摘要:通过单井和多井层序地层及沉积特征分析，结合储层岩石学、成岩作用和储层质量研究成果，建立百口泉油田百21井区百口泉组高分辨率层序地层格架，阐明不同级次基准面旋回内部的沉积特征差异，进而探讨造成储层质量差异的控制因素。研究结果表明，研究区百口泉组发育多级次基准面上升半旋回，整体为长期基准面旋回，内部可细分为3个中期基准面旋回及9个短期基准面旋回，分别对应3个砂组和9个小层。长期基准面旋回控制研究区百口泉组冲积扇整体呈退积样式展布，中期基准面旋回控制百口泉组内部的砂体分布。由B3砂组扇根亚相块状砂砾岩逐渐演化为B2砂组块状砂砾岩与厚层细砾岩间互沉积，最终演变为B1砂组孤立状辫流水道微相。研究区 百口泉组以岩屑砂砾岩为主，成分及结构成熟度均较低，塑性矿物含量较高，压实作用是导致其储层质量变差的主要控制因素，中、长期基准面旋回的中部水动力较强且趋于稳定，多以辫流水道微相发育为主，杂基含量较低，抗压实能力强，为较优质储层。

摘要:综合录井、测井、地震、取心及分析化验资料，从烃源岩与油源条件、储盖组合特征、圈闭发育特征、油气运移及保存条件5个方面对辽中凹陷南洼旅大21油田的油气成藏条件进行系统剖析。研究结果表明，旅大21油田的原油主要来自沙三段烃源岩，且混入部分沙一段烃源岩的原油；储层以馆陶组辫状河碎屑岩为主，生储盖组合为下生中储上盖式；圈闭类型受控于中央走滑断层，西盘为半背斜构造，东盘为复杂断块构造；长期继承性发育的断层在新构造运动时期的活化为旅大21油田创造了良好的油气运移条件，不同断块控圈断层的封堵能力具有差异性。油气藏平面上主要分布于走滑反转作用形成的西盘半背斜构造及东盘似花状构造，纵向上油气主要富集于馆陶组区域泥岩盖层下伏的馆陶组Ⅳ和Ⅴ油组，且具有单井揭示油层厚度大、连续含油井段长、油层分布集中的特点，走滑反转-区域盖层-断层侧封三元耦合对旅大21油田平面和垂向上的油气聚集具有控制作用。

摘要:为明确断裂对渤中西洼新近系油气成藏的控制作用，基于断裂结构、分布特征及输导机理的详细分析，首次 提出应用断接盖层参数和断裂输导能力指数对油源断裂的垂向输导能力进行定量评价。研究结果表明：断接盖层 参数和断裂输导能力指数可以有效地定量表征曹妃甸12-6油田不同构造带的油气充注能力及富集层位。研究区 北部断裂带断接盖层参数较大、断裂输导能力指数较小，油气充注能力较弱，油气富集于馆陶组；南部断裂带断接 盖层参数较小、断裂输导能力指数较大，油气充注能力较强，油气富集于明化镇组。根据断裂输导能力的不同，分 别建立曹妃甸12-6油田南、北断裂带油气成藏模式，其中北部断裂带为“源-断-砂”侧向分流式油气成藏模式，南 部断裂带为“源-不整合-断”垂向贯穿式油气成藏模式。

摘要:乍得西南部的Bongor盆地是受中非剪切带影响发育的中—新生代被动裂谷盆地。在P组沉积时期，Bongor盆 地处于裂陷湖盆初始发育阶段，总体处于持续水进扩张过程，发育陆相扇三角洲-湖相沉积。岩心观察结果表明，P 组沉积物具有近源、深水、粗屑、重力流为主以及持续水进等特征。结合岩心、录井、测井及地震资料分析，明确 Bongor盆地发育扇三角洲相、湖泊相及重力流沉积，其中扇三角洲相发育扇三角洲前缘和前扇三角洲亚相，扇三角 洲前缘亚相发育水下分流河道、河口坝、水下分流河道间和席状砂微相。以Bongor盆地北部斜坡带Baobab北次凹 为例，进行构造-沉积耦合分析，认为其存在2大物源体系：长轴方向发育三角洲相沉积，短轴方向存在2种受构造 控制的沉积模式，分别为在构造调节带（断层生长连接点）发育扇三角洲相沉积，在非构造调节带发育重力流沉积。

摘要:：利用岩心、钻井、测井和地震等资料，对沾化凹陷长堤地区沙一段下部生物灰岩的发育及沉积演化模式进行 研究。将长堤地区沙一段划分为1个三级层序，沙一段下部生物灰岩发育段划分为3个四级层序，并进一步划分为 湖侵体系域和湖退体系域。生物灰岩的发育受古水深变化及古地貌特征影响，研究区沙一段下部古水深变化存在 水退、高位和低位3种模式。通过古地貌恢复，明确研究区沙一段下部生物灰岩多发育于东南部斜坡及东部洼槽， 并根据其发育套数及特征，将生物灰岩内幕结构分为3类，进而确定研究区具有缓坡生物灰岩和洼槽生物灰岩2种 发育模式。由于湖平面的周期性变化，导致研究区沙一段下部生物灰岩的分布也发生相应的变化，在隆起周缘生 物灰岩发育较厚，沿缓坡方向相对减薄，且平面上平行于潜山周缘呈条带状分布。

摘要:扇三角洲沉积体系广泛发育于中国多个断陷盆地中，作为一类重要的油气储层，其内部的构型表征对高含水 期的剩余油分布预测具有重要的指导意义。以王官屯油田官195断块孔店组枣Ⅴ油组为例，结合岩心、测井数据和 动态资料进行扇三角洲前缘储层的构型定量表征研究。官195断块扇三角洲前缘储层构型要素包括水下分流河 道、河口坝、席状砂和水下分流河道间。建立了扇三角洲前缘构型级次划分方案，确立了水下分流河道、河口坝以 及河口坝内部增生体间夹层的识别标志。以单砂层为研究单位，利用滦平盆地西瓜园组扇三角洲野外露头实测原 型进行数据拟合，得出研究区水下分流河道和河口坝定量化表征的预测公式，计算河口坝内部夹层倾角，预测内部 增生体的发育规模。单一成因砂体控制的剩余油分布于坝缘部位和河道顶部，夹层控制的剩余油分布需根据坝主 体的韵律进行具体分析。

摘要:上覆岩层压力、断层倾角和断裂带泥质含量是断层封闭性计算的重要参数，对这3个参数的准确量化，决定计算结果的可靠性。在辽西凸起中南段断层封闭性研究中，发现上覆岩层密度随压实作用增加而增大，通过密度测井与深度回归获得上覆岩层密度变化函数，并对其积分，求取上覆岩层压力；断层倾角会随岩性、应力发生变化，利用精细三维地震解释成果，并运用空间立体几何计算断层倾角；根据地震资料判断泥质含量整体趋势，并结合自然伽马测井计算值进行井点校正，以获得更为精确的断裂带泥质含量；准确求取研究区辽西1号及其分支断裂的这3个参数，并以其乘积作为断层封闭指数。分析油气分布差异发现，研究区北段断层封闭性最好，南段次之，中段最差；断层封闭性下限与油气性质有关，天然气、正常油、稠油聚集的断层封闭指数下限分别为9.34，8.31和6.12。

摘要:煤微相与煤储层含气性密切相关，并决定煤的沉积环境和沉积物源，直接影响煤储层的生气潜力和赋存环境。从煤层厚度、煤岩物质组成和灰分产率3方面分析煤微相对煤储层含气性的控制作用，基于测井资料定量划分煤微相，进而预测煤储层产气前景。研究区3#煤层发育潮湿森林滞留沼泽相、干燥森林沼泽相、覆水森林活水沼泽相、湿地草本活水沼泽相和干燥草本沼泽相5种煤微相。潮湿森林滞留沼泽相、干燥森林沼泽相及覆水森林活水沼泽相煤储层有效厚度较大；覆水森林活水沼泽相物性相对较好；潮湿森林滞留沼泽相和湿地草本活水沼泽相灰分含量及夹矸相对较少。潮湿森林滞留沼泽相生气潜力强，干燥森林沼泽相、覆水森林活水沼泽相和湿地草本活水沼泽相生气潜力中等，干燥草本沼泽相生气潜力较弱。利用密度、自然伽马和自然电位等测井曲线可有效划分煤层有效厚度和夹矸厚度及灰分含量等特征参数，依据统计规律可匹配到对应的煤微相，进而有效评价煤储层含气性。

摘要:致密砂岩储层具有低孔、低渗透及非均质性强的特点，造成其孔隙结构复杂。深入研究孔隙结构参数对提高低渗透储层的油气采收率、改善储层开发效果具有重要意义。岩石铸体薄片分析是研究孔隙结构最基本的方法，但其通过人工鉴定，随机误差较大且耗时费力。为充分挖掘岩石铸体薄片中丰富的孔隙结构参数信息，选取姬塬油田长9油层组6个岩石铸体薄片样本，采用基于RGB彩色空间的贝叶斯分类方法，根据得到的高信噪比孔隙-骨架二值化图像进行孔隙提取，并通过统计学方法获得样品的孔隙直径、孔隙形状因子和孔隙度。基于贝叶斯分类的图像分析方法计算的孔隙度与实测的孔隙度和渗透率呈较好的线性关系；与压汞法测试的结果对比，二者也具 有较高的相关性，相关系数超过0.8。因此，该方法可以得到较准确的孔隙结构参数，提升了岩石铸体薄片图像分析的效率，是针对致密砂岩储层孔隙结构参数表征的有效方法。

摘要:下寒武统是中国海相页岩气勘探的主要目的层，不同层段页岩含气性变化较大，如何寻找勘探目标是亟待解决的重要问题。以江西修武盆地XN1井为例，通过岩心描述、测井数据分析、矿物和元素组成分析、总有机碳含量测试等手段，对下寒武统王音铺组和观音堂组页岩进行研究。结果表明，水体下部的氧化还原环境和水体表层的生物生产力控制着有机质的富集。热液活动使水体还原性增强，生物生产力提高，从而控制有机质的富集，进一步影响页岩气的富集。早寒武世SQ1沉积时期研究区水体还原性变化大，SQ2和SQ3沉积时期水体普遍具有强还原性，均远高于SQ4和SQ5沉积时期；以SQ3沉积时期生物生产力最高，SQ2和SQ1沉积时期生物生产力相差不大，均高于SQ4和SQ5沉积时期的生物生产力。研究区SQ1沉积时期的硅质来源变化较大，SQ2和SQ3沉积时期大部分层段存在热液成因硅且含量较高，SQ4沉积时期开始出现大段的陆源碎屑沉积，也存在热液成因硅，SQ5沉积时期的硅质矿物基本来源于陆源碎屑沉积。SQ2和SQ3为研究区下寒武统页岩气有利发育层段。

摘要:BUTLER于1991年提出的双水平井注蒸汽开采重质油藏的原理和方法，受到中外专家和学者的高度重视。然而，BUTLER将该开采技术称为蒸汽辅助重力驱或简称为SAGD是不准确的。因为注入压力是双水平井注蒸汽开采技术的主要驱动作用，重力只起辅助驱动作用，因此，应该将其命名为重力辅助蒸汽驱（GASD）。由于BUTLER在建立蒸汽辅助重力驱产能计算公式时，将达西定律的稳定流量误认为是微分流量，且在公式的推导过程中存在若干错解，因而得到的蒸汽辅助重力驱产能计算公式是错误的。为此，基于BUTLER提出的蒸汽腔加热油层形成的可动油流动模型，应用达西定律的稳定倾斜线性流动方程，得到了双水平井重力辅助蒸汽驱的产能计算公式，并得出水平井的产能与sinθ 成正比，与双水平井之间的垂直距离成反比的重要结论。

摘要:为了解决海上油田大尺寸优势通道引起的注入液窜流技术难题，以渤海油藏储层和流体为研究对象，开展3种封堵剂基本性能评价、封堵率和多级封堵及调驱增油降水效果实验研究和作用机理分析。结果表明：封堵剂BH-1固化前为粘稠性流体，注入性较好；固化后为灰黑色致密固体，固化时间可在24～120 h内调整，固化后具有极高的抗压和耐冲刷能力，适用于近井地带大尺寸优势通道封堵。半互穿网络结构凝胶成胶前为粘性流体，注入性良好；在岩心孔隙内静置候凝24 h后，开始出现明显交联反应，120 h时形成网状分子聚集体，具有较高的抗压和耐冲刷能力，适用于油藏深部大尺寸优势通道封堵。当高渗透岩心内孔眼全部被封堵后，Cr3+聚合物凝胶调驱可以极大地改善低渗透岩心和高渗透岩心基质部分波及效果，采收率增幅高达29.4%，但封堵距离为总封堵长度的50%时，采收率增幅仅为13.1%。因此，渤海稠油油藏大尺寸优势通道封堵距离应大于注采井距的50%。从技术、经济效果角度考虑，封堵剂应由多级组合段塞组成，各个段塞注入顺序为：先注入约占总注入量50%的Cr3+聚合物凝胶，再注入约35%的半互穿网络结构凝胶，最后注入约15%的封堵剂BH-1。

摘要:低渗透油气藏储层基质致密，发育微纳米孔喉，毛管压力作用明显，在压裂过程中由于压裂液返排不彻底而受到伤害，导致油气藏产能降低。目前大量的研究集中于压裂液对储层裂缝的伤害，忽略了对基质的伤害。基于压力脉冲法测定原理，建立基质渗透率测定模型，并根据模型研发了压力传导仪，系统地研究压裂液对塔里木油田克深地区致密砂岩、四川盆地鲁家坪组以及须家河组页岩储层基质的伤害规律。与常规岩心流动伤害评价方法相比，压力脉冲法不需计量岩心出口端流量，而是以记录流体通过岩心时下游压力随时间的变化来评价岩心渗透性和损害程度，从而解决了低渗透岩心渗透率过低而引起的实验误差大、流量监测时间长等常规评价问题。

摘要:塔河断溶体油藏受岩溶水选择性溶蚀和裂缝发育程度的影响，油藏内部结构极其复杂，缝洞体分隔性明显，非均质性极强，导致注水驱替规律认识困难。为此，以油藏储流关系和5种典型断溶体为基础，根据流体动力学，侧重从注入速度、注采位置和裂缝发育程度3个方面对5种典型断溶体的注水驱替规律和剩余油分布特征开展数值模拟研究。结果表明：“Y”字型和复合型2种断溶体随着注入速度增大和注采位置由低到高，驱替效率均不断提高，而“V”字型、“T”字型和条带型3种断溶体的驱替效率受注入速度和注采位置影响较小；裂缝发育降低了断溶体的注水驱替效率；剩余油分布取决于注采位置和断溶体间的连通方式，主要分布在非优势流动通道的分支断裂溶洞、小型突起和断溶体的底部。

摘要:目前大多数相对渗透率测试是在原始油藏温度下完成，代表性较差。为明确浅层超稠油油藏水驱过程中的 流体流动机理，进行岩心驱替实验，对不同温度下的启动压力梯度和水驱浅层超稠油的相对渗透率曲线进行研 究。结果表明启动压力梯度受温度影响较大，在浅层超稠油油藏相对渗透率曲线中，油相相对渗透率曲线和水相 相对渗透率曲线差异很大，油相下降速度快，水相上升速度很慢。随温度升高，油水两相相对渗透率增大，等渗点 右移，等渗点处的相对渗透率逐渐增大，束缚水饱和度增加，残余油饱和度降低。140和180 ℃时蒸汽驱油效率分别 高于同等条件下的水驱效率10.6%和11.9%，在一定程度上说明热水驱替可改善浅层超稠油油藏的开发效果。

摘要:为揭示CO2驱过程中沥青质沉积量对致密砂岩油藏采收率的影响机理，选取3种不同沥青质含量的原油样品及相同渗透率的石英砂环氧树脂胶结人造岩心，模拟实际地层的温度、压力进行室内驱替实验，并通过核磁共振技术分析沥青质沉积对不同尺度孔喉中原油采收率的影响。实验结果表明：原油中沥青质含量越大，驱替过程中其沉积量越大；同时，岩心样品中的沥青质沉积量也随着CO2注入量的增加而增加；驱替实验的最终采收率受沥青质沉积量的影响，沉积量越大，采收率越低。核磁共振技术测试结果表明，沥青质沉积对较大孔喉（2.0～200.0 ms）的采收率无明显影响。但是，对于较小孔喉（0.1～2.0 ms），沥青质沉积会产生一定程度的堵塞效应，导致剩余油难以采出，最终影响整体的采收率。

摘要:为评价中国石化不同稠油热采开发技术的潜力，针对蒸汽吞吐加密和蒸汽驱2种提高采收率技术，利用财务净现值、油藏数值模拟和成本分析法，绘制蒸汽吞吐单井经济极限产油量和蒸汽驱经济极限油汽比图版，建立了2种油藏埋深、2种井型蒸汽吞吐加密潜力评价标准，修订了蒸汽驱潜力评价标准，并以中国石化W油田为例开展实例应用。研究结果表明：当油藏埋深一定时，随着油价下降，无论是直井还是水平井，蒸汽吞吐单井经济极限产油量均呈指数增加；在油价为60美元/bbl时，中国石化稠油油藏蒸汽驱经济极限油汽比为0.096 t/t，W油田蒸汽吞吐加密和蒸汽吞吐直接转蒸汽驱新增可采储量分别为32.4×104和71.1×104 t，总潜力为103.5×104 t，当油价为80美元/bbl时，W油田总潜力为426.5×104 t。同时，建议将水平井蒸汽驱潜力作为技术攻关潜力进行评价。

摘要:注蒸汽是开发稠油油藏的有效手段，由于蒸汽与原油之间存在密度差异，蒸汽超覆现象普遍存在。为此，利用三维物理模拟实验，直观描述稠油油藏蒸汽超覆特征，分析注蒸汽开发过程中不同射孔方式下压力、温度场和产液量变化。实验结果表明：注汽井全井段射孔时，蒸汽波及范围主要集中在油层上部，随着注汽时间增加，蒸汽波及到油层中部，剩余油主要集中于油层下部；而注汽井选择性射孔时，油层上下温差减小，油层下部吸汽量明显增加，动用程度和油藏采收率提高。在此基础上，利用数值模拟方法，对注采井选择性射孔方案进行优化，结果表明，注采井选择性射孔能够有效抑制蒸汽超覆，注汽井射开油层下部1/3、生产井射开油层下部1/2～2/3开发效果较好。

摘要:目前晚期注水实验研究主要以注水时机评价为主，在注采方式上研究较少，且传统方法开展驱油效率实验过程中，出口端的计量存在气液分离和人为读数产生误差等问题。以国外某油田为研究对象，从晚期注水原油常规相态变化和驱油效率2个方面入手，开展注水时机和不同注采方式对晚期注水效果的影响研究；在常规相态变化研究的基础上，评价注水增压开发对原油相态的影响；在驱油效率实验方法上，利用在线核磁技术实时评价驱替过程中岩心含油饱和度，提高了结果的准确性。研究结果表明：在衰竭开发至饱和压力的34%时，水驱采收率为16.5%；综合考虑采油速度、开发成本等因素，注水时机宜在80%泡点压力附近；对于长期衰竭开发严重脱气的区块，可采取注水增压方式开发，注水增压至80%泡点压力附近水驱效果最好。