摘要:致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点，被中国石油界广泛关注，但目前对致密油的定义还存在诸多分歧。基于鄂尔多斯盆地延长组致密油特征分析，从致密储层物性、可动流体等方面对致密油定义进行深入研究，综合勘探开发成果确定延长组致密油渗透率界限，进而探讨致密油的定义标准。研究结果表明，鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好，主力层系为长6、长7、长8及长9油层组，盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区。综合分析测井、物性、可动流体、主流喉道半径、启动压力梯度、原油粘度、压力系数以及试油试采等资料，提出利用致密油储层六参数法对鄂尔多斯盆地延长组储层分类标准进行调整，将延长组致密油渗透率界定为小于0.5×10-3 μm2，主要包括致密砂岩油和页岩油。其他盆地或油田应结合实际地质特征及勘探开发实践对致密油进行定义。

摘要:中国东部古近系断陷盆地构造、沉积充填的连续性特征，控制了其圈闭类型、输导体系、成藏动力结构的连续 性特征，形成了盆地内油藏连续分布、类型有序、纵向叠置、横向毗邻和复式富集的油气成藏模式。对济阳坳陷不 同层次地质单元油藏分布序列进行分析，各凹陷、二级层序、大规模沉积体系内部油藏类型均呈现岩性油藏—构造 油藏—地层油藏的有序分布特征。在宏观成藏地质要素及油藏类型分布表现出有序性的同时，含油饱和度、排驱 压力、中值压力等油藏微观属性也表现出有序变化的特征，表现了与宏观地质规律的成因对应性。另外，盆地不同 层次地质单元油藏分布序列也存在差异性，主要体现在某一类型油藏的缺失或各类型油藏在资源配比上的不均衡 性。

摘要:非均质碳酸盐岩储层类型多样，成因机理复杂。不同成因、机理及尺度的孔、洞、缝常伴生发育，仅根据静态资料（野外露头、岩心、测井和地震等资料）难以划分储层类型。为此，以塔中Ⅰ号气田西部下奥陶统鹰山组层间岩溶缝洞型碳酸盐岩储层为例，以静态资料为辅、动态资料（酸压、试井和试采等资料）为主，将研究区储层划分为洞穴型、裂缝—孔洞型和孔洞型储层3种类型。结合地震正演和钻井资料，根据地球物理响应特征，将研究区储层地震反射特征划分为串珠状、片状和杂乱地震反射3种类型。串珠状地震反射储层中的小型洞穴、裂缝和孔洞均较发育，主要供液空间为裂缝—孔洞型储层，其次为洞穴型储层，片状和杂乱地震反射储层起主要供液作用的分别为裂缝—孔洞型和孔洞型储层。串珠状、片状和杂乱地震反射储层的发育程度具有较好的继承关系，部分杂乱地震反射储层受后期埋藏溶蚀作用的强烈改造形成串珠状和片状地震反射储层。此外，初步探讨了储层相对致密段的连续性及含油气特征，认为储层相对致密段的油气以吸附状态或游离状态赋存于孔隙和喉道中，且储层存在一定的横向连续性和连通性。

摘要:以黄骅坳陷中区和北区古近系沙河街组湖相富有机质泥页岩为重点研究对象，在大量样品实验测试数据深入分析与镜下观察的基础上，从页岩的发育特征、有机质丰度、有机质类型、热演化程度及储集性能等方面出发，明确了研究区沙河街组陆相页岩气形成条件及资源潜力。研究区沙河街组有效生烃泥页岩的累积厚度大（大于1 000 m），有机质丰度高（大于1.0%），有机质类型适中（以Ⅱ1及Ⅱ2型为主），热演化程度以成熟—高熟为主，储集性能较好，具备良好的页岩气成藏条件。通过与美国主要产气页岩、中国陆相和海相页岩层段的主要特征参数指标相比较，建立了以富有机质泥页岩的厚度、有机碳含量、镜质组反射率、埋深及地层压力等参数作为页岩气有利区的评价标准，初步优选歧口凹陷西南部及张巨河一带为页岩气勘探的有利区，且以沙三段为页岩气富集的最有利层段。初步估算黄骅坳陷中区和北区沙河街组陆相泥页岩形成的页岩气总远景资源量约为0.46×1012 m3，其中沙三段占73%，充分表明了黄骅坳陷中区和北区沙河街组陆相页岩气资源潜力较大。

摘要:伊宁凹陷受北、中、南天山造山作用的影响，构造条件复杂，开展该区构造样式分析及与油气关系的研究至关重要。伊宁凹陷主要发育北西—北西西向逆冲断裂，这些断裂形成于海西末期，大多持续活动于印支期、燕山期，终止于喜马拉雅期；按断裂发育特点和对沉积、构造的控制强度等，可分为控盆深大断裂、控带大型断裂和控构造次级断裂。这些断裂与相应褶皱构成的断—褶组合体在伊宁凹陷主要表现为对冲、背冲、叠瓦状、“Y”字型和花状等构造样式。根据构造样式及其所代表的构造变形强度，将伊宁凹陷自北而南分为北缘强烈变形带、霍城—曲鲁海弱变形带、察县—Y2井中等变形带和南部中强变形带。中生代以来，伊宁凹陷经历了印支期大规模断坳型盆地形成、燕山早中期类前陆盆地的形成与发展、燕山晚期整体抬升与微不均衡的盆地改造、喜马拉雅期古近纪—新近纪的不均衡发展等4个演化阶段。研究区在构造演化过程中，沉积残存了中二叠统塔姆其萨依组、上三叠统白碱滩组和下侏罗统八道湾组3套主要烃源岩，并分别于印支期—燕山期、燕山早期—燕山晚期依次进入大规模生排烃期。印支期—燕山期形成的构造与断裂褶皱构造样式是油气运聚的主要指向区，察县—N4井及其周缘形成的“Y”字型和花状等断褶构造样式在油气勘探中值得重点关注。

摘要:底辟多为受断层影响的次生底辟，而尼日尔Termit盆地早期断层不发育，同生底辟现象明显。通过实验模拟证实研究区泥岩底辟形成机理为：区域应力场压性分量为主动力，挤压塑性层上拱，再辅以不均匀负荷两侧挤压造成。根据受力类型及所处构造位置，将研究区底辟分为坡折—挤压型、低凸—引张差异负荷型和凹陷—差异负荷型。泥岩底辟对油气成藏的影响主要为：①欠压实高压泥岩具有生烃潜力，在达到生烃门限后，可以生烃；②底辟上拱改善了油气垂向运移能力，产生的微裂缝利于高压流体排出；③泥岩底辟形成的圈闭主要为辟顶背斜和辟边岩性遮挡圈闭；④坡折带的中斜坡临近生烃凹陷，砂体条件优越，该部位底辟形成的圈闭为油气的有利聚集区。勘探实例表明：在底辟活动程度最强的东部坡折带，靠近Moul凹陷一侧的下组合探井，试油均获成功。

摘要:秦皇岛32-6油田NmⅡ2-4小层属于远源砂质辫状河储层，依据Maill河流构型分类方案对其进行构型单元的划分，并分析各级构型单元的成因、特征、识别方法和拼接关系。5级构型单元为整个辫状河道；4级构型单元包括河道、心滩及河漫滩3个微相级单元，纵向上存在河道-心滩-河漫滩、河道-河道、河道-心滩-河道和河道-心滩-河漫滩-河道4种拼接方式，横向上存在河道-心滩、河道-河漫滩和心滩-河漫滩3种拼接方式；在3级构型单元划分中，把河道单元划分为河底高能滞留单元、下部高能充填单元、中部加积单元及顶部低能废弃单元4个单元；心滩划分为垂积体和落淤层2个单元，河道单元内部的4个3级构型单元在纵向上有滞留-充填-加积-废弃-滞留型、滞留-充填-加积-滞留型、滞留-充填-滞留型3种拼接模式；心滩单元垂积体间的接触关系分为接触型和隔离型2类。储层构型特征的控制因素主要包括地形条件、水体能量及物源供给量、沉积基准面升降和构造运动。

摘要:综合利用岩心、薄片及成像测井资料，对库车坳陷克深2气田的单井裂缝发育特征进行分析，采用构造应力场数值模拟法对井间裂缝发育特征进行定量预测，并讨论裂缝发育主控因素及裂缝与产能的关系。结果表明：克深2气田主要发育NNW—NW走向的直立和高角度剪切构造裂缝，岩心裂缝开度主要分布在0~0.2 mm，微观裂缝开度一般为0.01~0.06 mm；裂缝充填物多为方解石，平均充填系数约为0.63。断层带裂缝性漏失量高，裂缝线密度和裂缝孔隙度均为高值，是裂缝的最有利发育区；背斜高点的裂缝线密度低，但裂缝开度、裂缝孔隙度和单井产能均为高值，裂缝整体发育程度较高；岩石中钙质组分的增加或泥质组分的减少有利于裂缝的发育；水下分流河道及河口坝微相裂缝发育程度较高，水下分流河道间微相裂缝发育程度相对较低。在裂缝性储层开发过程中，要注意对储层采取保护措施，避免产能下降过快。

摘要:岩石物理基础研究结果表明，岩石的弹性特征是由岩石内在的矿物成分及含量、孔隙和孔隙流体等物理参数所决定的，而这些物理参数又受岩石的沉积环境、沉积过程和后续成岩作用等因素控制。研究岩石的物理参数与其物性和弹性参数之间的关系，对利用地震弹性参数预测油气储层具有一定的指导意义。通过岩石物理分析技术，系统地分析某扇三角洲成因砂砾岩储层的岩性和孔隙流体等物理参数对岩石密度以及速度和模量等弹性参数的影响，结果表明，纵横波速度比、横波波阻抗、剪切模量和剪切模量与密度乘积等参数对砂砾岩与泥质岩比较敏感，可用于砂砾岩的分布预测；纵横波速度比、拉梅常数与密度乘积能够较好地区分含油和含水砂砾岩，可用于油层预测。进一步研究发现，当地层沉积序列由多沉积旋回细分至单个沉积旋回时，岩石孔隙度与纵波速度和纵波波阻抗的相关性呈现逐步变好的趋势，但它们之间并非简单的线性关系，且受泥质含量影响较明显。

摘要:针对特高温油藏，提出了一种全新的化学驱油方法——增粘型乳液增效表面活性剂驱油技术。该技术的核心是研制具有耐高温、乳化增粘和强洗油性能的增粘型乳液驱油体系，用于特高温油藏进一步提高原油采收率。为此，设计研发了以烷醇酰胺聚氧乙烯醚羧酸盐为主剂、以乳化增粘为主要功能的乳液表面活性剂CH-13，适用于90～130 ℃的高温油藏。实验结果表明：当乳液表面活性剂CH-13质量分数为2%～5%时，增溶水率随乳液表面活性剂质量分数增大而迅速增大；当水相体积小于总体积的55%时，乳液表面活性剂CH-13可以促使油水两相形成以油包水型为主的增粘型乳液，其乳化增粘率达到300%。室内物理模拟实验结果表明，多轮次交替注入乳液表面活性剂和低张力表面活性剂可提高原油采收率15.8%～20.2%。

摘要:表面活性剂通过降低油水界面张力和乳化作用实现低渗透油藏降压增注。通过宏观和微观方法研究界面张力和乳化速率对降压效果的影响，并分析界面张力和乳化速率的协同作用。结果表明，当界面张力小于5.25 mN/m时，能够实现降压作用，且随着界面张力的降低，其降压效果越显著；界面张力下降，采收率上升，但当其降低到10-1mN/m时，表面活性剂提高采收率的增幅有限；界面张力达到10-2 mN/m时，表面活性剂仍无法完全解除水流通道中残余油的附加阻力。当表面活性剂的乳化速率大于0.11 mL/min时，有降压作用，进一步提高乳化速率，从而提高降压率，但当表面活性剂的乳化速率大于0.42 mL/min时，对降压率的影响程度减弱；对采收率增幅的影响为乳化速率加快，采收率增幅加大，当表面活性剂的乳化速率大于0.21 mL/min时，继续增加乳化速率对采收率增幅的影响不大。因此，表面活性剂用于降压增注的表面活性剂形成乳状液的时间短，能够使油水充分乳化，迅速扩大波及面积后再降低界面张力、提高洗油效率，可以更有效地降低驱替压力，提高采收率。

摘要:优势渗流通道导致注入水在注采井间低效甚至无效循环，严重影响水驱开发效果，是中高渗透砂岩油藏提高水驱采收率必须解决的关键问题。针对油田生产实际，最大限度挖掘油田生产动态资料，利用渗流理论和数学手段，对优势渗流通道进行识别和描述。根据取心井资料，确定渗流场分区，结合数值模拟技术，识别出注采井间的优势渗流通道；依据无效循环量模型、高速非达西渗流公式和Carman-Kozeny公式，定量描述注采井间优势渗流通道的参数；采用模糊数学理论计算井组内注采井间优势渗流通道参数。以杏六中区P23三角洲前缘厚油层典型井组为例，识别出X21井与X11井、X24井与X13井、X26井与X14井之间存在优势渗流通道，并计算出优势渗流通道的无效循环量、平均孔隙半径和渗透率，与实际情况吻合较好，验证了该方法的准确性。

摘要:为了定性和定量研究稠油热水驱微观驱替效果，创建了驱替效果分析的新方法——“解—合”法。在油湿性微观模型中，分别在75和90 ℃条件下进行稠油热水驱替实验，对比分析2种条件下驱替平衡时，微观波及系数、驱油效率和采收率的变化特征及机理。结果表明，油湿性微观模型稠油热水驱时，通过乳化捕集和乳化携带作用大幅提高了微观驱替效果；90 ℃时稠油热水驱的微观波及系数、驱油效率和采收率均高于75 ℃时的。油湿性微观模型稠油热水驱时，在残余的少量棕色油膜中包含有油包水乳状液。在75 ℃时热水波及区域内残余油的分布以网状和块状为主，且数量较多，90 ℃时热水波及区域内的残余油分布主要呈连续性较差的孤岛状，且数量较少。

摘要:针对中东地区部分碳酸盐岩油藏以孔隙型储层为主、裂缝和溶洞不发育、渗透率较低的特点，在分析中东某油田A油藏流体物性的基础上，开展提高采收率驱油方式实验研究。结果表明：气驱可使原油体积膨胀、粘度降低、流动性改善，即使在非混相条件下也可提高采收率；在A油藏的储层条件下，注伴生气不能实现与原油混相，注二氧化碳则可以实现混相；二氧化碳—水交替混相驱采收率最高，伴生气—水交替非混相驱也可以在一定程度上提高采收率；水驱后再进行二氧化碳—水交替混相驱，采收率可提高近20%，而注伴生气非混相驱后再进行二氧化碳—水交替混相驱，采收率仅提高2%左右。由实验结果可知，在实际油田开发过程中，不宜进行气体非混相驱与混相驱组合的驱油方式，可先进行水驱，然后进行二氧化碳—水交替混相驱。

摘要:在水驱油田的动态分析和预测中，水驱曲线可用于预测油田的含水率、可采储量以及评价油田的开发动态等。结合油田实例和相关文献调研发现，俞启泰型水驱曲线在预测油田含水率变化时更为方便准确。《一种预测水驱油田体积波及系数的新方法》一文在该曲线的基础上推导出预测体积波及系数的新公式，但在推导过程中存在不合理性，因此对其进行了修正。利用胜坨油田T21断块开发数据，将新公式和修正后的公式分别与陈元千基于甲、乙、丙型水驱曲线推导出的体积波及系数与含水率公式进行对比发现，修正后的公式与陈元千的甲、乙、丙型体积波及系数与含水率关系曲线具有很好的一致性，而新公式与甲、乙、丙型体积波及系数与含水率关系曲线差异较大，表明新公式有其不合理性。修正后的公式不仅具有适用油田类型更为广泛的优点，而且计算结果更加合理准确，应予以推广。

摘要:萨尔图油田目前处于高含水开发时期，认清剩余油分布状况是关键，而密闭取心井分析方法是认识剩余油分布的一个最直观、最可靠的方法。在储层细化的基础上，利用萨尔图油田北二西区4口密闭取心井水洗特征分析资料对主力区块总体水洗特征和不同储层水洗特征进行统计分析。结果表明，该区储层总体上处于中水洗状况，仍具有较大潜力；河道主体水洗程度较高，以中、强水洗为主，中、强水洗潜力主要分布在河道中部，弱、未水洗潜力主要分布在河道顶部；表内整体水洗程度中等，表外整体水洗程度很低，弱、未水洗潜力主要分布于薄层表内和孤立表外。分布状况表明潜力储层位于河道顶部、河道中部、薄层表内以及孤立表外，是下一步调整挖潜的对象。

摘要:煤层气钻采及注气过程中，在外力扰动下煤岩所受到的轴向或环向载荷出现较大幅度的变化，在应力的变化过程中，煤岩内部的孔隙与裂隙处于动态变化过程，导致煤层的渗透率也发生动态变化，且不同气体的渗透率变化规律存在差异。以宁武盆地9号煤层为研究对象，运用自行研制的三轴渗流实验装置，分别利用非吸附性气体氦、吸附性气体甲烷和二氧化碳研究在增加围压过程中渗透率随有效应力的变化，以及增加轴压至煤岩破坏过程中渗透率—应变曲线与应力—应变曲线之间的关系。结果表明，在增加围压的过程中，初始阶段煤样对氦的渗透率最大，其次是甲烷，最后为二氧化碳；随着围压的增加，有效应力增加，渗透率降低；在煤岩轴向加载至破坏过程中，渗透率—应变曲线与应力—应变曲线的变化规律基本一致，但渗透率的变化滞后于应力的变化，且气体的吸附性越强，滞后效应越明显。

摘要:为研究非均质油层聚合物驱后粘弹性支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）进一步提高剩余油采收率机理及驱油效果，设计了非均质微观玻璃刻蚀网络模型驱油实验、可视化平板夹砂模型驱油实验和非均质平行双填砂管调驱实验。结果表明，非均质微观玻璃刻蚀网络模型驱油实验中，聚合物驱后剩余油主要分布在未波及到的低渗透区及高渗透区的边角区域，聚合物波及孔道中的剩余油主要以油膜和油珠的形式存在。B-PPG颗粒在不同孔径的孔道以阻塞—变形方式运移，致使驱替液不断发生转向，从而提高波及系数；B-PPG颗粒能有效地改善油层的非均质性，并有利于解决聚合物驱后水窜问题，可视化平板夹砂模型驱油实验较聚合物驱可提高采收率为21.7%。非均质平行双填砂管调驱实验中，注聚合物段塞调驱效果有限，转注B-PPG颗粒悬浮液段塞后可有效地改善非均质油层吸水剖面，使低渗透油层得以开发，非均质平行双填砂管调驱实验较聚合物驱可提高采收率为22.9%。

摘要:兴古潜山油藏为巨厚变质岩潜山油藏，由于储层非均质性强、裂缝发育、含油高度达2 300 m，天然能量开发造成产量递减快，而注水开发难以有效补充地层能量，因此合理开发方式优选难度大。针对该油藏双重介质特征，改进实验流程，建立双重介质储层变压焖井实验方法，量化研究基质渗析驱油作用，结合数值模拟研究和现场试验分析，深化注气开发驱油机理认识。研究结果表明，巨厚变质岩潜山油藏注气开发能够发挥重力驱替、气体上浮驱油及基质渗析等作用，可大幅度提高波及体积，并以此为指导开展兴古潜山油藏立体注气开发方案设计，采用顶部注气为主、中下部注气为辅的立体注气方式，在形成重力驱的同时发挥气体上浮驱油的作用，较天然能量开发提高采收率15%。

摘要:针对边底水稠油油藏热采吞吐含水率上升快，采收率低的问题，利用室内物理模拟和数值模拟，开展了热采吞吐后转弱凝胶驱提高采收率研究。室内实验结果表明：与水驱相比，通过对地层加热降低原油粘度，采收率由11.4%增加到17.7%；在热采基础上，进一步利用弱凝胶驱采收率仍可增加18.3%。建立数值模拟模型确定了注采井最优工艺参数，即周期注入量为4 000 m3，周期注入温度为280 ℃，注入弱凝胶段塞尺寸为0.06倍孔隙体积。在此基础上，结合南堡35-2油田的地质特征和开采现状，提出了海上油藏热采吞吐后转弱凝胶驱先导试验方案。截至2014年6月，共实施3个先导试验井组，已累积注入弱凝胶11.2×104 m3，累积产油量为10.4×104 m3，预测阶段增加采出程度为2.6%，开采效果良好。弱凝胶驱将成为海上边底水稠油油藏热采吞吐后期有效的接替开发方式。

摘要:曹妃甸油田群河流相底水油藏是渤海海域已开发的一类重要油藏类型，采用不规则水平井井网开发，目前大多数油藏已进入中、高含水阶段，但采收率偏低，亟需理清剩余油分布规律和主控因素，指导油田下步综合调整。曹妃甸油田群新近系馆Ⅲ油组下段储量大、开发井多，是一个已进入高含水开发期的小气顶低幅构造强底水油藏。通过静态地质资料和动态生产资料相结合，认为微构造形态和小断距断层等构造因素、河漫滩成因夹层、油水界面差异、油田早期开发理念、目前开发井网等5大因素控制了研究区剩余油分布。在以第2期夹层为界的上、下开发层系中，剩余油分布具有一定规律性。上开发层系剩余油主要分布在油环井网不完善区域，下开发层系剩余油主要分布在油藏西部的油水界面较低及井网不完善区域、中部的水平生产井和气油界面之间、第4期主力夹层下部构造高部位以及距开发井较远的断层附近。

摘要:致密油层物性极差，天然裂缝发育，体积压裂是实现该类油层有效开发的重要手段。为研究致密油层体积压裂缝网设计参数对产能的影响，基于缝网形成特征，将压裂的致密油层划分为支撑主裂缝、缝网区和未压裂区，缝网区又划分为支撑次裂缝区和未支撑次裂缝区，考虑致密油非达西渗流和油层应力敏感效应，将缝网区与未压裂区简化为双重孔隙系统和单一孔隙系统，建立致密油层体积压裂产能模型，模拟分析体积压裂裂缝参数对产能的影响。研究结果表明：体积压裂可以大幅度提高致密油层产能，并且改造体积和支撑改造体积越大，开启天然裂缝越密，支撑主裂缝越长，支撑主裂缝、次裂缝导流能力越高，则致密油层产能越高，但存在最优值。