摘要:Muglad盆地Fula凹陷Jake South油田的Ben1油藏和AG1油气藏均为复杂断块油气藏，分别属于复杂断块构造背景下的整装背斜油藏和层状油气藏，发育大量低阻油气层，对油、水层识别造成较大困难。为此，综合岩心、测试、测井等资料，对Jake South油田发育的复杂断块油气藏的低阻油气层成因及发育控制因素进行研究。首先，根据储层的粒度、物性、空间类型、致密程度等对研究区Ben1和AG1段分别进行储层分类，并对其中发育的低阻油气层进行定义；然后，综合利用岩心、薄片、物性、扫描电镜、X衍射等资料，明确研究区复杂断块油气藏各类型储层低阻油气层的成因；最后，对比低阻油气层与储层的分布特征，分析低阻油气层的发育控制因素。研究结果表明，低阻油气层的成因主要为高束缚水饱和度、发育导电矿物以及油气充注不足，而粘土矿物附加导电及工程因素对低阻油气层发育的影响则较小。不同复杂断块油气藏发育的不同类型储层的低阻油气层的成因存在差异，一般仅有1或2种因素起主要作用。低阻油气层的发育受沉积微相类型、储层类型以及低阻油带等因素控制。研究区下步低阻油气层的勘探开发应主要针对Ben1油藏和AG1油气藏发育的优质储层。

摘要:基于野外露头与南苏丹P油田Fal块砂质辫状河储层的地质特征对比，选取山西省大同市吴官屯砂质辫状河露头剖面为原始模型，通过实测地质剖面记录的方法对其进行详细解剖，明确砂质辫状河储层中隔夹层的成因类型，建立隔夹层分布模式，并以此为指导分别从隔层和夹层的角度，对Fal块边底水油藏中水体的运移规律进行研究。结果表明，砂质辫状河储层中发育河底滞留泥砾沉积、废弃河道细粒沉积、泛滥平原细粒沉积、落淤披覆泥沉积和侧积泥沉积共5种成因类型的隔夹层。以单期砂质辫状河河道为基本单元，建立隔夹层分布模式，即废弃河道细粒沉积与河道砂体互相叠置；泛滥平原细粒沉积向河道外侧不断延伸；落淤披覆泥、侧积泥和河底滞留泥砾沉积受后期冲刷改造充填于河道砂体内部。基于建立的砂质辫状河储层隔夹层分布模式，指出Fal块砂质辫状河储层中以泛滥平原细粒沉积为主的隔层分布是影响底水突进程度的主要因素，夹层发育频率越高对边水的遮挡作用越强。

摘要:库车坳陷东段不同构造带几何学变形特征和演化过程有所差异，依据最新的地震资料解释成果，对坳陷东段吐格尔明和东秋里塔格2个构造带的构造变形特征进行对比，在此基础上，结合生长地层特征和区域动力环境的转变讨论2个不同构造带的差异演化过程，并对其控制因素进行分析。结果表明：吐格尔明构造带为在古生代凸起和基底断裂基础上经后期构造活动改造而发育的断裂上盘断隆背斜，盐构造发育较少，整体上表现为均一构造变形；东秋里塔格构造带主要构造变形发生在新近纪以来，盐构造较为发育，分层收缩构造变形特征显著。导致这种差异的主要因素为各构造带遭受的应力、先存构造和盐岩沉积厚度不同。

摘要:以东营凹陷石村断层下降盘古近系沙三段—沙二段为研究对象，综合钻井、录井、测井和地震等资料，对研究区的沉积、演化等特征及主控因素进行研究。结果表明：研究区沙三段主要发育三角洲平原、三角洲前缘、滨浅湖和滩坝亚相，物源主要来自广饶凸起和鲁西隆起。沙二段主要发育辫状河三角洲前缘、三角洲前缘、滨浅湖和滩坝亚相。受广饶凸起物源供给影响，辫状河三角洲前缘亚相主要分布于研究区东部，南部以来自鲁西隆起的三角洲前缘亚相为主。从沙三段2砂组—沙二段1砂组，研究区沉积充填总体呈现退积—进积式。断层活动性、古气候变化和物源供给强度等对研究区沉积发育及演化具有主要控制作用。

摘要:库车坳陷前陆区白垩系巴什基奇克组广泛发育扇三角洲前缘砂体，是天然气富集的有利场所。针对大北气田钻井少、井距大的特点，选取与目的层地质特征相似的典型露头剖面，利用三维激光扫描技术对其进行多方位全覆盖扫描和三维数据采集，并与人工实测地质信息和分析化验资料相结合，借助计算机模拟技术建立三维数字化地质模型，有效揭示扇三角洲前缘砂体构型特征。结果表明：研究区扇三角洲前缘砂体构型样式包括不完全叠拼式、侧拼式和孤立式3种，由于构型样式不同，砂体间连通性存在差异；砂体具有多期水下分流河道垂向叠加、大面积连续分布的特点，且河道砂体中、下部物性比底部和上部好，且以均质的中砂岩和细砂岩为最优；伴有少量河口坝和远砂坝微相沉积，砂体厚度和宽度与厚度比具有较好的负相关性；砂岩含量高，砂体间发育稳定的条带状泥岩，砂体间并非完全连通，层内和层间非均质性较强。

摘要:鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长61低阻油层分布面积广、储量规模大，但其成因尚不明确，传统的识别方法易把低阻油层遗漏或误判。为此，从油田生产实际出发，根据钻井、录井、测井、分析化验、试油、试采及储层特征等资料，以鄂尔多斯盆地吴起地区主力生产层长61低阻油层为研究对象，利用灰色关联法分析其成因及识别方法。结果表明:长61低阻油层形成的主要原因是孔隙结构差；其次是绿泥石和铁方解石等胶结物含量高、地层水矿化度高和岩石粒度细等。在此基础上，建立交会图版法、测井曲线叠合法、核磁共振测井法、特殊录井法及多井横向综合对比法等多种针对低阻油层的识别方法，在生产应用中取得良好效果。

摘要:缅甸若开盆地深水区域具备良好的生物气成藏条件和勘探前景，生物气藏作为一种非常规天然气藏，其成藏条件较为苛刻，研究生物气藏的气源成因，是成藏因素分析的首要问题。通过地震正演建模、地球化学分析等方法，证实缅甸若开海域中方勘探区含气地震响应特征明显，且为生物气藏。若开海域生物气烃源岩表现为“三低、一高、弱成岩”的地质特征，即较低的有机碳下限值、较低的热演化程度、低地温环境、较高的沉积速率、岩石固结程度处于弱成岩阶段中早期。峡谷泥岩、中新统泥岩、上新统泥岩均可以为甲烷菌提供食物—物质来源，上新统以上的泥岩不具备形成生物气的物质基础。推测研究区可能存在天然气水合物，且受到外界因素影响，使得压强和温度改变，导致天然气水合物的稳定状态改变，致使其排出大量生物甲烷气，进而在圈闭内聚集成藏，表现为气体不断形成、不断增压—突破封存压力界限—气体泄漏—再次压力平衡—气体再生成、再增压—再突破封存压力—气体再泄漏—再平衡的排驱模式。

摘要:磁化率测井是一种高效环保的测井手段，其理论和应用方法的不完善是未在油气田广泛应用的根本原因。以河套盆地第四系为研究对象，综合研究区A，B，C钻探孔取心资料和磁化率测井数据，结合沉积构型和地磁理论，确立磁化率测井与各项地质因素的关系，明确磁化率测井响应的主控因素，建立研究区磁化率测井与常规测井相结合的测井响应模式。结果表明：磁化率在有机质丰度高、（顺）磁性矿物丰富、泥质—粉砂质夹层发育和泥浆侵入段呈现高幅度异常；磁化率与有机质含量的变化趋势高度吻合，研究区钻探井段磁化率最大值为137×10-5 SI，磁化率与磁性矿物相对含量的相关系数达0.87，与水平层理和泥浆侵入规模呈正相关；磁化率标准偏差百分比曲线反映沉积环境和水动力条件的变化。结合测井响应特征，磁化率测井可广泛应用于碎屑岩沉积层序研究、烃源岩评价、粘土矿物识别和精细储层表征。

摘要:乳液表面活性剂驱是化学驱提高采收率的新方法，在一定的油水比条件下，该类型的表面活性剂能够与油水作用形成高粘度油包水型乳液，扩大波及体积，其驱油机理与传统的聚合物、表面活性剂不同，无法通过现有的数值模拟方法及软件反映。为准确反映乳液表面活性剂的驱油特征，在室内实验结果分析的基础上，明确了乳液表面活性剂驱乳化增粘的主要机理，建立了表征乳液流动特征的数学模型，并实现了相应的数值模拟方法。通过室内实验模型的拟合和矿场模型的应用，验证了数学模型与数值模拟方法的正确性，研究了乳液表面活性剂驱提高采收率效果与乳液粒径、渗透率、非均质性等因素的关系，对比了乳液表面活性剂与常规表面活性剂的驱油效果。结果表明，乳液的粒径中值与孔喉的匹配关系对乳液的稳定性与粘度有较大影响，相比常规表面活性剂，乳液表面活性剂由于较好的流度控制作用能够进一步提高原油采收率。

摘要:新疆克拉玛依油区七东区发育砾岩油藏，经聚合物驱后虽已进入高含水期，但仍具有较高的挖潜、开发、再利用价值。二元和三元复合驱是砾岩油藏聚合物驱后提高采收率常用的开发方式。利用柱状天然岩心进行室内物理模拟实验，分析对比聚合物驱后二元和三元复合驱的注入压力、含水率、采收率以及微观剩余油分布特征，优化选择砾岩油藏聚合物驱后的开发方式。实验结果表明：二元和三元复合驱的含水率和注入压力相差较小，三元复合驱的采收率略高于二元复合驱；通过紫外荧光显微镜观察二元和三元复合驱后的岩心薄片，分析微观剩余油分布类型，发现三元复合驱后的剩余油分布类型以粒间吸附状为主，容易堵塞渗流通道，开采困难；而二元复合驱后的剩余油分布类型以颗粒表面吸附状为主，对储层伤害较小，对后续开发影响较小。综合考虑采收率、施工成本和储层伤害等情况，最终优选二元复合驱作为研究区聚合物驱后的开发方式。

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储集渗流空间，连通方式复杂，非均质性强。CO2吞吐及CO2驱替可通过补充地层能量及溶解降粘作用来改善油田开发效果，是一种有效的开发方式。根据现场地质资料，设计并制作室内三维仿真物理模型以模拟典型缝洞油藏单元，通过室内实验模拟CO2吞吐及CO2驱替过程，分析生产动态，考察高、低部位井CO2吞吐的增产效果，并对比高、低部位井CO2吞吐与驱替对采出程度的影响，在此基础上分析缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油机理。实验结果表明：利用底水与次生气顶间的相互作用及井位优势，高部位井CO2吞吐比低部位井CO2吞吐采收率高16.09%；利用吞吐与驱替过程中不同的气体控制范围，高、低部位井CO2吞吐采收率比CO2驱替采收率分别高8.07%和5.01%，CO2吞吐效果优于CO2驱替效果。

摘要:由于储层钻孔采样所获取的实际岩心数量有限，导致室内物理力学试验结果具有较大离散性，难以准确地标定储层岩石力学参数。为此，应用数值模拟方法，根据某油田取心样品的物理力学试验结果以及测井资料中不同埋深储层岩石的孔隙度，利用有限元分析软件RFPA2D建立相应的数值模拟岩心，进而对不同孔隙度数值模拟岩心的弹性模量、应力峰值强度、残余应力强度及泊松比等岩石力学参数进行数值分析。将物理力学试验结果与数值模拟结果进行整体回归分析，得到以孔隙度为主变量的岩石力学参数预测模型。基于该预测模型，建立某油田储层三维水力压裂模型，探讨三维水力压裂裂缝的扩展形态，并将数值模拟试验与现场施工的压裂曲线进行对比，发现二者的压裂压力在变化趋势上基本一致，且压裂段的起裂压力与延伸压力相差也较小，验证了研究成果及方法的合理性和适用性。

摘要:胜利油区三类油藏由于温度和矿化度较高，常规聚丙烯酰胺驱油剂无法在该类油藏条件下取得较好的驱油效果。为此，利用自制的超分子主剂和辅剂，研制耐温抗盐非聚丙烯酰胺类新型超分子体系，并对其基本性能、驱油效果及微观聚集形态进行分析。研究结果表明：超分子体系利用小分子之间的自组装，能够形成和常规聚丙烯酰胺一样致密的网络聚集体；在胜利油区三类油藏条件下，超分子体系质量分数为0.1%～0.25%时相对于常规聚丙烯酰胺，粘度提高1倍以上；不除氧条件下，超分子体系在30 d内粘度保持稳定；超分子体系质量分数为0.15%时的单管物理模拟实验能提高采收率18%以上；因此，超分子体系是一种非常有前景且能适用于胜利油区高温高盐油藏的新型驱油体系。

摘要:原油厌氧微生物降解是形成稠油与伴生气藏的主要原因之一。为研究原油厌氧微生物降解形成稠油与伴生气的过程，以林樊家地区浅层气和稠油为研究对象，利用厌氧微生物降解菌群对与研究区稠油具有相同烃源岩的稀油进行原油微生物降解模拟实验。结果表明：稀油经厌氧微生物降解可以形成稠油，同时还生成甲烷和二氧化碳，降解248 d平均每克原油能够生成3 mmol甲烷和0.5 mmol二氧化碳，分析所生成的气体碳同位素，发现甲烷δ13C1值为-46.36‰～-45.27‰，二氧化碳δ13C1值为4.24‰～8.5‰，利用碳同位素数据计算出林樊家地区浅层气中生物降解气含量达69%；原油饱和烃含量由初始的72.77%下降到44.0%，饱和烃含量大幅下降是原油稠化的主要原因。典型生物标志物25-降藿烷/藿烷值显著升高，由0.009上升到0.056，表明原油发生了严重的生物降解。原油微生物降解模拟实验可以在室内较短时间内模拟完成原油的微生物降解过程。

摘要:剩余经济可采储量是各上市油气公司的核心资产，其规模及价值反映公司的发展潜力，直接影响公司的折耗、利润和油气资产的保值、增值。以剩余经济可采储量及储量价值计算模型为基础，定量研究不同油价下初始产油量、递减率、油价、总操作成本等因素对剩余经济可采储量及储量价值的影响程度。研究结果表明：剩余经济可采储量及储量价值与评估油价和初始产油量呈线性正相关，与递减率和总操作成本呈线性负相关；不同油价下，剩余经济可采储量及储量价值对各因素变化的敏感程度不同。高油价下，剩余经济可采储量及储量价值受初始产油量和递减率的敏感程度较大；随着油价不断下降，油价和总操作成本对剩余经济可采储量及储量价值的敏感程度逐步增强，并在油价一定的情况下超过初始产油量和递减率变化的敏感程度。

摘要:为了分析油田不同注入水对储层渗流能力的影响，利用中东H油田岩心样品，分别采用模拟地层水和注入水A进行单相及油水两相渗流实验，对比分析实验结果并对其用数学模型进行描述。结果表明：注入水A的冲刷等作用引起岩心样品发生固体颗粒脱落及矿物成分流失，导致岩心样品的渗流能力增强，油、水绝对渗透率及油水绝对渗透率之和均增加；岩心样品的亲油性减弱，亲水性增强，残余油饱和度降低，共渗点偏右移，与模拟地层水驱替相比驱油效率提高2%～5%。基于实验结果建立了数学模型，该模型能更准确地描述油田开发初期、中期及末期3个阶段的油水渗流规律。

摘要:井间渗透率的确定可用于油藏描述及储层平面非均质性评价，对油田开发决策有着非常重要的意义。估算井间渗透率的常规方法为生产动态测试，由于操作复杂、价格昂贵，其应用受到一定限制。针对该问题，利用水电相似原理，建立井间渗透率与注水量分配系数的关系式，结合能够获取注水量分配系数的容阻模型，提出一种利用注采数据估算井间渗透率的新方法。运用数值概念模型验证了该方法的有效性，并将其应用于渤中25南油田E07井组。结果表明，油井E18方向井间渗透率估算值最大，与示踪剂监测中油井E18方向前缘推进速度最快相符，另外，该方向井间渗透率估算值为5 192×10-3 μm2，与示踪剂解释结果5 616×10-3 μm2基本一致。所提出的方法将容阻模型的应用范围从注水量分配系数的估计拓展到井间渗透率的估算，可更为简便快捷地研究油藏平面非均质性。

摘要:绥中油田为海上重质稠油油田，地面原油密度为0.958～0.982 g/cm3，地层原油粘度为50～250 mPa?s。为了缓解注入水突进、改善区块开发效果和提高采收率，2003年在油田进行聚合物驱试验；2010年在注聚合物高含水井区实施整体提液措施，2013年开始进行细分层系试验开发。随着各项增产措施的交叉实施，难以确定每项措施的增油效果。利用类比法对聚合物驱增产效果进行评价，采用相对渗透率曲线和物质平衡原理推导出新型含水率预测模型，通过对比预测含水率曲线与实际含水率曲线，确定曲线的拐点即为各项措施的见效时间，曲线的差值即为各项措施的增油量。通过动态法和数值模拟法分别计算各项措施的累积增油量，实现对聚合物驱、整体提液、细分层系等措施增油效果的劈分。研究结果表明，截至2015年底，绥中油田聚合物驱、整体提液和细分层系的措施累积增油量分别为264.3×104，97.1×104和12.6×104 m3。

摘要:储层保护是致密砂岩气藏能否经济高效开发的重要条件之一。目前，渗透率恢复值实验是评价钻井液储层保护效果的主要方法，但其技术手段较单一，并且钻井液对致密砂岩气藏储层伤害是一个长期的、涉及到气、液两相流相互干扰的过程。现用的渗透率恢复值实验无法评价气藏产能受钻井液伤害的长期性影响，而岩心受到钻井液污染前、后的相对渗透率实验可以较好地弥补这一缺陷。结合塔里木油田神木区块储层特征，利用综合分析法，通过对比分析被钾聚磺钻井液和油基钻井液污染前、后岩心的渗透率恢复值、相对渗透率曲线线型的变化及CMG数值模拟软件砂岩模块的含水饱和度、含气饱和度等变化，对现场使用的钾聚磺钻井液、油基钻井液的储层保护效果进行模拟研究，并拟合出不同钻井液对气藏井产能的影响，以产能作为储层伤害程度的评价指标。综合评价结果表明，油基钻井液的储层保护效果优于钾聚磺钻井液，累积产气量提高约为15%。

摘要:中东地区碳酸盐岩储层以孔隙介质为主，注水是未来重要的开发方式，而注入水的性质影响了注水提高采收率的效果。利用中东地区M层碳酸盐岩油藏岩心，通过改变注入水矿化度、钙离子和硫酸根离子质量浓度，研究注入水性质对驱油效果的影响。结果表明，随着注入水矿化度的减小，水驱采收率增大；降低矿场注入水中钙离子质量浓度或相对比例、增加矿场注入水中硫酸根离子质量浓度或相对比例，均有利于提高水驱采收率，改善驱油效果。矿场注水过程中可以通过改变注入水矿化度和离子质量浓度提高驱油效果，还须进一步结合现场水源水量及其他限制条件优选注入水源。

摘要:滩坝砂储层具有纵向跨度大、薄层多、物性差及非均质性强等特征，常规笼统压裂效果差，逐级压裂改造费用高、操作复杂，开展分层压裂工艺优化研究具有重要的生产意义。以东营凹陷滩坝砂为例，针对压裂纵向改造程度低、有效裂缝长度和导流能力不足的难点，首先，通过分层地应力剖面确定、分层集中射孔优化和分层压裂临界施工排量优化，从而优化纵向压裂裂缝参数，提高长井段多薄层分层压裂纵向改造程度；然后，通过对裂缝参数、施工参数、支撑剂和低伤害压裂液体系的优选，实现层内支撑剂铺置优化，提高层内压裂改造程度。在滨438井区的分层压裂现场应用结果表明，实施分层压裂3个月，平均产油量是邻井常规笼统压裂产油量的2.2倍，充分说明了该方法的有效性。