摘要:受古亚洲洋俯冲、闭合及华北板块北缘与西伯利亚板块之间碰撞作用的影响，内蒙古隆起在石炭纪—二叠纪发生了重要的构造隆升，控制着华北东部沉积盆地的形成发展与充填演化，并成为沉积盆地的物源区。通过对3 条野外地质剖面及盆地覆盖区大量钻井岩心开展岩石学、矿物学、沉积学及地球化学等方面的研究，对华北东部石炭系—二叠系进行详细的沉积体系研究及物源区构造演化分析。结果表明：华北东部石炭纪—二叠纪沉积盆地的古地理环境经历了陆表海—海陆过渡—陆相的演化过程，从早到晚依次发育台地-堡岛复合沉积体系、三角洲沉积体系及河流沉积体系，沉积相类型包括碳酸盐岩台地、潮坪、潟湖、障壁岛、三角洲、曲流河及辫状河等。砂岩碎屑颗粒成分及地球化学特征表明，物源区具有活动大陆边缘再旋回造山带及岛弧双重性质，母岩岩石组合为早古生代富燧石条带碳酸盐岩与中-新元古代碎屑岩、浅变质岩等先期沉积盖层，以及晚古生代岛弧火山岩、深成侵入岩和基底变质岩。华北东部石炭纪—二叠纪盆地沉降和充填速率、沉积演化过程以及碎屑岩颗粒组分变化、岩石地球化学特征等，充分响应了物源区随造山带在本溪组沉积时期—太原组沉积时期受持续洋-陆俯冲作用及陆缘岛弧的形成发生陆内隆升、山西组沉积时期—下石盒子组沉积时期古亚洲洋逐渐闭合及板块陆-陆碰撞导致物源区隆升加剧并伴有褶皱冲断、上石盒子组沉积时期进入板块强烈陆-陆碰撞及全面造山的构造演化过程。

摘要:柴达木盆地阿尔金山前带柴10、阿探1 井古近系碎屑岩获得油气突破，为了实现勘探扩展、寻找新的接替区带，亟需进行沉积砂体精细刻画及储层特征研究。利用重矿物、岩心、薄片、物性、测井及地震等资料，开展沉积物源的重新厘定、砂体类型与分布及储层特征等研究，进而提出下步有利勘探区带。研究结果表明：阿尔金山前带发育8 个物源区，精细刻画8 个物源区的边界及分布；研究区发育碎屑岩和碳酸盐岩，碎屑岩为砾岩、砂砾岩、含砾砂岩、砂岩，为冲积扇相、扇三角洲相、水下扇相及滨浅湖滩坝微相；储层分选中等—差，泥质杂基含量中等—高，受沉积相带控制，冲积扇相、扇三角洲平原亚相储层物性差，扇三角洲前缘亚相、水下扇相储层物性好，自山前带向盆地储层物性表现为“差—好—差”的特征；油气自生烃中心向山前带运移，在构造高部位受冲积扇相、扇三角洲平原亚相致密储层遮挡，易于在扇三角洲前缘亚相、水下扇相优质储集体中成藏。扇三角洲前缘亚相、水下扇相分布区是下步研究区油气勘探的有利区带，据此部署风险井阿探2 井及探井红北2 井。

摘要:准噶尔盆地石西凸起晚石炭世中酸性火山岩储集性较好，油气显示活跃，是重要的油气储层。该区火山岩储层油水关系复杂，目前对储层发育影响因素认识尚不明确。通过岩心观察、铸体薄片鉴定、元素地球化学及测井等资料，对晚石炭世火山岩储层的岩石成因及储层发育影响因素进行了深入分析。研究表明，石西凸起晚石炭世火山岩化学风化（蚀变）指数（CIA）均大于0.50，反映陆上喷发陆上堆积成因。岩浆性质影响储层原生孔缝以及次生溶蚀微孔的发育，中性杏仁状斑状安山岩和斑状安山岩及安山质火山角砾岩原生孔缝及次生溶蚀微孔发育，具有较好的储集性能。油气显示较好的层段主要出现在喷发溢流作用早期与末期的安山岩和爆发作用中后期的火山角砾岩中。物性最好且原生构造缝及成岩缝较发育的是安山岩，其次是火山角砾岩，较差的为英安岩。埋深对安山岩孔隙度影响明显，对火山角砾岩和英安岩孔隙度影响不大，对安山岩、火山角砾岩和英安岩的渗透率影响较小；主干断层对储层裂缝发育密度及渗流能力控制明显，在受主干断层影响的1.5 km半径范围内储层裂缝发育密度大，渗流能力好。风化淋滤及蚀变作用主要影响储层物性，经历强风化淋滤及蚀变的玄武岩、安山岩、英安岩和火山角砾岩均能成为有利储层。

摘要:页岩复杂的孔隙结构导致多样化的孔隙流体类型。针对鄂尔多斯盆地延长组长7 段页岩，采用低场核磁共振实验技术，将离心实验与热处理实验相结合，识别划分出3 类页岩中多类孔隙流体的T2弛豫时间界限，并定量表征了目标页岩的全孔径分布特征。研究结果表明，目标页岩孔隙结构可划分为Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ类，其对应的平均孔隙半径和流体赋存量依次减小。Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ类页岩的可动流体截止值分别为1.10，1.24 和1.92 ms，不可采出流体截止值分别为0.20，0.30 和0.54 ms。Ⅰ类页岩的可动流体赋存于孔径大于24.8 nm的中、大孔隙，平均饱和度为30.5%；不可采出流体则赋存于孔径小于4.5 nm的微孔隙，平均饱和度为35.3%。Ⅱ类页岩的可动流体赋存于孔径大于41.9 nm的大孔隙，平均饱和度为26.6%；不可采出流体赋存于孔径小于10.3 nm的微、小孔隙，平均饱和度为40.7%。Ⅲ类页岩的可动流体赋存于孔径大于93.6 nm的大孔隙，平均饱和度为17.2%；不可采出流体则赋存于孔径小于26.3 nm的中、小孔隙，平均饱和度达50.1%。

摘要:南川地区处于四川盆地盆缘转换带的构造复杂区，龙马溪组以常压页岩气为主，具有较好的页岩气成藏富集条件，但地应力场复杂，单井产量差异较大，成为制约常压页岩气效益开发的关键因素之一。通过野外剖面测量、有限元应力场数值模拟、特殊成像测井分析及区域应力场研究，结合大量页岩气水平井压裂实践，认为：①燕山中期南川地区最大主应力在背斜区呈EW向，在南部单斜区呈NEE向；喜马拉雅期以来，现今水平地应力场在平面上具明显的分区特征，局部存在地应力方位和大小的转换带，纵向上受岩性影响地应力自上而下呈下降趋势，局部粉砂岩及观音桥段介壳灰岩地应力明显增大。②龙马溪组地应力主要受构造改造强度、构造样式、埋深、裂缝发育程度等影响，改造弱、埋深大、背斜核部或向斜核部、天然裂缝发育较少的地区地应力较高。③明确地应力场对页岩气井产量有重要影响，古地应力场控制天然裂缝发育程度，影响储层物性、含气性，现今地应力场影响人工裂缝的复杂程度。地应力适中、水平井轨迹与最小水平主应力夹角越小，越易改造并有利于形成复杂缝网，可提高单井产量，有效指导南川地区页岩气勘探开发。

摘要:在海相页岩气勘探过程中发现页岩含气性与视电阻率具有相关性，且低电阻率页岩段普遍表现较差的含气性。为揭示海相页岩低电阻率成因，基于川东南地区及邻区重点井的钻井、测井、测试等资料，进行激光拉曼、烘干岩心电阻率测定、扫描电镜荷电效应观察、包裹体、有机地球化学等实验分析，从有机质炭化和保存条件2 个方面对页岩储层低电阻率成因进行了探讨，并对影响范围进行了预测。结果表明：低电阻率页岩在电性、物性、含气性等方面具有3 个典型特征。在优质页岩段电阻率突变或渐变，孔径小且以孔隙度较低，含气性差且多为干井。对于镜质组反射率（Ro）超过3.5%的页岩，有机质强炭化是导致低-极低电阻率的主要因素。对于Ro小于3.5%的页岩，保存条件变差是形成低-极低电阻率的主要因素，弱炭化对低电阻率也有重要影响。在弱炭化阶段，随着保存条件遭受破坏，页岩含水率和含水饱和度增高，在压实作用下，孔隙和裂隙坍塌闭合，基质颗粒呈镶嵌式接触，导电性增强，电阻率显著降低，且有机质丰度越高，电阻率越低。有机质强炭化的影响范围具有区域性，保存条件变差的影响范围相对较小。

摘要:勘探成效综合评价是勘探管理与决策分析中的重要组成部分。目前常用的勘探成效评价指标和方式单一，不能真正反映勘探成效的实际情况。找出影响勘探成效综合评价的关键指标，创建合理的评价模型，为勘探成效综合评价提供一种行之有效的评价手段至关重要。为此，分析了影响勘探成效的关键因素，创建了由5 大类9 小类指标组成的油气勘探成效综合评价体系，形成了基于熵权法和改进雷达图法的勘探成效综合评价模型。指标体系和评价模型相结合，形成了以改进雷达图法为核心的油气勘探成效定量评价方法。运用该方法，对不同时间段、不同气藏类型、不同勘探领域的勘探成效进行综合评价。结果表明：①总体上具有随时间的推移勘探成效呈现变好的趋势。②气藏类型中，复合气藏勘探成效较优，纯岩性、构造气藏总体较差。③勘探领域中，震旦系—下古生界勘探成效最优，雷口坡组+嘉陵江组、石炭系勘探成效较差。评价结果与勘探实际情况较为一致，可对勘探成效作出客观的评价。

摘要:瑞雷波勘探方法是一种常用的近地表勘探技术，频散曲线反演是瑞雷波勘探数据处理流程中的关键步骤之一。作为一个典型的多参数、多极值、高度非线性的地球物理优化问题，频散曲线的准确、高效反演对计算近地表横波速度场，进而获取地层结构信息具有重要意义。提出一种基于改进的蜣螂优化算法的瑞雷波频散曲线反演方法，使用Halton 序列初始化种群个体的位置，更好地控制初始化种群的空间分布；通过种群划分，对不同的子种群采用不同的搜索策略，一方面避免反演搜索陷入局部最优，同时实现算法的快速收敛。使用3 个理论地质模型和实际资料，对改进蜣螂优化算法应用于频散曲线反演以获取地下横波速度分布的有效性进行验证。结果表明，与使用当前较为主流的改进自适应遗传算法进行频散曲线反演相比，新方法有效、稳定且能够快速收敛得到最优解。

摘要:针对构造幅度小于10 m的微幅构造精细识别，受地震资料品质及解释精度限制，常规成图与分析方法面临着难以有效突出微幅构造细节与提高识别效率的问题。以南美厄瓜多尔X区块微幅构造研究为目标，探索以小波构造分解的方法，实现对目标层3 m左右微幅构造快速有效的精细识别。目标层受安第斯造山运动弱挤压作用影响，大部分微幅构造幅度小于5 m。采用小波构造分解方法，将等深或等T0 构造数据进行等间距采样，建立尺度随频率变化的“尺度-频率”小波函数，通过该函数多尺度地分解微幅构造起伏特征。利用阈值函数控制优选低频、中频、高频构造起伏等信息，根据相应小波系数对构造低频、中频、高频成分进行多尺度重组，提高相应高频成分对微幅构造的识别权重，从而降低构造低频成分对微幅构造识别的遮蔽作用。基于小波变换的微幅构造识别方法，可以有效识别幅度小于3 m的微幅构造，极大提高了斜坡区小型微幅构造油藏预测精度与分析效率，应用该成果相继部署完钻一系列评价井，均获得成功及良好油气显示，取得了良好实钻效果。

摘要:微生物诱导碳酸盐沉淀（MICP）技术是利用微生物的新陈代谢活动诱导沉积碳酸盐，从而对松散物质进行胶结的技术，该技术凭借反应速率可控、高渗透性、绿色环保等优点被广泛应用，具有较好的应用前景。笔者系统综述了MICP 技术的作用原理、应用菌种、矿化胶结机制，以及MICP 技术在油气田开发领域的应用。MICP 技术主要通过尿素水解作用、反硝化作用、硫酸盐还原作用或甲烷氧化作用实现，诱导碳酸盐沉淀的微生物主要分为产胞外聚合物菌、产脲酶菌、反硝化菌、硫酸盐还原菌和甲烷氧化菌。MICP 技术的矿化作用产生碳酸盐沉淀，可作为桥梁胶结松散物质，形成统一的整体。将MICP 技术应用于油气田开发过程中堵塞孔隙及裂缝，可以在预防出砂的同时改善水驱开发效果，提高油气采收率。

摘要:针对固体杂盐难处理、纳米颗粒制备成本高的问题，提出了以固体杂盐为原料合成纳米碳酸钙颗粒，再将其应用到纳米流体驱作为三次采油技术来提高采收率。以西南油气田川中油气矿水处理厂所提供的富含Ca2+，Mg2+离子的固体杂盐为原料，在泡沫氛体系下合成了碳酸钙、碳酸镁混合纳米颗粒，将该纳米颗粒分散于聚丙烯酰胺溶液中形成纳米流体驱油剂并研究其驱油效果。实验结果表明：合成颗粒的平均粒径为120.9 nm、峰值粒径为111.7 nm、粒径分布为28.87～638.78 nm，颗粒表面吸附硫酸烷基侧链，接触角为93.570°；将1 g 合成纳米颗粒分散于聚丙烯酰胺溶液，该纳米流体驱油剂的稳定时间大于24 h。驱替实验结果显示，当水驱含水率达80%时转注纳米流体驱油剂，此时整个体系能够形成约3 MPa 的稳定驱替压差，纳米流体驱油剂的采出程度由水驱时的46.67%增至88.66%，增幅达41.99%，说明该纳米流体驱油剂具有良好的驱油性能。

摘要:针对双水平井SAGD开发中后期普遍存在的地层能量不足，泄油能力、油汽比低和热损失严重等问题，提出多介质强化提高开发效果技术，采用室内实验和数值模拟相结合方法，揭示关键机理并对主要注入参数进行优化。结果表明，SAGD开发中后期注入多介质后，具有双重降黏、改善汽腔发育形态、提高重力泄油能力、减少热损失和节约蒸汽等作用。溶剂在汽腔扩展至油藏顶部时注入更易发挥其溶解降黏作用，汽腔横向扩展结束时停注溶剂可提高其回收率；非凝析气甲烷的注入时机、注入方式和注入量对油汽比有重要影响。与纯蒸汽SAGD相比，多介质强化SAGD日均产油量提高3.9 t/d，油汽比提高0.093，日注汽量下降6.7 t/d，实施3 个月投入产出比达1∶4。

摘要:注采井井间注采动态响应关系是油藏开发过程中的重要参数，对井间注采动态响应的正确评价可为油藏开发后期流场调控的工艺措施优化提供理论基础。注采井网可以等效成一种图结构，且井点间具有强相关性，为此基于图神经网络开展井间注采动态响应研究。通过图注意力网络结合多个时间节点注水井的单位时间注水量变化量和生产井的单位时间产液量变化量，以及渗流物理过程信息中的井底压力和井位数据等参数，对生产井产液量进行预测并反向传播学习，进而定量表征不同时刻的井间注采动态响应关系。结果表明，采用的新方法适用于井数较多且开关井频繁的实际油藏，具有成本低、动静参数结合和适用性广的优点。

摘要:疏松砂岩气藏具有埋藏较浅，储层岩石疏松，气水分布复杂等特征，生产过程中地层易发生边底水侵、微粒运移和泥砂堵塞问题，导致井筒产水、出砂现象发生，影响气田的正常生产。选取柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏为研究目标，基于生产工程因素分析与堵塞机制理论研究，探究产水、出砂以及地层泥砂堵塞的主要影响因素，进行不同压实作用下的泥砂堵塞机制模拟实验，并通过压汞法毛管压力曲线、粒度测试分析和X-射线衍射分析等手段研究泥砂微粒堵塞机制及其对疏松砂岩渗流能力的影响程度。结果表明，生产压差、地层压力和边底水侵是气井出砂的主要影响因素；生产压差越大，地层压力衰减越快，压实作用越强，导致地层出水加剧；当储层发生边底水侵后，水侵与压实效应导致岩心渗透率迅速下降，最大渗透率损失率达到77.40%；岩心水化分散导致泥砂微粒粒径变小，释放出的石英、长石等非膨胀性颗粒将发生运移，运移泥砂微粒粒径（Dp）与孔喉直径（df）满足3df ＜Dp＜10df 的桥堵规则，导致地层泥砂微粒堵塞；当围压达到12 MPa 后，运移泥砂微粒粒径与孔喉直径满足df ＞1/3Dp的匹配关系，泥砂微粒直接堵塞孔喉。因此，在开发中不建议采用过高的生产压差，对于地层压力降低的储层宜采取增压开发的方式，对地层进行能量补充。

摘要:致密油藏体积压裂水平井衰竭式开发面临产量递减快、一次采收率低的问题。由于对各压裂段剩余油潜力认识不清，重复压裂后水平井开发效果差异明显。明确各压裂段剩余油潜力对于重复压裂方案设计及改善水平井开发效果具有重要意义。以鄂尔多斯盆地FX区块为例，对压裂储层改造体积影响因素进行分析，优选其中的12 个因素作为BP 神经网络的输入参数，建立了BP 神经网络裂缝长度和裂缝带宽度预测模型。7 个测试样本预测结果误差分别为4.91%和2.42%，误差相对较小，说明该模型预测结果准确可靠。在此基础上，利用容积法和裂缝等效井径模型实现对压裂段剩余油潜力的定量研究。将该方法应用于同区块水平井，根据压裂段剩余油潜力评价结果设计针对性重复压裂措施并开展矿场试验，取得较好的效果，进一步验证了该方法的可靠性。

摘要:水力压裂是目前中国构建页岩油气储层复杂裂缝网络的主要技术之一，而页岩储层内部矿物组分差异以及不连续界面（层理、天然裂缝）的广泛分布使其具有强烈的非均质性，直接影响并制约了储层水力压裂改造效果。基于页岩微观矿物组分非均质性和宏观结构非均质性2 方面，系统阐述了水力压裂裂缝扩展形态的研究进展。首先，分析了矿物组分差异引起的脆性程度对水力压裂裂缝扩展形态的影响；其次，总结了影响水力压裂裂缝与天然裂缝相互作用模式的关键地质因素和工程因素，探讨了水力压裂裂缝与天然裂缝相互作用机制；最后，研究了页岩层理对水力压裂裂缝穿层扩展的影响机理，阐述了层理面倾角、胶结强度及密度等关键参数对层理面开裂、水力压裂裂缝穿层和扩展形态的影响规律。综述了现阶段非均质性页岩水力压裂研究中存在的问题及发展趋势，为压裂设计优化提供了重要的理论依据。

摘要:为了探讨加砂压裂技术在白云岩储层改造中的适应性，开展了致密白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力实验，分析不同因素对加砂压裂裂缝导流能力的影响。实验结果表明，影响白云岩储层加砂压裂裂缝导流能力因素依次为支撑剂粒径、铺砂浓度、加砂模式、铺砂方式、支撑剂强度。对比单一支撑剂类型，混合支撑剂铺设时可以获得较好的导流能力，且粒径越大支撑剂占比越高，导流能力表现则越好。脉冲加砂模式下的裂缝导流能力变化波动较大，但是同样可以满足白云岩储层改造的裂缝导流能力。结合压裂施工效果和经济成本，优选支撑剂强度为69 MPa，平均铺砂浓度为1.8 kg/m2的加砂参数即可满足白云岩储层现场加砂压裂的需要。白云岩储层由于杨氏模量高、闭合应力大，所以缝宽较小，而通过实施脉冲加砂模式则可以一定程度降低加砂压裂过程中的砂堵风险。

摘要:为了提高压裂改造规模较小、裂缝网络渗透率较低、储量丰富压裂段的采收率，提出暂堵强化注水吞吐工艺，即通过在注水吞吐的注入阶段注入暂堵剂溶液扩大注入水的波及面积，从而改善多轮次后水平井注水吞吐开发效果。首先通过并联不同开度造缝岩心，对比分析注水吞吐和暂堵强化注水吞吐对不同开度造缝岩心样品原油的动用程度；之后，在暂堵剂滤饼封堵特性实验的基础上，建立考虑井筒变质量流的水平井暂堵分流数学模型并分析暂堵剂质量浓度和注入速度对分流效率的影响。研究结果表明，暂堵强化注水吞吐使得大、小开度造缝岩心样品采收率分别提高了3.46%和1.71%，可有效改善注水吞吐开发效果；根据通过暂堵剂滤饼的压降与注入时间的关系确定滤饼阻力系数为1.13×108 m-2；暂堵剂质量浓度越高，注入速度越高，分流效率越高。