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:塔里木盆地的新构造运动强烈，对盆地的构造变形和油气成藏产生了重要的影响。从断层、褶皱及钻井诱导缝3方面分析研究区在新构造运动时期不同区块的最大主应力方向，进而预测盆地的应力场方向。塔北地区、柯坪断隆和塔西南地区主要受挤压应力作用，形成排状分布的断层及褶皱，向盆地方向断层及褶皱的形成时期逐渐变新，应力作用逐渐减弱；巴楚隆起和麦盖提斜坡的断层走向相近，呈排状分布；塔东南地区主要受走滑和挤压的共同作用，断裂与构造带平行分布；塔中地区以走滑、挤压作用为主，扭应力使该区发育较对称的褶皱，形成现今的构造形态。塔北地区、柯坪断隆和塔东南地区最大主应力方向主要为北西—北北西向，塔西南地区和巴楚隆起—麦盖提斜坡最大主应力方向为北东—南西向；而塔中地区最大主应力方向为北东东—北东向。从盆地新构造运动各时期发育的断裂、褶皱及主应力方向分布特点可以看出，其主应力方向在时间和空间上存在一定的继承性。预测塔里木盆地台盆区区域应力主要来自天山中西段及西昆仑山，呈“S”型分布，具有一定的压扭性。

摘要:塔里木盆地的新构造运动强烈，对盆地的构造变形和油气成藏产生了重要的影响。从断层、褶皱及钻井诱导 缝3方面分析研究区在新构造运动时期不同区块的最大主应力方向，进而预测盆地的应力场方向。塔北地区、柯坪 断隆和塔西南地区主要受挤压应力作用，形成排状分布的断层及褶皱，向盆地方向断层及褶皱的形成时期逐渐变 新，应力作用逐渐减弱；巴楚隆起和麦盖提斜坡的断层走向相近，呈排状分布；塔东南地区主要受走滑和挤压的共 同作用，断裂与构造带平行分布；塔中地区以走滑、挤压作用为主，扭应力使该区发育较对称的褶皱，形成现今的构 造形态。塔北地区、柯坪断隆和塔东南地区最大主应力方向主要为北西—北北西向，塔西南地区和巴楚隆起—麦 盖提斜坡最大主应力方向为北东—南西向；而塔中地区最大主应力方向为北东东—北东向。从盆地新构造运动各 时期发育的断裂、褶皱及主应力方向分布特点可以看出，其主应力方向在时间和空间上存在一定的继承性。预测 塔里木盆地台盆区区域应力主要来自天山中西段及西昆仑山，呈“S”型分布，具有一定的压扭性。

摘要:永安镇地区油藏丰富，断层不仅控制着构造带的形成，而且对油气的运聚成藏也起到非常关键的作用。在对大量地震及岩心资料研究的基础上，对主干断层的发育特征进行了分析；并结合断层活动速率及断层不同部位在不同地质时期封闭性的模糊综合评价，对主干断层不同部位的油气输导能力进行分析，明确研究区断层与油气成藏的关系。结果表明，永3断层东段和永41断层东段的活动时期与生、排烃期相匹配，但封闭性好，不利于油气的侧向输导；永3断层西段、永41断层西段及永67断层的活动持续时间长，与生、排烃期具有良好的匹配关系，且封闭性差，可以为油气的侧向运移提供运移通道，是研究区油气成藏的有利地区。主干断层的组合方式及其输导性和封闭性的差异使研究区油气藏的分布层位由南向北依次变浅，形成了阶梯状的油气成藏模式。

摘要:永安镇地区油藏丰富，断层不仅控制着构造带的形成，而且对油气的运聚成藏也起到非常关键的作用。在对 大量地震及岩心资料研究的基础上，对主干断层的发育特征进行了分析；并结合断层活动速率及断层不同部位在 不同地质时期封闭性的模糊综合评价，对主干断层不同部位的油气输导能力进行分析，明确研究区断层与油气成 藏的关系。结果表明，永3断层东段和永41断层东段的活动时期与生、排烃期相匹配，但封闭性好，不利于油气的 侧向输导；永3断层西段、永41断层西段及永67断层的活动持续时间长，与生、排烃期具有良好的匹配关系，且封闭 性差，可以为油气的侧向运移提供运移通道，是研究区油气成藏的有利地区。主干断层的组合方式及其输导性和 封闭性的差异使研究区油气藏的分布层位由南向北依次变浅，形成了阶梯状的油气成藏模式。

摘要:目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段，水淹严重，剩余油高度分散。为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素，在曲流河点坝内部构型分析的基础上，利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型；并运用数值模拟方法，采用正交试验与单因素实验相结合，对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究。结果表明，曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散，局部富集；剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域；侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响。正交试验结果表明，侧积层倾角越小，连通性越差，侧积间距越大，曲流河点坝型厚油层的开发效果越好。根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征，可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜。

摘要:目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段，水淹严重，剩余油高度分散。为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素，在曲流河点坝内部构型分析的基础上，利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型；并运用数值模拟方法，采用正交试验与单因素实验相结合，对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究。结果表明，曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散，局部富集；剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域；侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响。正交试验结果表明，侧积层倾角越小，连通性越差，侧积间距越大，曲流河点坝型厚油层的开发效果越好。根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征，可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜。

摘要:目前曲流河储层构型研究的关键及难点在于准确识别废弃河道及其分布。废弃河道研究的主要问题是废弃河道识别及其沉积时期划分具有不确定性。根据储层层次分析原理，结合曲流河沉积周期性变化的特征，以孤岛油田馆上段典型曲流河储层为例，依据废弃河道在单砂层沉积时期废弃的时间，将其划分为4种分布模式：主河道周边型、复合点砂坝内部型、紧贴曲流带凸岸型及孤立型。剖面上，对于1个砂层组而言，废弃河道的4种分布模式通常自下而上依次出现，代表了曲流河沉积体系的水进过程，与其正旋回的沉积特征相符。根据层次分析的精细程度，每个小层通常可细分为若干个单砂层，有时同一小层自下而上也会出现4种分布模式的废弃河道。

摘要:目前曲流河储层构型研究的关键及难点在于准确识别废弃河道及其分布。废弃河道研究的主要问题是废弃河道识别及其沉积时期划分具有不确定性。根据储层层次分析原理，结合曲流河沉积周期性变化的特征，以孤岛油田馆上段典型曲流河储层为例，依据废弃河道在单砂层沉积时期废弃的时间，将其划分为4种分布模式：主河道周边型、复合点砂坝内部型、紧贴曲流带凸岸型及孤立型。剖面上，对于1个砂层组而言，废弃河道的4种分布模式通常自下而上依次出现，代表了曲流河沉积体系的水进过程，与其正旋回的沉积特征相符。根据层次分析的精细程度，每个小层通常可细分为若干个单砂层，有时同一小层自下而上也会出现4种分布模式的废弃河道。

摘要:苏里格气田东二区北部盒8段气藏出水层位多且分散，气田的合理、有效开发难度大。在对储层砂体和水体纵横向对比的基础上，分析了研究区盒8段水体赋存类型及分布特征，并明确了其主控因素。研究区盒8段水体可划分出河道砂体局部边（底）水、河道底部低凹处滞留透镜体水、致密砂岩封隔的透镜体水、孤立砂体形成的透镜体水和致密层残留水5种赋存类型。剖面上，纵向水层多为单个的薄层，横向为孤立的水体或被致密砂岩封隔的水层；平面上，水体分布相对分散，无区域性大面积连片分布的水体。综合分析表明：河道砂体的展布是水体分布的基础；水体分布不受区域构造的控制，在局部独立的气水系统中受局部构造控制，水在构造低部位聚集；储层非均质性使得水体在储层中往往是孤立的，呈透镜状，横向上互不连通。

摘要:苏里格气田东二区北部盒8段气藏出水层位多且分散，气田的合理、有效开发难度大。在对储层砂体和水体纵横向对比的基础上，分析了研究区盒8段水体赋存类型及分布特征，并明确了其主控因素。研究区盒8段水体可划分出河道砂体局部边（底）水、河道底部低凹处滞留透镜体水、致密砂岩封隔的透镜体水、孤立砂体形成的透镜体水和致密层残留水5种赋存类型。剖面上，纵向水层多为单个的薄层，横向为孤立的水体或被致密砂岩封隔的水层；平面上，水体分布相对分散，无区域性大面积连片分布的水体。综合分析表明：河道砂体的展布是水体分布的基础；水体分布不受区域构造的控制，在局部独立的气水系统中受局部构造控制，水在构造低部位聚集；储层非均质性使得水体在储层中往往是孤立的，呈透镜状，横向上互不连通。

摘要:车西洼陷沙二段沉积时期广泛发育浅水三角洲—滨浅湖滩坝沉积，因沉积砂体的碎屑颗粒粒度是沉积环境中水动力条件和能量强度的响应，故在岩心观察及系统取样分析的基础上，对滩坝砂体沉积物粒度特征及其水动力学意义进行了深入研究。车西洼陷沙二段滩坝砂体主要存在低截点高斜一跳一悬式、高截点高斜一跳一悬式、两跳一悬式和滚动、跳跃加悬浮式4种粒度概率曲线及两峰型、三峰型、多峰型3种样式的粒级—标准偏差图。利用粒级—标准偏差方法对滩坝砂体的环境敏感粒度进行计算，结合粒度概率图进行分析，在研究区确定出了4类环境敏感粒度组分，分别反映了悬浮搬运、沿岸流、波浪和三角洲前缘水下分流河道流体作用下的4类水动力类型，且波浪和沿岸流是控制滩坝砂体形成和发育的主要水动力类型。在车西洼陷沙二段滩坝砂体沉积时期，水动力类型以波浪为主，其环境敏感粒度组分占粒度总体的60%以上，沿岸流作用强度较弱，其环境敏感粒度组分占粒度总体的比例一般小于20%。

摘要:车西洼陷沙二段沉积时期广泛发育浅水三角洲—滨浅湖滩坝沉积，因沉积砂体的碎屑颗粒粒度是沉积环境中水动力条件和能量强度的响应，故在岩心观察及系统取样分析的基础上，对滩坝砂体沉积物粒度特征及其水动力学意义进行了深入研究。车西洼陷沙二段滩坝砂体主要存在低截点高斜一跳一悬式、高截点高斜一跳一悬式、两跳一悬式和滚动、跳跃加悬浮式4种粒度概率曲线及两峰型、三峰型、多峰型3种样式的粒级—标准偏差图。利用粒级—标准偏差方法对滩坝砂体的环境敏感粒度进行计算，结合粒度概率图进行分析，在研究区确定出了4类环境敏感粒度组分，分别反映了悬浮搬运、沿岸流、波浪和三角洲前缘水下分流河道流体作用下的4类水动力类型，且波浪和沿岸流是控制滩坝砂体形成和发育的主要水动力类型。在车西洼陷沙二段滩坝砂体沉积时期，水动力类型以波浪为主，其环境敏感粒度组分占粒度总体的60%以上，沿岸流作用强度较弱，其环境敏感粒度组分占粒度总体的比例一般小于20%。

摘要:柴达木盆地狮子沟油田古近系蕴藏着丰富的油气资源，但多年来其深层油气勘探一直未取得突破，油气成藏期次的不明确阻碍了对其油气成藏过程的准确认识。通过对狮子沟油田古近系储层流体包裹体的镜下观察、荧光分析以及均一温度和盐度测试，对其古近系油气成藏期次进行研究表明，研究区古近系主要发生2期油气充注事件。结合埋藏史和热演化史分析可知，第1期油气充注发生于上新世中期，距今约12～10 Ma，捕获的流体包裹体以浅黄色、黄绿色液态烃和气液烃为主；第2期油气充注发生于上新世末期，距今约4～2 Ma，捕获的流体包裹体以黄绿色和绿色气液烃为主。此外，研究区油气藏还具有多期充注和持续充注的特征，但主要的油气充注时期均相对较晚，晚期形成的油气藏规模更大。

摘要:柴达木盆地狮子沟油田古近系蕴藏着丰富的油气资源，但多年来其深层油气勘探一直未取得突破，油气成藏期次的不明确阻碍了对其油气成藏过程的准确认识。通过对狮子沟油田古近系储层流体包裹体的镜下观察、荧光分析以及均一温度和盐度测试，对其古近系油气成藏期次进行研究表明，研究区古近系主要发生2期油气充注事件。结合埋藏史和热演化史分析可知，第1期油气充注发生于上新世中期，距今约12～10 Ma，捕获的流体包裹体以浅黄色、黄绿色液态烃和气液烃为主；第2期油气充注发生于上新世末期，距今约4～2 Ma，捕获的流体包裹体以黄绿色和绿色气液烃为主。此外，研究区油气藏还具有多期充注和持续充注的特征，但主要的油气充注时期均相对较晚，晚期形成的油气藏规模更大。

摘要:东濮凹陷北部深层存在明显的异常高压，欠压实作用和有机质热演化是主要的控制因素，相应地主要发育成岩高压和生烃高压2种类型的异常高压。成岩高压主要分布在深洼部位，其余分布在向深洼的过渡带；生烃高压分布范围广，除西部断阶带胡庆地区外，其他地区均有发育。异常高压对有机质热演化的抑制作用应具备4个条件，即压力达到门限压力、异常高压为早期成因、有机质类型较好和原始有机质丰度较高。东濮凹陷北部深层异常高压对有机质热演化具有抑制作用，尤其是早期形成的异常高压，抑制作用更为明显。通过门限压力、异常高压发育状况以及异常高压形成时期的综合分析，认为东濮凹陷北部深层有机质热演化受抑制的区域主要分布在东部洼陷和西部洼陷，其中东部洼陷分布较广。

摘要:东濮凹陷北部深层存在明显的异常高压，欠压实作用和有机质热演化是主要的控制因素，相应地主要发育成岩高压和生烃高压2种类型的异常高压。成岩高压主要分布在深洼部位，其余分布在向深洼的过渡带；生烃高压分布范围广，除西部断阶带胡庆地区外，其他地区均有发育。异常高压对有机质热演化的抑制作用应具备4个条件，即压力达到门限压力、异常高压为早期成因、有机质类型较好和原始有机质丰度较高。东濮凹陷北部深层异常高压对有机质热演化具有抑制作用，尤其是早期形成的异常高压，抑制作用更为明显。通过门限压力、异常高压发育状况以及异常高压形成时期的综合分析，认为东濮凹陷北部深层有机质热演化受抑制的区域主要分布在东部洼陷和西部洼陷，其中东部洼陷分布较广。

摘要:塔里木盆地雅克拉断凸下侏罗统形成于断凸沉降期，不同时期的区域构造活动对沉积的控制作用有所差异， 从而表现出不同的沉积特征。根据测井解释结果结合岩性资料，将研究区下侏罗统划分为4个砂组，分别从碎屑组 分、单井相、物源及平面沉积相、纵向地层对比等方面进行典型沉积特征及差异分析。下侏罗统自下而上发育辫状 河三角洲前缘、辫状河三角洲平原和浅湖3种亚相，共有3类不同母岩性质的物源体系，且不同沉积时期物源供给 方式和供给量差异显著：3和4砂组沉积时期为三角洲前缘河道砂沉积，且3类物源供给丰富，平面沉积相展布呈现 以沙参2和沙4井区为代表的哑铃形，与有效储层厚度分布形态相符；2砂组沉积时期过渡为三角洲平原沼泽环境， 物源供给来源减少，其规模明显减小；1砂组沉积时期经历了由沼泽相到浅湖相的过渡，物源供给几乎中断。研究 区各微相沉积特征显著，广泛发育物性较好的水下分流河道微相，其发育区是有利储集区。

摘要:塔里木盆地雅克拉断凸下侏罗统形成于断凸沉降期，不同时期的区域构造活动对沉积的控制作用有所差异，从而表现出不同的沉积特征。根据测井解释结果结合岩性资料，将研究区下侏罗统划分为4个砂组，分别从碎屑组分、单井相、物源及平面沉积相、纵向地层对比等方面进行典型沉积特征及差异分析。下侏罗统自下而上发育辫状河三角洲前缘、辫状河三角洲平原和浅湖3种亚相，共有3类不同母岩性质的物源体系，且不同沉积时期物源供给方式和供给量差异显著：3和4砂组沉积时期为三角洲前缘河道砂沉积，且3类物源供给丰富，平面沉积相展布呈现以沙参2和沙4井区为代表的哑铃形，与有效储层厚度分布形态相符；2砂组沉积时期过渡为三角洲平原沼泽环境，物源供给来源减少，其规模明显减小；1砂组沉积时期经历了由沼泽相到浅湖相的过渡，物源供给几乎中断。研究区各微相沉积特征显著，广泛发育物性较好的水下分流河道微相，其发育区是有利储集区。

摘要:非均质稠油油藏储层测井解释和评价难度较大。从非均质稠油油藏储层的特点和类型入手，分析储层的独特测井响应特征，并从油气运移和成藏、物理规律特性2方面对其进行解析，提出了层内流体细分测井精细评价模式。非均质稠油油藏储层包括层内油水倒置和层内油水间互2类储层，油水倒置储层非均质性弱，油水间互储层非均质性强。储层内部的“物性圈闭”与“油水重力分异异常”认识相结合，可较好地解析非均质稠油油藏储层的独特测井响应特征。提出并构建了非均质稠油油藏储层流体细分的测井精细评价方法，即孔隙度和含油饱和度重叠法、相渗曲线和可动流体综合法。实际应用证实，测井评价成果与试油结果相吻合。

摘要:非均质稠油油藏储层测井解释和评价难度较大。从非均质稠油油藏储层的特点和类型入手，分析储层的独 特测井响应特征，并从油气运移和成藏、物理规律特性2方面对其进行解析，提出了层内流体细分测井精细评价模 式。非均质稠油油藏储层包括层内油水倒置和层内油水间互2类储层，油水倒置储层非均质性弱，油水间互储层非 均质性强。储层内部的“物性圈闭”与“油水重力分异异常”认识相结合，可较好地解析非均质稠油油藏储层的独特 测井响应特征。提出并构建了非均质稠油油藏储层流体细分的测井精细评价方法，即孔隙度和含油饱和度重叠 法、相渗曲线和可动流体综合法。实际应用证实，测井评价成果与试油结果相吻合。

摘要:针对页岩储层预测及描述的难点，采用非高斯信号、非平稳信号、非线性信号和高阶统计量等现代信号分析方法，开发出密度投影技术。该项技术的前提条件是优选能有效表征裂缝储层的分形、伪熵和混沌等地震属性，对多种地震属性表征的有利裂缝储层展布情况进行融合显示，既可避免单一地震属性的多解性，也可以实现“甜点”预测并对储层分类分级进行评价，进一步完善了储层预测技术系列。利用密度投影技术对渤南洼陷罗家地区沙三段下亚段页岩裂缝储层进行预测，将其裂缝储层划分为Ⅰ类储层、Ⅱ类储层和非储层3类，获得较高产能的井均位于有利裂缝储层（Ⅰ类和Ⅱ类储层）发育区，预测结果与实钻结果吻合率较高。

摘要:针对页岩储层预测及描述的难点，采用非高斯信号、非平稳信号、非线性信号和高阶统计量等现代信号分析方法，开发出密度投影技术。该项技术的前提条件是优选能有效表征裂缝储层的分形、伪熵和混沌等地震属性，对多种地震属性表征的有利裂缝储层展布情况进行融合显示，既可避免单一地震属性的多解性，也可以实现“甜点”预测并对储层分类分级进行评价，进一步完善了储层预测技术系列。利用密度投影技术对渤南洼陷罗家地区沙三段下亚段页岩裂缝储层进行预测，将其裂缝储层划分为Ⅰ类储层、Ⅱ类储层和非储层3类，获得较高产能的井均位于有利裂缝储层（Ⅰ类和Ⅱ类储层）发育区，预测结果与实钻结果吻合率较高。

摘要:为了描述提液措施的作用机理，基于黑油模型，考虑启动压力的影响，建立了三维三相数学模型，并采用隐压显饱法进行求解。通过建立概念模型，对渗透率级差、提液幅度、提液时机和初始采液速度对提液效果的影响进行了研究。结果表明，随着渗透率级差的增大，提液提高采收率幅度先增加后减小，渗透率级差为3~7时提液效果最佳；在一定提液幅度下，随着渗透率级差的增大，提液效果逐渐变差，随着提液幅度的增加，提液效果逐渐变好；提液时机越早，越有利于发挥低渗透层的生产能力，提液效果越好；初始采液速度大，渗透率级差大的提液效果好。

摘要:为了描述提液措施的作用机理，基于黑油模型，考虑启动压力的影响，建立了三维三相数学模型，并采用隐压显饱法进行求解。通过建立概念模型，对渗透率级差、提液幅度、提液时机和初始采液速度对提液效果的影响进行了研究。结果表明，随着渗透率级差的增大，提液提高采收率幅度先增加后减小，渗透率级差为3~7时提液效果最佳；在一定提液幅度下，随着渗透率级差的增大，提液效果逐渐变差，随着提液幅度的增加，提液效果逐渐变好；提液时机越早，越有利于发挥低渗透层的生产能力，提液效果越好；初始采液速度大，渗透率级差大的提液效果好。

摘要:裂缝预测方法大多基于现今的构造属性特征，而通过三维构造恢复预测裂缝的方法则考虑了多期构造运动对裂缝发育的影响，特别是断层形态对上盘地层变形的影响。应用3DMove的三维面模型构造恢复方法，对惠民凹陷商541井区沙三段中亚段侵入岩进行了构造恢复，计算了侵入岩的现今累加应变量，并进行了裂缝预测；利用曲率属性提取方法对研究区的裂缝进行了预测，对2种方法的预测结果进行了对比。构造恢复方法预测结果表明，研究区商541、商548井区均具有较高的累加应变量，构造裂缝发育；曲率属性提取预测方法结果表明，商548井区曲率值低，裂缝不发育。参照商541和商548井的孔隙度、渗透率等参数，将2种裂缝预测方法进行了对比，基于三维构造恢复技术的裂缝预测方法预测效果较好。

摘要:经济合理的井网密度对提高油藏波及系数和最终采收率至关重要，是油田调整开发方案的依据。针对谢尔卡乔夫公式计算井网密度的结果与生产实际不符的问题，从理论及方法上对经济井网密度进行了系统阐述，明确了目前常用井网密度的内涵和外延，重新界定了经济极限井网密度的定义，在此基础上对谢尔卡乔夫公式进行了修正完善，建立了新的适合于中国石化不同油区和不同类型油藏计算经济极限井网密度的经验公式。根据各区不同类型油藏实际的储量丰度和油藏流度统计数据，结合修正的谢尔卡乔夫公式对中国石化5个主力油区及各油区的中高渗透、低渗透和稠油3种不同类型油藏的经济极限井网密度进行了计算。结果表明，东部5个主力油区和不同类型油藏在油价为80美元/bbl时可钻加密井分别为20 515和19 366口。

摘要:经济合理的井网密度对提高油藏波及系数和最终采收率至关重要，是油田调整开发方案的依据。针对谢尔卡乔夫公式计算井网密度的结果与生产实际不符的问题，从理论及方法上对经济井网密度进行了系统阐述，明确了目前常用井网密度的内涵和外延，重新界定了经济极限井网密度的定义，在此基础上对谢尔卡乔夫公式进行了修正完善，建立了新的适合于中国石化不同油区和不同类型油藏计算经济极限井网密度的经验公式。根据各区不同类型油藏实际的储量丰度和油藏流度统计数据，结合修正的谢尔卡乔夫公式对中国石化5个主力油区及各油区的中高渗透、低渗透和稠油3种不同类型油藏的经济极限井网密度进行了计算。结果表明，东部5个主力油区和不同类型油藏在油价为80美元/bbl时可钻加密井分别为20 515和19 366口。

摘要:海上油田开发受平台空间限制，应用多分支井开发具有明显的技术与经济优势，但是，随着分支数量的增加，准确预测多分支井产能，降低其在油田开发中的风险是非常必要的。由格林函数和源函数，应用叠加原理和镜像反映法，推导了盒状封闭油藏中任意井眼轨迹的油藏渗流模型；根据质量守恒定律和动量守恒定律建立了井筒变质量流动压降模型，并由连续性方程将油藏渗流模型与井筒变质量流动压降模型耦合求解，从而建立了任意井眼轨迹油井产能预测模型，通过该模型分析了分支井分支位置、分支角度和分支对称性对产能的影响，在此基础上对分支形态进行了优化。结果表明，增加分支与主井筒之间的夹角，能够有效降低分支与主井筒间的干扰，但当分支夹角受钻井技术限制时，增加分支长度可提高产能；分支布置在主井筒跟部，并采用非对称分布可有效提高产能。

摘要:海上油田开发受平台空间限制，应用多分支井开发具有明显的技术与经济优势，但是，随着分支数量的增加，准确预测多分支井产能，降低其在油田开发中的风险是非常必要的。由格林函数和源函数，应用叠加原理和镜像反映法，推导了盒状封闭油藏中任意井眼轨迹的油藏渗流模型；根据质量守恒定律和动量守恒定律建立了井筒变质量流动压降模型，并由连续性方程将油藏渗流模型与井筒变质量流动压降模型耦合求解，从而建立了任意井眼轨迹油井产能预测模型，通过该模型分析了分支井分支位置、分支角度和分支对称性对产能的影响，在此基础上对分支形态进行了优化。结果表明，增加分支与主井筒之间的夹角，能够有效降低分支与主井筒间的干扰，但当分支夹角受钻井技术限制时，增加分支长度可提高产能；分支布置在主井筒跟部，并采用非对称分布可有效提高产能。

摘要:SEC剩余经济可采储量主要是按照SEC准则根据油气产量等的变化规律进行预测评估得到的，SEC剩余经济可采储量替代率与产量的关系是客观存在的，也是非常直接的。目前对2个指标及其关系的认识仍然存在一些误区，且其对企业的宏观指导方面还存在着不确定性。以胜利油区SEC储量评估为参考，从SEC剩余经济可采储量替代率和产量的相关定义、共性及个性影响因素、相互影响关系等方面着手，以宏观的思路和实例分析了两者的关系及其影响因素，并对替代率的阶段性变化规律进行了探讨。结果表明，SEC剩余经济可采储量替代率和产量从年度变化规律来看并不一致，但阶段变化趋势一致；其影响因素主要包括SEC剩余经济可采储量及其在当年的变化、产量构成、经济参数、评估条件和敏感性差异等。以此为基础，初步形成了储量评估分析的宏观框架，可作为储量 评估分析体系的重要补充。

摘要:SEC剩余经济可采储量主要是按照SEC准则根据油气产量等的变化规律进行预测评估得到的，SEC剩余经济可采储量替代率与产量的关系是客观存在的，也是非常直接的。目前对2个指标及其关系的认识仍然存在一些误区，且其对企业的宏观指导方面还存在着不确定性。以胜利油区SEC储量评估为参考，从SEC剩余经济可采储量替代率和产量的相关定义、共性及个性影响因素、相互影响关系等方面着手，以宏观的思路和实例分析了两者的关系及其影响因素，并对替代率的阶段性变化规律进行了探讨。结果表明，SEC剩余经济可采储量替代率和产量从年度变化规律来看并不一致，但阶段变化趋势一致；其影响因素主要包括SEC剩余经济可采储量及其在当年的变化、产量构成、经济参数、评估条件和敏感性差异等。以此为基础，初步形成了储量评估分析的宏观框架，可作为储量评估分析体系的重要补充。

摘要:针对单纯形梯度算法计算速度慢及在油藏生产优化过程所得井的控制变量（井控参数）变化具有较强的波动性等问题，提出了一种改进的单纯形梯度算法。通过选取适当的扰动变量，使改进的单纯形梯度近似为井控参数协方差阵与真实梯度的乘积，从而考虑了井控参数变化与控制时间步之间的相关性，更利于现场操作；另外，在求解梯度时采取预处理措施，避免了利用奇异值分解及大型矩阵的求逆运算。利用改进的单纯形梯度算法对油藏生产中油井和水井的生产工作制度进行自动调整，优化过程中计算效率得到提高，得到井控参数的变化更为平缓，在实际生产中更易操作，且在第200次迭代时改进的单纯形梯度算法比原算法优化得到的净现值高4.9×107元，增幅达10%，实例结果验证了改进后算法的有效性和可行性。

摘要:针对单纯形梯度算法计算速度慢及在油藏生产优化过程所得井的控制变量（井控参数）变化具有较强的波动性等问题，提出了一种改进的单纯形梯度算法。通过选取适当的扰动变量，使改进的单纯形梯度近似为井控参数协方差阵与真实梯度的乘积，从而考虑了井控参数变化与控制时间步之间的相关性，更利于现场操作；另外，在求解梯度时采取预处理措施，避免了利用奇异值分解及大型矩阵的求逆运算。利用改进的单纯形梯度算法对油藏生产中油井和水井的生产工作制度进行自动调整，优化过程中计算效率得到提高，得到井控参数的变化更为平缓，在实际生产中更易操作，且在第200次迭代时改进的单纯形梯度算法比原算法优化得到的净现值高4.9×107元，增幅达10%，实例结果验证了改进后算法的有效性和可行性。

摘要:孤岛油田中二中Ng5砂层组为多层稠油油藏。该油藏经过多轮次蒸汽吞吐开发后，由于其主力层Ng53和Ng54层的合注合采及蒸汽超覆的影响，导致层间动用差异程度大及油藏物性分布不均衡。利用数值模拟技术，研究多层合采稠油油藏蒸汽吞吐后期的油藏物性特征，主要包括油藏压力和油藏温度、剩余油饱和度、剩余油储量丰度。研究结果表明：截至2011年9月，经多轮次蒸汽吞吐生产后，研究区Ng5砂层组的压力保持水平仅为42.93%，平均地层温度上升约2 ℃；Ng5砂层组中吞吐井数少的区域控制程度低，是高剩余油饱和度分布的区域；剩余油储量丰度不仅与剩余油饱和度有关，还与油层的有效厚度密切相关；高剩余油储量丰度区域主要位于构造高部位及距离边水较远的部位。

摘要:孤岛油田中二中Ng5砂层组为多层稠油油藏。该油藏经过多轮次蒸汽吞吐开发后，由于其主力层Ng53和Ng54层的合注合采及蒸汽超覆的影响，导致层间动用差异程度大及油藏物性分布不均衡。利用数值模拟技术，研究多层合采稠油油藏蒸汽吞吐后期的油藏物性特征，主要包括油藏压力和油藏温度、剩余油饱和度、剩余油储量丰度。研究结果表明：截至2011年9月，经多轮次蒸汽吞吐生产后，研究区Ng5砂层组的压力保持水平仅为42.93%，平均地层温度上升约2 ℃；Ng5砂层组中吞吐井数少的区域控制程度低，是高剩余油饱和度分布的区域；剩余油储量丰度不仅与剩余油饱和度有关，还与油层的有效厚度密切相关；高剩余油储量丰度区域主要位于构造高部位及距离边水较远的部位。

摘要:低渗透油藏已经成为油田开发的重要对象，研究考虑非达西效应的数值模拟方法将有助于提高该类油藏数值模拟的准确性和可信度。低渗透油藏的数值模拟对内边界条件的处理应当考虑非达西渗流。由于井底附近压力梯度较大，流态可以认为是拟线性流动，根据拟稳态渗流理论，考虑流体在低渗透油藏流动过程中受到启动压力梯度的影响，基于三维油水两相油藏数值模拟数学方程，推导了定井底流压、定产油量和定产液量等条件下的内边界条件，并通过全隐式差分格式建立了低渗透油藏数值模拟数值模型，采用预处理共轭梯度法进行了求解。结果表明内边界条件中考虑启动压力梯度与否对井底流压影响较大，在定产量条件下，井底流压随启动压力梯度的增大而降低。

摘要:低渗透油藏已经成为油田开发的重要对象，研究考虑非达西效应的数值模拟方法将有助于提高该类油藏数值模拟的准确性和可信度。低渗透油藏的数值模拟对内边界条件的处理应当考虑非达西渗流。由于井底附近压力梯度较大，流态可以认为是拟线性流动，根据拟稳态渗流理论，考虑流体在低渗透油藏流动过程中受到启动压力梯度的影响，基于三维油水两相油藏数值模拟数学方程，推导了定井底流压、定产油量和定产液量等条件下的内边界条件，并通过全隐式差分格式建立了低渗透油藏数值模拟数值模型，采用预处理共轭梯度法进行了求解。结果表明内边界条件中考虑启动压力梯度与否对井底流压影响较大，在定产量条件下，井底流压随启动压力梯度的增大而降低。

摘要:伊通盆地莫里青断陷西北缘双阳组二段是莫里青油藏的主要产油层位，该油藏储层为中低孔超低渗透储层，储层敏感性对其物性影响较大，所以研究其储层敏感性对防止储层伤害和油田高效开发意义重大。在分析双阳组二段矿物成分和岩石性质的基础上，采用储层敏感性流动实验评价方法，对其储层敏感性进行了评价。结果表明：储层的速敏指数平均为37.23%，水敏指数平均为66.08%，盐敏临界矿化度为6 272 mg/L，酸敏指数平均为-31.37%，碱敏指数平均为7.71%；研究区储层属于强水敏性、中等偏强盐敏性、中等速敏性、弱碱敏性和无酸敏性储层。研究区储层中存在高岭石、伊/蒙混层、伊利石及绿泥石等粘土矿物，这些敏感性粘土矿物是造成储层伤害的重要因素。因此，在对研究区油藏进行施工时，应将防止水敏、盐敏和速敏放在首位，再考虑其他因素的影响，有针对性地采取措施来保护储层。

摘要:伊通盆地莫里青断陷西北缘双阳组二段是莫里青油藏的主要产油层位，该油藏储层为中低孔超低渗透储层，储层敏感性对其物性影响较大，所以研究其储层敏感性对防止储层伤害和油田高效开发意义重大。在分析双阳组二段矿物成分和岩石性质的基础上，采用储层敏感性流动实验评价方法，对其储层敏感性进行了评价。结果表明：储层的速敏指数平均为37.23%，水敏指数平均为66.08%，盐敏临界矿化度为6 272 mg/L，酸敏指数平均为-31.37%，碱敏指数平均为7.71%；研究区储层属于强水敏性、中等偏强盐敏性、中等速敏性、弱碱敏性和无酸敏性储层。研究区储层中存在高岭石、伊/蒙混层、伊利石及绿泥石等粘土矿物，这些敏感性粘土矿物是造成储层伤害的重要因素。因此，在对研究区油藏进行施工时，应将防止水敏、盐敏和速敏放在首位，再考虑其他因素的影响，有针对性地采取措施来保护储层。

摘要:针对胜利油区油藏条件，运用新型表面活性剂—聚合物二元复合体系，对其开展了微观模型（岩心薄片）驱油和常规柱状岩心可视化驱油实验。以水驱效果为基础，对比了表面活性剂、聚合物、二元复合体系的驱油效果，重点研究了微观孔隙中表面活性剂、聚合物以及二元复合体系的洗油和携油性能及其在驱油过程中的微观渗流特征，深入分析了二元复合体系的微观驱油机理。结果表明：与聚合物和表面活性剂相比，二元复合体系的驱油效果更好。在岩心薄片可视化驱油实验中，由于3种不同的驱替溶剂波及效率不同，最终导致驱替结束后岩心薄片中剩余油的面积有所不同，采用二元复合体系驱替后，剩余油的面积最小，表明其驱油效率最高，比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了2.59%和11.80%；对于常规柱状岩心，二元复合体系比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了1.43%和20.70%。

摘要:针对胜利油区油藏条件，运用新型表面活性剂—聚合物二元复合体系，对其开展了微观模型（岩心薄片）驱油和常规柱状岩心可视化驱油实验。以水驱效果为基础，对比了表面活性剂、聚合物、二元复合体系的驱油效果，重点研究了微观孔隙中表面活性剂、聚合物以及二元复合体系的洗油和携油性能及其在驱油过程中的微观渗流特征，深入分析了二元复合体系的微观驱油机理。结果表明：与聚合物和表面活性剂相比，二元复合体系的驱油效果更好。在岩心薄片可视化驱油实验中，由于3种不同的驱替溶剂波及效率不同，最终导致驱替结束后岩心薄片中剩余油的面积有所不同，采用二元复合体系驱替后，剩余油的面积最小，表明其驱油效率最高，比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了2.59%和11.80%；对于常规柱状岩心，二元复合体系比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了1.43%和20.70%。

摘要:蒸汽驱能大幅度提高稠油油藏采收率，但对于单一蒸汽驱而言，由于受边底水及储层非均质性等因素的影响，易发生汽窜，降低了蒸汽的波及体积，开发效果不理想。为此，设计了氮气泡沫辅助蒸汽驱驱油实验，对单一蒸汽驱和氮气泡沫辅助蒸汽驱的驱油效率进行了对比，并对氮气泡沫辅助蒸汽驱注入参数进行了优化研究。实验结果表明，单一蒸汽驱综合驱油效率为63.52%，氮气泡沫辅助蒸汽驱综合驱油效率为69.95%，比单一蒸汽驱提高了6.43%。当气液比为1∶1，发泡剂质量分数为0.5%，含水率较低时，进行氮气泡沫辅助蒸汽驱开发效果较好。通过室内实验证实，氮气泡沫辅助蒸汽驱能够有效封堵高渗透条带，提高驱油效率，改善稠油油藏的开发效果。

摘要:胜利油区致密砂岩油藏资源量丰富，总体具有油藏埋藏深、储层厚度薄且孔喉细小、储量丰度低和储层纵向分布零散等特点，直井开发存在产能低、初期产量递减快、效益差的问题。为提高致密砂岩油藏的开发水平，开展了水平井开采技术攻关及试验研究，通过设计优化和施工优化，提升了水平井优快钻井技术，突破了致密油藏产能关；通过完善配套压裂完井管柱、现场注储设备和裂缝监测手段，形成了水平井裸眼分段压裂完井技术。截至2013年3月10日，在胜利油区致密砂岩油藏已实施的水平井中，正常生产井28口，工艺成功率为94.4%，累积产油量为58 602.8 t，现场取得了明显的生产效果。

摘要:胜利油区致密砂岩油藏资源量丰富，总体具有油藏埋藏深、储层厚度薄且孔喉细小、储量丰度低和储层纵向分布零散等特点，直井开发存在产能低、初期产量递减快、效益差的问题。为提高致密砂岩油藏的开发水平，开展了水平井开采技术攻关及试验研究，通过设计优化和施工优化，提升了水平井优快钻井技术，突破了致密油藏产能关；通过完善配套压裂完井管柱、现场注储设备和裂缝监测手段，形成了水平井裸眼分段压裂完井技术。截至2013年3月10日，在胜利油区致密砂岩油藏已实施的水平井中，正常生产井28口，工艺成功率为94.4%，累积产油量为58 602.8 t，现场取得了明显的生产效果。

摘要:复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点，注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性，常规注水提高采收率较为困难。应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度，以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型，结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区，研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征。结果表明，注采耦合技术注水阶段在压差作用下，中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区，并在开采阶段随压力降低而采出；中心区的剩余油饱和度动用程度最高，为5.2%。利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化，优化 结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9，采用注采比为1.5恢复压力。注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化，改变油藏内流场，扩大油藏水驱波及面积，从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率。

摘要:复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点，注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性，常规注水提高采收率较为困难。应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度，以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型，结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区，研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征。结果表明，注采耦合技术注水阶段在压差作用下，中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区，并在开采阶段随压力降低而采出；中心区的剩余油饱和度动用程度最高，为5.2%。利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化，优化结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9，采用注采比为1.5恢复压力。注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化，改变油藏内流场，扩大油藏水驱波及面积，从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率。

摘要:为解决特低渗透油藏油井产能低、含水上升快、产量递减快、采收率低的问题，通过室内实验对22种驱油剂进行了筛选，优化了适用于延长油区特低渗透油藏的高效驱油剂，其由11号非离子表面活性剂和15号生物表面活性剂按照体积比为1∶1复配而成。对该新型驱油剂进行了界面张力实验、抗盐与抗钙性能实验和岩心驱替实验，结果表明，其具有脱油效率高、界面张力低、抗盐与抗钙性能强、溶解性好、驱油效率高和成本低的优点，可以改变储层岩石润湿性，降低注入压力，较大幅度地提高原油采收率，改善特低渗透油藏开发效果。在延长油区杏子川油田王214试验区开展了矿场试验，至2012年8月油井见效率为90%，可以提高原油产量40%，区块累积增产油量为13 555 t，水驱曲线预测提高采收率6.08%，阶段投入产出比为1∶5.06。

摘要:为解决特低渗透油藏油井产能低、含水上升快、产量递减快、采收率低的问题，通过室内实验对22种驱油剂进行了筛选，优化了适用于延长油区特低渗透油藏的高效驱油剂，其由11号非离子表面活性剂和15号生物表面活性剂按照体积比为1∶1复配而成。对该新型驱油剂进行了界面张力实验、抗盐与抗钙性能实验和岩心驱替实验，结果表明，其具有脱油效率高、界面张力低、抗盐与抗钙性能强、溶解性好、驱油效率高和成本低的优点，可以改变储层岩石润湿性，降低注入压力，较大幅度地提高原油采收率，改善特低渗透油藏开发效果。在延长油区杏子川油田王214试验区开展了矿场试验，至2012年8月油井见效率为90%，可以提高原油产量40%，区块累积增产油量为 13 555 t，水驱曲线预测提高采收率6.08%，阶段投入产出比为1∶5.06。

摘要:SEC剩余经济可采储量直接反映上市油气公司勘探开发、生产经营形势和发展潜力。与中国技术可采储量不同，SEC剩余经济可采储量受油价、操作成本、开发形势的影响较大。在以往定性分析的基础上，选取胜利油区典型单元，定量分析了初始产油量、递减率、油价和操作成本等参数对SEC剩余经济可采储量的影响，并制作了相应图版。研究发现，在其他条件不变时，随着油价的升高，SEC剩余经济可采储量逐渐增大，但对其影响程度逐渐降低，如油价由30美元/bbl上升至40美元/bbl时，对SEC剩余经济可采储量的影响比例为24.87%；而油价由90美元/bbl上升至100美元/bbl时，对SEC剩余经济可采储量的影响比例仅为1.37%；当油价不变时，操作成本每上升1美元/bbl，对SEC剩余经济可采储量影响比例约减少1.4%。通过查询相应图版，能方便快捷地估算SEC剩余经济可采储量。

摘要:SEC剩余经济可采储量直接反映上市油气公司勘探开发、生产经营形势和发展潜力。与中国技术可采储量不同，SEC剩余经济可采储量受油价、操作成本、开发形势的影响较大。在以往定性分析的基础上，选取胜利油区典型单元，定量分析了初始产油量、递减率、油价和操作成本等参数对SEC剩余经济可采储量的影响，并制作了相应图版。研究发现，在其他条件不变时，随着油价的升高，SEC剩余经济可采储量逐渐增大，但对其影响程度逐渐降低，如油价由30美元/bbl上升至40美元/bbl时，对SEC剩余经济可采储量的影响比例为24.87%；而油价由90美元/bbl上升至100美元/bbl时，对SEC剩余经济可采储量的影响比例仅为1.37%；当油价不变时，操作成本每上升1美元/bbl，对SEC剩余经济可采储量影响比例约减少1.4%。通过查询相应图版，能方便快捷地估算SEC剩余经济可采储量。

摘要:受储层非均质性等因素的影响，人工裂缝方向可能偏离井网方向。若裂缝参数设计不合理，则会给油田开发带来风险。为此，对低渗透油藏裂缝方向发生偏转时井网与水力裂缝适配性进行了研究。采用流线模拟技术，分析了菱形反九点井网压裂后的渗流场特征。以华庆油田X井区为例，建立了裂缝方向发生偏转时的压裂数值模拟模型，研究了不同井裂缝参数对生产动态的影响。结果表明：当裂缝方向发生偏转时，压裂井网渗流场会发生明显变化，应根据流线分布特点重新划分井组模拟单元；不同井处缝长对生产动态的影响程度不同，且各井裂缝之间存在明显的干扰现象；增加处于裂缝不利方位上的边井处缝长，提高采出程度效果较差，该井处裂缝不易过长，而在一定范围内增加处于裂缝有利方位上的边井和角井处缝长，提高采出程度效果显著，可适当增加其缝长。利用正交试验，优选出裂缝方向发生偏转时与井网相匹配的最佳裂缝参数组合为：1号边井、2号边井和角井处的裂缝穿透比分别为0.3，0.7和0.6，裂缝导流能力为30 μm2·cm。

摘要:受储层非均质性等因素的影响，人工裂缝方向可能偏离井网方向。若裂缝参数设计不合理，则会给油田开发带来风险。为此，对低渗透油藏裂缝方向发生偏转时井网与水力裂缝适配性进行了研究。采用流线模拟技术，分析了菱形反九点井网压裂后的渗流场特征。以华庆油田X井区为例，建立了裂缝方向发生偏转时的压裂数值模拟模型，研究了不同井裂缝参数对生产动态的影响。结果表明：当裂缝方向发生偏转时，压裂井网渗流场会发生明显变化，应根据流线分布特点重新划分井组模拟单元；不同井处缝长对生产动态的影响程度不同，且各井裂缝之间存在明显的干扰现象；增加处于裂缝不利方位上的边井处缝长，提高采出程度效果较差，该井处裂缝不易过长，而在一定范围内增加处于裂缝有利方位上的边井和角井处缝长，提高采出程度效果显著，可适当增加其缝长。利用正交试验，优选出裂缝方向发生偏转时与井网相匹配的最佳裂缝参数组合为：1号边井、2号边井和角井处的裂缝穿透比分别为0.3，0.7和0.6，裂缝导流能力为30 μm2?cm。

摘要:在碳酸盐岩酸化中，地层条件下酸液流动引起的蚓孔扩展情况与实验室条件下的不同，因此有必要对地层条件下的蚓孔扩展规律进行研究。应用1种二维双重尺度连续模型并耦合1个压缩区模型进行了研究，结果表明：与实验室条件相比，地层条件下的蚓孔扩展速度较慢；定压条件下，地层流体的压缩系数越小，蚓孔扩展速度越慢，反之亦然；定流量条件下，地层流体的压缩系数越小，入口压力下降越慢，出口压力上升越快，反之亦然；由于压缩区和施工条件的影响，地层条件下的蚓孔长度存在最大值；建立表皮系数模型，通过实例分析发现，蚓孔未突破污染区域之前，定流量条件下的蚓孔扩展速度和表皮系数下降速度均大于定压条件下的结果，蚓孔突破污染区域之后，二者几乎没有差异，且注酸量存在最优值。

摘要:在碳酸盐岩酸化中，地层条件下酸液流动引起的蚓孔扩展情况与实验室条件下的不同，因此有必要对地层条件下的蚓孔扩展规律进行研究。应用1种二维双重尺度连续模型并耦合1个压缩区模型进行了研究，结果表明：与实验室条件相比，地层条件下的蚓孔扩展速度较慢；定压条件下，地层流体的压缩系数越小，蚓孔扩展速度越慢，反之亦然；定流量条件下，地层流体的压缩系数越小，入口压力下降越慢，出口压力上升越快，反之亦然；由于压缩区和施工条件的影响，地层条件下的蚓孔长度存在最大值；建立表皮系数模型，通过实例分析发现，蚓孔未突破污染区域之前，定流量条件下的蚓孔扩展速度和表皮系数下降速度均大于定压条件下的结果，蚓孔突破污染区域之后，二者几乎没有差异，且注酸量存在最优值。

摘要:致密砂岩气藏储层物性差，需要采用水平井配合多级水力压裂技术进行开发，为此，对低渗透气藏多级压裂水平井稳态产能模型进行了研究。首先，由渗流力学基本原理，建立单条裂缝水平井等效井径模型；然后，运用叠加原理，建立了耦合水平井段管流动态的多级压裂水平井稳态产能模型，在Visual Studio 2008 C#编程环境下，对模型进行了求解，获得了多级压裂水平井产量及压力分布。在此基础上，对多级压裂水平井稳态产能的相关影响因素进行了分析，认为缝长是影响低渗透气藏产能的主要因素，而裂缝导流能力对其影响不大。通过矿场实例，计算得到西部某气藏压裂水平井单井产能为11.357×104 m3/d，与实测产能误差为15.7%，验证了计算结果的准确性。该井在压裂施工中应尽可能提高缝长，以获得更好的增产效果。

摘要:致密砂岩气藏储层物性差，需要采用水平井配合多级水力压裂技术进行开发，为此，对低渗透气藏多级压裂水平井稳态产能模型进行了研究。首先，由渗流力学基本原理，建立单条裂缝水平井等效井径模型；然后，运用叠加原理，建立了耦合水平井段管流动态的多级压裂水平井稳态产能模型，在Visual Studio 2008 C#编程环境下，对模型进行了求解，获得了多级压裂水平井产量及压力分布。在此基础上，对多级压裂水平井稳态产能的相关影响因素进行了分析，认为缝长是影响低渗透气藏产能的主要因素，而裂缝导流能力对其影响不大。通过矿场实例，计算得到西部某气藏压裂水平井单井产能为11.357×104 m3/d，与实测产能误差为15.7%，验证了计算结果的准确性。该井在压裂施工中应尽可能提高缝长，以获得更好的增产效果。