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2015年 第22卷 第4期    刊出日期：2015-08-25

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地质勘探

车排子地区白垩系底部不整合结构及输导作用

秦　峰，曾治平，宫亚军，闵飞琼

2015, 22(4):  1-3. 

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基于大量地质与地球物理资料，分析了车排子地区白垩系底部不整合结构特征、输导通道类型及输导作用。车排子地区白垩系底部不整合主要为２ 层结构，不整合面之上岩石及半风化岩石发育，风化黏土层不发育。研究区具有双运移通道、单运移通道、封堵型３ 种通道类型，双运移通道类型与油气高显示程度、高运移指数有良好对应关系，此类型输导通道发育区的构造高部位是油气的有利聚集区。

鄂西渝东地区下寒武统石龙洞组成岩作用特征

盛贤才，郭战峰，冯　畅，胡晓凤，包汉勇

2015, 22(4):  4. 

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应用鄂西渝东地区利１ 井（或剖面）下寒武统石龙洞组３０１ 件碳酸盐岩薄片的观察资料，结合储层流体包裹体以及埋藏史、热史资料，对其成岩作用类型、成岩演化序列、储层孔隙演化进行了研究。结果显示：该区石龙洞组的主要成岩作用类型包括胶结、压实—压溶、白云石化、破裂、溶蚀等作用；浅埋藏阶段白云石化以及中—深埋藏阶段溶蚀是储层形成的关键性成岩作用；研究区石龙洞组沉积时期潟湖边缘浅滩、浅缓坡浅滩发育区域（ 龙山茨岩塘一带及其以西）将是储层发育有利区。

赣西北九瑞区块王音铺组页岩气成藏条件

刘水根，谢国梁，杨金华

2015, 22(4):  8. 

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根据赣西北九瑞区块下寒武统王音铺组黑色页岩实测剖面、地表样品的测试等资料，对研究区下寒武统王音铺组页岩的分布与沉积特征、地球化学特征、储层特征和页岩气保存条件等进行分析。结果表明：赣西北九瑞区块下寒武统页岩分布较广泛，沉积厚度较大，可达５０～１５０ ｍ，主要为深水陆棚相沉积；页岩的有机质丰度高，ＴＯＣ 含量高达２􀆰 ０％以上，有机质类型主要为Ｉ 型，成熟度高，达到过高成熟度阶段；页岩中脆性矿物含量高，以石英为主，黏土矿物含量中等，主要为伊利石。等温吸附实验测试页岩的吸附气含量平均为３􀆰 ２１ ｍ３ ／ ｔ。采用信息叠合法，初选瑞昌—九江一带为该区页岩气有利勘探区，采用体积法计算该区页岩气总资源量为０. ９３×１０１２ ～１.８５×１０１２ｍ３，显示出研究区具有很好的页岩气资源潜力。

准噶尔盆地北三台西斜坡岩性和复合圈闭预测

向　辉，康永尚，陈春勇

2015, 22(4):  12. 

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北三台西斜坡白垩系在斜坡背景下发育鼻突构造，局部存在中小型断裂，构造圈闭不发育，为预测白垩系隐蔽圈闭发育带，采取了高分辨率层序地层与构造背景、沉积相和成藏模式综合研究的分析方法，确定清水河组中上部和呼图壁河组下部的３ 个准层序（ Ｋ１ｑ２１－（２～４） 、Ｋ１ｑ２１－１和Ｋ１ｈ１２－３）为含油气准层序（小层）。据分析，该３ 个含油气准层序以辫状河沉积为主，其中辫状河河道带和冲积扇是储集层发育的有利相带。在水进背景下，超覆尖灭的砂体和上覆泥岩的组合有利于形成上倾尖灭岩性圈闭，而局部断裂与超覆尖灭砂体的组合则易形成岩性－构造复合圈闭。根据以上特点，在研究区东南部成功预测了５ 个上倾尖灭岩性圈闭和岩性－构造复合圈闭，对该区白垩系油气勘探具有一定的指导意义。

准噶尔西北缘风城期构造沉积格局及源岩分布

沈扬，李晓剑，贾凡建，高剑雄，丁咸宝

2015, 22(4):  16. 

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准噶尔盆地西北缘早二叠世风城期的构造背景和沉积环境存在争议，制约了源岩分布预测及勘探潜力评价。重新厘定了风城期构造沉积背景，明确了地质结构及连通性演化，预测了源岩分布。研究表明，早二叠世处于区域碰撞造山后的拉张背景，发育伸展断陷盆地。风城期西北缘与南缘的水体总体保持连通，属于海相沉积环境。风城期有利于源岩发育，源岩边界向西北推移10～20km。克拉玛依以北地区深部可能掩覆有部分风城组优质源岩，具有一定勘探潜力。

渤中地区火山岩特征及其与断裂关系

王志萍，吕丁友，王保全

2015, 22(4):  20. 

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为了更好地预测渤中地区火山岩分布，寻找有利火山岩储层，在钻井资料分析基础上，采用三维地震资料进行火山岩相地质和地震特征研究，建立火山岩分布与断裂关系模式。渤中地区火山岩为中基性火山岩，以安山岩最为发育、凝灰岩次之；岩相以喷溢相为主，爆发相次之。渤中地区“Ｈ”型断裂控制了火山岩分布方式及分布范围，火山岩沿着断裂成“串珠状” 分布。断裂的规模和火山喷发模式控制了火山岩的规模。中生界火山岩与断裂有不同赋存关系，火山岩沿基底或走滑断裂面呈裂隙—中心式喷发，火山机构串珠状叠置或在潜山内幕断层的上升盘呈中心式喷发，前者发育规模大于后者。靠近喷发中心，即靠近断裂带，物性较好的爆发相及喷溢相发育，将是火山岩油气藏勘探的有利区域。

达巴松地区河道型储层砂体发育特征及预测

孙　靖，薛晶晶，贾开富，文　革，王　峰

2015, 22(4):  25. 

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准噶尔盆地达巴松地区侏罗系三工河组以河流相储层为主，但其砂体发育特征、模式及平面展布规律尚不明确。以沉积模式为指导，采用地质、地震一体化的属性聚类分析技术对三工河组河道型储层砂体进行了分析和预测。通过砂体井震精细标定、解释和沉积相精细分析，明确了沉积相类型为远源中—细粒、较强水动力曲流河，储层砂体类型为边滩、天然堤和决口扇砂体。优选出５ 种相关性最好的属性并进行聚类分析，明确了砂体具有中等弧长、低瞬时频率和中—高振幅的定量特征。预测结果符合程度良好，有效地指导了该区油气勘探。

海上油气田开发钻井地层深度预测技术探讨

张国栋，韩立国，周家雄，马光克，蒋　成

2015, 22(4):  29. 

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以南海西部３ 个油气田的开发钻井为例，对海上油气田开发钻井过程中由于异常体干扰、断层遮挡、地层缺失３ 种影响因素引起的地层深度预测误差问题进行了研究，提出利用实钻井速度实时预测地层深度的解决思路，实现了海上油气田开发钻井随钻地层的高精度深度预测。南海西部油气田大量开发钻井结果表明，利用该技术进行油气田开发阶段的地层深度预测，相对深度预测误差基本控制在１％以内，大大降低了油气田开发的风险，减少了钻井费用。

致密油藏储层综合评价新方法

贾培锋，杨正明，肖前华，盛　倩，熊生春

2015, 22(4):  33. 

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致密油藏开发需要储层评价作为指导，但尚无一套评价方法立足于致密油开发实际。通过对大庆油田和长庆油田典型致密油储层岩心进行实验研究，运用统计学方法和数值模拟方法，优选了平均喉道半径、可动流体百分数、脆性指数、地层压力系数、启动压力梯度、原油黏度６ 个参数用于致密储层评价。在低渗透油藏参数评价界限基础上，补充了地层压力系数和脆性指数分类界限；提出了致密油储层综合分类评价方法，将致密储层按综合分类系数分为４类。应用结果表明，大庆油田龙西区块的扶余油层和高台子油层，长庆油田的长８、长９ 储层为Ⅱ—Ⅲ类储层，有一定开发潜力。

塔东地区寒武纪—早奥陶世古地理格局新认识

卢朝进，田海芹，王　媛，胡方杰，王菲菲

2015, 22(4):  37. 

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沉积岩石学的研究与实践充分说明（准同生） 白云岩是潮坪、潟湖、局限台地、蒸发台地等浅水环境的产物；煤岩学研究与实践也充分说明，石煤炭质泥岩及含磷岩系（如磷块岩） 是浅水或近地表滞留环境如潮坪、沼泽、潟湖等环境的产物；尤其是准同生白云岩与（含石煤）炭质泥岩共生，更是浅水环境的有力证据。为此，以（准同生）白云岩、（含石煤）炭质泥岩等特殊岩石类型为基本沉积环境标志，在露头、钻井、地球物理、室内分析等多种研究成果的基础上，对塔里木盆地东部地区寒武纪—早奥陶世的沉积环境进行了研究，认为塔里木盆地东部寒武纪—早奥陶世为浅水沉积环境，从而对塔里木盆地的古地理格局提出了新的认识，即“东高西低，东沼西潟”。

源断时空匹配关系及其对油气运聚的控制作用

宋建阳，付　广，厉　娜，胡　明，孙同文

2015, 22(4):  42. 

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为研究含油气盆地下生上储式生储盖组合油气成藏规律，通过源岩和输导断裂空间位置关系、源岩排烃期与输导断裂活动时期之间关系及其与油气分布之间关系的分析，对源断时空匹配关系类型及特征和其对油气运聚的控制作用进行了研究。结果表明：源断空间匹配关系可以分为多源断、单源断和无源断３ 种，前２ 种油气沿输导断裂发生垂向运移，多源断匹配较单源断匹配更有利于油气大规模运移，后１ 种源岩生成的油气不能沿输导断裂发生垂向运移，只能对侧向运移起调整作用。源断时间匹配关系可以分为源早断晚、源晚断早和源断同期３种，只有源断同期匹配有利油气沿输导断裂大规模运移，其他２ 种匹配关系皆不利于油气沿输
导断裂大规模运移。源断时空匹配关系对油气运聚的控制作用主要表现在２ 个方面：源断空间匹配关系控制着油气聚集部位和聚集数量；源断时间匹配关系控制油气成藏时期及聚集量。

鱼卡地区油砂矿地质特征及其成矿模式

曹占元，梁晓飞，张晓宝，蒋峥文，孙国强

2015, 22(4):  47. 

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运用钻井资料、地球化学分析和地震解释等方法，对柴达木盆地鱼卡地区油砂矿地质特征及成矿模式进行系统研究。结果表明：鱼卡地区油源丰富、有机质丰度高、类型好、成熟度低；储层物性较好，属于中高孔、中渗储层；泥岩封盖能力强，形成下生上储、自生自储式的生储盖组合；圈闭形成期与主生烃期的匹配关系良好，断裂构造发育，具备形成大型油砂矿的有利条件。综合分析认为鱼卡地区为构造抬升型油砂成矿模式。研究可对柴达木盆地非常规油气勘探有一定的指导意义。


孔南地区孔二段致密油生烃评价及有利区预测

董清源，刘小平，张盼盼，李洪香，刘子藏

2015, 22(4):  51. 

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孔南地区孔二段富有机质页岩是该区重要的烃源岩，勘探中发现了广泛的致密油显示。在结合大量样品分析和勘探实践的基础上，探讨了孔南地区孔二段致密油的生烃潜力及有利区分布。研究认为，研究区Ｅｋ２２、Ｅｋ２３ 优质源岩具有良好的致密油生烃基础，横向上广泛分布，纵向上叠置连片，受构造、沉积因素影响明显。基于实验、盆地模拟、地质及地震资料分析，综合考虑致密油形成的８ 类控制因素，建立了研究区致密油评价参数体系，预测了有利区的分布，对研究区下一步勘探部署具有重要意义。

廊固凹陷大柳泉构造带油气藏形成与成藏模式

田　然，田建章，于炳松，牛素莉，吴德彬

2015, 22(4):  56. 

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大柳泉构造带是廊固凹陷的中央隆起带，由于其构造运动强烈，断裂活动多样，油气成藏十分复杂。基于二次采集的高分辨率三维地震资料，综合运用钻井、地震及分析化验等成果，系统开展了油气成藏特征及主控因素分析。研究表明，该区沙三中、下亚段暗色泥岩是主力烃源岩，固安—旧州鼻状构造和柳泉—曹家务塌陷背斜为有利聚油构造区，一、二级断层控源，三、四级断层控藏是该区油气成藏的主控因素。论述了侧生旁储—远源供烃—构造控藏、下生上储—混源供烃—断层控藏和自生自储—近源供烃—地层不整合控藏等３ 种成藏模式的形成机制、油气聚集特征和分布规律，指出了勘探方向。

辛加地堑古近纪稠油富集规律和成藏模式

高宁宁，单玄龙，马　锋，杜　商，刘祚东

2015, 22(4):  61. 

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利用辛加地堑油田基础资料，对该地区稠油的成藏机制和富集规律进行综合分析。结果表明，辛加地堑具备很好的生储盖配置关系，烃源岩在上新世晚期进入生油高峰期，原油在沿断层向浅部储层的垂向运移过程中发生稠变形成稠油，并在一系列背斜和断块圈闭中聚集成藏，属于断裂输导型重质油藏；该地区稠油主要分布在辛加地堑中部地区，而主要富集层位是浅部的渐新统Ｃｈｉｌｏｕ 组浅海相灰岩和泥质灰岩层。

红浅１ 井区砂砾岩稠油储层特征与主控因素

周伟建，施小荣，王贵文，李雪松，李　辉

2015, 22(4):  65. 

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通过钻井岩心、薄片、扫描电镜等资料，对红山嘴油田红浅１ 井区砂砾岩稠油储层特征及其主控因素进行详细研究。结果表明：该研究区砂砾岩稠油储层主要以粗粒度的砂砾岩为主，发育的孔隙类型主要为原生粒间孔隙，为中高孔、中高渗的孔隙式储层；宏观上，沉积作用控制储层的平面分布，微观上，成岩作用影响储层的纵向内部结构；由储层的含油性显示发现，扇三角洲沉积当中受牵引流改造的砂体，若其钙质胶结作用较弱并伴有局部溶蚀、微裂缝作用，其含油性明显。加强沉积相认识及成岩作用的研究，对后期开发部署井位的优选及开发技术适用性研究都具有一定积极作用。

油藏工程

稠油注空气低温催化氧化动力学实验

唐晓东，刘铉东，卿大咏，李晶晶，王　轩

2015, 22(4):  69. 

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摘要：为提高埕北稠油油藏注空气采油过程的安全性，进行了注空气低温氧化实验，研究了温度和催化剂对稠油低温氧化过程的影响。基于Ａｒｒｈｅｎｉｕｓ 方程，确定出了稠油在催化和非催化条件下的反应动力学参数—反应级数、频率因子和反应活化能。实验结果表明，３ 种催化剂的催化活性由强到弱依次为ＺｎＬ、ＭｎＬ、ＦｅＬ，反应温度越高，稠油的耗氧速率越高。同非催化氧化相比，ＺｎＬ 催化氧化反应的反应级数由０ 级变为１ 级，反应活化能由９２􀆰 ３８５ ｋＪ／ ｍｏｌ 降至７７􀆰 ５７６ ｋＪ／ ｍｏｌ。ＺｎＬ 可显著提高稠油的耗氧速率，对保障注空气采油全过程的安全性具有重要意义。

复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究

崔传智，万茂雯，李凯凯，牛栓文，路智勇

2015, 22(4):  72. 

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针对东辛油田营１３ 断块油藏储层非均质严重、地层倾角大、井网不规则、水驱不均衡的问题，运用非活塞式水驱油理论，综合考虑储层物性非均质和剩余油饱和度非均质等多种因素，以一注多采井组为例，建立了断块油藏新区和高含水期油井产液量的优化方法。计算分析表明，为实现注水开发在平面上的均衡驱替，油井调整产液量时要综合考虑地层倾角、油层厚度以及目前油井含水率等因素的影响。对于垂直构造线方向的一注两采井组，地层倾角越大，高部位与低部位油井产液量的分配比例越大；油井含水率差异越大，低含水井与高含水井产液量的分配比例越大；两侧井区厚层相差越大，油井产液量的分配比例越大；储层渗透率差异对
达到均衡驱替所需的油井液量的分配比例影响相对较小。将研究成果应用到营１３ 断块油藏的注采调整中，日产油能力上升至１１０.. ３ ｔ／ ｄ，综合含水由９５.. ６％降至９１.. ７％，提高采收率２.. ４％，取得了较好的开发效果。

物质平衡法计算缝洞型凝析气藏动态储量

王　娟，郭　平，王　芳，程　亮，邹　波

2015, 22(4):  75. 

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摘要：与一般砂岩凝析气藏不同，缝洞型碳酸盐岩凝析气藏以裂缝－孔洞和基质孔隙作为储集空间，地下缝洞尺寸差异很大，渗流规律复杂。从摩尔质量守恒角度出发，引入缝洞孔隙度概念来描述缝洞空间体积占储层表观总体积的比例，建立并推导适合无边底水缝洞型凝析气藏衰竭式开发的物质平衡方程，应用该方程可分别求取基质系统与缝洞系统的储量。实例计算证明，该方程可在有效计算气井储量的同时计算缝洞体系的储量，对于评估缝洞型凝析气藏的稳产能力具有重要意义。


低渗致密气藏气相启动压力梯度表征及测量

徐　轩，胡　勇，田姗姗，王　一，王丽君

2015, 22(4):  78. 

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针对低渗致密气藏气相渗流启动压力梯度的数学表征和实验测量不成熟的问题，对液相启动压力测量方法及近似计算进行分析，从非达西渗流理论出发，推导出启动压力梯度的数学表达式，提出临界压差法和拟压力法作为新的测量方法。实验数据表明，建立的低渗致密气藏启动压力梯度数学表征及测量方法是准确、可行的。针对苏里格某区块展开实例分析，实验测得其储层启动压力梯度为０.０５～０. ２０ ＭＰａ／ ｍ。计算可知，该气区极限井控半径为８０～５７０ ｍ，该区块还有井网加密调整的空间。

中国典型致密油区低温氮气吸附实验

肖前华，张　尧，杨正明，郭和坤

2015, 22(4):  82. 

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摘要：选取中国四大典型致密油区（长庆、四川、大港和大庆）５６ 块岩样，利用低温氮气吸附实验研究了不同油区、不同岩性的致密油储层微观孔隙结构特征，利用等温吸附回线分析了不同致密油区以及不同岩性储层孔隙形状特征，同时提出结构“甜点” 系数，综合评价了四大致密油区的甜点性质。研究表明，致密碳酸盐岩储层５０ ｎｍ 以下空间占据５０％以上，致密砂岩储层５０ ｎｍ 以下空间占据３０％～４０％。各致密油区岩样表面积－体积比与孔隙度、渗透率无明显的相关关系。结构“甜点”系数计算结果表明，长庆、四川、大港和大庆油区依次变差，与现场反馈情况基本一致。大庆油区只有通过大规模体积压裂方可改善开采效果。

碎屑岩中岩相对碳酸盐矿物富集有机质的影响

杨　燕，雷天柱，斯贵才，蔡进功，邢蓝田

2015, 22(4):  86. 

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摘要：通过盐酸酸解破坏碳酸盐矿物的方法，获取了碎屑沉积环境中碳酸盐矿物牢固束缚的可溶有机质，即氯仿沥青“Ｃ”，并进行了不同环境间可溶有机质及其馏分的差异比对及富集、贫化规律的研究。研究发现：水体较深时形成的碳酸盐矿物主要富集烃类化合物，但富集能力较差；水体较浅时形成的碳酸盐矿物主要富集极性较强或分子质量相对较大的化合物，但富集能力较强。对于这些碳酸盐牢固束缚的有机质母质，若发生二次生烃，对于半深水、深水生成者，贡献的是少量的优质油气；对于浅水生成者，贡献的油质不好，但含量较大。在进行油气精细评价时要综合考虑碳酸盐矿物的形成时间及沉积环境。

油水相对渗透率比值变化规律及优选

高文君，任　波，刘　琦，宋红霞，陈淑艳

2015, 22(4):  91. 

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油水相对渗透率比值与出口端含水饱和度关系是研究含水上升规律、确定水驱前缘含水饱和度和预测水驱采收率的基础。以最新油、水相对渗透率模型为基础，利用正交分析法，建立了可以转化为线形方程求解的最优油水相对渗透率比值关系式———Ｇａｏ－Ｊ 式，其拟合精度较高，两相流动区间曲线形态不出现异常，可用来准确描述油水相对渗透率比值与出口端含水饱和度变化规律，也为油田开发规律研究及指标预测提供了新的渗流理论基础。对油水相渗比值变化规律进行了分类与评价，为该领域深入研究指明了方向。

元坝超深高含硫气田开发关键技术

刘　言

2015, 22(4):  94. 

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元坝气田是目前世界上埋藏最深的高含硫生物礁气田，具有埋藏超深、礁体小、储层薄、非均质性强、气水关系复杂等特点，气田开发面临许多技术难题。通过技术引进、集成和创新，形成了以超深复杂生物礁储层精细刻画技术、超深水平井优快钻井技术、超深水平井轨迹实时优化技术、超深长水平段多级暂堵酸化技术等为核心的元坝超深高含硫气田开发关键技术。现场应用表明：储层预测符合率为９５％，开发井成功率为１００％，单井钻井周期同比缩短１００ ｄ以上，有效储层钻遇率提高６７. ５％，酸化增产倍比为２. ２～５.０，取得了良好的效果。为其他超深高含硫气田的有效开发提供了借鉴和参考。

ＳＡＧＤ 微压差泄油阶段启动压力优化研究

桑林翔，杨　果，成永强，张洪源，郭俊成

2015, 22(4):  98. 

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针对风城油田ＳＡＧＤ 循环预热阶段连通程度低的问题，将循环预热分为井筒预热、均衡提压、稳压循环和微压差泄油４ 个阶段，运用参数回归法和油藏数值模拟法对微压差泄油阶段启动压力进行了研究。研究表明：微压差泄油阶段启动压力梯度与原油流度呈幂函数关系，流动速度与原油流度呈二次函数关系；微压差泄油阶段启动压力以０􀆰 １５～０􀆰 ２０ ＭＰａ 为宜，经过１２ ｄ，注采井间可形成均匀泄油通道，连通程度可达到７０％以上。研究结果在重３２ 井区进行
了验证，循环预热结束后，井区平均连通程度达到８４􀆰 ６％，循环预热效果大幅提高。

介电扫描测井技术对水淹层评价效果分析

梁忠奎，孙爱艳，田晓冬，田超国

2015, 22(4):  101. 

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对于注水开发油藏，油层水淹后，受混合地层水矿化度变化影响，电性特征复杂，仅以电阻率、孔隙度测井技术对水淹层进行识别难度较大。介电扫描测井技术是利用高频介电常数对地层水矿化度变化不敏感这一特性，结合孔隙度参数对水淹层含油性进行评价。从应用效果来看，该技术能够有效克服地层水矿化度变化，可对水淹层含油性进行客观评价，但受仪器探测深度浅、只反映冲洗带内含油气信息、泥浆侵入等影响，计算的含油饱和度偏低，评价时需建立相适应的测井解释标准。此外，该技术受井径变化影响较大，在井眼较差的井段，易造成曲线失真，在应用时要充分考虑井眼环境的影响。

碳酸盐岩储层流体性质综合判别方法

刘得芳，林发武，梁忠奎，田超国，李　颖

2015, 22(4):  104. 

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以电性物性特征、声波参数或气测参数等单项信息为依据，针对判别碳酸盐岩储层含油气性存在多解性大的问题提出了基于数学算法，融合测井、气测录井等多项信息的流体性质综合判别方法。分析了多项资料对油气的相对敏感信息，利用开源数据挖掘软件ＷＥＫＡ，将决策树、径向基函数、神经网络、聚类分析４ 种数学算法应用于流体性质综合评判，并通过模型精度的对比分析，优选决策树和神经网络算法模型。冀东探区测试资料证实，该方法较单一信息的判别方法准确性更高，应用效果显著。

复杂断块合理井距确定新方法

毕永斌，赵隆顺，张　梅，赵森林，房梦斋

2015, 22(4):  108. 

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冀东油田属于典型的复杂断块油藏，整体采用注水开发方式。综合运用理论分析、矿场统计等方法，以油砂体钻遇连通方向概率法计算技术合理井距为基础，以复杂断块油藏加密井平均单井增加可采储量与井网密度关系计算经济极限井距为界限，确定了复杂断块注水开发油藏合理开发井距研究的新方法。实例应用表明，该方法可以确定高深南区注水开发的合理井距，提高了水驱储量控制程度和受效井比例，有效指导了注水开发井位的部署与实施。

基于蒙特卡洛法的边水油藏聚合物驱段塞优化

陈朝辉，尹彦君，王宏申，陈来勇，朱宝坤

2015, 22(4):  112. 

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针对渤海Ａ 油田水驱含水率上升过快的问题，开展了先导试验井组聚合物驱提高采收率研究。应用正交设计方法对聚合物段塞大小和浓度进行设计，运用多元回归方法得到累计增油量和净现值及其影响因素间的函数模型，利用蒙特卡洛方法对函数模型进行分析预测，得到累计增油量的大小与概率（累计增油量为４０􀆰 ２×１０４ｍ３ 时发生概率为９０％，累计增油量为５３􀆰 ２×１０４ｍ３ 时发生概率为１０％）。研究得到影响因素由大到小依次为第２ 段塞体积、浓度和第１ 段塞体积，而后续保护段塞大小及第１ 段塞浓度对累计增油量影响相对较小；在最优段塞区间精细加密后，进一步得到推荐段塞结果：第１ 段塞体积为０􀆰２ 倍注入孔隙体积，浓度为１ ４００ ｍｇ／ Ｌ，第２ 段塞体积为０􀆰 ４ 倍注入孔隙体积，浓度为９００ ｍｇ／ Ｌ，后续水驱体积为０􀆰 ８ 倍注入孔隙体积。研究结果为先导井组的聚驱方案提供依据。

塔河１２ 区奥陶系油藏初期产水主控因素及措施

刘坤岩，邬兴威，郑松青，韩　东，司朝年

2015, 22(4):  115. 

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针对塔河１２ 区奥陶系油藏开发初期产水主控因素不清的问题，基于油气运移特征，利用地震、钻井、测井、开发等资料，从构造特征、储层类型、开发设计角度出发，采用流体运移机理分析与实钻验证相结合方法，揭示了油藏开发初期产水主控因素为储集体类型、构造位置、古河道、井型设计等。现场采取残丘高点侧钻、缝洞体高点侧钻、部署水平井措施后，塔河奥陶系缝洞型稠油油藏降水增油效果显著。

海上多元热流体吞吐与蒸汽吞吐开采效果对比

刘　东，胡廷惠，潘广明，吴金涛，张俊廷

2015, 22(4):  118. 

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多元热流体（热水、Ｎ２、ＣＯ２ 的混合物） 热采技术作为近年来兴起的海上开采新技术，加热范围和吞吐效果与蒸汽不同。利用物理模拟实验方法定量研究Ｎ２ 和ＣＯ２ 的溶解降黏作用，根据海上油田实际地质油藏参数建立水平井单井数模模型，通过蒸汽和多元热流体注入热焓相同和注入热水量相同２ 种方案，对水平井吞吐加热半径和最终采收率进行研究。结果表明：多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大，提高多元热流体中蒸汽的干度，可最大限度发挥Ｎ２ 和ＣＯ２ 的增产作用。现场应用显示，产能提高１􀆰 ６ 倍，数模预测井控储量采收率可在冷采基础上提高近１０ 个百分点，为渤海油田数亿吨非常规稠油寻找到有效开发方向。

超稠油水平井蒸汽驱技术参数优化研究

史海涛，王　朔，吕　楠，张佩佩，罗艳红

2015, 22(4):  121. 

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针对胜利油田Ｚ 区块水平井蒸汽吞吐开发采收率低、井间剩余油较多的问题，首选蒸汽驱作为蒸汽吞吐后的接替方式来进一步提高原油采收率。运用数值模拟方法结合现场实际，对Ｚ 区块水平井蒸汽驱井网形式、转驱时机、注汽干度等技术参数进行优选。实施过程中使用了３０ ｔ／ ｈ 超高干度注汽锅炉，出口注汽干度可高达９５％以上，保证了注汽井的注汽强度为１􀆰 ６ｍ３ ／ （ｄ·ｋｍ２·ｍ）左右。先导试验区７ 口水平井蒸汽驱见到明显效果，平均日产油增加了４～８
ｔ／ ｄ。研究成果为稠油油藏水平井蒸汽驱在胜利油田的推广提供了技术依据。

一种新型注聚合物井解堵体系的研究与应用

黄利平，赵文森，崔盈贤，高建崇，周际永

2015, 22(4):  125. 

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针对渤海油田注聚井高压欠注问题，根据氧化剂对注聚井有机堵塞高效降解的原理，在渤海油田现用氧化解聚体系研究的基础上，通过室内模拟交联物溶蚀、用量优选、浓度优选、反应时间优选、残液对后期注聚合物影响、腐蚀、产气量测试等系列实验，研发了一种新型ＺＪ－０２复合氧化解聚体系。研究表明，该解堵体系具有综合性能优良、安全性高和施工工艺简单等特点。渤海油田某注聚合物井使用该解堵体系配合常规酸化进行解堵，解堵后视吸水指数由２６􀆰 ４０ ｍ３ ／ （ｄ·ＭＰａ）增加到４５􀆰 １８ ｍ３ ／ （ｄ·ＭＰａ），是原来的１􀆰 ７１ 倍，基本达到配注要求，增注效果明显。

三叠系长６ 油藏二氧化碳驱技术方案优选

叶　恒，廖新维，黄海龙，张凤远，穆凌雨

2015, 22(4):  129. 

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针对长庆油田三叠系长６ 特低渗透油藏物性差、水驱开发采收率低、含水上升快等问题，研究ＣＯ２ 驱在该油藏中的应用。利用油藏数值模拟技术，分别对ＣＯ２ 水气交替驱（ＣＯ２ －ＷＡＧ）和ＣＯ２ 连续气驱的注采参数进行了优选，并在此基础上对比了这２ 种开发方式。得到了最优的技术方案：采用ＣＯ２ －ＷＡＧ 驱技术，产油速度提高１􀆰 ５ 倍，单井平均产油速度为３ ｍ３ ／ ｄ，关井气油比为１×１０３ｍ３ ／ ｍ３，单井注气速度为１×１０４ｍ３ ／ ｄ，水气比为１，交替注入６ 个月。模拟结果表明，２０ ａ 预测期内，优选方案的采出程度比水驱增加了９􀆰 ７％。优化ＣＯ２ 驱方案适合特低渗透油藏的开发。

海上断块油田极限井控储量研究

钟家峻，洪楚侨，陈　平，罗吉会，杨　柳

2015, 22(4):  133. 

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海上断块油田极限井控储量的确定至关重要，是前期平台井槽预留、后期油田调整开发方案工作量确定的理论依据。对海上断块油田注采井网进行简化，应用油藏工程方法推导出井控储量与水驱采收率的关系式，在此基础上建立海上油田井控储量经济评价模型，对海上断块油田极限井控储量进行研究。实例表明，应用该方法可以得到南海西部某断块油田的极限井控储量，可为其加密调整提供依据。

钻采工程

单体复合凝胶在裂缝型油藏侧钻井中的应用

伍亚军，马淑芬，张建军，李　亮

2015, 22(4):  137. 

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塔河油田缝洞型油藏地层温度大于１２０℃，地层水矿化度为２１×１０４ｍｇ／ Ｌ，储层特征复杂，可固化颗粒堵剂对裂缝型无接替产层、油水同出的侧钻井适应性较差。因此，研制了单体复合凝胶体系。通过室内耐温抗盐实验、突破压力梯度和封堵率实验、堵剂选择性实验对单体复合凝胶进行了评价。结果表明：单体复合凝胶在１３０℃、３０×１０４ｍｇ／ Ｌ 矿化度条件下，突破压力梯度大于９ ＭＰａ／ ｍ，封堵率大于９９％，并具有良好的选择性，能优先进入高渗透水层，迫使水流改向，提高低渗裂缝相对产液量和面积波及系数。现场试验证实，单体复合凝胶封堵强度较高，耐温、抗盐性能强，增油效果明显，具有良好的经济效益和推广应用价值。


薄互层低渗透油藏分层压裂管柱研究与应用

吕　玮

2015, 22(4):  140. 

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针对胜利油田套管内封隔器机械分层压裂工艺存在的压裂后砂埋砂卡管柱、工具刺坏等问题，研制了以ＹＱＫ３４４－１１３ 型滑套封隔器为核心的精细分层压裂工艺管柱。该管柱具有密封压差高、滑套喷口耐冲蚀、可全井段反洗井等特点，可实现２～４ 层分层压裂施工，满足了薄互层低渗透油藏细分层、高排量、大规模压裂施工的要求。现场成功应用１５ 井次，有效提高了分层压裂的工艺可靠性和经济效益。

致密油注水吞吐采油技术在吐哈油田的探索

李晓辉

2015, 22(4):  145. 

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致密油衰竭式开发引起地层能量快速下降，产量递减加快。以致密油体积压裂开发效果和生产特征为基础，结合基础理论研究，创造性地提出致密油注水吞吐开发思路。致密油注水吞吐开发技术具有补充地层能量、重力分异油水置换和渗吸排油的增油机理，可有效补充地层能量和提高单井产量。对注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力和闷井时间进行了优化研究，确定了适合致密油油藏注水吞吐施工参数。现场试验验证了注水吞吐的有效性，取得了一定的增产效果。

争鸣

测试页岩基质渗透率不应考虑扩散影响的思考

何家欢

2015, 22(4):  147. 

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国内不少学者尝试用柱塞样测试页岩渗透率，结果往往较常规储层渗透率大。在一些外文文献已经认定页岩基质渗透率很小的情况下，一些学者没有认识到此时实验的柱塞样已产生了微裂缝，从而导致测试结果偏大。选择用“扩散” 这一概念回避上述事实，并认为页岩气在基质中是以扩散形式运移的，测页岩基质渗透率时应考虑扩散的影响。从渗透率概念入手，分析了压力脉冲衰减法、粉碎法测页岩基质渗透率等方法数学模型中渗流微分方程的适用条件。同时，从扩散的定义入手，结合页岩气开发的自身特点，对国内外普遍认为气体在页岩中以扩散方式运移的观点提出了质疑，从而提出测试页岩基质渗透率时不应考虑扩散影响的观点。