摘要:济阳坳陷东营凹陷古近系沙四段上亚段、沙三段下亚段是胜利油田页岩油的主要分布层位，发育富灰型、混积型、富长英质型3 种页岩储层类型，其中富灰型页岩最为发育。富灰型页岩中亮晶方解石纹层发育段具有良好的储集性、含油性、渗透性、可压性特征，在牛庄、民丰、利津等洼陷多口水平井获得峰值日产油超百吨的良好效果。利用普通薄片、阴极发光、包裹体分析、同位素地球化学分析以及氩离子抛光扫描电镜等测试手段，分析了纹层状亮晶方解石的成因机制及其储集意义。结果表明，纹层状亮晶方解石分为重结晶的晶粒方解石纹层和生排烃形成的纹层状亮晶方解石脉。重结晶的晶粒方解石纹层是湖泊自生沉淀的泥晶方解石纹层在早成岩阶段原地重结晶形成的，其形成过程与浅埋藏期硫酸盐细菌还原作用密切相关，方解石晶体呈粒状，形态不规则，纹层厚度稳定，分布连续；纹层状亮晶方解石脉的形成则与有机质热演化成熟时期的生排烃密切相关，有机酸溶解了页岩中的泥晶方解石形成富碳酸盐流体，这些流体在生烃压力的作用下顺纹层间裂缝运移后再次结晶沉淀形成方解石脉体，纹层相对较厚，呈透镜状，平面上断续分布。2 种亮晶方解石纹层中广泛发育层间缝（层理缝）、晶间缝和晶间孔、溶蚀孔，宏孔占比高，连通性好。亮晶方解石纹层与富有机质泥质纹层呈“层偶状”频互层，构成富有机质纹层状亮晶泥质灰页岩、富有机质纹层状亮晶灰质泥页岩2 种岩相类型，“源储”一体，页岩品质好，是济阳页岩油富灰型页岩中最为有利的岩相类型。

摘要:为明确准噶尔盆地盆1 井西凹陷及周缘深层二叠系超压形成机制及演化特征，基于钻井、测井、实测地层压力等资料，运用测井曲线组合分析法和交会图版法以及盆地模拟技术，对超压成因机制及演化特征进行分析，并定量表征目的层不同成因类型超压的贡献率。结果表明：①研究区深层二叠系不同岩性地层超压成因具有明显差异，其中风城组和下乌尔禾组烃源岩层超压成因主要为生烃和欠压实作用，其中生烃作用占主导；泥岩盖层超压成因主要为欠压实作用；而风城组和下乌尔禾组储层超压成因主要为超压传递和欠压实作用。②研究区风城组烃源岩生烃增压自早二叠世开始，现今达到最大，不同构造部位增压大小差别较小，烃源岩层超压主要分布于39.43～49.16 MPa，但其贡献率具有明显差异，凸起区较大，而凹陷区较小；凸起区和凹陷区生烃增压对总超压贡献率分别为84.49%～94.41%和65%～67.3%，研究区下乌尔禾组烃源岩生烃增压大小与风城组具有相似的规律；欠压实作用对泥岩盖层超压的贡献率一般为100%。③研究区二叠系储层超压传递增压主要形成于晚侏罗世至早白垩世以及古近纪至今，其贡献率在不同凸起区存在明显差异，达巴松凸起和石西凸起分别为21.86%～23.35%和100%。厘清研究区深层、超深层超压的分布规律，可以为盆地新区的进一步开发提供依据。

摘要:四川盆地中北部（川中北部）灯影组四段（灯四段）储层岩性复杂，非均质性较强，限制了灯影组四段气藏的勘探。为了进一步深化川中北部DB1 井区的沉积相及储层特征认识，通过钻井岩心及薄片资料的观察，并结合测井、录井、物性测试以及钻探成果等资料的综合分析，对川中北部DB1 井区灯四段沉积相及储层特征进行研究。结果表明：研究区灯四段主要发育台地边缘和局限台地2 种沉积亚相，进一步可识别出藻丘、颗粒滩和滩间海等沉积微相，其中藻丘微相主要发育藻凝块云岩和藻叠层云岩，颗粒滩微相主要发育砂屑云岩，滩间海微相主要发育泥晶云岩和粉晶云岩；藻丘和颗粒滩沉积主要发育在台缘一侧，向台内藻丘和颗粒滩沉积逐渐减少，以滩间海沉积为主；藻丘发育呈纵向叠置特征，横向延伸较近，且集中发育在灯四段上亚段，单体厚度较大，下亚段发育较少且厚度较薄；储集岩类型主要为藻凝块云岩、藻叠层云岩和砂屑云岩，储集空间主要为藻黏结格架孔、粒间溶孔和晶间溶孔；研究区岩心孔隙度分布在2.02%～6.03%，总体平均孔隙度为3.11%，岩心渗透率分布在0.007 04～9.78 mD，总体平均渗透率为0.692 64 mD，整体物性具有低孔特低渗透特征，部分样品由于受到裂缝的影响呈现低孔高渗透特征。

摘要:大井段多层合采开发往往面临严重的层间干扰问题，准确描述层间非均质性是解决层间干扰问题的关键。洛伦兹方法是描述层间非均质性最常用的手段，但其在开发领域适用性尚不明确。针对这一问题，运用数值模拟方法及油藏工程理论开展洛伦兹方法开发适用性研究。研究发现：洛伦兹方法表征非均质性与开发效果相关性不强，仅在局部敏感区间内对开发效果产生剧烈影响；同时，当洛伦兹系数相等时，曲线形状对开发效果也有影响，但传统方法无法有效表征。因此，对洛伦兹方法进行了修正，并对修正方法开展了物理模拟实验及油田数据验证。实验结果表明：修正后大大扩展了洛伦兹系数的敏感区间，使得水驱开发效果与洛伦兹系数之间的相关性显著增强。实例应用表明：修正前后，KL-A区洛伦兹系数与采收率相关系数从0.48 增至0.87，KL-B区相关系数从0.74 增至0.87，可见层间非均质性与开发指标的相关性显著增强。

摘要:致密砂岩储层由于埋深大，受机械压实、溶蚀、交代等成岩作用的强烈影响，岩性特征十分复杂。随着油气资源勘探开发不断向深部储层发展，深层高地应力、高围压对储层脆塑性的影响严重左右了水力压裂效果和油气资源产量。准中深层致密砂岩油藏储量丰富，但由于储层埋深大、物性差且围压异常高，同时对其原位地质力学岩心脆性变化规律认识受限，使得传统油气开采手段无法满足生产需求。为此，结合物理实验和数值模拟技术，开展准中深层岩心的岩石力学特征、脆塑性转化、破裂模式及声发射特征差异性研究。结果表明：随着围压增加，岩石从脆性破坏逐渐过渡为塑性破坏，且破裂模式由劈裂破坏向剪切破坏转变，砂岩脆性减弱；基于能量平衡方法和归一化处理的6 种脆性指数所反映的砂岩脆性总体上呈下降趋势，但不同脆性指数的数值范围以及与脆性的相关性各异。不同脆性数值岩心模型的三轴压缩实验表明：当脆性矿物含量较低时，岩石呈现单斜面剪切破坏；随着脆性矿物含量增加，岩石破裂表现为多破裂面复合破坏模式。岩石破裂过程的声发射特征与其脆性存在相关性，主要呈现群震型、前震-主震-后震型和主震型3 种模式。

摘要:针对驱油剂的深部流度控制能力与近井地带注入性之间的矛盾，提出了理想流度控制型驱油剂应满足低黏度配制/输送、近井地带低吸附量长期稳定注入和低浓度产出液的技术要求，同时，在渗流过程中能够在储层深部不同位置建立多级渗流阻力峰值，并且前缘后驱替相渗流阻力应始终保持在较低水平。基于固/液界面吸附作用与分子间相互作用的协同效应，设计了在渗流过程中具备动态改变体系组成和微观溶液结构，从而改变其渗流阻力特征的疏水缔合聚合物/阴离子型表面活性剂二元体系。相较于HP-1（1 500 mg/L），表观黏度相近、组成不同的二元体系HP-1（1 500 mg/L）/SDSB（150 mg/L）和HP-1（1 500 mg/L）/SDSB（200 mg/L），在段塞注入及其后续水驱过程中可以在多孔介质的中、后部构建数值更高、空间分布更优的动态渗流阻力，说明二元体系具备运移增黏特征和延迟突破特征，其前缘的流度控制能力更强，并且渗流阻力在储层的空间分布更合理，从而延长了段塞整体突破时间，有利于提高波及体积和驱油效率。在相对稠油、强非均质性和水驱含水率为80% 的渤海某油田油藏条件下，采用基本相同剂量、相近成本的化学剂工业产品进行的驱油实验表明：二元体系后续水驱突破之前驱油剂段塞渗流阻力的空间动态分布特征是影响驱油效率的关键因素，二元体系（AP-P4（1 400 mg/L）/ZX-27（300 mg/L），黏度为6.4 mPa·s）比疏水缔合聚合物AP-P4（1 750 mg/L，黏度为62.9 mPa·s）多提高10%的原油采收率。

摘要:表面活性剂在油田三次采油中具有广泛应用，从微观上对表面活性剂驱油的作用机理进行研究具有重要意义。近年来，分子动力学（Molecular Dynamics，MD）模拟已成为油气田开发研究的一种重要方法。运用MD模拟方法对表面活性剂进行研究已成为热点。通过MD模拟计算系统中所有运动粒子的牛顿方程数值解，分析原子位置随时间变化的规律。利用MD模拟研究表面活性剂分子的微观行为，从而探究表面活性剂分子的性能和微观驱油机理，MD模拟界面处表面活性剂的运动及聚集状态，分析界面处表面活性剂分子对界面体系的影响，对表面活性剂的现场应用具有一定的指导意义。为此，基于MD模拟的原理概述，首先对MD模拟中的力场、边界条件、系综类型和数值算法进行了总结；其次重点阐释了MD模拟表面活性剂驱油的微观机理，包括降低油水界面张力，改变表面润湿性，增加界面电荷及乳化作用等；介绍了MD模拟在表面活性剂驱油的应用实例；最后提出了MD模拟在表面活性剂驱油的发展方向，包括与生产相近的驱油环境、新型表面活性剂的设计、理论与实验的关系、分子力场和势能模型的优选、复合与多功能一体化表面活性剂的研发等。

摘要:超深层碳酸盐岩气藏具有储集介质多样、非均质性强和高温高压等典型特征，且普遍采用斜井开发，导致气井产能评价难度大。考虑该类气藏的多重储集介质、应力敏感性、非线性渗流、阈压效应和井斜等因素，基于Forchheimer 气相微分方程、应力敏感和气相渗流物理模拟实验数据建立三项式产能预测模型，对不同区域、不同类型碳酸盐岩储层的气井产能进行预测，并分析上述因素对产能的影响规律。结果表明：孔隙型和低渗透孔洞型储层受阈压效应的影响，缝洞型和高渗透孔洞型储层受非线性渗流的影响，因此三项式产能预测模型更适合储层类型多样的超深层碳酸盐岩气藏；不同类型储层表现出不同程度的应力敏感性和非线性渗流特征，需进行各类储层岩心的物理模拟实验确定产能方程所需的各项参数；井斜会产生负表皮因子影响气井产能，当井斜角大于55°时，各类储层的气井产能开始快速提升，且对缝洞型储层的改善效果最明显；阈压效应的产能抑制作用在低压差阶段很强，而应力敏感性和非线性渗流的影响主要体现在高压差阶段；启动压力梯度和非线性渗流系数分别为0.01～0.048 MPa/m和109～1012 m-1时显著抑制气井产能，而应力敏感造成的产能损失较稳定；影响气井产能的主控因素是表皮系数和地层系数，而开发阶段的非线性渗流效应对高渗透储层以及阈压效应对低渗透储层的影响也较为显著。

摘要:致密砂岩气藏具有储层物性差、孔喉结构复杂、各向异性强、初始含水饱和度覆盖范围大等特征，导致储层中流体的渗流机理复杂，为气井产能的准确预测及评价带来了巨大挑战。为此，基于气水两相非达西渗流理论，综合考虑储层各向异性、储层基质和裂缝不同程度的应力敏感性和两相启动压力梯度、高速非达西渗流效应、气体滑脱效应以及裂缝导流能力与缝间干扰等复杂因素，利用坐标变换、扰动椭圆理论、等价发展矩形理论、当量井径原理、压力叠加原理、水电相似原理等方法，建立了适用于各向异性致密砂岩气藏分段压裂水平井气水两相产能预测的新模型。通过矿场实例验证了新模型的准确性和实用性，并绘制了气水两相产能预测曲线，评价了敏感参数对产能的影响规律。研究结果表明：随着气体滑脱效应、裂缝导流能力、裂缝半长、裂缝条数、水平井井筒与地层主渗透率方向夹角的增大，压裂水平井的无阻流量增大；而随着储层各向异性、储层应力 敏感性、裂缝应力敏感性、两相启动压力梯度、生产水气比增大，压裂水平井的无阻流量降低；水相对气相的流动具有抑制作用，且驱替压差越大，抑制作用越显著，因此需提前采取防水和治水措施。该研究成果进一步缩小了致密砂岩气藏产能预测结果与矿场实际产量的差距，有助于致密砂岩气藏的参数评估、动态预测以及产能评价和勘探开发决策制定。

摘要:长水平井段和大规模体积压裂是页岩油开发的关键技术，受储层特征、压裂规模的影响，不同区块的最佳水平井段长度存在差异，需综合考虑油藏渗流和长水平井井筒流动来优选水平井段长度。北美海相页岩连续性好，相对均质，油层巨厚，长水平井段对提高单井生产效率起决定性作用，而中国陆相页岩非均质性强，平面变化快，薄互层发育，需确定合理水平井段长度实现单井提产，获得经济效益。因此，准确表征页岩油藏渗流-长水平段井筒流动对页岩油产能评价和合理水平井段长度的确定至关重要。在五区线性流的基础上，综合考虑页岩基质启动压力梯度、复杂裂缝网络非均质及应力敏感特征，建立了页岩油水平井多段压裂缝-井筒耦合流动模型，并利用摄动变换、Laplace 变换对模型求解。基于多段压裂缝-井筒耦合流动模型，开展了产量评价与预测，实现了复杂裂缝网络参数反演，论证了储层厚度、裂缝条数对合理页岩油水平井段长度的影响规律，在此基础上构建了页岩油水平井段长度优化图版。结果表明，对于厚层页岩，裂缝条数是影响合理水平井段长度的主控因素。将上述模型应用于实际区块，确定了不同区块在目前储层条件下的合理水平井段长度，该研究为明确不同类型页岩油储层合理水平井段长度的确定提供理论依据。

摘要:在非常规储层水力压裂施工过程中，水力裂缝容易与天然裂缝交汇形成复杂裂缝，支撑剂的运移和铺置形态直接决定了储层的增产效果。为了研究支撑剂在复杂裂缝中的铺置规律，基于欧拉-欧拉方法建立了支撑剂-压裂液两相流数学模型，并利用复杂裂缝室内实验装置与数值模拟的砂堤铺置形态对比的方式进行了模型验证，结果表明，选取的模型可用于研究滑溜水在复杂裂缝内的携带支撑剂的运移铺置规律。以相似准则为基础，建立了简化的复杂裂缝平板模型，并将砂堤形态参数、砂堤面积进行归一化处理，获得了压裂液排量、黏度、支撑剂粒径、裂缝宽度以及裂缝形态对支撑剂在复杂裂缝中铺置的影响规律。结果表明：增大排量、黏度和减小粒径均有利于支撑剂向裂缝深处运移，并且排量对支缝中的砂堤形态影响最明显，但增大排量不利于支撑剂填充近井地带。缝宽的影响体现在壁面效应，在注入时间相同的情况下，当压裂液黏度从1 mPa·s 增加到5 mPa·s 时，主缝砂堤的归一化长度平均增加了37.9%，归一化高度平均降低了61.4%。裂缝结构越复杂，所有支缝中的支 撑剂铺置面积占比越高，分流作用越大。随着复杂裂缝的支缝数量、级数以及支缝延伸长度的增大，支缝中的砂堤高度与长度均有所降低；相对于T1型裂缝，T3和T5型裂缝中的砂堤长度、高度减小最多。

摘要:大庆油田致密油水平井近年来主要采用密切割布缝进行压裂改造，多簇裂缝扩展将产生诱导应力，从而导致各簇裂缝延伸均匀程度不一致。为此，采用有限元软件ABAQUS 建立了大庆油田致密油水平井多簇裂缝扩展数值模型，采用扩展有限元（XFEM）模拟方法，研究了2 个布缝参数（簇距、段内簇数）、3 个压裂施工参数（压裂工艺、施工排量及液体黏度）对裂缝扩展的影响。同时对比分析模拟结果与矿场实际光纤测试的各簇产能贡献结果，发现模拟的各簇裂缝长度与各簇的产油贡献具有很好的一致性，证实了模拟结果的正确性。模拟结果表明：当簇距缩小至5 m时，各簇应力干扰明显，不利于裂缝扩展，当簇距达到10 m及以上时，平均单簇裂缝半长变化不明显，合理簇距约为10 m。平均单簇裂缝半长随段内簇数的增加呈增大趋势，但非均匀延伸程度也随之增大；与桥塞段内多簇同时改造相比，连续油管单簇依次改造模式更有利于裂缝延伸；平均单簇裂缝半长随施工排量的升高呈增大趋势，提高施工排量还能促进裂缝均匀延伸。平均单簇裂缝半长随液体黏度的升高呈增大趋势，可适当提高高黏液体比例。

摘要:碳酸盐岩储层常采用酸化酸压工艺进行改造，酸蚀后岩石表面的微观结构被溶蚀破坏，岩石力学特性发生显著变化，进而影响最终的改造效果。为明确酸蚀对灰岩力学特性和微观孔隙结构变化的影响规律，开展了酸蚀前后灰岩力学特性实验、表面形态特征扫描电镜研究和微观孔隙结构核磁共振表征。结果表明，酸蚀后岩石表面出现了一定厚度的酸蚀软化层，厚度约为11.61 μm。值得注意的是，由于酸蚀软化层的存在，灰岩抗压强度、弹性模量与表面硬度均降至酸蚀前的约40%。酸蚀后表层岩石内部产生了大小不一的溶蚀孔洞，并在溶蚀孔洞周边引发应力集中，改变了酸蚀软化层的应力分布。在高闭合应力作用下，溶蚀孔洞易于发生挤压变形或坍塌破坏，这也是酸蚀软化层力学性质改变的主要原因。结合核磁共振T₂谱，发现孔径尺寸在1 nm~1 μm的孔隙数量变化最大，酸液溶蚀改变了灰岩软化层内部的孔隙结构，进而显著影响酸蚀后岩石的力学性质。

摘要:乳化作用是稠油油藏化学驱提高采收率的主要机理之一，稠油在多孔介质中的乳化与油藏温度、驱油剂浓度密切相关。通过乳化实验研究了稠油形成水包油乳状液所需驱油剂的临界乳化浓度与温度的关系，利用高温高压微观可视驱油装置研究了稠油化学驱过程中原油乳化及运移规律。实验结果表明：乳化实验温度越高，原油越易于被乳化，所需的驱油剂的临界乳化浓度越低；当实验温度由30 ℃增加到90 ℃，临界乳化浓度下降了90%。稠油化学驱的微观驱油实验过程中，稠油在多孔介质中的乳化过程存在3 种模式。在多孔介质中，当驱油剂的浓度小于该温度下稠油乳化所需驱油剂的临界乳化浓度时，稠油乳化模式为原油在喉道处经历卡断分散、运移、聚并；当驱油剂的浓度大于该温度下稠油乳化所需驱油剂的临界乳化浓度时，稠油乳化模式为卡断乳化、运移、再乳化、再运移；当驱油剂的浓度远大于该温度下稠油乳化所需驱油剂的临界乳化浓度时，稠油乳化模式为接触、剥离、运移。因此，开展稠油化学驱时，在控制成本的前提下，尽可能提高驱油剂的浓度，可实现稠油的高效乳化，进而提高采收率。

摘要:传统油藏自动历史拟合方法需进行多次计算耗时的油藏数值模拟，而深度学习代理模型可以实现高效且精度近似的油藏数值模拟替代计算。在基于深度学习代理模型的油藏自动历史拟合方法中，通常将采用油藏自动历史拟合方法进行调整的油藏不确定性参数作为深度学习代理模型的输入参数。现有的深度学习代理模型常为单一输入输出的神经网络模型架构，并未考虑油藏自动历史拟合方法需要对多个油藏不确定性参数进行调整，且需要训练多个深度学习代理模型以实现对油藏含水饱和度场分布及压力场分布的预测。为此，提出了一种基于双输入输出卷积神经网络代理模型的油藏自动历史拟合方法，将油藏渗透率场分布及相对渗透率参数作为输入，使用双输入输出卷积神经网络同时对油藏含水饱和度场分布及压力场分布进行预测，利用Peaceman 方程计算产量，并耦合到多重数据同化集合平滑器（ES-MDA）方法中，对油藏渗透率场分布及相对渗透率参数进行反演更新，实现较为高效的油藏自动历史拟合求解。研究结果表明：双输入输出卷积神经网络代理模型在指定 时间步的油藏含水饱和度场分布、压力场分布的预测精度均为93%以上。相较于传统油藏自动历史拟合方法，基于双输入输出卷积神经网络代理模型的油藏自动历史拟合方法避免了多次调用油藏数值模拟器的计算耗时问题，提高了拟合效率。

摘要:针对现有非线性渗流模型未考虑温度变化对非线性渗流规律的影响，首先从毛细管渗流模型、Hagen-Poiseuille 公式以及边界层理论出发，结合温度对边界层厚度及流体屈服应力的影响，推导得到低渗透多孔介质中耦合温度影响的动态非线性渗流模型。其次，利用已发表文献中的实验数据开展拟合验证，得到的渗流速度曲线及最小启动压力梯度与实验数据吻合度高，验证了动态非线性渗流模型的准确性，同时与静态非线性渗流模型和达西渗流模型的对比分析，进一步揭示了动态非线性渗流模型的合理性。针对渗流速度曲线进行敏感性分析表明，拟合系数A和B取值的增大均会导致渗流速度曲线右移，非线性渗流段曲线弯曲程度减弱，最小启动压力梯度增加。温度升高对渗流速度曲线影响程度较大，导致渗流速度曲线大幅上移，非线性渗流段弯曲程度减弱，最小启动压力梯度同样会增加。该动态非线性渗流模型的提出进一步丰富了非线性渗流理论的发展，可推广至相关两相流及高温高压油气藏数值模拟研究。

摘要:为实现高含水油藏CO² 驱采收率最高、CO² 封存量最大的多重目的，考虑CO² 注入成本、驱油及封存收益等指标，建立基于经济净现值（NPV）的高含水油藏CO² 驱油与封存联合优化目标函数，结合油藏数值模拟方法，运用随机扰动近似梯度算法（SPSA）对优化目标函数进行迭代求解。以胜利油田某高含水油藏为例，根据不同时刻油藏含水率不同的特点，设置不同转注CO² 时机，分别开展注水和注CO² 方案优化，对比2 种注入方式下生产动态及NPV 差异，分析注CO² 时机对累积产油量及CO² 封存量的影响，并确定最优转注CO² 时机；此外，设置不同CO² 注入价格、封存补贴方案，分析其对经济效益的影响。研究结果显示，为使高含水油藏CO² 驱项目盈利，转注时含水率应低于0.97；当CO² 注入价格为1.2 元/m3，封存补贴为0.114 元/m³时，高含水油藏转注CO² 时机越早，收益越高。