摘要:以板块构造理论和石油地质学理论为基础，通过分析西非海岸盆地的形成和演化，结合西非深水区油气勘探现状和深水油气藏研究结果，总结了西非深水区油气地质特征，并探讨了深水区油气勘探前景。西非海岸盆地的形成演化可以分为前裂谷、裂谷和后裂谷3个阶段。受盆地形成演化的控制，西非海岸盆地烃源岩主要包括裂谷阶段下白垩统湖相烃源岩、后裂谷阶段上白垩统海相烃源岩和古近系—新近系海相烃源岩3套；深水区储层以后裂谷阶段上白垩统和古近系—新近系深水浊积砂岩为主；主要圈闭类型为构造-地层或构造-岩性圈闭，其次为构造圈闭和地层-岩性圈闭。西非海岸盆地中以下刚果盆地和尼日尔三角洲深水区勘探前景最好，其次是科特迪瓦盆地、贝宁盆地和塞内加尔盆地深水区，杜阿拉盆地和里奥穆尼盆地深水区有一定的勘探潜力，宽扎盆地深水区目前勘探风险较大。

摘要:临南洼陷带沙三段下亚段碎屑岩储层非常发育，而低渗透、特低渗透储层所占比例较高，难动用储量大。在研究储层微观特征及低渗透成因的基础上，将研究区沙三段下亚段低渗透—特低渗透碎屑岩储层划分为4大类10小类，并分析了各类储层的微观主控因素和增产改造方法。A类储层仅需对钻井液污染带进行针对性的酸洗处理即可具备较好的自然产能，将其命名为自然产能控低渗透储层；B类储层可以利用酸液溶蚀碳酸盐胶结物、增大孔隙度和渗透率，从而获得较好产能，将其命名为酸化控低渗透—特低渗透储层；C类储层根据填隙物类型分为粗晶—连晶碳酸盐胶结类型、泥质胶结类型、塑性组分充填类型和次生石英胶结类型4小类，不同类型采取不同酸化和压裂措施能取得一定的效果，将其命名为酸压控低渗透—特低渗透储层；D类储层压裂和酸化效果均较差，将其命名为力求产特低渗透储层。

摘要:应用岩石热解实验、显微镜下观察、有机元素分析和镜质组反射率等分析方法，通过有机质丰度、类型、成熟度及生物标志化合物等方面研究，对鄂尔多斯盆地镇探1井中生界和古生界烃源岩地球化学特征进行了综合评价。古生界太原组和山西组烃源岩有机质丰度低，干酪根类型以腐殖型为主，有机质处于过成熟阶段，气态烃生成能力较强，综合评价为差烃源岩；中生界延长组和延安组烃源岩有机质丰度较高，干酪根类型以腐殖型为主，有机质处于成熟阶段，液态烃生成能力较强，综合评价为中等烃源岩。古生界有机质原始生物组合中陆源植物和水生生物含量相近，在湖相还原条件下堆积和保存；中生界有机质原始生物组合中陆源植物稍占优势，在湖相弱还原—还原条件下沉积。

摘要:马达班湾盆地位于安达曼海域，属于典型的弧后走滑拉张盆地，其构造演化与印度板块向缅甸微板块斜向俯冲密切相关。盆地沉积中心受实皆和墨干走滑断层控制，沉积物来源于北部的伊洛瓦底江和东北部的萨尔温江。从石油地质特征分析，研究区主要发育2套成熟烃源岩和1套生物气源岩。中中新统半深海相泥岩直接覆盖于下中新统—渐新统生物礁灰岩和浅海相砂岩之上，形成良好的储盖组合；上新统—更新统三角洲前缘砂、泥岩互层是浅层生物气的主要储盖组合。圈闭类型以断背斜、断块、生物礁圈闭及构造-岩性圈闭为主。断层和不整合面提供了有利的油气运移通道，具备较好的油气成藏条件。盆地沉积中心的断块和断垒是浅层生物气的主要勘探方向，而火山岛弧隆起带、盆地中央的继承性隆起以及东部斜坡带的构造次台阶是中深层热成因气的主要勘探方向。

摘要:东营凹陷北部陡坡带砂砾岩油藏表现出很强的有序性，通过对不同层系砂砾岩油藏的解剖，探讨了各类油藏的基本特征及其有序性展布的控制因素，建立了砂砾岩油藏序列模式。研究结果表明，砂砾岩油藏模式可概括为深层凝析气藏、深层扇根封堵岩性油藏、中深层构造-岩性油藏、中浅层物性差异封堵岩性油藏依次发育的油藏组合模式，在平面上呈环带状展布，由洼陷中心到盆地边缘依次发育深层气环带、深层稀油带、中深层稀油带和中浅层稠油环带。砂砾岩油藏的成藏控制因素各异，其中，深层凝析气藏和稀油岩性油藏成藏的首要因素是扇体上倾方向的扇根遮挡能力，中深层构造-岩性油藏的形成取决于是否存在有效的微幅背斜构造圈闭，而浅层物性差异封堵岩性油藏的形成取决于稠油不易流动的特性。根据各类型油藏的基本特征和油气富集规律，应设计不同的勘探部署方案。

摘要:高邮凹陷北斜坡阜三段储层发育不均,油气运移路径复杂。通过细分砂层组，开展精细沉积微相研究，并结合大量油气显示资料综合分析了砂体展布及油气运移路径。结果表明，研究区阜三段各砂层组发育3—5支三角洲前缘水下分支河道，水下分支河道和河口坝微相砂体物性较好，其展布控制着优质储层的分布。油气运移路径在内、外坡带差异明显，在内坡带，油气运移受控于水下分支河道砂体的展布；在外坡带，油气运移则受构造和水下分支河道砂体的双重控制。因此，在内、外坡带须采取不同的勘探策略。

摘要:通过对渤海湾盆地黄河口凹陷渤中34区输导体系特征及其与中浅层油气成藏规律关系的研究表明，对油气运移起重要作用的输导体系主要有断层和砂体，油气的富集受控于断层和砂体的分布，且断层与砂体耦合接触关系既决定了输导体系的有效性，也决定了浅层明化镇组下段（明下段）油气藏的形成与分布。通过建立断层与砂体耦合接触半定量静态模型，证实断层与砂体的接触面积是影响油气充满度、储量丰度和油柱高度的重要参数，指导了渤中34-B构造的井位部署，渤中34-B-3D井砂体的含油气性预测结果与实钻吻合较好。实践证实，断层与砂体耦合接触关系半定量描述方法对成熟探区开拓勘探空间、寻找潜在油气藏具有重要的理论和应用价值。

摘要:澳大利亚波拿巴盆地天然气资源丰富，但对其成藏主控因素及勘探潜力认识不清。对盆地的石油地质条件和油气分布规律进行研究，以明确其油气成藏的主控因素及未来勘探方向。结果表明，波拿巴盆地油气在平面上呈不均衡分布，东部以大、中型气田为主，西部以中、小型油田为主；主力烃源岩的生烃母质类型、成熟度及保存条件控制了油气资源类型；西部构造遭受后期破坏、调整导致其油藏规模偏小，东部构造后期活动加剧造成其气藏规模较大；保存条件是武尔坎次盆的油气成藏主控因素；储层质量是卡德尔地堑的油气成藏主控因素；圈闭条件是盆地东部斜坡区的油气成藏主控因素。盆地内发育的中、小型构造圈闭，与断层相关的圈闭，岩性圈闭及与（膏）盐岩相关的圈闭均为未来勘探的有利目标，具有广阔的勘探前景。

摘要:福山凹陷区域构造复杂，研究程度较低，而针对构造沉降史的研究几乎为空白。应用EBM盆地模拟系统对福山凹陷沉降史进行回剥分析的结果表明，福山凹陷先后经历裂陷期、断拗转换期和裂后期，且沉降速率的变化呈现幕式特点。裂陷早期自裂陷Ⅰ幕开始西部次凹沉降速率大于东部次凹，但到裂陷Ⅲ幕东部次凹沉降作用加强，沉降速率反而大于西部次凹；从沉降中心发育的位置看，裂陷初期沉降中心位于凹陷西部的皇桐地区，到裂陷晚期（裂陷Ⅲ幕）沉降中心已经逐步迁移到了东部的白莲地区，而拗陷期区域沉降中心继续向北东方向迁移；这种东、西次凹沉降速率的垂向差异性以及整个凹陷古近系沉降中心自西向东迁移的规律，反映出福山凹陷东、西次凹沉降特征的时空差异性特点。研究结果表明，东、西次凹控凹断层活动差异性以及福山凹陷受区域非对称性拉伸作用是造成这种沉降时空差异性的内在机制。

摘要:按照中国目前陆源碎屑岩划分和命名的主要标准，可将陆源碎屑岩的细砂岩—泥岩系列划分为11种岩石类型。考虑到岩心录井，尤其是岩屑录井和电测曲线岩性解释工作中的实用性，将11种岩石类型作为各自独立的对象并组成对象集，经过数据的处理和标准化，计算切比雪夫距离，进行聚类分析。结果表明，当距离系数为0.256 4～0.423 1时，细砂岩—泥岩系列的11种岩性可综合归类为泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、粉砂质细砂岩和细砂岩5种。优选法的佐证结果表明，优选的区域（黄金分割区域）恰好也是泥岩—细砂岩系列的11种岩石类型综合聚类为5类的区域，此聚类结果是该系统聚类中的最佳分类。鄂尔多斯盆地东南部长21油层段的开发实践证明，这种岩石类型划分的方法既能满足科研的需要，又方便于生产中应用，是最优选择。

摘要:在层序地层学研究中，层序界面的识别主要依据纵向分辨率较低的地震剖面、多解性较强的录井岩性组合和测井曲线等资料，而忽视了与不整合面有关的岩石古化学风化特征的分析，从而造成层序划分方案的多解性。通过对东营凹陷永82井沙四段紫红色泥岩的岩石学、地球化学以及古化学风化特征的分析，探讨了紫红色泥岩的纵向结构及其与层序界面的关系。永82井沙四段泥岩包括紫红色疏松状泥岩、紫红色致密块状泥岩、灰色层状泥岩以及灰色含膏泥岩和泥膏岩。沙四段紫红色疏松状泥岩具有强烈的擦痕面，其化学元素组成与古土壤相近，曾遭受程度较弱的古化学风化作用。结合紫红色泥岩的古化学风化特征认为，沙四段内部的层序界面与沙四段上、下亚段的边界不一致，紫红色疏松状泥岩段的顶界为沙四段内部的层序界面，而传统沙四段下亚段顶部的灰色砂岩夹紫色泥岩段属于上部层序的低水位体系域。

摘要:盲信号处理技术作为现代信号处理领域的研究热点之一，面临着在源信号和传输通道参数未知或知之甚少的情况下，由一个传感器或者转换器的输出信号中分离出的源信号难以有效测控的问题。通过研究盲信号处理技术在地震弱信号分离中的应用，在分析隐蔽油气藏地震反射信息特征与盲信号处理理论之间关系的基础上，建立适合储层目标弱信号分离的地震盲源信号混叠模型，提出了分离2种弱信号的新方法，并利用围岩反射在各地震道的相似性和目标储层弱信号的差异性设计迭代法加以实现。模型仿真实验和实际地震资料的处理结果表明，该算法能够有效地分离地震弱信号，达到提高地震资料分辨率的目的。

摘要:崎岖海底和海洋深水区速度的复杂性导致沉积层构造畸变、深度预测难度大，严重制约了深水区的油气勘探。利用测井速度、VSP速度对白云凹陷速度结构特征和影响因素进行了分析，结果表明，地层速度与海水深度不存在必然的联系，沉积环境的差别是陆架、陆坡深水区速度异常的根本原因，陆架坡折带是界定地层速度异常的关键。理论模型正演方法研究表明，叠前相干速度反演的精度高、可操作性强，是解决速度异常的有效方法。利用测井速度、叠前相干反演速度及地震叠加速度的优势互补，建立了白云凹陷时深转换速度场，较好地解决了深水区崎岖海底造成的构造畸变问题。利用建立的时深转换速度场转换得到B19井和B20井的深度，与实际钻井深度相比，T50反射层深度误差分别为6和7 m，大幅提高了海洋深水区深度预测的精度。

摘要:纯化油田沙四段上亚段储层自然电位测井资料出现异常现象，因此，在储层识别和划分过程中，经常会漏失储层或出现储层厚度划分不准确的情况。从自然电位形成机理出发，对地层厚度、地层水矿化度和岩性变化等因素对自然电位的影响进行了分析。研究结果表明：储层自然电位曲线无明显异常是地层压力、储层厚度、储层流体性质和储层岩性等因素作用所致；储层自然电位曲线出现正异常，是由于钻井液滤液的矿化度高于地层水矿化度；泥岩段自然电位曲线出现负异常是由于地层碳酸盐含量较高以及异常高压产生微裂缝等。利用研究成果，使自然电位曲线异常井段储层识别精度由原来的80%提高到98.3%。

摘要:至2011年底，中国聚合物驱后的原油采出程度约为53%，聚合物驱后剩余油仍具有相当大的开采潜力，为使 其得到有效开发，提出利用面积劈分—叠加法对聚合物驱后单井及整个区块的剩余油潜力分布进行预测。以大庆 油区长垣北部典型聚合物驱油藏为例，研究了37口生产井的聚合物驱后剩余油分布规律。根据聚合物驱采出程度 的变化，将聚合物驱后单井剩余油潜力划分为高、中、低3个等级；聚合物驱后剩余石油地质储量的平面分布表明， 剩余油主要分布在区块主砂体带中井网控制程度弱的2大区域。

摘要:针对孔喉尺度弹性微球调驱技术设计原理的特殊性，引入粒径匹配系数，通过非均质平行填砂管岩心实验，研究了不同粒径匹配关系下弹性微球的封堵性能以及渗透率级差对剖面改善能力的影响，并在此基础上，开展了弹性微球调驱现场试验。室内实验结果表明，在较佳的粒径匹配系数范围内，岩心的残余阻力系数和封堵率最大，封堵效果最好；弹性微球可选择性优先封堵高渗透层，使高、低渗透管的分流率均趋于50%，对渗透率具有明显的选择性；渗透率级差对弹性微球调驱性能具有重要的影响，在较佳的粒径匹配系数范围和较低的渗透率级差条件下，弹性微球的剖面改善能力较好。现场试验结果表明，在粒径匹配系数为1.52和渗透率级差为3.1的条件下，弹性微球可对吸水剖面进行有效控制，调剖目的层67小层和65小层的剖面改善能力高达98%；运用粒径匹配系数和渗透率级差指导弹性微球深部调驱现场试验具有科学性。

摘要:针对渤海绥中36-1油田地层残留疏水缔合聚合物具有高水解度、低特性粘数的特点，开展了残留聚合物再利用室内实验研究。应用原子力显微镜探究了地层残留聚合物再利用剂提高采收率机理，并通过物理模拟实验测定了残余阻力系数和采收率增值，研究了残留聚合物水解度和特性粘数的变化对地层封堵性能和采收率增值的影响。结果表明，低特性粘数和高水解度的残留聚合物与再利用剂作用可使其对地层的封堵作用显著提高，残余阻力系数可达20以上，其中特性粘数越低，水解度越高，残余阻力系数越大，封堵作用越强。提高采收率增值实验结果表明，残留聚合物与再利用剂作用后比单纯聚合物驱的采收率提高了8.9％，可视化模拟结果也证实了此观点。

摘要:为了激活注入水中的内源微生物，对孤岛油田中一区馆3区块聚合物驱后加入的营养体系进行了筛选。结果表明，质量浓度为4 g/L的葡萄糖、0.4 g/L的蛋白胨、0.2 g/L的酵母粉、0.4 g/L的硝酸铵和0.2 g/L的磷酸氢二铵组成了该区块最佳的营养体系。在65 ℃和10 MPa的高温、高压条件下，该体系可以充分激活注入水中的内源微生物，使菌液密度增至1.48×109 个/mL，乙酸质量浓度上升至0.6 g/L，且菌液的表面张力降低至33.2 mN/m。物理模拟驱油实验结果表明，在油藏环境下应用该营养体系激活内源微生物，原油采收率可提高6.4%。现场试验结果表明，截止到2011年6月30日中一区馆3区块共注入该营养体系405 t，累积增油量约为1.0×104 t。

摘要:为了加快空气辅助蒸汽吞吐过程中氧气的消耗速度，减少尾气中氧气体积分数和大幅度降低稠油的粘度，利用高压反应釜对新疆油田J230井区951217井稠油进行注空气低温催化氧化室内条件的筛选。尾气组成、氧化稠油酸值、粘度和族组分等分析结果表明，在200 ℃条件下，当催化剂FeL质量分数为0.1%，空气压力为1.2 MPa，反应72 h时，稠油酸值为8.37 mg/g，粘度为3 787 mPa?s，氧化后尾气中氧气体积分数为4.75%；利用氧化油70 g、水30 g和助剂R1 0.07 g搅拌乳化后，乳状液的粘度为42 mPa?s，降粘率达到96.77%。因此，在空气辅助蒸汽吞吐稠油过程中，通过添加催化剂可以加快氧气的消耗，添加助剂可以大幅度降低稠油的粘度，从而有利于提高稠油采收率。

摘要:二氧化碳驱是一种行之有效的提高采收率的技术，为设计经济可行的二氧化碳驱方案，需要对二氧化碳中的杂质气体对原油相态和驱替效果的影响进行研究。在实验基础上建立了纯二氧化碳—原油体系模型，计算不同杂质气体对该体系的相态影响；采用细管实验和状态方程方法确定最小混相压力，分析杂质气体对最小混相压力的影响；通过拟合长岩心纯二氧化碳驱替实验数据，计算了不同杂质气体对驱替过程的影响。研究结果表明，氮气和甲烷的混入不利于原油降粘和膨胀；最小混相压力随氮气和甲烷摩尔分数的增加而增加，随中间烃组分摩尔分数的增加而降低；中间烃组分能使二氧化碳的驱油效率增加，而氮气和甲烷的存在使驱油效率降低。

摘要:为了进一步提高低渗透油藏采收率，进行了二氧化碳混相驱超前注气可行性实验研究。以吉林油田黑79区块为例，利用细管实验确定二氧化碳驱的最小混相压力，通过长岩心物理模拟实验研究低渗透油藏超前注气室内驱油效果，并与相同地层条件下水驱和同步注气的驱油效果进行了对比分析。结果表明，二氧化碳混相驱超前注气、同步注气和水驱的最终采收率分别为77.03%，73.09%和56.47%。二氧化碳混相驱超前注气最终采收率最高，原因是超前注气能够在开采前就使地层压力升高、地层能量增加，并且提前注入的气体与原油接触混相，可降低原油粘度、增加原油流度。

摘要:延长油区甘谷驿油田的主要开发层系长6油藏具有低温、低压、低孔、特低渗透的特点，自2007年以来该油区尝试空气泡沫驱油技术，取得了良好效果。为了在理论上明确低温低压油藏开展空气驱的安全可行性，利用高压恒温氧化仪模拟30 ℃和6 MPa油藏注空气提高采收率过程中的耗氧情况，在432 h实验中平均每24 h监测1次氧气含量，发现氧气含量呈指数递减，注空气80 d左右氧气含量降至爆炸极限以下，若气体在地层中滞留的时间足够长，氧气基本能在地下耗尽。该规律在甘谷驿油区空气泡沫驱试验现场得到了验证。现场与室内研究证明了空气泡沫驱可以在30 ℃的低温低压油藏中实施。

摘要:东辛复杂断块油藏已进入高含水开发阶段，为进一步提高其水驱采收率，适应精细开发需要，综合考虑静态 地质特点和动态开发特征，对复杂断块油藏提出层块分类综合评价的方法，制定了研究区层块分类的量化标准，并 提出不同层块组合开发与调整的方法。分类中静态因素按照断块形状、含油面积、储层厚度及储层物性的先后顺序考虑，动态因素主要考虑水驱油规律、剩余油分布及驱动类型，不分先后顺序，将层块划分为Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ和Ⅳ共4类。Ⅰ类层块是开发的主力阵，开发调整思路主要是在构造高部位、油层顶部部署水平井单层开发，在原始油水边界外实施人工仿强边水实现高效水驱；Ⅱ和Ⅲ类层块存在层间干扰，储量动用不均衡，应依据相似组合原则进行 合理组合；IV类层块储量控制程度低，井网完善难度大，开发中采取复杂结构井或就近挂靠的原则提高储量控制与 动用。

摘要:针对目前储层非均质性诸多表征参数存在的计算数值无界、分类方案主观性强及表征方法定量化程度低等 问题，以洛伦兹曲线法为理论基础，通过对洛伦兹曲线法求得的数据进行数学变换处理，定义了一种新的非均质综 合表征参数。该方法运算简单，参数具有对比性强、能定量化表征非均质程度、适用于任何类型油藏等优点。应用 该方法对旅大油田的储层非均质性研究结果表明，旅大油田储层为中等非均质性，但层间及平面非均质程度较 强。针对其储层非均质特征，制定了适合的开发调整思路：东二段上亚段实施联合开发，以定向井开发为主，少量 水平（分支）井挖潜为辅；东二段下亚段实施分层系开发，分级分层配注调整措施。研究结果应用于旅大油田综合 调整和提高采收率等方面效果显著，在综合含水率降低9%的同时，产油量增加约1 000 m3/d。

摘要:薄层边底水油藏生产井来水关系复杂，投产后含水率迅速上升，无水采收率低，产量递减快，最终采收率低。 以陆梁油田陆9井区呼二三油藏为例，在对全区历史拟合的基础上，建立了概念模型，采用正交试验方法研究了薄 层边底水油藏水淹模式的参数敏感性及油水分布特征，结合全区数值模拟结果及动态资料，将该类油藏水淹模式 分为注入水加强底水水淹型、注入水窜进水淹型、底水锥进水淹型、边水侵入水淹型和复合水淹型5类，并分析了各 种水淹模式的指标界限。应用水淹模式指标界限对研究区50口生产井进行水淹分析，经现场分析及数值模拟验 证，准确率达84.8%。

摘要:在长期的水驱过程中，受层间储层物性差异的影响，多层合采油藏层间动用状况差异大，层间矛盾突出。分 层注水技术是改善特高含水期层间矛盾的有效方法，其成功的关键是根据各小层的储层物性和动用状况确定各层 的配水量。为此，以层间均衡动用为目标，综合考虑储层物性和动用状况，利用Buckley-Leverett非活塞式水驱油理 论，建立了注水井分层配水量的计算方法，并编制了计算程序。分析结果表明：层间配水量的差异受油层厚度、剩 余油饱和度和调控时间等因素的综合影响；所计算的配水量在给定的调控时间内使各小层达到均衡驱替状态，能 够满足分层注水井层间配注的要求。

摘要:缝洞型碳酸盐岩油藏具有很强的非均质性、各向异性和多尺度特征，传统的砂岩油藏和裂缝型碳酸盐岩油藏 的开发动态分析方法难以适用。为了解决塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发动态分析过程中出现的难题，在论 证传统开发动态分析方法适用性的基础上，结合缝洞型碳酸盐岩油藏特征、近年来中外的研究成果及笔者的研究 经历，分析了各种生产动态分析方法的等效适用条件，重点阐述了三重介质试井和油藏数值模拟方法、数值试井、 等效介质油藏数值模拟方法以及离散裂缝方法的理论基础及适用条件，提出一套适合该类油藏开发动态分析方法 的研究思路，并应用于现场生产，指导生产实践。

摘要:利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法，对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明，水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性，并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制；主流线从注水井到采油井方向，油藏非均质性增强，含油饱和度增大，驱油效率减小，且驱油效率与渗透率成正相关，相关程度随渗透率的增大而增高，剩余油粘度与渗透率微弱相关，含油饱和度与渗透率低度相关；随水驱油时间的延长，剩余油粘度和驱油效率增大，油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力，其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大；聚合物驱油则更合适，可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果，确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。

摘要:吐哈盆地温米油田侏罗系三间房组含油井段长、储层差异大、油水粘度比低、注采井网不完善，已进入高含水开发阶段，面临着油层水淹差别大、储量损失大、产量递减快、开发效益差等问题。通过储层沉积成因分析及各向异性精细刻画，结合储层水驱油机理、生产动态和钻井资料，分析油层的水淹特点和规律，总结出该区剩余油分布规律。提出轻质油藏高含水期应根据储层规模和剩余油储量丰度来优化井网重组层系，完善注采关系，最大限度提高水驱动用程度；颗粒或凝胶类深部调驱体系对改善人工裂缝不发育井区的水驱效果不明显；高含水后期应侧重于转换开发方式提高驱替剂的波及体积和驱油效率，气水交注或顶部注气稳定重力驱能较大幅度提高采收率。

摘要:体积改造技术带动了非常规致密气、页岩气和煤层气等油气资源开发的迅猛发展，对于低孔、低渗透基质的碎屑岩储层，探索提高其改造效果的体积改造技术具有重要意义。为此，在转向压裂和缝网压裂的基础上，通过力学分析和流—固耦合渗流模型，对压裂施工中的应力场进行研究，分析了地层2个水平主应力的变化。采用强制闭合、快速返排、多次加砂的工艺，实现地层2个水平应力场的短期变化，形成了在短期内实现提高改造体积的新裂缝转向压裂技术，与常规技术相比，新技术既简单可靠，又能有效降低施工风险。该技术在华北、长庆和吉林油区的低渗透油田应用10余井次，其初期产油量比常规技术提高1～2倍，稳产期延长6个月以上。