摘要:为明确海塔盆地中部主要断陷带南一段油气成藏规律，通过油气分布与源-断-势空间匹配关系分析，对研究区南一段断层圈闭的源-断-势控藏作用进行了综合评价。结果表明，源-断-势对海塔盆地中部主要断陷带南一段断层油气成藏具有3个方面的控制作用：①烃源岩区控制着断层油气藏形成与分布的范围；②早期伸展断裂为断层油气聚集提供了遮挡条件；③低势区控制着断层圈闭油气成藏的部位。反向断裂翘倾隆起和洼中隆起是南一段烃源岩生成油气侧向运移的指向区。南一段断层圈闭油气成藏所需的源-断-势控藏作用综合评价值应大于或等于2.63，由此预测得到海塔盆地中部主要断陷带南一段断层油气成藏的有利区主要分布在乌尔逊凹陷苏仁诺尔、乌东斜坡，贝尔凹陷苏德尔特，南贝尔凹陷东次凹、塔南凹陷中次凹的扇三角洲前缘亚相砂体分布区；其次是贝尔凹陷呼和诺仁、塔南凹陷东次凹的扇三角洲前缘亚相砂体分布区。

摘要:为明确咸化环境沉积与页岩油气的关系，综合应用岩心、扫描电镜及地球化学、测井等资料，在恢复湖盆咸化过程的基础上，建立了不同咸化阶段沉积序列，并对不同咸化阶段沉积岩性的生烃能力、储集性、含油性和可动性等进行综合研究。济阳坳陷整体表现出沙四段上亚段比沙三段下亚段古盐度高的特征，但是不同凹陷咸化演化程度略有不同。盐度变化控制了岩性的演化序列，在高盐水阶段主要形成膏岩—芒硝—膏质泥岩—白云岩的岩性组合序列；在咸水阶段主要形成灰岩—泥质灰岩/灰质泥岩的岩性组合特征，灰质与有机质呈纹层出现；在微咸水—半咸水阶段主要形成泥质灰岩/灰质泥岩—灰质泥岩/泥岩的岩性组合特征。咸水阶段形成的纹层状（层状）泥质灰岩/灰质泥岩生烃能力强、储集性好、含油性高、可动性好，最有利于页岩油气富集。

摘要:为明确塔里木盆地沙雅隆起北部雅克拉断凸西段三道桥地区的油气成藏特征，综合前人研究成果，对研究区新获油气井的原油物性、甾萜烷生物标志化合物等原油地球化学及流体包裹体特征进行对比分析。结果表明，三道桥地区为南、北2个油气生烃灶的有利运移指向区，其海、陆相原油的主成藏期均为喜马拉雅期。海、陆相油气在平面上的分布差异受控于研究区前中生界的地质结构，以前中生界断凸屋脊核部为界；断凸脊部以南桥古1井和桥古102井的原油具有相对低蜡、高硫特征，色谱—质谱分析结果表明，其C19—C21三环萜烷丰度相对较高，以C23三环萜烷为主峰，富含硫芴，形成于还原环境，为海相原油特征；断凸脊部及其以北的桥古3井和沙53井原油则相反，表现为陆相原油特征。

摘要:针对深水油田复杂断块油藏开发方案实施风险较大的特点，以安哥拉Sangos油田为例，综合测井、地震以及动态资料，利用油藏地质建模方法对断层封闭性的主控因素进行定量评价。首先明确研究区的断层发育模式为盐底辟和盐刺穿的盐相关构造；其次根据构造和沉积特征，认为泥岩涂抹为研究区断层封闭性的主控因素，并对泥岩涂抹的3个计算参数（泥岩涂抹势、泥岩涂抹因子和断层泥比率）进行对比、分析及组合应用，选用泥岩涂抹势和断层泥比率，采用逐步判别思路，以网格为计算单元得到断层传导因子；最后提出断层连通度的概念，并对研究区的断层连通度进行计算和分析，以定量化指标合理表征断层传导能力。研究结果表明，安哥拉Sangos油田5条断层的传导能力由强到弱依次为F5，F4，F3，F2和F1，其中F1完全封闭，并已得到后续开发井实际动态数据的验证。

摘要:为研究车排子地区火山岩储层发育特征，利用显微镜及CT扫描方法观测不同岩性火山岩的储集空间发育特征，结合地质条件探讨次生作用对火山岩孔隙演化的影响，以岩心、测井及荧光薄片等资料分析储层含油性与储层类型的关系。研究结果表明，研究区火山岩原生孔隙及裂缝的发育受岩相—岩性控制，并影响其次生作用程度。对于安山质角砾岩和安山岩，普遍发育的气孔、收缩缝和火山玻璃为后期应力作用下的裂缝扩张及地表和地下水的渗入、溶蚀、沉淀提供了有利条件；对于凝灰岩，由于较强的水解溶蚀作用，颗粒严重蚀变，机械压实作用较强，原生储集空间多被充填，储集性能较差。研究区火山岩储层的含油性主要与裂缝的发育程度有关，只有位于有效裂缝附近的基质孔隙才可能含油。根据测井资料计算车排子地区火山岩的基质孔隙度、裂缝孔隙度及裂缝孔隙度分布指数，并据此预测有利区带主要分布于研究区南部排674井附近、东部排66井附近以及西北部排682井附近。

摘要:伦坡拉盆地是西藏地区惟一发现工业油流的古近系陆相残留盆地。早期勘探已揭示，油藏埋藏深度超过1 500 m为稀油，然而新完钻的W1井在1 800 m钻遇的原油仍偏稠，可见该盆地原油纵向分带性复杂。为明确原油稠化地质成因及有利稀油富集带，采用地质与物探相结合的分析手段，对原油性质、原油分布规律、原油稠化地质成因等方面进行综合研究。结果表明，该盆地古近系牛堡组原油稠化主要受次生改造作用控制，并非低熟油所致；W1井油藏位于牛堡组顶部不整合面以下800 m油气氧化界面以内，由于该井位于盆地中央凹陷带中部断裂带，构造解释和岩心观察均显示断裂及高陡裂缝发育，导致原油轻组分散失，故油质偏稠，从而明确了该盆地原油纵向分带性。

摘要:济阳坳陷浅层次生气藏及稠油油藏主要分布于生油洼陷的周缘、凸起带及中央隆起带。以济阳坳陷地质、地球化学研究为基础，从浅层次生气藏来源、浅层油气成因、稠油稠化原因、天然气运聚动平衡、浅层次生气藏与稠油油藏分布规律等方面，探讨济阳坳陷浅层次生气藏与稠油油藏的关系。研究结果表明，浅层次生气藏与稠油油藏为伴生关系，且浅层次生气主要来源于稠油油藏的生物降解及油溶释放气；浅层次生气藏与稠油油藏在空间分布上具有明显的规律性，主要表现为次生气藏下方或下倾方向均发育稠油油藏、稠油油藏上方或上倾方向不一定发育次生气藏以及常规油藏上方或上倾方向未发育次生气藏。浅层次生气藏和稠油油藏共同构成一个相对独立的油气生、运、聚系统。

摘要:东营凹陷高89地区断层按活动期次可划分为一期活动断层、同生活动断层和多期活动断层3类，其活动停止时间依次变晚，纵向安全性依次降低；断层延伸与盖层的配置关系可划分为嵌入式、下断式和断穿式3种模式，其纵向盖层的结构完整性依次变差，纵向安全性依次降低；断层断距与直覆盖层厚度的配置关系可划分为顶部完整型、盖层见面型和盖层相隔型3种类型，其直覆盖层的完整性依次变差，纵向安全性依次降低。依据断层活动期次、断层延伸与盖层的配置关系、断层断距与直覆盖层厚度的配置关系、盖层粘结段厚度和断层倾角，建立高89地区断层纵向安全性综合评价体系，对研究区二氧化碳驱油及封存过程中断层的纵向安全性进行了综合评价。研究结果表明，高89地区断层主要发育嵌入式和下断式模式，发育顶部完整型和盖层见面型2种类型，断层倾角为40°~65°，综合分析认为高89地区断层纵向安全性较高。

摘要:根据岩心观察和微电阻率扫描成像测井等资料，对克深气田巴什基奇克组储层的裂缝发育特征进行研究。重点针对克深2-2-12井基于油基和水基泥浆采集得到的成像测井图像进行对比，并总结油基和水基泥浆成像测井图在裂缝识别效果等方面的差异。研究结果表明，与水基泥浆相比，规模较大的裂缝在油基泥浆成像测井图上基本可以识别，但有一些小裂缝显示不清；整体上对高角度缝的拾取率较高，对低角度缝基本无法拾取，且层理等层面信息丢失严重。可通过油基泥浆成像测井与岩心资料对比、标定，并与井径、声波时差以及阵列声波等测井技术序列进行对比验证，进一步提高油基泥浆裂缝识别与解释的精度和准确度。

摘要:在陆相断陷盆地陡坡带砂砾岩中，广泛沉积的粒径不等的砾石是影响其速度变化特征的关键因素，基于均匀介质建立的岩石物理模型具有明显的不适用性。为准确计算砂砾岩的纵横波速度并分析其影响因素，通过对东营凹陷北部陡坡带10口取心井100余块超声波岩心样品的选取、测定及实验数据分析，构建包含多岩石组分参数的砂砾岩扩展时间平均方程。利用岩心砾石图像扫描技术确定砾石含量，通过岩石薄片鉴定得到砂级碎屑颗粒、杂基、胶结物以及孔隙流体等岩石组分含量，借助岩心样品的实验室超声波测试得到不同岩石组分的纵横波速度，并代入已构建的扩展时间平均方程得到砂砾岩的纵横波速度。模型检验与实际应用结果表明，利用扩展时间平均方程计算的砂砾岩纵横波速度比Wyllie时间平均方程计算结果的精度提高10%以上，也表明在砂砾岩发育的地层，利用扩展时间平均方程计算的纵横波速度比基于均匀介质建立的岩石物理模型更加准确合理。

摘要:砂岩和泥岩的纵波速度、密度和纵波波阻抗等常规参数的概率分布图常出现相互重叠的情况，使叠后波阻抗反演和传统的单参数储层预测难以解决储层预测和流体识别问题。由于地震数据的多解性，储层预测往往存在风险。因此，采用岩石物理参数和地球物理参数概率融合法，开展了以地震岩石物理参数分析为基础的叠前储层预测，利用叠前资料既可以大大减少储层预测的多解性，提高预测精度，降低勘探风险，同时又可揭示和表征储层预测中的不确定性。研究结果表明，叠前地震反演参数如纵波速度、横波速度、纵波波阻抗、横波波阻抗、纵横波速比和泊松比均能在一定程度上区分岩性和含气性，但无法给出高精度的含气性和岩性预测结果，融合多个地震反演参数的概率分布，充分提取反演参数中包含的储层岩性及含气性信息，既可有效识别储层岩性和含气性，又可提高 储层预测精度。且多参数概率融合法预测砂层厚度和气层厚度的精度均高于传统的弹性反演转换方法。

摘要:对煤层气的开发首先通过排水降压使其从基质孔隙中解吸出来，然后在割理中渗流至井筒产出。针对煤层气的开发特点，重点考虑煤层气扩散作用在其开发过程中起到的重要作用，综合煤层割理压缩效应和基质收缩效应的影响，建立基于体积平衡方程的煤层气物质平衡模型的数学方程式，确定煤层压力与时间的关系函数，进而通过编程求解，得到煤层气产量随时间的变化规律，据此进行煤层气开发动态预测。以延长油气区生产井为实例进行计算，结果表明，煤层气扩散作用越强烈，对应的产气量峰值越大且峰值出现的时间越早，煤层气扩散作用对煤层气开发后期产气量的稳定具有很重要的作用。

摘要:中—高含水期低渗透储层经过长期注水开发容易形成优势渗流通道，造成注入水无效循环加剧，严重影响油藏注水开发的效果。以温米油田温西一区块三间房组低孔、中—低渗透储层为例，基于岩性、沉积及微观特征分析优势渗流通道形成的控制因素，综合动、静态资料确定识别优势渗流通道的方法及评价标准，并优选动、静态参数建立综合评价指数模型。研究结果表明，温西一区块三间房组优势渗流通道的形成受岩性、沉积相及微观特征控制；其静态特征表现为岩性粗、物性好，沉积于水下分流河道的主流线上；动态特征表现为吸水剖面存在差异，油井含水率突然升高，示踪剂水线推进快，突破厚度小。研究区优势渗流通道的识别标准为：层内渗透率大于或等于40×10-3 μm2，层内渗透率级差大于或等于20，孔喉半径大于或等于3.6 μm，月含水率上升率大于或等于30%，单层吸水率大于或等于50%。

摘要:利用现有的微观模型难以模拟和量化驱油剂对油膜类残余油的驱替特性，为此，建立一种研究多孔介质中油 膜驱替特性的实验模拟系统，通过该系统开展了几种单一驱油体系和复合驱油体系对油膜的驱替实验，得到油膜 驱替效率的量化结果。在相同的流动条件下，具有低界面张力、强乳化能力和改变壁面润湿性能力的表面活性剂 与强碱复合驱油体系对油膜的驱替效率最高，为74.32%；具有低界面张力和较强乳化能力的表面活性剂溶液及其 与弱碱或盐的复合驱油体系，对油膜的驱替效率为57.49%~71.98%；具有改变壁面湿润性能力的强碱和弱碱溶液， 对油膜的驱替效率分别为56.09%和10.14%；质量分数为0.2%的NaCl溶液3种驱油性能均不显著，对油膜的驱替效 率最低。研究结果表明，降低界面张力、增强乳化能力和改变壁面润湿性有利于提高对油膜的驱替效率。

摘要:冷采阶段稠油油藏的非牛顿特性导致其产量动态特征有别于常规油井，常规水平井产能预测公式不再适用。为了提高冷采阶段稠油油藏产能预测的准确性，将其视为宾汉塑性流体，将三维渗流场划分为内外2区，分别推导出考虑启动压力梯度的各区域产能计算公式，利用平均压力导数法对动边界进行推导，依据内外区流量相等原则，建立关于水平井产量与动边界的非线性方程组，采用Newton-Raphson数值方法进行求解，最终求得任意时刻下的水平井产量。实例计算结果表明，该模型产量预测结果符合稠油油藏冷采水平井初期产量高、递减快、稳产期较长的生产特点，可为冷采井产量预测与后期优化调整提供理论依据。敏感性分析表明，生产时间相同时，水平井段长度越长，油层厚度越大，水平井产量越高；启动压力梯度越小，原油粘度越小，水平井产量越高。

摘要:针对常规调驱封堵剂在裂缝性高温高盐油藏易降解、适应性差的难题，以丙烯酰胺、二甲基二丙烯酰胺基磺酸钠为共聚单体，以过硫酸铵为引发剂，N，N-亚甲基丙烯酰胺为化学交联剂，锂皂石为物理交联剂，合成一种新型的耐温耐盐调驱剂颗粒，并对其微观形貌和粘弹性进行表征，评价其耐剪切性能、膨胀性能、封堵性能和提高采收率能力。结果表明：调驱剂为不规则的块状颗粒，初始平均粒径为66.87 μm，在75 ℃的模拟地层水中吸水48 h后的粒径能达到初始粒径的3.53倍左右，其弹性模量和粘性模量分别为1 600和150 Pa；该颗粒封堵率均大于80%，总体封堵效果较好，在渗透率级差为4.03的条件下，水驱后提高采收率幅度达20.1%。该调驱剂颗粒在裂缝性高温高矿化度非均质油藏具有较强的适应性。

摘要:以油藏工程、物理化学和有机化学为理论指导，以仪器分析、化学分析和物理模拟为技术手段，以大庆油区储层和流体为研究对象，以抗盐聚表剂溶液粘度、流变性、粘弹性、界面特性、分子线团尺寸、分子聚集体形态和注入压力等为评价指标，开展了改善聚表剂溶液储层适应性方法及其效果实验研究。结果表明，在大庆污水或清水条件下，聚表剂分子间缔合作用完全消失所需β-环糊精的最低质量分数为0.065%。随着β-环糊精质量分数的增加，聚表剂分子链间缔合作用减弱，连接各个聚集体的支链变细，呈现松散分枝状结构，进而造成聚表剂溶液粘度降低和粘弹性减弱。随着β-环糊精质量分数的增加，聚表剂溶液中聚表剂分子线团尺寸减小，与其相匹配岩心孔喉尺寸降低，适应渗透率范围增加。

摘要:伴随着油田“增量-存量”管理模式的推广，以往的开发规划优化模型已不适应油田开发规划的总体要求。结合油田中长远开发规划的特点，定义了适用于开发规划的增量和存量的概念。以新区新井和老区新井工作量为决策变量，以油田实际要求、关系和规律模型为约束，以效益最大、投资最小和成本最小为目标，建立增量构成油田效益开发优化模型，以实现储量、工作量、产油量、投资、成本和效益的一体化优化。利用内点法对模型进行求解，并应用于某水驱油田的“十三五”开发规划。应用结果表明：由于新区增量比老区增量效益更好，因此在满足老区增量约束的条件下，剩余投资全部投向新区增量，体现了以效益为中心的规划优化。该模型的建立可为“增量-存量”模式下油田效益优化决策提供思路和方法。

摘要:为改善西达里亚油田水驱后开发效果，针对其高温高盐的油藏条件，选用抗温耐盐性好的低界面张力表面活性剂体系SA与实验室自制的抗温耐盐型弹性微球Z10进行复配，采用表面活性剂微球复配体系调驱来提高驱油效率。模拟高温高盐的油藏条件，对新型表面活性剂微球复配体系进行调驱的压力和阻力变化特征研究，并分别开展了均质与非均质条件下的调驱提高采收率物理模拟实验。结果表明，表面活性剂微球复配体系在岩心渗透率为200×10-3~1 000×10-3 μm2的调驱特性最佳，注入性好且能形成有效封堵，注入压力规律性大幅波动，阻力系数高达7以上。表面活性剂微球复配体系与注入表面活性剂的驱油对比实验结果表明，前者增油降水效果明显，采收率大幅提高，总采收率较表面活性剂驱的高约14%，很好的发挥了微球“调”与表面活性剂“洗”的双重作用。此外，表面活性剂微球复配体系在非均质条件下能够改变流体和压力的分布，有效地开采低渗透率层，也具有良好的调驱提高采收率效果。

摘要:对非均质碳酸盐岩油藏水平井进行分段酸化改造时，需充分考虑水平井渗透率非均质特性，准确评估各段伤害带半径和伤害带渗透率，以便合理设计各段注酸量。在考虑了钻井过程中井底压差、钻井液浸泡时间和渗透率分布等因素的基础上，利用达西定律推导了各段伤害带半径的计算模型；提出了基于油藏井筒耦合模型与现场实测的产液剖面来计算各段伤害带渗透率的新方法；通过现场1口实际井详细描述了基于上述模型的非均质碳酸盐岩油藏水平井分段酸化注酸量的优化设计流程。考虑水平井渗透率非均质性并结合现场实测生产数据，相比于传统的基于椭圆锥台体伤害带分布模型进行的笼统化布酸模式，新的设计思路提高了各段布酸的合理性，可有效解除储层污染、恢复油井产能。

摘要:为了高效开发海上油田高粘原油，研制对稠油油藏有更好增溶和乳化能力的两亲聚合物，应用岩心物理模拟方法评价两亲聚合物对非均质稠油油藏的注入性、流度控制能力和化学驱提高采收率效果。两亲聚合物在海上高渗透砂岩油藏中注入性好，质量浓度为1 000 mg/L的两亲聚合物的阻力系数为201，残余阻力系数为115，两亲聚合物的流度控制能力最好，总采收率最高；降粘聚合物界面活性高，流度控制能力差，在均质岩心中采收率达到90.13%，在非均质油藏中采收率仅为33.76%，驱替效果与普通聚合物基本一致。实验结果表明：一维均质岩心实验中的两亲聚合物适用于小段塞流度控制的调剖剂，恒压驱油实验中的两亲聚合物能减缓水驱产量递减趋势；3层非均质岩心驱替实验中分别累积注入3倍孔隙体积的普通聚合物和两亲聚合物，普通聚合物采收率为32.73%，而两 亲聚合物采收率为54.45%，具有较高流度控制和乳化作用的两亲聚合物在非均质稠油油藏化学驱中的应用潜力较大。

摘要:在直井体积压裂过程中，由于地质和工程等因素的影响，压裂井的裂缝分支数和长度具有多样性。但目前提出的分支裂缝井产能预测模型主要针对2分支、4分支和对称多分支无限导流裂缝井，这些都是实际情况的特例，具有很大的局限性，缺乏一个适用于体积压裂后通用的不对称多分支裂缝井产能预测模型。为此，基于稳定流理论，应用保角变换，推导了完全不对称多分支裂缝直井产能预测模型，并利用已有的研究成果来检验模型的准确性。同时，通过实例，分析了地层渗透率、厚度、流体粘度、裂缝长度、裂缝导流能力和裂缝分支数对裂缝井产能的影响。结果表明，经过特殊取值，由新建模型可得到目前常用模型，准确性得以验证。通过分析发现，随着裂缝长度和导流能力的增加，裂缝井产能增大，但产能增幅随供给半径的增大而减小；随着裂缝分支数的增大，裂缝井产能增加，但增幅随分支数的增大而变小。