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2016年 第23卷 第3期    刊出日期：2016-06-25

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综述

稠油开发水热裂解催化剂研究进展

毛金成，王海彬，李勇明，赵金洲

2016, 23(3):  1. 

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传统的稠油热采方式如蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层等，已经难以满足当前稠油开采的需要。水热裂解催化剂由于其用量相对较少、成本低、结构种类丰富、可复合使用，已成为稠油油藏地下改质开采的一个重要研究方向。通过大量的文献调研，对水热裂解催化反应机理进行了系统研究。对现有催化剂分类后按类型进行了性能评价。根据评价结果指出了各类催化剂存在的不足，并对催化剂发展过程中需要解决的问题进行了分析。同时，利用现场试验结果证实了水热裂解催化降黏技术的效果和可行性。为给该技术的推广提供更加完善的理论支撑，需针对各类催化剂的优势和局限进行深入的室内实验或现场试验。此项研究结果对相关领域技术人员具有一定的借鉴意义。

地质勘探

雷家地区碳酸盐岩储层特征及主控因素研究

单俊峰，周 艳，康武江，薄 强

2016, 23(3):  7. 

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通过薄片鉴定、物性测试、压裂实验等方法，对雷家地区沙四段湖相碳酸盐岩储层进行了分析。研究结果表明：高升地层主要发育泥晶粒屑云岩、含泥粒屑泥晶云岩和泥质泥晶云岩，杜家台地层主要发育含泥泥晶云岩和含泥方沸石质泥晶云岩；储层为致密型，储集空间类型多样，裂缝控制“甜点”发育；岩石脆性随着泥质含量的增加和方沸石含量的减小而降低。储层受沉积、成岩和构造作用共同控制，沉积作用控制了储层的岩性、厚度及原始孔隙结构等特征，胶结充填作用使储层致密化，溶蚀作用存在形式多样，多与裂缝发育相关，构造作用和溶蚀作用是形成优质储层最主要的控制因素。

混沌属性预测泌阳凹陷陡坡带小型砂砾岩体

张永华,张 悦,杜伟,郭飞飞，刘俊青

2016, 23(3):  11. 

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泌阳凹陷南部陡坡带小型砂砾岩体储层非均质性强、横向相变快、传统的地震属性描述技术不能有效刻画小型砂砾岩体的空间形态。混沌属性是基于局部构造张量特征值相对大小、不同特征值组合运算得到的属性，该属性体可有效突出特殊地质体的边界，可以较好地刻画小型砂砾岩体储层的空间展布。通过对混沌属性原理的论述，提出了利用混沌属性预测小型砂砾岩体的思路及方法。在对已钻井钻遇的砂砾岩体储层地球物理响应特征研究基础上，分析砂砾岩体储层属性敏感性，优选混沌体属性。以特殊处理得到的混沌体属性体为基础，利用精细解释及地层切片技术对小型砂砾岩体进行描述，准确地预测了泌阳凹陷陡坡带小型砂砾岩体的空间分布。预测结果与实钻井吻合，部署的井位均钻遇油层。

孤北洼陷浊积水道砂体预测与岩性油气藏勘探

石世革

2016, 23(3):  16. 

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针对孤北洼陷沙三段9砂组重力流浊积水道砂体预测问题，依据重力流沉积过程响应，对重力流沉积开展了期次划分与对比，将重力流自旋回划分为重力流势能向上减弱的退积旋回以及势能向上增强的进积旋回。浊积水道砂体发育于沉积不整合面之上的退积旋回之中,其在地震上主要表现为沿沉积不整合面之上的沟谷充填特征，据此将浊积水道砂体限定于等时地层格架之中。依据浊积水道砂体的地震响应特征，通过提取地震振幅厚度属性，预测了浊积水道砂体的分布。预测结果表明，浊积水道砂体不仅是形成岩性圈闭的有利储层，而且对油气分布具有重要的控制作用，是孤北洼陷开展岩性油气藏勘探的有利目标。该研究为孤北洼陷岩性油气藏的勘探指明了方向。

吐哈盆地台北凹陷胜北构造带油气成藏新认识

肖冬生，陈 旋，文川江，杨 硕，徐雄飞

2016, 23(3):  21. 

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为寻找老区勘探新领域，开展了胜北构造带油气成藏特征研究。在综合分析构造、储层、油气分布及试油试采资料的基础上，提出“胜北构造带喀拉扎组及以浅地层发育调整型常规油气藏，七克台组和三间房组发育低饱和度非常规油气藏”的新认识，并得出“逆冲断裂发育段的背斜、断背斜圈闭为喀拉扎组及以浅地层有利勘探目标，走滑断裂间继承性正向构造背景为三间房组成藏有利区带。以水平井与大型压裂为主导的储层改造和保护工艺技术为该层系非常规油气规模动用的主要研究方向，远砂坝储层精细预测是七克台组自生自储型岩性油藏规模勘探的关键”勘探启示，为该区规模储量发现指明了方向。

大邑构造雷口坡组四段天然气成藏条件

陈迎宾，胡 烨，王彦青，曾华盛

2016, 23(3):  25. 

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以区域地质研究为基础，通过三维地震解释及有机地球化学分析等技术手段，综合分析了大邑构造雷口坡组四段天然气成藏条件及其勘探潜力。研究结果表明，大邑地区二叠系及雷口坡组烃源岩发育，深大断裂及不整合面可作为油气运移的良好通道，天然气成藏具有“双源供烃”的良好气源条件。雷口坡组四段发育台缘滩沉积，基质孔渗较好，加之后期风化淋滤及构造变形，推断发育孔隙-缝洞复合型优质储层。发育于构造轴部的1号断鼻圈闭面积大、幅度高，具备良好的封盖及保存条件。雷口坡组四段圈闭、储层形成时间早，具有“下生上储式”、“自生自储式”良好的生储盖组合，是川西雷口坡组天然气勘探的一个新的有利目标。

惠民凹陷新生代盆地结构及油气成藏特征

薛 雁，张 琳，黄 铮，梅东风，龚玉虎

2016, 23(3):  30. 

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为深入了解惠民凹陷新生代盆地结构与油气成藏的关系，在三维地震资料精细解释的基础上，综合运用断层活动性分析、平衡剖面恢复等方法，结合各时期伸展率和沉降量的统计分析，明确了惠民凹陷各构造演化阶段盆地结构特征以及垂向叠合过程，并对不同构造单元的油气成藏条件以及油气分布规律进行分析和总结。结果表明：惠民凹陷新生代盆地结构经历了由单断式半地堑向双断式堑垒构造的叠合；不同构造单元的油气成藏条件和油气分布特征具有差异性，中央隆起带的油气最为富集，主要受控于Es₃、Es₂期临商断裂带的强烈活动垂向输导以及走滑应力场的驱赶。该研究明确了不同构造带油气成藏主控因素，对后续的油气勘探有一定的指导意义。

巴楚北部寒武系沉积相及储层特征评价

何 翠，郭少斌，吕修祥，田 磊

2016, 23(3):  35. 

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为认识巴楚北部储层的展布规律，综合岩心、测井及地震等资料，对寒武系沉积相特征进行了分析。结果表明：局限台地相、蒸发台地相及开阔台地相是该区寒武系发育的主要沉积相类型，3种台地类型在时间上互相演化，以局限台地相发育的云坪、灰云坪微相为较好相带。主要储集空间包括次生作用形成的孔隙及溶蚀孔洞、裂缝；上寒武统白云岩晶体间的微孔隙、晶体间的溶蚀孔隙、溶蚀孔洞以及裂缝比较发育，半充填与未充填占比大，孔隙度较低，渗透率稍高，孔渗相关性不大，受裂缝控制，总体上表现为优势储层。储层发育的主控因素为沉积、成岩及构造运动，沉积相是优势储层发育的先决条件；成岩及构造作用能较好改善储层物性，白云石化是储层形成的重要条件。上寒武统的储层储集性好，主要为Ⅰ—Ⅱ类储层，为优势储层发育区。研究结果为该区的储层评价及油气勘探有利区域的选择提供有效指导。

荔湾凹陷恩平组水道—浊积扇体系沉积演化特征

马明，陈国俊，李超，郑胜，沈怀磊

2016, 23(3):  40. 

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应用地震资料对珠江口盆地荔湾凹陷恩平组地层进行地震相分析，恢复其古地貌，并结合浅层井-震对比分析，在该区发现了一个大型水道—浊积扇体系。研究结果表明：水道在平面上呈“蛇”型沿NW—SE方向展布，受物源和古地形等因素的影响，水道不同区段的剖面形态与沉积演化特征不同，上段呈现“V”型，向中、下段逐渐转变为“U”型或“W”型；根据地震反射特征将该水道—浊积扇体系划分为3期，每期水道内部发育次级小水道。早期水道以侵蚀作用为主，中期水道以侵蚀-沉积共同作用为特征，晚期水道基本为沉积作用，而且中—晚期水道广泛发育天然堤-溢岸沉积，属于典型的侵蚀-沉积型水道。分析认为，其物源来自白云凹陷北部的三角洲。该深水扇体系的发现为深水区深部地层大型储集体的寻找及油气勘探提供参考。

煤层含气量评价方法研究与应用

梁红艺，谢小国，罗兵，王一鸣

2016, 23(3):  44. 

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川南大村勘查区二叠系龙潭组沉积了多套煤层，为了准确预测该区主要煤层的含气量，了解煤层含气量的分布规律，提出一种基于综合因素对含气量影响的组合法。该组合法与密度测井、KIM方程以及煤层工业组分等计算方法预测煤层含气量的结果相比，组合法预测含气量的精度高，与测试含气量相关性好。利用组合法对研究区多口井进行分析，揭示了C₁₇煤层含气量的平面分布规律，该煤层含气量较好的区域主要分布于二郞坝向斜西翼，沿核桃坝断层、马桑坪断层、文昌宫断层分布。该方法充分考虑煤层含气量的影响因素，有助于提高煤层含气量的预测精度。

沙门子地区深层白垩系清水河组气藏成藏研究

孙靖，薛晶晶，王然，杜建鹏，王峰

2016, 23(3):  48. 

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针对沙门子地区深层气藏成藏问题，运用钻井、测井、试油、分析化验等资料，对该区清水河组构造、沉积、储层和成藏模式进行研究。研究结果表明：清水河组气藏深浅断裂发育，匹配良好，储集体主要为三角洲前缘水下分流河道砂体，孔隙度为15.6%，渗透率为8.96×10^-3μm²，属于中—低孔、渗储层，气藏类型为构造-岩性气藏。气藏聚集和成藏的主控因素为靠近富烃凹陷、具有良好封盖条件、晚期成藏、良好输导体系和发育孔隙型储层。研究结果为该区有利目标区进一步勘探开发奠定了坚实的基础。

松辽盆地南部火山岩优质储层主控因素

赵 静，白连德

2016, 23(3):  52. 

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火山岩作为储集体，已成为重要勘探领域之一。针对松辽盆地南部火山岩储集空间类型多样、结构复杂、物性变化大的特点，从岩性及岩性组合方式、火山机构-岩相分布、储集空间类型、大型走滑断裂带、成岩及表生作用等方面剖析火山岩优质储层形成的主控因素。研究结果表明，火山碎屑岩与沉积岩互层为最佳岩性组合方式；爆发相、溢流相上部和中部储层物性好，为有利相带；流纹岩、角砾熔岩、熔结凝灰岩中存在大量原生气孔，储层物性最好；大型走滑断裂带附近为最有利区带；溶蚀作用、挥发分逸出、风化淋滤作用使储层物性变好。火山岩优质储层发育主控因素的认识有益于今后储层预测及气田的有效开发。

碳酸盐岩潜山储层预测技术在Kab油田的应用

满安静

2016, 23(3):  57. 

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STG盆地Kab油田潜山岩性为碳酸盐岩，裂缝、溶蚀孔洞型储层发育不均，造成潜山含油性及产能存在差异。为完善该油田的开发井网，扩展油藏边界，认清其缝洞型储层的发育特征，从潜山岩心分析入手，通过岩电关系对比、成像测井分析及多种地震预测方法的综合应用，总结出碳酸盐岩测井分类标准，认识到储层有利发育区在地震上表现为同相轴扭动、错断、呈杂乱反射区域，认为断层发育区、断层尖灭端、地层倾角大以及张性应力较大区域裂缝较发育，从而探索出适用于该类型储层预测研究的系统方法。多种方法的综合应用，有效解决了制约该油田增储上产的瓶颈，部署2口井日产油均在60t/d以上，最高达120t/d，取得较好效果。研究结果对碳酸盐岩潜山储层预测研究具有一定的借鉴意义。

鄂尔多斯盆地延长组页岩含气量测井评价

史 鹏，姜呈馥，陈义国，祁攀文，王 晖

2016, 23(3):  61. 

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以鄂尔多斯盆地甘泉地区三叠系延长组泥页岩为研究对象，通过现场含气量解析及等温吸附实验分别对页岩含气量及页岩吸附能力进行研究。根据TOC、实测含气量、孔隙度及含气饱和度等实验分析数据与测井曲线进行拟合，建立了页岩吸附气含量和游离气含量解释模型。利用改进的△lgR法对研究区内延长组页岩TOC进行了计算，并利用多参数法及阿尔奇公式分别预测区内页岩孔隙度和含气饱和度。根据解释模型对吸附气和游离气含气量分别进行了测井解释。测井解释结果与实测数据相关性较好，证明了解释方法在研究区具有较强的适用性。

惠州凹陷地层压力特征及演化史

张洋，陈景阳，王柯，黄胜兵，吴娟

2016, 23(3):  66. 

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珠江口盆地惠州凹陷是已证实的富烃凹陷，但与油气成藏密切相关的地层压力场研究较少。以惠州凹陷现今压力场特征及单井超压演化历史的研究为基础，应用2D盆地模拟方法,对惠州凹陷地层压力演化进行了模拟恢复，探讨了压力演化与构造运动的关系。研究结果表明：惠州凹陷地层压力经历了3个“增压—泄压”旋回，包括始新世末（44.0～34.0 Ma）旋回、早渐新世（34.0～23.8 Ma）旋回及晚渐新世至今（23.8～0 Ma）半旋回。现今地层在深层恩平组及文昌组泥岩发育超压带，构造演化导致压力演化的旋回性。揭示与油气成藏关系密切的压力特征有利于该区勘探目标的优选。

西藏伦坡拉盆地原油地球化学特征

李一腾，叶加仁，曹强，刘一茗，刘中戎

2016, 23(3):  71. 

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基于伦坡拉盆地的原油地化资料，在原油物性特征归纳和类型划分的基础上，系统分析了原油族组成、碳同位素、轻烃、饱和烃和芳烃等地球化学特征。结果表明，伦坡拉盆地原油存在稠油和常规油2种类型，稠油为常规油遭受轻微到重度的生物降解作用后形成；生源组成以藻类为主，亦有陆生高等植物输入贡献，母质类型属于腐泥型—腐殖腐泥型，形成于强还原高盐度咸水湖盆环境；原油为低成熟—成熟阶段产物。研究结果为盆地原油的成因与分布认识及油源对比提供了科学依据，具有重要的研究意义。

构造反转对西湖凹陷中部油气成藏的控制作用

苏 奥, 贺 聪,陈红汉，李春梅, 严晓欢

2016, 23(3):  75. 

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基于地震资料识别的反转构造特征，利用流体包裹体和盆地模拟手段，结合天然气气样的碳同位素分析测试结果，综合研究了构造反转对东海盆地西湖凹陷中央背斜带油气成藏的控制作用。中央背斜带经历了3期构造反转运动，分别发生在始新世末、渐新世末和中新统末，形成一系列如“花状”型、“Y”字型、“人”字型和“火”字型等典型反转构造样式，且在逆断层上盘发育不同规模的挤压背斜。第1期构造反转对油气成藏影响甚微，第2、3期构造反转为后期油气运聚提供了背斜或断背斜圈闭。另外，第3期构造反转还为第2期原油运聚成藏提供了运移通道和动力，且对第3期油气充注成藏则起到较好的封堵遮挡作用。研究对东海盆地下一步油气勘探目标的优选具有重要的参考意义。

油藏工程

致密油藏分段压裂水平井合理试采方式研究

尹洪军，赵二猛，李兴科，孙超，陈叙生

2016, 23(3):  79. 

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建立了致密油藏分段压裂水平井不稳定渗流模型，利用Galerkin有限元方法求得模型的数值解。针对H162井的实际情况，利用建立的模型模拟计算了定压、定产、间歇定压试采方式下的产量、累计产量、井底流压以及平均地层压力，并对3种试采方式进行了对比分析。研究结果表明：间歇定压试采不仅可以获得较大的产能，而且能够很好地保持地层压力，H162井采用间歇定压试采方式较为合理。对H162井取得的试采数据进行历史拟合，拟合精度较高，说明了模型和求解方法的正确性。所获得的结果可为致密油藏分段压裂水平井的试采设计提供指导。

低渗透油藏水驱注采压差优化研究

崔传智，安 然，李凯凯，姚荣华，王 鹏

2016, 23(3):  83. 

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针对渤南五区低渗透油藏储层非均质性强、剩余油分布复杂、水驱动用程度差异大的问题，以五点法井网为例，根据流线分布特征将井网划分为多个计算单元，利用流管法计算得到各个计算单元水驱开发指标。以均衡驱替为目标，以各计算单元内的注采压差为优化变量，综合考虑储层物性及剩余油分布的非均质性，应用优化算法得到了各计算单元的最优注采压差。研究表明，各计算单元的剩余油饱和度差异越大，达到均衡驱替时要求的时间越短，各调控单元所需的注采压差相差也越大。数值模拟结果表明，该注采压差优化方法能够明显减少各分区的剩余油分布差异，提高采收率2.6%。研究成果可有效指导低渗透水驱油藏的开发决策。

塔中高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油研究

程亮，石磊，王娟，陆涛，陈璟

2016, 23(3):  86. 

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通过建立凝析油最大反凝析速度判别方法，对不同相态凝析气藏凝析油析出速度变化特征进行分析，准确判定了近井地带凝析油的反凝析程度。在此基础上，通过精细裂缝-基质双重介质凝析气藏数值模拟模型，对塔中I号气田II区洞穴型、缝洞型高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油效果进行了研究，分析了凝析油反凝析程度、水侵模式、裂缝物性及发育程度、裂缝与基质耦合程度和注水速度对气藏储层系统注水驱油效果的影响。研究表明，反凝析程度严重且注入水可形成强能量次生边底水的凝析气藏，具有强油水置换能力，适合注水驱油开发，注水驱油机理分析与现场先导试验结果一致。研究结果为塔中裂缝性双重介质储层高—特高含凝析油凝析气藏中后期增产方案的制订提供了依据。

非均质致密油储层水平井体积压裂产能预测

史晓东

2016, 23(3):  90. 

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针对致密油水平井体积压裂产能预测方法不成熟、常规计算方法误差较大的问题，运用裂缝离散单元的半解析方法，建立非均质致密油储层水平井体积压裂产能模型，通过对裂缝和基质内多层流动的耦合求解，得到水平井定压条件下产量的变化情况。研究方法适用于压后大液量返排的水平井产能预测。应用研究成果对目标致密油试验区20口水平井进行预测，符合率达86.4%。研究成果对于丰富致密油开发方案编制具有重要意义。

致密砂岩气藏主要产气阶段渗流特征

李 陈，夏朝辉，汪 萍

2016, 23(3):  94. 

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针对致密砂岩气藏渗透率极低，导致其渗流规律复杂的问题，以压裂直井非稳态渗流阶段的渗流特征为基础，运用渗流力学分析方法、叠加原理和渐进分析手段，得到分段压裂水平井非稳态时期水平井日产气量倒数与生产时间呈线性关系的产能方程及单井产能预测中“拐点”的判别方法。结合现场生产数据，验证了公式的正确性。研究成果表明，分段压裂水平井主要产气阶段渗流为非稳态渗流，为致密砂岩气藏现场开采的产能预测、“死气区”优化及单井控制储量优化提供理论基础。以西加盆地B气藏为例，研究成果使单井产能预测误差降低至1.74%。研究成果对致密砂岩气藏的开发策略及开发方案编制具有指导意义。

小油环大气顶油藏高效开发及稳产策略

曹海丽，张祥忠，陈礼

2016, 23(3):  97. 

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针对PK项目中Aryskum油田中石油接管后发现哈萨克斯坦方案制约该油藏高效稳定开发的问题，通过突破传统的手段进行精细小层对比、建立一体化静态模型精算储量、应用三维地震技术刻画构造特征、提取测井相要素总结沉积微相、统计分析产能下降原因、系统评价注水及注气的可行性、合理规划井网及井距，筛选合理开采方式等方法进行研究，不断深化油藏工程认识，油田不同区域设计优选出不同调整部署方案。现场应用表明，该油藏连续九年年产油保持在50×104t以上，最高可达到90×104t，合同期内该油藏提高采出程度5%以上。这对哈萨克斯坦PK项目增产稳产具有重要意义，尤其对国内外为数不多的小油环大气顶油藏的开发经验总结和资料积累意义深远。

渤海S油田聚合物驱剩余油分布规律研究

王晓超，沈思，王锦林，李百莹，华科良

2016, 23(3):  102. 

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渤海S油田聚合物驱取得了较好的效果，但因强非均质性等因素影响，仍存在大量剩余油。为进一步改善聚合物驱效果，提高采收率，在物理模拟实验基础上，运用数值模拟方法，研究了渤海S油田聚合物驱剩余油的分布规律。结果表明：纵向上，剩余油主要富集在中、低渗层，动用贡献率分别为29%～32%、1%～15%，纵向非均质性越强，低渗层动用程度越低；平面上，剩余油主要分布在低渗带、油井间及边角处，渗透率变异系数越大，低渗带动用程度越小，动用贡献率为12%～29%。此外，水平井与直井组合开发效果优于单纯直井开发，但布井位置和方向影响剩余油的分布。当水平井垂直于流线方向位于低渗带时，能够大范围动用低渗带剩余油，提高采出程度。研究成果在实际生产中得到验证，为油田聚合物驱后挖潜方向提供了理论支持。

海上稠油热采开发经济界限研究

刘新光，田 冀，李 娜，王 磊，蔡 柳

2016, 23(3):  106. 

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针对海上稠油热采成本高、经济界限与陆地油田热采差异较大，无法套用陆地油田稠油热采储量筛选标准的问题，通过研究热采单井累计产油量的关键地质油藏参数，以数值模拟结果为基础绘制了单井热采效果预测图版。通过油藏、钻采、工程、经济等多专业协同，明确了不同海洋工程依托模式下稠油热采开发经济界限，并对比了多元热流体和蒸汽吞吐两种开发方式的经济性，为海上稠油热采整体规划决策提供了技术支撑。

注采耦合技术提高构造-岩性油藏开发效果

徐莎，乐平，柳敏，黄艳梅，林波

2016, 23(3):  110. 

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针对h159断块隔夹层薄、分注难度大的问题及现油价下注水井不宜过多的形势，建议分上下2套层系开展耦合注水试验，提高油藏采收率和控制成本。运用数值模拟方法研究注采耦合技术政策界限，从注水方式、注水时机、注水周期及注采比等指标逐一甄选，最终得到最优化的注采耦合方案。结果表明：注水周期为上注30 d，下采45 d(注水井注上套层系的同时对应油井采下套层系)后转为下注30 d，上采45 d，注采比为1.0的方式最佳。考虑措施时间对效益的影响，采取720 d的注采耦合之后恢复常规注采方式得到的利润和经济可采储量最大。注采耦合技术的成功运用可在同类型油藏中得到更好推广，从而提高水驱采收率。

徐家围子断陷沙河子组致密储层分级评价

王晓莲

2016, 23(3):  113. 

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针对徐家围子断陷沙河子组致密储层孔隙结构、物性下限与油层分级标准亟待研究的需要，应用扫描电镜、低温N₂吸附、核磁共振等多项技术，开展致密储层微观孔隙结构和流体可动性研究，明确了致密储层孔隙类型、孔喉特征及组合关系，建立了储层孔隙结构与可动流体饱和度的关系。在此基础上，采用束缚水膜厚度法、可动性拐点法和试气产能法，建立了沙河子组致密气储层物性下限和储层分级评价标准。为下步致密储层致密化成因、成岩演化序列和优质储层甜点预测奠定了坚实的基础。

海上层状油藏油井水驱采出程度预测

张维易，李百莹，陈增辉，徐 良，徐 浩

2016, 23(3):  118. 

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针对S油田目标井组水驱期间油井采出程度差异大的问题，运用统计学方法研究影响采出程度的主要因素。通过建立多元线性回归模型，进行敏感性分析，筛选出影响采出程度的主要因素为油井产水量、油井有效厚度、主力层地层系数。通过拟合得到油井水驱采出程度的经验公式。利用所得经验公式对目标井组相邻油井进行了采出程度预测，计算出的采出程度与实际值较为接近，精确度为0.96。研究成果为预测海上层状油藏油井水驱采出程度提供了有效途径，为油田后续措施的实施提供了理论依据。

过热蒸汽吞吐水平井产能评价模型

孙逢瑞，黄世军，邹明

2016, 23(3):  122. 

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以稠油油藏为研究对象，针对水平井过热蒸汽吞吐产能预测问题，通过引入过热蒸汽状态方程，结合拟稳态产能公式，建立了完整的产能预测模型。研究了定液条件下，热区压力、产能变化规律和不同注汽参数对采出程度的影响。研究表明，定液生产初期热区压力迅速下降，产能基本不变；生产后期压力下降缓慢，产能迅速下降。注汽参数优化表明，采出程度随过热度增加，先迅速增加后增加缓慢；随周期注汽量增加，先迅速增加后缓慢下降。该模型对过热蒸汽吞吐水平井的注汽参数选取及产能预测具有重要意义。

绝对渗透率对相对渗透率及其应用的影响

高旺来

2016, 23(3):  126. 

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针对低渗透、致密油藏储层评价过程中，岩心分析、测井、试井得到的渗透率可比性差，不同资料相对渗透率曲线特征差别大的实际，以华庆油田长6油藏为例，进行了渗流机理实验研究和不同相对渗透率曲线特征分析。研究表明，致密油藏气测渗透率、水测渗透率、束缚水下油测渗透率差别大，由此计算的相对渗透率曲线具有不同的特征，测井、试井得到的渗透率渗流条件不同，相对渗透率曲线在动态预测过程中应根据绝对渗透率的取值方法进行相应转换。研究结果对正确评价致密油藏、提高致密油藏生产动态预测结果可靠性具有重要意义。

高压生烃模拟实验及其成油滞后特征

吴远东，张中宁，吉利明，孙丽娜，贺 聪

2016, 23(3):  129. 

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为探究压力对泥质烃源岩热演化和生烃特征的影响，利用高温-高压模拟仪对辽河盆地东部凹陷桃10井的泥质烃源岩进行了研究，在半开放体系条件下开展了恒压和增压系列生烃热模拟实验。发现2个系列实验热解油产率峰值出现在500～520℃，与辽河盆地同层位烃源岩常规模拟实验结果相比滞后至少150℃，表明半开放体系生烃模拟实验中的生油高峰可能滞后于常规封闭体系模拟结果，利用常规封闭体系模拟实验进行烃源岩评价可能低估了泥质烃源岩的生烃潜力，尤其是在评价深层泥质烃源岩时可能存在较大偏差。研究认为，在半开放体系中流体压力的升高和频繁排烃作用是导致成油滞后现象的原因。该研究为重新认识泥质烃源岩自然演化提供了依据，在泥质烃源岩的生烃潜力评价方面取得了新的认识，为评价盆地或凹陷深层泥质烃源岩的生烃潜力提供了理论指导。

钻采工程

水平井多段分簇射孔优化设计

李海涛,卢宇,，谢斌，黄宇,聂尊浩

2016, 23(3):  133. 

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水平井多段分簇射孔技术是“体积改造”的关键技术之一。目前大多数分簇射孔设计基于常规射孔经验设计，而未做深入具体的定量研究。用布孔数取代孔密的概念，分析沿水平井筒破裂压力差异，设计各簇的布孔数目，调节簇内孔眼节流摩阻大小，发挥射孔孔眼分簇限流的作用，从而实现压裂过程中各射孔簇同时起裂和均匀进液。同时基于裂缝起裂扩展过程中应力干扰作用，建立二维分析模型，确定裂缝发生转向时的临界缝间距，并以此作为射孔簇间距设计的依据，给出了分簇射孔关键参数（相位、孔深、簇长度、簇数）的设计原则，形成了一套分簇射孔优化设计方法。并用该方法对一口实例井进行了分簇射孔设计，微地震监测表明，分簇射孔后压裂形成复杂缝网，较邻井效果要好。该方法对现场分簇射孔设计具有指导意义。

单一煤储层煤层气直井合理日产气量的确定

倪小明，苗杰，叶建平，李哲远

2016, 23(3):  136. 

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确定单一煤储层煤层气直井合理日产气量可为煤层气井布井及经济评价提供依据。根据等温吸附、水气启动压力梯度流动等理论，建立了单一煤储层条件下煤层气直井合理日产气量的数理模型，研究了平均日产气量与主控影响因素间的关系。研究表明：渗透率、临储压力比与平均日产气量呈指数形式变化；含气饱和度与平均日产气量呈线性关系。沁水盆地中南部煤层气实际排水采气资料与预测结果的对比验证了模型的准确性。该研究结果为现场煤层气直井选址及经济评价提供了理论依据。

稠油油藏水平井配套工艺技术

杨立龙

2016, 23(3):  140. 

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高升油田自2012年开始大规模实施水平井采油，在实施过程中由于水平段吸汽不均、泵工作不稳定及杆、管偏磨等问题，影响了水平井的高效开发。为进一步提高水平井的开发效果，对注汽工艺和采油举升工艺进行优化。通过水平井注汽管柱优化设计及新型高效驱油剂的研制及应用，实现水平段均匀注汽和增加蒸汽波及体积的目的；通过对强启闭抽油泵及防摩器进行改进，提高了泵效并解决了抽油杆和抽油管偏磨等问题，实现了水平井的高效开发。该技术共实施159井次，增油11485.9t，平均单井增油459.6t。水平井开采配套技术的研究与应用，实现了注汽、调剖、助排、举升工艺等各项措施之间的协同效应，有效地改善了水平井开发效果。

渤海油田注水井酸化低效对策研究

孙 林，孟向丽，蒋林宏，刘常清，张宁

2016, 23(3):  144. 

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针对渤海油田注水井酸化问题，分析了其产生原因，并提出了综合对策：海上油田日注水量较大，在注入水水质相同的情况下，储层伤害更为严重，因此，建立了更加严格的注入水水质标准；加入有机处理剂前置段塞，加强有机解堵，并防止原油与酸液反应形成酸渣；在原有酸液体系中加入表面活性剂，增强酸化洗油处理；采用多元复合酸体系解决渤海油田无机垢、注水污油、微粒运移、泥质堵塞等综合伤害问题；在不改变现有注水流程情况下，使用注水井在线酸化工艺，克服平台作业空间小的问题，同时提高酸化处理规模。综合对策经过现场应用，日注水量和视吸水指数较以往酸化提高了1.1～2.0倍，酸化有效期延长了50%以上，该技术对国内外类似油田的开发具有借鉴意义。

新型热采筛管在海上稠油油田的应用

刘新锋，王新根，王忠禄，刘金鑫，刘正伟

2016, 23(3):  148. 

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海上热采井井底温度达300℃，高温热应力加剧了出砂风险，筛管作为最后一道屏障，决定着热采防砂的成败。筛管在高温、腐蚀和强注强采恶劣环境下，易发生损坏导致油井出砂停产。针对海上热采井生产特点，研发了新型热采筛管。该筛管材质选用热稳定性强、耐腐蚀性和强度高的P110H-3Cr钢材；结构优化为7层，内外2层挡砂网精度外大内小，逐层过滤；特殊结构的导流外护套，减少高速流体冲蚀影响。新型热采筛管不仅具备较好的热稳定性能，而且提高了抗腐蚀能力。截至2015年12月，新型热采筛管已成功应用15井次，作业成功率为100%，单井产能提高2～3倍，未发生出砂及筛管损坏情况。该技术满足了海上油田热采防砂要求，为提高热采效果奠定了基础。