摘要:济阳坳陷已整体进入中、高勘探程度阶段，发现的油藏基本呈多个环带状分布。在油气从烃源灶向已发现油气田的运移路径上还存在大量的储量空白区，这些空白区内尚未发现的岩性、构造-岩性、地层不整合等圈闭可以捕获油气并聚集成藏。通过对孤东-红柳油田构造鞍部新近系馆陶组岩性圈闭勘探历程分析，简述油气运移路径上圈闭勘探的启示及研究思路的形成过程。以惠民凹陷临南烃源灶与曲堤油田之间江家店油田周缘构造圈闭的研究过程为例，介绍了主要的研究思路和方法：开展油源对比，搭建烃源灶与油气田之间的桥梁；开展油气藏剖析，明确勘探目的层系；开展沉积环境研究，推断可能的输导层和圈闭类型；开展圈闭的有效性识别与评价，明确勘探目标。“从烃源灶到油气田运移路径上的圈闭评价”研究思路及方法的总结与提出，对今后一段时期内的油气精细勘探具有重要的指导意义。

摘要:春风油田作为中国石化“十二五”期间唯一投入整体开发的五千万吨级储量油田，开发伊始即确立了用5年时间建成百万吨原油生产基地的战略目标。针对浅薄层超稠油油藏高效开发缺乏有效的储层描述方法、开发方式、工程技术以及管理体系等难题，围绕“三新三高”模式，开展针对性的系统攻关，创新配套了7项关键技术，突破了2m浅薄储层精细预测、高效热力复合采油技术，解决了有效动用难题；配套了水平井防砂免钻塞钻完井一体化、注汽水平泵采油一体化技术，解决了高效开发难题；完善了高干度循环流化床环保锅炉、产出水低温多效机械压缩蒸发技术，实现了绿色低碳发展；构建了智能油田高效管理运行体系，大幅度提高了劳动生产率，降低了开发成本。春风油田共动用地质储量近5 000万吨，2015—2018年连续4年稳产超过100万吨，产能建设投资及单位完全成本降低了1/3左右，在产生了巨大经济社会效益的同时，形成的关键技术丰富了稠油开发理论与技术，并已推广应用到新疆、河南以及胜利东部等同类型油田，支撑了低品位超稠油油藏的规模效益开发。

摘要:中国东部陆相断陷湖盆具有丰富的地下热水资源，但该类盆地缺乏针对地下热水的同位素及微量元素测试分析，限制了对该区地下热水来源及演化的研究，制约了地下热水的勘探及开发。以东营凹陷为例，利用地下热水的常量离子特征、离子参数等指标对研究区地下热水进行分类，结合不同类型地下热水的温压场特征及储水层水-岩反应产物，探讨不同类型地下热水的来源及演化。研究结果表明：东营凹陷主要存在3种不同类型的地下热水。第1类地下热水赋存于东营组及馆陶组，处于常温、常压的开放环境，为经历大气水入渗改造及蒸发浓缩作用的大气降水；第2类地下热水赋存于沙三段、沙二段、沙一段和东营组，处于常压-超压过渡体系，为经历浓缩改造及有机来源CO2改造的原始淡水-半咸水的湖泊水；第3类地下热水赋存于沙四段、沙三段，总体处于超压体系，为经历浓缩改造、有机来源CO2改造及硬石膏溶蚀改造的原始盐湖相的湖泊水。

摘要:基于钻井、测井、岩心、分析化验及三维地震资料，研究涠西南凹陷流一段上亚段重力流类型、沉积特征及发育模式。结果表明，研究区流一段上亚段主要发育碎屑流、浊流和滑塌沉积3种重力流类型，碎屑流和滑塌沉积在研究区最为发育。碎屑流沉积据其岩性构成可细分为砂质碎屑岩和泥质碎屑岩，砂质碎屑岩以发育块状构造，见泥质撕裂屑、漂浮泥砾为典型特征；滑塌沉积塑性变形构造发育，既体现重力流沉积特征，同时还部分保留牵引流沉积特征。湖平面变化、物源体系、坡折带及沟源通道等耦合控制重力流沉积类型及分布，在研究区建立了北西物源三角洲-断裂坡折-侵蚀水道和西物源三角洲-同沉积坡折2种经典的重力流沉积模式。

摘要:低含油饱和度特稠油油藏的油水关系一般较为复杂，针对该类油藏开展油水分布规律研究是可动用储量评价与开发的基础。应用测井、岩心分析及开发动态等资料对孤岛油田东区馆6开展储层含油性评价及油水分布特征研究，认为其为油水关系复杂的低含油饱和度特稠油油藏。其油气成藏机制为：以重力、浮力为主的弱成藏动力难以排驱较小喉道孔隙中的原生水，致使河道边缘、河间滩地等物性较差的砂体含油饱和度较低；油气成藏后，孤北断层剧烈活动，致使其附近区域的地面原油密度超过1.01 g/cm3，具有一定长度的连续油柱足以克服毛细管力排出孔隙，聚集于构造低部位，形成油水倒置现象。以油藏成因机制研究为指导，根据油水分布特征及控制因素，将孤岛油田东区馆6低含油饱和度特稠油油藏的油水分布模式划分为4种类型，分别为岩性控制的Ⅰ类、构造控制的Ⅱ类、构造和岩性双重控制的Ⅲ类、油水密度分异控制的Ⅳ类，并制定了差异化的开发策略，进而实现储量评价及有效动用。

摘要:准噶尔盆地西北缘哈山地区属于山前复杂构造带，形成于陆缘岛弧环境的石炭系火山岩推覆体是该区重要的油气储集体。为分析复杂构造带火山岩储层发育特征及控制因素，利用大量露头、岩心、薄片、扫描电镜及成像测井等资料，对火山岩储集特征、影响因素及成储模式进行研究。结果表明：哈山地区石炭系火山岩主要由火山熔岩类的玄武岩、安山岩、玄武安山岩和火山碎屑岩类的火山角砾岩、凝灰岩2大类5种岩性组成；岩性和岩相是影响火山岩储层发育的内在因素，风化淋滤和构造作用是外在因素；储层成因包括岩相-断裂型和岩相-褶皱型2种类型；在推覆体的前翼和核部、断裂交汇处的风化壳、喷发旋回与期次界面处的火山角砾岩、凝灰岩、安山岩发育区是火山岩有利储层分布区。

摘要:综合利用岩石薄片、扫描电镜和X射线衍射等方法，以鄂尔多斯盆地南部富县地区三叠系延长组长8致密砂岩储层为研究对象，系统研究储层岩石学特征、物性特征及成岩作用，探讨成岩相的类型和成岩作用差异性对储层物性的影响。结果表明：研究区长8储层主要为极细粒-细粒的长石砂岩，成岩作用复杂且差异性较大。研究区储层主要发育机械压实相、碳酸盐胶结相和弱压实-弱胶结相3种成岩相。其中机械压实相砂岩在成岩早期因机械压实作用变为致密储层，多分布于沉积水动力较弱的砂体中；碳酸盐胶结相砂岩在成岩早期因碳酸盐胶结物大量沉淀而致密化；弱压实-弱胶结相砂岩多分布于分流河道中下部水动力较强的砂体中，由于刚性颗粒含量较高且在成岩早期形成大量绿泥石胶结物，抗压实能力显著提高，同时绿泥石膜在一定程度上抑制了其他类型胶结物的形成，为孔隙流体活动提供了充足的空间，溶蚀作用也较为发育，弱压实-弱胶结相砂岩是研究区相对优质的储层。

摘要:充满流体的裂缝其声阻抗与岩石声阻抗具有显著区别，当声波通过裂缝时，必然引起声波的能量衰减。为有效识别致密砂岩气藏单井裂缝发育段，首先利用鄂尔多斯盆地K区EXDT全波列数据经过一系列处理得到阵列声波幅度衰减曲线，然后应用岩心分析、薄片鉴定、微电阻率成像资料标定阵列声波幅度衰减曲线，明确了裂缝发育段的声波幅度衰减明显增大的响应特征，确定了裂缝发育段阵列声波幅度衰减曲线的界限值：纵波幅度衰减曲线值大于12.5 db/m、横波幅度衰减曲线值大于13 db/m、斯通利波幅度衰减曲线值大于5.6 db/m，较好地实现了单井裂缝段的识别。鄂尔多斯盆地K区实例井分析表明，千5、盒2、盒4和盒6段对应的阵列声波幅度衰减大，裂缝较为发育，是研究区的主力产层。裂缝较大地改善了致密砂岩储层的渗透率，对产能起到了积极贡献，因此单井裂缝发育段的准确划分对于射孔开发具有指导意义。

摘要:川西坳陷须家河组是四川盆地主要产气层位之一。分析岩心观察及钻、测井等资料，认为须四段上亚段发育水下分流河道、河口坝、分流间湾及席状砂4种沉积微相，结合普通/铸体薄片、扫描电镜和X衍射等测试方法，深入开展储层成岩相及构造相研究，将成岩相划分为压实相、碳酸盐胶结相、溶蚀相、高岭石胶结-溶蚀相、碳酸盐胶结-溶蚀相5种；将构造相分为裂缝相和无裂缝相2种。综合沉积、成岩及构造因素，将研究区须四段上亚段岩石物理相划分为Ⅰ，Ⅱ1，Ⅱ2，Ⅲ及Ⅳ共5类，其中Ⅰ类为高孔基质-裂缝型储层，Ⅱ1类为高孔基质型储层，Ⅱ2类为低孔基质-裂缝型储层，Ⅲ类为低孔基质型储层，Ⅳ类为泥岩。结合测井曲线，建立各类岩石物理相的测井识别标准，为单井岩石物理相的划分提供依据。

摘要:高含水期井网压裂产能研究对高含水期井网压裂优化及开发调整意义重大。由于储层物性的非均质性，导致高含水期剩余油分布不均。依据五点法压裂井网及其流线分布特征，将五点法注采单元划分为4个注采区域，每个注采区域再细分为多个计算单元；在考虑剩余油分布不均的基础上，运用流线积分法、物质平衡原理及稳定状态逐次替换法，推导出各计算单元的产能计算方法，合并各计算单元产能，获得高含水期五点法压裂井网产能。新建方法的计算结果与实际动态生产数据的对比结果表明，相对误差小于5%，可满足现场需求。通过分析储层系数、储层非均质性、裂缝无因次导流能力、裂缝穿透比和压裂初期剩余油饱和度对产能的影响可知：储层系数越大，压裂初期剩余油饱和度越高，产能越高，裂缝直接控制区域的储层系数和剩余油饱和度对压裂初期产能影响较大；产能随裂缝无因次导流能力和穿透比的增大而增大，但裂缝无因次导流能力对产能的影响随其增大而减小。

摘要:浅层边水断块油藏由于含油面积小、非均质性强、黏度高以及开发过程中存在边水突进快等问题，氮气吞吐可有效补充地层能量，具有控抑边水突进的潜力。通过采用高温高压边水径向流模型对氮气、氮气-表面活性剂和氮气-二氧化碳3种吞吐介质控水增油可行性进行室内实验研究，以吞吐阶段含水率最大降低值、控水持续时间和采收率提高程度为指标，并结合模型压力变化对3种吞吐介质控水增油效果进行评价和对比，并在此基础上分别分析3种吞吐介质控水增油机理。结果表明，3种吞吐介质均能控抑边水；氮气吞吐控抑边水能力最强，但氮气的驱油效率低，增油效果较差；而氮气复合吞吐在实现控抑边水的基础上，通过表面活性剂和二氧化碳提高了驱油效率，增油效果优于氮气吞吐。

摘要:高效开发致密油藏是石油领域的一项重要任务，而渗吸采油作为开发致密油藏的重要机理之一，越来越受到人们的重视。选取新疆油田致密砂岩天然岩心和人造岩心，在室内条件下，利用改进的动态渗吸实验装置，系统地研究基质渗透率、温度、压力、岩心尺寸和裂缝密度等因素对动态渗吸采出程度的影响。通过将实验参数进行无因次化，得到无因次渗吸采出程度归一化模型。利用该模型得到的采出程度大于目前广泛应用的Ma模型计算结果，与动态渗吸实验得到的规律相吻合。研究结果表明：当岩心渗透率处于同一级别时，动态渗吸采出程度既有可能与岩心渗透率呈正相关，也有可能呈负相关；在其他条件相同的前提下，温度越高，岩心长度越短，动态渗吸效果越好；压力对渗吸效果的影响存在一个最佳范围，在本实验条件下为5～7 MPa；动态渗吸采出程度的增幅与裂缝密度 呈线性正相关。

摘要:为深入探究高温高压（70 ℃，8 MPa）条件下，CO2驱稠油的微观运移特征及其对采收率的影响，利用高温高压微观可视化模拟系统，模拟不同区域不同阶段的CO2驱稠油过程，研究CO2驱稠油的微观运移特征，并定量分析该过程中CO2对稠油采收率的影响。研究结果表明：CO2驱稠油过程可分为油气互溶、沥青质析出和气体携带部分沥青质颗粒运移3个部分。一次气驱阶段，CO2先以小气泡自由移动，随后发生变形、合并或分裂，最后以连续相运移为主；关井阶段，CO2气体溶解于稠油且伴随沥青质析出；二次气驱阶段，CO2携带部分沥青质颗粒呈连续状运移，扩大波及面积。此外，调整CO2驱稠油过程中的反应条件可以平衡气体降黏和沥青质析出的相互影响，促进油气有效运移，提高采收率。

摘要:针对油田常用人工智能产油量预测方法无法考虑数据在时间上相关性的问题，提出了采用基于长短期记忆（简称LSTM）神经网络的油田新井产油量预测方法。在分别介绍反向传播（简称BP）神经网络、循环神经网络（简称RNN）、LSTM神经网络原理以及建模步骤的基础上，以某油田新井单井年产油量预测为例，对影响新井单井年产油量的开发指标进行了筛选，对相应LSTM神经网络进行了训练，并对新井单井年产油量进行了预测。将预测结果与支持向量回归模型和BP神经网络进行了对比，结果表明，该预测模型拟合效果更好，预测精度更高。基于LSTM神经网络的预测方法可以作为一种新的人工智能方法用于油田新井产油量的预测，为准确预测油田新井产量，指导油田开发决策提供了一种新的方法。

摘要:作为低渗透油气藏的重要改造手段，水力压裂技术的研究方法越来越多。但是目前绝大多数的研究均未考虑储层非均质性，而储层非均质性是影响压裂改造效果的重要地质因素。为此，在考虑储层非均质性的情况下，基于物质点法建立非均质储层改造效果评价模型，应用J 积分计算储层改造面积并对储层非均质情况进行评价。将模拟出的差应力场与微地震检测结果进行对比，验证构建模型的准确性。研究结果表明：考虑储层非均质性模型的计算结果与现场实际微地震信号匹配度很高；J 积分曲线波动越明显，储层非均质性越强；压裂15段最合理，此时储层改造面积比例为0.87，增幅比例小于0.01；非均质储层两翼裂缝差异较大，与设计裂缝半长相差很多。

摘要:传统的页岩气产能模型忽略了压裂液返排期间气-水同流对产能的影响，针对该问题，建立综合考虑页岩气吸附解吸、扩散、滑脱效应、应力敏感、毛管渗吸效应的气-水两相渗流数学模型，并基于有限差分，采用SS方法求解得到页岩储层产气规律及地层流体饱和度分布。对比分析不同裂缝网络渗透率、人工主裂缝渗透率、人工主裂缝长度、页岩气吸附解吸、毛管力作用对页岩气产量的影响，结果表明：生产初期，受压裂液返排的影响，日产气量呈先升高后降低的趋势，出现产气峰值，初期产气量明显低于不考虑压裂液返排所预测的产气量，但后期产气量基本一致。裂缝网络渗透率越高、人工主裂缝渗透率越高，产气量峰值出现的时间越早且初期产气量越高。人工主裂缝越长，产气量峰值出现的时间越晚，初期产气量越高。页岩气吸附解吸对初期产气量的影响不明显。考虑毛管力作用，压裂液返排率越低，产气量越高。

摘要:陆相油藏是中国油藏开发的主要对象，由于其自身特点，该类油藏在开发过程中面临多种挑战，并且不同开发阶段面临的主要矛盾各异，因此，以动力递进主导的全生命周期全要素协同开发是提高该类油藏开发效果的理论基础。在研究系统动力协同递进开发规律的基础上，提出油藏开发动力协同递进开发原理，认为层系细分和井网适应是油藏开发的主要引导力，介质超越是油藏开发的主要推动力。借助室内实验和数值模拟手段，就介质超越提出六大油藏开发驱替介质序列和五种油藏开发驱替介质动力协同递进典型组合。在此基础上，结合介质超越、层系细分与井网适应等油藏开发六大要素，应用金字塔原理，建立了油藏开发系统全要素协同开发宝塔图版，直观形象地阐明了油藏全生命周期动力协同递进开发模式，2010年依据该图版，按照正常接替递进典型组合模式，在柳赞北区实施气驱开发，阶段末采出程度达到23.4%，在水驱的基础上提高了14.8%。

摘要:特高含水期油藏经过长期注水开发，在平面、纵向上存在驱替不均衡现象，影响水驱开发效果。为了达到均衡驱替的目的，利用数值模拟技术提出了驱替倍数量化表征方法，识别表征油藏不同位置处驱替程度的差异，根据驱替倍数与剩余油饱和度及采出程度的关系对其进行分级评价，将特高含水期油藏分为弱驱富集区、强驱替区、高耗水区和无效注水4个区域，并确定了不同区域驱替倍数的分布模式，在此基础上形成了提高弱驱富集区驱替倍数，转变强驱替区液流方向，注采调配控制高耗水区，封堵调控遏制无效注水等均衡驱替技术对策。针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组提出了井网调整优化方案，现场实施后提高水驱采收率1.43%，应用效果较好。