2017年第24卷第6期文章目次
1 封盖油气的盖壳
2017, 24(6):1-6.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.001
摘要:
油气的封盖有2种类型：一种是众所周知的盖层，另一种是笔者所论证的盖壳。盖壳是某一级次的地层层序界面。地层层序界面是沉积的间断。接受新的沉积之前，在出露或接近地表的沉积间断面上发生表生成岩作用，形成钙结壳和渗流充填物等，堵塞了表层的孔隙和喉道，降低了表层的渗透率。大港油区港225井馆陶组和明化镇组之间地层层序界面上的含钙粉砂岩的渗透率为0.63 mD，但其上、下储层的渗透率为数百、数千毫达西。中国港东、辽河油田的主力油藏以及加拿大Elmworth气田、巴基斯坦Naimat气田的主力气藏的顶界均为地层层序界面。在这些油藏、气藏顶界之上覆盖的并不是泥、页岩盖层，而是渗透性砂岩、水层。看似奇特的油水倒置、气水倒置，实际是上部的水层与下部的油（气）层被不渗透的地层层序界面所分隔。将水层与油（气）层分隔开的地层层序界面即为封盖油气的盖壳，其厚度很薄，但对于封盖油气具有重大意义，中外多个大型油（气）藏均为盖壳封盖。
油气的封盖有2种类型：一种是众所周知的盖层，另一种是笔者所论证的盖壳。盖壳是某一级次的地层层序界面。地层层序界面是沉积的间断。接受新的沉积之前，在出露或接近地表的沉积间断面上发生表生成岩作用，形成钙结壳和渗流充填物等，堵塞了表层的孔隙和喉道，降低了表层的渗透率。大港油区港225井馆陶组和明化镇组之间地层层序界面上的含钙粉砂岩的渗透率为0.63 mD，但其上、下储层的渗透率为数百、数千毫达西。中国港东、辽河油田的主力油藏以及加拿大Elmworth气田、巴基斯坦Naimat气田的主力气藏的顶界均为地层层序界面。在这些油藏、气藏顶界之上覆盖的并不是泥、页岩盖层，而是渗透性砂岩、水层。看似奇特的油水倒置、气水倒置，实际是上部的水层与下部的油（气）层被不渗透的地层层序界面所分隔。将水层与油（气）层分隔开的地层层序界面即为封盖油气的盖壳，其厚度很薄，但对于封盖油气具有重大意义，中外多个大型油（气）藏均为盖壳封盖。
2017, 24(6):7-16.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.002
摘要:
为揭示页岩气储层的形成机制，明确时空展布规律，指导页岩气的勘探部署，通过岩心观察和重力流理论分析，对湖南保靖地区下志留统重力流沉积特征及沉积模式进行研究。结果表明，湖南保靖地区下志留统主要发育浊流、碎屑流和液化流3种重力流沉积类型。其中，浊流发育不完整的鲍马序列浊积岩，下部以多期次单段式或两段式浊积岩叠加的进积型地层组合为主，上部以多期次三段式浊积岩叠加的加积型地层组合为主；碎屑流以块状细砂岩为主；液化流以厚层的泥质粉砂岩或粉砂质泥岩为主，发育变形层理。从下志留统龙马溪组沉积时期到马脚冲组沉积时期，湖南保靖地区断续发育海底扇、远岸水下扇和滑移-滑塌扇3种沉积模式。浊流主要发育海底扇扇端亚相浊积砂、扇端泥微相，扇中亚相网状水道、水道侧缘、前缘席状砂微相以及远岸水下扇扇中亚相水道侧缘、前缘席状砂微相，碎屑流发育远岸水下扇扇中亚相辫状水道微相，液化流发育滑移-滑塌扇扇中亚相滑移-滑塌水道、水道间湾微相。
为揭示页岩气储层的形成机制，明确时空展布规律，指导页岩气的勘探部署，通过岩心观察和重力流理论分析，对湖南保靖地区下志留统重力流沉积特征及沉积模式进行研究。结果表明，湖南保靖地区下志留统主要发育浊流、碎屑流和液化流3种重力流沉积类型。其中，浊流发育不完整的鲍马序列浊积岩，下部以多期次单段式或两段式浊积岩叠加的进积型地层组合为主，上部以多期次三段式浊积岩叠加的加积型地层组合为主；碎屑流以块状细砂岩为主；液化流以厚层的泥质粉砂岩或粉砂质泥岩为主，发育变形层理。从下志留统龙马溪组沉积时期到马脚冲组沉积时期，湖南保靖地区断续发育海底扇、远岸水下扇和滑移-滑塌扇3种沉积模式。浊流主要发育海底扇扇端亚相浊积砂、扇端泥微相，扇中亚相网状水道、水道侧缘、前缘席状砂微相以及远岸水下扇扇中亚相水道侧缘、前缘席状砂微相，碎屑流发育远岸水下扇扇中亚相辫状水道微相，液化流发育滑移-滑塌扇扇中亚相滑移-滑塌水道、水道间湾微相。
2017, 24(6):17-24.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.003
摘要:
综合利用地球化学、测井、地震等资料研究霸县凹陷烃源岩的生烃潜力、有机质类型、母质来源及沉积保存条件。根据烃源岩与原油的生物标志化合物参数特征进行油源对比，厘清各套烃源岩对油气成藏的贡献。研究结果表明，霸县凹陷发育沙四段、沙三段下亚段及中亚段、沙一段下亚段4套烃源岩，具有生排烃潜力大、有机质类型好的特点，且均已进入生烃门限。其中，沙四段和沙三段下亚段、中亚段烃源岩分布较广，沙一段下亚段烃源岩仅分布于研究区南部地区。生物标志化合物参数分析结果揭示，研究区4套烃源岩的有机质输入与沉积保存条件存在差异，沙四段和沙三段下亚段有机质供应相对于沙三段中亚段和沙一段下亚段充足，但是沉积保存条件却相对较差。通过油源对比发现，霸县凹陷的原油可以分为3类单源油及2类混源油，沙三段下亚段和中亚段烃源岩是现今已发现油藏的主力贡献烃源岩，沙四段烃源岩的有机质丰度较高、生烃潜力大，但已发现以沙四段烃源岩提供油源的油藏多呈近源零星分布于深层及潜山，表明霸县凹陷以沙四段烃源岩为油源的深层及潜山油藏应具有较大的勘探潜力。
综合利用地球化学、测井、地震等资料研究霸县凹陷烃源岩的生烃潜力、有机质类型、母质来源及沉积保存条件。根据烃源岩与原油的生物标志化合物参数特征进行油源对比，厘清各套烃源岩对油气成藏的贡献。研究结果表明，霸县凹陷发育沙四段、沙三段下亚段及中亚段、沙一段下亚段4套烃源岩，具有生排烃潜力大、有机质类型好的特点，且均已进入生烃门限。其中，沙四段和沙三段下亚段、中亚段烃源岩分布较广，沙一段下亚段烃源岩仅分布于研究区南部地区。生物标志化合物参数分析结果揭示，研究区4套烃源岩的有机质输入与沉积保存条件存在差异，沙四段和沙三段下亚段有机质供应相对于沙三段中亚段和沙一段下亚段充足，但是沉积保存条件却相对较差。通过油源对比发现，霸县凹陷的原油可以分为3类单源油及2类混源油，沙三段下亚段和中亚段烃源岩是现今已发现油藏的主力贡献烃源岩，沙四段烃源岩的有机质丰度较高、生烃潜力大，但已发现以沙四段烃源岩提供油源的油藏多呈近源零星分布于深层及潜山，表明霸县凹陷以沙四段烃源岩为油源的深层及潜山油藏应具有较大的勘探潜力。
2017, 24(6):25-33.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.004
摘要:
苏里格气田苏东41-33区块具有低孔、低渗透、非均质性强的特点，其奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层受多期不同类型构造、沉积等作用，岩性复杂多样，对岩性的准确识别成为研究区开发的重点和难点。近年来，决策树方法作为一种机器学习方法，在地质学领域中的运用越来越受到关注，尤其在岩性预测方面。以测井、录井资料为基础，通过岩性参数特征分析，优选出对岩性较敏感的声波时差、自然伽马、光电吸收截面指数、密度、深侧向电阻率和补偿中子6种测井参数，通过分析这6种测井参数特征，构建基于决策树方法的多分类器，将岩性信息与岩石特征信息融合。与测井、录井资料的对比、分析结果表明，利用决策树方法识别复杂碳酸盐岩岩性的准确率超过80%，且相比朴素贝叶斯方法，其岩性识别的准确率提高了13%。
苏里格气田苏东41-33区块具有低孔、低渗透、非均质性强的特点，其奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层受多期不同类型构造、沉积等作用，岩性复杂多样，对岩性的准确识别成为研究区开发的重点和难点。近年来，决策树方法作为一种机器学习方法，在地质学领域中的运用越来越受到关注，尤其在岩性预测方面。以测井、录井资料为基础，通过岩性参数特征分析，优选出对岩性较敏感的声波时差、自然伽马、光电吸收截面指数、密度、深侧向电阻率和补偿中子6种测井参数，通过分析这6种测井参数特征，构建基于决策树方法的多分类器，将岩性信息与岩石特征信息融合。与测井、录井资料的对比、分析结果表明，利用决策树方法识别复杂碳酸盐岩岩性的准确率超过80%，且相比朴素贝叶斯方法，其岩性识别的准确率提高了13%。
2017, 24(6):34-42.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.005
摘要:
储层构型表征是开发后期挖潜剩余油的重要手段，辫状河砂体是重要的油气储层，但由于辫状河沉积机制复杂，砂体叠置关系多样，致使其内部构型模式复杂。针对辫状河储层构型的研究，在野外地质解剖、测井曲线识别、探地雷达分析以及室内模拟实验等多方面均已取得了诸多研究成果。依据储层构型层次界面分析法，辫状河储层构型共划分出6级储层构型单元；其中主要的储层构型研究对象为3级和4级储层构型单元，研究内容为辫状河沉积体系中单砂体的沉积模式、构型参数表征，心滩内部增生体与夹层的发育模式及构型参数特征。辫状河储层构型主要受构造运动、河水能量、气候条件以及沉积基准面变化4个方面的影响。
储层构型表征是开发后期挖潜剩余油的重要手段，辫状河砂体是重要的油气储层，但由于辫状河沉积机制复杂，砂体叠置关系多样，致使其内部构型模式复杂。针对辫状河储层构型的研究，在野外地质解剖、测井曲线识别、探地雷达分析以及室内模拟实验等多方面均已取得了诸多研究成果。依据储层构型层次界面分析法，辫状河储层构型共划分出6级储层构型单元；其中主要的储层构型研究对象为3级和4级储层构型单元，研究内容为辫状河沉积体系中单砂体的沉积模式、构型参数表征，心滩内部增生体与夹层的发育模式及构型参数特征。辫状河储层构型主要受构造运动、河水能量、气候条件以及沉积基准面变化4个方面的影响。
2017, 24(6):43-47.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.006
摘要:
鄂尔多斯盆地苏里格气田具有低孔低渗透特征，发育最为典型的致密砂岩储层。基于苏里格气田东区二叠系下石盒子组、山西组及太原组取心资料，结合电镜扫描、铸体薄片等技术手段对致密砂岩储层地质成因、岩石学特征、储集空间类型及储层物性特征进行实验和统计分析。研究结果表明：苏里格气田东区致密砂岩储层主要地质成因为埋深大导致强压实作用所致；孔隙演化过程主要受压实作用和矿物胶结作用影响；储层粘土矿物中高岭石含量较高，且易脱落并堵塞孔喉，片状伊利石和绿泥石充填孔隙形成分割喉道，其他矿物镶嵌胶结及蒙脱石强水敏性等因素使储层渗透性降低；另外，由于原生孔隙不发育，岩石颗粒分选差，粘土矿物充填粒间孔隙，也降低其渗透性；致密砂岩储层储集空间类型主要为岩屑溶孔、晶间孔及长石溶孔。
鄂尔多斯盆地苏里格气田具有低孔低渗透特征，发育最为典型的致密砂岩储层。基于苏里格气田东区二叠系下石盒子组、山西组及太原组取心资料，结合电镜扫描、铸体薄片等技术手段对致密砂岩储层地质成因、岩石学特征、储集空间类型及储层物性特征进行实验和统计分析。研究结果表明：苏里格气田东区致密砂岩储层主要地质成因为埋深大导致强压实作用所致；孔隙演化过程主要受压实作用和矿物胶结作用影响；储层粘土矿物中高岭石含量较高，且易脱落并堵塞孔喉，片状伊利石和绿泥石充填孔隙形成分割喉道，其他矿物镶嵌胶结及蒙脱石强水敏性等因素使储层渗透性降低；另外，由于原生孔隙不发育，岩石颗粒分选差，粘土矿物充填粒间孔隙，也降低其渗透性；致密砂岩储层储集空间类型主要为岩屑溶孔、晶间孔及长石溶孔。
2017, 24(6):48-53.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.007
摘要:
随着油田开发进入中后期，油水关系更加复杂，剩余油挖潜难度随之增大，基于储层构型的精细地质研究成为油田剩余油挖潜的关键。综合利用露头、岩心、现代沉积和密井网等资料，应用层次界面分析法，深入解剖渤海海域L油田4区砂质辫状河储层构型特征。以构型倒序分级方案为基础，参考构型正序分级方案，将研究区辫状河储层构型界面分为6—12个级次。依据砂质辫状河储层经验公式、现代沉积和密井网井间对比，分级次对砂质辫状河单一辫流带、心滩坝和辫状河道及心滩坝内部夹层进行定量表征，形成一套适用于砂质辫状河储层不同级次构型单元的定量表征方法；明确单一辫流带级次、心滩坝和辫状河道级次及心滩坝内部夹层级次3个层次的构型特征。提出辫状河道具有砂质充填、半泥质充填、泥质充填和残存泥质充填4种充填模式，并分析不同充填模式的成因。
随着油田开发进入中后期，油水关系更加复杂，剩余油挖潜难度随之增大，基于储层构型的精细地质研究成为油田剩余油挖潜的关键。综合利用露头、岩心、现代沉积和密井网等资料，应用层次界面分析法，深入解剖渤海海域L油田4区砂质辫状河储层构型特征。以构型倒序分级方案为基础，参考构型正序分级方案，将研究区辫状河储层构型界面分为6—12个级次。依据砂质辫状河储层经验公式、现代沉积和密井网井间对比，分级次对砂质辫状河单一辫流带、心滩坝和辫状河道及心滩坝内部夹层进行定量表征，形成一套适用于砂质辫状河储层不同级次构型单元的定量表征方法；明确单一辫流带级次、心滩坝和辫状河道级次及心滩坝内部夹层级次3个层次的构型特征。提出辫状河道具有砂质充填、半泥质充填、泥质充填和残存泥质充填4种充填模式，并分析不同充填模式的成因。
2017, 24(6):54-59.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.008
摘要:
川东南DS地区下志留统龙马溪组页岩裂缝发育，通过野外地质调查和典型取心井岩心观察，结合包裹体均一温度和X衍射等实验测试结果，对裂缝发育特征及主控因素进行研究。结果表明：研究区主要发育2期裂缝，Ⅰ期发生在燕山运动中晚期，主要受江南雪峰隆起NW向挤压，形成近EW向和SSE向平面X型共轭剪切缝和NE向剖面剪切缝；Ⅱ期发生在燕山运动末期—喜马拉雅期，主要受NE向挤压，形成NNE向和NEE向平面X型共轭剪切缝和NW向剖面剪切缝，该期为受川中古隆起、江南雪峰隆起和黔中隆起叠合作用影响。裂缝发育特征主要受构造作用和构造部位、岩石力学性质、岩性和矿物成分等因素影响，其发育程度与距断层的距离、岩石脆性矿物和粘土矿物含量、杨氏模量、泊松比等关系密切。
川东南DS地区下志留统龙马溪组页岩裂缝发育，通过野外地质调查和典型取心井岩心观察，结合包裹体均一温度和X衍射等实验测试结果，对裂缝发育特征及主控因素进行研究。结果表明：研究区主要发育2期裂缝，Ⅰ期发生在燕山运动中晚期，主要受江南雪峰隆起NW向挤压，形成近EW向和SSE向平面X型共轭剪切缝和NE向剖面剪切缝；Ⅱ期发生在燕山运动末期—喜马拉雅期，主要受NE向挤压，形成NNE向和NEE向平面X型共轭剪切缝和NW向剖面剪切缝，该期为受川中古隆起、江南雪峰隆起和黔中隆起叠合作用影响。裂缝发育特征主要受构造作用和构造部位、岩石力学性质、岩性和矿物成分等因素影响，其发育程度与距断层的距离、岩石脆性矿物和粘土矿物含量、杨氏模量、泊松比等关系密切。
2017, 24(6):60-64.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.009
摘要:
中国大多数砂岩油田，为了实现高产稳产和提高采收率的目的，均采用注水开发方案。然而，随着油井见水和含水率的增加，多数油田已进入产量递减阶段。为了减缓递减、改善开发现状和提高采收率，多数油田普遍进行了井网加密和层系调整工作。众所周知，油田的可采储量和剩余可采储量是制定开发方案和编制调整方案的基础。目前，中国油田的可采储量和剩余可采储量是聘请国际评估公司进行评估的，使用方法是Arps于1945年提出的经典产量递减法，而且主要是指数递减法。为此，基于广义的Arps递减形式，对于注水开发油田，提出了评价油田加密调整前后可采储量、剩余可采储量、储采比和递减率的方法。实例应用结果表明，马岭油田经过加密调整，油田的技术可采储量和经济可采储量分别提高了409.1×104和412.8×104 t 。
中国大多数砂岩油田，为了实现高产稳产和提高采收率的目的，均采用注水开发方案。然而，随着油井见水和含水率的增加，多数油田已进入产量递减阶段。为了减缓递减、改善开发现状和提高采收率，多数油田普遍进行了井网加密和层系调整工作。众所周知，油田的可采储量和剩余可采储量是制定开发方案和编制调整方案的基础。目前，中国油田的可采储量和剩余可采储量是聘请国际评估公司进行评估的，使用方法是Arps于1945年提出的经典产量递减法，而且主要是指数递减法。为此，基于广义的Arps递减形式，对于注水开发油田，提出了评价油田加密调整前后可采储量、剩余可采储量、储采比和递减率的方法。实例应用结果表明，马岭油田经过加密调整，油田的技术可采储量和经济可采储量分别提高了409.1×104和412.8×104 t 。
2017, 24(6):65-71.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.010
摘要:
目前，大多数油田采用相对规则的面积井网进行开发，受储层非均质的影响，各油田开发效果差异大。为此，提出对位于渗透率低值区的采油井进行人工压裂的方法，以达到井网均衡驱替的目的。以矩形五点井网为研究对象，推导出矩形五点井网内压裂井与未压裂井的见水时间计算公式；并以各采油井同时见水为目标，结合流线积分法和等效井径法，建立非均质油藏内位于渗透率低值区的压裂井的最优裂缝半长计算方法。通过分析储层渗透率级差、注采井距、注采压差差值及裂缝导流能力对压裂井最优裂缝半长的影响可知：最优裂缝半长随注采压差差值和裂缝导流能力的增大而减小；当储层渗透率级差和注采井距较大时，压裂井所需的最优裂缝半长也较大。
目前，大多数油田采用相对规则的面积井网进行开发，受储层非均质的影响，各油田开发效果差异大。为此，提出对位于渗透率低值区的采油井进行人工压裂的方法，以达到井网均衡驱替的目的。以矩形五点井网为研究对象，推导出矩形五点井网内压裂井与未压裂井的见水时间计算公式；并以各采油井同时见水为目标，结合流线积分法和等效井径法，建立非均质油藏内位于渗透率低值区的压裂井的最优裂缝半长计算方法。通过分析储层渗透率级差、注采井距、注采压差差值及裂缝导流能力对压裂井最优裂缝半长的影响可知：最优裂缝半长随注采压差差值和裂缝导流能力的增大而减小；当储层渗透率级差和注采井距较大时，压裂井所需的最优裂缝半长也较大。
2017, 24(6):72-78.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.011
摘要:
致密储层渗透率的应力敏感性问题一直是致密油气藏开发的研究热点。选用塔里木盆地超深致密砂岩气藏井下岩心样品制取裂缝岩心样品6块，开展超深致密砂岩储层应力敏感性评价实验。实验前、后对裂缝壁面进行激光扫描成像处理，并采用扫描电镜表征其微观结构。实验结果表明，超深致密砂岩储层裂缝岩心样品的应力敏感系数为0.41～0.72，应力敏感程度为中等偏弱—强，明显弱于中国典型致密砂岩储层。三维激光扫描图像对比结果显示，实验前、后裂缝壁面出现明显的砂粒脱落现象；扫描电镜图像显示，实验前裂缝壁面存在大量松散脆弱结构。在超深致密砂岩储层裂缝岩心样品应力敏感性评价实验过程中，裂缝壁面脆弱结构在高速流体拖曳力作用下与壁面脱离，运移过程中持续撞击侵蚀壁面，进一步促进砂粒脱落，形成的砂粒沉积于裂缝狭窄处。当有效应力增加时，具有一定强度的砂粒将起到支撑裂缝的作用，进而起到弱化应力敏感性的效果。裂缝壁面出砂对不同宽度裂缝应力敏感性的弱化程度存在显著差异，其弱化程度从大到小依次为中等宽度裂缝、较大宽度裂缝和较小宽度裂缝。
致密储层渗透率的应力敏感性问题一直是致密油气藏开发的研究热点。选用塔里木盆地超深致密砂岩气藏井下岩心样品制取裂缝岩心样品6块，开展超深致密砂岩储层应力敏感性评价实验。实验前、后对裂缝壁面进行激光扫描成像处理，并采用扫描电镜表征其微观结构。实验结果表明，超深致密砂岩储层裂缝岩心样品的应力敏感系数为0.41～0.72，应力敏感程度为中等偏弱—强，明显弱于中国典型致密砂岩储层。三维激光扫描图像对比结果显示，实验前、后裂缝壁面出现明显的砂粒脱落现象；扫描电镜图像显示，实验前裂缝壁面存在大量松散脆弱结构。在超深致密砂岩储层裂缝岩心样品应力敏感性评价实验过程中，裂缝壁面脆弱结构在高速流体拖曳力作用下与壁面脱离，运移过程中持续撞击侵蚀壁面，进一步促进砂粒脱落，形成的砂粒沉积于裂缝狭窄处。当有效应力增加时，具有一定强度的砂粒将起到支撑裂缝的作用，进而起到弱化应力敏感性的效果。裂缝壁面出砂对不同宽度裂缝应力敏感性的弱化程度存在显著差异，其弱化程度从大到小依次为中等宽度裂缝、较大宽度裂缝和较小宽度裂缝。
12 页岩气层氧化改造的可行性
2017, 24(6):79-85.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.04.012
摘要:
体积压裂是页岩气有效开发的关键技术，其利用水力作用形成水力裂缝，沟通天然裂缝，实现缝网改造，但仍不能改善页岩基块渗透性，导致页岩气井存在改造有效期短、产量递减快等问题。通过分析页岩中有机质和黄铁矿等还原环境产物，测试有机质吸附能力，分析页岩有机质和黄铁矿氧化对气体传输能力的影响，探讨页岩氧化增渗的地质条件和工程可行性。研究结果表明：页岩普遍发育有机质和黄铁矿等易被氧化的还原环境产物；氧化页岩中有机质和黄铁矿可影响页岩气体的传输能力；有机质氧化后易形成有机酸，氧化后溶液pH值可低至3，从而溶蚀方解石等碳酸盐矿物；氧化已用于过热蒸汽钻井、消除滤饼、压裂液破胶、杀菌解堵、热采和增产处理等方面，为在工程应用过程中利用氧化改造页岩气层提供了重要经验。页岩气层氧化改造，可溶蚀有机质、黄铁矿和部分碳酸盐矿物，从而产生溶蚀孔缝，形成高温、高压环境，改变页岩气层的矿物组成、孔隙结构和吸附/解吸等特性，进而达到改造页岩气层的目的。
体积压裂是页岩气有效开发的关键技术，其利用水力作用形成水力裂缝，沟通天然裂缝，实现缝网改造，但仍不能改善页岩基块渗透性，导致页岩气井存在改造有效期短、产量递减快等问题。通过分析页岩中有机质和黄铁矿等还原环境产物，测试有机质吸附能力，分析页岩有机质和黄铁矿氧化对气体传输能力的影响，探讨页岩氧化增渗的地质条件和工程可行性。研究结果表明：页岩普遍发育有机质和黄铁矿等易被氧化的还原环境产物；氧化页岩中有机质和黄铁矿可影响页岩气体的传输能力；有机质氧化后易形成有机酸，氧化后溶液pH值可低至3，从而溶蚀方解石等碳酸盐矿物；氧化已用于过热蒸汽钻井、消除滤饼、压裂液破胶、杀菌解堵、热采和增产处理等方面，为在工程应用过程中利用氧化改造页岩气层提供了重要经验。页岩气层氧化改造，可溶蚀有机质、黄铁矿和部分碳酸盐矿物，从而产生溶蚀孔缝，形成高温、高压环境，改变页岩气层的矿物组成、孔隙结构和吸附/解吸等特性，进而达到改造页岩气层的目的。
2017, 24(6):86-91.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.04.013
摘要:
稠油油藏开发中采用蒸汽辅助重力泄油技术目的是通过CO2降低稠油的粘度、减小蒸汽腔热损失，从而提高原油采收率。但由于实验环境和实验器材等条件的限制，混样桶最高耐温仅为150 ℃，当油藏温度高于150 ℃时，针对CO2在超稠油中的溶解度以及降粘效果研究仅仅停留在理论计算的层面。针对上述问题，以新疆超稠油油田A区块为研究目标，设计了高温高压稠油混样器，通过室内实验测量在不同温度和压力下CO2在超稠油中的溶解度以及溶解CO2后对超稠油密度和粘度的影响。研究结果表明：当油藏温度为200 ℃时，CO2在超稠油中的溶解度较低，此时超稠油的粘度和相对密度基本不随压力的变化而变化；饱和CO2后超稠油的密度和粘度与脱气原油相比有大幅度地降低。利用CMG软件对CO2的溶解性和稠油的开采效果进行了数值模拟，稠油油藏采收率有显著提高，说明在油藏温度为200 ℃的条件下，可以实现对超稠油油藏较为理想的开采。
稠油油藏开发中采用蒸汽辅助重力泄油技术目的是通过CO2降低稠油的粘度、减小蒸汽腔热损失，从而提高原油采收率。但由于实验环境和实验器材等条件的限制，混样桶最高耐温仅为150 ℃，当油藏温度高于150 ℃时，针对CO2在超稠油中的溶解度以及降粘效果研究仅仅停留在理论计算的层面。针对上述问题，以新疆超稠油油田A区块为研究目标，设计了高温高压稠油混样器，通过室内实验测量在不同温度和压力下CO2在超稠油中的溶解度以及溶解CO2后对超稠油密度和粘度的影响。研究结果表明：当油藏温度为200 ℃时，CO2在超稠油中的溶解度较低，此时超稠油的粘度和相对密度基本不随压力的变化而变化；饱和CO2后超稠油的密度和粘度与脱气原油相比有大幅度地降低。利用CMG软件对CO2的溶解性和稠油的开采效果进行了数值模拟，稠油油藏采收率有显著提高，说明在油藏温度为200 ℃的条件下，可以实现对超稠油油藏较为理想的开采。
2017, 24(6):92-96.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.04.014
摘要:
渤海海域LD油田为典型的厚层油藏，采用大套多层合采的开发方式，为了提高油田采收率，该油田开展了早期聚合物驱矿场试验，厚油层开发受重力影响以及在聚合物驱等因素的共同作用下，在中、高含水期油藏剩余油分布较为复杂。为进一步研究聚合物驱后油藏剩余油分布状况，开展了室内岩心驱替实验。结合油藏属性，根据相似原则设计物理模拟参数，研究了不同韵律地层对早期聚合物驱剩余油分布规律以及生产动态的影响。研究结果表明：均质韵律条件下受到重力分异作用，油层为底部水淹，而早期聚合物驱能在一定程度上减缓重力分异作用，剩余油主要富集在生产井附近储层顶部；正韵律条件下受到重力分异和储层非均质性的共同影响，底部高渗透层水淹，剩余油主要分布在顶部低渗透层中，早期聚合物驱能有效动用中、低渗透层中的剩余油，而剩余油主要分布在靠近采油井的低渗透层；反韵律条件下，水驱波及程度较均匀，剩余油主要富集在局部未波及区域，早期聚合物驱能进一步扩大波及程度；复合韵律条件下，水驱和注聚合物驱与均质韵律驱替状况类似，剩余油主要分布在靠近生产井的低渗透层。
渤海海域LD油田为典型的厚层油藏，采用大套多层合采的开发方式，为了提高油田采收率，该油田开展了早期聚合物驱矿场试验，厚油层开发受重力影响以及在聚合物驱等因素的共同作用下，在中、高含水期油藏剩余油分布较为复杂。为进一步研究聚合物驱后油藏剩余油分布状况，开展了室内岩心驱替实验。结合油藏属性，根据相似原则设计物理模拟参数，研究了不同韵律地层对早期聚合物驱剩余油分布规律以及生产动态的影响。研究结果表明：均质韵律条件下受到重力分异作用，油层为底部水淹，而早期聚合物驱能在一定程度上减缓重力分异作用，剩余油主要富集在生产井附近储层顶部；正韵律条件下受到重力分异和储层非均质性的共同影响，底部高渗透层水淹，剩余油主要分布在顶部低渗透层中，早期聚合物驱能有效动用中、低渗透层中的剩余油，而剩余油主要分布在靠近采油井的低渗透层；反韵律条件下，水驱波及程度较均匀，剩余油主要富集在局部未波及区域，早期聚合物驱能进一步扩大波及程度；复合韵律条件下，水驱和注聚合物驱与均质韵律驱替状况类似，剩余油主要分布在靠近生产井的低渗透层。
2017, 24(6):97-1032.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.015
摘要:
底水锥进是制约底水油藏有效开发的关键。结合泡沫体系性质分析与物理模拟实验，研究了氮气泡沫在高温高盐底水油藏中压锥增油的潜力。泡沫体系性质分析结果表明，椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱（CHSB）抗温耐盐且对轻质原油敏感，其形成的泡沫可实现对底水水窜通道的选择性封堵。物理模拟实验结果表明，在水锥顶部注入氮气泡沫，能够有效地压锥控水，扩大底水波及效率，并驱替顶部油层剩余油。但因泡沫在水锥内静置时会不断破裂，焖井时间不易过长。同时，开井后控液生产，可减弱底水对泡沫的冲刷，提高氮气泡沫压锥的増油降水效果。与关井压锥、氮气泡沫+氮气复合压锥相比，氮气泡沫压锥可分别提高采收率16.45%和8%左右。
底水锥进是制约底水油藏有效开发的关键。结合泡沫体系性质分析与物理模拟实验，研究了氮气泡沫在高温高盐底水油藏中压锥增油的潜力。泡沫体系性质分析结果表明，椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱（CHSB）抗温耐盐且对轻质原油敏感，其形成的泡沫可实现对底水水窜通道的选择性封堵。物理模拟实验结果表明，在水锥顶部注入氮气泡沫，能够有效地压锥控水，扩大底水波及效率，并驱替顶部油层剩余油。但因泡沫在水锥内静置时会不断破裂，焖井时间不易过长。同时，开井后控液生产，可减弱底水对泡沫的冲刷，提高氮气泡沫压锥的増油降水效果。与关井压锥、氮气泡沫+氮气复合压锥相比，氮气泡沫压锥可分别提高采收率16.45%和8%左右。
2017, 24(6):103-107.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.016
摘要:
与陆上油田相比，渤海油田在储层地质特征、注采参数和完井方式等方面存在较大差异。为解决渤海油田注入液窜流技术难题，以渤海油田储层和流体为实验平台，开展封堵剂组成筛选和性能评价实验研究。结果表明，封堵剂是由主剂与增粘剂、固化剂和缓凝剂等组成的灰黑色致密固体，具有较高的抗压强度和较低的渗透性，是一种大尺寸优势通道封堵材料。封堵剂溶剂水总矿化度与固化时间相关性不大，但溶剂水中的CO32-和HCO3-有益于延缓固化时间。从技术经济角度考虑，主剂质量分数不低于30%，缓凝剂质量分数为0.05%～0.1%。通过调节缓凝剂用量，可以满足矿场施工时间要求。当封堵剂组成为质量分数为5%的增粘剂+质量分数为0.15%的固化剂+质量分数为0.1%的缓凝剂+质量分数为30%的主剂时，其固化时间约为20 h。
与陆上油田相比，渤海油田在储层地质特征、注采参数和完井方式等方面存在较大差异。为解决渤海油田注入液窜流技术难题，以渤海油田储层和流体为实验平台，开展封堵剂组成筛选和性能评价实验研究。结果表明，封堵剂是由主剂与增粘剂、固化剂和缓凝剂等组成的灰黑色致密固体，具有较高的抗压强度和较低的渗透性，是一种大尺寸优势通道封堵材料。封堵剂溶剂水总矿化度与固化时间相关性不大，但溶剂水中的CO32-和HCO3-有益于延缓固化时间。从技术经济角度考虑，主剂质量分数不低于30%，缓凝剂质量分数为0.05%～0.1%。通过调节缓凝剂用量，可以满足矿场施工时间要求。当封堵剂组成为质量分数为5%的增粘剂+质量分数为0.15%的固化剂+质量分数为0.1%的缓凝剂+质量分数为30%的主剂时，其固化时间约为20 h。
2017, 24(6):108-113.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.017
摘要:
为明确缝洞型碳酸盐岩油藏CO2单井吞吐提高采收率机理，设计并制作了模拟缝洞型油藏具有不同吞吐位置的吞吐岩心装置，分析具有强底水能量的缝洞型碳酸盐岩油藏不同吞吐位置的CO2吞吐生产动态特征，以及生产压差、CO2注入量和吞吐周期对CO2吞吐效果的影响。实验结果表明，中部位置更适合注气吞吐，吞吐阶段采出程度为6.15%，换油率为0.887 mL/mL，中部位置注CO2可以向上、下2个方向扩散溶解，有效地扩大了波及体积。CO2吞吐时存在一个合理的生产压差，确定了合理生产压差也就决定了合理的注入量，最终决定了最高采出程度；整个吞吐过程中，第2个周期原油总采出程度最高，前4个周期吞吐产出油量占总产油量的57%，为吞吐的主要产油阶段。
为明确缝洞型碳酸盐岩油藏CO2单井吞吐提高采收率机理，设计并制作了模拟缝洞型油藏具有不同吞吐位置的吞吐岩心装置，分析具有强底水能量的缝洞型碳酸盐岩油藏不同吞吐位置的CO2吞吐生产动态特征，以及生产压差、CO2注入量和吞吐周期对CO2吞吐效果的影响。实验结果表明，中部位置更适合注气吞吐，吞吐阶段采出程度为6.15%，换油率为0.887 mL/mL，中部位置注CO2可以向上、下2个方向扩散溶解，有效地扩大了波及体积。CO2吞吐时存在一个合理的生产压差，确定了合理生产压差也就决定了合理的注入量，最终决定了最高采出程度；整个吞吐过程中，第2个周期原油总采出程度最高，前4个周期吞吐产出油量占总产油量的57%，为吞吐的主要产油阶段。
2017, 24(6):114-119.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.018
摘要:
柴达木盆地昆北油田切12井区纵向上发育基岩油藏和不整合面上覆E31砂砾岩油藏（简称E31油藏）2种类型油藏，但彼此间不发育稳定隔夹层，具有统一油气系统。该区开发初期主要对E31油藏进行注水开发，基岩油藏以试采评价为主。为实现对E31油藏产能的有效接替，在基岩储层特征认识的基础上，归纳总结出岩性、裂缝发育程度和上覆油藏注水特征3个基岩油藏产能的主控因素，以此来确定该区水平井开发方式，并在开发实践中建立了块状油藏地质模型、制定了井位部署方案和形成了随钻跟踪技术。研究证实板岩与花岗岩均是有利储层，基岩顶部风化程度高、裂缝最发育，E31油藏的注水开发实际上对基岩油藏完成了超前注水，产能主控因素的分析奠定了水平井高效开发的理论基础，从近3 a基岩油藏开发效果来看，在低油价背景下实现了少井高产，在柴达木盆地首次完成了针对基岩油藏的规模开发。
柴达木盆地昆北油田切12井区纵向上发育基岩油藏和不整合面上覆E31砂砾岩油藏（简称E31油藏）2种类型油藏，但彼此间不发育稳定隔夹层，具有统一油气系统。该区开发初期主要对E31油藏进行注水开发，基岩油藏以试采评价为主。为实现对E31油藏产能的有效接替，在基岩储层特征认识的基础上，归纳总结出岩性、裂缝发育程度和上覆油藏注水特征3个基岩油藏产能的主控因素，以此来确定该区水平井开发方式，并在开发实践中建立了块状油藏地质模型、制定了井位部署方案和形成了随钻跟踪技术。研究证实板岩与花岗岩均是有利储层，基岩顶部风化程度高、裂缝最发育，E31油藏的注水开发实际上对基岩油藏完成了超前注水，产能主控因素的分析奠定了水平井高效开发的理论基础，从近3 a基岩油藏开发效果来看，在低油价背景下实现了少井高产，在柴达木盆地首次完成了针对基岩油藏的规模开发。
2017, 24(6):120-126.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2017.06.019
摘要:
中国陆相致密油藏储层物性差，非均质性强，大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构，次级裂缝对产能的 影响有着不可忽略的影响。为此，利用数值模拟方法，通过局部加密网格的方法，设计包含主裂缝和次级裂缝的椭 球形缝网，对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟，分析压裂水平井的产能影 响因素。结果表明，水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的 增加而增大，但增幅越来越小，均存在一个最优范围。利用正交试验法，将工程参数对产能的影响程度进行排序， 发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度 和裂缝导流能力。
中国陆相致密油藏储层物性差，非均质性强，大规模体积压裂往往形成复杂的缝网结构，次级裂缝对产能的 影响有着不可忽略的影响。为此，利用数值模拟方法，通过局部加密网格的方法，设计包含主裂缝和次级裂缝的椭 球形缝网，对新疆X油田致密油藏在经过大规模体积压裂后的单井生产动态进行模拟，分析压裂水平井的产能影 响因素。结果表明，水平井单井产能随水平井段长度、压裂规模、储层改造体积、缝网复杂程度和裂缝导流能力的 增加而增大，但增幅越来越小，均存在一个最优范围。利用正交试验法，将工程参数对产能的影响程度进行排序， 发现对致密油藏压裂水平井产能影响程度由大到小依次为储层改造体积、压裂规模、缝网复杂程度、水平井段长度 和裂缝导流能力。
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