陈涛

2018, 25(2): 1.

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通过对济阳坳陷230多口取心井的岩心进行观察、成分测试、物性统计等，对地层圈闭碎屑岩储集层风化过程、储集空间及物性变化规律进行了研究，结果表明：碎屑岩风化主要是长石、方解石等矿物的溶蚀、蚀变过程；由于风化前后矿物体积的改变，产生大量的次生孔隙和裂缝，是风化碎屑岩主要的储集空间；在原有母岩物性基础上，风化作用可使储集孔隙度在原有孔隙基础上最大增加20%，渗透率最大可以增加100×10^-3μm²；物性改善程度主要受岩性、埋深、不整合级别等多种因素控制，地表风化作用是地层油藏储层含油的关键因素。研究成果应用到高青油田等地层油藏的勘探部署中，取得了较好的效果，为该区增储上产创造了条件。

车排子凸起石炭系火山岩储层测井综合评价

汪勇，向奎，马立群，杨少春，庄圆

2018, 25(2): 7.

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针对准噶尔盆地车排子凸起石炭系火成岩勘探程度低、岩性复杂、储集类型多样、储层发育特征认识不清等问题，在岩石学研究和常规测井分析的基础上，综合运用多种岩性识别图版和ECS解释建立了研究区单井综合柱状剖面，确定了研究区石炭系火山岩地层孔隙度的ECS测井计算模型，利用电成像测井曲线精确计算了储层裂缝宽度、裂缝长度和裂缝孔隙度等参数，基于成像测井和多极子阵列声波测井判断了裂缝的有效性，明确了研究研究区不通地震反射的平面分布规律和储层发育有利区带。研究结果表明，该井综合评价方法能够连续准确地确定储层岩性，提高了储层评价精度，为研究区下一步勘探开发提供了科学依据。

鄂西鹤峰区块大隆组含页岩气地层潜力评价

许露露，刘早学，张焱林，邱艳生，段轲

2018, 25(2): 14.

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针对鄂西地区二叠系含有机质页岩地层研究较少的实际，对该区二叠系大隆组地层特征进行研究。首先对大隆组分布面积、厚度展布及地层特征进行了详细描述，并采集露头样品进行了地球化学、储层物性及含气量测试分析，最后对大隆组页岩气资源潜力进行了评价。研究表明：大隆组分布面积较小，厚度稳定，以黑色炭质及炭硅质岩为主，主要沉积于水体较深的浅海外陆棚相沉积环境；大隆组TOC平均值为6.03%，R_o平均值为2.29%，达到过成熟阶段，有机质类型为腐泥腐殖型和腐殖型；大隆组主要矿物为石英和黏土矿物，脆性矿物含量高；岩石孔隙度为1.45%～4.26%，属于低孔—特低孔储层；渗透率为0.00017×10^-3～0.00385×10^-3μm²,属于特低渗储层。样品等温吸附测试含气量平均值为3.76m³/t，页岩气潜在资源量为1654.8´10⁸m³。大隆组含页岩气地层研究可为鄂西二叠系页岩气的后续勘探开发提供依据。

塔里木盆地轮古西地区奥陶系断裂特征及其对油气富集的控制作用

罗枭，刘俊锋，张磊，王娜，程林

2018, 25(2): 19.

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针对塔里木盆地轮南古潜山轮古西地区奥陶系断裂解释存在的难点，利用最新的三维地震资料，结合区域构造背景，采用平面上参考相邻塔河地区的断裂发育规律，纵向上参考多层地震属性，对断裂进行了精细刻画和认识。结果表明：轮古西地区奥陶系断裂按形成时间分为中晚加里东期、海西期，按规模分为I级、II级、III级；同时，断裂对潜山地貌、沟谷水系、岩溶储层具有重要的控制作用，进而影响油气的富集成藏；断裂对油气富集的控制作用主要表现在I级及部分II级断裂控制油气的垂向运移通道，并通过控制古地貌影响油气的平面优势运移方向，而III级及另外部分II级断裂通过影响岩溶作用进而控制着碳酸盐岩缝洞型储层的发育和分布。该认识对轮古西地区碳酸盐岩油气藏的勘探开发具有一定的指导意义。

黔江区块龙马溪组页岩气保存条件研究

董清源，田建华，王锦喜，吴斌，刘军

2018, 25(2): 25.

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黔江区块位于川东南主要页岩气富集区，整体勘探程度较低。通过地质-地球物理技术，结合成藏分析、构造特征、盖层条件、地层水特征及天然气组分等因素，对工区龙马溪组页岩气保存条件进行探讨。结果表明：后期的构造作用是页岩气散失的根本原因，体现在大、小尺度断裂的沟通性、直接盖层的致密性和区域盖层的年代性3个方面；区内构造主要以NE—NNW断裂为主，呈现“东西分异、南北分块”的分布模式，东南斜坡区相对宽缓，断层及裂缝发育较少，埋深适中，盖层条件相对较好；天然气组分及地层水特征表明，优良的盖层及构造条件可以有效减缓页岩气散失和地层水侵入。在上述研究的基础上，建立了页岩气保存条件评价指标，并对研究区保存条件相对有利区进行了优选，对盆外向斜区域的页岩气钻探具有一定借鉴意义。

高分辨率层序地层学在录井随钻对比中的应用

王健，程建莉，戴荣东，肖建洪，郝金克

2018, 25(2): 31.

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针对胜利油田东部井区受开发方式调整和油藏类型等因素影响，导致录井现场地层划分与对比难以满足精细勘探开发需求的问题，基于高分辨率层序地层学理论，对正钻井进行高分辨率层序随钻地层对比，将沙四上亚段划分为1个长期、3个中期、6个短期基准面旋回，从而建立了研究区的高分辨率等时地层格架，实现了地层层序的等时划分与对比。研究表明：中期基准面旋回的变化控制了砂体的叠加样式及横向展布，有利于录井现场地层的划分与对比；短期旋回基准面的升降变化控制了砂体的类型，是预测油气层位置的重要依据。研究结果对胜利油区地层分析和界面卡取等有一定的理论和实际指导意义。

礁石坝地区构造特征及页岩气保存模式研究

刘鹏，吴佩津，彭钰洁

2018, 25(2): 37.

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针对焦石坝构造特征及页岩气保存模式认识不清的问题，选取焦石坝周缘砂岩样品及NW—SE向地质剖面，利用显微构造分析、平衡剖面技术，对焦石坝在地质历史时期应力方向、主要形变过程及形变时期进行研究。研究结果表明：焦石坝地区具有构造改造强度弱、改造时间晚、断层封堵性好、埋深适中以及良好的顶底板岩性组合的页岩气保存模式；在地质历史时期主要受NW—SE向的挤压应力影响，NE—SW向应力次之，主要形变期在120Ma之后，地层总缩短量为3.8km，缩短率为16.7%，其中65~85Ma（燕山晚期）是焦石坝主要隆升阶段。该研究对四川盆地周缘页岩气勘探开发具有重要指导作用。

克拉苏构造带超深储层构造主裂缝识别

周鹏，周露，朱文慧，罗海宁，王佐涛

2018, 25(2): 42.

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针对库车凹陷克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组储层垂向上裂缝之间发育特征和规模存在明显差异的问题,通过运用岩心、FMI成像资料的综合解析,在总结不同应力段的裂缝发育特征的基础上，明确了裂缝规模存在主次之分，提出了构造主裂缝的研究思路。研究结果表明：构造同时期形成的构造主裂缝是真正的渗流通道，通过构造倾角校正的方法将倾斜地层还原到水平状态，在剔除众多伴生缝、早期缝的基础上，抽提出规模大于平均裂缝规模、有效性高、倾向与构造倾向相反的构造主裂缝发育位置，为射孔位置优选及储层改造方案优化提供理论依据。

准噶尔盆地二叠系页岩气储层特征及潜力区优选

杜世涛，田继军，李沼鹈，来鹏，马群

2018, 25(2): 49.

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为探讨准噶尔盆地二叠系泥页岩分布、页岩气储层特征及潜力区优选，通过常规油气井岩性识别、样品实验数据和文献资料，分析了研究区页岩储层的分布面积、埋深、累计厚度、脆性矿物含量、孔隙度、渗透率、TOC、R_o、生气强度等参数。结合页岩气储层评价的最新观点，以国内外页岩气商业开发成功案例区的相关数据为对比依据，识别出盆地西北部玛湖凹陷至盆1井西凹陷一带和东南部的阜康凹陷—北三台斜坡一带为2个优势区块。根据研究区页岩气实际储层特征，综合考虑“木桶短板效应、补偿效应、风险最小化、利益最大化”有利区选择原则，最终将玛湖凹陷至盆1井西凹陷评价为首选有利区，阜康凹陷—北三台斜坡一带评价为次有利区。该研究对准噶尔盆地二叠系页岩气的后续勘探开发有一定指导意义。

准噶尔盆地西北缘石炭系风化壳特征及油气地质意义

梁舒艺，吴孔友，黄芸，冀冬生，伏小鹏

2018, 25(2): 56.

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针对准噶尔盆地西北缘断阶带石炭系风化壳储层主控因素及分布规律不明的问题，综合分析区域构造演化、岩心、薄片、试油和测井等资料，首次提出该地区石炭系风化壳结构自上而下分别为土壤层、水解带、溶蚀带、崩解带和母岩。其中，溶蚀带和崩解带是有利储集层的集中发育带，各类岩性均可形成裂缝和溶蚀孔洞并存的风化壳储层；其物性受母岩岩性和风化淋滤程度控制。石炭系风化壳主要分布于古隆起高部位、斜坡区和断裂发育区，其厚度一般为450m，断裂发育区的风化壳厚度可大于600m；风化壳储层物性决定油藏的规模。该认识明确了风化改造对储层的建设性作用，扩大了有利储层的岩类和空间分布，该研究对类似地区的油气勘探具有借鉴意义。

基于流态划分的页岩气井产量预测可靠性分析

庞进，李尚，刘洪，梁洁，赵子元

2018, 25(2): 60.

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页岩气井产量预测过程中，预测时间和排液数据干扰会影响不同地层流动阶段预测结果的可靠性，针对该问题，运用页岩气多级压裂水平井数值模拟方法，将页岩气流动划分为早期排液、线性流、复合线性流和拟稳态流4个阶段，并以实际页岩气井和PLE递减模型为例，利用不同流动阶段的产量对未来产量进行预测，得到不同地层流动阶段预测产量与实际产量的比较结果。结果表明：当地层流动达到复合线流以后，才能准确预测页岩气井长期拟稳态流阶段的产量；早期排液阶段的产量会对后期预测结果造成极大的错误，因此，在应用该方法进行产量预测时，需要把早期排液阶段的产量数据剔除掉。研究结果对页岩气井PLE产量预测模型的使用时间进行了界定，对页岩气井产量预测方法的时间范围选择具有指导意义。

特高含水油藏开发后期深部调驱+二氧化碳吞吐技术

刘道杰，史英，轩玲玲，王玉靖，李晓萌

2018, 25(2): 65.

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针对中高渗砂岩油藏进入特高含水开发后期，油藏优势渗流通道极其发育，常规控水稳油对策无法抑制含水持续升高的问题，利用深部调驱封堵优势渗流通道，改变液流方向，挖潜水淹路径绕流区剩余油，同时，利用CO₂吞吐降低原油流动性，提高井间驱油效率。研究结果表明：利用深部调驱+CO₂吞吐技术，可实现井间压力平衡，扩大驱替波及体积，达到降水增油的目的。该项技术在南堡凹陷Ng12油藏实施1a后，累计增油1.82×10⁴t，含水降低12.4个百分点，采收率提高1.6个百分点。研究成果对特高含水油藏进一步提高采收率具有重要意义。

油气水多相管流预测方法研究

王修武，罗威，刘捷，廖锐全，陈元虎

2018, 25(2): 70.

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为解决常用多相流计算方法对现场实测井预测存在较大偏差的问题，运用室内实验与拟合检验相结合的方法，开展了油气水多相管流系统性实验研究。对流型预测模型及其中2种具有持液率计算能力的预测模型（Beggs-Brill、Mukherjee-Brill）进行检验后发现，最适合的流型预测方法为Mukherjee-Brill模型，其准确性得到进一步验证；明确持液率预测的准确性是压降预测的关键因素。重新拟合得到的预测新模型，经现场实测数据检验表明，其平均相对误差为5.08%，较其他模型预测精度至少提高3个百分点，表明新预测模型具有较高的精度与可靠性。新模型能够为实际油气井的生产设计提供理论参考。

边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型

明瑞卿，贺会群，胡强法

2018, 25(2): 76.

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凝析气藏见水时间预测模型考虑反凝析作用，但忽略了高产井近井区域非达西效应的影响，造成见水时间预测产生偏差。针对该问题，运用气水两相渗流力学理论，综合考虑气相非达西效应和反凝析作用的影响，得到边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型。研究结果表明：预测边水凝析气藏高产井见水时间需考虑气相非达西效应和反凝析作用的影响，两者均会导致气体流速增大，见水时间变早。将新模型应用于A气田S45、AT11-6H、AT11-4井和AT11-2井，其计算结果相对误差小于8%，相比常用计算模型，精度提高了18.10%~39.34%，计算结果与现场实际数据吻合度高。研究成果对深入分析反凝析作用和气相非达西效应对凝析气藏边水推进的影响，预测边水凝析气藏的见水时间有重要的指导意义。

超稠油非均质油藏直井—水平井SAGD精细化调控研究

陶亮，李凌铎，袁玉晓，杨树波，任柯全

2018, 25(2): 80.

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针对风城油田重32井区齐古组超稠油油藏吞吐后期开发效果变差，转直井-水平井SAGD阶段精细调控不合理等问题，建立了先导试验区非均质油藏数值模型，对转SAGD后注采参数进行了优化。模拟结果表明，直井-水平井SAGD合理开发技术参数为：注汽速度为50t/d，井底蒸汽干度大于0.7，采注比为1.2，注汽方式为直井复合汽驱。将生产井分为见效井、见反应井、不见效井、汽窜井，对应治理措施为正常生产、调参提液、吞吐引效、控制关井。试验区转SAGD分类治理后，日产油量由69t/d升至128t/d，阶段油汽比由0.11升至0.21，大幅提高了开发效果。研究成果可有效指导超稠油非均质油藏开发现场精细化调控，对同类油藏直井-水平井SAGD开发具有重要的借鉴意义。

底水油藏水平井层内干扰定量表征及挖潜策略

何逸凡，石洪福，张吉磊，谢丽沙

2018, 25(2): 85.

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运用基于标准井的水驱曲线类比法定性评价了水平段动用不均程度，在此基础上，利用渗流理论及动态数据，建立底水油藏水平井高含水期储量动用程度的计算方法，定量分析水平井高含水期储量动用程度，达到了定量评价层内干扰的目的，进一步利用数值模拟和过路井的水淹结果证实了方法的可靠性。计算了Q油田实际水平井的高含水期储量动用程度，指导了3口井的增产措施及1口调整井的设计方案，3a来累计增油超过8.0×10³m³。该研究具有一定的矿场推广价值。

低渗火山岩气藏全周期产能评价方法

陈超，王彬，李道清，苏航，鲍颖俊

2018, 25(2): 90.

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受火山喷发多期性影响，火山岩气藏岩性变化较快，渗透率低，且平面非均质性强，造成气井产能差异较大。为延长气井稳产周期、降低水侵风险以及提高气藏最终采出程度，提出一种火山岩气藏全周期产能评价方法。该方法贯穿气井试气、试采、稳产降压、稳压降产4个阶段，通过优选试气评价和井底压力折算方法，以气井动态储量为基础，建立一套低渗火山岩气藏全周期动态理论模型，将气井实际生产分为降压稳产型、降压降产型、持续间开型以及水淹补层型4种类型，并依据政策界限进行生产预测。实践表明，该方法突破了采用无阻流量对火山岩气藏单一配产的局限性，不仅实现了对低渗火山岩气藏合理产能的定量评价，而且能够实现对压力的准确预测，为指导火山岩气藏稳产、配产提供了理论基础与技术方法。

修正的流动物质平衡法计算致密气藏动态储量

辛翠平，王永科，徐云林，施里宇，杜永慧

2018, 25(2): 95.

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流动物质平衡法广泛应用于压力测试和油藏物性缺乏的致密气藏动态储量的评价，但其忽略了天然气黏度和压缩系数的乘积随压力的变化，存在较大的误差。针对此问题，提出修正的流动物质平衡法，考虑了压力对天然气黏度和压缩系数的影响，并推导出修正的流动物质平衡方程。鄂尔多斯盆地致密气藏应用实践表明：流动物质平衡法计算结果偏小，气藏的生产压差越大，误差越大，最高可达22.76%；修正的流动物质平衡法计算的单井动态储量准确性高，误差小于6%，具有较好的实用性。该研究对于气藏合理开发方案的制订和经济高效的开发有重要的指导意义。

大倾角油藏重力作用对注水时机影响研究

程大勇，蔡晖，朱志强，刘东，孟智强

2018, 25(2): 99.

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针对重力作用对大倾角油藏注水时机存在影响的问题，运用物质平衡，得到重力作用影响下不同地层倾角油藏合理注水时机的定量计算方法，建立不同地层倾角的油藏数值模型。研究表明：重力作用影响下，油藏地层倾角越大，注水时机应越提前。将研究成果应用于渤海JZ油田6井区Ⅱ/Ⅲ油组，提前32d实施注水，与未实施提前注水的区块相比，平均单井日产油量提高10%以上，综合递减率仅为8.2%，采收率提高0.9个百分点。研究成果对大倾角油藏注水方案优化具有指导意义。

低渗透油藏井间动态连通性研究

陈存良，韩晓冬，赵汉卿，石洪福，吴春新

2018, 25(2): 102.

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低渗透油藏井间动态连通性的传统研究方法具有操作复杂、费用高、影响正常生产等缺点。为更加简单、快速地进行定量评价，考虑低渗透油藏流体流动存在的启动压力梯度和注水的时滞性及衰减性，在建立低渗透油藏拟线性产量计算模型的基础上，根据一阶电路原理和物质平衡原理，建立了累计产液量和累计注水量间的离散关系新模型。根据未知参数的物理意义设置约束条件，利用最小二乘法和粒子群优化算法求解新模型，得到连通系数。研究表明，连通系数可以定量表征井间的动态连通状况，现场应用结果与示踪剂测试结果、动态分析结果非常吻合。新方法利于现场推广应用，计算结果为油田后期调整提供了重要的技术支持。

对水驱曲线中童氏“7.5B”公式再认识和改进

马奎前，孙召勃，贾晓飞，吕征

2018, 25(2): 107.

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针对童宪章先生“7.5B”水驱地质储量公式准确性和适应性差的问题，综合考虑黏度、相渗曲线、原始含油饱和度、水驱波及系数等因素，推导出新的水驱地质储量计算公式。研究表明，利用值代替7.5，公式的适用性更强，陈元千方法和凡-任-姜方法均是新方法的特例。矿场应用表明，对于普通稠油油藏，童氏方法、陈元千方法和凡-任-姜方法计算的水驱动用程度均不合理或偏乐观，新方法计算的水驱动用程度更符合油藏的开发实际特征。新方法考虑因素更全面，能够更加准确客观地预测油藏水驱开发指标。

特厚层稠油油藏隔夹层识别研究

马成龙

2018, 25(2): 111.

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对于特厚层稠油油藏，隔夹层的存在是影响蒸汽腔发育和扩展、汽（气）液渗流差异的关键因素。以杜84块兴Ⅵ组为例，基于岩心资料、高密度井网资料以及开发动态监测资料等，对隔夹层进行定性识别。利用压汞和物性分析资料，采用Wall法确定隔夹层物性上限，结合测井响应特征，建立隔夹层定量识别标准，描述了隔夹层在平面和纵向上的分布特征。结果表明：研究区主要包含泥质隔夹层和物性隔夹层，平面上主要分布在试验区东南部和水平井部署区的东北部，其他区域零星发育；纵向上2小层发育多套隔夹层，隔夹层频率及密度大。针对隔夹层采取驱泄复合和压裂改造措施，可以有效扩展蒸汽腔的波及范围，增加可动用储量。该研究对改善稠油SAGD开发效果具有重要的指导意义。

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

邓景夫，李云鹏，贾晓飞，张国浩，王公昌

2018, 25(2): 116.

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基于复配菌的原油降黏效果分析

王卫强，丁影影，王国付，李佳

2018, 25(2): 120.

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为解决稠油黏度高、流动性差的问题，将一株降黏菌D-8与一株表面活性剂产生菌B-12进行复配得到复配菌DB8-12，并研究DB8-12的生长特性及其对原油降黏效果的影响。研究结果表明：D-8和B-12按3∶2比例复配，按3%接种量接种，在pH值为7.5，温度为35℃下培养3d后具有最大菌体光密度值；复配菌液按体积比为30%与原油进行混合，在45℃恒温水浴中及摇床转速为140r/min下振荡培养3d后即可达到最佳降黏效果，原油黏度由2120mPa·s降至810mPa·s，降黏率达61.8%；经复配菌作用后，原油大粒径所占比率显著降低，小粒径所占比率明显升高，宏观表现为原油黏度降低，流动性明显提高。DB8-12在原油中生长繁殖快、用量少、耗时短，可改善稠油的流动性能，能有效降低稠油开采及输送成本，具有较高的实用价值。该项研究对微生物降黏开采及输送技术的拓展研究具有重要意义。

致密砂岩储层渗吸稳定时间影响因素研究

周德胜，李鸣，师煜涵，邹易，刘顺

2018, 25(2): 125.

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针对致密砂岩储层闷井时间优化问题，基于长庆油田延长组致密砂岩储层岩心自发渗吸实验研究，统计了不同参数条件下岩样渗吸稳定时间，分析了渗透率、矿化度、模拟油黏度、界面张力等因素对渗吸稳定时间的影响。研究结果表明：渗吸稳定时间与渗透率呈“V”字型关系，渗透率小于0.2×10^-3μm²时，渗吸稳定时间随渗透率增大而减小，渗透率大于0.2×10^-3μm²时，岩心由于孔喉结构的影响始终未能达到渗吸稳定状态；置换液矿化度越高，由于盐浓度差的影响，渗吸稳定时间越长；饱和模拟油黏度越高，越不利于流体渗吸置换，渗吸稳定时间越长；置换液与饱和模拟油界面张力越小，渗吸稳定时间越短；影响渗吸稳定时间因素排序从大到小依次为渗透率、界面张力、原油黏度、矿化度。研究结果对致密砂岩油藏渗吸实验分析及单井体积压裂闷井生产具有一定的指导意义。

层理缝对页岩渗透率的影响及表征

朱维耀，马东旭

2018, 25(2): 130.

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层理页岩中发育层理缝，为研究层理缝对储层渗透率及产气量的影响，选取四川气田下志留统龙马溪组层理发育岩样，开展了层理页岩渗透率实验研究，并结合微观孔隙特征对岩样渗透率进行分析，在此基础上运用渗流力学理论，建立了考虑层理缝影响的渗透率模型。研究结果表明：层理缝是导致页岩渗透率各向异性的主要因素；层理缝长度及其与渗流方向的角度是影响岩样渗透率的关键因素，并与岩样渗透率呈非线性变化关系；鉴于层理缝对储层渗透率的影响及应力作用下易闭合的特性，建议在页岩气开发中合理控制生产压差，从而避免应力作用对产能的影响。该项目研究对页岩气产能预测以及合理制订开发方案具有指导意义。

氮气辅助蒸汽驱强化传热机理及成因探讨

王一平

2018, 25(2): 134.

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为探讨氮气辅助蒸汽驱强化传热机理及成因，开展了氮气强化蒸汽传热实验、氮气影响蒸汽冷凝实验。通过实验对比氮气与蒸汽注入方式的改变对岩心温度分布的影响，总结了氮气的强化传热机理；实验分析了氮气对蒸汽冷凝传热过程的影响，并在此基础上探讨了氮气强化传热的机理成因。研究表明：氮气与蒸汽混注时，氮气存在明显的强化传热机理，该机理可起到“缓释”蒸汽热量、扩大热波及以及提高远端地层温度的作用，其作用效果要强于氮气的隔热作用，且氮气含量的增加有助于强化传热效果的提升；氮气存在强化传热机理，主要是因为氮气能增加蒸汽冷凝过程中的传质传热阻力，降低蒸汽的冷凝传热系数，延缓蒸汽与岩石固体表面之间的热交换速度。实验结果为氮气辅助蒸汽驱开发方式的优化提供了参考。

南海西部低渗疏松砂岩油藏水平井合理生产压差研究

马帅，黄静，张风波，王雯娟，王世朝

2018, 25(2): 138.

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针对文昌A油田低渗疏松砂岩储层易出砂，难以确定合理生产压差的问题，运用岩石力学方法对水平井周岩石进行受力分析，结合Mohr-Coulomb、Drucker-Prager和Hoek-Brown准则进行剪切破坏判定，得到了全井段储层应力破坏理论下的临界出砂生产压差。分析井周储层孔隙内的非胶结砂粒受力情况，结合水平井产出剖面得到砂粒运移理论下的临界出砂生产压差。研究结果表明：水平井出砂受储层岩石强度、砂体粒度、井斜和产量等多方面综合影响。将研究成果应用于文昌A油田，计算12口水平井合理生产压差并配产，生产过程未监测到出砂。研究成果对同类低渗疏松砂岩油藏水平井合理生产压差研究具有一定指导意义。

聚合物驱后复合相态调驱体系提高采收率技术

曲占庆，雷锡岳，郝彤，叶卫保，温鸿滨

2018, 25(2): 143.

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针对聚合物驱后地层非均质性加剧，导致二次聚合物驱溶液极易窜流的问题，选择聚合物驱窜流控制剂（VPG）与聚合物（HPAM）组成的复合相态调驱体系，开展室内双管非均质岩心驱替实验和三管非均质岩心驱油性能评价实验，对聚合物驱后复合相态调驱体系提高采收率效果进行了研究。结果表明：复合相态体系可以显著改善并联岩心管的非均质性，低渗岩心的采收率提高幅度达到24.9%，总体采收率提高幅度大于8.0%；复合相态体系能有效封堵高渗岩心，减少聚合物溶液在高渗岩心中的窜流。该研究可解决二次聚合物驱溶液沿高渗层窜流的问题，扩大聚合物溶液的波及体积，为二次聚合物驱开发提供实验依据。

天然裂缝对水利裂缝延伸的影响研究

刘向君，丁乙，罗平亚，梁利喜

2018, 25(2): 148.

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基于水力裂缝与天然裂缝的等效平面力学理论，综合考虑裂缝剪切与张性破坏机制，建立水力裂缝延伸数值模型，对天然裂缝作用下的水力裂缝延伸方向、延伸形态进行综合分析。结果表明：当天然裂缝位于井周附近时，在水平最大应力方向上，天然裂缝在靠近井眼位置时，容易对水力裂缝产生转向作用，在水平最小应力方向上，天然裂缝远离水力裂缝延伸方向，对水力裂缝延伸的影响也逐渐减小；当天然裂缝与水力裂缝相遇时，在低逼近角条件下，水力裂缝易转向，并沿天然裂缝延伸，在高逼近角条件下，则易直接穿过天然裂缝；低裂缝强度和低水平应力比值条件下，天然裂缝对水力裂缝延伸影响更明显。通过大尺寸真三轴水力压裂实验对数值模型进行验证，数值计算结果与实验数据吻合良好，证明该模型的适用性。该研究成果可为天然裂缝发育储层水力压裂提供一定理论指导。

基于文丘里效应的自循环粒子射流钻井工具设计及模拟分析

李玮，李世昌，李卓伦，王新胜，朱岩

2018, 25(2): 154.

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为解决深井与超深井钻井机械钻速低的问题，基于文丘里效应，设计了井下自循环粒子射流钻井工具，建立了工具的物理模型与流体流动的数值模型，在设计工况条件下，利用有限元模拟方法，研究工具的可行性，并分析下喷嘴喷速的影响因素。结果表明：当上部喷嘴直径小于30mm时，工具能够实现文丘里效应，并在下喷嘴形成射流，验证了工具原理的可行性；随着喉管长度的增长，下喷嘴喷速先增大后减小；扩散管扩散角的大小对下喷嘴喷速影响不大；喉管直径对下喷嘴喷速影响很小，但当喉管直径小于40mm时，喉管直径与下喷嘴喷速呈负相关关系。该研究从理论上证明了基于文丘里效应的粒子自循环射流钻井工具的可行性，为下一步实际应用提供了理论支持。

钻井液浸泡对延长组页岩坍塌压力的影响

王平全，邓嘉丁，白杨，王建龙，青胜兰

2018, 25(2): 159.

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运用X射线衍射、微观扫描电镜实验，结合岩石三轴抗压实验，研究了清水及不同钻井液浸泡对鄂尔多斯盆地延长组页岩坍塌压力增量的影响，测试了不同钻井液浸泡前后的岩石强度，分析了地层坍塌压力变化情况，为钻井液的选择提供技术参考。研究表明：延长组页岩地层层理、裂隙发育，水相将沿裂缝或微裂缝侵入地层，一方面降低弱结构面间的摩擦力，进而削弱页岩的力学强度，导致井壁垮塌；另一方面，侵入的液相将产生水力劈裂作用，导致地层破碎，诱发井壁失稳。通过分析钻井液浸泡前后页岩应力应变曲线变化情况，能够更加详细了解页岩地层井壁不稳定机理，从钻井液密度、抑制性和黏结能力等方面为页岩气井防塌钻井液设计提供技术参考。

煤层气L型水平井新型杆式泵排采工艺及应用

刘国强，胡永彪，高尔斯，张胜林，王海涛

2018, 25(2): 164.

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针对煤层气L型水平井普遍存在的下泵位置受井斜限制、煤粉等固体颗粒卡堵泵、气体进入泵筒降低泵效、检泵周期短等问题，研制了一种新型水平井杆式抽油泵，并对其支撑座封总成进行了改进，配套设计了一种新型的煤粉滤过式气锚，形成了煤层气L型水平井配套的防泵漏失、防卡堵泵、防气体影响的杆式泵排采工艺技术。该工艺进行了3a现场试验，与前期常用的水力射流泵、电潜螺杆泵、普通管式泵、普通杆式泵等进行了综合分析对比。结果表明：新型杆式泵下入井斜达到70～82°，泵效达到45%～95%，平均检泵周期是原来的3.6倍且继续有效。该工艺较好地满足了煤层气L型水平井排采要求，工艺适应性和可靠性大幅提高，可进一步推广使用。

大井丛集约化效益建产开发方案优化与技术应用

李兴科，孙超，许建国

2018, 25(2): 169.

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随着近年来低油价及资源劣质化的双重压力不断加剧，面对难采储量油气资源，传统的开发技术、模式已经无法实现效益动用。吉林油田针对新区低品质资源难以效益动用的问题，采取非常规开发理念及技术，在新立地区Ⅲ区块为代表的常规低渗透油藏实践大井丛集约化效益建产现场先导试验，并从常规的油藏研究为主导、工程技术为支撑方式转变为以储层改造为主线的油藏、钻采、地面一体化联合研究和交互式方案优化模式，并建立了综合方案设计、资源组织、项目实施、设备研发等全过程的油气开发研究方法、工作程序和管理方式，实现了该区块提产量、提效益、降投资、降成本目标，并由此建立了低渗透油气资源效益动用新理念及新模式，对类似油田储量动用及开发具有重要借鉴意义。

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