当期目录

2016年 第23卷 第2期    刊出日期：2016-04-25

上一期    下一期

地质勘探

临汾区块煤层气产能地质影响因素分析

王 丹，赵峰华，姚晓莉，索 航，孙 伟

2016, 23(2):  1. 

摘要 ( )   PDF (1471KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

临汾区块位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南端，依据区块内76口煤层气探井的测井、录井、分析化验和地震等资料，运用单因素一票否决法和灰色关联评价法，对煤层气有利勘探区带进行了优选。研究认为，利用无量纲化处理单因素否决法剩余的探井，进行关联度计算，并编制成平面图件，优选出地质条件最有利的煤层气开发区带，分别是三多—小回宫—车城区带和天嘉庄—石头山区带。煤层气产能评价各地质要素的量化处理，是从定量的角度进行煤层气有利勘探区带优选，对煤层气有利勘探区带的优选具有指导意义。

页岩气储层特征及地球物理预测技术

向 葵，胡文宝，严良俊，唐新功，谢兴兵

2016, 23(2):  5. 

摘要 ( )   PDF (1812KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为掌握富有机质页岩的地球物理响应特征，进而为页岩气储层评价奠定基础，对南方海相页岩及其围岩的复电阻率进行了实验研究。结果认为:页岩具有不同强度的激发极化效应且极化率参数值高于围岩地层；其电性响应特征与页岩的总有机碳含量、矿物成分、热成熟度等有关。虽然反演的电阻率值比较单一，在油气勘探中既有低阻也有高阻特征，但极化率参数可以为页岩气的评价提供可靠信息，其综合时间常数和频率相关系数，可直接进行页岩气储层预测。该研究可为页岩气勘探和储层评价提供理论依据。

阳信洼陷沙一段页岩气富集规律

张 波

2016, 23(2):  9. 

摘要 ( )   PDF (1730KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为弄清阳信洼陷沙一段页岩气富集规律，确定下一步勘探方向，利用地球化学资料分析了页岩气成因类型和来源，通过对已钻井的剖析，总结了页岩气富集主要控制因素和页岩气富集规律。研究表明：阳信洼陷沙一段页岩气藏属于生物成因的“自生自储”天然气藏。阳信洼陷沙一段页岩气资源量为400×10⁸～500×10⁸m³，气源较充足；沙一中下亚段灰岩及砂岩夹层较发育，并且沙一上亚段泥岩盖层分布稳定，构造活动也较弱，有利于页岩气的富集。研究区东部披覆构造带和南部斜坡带夹层发育，具有单层厚度大、物性好的特点，是研究区页岩气勘探的首选区带。

鄂尔多斯盆地林镇地区延安组油气成藏规律

邢蓝田，徐 丽，赵 阳，王 鑫，周丹妮

2016, 23(2):  14. 

摘要 ( )   PDF (1582KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

通过利用储层地球化学手段，分析林镇地区延安组中新发现的多个高效油藏的油气来源、运移路径与动力，同时系统研究了储层、盖层和圈闭等成藏条件，并探讨了油藏的成藏机制。结果表明：林镇地区延安组油藏原油主要来源于其下伏的延长组长7烃源岩。油气在高剩余压力推动下由长7烃源岩向上驱动至长6、长4+5段中，而后在浮力的推动下，以深切河谷做为运移通道，油气继续向上运移到延安组延10段至延9段中，进入延安组河道砂体，沿储层砂体发育且砂体连通性较好的河道砂体横向运移进入林镇地区构造或构造+岩性圈闭中成藏。研究结果对完善河流相油藏成藏理论和指导油气进一步勘探具有实际意义。

裂谷盆地高凝油藏扇三角洲沉积演化模式

杨小丽，房 磊，徐 伟，杨希濮，姜 彬

2016, 23(2):  18. 

摘要 ( )   PDF (1460KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

乌干达Albert裂谷盆地目前研究程度较浅，为了明确盆地南部陡坡带高凝油藏K油田沉积类型与演化模式，综合利用岩心、测井、古生物等资料，结合盆地构造演化特征，采用古生物学、沉积学、岩石学并结合构造地质学等技术方法，系统分析了该油田储层的沉积环境、物源特征、沉积微相及沉积演化模式。油田发育近物源为主的陆相沼泽—滨浅湖环境下中—粗砂岩扇三角洲沉积，牵引流为主控因素，前缘水下分流河道砂体为主要含油储层，沉积模式具有高水位期和低水位期沉积演化特点。裂谷盆地陡坡带发育牵引流主控的扇三角洲沉积，突破了传统认识，为深化Albert盆地沉积认识、细化储层研究提供了新思路，为高凝油田开发方案的编制及油田投产开发奠定了基础。

南堡油田古生界潜山油气藏成藏条件分析

张敬艺，郭 颖，卿 颖，齐立新，于 莹

2016, 23(2):  22. 

摘要 ( )   PDF (4114KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

通过对寒武—奥陶系野外岩石露头的实地观测与调研，结合岩心偏光薄片鉴定、铸体薄片鉴定、化学全分析、物性分析、扫描电镜、X衍射等资料分析,对南堡油田古生界潜山的油气成藏特点与油气富集规律进行分析，并探讨影响油气成藏的主控因素。研究结果表明：南堡油田潜山储层主要岩石类型为石灰岩和白云岩，主要储集类型为孔隙、裂缝及溶蚀孔，碳酸盐岩基质孔隙度低，晚期未充填的构造缝对油气聚集有利，油气沿断层和不整合面联合运移；有效烃源岩是成藏的基础，良好的成藏要素配置是关键，供烃窗口控制油气成藏，优质储层决定富集高产，构造高部位为油气聚集区。针对南堡油田古生界潜山的源、储关系，结合控藏因素，构建了油气成藏模式，指导有利圈闭落实和井位部署，对下步深化勘探具有指导意义。

油砂山地区油砂矿地质特征及成藏模式

曹占元，申繁华，龙国徽，唐丽，张晓宝

2016, 23(2):  27. 

摘要 ( )   PDF (2072KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

通过地质踏勘、录井描述、扫描电镜、铸体薄片、荧光薄片和地震解释等方法，对油砂山地区地表及地下油砂地质特征和成藏模式进行研究。结果表明：油砂山地区油砂主要出露于油砂山构造高点，发育层位为下油砂山组和上干柴沟组2套地层；油砂储层具有成分成熟度、结构成熟度均偏低的岩石学特征；储层物性总体表现为中孔、中高渗特征；储集空间主要为粒间孔和残余粒间孔，孔隙分布较均匀，连通性较好，孔隙中油质沥青含量较高。该研究为油砂山地区新型油气资源勘探提供了理论依据。

乌伦古地区石炭系烃源岩生烃潜力评价

曲彦胜，王圣柱，李艳丽,张奎华

2016, 23(2):  31. 

摘要 ( )   PDF (1569KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

准噶尔北缘乌伦古地区下石炭统姜巴斯套组为一套有机质丰度较高，干酪根类型以Ⅰ－Ⅱ型为主的火山岩系烃源岩，虽然评价为中等—好烃源岩，但其热演化过程复杂，主生烃期不清楚，影响了对其生油气潜力的认识。在地层剥蚀厚度恢复的基础上，开展了烃源岩沉积埋藏史、热史研究，恢复了烃源岩热演化生烃过程。为了评价石炭系火山岩系烃源岩生烃潜力，开展了不同岩石类型、不同成熟度烃源岩封闭体系生烃模拟实验。结果表明，火山物质含量较少的凝灰质泥岩的生烃产率明显高于沉凝灰岩。当初始成熟度R_o为1.34%时，凝灰质泥岩仍具有一定的二次生烃能力。在烃源岩生烃潜力评价的基础上，结合油气成藏期和圈闭形成期认为，乌伦古地区应该以寻找与石炭系晚期生烃（二次生烃）区域相匹配的火山岩或中生界圈闭作为下步勘探的方向。

扎哈泉地区新近系致密油形成条件与分布特征

张连梁，段胜强，李会光，薛建勤，姜营海

2016, 23(2):  36. 

摘要 ( )   PDF (2409KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

近年来，致密油已成为柴达木盆地油气勘探开发的重点领域。在烃源岩地球化学分析、致密储层分析、源储关系以及单井解剖分析等基础上，对柴西扎哈泉地区新近系致密油成藏条件和分布特征进行研究。结果表明，扎哈泉地区新近系烃源岩分布范围广，以暗色泥岩和泥灰岩为主，下段烃源岩的有机质丰度高于上部，成熟度适中，正处于生油窗内；致密油砂体以细砂岩、粉砂岩为主，主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，储层孔隙发育一般，孔隙分布不均匀，连通性中等，储集空间主要为原生粒间孔，其次为溶蚀微孔，见少量的裂缝；砂岩与烃源岩紧密接触，源储配置关系较好，表现为半深湖相水下扇砂体与相对优质烃源岩交错叠置展布，源储共生、源储一体。勘探实际表明，主力生烃凹陷控制致密油藏的分布，凹陷中心或紧邻的构造斜坡区是致密油发育的重点地区。

山西沁南太原组泥页岩储层微观孔隙特征

刘娇男，朱炎铭，刘宇，李家宏，侯晓伟

2016, 23(2):  41. 

摘要 ( )   PDF (2184KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

目前，对沁水盆地太原组泥页岩储层孔隙的研究主要集中在海相页岩和陆相页岩，为深入研究海陆交互相泥页岩孔隙特征和地质控制因素，运用现代分析测试技术对该区泥页岩进行了测试分析。研究表明：研究区泥页岩孔隙度为1.19%~1.88%，孔隙结构以中孔为主，占总孔体积的58.43%~72.71%，其次为微孔体积，占16.37%~26.17%，宏孔体积占10.92%~24.31%，孔径主要分布为0.6~1.5、3.0~4.0、30000.0~100000.0nm，比表面积主要是由孔径为0.6~1.5nm的孔隙所提供；太原组泥页岩孔隙结构形态呈较开放状态，孔隙间连通性较好；泥页岩中存在有机质粒内孔、溶蚀孔、黏土矿物粒间孔和脆性矿物粒间孔等孔隙类型，此外还存在大量微裂缝。有机碳含量与微孔体积含量呈较好的正相关性，有机质成熟度与微孔含量和中孔含量有关，黏土矿物含量与中孔体积含量呈一定的正相关性，脆性矿物含量对宏孔体积贡献较大。该成果为研究区页岩气储层评价提供了基础资料，对海陆交互相页岩气勘探开发具有一定的参考价值。

砂质碎屑流典型特征及识别标志

肖子洋，黄传炎，谢 通，李邦勇，李 媛

2016, 23(2):  45. 

摘要 ( )   PDF (1736KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

通过对北部湾盆地福山凹陷流沙港组一段岩心观察，理清砂质碎屑流沉积构造特征——发育丰富的块状构造和滑塌变形构造，可见大量泥砾；识别出岩性的垂向组合特征，由底至顶为含砾砂岩段—细砂岩段—泥岩段。从砂质碎屑流的定义、岩石学特征和流变学特征等3个方面出发，总结出砂质碎屑流的识别标志——大套块状砂岩顶部与泥岩突变接触，底部与含砾砂岩不整合接触，砂岩中泥质撕裂屑和漂浮泥砾现象丰富，滑塌变形构造十分发育。研究结论可为砂质碎屑流的研究以及深水沉积油气勘探提供科学依据。

渝东南页岩微观孔隙结构特征及其控制因素

李卫兵，姜振学， 李卓，陈磊,王朋飞

2016, 23(2):  50. 

摘要 ( )   PDF (1825KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为了评价渝东南地区下志留统龙马溪组页岩储层，运用超低压N₂吸附实验、X衍射实验以及有机地化实验等方法，研究页岩孔隙结构特征及其控制因素。研究发现：渝东南地区龙马溪组页岩中微孔和中孔广泛发育，孔形以板状孔和柱状孔为主；页岩孔径分布曲线呈现三峰特征，其中，微孔主要发育在0.5~0.7nm和1.1~1.5nm范围内，中孔主要发育在4.0~7.0nm范围内；有机质是控制页岩微孔和中孔结构特征的最主要因素。该研究结果有助于渝东南地区富有机质页岩储集能力的评价。

源储组合特征对花海凹陷致密油成藏的影响

高雄雄，罗群，姚立邈，袁青，王葡萄

2016, 23(2):  55. 

摘要 ( )   PDF (1232KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

花海凹陷下白垩统具有致密油形成的良好条件，显示出较大的资源潜力。研究区存在多种类型的源储组合，但其与致密油聚集成藏的关系不明，导致油气成藏的不确定性增强，增加了勘探风险。为了研究不同源储组合对致密油成藏富集的影响，通过分析区内源储组合特征，针对下源上储型、上源下储型、三明治型3种源储组合类型设计了3组物理模型进行模拟实验，对比不同模型的充注效率与含油性差异，分析不同源储组合的充注机制及其对致密油成藏富集的影响。结果表明，储层含油性和充注效率与源储组合类型有较大相关性。源储配置关系、源储压差及储层非均质性共同决定了致密油运移和聚集的差异性，制约含油饱和度的大小。从充注效率和含油性来看，三明治型好于上源下储型和下源上储型。深化源储组合特征研究对于致密油勘探开发具有指导意义。

塔中地区柯坪塔格组储层致密化成因

谢佳彤，李 斌，彭 军，韩梅健子，刘弈伶

2016, 23(2):  59. 

摘要 ( )   PDF (2264KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对塔中地区柯坪塔格组储层致密、非均质性强的问题，利用储层微观观察和测试分析手段，研究了储层成岩作用特征及对储集空间的影响，结合孔隙定量化计算建立储层成岩—成孔演化模型。研究认为该区储层存在二次致密化作用，其中中成岩B阶段晚期的碳酸盐岩胶结作用是储层剩余原生孔和次生孔损失的重要原因。发生在中成岩B期酸性和碱性叠加溶蚀作用促进了次生孔隙形成，是该区有效储层形成的重要原因。此研究为该区柯坪塔格组储层致密化及非均质成因提供依据。

油藏工程

油田开发规划风险评估与分析

李 斌，毕永斌，高广亮，袁立新，刘振林

2016, 23(2):  63. 

摘要 ( )   PDF (1419KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

在油田开发各种方案中，应对油田开发风险进行全面、系统的评估。评估的目的不仅使方案或规划评价内容更完善、全面，且能引起油田开发管理者、操作者对风险重视，进而找出规避风险的方向，采取有针对性的防护措施，提高油田开发效果、减少经济损失和增强社会效益，可进一步突显方案或规划实施的有效性。评估的关键是风险识别、设定评估指标、确定指标权重、选定评价方法组合及规避与防护风险措施的制订。所提出的风险评估原则、流程、16项评估指标、多方法组合评估、风险预警和重要提示等，是对油田开发方案尤其是油田开发规划风险评估的一种尝试。在风险评估实例中采用比重法、理想距离法、灰关联法、TOPSIS法等多方法组合，风险评估证明了结果的可靠性与可信性，是必要的、实用的。同时指出，由于长期对风险评估不认识、不重视，使有关风险评估所需资料极度缺乏，建议今后应系统、完整地搜集、整理相关资料，尤其是环保与社会风险方面的资料，以备所需。

基于面通量的储层时变数值模拟研究

姜瑞忠，乔 欣，滕文超，徐攀登，刘子祎

2016, 23(2):  69. 

摘要 ( )   PDF (1551KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对油田注水开发过程中，长期的水驱冲刷使储层物性发生改变，影响油田开发效果和剩余油分布的问题，通过开展室内实验研究、传统黑油模型改造、软件编制等工作，建立了物性参数随面通量连续性变化的定量表征方法，形成了能够描述储层物性时变的数值模拟技术。通过建立概念模型对新模拟器进行应用，结果表明：考虑储层物性变化后，主流线区水淹程度增大，油藏采出程度提高6.4%；模拟器计算结果基本不受网格尺寸影响，2种网格模型采出程度和含水率的计算误差仅为0.079%和0.157%。该技术解决了现有数值模拟方法在连续性表征、方向性表征、计算结果稳定性方面存在的问题，对水驱油藏开发指标预测和剩余油分布研究具有重要的应用价值。

超稠油蒸汽驱地层热损失计算方法研究

杜殿发，付金刚，张婧，巴忠臣，郑洋

2016, 23(2):  73. 

摘要 ( )   PDF (1361KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

超稠油在蒸汽驱过程中普遍存在重力超覆现象，目前地层热损失的计算方法主要建立在活塞式驱替理论的基础上，未考虑重力超覆的影响。通过对考虑重力超覆、拟流度比等影响下的蒸汽驱前缘形状探究，推导出蒸汽驱前缘方程和蒸汽腔体积方程。基于对蒸汽腔演化的研究，运用传热原理及瞬时热平衡理论，推导出重力超覆作用下的地层热损失计算方法。研究表明，重力超覆对热损失率影响较大，形状因子越大热损失率越小；汽驱前期热损失率增加较快，注汽后期热损失率趋于平缓；蒸汽驱过程中注汽速率越大，油层厚度越大，拟流度比越小，蒸汽径向速率越接近井底注汽速率，热损失率越小。该方法为油田生产过程中的合理配产配注提供了借鉴。

致密低渗透气藏压裂水平井产能计算与分析

谷建伟，于秀玲，田同辉，徐耀东

2016, 23(2):  77. 

摘要 ( )   PDF (1445KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为准确预测致密低渗透气藏压裂水平井产能，利用保角变换对渗流场变换，建立考虑压敏效应和启动压力梯度的渗流方程，积分得到压力函数降，并利用叠加原理建立压裂水平井产能模型。结果表明：产能模型与试采产能的误差为8.26%，产能模型准确可靠；压敏效应对产能的影响大于启动压力梯度对产能的影响；裂缝多于3条时，产能增加幅度变缓；增加裂缝长度和中间裂缝间距有利于提高产能。该模型为致密低渗透气藏压裂水平井产能预测和压裂参数优化提供了借鉴。

高凝油油藏剩余油分布规律研究

喻 鹏，卢宗盛

2016, 23(2):  81. 

摘要 ( )   PDF (1799KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对常规地质统计技术及网格粗化近似技术在油藏剩余油饱和度求取过程中存在较大误差的问题，优选性能稳、算速快以及无网格定向效应优势的流线数值模拟方法，以达到利用水驱开发油藏三维流线模型来研究工区流线分布与剩余油配置关系的目的。由研究结果可知，流线推进特征时间同层系调整时间吻合，小层剩余油分布及水线推进规律匹配，井组剩余油分布同沉积、断层以及温度等多因素协同作用相关。为此，建议进一步完善工区注采井网系统，并考虑在局部井组采用针对性的热水、蒸汽驱替，克服原油温敏效应，以提高采收率。通过研究，明确出油及来水方向，找到当前注采流线未能波及的剩余油富集潜力区，为下一步调整井网挖掘剩余油指明了方向。

致密油藏水平井体积压裂产能影响因素分析

刘 雄?，王 磊，王 方，邓晓梅，彭成敏

2016, 23(2):  85. 

摘要 ( )   PDF (1367KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

基于镜像反演及Green函数，建立了致密油藏体积压裂水平井产能评价非稳态半解析模型，模型考虑了生产过程中裂缝间的相互干扰，使用经典的Warren-Root双重介质模型刻画了体积改造区域内裂缝网络的延伸和展布以及流体在体积压裂改造区域内的渗流模式。通过实例拟合在验证模型实用性的基础上对影响产能的参数做了敏感性分析。研究结果表明：裂缝半长越大，早、中期产能越大，同时这种相关性还受裂缝半长与封闭边界的相对大小制约，裂缝半长占储层宽度比越大，对产能影响越明显；裂缝条数越多，产能越大；储容比越大，初期产量越高；窜流系数只对窜流发生段产能有影响；裂缝间距越大，后期产量越高，另外，合理优化裂缝半长和裂缝间距的关系对提高产能有很大意义。

超稠油FAST-SAGD技术及其影响因素分析

王建俊，鞠斌山，陈常红，侯国儒

2016, 23(2):  89. 

摘要 ( )   PDF (2008KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

利用稠油热采数值模拟手段，以辽河油田超稠油油藏性质为基础，对比FAST-SAGD与传统双水平井SAGD的开发效果，并分析影响FAST-SAGD的关键因素，以提高SAGD的开发性。研究结果表明：FAST-SAGD蒸汽腔横向发育速度比传统SAGD明显加快，采收率提高2.5%，累计油汽比增大0.039m³/m³，生产时间缩短46.6%。以采收率与热效率作为评价指标，得到FAST-SAGD影响因素的最优值：添加井与SAGD井组的生产井之间垂向距离为6m，启动时间为12个月，吞吐周期数为2，注汽压力为10MPa，注汽速度为800m³/d，SAGD井组注气井注汽速度为200 m³/d。研究成果对FAST-SAGD的矿场应用具有一定的理论指导意义。

不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策

巫 波，李正民，荣元帅

2016, 23(2):  93. 

摘要 ( )   PDF (1714KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布认识不清的问题，以缝洞油藏特征为基础，运用油藏精细刻画、测井、生产动态特征及差异连通性分析方法，提出了塔河碳酸盐岩缝洞型油藏8大类13亚类剩余油分布类型，明确了8亚类属于油藏类型决定的特有型，5亚类是由缝洞发育特征决定的共有型。针对不同剩余油类型提出了适合的矿场开发对策：采用注气方式动用阁楼型剩余油；部署直井动用分支暗河、深部暗河、交错断裂分段型、平行断裂型及T₅⁶—T₇⁴断裂型剩余油；采取侧钻方式开发低幅小残丘、沟谷两翼型、T₇⁴内幕断裂及U型剩余油；采取排水采油、选择性堵水、关井压锥及酸压方式动用高渗通道内的低渗区型、裂缝窜进封挡型及不同部位充填型剩余油。不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策在塔河油田取得了较好的开发效果，对相似油藏的剩余油挖潜有一定借鉴作用。

海上深薄层稠油油田多元热流体吞吐研究

陈建波

2016, 23(2):  97. 

摘要 ( )   PDF (1198KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

按照稠油注蒸汽开采筛选标准，很多埋藏深、储层薄的稠油油藏难以投入注蒸汽开发。为改善开发效果，提出多元热流体（蒸汽、热水、N₂和CO₂的高温混合物）吞吐技术，利用注入气体溶解降黏等复合机理开采原油。通过驱替实验研究多元热流体吞吐有别于蒸汽吞吐的主要作用机理，采用数模方法对比研究多元热流体吞吐与蒸汽吞吐生产规律和开发指标的异同。研究表明，与常规蒸汽吞吐相比，多元热流体吞吐周期内平均日产油、累计产油、采油速度均提高30%，周期间平均日产油递减率为蒸汽吞吐的60%，采出1%石油地质储量压降幅度仅为蒸汽吞吐的80%。矿场实践表明，南堡35-2油田南区注多元热流体吞吐后，单井高峰日产油可达到127 t/d，平均热采有效期达到300 d，有效期内平均日产油达到50 t/d，为冷采产能的1.6倍，预测采收率可在冷采基础上提高8.5个百分点。研究结果可为“深、薄、稠”油藏开发方案设计提供借鉴。

高精度反演技术在大庆长垣老区的应用

朱 权

2016, 23(2):  101. 

摘要 ( )   PDF (1921KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对纵波阻抗对大庆长垣老区某些区块砂泥岩区分不明显的问题，结合自然电位曲线反映储层砂岩比较敏感的特性，建立了自然电位高精度反演方法及流程，对其中的自然电位基线校正、井震标定、关键参数优选等重要环节进行严格的质量控制，消除了相对严重的基线“漂移”现象，提高了储层砂体的识别精度。利用该方法对长垣老油田A区块进行砂体识别及剩余油挖潜应用，通过研究区均匀分布的后验井检验，1～2m砂体符合率达到73%，2～3m砂体符合率达到83%，3m以上砂体符合率达到90%。对研究区内的9口油井进行补孔措施，已累计增油近14730t（截至2014年底），在提高储层精细描述精度及指导开发方案调整方面见到了明显效果，展现了良好的应用前景。

大庆油田三元复合驱油层动用技术界限研究

孙洪国

2016, 23(2):  105. 

摘要 ( )   PDF (1229KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

大庆油田三元复合驱仍采用聚合物驱油层动用技术界限标准，导致三元复合驱控制程度低、开发效果差，运用“动静”结合的分析方法，按照油层沉积类型、河道砂钻遇率等指标，将大庆油田一、二类油层细分为III小类，并明确了各类油层的动用技术界限。研究表明，I、II、III类油层渗透率界限为有效渗透率不小于100×10^-3μm²；与聚合物驱油层动用技术界限标准的油层条件相比，第I类增加了有效厚度小于1m的非河道砂油层，第II类保持不变，第III类增加了有效厚度为0.5~1.0m的非河道砂油层。研究成果对大庆油田三元复合驱开发有重要意义，也为同类油田三元复合驱开发提供借鉴。

不同井型下气井产能对比研究与评价

李 纪，李晓平

2016, 23(2):  108. 

摘要 ( )   PDF (1318KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对利用不同井型开采气藏的单井产能最大化问题，以某气藏斜井、水平井为对象，利用气体稳定渗流原理和方法，得到不同井型的产量方程和斜井、水平井产能指数与直井产能指数比公式。研究表明，气层厚度、井斜角、井段长度、表皮系数及各向异性是影响斜井、水平井产能的主要因素。利用相应的产能公式分别获得了3种井型的产能及流入动态关系曲线，从产能最大的角度，进一步证实了斜井或水平井是开采气藏的较好井型。影响因素分析表明，地层压力对产能的影响程度最大，地层各向异性对产能的影响程度最小。该研究为选择不同井型开采气藏提供了理论依据。

沁水盆地二氧化碳埋存潜力评价模型

姜凯，李治平，窦宏恩，曹振义，洪垚

2016, 23(2):  112. 

摘要 ( )   PDF (1139KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为了确定沁水盆地二氧化碳驱煤层气（CO₂-ECBM）的增产潜力和煤层CO₂的埋存量，通过对已有埋存量评价方法的局限性的分析，依据煤层气的不同赋存状态将埋存量分为吸附埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量，根据中国煤层气“三低一高”的特征和勘探开发现状，认为适合埋存CO₂的煤层埋深在1 000 m以上，并给出了考虑探明率、CO₂与CH₄的置换比、采收率、灰分、水分、有效孔隙体积、含气饱和度等因素的埋存潜力评价新方法。沁水盆地的评价结果表明：CO₂驱可增加煤层气可采储量1 696×10⁸m³，CO₂可埋存量为4.5×10⁸t，考虑经济和技术水平CO₂可埋存量为1.4×10⁸t，表明沁水盆地有较大的CO₂-ECBM应用潜力和CO₂埋存潜力。该研究可为其他地区二氧化碳埋存评价提供借鉴。

稠油油藏Fast-SAGD技术储层筛选标准

裴艳丽，姜汉桥，周赫，李林凯，陆祥安

2016, 23(2):  115. 

摘要 ( )   PDF (2295KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为加速Fast-SAGD技术的现场推广，以阿尔伯塔冷湖先导试验区为研究对象，运用油藏数值模拟软件研究了地层韵律、页岩夹层、漏失层等非均质条件对Fast-SAGD开发效果的影响，通过量化分析得到了Fast-SAGD的储层筛选标准。研究表明：正韵律Fast-SAGD开发效果远远优于反韵律Fast-SAGD，前者要求垂水渗透率之比大于0.15，渗透率级差在4左右，后者要求垂水渗透率之比大于0.25，渗透率级差小于3；注采井间的页岩尺寸约为15 m时，蒸汽的窜流现象能够得到有效控制，页岩夹层位于上部储层1/2及以上位置时，其对蒸汽腔发育的阻碍作用可以忽略；顶底水不利于Fast-SAGD的开发，但对于气顶油藏，当气顶与油藏体积比为0.1～0.2时，保留气顶开采效果较好。明确Fast-SAGD技术对于各种地质因素的适用性，有利于现场稠油开采技术的筛选，规避开发效果欠佳区块，实现稠油油藏的经济高效开发。

表面活性剂吞吐技术在封闭小段快油藏的应用

秦国伟，马玉娟，袁 娜，付文场，王 磊

2016, 23(2):  120. 

摘要 ( )   PDF (1415KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对封闭小断块油藏的开发特征，为提高该类油藏的原油采收率，开展了表面活性剂吞吐技术研究。通过动静态实验和理论分析，系统评价分析了自制表面活性剂特性和吞吐机理，形成了适用于封闭小断块油藏提高采收率技术。动静态实验结果表明，在一定条件下，表面活性剂界面张力可达到10^-4mN/m，O/W型乳状液体积百分比高达97%，经过3轮次吞吐，原油采收率提高12%以上，注入压力下降幅度达50%以上。现场先导性试验效果显著，3口油井平均单井日产油量提高了2.18t/d，综合含水率降低了6个百分点，井底流压增加1.8MPa；其中SX-21井综合含水率减少8个百分点，井底流压增加4.0MPa，投入产出比可达1.00∶3.08。该研究可为高效开发中高含水阶段封闭性小断块油藏提供重要依据。

井筒积液对储层伤害及产能的影响

田 巍，杜 利，王 明，韩加芳，朱维耀

2016, 23(2):  124. 

摘要 ( )   PDF (1282KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为了定量研究井筒积液对低渗透致密气藏储层伤害程度，设计了井筒积液伤害实验评价物理模拟方法，利用某气田真实岩心开展了实验研究，并分析了井筒积液对产量的影响程度。研究结果表明：岩心在反向注入一定体积的工作液后，造成渗透率不同程度的降低，初期渗透率伤害率和最终渗透率伤害率平均为44.79%和28.69%；正向通气后渗透率仍不能恢复到之前的状态，渗透率低的岩心受到伤害较严重；在较低的含水饱和度变化区间上，渗透率变化率下降的幅度较大；井筒积液污染储层造成产能下降幅度达到31%。井筒积液的影响不可忽视，油气田生产现场须制订合理的开关井生产制度，这对于油气田的持续高效开发具有重要的现实意义。

大庆油田二类油层聚合物驱产油量模型应用

张雪玲

2016, 23(2):  128. 

摘要 ( )   PDF (1578KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对大庆油田二类油层不同区块产油量差异大，影响因素复杂，产量预测难等问题，根据聚合物驱油墙推进理论和产油量动态变化特征的对应关系，建立分阶段产油量预测模型。在模型求解过程中，通过引入支持向量机方法，选取已开发区块25组模型参数和影响因素进行学习训练，5组数据样本进行预测检验，最终确定了模型参数与影响因素之间的非线性拟合关系式，并将整个算法过程编制成了简便操作的应用程序。现场实际应用表明，新的模型预测精度在95％以上，便于跟踪和调试，完全可以满足二类油层聚合物驱开发方案和油田中长期规划方案的编制要求。

挤压应力对川东渝南龙马溪组页岩孔隙的影响

彭钰洁，朱炎铭

2016, 23(2):  132. 

摘要 ( )   PDF (1509KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

湘西渝南隔槽式褶皱向川东隔挡式褶皱推进，地层具有递进衰减变形的特征，所受挤压应力逐渐衰减。为探究挤压力强弱对页岩孔隙的影响程度，应用高压压汞法和低温液氮法测定了川东渝南不同地区的龙马溪组页岩样品的孔隙特征。研究结果表明：强烈的挤压应力会加剧孔隙压实及黏土矿物转化，对大孔及微裂隙的破坏明显；挤压应力造成地层隆升，导致页岩地层受热生烃时间产生差异，微孔、介孔发育受影响；滑脱面和储层超压在一定程度上加剧或缓冲挤压应力对页岩储层的破坏。受挤压应力改造后的页岩储层能较好控制油气的扩散及渗流，且微、介孔的发育可为页岩气吸附提供大量空间，影响页岩气的赋存富集。该研究有效结合中上扬子地台构造应力学特征及页岩储层特征，为研究南方海相页岩的赋存富集提供了科学依据。

钻采工程

水力压裂可视裂缝模拟系统的研制与应用

温庆志，刘欣佳，黄波，任占春，王峰

2016, 23(2):  136. 

摘要 ( )   PDF (1394KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为指导现场压裂实践，建立一套模拟实际压裂施工的室内模拟系统。以现场施工设备为原型，综合考虑缝宽、温度、压裂液滤失、储层岩性等多种实际因素，研制了可高度模拟储层环境的大型可视裂缝模拟系统。该系统通过测定实验过程中支撑剂的水平运移速度与沉降规律，分析支撑剂形成的砂堤形态，针对性地解决支撑剂在裂缝中铺置规律认识模糊的问题；该模拟系统可优选支撑剂与压裂液体系，优化施工参数和返排制度，实现通道压裂技术研究与新技术测试等功能，对压裂施工方案的设计与评价都具有重要的指导意义。

硬脆性泥页岩井壁稳定渗流-力化耦合研究

梁利喜，丁乙，刘向君，许丽

2016, 23(2):  142. 

摘要 ( )   PDF (1901KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

硬脆性泥页岩发育弱面结构且具有水化特性，易造成钻井过程中井壁失稳问题。在室内定量分析了钻井液对岩石弱面强度、基体强度、孔隙空间的影响程度。基于实验结果，利用线弹性理论和单一弱面准则，建立了考虑弱面结构、水化和渗流作用的渗流-力化耦合井壁稳定模型。实例计算表明：弱面结构的存在使得坍塌压力上升；弱面结构产状变化，造成坍塌压力分布复杂，不再存在单调变化的井斜方位；渗流应力变化对钻井初期坍塌压力影响较小，但在后期影响明显。该模型能准确地计算硬脆性泥页岩地层坍塌压力，对钻井工程有一定指导意义。

常规水平井悬空侧钻井眼轨道设计与应用

范光第，王丽，马庆涛，刘华，黄根炉

2016, 23(2):  144. 

摘要 ( )   PDF (1161KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对胜利油田常规水平井钻井过程中的悬空侧钻问题，现场主要凭借经验对侧钻轨道进行设计，但设计精度低、失误率高。采用平面圆弧和斜面圆弧的设计方法，将侧钻井眼轨道设计为：稳斜段+造斜段，同时分别推导出了二维和三维侧钻井眼轨道计算公式，并对关键计算参数进行了说明。通过现场实例证明了此方法设计精度高，能够提高侧钻成功率，为同类水平井悬空侧钻提供一定的技术帮助。

页岩气双二维水平井轨迹优化设计与应用

刘茂森，付建红，白璟

2016, 23(2):  147. 

摘要 ( )   PDF (1251KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

水平井井眼轨迹设计是“井工厂”模式开发页岩气的重要组成部分，研究合理的井眼轨迹有利于降低页岩气钻井施工难度，提高经济效益。针对页岩气水平井的钻井难点，提出了双二维井眼轨迹设计方法。从降低钻井成本、减小钻柱摩阻扭矩、防止丛式井相碰等方面对比分析了双二维水平井相对于三维水平井的优点。结果表明：将水平井的轨迹设计在2个相交的铅垂面中，在每个铅垂面内只有井斜变化没有方位变化，大大降低了钻井施工难度；在钻具组合和工程参数相同的情况下，双二维水平井的水平段摩阻扭矩更小；同时，双二维水平井在降低导向钻井成本和邻井碰撞风险等方面具有明显优势。双二维水平井轨迹优化设计方法可有效降低页岩气井水平井钻井成本，实现页岩气藏的高效开发。