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2019年 第26卷 第3期    刊出日期：2019-06-25

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地质勘探

页岩含气量测井评价方法研究

夏宏泉，刘畅，王瀚玮, 赵昊，周灵烨

2019, 26(3):  1. 

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针对现有页岩含气量计算模型关键参数计算困难、误差较大，部分参数需要通过大量的实验来获取，成本较高等问题，以长宁地区下志留系龙马溪组为例，以兰格缪尔等温吸附为理论依据，利用等温吸附实验数据和大量测井数据，通过优选拟合回归的方法计算页岩含气量关键参数，由此建立了基于常规测井资料的页岩含气量计算新模型。结果表明：兰格缪尔等温吸附方程关键参数V_P、V_L可利用TOC进行计算；SGR、DEN测井曲线计算的TOC比传统ΔlogR法计算结果相对误差降低14.00%；阿尔齐法和西门度法受异常电阻率低值影响，计算的含气饱和度偏低，SGR-DEN法计算的含气饱和度更加准确。新模型只需通过常规测井曲线即可计算页岩含气量，为页岩气水平井地质导向钻井和储层评价提供了可靠依据。

一种基于机器学习的有利区评价新方法

李克文,周广悦,路慎强,郭俊

2019, 26(3):  7. 

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随着勘探技术的发展，有利区预测技术逐渐应用到储层和油藏的研究中。针对预测采用的地震数据存在无关及冗余属性，且地震属性与储层岩性关系不明确的问题，利用岭回归进行属性约简，逻辑斯谛回归进行分类，达到消除无关及冗余地震属性，获取泛化性强的分类模型目的，从而能够找到传统预测方法难以发现的复杂隐蔽油藏。研究结果表明，采用岭回归与逻辑斯谛回归相融合的算法在有利区预测中效果明显，分类准确率达到60%以上。该研究能有效地对有利区进行分类识别，进而能够辅助勘探人员快速圈定有利目标，为准确打井提供依据，避免打空井造成的资源浪费。

沾化凹陷沙河街组页岩气成藏条件研究

张春池，彭文泉，胡小辉，高兵艳，张文

2019, 26(3):  12. 

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利用沾化凹陷实施的第1口页岩气参数井（济页参1井）数据资料，以沙河街组泥页岩为研究对象，通过钻探、岩心观察和实验测试，分析沙河街组泥页岩的生储条件。结果表明：沙河街组暗色泥页岩具备页岩气形成的物质基础和较强的生烃能力，沙河街组三段下部及以深范围有机质已达到生气或以生气为主的阶段，沙河街组三段下部泥页岩孔隙度平均值为6.4%，泥页岩中发育的裂缝有利于页岩气的运移和后期改造，脆性矿物含量超过52%，有利于人工造缝。综合研究认为，沾化凹陷的泥页岩具备页岩气形成的生储和改造条件，可作为下一步勘查工作的目标层位。该研究可为沾化凹陷沙河街组页岩气后续勘查开发工作提供一定参考。

珠一坳陷陆丰地区文昌组成岩作用特征及孔隙发育成因

吕正祥，文艺，赵福，曹勤明，张琴

2019, 26(3):  18. 

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珠江口盆地珠一坳陷古近系石油资源丰富，其中的陆丰地区属于富烃凹陷。古近系石油主要蕴藏在文昌组砂岩的多种类型孔隙中，成岩作用特征决定了砂岩中发育的主要孔隙类型。以储层薄片显微定量分析为基础，结合扫描电镜、阴极发光、电子探针等分析，明确了古近系文昌组砂岩的成岩作用特征，获得了储层的各类孔隙组成及其含量分布，并进一步探索了储层主要孔隙的发育成因。文昌组砂岩主要发育颗粒溶蚀孔，其次是残余原生孔和胶结物溶孔。颗粒溶孔主要是由泥岩演化释放出的有机酸对长石溶蚀而成，其次是大气淡水造成的溶蚀；胶结物溶孔主要是由早期断裂、裂缝沟通大气淡水引起的碳酸盐胶结物的溶蚀而形成；残余原生孔的发育除与砂岩成分、结构成熟度相关度较高，还与地层抬升、早期压实破坏和早期油气充注形成的异常压力密切相关。研究结果表明，邻近生烃凹陷的古斜坡、古隆起及其早期断裂发育的高能相沉积砂岩是陆丰地区文昌组砂岩孔隙发育的关键。研究结果对文昌组深埋藏砂岩的储层预测具有重要意义。

南海北部神狐海域W19井天然气水合物储层类型与特征

石思思，陈星州，马健，孙玉梅，孙超业

2019, 26(3):  24. 

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针对南海北部神狐海域天然气水合物储层物性研究不系统，储层评价标准不明确等问题，运用岩心观察、激光粒度测试、扫描电镜和XRD测试等方法，剖析了神狐海域W19井天然气水合物储层的岩性、物性特征，并对其天然气水合物储层进行分类和有效评价。研究结果表明：神狐海域W19井处于能量较低且相对稳定的沉积环境，不同储层类型的水合物赋存状态不同；根据W19井天然气水合物岩性、物性及天然气水合物赋存状态等特征，将神狐海域水合物储层分为有孔虫控制型、石英控制型及黏土控制型。该研究可为海洋天然气水合物储层的勘探提供地质依据及理论指导。

基于深水沉积学原理的地震属性分析新思路

蔺鹏

2019, 26(3):  30. 

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针对深水勘探钻井及测井资料不足但地震资料相对丰富的特点，在深水沉积学理论的指导下，明确了各类沉积单元的典型识别特征，优选出对特定识别特征最为敏感的地震属性以实现对深水沉积单元的表征。该研究将深水沉积单元的侧向边界划分为渐变型、突变型和标志物型3种。针对不同的边界，根据地震属性的数理意义进行属性优选并为特定地震属性赋予地质含义。研究结果表明：渐变边界处砂质含量的逐渐降低即为其典型识别特征，可通过振幅类属性加以识别；突变边界两侧地震波形具有不连续性，可根据相干属性识别；标志物边界如块体搬运沉积底部的侵蚀擦痕边界，可通过方位角属性加以识别。深水环境下，加积型水道和朵叶均具有渐变边界；侵蚀型水道与两侧被侵蚀地层间存在突变边界；而块体搬运沉积则由于底部侵蚀擦痕的存在而具有标志物边界。此研究从沉积学角度为深水地震勘探提供了一种新的分析思路。

琼东南盆地深水区流体势场恢复与有利区带研究

郭明刚，朱继田，曾小宇，熊小峰，唐历山

2019, 26(3):  36. 

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勘探实践表明，油气运移误判严重制约了琼东南盆地深水区的油气勘探，导致下一步勘探方向不明，而流体势是运移研究中的关键一环。为解决这个问题，本文基于区内构造和沉积等资料，在明确构造对流体势场控制机理的基础上，利用盆地模拟软件，恢复了深水区流体势场演化史。研究表明，新生代的构造运动影响流体势场的弹性能、界面能、重力能的形成及演化，控制了区内的油气运移,形成了深水区流体势横向上由凹内到凹外，纵向上由深层到浅层逐渐降低的特征。同时，构造运动也是深水区流体势能量场不断调整的诱因，伴随着地下油气的集中大量运移和油气田的形成。基于此，优选出位于凹内深部高势烃源浅层低势区的陵水—宝岛凹中反转构造带，以及被高势烃源包围低势区的松南低凸起披覆背斜构造带，作为深水区继中央峡谷外的最有利区带。研究成果对指导深水区下一步勘探方向的选择有重要意义。

辽河坳陷大洼构造带油气来源与充注模式研究

曹宇森

2019, 26(3):  43. 

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针对大洼构造带油气来源认识不清、油气输导体系和充注模式研究不清的问题。运用地球化学分析手段，结合区域地质条件分析，明确了大洼构造带油气来源和输导体系，建立了大洼构造带油气充注模式。研究结果表明：大洼构造带油气来源于清水洼陷沙一段和沙三段烃源岩。油气主要输导途径为断层，以垂向运移为主侧向运移为辅。大洼构造带西部具有断层-裂缝、断层-不整合面和断层-砂体三重输导体系，东部具有断层-裂缝、断层-不整合面双重输导体系。大洼构造带西部具有双源三重输导体系近源充注模式，东部具有单源双重输导体系远源充注模式。不同的充注模式控制了大洼构造带油气分布特征，具有近油源断层处油气富集成藏的规律，大洼构造带东部中生界和太古界近油源断层处仍具有较大的勘探潜力。通过分析油气来源和建立油气充注模式，对该区深化勘探和下步勘探方向的选择具有一定的借鉴意义。

太康隆起上古生界海陆交互相页岩气地质条件分析

曾秋楠，张交东，于炳松，刘旭锋，周新桂

2019, 26(3):  49. 

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上古生界太原组和山西组海陆交互相泥页岩是南华北盆地的主要烃源岩层系之一，以往的研究工作主要集中于坳陷区，针对隆起区页岩气成藏方面的研究相对较少。为解决海陆交互相地层砂泥岩（含页岩）互层频繁、垂向上非均质性强、页岩气地质条件复杂等因素导致储层改造层位优选困难的现状，通过对太康隆起西部海陆交互相页岩气参数井——尉参1井分析测试结果的解剖，结合邻井钻探成果，对太原组和山西组泥页岩的展布特征、地球化学特征及储层特征等开展研究，明确上古生界页岩气成藏要素。结果表明：太康隆起地区上古生界海陆交互相泥页岩发育，山西组和太原组泥页岩累计厚度为88m，山西组连续厚层泥页岩厚度可达38m，各层泥地比超过50%，有机碳含量高，含气性较好，具备一定的页岩气形成有利地质条件；泥页岩孔隙以纳米级无机孔隙为主，粒间孔、粒内孔均有发育，受沉积环境转变和有机质类型的影响，有机质孔隙发育较差；三叠系残余厚度是影响上古生界页岩气成藏的重要因素，太康隆起西部保存条件较好。详细阐明了上古生界海陆交互相页岩气地质条件，明确隆起西部是下一步勘探的有利地区，对该区后续页岩气储层研究及层位优选有重要意义。

滨里海盆地东缘构造缝形成期次及低角度构造缝成因

李长海，赵伦，李建新，王淑琴，李伟强

2019, 26(3):  56. 

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裂缝是碳酸盐岩油藏主要的渗流通道，对油田开发具有重要的影响。为揭示低角度构造缝特征及分布，进而实现有效注水开发，基于薄片、岩心和成像测井等资料，综合运用观察法和实验法分析了滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田构造缝的发育期次，并结合构造演化历史探讨了研究区低角度构造缝成因。研究结果表明：北特鲁瓦油田共发育了3期构造缝，均以北东—南西走向为主。第1期发育于早二叠纪，以低角度构造缝为主，形成时埋深较浅，充填较早，阴极发光特征以不发光为主，古地应力的最大有效主应力为34.4MPa；第2期发育于晚二叠纪，以斜交构造缝为主，少部分被充填，阴极发光特征以昏暗发光和明亮发光为主，古地应力的最大有效主应力为42.4MPa；第3期形成于三叠纪，以高角度构造缝为主，几乎未充填，古地应力的最大有效主应力为52.2MPa。研究区低角度构造缝主要与构造演化有关，早期的高角度构造缝在地层反转后演变为低角度构造缝。通过对低角度构造缝成因的分析，为北特鲁瓦油田下一步裂缝预测及开发方案部署工作提供了指导。

长岭断陷龙凤山—东岭地区下白垩统天然气地球化学特征及成因

潘珂，蒋有录，李瑞磊，范婕

2019, 26(3):  62. 

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针对龙凤山—东岭地区下白垩统天然气地球化学特征及成因类型不明确的问题，基于天然气组分、碳同位素等地球化学数据，结合天然气成藏地质背景，对原油裂解气及干酪根裂解气进行划分，进而探讨其分布特征。结果表明，龙凤山地区下白垩统天然气具有甲烷含量低、非烃含量高、稳定碳同位素值大等特征。而东岭地区下白垩统天然气具有甲烷含量高、非烃含量低、稳定碳同位素值小等特征。通过分析天然气地球化学特征的差异，认为研究区下白垩统天然气为混合气，其中龙凤山地区营城组天然气主要为干酪根裂解气，东岭地区沙河子组和泉头组天然气主要为原油裂解气，营城组天然气为原油裂解气和干酪根裂解气的混合气。总体来看，研究区下白垩统原油裂解气主要分布在洼陷带，而干酪根裂解气分布在斜坡带，且龙凤山地区仅在营城组富集，东岭地区多层系富集成藏。研究成果对龙凤山—东岭地区下一步油气勘探工作具有一定参考意义。

渤海海域蓬莱油田低阻油层成因模式研究

林国松，康凯，郭富欣，刘彦成，王永慧

2019, 26(3):  68. 

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为探究蓬莱油田L₆²低阻油层微观成因机理及其宏观地质成因模式，运用微观与宏观相结合的研究方法，利用实验数据，分别对油田各主力小层的粒度、泥质含量、蒙脱石含量、束缚水饱和度、阳离子交换能力、古气候、古物源进行了研究，并进一步做耦合对比分析。研究结果表明：L₆²低阻油层为高束缚水-黏土附加导电复合成因低阻油层，是受母岩岩性、搬运距离以及古气候共同控制形成的。该研究对渤东地区低阻油层的勘探部署具有很强的指导意义。

油藏工程

预测页岩气单井产量及最终储量的经验法分析

李海涛，王科，补成中，张庆，张砚

2019, 26(3):  74. 

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为了简单、快速且准确有效地预测页岩气单井产气量及估算最终储量（EUR），详细分析了目前最常用的2种适用于页岩气藏单井产量及EUR预测经验方法的优缺点，以此为基础，提出了一种基于裂缝流主导的产量递减预测新方法，并结合四川盆地一口页岩气井详细地给出了该方法的应用步骤。实例应用表明，与YM-SEPD法和Duong法的预测结果相比，新方法预测的未来日产气量和EUR最为准确，预测EUR相对误差仅为3.98%。该方法为准确、快速预测页岩气单井的未来日产气量及EUR提供了借鉴，为裂缝线性流主导的致密气井产能预测提供了指导意义。

双重介质低渗透油藏水平井试井模型

姜瑞忠，张福蕾，杨明，乔欣，张春光

2019, 26(3):  79. 

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针对低渗透油藏中非线性渗流对试井压力动态特征产生较大影响的问题，建立了考虑非线性系数的双重介质低渗透油藏水平井试井新模型，用有限元方法（FEM）进行求解，绘制试井典型曲线，对数值解的正确性进行验证，并对非线性系数、渗透率模数、窜流系数、顶底边界等相关参数进行影响分析。结果表明，从基质到裂缝的非线性流动主要影响压力导数曲线“凹子”的深度和位置，当非线性系数增大时，“凹子”变浅，并向右移动。在考虑应力敏感性时，压力及导数曲线上移，压力导数曲线偏离达西模型下的中期和晚期径向流的0.5水平值，随着渗透率模数的增加，曲线后期上翘更加严重，“凹子”的深度和位置不变。采用该模型对实际区块的压力测试数据进行拟合分析，得到良好的拟合效果。研究结果为水平井开发低渗透油藏提供了一定的理论支持。

基于水驱开发全过程的新型水驱特征曲线

李立峰，滕世婷，冯绪波，崔传智，冯安琦

2019, 26(3):  85. 

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注水开发油藏高含水期，油水相对渗透率之比与含水饱和度不再为线性关系，导致传统的水驱特征曲线不再适用。针对上述问题，基于Willhite相对渗透率曲线表征公式，提出了适应于水驱开发全过程的油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系式，结合油藏工程方法，得到新型水驱特征曲线。将新型水驱特征曲线应用于江苏油田高6断块，综合含水率为92%时，新型水驱特征曲线的预测误差为1.24%,比常规乙型水驱特征曲线的拟合效果更好，预测误差更小。该研究成果对水驱油藏高含水期开发调整具有重要意义。

致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法

陶亮，郭建春，李凌铎，贺娜，李鸣

2019, 26(3):  89. 

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针对致密油藏体积压裂水平井产能评价困难等问题，运用层次分析法与灰色理论相结合的方法，建立产能评价模型，将储层物性参数和完井参数相结合，形成了新的产能评价方法。定量的计算影响因素的权重系数和综合评价因子，明确影响产能主控因素，通过拐点法确定储层分类的阈值并对水平井压裂效果排序，将研究成果运用于松辽盆地致密油藏试验区。结果表明：含油砂岩长度、地层压力、压裂簇数、单簇砂量、渗透率为影响产能的主控因素；研究区块储层质量分为：I类、II类、III类，I类储层质量最好，其次为II类、III类，其分类阀值为0.35、0.42和0.48。现场应用表明，水平井初期产能和综合评价因子有很好的相关性，可对压后产能、储层质量、完井效率进行综合评价。该研究对同类油藏压裂优化设计和重复压裂选井具有重要借鉴意义。

潜江凹陷页岩油藏渗流特征物理模拟及影响因素分析

雷浩，何建华，胡振国

2019, 26(3):  94. 

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针对目前常规低渗储层渗流特征测量实验中普遍存在精度低、实验过程中仪器微泄露无法有效确定等缺点，利用自行研制的封闭式高精度致密储层渗流特征测试方法，结合核磁共振和大面积扫描电镜成像（MAPS）技术，研究了潜江凹陷致密页岩油渗流特征及微观孔隙结构对其渗流特征的影响。结果表明：在渗透率小于0.100mD时，流体渗流特征表现为典型的“勺型”曲线；当渗透率0.100～1.000mD时，流体以线性渗流为主；当渗透率大于1.000mD时，流体渗流曲线表现出“反勺型”特征；页岩油渗流特征主要由边界层和应力敏感共同决定；应力敏感对含有微裂缝储层渗流能力的影响要大于对基质储层的影响。该研究结果对页岩油藏高效开发具有重要理论指导意义。

基于油藏参数的蒸汽驱干度确定方法

郎成山，刘永建，姚帅旗,张雨良

2019, 26(3):  99. 

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蒸汽干度是影响蒸汽驱开发效果的关键参数之一，在蒸汽驱方案设计和现场施工中起着重要的作用。为了保证蒸汽驱开发效果，确定合理的蒸汽干度，通过理论分析与现场经验相结合的方法，提出了一种根据实际油藏参数确定合理蒸汽干度的计算方法。综合考虑了油层深度、油藏厚度、油层孔隙度、油层渗透率、地层倾角、残余油饱和度、原始含油饱和度等影响蒸汽干度的因素，并应用辽河油田齐40块蒸汽驱油藏参数对计算的准确性进行验证。计算得到齐40块蒸汽驱蒸汽突破前合理的蒸汽干度为0.55，蒸汽突破后适用蒸汽干度平均值为0.40。研究结果表明，该方法计算值与齐40块蒸汽驱实际数据吻合良好。该蒸汽干度计算公式丰富了蒸汽驱实施过程中合理蒸汽干度的计算方法。

基于新型压力指数的调剖选井决策方法研究

陈存良，刘英宪，周凤军，刘学，王雨

2019, 26(3):  105. 

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传统的压力指数决策方法和充满度决策方法在调剖选井决策应用中存在区分度小、可比性差、易引起误判、受选用计算时间影响和浪费测试费用等不足。为了提高调剖选井决策的准确性，在计算压力指数的基础上，综合考虑井口压力的下降速度，提出了一种用于调剖选井决策的新型压力指数，并基于新型压力指数形成了调剖选井决策方法。研究表明，新型压力指数既能反映目前的储层渗流能力，也能反映井口压力变化程度，该值越小，越应该进行调剖。在渤海某油田的应用结果表明，新型压力指数的决策结果要优于传统的压力指数决策方法和充满度决策方法，提高了决策准确性。该研究为油田调剖选井提供了重要的技术支持。

小洼油田中—深层特稠油多元热流体吞吐技术研究与应用

吕政，李辉，丁楠，杜梅，张鹏

2019, 26(3):  109. 

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多元热流体吞吐技术在海上油藏已有较大范围应用，但在陆上中—深层特稠油油藏中还缺乏经验，应用较少。以辽河小洼稠油油藏为例，运用数值模拟方法建立典型地质模型，对陆上中—深层特稠油油藏多元热流体吞吐技术进行研究。建立多元热流体吞吐选井依据，对措施注入参数进行优化。结果显示，注入温度控制在355℃以下，干度控制为0.4，提高气体组分中CO₂含量，控制注入速度为5t/h，周期累计注入量为1000t，气汽比为600m³/t，焖井时间为3～5d时，对油藏有显著的提温增压效果。多元热流体技术在辽河小洼稠油油藏应用后单井增油明显，可为同类油藏改善开发效果提供借鉴。

注采连通性计算及渗流通道的定量识别

吴晓慧，邓景夫，陈晓明，刘学，王龙

2019, 26(3):  114. 

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针对阻容模型求解结果仅为注水贡献率的问题，运用因素敏感性分析方法，消除注采结构变化对注采连通性计算值的影响，推导出能够真实反映注采井间连通性的数学模型。在此基础上，提出一种新的物理表征参数——无因次连通系数，实现井间渗流通道的定量识别。研究结果表明：无因次连通系数大于1.2时，注采井间已形成优势渗流通道；无因次连通系数介于0.8~1.2时，为正常渗流；无因次连通系数小于0.8时，注采井间储层存在堵塞。将研究成果应用在渤海南部油田，成功指导水井调剖5井次，油井酸化解堵4井次，合计日增油为214m³/d。研究成果对注采连通性认识、优势渗流通道和储层堵塞的识别及治理具有指导意义。

徐深气田气井临界携液影响因素研究

周琴

2019, 26(3):  119. 

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针对徐深气田普遍发育边底水，出水井数已占总投产井数的44.87%的问题，通过分析徐深气田油管尺寸、温度以及压力的变化对气井临界携液流速和临界携液流量的影响规律，结合徐深气田A区块气井实测流温、流压数据计算结果，获得徐深气田气井实际临界流速和临界流量多因素影响的综合变化规律。根据研究成果对徐深油田A区块出水井开展了分类治理，达到了较好的治水效果。徐深气田气井的临界携液规律对于出水治理以及制订合理开发对策具有重要意义。

水驱曲线法在高含水油田上市储量评估中的应用

周焱斌，凌浩川，张弛，潘杰，张吉磊

2019, 26(3):  123. 

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指数递减法是评估上市储量的一种重要方法，然而随着油田进入高含水期，油井产量的自然递减逐步减缓，应用恒定递减率的指数递减法进行储量评估，与油田实际生产规律不符。为确定一种合理、准确评估高含水油田上市储量的方法，通过对水驱曲线法评估要点分析，以渤海Q油田为例，完成美国证券交易委员会（SEC）规则下水驱曲线法对未来储量的评估，并结合油田生产规律进行了评估方法的合理性论证。研究表明，水驱曲线法评估高含水油田上市储量更加合理、可靠，其产量递减规律更符合油田实际生产规律，评估结果更接近油田实际产量。首次在渤海Q油田应用水驱曲线法评估上市储量，Q油田上市净储量增加126.88×10⁴t（增加16.5%），实现了上市储量的“正增长”。建议将水驱曲线法在高含水油田上市储量评估中进行推广应用，以期更好地完成高含水油田上市储量评估工作。

水对致密气藏气相渗流能力作用机理研究

朱维耀，杨西一

2019, 26(3):  128. 

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为研究边底水和压裂液等流体的侵入对超低含水饱和度气藏气相渗流能力的影响，选取渗透率约为0.100mD的致密砂岩岩心，对岩心水驱过程中渗透率变化、气水两相渗流规律进行了实验研究。结果表明：地层水和去离子水引起的岩样渗透率变化模式相似，地层水引起的渗透率下降幅度小于去离子水引起的渗透率下降幅度；束缚水饱和度时，随含水饱和度增加气相渗透率下降明显，渗透率大的岩心下降规律是“先慢后快”，渗透率小的岩心下降规律是“先快后慢”；水的侵入对气相渗流能力影响严重，且随含水饱和度降低，气相渗透恢复率低于10%，渗透率损失高达90%以上。其中，由于气水两相相互作用导致的渗透率损失约为50%；由于微观结构变化导致的渗透率下降约为15%～40%。压裂液的性质对于储层开发具有重要影响，储层开发前，应配备合适的压裂液。

二氧化碳驱动用储层微观界限研究

邓瑞健，田巍，李中超，赵良金，戴厚柱

2019, 26(3):  133. 

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为深入研究CO₂驱动用储集层的微观界限，采用微观可视模型与岩心实验相结合的方法，分别研究了CO₂驱的微观驱替特征和微观作用孔喉范围，进一步验证了CO₂驱是老油田效益开发可行的技术手段。研究表明：CO₂具有较高的洗油效率，并具有扩大波及体积的作用，CO₂可将孔道中的原油驱替采出，能将孔道中的剩余油抽提采出；在水驱的基础上CO₂将动用储量微观空间降低一个数量级，使孔喉半径大于10^-2μm以上的原油储集空间都成为CO₂驱可动用空间，增加了可动用储量范围。采用CO₂驱新增可动用储量达20个百分点以上，渗透率越低，水驱后采用CO₂驱新增可动用储量越多。研究成果为CO₂驱的实施提供了理论基础，同时也为老油田效益开发提供重要参考。

渗吸剂体系基本性能对采收率的影响分析

江敏，范洪富，张翼，吴英

2019, 26(3):  138. 

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针对渗吸剂体系的基本性能对渗吸采收率影响研究的局限性，通过室内实验，在对渗吸剂体系的油水界面张力、接触角、乳化综合指数、黏度和pH值等测试的基础上，将多因素方差分析和多元线性回归分析方法引入到影响分析中，通过数理统计分析方法，明确影响采收率的关键性能指标及其权重。研究表明，渗吸剂体系降低油水界面张力的能力、对原油乳化的能力和改变岩石润湿性的能力是对采收率影响最重要的因素。该研究为渗吸剂的筛选和评价提供一定的理论指导。

页岩储层气体流动能力实验研究

端祥刚，胡志明，常进，李武广，姬伟强

2019, 26(3):  143. 

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针对采用常规渗透率无法有效表征页岩储层流动能力的现状，运用自主研发的页岩气稳态流动和衰竭开发物理模拟实验装置，测试了压力为0～30MPa的气体流动能力，结合孔隙分布和应力敏感测试，建立了页岩储层基质气体流动能力的表征方法。研究表明：页岩储层中气体流态以滑脱流为主，明确了滑脱因子、吸附以及应力敏感对流动能力的影响，建立了氦气渗透率、氮气渗透率与甲烷渗透率三者之间的转换关系；建立了考虑滑脱、吸附和应力敏感的表观渗透率模型，能表征页岩气在基质中的流动能力。建立的表观渗透率模型更接近原始储层气体的真实流动状态，能反应页岩气开发过程中储层的实际渗流能力，从而为页岩产气规律评价和生产动态预测提供科学依据。

利用数字岩心技术研究变质岩潜山裂缝油藏剩余油特征

朱志强

2019, 26(3):  148. 

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针对传统裂缝介质岩心驱替实验存在无法观察岩心内水驱油过程及剩余油特征等问题，利用数字岩心技术将传统驱替实验数字化，得到裂缝介质岩心水驱后剩余油特征参数，分析其形成机理。结果表明：不同尺度裂缝中均有剩余油富集，小裂缝中剩余油比例约占1/2，形成的机理为不同尺度裂缝间强烈的干扰效应，导致小裂缝中剩余油未形成足够的驱替压差，从而使小裂缝中剩余油多以分散的油滴形式存在；较大裂缝中剩余油比例约占1/3，形成机理为大裂缝中驱替速度大于原油从岩石表面剥离速度，从而使较大裂缝中剩余油以油簇或油斑形式富集于大裂缝表面，长期的稳定驱替导致该类剩余油处于平衡状态。不稳定注水能打破原有流场分布，有效动用大裂缝的剩余油，表面活性剂驱能提高大裂缝中原油的驱油效率；封堵大裂缝，降低裂缝油藏的非均质程度，同时增大生产压差有利于动用较小裂缝中的剩余油。该项研究对提高裂缝油藏的开发效果具有重要意义。

钻采工程

全自溶分段压裂滑套的研制与应用

杨同玉，魏辽，李强，朱和明，吴晋霞

2019, 26(3):  153. 

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针对常规水平井裸眼多级滑套压裂管柱不能实现压裂后管内全通径，后期储层二次改造、封堵底水、单段测试等作业受到限制等问题，开展了全自溶合金材料在分段压裂工具中的应用研究。通过球座结构优化和表面涂层强化，实现滑套入井后球座不溶解，压裂后迅速溶解的目的。经排量为6m³/min、压裂液砂比为30%、循环时间为32h的冲蚀实验表明，球座仍具备承压70MPa的能力。在杭锦旗气田的压裂井中开展了现场应用，成功实现了入井静置48d后顺利开启，并满足了压裂施工过程中的大排量冲蚀要求，压裂后球及球座在地层环境下溶解，滑套内形成了全通径。全自溶分段压裂滑套的研制与应用为优化压裂工艺、提升施工效率提出了解决思路，具有重要的指导意义。

超深碳酸盐岩水平井水力喷射定点深度酸化压裂技术

周林波，刘红磊，解皓楠，王洋，李奎为

2019, 26(3):  158. 

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埋深超过6000m的碳酸盐岩长裸眼水平井，常规笼统酸化压裂技术无法控制裂缝位置，浅、中深裸眼井分段酸化压裂技术也不适用。针对该问题，研发了超深井新型水力喷射定点酸化压裂技术。该技术通过2趟管柱实现定点深度酸化压裂：第1趟管柱下入喷射工具至目标位置，射孔并压开裂缝，产生应力薄弱区；第2趟管柱优化下入深度和压裂液类型，消除喷嘴节流压差和部分管柱摩阻，实现大排量酸化压裂施工，最高施工排量可达到10.0m3/min，裂缝沿薄弱区继续延伸，完成对目标缝洞体的深穿透沟通。定点射孔起裂后，相比起裂前裂缝延伸阶段施工压力降低5.0～14.0MPa，有效保证了后续主裂缝仍然沿起裂点扩展。采用加重压裂液作为射孔液，其密度和对应井段钻井液密度接近，既能降低射孔阶段的施工压力，又能消除起下管柱过程中的井控风险。在塔里木盆地阿克库勒凸起P5超深水平井应用该技术，实现了对目标储集体的准确沟通，酸化压裂后日产油达到107t/d。该技术为超深井定点高效改造提供了有益的探索。

流-固-化-热耦合的陆相页岩井壁稳定力学模型及应用

张宇，赵林，王炳红，张娜，程万

2019, 26(3):  163. 

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由于钻井液浸泡，陆相页岩中的黏土矿物发生水化膨胀，页岩力学强度会发生弱化，诱发井壁坍塌现象。为探讨陆相页岩井壁稳定机理，假设井壁页岩为多孔弹性介质，考虑页岩基质和层理随着钻井液浸泡时间的水化过程，构建了流-固-化-热耦合的井壁应力场模型，再结合剪切破坏准则，形成了陆相页岩井壁坍塌压力评价模型。以泌阳凹陷陆相页岩油藏A水平井基础参数为例进行计算，揭示了A井井壁失稳原因，并优选了钻井液密度。结果表明：水平井若沿着最小水平主地应力方向布置，则井壁坍塌风险最小；在井斜角为45～70º的造斜段内，可采用水基钻井液，但其密度应高于1.35g/cm³，在井斜角为70～90º的高造斜段内，应采用油基钻井液；研究结果与A井钻井情况吻合。该研究结果可应用于指导陆相页岩井壁坍塌压力预测和钻井设计。

深水气井测试管柱内水合物沉积动态研究

任冠龙，张崇，董钊，孟文波，吴江

2019, 26(3):  169. 

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针对深水气井测试管柱内水合物沉积及其对测试作业的影响程度研究不足的问题，在深水气井测试管柱内水合物生成风险区域预测的基础上，建立测试管柱内水合物生成计算模型和沉积预测模型，并以陵水深水气田S2井为例，进行了不同测试工况下测试管柱内水合物沉积厚度定量预测。研究结果表明，所建立的预测模型计算结果与室内环路实验数据的误差小于10%。现场实例应用表明，通过管柱内水合物沉积厚度判断井筒缩径率，理论计算测试2h后水合物沉积导致井筒缩径率为11%，导致井口回压下降1.78MPa，实际测得回压下降约1.86MPa，误差仅为4.5%。现场通过观察井口回压变化情况，及时调整水合物抑制剂注入参数，确保了测试作业的安全顺利进行。该研究对气井测试管柱内水合物沉积的防治具有一定的指导意义。