摘要:中国东部胜利油区济阳坳陷古近系主要发育陆相泥页岩沉积，至今尚未对陆相页岩油气形成进行系统研究。通过大量试油、录井、测井及测试资料分析认为，济阳坳陷发育沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙一段3套陆相泥页岩，其分布面积广，厚度大，有机质丰度高，有机质类型以I—Ⅱ1型为主，有机质成熟度已进入低成熟—高成熟演化阶段，无机矿物中脆性矿物含量高，表现出碳酸盐岩含量高、普遍含有一定量石英的特征，且各类微孔隙、微裂缝发育，形成的网状储集体系为油气的赋存与流动提供了空间，具备形成页岩油气的物质基础和储集条件。济阳坳陷沙四段上亚段页岩油气主要分布于东营凹陷、沾化凹陷和车镇凹陷郭局子洼陷；沙三段下亚段页岩油气主要分布于各凹陷的洼陷中部地区；沙一段页岩油气分布于沾化和车镇凹陷中部地区。

摘要:基于对渤南洼陷页岩油气的勘探实践，在系统分析投产井累积产油量与烃源岩特征、岩相组合、埋深、构造以及地层异常高压的基础上，总结了页岩油气富集高产的条件。有效烃源岩发育决定页岩油气的主力层系；有利岩相发育（纹层状泥质灰岩相）是页岩油气富集高产的基础；断裂裂缝发育是页岩油气富集高产的关键；地层异常高压和埋深是页岩油气富集高产的重要因素。渤南洼陷沙三段下亚段纹层状泥质灰岩相最发育的12下—13上层组是页岩油气最富集的层系，综合各因素的匹配关系，整体考虑、分类分区，有针对性地部署和评价，以落实其产能情况，部署了渤页平1井等3口页岩油气水平井，并已初步实现预期效果。

摘要:沾化凹陷罗家地区沙三段下亚段页岩油气资源丰富，针对这类结构细、孔隙小的页岩类非常规储层，首次采用岩心观察—薄片鉴定—电镜分析—荧光观察综合分析方法，对该区沙三段下亚段页岩岩石学特征进行了系统研究，进而划分岩相类型、明确储集空间并结合物性测试资料落实储集性能。结果表明：罗家地区沙三段下亚段富含方解石，随着层位变老，方解石含量呈增加趋势，粘土矿物和陆源碎屑含量呈降低趋势；岩石类型以泥质灰岩为主，其次为灰质泥岩、含泥质灰岩；岩相类型以层状泥质灰岩相、纹层状泥质灰岩相为主，其次为层状灰质泥岩相、层状含泥质灰岩相，其中纹层状泥质灰岩为有利岩相；储集空间主要为各类微裂缝及方解石、粘土矿物晶间微孔；孔隙度主要为2%~8%，渗透率变化很大，主要为1×10-3~10×10-3 μm2，其次为0.1×10-3~1×10-3 μm2。

摘要:页岩油气分类评价中细化泥页岩特征是基础，统一室内鉴定和录井现场岩性定名的对应关系非常必要。在济阳坳陷古近系和新近系页岩油气勘探实践的基础上，调研收集了北美及中国多个地区代表性泥页岩段与岩石组成有关的资料，并进行了类比及对比分析，明确了泥页岩相关术语的含义。针对当前泥页岩分类不一、含义相互交 叉或覆盖、石油行业术语难以全面反映页岩油气赋存层段岩性特征的现状，按照岩石学分类命名基本原则，提出了泥页岩室内鉴定综合分类命名方案，建议录井现场细化油泥岩和油页岩的分类，并明确了2种方案的对应关系。该方案能够满足页岩油气勘探分类评价的要求，又选择性地保留了“油泥”、“油页”等传统行业术语，既有传承，又有发展，便于理解和使用，且可操作性强。

摘要:页岩油气已成为中国能源新的增长领域。为了建立针对页岩油气的测井评价方法，以胜利油区罗家地区重点探井罗69井为例，系统研究了泥页岩的岩相、储集空间类型、物性、含油性及测井响应特征。研究结果表明，该类地层孔隙性越好，含油性越好。在此基础上，构建了泥页岩中钙质、石英、粘土等矿物组分含量及孔隙度、含水饱和度、总有机碳含量等评价参数的定量计算模型；进一步根据不同层段的含油气品质，将泥页岩地层划分为4类，其中I类层含油气性最高，主要为纹层状泥质灰岩相。该测井评价方法有效地辅助了胜利油区罗家地区泥页岩水平井渤页平1、渤页平2、渤页平3井的部署，目的层良好的油气显示也进一步验证了该评价方法的实用性。

摘要:页岩气作为非常规资源，其烃源岩和储集特征均不同于常规天然气藏，因此，页岩气资源量计算方法应有别于传统常规气藏的资源评价方法。根据中国页岩气发育的地质条件和资料的完善程度，提出了适用于中国页岩气资源的评价方法，主要包括体积法和类比法。高勘探程度区主要采用体积法，低勘探程度区采用类比法。总结归 纳了体积法中有效厚度、含气量、含气饱和度和孔隙度4个关键参数的确定方法；建立了类比法计算页岩气总地质资源量中类比参数的取值标准，将有机碳含量、干酪根类型、成熟度、泥页岩单层厚度、脆性指数、孔隙度和埋深7项指标作为页岩气地质条件类比的主要参数。体积法和类比法各有优缺点，在计算页岩气总地质资源量时，需要结合评价区的实际情况，选取合适的资源量评价方法。

摘要:页岩气与煤层气的等温吸附特征既有相似性，又存在较大差异。目前页岩气等温吸附测试仍沿用煤层气相关测试规范，没有针对页岩气的等温吸附实验仪器。泥页岩储层等温吸附实验中普遍存在等温吸附曲线异常的现象，因此对常见的泥页岩储层等温吸附曲线异常现象进行了归纳，分析了导致异常的原因，并提出相应的改进建议。研究结果表明，在高压段，地层条件下由于甲烷处于超临界状态，吸附态气体不发生液化凝聚，造成测试曲线明显偏离Langmuir等温吸附模型，且特征参数失真，因而基于凝聚机理的Langmuir等温吸附模型在高压段不再适用，但该异常可通过模型改进或实验数据校正来消除；在低压段，通常由于泥页岩储层的吸附气含量远小于煤层气，而测试仪器精度难以满足要求，或泥页岩储层粘土矿物含量较高，在预处理中与水发生反应而影响吸附特征，可尝试通过增加测试样品量、预处理后充分脱水等方法来减少异常现象的发生。

摘要:为探讨煤岩中煤层气的热演化特征，选取柴达木盆地侏罗系未成熟煤岩样品进行加水热模拟实验，分析了煤岩气、液态产物及固体有机质的热演化特征。实验结果表明，气态烃可以形成于煤岩热演化的各个阶段，液态烃主要在生油窗范围内生成且生成量相对低。生油高峰时烃类气体中甲烷产率较低，之后迅速增加；重烃气体在大量生油阶段和高成熟阶段早期产率相对较高，之后开始降低。非烃类气体中二氧化碳的体积分数明显高于氮气的体积分数，均主要形成于生油阶段；氢气的体积分数普遍较高，随温度升高先降低后增高，最小值出现于生油高峰之后。煤岩能够生成气态烃和液态烃，总体具有较高的甲烷产率，远高于一般煤层实测的含气量，具备形成煤层气的物质基础。

摘要:东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体发育扇根封堵的成岩圈闭。通过岩心观察、粒度分析、薄片鉴定和粘土矿物分析等方法，对研究区扇根和扇中的岩相组构与差异成岩演化进行研究，以揭示成岩圈闭的成因机理，并探讨其形成的主控因素。结果表明，扇根以杂基支撑的砾岩相为主，杂基含量高，抗压实能力弱，机械压实作用阶段，其原生孔隙不易保存，在碱性为主的成岩环境下，以重结晶作用为主，孔隙度、渗透率持续降低；扇中以砂质杂基支撑或颗粒支撑的砾质砂岩相和含砾砂岩相为主，杂基含量较少，抗压实能力较强，在酸性和碱性交替的成岩环境下，成岩作用多样，形成多个次生孔隙发育带。因此，岩相组构是形成成岩圈闭的物质基础，而扇中和扇根的差异成岩演化控制下的物性差异是形成扇根封堵成岩圈闭的内在机制。成岩圈闭的形成主要受到沉积层序、岩相组构和成岩流体的影响。

摘要:黄河口凹陷的油气主要分布于新近系明化镇组下段的浅水三角洲沉积体系，从层序—构造角度对其油气分布及成藏进行分析。高分辨率层序地层分析表明，明下段可划分为3个长期基准面旋回和8个中期基准面旋回，基准面上升半旋回早期和下降半旋回中、晚期是储集砂体发育的有利部位，也是油气分布的主要部位；构造背景控制 了油气的运移指向，正向构造带是油气长期运移、聚集成藏的有利地区，纵贯深、浅层的断裂是油气垂向运移至新近系的主要通道，晚期断裂主要对油气起到调整和再分配的作用。层序—构造耦合控制了油气的聚集层位和富集程度，断裂（尤其是油源断裂）与储盖组合的良好匹配关系是油气在明下段富集成藏的主要原因，层序—构造决定了新近系圈闭的有效性，并控制了岩性-构造、构造-岩性和岩性油气藏的形成。

摘要:为研究大民屯凹陷构造应力场与油气运聚的关系，根据其地质及区域构造应力场特征，建立了研究区三维构造应力场有限元模型，并通过数值模拟分析，得到了太古界和元古界的最大主应力、最小主应力和最大剪应力等应力分布，在此基础上结合油气运移理论对研究区的油气富集区进行预测。结果表明：在构造应力场的作用下，油气运移与富集的方向为从地应力场的高值区向低值区和从流体势场的高势区向低势区；应力低值区、流体势场低势区和油气运移所经由的靠近断裂带的圈闭是油气聚集的有利部位。综合预测结果和已完钻井的产能情况表明，油气井中的高产井区与地应力场和流体势场的低值区相吻合。

摘要:沾化凹陷罗家地区岩浆活动强烈，油气资源丰富，但油气性质异常，岩浆活动对油气形成的影响有待于进行深入研究。根据岩心观察和测井解释结果，首先确定罗家地区岩浆岩的类型和产状等，然后对岩浆岩周围的烃源岩进行分析，证实了岩浆岩的热作用使周围烃源岩发生热变质及有机质炭化。应用化学方法研究，发现岩浆岩周 围的烃源岩成熟度非常高且变化大，油气中具有较高含量的硫化氢和二氧化碳。分析认为，岩浆活动明显促进了周围烃源岩中有机质的热演化以及油气形成，并导致硫酸盐和碳酸盐矿物分解，生成硫化氢和二氧化碳。岩浆活动是罗家地区油气丰富、油气性质异常的重要根源，研究其油气成因应充分考虑岩浆因素，且在油气开发过程中应 预防硫化氢对人员和设备的伤害。

摘要:长期以来，对异常高压预监测的研究集中在欠压实成因上，认为烃类生成成因的异常高压是难以预监测，甚至是不可预监测的。为实现生烃超压的预监测，对生烃地层和欠压实地层的测录井参数响应特征进行了对比，并对烃类生成所产生的异常高压随井深的变化规律进行了研究，结果表明：生烃地层在中子密度、声波时差、地层可钻性指数等方面的响应特征跟欠压实地层是一致的，且其生成的异常高压随井深增加也呈规律性变化；地层可钻性指数等方法所预监测的地层压力并不仅仅是欠压实成因的，也包括生烃增压的贡献。在此基础上，提出了二者贡献的区分方法及将地层可钻性指数与烃类体积响应参数结合在一起的综合性指数和BP神经网络2种超压预监测方法。该研究打破了生烃超压不可预监测的观点，有助于提高对异常高压的地质认识和随钻预监测水平。

摘要:希尔伯特—黄变换是基于地震数据对信号进行经验模态分解的新的时频分析方法，其克服了原有时频分析方法因受到分辨率和信号平稳性的限制导致沉积旋回划分精度降低的影响，通过对非平稳信号进行处理得到地震信号不同固有模态分量的瞬时时频特征，以此为基础，精细刻画地震资料中的时间、频率和能量之间的关系，进而 依据不同模态分量的瞬时时频特征划分出不同级次的地层沉积旋回。模型数据与实际地震资料的处理结果表明，地震数据通过希尔伯特—黄变换时频分析能够准确地进行地层沉积旋回划分，实现的过程简单实用且精确度较高，从而为地层的沉积旋回划分和精细对比提供了有效方法和参考依据。

摘要:注气辅助重力泄油已成为油藏提高采收率的最新开发方式，可解决常规连续注气和水气交替注入体积波及系数低的主要问题，大幅度提高最终采收率，然而还未有相对应有效的采收率预测方法。通过对注气辅助重力泄油开发机理研究，利用量纲分析方法，对毛管数、邦德数及重力数进行分析，评价其对采收率影响的相对作用，然后通过考虑储层润湿性、油气密度差与粘度比，重新修正重力数和重力泄油数，利用实验及现场数据，确定其与采收率的关系，最后建立了注气辅助重力泄油开发油藏采收率预测方法。非混相驱替时，重力泄油数与采收率具有很好的相关性，修正重力泄油数与采收率的相关性更好；混相驱替时，重力泄油数与采收率的相关性差一些，但修正重力泄油数与采收率的相关性较好。实例应用表明，经过修正的采收率预测方法计算的结果更接近实际采收率。

摘要:塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间，其非均质性极强，且多种流动方式共存，勘探开发属于世界级难题。综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程，确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因；水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因。同时分析了目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率面临的主要问题，初步探索了缝洞型油蔵提高采收率的途径，提出了天然能量开发阶段以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”，补充能量阶段以“优化、改善注水开发为主，注气、稠化水驱等扩大波及体积的方法为辅”的提高采收率技术思路，对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义。

摘要:空气泡沫调驱技术综合了空气驱和泡沫驱的优点，可提高波及系数和驱油效率，在中高温油藏中取得了很好的应用效果，但是在浅层特低渗透低温油藏中的应用较少。根据陕北油区特低渗透油藏地质特征，以甘谷驿油田唐114井区为例，通过理论研究、室内实验和现场试验研究了空气泡沫调驱技术在浅层特低渗透低温油藏的适应性。结果表明：室内实验低渗透层中的原油被明显启动，驱油效率由水驱阶段的8.33% 升高到50.55%；矿场试验井组含水率由98%下降至73%，产液量由3 m3/d降至0.8 m3/d，平均单井产油量由0.05 m3/d增至0.2 m3 /d。空气泡沫调驱技术在甘谷驿油田具有较强的适应性，可大幅度提高油田采收率，对同类油藏的增油控水具有一定的借鉴作用。

摘要:煤层气体在开发阶段经历了解吸—扩散—渗流的复杂过程，会引起孔隙结构的变化，对产能造成一定影响。因此，研究煤层气藏的物质平衡时，需要考虑自调节效应对孔隙变化的影响。通过建立模型，推导了煤层气藏的物质平衡方程，结合气、水产能方程以及相渗曲线，并且考虑偏差因子随压力的变化，对煤层气藏产能进行动态预测，预测结果通过与实际生产数据历史拟合，验证了模型具有较高的可靠性。通过参数敏感性分析，得出煤层气井生产中后期不同敏感性条件下储层压力与时间成指数对应关系及其对气井生产的影响。综合分析结果表明，自调节效应好、渗透率高、朗氏压力高和煤层厚度大的煤层气藏产能相对较高。

摘要:针对无夹层底水油藏，基于剩余油分布预测的目的，进行水锥定量描述非常必要。由于影响水锥范围的因素众多，采用渗流力学方法和数值模拟技术分别定性和定量研究了各因素的影响规律。根据静力学和渗流力学原理，分别考虑远井地带平面径向流和近井地带半球状向心流渗流特征，采用解析方法推导了水锥高度与水锥半径 的关系，定性分析了影响水锥范围的主要因素，包括产液量、油水粘度比和避射高度。在此基础上建立典型底水油藏数值概念模型，计算了多种影响因素下的水锥形态，利用多元非线性回归方法得到水锥高度计算公式，通过积分得到水锥体积计算公式。以Z1油藏1口生产井为例，比较并分析了解析方法和定量计算公式的结果，定量计算公式更适用于水锥高度和体积的计算，可以广泛应用于无夹层底水油藏直井水锥范围的计算和预测。

摘要:春光油田排2油藏具有孔隙度大、渗透率高、原油粘度低和边水能量充足的特点，该油藏无水采收率高，地层压力基本稳定，但边部油井见水后含水率上升迅速，边水推进不均匀，使得局部油井过早水淹。为此，研究了该油藏的边水运动规律。结果表明，边水推进速度与采油速度成正比，单井含水开发时间与等效产液量成反比。在此基础上，应用数值模拟技术，对该油藏开发技术政策进行了研究。结果表明，当单井含水率为90%时关井，可以在保证较高产油量的同时，大幅度减小累积产水量，油藏生产压差为0.3~0.4 MPa可获得较大的净现值，构造低部位井排小压差生产，高部位井排根据采油速度适当放大压差生产，可以减缓边水局部突进，提高采收率。

摘要:产液剖面不均衡是水平井开发过程中亟待解决的问题。基于源函数法和势的叠加原理，根据油藏—井筒耦合关系，建立了均质各向异性盒式油藏水平井产液剖面的计算模型及方法。在储层均衡开采的情况下，水平井生产段跟端和趾端流量高，中间流量低，产液剖面呈对称的U型。在实际笼统射孔条件下，受井筒内压力损失影响，生产段跟端流量高，趾端流量低；孔密或孔深越大，产液剖面的均衡性越差。以储层均衡开采为目标，提出了均质各向异性盒式油藏水平井变密度射孔调剖方法。采用该方法对水平井孔密分布进行优化后，孔密从生产段趾端到跟端逐渐下降；趾端孔密越高，跟端孔密的降幅越大。与笼统射孔相比，变密度射孔可明显改善水平井产液剖面的均衡性；孔密越大，变密度射孔的调剖效果越理想。

摘要:随着水平井开发的不断深入，地层水沿优势通道窜流，导致水平井含水率快速上升，产量大幅递减，同时对高含水后剩余油分布认识不清，严重影响了水平井的开发效益。以南堡陆地油田底水油藏为例，综合运用物理模拟、数值模拟方法与找水资料，分析储层物性、水平井不同狗腿位置及不同开发技术政策对含水率的影响，开展了水平井开发底水油藏油水运动规律研究；引入了底水出水准数的概念，揭示了不同类型水平井在均质和非均质底水油藏中的油水运动规律。对于均质油藏，标准水平井出水部位易出现在水平井跟端，有狗腿的水平井狗腿处是底水锥进的主要部位，而无狗腿处成为剩余油富集的主要部位；对于非均质油藏，底水易在高渗透率区锥进，而低渗透区则易成为剩余油富集区。

摘要:以大庆油区杏树岗南部开发区为例，对注采过程中泥岩浸水软化引起的应力应变局部扰动进行了数值模拟研究，探讨了泥岩浸水对应力应变的扰动，以及对地层压力与应力应变关系的影响。结果表明，泥岩浸水对不同层位应力的扰动情况各不相同，造成了层间应力状态的差异。层间应力状态的差异、泥岩层浸水后自身力学性质的弱化、注采引起的层内及层间孔隙流体压差、泥岩层与砂岩层之间渗透率和岩性的差异以及高压注水引起的有效应力降低等因素综合作用，导致萨尔图油层组的萨Ⅰ—萨Ⅱ泥岩夹层附近剪切应变高度集中，进而引起泥岩夹层套管的剪切变形与错断。萨Ⅰ—萨Ⅱ泥岩夹层的剪切应变增量随泥岩含水率的增大而增大，且其随地层压力增大 而增大的速率在泥岩浸水后明显增大。因此，在泥岩浸水后，应适当降低泥岩夹层毗邻储层的注水压力和地层压力，从而缓解泥岩夹层的剪切套损。

摘要:由于水平井水平段物性差异、井斜角变化、水平段内摩擦损失等因素造成水平段开发不均衡。根据渗流力学和油藏工程理论，建立了油藏渗流模型、孔眼紊流模型、水平井井筒流动模型；基于流体的不同流动状态之间边界处压力及流量相等，根据质量守恒方程，建立了油藏—水平井井筒流动耦合模型。并利用油藏—水平井井筒流动耦合模型分析了井斜角、渗透率、水平段距底水的距离、原油粘度对孔密优化的影响。结果表明，井斜角小于等于90°时，从跟端到趾端需增加孔密，井斜角大于90°时，从跟端到趾端需减小孔密；渗透率大的井段，渗流阻力小，向渗透率大的方向降低孔密；距离底水越近孔密差异越大。应用油藏—水平井井筒流动耦合模型对11口水平井进行变密度射孔优化，优化后平均单井初期产液量为32.9 m3/d，产油量为29 t/d，平均单井累积增油量为5 246 t，与2008—2009年投产的同类型相邻油藏水平井相比，平均含水率上升速度减缓，开发效果有所改善。

摘要:页岩气资源储量巨大，但由于页岩渗透率低，往往需要压裂才能有效开采。滑溜水压裂有利于形成复杂的裂缝网络，是中外页岩储层压裂改造首选的压裂液体系。由于滑溜水粘度低，携砂能力差，增加了滑溜水压裂的风险。中国在该领域的研究尚处于起步阶段，尤其对滑溜水携砂支撑剂沉降及运移规律的研究更少，同时缺乏必要的实验手段。为此，设计了裂缝模拟装置，通过实验模拟了施工排量、缝宽、支撑剂粒径、压裂液粘度和砂比等参数对裂缝内支撑剂沉降和运移规律的影响，获得不同参数下支撑剂的沉降速度和水平运移速度，分析了各因素的影响规律，并求解了各因素对支撑剂沉降速度和水平运移速度的修正系数。结果表明，随着缝内流速和压裂液粘度的增大，支撑剂沉降速度减小，水平运移速度增大；随着支撑剂粒径与缝宽比值和砂比的增大，支撑剂沉降速度和水平运移速度均减小。

摘要:由于普光气田飞仙关组、长兴组碳酸盐岩储层具有高温、高压、岩性致密、非均质性强和天然裂缝发育等特点，常规酸压技术难以实现酸压深度改造。为此，在分析普光气田储层特点的基础上，建立了多级交替注入闭合酸压酸液指进程度评价模型，开展了针对多级交替注入闭合酸压技术影响因素的实验研究。结果表明：①交替注入的级数越多，酸蚀裂缝导流能力越高，但需要根据现场施工条件进行优化调整；②稠化酸作用后的酸蚀裂缝导流能力高于普通酸；③排量越大，裂缝的导流能力越高；④采用闭合酸压技术能够有效提高酸蚀裂缝导流能力。该技术在普光9井实施后，产气量由酸压前的10.32×104 m3/d增至123.86×104 m3/d，增产效果显著。截至2010年6月，对普光气田的5口新钻井实施多级交替注入闭合酸压投产，平均无阻流量高达621.8×104 m3/d。