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2017年 第24卷 第5期    刊出日期：2017-10-25

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综述

页岩微纳米孔隙多尺度渗流理论研究进展

端祥刚，高树生，胡志明，常进

2017, 24(5):  1. 

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基于近年来页岩孔隙中流动规律研究的大量文献调研成果，对较为经典的Beskok-Karniadakis理论、Javadpour模型、Civan模型和Swaim模型及各种改进模型进行了研究，重点分析了微纳米孔隙中滑脱流态和过渡流态的计算模型、修正公式及分配系数的设计方法。对于跨流态的流量计算，需要厘清各微观作用机理导致的壁面效应，避免流量的重复计算。采用表观渗透率来等效页岩的渗流能力能够综合体现页岩气藏中特有的流动机理，有效修正微纳米孔隙中不同流态的非达西渗流。如何建立既考虑宏观尺度的流动形态，又考虑孔隙微观作用机理的表观渗透率模型，成为页岩微纳尺度流动理论的研究方向。

地质勘探

周庄油田戴一段岩性上倾尖灭油藏成因分析

刘金华，夏步余，葛政俊，闵 路，毕天卓

2017, 24(5):  10. 

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高邮凹陷周庄油田戴一段油藏存在油藏类型及砂体展布等认识不清的问题，在前人研究的基础上，通过岩心观察和粒度特征分析等研究认为，研究区主要发育扇三角洲沉积，局部发育三角洲沉积。以砂体的展布规律为主要依据的物源方向进行研究认为，周庄地区E₂d₁沉积时期存在来自吴堡低凸起和北西方向的“双向物源”，并利用单一小层的解剖，在E₂d₁¹砂组4小层中发现了2个物源交汇处发育的一条砂岩尖灭带。研究区E₂d₁²下段9、10号小层属于岩性上倾尖灭油藏。通过对该油藏类型的新认识，重新预测了砂体的边界，并成功对周15井实施了侧钻，为该油田的滚动扩边提供了方向，初步估算可增加经济可采储量超过60×10⁴t。

白云深水区珠海组陆架边缘三角洲沉积演化

邢作昌，林畅松，张忠涛，秦成岗，王思琦

2017, 24(5):  15. 

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针对白云深水区渐新世陆架边缘三角洲沉积规律尚不明确的问题，根据沉积学理论，结合测井、地震、岩心资料，在分析研究区珠海组陆架边缘三角洲沉积微相特征的基础上，对其内部结构和期次划分进行探讨，揭示了此类沉积体系垂向动态演化特征并建立演化模式。研究发现，研究区陆架边缘三角洲具有前积层厚度大、发育深水遗迹化石、伴生发育海底扇等特征。依据地震剖面上前积结构样式的不同，由底至顶可划分为4期，第1期受断裂坡折影响，三角洲前方的海底扇发育；后3期受沉积坡折影响，第2期沉积期物源供应充分，沉积范围较第1期大；第3期沉积期海平面上升到最大，其范围及其前方滑塌规模均最小；第4期沉积期海平面又发生大规模下降，三角洲前方的滑塌发育规模最大。该研究丰富了中国渐新世陆架边缘三角洲沉积体系的认识，可为深水区的油气勘探提供借鉴。

牛圈湖油田西山窑Ⅱ砂组沉积特征及有利区预测

文 静，张 娜，姚孟多，刘俊田，杨志刚

2017, 24(5):  21. 

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针对三塘湖盆地牛圈湖油田西山窑组油藏岩性横向变化快，沉积微相控藏明显的特点，基于油田上产急需精细沉积微相支持的现状，综合运用岩心、录井、测井、地震、岩石薄片等资料，对牛圈湖油田西山窑Ⅱ砂组沉积微相进行了精细研究。研究认为：牛圈湖油田西山窑Ⅱ砂组主要发育辫状河三角洲前缘亚相，次为前辫状河三角洲亚相。研究区的南缘较陡，发育冲积扇、辫状河三角洲及湖泊等沉积体系，在坡度较缓的北缘发育辫状河三角洲直接入湖的沉积体系。通过地震资料、薄片鉴定及重矿物分析，认为储层砂体由南北物源控制，且东区具有以南部物源为主的特点，而并非前人认识的以北部物源为主。在东北、西北和南部划分出3个优势储层区，其可作为下一步勘探开发的目标区。

油源断裂输导能力对油气分布的控制作用

刘峻桥，张 桐，吕延防，孙同文，王永统

2017, 24(5):  27. 

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为了明确断裂输导体系在油气成藏中的作用，针对不同油源断裂和同一油源断裂不同部位对油气垂向输导能力的差异性，采用理论研究与油田生产实际相结合的方法，对油源断裂垂向输导能力影响因素及对油气分布的控制作用进行了研究。结果表明：油源断裂输导能力受盖层封闭能力、油气运移动力、烃源岩供烃能力以及优势输导通道等因素控制，其对油气分布的控制作用主要表现在4个方面：盖层封闭能力控制油源断裂垂向输导油气分布层位；油源断裂垂向输导动力控制油气垂向运聚规模；充足的油气来源为油源断裂垂向输导油气提供物质基础；油源断裂凸面脊控制油气优势输导通道发育部位。该研究可为油源断裂发育区的油气勘探提供理论指导。

高家河地区盒₈段地层地震-沉积响应特征研究

乔向阳，朱 晴，孙建峰

2017, 24(5):  32. 

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针对鄂尔多斯盆地延长探区高家河地区上古生界盒₈段地层沉积体系平面分布特征复杂的问题，利用岩石物性、90°相位地震数据体、时频分析技术及地震沉积学等方法，在地震剖面上建立高频等时地层格架，将地质、测井及地震相结合，对不同主频的地层切片进行沉积学解释，研究盒₈段地层地震-沉积响应特征，确定目的层沉积相带平面分布规律。研究表明：盒₈段地层砂、泥岩声波速度范围重叠较大，砂岩声波速度整体上略高于泥岩声波速度，孔隙度对纵波速度有较大的影响；盒₈段地层受山西组煤层地震反射波干涉作用影响强烈，地震有效频带为40～100Hz；研究区盒₈段地层沉积时期主要发育三角洲前缘亚相，较大规模的2条水下分流河道为其主要微相，一条水下分流河道沿S228—S232—S204—S205—Yq2—S216井呈南东—北西向展布，另一条水下分流河道沿Y218 —S222—Y120—S226井近东西向展布。研究结果对研究区下步油气勘探具有指导意义。

鄂尔多斯盆地延长组致密油有效烃源岩评价

马芳侠，李耀华，葛云锦，刘聃，万成祥

2017, 24(5):  37. 

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针对鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密油有效烃源岩评价问题，运用延长油田已发现致密油储量分布面积与长₇段烃源岩厚度、有机碳含量（TOC）和排烃强度平面分布图的叠合关系，统计出有效烃源岩评价指标下限，进而通过分析100多口取心井的岩石热解参数和录井数据，建立长₇段有效烃源岩评价图版，根据3项参数连续演化关系，识别出有效烃源岩评价参数下限区间。研究表明：长₇段有效烃源岩各参数下限值为相互补偿关系而并非某一固定值。该研究为延长组致密油有效烃烃源岩的评价提供重要的指导意义。

伊川凹陷谭庄组储层特征与致密油成藏条件

司庆红，司马献章， 张超,孙卫志,王善博

2017, 24(5):  42. 

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利用钻孔编录、荧光检测、氯仿沥青“A”测定、X衍射、孔渗测试、扫描电镜、压汞实验等手段，通过分析储层厚度及含油性、矿物成分组成、孔渗特征与孔隙结构特征研究谭庄组储层特征，并从成藏原动力、储集空间和保存条件3个方面着手探讨伊川凹陷谭庄组致密油成藏条件。研究结果表明：谭庄组含油岩厚度大、含油性强，矿物成分以黏土矿物和脆性矿物为主，孔隙类型包括矿物粒间孔、矿物溶蚀孔及粒间孔-溶蚀孔混合类型，为微纳米孔隙广泛发育的低孔低渗致密油储层；致密油成藏原动力为源储紧密接触产生的生烃增压作用，储集空间主要为微纳米孔隙，整体保存条件较好。伊川东北部韦村-彭婆一带可能为谭庄组致密油开发甜点区块。推测以伊川凹陷、宜阳北部及洛阳周边为重点区块的豫西地区谭庄组致密油潜力巨大。

凝析气与轻质油的气测识别方法及应用

刘娟霞，王昕，吴昊晟，胡 云，黄小刚

2017, 24(5):  48. 

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渤海油田P7构造中深层轻质油气流富集，原油密度小，气油比高，流体普遍处于气液共存的交错相态，加之部分井眼条件差，测井资料不完善，造成油、气判别难度大。对已钻井的气测资料进行统计分析发现，凝析气和轻质油在岩屑录井时一般都见荧光显示，气测录井组分均齐全，特征极其相似，常用的图版法很难区分。3H曲线呈现一定的规律性，但与传统模型的出入较大，对3H解释模型进行优化，制订解释标准。提出气体组分星型图版，该图版选取5个特征参数对流体相进行分析，不同的流体相特征差异十分明显。2种方法相结合，对P7构造凝析气与轻质油进行气测识别，分析储层内部流体相态分界面，应用效果很好。该研究促进了P7构造油气分布格局和储量的落实，在其他钻遇轻质油气流的区块具有较大的应用推广价值。

莺歌海盆地天然气类型划分与来源分析

郭潇潇，熊小峰，徐新德，甘 军，梁 刚

2017, 24(5):  54. 

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莺歌海盆地天然气主要为来自中新统的煤型气，目前对天然气类型是否可以进一步细分以及具体来自中新统哪套烃源岩并无清晰认识，制约了该区天然气的勘探进程。针对以上问题，通过对盆地内天然气地球化学特征的详细剖析，结合烃源岩地球化学及热模拟实验等资料进行分析。研究结果表明：δ¹³C₂、δ¹³C₁—δ¹³C₂和C₂/iC₄等参数可有效将盆内天然气细分为M型和S型；气源分析揭示二者分别来自梅山组与三亚组烃源岩。M型和S型天然气的重烃碳同位素值分别与梅山组和三亚组烃源岩的碳同位素值一致；而M型天然气与梅山组泥岩热解烃地球化学特征相似。该研究为盆地日趋复杂的天然气勘探与成藏研究工作提供理论支撑。

渤中凹陷南部火成岩体精细雕刻及火山喷发模式研究

李楠，王龙颖，刘丽芳，朱石磊

2017, 24(5):  59. 

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渤中凹陷南部火成岩极为发育，其大面积分布严重影响了地层、断裂的解释，进而制约了对凹陷形成、演化及石油地质条件的认识。针对渤中凹陷火成岩形态刻画较为薄弱的问题，根据现有资料，创新提出一套适用于该区乃至其他类似的无井、少井区火成岩体精细雕刻“4步法”，并运用该方法完成了整个渤中凹陷南部火成岩体及火山通道的识别及精细雕刻。研究结果表明：该区火成岩主要分布于东营组及馆陶组地层中；发育有“中心式”和“裂隙式”2类火山喷发模式。该研究首次对渤中凹陷的火成岩进行精细雕刻，为下一步针对渤中凹陷内部的勘探工作提供新的方向。

金湖凹陷铜城断裂带断层活动与油气富集关系

王韬，张卫海，李婷，刘喜欢，杨立干

2017, 24(5):  65. 

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依据三维地震资料，综合钻探成果，运用断层落差法研究断层在古近系沉积期间的活动特征，探讨断层活动特点对油气富集条件的影响。研究结果表明：断层活动受构造背景控制，在伸展阶段呈“弱—弱—强”变化，具“分时、分段、分区”特点，并分化出长期活动断层、晚期活动断层和早期活动断层。断层活动从运移、圈闭、保存3个方面影响油气富集，长期活动断层控制地层变形能力强，优势运移指向收敛，有利油气聚集，形成断鼻或断块圈闭规模较大；晚期活动断层和早期活动断层控制地层变形能力弱，优势运移指向分散，形成断块圈闭数量和规模不及前者。成藏期，控圈断层活动越弱，保存条件越好，越易见油气。铜城断层东侧油气富集条件相对有利。该研究结果可对今后该类型油气藏的勘探部署提供一定的参考。

L凹陷古近系文昌组储层物性控制因素研究

余加松，纪友亮，刘君龙，贾浪波，王茹

2017, 24(5):  72. 

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运用储层地质学、沉积学理论和方法，利用岩心观察，薄片分析、扫描电镜、X衍射等多种测试手段，在研究古近系文昌组碎屑岩储层基本特征基础上，探讨了低孔、低渗储层条件下优质储层的发育条件。研究表明：沉积作用是储层形成的基本条件，其决定了后期成岩作用类型及成岩强度，成岩作用早期的压实和胶结作用是储层物性变差的主要因素；优质储层主要受控于有机酸溶蚀、早期方解石胶结和构造活动，构造抬升使孔隙得以保存，断层是疏导油气和有机酸的主要通道，寻找有断裂疏导油气和有机酸运移方向及优势相带是该区下一步的勘探方向和突破点。该研究成果对指导研究区下一步勘探有着重要的意义，同时对南海各断陷盆地的油气勘探提供必要的参考和地质依据。

元素录井技术在渤海潜山岩性识别中的应用

孙 哲，韦阿娟，江尚昆，付 立，叶 涛

2017, 24(5):  78. 

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针对渤海潜山岩性复杂且难以识别的问题，利用潜山元素录井资料结合钻井、岩心、全岩分析等数据，建立了渤海海域潜山岩性-元素数据库,并通过分析对比不同潜山岩性的元素含量差异提取了潜山各类岩性的敏感元素，运用敏感元素含量交会图的方法建立了3类主要岩性的元素区分图版和火山岩、碳酸盐岩的元素成分命名图版。实例应用结果表明，图版的岩性解释结果准确率可达80%以上。该研究成果对提高潜山油气勘探的成功率具有重要意义。

油藏工程

体积压裂水平井不稳定试井解释研究

尹洪军，李兴科，赵二猛，Perapon Fakcharoenphol，付京

2017, 24(5):  85. 

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体积压裂水平井五区复合模型实用性强、计算速度快，但模型基于定产假设推导，只能计算定产量生产问题，而非常规油藏生产过程中很难保证控制定产量生产，生产制度往往较复杂。为此，基于叠加原理，将五区复合模型改进为可以计算包括变产量、变流压等任意复杂生产制度的情形，突破了以往五区复合模型定产条件的限制。在此基础上，建立了任意复杂生产制度体积压裂水平井试井解释方法，并对一口体积压裂实例井的不稳定试井资料进行了解释，得到了储层及压裂裂缝参数，说明该方法可以解释具有复杂生产制度的体积压裂水平井不稳定试井资料。研究结果可为非常规油藏体积压裂水平井不稳定试井资料解释提供一定的理论基础。

天然气水合物加热分解储层变形破坏规律研究

孙可明，王婷婷，翟 诚，罗慧玉

2017, 24(5):  91. 

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为避免开采天然气水合物导致储层变形破坏，引起环境灾害，研究加热法开采天然气水合物过程中水合物饱和度、储层物性参数、超静孔隙压力变化对储层变形破坏的影响。建立了反映水合物分解引起储层力学物性劣化规律的热流固耦合模型，基于ABAQUS二次开发功能编写场变量子程序，对南海神狐海域水合物加热开采诱导储层变形破坏规律进行数值模拟分析。结果表明：天然气水合物储层分解区和力学性质劣化区范围随温度升高呈扩大趋势；未采气条件下，储层超静孔隙压力以加热井为顶点随分解影响距离呈抛物线型分布，超静孔隙压力过大是导致天然气水合物盖层变形破坏的主要因素；储层塑性变形影响范围随温度升高逐渐扩大，先出现在水合物储层与盖层、储层与下伏层接触界面。该研究为天然气水合物安全开采提供了借鉴。

特高含水期油田水驱特征曲线优化研究

王继强，岳圣杰，宋瑞文，陈青松，王博

2017, 24(5):  97. 

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油田进入高含水期后，水驱特征曲线偏离直线段出现上翘，从而造成最终可采储量预测值偏高的问题。为此，在三次多项式拟合的半对数相渗关系表达式的基础上，对水驱特征曲线进行优化，使优化后的水驱特征曲线能更符合油田的实际生产情况。分别应用优化后的水驱特征曲线和两段直线法对D油田某区块进行最终可采出量预测，并与用Arps递减曲线法获得的结果进行对比。结果表明，优化后的水驱特征曲线和两段直线法所预测出的可采储量结果与Arps递减曲线法所获取的结果的相对误差分别为0.69%和5.83%，表明优化后的水驱特征曲线适用性更好，准确性更高，且可以简单快速地预测出高含水期油田的最终可采储量。该研究对于油田开发后期开发方案的调整具有一定的指导意义。

基于示踪剂返排的致密油压裂缝网评价方法

李林凯，姜汉桥，李俊键，孟凡乐，秦积舜

2017, 24(5):  102. 

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由于致密油藏渗透率极低，常采用多级水力压裂提高单井产能，压裂后形成复杂的裂缝网络。针对压裂缝网表征的问题，在压裂过程中，示踪剂添加到压裂液中注入油藏并返排至地面，基于示踪剂返排曲线，运用时间矩理论，建立了累计流动能力与累计储存能力图版用于评价裂缝网络。研究结果表明：在半对数坐标系下，示踪剂返排曲线峰值过后呈现明显的直线段。图版导数曲线能够判断压裂缝网的类型，并与微地震结果进行了验证。如果导数曲线无明显突变，裂缝网络可视为均匀分布；导数曲线有明显突变，近水平段个数代表裂缝网络主裂缝或裂缝簇的个数。该研究成果能够为地质模型的建立提供约束，对致密油藏的开发具有十分重要的意义。

考虑反凝析影响的边水凝析气藏见水时间预测模型

李元生，杨志兴，伍锐东，藤赛男

2017, 24(5):  107. 

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凝析气藏开发过程中，当井底流压低于露点压力时，近井地带凝析油析出，形成凝析油聚集区。目前，见水时间预测模型通常不考虑凝析油聚集区凝析油饱和度对气水渗流能力的影响，预测结果有一定偏差。为了更准确地预测凝析气藏的见水时间，基于多孔介质流体质点渗流规律，提出以反凝析区域与未反凝析区域气水流度比之比来反映反凝析区域水相相渗变化，从而推导了新的边水凝析气藏见水时间预测新模型。实例研究发现，预测凝析气藏见水时间必须要考虑反凝析区域和未反凝析区域气水渗流能力的不同，反凝析越严重，反凝析区域气水流度比越大，见水时间越早。新模型更深入地分析了反凝析对边水凝析气藏边水推进的影响，对边水凝析气藏的见水预测具有重要指导意义。

高石梯-磨溪碳酸盐岩气藏斜井产能评价

孟凡坤，雷群，闫海军，何东博，邓惠

2017, 24(5):  111. 

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针对高石梯-磨溪碳酸盐岩气藏应力敏感性强、斜井产能评价困难的问题，在储层类型描述的基础上，运用物理模拟实验方法，分析裂缝-孔洞型、孔隙-溶洞型及孔隙型储层的应力敏感特性和非达西渗流特征，采用曲线回归方法求取储层应力敏感和高速非达西渗流系数方程，在稳态渗流的条件下，建立考虑井斜、储层应力敏感和高速非达西的产能评价数学模型。根据储层岩石、流体特性与生产动态，应用现代产量递减分析方法，确定地层渗透率与单井控制半径，对模型进行求解计算。与矿场测试无阻流量相对比，计算结果平均误差小于6.0%，准确度较高。研究成果为应力敏感性碳酸盐岩气藏斜井产能评价提供了新的技术方法。

岩性油藏含水上升规律预测新方法

党海龙，刘 滨，赵习森，高 涛，畅 斌

2017, 24(5):  116. 

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处于油水过渡带上的岩性油藏初始含水饱和度大于束缚水饱和度，传统油水相对渗透率曲线推导的含水率预测模型不能准确揭示油藏实际生产过程。利用储层压力、温度、初始含水饱和度条件下的油-水相渗曲线，得到新型油-水渗流规律关系式，建立含水率、含水上升率与采出程度理论曲线。根据油田生产测试资料，结合典型甲型、丙型水驱特征曲线模型，验证了新方法的适用性和有效性。研究结果表明：新方法预测的含水上升规律符合研究区块开发全过程，弥补了水驱特征曲线适用范围的局限性；新方法预测的含水上升率值为0.25～2.95，含水率达到95%时预测水驱采收率为23.8%。研究成果为岩性油藏含水规律预测提供了一种不依赖于生产数据的新方法，对该类油藏高效注水开发具有指导意义。

夹层对蒸汽辅助重力泄油的影响

张洪源，李婷，解阳波，王立龙，杨万立

2017, 24(5):  120. 

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风城油田SAGD开发区块位于辫状河沉积的河道或心滩微相中，内部夹层分布散碎，对蒸汽腔发育和泄油均有一定的影响。以重32井区典型非均质模型为基础，利用数值模拟方法，分析了夹层位置、形态、物性对SAGD开发的影响。结果表明：注采井间夹层与生产井距离小于2m、长度大于100m、厚度大于0.5m或渗透率小于100×10^-3μm²时，会严重影响水平井水平段动用；对于注汽井上方的夹层，距离注汽井3m以内、长度大于100m、厚度大于1m或渗透率低于100×10^-3μm²时，对蒸汽腔发育速度和形态影响显著，依此制订夹层分类标准，并在此基础上将风城油田SAGD井组分为4类。该研究成果为制订针对性治理措施、提高开发效果提供了一定的依据。

空气泡沫驱适应性模糊综合评价方法及应用

尚庆华，王玉霞，杨永超，黄春霞，张建成

2017, 24(5):  126. 

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针对空气泡沫驱适应性评价中涉及影响因素繁多，且每个因素的影响方式和影响程度各不相同，甚至个别因素无法定量评价等问题，在综合研究的基础上，从调剖、低温氧化及泡沫液性质等方面的影响进行分类，分析筛选了每个方面隶属的二级影响因素，并建立了单因素评价标准。同时，通过制订评分原则和单项影响因素定量化评分，综合利用层次分析法和岭形分布计算函数等数学工具，建立了基于模糊数学的空气泡沫驱适应性综合评价方法和体系。利用研究成果对甘谷驿油田唐80区块空气泡沫驱的适应性进行评价。结果表明：调剖作用适应性好，低温氧化作用适应性较好，泡沫液性质适应性较好。该区块实施空气泡沫驱矿场试验后含水率由受效前的51%降至阶段评价前的30%左右，平均单井日产油较注水区高0.19t/d，较非注水区高0.25t/d，阶段累计增油6300余吨。

中拐凸起中基性火山岩油藏流体性质识别方法

陈国军，殷晓兰，李 静，高衍武，高 明

2017, 24(5):  131. 

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针对现有流体性质识别方法在准噶尔盆地中拐凸起石炭系应用的不适用性和不确定性问题，运用视地层水电阻率分布法和核磁差谱-气测烃类比法进行流体判别。研究结果表明，中基性火山岩储层含油性越好，视地层水电阻率分布越靠后，核磁差谱孔隙度越大，烃类特征比大于0.5，研究区油气层测井解释符合率由50%提高至90%。研究成果对识别石炭系油层、指导试油选层有重要意义。

低渗透油藏微乳液驱微观剩余油驱替机理研究

殷代印，项俊辉，房雨佳

2017, 24(5):  136. 

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为探究低渗透油藏微乳液驱微观剩余油的驱替机理，以大庆油田低渗透岩心为研究对象，通过微乳液驱油和岩心微观解剖实验，验证了微乳液驱提高原油采收率的效果，并对微乳液驱后的剩余油分布规律进行了研究。利用显微镜观察光刻玻璃模型中的驱油过程，重点研究了微乳液驱过程中残余油的启动和运移机理。结果显示：界面张力低的微乳液驱油效果好，与水驱相比，采收率提高26.38个百分点；对于同一半径的孔隙而言，界面张力越低，含剩余油孔隙比例越小。研究表明，降低残余油的启动难度，并将原油乳化成小液滴，是微乳液驱替残余油最主要的机理。该项研究证明了低渗透油藏微乳液驱油的可行性，从微观上对微乳液的驱油效果做出科学地解释，有助于推动微乳液三次采油理论的完善。

河流相稠油油田合理注水时机实验研究

葛丽珍，朱志强，程大勇

2017, 24(5):  141. 

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针对河流相稠油油藏衰竭开发转注水开发注水时机难以确定的问题，以渤海秦皇岛32-6油田油藏参数为基础，通过物理模拟的手段寻求最佳注水时机。首先确定油田各区块的最佳衰竭压力，然后在原始地层压力和最佳衰竭压力之间选取5个压力点进行注水时机模拟实验，同时开展注水过程中是否需要恢复压力至原始地层压力的对比实验。结果表明：各区块最佳衰竭压力为饱和压力的90%～96%，且原油黏度越大，最佳衰竭压力越接近饱和压力；注水时机选择在最佳衰竭压力时，可获得较高的无水采油期和采收率，且累计注水量最少；注水恢复压力至原始地层压力开发并不能提高开发效果，反而耗水量增多。因此，河流相稠油油田合理注水时机推荐最佳衰竭压力附近，能有效利用天然能量，获得较高的采收率，且可减小注水量，降低生产成本。该结论和认识在数值模拟中也得到了验证，对同类油藏的开发具有指导和借鉴意义。

水驱气藏水侵动态储量损失实验研究

胡世莱，李继强，姜 楠，袁迎中，万小进

2017, 24(5):  146. 

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针对水驱气藏水侵动态储量损失规律认识不清的问题，通过水驱气实验研究了水驱气藏水侵动态储量损失规律，并借助核磁共振技术，研究了水封气微观分布特征。结果表明：单个岩样的水侵动态储量损失率随地层径向驱替压力梯度的增大呈先减小后增大的趋势，总体上水侵动态储量损失率随岩样渗透率的增大而减小；水封气量随孔隙半径增大呈先增大后减小的趋势，水封气主要分布在原本含气而孔隙半径相对较小的孔隙中。研究认为，对于水驱气藏的开发，应通过室内实验确定合理生产压差，尽可能减小水侵动态储量损失，从而改善水驱气藏开发效果。该实验研究成果对于制订水驱气藏控水、治水技术政策和气藏开发后期确定潜力区域具有重要的指导意义。

钻采工程

致密砂岩交替注酸压裂工艺技术

刘建坤，蒋廷学，吴春方，万有余，刘世华

2017, 24(5):  150. 

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为进一步扩大致密砂岩储层压裂有效改造体积，提高多尺度裂缝的复杂程度，结合压裂与酸化技术的优势，开展了交替注酸压裂技术研究。阐述了致密砂岩交替注酸压裂工艺的机理及作用；利用压裂裂缝模拟软件，对交替注酸模式及交替注入参数进行了正交模拟优化；结合储层特性及交替注酸压裂工艺要求，对交替注入段塞中的酸液及顶替液类型进行了优化。研究表明：前置液造缝缝长达到总设计缝长的70%左右时，即可进行多级交替注酸工艺；交替注酸泵注过程中，每级顶替排量以阶梯递增式注入、每级顶替液量按递减式注入、增大顶替液黏度及增加交替注入级数等方式，都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布程度。现场试验表明，多级交替注酸压裂工艺压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺，可提高致密砂岩油气藏的压裂有效性及改造效果。该技术可为致密砂岩储层的有效压裂提供技术支持。

哈拉哈塘油田自流注水技术先导试验

姜许健，程为红，罗慧玉

2017, 24(5):  156. 

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哈拉哈塘油田塔河南岸地区地面水资源极其匮乏，注水配套设施投资大，注水开发困难，严重影响开采速度和采收率。哈拉哈塘油田奥陶系油藏上部非目的层发育储量巨大的承压水层（石炭系东河砂岩、白垩系），可以直接作为自流注水水源。根据哈拉哈塘油田油水层发育特点，在借鉴国内外自流注水技术的基础上，研究开发了一套能应用于陆上油田的自流注水新技术，并在哈拉哈塘油田进行了先导试验，取得了一定的注水开发效果。该技术的成功应用可为陆上类似油田的注水开发提供一条新思路。

杆式泵泄压工具的研制与应用

任文博，宋正聪，汪沪亮

2017, 24(5):  161. 

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塔河油田大规模采用杆式泵深抽配合注N₂三次采油工艺，随着该工艺大规模应用，部分油井易出现腐蚀卡泵、泵筒蹩压、拆卸困难等问题。泵况出现异常进行维护作业时，为查明检泵原因需对杆式泵进行拆卸，目前常规做法是人工使用管钳对杆式泵进行现场拆卸，缺乏安全专业的泄压工具辅助拆泵，易发生人身伤害事故。为此，专门研制了杆式泵泄压工具。该工具通过旋转衬套，带动顶杆顶开阀球，将泵体内高压气体或高压液体从泄压孔中排出，消除拆泵过程中的安全隐患。现场应用情况表明，该工具能安全、简单、快捷地泄压和拆泵，具有推广应用价值。

勺形水平井在四川长宁页岩气开发中的应用

孟鐾桥，周柏年，付志，谷翠琳，阳强

2017, 24(5):  165. 

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随着四川长宁页岩气进入了新的开发阶段，丛式水平井平台正下方储层无法动用的问题突显，目前沿用的常规水平井无法有效应对，严重制约了长宁页岩气的高效开发。勺形水平井是解决该问题的有效方法之一。通过研究勺形水平井的技术原理，基于长宁区块地质情况设计了页岩气勺形水平井，并结合长宁区块第1口勺形水平井——CN-S井的试验情况对勺形井的应用进行了分析。分析结果表明：勺形水平井通过产生反向位移将入靶点提前，可使水平段增加300m左右，可使平台下方死气区面积缩小至30m×800m，储层动用面积增加95%；钻井摩阻低（实测下钻摩阻为10～15kN，起钻摩阻为5～10kN，油层套管下入摩阻为15～20kN），套管下入顺利，具有技术可行性。实例表明，勺形水平井在长宁页岩气应用是可行的，能有效增加储层动用面积，节约钻井成本，对页岩气的经济高效开发具有重要意义。

裂缝性油藏压裂井产能敏感因素评价方法研究

刘欣佳，温庆志，张遂安，宋丽娜，Muhammad Haseeb

2017, 24(5):  170. 

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运用BP人工神经网络原理，以累计产量为目标值，提出了一种压裂井产能评价的新方法。以X区块裂缝性致密砂岩油藏为例，建立了油井压裂后产能敏感因素评价模型，通过对微小扰动引起的训练误差的研究，分析了产能对孔渗参数、裂缝参数、施工参数等因素的敏感程度，并提出了针对性的增产措施。研究表明：X区块油井产能对压裂施工参数更为敏感，施工加砂困难与裂缝纵向穿透率低是制约压裂改造效果的主要原因，长水平段水平井有利于油层的综合开发。新评价方法对优化油藏压裂施工参数和改善油井生产能力提供了一定的理论依据。