2017年第24卷第5期文章目次
2017, 24(5):1-9.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.001
摘要:
冲积扇是重要的油气储集体，具有内部结构复杂、非均质性强的特点。通过野外剖面实测、遥感影像分析等方法，对位于青海湖北部的3个冲积扇（泉吉河扇、沙柳河扇和烂泥湾扇）进行沉积亚相的划分和沉积微相的识别。对于泉吉河扇和沙柳河扇，在扇根亚相中识别出辫状河道、主水道和主水道间微相，在扇中亚相中识别出辫状河道、心滩、漫流微相和低粘度碎屑流沉积，在扇缘亚相中识别出漫流微相和泥滩微相。烂泥湾扇发育2期泥石流作用和短暂的牵引流作用。根据沉积特征将沙柳河扇和泉吉河扇的沉积演化过程划分为4个阶段，分别为初次碎屑流沉积及主水道发育阶段、低粘度碎屑流沉积阶段、广泛的辫状河道发育阶段、河道迁移及三角洲发育阶段。将烂泥湾扇的沉积演化过程划分为3个阶段，分别为早期泥石流沉积阶段、间歇期牵引流沉积阶段和后期泥石流沉积阶 段。研究结果表明，物源条件的差异是造成研究区3个现代冲积扇沉积特征差异的主要原因，气候条件中的湿度和风场对青海湖北部冲积扇的沉积也具有一定的控制作用。
冲积扇是重要的油气储集体，具有内部结构复杂、非均质性强的特点。通过野外剖面实测、遥感影像分析等方法，对位于青海湖北部的3个冲积扇（泉吉河扇、沙柳河扇和烂泥湾扇）进行沉积亚相的划分和沉积微相的识别。对于泉吉河扇和沙柳河扇，在扇根亚相中识别出辫状河道、主水道和主水道间微相，在扇中亚相中识别出辫状河道、心滩、漫流微相和低粘度碎屑流沉积，在扇缘亚相中识别出漫流微相和泥滩微相。烂泥湾扇发育2期泥石流作用和短暂的牵引流作用。根据沉积特征将沙柳河扇和泉吉河扇的沉积演化过程划分为4个阶段，分别为初次碎屑流沉积及主水道发育阶段、低粘度碎屑流沉积阶段、广泛的辫状河道发育阶段、河道迁移及三角洲发育阶段。将烂泥湾扇的沉积演化过程划分为3个阶段，分别为早期泥石流沉积阶段、间歇期牵引流沉积阶段和后期泥石流沉积阶 段。研究结果表明，物源条件的差异是造成研究区3个现代冲积扇沉积特征差异的主要原因，气候条件中的湿度和风场对青海湖北部冲积扇的沉积也具有一定的控制作用。
2017, 24(5):10-16.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.002
摘要:
致密砂岩储层脆性评价对指导压裂施工等具有重要意义。针对目前岩石脆性评价中存在的脆性矿物不明确以及忽略成岩作用对岩石脆性影响的问题，首先根据鄂尔多斯盆地东北部某区块26块岩心样品的薄片、岩心资料和地层条件下的三轴压缩应力实验结果，系统地分析各矿物组分与岩石脆性的关系，明确石英和长石为研究区主要的脆性矿物；其次基于脆性指数与主要脆性矿物具有2种不同的相关关系，明确成岩作用、孔隙发育程度及类型差异对岩石脆性指数的影响；进而综合岩石中成岩矿物对孔隙发育程度及成岩作用的指示作用，利用石英和岩屑含量与长石含量的比值作为成岩作用的分类指标，将研究区致密砂岩储层分为Ⅰ类和Ⅱ类成岩作用储层；最终提出基于矿物组分和成岩作用的致密砂岩储层脆性评价方法，建立相应的脆性指数评价模型。利用该方法对鄂尔多斯盆地某致密气井的致密砂岩储层进行脆性评价，结果表明，基于矿物组分和成岩作用的脆性指数评价模型可以得到更为准确的致密砂岩储层脆性指数，为高脆性有利压裂目的层的识别及增产方案设计提供参数依据。
致密砂岩储层脆性评价对指导压裂施工等具有重要意义。针对目前岩石脆性评价中存在的脆性矿物不明确以及忽略成岩作用对岩石脆性影响的问题，首先根据鄂尔多斯盆地东北部某区块26块岩心样品的薄片、岩心资料和地层条件下的三轴压缩应力实验结果，系统地分析各矿物组分与岩石脆性的关系，明确石英和长石为研究区主要的脆性矿物；其次基于脆性指数与主要脆性矿物具有2种不同的相关关系，明确成岩作用、孔隙发育程度及类型差异对岩石脆性指数的影响；进而综合岩石中成岩矿物对孔隙发育程度及成岩作用的指示作用，利用石英和岩屑含量与长石含量的比值作为成岩作用的分类指标，将研究区致密砂岩储层分为Ⅰ类和Ⅱ类成岩作用储层；最终提出基于矿物组分和成岩作用的致密砂岩储层脆性评价方法，建立相应的脆性指数评价模型。利用该方法对鄂尔多斯盆地某致密气井的致密砂岩储层进行脆性评价，结果表明，基于矿物组分和成岩作用的脆性指数评价模型可以得到更为准确的致密砂岩储层脆性指数，为高脆性有利压裂目的层的识别及增产方案设计提供参数依据。
2017, 24(5):17-26.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.003
摘要:
近年来，渝东南地区页岩气勘探开发成为油气勘探领域的焦点。基于野外实测地层剖面和钻井资料，从页岩地层特征、地球化学特征、储层特征及成藏模式等方面系统分析了渝东南地区龙马溪组页岩气成藏地质特征。结果表明：渝东南地区龙马溪组页岩沉积厚度大，为30～130 m，在石柱—彭水地区形成沉积中心；页岩有机碳含量高，为0.05%～17.4%，在彭水地区形成有机碳含量高值区，有机质类型主要以腐泥质无定性体为主，热演化程度处于高—过成熟阶段。储层矿物成分复杂，粘土矿物包括伊利石、伊/蒙混层和绿泥石，脆性矿物以石英、长石和碳酸盐矿物为主，脆性指数高。储集空间以有机质孔、粒间孔、粒内孔、粘土矿物层间孔及裂缝为主。页岩气成藏方式为原地聚集成藏，生气方式主要为原油裂解生气和有机质热解生气。
近年来，渝东南地区页岩气勘探开发成为油气勘探领域的焦点。基于野外实测地层剖面和钻井资料，从页岩地层特征、地球化学特征、储层特征及成藏模式等方面系统分析了渝东南地区龙马溪组页岩气成藏地质特征。结果表明：渝东南地区龙马溪组页岩沉积厚度大，为30～130 m，在石柱—彭水地区形成沉积中心；页岩有机碳含量高，为0.05%～17.4%，在彭水地区形成有机碳含量高值区，有机质类型主要以腐泥质无定性体为主，热演化程度处于高—过成熟阶段。储层矿物成分复杂，粘土矿物包括伊利石、伊/蒙混层和绿泥石，脆性矿物以石英、长石和碳酸盐矿物为主，脆性指数高。储集空间以有机质孔、粒间孔、粒内孔、粘土矿物层间孔及裂缝为主。页岩气成藏方式为原地聚集成藏，生气方式主要为原油裂解生气和有机质热解生气。
2017, 24(5):27-33.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.004
摘要:
珠江口盆地流花礁灰岩油藏的储集条件复杂、非均质性强。综合珠江口盆地A油田地震、测井、沉积和地质等资料，分析其礁灰岩储层的沉积微相、隔夹层等对储层非均质性的影响；进而在相控条件约束下，利用熵权法对储层非均质性进行定量评价，并建立不同约束条件下的随机储层非均质综合评价模型。实例研究结果显示，该方法可以定量表征储层质量参数和几何形态参数；综合储层非均质综合评价模型与油藏动态资料，确定研究区储层非均质综合指数为0.5～0.7的区域为剩余油分布潜力区，且剩余油主要富集于研究区礁体西北翼、东南翼以及靠近西南翼断层的构造高部位。在剩余油分布潜力区部署9口水平井，均获得较高的平均日产油量，与ODP设计日产油量相比，提高至少50 m3/d，且平均含水饱和度上升较缓慢，剩余油分布潜力区具有较长的稳产时间。因此，利用熵权法对礁灰岩储层非均质性进行定量评价的结果基本可以表征其储层的非均质特征。
珠江口盆地流花礁灰岩油藏的储集条件复杂、非均质性强。综合珠江口盆地A油田地震、测井、沉积和地质等资料，分析其礁灰岩储层的沉积微相、隔夹层等对储层非均质性的影响；进而在相控条件约束下，利用熵权法对储层非均质性进行定量评价，并建立不同约束条件下的随机储层非均质综合评价模型。实例研究结果显示，该方法可以定量表征储层质量参数和几何形态参数；综合储层非均质综合评价模型与油藏动态资料，确定研究区储层非均质综合指数为0.5～0.7的区域为剩余油分布潜力区，且剩余油主要富集于研究区礁体西北翼、东南翼以及靠近西南翼断层的构造高部位。在剩余油分布潜力区部署9口水平井，均获得较高的平均日产油量，与ODP设计日产油量相比，提高至少50 m3/d，且平均含水饱和度上升较缓慢，剩余油分布潜力区具有较长的稳产时间。因此，利用熵权法对礁灰岩储层非均质性进行定量评价的结果基本可以表征其储层的非均质特征。
2017, 24(5):34-39.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.005
摘要:
为研究苏东地区下古生界马五5亚段主力含气储层白云岩成因及特征，利用铸体薄片、X衍射、扫描电镜、阴极发光和微量元素分析等方法对研究区白云岩岩样进行分析。结果表明，研究区具有典型的白云石化特征：马五5亚段白云岩可分为准同生型白云岩、回流渗透型白云岩和深埋藏型白云岩3种类型；白云岩储层原生粒间孔发育，储集空间类型以晶间孔和晶间溶孔为主，可见部分非组构性溶孔和少量的膏模孔，偶见残余粒间孔；阴极发光可见泥微晶砂砾屑白云岩发光特征，说明研究区发育泥质砂砾白云岩；准同生型白云岩有序度不高，平均仅为0.443，回流渗透型白云岩具有中等有序度，平均为0.574，深埋藏型白云岩有序度高达1；白云石成分简单，经电镜分析认为Ca2+和Mg2+配置接近化学计量表达式CaMg（CO3）2 的理想状态，证实X衍射所测白云岩有序度的准确性，主要微量离子特征表明回流渗透型白云岩主要发育在海水成岩介质中。
为研究苏东地区下古生界马五5亚段主力含气储层白云岩成因及特征，利用铸体薄片、X衍射、扫描电镜、阴极发光和微量元素分析等方法对研究区白云岩岩样进行分析。结果表明，研究区具有典型的白云石化特征：马五5亚段白云岩可分为准同生型白云岩、回流渗透型白云岩和深埋藏型白云岩3种类型；白云岩储层原生粒间孔发育，储集空间类型以晶间孔和晶间溶孔为主，可见部分非组构性溶孔和少量的膏模孔，偶见残余粒间孔；阴极发光可见泥微晶砂砾屑白云岩发光特征，说明研究区发育泥质砂砾白云岩；准同生型白云岩有序度不高，平均仅为0.443，回流渗透型白云岩具有中等有序度，平均为0.574，深埋藏型白云岩有序度高达1；白云石成分简单，经电镜分析认为Ca2+和Mg2+配置接近化学计量表达式CaMg（CO3）2 的理想状态，证实X衍射所测白云岩有序度的准确性，主要微量离子特征表明回流渗透型白云岩主要发育在海水成岩介质中。
2017, 24(5):40-45.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.006
摘要:
为明确东营凹陷樊页1井沙河街组烃源岩元素地球化学特征及其地质意义，对其主量和微量元素组成进行系统分析。根据不同元素含量与Al2O3等含量的相关性，将其分为3种类型：第1种类型包括Al，Ti，K，Co，Cr，Ga和V等，以陆源碎屑来源为主；第2种类型包括Ca，Mg，Mn和Sr等，以水成来源为主；第3种类型包括Na，Fe，Cd，Ni，Pb，Ba和Zn等，具有多元复杂来源。根据元素来源的差异，优选CaO/Al2O3，Sr/Al2O3，Sr/Ba和V/（V+Ni）这4个参数，建立综合地球化学剖面，根据各参数在剖面中的变化分析沙河街组烃源岩沉积环境的演变。从沙四段上亚段—沙三段中亚段，水成来源元素富集程度逐渐下降，湖水盐度逐渐降低，底水还原性逐渐减弱。根据各参数纵向差异及变化特征，将沙四段上亚段和沙三段下亚段划分为4个更小的沉积单元，其古盐度和底水的氧化、还原条件存在明显的差异。
为明确东营凹陷樊页1井沙河街组烃源岩元素地球化学特征及其地质意义，对其主量和微量元素组成进行系统分析。根据不同元素含量与Al2O3等含量的相关性，将其分为3种类型：第1种类型包括Al，Ti，K，Co，Cr，Ga和V等，以陆源碎屑来源为主；第2种类型包括Ca，Mg，Mn和Sr等，以水成来源为主；第3种类型包括Na，Fe，Cd，Ni，Pb，Ba和Zn等，具有多元复杂来源。根据元素来源的差异，优选CaO/Al2O3，Sr/Al2O3，Sr/Ba和V/（V+Ni）这4个参数，建立综合地球化学剖面，根据各参数在剖面中的变化分析沙河街组烃源岩沉积环境的演变。从沙四段上亚段—沙三段中亚段，水成来源元素富集程度逐渐下降，湖水盐度逐渐降低，底水还原性逐渐减弱。根据各参数纵向差异及变化特征，将沙四段上亚段和沙三段下亚段划分为4个更小的沉积单元，其古盐度和底水的氧化、还原条件存在明显的差异。
2017, 24(5):46-52.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.007
摘要:
辫状河三角洲储层是当今油气勘探的重点对象，其内部的储层构型特征直接控制油气的富集与分布。以塔河一区下油组为例，采取现代沉积测量与经验公式预测相结合的方法，总结出一套适用于辫状河三角洲储层构型的研究方法。在沉积相分析的基础上，加以岩心、测井、地震、录井等资料的综合分析，识别出辫状河三角洲不同层次的储层构型界面以及由其划分的构型要素。以层次分析为指导思想，通过隔夹层识别，从单一河道、心滩和心滩内部增生体3个层次对研究区储层进行详细解剖并实现相应的定量表征。结果表明，研究区下油组辫状河三角洲平原单一辫状分流河道宽度为128～690 m，水下分流河道宽度为144～386 m，心滩宽度约为244 m，长度约为594m，心滩内夹层发育，长轴方向迎水面倾角为2°～4°，背水面倾角小于1°。
辫状河三角洲储层是当今油气勘探的重点对象，其内部的储层构型特征直接控制油气的富集与分布。以塔河一区下油组为例，采取现代沉积测量与经验公式预测相结合的方法，总结出一套适用于辫状河三角洲储层构型的研究方法。在沉积相分析的基础上，加以岩心、测井、地震、录井等资料的综合分析，识别出辫状河三角洲不同层次的储层构型界面以及由其划分的构型要素。以层次分析为指导思想，通过隔夹层识别，从单一河道、心滩和心滩内部增生体3个层次对研究区储层进行详细解剖并实现相应的定量表征。结果表明，研究区下油组辫状河三角洲平原单一辫状分流河道宽度为128～690 m，水下分流河道宽度为144～386 m，心滩宽度约为244 m，长度约为594m，心滩内夹层发育，长轴方向迎水面倾角为2°～4°，背水面倾角小于1°。
2017, 24(5):53-57.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.008
摘要:
埕东油田埕911-平1块馆下段超稠油油藏高部位产水或高含水、低部位产油的“高水低油”生产特征明显，存在油水倒置现象，但其成因尚不明确。基于测井、录井、实验及开发动态等资料，深入分析了该油藏油水倒置的特征及成因。该区块地面原油密度为1.007 6~1.024 8 g/cm3，大于地层水密度，在重力的作用下，原油克服浮力和毛管压力向构造低部位发生二次运移，是造成油水倒置的主要原因，利用录井和测井等资料进一步证实了该观点。油水倒置油藏的油水分布规律与常规油藏差别较大，用于圈定常规油藏含油面积的一些原则与方法对油水倒置油藏不适用。以探明含油面积圈定为例，针对超稠油油藏复杂的油水分布关系，提出了其含油面积圈定的原则与应注意的问题。
埕东油田埕911-平1块馆下段超稠油油藏高部位产水或高含水、低部位产油的“高水低油”生产特征明显，存在油水倒置现象，但其成因尚不明确。基于测井、录井、实验及开发动态等资料，深入分析了该油藏油水倒置的特征及成因。该区块地面原油密度为1.007 6~1.024 8 g/cm3，大于地层水密度，在重力的作用下，原油克服浮力和毛管压力向构造低部位发生二次运移，是造成油水倒置的主要原因，利用录井和测井等资料进一步证实了该观点。油水倒置油藏的油水分布规律与常规油藏差别较大，用于圈定常规油藏含油面积的一些原则与方法对油水倒置油藏不适用。以探明含油面积圈定为例，针对超稠油油藏复杂的油水分布关系，提出了其含油面积圈定的原则与应注意的问题。
2017, 24(5):58-63.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.009
摘要:
在开采超低渗透或致密油藏的过程中，水平井井筒周围会形成复杂的缝网，缝网将油藏分割成不同形状的基质块，当压裂液或者水在裂缝中流动时会与基质块大面积接触，在毛管压力作用下发生以动态逆向渗吸为主导的传质现象。为了准确描述针对任意形状基质块的动态逆向渗吸作用，利用基于边界元和径向积分理论的径向积边界元方法，建立适用于逆向渗吸的数学模型，通过与差分方法数值模拟结果和实验数据以及解析解进行对比，验证了所建渗吸模型的正确性，同时说明了径向积边界元方法适用于复杂形状基质块逆向渗吸累积采收率的计算；相对于差分方法，径向积边界元方法不用在基质块内部空间划分网格，使得动态逆向渗吸累积采收率的计算过程变得简单高效并且切合实际。
在开采超低渗透或致密油藏的过程中，水平井井筒周围会形成复杂的缝网，缝网将油藏分割成不同形状的基质块，当压裂液或者水在裂缝中流动时会与基质块大面积接触，在毛管压力作用下发生以动态逆向渗吸为主导的传质现象。为了准确描述针对任意形状基质块的动态逆向渗吸作用，利用基于边界元和径向积分理论的径向积边界元方法，建立适用于逆向渗吸的数学模型，通过与差分方法数值模拟结果和实验数据以及解析解进行对比，验证了所建渗吸模型的正确性，同时说明了径向积边界元方法适用于复杂形状基质块逆向渗吸累积采收率的计算；相对于差分方法，径向积边界元方法不用在基质块内部空间划分网格，使得动态逆向渗吸累积采收率的计算过程变得简单高效并且切合实际。
2017, 24(5):64-69.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.010
摘要:
针对目前启动压力梯度测试不能准确表征储层真实启动压力梯度的现状，通过引入高精度回压控制系统，建立致密气藏储层条件下的启动压力梯度测试方法。与常压下测试结果相比，在渗透率相同的条件下，新方法得到的启动压力梯度更小，且岩心渗透率越低，2种方法测定结果相差越大。研究结果表明，启动压力梯度在开发过程中并不是定值，而是随着孔隙流体压力的下降而不断变化，呈现动态启动压力梯度。为此，提出并定义启动压力梯度敏感性和启动压力梯度敏感系数的概念，用其描述致密气藏动态启动压力梯度特征，并通过实验对动态启动压力梯度的影响因素进行分析。结果表明，启动压力梯度随孔隙流体压力的下降而线性增大。岩心渗透率越低、含水饱和度越大，在储层条件下的启动压力梯度越大，在开发过程中启动压力梯度的变化幅度也越大，启动压力梯度敏感性越强，动态启动压力梯度现象越明显。
针对目前启动压力梯度测试不能准确表征储层真实启动压力梯度的现状，通过引入高精度回压控制系统，建立致密气藏储层条件下的启动压力梯度测试方法。与常压下测试结果相比，在渗透率相同的条件下，新方法得到的启动压力梯度更小，且岩心渗透率越低，2种方法测定结果相差越大。研究结果表明，启动压力梯度在开发过程中并不是定值，而是随着孔隙流体压力的下降而不断变化，呈现动态启动压力梯度。为此，提出并定义启动压力梯度敏感性和启动压力梯度敏感系数的概念，用其描述致密气藏动态启动压力梯度特征，并通过实验对动态启动压力梯度的影响因素进行分析。结果表明，启动压力梯度随孔隙流体压力的下降而线性增大。岩心渗透率越低、含水饱和度越大，在储层条件下的启动压力梯度越大，在开发过程中启动压力梯度的变化幅度也越大，启动压力梯度敏感性越强，动态启动压力梯度现象越明显。
2017, 24(5):70-77.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.011
摘要:
在底水油藏开发过程中，水平井底水脊进是影响开发效果的关键因素，而关于水脊形态影响因素的研究相对较少。为此，利用油藏数值模拟技术，基于M油田的实际油藏参数，建立底水油藏数值概念模型，根据程林松等推导的水平井产能公式，回归得到水脊形态定量描述公式，分析水平井井距、垂直与水平渗透率比值、单井产液量、水平井垂向位置、油水粘度比和含水率等因素对采出程度和水脊形态的影响。分析结果表明：随着水平井井距的增大，相同含水率下采出程度和最大水脊半径逐渐减小，而水脊体积总体呈增大趋势；随着垂直与水平渗透率比值和油水粘度比的增大，相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积逐渐减小；随着单井产液量的增大，相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积总体呈上升趋势，但单井产液量超过一定值后，最大水脊半径和水脊体积略有减小；水平井垂向位置离油水界面越近，相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积越小；随着含水率的增大，最大水脊半径和水脊体积逐渐增大。运用Box-Behnken试验设计方法，分析各因素及各因素间的交互作用对水脊形态影响的显著程度，结果表明：对水脊形态的影响程度由大到小依次为垂直与水平渗透率比值、油水粘度比、水平井垂向位置、单井产液量和水平井井距。其中，垂直与水平渗透率比值和单井产液量组合、油水粘度比和水平井井距组合对累积产油量的交互影响最为显著。
在底水油藏开发过程中，水平井底水脊进是影响开发效果的关键因素，而关于水脊形态影响因素的研究相对较少。为此，利用油藏数值模拟技术，基于M油田的实际油藏参数，建立底水油藏数值概念模型，根据程林松等推导的水平井产能公式，回归得到水脊形态定量描述公式，分析水平井井距、垂直与水平渗透率比值、单井产液量、水平井垂向位置、油水粘度比和含水率等因素对采出程度和水脊形态的影响。分析结果表明：随着水平井井距的增大，相同含水率下采出程度和最大水脊半径逐渐减小，而水脊体积总体呈增大趋势；随着垂直与水平渗透率比值和油水粘度比的增大，相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积逐渐减小；随着单井产液量的增大，相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积总体呈上升趋势，但单井产液量超过一定值后，最大水脊半径和水脊体积略有减小；水平井垂向位置离油水界面越近，相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积越小；随着含水率的增大，最大水脊半径和水脊体积逐渐增大。运用Box-Behnken试验设计方法，分析各因素及各因素间的交互作用对水脊形态影响的显著程度，结果表明：对水脊形态的影响程度由大到小依次为垂直与水平渗透率比值、油水粘度比、水平井垂向位置、单井产液量和水平井井距。其中，垂直与水平渗透率比值和单井产液量组合、油水粘度比和水平井井距组合对累积产油量的交互影响最为显著。
2017, 24(5):78-83.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.012
摘要:
体积改造技术能够提高超低渗透和致密油油藏的初期产油量，但衰竭开采期的产油量递减快、累积产油量低、经济效益差，且注水开发会导致油井快速水淹，需探索有效补充地层能量的开发方式。体积改造油藏注水吞吐开发是有效补充地层能量的一种新方式，首先建立体积改造油藏注水吞吐的3个阶段模型，研究渗吸产油和不稳定驱替双重开发机理，并推导相应的产能公式，理论研究注水吞吐的开发效果，进一步通过油藏工程方法和室内实验研究注水吞吐的主控因素，并结合现场开发实践论证了注水吞吐的可行性。研究结果表明，体积改造油藏产生的裂缝网络系统使得裂缝与基质之间的流体交换速度和数量均发生质变，注水吞吐已经从注水开发中的辅助作用上升为一种新的有效开发方式，从而为超低渗透和致密油油藏的有效开发提供新的开发思路，由于其附加开发成本低、投资效益高，有望成为超低渗透和致密油油藏有潜力的补充能量开发方式。
体积改造技术能够提高超低渗透和致密油油藏的初期产油量，但衰竭开采期的产油量递减快、累积产油量低、经济效益差，且注水开发会导致油井快速水淹，需探索有效补充地层能量的开发方式。体积改造油藏注水吞吐开发是有效补充地层能量的一种新方式，首先建立体积改造油藏注水吞吐的3个阶段模型，研究渗吸产油和不稳定驱替双重开发机理，并推导相应的产能公式，理论研究注水吞吐的开发效果，进一步通过油藏工程方法和室内实验研究注水吞吐的主控因素，并结合现场开发实践论证了注水吞吐的可行性。研究结果表明，体积改造油藏产生的裂缝网络系统使得裂缝与基质之间的流体交换速度和数量均发生质变，注水吞吐已经从注水开发中的辅助作用上升为一种新的有效开发方式，从而为超低渗透和致密油油藏的有效开发提供新的开发思路，由于其附加开发成本低、投资效益高，有望成为超低渗透和致密油油藏有潜力的补充能量开发方式。
2017, 24(5):84-92.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.013
摘要:
塔中M区奥陶系碳酸盐岩凝析气藏具有多储集空间类型、多流体相态变化及复杂水体类型等特征，且发育多期次油气藏，给研究区开发带来较大困难。通过对研究区奥陶系14个碳酸盐岩凝析气藏的储层、流体、天然能量和水驱共4个方面的特征进行分析和综合评价，划分出3种储集空间类型、3种流体类型、3种天然能量类型和3种水驱类型，综合划分为“洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞型”+“带油环、无油环中—高含凝析油、无油环低（微）含凝析油”+“天然能量充足、天然能量较充足、天然能量不充足”+“刚性水驱、弹性强水驱、弹性中水驱”共12种组合类型。针对综合分类结果，提出井位井型优化、天然能量合理利用和注水注气保压等开发技术对策，并取得了较好的开发效果。
塔中M区奥陶系碳酸盐岩凝析气藏具有多储集空间类型、多流体相态变化及复杂水体类型等特征，且发育多期次油气藏，给研究区开发带来较大困难。通过对研究区奥陶系14个碳酸盐岩凝析气藏的储层、流体、天然能量和水驱共4个方面的特征进行分析和综合评价，划分出3种储集空间类型、3种流体类型、3种天然能量类型和3种水驱类型，综合划分为“洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞型”+“带油环、无油环中—高含凝析油、无油环低（微）含凝析油”+“天然能量充足、天然能量较充足、天然能量不充足”+“刚性水驱、弹性强水驱、弹性中水驱”共12种组合类型。针对综合分类结果，提出井位井型优化、天然能量合理利用和注水注气保压等开发技术对策，并取得了较好的开发效果。
2017, 24(5):93-98.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.014
摘要:
利用表观粘度测量法，研究部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）南海海水溶液磁处理后的增粘规律，并对增粘后的HPAM南海海水溶液进行抗剪切性能、抗氧降解性能、磁记忆性和模拟岩心驱油性能评价。结果表明：在磁处理温度为30 ℃、磁场强度为60 mT、磁处理时间为1.5 h和磁处理搅拌速度为800 r/min的条件下，质量浓度为2 000 mg/L的HPAM南海海水溶液的粘度由14.2 mPa?s增至18.1 mPa?s，增粘率达27.5%；磁处理增粘的HPAM南海海水溶液，在30 ℃下抗50~200目筛网的剪切性能和抗氧鼓泡降解性能明显优于同温度下未经磁处理的HPAM南海海水溶液，且磁记忆时间达9 d。在HPAM南海海水溶液驱油结束后，继续注入3.9 PV经磁处理增粘的HPAM南海海水溶液，注入压力提高了35 kPa，图像显示波及体积进一步扩大，采收率得到进一步提高。
利用表观粘度测量法，研究部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）南海海水溶液磁处理后的增粘规律，并对增粘后的HPAM南海海水溶液进行抗剪切性能、抗氧降解性能、磁记忆性和模拟岩心驱油性能评价。结果表明：在磁处理温度为30 ℃、磁场强度为60 mT、磁处理时间为1.5 h和磁处理搅拌速度为800 r/min的条件下，质量浓度为2 000 mg/L的HPAM南海海水溶液的粘度由14.2 mPa?s增至18.1 mPa?s，增粘率达27.5%；磁处理增粘的HPAM南海海水溶液，在30 ℃下抗50~200目筛网的剪切性能和抗氧鼓泡降解性能明显优于同温度下未经磁处理的HPAM南海海水溶液，且磁记忆时间达9 d。在HPAM南海海水溶液驱油结束后，继续注入3.9 PV经磁处理增粘的HPAM南海海水溶液，注入压力提高了35 kPa，图像显示波及体积进一步扩大，采收率得到进一步提高。
2017, 24(5):99-105.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.015
摘要:
多数陆上油田经过几十年的注水开发，均已进入高含水、低产出、无效水循环严重的开发阶段，整体动用程度较低，亟需研究水驱后剩余油分布和提高采收率技术。CO2非混相驱油时需考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对气驱开发效果的影响。在传统剩余油分布研究方法的基础上，提出采用岩心在线CT扫描与岩心薄片仿真微观模型相结合的实验方法，分别从宏观岩心尺度和微观孔隙结构2方面，定性和定量地研究注水和注气驱油机理、驱替后宏观和微观剩余油的分布特征，揭示了水驱转气驱及气水交替驱对微观剩余油的启动方式和运移过程，进一步描述了可动水作用下油、气、水三相渗流规律，为油藏开发后期注CO2非混相驱开发提供了理论基础和实验依据。
多数陆上油田经过几十年的注水开发，均已进入高含水、低产出、无效水循环严重的开发阶段，整体动用程度较低，亟需研究水驱后剩余油分布和提高采收率技术。CO2非混相驱油时需考虑水驱后残留在孔隙中的注入水对气驱开发效果的影响。在传统剩余油分布研究方法的基础上，提出采用岩心在线CT扫描与岩心薄片仿真微观模型相结合的实验方法，分别从宏观岩心尺度和微观孔隙结构2方面，定性和定量地研究注水和注气驱油机理、驱替后宏观和微观剩余油的分布特征，揭示了水驱转气驱及气水交替驱对微观剩余油的启动方式和运移过程，进一步描述了可动水作用下油、气、水三相渗流规律，为油藏开发后期注CO2非混相驱开发提供了理论基础和实验依据。
2017, 24(5):106-110.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.016
摘要:
蒸汽驱易发生汽窜，且蒸汽波及效率低，开发效果不理想，为探索稠油油藏提高采收率的新途径，在胜利油区孤岛中二北Ng5稠油单元开展泡沫辅助蒸汽驱矿场试验。针对蒸汽驱高温特点，研发适用于蒸汽驱的耐高温泡沫剂DHF-1，该泡沫剂具有良好的耐温和封堵性能，300 ℃以下阻力因子始终大于20；室内驱替实验结果表明，泡沫辅助蒸汽驱可有效改善蒸汽波及状况，提高驱油效率。2010年10月开始泡沫辅助蒸汽驱矿场试验，注汽井注汽压力平均上升1.6 MPa，油井全部见效，示踪剂监测平面驱替更均衡，密闭取心井岩心分析平均驱油效率达62.4%，说明泡沫辅助蒸汽驱可提高蒸汽前缘的稳定性，抑制蒸汽突进，明显改善开发效果；截至2016年6月，试验区已累积产油23.6×104 t，采出程度为52.1%，较蒸汽吞吐已提高采收率16.8%。
蒸汽驱易发生汽窜，且蒸汽波及效率低，开发效果不理想，为探索稠油油藏提高采收率的新途径，在胜利油区孤岛中二北Ng5稠油单元开展泡沫辅助蒸汽驱矿场试验。针对蒸汽驱高温特点，研发适用于蒸汽驱的耐高温泡沫剂DHF-1，该泡沫剂具有良好的耐温和封堵性能，300 ℃以下阻力因子始终大于20；室内驱替实验结果表明，泡沫辅助蒸汽驱可有效改善蒸汽波及状况，提高驱油效率。2010年10月开始泡沫辅助蒸汽驱矿场试验，注汽井注汽压力平均上升1.6 MPa，油井全部见效，示踪剂监测平面驱替更均衡，密闭取心井岩心分析平均驱油效率达62.4%，说明泡沫辅助蒸汽驱可提高蒸汽前缘的稳定性，抑制蒸汽突进，明显改善开发效果；截至2016年6月，试验区已累积产油23.6×104 t，采出程度为52.1%，较蒸汽吞吐已提高采收率16.8%。
2017, 24(5):111-114.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.017
摘要:
目前普遍沿用水驱特征曲线对气驱特征进行描述，尚未形成标准的气驱特征曲线及数学描述方法。针对低渗透油藏CO2非混相驱替特征，通过理论推导，建立累积产气量与累积产油量的分段关系式，形成适用于低渗透油藏CO2非混相驱的气驱特征曲线。结合室内实验和矿场生产数据分析，验证累积产气量与累积产油量呈双对数分段线性关系，表明气驱特征曲线能够较好地描述CO2非混相驱替特征。通过拟合可确定分段关系式中的常数，能够有效预测CO2非混相驱油效果。另外，应用气驱特征曲线还能够确定气窜发生的时机，并对CO2非混相驱调整措施的有效性进行快速判断。腰英台油田低渗透油藏CO2非混相驱矿场试验结果表明，CO2注入12个月后，气窜发生。 根据气驱特征曲线，实施水气交替注入，气窜段斜率显著下降，气窜受到一定抑制。
目前普遍沿用水驱特征曲线对气驱特征进行描述，尚未形成标准的气驱特征曲线及数学描述方法。针对低渗透油藏CO2非混相驱替特征，通过理论推导，建立累积产气量与累积产油量的分段关系式，形成适用于低渗透油藏CO2非混相驱的气驱特征曲线。结合室内实验和矿场生产数据分析，验证累积产气量与累积产油量呈双对数分段线性关系，表明气驱特征曲线能够较好地描述CO2非混相驱替特征。通过拟合可确定分段关系式中的常数，能够有效预测CO2非混相驱油效果。另外，应用气驱特征曲线还能够确定气窜发生的时机，并对CO2非混相驱调整措施的有效性进行快速判断。腰英台油田低渗透油藏CO2非混相驱矿场试验结果表明，CO2注入12个月后，气窜发生。 根据气驱特征曲线，实施水气交替注入，气窜段斜率显著下降，气窜受到一定抑制。
2017, 24(5):115-119.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.018
摘要:
通道压裂是低渗透致密油气藏高效、低成本开发的关键技术，其关键是在水力裂缝中形成供油气流动的畅通通道网络，但目前针对通道压裂支撑剂铺置形态、流动通道特征研究尚处于起步阶段。通过大型平板裂缝可视装置，开展通道压裂支撑剂动态输送实验研究，分析纤维、压裂液、支撑剂、泵注排量和脉冲时间对支撑剂输送和流动通道形态的影响。实验结果表明：纤维和压裂液决定能否在支撑裂缝中获得流动通道，而泵注排量和脉冲时间对流动通道形态有较大影响，而支撑剂密度和粒径对流动通道形态几乎无影响；胍胶分子链缠绕在纤维表面，使得纤维网状结构范围增大、强度增强，两者共同提高了携砂液脉冲段在输送过程中的稳定性；流动通道类型可以分为3类，且流动通道形态受到泵注排量和脉冲时间乘积的控制。当脉冲单元注入参数为2.5～5.0 L时，形成的高速通道形态最优，支撑裂缝导流能力最大。
通道压裂是低渗透致密油气藏高效、低成本开发的关键技术，其关键是在水力裂缝中形成供油气流动的畅通通道网络，但目前针对通道压裂支撑剂铺置形态、流动通道特征研究尚处于起步阶段。通过大型平板裂缝可视装置，开展通道压裂支撑剂动态输送实验研究，分析纤维、压裂液、支撑剂、泵注排量和脉冲时间对支撑剂输送和流动通道形态的影响。实验结果表明：纤维和压裂液决定能否在支撑裂缝中获得流动通道，而泵注排量和脉冲时间对流动通道形态有较大影响，而支撑剂密度和粒径对流动通道形态几乎无影响；胍胶分子链缠绕在纤维表面，使得纤维网状结构范围增大、强度增强，两者共同提高了携砂液脉冲段在输送过程中的稳定性；流动通道类型可以分为3类，且流动通道形态受到泵注排量和脉冲时间乘积的控制。当脉冲单元注入参数为2.5～5.0 L时，形成的高速通道形态最优，支撑裂缝导流能力最大。
2017, 24(5):120-126.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.05.019
摘要:
在当前低油价形势下，费用低、时间短、效率高的径向钻孔技术受到油田重视。针对断块油藏断裂系统复杂、类型多、高部位剩余油常规开发难度大且效果差的现状，提出利用径向钻孔技术来实现对断块油藏高部位剩余油的有效开采。根据镜像反映和势叠加原理，得到径向钻孔势的表达式和孔内流动方程，通过耦合得到径向钻孔产能预测模型，并对其准确性进行验证。结果表明：径向钻孔能够实现对断块油藏高部位剩余油的经济有效开采；新建模型计算产量与数值模拟产量的误差小于10%，说明所建产能公式可用于预测断块油藏径向钻孔的产能；径向钻孔长度越长，其增产效果越明显；垂向多分支开采效果随油层厚度的增加而变好；随着油层厚度的增加，采油指数不断减小，径向钻孔技术更适用于薄油层开采。
在当前低油价形势下，费用低、时间短、效率高的径向钻孔技术受到油田重视。针对断块油藏断裂系统复杂、类型多、高部位剩余油常规开发难度大且效果差的现状，提出利用径向钻孔技术来实现对断块油藏高部位剩余油的有效开采。根据镜像反映和势叠加原理，得到径向钻孔势的表达式和孔内流动方程，通过耦合得到径向钻孔产能预测模型，并对其准确性进行验证。结果表明：径向钻孔能够实现对断块油藏高部位剩余油的经济有效开采；新建模型计算产量与数值模拟产量的误差小于10%，说明所建产能公式可用于预测断块油藏径向钻孔的产能；径向钻孔长度越长，其增产效果越明显；垂向多分支开采效果随油层厚度的增加而变好；随着油层厚度的增加，采油指数不断减小，径向钻孔技术更适用于薄油层开采。
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