摘要:地震叠前深度偏移技术是目前油气勘探、开发、科研和生产中应用的关键技术。结合胜利油区在叠前深度偏移技术方面的研究、应用成果及经验，首先介绍面向研究区块地表和地下地质情况的特色化实用叠前深度偏移与建模技术，在不同区块和地质任务的应用中，这些技术可以根据需求配套使用。其次，从采集—处理—解释一体化的思路出发，分析了叠前深度偏移技术的影响因素，并提出了针对性的解决对策。最后，通过几个典型区块的工业化应用实例验证了胜利油区叠前深度偏移技术一体化解决方案的效果，总结出一套“深度域+”的叠前深度偏移技术研究思路，进一步推动深度域地震技术的发展，更好地为油气田勘探和开发服务。

摘要:克拉玛依油田五2东区克上组油藏经过20多年注水开发，油水关系复杂，提高油田开发效果已成为急需解决的问题。基于扇三角洲沉积模式、特征及沉积微相岩、电特征分析，对研究区克上组扇三角洲平原及前缘亚相，按照复合分流河道、单期分流河道、单一辫状（水下）分流河道、单一辫状分流河道砂体等级次进行储层构型单元的识别与划分。结果表明，研究区克上组单期分流河道界面主要包括泥质夹层、钙质夹层和河道冲刷界面；单一辫状（水下）分流河道具有4种识别标志，分别为河道间溢岸及泥质沉积、河道砂体顶面高程差异、河道砂体厚度差异和河道砂体测井响应差异。进而确定研究区基于储层构型分析的沉积微相分布特征：扇三角洲平原亚相辫状分流河道微相的厚度多大于4 m，宽度多大于300 m，最大可达1 500 m；扇三角洲前缘亚相水下分流河道微相的宽度为100～740 m，厚度为1～8 m；心滩微相在扇三角洲平原亚相中占主体地位，呈土豆状、块状分布，厚度为3～9 m，宽度为150～750 m，长度为200～800 m。综合分析储层构型单元及界面与剩余油饱和度模拟结果认为，研究区剩余油分布主要受储层构型单元、界面及构造因素综合控制，形成大量剩余油富集区。

摘要:区带油气资源量计算常用到统计法，主要包括规模序列法、发现过程模型法、广义帕莱托法等，但这3种方法在油气资源评价过程中均存在油气藏数量难以确定的问题。为了更精确、合理地计算区带油气资源量，首先通过圈闭加合法分析和预测区带中未发现的大—中型油气藏，然后根据已发现与未发现大—中型油气藏的储量规模序列计算区带油气藏数量，最后根据已确定的油气藏数量采用多统计法联合计算区带油气资源量。通过使用圈闭加合法分析大—中型油气藏储量规模，并计算得出区带油气藏数量，解决了油气藏数量确定这一关键问题，而多统计法的联合使用更进一步提高了油气资源量计算结果的准确性。

摘要:在油气开发的后期阶段，特别是构造油气藏已经不能满足生产需要的时候，利用层序精细划分和沉积微相分析等方法来寻找隐蔽油藏就显得尤为重要。通过对三维地震、钻井岩心、测井曲线等资料进行综合分析，利用三维地震资料控制沉积相空间展布，利用钻井和录井资料划分砂体小层，并将两者结合起来对柴达木盆地七个泉地区沉积相和层序进行精细刻画，同时在沉积相带内和层序格架之下研究砂体的连通性和空间展布。结果表明，在SSC5—SSC3沉积时期，研究区沉积主要以退积为主，在SSC2沉积时期经历了一次快速的水退过程之后，SSC2—SSC1沉积时期沉积基准面持续下降，后期主要以扇三角洲沉积为主。研究区渐新世下干柴沟组下段主要发育湖泊—扇三角洲和辫状河三角洲沉积。辫状河三角洲沉积发育水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和席状砂沉积微相；扇三角洲发育扇三角洲平原和扇三角洲前缘亚相。通过对砂体展布和砂体孔渗性以及试油结果的研究，并依据沉积相与层序格架分析，预测在七32井区附近发育的斜坡带砂岩透镜体和上倾尖灭砂体是岩性油藏勘探的重点目标。

摘要:在对准噶尔盆地中部4区块头屯河组烃源岩及充注期次、超压及油源断层等成藏要素配置关系分析的基础上，利用断层输导有效性评价系数和断层启闭系数定量评价研究区断层输导的有效性、断层与砂体的有效配置，认为研究区油气输导呈“工”字型分布，油源断层和圈闭的有机耦合是头屯河组油气成藏的基础，构造运动使断层开启，生烃增压，油气沿油源断层向上运移，是其成藏的关键，据此建立早期充注—超压驱动—断层沟通—幕式成藏的油气成藏模式。综合分析认为，头屯河组油气来自八道湾组，且发生2期油气充注，油气成藏过程可分为3幕。头屯河组油气成藏与分布受八道湾组烃源岩生烃范围和油源断层控制，且距油源断层越近越容易成藏。

摘要:渤海海域黄河口凹陷油气成藏条件复杂，系统分析断裂对油气成藏的控制作用有利于更好地指导研究区下步的油气勘探。对黄河口凹陷中央构造脊各级断裂的延伸长度、密度、各地质时期断距、活动速率、盖层断接厚度、分形分维值等参数进行统计对比，认为油气成藏期油源断裂活动速率决定油气的垂向输导能力，当油源断裂活动速率大于15 m/Ma时，对油气的运移能力较强；盖层断接厚度影响油气的富集层位，当盖层断接厚度小于60 m时，对油气的阻挡作用较小；断裂分形分维值调节浅层油气的运聚效率，当断裂分形分维值大于1.30时，对油气的运聚效率较高。在此基础上建立断裂控藏“速-盖-维”三因素定量评价方法，应用该方法对与黄河口凹陷中央构造脊相邻的渤中29构造区进行断裂控藏作用定量评价，并优选出浅层的6个有利圈闭作为研究区下步的油气勘探目标。

摘要:基于沁水盆地南部长治和安泽区块103口煤层气井的实测资料，探讨不同变形程度煤的吸附时间及其影响因素。研究结果表明，不同变形程度煤的孔隙结构导致其解吸特征具有较大差异。随着煤变形程度的增加，吸附时间迅速减小。相对于未变形煤和弱变形煤，强变形煤由于裂隙和大、中孔隙发育较多且连通性较好，导致甲烷运移距离较短，解吸速率较大且解吸量急剧增加，吸附时间显著减小；解吸后期，强变形煤由于小孔隙和微孔隙发育，吸附能力增强且连通性较差，导致甲烷解吸和运移的难度增大，解吸速率迅速下降，而弱变形煤和未变形煤受孔隙、裂隙特征和取心煤样几何形态的共同影响，解吸速率变化较小且吸附时间较长。依据煤层气井排采数据可知，煤的变形程度差异是导致煤层气井产气量不同的主要原因，明确煤的吸附时间可以为预测煤层气井的产气量提供依据。

摘要:近年来，塔中西北部奥陶系油气勘探取得了丰富的成果，但是对良里塔格组碳酸盐岩储层类型及主控因素研究较为薄弱，严重制约了该区进一步的油气勘探开发。通过对岩心、岩石薄片、铸体薄片和测井资料的综合分析，结合岩石学和地球化学等化验分析数据可知，研究区良里塔格组碳酸盐岩储层储集空间以溶蚀孔洞和裂缝为主，主要发育裂缝型、孔洞型和裂缝—孔洞型3种类型储层。塔中西北部良里塔格组碳酸盐岩储层受控于多重因素的影响。沉积微相为储层的发育奠定了物质基础，其中台地边缘高能粒屑滩最为有利。礁滩体岩溶作用和构造破裂作用对优质储层的规模和分布起着重要的控制作用。综合分析表明，研究区西部目前勘探程度比较低的阿东区块台缘带以及台内断裂发育区是良里塔格组缝洞型储层发育的有利地区。

摘要:镇泾地区中生界延长组油气聚集层位岩性油藏发育，为了揭示低渗透油藏成藏特征及油气运移和聚集规律，选取镇泾地区长7和长8油层组为主要研究对象，利用测井声波资料分析延长组泥岩压实特征与流体过剩压力分布特征。结果表明，研究区长7油层组过剩压力主要为8~13 MPa，长8油层组过剩压力相对较低，只有极少区域达到10 MPa，长7油层组烃源岩具有远远大于长8油层组的过剩压力分布，该过剩压力差是长7油层组油气运移到长8油层组储层的主要驱动力。相邻层位过剩压力差高值区是原油的高产富集区，而同层位过剩压力差相对低值区也是油气运聚的有利区。推测研究区东北部过剩压力差高值区和东南部大范围的过剩压力差低值区为有利油气富集区。

摘要:阿姆河盆地是中亚地区含油气丰富的沉积盆地，阿姆河右岸是中亚地区主要气源地。近十年来，研究区科研攻关成果显著，但对天然气成藏研究仍然不足，其主控因素尚不明确。为寻找阿姆河右岸项目下一步有利勘探目标，对研究区气藏进行剖析，重点分析构造及岩性气藏主控因素。综合利用地球物理解释、天然气成藏及沉积分析、圈闭及储层评价和单井产能分析等方法，认为阿姆河右岸气藏主控因素主要分为构造和沉积2方面。其中构造因素包括基底古隆起控制圈闭分布、断层为重要的油气运移通道和新近纪以来的构造事件使油气再分配，沉积因素包括膏盐岩有效遮挡是必要的封盖条件、生物礁滩体控制高产气井分布和储层类型影响气水界面及气藏类型。不同类型气藏由一种或几种主要因素控制，使气藏具有呈团块状聚集、带状分布的特点。

摘要:分层注水是减少层间干扰、缓解层间矛盾的重要手段，对于纵向层系较多的油藏来说，将储层物性相近的若干层组合，实施分段注水是现场常用且有效的措施。以层间吸水指数级差为注水层段划分指标进行层段划分；根据Buckley-Leverett非活塞式水驱油理论，以实现均衡驱替为目标，建立分段配注量的计算方法，编制计算程序，并用数值模拟模型进行验证。计算结果表明：以层间吸水指数级差作为注水层系分段指标具有科学性；各段配注量分布受储层物性、调控时间、剩余油饱和度影响；调控时间越长，各段间单位厚度配注量差异越小，达到均衡时的含水饱和度越高；段内平均含水饱和度越大，单位厚度配注量越小；层间吸水指数越大，单位厚度配注量越小。

摘要:高含水期层状水驱油藏普遍发育优势通道，与常规油藏渗流特征不同，注入水在优势通道中的流动可视为高速非达西渗流，但现有的层状水驱油藏开发指标预测方法尚未考虑优势通道的影响。为此，基于油藏工程和渗流力学理论，考虑注入水在优势通道中的高速非达西渗流，推导并建立了层状水驱油藏开发指标预测方法。该方法可以计算优势通道发育的层状水驱油藏的含水率和采出程度等开发指标，定量反映优势通道渗透率和厚度对油藏开发动态的影响。实例分析表明，随着优势通道渗透率和厚度的增大，油藏层间矛盾更加突出，小层中正常储层的采出程度降低，优势通道中注水量增大，注水利用率降低，油藏整体开发效果变差。该方法准确地反映了优势通道发育的层状水驱油藏的生产特征，可用于指导该类油藏的开发调整。

摘要:气藏储层润湿性严重影响着原油原始赋存方式、单井产能和最终采收率。采用致密砂岩气藏岩心与钢心对比的方式，用油水体积比的变化模拟水侵程度，研究低温水侵环境致密砂岩气藏储层润湿性变化。研究结果表明：气藏储层发生水侵后，油水体积比不断减小，降低了气藏储层砂岩表面与油性组分的接触几率，导致致密砂岩气藏岩心和钢心的润湿性均呈现由亲油向亲水转变的趋势；当水侵程度相同时，钢心的亲油性弱于致密砂岩气藏岩心的亲油性，这是因为，致密砂岩本身含有粘土矿物，可以吸附一些油性组分，使其表面更加亲油；气藏储层砂岩表面接触角的增速随着水侵入量的增加而增大。

摘要:复杂断块油藏中断层多且分布复杂，特别是对于断块内部发育较多低级别小断层的断块油藏，小断层会影响注采井网的水驱开发效果，需要对其影响规律展开研究，以指导注采井网部署和调整。根据复杂断块油藏中小断层的分布特点，设计3种注采井网，建立理想化的断层分布模型，分别采用油藏物理模拟和数值模拟方法研究各注采井网的水驱开发效果；采用物理模拟方法进一步研究小断层长度对注采单元水驱开发效果的影响。研究分析表明：当断块内部发育小断层时，在低注采压差条件下，注采井网3水驱开发效果最好，在高注采压差下，注采井网1水驱开发效果最好；断块内部小断层长度会影响注入水的波及体积，断层相对越长，断块内部注入水未波及到的油藏体积越大，水驱开发效果越差。

摘要:对于低渗透油藏，通过分析CO2注入井的井底压力双对数曲线特征，可以有效评价CO2混相驱的开发效果，但低渗透油藏存在强应力敏感效应，将会影响解释结果的可靠性，目前考虑应力敏感的CO2混相驱试井模型较少。基于三区复合油藏渗流理论，设计考虑应力敏感效应的CO2混相驱物理模型，并建立试井模型，从而获得井底压力的双对数曲线特征。结果表明：CO2混相驱试井模型曲线分为5个渗流阶段；应力敏感效应使得整个CO2混相驱试井曲线特征不再遵循0.5M 规则，试井曲线后期出现较明显的上翘；CO2注入井井筒储集系数过高，纯CO2径向流阶段逐渐消失；流度比、各区驱替前缘半径将对整个CO2混相驱的渗流过程产生较大影响。试井模型应用于CO2注入井，能够准确确定纯CO2区和过渡区驱替前缘半径及其他相关参数，提高低渗透油藏CO2混相驱相关参数的解释精度。

摘要:预热效果对蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发井组的见产速度和生产效果均有直接影响，研究高效的预热方式对提高SAGD开发效果有重要意义。以现场快速均匀启动试验为例，采用数值模拟方法揭示了快速均匀启动技术的高压扩容机理，并优化了快速均匀启动操作压力。研究结果表明：通过在注采井间形成高孔隙度、高渗透率和高含水带，可以加速蒸汽与岩石之间的热对流，从而实现双水平井井间快速均匀热连通；快速均匀启动存在最佳操作压力，该压力与油藏地应力及岩石变形特征相关。进一步结合现场生产动态数据，分析了快速均匀启动技术的实施效果。分析结果表明，实施快速均匀启动井组的预热天数明显减少，预热阶段节省了蒸汽注入量，转生产后早期生产效果有显著提高，对指导稠油油藏SAGD高效开发具有重要意义。

摘要:为了优化注气驱方案设计，运用混相驱技术提高采收率，基于立方型状态方程和闪蒸计算理论，建立了蒸发气驱和凝析气驱烃类体系相态闪蒸计算模型。运用给定的温度与压力条件、原油组分和注入气组分，模拟多级接触混合过程中油气组分的变化，分析注气混相驱的动态变化，进而定量描述气液两相平衡的动态过程。通过绘制拟三元相图直观展示模拟注气过程中油气组分的变化，以判别注入气能否与地层原油实现混相或达到近混相状态。模拟结果表明：向原油中注入较轻质的气体，蒸发气驱机理主导气驱过程，但由于油气组分不匹配无法最终实现混相；向原油中注入重质组分较多的气体，混相机理复杂，应当是凝析和蒸发双重机理共同作用形成的近混相。建立的模型和编制的模块可以方便地应用于任意油气混相的实例计算，为实际开采提供重要参考。

摘要:针对低渗透油藏开发效果难以达到预期的现象，通过采用变流体压力应力敏感实验方法，保持围压不变对某低渗透油藏的岩心在不同流体压力下的渗透率进行测试。研究结果表明：随着流体压力的减小，岩心渗透率逐渐降低，但减小幅度趋于平缓；岩石渗透率越低，应力敏感性越强，流体压力恢复后，岩心渗透率并不能恢复到原来水平，其原因是低渗透岩石应力敏感性是不可逆的。利用径向渗流理论，结合应力敏感性对渗透率的影响，建立新的油井产能方程，计算出地层压力变化对单井产能的影响。在保持生产压差为4 MPa不变的前提下，地层压力下降5MPa，单井的产能降低10%~30%，储层渗透率越低，降幅越大。为使低渗透应力敏感性油藏得到合理高效的开发，储层在进行压裂、射孔和作业过程中需注意油层保护；在开采过程中需观察井底流压的变化，维持合理的生产压差；当油井产油量明显下降后，适时对近井地带储层进行酸化，增大近井地带的渗透率。

摘要:提液是海上中高含水油田减缓产量递减的一项有效措施。基于生产动态数据的油井提液动态分析方法克服了传统方法对区域静态资料的依赖性和局限性，但常规动态法只能计算无因次采液指数，难以量化提液潜力。基于渗流理论，首先建立油井无因次采液指数与含水率的定量表征关系，在此基础上研究油井无因次历史最大合理生产压差确定方法，并进一步提出油井最大产液量实时计算方法，从而达到动态法直接量化油井提液潜力的目的。应用实例表明，W油田实施提液后各井产液量基本达到了计算值，证实了该方法的合理性。该方法仅需要油井产液量和产油量2个基本生产动态数据就可以直接量化油井提液潜力，克服了海上油田区域静态资料不足的问 题，具有数据基础简单、结果合理、操作简便和可实施性强等优点，可广泛应用于海上中高含水油田提液潜力评价。

摘要:油价断崖式下跌需要生产多少原油才能获得最佳的经济效益，是很多油田企业面临的困惑。针对低油价条件下油田企业缺乏规范和统一的效益产量确定方法，从成本属性和效益评价方法入手，建立了利润效益产量模型、现金流效益产量模型和边际收益效益产量模型。以某油田效益产量评价为例，在油价为50美元/bbl时，3种模型计算的效益产量分别为310×104，1 967×104和2 416×104 t；分析了不同油价条件下3种模型计算的效益产量对油田企业生产经营的影响，提出油田企业应根据不同油价制定不同的经营策略，高油价下应以利润效益产量模型为主导，重在发展；低油价下应以边际收益效益产量模型为主导，重在生存。保持合理的产量规模是油田企业维持生存和可持续发展的基础。

摘要:针对渤中29-4油田存在的油气层分采开采周期长、采收率低，且海上平台电力负荷达到上限，无法满足多井同时生产的问题，提出气举-电潜泵组合举升工艺，利用生产井自产气气举实现单井油气同采。以油层、井筒、电潜泵子系统和气举子系统组成的生产系统为对象，采用节点分析与双系统耦合设计的方法，以气举和电潜泵系统高效协调生产为目标，以电潜泵功率为依据，明确不同生产条件下各子系统工作参数的设计方法与步骤，最终确定合理的、最优化的工艺参数设计方案。通过某井计算结果表明，在产液量不变的情况下，与单电潜泵举升系统相比，组合举升工艺中电潜泵所需级数和功率有效降低，分别降为原来的40.2%和40.6%，解决了单一举升工艺系统负荷过大的问题，从而保证多井同时生产，提高平台产量。