摘要:针对不同因素控制下河控三角洲形态对其生长过程的响应缺乏系统的定量研究。基于分形几何和控制变量的思路，利用构型尺度沉积正演数值模拟方法，确定河控三角洲主体和河坝复合体朵叶的形态类型和特征，明确沉积物供给速率、沉积物组分和盆地水深对形态的控制作用，建立形态特征值与生长过程主控因素之间的定量表征模型。结果表明，三角洲主体和河坝复合体朵叶的形态可以由初始河口主分流河道间夹角、节点间距、单一河口或节点处河坝复合体数量、主分流河道数量和主分流河道比例进行表征。随着河流流量增大且沉积物浓度较小时，三角洲主体由分支间湾型向河网砂坝型转化；随着沉积物流量增加或沉积物粒度减小，三角洲主体向分支间湾型转化且收敛性减弱，河坝复合体朵叶由多水道复合指状朵叶向少水道复合指状朵叶转化；随着盆地水深增加，三角洲主体趋于单一的主分流河道椭圆状河坝复合体朵叶。

摘要:东营凹陷南部斜坡带（南坡）东段原油含硫量分布具有明显的规律性，平面上原油含硫量从洼陷中心向边缘逐渐降低，垂向上含硫量较高的原油主要发育在中浅层。研究区发育典型的陆相高硫原油，整体呈高密度和高黏度的特征，非烃和沥青质在族组分中占比较高，族组分碳同位素相对较重。原油地球化学特征揭示高硫原油来源于盐度较高、还原性强的沉积水体下发育的烃源岩。不同地区高硫原油生物标志物的差异反映了成因主控因素的不同，以乐安油田为代表的高硫原油埋深浅、成熟度高、水体盐度较高、生物降解程度高，而以王家岗油田为代表的高硫原油埋深较大、成熟度较低、水体盐度更高、生物降解程度低。前者的成因是生物降解作用过程中硫元素的相对富集，原油降解后的再次充注导致含硫量降低，而后者是还原水体中形成的富硫生油母质早期生烃的结果，硫酸盐热化学还原反应可能在局部地区发挥部分作用。因此，在陆相盆地中，强还原环境下形成的富硫生油母质是高硫原油形成的基础，生物降解、硫酸盐热化学还原等次生作用是原油含硫量进一步升高的重要因素。

摘要:四川盆地南部泸州深层页岩气是现阶段页岩气勘探的重点，天然裂缝发育对页岩气富集、压裂开发及天然产能具有重要影响。综合岩心、测井分析等地质手段，结合包裹体均一温度及岩石声发射实验，对泸203井区五峰组—龙马溪组页岩裂缝特征、期次及形成演化进行综合分析。结果表明：研究区五峰组—龙马溪组页岩以构造成因的剪切缝为主，发育少量水平滑脱缝及直立张性缝。裂缝充填程度高，充填物复杂，以直立缝及水平缝共同发育、延伸距离短为特点，纵向上裂缝在五峰组—龙一段Ⅰ亚段2小层及4小层中上部集中发育，底部直立缝及水平缝均较为发育，向上以水平缝发育为主。五峰组—龙马溪组页岩裂缝形成于3期构造运动：第1期形成于印支运动期（距今253.4~250.0 Ma），裂缝被方解石及黄铁矿高度充填，包裹体均一温度为130.4~150.6 ℃，构造应力方位为NNW—SSE向（335°±5°），形成近NS向及NWW向平面剪切缝与NEE向剖面剪切缝。第2期形成于燕山晚期—喜马拉雅早期（距今70.58~42.64 Ma），裂缝被方解石全充填，包裹体均一温度为194.8~210 ℃，构造应力方位为SEE—NWW向（110°±5°），形成NW向与NEE向平面剪切缝及NNE向剖面剪切缝，并对早期裂缝进行加强改造。第3期形成于喜马拉雅中—晚期（距今42.64~0 Ma），主要为半充填-未充填缝，包裹体均一温度为163.3~190 ℃，构造应力方位为NEE向（75°±5°），形成NNE向及WE向平面缝与NW向剖面缝，为构造定型期，对早期构造进行叠加改造。

摘要:砂岩孔喉结构复杂性是影响其渗透率的重要因素，而渗透率是评价优质储层的重要参数，因此定量表征砂岩孔喉结构复杂性是砂岩储层质量分析的重要基础。为此，以东营凹陷沙河街组砂岩为例，基于薄片鉴定、粉晶XRD和MICP测试，引入孔喉体积分形维数、迂曲度和迂曲度分形维数对砂岩的孔喉结构进行定量描述，并探究其岩石学控制因素，系统地分析体积分形维数、迂曲度和迂曲度分形维数与渗透率之间的关系。结果表明：东营凹陷沙河街组砂岩孔喉结构复杂性及渗透率受沉积微相的影响较大。平均孔喉直径是控制孔喉结构复杂性的重要因素，孔喉结构复杂性（体积分形维数、迂曲度和迂曲度分形维数）是影响砂岩渗透率的关键因素。

摘要:准噶尔盆地南缘深部资源是近年来天然气勘探的热点，其中位于南缘中段霍玛吐背斜带的侏罗系烃源岩资源潜力巨大，但由于研究区勘探程度较低，烃源岩热演化史与成藏条件的匹配关系尚不清晰。基于实测地震解释、热史温标数据，应用盆地模拟方法对南缘中段中—下侏罗统烃源岩热演化史进行恢复，并结合烃源岩地球化学特征分析，对天然气生成、运聚以及与构造演化的耦合关系进行系统研究。结果表明：南缘中段发育中—下侏罗统主力烃源岩，其关键生气时期为早白垩世早期（距今99.6 Ma）和晚白垩世末期（距今65.5 Ma），现今中—下侏罗统烃源岩处于高成熟—过成熟阶段，尚具一定生烃潜力；该区具有晚期抬升型次生气藏和持续埋深型高成熟气藏2种天然气成藏模式，天然气分布受烃源岩和构造双重控制。

摘要:为解决因波阻抗差异小导致的致密砂岩储层预测困难的问题，提出基于分频融合技术的河道刻画与储层“甜点”预测方法。该方法将目标砂体与地震频谱建立非线性映射关系，形成具有通频信息的混频数据体，并建立具有宏观地质意义的相控模型，进而开展高分辨率反演确定致密砂岩储层“甜点”分布。以通南巴背斜侏罗系千一段致密砂岩为研究对象，应用分频融合技术高精度刻画千一段沉积早期的河道分布。基于混频数据体的高分辨率反演结果表明，研究区千一段河道砂体孔隙度小于6%，背斜处孔隙度较高（4%~6%）。河道内砂体横向分布稳定，其中脆性砂体（自然伽马小于65 API）厚度变化较快，背斜处脆性砂体厚度一般大于20 m。储层预测结果显示千一段背斜带河道砂体具有厚度大、脆性好、孔隙度高、埋藏浅的特点，是千一段“甜点”发育区，也是未来致密储层改造的有利靶区。

摘要:运移速率是控制地质介质中油气等流体运移特征的重要参数，但目前仍未形成统一的速率模型来描述具有典型孔隙介质特征的砂体输导层中油气等流体的非线性渗流规律。基于现有常规的孔隙介质流体运移速率模型，结合油气运移的非线性动力特征，得到了砂体输导层油气运移速率新模型。以准噶尔盆地车排子地区沙湾组等输导层为例，验证了新模型的计算步骤、参数表征以及资源评价应用。研究结果表明，砂体输导层油气运移速率具有极强的非线性动力特征，运移速率随阻力梯度与动力梯度比的增加呈幂律减小，运移速率是动力机制与运聚量之间的关键环节，砂体输导层中油气运聚量受控于运移速率、等效输导通道以及充注时间，研究为砂体输导层中油气运移定量分析和资源潜力评价提供了新思路和方法。

摘要:胜利油区主力整装油田经过长期注水开发，已进入注水开发后期，其综合含水率超过98%，但采收率仅为41%，仍具有较大剩余油储量和提高采收率潜力。通过对胜利整装油田取心井岩心分析，发现各整装油田特高含水期均出现了剩余油饱和度小于残余油饱和度的极端水洗井段，同时也存在含油饱和度大于水驱前缘含油饱和度的弱水驱井段。提出了特高含水储层极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的定义和划分标准。研究注入量、驱替速度和渗透率等因素对极端水洗带形成的影响，结果表明，随着注入量的增加，注入水优先突破的区域中，含油饱和度逐步降低、水相渗透率逐步增大、注水分流量逐步提高、驱替速度逐步上升，导致该区域剩余油饱和度低于残余油饱和度，从而形成极端水洗带。建立了不同级次水驱带体积计算方法，并用孤东、孤岛和埕东3个整装油田生产动态数据进行了验证计算，证明所建立的方法是科学、准确的，且具有需要数据易得和计算简单的优势。

摘要:特高含水期剩余油分布日趋复杂，挖潜难度越来越大，明确剩余油开发潜力是特高含水期油藏提高采收率的基础。综合考虑特高含水期剩余油空间分布、富集程度、耗水特征及经济可动性，从剩余油可动用资源、区域可开发潜力等方面，提出了剩余油可动用系数以及剩余油可采潜力因子2个综合评价指标，构建了特高含水期剩余油分类评价综合指标集；在此基础上，利用Xie-Beni指数改进了模糊C均值聚类（FCM）算法，对特高含水期油藏剩余油进行无监督聚类评价，形成了特高含水期剩余油分类评价新方法。以孤岛油田西区北为例，开展了特高含水期剩余油分类评价以及挖潜调整研究。结果表明：该方法可精准确定剩余油潜力优势部位，针对孤岛油田西区北Ng3-4单元的各类剩余油潜力评价结果，分别提出了相应的挖潜措施，指导了单元层系井网互换转流线调整工作，措施调整后单元提高采收率2.1%，可采储量增加29×104 t。

摘要:鄂尔多斯盆地陇东地区西233区长7段是中国典型的页岩油储层之一，生产初期依靠准自然能量生产，产量递减较快、采收率低。针对该区具有较为丰富的伴生气资源，选择代表性的页岩油储层岩样，结合核磁共振技术完成了注伴生气的驱替实验和吞吐实验。结果表明，在注伴生气驱油过程中，岩样采收率低于43%，主要动用了中大孔隙中的原油，微小孔隙中的原油动用程度较低；相对完全饱和油岩样，含束缚水岩样的采收率更低；岩石孔隙非均质性、比表面积和束缚水影响注伴生气驱油的采收率。在注伴生气吞吐采油过程中，岩样采收率高于44%，原油也主要从中大孔隙中采出，且相对于注伴生气驱油实验，吞吐采油过程中各级孔隙中的原油动用程度更高；随着吞吐周期的增加，周期采收率逐渐降低，吞吐效果趋于稳定；吞吐压力越高，吞吐采油越多，采收率越高。研究证实高于地层压力的注伴生气吞吐更能提高西233区长7页岩油储层原油的采收率，建议研究区采用超前注气吞吐的开发方式。

摘要:为了解决聚合物驱历史拟合涉及参数多、工作量大、花费时间较长等问题，从聚合物驱数值模拟基本原理出发，在多参数历史拟合影响因素研究的基础上选用应用较为广泛的ENKF方法进行聚合物驱自动历史拟合方法的探索研究，并针对聚合物驱历史拟合参数非线性特征进行改进，采用ESMDA方法研制了自动历史拟合软件，且对实际区块进行了聚合物驱历史拟合。研究结果表明聚合物驱多参数数学模型可以较好地反映油藏中聚合物驱替的基本规律，通过综合调整聚合物的吸附量、黏浓关系、残余阻力系数、不可及孔隙体积等参数，模拟结果与油藏实际动态相符，达到历史拟合的目的。所建立的自动历史拟合的数学模型满足方法要求，所研制的自动历史拟合软件可以降低模型计算结果系统误差。实际测试结果表明：全区含水趋势基本符合历史动态，累积产油量误差为3.8%，单井拟合结果较好，单井拟合符合率为81.2%，满足聚合物驱历史拟合要求。

摘要:自2010年胜利油田在孤岛油田中一区Ng3开展非均相复合驱先导试验以来，非均相复合驱技术的应用规模不断扩大，已成为老油田进一步提高采收率的化学驱主导技术之一。尽管非均相复合驱在孤岛油田中一区Ng3取得了成功，但非均相复合驱后剩余油分布特征、非均相复合驱油藏动用规律成为其推广实施中亟待解决的关键问题。为此，基于密闭取心井资料，系统分析非均相复合驱后剩余油分布特征，并与非均相复合驱前的对比，总结非均相复合驱油藏动用规律。研究结果表明：非均相复合驱后的孤岛油田中一区Ng3平均剩余油饱和度为28.3%，高剩余油饱和度样品多发育在正韵律储层顶部及夹层附近；剩余油微观赋存形态以浸染状为主。与非均相复合驱前相比，非均相复合驱后平均剩余油饱和度降低7%，平均驱油效率提高13.1%，非均相复合驱垂向动用更均衡，正韵律储层顶部与底部剩余油饱和度差异减小。

摘要:大庆喇嘛甸油田厚油层以多段多韵律为主要特征，深入认识窜流规律对于进一步挖潜剩余油至关重要。为此，采用层内非均质岩心，对层内非均质储层内部窜流规律实验展开研究。结果表明，在注入量为0～0.4 PV水驱阶段，高渗透层注入端分流率略低于采出端，中、低渗透层则相反；在注入量为0.4 PV至水驱结束阶段，高渗透层采出端分流率大幅度增加，中渗透层分流率大幅度降低，低渗透层分流率小幅度减小。随岩心渗透率级差增大，采出端与注入端各小层窜流程度减小，层间干扰作用减小。随水驱开发的不断进行，层间窜流程度先减小后增大。随注入速度增加，高渗透层采出端与注入端分流率差值增加，窜流程度增强。采取提高水井注入速度的方式可以达到增大注入压力的目的，但由于高渗透层吸液量增幅远大于中、低渗透层，加之储层内部窜流作用的影响，扩大波及体积效果并不十分明显，同时提高水井注入速度还对注入端、采出端和地面设备能力提出更高的要求，因此采取增加高渗透层渗流阻力措施才是提高注入压力的有效技术途径。

摘要:常规排水采气和控水采气技术难以解决致密气藏的低孔、低渗透和小孔喉等问题，为此采用转相技术制备适合致密气藏的纳米排水剂来改变岩石表面性质，提高致密气藏的排水效果。基于自制纳米排水剂和致密岩心，利用现代测试技术，探究纳米排水剂对岩心薄片及其粉末的作用机制，评价其对岩心润湿性及微观形貌的影响，并探讨纳米排水剂的排水采气作用机理。结果表明：纳米排水剂与岩心表面并未发生化学作用，仅通过静电和氢键等作用吸附于岩心表面形成疏水膜，从而降低岩心表面粗糙度，减小岩心孔隙中渗流阻力，达到排水采气的目的。同时纳米排水剂可使储层润湿性发生反转，即毛管压力变为阻力导致排出的地层水很难再次渗流至储层中，延长了排水采气有效期。

摘要:为提高致密砂岩油藏水驱基质动用程度，以鄂尔多斯盆地A83区块长8储层为研究对象，建立了基于核磁共振在线扫描的岩心水驱渗吸实验，研究了裂缝性致密砂岩储层水驱开发中基质的动用特征，从孔隙尺度定量评价了3类孔隙的采出程度，并对影响渗吸效率的4个因素进行了分析。结果表明，水驱动态渗吸过程可以划分为3个阶段：驱替作用下大孔隙采出程度快速增加、渗吸作用下微小孔隙采出程度缓慢增加、动态渗吸达到平衡。渗吸过程中微小孔隙动用程度最大，对总采出程度的贡献率最高，中孔隙作为连接微小孔隙和大孔隙的流动通道，动用程度最小。整个动态渗吸过程就如同一个有机体，想要最大程度提高总采出程度，就必须控制好驱替速度（0.1 mL/min）、表面活性剂质量分数（0.05%）和焖井时间（占总时间75%），最大程度地发挥渗吸和驱替2种采油方式的作用，确保在提高微小孔隙采出程度的同时也尽可能地增大大孔隙的采出程度。

摘要:为了明确大庆油田历次井网加密调整效果，以调整后5~10 a内的取心井资料为依据，分析各类油层见水厚度比例、水洗厚度比例及驱油效率变化规律。结果表明：基础井网使有效厚度大于2.0 m的油层得到有效动用，见水厚度比例达75.8%；一次加密井网调整使有效厚度为2.0 m及以下的各类油层见水厚度比例得到大幅度提高，有效厚度为0.5~2.0 m的油层见水厚度比例增幅为195.0%~264.4%，表外油层也得到了有效动用；二次加密井网调整使有效厚度为0~1.0 m的油层见水厚度比例进一步提高近50.0%；三次加密井网调整并未明显提高油层见水厚度比例，薄差油层的见水厚度比例增幅小于2.3%，井网加密调整效果逐渐变差。层间非均质性强、生产井段跨度大和层间含水率差异变小是薄差油层见水厚度比例低和历次井网加密调整效果变差的重要因素，进而提出了缩短生产井段与缩小井距并重的井网加密调整模式。