当期目录

2019年 第26卷 第1期    刊出日期：2019-02-25

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综述

页岩气水平井多级压裂过程中套管变形研究综述

席岩，李军，柳贡慧，曾义金，李剑平

2019, 26(1):  1. 

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针对页岩气水平井多级压裂过程中出现的套管变形问题，运用力学实验手段以及数值分析方法，计算了多级压裂过程中套管强度以及应力变化，研究了环空束缚流体、岩性界面、温压交变、地层滑移对套管应力以及应变的影响。研究表明：页岩气井压裂过程中套管变形以剪切变形和挤压变形为主，变形点具有从趾端到跟端不断增多的分布特点，且部分位置变形情况随时间推移不断加剧；环空束缚流体、岩性界面显著提升了套管应力，但不是导致套管应力超过屈服强度的充分原因；套管应力超过屈服强度后，温压交变将会加剧挤压变形程度；断层沿天然裂缝或层理弱面滑移导致套管发生剪切变形，增加套管厚度或者采用分段固井方式有利于降低套管剪切变形风险。研究成果可为压裂过程中套管完整性设计及控制提供参考，具有重要理论和工程意义。

砂砾岩致密油藏地震预测技术综述

王静，张军华，谭明友，张云银，张营革

2019, 26(1):  7. 

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在大量文献调研和实际应用的基础上，对砂砾岩致密储层的勘探现状、地质特征、测井响应特点、地震相特征和预测方法进行了分析和总结。针对砂砾岩致密储层的预测方法主要分为属性分析和反演两大类。通过属性分析方法可以提取相干属性、最大振幅属性、波形分类属性、相对波阻抗属性等多种明显反映砂砾岩特征的属性，进而利用属性融合方法对砂砾岩储层进行综合预测；通过常规波阻抗反演、叠前弹性反演、叠前地质统计学反演等为代表的反演类方法，可以预测砂砾岩储层的空间变化情况，进而确定储层的连通性以及裂缝展布等。砂砾岩储层地质结构复杂，非均质性强，横向连通性差，储层预测难度大，对砂砾岩的主要特征进行了详尽描述，并对储层预测的方法进行了总结。研究结果对砂砾岩致密油的勘探具有一定的借鉴作用和指导意义。

地质勘探

柴北缘平台地区下干柴沟组下段元素地球化学特征及意义

陈波，薛雨见君，赵云南，钟萍，陈汾君

2019, 26(1):  12. 

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为查明柴北缘平台地区下干柴沟组下段古沉积环境演化及其对油气勘探的指示意义，综合运用对沉积环境反映敏感的主微量元素和碳氧同位素数据，对研究区的古气候、古盐度、氧化还原环境等古环境参数进行了综合研究。结果表明：气候指数表明研究区沉积时期干热和温湿气候共存，但整体上气候偏温暖湿润；锶、钡含量及δ¹³C_VPDB与δ¹⁸O_VPDB数据分析表明，沉积水体为盐度较高的淡水沉积；利用钒、镍、铬、钴等氧化还原判定指标的分析，反映研究区可能存在贫氧亚还原环境和富氧环境，但X衍射数据中仅出现反映氧化环境的赤铁矿，且利用钴元素估算的古水体深度大部分低于26m，结合岩心数据分析，表明研究区主要发育以氧化环境为主的辫状河浅水沉积体系；基于元素地球化学分析的古环境演化结果可知，干湿气候交替出现，造成湖平面升降频繁，粗粒心滩相与细粒河漫滩相可呈互层状分布，为有利的储盖组合发育创造了条件。该研究结果对指导研究区油气勘探具有重要意义。

金龙2井区火山岩储层特征及影响因素

张喜龙，侯文锋，朱国涛，李想，刘涛

2019, 26(1):  18. 

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为进一步了解金龙2井区火山岩储层特征，利用岩心、薄片、测井、储层物性及试油资料，对该区火山岩岩性、岩相、储集空间、物性特征等进行总结，在此基础上探讨了储层的影响因素。结果表明：佳木河组主要包括火山碎屑岩类和熔岩类2种类型，发育3个期次、4种岩相类型，纵向上爆发相与溢流相间互发育，平面上呈北西—南东向带状分布，第3期爆发相内的火山碎屑岩类为最有利储层；储集空间类型多样，主要有气孔、杏仁体内溶孔及高角度裂缝，储层物性总体较差，平均孔隙度、渗透率分别为10.55%、0.26mD，具有低孔、低渗—特低渗的特征，储层非均质性强；火山岩储层受岩性、岩相、高角度裂缝、风化淋滤及溶蚀作用综合控制，其中，岩性与岩相是储层物性的主要影响因素，高角度裂缝、断裂和古构造控制的风化淋滤及溶蚀作用对储层有一定改善作用。该研究结果为研究区火山岩勘探开发奠定了地质基础。

西加盆地泥盆系页岩气储层最优化测井解释

淮银超，张铭，谭玉涵，谭天，张洪涛

2019, 26(1):  24. 

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针对西加盆地泥盆纪页岩气储层矿物和流体分布复杂、常规解释精度低的问题，依据XRD分析数据与测井识别建立了页岩气储层多矿物模型，构建了最优化测井解释目标函数。采用最优化方法求解最优目标函数，获得了西加盆地泥盆纪页岩气储层的矿物组分、流体含量及对应理论测井曲线。对比岩心分析与最优化解释结果可知，二者相对误差为3.17%～7.32%，反映出最优化测井解释方法在西加盆地泥盆纪页岩气储层中应用的有效性与适用性。该项研究为西加盆地泥盆纪页岩气储层物性参数分布、矿物含量以及可压裂性研究提供了技术支持。

珠江口盆地白云深水区构造-岩性油气藏特征及成藏模式

陈亮，庞雄，韩晋阳，冯轩

2019, 26(1):  30. 

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近年来，珠江口盆地白云凹陷构造-岩性油气藏的勘探获得较大突破，针对白云深水区构造-岩性油气藏发育机理及成藏主控因素认识模糊的现状，通过对白云凹陷已证实的构造-岩性油气藏的解剖，结合区域构造背景及深水环境下储层发育特征，对白云深水区东部的构造-岩性油气藏特征做了总结。研究表明：白云深水区东部发育继承性近东西向鼻状古隆起构造背景，珠江组下段SQ21低位体系域沉积期,在陆坡深水环境下发育近南北向展布的水道复合体砂岩、扇朵叶砂岩储层及大型泥质充填深切峡谷，在这种构造背景及沉积环境下，发育3类构造-岩性油气藏：水道型构造-岩性油气藏、水道侧封型构造-岩性油气藏、扇朵叶型构造-岩性油气藏；构造-岩性油气藏的发育主要受控于优质深水砂岩储层、长期古隆起背景和“流体底辟+断裂+构造脊+不整合+砂体”复合油气输导体系；白云主洼生成的油气，在晚期活动断裂和底辟作用下，由深部运移至珠海组—珠江组横向疏导层，沿长期鼻状隆起带的构造脊向鼻状构造带的高部位逐渐爬升，油气在运移途中被SQ21水道型、水道侧封型及扇朵叶型构造-岩性圈闭捕获，多种类型油气藏在同一构造背景下，形成由西向东逐级抬升的“阶梯状”复式构造-岩性油气藏带。该研究对中国深水盆地岩性油气藏勘探具有较好的借鉴及指导意义。

准噶尔盆地西北缘二叠系风城组储层发育特征及油气富集因素

李学良，张奎华，林会喜，张关龙，侯读杰

2019, 26(1):  37. 

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为了明确准噶尔盆地西北缘二叠系风城组储层的发育特征，分析控制油气富集的主要因素，指导下步勘探开发，通过钻井、岩心、薄片和扫描电镜等资料的观察与分析，对储层的岩石类型、储集空间、物性特征及其对油气富集的控制作用进行了研究。研究表明：研究区内二叠系风城组储层类型主要包括碎屑岩、云质岩和火山岩，储集空间主要为原生孔隙、溶孔和裂缝；碎屑岩储层整体为低—中孔隙度，平均值为7.32%，粒内溶孔是其主要储集空间类型；云质岩储层孔隙度平均值为4.62%，溶孔和裂缝是其主要储集空间类型；火山岩储层孔隙度平均值为2.60%，溶孔和裂缝是其主要储集空间类型；优质储层控制了油气富集成藏，物性较好的储层含油性好。在此基础上，讨论了沉积作用、成岩作用以及构造作用对优质储层的控制作用，并预测了不同类型优质储层的空间展布。该研究对准噶尔盆地西北缘二叠系风城组储层下步勘探部署有较强指导意义。

埕岛油田东南部馆上段河道砂体储层预测技术

武群虎，高喜龙，杨启浩，李琳艳，刘少斌

2019, 26(1):  45. 

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针对埕岛油田东南部馆上段河道砂体储层预测较为困难的问题，在分析储层基本特征和地球物理特征的基础上，采用均方根振幅属性、分频属性、地层切片、地震波形指示反演以及三维可视化显示等技术，对馆上段河道砂体储层进行了定性和定量预测。研究结果表明：地震属性对储层的平面展布刻画较为清晰，地震波形指示反演技术使储层的纵横向识别精度同步提高，三维可视化技术可快速直观地对地震属性和砂体进行合理地质解释。综合预测结果与已钻井具有很高的符合率，克服了单一属性预测所带来的多解性和不确定性，可为油田精细勘探开发提供有效技术支撑。

车排子凸起东翼石炭系稠油特征及成因分析

徐佑德

2019, 26(1):  50. 

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针对车排子凸起东翼石炭系稠油特征、分布规律及其成因机理认识不清的问题，利用地质、地球化学等技术手段，对区内稠油物性特征、族组成及生物标志化合物进行了精细研究，剖析了稠油成因机理、稠化过程与稠化模式。研究结果表明：车排子凸起东翼石炭系原油主体为高密度、高黏度、低蜡、低硫稠油；严重的生物降解是石炭系原油稠化的主要因素，氧化作用、水洗作用对原油稠化的贡献较小；石炭系原油经历了两期充注与稠化过程，分别为古近纪末、新近纪末红车断裂带构造拉张产生系列小断层，破坏了油藏平衡，古油藏调整后充注成藏，运移过程中遭受严重的生物降解形成稠油。研究成果对该区下步勘探部署具有重要指导意义，同时可为研究复杂稠油成因提供重要参考。

委内瑞拉奥里诺科重油带M区块新近系沉积储层特征

李永豪，陈和平，黄文松，徐芳，孟征

2019, 26(1):  57. 

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针对委内瑞拉奥里诺科重油带M区垂向演化不明、中部储层分布规律不清的问题，利用地震精细解释和测井相描述的方法，结合岩心上的沉积现象，明确了研究层段沉积体系类型和垂向演化过程。研究表明：中新统Oficina组Morichal段下部O-13、O-12砂组发育远源砂质辫状河河控三角洲沉积，发育辫状河道、心滩砂坝等优势砂体，平面上砂体呈南西—北东向大面积连片分布，Morichal段上部O-11S砂组处于海侵体系域时期，海平面上升快，发育潮汐影响的辫状三角洲沉积，泥质或粉砂质细粒沉积较多，Jobo段为高位体系域时期，海平面由上升逐渐转化为相对下降，发育潮汐沙坝、潮汐水道。储层的发育程度直接受控于沉积微相，随着海平面的上升，由下至上，储层非均质性逐渐增强。该研究可为油藏高效开发和类似沉积研究提供参考。

准西地区苏13井区石炭系储层发育特征研究

陈林

2019, 26(1):  63. 

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为提高准噶尔盆地西缘苏13井区的勘探效果，综合利用测井、录井、岩石薄片、扫描电镜、X衍射以及三维地震等资料，对准噶尔盆地西缘苏13井区石炭系岩性发育特征、储集空间类型、储集物性特征以及有利储层控制因素等进行了系统研究。结果表明：研究区石炭系岩性以凝灰岩、沉凝灰岩、凝灰质砂岩、凝灰质泥岩及泥岩为主；储集空间类型以裂缝为主；有利储层主要受岩性和构造作用控制，凝灰质砂岩和凝灰岩为有利储层的主要发育岩性，构造作用形成的应力集中带为构造裂缝发育的有利区，即不同走向断裂的交汇处或者断裂密集发育区为裂缝的有利发育区；由于苏13井区石炭系发育的各类岩性中易溶组分的含量均较低，不易发生溶解作用，导致风化淋滤作用和溶蚀作用对储层发育的影响较小。研究成果可为研究区石炭系有利储层预测及下一步勘探部署提供重要指导。

琼东南盆地浅水区与深水区烃源岩热演化差异性影响因素研究

梁刚，甘军，李兴，刘庆，张志荣

2019, 26(1):  69. 

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为找出琼东南盆地浅水区与深水区烃源岩有机质热演化差异原因，在综合开展琼东南盆地构造演化、沉积充填与地球化学特征研究基础上，对影响烃源岩有机质成熟度的各要素进行逐一分析。结果表明,深水区高地温梯度、低沉积速率背景对有机质热演化有明显的促进作用，而深水区低海底温度对有机质热演化有一定的抑制作用,超压对有机质热演化作用不明显。综合盆地模拟各要素表明，深水区有机质热演化程度明显高于浅水区，深水区生烃门限浅的特点扩大了深水区烃源岩成熟面积，增加了烃源岩的生排烃量，从而提高了盆地的资源潜力。研究成果对其他深水盆地的烃源岩热演化相关研究有很好的借鉴意义。

柴北缘冷湖七号—南八仙地区构造特征及油气勘探方向

白亚东，杨巍，马峰，石正灏，王兆兵

2019, 26(1):  75. 

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冷湖七号—南八仙地区是柴达木盆地北缘主要的含油气区带，南八仙地区含油气层系多，从基岩到浅层均有油气发现，而冷湖七号地区目前仅在古近系中获得工业气流。利用地震资料解释、构造演化史恢复及含油气性分析等方法，对该地区的构造特征进行对比研究。结果认为：冷湖七号地区和南八仙地区均发育深、浅2套构造样式；但南八仙为古隆起背景下的早期构造，其深层挤压隆升构造和浅层滑脱构造均易形成油气富集区，而冷湖七号古构造背景不明显，其构造高点在深、浅层发生偏移，认为深层背斜或断背斜圈闭更有利于油气成藏。基于上述构造特征及成藏差异性研究，提出了冷湖七号基岩天然气勘探的新方向，拓宽了该区油气勘探领域，对该区今后的油气勘探具有一定的指导意义。

鄂南镇泾地区长₈油组沉积格架与储层质量的关系研究

邹敏，夏东领，庞雯，吴胜和，钱玉婵

2019, 26(1):  80. 

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沉积格架与储层质量关系研究较少，综合运用岩心、测井及地球化学分析资料，对镇泾地区长8沉积格架与储层质量关系进行研究。研究结果表明：根据单套砂体与有效泥岩隔夹层发育情况，长8小层沉积格架可划分为单层式、夹层式和互层式3类；储层质量较好段多位于单套式砂体中部；单套砂体的厚度与储层质量较好段的厚度、物性呈明显的正相关关系，当单套砂体厚度小于7m时，储层质量较好段基本不发育；压实和钙质胶结作用是储层质量受控于沉积格架的主要机理，压实作用从整体上控制了储层质量，砂体厚度大更有利于储集空间保存，从而形成优质储层，单套砂体顶底部钙质胶结比较发育，钙质胶结砂岩的厚度与相邻泥岩隔夹层的厚度相关系较好；砂岩与相邻泥岩碳氧同位素表明泥岩的压实排水是钙质胶结形成的主要原因。该研究建立了不同类型沉积格架与储层质量的关系，阐明了储层质量受控于沉积格架的机理，为少井条件下有利区优选奠定了基础。1和长821和长82小层

准中地区三工河组浅水三角洲沉积模式及油气勘探意义

郑胜

2019, 26(1):  87. 

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为建立准噶尔盆地中部地区侏罗系三工河组沉积模式，运用古生物资料统计、古构造恢复、岩心及野外露头观察、粒度及测井曲线分析等手段，对准中地区侏罗系三工河组大型三角洲发育背景、沉积特征、微相展布等进行了研究。结果表明：准噶尔盆地三工河组沉积期具有盆大、水浅、坡缓、物源充足的沉积背景；三角洲具有前缘相带为主，水下分支河道微相发育，横向分布广泛，纵向多期次叠加，少见河口坝沉积的特征，属于典型的浅水三角洲沉积模式。并在此基础上对成藏条件进行了探讨，认为研究区三工河组二段发育良好的储盖组合、有效的运移通道和优质的烃源岩，具有广阔的勘探前景。

致密油“甜点”多属性融合预测技术

韩飞鹏，宋光建，吴振坤，沈玺琳，韩飞程

2019, 26(1):  94. 

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新疆准噶尔盆地J凹陷致密油储层存在“甜点”预测不准、单井产量差异大的问题，影响油田规模效益开发。通过系统分析研究区钻井与地震等大量基础数据，确定了影响“甜点”预测的5个关键属性，并对属性进行分类和RGB颜色融合分析，得到“地质甜点”和“工程甜点”预测结果，进一步融合得到综合“甜点”区，并由此形成了致密油“甜点”多属性融合预测技术。研究区勘探评价井压裂后的生产效果表明，勘探开发评价井压裂效果和综合“甜点”区预测结果吻合程度较高。在此基础上，2017年，在Ⅰ类综合“甜点”区部署2口水平井，压裂改造后效果良好，进一步验证了“甜点”多属性融合预测技术的可靠性。该“甜点”预测技术准确可靠，对致密油后期开发评价及产能建设井位部署具有很强的指导作用。

油藏工程

盲端孔道内粘弹性聚合物驱油两相渗流规律

钟会影，李园园，尹洪军，孟宪威

2019, 26(1):  100. 

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已有的聚合物溶液单相渗流理论与实验研究均已证实聚合物的弹性特征能够扩大其在多孔介质内的波及效率。在黏弹性聚合物溶液单相渗流理论的基础上，针对黏弹性聚合物溶液、原油两相流动中弹性对两相渗流的作用机制问题，建立了黏弹性流体、牛顿流体的两相渗流控制方程，用VOF方法进行两相界面追踪，以OpenFOAM为平台，运用有限体积法对控制方程组数值求解，研究了黏弹性聚合物溶液在盲端孔道内的流动规律。从饱和度分布、速度分布、驱替压差和第一法向应力差变化特征方面,揭示了黏弹性聚合物溶液的微观渗流机理。结果表明：随着松弛时间的增加，即聚合物溶液弹性的增大，两相界面向盲端内部扩展越深，驱油效率越高；当驱替时间达23.0s时，松弛时间为0.100s的聚合物溶液驱油效率，比松弛时间为0.001、0.010s时分别高19.0%、9.2%；聚合物溶液的弹性越大，附加压降越大，其第一法向应力差也越大，在一定程度上可提高驱油效率。研究结果为油田三次采油聚合物驱油体系设计、筛选提供了重要理论支持，同时有益于丰富黏弹性聚合物溶液的驱油机理。

考虑基质收缩效应的煤层气藏产能评价

李陈，赵刚，陈丽群

2019, 26(1):  106. 

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针对基质收缩效应严重影响煤层气藏产能评价和预测的问题，运用稳态扩散和达西渗流规律建立煤层气藏压裂直井基质扩散方程和裂缝系统渗流方程，引入新的拟时间函数来解决物质平衡方程中存在变量的问题，在保证精度的情况下提高了计算速度，得到了煤层气藏有限导流垂直裂缝井不稳定渗流压力及产量的解析解。结合时间叠加原理，实现了实际生产数据与理论数据的拟合。将研究结果应用于评价及预测实际煤层气藏产能，结果表明：基质收缩效应对产能评价和预测的影响主要发生在生产的后期，并且会使得渗流区域渗透率增加，提高了地层能量的利用率。适于基质收缩型煤层气藏压裂直井的产能评价方法，对煤层气藏开发和产能评价具有重要意义。

一种刻画SAGD蒸汽腔发育3D形态的新方法

陈雄，刘欣，牛凌燕，陈波，毕小峰

2019, 26(1):  111. 

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SAGD开发技术被广泛应用于国内外稠油油藏开发，开发过程中监测SAGD蒸汽腔形态是判断其开发状态、调整注采工艺的重要依据，但传统微地震解释时间间隔长，成本高。针对上述问题，通过构建一维可移动边界热传导模型，利用SAGD观察井井温监测资料，计算出蒸汽腔移动即时速度和位置，调用Mathlab编程，得到蒸汽腔3D实时形态，建立了一种可刻画SAGD蒸汽腔3D形态的新方法。将研究结果应用于新疆风城油田FHW106井组,计算出蒸汽腔边界平均移动速度为0.0001~0.008m/d，蒸汽腔形态与微地震解释结果相符合。该研究成果对稠油SAGD的开发具有一定的借鉴意义。

砂质辫状河储层构型对流体运动的控制作用

龙明，许亚南，刘彦成，王美楠，陈晓祺

2019, 26(1):  116. 

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针对开发后期流体运动规律及储集层内部剩余油分布复杂的问题，以渤海Q油田馆陶油组砂质辫状河储集层为例，根据落淤层分布样式，建立机理模型,通过数值模拟及油藏工程方法，从横向、垂向2个方面定量研究了储层构型模式对流体运动的控制作用，得到砂质辫状河储层构型模式控制系数的表达式。研究结果表明：砂质辫状河储层构型模式的横向控制作用随着落淤层的厚度、落淤层水平宽度、落淤层频率、地层倾角的增加而变强。当落淤层厚度大于10m，且落淤层垂向渗透率小于100×10^-3μm²时，落淤层对流体的垂向控制作用较强，完全抑制了底水能量，不具备提液潜力；当馆陶油组落淤层厚度小于1m，垂向渗透率大于100×10^-3μm²时，落淤层在垂向上对油井生产无影响，无法抑制底水能量，容易形成底水锥进。该研究对掌握油田开发后期剩余油分布规律及增产挖潜具有重要意义，可为油田开发后期综合调整指明方向。

基于最大净现值的水驱多层油藏均衡驱替方法

陈存良，王相，刘学，张伟，杨贯虹

2019, 26(1):  122. 

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由于储层物性及开发条件的差异，注入水在多层油藏各小层的驱替并不均衡，层间矛盾突出，直接影响油田的开发效果。传统基于均衡驱替的生产指导多为定性的经验认识，无法定量化描述驱替均衡强度，为此，提出了基于最大净现值的水驱多层油藏均衡驱替开发理论。从指数型渗流表征方程和达西渗流定律出发，根据物质平衡理论推导出注采平衡条件下注水开发动态描述方程，在此基础上，建立了注水开发动态数据与油田开发净现值的关系式，以最大净现值为目标，求解得到水驱多层油藏达到均衡驱替的条件，并进行了注水方案研究。研究表明，实现均衡驱替时，注入水驱油效率最高，净现值最大。在渤海海上油田F3井组进行了成功应用，井组日产油平均增加20m³/d，含水率平均下降3.5%，起到了较好的增油降水效果。研究成果为油田均衡驱替评价提供了定量标准，对水驱油田开发具有一定的技术指导价值。

基于粒子群算法的综合调整方案优化方法

张善义，兰金玉，李冰

2019, 26(1):  126. 

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针对特高含水后期综合调整方案考虑因素多、实现产出投入比最大化难的问题，运用粒子群算法，以增油量目标、增液量目标、增注量目标、作业费用等为约束条件，建立了基于粒子群算法的综合调整方案多目标优化模型。将研究成果应用到大庆杏南油田综合调整年度方案中，利用文中方法比人工优化少实施16井次，年度多增油0.2×10⁴t，年度少产液0.2×10⁴t，自然递减比计划低0.01个百分点，年均含水比计划低0.03个百分点，产出投入比由过去的2.61:1.00提高至2.91:1.00，取得了较好的效果。研究成果对提高综合调整方案的质量和效率具有重要指导意义。

基于不同裂缝发育程度下周期注水注采参数优化研究

房娜，张占女，程明佳，朱志强，程奇

2019, 26(1):  131. 

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针对裂缝性油藏非均质性强，裂缝发育程度对周期注水开发效果影响较大的问题，利用数值模拟软件，建立实验室条件下数值模型，反演三维物理模拟水驱油实验。在此基础上对比不同裂缝发育程度下周期注水增油效果，实现不同裂缝发育程度下周期注水注采参数定量优化（包括注水时机、注采比和间注时间）。研究表明：与常规注水相比，裂缝分布越不均匀，储层非均质性越强，周期注水增油降水效果越明显；注水时机对采收率的影响表现为单调性，注水间歇和注采比对采收率的影响表现为非单调性，合理的间注时间为65~105d，注水阶段合理的注采比为1.64~1.96。裂缝分布越不均匀，间注时间相应延长，注采比相应减小。研究成果指导了锦州A油田优化注水工作，老井区实现累计增油6.9×10⁴m³，含水率降低7.2%，新井区预计采收率可以提高1.3%。研究成果对裂缝性油藏开展周期注水矿场实践具有重要的指导意义。

渤海油田层间干扰物理模拟研究及应用

缪飞飞，黄凯，胡勇，张吉磊，王美楠

2019, 26(1):  136. 

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为解决海上稠油油田高含水阶段层间干扰突出，导致采油速度低、水窜加快、产量递减快及采收率低的问题，开展可视化的水驱油物理模拟实验。结合油藏工程方法和数值模拟技术，对海上复杂河流相油田多层合采条件下层间干扰的主要因素进行分析，研究渗透率级差、黏度级差及油藏底水等主控因素对层间干扰的影响规律。研究表明，渗透率级差、黏度级差大于3，层间干扰明显增强，驱油效果变差；多层合注合采油田含水率在60%～80%为干扰系数转折点，含水率大于80%，层间干扰明显增大，通过增大生产压差生产，在一定程度上可降低层间干扰，改善开发效果；底水发育对层间干扰非常严重，不同油藏类型合采时，越早关闭底水油藏，越有利于改善开发效果。研究成果成功指导了渤海A油田细分层系的开发调整，并取得了显著的开发效果，对类似油田开发调整策略和措施制订具有指导意义。

压裂输砂与返排一体化物理模拟实验研究

吴春方，刘建坤，蒋廷学，吴峙颖，侯磊

2019, 26(1):  141. 

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为了研究压裂和返排过程中支撑剂在裂缝中的运移、沉降和回流规律，自主研制了“YF-1”型压裂输砂和返排一体化模拟实验装置，在模拟储层温度、闭合应力和滤失情况下，开展了不同裂缝宽度、压裂液黏度、支撑剂类型、排量和出砂临界流速等因素在输砂和返排过程中对砂堤剖面的影响实验。实验结果表明：输砂和返排过程中，液体黏度是影响砂堤剖面的最主要因素，其次是支撑剂粒径和排量，裂缝宽度对砂堤剖面的影响最小；在返排过程中，液体黏度越小，出砂临界流速越大；缝宽和支撑剂粒径越大，出砂临界流速越大，在压裂后放喷时，应保证压裂液完全破胶，避免出砂。研究结果为压裂液优选、压裂施工参数优化、支撑剂优选及压裂后返排制度的制订提供了依据。

钻采工程

涪陵页岩气田压裂后闷井工艺适应性初探

马莉，张驰，刘敦卿，廖如刚

2019, 26(1):  147. 

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利用X射线衍射、扫描电镜，结合自发渗吸、核磁共振实验，研究了涪陵页岩气储层特性及其对压裂液渗吸和扩散的能力，探索了涪陵地区储层的渗吸及孔隙内部压裂液流动规律，评价了涪陵地区页岩气储层压裂后闷井的潜力，分析了储层物性对压裂后闷井效果的影响，并开展了压裂后闷井试验。结果表明：涪陵页岩气储层具有一定的压裂后闷井的潜力，压裂后闷井可有效降低试气阶段的压裂液返排量，增强储层与压裂液的相互作用，增加初期测试产量；层理和微裂隙发育程度、储层改造效果是影响闷井效果的关键因素，储层对压裂液的渗吸、扩散以及储层微裂隙的诱导是增强产能的关键机理。该研究结果可为其他地区开展压裂后闷井提供依据和参考。

致密砂岩储层压裂有限离散元分析

薄江伟，罗明良，温庆志，房堃，徐胜强

2019, 26(1):  152. 

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利用传统数值模拟方法评价致密砂岩储层压裂效果时，存在裂缝不能交叉的问题。有限离散元（FDEM）法结合了有限元和离散元的优点，能够将有限元建立的连续性材料模型转变为离散元的非连续性材料模型，可模拟储层岩石的变形、破裂和裂缝的萌生及扩展，可解决该问题。基于某致密油气藏的地质资料，运用有限离散元方法研究水平地应力差和压裂液黏度对水力压裂裂缝形态的影响。结果表明：水平地应力差为0～8MPa时，随地应力差的增大，缝长呈现先增大后减小的趋势，平均缝宽会不断增大；压裂液黏度为40～120mPa·s时，缝长会随黏度的增大先增大后减小，平均缝宽则会先减小后增大。通过真三轴水力压裂物理模拟实验对数值模型进行了验证，数值计算结果与实验结果吻合良好，证明了该模型的适用性。该研究成果可为致密油气藏开发提供技术指导。

耐温抗盐凝胶堵水调剖体系的研究与应用

廖月敏，付美龙，杨松林

2019, 26(1):  158. 

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为了适应高温高盐裂缝型油藏的复杂地层情况，研究了一种AM/AMPS（丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸）耐温抗盐凝胶堵水调剖体系。确定了最优配方为1.0%AM/AMPS+0.1%乌洛托品+0.1%对苯二酚+0.3%硫脲+0.5%PA纤维，考察了该凝胶体系的成胶时间、成胶强度和脱水率，并探讨了该体系的热稳定性和抗盐性。实验结果表明：该凝胶体系具有很好的耐温抗盐性能，在140℃、模拟油田地层水环境中成胶时间大于15h，凝胶强度保持在G级（目测代码法），120d脱水率小于2%。岩心封堵实验结果表明，该凝胶体系堵水率达到99.70%以上，堵油率小于6.00%，具有优良的选择性。现场应用中取得了良好的堵水调剖效果。该凝胶体系为高温高盐裂缝型油藏的高效开发提供了技术支持，值得推广应用。

争鸣

对“低渗透储层存在强应力敏感”观点的质疑

周鹏高

2019, 26(1):  163. 

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储层的应力敏感问题是近年来石油工程领域的研究热点之一，但对“低渗透储层是否存在强应力敏感”，石油学界存在2种相反的观点，且争议不断，给油气生产和决策带来困扰。通过剖析应力敏感实验研究的局限，并根据应力敏感评价理论计算结果，对“低渗透储层存在强应力敏感”的观点提出了质疑。应力敏感实验测试存在难以模拟储层实际受力状态、微间隙影响实验结果、不同渗透率岩心测试稳定时间差异大等问题，实验结果难以反映岩石渗透率的真实特性；对实验结果进行分析时，错误使用Terzaghi有效应力，放大了储层的应力敏感程度。以双重有效应力和多孔介质弹性力学理论为基础，应用管流来模拟实际岩石中的渗流，从岩石力学角度推导出储层应力敏感评价的理论计算公式。计算结果表明，低渗透储层不存在强应力敏感。研究结果对于指导低渗透油藏开发具有重要意义。

其他

油气藏勘探目标评价与投资组合优选

付兆辉，秦伟军，蔡利学，张中华

2019, 26(1):  169. 

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针对油气藏勘探目标评价问题，构建了油气藏勘探目标评价模型，完善了油气藏勘探目标评价指标体系，探讨了多目标情况下投资组合途径及最佳组合的确定方式。研究结果表明：所构建的油气藏勘探目标评价模型融合了地质风险与储量价值两方面内容，其中，地质风险又可细化为4个主因素，储量价值则是在蒙特卡洛模拟法计算出可采储量基础上，用现金流法计算储量经济效益；利用投资组合原理，计算并制作“收益-风险”分布图和有效前沿曲线，在战略和投资总量约束条件下确定最佳投资组合。通过对某石油公司计划钻探目标进行评价，优选了油气藏评价勘探部署方案。该模型符合国际油气经济技术发展和石油公司效益勘探趋势，研究结果对油气藏勘探评价及投资组合优选具有一定的指导意义。