摘要:利用地质、地球物理、地球化学和古生物资料，对比分析了沙四段与孔店组、沙四段上亚段与下亚段、沙三段与沙四段界面特征，以及界面上下构造转化、古环境变化情况。结果发现：沙四段上亚段与下亚段不整合特征较沙四段与孔店组、沙三段与沙四段更为明显且分布广泛；在沙四段下亚段—上亚段沉积时期，构造应力发生了较大的转变，断裂活动与盆地伸展特征明显不同，而孔店组与沙四段下亚段、沙四段上亚段与沙三段沉积时期应力背景、构造活动特征相似；温度比值、湿度比值、特征元素比值及化石分布情况也表明，沙四段下亚段—上亚段沉积时期气候环境变化幅度最大。由此认为，济阳坳陷沙四段下亚段与上亚段较沙四段与孔店组、沙三段与沙四段不整合级别高，为二级层序界面；古近系发育3个二级层序，分别对应孔店组—沙四段下亚段、沙四段上亚段—沙二段下亚段、沙二段上亚段—东营组。该认识不仅能够合理解释沙四段上亚段—沙三段岩性变化，而且在该认识指导下部署的多口探井均取得成功，扩展了油气勘探领域。

摘要:新版《石油可采储量计算方法》是由国家能源局于2010年12月15日发布实施的行业标准，至今已3 a有余，它是评估石油可采储量的重要规范。石油可采储量计算方法是该标准的核心部分，它将影响到评估结果的可靠性、可利用性和投资的风险性，因此，应当重视标准中计算方法的选用。新版标准的石油可采储量计算方法包括：类比法、经验公式法、驱油效率法、产量递减法和水驱曲线法，对于这些计算方法存在的若干不确定性和不可靠性问题进行了评论，并提出了有关的具体建议。建议删除可信度较低的经验公式，引用通过实际应用证明有效的国外经验公式，修正部分经验公式和产量递减法的公式，在判断递减类型和确定递减参数时，不要忽略线性试差法、曲线位移法和典型曲线拟合法的应用，删除由甲型和乙型水驱特征曲线派生的水驱曲线，增加预测模型法等内容。

摘要:济阳坳陷历经50多年的勘探开发，发现了众多的浅层气藏和稠油油藏，明确二者的分布及成因关系对下步勘探具有指导意义。通过对浅层气藏与稠油油藏的空间分布和地球化学特征进行研究，发现二者在空间分布上存在伴生现象，即在稠油油藏的上方或上倾方向常发育浅层气藏，而在浅层气藏的下伏或下倾方向往往发育稠油油藏；在成因上具有共生关系，浅层气藏主要为油溶释放气和原油降解气，而油藏中的油气由于生物降解及天然气脱出等原因形成稠油。根据研究成果提出了浅层气藏与稠油油藏联合勘探的设想，即由已知浅层气藏寻找未知稠油油藏，由已知稠油油藏寻找未知浅层气藏，或者根据地震亮点寻找浅层气藏，进而寻找稠油油藏。

摘要:受郯庐断裂带走滑活动的影响，青东凹陷内部构造表现出明显的走滑特征。在识别了研究区内典型走滑构造样式的基础上，分析了走滑构造对油气成藏的作用。郯庐断裂带营潍段的西支断裂带为青东凹陷的东部边界断层，受区域构造应力场和郯庐断裂带多期走滑活动的影响，凹陷经历了3期断拗、2期反转的构造演化过程，形成了大型边界走滑断层、背形负花状构造和走滑压扭褶皱构造等多种具显著走滑特征的构造样式。走滑构造对烃源岩热演化、构造圈闭发育以及油气运移聚集都有重要的控制作用，形成张扭断层立体运聚、压扭断层走向运聚和凹中隆近源运聚等3种油气成藏模式，控制着青东凹陷油气的富集与分布。

摘要:巴楚隆起西部剥蚀区先巴扎三维区鹰山组在加里东中期长期暴露地表接受大气淡水淋滤发生岩溶作用。以加里东中期岩溶古地貌为基础，结合精细相干和地震属性分析，对研究区古水系进行精细刻画，类比研究区与西克尔露头的岩溶特征，总结造成这种岩溶特征的成因。研究区地表各水系从干流到分支河谷发育且成熟而稳定，树枝状水系发育，表明该区具有丰富的大气淡水补给和良好的岩性-构造条件，地表岩溶相当发育；而地下水系主要以地表主干水系为排泄基面，其基本围绕地表水系分布且分支少，说明地下水没有形成系统的水文网络，地下岩溶的发育受到一定限制。研究区缺乏良好的径流和排泄系统，岩溶洞穴分布有限，以孤立分散洞穴为主，很少发育大的洞穴或暗河。地下岩溶发育程度低的原因包括岩溶发育不彻底、洞穴充填和溶蚀孔洞层发育。

摘要:东濮凹陷位于渤海湾盆地南端，发育沙三段4膏盐岩、沙三段3膏盐岩、沙三段2膏盐岩和沙一段膏盐岩共4套大型膏盐岩韵律层，研究区油气的富集及分布与沉积的膏盐岩密切相关。以沉积学、构造地质学、储层地质学和地球化学等基础理论为指导，在前人研究的基础上，应用岩心、测井、地球物理及分析化验等资料对东濮凹陷膏盐岩沉积控制因素及对油气成藏的影响进行分析，结果表明，同沉积断层控制着凹陷内膏盐岩的局部沉积特征和厚度，沉积时的古地形和古物源控制膏盐岩的形成、分布及沉积形态。膏盐岩的封隔作用使研究区的异常压力具有垂向上分带性、平面上分隔性的特点，膏盐岩沉积的横向变化可成为各油气封闭系统的侧向封闭条件，膏盐岩发育区较强的压力封闭能力对油气具有良好的封盖作用，膏盐岩的流动性可为油气运聚提供良好的输送通道，并可形成多种类型的圈闭。

摘要:柴西北地区油泉子油田浅层油藏具有明显的异常低压特征，基于其压力分布特征，从地层流体性质、封闭机制、沉积特征、构造演化等方面深入剖析异常低压形成的主控因素，查明浅层低压油藏封闭条件和形成机制及其压力演化与成藏耦合关系。结果表明，油泉子油田浅层CaCl2型地层水、高矿化度、低变质系数、轻质低粘度原油物性共同反映出研究区浅层油藏具有良好的封闭条件，湖盆咸化沉积的塑性较高的含膏质泥岩以及物性渐变带、沥青封堵作用为浅层低压系统垂向和侧向封闭提供重要保障。运用EASY%Ro法和地层对比法对研究区喜马拉雅运动晚期构造抬升剥蚀厚度恢复结果表明，其剥蚀厚度达2 700 m，剥蚀作用导致储层孔隙反弹增大和流体降温收缩，从而使得油藏压力降低，经计算其压力分别降低了14.1和7.4 MPa。油泉子油田浅层油藏异常低压的形成是沉积配置、构造演化及油气成藏等多种地质因素综合作用的结果。

摘要:南堡凹陷南堡1-5区主力开发层系东一段为浅水环境下的辫状河三角洲前缘沉积，其发育砂体的层数多、接触关系复杂。根据层次结构分析的原理，将研究区东一段储层划分为9级层次，研究重点为第5至第7级层次储层，即单砂层—单成因砂体—单河道砂体。在小层研究的基础上，根据夹层特征完成沉积时间单元的细分（单砂层划分）；根据单砂层的沉积微相特征，识别出单成因砂体；根据测井曲线的形态、高程和厚度差异特征，在最主要的单成因砂体（水下分流河道砂体）中识别出单河道砂体。研究结果表明，南堡1-5区东一段单河道砂体呈条带状展布，砂体厚度为3～5 m，最大宽度为400 m，且多条单河道砂体交切形成广泛分布的水下分流河道砂体发育区；受波浪作用的改造和后期水下分流河道的破坏，研究区水下分流河道边缘砂体呈席状化展布；河口坝砂体不发育，仅在水下分流河道间和河道边缘部位局部残留。

摘要:元坝气田位于超深层负向构造弱变形区，断层不发育。在分析研究区输导要素和输导特征的基础上，建立输导体系模型，分析油气输导过程，并研究输导体系对油气成藏的控制作用。元坝气田输导体系主要为长兴组白云岩孔隙型储集体与裂缝（层间缝、节理缝等）构成的网状复合输导体系，具有立体输导、近源聚集的优势，从而使由下伏吴家坪组烃源岩和侧向的大隆组烃源岩生成的油气有效实现上、下供烃和侧向供烃。长兴组礁滩相白云岩优质储层的发育与分布决定了油气侧向运移的方向和油气藏的分布及规模；裂缝的发育程度控制油气富集的层位。

摘要:鄂尔多斯盆地彭阳油田主要勘探开发层位延安组平面展布特征变化较大，影响了对其油藏成藏规律的认识。在研究区延安组基本成藏条件研究的基础上，总结了延安组油藏成藏规律。延安组油藏原油主要来自延长组长6、长7段炭质泥岩或油页岩；生烃期晚于圈闭形成期，有利于油气聚集；油气在早白垩世末期通过断层、裂缝与延长组顶部不整合输导进入延安组成藏。构造是控制延安组油藏成藏的最重要因素，其次为砂体分布与保存条件；北东向砂体与东西向斜坡配置形成构造-岩性油藏，局部砂体向上超覆尖灭形成地层超覆油藏；研究区北、东部保存条件好，其内部的低幅度背斜、鼻状构造处于最有利成藏位置。

摘要:中—新元古界是否存在原生油气藏，一直存在较大的争议。在大民屯凹陷中—新元古界中发现了丰富的石油储量，一直认为是“新生古储”。从大民屯凹陷中—新元古界生烃能力入手，对该区中—新元古界潜山油源问题开展研究。研究区中—新元古界潜山原油具有凝固点高、含蜡量高、沥青质和胶质含量低的特征，与沙三段原油存在明显的差异。原油—烃源岩对比结果表明，中—新元古界原油与本层位烃源岩之间存在成因联系，虽然没有明确证据证实大民屯凹陷潜山原油来自中—新元古界，但可能存在中—新元古界原油的混入。大民屯凹陷中—新元古界的有机质丰度高、类型好，热演化程度适中，具有较强的生烃潜力，可能是中—新元古界油藏的重要油源。碳酸盐岩生油岩样品热模拟结果显示，中—新元古界烃源岩至今仍具有较强的生烃能力。

摘要:东濮凹陷北部盐间泥岩裂缝储层预测目前尚无适用技术。在分析泥岩裂缝储层地质与地球物理特征的基础上，发现盐间泥岩裂缝发育段由于富含脆性矿物，易受构造形变作用形成构造裂缝，且具有低速、低波阻抗、低泊松比及高电阻率等地球物理特征。据此，形成了剩余构造分析和广义多属性聚类分析为核心的2项适用于盐间超压、构造成因泥岩裂缝预测技术。其中，剩余构造分析技术将常规地质构造分解为构造背景、局部构造形变和随机因素3部分，突出局部构造形变产生的微曲率变化，从而达到预测泥岩裂缝的目的；广义多属性聚类分析则是将地震反演法与地震属性法结合起来进行属性优选，进行神经网络聚类分析，定性预测出泥岩裂缝发育区。实际应用中2套方法预测结果吻合度较高，依据预测结果部署的濮深18-1井在沙三段上亚段10砂组3 258 m处见到良好油气显示，产油量为215～420 m3/d。

摘要:致密砂岩油藏储层的低孔低渗透特征使其不易辨别有效储层和无效储层，为了经济有效地开发致密砂岩油藏，对其有效厚度的确定进行了重新认识。针对致密砂岩油藏储层致密、物性差等特点，结合岩性、物性、含油性和电性等四性关系，以苏北盆地阜宁组和戴一段致密砂岩油藏为例，在岩心分析、试油、压汞和测井曲线等资料的基础上，运用核磁共振、经验统计和最小流动孔喉半径等5种方法确定储层物性下限及电性下限值，并相互验证。在确定的有效厚度下限标准的基础上，对研究区5口井做实际应用分析，对比见油岩心长度和测井解释有效厚度发现绝对误差为-0.15 m，层划准率为100%，此标准与实际资料吻合较好。

摘要:受层间储层物性差异的影响，低渗透油藏高含水期层间动用程度差异显著。层间径向钻孔是改善层间动用程度差异的重要技术之一，径向孔个数和长度是影响径向钻孔效果的主要因素。以2层合采油藏为例，以层间均衡动用为目标，以油水两相不稳定渗流理论和等值渗流阻力法为基础，综合考虑层间物性差异和动用程度差异，建立了高含水期油藏径向孔个数及长度的优化方法，并编制了相应的计算程序。采用油藏数值模拟技术对计算结果进行了验证，结果表明，采用新建方法计算结果进行径向钻孔后，层间动用程度差异改善显著，提高了油藏采收率，也表明了所建优化方法的可行性与准确性。

摘要:由于常规油藏数值模拟方法不能精确刻画油水运动规律和剩余油分布，因此，在分析储层描述精度、相对渗透率曲线选取、动态数据精确性和网格精度等因素对油藏数值模拟精度影响的基础上，通过分阶段油藏数值模拟、优化油藏数值模拟启动方法、相对渗透率曲线分阶段赋值和端点值标定、特高含水期网格尺度的处理和注水井分层注水等方法提高油藏数值模拟的精度。对比分析常规油藏数值模拟方法与分阶段油藏数值模拟方法发现，分阶段模拟运算的结果更为可靠，且提高了特高含水期油藏数值模拟的精度，由于油田进入特高含水期开发阶段后，剩余油高度分散，分阶段油藏数值模拟得到的剩余油饱和度场的分布结果更为准确，更有利于指导油田后期开发。

摘要:聚合物驱后优势渗流通道的存在导致波及体积减小，从而影响采收率的进一步提高。如何有效地描述优势渗流通道的分布及渗流特征成为大庆油区聚合物驱后油藏开发中亟待解决的难题。根据大庆油区长垣油田聚合物驱后20口密闭取心井资料，给出了聚合物驱后优势渗流通道的定义，结合新钻井水淹层解释资料确定其分布特征，即聚合物驱后优势渗流通道厚度比例比水驱后增加了9.3%，纵向上主要存在于厚油层底部，平面上大面积分布。在此基础上，利用物理模拟、数值模拟等手段，研究了聚合物驱后优势渗流通道的渗流特征，A试验区优势渗流通道厚度比例为19.8%，分流率却达到50%以上，无效循环严重。该研究结果为后续调堵工艺设计提供了依据，可以进一步提高聚合物驱后采收率。

摘要:针对大庆油区三元复合驱区块中后期含水上升快，不同渗透率油层动用差异大，注入液无效循环的问题，开展了三元复合驱耐碱性调剖剂的研制。通过对交联剂种类及质量分数、聚合物质量浓度及相对分子质量和聚合物溶液熟化时间等的筛选，并结合正交试验，研制出了适用于三元复合驱深部调剖的调剖剂配方，该配方由相对分子质量为2 500×104且质量浓度为2 000 mg/L的聚合物、质量分数为0.15%的离子型交联剂YH-1、质量分数分别为0.1%和0.08%的有机交联剂THM-1和THM-2以及质量分数为0.2%的稳定剂、质量分数为0.1%的除氧剂组成，形成的调剖剂成胶时间为102 h，成胶粘度为3 510 mPa?s，稳定时间大于60 d，抗盐性好，对三元复合体系界面张力影响不大。该调剖剂应用于三元复合驱调剖时，能够更好地发挥注入液驱替中、低渗透层的作用，比不应用调剖剂的三元复合驱提高采收率4%左右。数值模拟结果表明，在注入调剖剂前，加入0.01倍孔隙体积的前置聚合物段塞，能够使调剖剂保持更好的成胶性能，效果更好。

摘要:针对油田产油量预测方法无法考虑因素动态关系的局限性，首次应用时间序列传递函数模型建立了考虑因素动态关系的多因素油田产油量预测模型。应用传递函数模型的原理并按照建模步骤，以胜利油区某油田新井产油量预测为例，说明了传递函数模型数据准备、模型识别、参数估计、诊断校验及预测过程。研究结果表明，该预测模型既能在繁杂因素中剔除无关因素的干扰，识别影响油田产油量预测的主控因素，又能考察变化非同步且具有滞后性的因素动态关系；拟合程度好，预测精度高达98.4%。

摘要:在边水活跃的稠油油藏开发过程中，因边水侵入而导致油井含水率上升快、采收率低，开发效果较差。为认清稠油油藏边水推进规律，在明确其地质及开发特征的基础上，建立储层均质及非均质二维可视化物理模型，对单直井、双直井和单水平井3种不同井型开采条件下边水推进规律及其对剩余油分布的影响进行实验研究。结果表明：不同井型开采条件下，均质油藏边水均沿压力梯度最大处向油井推进，非均质油藏边水主要沿压力梯度最大处和高渗透区推进；相同井型开采条件下，均质油藏边水推进前缘较为明显，采出程度高于非均质油藏。双直井开采条件下，储层采出程度远高于单直井，即增加油井数有利于采出程度的提高；对比单直井和单水平井条件下储层采出程度，水平井具有更好的开采效果。

摘要:为了更加准确、简便地预测水驱油藏水侵量和经济可采储量，通过对其计算方法的研究，基于张金庆水驱特征曲线和Welge 方程，结合实际生产动态资料，利用经济极限产量推导出油水渗流特征及经济可采储量与经济极限含水率的关系式，再结合水侵量的物质平衡原理，确立计算水驱油藏水侵量和经济可采储量的新方法。不同综合含水率阶段的水侵量变化规律表明：水驱油藏的综合含水率越大，水侵量越大；当综合含水率小于60%时，水侵量随综合含水率呈线性增长；当综合含水率为60%~80%时，水侵量增幅变大；当综合含水率大于80%时，水侵量随综合含水率呈“上翘”式增长，水驱油藏水淹程度加快。

摘要:海上稠油油田蒸汽吞吐开发与陆上油田相比更为复杂，周期注汽量的合理选择已越来越受到重视。以渤海油田某稠油油藏为研究对象，根据海上油田特点建立概念模型，运用数值模拟方法对蒸汽吞吐周期注汽量进行优化研究，首先设计7种方案对各周期注汽段塞进行了定性研究；在此基础上，针对开发效果最好的注汽段塞方案又设计12种方案进行定量细化研究。结果表明，研究区蒸汽吞吐开发时各周期注汽量应随着周期数的增加而增加，且各周期注汽量递增率均为20%时开发效果最好。M油藏实际区块数值模拟结果表明，吞吐10周期后，蒸汽吞吐周期注汽量最优方案比各周期注汽量相同的注汽方式的累积产油量提高4.58×104 m3，采出程度提高0.53%。

摘要:大牛地气田剩余未动用储量大部分为Ⅱ—Ⅲ类低品位储量，水平井开发将是气田产能建设的主要方式。因此，优化研究多级压裂水平井开发技术政策很重要。基于多级压裂水平井数值模拟概念模型，对单井设计、压裂缝、井网和井距进行研究，结果表明：单井水平段延伸方向应垂直于最大主应力方向，水平段位于气层中部最好，压裂缝尽量穿过含气砂体并以锯齿型分布最优，平均压裂半缝长为158 m，平均压裂缝间距为112 m，采用排状交错井网最优。结合数值模拟法、动态分析法及经济评价法，确定大98井区合理井距为1 000～1 200 m，根端距为700 m。

摘要:为研究致密砂岩气藏应力敏感对拟稳态流动阶段气井产量及无阻流量的影响，基于气体非达西渗流特性，考虑渗透率幂函数式应力敏感，推导了致密砂岩气藏在拟稳态流动阶段的气井产能方程，并得到了气井无阻流量计算公式。实例计算结果表明：渗透率幂函数式应力敏感使拟稳态流动阶段气井产量及无阻流量减少；受到渗透率幂函数式应力敏感影响，生产井产能曲线向压力轴弯曲，在相同的生产压差下，气井产量比不考虑渗透率幂函数式应力敏感的产量低；渗透率幂函数式应力敏感系数越大，产能方程曲线弯曲越早、弯曲度越大，气井产量越低，产量下降率越大；地层压力下降后，生产井受渗透率幂函数式应力敏感影响减弱，在平均地层压力较低时，可适当放大生产压差进行生产。

摘要:层间采出程度差异大是多层合采油藏在高含水期面临的主要问题之一，正确认识层间采出程度状况对开发措施的制定具有重要的指导意义。吸水剖面资料是反映层间吸水状况差异的重要信息，分层吸水量的差异主要受各小层的储层物性和剩余油饱和度的差异影响。利用吸水剖面资料，以水电相似原理和非活塞式水驱油理论为基础，建立了多层合采油藏各小层平均剩余油饱和度的计算方法，并将计算结果与油藏数值模拟结果进行对比，两者的相对误差小于5%。

摘要:为明确胜坨油田坨28区块原油中活性组分与有机碱乙醇胺间的相互作用对动态界面张力的影响，采用SARA四组分分离方法对坨28区块原油进行分离，获得饱和分、芳香分、胶质和沥青质等组分；利用醇碱萃取法获得酸性组分；通过旋转滴界面张力仪测定了乙醇胺与坨28区块原油活性组分模拟油间的动态界面张力。研究结果表明：酸性组分是原油的主要活性组分，其质量分数及结构对有机碱与原油间界面张力的行为具有关键性影响，体系动态界面张力的最低值可达10-2 mN/m数量级；酸性组分质量分数越大，低界面张力维持时间越长。对于坨28区块原油，与乙醇胺作用的难易顺序为：酸性组分最强，胶质次之，沥青质、饱和分和芳香分与之作用比较微弱。

摘要:为进一步提高镇泾油田低渗透油藏原油采收率，利用室内驱油物理模拟技术，开展了水驱转空气泡沫驱提高采收率实验研究，探讨了空气泡沫驱对低渗透油藏水驱开发效果的影响。实验结果表明，在模拟地层条件下，初始水驱阶段的平均采收率为29.06%，水驱转空气泡沫驱后，采收率得到明显提高，增量均在10%以上；再次水驱后，最终采收率平均可达到45.42%。随着空气泡沫注入速度的增加，采收率呈上升趋势，但增幅逐渐减小。注入速度越大，气体突破时间越早，不过实验过程中并未发生明显的因气窜而导致采收率降低的现象；在相同条件下，空气泡沫注入总量为1倍孔隙体积时的采收率比0.6倍孔隙体积时的高5%。研究认为，通过交替注入起泡剂溶液与空气实现空气泡沫驱对于注水开发的低渗透油藏进一步提高原油采收率是可行的。

摘要:在煤层气开发过程中，工作液与煤储层不匹配时会造成水敏效应，导致煤储层渗透率降低，影响煤层气井产能。对煤储层进行水敏效应评价并探讨其主控因素，对提高煤层气开发效率具有重要意义。沁南地区高煤阶煤储层具有低孔低渗透特征，常规水敏实验方法已不适用，因此研究提出了煤储层水敏评价的新方法，采用气测渗透率取代传统的水测渗透率来表征煤岩水敏损害程度，并对沁南地区典型煤岩样品进行了测试。结果表明：沁南地区煤储层水敏损害率介于弱敏感到中等偏强之间，且以弱敏感为主；制约水敏效应的因素有煤储层渗透率、粘土矿物含量和粘土矿物赋存方式；煤储层渗透率越低，粘土矿物含量越高，水敏损害率越大。煤储层中粘土矿物的赋存方式有2种：煤岩裂隙填充与煤岩基质中植物细胞腔填充，且粘土矿物填充于煤岩裂隙的水敏损害程度高于填充于煤岩基质的水敏损害程度。