摘要:济阳坳陷是中国东部典型陆相断陷盆地，经历了60 a勘探历程，目前已进入复杂隐蔽油气藏为主的精细勘探阶段。面临勘探程度高、资源发现程度高、勘探目标碎小隐蔽等严峻形势，深化油气勘探，实现规模增储、效益勘探成为必须解决的问题。通过系统梳理勘探现状及存在的关键问题，认为济阳坳陷沙四段上亚段及以上层系勘探程度高，为成熟领域；沙四段下亚段及以下层系勘探程度低，为“三新”领域；页岩油气资源潜力大，为接替领域。针对不同勘探领域，提出了相应的勘探思路，即精细勘探成熟领域稳定增储、风险勘探和预探“三新”领域规模发现、源内勘探页岩油气谋划长远。

摘要:济阳坳陷煤成气勘探已历经30余年，在孤北、惠民、临清、车西等地区均获得突破，但未形成规模储量，有必要针对煤成气的成藏主控因素进一步深化认识。以地震、录井、测井及生产测试资料为基础，利用碳同位素等分析化验手段，探讨济阳坳陷车镇凹陷车西洼陷北部陡坡带（车西北带）下古生界天然气成因类型，分析研究区下古生界煤成气藏的成藏差异及主控因素。研究结果表明，车西北带下古生界天然气类型为煤成气，主要来自上古生界煤系地层，具有良好的区域成藏地质条件。煤系地层埋深普遍超过4 100 m，已进入二次生烃阶段，且埋深和厚度决定了生烃量的差异。邻近断层的断距对煤成气成藏具有至关重要的控制作用，其不仅决定圈-源对接程度，也决定下古生界储层发育带的宽度及圈闭的有效性。当邻近受控断层的断距大于150 m时，断层上升盘下古生界圈闭与下降盘上古生界烃源岩对接，上古生界的煤成气沿断层就近运移至下古生界被断层改造的碳酸盐岩储层内，在有利圈闭内即可近源成藏。

摘要:油气藏流体类型是勘探阶段产能评价及储量规模落实、开发阶段开发方案制定的关键影响因素，井场随钻快速识别油气藏流体类型能进一步加快勘探开发节奏，具有重要的意义。渤中凹陷西南环M构造太古界潜山油气藏流体类型比较复杂，结合PVT相态分析结果，从油气藏流体类型识别常用方法中优选出四组合参数判别法及φ1参数判别法在研究区进行随钻识别研究。结果表明，基于标准化随钻气测数据利用四组合参数判别法及φ1参数判别法对研究区太古界潜山油气藏流体类型识别一致性不高，而基于井场测试组分数据识别一致性高、效果好。建立适于研究区的井场测试组分数据与标准化随钻气测数据之间的拟合关系，实现了潜山油气藏流体类型随钻快速识别，在渤中凹陷西南环M构造太古界潜山应用效果良好。

摘要:近年来，中国在深层海相碳酸盐岩油气领域取得了丰硕的勘探开发成果，但随着部分深层油气藏逐渐进入开发中后期，强烈的储层非均质性对开发效果的影响逐渐显现，亟需对储层非均质性开展研究，以指导油气藏的调整挖潜。深层海相碳酸盐岩储层中孔、缝、洞等多重介质普遍发育，其形成演化受多期次、多种地质因素作用综合控制，具有耦合发育的特点，使储层呈现出多尺度的强非均质性特征。目前，针对深层海相碳酸盐岩储层非均质性的研究尚处于起步阶段，参考碎屑岩储层非均质性相关理论和研究方法开展碳酸盐岩储层非均质性研究存在针对性和适用性不足的问题。如碎屑岩储层非均质性的层次分类方案并不完全适用于深层海相碳酸盐岩储层，至今还没有建立一套公认的适用于碳酸盐岩储层的非均质性层次分类方案。深层海相碳酸盐岩储层非均质性更加复杂，缺乏对不同介质耦合发育下多尺度非均质性形成机制和分布规律的系统认识。此外，利用传统方法开展深层海相碳酸盐岩储层非均质性空间分布预测和表征精度仍难于满足实际生产需要。下一步研究方向包括：一是开展多重介质系统耦合控制下的多尺度非均质性形成机理研究，建立多尺度非均质性发育模式；二是建立具有适用性的深层海相碳酸盐岩层次（类型）划分方案，结合新技术手段不断提高多尺度非均质性空间分布预测及表征精度；三是开展多尺度非均质性渗流机理研究，阐明非均质性对开发的影响。

摘要:阳江凹陷为珠江口盆地近两年来获得油气勘探重大突破的新区。为明确阳江凹陷恩平21洼烃源岩的生烃潜力及成藏贡献，采用无机元素分析与有机地球化学分析相结合的研究方法，对阳江凹陷文昌组烃源岩的沉积环境、有机质来源及生烃潜力进行了系统分析，明确了已发现原油的来源并估算了不同沉积环境烃源岩的成藏贡献。结果表明：文昌组沉积时期恩平21洼气候湿热，湖盆水体较深、盐度较低，是整体处于亚还原环境的淡水湖盆，发育半深湖-深湖相和浅湖-半深湖相两套优质烃源岩；油-源对比及油藏中不同来源原油的占比分析发现，源于半深湖-深湖相烃源岩的占比为15%，源于浅湖-半深湖相烃源岩的占比为85%。浅湖-半深湖相烃源岩同样具有较强的供烃能力，发育浅湖-半深湖相烃源岩的浅-小洼陷，也具有较好的油气资源潜力。

摘要:针对玛湖地区致密砂砾岩油藏储层横向变化快、井间构造和储层预测难度大、优质储层钻遇率低等问题，采用反演多参数体约束地质建模，实现对优质储层三维空间分布的刻画，为水平井预警调控提供重要的依据。通过在油层之上建立预警标志层，根据标志层实钻数据更新局部速度场、构造和地质模型，提前预警靶点深度和水平段倾角关键参数变化，并根据井轨迹方向岩性韵律预测结果和随钻电阻率变化规律，及时进行水平段出层风险预警，以达到提高入靶精度和优质储层钻遇率的目标。当钻进位置位于正韵律区，电阻率下降反映顶切，有顶出的风险，需要进行预警并采取降斜措施；当钻进位置位于反韵律区，电阻率下降较快，有底出的风险，需要进行预警并采取增斜措施。玛湖地区应用效果表明，基于反演多参数体约束地质建模的水平井预警技术使油层钻遇率提高了7.4%，钻井周期缩短了8.7%。

摘要:米市盆地位于扬子板块与松潘-甘孜造山带交界处，基于反演与正演相结合的手段，研究了其构造特征及成因。米市盆地受海西运动影响，构造变形以张性断层为主；印支期扬子板块向松潘-甘孜造山带俯冲，使盆地构造变形转变为挤压隆升为主，部分三叠系遭受剥蚀；燕山期盆地周缘持续隆升，内部构造则继承性发育；喜马拉雅期进入快速挤压隆升阶段，盆地的典型构造特征为逆冲断层及与断层相关褶皱，且盆地内部构造变形存在差异，东部以基底卷入型控盆断层约束下的断弯变形为主，西缘以次级断层控制下的断层滑脱变形为典型特征。盆地内部的断层发育模式为由盆地东部向西部逐渐扩展。在成因上，自海西期至印支期受到滇青藏洋板块及太平洋板块持续挤压，盆地内部形成最早的四开断层；燕山期盆地雏形出现，以七里坝地区为沉积中心沉积了巨厚的侏罗系、白垩系地层，盆地周缘持续隆升；喜马拉雅期受松潘-甘孜造山带及锦屏山造山带挤压后，形成了以逆冲断层及与断层相关褶皱共存的盆地构造格局。

摘要:页岩储层储集空间主要为纳米尺度孔隙，页岩油在纳米尺度孔隙中的赋存状态对其流动规律会产生重要影响。利用核磁共振冻融技术得到了东营凹陷页岩孔隙结构的全尺寸孔径分布及纳米尺度孔隙的主频孔隙直径，基于东营凹陷牛斜55井的井流物组成，采用分子动力学模拟方法建立东营凹陷典型纳米尺度孔隙模型，开展原油在有机质纳米尺度孔隙内赋存状态研究。研究结果表明：①东营凹陷页岩储层纳米尺度孔隙的主频孔隙直径为15nm；②有机质纳米尺度孔隙内的原油密度从孔隙壁面到孔隙中央逐渐降低；③页岩油分子会在有机质纳米尺度孔隙的壁面处形成“类固体”层，其密度约为孔隙中央游离态原油密度的1.1～3.15倍；④页岩油分子在有机质纳米尺度孔隙内发生四层吸附，第1吸附层的厚度最大，计算得到东营凹陷页岩油吸附态比例为19.8%。

摘要:热采、气驱、化学驱仍是目前中外应用最为广泛的三大主要的提高采收率技术。随着提高采收率技术应用规模的扩大和逐步深入，传统的提高采收率技术面临的挑战越来越大。从新材料、新领域、新方法3个方面系统总结分析了提高采收率新技术研发与应用的进展。新材料方面关注功能性聚合物、二甲醚、纳米材料等；新领域方面关注残余油区CO2混相驱、海上油田化学驱、非常规致密页岩油藏提高采收率；新方法注重技术复合化，例如碱-乳液-聚合物复合驱、声化技术、低矿化度水/表面活性剂交替注入。未来将以“低成本、绿色低碳、革命性突破”3个方向为核心探索新一代提高采收率新技术。

摘要:水驱后期断块油藏注入水无效循环造成压力提升困难，所提出的CO2气顶与人工边水组合驱技术被认为可有效解决该问题。为了研究组合驱储层压力恢复规律，对压力恢复速度与注入速度等参数的关系、以及注水、注气速度和注入时机的优化开展研究。因此，利用室内实验评价压力恢复速度与注气量、注气速度及注气注水速度比之间的定性关系；应用数值模拟方法，结合单因素分析法及正交试验设计法验证实验结果，采用响应面分析法建立压力恢复速度与三者之间的定量关系，回归了相关性预测模型。最终对比优化了组合驱技术政策。研究结果表明，组合驱效果与注入速度、注气量及注气注水速度比呈正相关，对于注气速度最敏感。组合驱注气速度与注水速度存在最优值与最优匹配关系，进而建立了组合驱注入时机确定图版。

摘要:针对致密油藏，在流动实验和理论分析的基础上，建立了致密油藏非线性渗流表征新方法，该方法基于致密油藏渗流过程中的动态阻力梯度特征，结合储层岩心流动实验，获得启动压力梯度、拟启动压力梯度和液测渗透率等3个表征参数，从而建立新的致密油藏非线性渗流表征模型——动态阻力梯度模型，并通过单井尺度进行了验证。研究结果表明：随着驱替压力的增加，动态阻力梯度逐渐增加且与驱替压力梯度的对数呈线性关系；非线性渗流数学表征与启动压力梯度、拟启动压力梯度和液测渗透率3个参数相关，并以这3个参数为基础建立了基于流动实验的致密油藏非线性渗流表征。从油藏应用的角度表明该非线性渗流表征模型的精度要高于达西模型和拟启动压力梯度模型。

摘要:各向异性油藏经长期水驱开发后，常表现出平面驱替不均衡、开发效果差的特点，为实现水驱液流改向、提高储量动用效果，达到均衡驱替开发，如何有效进行井网调整是关键。采用在反九点直井井网的对角油井间加密水平井的方式，利用渗流力学保角变换和镜像反映原理，建立井间对角线加密水平井注采井网渗流模型，并提出评价注采井网储量动用能力及动用效果的方法。结合油田实际参数，分析在储层具有渗透率各向异性的条件下，水平井加密后注采单元中的储量动用规律；综合储量动用效果和开发实施条件，确定了各向异性油藏井间对角线加密水平井的合理长度及开发制度。结果表明，该水平井加密模式对储层具有渗透率各向异性时有较好的适应性，加密水平井合理长度约为原井网对角线井间长度的0.5倍。

摘要:孤岛油田西区北Ng3-4开展层系井网互换先导试验，通过层系井网互换，改变液流方向，提高波及体积，互换后该区块取得了较好的开发调整效果，但单井实施效果差异较大。采用Tanimoto系数法求解驱替压力梯度和水油渗流速度比2个判识参数场间的向量相似度，引入耗水控制指数评价参数评价变流线致效机制。结合油井见效规律，将油井见效特征归纳为4种模式：即时见效型、滞后见效性、反复见效型和无效型。致效机制研究结果表明，油井互换后所处流线部位及井区油水分布，直接影响互换后油井对现层系的剩余油动用状况及高耗水层带的控制程度，进而影响互换后油井的生产效果。

摘要:通过压裂形成的复杂裂缝网络是提高致密油气藏产能的关键措施。采用真三轴实验系统对鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组油页岩试件进行水力压裂物理模拟实验，并对压裂前后试件的裂缝网络进行三维CT重构。基于分形理论和数字图像处理技术，对室内水力压裂前后裂缝网络的复杂性进行研究。结果表明，基于立方体覆盖法压裂前后裂缝网络的分形维数变化率为0.45%~3.64%。分形维数变化率与水平应力比之间始终存在负相关关系。然而，在不同压裂液黏度下，分形维数变化率先增大后减小，在黏度为5.0 mPa·s时分形维数变化率最大。在较低的水平应力比和相对较低的压裂液黏度下，更容易形成复杂的裂缝网络，而过低或过高的压裂液黏度均限制了复杂裂缝网络的形成。

摘要:油气田开发生产系统包含油藏、井筒、管网三大生产环节。传统数值模拟方法主要模拟油藏中流体的流动，而油藏-井筒-管网一体化耦合模拟同时反映油藏供液能力、井筒举升能力和管网集输能力，对准确预测生产态势、实现生产系统全流程优化具有重要意义。通过研究井筒-管网模型建立方法及流体多相管流相关式适应性，实现了井筒、管网内流动模拟和流动保障模拟；通过节点链接建立一体化模型，耦合关键节点的流动关系，形成了油藏-井筒-管网一体化耦合模拟方法，实现了油气田开发全流程模拟。基于埕岛油田西A区块，根据海上油田实际生产需求和约束条件，优化生产制度、配产配注等，基于一体化模型进行全流程优化，最大程度提高了油气田开发系统产量效益。

摘要:低渗透油藏在进行CO2驱开发过程中面临着固相沉积储层伤害问题，但目前的测量方法无法直观精确地对固相沉积进行定量表征，通过建立一种全新的微观可视化固相沉积实验方法，开展不同开发方式的固相沉积对比实验，并深入开展不同CO2注入量和注入压力条件的固相沉积实验。结果表明：固相沉积主要以胶质、沥青质为主；CO2驱固相沉积存在特定的门限压力，沉积区域主要位于混相区，沉积规律呈现缓慢增加、快速上升、逐渐放缓的变化趋势，且固相沉积的析出和溶解过程一定程度上是可逆的；根据实验成果进一步提出CO2驱开发注入压力水平应低于固相沉积的门限压力，从而有效抑制固相沉积的发生，减少CO2驱开发固相沉积储层伤害的程度。通过矿场实际应用发现，应用实验成果后可有效降低储层伤害程度，提高油田可持续开采的潜力。

摘要:渗吸采油是利用低渗透油藏自身的毛管压力，强化基质与裂缝间的油水置换，从而有效提高采收率的一项新技术。目前关于渗吸采油的基本规律缺乏系统研究，对其主控因素不明确。使用高温高压渗吸仪，以渗吸采收率为指标，系统评价储层特性、流体性质和边界条件等3类7项参数对岩心自发渗吸作用的影响。使用灰色关联分析法对各影响因素进行权重分析。结果表明：低渗透油藏渗吸采收率随着岩心渗透率和长度的增大而减小。油藏温度升高，原油黏度降低，渗吸作用增强，渗吸采收率增大；两端开启岩心渗吸采收率高于周围开启岩心；油水界面张力越低，岩石表面亲水性越强，渗吸采收率越高；裂缝越多，渗吸采收率越高。各影响因素权重由大到小依次为：岩石润湿性、油水界面张力、裂缝条数、油藏温度、端面开启位置、岩心渗透率和岩心长度，其中油水界面张力、岩石润湿性和裂缝条数与渗吸采收率的关联度均在0.95以上，为渗吸采油主控因素。