摘要:基于岩心观察、地震及钻、测、录井资料综合分析，以高分辨率层序地层学和沉积学理论为指导，重构波阻抗反演技术为手段，对民丰地区沙三段中亚段湖底扇砂岩体进行精细刻画与研究。结果表明，研究区沙三段中亚段深水湖底扇沉积主要受北东向永安镇三角洲物源体系影响，区域内发育滑动-滑塌砂岩体、砂质碎屑流砂岩体、底流改造砂岩体及浊流砂岩体等4种砂岩体沉积类型，并识别出7种典型岩相特征。平面上湖底扇呈现出以内扇滑动-滑塌高密度流、中扇砂质碎屑流以及外扇浊流为主的沉积演化过程，并在不同相对地层古坡度上差异分布。不同岩相及其组合类型受控于多期基准面旋回变化，且多发育于短期—超短期旋回顶、底界面。在基准面下降半旋回（A/S 减小）阶段，碎屑流舌状体和浊流朵叶体较为发育且呈多期相互切割叠置；在基准面上升半旋回（A/S 增大）阶段，碎屑流舌状体和浊流朵叶体多以孤立式或串珠状发育，并易受底流改造作用，形成小尺度的脉状或波状层理，部分可被切割而发生再次沉积。

摘要:基于岩心、薄片、粒度分析、测井、录井、地震等资料，研究渤中凹陷埕岛东坡东三段沉积物重力流类型及沉积特征，总结重力流砂体分布规律，建立具有沟谷和坡折的斜坡带重力流沉积模式。结果表明：研究区东三段发育异重流、砂质碎屑流和浊流3种沉积物重力流。异重流沉积占比最大，广泛分布于研究区中北部第一坡折带、第二坡折带、洼陷带和东南部沟谷等各个构造单元，水道位置发育反递变-正递变复合粒序层理、正递变粒序层垂向叠置及层内侵蚀面，朵体部分发育块状层理、平行层理、爬升波纹层理和波状层理，沉积物中多见炭屑。砂质碎屑流分布于沟谷和坡折带下方，发育块状层理、面状结构、漂浮泥砾、细砂岩中的粗砂团块等沉积构造。浊流分布于洼陷带，发育鲍马序列，多为粉砂岩与湖相泥岩薄互层。重力流砂体发育受沟谷和坡折控制，砂体顺沟谷呈带状分布，在坡折下方集中尖灭，形成一系列连续性较差的独立砂体，对油气勘探具有重要意义。

摘要:综合岩心、测井及分析化验资料对伊拉克哈法亚油田Upper Kirkuk大型海相三角洲油藏进行了地质特征剖析和主控因素探究，研究结果表明：Upper Kirkuk油藏为大型海相三角洲沉积，对应海平面先上升后下降的完整旋回，由近连片分流河道演化为最大海泛面时期的条带状分流河道，最终随海平面下降演化为连片分流河道，河道宽度为5~15 km；分流河道以纯砂岩为主，为该油藏最为优质的储层类型，溢岸及席状砂较薄，展布有限且颗粒内部多充填岩屑及黏土等杂基，储集能力较差；前三角洲泥岩及分流间湾粉砂质泥岩多为非储层，构成主要的隔夹层；UpperKirkuk油藏由沉积作用控制的分流河道为主要储层，呈连续分布，最大海泛面时期发育稳定泥岩隔层，同时，成岩作用控制顶底临近碳酸盐岩层段易白云岩化，形成稳定隔夹层，沉积及成岩作用共同决定了该油藏的内幕分层结 构特征。

摘要:埕岛东斜坡埕北斜394井产出无色凝析油，对于其来源及成因机制尚不明确。基于轻烃组成、生物标志物、碳同位素和金刚烷等特征分析，明确埕北斜394井凝析油气来源，探讨其形成机制。结果表明，埕北斜394井无色凝析油与淡黄色凝析油具有相似性与关联性，无色凝析油属于渤中坳陷沙三段烃源岩在高成熟演化阶段的产物，淡黄色凝析油为无色凝析油在产出过程中混有少量本层东营组烃源岩产出的成熟原油所致。天然气为与凝析油同源的伴生气，成熟度比凝析油略高，总体上具有“早油晚气”的充注特征。轻烃指标证实凝析油的蒸发分馏作用不明显，成熟热演化作用与运移分馏作用是凝析油气藏形成的主要机制。

摘要:为了明确东濮凹陷古近系的构造特征及其与渤海湾盆地其他坳陷的差异，利用地震、钻井、测井及重磁等资料对东濮凹陷进行构造解析，并结合原油样品及相关分析化验资料研究构造演化对油气成藏的控制作用。研究结果表明：东濮凹陷古近纪盆地是在距今51 Ma发育的第2期开裂盆地，具有沉降深（6 400 m）、速率快（246 m/Ma）的特征，在北东向断层的切割作用及构造频繁转换作用下，盆地具有非均质性强、横向变化大的特征，发育多凸多洼的盆地结构，为复式含油气系统奠定了构造格架基础。依据有效烃源岩分布、油气成藏期古构造脊、流体差异性等因素，将东濮凹陷划分为10个油气系统，具有油气近源聚集的特征。东濮凹陷正向构造的规模大、幅度高、坡度陡，与生储盖有效配置，利于油气向构造高部位运聚和保存，控制着油气的分布和富集。本次研究采用体积守恒法，综合地层厚度趋势法、邻近厚度对比法及镜质组反射率法等，认为东濮凹陷东营组剥蚀量整体为200～800 m，古近系持续深埋、稳定保存，为弱改造、复式含油气系统型盆地，具有油气近源聚集、正向构造控富、连续成藏的特征。

摘要:川西北栖霞组气藏属于超深层海相碳酸盐岩气藏，其开发成本巨大，急需准确评价储层的孔喉结构并明确该区块的生产能力，但碳酸盐岩储层孔喉结构具有多样性和多尺度性，目前缺乏准确评价其完整孔喉结构的有效手段。为此，结合数字岩心和高压压汞法优点，建立了评价碳酸盐岩微米-厘米级孔喉结构的方法，并利用室内渗流实验验证了该方法的准确性。结果表明：①利用数字岩心法定量表征岩样表面溶洞和大孔隙，校正高压压汞法得到的毛管压力曲线，弥补了高压压汞法测试尺度局限，可准确评价碳酸盐岩微米-厘米级孔喉结构。②用该方法评价碳酸盐岩完整孔喉结构，孔洞型和裂缝-孔洞型岩样的孔喉分布范围和分选系数均增大，裂缝-孔洞型岩样双重孔隙特征和储渗能力优势显著，与岩石基础物性更加吻合。川西北栖霞组储层的完整孔喉结构具备气井高产稳产的基础，寻找裂缝发育区是该区块气井高产的关键。

摘要:应用概率法进行油藏储量计算是行业发展的趋势。针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏单储系数，采用概率法开展洞穴型、孔洞型和裂缝型油藏单储系数的拟合研究，建立概率分布模型。研究结果表明：塔河油田缝洞型油藏单储系数符合Beta分布模型，其中，洞穴型储层单储系数最高，概率法计算的Pmean值达10.7×104 t（/ km2·m）。孔洞型油藏单储系数为0.61×104~2.2×104 t（/ km2·m），裂缝型油藏单储系数为0.08×104~0.19×104 t（/ km2·m）。明确缝洞型油藏单储系数地质分布规律，指出缝洞型储层发育规模及原油密度对单储系数影响较大，呈正相关，储层发育规模越大，原油密度越大，单储系数越高。在相同地质条件下，样本值法与概率法计算的单储系数较为接近，略呈正相关，随着勘探进展，应用概率法计算油藏储量准确性更高。

摘要:碳酸盐岩储层非均质性极强，孔喉结构复杂，且孔隙度与渗透率相关性差。中东地区白垩系Mishrif组发育典型的孔隙型碳酸盐岩储层，相同孔隙度条件下渗透率相差达3个数量级，给准确评价该类储层的渗透能力以及合理的储层分类带来了极大挑战。为深入分析中东地区Mishrif组孔隙型碳酸盐岩储层渗透率的主控因素，基于M油田415个高压压汞实验样品数据统计对比，明确了研究区Mishrif组碳酸盐岩储层具有多种模态并存的孔喉结构特征，其中单模态孔喉结构储层的孔渗相关性明显好于双模态和多模态孔喉结构储层；进而对孔喉结构特征参数进行定量分析，明确多模态孔喉结构碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率随孔喉结构参数变化的规律。研究表明，汞饱和度为20%对应的孔喉半径（R20）与渗透率的相关性最好，将R20作为特征孔喉半径与孔隙度和渗透率进行相关性分析发现，随着孔喉半径的增加，孔隙度先线性增加，至一定程度后维持稳定不再增加，与之形成对比的是随着R20的增加，渗透率持续增加。

摘要:不同于常规堵水调剖，深度堵水调剖过程具有动态、大延迟、非线性的特性，采用常规的近井堵水调剖效果评价方法会引起较大偏差。综合考虑注水井和油井的见效情况，构建深度堵水调剖效果综合评价指数，在此基础上，通过V/S分析计算综合评价指数时间序列的Hurst指数，并结合序列稳定性分析，建立了深度堵水调剖效果综合评价方法。孤岛油田某深度堵水调剖井组的综合效果评价应用表明：措施实施30 d后，深度堵水调剖措施开始见效，综合评价指数时间序列的Hurst指数大于0.5，且表征序列稳定性的VN 统计量呈持续增长趋势，预测该井组的深度堵水调剖措施改善趋势未来一定时间内将持续，这与该井组的生产动态曲线变化相吻合，说明该方法可为深度堵水调剖工艺矿场应用提供可靠的指导。

摘要:产量递减模型是评价油气井与油气藏产量和可采储量的重要工具。它的有效应用不受储集类型、驱动类型、流体类型、压裂类型和开采方式的限制。只要油气井和油气藏的产量进入递减阶段，并拥有一定的生产数据，即可进行有效预测。多年的实际应用证实，Arps于1945年提出了指数、双曲线和调和递减模型，其中双曲线递减模型是一种具有代表性的模型。陈元千等近年提出的泛指数递减也是一种具有实用价值的预测模型。从理论上讲双曲线递减模型的递减指数n 值为0～1，实用的有效范围为0～0.5。对于泛指数递减模型的泛指数m，理论上为0～1，有效范围为0.5～1。应当指出，当n=0或m=1时，由两类递减模型均可得到指数递减模型。当n=0.5或m=0.5时，由两种递减模型均可得到具有实用价值的预测模型。本文提出了预测页岩气井和致密气井产量、累积产量、可采储量、递减率、无因次产量和无因次累积产量的关系式。通过实例应用表明，两类模型的预测结果基本上是相同的。

摘要:热采水平井出水机理复杂，寻找出水点是高效堵水的关键。针对目前常用找水方法具有仪器起下困难、油井动态测量成本高等问题，提出了一种基于井筒温度剖面的热采水平井找水方法。基于传热学及多相管流理论，在井筒内油水两相流体流动的状态下，综合井筒处热对流及热传导、焦耳-汤姆生效应以及重力做功产生的井筒温度变化，与重力及剪切力做功引起的井筒压力降，建立热采水平井生产阶段井筒温度计算模型，得到生产时水平井井筒温度剖面。由于生产过程中水平井井段的出水会导致该段流体温度异常，通过对比理论剖面与实测温度曲线的差异，可以确定出水位置，根据温度可进一步分析产出水来源。

摘要:低油价下化学驱油项目能否大规模效益开发存在较大争议，为此针对已实施项目开展了效益后评价分析，评价结果是否合理的关键是成本取值问题。按照评价起始年成本水平，建立不同成本要素和开发指标关系，重新计算已实施项目的历史成本，再根据开发规律对未来成本进行预测，实现项目全周期成本重构，在此基础上构建了化学驱油项目效益后评价方法，并对已实施部分化学驱油项目进行了效益后评价。评价结果表明，低油价下化学驱油项目能够取得较好的经济效益，吨油成本比相同含水率的水驱单元下降了10%~20%，油价为40美元/bbl时的化学驱油项目吨聚增油量经济界限约为15 t/t，胜利油田满足该条件的化学驱资源潜力较大，低油价下化学驱仍具有较大推广前景；进一步分析表明，油价波动对化学驱油项目的效益影响较小，通过优化药剂用量、延长见效高峰期能够显著提高项目效益。

摘要:通过计算多层油藏水驱过程中各层渗流阻力与层间阻力差异，可直接表征层间干扰程度及其在开发过程中的变化，但目前渗流阻力公式存在计算复杂或精度不高的问题。基于Buckley-Leverett理论，提出一种新的一维油水两相渗流阻力计算方法，并验证了其准确性。基于该方法进一步提出了多层油藏水驱过程中层间阻力差异计算流程，可用于预测和分析开发过程中层间干扰变化特征。结果表明：本文方法与数值模拟结果一致性较好，相对误差低于12%，渗流阻力变化可分为线性、渐缓和近平缓3个下降阶段，分别对应无水采油期、中-高含水期和特高含水期；多层油藏水驱过程中层间阻力差异在高渗透层进入特高含水期后达到峰值，可作为调控措施转换节点；渗透率级差增加将使层间干扰程度迅速增大，因此多层合注油藏及早实施调控措施至关重要。

摘要:为了系统研究超临界蒸汽在井筒中的流动规律并准确计算其流动过程中的传热特性与热损失量，在对超临界蒸汽的物理化学性质进行数学描述的基础上，综合考虑超临界蒸汽的物理化学性质及其流动过程中的传热规律，基于质量守恒、动量守恒与能量守恒原理，建立了垂直井筒内超临界蒸汽流动过程中的热损失计算数学模型并进行了相应的敏感性分析。研究结果表明，井筒内超临界蒸汽的压力随井深增加而增大，温度随井深增加而降低；对于3 000 m井深而言，当注汽速率达到12 t/h时，井筒沿程温度呈现略微降低后又逐渐升高的波动特征，而当注汽速率为8 t/h时，温度降低后在井深约为850 m处开始增加，至约2 300 m处又逐渐降低；初始注汽温度越高，井筒沿程温度下降越快，同时压力升高越快，在井深为1 000 m处，注汽温度为400 ℃时的温度降低幅度仅为0.45%，而注汽温度为450 ℃时的温度降低幅度却达到5.17%；超临界蒸汽流动过程中，如果注汽速率过低或井筒深度过大，均会呈现相态转变特征，注汽速率为2 t/h时的相态转变深度约为1 000 m，而注汽速率为4 t/h时的相态转变深度约为2 150 m。

摘要:为了解决特低渗透滩坝砂油藏CO2驱纵向驱替不均衡的问题，利用油藏数值模拟方法分析了储层渗透率、地层原油黏度、含油饱和度和油层厚度等因素对层系组合的影响，并利用正交试验方法确定各因素的影响程度从大至小依次为：原油黏度、含油饱和度、储层渗透率、油层厚度。通过公式推导和油藏数值模拟方法，建立了考虑含油饱和度、原油黏度和储层渗透率等3个主控因素以及启动压力梯度和压裂影响的综合有效流度作为层系组合的表征指标。基于油藏数值模拟技术，确定了不同注采压差下的综合有效流度的界限值，随着注采压差的增大，界限值逐渐减小。依据各油层的综合有效流度值，采用K-means聚类方法实现层系组合自动划分。将研究成果应用到胜利油区正理庄油田高89区沙四段，结果显示将层系划分为3套时的采出程度提高了2.25%。

摘要:在对中外35个CO2驱油藏注入气体组分、油藏温度、原油组分、注入气体临界温度和最小混相压力进行数据统计和处理的基础上，结合高斯过程回归（GPR）与差分进化算法（DE），建立了预测CO2-原油体系最小混相压力的新模型——GPR-DE模型。利用统计误差和图形误差评价GPR-DE模型的精确度，利用实验数据和敏感性分析对模型结果进行了验证，并与现有模型的预测结果进行对比。结果表明，GPR-DE模型与其他模型相比，精确度更高、应用范围更广，平均绝对相对误差仅为2.060%，标准差仅为0.053 2。GPR-DE模型不仅可以预测CO2-原油体系最小混相压力，还可以预测其他气体与原油体系最小混相压力。

摘要:通过调研中外CO2吞吐项目的应用效果和实践经验，从地质特征、储层特征、流体性质和开发特征的4类9项参数分析了适合CO2吞吐的油藏特征。室内实验表明，新疆油田JL区块注CO2后地层原油膨胀系数增幅明显，地层弹性能量得到较好补充，适合开展CO2吞吐；而表面活性剂CRS-1080可有效降低流体间的界面张力，增强CO2波及体积，提高驱油效率，二者相结合，增强了CO2吞吐效果。结合选井条件和室内实验，优选新疆油田JL区块X1井开展CO2-化学剂复合吞吐先导试验，措施后地层能量得到有效补充，邻井产量递减趋势得到遏制，说明该项技术对本区块具有一定的适用性。

摘要:海上平台空间及承重能力有限，而疏水缔合聚合物溶解时间长，聚合物分级强制拉伸装置极大的缩短了疏水缔合聚合物的溶解时间，在一定程度上减小了配注系统的占地面积。为进一步优化海上油田聚合物配注系统，减小其占地面积，通过室内实验研究了填料孔隙尺寸、超重力因子、填料组合对聚合物溶解时间的影响规律，确定最佳聚合物溶解工艺条件，设计了超重力速溶装置。研究结果表明：超重力速溶装置能够很好的缩短聚合物溶解时间，在配液温度为45 ℃，配液质量浓度为5 000 mg/L，装置内部填料组合为300 μm/100 μm、超重力因子为1 307时，AP-P4溶液的基本溶解时间由80 min缩短至35 min，缩短了56.25%。