摘要:鄂尔多斯盆地西南缘断缝体发育，针对断缝体对延长组油藏甜点分布控制作用的研究有待深化。利用大量的地震及测井解释结果，从断缝体演化机制角度对断缝体特征进行精细描述，进而系统探讨断缝体对油气的调控作用。研究结果表明，鄂尔多斯盆地西南缘发育直立走滑断裂，多具有“Y”字型、花状及负花状结构，且断裂常穿过白垩系底、延安组底、长7 油层组底等界面，向下则插入基底。部分断裂仍具有早期逆断性质，表明断裂在后期反转程度不彻底。主断裂在不同部位具有不同的形态及偏移量，剖面上表现为张扭及压扭性质的循环转变，平面上则表现为不同类型断裂组合形式的交替出现。构建了断缝体中走滑断裂的发育模式，走滑断裂具有典型的多期活动、继承发育的特征。长8 油层组主要发育垂直缝及水平层理缝，水平层理缝的发育频率为62.5%，垂直缝的发育频率为37.5%，且垂直缝含油级别相对较高。裂缝主要发育于分流河道细砂岩。当距主断裂距离大于1.25～1.5 km时，裂缝发育程度急剧降低，存在断缝体边界；在该边界范围内，厚度小于6 m的单砂体裂缝较为发育，当单砂体厚度超过6 m，裂缝发育程度急剧降低。所构建的基于沉积（基础）、构造（主导）及裂缝（见效）的指标体系可以有效预测研究区长8 油层组断缝体油藏有利区。

摘要:深层致密砂岩储层非均质性强、分布规律复杂，地质甜点预测难度大。为实现高效勘探开发，如何准确识别与预测井间储层成岩相亟需深入研究。综合利用岩心、测井和三维地震资料，在准噶尔盆地永进油田侏罗系超深层储层成岩作用研究基础上，开展了成岩相识别及分布预测研究，认为储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用及溶蚀与交代作用，可划分为强溶蚀+绿泥石包壳、中等溶蚀+自生高岭石、中等钙质胶结溶蚀、强钙质胶结及压实致密等5 种成岩相。基于测井资料，利用岩石物理参数、物性参数对储层成岩相类型进行了综合识别，确定其垂向分布规律。研究发现强溶蚀+绿泥石包壳和中等溶蚀+自生高岭石这两种优势成岩相主要位于三角洲主干分流河道砂体内部，储层物性较好，是油层发育的主要部位。基于成岩相与地震纵波阻抗的对应关系分析，发现优势成岩相纵波阻抗相对较低，可通过纵波阻抗的数值分布特征预测优势成岩相分布。因此利用三维地震纵波阻抗反演成果开展了成岩相分布预测，根据纵波阻抗与不同类型成岩相对应关系落实了优势成岩相发育区。结果表明，优势成岩相主要位于研究区东北部的Y301—Y302 井区以及西北部Y1 井区，呈局部连片分布发育。储层成岩相识别可以为超深层地质甜点的分布预测研究提供重要依据。

摘要:为明确准噶尔盆地中部下乌尔禾组深层陆相页岩孔隙结构以及分形特征，以东道海子凹陷下乌尔禾组页岩为研究对象，在深入剖析页岩矿物及地球化学特征的基础上，采用场发射扫描电镜、低温N2吸附等研究方法，定量表征下乌尔禾组页岩孔隙结构特征，并基于FHH模型计算页岩孔隙的分形维数，揭示总有机碳含量（TOC）、矿物组分、孔隙结构参数和分形维数的关系及其地质意义。研究结果表明，研究区下乌尔禾组页岩主要发育无机孔和微裂缝，孔径分布呈多峰型，以平行板状或窄缝状孔隙为主；页岩孔隙发育受TOC和石英、长石、黏土矿物含量的控制，导致孔隙结构之间差异性较大，非均质性强。研究区下乌尔禾组页岩孔隙具有双重分形特征，其中表面分形维数（D1）为2.452 2～2.594 8，平均为2.540 9；结构分形维数（D2）为2.604 5～2.774 8，平均为2.705 6。TOC与分形维数呈负相关，孔隙结构参数（比表面积和孔体积）和矿物组分（石英、长石以及黏土矿物）含量与分形维数呈正相关。脆性矿物（石英、长石）和黏土矿物含量的增加有助于微纳米尺度孔隙以及微裂缝的发育，比表面积和孔体积增大，分形维数也增加，孔隙非均质性越强，孔隙结构越复杂。

摘要:核磁共振横向弛豫时间（ T₂）常用于表征页岩的全孔径分布特征。为确定 T₂谱与页岩孔径的量化关系，选取济阳坳陷沙河街组7 块页岩样品进行低温氮吸附、核磁共振实验。利用 T₂几何平均值和孔隙比表面积、孔隙体积之间的关系式，获得 T₂谱计算孔径分布的关键参数——表面弛豫率。7 块页岩样品的表面弛豫率为1.52～3.06 nm/ms，平均值为2.53 nm/ms。由表面弛豫率计算的孔径分布结果与低温氮吸附的NLDFT模型计算结果相似度高，证实了页岩表面弛豫率确定方法和取值的合理性。利用上述方法确定了济阳坳陷典型页岩薄层的孔径分布，结合储层物性和地球化学分析结果，认为页岩中泥质薄层主要起到生-储作用，而纤维状方解石薄层、粉晶方解石薄层和长英质薄层则可以作为储-渗通道。在研究页岩油微观富集、流动机制及评价页岩油“甜点”时，需细化分析不同薄层的孔径分布特征及其生-储-渗作用。

摘要:普光气田碳酸盐岩储层具有地层埋深大、礁滩相发育、基质物性差、天然裂缝广泛发育、储层非均质强等特征，开展此类强非均质储层双重介质的三维地质建模具有很大的挑战。为此，将储层建模对象划分为基质与裂缝2 大介质，基于单井解释数据与地震波阻抗数据体，通过井-震结合、逐级相控、多趋势融合概率体约束建立基质模型；按照分尺度、分期次建模思路，通过融合成因-地质-地震，综合构造应力场、距断层远近和裂缝地震敏感属性，采用熵权法联合专家经验评价的方式，多元融合构建裂缝空间展布约束体；在该约束体约束下，以离散裂缝网络建模方法构建裂缝模型。对融合后的基质-裂缝双重介质模型开展气藏数值模拟，各井历史拟合率最高可达90%，拟合误差控制在20%以内，模型拟合精度较高。

摘要:针对胜利高含水老油田化学驱在科学、技术、管理、工程四个角度面临的开发矛盾，以渤76 块为典型单元，在工程实践中进行具体对策分析，构建了“适、专、快、集”的老油田化学驱综合治理新方法。“适”指在老油田科学开发方式转化上，构建不同油藏类型老油田化学驱最佳介入时机模型，提出了在含水率相对较低的阶段，是适合化学驱的有利时机，高效开发方式需“适”介入。“专”指在老油田开发技术应用上，改变传统聚合物先溶解后注入的开发思路，研制可控相转化聚合物，使聚合物先注入后溶解，解决炮眼剪切降解的难题，提高油水流度控制能力，老油田开发矛盾需“专”治理。“快”指在老油田综合管理模式上，改变传统方式，即矿场提问题、研究院设计方案、化工厂生产驱油剂的“串联”管理模式，提出充分发挥矿场、研究院、生产厂三方优势的“并联”管理模式，形成针对单一油藏的产品工业化工艺包以及产业化落地方案，老油田开发技术实现“快”转化。“集”指在老油田工程应用实践上，打破老油田化学驱地面大规模建站的工程工艺模式，采用集约化撬装配注设备，实现老油田化学驱的集约快速配注，老油田工程工艺实现“集”应用。运用上述方法，在胜利油田渤76 块综合含水率上升初期，实施由水驱转为可控相转化聚合物驱，实施后一年即见到明显的降水增油效果，单井日产油水平增加8.6 t/d，综合含水率降低3.1%，验证了综合治理模式的可行性，为高含水老油田化学驱高效开发提供了有效路径。

摘要:为阐明压裂液在页岩复杂孔隙空间自发渗吸的内在机制及主控因素，利用扫描电镜技术对目标页岩油区块的岩心孔隙结构进行精细表征，进一步构建该岩心孔隙尺度的微观数值模型。在此基础上，开展裂缝-基质系统自发渗吸研究，利用Navier-Stokes（N-S）方程与水平集方法相耦合追踪油水界面，从而明确油水两相流动特征，评价润湿性、油水黏度比和界面张力影响下的自发渗吸效率。研究结果表明：页岩中相互沟通的大、小孔隙，在毛细管力作用下形成了复杂的微观驱替单元。岩石润湿性为水湿时，水相优先从裂缝进入小孔隙，将大孔隙中油相驱出至裂缝，且基质孔隙内的原油动用范围较大，自发渗吸效率较高。随着岩石润湿性变为油湿，自发渗吸过程中小孔隙内原油无法动用，水相从大孔隙进入，将原油从其他大孔隙内驱出，自发渗吸效率较低，基质孔隙内的原油动用范围较小。自发渗吸初期的渗吸速率较快，随着渗吸时间延长逐渐变缓。页岩水湿性越强、油水黏度比越小、油水界面张力越大，则自发渗吸基质孔隙原油的动用范围越大，累积自发渗吸效率可超过15%。

摘要:对于受封闭边界控制的气体流动，当气井完成试气和关井取得原始地层压力之后，若以某稳定产量开井生产，测试的井底流压的压降曲线，根据压力动态的变化特征，可划分为非稳态阶段、过渡阶段和拟稳态阶段。其中的拟稳态阶段，称为弹性二相法阶段。在弹性二相法阶段的井控范围内，井底流压呈等速下降。本文基于陈元千提出的压力一次方、压力平方和拟压力表示的定产量弹性二相法，以及基于Blasingame 提出的压力一次方表示的变产量弹性二相法，分别建立了气井定产量和变产量弹性二相法的通式。通过实例的应用表明，两个通式是实用有效的。

摘要:含部分封闭断层油藏作为一种常见的油藏类型，低序级断层引起的断层部分封闭导致其与完全封闭油藏具备不同的流体渗流及剩余油分布规律。现有技术难以定量刻画整个水驱进程中油藏深部的优势渗流通道演化规律，进而影响了该类油藏的高效开发。因此，设计制作了含部分封闭断层油藏物理模型并开展水驱油实验，根据模型参数及实验结果建立数值反演模型。基于标准化过流量算法定量表征优势渗流通道，利用数值反演模型与无断层油藏优势渗流通道演化规律进行对比，揭示了含部分封闭断层油藏物理模型优势渗流通道演化规律。研究表明：断层遮挡区域采出井累积产油量较低、产油速度较慢，断层不连续处过流面积减小导致该处采出井见水最早。处于断层另一侧采出井虽初期产油量接近，但断层对注入水阻挡作用导致强阻挡区采出井分流率较高且后期产油速度最高。在无水采油期发育对驱油起积极作用的优势渗流区，该区域经过垂向均衡展布、“指状”展布发育形成油藏底部“纺锤体状”优势渗流通道。各井见水后除在强遮挡区外区域形成由注水井至生产井井底的优势渗流通道，随着注入量增大，该通道在垂向及采出井井周发育且对驱油起消极作用。与无断层油藏相比，部分封闭断层使优势渗流通道在强遮挡区发育滞后且强阻挡区注入水波及困难，导致各区域剩余油分布差异较大，集中分布于强遮挡区上部及强阻挡区断层附近。

摘要:稠油的储量远超常规石油的储量，但因稠油黏度大和密度大的特点而难以开采，高效经济开发稠油已成为石油领域的研究重点。热复合开采技术是目前高效开发稠油油藏的关键技术，其中多元热复合流体的相态特征是稠油油藏开采流程设计与评价的关键。为此，从热复合开采技术中的混合气体系和稠油-气体系2 个方面，系统地阐述了多元热复合流体相态的实验和理论研究现状。对于混合气体系相态，多采用静态法进行实验测试，使用状态方程结合混合规则进行理论预测，CO₂，N₂，H₂O和CH₄等常见气体分子组成的二元体系的相态测试趋于成熟，但缺少多元体系的测试数据与预测模型；对于稠油-气体系相态，总结了一般性实验流程与近年实验结果，提出一种加速油气相平衡的新型实验装置构想，指出目前理论预测在气体种类、注气量、气体扩散模型、二元相互作用系数等方面的不足。进而对多元热复合流体相态研究提出展望，以期促进热复合开采技术进一步的机理研究与参数优化。

摘要:针对浅薄层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发初期面临的油层厚度薄、原油黏度高、蒸汽热损失大、吞吐有效期短等问题，提出了冷热交替大周期吞吐开发模式，有效改善开发效果。为此开展了浅薄层特超稠油油藏冷热交替开采三维物理模拟研究，结果表明：受顶底盖层热损失影响，蒸汽吞吐温度下降迅速，峰值产量较高，但单周期生产时间较短，约100 min；降黏吞吐可以降低吞吐井附近含油饱和度，提高产油速度，降低含水率，延长吞吐周期50 min 以上；提高温度可以增强降黏剂的降黏效果，第二周期开始冷热交替改善效果优于第一周期，其生产时间延长60 min，含水率降低45%，周期采出程度提高1.7%。利用数值模拟方法优化了冷热交替的注入参数，建立了该技术的政策界限：最佳转冷热交替的时机为2～3 周期，注入强度为0.02 t/m；适用的油层厚度小于8 m，原油黏度小于200 000 mPa?s，含油饱和度大于0.6，渗透率大于1 000 mD。

摘要:注CO₂已经成为致密油藏提高采收率的重要手段之一，相较于纯CO₂，部分烃类气体对原油的降黏及混相能力更强。为此，通过高温高压PVT实验研究了CO₂及复合气体（CO₂-C₂H₆）-原油的饱和压力及黏度的变化特征，并利用高温高压岩心吞吐实验揭示了不同气体介质、吞吐压力及吞吐轮次下原油动用程度。研究结果表明：复合气体中C₂H₆增强了气液两相混相能力，提高了CO₂降黏及溶解能力，原油流动性显著增加。复合气体中随着C₂H₆摩尔分数的增加，原油饱和压力由14.24 MPa 增至18.02 MPa，提高了26.54%；原油黏度由23.68 mPa·s 降至8.76 mPa·s。不同吞吐压力下复合气体（CO₂-C₂H₆）的采收率提高效果均强于纯CO2的，且吞吐压力在最小混相压力附近采收率提高程度高于其他吞吐压力。复合气体（CO₂-C₂H₆）对孔隙半径为0.000 1～0.001 和0.01～1 μm孔隙中的原油动用程度强于纯CO₂的。

摘要:基于大庆油田天然岩心孔隙尺度分布特征建立了微通道模型，考虑非均相体系中的分散相和连续相的变形及流动特征，以相场法建立流动模型并用有限元方法求解，模拟了分散相颗粒在微通道内的生成，并实现了颗粒分选，研究了微观孔喉结构中匹配系数和孔喉比对颗粒封堵性能的影响。结果表明，颗粒在微观孔喉结构中发生弹性封堵时，孔喉入口处压力随颗粒运移通过而呈现周期性变化；颗粒与孔喉最佳匹配系数为［1.0，1.4），此区间内颗粒能够在孔喉入口处暂时封堵，变形运移通过孔喉后恢复原形；当孔隙直径相同时，匹配系数和孔喉比越大，颗粒通过压力越大；颗粒粒径越大，颗粒通过压力临界值越小。

摘要:纳米乳液作为一种纳米级胶体分散体系，因其优异的界面性能以及提高采收率效果被广泛应用于非常规油藏开发。基于低能乳化法制备了水包油型纳米乳液体系，通过室内实验明确纳米乳液静态吸附性能、润湿反转性能以及自发渗吸的内在联系，并分析纳米乳液在致密砂岩油藏中的渗吸增产作用机理。实验结果表明：纳米乳液的平均粒径小于10 nm，满足进入致密砂岩绝大部分孔喉的粒径要求，在致密孔喉内能充分扩散运移，从而扩大渗吸作用范围。纳米乳液的临界胶束质量分数为0.015%，能够有效降低油水界面张力至2 mN/m左右。纳米乳液的吸附等温线符合Langmuir 吸附模型，其润湿反转机理以吸附机理为主。纳米乳液能够增溶原油，并通过乳化作用进一步分散原油，减小乳状液中油滴尺寸，减弱油滴通过孔喉时的贾敏效应，降低渗流阻力。岩心润湿性会影响渗吸采收率，随着岩心亲水性增强而增加，不同润湿性岩心自发渗吸时孔隙动用程度存在差异，加入纳米乳液能显著提高油湿岩心内小孔渗吸采收率。同时，增加纳米乳液浓度与边界开放程度可以提高渗吸采收率，这主要是由于致密砂岩自发渗吸受毛细管力主导，边界开放程度增加能够扩大纳米乳液接触面积，纳米乳液浓度增加能够增强润湿反转作用与乳化作用，从而增强自发渗吸效果。

摘要:影响特高含水油藏剩余油可采潜力的因素极其复杂，且各因素的影响程度差异明显，常规方法多以剩余油饱和度或剩余油储量丰度等单一指标评价剩余油潜力，难以有效指导特高含水油藏剩余油挖潜。在充分考虑特高含水油藏剩余油可采潜力影响因素的基础上，综合表征储层非均质性、剩余油可采储量规模、水淹状况以及油水分流能力的差异，构建了特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价指标体系，并考虑不同指标对剩余油可采潜力控制程度的差异，将加速遗传算法与投影寻踪模型相结合来确定各评价指标的客观权重，从而构建了剩余油可采潜力指数，形成特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价新方法。以渤海Q油田南区主力产层N mIL砂体为例，开展特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价，结果表明，新方法可综合表征不同区域位置的储层物性、可采储量丰度和油水分流能力对剩余油可采潜力的影响，实现了主力产层N mIL 砂体剩余油可采潜力分布的差异化定量评价，优势可采潜力区域刻画明显，将其作为N mIL砂体下一步井网加密调整潜力区域，以精准指导加密水平井的部署，为特高含水油藏剩余油挖潜提供了一种全新的分析方法与思路。

摘要:体积波及系数是油田评价开发效果、制定开发调整方案的重要依据。为了研究注水开发不同阶段体积波及系数的变化规律，从注入孔隙体积倍数角度出发，根据油水相对渗流理论与油藏工程原理，提出了驱油效率与注入孔隙体积倍数的计算模型，建立了体积波及系数计算方法，并以胜利油田3 个试验区为例进行了计算与分析。结果表明：驱油效率与注入孔隙体积倍数之间满足指数方程，二者关系曲线呈上凸型；随着注入孔隙体积倍数的增大，驱油效率由最小驱油效率逐渐增大，并趋近于最大驱油效率；对驱油效率计算模型进行验证，预测值与实测值的平均相对误差仅为1.90%；水驱开发过程中体积波及系数与注入孔隙体积倍数关系曲线整体呈快升-缓升-近平台状演变趋势，计算结果能够指导开发调整措施的效果评价；3 个试验区目前体积波及系数接近90%，波及区内存在大量剩余油，亟需开展波及区内主体剩余油的描述与启动方法研究。

摘要:为长期有效解除凝析气藏反凝析带来的储层伤害，提出了一种注热化学流体吞吐解除凝析油堵塞孔喉的新方法。针对致密砂岩、碳酸盐岩和页岩3 类岩石，开展了注热化学流体吞吐岩心驱油实验，评价了热化学流体解除凝析油堵塞的可行性，并基于核磁共振技术分析了吞吐前后3 类岩石微观孔隙结构的变化特征，明确了热化学流体解除反凝析伤害机理。实验结果表明，热化学流体（NH₄Cl 和NaNO₂）在乙酸溶液催化下能够迅速释放大量气体和蒸汽，提高岩心压力和温度，降低原油黏度，使凝析油由液态转变为气态，减小渗流阻力。致密砂岩、碳酸盐岩和页岩岩心注热化学流体吞吐累积凝析油采出程度分别为65.7%，73.9%和46.3%。其中，致密砂岩和碳酸盐岩岩心仅需2 轮吞吐即可有效清除55.5%和67.6%的凝析油堵塞。而页岩岩心需要延长焖井时间及增加吞吐次数方能提高凝析油的采出程度。热化学流体吞吐后，致密砂岩、碳酸盐岩和页岩岩心平均孔径分别由0.37，1.04 和0.002 1 μm增大至0.84，2.04 和0.005 8 μm。热化学流体吞吐效果是注CH₄吞吐和注甲醇吞吐效果的1.85 和1.32 倍。