摘要:利用X衍射全岩分析、环境扫描电镜观察及能谱标定等微观分析手段，对东营凹陷利页1井泥页岩中白云石的赋存特点及相对丰度开展研究，探讨垂向上白云石相对丰度的层序界面指示意义。利页1井泥页岩中发现2种白云石赋存状态，分别是菱形自形晶和不规则显微晶的白云石，菱形自形晶白云石呈现2期似加大边的重结晶成岩特征，不规则显微晶白云石具有原生白云石的特点。利页1井泥页岩中的白云石属于原生白云石，部分经历埋藏成岩重结晶的改造。白云石的形成可划分为2个阶段，即以化学方式沉淀泥晶-显微晶原生白云石和准同生白云石化阶段、通过纹层间毛细管力差异泵汲途径发生重结晶阶段。首次提出了白云石相对丰度的突变可作为研究区泥页岩沉积三、四级层序界面划分的典型标志，且对应发育高孔隙度储集段。在纵向上表现为越靠近层序界面，白云石相对丰度越高，远离层序界面白云石相对丰度越低。沙四段上亚段泥页岩中的粘土矿物含量高值段对应白云石相对丰度高值段，沙三段下亚段伊利石相对含量减少，伊/蒙混层含量增加，对应白云石相对丰度高值段，均表明伊利石向蒙脱石的转化有利于白云石的形成。

摘要:针对关键层面不同地质历史时期古地貌平面难以横、纵向灵活、精细对比的实际问题，首次提出基于关键层面古地貌三维模型的图切剖面法和基于正、反演方式的平衡剖面法的2类3型关键层面古地貌演化剖面构建方法，进而分析证实古地貌演化过程中古地貌继承、间断、变换（正变换和负变换）行为的存在，并探讨其识别标志，总结关键层面古地貌演化剖面在古地貌演化行为分析、不同构造体系下构造-沉积耦合作用剖析、递进构造变形、圈闭演化及油气成藏演化等方面的地质应用价值及意义。选取川西北震旦系顶面进行关键层面古地貌演化剖面进行实例分析，证实古地貌演化剖面的应用价值，为古地貌演化分析提供了新的思路，为局部古地貌演化精细对比提供了有效的途径，也提高了古地貌演化分析的准确性、灵活性和时空分辨率。

摘要:常规双侧向测井视电阻率曲线在地层界面处常会出现极化角现象，造成视电阻率曲线畸变并产生“伪薄层”现象，对准确划分地层及准确求取地层真电阻率造成严重影响。基于有限元数值模拟技术，建立双侧向测井数理模型，研究围岩电阻率、地层厚度、储层各向异性、井径以及井斜角对双侧向测井视电阻率曲线极化角形态及幅值的影响程度。研究结果表明:目的层与围岩电阻率对比度越大，双侧向测井视电阻率曲线极化角现象越明显；地层厚度对极化角的影响比较复杂，当地层厚度小于仪器纵向分辨率时，极化角现象消失；储层各向异性会造成极化角幅值发生变化，但对极化角形态的影响较小；随着井径增大，极化角现象趋于消失；井斜角越大，极化角越平缓。双侧向测井视电阻率曲线极化角是多种因素共同作用的结果，在极化角校正工作时应对各影响因素进行综合考虑。

摘要:四川盆地川西坳陷SDG地区沉积特征复杂，对其沉积相的解释尚存许多争议。根据SDG地区313口井的测井和录井资料、25口取心井的岩心和分析化验等资料，在构造和沉积背景控制下通过稳定重矿物以及岩屑组合确定沉积物来源，对岩相类型及其成因进行解释，并结合前人研究成果对典型浅水三角洲的沉积识别标志和特征进行剖析，采用“点—线—面—体”的研究思路对沉积演化规律进行总结，进而建立研究区浅水三角洲的沉积成因模式。研究结果表明，SDG地区具有形成浅水三角洲的有利地质条件。其砂岩粒度细、分布广泛，单层砂体薄且规模小，粒度概率累积曲线表现为较强的牵引流作用特点，发育特征性的岩相组合，沉积砂体在（水下）分流河道两侧及前方整体具有明显的河控性特征，且具有典型的河道改造特征。针对研究区浅水三角洲提出5种沉积成因模式，即三角洲平原“河控带状体”模式、三角洲前缘“河控带状体”模式、三角洲前缘“河控河口坝”模式、三角洲前缘—前三角洲过渡带“浪控席状砂”模式以及三角洲前缘“浪控远砂坝”模式，其中三角洲前缘“浪控远砂坝”模式是针对SDG地区首次提出。

摘要:针对古气候量化恢复这一制约细粒沉积研究关键问题，选取干湿指数、陆源碎屑和碳酸盐3种反映古气候的指标，应用SPSS软件，提取古气候因子，建立古气候综合量化恢复方法。古气候因子越大，表明气候越暖湿，该方法在一定程度上克服了单一恢复方法的局限性，且保留了所选取几种反映古气候指标的相关信息，使古气候恢复结果更合理，具有较强的实用性。应用建立的古气候综合量化恢复方法，依据樊页1和牛页1井分析测试资料，对东营凹陷沙四段上亚段—沙三段下亚段沉积时期古气候进行恢复，并从有机质丰度、沉积构造和岩相3个方面分析古气候对细粒沉积的影响。结果表明：沙四段上亚段—沙三段下亚段沉积时期，东营凹陷古气候大致经历了干旱—半干旱期、半潮湿—潮湿期、半干旱期和半干旱—半潮湿期4个变化周期；古气候从干旱型逐渐向潮湿型过渡，垂向上形成了富有机质纹层状灰岩相—富有机质纹层状泥质云岩相—富有机质层状泥质云岩相—富有机质纹层状泥质灰岩相—富有机质纹层状灰质泥岩相—富有机质层状泥质灰岩相—富有机质层状灰质泥岩相的细粒沉积岩岩相演化序列。

摘要:基于矿物组分分析和动、静态岩石力学弹性参数同步测试实验，对塔里木盆地西南部玉北地区古近系厚层膏泥岩盖层进行系统的实验岩石力学分析。研究结果表明，在单轴应力条件下，膏泥岩的变形呈现出明显的弹性变形特征；而在三轴应力条件下，则表现为明显的弹-塑性特征。在地层围压条件下，随着轴向载荷的增加，膏泥岩依次经历了初始压密、线弹性变形、非线性稳定延展变形、非线性非稳定延展变形及峰后应变共5个阶段。硬石膏质泥岩相比泥质硬石膏岩具有更高的纵波波速、横波波速以及纵横波波速比。纵横波波速比与硬石膏组分含量之间具有较好的正相关性。随着硬石膏含量从10%增至90%，其纵横波波速比约从1.63增至1.88，增幅明显。进而确定膏泥岩的纵、横波时差转换关系，且具有较高的精度。泥质硬石膏岩的动态杨氏模量、泊松比及剪切模量均明显高于硬石膏质泥岩。最终建立膏泥岩盖层的动、静态岩石力学弹性参数转换关系。

摘要:为明确川西地区须四段砂岩储层特征及主控因素，利用露头及岩心观测、铸体薄片分析、储层物性测试、阴极发光、扫描电镜及X射线衍射等方法对其进行了综合研究。结果表明：研究区须四段储层岩性主要为中粒岩屑砂岩，分选好，磨圆度较差到中等，胶结类型主要为孔隙式和压结式。平均孔隙度为6.22%，平均渗透率为0.279 mD。次生孔隙主要包括粒间溶孔和粒内溶孔，构成主要储集空间。相对优质储层受沉积相、碎屑组分、岩石结构及成岩作用控制。三角洲前缘水下分流河道、河口坝和三角洲平原叠置分支河道是有利的沉积微相。石英含量高，岩屑含量低，分选好的中粒岩屑砂岩储集性能最佳。长石及岩屑溶蚀产生的次生孔隙占总面孔率的85%左右，可以有效增加储集空间，是优质储层形成的关键；裂缝可以在一定程度上提高渗透率，对改善储层的储集性能有积极作用。

摘要:近年来在鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长4+5油层组发现了大量低阻油层，但由于其成因机理及识别方法在理论和技术方面存在问题，导致其常被错判或遗漏。为此，根据岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜观察、X衍射和高压压汞分析等多种技术手段，结合测井资料及试油、试采等数据，对姬塬地区延长组长4+5低阻油层的成因及识别方法进行研究。结果表明，构造幅度低、油水关系复杂、不动水饱和度和地层水矿化度高是长4+5低阻油层的主要成因，其中，不动水饱和度高主要受颗粒粒度细、泥质含量高及孔隙结构复杂等因素控制。实例分析表明，定性识别低阻油层的邻近储层对比法、以泥质含量-孔渗比-不动水饱和度三维模型为基础定量识别低阻油层的可动水分析法及快速直观识别低阻油层的交会图版法为长4+5低阻油层识别的3种有效方法，使研究区低阻油层的解释结论与试油结果的符合率得以提高。

摘要:方解石是三肇凹陷扶余油层致密砂岩中广泛发育的胶结物，同时方解石胶结作用也是导致储层致密化的重要因素。以方解石胶结物为研究对象，综合利用薄片鉴定、阴极发光、包裹体测温、激光拉曼和扫描电镜能谱等资料，分析方解石形成时期及其成因。研究结果表明：扶余油层方解石胶结物主要类型为细晶方解石和粗晶方解石2种。其中细晶方解石充填粒间孔中，呈连晶式生长，或以细小晶体交代长石，在长石表面的溶蚀孔及微孔内沉淀，有时呈嵌晶状胶结多个颗粒；粗晶方解石以残留孔隙充填为特征，呈不规则状分布。方解石胶结物发育2期：第1期为嫩江期（距今78~77 Ma），形成温度为89.5~110.2 ℃；第2 期为明水期（距今73~65 Ma），形成温度为122.6~134.3 ℃。早期方解石胶结物形成与生物气有关，晚期方解石胶结物形成与有机酸脱羧作用有关，2期方解石胶结物均极大破坏了储层物性，也是导致研究区储层致密化的重要因素。

摘要:中国南海珠江口盆地海相砂岩油藏边底水能量强，采油速度高，驱替强度大，现有的常规实验规范无法准确描述此类油藏的驱替特征。为此，基于西江24-3油田密闭取心资料，完善高倍数水驱油实验流程，将水驱倍数由常规的30 PV增至2 000 PV，模拟此类油藏高倍数水驱的实际生产情况，从矿物成分、孔喉结构、润湿性、相对渗透率曲线、残余油饱和度和驱油效率6个方面，系统剖析高倍数水驱后油藏物性和剩余油的变化特征，形成了此类油藏极限驱油效率的表征方法和数值模拟方法。结果表明，高倍数水驱后岩心微观孔喉结构和矿物成分均发生变化，进而影响岩心的润湿性和相对渗透率曲线特征，并最终对残余油饱和度和驱油效率造成影响，其具体过程是：高倍数水驱使油藏物性朝着有利于驱油的方向转变，油藏的残余油饱和度显著下降，驱油效率显著提高。

摘要:聚合物在特高温（95～120 ℃）中低渗透率（50～100 mD）油藏易降解且难注入，为进一步提高特高温中低渗透油藏采收率，建立乳液表面活性剂乳化性能和乳化增粘性能评价方法，并对乳液表面活性剂的构效关系进行研究。研发了乳液表面活性剂驱油体系，即在温度为110 ℃条件下形成增粘型乳液，增溶水率大于90%，乳化增粘率大于100%。物理模拟结果表明，乳液表面活性剂驱油体系（乳化增粘型乳液表面活性剂和低界面张力表面活性剂）交替注入的组合驱油方式可提高采收率为17.7%～22.1%。在纯化油田纯17-1单元开展乳液表面活性剂驱先导试验，2017年2月交替注入3轮次，油井已见到明显降水增油效果。乳液表面活性剂驱油技术创建了特高温中低渗透油藏提高采收率的新型开发方式，为特高温中低渗透油藏大幅度提高采收率提供了技术支撑。

摘要:为了定量和定性地研究底水油藏氮气泡沫驱过程中地层韵律性、起泡剂质量分数和气液比等因素对驱油效果的影响，利用CMG数值模拟软件建立底水油藏模型，根据响应曲面法的Box-Behnken Design（BBD）中心组合设计原理和单因素分析法，分别设计氮气泡沫驱实验方案并对实验结果进行分析，确定了各因素与采收率增值之间的数学回归模型，明确了各因素对氮气泡沫驱效果的影响顺序以及影响规律，并对其进行优选。研究结果表明，数学回归模型对实验数据拟合效果好，各因素对采收率增值的影响显著性由大到小依次为地层韵律性、起泡剂质量分数、气液比。在正韵律地层、起泡剂质量分数为6%、气液比为1∶2~1∶1的实验条件下，采收率增值较大。从定量和定性2个方面研究底水油藏氮气泡沫驱影响因素，能够更直观地得到各因素对采收率增值的影响规律。

摘要:针对致密油生产动态特征复杂、单井产能差异大的特点，基于不同孔缝介质并存的致密油储层特征，研究多重介质耦合下的流动机理，结合地震解释、测井分析和岩心薄片等静态资料，基于裂缝类型、尺度和发育程度的变化，将致密油储层储渗模式划分为多级裂缝-孔隙型、大裂缝-孔隙型、微裂缝-孔隙型和孔隙型4种类型，不同储渗模式具有不同的孔缝介质组合类型，表现出不同的渗流特征和产能特征。利用油藏工程和数值模拟方法，结合动、静态资料，揭示出各类储渗模式下油井的生产动态特征。对比分析得出，只有当不同尺度的大裂缝和微裂缝组成复杂缝网时，储层出油能力最强。针对不同储渗模式，应采用合适的储层改造方式，使天然裂缝与人工压裂裂缝形成缝网，有效沟通基质，在增加初期产量和产量规模的同时，增大基质的动用程度，提高致密油采出程度。

摘要:以高温产乳化剂菌嗜热脂肪地芽孢杆菌SL-1为对象，研究该菌株的生长和界面趋向性，同时利用微观仿真可视模型，研究SL-1菌对水驱后残余油的驱替作用和机理。结果表明：该菌具有嗜烃性能，在高温（65 ℃）和高压（10MPa）复合极端环境中，SL-1菌能够以原油为唯一碳源进行繁殖代谢，降解原油；代谢产生的生物表面活性剂具有乳化原油和改变岩石润湿性的作用，残余油被乳化分散成油滴；此外，该菌可降低油水界面张力和原油粘度，改善残余油的流变性。膜状残余油、柱状残余油以及盲端残余油等不同类型的残余油都能被有效驱替，最终提高原油采收率为12.84%。

摘要:水力压裂作为低渗透、超低渗透油气藏的主要开采手段，其对储层的改造效果受到多种因素的影响。其中储层改造面积是衡量压裂改造效果的重要指标，但储层改造面积的主要影响因素尚不明确。为此，建立了多段多簇裂缝开启的力学模型，采用数值模拟分析技术以及标量损伤变量模型，模拟水平井多段多簇裂缝开启时储层改造面积以及水力裂缝的起裂和扩展情况。研究结果表明：裂缝之间的相互干扰是影响储层改造效果的重要因素之一；对于多段多簇压裂，适当增加段间距可以提高储层改造效果；在地应力差较小的情况下，增大注入排量使储层改造面积扩大32.1%；流体粘度较高时，提升注入排量使储层改造面积扩大70.6%；高粘度流体、较大的注入排量以及低地应力差能有效提高储层改造面积。

摘要:为避免开展复杂的地层稠油粘度测试，简化PR粘度预测模型求解过程并提高预测模型的适用性，建立了一种基于偏心因子修正的孤北稠油粘度预测模型。通过稠油脱水、掺水实验及不同含水率下的粘度测试，建立可用于PR粘度预测方程的地面脱气原油粘度与含水率和温度的计算关联式，简化地面脱气原油粘度测定实验；通过修正Edmister偏心因子的求解误差，提高PR粘度预测方程的预测准确性。针对孤北1-38井稠油建立粘度预测模型，以多因素、多水平数的地层稠油环境参数为初始条件，进行地层稠油粘度数值模拟。实验和模拟结果表明，重质馏分含量高，导致地层压力升高，轻质组分降粘效果不明显，温度、含水率和气液比是影响地层稠油粘度的主要因素。

摘要:水力压裂技术是油气田增产的重要措施。页岩、砂岩等储层常发育不同程度的天然裂缝，在对裂缝性储层进行水力压裂改造过程中，储层中天然裂缝的存在对水力裂缝尤其是压裂缝网的形成及其发育程度具有十分重要的影响。基于有限元原理的岩石破裂过程分析系统的数值模拟，通过建立发育天然裂缝的二维平面应变模型，研究在储层水力压裂过程中，水力裂缝及复杂压裂缝网的形成过程，并对其影响因素进行分析，同时引入适合于储层复杂裂缝分形维数测定的统计方法——基于盒数法的网格覆盖法，对数值模拟的压裂效果进行评价。结果表明：天然裂缝的发育程度与压裂改造效果关系密切，水力裂缝遇天然裂缝发生分叉，并沿天然裂缝扩展滑移或直接穿过天然裂缝，形成复杂水力裂缝及复杂压裂缝网；天然裂缝发育密度越大，其迹长越长，水力裂缝的分形维数越大，对裂缝性储层改造效果越好。

摘要:通道压裂维持高导流能力的前提是支撑剂团完全支撑裂缝，但目前对于不同厚度和直径的支撑剂团能否完全支撑裂缝尚不清楚。基于弹性力学理论，建立支撑剂团与地层接触有限元模型，研究不同厚度和直径的支撑剂团在地层闭合压力下的最优铺置间距，即支撑剂团最优铺置间距。当相邻支撑剂团间距小于最优铺置间距时，支撑剂团可完全支撑裂缝，反之裂缝部分闭合，导流能力下降。以支撑剂团最优铺置间距为基础，根据物质守恒原理，计算出最优中顶液脉冲时间。研究结果表明：施工排量和地层闭合压力越高，最优中顶液脉冲时间越短；裂缝宽度越大，最优中顶液脉冲时间越长。整个通道压裂过程应提高施工排量，在高闭合压力地层中减小最优中顶液脉冲时间，在低闭合压力地层中应增加最优中顶液脉冲时间。

摘要:在渗透率低于0.05 mD的致密砂岩气藏的相对渗透率曲线中，可能存在气、水两相均无法有效流动的狱渗区。对川西致密砂岩气藏岩心狱渗区内气、水两相流动规律的研究，需以狱渗区的合理界定为前提。针对川西致密砂岩气藏岩心狱渗区的界定问题，通过定义等渗点相对渗透率因子、气相相对渗透率曲率因子和水相相对渗透率曲率因子特征参数，提出一种考虑岩石及流体特征的狱渗区界定方法。采用该方法对川西致密砂岩气藏岩心的狱渗区进行界定，并探讨狱渗区对致密砂岩气藏气井生产的影响。研究结果表明，川西致密砂岩气藏岩心狱渗区集中在含水饱和度为63%~91%的区域内，接近储层的初始含水饱和度（为40%~70%）。开发时，由于钻完井、储层 改造工作液残留在储层中，可能导致近井带含水饱和度上升至狱渗区内降低气井产量。狱渗区对致密砂岩气藏气井产气量的影响在生产初期达到最大，可导致产气量峰值的出现推迟数百天。