摘要:综合运用岩心观察、薄片鉴定、X衍射和扫描电镜等分析方法，对东营凹陷沙三段下亚段细粒沉积岩矿物组成、沉积构造和纹层类型及成因进行精细刻画，在此基础上建立细粒沉积岩岩相划分方案，并以樊页1井沙三段下亚段为例分析其岩相垂向演化特征。东营凹陷沙三段下亚段细粒沉积岩具有矿物组成复杂多变、受底流微弱改造作用频繁及纹层类型丰富的特点。参考矿物组成和沉积构造，研究区发育11种岩相类型，其中平直纹层粘土岩相、夹层灰岩相、平直纹层灰岩相、不平直纹层灰岩相、平直纹层混合岩相、不平直纹层混合岩相和块状混合岩相是最为发育的7种岩相类型，不同岩相发育环境差异性明显。细粒沉积岩岩相分布模式受古水深和古气候综合控制，在气候干冷、深水还原环境下主要发育平直纹层粘土岩相；气候由干冷向暖湿转变时形成夹层灰岩相；在气候半暖湿的广阔深湖环境下发育平直纹层灰岩相；在气候最为暖湿时期，底流发育，形成不平直纹层灰岩相；随着水深减小，水体分层不稳定，加之气候逐渐干冷，形成平直纹层混合岩相，若底流发育，则形成不平直纹层混合岩相；在半氧化—半还原的浅湖环境下发育块状混合岩相。

摘要:川中大安寨段致密灰岩储层是致密油发育的重要层位。大安寨段致密灰岩储层为特低孔、特低渗透储层，发 育微米级和纳米级孔隙。对研究区30块岩心样品进行饱和水核磁共振T2谱测量，结果表明，其核磁共振T2谱特征 表现为单峰、双峰（左峰占优和右峰占优）和近似三峰4种类型。综合分析孔隙分量与储层渗透率的关系以及岩石 微观孔隙特征发现，研究区具有核磁共振T2谱单峰特征的岩心样品主要发育纳米级孔隙，且渗透率较低。当核磁 共振T2谱峰值向短弛豫时间方向移动时，若发育连通性好的晶间孔、延伸较远的晶间缝和粘土矿物层间孔，则储层 表现为较好的渗透性，且较大级别孔隙分量与渗透率的相关性变好；当核磁共振T2谱峰值向长弛豫时间方向移动 时，若壳间孔和晶间孔局部发育、晶间缝或介壳层间缝延伸长度较小，则储层的渗透率较低，且较大级别孔隙分量 与渗透率的相关性变差。微米级构造缝、晶间缝对储层渗透性具有明显的改善作用。

摘要:黄河口凹陷南坡古近系岩浆岩内钻遇良好油气显示，但由于岩浆岩时空展布差异大、岩性复杂、非均质性强， 导致地震资料信噪比低、地震响应差等，岩浆岩有利储层预测难度较大。为此，通过系统分析壁心、测井及地震等 资料，在建立岩浆岩岩相—测井相—地震相“三相”耦合关系的基础上，应用方差体、振幅类属性和波阻抗反演等方 法有效刻画岩浆岩展布特征。基于敏感地震属性、反演结果与岩浆岩岩性组合关系，明确岩浆活动时空演化史并 构建不同时期的岩浆活动模式。最终综合壁心、野外露头资料，在详细分析岩浆岩储层特征和主控因素的基础上， 应用古地貌背景约束下的振幅属性和反演等方法，有效刻画了岩浆岩有利储层发育区，并得到了实钻验证。

摘要:随着常规油气资源勘探瓶颈期的到来，致密油气藏越来越成为勘探开发研究的重点。为了进一步揭示致密 储层微观孔隙结构特征及其对储层渗流能力的影响，运用常规压汞与恒速压汞方法，结合铸体薄片、扫描电镜等多 种技术手段对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层的孔隙结构特征进行综合分析。结果表明：研究区芦草 沟组致密储层孔隙以溶蚀与胶结综合作用下形成的粒内溶孔、半充填孔、粒间溶孔、晶间孔隙与晶内溶孔为主；依 据常规压汞曲线分布位置、形态，兼顾孔隙度、渗透率及表征孔喉大小、分选、连通的各类参数，将储层划分为5大类 进行分类评价。研究区储层喉道半径与孔喉配置关系较常规储层差别较大，储层渗流能力主要由喉道半径分布与 孔喉半径比分布控制，而孔喉半径比呈现的双峰特征指示储层具有2种孔隙类型的组合，该类型的储层应成为该区 未来勘探开发的重点。

摘要:通过精细岩石学特征研究和阴极发光技术，研究珠江口盆地珠江组碳酸盐岩阴极发光特征并进行成岩阶段划分。结果表明：①珠江组碳酸盐岩总体具有较弱的阴极发光，海相流体在成岩过程中发挥了主导作用，少数样品具有强—极强的阴极发光，表明其局部受到非海相流体的强烈改造；②在相同的阴极发光条件下，不同的岩石类型显示出不同的阴极发光特征：生物礁灰岩具有极弱—不发光和强—极强阴极发光2个极端端元式的分布特征，白云岩化礁灰岩总体表现为极弱的阴极发光，生物碎屑灰岩以极弱—不发光特征为主，少数陆源碎屑矿物含量高的显示出极强的橘黄色阴极发光，白云岩化生物碎屑灰岩大多表现为白云岩化部分具有极弱—无阴极发光，而未白云岩化部分具有中等—强阴极发光；③方解石胶结物生长期次为纤维状/叶片状方解石—马牙状方解石—粒状（或块状）方解石—充填裂缝或沿缝合线分布方解石，其中纤维状、叶片状环边方解石普遍无阴极发光；④根据不同成岩环境胶结物组构类型及其相应的阴极发光特征分析，将珠江组碳酸盐岩成岩阶段划分为准同生—同生阶段、早成岩阶段和中—晚成岩阶段。

摘要:渤海湾盆地下伏石炭系—二叠系煤系烃源岩自古近纪以来的二次生烃具有重要的油气成藏意义，成为中国 东部深层油气研究的热点。综合前人对该套烃源岩的分布特征、地化特征、二次生烃研究方法以及二次生烃模式 等研究成果，认为研究区石炭系—二叠系煤系烃源岩的二次生烃起始点确定、二次生烃动力学机制分析以及二次 生烃有效性评价是研究的关键问题；此外，构造演化解析和烃源岩生烃史的恢复可以确定二次生烃起始点，开展不 同二次生烃起始点的热模拟实验可以揭示二次生烃过程中形成油气的有机质性质及其生烃动力学机制，结合研究 区不同构造单元的温度和压力条件可以预测二次生烃资源量，达到深层油气资源预测的目的。

摘要:为了探究页岩储层裂缝系统发育特征、主控因素及其对页岩气渗流和聚集的影响，通过对页岩岩心和薄片进行观察和统计，根据其形态特征的差异，将裂缝分为层理缝、刺穿型高角度缝、内部高角度缝、低角度缝和微裂缝5种类型。通过对比分析多种参数对裂缝系统产生与发育的影响认为，其主控因素包括脆性矿物含量、构造作用、岩石内部结构、非均质性、力学性质及地层围压等，结合裂缝类型和主控因素等对页岩储层裂缝系统进行综合评价。其中，层理缝等水平裂缝的侧向扩散作用促进页岩气的渗流和聚集。尤其在中国南方构造变形强烈、褶皱发育的地区，层理缝与低角度缝造成页岩储层侧向扩散效果明显，使向斜型页岩气藏和背斜型页岩气藏兼具北美典型页岩气藏（自生自储，原地成藏）与常规气藏（油气富集于构造高部位）的复合型成藏模式。在封闭成藏的条件下，裂 缝系统发育往往能够使游离气通过侧向扩散作用沿着裂缝渗流和聚集，于构造高部位形成气藏。

摘要:近年来，致密砂岩储层成为中外学者研究的热点，延长组长81小层致密砂岩储层是红河油田最重要的产油层，岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，是典型的特低孔特低渗透储层，勘探开发难度较大。通过铸体薄片、阴极发光、岩石热解、粘土矿物X衍射分析、砂岩毛管压力曲线测试和储层敏感性测试等方法，明确红河油田长81小层致密砂岩的成岩作用，构建其成岩演化序列及孔隙度演化史，并对其储层特征进行研究。结果表明：长81小层致密砂岩处于中成岩阶段A期，成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用；压实作用破坏约50%的原生孔隙，方解石和高岭石胶结物充填约30%的原生孔隙，溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。储集空间类型主要以粒间溶孔、残余原生孔隙和微裂缝为主；孔喉结构包括细喉、微细喉和微喉3种类型，以细喉为主的储层发育区是下步勘探开发的目标区；储层速敏性中等—偏弱，水敏性弱，盐敏性中等，无酸敏性，碱敏性弱，应力敏感性弱，储层敏感性实验为储层改造和注水开发等提供了重要依据。

摘要:为了研究稠油热化学驱时温度、驱油剂、润湿性及其交互作用对采收率的影响，采用响应曲面法设计稠油热化学驱实验方案并对实验结果进行分析，明确了各影响因素及其交互作用对稠油热化学驱采收率的影响程度。以自定义的影响权重为指标定量说明各影响因素及其交互作用对稠油热化学采收率的贡献大小，温度对稠油热化学驱采收率的影响权重为58%，驱油剂对采收率的影响权重为23.3%，两者的交互作用对采收率的影响权重为11.4%，三者是稠油热化学驱提高采收率的主要机理。定量研究各影响因素及交互作用对采收率的影响使得稠油热化学驱过程中热与化学剂的协同效果更加明确，进一步深入分析了稠油热化学驱机理。

摘要:缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要的储集空间，具有非均质性强、缝洞结构复杂的特点，气驱是该类油藏重要的开发方式之一。为探索缝洞型碳酸盐岩油藏气驱动态特征、驱油效果的影响因素及规律，建立二维典型缝洞可视化模型，研究不同类型剩余油启动效果，并结合氮气驱物理模拟驱油效果定量对比，分析氮气驱效果的影响因素。研究结果表明：氮气驱可进一步启动水驱未波及区域的剩余油；氮气驱效果及油、气、水流动特征受到溶洞充填方式、原油粘度和底水能量等因素影响，溶洞充填方式主要影响流体的渗流特征，在一定程度上有利于扩大氮气驱波及范围；原油粘度和底水能量影响氮气和底水的相互作用，改变压力场的分布；在强底水作用下，水窜更为明显，但能改善氮气驱效果，提高采收率。

摘要:聚合物驱数值模拟技术是指导聚合物驱方案实施的重要手段，由于聚合物驱数值模拟参数的不确定性，导致聚合物驱历史拟合难度加大。基于室内聚合物岩心驱替实验结果，应用岩心驱替数值模拟方法拟合含水率与采收率曲线，确定聚合物驱数值模拟参数，进而得到了比较可靠的岩心数值模型。在此基础上，分别分析了聚合物溶液粘度、不可及孔隙体积、残余阻力系数和聚合物吸附量等数值模拟参数对含水率曲线以及采收率曲线的影响，并引入敏感系数评价了含水率下降幅度以及采收率增加幅度对各参数的敏感性。结果表明，采收率增加幅度和含水率下降幅度对不同参数的敏感程度顺序保持一致，敏感性从强到弱依次为聚合物吸附量、聚合物溶液粘度、残余阻力系数、不可及孔隙体积。

摘要:常规蒸汽辅助重力泄油技术主要适用于油层厚度较大、原油粘度较高的油藏。针对春晖油田哈浅1块油层厚度相对较薄、原油极稠的特点，在常规蒸汽辅助重力泄油的基础上，采用三维物理模拟实验技术，开展通过加入氮气与降粘剂来改善常规蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究。实验结果表明：采用氮气与降粘剂联合蒸汽辅助重力泄油，能够减缓蒸汽超覆，降低蒸汽腔压力，扩大蒸汽腔有效波及范围，降粘剂在蒸汽的携带作用下，可增大降粘范围和幅度，使得蒸汽腔的发育形态发生质的变化，有效动用油层下部储量；从动态指标来看，氮气与降粘剂联合蒸汽辅助重力泄油比常规蒸汽辅助重力泄油和氮气联合蒸汽辅助重力泄油的累积油汽比分别提高0.036和0.023 mL/mL，采收率分别提高10.9%和6.9%，说明氮气与降粘剂联合蒸汽辅助重力泄油开发效果较好。

摘要:在地热资源的开发利用过程中，为实现沉积盆地型地热资源的绿色可持续利用，并保持热储层压力不降低，地热尾水必须实施回灌，但不合理的采灌井网布局容易造成回灌井压力升高、采水井温度降低等问题。针对制约回灌的关键问题，提出利用数值模拟技术建立地热资源可循环利用井网模式评价方法，即在概化地热地质模型的基础上，利用渗流场—地温场耦合模拟软件Petrosim-Tough2进行地热流体运动和热交换的数值模拟，根据确定的最优单井出水量，针对不同的采灌井数比和采灌井距，通过经济评价和模拟运算，确定保证不产生热突破的最优井网模式。该评价方法有效地解决了沉积盆地型地热资源开发利用过程中采灌井网布局不合理导致热突破及回灌压力过高，进而造成成本过高的工程技术问题，可以为实现沉积盆地型地热尾水回灌及地热资源的绿色可持续利用提供有利的技术支持。

摘要:为了表征页岩基质表观渗透率，研究其动态变化规律，基于迂曲毛细管束分形理论及气体微观渗流机理，分别建立考虑吸附、滑脱、扩散及渗流的无机质和有机质表观渗透率模型，并通过面积系数加权得到页岩基质表观渗透率模型。结合实验数据及已有模型验证了新建模型的可靠性，定量分析了页岩基质微观孔隙结构（孔径、孔隙度、分形维数），外界环境（压力、含水饱和度、有效直径修正因子）及气体性质对页岩基质表观渗透率的影响。研究结果表明：随着储层压力的降低，无机质孔隙水膜厚度增大，有效直径减小，迂曲度分形维数增大，孔隙分形维数减小，气体滑脱效应增强，但仍以吸附影响为主，无机质表观渗透率总体呈下降趋势；有机质孔隙吸附气解吸使有效直径修正因子逐渐增大，迂曲度分形维数减小，孔隙分形维数增大，滑脱效应及努森扩散在低压小孔中增强，有机质表观渗透率总体呈上升趋势；有机质与无机质表观物性参数随压力、吸附层变化规律不同，渗透率差值较大，因此在页岩基质表观渗透率研究时应予以区分计算，避免其差异性所带来的误差。

摘要:对于非均质性较强的中高渗透砂岩油田，由于开发及地质原因，在高含水开发阶段注入水沿天然高渗透条带形成无效循环，导致制定的剩余油挖潜措施实施效果较差。因此，准确识别该阶段的优势流场，对于有效控制优势流场和制定挖潜剩余油措施至关重要。以高含水开发阶段的双河油田某区块为研究对象，通过模糊综合评判，结合流线数值模拟技术，制定优势流场的判别标准；通过各小层油水井间的流线分布、注采分配因子和注水效率，确定单井组注水井向该井组不同受效井方向的分水量及注水效率。定性、定量判别研究区油水井间优势流场的平面分布规律。自2013年6月现场进行变流线矢量化调整，截至2015年10月，研究区综合含水率下降1.5%，累积增产原油3.15×104 t，采收率提高1.2%，取得了较好的稳油控水效果。

摘要:针对目前常用的化学驱数值模拟软件并不适用于低渗透油藏的问题，通过室内实验开展低渗透油藏聚合物驱油机理研究，量化表征中国石化江苏油田低渗透油藏中聚合物驱的关键物性参数，分别采用拟启动压力梯度模型和非线性模型建立低渗透油藏聚合物驱数学模型，进行数值求解并应用。研究结果表明，中国石化江苏油田低渗透油藏聚合物驱适宜采用相对分子质量为600×104～900×104的聚合物；拟启动压力梯度模型忽略了渗流曲线的弯曲段，夸大了低渗透油藏的渗流阻力，而非线性模型更适于模拟低渗透油藏聚合物驱过程。在江苏油田沙7断块的应用结果表明，基于非线性模型建立的数值模拟方法能够考虑低渗透油藏聚合物驱过程中启动压力梯度的影 响，模拟计算结果与矿场实际生产数据更加吻合，为低渗透油藏化学驱的方案优化与动态预测提供了有效的技术与方法。

摘要:自发渗吸是利用水力压裂和水平钻井技术在开发页岩油气过程中出现的重要现象。孔隙结构和矿物组成是影响页岩储层自发渗吸的重要因素。通过对页岩样品进行自发渗吸实验，探讨其孔隙连通性、页理方向和矿物组成对页岩储层自发渗吸速率的影响，并利用自发渗吸曲线斜率评价页岩储层的孔隙连通性。结果表明，与常规油气储层相比，页岩储层孔隙连通性较差，自发渗吸曲线斜率明显低于理论值。页理方向也会对自发渗吸产生影响，顺层自发渗吸曲线斜率通常较高，但是也有样品表现为穿层自发渗吸曲线斜率与顺层自发渗吸曲线斜率相当，这可能是由于页岩储层中亲水性矿物含量较高，使水在页岩储层中对运移的方向依赖性减弱。自发渗吸与页岩矿物组成密切相关：当页岩中粘土矿物含量较高时，吸水膨胀使页岩储层中原有孔隙结构发生改变，导致重复实验时页岩储层自发渗吸的曲线斜率逐渐减小；当页岩中石英等脆性矿物含量较高时，自发渗吸曲线变化不大，说明实验的重复性较好。页岩储层的自发渗吸曲线斜率越大，其渗透性越好，越有利于页岩油气的开发。

摘要:利用树状分形理论表征多尺度爆燃次生裂缝的复杂形态，针对致密油藏非线性渗流特性，建立致密油藏水力裂缝层内爆燃压裂非线性渗流模型。根据改造后致密油在地层中的不同流态，将渗流区域分为3个区，推导出3区耦合产能公式。产能影响因素分析结果表明：水力裂缝层内爆燃压裂获得的单井产能约为常规水力压裂的1.5倍；爆燃次生裂缝缝宽分形维数和迂曲度分形维数越大，爆燃次生裂缝面积百分数和爆燃次生裂缝波及区有效渗透率越大，单井产能越高；爆燃次生裂缝分叉角度越小，储层改造体积越大，单井产能越高。在选用爆燃药剂时，应选择能量释放率低或具多级反应速率的药剂，以减小爆燃次生裂缝分叉角度，增大储层改造体积，进而提高单井产能。

摘要:致密油藏和页岩油藏储层致密、孔隙喉道细小，在压裂液滤液返排过程中，大量压裂液滤液滞留于地层，导致返排率极低。在微观渗流的基础上，利用毛细管束模型，建立压裂液滤液返排数学模型，分析不等径毛细管中油驱压裂液滤液返排过程的主要影响因素。利用胜利油区樊154区块天然岩心进行室内驱替实验，分析岩心渗透率、模拟油粘度、返排压差和模拟油—压裂液滤液界面张力4个因素对压裂液滤液返排率的影响。结果表明：岩心渗透率对压裂液滤液返排率的影响较大，当渗透率由1.276×10-3 μm2降低到0.13×10-3 μm2时，压裂液滤液返排率可减小20%左右；当模拟油粘度由6.459 mPa?s降低到1.192 mPa?s，模拟油—压裂液滤液界面张力由14.617 mN/m降低到0.021 mN/m时，压裂液滤液返排率均可提高15%左右；返排压差越大，压裂液滤液返排率越高，当返排压差超过8MPa时，继续增加返排压差对压裂液滤液返排率增幅的影响不大。