摘要:为了明确塔河油田上奥陶统厚覆盖区TH10421 高累产井区的古岩溶洞穴成因及缝洞结构关系，利用古地貌恢复、地震属性提取、缝洞体雕刻等方法，厘清研究区地表水系分布特征、断裂特征、洞穴空间结构，首次识别出塔河油田TH10421 井区的缝洞系统为洪水成因迷宫型洞穴系统，并结合油藏动态生产特征分析迷宫型洞穴系统的缝洞体连通关系。研究结果表明：TH10421 井区发育共轭型次级走滑断裂网络，网格状断裂为迷宫型洞穴提供初始溶蚀通道；加里东运动中期Ⅱ幕地表岩溶湖泊提供高流量岩溶水补给，岩溶水沿网格状断裂下渗注入一间房组形成迷宫型洞穴；岩溶水顺断裂的溶蚀表现为同时性、选择性特点，造成TH10421 井区迷宫型洞穴在不同方向断裂和不同深度上的溶蚀程度差异较大，东部浅层洞穴管道的连通性好，西部浅层洞穴管道的连通性较差，深层缝洞的连通性好。

摘要:酸性流体环境下长石颗粒的溶蚀及改造是次生孔隙形成及演化的重要成因之一，该类成岩作用对含油气盆地深部有利储层的形成、演化及分布具有重要影响。自生高岭石作为酸性流体环境下长石颗粒转化过程中最主要的成岩产物，其成因机制和形态影响该过程中储层次生孔隙的类型。以东营凹陷沙河街组为例，以热力学为基础，采用数值模拟方法明确不同地层温度条件下不同产状自生高岭石的形成过程，利用铸体薄片、扫描电镜等手段明确不同产状自生高岭石的分布特征，并揭示不同成岩环境下其成因机制及长石转化过程。结果表明：当地层温度高于120 ℃时，储层中自生高岭石为三水铝石与长石转化的产物，此过程中形成的次生孔隙为高岭石晶间微孔，孔隙结构类型为微孔-细喉型；当地层温度低于120 ℃时，储层中自生高岭石为孔隙流体沉淀或三水铝石与含硅粒子结合的产物，此过程中形成的次生孔隙为长石溶蚀孔，孔隙结构类型为大孔-粗喉型。

摘要:济阳坳陷陆相页岩中的含纹层泥质灰岩相页岩具有较好的储集物性，但发育的纹层使储层力学性质具有强非均质性，导致其力学参数的尺寸效应明显。以胜利油田博兴洼陷含纹层泥质灰岩相页岩岩心为例，采用三维有限元数值模拟方法，系统研究岩心力学性质及压裂裂缝的尺寸效应。结果表明：当岩心尺寸小于500 mm时，其单轴抗压强度和弹性模量的尺寸效应显著，不同围压下岩心抗压强度和弹性模量与单元尺寸呈负指数关系，且水力压裂破裂压力随单元尺寸的增大而减小。在博兴洼陷，当单元尺寸为1.5 m时，数值计算得到的破裂压力和改造体积更接近于真实地层，建议在满足计算效率的条件下采用单元尺寸小于1.5 m的单元网格开展模拟设计。

摘要:页岩渗透率及其分布关系页岩油气开发、常规油气藏储量评估、地下储气库及CO₂地质封存盖层封闭性、核废料地质处置与气田采出水回注安全性等能源环境领域重点课题，其渗透率特征研究具有广泛的理论与工程实践意义。为此，系统阐述了页岩渗透率测定方法与影响因素研究进展，结果表明，页岩渗透率为微达西至纳达西，通常采用稳态法和脉冲衰减法测得，影响页岩渗透率的因素包括但不限于流体类型及饱和度、矿物组成、孔隙压力、有效应力、实验温度、各向异性以及流体-页岩化学溶蚀与沉淀作用，不同条件下的流体-页岩相互作用差异及孔隙有效渗流半径变化是渗透率改变的根本原因。

摘要:由于海上不同岩性裂缝油气藏的裂缝成因不同、发育规律比较复杂，难以定量预测裂缝。根据油气藏裂缝发育特征，应用多种研究方法，提出不同岩性裂缝油气藏定量表征关键技术：①砂砾岩裂缝油气藏定量表征技术，把沉积演化模拟和目标模拟相结合，预测砾内缝展布范围，实现砂砾岩微裂缝定量表征。②变质岩裂缝油气藏定量表征技术，在建模中引入非结构化网格剖分，实现大、中、小尺度裂缝及其与基质间耦合关系的精细表征。③碳酸盐岩油气藏定量表征技术，在开展多信息多手段融合储层评价基础上，应用双模迭代技术定量表征微裂缝分布。渤海3 个油气田的应用结果表明，这一系列表征技术在开发方案研究中提供了坚实的定量依据，数值模拟拟合精度提高20%左右，在油田调整中成功指导10 余口开发井高效实施，为类似裂缝油气藏的高效开发提供借鉴。

摘要:基于玛纳斯河剖面、后峡剖面和达坂城剖面典型断裂（带）围岩样品的矿物学和地球化学测试结果，分析不同走向断裂带充填物的稀土元素地球化学分布与差异，研究和评价北天山依林黑比尔根断裂带充填物的来源以及构造环境。结果表明：研究区依林黑比尔根断裂带附近断裂带充填物脉体与全岩的稀土元素特征十分相似，表现为轻稀土元素的相对富集。近EW向断裂带充填物主要位于板块汇聚边界，形成时间较早，来源于地壳深部，是深部岩浆热液作用的结果；NE—SW向断裂带充填物主要来源于板块汇聚边缘以及陆内碰撞构造环境，形成时间相对较晚，是地壳浅部活动的产物。

摘要:生油增压定量化研究是计算油气成藏动力并进一步确定油气分布的关键。目前已有的生油增压计算方法较复杂或计算精度不足，影响其在勘探中快速应用。基于Ⅰ型有机质生烃特征综合分析，建立了生油增压数学模型，并将该模型应用于鄂尔多斯盆地西峰油田长7 段烃源岩生油增压的计算，同时分析了不同参数对生油增压的影响。结果显示，西峰油田长7 段烃源岩生油增压为4.6～14.8 MPa，地层压力与前人计算结果相近，说明模型具有较高的可靠性。参数敏感性分析表明，岩石压缩系数对生油增压影响程度最大，为99.056%；总有机碳含量影响程度为0.342%；生烃影响因子和干酪根生油转化效率对生油增压的影响程度分别为0.261%和0.250%；孔隙度和地层压力对生油增压的影响程度较小，分别为0.09%和0.001%。模型同时揭示，较高的地层压力不利于生油增压，地层压力越高，增压越小。

摘要:对于一口新气井，在气井产量保持稳定的条件下进行井底流压的压降曲线测试是一项重要的工作。气井的压降曲线分为非稳定阶段、过渡阶段和拟稳定阶段。其中非稳定阶段又称为弹性一相，拟稳定阶段称为弹性二相。前者的测试资料可用于确定气层的有效渗透率和气井的表皮系数，后者的测试资料主要用于评估气井控制的原始地质储量。然而，对于致密低渗透气层，气井压裂后的产量不能保持稳定，而是处于递减状态。本文提出了由压力一次方和压力二次方分别表示的变产量压降曲线拟稳定阶段的弹性二相法关系式，可用于评估定容气藏的原始地质储量。实例应用表明2 种方法实用有效且评估结果基本相同。

摘要:由于储层非均质性及开发措施的影响，易造成水驱过程驱替不均衡。基于统计学方法，提出了采用克里斯琴森均匀系数定量评价多层水驱油藏开发过程中均衡驱替程度，以最大化均衡驱替为目标建立了分层注采参数优化数学模型，采用协方差矩阵自适应智能进化算法进行求解，形成了多层水驱油藏注采参数协同优化方法，并通过实例验证了方法的可靠性。将建立的新方法应用于胜利油区胜坨油田坨142 油藏典型井组，通过对比智能协同分层注采参数优化前后结果，相比于原始方案克里斯琴森均匀系数提高了3.49%，累积产油量增加1.024×10⁴m³ ，同时含水率降低1.34%。表明该方法可以精准地控制各层间的配产和配注，有效地改善水驱油藏层间和井间的均衡驱替状况，实现注采参数和剩余油分布的精准匹配。

摘要:塔河油田缝洞型油藏实施氮气驱后面临单向受效、气窜等突出问题。为有效控制气窜及扩大波及体积，研制了新型耐高温耐高盐强化泡沫体系——双重交联高分子凝胶泡沫体系，并在塔河油田东部老区开展了强化泡沫复合氮气驱试验。室内实验和矿场试验表明：新型强化泡沫体系采用0.3%阴-非/阴离子复合型协同增效起泡体系和0.7%高分子凝胶稳泡体系合成，凝胶大分子团聚体在泡沫液膜上发生二次交联，形成双重交联高分子凝胶泡沫体系。该强化泡沫体系能在温度为140 ℃、矿化度为240 g/L、含油饱和度为50%的条件下强稳定，满足了塔河油田缝洞型油藏地质条件的需求。矿场实施强化泡沫复合氮气驱试验10 井次，其中9 井次有效控制了气窜并扩大了波及体积，增产效果显著，从而证实强化泡沫复合氮气驱技术是一项可行的适用于缝洞型油藏的提高采收率技术。

摘要:四川盆地中部侏罗系湖相页岩油勘探开发不断取得突破，但页岩油井产量尚难以满足商业化开发要求。页岩油井压裂后普遍采取焖井措施，以期利用压裂液渗吸驱替置换地层原油，然而关于焖井期间压裂液向页岩基质孔隙的渗吸作用范围及关键影响因素尚不明确。为此，建立了考虑压裂液残渣堵塞、水力正压差、毛管力和渗透压力的页岩基质流体渗吸侵入深度模型，采用岩心核磁分层T2谱监测数据验证该模型，计算平均误差为14.17%。实例分析表明，焖井时间90 d 内，压裂液向基质孔隙的渗吸作用范围整体不超过0.72 m，表面润湿改性（疏水转为亲水）对提高压裂液渗吸作用范围效果显著，而油水界面张力的影响相对较弱，根据焖井时间与渗吸侵入深度关系曲线推荐的最佳焖井时间约为40～50 d。

摘要:通过对国外微生物技术在页岩油气开发中的研究与应用进行调研，详细介绍了页岩油气藏内源微生物解堵技术、页岩地层地下DNA诊断技术的原理、工艺、应用情况，以及微生物提高页岩油气采收率、微生物改造页岩储层岩石等的原理和研究进展。研究表明，页岩油气藏中存在微生物，基于油藏微生物对大分子有机物的降解和对油藏特定微生物DNA的检测分析建立的页岩油气藏内源微生物解堵技术、页岩地层地下DNA诊断技术已经进入现场应用，并在提高页岩油气产能和高效储层描述方面取得良好效果。基于油藏微生物对原油渗流能力和储层岩石性质的改善而开展的微生物提高页岩油气采收率研究和微生物改造页岩储层岩石研究都展现了非常好的应用前景。中国页岩油气开发目前处于快速增长阶段，需要借鉴国外经验，探索符合中国页岩油气特色的微生物开发技术。

摘要:针对等直径毛细管束模型的不足，结合分段法推导得到考虑压差及固-液壁面作用的液-液系统下变径毛细管多段式渗吸理论公式，研究不同毛细管几何结构和流体性质的变化对变径毛细管渗吸-驱替的影响，并通过Python 编制随机变径毛细管束模型，建立基于该模型的采出程度及含水率计算方法。结果表明：压差的增大导致变径毛细管段间渗吸速度差异减小，变径毛细管渗吸-驱替具有方向性；基于随机变径毛细管束模型计算的采出程度及含水率与实验真实岩心驱替数据符合较好，且渗吸作用对总采出程度的贡献量达19.97%。

摘要:改变凝析气井近井储层润湿性是减少凝析油堵塞的有效方法。在人工合成聚噻吩包裹的Fe ₃ O₄纳米颗粒（Fe ₃ O₄-PT）基础上，采用共沉淀方法对Fe ₃ O₄-PT纳米颗粒的晶体结构、表面官能团、表面形态和粒径尺寸进行表征。通过开展静态润湿接触角测定实验、静态渗吸实验、单相渗流和两相渗流实验，研究纳米颗粒处理前后岩石的润湿性变化、水油渗吸和单相渗流变化以及气油两相相对渗透率曲线的变化特征，综合评价Fe ₃ O₄-PT纳米颗粒改善反凝析堵塞的可行性。实验结果表明，聚噻吩涂层不但不会改变Fe ₃ O₄纳米颗粒的原有结构，还会增强原有衍射峰强度，Fe ₃ O₄-PT 纳米颗粒平均粒径为17.2 nm。经过纳米流体处理后的岩石，润湿性由液体润湿变为气体润湿或中性润湿，水和凝析油在岩石表面的接触角随纳米颗粒质量分数的增加先增加后降低，随温度的升高而增加，但受压力影响很小，随盐水浓度的增加而减小。水和凝析油渗吸量的降幅分别达69.2%和64.3%。单相水驱或油驱过程中最大压差降幅分别为28.9%和46.7%，两相渗流中，气油两相共渗区变宽，等渗点向左上方偏移，束缚水饱和度和剩余油饱和度减小，两相相对渗透率大幅增加。Fe ₃ O₄-PT纳米颗粒能够降低水油渗吸效率、减小水油渗流阻力，增加凝析油流动性，提高气/油产量，有效改善反凝析伤害。

摘要:化学与石油工程系，卡尔加里阿尔伯塔T2N1N4；） 稠油热复合开采后期，尽管颗粒堵调作业对进一步提高原油采收率有明显的效果，但储层中存留的热复合流体对堵剂颗粒沉降特性的影响还不明确，从而限制了颗粒悬浮体系在该阶段的应用。为此，依据颗粒沉降速度理论，对颗粒悬浮体系基本物性与颗粒沉降速度的内在规律开展研究；通过颗粒悬浮性实验及Zeta 电位实验，对不同因素下悬浮颗粒的沉降特性及机理认识开展研究。结果表明，颗粒粒径与孔隙直径之比越小，颗粒群的沉降速度越小；当pH值为5 或7 时，颗粒悬浮体系的稳定性较好，当pH值为9 时，颗粒悬浮体系产生明显的凝聚沉降现象；阴离子或非离子表面活性剂对颗粒悬浮体系的稳定性影响较小，阳离子表面活性剂与颗粒悬浮体系产生絮凝现象，但随着pH值减小絮凝现象减弱，当pH值为3 时，无絮凝现象出现。因此，选择合适的颗粒悬浮体系关系到稠油热复合开采后期深部堵调作业的成败。

摘要:水气分散体系可有效改变地层油渗流通道，抑制驱替流体的窜流，扩大水气分散体系在油层中的波及体积，提高剩余油的动用效果。由于难以直接观察多孔介质中水气分散体系的流动，因此对于水气分散体系在多孔介质中的运移机理研究较少。笔者提出一种研究水气分散体系在多孔介质中运移的仿真模拟新方法，基于水平集方法和气液两相流，使用多物理场耦合数值计算软件COMSOL Multiphysics 进行研究。对水气分散体系在孔喉中的贾敏效应、聚并和卡断机理进行了仿真研究，探讨了水气分散体系运移过程中孔喉压力的影响因素，分析分散相气泡聚并过程的形态变化，研究水气分散体系在孔喉中发生卡断现象的动态特征，结果表明数值模拟可以直观的体现水气分散体系在多孔介质中的运移机制。

摘要:平均地层压力作为油气藏开发的一项重要指标，是油气藏产能分析与动态评价的基础，反映了油气藏开发过程中的动态特征。常规关井测量平均地层压力的方式会影响生产，且效率较低，因此，如何方便快捷地获取油藏随生产变化的平均地层压力对于整个油藏来说具有十分重要的意义。由于气顶底水油藏底部与强水体相连，常规计算平均地层压力的方法没有考虑到水侵量的侵入，因此该方法对于气顶底水油藏来说不再适用。考虑到气顶底水油藏的特点，研究提出一种新的水侵量计算方法，即拟合亏空体积法预测水侵量，并将其与物质平衡法相结合，建立平均地层压力的函数，通过求解此函数，获取生产过程中的平均地层压力。与数值模拟结果对比表明：该方法计算所得平均地层压力与数值模拟之间相对偏差较小，仅为0.054%。该方法无需关井，不影响生产，仅需要较容易获取的动静态资料，便于应用且准确性较高，能够经济高效地获取平均地层压力，根据平均地层压力可以计算出油藏的驱动指数以及分相采出程度，为油藏后续的开发提供重要依据。