摘要:连续型油气藏是一种重要的油气藏类型，确定该类油气藏的分布范围，对勘探部署具有重要的意义。在中外 连续型油气藏特征分析的基础上，结合渤南地区的实际地质条件，明确了沙四段油气连续聚集的特征，并通过连续型油气藏形成机理分析，提出该类油气藏分布范围的确定方法。结果表明：广泛分布的优质烃源岩、高生烃压力、连续分布的致密储层，是连续型油气藏的主要特征；渤南地区沙四段具备连续型油气藏的形成条件，盆地中心—斜坡油气藏为连续型油气藏。连续型油气藏的形成是“源岩排烃卸压、储层压力重建”的过程，生烃压力—毛管阻力关系决定了油气可注入储层的物性下限；连续油柱两端压力差、油柱浮力与油柱顶端毛管力的关系，决定了油气分布的储层物性上限。根据这一认识提出连续型油气藏物性上、下限的计算方法，计算渤南地区沙四段连续油气分布的孔隙度为2%~11%。计算结果的准确性受压力、孔隙度、阻力等可定量化程度的影响，会存在一定误差，随着各影响因素定量化模型的细化，计算结果将会更接近实际地质情况。

摘要:根据钻井、测井、岩心分析、地层埋藏史、古地温等资料，研究了鄂尔多斯盆地南部上古生界泥岩的空间展布范围、成岩与封闭性演化模式及孔隙度、渗透率、突破压力分布特征。在此基础上，提出相应的评价标准和评价方法，并对其封闭性能进行综合评价。结果表明：鄂尔多斯盆地南部石千峰组泥岩Ⅰ类盖层发育，封闭性能最好，特别是在镇探1、黄深1井区，综合评价权值达到3.5；上石盒子组泥岩发育异常高压，Ⅳ类盖层分布广泛，物性封闭性能最差；下石盒子组泥岩在研究区的西部和南部为Ⅳ类盖层，北东方向发育Ⅰ类、Ⅱ类盖层；山西组达到晚成岩C阶段的泥岩为Ⅲ类、Ⅳ类盖层，晚成岩B阶段的泥岩发育Ⅰ类、Ⅱ类盖层。工业性气流井分布在盖层封闭性能好的区域内，封闭性能评价结果与勘探实践相匹配。

摘要:塔中地区中下奥陶统鹰山组主要经历加里东中期—海西早期多期构造运动，形成多个不整合面，发育多期表生岩溶，目前对影响鹰山组多期岩溶分布特征的主控因素的分析不够深入。为此，在鹰山组古地貌岩溶层识别与对比的基础上，对岩溶分布的影响因素进行分析，总结其主控因素。研究区中下奥陶统为稳定的台地沉积，利用残余厚度等时间图恢复鹰山组岩溶古地貌，并划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地3个地貌单元。通过对塔里木盆地表生岩溶洞穴层发育深度的分析，将研究区表生岩溶发育深度定为不整合面以下180 m内。综合应用钻井、岩心、测井和地震等资料识别岩溶层，在岩溶层对比分析的基础上研究发现，3个岩溶台面对应发育3个岩溶层，并且岩溶层主要发育在岩溶斜坡上，影响表生岩溶分布特征的主控因素为岩性和构造。

摘要:地层组成对断层结构具有重要的影响或制约作用，基于物理模拟实验研究了不同砂岩含量地层的断层结构特征。结果表明，纯砂岩即泥岩含量为0时，断层结构为二元型；泥岩含量为4%～16%时，断层发育一元型结构；泥岩含量为16%～20%时，断层发育二元型结构；泥岩含量为20%～35%时，断层发育二元或三元型结构，二元或三元型结构的界线并不很明显；泥岩含量为35%～50%时，断层又发育二元型结构；泥岩含量为50%～100%时，断层回归于一元型结构。泥岩含量与破碎带的宽度、诱导裂缝个数具有明显的正相关关系，基本上呈近似正态分布。

摘要:埕北油田发现至今已30多年，但其滚动勘探成效微弱。为缓解埕北油田增储上产的压力，对渤海海域埕北低凸起及周围地区进行精细解剖及勘探潜力分析势在必行。为此，利用层序地层分析、古地貌恢复以及储层综合预测技术，重新厘定研究区的构造特征、地层发育、地层接触关系以及沉积控制因素等。研究结果表明，埕北低凸起及周围地区可分为凸起区披覆构造带、南侧陡坡带、北侧缓坡带和西侧倾末超覆带4个构造带。古近纪，研究区南侧陡坡带发育沟谷—断层控制的扇三角洲沉积，北侧缓坡带发育沟谷—坡折控制的辫状河三角洲沉积，西侧倾末超覆带发育走向转换斜坡带控制的辫状河三角洲沉积。以埕北低凸起作为物源区形成的各方向的古近系扇三角洲及辫状河三角洲砂体具有较好的储集条件，与南、北边界断层及地层超覆带相匹配，可形成构造圈闭和地层超覆圈闭，具有较大的勘探潜力。

摘要:江陵凹陷古近系新下段膏盐岩非常发育，且油气成藏与膏盐岩分布关系密切。分析研究区含膏盐岩段的岩心、钻井、测井和地震等资料，发现江陵凹陷新下段膏盐岩在测井曲线上表现为低密度、高电阻率的特征；通过正演模拟认为研究区膏盐岩具有强振幅、低频率的地震响应特征，结合井—震标定，确定不同岩性在地震剖面上的响应特征存在差异；膏盐岩表现为明显的强振幅、较好连续性的地震响应特征，砂、泥岩互层沉积表现为中—强振幅、较差连续性的地震响应特征，泥岩表现为弱振幅或空白反射特征。通过地震属性提取，分析典型岩相的地震属性特征，建立研究区岩相—地震响应—地震属性的关系，并据此预测未钻井区域的岩性分布，完成研究区不同岩性分布的区域划分。最终确定江陵凹陷新下段膏盐岩主要分布于2个区域，分别为梅槐桥洼陷南部和资福寺洼陷南部。

摘要:新近系披覆构造油藏是沾化凹陷凸起带主要的油藏类型，但不同凸起带新近系披覆构造的含油气性相差甚远。综合钻井和地球物理等资料，通过区域地质力学分析、断裂旋扭特征分析以及油气藏解剖等，对沾化凹陷凸起带旋扭运动及其与新近系油气聚集的关系进行研究。结果表明，受新近纪郯庐断裂带右旋走滑和北东—南西向区域弱挤压应力场的影响，沾化凹陷凸起带具有顺时针方向旋扭运动的特征。在旋扭运动作用下，凸起带左侧断层（以北为参考的顺时针方向）呈扭张性质，形成新近系油气纵向优势运移通道和油气富集区带；凸起带右侧断层呈扭压性质，不利于油气纵向输导。左侧断层（油气优势运移通道）发育的凸起带新近系披覆构造易于形成规模油气藏，左侧断层控藏区是下步研究区新近系隐蔽油气藏勘探的有利方向。

摘要:准噶尔盆地西缘车排子地区石炭系火成岩勘探存在较多难题。其石炭系火成岩储层地震反射杂乱，预测火 成岩有利储层分布及裂缝有利发育区的难度较大。根据钻井和地震资料，利用重磁电预测技术和地震预测技术等对车排子地区石炭系火成岩的烃源岩条件、油气成藏条件及勘探关键技术等进行研究，结果表明，研究区自海西期形成以来长期继承性隆起，是油气的有利运移指向区；昌吉凹陷和四棵树凹陷的油气通过断层和裂缝运移至石炭系火成岩裂缝—孔隙型储层中聚集成藏；研究区石炭系火成岩具有生烃条件，可以提供油源形成自生自储型油气藏。车排子地区石炭系发育巨厚火成岩，并已获得工业油气流；其火成岩储层的含油气性主要与裂缝发育程度成正相关。根据研究区石炭系火成岩储层、断裂破碎带及裂缝分布的预测结果，已成功钻探32口井，其中11口井获得工业油气流，已上报控制石油地质储量6 101×104 t。

摘要:西藏岗巴—定日盆地下白垩统泥页岩分布广泛，通过分析其厚度、有机质丰度、有机质演化程度及脆度，评价了页岩气勘探潜力。研究区下白垩统岗巴东山组和察且拉组为一套陆棚—斜坡沉积环境下的含菱铁矿结核或条带的页岩、粉砂质页岩，地层横向分布范围较广，主要分布在定日、定结—岗巴以及江孜—浪卡子地区，厚度一般超过100 m；有机质类型良好，以腐泥型或者偏腐泥的Ⅱ1型为主，总体处于高成熟—过成熟演化阶段，以生成湿气—干气为主；页岩矿物成分以石英、长石为代表的脆性矿物为主，易于形成诱导性裂缝，同时吸附性能较强。通过分析有机地球化学参数及借鉴其他地区页岩气勘探实践，认为岗巴—定日盆地下白垩统泥页岩具有形成页岩气藏的有利条件。

摘要:基于青南洼陷构造解释成果，对断裂系统发育情况、断裂演化及构造样式进行分析，并研究其构造特征对烃 源岩的演化、储层发育及油气成藏的控制作用。结果表明：青南洼陷的形成开始于孔店组沉积时期，受东营凹陷拉 张断陷机制及郯庐断裂带拉张—走滑机制的共同作用，发育NW，EW和NNE向的多期断层，形成伸展构造样式、伸 展—走滑构造样式和走滑构造样式共3种不同的构造样式，伸展、走滑作用在不同演化阶段的叠加共同控制了青南 洼陷的构造演化，导致其构造的特殊性与复杂性。构造演化控制了烃源岩的演化及储、盖层的发育，青南洼陷沙四 段发育优质的烃源岩，广泛分布的滨浅湖滩坝砂成为青南洼陷油气成藏的主力储层，形成以岩性-构造和构造-岩性为主要类型的沙四段滩坝砂岩油藏。

摘要:相对于常规逆时偏移，多次波逆时偏移成像技术具有更高的成像精度。在分析多次波逆时偏移成像原理和 条件的基础上，对多次波逆时偏移成像中的多次波预测、波场延拓等步骤的实现过程进行了研究。在此基础上，利用Sigsbee2B地质模型，应用基于反馈环理论的自由界面多次波衰减方法预测得到纯多次波炮集，实现了基于多卡GPU集群的多次波逆时偏移成像处理。处理结果显示，多次波逆时偏移的中浅层成像清晰，构造的成像精度明显高于常规逆时偏移。多卡GPU集群的应用可显著提高多次波逆时偏移的计算速度和效率，使得基于地震大数据体进行多次波逆时偏移成像处理成为可能。

摘要:煤层渗透率动态变化规律是煤层气开发地质领域的研究热点之一。根据无因次产量分析方法，基于沁南地区15口高煤阶煤层气井排采数据，采用无因次产气率指标，将排采阶段定量划分为排水阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和衰减阶段；引用物质平衡方法，利用生产数据，计算并分析了各井不同排采阶段渗透率变化值。从渗透率变化趋势、主导机制、体系能量、相态构成和产能动态5个方面，阐释了高煤阶煤层气井不同排采阶段煤层渗透率动态变化特征与控制机理。研究结果表明，在高煤阶煤层气井排采过程中，煤层渗透率呈现降低—恢复—升高的特征；有效应力效应和基质收缩效应直接控制了煤层渗透率的变化特征；吸附与解吸特征从根本上控制了基质收缩效应的作用时间与强度。

摘要:低渗透油藏流体渗流存在启动压力梯度，应用非达西渗流理论，对不同渗流形态下考虑启动压力梯度的弹性采收率计算方法进行了分析，给出了考虑启动压力梯度的直井、直井压裂、水平井和水平井压裂4种开发方式的弹性采收率计算公式，并通过实例分析不同参数对弹性采收率的影响。研究结果表明：随着启动压力梯度的增加，4种开发方式的弹性采收率均呈线性下降，其中直井降幅最大，水平井次之，水平井压裂降幅最小；4种开发方式的弹性采收率和单位压差弹性采收率均随压差的增加而增加，前者呈线性增加，后者增幅逐渐变缓；直井压裂开发的弹性采收率随压裂裂缝半缝长的增加而增加，但增幅逐渐变缓；对于水平井压裂开发，压裂裂缝半缝长较裂缝间距对弹性采收率的影响更大，且存在最优的压裂裂缝半缝长；对于启动压力梯度较大且弹性开发的低渗透油藏，宜采用压裂的方式来提高弹性采收率。

摘要:目前，常规调剖实验只能获得岩心前后端的参数指标，而对油水及调剖体系等流体在模型中的运动过程无法直观地呈现。为此，利用计算机断层扫描技术，在保证环氧树脂浇铸模型无损的条件下，对模型驱替过程跟踪扫描，重建了驱替过程中不同时间的水驱前缘位置及改性淀粉凝胶体系的运移特征图像。实验结果表明，计算机断层扫描技术可有效用于研究和呈现改性淀粉凝胶体系的运移特征，对于渗透率级差为30的正韵律岩心模型，可得到一次水驱低渗透层被启动的位置并可直观看到，调剖体系在高渗透层中以整体段塞形式运移，成胶后，可有效封堵高渗透窜流通道，实现了定位调堵，明显扩大后续水的波及体积，使水驱采收率提高了15.08%。

摘要:蒸汽驱开发后期易汽窜，且原油产量呈递减趋势，当汽窜严重时，生产油汽比下降，蒸汽驱开发的效果越来越差。为了取得最佳的采出程度与开发的经济性，确定蒸汽驱后期转接替方式的时机非常重要。通过分析蒸汽驱后期产油量递减曲线，总结出蒸汽驱开发的递减规律；通过对蒸汽驱注采特征方程的推导得出蒸汽驱的采收率表达式，两式联立便可以求出蒸汽驱转接替方式的时机。通过对齐40块某井组的实例分析得出，该井组现阶段虽已出现汽窜，但并不是转接替方式的最佳时机。计算结果表明，2017年1月转汽水交替较为合适。进一步通过数值模拟验证，当蒸汽驱至2017年1月时，蒸汽腔在地层中发育较为成熟，汽窜程度更加严重，此时该区块从蒸汽驱转其他的接替方式较为合适。数值模拟很好的验证了计算结果，能够较好的指导现场开发。

摘要:低渗透油藏开发到高含水期阶段，钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征，以油水两相稳定渗流理论为基础，通过引入视粘度和拟势的概念，采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式，并以实际油藏参数为例，分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。结果表明，技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。将计算结果应用到实际油藏井网部署中，储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域，技术极限井距最大约为350 m；储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域，技术极限井距最小约为250 m。调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强，预测提高采收率4.1%。

摘要:由于稠油油藏的蒸汽吞吐开发属于降压式衰竭开采，导致吞吐后期油藏能量不足，蒸汽超覆严重，垂向扫油系数低，开采效果变差。注蒸汽的同时伴注一定量的气体及化学剂辅助蒸汽吞吐可改善流度比，有效改善稠油油藏的开发效果。利用室内单管实验研究了不同助排方式对蒸汽吞吐效果的影响，实验结果表明，与无助排相比，烟道气泡沫助排驱油效率可提高19%。在此基础上，利用数值模拟方法对比多种助排方式对蒸汽吞吐效果的影响，其结果与物理模拟实验结果吻合。综合多方面因素，烟道气泡沫助排效果最佳，其次为氮气泡沫助排，尤其是当地层的非均质性差以及原油粘度较高时，烟道气泡沫辅助蒸汽吞吐的开发效果更为明显。

摘要:针对海上油田储层非均质性较强、油层厚和井距大等特点，研制了一种适合于深部调驱的强度可控冻胶体系，即在常规有机酚醛冻胶基础上，加入强度调节剂叔丁基过氧化氢，调控冻胶强度。研究了叔丁基过氧化氢对冻胶体系成胶时间和强度的影响，利用扫描电镜分析不同老化时间下冻胶的微观结构和强度变化机理，研究多孔介质中静态成胶后水驱压力随老化时间的变化，分析其在多孔介质中的运移特性。结果表明，强度调节剂对成胶时间影响不大，随着老化时间延长和强度调节剂质量浓度的增加，在强度调节剂和油藏温度作用下，冻胶强度逐渐降低。常规有机酚醛冻胶加入强度调节剂叔丁基过氧化氢，使其老化30 d后，冻胶的三维空间网络结构被破坏程度较高，能够在多孔介质中发生运移。

摘要:人工边水驱技术能够有效提高复杂断块油藏采收率，但其影响因素较多；目前各影响因素对驱替效果的影响规律尚不明确，制约了该技术的区块优选及方案实施。为了研究油藏特征对人工边水驱效果的影响规律，为区块优选提供依据，以矿场实践取得显著效果的复杂断块油藏为例，应用数值模拟技术，研究油藏单因素对人工边水驱提高采收率幅度的影响规律，最终得到构造、储层、流体3大类共8个主要影响因素；并利用油层物理、油藏渗流等理论对其内在机理进行解释，建立人工边水驱区块优选标准，明确了油藏单因素的具体量化标准及关系图版。从矿场试验来看，人工边水驱能够有效提高复杂断块油藏的开发效果，但仍处于探索阶段。

摘要:针对稠油氧化降粘开采技术，探讨了微乳催化剂用于稠油氧化降粘的性能。从合成的11种油溶性催化剂中 优选出了催化剂FeB，由其进一步制备出在稠油中分散性能更好的微乳催化剂，其由催化剂FeB、馏分油、水和乳化剂组成，四者质量比为1.5∶40∶57.3∶1.2。性能评价结果表明，在微乳催化剂与稠油的质量比为0.2%、油与水的质量比为2∶3、空气与稠油的体积比为40∶1、氧化温度为200 ℃，反应时间为120 h的条件下，辽河油田稠油和绥中36-1油田稠油的粘度由8 088和2 004 mPa?s分别降至683和267 mPa?s，降粘效果明显。微乳催化剂应用于稠油氧化降粘开采技术，将有助于推进稠油高效开发提高采收率新技术的研究与应用。

摘要:目前海上油田水驱开发效果评价未形成一套完整、成熟的评价体系及行业标准，针对海上油田开发特征有必要建立一套可操作性强的水驱效果评价关键指标集。为此，分析了海上油田和陆上油田水驱开发的差异性和相似性，构建了以产量、采油速度为核心的海上油田注水开发效果评价常用指标集，并根据评价指标的独立性、动态性和可操作性进行了初选。最后基于典型海上水驱油田25个样本，应用主成分分析法，将各评价指标对水驱开发效果的重要程度进行排序，从储量动用、能量水平、产量变化、水驱状况及水驱效果5个方面最终确定10个关键指标，即水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、压力保持水平、累积注采比、年注采比、年产油量自然递减率、剩余可采储量采油速度、含水上升率、水驱指数和采出程度。这些指标为科学评价海上油田的水驱效果提供了有利依据。

摘要:酸压是碳酸盐岩油气藏投产、增产的关键技术。对于井况复杂须分段酸压改造的超深水平井，由于井深、井身结构等因素的影响，使得机械封隔酸压技术受到限制而无法使用，为保证该类井施工的成功率及增产效果，研制了新型可降解纤维暂堵剂，并对其性能进行了评价，发现该纤维暂堵剂具有较好的分散性能和降解性能，且分流暂堵效果明显；同时，提出了纤维分流暂堵复合酸压技术。截至2014年6月，现场应用施工10井次，暂堵后流压上升3～10 MPa，暂堵有效率约为80%，增产倍比为1.75～6.1，施工后产气量均大于50×104 m3/d，部分井产气量高达100×104 m3/d，增产效果显著。室内实验和现场试验结果表明，该技术能够实现对强非均质性且裂缝发育的超深水平井的清洁有效改造，工艺简单，施工风险低，适应性强，建议大力推广使用。

摘要:压裂是低渗透油藏的主要增产措施，但常规压裂存在有效缝长短、易受到压裂液的污染等问题，为增加压裂裂缝有效缝长，实现压裂裂缝的无限导流能力，提高压裂成功率及效果，从工艺适用条件分析、非连续支撑剂铺置导流能力实验和保持高速通道的方法3个方面对高速通道压裂工艺进行了研究。优选纤维长度为10 mm，直径为15 μm，质量浓度为10 kg/m3，最佳方式为纤维支撑剂一起加入，从而形成了自主的高速通道压裂工艺。现场实施2口井，成功率为100%，截止到2014年12月底，累积增产原油量为3 700 t，与同区块采用常规压裂工艺的油井相比增产15%。与常规压裂相比，高速通道压裂工艺的适应性强，施工难度低，有较好的增油效果，适用于低渗透油藏的开发，推广前景广阔。