矿物以绿泥石为主，其次为蒙伊混层，伊利石含量较少; 古生物主要有介形类、轮藻和 腹足类等; 锶钡比值平均为0． 98，铷钾比值平均为0． 003 9，硼镓比值平均为3． 95，说明研究区戴一段处于陆相淡水 湖泊环境; 孢粉特征反映高邮凹陷戴一段沉积时期气候温暖而潮湿。泥岩颜色反映了研究区水体深度不大，常常 暴露于地表，处于氧化环境。纵向上，研究区岩心泥岩颜色由深灰色—棕红色—灰色—深灰色变化，反映了古水深 逐渐增加的过程。

摘要:针对埕岛东部潜山地质格局及油气成藏规律比较复杂、成藏特征认识不够深入等问题，通过对钻井、录井、构 造解释及测试资料等的综合分析，研究其构造及地层特征，对其油气分布规律及成藏主控因素进行深入探讨。结 果表明，受多期强烈构造运动的影响，研究区地层分布非常复杂，不同构造带或同一构造带不同构造部位的地层发 育均存在差异。纵向上，埕岛东部潜山在太古界、下古生界、上古生界和中生界均有不同程度的油气富集，其中以 下古生界最为富集，且主要分布于构造较高部位; 平面上，由构造主体向翼部，油气分布层位由老到新，油气藏类型 由断块—残丘型油气藏向地层不整合油气藏过渡。通过对典型井的解剖，认为储盖组合和侧向封堵条件为研究区 油气成藏的主控因素，由此建立埕岛东部潜山的油气成藏模式。

摘要:在缺少钻井资料的低勘探程度地区进行烃源岩评价和油气前景预测的难度较大。由于烃源岩与非烃源岩之 间在平均振幅、平均能量等地震属性上存在明显差别，据此建立了一套利用层序地层学及地震地层学识别烃源岩， 根据地震速度谱信息去除烃源岩体中砂质含量，由烃源岩体提取的地震属性与实测烃源岩有机碳含量等地化参数 的对应关系，定量预测烃源岩有机碳含量的方法。利用该方法预测和评价了武清凹陷大孟庄洼槽沙三段中、下亚 段和沙四段上亚段3 个层系的烃源岩，其有机碳含量分布表现为西高东低，南高北低的特点，进而确定研究区南部 的京24 井—务古1 井为有利的油气聚集区。

摘要:不同的地震反演方法具有不同的技术特点及适用条件，针对当前石油行业常用的基于地质模型的地震反演、 约束稀疏脉冲反演、储层特征属性反演、分频反演和地质统计反演等地震反演方法，从基本原理、技术关键、存在的 优缺点等角度进行分析，并结合其在不同的区块、层系、储层特征和油气藏类型的应用实例，分析了各种反演方法 的技术特点和适用条件。研究结果表明，针对复杂的地质目标，只有通过优选确定适用的地震反演方法，将获得的 反演结果与属性分析结合，才能进一步提高储层描述的精度，达到解决复杂地质问题的目的。

摘要:永区位于苏北盆地东台坳陷中部，其油藏类型复杂，具有多样性。以岩石物理研究为基础，利用叠前地震反 演技术对研究区的储层及烃类进行预测。通过测井曲线校正与标准化，进行有效的地层对比，最大程度反映地层 岩石的真实物理特征，确保地质认识的准确性。通过对不同岩石物理弹性参数进行岩性及流体的敏感性分析，确 定密度为叠前地震反演的最佳参数。采用近似Zeoppritz 方程求解地震参数的方法进行叠前密度反演，结合井震对 比表明，叠前密度反演结果的横向及纵向分辨率较高，能较好地预测研究区的储层展布; 受储层复杂性的制约，叠 前密度反演难以完全揭示油气在储层中的分布特征，仅能预测部分烃类储层的分布。

摘要:目前在地震资料处理技术的相对保幅性评价方面，还缺少行之有效的方法。实际资料由于受到噪声和地表 变化等因素的影响，不确定因素比较多，对处理技术的相对保幅性难以进行定量评价。针对这种情况，提出了基于 正演模型的振幅曲线统计法、残差法、AVO 属性分析法和振幅比法等4 种保幅性评价方法，即利用正演数据，在影 响因素比较单一的条件下，采用相应的保幅性评价方法，对比分析了处理前后正演数据的变化，对几何扩散补偿、 预测反褶积和地表一致性振幅补偿处理技术的保幅性进行了评价。速度场精度对几何扩散补偿处理的相对保幅 性有较大影响，采用准确的速度是提高处理保幅性的基础。预测反褶积虽然能提高分辨率，但相对保幅性较差，实 际资料处理时应结合井资料进行细致的参数分析，提高处理的相对保幅性。对于地表一致性振幅补偿处理，参与 运算的炮数越多，处理结果的相对保幅性越好，实际资料处理时，应该利用尽可能多的数据进行运算。

摘要:为了探讨缔合聚合物在多孔介质中能否保持较高的有效粘度，并指导其矿场应用，进行了不同类型缔合聚合 物溶液性能评价和物理模拟实验。测试了不同类型聚合物在不同的质量浓度和剪切速率条件下的增粘性能，在高 质量浓度条件下，缔合聚合物的增粘性较常规驱油用聚合物好，但其表观粘度受剪切速率影响大。在多孔介质中 的有效视粘度和渗流运移特征及驱油效果表明，具有超高相对分子质量且分子间存在缔合作用的聚合物表现出了 较好的增粘性和在多孔介质中均匀的压力传递特征，其作为驱油剂具有较好的应用前景，而仅靠分子间缔合作用 增粘的普通缔合聚合物作为驱油剂的应用有待进一步改进和完善。

摘要:火烧油层是一项重要的稠油开采方式，日益成为蒸汽吞吐后稠油开发的重点接替技术之一。点火是火烧油 层过程中的首要环节，为了考察油藏条件对点火燃烧的影响，提高点火的热效率和成功率，利用燃烧管实验研究了 不同预热温度( 210，220，230，260 和300 ℃) 、不同注气速度( 3 和0． 188 L/min) 以及助燃剂对原油点火及燃烧过程 的影响。实验结果表明，在满足一定通风强度的基础上，高预热温度有利于油层快速点燃，助燃剂可以改善原油燃 烧状态。在辽河油区杜66 北块火烧油层的矿场试验中，采用注蒸汽预热地层和助燃剂2 种点火助燃技术，截至 2011 年底，该区块空气油比达到1 696 m3 /m3 ，累积增油量超过1． 3 × 104 t，创经济效益超过1 000 × 104 元。

摘要:目前针对稠油油藏蒸汽吞吐开采后的产能预测模型很多，但这些模型几乎没有考虑防砂方法对最终产能的 影响，而防砂是稠油开采过程中必不可少的手段之一，因此，造成现有模型对防砂后蒸汽吞吐井的产能预测存在一 定误差。考虑热采和防砂共同作用对蒸汽吞吐井产能的影响，同时结合重力超覆作用和稠油的流变行为对加热半 径的影响，建立了冷油区和加热区的两区复合产能模型，并给出了计算实例。相对于传统模型，加热半径计算结果 略大，但更符合实际; 使用该模型预测蒸汽吞吐井的产能与现场结果误差小于8%，证明了模型的可靠性。基于负 幂指数的加热半径假设，不受加热面积、形状和油层厚度的影响。该模型计算工作量小，使用方便，可以为热采防 砂井的产能预测提供重要依据。

摘要:混注烟道气辅助蒸汽吞吐多相多组分渗流机理研究，对深入了解不同于常规蒸汽吞吐渗流物理场的变化和 提高热采开发效果都具有重要的意义。通过建立多相多组分渗流数学模型和油藏数值模拟，系统研究了烟道气、 蒸汽和原油的相变规律以及多组分体系的变相态渗流特征。结果表明，混注烟道气可有效将油层中蒸汽干度提高 至原来的2 倍以上，烟道气溶解膨胀作用使原油降粘区域增大，同时烟道气中二氧化碳溶解可有效降低油水界面 张力，提高微观驱油效率; 混注烟道气辅助蒸汽吞吐周期累积产油量是常规蒸汽吞吐的1． 7 倍以上，周期日产油量 峰值均为常规蒸汽吞吐的1． 5 倍。烟道气混注参数优化数值模拟结果表明，随着混注比的增加，周期累积产油量 呈线性递增的趋势，并且随着烟道气中二氧化碳组分体积含量的增加，周期累积产油量递增的趋势也明显增大。

摘要:水平井是冀东南堡陆地油田浅层复杂断块油藏的主要开采方式，大部分水平井已进入特高含水阶段。构造 因素、井身轨迹、生产制度和外来入井液是引起水平井含水率非正常上升的主要原因。通过对二氧化碳最小混相 压力预测、产出流体的分析以及油藏数值模拟研究，认为水平井二氧化碳吞吐控水增油的主要机理包括: 膨胀原油 体积、对原油的降粘作用和对轻烃的萃取作用。基于优化的工艺设计方案，确定了单井注入量、注入速度和焖井时 间等参数。32 井次的现场应用结果证实，产油量由吞吐前的52 t /d 上升到吞吐后的271 t /d，是原来的5． 2 倍，综 合含水率由吞吐前的96． 9%降至吞吐后的53． 4%，控水增油效果显著。二氧化碳对橡胶的腐蚀性较强，合适的举 升方式为抽油泵，井口至井下500 m 内应尽量避免安装对温度敏感的工具。

摘要:目前水平井多段压裂的应用越来越多，但是现有的压裂压力递减分析方法都是针对单条水力裂缝的。由于 水平井多段裂缝闭合时，流体流动特征与直井单条裂缝具有明显不同，针对直井单条裂缝的压裂压力递减分析方 法不适用于水平井多段压裂。考虑水平井多段裂缝闭合时的压力变化特点，对多段裂缝强制闭合与裂缝自然闭合 进行了分析，建立了多段裂缝同时闭合的压力递减模型和裂缝参数解释方法，编制了水平井多段压裂后压力递减 分析解释软件，并进行了实例分析。模拟结果表明，压力递减分析方法可以解释出水平井多段压裂的重要裂缝及 储层参数，实例应用结果表明，由所建模型模拟出来的裂缝参数解释结果可靠，对水平井水力压裂理论的发展以及 指导现场施工都有重要的意义和参考价值。

摘要:低渗透油藏存在应力敏感现象，对17 块低渗透岩心参照行业标准进行了应力敏感性实验，并对实验结果分 别采用达西渗流规律公式和幂律渗流规律公式进行处理。由8 块岩心实验数据获得流量与压力梯度的关系，回归 得出幂律渗流规律公式中的参数。2 种处理方法的实验结果表明: 净围压越大，渗透率降低幅度越小; 利用2 种渗 流规律处理方法得到的渗透率降低幅度相差不大; 幂律渗流规律方法处理得到的渗透率为达西渗流规律方法处理 的3． 9 倍; 对于低渗透岩心实验数据，应该采用幂律渗流规律来处理。

摘要:在水平井开采底水稠油油藏过程中，底水一旦脊进突破，导致含水率迅速上升，产油量很快下降，堵水作业困 难。在生产水平井下方布置1 口泡沫压脊水平井，可以减缓底水脊进，控制含水率上升速度，改善开发效果。利用 数值模拟方法，研究了压脊水平井注泡沫( 氮气和发泡剂溶液) 、生产水平井采油的底水稠油油藏开采技术。结果 表明，优化后双水平井泡沫压脊开发效果明显好于双水平井氮气压脊、单一水平井泡沫压脊和单一水平井无措施3 种开发方式。结合室内实验分析、数值模拟结果以及现场施工条件对压脊水平井参数进行模拟优化，设计发泡剂 溶液质量分数为0． 5%，气液比为1∶ 1，压脊水平井水平段长度为300 m，避水高度为2． 5 m，注氮气速度为1． 76 × 104 m3 /d，排液量为200 m3 /d 时，实施双水平井泡沫压脊生产，4 个周期累积增产油量达1． 9 × 104 m3 ，增油幅度达 48． 7%。

摘要:从超前注水的机理入手，结合数值模拟与实际动态，对比了不同注水时机下油水井间的压力剖面，优选了超 低渗透油藏的注水时机，并在最优注水时机下，分析了不同注水方式对地层压力波及范围的影响; 基于超低渗透油 藏具有启动压差大、应力敏感性强、孔喉细小等特性，分析了不同超前注水方式下油井和水井压力升幅和压力波及 范围，在岩石不破裂的情况下，进行不同超前注水方式的筛选与组合，反阶梯温和注水能够得到最优的开发效果。 以长庆油田BMZ 区块为例，进行了不同注水方式的开发效果分析，当采用反阶梯温和注水时，预测平均单井产油 量在前20 个月都明显高于非超前注水。

摘要:边水断块油藏具有纵向上含油层系多、层间非均质性强及各小层的含油条带宽度和水体倍数差异大等特点， 当含油条带宽度和水体倍数相差较大的小层组合为一套层系进行开发时，对井网的部署及开发效果影响较大。因 此，在层系重组时，除考虑渗透率级差和粘度级差等政策界限外，还应考虑含油条带宽度级差和水体倍数级差界 限。通过分析含油条带宽度和水体倍数不同的小层组合对开发效果的影响，建立了层系重组的含油条带宽度级差 和水体倍数级差政策界限，并将研究结果应用到东辛油田辛11 － 21 断块油藏沙二段11—W 砂层组的层系重组方 案中，增加可采储量为19． 32 × 104 t，最终采收率由46． 5%提高到50． 4%，能够达到较好的开发效果。

摘要:水驱特征曲线法是水驱油藏计算技术可采储量的重要方法之一，在中高含水开发阶段得到广泛应用。然而， 油田进入特高含水开发后期，水驱特征曲线会出现上翘现象，导致计算该时期的技术可采储量具有明显的不适应 性。针对特高含水开发后期的开发特征，对水驱特征曲线进行了改进，推导出适用于特高含水开发后期的技术可 采储量计算公式，拓宽了水驱特征曲线适用范围。利用改进型水驱特征曲线计算孤东油田七区西Ng54—61 注水区 的技术可采储量为555 × 104 t，采收率为39． 1%，符合矿场实际。为验证改进方法的适用性，筛选出胜利油区6 个 处于特高含水期且水驱特征曲线上翘的注水单元进行试验，结果表明，改进方法的计算结果更符合油田实际。

摘要:Plutonio 油田为原油性质较好、地饱压差较小的弱挥发性黑油油藏，人工注入流体、保持地层压力开采是此类 油藏提高采收率的重要手段。正确分析油藏注采平衡状况，认识不同注入流体的驱油效果，有利于及时调整注入 量，达到提高开发效果和采收率的目的。通过注采比及地层能量分析，认为该油田O72 油藏和O73 油藏之间有流 体交流及能量补充; 相对渗透率曲线及数值模拟研究表明，该油田水驱油效率比气驱油效率高15% ～ 23． 1%; 剩余 油研究也表明，水驱油效率高于气驱，但气驱波及范围大于水驱。实际生产中采取同时注水、注气的开采方式，投 产3 a，2 个油藏的采出程度分别达到18． 5%和10． 9%，采油速度达到3． 3% ～ 5． 5%，获得了较好的开采效果。

摘要:底水油藏往往表现为水体能量大，流体补给充足，开采原油所消耗的地层能量可由底水及时补充，在其开发 过程中，水平井一旦见水，将严重影响产量。以油藏数值模拟为手段，研究了水平段长度、无因次水平段避水高度、 生产压差与见水时间、无水期累积采油量及含水率的关系，并优化出合理的水平段长度、无因次水平段避水高度和 生产压差，其值分别为375 m，0． 9 和1． 0 MPa。应用正交设计试验极差分析法，研究了水平段长度、无因次水平段 避水高度和生产压差对水淹规律的综合影响，结果表明，水平井参数对见水时间的影响程度由大到小依次为: 生产 压差、无因次水平段避水高度、水平段长度; 对无水期累积采油量的影响程度由大到小依次为: 无因次水平段避水 高度、水平段长度、生产压差; 较大的无因次水平段避水高度、较小的生产压差和较长的水平段长度可以延长水平 井的见水时间，提高无水期累积采油量，更有利于底水油藏水平井开发。

摘要:水平井技术和压裂技术都是针对低渗透气藏的有效增产手段，经常用于提高单井产能。压裂水平井由于裂 缝的存在，气体经由裂缝向井筒汇聚时气量大、流速高，会造成附加的紊流压降，因此低渗透气藏压裂水平井的产 能方程应该考虑裂缝中非达西流动的影响。应用复势理论和叠加原理推导了压裂水平井渗流方程，考虑了裂缝中 气体紊流造成的附加压降，最终得到低渗透气藏压裂水平井的二项式产能方程，采用现场数据进行验证，并分析了 气藏压裂水平井产能的影响因素。结果表明，不同位置裂缝产能贡献大小不同，压裂裂缝导流能力存在最优值; 代 入现场数据计算，误差小于10%，符合实际生产要求，可以在油田生产中参考使用。

摘要:稠油的渗流过程具有明显的非牛顿幂律性，目前常用的Aprs 递减模型未考虑稠油的幂律性对产量递减规律 的影响。基于幂律性的稠油油藏产量方程和相渗曲线，重新推导了调和递减方程，利用新建的产量方程，可分析幂 律性对稠油油藏产量的影响，预测其产量及递减规律。实例应用结果表明，稠油的幂律性对产量递减规律影响显 著，幂律指数越小，油井产量越低，递减速度越快; 幂律指数对递减率的影响主要表现在油田生产初期，而生产一段 时间后，不同幂律指数下的递减率逐渐趋于一致; 当幂律指数大于0． 8 时，幂律指数对产量和递减率的影响相对较 小。

摘要:在油藏的水驱动态分析和预测中，水驱特征曲线常用于预测水驱油藏的可采储量以及评价油藏的开发动态， 因此其得到广泛研究和应用，但是常用的水驱特征曲线只能对应单一的含水率与可采储量采出程度的关系。为了 更好地反映和描述水驱油藏不同类型的含水率上升规律，在已有的2 个双对数水驱特征曲线的基础上建立了一种 新型的水驱特征曲线，推导了含水率与可采储量采出程度的函数关系式，绘制了该函数呈现凹型、S 型、凸型曲线的 关系图。将该新型水驱特征曲线应用于实际，通过选取不同的水驱特征曲线系数来预测区块的可采储量，并与实 际值相比，选取误差最小的值，建立最佳的水驱特征曲线表达式，进而预测区块的含水率上升规律。通过2 个实例 的对比分析可知，新型水驱特征曲线在中低含水阶段较为适用，在高含水、特高含水阶段适用性降低。

摘要:针对渤南地区砂砾岩油藏储层物性差、自然产能低、常规加砂压裂改造增产效果差及稳产周期短的现状，在 义104 － 1 侧井开展了大型压裂技术的研究与应用。根据储层地质特征及井况条件，在分析义104 － 1 侧井压裂技 术难点的基础上，分别从射孔井段参数优化、压裂规模优化、压裂液和压裂支撑剂优选与评价及配套技术措施等方 面进行了研究。于2009 年7 月19 日对义104 － 1 侧井实施大型压裂，施工历时180 min，累积泵入压裂液量为1 002． 9 m3，支撑剂量为120 m3，最大施工排量为7．2 m3 /min，压裂后30 d 的平均自喷产液量为45．2 t /d，平均产油量 为31． 7 t /d，增产效果显著。

摘要:水平井压裂已成为低渗透油气藏开发的一项前沿技术，但目前该技术仅仅立足于单井压裂，没有考虑井网的 影响。为此以提高整个区块的采收率为目标，以油藏整体为研究对象，提出了水平井整体压裂裂缝参数优化设计 的基本思路。在优选水平井整体压裂井网的基础上，考虑水平井压裂裂缝形态，对缝长、裂缝条数、裂缝角度、缝 宽、裂缝非均匀性和裂缝间距等参数进行了优化，预测了压裂水平井的生产动态，并制定了适合压裂水平井的生产 制度。通过分析每个裂缝参数对油井累积产油量的影响程度，得到了影响压裂后水平井产能的裂缝主要参数和次 要参数，在此基础上寻求裂缝参数的最优组合，为解决水平井整体压裂裂缝参数的优选问题提供了思路和借鉴。