摘要:压扭断层的几何学特征及其演变规律较为复杂，需要不断深化认识，这对西部压扭盆地具有很大的油气勘探实践意义。野外露头区勘查和高密度三维地震数据体处理成果揭示，准西北缘乌夏地区发育的高角度逆冲断层普遍具有走滑特点，并伴有多组系次级剪切断层，从而形成典型压扭断裂带。碎屑岩层系能干性差异控制压扭断层垂向脱耦传播和分段发育，构造活动强度变化进一步控制断层发育组系及其组合样式的变化。自深层至浅层随着压扭强度的逐渐减弱，压扭断裂带在剖面上存在“辫”、“花”和“阶”状3种基本组合样式，对应平面上呈“网结”、“羽列”和“雁列”状展布。已发现油气田剖析结果表明，不同组合样式断层的油气垂向输导能力存在很大差异，是控制压扭叠合盆地油气资源空间分布的关键因素。

摘要:为进一步认识裂陷盆地对倾叠覆型变换带形成和演化过程，根据地震反射资料和平衡剖面技术对琼东南盆地北部地区松西-松东变换带进行构造解析。结果表明，松西-松东变换带属于5号断层和6号断层之间的对倾叠覆型变换带，其发育过程可分为初始发育（始新世）、定型发育（崖城组沉积时期）、稳定发育（陵水组沉积时期）和消亡发育（三亚组沉积时期）等4个演化阶段。根据现有变换带成因理论及平衡剖面分析结果，松西-松东变换带主要是由于5号断层和6号断层分段生长作用造成的，其形成演化过程可以采用应力降低带理论进行解释。在裂陷阶段松西-松东变换带始终处于构造高部位，可同时捕集两侧凹陷生成的油气，且受应力降低带影响形成的大量次级断层及盆地抬升期间的风化剥蚀能有效改善储集性能，具有极为有利的油气成藏条件。

摘要:巴西桑托斯盆地M油田盐下巨厚湖相碳酸盐岩储层发育硅化作用，目前尚未有相关研究探讨其成因机制。为此，综合利用岩心、薄片、流体包裹体测试和X射线荧光分析等资料，对M油田不同硅化作用特征开展成因探讨，并在此基础上分析其对储层的影响。研究结果表明：硅化作用在M油田较为普遍，超过一半样品受硅化作用影响，但仅有17%的样品属于中-强硅化作用。硅化作用成因类型包括3种，分别为沉积型、早期成岩型和热液型。沉积型和早期成岩型硅化作用对储层物性影响有限。综合证据显示，强热液硅化层段与侵入岩空间分布关系密切；同时其主要氧化物含量介于侵入岩和碳酸盐岩围岩之间，呈二者混染特征，且流体包裹体均一温度较高（87～193 ℃），证明热液硅化作用为岩浆期后热液所致。岩浆期后热液倾向于沿碳酸盐岩地层内部的断层、裂缝、不整合面等构造薄弱带以及与这些薄弱带相连通的高基质孔隙带流动，使储层发生强烈硅化作用。当硅质含量大于10%，对储层物性产生较大影响。

摘要:关于深水重力流的流体类型、发育机制及其所形成的砂体内部构成存在诸多争议。基于对南非Karoo盆地二叠系深水沉积露头及意大利Tuscan盆地始新统-渐新统钙质浊积岩露头、英国北海上侏罗统-下白垩统大量深水岩心实物的精细解剖，重新厘定深水重力流沉积类型及其特征，构建深水浊流沉积模式，并进一步探讨其油气地质意义。研究结果表明：深水重力流沉积可划分为块体流沉积和浊流沉积；前者以水下泥石流为主体，垂向上分异不明显，而后者从下至上依次表现为浊流、碎屑流和牵引流沉积，发育大量层理构造，垂向分异性好。受古地貌、物源、构造背景等因素控制，浊流沉积表现为不同的主流态、规模，具有不同的岩性、岩相组成，主要包括沟道、溢岸和朵体3种深水沉积类型。流体性质决定了砂体储层物性、内部非均质性及其勘探价值，浊积沟道中的浊流沉积部分及牵引流沉积部分、朵体核部以及决口扇砂岩储层物性较好，而碎屑流沉积和水下泥石流沉积储层物性差，这也是造成油藏非均质性的主要因素。

摘要:塔里木盆地塔北隆起西部温宿凸起周缘-英买力隆起地区库姆格列木群底砂岩段是近年来岩性油气藏勘探的热点层位，且玉东1井区已获得了规模的油气产量，但底砂岩段高精度层序地层特征、沉积微相类型及其时空演化规律有待落实。综合利用岩心、钻井、测井和地震资料，识别可以等时追踪对比的标志层、层序界面和湖泛面，构建底砂岩段的高精度层序地层格架，分析各高频层序单元的沉积微相类型和特征，并揭示沉积相的时空演化规律。库姆格列木群底砂岩段为三级层序ESQ1的上升半旋回，可分为4个准层序组，从下到上依次为4砂组、3砂组、2砂组和1砂组。库姆格列木群底砂岩段沉积时期为湖水不断变深、湖盆逐渐扩大的“水进砂退”的沉积背景，发育扇三角洲、辫状河三角洲和湖泊3种沉积相类型，其中4砂组至3砂组沉积时期，为低可容纳空间的低位域体系，物源供给充足，且湖平面上升缓慢，温宿凸起物源区和英买力隆起物源区均发育较大规模的三角洲，英买力隆起物源区还发育规模较大的滨浅湖砂坝。2砂组至1砂组沉积时期，为高可容纳空间的湖侵域体系，湖水迅速变深，温宿凸起物源区沉积物供给迅速减少，扇三角洲迅速向盆地边缘退积迁移，湖水将早期砂体淘洗再沉积形成小型砂坝。英买力隆起物源区三角洲逐渐萎缩，滨浅湖砂坝规模显著变小。

摘要:致密砂岩储层流体分布特征复杂，可动流体参数是评价流体分布和渗流特征的关键指标。基于低场核磁共振原理，辅以高压压汞、X-射线衍射和扫描电镜实验，以鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层为研究对象，对30块岩心开展可动流体测试分析，将储层划分为Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ共3种类型，并建立了分类标准，定量评价了3类储层中不同孔隙半径孔隙内可动流体赋存量，并对可动流体赋存特征的影响因素进行了分析。研究结果表明：3类储层对应的大孔隙发育程度、孔喉连通性和可动流体赋存量依次降低，可动流体赋存特征存在较大差异，Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ类储层可动流体饱和度平均值分别为50.35%，42.00%和21.40%；其中Ⅰ和Ⅱ类储层可动流体参数相近，且可动流体赋存量大，是未来勘探开发的主要方向。可动流体主要赋存于孔隙半径为0.053~0.527 μm的Ⅰ和Ⅱ类储层中。渗透率和中值半径是影响储层可动流体特征的主要因素，但Ⅰ和Ⅱ类储层可动流体主要还受孔隙度、大孔隙孔隙度、分选系数、有效孔隙度和黏土矿物的影响；而Ⅲ类储层影响因素多且杂，并未发现明显的主要影响因素。

摘要:黄骅坳陷王官屯地区中—古生界储层钻遇多口高产油气井，勘探潜力较大。基于地质、地化、地震及测井、录井资料，对王官屯地区的烃源岩、储盖组合等油气成藏条件进行分析，通过流体包裹体技术和沥青显微荧光观察，明确油气成藏期次与时间，恢复油气成藏过程并建立油气成藏模式。研究结果表明：王官屯地区孔二段为主力供烃层系，混有少量石炭系—二叠系油气源，生烃条件好；发育多套优质储层，中—古生界和上覆新生界发育泥岩、膏岩及煤层等多套区域性盖层，储、盖组合和保存条件好；源、储间具有供烃窗口，断层与不整合、砂体等构成复合输导体系，输导条件优越。石炭系—二叠系烃源岩生成的油气向砂岩和下伏奥陶系碳酸盐岩中运聚成藏，孔二段烃源岩生成的原油通过断层向中—古生界充注成藏，整体上，王官屯地区中—古生界潜山具有“多向供烃，复合输导，近源成藏”的特征。

摘要:致密油藏压裂后通常在近井附近形成复杂的裂缝网络系统，注采井间缝网特征参数的定量描述，对后期气窜封堵措施定制和开发方案调整具有重要意义。在前人研究成果的基础上，根据物质守恒原理，完善裂缝孔隙度、裂缝渗透率、裂缝开度和裂缝线密度等主要缝网特征参数的表征函数，提出了致密油藏见气后井间缝网特征参数量化的计算方法和求解步骤。以胜利油田XN井组为例，计算得到井间缝网特征参数的量化结果：裂缝孔隙度为0.250%~0.251%，平均裂缝渗透率为42~1 563 mD，裂缝开度为14~87 μm，裂缝线密度为29~176条/m。分析认为：XN井组的裂缝孔隙度整体上远小于储层平均孔隙度，裂缝发育程度较强；各气窜单井的井间平均裂缝渗透率和平均气窜速度差异较大，以微裂缝为主，存在一定规模的气窜裂缝通道；气窜速度快的单井，表现出平均裂缝渗透率高、裂缝开度大和裂缝线密度小等特点。

摘要:设计、制作了带有饱和度场监测的含电极两层纵向非均质平板岩心模型，通过电阻率法实现对非均质模型中剩余油分布定量描述，通过模拟正韵律厚油层水驱、聚合物驱、凝胶调剖实验，测试调剖前后剩余油分布，得出不同注入方案、不同驱替阶段下模型内调剖驱替效果及剩余油分布特征。实验结果表明，渗透率级差越大，低渗透层内剩余油越富集，调剖后波及程度提高幅度越大，高渗透层水流优势通道越明显，波及程度越大、洗油效果越好；不同注水量对低渗透层的波及效果没有明显改善，不同方案开发效果基本一致；聚合物注入量越小，调剖时机越早，提高采收率幅度越大；调剖剂用量越大，对高渗透层的封堵半径越大，低渗透层的波及体积大幅度提高，剩余油动用程度越高，油水前缘向生产井推进越远。

摘要:为研究稠油乳状液在多孔介质内的非等温运移规律及影响因素，在多孔介质简化为变径毛细管束模型的基础上，将处于平衡状态的水包油型乳状液非等温流动传热过程转化为含有负内热源的稳态导热过程。同时，考虑温度的沿程变化及其对分散相黏度及界面张力的影响，建立水包油型乳状液在多孔介质中的非等温流动计算模型。水包油型乳状液非等温流动敏感性分析计算结果表明：随蒸汽注入温度的降低，注入端压力逐渐增大，沿程压力下降平缓段与快速下降线性段的转换位置向注入端移动；分散相黏度越大，水包油型乳状液滴通过孔喉所需的压力梯度越大，注入端压力越高；随分散相体积分数的增加，沿程温度下降加快，注入端压力逐渐升高。

摘要:降黏化学驱是稠油油藏蒸汽吞吐后的有效接替生产方式，其注入方式对开发效果影响较大。基于降黏化学驱的驱油机理，建立油藏数值模拟模型对蒸汽吞吐后降黏化学驱动态特征进行了分析，基于注采能力和开发效果对注入段塞顺序进行了优化，并基于净现值法建立了蒸汽吞吐后降黏化学驱注入参数的优化模型，将油藏数值模拟技术和粒子群算法相结合，求解获得最优注入参数。研究结果表明，蒸汽吞吐后降黏化学驱可以有效降低地层中原油的黏度，含水率在快速上升后出现明显的下降；先注降黏剂后注聚合物为最佳注入段塞顺序；通过优化，目标区块最优降黏剂质量分数为0.28%，最优聚合物的质量分数为0.32%，最优降黏剂注入量为0.40 PV，最优聚合物注入量为0.36 PV。优化结果可有效提高稠油油藏的开发效果，注入方式优化方法对指导稠油油藏蒸汽吞吐后降黏化学驱的开发实践具有重要的意义。

摘要:水相分流量曲线是研究油藏开发动态的重要基础资料之一，主要获取途径是室内实验测试。受实验周期及实验设备限制，注入量有限，无法直接得到水相分流量曲线端点值。现有的计算模型基本未考虑极限驱替，曲线端点值无法通过拟合计算获得。基于油藏工程理论，明确水相分流量曲线的理论关系、曲线特征和边界条件。通过对比分析多种数学模型，确定采用有理式函数为基础形式建立水相分流量的全过程模型。结果表明，模型计算值与实测值的平均相对误差仅为0.4%，计算精度高，能够实现极限驱替时刻残余油饱和度预测以及相对渗透率比值全过程曲线的计算。研究过程所需参数可从相对渗透率测试报告中获取，数学模型具有较高的普及性和实用性，能够为水驱油藏开发的理论极限、剩余开发潜力及下一步调整方向提供指导和帮助。

摘要:表观液体渗透率是研究页岩油藏有效渗流能力的重要参数，明确负滑移长度对表观液体渗透率的影响对认识页岩油藏渗流能力具有重要意义。在多孔介质分形理论的基础上，建立页岩油藏表观液体渗透率模型。新建立的页岩油藏表观液体渗透率模型可综合反映储层孔隙结构、孔隙度、迂曲度和孔隙半径及负滑移长度的影响。理论分析结果表明：负滑移长度越大，流体在微纳米管中的平均渗流速度越小；孔隙半径越大，负滑移长度对渗流速度的影响越小。表观液体渗透率与达西渗透率之比随负滑移长度的增加而减小；表观液体渗透率随孔隙分形维数的增加而增大，随迂曲度的增大而减小。表观液体渗透率模型的预测结果表明，滑移效应引起的渗透率损失为8.6%。

摘要:液相圈闭损害一直被认为是致密砂岩气藏储层损害的重要机理。由于储层物性特征及工作液类型不同，超致密砂岩气藏的液相圈闭损害程度和损害机理存在差异。为此，以塔里木盆地超致密砂岩气藏为例，建立模拟钻井—中途测试—压井作业—完井测试等4个阶段实际作业环节的油基/有机盐钻开液滤液—有机盐完井液顺序接触诱发超致密砂岩气藏综合液相圈闭损害的评价方法，并选取典型超致密砂岩气藏基块及裂缝样品开展实验评价。结果表明：基块油基/有机盐钻开液滤液—有机盐完井液顺序接触后的综合液相圈闭渗透率损害率分别为86.00%和98.37%；裂缝油基/有机盐钻开液滤液—有机盐完井液顺序接触后的综合液相圈闭渗透率损害率分别为99.95%和63.45%。分析发现：超致密砂岩气藏特殊的黏土矿物类型和产状以及狭小喉道导致油基钻开液滤液抑制基块后续水基工作液侵入；裂缝内残留的油基钻开液滤液（油滴）在后续气驱返排过程中阻碍有机盐完井液的返排及蒸发是油基钻开液缓解基块综合液相圈闭损害、加剧裂缝综合液相圈闭损害的主要机理。

摘要:针对深层高压低渗透砂岩油藏储层地质特征复杂、应力敏感性严重的特点，开展储层应力敏感性模型及开发指标变化规律研究。通过室内实验及现场数据分析注水开发过程中因储层孔隙流体压力降低而产生的应力敏感性对采油指数、采液指数、吸水指数的影响；建立渗透率、孔隙度、采油指数、采液指数、吸水指数的应力敏感性模型，归纳采油指数、采液指数、吸水指数应力敏感性的控制因素。研究发现，文东油田深层高压低渗透砂岩油藏开发中，采油指数、采液指数逐渐减小，且采油指数递减速率大于采液指数递减速率，吸水指数逐渐增大；影响采油指数、采液指数变化的因素主要有油水黏度比、启动压力梯度和含水率。

摘要:纳米聚合物微球尺寸小、性质稳定、形变能力好，可以运移至油藏深部进行调驱从而有效扩大波及面积，提高注水开发效率。为明晰纳米聚合物微球在高渗透层的封堵性能，利用支撑剂裂缝评价系统模拟高渗透通道，在不同实验条件下注入具有不同质量浓度和粒径的纳米聚合物微球，通过注入微球前后渗透率变化评价和分析其对高渗透层的封堵效果。实验结果表明：纳米聚合物微球能够封堵高渗透层；增加驱替流量不利于微球封堵，闭合压力与封堵效果呈波动变化关系，纳米聚合物微球溶液质量浓度和粒径与封堵效果未呈现明显的线性关系而是存在最优值。对实验参数进行主控因素分析后得到驱替流量对纳米聚合物微球封堵效果影响最大，闭合压力次之；而纳米聚合物微球溶液质量浓度和粒径影响相对较小。

摘要:在超稠油双水平井SAGD生产过程中，准确、快速判断水平段动用程度是井组生产措施参数制订和现场参数调控的基础。由于生产井趾端和非趾端井底温度受控因素不同，以温度为依据判断动用程度的常规方法存在局限性。从水平井热量补充和损失角度入手，明确了SAGD生产水平井趾端和非趾端温度的主要影响因素；通过数值模拟和理论公式解析方法，引入单位水平段无因次产能参数和水平井沿程温压耦合数学模型，分别对趾端和非趾端动用程度进行判断，进而提出SAGD水平段动用程度判断方法。在此基础上，对矿场正常生产阶段155个SAGD井组进行了动用程度研究，实例证实该方法可靠、便捷，易于操作。结合地质因素，建立了5种动用模式并分析了不同模式的生产特征，明确了影响SAGD生产效果主控因素为水平段动用程度，为矿场参数调控和措施调整奠定了基础。