摘要:琼东南盆地中新统梅山组浊积扇是南海北部天然气勘探的重要目标，浊积扇类型与储层发育程度密切相关。根据海平面变化、海底地形地貌、同生断裂组合等因素，将琼东南盆地梅山组浊积扇分为陆棚扇、斜坡扇和盆底扇三大类。高位域主要在陆棚或陆棚边缘沉积陆棚扇，低位域晚期主要在陆坡区沉积斜坡扇，盆底扇发育于低位域早期，可进一步划分为断阶盆底扇、断控缓坡末阶盆底扇、断控陡坡根部盆底扇、朵状盆底扇、峡谷切割盆底扇、局限盆底扇。浊积扇类型和物源体系是影响储层物性的重要控制因素。断阶盆底扇、峡谷切割盆底扇和朵状盆底扇储层发育，是重要勘探目标。断控陡坡根部盆底扇、陆棚扇、斜坡扇沉积分异较差，泥质含量高，勘探风险相对较大。断控缓坡末阶盆底扇和局限盆底扇颗粒细、泥质含量高，是勘探需要规避的类型。琼东南盆地西段乐东-陵水区物源供应充足，各类扇体储层发育，而中段宝岛区及长昌区距物源区较远且供应不足，碎屑颗粒细、泥质含量高，好—优质储层欠发育。

摘要:准确、快速地获取泥页岩孔隙度对页岩油空间分布及勘探目标预测具有重要意义。针对利用测井响应方程预测孔隙度精度较低的问题，建立一种基于随机森林算法的孔隙度预测模型，与BP 神经网络、支持向量机和XGBoost 算法进行预测精度对比，并利用SHAP 方法分析测井参数的重要性和影响范围。研究结果表明：随机森林算法可以很好地预测泥页岩孔隙度，且预测效果好于BP 神经网络、支持向量机和XGBoost 算法；基于随机森林算法的泥页岩孔隙度预测在渤海湾盆地某凹陷应用发现，对模型预测孔隙度最重要的前3 项测井参数为补偿中子、自然伽马和普通视电阻率；基于随机森林算法的泥页岩孔隙度预测模型可以快速识别单井孔隙度，不仅可以弥补因无法连续取心而难以获取完整孔隙度分布特征的问题，还能大幅提高孔隙度预测效率与精度。

摘要:海上低渗透油藏动用程度低，具有巨大的开发潜力，但由于其孔隙结构非均质性强导致流体可动性和油水赋存特征非常复杂，使得低渗透砂岩在开发阶段剩余油挖潜难度大。利用核磁共振驱替实验结合高压压汞、微米CT驱替实验以及渗流数值模拟方法，探究低渗透砂岩全孔径的孔隙大小分布特征及其对流体可动性以及剩余油赋存特征的影响。结果表明：低渗透砂岩的孔隙大小具多尺度特征，呈双峰分布，其中可动流体主要赋存在较大孔隙（0.1～10 μm）内，微小孔隙（<0.1 μm）内主要赋存束缚水。原油进入低渗透砂岩时存在优先赋存于较大孔隙的差异赋存现象，且物性越好，原油差异赋存现象越显著。在物性相对较好的低渗透砂岩中微观剩余油主要以孔隙充填形式赋存于较大孔隙，而在物性相对较差的砂岩中主要赋存于微小孔隙中。孔隙充填型剩余油是由于非均质的孔隙结构在水驱过程中产生优势渗流通道导致部分较大孔隙弱波及形成的，是后期重点挖潜对象。通过降低油水界面张力、增大驱替速度可以有效减少优势渗流通道，提高低渗透砂岩剩余油的动用程度。

摘要:姬塬地区长4+5 油层组发育交错叠置的水下分流河道砂体，其内部接触关系复杂，严重影响该区油藏分布规律及水驱开发效果。开展长4+5 油藏单砂体界面识别划分、剖析砂体接触关系及其对油藏水驱开发效果影响的精细研究，有利于姬塬地区长4+5 油藏的持续稳产及高效开发。基于单砂体界面的识别划分标志，综合应用岩心分析、测井及生产动态资料，精细刻画 砂体内部接触关系，进而厘清砂体横向交错与垂向叠置关系对油藏水驱开发效果的影响。结果表明：姬塬地区长4+5 油藏砂体垂向叠置关系有切叠式、叠加式和分离式3 类，其中切叠式砂体较均质，含油性好，水驱动用程度高，其次是叠加式砂体；单砂体的侧向接触关系可分为侧切式、对接式和孤立式3 类，不同接触关系反映了河道砂体井间连通程度的差异，进而影响油井注水见效周期，其中侧切式接触关系对应的油井注水见效时间短，其次为对接式、孤立式单砂体所对应的油井见效不明显。

摘要:断控体储集空间类型多样、结构复杂，储层非均质性强，影响油气藏的勘探开发，准确刻画断控储集体内幕已成为断控体油气藏勘探开发的主要难点。综合地震、测井、录井等多种资料，建立断控体类洞穴的栅状结构模式，并通过地震多属性描述类洞穴的轮廓，自编程序将图像分析与数理统计充分结合，利用角砾带、簇间裂缝带的位置与宽度等参数界定类洞穴的核部与翼部区域，明确类洞穴不同部位的角砾带与簇间裂缝带的发育规模，实现类洞穴内幕角砾带、簇间裂缝带的精细刻画。研究结果表明，类洞穴内簇充填栅状结构由角砾带、簇间裂缝带和栅间基岩组成，且储集性能表现为：角砾带＞簇间裂缝带＞栅间基岩，角砾带与簇间裂缝带控制类洞穴的储集性。多簇的栅状结构决定储层分隔性及强非均质性；与平移段相比，挤压段栅状体走向发生逆时针偏移10°，拉分段栅状体走向发生逆时针偏移16°。综合走滑断裂类洞穴轮廓与类洞穴内幕等刻画，建立研究区断控体的空间分布模式，为下步断控体油气藏高效勘探开发提供地质依据。

摘要:在储层岩心Kaiser 实验中，声发射累积曲线通常出现多个突变点，导致常规Kaiser 效应点识别方法不精确，甚至存在无法读取Kaiser 点的问题。为此，提出将声发射能量图谱与声发射累积曲线结合的Kaiser 效应点优化识别方法，并用于某油田X区块储层地应力预测。岩心单轴加载实验结果表明：加载初期，岩心处于压缩阶段，声发射数量较多，声发射能量值波动范围较大；加载中期，岩心处于弹性形变阶段，声发射数量较少，声发射能量值较低，变化幅度均一；加载后期，应力达到储层岩心破裂压力，岩心发生破裂，声发射数量急剧增加，声发射能量值达到峰值。加载中期阶段，当轴向应力达到储层岩心承受的历史最大应力时，岩心突然释放大量能量，声发射数量和能量值均突增，随后迅速降低，该现象与Kaiser 现象相吻合，因此通过声发射能量图谱与声发射累积曲线结合的方法能够识别Kaiser 效应点。利用优化后的Kaiser 效应点识别方法，分析某油田X区块地应力分布，计算结果与现场测试结果吻合。

摘要:胜利油田低渗透油藏资源量丰富，已动用地质储量9.4×10⁸t，采出程度为13.3%，未动用储量2.1×10⁸t，提高采收率及效益动用面临注不进、驱不动、波及差等诸多难题。为了提高低渗透油藏开发效果，胜利油田攻关创新压驱技术。综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法，采用物理模拟和数值模拟相结合的技术手段，形成了压驱油藏适应性评价标准、室内实验技术体系、油藏工程方案优化设计方法等技术系列，配套了分层压驱、组合缝网体积压裂、调驱等工艺技术。矿场试验表明，压驱能够快速补充地层能量，大幅度提高油井产能及采收率，2020 年3 月以来，低渗透油藏累积实施450 个井组，累积注水量为1 384×10⁴m³，累积增油量为55.7×10⁴t，压驱开发技术正逐步成为低渗透油藏主导开发新技术。

摘要:低渗透油藏是胜利油区重要的产油阵地之一，其储量占油田总储量的20%以上。低渗透储层具有孔喉半径细小、非均质性强的特点，导致水驱过程出现注入压力高、难注入等问题。目前主要采取活性剂降压增注、高压注水、缩小注采井距等措施来提高开发效果，但仍存在有效时间短、单井注入量低、单井采出液量低、波及体积小等生产问题，因此，开展新型高效的开发方式刻不容缓。“十三五”以来，开展了水井增注补能、采油井渗吸增油、注采井间驱泄扩波及协同开发方式，可以实现提高驱替压力梯度、增强水驱、提高采收率的目的。该协同开发模式在纯化油田开展了矿场应用，纯化油田62 区块水井的注入压力降低20%，注水量提高25%，对应的采油井单井日产油量由0.45 t/d 增至5.08 t/d，增产效益明显，整体采收率提高 8%以上。

摘要:CO₂-水-岩相互作用是CO₂地质封存的核心问题，CO₂的注入打破了岩石-地层水化学平衡，引发的地层水化学性质改变、原生矿物溶蚀和次生矿物沉淀，会导致储层和盖层岩石孔隙度、润湿性、力学性质等物性变化并进而影响CO₂的注入能力、封存效率以及封存安全性与稳定性。从CO₂-水-岩相互作用机制出发，系统阐述了CO₂-水-岩相互作用对地层岩石孔隙度、渗透率、润湿性、力学性质的影响研究进展。研究表明，CO₂-水-岩相互作用导致岩石孔隙度和渗透率的变化与其初始孔渗特征和矿物组成密切相关，岩石孔渗特征的改变直接影响储层的注入能力与封存潜力和盖层的封闭能力。润湿性的变化与初始亲水亲油特征有关，CO₂-水-岩相互作用通常会减弱亲水岩石而增强亲油岩石的水润湿性，进而影响多相流体在岩石孔隙中的微观分布与渗流特征。由于胶结物溶蚀以及溶蚀孔的形成，CO₂-水-岩相互作用会引起岩石损伤，抗压强度、抗拉强度、弹性模量等力学参数减小，一定程度上影响封存安全性。碳中和背景下，微纳米尺度孔隙、深地微生物介导、非纯CO₂或工业尾气注入、封存全周期等情景下的CO₂-水-岩相互作用及岩石物性响应仍有待深入研究。

摘要:为了研究表面活性剂对页岩储层渗吸驱油效果及影响渗吸效果的主控因素，以苏北某油田页岩储层的岩心为研究对象，利用TOC分析、电镜扫描技术表征了岩心孔隙结构特征，利用核磁共振技术开展了多因素影响下的渗吸实验，评价了润湿性、裂缝、孔隙度、渗透率、表面活性剂浓度及类型等因素对页岩储层渗吸效率的影响，明确了渗吸过程中不同孔隙内原油分布特征及动用情况。结果表明：页岩渗吸分为前期、中期和后期3 个阶段，前期渗吸速度大，渗吸效率迅速上升，中期时间占比最长，后期渗吸速度缓慢，渗吸效率趋于稳定；对比不同因素对渗吸的影响，岩心越水湿、裂缝越多，渗吸速度越大，渗吸效率越高；孔隙度越大、渗透率越小，渗吸效率越高；随表面活性剂浓度降低，渗吸效率呈上升趋势。核磁共振实验结果表明，页岩渗吸过程中，微小孔隙的原油动用情况大于大孔隙，改变渗吸条件可提高各类孔隙动用效率。

摘要:胜利油田稠油化学降黏冷采技术应用规模逐年递增，但降黏剂对稠油理化特征的影响规律尚不明确。收集典型区块稠油样品开展了稠油降黏前后四组分分析、相对分子质量测试、界面流变性能评价和微观形貌表征。研究结果表明：沥青质含量是影响稠油黏度的主要因素；降黏剂分子通过扩散、渗透和吸附作用削弱胶质、沥青质聚集体间的相互作用，使相对分子质量降低；降黏剂分子作用下的油水相双重吸附过程引起界面膜强度下降，增加油滴的可变形性；降黏剂处理后稠油样品中的团簇状聚集体结构被破坏，胶质、沥青质分散相向饱和分、芳香分液相转变，原油流动性明显提升。

摘要:胜利油田金17 块稠油油藏采用水驱后采出液乳化严重，地层流动能力降低，导致开发效果变差。通过乳化状态分析、黏度和流变性测试、油水界面张力测试等研究稠油和水的乳化特性，分析乳化稠油的流动特性；通过对油田常用的乳化驱油剂与W/O型乳状液再乳化形成乳状液的乳化状态、粒径、黏度和黏弹性分析，对乳化稠油再乳化特性进行了研究；分析乳化稠油再乳化机理，并对乳化驱油研究提供了思路。结果表明：乳化严重影响稠油乳状液的黏度，在油藏温度（60 ℃）条件下，含水率为60%的W/O型乳状液，其黏度、黏性模量和油水界面张力分别是脱水稠油的11.9 倍、13.49 倍和2.49 倍。当含水率高于40%时，非牛顿特性变强、黏度开始呈指数式增大、黏性模量增大显著、油水界面张力迅速增大，严重制约了其在孔隙介质中的流动性。当乳化稠油与乳化驱油剂再乳化时，形成W/O/W型多重乳状液。乳状液的粒径、黏度和黏弹性随着W/O型乳状液中初始含水率的升高而增大。当初始含水率为60%时，乳化驱油剂LPA，HPF 和SDS 与W/O型乳状液再乳化后形成乳状液的粒径分别为91.3，40.6 和27.5 μm。相比于它们与脱水稠油形成的乳状液，粒径分别增大7.9 倍、4.0 倍和2.2 倍。说明地层水/注入水与稠油的乳化对乳化驱油剂提高稠油采收率有很大的影响。因此，强化乳化驱油体系穿透油膜和取代稠油中活性物质在油水界面上吸附的能力是后续乳化驱油体系研发和施工工艺设计的重点。

摘要:稠油热复合开采后期，储层中存留的热复合流体对堵剂颗粒溶液流变性的影响还不明确，从而限制了颗粒溶液在该阶段的应用。为此，依据流变性理论和黏浓公式，结合颗粒溶液黏浓变化规律，优选出一个能够准确描述SiO₂ +聚合物分散体系的黏浓关系；利用流变仪、Zeta 电位分析仪和扫描电镜仪，开展了不同因素对SiO₂ +聚合物分散体系流变性的影响及机理认识的研究。结果表明，SiO₂ +聚合物分散体系的黏浓关系符合Krieger 和Dougherty 黏浓模型；随着温度或矿化度的增加，体系黏度减小；随着颗粒浓度或pH值的增大，体系黏度增大；添加阴离子和非离子表面活性剂的SiO₂+聚合物分散体系黏度相差不明显，而添加阳离子表面活性剂的SiO₂ +聚合物分散体系黏度明显大于其余2 种溶液的黏度；随着pH值减小，添加不同类型表面活性剂的颗粒溶液黏度均减小。因此，选择合适的颗粒溶液，为SiO₂ +聚合物分散体系在稠油热采开发后期提高采收率的应用提供了理论基础。

摘要:玛湖砾岩油藏油气资源丰富，以地质工程一体化思想为指导形成的“大井丛、多层系、小井距、长井段、交错式、密切割、拉链式、工厂化”系列开发技术，已实现了百万吨级以上的年生产能力。但在实施小井距水平井、水平井体积压裂立体开发的过程中出现了不同程度的压裂井间窜扰现象，较大程度影响了钻/完井工程作业及稳定生产。为此，以理论研究与数值模拟相结合，开展了压裂窜扰机制研究及主控因素分析。研究结果表明：①根据水平井压裂井间窜扰的连通方式及窜扰特征，将玛湖砾岩油藏水平井压裂井间窜扰分为天然软弱结构发育导致的压裂窜扰、压裂缝沟通导致的窜扰和压裂扰动压力/应力扰动区连通诱发的邻井干扰3 种类型。②水平井井距是影响水平井压裂井间窜扰以及井间窜扰程度的关键因素。当水平井井距小于300 m时，研究区井间压裂窜扰发生几率大幅增大。综合考虑压裂窜扰对油藏开采的积极作用以及压裂窜扰对钻/完井工程作业、采油作业的不利影响，合理优化设计水平井井距，对砾岩油藏的安全、高效开发具有积极且重要的意义。

摘要:酸压技术已成为石油工程领域增产的常规措施之一，广泛应用于碳酸盐岩、致密砂岩、火山岩等储层中，但相关研究主要集中在具体的区块，缺少对其研究进展系统的梳理和总结。全面调研了国内外酸压技术的最新进展，系统梳理了最新的酸压热点技术、不同类型储层酸压改造的难点及应对措施、酸压机理和酸压效果影响因素等方面研究成果，指出了酸压技术的发展趋势及存在的问题。差异化分段酸压技术、体积酸压技术和控缝高酸压技术是当前酸压热点技术，不同类型储层酸压改造的难点存在一定差异，需根据储层特征制定相对应的酸压技术政策。酸压机理可以通过理论计算法和模拟实验法进行分析，理论计算法是酸压技术研究的基础，模拟实验法可以为酸压机理的研究及工艺参数的确定提供重要指导。酸压技术受到地质和工程因素的双重影响，地质因素是酸压技术政策的依据，工程因素是提高酸压效果的关键。酸压技术目前有4 大发展方向，即酸压层位深层超深层化，酸压对象精准化，酸压范围扩大化和酸压技术可控化。建议加强酸压理论研究，不断改进和提高工艺与设备，建立典型酸压技术实施模板，为酸压技术实施提供指导。

摘要:塔里木盆地顺北断溶体油藏是碳酸盐岩油藏的一种特殊类型，其储集空间主要是受断裂作用改造形成的洞穴或裂缝。因储集空间结构复杂、形态不规则且分布随机性强，传统上依据静态地震资料的缝洞体雕刻技术存在诸多不确定性。依据缝洞体雕刻结果，采用数值试井正演模拟方法分析不同试井曲线代表的地质意义，明确试井分析可动态表征断溶体油藏储集体，提出了基于数值试井动态约束缝洞体雕刻门槛值的储集体定量表征方法。该方法结合试井解释、生产特征分析等研究手段，用动态修正的储集体认识约束地震属性门槛值，确定缝洞体形态和储量规模，进而优选更为准确的缝洞体雕刻模型。

摘要:丰深1 低渗透凝析气藏具有低渗透、易出砂、特高含凝析油等复杂地质和相态特征，开发过程中反凝析污染不可避免，明确反凝析污染特征和建立污染解除措施十分重要。为此，开展了反凝析污染特征及解除措施实验。结果表明：当最大反凝析压力为19 MPa 时，长岩心气相有效渗透率降幅为90%以上，压裂能提高长岩心气相有效渗透率，但反凝析污染程度尚未明显改善。对于单一注入介质，注CO₂ 解除反凝析污染效果明显优于注甲醇和伴生气；甲醇与CO₂ 等比例混合介质解除反凝析污染效果好于单一注入介质，是最优注入介质。对于注入时机，在19 MPa 时注CO₂ 后裂缝长岩心渗透率恢复程度最高达61.18%，进一步衰竭至废弃压力时凝析油最终采收率可达36.2%，较5 MPa 时提高4.9%，较衰竭过程提高7.8%，是相对最优注入时机。