摘要:为揭示渤南洼陷沙四段上亚段咸化湖盆储集体成岩演化规律的特殊性，综合应用铸体薄片、扫描电镜、粘土矿物X衍射分析等资料对研究区沙四段上亚段成岩环境及演化规律进行研究。结果表明：渤南洼陷沙四段上亚段沉积时期主要发育碎屑岩、碳酸盐岩和膏盐岩等；在早期和中后期成岩过程中，分别受膏盐岩产生的碱卤水和有机酸注入的影响，研究区沙四段上亚段储集体经历了先碱后酸、碱酸交替的成岩环境；早期碱性成岩作用的强弱程度对中后期酸性成岩作用发生的时间会产生影响，早期成岩过程中的强胶结作用会造成后期成岩过程中有机酸与可溶矿物的接触面积变小，发生大量溶蚀的时间滞后，具有中碱晚溶、弱碱早溶的成岩演化规律。咸化湖盆碱酸交替的成岩环境导致特殊的成岩演化规律，致使次生孔隙发育时间较晚、埋深较大，使深部优质储层形成时间与晚期油 气成藏期形成较好匹配。

摘要:东营组作为济阳坳陷断陷末期沉积的重要层系，对其沉积体系认识不清导致对其储层分布、油藏类型、成藏规律不明确，从而制约了东营组的勘探。综合钻井、测井、地震等资料，依据沉积学基本原理和方法，通过断陷末期盆地地质构造特征及岩相古地理多因素分析表明，济阳坳陷东营组沉积时期在单斜式构造背景控制下形成了东部跨凹陷的大型辫状河三角洲沉积，东三段沉积时期是辫状河三角洲主要发育期，东二段湖盆收缩、沉积范围缩小，西部以滨浅湖沉积为主，伴有小型的近源扇三角洲及近岸水下扇沉积，东部演化为以河流相为主。东一段沉积时期湖盆萎缩，广泛发育河流相及滨浅湖沉积。平面上充填样式表现为由南部的东营凹陷辫状河三角洲平原亚相、前缘亚相向北部沾化—滩海地区的前三角洲亚相过渡，前三角洲发育一定规模的滑塌浊积扇。东营组沉积模式的建立不仅完善了济阳坳陷新生代沉积演化序列，对东营组储层预测起到了重要指导作用，而且也为今后东营组成藏条件的研究奠定了基础。

摘要:针对常规与非常规油气的地质理论研究已经较为深入，但是对于常规与非常规油气关系的研究还很少。为此，从形成时间、空间分布和油气资源量3个方面，对常规与非常规油气关系的研究成果进行综述，提出目前研究中存在的问题，并分析常规与非常规油气关系研究的发展趋势。研究结果表明，常规油气与源储接触型非常规油气的形成时间具有先致密后成藏、先成藏后致密和边致密边成藏3种关系。常规油气一般分布于构造高部位，而非常规油气一般分布于盆地中心或斜坡部位，常规与非常规油气资源量满足油气资源分布三角图关系。但是在常规与非常规油气形成时间关系的主导作用、过渡带油气空间分布特征、不同级别构造单元油气资源量关系以及常规与非常规油气边界的确定等方面仍存在问题。未来常规与非常规油气关系研究的发展趋势应着重于针对烃源岩生排烃全过程、细粒沉积学、油气资源评价以及油气富集规律的研究。

摘要:基于地震资料，应用垂直位移分析法，定量反演南堡凹陷西南庄断层的生长过程，认为该断层在南堡凹陷演化过程中表现为早期分段、晚期连接的特征。在沙河街组沉积初期，断层分段特征明显，各分段断层具有独立的正断层位移特征；至沙一段沉积时期—东营组沉积时期，各分段断层有连接的趋势，并最终连接为一条大型正断层。西南庄断层分段特征的差异性对研究区沉积体系的类型、展布具有重要的控制作用。断层演化过程中形成的最大断距处位于分段断层中央位置附近，控制半地堑的形成，易形成深湖—半深湖背景下的近岸水下扇沉积体系；断层分段点为各分段断层的连接部位，发育走向斜坡型和横向背斜型构造调节带，是砂体进入凹陷的主要物源通道，易形成扇三角洲沉积体系。

摘要:渤南油田发育大型低渗透油藏，由于其储层物性差、部署井网时未考虑现今地应力影响，导致压裂改造后发生严重水淹水窜。随着开发的不断深入，须对研究区现今地应力的分布进行系统研究。以渤南油田五区沙三段为例，利用差应变法、声发射法和波速各向异性法等岩心室内实验方法以及测井资料计算，确定渤南油田五区沙三段现今地应力的大小和方向；通过测井资料计算，建立岩石的动、静态力学参数转化关系，求取准确的岩石力学参数并建立地质模型，进而利用有限元数值模拟方法分析现今地应力的分布特征及影响因素。研究结果表明，渤南油田五区现今地应力方向具有明显的分区特征，东部水平最大主应力方向平均为北东61.4°，西部平均为南东58°；水平最大主应力表现为中部低、四周高、环带状分布的特征；水平最小主应力整体具有北高南低的特征，且在研究区中心的局部区域应力值较大。造成现今地应力方向异常主要是研究区东西两侧呈“V”字形分布的断裂系统在近东西向挤压应力作用下派生出对称侧向剪切应力所导致，而剖面应力展布则主要受埋深和岩石力学参数的影响。

摘要:英台断陷营城组二段沉火山碎屑岩储层埋深超过3 000 m后仍发育高孔隙度带，为明确储层特征及控制因素，从储集空间分布特征入手，分析储集空间组合与岩性、埋深和构造位置的关系以及物性分布规律，并针对成岩作用和高孔隙度带的成因研究储层的控制因素。结果表明，英台断陷营城组二段沉火山碎屑岩储层储集空间包括粒（砾）间孔和粒（砾）内气孔等原生孔隙、溶蚀孔和晶间微孔等次生孔隙以及裂缝；存在2 000~2 100，2 500~2 550和3 300~3 700 m等3个高孔隙度带。储层受埋深压实、充填、交代、溶蚀—溶解和重结晶等成岩作用控制。对于深埋藏沉火山碎屑岩储层改善的主要因素是溶蚀—溶解作用和基质重结晶作用，不稳定矿物斜长石溶蚀—溶解作用最大可增加面孔率0.6%~5.3%，不稳定基质重结晶作用可增加面孔率0.9%~8.3%；沉火山碎屑岩的不稳定成分含量高，为成岩作用的发生提供了物质基础。凸起区中埋深小于3 700 m、溶蚀作用和重结晶作用发育的沉火山碎屑岩均应受到勘探的重视。

摘要:福山凹陷存在与基底构造格局不一致的异常地温特征。通过钻井测温数据与古地温模拟对该区异常地温的特征与形成机制进行了分析，结果表明：上、下地温梯度分层现象为岩性差异造成。基底构造格局不一致的异常地温与福山凹陷东侧全新世以来强烈的火山活动密切相关。福山凹陷深部存在的岩浆囊以及典型的背斜构造、烃类聚集等综合因素形成了福山凹陷异常地温。异常地温形成的时间较短，对有机质成熟度影响较小，但是异常地温中心区域大量古油藏受其影响发生热裂解形成了凝析气藏，地温异常对福山凹陷古油藏产生了较大的影响。

摘要:孤北洼陷油气资源丰富，超压带发育。实测地层压力显示，孤北洼陷砂岩超压带主要分布深度为2 800~3 800 m。由于砂岩和泥岩声波时差均与超压有很好的响应关系，且变化幅度和变化趋势一致，故采用Eaton法预测砂岩超压带分布范围，结合实测地层压力进一步分析砂岩超压带分布特征及主控因素。分析结果表明：纵向上，孤北洼陷发育沙一段—东营组底部和沙四段—沙三段2个超压带，其中，沙四段—沙三段为主要超压带；平面上，超压带集中分布于东、西2个次洼，自洼陷中心向凸起及边界断层超压幅度逐渐变小。超压带分布主要受断裂作用、泥岩厚度和含量及烃源岩生油作用等因素控制。

摘要:以焦石坝地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩露头样品和钻井岩屑样品的氧化物和元素测量结果为依据，研究该区页岩氧化物和元素地球化学特征，结果表明：页岩地层SiO2含量整体较高，化学蚀变指数（CIA）为55～77，表明页岩形成于温暖、湿润的气候环境。不同样品页岩氧化物和元素组成特征存在较明显差异，导致页岩品质存在巨大差异：龙马溪组页岩上段岩屑样品过量硅含量极低，U/Th小于0.75，属于高能、富氧环境产物，有机质难以保存，页岩品质差；龙马溪组页岩下段岩屑样品过量硅含量为6.6%～12.9%，U/Th为0.75～1.25，属于低能、贫氧环境产物，有机质含量高，脆性较好，页岩品质较好；五峰组页岩露头样品过量硅含量为11%～24%，U/Th为0.76～1.34，属于低能、贫氧—厌氧环境产物，有机质含量高，SiO2含量最高，有利于形成天然裂缝和后期压裂改造，页岩品质最好。

摘要:苏码头构造须二段气藏烃源及储集条件优越，但经历了多期构造运动，油气保存条件成为制约该气藏勘探的关键因素。在前人研究基础上，对盖层条件、断层活动期次、断层断面压力、地球化学特征等因素进行了综合研究。结果表明，苏码头构造须二段气藏区域盖层封堵性优越，直接盖层的宏观封堵性较好；不同的控藏断层垂向封闭性具有差异，其中M①断层垂向封闭性好。综合分析盖层、断层及地化特征等因素，认为苏码头构造须二段气藏保存条件主要受控于断层，M①断层上盘须二段气藏遭到M④断层的破坏，保存条件较差；M①断层下盘须二段气藏保存条件相对较好。

摘要:由于对青东5块沙四段上亚段沉积类型及储层发育主控因素认识不清，制约了研究区储层精细预测和投产方案制定。根据岩性、电性和古生物等特征，将青东5块沙四段上亚段划分为3个砂组。利用钻井、测井、地震和分析化验等资料，综合运用地质相、测井相和地震相分析，认为青东5块沙四段上亚段沉积类型为扇三角洲相，主要发育扇三角洲前缘亚相和前扇三角洲亚相，扇三角洲平原亚相不发育。扇三角洲前缘亚相中的水下分流河道、河口坝、前缘席状砂微相和前扇三角洲亚相中的碎屑岩滩、坝微相和碳酸盐岩滩微相为主要储层发育区；其中，水下分流河道主河道中游和下游、河口坝及滨浅湖滩坝为有利储层发育区。青东5块沙四段上亚段储层发育主要受同生断层和沉积微相控制。

摘要:微生物与空气协同驱油是一种新的驱油方法，其主要机理为利用空气中的氧气提高微生物生长代谢速率，同时微生物耗氧使空气驱变得更为安全。通过实验研究不同初始溶氧浓度下实验菌种的生长规律和耗氧规律，及溶氧浓度对微生物脱油效率的影响。结果表明：在增氧与未增氧的条件下，实验菌种生长均存在停滞期、对数生长期、稳定期和衰退期，初始溶氧浓度为4.5和5.5 mg/L时，微生物生长的最大浓度是未增氧时的3倍以上；对数生长期溶氧浓度呈对数降低趋势，稳定期和衰退期溶氧浓度呈线性降低趋势，油藏内耗氧主要为补偿微生物衰退时数量减少的生长耗氧；微生物脱油效率随初始溶氧浓度的增大而增大。在微生物耗氧规律和油藏渗流规律的基础上，建立了仅考虑微生物耗氧时油藏内氧浓度计算数学模型，计算了不同注入参数下氧浓度分布。结果显示，耗氧后，油藏内氧浓度随油藏半径的增加指数下降，油藏内有足够的氧供微生物生长；微生物耗氧可将空气中的氧浓度降到安全浓度，微生物耗氧到氧安全浓度的最小油藏半径约为145 m。

摘要:针对二氧化碳驱过程中产出的大量富含二氧化碳的伴生气回收利用的问题，开展了产出气直接压缩回注对驱油效果影响的研究，并分析其影响机制。以胜利油区正理庄油田高89块二氧化碳驱为例，采用经典的长细管法，测定该油田地层原油与二氧化碳的最小混相压力，在此基础上，利用长岩心物理模拟手段，测试了纯二氧化碳混相驱的驱油效率和矿场不同阶段产出气的驱油效率。结果表明：当产出气中二氧化碳含量为72.59%时，其驱油效率可达76.9%，基本达到纯二氧化碳混相驱的效果。同时，根据对不同阶段产出气的组分分析结果，探讨其组分特点对驱油效率的内在影响机制，研究认为，二氧化碳驱油藏产出气无需提纯而直接回注是可行的，为二氧化碳驱中后期大量产出气的处理提供了新的、可行的解决方法。

摘要:稠油油藏油水过渡带相对较宽，开发潜力较大，井网部署空间较大。但是，受经济技术条件限制，难以在过渡带有效布井，过渡带井网控制程度低，储量难以得到有效动用。通过定量研究粘度对油水过渡带分布的影响，分析稠油油藏油水过渡带含油饱和度分布及油井产出规律。在此基础上，考虑经济因素的影响，提出确定油水过渡带油井投产经济技术界限的方法，并基于油田特点和开发要求，建立W油藏油井投产经济技术界限图版。该图版便于指导W油藏油水过渡带加密调整井的有效部署。

摘要:注水开发是目前油田最主要的开发方式之一，受地层、流体、井网等条件的影响，注入水在地下驱替不均衡。油田进入高、特高含水开发阶段，剩余油分布越来越复杂，传统的开发调整措施面临较大的困难。生产实践表明，注入水在地下驱替的均衡程度与油藏开发效果密切相关，为此提出均衡驱替的概念用以指导油田开发调整方案设计，但目前主要是基于经验的定性认识，缺少定量的、理论上的论证。因此，基于油藏工程和渗流力学理论，首先推导注水开发过程中各注采方向累积注水量与累积产油量的关系式，来描述各注采方向的驱替动态；然后推导各注采方向的驱替动态和油田开发净现值的关系式，并对其进行分析；最后推导均衡驱替注采井距及注采压差优化设计公式。

摘要:叙利亚Oudeh油田低渗透普通稠油油藏开发中存在明显的启动压力梯度，影响储量动用。油藏采用天然能量水平井开发方式，开展启动压力梯度对水平井极限动用半径影响的研究很有必要。为了研究启动压力梯度对开发的影响，首先，通过室内实验确定油藏启动压力梯度，得到启动压力梯度与流度的关系。其次，基于水平井椭圆流动的拟三维方法，建立考虑启动压力梯度的水平井xy 平面和yz 平面的压力梯度计算模型；最后，采用稳态逐次逼近非稳态的方法，确定油藏水平井的极限动用半径；同时，建立水平井在拟三维中的极限动用半径图版。研究结果表明，除原油粘度高这一因素外，启动压力梯度是低渗透普通稠油油藏油井动用程度低的另一主要因素；水平井中的流体在xy 平面上为线性流动，在yz 平面上近似为径向流动，水平井在xy 平面上的极限动用半径明显大于yz 平面上的极限动用半径。在低渗透普通稠油油藏水平井开发中，需全面考虑水平井在xy 平面和yz 平面上极限动用半径与储层厚度之间的匹配关系，合理部署井网，以达到扩大油藏整体动用范围的目的。

摘要:低渗透油藏普遍存在非均质性严重、裂缝发育等特点，导致二氧化碳驱油过程中会发生不同程度的气窜现象。为了研究非均质性及裂缝对二氧化碳驱油效果的影响，建立均质岩心模型、不同渗透率级差的人造非均质模型、高渗透气窜通道模型及裂缝模型4种室内实验模型，用以模拟低渗透储层的非均质性及裂缝发育。利用4种模型依次开展水驱和二氧化碳连续气驱实验，并针对不同类型的岩心模型采取相应的封窜体系对二氧化碳实施气窜封堵。实验结果表明，二氧化碳连续气驱的采出程度与渗透率级差呈幂函数下降趋势，岩心非均质性越强，气体窜逸现象越严重，气驱效果越差。针对不同非均质级别的岩心，可采用不同的封窜体系实现二氧化碳的窜逸控制。其中，乙二胺体系可用于封堵渗透率级差小于等于100的非均质模型的高渗透层，改性淀粉凝胶与乙二胺体系可用于封堵岩心内渗透率级差大于100的高渗透气窜通道以及裂缝。

摘要:针对叙利亚O油田低渗透碳酸盐岩稠油油藏热采过程中存在的“注不进、难采出”的技术难题，利用O油田岩心分别开展自吸实验和驱替实验，研究50和150 ℃下地层水、薄膜扩展剂溶液的渗吸规律及其驱替效果。自吸实验结果表明：原始条件下（地层水渗吸），O油田碳酸盐岩岩心呈明显的亲油或弱亲油的润湿特征；而薄膜扩展剂溶液渗吸后，岩石润湿性向亲水或弱亲水转变，实现了润湿反转。驱替实验结果表明：对比150 ℃下注蒸汽，伴蒸汽注入耐高温薄膜扩展剂可明显降低注汽压力，约为2 MPa；驱替效率提高约10%。岩石润湿性反转后，毛管压力变为水驱油的动力，水易渗吸入岩石孔隙内，从而解决“注不进”的难题；而高温降低原油粘度可提高原油渗流能力，从而解决“难采出”的技术难题。因此，伴蒸汽注耐高温薄膜扩展剂的热复合化学方法是针对叙利亚O油田及类似低 渗透碳酸盐岩稠油油藏提高采收率的有效方法。

摘要:以番禺油田薄层边底水稠油油藏水平井为例，将水平井含水率上升特征类型划分为开井水淹型、快速水淹型、阶梯上升型和爬坡型4类，根据油藏实际地质特征、流体特征和水平井生产动态，分析水平井含水率上升类型影响因素，并用灰色关联法对影响因素进行排序。研究结果表明，各因素对水平井含水率上升特征影响程度由大到小依次为：夹层范围、原油粘度、避水高度和水体厚比。夹层范围越大，原油粘度越小，单井含水率上升越缓；避水高度越小，水体厚比越大，单井含水率上升则越快。水平井含水率上升类型是驱替模式、原油粘度、水平井避水高度和油藏水体厚比等耦合影响而得到的结果，由此制作薄层边底水稠油油藏水平井不同含水率上升类型影响因素定量组合表，该表可广泛应用于预测单井生产动态类型、水平井是否存在工程问题及历史拟合迭代建模等。

摘要:胜坨油田已整体进入特高含水后期，动态非均质性对开发的影响日趋严重，剩余油分布特征复杂多样，传统的层系井网调整已很难取得好的效果。以剩余油研究为基础，提出侧缘微相富集型、砂体边缘富集型、非主流线富集型、非主力层富集型、厚层顶部富集型和夹层控制富集型6种剩余油分布模式，平面上以侧缘微相富集型为主，纵向上多层油藏以非主力层富集型为主、厚层油藏以厚层顶部富集型为主。在矢量开发理念的基础上，结合胜坨油田开发实践，针对侧缘微相富集型分布模式的剩余油，建立了平面相控矢量开发调整模式；针对多层油藏非主力层富集型分布模式的剩余油，建立了层系重组矢量开发调整模式；针对厚层顶部富集型分布模式的剩余油，建立了厚层协同矢量开发调整模式。矿场应用效果证实，在胜坨油田特高含水后期利用矢量开发调整模式进行开发，能够提高采收率4%以上。

摘要:在多分支井开发底水油藏的过程中，油井见水是不可避免的，而见水后对含水率的控制十分困难，因此延长见水时间极其重要。但目前针对多分支井见水规律的研究却是空白。利用数值模拟方法，得到见水时间与相关参数之间的关系，为调整参数延长见水时间提供理论依据。实验结果表明，见水时间与多分支井避水高度、单井控制面积、井下夹层、油藏水平渗透率及多分支井的分支长度、分支角度和分支数目等参数成正相关性；而与生产压差、产液量、油藏垂向渗透率和油水粘度比等参数之间成负相关性。对鱼骨井与辐射式多分支井开发的底水油藏水脊形态的研究表明：鱼骨井主要见水点为主井筒与分支交会处，水体呈与分支形态相关的山脊状向上推进，因此分支与主井筒的交会处是须重点防范底水突进的位置；而辐射式多分支井的井跟比井趾处见水要早，第1见水点为分支的交会点，而且是点状见水，然后迅速变为面状见水，水体呈与分支形态相关的山脊状向上推进，因此与鱼骨井不同，井跟处是须重点防范底水突进的位置。

摘要:针对致密碳酸盐岩气藏难以获得高产、稳产这一难题，借鉴国外页岩气体积改造理念，对鄂尔多斯盆地下古生界致密碳酸盐岩气藏体积酸压可行性进行分析。首先阐述了致密碳酸盐岩气藏体积酸压的增产机理，在此基础上，从储层可压裂性、天然裂缝发育状况、水平主应力差、水力裂缝与天然裂缝夹角4个方面分析了体积酸压在致密碳酸盐岩气藏开发中的优势及其局限性，并针对技术局限性提出了相应的改造策略。研究结果表明，体积酸压可形成复杂的裂缝网络，获得较大的储层改造体积；其增产改造效果与储层中的岩石可压裂性、天然裂缝发育状况及天然裂缝与水力裂缝的夹角密切相关，较大水平主应力差会对裂缝网络的形成产生不利影响，可通过可降解纤维暂堵转向技术或转向酸酸压来弱化甚至消除该影响。先导试验结果表明，18口井体积酸压后比邻近常规酸压井增产60%以上，1个月后，其中7口井的日产气量比常规酸压井高41%以上，说明体积酸压比常规酸压在鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩气藏中具有更好的增产效果和较好的应用前景。