2018年第25卷第6期文章目次
2018, 25(6):1-6.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.001
摘要:
胜利油田经过50多年开发，水驱油藏已进入特高含水期，综合含水率为92.6%，采出程度为26.2%，特高含水、 高采出程度条件下提高开发质量对注水技术提出了更高的要求。提高注水“三率”是改善水驱开发质量的关键。 针对胜利油田水驱油藏提高注水“三率”的制约因素及前期分层注水工艺技术应用和效果分析，结合胜利油田不同 油藏、不同井状和不同工况等注水开发特征对分层注水提出的需求，开展了提高分注率、层段合格率的关键技术研 究，实现不同油藏、不同井况标准化管柱的集成化配套。对现场优选“三率”具有提升潜力的水驱开发区块进行规 模化推广应用，在工程上提高了整装油藏、断块油藏、低渗透油藏的“三率”指标，在油藏上进一步提升了注采对应 率，降低了自然递减率，改善了水驱开发效果。
胜利油田经过50多年开发，水驱油藏已进入特高含水期，综合含水率为92.6%，采出程度为26.2%，特高含水、 高采出程度条件下提高开发质量对注水技术提出了更高的要求。提高注水“三率”是改善水驱开发质量的关键。 针对胜利油田水驱油藏提高注水“三率”的制约因素及前期分层注水工艺技术应用和效果分析，结合胜利油田不同 油藏、不同井状和不同工况等注水开发特征对分层注水提出的需求，开展了提高分注率、层段合格率的关键技术研 究，实现不同油藏、不同井况标准化管柱的集成化配套。对现场优选“三率”具有提升潜力的水驱开发区块进行规 模化推广应用，在工程上提高了整装油藏、断块油藏、低渗透油藏的“三率”指标，在油藏上进一步提升了注采对应 率，降低了自然递减率，改善了水驱开发效果。
2018, 25(6):7-15.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.002
摘要:
为降低低钻井密度区源-汇沉积体系时空展布研究的不确定性，探索沉积正演模拟在准噶尔盆地的适用性。 利用钻井、地震等资料，结合前人研究成果，应用DionisosFlow沉积正演模拟软件，对准噶尔盆地阜东斜坡阜19井区 三叠系韭菜园子组开展沉积正演模拟。结果表明，阜19井区以东北克拉美丽山的远物源和北三台凸起的点物源为 主要物源供给，凸起南部的东物源为次要物源供给，形成远源辫状河三角洲前缘细粒沉积与点物源相对粗碎屑近 源混杂沉积。其沉积演化受湖平面频繁升降的影响，纵向上表现为2个中期正旋回，岩性上形成典型的“泥包砂”特 征。阜19井周缘韭二段湖水动力影响减弱，发育来自南缘山前扇三角洲沉积的优质砂体，与滨浅湖亚相的泥岩间 互叠置，形成良好的储盖组合，是研究区较有利的油气勘探区域。
为降低低钻井密度区源-汇沉积体系时空展布研究的不确定性，探索沉积正演模拟在准噶尔盆地的适用性。 利用钻井、地震等资料，结合前人研究成果，应用DionisosFlow沉积正演模拟软件，对准噶尔盆地阜东斜坡阜19井区 三叠系韭菜园子组开展沉积正演模拟。结果表明，阜19井区以东北克拉美丽山的远物源和北三台凸起的点物源为 主要物源供给，凸起南部的东物源为次要物源供给，形成远源辫状河三角洲前缘细粒沉积与点物源相对粗碎屑近 源混杂沉积。其沉积演化受湖平面频繁升降的影响，纵向上表现为2个中期正旋回，岩性上形成典型的“泥包砂”特 征。阜19井周缘韭二段湖水动力影响减弱，发育来自南缘山前扇三角洲沉积的优质砂体，与滨浅湖亚相的泥岩间 互叠置，形成良好的储盖组合，是研究区较有利的油气勘探区域。
2018, 25(6):16-23.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.003
摘要:
通过低温液氮比表面积分析实验和扫描电镜观察，研究鄂西宜昌地区寒武系黑色页岩的储集空间类型和微 观孔隙结构，并结合总有机碳含量和矿物X衍射测试数据，对页岩孔隙发育主控因素进行分析。结果表明：研究区 水井沱组页岩的储集空间主要包括残余原生粒间孔、次生溶蚀孔、矿物铸模孔、晶间孔、微裂缝和有机孔，以微孔和 小孔为主；其中直径小于10 nm的孔隙对页岩比表面积的平均贡献率达87.51%，直径大于10 nm的孔隙对总孔隙体 积的平均贡献率为56.32%。页岩中的粘土矿物可以为页岩气的赋存提供更多的吸附点位和孔隙空间，且石英对页 岩孔隙发育具有正向作用，而碳酸盐岩含量过高则会导致孔隙结构的复杂化。
通过低温液氮比表面积分析实验和扫描电镜观察，研究鄂西宜昌地区寒武系黑色页岩的储集空间类型和微 观孔隙结构，并结合总有机碳含量和矿物X衍射测试数据，对页岩孔隙发育主控因素进行分析。结果表明：研究区 水井沱组页岩的储集空间主要包括残余原生粒间孔、次生溶蚀孔、矿物铸模孔、晶间孔、微裂缝和有机孔，以微孔和 小孔为主；其中直径小于10 nm的孔隙对页岩比表面积的平均贡献率达87.51%，直径大于10 nm的孔隙对总孔隙体 积的平均贡献率为56.32%。页岩中的粘土矿物可以为页岩气的赋存提供更多的吸附点位和孔隙空间，且石英对页 岩孔隙发育具有正向作用，而碳酸盐岩含量过高则会导致孔隙结构的复杂化。
2018, 25(6):24-31.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.004
摘要:
为明确东濮凹陷古近纪断层活动性对研究区不同沉积时期的洼陷形态、特征及沉积-沉降中心迁移规律的控 制作用，利用地震、钻井、测井及重磁等资料对东濮凹陷进行构造解析。结果表明：研究区在沙四段上亚段沉积时 期为统一广盆；在沙三段下亚段沉积时期断陷强烈，导致洼陷出现分隔性；在沙三段中亚段1—4砂组沉积时期，形 成多断多凸多洼构造格局；沙二段沉积时期以后，早期产生的二级和三级断层的活动性逐渐减弱或消失，大量的三 级和四级断层产生，多断多凸多洼构造格局更加明显。由于地壳重力均衡沉降作用，导致东濮凹陷地层分布发生 跷跷板式分异，与断层活动性共同控制洼陷的演化。东濮凹陷古近纪发育的控洼断层的活动性控制洼陷的演化和 烃源岩分布，断层的产状控制洼陷形态和干酪根类型。
为明确东濮凹陷古近纪断层活动性对研究区不同沉积时期的洼陷形态、特征及沉积-沉降中心迁移规律的控 制作用，利用地震、钻井、测井及重磁等资料对东濮凹陷进行构造解析。结果表明：研究区在沙四段上亚段沉积时 期为统一广盆；在沙三段下亚段沉积时期断陷强烈，导致洼陷出现分隔性；在沙三段中亚段1—4砂组沉积时期，形 成多断多凸多洼构造格局；沙二段沉积时期以后，早期产生的二级和三级断层的活动性逐渐减弱或消失，大量的三 级和四级断层产生，多断多凸多洼构造格局更加明显。由于地壳重力均衡沉降作用，导致东濮凹陷地层分布发生 跷跷板式分异，与断层活动性共同控制洼陷的演化。东濮凹陷古近纪发育的控洼断层的活动性控制洼陷的演化和 烃源岩分布，断层的产状控制洼陷形态和干酪根类型。
2018, 25(6):32-37.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.005
摘要:
东方A气田莺歌海组二段发育典型的“侧积”复合体，该类区域具有较大的未动用储量，但存在开发风险。通 过地震、测井、录井等资料对“侧积”复合体的展布特征及成因机制进行研究，认为Ⅲa气组“侧积”复合体成因机制 是由于沉积时期形成水下地形高地，水流顺地势较低位置到达气组南区后发生侧向迁移所形成。Ⅱa气组“侧积” 复合体成因机制为沉积时期发育大规模的泥质水道侧向迁移所形成，分为低弯度型和高弯度型，高弯度型“侧积” 复合体分布在泥质水道末端，低弯度型“侧积”复合体分布在泥质水道中上游。由已钻井及地震资料分析可知，“侧 积”复合体内部储层含气性较差，顶部砂体具有一定连通性，布井时应布置在“侧积”复合体发育区的顶部。
东方A气田莺歌海组二段发育典型的“侧积”复合体，该类区域具有较大的未动用储量，但存在开发风险。通 过地震、测井、录井等资料对“侧积”复合体的展布特征及成因机制进行研究，认为Ⅲa气组“侧积”复合体成因机制 是由于沉积时期形成水下地形高地，水流顺地势较低位置到达气组南区后发生侧向迁移所形成。Ⅱa气组“侧积” 复合体成因机制为沉积时期发育大规模的泥质水道侧向迁移所形成，分为低弯度型和高弯度型，高弯度型“侧积” 复合体分布在泥质水道末端，低弯度型“侧积”复合体分布在泥质水道中上游。由已钻井及地震资料分析可知，“侧 积”复合体内部储层含气性较差，顶部砂体具有一定连通性，布井时应布置在“侧积”复合体发育区的顶部。
2018, 25(6):38-44.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.006
摘要:
为明确鄂尔多斯东南部延安以南地区奥陶系储层中流体包裹体及烃类物质的油气指示意义，对其流体包裹 体的岩相学、均一温度和盐度及组分特征进行综合分析，并结合研究区埋藏-热演化史，探讨储层烃类充注史。根 据流体包裹体室温下的相态特征、组分和烃类分布产状，可将研究区碳酸盐岩储层流体包裹体分为盐水包裹体、气 态烃包裹体、液态烃包裹体、沥青包裹体及含烃气-液两相盐水包裹体5类，局部还存在残余游离液态烃和运移沥青 等未形成流体包裹体的烃类物质。研究表明，研究区流体包裹体及烃类物质主要分布在充填于储层孔隙、溶洞、裂 缝中的方解石、石英等自生矿物内，均一温度随盐度升高逐渐递增，所捕获的流体包裹体主要为烃源岩在高成熟阶 段的产物。奥陶系碳酸盐岩储层曾在中侏罗世末期和早白垩世末期发生过2期油气充注，且以早白垩世末期为主。
为明确鄂尔多斯东南部延安以南地区奥陶系储层中流体包裹体及烃类物质的油气指示意义，对其流体包裹 体的岩相学、均一温度和盐度及组分特征进行综合分析，并结合研究区埋藏-热演化史，探讨储层烃类充注史。根 据流体包裹体室温下的相态特征、组分和烃类分布产状，可将研究区碳酸盐岩储层流体包裹体分为盐水包裹体、气 态烃包裹体、液态烃包裹体、沥青包裹体及含烃气-液两相盐水包裹体5类，局部还存在残余游离液态烃和运移沥青 等未形成流体包裹体的烃类物质。研究表明，研究区流体包裹体及烃类物质主要分布在充填于储层孔隙、溶洞、裂 缝中的方解石、石英等自生矿物内，均一温度随盐度升高逐渐递增，所捕获的流体包裹体主要为烃源岩在高成熟阶 段的产物。奥陶系碳酸盐岩储层曾在中侏罗世末期和早白垩世末期发生过2期油气充注，且以早白垩世末期为主。
2018, 25(6):45-50.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.007
摘要:
裂缝的发育使储层表现出方位各向异性，而不同方位的叠前地震数据则表现出在振幅等属性上存在一定差 异。所以，基于方位地震数据的叠前地震同步反演方法能获取储层裂缝相关参数，进而进行储层裂缝预测。为此， 从方位各向异性介质的基本理论出发，介绍描述裂缝性介质的岩石物理参数，并给出各向异性参数与裂缝参数之 间的转换关系。针对分步反演法可能产生累积误差的缺点，结合贝叶斯理论，提出裂缝性介质叠前地震同步反演 方法。模型测试和实际资料测试结果均表明，新方法具有较好的可靠性和稳定性。
裂缝的发育使储层表现出方位各向异性，而不同方位的叠前地震数据则表现出在振幅等属性上存在一定差 异。所以，基于方位地震数据的叠前地震同步反演方法能获取储层裂缝相关参数，进而进行储层裂缝预测。为此， 从方位各向异性介质的基本理论出发，介绍描述裂缝性介质的岩石物理参数，并给出各向异性参数与裂缝参数之 间的转换关系。针对分步反演法可能产生累积误差的缺点，结合贝叶斯理论，提出裂缝性介质叠前地震同步反演 方法。模型测试和实际资料测试结果均表明，新方法具有较好的可靠性和稳定性。
2018, 25(6):51-55.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.008
摘要:
济阳坳陷沾车地区义东断裂带走滑构造特征及其控藏作用不明，制约着该区油气勘探。综合地震、测井、钻 井等资料开展义东断裂带走滑构造特征分析，并在此基础上评价走滑断裂对油气成藏的控制作用。结果表明：义 东断裂走滑特征明显，主断层（义东断层）及其伴生次级断层呈锐角或近直角斜交，平面上呈“入”字型，主断层与两 侧的平行断层呈NEE—NE向雁行式展布；剖面上，主断层面陡峭，伴生的次级断层断至主断层面上，形成负花状构 造，且具有窄而深的半地堑式构造。义东断裂带控制陡坡带发育多期次、多类型的砂砾岩扇体，断裂多期次活动形 成了一系列沿着断层分布的NE向雁列式断块、断鼻及断背斜圈闭，义东断裂主要对油气运移起侧向封堵和垂向输 导作用，控制油气沿义东断裂带呈条带状展布。
济阳坳陷沾车地区义东断裂带走滑构造特征及其控藏作用不明，制约着该区油气勘探。综合地震、测井、钻 井等资料开展义东断裂带走滑构造特征分析，并在此基础上评价走滑断裂对油气成藏的控制作用。结果表明：义 东断裂走滑特征明显，主断层（义东断层）及其伴生次级断层呈锐角或近直角斜交，平面上呈“入”字型，主断层与两 侧的平行断层呈NEE—NE向雁行式展布；剖面上，主断层面陡峭，伴生的次级断层断至主断层面上，形成负花状构 造，且具有窄而深的半地堑式构造。义东断裂带控制陡坡带发育多期次、多类型的砂砾岩扇体，断裂多期次活动形 成了一系列沿着断层分布的NE向雁列式断块、断鼻及断背斜圈闭，义东断裂主要对油气运移起侧向封堵和垂向输 导作用，控制油气沿义东断裂带呈条带状展布。
2018, 25(6):56-62.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.009
摘要:
等温吸附方程和等温累积吸附方程是描述页岩气和煤层气吸附规律的2个重要理论方程。前者描述的是不 同压力下的等温吸附量，后者描述的是不同压力下的等温累积吸附量。应当指出，构成等温吸附量曲线中不同压 力下的数据点，不是利用实验测定直接得到的，而是利用理论公式计算得到的。尽管在中外，尤其是中国，目前已 有若干计算等温吸附量的方法，但多因在理论推导过程中存在不正确性和不可靠性，而导致计算公式和计算结果 的错误，并引出了所谓过剩吸附量的不正确概念，这样也就谈不上为页岩吸附气和煤层吸附气的资源评价提供可 靠的饱和累积吸附量数据。为此，基于气体状态方程，利用气体的物质守恒原理，经严格的推导，得到计算等温吸 附量的3种方法。同时，提出了判断是否达到饱和吸附状态的判断因子。页岩和煤层吸附实验资料的应用结果表 明，新建的计算方法和判断因子是正确、有效的。
等温吸附方程和等温累积吸附方程是描述页岩气和煤层气吸附规律的2个重要理论方程。前者描述的是不 同压力下的等温吸附量，后者描述的是不同压力下的等温累积吸附量。应当指出，构成等温吸附量曲线中不同压 力下的数据点，不是利用实验测定直接得到的，而是利用理论公式计算得到的。尽管在中外，尤其是中国，目前已 有若干计算等温吸附量的方法，但多因在理论推导过程中存在不正确性和不可靠性，而导致计算公式和计算结果 的错误，并引出了所谓过剩吸附量的不正确概念，这样也就谈不上为页岩吸附气和煤层吸附气的资源评价提供可 靠的饱和累积吸附量数据。为此，基于气体状态方程，利用气体的物质守恒原理，经严格的推导，得到计算等温吸 附量的3种方法。同时，提出了判断是否达到饱和吸附状态的判断因子。页岩和煤层吸附实验资料的应用结果表 明，新建的计算方法和判断因子是正确、有效的。
2018, 25(6):63-70.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.010
摘要:
为了给油藏水平井CO2驱开发提供理论依据，建立CO2驱三区复合水平井模型，通过拉普拉斯变换、正交变换 和数值反演等一系列数学物理方法，求解出解析解。根据流动形态特征，将试井曲线划分为9个阶段，分别是井筒 储集阶段、表皮效应阶段、早期径向流阶段、线性流阶段、CO2区平面径向流阶段、CO2区向过渡区转移阶段、过渡区 径向流阶段、过渡区向原油区转移阶段和原油区径向流阶段。对模型进行一系列敏感性因素分析，结果表明：CO2 区与过渡区半径越大，井底压差越小，越有利于CO2注入；储容系数越大，过渡区持续时间越短；井筒储集和表皮系 数越小对驱替越有利；流度比越大，过渡区持续时间越长。
为了给油藏水平井CO2驱开发提供理论依据，建立CO2驱三区复合水平井模型，通过拉普拉斯变换、正交变换 和数值反演等一系列数学物理方法，求解出解析解。根据流动形态特征，将试井曲线划分为9个阶段，分别是井筒 储集阶段、表皮效应阶段、早期径向流阶段、线性流阶段、CO2区平面径向流阶段、CO2区向过渡区转移阶段、过渡区 径向流阶段、过渡区向原油区转移阶段和原油区径向流阶段。对模型进行一系列敏感性因素分析，结果表明：CO2 区与过渡区半径越大，井底压差越小，越有利于CO2注入；储容系数越大，过渡区持续时间越短；井筒储集和表皮系 数越小对驱替越有利；流度比越大，过渡区持续时间越长。
2018, 25(6):71-77.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.011
摘要:
利用可视化高温高压泡沫仪筛选出具有良好CO2泡沫性能的表面活性剂，在醇类等共溶剂的辅助下，评价其 在超临界CO2中的溶解性能；利用高温高压岩心驱替实验装置，评价CO2气溶性泡沫体系提高采收率的能力。结果 表明，所筛选的非离子型表面活性剂N-P-12在125 ℃高温条件下可以产生具有一定稳定性的CO2泡沫，醇类等共 溶剂的加入可以明显提高其在超临界CO2中的溶解度。CO2气溶性泡沫体系驱油过程中阻力因子呈先增大后减小 的趋势，生成的泡沫对体系流动起到流度控制的作用，且较常规CO2泡沫能够显著提高原油采收率，最终采收率高 达92.50%。
利用可视化高温高压泡沫仪筛选出具有良好CO2泡沫性能的表面活性剂，在醇类等共溶剂的辅助下，评价其 在超临界CO2中的溶解性能；利用高温高压岩心驱替实验装置，评价CO2气溶性泡沫体系提高采收率的能力。结果 表明，所筛选的非离子型表面活性剂N-P-12在125 ℃高温条件下可以产生具有一定稳定性的CO2泡沫，醇类等共 溶剂的加入可以明显提高其在超临界CO2中的溶解度。CO2气溶性泡沫体系驱油过程中阻力因子呈先增大后减小 的趋势，生成的泡沫对体系流动起到流度控制的作用，且较常规CO2泡沫能够显著提高原油采收率，最终采收率高 达92.50%。
2018, 25(6):78-83.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.012
摘要:
常规水解聚丙烯酰胺在高温高盐油藏下粘度较低，将2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸耐温抗盐单体引入聚丙烯酰 胺主链制备超高分三元共聚物是提高聚合物耐温抗盐特性的有效方法。对比研究常规水解聚丙烯酰胺和含2-丙 烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体的超高分三元共聚物的基本物化性能、流变特性及驱油效果。在模拟水总矿化度为 32 868 mg/L的条件下，与常规水解聚丙烯酰胺相比，超高分三元共聚物流体力学有效直径增加30%以上，分子链更 加舒展，网络结构更加完整，粘度提高1倍以上。流变特性研究表明，超高分三元共聚物剪切流变方程中增稠系数 提高2倍，假塑性指数降低22%，因此，超高分三元共聚物具有更高的粘弹性，在地层运移时产生的拉伸粘度提高1 倍以上。双管物理模拟驱油实验结果表明，常规水解聚丙烯酰胺提高采收率仅为15.7%，超高分三元共聚物提高采 收率达24.1%，驱油效果更好，具有良好的应用前景。
常规水解聚丙烯酰胺在高温高盐油藏下粘度较低，将2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸耐温抗盐单体引入聚丙烯酰 胺主链制备超高分三元共聚物是提高聚合物耐温抗盐特性的有效方法。对比研究常规水解聚丙烯酰胺和含2-丙 烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体的超高分三元共聚物的基本物化性能、流变特性及驱油效果。在模拟水总矿化度为 32 868 mg/L的条件下，与常规水解聚丙烯酰胺相比，超高分三元共聚物流体力学有效直径增加30%以上，分子链更 加舒展，网络结构更加完整，粘度提高1倍以上。流变特性研究表明，超高分三元共聚物剪切流变方程中增稠系数 提高2倍，假塑性指数降低22%，因此，超高分三元共聚物具有更高的粘弹性，在地层运移时产生的拉伸粘度提高1 倍以上。双管物理模拟驱油实验结果表明，常规水解聚丙烯酰胺提高采收率仅为15.7%，超高分三元共聚物提高采 收率达24.1%，驱油效果更好，具有良好的应用前景。
2018, 25(6):84-88.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.013
摘要:
为明确驱油用部分水解聚丙烯酰胺溶液在孔喉模型中机械降解的主控因素，开展部分水解聚丙烯酰胺溶液 在孔喉模型中的机械降解实验，分析其流速、质量浓度及储层孔喉比和地层水总矿化度等因素对其机械降解的影 响。实验结果表明：部分水解聚丙烯酰胺溶液在孔喉模型中机械降解的主控因素为流速和孔喉比，其质量浓度和 地层水总矿化度对部分水解聚丙烯酰胺在孔喉模型中机械降解的影响不明显；部分水解聚丙烯酰胺溶液在孔喉模 型中机械降解导致的粘度损失率随流速增加而增加，且存在临界流速和极限流速2个机械降解流速特征值；部分水 解聚丙烯酰胺溶液通过串联孔喉模型时，机械降解主要发生在前4个孔喉模型，说明部分水解聚丙烯酰胺溶液在油 藏中发生机械降解的关键部位是近井地带。
为明确驱油用部分水解聚丙烯酰胺溶液在孔喉模型中机械降解的主控因素，开展部分水解聚丙烯酰胺溶液 在孔喉模型中的机械降解实验，分析其流速、质量浓度及储层孔喉比和地层水总矿化度等因素对其机械降解的影 响。实验结果表明：部分水解聚丙烯酰胺溶液在孔喉模型中机械降解的主控因素为流速和孔喉比，其质量浓度和 地层水总矿化度对部分水解聚丙烯酰胺在孔喉模型中机械降解的影响不明显；部分水解聚丙烯酰胺溶液在孔喉模 型中机械降解导致的粘度损失率随流速增加而增加，且存在临界流速和极限流速2个机械降解流速特征值；部分水 解聚丙烯酰胺溶液通过串联孔喉模型时，机械降解主要发生在前4个孔喉模型，说明部分水解聚丙烯酰胺溶液在油 藏中发生机械降解的关键部位是近井地带。
2018, 25(6):89-95.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.014
摘要:
由于原油及聚合物-降粘剂溶液具有较高的粘度，导致胜利油区聚合物-降粘剂复合驱注入井的注入量往往 因为无法达到预定的配注要求而被迫进行间歇生产，且目前尚没有明确的方法用以确定聚合物-降粘剂复合驱的 极限注入速度，严重制约了稠油油藏化学驱技术的推广应用。基于数理统计原理和油藏数值模拟等方法，首先建 立孤岛油田东区Ng41-51单元聚合物-降粘剂复合驱的典型数值模拟模型，然后采用PB试验设计进行主控因素筛 选，最后借助多元回归分析法建立聚合物-降粘剂复合驱无因次吸水指数预测模型，并以此为基础建立聚合物-降 粘剂复合驱注入速度界限的确定方法。研究结果表明：数值模拟方案和验证方案所对应的无因次吸水指数的实算 值与预测值的吻合度较高，两者平均误差仅为1.71%，说明所建立的无因次吸水指数预测模型具有可靠性；当聚合 物质量浓度为2 000 mg/L、降粘剂质量分数为0.4%、降粘剂降粘率为90%、注入段塞尺寸为0.4 PV时，目标区块的极 限注入速度为0.106 4 PV/a，计算结果与矿场实际注入数据（0.11 PV/a）相近。
由于原油及聚合物-降粘剂溶液具有较高的粘度，导致胜利油区聚合物-降粘剂复合驱注入井的注入量往往 因为无法达到预定的配注要求而被迫进行间歇生产，且目前尚没有明确的方法用以确定聚合物-降粘剂复合驱的 极限注入速度，严重制约了稠油油藏化学驱技术的推广应用。基于数理统计原理和油藏数值模拟等方法，首先建 立孤岛油田东区Ng41-51单元聚合物-降粘剂复合驱的典型数值模拟模型，然后采用PB试验设计进行主控因素筛 选，最后借助多元回归分析法建立聚合物-降粘剂复合驱无因次吸水指数预测模型，并以此为基础建立聚合物-降 粘剂复合驱注入速度界限的确定方法。研究结果表明：数值模拟方案和验证方案所对应的无因次吸水指数的实算 值与预测值的吻合度较高，两者平均误差仅为1.71%，说明所建立的无因次吸水指数预测模型具有可靠性；当聚合 物质量浓度为2 000 mg/L、降粘剂质量分数为0.4%、降粘剂降粘率为90%、注入段塞尺寸为0.4 PV时，目标区块的极 限注入速度为0.106 4 PV/a，计算结果与矿场实际注入数据（0.11 PV/a）相近。
2018, 25(6):96-100.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.015
摘要:
聚合物-降粘剂复合驱已越来越广泛地应用于各大油田，并取得了良好的开发效果，但随着原油粘度的增大，增油量不断减少，开发效益不断降低，目前尚没有明确方法来确定所适用的原油粘度界限，严重制约了该技术的推广应用。为此，从财务净现值入手，以吨剂增油值作为筛选指标，建立聚合物-降粘剂复合驱的原油粘度界限确定方法，以孤岛油田东区Ng41-51单元为例，利用所建方法得到该区块的原油粘度界限筛选图版。研究结果表明，聚合物-降粘剂复合驱原油粘度界限随油价上升不断增大，当油价为40美元/bbl时，原油粘度界限仅为854 mPa?s，但当油价升至70美元/bbl时，原油粘度界限提高至4 471 mPa?s。
聚合物-降粘剂复合驱已越来越广泛地应用于各大油田，并取得了良好的开发效果，但随着原油粘度的增大，增油量不断减少，开发效益不断降低，目前尚没有明确方法来确定所适用的原油粘度界限，严重制约了该技术的推广应用。为此，从财务净现值入手，以吨剂增油值作为筛选指标，建立聚合物-降粘剂复合驱的原油粘度界限确定方法，以孤岛油田东区Ng41-51单元为例，利用所建方法得到该区块的原油粘度界限筛选图版。研究结果表明，聚合物-降粘剂复合驱原油粘度界限随油价上升不断增大，当油价为40美元/bbl时，原油粘度界限仅为854 mPa?s，但当油价升至70美元/bbl时，原油粘度界限提高至4 471 mPa?s。
2018, 25(6):101-106.
DOI: 0.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.016
摘要:
智能水驱是一项低成本、环保、潜力巨大的油田开发新技术。以国外众多学者的研究成果为依据，分析归纳 智能水驱提高采收率的作用机理主要包括：类碱驱、微粒迁移、多组分离子交换和储层润湿性转变，并通过物理模 拟实验验证智能水驱的提高采收率机理。研究结果表明：用智能水驱进行岩心流动实验时，产出水的pH值明显高 于高矿化度水驱，最大pH值能够达到8.23，说明智能水驱能够发挥类似碱驱的作用从而提高采收率；用智能水分别 驱替未煅烧和650 ℃下煅烧过的岩心，最终采收率分别为56.48%和53.45%，因煅烧过的岩心内粘土不再发生迁移， 其采收率明显低于未煅烧的，说明智能水驱过程中微粒的迁移能够提高采收率；检测智能水驱产出液中各离子的 质量浓度发现，Ca2+的质量浓度先大幅度增加后逐渐降低，Mg2+的质量浓度先小幅度增加再逐渐减小，最终逐渐趋于 平稳，说明水驱过程中存在少量Mg2+交换Ca2+以及智能水中的H+交换粘土表面大量的Ca2+的过程，可见智能水驱过 程中多组分离子发生了交换，从而提高了采收率；70 h后在油滴1周围改滴智能水，油滴与岩心的接触角由最初的 124°逐渐减小，最终降至67°，润湿性由亲油性变为亲水性，可见智能水驱能够使岩心表面的润湿性发生转变，从而 提高采收率。
智能水驱是一项低成本、环保、潜力巨大的油田开发新技术。以国外众多学者的研究成果为依据，分析归纳 智能水驱提高采收率的作用机理主要包括：类碱驱、微粒迁移、多组分离子交换和储层润湿性转变，并通过物理模 拟实验验证智能水驱的提高采收率机理。研究结果表明：用智能水驱进行岩心流动实验时，产出水的pH值明显高 于高矿化度水驱，最大pH值能够达到8.23，说明智能水驱能够发挥类似碱驱的作用从而提高采收率；用智能水分别 驱替未煅烧和650 ℃下煅烧过的岩心，最终采收率分别为56.48%和53.45%，因煅烧过的岩心内粘土不再发生迁移， 其采收率明显低于未煅烧的，说明智能水驱过程中微粒的迁移能够提高采收率；检测智能水驱产出液中各离子的 质量浓度发现，Ca2+的质量浓度先大幅度增加后逐渐降低，Mg2+的质量浓度先小幅度增加再逐渐减小，最终逐渐趋于 平稳，说明水驱过程中存在少量Mg2+交换Ca2+以及智能水中的H+交换粘土表面大量的Ca2+的过程，可见智能水驱过 程中多组分离子发生了交换，从而提高了采收率；70 h后在油滴1周围改滴智能水，油滴与岩心的接触角由最初的 124°逐渐减小，最终降至67°，润湿性由亲油性变为亲水性，可见智能水驱能够使岩心表面的润湿性发生转变，从而 提高采收率。
2018, 25(6):107-113.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.017
摘要:
致密油藏水平井体积压裂后形成不同尺度的孔-缝介质，不同尺度介质中的渗流规律不同，产量预测难度 大。为此，在总结前人对不同尺度介质渗流规律认识的基础上，建立致密油藏体积压裂水平井产量预测模型，并用 油田实际数据对其准确性进行验证。同时，对致密油藏体积压裂水平井产量的影响因素进行分析，发现不同介质 的应力敏感系数对产量的影响程度从大到小依次为次级裂缝应力敏感系数、人工主裂缝应力敏感系数、基质应力 敏感系数；高速非线性系数对产量的影响较大，而启动压力梯度对产量的影响较小。
致密油藏水平井体积压裂后形成不同尺度的孔-缝介质，不同尺度介质中的渗流规律不同，产量预测难度 大。为此，在总结前人对不同尺度介质渗流规律认识的基础上，建立致密油藏体积压裂水平井产量预测模型，并用 油田实际数据对其准确性进行验证。同时，对致密油藏体积压裂水平井产量的影响因素进行分析，发现不同介质 的应力敏感系数对产量的影响程度从大到小依次为次级裂缝应力敏感系数、人工主裂缝应力敏感系数、基质应力 敏感系数；高速非线性系数对产量的影响较大，而启动压力梯度对产量的影响较小。
2018, 25(6):114-120.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.018
摘要:
因海上油田具有渗透率较高且大孔道发育的特点，常规封堵剂难以满足其优势通道封堵技术经济要求。为 解决该问题并能对渤海油藏高渗透层进行有效封堵，以渤海油藏储层特征及流体性质为基础，以化学分析、物理模 拟、仪器检测为技术手段，以油藏工程和无机化学为理论指导，在油藏温度条件下开展了封堵剂组成优化及其影响 因素实验研究。结果表明，从封堵剂固化时间、酸溶性和抗压强度等方面考虑，推荐固化剂为NaOH，增粘剂为无机 增粘剂，缓凝剂为复合缓凝剂。在固化剂、增粘剂、缓凝剂和主剂等组分中，缓凝剂对封堵剂固化时间影响较明 显。缓凝剂质量分数为0.1%～0.5%时，固化时间为5.5~480 h且可调节。
因海上油田具有渗透率较高且大孔道发育的特点，常规封堵剂难以满足其优势通道封堵技术经济要求。为 解决该问题并能对渤海油藏高渗透层进行有效封堵，以渤海油藏储层特征及流体性质为基础，以化学分析、物理模 拟、仪器检测为技术手段，以油藏工程和无机化学为理论指导，在油藏温度条件下开展了封堵剂组成优化及其影响 因素实验研究。结果表明，从封堵剂固化时间、酸溶性和抗压强度等方面考虑，推荐固化剂为NaOH，增粘剂为无机 增粘剂，缓凝剂为复合缓凝剂。在固化剂、增粘剂、缓凝剂和主剂等组分中，缓凝剂对封堵剂固化时间影响较明 显。缓凝剂质量分数为0.1%～0.5%时，固化时间为5.5~480 h且可调节。
19 缝洞单元类型快速识别方法
2018, 25(6):120-126.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2018.06.019
摘要:
为了对碳酸盐岩储集体类型进行快速划分和识别，针对碳酸盐岩缝洞单元，根据典型井的静态资料，明确缝 洞组合模式，选择有代表性的岩心造洞并进行物理模拟实验，分析裂缝-孔洞型单元、孤立溶洞型单元和有基质供 液的溶洞型单元的流动特征。通过噪声处理和地层综合压缩系数分析对自喷期流动特征曲线进行校正。根据塔 里木油田英买2区块自喷期油压曲线、累积压降-累积产液量曲线、漏失和放空等动态资料以及缝洞单元雕刻图等 静态资料，综合压恢试井解释资料，认为英买2区块40口井缝洞单元可划分为4种类型：有基质供液的溶洞型单元、 裂缝-孔洞型单元、孤立溶洞型单元和其他类别单元。该方法可应用于今后油藏开发过程中缝洞单元的快速、准确 识别。
为了对碳酸盐岩储集体类型进行快速划分和识别，针对碳酸盐岩缝洞单元，根据典型井的静态资料，明确缝 洞组合模式，选择有代表性的岩心造洞并进行物理模拟实验，分析裂缝-孔洞型单元、孤立溶洞型单元和有基质供 液的溶洞型单元的流动特征。通过噪声处理和地层综合压缩系数分析对自喷期流动特征曲线进行校正。根据塔 里木油田英买2区块自喷期油压曲线、累积压降-累积产液量曲线、漏失和放空等动态资料以及缝洞单元雕刻图等 静态资料，综合压恢试井解释资料，认为英买2区块40口井缝洞单元可划分为4种类型：有基质供液的溶洞型单元、 裂缝-孔洞型单元、孤立溶洞型单元和其他类别单元。该方法可应用于今后油藏开发过程中缝洞单元的快速、准确 识别。
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