摘要:裂谷盆地岩浆活动强烈，其中侵入岩区的天然气资源丰富且天然气性质异常。为深入研究侵入岩区的天然气成因，对沾化凹陷孤北地区天然气和气源岩的地球化学特征进行了系统分析。结果发现，孤北地区侵入岩区的气源岩过成熟，天然气中无机成因二氧化碳和硫化氢含量较高、烷烃碳同位素较重、天然气性质变化较大。结合天然气成因和同位素分馏理论分析，认为造成天然气性质异常的原因是侵入岩区气源岩除经历正常的热演化作用外，还受到岩浆及岩浆流体的高温烘烤作用，导致有机质发生多阶演化、多次生烃以及碳酸盐岩（或硫酸盐）分解；岩浆流体混入也使天然气组成进一步复杂化。侵入岩区天然气不仅具有普遍混合性，而且具有多重（多源、多阶、多期及烃类气体与非烃类气体）混合性；由于混合类型及混合比的不同，导致天然气性质存在明显差异。

摘要:鄂尔多斯盆地里151油藏尚处于开发前期，储层沉积微相及砂体展布规律认识不清。为指导后续开发，结合岩心观察、薄片鉴定、测井及生产动态等资料进行了沉积微相划分，确定了微相空间展布规律及其与油气富集的关系。结果表明：延安组延8—延9油组为三角洲平原沉积，可进一步划分出分流河道、河道砂坝、决口扇和河间沼泽4种沉积微相；发育1~3条南西—北东向分流河道，随着基准面变化河道发生了横向摆动，不同时期分流河道的数量、规模也发生变化。延10油组为辫状河沉积，可划分出辫状河道、心滩和泛滥平原3种沉积微相；心滩发育，砂体厚度大。基准面下降晚期的延10-1、延9-2、延8-3和延8-1小层储层发育，有利于油气富集；分流河道、河道砂坝、辫状河心滩微相对油气富集有利。

摘要:以岩心观察为基础，综合运用薄片、扫描电镜、粘土矿物射线衍射分析、物性分析等测试手段，对珠江口盆地 东沙隆起珠江组储层特征进行深入研究。东沙隆起珠江组由下向上发育无障壁滨岸、碳酸盐岩台地和浅海3类沉 积相，其中以碳酸盐岩台地沉积为主，包括台地边缘礁、台地边缘滩、台内礁、台坪及斜坡塔礁等沉积亚相。珠江组 储层岩石类型以生物礁灰岩和生屑灰岩为主，储集空间以次生孔隙为主，其次为原生粒间孔、生物体腔孔等原生孔 隙和裂缝，普遍存在非均质性。珠江组储层发育受海平面升降、沉积相和成岩作用的三重影响。珠江口盆地珠江 组优选有利储集相带为流花地区台地边缘礁及生屑滩，较有利储集相带为惠州地区台地边缘礁、生屑滩及陆丰地 区台内点礁、生屑滩。

摘要:以济阳坳陷新近系馆陶组曲流河河道砂体为例，对不同砂组及其内部不同砂体油气选择性充注的原因进行了探讨。断层的活动性是油气纵向输导的主要影响因素，主油源断层和次油源断层控制油气平面分布范围，区域性的储盖组合决定了油气纵向分布层段（砂组），断层和储盖组合是造成不同含油砂组平面和纵向分布差异性的主要因素。河道砂体与断层、构造等的匹配关系是同一区带同一砂组内不同河道砂体油气选择性充注的主要原因。河道砂体的物性条件对油气的选择性充注也具有重要的控制作用，一般在相同的成藏条件下大型河道的物性条件较好，有利于油气聚集成藏。

摘要:根据烃源岩热压模拟实验，结合温度—压力相图分析，研究了东濮凹陷文留地区油气资源在生排、运聚阶段相态的类型及演化特点。结果表明：沙三段烃源岩因埋深不同导致热演化程度不同，生、排油气相态的类型各异，主要包括重质油、常规油、挥发性油、凝析气和湿气—干气相态；运聚过程中油气相态的演化主要体现为油溶天然气出溶、原油稠化、原油裂解成气和原油逆蒸发反溶于气，其中中浅层主要为油溶天然气出溶，受温压和烃类组分双重因素控制，深层则主要为原油裂解成气，受温压条件的影响明显。在生排、运聚过程中油气相态演化特征研究的基础上，结合已发现油气藏相态类型的统计结果，确定了文留地区不同相态类型油气藏的垂向展布规律，深层以气藏为主，中浅层以油藏及临界态油气藏为主。

摘要:通过对车排子地区原油的族组成分析，发现该区不仅未降解的轻质油中不含沥青质，在部分稠油中也不含沥 青质，这与稠油中常见的沥青质含量较高的特征明显不同。根据沥青质含量不同将车排子地区原油及油砂分为4 类：第1类为不含沥青质的轻质油，是晚期高成熟油气；第2类为不含沥青质的稠油，为轻质油溶洗稠油形成；第3类 为富含沥青质的稠油，为早期原生稠油油藏被轻质油溶洗残余；第4类为沥青质含量中等的稠油，为轻质油充注后 稠油稀化运移溶解运移形成。造成油气沥青质含量差异较大的主要原因是该区不同充注期次油气性质差异较大， 早期成藏正常成熟原油因埋藏浅降解后形成富含非烃和沥青质的稠油，后期充注的轻质油对沥青质的溶解能力 弱，充注过程中不能溶解和运移沥青质。这种轻质油对早期稠油组分的选择性溶解是造成目前车排子地区原油性 质巨大差异的内在因素。车排子地区不同沥青质含量原油的分布结果表明，该区轻质油在四棵树凹陷深部位的断 层处发生纵向穿层运移，分别进入了含早期稠油和不含稠油的运移通道，经过含稠油运移通道的轻质油对早期稠 油中不同组分选择性地进行了溶解运移，从而造成目前车排子地区油气性质差异大，且原油纵向上呈现上稀下稠 的特殊现象。

摘要:准噶尔盆地车排子地区新近系沙湾组油藏具有隐蔽性和复杂性的特点。根据录井、测井及取心资料分析，认 为车排子地区新近系沙湾组发育典型的辫状河扇沉积，并具有砂砾岩体较为发育的特点。研究区辫状河扇砂体呈 宽阔的席状展布，沉积构造以多种类型的交错层理为主；可划分为辫状河扇近端、中部和远端3种亚相，其中近端亚 相和中部亚相发育广泛的辫状河道沉积，中部亚相可进一步划分为辫状河道、河道砂坝和河道间3种沉积微相。由 于辫状河道改道频繁、极不稳定，导致各沉积微相之间分异不明显，辫状河道与河道砂坝叠置出现；在层序韵律上 具有向上变细的正韵律特征，测井曲线上表现为自然伽马、自然电位曲线呈箱形、钟形负异常。车排子地区沙湾组 储层为来自西南和西北方向的辫状河道砂体，单砂体呈条带状展布，纵向上叠加连片，与构造相互配置，可形成大 范围分布的复杂岩性油气藏。

摘要:根据钻井、测井与分析测试资料，对塔里木盆地天山南地区古近系储层特征及其控制因素进行了研究。天山 南地区古近系岩石类型以长石石英砂岩和岩屑长石砂岩为主，铁泥质、钙质和石膏等填隙物含量高，分选、磨圆中 等，具有成分成熟度高、结构成熟度中等的特点。砂岩储层孔隙类型主要有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、微孔及裂 缝等，其中以溶蚀孔隙为主，粒间孔次之。孔隙度主要为4.5%~17.5%，渗透率为0.1×10-3～10×10-3 μm2，总体属于细 孔喉的特低孔—特低渗透储层。影响研究区储层物性的主要因素有沉积相和成岩作用等，其中辫状河三角洲前缘 的分流河道和席状砂储层物性好，是有利的油气储集相带，胶结作用和溶蚀作用是影响天山南地区古近系储层发 育的最主要成岩作用。

摘要:针对高邮凹陷南断阶特低渗透油藏储层物性较差、不同区块开发难易程度差异较大等问题，综合应用恒速压 汞、核磁共振、离心实验及油水驱替等实验技术对储层微观孔隙结构、油水渗流机理及核磁共振可动流体百分数等 进行了系统研究，并根据五元分类系数法对不同区块进行了储层评价和分类优选。结果表明，南断阶特低渗透油 藏泰州组储层物性优于阜宁组，不同渗透率储层喉道发育特征差异较大而孔道分布特征基本相同，渗透率越小则 微孔隙越发育；储层主流喉道半径与渗透率之间具有较好的指数关系。泰州组和阜宁组储层可动流体百分数平均 值分别为67.2%和32.9%，阜宁组可动流体百分数从大到小依次为陈2、竹墩、许庄、方巷和徐31区块。水驱过程中 油相渗透率随含水饱和度的增加而急剧减小，但水相渗透率增加幅度很小，水驱油效率平均值为54.1%；水驱后储 层较大孔隙空间仍含有一定量残余油，而微小孔隙中的原油基本未被驱替出来。研究区特低渗透油藏不同区块储 层开发难易程度从低到高依次为：竹墩区块泰州组，陈2、许庄、竹墩、方巷和徐31区块阜宁组。

摘要:为了提高福山凹陷流沙港组三段有利区域的预测精度，针对研究区目前地震资料品质差但钻井和测井资料丰富的现状，利用岩心、测井等资料，对流沙港组三段的岩性、物性、电性和含油性四性特征及其相互关系进行了研究。结果表明：研究区流沙港组三段为中孔中低渗透储层，油气的富集程度主要受储层岩性和物性的影响；选取自然伽马、声波时差和电阻率等电性资料，建立岩性、物性及含油性的测井解释模型，并将测井解释孔隙度和渗透率与岩心分析孔隙度和渗透率分别进行对比验证，测井解释值与岩心分析值吻合较好，即所建模型适用于福山凹陷流沙港组三段。最后确定了福山凹陷流沙港组三段储层有效厚度下限标准：物性下限孔隙度为6.3%，渗透率为0.202×10-3 μm2，电性下限电阻率为10 Ω?m，声波时差为230 μs/m。

摘要:碳酸盐岩缝洞型油藏孔、洞、缝储集体类型共存，规模相差悬殊，形态不规则，分布不连续，定量表征有效储集 空间难度大，准确计算该类油藏石油地质储量一直是开发的技术难点。为此，研究并提出了基于三维地质模型的 概率法，即在单井缝洞储集体识别及井间储集体预测的基础上，采用确定性建模与随机建模相结合的方法建立一 系列等概率地质模型，在三维地质模型网格数据体上求取有效缝洞储集体体积，依据孔、洞、缝等不同储集体类型 分别计算石油地质储量，统计石油地质储量概率分布。塔河油田四区计算的最可能的石油地质储量为5 665×104 t， 最悲观的石油地质储量为5 470×104 t，最乐观的石油地质储量为5 914×104 t，计算结果与塔河油田开发生产现状基 本一致。结果表明，基于三维地质模型的概率法充分考虑储层的非均质性，计算的石油地质储量更为精确，细化了 石油地质储量的构成，明确了石油地质储量的有利富集区。

摘要:目前大多数周期注水开发油藏数值模拟计算的开发效果都好于实际油藏周期注水的开发效果。采用数值模 拟方法，对周期注水中的毛管滞后现象和考虑毛管滞后的周期注水作用机理进行了研究。结果表明，周期注水时， 含水饱和度变化方向发生周期性变化，其原因是油藏驱替过程中驱替和吸入交替进行，进而导致毛管滞后；毛管滞 后将产生新的毛管压力曲线，它位于驱替毛管压力曲线和吸入毛管压力曲线之间。周期注水中毛管压力是主要的 作用力，考虑毛管滞后时高、低渗透层间流体交渗量和高、低渗透网格间油的交渗量都小于不考虑毛管滞后（采用 驱替毛管压力曲线）时的交渗量。考虑毛管滞后的周期注水数值模拟的开发效果较符合油田开发实际。

摘要:井网加密调整是复杂断块油藏高含水期改善开发效果的重要措施，合理注采井距的确定是决定井网加密调 整效果的关键。以一注两采井组为例，以均衡驱替为目标，以油水两相不稳定渗流理论为基础，考虑断块油藏储层 物性、剩余油分布和地层倾角等因素，建立了复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法，并采用油藏数值模拟进行 了验证分析。结果表明，对于水驱方向垂直构造线方向的一注两采井网，在其他储层条件和剩余油饱和度相同的 条件下，地层倾角越大，达到均衡驱替所需的注采井距比越大；注采井间储层渗透率、油井含水率差异越大，达到均 衡驱替时所需的注采井距比越大。数值模拟验证结果表明，在地层倾角为10°、油井含水率均为90%时，该方法计 算出注水井左右两侧注采井距的比值为1.264，按此结果进行井网部署，10 a末注水井左右两侧油井含水率分别为 96.85%和97.13%，2口油井含水率相差0.28%，总采出程度为38.37%，比均匀布井可提高采出程度5.81%。

摘要:针对赵凹油田安棚主体区主力油层水窜严重的开发现状，通过室内实验方法，研制了适用于其油藏条件的冻 胶泡沫调驱体系，该体系主要包括耐高温起泡剂和冻胶稳泡体系，即由质量分数为0.2%~0.3%的HN-1起泡剂、 0.25%~0.35%的KY-6梳形聚合物和0.6%~0.8%的YG103酚醛树脂交联剂复配而成，并优化了冻胶泡沫的注入方 式、气液比和注气速度，评价了冻胶泡沫的驱油性能，形成了适用于赵凹油田油藏条件的耐高温冻胶泡沫调驱技 术。评价结果表明：酚醛树脂冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系，具有较好的稳泡效果，能够大幅度提高泡 沫的半衰期；与分段塞注入方式相比，气液混注方式产生的冻胶泡沫具有更好的封堵性能；冻胶泡沫的最佳气液比 为1∶1，气液比过高或过低均会导致冻胶泡沫的阻力系数和封堵能力下降；最佳注气速度为0.5 mL/min，注气速度过 高或过低均会使冻胶泡沫封堵能力下降。驱油实验结果表明，冻胶泡沫调驱体系具有良好的选择性封堵性能，剖 面改善率达99%，采收率提高了44.6%。

摘要:为了深入认识碱与原油之间的作用规律，对酸值较高的孤东油田原油进行了研究，通过提取石油酸，切分原 油组分，考察了碱的类型、pH值对不同原油组分模拟油界面张力的影响。实验结果表明：有机碱和无机碱分别与孤 东油田原油作用，界面张力变化规律不同，随着溶液pH值的升高，无机碱溶液使孤东油田原油界面张力下降至最 低值后不再变化，而有机碱溶液使原油的界面张力先降低后升高，界面张力最低值对应的有机碱质量分数为1.0%； 有机碱与原油酸性组分作用生成活性物质，可降低界面张力，使动态界面张力曲线呈“V”形或“U”形；有机碱与原油 中的胶质、沥青质组分作用均可产生活性物质，初始界面张力最低，后逐渐升高；有机碱与原油中饱和分、芳香分之 间没有相互作用。

摘要:目前常用模糊综合判别方法来判别井间窜流，但是当各项评定指标之间出现矛盾时，该方法的准确率大幅度 下降。为解决这一问题，将可拓理论应用到井间窜流评价中。根据裂缝性油藏影响井间窜流的地质特征和在水驱 开发过程中窜流形成时的生产动态特征，运用物元理论、可拓集合和关联函数，从定性和定量2个角度研究井间窜 流形成时的动态特征；通过确定井间窜流物元、经典域物元、节域物元、权重系数和关联函数，建立基于可拓理论的 井间窜流程度判别模型，并利用可拓识别方法进行判别，得出窜流程度判别结果。可拓理论充分考虑了各因素的 相互联系、相互依存、相互作用的特点，能够把单项指标评定结果的不相容性转化为相容性。在江苏油区杨家坝油 藏进行了实际应用，统计结果准确率达86%，证明了该方法的可行性，具有一定的应用前景。

摘要:储层渗透率的测量及其储层条件下的转化方式是油藏工程研究的重要内容。随着储层岩石有效应力的增 加，储层岩石孔隙半径减小，渗透率降低，地面测量的岩石渗透率比地层条件下的渗透率高。为将地面测量的渗透 率应用于油藏工程，须将其换算到储层条件。根据岩石在地面和地层条件下的应力状态，研究了地面—地下渗透 率的转换方法，该方法采用三维地应力，克服了仅采用上覆地层压力的不足。胜利油区渗透率覆压实验校正结果 表明，仅采用上覆地层压力计算的渗透率转换值，比采用三维地应力计算的渗透率转换值明显偏小。对于中渗透 地层，三维地应力的渗透率转换方法与原方法差别不大，对于低渗透地层，基于三维地应力的渗透率转换方法的计 算值比原方法增大约10%。

摘要:水驱后的油藏条件与初始状态有很大不同，导致蒸汽驱油机理变得更加复杂。通过水驱后蒸汽驱物理模拟 实验，可以深入认识其增油机理，指导水驱油田蒸汽驱的方案设计。在充分调研水驱、蒸汽驱物理模拟实验的基础 上，建立了水驱、蒸汽驱联动物理模拟实验相似准则，并以此准则为依据，对某实际水驱砂岩油藏进行了模型化，建 立了二维和三维物理模型。在此基础上进行平面均质油藏和纵向非均质油藏的水驱后蒸汽驱2组实验。实验结果 表明，在均质油藏中，蒸汽带扩散均匀，蒸汽驱阶段的采出程度是水驱阶段的2.45倍，总采出程度达到68.54%；在非 均质油藏中，蒸汽带优先沿着物性较好的油层扩散，蒸汽驱阶段的采出程度是水驱阶段的2.36倍，总采出程度达到 64.22%。蒸汽的蒸馏作用和驱替作用是蒸汽带中主要的增油机理，油藏的非均质性对蒸汽驱的效果有一定影响。

摘要:疏松砂岩油藏在水驱过程中，储层渗透率和孔隙度会发生变化，这些变化对油藏开发具有重要的影响。基于 符合疏松砂岩储层典型特征的网络模型，综合考虑储层孔喉内微粒的脱落、捕集、运移等微观变化机理，建立了储 层参数变化三维网络模拟方法，并模拟研究了不同条件下孔隙度和渗透率等物性参数的变化规律。模拟结果表 明：在长期注水驱替过程中，由于孔喉内微粒会发生脱落，且部分微粒随注入流体流出储层，导致孔喉半径分布范 围发生小幅变化，孔喉半径总体呈增大趋势，储层连通性增强；渗透率和孔隙度逐渐增大，且增大的幅度逐渐减小； 注水强度和粘土胶结程度通过影响微粒的脱落速率，进而影响储层渗透率和孔隙度的变化幅度。

摘要:特高含水后期，河道砂体内部夹层是影响层内剩余油分布的重要因素。针对特高含水后期密井网条件下不 同类型的河道砂体，以萨尔图油田北二西区5口小井距密闭取心检查井为研究对象，采用统计和预测分析方法，对 曲流河河道、辫状河河道、高弯曲分流河道、低弯曲分流河道和水下分流河道砂体内部夹层进行了定量描述，对夹 层的岩性、厚度、分布部位及稳定性等特征进行了研究。结果表明，辫状河河道—曲流河河道—高弯曲分流河道— 低弯曲分流河道—水下分流河道砂体内部夹层的岩性呈泥砾岩—粉砂质泥岩—泥质粉砂岩—泥岩的变化趋势，夹 层厚度呈明显变薄趋势；不同类型河道砂体内部夹层厚度较小，厚度小于5 cm的夹层占总夹层数的65.5%；夹层的 分布部位和倾角差异大，层内薄夹层多，测井资料无法识别的夹层占总夹层数的69.6%；辫状河河道砂体内部夹层 的稳定性较好，曲流河河道砂体内部夹层稳定性最差。辫状河河道砂体剩余油主要受沉积韵律影响，曲流河河道 砂体中的剩余油主要受侧积夹层控制，低弯曲分流河道发育水平稳定层理，削弱了油层内部流体因重力作用而导 致的水淹程度差异，砂体内部水淹程度相对均匀，有利于驱油效率的提高。

摘要:高集油田已进入高含水后期开采阶段，为了提高采收率，需要寻找剩余油开采潜力。高6块是高集油田稳产 的主力区块，在对高6块阜宁组精细油藏描述的基础上，根据单井隔夹层识别、沉积微相划分、流动单元划分和剩余 油饱和度计算，结合动态资料，分析总结了该区剩余油控制因素和分布规律。结果表明：垂向上不同流动单元组合 与隔夹层空间配置关系会形成不同的剩余油分布模式；平面剩余油分布主要受沉积微相和流动单元的控制。通过 研究，识别了高6块沉积微相差异型剩余油、小隔层遮挡剩余油、夹层型剩余油和流动单元型剩余油共4种剩余油 类型，其中小隔层、夹层封挡的砂体内部，河道侧翼溢岸砂沉积及Ⅱ类、Ⅲ类流动单元是剩余油的富集区。

摘要:多层非均质油藏普遍存在层间矛盾，导致低渗透层动用程度、水驱波及程度及采收率低，纵向非均质性严重 影响了低渗透油藏的高效开发。通过单岩心水驱油、岩心组合模型水驱油实验，结合多层非均质油层注水量劈分 公式和水驱波及系数计算方法，研究了渗透率级差对水驱波及规律的影响。结果表明：岩心组合模型的吸水量分 配符合多层非均质油藏吸水量劈分理论公式，岩心组合模型可以较为准确地反映非均质油藏的水驱波及规律；随 着岩心组合模型渗透率级差的增大，高渗透层的吸水量比例逐渐增加，当渗透率级差大于9时，注入水几乎无法波 及低渗透层。

摘要:在油田开采过程中，尤其是开采中后期，经常发生油井套管损坏现象，严重影响了油田的开发效益。引起油 井套管损坏的因素很多，既有地质方面的，也有工程方面的。为了深入了解油井套管损坏的原因，以便采取有效措 施保护套管，对地层的地质和井下工程情况进行了综合研究。首先，根据井筒中套管所受的应力场分布和作用机 制，针对套管、水泥环、地层为弹性介质和塑性介质2种情况，分别建立了与之相对应的弹性和塑性数学物理模型及 射孔后的流固耦合模型；然后，模拟计算分析了射孔、水泥环、地层岩性、注水压力、放喷流量、温度和压力等因素对 套管受力的影响。结果表明：水泥环的弹性性质和厚度具有降低套管载荷的作用，地层的塑性和流变性对套管受 力影响很大，地层压力的变化会引起套管应力的变化；可采取提高固井质量、确定射孔方向和选择合理的注水压力 等措施来预防套管损坏。

摘要:在运用火烧油层技术开发稠油油藏的过程中，高温及二氧化碳腐蚀易导致油井水泥石强度下降，渗透率增 大，地层流体穿透水泥石腐蚀油层套管，严重影响油井的正常生产。根据新疆油区稠油井火驱开发固井水泥石面 临的难题，优选了一套耐高温抗二氧化碳腐蚀的水泥浆体系。室内评价结果表明：水泥石试样经高温养护后，最小 抗压强度为13.8 MPa，达到应力状态分析的安全标准，渗透率和孔隙度均变化不大；经二氧化碳腐蚀后水泥石形态 致密，结构比较均匀，仍具有较高的强度，其性能能够满足火驱开发高温作业的要求。优选的水泥浆体系在新疆油 区红浅1井区9口井进行了现场试验，测试合格率为100%，优质率达77.8%，取得了较好的应用效果，保证了火烧油 层井的固井质量及生产安全。

摘要:裂缝几何尺寸参数的准确预测是复合射孔优化设计和增产增注效果评价的前提条件，在复合射孔实施过程 中，爆燃气体滤失和多裂缝会对裂缝扩展形态产生影响。在分析中外爆燃气体驱动裂缝扩展数学模型的基础上， 结合流体力学、弹性力学和线弹性断裂力学理论，建立了全面考虑爆燃气体滤失和多裂缝的复合射孔裂缝扩展数 学模型，通过假设与多个变量相关的裂缝内爆燃气体压力分布函数，利用迭代法实现了模型的数值耦合求解，获得 了裂缝几何尺寸随时间的动态变化规律。实例计算结果表明：地层渗透率和裂缝条数对复合射孔裂缝扩展形态影 响很大，缝长随地层渗透率和裂缝条数的增加而减小；不考虑爆燃气体滤失和多裂缝导致计算得到的缝长偏大，且 相对误差随地层渗透率和裂缝条数的增大而增大。

摘要:在裂缝性储层水力压裂过程中，天然裂缝在水力裂缝的作用下产生剪切滑移或张开，使压裂液的滤失量显著 增加，从而增大了施工风险。目前的压裂液滤失模型大多是针对均质储层的，不适用于裂缝性储层。为此，从天然 裂缝内压裂液的动态滤失过程出发，描述了压裂液滤失的物理过程；根据压力连续及流体体积守恒原理，建立了天 然裂缝压裂液滤失模型；结合模型求解思路和方法，编制了计算程序。研究结果表明，压裂液性质、天然裂缝性质 和施工参数等对压裂液的滤失影响较大，重点模拟分析了充填带对滤失量的影响。天然裂缝压裂液滤失模型计算 结果表明：当最大缝宽较窄时，存在最小滤失量的临界缝宽；当最大缝宽较大时，累积滤失量与临界缝宽成反比；增 大充填物的体积浓度可减小压裂液滤失量；而增大充填带临界厚度会增大滤失量，但存在最佳临界厚度。