摘要:中-晚二叠世河流相致密砂岩是渤海湾盆地上古生界最重要的储集层系，在野外地质剖面勘察与实测、测井和录井资料分析、薄片鉴定及岩心观察描述的基础上，对研究区中-晚二叠世河流相沉积演化特征及砂体展布规律进行了详细分析。研究结果表明，渤海湾盆地中-晚二叠世河流相沉积主要发育在下石盒子组—上石盒子组，自下而上包括黑山段、万山段及奎山段3个富砂层段，整体发育一套紫红色硅质碎屑岩沉积建造，岩石类型多样且颜色多变，各类层理发育，沉积水动力条件强。其中下石盒子组为曲流河沉积，发育边滩、堤岸及泛滥盆地，砂体分布局限；上石盒子组万山段逐渐向辫状河演化，心滩、河道及泛滥盆地交互沉积，砂岩层数及砂体规模较下石盒子组有所增大；奎山段沉积时期物源区碎屑物质供给能力增强，研究区以辫状河河道及心滩沉积为特征，形成满盆富砂的古地理格局。渤海湾盆地下石盒子组河流相残余骨架砂岩累积厚度普遍小于80 m，上石盒子组万山段—奎山段累积厚度普遍为40~120 m，在济阳坳陷、冀中坳陷东部—黄骅坳陷以及临清坳陷中西部发育3个厚度中心。

摘要:在伸展断陷盆地中，不同断层之间通过构造转移带进行位移的传递，以此实现区域伸展应力的守恒。东海陆架盆地丽水凹陷构造转移带十分发育，对丽水凹陷的结构具有至关重要的影响。基于构造转移带研究现状系统调研结果，结合丽水凹陷区域构造解释成果，采用构造分析、断裂解析、断层生长过程恢复、断层位移-走向曲线等方法，对丽水凹陷构造转移带的发育位置、类型及特征进行了详细剖析，识别出中转斜坡、转移断层、调节带3种主要的构造转移带类型，认为构造转移带是造成丽水凹陷灵峰主断裂走向急剧变化以及盆地沉积中心发生跃迁的主要原因，并将丽水凹陷的西次凹划分为南、北2个构造带。进而探讨构造转移带对沉积物输入盆地的影响及其对储层的控制作用，认为丽水凹陷主要边界断层之间发育的中转斜坡是有利的油气成藏区带。

摘要:渭北油田延长组长3油藏属于低-特低渗透油藏，针对该油藏在注水开发过程中存在储层微观孔喉结构与流体可动用性关系不清楚、渗流机理不明确等问题，利用真实砂岩微观水驱油实验，结合铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及物性分析等测试手段，分析渭北油田延长组长3油层组储层微观孔喉结构特征、水驱油渗流特征及其影响因素。结果表明：研究区长3油层组储层的储集空间以粒间孔、粒间溶孔及粒内溶孔为主，发育片状、缩颈状喉道；孔喉结构可分为Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ共3种类型，其对应的储层渗流特征及水驱油效率差异明显，Ⅰ和Ⅱ类孔喉结构孔道内以活塞式驱油为主，Ⅲ类孔喉结构主要为非活塞式驱油；孔隙网络中Ⅰ类孔喉结构的驱替方式主要为均匀状、网状-均匀状，Ⅱ类孔喉结构为网状驱替，Ⅲ类孔喉结构主要为指状-网状驱替；由Ⅰ—Ⅲ类孔喉结构对应的储层物性逐渐变差，小孔喉含量增多，最终驱油效率依次降低。储层物性、孔喉结构、驱替压力和注水倍数等均对水驱油渗流特征和最终驱油效率产生影响。储层物性越好，孔喉结构越好，水驱油效率也就越高，适当增加注入压力以及注水倍数，可以提高水驱油最终采收率。

摘要:二叠系平地泉组为准噶尔盆地东部隆起区的重要勘探层系，隆起区西侧的帐北断褶带已在该层系发现石油地质储量丰富的火烧山油田，而东侧的石钱滩凹陷仅见到油气显示，下一步有利勘探方向不明确。通过系统分析地震、钻井、测井以及露头等资料，划分平地泉组层序地层单元，明确层序地层格架内沉积特征，建立层序沉积充填模式，分析石油地质特征。研究结果表明：石钱滩凹陷平地泉组自下而上划分为2个三级层序，层序1发育低位域、湖侵域和高位域，层序2发育低位域和湖侵域，高位域缺失。层序1沉积时期，石钱滩凹陷南北两侧分别发育三角洲、扇三角洲沉积，湖侵域发育半深湖-深湖亚相暗色泥页岩，为一套较好的烃源岩。层序2沉积时期，石钱滩凹陷自北向南发育扇三角洲、滨浅湖沉积。层序1湖侵域扇三角洲前缘、灰坪与高位域扇三角洲前缘、三角洲前缘、灰坪紧邻烃源岩，为研究区最有利的沉积相带，其中高位域三角洲前缘前积砂体是寻找岩性油气藏的有利勘探方向。

摘要:利用大量的岩心实验分析资料系统地研究了柴达木盆地西部同沉积体系和不同区带之间下干柴沟组下段碎屑岩储层物性差异的主控因素，指出沉积环境、岩石学特征、砂体厚度、地层埋藏史、地温梯度背景和湖水古盐度的不同是造成储层物性差异的重要因素。柴达木盆地西部下干柴沟组下段广泛发育的三角洲平原分流河道砂、三角洲前缘水下分流河道砂和滨浅湖滩坝砂是优质储层发育的基本条件。储层砂体厚度、杂基含量和碎屑粒径是储层物性的重要控制因素，成岩作用对储层的演化和储集性能具有决定性作用，其中压实作用对储层物性影响最大，胶结作用是局部区带储层物性重要控制因素。同沉积体系三角洲平原分流河道砂的碎屑颗粒分选和杂基含量控制储层压实程度的差异，三角洲前缘水下分流河道砂和滨浅湖滩坝砂厚度控制了储层胶结强度差异；不同区带地层埋藏史和地温梯度背景造成储层的较大压实差异，湖水古盐度沿盐湖中心环带状分布造成储层在平面上的胶结强度差异。

摘要:以渤海湾盆地C油田明化镇组曲流河为例，从目前常用的三种侧积层表征方法入手，总结各类方法的优、缺点及适用性，指出了在C油田精细表征中存在的问题与难点。在此基础上，提出了一种新的利用沉积域非结构化网格模拟侧积层的曲流河储层三级构型等效表征方法。新方法模拟的侧积层的厚度、形态较常规方法更加符合侧积层的地下真实形态，克服了常规方法扭曲网格、与井上资料不匹配及受网格尺寸影响大等问题。利用新方法建立研究区曲流河储层三级构型精细等效表征模型，并对模型进行油藏数值模拟，与常规方法相比，新方法建立的侧积层附近流体运移的路径更加平滑，压力恢复的时间更接近地下真实情况。结合油藏数值模拟结果，总结了两类水平井在侧积层影响下的流体运移模式，指导了后续的井位部署。

摘要:利用传统分区岩相建模方法模拟多个物源方向的储层空间分布时，模拟的砂体在分区边界处多呈突变接触，不符合地质认识。为此，提出了一种多物源储层分区耦合建模方法。首先根据不同物源影响范围将研究区划分为若干区块，然后按一定顺序依次模拟。提取先模拟分区边界上的模拟结果作为相邻后续模拟区块的条件数据，并结合后续模拟区块中的井点数据进行模拟计算，保证了分区边界上模拟砂体的连续性。最终得到整个研究区的砂体模型，模拟的砂体在各个分区边界处均连续分布。以东营凹陷盐家油田盐935-936区块沙四段上亚段为例进行了应用研究，并与传统的分区岩相建模和基于局部变化变差函数建模方法进行对比，结果表明，该分区耦合建模方法可以更真实地构建研究区的三维地质模型，解决了传统分区岩相建模方法存在的各区块边界处砂体突变的问题，提高了建模质量。

摘要:CO2驱油技术能够在有效提高采收率的同时实现碳埋存，兼顾经济效益与环境保护，因此研究CO2在油藏中的扩散规律很有必要。通过自行设计的高温高压扩散夹持器进行CO2在饱和油岩心中的扩散实验，建立计算CO2在饱和油岩心中扩散系数的数学模型，拟合实测压力曲线和计算的理论压力曲线，从而得到CO2扩散系数，并分析渗透率对CO2在饱和油岩心中扩散的影响规律。结果表明，该数学模型能够较为准确地反映CO2在饱和油岩心中的扩散规律，所测得的扩散系数具有较高的精度；在实验范围内CO2在饱和油岩心中的扩散系数处于10-8 m2/s数量级；CO2在岩心中的扩散系数随着渗透率的增加而增加，但增幅越来越小。

摘要:为了探究沥青质分子性质和微观聚集特征，进一步揭示沥青质沉积的微观作用机理，采用分子动力学方法，建立代表性沥青质平均分子构型，并以此构建沥青质模拟体系初始构型来模拟沥青质在地层岩石中的运移。模拟实验结果表明：沥青质作为典型的非晶体，其径向分布特征总体表现为近程有序、远程无序；退火优化可以充分释放分子结构应力，有利于还原分子结构的能量基态，随着分子间距增加，分子间的范德华力相互作用减弱，静电相互作用将占据系统非成键作用中的主导地位。从沥青质模拟体系的运移终态可以看出：沥青质分子的芳核主体及部分脂肪族链倾向于逐渐被吸附到二氧化硅分子层表面，这会使岩石表面的润湿性由亲水性向亲油性转变；沥青质芳核的π-π堆积作用是引发沥青质分子聚集的驱动力，从而导致沥青质絮凝并从原油中沉积出来。润湿性反转和岩石孔喉堵塞是沥青质沉积造成原油采收率降低的重要机理。

摘要:以塔里木盆地Q单元为例，基于物质平衡原理，从储量、能量、流度3大方面分析超深断溶体油藏弹性驱产能主控因素，解释不同断裂级次弹性驱产能差异。结果表明：超深断溶体油藏弹性驱产能主控因素包括缝洞储集体规模、地层弹性能量和流体流动能力，这3个因素整体均呈主干断裂大于分支断裂、分支断裂大于次级断裂的特征；弹性驱单井累积产油量、日产油量、阶段累积产油量均与单井控制储量呈强线性关系；单井累积产油量和单井控制储量与初始地层压力乘积在对数坐标上是一条斜率近似为1的直线；综合弹性压缩系数、缝洞储集体规模对累积产油量影响大于初始地层压力影响；流体流动能力越强，平均单井日产油量越高；要提高超深断溶体油藏弹性驱产能，早期井位部署应优选规模大、地层破碎程度高的缝洞储集体，开发中后期要尽量提高单井控制储量。

摘要:针对当前水驱中的油水相互作用的研究较少且已有结论存在争议，主要体现在关键离子对油水相互作用影响规律尚未统一。将岩心驱替实验和界面张力测定实验相结合来研究智能水驱中油水作用规律与机理。实验结果表明：油水相互作用在智能水驱中发挥着重要作用，调整注入水的离子组成可以有效影响采收率。Mg2+和Ca2+能够有效提高岩心驱替效率，Mg2+作用效果强于Ca2+，二者存在最优浓度。SO42-对提高采收率无积极作用。界面张力测定实验结果：溶液中不同离子对油水界面特征的影响存在较大差异，作用强度依次为Mg2+>Ca2+>Na+。随着溶液中Na+，Ca2+和Mg2+质量浓度的增加，油水界面张力先减小后增大、界面弛豫时间先缩短后延长，存在促进界面张力最低、界面弛豫时间最短的最优浓度；SO42-能有效抑制Na+，Mg2+和Ca2+对油水界面特征的影响，提高油水界面张力达到最低的最优离子浓度、延长油水界面体系达到平衡的时间。

摘要:胜利油区特高温油藏温度为95～120 ℃，目前已有的驱油用聚合物在该温度下放置30 d后水解度约为100%，黏度仅为1 mPa·s，驱油性能大幅降低，无法满足此类油藏聚合物驱要求。为了改善聚合物在特高温条件下的热稳定性和驱油性能，通过引入AMPS单体和耐特高温的N-乙烯基吡咯烷酮单体，优选了新型耐特高温抗水解型聚合物，研究了聚合物在特高温油藏下的增黏性能、流变性能、注入性能及驱油性能，重点研究了聚合物在120 ℃下的水解度和黏度热稳定性。结果表明，与相对分子质量相近的常规部分水解聚丙烯酰胺相比，耐特高温抗水解型聚合物初始黏度提高1倍以上，黏弹性能大幅增加，且具有良好的注入性和驱油效果，120 ℃下放置30 d后水解度仍为0，黏度不变，具有良好的热稳定性，有望应用在胜利油区特高温油藏，突破化学驱提高采收率温度界限。

摘要:砾岩油藏的储层非均质性强、孔隙结构复杂，微观渗流体系呈现稀网状-非网状特征。化学驱常规注入开采极易造成化学剂沿高渗透层突进，中、低渗透层难以动用，波及体积有限，驱油效率低。通过对克拉玛依油田砾岩油藏K7区块探索研究，提出了梯次注入、分级动用的采油方法，采收率大幅度提高。该方法结合油层渗流理论和岩心分析，首先建立受储层非均质性影响的井间压力梯度递减率的计算模型；其次确定化学剂介质渗流阻力的主要影响因素，建立基于储层微观孔隙结构参数、聚合物溶液质量浓度及聚合物相对分子质量的渗流阻力计算公式。在此基础上，依据驱替压力梯度大于渗流阻力时驱油介质才能在油层中流动的理论，在注采井距和注入速度一定的前提下，高阻力的化学剂体系只能进入大孔喉渗透层；随着体系不断推进，驱替压力梯度快速下降，化学剂体系会滞留堵塞大喉道渗透层，此时可梯次降低体系质量浓度，减小阻力系数，使化学剂体系依次进入不同孔喉级别的渗透层，对不同微观孔隙空间的剩余油分级动用。该理论在K7区块的矿场试验中取得了良好的应用效果，油藏化学驱阶段采出程度达15.9%。

摘要:奥陶系深层碳酸盐岩已成为长庆天然气勘探的重要领域，但与常规白云岩储层相比，奥陶系深层碳酸盐岩储层埋藏深、储层致密、灰质含量高，酸岩反应速度快，常规酸压改造酸蚀裂缝缝长短，单井产量较低，需开展酸压机理研究和深度酸压工艺优化，提高酸压改造效果。针对储层地质特征和酸压改造需求，通过开展酸岩反应动力学实验、酸蚀程度评价、酸压数值模拟，明确了不同白云石含量碳酸盐岩储层酸岩反应机理的差异性：随着白云石含量的降低，灰质含量的增加，反应速度加快，岩石表面酸蚀程度高，但酸蚀裂缝长度降低，应强化不同白云石含量碳酸盐岩储层改造的差异化设计。以“先造压裂缝、后酸蚀”的改造思路，优化形成了“前置液造缝、多体系酸液交替注入、缝内转向”为核心的深度酸压技术，通过酸液和压裂液共同作用，形成水力裂缝、酸蚀裂缝与基质溶孔连通的裂缝网络，现场试验取得较好增产效果。

摘要:由于层间非均质性、投产初期见水等因素影响，海上老油田多层油藏加密井产能评价难度较大。目前通常引入层间干扰系数描述多层合采对产能的影响，但其定量表征是一大难题。因此，基于老油田动静态资料，提出一种多层油藏加密井产能评价新方法。综合测井解释水淹成果、MDT测压资料、PLT测试资料以及静态地质认识，建立多层油藏注采受效分析方法，剔除对稳定产能无贡献的注采不受效层的影响；在此基础上，利用动态相对渗透率计算无因次采液指数，宏观表征不同含水率下层间非均质性对多层合采加密井产能的影响。基于上述方法形成不同含水率下老油田多层油藏加密井产能评价图版和流程。通过对渤海A油田N区块新投产加密井的产能分析，验证方法的可靠性，同时建立不同产量目标下的加密井流动系数下限筛选图版，指导加密井井位初选。

摘要:经过多年开发实践，针对低渗透油藏CO2驱提高采收率作用机理等方面的研究已相对成熟，但油藏工程理论研究尚不完善，目前尚无针对低渗透油藏CO2驱采收率评价的理论模型。基于低渗透油藏CO2驱提高采收率作用机理，利用广义油藏工程方法，筛选用于CO2驱采收率评价理论研究的基本相似准则及关键参数，建立能够表征低渗透油藏CO2驱开发特点和提高采收率作用机理的主控因素表征函数，构建低渗透油藏CO2驱采收率评价理论模型。依据代表性低渗透油藏CO2驱开发实际参数，应用单因素虚拟开发模拟方法求解出该模型的各项系数。利用多因素虚拟开发模拟方法分析该模型的适用性，通过对比油藏实际采收率与理论模型公式计算采收率验证该模型的可靠性。研究表明，低渗透油藏CO2驱采收率评价理论模型具有较好的适用性和较强的可靠性，对定量评价低渗透油藏CO2驱开发效果、完善低渗透油藏CO2驱评价方法和油藏工程理论研究提供了理论依据和技术支持。

摘要:页岩缝网压裂过程伴随着压裂液与岩石之间复杂的流固热化耦合作用。为评价流固热化耦合下的裂缝扩展，提出并开展流固热化耦合的水力压裂实验，重点研究热作用和水化作用对页岩裂缝扩展的影响。研究结果表明，压裂中高温页岩遇压裂液冷却会产生热破裂，形成微裂缝降低抗拉强度，同时岩石脆性增加，有利于缝网形成；水化作用形成水化应力造成裂缝尖端应力集中，应力强度因子增加，同时压裂液的侵入降低弱面内聚力，减小临界应力强度因子，裂缝容易扩展或沿弱面转向，促进缝网形成。