吴东胜，陈林

2018, 25(1): 1.

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束鹿凹陷潜山地层分布是构造抬升剥蚀和残留的结果，具有从西到东、由老至新的特点。综合应用钻井资料、地震追踪和潜山上覆地层组合等分析方法，将单井揭露的基底地层、沙三段厚度和进山深度等参数划分为3类组合，一类组合的基底地层为元古界或太古界，二类组合为下古生界，三类组合为上古生界。在预测基底出露地层的基础上，评价凹陷南部陡坡带断层上升盘太古界—元古界和西斜坡中带下古生界的出露区为有利勘探区。基底地层综合预测方法和成果可为断陷盆地的潜山油气藏勘探提供地质依据和指导。

临兴地区上古生界煤系烃源岩评价及排烃特征

刘玲，王烽，汤达祯，许浩

2018, 25(1): 5.

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临兴地区处于开发初期，上古生界煤系烃源岩特征及排烃规律不清，制约了下一步的勘探开发。综合运用测井及分析化验资料，对该区煤系烃源岩的分布、地球化学特征、排烃规律及控藏作用进行了深入研究。结果认为：临兴地区烃源岩为太原组—山西组煤岩、暗色泥岩及炭质泥岩，有机质丰度为中等—好，受沉积环境影响，有机质类型以Ⅲ型为主，含部分Ⅱ₁型和Ⅱ₂型，Ⅱ₁型仅发育于太原组，且从太原组到山西组，Ⅲ型所占比例增大，Ⅱ型所占比例减小；受紫金山碱性杂岩体影响，有机质为高成熟—过成熟，生气强度大于20×10⁸m³/km²，呈西高东低、北高南低、大面积广覆式生烃特点；排烃强度控制气藏范围，太原组排烃效率及总排烃量优于山西组，对上古生界气藏形成贡献较大。该研究深化了临兴地区上古生界煤系烃源岩的系统认识，为该区煤系致密砂岩气运聚成藏特征及勘探开发提供了重要的参考依据。

盐家油田盐22块复杂砂砾岩储层表征

董越，张翔宇，侯加根，邓强

2018, 25(1): 11.

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针对盐22块沙四上亚段复杂砂砾岩储层分布规律不清的问题，利用多概率函数最优融合岩石相建模的方法，讨论了砂砾岩储层在垂向和平面的分布规律。结果表明，盐22块砂砾岩储层在测井上可识别3类岩石相，其中砂砾岩相储层性质最好，中粗砾岩相较差，而泥岩为非储层；沙四上亚段垂向存在正韵律，其中I、II、IV砂组优质储层发育较差；III砂组储层性质最好，平面上发育4个规模较大、储层物性较好的砂砾岩相储集体，而在垂向上具有“整体厚、单层薄、横向短”的特点。该研究对于东营凹陷及类似复杂砂砾岩储层的表征具有一定指导意义。

马朗凹陷条湖组凝灰岩脱玻化孔影响因素与油气关系

刘书强，姚孟多，冯亚琴，范谭广

2018, 25(1): 16.

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三塘湖盆地马朗凹陷条湖组凝灰岩储层具有中高孔、特低渗特征。利用偏光显微镜、电子探针、X衍射、CT扫描、扫描电镜、激光共聚焦显微镜等测试数据，开展了储集层岩性、物性及储集空间等方面的研究，重点分析了凝灰岩中脱玻化孔的发育情况及影响因素。结果表明，该套储层孔隙的70%由脱玻化孔贡献，脱玻化孔的发育程度受凝灰岩性质、玻屑含量及有机酸含量共同影响。在脱玻化影响因素研究的基础上，认为脱玻化孔与储层物性、含油气性关系密切。该研究对马郎凹陷条湖组凝灰岩的深入勘探有一定的指导意义。

哈山山前带构造特征及对下步勘探的启示

李学良，林会喜，张奎华，张关龙，侯读杰，王圣柱

2018, 25(1): 20.

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为了进一步评价哈山山前带的勘探潜力，明确有利勘探方向，从构造变形特征分析入手，重新认识了烃源岩展布范围，并结合断层、圈闭空间配置关系预测了有利勘探目标。根据野外地质调查、地震剖面构造解释等手段识别了哈山地区发育的不整合面，并根据断裂-褶皱等构造变形特征分析，明确了哈山山前带的构造特征。认为哈山山前带整体上可划分为浅层和深层2套变形系统，并发育早二叠世弱挤压、晚二叠世—三叠纪强烈挤压、侏罗纪—白垩纪挤压拗陷、新生代走滑冲断4个阶段。在构造特征分析基础上，根据钻井成果及地震资料解释，利用平衡剖面原理恢复了二叠系风城组的原始沉积范围，比前人认识扩大了约1000km²。并根据地球化学特征分析，整体评价风城组发育优质成熟烃源岩。根据烃源岩、断层、圈闭的空间配置关系分析了成藏主控因素，认为与油源断层相沟通的各类圈闭为有利的勘探目标。在此认识基础上，预测有利圈闭资源量达到亿吨级规模，大幅度提升了研究区的勘探潜力。

火焰山地区二叠系梧桐沟组沉积储层研究

王丽云，郭翔，阴学彬，王硕，石楠

2018, 25(1): 25.

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继Yb1井获得高产稠油油流之后，火焰山地区掀起了稠油勘探的热潮。研究表明，稠油油藏的富集程度与有利相带分布有明显的正相关关系。针对这一特征，通过应用“定物源—定沉积体系—定有利相带—定有利储层”层层细化的研究方法，首次对研究区的沉积储层进行了系统研究，落实了沉积体系的发育情况，并采用BP、SPR方法，开展了重点目标区储层预测工作，落实2个井位目标均获得成功，应用效果显著。同时指出了下一步的勘探方向，对火焰山地区的稠油勘探具有重要意义。

河西务油田WX井区沙四下段油气藏特征及主控因素

薛辉，肖博雅，徐乐，窦连彬，吕亚辉，郭朝志

2018, 25(1): 30.

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通过对地震资料的精细解释与构造成图，在解剖大量油气藏的基础上，利用油气成藏理论，对河西务油田WX井区沙四下段油气藏特征和主控因素进行分析，认为研究区沙四下油气藏是由断鼻圈闭形成的构造油气藏，油气藏沿主控断层发育，含油面积小，烃柱幅度低，平面上呈窄条状分布，具有分布零散、连片性差特点，在纵向上多期砂体叠置发育，形成多层系立体含油气格局，同时各油气藏具有各自独立的油水系统，无统一油水界面，流体性质和产能特征都存在差异，具有高温、超压的特点。沙四下油气藏受烃源岩、输导体系、温压系统等多种因素控制，烃源岩控制了油气藏的分布范围和富集程度，输导体系控制了油气运聚成藏方式和分布层位，地层温度不仅影响流体聚集相态，还控制油气的聚集位置，异常高压改善了储层物性，是有利的油气富集区带。

尼日尔三角洲盆地深水区褶皱过渡带油气成藏特征

马金苹，范洪耀，张翼，史瑞其，董朔朋

2018, 25(1): 36.

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由于尼日尔三角洲盆地深水区无井钻遇成熟烃源岩，因此烃源岩的分析一直是研究的难点，针对该难点制约了褶皱过渡带断裂体系和油气成藏模式分析等问题，笔者基于大量一手的钻井、油田和地震资料，运用区域构造和沉积分析相结合的方法，利用气油比反推法预测烃源岩发育位置的手段，得出油气平面上均富集在构造发育部位、垂向上主要富集在浅层层序、构造是成藏主控因素等结论，并建立了“逆冲+泥拱+正断层”逆冲上盘成藏、“泥拱+正断层”成藏、“泥拱+逆冲+正断层”逆冲上盘成藏、“逆冲+泥拱+正断层”逆冲下盘成藏、“逆冲”逆冲上盘成藏5种油气成藏模式。该研究成果为泥拱相关构造的油气勘探指明了方向。

粒度分析在致密砂岩储层及沉积环境评价中的应用

葛东升，刘玉明，柳雪青，王月胜，邵威

2018, 25(1): 41.

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针对鄂尔多斯盆地临兴地区致密砂岩气井多为中、低产井，石油地质认识不够深入的问题，以太原组潮汐水道砂体为研究对象，利用粒度分析资料，结合岩心观察、ＧＲ测井及物性参数，对临兴地区致密砂岩沉积环境及储层进行了评价。研究结果表明：研究区内太原组主要沉积一套中—粗砂岩，发育羽状交错及脉状层理，ＧＲ测井响应主要为微齿化钟形；砂岩粒级分布广，随平均粒径变大分选变差，物质的搬运方式多为滚动式，指示水动力条件较强的沉积环境，属典型的潮汐水道相沉积；物源主要来自研究区北部，研究区内太原组有利储层带位于ＬＸ－３６及ＬＸ－２８井区。该研究可为研究区太原组下步勘探开发提供参考。

川西坳陷回龙构造雷口坡组天然气成藏条件

胡烨，陈迎宾，王彦青，袁晓宇

2018, 25(1): 46.

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以区域地质研究为基础，通过三维地震解释并利用有机地球化学分析等技术手段，综合分析了川西坳陷回龙构造雷口坡组天然气成藏条件及其勘探潜力。结果表明，回龙地区海相烃源岩发育，纵向上沟通雷口坡组和下伏二叠系海相层系的烃源断裂及横向上雷口坡组顶部不整合面可作为油气的良好运移疏导体系，天然气成藏具有“双源供烃”的良好气源条件，且雷口坡组优质储层发育，并具有良好的生储盖组合。回龙构造圈闭类型好、断鼻圈闭面积大，且雷口坡组顶面岩溶缝洞发育区域与高部位相叠合。该区的研究及突破对于扩大川西整个雷口坡组的勘探范围和勘探领域具有重要意义，是下一步部署风险探井的有利目标区域。

四川盆地北部震旦系天然气勘探潜力分析

李辉，朱祥，李毕松，梅庆华

2018, 25(1): 52.

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四川盆地震旦系灯影组自川中高石梯-磨溪地区取得重大突破之后展现出巨大勘探潜力。当前川北灯影组仍处于探索阶段，为探讨川北震旦系天然气勘探潜力，通过钻井、岩心、野外剖面及地震资料综合解释，从烃源岩条件、沉积特征、储层特征和圈闭特征等方面讨论川北震旦系成藏地质条件。研究表明：川北地区下寒武统烃源岩厚度大，分布广，具备形成大中型气田的物质基础；古裂陷边缘灯影组丘滩复合体叠加古岩溶形成的优质储层广泛发育；盆内构造变形弱，盖层厚度大，保存条件较好；构造和岩性圈闭均发育，且资源量大。综合区域成藏条件研究，预测了川北灯影组有利勘探方向及区带，为该地区震旦系天然气勘探突破提供了依据。

柴西南地区下干柴沟组碳酸盐岩致密油储层特征

朱柳，李俊武，徐垚，魏毅，魏永辉

2018, 25(1): 58.

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柴西南地区下干柴沟组发育大面积的碳酸盐岩，具有形成致密油藏的潜力，但目前对该地区碳酸盐岩致密储层研究较少。通过碳酸盐岩普通薄片鉴定、铸体薄片鉴定及扫描电镜观察等手段，结合物性测试和压汞资料，对柴西南地区碳酸盐致密储层岩性、物性、孔喉特征及孔隙类型进行分析。认为柴西南地区碳酸盐致密储层具有低—特低孔、低—特低渗特征，致密油储集空间类型为晶间溶孔、晶内溶孔和微裂缝等，发育在斜坡带碳酸盐岩致密储层与研究区滨浅湖—半深湖相发育的暗色泥质生油岩形成源储共生关系，致密储层发育受沉积作用、成岩作用和溶蚀作用影响。沉积作用中，斜坡带处于半深湖—深湖沉积环境有利微晶或泥晶灰（云）岩发育，利于形成致密储层；成岩作用中，压实作用、碳酸盐胶结作用是控制致密储层的主要因素；溶蚀孔和裂缝成为致密油的主要储集空间。该研究能够为预测柴西南地区下干柴沟组致密油有利区域提供依据，为今后该地区致密油的勘探提供理论支撑。

缝洞型油藏物质平衡方程及驱动能量分析

郑松青，崔书岳，牟雷

2018, 25(1): 64.

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针对塔里木盆地缝洞型油藏驱动能量不明的问题，根据其地质特征及水体特征，简化底水处理，运用以原油地质储量为基数的油区综合压缩系数及以底水水体体积为基数的水区综合压缩系数，建立了物质平衡方程。提出了原油弹性驱动指数、底水弹性驱动指数和岩石弹塑性变形驱动指数的概念，实现了对缝洞型油藏不同驱动能量的量化评价。以塔河油田4区S48单元为例，对天然能量驱动类型进行量化分析。结果表明，塔里木盆地缝洞型油藏在开发过程中，储层岩石发生了塑性变形，岩石弹塑性驱动是其天然能量开发阶段的主要驱动方式。研究成果对塔里木盆地缝洞型油藏天然能量分析及能量补充具有借鉴意义。

特低渗表面活性剂驱潜力评价新模型

倪军，王成俊，高怡文

2018, 25(1): 68.

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岩石颗粒非均质性对水驱开发效果的影响

董利飞，何建华，金崯

2018, 25(1): 73.

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海上稠油聚合物驱交替注入参数优化研究

未志杰，康晓东，何春百，曾杨

2018, 25(1): 78.

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为进一步有效抑制海上稠油聚合物驱单一段塞连续注入产生的剖面返转，提高驱油效果，通过建立基于多相渗流Buckley-Leverett方程的多层油藏聚合物驱交替注入吸液剖面快速表征数学模型，开展了交替注入参数优化研究。结果表明：交替周期是影响吸液剖面与驱油效果的关键参数，合理的交替周期能够最大程度地抑制剖面返转，使稠油吸液剖面由倒“V”型转变为倒“U”型，可提高低渗层吸液量10%以上；最佳交替周期随渗透率级差升高而增大，随低渗层相对厚度增大而降低，进一步提出了最佳交替周期计算模型，并应用于渤海油田交替注入矿场试验方案设计。该研究成果对海上稠油油田聚合物驱持续高效开发具有重要的指导意义。

海上底水油藏自然递减规律分析

龙明，苏彦春，刘英宪，章威，陈晓琪

2018, 25(1): 85.

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针对海上底水油藏特高含水期实际递减率与理论递减率差异较大，油田开发后期产量预测困难的问题，应用VBA编程，建立了适用于底水油藏的生产概率模型，通过数理统计方法研究了油藏开发中自然递减率的累积概率分布规律。结合渤海Q油田底水油藏油井实际生产资料，分析了不同开发规模对储采比、采收率、含水率等参数的影响，考虑海上油田平台使用寿命，确定了海上底水油藏高效开发的采液速度下限。研究结果表明，该方法得到的自然递减规律在含水率为95%以下时基本维持稳定，当含水率达到95%时，自然递减率会迅速降低，与之前的研究成果存在差异。结合储采比、采收率、含水率、平台使用寿命等参数的影响，建议海上底水油藏应以不小于动用储量30%的采液速度进行开发。该研究对掌握油田开发规律及后期产量预测具有重要意义，为油田制订合理产能目标指明方向。

致密含水气藏产液评价模型及应用

董杰，岳湘安，丁景晨

2018, 25(1): 90.

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针对目前致密含水气藏产液评价方法单一、实用性差的问题，在气井产气、产液特征研究基础上，对产液进行静态、动态评价分类，并以此为基础，建立了致密含水气藏产液评价模型。针对模型中不同类型气井，制订了相应的排水采气思路和建议。将研究成果应用于大牛地气田D28井区，实施一个月后，目标区块日产气量由82.5×10⁴m³/d提高至86.6×10⁴m³/d，日产液量由412m³/d提高至447m³/d，气井生产时率由84.1%提高至87.3%。与现有评价方法相比，新模型可以同时描述气井产液静态特征和产液动态变化趋势，为致密含水气藏气井的精细分类和准确处理提供理论依据，具有现场应用价值。

特高含水阶段油藏水驱规律研究

黄迎松

2018, 25(1): 95.

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传统水驱特征曲线模型建立在油水相对渗透率比值与含水饱和度半对数直线关系的基础上，一方面没有充分考虑高含水—特高含水阶段特殊的油水渗流规律，另一方面缺乏反映岩心驱替过程本质特征的理论根源。针对以上问题，通过微观驱油实验分析水驱特征曲线本质特征，绘制了描述岩心驱替全过程的新型油水相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线，提高了拟合精度。应用Buckley-Leverett前沿推进方程和Welge平均含水饱和度方程，推导出新型水驱特征曲线关系式。实例应用表明，该新型水驱特征曲线预测的采收率更加准确，且在水驱特征曲线出现上翘趋势的初期就能有效预测采收率，突破了目前高含水期水驱特征曲线的局限，为高含水期油田开发决策提供依据。

正韵律油藏聚合物驱后泡沫驱超覆作用研究

李洪生

2018, 25(1): 100.

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为研究正韵律油藏聚合物驱后开展低张力泡沫驱的可行性，以正韵律油层发育的双河油田北块Ⅳ1-3层系为目标，采用数值模拟和室内物模实验方法研究了低张力泡沫驱超覆作用机理。结果表明，低张力泡沫驱存在超覆作用，可较好地动用采出程度较差的正韵律油藏顶部剩余油，超覆作用对提高采收率贡献占比为13.94%。实验结果进一步明确了低张力泡沫驱适宜的油藏条件，为区块筛选提供了参考。

渤海S油田聚合物驱受效井合理井底压力分析

张维易，王锦林，于晓涛，王晓超，李百莹

2018, 25(1): 104.

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为研究渤海S油田注聚合物阶段油井合理井底压力界限，利用油藏工程方法及数值模拟技术，推导了聚合物驱受效井合理井底压力界限的计算公式，并利用现场数据进行验证。研究结果表明，对于反九点井网条件下的聚合物驱受效井，其合理井底压力界限主要受地层压力、水驱阶段井底压力、注聚合物时机、含水率的影响。井底压力位于合理压力界限内的油井，聚合物驱效果较好。该研究成果为油田提高聚合物驱效果，扩大注聚合物区块提供了理论依据。

水平缝发育低—超低渗透油藏注水开发特征

郭粉转，刘滨，荆冠军，刘双双，王涛

2018, 25(1): 108.

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针对延长东部油田浅层水平缝发育油藏注水开发中存在的问题，根据矿场实践及测试统计结果，研究了该类储层裂缝分布规律，总结了不同于高角度裂缝和垂直裂缝发育油藏的注水开发特征。研究结果表明：该类储层中天然裂缝在物性较好的区域更易连续、成片集中分布。天然裂缝发育集中和连续区域的油井压裂破裂压力也相对较低，更易形成水淹区域；水平缝发育油藏注水开发中，裂缝发育区域周围的油井注水易形成多方向连片水淹，治理难度大，水驱效果较差。实践表明,水平缝发育油藏单靠平面井网优化难以有效避免注入水沿油井水窜，需寻求注采位置与沉积韵律和裂缝系统的纵向优化配置。研究成果对浅层水平缝发育低—超低渗透油藏有效注水开发具有积极指导作用。

巨厚潜山裂缝性油藏井网部署方法研究

焦松杰，丁祖鹏，李南，焦红梅

2018, 25(1): 112.

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针对开发井网部署难题，基于渗流机理结合数值模拟和物理模拟方法，对开发井型、注采井网和开发井位置进行研究，推荐部署一种“高部位微裂缝区采油、低部位大裂缝区注水的水平井立体交错井网”，其中水平井应与地层主裂缝方向成45.0°部署，开发井具体位置通过孔渗场计算裂缝区域定量分布的方法确定。模拟结果表明：大裂缝区注、微裂缝区采较微裂缝区注、大裂缝区采的开发井网15a累计多产油4.6×10⁴m³，相对增油达16%。研究成果对同类油藏开发井网部署具有一定的借鉴意义。

排水采气技术优选三维图版

王景芹

2018, 25(1): 116.

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为快速确定不同气井最优排水采气的技术及时机，通过对Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型优选和分析，得到了适合大庆油田的临界携液流量修正模型。利用该模型，建立了日产气量、水气比和井深的三维图版，结合不同排水采气工艺的技术界限，得到三维图版不同区域的排水采气技术。研究结果表明，修正模型适用于大庆油田气井的临界携液流量计算，准确率接近90%。该研究成果为大庆油田高效、快速开发提供了技术支持。

渤海南部中轻质油藏采油速度界限确定

阳晓燕，张建民，张占华，陈晓明，王龙

2018, 25(1): 121.

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为确定渤海南部中轻质油田的合理采油速度，建立了采油速度理论模型，结合Leverett函数式和相对渗透率经验公式，推导出采油速度、含水率以及递减率之间的解析表达式，并绘制了“采油速度-递减率”理论图版。研究表明：随着油田采油速度增加，产量递减率逐渐增大，含水上升加快，采收率逐渐降低；当采油速度大于6%时，油田采收率降幅明显。结合油藏数值模拟研究，明确渤海南部中轻质油藏采油速度界限为6%。该研究结果对油田开发方案编制、新油田开发策略制订以及老油田综合调整具有指导意义。

普通稠油弱凝胶调驱动态调控技术研究

张宏

2018, 25(1): 125.

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针对普通稠油油藏开发后期注水三大矛盾突出的难题，应用弱凝胶调驱技术改善水驱开发效果，在剩余油分布规律研究基础上，应用谢尔卡乔夫法确定适合弱凝胶调驱的反七点、150m井网井距，采用净水+杀菌+除氧技术提高弱凝胶成胶率，并不断优化注采参数、调整注采结构。现场实施后，23个井组日增油118t/d，含水率下降5.2个百分点，自然递减率下降14.7个百分点，采收率提高5.8个百分点。弱凝胶调驱调控技术的研究与应用为实现海外河油田调驱增产提供了可靠的技术支持，对同类油藏实施弱凝胶调驱具有借鉴意义。

基于模糊数学的海上稠油热采效果评价研究及应用

方舟，张彩旗，罗义科，吴金涛，屈继峰

2018, 25(1): 129.

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针对海上稠油热采评价体系“九参数法”内部指标具有复杂相关性的问题，通过评价指标无因次化得到“六参数法”，采用模糊数学方法评价“六参数法”指标权重，得到海上热采开发效果定量判断公式及分级标准。南堡35-2油田南区B31井应用该成果，二周期热采自喷期延长76d，自喷阶段增油1822.7m³。研究成果对海上稠油多周期吞吐的热采方案优化及延长自喷期有重要意义。

基于Lattice Boltzmann方法的页岩张性裂缝渗流特征研究

曲冠政，周德胜，彭娇，Randy Doyle Hazlett，Siwei Wu

2018, 25(1): 134.

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为深入了解张性裂缝结构中流体渗流特征，采用物理实验和数值模拟相结合的方法，系统研究流体在页岩张性裂缝中的渗流特征。将Barnett页岩岩心劈裂成张性裂缝，并采集裂缝面数据，将其作为物理模型，同时采用LBM-BKG方法D3Q19模型研究流体在张性裂缝中的流动。研究尺度依次为整体、截面、截线、离散单元体，考察各尺度下渗流场特征参数分布，并分析原因。研究表明：整体上，沿渗流横向和纵向上压力均呈线性分布，横向各截线上压力呈波动式线性分布，纵向截线上压力分布呈非线性；缝面端部局部区域会产生回流区，回流区与粗糙性及粗糙性变化程度有关；近平均速度的速度等值面间基本呈平行分布，速度较大时，等值面基本对应于端面相对平缓的区域；沿同一流线，渗流速度略有差别；整体渗流为稳态，不代表渗流场各处速度相等，离散的渗流单元体的渗流速度各不相同；三维粗糙性造成了渗流速度的三维分布，但主要以渗流方向和垂向上渗流速度为主。该项研究对深入理解页岩等裂缝发育储层的裂缝系统渗流具有重要意义。

松辽盆地北部致密砂岩高温高压吞吐渗吸实验

李斌会，付兰清，董大鹏，王瑞晗，鲁应平

2018, 25(1): 140.

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为明确致密砂岩储层的吞吐渗吸采油机理，优选最佳吞吐渗吸介质，建立了可准确模拟致密储层动态高温高压吞吐渗吸采油过程的物理模拟实验方法和装置，并选取松辽盆地北部致密砂岩储层天然岩心，开展了孔渗物性、油水黏度比、润湿性、渗吸体面比、渗吸介质及生产压差等因素对致密储层吞吐渗吸开发效果的影响实验研究。结果表明：松辽盆地北部致密砂岩储层吞吐渗吸采出程度随着孔渗物性的增加而增大，随着油水黏度比和渗吸体面比的增大而减小；相同物性级别的亲水岩心渗吸驱油效果好于亲油岩心；裂缝的存在可增加渗吸开发效果；在渗吸置换作用的范围内，提高生产压差对增加渗吸驱油效果的作用不显著，但可提高返排效率。研究认为，活性水的渗吸驱油效果好于低矿化度清水，低矿化度清水好于模拟地层水，胍胶压裂液滤液对储层有一定的伤害，其吞吐渗吸驱油效果较差，建议缩短压裂液在地层中的滞留时间。研究成果可为松辽盆地北部致密砂岩油藏吞吐渗吸开发技术的高效应用提供借鉴和指导。

海上多层合采油藏乳状液调剖性能定量表征

吴春新，崔名喆，杨东东，刘学

2018, 25(1): 146.

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针对海上油田多层合采时多孔介质中乳状液调剖性能定量表征的问题，建立了非均质实验模型，设计了不同渗透率组合、粒径匹配程度以及乳状液浓度的实验方案，基于物理模拟实验结果，引入了分流率和分流率改变系数的概念，定量表征了乳状液调剖性能。结果表明：随着渗透率级差增大和乳状液浓度增加，调剖性能增强，粒径匹配因子为1时乳状液调剖性能最好；在渤海X油田实施了乳状液调剖方案，实际结果与预测结果接近，误差小于5%。研究认为，乳状液调剖性能定量表征是一个非常复杂的问题，与乳状液的特征及储层的地质特征紧密相关，同时与工艺也存在一定的相关性，建议开展全面研究，更加真实地反映乳状液的调剖性能，实现油藏的高效开发。海上多层合采油藏乳状液调剖性能定量表征对乳状液调剖方案设计具有一定的参考价值。

黏弹性表面活性剂自转向酸增黏转向的判别标准

刘雪峰，吴向阳，朱杰，易爱文，陈栋

2018, 25(1): 150.

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黏弹性表面活性剂自转向酸酸液体系是油田酸化领域的研究热点，但在如何评价其是否达到转向效果及转向效果判别标准方面鲜有报道。将酸液在储层中的流动视为达西渗流，采用物理模拟实验和理论推导相结合的方法研究自转向酸增黏转向的原理，推导增黏转向的判别标准，并采用岩心并联实验验证判别标准的准确性。研究表明：必须同时满足pH值和阳离子浓度的要求，体系才能增黏；沿自转向酸液流动剖面上可将其分为高渗透区域、阻力区域、酸液滤液区域和原始地层区域，阻力区是实现自转向的关键；引入阻力孔隙体积倍数和无因次最大压力比推导了自转向酸均匀推进的判别依据；影响自转向酸实现理想转向的关键参数有无因次最大压力比、储层的渗透率和孔隙度等参数。自转向酸驱替后，并联岩心的渗透率均显著提高，根据推导的判别标准，判断该酸化处理并没有达到最佳转向效果。该项研究为深入掌握黏弹性表面活性剂自转向酸的作用机理提供了技术指导。

涪陵页岩气田西南区块压裂改造工艺现场试验

习传学，高东伟，陈新安，王海涛

2018, 25(1): 155.

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涪陵页岩气田西南区块具有断层发育、曲率及裂缝分布复杂等地质特征，压裂施工中滤失严重、加砂困难，压裂后产量偏低，主体区块压裂改造工艺适应性较差。在对已压裂井综合分析的基础上，采用暂堵转向压裂、定面射孔、优化粉陶用量和加入时机及优化段、簇间距等多种针对性措施，以达到降低施工难度，提高压裂效果的目的。现场应用表明：对于目前页岩气压裂工艺，暂堵剂加入次数不宜过多，有砂堵迹象后短时间内不宜加入缝内暂堵剂，簇间暂堵剂加入后需加入一定量的盐酸，降低施工泵压；簇间暂堵剂加入后，施工泵压响应明显，微地震结果显示转向效果明显；定面射孔方式在强曲率段效果较好；增加前期造缝阶段粉陶用量一定程度上可降低施工难度，提高综合砂液比；适当提前加入粉陶，结合阶梯控排量、胶液扩缝、中途变粒径等工艺，可有效降低压裂液滤失，降低施工风险，提升改造效果；对于井眼轨迹与最大主应力方向夹角较小的压裂段，适当放大段、簇间距，可提升压裂改造效果。该现场试验结果可为同类井的压裂改造提供依据和参考。

掺稀稠油井系统效率计算方法改进

刘玉国，任文博，袁波，李浩，杨志

2018, 25(1): 160.

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针对塔河油田掺稀稠油井系统效率测算中存在的问题，通过对SY/T 5264—2012《油田生产系统能耗测试和计算方法》中抽油井系统效率测算方法的深入研究，分析了现行抽油井系统效率计算标准不适合稠油井的原因，即未考虑抽油泵克服泵出口至井口的流动摩阻做功，导致稠油井有效功率和系统效率被低估。基于此认识，推导了考虑环空与油管内流体密度差、泵出口以上油管内摩阻和掺稀泵影响的有效功率与系统效率计算新方法，并进行了实例应用。该方法适用于稀油井、普通稠油井及掺稀稠油井，便于系统效率的横向对比，对于科学客观评价普通稠油井和掺稀稠油井的系统效率具有重要意义。

断块油藏高部位剩余油径向钻孔参数优化

杨志军，张凯，吴义志，龙涛，张黎明

2018, 25(1): 164.

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具有断裂系统复杂、类型多、地层倾角大等特点的断块油藏，其高部位剩余油能量弱、规模小、富集程度高。利用费用低、工艺流程简单、效率高的径向钻孔技术可对其进行有效开采。利用数值模拟技术对不同断块油藏高部位剩余油径向钻孔参数进行了研究。结果表明：垂向分支数随油层厚度增加而增加；垂向位置受油层厚度、油藏类型、注采条件等因素影响，但总体以油层中上部实施径向钻孔为宜；90°断块油藏最佳平面径向钻孔方式为1分支（中间），条带断块油藏最佳平面径向钻孔方式为3分支（夹角为60°）。该研究成果可为其他类似油藏径向钻孔提供指导。

适合强研磨性硬地层PDC-金刚石孕镶块混合钻头设计与应用

王滨，李军，邹德永，杨宏伟，王凯

2018, 25(1): 169.

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