摘要:蒸汽吞吐和蒸汽驱是重质油藏注蒸汽开采的2个重要阶段；经济可采储量和经济极限汽油比，是评价注蒸汽 开采的2个重要指标。目前有关重质油藏注蒸汽开采技术可采储量的预测，主要是按照1996和2010年发布的2个 国家行业标准提出的注采关系法。该方法是描述累积注汽量与累积产油量的半对数直线关系，其有效应用要依据 国家行业标准规定的经济极限油汽比指标中蒸汽吞吐阶段为0.25 t/m3和蒸汽驱阶段为0.15 t/m3；但国家行业标准规 定的经济极限油汽比指标过高，致使预测的技术可采储量明显偏低。为此，提出了先利用产量递减法，比较准确地 预测经济可采储量；再利用注采关系法，预测经济极限汽油比；研究并分析了国家行业标准的经济极限油汽比指标 的不合理性、技术可采储量预测的不可靠性和总技术可采储量的不准确性。通过辽河油田齐40块蒸汽吞吐开采的 实际应用表明，新方法预测的经济可采储量为1 573×104 t，经济极限汽油比为20 m3/t，相应的经济极限油汽比为 0.05 t/m3；而由国家行业标准规定的经济极限油汽比预测的蒸汽吞吐技术可采储量为1 110×104 t，仅相当于到2005 年的实际累积产油量为1 144×104 t。

摘要:东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩扇体发育扇根封堵的成岩圈闭岩性油藏，圈闭的形成受不同沉积相带沉积组构与成岩作用差异的影响，而圈闭有效性评价是预测圈闭含油气性的关键。为了有效预测成岩圈闭的含油气性，从扇根地质特征和油藏特征分析入手，剖析研究区扇根封闭机制和圈闭评价原则，在此基础上，利用不同勘探阶段的相关资料，建立适用的圈闭有效性评价方法。研究结果表明：扇根亚相泥质杂基含量高、压实与杂基重结晶作用强烈，纵向上叠置的扇根可作为侧向封堵层和局部盖层；成岩圈闭的主要封闭机制是物性封闭，扇根与扇中之间的突破压力差决定了封堵油气的高度；利用全直径取心油驱水实验数据对压汞实验测定的汞驱气突破压力进行校正，并分别利用核磁共振测井和常规物性资料建立油驱水突破半径的计算方法，进而求得油藏条件下油驱水的突破压力差，对圈闭的有效性进行评价。应用结果表明，建立的圈闭有效性评价方法合理、可行，可有效指导勘探部署。

摘要:渤南洼陷沙一段泥页岩中发育厚度不等的夹层，借鉴页岩气国家界定标准和中国石化页岩油厚度企业标准来确定页岩油夹层的厚度，将单个夹层厚度小于2 m、累积夹层厚度小于层组厚度的20%作为渤南洼陷夹层型页岩油的划分依据。渤南洼陷沙一段泥页岩夹层的岩性以白云岩为主，测井响应上具有明显的高阻特征，油气产出过程中含水率逐渐上升，表现为以游离态为主的油气赋存状态。通过分析夹层型页岩油富集要素与产量之间的相关性，认为夹层型页岩油富集产出主要受控于生排烃条件、夹层厚度、夹层物性、地层压力和原油物性等因素。

摘要:在对石臼坨凸起新近系岩性油藏充满度统计的基础上，对充满度的大小、分布及其主控因素进行了分析。结果表明，研究区明化镇组下段岩性油藏的充满度变化范围较大，高度充满度为16.1%~87.5%，平均为47.5%，面积充满度为6.0%～98.3%，平均为52.6%，其中高度充满度和面积充满度超过50%以上的砂体占统计砂体的1/2以上。充满度平面分布具有不均衡性，纵向分布具有差异性，以Ⅰ油组充满度最高。岩性油藏充满度主要受构造形态、砂体几何形态、断层活动性和断层与砂体接触长度等因素的控制，构造形态控制了充满度平面分布的差异性；砂体的幅度、面积、长宽比与充满度之间整体呈现负相关关系，幅度小于45 m、面积小于4.5 km2、长宽比小于4的砂体充满度多数大于40%；断层活动性和断层与砂体接触长度对充满度的控制具有分段性，断距小于35 m、断层与砂体接触长度小于4.5 km的砂体充满度比较集中且多数大于40%。

摘要:针对沾化凹陷具有的“多洼多烃、多期油气充注、多期成藏和多凹（洼）混源”的特点，以次级构造单元为基础，以烃源岩为出发点，以油源对比技术为纽带，以油气藏为中心，以明确各洼陷各套烃源岩的供烃范围和油气成藏路径、过程以及各构造带的勘探潜力为目的，将具有类似油气来源、相似输导方式及成藏特征的复式油气成藏带定义为多元供烃成藏单元。共划分了单洼单烃、多洼多烃、单洼多烃和多洼单烃4类和义东—埕南单洼多烃成藏单元、长堤—孤东北部—垦东主体多洼多烃成藏单元、陈家庄—垦西单洼多烃成藏单元、邵家—渤南—孤北单洼单烃成藏单元、孤南—富林单洼单烃成藏单元、孤岛多洼多烃成藏单元和孤东南部—垦东西部单洼多烃成藏单元7个多元供烃成藏单元，并明确了多元输导方式与洼陷油气来源决定的不同供烃成藏单元类型及特征。多元供烃成藏单元的研究具有重要勘探意义，一方面可应用混源比判析技术明确各单元油气剩余资源潜力，另一方面可综合输导方式、方向与圈闭发育规律预测油气勘探潜力方向。

摘要:在落实构造圈闭的基础上，通过分析气源、储盖层条件以及成藏条件配置关系，研究柴达木盆地鄂博梁Ⅲ号构造深层天然气的成藏条件。结果表明，伊北凹陷是鄂博梁Ⅲ号构造主要的供气凹陷，其下侏罗统为中等—好烃源岩，热演化程度高，以生气为主，可为深层天然气成藏提供充足的气源。上、下干柴沟组以滨—浅湖和三角洲沉积为主，碎屑岩储层发育，储层物性整体表现为低孔、低渗透和特低孔、特低渗透特征，但对天然气仍具有一定的储集能力。研究区构造深层圈闭完整，干柴沟组—油砂山组均发育扩张湖相泥岩，具备良好的封盖及保存条件；其深层为下生上储式生储盖组合，成藏条件配置关系良好；下油砂山组—狮子沟组沉积末期为研究区重要的油气成藏期，与构造形成时期相匹配，具有典型的晚期成藏特征。

摘要:古地貌是控制滩坝沉积的重要因素，决定了滩坝发育的规模与特征。运用印模法与层序地层学相结合的方法，通过残余厚度求取、真厚度校正、压实恢复、潜山剥蚀区确定和古水深恢复5个步骤，恢复辽河西部凹陷曙北地区沙四段层序2低位体系域主要滩坝砂体沉积时期的古地貌，据此分析研究区古地貌对滩坝沉积的控制作用。研究区古地貌总体上呈西高东低，西部为斜坡带，东部为洼陷带，斜坡带中部为古隆起区。根据古地貌特征将曙北地区分为沿岸带、潜山带、北部斜坡带、南部斜坡带和洼陷带5个地貌单元，滩坝砂体主要分布在沿岸带与古隆起周围。古地貌控制了湖盆水体的范围与相对深度、水动力的强弱分带、滩坝沉积的地形坡度、物源的搬运通道与卸载场所等滩坝沉积的影响因素，进而控制滩坝砂体的发育。

摘要:随着对辫状河储层构型研究的深入，储层构型控制下的流动单元分布规律成为研究的重点问题。以大港油区A油田馆陶组辫状河储层为例，在辫状河储层构型分析的基础上，研究了辫状河流动单元的划分方法及其分布规律。首先在渗流屏障的识别、连通体划分和连通体内渗流差异分析的基础上，结合研究区储层非均质特征，优选了泥质含量、孔隙度、流动带指数和流度4个判别参数，应用聚类分析的方法，将储层划分为最好（Ⅰ类）、较好（Ⅱ类）、中等（Ⅲ类）、较差（Ⅳ类）和最差（Ⅴ类）5类流动单元；然后根据流动单元的判别标准，进行单井流动单元划分，并在此基础上，运用流动单元剖面和平面互动分析的方法，研究了流动单元的平面和剖面分布规律。结果表明：平面上，优质流动单元主要分布在心滩核部、砂质充填河道等砂体主体部位；垂向上，河道底部的流动单元优于河道顶部，在心滩内部夹层上、下流动单元类型会发生变化。

摘要:东营凹陷博兴洼陷正理庄地区沙二段是正理庄油田重要的砂岩储层发育段，储层垂向上变化复杂，对其演化规律认识尚不明确。对研究区岩心、薄片、镜质组反射率、粒度等资料进行半定量分析，明确了储层成岩作用对孔隙演化的控制作用。研究结果表明：沙二段储层的储集空间主要以原生粒间孔和粒内溶孔为主；孔隙演化主要受到压实作用、胶结作用和溶蚀作用的影响；其中，压实作用和胶结作用对孔隙的破坏作用较大，因压实作用减小的原生孔隙平均为19.8%，因胶结作用减少的原生孔隙平均为14.1%，压实作用对孔隙的破坏作用强于胶结作用，且压实作用在整个孔隙演化中占主导地位；溶蚀作用是改善储层孔隙的重要成岩作用，主要集中在中成岩A期，最终因溶蚀作用增加的孔隙度为2.6%。

摘要:中国经济的迅速增长促使中国综合国力显著提升，中国的能源消费总量随之大幅提高。中国对于能源进口，尤其是油气资源进口的对外依存度日益提高，所面临的能源安全问题逐渐凸显。无论是中国油企在各个产油国的既有投资，还是以马六甲海峡为代表的中国能源进口通道，其面临的安全隐患都赋予了中国能源安全问题更多的国际化要素，从而对中国外交的应对与协调能力提出了更高的要求。然而，目前中国外交所秉承的传统外交思维成为中国外交行为的桎梏。一旦与中国能源安全利益相关的国家或地区出现政治动荡或冲突之时，对于维护主权以及不干涉内政的坚持将使得中国无法有效地介入其中，无法有效地维护自身的能源安全利益。通过回顾中国在苏丹达尔富尔危机以及南苏丹内战危机中的外交实践认为，中国外交已经显现出转变的信号，中国的传统外交思 维面临修正。中国外交正在尝试改变原有的行为模式，尝试以更为积极，并且更有建设性的方式应对中国能源安全所面临的问题。

摘要:碳酸盐岩缝洞型油藏在开发过程中地层能量衰竭明显，氮气驱可以有效地补充地层能量，并增强采出能力；但只有合适的注入速度、注入时机和注入方式等才能使氮气驱达到最好的驱替效果。利用地质构造和生产动态资料建立缝洞型油藏的二维可视化地层仿真剖面模型，在室内底水能量不足时，进行了氮气驱注入速度、注入时机和注入方式等因素对采收率的影响程度研究，结果表明，氮气驱注入速度对波及范围和气窜控制有较大的影响，过大过小都会使最终采收率偏低；氮气驱注入时机的早晚影响水驱效果，进而影响采收率，注入时机过早水驱效果差，注入时机过晚气驱效果差；连续氮气驱、氮气—水交替、氮气—活性水交替等注入方式可以将采收率从20%分别提高到47.09%，60.08%和61.45%。

摘要:海上油气藏疏松砂岩地层经过长期注水开发后，其高渗透层易形成大型窜流通道，非均质性进一步增强，单独实施泡沫驱会导致泡沫在窜流通道中突进，造成无效驱替，因此有必要在泡沫驱前进行调剖。通过室内实验研究，利用3层非均质岩心模拟高渗透强非均质性油藏，进行单独泡沫驱和调剖后泡沫驱。实验结果表明：一次水驱后先进行调剖再进行泡沫驱的最终采收率比一次水驱后直接进行泡沫驱提高了18.0%，最终采收率达50%以上；增大泡沫注入量，有利于提高采收率，最优泡沫注入量约为0.4倍孔隙体积；对于层间非均质模型来说，选用高强度改性淀粉强凝胶作为调剖剂，会优先选择性封堵高渗透层，迫使后续泡沫进入中、低渗透层，从而有效改善吸液剖面，大幅度提高采收率，相对于一次水驱采出程度可提高36.0%。

摘要:三元复合驱油体系中驱油剂的协同效应，会使油水间的界面张力大幅度下降，原油采收率大幅度提高；但三元复合驱油体系的色谱分离现象也会破坏其协同效应和完整性，揭示色谱分离现象及其影响因素对于改善三元复合驱油效果具有十分重要意义。以油藏工程和分析化学理论为指导，以化学分析和物理模拟为技术途径，并以大庆喇嘛甸油田典型区块地质特征和流体性质为研究对象，开展强碱三元复合驱色谱分离现象及其影响因素研究。结果表明，采用前置高浓度聚合物段塞后，可以有效扩大波及体积，但表面活性剂与碱和聚合物之间无因次等浓距增加，色谱分离现象加剧。大庆油区喇嘛甸油田不同区块油水性质差异对色谱分离现象存在影响，原因在于部分重烷基苯石油磺酸进入油相，影响水相中浓度检测值。强碱三元复合驱油体系中表面活性剂与碱和聚合物之间色谱分离程度比较严重，碱与聚合物之间较弱。

摘要:为了寻求适应海上深层特稠油提高采收率的方法，针对渤海LD16-1油田地质特点，根据相似准则组建大型室内高温高压填砂模型，进行了蒸汽辅助重力泄油（SAGD）与多元热流体辅助重力泄油（MAGD）的物理模拟实验。结果表明：相比于SAGD，MAGD具有初期产能高、后期递减快的特点，最终采出程度与累积原油蒸汽比分别提高了4.7%和0.445；通过注入大量的非凝析气（包括二氧化碳和氮气），发挥了非凝析气补充地层能量、溶解降粘、增加弹性能及降低界面张力的作用；对于MAGD技术，注汽温度是开采效果的主控因素；气水比过大时，开采效果变差，存在一个合理气水比；增加非凝析气注入量与非凝析气中二氧化碳的比例有利于强化MAGD的开采效果；比例实验数值模型模拟结果与物理模拟结果的拟合精度达93.19%。

摘要:为了提高水驱后原油采收率，三元复合驱技术被广泛应用到大庆油区萨尔图油田二类油层中。为明确三元复合体系启动水驱后剩余油机理，根据研究区二类油层天然岩心铸体薄片的真实孔喉制作微观仿真模型，并进行微观模型驱油实验。结果表明：水驱后剩余油主要以簇团状、膜状和孤岛状分布为主，少部分以喉道状和盲端/角隅状分布；三元复合体系的超低界面张力和高粘弹特性，能够乳化油滴，将油珠拉成油丝，并能剥离油膜，驱替出盲端油，进而大幅度降低水驱后簇团状、膜状剩余油，增加孤岛状油滴的数量，从而提高驱油效率。驱油效果定量分析结果表明：水驱驱油效率为50%，复合驱驱油效率最高可达38.68%；2 种微观模型的最终驱油效率最高可达88.68%，4种三元复合体系的最终驱油效率均在77%以上。

摘要:为了研究气水同注驱油技术扩大水驱波及体积提高采收率的适应性，通过室内驱油实验，评价了氮气—水和氮气—活性水2种体系作为驱油剂的驱油效果，并探讨了各自的渗透率适应界限和驱油机理。实验结果表明：当渗透率为5×10-3~100×10-3 μm2时，氮气—水同注体系的流度降低因子随渗透率的增大而减小；当渗透率为5×10-3~40×10-3 μm2时，该体系可有效增大水驱波及效率，提高采出程度35.1%~16.8%。由于流度降低因子与采出程度增值匹配性良好，可将其作为表征气水同注体系扩大波及体积能力的重要指标之一。当渗透率为30×10-3~500×10-3 μm2时，氮气—活性水同注体系可有效增大渗流阻力，扩大波及体积，提高采出程度22.6%~19.4%。因此，氮气—水同注 体系适用于渗透率小于40×10-3 μm2的地层，氮气—活性水同注体系适用于渗透率为30×10-3~500×10-3 μm2的地层。

摘要:针对油田开发后期开发指标不确定性、波动程度大导致常规预测方法适应性差，且无法提供预测结果概率分布特征的问题，建立了基于不确定性研究的开发后期指标预测方法。该方法通过历史生产数据确定指标影响因素的概率分布，并采用随机算法生成服从概率分布的大量样本，最后通过所建立的指标与影响因素之间的定量关系预测指标的概率分布特征。用该方法对H采油厂注采比进行预测，其2013年前6个月注采比的预测误差平均为0.53%，而多项式回归模型及支持向量机模型的误差分别为3.33%和1.46%；2013年1月的注采比概率分布范围为0.77~0.93，最大概率的注采比为0.834 3。不确定性开发指标预测方法精确度较高，能为开发决策提供可靠依据，并大大降低决策风险。

摘要:聚合物驱是水驱后进一步提高原油采收率的三次采油技术，在不同类型油藏中均取得了较好的应用效果。聚合物驱开发过程中，油藏非均质性对聚合物驱的驱替效果有较大影响。基于油藏沉积微相展布形态，归纳出储层渗透率平面非均质性、厚度平面非均质性和几何形态非均质性等3类油藏非均质性。应用油藏数值模拟方法建立3类多个理论地质油藏模型，并且在每一类模型具有相同的生产约束条件下，研究了油藏非均质性对聚合物驱不同注采井网驱替效果的影响。研究结果表明，同一模型在相同工作制度和不同注采方式下，初期产油量和累积产油量存在较大差别。对于储层厚度平面非均质性油藏，厚注薄采的聚合物驱开发效果优于厚采薄注；对于渗透率平面非均质性油藏，高注低采的聚合物驱开发效果优于高采低注；对于几何形态的非均质性油藏，宽采窄注的聚合物驱开发效果优于宽注窄采。因此，合理地部署注采井网能有效地提高油藏聚合物驱的开发效果。

摘要:水驱特征曲线在中、高含水开发阶段得到广泛应用。然而，油田进入特高含水开发期后，水驱特征曲线会发生上翘，出现拐点。针对这一现象，通过室内124组高注入倍数（1 000倍孔隙体积）水驱油实验，明确了水驱特征曲线出现拐点的根本原因是水相渗透率急剧增加，并指出水驱特征曲线出现拐点是客观存在的。同时，由于水驱特征曲线的累积效应，使得拐点在发生之后才能被发现，存在严重的滞后性，造成对拐点时机的误判。为了消除水驱特征曲线的累积效应对拐点出现滞后性的影响，从甲型水驱特征曲线入手，推导出了含油率与累积产油量在半对数坐标上的关系式，应用该关系式，消除了累积效应的影响，可准确判断水驱特征曲线拐点时机，及时制定开发技术对策，为矿场改善开发效果奠定基础，更好地指导油田开发生产实践。

摘要:为研究粘弹性支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）的封堵性能与调剖能力，进行了单管填砂岩心封堵实验和非均质平行双管填砂岩心驱替实验。实验结果表明：B-PPG以不断堆积堵塞与变形通过孔道的方式在岩心中运移，能够对岩心窜流通道进行有效封堵，阻力系数增大，封堵效率在97%以上；岩心阻力系数和封堵效率随岩心渗透率、B-PPG质量浓度和模拟地层水矿化度的增大而增大，随注入速度和温度的增大而减小。B-PPG通过选择性封堵高渗透岩心、液流转向的作用改善非均质岩心的吸水剖面。当岩心渗透率级差小于7.1，B-PPG段塞为0.25~1.0倍孔隙体积时，B-PPG都表现出良好的调剖效果。

摘要:为了确定层系井网调整的技术经济界限，以动态分析、理论计算、数值模拟和经济评价相结合的方法，研究了喇嘛甸中块层系井网调整的井距、纵向渗透率变异系数、层系组合厚度和层系组合跨度等参数的技术经济界限。其中，通过动态分析方法研究在现井网条件下逐步加密时水驱控制程度的变化规律；应用数值模拟技术研究井距与采收率关系，综合确定合理井距；在合理井距研究的基础上，通过概念模型确定渗透率变异系数界限；运用经济评价方法，依据盈亏平衡原理，计算合理井距、不同油价下的合理层系组合厚度；基于井距和层系组合厚度界限，通过理论计算，确定合理层系组合跨度；通过数值模拟和经济评价方法确定井网调整后的界限。结果表明，当喇嘛甸中块合理井距为150 m时，合理层系组合厚度为7.5 m，合理层系组合跨度为50 m，合理纵向渗透率变异系数为0.7。

摘要:页岩储层微观结构在储层开发评价和渗流机理研究方面的重要性日益凸显。但是页岩储层具有低孔、特低渗透、强非均质性和各向异性等特征，应用常规物理实验方法在研究微观渗流方面存在明显的局限性。数字岩心技术已成为研究储层微观结构的重要方法之一，重构方法有其较好的准确性和可靠性。以真实页岩岩心扫描电镜二维图像为基础，利用软件对图像进行分析和数据提取，应用传统模拟退火法重构页岩岩心。针对重构中的问题总结出基于非常快速模拟退火法和双重区域的页岩岩心重构方法。通过改进算法，大幅度的提高重构速度；针对页岩孔隙分布特征，对页岩进行分区域重构，使重构结果更加接近真实页岩岩心。

摘要:新投产水平井普遍采用裸眼筛管方式完井，但裸眼筛管容易被钻井泥浆污染堵塞。为解除泥浆污染，通常采用皮碗封隔器酸洗—氮气混排工艺，该工艺存在酸洗不彻底、皮碗封隔器胶皮易脱落等缺陷。高压水射流泡沫酸洗工艺通过节流管柱产生高能量脉冲射流，可以有效解除全筛管段的泥饼和泥浆污染，较好地改善近井地带渗流状况。将该工艺应用于孤岛油田16口井，截至2015年6月底，排出泥浆及地层污物是传统酸洗混排工艺的2～3倍，热采井平均注汽压力下降1 MPa以上，单井增油量为2 t以上，增产效果显著。同时该工艺正洗可以实现管外充填防砂，有效保护筛管及管外地层。