2016年第23卷第6期文章目次
2016, 23(6):1-7.
摘要:
有效裂缝识别对致密碎屑岩储层的储渗能力评价及甜点区预测至关重要。沁水盆地南部地区上古生界发育 海陆过渡相致密碎屑岩储层，由于经历了复杂的构造演化及沉积作用，其岩石极为致密。基于岩心裂缝观察及测井分析结果，利用主成分分析法对致密碎屑岩储层裂缝的有效性进行分析。结果表明，沁水盆地南部地区上古生界山西组碎屑岩储层有效裂缝较为发育，与喜马拉雅期强烈的地层抬升剥蚀密切相关，多为晚期裂缝；而全充填裂缝的开度较大，多为早期裂缝。对有效裂缝敏感性较强的6种测井参数进行主成分分析，发现主成分Y1和Y2的累积方差贡献率达88.55%；根据Y1和Y2值可以进行有效裂缝的识别，并取得了较好的应用效果。利用主成分分析法识别有效裂缝，可以起到降低维度及提取裂缝有效信息的目的。
有效裂缝识别对致密碎屑岩储层的储渗能力评价及甜点区预测至关重要。沁水盆地南部地区上古生界发育 海陆过渡相致密碎屑岩储层，由于经历了复杂的构造演化及沉积作用，其岩石极为致密。基于岩心裂缝观察及测井分析结果，利用主成分分析法对致密碎屑岩储层裂缝的有效性进行分析。结果表明，沁水盆地南部地区上古生界山西组碎屑岩储层有效裂缝较为发育，与喜马拉雅期强烈的地层抬升剥蚀密切相关，多为晚期裂缝；而全充填裂缝的开度较大，多为早期裂缝。对有效裂缝敏感性较强的6种测井参数进行主成分分析，发现主成分Y1和Y2的累积方差贡献率达88.55%；根据Y1和Y2值可以进行有效裂缝的识别，并取得了较好的应用效果。利用主成分分析法识别有效裂缝，可以起到降低维度及提取裂缝有效信息的目的。
2016, 23(6):8-15.
摘要:
上白垩统Mishrif组碳酸盐岩是波斯湾盆地重要的储集岩。以伊拉克东南部的Y油田为例，综合岩石薄片观察、物性分析、毛管压力测试以及测井等资料对Mishrif组碳酸盐岩储层及其测井响应特征进行研究。结果表明，Mishrif组碳酸盐岩储层发育生屑灰岩、生物礁灰岩、泥晶生屑灰岩、（含）生屑泥晶灰岩、云质灰岩和泥晶灰岩；储集空间包括粒间（溶）孔、铸模孔、生物体腔孔、粒内（溶）孔、晶间孔和泥晶间微孔隙，局部发育微裂缝；岩心孔隙度主要为8%～28%，气测渗透率主要为1×10-3～100×10-3 μm2，为孔隙型中高孔、中高渗透储层；储层发育粒间（溶）孔-铸模孔、粒间（溶）孔-粒内溶孔-晶间孔、粒间（溶）孔-晶间孔、微孔-铸模孔-晶间孔共4种孔隙结构类型。优质储层在测井曲线上表现为低自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低密度和高电阻率特征。研究区Mishrif组碳酸盐岩优质储层的发育与下降半旋回关系密切，并受控于原始沉积环境，同生期选择性溶蚀作用、埋藏期暴露溶蚀作用以及埋藏期胶结作用是储层发育的重要控制因素。
上白垩统Mishrif组碳酸盐岩是波斯湾盆地重要的储集岩。以伊拉克东南部的Y油田为例，综合岩石薄片观察、物性分析、毛管压力测试以及测井等资料对Mishrif组碳酸盐岩储层及其测井响应特征进行研究。结果表明，Mishrif组碳酸盐岩储层发育生屑灰岩、生物礁灰岩、泥晶生屑灰岩、（含）生屑泥晶灰岩、云质灰岩和泥晶灰岩；储集空间包括粒间（溶）孔、铸模孔、生物体腔孔、粒内（溶）孔、晶间孔和泥晶间微孔隙，局部发育微裂缝；岩心孔隙度主要为8%～28%，气测渗透率主要为1×10-3～100×10-3 μm2，为孔隙型中高孔、中高渗透储层；储层发育粒间（溶）孔-铸模孔、粒间（溶）孔-粒内溶孔-晶间孔、粒间（溶）孔-晶间孔、微孔-铸模孔-晶间孔共4种孔隙结构类型。优质储层在测井曲线上表现为低自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低密度和高电阻率特征。研究区Mishrif组碳酸盐岩优质储层的发育与下降半旋回关系密切，并受控于原始沉积环境，同生期选择性溶蚀作用、埋藏期暴露溶蚀作用以及埋藏期胶结作用是储层发育的重要控制因素。
2016, 23(6):16-21.
摘要:
泥页岩主要由粘土、碳酸盐矿物和有机质构成，其岩石物理参数主要受这3种成分的影响。由于泥页岩岩石特征的复杂性，尚未有较成熟的岩石物理模型描述其岩性与速度的关系。泥页岩岩石物理基础实验是研究其岩性、含油气性与速度关系的有效方法，济阳坳陷在这方面的研究尚处于起步阶段。通过对渤南地区罗69井泥页岩岩心样品的实验室测试，获得相关的物性参数（密度、孔隙度等）、弹性参数（纵、横波速度及泊松比等）、有机地化参数（有机碳含量）和岩石组构参数。通过对这些参数的交会分析，发现弹性参数（P型、S型、C型参数）可用于泥页岩岩性的区分，而有机碳含量和碳酸盐矿物含量是泥页岩密度和纵、横波速度的重要影响因素。不同温度和压力条件下泥页岩岩心样品纵、横波速度的变化规律表明，纵波速度对压力的变化较为敏感，而横波速度对温度的变化较为敏感。研究成果可以为开展泥页岩地球物理特征评价奠定基础。
泥页岩主要由粘土、碳酸盐矿物和有机质构成，其岩石物理参数主要受这3种成分的影响。由于泥页岩岩石特征的复杂性，尚未有较成熟的岩石物理模型描述其岩性与速度的关系。泥页岩岩石物理基础实验是研究其岩性、含油气性与速度关系的有效方法，济阳坳陷在这方面的研究尚处于起步阶段。通过对渤南地区罗69井泥页岩岩心样品的实验室测试，获得相关的物性参数（密度、孔隙度等）、弹性参数（纵、横波速度及泊松比等）、有机地化参数（有机碳含量）和岩石组构参数。通过对这些参数的交会分析，发现弹性参数（P型、S型、C型参数）可用于泥页岩岩性的区分，而有机碳含量和碳酸盐矿物含量是泥页岩密度和纵、横波速度的重要影响因素。不同温度和压力条件下泥页岩岩心样品纵、横波速度的变化规律表明，纵波速度对压力的变化较为敏感，而横波速度对温度的变化较为敏感。研究成果可以为开展泥页岩地球物理特征评价奠定基础。
2016, 23(6):22-27.
摘要:
南堡凹陷碳酸盐岩潜山顶面以下100 m范围内为表生岩溶储层发育区，钻井已证实其具有巨大的勘探潜力。综合利用地震、岩心、薄片、扫描电镜、测井、录井及试油等资料，首次引入残余岩溶指数作为评价研究区表生岩溶储层储集空间有效性的定量参数，结合成岩作用类型及程度、储集空间类型、物性特征和孔隙结构类型多项参数，更加全面、客观地将南堡凹陷下古生界碳酸盐岩潜山表生岩溶储层分为Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ类，并对其进行综合评价。选取与残余岩溶指数相关性好，但彼此地震属性之间相关性差的平均波峰振幅、平均瞬时频率和振幅扭曲度3种地震属性，利用模糊C均值聚类法将残余岩溶指数平面成图，并与验证井的实际数据进行对比，发现其准确率大于70%。最终实现对南堡凹陷下古生界碳酸盐岩潜山表生岩溶储层有利区带预测，为下一步勘探部署指明方向。
南堡凹陷碳酸盐岩潜山顶面以下100 m范围内为表生岩溶储层发育区，钻井已证实其具有巨大的勘探潜力。综合利用地震、岩心、薄片、扫描电镜、测井、录井及试油等资料，首次引入残余岩溶指数作为评价研究区表生岩溶储层储集空间有效性的定量参数，结合成岩作用类型及程度、储集空间类型、物性特征和孔隙结构类型多项参数，更加全面、客观地将南堡凹陷下古生界碳酸盐岩潜山表生岩溶储层分为Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ类，并对其进行综合评价。选取与残余岩溶指数相关性好，但彼此地震属性之间相关性差的平均波峰振幅、平均瞬时频率和振幅扭曲度3种地震属性，利用模糊C均值聚类法将残余岩溶指数平面成图，并与验证井的实际数据进行对比，发现其准确率大于70%。最终实现对南堡凹陷下古生界碳酸盐岩潜山表生岩溶储层有利区带预测，为下一步勘探部署指明方向。
2016, 23(6):28-33.
摘要:
运用地震解释和地层对比等方法对白音查干凹陷下白垩统都红木组都一段沉积特征进行分析，在对同一体系域不同部位的准层序组类型和相对湖平面变化研究的基础上，提出了砂体的差异性沉积模式。研究结果表明：在都一段沉积时期，白音查干凹陷不同部位相对湖平面的变化具有差异性，在同一体系域内形成了不同类型的准层序组。都一段地震反射结构分带性特征明显，缓坡带西南部的锡林好来地区为中高频中振幅—变振幅中连续地震相，呈逐层进积的特点；而缓坡带东北部的达尔其地区为低频弱振幅低连续地震相，呈逐层退积的特点。都一段沉积时期，锡林好来地区物源供给充足，扇体发育规模较大，都一段粒度向上变粗，总体发育进积式三角洲砂体，形成进积式准层序组；而达尔其地区及北部陡坡带，由于物源供给不足，相对湖平面上升，发育湖侵背景下的退积式三角洲砂体，形成退积式准层序组。砂体展布在缓坡带西南部的锡林好来地区与东北部的达尔其地区呈此消彼长的特点。
运用地震解释和地层对比等方法对白音查干凹陷下白垩统都红木组都一段沉积特征进行分析，在对同一体系域不同部位的准层序组类型和相对湖平面变化研究的基础上，提出了砂体的差异性沉积模式。研究结果表明：在都一段沉积时期，白音查干凹陷不同部位相对湖平面的变化具有差异性，在同一体系域内形成了不同类型的准层序组。都一段地震反射结构分带性特征明显，缓坡带西南部的锡林好来地区为中高频中振幅—变振幅中连续地震相，呈逐层进积的特点；而缓坡带东北部的达尔其地区为低频弱振幅低连续地震相，呈逐层退积的特点。都一段沉积时期，锡林好来地区物源供给充足，扇体发育规模较大，都一段粒度向上变粗，总体发育进积式三角洲砂体，形成进积式准层序组；而达尔其地区及北部陡坡带，由于物源供给不足，相对湖平面上升，发育湖侵背景下的退积式三角洲砂体，形成退积式准层序组。砂体展布在缓坡带西南部的锡林好来地区与东北部的达尔其地区呈此消彼长的特点。
2016, 23(6):34-40.
摘要:
车镇凹陷北带沙三段下亚段的油气勘探面临有利储层分布认识不清等问题。为进一步深化勘探，综合岩心、铸体薄片、扫描电镜以及分析化验等资料，对车镇凹陷北带沙三段下亚段有利储层的形成机制与分布规律进行研究。结果表明，研究区东、西部的大王北—郭局子地区和车西地区的岩石组分体积分数及砾石成分均存在较大差异。其中，大王北—郭局子地区主要受埕子口凸起东段太古界花岗片麻岩母岩区控制，发育的砂砾岩体成分成熟度较高，砾石成分主要为花岗片麻岩；而车西地区主要受埕子口凸起西段下古生界碳酸盐岩母岩区控制，发育的砂砾岩体成分成熟度较低，砾石成分主要为碳酸盐岩。母岩性质的差异导致砂砾岩体的抗压实能力不同，进而对原生孔隙的保存和次生孔隙的发育均产生影响，是研究区深部有利储层形成的关键。综合沉积类型、母岩性质以及异常高压等因素，认为研究区有利储层应主要分布于地层压力系数高、受花岗片麻岩母岩区影响的大王北—郭局子地区。
车镇凹陷北带沙三段下亚段的油气勘探面临有利储层分布认识不清等问题。为进一步深化勘探，综合岩心、铸体薄片、扫描电镜以及分析化验等资料，对车镇凹陷北带沙三段下亚段有利储层的形成机制与分布规律进行研究。结果表明，研究区东、西部的大王北—郭局子地区和车西地区的岩石组分体积分数及砾石成分均存在较大差异。其中，大王北—郭局子地区主要受埕子口凸起东段太古界花岗片麻岩母岩区控制，发育的砂砾岩体成分成熟度较高，砾石成分主要为花岗片麻岩；而车西地区主要受埕子口凸起西段下古生界碳酸盐岩母岩区控制，发育的砂砾岩体成分成熟度较低，砾石成分主要为碳酸盐岩。母岩性质的差异导致砂砾岩体的抗压实能力不同，进而对原生孔隙的保存和次生孔隙的发育均产生影响，是研究区深部有利储层形成的关键。综合沉积类型、母岩性质以及异常高压等因素，认为研究区有利储层应主要分布于地层压力系数高、受花岗片麻岩母岩区影响的大王北—郭局子地区。
2016, 23(6):41-46.
摘要:
汶东凹陷为鲁西隆起中—新生界中小型断陷盆地，其泥页岩沉积厚度大、埋藏浅，具有较高页岩油勘探价值。根据中国地质调查局新完钻的汶页1井的钻探资料，分析汶东凹陷大汶口组页岩油发育特征及富集控制因素。汶页1井钻探结果显示，在汶东凹陷沉降中心附近的大汶口组中、上段发育厚度约为500 m的有效烃源岩，主要分布于大汶口组上段和中段上亚段；烃类以页岩油形式聚集，含油率普遍大于1.5%，在埋深为440～560和700～820 m发育2个页岩油富集层段，具有一定的页岩油资源潜力。研究区大汶口组页岩油的富集规律受沉积环境、有机质丰度和裂隙（层理）发育程度等3个主要因素控制。研究结果表明，深湖—半深湖沉积环境有利于有机质保存，为油气生成提供物质基础；有机质丰度和含油率呈良好正相关关系，决定了研究区大汶口组的生油能力；裂隙（层理）为页岩油提供良好的储集和渗流通道，有利于页岩油的富集成藏。
汶东凹陷为鲁西隆起中—新生界中小型断陷盆地，其泥页岩沉积厚度大、埋藏浅，具有较高页岩油勘探价值。根据中国地质调查局新完钻的汶页1井的钻探资料，分析汶东凹陷大汶口组页岩油发育特征及富集控制因素。汶页1井钻探结果显示，在汶东凹陷沉降中心附近的大汶口组中、上段发育厚度约为500 m的有效烃源岩，主要分布于大汶口组上段和中段上亚段；烃类以页岩油形式聚集，含油率普遍大于1.5%，在埋深为440～560和700～820 m发育2个页岩油富集层段，具有一定的页岩油资源潜力。研究区大汶口组页岩油的富集规律受沉积环境、有机质丰度和裂隙（层理）发育程度等3个主要因素控制。研究结果表明，深湖—半深湖沉积环境有利于有机质保存，为油气生成提供物质基础；有机质丰度和含油率呈良好正相关关系，决定了研究区大汶口组的生油能力；裂隙（层理）为页岩油提供良好的储集和渗流通道，有利于页岩油的富集成藏。
2016, 23(6):47-51.
摘要:
以加蓬盆地X区块为例，综合运用钻井、测井和地震等资料，结合盆地数值模拟技术，研究盐岩对烃源岩热演化及储层温度的影响。结果表明：研究区盐体呈带状或点状分布，厚度平均为808.5 m。由于盐岩的热导率是其他沉积岩的2～4倍，受其影响，盐上Madiela组烃源岩成熟度变好，盐下Melania组烃源岩成熟度变差，盐下Dentale组储层温度降低。盐岩越厚、离盐岩层越近，镜质组反射率（Ro）受盐岩影响越大；盐下等深处，当Ezanga组地层厚度为2.0 km时,有盐岩与无盐岩的Ro差值为0.6%，当Ezanga组地层厚度为0.2 km时，该差值仅为0.1%；Ro差值离盐岩近的盐下Vembo组最大可超过1.2%，而离盐岩较远的盐下Melania组该差值小于1.2%。盐岩越厚，对储层顶、底面温度的影响越大；当Ezanga组地层厚度为2.0 km时，储层顶、底面温度差分别可达30.66和29.22 ℃，当Ezanga组地层厚度为0.2 km时，储层顶、底面温度差分别为5.06和3.14 ℃。因此，烃源岩热演化及储层温度受盐体厚度和形态等影响，盐岩发育区也不能简单利用钻井揭示的Ro及其演化过程预测盐岩发育区周围Ro及其演化过程。
以加蓬盆地X区块为例，综合运用钻井、测井和地震等资料，结合盆地数值模拟技术，研究盐岩对烃源岩热演化及储层温度的影响。结果表明：研究区盐体呈带状或点状分布，厚度平均为808.5 m。由于盐岩的热导率是其他沉积岩的2～4倍，受其影响，盐上Madiela组烃源岩成熟度变好，盐下Melania组烃源岩成熟度变差，盐下Dentale组储层温度降低。盐岩越厚、离盐岩层越近，镜质组反射率（Ro）受盐岩影响越大；盐下等深处，当Ezanga组地层厚度为2.0 km时,有盐岩与无盐岩的Ro差值为0.6%，当Ezanga组地层厚度为0.2 km时，该差值仅为0.1%；Ro差值离盐岩近的盐下Vembo组最大可超过1.2%，而离盐岩较远的盐下Melania组该差值小于1.2%。盐岩越厚，对储层顶、底面温度的影响越大；当Ezanga组地层厚度为2.0 km时，储层顶、底面温度差分别可达30.66和29.22 ℃，当Ezanga组地层厚度为0.2 km时，储层顶、底面温度差分别为5.06和3.14 ℃。因此，烃源岩热演化及储层温度受盐体厚度和形态等影响，盐岩发育区也不能简单利用钻井揭示的Ro及其演化过程预测盐岩发育区周围Ro及其演化过程。
2016, 23(6):52-56.
摘要:
针对断块油藏不同区域开发对策不同的特点，提出分区井网调控技术。综合考虑断块油藏的构造、渗流等特征进行Ⅰ级分区，划分为夹角控制区、断层（断棱）控制区和井网控制区共3类8种区域；根据各分区剩余油富集程度对断块油藏进行Ⅱ级分区，分为剩余油富集区、剩余油弱富集区、水淹区和强水淹区。在对不同分区剩余油富集特征及控制因素分析的基础上，确定各分区井网调控方式。将不同类型的断块油藏看作是由不同类型的分区组合而成，进一步确定各分区的组合开发方式为：采油井部署在构造高部位、临近断层、靠近2条断层夹角的顶点，注水井采用边外注水，油、水井部署宜采用交错井网。将分区井网调控技术应用于辛10断块，采用油藏数值模拟方法预测，10 a累积增油量为2.53×104 t，提高采收率4.6%。
针对断块油藏不同区域开发对策不同的特点，提出分区井网调控技术。综合考虑断块油藏的构造、渗流等特征进行Ⅰ级分区，划分为夹角控制区、断层（断棱）控制区和井网控制区共3类8种区域；根据各分区剩余油富集程度对断块油藏进行Ⅱ级分区，分为剩余油富集区、剩余油弱富集区、水淹区和强水淹区。在对不同分区剩余油富集特征及控制因素分析的基础上，确定各分区井网调控方式。将不同类型的断块油藏看作是由不同类型的分区组合而成，进一步确定各分区的组合开发方式为：采油井部署在构造高部位、临近断层、靠近2条断层夹角的顶点，注水井采用边外注水，油、水井部署宜采用交错井网。将分区井网调控技术应用于辛10断块，采用油藏数值模拟方法预测，10 a累积增油量为2.53×104 t，提高采收率4.6%。
2016, 23(6):57-63.
摘要:
为了研究低渗透油藏在开发过程中伴随的储层物性及流体渗流参数变化规律，基于岩心堆积模型分形理论及材料力学原理，结合低渗透油藏非线性渗流特征，建立低渗透储层渗透率及启动压力梯度应力敏感理论计算模型，定量分析岩石力学参数对储层应力敏感性的影响，并通过理论模型计算结果与实验数据对比分析，验证应力敏感模型的有效性。研究结果表明：随着有效应力增加，渗透率呈下降趋势，而启动压力梯度呈上升趋势，且在有效应力作用下的正则化渗透率与启动压力梯度满足较好的乘幂关系；渗透率及启动压力梯度应力敏感性与岩石力学性质密切相关，岩石杨氏模量越大，渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越弱，同一弹性模量的岩石泊松比越小，渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越强；该模型可准确预测渗透率及启动压力梯度的应力敏感性，从而为低渗透油藏渗流规律研究及产能方案制定提供理论支撑。
为了研究低渗透油藏在开发过程中伴随的储层物性及流体渗流参数变化规律，基于岩心堆积模型分形理论及材料力学原理，结合低渗透油藏非线性渗流特征，建立低渗透储层渗透率及启动压力梯度应力敏感理论计算模型，定量分析岩石力学参数对储层应力敏感性的影响，并通过理论模型计算结果与实验数据对比分析，验证应力敏感模型的有效性。研究结果表明：随着有效应力增加，渗透率呈下降趋势，而启动压力梯度呈上升趋势，且在有效应力作用下的正则化渗透率与启动压力梯度满足较好的乘幂关系；渗透率及启动压力梯度应力敏感性与岩石力学性质密切相关，岩石杨氏模量越大，渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越弱，同一弹性模量的岩石泊松比越小，渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越强；该模型可准确预测渗透率及启动压力梯度的应力敏感性，从而为低渗透油藏渗流规律研究及产能方案制定提供理论支撑。
2016, 23(6):64-69.
摘要:
碳酸盐岩储层非均质性强，天然裂缝发育，常采用酸化措施消除近井污染。天然裂缝的存在加剧了碳酸盐岩储层的非均质性，在酸化措施中必然会对酸蚀蚓孔发育产生影响。目前的研究聚焦于基质酸蚀蚓孔的发育规律，而对存在天然裂缝的碳酸盐岩酸蚀蚓孔发育规律研究较少。采用径向双尺度连续模型，结合等效渗流理论，分析天然裂缝的长度、数量与方向对酸蚀蚓孔形态特征与酸液注入的影响。研究结果表明：平行于酸液流动方向的天然裂缝越长，则注入端无天然裂缝区域的蚓孔发育越少，蚓孔突破时酸液用量越少；天然裂缝数量越多，则注入端其他方向蚓孔发育越少，初始注入压力越小，蚓孔突破时酸液用量由天然裂缝前的非均质储层物性决定；垂直于酸液流动方向的天然裂缝只能改变其附近的局部蚓孔形态，需要注入更多酸液，蚓孔才能从裂缝方向突破。
碳酸盐岩储层非均质性强，天然裂缝发育，常采用酸化措施消除近井污染。天然裂缝的存在加剧了碳酸盐岩储层的非均质性，在酸化措施中必然会对酸蚀蚓孔发育产生影响。目前的研究聚焦于基质酸蚀蚓孔的发育规律，而对存在天然裂缝的碳酸盐岩酸蚀蚓孔发育规律研究较少。采用径向双尺度连续模型，结合等效渗流理论，分析天然裂缝的长度、数量与方向对酸蚀蚓孔形态特征与酸液注入的影响。研究结果表明：平行于酸液流动方向的天然裂缝越长，则注入端无天然裂缝区域的蚓孔发育越少，蚓孔突破时酸液用量越少；天然裂缝数量越多，则注入端其他方向蚓孔发育越少，初始注入压力越小，蚓孔突破时酸液用量由天然裂缝前的非均质储层物性决定；垂直于酸液流动方向的天然裂缝只能改变其附近的局部蚓孔形态，需要注入更多酸液，蚓孔才能从裂缝方向突破。
2016, 23(6):70-75.
摘要:
蒸汽蒸馏可以有效提高在稠油热采过程中的原油采收率，然而蒸汽蒸馏机理及其对原油性质的影响尚不明确。为此，设计三维物理实验模型，分别进行饱和蒸汽、过热10 ℃蒸汽和过热40 ℃蒸汽3组蒸汽蒸馏实验。结果表明：原油蒸汽蒸馏率受注入蒸汽的过热度影响很大，注入蒸汽的过热度越高，蒸汽蒸馏率就越高；过热40 ℃蒸汽、过热10 ℃蒸汽和饱和蒸汽的蒸汽蒸馏率分别为11.158%，10.903%和10.423%；蒸汽蒸馏率随蒸汽注入量的增大而增大，当蒸汽注入量达到一定值后，蒸汽蒸馏减弱，蒸汽蒸馏率不再上升。对比蒸馏前后原油的密度、粘度、组分、碳数分布和馏分组分的测试结果可知，蒸汽蒸馏先蒸馏碳数小的轻质组分，而后蒸馏较重的组分。蒸汽蒸馏使残余油密度和粘度增加，使饱和烃和胶质质量分数减小。残余油组分的碳数主要分布区域向右移动，改变了原油的组成。
蒸汽蒸馏可以有效提高在稠油热采过程中的原油采收率，然而蒸汽蒸馏机理及其对原油性质的影响尚不明确。为此，设计三维物理实验模型，分别进行饱和蒸汽、过热10 ℃蒸汽和过热40 ℃蒸汽3组蒸汽蒸馏实验。结果表明：原油蒸汽蒸馏率受注入蒸汽的过热度影响很大，注入蒸汽的过热度越高，蒸汽蒸馏率就越高；过热40 ℃蒸汽、过热10 ℃蒸汽和饱和蒸汽的蒸汽蒸馏率分别为11.158%，10.903%和10.423%；蒸汽蒸馏率随蒸汽注入量的增大而增大，当蒸汽注入量达到一定值后，蒸汽蒸馏减弱，蒸汽蒸馏率不再上升。对比蒸馏前后原油的密度、粘度、组分、碳数分布和馏分组分的测试结果可知，蒸汽蒸馏先蒸馏碳数小的轻质组分，而后蒸馏较重的组分。蒸汽蒸馏使残余油密度和粘度增加，使饱和烃和胶质质量分数减小。残余油组分的碳数主要分布区域向右移动，改变了原油的组成。
2016, 23(6):76-81.
摘要:
聚合物驱是化学驱提高采收率的主要方法之一。热降解是影响聚合物驱效果的重要因素，利用油藏数值模拟进行聚合物驱方案设计时，应考虑聚合物的热降解作用，但目前考虑热降解的聚合物驱数值模拟尚未完善。为此，基于准确反映热降解的粘度衰减模型，利用分时步更新流线及网格—流线场互相映射的方法求解降解时间，实现了聚合物驱热降解数值模拟。该方法物理意义明确，适用性强，计算结果准确，可以准确反映聚合物在流动状态下的热降解过程。利用该数值模拟方法进行了3组模型的研究，结果表明，聚合物驱过程中聚合物的降解时间小于在地层中的传播时间，聚合物驱达到稳定后，降解时间等于传播时间。热降解对地层中聚合物质量浓度分布基本无影响，但会造成聚合物粘度降低，延长聚合物驱见效时间，同时使含水率下降，漏斗变小，驱油效果变差，在聚合物驱方案设计时应充分考虑聚合物的热降解作用。
聚合物驱是化学驱提高采收率的主要方法之一。热降解是影响聚合物驱效果的重要因素，利用油藏数值模拟进行聚合物驱方案设计时，应考虑聚合物的热降解作用，但目前考虑热降解的聚合物驱数值模拟尚未完善。为此，基于准确反映热降解的粘度衰减模型，利用分时步更新流线及网格—流线场互相映射的方法求解降解时间，实现了聚合物驱热降解数值模拟。该方法物理意义明确，适用性强，计算结果准确，可以准确反映聚合物在流动状态下的热降解过程。利用该数值模拟方法进行了3组模型的研究，结果表明，聚合物驱过程中聚合物的降解时间小于在地层中的传播时间，聚合物驱达到稳定后，降解时间等于传播时间。热降解对地层中聚合物质量浓度分布基本无影响，但会造成聚合物粘度降低，延长聚合物驱见效时间，同时使含水率下降，漏斗变小，驱油效果变差，在聚合物驱方案设计时应充分考虑聚合物的热降解作用。
2016, 23(6):82-86.
摘要:
底水脊进是底水油藏水平井开发过程中经常遇到的重要问题，准确地预测底水脊进的时间对于底水油藏合理开发至关重要。针对带隔板底水油藏水平井，基于油水两相渗流理论及流体在多孔介质中的流动规律，建立物理模型，并利用镜像反映和势叠加原理得到底水油藏水平井势分布，推导了带隔板底水油藏水平井见水时间公式。实例计算结果表明，该公式计算结果与实际见水时间相对误差为5.39%，隔板的存在大大延缓了水平井底水脊进的时间，且随着隔板半径增大和避水高度的增加，见水时间越长；水平井见水时间随着水平井段长度的减小和产油量的增大而缩短。该研究对于带隔板底水油藏中水平井段长度和避水高度的设计以及油藏合理开发具有一定指导意义。
底水脊进是底水油藏水平井开发过程中经常遇到的重要问题，准确地预测底水脊进的时间对于底水油藏合理开发至关重要。针对带隔板底水油藏水平井，基于油水两相渗流理论及流体在多孔介质中的流动规律，建立物理模型，并利用镜像反映和势叠加原理得到底水油藏水平井势分布，推导了带隔板底水油藏水平井见水时间公式。实例计算结果表明，该公式计算结果与实际见水时间相对误差为5.39%，隔板的存在大大延缓了水平井底水脊进的时间，且随着隔板半径增大和避水高度的增加，见水时间越长；水平井见水时间随着水平井段长度的减小和产油量的增大而缩短。该研究对于带隔板底水油藏中水平井段长度和避水高度的设计以及油藏合理开发具有一定指导意义。
2016, 23(6):87-93.
摘要:
压裂水平井已越来越广泛地应用于低渗透致密油藏开发，然而，关于压裂水平井动用规律的研究报道较少。为弥补这一不足，利用条带源模拟体积压裂水平井的裂缝，推导考虑启动压力梯度的体积压裂水平井压力公式，以长庆油田为例，对致密油藏体积压裂水平井的动用规律进行研究。结果表明：体积压裂水平井单井开发时，随着开发时间的增加，动用半径先增大后减小；随着水平井段长度的增加，纵、横向动用半径越来越大，但相对变化幅度却较小。半缝长的增加对纵、横向的动用半径影响不同，随着半缝长的增加，横向动用半径越来越大，但基质动用半径越来越小；纵向动用半径越来越小。随着缝网宽的增加，纵、横向的动用半径越来越大，但变化幅度越来越小。
压裂水平井已越来越广泛地应用于低渗透致密油藏开发，然而，关于压裂水平井动用规律的研究报道较少。为弥补这一不足，利用条带源模拟体积压裂水平井的裂缝，推导考虑启动压力梯度的体积压裂水平井压力公式，以长庆油田为例，对致密油藏体积压裂水平井的动用规律进行研究。结果表明：体积压裂水平井单井开发时，随着开发时间的增加，动用半径先增大后减小；随着水平井段长度的增加，纵、横向动用半径越来越大，但相对变化幅度却较小。半缝长的增加对纵、横向的动用半径影响不同，随着半缝长的增加，横向动用半径越来越大，但基质动用半径越来越小；纵向动用半径越来越小。随着缝网宽的增加，纵、横向的动用半径越来越大，但变化幅度越来越小。
2016, 23(6):94-98.
摘要:
加拿大是世界上油砂资源最为丰富的国家，其中约80%的资源需要通过热采方式采出，目前应用比较广泛的热采技术包括蒸汽辅助重力泄油和蒸汽吞吐等。油砂热采的油藏模拟结果与生产历史难以拟合是面临的主要难题之一。分析发现，西加拿大沉积盆地范围内原油物性在横向和垂向上变化较大，油藏底部和顶部原油物性完全不同。重点对原油粘度垂向梯度变化对热采开发效果的影响进行油藏模拟研究，发现粘度梯度变化是造成油藏模拟结果与生产历史难以拟合的主要原因，采用变粘度模型模拟的累积产油量与实际生产数据吻合较好，采用定粘度模型的模拟结果偏高。利用变粘度模型对研究区的生产井位置优化结果显示，将蒸汽辅助重力泄油生产井部署在油水界面之上8 m处油层的动用程度和经济效益最大。将储层流体非均质性（特别是粘度非均质性）与储层岩石非均质性相结合，并应用于油藏描述和数值模拟中，能够准确预测油砂热采的生产动态及开发效果，优化生产管理，确保采收率和经济效益的最优化。
加拿大是世界上油砂资源最为丰富的国家，其中约80%的资源需要通过热采方式采出，目前应用比较广泛的热采技术包括蒸汽辅助重力泄油和蒸汽吞吐等。油砂热采的油藏模拟结果与生产历史难以拟合是面临的主要难题之一。分析发现，西加拿大沉积盆地范围内原油物性在横向和垂向上变化较大，油藏底部和顶部原油物性完全不同。重点对原油粘度垂向梯度变化对热采开发效果的影响进行油藏模拟研究，发现粘度梯度变化是造成油藏模拟结果与生产历史难以拟合的主要原因，采用变粘度模型模拟的累积产油量与实际生产数据吻合较好，采用定粘度模型的模拟结果偏高。利用变粘度模型对研究区的生产井位置优化结果显示，将蒸汽辅助重力泄油生产井部署在油水界面之上8 m处油层的动用程度和经济效益最大。将储层流体非均质性（特别是粘度非均质性）与储层岩石非均质性相结合，并应用于油藏描述和数值模拟中，能够准确预测油砂热采的生产动态及开发效果，优化生产管理，确保采收率和经济效益的最优化。
2016, 23(6):99-104.
摘要:
目前煤层气采收率计算方法较为简单，对采收率影响因素的认识并不系统。为此，提出了一种煤层气采收率分析新方法，并对其进行了验证，该方法可以反映煤层气不同生产阶段采收率的影响因素。煤层气采收率主要受压降波及效率和解吸效率的影响。压降波及效率受井网、井型及压裂等工程因素控制；解吸效率受到气体吸附特征与废弃压力等因素影响，每降低0.1 MPa的废弃压力，可以提高采收率为4.43%。开发初期煤层气的采出程度取决于压降波及效率，提高压降波及效率可以提高煤层气的采气速度；而开发后期，煤层气的采出程度主要由解吸效率控制。提高煤层气压降波及效率的有效方法是采用与煤层地质特征参数所匹配的井网，使井网有效控制煤层，形成体积解吸；负压采气可以进一步降低煤层气藏的废弃压力，从而提高煤层气解吸效率。
目前煤层气采收率计算方法较为简单，对采收率影响因素的认识并不系统。为此，提出了一种煤层气采收率分析新方法，并对其进行了验证，该方法可以反映煤层气不同生产阶段采收率的影响因素。煤层气采收率主要受压降波及效率和解吸效率的影响。压降波及效率受井网、井型及压裂等工程因素控制；解吸效率受到气体吸附特征与废弃压力等因素影响，每降低0.1 MPa的废弃压力，可以提高采收率为4.43%。开发初期煤层气的采出程度取决于压降波及效率，提高压降波及效率可以提高煤层气的采气速度；而开发后期，煤层气的采出程度主要由解吸效率控制。提高煤层气压降波及效率的有效方法是采用与煤层地质特征参数所匹配的井网，使井网有效控制煤层，形成体积解吸；负压采气可以进一步降低煤层气藏的废弃压力，从而提高煤层气解吸效率。
2016, 23(6):105-111.
摘要:
页岩气储层渗透率极低，基本无产能，须进行体积压裂改造形成裂缝网络才能开采。一般采用双重介质模型进行页岩气储层数值模拟，但该模型无法准确模拟远井地带由于压裂开启并相互连通的天然裂缝。为此，针对压裂后的页岩气储层，建立三孔双渗页岩气储层体积压裂模型来描述不同区域渗透率变化与气体吸附解吸过程。新建模型考虑了页岩气的吸附机理，将基质作为气源，将二级次生裂缝与一级次生裂缝视为2个等效的多孔连续体，压裂主裂缝则作为离散裂缝予以描述。对比新建模型与传统的双重介质模型模拟结果后发现，所建三孔双渗页岩气储层体积压裂模型计算的日产气量和累积产气量均高于双重介质模型，结合双重介质模型模拟产量一般低于实际产量的情况，认为采用考虑天然裂缝的三孔双渗页岩气储层体积压裂模型能够更准确地描述水力压裂井的产量变化。各级裂缝渗透率和初始吸附气含量对生产动态的影响结果表明：二级次生裂缝渗透率对累积产气量影响较大，在生产中应当采取措施提高二级次生裂缝渗透率；而初始吸附气含量对累积产气量影响并不明显。
页岩气储层渗透率极低，基本无产能，须进行体积压裂改造形成裂缝网络才能开采。一般采用双重介质模型进行页岩气储层数值模拟，但该模型无法准确模拟远井地带由于压裂开启并相互连通的天然裂缝。为此，针对压裂后的页岩气储层，建立三孔双渗页岩气储层体积压裂模型来描述不同区域渗透率变化与气体吸附解吸过程。新建模型考虑了页岩气的吸附机理，将基质作为气源，将二级次生裂缝与一级次生裂缝视为2个等效的多孔连续体，压裂主裂缝则作为离散裂缝予以描述。对比新建模型与传统的双重介质模型模拟结果后发现，所建三孔双渗页岩气储层体积压裂模型计算的日产气量和累积产气量均高于双重介质模型，结合双重介质模型模拟产量一般低于实际产量的情况，认为采用考虑天然裂缝的三孔双渗页岩气储层体积压裂模型能够更准确地描述水力压裂井的产量变化。各级裂缝渗透率和初始吸附气含量对生产动态的影响结果表明：二级次生裂缝渗透率对累积产气量影响较大，在生产中应当采取措施提高二级次生裂缝渗透率；而初始吸附气含量对累积产气量影响并不明显。
2016, 23(6):112-119.
摘要:
压裂裂缝形成复杂裂缝网络是非常规储层改造成功的关键，而裂缝的起裂和扩展又受控于地层中应力场的分布，所以研究水平井压裂裂缝局部应力场的扰动规律十分必要。为此，建立水平井井筒集中应力与裂缝诱导应力叠加的水平井压裂裂缝局部应力场计算模型，利用有限元数值分析软件Comsol Multiphysic，模拟分析裂缝净压力、裂缝长度、裂缝条数和裂缝间距对水平井压裂裂缝局部应力场的扰动情况，并揭示各影响因素对应力场的扰动规律。结果表明，水平井压裂裂缝对最小水平主应力的扰动程度更为显著，其中裂缝净压力和裂缝条数与局部应力场的应力扰动幅度呈正相关关系，裂缝长度的增加会引起应力扰动距离的增大，而裂缝间距的增加则会使裂缝间应力扰动程度降低。
压裂裂缝形成复杂裂缝网络是非常规储层改造成功的关键，而裂缝的起裂和扩展又受控于地层中应力场的分布，所以研究水平井压裂裂缝局部应力场的扰动规律十分必要。为此，建立水平井井筒集中应力与裂缝诱导应力叠加的水平井压裂裂缝局部应力场计算模型，利用有限元数值分析软件Comsol Multiphysic，模拟分析裂缝净压力、裂缝长度、裂缝条数和裂缝间距对水平井压裂裂缝局部应力场的扰动情况，并揭示各影响因素对应力场的扰动规律。结果表明，水平井压裂裂缝对最小水平主应力的扰动程度更为显著，其中裂缝净压力和裂缝条数与局部应力场的应力扰动幅度呈正相关关系，裂缝长度的增加会引起应力扰动距离的增大，而裂缝间距的增加则会使裂缝间应力扰动程度降低。
2016, 23(6):120-126.
摘要:
鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，近年来体积压裂技术的进步使该类油藏的单井产量大幅提高，但早期开发的长庆油区安83区块采用常规压裂技术开发，单井产量低，开发效益差。为提高该类型油藏的开发效果，通过分析安83区块致密油藏特征以及开发动态，提出体积压裂技术的研究思路；利用研究区岩石力学、地应力测试及天然裂缝的相关数据，研究实现复杂裂缝网络系统的缝内净压力条件，建立动态裂缝宽度随时间和排量变化图版，并进行暂堵时机、泵注排量和暂堵剂优选等方面的研究，形成缝端暂堵、缝内多级暂堵和大排量、低砂比、大液量滑溜水低粘度液体体系的老井暂堵混合水体积压裂技术。应用效果表明，该技术有效地提高了缝内净压力，在裂缝侧向形成复杂的裂缝网络系统，提高裂缝与基质的接触体积，扩大了侧向剩余油的动用程度；在安83区块C7致密油藏应用100余口井，平均单井产量较压裂前提高4～5倍，有效地改善了安83区块的开发效果。
鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，近年来体积压裂技术的进步使该类油藏的单井产量大幅提高，但早期开发的长庆油区安83区块采用常规压裂技术开发，单井产量低，开发效益差。为提高该类型油藏的开发效果，通过分析安83区块致密油藏特征以及开发动态，提出体积压裂技术的研究思路；利用研究区岩石力学、地应力测试及天然裂缝的相关数据，研究实现复杂裂缝网络系统的缝内净压力条件，建立动态裂缝宽度随时间和排量变化图版，并进行暂堵时机、泵注排量和暂堵剂优选等方面的研究，形成缝端暂堵、缝内多级暂堵和大排量、低砂比、大液量滑溜水低粘度液体体系的老井暂堵混合水体积压裂技术。应用效果表明，该技术有效地提高了缝内净压力，在裂缝侧向形成复杂的裂缝网络系统，提高裂缝与基质的接触体积，扩大了侧向剩余油的动用程度；在安83区块C7致密油藏应用100余口井，平均单井产量较压裂前提高4～5倍，有效地改善了安83区块的开发效果。
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