摘要:利用氮气吸附法和压汞法联合表征下扬子皖南地区二叠系页岩的孔隙分布、孔隙度及分形特征。结果表明，研究区二叠系页岩中发育的孔隙以微孔和大孔为主，其中微孔的体积占页岩总孔隙体积的33.63%～81.08%，平均为56.45%；联孔孔隙度明显高于压汞孔隙度，平均增加96.06%；页岩在微孔和过渡孔—大孔区间均具有明显的分形特征，且微孔的分形维数比过渡孔—大孔更加分散，说明页岩中微孔的非均质性和复杂程度要高于过渡孔—大孔；微孔的孔隙度和分形维数与总有机碳含量、比表面积和生烃潜量呈正相关关系，与石英含量呈负相关关系；过渡孔—大孔的孔隙度和分形维数与总有机碳含量、石英含量呈负相关性，与比表面积和粘土矿物含量之间没有明显的相关性。随着埋深的增加，微孔的孔隙度和分形维数变化较小，过渡孔—大孔的孔隙度和分形维数明显降低， 且分形维数对埋深的敏感性高于孔隙度。

摘要:综合地质、录井、测井及地震解释等资料，对红河油田上三叠统延长组主要油气输导体系（包括输导层及断裂）进行研究，分析油气输导体系发育特征及其在油气成藏关键时期的控制作用。利用盆地模拟方法，恢复研究区油气成藏关键时期的古动力，结果表明，在延长组长8段沉积时期研究区处于超压系统，且超压是油气运移的主要古动力。在延长组油气输导机制及油气运聚规律分析的基础上，确定在超压系统内长8段油气输导体系是由有效输导断裂及与其连通性良好的输导层共同构成的断—缝—砂输导体系。油气优势运移方向为沿压力差方向向有效低势区聚集，具有侧向封闭条件或物性“甜点”以及有效低势区的岩性或构造-岩性圈闭是研究区下步的有利勘探目标。

摘要:近年来渤海油田新生界的油气勘探取得了较多成果，但其古生界碳酸盐岩潜山的勘探程度却较低。通过分析渤海湾盆地渤中21-2构造钻探古生界碳酸盐岩潜山获得较好发现的渤中21-2-A井的岩心、岩屑、钻井、测井及测试等资料，结合岩石学、矿物学、地球化学等实验数据，确定研究区古生界碳酸盐岩的岩性主要为白云岩、灰岩、云灰岩、灰云岩和泥岩等，其中白云岩的储集物性普遍好于灰岩；储集空间类型主要为孔隙、溶洞和裂缝3种；储层类型整体以溶洞型储层为主，纵向上大致分为3段；其中，古生界上段和下段主要发育溶洞型储层，中段以溶洞—裂缝型储层为主，且储层发育程度主要受沉积相类型、岩溶作用和构造破裂作用控制。研究结果表明，渤中21-2构造发育台内滩、滩等有利沉积相带；其主体区整体处于岩溶高地及岩溶斜坡的有利古地貌背景，且未被中生界覆盖，有利于岩溶作用，应为古岩溶储层的有利发育区。

摘要:龙马溪组黑色页岩是四川盆地大中型气藏的重要烃源岩，其中含有的有机质吸附大量的页岩气，准确描述有机质的分布情况对确定页岩气藏开发具有重大意义。针对四川盆地页岩气井取心获得的多块岩样进行场发射扫描电镜观察实验，以面积、周长、紧凑度、延伸率等参数作为关键指标对页岩岩心中的有机质分布规律进行了形态特征定量分析。通过评价分布距离、分布角度等参数，定量表征样品中有机质分布的相对关系，提出了描述有机质团块分散程度的定量分析方法，证明有机质团块具有集聚性，总结了分散距离和分散角度之间的统计规律。根据有机质形态特征和分散程度的定量分析结果，提出并建立了一种基于概率统计的有机质分布重构模型，验证了模型的可靠性。该模型可直观展示有机质在不同尺度下的分布个数与不同有机质间的相对位置关系，准确反映了有机质的面积分布规律、区域聚集程度规律，定量表征了有机质在分布上的非均质性，反映了真实岩心的内部情况，为模拟页岩内部微观渗流特征提供了基础模型。

摘要:鲁迈拉油田Mishrif油藏是中东地区典型的大型整装礁滩相碳酸盐岩油藏，由于其储层非均质性强，易导致注入水沿渗透率高的薄层即贼层过早水窜，降低注入水波及效率，因此有效识别贼层并制定合理开发技术对策是提高研究区注水开发效果的关键。为此，提出一种基于动、静态资料综合识别贼层的方法。首先根据岩心和成像测井等静态资料确定贼层发育成因，然后利用单井产液剖面测试等动态资料计算储层动态渗透率，并与测井解释得到的静态渗透率对比进而识别贼层；最终综合地层层序划分等静态资料，确定研究区不同的贼层发育模式。通过数值模拟研究，提出贼层在块状和层状储层中不同发育模式下油水井的最优射孔策略，并应用于Mishrif油藏注水试验区，已取得预期的注水开发效果。

摘要:南堡滩海潜山碳酸盐岩的储集空间以裂缝和溶蚀孔洞为主，古岩溶对储集空间的形成具有重要控制作用。根据岩心描述、录井显示、成像测井显示与露头考察，精细研究了南堡滩海潜山古岩溶特征及其岩溶发育模式。研究区潜山寒武系—奥陶系以泥晶含量较高的泥晶灰岩、泥质泥晶灰岩、含粒泥晶灰岩和含泥泥晶灰岩为主。岩心描述发现古岩溶作用形成灰质砂砾岩、灰质角砾岩、铝土质泥岩与塌积角砾岩；录井显示大量泥浆漏失与钻具放空现象；成像测井资料显示大量溶蚀孔洞与裂缝；露头考察发现可以形成岩溶系统。这些证据表明，南堡滩海潜山地层发生过古岩溶作用，大量发育的垂直溶洞与大量发育的水平溶洞形成了垂直渗流带与水平潜流带。断层及其伴生裂缝则对古岩溶的发育具有积极贡献。根据露头岩溶发育模式与南堡滩海潜山古岩溶发育特征建立的潜山古岩溶发育模式能够形象表征目的层储层分布，对后续开发部署具有重要指导作用。

摘要:为进一步深化邵家地区北部断阶带沙四段灰岩油气成藏研究，明确下步勘探方向，以石油地质理论和油气成藏差异性理论为指导，结合油气藏分布特征，在石油地质特征分析的基础上，对研究区沙四段灰岩油气藏的输导体系及油气成藏模式进行深入分析。研究结果表明，邵家地区北部断阶带沙四段灰岩油气藏发育4种油气输导体系，分别为断层上、下两盘烃源岩与储层对接初次运移侧向输导体系，上覆中—高成熟度烃源岩初次运移纵向输导体系，深大断裂二次运移纵向输导体系以及不整合面二次运移侧向输导体系。在这4种油气输导体系的控制作用下，研究区发育3种油气成藏模式，分别为油气纵向运移构造成藏模式、油气侧向短距离运移岩性成藏模式和油气侧向长距离运移差异聚集成藏模式。

摘要:满加尔凹陷东部志留系厚层的致密砂岩具有广阔的天然气勘探前景，但是目前对于致密砂岩储层特征的研究较少。利用薄片鉴定、电子探针、扫描电镜、X衍射、压汞及物性分析等方法，对致密砂岩储层特征进行了研究。与满加尔凹陷东部常规砂岩储层相比，致密砂岩储层具有以下特征：①储层埋深较大；②砂岩成分、结构成熟度较低，岩屑和填隙物含量较高；③物性较差，孔隙度为5%~10%，渗透率为0.1×10-3~1×10-3 μm2；④以原生粒间孔、粒间溶孔、微孔隙等混合孔隙为主，孔隙结构总体较差；⑤粘土矿物组合以网状伊蒙混层和绿泥石、伊利石为主；⑥成岩作用较强，处于中成岩B期—晚成岩期。致密砂岩的储集物性受沉积、成岩及构造等多种因素的影响。研究区砂岩离物源近，较低的成分成熟度和结构成熟度、泥质杂基充填等因素不利于原始孔隙大量保存；压实作用是孔隙度降低的主要因素；方解石胶结、石英次生加大降低了孔隙度；局部溶解作用和少量构造裂缝改善了物性。

摘要:东营凹陷的页岩油显示出较好的勘探潜力，但目前对泥页岩的系统研究还较少，地震及测井资料难以识别出有效的层序界面，制约了区域层序地层格架的建立。充分借鉴传统水进—水退层序划分的思路，将古水深变化的界面作为泥页岩层序界面识别的理论依据，将元素层序与GR 层序划分方法相结合，探索出适合东营凹陷泥页岩层序地层划分的方法，建立了东营凹陷泥页岩层序地层格架。利用古环境、岩相、有机质丰度等资料，分析认为东营凹陷准层序组3与准层序组4界面和准层序组6与准层序组7界面之间的纹层状岩相、有机质富集段为有利的页岩油甜点段，且其横向连续性好。同时提出合理的钻采方式，可进一步提高页岩油勘探开发的经济效益。

摘要:济阳坳陷车西地区北部陡坡带沙三段砂砾岩体高效勘探开发的关键是预测裂缝发育区。由于单一的相干、曲率等地震属性多解性强，不能准确、精细地反映裂缝发育情况，尝试采用基于地震影像学的多属性融合技术对研究区沙三段砂砾岩体进行裂缝精细预测。结果表明，相似性、最大正曲率和倾角曲率属性对车西地区北部陡坡带砂砾岩体的裂缝发育较为敏感。采用RGB-IHS变换的多属性融合体在剖面和平面上能够清晰地展示裂缝的发育位置和展布形态。预测结果显示，在车71—车57井区受构造活动和异常高压的影响发育构造缝和超压缝交织的网状缝，在车古25井区受异常高压影响形成了沿多个方向展布的超压缝。基于地震影像学的多属性融合技术在砂砾岩体裂缝预测中的成功应用，进一步拓展了该技术的应用范围，对其他类型油藏的裂缝预测具有借鉴和参考意义。

摘要:为了揭示非渗透夹层条带对双水平井蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响，开展蒸汽辅助重力泄油室内物理模拟实验。针对双水平井蒸汽辅助重力泄油开发的特点，提出基于Subcool值的边界条件相似准则数，为室内物理模拟实验的开展提供调控依据。以加拿大麦凯河油砂区块为原型，设计并建立二维双水平井蒸汽辅助重力泄油室内物理模拟装置，开展4组室内物理模拟实验，其中1组为均质模型，其他3组为存在夹层的非均质模型。结果表明，均质模型蒸汽腔的发育过程可划分为3个阶段，分别对应着产量增加阶段、产量稳定阶段和产量下降阶段。对于非均质模型，夹层的存在及其分布模式对蒸汽腔发育和生产指标具有重要影响；夹层距离注采井越近，蒸汽腔发育受影响的时间越早，其发育过程变得更加复杂，对生产指标的影响越大；当夹层位于注采井中间时，常规的蒸汽循环预热方式失效，而生产井单井蒸汽辅助重力泄油预热方式可以建立注采井间的连通。

摘要:聚合物溶液在多孔介质中流动存在不可及孔隙体积和吸附滞留现象，以往研究聚合物溶液在多孔介质中的渗流规律时，常忽略不可及孔隙体积的影响。为此，通过实验测定了聚合物驱不可及孔隙体积、聚合物溶液的流变性和在多孔介质中的有效粘度；通过建立考虑不可及孔隙体积的并联毛细管模型，分析不同渗透率岩心的不可及孔隙体积对聚合物溶液阻力系数、有效粘度、剪切速率和衰竭层效应的影响。结果表明，对聚合物累积质量曲线求导得到的不可及孔隙体积更准确；不可及孔隙体积会使聚合物溶液阻力系数和有效粘度降低，剪切速率和衰竭层厚度增加；岩心渗透率越小，不可及孔隙体积越大，对阻力系数、有效粘度、剪切速率和衰竭层厚度的计算误差越大。

摘要:随着天然气供需矛盾的不断加剧，孔隙半径为微纳米级别的非常规气藏已成为当前开发的热点。由于非常规储层孔隙半径较小，气体在这类非常规储层流动过程中易出现滑脱效应，加之此类储层常呈现出一定的应力敏感性，从而导致气井渗流特征较为复杂，对压裂裂缝反演造成较大影响。对于具有应力敏感微纳米孔隙储层的气藏，目前仍缺乏同时考虑渗透率应力敏感性及滑脱效应，并将滑脱因子视为压力函数的动态反演方法，因此在确定裂缝参数时常导致一定的误差。为此，在实验研究的基础上，分析不同渗流特征条件下传统生产动态数据分析方法的误差情况，并通过引入修正拟参数对传统方法进行修正，最终建立适用于应力敏感微纳米孔隙储层的压裂裂缝反演方法。现场实例验证结果表明，该方法可以建立新的直线关系，从而为基于动态反演方法确定此类储层的裂缝长度创造了可能。

摘要:由于注采压差较大，使得低渗透油藏二氧化碳驱注采井间同时存在混相、近混相和非混相3种状态，因此仅通 过传统的最小混相压力来评价低渗透油藏二氧化碳驱效果存在较大的局限性。为此，综合考虑二氧化碳驱过程中 的扩散作用、溶解膨胀作用、粘度降低作用、界面张力降低作用、气油粘度比与密度比变化及润湿性改善作用等，对 传统的毛管数理论进行改进，建立了适用于低渗透油藏二氧化碳驱的修正毛管数理论。运用该理论，结合二氧化 碳溶解前、后流体高温高压物性实验和不同条件下的长岩心驱替实验，评价并优化了腰英台油田低渗透油藏二氧 化碳驱的注采参数。结果表明，目标油藏二氧化碳驱的临界毛管数为4.5×10-7~6.0×10-7，二氧化碳驱的最佳注入速 度为0.4 mL/min，最佳平均注入井底流压为28.84~33.43 MPa。自2011年4月起，将优化获得的注入压力和注入速 度应用于腰英台油田腰西区块二氧化碳矿场试验，截至2015年3月，累积注气量为16.7×104 m3，累积增产原油 19 253 t，取得了良好的开发效果和经济效益。

摘要:致密砂岩气藏具有低孔低渗透、高毛管压力、天然裂缝发育和超低含水饱和度等工程地质特征，存在明显的 毛管自吸现象，即使在负压差条件下，毛管压力也会使水相逆流自吸进入储层，引起水相圈闭损害。选用鄂尔多斯 盆地典型致密砂岩气藏相对低渗透（渗透率小于0.2×10-3 μm2）、相对中渗透（渗透率为0.2×10-3~0.5×10-3 μm2）和相 对高渗透（大于0.5×10-3 μm2）的3类致密砂岩岩样，开展水相毛管逆流自吸实验和气驱水返排实验，模拟负压差条 件下水相圈闭损害发生过程，探讨水相逆流自吸对气相渗透率的影响，评价负压差条件下水相圈闭损害程度。实 验结果表明：负压差下水相逆流自吸对气相渗透率的损害呈现由岩样物性控制的阶跃式变化特征。同一负压差 下，3类岩样气相渗透率损害率为26.5%~34.9%，平均损害率为29.8%；负压差越小，对毛管压力的克服作用越弱，毛 管自吸越明显，水相进入岩心位置越深，引起的水相圈闭损害越严重。因此，在欠平衡钻井、完井和开发过程中，确 定生产压差时应综合考虑安全作业、储层水相返排等因素。

摘要:塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏水驱开采后，仍残留有大量阁楼油、绕流油。利用氮气密度小，重力分异作用 显著等特点将部分剩余油驱出，充分认识气驱之后剩余油的分布，对优化气驱设计方案具有借鉴意义。通过设计、 制作物理可视化模型进行气驱模拟实验，直观展示缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况，并探讨相关影响因素。 实验结果发现：氮气驱能有效地提高缝洞型油藏水驱后剩余油的采收率，但仍有部分残留油，如因气体气窜、底水 能量不足而残留溶洞中部的窜流油，因气体洗油效率低而残留在裂缝中的油膜和小油段塞等；同时，注入方式、注 入井别和注入速度等人为因素对气驱效果也有影响。研究成果为注气提高水驱后剩余油开采以及气驱后再次提 高采收率提供了实验依据，认为采用水气交替等不稳定注气方式、复杂区域注气以及适中的注入速度可提高气驱 效果，也认识到了溶洞形状、缝洞分布等客观因素应作为后续深化研究的重点。

摘要:页岩储层具有低孔隙度、超低渗透率的物性特征，目前通过水平井分段多级压裂对储层进行增产改造是高效开发页岩等非常规储层的关键技术。但由于流体在水平井多条裂缝同时闭合时的流动特征与单条裂缝时明显不同，导致现阶段针对压裂直井成熟的压力递减分析方法不能直接应用于页岩储层分段多级压裂后的压力递减分析。考虑裂缝自然闭合时引起的应力敏感效应和页岩储层中天然微裂隙发育的地质特征，采用双重孔隙介质渗流模型，分析压裂液在页岩储层中的滤失，并结合以弹塑性力学理论为基础的拟三维裂缝模型，建立裂缝体积守恒方程，得到针对页岩储层分段多级压裂后关井期内裂缝自然闭合条件下的压力递减模型。分析结果表明，储层中基 质孔隙度、裂缝渗透率和应力敏感系数是影响关井时压力递减的主要因素。

摘要:致密油藏中孔喉狭小，且非均质性很强，油水两相间形成较高的毛管阻力，水驱过程中水相将首先突破毛管压力较小的大孔道。随着大孔道的连续性被突破，一个水窜通道将逐渐形成，之后注入的水将沿着水窜通道流动而失去驱油作用，若储层中存在微裂缝该现象更明显。研究致密油藏储层孔隙结构及水驱过程可能的毛管压力分布，针对气水交替中油气水毛管压力压降特征，提出了注入微量气段塞及大量水段塞调堵致密油藏天然裂缝及较大孔隙的气水交替法，设计了一种新的微量气注入实验，并且从注入强度、注入周期和注入次数3个方面进行优化，预测采收率的变化。研究表明，采用微量气气水交替法对致密油藏水驱水窜后提高开发效果是有效的。

摘要:针对目前泡沫油渗流数学模型存在的问题，借鉴拟泡点模型和过饱和模型中拟泡点压力及弛豫时间的概念，通过对3组长岩心衰竭实验进行分析，建立了泡沫油渗流数学模型。模型中将泡沫油视为拟单相流，通过实验分析在泡沫油流动过程中流动介质的有效渗透率与降压速度、原油粘度和含气饱和度的变化规律，提出有效渗透率的数学表达式；认为泡沫油的粘度与相同条件下饱和油的粘度近似相等；将泡沫油的压缩系数视为油相与气相压缩系数的线性组合；同时在模型建立过程中考虑了泡沫油的过饱和现象。为了验证所建模型的正确性，分别将泡沫油渗流数学模型、拟泡点模型、过饱和模型及黑油模型计算结果与实验结果进行对比，结果表明泡沫油渗流数学模型与实验结果吻合程度较好，而其他模型计算偏差较大。

摘要:热采水平井技术在稠油油藏开发中已得到广泛应用，但由于储层的非均质性，导致水平段流量剖面不均匀，影响了稠油油藏热采水平井的开发效果。为此，提出了采用中心管变密度打孔以实现稠油油藏热采水平井均衡采油的新方法。通过对实际储层渗流压降、泄油孔节流压降、中心管管流压降进行耦合，建立了稠油油藏热采水平井均衡采油数学模型，确定了模型的求解方法，并结合实例进行了优化设计。结果表明，通过优化热采水平井中心管泄油孔密度分布，可有效调节水平段流量剖面，从而实现热采水平井的均衡采油，改善稠油油藏储量动用程度。

摘要:页岩气井可压裂性评价是保证压裂改造效果的重要基础。目前对可压裂性研究主要是在常规物性基础上将岩石脆性矿物含量或岩石力学参数作为水平井压裂施工段优选的重要依据。但压裂过程中沟通并延伸天然裂缝是形成缝网的关键，因此须将分支裂缝的形成条件作为页岩气井可压裂性评价的重要组成，以提高有利层段选评的准确性。通过分析人工裂缝与天然裂缝相交后起裂力学条件，提出相交后形成的分支裂缝起裂压力计算方法，再根据人工裂缝内的压力变化情况和储层地应力状态，建立人工裂缝与天然裂缝相交后的起裂模式并将其无因次化后作为评价的组成要素，形成页岩气井可压裂性综合评价方法。基于四川盆地南部页岩气Wx2直井的地质、测 井数据对龙马溪组有利层段的分析，按照综合评价结果进行射孔和压裂，其测试产量明显高于该区块其他常规可压裂性评价的直井。表明该方法具有较高的准确性和适用性，既能保证压裂改造效果，又能降低施工风险和成本。