摘要:博格达地区芦草沟组为准噶尔盆地南缘重要的烃源岩发育层段，前期沉积特征研究往往针对博格达山北侧泥页岩发育区或南侧柴窝堡凹陷砂砾岩发育区，缺乏对博格达地区整体性的研究。通过对博格达山周缘典型露头的芦草沟组进行详细观察和精细测量，结合柴窝堡凹陷钻井、测井、岩心资料，详细分析该区的地层特征、沉积相类型及分布特征，明确沉积演化过程。研究结果表明：博格达地区芦草沟组自下而上可划分为一段、二段、三段与四段，主要发育近岸水下扇、浊积扇与湖泊相沉积。在芦草沟组一段、二段沉积时期，近岸水下扇在柴窝堡凹陷广泛分布，浊积扇与半深湖亚相主要分布在博格达山以北；在芦草沟组三段、四段沉积时期，相对湖平面上升，近岸水下扇与浊积扇规模减小，半深湖、深湖亚相在研究区分布广泛，发育大规模的优质烃源岩。

摘要:石炭系是准噶尔盆地油气勘探的重要层系，油气成藏具有明显的源控特征。查明石炭系烃源岩地球化学特征，对于精细厘定有效烃源岩，指导油气勘探具有重要的现实意义。系统采集露头和钻井烃源岩样品，采用总有机碳含量、岩石热解、饱和烃色谱-质谱、单体烃碳同位素和金管-高压釜生烃热模拟实验等分析手段，对烃源岩地球化学特征及生烃能力开展对比研究。结果表明：准噶尔盆地石炭纪残留洋（海）、弧后盆地、弧内盆地、海相裂谷环境和陆相裂谷盆地等沉积环境形成了5种烃源岩发育模式；不同环境的烃源岩表现出不同的地球化学特征，可分为5种类型，分别为乌参1井型烃源岩、滴水泉型烃源岩、扎河坝型烃源岩、滴西8井型烃源岩和五彩城型烃源岩；不同环境发育的烃源岩的生烃能力存在明显差异，其中，弧后盆地和弧内盆地烃源岩表现为强生烃能力，为优质烃源 岩，其生成的油气是油气勘探的重要目标。

摘要:车排子凸起西翼紧邻四棵树凹陷，前期认为该区轻质油油藏主要来自侏罗系烃源岩。通过对多个层系已发现的原油和四棵树凹陷主要烃源岩的生物标志化合物、原油碳同位素、原油成熟度等地化指标进行综合对比分析，明确研究区轻质原油来源，并建立综合判识标准。研究区轻质原油可分为2类，Ⅰ类原油主要分布于石炭系、侏罗系、白垩系、古近系，具有规则甾烷C27，C28，C29呈反“L”型、伽马蜡烷含量低、Pr/Ph值较大、原油碳同位素较重、原油成熟度相对较高的特征，其生油母质形成于弱氧化-弱还原淡水湖沼环境中，有机质来源以高等植物为主，主要来自四棵树凹陷侏罗系八道湾组烃源岩；Ⅱ类原油主要分布于沙湾组，具有规则甾烷C27，C28，C29呈“V”字型、伽马蜡烷含量相对较高、Pr/Ph值较小、原油碳同位素较轻、原油成熟度相对较低的特征，其生油母质形成于强还原的半咸水深湖相环境中，有机质来源以浮游藻类为主，主要来自古近系安集海河组烃源岩。进一步证实四棵树凹陷发育侏罗系和古近系2套有效烃源岩，且其生成的油气已经发生长距离运移。

摘要:庙西南洼陷为受走滑断裂强烈改造形成的盆缘洼陷，为了分析走滑断裂对洼陷油气成藏的控制作用，应用方差切片及精细构造解释技术对走滑构造特征及洼陷构造演化过程进行研究。结果表明：研究区走滑断裂带分为东、西2支，东支分段特征明显，西支南北贯通，走滑断裂增弯段、叠覆区控制大型圈闭群的形成。不同走滑断裂活动时期对油气成藏条件的控制作用存在差异。始新世，在洼陷南次洼的走滑、伸展交汇区发育优质烃源岩，走滑断裂强烈改造-高地温-咸化湖盆背景有利于烃源岩的早生早排；始新世末，走滑断裂与负向地貌单元耦合形成有效的输砂通道，控制辫状河三角洲沉积体系的展布；渐新世，右旋走滑拉分作用控制洼陷厚层泥岩区域盖层的形成；上新世，新构造运动形成的走滑调节断裂与烃源岩、构造脊配置，形成远源汇聚型和近源垂向贯通型2种油气成藏模式。

摘要:针对含油饱和度的测井解释过程中通常重视Archie公式中岩石电阻率参数的研究与选取，很少考虑油层中油水赋存状态的影响。浅层疏松砂岩稠油层具有与常规油层不同的油水赋存状态，以“孤立水滴”形式存在于孔隙体积中的水被油分隔，很难形成导电网络，导致利用Archie公式解释得到的稠油层含油饱和度值比实际值偏高，因此需要对饱和度的测井解释进行优化校正。本文选取济阳坳陷沾化凹陷馆陶组稠油油藏为研究目标，阐述了产生“孤立水滴”赋存方式的主要因素是储层孔隙结构，并以油基泥浆取心分析含油饱和度作为标准，采用实验分析和解释方程对比两种方式，通过CT图像分析、Archie公式、毛细管压力曲线反算含油高度和含水率方程反算等方法，初步确定解释值的校正量为4.1%～5.4%，平均为5%，这为浅层疏松砂岩稠油层的含油饱和度解释校正提供了依据，也为稠油层含油饱和度的校正研究提供了方法和思路。

摘要:南苏门答腊盆地J区中新统进积三角洲成因砂体叠置样式及空间演化规律认识不清，制约了该区非构造油气藏的精细勘探。基于高精度成因地层分析，结合区域地质背景、岩石相类型、测井响应及地震特征，识别进积三角洲成因单元类型，根据其空间展布规律建立反映进积三角洲砂体结构的沉积模式，并提出三角洲砂体成因-结构分类方法和砂体叠置样式约束下的储层预测方法。研究区可识别出水下分流河道、河口坝、席状砂、分流河道间和前三角洲泥等5种成因单元。进积三角洲沉积初期发育单成因孤立砂体，可形成上倾尖灭岩性圈闭、多层薄砂反向断块-岩性圈闭；沉积中期以双成因叠加复合砂体为主、单成因孤立砂体为辅，可形成多层反向断块-岩性圈闭；沉积后期以多成因切叠复合砂体为主、双成因叠加复合砂体为辅，可形成多层复杂断块-岩性圈闭、块状地层不整合圈闭；从下到上呈单成因孤立-双成因叠加-多成因切叠砂体叠置样式。

摘要:页岩气和煤层气是中国非常重要的非常规天然气资源，在对其资源量评价中需要用到等温饱和吸附量参数。该参数需要通过吸附实验建立等温吸附曲线来确定。按照目前吸附实验装置的特点，可将目前吸附仪分为称重仪和测压仪，这两种吸附仪的测试方法分别称为称重法和测压法。无论是称重法或是测压法，当称重法的测试桶和测压法的样品室装入岩样之后，都有一个空余体积需要标定，方能计算其中自由甲烷的摩尔量。空余体积内氦气的摩尔量与岩样吸附甲烷的摩尔量之和等于在某一稳定压力下注入甲烷的总摩尔量，因此，准确地标定空余体积是非常重要的。由于氦气物理性质稳定，不与岩样发生吸附作用，因此，通常采用氦气作为标定空余体积的介质，基于自由状态方程和仪器原理，分别建立称重法和测压法利用氦气标定空余体积的计算方法。实例应用对比结果表明，新建方法是正确有效的。

摘要:油水相对渗透率是研究低渗透油藏注水开发特征的重要参数之一，明确油水相对渗透率的影响因素对认识低渗透油藏的渗流规律有重要意义。在多孔介质分形理论的基础上，建立低渗透油藏油水相对渗透率模型和归一化的油水相对渗透率模型。新建立的油水相对渗透率模型是含水饱和度、驱替压力、毛细管力的函数，可以综合反映储层孔隙结构、非线性渗流和渗流干扰对油水相对渗透率的影响。理论分析结果表明：岩心孔隙结构越复杂，油水相对渗透率越低；驱替压力对油相相对渗透率有影响，表明在注水开发过程中相对渗透率存在动态变化特征；非线性渗流对油相相对渗透率的影响较大，而对水相的影响可忽略不计，随着油相非线性系数的增大油相相对渗透率减小；渗流干扰对油水相对渗透率均存在影响，油水相对渗透率随着干扰系数的增大而降低。为了验证模型的可靠性，将模型预测的油水相对渗透率与实验测试结果进行了对比，其结果表明吻合程度高。与经典相对渗透率理论模型预测结果的对比表明，新建模型对水相相对渗透率的预测结果优于经典理论模型的预测结果。

摘要:目前常用的水驱开发效果评价指标多根据油藏基本生产数据构建，评价过程较为繁琐，无法直接表征地下流场的驱替变化特征。因此，针对水驱油藏地下流场分布特征，通过提取流线空间位置坐标及流线上油水相流动速率、饱和度分布的属性数据，构建表征水驱油能力的流场潜力系数，进而提出了基于瞬时流场潜力系数的水驱开发效果评价方法。以孤岛油田西区北Ng3-4单元为例，进行油藏流场调整后的水驱开发效果评价，分析结果表明：瞬时流场潜力系数与实际累积产油量之间呈正相关，与借助于油藏工程或数值模拟计算的评价方法相比，新建立的水驱开发效果评价方法仅采用瞬时流场潜力系数来直接表征地下流场水驱油潜力，摆脱了评价指标计算的时间依赖性，实现了水驱油藏长期开发效果的快速、定量评价，在大规模水驱油藏开发效果评价中的实际应用意义重大。

摘要:针对注水开发过程中注采参数的优化问题，提出采用神经网络代替数值模拟对剩余油分布进行预测，并结合无梯度差分进化算法对注采参数进行优化。该模型不仅建立了注采参数与目标函数的非线性关系，还能准确预测不同生产阶段剩余油分布。其预测原理是将注采参数和生产时间视为剩余油分布图像的高级特征，利用卷积层提取特征、转置卷积层进行上采样，通过多个卷积与转置卷积的组合逐级恢复原图像，从而达到准确预测的效果。在神经网络构建过程中，选择多个3×3的小卷积核来代替大卷积核，在不影响感受野的情况下减少了参数量，节约了计算成本，有效提高了模型训练时的迭代效率。以某区块4口注入井、5口生产井的五点井网为例，将不同阶段生产井的井底压力、注入井的注入量以及生产时间作为输入参数，建立了基于神经网络的预测模型，以净现值作为目标函数，通过差分优化算法对4个阶段的注采参数进行了优化。相比于基础方案，优化后的方案净现值提高了约 21%。

摘要:页岩气藏水力压裂需将大量含溶解氧的水基压裂液泵入地层，但返排率却普遍低于30%，分析水相自吸机理对解释压裂液滤失分布行为具有重要作用。富有机质页岩沉积于缺氧还原环境，在富氧条件下易发生氧化反应，进而影响水相自吸行为。为此，选取四川盆地龙马溪组页岩露头样品，开展大尺度岩样先后自吸蒸馏水、氧化液实验，以及基块、裂缝柱塞岩样氧化前后水相自吸对比实验。氧化液加速微裂缝扩展和新裂缝产生，促进更多可溶盐沿着裂缝析出，水相分布范围较蒸馏水更大。氧化前平行、垂直层理基块柱塞岩样自吸量分别为0.425 0和0.446 1g，而氧化后增加到0.490 0 和0.497 8 g，对应的裂缝柱塞岩样自吸量分别为0.991 2 和0.950 0 g，氧化后增加到1.088 6和1.066 9 g。氧化溶蚀作用使基块柱塞岩样自吸量增长11.6%~15.3%，自吸势提高2.32%~8.26%；裂缝柱塞岩样自吸量增长9.8%~12.3%，自吸势提高22.5%~33.3%，且自吸平衡时间缩短13.68%~20.23%。氧化溶蚀作用对页岩组分的物质净移除效应，扩大了水相赋存空间的同时改善了基质孔隙半径分布、增强裂缝面水润湿性、诱发裂缝萌生与扩展对应降低自吸前缘饱和度，协同作用加速了水相扩散分布并增加了自吸距离。

摘要:针对致密砂岩储层层理发育特点，探究层理缝渗吸效果，对进一步研究致密砂岩储层压裂开发具有重要意义。选取吉木萨尔凹陷芦草沟组致密砂岩储层为研究对象，开展静态渗吸物理模拟实验以及动态高温高压模拟实验，对层理缝与构造缝渗吸效果进行比较，探索两者渗吸效率差异及其根本原因，确定层理缝渗吸主控因素。研究结果表明：常温下构造缝平均渗吸效率约为26%，层理缝渗吸效率为20%，层理缝渗吸效率约为构造缝的77%；层理缝渗吸效果较好，常温常压和地层温压条件下渗吸可以分为极速渗吸、快速渗吸和缓慢—停止渗吸共3个阶段；地层温度升高，层理缝与构造缝渗吸效果差异减小，层理缝渗吸效率可达到构造缝的93.4%；在开启构造缝同时开启相同面积层理缝，渗吸效果基本不变，但渗吸时间大大缩短。层理缝与构造缝由于纵横向孔隙结构的不同，导致渗吸效率存在差异。

摘要:为明确低渗透油藏渗透率对CO2驱重力超覆的影响规律及相关机理，采用气驱超覆物理模型开展不同渗透率岩心的CO2非混相和混相驱室内实验，以岩心气体突破时的上层采收率所占比重及岩心最终采收率等参数评价重力超覆程度，从而得出重力超覆规律，并分析其影响机理。实验结果表明，在较小渗透率变化范围内，渗透率增加对黏性力及重力的增加幅度影响较小，尤其在混相驱中，油气黏度和密度差异较小，渗透率增大后重力超覆的程度增加不明显；渗透率增加将增大非混相驱中气驱前缘移动速度，降低混相驱中油气混相程度，加之重力超覆程度加剧，最终采收率较低；韵律油层开发中可利用渗透率对重力超覆的影响规律，避免或利用重力超覆，尤其在CO2非混相驱中，正韵律油层的开发效果会更好。

摘要:以中东Missan油田的厚层碳酸盐岩油藏BU为原型，根据相似理论，利用人造碳酸盐岩岩心模拟目标油藏储层，设计与目标油藏典型单元相似、尺寸为80 cm×80 cm×10.7 cm的宏观物理模型，用于研究厚层碳酸盐岩油藏的水驱规律和水淹模式，对比不同井网井型的开发效果。水驱实验结果表明：厚层碳酸盐岩油藏水驱规律主要受纵向非均质性和重力的影响，呈现双峰状和单峰状特征。水淹模式为：注入水在近注水井区域沿纵向运移到高渗透层并沿高渗透层向前突进；远离注水井区域后上部突进的注入水在重力作用下向下运移，然后沿下部高渗透层突进并率先突破到生产井井底，形成次生底水；最后次生底水向上托进，导致油井水淹。遵循上述水淹模式，剩余油主要分布在远离注水井的上部层位；水平井加密井网较其他井网对上部层位储量控制程度更高，因此拥有更高的采收率和开发效率。

摘要:针对厚油藏CO2驱过程中气体发生超覆会造成垂向波及效率低的问题，为研究CO2的超覆运移距离，自主研制高温高压超覆模型，采用分层采集流体的方式，改变岩心长度（分别为60，50，40 cm）开展气驱实验，上、下出口端的产量分别表征岩心上、下部的开发效果以评价其超覆程度。实验结果表明，重力分异作用下CO2的运移过程可以分为3个主要阶段：气体均匀推进阶段（0~40 cm）、过渡阶段（40~50 cm）和超覆完成阶段（50~60 cm）。建立了比值法和面积法进行超覆程度的量化表征，气体运移距离越远，上、下出口端产油量差异越大，超覆程度指数增幅越大，总产油量降幅越大。因此，油田生产中，在保证经济利益最大化的前提下应尽可能减小井距以减弱气体超覆对开发效果的影响。

摘要:胜利油区海上油田水驱开发产量呈现逐年下降的趋势，急需转换为二元复合驱方式进行提速增效开发。二元复合驱作为大幅度提高原油采收率和采油速度的有效方法，已经在陆上油田大规模推广应用。但是，由于油藏条件存在差异，海上油田无法照搬陆上油田方案。按照海上油田开展二元复合驱技术要求，通过对多个驱油剂产品的溶解性、热稳定性、抗盐性等关键指标进行优选，得到由聚合物C10与复配的高效活性剂组成的配伍性和稳定性良好的二元复合驱油体系。结合室内物理模拟实验和数值模拟研究，对二元复合驱油技术的注入黏度、注入速度以及段塞尺寸等注入参数进行了优化设计。研究结果表明，该二元复合驱油体系注入0.4 PV之后，采收率提高29.2%，相对于同段塞尺寸单一聚合物驱增加11.3%。数值模拟预测结果显示，在最佳黏度比为0.5、注入速度为0.07 PV/a、最佳注入段塞尺寸为0.42 PV的条件下，与水驱相比二元复合驱可提高采出程度11.6%，最大幅度提高海上油田采油速度和原油采收率。

摘要:针对河口油区疏松砂岩油藏机械防砂效益低、常规固砂剂对储层伤害大的问题，开展荷电分子膜固砂体系研究。筛选出荷电聚合物2012A001作为荷电分子膜固砂体系的主剂，重点分析固砂体系受pH值调控的反应机理，同时考察不同油藏条件对固砂效果的影响。结果表明：荷电分子膜固砂体系的耐冲刷流量达6 000 mL/h；温度超过40 ℃，矿化度为10 000 mg/L以下，随着温度升高和矿化度增高，体系的固化速度增快；黏土含量越高，渗透率保留率越低，当黏土含量超过5%时需加入黏土稳定剂；砂粒表面含油会影响固砂体系吸附，现场注入前需进行充分的洗油处理；砂粒粒径越小、聚合物质量分数越高，防砂效果越好，但对渗透率伤害也越大，现场需根据区块砂粒粒径选用合理质量分数的荷电分子膜固砂体系。根据河口油区疏松砂岩油藏的储层特征，分别配制了不同配方的荷电分子膜固砂体系。自2018年至今，现场推广应用15井次，累积增产原油达4 500 t，投入产出比达到1∶6。