摘要:西湖凹陷中央反转带中北部花港组砂岩储层埋深跨度大，不同层位储层质量存在差异。基于铸体薄片、扫描电镜、X衍射和物性数据等资料，结合区域地质背景和埋藏史，系统分析了不同层位储层基本特征及其成岩差异演化过程。研究结果表明：花港组砂岩储层纵向上以埋深4 100 m为界线，其上、下储层物性和孔隙发育类型存在明显差异。埋深4 100 m以上为H3—H4砂组储层，埋藏相对较浅且火山岩岩屑含量相对较高，较弱的压实、压溶作用和普遍发育的绿泥石包膜共同抑制了石英次生加大，有效保存了原生孔隙，为后期有机酸规模溶蚀提供了条件，因此原生孔隙和次生孔隙都发育较好，存在相对高孔隙发育区；埋深4 100 m以下为H5—H6砂组储层，埋藏相对较深且更富变质岩岩屑，绿泥石包膜发育较差，难以有效抑制石英次生加大，同时强烈的压实、压溶作用使其在快速埋藏阶段丧失了大量孔隙，不利于后期的有机酸溶蚀增孔作用，且由于较长时期处于碱性成岩环境，大量自生矿物胶结充填孔隙，导致储层相对致密。

摘要:元古界基岩潜山油气藏是柴达木盆地北缘马海东地区油气勘探的重要领域之一，储层是影响基岩储集体油气富集的主要因素之一。根据野外露头、岩心、薄片、扫描电镜和成像测井等资料，对基岩储层的发育特征及控制因素进行研究。结果表明：马海东地区元古界基岩储层发育片岩、片麻岩、榴辉岩和角闪岩等4大类9种岩性，裂缝和溶蚀孔等2大类6种储集空间类型，储层物性以低孔-（特）低渗透为主；基岩裂缝是影响溶蚀孔、溶蚀裂缝发育和储层能否获得高产的关键，裂缝的发育程度主要受岩性、构造2个因素的控制，脆性矿物含量高的片岩、片麻岩裂缝发育程度高，断裂级别越大、活动时间越长、距离断裂越近，裂缝发育程度越高；断裂上盘、断裂交汇处是优势储层发育区。

摘要:以野外剖面及岩心观察为基础，结合测井及生产动态资料，建立水下分流河道砂体垂向隔夹层识别标准与侧向单砂体边界划分准则，对鄂尔多斯盆地环江油田L158区块长812段水下分流河道单砂体进行划分，剖析单砂体空间叠置关系及占比，分析单砂体叠置与连通性的关系，明确剩余油分布。结果表明：环江油田L158区块长812段水下分流单河道宽度为230~450 m，单砂体厚度为4~10 m。单砂体叠置类型分为垂向上的分离式、垂接式和垂切式及侧向上的间湾接触、堤岸接触、对接接触和侧切接触；空间组合样式共10种且以分离侧切式和垂接侧切式为主。双向弱连通式砂体的上方砂体侧翼与下方砂体顶部剩余油富集；侧向弱连通式砂体的上方砂体侧翼剩余油富集而下方砂体剩余油不富集；强连通性砂体剩余油不富集。

摘要:为了明确深层复杂背景条件下储层现今地应力的分布特征，基于库车坳陷克拉苏构造带大北12气藏，开展现今地应力研究，探讨地应力非均质分布机理，并据此提出支持井位部署的相关建议。研究结果表明：克拉苏构造带埋深超过4 500 m的储层为走滑型地应力机制，大北12气藏最大水平主应力为125~160 MPa，最小水平主应力为118~130 MPa，地应力非均质性强且井间差异大。复杂的地质边界条件和储层的互层岩性造成地应力分布具有极强的非均质性，地应力有利区和不利区交替分布，在构造高部位也可能钻遇地应力不利区，不能简单地采用“沿长轴、占高点”的方案部署井位。定向井具有有利区穿越广、裂缝钻遇率高、井眼轨迹安全稳定及避障避险的多重优势，是复杂地质背景条件下的优势井型，建议沿地应力低、裂缝发育且井壁稳定的方向设计井眼轨迹，并根据地应力状态选择合理的储层改造方式。

摘要:南海东部地区不同仪器的测压资料解释存在系统误差，导致古近系储层流度与岩心渗透率相关性较差，测压 渗透率与DST渗透率匹配度较低。针对南海东部地区古近系低渗透储层，改进测压资料质量的定量评价标准，统一流度计算方法，进一步分析储层污染并建立污染校正模型，利用贝叶斯判别法建立了污染判别函数，实现污染判别及校正。结合地层测试的动态渗透率与岩心分析的静态渗透率，基于测井渗透率，建立了渗透率升尺度转换模型。结果表明，测压校正渗透率与经岩心渗透率标定的测井渗透率吻合度较高，进一步应用渗透率转换方法得到升尺度渗透率与DST渗透率较接近，显著改善了测压资料的渗透率评价精度。

摘要:Melut盆地Ruman潜山经历了多期构造演化，导致该区油气成藏规律复杂。为落实Ruman潜山构造演化对油气成藏的控制作用，进一步探索油气勘探潜力，综合利用地震、钻井及区域构造资料，开展基于平衡剖面技术的构造演化分析，并结合烃源岩生排烃史，对Ruman潜山周缘油藏动态成藏过程进行剖析。结果表明：Ruman潜山自白垩纪以来经历了2期规模较大的翘倾抬升；白垩纪末期的翘倾抬升有利于潜山周缘地层-岩性圈闭的形成，古近纪末期的翘倾抬升导致潜山暴露，先期成藏的原生油藏遭受破坏，形成次生型稠油油藏；新近纪以来构造活动弱，围绕Ruman潜山形成晚期成藏型白垩系Galhak组地层-岩性稠油油藏以及新近系Jimidi组构造-岩性稠油油藏，二者均具有较大的勘探潜力。

摘要:位于中非剪切带中部的多瑟欧盆地为走滑-拉分盆地，勘探程度较低，一直未获得商业发现，而与之相邻且具有相似地质背景的多巴盆地却相继获得油气大发现。为此，基于仅有的钻井、测井和地震等资料，对盆地烃源岩发育特征开展初步但较为系统的研究。结果表明：多瑟欧盆地发育十分优越的早白垩世阿普第期中-深湖相倾油型泥质烃源岩，厚度大，有效烃源岩分布广，生排烃潜力巨大；东部有效生烃灶为富生烃凹陷，其烃源岩厚度及平面分布规模、地化指标、生排烃强度及生排烃量均远优于西部有效生烃灶，生排烃史与圈闭形成时间、垂直运移通道-断层的发育时间匹配良好。据此提出勘探建议：①应对研究区给予高度关注，并加大勘探力度。②采集三维地震资料以便于开展基础地质及石油地质深入研究。③优选有利勘探区带，争取获得优质区块，尽早在该盆地获得油气大发现。

摘要:流体在特低渗透-致密油藏中的渗流规律不符合达西定律，传统计算两相相对渗透率曲线的JBN方法并不适用。为了解决此类低速非达西渗流实验数据的处理问题，得到更为准确的相对渗透率曲线，在考虑两相渗流拟启动压力梯度的基础上，统计得到经验关系式，可计算不同空气渗透率岩样任意含水率下的拟启动压力梯度。依据低渗透岩样两相稳定流实验结果，提出两相流过程中不同相的拟启动压力梯度相等的假设，建立两相低速非达西渗流模型，基于该模型得出求取两相非达西渗流相对渗透率曲线的方法。应用大庆油田岩样实验数据，对比JBN方法和所提出的新方法，结果表明考虑两相渗流拟启动压力梯度的影响后，油相和水相相对渗透率都有明显变化。

摘要:针对低渗透油藏CO2驱波及效率低和气窜的问题，合成一种CO2/N2响应性纳米SiO2来控制气窜指进，增加CO2驱的波及范围；利用红外光谱、热重分析等方法对合成的CO2/N2响应性纳米SiO2进行表征研究，在分散条件下对其进行粒径分析、响应性、吸附量、分散稳定性等系统研究，并采用岩心流动装置对CO2/N2响应性纳米SiO2分散体系进行驱油模拟实验，结果表明，CO2/N2响应性纳米SiO2符合预期设计。分散条件下，响应性纳米SiO2平均粒径为58.8 nm，具有CO2/N2响应性，CO2吸附量可达到196.8 mmol/g，有一定的分散稳定性。3 PV的CO2/N2响应性纳米SiO2分散体系在渗透率为5.8 mD的岩心中，封堵率为89.38%，提高采收率为15.15%，最终采收率为53.44%；CO2/N2响应性纳米SiO2分散体系通过去质子化状态下颗粒团聚，封堵地层中的气窜通道，增加低渗流通道的驱油效果。CO2/N2响应性纳米SiO2分散体系不仅可以有效地封堵地层中的气窜通道，而且能提高CO2驱油的波及效率。

摘要:为了量化高含水期油藏油井的开发效果，分别从数值模拟和机器学习2个角度建立表征指标，利用数值模拟得到油井控制区域的后向飞行时间，依据单井洛伦兹系数评价油井流动非均质性，并提出潜能指数的概念表征当前时刻油井控制范围内的潜力和驱替能力；收集大量油田开发动态数据建立时间序列模型，利用机器学习中的向量自回归算法对油井生产历史进行拟合，并通过脉冲响应分析评估油井生产能力，最终通过熵权法确定油井综合评价得分。结果表明：2种评价方法虽基于不同假设条件，但所得到的各油井评分趋势基本一致，由于综合考虑了数值模拟和开发动态数据的影响，最终的评价得分可客观反映油井的开发效果。将该评价方法应用于中国G油田Y区块，量化得到各油井的评价得分，并最终确定4口井为高效开发的油井。

摘要:基于润湿指数（WI）为-0.7~0.7的2种具有可对比性的特低渗透和中高渗透人造仿真岩心，探讨润湿性对其水驱特性影响的主要差异。研究结果表明，特低渗透与中高渗透均质岩心相比，润湿性对水驱特性影响趋势相似；岩心的亲油性和亲水性越强（越偏离中等润湿），水驱前缘突破速度越快，平均含水上升速率越大，水驱平衡压力梯度越高，无水驱油效率和极限驱油效率越低。特低渗透与中高渗透岩心润湿性对水驱特性影响的差异体现在特征参数量值的影响幅度上：润湿指数对特低渗透岩心平均含水上升速率、水驱平衡压力梯度、极限驱油效率等的影响幅度远高于中高渗透岩心。与中高渗透油藏相比，特低渗透油藏的水驱特性对润湿性更敏感；特低渗透油藏的润湿性从油湿向中等润湿转变对于提高水驱油效率的技术潜力远大于中高渗透油藏。

摘要:注采耦合技术是近年来提出的提高水驱采收率的有效方法，动态注采耦合是最简单、最常见的一种重要类型，目前尚无明确的定义和针对性的系统研究。基于注采耦合开发特点及类型，明确动态注采耦合技术特点，提出动态注采耦合的定义，深化了动态注采耦合提高采收率的机理认识。以胜利油田典型动态注采耦合单元为例，系统分析复杂断块油藏动态注采耦合的开发特征与开发适用性。在此基础上，评价主控因素敏感性，分析介入时机、注水井注水制度和采油井生产制度等工艺设计参数对开发效果的影响，明确动态注采耦合设计的技术政策界限。结果表明：动态注采耦合呈现先短注后长采和开采后间歇注入2种方式，前者适合多轮开发，后者不适合多轮开发；介入时机和周期注入量是敏感因素，注水速度和采液速度是不敏感因素；介入时机为含水率越低越好，周期注入量扩大系数大于1，开发效果以第1轮动态注采耦合最为关键。

摘要:为研究可控自聚集胶体颗粒（CSA胶粒）对特低渗透非均质油藏窜流通道的封堵能力及其注入量变化对油藏开发效果的影响，利用人造均质柱状岩心和非均质板状岩心开展调堵-水驱渗流实验和调堵-天然能量开采模拟实验。依靠自主研发的边底水油藏天然能量开采模拟实验装置，实现了室内实验对目标油藏实际开发动态特征的相似性模拟，明确了CSA胶粒注入量对控水、增油、保压、提高采收率和启动基质剩余油的影响。实验结果表明，平均粒径为0.5 μm的CSA胶粒针对目标油藏条件兼具较好的注入性和较高的封堵强度；增加CSA胶粒注入量有助于控制油藏水窜、提高低渗透基质波及效率、提高采油速度和降低油藏压力衰减速率，对延长油井稳产期、提高油藏采收率效果明显，但当CSA胶粒注入量超过某一临界值时，继续增加其注入量并不会明显改善油藏开发效果。对于目标油藏，其适宜的注入量为0.3倍窜流通道孔隙体积倍数，此时油藏采收率可达到32.43%。由此可知，特低渗透非均质油藏调堵工艺需要选用适宜的调堵剂和适度的注入量。

摘要:针对超深海相碳酸盐岩储层水侵特征复杂的特点，选取基质、含溶蚀孔、天然裂缝等不同类型介质岩心开展气水相对渗透率实验研究，搭建了高温高压（150 ℃，50 MPa）的气水相对渗透率测试实验装置，设计了实验流程及实验方案。当实验围压分别为10，30，50 MPa时，测得不同围压对应的气水两相相对渗透率并绘制曲线，分析气水两相相对渗透率曲线随围压的变化特征。研究结果表明：当围压增大时，气水相对渗透率曲线普遍向下移动，其中，天然裂缝岩心的气水相对渗透率下降幅度更为明显；气水相对渗透率等渗点向含水饱和度小的方向移动，相对渗透率曲线形态发生变化。不同介质的气水相对渗透率曲线两相同流区宽度也存在明显差异，其中，随围压升高，含溶蚀孔岩心的两相同流区宽度变化幅度最小。该实验结果可用于解释深层碳酸盐岩气田水侵特征及气井产水现象，为该类气藏水侵规律的确定提供依据。

摘要:多层砂岩油藏开发进入中高含水期，层间矛盾突出，层间干扰加剧，新钻调整井的产能预测难度大、精度低。为进一步分析油田不同含水率对多层砂岩油藏产能的影响，通过回归P油田不同流动能力突进系数下的层间干扰系数随含水率的变化趋势，建立层间干扰动态表征模型，形成层间干扰系数与流动能力突进系数和含水率变化关系图版，实现不同流动能力突进系数下对层间干扰系数随含水率变化的定量表征。通过建立无层间干扰条件下采油指数与地层流动系数的产能回归公式，指导P油田中高含水期调整井的产能评价。研究结果表明，基于层间干扰校正预测的P油田新投产调整井的产能误差为20%，低于层间干扰校正前，预测结果可靠。

摘要:泸州—渝西深层页岩气区块分布面积占四川盆地南部的86%，其中奥陶系五峰组—志留系龙马溪组是进一步实现天然气规模上产的主力储层。其中，渝西区块面临诸多地质挑战，包括储层厚度偏薄，地质工程“双甜点”汇聚在同层，孔缝连通性较差，埋藏深度大，断裂系统发育和地应力条件苛刻等。基于区块内已实施井的地质与工程参数，结合页岩气缝网压裂理论，采用大数据分析方法，形成应对不同地质挑战的压裂工艺优化措施，包括龙马溪组一段一亚段1小层（龙一11）高钻遇率、高用液强度、密簇间距、高加砂强度、大施工排量和暂堵转向工艺等，并对已压井压裂参数进行适应性分析，以验证优化措施的可行性，提出适用于渝西区块的缝网压裂参数模板，最终应用于矿场实现缝网压裂，单井裂缝复杂度和储层改造体积较早期3簇井分别提升60.59%和38.3%，并整体获得高产，单井测试日产量较早期已压井提升68.67%，累积产量大幅提升，为深层页岩气高效开发奠定了基础。

摘要:胜利油田低渗透砂岩油藏油层跨度大、层间非均质性强、储层物性差。前期压裂井普遍存在低产、低效的问题，亟需开展重复压裂。为实现科学选井，建立了一种基于Pearson相关系数的重复压裂选井方法。该方法综合考虑了储层、压裂和生产动态资料，并通过计算候选井与虚拟目标井的Pearson相关系数来定量评价候选井的重复压裂增产改造潜力。针对胜利油区大王北油田某区块的一个井组，利用建立的选井方法筛选出最具重复压裂增产改造潜力的井。采用多重暂堵压裂工艺对该井实施了重复压裂改造，压裂后日产油量从2.5 t/d提高到7.3 t/d，证实了该方法的有效性，且无需大量样本支持，不涉及复杂的计算，具有一定现场推广价值。

摘要:为了解决珠江口盆地惠州凹陷火山岩产能低及酸化可行性的难题，通过目标储层油藏特征分析，其岩性主要为安山岩，具有岩心致密、低孔、低渗透和高温的特点。通过耐高温强溶蚀酸液体系研究，优选岩屑溶蚀率可达40.29%~61.29%的酸液体系，其主剂由质量分数为12%盐酸和30%有机氟硅酸构成，并优选了耐温180 ℃的高温缓蚀剂，由质量分数为4%的HZ-1和0.7%的HZ-2构成的缓蚀剂的腐蚀速率为59.33~63.86 g（/ m2?h），可满足行业标准；采用爆燃压裂与酸化联作的工艺可增强酸化改造能力，当表皮系数为0~3时，增产倍比为1.4~4.3，远高于基质酸化的预测数据。中国海上油田低渗透储层典型井况应用结果表明，爆燃压裂与酸化联作优势明显，该地区火山岩酸化可作为储备技术进一步提高油井产能。