Abstract:

潜山是济阳坳陷油气勘探的重要领域，深化潜山成山机制、建立可预测性潜山类型划分方案是潜山勘探的关键。利用三维地震资料及钻井资料，在潜山构造特征解剖的基础上，结合断裂活动速率及平衡剖面分析，恢复各关键阶段的潜山叠合演化过程，建立潜山成因-结构分类体系，明确潜山类型空间分布规律。研究结果表明：济阳坳陷潜山自中生代以来经历了印支期挤压逆冲形成北西向潜山雏形、燕山期左行走滑拉张裂陷形成北西向潜山初始格局、喜马拉雅期右行走滑伸展裂陷最终形成北东东向潜山定型三大演化阶段，形成了现今七纵四横潜山构造格局。依据燕山期、喜马拉雅期潜山所处构造位置及经历构造运动的差异，将济阳坳陷潜山划分为中隆新隆残丘山、中隆新沉断块山、中沉新隆滑脱山和走滑改造断块山4种类型，形成了与断陷盆地结构相对应的潜山类型有序性分布特征；即自凸起带—缓坡带—洼陷带—陡坡带，依次发育中隆新隆残丘山—中隆新沉断块山—中沉新隆滑脱山。

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东营凹陷低成熟页岩分布广泛，具有丰富的页岩油资源，然而低成熟页岩的储集空间及分形特征尚不明确，制约了低成熟页岩油的高效开发。以东营凹陷民丰洼陷沙四段上亚段（Es₄^上）低成熟页岩为研究对象，利用岩心观察、薄片分析、有机地化测试、X射线衍射、低温氮气吸附、扫描电镜和能谱元素等手段，探讨低成熟页岩储集空间类型及纹层组合对储集空间发育的影响，并开展了孔隙分形特征研究。结果表明：研究区Es₄^上低成熟页岩岩相类型主要为富有机质纹层状灰质混合页岩和富有机质纹层状泥质混合页岩，其中前者以大介孔、大孔为主，后者以小介孔为主，并且发育较多大孔；低成熟页岩储集空间类型主要为晶间孔、黏土矿物片间孔和微裂缝。“泥晶方解石纹层+黏土纹层”和“亮晶白云石纹层+黏土纹层”2种纹层组合广泛发育，其中泥晶方解石纹层和亮晶白云石纹层以晶间孔为主，黏土纹层以黏土矿物片间孔为主，水平层理缝和晶间孔是页岩油重要的储集空间。低成熟纹层状页岩分形维数D₁为2.413 9~2.527 7，D₂为2.704 6~2.802 1。 TOC、碳酸盐矿物含量与D₁、D₂均呈弱负相关关系，黏土矿物含量与D₁呈弱正相关关系，碳酸盐矿物晶间孔和溶蚀孔表面光滑且孔隙空间简单，有利于页岩油的储集和渗流。

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鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩具有沉积厚度大、分布范围广的特点，其储层岩石致密，具有低孔、低渗透的特征，碳酸盐岩储层中裂缝与孔洞组成的储渗空间对天然气的富集与运移有着不可忽视的作用。利用岩心、薄片观察等测试结果，结合生产资料分析了鄂尔多斯盆地富县地区马家沟组风化裂缝成因类型及其对油气富集的影响。结果表明：研究区碳酸盐岩储层风化裂缝受岩性、岩溶古地貌和断裂规模影响，可划分为岩溶崩塌裂缝、风化淋滤裂缝和陡坎拉张裂缝3类。岩溶崩塌裂缝易发育在残丘上可溶性较好的膏云岩和膏盐岩中；坡地及阶地的灰质白云岩发育风化淋滤裂缝；陡坎拉张裂缝发育在不整合面坡度较大位置的白云石含量较低的云质灰岩中。3种风化裂缝中岩溶崩塌裂缝形成的有效缝网对碳酸盐岩储层孔渗的改善作用明显；陡坎拉张裂缝有效性较好，但难以形成复杂缝网，仅对改善渗透率起重要作用；风化淋滤裂缝多为机械充填，对碳酸盐岩储层孔渗的改善作用最差。结合生产动态将研究区碳酸盐岩储层划分为岩溶崩塌裂缝型、陡坎拉张裂缝型、风化淋滤裂缝型和基质无效型4类。

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东营凹陷博兴洼陷沙河街组油气资源丰富，勘探潜力大，但陆相页岩横向岩相变化快、储层非均质性强、地质结构复杂和埋藏深度大等特点，尤其多条断裂带的出现极大影响了地应力场的空间分布。同时在钻井过程中坍塌掉块、油气侵入等井下事故频发，储层压裂过程中井间缝网干扰大、重点层段压不开等技术难题直接制约博兴洼陷的油气勘探开发进程。以沙四段上亚段—沙三段下亚段（Es₄^上—Es₃^下）为研究对象，基于力学实验、测井解释和地震属性分析等多手段融合，构建非均质岩石力学参数体模型，确定单井地应力状态；在建立有限元地质力学模型的基础上，借助弹塑性有限元数值模拟手段，实现地应力场的空间表征，并分析地应力场分布差异的主控因素及机理。研究结果表明：博兴洼陷中西部构造活动持续时间长，主断层具有伸展-走滑特征，构造活动整体上呈从南向北、从洼陷中心向主断层附近迁移的趋势；Es₄^上—Es₃^下地应力状态整体处于Ⅰ类，但部分区域地应力状态仍随深度发生转换，水平最大主应力延伸趋势为由NE—WN呈大-小-大的变化过程，且地应力高值区主要分布于高青-平南断层拐角附近，以近EW向水平挤压为主。地应力场分布差异的主控因素主要包括储层岩性、构造形态和断层，储层岩性因岩石力学性质不同导致地应力分布不均，构造形态决定地应力性质，断层使地应力方向杂乱，在断层尖端、弯曲处发生应力集中。

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针对中国苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段（阜二段）泥页岩储层，系统探讨了页岩油在微尺度流动油-固界面的黏附作用机制。通过详细分析泥页岩的矿物组成、孔隙结构及流体特征，结合原子力显微镜和激光共聚焦显微镜技术，揭示不同类型页岩中页岩油流动规律和油-固界面黏附作用机制。研究结果表明，页岩油在压力驱动下储层内呈现出明显的分组分动用特征，轻质组分优先动用吸附至页岩壁面，显著增强了油-固界面的黏附力，且随着压力增加，重质组分开始流动，并进一步提升了黏附力，但压力超过5 MPa后黏附力趋于稳定。油-固界面黏附力测试表明，在低压条件下纹层状泥岩和块状粉砂质泥岩是提高页岩油采收率的重点类型；而在高压条件下，纹层状泥岩对页岩油的吸附和解吸附作用机制成为未来提高溱潼凹陷阜二段页岩油采收率的关键研究方向。

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准噶尔盆地中部莫西庄和永进地区侏罗系砂岩中发现工业油气流，一些地区侏罗系埋深达6 000 m，储层孔隙度和渗透率极低，属于特低孔和特低渗透储层。在如此致密的储层中，需要系统探讨和阐述原油充注动力、油气来源与运移过程。为揭示原油在致密砂岩储层中的富集过程与主控因素，采用生物标志化合物确定油气来源及原油的主力烃源岩；通过定量和半定量方法研究断层在水平和垂直方向的滑移距离以及断层的封闭性，应用统计与地质分析相结合阐述断层规模与试油产量的关系，明确断层规模、断距对油气成藏的意义；采用微米CT扫描、恒速压汞、核磁共振、物理模拟系统刻画和表征砂岩孔隙结构参数以及流体在这些致密储层的聚集模式。结果表明：原油主要来源于二叠系烃源岩；规模大和活动强度高的断层为油气垂向运移通道，地质时期水平和垂向移动距离超过 700 m且规模达到 20 km以上的断层有较好的油气输导能力，而小规模和移动距离较小的断层大多起封闭作用；致密储层孔隙半径较小，主要分布在 163.8～207.7 μm，喉道半径为 0.5～8.1 μm，微观孔隙结构的非均质性特征导致原油的差异性充注与富集，中孔-粗喉型储层含油程度最高，大孔-细喉和小孔-细喉型次之，小孔-微喉型含油程度最低。侏罗系致密砂岩成藏主要受活动强度高且规模较大的断裂以及致密砂岩孔隙结构影响与控制。

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海上A气田花港组为大型复合河道沉积，河道横向迁移、纵向叠置，目的层埋深大、已钻井少、地震资料品质差，河道砂体地震识别难度大，难以满足开发精度需求。结合经典河道沉积样式及已钻井特征，利用正演模拟技术明确不同河道沉积样式地震响应。在此基础上利用地层切片技术刻画复合河道带，综合中小角度叠加数据体、大角度叠加数据体等精确追踪单河道边界，最后在河道内部优选泊松阻抗反演定量预测优势砂体，形成逐级约束的少井条件下深层单河道内部结构地震综合表征技术。根据表征结果在不同河道优势砂体部署调整井位4口，实钻证实不同河道均存在不同的气水界面，表明发育多条河道形成的岩性-构造气藏且具有不同的气水系统，证实了单河道刻画的可靠性。4口井投产后获得平均日产气量 20×10⁴ m³/d的高产，进一步证实了优势砂体刻画的准确性。该方法有力支撑了A气田的开发调整，天然气地质储量及日产气量均实现突破。

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“十二五”以来，为落实“两化”深度融合、加快数字化转型，针对老油气田普遍存在的开采成本高、用工矛盾大、运行效率低等问题，中国石化油田勘探开发事业部在胜利油田试点建设的基础上，与油公司体制机制建设相结合，统筹组织油气田企业加快油气生产数智化建设，创新建立了油气开采工业物联网标准体系，形成了基于动静态数据的生产参数软测量技术，突破了基于大数据的异常识别与运行优化技术，自主开发了全要素国产化一级部署的油气生产信息化平台，有效解决了老油气田生产信息化建设标准不统一、整体投入较高、海量实时数据价值难以高效挖掘利用、生产运行信息化平台分散建设难以发挥规模效益等难题，形成了低成本、标准化、可推广的油气田数智化建设解决方案，构建了数智化条件下新型生产运行模式和劳动组织方式，在中国石化油气田企业全面工业化应用，见到了显著成效。结果表明，油气生产数智化建设与实践是油气田企业数字化转型、高质量发展的有效途径，在推动油气田企业生产运行模式和劳动组织方式变革、提高劳动生产率、提升精细管理水平和生产运行效率等方面起到关键的支撑作用；“十三五”以来，中国石化油气田企业劳动生产率提高91%，油井生产时率平均提高0.4个百分点，维护频次降低0.13，油田自然递减率降低2.4个百分点，实现了油气生产现场少人无人值守，有力支撑了油公司改革发展，奠定了智能油气田建设基础。

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压驱注水技术解决了胜利油田特低渗透砂岩油藏“注不进、采不出”的问题，但压驱的焖井和水驱过程中油水置换规律以及各尺度孔隙中原油动用规律尚不明确。针对上述问题，以东营凹陷特低渗透砂岩油藏为研究对象，开展自发渗吸实验和水驱实验，采用高温高压核磁共振仪研究自发渗吸和水驱过程中油水分布演化特征。结果表明：东营凹陷特低渗透砂岩饱和油T₂谱主要分为单峰和双峰，其中双峰又分为左峰高和右峰高2类。T₂谱呈单峰分布、孔隙结构呈网状分布的砂岩，通过焖井过程中的自发渗吸可以大幅度动用孔隙中的油相；对于T₂谱呈双峰分布、孔隙结构呈树枝状分布的砂岩，自发渗吸后仍有大量油相未被充分动用，通过水驱可进一步提高采出程度。自发渗吸更多动用的是微孔和中孔中的油相，而大孔中油相的采出程度对采收率的贡献较小。自发渗吸后转水驱，采出程度可进一步提高，此时更多的是动用大孔和中孔的油相，而微孔中的油相采出程度则较低。

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针对普通稠油油藏蒸汽吞吐中后期存在地层压力低、油汽比低、常规注水补能易窜流等问题，以胜利油田C油藏为目标，利用油藏数值模拟开展了冷驱热采可行性研究。首先对降黏剂、聚合物、氮气泡沫3种常温驱替介质机理进行数值模拟表征，然后再对其开采特征进行对比得出最优常温驱替介质，最后结合采出端复合吞吐效果明确冷驱热采的可行性。研究结果表明：对比3种不同常温驱替介质的开发效果，聚合物驱投入产出比最高，为2.06；氮气泡沫驱累计增油量最高，为1 884 t，但是投入产出比仅为1.23；降黏剂驱累计增油量最低，仅为723 t；综合考虑选择聚合物作为最优常温驱替介质。相比单一冷驱和单一热采，冷驱热采累计增油量分别增加7 328和3 034 t。采用冷驱热采开发技术后可有效降低水油流度比，延缓压力递减，延长吞吐周期，此外在压力得到补充的前提下可适当提液增大生产压差，改善冷驱热采开发效果。

Abstract:

济阳页岩油为陆相原生原储型油气藏，埋藏深、成熟度低、压力系数高，大规模体积压裂改造后形成渗流机理复杂的人工改造空间，常规实验方法很难获得改造空间内准确的储层物性，对数值模拟方法提出了新的挑战。针对目前页岩油内部流动规律尚不十分明确的问题，将水平井井筒周围储层构建为灰箱系统，基于前期地质评价工作对储层物性和压裂效果的认识，建立页岩油水平井数值模拟模型，开展济阳页岩油水平井生产规律研究，明确产油量与各影响因素之间的内在联系。模型将水平井井筒周围压裂后的储层刻画为人工主裂缝区、微裂缝改造区和未改造基质区，在考虑压裂液注入储层的基础上，通过对典制度和压裂裂缝对开发指标的影响规律，并进一步探索了井组开发合理井距的确定方法，为济阳页岩油开发设计优化提供了一定的技术支撑

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聚合物微球在封堵孔喉后能够依靠弹性变形通过孔喉继续运移，实现储层的深部调驱。聚合物微球与储层具有良好的匹配性是其成功应用的关键，因此须对两者在宏观岩心尺度和微观孔喉尺度上的匹配关系进行研究。首先，合成了2种尺寸的聚合物微球（MG-1 和 MG-2），利用带中间测压点的不同渗透率长岩心进行聚合物微球注入性实验，通过三段压差曲线形态，明确聚合物微球与孔喉的宏观匹配特征；然后，利用孔隙-喉道模型开展聚合物微球微流控驱替实验，根据其在不同尺寸喉道内的进入和滞留状态评价聚合物微球与孔喉的微观匹配特征。聚合物微球与岩心的匹配模式可以划分为端面封堵型、匹配型和直接通过型3类。根据注入聚合物微球结束时刻和后续水驱替结束时刻的压差变化，可以明确MG-1与孔喉的宏观匹配系数上限为1.3～1.4，最佳匹配系数为0.8～1.0；微流控驱替实验结果表明，聚合物微球需要在一定压力下才能进入更小的孔隙和喉道，MG-1在截面模型和轴向模型中能够进入并滞留的最大匹配系数分别为1.21和1.47，分别对应着聚合物微球与孔喉的最佳匹配系数和微观匹配系数上限。聚合物微球与孔喉的宏微观匹配特征具有高度的一致性，存在微小差异的原因在于微流控驱替具有较高的压差且岩心驱替具有端面效应。综合考虑宏微观匹配特征，MG-1与孔喉的最佳匹配系数约为1.0，匹配系数上限约为1.4。实验结果表明，通过微流控驱替实验代替复杂岩心驱替实验评价聚合物微球与孔喉匹配性研究是可行的。

Abstract:

针对聚合物驱油剂存在的注入阻力大和剪切黏度损失大的问题，以聚氨酯预聚体为壳材，以聚合物为芯材，利用反相乳液聚合法和原位聚合法，制备了具有缓释增黏性能的微胶囊聚合物。通过单因素实验研究，确定了乳液的配方和聚合物芯材及微胶囊壳层的制备参数。在复合乳化剂HLB值为6.4、油相体积占比为50%、乳化剂用量为10%的条件下，形成稳定反相乳液；在水相单体用量为45%、引发剂用量为聚合单体的0.04%、反应温度为45 ℃、反应时间为4.5 h的条件下，制备聚合物芯材，单体转化率为98.44%，溶液表观黏度为13.37 mPa·s；在壳材混合速率为800 r/min、反应温度为50 ℃、反应时间为4 h、壳芯比为1∶4的条件下，制备微胶囊聚合物，壳层表面光滑完整，圆球度高。表征结果表明，微胶囊聚合物的红外光谱中包含聚合物和聚氨酯的特征峰，表明聚氨酯微胶囊实现了对聚合物的包埋。微胶囊聚合物粒径主要分布于300~500 nm，粒径中值为368nm，均一性较好，尺寸属于亚微米级。微胶囊聚合物在水中的初始黏度为0.5 mPa·s，5 d后增黏至12.57 mPa·s，90 d的黏度保留率为94.99%，具有较好的缓释增黏性能和热稳定性。剪切速度为12 000 r/min时，微胶囊聚合物的黏度保留率为98.25%，具有较好的抗剪切性能。

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精细分层注水是高含水油藏提高采收率的重要手段，但其层段划分和配注量设计通常脱节，难以最大限度地发挥工艺协同效应。为此，在分层注水最佳层段划分数目未知的条件下，以经济净现值最大化为目标，考虑多种工程地质条件约束，构建了集注水层段划分组合及注采液量调配于一体的精细分层注水优化数学模型，并结合蜣螂优化算法，形成了高含水油藏注水层段划分及注采液量调配协同优化设计方法，实现精细分层注水关键工艺参数的一体化优化设计。以Egg模型为例，在维持注采总液量相同的条件下，对比了单一的各井注采液量优化、单一的分层注水措施参数优化以及两者一体化精细优化等3种方式下的调控效果。对比结果表明，对于层间物性干扰严重的高含水油藏，采用一体化精细优化方式，对分层注水井的层段划分方式、配注量及其他各井的注采液量调配进行协同优化，其效果显著优于单一注采液量优化或分层注水措施参数优化方式；一体化精细优化通过自动划分重组注水层段、智能匹配调整注采液量参数，有效缓解了高含水阶段的层间矛盾，优化水驱流场，实现各油层的均衡驱替，预测生产5 a，采收率较优化前提高1.08个百分点。

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差分进化算法作为一种经典的进化算法，具有全局搜索能力、便于实现、无需梯度等优势，在油藏自动历史拟合中广泛应用，但算法中参数的设置对历史拟合结果影响较大，在高维问题中存在着收敛停滞的问题。为解决上述难题，提出一种融合自适应变异策略与差分进化算法的油藏自动历史拟合方法。首先，基于主成分分析方法对油藏模型的高维参数进行降维，将降维后的参数作为差分进化算法中调整的参数，以压缩变量的搜索空间，提升算法搜索效率；其次，结合自适应变异策略与差分进化算法，借助于算法搜索过程中的历史经验指导当前种群的更新，当种群个体停止收敛时，则切换差分进化算法的变异策略，改变种群的迭代更新方式，以此避免油藏参数停止优化调整的情况；此外，为使更新后模型参数与先验分布特征保持一致，应用分位数变换策略转换更新后参数的分布情况，将非高斯分布的数据变换为高斯分布，使更新后的模型更加符合实际地质参数的约束条件。提出算法在三维油藏模型上进行测试验证，结果表明：相比传统的差分进化算法框架，改进的差分进化算法不仅能够提升历史拟合求解的收敛效果，而且反演的油藏模型参数更加符合实际地质特征，在相同的计算条件下，可获得更优的历史拟合模型，数据拟合效果更显著。

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气水相渗测试是描述有水气藏储层渗流过程的常用方法，但不同测试方法和不同类型岩心的相渗测试结果均存在较大差异。为了加深对气水渗流过程中的流体微观分布特征及渗流机理的认识，以四川盆地YB气田为研究对象，利用核磁共振技术定量描述气水两相在相渗测试前后的微观分布，并结合前人利用可视化模型得到的气水两相渗流机理对分布结果进行解释。结果表明：2种测试方法相比，水驱气与气驱水过程中微米级（>1 μm）孔隙驱替程度基本一致，但水驱气过程中亚微米级（0.1～1 μm）与纳米级（<0.1 μm）孔隙驱替程度相对较高，而气驱水过程中亚微米级与纳米级孔隙内水相大部分未被动用。裂缝型与孔隙型岩心相比，裂缝型岩心微米级孔隙驱替程度相对较低，而亚微米级与纳米级孔隙驱替程度则相对较高。2种测试方法下流体微观分布的差异主要是由于孔隙内部毛管力的作用形式不同，而 2类岩心存在差异的原因是其主要渗流通道不同。

Abstract:

表面活性剂可以显著降低油水界面张力，改变岩石润湿性以及促进油水乳化，因此在化学驱中应用非常广泛。认为只有在高浓度表面活性剂条件下才能形成中相微乳液，化学驱用表面活性剂评价主要依靠界面张力测量，而忽略了微乳液相态技术在三次采油用表面活性剂筛选和研制中的重要作用。近 20年来，随着表面活性剂研发技术不断进步，低浓度表面活性剂、低酸值原油体系同样可以形成理想的中相微乳液，利用微乳液相态技术指导新型表面活性剂研制和复合体系性能优化已经势在必行。从微乳液概念的提出和分类出发，较系统地介绍了 Winsor Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ型 4种微乳液乳化类型，并从油水界面张力、表面活性剂分子结构和胶束形态等方面阐述了 4种微乳液形成机理，分别为瞬时负界面张力理论、双重膜理论、R比理论和几何排列理论。针对相图类型识别，微乳液相中油、水和表面活性剂组成计算，以及实验室操作等方面对微乳液相态技术进行了全面介绍。在相态实验结果处理方面，详细介绍了如何通过各相体积变化计算油水两相在微乳液中的增溶指数，并通过增溶指数计算微乳液相与油水之间界面张力，确定复合体系最佳含盐度。以期能够引起对微乳液相态技术的重视，促进微乳液相态技术在高效三次采油用表面活性剂研发、驱油机理研究、复合体系配方优化等方面应用，从而提高中国复合驱技术水平。