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2017年 第24卷 第4期    刊出日期：2017-08-25

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地质勘探

郯庐断裂锦州段S型弯曲特征与油气聚集

黄晓波，柳屿博，李 强，王晨杰，郭龙龙

2017, 24(4):  1. 

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在三维地震资料精细解释基础上，通过剖面特征与平面特征分析，结合构造圈闭、储层、油气运移和断层侧封等研究，初步探讨了郯庐断裂带锦州段S型弯曲对沙河街组油气聚集的影响。研究表明：郯庐断裂在辽东湾锦州地区表现为NE向延伸的辽西1号、辽西2号和辽西3号断层，剖面上呈负花状，平面上以大小不一的S型弯曲沿NE向延伸，整体为右旋走滑断层。S型弯曲可以划分为上升盘左凸型、上升盘右凸型、下降盘左凸型和下降盘右凸型等4种类型。多个大中型油气田证明锦州地区油气聚集具有明显差异。下降盘右凸型、上升盘左凸型S型弯曲位于右旋走滑断裂压扭区，构造圈闭数量多、面积大，断层侧封性较好，易形成油气富集区。特别是下降盘右凸型S型弯曲，储层厚度大，油源断裂更发育，往往形成高丰度油气富集断块。下降盘左凸型、上升盘右凸型S型弯曲位于右旋走滑断裂张扭区，构造圈闭少，面积小，断层侧封性差，油气难以大规模聚集。该研究对研究区及类似走滑断裂发育地区的油气勘探有一定的指导意义。

塔中地区东南部石炭系CⅢ油层组含砾砂岩段沉积相研究

韩 波，汪 虎，王 涛，冯兆伟，曹占元

2017, 24(4):  7. 

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综合运用岩心、测井和三维地震资料，对塔中地区东南部CⅢ油层组含砾砂岩段的沉积相进行研究。结果表明：塔中地区东南部含砾砂岩段沉积环境为潮汐三角洲，塔中4、塔中16井区附近发育潮汐水道和潮沙坝，塔中6井区附近发育砾质高流态砂坪；不同沉积环境下，沉积相及砂体展布差异明显，滚动勘探开发的目标也不同，塔中4、塔中16井区储层条件优越，只要存在有效的遮挡，便可以形成大型岩性或地层油气藏；塔中6井区内含砾砂岩段地层超覆位置附近的高流态砂坪是最为有利的滚动勘探开发目标。含砾砂岩段沉积相的精细研究对于寻找新的隐蔽型油藏以及提高勘探成功率等方面具有重要意义。

STG盆地碳酸盐岩潜山储层特征及成藏模式

杨永亮，郭秀文， 武凡皓,丁怀宇,苏超

2017, 24(4):  13. 

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针对STG盆地碳酸盐岩潜山分布范围不清、储集空间类型多样、油气成藏规律认识不清等问题，综合运用地震地层学及储层地质学研究方法，结合三维地震资料，利用岩心及薄片观察、测井岩性等手段进行识别。结果表明：研究区碳酸盐岩潜山平面上主要发育在盆地西北部，储层岩石类型有灰岩、生物灰岩、白云质灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩5种，储层具有裂缝-溶蚀孔洞复合储集空间特征。在此研究基础上，结合勘探实践，建立了研究区潜山油气成藏模式，对该区的潜山勘探实践具有一定的指导意义。

安塞长₆储层钙质夹层在水淹层测井识别中的应用

李恕军，谭玉涵，慕国权,安小平

2017, 24(4):  19. 

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安塞油田王窑区长₆地层注淡水开发，地层水矿化度在不同程度上被淡化，电阻率与含水饱和度呈“U”型或“反L”型关系，水淹层难以识别。针对这一问题，利用王窑区长_{6 “U”型或“反L”型变化造成水淹层多解性的缺点，对注淡水开发的特低渗透油田水淹层测井解释有一定的借鉴意义。}储层中含有较多的钙质夹层，且测井响应特征在水淹前后变化明显的特点，提出一种新的水淹层定性识别方法——钙质夹层电阻率对比法。该方法识别效果较好，可进行半定量解释，弥补电阻率在水淹后

济阳坳陷埕岛东坡东营组重力流沉积特征及相模式

赵约翰

2017, 24(4):  24. 

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基于相模式研究方法，运用岩心、钻测井、地震等资料，对济阳坳陷埕岛东坡东营组重力流沉积特征和相模式进行了系统研究。研究表明，研究区重力流沉积体系发育于东二段下部和东三段，沿侵蚀沟谷分布，发育有水道型深水湖底扇和无水道型深水滑塌扇2种类型；深水湖底扇可识别出内扇、中扇、外扇3类亚相，主水道、主水道侧缘、分支水道、分支水道侧缘、分支水道间、浊积席状砂等6种沉积微相；滑塌扇自物源区至沉积区依次发育近端和远端2类亚相，滑动体、滑塌体、碎屑舌状体、浊积体等4种沉积微相。建立的相模式和重力流类型，为研究区储层预测和成藏分析提供了理论依据。

昆北地区厚层砂砾岩储层质量主控因素及“甜点”识别

惠 钢，王友净，谢 琳，肖 茂，袁 东

2017, 24(4):  32. 

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昆北油田切12区块第三系下干柴沟组沉积时期砂砾岩储层厚度大，内部砂体多期叠置，非均质性极强。对影响储层质量的主控因素认识不清导致了油藏动用状况和生产效果不佳。基于取心井岩心观察，并结合薄片鉴定、压汞分析、核磁共振及物性等资料，从岩石学、物性及孔隙结构方面分析厚层块状砂砾岩的储层特征及储层质量主控因素，建立了切12区块砂砾岩“甜点”储层识别标准。研究表明：切12区块第三系下干柴沟组储层质量受岩石粒度分选、泥质体积分数、成岩作用等主控因素影响。根据岩性、物性指数、排驱压力、日产液能力等参数建立“甜点”储层识别标准，并提出寻找油井“甜点”储层段补孔、注水井“甜点”储层水窜段封堵调剖等油藏开发调整措施，为厚层块状砂砾岩油藏提高采收率提供有力的技术支持。该研究方法对其他类型的储层质量主控因素研究有一定适用性。

金湖凹陷三河地区阜二段滩坝砂识别方法探讨

裴 然

2017, 24(4):  38. 

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苏北盆地金湖凹陷阜宁组二段滩坝砂单砂体数量多、厚度薄（小于6 m），砂泥岩波阻抗特征分异性差，导致滩坝砂体预测难度大，制约了该类型隐蔽油气藏的勘探。针对以上问题，综合运用地震属性、地震相、储层反演及古地形恢复等方法，总结出以古地形定区、微幅构造刻画定圈、敏感地震属性定量的“三定”手段，对研究区滩坝砂体实现有效的预测，该方法对相似地区的薄互层储层预测及隐蔽圈闭的识别具有借鉴意义。

吉木萨尔凹陷致密油储层物性定量预测

朱永才，姜懿洋，吴俊军，杨森，郭旭光

2017, 24(4):  42. 

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准噶尔盆地吉木萨尔凹陷致密油已成为近年中国非常规油气研究的热点，但储层预测多采用常规方法，难以应对致密油深入研究遇到的复杂问题。为进一步探索致密油储层预测的有效方法，解决致密油目前存在的储层预测难题，综合录井、测井和化验分析结果将吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层划分为上、下2套“甜点体”，将孔隙度作为致密油“甜点”储层分类的单一敏感参数，并利用多属性综合分析方法确定上、下“甜点体”对孔隙度敏感的地震属性，再采用非线性回归算法，定量预测累计厚度大于4m的“甜点体”储层最大孔隙度。最终明确了吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油优势储层发育在凹陷的南部，指明了吉木萨尔凹陷致密油下一步勘探方向。

北三台凸起多边断层对油气成藏的影响

徐 涛，姚燕飞，代 瑜，刘万辉，王科朋

2017, 24(4):  48. 

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为研究准噶尔盆地北三台凸起断层对油气成藏的影响，在地震资料解释的基础上，结合区域构造、岩性组合、黏土矿物组成、压力分布、已知油藏特征等因素，对断层发育特征、形成机制及其与油气藏关系进行了描述与探讨。结果表明：该套断层具有“垂向层控性”、“平面多边性”特征，属于典型的多边断层，主要是细粒沉积物在密度反转作用机制下形成的；多边断层发育的地层下部紧邻二叠系平地泉组烃源岩，在油气聚集成藏过程中起到了运移通道的作用，密集的空间断层网络为油气藏局部连片提供了条件,在精细勘探中应当高度重视多边断层的解释与分析。该研究对北三台凸起的油气滚动勘探和油藏精细评价有一定的指导意义。

鄂尔多斯盆地东北部奥陶系马家沟组成藏主控因素分析

戚家振，过敏

2017, 24(4):  54. 

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鄂尔多斯盆地下古生界气藏类型多样，发育有上组合风化壳型气藏和中组合白云岩晶间孔型气藏，具有良好的勘探前景。但是对于盆地东北部研究区的储层发育和油气运移聚集成藏规律认识较少。在前人研究基础上，结合已有勘探成果成藏规律分析，着重分析其成藏主控因素和成藏模式。研究结果表明：研究区成藏主控因素为良好的“源—储”输导体系和储层，储层发育主要为马五₁³和马五₄¹风化壳溶孔型储层以及马五₅、马五₇、马五₉亚段白云岩晶间孔型储层。不同类型储层的发育分布控制着不同油气藏的形成。首次系统分析该区域的成藏主控因素。该研究对于预测东北部研究区天然气聚集成藏的有利区域作进一步理论指导，为今后该区域油气勘探提供理论支撑。

川西北地区中二叠统沉积相及其对储层的影响

罗 兰，王兴志，李 勇，张 芮，王 楠

2017, 24(4):  60. 

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为进一步明确川西北地区中二叠统沉积相带的发育特征、展布规律及控制因素，基于野外地质认识、前人研究成果以及最新的钻井资料，对各类沉积相标志展开了详细分析。结果表明：川西北地区在中二叠世期间主要处于具有台地边缘的碳酸盐缓坡环境，其中，台地边缘、浅缓坡、深缓坡3类亚相中均发育有颗粒滩沉积，且发育在不同环境中的颗粒滩对储层的发育有着不同的影响。结合区域地质背景，对已有钻井及典型剖面的地层厚度进行分析，认为研究区中二叠统沉积相，特别是颗粒滩的分布与演化主要受古构造、古地貌、海平面升降等因素控制。此外，针对中二叠统主力产层段（栖二段、茅三段），通过对比和分析不同沉积相带中的储层发育特征，认为沉积微地貌所决定的岩性差异是影响储层发育的基本要素。研究结果对更好地预测川西北地区中二叠统储层分布具有重要意义。

四川盆地上三叠系须家河组油气资源评价

郑定业，庞雄奇，张 可，刘昭婷，李 慧

2017, 24(4):  67. 

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油气资源潜力评价是评价含油气盆地的关键。目前国内研究对常规与非常规油气资源评价的模式不系统，二者之间没有统一的标准。依据生排烃门限理论，利用生烃潜力法，对四川盆地上三叠系烃源岩的生烃量、排烃量、留烃量3个参数进行计算，建立常规油气、致密油气和页岩油气的模型。研究结果表明：烃源岩生烃总量为4525.5×108t，远景资源量为1584×108t。其中，页岩油气资源约占46.5%，致密油气资源约占44.8%，常规油气资源约占8.7%。该研究系统性地评价出不同地质条件下常规与非常规油气藏的油气资源潜力，为未来四川盆地油气资源勘探提供重要依据。

油藏工程

致密油藏水平井分段多簇压裂产能预测方法

杨兆中,陈 倩,李小刚

2017, 24(4):  73. 

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由于致密油藏在水平井分段压裂后形成复杂多簇缝网，为了正确表征缝网，更准确地预测产能，根据等效渗流理论，基于Warren-Root模型，将压裂后形成的分段多簇缝网等效为高渗透带，并推导出等效渗透率及高渗透带宽度的关系式。在此基础上，应用复位势理论和势的叠加原理，运用解析法建立了致密油藏分段多簇压裂水平井考虑裂缝间干扰的非稳态产能预测模型。研究表明：致密油藏水平井日产量呈“L”型递减，产量初期递减快，后期趋于平稳。实例计算结果与实际产量接近，相对误差较小。高渗透带渗透率越大，长度越长，压裂水平井产能越大，但基于经济技术等条件，各自存在最优值。该产能预测方法对致密油藏开发具有指导意义。

页岩气藏三重介质窜流参数分析

姜瑞忠，张伟，滕文超，乔欣，汪洋

2017, 24(4):  78. 

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通过建立包含基质、天然微裂缝、水力压裂裂缝三重介质模型，来表征页岩气藏空间尺度多变的特点。在基质中，利用Langmuir公式表征解吸附；在微裂缝和基质中，通过改变视渗透率来表征Knudsen扩散，并利用全隐式方法求解数学模型。将此模型应用于单井生产中，经敏感性分析可知：随着基质-微裂缝窜流系数和微裂缝-大裂缝窜流系数的增大，水平压裂井采气速度增大。其中，基质-微裂缝窜流系数主要影响生产后期的产量，微裂缝-大裂缝窜流系数主要影响生产中后期产量。通过实例应用，验证了模型的正确性。该模型更加符合页岩气藏的特点，从而可以更加精确地模拟页岩气井的产能，辅助开发方案的制订。

洼83块薄互层状出砂稠油油藏开发对策研究

周鹰

2017, 24(4):  83. 

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针对洼83块直井出砂严重、注汽困难的问题，对该区块进行精细构造研究和储层二次评价，明确了有利储层展布及影响出砂地质因素。通过系统分析不同井型及防砂技术适应性，揭示了该区块直井不能有效开发的工程技术因素，在研究及调研的基础上，制订了利用水平井分层开发、砾石充填完井、控液防砂为主导的“三位一体”综合性解决方案。现场应用表明，洼38块连续3 a采油速度达到1.6%，有效动用石油地质储量为200×10⁴t。该配套解决方案对类似薄互层状出砂稠油油藏具有推广价值。

渤海海域辫状河储层构型界面定量表征

党胜国，闫建丽，汪巍，权勃，刘卫林

2017, 24(4):  88. 

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为了理清渤海海域低幅构造厚层辫状河底水油藏夹层分布模式，指导高含水开发阶段剩余油分析和调整挖潜，通过含水阶段、地层压力、试井资料、生产压差、供液能力等生产动态资料多参数统计分析，定量评价四级构型界面遮挡底水脊进能力，设计油藏机理模型对构型界面各项异性与生产井底水脊进规律进行正演分析，形成了海域稀井网、水平井开发模式储层四级构型界面定量描述技术。研究结果表明：四级界面主要由泥岩、泥质粉砂岩和高能洪水期沉积的致密含砾粗砂岩复合沉积构成，根据遮挡底水脊进能力，分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。模型正演表明宽度大于200 m，低渗透夹层厚度大于1.5 m，可显著抑制底水脊进速度，生产井水平段部署于构型界面上6～8 m,开发效果最好。该研究对海域类似油藏的调整挖潜具有较高的推广价值。

角度不整合薄油环油藏数值模拟技术

廖荣凤,李发有,王光付,叶双江,张永庆

2017, 24(4):  94. 

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角度不整合气顶底水薄油环油藏因其油藏类型的特殊性，基于地层产状的顺层倾斜网格系统难以满足储层精细刻画和油藏数值模拟的精度要求。地质建模过程中，通过引入网格转换技术，将顺层倾斜网格系统转换为水平产状网格系统，减少了地质模型不整合面附近三角网格的数量，使后续数值模拟收敛性得到保证。在水平网格系统模型基础上，数值模拟采用“不等时、不等距”局部动态网格加密技术，成功实现薄油环油藏水平井近井地带网格随时加密与释放，在保证模拟精度的同时，计算时间与常规网格系统相比缩减了70%。该网格综合处理技术既能精细刻画角度不整合薄油环油藏储层特征，也能满足此类气顶底水薄油环油藏水平井开发精细模拟的需要。

岩性折剖面自识别可视化算法在安塞油田的应用

杨 博，潘 懋，侯晓琳

2017, 24(4):  98. 

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针对低渗透油气藏精细化描述对三维可视化的精准度要求高的问题，以鄂尔多斯盆地安塞油田XX加密区低渗透油层组为例，研究岩性折剖面的自识别可视化控制算法，解决可视化精度问题。利用纹理映射和质量控制的方法，将岩性符号准确、平滑地渲染到安塞油田XX加密区的油藏剖面上，划分对比油层剖面，完善油藏的精细描述。研究结果表明，文中方法可以自动识别油藏建模中的剖面多边形，同时对岩性纹理映射进行双方向控制，有效解决岩性符号变形与拉伸的问题，准确表达安塞油田剖面的不同岩性。研究成果对低渗透油藏建模和勘探开发具有重要意义。

JZS油田裂缝性潜山油藏基质驱油效率研究

张占女，孟智强，朱志强，房娜

2017, 24(4):  101. 

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为研究裂缝性潜山油藏基质与裂缝的出油过程，定量基质驱油效率，以JZS油田裂缝性潜山油藏为原型，建立单裂缝模型，研究基质的驱油效率，绘制基质驱油效率图版。驱油动力研究表明，当基质渗透率小于3×10^-3μm²时，基质驱油主要动力为渗吸作用，其次为驱替作用，当基质渗透率大于3×10^-3μm²时，基质驱油主要动力为驱替作用，其次为渗吸作用。驱油效率研究表明，基质驱油效率随地层原油黏度增加急剧降低，以JZS油田物性特征为例，当基质物性为1×10^-3μm²时，地层原油黏度由3mPa·s增加至200mPa·s，基质驱油效率由12.5%降至3.2%。JZS油田裂缝性潜山油藏基质驱油效率为12.5%，其中渗吸作用贡献10.1%，驱替作用贡献2.4%。研究成果对裂缝性潜山油藏制订开发策略具有指导意义，同时驱油效率图版可为该类油藏标定采收率提供依据。

新疆油田砾岩油藏调驱配方设计研究

万青山，袁恩来，侯军伟，张 芸，唐 可

2017, 24(4):  106. 

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针对新疆油田砾岩油藏长期水驱开发后，形成大量水流优势通道的问题，运用统计分析方法，对不同类型的优势通道进行了分类。针对不同类型的优势通道设计了不同的调驱配方体系，得到了不同渗透率、不同变异系数、不同界面高度砾岩油藏的调驱配方体系设计方法。该成果在新疆油田六中东克下组、七中区克下组及七中区八道湾组3个砾岩油藏深部调驱现场进行了应用。研究结果表明，该方法设计出的调驱体系能有效封堵优势通道，截至2016年6月累计增油10.4×10⁴t，最大含水率下降幅度12.5%，增油降水效果显著。研究成果对深部调驱技术在新疆油田的推广有重要意义。

致密储层大规模压裂试验开发效果分析

韩令春

2017, 24(4):  112. 

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为了解决致密储层在开发中存在的注水井吸水能力低、油井单井产量低、递减快等问题，在海拉尔盆地B油田优选12口油井，开展了多层段大规模压裂技术试验。该技术通过扩大裂缝与油藏的接触面积，增大井筒与地层的连通能力，提高压裂效果。试验结果表明：通过可降解纤维网络加砂工艺，优选陶粒和覆膜砂作为支撑剂，滑溜水为前置液，冻胶为携砂液，能够形成3～4条分支缝，波及体积是常规压裂的3～5倍；大规模压裂后，油井产液层数比例、产液厚度比例和产量等均有较大幅度的提高；周边注水井的吸水量和视吸水指数增加，开发状况到明显改善；单井控制储量、单层厚度大于2 m的储层所占比例、储层物性、地层能量保持水平以及压裂施工规模等对大规模压裂技术的增产影响较大。该研究成果对实现海拉尔油田及其他类似油田的高产、稳产具有十分重要的意义。

苏里格气田储层流动单元规模与连通性研究

杨川，张金亮，彭梦玲

2017, 24(4):  117. 

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针对苏里格气田各类储层流动单元质量与规模认识不清等问题，运用聚类分析方法，对取心井流动单元的储层参数进行聚类分析，将流动单元划分为3类，结合其岩心及镜下薄片分析，剖析3类流动单元的岩性特征、储层质量与渗流特征。利用储层地质知识库对流动单元平面形状进行论证，利用测录井资料统计其垂向发育规模，进而求取其规模范围。同时，基于试井和产量不稳定分析方法，界定其主要渗流平面规模。提出面状指数概念，定量表征了流动单元的连通性，通过反推计算，验证流动单元的规模范围。研究结果表明：该区流动单元长宽比为2.0～2.5，宽厚比为60左右，垂向连续厚度为3～7m，平面规模为0.10～0.44km²，渗流平面规模为0.2～0.3km²；后期井网加密范围应控制在0.3km²左右。该研究结果与方法对后期井网加密、识别连通砂体具有一定的指导意义。

风城油田水平井辅助SAGD技术参数优化

刘名，姜丹，李婷，孙滕，周晓义

2017, 24(4):  122. 

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风城油田SAGD先导试验区生产8a，始终未出现井组蒸汽腔连通情况，井对间储层动用缓慢。调研国内外同类型油藏发现，SAGD井间加密水平井可提高蒸汽腔扩展速度，提高采收率，并在SAGD开发项目中得到普遍应用。以风城油田重32井区SAGD区油藏参数为基础，开展数值模拟研究，以此明确水平井的布井原则，优化了操作参数。研究结果表明，水平井辅助SAGD生产后，单井组日产油增加6t/d，采油速度提高1.00%，采收率提高9.9%。该研究成果对水平井辅助SAGD生产具有一定的理论指导意义，也可为后期老区调整奠定基础。

偏心反九点井网见水波及系数研究

杜晓康，李治平，田 丰

2017, 24(4):  127. 

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针对应用常规面积井网研究方法计算不规则布井时产生较大误差的问题，利用多井叠加与镜像反演理论，结合流线模拟技术，建立偏心反九点井网见水波及系数计算模型。研究结果表明：一般情况下注水井偏心量越大，见水波及系数越小；当角边井流量比较大（小）时，只与注水井和较近的角（边）井的距离有关，距离越近，见水波及系数越小；随角边井流量比的增加，见水波及系数存在最大值。将研究成果应用于S油田某偏心井网单元，计算得到无水期采出程度与实际值接近，将角边井流量比取为2.8，可使得见水波及系数提高40%以上。研究成果对油田布井、生产制度优化具有一定的指导意义。

压力对二氧化碳驱油效果影响的实验研究

王雅春，赵振铎

2017, 24(4):  132. 

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为研究CO₂注入压力对驱油效果的影响规律，在模拟大庆扶杨油层及恒定注采压差条件下，利用细管法进行CO₂驱油实验。研究结果表明：扶杨油层原油与CO₂的最小混相压力为22.5MPa，注气压力越高，CO₂突破时注气量及采收率、累计采收率、生产气油比及注入能力越大；达到混相驱后，注气压力对CO₂驱油效果影响非常小，但生产气油比明显高于非混相驱。因此，CO₂非混相驱油时，为取得好的驱油效果，应尽可能高注入压力；混相驱油时，提高注气压力对增加采收率效果不大。CO₂突破后不宜继续进行CO₂驱，应改用其他的开采方式。该项研究在相同注采压差条件下注入压力对驱油效果影响方面取得了突破。

沈84-安12块高凝油注水开发后期原油变化特征

刘家林，薛 莹，齐先有，闫红星，刘 岩

2017, 24(4):  136. 

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沈84-安12块为辽河油区典型的高凝油注水开发区块，为了系统掌握长期注水开发对高凝油性质变化的影响，采用流变仪、差示扫描量热仪（DSC）、气相色谱仪等分析技术对该区块高凝油开展了析蜡点、熔蜡点、流变性、含蜡量及族组成等方面的系统分析，并利用沈检5井的岩心抽提物进行原油流变性及析蜡点研究。结果表明：该区块高凝油含蜡量为31.73%～39.59%，凝固点为46～50℃，析蜡点为51.60～68.60℃（平均为65.65℃），比开发初期高6.60℃以上；结合取心井中原油析蜡点可知，该区块地层原油析蜡点为70.00℃，已逐渐接近油藏温度，建议采取注热源或其他降低析蜡温度的措施来避免油层的冷伤害。该项研究为高凝油油藏后期注水开发方式调整提供了技术指导。

超深层稠油二氧化碳吞吐渗流规律

王一平,孙业恒，吴光焕，邓宏伟

2017, 24(4):  142. 

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针对超深层稠油热力降黏效果差的问题，提出了CO₂吞吐降黏的开发方案。以物理模拟实验为基础，通过人造三维岩心，模拟超深层稠油直井CO₂吞吐开发过程，研究吞吐井的压力、周期产量以及不同生产阶段的产出油形态变化，并对三维岩心不同位置处由于CO₂扩散引起的压力变化规律进行了分析和探讨。研究表明：超深层稠油CO₂吞吐开发过程中，其渗流规律会发生阶段性变化，依照渗流规律的变化可将生产过程划分为CO₂回采泄压、降压稳产、稳压泄油3个阶段；从井筒到地层远端可划分为CO₂饱和区、CO₂扩散区、压力响应区3个渗流区域。研究结果为超深层稠油降黏及开发方式的优化提供了参考。

油气水三相携砂井筒变质量流量流动实验研究

高 宏，汪志明，王小秋，王东营

2017, 24(4):  147. 

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为研究稠油开采过程中多相存在条件下的井筒流动规律，基于大尺寸井筒油、气、水、砂多相复杂流动物理模拟实验装置，开展了油气水三相携砂流动实验，分析了黏度、液相主流流量、气相主流流量等参数对井筒压降规律及携砂能力的影响规律。结果表明：随着气相主流流量的增大，相同条件下，井筒压降先降低后增大；随着液相主流流量的增加，油气水三相携砂井筒流动压降增大，且基本呈线性变化；气相壁面注入对砂床高度影响不大；气相主流速度、液相主流速度对砂床高度的影响均比较大；随着气相流速与液相流速的增大，砂床高度均明显降低。在实际生产中，采取注气等措施促使液相转化为水包油乳化液将有利于提高单井效益，并保证较长的洗井周期。

高导流自支撑酸化压裂室内实验研究

周林波

2017, 24(4):  152. 

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针对常规酸压刻蚀形成的点状支撑裂缝在高闭合应力条件下导流能力快速衰竭的问题，设计了一种新型的自支撑酸压方式，实现酸蚀裂缝的面状支撑。运用室内酸蚀裂缝导流能力测试技术，测定了闭合应力为20～90MPa条件下的自支撑裂缝导流能力。利用三维形貌扫描手段，评价了自支撑模式的缝面刻蚀特征和支撑高度。结果表明，自支撑模式下裂缝支撑高度提高约4倍，在闭合应力为50MPa条件下酸蚀导流能力提高了41.8%，裂缝支撑的有效性、稳定性得到彻底改善。自支撑酸压技术对于延长深井、超深井酸压措施有效期以及提高深层油气藏开发效果具有重要意义。

钻采工程

基于电参数的潜油电泵井动液面计算模型

陈德春，姚亚，吕飞，张舒心，肖良飞

2017, 24(4):  156. 

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针对目前潜油电泵井动液面实时监测困难，影响生产效率与效益的问题，基于潜油电泵井生产系统的构成和机采设备的工作原理，考虑油套环空中液面以上气体的热辐射、液面以下液体的热传导作用和电机、电缆发热等影响，建立了“四段法”潜油电泵井井筒流体温度计算模型；研究分析了实时监测的地面电参数与潜油电泵输入功率、泵有效举升高度、泵吸入口压力的内在关系以及潜油电泵的工作特性，推导了基于地面实测电参数的潜油电泵井动液面计算模型。现场17口油井资料计算分析结果表明：模型准确度较高，井筒流体温度的平均相对误差为8.75%，动液面的平均相对误差为6.98%。该方法能够实时准确地计算潜油电泵井动液面，为潜油电泵井智能化管理和实时优化调整提供理论和技术支持。

筛管完井爆燃压裂技术可行性研究

孙 林，杨万有，易飞，黄波，张杰

2017, 24(4):  161. 

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运用地面打靶实验方法，利用不同类型和用量的火药进行筛管完井爆燃压裂实验，并检测压裂后水泥靶中筛管挡砂精度的变化，对筛管完井爆燃压裂技术可行性进行了研究。研究表明：星孔筛管不适合进行爆燃压裂，存在较大风险；绕丝筛管受限于测量方法，其适用性还需进一步研究；复合筛管在满足火药类型、火药用量、峰值压力等限制条件下可进行爆燃压裂。在中国海上油田惠州26-1油田20sb井进行了现场试验，效果显著，一口关停2a的井成功复产，并且压裂枪完好，油井不出砂，验证了复合筛管完井在一定限制条件下实施爆燃压裂技术的可行性。该技术对国内外类似油田的开发具有借鉴意义。

全复合材料易钻桥塞研制与应用

何　同，彭汉修，吴晓明，王　颖

2017, 24(4):  166. 

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为满足桥塞耐高压高温的井下环境、易钻性以及钻屑完全返出井口的要求，研制开发了全复合材料高性能桥塞。该桥塞使用高强度低密度的复合树脂材料，设计了独特的桥塞密封机构和防突装置，并进行了系统的室内材料性能实验和桥塞整体性能测试，可耐压差为７０ＭＰａ，耐温为１２０ ℃。通过多次现场应用，桥塞的实用性能得到了验证，能够满足现场施工要求。同时，现场应用情况表明，桥塞有很好的易钻性能，能够大幅提高现场施工效率，节省施工费用。该桥塞的研制与应用对非常规油气藏的高效开发具有重要意义。

海上稠油多元热流体注采一体化关键技术研究

张华，刘义刚，周法元，邹剑，韩晓冬

2017, 24(4):  171. 

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受关键技术耐高温高压限制，海上稠油热采一直采用注采两趟管柱作业模式来进行注热和生产，既长期占用平台场地资源，又增加热采作业投资，且频繁洗压井影响热能利用率。为降低热采作业成本，提高热采整体经济效益，对海上多元热流体注采一体化关键技术的高温过电缆封隔器、井下安全阀、电缆穿越器等进行了技术攻关。该技术具有结构原理简单、技术性能突出及耐高温高压的特点，一体化注采管柱整体耐温为250℃，耐压为21.0MPa，实现了注热、放喷、生产一体化作业要求，是一种低成本的热采工艺技术。该工艺为海上油田多元热流体注采一体化技术奠定了技术基础。