摘要:油藏的各种属性是成藏动力学环境的体现，具有明确的单一或多重动力学含义。通过分析油柱高度、油藏压力、含油饱和度、油藏类型等油藏属性与不同动力形式的关系，明确了不同油藏属性与成藏动力的内在联系。结果表明：油柱高度、油藏压力与不同的动力形式及聚集过程有关；含油饱和度也与动力形式密切相关，是不同动力学形式的统一反映；油藏类型可随成藏动力而发生变化，表现出不同于圈闭类型的存在样式。不同油藏属性的量化特征可以准确反映成藏动力的类型和量化特征。油藏属性的变化形式在盆地中与不同的区带和油藏类型的演变形式具有明显的关联性，从宏观上反映了盆地成藏动力系统的特征和演变。以不同类型油藏属性及其演变为基 础，对成藏动力、油藏属性及成藏机制的深入分析，形成了基于盆地成藏动力学环境及圈闭类型分布特征的油藏预测模式。

摘要:北非经历了泛非期基底形成、早古生代稳定陆块演化、晚古生代抬升剥蚀、中生代裂陷和新生代反转隆升的多期盆地演化过程，形成了多个叠合盆地。与以往叠合盆地中往往形成叠加的含油气系统不同，北非古生代和中、新生代2大含油气系统互不叠置，分别分布于北非西部和中、东部盆地。系统分析了2大含油气系统的油气地质特征以及盆地演化对其互不叠置分布的控制作用，并提出了勘探潜力目标。西部盆地古生代含油气系统志留系阿卡库斯组泥岩和三叠系巨厚蒸发盐岩盖层之下、古隆起内及不整合面附近的圈闭以及中、东部盆地中、新生代含油气系统的地堑和地垒附近形成的断层和岩性圈闭及深部白垩系储集砂体为研究区的主要勘探潜力目标。

摘要:含油气盆地中地层流体的活动对油气的生成、运移、聚集和散失均具有重要的控制作用，因此地层流体演化与油气成藏过程密切相关。在分析东营凹陷牛庄洼陷地层流体分布特征的基础上，以盆地流体动力学为指导，首先通过流体包裹体的岩相学观察，划分出3种与流体活动相关的包裹体类型；进而通过包裹体均一温度和盐度测 试，结合牛庄洼陷埋藏热演化史，明确了牛庄洼陷地层流体活动主要分为3个期次：东营组沉积末期、馆陶组沉积时期和明化镇组沉积时期—第四纪；在此基础上，利用包裹体盐度测试资料，恢复了3个期次的古流体矿化度，并利用流体包裹体甲烷含量计算法恢复了地层流体主要活动时期的古流体压力。牛庄洼陷沙三段古流体矿化度具有在东营组沉积末期明显增大，至馆陶组沉积中期显著减小的特点；古流体压力在东营组沉积末期显著减小，至馆陶组沉积时期明显增大。最终结合研究区的油气成藏过程，建立了地层流体活动与油气成藏的动态作用模式。

摘要:克拉玛依油田经过半个世纪注水开发，已进入开发后期，提高采收率的关键是明确剩余油的分布规律。在对研究区克拉玛依组沉积相研究的基础上，分析了不同类型剖面结构代表的基准面变化规律，将该组的短期基准面旋回划分为2大类12个小类。短期基准面旋回的规律性变化是受中期基准面变化控制的，克拉玛依组可划分为3个中期基准面旋回和14个短期基准面旋回，在此基础上建立了研究区的等时地层格架。在等时地层格架内，短期基准面旋回内剩余油分布规律不同；高可容纳空间的储层，等时性较强，层内非均质性弱，剩余油主要分布在储层厚度薄、面积小、未动用或水洗程度差的区域；低可容纳空间的储层，等时性较差，往往是不同期储层的叠置，层内非均质性强，剩余油呈透镜状分布，且主要分布在渗透性相对较差的区域。

摘要:通过物性分析、铸体薄片、X衍射及扫描电镜等测试方法，对北部湾盆地福山凹陷花场—白莲地区流沙港组的岩石学特征、成岩作用和储层物性等影响因素进行分析。结果表明，研究区储层岩石类型以长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，孔隙类型以溶蚀孔隙为主，属中孔、低渗透储层；主要成岩作用类型有压实作用、石英次生加大、自生粘土矿物胶结作用和溶蚀作用等，其中压实作用是造成研究区砂岩原生孔隙大量丧失的主要原因，而溶蚀作用产生的次生孔隙则使储层物性得以改善；研究区储层原始孔隙度中等，后期成岩作用改造强烈，目前处于晚成岩阶段A期。通过综合构造、沉积和成岩作用等分析认为，花场—白莲地区流沙港组的有利储层主要为辫状河三角洲前缘相对较高部位的砂体。

摘要:太古宇变质岩内幕油藏的发现是辽河坳陷基岩勘探的重大突破，改变了以往只有变质岩风化壳才能形成油气成藏的认识，丰富了辽河坳陷基岩油气成藏理论，是今后重要的勘探目标。但随着勘探的不断深入，明确太古宇变质岩内幕油藏的成藏特征显得越来越重要。为此，从典型的太古宇变质岩内幕油藏入手，首先对其原油性质进 行分析，然后对兴古7、沈311和赵古1等油藏进行剖析，最后总结出成藏特征。辽河坳陷太古宇变质岩内幕油藏的原油性质整体较好，属于轻质原油；其成藏特征为油源充足、裂缝型储层与隔层交互分布、具有多类型输导体系和良好的侧向封挡条件。其中，油源充足是成藏的基础，控制了油气的富集程度；裂缝型储层与隔层交互分布是成藏的关键；多类型输导体系和良好的侧向封挡条件是成藏的保障。

摘要:东营凹陷南坡东段丁家屋子与八面河构造带之间的鞍部，新发现了王146区块沙四段油气藏。该油气藏埋深为1 462.9～1 748.5 m，但原油物性表现为高密度、高粘度和低凝固点的特征，为典型的深层稠油油藏，对其油气运移及聚集规律仍不清楚，缺乏对深层稠油油气藏形成机理的研究。基于单井原油物性资料及其标志性化合物特征分析，明确了研究区油气主要来自于沙四段烃源岩，油气自生油洼陷向外运移过程中即开始发生降解作用；依据原油降解程度的差异，进一步明确研究区存在2条油气优势运移路径，一条主要沿丁家屋子构造带走向运移，另一条主要沿八面河构造带走向运移。其中油气沿丁家屋子构造带走向运移过程中的降解作用最为强烈，从而导致王146区块深层稠油油气藏的形成，因此沿着油气优势运移路径区域仍具有广阔的勘探前景。

摘要:针对古城油田泌123和泌124区块核三段Ⅳ砂组聚合物窜流严重，注采结构调整难度大的特点，基于岩心、测井、粒度等资料识别沉积相标志，对其沉积微相进行精细研究。研究区核三段Ⅳ砂组为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、水下分流间湾、前缘席状砂、河口坝、远砂坝、河道侧翼和浅湖7种沉积微相。在湖平面上升时期物源供给充足，水下分流河道砂体在研究区分布范围明显减小，三角洲前缘中心部位发育叠置的主河道砂体组合、水下分流河道—河道侧翼砂体组合，向湖方向逐渐变为叠置的河口坝—远砂坝砂体组合；在三角洲前缘末端，沉积微相垂向上主要表现为水下分流河道—河口坝—前缘席状砂微相的正韵律构成的退积序列。水下分流河道、河口坝和河道侧翼微相砂体储层物性较好，前缘席状砂和远砂坝微相砂体厚度较小，储层物性较差，水下分流间湾和浅湖微相砂体不发育。

摘要:裂缝三维地质建模通常包括裂缝强度建模、离散裂缝网络建模和裂缝属性建模3个主要步骤，在这3个步骤中面临着如何将裂缝信息和成果归一化以及如何三维量化描述裂缝开度和渗透率属性参数等诸多难点。对上述问题进行了初步探讨，并总结出具体的解决方法。首先，利用成像测井或常规测井裂缝解释的数据作为基本数据点，以动态分析及地震检测等资料为约束条件，选用合适的地质统计学方法建立裂缝强度模型；其次，综合利用岩心、测井及动态监测等研究成果，建立离散裂缝网络模型；最后，运用岩心裂缝分析和经验公式相结合的方式获得初步的裂缝属性模型，并根据试井分析等方法获得的裂缝渗透率等参数进行调整，得到最终的裂缝属性模型。运用上述方法结合国际主流的裂缝研究与建模软件，可定量描述裂缝的三维分布，为油藏数值模拟及油藏研究提供更好的支持。

摘要:蒙古国宗巴音凹陷总体勘探程度及认识程度较低。应用三维地震资料及钻井资料，对宗巴音凹陷三维区下白垩统沉积相特征及分布规律进行了深入研究。结果表明，宗巴音凹陷下白垩统经历了断陷和拗陷2个完整的演化阶段。受区域构造背景影响，研究区查二段、下宗巴音组上段及上宗巴音组主要发育辫状河三角洲沉积，下宗巴音组下段及中段主要发育半深湖—深湖沉积。总体来看，研究区湖盆水体经历了由浅—深—浅的变化过程，相应形成了辫状河三角洲前缘和滨浅湖、半深湖—深湖、辫状河三角洲前缘以及滨浅湖的相序组合，物源主要为西部的宗巴音低凸起。辫状河三角洲前缘亚相为该区有利沉积相带；宗巴音构造及宗巴音东构造为有利的勘探区带。

摘要:综合利用录井、测井、古生物及相关分析化验资料，并重点通过连续取心井的岩心观察，提出了沾化凹陷馆上段不仅发育河流相，还发育湖相沉积砂体的观点。研究区馆上段在沉积早期发育辫状河、曲流河等河流相沉积体系，在沉积中晚期发育浅水三角洲—浅水湖泊、滨浅湖滩坝和浅水振荡湖泊沉积体系。将湖相沉积理论及沉积模式应用于与油田生产密切相关的小层对比、寻找剩余油和油气勘探中，使小层对比更具科学性，同时拓展了勘探领域，研究区Ng1+2砂层组滩坝砂体和水道砂坝与砂坪砂体是较好的勘探目标。

摘要:叙利亚戈贝贝油田为已开发36 a的老油田，2004年之前其钻井成功率和油井产量均很低，主要原因是储层断裂体系分布规律及油藏地质特征不明确，而储层断裂体系识别是目前困扰石油开发的世界性难题之一。将基于蚂蚁算法的断裂自动识别技术应用于戈贝贝油田，对断裂体系进行识别，结果表明，研究区的断裂带主要呈东西和南北走向，发育3个彼此不连通且相对独立的断裂连通体系；其油气分布及生产井产能主要受断裂体系控制，高产井和中产井一般位于断裂带及其附近，且在断裂带中生产井段越长，其产量越高。低产井特别是干井一般位于远离断裂带的区域。通过准确描述研究区的断裂带发育特征，新钻水平井成功率大幅提高，达95%，产油量由800 m3/d提高至2 350 m3/d。

摘要:利用叠后地震反演进行油气检测存在一定的局限性，因此提出了利用叠前地震反演预测民丰地区沙四段盐下砂砾岩体的含油气性。首先，通过岩石地球物理特征分析，求取目的层段的密度、纵波速度、横波速度和泊松比等参数；然后，通过正演模拟分析气层在叠前地震道集上的响应特征；最终，根据交会分析技术，对比了截距—梯度、速度—密度、拉梅常数—剪切模量和速度—泊松比等参数对油气检测的适用性，优选对研究区储层含油气性比较敏感的拉梅常数和泊松比作为反演参数。通过叠前地震反演，分析了敏感参数对气层的判识程度。应用结果表明，通过对叠前地震反演提取的拉梅常数和剪切模量2组参数进行交会解释，气层反射特征与丰深1井砂砾岩体实钻结果吻合较好，预测有利含气面积为109 km2，天然气资源量为290×108 m3。

摘要:针对双河油田维护作业后水锁引起油井大幅减产的问题，通过室内实验研制出一种新型防水锁处理剂，其由质量分数为0.5%的SATRO、质量分数为0.05%的烷基磺酸钠和质量分数为0.03%的FX-02组成，并对该防水锁处理剂进行了配方筛选以及性能评价。结果表明，该新型防水锁处理剂能够有效降低油水间界面张力，使得油水界面张力达到超低（10-3 mN/m），同时具有良好的破乳性能，3 h内破乳率达90%以上。室内岩心物理模拟实验结果表明，当防水锁处理剂注入量为10倍孔隙体积，温度为70 ℃，驱替压力为0.3 MPa，反应时间达到8 h时，岩心渗透率保留率达85%以上，能够有效预防乳化堵塞和水锁效应对地层渗透率的伤害。现场已推广应用该防水锁处理剂12井次，有效率为100%。

摘要:针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏试注阶段出现见效井组少、有效期短和含水率上升快等问题，在系统分析前期现场注水试验并结合室内研究成果的基础上，提出了碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式，即保压、多阶段、立体注水开发。保压开发是指保持地层压力开发，减缓由于能量衰减而造成的递减或抑制底水锥进；多阶段开发是指在不同注水开发阶段，采用不同的注水方式、注采参数及配套技术进行开发，注水受效前适当大排量试注验证连通性并建立注采关系，受效后至效果变差前期采用温和注水，后期则适当提高排量周期注水，并考虑换向注水及注水调剖；立体注水开发是指根据缝洞发育规律、剩余油分布以及连通状况，建立立体开发的注采井网，实行双向或多向注水、分段注水、低注高采、缝注洞采等注水开发方式及配套技术进行开发。

摘要:从中外不同类型的致密油藏的定义和标准中总结出其特点，统计分析了国外致密油的资源量及分布状况。选取开发规模较大或开发技术成熟的致密油区为研究对象，从地质特征、开发历程及现状、技术发展状况、开发成本、开发效果及规律等多个角度进行分析，提升并总结出不同地质条件下的主要开发技术及其政策、单井初期产油量、递减率和成本等关键指标的变化规律。综合分析了中国石化致密油藏的地质特点和开发状况，得到以下认识：地质认识是致密油藏有效开发的基础，开发配套技术是致密油藏有效开发的保障，开发基础研究是致密油藏有效开发的关键，低成本战略是致密油藏有效开发的核心。

摘要:孤东油田小油砂体为曲流河沉积，具有面积小、储层物性差、分布零散等特点，开发上具有注采对应率、地层压力、储量动用程度和采收率均较低的特点。为改善开发效果，应用了相变对比模式、河道砂体追踪描述、正演模型等技术精细刻画了小油砂体储层内部结构及展布规律；利用数值模拟技术对2类小油砂体6种开采方式的不同厚度储层进行了累积产油量经济界限评价，优化其开采方式，制定了与地质特点相适应的活性水吞吐、注采井网完善和不稳定注水等开发调整技术；研究了小油砂体、小钻机、小井眼和新工艺的“三小一新”配套钻采技术。通过相应技术实施，孤东油田小油砂体储量动用率提高59.1%，采收率提高14.8%。

摘要:油水界面深度的准确确定对油藏原始储量计算、早期开发方案制定具有重大意义。非均质性较强的碳酸盐岩油藏确定油水界面尤其困难，毛管压力资料能提供很多信息，可用来研究油水界面。利用Interactive Petrophysics软件，结合中东某复合型碳酸盐岩油田第1口早期开发井(X井)的8条压汞毛管压力资料，运用多种非线性方程方法，回归拟合流体饱和度与毛管压力的函数关系，对比组合出最佳函数；再结合常规测井解释结果，拟合最佳自由水面的深度；利用自由水面与油水界面的关系，确定油水界面的深度。根据邻近探井测试的油水资料，预测X井的油水界面深度为3 043.9 m。预测X井附近X1井的油水界面深度为3 008.7 m，与岩心照片显示相吻合，证实了此方法的有效性和实用性，可作为确定油水界面方法的有益补充。

摘要:特低渗透多层油藏在注水开发时由于各储层物性和流体特征存在差异，会引起各储层注水推进速度不同。利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型，推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式，分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油粘度对注水推进速度的影响。并针对注采井距的影响，首次提出了无因次水驱前缘的概念。研究结果表明，渗透率级差越大，渗透率相对较小储层的水驱前缘推进越慢；随着注采压差的增大，渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐增大，但增幅逐渐变缓；随着注采井距的增大，渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快，但无因次水驱前缘却逐渐变小；随着地层原油粘度的降低，渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快，且增幅逐渐变大。

摘要:中国陆上高含水和低渗透油田的勘探开发现状为二氧化碳驱提高采收率技术的应用提供了广阔的空间，二氧化碳驱数值模拟正是此项技术的关键手段，对二氧化碳驱数学模型进行分析、分类描述并研究其发展前景十分必要。在广泛调研中外文献的基础上，通过分析各种模型如何考虑相和组分，将二氧化碳驱数学模型分为基于黑油模型的二氧化碳驱替模型、传输—扩散模型、近组分模型、全组分模型（闪蒸计算模型）以及新型组分模型等5大类并分别进行描述。通过对比5类模型的特点，揭示了其优缺点，得到的认识是：基于简化全组分模型的新型组分模型，既能够较为清楚地描述实际现象、较为周全地考虑实际条件，又符合实际精度的要求，同时满足计算简便、运算速度快的应用要求。最后，提出了有关二氧化碳驱数学模型在地质表征、相态计算、流体拟组分划分及实用方法应用等提高模型精度方面的发展方向。

摘要:为了确定泡沫复合驱污水配注聚合物溶液粘度损失严重的主要原因，寻找保持粘度稳定的有效措施，分析了金属阳离子、溶解氧、硫化物、化学需氧量、硫酸盐还原菌和泡沫剂及破乳剂对聚合物溶液粘度损失的影响程度，确定了污水中的还原性物质是导致聚合物溶液粘度损失的主要因素。在此基础上，研究了埕东油田泡沫复合驱污水配注聚合物溶液粘度的稳定方法，提出了适宜高效的曝气生物氧化工艺技术。利用曝气氧化方法，将通过硫化细菌和硝酸盐还原菌这2类菌株联合生化处理的污水用于配制聚合物溶液，可使聚合物溶液的粘度达到35 mPa?s并趋于稳定。

摘要:通过CT扫描技术在线获得不同时刻岩心内流体饱和度的沿程分布信息，探索了低渗透岩心水驱油机理，并讨论了驱替速度（毛管数）、束缚水存在状况和非均质性对微观孔隙介质中流体渗流分布特征及微观驱油机理的影响。实验结果表明，当驱替速度较高时，含水饱和度增量沿程分布呈现对流式的直进形态，此时微观驱油机理以活塞式推进为主；当驱替速度较低时，毛管压力开始起作用，使含水饱和度增量沿程分布范围拓宽，在很小的注入孔隙体积倍数下出口端即会见水，此时微观驱油机理以卡断或爬行为主。另外，与无束缚水时相比，束缚水的存在使得含水饱和度增量沿程分布推进前缘变得更加平缓，这是因为预先存在于小孔隙中的水很容易被注入水补充聚集，在含水饱和度增量沿程分布推进前缘到达前有充足的时间形成稳定的隔断阻塞孔喉，因此束缚水的存在促进了卡断现象的发生。在强非均质性岩心中，含水饱和度增量沿程分布前缘的推进更加分散、均匀，这是因为孔隙介质的微观非均质性使得驱替产生的毛管阻力具有较大差异，使得指进和绕流成为主要的微观驱油机理。

摘要:“十一五”以来，河南油区投入开发的聚合物驱单元在注聚前均已进入特高含水期，在驱替过程中如何最大限度地提高对应油井的见效比例、见效厚度及增油倍数，是聚合物驱动态调整的难点。应用油藏工程、数值模拟、矿场试验等方法，研究了聚合物驱动态调整的政策界限，并针对聚合物驱的不同见效阶段、影响油井见效的因素等，探讨了改善聚合物驱效果的过程控制技术，包括合理配液配注、边水控制、注聚质量浓度差异调整、聚合物窜流控制、长期封堵高含水层评价动用以及聚合物驱适度提液技术。将这6项技术应用于双河油田北块H3Ⅳ1—3层系，取得显著效果，实际增油降水效果好于数值模拟预测，在注入孔隙体积倍数为0.56时，采收率提高了2.83%。

摘要:油藏储层的非均质性是影响油、水渗流规律及采收率的内在因素，注采参数是影响非均质油藏采收率的外在因素，可视化模拟驱替实验是确定非均质油藏合理注采参数的有效手段。利用可视化动态仿真驱替实验装置进行水驱油的驱替实验，通过设计7套采用不同的注采参数的实验方案，研究非均质油藏的物性差异、井网形式以及注采参数对水驱程度的影响。研究结果表明，对于非均质油藏，注水开发初期，渗流阻力主要为油对水的阻力，驱替受储层非均质性影响不明显，随着驱替不断进行，孔隙喉道的阻力成为主要阻力，驱替越来越不均衡。对比不同实验方案，通过优化调整非均质油藏的井网形式和注采参数，可以实现最大程度的均衡驱替，改善水驱油藏开发效果，获得更高的采收率和经济效益。

摘要:清蜡剂中加入二硫化碳虽能提高清蜡效率，但会严重腐蚀金属设备。为此，研究了简单易行的测定清蜡剂中二硫化碳含量的方法。该方法是将油基清蜡剂中的二硫化碳用氮气吹出后，用吸收剂吸收，通过测定二硫化碳和吸收剂反应产物来确定清蜡剂中二硫化碳含量。为提高二硫化碳的吸收效率，设计了新型吸收装置，在此基础上 对比分析了不同二硫化碳吸收剂的效果。结果表明，用二乙胺-乙酸铜的乙醇溶液作为吸收剂，由于Cu2+过量时会对标准曲线产生干扰，从而影响二硫化碳含量的测定；氢氧化钾的甲醇溶液作吸收剂对二硫化碳的吸收速度比乙二胺的乙醇溶液快，吸收效率最高可达98.9%，且二硫化碳与氢氧化钾反应产物的吸光度在120 min内保持稳定。

摘要:非常规天然气是中国天然气的后备资源，提高非常规天然气的勘探开发效果具有重要的战略意义。增产改造技术是非常规天然气开采的关键技术，由于地质条件的复杂性和特殊性，增产改造技术相对落后，严重制约了中国非常规天然气开发的步伐。通过分析中外非常规天然气的勘探开发现状和增产改造技术研究进展，重点探讨了中国非常规天然气增产改造技术的发展历程：在页岩气增产改造技术方面，目前尚处于现场试验阶段，技术还不完善；煤层气增产改造已进行了一系列的研究与现场试验；致密砂岩气增产改造已经形成了较为完善的技术体系。通过分析中外非常规天然气增产改造技术研究现状与存在问题，提出了非常规天然气室内实验、低伤害压裂液技术、水平井分段压裂技术、深层致密气藏改造技术、煤层区块整体压裂改造排采技术和裂缝监测技术是今后攻关的主要方向。

摘要:在碳酸盐岩地层中，裂缝和溶洞较发育，若按照地层破裂压力确定钻井液安全密度窗口，极易引起井漏事故。根据漏失发生的不同机理，将漏失压力分为破裂漏失压力和自然漏失压力，并建立了这2种漏失压力的计算模型，据此预测了哈拉哈塘凹陷哈斜1井的漏失压力。利用破裂漏失压力计算模型，预测了哈斜1井新近系、白垩系 和二叠系井段的破裂漏失压力，最大误差为3.15%，能够满足钻井工程需要，可将其应用到哈拉哈塘凹陷开发井设计、施工中。利用自然漏失压力计算模型，预测了哈斜1井奥陶系漏失压力，结果与现场实际情况一致，说明该预测模型准确，在哈拉哈塘凹陷开发井设计中，可根据该模型预测奥陶系的自然漏失压力。