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2015年 第22卷 第5期    刊出日期：2015-10-10

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综述

中国沉积盆地火山岩储层特征与油气聚集

毛治国，朱如凯，王京红，苏　玲，都占海

2015, 22(5):  1. 

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在分析中国沉积盆地内火山岩发育构造背景与分布的基础上，通过观察、统计和实验测试大量的火山岩储层岩心样品，分析火山岩储层特征及油气聚集规律。研究认为：中国沉积盆地内火山岩主要发育在石炭—二叠、侏罗—白垩和古近—新近等3套层系，主要形成于俯冲造山后伸展裂陷、克拉通地幔柱和断陷3种构造环境；不同岩性火山岩均可形成有效储层；储集空间类型多样，以次生溶蚀孔、气孔、微裂缝为主，形成孔缝双介质储层；储层物性变化大，非均质性强，基本不受埋深影响，以中—较高孔隙度、低—特低渗的Ⅲ类和Ⅳ类储层为主；火山岩储层邻近烃源岩发育，有利火山岩油气聚集成藏；中国东西部火山岩油气藏存在近源和远源2种聚集模式，东部断陷以近源聚集为主，火山岩与烃源岩互层，西部近源与远源均存在。该研究可为中国火山岩的油气勘探提供依据。

鄂尔多斯盆地奥陶系地层划分与对比研究

赵振宇,孙远实,李程善,张　庆

2015, 22(5):  9. 

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奥陶纪鄂尔多斯盆地受华北海、兴蒙洋、秦祁洋以及贺兰海多重影响，沉积格局十分复杂，单一的地层划分与对比方法难以建立全盆地年代等时地层格架。 在借鉴国、内外海（陆）相地层划分与对比方法基础上，结合鄂尔多斯盆地奥陶系自身特点，建立了一套适用于该区的地层划分与对比技术流程。 该技术流程共 ５ 个模块（简称“五步法”），其中古生物地层是基础，重要地质事件是标志，层序界面识别是关键，地球化学数据是补充，井－震结合一体化解释是核心。 应用该套技术流程对盆地奥陶系地层进行了重新划分与对比。 结果显示，奥陶系主要发育 ３ 统 ６ 阶，其中冶里组和亮甲山组对应下统特马道阶，马一段—马三段对应下统弗洛阶，马四段和马五段下部对应中统大坪阶，马五段上部和马六段对应中统达瑞威尔阶，平凉组对应上统桑比阶，背锅山组对应上统凯特阶，盆地普遍缺失上统赫南特阶。

地质勘探

黄骅坳陷云质岩类致密油形成条件与勘探方向

李洪香，董越崎，刘学超，王 莉，林 伶

2015, 22(5):  18. 

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黄骅坳陷是渤海湾盆地主要的富油气坳陷，致密油是其重点接替资源。为明确黄骅坳陷孔二段致密油形成条件及勘探潜力，系统分析了孔二段的沉积环境、致密储层类型及特征，优选出致密砂岩、云质过渡岩2类4个致密储层甜点段。孔二段大面积分布的优质成熟烃源岩，与致密砂岩、云质过渡岩类呈互层式叠置产出，源储一体，构成源内叠置型、源内包裹型、源下披覆型3种成藏组合类型，具有大面积连片含油特征。优选南皮斜坡官东地区云质过渡岩，孔西斜坡官西地区源内致密砂岩，孔东、孔西断裂带源下致密砂岩3个致密油潜力区带为下步有利勘探领域。

基于层次分析法的地震有利储层预测

张军华, 黄广谭, 李 军, 杨 勇, 杜玉山

2015, 22(5):  23. 

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将系统工程领域的层次分析法（AHP）应用于地震储层预测中。按照层次分析法（AHP）递阶层次原理，结合春风油田P609井区实际地质情况，在波阻抗反演、地震多属性分析和断层裂缝预测等基础上，确定出储层预测四级层级结构，即基础数据层、方案层、准则层和目的层。实际应用中，研究区16口井，其中14口井的AHP预测结果与录井结果一致，应用效果较好。该方法将有利储层预测这一较复杂的问题分解为若干个次级物理意义和地质意义较明确的问题，从而达到了更好、更全面分析储层的目的。该研究方法对研究区后续开发有指导意义，对国内其他类似区块有借鉴作用。

南堡3号构造中深层中低渗储层微观孔喉特征

赵晓东，刘 晓，张博明，李 亮，刘翠琴

2015, 22(5):  28. 

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岩心观察、薄片鉴定、全岩矿物等测试分析表明，南堡3号构造中深层中低渗储层岩石类型为长石砂岩和岩屑长石砂岩，在碎屑组分中长石含量较高，存在钾长石、斜长石、微斜长石等多种类型，进一步观察发现储层碎屑组分成分成熟度和结构成熟度偏低，为近物源快速堆积。利用铸体薄片及分析化验资料进一步分析了储层微观孔喉特征，结果表明：南堡3号构造中深层储层孔隙以次生孔隙为主，主要为粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙，喉道主要为片状或弯片状喉道，共发育6种孔喉结构，并以中孔细喉型和小孔细喉型为主，储层类型为中等—差储层，对该储层喉道加以改造，可有效改善储层物性。

漠河盆地漠河组天然气水合物潜在气源岩评价

邓磊，文志刚，刘蕴，董纹希

2015, 22(5):  31. 

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通过对钻井及露头剖面样品的分析，基于烃源岩的分布及有机质的丰度、类型、成熟度等指标，对漠河盆地漠河组天然气水合物潜在气源岩进行了深入剖析与有效评价，以期为该区天然气水合物的勘探提供理论依据。结果表明：漠河组分布稳定且连续，暗色泥岩沉积厚度大，由西至东逐渐减薄；总有机碳含量平均为1.85%，其中71.38%的样品被评价为中等及以上烃源岩；有机质类型以Ⅱ₁、Ⅱ₂型为主，少量为Ⅰ型；有机质热演化程度均已达到高成熟—成熟阶段。结合烃源岩厚度、丰度、类型及演化程度等特征将天然气水合物有利区划分为3类，龙河林场一带烃源岩沉积厚度大、丰度高、类型好、热演化程度高，可作为下一步勘探的首选目标区。

川南DTC构造栖霞组有利储层预测

陈晓东，施泽进，郗诚

2015, 22(5):  38. 

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碳酸盐岩气藏在四川盆地天然气勘探中占有重要的位置。但是，有关该盆地栖霞组碳酸盐岩的研究较少。在综合分析测井、地震资料的基础上，通过对研究区储层波形的对比和平面分布的刻画，利用相干属性和叠前各向异性检测对该区的裂缝和溶蚀孔洞进行预测，总结该区储层的发育模式，提出了在溶蚀孔洞发育的斜坡带中，具有中—强变振幅波谷反射特征的区域是最为有利的勘探区域，为栖霞组气藏下一步的勘探提供了理论支持。

珠一坳陷文昌组烃源岩发育特征及控制因素

胡小强,王晓龙，龚 屹，罗文龙，付 崇

2015, 22(5):  42. 

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针对珠江口盆地珠一坳陷烃源岩发育的主控因素问题，结合油气地球化学方法、层序地层学和沉积学分析方法，对烃源岩发育特征进行分析；同时，基于浮游藻类化石含量、铀钍比、姥植比和米兰科维奇旋回等，对影响优质烃源岩发育的生源条件、氧化还原条件、沉积速率、体系域等控制因素进行综合分析。结果表明：文昌组优质烃源岩发育于湖侵体系域晚期和高位体系域早期；生源条件、氧化还原环境、沉积速率、体系域等因素协同控制优质烃源岩的发育。优质烃源岩的研究将为珠江口盆地储量突破和深水区有利勘探目标发现奠定基础。

致密砂岩气层测井评价新方法研究

张志虎，孙玉红，金力钻，李松林，黄晓

2015, 22(5):  46. 

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针对临兴区块致密砂岩气层的地质特征及测井资料特点，提出利用密度测井响应方程和中子测井响应方程建立r_t－f_N模型，利用该模型可在岩电参数、地层水电阻率不确定的情况下定量求取储层含气饱和度。通过多口井的实际资料处理和试气结果验证，与常规解释方法相比，r_t－f_N模型计算的含气饱和度在气层与非气层上差异更明显，在辨别储层流体性质上，具有更高的分辨率。结果表明，所建立的含气饱和度模型可用于研究区致密砂岩气层的定量评价。

碳酸盐岩缝洞型油藏溶蚀孔洞分类建模

李红凯，康志江

2015, 22(5):  50. 

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碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间类型主要为大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝。根据溶蚀孔洞成因不同，采用分类建模的方法分别建立不同成因溶蚀孔洞的地质模型。溶洞垮塌引起的溶蚀孔洞采用多点地质统计学建模方法，断裂周围发育的溶蚀孔洞采用断裂约束分区建模方法，风化壳表层层状溶蚀孔洞采用岩溶相控建模方法，揭示了不同成因溶蚀孔洞空间分布特征，提高了溶蚀孔洞地质建模的精度，并通过塔河油田S80缝洞单元的应用，预测了其有利储集体发育带及井间连通关系，验证了该建模方法的实用性。

巴布亚褶皱带油气藏类型与成藏模式

陈景阳，张洋，王涛，龙旭

2015, 22(5):  55. 

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巴布亚褶皱带处于巴布亚盆地晚期弧陆造山的逆冲推覆构造带上，由于构造运动强烈，油气成藏十分复杂。在构造、沉积和地球化学等资料的基础上，通过对油气藏的详细解剖，系统总结了油气藏类型、油气成藏主控因素和成藏模式。研究表明：该区共存在侏罗系和下白垩统2套烃源岩以及中生界和新近系2套成藏组合；共划分为3种油气藏类型，即挤压背斜型油气藏、生物礁-背斜型油气藏以及断层遮挡型油气藏。论述了巴布亚褶皱带内的西段旁生侧储型、中段自生自储型和东段下生上储型3种成藏模式的特征和形成机制，对研究区未来的油气勘探具有指导意义。

鄂尔多斯盆地延长组页岩气储层优选

冯光俊，朱炎铭，王阳，张寒，亢韦

2015, 22(5):  60. 

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运用现代分析测试技术对鄂尔多斯盆地延长组页岩气源岩和储层特征展开研究，并综合纵向层段与横向区域页岩气成藏条件进行储层优选。研究表明：延长组暗色页岩在盆地中南部广泛发育，部分层段有效厚度达20m，埋深主体在2000m左右；有机质以I—II型为主，TOC为0.10%~28.35%，平均为5.35%，R_o为0.66%~0.97%；脆性矿物含量平均为44.96%，孔裂隙系统发育良好，含气量较高；富县—吴旗—环县—华池—正宁一带的长7段暗色页岩成藏条件最好，是后续勘探开发的重点。

泥页岩储层有机孔隙定量评价研究

吴逸豪，卢双舫，陈方文，肖红，苑丹丹

2015, 22(5):  65. 

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泥页岩储层因其超低孔、超低渗和富含有机质以及其中页岩气赋存方式特殊等特点，使得泥页岩储层的评价与常规砂岩储层的评价存在显著差别。为了对泥页岩中有机孔隙进行定量评价，以渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩为例，借助扫描电镜、化学动力学模型计算等技术和方法，分析泥页岩中的有机孔隙度。研究表明：渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩主要发育有机质孔隙和生物化石内孔隙2类有机孔隙；龙马溪组泥页岩有机孔隙的直径为0.01～5.00μm；以微孔、中孔为主；龙马溪组泥页岩有机孔隙度范围为0.05%～1.59%，平均值为0.71%，该层段泥页岩有机孔隙度偏低。

柴达木盆地东坪地区基岩气藏成藏条件分析

李婷，夏志远，刘小平，陈琰，管斌

2015, 22(5):  69. 

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东坪地区基岩气藏成藏条件分析对具有类似地质条件地区的基岩油气藏研究有一定指导意义。在前人对烃源岩以及区域构造演化研究的基础上，结合岩心观察、岩石薄片鉴定及物性等资料对基岩储层的研究成果，从烃源、储层、区域构造背景、天然气运移通道、圈闭等因素及其配置关系，分析了柴达木盆地东坪地区基岩气藏成藏条件。研究表明：东坪斜坡紧邻一里坪生烃凹陷，为一持续发育的古隆起，早在古近纪接受沉积前，基底经历了长时间的风化淋滤和多期构造运动，形成了以裂缝、溶蚀孔缝为主的储集空间，物性较好，油气运移通道主要为基底断裂和基岩风化壳；建立了东坪地区基岩气藏成藏事件表和2种成藏模式（以断层—裂缝纵向输导为主的近源成藏模式和以多阶断层纵向输导—基岩风化壳横向运移为辅的远源成藏模式）。

油藏工程

页岩气藏采收率计算方法探讨

杜殿发，付金刚，周志海，张 婧，王妍妍

2015, 22(5):  74. 

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中国页岩气资源丰富，开发潜力巨大，但勘探开发时间较短，现阶段页岩气采收率资料的获得难度仍然较大。通过借鉴煤层气藏和低渗透气田采收率的标定方法，对页岩气藏采收率各种计算方法进行分析探讨，认为现有方法在一定程度上均存在其局限性。结合页岩气藏特殊地质情况，运用物质平衡原理，利用气体状态方程和等温吸附曲线，对传统容积法进行修正，提出一种适用于页岩气藏采收率计算的新方法，达到了既操作简单，又能够对页岩气藏采收率进行精确计算和预测的目的。

新疆H型储气库注采气能力评价方法

王彬，陈超，李道清，崔国强，庞晶

2015, 22(5):  78. 

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新疆H型储气库是目前中国最大的地下储气库，其注采气能力评价方法具有一定代表性。依据新疆H型气藏特点，采用节点分析法来评价储气库气井的注采能力。利用地层临界出砂压差、冲蚀流量、临界携液流量、地层破裂压力和地面压缩机额定功率来分别约束气体流入和流出方程，通过二者协调点确定气井的合理注采气量。研究表明：新疆H型储气库应采用φ11.43 cm油管，合理采气量为50×10⁴～118×10⁴ m³/d，合理注气量为48×10⁴～160×10⁴ m³/d。该研究为合理选择完井油管尺寸和控制不同注采周期中的井口压力提供参考。

二氧化碳乳液微观稳定性实验研究

李兆敏，刘己全，李松岩，叶金桥，范恒杰

2015, 22(5):  82. 

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实验优选了AOT作为CO₂乳液表面活性剂，利用高温高压反应釜测定了AOT水溶液与CO₂在不同温度、压力下的乳液析液半衰期，并通过微观实验测定了温度、压力对CO₂乳液微观稳定性的影响。结果表明，随着压力的增大，CO₂乳液稳定性随之增大；随着温度的增加，CO₂乳液稳定性随之降低，低压下温度的影响不明显，随着压力的增加，温度的影响越来越明显。微观实验显示，温度越高越不利于乳液的稳定，压力越高越有利于乳液的稳定，这与高温高压反应釜所得的结果相对应，说明CO₂乳液的稳定性主要取决于乳液的扩散、聚并、排液、破灭等机理。CO₂乳液在驱油过程中能有效控制CO₂流度，大幅改善CO₂驱油效果，提高采收率。

平面非均质油藏均衡水驱调整方法研究

严 科，张 俊，王本哲，马晓明

2015, 22(5):  86. 

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针对平面非均质油藏注采不均衡的问题，运用数值模拟和油藏工程方法，提出了基于多参数定量计算的均衡水驱调整方法。研究表明，井距调整和驱替压差调整是实现平面非均质油藏均衡水驱的2种有效方式。根据储层平面非均质性、流体分布状况与注采井距、驱替压差之间的水驱平衡关系式，可定量调整不同方向注采井距和驱替压差的大小及比例。实际油藏应用表明，均衡水驱调整能够减小储层平面非均质性对水驱开发的影响，提高注水利用率，有效改善油藏开发效果。

低渗透致密气藏水平井探测半径研究

陈志明，廖新维，赵晓亮，窦祥骥，祝浪涛

2015, 22(5):  90. 

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为解决低渗致密气藏水平井的探测半径计算问题，建立了考虑渗透率动态效应和盈利敏感下水平井渗流模型，并以鄂尔多斯盆地致密气藏为例，采用数值离散法得出水平井探测半径。结果表明：鄂尔多斯盆地致密气藏水平井探测半径曲线的拟合系数为1.2~1.3，小于未考虑渗透率动态效应和应力敏感的情形；水平井探测半径由小至大依次为考虑动态渗透率和压力敏感效应的情形，只考虑动态渗透率效应的情形、只考虑压力敏感效应的情形和不考虑动态渗透率和压力敏感效应的情形；其中，渗透率动态效应对探测半径的影响比压敏因素更显著。该研究对低渗致密气藏开发具有指导意义。

致密油藏体积压裂直井非稳态压力分析

刘 雄，田昌炳，纪淑红，王 磊

2015, 22(5):  95. 

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针对致密油藏开发特征，基于拉式空间变换，建立了直井体积压裂非稳态压力分析模型，并对影响非稳态压力动态传播的相关参数敏感性做了分析。结果表明：整个渗流过程包括6个阶段，即：线性流、复合边界流、过度流（双重介质裂缝系统径向流）、基质与裂缝间窜流、整个渗流系统径向流、封闭边界流；导压系数比越大，前期压力传播越快，相同生产时间内井控面积越大；裂缝传导率比越大，整个生产期的压力下降都很显著，井控面积会迅速增大；储容比影响过渡流及窜流阶段非稳态压力传播，储容比越小，窜流越剧烈；窜流系数对窜流阶段井底压力传播有影响，窜流系数越小，窜流发生的越晚；改造半径越小，单井泄流越小，越早出现封闭边界流特征。研究成果为致密油藏直井体积压裂后裂缝及储层属性参数解释提供了理论依据。

CT扫描技术在水敏伤害评价中的应用

冷振鹏，马德胜，吕伟峰，刘庆杰，贾宁洪

2015, 22(5):  100. 

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常规储层敏感性评价方法无法准确反映发生伤害的具体区域，同时也缺少对敏感性伤害程度的定量评价。以2块采自同一层位的岩心为例，利用CT扫描技术开展储层水敏伤害评价实验研究，分别开展水驱和“设计”水驱实验，同时基于CT扫描原理建立相应的水敏伤害评价方法。水驱实验中注入压力和CT值的变化表明，实验用水与岩心接触时存在很强的水敏伤害。在“设计”水驱实验中，分析CT扫描孔隙度分布可确定水敏伤害主要发生在注入端附近，并可估算出平均孔隙度降低10%～15%；同时通过对比水敏伤害切片孔隙度图像前后变化，可准确反映出岩心中发生水敏伤害的具体区域。

特高含水期含水率与采出程度关系式

王小林，于立君，唐 玮，冯金德，王东辉

2015, 22(5):  104. 

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中含水期油水相对渗透率比（K_ro/K_rw ）与含水饱和度（S_w ）在半对数坐标中呈直线关系，而在特高含水期 与 在半对数坐标中将偏离直线关系，以二项式函数关系变化。根据特高含水期的油水渗流特征，结合分流方程和Welge方程，推导了新型的含水率与采出程度关系式。研究表明，在特高含水期，K_ro/K_rw 与S_w 在半对数坐标上的直线关系发生偏离后，含水率上升到某一特定值时，理论采出程度将小于原线性关系下所对应的采出程度，且理论计算值与实际值较为相符。研究成果对于特高含水期的开发规律认识及可采储量预测具有一定指导意义。

致密气藏储量评价新方法

李陈，夏朝辉，汪萍，刘玲莉

2015, 22(5):  107. 

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针对致密气藏圈闭界限不明显及采收率无法确定的问题，通过致密气藏的渗流特征和面积外推法来标定生产井的控制面积，利用产量递减曲线标定生产井的产能，结合PRMS储量划分标准，提出了适合致密气藏储量评价的新方法。实例表明，该评价方法计算的西加盆地某致密气藏可采储量与国外专业储量评估公司评估结果基本相同，相对误差小于1%。为国内外致密气田的储量评价提供了依据。

碎屑岩水平井水平段长度影响因素及优选

赵 旭

2015, 22(5):  110. 

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通过对塔河油田碎屑岩水平井水平段长度对产能和油藏开发影响的分析，建立了综合考虑油藏渗流、井筒内变质量流和孔眼入流的水平井分段变密度射孔模型。从变密度射孔的孔密与水平井长度对产能影响关系的角度，研究了碎屑岩水平井水平段长度对不同生产条件下产量和防控底水的影响。研究表明：完井设计时，应把沿水平井筒不同位置的非均质性变化作为主要考虑因素；考虑产能、经济性的影响，建议塔河油田碎屑岩水平井水平段长度增长至350～400 m。该研究对延长塔河油田碎屑岩水平井无水采油期和提高最终采收率具有一定的指导意义。

聚合物交替注入油层压力扰动及流体窜流规律

曹瑞波

2015, 22(5):  113. 

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针对目前部分聚合物驱区块出现的聚合物用量大、吨聚增油下降，致使聚驱效益逐渐变差的问题，提出了交替注入改善聚合物驱开发效果的新型驱油方法。通过建立非均质油藏物理模型，应用自动化岩心驱替装置，研究了交替注入方式和单一段塞注入方式油层压力扰动和流体窜流规律。结果表明：与单一段塞注入方式相比，交替注入方式改变了油层渗流压力场和流体窜流规律，该注入方式有利于低渗层吸液，从而提高了低渗层动用程度；交替注入较单一段塞注入提高采收率2个百分点左右，且降低聚合物用量25%左右。该研究成果一定程度上解释了交替注入能够改善开发效果的原因，为优化聚合物驱注入参数和注入方式提供指导，为交替注入技术的推广提供理论依据。

海上稠油多元热流体吞吐周期产能预测模型

宫汝祥，杜庆军，吴海君，任晓云

2015, 22(5):  117. 

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针对海上稠油多元热流体多轮次吞吐开发周期产能预测难度大的问题，基于渤海油田南堡35-2油田水平井多元热流体吞吐典型井油藏数值模拟模型，利用拉丁超立方实验得到周期产油量影响因素样本集，采用1stopt回归方法建立了多元热流体吞吐多轮次周期产能预测数学模型。模型适用范围：原油黏度为150～1000mPa·s，油层厚度为3～18m，水平井水平段长度为100～300m，油藏渗透率为2000×10^-3～10000×10^-3μm²，注入强度为10～26m³/m，注入热水温度为200～300℃。南堡35-2油田已实施井组预测结果与实际产量相对平均误差为2.89%，达到工程应用精度要求。

高倾斜稠油油藏蒸汽驱延缓突破时间方法研究

胡 滨，赖令彬

2015, 22(5):  121. 

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高倾斜油层注采单元中高部位生产井容易率先突破，提前进入汽窜阶段，不利于低部位油层的开采。通过研究多孔介质内蒸汽的受力情况及注采井间蒸汽的渗流速度，根据注采井间瞬时渗流速度相等、平均速度与井距成比例的关系，提出注采单元中高、低部位生产井合理配产量及合理注采井距的计算方法。结果表明：注采井附近区域的蒸汽渗流速度受倾角影响较小，但中间区域随着倾角的增大，高低部位距注汽井相同位置处渗流速度比增大，当储层倾角为30°时，渗流速度比值可达到11。CMG模拟表明，产量及注采井距的调整可有效延缓高部位生产井的突破时间，有利于井组内低部位油层的开采。

塔河缝洞型油藏水驱后期开发方式研究

王建海，焦保雷，曾文广，李娣，葛际江

2015, 22(5):  125. 

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塔河碳酸盐岩油藏储集空间以孤立溶洞和溶蚀裂缝为主，三维空间展布极其复杂，针对缝洞型油藏单元注气驱油规律认识不清、常规物模研究方法适用性较差的问题，设计制作了缝洞型可视化模型，开展不同驱替方式驱油规律研究。实验结果表明：“阁楼油”是缝洞型油藏水驱开发后期剩余油的重要存在形式；N₂在高部位流动，作用于构造顶部“阁楼油”，水在低部位流动，驱替低部位剩余油，泡沫在高、低部位均可流动，波及面积最大；对比不同注入方式提高采收率程度，泡沫驱最高达38.0%，其次为气水混注，提高采收率19.7%。实验研究揭示了缝洞型油藏注N₂驱油规律，为后续段塞组合优化、注采参数设计和现场试验提供了技术支持。

薄层特超稠油油藏SAGD开发适应性评价

王传飞

2015, 22(5):  129. 

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针对春晖油田哈浅1块油层厚度薄、原油黏度大的特点，开展室内物理模拟实验，研究了薄层特超稠油SAGD开发生产特征以及开发效果评价。在实验拟合基础上，基于数值模拟和经济评价，研究了油藏参数对SAGD开发效果的影响，并确定了SAGD开发的油藏参数界限。研究结果表明：薄层特超稠油油藏SAGD开发的主要采油阶段为蒸汽腔横向扩展阶段；实验最终采收率为39.7%，累计油汽比为0.199；在国际油价2604元/t下，当油藏有效厚度大于15m，原油黏度大于20×10⁴mPa·s，平面渗透率大于1000×10^-3μm²，垂向渗透率大于50×10^-3μm²时，采用SAGD开发具有较强的油藏适应性，能够取得较高的采收率和内部收益率，具有广阔的应用前景。研究成果对目标区块开展SAGD先导试验具有指导意义。

夹层对SAGD开发效果影响研究

石兰香，李秀峦，刘荣军，周游，何万军

2015, 22(5):  133. 

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针对油藏内部夹层影响SAGD开发效果的问题，运用分类分析、正交实验设计、数值模拟等方法，确定了夹层影响SAGD开发效果的主控因素及其影响程度。研究表明：夹层影响热连通，阻碍蒸汽腔的发育，进而降低了SAGD前期到中期采油速度；夹层与注采井的相对位置关系对SAGD生产效果影响显著；无泄流通道情况下，夹层影响SAGD开发效果的主控因素是夹层沿水平井方向发育的长度或者夹层所处位置离注汽井的距离；井间夹层长度达到水平井长度40%或注汽井上方夹层在注汽井上方3m以内，采油速度降低40%以上。可利用直井辅助注汽的方式扩大蒸汽腔发育体积，提高SAGD采油速度。研究成果对夹层发育的超稠油油藏实施SAGD开发具有指导意义。

基于核磁共振技术研究页岩自发渗吸过程

蒙冕模，葛洪魁，纪文明，高启超，任 凯

2015, 22(5):  137. 

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页岩储层水力压裂初期形成水锁，导致压裂液返排率低，关井一段时间后水锁自动解除，为研究出现该现象的原因，运用了低磁场核磁共振技术研究压裂液在页岩自发渗吸过程中的分布特征。结果表明：砂岩和火山岩T₂谱均存在3个峰，随自发渗吸时间的增加，核磁信号振幅均匀增加，表明砂岩和火山岩自发渗吸过程中，所有孔隙均匀吸水；但页岩T₂谱具有双峰特征，且自发渗吸过程中核磁信号振幅增加具有不对称特征，右峰（大孔隙和裂缝）在自发渗吸初期被迅速充满，随自发渗吸时间的增加，左峰的左翼振幅逐渐重合，表明液体优先充满微孔隙，右翼振幅逐渐增加，稍大孔隙逐渐被液体充填，且右翼整体向右移动，表明页岩中出现了大量的新孔隙，新增孔隙是吸水膨胀产生的微裂缝。

钻采工程

油气井压裂微地震裂缝监测技术研究与应用

温庆志，刘 华，李海鹏，刘欣佳，段晓飞

2015, 22(5):  141. 

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地震波速是微地震监测中的最重要参数，但目前微地震监测研究大部分只考虑单一地层，忽略了多地层中不同地震波传播速度存在的差异，造成监测结果不够准确。为此，根据微地震波在不同岩性地层中传播速度不同这一特点，结合数学分析方法，建立了微地震波在多地层中传播的震源定位数学模型，并编制了软件，能够精确地监测压裂过程中裂缝的空间展布。对不同类型压裂井（深井、水平井多段压裂等）进行微地震监测，多岩性地层中裂缝形态解释结果与压裂设计结果一致性达到84%，证明了该模型的可靠性，为现场的压裂设计和施工措施的改进提供了参考依据。

天然改性低分子聚合物钻井液技术

杨枝，许洋，王治法，梅春桂，李涛

2015, 22(5):  145. 

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胜利油田桩西区块地温梯度大、井底温度较高、水平段长、井眼尺寸小，在钻探过程中易出现摩阻高、扭矩大、排量小、携岩困难、井壁失稳等问题，对钻井液的抗温性能、润滑性能、携岩能力和防塌性能提出了较高的要求。针对该地区技术难点进行分析，对钻井液体系进行了优化及评价，优选出的钻井液体系采用天然改性低分子聚合物作为核心处理剂，具有抗温性好、携岩能力强、润滑性好等特点。该钻井液体系在桩74-1HF井的钻探中取得了良好的应用效果。

大排量泵抽排液技术研究

王峰，宋辉辉，杜玮暄，苏秋涵，孟庆鹏

2015, 22(5):  148. 

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针对注水井酸化、压裂等改造措施后，传统排液技术转抽时间长、排液速度慢、入井液二次伤害等问题，研究了大排量泵抽排液技术。该技术利用自投捞快速排液泵及地面橇装式连续抽汲装置，可实现压裂、转抽、排液一体化施工，具有转抽快、排量大、施工简单的特点。现场应用69口井，实施成功率为100%，节约转抽时间40%以上，较好地满足了注水井快速排液的要求。