摘要:黄河口凹陷位于渤海湾盆地济阳坳陷东北部，由于缺乏完整的三维地震资料，且局部三维地震资料中深层成 像条件差，难以进行全区对比，导致研究区存在中深层凹陷结构认识不清、古近系地层划分归属全区认识不统一、 孔店组―沙四段地层厚度及平面展布特征与围区存在较大差异等问题。在中浅层持续勘探过程中发现油气资源 规模与上报储量不匹配、缺乏勘探接力层系等问题，严重制约勘探进程。为此，利用研究区全新的三维大连片地震 数据，结合新钻井岩性、古生物、锆石、同位素测年等资料，开展古近系区域地层对比及演化规律研究。落实各级不 整合面归属，调整孔店组―沙四段与沙三段的分界，明确新生界底界。调整后，沙三段底界最大下移深度达900 m， 新生界底界最大下移深度达2 300 m，并新增一套勘探层系。地层结构新认识明确了黄河口凹陷箕状结构特征，落 实了孔店组―沙四段展布规律。根据新认识对研究区油气资源规模进行重新计算，新增油气资源量7.4×108 t，解决 了油气资源规模与上报储量不匹配的矛盾。通过拓展中深层勘探层系，在孔店组落实一批具有较大勘探潜力的有 利构造圈闭。

摘要:洛伊凹陷在上三叠统试采获天然气流，为弄清其西南部边界大断裂发育特征及油气成烃、成储、成藏特点，在大量钻井/钻孔、关键地质露头和新老二维地震资料分析基础上，利用地震地质综合分析法和断裂及盆地动力学分析手段，剖析了洛伊凹陷西南部边界大断裂发育特征、演化阶段及其对油气成藏的控制作用。结果表明：①义伊断裂是一条区域性的复杂深大断裂，分为叠瓦状强烈逆冲推覆段、逆冲挤压叠加后期负反转段、多角度叠瓦状强烈逆冲推覆叠加走滑构造段、不对称牛轭-叠瓦状较强逆冲推覆段共4段；②洛伊凹陷经历了海西中晚期弱伸展裂陷、印支早期弱挤压隆升变形、印支晚期不均衡整体拗陷、燕山期强烈的逆冲推覆-隆升剥蚀、喜马拉雅期左旋走滑裂陷等5个构造演化阶段；③义伊断裂的构造活动控制着研究区二叠系、上三叠统和中下侏罗统烃源岩发育特点、生烃阶段、沿构造转换带有利储层的发育及致密砂岩储层的裂缝化改造，同时，此断裂对油气成藏也有破坏作用；④义马次凹北部等3个区带是二叠系和中生界油气成藏的较有利区带。

摘要:以远安地堑红花套组岩屑质石英砂岩中发育的碎裂带为例，在详细研究其宏观特点的基础上，结合室内分析资料，重点描述碎裂带的微观特征，并对其形变机制进行深度剖析与探讨。结果表明，研究区变形带具有浅埋藏-中埋藏深度的特点，主要发育碎裂带。最常见的颗粒破碎方式为多点接触破裂以及完全碎裂。微观特征表现为单条碎裂带顺其延伸方向形变不均一、单条碎裂带内部垂直于其延伸方向形变相对均一、由强烈的碎裂流作用导致的碎裂带强化、簇状碎裂带内部结构不均一等，以上反映了碎裂变形带的形成过程，也指示其形变机制由碎裂作用向碎裂流作用转变。变形带的时间演化序列为碎裂核形成-中等碎裂程度型碎裂带-完全碎裂型碎裂带-簇状碎裂带，最终可能会沿某条碎裂带形成滑动面。野外常见中等碎裂型簇状碎裂带以及完全碎裂型簇状碎裂带，完全碎裂型簇状碎裂带内孔隙度和渗透率与母岩相比减小严重，实测可降低4个数量级，很可能会对流体渗流产生较大影响。

摘要:砂砾岩储层岩心的脆性特征与油气田水力压裂改造效果密切相关，探究砂砾岩储层的脆性特征对水力裂缝复杂性的影响能够为目标层段筛选及施工工法设计提供参考。考虑岩石破坏全过程即峰前和峰后阶段的脆性特征，提出基于岩心破坏全过程能量耗散的储层砂砾岩脆性评价模型；利用砂砾岩的单轴和三轴全应力-应变曲线以及现有脆性评价模型，验证新建立模型的准确性。在此基础上分析不同围压下岩心力学参数与脆性指数的相关性，并利用储层岩心室内测试结果和水力裂缝微地震监测结果研究储层脆性指数对水力裂缝复杂性的影响。结果表明：新建立的脆性评价模型可以综合评价岩心破坏全过程表现出的脆性特征，对不同岩性不同围压下岩石的脆 性变化较传统脆性评价模型更为敏感；不同围压下岩心强度参数和弹性模量与脆性指数呈负相关关系；脆性较强的层段更容易压裂改造形成复杂裂缝，获得更大的压裂改造体积，因此根据岩心脆性特征开展水力裂缝复杂性预测分析具有一定的可行性。

摘要:页岩油测井评价是目前测井解释的难点之一。从页岩油具有“自生自储”和“生烃高压”的成藏特征，以及地质“甜点”具有异常高压和油气显示活跃等宏观现象出发，深入分析了页岩油地质“甜点”的基本特征，指出油气可动性是页岩油地质“甜点”的最重要特征。统计胜利油区数百口页岩油井的钻井、录井、测井和试油等资料，发现地质“甜点”段物性较好、地层高压、油气充注度高，井壁附近更易形成明显而稳定的电阻率低侵特征剖面。由于双侧向测井比感应测井更能有效地表征低侵特征，首次从宏观上确立了页岩油油气可动性与测井曲线之间的响应关系。基于双侧向测井曲线幅度差异特征，提出了应用油气可动性定量评价系数评价页岩油地质“甜点”的方法。应用该方法对多口页岩油井进行了地质“甜点”分级评价，评价结果与岩相分析和试油结果吻合度较高，获得了良好的应用效果。

摘要:非均相复合驱油体系与储层孔喉匹配性是实现驱油体系有效注入和大幅度提高原油采收率的关键因素，基于物理模拟研究，建立黏弹性颗粒驱油剂与多孔介质孔喉匹配关系图版。优选胜坨油田一区沙二段1-3砂组聚合物驱后油藏典型单元作为先导试验区，在目标储层孔喉特征分析的基础上，依据所建立的匹配关系图版，研制适合目标储层的黏弹性颗粒驱油剂，联同聚合物与阴非两性表面活性剂构建适合目标储层的高效非均相复合驱油体系。研究结果表明，非均相复合驱技术能有效动用不同类型、不同孔径孔隙中的剩余油，提出非均相复合驱油体系对剩余油的微观动用机制。矿场实践证实，试验区注入井注入压力上升了4.7 MPa，启动压力上升了5.1 MPa，平均阻力系数达1.7，矿场油藏压力分布更加均匀，驱替更加均衡；截至2020年5月，试验区已取得显著降水增油效果，生产井综合含水率下降了6.3%，日产油量由39 t/d升至141 t/d，数值模拟预测在聚合物驱后可进一步提高原油采收率7.6%，非均相复合驱技术具有广阔的推广应用前景。

摘要:稠油分散型降黏剂因其独特的功能和能够减少原油处理环节而备受重视，但是目前为止针对水溶性分散型降黏剂的研制和微观驱油机理研究较少。为此，在测试胜利乐安油田稠油结构的基础上，通过对加降黏剂前后稠油进行红外光谱分析、透射电镜和原子力显微镜扫描等实验，研究其降黏机理；利用高温高压条件下CT和微观刻蚀模型，研究水溶性分散型降黏剂在储层中的微观驱油机理。降黏机理主要为：分散型降黏剂与稠油分子结合后，渗透并扩散到稠油胶质和沥青质片状分子之间，降黏剂中的杂环原子与胶质相结合，减少了络合物在族分子间的生成，并且使聚集体产生分离，原来规则的聚集体转变成片状分子无规则分布，分子结构变得疏松，有序度降低，熵增大，既降低了稠油分子间的聚集，也降低了分子间作用力。其在高温高压储层中的微观驱油机理主要表现为：在较低驱替速度、较高浓度下，由于分散插层作用对吸附在岩石颗粒表面的稠油具有剥离作用，效率较高；在较高驱替速度、较低浓度下，剥离作用相对减弱，且存在较大量的包围式簇状剩余油。

摘要:致密砂岩储层具有孔喉细小、强亲水、微裂缝发育等特征，在较大的毛细管力作用下，储层极易发生毛管自吸现象。为了揭示自吸水在孔隙网络中的微观分布，选取川西蓬莱镇组致密砂岩，开展模拟地层水条件下的垂直自吸实验，并运用核磁共振技术对致密砂岩自吸过程中的流体分布以及变化规律进行研究。结果表明：在自吸持续5min时，自吸水主要集中在0~0.1 μm的纳米级孔隙中，占比高达84%以上。随着自吸时间的延长，分布在0~0.1 μm的纳米级孔隙中的自吸水占比逐渐下降，分布在0.1~1 μm的亚微米级、1~10 μm的微米级孔隙中的自吸水占比逐渐上升，其中0.1~1 μm的亚微米级孔隙中自吸水的最大上升幅度从11%上升到25%；半径大于10 μm的微米级孔隙数量较少，毛细管力作用极弱，导致该部分孔隙中的自吸水充满程度较低，最大占比仅为1.95%，自吸水占比没有明显的上升或下降趋势。在不考虑外部正压差作用时，毛管自吸现象会优先发生在纳米级孔隙中，孔隙半径、孔隙类型、不同孔隙半径占比、含水饱和度等是影响毛管自吸微观分布特征的主要因素。

摘要:目前超临界CO2辅助压裂技术已成为致密油开发的有效方式之一，在压裂过程中，压裂液的蓄能返排效果成为近年来关注的热点之一。为了对超临界CO2驱替过程中储层蓄能效果和流体的返排效果进行定量评价，自主设计实验装置对不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果进行研究。在油藏温度和压力下，对比单独注气、单独注水及水气交替注入方式下岩心系统的平均压力变化以及控压返排效果，并对水气交替注入方式的注气段塞进行优化。实验结果表明：以超临界CO2作为前置液的压裂可以大幅度提高后续注入滑溜水的蓄能效果；注入的超临界CO2使原油及束缚水体积发生膨胀，其膨胀程度受超临界CO2的溶解量影响较大，而受岩心系统压力影响较小；先注超临界CO2再注滑溜水的驱替方式蓄能效果最佳，且能实现超临界CO2封存，滑溜水的返排效率及出油效率最高；从蓄能返排效果来看，0.5 PV的超临界CO2段塞注入量最优。

摘要:CO2驱在低渗透油藏开发中具有易注入、易混相等优势，但其驱油过程中会带来沥青质沉积问题，导致储层孔喉堵塞、润湿性变化及渗透率降低。纳米颗粒在抑制沥青质沉积方面具有较大的潜力，有望进一步应用于提高低渗透油藏采收率。从分子结构层面讨论了纳米颗粒抑制沥青质沉积的机理，总结了近年来中外最新研究进展，指出了当前研究与应用所面临的挑战，并对其发展做出了展望。纳米颗粒主要通过吸附作用和分散作用抑制沥青质沉积，吸附作用依靠纳米颗粒的表面电荷与沥青质的强极性基团之间的静电吸引而使纳米颗粒包覆在沥青质分子表面，从而避免沥青质沉积；分散作用则主要通过接枝在颗粒表面的有机链，与沥青质分子形成范德华力或空间位阻，从而破坏沥青质分子间的自缔合作用，达到抑制沥青质沉积的效果。但该技术目前仍处于室内研究阶段，纳米流体的稳定性、经济性及其对环境影响的不确定性等因素制约了其大规模现场应用。开发出稳定性好、经济效益高、环境友好的新型纳米流体是未来研究的关键，建立更为精确的数学模型也是未来工作的重要方向。

摘要:在CO2驱替过程中，CO2溶于水中形成的酸性流体会对砂岩油藏发生溶蚀作用，从而改变油藏储层的物性，极大影响原油采收率。因此，进行砂岩油藏CO2驱静态浸泡实验与动态驱替实验，定量研究不同温度和压力条件下溶蚀作用对储层物性的影响。实验结果表明，CO2浸泡和驱替过程中溶蚀作用明显，随温度、压力的升高，孔隙度和渗透率呈指数型增长。通过实验数据，得到温度、压力与孔隙度变化率和渗透率变化率关系的数学表征方程。借助数学表征方程，对长庆油田H3区块进行数值模拟研究，结果表明，研究区块储层整体发生溶蚀作用，且注气井区域溶蚀程度更高。考虑溶蚀作用的原油采收率为26.08%，不考虑溶蚀作用的原油采收率为21.03%，原油采收率提高了5.05%。

摘要:低渗透油藏常规注水开发生产井受效程度低、低产低液、经济效益差，传统水驱开发技术已无法适应低渗透油藏经济有效开发的要求，而借鉴致密油体积压裂后衰竭开采的开发方式，虽然可提高单井初期产能，但由于低渗透油藏砂体规模小、地层压力系数低和原油黏度高、气油比低等特点，仍存在产量递减快、累积产油量和采收率低等问题，因此迫切需要调整开发思路，转变注水开发方式。为此，提出了低渗透油藏由径向驱替向线性驱替转变，由连续注水向注水吞吐、异步注采和油水井互换等渗吸采油方式转变，由缩小井距提高水驱动用储量向体积改造提高单井缝控储量转变的3个转变注水开发方式的新思想；创建了全新的“体积压裂+有效驱替+渗吸采油”开发模式，并应用于大港油田孔南GD6X1区块，初步实施效果显著。

摘要:水驱体积波及系数是油藏开发过程中的重要参数，目前其计算方法需拟合油、水相相对渗透率曲线，难以满足油水渗流规律多样的复杂油藏应用的需求。为此，基于近似理论水驱曲线和Welge方程线性表达式，通过理论推导建立了一种新型的水驱体积波及系数和驱油效率动态计算方法，可根据实际生产动态数据计算不同开发阶段的水驱体积波及系数和驱油效率，克服了现有方法对油、水相相对渗透率曲线的依赖。研究表明，新方法计算结果可靠，且能准确得到复杂类型油藏不同含水率阶段体积波及系数和驱油效率的变化规律。新方法所需数据基础简单、计算简便快捷，适应各种类型油藏，可实现水驱前缘突破后各含水率阶段的准确计算，在油田动态分析和开发效果评价等方面具有广泛的应用前景。

摘要:低渗透油藏渗流阻力大，储层压裂改造是提高产油量和开发效果的有效措施。基于油井压裂改造的基本渗流特征，分析油井在弹性能量开发中的不稳定渗流过程，利用裂缝微元法及压降叠加原理，建立考虑启动压力梯度影响的不同动用半径时压裂油井产量计算方法。结合实际油藏条件，分析不同储层参数和压裂参数等对产油量的影响，以及产油量与储层中压降传播范围的变化规律，进而确定油井在裂缝延伸方向和垂直裂缝延伸方向的极限动用半径及满足经济日产油量界限条件下的有效动用半径。结果表明，对于低渗透油藏压裂改造开发，要综合考虑启动压力梯度和裂缝参数的影响，确定油井在裂缝延伸方向和垂直裂缝延伸方向的有效动用半径，才能合理部署油藏开发井网。

摘要:深层-超深层油藏地层压力高，开发过程中参数控制不合理易导致油井出砂、套损和结胶堵塞，确定合理的生产压差是油藏能否有效动用的关键。以永进油田为例，通过前期试油试采分析，认为生产压差控制不当、沥青质析出沉淀认识不足是导致该油田多年无法经济动用的关键。运用成熟软件重新进行了出砂预测，开展了井筒压力计算，以寻求合理的工作制度。实验研究了沥青质析出沉淀的原因和防治方法，结果表明，研究区地层临界生产压差为34.9 MPa，前期试油、试采射孔及生产时，压差均超过临界生产压差导致出砂；原油体系不稳定，结胶指数为2.33，井筒压力低于沥青质稳定压力，导致沥青质析出沉淀堵塞，分析认为这是早期开发效果差的主要原因。据此确定了从打开油气层开始，采取全过程压力控制的开发策略。当地层压力较高时，合理控制压力生产，可同时解决出砂和沥青质析出沉淀问题；当压力下降后，添加沥青分散剂辅助生产。矿场采取上述工艺技术试验了2口井，均取得成功。

摘要:水力压裂技术目前已广泛应用于页岩油气的开采中，为了提高产量，将支撑剂和携砂液按照不同的质量比混合注入裂缝，可形成支撑剂的有效铺置，从而提高裂缝的导流能力。支撑剂在复杂裂缝网络中的输送距离和铺置范围是衡量水力压裂效果的重要指标。采用室内模型实验，研究砂比、主裂缝与分支裂缝夹角以及支撑剂种类对支撑剂在复杂裂缝网络中运移和铺置规律的影响。结果表明：①随着砂比从3.0%增大到4.2%，主裂缝内支撑剂铺置高度与裂缝高度之比从0.44增大到0.465，分支裂缝内支撑剂质量与复杂裂缝网络中支撑剂质量之比从21%增大到25%。②随着主裂缝与分支裂缝夹角从90°减小到30°，分支裂缝内支撑剂质量与复杂裂缝网络中支撑剂质量之比从22%增大到30%。③支撑剂进入复杂裂缝网络的质量与实验所用支撑剂总质量之比随实验时间与总实验时间之比呈先快速增加后缓慢增加的趋势，当实验时间与总实验时间之比为0.6时，支撑剂进入复杂裂缝网络的质量与实验所用支撑剂总质量之比为65%～80%。④陶粒和自悬浮支撑剂在裂缝入口处的铺置效果不好，支撑剂铺置高度在主裂缝与分支裂缝相交处以及裂缝高度变化处有明显突变。