2016年第23卷第4期文章目次
2016, 23(4):1-10.
摘要:
近年来在洼陷斜坡带钻遇的牛119、牛100（侧）、丰14等井的岩性圈闭获得较高的工业油流，该类型砂体与浊积岩存在明显不同，推测为与三角洲主体脱离但尚未被完全液化的岩性体，将其称为“坡移扇”。针对目前坡移扇的认识和研究程度很低的现状，在系统岩心观察及野外露头描述的基础上，建立了坡移扇的沉积特征及沉积序列模式，结合实际解剖，明确了三角洲前缘—坡移扇—浊积岩的展布模式。坡移扇是在断陷湖盆宽缓的斜坡背景下，物源充沛快速进积的三角洲，其前缘朵叶体在压实沉陷、地震、湖水动力及洪水作用等因素影响下发生断裂，在重力作用下向前滑动、滑塌、碎屑流化，在转化为浊流之前在合适的古地形背景下堆积形成的岩性体，具有单层厚度较大、多期叠置、叠合连片等特点。坡移扇砂体在垂向上具有典型的序列模式，自下而上依次发育暗色泥岩段、滑移变形层段、拉伸变形层段、前缘残留层段和块状碎屑流段，受滑移距离的影响，依次发育砂质滑动、砂质滑塌和砂质碎屑流3种类型砂体，表现出横向分带的特征，各类型砂体在垂向上具有不同的序列组合模式。从斜坡带到洼陷带依次发育滑动/滑塌、碎屑流和浊积岩重力流沉积体系；不同期次的重力流砂体在垂向上叠置发育，自下而上依次为浊积岩—碎屑流—滑动/滑塌。
近年来在洼陷斜坡带钻遇的牛119、牛100（侧）、丰14等井的岩性圈闭获得较高的工业油流，该类型砂体与浊积岩存在明显不同，推测为与三角洲主体脱离但尚未被完全液化的岩性体，将其称为“坡移扇”。针对目前坡移扇的认识和研究程度很低的现状，在系统岩心观察及野外露头描述的基础上，建立了坡移扇的沉积特征及沉积序列模式，结合实际解剖，明确了三角洲前缘—坡移扇—浊积岩的展布模式。坡移扇是在断陷湖盆宽缓的斜坡背景下，物源充沛快速进积的三角洲，其前缘朵叶体在压实沉陷、地震、湖水动力及洪水作用等因素影响下发生断裂，在重力作用下向前滑动、滑塌、碎屑流化，在转化为浊流之前在合适的古地形背景下堆积形成的岩性体，具有单层厚度较大、多期叠置、叠合连片等特点。坡移扇砂体在垂向上具有典型的序列模式，自下而上依次发育暗色泥岩段、滑移变形层段、拉伸变形层段、前缘残留层段和块状碎屑流段，受滑移距离的影响，依次发育砂质滑动、砂质滑塌和砂质碎屑流3种类型砂体，表现出横向分带的特征，各类型砂体在垂向上具有不同的序列组合模式。从斜坡带到洼陷带依次发育滑动/滑塌、碎屑流和浊积岩重力流沉积体系；不同期次的重力流砂体在垂向上叠置发育，自下而上依次为浊积岩—碎屑流—滑动/滑塌。
2016, 23(4):11-18.
摘要:
柴达木盆地西南缘昆北断阶带下干柴沟组发现大量与地震活动有关的非正常沉积岩石，为此对研究区的震积岩垂向序列进行深入研究，并探讨其构造意义和油气地质意义。通过对研究区下干柴沟组切8井、乌8井、跃东110井、切6井、红地107井和绿13井的钻井岩心系统观察与对比发现，能指示古地震作用的标志主要有微同沉积断裂及震裂缝、液化砂岩脉、振动液化卷曲变形构造、震浊积岩、震积角砾岩及滑塌构造。根据研究区地震作用的发生过程，将振动液化序列由上至下依次划分为震浊积岩、上覆正常沉积、液化均一层、震积角砾层、液化扭曲变形层、微断裂层和下伏正常沉积。震积岩的发现可以为古地震研究提供依据，通过对比震积岩结构特征，将地震强度由强到弱划分为5个等级；震积岩可以作为构造活跃期的标志，指示构造活动的强烈时期；震积岩不仅可以储集油气，而且可以作为油气运移的输送导体，为油气聚集提供条件。
柴达木盆地西南缘昆北断阶带下干柴沟组发现大量与地震活动有关的非正常沉积岩石，为此对研究区的震积岩垂向序列进行深入研究，并探讨其构造意义和油气地质意义。通过对研究区下干柴沟组切8井、乌8井、跃东110井、切6井、红地107井和绿13井的钻井岩心系统观察与对比发现，能指示古地震作用的标志主要有微同沉积断裂及震裂缝、液化砂岩脉、振动液化卷曲变形构造、震浊积岩、震积角砾岩及滑塌构造。根据研究区地震作用的发生过程，将振动液化序列由上至下依次划分为震浊积岩、上覆正常沉积、液化均一层、震积角砾层、液化扭曲变形层、微断裂层和下伏正常沉积。震积岩的发现可以为古地震研究提供依据，通过对比震积岩结构特征，将地震强度由强到弱划分为5个等级；震积岩可以作为构造活跃期的标志，指示构造活动的强烈时期；震积岩不仅可以储集油气，而且可以作为油气运移的输送导体，为油气聚集提供条件。
2016, 23(4):19-26.
摘要:
纹层状泥灰岩是束鹿凹陷源储一体式致密油藏的重要组成部分，却笼统地概括了岩心上单层厚度小于1 cm的细粒碳酸盐岩，忽视了纹层的显微几何特征和成分上的不同。基于对岩心和薄片的观测，利用矿物X衍射、电子探针和同位素测试等方法，对纹层沉积特征和储集意义进行研究。研究区富碳酸盐细粒纹层分为季节型韵律纹层组合和浊流型粒序纹层组合2类。前者是水文季节变化控制下的物理、化学、生物共同作用的湖相沉积物，组成季节型纹层状泥灰岩；后者是事件性的浊流沉积物，组成浊流型纹层状泥灰岩和纹层状粉砂岩。不同纹层组合对储层储集性能具有控制作用，其中季节型韵律纹层组合层间缝发育，所含有机质在热演化过程中可以改善储集性能，所以季节型纹层状泥灰岩储集性能优于浊流型纹层状泥灰岩和纹层状粉砂岩。
纹层状泥灰岩是束鹿凹陷源储一体式致密油藏的重要组成部分，却笼统地概括了岩心上单层厚度小于1 cm的细粒碳酸盐岩，忽视了纹层的显微几何特征和成分上的不同。基于对岩心和薄片的观测，利用矿物X衍射、电子探针和同位素测试等方法，对纹层沉积特征和储集意义进行研究。研究区富碳酸盐细粒纹层分为季节型韵律纹层组合和浊流型粒序纹层组合2类。前者是水文季节变化控制下的物理、化学、生物共同作用的湖相沉积物，组成季节型纹层状泥灰岩；后者是事件性的浊流沉积物，组成浊流型纹层状泥灰岩和纹层状粉砂岩。不同纹层组合对储层储集性能具有控制作用，其中季节型韵律纹层组合层间缝发育，所含有机质在热演化过程中可以改善储集性能，所以季节型纹层状泥灰岩储集性能优于浊流型纹层状泥灰岩和纹层状粉砂岩。
2016, 23(4):27-33.
摘要:
通过岩心观察和样品分析研究车镇凹陷车66井区沙三段下亚段深水浊积扇发育特征，结合测井、录井、地震等资料，明确了深水浊积扇发育的主控因素及其成因演化。结果表明：车66井区深水浊积扇具有滑塌成因，埋深大，岩性多为灰岩砾石成分的中、细砾岩，夹厚薄不等的深湖泥岩、页岩，分选差；单期砂体表现为正粒序，总体上呈多期叠置、向上变粗变厚的反旋回特征。研究区沙三段下亚段自下而上发育4套砂体，具有北西向和北东向双向物源，垂向上呈现出叠置扇的特点。车66深水浊积扇沉积在时间上对应于强烈断陷幕式活动初期的三级层序低位体系域或湖侵体系域早期，在平面上受控于盆缘边界断裂的活动强度、产状及次级断层发育而形成于铲式断裂结构中地貌平缓、开阔的深洼区。在车镇凹陷北部陡坡带这种源—坡—洼（物源—坡折断层—洼陷）配置关系控制下，具有陡坡深水浊积岩的典型特征。不同方向的双物源对扇体的展布起主要控制作用。
通过岩心观察和样品分析研究车镇凹陷车66井区沙三段下亚段深水浊积扇发育特征，结合测井、录井、地震等资料，明确了深水浊积扇发育的主控因素及其成因演化。结果表明：车66井区深水浊积扇具有滑塌成因，埋深大，岩性多为灰岩砾石成分的中、细砾岩，夹厚薄不等的深湖泥岩、页岩，分选差；单期砂体表现为正粒序，总体上呈多期叠置、向上变粗变厚的反旋回特征。研究区沙三段下亚段自下而上发育4套砂体，具有北西向和北东向双向物源，垂向上呈现出叠置扇的特点。车66深水浊积扇沉积在时间上对应于强烈断陷幕式活动初期的三级层序低位体系域或湖侵体系域早期，在平面上受控于盆缘边界断裂的活动强度、产状及次级断层发育而形成于铲式断裂结构中地貌平缓、开阔的深洼区。在车镇凹陷北部陡坡带这种源—坡—洼（物源—坡折断层—洼陷）配置关系控制下，具有陡坡深水浊积岩的典型特征。不同方向的双物源对扇体的展布起主要控制作用。
2016, 23(4):34-40.
摘要:
南堡凹陷现有油井多位于中浅层，中深层岩性油气藏是研究区未来的勘探重点。基于高精度地震速度资料，综合应用速度对比法和Fillippone公式法，对南堡凹陷中深层进行地层压力预测。研究结果表明：①纵向上，南堡凹陷超压顶界面分布于3 000~3 500 m，超压普遍存在于东二段及其以下的中深层，并可大致划分为中部和深部2套超压系统；②区域上，随埋深增大，超压中心总体由凹陷中南部向中北部迁移，东营组超压中心主要位于中部林雀次凹及南部滩海区，沙河街组超压中心主要分布于中北部高尚堡-柳赞构造、老爷庙构造和南堡5号构造。速度对比法预测地层压力的精度较高，其成果对研究区的地层压力预测分析适用性更强。该成果有助于降低勘探成本和开发风险，并为下步中深层岩性油气藏的勘探提供参考。
南堡凹陷现有油井多位于中浅层，中深层岩性油气藏是研究区未来的勘探重点。基于高精度地震速度资料，综合应用速度对比法和Fillippone公式法，对南堡凹陷中深层进行地层压力预测。研究结果表明：①纵向上，南堡凹陷超压顶界面分布于3 000~3 500 m，超压普遍存在于东二段及其以下的中深层，并可大致划分为中部和深部2套超压系统；②区域上，随埋深增大，超压中心总体由凹陷中南部向中北部迁移，东营组超压中心主要位于中部林雀次凹及南部滩海区，沙河街组超压中心主要分布于中北部高尚堡-柳赞构造、老爷庙构造和南堡5号构造。速度对比法预测地层压力的精度较高，其成果对研究区的地层压力预测分析适用性更强。该成果有助于降低勘探成本和开发风险，并为下步中深层岩性油气藏的勘探提供参考。
2016, 23(4):41-45.
摘要:
针对哥伦比亚M油田T砂岩储层物性变差现象，以地震、岩心和薄片资料为基础，通过分析储层微观结构特征，认为逆断层挤压导致的动力变质作用是研究区储层物性变差的主要因素。T砂岩形成于滨浅海沉积环境，储层分布稳定，物性较好。研究区5井钻遇逆断层，在逆断层的上、下盘分别钻遇2套T砂岩，但岩石胶结致密，裂缝发育，镜下观察发育大量缝合线，颗粒之间以凹凸接触和缝合接触为主，石英次生加大和角砾岩化明显，裂缝和粒间孔隙被胶结物充填，孔隙度低。分析认为，T砂岩遭受逆断层所产生的动力变质作用影响，形成局部异常高压带，导致断层附近石英颗粒的破碎和研磨，颗粒粒度变小，压溶作用使石英部分溶解形成缝合线，同时硅质胶结物再沉积充填孔隙，最终导致岩石胶结致密、物性变差。结合构造解释模型和周边钻井资料，预测动力变质作用范围在15 m以内。地应力集中是动力变质作用形成的地质背景，逆断层发育是动力变质作用形成的直接原因，由于动力变质作用范围有限，因此不会影响M油田的整体开发。
针对哥伦比亚M油田T砂岩储层物性变差现象，以地震、岩心和薄片资料为基础，通过分析储层微观结构特征，认为逆断层挤压导致的动力变质作用是研究区储层物性变差的主要因素。T砂岩形成于滨浅海沉积环境，储层分布稳定，物性较好。研究区5井钻遇逆断层，在逆断层的上、下盘分别钻遇2套T砂岩，但岩石胶结致密，裂缝发育，镜下观察发育大量缝合线，颗粒之间以凹凸接触和缝合接触为主，石英次生加大和角砾岩化明显，裂缝和粒间孔隙被胶结物充填，孔隙度低。分析认为，T砂岩遭受逆断层所产生的动力变质作用影响，形成局部异常高压带，导致断层附近石英颗粒的破碎和研磨，颗粒粒度变小，压溶作用使石英部分溶解形成缝合线，同时硅质胶结物再沉积充填孔隙，最终导致岩石胶结致密、物性变差。结合构造解释模型和周边钻井资料，预测动力变质作用范围在15 m以内。地应力集中是动力变质作用形成的地质背景，逆断层发育是动力变质作用形成的直接原因，由于动力变质作用范围有限，因此不会影响M油田的整体开发。
2016, 23(4):46-52.
摘要:
基于沁水盆地郑庄—樊庄区块煤层气藏与顶板致密砂岩气藏之间存在共生性与不对称性迁移的现象，提出了共生成藏微观输导体系的概念。以煤系储层微观输导体系为研究对象，采用高压压汞实验、低温液氮吸附测试和核磁共振分析等方法，对静态微观输导体系的特征和动态输导机制研究后发现，研究区煤岩静态微观输导体系由过渡孔—微孔为主导的孔隙型输导要素与高密度、高角度的裂隙型输导要素构成；构造抬升引起的降压是煤层气微观输导的动力。古近纪末期至现今，由于构造抬升引起压力变化使得煤岩吸附气解吸，每吨煤解析出14.29 m3的甲烷。古近纪末期（距今约30 Ma），甲烷分子在煤岩孔径范围内发生Fick型扩散；现今在孔径为5～15 nm的煤岩中发生过渡型扩散，在孔径为15～100 nm的煤岩内发生Fick型扩散。
基于沁水盆地郑庄—樊庄区块煤层气藏与顶板致密砂岩气藏之间存在共生性与不对称性迁移的现象，提出了共生成藏微观输导体系的概念。以煤系储层微观输导体系为研究对象，采用高压压汞实验、低温液氮吸附测试和核磁共振分析等方法，对静态微观输导体系的特征和动态输导机制研究后发现，研究区煤岩静态微观输导体系由过渡孔—微孔为主导的孔隙型输导要素与高密度、高角度的裂隙型输导要素构成；构造抬升引起的降压是煤层气微观输导的动力。古近纪末期至现今，由于构造抬升引起压力变化使得煤岩吸附气解吸，每吨煤解析出14.29 m3的甲烷。古近纪末期（距今约30 Ma），甲烷分子在煤岩孔径范围内发生Fick型扩散；现今在孔径为5～15 nm的煤岩中发生过渡型扩散，在孔径为15～100 nm的煤岩内发生Fick型扩散。
2016, 23(4):53-58.
摘要:
通过野外剖面勘测采样、室内岩石薄片观察、烃源岩地球化学及生物标志物分析、碳同位素测试等方法，对广西北部湾盆地北缘晚古生代—中生代碳酸盐岩烃源岩特征进行研究。结果表明：研究区碳酸盐岩有机质丰度普遍较高，有机碳含量为0.29%～1.93%，平均含量为0.73%，均超过生烃门限；有机质类型主要以Ⅰ型为主，Ⅱ型较少；镜质组反射率为1.35%～4.78%，有机质热演化处于高成熟—过成熟阶段。生烃潜量、氯仿沥青“A”和总烃含量普遍较低；氯仿沥青“A”中δ13C值为-30.24‰～-23.44‰，地层由老到新，δ13C值由轻变重，再变轻；正构烷烃分布呈现出由单峰型到双峰型，再到单峰型的变化规律，这均表明沉积环境由海相到海陆过渡相再到湖相的演变。姥鲛烷与植烷比值、甾烷、萜烷等生物标志物参数指示了有机质来源以低等水生生物为主，含少量陆源有机质，沉积环境为微咸水的还原环境。
通过野外剖面勘测采样、室内岩石薄片观察、烃源岩地球化学及生物标志物分析、碳同位素测试等方法，对广西北部湾盆地北缘晚古生代—中生代碳酸盐岩烃源岩特征进行研究。结果表明：研究区碳酸盐岩有机质丰度普遍较高，有机碳含量为0.29%～1.93%，平均含量为0.73%，均超过生烃门限；有机质类型主要以Ⅰ型为主，Ⅱ型较少；镜质组反射率为1.35%～4.78%，有机质热演化处于高成熟—过成熟阶段。生烃潜量、氯仿沥青“A”和总烃含量普遍较低；氯仿沥青“A”中δ13C值为-30.24‰～-23.44‰，地层由老到新，δ13C值由轻变重，再变轻；正构烷烃分布呈现出由单峰型到双峰型，再到单峰型的变化规律，这均表明沉积环境由海相到海陆过渡相再到湖相的演变。姥鲛烷与植烷比值、甾烷、萜烷等生物标志物参数指示了有机质来源以低等水生生物为主，含少量陆源有机质，沉积环境为微咸水的还原环境。
2016, 23(4):59-63.
摘要:
胜利油区砂砾岩油藏储量规模大，但储层内幕复杂、连通特征不明确、注采对应关系差、开发规律不明确等一系列开发难题严重制约了该类油藏的有效动用和开发。以东辛油田永1断块砂砾岩油藏为例，综合应用多种资料明确沉积类型，进而划分砂砾岩储层期次，明确储层连通模式。研究区沙四段砂砾岩储层发育受沉积相控制，有利储层位于扇根主水道和扇中辫状水道，以细砾岩和含砾砂岩为主。通过井—震结合将砂砾岩期次划分为9个，结合储层反演结果认为沙四段1—5期次储层发育、连通体个数多、物性好，是后期开发调整的重点目标。综合应用动态和地质资料确定了有效储层连通存在同期相内连通、异期纵向连通、异期平面连通3种模式。以此为基础对永1断块合理注采井网进行了优化配置，大幅提高了老井产能，永1-55井措施后产能由4 t/d提高到12 t/d左右，有效指导 了砂砾岩油藏开发。
胜利油区砂砾岩油藏储量规模大，但储层内幕复杂、连通特征不明确、注采对应关系差、开发规律不明确等一系列开发难题严重制约了该类油藏的有效动用和开发。以东辛油田永1断块砂砾岩油藏为例，综合应用多种资料明确沉积类型，进而划分砂砾岩储层期次，明确储层连通模式。研究区沙四段砂砾岩储层发育受沉积相控制，有利储层位于扇根主水道和扇中辫状水道，以细砾岩和含砾砂岩为主。通过井—震结合将砂砾岩期次划分为9个，结合储层反演结果认为沙四段1—5期次储层发育、连通体个数多、物性好，是后期开发调整的重点目标。综合应用动态和地质资料确定了有效储层连通存在同期相内连通、异期纵向连通、异期平面连通3种模式。以此为基础对永1断块合理注采井网进行了优化配置，大幅提高了老井产能，永1-55井措施后产能由4 t/d提高到12 t/d左右，有效指导 了砂砾岩油藏开发。
2016, 23(4):64-69.
摘要:
土库曼斯坦阿姆河盆地含气储层以碳酸盐岩礁滩体为主，由于其上部发育的巨厚膏盐地层对地震信号的屏蔽作用，导致阿姆河右岸区块礁滩体存在不易识别和难以预测的难题。通过开展地震地质综合识别技术研究，形成一套包含正演模型辅助解释、古地貌恢复和地层厚度识别、非连续性地震属性提取、波阻抗反演以及等时地层切片等技术的地震地质评价方法。综合多种方法的研究成果进行互相印证和补充，明确研究区膏盐层下部礁滩体圈闭的形成条件和空间展布特征。在此基础上，对阿姆河右岸区块礁滩体的发育特征与展布范围进行预测与评价。该研究成果有助于阿姆河右岸区块钻探目标的识别与优选，使得研究区探井、评价井成功率保持在90%以上。
土库曼斯坦阿姆河盆地含气储层以碳酸盐岩礁滩体为主，由于其上部发育的巨厚膏盐地层对地震信号的屏蔽作用，导致阿姆河右岸区块礁滩体存在不易识别和难以预测的难题。通过开展地震地质综合识别技术研究，形成一套包含正演模型辅助解释、古地貌恢复和地层厚度识别、非连续性地震属性提取、波阻抗反演以及等时地层切片等技术的地震地质评价方法。综合多种方法的研究成果进行互相印证和补充，明确研究区膏盐层下部礁滩体圈闭的形成条件和空间展布特征。在此基础上，对阿姆河右岸区块礁滩体的发育特征与展布范围进行预测与评价。该研究成果有助于阿姆河右岸区块钻探目标的识别与优选，使得研究区探井、评价井成功率保持在90%以上。
2016, 23(4):70-75.
摘要:
利用玻璃微观刻蚀模型和填砂岩心模型，考察了泡沫流体在不同渗透率和孔喉条件下的可入性、稳定性和再生性，研究了泡沫流体在不同渗透率条件下的微观调驱机理。泡沫流体在不同渗透率和孔喉条件下存在最低注入压力；渗透率越大泡沫流体的稳定性越好；泡沫流体具有较好的再生性，再生性与孔喉大小、孔喉比和孔隙配位数密切相关；泡沫流体在不同的孔喉中可通过洗油作用和调堵作用提高采收率，但贡献率不同，在高渗透率大孔喉中以调堵作用为主，在低渗透率较小孔喉中以洗油作用为主，并认为泡沫流体在改善地层非均质性方面的应用将会成为今后油田化学研究的重要方向之一。
利用玻璃微观刻蚀模型和填砂岩心模型，考察了泡沫流体在不同渗透率和孔喉条件下的可入性、稳定性和再生性，研究了泡沫流体在不同渗透率条件下的微观调驱机理。泡沫流体在不同渗透率和孔喉条件下存在最低注入压力；渗透率越大泡沫流体的稳定性越好；泡沫流体具有较好的再生性，再生性与孔喉大小、孔喉比和孔隙配位数密切相关；泡沫流体在不同的孔喉中可通过洗油作用和调堵作用提高采收率，但贡献率不同，在高渗透率大孔喉中以调堵作用为主，在低渗透率较小孔喉中以洗油作用为主，并认为泡沫流体在改善地层非均质性方面的应用将会成为今后油田化学研究的重要方向之一。
2016, 23(4):76-81.
摘要:
为了更好地分析储层岩性对火驱燃烧的影响，提高火驱采油率，必须明确火驱前缘推进机理和产出物中组分变化情况。采用一维火驱模拟模型，研究砂岩和砂砾岩在不同注气压力或注气流量下，对火驱前缘推进距离、推进速率和最高温度的影响，以及产出液、产出气、残余油砂含量和组分的变化规律。实验结果表明，随着注气流量和压力的增加，砂砾岩中火驱前缘推进距离比砂岩中远，而推进速率和最高温度则较砂岩中低；较低注气压力或注气流量除外，其余注气压力或注气流量下，砂砾岩中产液量和产油量均比砂岩中大，且砂砾岩产出液中低碳数饱和烃相对比例较高，砂岩产出液中高碳数饱和烃相对比例较高；当注气压力小于2.0 MPa时，砂岩中产出液的芳香烃相对比例较高，而注气压力大于2.0 MPa时，砂砾岩中产出液的芳香烃相对比例较高；流量实验时，砂砾岩中产出液的 芳香烃相对比例较砂岩中高；由元素分析法和红外光谱分析法实验结果可知，砂砾岩残余油砂中的有机元素含量更高，砂砾岩中胶质和沥青质更容易被驱出。综合考虑各种因素，砂砾岩储层比砂岩储层更适合开展火驱采油。
为了更好地分析储层岩性对火驱燃烧的影响，提高火驱采油率，必须明确火驱前缘推进机理和产出物中组分变化情况。采用一维火驱模拟模型，研究砂岩和砂砾岩在不同注气压力或注气流量下，对火驱前缘推进距离、推进速率和最高温度的影响，以及产出液、产出气、残余油砂含量和组分的变化规律。实验结果表明，随着注气流量和压力的增加，砂砾岩中火驱前缘推进距离比砂岩中远，而推进速率和最高温度则较砂岩中低；较低注气压力或注气流量除外，其余注气压力或注气流量下，砂砾岩中产液量和产油量均比砂岩中大，且砂砾岩产出液中低碳数饱和烃相对比例较高，砂岩产出液中高碳数饱和烃相对比例较高；当注气压力小于2.0 MPa时，砂岩中产出液的芳香烃相对比例较高，而注气压力大于2.0 MPa时，砂砾岩中产出液的芳香烃相对比例较高；流量实验时，砂砾岩中产出液的 芳香烃相对比例较砂岩中高；由元素分析法和红外光谱分析法实验结果可知，砂砾岩残余油砂中的有机元素含量更高，砂砾岩中胶质和沥青质更容易被驱出。综合考虑各种因素，砂砾岩储层比砂岩储层更适合开展火驱采油。
2016, 23(4):82-87.
摘要:
为进一步了解驱油剂在人造岩心和天然岩心中的渗流特性及差异，以高分子材料学、物理化学和油藏工程等为理论指导，以仪器检测、化学分析和物理模拟等为技术手段，以大庆油田萨中开发区储层岩心和驱油剂为研究对象，开展人造岩心和天然岩心孔隙结构测试及驱油剂渗流特性实验研究。结果表明，在渗透率相近的条件下，与人造岩心相比，天然岩心孔隙结构复杂，分选较差，孔喉大小不一，连通性较差，非均质性较强。低渗透人造岩心与高渗透人造岩心孔隙结构差异主要为孔喉半径的差异。当聚合物溶液、聚合物/表面活性剂二元复合体系、强碱三元复合体系和弱碱三元复合体系在岩心中流动达到稳定时，天然岩心与人造岩心阻力系数之比平均值分别为1.69，1.73，1.78和1.65，表明在渗透率相同或相近的条件下，与人造岩心相比，驱油剂在天然岩心中滞留量较大，渗流阻力较大，注入压力较高，但压力仍趋于稳定，不会发生堵塞。
为进一步了解驱油剂在人造岩心和天然岩心中的渗流特性及差异，以高分子材料学、物理化学和油藏工程等为理论指导，以仪器检测、化学分析和物理模拟等为技术手段，以大庆油田萨中开发区储层岩心和驱油剂为研究对象，开展人造岩心和天然岩心孔隙结构测试及驱油剂渗流特性实验研究。结果表明，在渗透率相近的条件下，与人造岩心相比，天然岩心孔隙结构复杂，分选较差，孔喉大小不一，连通性较差，非均质性较强。低渗透人造岩心与高渗透人造岩心孔隙结构差异主要为孔喉半径的差异。当聚合物溶液、聚合物/表面活性剂二元复合体系、强碱三元复合体系和弱碱三元复合体系在岩心中流动达到稳定时，天然岩心与人造岩心阻力系数之比平均值分别为1.69，1.73，1.78和1.65，表明在渗透率相同或相近的条件下，与人造岩心相比，驱油剂在天然岩心中滞留量较大，渗流阻力较大，注入压力较高，但压力仍趋于稳定，不会发生堵塞。
2016, 23(4):88-94.
摘要:
为了使纳微米聚合物颗粒分散体系在低渗透油藏具有更好的控水稳油效果，从粘度特性、流变特性和封堵性能3个方面开展研究，并分析注入压力、渗透率、水化时间、颗粒质量浓度和注入速度对封堵性能的影响。实验结果表明，聚合物颗粒分散体系粘度较小，为剪切变稀的假塑性流体，具有良好的注入特性和封堵效果，注入压力呈波动性变化趋势。当水化时间、颗粒质量浓度和注入速度一定时，颗粒平均粒径与喉道平均直径比值小于0.16的区域为弱封堵区域，大于0.32的区域为强封堵区域，0.16~0.32的区域为中等封堵区域。若增加水化时间，弱封堵区域增大，强封堵区域减小。当水化时间、注入速度和岩心渗透率一定时，聚合物颗粒质量浓度小于1.0 g/L的区域为弱封堵区域，聚合物颗粒质量浓度大于2.0 g/L区域为强封堵区域。当水化时间、颗粒质量浓度和岩心渗透率一定时，注入速度小于0.1 mL/min的区域为弱封堵区域，注入速度大于0.5 mL/min的区域为强封堵区域。
为了使纳微米聚合物颗粒分散体系在低渗透油藏具有更好的控水稳油效果，从粘度特性、流变特性和封堵性能3个方面开展研究，并分析注入压力、渗透率、水化时间、颗粒质量浓度和注入速度对封堵性能的影响。实验结果表明，聚合物颗粒分散体系粘度较小，为剪切变稀的假塑性流体，具有良好的注入特性和封堵效果，注入压力呈波动性变化趋势。当水化时间、颗粒质量浓度和注入速度一定时，颗粒平均粒径与喉道平均直径比值小于0.16的区域为弱封堵区域，大于0.32的区域为强封堵区域，0.16~0.32的区域为中等封堵区域。若增加水化时间，弱封堵区域增大，强封堵区域减小。当水化时间、注入速度和岩心渗透率一定时，聚合物颗粒质量浓度小于1.0 g/L的区域为弱封堵区域，聚合物颗粒质量浓度大于2.0 g/L区域为强封堵区域。当水化时间、颗粒质量浓度和岩心渗透率一定时，注入速度小于0.1 mL/min的区域为弱封堵区域，注入速度大于0.5 mL/min的区域为强封堵区域。
2016, 23(4):95-101.
摘要:
将不同疏水单体的两亲聚合物与阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠（SDS）复配得到聚/表二元体系，利用流变学方法、动态光散射和芘荧光探针法，研究疏水单体与SDS对两亲聚合物及其二元体系聚集体的作用规律。结果表明：由于疏水缔合和电性作用，SDS在水溶液中会与两亲聚合物发生相互作用。当SDS质量浓度为0~50 mg/L时，二元体系溶液表观粘度大幅度增大，芘的荧光光谱I1/I3值明显降低，这说明二元体系溶液表观粘度的增大主要是因为表面活性剂增强了疏水微区间的缔合作用，从而增大了溶液中原有空间网状结构的规模与强度；继续增大SDS的质量浓度，溶液表观粘度开始迅速下降，由于强烈的缔合和静电作用，使得两亲聚合物聚集体发生解离，并与SDS形成混合聚集体，大量小分子表面活性剂的加入，降低了混合聚集体的流体力学半径，导致溶液粘度及粘弹性下降。对比不同疏水基团碳原子数（十二烷基、十六烷基和十八烷基）的影响规律发现，SDS的加入对疏水单体为N-十八烷基丙烯酰胺的两亲聚合物作用最小。这是因为，随着碳原子数的增加，两亲聚合物的疏水基团缔合强度增高，高分子之间排斥作用越弱，聚集体结构更加紧密，SDS便难以进行解离和重组作用。
将不同疏水单体的两亲聚合物与阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠（SDS）复配得到聚/表二元体系，利用流变学方法、动态光散射和芘荧光探针法，研究疏水单体与SDS对两亲聚合物及其二元体系聚集体的作用规律。结果表明：由于疏水缔合和电性作用，SDS在水溶液中会与两亲聚合物发生相互作用。当SDS质量浓度为0~50 mg/L时，二元体系溶液表观粘度大幅度增大，芘的荧光光谱I1/I3值明显降低，这说明二元体系溶液表观粘度的增大主要是因为表面活性剂增强了疏水微区间的缔合作用，从而增大了溶液中原有空间网状结构的规模与强度；继续增大SDS的质量浓度，溶液表观粘度开始迅速下降，由于强烈的缔合和静电作用，使得两亲聚合物聚集体发生解离，并与SDS形成混合聚集体，大量小分子表面活性剂的加入，降低了混合聚集体的流体力学半径，导致溶液粘度及粘弹性下降。对比不同疏水基团碳原子数（十二烷基、十六烷基和十八烷基）的影响规律发现，SDS的加入对疏水单体为N-十八烷基丙烯酰胺的两亲聚合物作用最小。这是因为，随着碳原子数的增加，两亲聚合物的疏水基团缔合强度增高，高分子之间排斥作用越弱，聚集体结构更加紧密，SDS便难以进行解离和重组作用。
2016, 23(4):102-107.
摘要:
近年来，渗吸作为裂缝性致密砂岩油藏水驱采油的主要机理受到广泛关注。针对目前渗吸实验存在的不足，以鄂尔多斯盆地吴起地区长8储层为研究对象，通过低温氮气吸附、高压压汞、Amott法及渗吸—核磁联测等实验手段，对研究区储层性质和渗吸采收率的主要影响因素进行分析。结果表明：研究区储层具有较强的亲水性，微孔和介孔以平板型狭缝毛细孔为主，喉道分散，属于细喉道、细—微孔隙型地层；影响渗吸采收率的主要因素中，储层品质和最大连通孔喉半径与渗吸采收率呈正相关，比表面与渗吸采收率呈负相关，而相对润湿指数的增加和界面张力的减小均有利于渗吸过程的进行。由此可知，孔隙结构好且孔喉连通程度高的亲水性致密砂岩储层渗吸作用明显，并初步判断在该区实行压裂后渗吸作用将对储层的开发起到积极作用。
近年来，渗吸作为裂缝性致密砂岩油藏水驱采油的主要机理受到广泛关注。针对目前渗吸实验存在的不足，以鄂尔多斯盆地吴起地区长8储层为研究对象，通过低温氮气吸附、高压压汞、Amott法及渗吸—核磁联测等实验手段，对研究区储层性质和渗吸采收率的主要影响因素进行分析。结果表明：研究区储层具有较强的亲水性，微孔和介孔以平板型狭缝毛细孔为主，喉道分散，属于细喉道、细—微孔隙型地层；影响渗吸采收率的主要因素中，储层品质和最大连通孔喉半径与渗吸采收率呈正相关，比表面与渗吸采收率呈负相关，而相对润湿指数的增加和界面张力的减小均有利于渗吸过程的进行。由此可知，孔隙结构好且孔喉连通程度高的亲水性致密砂岩储层渗吸作用明显，并初步判断在该区实行压裂后渗吸作用将对储层的开发起到积极作用。
2016, 23(4):108-111.
摘要:
底水油藏水平井产能是油藏工程分析的重要研究内容。现有的底水油藏水平井产能公式均是基于短水平井渗流模型提出的，但对长水平井产能并不适用，为了更准确地评价底水油藏长水平井产能，综合考虑各向异性和油井避水高度对长水平井产能的影响，并运用等值渗流阻力、势的叠加原理以及镜像反映等方法推导出底水油藏长水平井产能公式。通过实例分析发现，各向异性对长水平井产能影响十分显著，其产量较不考虑各向异性的公式所计算的产量同比下降了53.52%，在用短水平井产能模型预测底水油藏长水平井产能时油井的产油量较大，最大可达实际产油量的5.01倍，而底水油藏长水平井产能模型的计算结果则较为准确。
底水油藏水平井产能是油藏工程分析的重要研究内容。现有的底水油藏水平井产能公式均是基于短水平井渗流模型提出的，但对长水平井产能并不适用，为了更准确地评价底水油藏长水平井产能，综合考虑各向异性和油井避水高度对长水平井产能的影响，并运用等值渗流阻力、势的叠加原理以及镜像反映等方法推导出底水油藏长水平井产能公式。通过实例分析发现，各向异性对长水平井产能影响十分显著，其产量较不考虑各向异性的公式所计算的产量同比下降了53.52%，在用短水平井产能模型预测底水油藏长水平井产能时油井的产油量较大，最大可达实际产油量的5.01倍，而底水油藏长水平井产能模型的计算结果则较为准确。
2016, 23(4):112-116.
摘要:
5号煤层气开采排水周期长，产气效果差的问题，避免顶板K2灰岩层对煤层气开发的影响，对煤层气藏顶板地层水采用水平井排水采气工艺提高煤层气开采效率，通过数值模拟方法建立流动机理模型，研究排水采气对15号煤层和顶板K2灰岩层合层开采的效果及其影响因素。结果表明：水平井排水采气可明显缩短排水降压时间，增加累积产气量。产气量与水平井在顶板中的位置、水平井与直井压裂缝的角度、水平段长度等有关；见气时间与水平井排采强度有关。水平段越长，产气量越高；水平井位于K2灰岩层中部时产气效果好于位于K2灰岩层底部；当水平井与直井压裂缝呈45°夹角时，产气效果最好。水平井排水强度对见气时间影响较大，对累积产气量影响较小。
5号煤层气开采排水周期长，产气效果差的问题，避免顶板K2灰岩层对煤层气开发的影响，对煤层气藏顶板地层水采用水平井排水采气工艺提高煤层气开采效率，通过数值模拟方法建立流动机理模型，研究排水采气对15号煤层和顶板K2灰岩层合层开采的效果及其影响因素。结果表明：水平井排水采气可明显缩短排水降压时间，增加累积产气量。产气量与水平井在顶板中的位置、水平井与直井压裂缝的角度、水平段长度等有关；见气时间与水平井排采强度有关。水平段越长，产气量越高；水平井位于K2灰岩层中部时产气效果好于位于K2灰岩层底部；当水平井与直井压裂缝呈45°夹角时，产气效果最好。水平井排水强度对见气时间影响较大，对累积产气量影响较小。
2016, 23(4):117-121.
摘要:
水力加砂压裂效果在一定程度上取决于裂缝的导流能力，对于致密碳酸盐岩储层，受地层岩性、支撑剂类型及闭合压力的影响，裂缝导流能力下降较快，影响采出程度，如何在高闭合压力下合理地选择压裂所用支撑剂，对致密碳酸盐岩储层水力加砂压裂设计非常重要。运用多功能裂缝导流能力测试分析系统，选用不同类型的支撑剂，进行致密碳酸盐岩水力加砂支撑裂缝导流能力评价实验。结果表明，对于中强、高强陶粒支撑剂，随着闭合压力的增大，大粒径（16/30目）中强陶粒支撑剂导流能力下降速度明显高于中等粒径（20/40目）中强陶粒支撑剂导流能力；当闭合压力超过69 MPa时，两者相差不大；而这2种粒径的高强陶粒支撑剂的导流能力则相差较大。组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力与16/30目单一粒径高强陶粒支撑剂的导流能力接近，但是单一粒径高强陶粒支撑剂的破碎率大，对地层的伤害也大；在高闭合压力下，对不同组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力进行了实验测定，优选出最佳的组合粒径高强陶粒支撑剂，其组成为16/30目（60%）+20/40目（20%）+30/50目（20%）。
水力加砂压裂效果在一定程度上取决于裂缝的导流能力，对于致密碳酸盐岩储层，受地层岩性、支撑剂类型及闭合压力的影响，裂缝导流能力下降较快，影响采出程度，如何在高闭合压力下合理地选择压裂所用支撑剂，对致密碳酸盐岩储层水力加砂压裂设计非常重要。运用多功能裂缝导流能力测试分析系统，选用不同类型的支撑剂，进行致密碳酸盐岩水力加砂支撑裂缝导流能力评价实验。结果表明，对于中强、高强陶粒支撑剂，随着闭合压力的增大，大粒径（16/30目）中强陶粒支撑剂导流能力下降速度明显高于中等粒径（20/40目）中强陶粒支撑剂导流能力；当闭合压力超过69 MPa时，两者相差不大；而这2种粒径的高强陶粒支撑剂的导流能力则相差较大。组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力与16/30目单一粒径高强陶粒支撑剂的导流能力接近，但是单一粒径高强陶粒支撑剂的破碎率大，对地层的伤害也大；在高闭合压力下，对不同组合粒径高强陶粒支撑剂的导流能力进行了实验测定，优选出最佳的组合粒径高强陶粒支撑剂，其组成为16/30目（60%）+20/40目（20%）+30/50目（20%）。
2016, 23(4):122-126.
摘要:
致密油储层相比于致密气需要更高的支撑裂缝导流能力，而致密油泥质含量通常较高，支撑剂嵌入岩石较严重；常规支撑剂嵌入测试未考虑岩石矿物组成、力学性质及压裂液的影响，不能正确认识支撑剂嵌入对导流能力的影响，对铺砂浓度优化和支撑剂的优选带来较大的困难。对致密油岩样矿物成分及力学参数进行分析，分别使用不同液体浸泡岩心和非浸泡岩心，利用自行研制的嵌入和导流能力测试仪器进行嵌入测试。实验数据分析表明：闭合压力越大，支撑剂粒径越大，铺砂浓度越低，支撑剂嵌入深度越大；脆性矿物含量越高，粘土含量越低，嵌入深度越低；浸泡后的岩心较未浸泡岩心嵌入深度大，氯化钾溶液浸泡岩心较清水浸泡岩心嵌入深度低。研究表明加强压裂液的防膨能力和尽可能使用大粒径的支撑剂，能够有效降低支撑剂嵌入对导流能力的伤害。
致密油储层相比于致密气需要更高的支撑裂缝导流能力，而致密油泥质含量通常较高，支撑剂嵌入岩石较严重；常规支撑剂嵌入测试未考虑岩石矿物组成、力学性质及压裂液的影响，不能正确认识支撑剂嵌入对导流能力的影响，对铺砂浓度优化和支撑剂的优选带来较大的困难。对致密油岩样矿物成分及力学参数进行分析，分别使用不同液体浸泡岩心和非浸泡岩心，利用自行研制的嵌入和导流能力测试仪器进行嵌入测试。实验数据分析表明：闭合压力越大，支撑剂粒径越大，铺砂浓度越低，支撑剂嵌入深度越大；脆性矿物含量越高，粘土含量越低，嵌入深度越低；浸泡后的岩心较未浸泡岩心嵌入深度大，氯化钾溶液浸泡岩心较清水浸泡岩心嵌入深度低。研究表明加强压裂液的防膨能力和尽可能使用大粒径的支撑剂，能够有效降低支撑剂嵌入对导流能力的伤害。
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