摘要:潜山油气藏是中国东部储量丰富的勘探开发对象，但受构造活动、岩性变化和流体溶蚀等影响，其内幕储集空间非常复杂。通过对胜利油区埕岛潜山的岩心观察，发现断层活动导致下古生界碳酸盐岩形成裂缝段（裂缝密度小于10条/m）、碎裂岩（裂缝密度大于10条/m）和角砾岩（砾径为2～8 cm），其中角砾岩和碎裂岩的溶蚀现象明显、砾间空隙含油性好，而裂缝段及一般碳酸盐岩的含油性较差。利用测井和地震资料，提出了断层与裂缝段、碎裂岩、角砾岩的5种组合，查明潜山内幕以断层破碎带（碎裂岩-角砾岩）为主体的新型储集体的分布规律。进而利用岩矿鉴定和地化分析，阐明了地表水和热液流体对断层附近碎裂岩、角砾岩的溶蚀情况，认为油气成藏期地表水对断层破碎带形成储集体起到了控制作用。这种新型储集体的预测和评价，有助于查明潜山内幕储集空间及油气分布特征，也有利于复杂潜山内幕油藏的高效开发。

摘要:准噶尔盆地已发现较多与火山岩风化壳有关的油气藏。以盆地西缘车排子地区石炭系火山岩为例，通过地质、地球化学及测井等技术，分析石炭系风化壳发育规律，明确研究区石炭系油气成藏规律。研究结果表明：车排子地区石炭系火山岩顶部发育黏土层、水解层和淋滤层共3层结构的风化壳；风化时间决定风化壳的厚度，古地形控制风化壳结构层的完整性，岩性和断裂影响风化壳的局部变化。风化壳对油气成藏的控制作用主要有：①淋滤层中的各类火山岩均可以成为有利储层。②黏土层与水解层是风化壳型地层圈闭的有效盖层。③淋滤层与上覆砂体是风化壳内部油气藏的重要横向输导层。受风化壳结构控制，研究区石炭系具有断层-毯砂、断层-淋滤层及断层-毯砂-淋滤层共3种输导方式，油气主要富集于毯砂-淋滤层错断对接区、近断裂带及毯砂-淋滤层超覆对接区。

摘要:特高含水期是陆相油藏开发的重要阶段，而剩余油研究是特高含水期油藏提高采收率的基础。根据孤岛油田中一区特高含水期的3口密闭取心井和17口新钻井资料，从平面、层间和层内对剩余油的分布特征和富集规律进行分析。结果表明，特高含水期剩余可动油在研究区普遍分布、局部富集，矿场生产动态实践也验证了该认识的正确性。根据研究区夹层分布规律及储层韵律性建立了全遮挡型、半遮挡型和韵律型3大类剩余油局部富集模式，其中，半遮挡型剩余油局部富集模式可进一步分为油井遮挡型、水井遮挡型和井间遮挡型3小类，韵律型剩余油局部富集模式可进一步分为正韵律型和均匀型2小类。新认识突破了特高含水期剩余油高度分散、局部集中的传统认识，对河流相老油田的剩余油挖潜具有重要意义。

摘要:鄂尔多斯盆地临兴区块太原组致密砂岩自生黏土矿物含量较高，是影响储层物性的重要因素之一，但对黏土矿物特征及成因尚未系统研究，影响了优质储层刻画。通过岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射、物性分析，明确黏土矿物的含量及形态特征，剖析其成因及与储层物性之间的相关性。结果表明，临兴区块太原组致密砂岩黏土矿物相对含量由高到低依次为伊利石、高岭石、绿泥石及伊/蒙混层，均呈充填式分布于粒间溶蚀孔隙或晶间微孔隙中，为热水蚀变成因。紫金山岩体影响黏土矿物的含量及分布，岩体附近伊利石、绿泥石及伊/蒙混层含量较高，而高岭石含量较低。伊利石、绿泥石及伊/蒙混层与储层物性呈负相关关系，高岭石与储层物性呈正相关。受黏土矿物影响，太原组物性相对较好的致密砂岩储层分布于研究区的东北及西南部，为下一步油气勘探开发的有利目标区。

摘要:为了探究苏里格西部致密砂岩储层的渗流规律，选用铸体薄片、常规压汞等资料，采取定性与定量相结合的方法对孔隙结构进行分析，在此基础上结合气水相渗测试以及可视化真实砂岩模型进行气水驱替及泄压实验，模拟气藏成藏及开发过程中不同孔隙类型的渗流规律和流体分布。依据不同孔隙的相对含量将孔隙组合类型分为溶孔-粒间孔、晶间孔-溶孔、溶孔-晶间孔、晶间孔4类，并对4类孔隙类型代表样品的孔喉特征及渗流规律进行分析。结果表明：不同孔隙类型储层的渗流规律分异明显，随着储层物性越来越好，束缚水饱和度逐渐减小，束缚水处的气相相对渗透率逐渐增大，两相共渗区不断加宽，渗流能力增强，气水相互干扰逐渐减弱；可视化气驱水驱替类型随孔隙类型变好逐渐由指状驱替过渡为驱替程度较大的均匀驱替，在同等生烃条件下有利于天然气充注构成有效储层；泄压实验结果表明，孔隙类型好的样品泄压所需的时间短，压力下降的幅度大，采出程度高；孔隙类型较差的样品残留水过多，使得气相相对渗透率减小，采出程度较低。根据压汞结合相渗测试，确定研究区储层束缚水转变为可动水的节点生产压差为7 MPa，为苏里格西部气井降低产水风险、提高采收率提供理论依据。

摘要:以松北致密气藏砂砾岩储层为研究对象，通过三轴压缩实验，开展含不同粒径砾石的砂砾岩脆性特征研究。在岩样破坏特征、偏应力-应变曲线特征分析的基础上，利用能量演化理论，研究不同粒径对砂砾岩力学性质和脆性特征的影响，并对岩样破坏过程中的声发射响应特征进行分析，结果表明：在三轴压缩实验中不同粒径砾石对砂砾岩岩样的破坏特征具有不同影响。相比于小粒径（<1 mm）砾石为主的岩样，大粒径（2~6 mm）砾石为主的岩样在更低的围压下被剪切破坏，且破裂面倾角较小。由于大量弱胶结砾石界面的存在，大粒径砾石为主的岩样通常具有更低的抗压强度，形成的破裂面更复杂。破裂面凹凸不平导致岩样破坏过程中一部分能量耗散于破裂面的摩擦，因此，大粒径砾石为主的岩样脆性更低，在剪切事件中占比更高，岩样破坏过程中以剪切破坏占主导。

摘要:塔河油田奥陶系缝洞型油藏探明石油地质储量近14×108 t，目前该油田已进入开发中后期，油藏整体存在含水率较高、注采关系矛盾、储层非均质性严重、采收率明显偏低的问题，急需建立精细的油藏地质模型。按岩溶成因将缝洞储集体分为风化壳型、断控型和地下河型3类，通过分析沙74、沙65和塔7-615这3种典型缝洞单元不同成因储集体发育特征，最终以3种岩溶储集体均发育的沙65缝洞单元为例，分别建立其离散分布模型，并与孔洞、裂缝融合成完整的油藏模型。对于属性参数模型的建立，以大量成像测井上观察到的储集体类型为依据，结合单井储集体波阻抗与测井解释孔隙度，总结出不同类型缝洞储集体波阻抗与孔隙度定量关系，并直接由波阻抗体反演得到孔隙度体，储量计算最终结果与油藏动态预测结果一致。

摘要:珠江口盆地惠西南地区是南海北部陆架区岩性圈闭勘探的首选靶区，已发现岩性油气藏石油地质储量近亿方，对该区岩性圈闭的形成条件、发育类型进行分析有利于明确岩性圈闭勘探方向，提升陆架区海相沉积体系岩性圈闭的勘探潜力。受多期相对海平面变化和复杂水动力条件影响，新近纪古珠江三角洲沉积形成的多成因砂体具有分带性发育和多层系储盖组合纵向叠置的特点，这为岩性圈闭的发育创造了物质基础；东沙运动使东沙隆起在新近纪晚期抬升，断裂体系发育，这为岩性圈闭形成提供了构造背景。惠西南地区岩性圈闭分为三角洲平原带、三角洲前缘带和条带砂发育带3个区带。三角洲平原带以河道型岩性圈闭为主；三角洲前缘带以岩性上倾尖灭圈闭为主，可进一步细分为前积末端砂体岩性上倾尖灭圈闭、前积内幕砂体岩性上倾尖灭圈闭和退积砂体岩性上倾尖灭圈闭；条带砂发育带以形成于局限古地貌背景下的条带状砂岩圈闭为主。分析不同类型圈闭的发育位置、尖灭特征及储层物性，认为退积砂体岩性上倾尖灭圈闭具有最好的储集物性和圈闭边界条件。

摘要:东营凹陷发育的灰质背景下的浊积岩储层以薄层和薄互层为主。由于灰质泥岩与浊积岩储层波阻抗差异不大，导致二者难以识别，为此提出叠后弹性波动方程数值模拟和叠前地震反演相结合的方法。为摒除灰质泥岩的干扰，充分发挥叠前地震反演的弹性信息优势，在测井约束叠前地震反演的基础上，引入敏感因子开展弹性敏感性定量评价，提出多参数岩性信息融合构建数学模型，优选对灰质泥岩和浊积岩敏感的弹性参数。同时结合叠后弹性波动方程数值模拟，开展灰质背景下厚层浊积岩和薄互层浊积岩储层识别方法研究，以达到识别储层的目的。针对东营凹陷坨71井区灰质背景下的浊积岩储层，利用多参数岩性信息融合与弹性波动方程数值模拟相结合的方法，有效解决了储层识别与优选的问题。

摘要:由于煤岩质软易碎且力学强度小，煤层气储层具有较强的应力敏感性。在开发排采过程中受孔隙流体压力减小、有效应力增大的影响，储层中的孔-裂隙发生闭合，孔隙度和渗透率降低，致密程度增强，煤岩体对应力的响应程度也随之发生改变。基于力学形变理论，通过推导建立耦合力学应变的孔渗模型，计算并分析轴向应力作用下的煤岩孔隙度和渗透率变化规律，并采用“平均孔隙压缩系数”函数代替传统火柴束模型中的孔隙压缩系数常量，形成改进火柴束模型，以此来分析孔隙压缩系数改变对孔渗参数的影响。结果表明：随轴向应力增加，煤岩的孔隙度、渗透率及孔隙压缩系数均减小；孔渗参数与轴向应力之间满足负指数型数量关系；孔隙压缩系数随轴向应力的动态变化引起孔隙度和渗透率随轴向应力降低的速率减慢。因此，煤层气储层孔渗参数与应力应变之间具有地质关联性，评判储层物性时应考虑孔渗参数的应力敏感程度。

摘要:Arps基于矿场油井产量递减数据的统计分析和理论研究，提出了指数、双曲线和调和三种经典的递减模型，受到世人的高度重视，至今被广泛地应用于全球油气工业的产量和可采储量的评价。应当指出，Arps的指数递减是递减率为常数且产量递减较快的一种递减模型。由于其预测的指标比较稳妥，被上市评估公司普遍采用。Arps的双曲线递减和调和递减是两种产量递减较慢的模型，在实际中应用得并不多。陈元千等于2015年建立的线性递减模型，仅适用于产量随时间呈直线下降，而且递减率随时间的增加而增加。本文建立的幂函数递减模型，它的递减率随时间的增加而降低。根据Arps提出的递减指数n 划分的不同递减模型：n=-1时为线性递减，n=0时为指数递减，0

摘要:储层非均质性导致的驱替介质窜流是制约砾岩油藏注水、注聚合物开发的主要因素之一。根据克拉玛依砾岩油藏的非均质分布情况，针对油藏高渗区呈连通、零散及复合分布特征设计3种可视化填砂模型。通过水驱和高、低2种质量浓度聚合物驱实验，分析不同非均质性分布下水驱窜流与聚合物驱窜流特征；选用弱凝胶和凝胶颗粒2种调驱剂来封堵窜流通道，探索不同类型非均质窜流的针对性治理方法。结果表明，高渗区之间的连通、零散及复合分布均易导致水驱窜流，中、低渗区及非主流线上的高渗区原油难以得到有效动用。不同非均质模型中聚合物驱窜流特征和治理方法不同：当高渗区连通或复合分布时，低质量浓度聚合物驱（1 000 mg/L）仍窜流明显，增大聚合物质量浓度（2 000 mg/L）能够扩大对非主流线上高渗区的波及，采收率大幅度提高，但中、低渗区原油仍未得到有效动用，凝胶颗粒调驱是治理聚合物驱窜流的最佳方法；当高渗区零散分布时，低质量浓度聚合物驱采收率增幅明显，而高质量浓度聚合物驱采收率难以大幅度提高，弱凝胶调驱是治理聚合物驱窜流的最佳方法。

摘要:低渗透油藏孔喉结构复杂、孔喉半径细小，流体在低渗透油藏中的流动表现出明显的非线性渗流特征，同时存在一定的启动压力梯度。分析毛细管中边界层厚度变化规律，基于低渗透油藏流体边界层理论和毛细管模型，建立低渗透油藏非线性渗流新模型。通过低渗透岩心的流动实验验证了新模型的正确性，总结了单井径向非线性渗流模式；基于渗流区域的差异性特征，提出了低渗透油藏差异化开发对策。理论分析表明：基于边界层理论的低渗透油藏非线性渗流模型能够准确地描述低渗透油藏的渗流特征，低渗透油藏的渗流区域划分为易流区、缓流区与滞留区，不同类型低渗透油藏，易流区边界与缓流区边界之间的差距是不同的，提高采收率的技术方向不同。针对一般低渗透油藏，可以通过井网适配的方法建立有效驱替压力梯度，促使注采井间缓流区的边界对接，提高油藏波及系数；特低渗透油藏可通过储层改造等措施，促使缓流区转化为易流区；致密油藏通过优化合理井距，减少死油区，提高油藏储量动用程度。

摘要:缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多样，形态复杂，在水驱过程中容易形成阁楼油和绕流油，采用气驱能够有效补充地层能量，提高剩余油的采出程度。为观察缝洞型油藏中注入气体的驱油动态，根据塔河油田实际地质资料和注采特征，依据相似性原则，设计制作二维缝洞型油藏可视化物理模型，开展缝洞型油藏岩溶储集体模型注气提高采收率实验研究。结果表明：以注气速度分别为20和5 mL/min进行驱替，宏观油水界面特征基本相似，在氮气驱替过程中会出现明显的气水同锥现象和气水协同效应；注气速度为20 mL/min下的最终采出程度约为70.5%，注气速度为5 mL/min下的最终采出程度约为78.9%，注气速度高易发生气窜，低注气速度可以延长注氮气时间，防止气体过早发生气窜，但是由于速度低，驱动能量低，氮气只能进入阻力相对较小的溶洞和裂缝中。因此，合理控制注气速度能够充分发挥气驱提高采收率的潜能。

摘要:胜利油区适合化学驱的Ⅰ，Ⅱ类优质油藏资源已基本得到动用，化学驱资源接替难度大，设计应用聚合物驱后期油藏注采耦合技术，延长注聚项目经济有效期。基于物理模拟实验研究方法，采用可视化模拟驱替装置，研究聚合物驱后期油藏连续注采和注采耦合条件下聚合物驱液流波及范围和剩余油分布特征。结果表明：相比连续注采模式，注采耦合能够改变常规流线方向，更好地扩大液流波及体积，动用低渗透区域部分剩余油，达到提高采收率目的。以聚合物驱后期油藏孤东油田八区Ng3-4单元为例，建立以Ng32层为主的数值模型，开展注采耦合结构和实施周期数值模拟优化研究。研究结果表明，聚合物驱后期油藏注采耦合技术可有效改变已有老流线，扩大分流线波及范围，降低化学剂用量，进一步提高特高含水期油藏采收率，优化推荐注采耦合结构为一轮次与二轮次开井时间比例为1∶1的对称型结构，每轮次开井时间均为3个月，以指导聚合物驱后期油藏单元高效开发；优选10个井组实施矿场试验，试验结果表明，含水率回返趋势得到有效控制，月降低聚合物干粉用量约为10.8 t/月，吨聚增油值提高7.6 t/t，预测可进一步提高采收率1.7%。

摘要:致密油藏渗透率较低，需要应用水平井大规模压裂的方法才能进行有效开发，压裂后形成的基质与裂缝为2种渗流规律差异性较大的介质，需要新的产量分析模型才能适应致密油藏压裂水平井开发动态分析的需求。在对致密油藏基质与裂缝2种介质不同渗流规律研究的基础上，建立水平井多段压裂双重介质耦合产量模型，并应用有限体积法在非结构混合网格的基础上进行模型求解，同时，制作典型致密油藏压裂水平井Blasingame曲线，并对该曲线特征进行分析，将压裂水平井开发生产阶段划分成裂缝线性流、过渡流和边界控制流3个阶段；基质启动压力梯度、裂缝条数、裂缝间距和裂缝长度对Blasingame曲线有着重要的影响，该曲线在后期的边界控制流阶段随着启动压力梯度的增加而线性地平行下移，在中、前期随着裂缝条数的增加而向上分散，在中期过渡流阶段随着裂缝间距与裂缝长度的增加而向上突出，但裂缝间距对曲线的影响更显著。

摘要:面对全球能源短缺问题，页岩气作为一种新兴的非常规资源成为研究热点。以鄂尔多斯盆地延长组页岩为例，采用数值模拟手段建立三维地质模型，研究不同CO2或CO2/N2混合气体注入速率及混合气体中N2占比对页岩气产量的影响。研究结果表明，以0.05，0.5和1 kg/s的速率注入CO2或CO2/N2混合气体均能提高页岩气产量，注入混合气体效果优于单纯的CO2。仅以0.05 kg/s的速率注入CO2，30 a后甲烷生产井中不会出现气体突破现象，页岩气产量可提高13.21%。以0.05 kg/s的速率注入CO2/N2混合气体，甲烷生产井中会出现N2突破现象，N2质量分数越大，突破时N2含量越多。实际工程中为了防止甲烷生产井中气体突破含量超过10%的限制值，需要严格控制CO2或CO2/N2混合气体的注入速率以及混合气体中N2的质量分数。

摘要:压裂裂缝内的支撑剂通常用于防止裂缝闭合，而通过拓展附加功能的覆膜支撑剂增加了透油阻水能力，通过“荷叶原理”利用疏水材料在支撑剂表面覆膜制备一种新型控水增油支撑剂，该覆膜支撑剂充填到压裂裂缝内使其具有水相低导流能力和油相高导流能力。研究先利用填砂模型对覆膜支撑剂层的透油阻水能力进行测试实验，再利用大型的3D驱油设备进行水平井压裂裂缝内分别充填常规支撑剂和覆膜支撑剂的水驱油开发实验。结果表明：覆膜支撑剂层的透油阻水能力皆优于常规支撑剂层；当驱替压差小于0.4 MPa时，透油阻水能力略有提高且阻水效果增加超过10%；此外，压裂裂缝内充填覆膜支撑剂的3D驱油开发实验最终采收率比充填常规支撑剂的提高3.95%。