摘要:：页岩气在国际上是重要的后续战略资源。目前中国已进入页岩气的规模勘探和工业试采阶段，并取得了明 显成果。然而，因经验不足，致使在2014年6月1日发布实施的《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》中，有关页 岩气藏地质储量和可采储量的计算方法，存在不正确性和不可靠性，甚至是错误的问题，值得大家关注。由于地质 储量和可采储量的计算方法是该技术规范的核心内容，应尽量避免因计算方法带来的评价结果的失误和投资风 险，具体来说，该技术规范提出的有关页岩气藏基质吸附气地质储量、裂缝系统自由气地质储量和两者总地质储量 的计算方法，以及相应的可采储量计算方法都是不正确的，或者说是错误的。其次是，将汉语拼音字母x，y和z等作 为不同储量符号的下角或储量参数符号的下角，均有背于采用英语专业术语字头作为下角的原则。为此，建议针 对页岩气藏地质储量和可采储量计算方法及使用符号的科学性和合理性进行技术讨论，考虑制定动态法的计算细 则和应用范例，并考虑引入预测模型法和其他方法计算与评价页岩气藏的地质储量和可采储量。

摘要:综合应用钻井、地震等地质资料，以大量烃源岩样品地球化学分析为基础，从有机质丰度、类型、成熟度、沉积 环境、母质来源以及生物标志物等方面对渤中凹陷古近系烃源岩地球化学特征进行了研究，指出了渤中凹陷优质 烃源岩的发育层段，阐明了优质烃源岩的形成条件和分布规律，并在此基础上剖析优质烃源岩与油气成藏的关系， 进一步揭示了渤中凹陷的勘探潜力。研究结果表明，渤中凹陷沙三段、沙二段—沙一段以及东营组3套烃源岩中都 存在有机质丰度高、类型好、生排烃潜力大的优质烃源岩。其中，沙三段烃源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，有 机质丰度最高且已经进入生烃门限，优质烃源岩最为发育。从母质来源和沉积环境方面分析了3套烃源岩的形成 条件，发现生物产率高、母源类型好、保存条件良好是优质烃源岩形成的主要原因。总结了优质烃源岩的时空展布 特征，优质烃源岩的形成受控于沉积环境和沉积中心，主要发育于半深湖—深湖相带，由沉积中心向外逐渐变薄； 优质烃源岩的空间分布控制了渤中凹陷油气分布，凹陷近源斜坡带是进一步油气勘探的有利地区。

摘要:福山凹陷烃源岩地球化学特征对资源量评价及勘探目标优选具有重要意义。福山凹陷流沙港组烃源岩地球 化学特征多参数分析和对比研究表明，流三段烃源岩主要发育于淡水、弱氧化湖泊环境，有机质丰度较高，有机质 类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，属于优质烃源岩；流二段烃源岩形成于淡水—微咸水、弱氧化—弱还原的湖泊环境，有机质 丰度高，以Ⅱ1型有机质为主，属于优质—高丰度烃源岩；流一段烃源岩主要沉积于淡水、弱氧化的湖泊环境，有机质 丰度较高，有机质类型以Ⅱ2型为主，属于次优质烃源岩。福山凹陷流沙港组烃源岩在流一段沉积晚期（38 Ma）开始 生油，涠一段沉积早期（30 Ma）进入生油高峰期，新近系早期（20 Ma）进入生气门限，目前仍处于大量生烃阶段。白 莲次凹现今生烃强度高于皇桐次凹，白莲含油气子系统的下部含油气子系统是最佳含油气系统，环白莲次凹油气 聚集带的流三段一亚段—流二段储盖组合具有较大勘探潜力。

摘要:受构造演化与沉积过程的控制，断陷盆地在纵向上会发育不同的压力系统，不同压力系统的成藏条件、成藏模式及油气分布规律等方面都存在差异。为了明确该类盆地的压力分布与油气成藏特征，对沾化凹陷孤南洼陷进行剖析。根据实测及测井计算数据可知，孤南洼陷埋深3 000 m之上（Es2及其以上地层）古近系的压力系数主要为1.0~1.2，为常压系统；3 000 m之下（Es3以下地层）压力系数大于1.2，为高压系统。根据地层压力及油气分布，将研究区古近系划分为源外常压和源内高压2个油气成藏体系，前者位于烃源岩之上，以断块等构造圈闭为主，其油气成藏模式为源外断裂输导成藏，即沙三段中、下亚段油气沿断层垂向运移至沙二段及其以上地层，或直接在断块、滚动背斜等圈闭中成藏，或改为横向运移在合适圈闭中成藏，油气主要分布在油源断裂附近；后者位于烃源岩之内，以岩性、构造-岩性圈闭为主，油气成藏模式是源内高压充注成藏，即沙三段中、下亚段烃源岩生成的油气，在异常高压的驱动下直接向紧邻的砂岩体、构造-岩性圈闭侧向运移成藏，油气在高压区岩性体内聚集成藏，油藏分布受压力及岩性体的控制。

摘要:中国天然气资源丰富，储量和产量增长潜力巨大。在未来的5~10 a，常规天然气仍在天然气开发中处于统治地位，但非常规天然气也在天然气长期发展历程中起着越来越重要的作用。目前中国非常规油气的勘探开发仍处于起步阶段，国土资源部及3大国有石油公司已经在不同程度上针对致密气、煤层气和页岩气等非常规天然气进行了资源评价。评价结果显示：2012年中国致密气总资源量为16×10¹² m³，年产量为20×10⁸ m³/a，已进入大型商业化开发阶段；截至2011年12月底，中国煤层气累积探明地质储量为4155×10⁸ m³，储量和产量均较少，正处在工业化和商业化开发的早期阶段；页岩气因为没有探明储量，现处于初步探索阶段，相关机构及组织对中国页岩气资源进行了初步评价，并在四川建立了页岩气示范区开展实践研究；天然气水合物同样受到了很大重视，已经根据不同勘探程度，分层次对南海和青藏高原天然气水合物资源进行勘查。为有效开发中国非常规天然气资源，必须进一步深入地质理论研究和资源储量评估，集成系列的配套工程技术，并对工程技术进行试验和示范，使资源开发与环境保护的矛盾得以妥善解决。

摘要:油气输导体系沟通烃源岩与圈闭，在油气运聚成藏过程中具有关键作用。在前人研究成果的基础上，通过分析油气输导体系的输导机制，对含油气盆地的输导体系进行了研究。结果表明，油气输导机制从根本上来说是油气在空间输导网络中的运移机制，主要包括输导载体、输导动力及其之间的内在联系和演化规律，提出油气输导体系的分类命名原则为输导关键时期—输导方向—输导动力—输导空间，据此可以确定油气输导体系的有效性，进而预测油气藏的分布以及指导油气勘探。以东营凹陷南斜坡为例，将其明化镇组沉积末期的油气输导体系分为3类，分别为明化镇组沉积末期—向上—中高压—中孔隙油气输导体系、明化镇组沉积末期—横向-向上—中高压—大孔隙油气输导体系和明化镇组沉积末期—横向—中高压-浮力—大孔隙油气输导体系。

摘要:真武断裂是苏北盆地高邮凹陷重要的基底断裂，研究其演化规律对认识高邮凹陷的构造演化特征至关重要。在断裂构造解释的基础上，根据区域应力场状态将真武断裂的构造演化分为挤压、反转和伸展共3个主要时期。挤压期，真武断裂为印支期板块碰撞所形成的逆冲断裂；反转期，真武断裂继承性演化为真①断层和吴①断层，二者的构造演化特征存在差异；伸展期，受真①断层和吴①断层影响，形成真②断层和吴②断层等一系列次级 断层，共同组成了真武断裂带和吴堡断裂带。高邮凹陷真武断裂伸展期砂箱模拟实验结果表明，区域拉张应力场和作为基底断裂的真武断裂是高邮凹陷南部边界断裂带构造演化的2个重要因素。

摘要:在岩心观察和分析测试的基础上，结合录井、测井等资料，运用沉积学理论，对沾化凹陷沙四段上亚段滩坝的 沉积特征和分布规律进行研究，并分析其主控因素。结果表明，研究区发育砂岩滩坝和碳酸盐岩滩坝2种类型；其中砂岩滩坝主要分布于罗家鼻状构造及其周缘，岩性以灰色粉、细砂岩为主，分选好、成熟度高；碳酸盐岩滩坝分为生物礁和灰岩滩坝2种类型，生物礁主要沿义东断裂带呈长条状分布，岩性以灰色灰岩和灰质白云岩为主，分选较差，一般为原地沉积或仅经过短距离的运移；灰岩滩坝主要分布于邵家洼陷，岩性以灰色灰岩为主。古气候、古地貌和古物源为沾化凹陷滩坝沉积的主控因素，独特的古气候条件决定了研究区水量相对缺乏，与南缓北陡的古地貌特征和西部物源缺乏的古物源特征共同控制着滩坝沉积的区域、规模和类型。

摘要:沾化凹陷三合村地区油源条件复杂，油气分布规律尚不明确，制约了该区的勘探进展。根据原油物性、生物 标志物、碳同位素和成熟度参数等对三合村地区油气来源及运移方向进行了系统分析。结果表明，三合村地区原油可划分为沙四型及混合型2类，第Ⅰ类原油是来源于渤南洼陷沙四段烃源岩的成熟油，第Ⅱ类原油是来自渤南洼陷沙四段烃源岩与孤南洼陷沙三段烃源岩的混源油。根据油气运移示踪指标分析，三合村地区原油的主力充注方向为从东北到西南。结合构造及油气规模分析，北部洼陷带与孤岛南部鼻状构造带的有利圈闭为下一步勘探方向。

摘要:断裂活动对于油气的运移与聚集至关重要，然而伴随断裂活动形成的大量裂缝对于储集空间的改善，及由此而形成的有利储层的预测却没有引起足够的重视。基于分形几何学的基本理论与方法，对惠民凹陷临南洼陷T6反射层（沙三段中亚段）断裂分形特征进行了定量分析，结合已知油气藏的分布及沉积相特征，探讨了断裂分维值的特征及其与油气储集空间分布之间的联系，并对由于断裂活动形成的有利储层的分布进行了预测。结果表明，研究区断裂构造在0.187 5~1.5 区间内具有良好的自相似性，相关系数大多大于0.970；且分维值越大，断裂发育的复杂程度越高。断裂分维值的变化特征与断裂的发育规律具有相关性，研究区中部洼陷的有利储层主要分布于分维值为1.1~1.4的等值线闭合圈内，南、北两侧有利储层分布于分维值大于1.2的等值线闭合圈内；断裂分维值为0.8~1.4的断裂构造部位是该区油气聚集的优势区，分维值大于1.4的部位是油气运移的区域；结合沉积相特征，预测夏224井区以西、夏53井区以南、街斜201井区以南等是目前油气勘探的有利区带。

摘要:针对准噶尔盆地六中东区油藏井间连通性测试成本高、研究周期长的问题，以油井产液量和水井注水量等动态数据为基础，采用多元线性回归数学方法定量反演油水井连通系数，并通过示踪剂资料进行验证。研究结果表明，该区克下组油藏油水井存在单井突进、单线连通、单向连通和多向连通4种连通样式，连通性主要受构型要素、断层、储层物性和储层改造措施等地质因素控制。其中扇根开发层系S74和S73小层以单井突进、单线连通为主，主要受储层物性控制；扇中开发层系S72和S71小层以单线连通和单向连通为主，主要受构型单元控制。

摘要:渤海海域曹妃甸油田群油藏类型主要为河流相底水油藏，全部采用水平井开发，储层内部不稳定分布的夹层是影响底水油藏开发效果最关键的因素，厘清夹层的分布模式及其对底水的控制规律对底水油藏开发非常重要。以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例，通过钻穿含油储层的少量探井、水平井的领眼井等进行小层精细对比，确定了夹层空间分布的总体框架，利用水平井含水率上升规律、供液能力和地层压力等生产动态特征与夹层的响应规律，建立厚层辫状河储层的夹层分布模式，分析了夹层分布模式对底水运动规律的控制作用。研究结果表明，Massive砂体纵向上主要发育2期主力夹层，部分水平井同时受2期主力夹层的共同遮挡，并根据夹层对底水的遮挡能力，划分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。指导了中、高含水期剩余油分布研究和调整策略，部署调整井23口，平均单井累积增油量为17×104 t。

摘要:为了探究复合体系各组分（碱、表面活性剂、聚合物）对油水界面剪切粘弹性的影响规律，利用PhysicaMCR301型流变仪测量了不同化学驱油体系与原油的界面剪切粘弹性。结果表明，原油和去离子水可以形成较坚固的界面膜，有较高的界面剪切粘弹性；少量表面活性剂（如质量浓度为100 mg/L）的加入就会大幅度降低油水界面剪切粘弹性，在考察的质量浓度范围内，表面活性剂溶液的质量浓度越大，界面剪切粘弹性越低，在较高的质量浓度（如3 000 mg/L）和较高的振荡角频率（如1 rad/s）下，界面储能模量超出仪器测量下限；碱会严重破坏油水界面膜，使界面的损耗模量大幅度降低，界面的储能模量超出仪器测量下限，但是有机碱对界面膜的伤害要小于无机碱；聚合物的加入也会对油水界面剪切粘弹性产生影响，形成的界面膜抗剪切性能减弱。

摘要:对于裂缝较发育的低渗透油藏，其各向异性对平面波及系数影响较大，目前还没有形成一套完整的评价方 法。通过引用等饱和度前缘界面来定义平面波及系数，利用数值模拟流线技术，建立了一套低渗透油藏平面波及系数的评价方法。研究结果表明，利用该评价方法计算的见水时平面波及系数与油藏工程方法的计算结果一致，并验证了其合理性。基于长庆油区某开发区块资料，利用该评价方法绘制出正方形反九点井网不同各向异性系数下的平面波及图版，分析不同各向异性系数下的平面波及特征，并针对低渗透油藏中缓解平面矛盾、改善平面波及状况的角井转注、水平井加密和堵水调剖等对策，预测调整后平面波及系数提高幅度，并绘制相应图版。

摘要:采用CT扫描技术，用不同相对分子质量的聚合物对大庆油区萨尔图油田层内非均质油层进行了聚合物驱提高采收率物理模拟实验。建立的非均质模型由3块等厚度的互相连通的长方形天然岩心组成，特殊设计的岩心夹持器系统适用于CT扫描。应用CT扫描技术得到非均质模型整体及各层的含水饱和度沿程分布，实现了岩心驱油过程中含油饱和度的分布可视化和表征定量化。分析水驱后各层剩余油分布，以及聚合物驱过程中不同渗透率小层提高采收率状况。DQZ3组和DQZF1组层内非均质模型聚合物驱后采出程度分别达77.3%和72.2%，较水驱分别提高了39.4%和21.9%。DQZ3组和DQZF1组模型聚合物驱后高渗透层平均含水饱和度均有所提高，分别提高了4.1%和2.7%。实验结果表明，聚合物驱不仅能有效动用水驱阶段不能动用的中、低渗透层剩余油，而且还能有效降低水驱阶段动用程度已经很高的高渗透层残余油饱和度；聚合物相对分子质量越大，聚合物驱效果越好。

摘要:二氧化碳驱油过程中通过二氧化碳在原油中的溶解而改变原油物性，从而提高采收率，但温度和注入压力对 二氧化碳驱油效果及驱替过程中原油物性的影响规律有待深入研究。通过岩心驱替实验及原油物性测试实验对 其进行了研究，结果表明，在22 ℃条件下，原油采收率随注入压力的增加变化较小；在60 ℃条件下，当二氧化碳为气态时，注入压力对原油采收率影响较小，当注入压力升高使二氧化碳处于超临界状态时，原油采收率会大幅度提高，但换油率迅速下降，而当注入压力高于最小混相压力时采收率增幅变缓。见气时注气量对比结果显示，气态二氧化碳驱比超临界或液态二氧化碳驱更容易发生气窜。产出原油物性分析结果表明，二氧化碳驱过程中，随着生产时间的增加，产出原油组分越来越轻，原油密度和粘度也逐渐减小；相同温度下，随着注入压力的升高，产出原油密度和粘度减小。

摘要:为避免矿场聚合物溶液低效、无效循环，合理优化油田化学剂用量，提高吨聚产油量、吨聚增油量等指标值，对大庆油区矿场注聚后期各井组间聚合物用量、综合含水率、采聚质量浓度、增油倍数等开采指标变化规律进行了深入分析。考虑经济效益和地质条件的差异性，确定区块综合含水率为92%时应着手编制停注聚方案，单井综合含水率为94%是合理停注聚时机；对于综合含水率为92%~94%的生产井，可应用采收率提高值和聚合物用量导数曲线与经济界限曲线的交点判定停注聚时机；建立了停层不停井、停井不停站、停站不停区的停注聚实施方法，及时实施停注聚，提高聚合物利用率，改善聚合物驱开发效果。

摘要:采用溶解气驱开采超重油后，仍有大量残余油存在，为了进一步开发超重油潜力，开展了不同条件下超重油溶解气驱转驱方式对驱油效率影响实验。实验结果表明：在均质模型基础上，一般溶解气驱采收率约为10%，而溶解气驱后进行蒸汽驱或二氧化碳转驱都可在一定程度上提高最终采收率，其中实施溶解气驱后转蒸汽驱剩余油饱和度更低，平均采收率在70%以上，而转二氧化碳驱后平均采收率仅约为25%。另外，通过分析发现，压降速度、温度和渗透率等因素对溶解气驱开采效果都有一定影响，其中压降速度加快可适当增加驱替速度，在一定的时间条件下，压降速度越快，提高采收率效果越好。温度的影响则存在明显的时间效应，其值越低，溶解气驱提高超重油采收率的效果越明显；渗透率对提高采收率效果的敏感性较低，较高的渗透率有助于提高驱替速度。

摘要:凝析气顶油藏气顶油环协同开发须厘清油气界面的移动规律。假设凝析气顶油藏呈椭圆锥状，利用物质平衡原理，综合考虑气顶反凝析、水蒸气含量、岩石压缩性等因素的影响，推导出计算凝析气顶油藏油气界面移动距离的新方法。应用实例表明，当气顶出现反凝析后，油气界面的移动速度开始不断增大；当忽略反凝析、岩石压缩性或水蒸气含量时，油气界面纵向移动距离的计算值均偏小，且反凝析现象对油气界面纵向移动距离的影响最大，其次为岩石压缩性，水蒸气含量影响最小；新方法得到的油气界面纵向移动距离与压力梯度法的结果吻合较好。

摘要:中国陆上油田已整体进入高含水开发期，大量生产井和注入井因各种原因关停频繁，导致井网完善性遭到破坏，油藏开发效果变差。准确揭示生产井和注入井井损对油藏开发效果的影响规律，为井损恢复措施制定提供决策依据是十分必要的。通过定义油藏可采储量损失百分数，并将其作为井损条件下油藏开发效果评价指标，定量分析了井损因素对高渗透油藏开发效果的影响。研究结果表明：当发生井损时，随井损时刻变晚，相对高渗透部位井的油藏可采储量损失百分数先升高后降低，相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数单调上升；同一井损时刻下，相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数大于相对高渗透部位井，且在渗透率非均质条件下井损位置的影响明显，渗透率均质时井损位置的影响幅度很小；同一井损时刻，随渗透率平面变异系数增大，相对高渗透部位井的油藏可采储量损失百分数减小，相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数增大；同一井损百分数下，生产井的油藏可采储量损失百分数高于注入井，井损后应优先恢复生产井。

摘要:空气驱作为一项富有创造性的提高采收率技术，受到越来越多的重视。而爆炸风险的存在严重制约了该技术的发展和应用，因此准确掌握和控制可燃气体的爆炸极限对空气驱技术的消防预警和安全生产有着重要意义。为此，分析了可燃气体爆炸极限的影响因素，结果表明：混合可燃气体的组分会影响其爆炸极限，多组分可燃气体的爆炸极限为各组分的调和平均值；爆炸极限范围随温度升高而增大，呈线性变化；爆炸极限范围也随压力的增加而增大，但呈对数变化；爆炸极限范围随惰性气体体积分数的增加而减小，不同惰性气体抑爆效果不同。运用数值分析原理，结合经验公式，拟合出了不同影响因素下可燃气体的爆炸极限预测模型和统一预测模型，模型的建立为确定空气驱工艺中不同条件下油气混合物的爆炸极限提供了参考。

摘要:油相的存在会导致泡沫的稳定性变差，从而影响泡沫驱的效果，如何提高泡沫的稳定性，指导泡沫体系设计成为泡沫驱提高采收率中亟待解决的难题。为探索油相对泡沫稳定性的影响规律，采用泡沫衰减法和微流控制法研究了界面张力和油相对泡沫体系稳定性的影响，并评价了乳化油滴和气泡间的相互作用。通过固定油相，改变泡沫体系，研究油相与泡沫体系之间界面张力对泡沫稳定性的影响，结果表明，油水界面张力越低的泡沫体系所形成的泡沫半衰期越短，油相对泡沫的稳定性影响越大。采用同一泡沫体系，改变油相，不同油相对泡沫稳定性影响结果表明，表面张力越低的油相对泡沫体系的稳定性影响越大，泡沫稳定性越差。这是由于油相相对分子质量越大、表面张力越大，越不易在气水界面铺展，与泡沫的相互作用也越弱。

摘要:支撑裂缝导流能力是评价压裂施工效果的重要参数，通过室内导流能力实验，研究支撑剂粒径和段塞数、纤维浓度及其加入方式对高速通道压裂支撑裂缝导流能力的影响，并采用正交试验和灰色关联分析法分析各参数对支撑裂缝导流能力的影响程度。结果表明：支撑剂粒径越大，支撑裂缝的导流能力越强；支撑剂段塞数越多，通过增加支撑剂段塞数得到的支撑裂缝导流能力增幅越小；当闭合压力小于41 MPa时，支撑剂段塞数越多，支撑裂缝导流能力随着闭合压力的增大降幅越大；支撑裂缝导流能力随纤维浓度的增加而降低，以纤维包裹支撑剂这种纤维加入方式对支撑裂缝导流能力的影响最大；各参数对支撑裂缝导流能力影响程度由大到小依次为闭合压力、支撑剂段塞数、纤维浓度、纤维加入方式、支撑剂粒径。 关键词：高速通道压裂导流能力支撑剂段塞纤维正交试验灰色关联分析