摘要:在含油气盆地不同级别、不同类型、不同作用形式的界面中，石油地质研究中关注最多的是与含烃流体生、排、运、聚有关的不同新生流体的作用界面。在对断陷盆地生排烃、超压、次生孔隙发育、耗水等界面定义、特征及作用方式分析的基础上，以济阳坳陷东营凹陷为例，提出了断陷盆地成藏作用面的概念，初步定义为盆地新生流体运动过程、能量形式及其相互耦合的作用面，是生排烃、超压、次生孔隙发育、耗水4种界面耦合作用的结果，既是流体作用转换面、不同类型储集空间分界面，也是流体不同类型能量转换面和油藏类型分布转换面。成藏作用面通过对断陷盆地不同类型流体势能分布及叠加的控制作用，影响了不同类型油藏分布特征，因此通过对不同类型流体作用面的识别、研究和评价，能够有效预测油藏类型、分布样式，进而有效预测盆地油藏的丰富程度，对于盆地评价具有重要意义。

摘要:为了明确南堡凹陷油气成藏的地质条件，在油气藏类型及分布规律研究的基础上，通过油藏解剖、地化资料 分析、断裂活动期次、烃源岩排烃期、盖层识别和砂地比分析等，利用成藏条件综合分析方法，对烃源岩、断裂、盖 层、储层和构造部位5个方面的地质条件进行了详细分析，厘定了南堡凹陷油气成藏的有利地质条件及相互关系。 结果表明，南堡凹陷的油气成藏具有5个有利地质条件：①2套烃源岩为油气运聚提供充足来源；②油源断裂为油气 运移提供输导通道；③3套区域性盖层为油气聚集提供保存条件；④高砂地比地层为油气聚集提供储集空间；⑤油 源断裂附近的正向构造为油气聚集提供有利部位。

摘要:针对车镇凹陷车西洼陷是否存在油气倒灌运移成藏这一问题，从基本地质特征分析入手，对油源对比、有效烃源岩展布特征、烃源岩与储层对接关系进行了研究。结果表明，沙三段烃源岩是车西洼陷的有效烃源岩，沙四段上亚段油藏为“上生下储”型，沙三段4 700 m以下有效烃源岩存在油气倒灌成藏现象。源储对接关系分析表明，曹家庄断阶带以北洼陷区沙四段上亚段油藏中的原油来自上部沙三段烃源岩。油气成藏要素剖析结果表明，沙三段与沙四段上亚段“厚泥下砂”的岩性匹配关系、沙三段烃源岩超压、烃源岩与储层之间的压差以及隐蔽输导体系是油气倒灌运移成藏的主控因素；油气倒灌运移距离与烃源岩剩余压力具有正相关关系，烃源岩之下储层的物性条件对其含油性具有控制作用。

摘要:哈密坳陷三叠系是重要的烃源岩和储层，综合地震、测井、沉积和古生物等资料对其进行层序地层综合划分，将其分为1个二级层序和4个三级层序，各三级层序分别由3个体系域组成，主要发育低位体系域、水进体系域和高位体系域。哈密坳陷三叠系主要发育辫状河、曲流河、辫状河三角洲、曲流河三角洲和湖泊5种沉积相，其中曲流河三角洲相和辫状河三角洲相是主要的储集体发育相带，湖泊相是有利的烃源岩和盖层发育相带。早、中三叠世哈密坳陷中南部缓坡带广泛发育辫状河相，北部、西北部主要发育曲流河相；晚三叠世黄山街组和郝家沟组沉积时期主要发育辫状河三角洲相，克拉玛依组沉积晚期哈密坳陷北部主要发育曲流河三角洲相，是寻找岩性油气藏的有利区带。

摘要:南苏门答腊盆地是新生代弧后裂谷盆地，盆地的构造演化明显地控制了沉积演化和成藏条件。早始新世—早渐新世为同生裂谷早期，地堑和半地堑发育，以陆相沉积为主，前三角洲页岩为重要的烃源岩，冲积扇和辫状河砂砾岩为主要储层；晚渐新世盆地处于同生裂谷后期的早期，西南方的海侵使盆地中央为海相沉积，边缘为三角洲和河流相沉积，三角洲中的含煤页岩为主要烃源岩和重要盖层，河流—三角洲相砂岩是重要储层；早中新世为同生裂谷后期末，盆地以海相沉积为主，深海—半深海泥页岩、泥灰岩是重要烃源岩和区域性盖层，而储层主要是滨浅海的碳酸盐岩滩和生物礁灰岩；中中新世—上新世，盆地遭受挤压，发生海退，海相、陆相和海陆过渡相同时发育，滨浅海的海退砂岩是良好的储层，而三角洲相泥页岩是好的烃源岩和盖层。

摘要:在对酒泉盆地营尔凹陷层序地层划分的基础上，利用地震资料和重点井的测井和录井信息建立不同体系域下不同沉积相与暗色泥地比之间的关系，预测了营尔凹陷下白垩统暗色泥岩的分布。通过测井资料计算泥岩有机碳含量，进一步确定了暗色泥岩中烃源岩的厚度，预测了目的层烃源岩的分布。结果表明，下沟组和赤金堡组湖侵 和高位体系域下部发育中强振幅、中低频率、中高连续的地震相，是烃源岩的有利发育区；下沟组烃源岩分布范围广，有机质丰度高，为研究区的主力烃源岩；而深部赤金堡组烃源岩厚度大，具有较大的生烃潜力，是下一步勘探的主要方向。

摘要:罗家地区泥页岩由于岩相变化快、岩性不稳定，其矿物组分含量解释模型构建成为解释难点。为此，从取值方式和建模思路入手对模型进行了对比和优选。取值方式方面，通过对比点—点、段—点和段—段3种不同取值方式带来的差异，结果显示，段—段取值方式的相对误差最小，小于8%，故建议选取段—段取值方式；建模思路方面，在基于体积模型反演的数值法和基于数据拟合的模拟法2大类思路的基础上，通过对罗69井测井曲线的处理及分析，后者精度略高于前者，且后者原理简单且易于操作，因此建议在数据拟合的基础上，加以地质条件约束，构建岩相分类基础上的矿物组分含量解释模型。

摘要:储层内部结构表征是特高含水期老油田改善水驱开发效果、提高采收率的基础和关键。以胜坨油田沙二段81层三角洲前缘水下分流河道为例，利用密井网条件下的储层构型分析方法，系统揭示了水下分流河道储层内部结构。研究结果表明，研究区水下分流河道储层中的沉积界面可分为5个等级：五级界面是限定水下分流河道复合砂体的界面，为分布稳定的泥岩，呈近水平产状；四级界面是复合砂体内部单一河道间的沉积界面，为泥质薄夹层或岩性突变面，在相同单一河道中以近水平产状连续分布，在不同单一河道间分布不连续；三级界面是单一河道内部增生体的界面，界面上下岩相一致，分布范围局限在单一河道砂体内部，也为近水平产状；二级和一级界面分别为岩心规模的层系组或交错层系界面。水下分流河道复合砂体由单一河道垂向叠置和侧向拼合而成，综合利用分流间湾、河道边缘、砂体顶面高程差异、砂体规模差异等特征可识别出单一河道的侧向边界，单一河道的同期不同体现象是水下分流河道最重要的储层内部结构。

摘要:为明确特低—超低渗透储层渗流能力与孔隙结构之间的关系，首次采用恒速压汞技术，结合常规铸体薄片、扫描电镜、常规恒压压汞分析等多种测试分析手段对鄂尔多斯盆地富县探区延长组长3超低渗透储层的孔隙结构特征进行综合研究。结果表明，研究区长3储层孔隙以残余粒间孔和溶蚀粒间孔为主，发育低排驱压力—粗喉道 型、较低排驱压力—较粗喉道型、中排驱压力—中喉道型、较高排驱压力—较细喉道型、高排驱压力—细喉道型5种孔隙结构类型。恒速压汞测试结果表明：储层的平均孔隙半径为100～200 μm，为中孔—小孔型，个别为大孔型，孔隙分布曲线偏粗态；平均喉道半径为0.2～0.7 μm，主要为微细喉道，喉道分布曲线偏细态。延长组特低渗透储层渗流能力与孔隙半径关联性较差，主要受平均喉道半径及其分布形态的控制，并进而影响特低—超低渗透储层的开发效果。

摘要:油气藏中广泛存在烃—水及其他气体和矿物盐类的混溶体系，其相变特征十分复杂，但对油气勘探开发的作用至关重要。通过调研中外有关烃—水混溶体系的资料，着重分析了气态地层水的存在条件及含水烃类体系的相变特征，结果表明，局部突发性的温度上升、压力减小及混溶体系含烃量增加，均有利于烃—水混溶体系的气化。现今测得的束缚水膜厚度受控于束缚水饱和度的影响，为动态变化量，不适宜作为储层下限进行评估；真正稳定的束缚水膜厚度应约为1.6 nm，在一定的温度和压力及溶解烃浓度下，现今测得的储层物性下限一定可以降低。地层水的气化引起的盐析作用会降低油气藏的渗透率，增大油水界面压力，在开采过程中要注意气态地层水的变化。

摘要:应用层序地层学的原理和方法，综合运用地震、测井与钻井资料，对陆家堡凹陷西部地区九佛堂组层序和体系域边界进行了研究，并探讨了层序发育与沉积序列关系及其分布特征。结果表明，研究区九佛堂组可划分为1个三级层序和3个体系域。低位体系域由3个准层序组构成，自下而上沉积水体加深；湖侵体系域可细分为4个准层 序组，总体表现为退积式和加积式叠置样式；高位体系域可划分为4个向上砂地比增大的进积准层序组。研究区在3个体系域沉积时期的地层厚度变化不同，在低位体系域沉积时期主要沉积中心位于包日温都断裂带北部，之后向西南迁移至包日温都断裂带中段与五十家子庙洼陷南部交界处。

摘要:为了提高油藏开发效果，根据大路沟二区油藏的渗流特征，采用岩性物性方法划分了流动单元，并且用判别分析法、微观渗流实验法、生产动态法、井间示踪剂法、数值模拟法进行了合理性验证。研究区共分为A，B，C和D共4类流动单元，不同流动单元分布的相位不同，具有不同物性和微观渗流特征。综合验证结果表明，研究区的产能特征、储层吸水状况及见水见效特征和剩余油分布规律，与各流动单元的物性特征对应较好，表明所划分的流动单元是合理的。B类和C类流动单元及几类流动单元结合的区域为剩余油富集区，应作为调整挖潜的重点；可以根据流动单元的水驱优先顺序组合，决定注水调配原则。

摘要:针对济阳坳陷埕北地区变质岩油藏有效储层识别和储层参数解释中的难点，在变质岩储层特征研究的基础上，利用补偿中子—自然伽马交会图与暗色矿物含量识别岩性的方法可有效区分煌斑岩类、花岗岩类和闪长岩类。通过FMI测井和裂缝指示曲线对储层裂缝进行识别。采用核磁共振分析孔隙度、FMI分析缝洞孔隙度与声波 时差计算有效孔隙度、三孔隙度法计算缝洞孔隙度交互验证完成储层孔隙度解释，两者平均绝对误差为±1%左右。采用体积分配法和核磁共振测井饱和度解释，确定了储层含油饱和度。在储层四性关系研究基础上，制定了太古界有效储层识别标准，太古界主要含油岩性为片麻岩，含油性标准定为荧光以上（含荧光），有油气显示井段电阻率一般小于2 000 Ω?m，孔隙度一般大于3%，测试出油气井段全烃含量与无油气显示层全烃含量相对比值一般大于等于2。该方法在胜利油区太古界变质岩油藏储量计算中得到应用，实现了埕北地区和王庄地区变质岩油藏有效储层识别与储层参数计算，取得了较好效果。

摘要:地震多属性反演的目的是为储层预测提供丰富的基础资料。在实现方法上主要有线性方法和非线性方法，地震多属性非线性反演方法多采用神经网络、支持向量机等工具进行映射，其反演预测结果比线性方法更符合实际地质情况。将自然电位曲线作为地震多属性非线性反演的目标，首先，通过线性回归的方法，寻找用于反演自然 电位曲线的最优地震属性组合；然后，选用多层前馈神经网络，进行地震多属性非线性反演，得到了三维自然电位数据体；最后，利用自然电位数据体沿层切片，清晰地展示了东营三角洲沙三段中亚段砂体的前积过程。

摘要:叠前地震反演能够提供更加丰富的地球物理信息，但影响其反演精度的因素较多。设计了包含不同速度特征的地质模型，再对基于地质模型提取的地震模型数据体进行反演，将反演结果与理论值进行误差对比，分析了初始约束模型、信噪比、反演子波选取、反射系数计算公式选择对叠前地震反演精度的影响。结果显示，精度高的初始约束模型反演结果好于精度低的初始约束模型；信噪比大的地震数据体的反演结果优于信噪比小的地震数据体；选取的反演子波与地震数据主频的匹配程度越近似，反演精度越高；可以选取适用条件相对较合理的Zeoppritz方程作为反射系数计算公式。地质模型数据与实际资料反演结果对比表明，构建与实际地质模型弹性属性接近的反演初始参数模型，对采集数据进行滤波去噪和修饰处理提高地震资料信噪比，通过测井和地震资料提取主频与地震数据相匹配的反演子波以及反射系数计算公式等参数的合理选择有利于提高叠前地震反演精度。

摘要:疏水缔合聚合物溶液流变性能与剪切方式密切相关。采用吴茵搅拌器和近井地带剪切模拟装置，分别对质量浓度为1 750 mg/L的疏水缔合聚合物AP-P4溶液进行剪切，获得了相近的表观粘度，但其粘弹性和非牛顿性均不同。对比剪切前后的疏水缔合聚合物溶液发现，近井地带剪切模拟装置的剪切未改变溶液粘弹性和非牛顿性的“质”，仅仅改变了其粘弹性和非牛顿性的“量”；吴茵搅拌器剪切不仅改变了溶液的粘弹性和非牛顿性的“量”，而且改变了溶液粘弹性和非牛顿性的“质”。同时，采用不同剪切方式获得的溶液，其相对分子质量及其分布、构建阻力系数和残余阻力系数、增油降水能力均不同。因此，采用吴茵搅拌器，模拟驱油聚合物在近井地带的剪切是不符合油藏实际情况的，该方法仅能够获得与预期表观粘度相近的溶液，但是却无法同步模拟溶液的其他流变性能；采用近井地带剪切模拟装置剪切更符合矿场实际。

摘要:稠油广泛蕴藏于加拿大、委内瑞拉、中国等国家，出砂冷采作为一种有效的稠油冷采技术，主要通过形成泡沫油而获得高产油流，因此，加强泡沫油的相关研究对该类油藏的开发至关重要。调研了中外关于出砂冷采稠油油藏泡沫油的研究现状及最新进展，从分析泡沫油油藏非常规特征入手，系统介绍了泡沫油的定义及性质，详细说明了泡沫油非常规高压物性及压力衰竭实验方法及研究内容，总结了泡沫油孔隙网络模拟及宏观数值模拟方面的研究进展。加强泡沫油流的理论研究，明确岩石流体特征、操作条件等对泡沫油流的影响，探索泡沫油油藏开发后期有效的接替技术是今后的研究重点和方向。

摘要:基于广义达西定律，考虑启动压力梯度影响，建立了渗透率各向异性低渗透油水两相渗流模型，并基于虚位移原理开发了有限元程序，以大庆油区苏仁诺尔油田苏301断块矩形五点线性注采井网为例，分析了启动压力梯度对低渗透油藏微观渗流和宏观开发动态的影响。结果表明：受启动压力梯度的影响，低渗透油藏内渗流速度变化存在显著的延迟效应，渗流速度呈阶梯状变化；启动压力梯度越小，油井初期产油量越高，但后期含水率上升速度越快，油井后期产油量降低幅度越显著；启动压力梯度越大，油藏采出程度越低，且随着生产时间增长，对采出程度影响越显著。

摘要:针对河南油田某区块稠油粘度大、油层厚度薄、蒸汽吞吐后期汽窜超覆现象严重，急需转变热采开发方式，利用室内物理模拟实验和数值模拟方法，进行了氮气泡沫调驱的适应性研究。实验结果表明，发泡剂静态性能综合评价指数有利于发泡剂的统一筛选；在蒸汽和发泡剂基本注入参数相同的条件下，热泡沫（蒸汽伴随）的发泡剂利用率较高，单位质量发泡剂产油量比冷泡沫（蒸汽不伴随）高24.4%；多层合注合采时各层启动压差受泡沫注入方式和渗透率级差的双重影响，冷泡沫注入时各级启动压差随渗透率级差呈线性增长，热泡沫注入时则呈对数式增长；此外，不同渗透率层对采出程度贡献度差异较大，泡沫对中、低渗透层动用率相近。在实验基础上，利用数值模拟得到的氮气泡沫调驱最优方案为：采用氮气泡沫段塞式注入，在蒸汽注入速度为4.5 t（/ d?m），发泡剂质量分数为0.5%的条件下，泡沫段塞最佳注入量为0.01倍孔隙体积，最佳地面气汽比为20∶1，最佳采注比为1.3∶1，最佳泡沫段塞停注时间为90 d。

摘要:含有动边界条件的低渗透油藏非达西不稳定渗流模型是强非线性的，难以求出精确解析解，因此，将非达西渗流存在启动压力梯度的特征体现在模型的连续性方程中，建立了能反映动边界移动特征的低渗透油藏非达西不稳定渗流数学模型，但该模型并不含动边界条件，以便进行数值计算；采用Douglas-Jones预估校正法求得模型瞬时压力的数值解，并通过不动点迭代法验证了所求数值解的精确性。结果表明：低渗透油藏非达西不稳定渗流模型的井底瞬时压力曲线不同于经典达西渗流模型，其曲线存在拐点，在拐点之前，动边界还未到达定压外边界，此时主要依靠液体及岩石的弹性膨胀挤出原油；在拐点之后，动边界已传播到定压外边界，定压外边界的能量也已补充进来。

摘要:为研究聚合物溶液运移过程中老化作用对油田采收率的影响，设计了聚合物溶液的动态老化实验，通过不同体积比的聚合物溶液混合过程模拟新老聚合物溶液混合下的动态老化过程。实验结果表明，混合后聚合物溶液的粘度约等于混合前各自溶液粘度以质量为权值的加权和，与实测粘度的最大差值不超过1.0 mPa?s；聚合物溶液的混合老化过程与以往的静态老化过程类似，因此传统的静态老化过程可以用于近似聚合物溶液运移过程中的动态老化过程。通过数据分析，提出了混合后聚合物溶液粘度的估算方法。在此基础上，提出了相应的数值模拟思路。计算结果表明，聚合物溶液的老化作用对油田采收率影响较大，在数值模拟中需要考虑老化作用对油田采收率的影响。在油田的实际开发过程中，需要对聚合物溶液的热稳定性进行定量评估。

摘要:深层水敏性稠油油藏衰竭式开发效果较差，选择适用于该类油藏地质开发特点的开发方式，进一步提高区块采收率，是目前亟待解决的技术难题。从油藏实际出发，基于室内注水伤害、添加稳定剂注水和注气膨胀等物理评价实验，通过油藏数值模拟手段，开展了对衰竭式、注水、注天然气和氮气吞吐、吞吐转驱和注气驱等开发方式的优化计算和可行性论证。研究结果表明，注水开发会导致储层渗透率大幅降低，添加防膨稳定剂可在一定程度上改善注水开发效果，比注水开发提高采出程度4.23%，但与注气驱方案相比提高采出程度幅度不大；注气方案中，注天然气吞吐转驱效果最佳，比衰竭式开发增产原油9.82×104 m3，提高采出程度19.6%，具有较好的经济效益，可作为深层水敏性稠油油藏的有效开发方式。

摘要:利用水驱特征曲线法和递减法等动态方法测算可采储量时，存在时间滞后性，难以及时反映调整井所增加的可采储量。过利用油井单井生产动态指标，应用油藏工程和数理统计等方法，从理论和矿场2方面对单井可采储 量进行研究。结果表明：初始产油量和递减率是影响单井可采储量的主要因素，并根据影响程度确定递减率的主 控因素为油藏类型、单井控制储量、初始含水率、单井产液量以及产液量随含水率变化的程度等，构建主控因素与递减率的相互关系，从而建立了19种单井可采储量预测模型。这些模型涵盖了水驱、稠油热采等开发方式，中高渗透、低渗透等油藏类型，直井和水平井2种井型。应用实例表明，根据新钻井的初始产油量等生产动态指标，能快速、简便地预测单井增加可采储量。

摘要:针对局部底水脊进造成的水平井出水问题，建立了底水油藏水平井开采三维物理模拟系统，研究了底水脊进位置和发展特征，考虑了井筒压降、井眼轨迹和储层非均质性等因素的影响。结果表明，井筒压降使底水在水平井跟端脊进，导致见水时间明显提前，对水脊形成与发展有重要影响；井眼轨迹变化与储层非均质性是底水脊进的敏感因素，与井筒压降共同作用决定了底水脊进位置，存在下凹型井段时，底水易在下凹型井段处脊进；下凹型井段靠近水平井跟端，底水在跟端处脊进，波及范围小；下凹型井段远离跟端促使形成多处水脊，扩大底水波及范围。在非均质性模型中，高渗透区底水易形成水脊，而跟端位于低渗透区时，能促使水脊沿水平方向发展；水脊发展速 度影响见水后开发动态，下凹型井段位于跟端会加快水脊发展，见水时间最早，含水率上升速度最快；下凹型井段远离跟端能减缓水脊发展速度；非均质性会加快水脊发展速度，而将跟端布置在低渗透区能在一定程度推迟见水时间，降低含水率上升速度。

摘要:低渗透储层往往通过水力压裂提高单井产能，垂直压裂井产能的评价对低渗透油田开发尤为重要。基于低速非线性渗流新模型，建立了低渗透无限导流能力和有限导流能力垂直压裂井产能公式，并与基于达西模型和拟启动压力梯度模型的垂直压裂井产能模型进行了对比分析。结果表明：3个模型所预测的产能仅在驱替压差非常小时有区别，其中达西模型预测的产能最高，低速非线性渗流新模型次之，拟启动压力梯度模型最小；随着驱替压力的增大，3个模型预测的产能几乎一样。为了便于工程应用，用等效直井产能表示有限导流能力裂缝的产能，结果表明，等效直井井径随无因次裂缝导流能力的增大而增大，随无因次泄油半径的增大而减小。

摘要:以苏丹块状底水油藏H油田为原型，运用数值模拟方法建立了正韵律、反韵律、复合正韵律和复合反韵律底 水油藏的数值模型，研究了不同夹层半径、厚度及分布条件下各种韵律油藏的开发效果，并提出了相应的开发技术对策。结果表明，对不同韵律底水油藏，含夹层油藏的开发效果均得到不同程度的改善，控水效果随着夹层半径的增大而变好；夹层厚度对开发效果影响不大，低含水期正韵律底水油藏和中高含水期反韵律底水油藏控水效果相对较好；夹层分布在距离油水界面较近或存在多夹层情况下开发效果好；剩余油主要分布在夹层之间和夹层下部。不同韵律底水油藏的开发策略主要为充分利用隔夹层优化射孔，结合垂向与水平渗透率之比控制采油速度和适时实施人工夹层等减缓底水锥进速度。H 油田开发实践表明，充分利用隔夹层优化射孔并部署加密水平井能取得较好的开发效果。

摘要:苏北盆地金湖凹陷西部斜坡带发育1套储油能力较好的湖相碳酸盐岩储层，受不均匀溶蚀作用的影响，其平 面非均质性强，局部地区孔隙度较大，但连通性差，储层渗透率低。湖相碳酸盐岩油藏油井的生产特征与砂岩油藏油井的生产特征完全不同，表现为自然产能低，实施酸化措施后产量提高幅度大；不同位置的油井产油量差异大；投产初期含水率高；油井产油量递减存在常规递减和突变递减2种形式。通过对研究区试油试采和生产动态资料的分析，在深入研究产能影响因素的基础上，确定储层总有效厚度和单井储层有效渗流半径是影响湖相碳酸盐岩油藏油井产油量的2个主要因素，进而明确研究区投产储层的筛选条件。根据湖相碳酸盐岩油藏的特征，提出了多次酸化、压裂、侧钻井、水平井和多分支水平井等开发技术对策。

摘要:利用分子模拟技术与岩心流动装置相结合的优势，研究了相对渗透率调节剂的控水机理。为了从分子层面考察相对渗透率调节剂调节油水渗流的原理，构建了油水混相通过负载于二氧化硅表面的相对渗透率调节剂的动态模型。结果显示，聚合物分子在水相中呈舒展状态，而在油相中呈收缩状态，油相压缩相对渗透率调节剂膜；模拟计算油水混相通过相对渗透率调节剂的扩散系数比为4.2，与岩心驱替实验结果一致，两者结合验证了合成的相对渗透率调节剂达到了分子结构设计的要求，具有相对渗透率调节能力。相对渗透率调节剂控水机理是：相对渗透率调节剂遇水膨胀后，水相以渗流方式通过相对渗透率调节剂时，由于水与相对渗透率调节剂分子链的极性部分相互作用，通过速率较慢；由于油水两相具有界面，油相对吸水后的相对渗透率调节剂弹性膜施加压力，形成油相通道，使油相快速通过。

摘要:考虑钻井液渗滤造成井壁岩石孔隙压力变化和钻井液与地层岩石温差产生的附加应力和应变，推导了孔隙 度与孔隙压力和温差的理论关系，建立了考虑孔隙压力、温差及孔隙度变化的深井安全钻井液密度窗口计算模 型。应用模型计算结果表明：①深井钻井井壁岩石与钻井液温差一定时，随着钻井液渗滤作用的增强，井壁岩石孔隙压力增加，导致坍塌压力增大，破裂压力减小，安全钻井液密度窗口变小，不利于安全钻井。②当井壁岩石孔隙压力一定时，若钻井液使井壁岩石降温，则随着温差的增加，坍塌压力减小，破裂压力增加，安全钻井液密度窗口范围变大，有利于安全钻井；若钻井液使井壁岩石升温，则随着温差的增大，坍塌压力增大，破裂压力减小，安全钻井液密度窗口变小，不利于安全钻井。