摘要:塔里木盆地轮古油田奥陶系油藏属于典型的非均质碳酸盐岩潜山油藏。采用补偿厚度印模法和残留厚度法进行古地貌恢复，将轮古油田二级古地貌自西向东划分为岩溶缓坡、岩溶台地、岩溶高地、峰丛谷地和岩溶盆地共5种类型。研究区奥陶系岩溶储层以洞穴型储层为主，可细分为山高洞大型和暗河连通型2种；目前已勘探开发的洞穴型储层主要发育于奥陶系潜山面以下0～135 m，不同埋深、不同区块洞穴型储层的充填特征存在较大差异，洞穴充填相可划分为化学沉积相、搬运型岩相、垮塌型岩相和渗流充填相4种类型；洞穴充填模式可划分为峡谷区顺河潜流型洞道充填模式、峡谷区伏流型洞道洪水回泛及深潜型洞道垮塌充填模式、顺河潜流垮塌落水洞充填模式和深潜流型竖井未充填模式4种。油气主要富集于轮古油田奥陶系潜山残丘高部位，沟谷趋势面指示原始的油水界面，不同井区控制油水界面的沟谷存在差异。

摘要:中扬子湘鄂西褶皱带是湖北省页岩气勘探的首要目标区，但其页岩气勘探程度很低，尤其是寒武系及前寒武系。在寒武纪—早奥陶世，长阳地区发生广泛、快速海侵，在深水陆棚沉积背景下发育一套广泛而稳定、以黑色泥页岩和钙质页岩为主的下寒武统牛蹄塘组富有机质页岩层系。野外露头、镜下薄片观察及地层对比结果表明，研究区牛蹄塘组按照岩性可分为上、中、下3段，自南向北呈现逐渐增厚的趋势，沉积的黑色泥页岩厚度稳定且达到100 m左右。地化分析、储层特征以及含气量等温吸附实验结果表明，研究区牛蹄塘组黑色泥页岩具有较高的有机质丰度和成熟度，干酪根类型有利于生成气态烃类；岩石中脆性矿物含量较高，有机质孔隙和粒内孔隙十分发育，微裂缝也较发育；模拟吸附气含量较高，具有较好的页岩气吸附能力；孔隙度和渗透率低，属于低孔—特低孔、特低渗透型储层。长阳地区及邻区牛蹄塘组埋深适中、产状平缓且断裂不发育地区是下步页岩气勘探的有利目标区。

摘要:利用高分辨率三维地震资料解释成果对张家口—蓬莱断裂带渤海段（简称沙北走滑带）的断裂几何学及动力学特征进行了较系统的分析，结合钻井资料，明确了沙北走滑带各区段在构造特征上的差异性，揭示其对油气差异性成藏的控制作用。根据构造特征的不同，沙北走滑带由西至东明显分为3段，西段表现为一条走向由北东向转为北西向并逐渐收敛相交的弧形走滑压扭断裂，呈左旋右阶帚状排列；中段由于受南北两大凸起的限制，发育北西向左旋、北东向右旋共轭走滑断裂体系；东段在开阔的变形空间下受郯庐断裂的影响，以北东向右旋张扭断裂为主。沙北走滑带整体表现为负花状或“Y”字型构造，表现出古近纪拉张和新近纪走滑的2期演化特征。沙北走滑带经历印支期、燕山期和喜马拉雅期3期构造运动改造后基本定型，受变形空间和区域大型走滑断裂带的控制，由西向东逐渐由相对挤压应力背景过渡为相对拉张背景。沙北走滑带走滑断裂的各段差异性特征不仅控制了断裂带不同部位圈闭发育状况和古近纪各时期沉积相的展布，还控制着各段油气运移和输导的效率，进而控制了油气的差异成藏。沙北走滑带石油地质条件呈现出由西向东逐渐变好的特征，东段和中段的油气富集程度明显高于西段。

摘要:油气输导体系沟通烃源岩和圈闭，在油气成藏过程中具有关键作用。以黄河口凹陷中央隆起带新近系为研究目的层，基于层序地层发育特征，分析研究区4个油田的实测地层压力系数，进而探讨不同地层压力系数条件下的油气输导体系。研究结果表明，正常地层压力条件下黄河口凹陷中央隆起带新近系发育低地层压力系数—高渗透性储层油气输导体系、高地层压力系数—中等渗透性储层油气输导体系和中等地层压力系数—高渗透性储层油气输导体系。黄河口凹陷中央隆起带的凹陷区—缓坡带的馆陶组与明下段V油组、缓坡带—凸起区的明下段Ⅲ油组以低地层压力系数—高渗透性储层油气输导体系为主，凹陷区—缓坡带的明下段Ⅲ油组以高地层压力系数—中等渗透性储层油气输导体系为主，凸起区以中等地层压力系数—高渗透性储层油气输导体系为主。

摘要:博兴断层是东营凹陷博兴洼陷与南坡西段的分界断层。紧邻博兴断层下降盘钻遇一系列未见油气显示或见厚层油气显示但试油出水的探井，而上升盘目前仅发现金家稠油油田，表明博兴断层在油气成藏后曾发生构造活动，破坏了古油藏，随后在部分圈闭中形成二氧化碳聚集成藏。为探讨博兴断层的启闭性及其对古油藏的控制作用，以博兴断层上升盘高95、樊54等井及邻区花沟气田二氧化碳气藏幔源成因研究为出发点，从花沟气田花501、花17等井有机甲烷和无机二氧化碳成藏期分析入手，对博兴断层的启闭过程进行研究。结果表明，花沟气田及博兴断层上升盘有机天然气及古油藏形成于馆陶组沉积时期—明化镇组沉积时期，而二氧化碳成藏期应在距今2 Ma的第四纪；具有早期形成的油藏受到破坏、晚期捕获的二氧化碳得以保存的特点。在馆陶组沉积时期—明化镇组沉积早期，博兴断层封闭，沙三段古油藏形成；明化镇组沉积中期，伴随玄武岩喷发，古油藏受到破坏；明化镇组沉积晚期—平原组沉积时期，博兴断层停止活动，但沟通幔源与有效圈闭。根据博兴断层活动性与无机二氧化碳成藏关系的研究成果，认为火山喷发期是无机二氧化碳成气期，但不是成藏期；而火山活动的平静期，幔源无机二氧化碳沿深大断裂向上运移，进而在有利圈闭中聚集成藏。

摘要:针对柴东地区中、下侏罗统残余地层分布复杂、原始沉积分布认识不一等问题，充分利用侏罗系野外露头勘查、钻井（孔）、地震等成果资料，通过露头引层、钻井（孔）标定地震以及地震相、低速异常识别等技术手段，明确研究区中、下侏罗统残余地层分布规律；通过野外地质剖面实测、岩心描述，系统研究早、中侏罗世地层沉积特征和充填演化规律，结合中新生代盆—山演化关系，恢复研究区早、中侏罗世古沉积体系。研究结果表明，柴东地区下侏罗统仅分布于红山凹陷，分布面积约为640 km2；中侏罗统分布于红山—小柴旦、尕西—鱼卡、霍布逊和德令哈等6个残留凹陷，尕丘、大柴旦、欧南等凹陷不发育中、下侏罗统。柴东地区早侏罗世表现为冲积扇—辫状河—辫状河三角洲—浅湖—辫状河三角洲的沉积充填演化特征，主要物源来自北方的祁连山，次要物源来自南侧的柴南隆起；中侏罗世处于拗陷沉积阶段，表现为扇三角洲—辫状河三角洲—湖泊的水进半旋回沉积充填演化特征。

摘要:惠民凹陷商847块沙三段上亚段发育典型的深水浊积岩，且垂向变化复杂，非均质性强，其演化规律及主控因素尚不明确。为此，综合运用岩心、铸体薄片和分析化验等资料，对该区深水浊积岩储层的非均质性特征及主控因素进行研究。结果表明：商847块深水浊积岩总体上以极细粒岩屑长石砂岩为主，分选中等、磨圆次棱角状，成分成熟度和结构成熟度均较低，储层物性较差，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，为中成岩阶段A期。根据压实、胶结和溶解3种主要成岩作用程度，对研究区深水浊积岩成岩相进行划分，认为商847块沙三段上亚段2砂组储层物性最差，胶结物含量高，溶蚀作用弱，为中等压实中等胶结低溶解相；3砂组储层物性最好，胶结物含量少，溶蚀作用最强，为中等压实低胶结强溶解相；4砂组整体介于2砂组及3砂组之间，为中等压实中等胶结中等溶解相。

摘要:彩南油田彩9井区三工河组由于多年注水开采，油水关系十分复杂，如何提高油田开发效果已成为急需解决的问题。研究区目前开发阶段井网调整的关键是明确储层的叠置关系，即目的层三工河组二段2和3小层辫状河三角洲前缘储层构型单元分布特征。为此，首先分析彩9井区目的层沉积微相的岩电特征，建立沉积微相的单井识别标志，为进一步的井间精细对比奠定基础；然后基于单井沉积微相识别结果，根据岩心、录井及测井资料对沉积微相内部精细解剖，明确不同级别储层构型单元的识别标志；以河流相沉积模式为指导，建立井间储层构型单元的静态分布模型，实现对不同级别储层构型单元的定量表征；最后由注采动态资料的响应关系验证储层构型单元静态分布模型的合理性和准确性。研究结果表明，建立的彩南油田彩9井区三工河组储层构型单元静态分布模型与研究区实际生产情况吻合较好，对于油藏后期的开发具有指导作用。

摘要:胜利油区特低渗透油藏物性差、非均质性强、储量丰度低、孔喉细小，开发中存在单井液量低、有效驱替难、技术经济井距难以确定等问题，为此，从微观和宏观上研究了特低渗透油藏开发效果的影响因素，深化了特低渗透油藏非达西渗流机理，建立了有效渗流能力评价方法，发展完善了提高薄互层储层预测精度的新方法和相控地应力预测技术，形成了以储层改造完井适配井网技术为核心的提高采收率技术。恒速压汞和微管实验研究发现，喉道的大小和分布是影响特低渗透油藏有效渗透能力的主控因素；特低渗透油藏存在边界层，从而减小了有效流动半径，增大了渗流阻力。通过攻关集成配套技术和应用，整体开发水平得以提高，相控非均质地应力预测技术得到的地应力与井点测量结果误差在5°之内，仿水平井注水开发技术建成产能为144.3×104 t，径向水射流井网适配技术使纯17-1块采收率提高了7.0%，复合增注技术使滨425块沙四段油藏单元平均单井增产液量为3.3 t/d，实现了特低渗透储量的高效开发。

摘要:页岩气藏纳米尺度孔隙发育，气体渗流规律受滑脱效应影响显著。当气体在纳米孔隙中渗流时，基于连续介质建立的常规渗流模型已不能准确模拟页岩气微观渗流特征。为了达到提高页岩气藏产能预测精度、指导压裂施工设计的目的，必须准确分析页岩气藏气体滑脱效应。利用格子Boltzmann方法，建立页岩气渗流模型，确定反弹—镜面组合边界条件，对页岩气藏气体滑脱效应进行模拟分析。结果表明：孔隙直径和努森数是表征页岩气藏气体滑脱效应强度的决定性参数；孔隙壁面附近气体滑移速度沿孔隙通道呈近似线性缓慢增长，在出口端增幅加剧，该现象验证了气体压缩效应及稀薄效应理论；气体滑移速度会随努森数的增加而增大，气体渗流进入滑移区后滑移速度增幅加剧，基于连续介质方程建立的模型局限性更加凸显；页岩储层表观渗透率会随努森数的增加而显著增大，当努森数大于0.1后，Klinkenberg模型不能精确表征气体滑脱效应。

摘要:生产数据分析方法已广泛应用于页岩油气井，该方法可通过分析生产动态数据，反演求取储层渗透率及裂缝半长等参数，但仅适用于存在一种相态的页岩干气井或页岩油井，应用于在储层及地面均有油气两相产出的页岩挥发油井则存在局限性。通过数值模拟手段，研究不同气油比对特征曲线和解释参数的影响，并提出利用产量折算法进行修正。研究表明：对于页岩挥发油井，仅考虑油相产量会导致均方根曲线斜率变大和线性流特征偏离，且初始气油比越大，线性流特征偏离越明显；同时会导致解释的裂缝半长偏小，实例中解释误差为7%～57%；运用产量折算法可将产气量折算成等质量的油相产量，运用修正后的产油量进行分析可大幅降低裂缝半长解释误差，最大降低幅度为42%。新方法简单便于现场应用，同时可应用于致密油藏。

摘要:在华北宝力格油田水处理系统的三相分离器与反应池之间加入激活剂，采用16S rDNA高通量测序技术，研究三相分离器、反应池、过滤器和喂水泵4个水处理节点水样中微生物（细菌和古菌）群落结构及多样性，并分析不同水处理节点水样中驱油功能菌含量。研究结果表明，各水处理节点水样的细菌和古菌群落结构存在差异。三相分离器、反应池、过滤器和喂水泵处水样中细菌群落中的优势菌分别为弯曲菌科、红长命菌属、红长命菌属和固氮弧菌属、地衣芽孢杆菌属；三相分离器和喂水泵处水样中古菌群落中的优势菌均为甲烷食甲基菌属。喂水泵处细菌和古菌多样性较前一个水处理节点减小，说明微生物群落结构由复杂向简单发展。喂水泵处驱油功能菌含量最大，这些驱油功能菌注入地下后可发挥驱油作用。

摘要:由于常规清洁压裂液中表面活性剂加量大、成本高且耐温性能差，难以大范围推广应用。根据超分子化学原理，利用疏水聚合物与新型表面活性剂研发了一种新型超分子结构的清洁压裂液，该压裂液中粘弹性表面活性剂用量少、成本低、耐温性能提高。对新型超分子压裂液配方进行优化，确定新型超分子压裂液由质量分数为0.2%的疏水聚合物PX-A和0.5%粘弹性表面活性剂J201构成。对超分子形成机理进行分析发现，表面活性剂与聚合物疏水基团形成混合胶束，随着胶束的增多，胶束结构更加密集，强度增加，相互之间发生缠结、架桥等形成密集三维网状结构，宏观上表现为溶液粘度快速上升。新型超分子压裂液的性能评价结果表明，其耐温、耐剪切性能良好，可以耐130 ℃高温，储能模量整体高于耗能模量，粘弹性好，携砂性能良好，摩阻低，无残渣，伤害小，且组成简单，配液方便。矿场试验结果表明，采用新型超分子压裂液压裂施工后，苏东38-64C4井测试产气量为10×104 m3/d，是采用胍胶压裂液邻井产量的2倍，可节约成本25%，并在长庆油区应用4口井，效果均较好。

摘要:渤海油区稠油资源丰富，已动用的稠油油藏以常规注水开发为主，采收率偏低，如何经济有效地开采这些稠油资源对渤海油区持续稳产具有重要意义。以渤海油区典型稠油油藏类型为研究对象，通过油藏数值模拟手段，优化不同地层原油粘度、油藏厚度、渗透率以及不同水体倍数的稠油油藏蒸汽吞吐的最优产液速度、焖井时间及注汽强度等关键注采参数。结果表明，对于不同地层原油粘度的稠油油藏，最优产液速度和注汽强度随地层原油粘度的增大而逐渐减小，最优焖井时间随地层原油粘度的增大逐渐增加；对于不同厚度的稠油油藏，最优产液速度、焖井时间和注汽强度均随油藏厚度的增大而增大；对于不同渗透率的稠油油藏，最优产液速度随渗透率的增大逐渐增大，最优焖井时间和注汽强度随渗透率的增大逐渐减小；对于不同水体倍数稠油油藏，最优产液速度和焖井时间随水体倍数的增大逐渐增大，最优注汽强度随水体倍数的增加先增大后减小。应用多元回归数学方法，得到蒸汽吞吐注采参数优化模型，并与数值模拟计算结果进行对比，误差在10%以内。

摘要:渗透率是油藏工程中一项重要的基础参数。常规获取渗透率的方法通常是首先根据电性测井解释得到孔隙度，然后根据室内岩心实验获得的孔隙度和渗透率，建立岩石物性解释模型，进而求取渗透率。分析渤海Y油田300多块岩心样品的孔隙度和渗透率室内实验数据发现，利用统一的孔、渗回归关系无法准确确定多层砂岩油藏的渗透率，表现为测井解释的渗透率往往与生产动态响应不一致。为此，提出基于岩相约束，利用相渗曲线、吸水剖面和初期产能资料验证的渗透率定量表征新方法。微观上，通过扫描电镜、铸体薄片、常规测井和取心等资料明确孔隙度和渗透率关系的主控因素；宏观上，利用岩相约束，根据室内岩心相渗曲线、吸水剖面和初期产能等资料进行动态验证。研究结果表明，利用基于岩相约束的砂岩油藏渗透率表征新方法计算的渗透率与初期吸水剖面的吻合度从65%提高至91%。

摘要:压力拱效应影响储层应力、有效应力的计算，而有效应力又影响孔隙度和渗透率的应力敏感性分析结果。通常用压力拱比来表征压力拱效应的强弱，而常规压力拱比计算模型未考虑地层倾角和方位角的影响。以复合材料细观力学中的夹杂理论为基础，建立倾斜储层压力拱比计算模型，利用张量运算法则进行求解，分析地层倾角、方位角、泊松比和岩石固结系数对压力拱效应的影响；在此基础上理论推导和分析压力拱效应对孔隙度和渗透率的影响。研究结果表明：当地层倾角、泊松比较小，纵横比较大，岩石固结系数较小时，垂向压力拱效应越强；地层倾角较大，纵横比、泊松比较小，岩石固结系数较小时，水平压力拱效应越强；平均压力拱比仅与岩石固结系数和储层泊松比有关。压力拱比一般为正值，但受应力集中的影响，倾斜储层主地应力方向的压力拱比可能为负值。有效应力的计算与压力拱比有关，而有效应力影响储层的应力敏感性。对于垂向、最大水平、最小水平和平均压力拱比分别为0.107 2，0.674 7，0.718 1和0.5的储层，当地层压力降低30 MPa时，利用夹杂理论计算的孔隙度和渗透率较常规变形理论的计算结果分别提高32%和76.7%。压力拱效应的存在降低了储层孔隙度和渗透率的应力敏感性，因此在低渗透致密油气藏开发过程中须考虑压力拱效应的影响。

摘要:近年来，大庆油区采用弱碱三元复合体系替代强碱三元复合体系，不仅克服了采油系统结垢问题，而且采收率增幅有所提高。与强碱三元复合体系相比，弱碱三元复合体系研究起步较晚，存在许多有待进一步攻关的技术难题。为此，以物理化学、高分子材料学和油藏工程理论为指导，以仪器检测、化学分析和物理模拟技术为手段，以大庆萨北油田油藏储层和流体为实验对象，以渗流阻力、分流率和采收率等作为评价指标，开展弱碱三元复合体系传输运移和深部液流转向能力及其对增油降水效果影响实验研究。结果表明：聚合物质量分数和碳酸盐颗粒数量是影响弱碱三元复合体系传输运移能力的主要因素；在粘度相同的条件下，随着界面张力的降低，弱碱三元复合体系深部液流转向能力降低；在界面张力相同的条件下，随着粘度的增加，弱碱三元复合体系深部液流转向能力增强；传输运移和深部液流转向能力可从不同方面评价弱碱三元复合体系性能，当二者与储层性质实现合理匹配时，弱碱三元复合驱才能取得最佳技术经济效果。

摘要:塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发后，通常存在较强底水能量。底水在后续开发中持续影响剩余油驱出，充分认识较强底水对后续注水注气开发的影响，具有重大意义。利用可视化物理模型进行水驱、气驱模拟实验，直观展示强底水与后续注入水、注入气的相互作用，并探讨相关影响因素。实验结果表明：较强底水对后续剩余油开发有促进作用；底水和注入水、注入气的相互作用原理不同，表现形式也不同。另外，底水强度、缝洞组合和重力作用等因素均会影响这一相互作用。研究成果为后续水驱气驱提高采收率方案设计提供了实验依据，同时注入水、注入气与底水的定量适配应作为后续深化研究的重点。

摘要:缝网导流能力是影响致密油气藏储层改造效果的重要因素之一。设计新型导流室，通过室内导流能力实验研究闭合压力、铺砂浓度、砂堤高度、支撑剂及缝网结构等因素对缝网导流能力的影响，并利用正交试验分析各参数对缝网导流能力的影响程度。结果表明：随着闭合压力的增大，缝网导流能力先缓慢降低后大幅降低，最终下降趋势平缓；随着铺砂浓度和砂堤高度的增大，缝网导流能力增大；缝网导流能力随着支撑剂粒径的增大而增大，大粒径支撑剂承压能力差，随着闭合压力的增加，缝网导流能力下降较快；随着次生裂缝数量的增多，与出口端距离减小，缝网导流能力增大。各参数对缝网导流能力的影响程度分别为：闭合压力影响最显著，次生裂缝位置和支撑剂粒径影响较大，铺砂浓度和次生裂缝数量有一定影响，砂堤高度与支撑剂类型影响最弱。

摘要:对水力压裂裂缝分布位置的准确描述是进行压裂设计及压裂效果评价的重要前提，而在人工裂缝分支的描述方面，尚未开展有关裂缝位置和形态等描述研究。运用分形L-系统建立树枝模型，建立岩石天然薄弱面分布规律的平面模拟描述方法。应用分形相似原理，将天然薄弱面分级，得出各级天然薄弱面剪切、张开判别条件和天然薄弱面起裂后裂缝内压裂液压降梯度。依据天然薄弱面分布模型及裂缝剪切、张性断裂准则，提出水力压裂分支裂缝分布模拟计算方法。计算结果表明，水力压裂分支裂缝数量与井壁处缝内净压力、储层最大与最小主应力差值密切相关。主裂缝附近存在较多分支裂缝，分支裂缝数量随井壁处缝内净压力增加而增多；储层最大与最小主应力差值越小，细小分支裂缝开启数量越多，裂缝沟通面积越大。运用该计算方法能够模拟具有分形特征的裂缝平面形态和开启状况，并为复杂裂缝形成机理分析提供依据。