摘要:川西坳陷新场地区须二段致密砂岩气资源潜力巨大，但断缝体展布范围的精细刻画成为制约勘探开发的技术难点。在地震、岩心、成像测井等资料基础上，利用地震属性技术，对新场地区须二段断缝体进行了地震预测，并总结了断缝体地质发育模式。研究结果表明，新场地区须二段西部地区断层欠发育，以背斜为主，整体上呈NE/NNE走向，东部地区三级、四级断层发育，主要呈NE向、近EW向与近SN向。已发现裂缝受研究区三级、四级断层控制，走向以近EW向为主，以平缝（＜10°）和低角度缝（10°~30°）为主，在须二段上亚段T3x2-2砂组和中亚段T3x2-4砂组最为发育。新场地区须二段裂缝可以分为断层相关和褶皱相关裂缝2类成因，针对断层相关裂缝，最大似然属性能够更客观地刻画断层滑动面，混沌（构造熵）属性能够刻画断层破碎带和诱导裂缝带；针对褶皱相关裂缝，曲度属性能够刻画褶皱相关裂缝发育区。新场地区须二段断缝体可以进一步划分为断缝体、断褶缝体和褶缝体3种类型，其中，以断缝体、断褶缝体普遍发育，主要分布于东部地区断层附近，在局部地区发育褶缝体，通常分布范围较小。

摘要:准噶尔盆地东部克拉美丽山山前凹陷中二叠统平地泉组相当于博格达山山前凹陷的芦草沟组与红雁池组，芦草沟组与平地泉组均为重要的烃源岩层系，尚未建立芦草沟组与平地泉组的等时地层格架，制约了烃源岩在横向和纵向上分布范围的落实。通过系统分析井-震、露头及地化等资料，划分了芦草沟组层序地层单元，明确了与平地泉组的地层对应关系，建立了准噶尔盆地东部芦草沟组沉积充填模式。研究结果表明：博格达山周缘中二叠统芦草沟组及红雁池组各为一个三级层序，分别对应平地泉组下部的三级层序1与上部的三级层序2。芦草沟组（层序1）发育低位域、湖侵域与高位域，低位域以扇三角洲、三角洲与滨浅湖沉积为主，半深湖-深湖亚相仅分布在博格达地区；湖侵域半深湖-深湖亚相在各凹陷分布范围达到最大；高位域扇三角洲、三角洲及浊积扇砂体规模增大，半深湖-深湖亚相分布范围减小。芦草沟组湖侵域与高位域沉积时期，半深湖-深湖亚相发育了优质烃源岩，与高位域各类型砂体构成良好的生储组合。芦草沟组高位域为准噶尔盆地东部中二叠统较有利的勘探层系。

摘要:四川盆地自贡地区是目前下志留统龙马溪组页岩气勘探的重点区块，针对该区部署的第1批水平井测试效果不理想，平均单井测试日产气量仅为7.6×104 m3/d。后期通过地质工程一体化相结合，综合评价目的靶层，有针对性地调整水平井靶体位置，实现了最新批次水平井测试产气量的大幅度提升。针对自贡地区龙马溪组高硅质页岩段定量评价及靶体调整的主要研究思路为：①基于地质工程一体化进行甜点层评价，进一步明确研究区龙一11小层为水平井部署的最佳甜点层。②根据高硅质页岩段划分标准，创新性地将龙一11小层纵向上划分为顶部、中部和底部3个层段，并重点针对高硅质页岩段进行精细储层评价，明确高硅质层段在含气性、脆性和可压性等方面具有明显的优势，可作为最优靶体部位。③对比靶体调整前后单井日产气量提升2.6倍，调整前测试日产气量为7.64×104 m3/ d，调整后测试日产气量为20.01×104 m3/d，充分论证了研究区以富碳高硅质页岩段为靶体调整目标的最优解。以水平井靶体调整的方向为主线，系统分析了龙一11小层中下部高硅质页岩段的储层条件，并通过下沉靶体部位实现了产气量的提升。

摘要:为了研究页岩储层演化对其分形维数的影响，以鄂尔多斯盆地延长组低成熟度陆相页岩、松辽盆地沙河子组高成熟度陆相页岩、川南地区龙马溪组高—过成熟度海相页岩为例，利用X射线衍射分析、地球化学分析、氮气吸附实验等手段，结合FHH与热力学模型，研究不同分形维数的演化特征，利用灰色关联系数法分析不同演化阶段分形维数的控制因素。结果表明：低成熟度陆相页岩分形维数较低，高成熟度海相、陆相页岩具有较高的分形维数。高—过成熟度海相页岩中，较高的孔表面积与孔体积会造成孔隙复杂程度明显增高，但这种关系在低成熟度陆相页岩并不明显，可能是滞留烃造成微孔阻塞或覆盖孔隙表面，使分形维数下降。随着演化程度的增加，页岩储层分形维数的主要影响因素逐渐从矿物组成变成总有机碳含量。

摘要:前人对于如何通过已发现常规油气藏预测未发现非常规油气藏的研究不足。根据常规油气藏与烃源岩层系的非常规油气藏的成藏正相关性，结合凹隆域分布、断层活动性、砂体展布、油气来源及运移路径研究，提出基于相关性油气藏范围的非常规油气藏有利区预测方法。首先，对某一区域从凹隆域岩层的组合构造、烃源岩层系砂体展布、油气来源及运移路径4个方面进行相关性基础研究；然后，将已发现油气藏分布、油气来源研究结果与基础研究结果结合，综合判断相关性油气藏范围；最后，对范围中未发现油气藏的区域进行有利区预测，其中烃源岩发育且存在有利砂岩、砂泥互层、裂缝性泥页岩储层的区域均为有利区。在有利区存在叠置或相邻的烃源岩层系油气藏、有利区紧邻断层且上覆层系发育油气来自断层的油气藏这2种情况下的油气成藏条件最为有利。

摘要:杭州斜坡带是西湖凹陷西部斜坡带北段重要的油气勘探新区，其基础地质特征尤其是沉积特征尚不明确。基于录井、测井、地震、微量元素和古生物等资料，分析西湖凹陷杭州斜坡带平湖组的沉积环境，在沉积特征研究的基础上建立沉积相与地震相的对应关系，总结沉积体系平面展布特征和垂向演化规律。结果表明：研究区平湖组总体属于半封闭海湾环境，主要发育三角洲和障壁海岸沉积体系。三角洲沉积主要分布在杭州斜坡带西部边缘地区，障壁海岸沉积则广泛分布。平湖组经历了完整的海侵—海退过程，平湖组五段沉积时期三角洲连片展布；平湖组四段沉积时期三角洲继承性发育，潮坪规模最大，为海侵阶段；平湖组三段沉积时期三角洲向凹陷中央缓慢扩张；平湖组二段至一段沉积时期海平面下降，杭州斜坡带西部边缘地区继承性发育的三角洲不断推进，为海退阶段。

摘要:延长油田低渗透油藏储量大，受储层基质致密、裂缝系统复杂的影响，常规注水开发效果差，原油采收率低，油田提高采收率需求迫切。基于延长油田CO2非混相驱油与封存一体化、低温油藏空气泡沫驱、生物活性复合驱和微生物驱技术及矿场实践，提出了低渗透油藏CO2非混相驱“溶蚀增渗、润湿促渗”新理论，形成了以提高CO2驱混相程度和CO2驱立体均衡动用为主的CO2非混相驱油技术，揭示了浅层低温油藏复合耗氧机制，完善了空气泡沫、生物活性复合剂和内源微生物激活剂配方体系。矿场实践表明低渗透油藏提高采收率技术在延长油田具有广阔的应用前景。

摘要:胜利油区大部分稠油油藏已进入中高含水开发阶段，急需转变开发方式。微生物采油技术利用微生物菌体及其生长代谢活动在油藏原位作用原油及储层，针对性解决多轮次热采、低效水驱、深层稠油及敏感稠油等难采稠油油藏开发难题。近5 a在胜利油区针对难采稠油油藏微生物提高采收率技术开展攻关研究，揭示了微生物乳化嗜烃降黏、生物多糖增黏调驱、生物产气助驱、界面改性减阻及改性矿物防膨等5大微生物采油机理，并在此基础上建立了稠油油藏微生物群落基因定量解析、原位嗜烃类驱油功能菌高效激活、生物特征预测生产动态变化及生物场动态调控4项关键技术。研究成果在胜利油区15个低效稠油油藏区块开展现场应用，均取得明显降水增油效果，已提高采收率3%以上。该技术在难采稠油油藏的成功推广证实微生物采油技术在稠油转换开发方式上的巨大应用潜力，是老油田转换开发方式、提质增效的革命性技术，推广前景广阔。

摘要:微生物采油机理包括嗜烃降黏、乳化、润湿、产气等，其中微生物润湿机理为微生物及代谢产物通过对储层界面改性实现提高洗油效率和改善原油渗流能力的目的。总结了现阶段中外对微生物及代谢产物在润湿改性中的作用及微观机理研究进展，提出了微生物采油技术在润湿改性方面需要深化研究的问题及发展方向。目前研究证实微生物菌体、代谢产物都具备不同程度的改变岩石表面润湿性的能力，而引起该现象的原因可能是：①微生物代谢产生的生物类表面活性剂通过清洗机理或覆盖机理吸附在岩石表面，从而改变岩石表面的润湿性；②微生物菌体通过生长繁殖在油水或油固界面上形成一层黏弹性的生物膜，进而完成润湿性改变。由于微生物采油机理具有多机理协同作用的复杂性，微生物润湿改性机理在提高采收率中的贡献及油藏适应性等问题尚未明确。因此需要进一步深化微生物及代谢产物润湿改性机理研究，明确其作用范围、稳定性及油藏适应性，为提高微生物采油现场应用效果提供理论支撑。

摘要:随着非常规油气资源开发的进行，针对非常规油藏提高采收率的二次和三次采油技术引起学者们的广泛关注。泡沫因其堵水不堵油的独特性质，在中高含水期油藏开发过程中取得了良好的应用效果。泡沫的稳定性是影响提高采收率效果的关键因素，近年来诸如聚合物强化泡沫、纳米颗粒稳泡等技术成为中外学者的研究热点。然而这些强化泡沫技术仍存在泡沫直径较大、储层中黏附聚合物难以清除、技术成本高等问题，限制了其在低渗透油藏中的推广与使用。与普通泡沫相比，微泡沫具有直径小（10~100 μm）、比表面积大、稳定性高且具有类似水的流动性等特点。微泡沫驱具有注入压力低和波及范围更广等优势，注入压力仅为聚合物驱的1/3，同时可有效控制其气体流度，扩大波及体积，进而提高采收率，是一项具有潜力的三次采油技术。在文献调研的基础上，介绍了微泡沫的结构与性质，阐述了微泡沫的封堵与提高采收率原理，总结了微泡沫驱提高采收率技术的研究现状，最后指出了微泡沫在低渗透油藏开发中存在的问题，展望了微泡沫在提高采收率应用中的发展潜力。

摘要:页岩油气作为中国重要的战略接替资源，是未来油气增储上产的主力。但页岩基质的微纳米尺度孔隙发育，需要进行储层改造以改善其渗流能力，才能实现对页岩储层的高效开发。热处理技术是一种新型绿色环保的储层改造及提高采收率措施，通过在地层中产生热能改善页岩物理性质，达到增强储层渗流能力的目的。因此，准确了解页岩储层在热环境下的储层改造机理和页岩的物理性质变化规律，对储层改造具有重要意义。通过调研中外热处理过程中页岩内部孔隙结构变化的研究成果，结合页岩油气藏储层特征，分析了热处理技术对页岩储层改造的机理。结果表明：岩石矿物非均匀热膨胀产生热应力，导致裂缝发生热扩展；有机质热解导致有机孔隙发育，孔隙流体蒸发增压作用及水岩作用促进岩石孔隙空间增大。通过以上机理促使储层内部储集空间增大，导流能力增强，从而实现对页岩油气的有效开采。同时总结了热应力作用下页岩物理性质及力学性能的变化规律，发现高温条件下页岩孔隙度和渗透率显著提高，页岩内部平均孔径增大，发育大量微裂缝形成复杂裂缝网络；页岩整体强度降低、塑性增强，为水力压裂、热处理等增产措施提供了有利条件。

摘要:页岩油藏基质渗透率极低，注气吞吐是一种有效的页岩油提高采收率技术。由于人工裂缝与天然裂缝的存在，矿场试验表明注气吞吐过程中邻井气体窜流严重。注入泡沫可有效降低气体流度，增大吞吐波及体积，抑制气体在裂缝中的窜流。通过室内实验，筛选4种起泡剂，对其起泡能力和稳泡能力进行评价，优选泡沫综合性能最好的起泡剂，继而探究页岩裂缝岩心注气吞吐过程中的气窜规律，明确裂缝岩心注入泡沫后的封堵性能，以探究泡沫防窜对页岩岩心注气吞吐提高采收率的应用潜力。结果表明：质量分数为0.4%的AOS起泡剂稳定性最好；气液同注后产生的泡沫气体封堵压差增至6.67 MPa，气体突破时间增加了13.72倍；在泡沫封堵的基础上，进行5个轮次的吞吐可使总采收率提高6.58%。

摘要:砾岩低渗透油藏储层非均质性强、孔喉半径小、矿物成分复杂，在注水开发中，回注水中固体悬浮物含量和粒径大小成为导致储层伤害的主要因素，而现有碎屑岩低渗透油藏注水水质推荐指标难以满足砾岩低渗透油藏，因此，需根据砾岩低渗透油藏储层特点，制定科学的注水水质指标。根据砾岩低渗透油藏储层孔隙结构及黏土矿物特性，采用CT扫描、扫描电镜及X射线衍射等实验方法，多角度分析了该类油藏潜在的注水伤害主要因素，同时根据颗粒堵塞理论，在注入过程中注入水中的固体悬浮物（SS），会堵塞孔喉通道导致渗透率下降，从而对砾岩低渗透岩心造成严重伤害。实验结果表明，SS质量浓度和粒径中值对不同渗透率的砾岩岩心的储层伤害差异较大，若要实现目标区块储层伤害率≤20%，当储层渗透率小于等于9.28 mD时，SS质量浓度≤1.43 mg/L，粒径中值≤1.9 μm；当储层渗透率大于9.28 mD但小于46.9 mD时，SS质量浓度≤3.1 mg/L，粒径中值≤2.6 μm；而储层渗透率大于等于117mD时，可放宽到SS质量浓度≤5.1 mg/L，粒径中值≤4.8 μm。

摘要:气水两相相对渗透率曲线是描述产水气藏气水渗流规律的重要基础参数，但是采用水驱气方法还是气驱水方法来确定气驱水相对渗透率曲线仍存在较大争议。以元坝气田为研究对象，基于室内实验测试方法，系统开展了孔隙型、裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线测试，对比分析不同类型储层岩心气驱水相对渗透率曲线特征，推荐产水气藏气水相对渗透率曲线测试法。结果表明：裂缝型岩心气驱水相对渗透率曲线表现出凹形曲线特征，与常规的X形曲线特征差异较大；与裂缝型岩心比较，孔隙型岩心气驱水相对渗透率曲线整体右移，两相流动饱和度区间范围更宽、水相相对渗透率上升更慢。与气驱水方法相比，水驱气相对渗透率曲线的束缚水饱和度更接近储层实际情况、水相渗流能力弱、气相渗流能力大于水相，实验设计符合产水气藏气水渗流过程。因此，针对产水气藏的产能评价、开发方案编制等，建议采用水驱气法测试的气驱水相对渗透率曲线开展模拟计算。

摘要:在油田开发过程中，经常遇到井网调整问题，x油藏初期采用反九点井网开发，生产过程中高含水油井转注、同时采油井排排间加密，井网变为排状注采井网。而井网调整后注采井间的流场会发生改变，流体流动规律变得更加复杂。为了研究反九点井网至排状注采井网的流线演变特征，考虑储层非均质性和压实作用对势函数方程进行求解，得到反九点井网流线；进而结合实际井网的调整模式，得到了反九点井网转排状注采井网的流线模型，获得井网调整后的流线。研究结果表明，反九点井网的流线分割区位于排状注采井网的主要流动区，加密后，注入水与加密井之间的流线穿越了该部分区域，井网水驱控制程度得到改善，原先驱替效果差的区域受到注入水的波及。排状注采井网的不可动区域位于反九点井网的主流线区域，在反九点井网的开发过程中已经受到注入水的驱替。流线分布特征显示反九点井网边角井之间的流线分割区、排状注采井网原采油井排采油井与加密井之间的流线分割区以及加密前后流线分割区的叠合区水驱效果较差。研究揭示了反九点井网至排状注采井网的流线演变特征，为井网的二次加密调整提供了理论基础。

摘要:根据高含水油田剩余油分布特点，提出了含油饱和度等值线拟合样本预制作方法及基于人工神经网络的剩余油预测方法。利用数值模拟批量生成不同井距、物性、工作制度等条件下注采井组间剩余油分布场，编写模块自动提取少量含油饱和度等值线，使用多项式函数拟合不同时刻和层位含油饱和度等值线建立拟合参数样本数据集，实现机器学习样本参数量的大幅度降低。使用Tensorflow搭建神经网络模型，学习训练后形成注采井组间含油饱和度等值线预测模型，根据多个井组间等值线图叠加结果重构研究区含油饱和度场。基于高含水油田实际数据，与数值模拟相比，该方法对断层边界、层间剩余油富集区、井间局部零散剩余油均具一定预测能力；同时可将注采井生产动态数据快速转化为含油饱和度场数据，较传统方法的计算速度和定量化程度显著提高。

摘要:为揭示压驱增注机理，加深对压驱裂缝的产生和拓展机制的认识，通过压驱物理模拟实验，研究了压驱破裂压力的影响因素。实验结果表明：注入排量越大，岩样破裂压力越大；随着岩石渗透率的增加，破裂压力呈指数降低；随着围压的增加，破裂压力呈线性增加。基于微米CT扫描，在微米尺度上分析压驱裂缝展布特征。结果表明，压驱过程中形成沿径向扩展的垂直裂缝，压驱裂缝呈平面状展布特征。在微米尺度上，裂缝扩展路径沿颗粒边界蜿蜒前进。结合压驱物理模拟实验和微米CT扫描，引入孔隙度、孔隙直径和裂缝开度为孔隙结构参数，建立了适用于低渗透油藏压驱物理模拟与微米尺度上裂缝的定量表征方法，该方法能够准确表征压驱破裂压力及微米尺度上压驱裂缝的宽度及形态特征。

摘要:缝洞型碳酸盐岩油藏的储层非均质性强、流体分布复杂，产能预测相关参数往往难以获取，为单井产能准确预测带来较大困难。通过对常见的地震参数进行优选，提出了一种单井产能预测新方法。基于建立基质-裂缝-溶洞三重介质模型，利用Spearman和Pearson相关系数法优选出影响单井产能的地震参数，进而建立优选地震参数与窜流系数和弹性储容比的关系式，将其引入三重介质产能方程中，从而对不同地质背景下的缝洞型碳酸盐岩油藏单井产能进行预测。以新疆某缝洞型碳酸盐岩油藏实际生产数据及前期测试资料为基础，利用新方法对断裂区、暗河区、明河区及复合岩溶区4个区域134口油井进行产能预测和误差分析，结果表明：该方法对暗河区油井产能预测精度最高，可达87%；对明河区和复合岩溶区预测精度较低，为80%；同时，该方法的平均预测精度为83%，高于多元线性回归、BP神经网络、支持向量机等方法的预测结果。新方法充分利用已有地震资料，进一步提高了产能预测精度，为复杂缝洞型碳酸盐岩油藏产能预测提供了新思路。