当期目录

2018年 第25卷 第3期    刊出日期：2018-06-25

上一期    下一期

地质勘探

强非均质致密砂岩气藏已动用储量评价新方法

张吉，史红然，刘艳侠，罗川又，朱亚军

2018, 25(3):  1. 

摘要 ( )   PDF (615KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

苏里格气田是典型的强非均质性致密砂岩气藏，目前已进入稳产阶段，储量资源基础需要重新落实。随开发程度提高，不同储层储量动用程度大有不同，后期如何部署产能建设井位、如何确保气田长期稳产的难度日益增大。开展已动用地质储量评价，明确气田剩余未动用地质储量，是气田技术挖潜和稳产的基础。针对此问题，以苏里格气田苏14区块盒₈、山₁段为研究对象，采用容积法对目的层进行储量复算，结合现有井网情况，针对不同井网控制程度，采用不同方法计算不同井网情况下的已动用地质储量，落实了已动用地质储量的规模及分布。结果显示，该区块目前已动用地质储量占复算储量基础的39.54%，实现区块长期稳产具有可行性。该研究对苏14区块后续井位部署和稳产技术政策研究有重要作用，对苏里格气田其他各区块及同类型气田的有效开发有借鉴意义。

川南-黔北地区龙潭组页岩气成藏条件分析

曹涛涛，邓模，刘虎，刘光祥，Andrew Stefan Hursthouse

2018, 25(3):  6. 

摘要 ( )   PDF (3596KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

以川南-黔北地区龙潭组泥页岩为研究对象，通过野外、钻井和实验测试，分析了龙潭组泥页岩的成藏条件及影响因素。结果表明：川南-黔北地区龙潭组泥页岩分布广、累计厚度较大、埋藏深度适中；TOC为0.22%～14.62%，R_o为1.47%～1.93%，有机质以镜质组为主，干酪根类型为Ⅲ型；矿物组成以黏土矿物为主，石英含量较低。页岩孔隙以黏土矿物层间孔为主，有机质中孔隙较少；页岩比表面积和孔体积分别为18.29～36.18 m²/g和0.033～0.078 mL/g，且与TOC之间存在明显的负相关性，而与伊蒙混层含量之间存在明显的正相关性。龙潭组泥页岩具有较强的甲烷吸附能力，Langmuir甲烷吸附量为2.98～6.98 mL/g。结合龙潭组顶底板、储层物性、含气性等特征，认为该区页岩气具有勘探潜力，可与煤层气进行联合开采。该研究可为龙潭组页岩气后续勘探提供一定参考。

基于机器学习的多地震属性沉积相分析

张艳，张春雷，成育红，高世臣，黄文辉

2018, 25(3):  13. 

摘要 ( )   PDF (3094KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为研究苏里格气田的沉积环境及沉积相展布规律，以苏里格气田召30区块为研究对象，结合对沉积相较为敏感的均方根振幅、平均瞬时频率和有效带宽3种地震属性，同时利用研究区丰富的水平井资料，运用机器学习中的半监督模糊C均值方法，得到召30区块盒₈段沉积相展布特征。结果表明，相比传统的模糊C均值方法，该方法能够清晰地刻画盒₈段南北向条带状分布的4条河道，并且忠实于测井信息，预测结果更符合先验地质认识，并且改善了地质人员在无井区域的沉积认识，可为同类区块储层预测方面提供一定的借鉴。

吐哈盆地塔尔朗组沉积特征及烃源岩潜力分析

韩祥磊

2018, 25(3):  18. 

摘要 ( )   PDF (1572KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对吐哈盆地二叠系盆地性质不清，沉积环境、烃源岩潜力不明的问题，综合利用钻井、野外露头等资料，运用岩性组合特征、测井曲线、岩石元素、油气地球化学等方法，对研究区二叠系盆地性质、沉积特征及烃源岩潜力进行分析。研究结果表明，吐哈盆地二叠系为裂谷盆地，划分为裂谷初始期（P₁y—P₂d）、裂谷鼎盛期（P₂t）、裂谷萎缩期（P₃w）3个阶段，塔尔朗组处于裂谷鼎盛期，是烃源岩的主要发育层系，具有广盆一体化沉积、现今残留分布的特点。沉积类型以滨浅湖、半深湖—深湖亚相为主，该套烃源岩具有厚度大、成熟度好、分布广的特点，具有较大的勘探潜力。该研究对区带优选及勘探部署具有一定的指导意义。

惠民凹陷夏口走滑正断层封堵能力差异性及其成因动力学机制

王亚琳

2018, 25(3):  23. 

摘要 ( )   PDF (1274KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

在野外观察走滑微断层方解石充填差异性的基础上，以走滑断层成因动力学理论为指导，结合成藏期区域应力场分析，对NE走向夏口断层不同区段的力学性质进行了分析。发现局部强张环境所处的区段对应断层开启段，是油气垂向运移的主要通道；而局部扭压环境对应断层封堵段，是断层下降盘油气成藏的主要区带；扭压段封堵能力介于以上两者之间。结合前人利用地球化学技术研究油气运移路径的成果，证实了走滑正断层不同区带受力性质的差异性是造成夏口断层封闭能力存在差别的主要地质因素。该研究为其他地区走滑弯曲正断层封堵能力的研究提供了新的思路和方法。

流体超压对西部凹陷天然气分布的控制作用

张宇

2018, 25(3):  28. 

摘要 ( )   PDF (1219KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对辽河坳陷西部凹陷不同地区天然气分布差异性较大的问题，在钻井和试井资料分析的基础上，运用声波时差方法对该区泥岩流体超压层分布规律进行研究。研究结果表明，西部凹陷存在多套泥岩流体超压封盖层，并以古近系沙三上段和沙一中段为主，具有很强的封盖能力，是控制西部凹陷天然气分布和富集关键因素。该研究有效地指导了辽河坳陷天然气勘探方向。

构造变形对页岩孔隙结构及吸附性的影响

章新文，李吉君，卢双舫，黄开展，阴建新

2018, 25(3):  32. 

摘要 ( )   PDF (3791KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对页岩构造变形作用对其孔隙结构和吸附性的影响，运用TOC、热解和低温氮气吸附法等实验方法，利用宏观尺度判别等手段，对川东北地区城口县修齐镇、龙田乡下寒武统鲁家坪组页岩样品的构造变形对孔隙结构控制机理进行研究。结果表明：川东北地区页岩构造变形形态主要表现为裂隙、褶皱、揉皱等；研究区页岩样品孔隙主要为纳米级，孔径大小主要分布在0.5～10.0nm；页岩变形程度越高，纳米级孔隙越多，页岩比表面积越大，对页岩气的吸附性能越强。研究结果对认识泥页岩构造变形作用对页岩孔隙结构及其储气能力的影响具有一定的指导意义，为四川盆地页岩气的勘探开发提供必要的依据。

塔东南坳陷侏罗系康苏组沉积特征

赵一璇

2018, 25(3):  37. 

摘要 ( )   PDF (4237KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对塔东南坳陷瓦石峡凹陷侏罗系康苏组地层沉积相划分界限不清晰等问题，根据野外露头剖面，钻井、测井曲线等资料，研究了侏罗系康苏组的沉积相类型及特征。结果表明：康苏组主要发育冲积扇、辫状河三角洲以及湖泊相，在瓦石峡凹陷近阿尔金断裂一侧，发育了冲积扇和辫状河三角洲沉积，远离断裂一侧发育浅湖沉积，其间为广泛发育的滨湖相沉积。此次研究初步建立了康苏组沉积相识别标志，为下一步深化油气地质研究和油气勘探工作奠定重要基础。

川西北古生界烃源岩特征及生烃潜力评价

李琪琪,李斌,刘羿伶,郝悦琪,郑见超

2018, 25(3):  44. 

摘要 ( )   PDF (1240KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

川西北地区已经成为四川盆地近几年勘探的热门地区，但至今对该区烃源岩的展布和生烃潜力仍缺乏较客观的评价，从而导致该区油气资源前景不明朗，影响下一步勘探方向的选择。在野外露头和重点钻井烃源岩发育特征与有机地球化学分析的基础上，利用烃源岩展布特征和有机质丰度、类型、成熟度以及生烃强度等参数对区内海相烃源岩进行了系统评价。结果表明：研究区发育的6套烃源岩有机质丰度均较高；有机质类型好，主要为Ⅰ型、Ⅰ—Ⅱ₁型以及Ⅱ₁—Ⅱ₂型；成熟度较高，现今处于高成熟—过成熟阶段，以生气为主。下寒武统筇竹寺组烃源岩生油条件最好，是该区的主力烃源岩，平均生烃强度为67.05×10⁸m³/km²；广元朝天、旺苍以西地区以及剑阁地区为3个生烃中心。研究结果对于明确川西北地区下一步的重点勘探方向具有重要意义。

德惠断陷沙一段凝灰岩储层特征及测井识别

周健，单玄龙，迟唤昭，岳庆友，苍正毅

2018, 25(3):  50. 

摘要 ( )   PDF (4028KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为明确德惠断陷沙一段凝灰岩储层特征，以薄片、x衍射分析、物性等资料为基础，开展了凝灰岩储层微观特征研究。结合测井曲线，利用GR-DEN、AC-DEN和R_t-AC曲线交会图版将凝灰岩储层从围岩中区分开来。研究结果表明：沙一段储集空间的岩石类型为晶屑凝灰岩、玻屑晶屑凝灰岩和凝灰质砂岩。凝灰岩中的主要矿物为石英和长石，储集空间类型为以长石溶蚀孔为主的次生孔隙。凝灰岩储层具有中低孔、超低渗微细喉道的特征，微小的孔喉和以伊蒙混层为主的强水敏黏土矿物导致渗透率极低。由测井曲线交会图版可知，凝灰岩储层具有低的DEN，相对高的GR与AC和较低的R_t的特征。该研究对研究区凝灰岩油气藏的勘探具有指导意义。

安塞浅水三角洲前缘复合单砂体精细识别与划分

赵晔，师永民，刘新菊，万琳，冯博

2018, 25(3):  56. 

摘要 ( )   PDF (2198KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

鄂尔多斯盆地东缘安塞浅水三角洲前缘长₆储层单期河道砂体中心迁移频率较快，导致储层物性差异较大，由于对砂体展布规律认识不足，普遍存在注采不对应、宏观剩余油分布具强分散等问题。在野外露头的指导下，依据测井数据，以三大类单一成因砂体的7种12类接触组合关系，对研究区复合单砂体进行表征：水下分流河道砂体作为骨架砂体发育最广，强分流改道与汇流区域普遍发育“水下分流河道-水下分流河道”型；席状砂沟通其他类型砂体时油层连片分布，但侧向切叠的席状砂不具备挖潜条件；分离型砂体在下游区最为发育，砂体直接接触泥岩，却不为井网所控制。该项研究为油田开发中后期剩余油的挖潜提供可操作的地质依据。

黄河口凹陷古近系与新近系成藏主控因素与富集特征

刘成桢，姜平，姜治群

2018, 25(3):  61. 

摘要 ( )   PDF (1698KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为研究黄河口凹陷古近系、新近系油气成藏主控因素与富集特征，利用三维地震、地球化学、测录井等资料，分别从油源断裂、排烃期断裂活动强度、活跃烃源岩、区域性盖层4个方面分析其对油气时空差异分布的影响，最终明确了黄河口凹陷古近系、新近系成藏主控因素与富集规律。结果表明：黄河口凹陷新近系为它源成藏，主控因素为油源断裂发育特征与排烃期断裂活动强度，排烃期断裂活动强度据定了新近系油气运移效率与规模，排烃期断裂活动强度大于8m/Ma，断裂输导能力强，油气以浅层富集成藏为主；古近系成藏主控因素为排烃期断裂活动强度、区域性盖层发育特征，当排烃期断裂活动强度小于4m/Ma、盖层有效断接厚度大于10m时，油气以古近系深层富集成藏为主。该研究成果对黄河口凹陷下一步勘探具有指导意义。

油藏工程

低渗透油藏径向钻孔技术极限井距及应用

崔传智，吴忠维，郝永卯，杨勇，黄迎松

2018, 25(3):  67. 

摘要 ( )   PDF (1382KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

依据渗流理论与油藏工程方法，推导了低渗透油藏一源一汇开发时油藏任意位置的压力梯度计算式，并在考虑启动压力梯度随流度变化的基础上，给出了技术极限井距隐式计算式，分析了原油黏度、渗透率及径向孔长对技术极限井距的影响规律。研究结果表明：径向钻孔可以明显增加技术极限井距，且随着钻孔长度的增加，技术极限井距增大；原油黏度越大，径向钻孔技术极限井距越小；渗透率越大，技术极限井距越大。将技术极限井距应用于胜利油田某低渗透油藏的径向钻孔作业，油井采油能力提高为原来的2.5倍，注水井注水能力提高为原来的1.75～30.00倍，取得了显著的效果，验证了极限井距计算方法的正确性与实用性。该研究对于注采系统实现有效驱替具有重要意义。

风城浅层超稠油蒸汽吞吐后期提高采收率技术

孙新革，赵长虹，熊伟，李凌铎,梁珊

2018, 25(3):  72. 

摘要 ( )   PDF (1557KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为了改善浅层超稠油油藏蒸汽吞吐后期开发效果，采用解析分析和数值模拟方法，明确了超稠油油藏在注蒸汽驱替过程中的重力、驱动力的相互作用机理，提出了驱泄复合开采技术。通过油藏工程优化研究，设计了直井、水平井多种组合方式的蒸汽吞吐后期接替方式，并明确其适合的油藏地质条件及转换方式的时机。在风城油田重32井区先后开展了多个先导试验，针对驱泄复合开采的3个阶段，制订了适应的注汽方式、注采参数和调控方法，实现了地层条件下原油黏度大于60×10⁴mPa·s的超稠油油藏蒸汽驱开采，预计最终采收率可从蒸汽吞吐阶段的20%～25%提高至40%～50%。为国内外同类油藏开发提供借鉴经验。

稠油油藏组合蒸汽吞吐的分区方法

赵红雨

2018, 25(3):  77. 

摘要 ( )   PDF (698KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对组合蒸汽吞吐技术缺少简单明确、科学可靠分区方法的问题，依托数值模拟方法，建立稠油油藏蒸汽吞吐井间汽窜的数值模拟模型，研究渗透率突进系数、原油黏度、油层厚度、井间压力梯度等因素与蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的定量关系。利用多元非线性回归方法建立多因素影响下蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的预测模型，利用蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期的不同，实现组合蒸汽吞吐区的定量划分。以王庄油田坨82块为例，采用所建立的模型对相邻蒸汽吞吐井间汽窜发生所在周期进行了计算，实践证明，该模型应用简单方便，结果可靠，实现了不同注汽能力下的组合蒸汽吞吐区的定量划分，满足矿场应用的需要。

特低渗透油藏二氧化碳驱气窜影响因素及规律

李承龙

2018, 25(3):  82. 

摘要 ( )   PDF (1147KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对特低渗透油藏CO₂驱存在气窜、注气开发效果差、气窜影响因素认识程度低、气窜治理不及时等问题，从储层发育特征、原油物性及注采井生产情况出发，利用数值模拟方法揭示了不同因素影响规律，运用灰色综合评估法定量评价了诸因素影响强弱，明确了气窜主要影响因素，制订气窜程度分类界限，建立气窜程度评估模型。研究表明，气窜主要影响因素（由强到弱）为：裂缝密度、非均质性、渗透率、注入强度、地层原油黏度及孔隙度；当评估值大于0.55时，气窜程度非常严重，当评估值小于0.25时，未出现气窜；气窜程度评估模型计算结果符合率达到90.6%，证明该模型的准确性。研究成果为现场及时采取气窜防控措施、改善注气开发效果提供理论基础。

致密砂岩气藏高产液机理研究

丁景辰，曹桐生，吴建彪，齐亚云

2018, 25(3):  87. 

摘要 ( )   PDF (1549KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为明确致密砂岩气藏高产液的形成原因，以大牛地气田D28井区为例，从地质、开发等不同角度开展了致密储层高产液机理研究。结果表明，局部微构造高差造成D28井区内形成局部高产液的相对富水区。在D28井区内发育河流相主河道，天然气在重力作用下向相连通的南部厚层砂体高部位运移，而原始地层水则逐渐滞留造成了井区“北高南低”的产液格局。井区内含水饱和度较高，水相更容易流动并产出，造成高产液。与气田老区相比，D28井区孔喉更加细小，且生烃强度较弱，储层中残余水相较多，同时，采用水平井开发也在一定程度上加大了产水的风险。综合研究表明，不利的地质条件是造成致密气藏气井高产液的主要原因，通过提高地质认识程度、井位部署质量和工程工艺技术，可以有效降低气井产液风险。研究结果对致密砂岩气藏高产液机理认识和气藏合理开发具有一定的借鉴意义。

考虑邻井干扰的页岩气多段压裂水平井数值试井方法

黄灿

2018, 25(3):  92. 

摘要 ( )   PDF (1447KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

页岩气田水平井开发过程中，井间干扰现象严重，在考虑邻井影响的条件下准确分析试井资料、认识储层参数至关重要。为此，综合考虑压裂裂缝和SRV区域建立了页岩储层改造后的多重耦合渗流模型，采用PEBI非结构化网格进行网格划分，基于有限体积法进行求解。根据历史生产数据建立有效的页岩气干扰试井评价模型，通过拟合实测资料对模型进行了验证，并运用该模型对2口生产井进行了生产动态预测及分析，结果表明，2口井间井距过大，可在2井间部署1口加密井并在后期投产新井的水力压裂过程中尽量扩展裂缝半长。该研究为页岩气井的产能预测及生产优化提供了理论支持。

玛131井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计研究

黄兴龙，徐阳，曾彦强，徐尚鸿

2018, 25(3):  97. 

摘要 ( )   PDF (1559KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

根据玛北油田玛131井区特低渗透砂砾岩油藏特征，综合油藏工程、数值模拟、经济评价等方法和手段，优化了水平井井网、人工缝网、水平段长度等关键开发参数，形成了特低渗透砂砾岩油藏水平井分段压裂开发优化设计技术。研究结果表明：该区宜采用类五点法井网，合理的裂缝穿透比为0.4，人工裂缝半长为140～160m，合理井距为350～400m；水平井合理水平段长度为1600m左右；人工裂缝方向应垂直于水平段方向，合理的裂缝间距为80～100m，最优的裂缝导流能力为40um²·cm；在裂缝总长度一定时，采用两端裂缝长、中间裂缝短的不等长裂缝压裂时，采出程度相对较高。研究结果为该区油田开发方案的编制和同类油藏的有效开发提供一定的借鉴意义。

渤中M油田低渗储层裂缝特征及对开发的影响

周军良

2018, 25(3):  102. 

摘要 ( )   PDF (3634KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

M油田为海上低渗油藏开发先导试验区，弄清裂缝特征及其对开发的影响对提高试验区开发效果具有重要意义。运用岩心、薄片、成像测井、试产等资料，利用地质学、统计学方法得出储层裂缝对产能的影响。结果表明：渤中M油田低渗储层以高角度、低角度宏观构造裂缝和微观粒内缝为主；裂缝分布受构造、岩性、层厚、异常高压等因素控制；有效裂缝主要发育在背斜核部及断层上盘，是薄油层区域影响开发井产能的关键因素，决定了注采开发的效果。成果与目前生产动态吻合性好，有助于试验区低效井的治理及扩大注水规模，改善开发效果，也可为类似区块勘探开发提供借鉴。

双模迭代技术在裂缝性碳酸盐岩油藏中的应用

高振南，霍春亮，罗成栋，徐静，李俊飞

2018, 25(3):  108. 

摘要 ( )   PDF (3964KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

MB油田为碳酸盐岩油藏，受微裂缝影响导致部分生产井含水剧增、产能骤降。针对微裂缝无法有效定量刻画的难题，基于岩心描述及地质、测井、地震综合分析，创新性提出并应用双模迭代技术，以地震曲率属性体为约束条件进行微裂缝离散网络建模，结合生产动态及数值模拟开展储层三维驱替敏感性分析，反馈合理的动态响应约束微裂缝模型修正，多次迭代后得到MB油田裂缝发育规律：南区裂缝以中高角度缝形式发育在Ⅲ、Ⅵ、Ⅷ小层，底水锥进明显，剩余油富集；北区不发育裂缝，产出程度高。在此基础上优化注水方案，有效指导MB油田底注顶采注水开发，目前MB油田日产油能力提高19%，达到0.94×10⁴m³/d。该研究成果为MB油田底注顶采注水方案的实施提供了有效借鉴。

渤海油田吸水能力影响因素与采出程度预测图版

申健，周文胜，潘岳，姚泽，沙雁红

2018, 25(3):  113. 

摘要 ( )   PDF (1419KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对渤海油田注水井吸水能力呈现不同程度的下降，严重影响油田开发效果的问题，运用油藏工程、数值模拟分析方法，结合油田注水现状和存在问题，得出导致渤海油田注水井吸水能力下降的4类主要影响因素，即水质问题、地层压力下降导致储层渗透率降低、现场注水流程的腐蚀、结垢、洗井频次低、调剖作业失败。提出了一套渤海油田吸水能力下降对采出程度影响的预测图版。将研究成果应用于渤海BZ油田的采出程度预测，相对误差为4.9%，满足工程需求。研究成果量化了注水井吸水能力下降对油田开发效果的影响程度，对油田后续注水方案调整提供参考和指导。

大气顶油藏气窜规律与全寿命开发策略

房娜，刘宗宾，吕坐彬，程大勇，文佳涛

2018, 25(3):  117. 

摘要 ( )   PDF (1486KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为明确气顶气驱油藏生产规律，提高该类油藏开发效果，以渤海锦州A油田大气顶油藏为例，通过岩心、古地貌、试井和生产监测等资料的综合应用，分析影响油井气窜的主要因素，得出3类气窜模式的划分界限。研究认为，气窜对油井产能影响较大；气顶指数、储层非均质性和水平段垂向位置是影响气窜规律的主要因素。通过提出分气窜模式、分开发阶段全寿命开发策略，锦州A油田大气顶油藏实现连续7a年产油量大于100×10⁴m³/a，综合气油比小于800m³/m³，预计可提高采收率3.1个百分点。该研究为同类大气顶油藏的开发提供了一定的借鉴。

昆北油田优势通道成因及识别方法

胡亚斐，吴峙颖，李佳鸿，刘岩，谢琳

2018, 25(3):  122. 

摘要 ( )   PDF (472KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对低渗透砂砾岩储层中油井含水高、动用程度低、优势通道发育等问题，运用地层沉积学、岩心分析、动静态资料等方法得到优势通道的形成原因。通过优选动静态参数，利用灰色理论和模糊数学方法，建立了优势通道的模糊综合评判模型。研究结果表明：在冲积扇沉积的低渗透砂砾岩储层中，优势通道的形成主要受沉积相、储层改造及注水冲刷的影响。模糊综合评判模型可以实时的对储层优势通道进行定量评价。将研究成果应用于昆北油田切12区块14口水井，计算结果与示踪剂的解释结果符合率达到86%。研究成果对水驱油田调整开发对策有重要的指导意义。

边底水气藏注二氧化碳泡沫控水技术研究

牛保伦

2018, 25(3):  126. 

摘要 ( )   PDF (1526KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对气田普遍存在边底水入侵、常规液体堵剂无法深度堵水的问题，提出CO₂（CO₂泡沫）阻挡水体入侵的方式，通过高温高压微观可视化实验、CO₂泡沫控水模拟实验方法，从微观控水机理、宏观控水能力等方面探讨了CO₂与CO₂泡沫控水方法差异，优化了CO₂泡沫控水注入参数。实验结果表明：CO₂控水难以形成稳定的阻水带，其控水机理为贾敏效应；CO₂泡沫通过超临界CO₂形成的致密泡沫堆积作用可形成相对均衡推进的阻水带。该项研究明确了CO₂泡沫控水参数，即采用小段塞交替注入、泡沫浓度为0.8%、注入量为0.5倍孔隙体积。研究成果提出了可指导现场应用的关键注入参数，证实了采用CO₂泡沫控水方法可有效缓解强非均质气田水侵速度，并同时实现CO₂的埋存。该项研究对四川盆地、新疆等气田控水稳气具有指导意义。

裂缝性油藏的注采模式研究

李云鹏，朱志强，孟智强，程奇，文佳涛

2018, 25(3):  130. 

摘要 ( )   PDF (1736KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为扩大裂缝性油藏水驱波及效率、提高其开发效果，先从简单的一维岩心实验模拟不同级次裂缝同时存在时的流动干扰规律；再利用数值模拟软件建立不同裂缝分布的平面物理模型，模拟不同注采模式下水驱波及系数的差异，优选裂缝性油藏合适的注采模式；最后通过大型三维物理模拟实验，模拟在实际油藏温度、压力条件下不同注采模式下的水驱开发效果。研究表明，弱注强采的模式能取得较好的开发效果。在该认识的指导下，KAT油田剖析老井区注采模式，解释油井含水特征差异的原因，并开展新区块井网优化，形成弱注强采注采模式，新井区投产后相比老井区无水采油期延长1a以上。该项研究对类似裂缝性油藏注采井网的部署具有指导意义。

火驱高温氧化特征判识方法研究

程海清

2018, 25(3):  135. 

摘要 ( )   PDF (1402KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对火驱地下高温氧化特征状态难以判识的问题，利用自主研制的火烧油层物理模拟装置，有针对性地开展了K039井天然岩心火驱物理模拟实验，研究不同温度、不同区带内尾气组分与原油性质变化规律，提出了氧气转化率、加氧程度、主峰碳、轻重比等火驱高温氧化特征判识方法。结果表明，当满足氧气转化率大于50%、加氧程度高于原始状态1倍、主峰碳前移、轻重比增大条件时，火驱状态处于高温氧化阶段。将室内实验建立的判识指标应用于D66块取心井，分析表明，D66块火驱实现了高温氧化，纵向波及埋深为939.1～950.6m，动用程度占火驱主力层段的40.3%，具有较大的调整潜力。该项研究可为火驱方案调整、生产动态调控提供技术支持。

海上稠油油藏弱凝胶调驱提高采收率技术

潘广明，张彩旗，刘东，吴金涛，李浩

2018, 25(3):  140. 

摘要 ( )   PDF (1390KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对非常规稠油油田弱凝胶连续注入过程中出现的注入能力逐年变差、增油效果逐年降低的问题，探索了适用于海上非常规稠油的弱凝胶调驱技术。基于室内物理模拟实验和矿场实践，认识到弱凝胶连续注入后剖面反转是必然规律，高、低渗管的阻力系数的变化特征不同是剖面反转的原因；为抑制剖面反转，提出弱凝胶（水）交替注入模式，交替注入开发效果优于继续连续注入，交替注入下低渗层采出程度更高；交替模式在矿场应用后化学剂用量降低50%，注入能力提高20%，日产油提高了149m³/d，含水率下降14个百分点，降水增油效果明显。研究表明，连续注入转弱凝胶（水）交替注入对开发非常规稠油是行之有效的。该项研究为类似稠油油田的高效开发提供了技术借鉴。

页岩岩心气测孔隙度测量参数初探与对比

付永红，司马立强，张楷晨，王亮，邓茜

2018, 25(3):  144. 

摘要 ( )   PDF (1559KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为提高页岩气储层岩心孔隙度测量精度，明确孔隙度测量的影响因素，实验探讨了岩心不同干燥温度、不同注入压力测量条件及不同测量方法（核磁共振测量法、氦气膨胀法、饱和液体称重法）等对实验结果的影响。结果表明：干燥温度小于90℃时，孔隙度测量值随干燥温度的增加而增加；干燥温度为90～110℃时，孔隙度值变化较小；干燥温度大于110℃时，孔隙度又重新出现明显增大；当氦气注入压力小于2.0MPa时，随注入压力的增加，孔隙度测量值增大；当氦气注入压力大于2.0MPa时，孔隙度测量值趋于稳定。岩心饱和水称重孔隙度和饱和水核磁孔隙度明显大于饱和油核磁孔隙度以及氦气孔隙度；饱和油称重孔隙度和饱和油核磁孔隙度略小于氦气孔隙度。综合考虑页岩吸水膨胀及不同孔隙组分润湿性的差异，测量岩心孔隙度时，推荐使用氦气膨胀法测量孔隙度，建议最佳注入压力为2MPa、最佳干燥温度为110℃。该项研究对提高页岩气储层孔隙度测量精度具有借鉴意义。

钻采工程

天然气水合物酸化-自生热气开采技术研究

孙林，杨万有，李旭光，杨淼

2018, 25(3):  149. 

摘要 ( )   PDF (1152KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

天然气水合物储层多为黏土、钙质含量高的疏松砂岩，易产生出砂及污染堵塞等问题。为解决储层污染问题，提高产能，综合考虑天然气水合物储层解堵与自生热气的助采、增能、助排等机理，提出了天然气水合物酸化-自生热气开采技术，并进行了酸液体系、自生热气体系、施工工艺配套技术研究。结果表明：改性硅酸酸液体系具有密度适中、岩屑溶蚀率适度、缓速、对岩石骨架无破坏、抑制二次沉淀等性能，适于天然气水合物储层的解堵增产；氯化铵+亚硝酸钠自生热气体系能产生氯化钠、氮气和大量热，安全性高，有利于天然气水合物开采和残酸返排；严格控制泵注压力，采用多级段塞式泵注和残酸返排工艺有利于天然气水合物储层的施工作业。该技术基于南海神狐海域某探井天然气水合物试采工作而研发，对类似储层的开发具有借鉴意义。

基于层次分析法的页岩气储层可压裂性评价研究

赖富强，罗涵，覃栋优，夏炜旭，龚大建

2018, 25(3):  154. 

摘要 ( )   PDF (2179KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为评价页岩气储层的可压裂性，提高页岩气开发过程中压裂层段选取的经济有效性。首先利用岩心分析化验资料与测井资料综合研究脆性指数、脆性矿物含量、有机碳含量、黏土矿物、断裂韧度和水平应力差异系数等因素对页岩气储层可压裂性的影响；然后对正向、负向可压裂性评价参数进行归一化处理，并采用层次分析法建立了页岩气储层可压裂性评价模型；最后利用贵州岑巩地区牛蹄塘组页岩气井压裂层段微地震资料进行验证分析和压裂分级评价。结果表明：当有机碳含量小于7%时，可压裂指数变大，可压裂性增强，有机碳含量大于7%时，页岩的构造裂缝不发育，可压裂指数变小，可压裂性变差；脆性指数及脆性矿物含量与可压裂指数呈正相关性，黏土矿物含量和断裂韧度则与可压裂指数呈负相关性，水平应力差异系数与可压裂指数没有明显的相关性。基于层次分析法建立的可压裂性评价模型能够较为准确地识别不同储层段的可压裂性，为页岩气储层可压裂性评价提供了新思路。

钻井地质力学参数空间建模技术

杨同玉，吴超，吴继伟

2018, 25(3):  160. 

摘要 ( )   PDF (2545KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

常规钻井地质力学参数预测方法广泛用于近井眼地层，但在推广至三维地层空间时建模精度和分辨率较低。针对此问题，基于层速度与地震属性之间存在的密切非线性映射关系，提出运用智能优化算法通过地震属性反演求取层速度的思路，据此构建了新型钻井地质力学参数空间建模技术。首先处理与分析目标工区内完钻井的声波测井和井旁地震记录等资料，针对所钻遇的各套地质层系，利用神经网络算法分层段确定工区内地震属性与层速度之间的定量映射关系，并将其推广至全工区范围内，用于预测未钻区域的层速度，进而建立目标探区三维空间上的各类钻井地质力学参数模型。在鄂尔多斯南部镇泾探区的现场应用情况表明，运用该技术建立的钻井地质力学参数三维空间模型具有较高的参数预测精度和成像分辨率，以此为基础进行的钻井工艺及措施优化具有较强的针对性和适用性。该钻井地质力学参数空间建模技术具有精度高、适用面广的特点，有利于指导钻井提速提效工作，具有推广价值。

海上高含水油田稳油控水技术研究及应用

刘新锋，费建杰，陈学江，刘正伟，靳贾斌

2018, 25(3):  166. 

摘要 ( )   PDF (1452KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

海上边底水油田在生产过程中含水上升快，短期可达90%以上，而常规找水、堵水技术不能满足现阶段要求。为降低含水率，提高单井产能，研制了适用于海上油田的稳油控水技术，该技术集控水、稳油、防砂为一体，可对水平井进行分段开采，减缓水锥突进，达到稳油控水目的。该技术现场成功实施4口井，措施后日产油量由47m³ /d 升至53m³ /，含水率由95%降至93%，取得了较好的稳油控水效果。该项新技术的成功应用，解决了海上油田含水上升过快的问题，延长了油井稳产时间，提高了单井产能，对高含水油田的高效开发具有借鉴意义。

其他

非线性统计法在油气资源评价中的应用

陆江，邓孝亮

2018, 25(3):  170. 

摘要 ( )   PDF (1408KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

剩余油气资源是盆地勘探部署的基础，对其进行预测是勘探研究的关键。针对南海北部湾盆地北部坳陷在勘探部署中剩余油气资源认识不清的问题，根据该坳陷油田及储量的现状，运用勘探效益法和分形模型2种非线性统计法，从历年石油探明储量和单井发现率以及油田探明的储量规模等方面对其油气资源进行评价。研究结果表明：北部坳陷原油总探明储量约2.75×10⁸m³，待探明储量约1.40×10⁸m³，仍具有较大的勘探潜力。研究成果对该坳陷中长期规划和勘探部署提供了地质依据。