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2017年 第24卷 第2期    刊出日期：2017-04-25

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地质勘探

辫状河储层构型单元解剖及有效砂体分布规律

张 吉，马志欣，王文胜，孙艳辉，付 斌

2017, 24(2):  1-5. 

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苏里格气田盒₈下亚段（H₈x）辫状河储层砂体连续性和连通性差，非均质性强，为了更高效地进行气田开发，应用储层构型理论，以试验区苏××井为例，开展地下辫状河辫状水道、心滩识别及内部结构精细解剖，明确有效砂体分布规律。研究表明：心滩含气性明显好于辫状水道，辫状水道和心滩内部结构、局部岩性、物性差异共同控制有效砂体分布；辫状水道有效砂体主要位于下部粗粒沉积内；心滩迎流面除夹层外，均为有效砂体，心滩核部整体以有效砂体为主，非有效砂体局部分布，心滩背流面整体含气性最差，有效砂体主要分布在粒度较粗的中下部。心滩迎流面、核部及辫状水道下部应作为苏里格气田下一步精细开发的主要目的砂体。研究成果为苏里格气田水平井优化设计和气田高效开发提供精细的地质依据。

鄂尔多斯盆地姬塬西部地区长₆致密油储层砂体成因模式

牟炜卫，李树同，闫灿灿

2017, 24(2):  6. 

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利用钻井岩心、测井曲线和岩石薄片等资料，通过单井分析、连井对比和平面验证的方法，在分析姬塬西部地区长₆致密油储层砂体类型、岩石学特征、物源特征、沉积环境及水动力条件的基础上，确定了鄂尔多斯盆地姬塬西部地区长₆砂体的成因模式，并从砂体空间展布规律角度对该模式进行了验证。研究表明：姬塬西部地区长₆砂体以细—极细粒的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，具有北西—南东向条带状延伸展布和向盆进积的特点，砂体厚度薄、泥质含量高，河道侧向迁移性强，具有明显的多旋回性，垂向叠置性差，但平面连续性较好；同时，长₆期具有物源近、水体浅的特点，属于浅水三角洲沉积环境，是一个明显的水退过程。在上述沉积环境和湖平面缓慢震荡下降的沉积条件下，长₆期砂体形成了“缓慢震荡进积型”的沉积模式，而研究区砂体平面的展布规律也验证了这种沉积模式的合理性。该研究可为致密油勘探开发奠定一定的地质基础。

致密油“甜点”甜度评价方法研究

陈福利，童敏，闫林，刘立峰，王少军

2017, 24(2):  12. 

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随着全球油价低迷，致密油开发遇到严峻挑战，如何实现致密油有效经济开发是当前需要解决的问题。针对致密油开发“甜点”的品质问题，提出用甜度概念来表征致密油“甜点”的效益开发性。在致密油地质特征研究的基础上，根据致密油开发先导试验井的试采特征，选择单井综合成本、单井最终产油量和市场油价等参数建立致密油“甜点”甜度模型，制作了致密油“甜点”甜度评价图版；利用该方法评价了国内外6个典型致密油区“甜点”甜度，给出了致密油开发动用条件和优选依据。致密油“甜点”甜度评价对实现致密油效益开发具有重要意义。

准噶尔盆地东南缘煤层气勘探目标优选

许婷，伏海蛟，马英哲, 陈宝利，浮昀

2017, 24(2):  18. 

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为提高“十三五”新疆煤层气的勘探效率，系统收集了准噶尔盆地东南缘（准南煤田与准东煤田）煤层气相关地质资料，从煤层厚度、含气性、顶板岩性及水文地质等条件出发，讨论了研究区煤层气富集成藏条件，并得出该区已具备形成大型煤层气藏的初步结论。此外，从资源条件、储层条件与保存条件出发，优选煤层含气量、煤层厚度、镜质组含量、煤化作用程度以及兰氏体积等12个三级评价指数，建立了适用于该区煤层气选区评价的数学模型，优选出阜康、硫磺沟、齐古等7个煤层气勘探有利区，并对其煤层气勘探潜力进行排序，为准噶尔盆地东南缘煤层气下一步勘探部署提供地质依据。

济阳坳陷生烃洼陷沉降类型及其油气地质意义

王鑫，蒋有录，王永诗，刘华，张文杰

2017, 24(2):  24. 

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为明确生烃洼陷对含油气凹陷的油气地质意义,以渤海湾盆地济阳坳陷为例,基于控洼断层活动速率、不同层系沉积速率、埋藏史与剥蚀厚度等特征,将生烃洼陷划分为早期沉降型、继承沉降型与晚期沉降型3类,对比分析了不同类型洼陷的生烃特征及其与油气成藏的关系。研究表明:不同沉降类型洼陷在生烃量、生烃强度与生烃面积等方面差异明显,其生烃能力可划分为A、B、C、D 4个级别,其中,早期沉降型洼陷生烃能力较弱,继承沉降型洼陷生烃能力普遍较强,晚期沉降型洼陷生烃能力受洼陷规模、源岩质量等因素影响较大;洼陷的生烃能力决定了含油气凹陷的富集程度,影响了油气初次运移的动力条件,油气多围绕A、B类洼陷呈环带状展布。该研究丰富了陆相断陷盆地油气成藏理论,对济阳凹陷油气勘探实践具有一定的借鉴意义。

古城地区中下奥陶统白云岩碳氧同位素特征及成因

刘策，曹颖辉，周波，王坤，杨敏

2017, 24(2):  30. 

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为深入研究古城地区奥陶系白云岩的成因，以钻井岩心以及井壁取心的岩石学观察和分析为基础，将古城地区中下奥陶统基质白云岩划分为4类，充填胶结白云石划分为3类，进行了碳氧同位素以及白云石有序度的测试分析。研究表明：该区白云岩类型以粉晶、粉细晶为主，白云石有序度低，白云化作用主要发生在浅地表的同生—准同生阶段；粉细晶白云岩的碳氧同位素在纵向上受沉积以及成岩环境的影响，具有明显的差异性，白云化作用发生于浅埋藏阶段；细中晶白云岩以及白云石充填胶结物形成于中—深埋藏条件，与深部热液活动有关。该认识对该区白云岩储层的进一步研究具有指导意义。

哈山地区原油地化特征及同源双向充注效应

林会喜，郭瑞超，宫亚军，陈中红，曾治平

2017, 24(2):  35. 

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针对哈山地区原油供烃来源不明及有利勘探方向不清的问题，利用色谱质谱、碳同位素分析等手段，对该区烃源岩、原油与输导体系进行了精细地球化学研究，剖析了原油的成藏过程与运移路径。研究表明：哈山与玛湖2个地区在源岩沉积环境、有机质成熟度、碳同位素等特征上存在差异；哈山构造带原油具有同源双向、多输导体系的成藏特征；该区不同地质单元的源—输导体系—储层油源对比（圈闭）空间的差异配置控制其油气成藏及分布。

涠西南凹陷地层油气藏的形成条件及成藏模式

甘 军,赵顺兰,罗威,胡晨晖

2017, 24(2):  40. 

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地层油气藏是富生烃凹陷勘探的新领域。针对涠西南凹陷南斜坡地层圈闭成藏富集规律不清的问题，运用层序地层学、油气地球化学等研究方法，通过成藏期次、构造演化分析手段，明确古近系地层圈闭顶底板条件、输导体系动态演化及成藏模式，研究结果表明，斜坡区地层分布样式和后期构造抬升是地层圈闭规模成藏主控因素，构造型斜坡源—储—盖层一体分布利于形成高效输导体系和大规模地层油气藏；该研究方法及结论对断陷盆地地层油气藏勘探有普遍借鉴意义。

泌阳凹陷梨树凹地区近岸水下扇沉积特征与成藏模式

罗 曦，章新文，贾艳雨，谭静娟，程文举

2017, 24(2):  45. 

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以泌阳凹陷南部陡坡带梨树凹地区为例，利用研究区丰富的录井、测井、岩心、分析化验、地震资料，从构造特征、沉积相、油藏精细解剖入手，开展了东部砂体沉积特征与成藏模式研究。研究表明：梨树凹地区主要发育近岸水下扇，具备较好的油气成藏条件，油气成藏主要受烃源岩条件、沉积相带与构造因素的控制；近岸水下扇油藏有2种成藏模式：一种是深层扇根物性封堵、扇中油气聚集的物性封堵型成藏模式；另一种是浅层鼻状构造与扇中砂体配置形成构造+物性控制型成藏模式。近岸水下扇油藏是泌阳凹陷下步油气勘探的重要领域。该研究对泌阳凹陷小型砂砾岩体后续勘探有一定的指导意义。

塔里木盆地蓬莱坝组原型盆地特征及地质意义

高华华，何登发，童晓光，温志新，王兆明

2017, 24(2):  51. 

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构造-岩相古地理对塔里木盆地下奥陶统蓬莱坝组白云岩储层的分布具有重要的控制作用。当前研究认为其具有“西台东盆”的古地理格局，但对该时期塔西台地内是否存在分异、该时期末期塔西台地是否发生暴露等问题依然存在争议。利用最新的露头、钻井及地震资料，结合盆地与造山带（下文简称盆山）的演化，由点—线—面对沉积充填实体进行分析，重建了塔里木盆地蓬莱坝组的构造-岩相古地理，并探讨其油气勘探意义。研究表明：蓬莱坝组沉积时期，塔里木盆地西部和东缘为浅水台地相，东部为深水盆地相，台地与盆地之间以斜坡相过渡。塔西台地内沉积出现分异：顺南地区发育潮下高能颗粒灰岩，间歇性地受到风暴浪的改造；而其他大部分地区为潮间—潮上带白云岩沉积。该时期塔里木盆地处于稳定伸展构造环境，台地建造作用显著，其构造-岩相古地理具有“两台夹一盆”的格局，并在塔西台地内分异出顺南开放式台内洼地。该台内洼地与广海连通性好，沉积水体比局限台地深，水体能量较高。由于相对海平面的下降，该组在沉积末期遭受了短暂的暴露溶蚀改造，具备成为优质储层的潜力，其中，塔中和古城地区为蓬莱坝组白云岩储层勘探优选区，顺南地区为蓬莱坝组颗粒滩储层勘探优选区。该研究有利于深化对蓬莱坝组沉积时期盆地构造-岩相古地理和盆山耦合关系的认识，推动蓬莱坝组碳酸盐岩的油气勘探。

临南洼陷浊积岩储层成岩作用与孔隙演化

石世革，杨 田，操应长，张会娜，远光辉

2017, 24(2):  57. 

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针对临南洼陷沙三中亚段浊积岩储层成岩作用类型多样、孔隙演化过程复杂的问题，综合利用铸体薄片、荧光薄片观察及流体包裹体等技术方法，结合埋藏史和油气充注史对研究区浊积岩储层成岩作用类型与孔隙演化进行研究。结果表明：研究区储层经历了压实、胶结、溶解及交代等多种成岩作用，其中，压实作用、胶结作用减少孔隙，溶蚀作用增加孔隙。在成岩作用研究的基础上，利用埋藏史确定各关键成岩作用发生时间，借助铸体薄片计算各关键成岩作用对储层孔隙度的贡献量，最终定量恢复不同成岩特征储集层的实际孔隙度演化史。该研究不仅对有利储层预测意义重大，也为后期油气勘探提供理论指导。

文昌A凹陷地温-地压系统与油气成藏的关系

王柯，张洋，黄胜兵，陈景阳

2017, 24(2):  63. 

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地温-地压系统（以下简称温压系统）控制油气的生成、运移和聚集，为明确文昌A凹陷温压系统特征及其与油气成藏的关系，基于地温和地压实测数据及声波测井等资料，利用温压系统原理，对珠江口盆地文昌A凹陷的地温场、地压场及温压系统特征进行剖析，从油气的生成、保存及分布角度探讨温压系统与油气成藏的关系。研究表明：文昌A凹陷地温梯度较高，平均为33.8℃/km，有利于有机质的成熟与烃类的生成；泥岩欠压实段集中在珠海组、恩平组，强化了油气的封盖作用；珠江组泥岩不发育异常压力，以毛细管压力封闭为主；凹陷发育高压型复式温压系统，上、下2套温压系统的流体能量差较大，油气以垂向运聚为主，浅部静压型温压系统内部最利于油气富集成藏，恩平组含油气系统是最重要的勘探对象。该研究对珠江口盆地的勘探有一定的指导意义。

渤海海域庙西中南洼勘探潜力分析

胡志伟，黄志

2017, 24(2):  69. 

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渤海海域庙西凹陷为渤海湾盆地众多边缘凹陷之一，其成凹、成烃、成藏研究相对富生烃凹陷较为薄弱，制约了勘探进程。通过对庙西凹陷中南洼构造、沉积、地化及成藏等综合研究，形成了一套边缘凹陷分析方法：以凹陷构造研究为切入点，综合考虑断裂、隆起作用，明确凹陷动力成因机制，进而厘定边缘凹陷构造演化和原型盆地，在此基础上进行资源潜力及圈闭演化研究，预测有利勘探方向。通过研究，总结了四种断裂-隆起协同演化模式，明确了研究区盆地边缘的演化特征，发现中南洼古近纪盆地面积为现今残留盆地的3倍以上；确认沙三段烃源岩是庙西凹陷中南洼的一套优质烃源岩，估算了其生烃量；并在断裂-隆起协同演化模式指导下，明确了圈闭成因模式及分布；结合区域成藏研究，预测了庙西中南洼有利勘探方向及区带，提出了下一步勘探建议。

琼东南盆地深水区断裂对沉积充填的控制作用

周 杰，杨希冰，甘 军，吴 昊，张 焱

2017, 24(2):  75. 

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以沉积学、构造地质学为指导，利用宝南断阶带新采集的三维地震资料，结合断层活动速率及断层古落差法，对陵水组同沉积断裂和沉积充填进行了精细研究。研究表明：宝南断阶带陵水组沉积时期主要发育大型海底扇沉积体系，控制陵水组地层沉积的主要同沉积断裂为⑧号边界断裂及F1、F2、F3断裂。该组断裂在空间上显示出明显的分段性，其中⑧号断裂活动强、弱交替出现，为多点供源型断裂；F1、F2、F3断裂形成多个横向凸起调节带和走向斜坡调节带，这些调节带为沉积物的优势运移路径。根据断裂控砂特征提出了宝南断阶带汇聚型多级断阶控砂模式；预测了宝南断阶带陵三段F1断裂坡折带中部，F2、F3断裂交汇处，F1、F2断裂东部3个有利区。该研究对指导琼东南盆地深水区新区钻井部署有重要意义。

四川盆地嘉陵江组嘉四段—嘉五段膏盐岩分布及油气意义

唐德海，段金宝

2017, 24(2):  80. 

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为了有效预测四川盆地二叠系、三叠系礁滩油气有利聚集区，对四川盆地嘉四段—嘉五段膏盐岩的分布特征进行了研究，结果表明：膏盐岩在四川盆地地层分布广泛，厚度几十米至400.0m，且连续性好。其中，优质礁滩油气藏嘉四段—嘉五段膏盐岩厚度为150.0～320.0m，占该段地层厚度百分比超过50.0%，最高达到80.0%；四川盆地嘉陵江组嘉四段—嘉五段膏盐岩研究对该区勘探具有指导意义，盆地西部CK1井区及东南部万县—忠县地区为油气有利聚集区。

油藏工程

砂岩油田高含水后期变流线精细调整研究

柏明星，张志超，李 岩，张 超

2017, 24(2):  86. 

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针对双河油田某区块高含水后期局部区域形成优势流场、水井注水效率低、油井含水率高、剩余油分布零散、开发调整措施效果差的问题，提出以集合法筛选确定高含水后期剩余油分类标准，定量划分一、二类剩余油的分布区域，并提出高含水后期储层变流线精细注采调整的方法，对该区块储层的流线进行调整，使原始流线旋转一定角度，进而挖潜零散分布剩余油。以该区块WH5-917、WH7-117 2个典型井组所在储层区域为例，进行变流线精细注采调整，使流线转向原来未波及或部分波及的储层区域。自2014年12月变流线调整后，水驱至2016年9月，2个井组分别累计增油0.47×10⁴、0.57×10⁴t，油井平均含水率分别下降1.21%、1.14%，调整效果较明显。研究成果对同类油田优势流场治理以及剩余油挖潜具有一定的指导意义。

气顶油藏水侵预测与动用储量计算新方法

鹿克峰

2017, 24(2):  89. 

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针对有限水体气顶油藏缺乏合适的水侵预测与动储量计算方法的问题，提出了一种新的动储量计算方法——水侵常数优化拟合法。该方法结合物质平衡方程与Fetkovich非稳态有限水域模型，以求取气顶指数为目标构建线性化方程，通过调节水侵常数使线性关系达到最佳，从而有效解决天然水驱气顶油藏线性物质平衡方程中存在3个未知量的求解问题。东海NX气顶油藏应用表明，该方法使用简单，适用于有限水体，计算得到的水域参数和动储量与实际动态数据吻合较好。该方法对气顶油藏开发技术政策的制订具有重要意义。

复杂断块油藏砂体连通性对水驱效果的影响

屈亚光，孙敬

2017, 24(2):  94. 

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复杂断块油藏沉积环境变化快，储层的非均质强，砂体连通性是其主要影响因素之一。基于实际油藏砂体连通方式，归纳出表征砂体连通状况的3种概念模型，依据砂体垂向连通和侧向连通程度建立相应的地质模型，采用数值模拟方法建立多个水驱单元理论模型，以累计产油量、注入量、地层压力和含油饱和度流线形态特征作为评价指标，分析得出对于砂体连通形式A和B，连通系数越大，日产油量和累产油量越高，压力传播越快；对于砂体连通形式C，垂向渗透率大小对水驱开发效果影响较大，垂向渗透性较小时，不同连通系数下水驱开发效果差别越明显。因此，在不同连通程度下，油藏的水驱开发效果存在较大差异，该研究对复杂断块油藏后期剩余油挖潜具有一定的指导意义。

气井复合工作制度生产动态预测

田丰，王晓冬，赵一璇，杜晓康，徐文丽

2017, 24(2):  99. 

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实际开采过程中，一些气井往往以复合工作制度进行生产，为了研究这一生产动态过程，采用有限差分和半解析法求解复合工作制度下非齐次、非线性天然气渗流数学模型。有限差分法单步长中对非线性系数（β）差分计算，循环计算内边界条件至收敛，以保证获得高阶精度的数值解。在实例计算中，数值解和半解析解的预测结果符合良好，相互印证，可精确预测出气井从稳产期到递减期的产量、井底压力和采收率等重要生产数据随时间的变化规律。研究结果表明，当产量递减至经济极限产量时，在相同转制压力下，稳产期的生产速度对采收率基本无影响，转制压力会在提高采收率的基础上，有效延长稳产期。生产速度和转制压力的合理设置可优化气井生产工作制度，为制定开发方案提供理论依据。

水驱厚层油藏纵向波及系数预测新模型

张瑾琳，吴向红，晋剑利，马 凯，郑学锐

2017, 24(2):  103. 

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针对厚油层内部的强非均质性和窜流现象导致的纵向波及系数预测精度低的问题，考虑层内受瞬时窜流及渗透率非均质性的影响，引入渗透率对数正态分布函数，结合拟相对渗透率法和水驱油理论，建立了纵向波及系数预测新模型。研究结果表明：模型计算结果与矿场实际数据基本吻合，从而验证了模型的可靠性和较高的精确度；敏感性分析表明，渗透率变异系数和流度比越大的油层，纵向波及系数越小，原油主要在高含水时期被采出，此时需调整注采井网，合理划分层系，从而提高油藏纵向波及系数。研究成果为水驱开发厚层油藏纵向波及系数的预测提供了理论指导。

砂岩油藏水平井见水后增产措施确定方法

朱志强,李云鹏， 葛丽珍,李广龙， 孟智强

2017, 24(2):  107. 

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针对水平井见水后增产措施难以确定的问题，基于考虑重力作用的剖面压力均等模型和砂岩油藏储层渗透率对数正太分布特点，建立了一种砂岩油藏水平井见水诊断曲线。研究表明，该曲线反应了砂岩油藏水平井最为普遍的见水规律，能有效指导水平井见水后增产措施的选择。将研究成果应用于渤海J油田A41H井及A9H井， A41H井2014年1月实施堵水作业后，含水率下降到80%以下，日产油量约增加50m³/d；A9H井2014年7月采取提液措施后，日产液量增加150 m³/d，日产油量增加30 m³/d。研究成果对砂岩油藏水平井见水后增产措施的确定有一定的指导意义。

井间动态连通性评价新方法研究

孙涛，窦宏恩，邹存友，秦国省，刘磊

2017, 24(2):  110. 

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中国主力油田目前均已进入开发中后期，存在水驱效率低、油井含水率高等问题，为更加快速、高效地研究油藏井间的动态连通性，降低开发成本，对基于注采数据的传统连通性评价方法进行了改进。通过研究油水井的动态注采数据，以井间连通单元为对象，建立考虑生产井间相互干扰的物质平衡方程，并以此为基础，采用线性化求解方法，拟合实际动态注采参数，反演得到井间连通参数。研究表明，改进后的方法计算速度极大提高，连通性评价结果与示踪剂测试吻合度更高。评价结果很好地指导油田下一步的措施方案，具有一定的现场推广价值。

致密油水平井产能主控地质因素研究

孙兵，刘立峰，丁江辉

2017, 24(2):  115. 

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为明确地质因素对致密油水平井产能的影响，建立压裂水平井模型，利用数值模拟方法研究不同地质因素对产能的影响。通过定义影响因子，量化各因素对产能的影响，明确了产能的主控因素。结果显示：储层各参数对致密油水平井初期日产油量和累计产油量均有影响，但程度不同；通过对各参数影响因子的计算可知，天然裂缝发育程度、基质孔隙分布情况是致密油水平井单井初期产能的主控因素，而渗透率、天然裂缝发育程度及基质孔隙分布是致密油水平井单井累计产油量的主控因素。该成果明确了研究区单井产能的地质主控因素，有利于水平井的优化设计，对于提高致密油水平井单井产量具有一定的指导意义。

过热蒸汽吞吐水平井加热半径及产能预测模型

孙逢瑞，姚约东，李相方，陈明强，邹明

2017, 24(2):  120. 

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以稠油油藏为研究对象，针对过热蒸汽区加热半径及吞吐产能计算问题，通过建立过热蒸汽区瞬时能量平衡方程，运用拉氏变换及逆变换求得过热蒸汽区加热半径解析解，同时结合考虑重力的产能公式，建立了完整的加热半径及产能预测模型。研究了过热蒸汽区外边界温度对加热半径的影响、不同周期过热蒸汽区半径变化规律、重力对产能的影响以及不同生产制度下的过热蒸汽热利用率。研究表明：过热蒸汽区外边界温度增加，加热半径减小；吞吐周期增加，加热半径增加。实例中，总产油量中的重力驱出油量所占比重较大，且随着定产量的增加，过热蒸汽热利用率增加。新模型对油藏选取合理注采参数以及分析加热区热损失规律具有一定的指导意义。

页岩气多场耦合渗透率计算模型

赵谦平，王博涛，姜磊，付顺勋，曹成

2017, 24(2):  125. 

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为表征扩散、应力敏感、基质收缩和吸附层对页岩气渗透率的影响，通过加权系数耦合过渡扩散和努森扩散，建立了扩散渗透率数学模型，并通过实验进行验证，同时分析了基质收缩、应力敏感、不同孔径页岩气吸附层厚度对渗透率的影响。研究结果表明，建立的页岩气渗透率模型可以有效表征不同传输阶段的扩散，避免了单独使用努森扩散所带来的渗透率偏大等问题，可以更全面地描述多物理场影响的页岩气传输。该研究成果对页岩气的开发具有一定的借鉴意义。

注水开发气顶油藏水平井临界产量计算新方法

刘美佳,陈存良,黄琴,杨明,孙广义

2017, 24(2):  131. 

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临界产量是确定气顶油藏合理开发的关键指标,但现有临界产量计算方法仅适用于衰竭开发的气顶油藏，注水开发气顶油藏水平井临界产量的计算方法尚属空白。为此，利用水平井三维渗流场分解理论，将水平井的三维渗流场分解为外部渗流场和内部渗流场2个平面渗流场，在每个平面渗流场内根据径向流理论、流体静力学平衡关系计算临界产量，最终根据等值渗流阻力原理并结合油水相渗曲线，建立不同含水阶段注水开发气顶油藏水平井临界产量计算新方法。利用该方法指导了BZ油田气顶油藏不同含水阶段、不同原油黏度油井工作制度调整，通过矿场实践，BZ油田气顶油藏整体控气、稳油效果显著。气油比从150m³/m³降至100m³/m³，产油量无递减。该方法简单实用，具有一定推广价值。

底水凝析气藏水平井见水规律与储层关系研究

孙敬，刘德华，程荣升，王智华

2017, 24(2):  136. 

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针对非均质底水凝析气藏水平井出水规律复杂及有效控水的问题，以中国西北部底水凝析气藏为研究背景，归纳出水平井钻遇储层的6种不同构型特征，以30口底水凝析气藏水平气井实际生产动态为数据支撑，分析了不同水平气井见水规律。分析表明，底水凝析气藏水平气井见水特征主要表现为3种类型，以此为基础，总结出不同见水规律与所钻遇储层特征的对应关系，可根据气井见水规律反演对应的储层构型特征。实例表明，采用该对应关系判断储层特征与实际储层特征的符合率达到82%以上，研究成果为底水凝析气藏合理避水开发及提高气藏采收率提供了科学的方法和理论依据。

二氧化碳驱油及封存过程中的地质安全界限体系

李志鹏，卜丽侠

2017, 24(2):  141. 

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针对CO₂驱油及封存过程中的地质安全问题，利用油气封盖理论和油藏工程理论，研究了油藏条件下CO₂驱油及封存的定量地质安全界限体系。研究结果表明：CO₂驱油及封存过程可划分为CO₂注入驱油阶段、CO₂注入封存阶段和CO₂静态封存阶段；CO₂在油藏条件下存在扩散泄漏、低速渗流泄漏和高速渗流泄漏3种泄漏机理；CO₂的地质安全性主要受盖层岩封堵压力、断层岩封堵压力、断层重开启压力、断层岩破裂压力及盖层破裂压力等的控制。研究成果对CO₂驱油及封存项目的选址及风险分析有重要意义。

改造瑞利模型在沁水煤层气产量预测中的应用

刘 刚，孙建博，尹锦涛

2017, 24(2):  145. 

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针对瑞利模型在沁水煤层气产量预测过程中产量时间比的自然对数与时间平方值之间线性关系较差的问题，利用时间的幂指数替换时间平方值，得到改造瑞利模型，并对该模型在沁水煤层气产量预测中的应用进行了分析。研究结果表明：应用改造瑞利模型能够较好地拟合出沁水煤层气产量的整体特征，尤其在产量递减阶段拟合精度更高。预测沁水地区煤层气井未来1a的产量，年递减率为21.3%~27.5%，平均为23.8%，符合沁水地区煤层气井产量初期递减规律。统计表明，沁水地区应用改造模型的幂指数m分布于0.15~0.45区间内，平均约为0.25，该值可作为沁水煤层气产量预测模型参数m的参考值。研究成果对沁水盆地煤层气产量预测有一定的指导意义。

 二氧化碳对原油中胶质沥青质作用的可视化研究

刘晓蕾，杨思玉，秦积舜，李 实，姚小琪

2017, 24(2):  149. 

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为明确CO₂驱油过程中胶质沥青质沉淀原因，从原油中分离出胶质和沥青质分别与正庚烷和甲苯配置成胶质模拟液和沥青质模拟液，并用2种模拟液分别与CO₂组成不同摩尔分数的二元体系，通过高压显微固相沉淀实验，观察两体系中固相颗粒的变化规律，探究CO₂对胶质沥青质的作用机理。实验表明：胶质模拟液-CO₂体系中CO₂的摩尔分数达到12.50%时，胶质颗粒发生沉淀，随CO₂含量增加沉淀半径增大；当CO₂摩尔分数增至35.00%时，胶质沉淀开始沉积，发生聚集；当CO₂的摩尔分数大于50.00%时，降低体系压力至泡点压力以下，CO₂先从正庚烷液相中析出，后从液状胶质聚集体中析出。沥青质模拟液-CO₂体系在泡点压力处颗粒半径最大；随CO₂含量增加，沥青质颗粒沉淀半径增大；当CO₂摩尔分数增至60.00%时，沥青质颗粒发生聚集形成沉积。该项研究对于分析CO₂驱过程中胶质沥青质对沉淀的贡献情况、沉淀生成的主要原因以及如何减小沉淀对生产造成的伤害具有重要指导作用，对于增强原油的运移能力进而提高储层原油采收率具有理论指导意义。

砂岩储层微观水驱油实验与数值模拟研究

李 滔，肖文联，李 闽，王 颖，任奕明

2017, 24(2):  155. 

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为深入分析岩样孔隙结构、润湿性与水驱流动特征及驱油效率的关系，基于砂岩微观水驱油实验，观察不同类型的水驱油流动特征，同时对实验岩样进行微CT扫描，获取其孔隙结构参数，建立与岩样孔隙性质等价的孔隙网络模型，结合铸体薄片与环境扫描电镜鉴定结果及毛管压力曲线特征定量分析实验砂岩的孔隙结构差异，并运用建立的砂岩孔隙网络模型模拟不同润湿性下水驱油过程。结果表明：孔隙结构是影响砂岩水驱油流动特征的主要因素；孔隙均质性越好，砂岩越易表现出网状—均匀驱替特征，反之砂岩则越易表现为树枝状驱替特征，指状型驱替砂岩居于两者之间；中性润湿模型的驱油效率高于水湿模型，水湿模型的驱油效率高于油湿模型。该研究可为制订合理的生产、增产措施提供技术指导。

钻采工程

无土相水基钻井液用超分子增黏提切剂的研制

张县民，蒋官澄，付建国，程琳，董腾飞

2017, 24(2):  160. 

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增黏提切剂是控制无土相水基钻井液流变性能的关键处理剂，通过将超分子网状结构引入聚合物中，利用胶束聚合物合成一种超分子增黏提切剂CZN，并评价其性能。结果表明：CZN具有明显的超分子网状结构，有较好的增黏提切性和剪切稀释性，表观黏度、动塑比要远高于同浓度的PAM；具有较好的抗温性和实用性。以CZN为增黏提切剂配置了无固相聚膜钻井液体系，现场应用表明，该钻井液可有效携带井底岩屑，保证顺利钻进。该技术可为提高复杂地层钻井效率提供技术支撑。

基于停泵压降分析的致密砂岩压裂效果评价

周珺，邓睿，韩旭，李成勇

2017, 24(2):  165. 

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致密砂岩储层压裂效果评价方法较多，常规的压力恢复试井和净压力拟合等方法需要较多的测试数据，存在一定的局限性。因此，需找到一种快速准确的方法来评价储层的压裂效果。基于压降试井理论对压裂施工停泵后的压降数据进行分析，建立了致密砂岩压裂气井不稳定渗流数学模型，得到停泵后井底压力和压力导数的双对数曲线，通过双对数曲线可对压裂后的储层参数及裂缝特征进行评价。实例应用通过对比净压力的拟合结果和压裂后压力恢复试井的解释成果，验证了该方法的准确性。该方法充分利用压裂施工压力数据评估压裂效果，认识储层特性，可为优化压裂设计和现场压裂施工方案提供参考依据。

地层压力随钻测量原理样机研制

郑俊华，钱德儒，王磊，宗艳波，王强

2017, 24(2):  170. 

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地层压力是钻井工程所需的重要参数。随钻测量地层压力精度高，根据该数据可提高钻井效率，降低钻井风险。通过三维可视化虚拟设计及插装式液压元件集成设计等方法，解决了高输出压力微型液压系统研发等关键技术，研制了地层压力随钻测量原理样机。建立了井下环境模拟实验装置，通过对比实验装置预设值与测量短节测量值，验证了样机测量原理的正确性。在模拟井内考察了原理样机整机工作稳定性。从指令下发、仪器启动、探头坐封到抽吸流体等一系列动作准确无误，样机各功能短节匹配合理。原理样机的研制成功为工程样机的研发奠定了技术基础。