摘要:油气差异聚集模式是石油地质学的经典模式之一，在基本条件和机理分析的基础上对其在陆相断陷盆地环境中的存在条件和适用范围进行了探讨。油气差异聚集模式的实现条件隐含单一烃源岩层系或持续生烃演化过程、连续的排烃和以浮力为主的二次运移过程、以渗透性连通砂层为主要输导体系、统一的流体动力系统等；而当前陆相断陷盆地成藏理论研究中不连续的生烃演化过程、幕式充注过程、输导体系时间和空间有限性、异常流体封存箱与流体分隔体系等，已成为主要观点，严格符合差异聚集模式的油气运聚只能是特殊简单状态，油气充注很可能是在盆地输导体系一定范围内同时对圈闭进行充注，区别在于充注数量以及方式的差异，而对于盆地系列圈闭油气成藏模式的影响，是理解为多个不同成藏阶段油气差异聚集过程的复合叠加，还是不同时间段油气差异聚集作用的简单叠加，以及由此产生的不同类型油藏与不同性质流体的分布空间模式差异性，还有待于在实践中深入探讨。

摘要:济阳坳陷具备形成页岩油气的有利条件，但勘探效果不理想，亟需深入研究。为此，从划分页岩油类型入手，分析不同类型页岩油的差异性。根据页岩油的赋存空间和赋存岩石类型，可将研究区的页岩油划分为泥页岩型和夹层型页岩油2种类型；其中，泥页岩型页岩油可划分为基质型和裂缝型页岩油2个亚类，夹层型页岩油可划分为砂岩夹层型和碳酸盐岩夹层型页岩油2个亚类。提出根据裂缝发育系数划分页岩油类型的方法，将济阳坳陷裂缝发育系数大于0.2的泥页岩型页岩油确定为裂缝型页岩油，裂缝发育系数小于0.2的确定为基质型页岩油。研究区不同类型页岩油在空间分布、流体、物性、储集空间、赋存状态和产能等方面均存在差异。裂缝型页岩油和夹层型页岩油赋存于较大的储集空间，物性较好，赋存状态以游离态为主，因此裂缝型页岩油和夹层型页岩油的产能高于基质型页岩油。夹层型页岩油的储集空间小于裂缝型页岩油，气油比高，因此夹层型页岩油的产能低于裂缝型页岩油。

摘要:目前中国对于河流相层序的研究大多套用国外近海冲积平原环境下的河流相层序地层学模式，该模式认为海平面升降为河流相层序发育的主要控制因素。对于中国陆相盆地中发育的不受海平面升降影响的河流相地层来说，应用以海平面变化作为主要控制因素的近海河流相层序地层学模式解释其层序发育不具备客观前提。借鉴中外河流相层序地层学研究成果，遵循层序地层学及沉积学基本原理，在掌握层序形成机制的基础上，分析了非近海河流相层序发育的主控因素，同时结合济阳坳陷新近系河流相地层沉积模式，探讨并建立了非近海河流相层序地层学模式，指出了可能存在的资源分布。研究结果表明，非近海河流相层序形成的主控因素为构造沉降、沉积物供给、地形坡度和气候，存在初始体系域、发展体系域、衰退体系域，若基底发生差异性抬升，还可发育抬升体系域。

摘要:以地震资料解释成果为基础，从平面和剖面上识别楚雄盆地的扭动构造，并结合区域古地磁资料、应力场特征以及盆地沉积演化，分析研究区不同构造期的扭动变形机制及其演化。结果表明，中生代以来，楚雄盆地受到特提斯构造域向北和滨太平洋构造域向西的推挤力，2个推挤力在不同构造期分别占主导地位，并致使红河断裂左行、右行走滑交替，控制着楚雄盆地的构造和沉积演化；印支期金沙江洋关闭、思茅—印支地块与扬子板块拼合后，金沙江—红河碰撞带东侧的楚雄盆地不属于前陆盆地，板块拼合过程中红河断裂走向与推挤方向形成小角度斜交，主要发生走滑运动，未产生大规模造山，随后在晚印支期南北向挤压应力场中形成楚雄裂陷盆地；研究区南部楚雄—牟定一带沉积厚度的剧烈变化源于楚雄—建水断裂和牟定断裂中生代走滑运动产生的拉分效应；楚雄盆地的火成岩分布往往与大型基底断裂的后期扭动作用有关，这有利于圈定火成岩分布范围，在油气勘探中应有针对性地加以回避。

摘要:湘鄂西地区泥页岩具有发育层位多、分布面积广、沉积厚度大和热演化程度高等特点，具备形成页岩气的物质基础，但保存条件成为制约其富集成藏的关键。以湘鄂西地区下古生界下寒武统和上奥陶统—下志留统2套页岩层系为研究对象，从地层抬升剥蚀强度、断层和裂缝组合、盖层发育特征、流体封闭性4个方面分析了页岩气的保存条件。结果表明，复向斜地区受构造活动改造弱，黑色页岩埋深较大，盖层分布连续，断裂不发育，流体封闭性强；而复背斜地区受构造活动改造强，盖层不完整或缺失，黑色页岩埋藏浅，甚至暴露地表，断裂发育，流体封闭性弱。利川复向斜南部、花果坪复向斜中北部和桑植—石门复向斜中部的页岩气保存条件较好，可作为下一步勘探的有利目标区。

摘要:为研究隐伏走滑断层特征及其对油气成藏的影响，以渤海海域蓬莱13—14地区为例，根据地震资料及构造样式分析，认为研究区发育隐伏走滑断层，在地震剖面上表现为主干走滑断层两侧地震相变化大、构造反转，平面上表现为雁列式断层组合、帚状构造等特征。与典型走滑断层不同，对隐伏走滑断层的主干走滑断层的识别须综合多种地质证据。研究结果表明，蓬莱13—14地区发育3支主干走滑断层，西侧2支，中南部1支，共同构成郯庐断裂的东支。其主干走滑断层仅在基底和古近系底部发育，为压扭性断层；新近系不发育主干走滑断层，发育2组力学性质不同的断层组，其中1组为近北北东向张扭性的伴生同向走滑断层，另1组为近东西向伸展性的伴生正断层。隐伏走滑断层控制的构造反转是形成蓬莱13—14地区带状分布圈闭群的决定性因素。研究区张性伴生断层可分为2期，对油气运移起疏导作用，其中早期活动、沟通深浅层的伸展断层对油气运移具有决定性作用。

摘要:S80单元是横跨塔河油田六区、七区的重要油气开发区块，采用石油地质学、沉积学与构造地质学交叉思路与方法，研究了S80单元缝洞体分布规律及发育模式。以岩溶缝洞体的形成原因及构造形态为依据，将研究区缝洞划分为落水洞、干流洞、支流洞和末梢洞4种类型。4种类型缝洞在表层岩溶带最为发育，落水洞沿构造低部位、斜坡带呈串珠状分布；渗流岩溶带发育一小部分末梢洞，连通程度受限；径流岩溶带以干流洞为主，干流洞主要沿平行或近平行于地层方向发育，在纵向上叠置分布。表层岩溶发育段分布范围广，且多表现为顺层发育；深部缝洞体条带特征明显，具暗河特征，与断裂的关系密切。S80单元内缝洞体发育与构造裂缝发育关系密切，其表层岩溶带内缝洞体发育受构造作用产生的高角度裂缝、网状缝及压溶缝控制。在S80单元经历的4次重要构造变形过程中，加里东中期，海西早、晚期的褶皱和断裂作用对该区裂缝的产生和走向及后期溶蚀作用发育方向具有控制作用。据此，将S80单元内缝洞体发育模式划分为沉积成岩期、构造挤压期、抬升溶蚀期、溶蚀扩大及回流充填期4个阶段。

摘要:为明确富台潜山凤山组现今地应力特征，根据钻井诱导缝走向及井壁崩落方向对其现今地应力方向进行判断，并通过测井资料及经验公式计算得出关键井现今地应力。通过确定岩石力学参数并建立有限元模型，以关键井地应力为约束条件，对研究区凤山组现今地应力场进行数值模拟，分析现今地应力场对裂缝有效性的影响，进而预测有效裂缝分布。研究结果表明，富台潜山凤山组水平最大主应力为90.6~181 MPa，为北东东—南西西方向；水平最小主应力为61.9~110 MPa，为北北西—南南东方向。断裂带为应力低值区，东、西两侧低洼地带为应力高值区，背斜核部为应力分布稳定区，背斜两翼存在应力变化梯度带。北东东—南西西方向为研究区凤山组有效裂缝优势走向，有效裂缝发育最有利地区为背斜核部，其次为背斜两翼，东、西两侧低洼地带则不利于有效裂缝的保存。

摘要:东营凹陷八面河地区发育多期不整合，其中孔店组底界的区域性不整合对研究区深层油气成藏具有重要的 控制作用。大量地震资料解释结果表明，八面河地区发育削超、平超和削平3种不整合类型。根据岩性及测井资料分析，将不整合在纵向上划分为不整合之上岩石、不整合之下风化粘土层和半风化岩石3层结构；受风化淋滤作用影响，半风化岩石的储层物性可以得到不同程度的改善。不整合构成了八面河地区油气侧向运移的重要通道，众多油气显示或油气藏均位于不整合上、下40 m范围内。研究区不同的不整合类型与其上、下岩性相配置，可形成12种不整合岩性组合模式，对油气运聚成藏具有不同的控制作用。在八面河地区削超型和平超型不整合分布区，若纵向上为砂—泥对接岩性组合，可在不整合之上的孔店组形成地层超覆油气藏；在削超型和削平型不整合分布区，若纵向上为泥—砂对接岩性组合，可在不整合之下形成潜山油气藏。

摘要:东濮凹陷胡状集油田位于凹陷缓坡，多条近平行的二级断层将其切割形成断阶构造，伴生的三、四级断层将构造进一步复杂化。研究区发育辫状河三角洲沉积，砂、泥岩频繁间互，砂体、断层及其相互配置构成了胡状集油田复杂的油气输导体系，对油气运移和聚集具有重要作用。通过分析胡状集油田胡5断块区输导体系与油气分布的关系发现，胡状集油田为其东侧洼陷带烃源岩生成的油气近东西向运移至斜坡带聚集形成；砂体厚度和断距控制断层两侧的岩性对置关系，进而影响断层的侧向封闭性。砂体与断层配置形成2种油气输导模式，并控制研究区油气的运移和聚集。对于走向与主断层平行的断层，当断距较小且砂岩厚度较大时，具有输导油气的作用；当断距较大时，可断开厚层砂体，有利于油气聚集。对于与主断层斜交的断层，其断距较小且砂体厚度较大的部位有利于油气输导，而断距较大且砂体厚度较小的部位则易于封堵油气。

摘要:针对青城凸起断裂系统复杂，油气运聚成藏规律认识不清的问题，在研究高青—平南断层连通性以及中生界主要断层封闭能力和输导能力的基础上，对高青地区油气运聚特征进行模拟。结果表明，高青—平南断层整体具有良好的输导能力，而中生界内幕断层平均连通概率均小于0.6，整体输导能力较差，油气主要沿断层—砂体进行垂向、侧向运移。高青地区油气优势运移路径为沿高青断层向西、西南方向运移；油气运移指向主要受构造形态和砂体控制，油气沿断层和骨架砂体向鼻状构造脊部运移，运移距离受北东向鼻状构造控制，而构造脊部的西侧地层西倾，油气无法沿骨架砂体继续运移。因此，在高15—高52—高46井南北向鼻状构造带油气运移通畅，是有效的含油带。

摘要:塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩储层油气水分布复杂，不均一特征明显。通过对大量钻井和试采含水率动态曲线资料统计分析，明确其出水井类型和分布特征；结合构造、储层等资料，明确不同出水井类型的主控因素，建立了不同出水井的地质模型。研究区已钻井的出水井类型可划分为钻井出水井、试采暴性水淹井、试采台阶含水井和试采间歇含水井4种。地势和台缘区控制水体的整体分布，储集空间及其组合类型控制了出水井类型，断裂控制水体运移通道，并通过沟通下部水体和改造储集空间形态进而影响出水井类型。钻井出水井主要受控于地势条件，试采暴性水淹井明显受储集空间控制，试采台阶含水井主要受断裂和储集空间的控制，试采间歇含水井主要受地势和储集空间的控制。

摘要:塔北隆起西部英买32地区经历多期构造运动，地层剥蚀严重、断裂发育。在前人研究的基础上，根据构造地质学、构造应力学和构造成藏学理论，对研究区寒武系—奥陶系的构造演化及断裂特征进行分期次、分性质、分走向研究。结果表明，英买32地区主要发育3期断裂，分别为晚加里东期断裂、早海西期断裂和晚海西期断裂；其中，早海西期断裂和晚海西期断裂均持续活动至白垩纪。根据断裂是否控制潜山边界及内部隆坳的形成、断裂发育规模及断距，将研究区寒武系—奥陶系断裂分为3级，其中油气主要分布于一级和二级断裂控制的区域。研究区寒武系—奥陶系以发育逆冲断裂和走滑断裂为主，致使其潜山内部形成隆坳相间的构造格局，并形成花状、背冲和叠瓦状逆冲等构造样式。通过综合分析断裂特征以及油气分布规律可知，正花状构造高部位为研究区最有利的油气聚集区。

摘要:在岩心观察和电成像测井资料分析的基础上，对鄂尔多斯盆地合水地区长8段裂缝的产状、高度和发育位置进行了统计分析，总结出合水地区长8段裂缝平面分布规律，依据裂缝线密度平面分布特征，将合水地区划分为强裂缝发育区、裂缝发育区、弱裂缝发育区和裂缝不发育区。合水地区长8段裂缝主要分布在粉砂岩和泥岩中，其次分布在细砂岩中。储层物性越好，裂缝越不易发育；同一岩性，岩层厚度越大，裂缝越不发育。长8段强裂缝发育区和裂缝发育区的储层物性均较差，厚度较小，油井产量不高，而在弱裂缝发育区往往有高产油井。这进一步说明，如果储层本身的物性和含油性较差，即使有裂缝发育，也难以获得工业油流；储层围岩裂缝的存在对压裂效果和含油层段产量影响不大，产油量的主控因素是储层本身的岩性、厚度、物性和含油性。

摘要:叠前地震反演技术可以通过数学运算，从未叠加的叠前地震资料中获得速度、密度和泊松比等弹性参数。通过弹性参数可识别出油气勘探开发过程中所关注介质的岩性、物性及流体等特征，能够大幅度提高储层描述精度，减少多解性；但叠前地震反演技术具有一定的应用条件，对地质、地震和测井资料有适应性的要求，其反演结果的应用效果受多方面因素影响。为此，在分析叠前地震反演技术优势的基础上，应用模型数据和实际地震、测井资料，确定该技术的应用条件，并分析应用过程中存在的难点问题；结果表明，叠前地震反演具有资料多样性和技术本身的优势，且可获得丰富的反演成果数据；但应用该技术时，须采用高品质的地震资料，进行岩石物理可行性分析以及合理的叠前地震反演过程控制和成果应用。目前叠前地震反演技术存在的难点有反演结果存在多解性、须解决多种资料的匹配以及反演结果的纵、横向分辨能力与勘探开发需求的一致性等。

摘要:由于塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有极强的非均质性，实施多井缝洞单元注水开发过程中存在对井间连通性认识不清的问题，极大地影响了注水开发的效果。通过对判识碳酸盐岩缝洞型油藏连通性的地震属性进行优选，确定的最大曲率属性在反映碳酸盐岩缝洞型油藏微断裂和裂缝的发育程度、描述垂向上的非连续性以及表征裂缝的线型特征等方面均优于相干和地震倾角属性。因此，利用最大曲率属性识别和描述微断裂—裂缝体系，追踪大尺度裂缝的延伸方向，并结合振幅梯度属性，刻画缝洞连通体的空间形态。在碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发过程中，最大曲率属性可以清晰地反映微断裂—裂缝体系的空间分布，确定其与溶洞的空间组合关系，为井间静态连通性的判定提供依据；利用多种地震属性刻画的缝洞连通体，可以指导注采井部署和优化注采关系；根据追踪的大尺度裂缝连通的主方向，可以预测注水受效方向。

摘要:裂缝储层勘探潜力大，其发育受多种因素影响，需要综合地质、测井、地球物理等资料对其进行描述。通过细致分析渤南洼陷沙三段下亚段的地质资料，从多个角度对其裂缝储层进行预测，确定了2种针对性技术，即利用断层图像增强处理技术预测裂缝发育区，利用多属性趋势拟合技术预测Ⅰ类储层平面分布；但仅利用单一技术的预测结果均存在较大的不确定性，故综合2种技术的预测结果，使用叠合显示技术来预测研究区裂缝储层优势区带，以达到提高裂缝储层预测精度的目的。渤南洼陷沙三段下亚段的构造倾角属性与Ⅰ类储层预测厚度的叠合显示结果表明，义182断裂带和南部罗42井附近是有利裂缝储层发育区。实际钻探的义182、义186和义187等高产油井或有良好油气显示的渤页平1井，均位于叠合显示技术预测结果中的有利裂缝储层发育区，表明应用叠合显示技术可提高储层预测精度，是一种有效的裂缝储层综合评价方法。

摘要:针对超低渗透岩心，通过宏观驱替实验研究不同界面张力的表面活性剂对单相启动压力、油水两相启动压力、相对渗透率曲线、降压效果及提高采收率效果的影响，分析表面活性剂对超低渗透油藏渗流规律的影响。研究结果表明，随驱替液界面张力的降低，单相启动压力明显降低。油水两相启动压力实验中，在油水两相相同流速比下，随界面张力的降低，油水两相启动压力梯度逐渐降低，含水饱和度逐渐增大。从束缚水饱和度到残余油饱和度，随含水饱和度的增加，油水两相启动压力梯度先缓慢下降，后迅速下降。相渗曲线实验中，随表面活性剂质量分数的增加，油水两相渗流区增大，油相相对渗透率增大，残余油下水相相对渗透率增加，残余油饱和度降低，油气采收率升高，水相（端点以内）渗透率基本没有变化。表面活性剂段塞驱替实验中，岩心一次水驱后，注入表面活性剂可明显降低超低渗透岩心的注入压力、提高岩心采收率，且油水界面张力越低，降压效果越好，提高采收率幅度越大。

摘要:针对胜利油区陈家庄油田陈373块油层有效厚度小、纯总比低、蒸汽吞吐生产效果差的问题，实验研究了CO2—化学剂复合对该区块原油物性的作用效果，并利用CMG油藏数值模拟软件，研究了蒸汽吞吐后转CO2—化学剂复合吞吐的生产效果。结果表明，在化学剂实现有效降粘的基础上，气体溶解有一定的降粘辅助作用，两者复合对原油有良好的协同降粘效果，在油藏温度和压力条件下，对原油的降粘率达到98.97%，原油粘度为化学剂单独作用时的18.4%；CO2—化学剂复合吞吐能补充地层能量，扩大原油粘度的降低范围，提高生产效果，蒸汽吞吐6周期后转复合吞吐4个周期的平均周期产油量为480.5 t，比蒸汽吞吐高252.4 t，总产出投入比为1.64。该结果为陈373块薄层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式提供了依据。

摘要:为进一步提高岩心实验参数利用率、丰富油藏采收率的预测方法、提高预测精度，综合运用各类岩心水驱油实验法、数值模拟方法和油藏工程方法的优点，以一维室内油层物理实验参数为基础，考虑水驱油过程中启动压力梯度对驱油效果的影响，建立了一维水驱油数学模型；同时以各小层产液速度为权系数，将一维数学模型转化为二维剖面模型；在此基础上，利用不同井网下的水驱油波及系数，将二维剖面模型再次转化为三维油藏采收率预测模型，建立了基于一维岩心实验参数的三维油藏采收率预测方法。莫005井区三工河组应用实践表明，该方法预测采收率25.6%与实际标定采收率25%相吻合。由此可见该方法能够通过综合运用各类岩心实验结果，并考虑层间非均质性和井网形式对采收率的影响，避免了实验方法预测和油藏工程方法预测的单一性和不确定性，为油藏采收率预测提供了新的方向和思路。

摘要:通过室内评价实验和封堵性实验，对橡胶—聚合物冻胶体系和聚合物冻胶体系进行了对比。实验结果表明，在相同的温度、pH值和矿化度条件下，橡胶—聚合物冻胶体系的粘度和强度均优于聚合物冻胶体系；分别向渗透率相近的2个填砂管注入上述2个体系，封堵率均达97%以上，但是注橡胶—聚合物冻胶体系突破压力梯度为4.97MPa/m，远大于注聚合物冻胶体系的3.08 MPa/m，而且其耐冲刷性良好，在水驱7倍孔隙体积以后，达到稳定压力2.35 MPa，而聚合物冻胶体系则在水驱4倍孔隙体积后，压力就开始下降，稳定压力为1.12 MPa；不同渗透率的封堵实验则表明橡胶—聚合物冻胶体系在高渗透层的封堵性最好。

摘要:水平井分段水力压裂是开发页岩气藏的主要技术，但多数页岩气井压裂后压裂液返排率仅为10%～50%，潜在水相圈闭损害严重，需加大对页岩气藏水相圈闭损害的认识。以四川盆地东部龙马溪组露头页岩为研究对象，模拟压裂作业过程，利用裂缝和基质岩样开展了压裂液滤失与自吸实验，观察了页岩水相返排现象，评价了水相圈闭损害程度。实验结果表明：压裂液滤失与自吸作用将使基质含水饱和度显著增加，且在气藏压力下返排困难，从而引起基质渗透率、扩散系数以及气体压力传递能力大幅下降。分析认为，纳米孔隙发育、亲水性粘土矿物含量高以及超低含水饱和度现象普遍存在是页岩气藏水相圈闭损害严重的主因；加强返排机理研究，选择合适的表面活性剂，并采用非水基压裂液和高温热处理技术是解除或缓解水相圈闭损害的根本途径，也是页岩气井增产改造的重要发展方向。

摘要:注入二氧化碳中混有的杂质气体会不同程度地影响二氧化碳驱最小混相压力和原油物性。研究杂质气体含量对二氧化碳驱的影响对制定合理有效的开发方案具有重要意义。利用数值模拟方法，在原油PVT数据拟合的基础上，研究了甲烷与氮气这2种杂质气体的含量对二氧化碳驱最小混相压力的影响，分析了杂质气体对二氧化碳驱原油物性的影响。结果表明，甲烷与氮气会不同程度地增大二氧化碳驱最小混相压力，且氮气对最小混相压力的影响更显著。当注入气的摩尔分数为60%时，纯二氧化碳气体可使原油粘度降低71.9%，体积膨胀系数达1.42；含30%摩尔分数的甲烷注入气使原油粘度降低69.72%，体积膨胀系数为1.41；而含30%摩尔分数氮气的注入气使原油粘度降低65.92%，体积膨胀系数为1.36。对于目标区块，注入二氧化碳中甲烷的临界摩尔分数为5.6%，氮气的临界摩尔分数为2%。

摘要:中国陆上油田已整体进入高含水开发期，地下油水关系日趋复杂，剩余油分布更加分散，准确揭示剩余油分布规律，为开发调整措施提供决策依据是亟待解决的难题。利用人工石英砂制作岩心模型，借助微焦点CT系统对岩心模型进行CT切片扫描，在对二维切片进行图像预处理、插值、分割的基础上，对CT切片图像进行三维重建，得到了岩心三维孔喉结构及油水分布情况。基于岩心三维孔喉模型，发现岩心孔喉微观剩余油具有连续、连续—离散、离散等不同分布特征，由离散特征向连续特征转化的临界描述尺度下限为45 μm（约为孔喉半径的2倍）、临界描述尺度上限为167 μm（约为孔喉半径的7.6倍）；基于油藏数值模拟技术，得到了油藏宏观剩余油合理临界描述尺度，当网格尺寸不高于油藏宏观剩余油临界描述尺度时，模拟结果能够有效刻画油藏宏观剩余油局部富集现象。

摘要:为了研究调剖堵水顺序和调剖堵水时机对提高非均质岩心采收率的影响，选择1种堵水剂和强度不同的2种调剖剂作为研究对象，利用双层非均质岩心模型物理模拟实验，设定3种不同的调剖堵水顺序和7种不同的调剖堵水时机。研究结果表明，先调剖后堵水起到了很好的调堵效果，与先堵水后调剖以及同时调剖堵水相比，采收率增加幅度更大，强胶体系最终采收率为69.26%，弱胶体系最终采收率为64.94%。研究调剖堵水时机时发现，调剖与堵水间隔时间越长降水增油效果越好，且调剖堵水结合的最佳时机为调剖后水驱至0.5倍孔隙体积进行堵水，继续增加水驱时间采收率不再增加。

摘要:页岩储层微裂缝发育，粘土矿物丰富，潜在较强应力敏感性。页岩储层压裂液返排率低，滞留在储层中的压裂液的浸润作用可能使页岩储层应力敏感行为复杂化，从而影响增产改造效果。选取四川盆地南部志留系龙马溪组出露的富有机质页岩，开展支撑与无支撑裂缝的干岩样、压裂液滤液浸润岩样的渗透率随有效应力变化实验。实验结果表明，页岩应力敏感性由强到弱依次为压裂液浸润无支撑裂缝岩样、无支撑裂缝干岩样、支撑裂缝干岩样、压裂液滤液浸润的支撑裂缝岩样。分析认为，压裂液与页岩的物理化学作用会降低页岩裂缝表面强度，使页岩微裂缝更易压缩闭合，强化了页岩的应力敏感性；支撑剂的有效支撑能够减弱页岩的应力敏感性。通过控制压裂液滤失、促进滤液返排、优化支撑剂铺置方式以及确定合理生产压差可有效保护页岩储层。

摘要:水平井分段多簇压裂是开发超低渗透油藏的有效手段之一。以鄂尔多斯盆地长8超低渗透油藏黄平34-22分段多簇压裂水平井井组为研究对象，对裂缝参数与分段射孔参数进行了优化。利用网格加密技术，建立了分段多簇压裂水平井井组数值机理模型，研究了储层应力敏感、裂缝半长、裂缝导流能力、改造区和非改造区渗透率以及采油速度对分段多簇压裂水平井产能的影响。研究结果表明：弹性开发时上述参数对产能的影响比注水开发时更加显著；储层应力敏感对产能不利，裂缝半长和导流能力的增大对产能有利，但综合考虑收益与施工成本及难度，与采油速度一样，它们均存在最优值；进一步提高改造区的渗透率对产能的提升有限，而提高非改造区的渗透率可以大幅提高产能；封闭油藏分段多簇压裂水平井的渗流可分为井筒储集影响阶段、初始拟径向流动阶段、裂缝线性流阶段、系统椭圆流阶段和边界影响流阶段。