摘要:从流体—岩石化学作用出发，建立地层水类型与填隙物发育特征之间的关系，有助于准确预测有利储层的发育。利用储层微观分析技术，从分析地层水性质与成岩矿物的关系入手，综合解剖江家店—瓦屋地区沙三段下亚段发育的沉积微相和成岩相特征。结果表明，研究区目的层段主要发育水上分流河道、水下分流河道、河口坝和前缘席状砂等有利沉积微相，识别出的CaCl2型、CaCl2-NaHCO3型和NaHCO3-Na2SO4型这3种地层水类型主要发育在地层水交替阻滞带、地层水过渡带和地层水交替停滞带，岩矿差异和地层水性质决定了研究区特定的流体—岩石化学作用，具有明显的中成岩阶段A期特征，受控于沉积微相和成岩相，形成弱压实泥质杂基充填+铁白云石胶结相、中等压实泥质杂基+碳酸盐胶结相、强压实碳酸盐胶结相、强压实泥质杂基充填相和强压实石英压溶+长石溶蚀相5种成岩相。各类成岩相具有不同的成岩效应，决定了储层扩容化和致密化的方式及特点。通过对成岩相、沉积微相和砂体等厚图等图件的叠合，分级评价了不同沉积微相和成岩相控制的储层发育特点。

摘要:以哈萨克斯坦扎纳若尔油田82块碳酸盐岩岩心的压汞及物性分析资料为基础，对比分析Swanson模型、Capillary-Parachor模型、Winland模型、Pittman模型、Nelson模型和δ函数模型预测碳酸盐岩储层渗透率的精度。结果表明，这6种渗透率预测模型对孔隙结构复杂的碳酸盐岩储层渗透率的预测精度均较差，但Swanson模型的预测精度优于其他5种模型。进一步分析Swanson模型预测碳酸盐岩储层渗透率的适用性，认为该模型不能反映储层微裂缝对渗透率的影响，也不能反映复杂的孔喉半径分布特征对渗透率的影响。对于孔喉半径分布呈多峰特征的碳酸盐岩岩心，孔喉的发育对储层的渗透率都有贡献，不存在优势孔喉区域，而Swanson模型将毛管压力曲线拐点处对应的孔喉半径作为岩心发育的优势孔喉半径，且忽略了孔喉半径分布呈双峰特征的岩心中发育的小孔喉对渗透率的影响，导致Swanson模型计算的渗透率误差较大。因此，以Swanson模型为基础，提出一种综合考虑孔隙度、歪度和分选系数等孔隙结构参数的改进渗透率预测模型，将该模型与Swanson模型进行对比，发现改进渗透率预测模型对孔隙结构复杂的碳酸盐岩储层渗透率的预测精度有明显提高。

摘要:断裂活动对裂陷盆地的形成、演化及油气成藏具有重要影响。利用渤海湾盆地饶阳凹陷肃宁地区的三维地震数据及钻井、测井资料分析新生代断裂活动性，并在此基础上探讨断裂活动对油气成藏的控制作用。研究结果表明，肃宁地区新生代的断裂活动具有明显的阶段性；古近纪可分为孔店组—沙四段沉积时期、沙三段—沙二段沉积时期、沙一段—东营组沉积时期共3期由弱变强的断裂活动幕，其中沙三段—沙二段沉积时期和沙一段—东营组沉积时期为研究区构造活动最强烈的2期断裂活动幕；新近纪以来，研究区仅在明化镇组沉积早期发生断裂微弱活动。肃宁地区新生代的断裂活动对油气成藏具有重要的控制作用，主要表现为古近纪最强烈的2期断裂活动幕形成2套优质烃源岩，强伸展作用控制富烃洼槽的形成，断裂演化过程控制潜山圈闭的发育与定型，并影响沉积体系的演化与砂体展布。受断裂活动的控制，研究区发育新生古储型断裂—不整合侧向供烃成藏模式和新生新储型多期充注混源成藏模式。

摘要:济阳坳陷义和庄地区潜山内幕构造演化复杂、控藏作用不明，制约着该区潜山内幕油气勘探。综合地震、测井、岩性及分析化验等资料开展了义和庄地区潜山内幕构造演化特征分析，并据此评价了构造演化对油气成藏的控制作用。结果表明，研究区潜山经历了印支运动挤压抬升、燕山运动Ⅰ幕挤压、燕山运动Ⅱ幕拉张沉降、燕山运动Ⅲ幕挤压抬升以及喜马拉雅运动拉张沉降这一演化过程；义古991断层为潜山内幕典型同沉积断层，其断层活动速率验证了潜山的构造演化过程；多期次不同应力性质的构造演化使潜山内幕断层经历了多个逆冲、负反转阶段；潜山内幕的多期构造演化过程有利于优质储层和高效输导体系的形成，同时多期构造演化过程与内幕隔层相匹配有利于形成良好的储盖组合与多种圈闭类型。在构造演化分析、有利输导体系预测与有利圈闭描述的勘探思路指导下，成功发现了义古72和义古65块等潜山内幕油藏。

摘要:根据地震、录井和测井等资料，利用沉积相识别、古地貌恢复等方法，分析琼东南盆地中中新统古沟谷和坡折带的发育特征、分布规律及其对沉积的控制作用，探讨在其背景上发育的岩性油气藏的成藏条件和分布规律。研究结果表明：研究区发育“V”型、“U”型及宽缓碟型3类古沟谷，乐东凹陷和陵水凹陷北坡易形成“V”型或“U”型古沟谷，宝岛凹陷北坡发育宽缓碟型古沟谷；坡折带可分为沉积坡折带、断裂坡折带和挠曲坡折带3种类型，乐东凹陷和陵水凹陷北坡发育沉积坡折带，陵水凹陷和松南凹陷北坡发育断裂坡折带，宝岛凹陷北坡发育挠曲坡折带。不同类型坡折带对沉积具有差异性控制作用，表现为乐东凹陷和陵水凹陷北坡发育受沉积坡折带控制的大型富砂海底扇，是研究区主要的储层，该沉积时期水动力强、发育规模大、粒度粗、物性较好；断裂坡折带对陵水海底扇沉积的控制作用表现在断层下降盘发育朵叶复合体等有利沉积微相；挠曲坡折带控制宝岛凹陷发育的海底扇沉积，该沉积时期水动力较弱、粒度细、物性较差。综合分析认为，乐东凹陷和陵水凹陷北坡坡折带是岩性油气藏发育的有利区带，是下一步深水勘探的重要区域。

摘要:在钻井资料较少的气田早期评价阶段，仅以钻井数据建立的沉积相模型存在很大的不确定性，难以满足地质研究的精度要求。为此，在沉积相建模过程中引入多地震属性作为约束条件。首先在贝叶斯模型框架约束下建立先验概率分布，然后根据模拟点周围的钻井数据和地震数据将先验概率分布更新为后验概率分布，在更新过程中运用马尔科夫假设解决不同变量间交叉矩阵的不稳定问题，最终通过对模拟点的后验概率分布进行随机抽样，从而获取其沉积相类型。以苏里格气田北部苏10区块为研究对象，通过分析地震属性与沉积相的关系，优选出均方根振幅、平均瞬时频率、有效频带和衰减因子4种地震属性，针对在整合多变量时互协方差计算量大的问题，运用马尔科夫-贝叶斯模拟算法，对多地震属性进行融合，得到多变量融合概率场信息，进而建立沉积相模型。研究结果表明，模拟结果与人工编绘的沉积相分布规律的吻合率超过80%，通过交叉检验分析预测误差在1%以内。

摘要:通过对也门1区块白云岩分布、岩性特点、颜色以及白云岩矿物电镜扫描特征的分析，研究白云岩化过程对油气成藏的影响。也门1区块白云岩具有厚度大、分布范围狭窄的特点，主要分布在Imad-1井附近。白云石晶体多呈白糖状，具有鞍状白云岩的主要特征，虽见介壳化石，但仅保留了原来的痕迹，且在岩心和薄片中未见生物成因白云岩的球状、不规则针刺状或菱形晶体特征。也门1区块白云岩颜色较深，呈灰—深灰色，表明其富含铁、锰元素。上述特征均指向也门1区块白云岩为热液成因，推测热液主要源自深部富含镁离子的液体，沿不整合面或者断层渗入到相关地层中，与地层中富含钙离子的灰岩、石膏等进行交换，最终形成了分布局限、厚度较大的白云岩。白云岩在形成了有利储集空间的同时，也对盖层和保存条件造成了破坏，加上断层的影响，研究区东南部区域形成规模油气藏的潜力不大，建议未来也门1区块的勘探应集中在西北部的玛格拉夫劳达构造带。

摘要:混积岩储层是渤海湾盆地石臼坨凸起沙河街组油气勘探开发的重要储集体，但目前对混积岩沉积特征和储层特征的系统性研究仍较少。为此，分析钻井岩心、铸体薄片、测井及测试等资料，认为石臼坨凸起东缘发育的混积岩是陆源碎屑岩与碳酸盐岩的混合沉积岩，其岩相主要包括含内碎屑细砂岩、含生物碎屑中—细砂岩、含生物碎屑砾岩、砂质生物碎屑云岩、含砂质生物内碎屑泥晶云岩和含砂质生物碎屑云岩。分析储层物性特征及成岩作用可知，发育在半封闭—封闭湖湾的混合生物碎屑滩储层物性最好，扇三角洲前缘的生物碎屑砂质滩和生物碎屑砾质滩储层物性次之。储层物性主要受岩相、沉积相、压实作用、胶结作用和溶蚀作用等因素控制，其中岩相和沉积相是形成优质储层的先决条件，由于压实作用被抑制，因此对储层物性的影响减小，而胶结作用、溶蚀作用等后期成岩作用对储层物性的控制作用更为重要。

摘要:二氧化碳水溶液是常见的酸性流体，碳酸盐矿物中的方解石在酸性条件下溶解常产生次生粒间孔隙，是次生孔隙产生的重要来源。为此，利用设计的成岩模拟实验装置，采取快速升温和慢速升温2种升温方法，将温度由50 ℃升至120 ℃，通过4次水—岩实验和1次水热增压实验，研究不同升温速率下方解石在二氧化碳水溶液中的溶解作用，进而研究碳酸盐次生孔隙的产生机理。通过分析实验前后方解石质量变化数据和镜下观察图像可知：方解石的溶解速率很大，其溶解量受温度、二氧化碳分压的共同控制，具体表现为温度降低及二氧化碳分压升高有助于方解石的溶解；升温速率越大，方解石的溶解量也越大；封闭体系下方解石溶解一段时间后，当溶液中的离子浓度过高时，将抑制方解石的溶解；随着方解石的不断溶解，其表面发生溶蚀变化，依次呈现溶蚀微孔、溶蚀带、溶蚀锯齿和溶蚀晶锥4种溶蚀形貌特征。

摘要:油藏数值模拟历史拟合是为了验证和修正数值模拟模型，从而提高数值模拟模型的可靠性以及油田开发指标预测的准确性。目前常用的历史拟合方法缺乏系统性和规范性，从而导致了数值模拟模型的修正具有一定的随机性和随意性。在数值模拟模型建立和初始化检查的基础上，提出了一套系统的历史拟合分析方法。从分析拟合现象入手，根据拟合曲线的形态，将动、静态拟合矛盾分为5种类型，同时指出了3个关键拟合点；然后针对不同类型的拟合矛盾，进行拟合指标的影响因素分析，列出造成拟合矛盾的可能原因；再结合实际区块的动、静态资料及认识，分析数值模拟模型的不确定性，采用排除法，快速找出造成拟合矛盾的具体原因，反复修正数值模拟模型，直到满足历史拟合的精度要求。实例应用结果表明，使用该方法极大地减少了油藏数值模拟的次数，提高了历史拟合的效率和精度，也证明了该方法的实用性和有效性。

摘要:采用单水平生产井与多直井复合型井组蒸汽辅助重力泄油开发的稠油渗流规律与传统井型开发的渗流规律不同，水平生产井使原来直井间的注采关系由平行层面转换为立体区域。立体开发三维渗流数学模型的研究以势原理为基础，将水平生产井渗流过程视为三维线汇，建立以水平生产井水平射孔段两端为焦点的椭球形等势面方程；将直井视为多个纵向叠加的平面点源，建立以直井为中心线的圆柱形等势面方程；利用势叠加原理将二者耦合，推导得到复合型井组驱替过程中的渗流压力场和压力梯度场的数学模型。分析了立体开发的动用范围和重力发生泄流时的作用界限，揭示了重力对蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响以及重力对油层内压力场和压力梯度场的作用效果，明确了重力会增大压力梯度场在油层内的作用范围和数值大小，特别是在远井地带或由源汇产生的压力梯度较小的地方，重力与驱替压力耦合后的压力梯度促使油层中被加热的流体向水平生产井发生泄流。

摘要:为了研究低渗透裂缝性潜山稠油油藏的渗流机理和开发规律，建立了裂缝性油藏水驱和热水驱相似准则，并以渤海某低渗透裂缝性潜山稠油油藏为原型，根据相似理论，设计并建立与目标油藏相似的1 m×1 m×0.5 m的大尺度物理模型，进行不同井网形式以及不同开发方式下的水驱油实验。通过分析不同时间下的产油量、产水量和油水饱和度等实验数据可知：水平井立体注采井网可充分利用重力分异作用，有效延缓潜山类油藏含水率上升速度；交错注水增大了注采井距，可增大注入水的波及面积；热水驱的注热效果随着注采井距的增大而逐渐变差；注入水中添加表面活性剂可提高裂缝系统的驱油效率，但同时也会降低渗吸作用的效果和基质贡献率。

摘要:对于有强边底水能量的油藏来说，油水关系复杂，一般情况下不具有统一油水界面，边底水的窜进将严重影响油井的产能以及生产的稳定性。油井开发初期，通过有限的钻井等资料全面认识油藏有一定的困难，而准确获得该类油藏的储层参数、水体体积、水侵指数及水侵量是合理开发此类油藏的关键。基于Blasingame现代产能递减分析方法，利用拟稳态水侵模型，推导油藏拟稳态水侵情况下储层参数评价方法，用于计算水侵量、水体体积、水侵指数、动态储量以及各储层参数。该方法首先将油井生产阶段划分为未水侵期、水侵初期及水侵中后期，然后通过未水侵期油井生产动态数据拟合Blasingame典型曲线进行动态储量、储层参数等评价，通过水侵初期油井生产动态数据拟合进行水体体积、水侵量和水侵指数的定量评价。对比数值模拟概念模型生产动态数据和运用所建方法拟合求解结果可知，动态储量误差为-3.31%，渗透率误差为2.60%，水体体积误差为-2.5%，新建方法拟合结果误差在可以接受的范围内，不会对开发方式的制定造成严重影响。

摘要:响应曲面法是一种运用PB试验进行主控因素筛选，然后基于最速上升法确定最优方案的优化方法。基于响应曲面法，建立二元复合驱注采参数优化方法，该方法克服了部分传统优化方法的缺点，具有快速准确获得全局最优方案的优点。以孤东油田七区西Ng41-51区块作为二元复合驱的典型区块，在历史拟合的基础上，采用PB试验筛选出影响二元复合驱开发效果的主控因素，然后根据BBD试验确定各主控因素的最优值及对开发效果的影响，将主控因素最优值作为生产参数代入Eclipse数值模拟软件，计算的吨聚增油值为21.894 m3/t，与响应曲面法的相对误差为1.7%，二者的良好拟合证实了模型的有效性。将响应曲面法与正交设计法的优化结果进行对比，结果表明，利用响应曲面法优化的最佳吨聚增油值提高了5.9%，说明该方法准确有效。

摘要:致密油气藏已经成为非常规油气领域的开发重点。渗吸作用作为致密油气渗流机理的重要内容，可以有效地提高致密油气藏的采收率，但目前这方面的研究较少。选取中国典型致密油气储层基质岩心，进行不同条件下的渗吸实验。对实验现象与实验结果进行深入分析，提出新的致密油气储层基质岩心渗吸机理——层渗吸理论，即渗吸是从岩心表层开始逐层向岩心内部进行的。根据修正质量法计算渗吸效率的公式得到准确的室内渗吸实验数据，并将数据标定为实际地层尺度。结果表明，致密油气储层基质岩心在地层条件下的油水渗吸效率为12%~18%，渗吸速度数量级为1×10-4 cm/min。应用渗吸作用开发致密油气需要与其他开发方式相结合，才能提高致密油气产量的最终效果。

摘要:埕岛油田馆陶组上段油藏进入中高含水期后，受储层非均质性强、水线不均匀突进、多井组生产相互干扰严重等因素的影响，注入水在地下驱替不均衡，直接影响油藏的整体开发效果。为此，提出合理产液量及注水量矢量优化方法，建立驱替突破系数的概念，确定均衡驱替界限为驱替突破系数等于3，并将实际油藏驱替模式分为4种，确定适用于不同驱替模式下的油水井合理产液量和注水量，达到实现油藏均衡驱替的目的。应用该方法在埕北11N井区的7个井组进行了矿场提液试验，截至2015年12月累积增油量为2.7×104 t，预计评价期内（15 a）采收率可提高5%。

摘要:蒸汽辅助重力泄油启动阶段注采井间的有效连通对生产阶段影响较大。现场实践表明，常规蒸汽循环预热时间长，蒸汽消耗量大，热损失严重。为此，设计填砂管注溶剂评价实验装置，通过在不同流速下注入二甲苯溶剂，并对填砂管进行浸泡，评价二甲苯的降粘效果。实验结果表明：随着二甲苯含量的增加，原油粘度显著下降，流动性增强，且无沥青质沉淀产生，当溶剂注入量达到一定值后，降粘效果减弱；油相渗透率随着溶剂注入速度的提高而增大，但增幅逐渐减小；通过带压溶剂浸泡，溶剂向四周扩散，使溶剂的波及面积和降粘范围扩大，油相渗透率增大。新疆A油田某区块的应用结果表明，经溶剂浸泡的井组需要的循环预热时间显著降低，相对缩短60 d左右，节省蒸汽注入量约为4 000 m3，转入蒸汽辅助重力泄油生产时，注采井间的连通程度约为85%，取得了较好的连通效 果。数值模拟和现场试验结果均表明，蒸汽辅助重力泄油启动阶段注溶剂可缩短蒸汽循环预热时间，减少蒸汽注入量，使注采井间预热均匀，从而提高预热效率和经济效益。

摘要:水力压裂裂缝起裂与拓展轨迹对致密油气储层水力压裂改造效果的影响至关重要。基于胜利油区某区块埋深为3 200 m的致密砂岩储层岩石试样的单轴压缩物理实验结果，应用数值模拟软件RFPA2D，对单轴压缩数值模拟实验中的岩石力学参数进行标定，建立数值模拟模型，研究岩石脆性指数及残余应力水平对水力压裂裂缝拓展轨迹的影响。研究结果表明：岩石脆性指数越大，越有利于水力压裂裂缝的拓展，并且产生的裂缝越宽，起裂压力越小，形成有效复杂裂缝网络的面积越大，水力压裂改造的效果越好；岩石残余应力水平越低，水力压裂产生裂缝的发育程度越高，并且压裂裂缝的宽度越宽，起裂压力越低，水力压裂改造的效果越明显。

摘要:作为油田处理剂，微乳液主要应用于三次采油，在钻井液中的应用未见报道。水平井和定向井钻进过程中经 常遇到井壁失稳和摩阻过大的问题，常用的钻井液处理剂功能单一，难以同时兼顾封堵和润滑功能。针对上述问 题，以Span-80和Tween-80复合表面活性剂为基础，以正丁醇为助表面活性剂，研制了非离子型微乳液WR-Ⅰ，考 察其对钻井液性能的影响，并重点研究其封堵和润滑作用。实验结果表明，非离子型微乳液WR-Ⅰ的粒度中值为 75 nm，界面张力低至0.005 mN/m，对钻井液的流变性影响小，有降滤失作用；通过快速吸附及封堵作用，该微乳液 封堵率高达95%，对泥页岩井壁稳定具有突出作用；该微乳液具有优异的润滑作用，其极压润滑系数为0.051，滤饼 粘附系数为0.138，可大幅度降低钻具与井壁、钻具与钻屑间的摩阻。