摘要:地热资源属于可再生的清洁能源，对促进节能减排和绿色低碳具有重要意义。在济阳坳陷区域地质特征分 析的基础上，通过热储分布特征和地温场分布特征的研究，将东营组—馆下段热储划分为12个快速热补型、26个中速热补型及33个慢速热补型地热单元；并结合压力场和水化学场的综合分析，建立了热储概念模型，东营组—馆下段三角洲、辫状河砂体形成热储，在明化镇组—第四系巨厚泥岩和松散沉积隔热层的遮挡下，断陷盆地演化过程中形成的壳幔热流沿基岩向热储传导并存储，该热储无地表径流和大气水渗入，无层间越流向外放热，属无限承压水平二维流。选取热储法进行资源量计算，计算结果表明，济阳坳陷东营组—馆下段地热资源量为419.18×109 GJ，相当于143.12亿吨标准煤，可采地热资源量为104.8×109 GJ，相当于35.8亿吨标准煤。

摘要:利用三维盆地数值模拟技术恢复了中上扬子地区地史演化过程，在地史发育特征的基础上，分析了古构造对沉积的控制作用，并阐明了其发育的油气地质意义。结果表明，扬子板块泥盆纪沉积前表现为“隆凹相间”的格局，印支期在扬子地台上形成北东向的“一隆两坳”格局。对比加里东期与印支期的构造格局发现，印支期的川西坳陷基本上位于加里东期乐山—龙女寺隆起之上，印支期的泸州古隆起亦覆叠在加里东期的川南坳陷之上，南充—梁平一带位于构造转换的枢纽带，印支期的石首—宜昌隆起发育在加里东期的江汉盆地北部坳陷上，反映出印支期对加里东期的构造反转现象十分显著。从贯穿四川盆地东西向和南北向的2条构造演化剖面也可以看出，印支期对加里东期构造的叠加和反转，并反映出古构造的形成与迁移过程。泸州古隆起是一个典型的印支期古隆起叠加在加里东期古坳陷上的构造，形成了下生上储的油气资源配置关系，对以志留系为源的油气勘探应该具有良好的前景。乐山—龙女寺古隆起和黔中古隆起是印支期以前奥陶系以下地层油气运移的持续指向区，但它们仅能控制寒武系烃源岩的油气，与寒武系生烃坳陷相邻的古斜坡部位油气勘探比较有利。

摘要:为了揭示加蓬盆地深水盐下油气成藏条件和成藏关键因素，有效指导油气勘探，在综合现有勘探研究成果的基础上，系统分析了深水盐下构造—沉积演化特征及其对油气成藏的影响。研究结果表明，加蓬盆地盐下经历了断陷期（早白垩世纽康姆期—巴列姆早期）、断拗期（巴列姆晚期—阿普特早期）和过渡早期（阿普特中期）3个构造—沉积演化阶段。断陷期控制了盐下烃源岩的发育。受区域南强北弱裂谷作用的影响，北加蓬次盆湖相烃源岩主要局限分布于内裂谷带；南加蓬次盆湖相烃源岩广泛分布。烃源岩的差异性分布是目前北加蓬次盆外裂谷带勘探失利而南加蓬次盆外裂谷带获得油气发现的主要原因。断拗期和过渡早期控制盐下主力储层的发育。受沉降中心向外裂谷迁移和构造沉降作用南强北弱的继承性影响，断拗期Dentale组在内裂谷带和中部隆起带广泛发育河流相沉积，而在南加蓬次盆深水区（外裂谷带）过渡为三角洲前缘—浅湖相沉积；过渡早期Gamba组沉积于准平原化背景之下，在内裂谷带和中部隆起带发育河流—三角洲平原沉积，而在外裂谷（现今深水区）过渡为以三角洲前缘—浅湖相沉积为主。二者均存在储层物性向深水区变差的风险。沿N’Komi断裂带发育的物源长距离输送通道，对外裂谷带深水区Dentale组和Gamba组储层发育具有十分重要的意义。

摘要:依据页岩油储集类型、常规油气探明储量单层有效厚度、获页岩油井夹层厚度和夹层比例的分布特征，将济阳坳陷页岩油富集类型划分为基质型、裂缝型和夹层型3种，其中夹层型页岩油夹层厚度上限为2.5 m，夹层比例上限为20%。利用典型井解剖和数理统计相结合的方法，对不同类型页岩油富集主控因素进行了剖析。基质型页岩油富集主控因素包括岩相、储集性能、异常压力和页岩油可动性，其中富有机质纹层状泥质灰岩相和富有机质灰质泥岩相最为有利；出油井段孔隙度大于3%，且储集物性和日产油量呈明显的正相关；异常高压区内的相对低压区页岩油相对富集；S1/TOC>1层段页岩油流动性好。裂缝型页岩油富集主控因素包括岩相、裂缝发育程度和封存条件，其中纹层状岩相易形成网状缝，控制了裂缝型页岩油纵向展布；裂缝发育系数大于0.2范围内裂缝发育，裂缝型高产井主要分布在距断层距离小于1.2 km、断距大于100 m的断裂上盘；异常高压区（压力系数大于1.3）页岩油封存条件好，页岩油富集。夹层型页岩油富集主控因素包括储集物性、烃源岩排烃强度和异常压力。

摘要:利用三维地震和钻井资料，基于构造—沉积分析方法，在盆地构造活动性分析的基础上，研究了渤中坳陷沙北地区古近纪的构造—沉积充填响应及其演化过程，结合钻井岩相、地震相和地震属性的对应关系，探讨了研究区构造—沉积的时空演化规律。研究区发育U型沟谷、W型沟谷、V型沟谷、单断槽、双断槽5种古沟谷体系和断崖型、断坡型、同向断阶型和反向断阶型4种构造坡折带类型。不同古沟谷的输砂能力及对应扇体规模各异，不同坡折带类型对应的沉积物的堆积样式不同。研究区在沙河街组沉积时期发育富砂的扇三角洲沉积和富泥的滨浅湖沉积，物源来自石臼坨凸起和沙垒田凸起，为近源体系；在东营组沉积时期除发育扇三角洲沉积外，开始发育辫状河三角洲沉积，包含了近源的石臼坨凸起和沙垒田凸起以及远源的北部古滦河流域两大物源体系。

摘要:为明确辫状河沉积体系不同级别的建筑结构特征，更好地指导开发调整和剩余油挖潜，在河流相沉积界面分级体系的指导下，将东辛油田营13断块辫状河沉积分为6级储层构型界面，并确定3—6级储层构型界面的成因及分布特征。根据储层构型界面的级别不同，通过层序地层学分析、河道砂体叠置模式分析、储层构型要素分类及心滩坝内部解剖等多种方法，将研究区辫状河储层构型模式由大到小划分为辫状河复合砂体、河道砂体、河道砂体内部及心滩坝内部4种不同级别。营13断块东二段发育4期辫状河复合砂体，可以划分为深切大面积叠置型、浅切小面积叠置型、非下切交错叠置型、非下切层状叠置型以及孤立型共5类辫状河河道砂体储层构型模式。在辫状河河道砂体内部发育河道充填、顺流增生、砂质底形、砂席和溢岸细粒沉积共5种储层构型要素，而心滩坝由辫状河河道砂体内部最重要的顺流增生构型要素构成，其内部储层构型呈现明显的顺流加积特征。

摘要:准噶尔盆地滴南凸起是陆东地区重要的油气聚集区带，其油气源条件优越，储盖配置良好，已于石炭系—白垩系多个层系获得工业油气流，但对其白垩系的研究尚欠深入。为此，以层序地层学理论为指导，基于地震资料和60口探井的录井、测井资料，对滴南凸起白垩系清水河组进行详细的地层对比及划分，进而分析其层序地层特征、沉积特征及演化。研究结果表明，研究区清水河组自下而上可划分为清一段、清二段、清三段、清四段和清五段，且清一段—清四段发育的底砾岩层具有穿时的现象；清水河组可划分为1个三级层序，由下至上发育的低位体系域、湖侵体系域和高位体系域构成了一套完整的湖平面变化周期；在平面上可识别出辫状河三角洲相和湖泊相，以及物源方向由西北至东部的变化。研究区辫状河三角洲相良好的储集条件与底砾岩层的穿时分布为地层和岩性油气藏的形成提供了有利条件，沿清一段—清四段4条超覆尖灭带分布的底砾岩层可成为下步油气勘探的有利目标。

摘要:沁水盆地广泛发育岩溶陷落柱，对气藏形成与分布产生了较大影响。为分析其对气藏的影响，通过对陷落柱的形成条件、发育特征及分布规律等方面的研究发现，沁水盆地陷落柱主要形成于喜马拉雅期；在平面上成群集中分布，多为半截柱，直径为100～300 m，大多切穿主煤层的3号煤层；陷落柱内发育了大量破碎带及松散堆积，为煤层及砂岩中的天然气向外运移提供了通道；陷落柱形成并切穿煤层以后，使煤层压力降低，为柱内及附近的煤层气解析提供了条件；陷落柱还沟通了煤系地层上、下相邻的含水层，致使不同地层之间水动力发生联系，使得解析出来的天然气以游离态或伴随地下水循环运移至上覆地层中。因此，除个别情况起到输导作用在浅层形成新的气藏外，陷落柱对煤系地层中的气藏常起到破坏作用，在其周围形成煤系地层含气量低值区，致使天然气中甲烷含量降低，氮气和二氧化碳含量增高，但陷落柱的影响范围较局限。

摘要:致密油储层孔隙结构以微孔和纳米级孔隙为主，孔隙度一般小于10%。常规孔隙度测定方法很难准确、快速测定致密油储层孔隙度。因此，基于波义耳定律，同时引入孔隙度测定压力区分度函数，分析不同参数对孔隙度测定精度的影响，优化实验仪器参数，设计出适合致密油储层孔隙度测定的实验装置。利用该实验装置测定致密油储层岩心样品孔隙度为2.55%，而利用压汞法测定的孔隙度为2.40%，2种方法的测定结果相差不大。为了验证优化后的实验装置的准确性，利用该实验装置对已知孔隙度为25.16%的人造岩心的孔隙度进行测定，其值为25.56%，表明优化后的实验装置能够快速、准确测定致密油储层岩心样品的孔隙度。

摘要:对碳酸盐矿物和结构组分进行阴极发光分析可以直观、快捷地研究碳酸盐岩储层的成岩环境和成因。基于 塔北地区奥陶系碳酸盐岩缝洞充填方解石阴极发光特征分析，结合Mn2+和Fe2+含量及流体包裹体均一温度，深入研究其对成岩环境的指示作用。结果表明：Mn2+和Fe2+含量及发光特征可大致反映成岩环境的氧化还原条件，明亮发光（Mn2+含量高）表明成岩环境为还原条件，也可能是与不发光胶结作用相关的氧化水停滞有关；昏暗—不发光表明成岩环境为氧化条件，是Mn2+趋向于被氧化为高价态而不易置换Ca2+进入晶格所致；不同产状的缝洞充填方解石发光性、Mn2+和Fe2+含量及两者比值各异，指示不同的成岩环境及充填期次，反映研究区缝洞形成及充填的复杂性和多期性。

摘要:通过X射线全岩衍射、光学薄片鉴定及扫描电镜等技术手段，对四川盆地南缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩野外露头及新钻井岩心样品进行测试分析。结果表明，五峰组—龙马溪组页岩矿物组分以石英和粘土矿物为主，其次为方解石和白云石，还有少量的钾长石、斜长石和黄铁矿。其中石英以陆源碎屑来源为主，部分为生物成因；伊利石与绿泥石组合是粘土矿物的特征组合类型；方解石和白云石多以亮晶胶结物和裂缝填充物的形式存在。以矿物组分为依据，将五峰组—龙马溪组页岩划分为富石英页岩、富粘土页岩及富碳酸盐页岩3类端元岩相，每类岩相在矿物组成、结构、构造及沉积背景等方面均表现出不同特征。经计算该页岩脆性指数为0.36~0.74，平均为0.51，表明该套页岩具备良好的脆性与可压裂性，有利于页岩气的开采。其中，底部页岩石英含量高，脆性指数大且富含有机质，有利于页岩气富集与储层压裂改造，是研究区页岩气勘探开发的重点层位。

摘要:利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜和分析化验等资料，对渤南油田四区沙河街组沙三段储层特征及其控制因素进行研究，结果表明：研究区沙三段储层砂岩成分成熟度和结构成熟度较低，物性较差，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，具有沉积作用宏观主控，成岩作用微观改造的特点。压实作用是导致其物性变差的主要原因，胶结作用次之；溶蚀作用较为发育，改善了其储集性能。在成岩作用研究及成岩相分析的基础上，将该区沙三段储层划分为压实残余剩余粒间孔—不稳定组分溶蚀、次生高岭石晶间孔—石英自生加大、充填/半充填微裂缝—碳酸盐胶结交代和强压实—杂基充填4种成岩相组合类型。据钻井资料揭示研究区优质储层主要分布于压实残余剩余粒间孔—不稳定组分溶蚀成岩相。

摘要:JZ25-1油田发育古潜山变质岩油气藏，裂缝储层是研究区最主要的储集空间，孔隙度是裂缝储层优劣的重要评价标准，有效地预测孔隙度及裂缝发育带是勘探开发该类油气藏的关键。结合前人研究成果，综合分析测井、地震资料，利用叠前弹性波阻抗反演对JZ25-1油田变质岩储层进行预测。通过建立横波波阻抗与裂缝储层孔隙度的关系，确定研究区裂缝储层的识别标准，进而分析其分布特征。研究结果表明，研究区古潜山地层发育风化壳、裂缝破碎带、相对致密带以及上、下2套储层，其中上储层发育于风化壳顶部，下储层发育于裂缝破碎带，下储层的裂缝相对较为发育，为研究区主力裂缝储层。研究区裂缝储层分布特征在平面上表现为沿主要断裂呈北东向块状展布，且主要分布于潜山构造高部位；剖面上表现为储层连续性相对较差，具有不明显的近层状特征。裂缝储层发育带主要集中于研究区中部和南部，南部孔隙度大于6.5%的局部构造高部位以及断裂发育带附近应为下部有利油气勘探区。

摘要:受地震分辨率及波形干涉影响，直接利用原始地震资料进行隐蔽油气藏薄储层精细描述的难度较大。基于反射系数数据体的地震反演是在对原始地震数据进行保幅去噪处理的基础上，通过分别提取时变、空变子波构建子波逆变换因子，利用分频算法选择主频数据体构建地质约束条件，最终计算求取反射系数数据体并进行解释的反演技术，该技术能够较大限度地消除地震资料中的各类干涉现象并提高地震数据的分辨率。针对车排子地区白垩系储层存在的砂体厚度薄，储层与地震反射特征对应关系较差的难题，利用基于反射系数反演对研究区隐蔽油气藏薄储层进行了精细描述。结果显示，砂体主要呈近南北向条带状、团块状不连续分布特征，主要分布于研究区的东部以及西部近岸区域，符合以滨浅湖砂体沉积为主、局部沉积扇三角洲砂体的沉积规律，根据反演结果将储层尖灭线向湖岸方向进行了合理外推，扩大了岩性圈闭的有效分布范围。

摘要:中国老油田已陆续进入开发中后期，大量剩余油受储层强非均质性的影响而滞留于地下，成为实现老油田稳产的重要物质基础。高含水条件下剩余油潜力区预测是一项高度综合性的研究难题，对其相关领域的理论与实践研究一直在持续发展，但对剩余油富集机制的研究却涉及较少，而油水渗流规律研究是低渗透油藏水驱开发的关键。为此，针对贝克莱-列维尔特驱油理论未考虑油水重率差和毛管压力的问题，基于流体势原理和油气运移成藏理论，考虑水湿油藏水包油和油包水2种状态，从油藏流体受力分析入手，运用达西定律首次推导出水驱油藏流体运移过程中的渗流速度、剩余油再富集成藏速度公式，明确了水驱油藏不同开发阶段剩余油再富集成藏机理。研究结果表明，水动力存在与否对水驱油藏剩余油再富集成藏速度具有较大影响，且剩余油再富集成藏速度随着空气渗透率、含水饱和度和油水密度差的增加而增大，随着水动力压力梯度、原油粘度和地层倾角的增加而减小。矿场试验证实，水驱油藏剩余油再富集成藏机理是合理、实用的。

摘要:粘弹性颗粒驱油剂B-PPG是一种全新的驱油剂，具有部分交联、部分支化的分子结构，分散于水中形成非均相的B-PPG悬浮液。采用稳态剪切和动态振荡实验，研究了不同质量分数、不同交联度的B-PPG在不同矿化度盐水中的流变特性，并分析其产生机理。结果表明，B-PPG悬浮液具有优异的粘弹性、耐盐性和增粘性。随着B-PPG交联度的增加，B-PPG悬浮液粘度呈下降趋势，B-PPG悬浮液粘性与弹性模量交点处频率（Fc）逐渐趋向低频；高矿化度使部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）溶液的弹性减弱，而对B-PPG悬浮液模量影响较小，表明B-PPG较HPAM具有更优异的耐盐性；随着B-PPG质量分数的增大，B-PPG悬浮液线性粘弹区范围增大，且粘度明显增大，B-PPG悬浮液更加偏离牛顿流体，Fc 值逐渐趋向低频；通过对其动态振荡曲线的线性拟合数据发现，B-PPG悬浮液表现出弱凝胶特性。

摘要:随着开发的不断进行，稠油热采过程中硫化氢的产生量不断增加，尤其是在蒸汽驱区块硫化氢的产生量呈现急剧增加的趋势，严重影响了稠油热采区块的安全生产。为了进一步明确稠油热采过程中硫化氢的产生原因，对稠油热采过程中的含水量、处理温度和处理时间等因素进行了分析。研究结果表明，目标稠油在含水量为20%，处理温度为260 ℃，处理时间为48 h的条件下，不同形态的硫化物能够最大程度地转化为硫化氢；硫醇硫和硫醚硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生有贡献，噻吩硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生无贡献。分析不同形态硫化物对稠油热采硫化氢产生的贡献，可为高含硫区块的开发及制定相应的防治措施提供技术支持。

摘要:为了了解强碱三元复合驱后储层孔喉结构变化规律，利用常规压汞、恒速压汞、扫描电镜和铸体薄片分析方法，对大庆油区强碱三元复合驱前、后岩样孔喉结构变化进行定性和定量研究。结果表明：强碱三元复合驱后颗粒边界经过强碱溶蚀呈锯齿状，颗粒去棱角化明显，长石溶蚀严重，同时能够观察到大量溶蚀孔隙，粘土矿物中大量的书架状高岭石被溶蚀，且在粘土矿物表面出现次生石英。白色云雾状垢沉淀充填在孔隙中造成孔喉结构发生变化，部分孔隙阻塞，使强碱三元复合驱后岩心喉道半径平均值均较水驱岩心下降6.528%，孔隙半径平均值下降3.360%，孔喉比分布范围更大，平均增加12.839%，最终含油饱和度较水驱岩心低，最终含油饱和度系数较小，且强碱损害前、后残余油饱和度和最终含油饱和度的变化率均随着岩心渗透率的增加而减小。强碱三元复合驱后渗透率级差由水驱的5.567增加到5.691，岩心非均质性增强使发生指进和窜流的可能性增大。强碱三元复合驱后的储层孔喉结构变差将极大地影响后续水驱和进一步提高采收率方法的实施，也使得薄差层的动用难度进一步增加。

摘要:均衡驱替是注水开发井网设计的基本原则。对于以中高角度裂缝发育为主、纵向油层厚度大的潜山油藏，流体重力作用对立体井网均衡驱替有显著的影响。基于渗流理论，以水平井立体五点井网为例，建立了考虑重力作用时生产井见水时间的公式，给出了均衡驱替时注采井距公式，并选取油藏参数计算了均衡驱替时中心水平井的位置；同时，利用数值模拟方法对水平井立体五点井网中心注水井所在的位置进行了优化。结果表明：计算结果与数值模拟优化结果误差为4.73%，在实验允许的范围内，验证了计算公式的可靠性；随着中心注水井逐层上移，纵向上各生产井见水时间差先减小后增大；当注水井S2位于第6层时，生产井S1和S3见水时间差达到最小，实现了均衡驱替，此时采出程度最高，达到42.52%，比S2井位于11层时提高3.84%；均衡驱替时注水井S2到生产井S1和S3的距离之比为2.95。通过调整注水井的位置，减弱了重力作用造成的非均衡驱替，改善了开发效果。

摘要:针对海上S油田地层中胶质和沥青质含量高、稠油粘度大和水驱采收率低的问题，采用双子表面活性剂RB107对S油田稠油进行降粘实验，评价其乳化浓度、聚集形态、界面活性、润湿性和稳定性等，在此基础上通过物理模拟驱油实验考察其驱油性能。结果显示：在油藏条件下，当质量分数为0.3%、油水体积比为50∶50时，可使稠油粘度降低97%，使油水界面张力降至0.165 6 mN/m，说明双子表面活性剂RB107在较低浓度下具有较强降粘性能和界面活性；乳化速度为0.24 mL/min，油水乳状液油珠分散均匀且直径小，说明RB107具有较快的乳化速度和较强的稳定性；RB107溶液与原油基底的接触角为10.8°，说明对油水界面具有较强的润湿性；其可在水驱的基础上提高采收率10.1%，说明RB107对S油田稠油具有良好的降粘效果，可作为S油田稠油的降粘剂。

摘要:针对辽河油田海26块油藏原油粘度高、常规水驱开发效果差等现状，通过对表面活性剂进行表面活性、界面张力、耐温性和吸附性等性能的评价，筛选出适用于海26块油藏的表面活性剂。通过一维管式驱油实验，研究了注入温度、表面活性剂溶液质量分数、注入方式对原油采收率的影响。结果表明，随着注入温度的不断升高，最终采收率不断增加，当注入温度超过120 ℃后，原油的最终采收率增加幅度变缓；随着表面活性剂溶液质量分数的增大，最终采收率不断增加，表面活性剂溶液质量分数达到0.3%后，最终采收率增加幅度变缓；表面活性剂与热水多轮次交替注入比单轮次注入表面活性剂的驱油效果要好。在注入温度为120 ℃、表面活性剂溶液质量分数为0.3%和4轮次交替注入优化参数下，热水和表面活性剂驱的最终采收率为83.67%。

摘要:稠油油藏蒸汽驱过程中，经常出现蒸汽超覆和窜流等现象，导致蒸汽波及系数小，原油采收率低。为此，利用三维驱替实验系统，分别进行纯蒸汽驱、蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱3组实验。结果表明：纯蒸汽驱驱替效果不理想，而蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱的驱替效果要好于纯蒸汽驱。蒸汽驱转尿素辅助蒸汽驱和蒸汽驱转尿素泡沫辅助蒸汽驱实验在转驱点后，瞬时油汽比分别提高0.24和0.27，采出程度分别提高9.56%和16.29%，进出口压差最大提高0.18和0.33 MPa，瞬时含水率分别降低15.77%和36.80%；从三维温度场变化可知，尿素辅助蒸汽驱可扩大蒸汽波及区域，但效果不明显，而尿素泡沫辅助蒸汽驱可以有效抑制蒸汽超覆和窜流，提高蒸汽波及系数和原油动用程度。综合对比指标可知，尿素泡沫辅助蒸汽驱的驱替效果最好。

摘要:水力压裂是油气藏增产的一项重要技术手段，其目的是在地层内形成一条高导流能力的填砂裂缝，支撑剂在裂缝中沉降所形成的砂堤形态决定着压裂增产效果。针对中国理论研究较多但实验研究缺乏的现状，利用大型可视裂缝模拟装置进行支撑剂沉降模拟实验，通过对比分析砂堤形态以及支撑剂颗粒的沉降速度与水平运移速度，对现场常用的滑溜水、线性胶、纤维和交联4种压裂液进行携砂性能评价。结果表明：滑溜水压裂液形成的砂堤短而高，其携砂性能最差；交联压裂液形成的砂堤长而低，且最平缓，携砂性能最好；线性胶压裂液与纤维压裂液携砂性能介于两者之间；支撑剂颗粒在4种压裂液中的水平运移速度分别占液体流速的78%，85%，91%和95%，沉降速度由高到低分别为滑溜水压裂液、线性胶压裂液、纤维压裂液和交联压裂液。因此现场应根据储层的实际情况以及所需裂缝的类型选择合适的压裂液。