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2015年 第22卷 第3期    刊出日期：2015-06-25

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综述

致密油地质风险分析方法与流程初探

汪少勇，王社教，李登华，郑　曼，武　娜

2015, 22(3):  1. 

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非常规连续型致密油资源勘探潜力巨大，但由于储层致密、资源丰度低等因素，仍需要进行地质风险分析。 由于石油聚集方式不同，常规的以圈闭为核心的地质风险分析流程并不适用于“连续聚集”的致密油资源，但二者在风险评价方法上有许多相似性。 国内外已建立了较为成熟的常规油气地质风险分析流程与方法，采用地质分析、概率统计的方法定性识别、定量估计成藏地质要素及过程的不确定性。 致密油的地质资源丰度一般较低，在其分布范围内并不是所有井都能钻遇工业油流，其地质风险分析需与钻井技术、经济分析相结合。 影响致密油富集及经济开发的 ４ 个独立的风险因素分别是烃源岩有效性、储层物性、“甜点”分布控制要
素、当前技术水平及开发因素。 按照地质分析的顺序，致密油风险分析的流程分为 ５ 个步骤，分别为定向、定源、定储、找甜点和定产能。 烃源岩是否优质有效、储层含油是否充足、储层产能能否达到经济下限是致密油地质风险分析的重点。


非均质油藏深部调驱技术数值模拟研究进展

王代刚,胡永乐,孙静静

2015, 22(3):  8. 

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深部调驱是非均质油藏改善层间动用差异、提高水驱开发效果的有效技术。 中国主力老油田普遍进入高含水（特高含水）开发期后，油藏深部的非均质矛盾加剧，水驱低效问题日益严重，使得深部调驱技术面临极大挑战，尤其是对应的数值模拟方法有待于进一步发展和完善。 在对大量文献进行研究的基础上，首先对非均质油藏深部调驱技术的数值模拟研究进展进行了总结，详细阐述了可动凝胶调驱、预交联凝胶颗粒调驱、泡沫调驱和其他调驱技术４个方面。 通过分析数值模拟方面存在的主要问题，指出了下一步的发展方向，对中国非均质油藏深部调驱数值模拟研究具有借鉴意义。


地质勘探

神狐隆起 ＷＣ１５－１ 构造油气成藏模式探讨

陈少平，刘丽芳，黄胜兵

2015, 22(3):  14. 

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从油气藏形成的地质背景、原油类型和烃源岩演化过程等方面，对神狐隆起 ＷＣ１５－１ 油气藏原有的 ３ 种油气运聚模式进行了深入分析，认为前人研究所得出的 ３ 种模式均存在一定的缺陷。 在对珠三坳陷的充填演化、凹陷结构及珠三南断裂研究的基础上提出了 ＷＣ１５－１ 构造油气成藏的新模式。 研究认为，ＷＣ１５－１ 油气藏油气主要来源于文昌 Ｃ 凹陷文昌组。 该构造油气成藏模式的准确建立对文昌 Ｃ 凹陷本身及类似的边缘凹陷油气勘探具有重要的意义。


济阳坳陷断层活动差异性与油气富集关系

孙　波，陶文芳，张善文，王永诗

2015, 22(3):  18. 

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通过对济阳坳陷断层发育特征、活动性及其演化规律进行分析，结合不同凹陷油气富集规律，研究了断层活动差异性及其对油气富集的影响。 结果表明：研究区断层活动性在沙二期前表现为“南强北弱”的特点，沙二期后则为“北强南弱”；将断层分为控烃、控运和控藏 ３ 类。控烃断层数量越多、古近纪活动强度越大，油气富集程度越高；控运断层数量越多、新近纪活动强度越大，浅层油气所占比例越大；控藏断层活动性及形态等决定构造带发育，控制圈闭聚油能力。


巴西桑托斯盆地盐下大型油气田成藏控制因素

张金伟

2015, 22(3):  22. 

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巴西近年来在桑托斯盆地盐下相继发现了 Ｐａｒａｔｉ、Ｌｉｂｒａ、Ｔｕｐｉ 等一批大型油气田，已成为当今世界深海勘探的热点地区。 利用中石化合作区块获得的最新资料，对桑托斯盆地盐下大型油气田形成的油气地质条件进行了系统分析，运用油气成藏理论，对典型大油气田进行解剖，研究了桑托斯盆地盐下油气富集规律及成藏主控因素，提出了盐下大型油气田成藏五要素，建立了盐下油气成藏模式，指出盆地东部盐下古隆起带是下一步寻找大型油气田的有利地区。


济阳坳陷页岩油富集机理

宁方兴

2015, 22(3):  27. 

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近年来，由于对页岩油富集机理认识不清，济阳坳陷页岩油勘探未获得突破。 在大量岩心、分析化验资料、模拟实验和数理统计的基础上，明确了济阳坳陷页岩油富集机理：有机质是页岩油生成的基础，页岩储集空间是页岩油富集的空间基础，异常压力是页岩油富集动力，有机质演化程度控制了烃类流体类型，油气的可动性利于页岩油富集，岩相决定了页岩油类型。在此基础上建立了页岩油富集模式，对济阳坳陷页岩油勘探有一定的指导意义。


元坝地区须家河组三段钙屑砂体特征及成因

凡　睿

2015, 22(3):  31. 

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针对元坝地区须家河组三段有效储集体钙屑砂体研究较薄弱等问题， 利用钻井、 测井、分析化验等资料对钙屑砂体特征及其成因展开了研究。 结果表明： 须三段钙屑砂岩成分成熟度较低， 其沉积具有交替与突变的特点； 纵向上， 钙屑砂体在须三中亚段最为发育， 须三上亚段次之； 平面上， 钙屑砂体呈条带状、 扇状由北西向南东厚度逐渐变薄； 龙门山幕式造山运动控制着沉积环境和物源供给的幕式变迁， 进而控制着钙屑砂体的沉积规模； 热湿、 温干交替变化的气候条件控制了钙屑砂体的发育时期。 研究结果对预测须三段有利储集体具有指导意义。


美国鹰滩和尼奥泊拉拉页岩油富集主控因素

秦长文，秦　璇

2015, 22(3):  34. 

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页岩油已经成为石油勘探开发的一个新领域。 运用综合地质研究的方法，以揭示页岩油成藏条件为目的，对美国白垩系鹰滩和尼奥泊拉拉页岩的特征进行分析。 研究认为，控制页岩油富集高产的主要地质因素包括：页岩富含有机质，ＴＯＣ 一般大于 ２％；成熟度适中，Ｒ ｏ 以０.７５％～１. １０％为宜；储层厚度较大，微孔发育；岩石脆性好，易于体积压裂；构造稳定，埋藏适中，保存条件好；另外，最好发育天然裂缝。 对页岩油成藏特征的研究揭示了其形成的特殊性，对国内页岩油的勘探开发有一定指导意义。


ＳＡＧＤ 储层参数敏感性分析及应用

刘　名，孔　轩，孙　滕，姜　丹，乔书红

2015, 22(3):  38. 

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风城油田 ＳＡＧＤ 技术已进入规模化开发应用，随着生产精细化要求不断深入，油藏模型的精度要求也越来越高。 油藏认识的精准性、历史拟合程度的高低直接影响了模型的精度。利用适合 ＳＡＧＤ 的粗化技术保证了地质模型信息相对完整性，但由于渗透率各向异性仍存在信息缺失等问题，且模型中岩石热物性参数及实验的黏温数据的可靠性没有得到验证，制约了模型精度的进一步提升。 利用 ＣＭＧ 软件，先后对油藏基础静态参数、岩石及热物性参数、原油黏度 ３ 个方面，以历史拟合程度为研究目标进行敏感性分析。 研究认为，影响 ＳＡＧＤ 数值模拟的关键储层参数为净毛比、渗透率、岩石热容量、岩石热传导率、黏温曲线等。 在此基础上，建
立了一套提高油藏数值模型精度的方法，历史拟合程度达到 ９５％以上。


金湖凹陷阜二段断裂信息维特征与油气藏分布

刘敬寿，杜全伟,戴俊生

2015, 22(3):  42. 

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金湖凹陷油气运移、聚集、成藏与断裂的展布、发育程度密切相关。 为了认识断裂发育区油气分布规律以及断裂对油气富集程度的控制作用，运用分形理论对金湖凹陷断裂体系进行研究，利用研究区已落实的油气藏分布，分析断裂与油气分布关系。 结果表明，断裂面积信息维在 １. ５３０～１.６８５ 之间有利于大油藏形成和保存；断裂信息维在 １? ６５５～ １? ８３２ 之间的高值区，断块被进一步分割复杂化，导致油气分布支离破碎，使得油气藏小而碎；有利于油气聚集成藏的分维下限值为.４８３。 应用信息维法对断裂体系分维计算结果表明，断裂面积信息维高值区与油气藏分布区吻合较好。 在此基础上，分析预测了金湖凹陷下一步勘探优选区。

南海北部新近系深水低位沉积特征及控制因素

冉怀江，林畅松，朱筱敏，秦成岗

2015, 22(3):  46. 

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南海北部是中国重要的油气探区，该地区的深水低位沉积研究是目前油气勘探的热点。在地震、测井及岩心等资料综合分析的基础上，运用层序地层以及沉积分析方法，对南海北部新近系重点层序（ＳＱｚｊ２ 和 ＳＱｈｊ２）的深水低位沉积层序特征及其控制因素进行了研究。 研究表明，该区陆坡深水低位域沉积主要包括陆架边缘三角洲、低位扇、下切水道充填等；新近系深水低位沉积体系的展布以及层序结构的演化都不同程度地受到盆地古构造地貌、断裂陆架坡折带、构造沉降（速率）、沉积物供给及相对海平面变化等因素的控制，其中持续的构造沉降是研究区深水低位沉积体系展布及充填演化的主要控制因素。


台北坳陷浅层岩浆活动对二氧化碳成藏的控制

郭　瑞，张功成，陈少平,陈朝兵

2015, 22(3):  51. 

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东海陆架盆地台北坳陷浅层岩浆活动频繁，并形成了多个高含二氧化碳天然气藏。 然而，该区岩浆活动的研究较为缺乏，天然气成藏机理不清。 本次研究通过均方根振幅、相干技术、时间切片、地层切片、多属性融合以及三维可视化技术刻画了岩浆岩特征，判定了其活动时间及与各成藏要素的匹配关系，明确了浅层岩浆岩对二氧化碳成藏的控制方式。 其研究对浅层岩浆活跃地区油气勘探的二氧化碳规避起到一定的借鉴作用。

火山岩储层变参数门槛值体控联合反演新方法

李忠诚

2015, 22(3):  55. 

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火山岩储层往往表现为锥状地层模型，常规基于火山岩地层顶底层位控制的反演结果表现为层状特征，难以表征储层真实展布特征；同时火山岩是由多期次、多个火山口喷发形成的，各单体岩性、岩相多样，不同火山体储层岩石物理门槛值不一致，采用相同储层岩石物理值反演的有效储层预测精度低。 针对上述问题，以英台气田为例，提出变岩石物理门槛值体控联合反演的储层预测新方法，在火山岩体单体精细刻画与识别的基础上，首先明确了密度和纵横波速度比（Ｖ ｐ ／ Ｖ ｓ ）为火山岩储层岩石物理敏感性最佳参数，通过密度和 Ｖ ｐ ／ Ｖ ｓ 曲线交会图版，落实了各单体火山岩体储层密度和 Ｖ ｐ ／ Ｖ ｓ 岩石物理属性门槛值，利用密度和 Ｖ ｐ ／ Ｖ ｓ 联合反演对英台气田各含气火山岩体逐一预测。 该方法改进了对火山岩体统一预测存在的缺陷，提高了复杂火山岩气藏有效储层预测精度，对松辽盆地火山岩储层预测具有重要意义。


东营凹陷压力系统与油气成藏

邱贻博

2015, 22(3):  58. 

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东营凹陷作为中国东部最为典型的陆相富油断陷盆地之一，油气成藏具有油藏类型多样性、油气分布不均衡性、有序性、成藏环境差异性的特点。 研究表明，东营凹陷古近系普遍存在异常高压。 根据地层压力的纵横向分布特征将东营凹陷划分为深部超压系统、中部的过渡压力系统、浅部的常压系统。 通过不同压力系统下油藏特征差异性的分析，建立了不同压力系统下的油气成藏模式，明确了压力结构的差异性决定油藏类型和分布的有序性。


辽河外围盆地岩性油藏形成条件及识别

裴家学

2015, 22(3):  62. 

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辽河外围盆地为中生代残留型盆地，长期以来以构造油藏勘探为主，随着勘探程度的增加，勘探难度越来越大。 通过对构造、沉积储层、源岩条件等方面的研究认为，辽河外围盆地具备形成规模岩性油藏的条件。 结合陆相层序地层学和火成岩勘探技术，对研究区不同类型的储层采用不同的储层预测技术进行分析，成功地识别和刻画了岩性圈闭，为该区井位部署提供了重要依据，对下一步勘探具有重要的指导意义。


大港探区南部油田火山岩储层测井识别

高　晔，苏立萍，王　莉，盛兰敏，谢艳萍

2015, 22(3):  66. 

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测井资料以其纵向分辨率高及资料丰富等特点，更益于精细刻画岩性与储层，但应用测井资料识别火山岩岩性及储层还存在多解性等问题。 针对大港探区南部 Ｇ９９２ 区块火山岩，运用岩心刻度测井方法，识别出该区火山岩的岩性、结构和构造。 在此基础上，应用成像测井识别出储层发育特征；利用核磁共振测井识别出储层流体性质等。 从而在生产中形成一套火山岩储层及油气藏测井评价方法，对火山岩油气勘探与开发奠定基础。


玛北斜坡百口泉组沉积相与有利储层分布

袁晓光，李维锋，张宝露，韩登林，许宏龙

2015, 22(3):  70. 

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针对玛北斜坡百口泉组目前存在的沉积相认识不统一、内部微相划分不精细及有利储层分布认识不清等问题，通过岩心及薄片观察，结合测录井及试油资料，进行沉积相及有利储层分布预测研究。 结果表明：百口泉组沉积相为扇三角洲相而非冲积扇相，可识别出 １０ 个微相类型。 其中，重力流成因的泥石流、碎屑流微相的识别尤为重要；扇面河道和水下分流河道微相的砂砾岩、砂岩属于牵引流成因，物性最佳，为有利储层分布区域；而泥石流和碎屑流微相的砂砾岩属于重力流成因，泥质杂基含量高，物性很差。 该研究将为百口泉组后续的评价、开发提供新的地质依据，也可为邻区甚至国内其他扇三角洲发育区的油气勘探评价提供借鉴。


辽河西部凹陷大凌河油层隔夹层特征

杜全伟，,王维斌，刘志军，迟晓双，郝美微

2015, 22(3):  74. 

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辽河盆地 ３８－３２ 块大凌河油层经过多年的蒸汽吞吐开发，开发矛盾突出，亟需转换开发方式。 通过岩心刻度测井，建立单井隔夹层的电性和物性识别标准。 利用不同厚度隔夹层在地震波形响应特征上的差异，建立厚度大于 ３ ｍ 隔夹层的地震识别方法，确定隔夹层井间发育特征。 研究发现，３８－３２ 块隔夹层主要分布在区块边部，且沿河道方向隔夹层发育较差。 井震结合，精细刻画了 ３８－３２ 块大凌河油层隔夹层分布特征，为区块转换开发方式提供了技术参数，对剩余油分布研究及开发方案的编制有着重要意义。


油藏工程

特高含水油藏深部调剖技术界限研究

靳彦欣，史树彬，付　玮，王　涛，徐　鹏

2015, 22(3):  77. 

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在分析特高含水油藏深部调剖效果变差原因的基础上，确定了影响深部调剖效果的地质因素和开发因素等技术指标，利用数值模拟方法建立了符合中、高渗透油藏地质特征的概念模型，并制订了特高含水油藏深部调剖技术界限图版。 研究表明：原油黏度小于 ５ ｍＰａ·ｓ，渗透率级差小于 ２ 的油藏均不适合深部调剖；含水率为 ９０％～９５％，封堵半径为 ０. ４～０.６ 倍井距时调剖效果较好；含水率为 ９５％ ～９８％，封堵半径为 ０. ６～０. ８ 倍井距时调剖效果较好。 胜坨油田、温米油田和腰英台油田特高含水区块 ４８ 个井组的调剖结果验证了深部调剖技术界限准确性，为特高含水油藏深部调剖选井选层决策提供了一条可行的捷径。


重18井区J_３q_３层夹层分布对SAGD开发效果的影响

桑林翔，杨万立，杨浩哲，王立龙，李　婷

2015, 22(3):  81. 

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夹层的存在影响蒸汽腔的垂向扩展以及泄液，从而影响SAGD的开发效果。 根据风城油田重 １８ 井区SAGD区 J_３q_３储层夹层的电性、物性特征对其进行了划分，识别出夹层的物质组成，并进一步确定了夹层的分布范围。 通过数模研究，分析了不同夹层位置和展布范围对ＳＡＧＤ 生产的影响，注汽井上方夹层可导致蒸汽腔垂向发育减缓，注汽井和生产井井间夹层可导致无法形成有效泄液通道。 与动态实例结合，证实了井间夹层对生产的影响大于注汽井上方夹层。 该研究为 SAGD效果分析、井位部署、措施制订等提供了技术支撑。


注水诱导动态裂缝影响下低渗透油藏数值模拟

范天一,吴淑红,李巧云,王宝华

2015, 22(3):  85. 

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针对低渗透油藏水驱开发过程中产生动态裂缝的现象，基于对大量地质资料、生产动态资料及室内实验资料的分析总结，认识了动态裂缝的形成机理，建立了可以描述动态裂缝的新模型，并编制了油藏数值模拟软件。 通过数值模拟运算，研究了动态裂缝条件下低渗透油藏的合理井网形式。 结果表明，采用九点井网进行开发，且动态裂缝方向与井排方向呈 ４５°时，可以最大限度地降低动态裂缝所造成的油井水淹等负面影响。 该研究为动态裂缝影响下低渗透油藏水驱开发井网设计提供了理论依据。


稠油热水驱微观驱油效果影响因素分析

张　民，王增林，杨　勇，孙业恒，邢晓璇

2015, 22(3):  89. 

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微观采收率是微观模型中稠油热水驱驱油效果的重要表征，其主要影响因素为微观波及系数和微观驱油效率。 为了考察二者对微观采收率的影响，创建了“解－合”法，并采用该方法分别对 ９０℃条件下水湿和油湿模型中稠油热水驱油效果进行定量评价。 结果表明，尽管水湿模型驱油效率较油湿模型高，但微观波及系数对微观采收率的影响更大，油湿模型比水湿模型的微观采收率高 ７.３ 个百分点。 稠油热水驱微观驱油效果深化了对微观驱油机理的认识，对稠油热采驱油体系的评价筛选具有指导意义。


高温发泡剂性能评价新方法

王　庆，刘永革，吕朝辉，康爱红

2015, 22(3):  93. 

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采用室内物理模拟方法测定发泡剂在不同温度下的发泡体积和半衰期，提出平均泡沫综合指数的概念，并采用微积分法进行发泡剂的初选；考虑到泡沫具有扩大波及体积以及提高驱油效率的双重作用，对初选出的发泡剂进行了不同温度下的阻力因子测定和油藏温度下的驱油效率实验，提出了平均泡沫阻力因子的概念，并结合驱油效率的结果对发泡剂进行终选。 采用该方法对河南油田提供的 ５ 种发泡剂进行了评价，结果表明发泡剂 Ａ 具有较好的封堵性能和驱油性能，选用该发泡剂在河南井楼油田 ＬＺ２７ 井区 Ｌ３１７１３ 井组进行了泡沫调驱的先导试验。 调驱结束 ３ 个半月内，井组累计增油 ６７５. ９ ｔ，泡沫调驱取得了较好的效果，说明该优选方
法的准确性较好。


蒸汽驱剖面调堵剂研制与性能评价

王春生，孙英蕃，田明磊，仪纪敏，徐　畅

2015, 22(3):  97. 

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基于有机化学领域离域效应原理，采用单一变量法研制调堵剂体系，对调堵剂进行不同地层温度、矿化度和 ｐＨ 值的敏感性评价，并开展了室内高温物理模拟岩心驱替实验，评价调堵剂对于地层剖面的改善效果。 研究结果表明，该调堵剂由 ４ 种药剂经过交联结构互穿反应形成，成胶黏度可调，抗高温能力至少达 ３００℃，抗酸碱、抗盐条件成胶能力强，单管封堵率至少为 ９３. １％，３０ 倍孔隙体积高速汽驱冲刷后封堵率仍大于 ７０％，选择性剖面改善能力强，在９０ｄ、３００℃高温下测试，封堵率仍在 ９０％以上。


大牛地气田镶嵌屏蔽钻井液技术

邓红琳，赵文彬，王锦昌，袁立鹤

2015, 22(3):  101. 

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大牛地气田开发区环保压力日益增加，应用成熟的钾铵基聚合物钻井液体系已无法满足钻井环保要求。 镶嵌屏蔽钻井液体系包被颗粒呈网状凝胶态，通过瞬时高失水迅速在井壁建立刚性屏蔽膜，有效隔离钻井液对地层伤害，并显著提高封堵性，有效防止坍塌掉块；通过静电力和拖曳力，在钻屑表面发生多点吸附，形成隔离膜，抑制钻屑水化分散。 现场应用表明，该钻井液体系可有效降低钻井过程地层漏失及井壁失稳的发生，可大幅减少现场固、液排放量，全程无废弃液落地，完井剩余液全部转下口井使用。 实现了钻井过程的“零污染”，能满足钻井对环保的要求，具有广阔的应用前景。


裂缝性油藏线性流地层压力计算方法

曲　皓

2015, 22(3):  104. 

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针对注水开发裂缝性油藏压力恢复资料存在线性流特征的地层压力计算问题，根据物质平衡原理，建立考虑注水强度影响的裂缝性油藏线性流不稳定渗流数学模型，给出考虑注采比影响的裂缝性油藏线性流平均地层压力和边界压力的确定方法。 实例计算对比表明，对线性流特征的裂缝性油藏地层压力计算时，应考虑注采比的影响，以正确评价地层压力。 该研究可为油田制订合理的开发政策提供依据。


热沉淀法调剖提高原油采收率技术研究

刘薇薇，唐怀轶，孙彦春，刘振林，杨龙啸

2015, 22(3):  107. 

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为降低油藏高渗透层的渗透率，使二次采油或三次采油能够有效提高原油采收率，提出热沉淀法调剖提高采收率方法。 通过热沉淀法调剖理论研究，建立基于热沉淀预测孔隙度减小比例模型，给出热沉淀后岩心孔隙度的计算方法。 选用硼酸钠溶液作为调剖剂，进行热沉淀和热沉淀法调剖驱油物理模拟实验。 研究表明，热沉淀对不同渗透率岩心孔隙的封堵效果均很明显，经过 １０ 倍孔隙体积注入水冲刷后，渗透率减小比例保持在 ３４. １％ ～５７. ９％。 由此可知，热沉淀法调剖驱油能显著改善吸水剖面，提高原油采收率。


在线调驱技术在海上河流相稠油油田中的应用

徐玉霞，柴世超，廖新武，沈　明，李廷礼

2015, 22(3):  111. 

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针对目前渤海 ＢＺ 油田经过长期注水开发，注入水沿高渗层、高渗带突破，油井含水上升快的现状，结合海上平台空间有限的特点，运用“在孔喉处堆积—堵塞—压力升高—变形通过”的在线调驱技术，开展了在线调驱技术的室内研究，并首次在渤海 ＢＺ 油田展开矿场先导试验。 试验结果表明，在线调驱技术有效封堵了稠油油田注水开发过程中的水驱高渗流通道，使后续液体产生液流深部转向，扩大了注入水的波及体积，明显改善了水驱开发效果。 同时，在线调驱技术能够在空间狭小的海上平台进行连续、安全的注入，实现动态、深部调驱，是一种新型的海上油田提高采收率技术。


估算二氧化碳井筒压力的等效密度法

伍海清，白　冰，刘明泽，李小春，王　磊

2015, 22(3):  114. 

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为使现场工程技术人员及时掌握CO₂井筒内压力分布的大概情况，从快速显式有限差分法的推导原理入手，采用理论分析与软件模拟相结合的方法，建立了一套估算 CO₂ 井筒压力的等效密度法，并结合工程经验给出了等效密度计算模型的具体形式。 通过对工程案例的分析，将基于该等效密度法的估算值与软件模拟结果进行对比，证实两者一致性较好，最大相对误差小于 ５％。 同时将该估算法应用于神华集团 ＣＣＳ 项目的试注工况，井口压力估算值与现场监测值的相对误差为 ４. ３８％。 验证了该估算法的科学性与实用性。


砂砾岩油藏井间动态连通性判定方法

王秀坤，崔传智，王　鹏，李成玉，安　然

2015, 22(3):  118. 

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砂砾岩油藏储层结构复杂、非均质性严重，依靠传统的方法难以获得可靠的储层解释，研究砂砾岩油藏井间连通关系对于合理有效开发砂砾岩油藏至关重要。 针对砂砾岩油藏的储层特征，对以往井间动态连通模型进行了改进，利用正求法和反求法，将非线性优化问题转化为多元线性回归问题，减少了模型的计算量，并且有效避免了模型的多解性。 应用实例证实了改进后模型的准确性和 ２ 种求解方法的有效性，利于现场推广，可有效指导砂砾岩油藏的开发决
策。


复杂油藏高含水期流动单元研究及剩余油预测

李松泽，胡望水

2015, 22(3):  121. 

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为了更准确预测复杂油藏特高含水期剩余油分布规律，以扶余油田 Ｘ２５－２０ 区块为例，分析 ＦＺＩ 法的不足，优选主控渗流参数协同约束，运用灰色理论划分方法，将流动单元划分成４ 类。 结合生产数据，分析认为 Ｉ 类流动单元采出程度高，但原始含油基数大，仍是下一步开发的重点；Ⅱ、Ⅲ类流动单元分布范围大，含油饱和度降幅低，局部富集，是剩余油主要挖潜区；而ＩＶ 类流动单元储存和流动特性差，不具备深度开发潜质。 因此，开发中应注意封、采结合，合理开发优势流动单元，重点完善中间类型流动单元注采结构，同时兼顾劣势流动单元开发。


普光气田气井水侵特征识别及出水模式探讨

刘爱华，韩玉坤，梁红娇，代迎辉，魏勇明

2015, 22(3):  125. 

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针对预判普光气田气井是否发生水侵的问题，分析了水、气井出水前后的液气比、压力、流体性质等变化规律，得出半定量到定量的水侵识别指标。 普光气田目前有 ５ 口出水井，普光Ｃ 等 ６ 口井具有明显的早期水侵特征，为减缓边水推进速度，对低部位气井采取限产控水、降低生产压差等措施，现场应用效果显著。 通过动静态数据分析认为，普光 Ａ１ 与普光 Ｂ１ 井属于裂缝－孔隙型储层水侵模式，其余 ３ 口出水井属于孔隙型储层水侵模式。


海上稠油油田早期聚合物驱见效规律

邓景夫，李云鹏，吴晓慧，李金宜，刘　斌

2015, 22(3):  128. 

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针对海上稠油油田早期聚合物驱见效时间和见效规律与高含水期聚合物驱有较大差异的问题，运用油藏工程和数值模拟方法，结合生产动态分析，提出了水驱导数曲线法和数值模拟法来判别早期聚合物驱老井和新井的见效时间点。 统计了 ＳＺ 油田 ８３ 口受效井的见聚时间和见效时间，得到单井见聚时间平均为 ２. １ ａ，见效时间平均为 １. ５ ａ。 根据见聚时间和见效时间的不同，将早期聚合物驱的见效规律归纳为先见聚再见效、先见效再见聚、见聚即见效、不见效 ４ 种类型，并通过储层条件、井网形式等静态因素以及水聚干扰状况、注聚总量、井控储量、采液强度等动态因素对见效规律的影响进行了分析。 对海上同类油田开展三次采油有借鉴意
义。


喇嘛甸油田井震结合断层识别技术

陈国飞

2015, 22(3):  131. 

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针对喇嘛甸油田井震断层匹配矛盾突出、断层表征精度低的问题，运用井震结合断层识别技术，利用井断点与地震信息精细刻画断层。 其中，多套井网标定准确地将井断点进行深时转换，与地震断层解释结果进行匹配分析，得出 ５ 类断点井震对应关系。 对于井震符合好、对应单一的情况，采用井定位置、震控形态的解释方法精细刻画了断距为 ５ ｍ 以上断层；对于断裂带部位多个断点对应一个或多个地震响应的情况，采用模式指导、属性约束的解释方法对其进行了精细表征。 研究成果指导了喇嘛甸油田北西二区断层边部 ５ 口补充井、７ 口调整井的部署。 调整后，平均单井钻遇砂岩厚度为 . ８ ｍ，有效厚度为10.2m，增加可采储量 ２. １×１０^４ ｔ。


钻采工程

堵水调剖技术在哥伦比亚安坝口油田的应用

姚　凯，朱　明，毕志峰，迟丽薇，吕明智

2015, 22(3):  135. 

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针对哥伦比亚安坝口稠油油田热采井管外窜导致高含水的问题，进行了堵水调剖技术应用实验。 室内实验优选了主剂和降失水剂、减阻剂、消泡剂、缓凝剂等添加剂，形成了易钻塞、微膨性 ＷＦＣ 膨胀堵剂。 实验结果表明，堵剂满足封堵的突破压力要求，未出现由于体积收缩造成的渗漏现象。 该技术在哥伦比亚安坝口油田 ＰＨ１－ＨＺ５－Ａ９ 井应用后，含水率由 １００％下降到 ６９％，日产油上升 １０. １ ｔ／ ｄ，表明堵水调剖技术能有效封堵水层，降低含水率，提高原油产量。


塔中西部二叠系井壁失稳原因分析及对策

明瑞卿，张时中，王越之

2015, 22(3):  138. 

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在塔中西部钻探过程中，多口井二叠系地层出现了不同程度的井壁失稳现象，严重影响了区块钻井时效和经济效益。 对塔中西部二叠系地层泥岩黏土矿物组分、扫描电镜成像、泥岩理化性能及现场钻井液体系使用情况进行研究，认为二叠系地层井壁失稳的重要原因是钻井液体系的选择失误。 对现场实际使用的 ４ 种钻井液体系防塌性能和常用的抑制剂组合的性能进行了评价，优选了满足塔中西部二叠系井壁稳定要求的 ＫＣＬ－聚合物钻井液推荐配方。


深层稠油油藏碱加泡沫酸增注技术

王　丰

2015, 22(3):  141. 

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针对鲁克沁深层稠油油藏酸化增注存在的难点，开展了碱加泡沫酸增注技术研究。 通过碱加泡沫酸解堵增注机理、碱液和泡沫酸配方研究及性能评价，形成了深层稠油“碱＋泡沫酸”复合解堵增注体系和先挤碱后挤泡沫酸的施工工艺。2014年碱加泡沫酸增注技术在鲁克沁油田开展了4井次的矿场试验，有效率为100％，平均单井注水压力降低12 ＭＰａ，注水增加21.3ｍ^３／ｄ，有效期为102ｄ，降压增注效果显著，具有较好推广应用前景。


助力深抽有杆泵井工况诊断模型

陈德春,陈逸芸,孟红霞,秦延才,庄　栋

2015, 22(3):  144. 

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针对有杆泵井抽油杆柱加装助力深抽装置后，抽油杆柱受力状况发生变化，影响示功图形状和特征以及油井工况诊断精度的问题，开展杆柱动力学分析、Ｇｉｂｂｓ 模型修正和功图识别方法研究，建立了助力深抽有杆泵井泵功图求解的数学模型和综合了矢量法与基于规则诊断法的泵功图工况特征识别模型，并编制了计算软件。 经 ９ 口油井的实际应用，工况诊断正确率达到 １００％，表明助力深抽有杆泵井工况诊断模型正确可行、应用可靠，能够为工程技术人员及时发现、分析、处理油井故障提供技术支持。


其他

风城油田 ＳＡＧＤ 循环预热采出液处理技术

霍　进，陈　贤，桑林翔，陈弘毅，李学军

2015, 22(3):  148. 

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风城油田 ＳＡＧＤ 循环预热采出液使用常规破乳药剂无法实现油水分离，进入稠油处理站后，易造成净化原油含水升高、脱出污水净化困难。 通过物性分析、显微照相和 Ｚｅｔａ 电位测定等手段研究了循环预热采出液的稳定机理，认识了循环预热采出液的胶体分散特性，并研制出复合净水药剂进行破胶，结合工艺优化实现了循环预热采出液的油水分离、浮油脱水和污水净化，形成了“汽液分离＋喷淋降温＋油水分离＋浮油回收”的循环预热采出液处理工艺技术。 该技术为 ＳＡＧＤ 规模开发提供了技术保障，为同类油藏的开发提供了借鉴。