石油勘探与开发

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大民屯凹陷安福屯潜山带裂缝形成和演化的地球动力学特性分析

陈绍生;单家增;许坤

, 2003, 30(4): 316-0.

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依据大量区域地质考察结果、对54条地震反射剖面的新解释和对36口钻孔资料的深入分析，认为辽河坳陷大民屯凹陷安福屯潜山带裂缝的形成和演化受2期3个阶段构造应力场的控制，即：燕山期（距今约67～200Ma）板块构造运动引起的挤压应力场和喜马拉雅构造期的拉张应力场（距今约36～66Ma）、右行走滑构造应力场（距今约24～35Ma）。裂谷期后郯庐断裂带的右行走滑活动导致早期裂缝被改造和生成新的裂缝。安福屯潜山带可以形成裂缝性油气藏。图4参17

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改进拟三维油气运聚模型在库车坳陷的应用

石广仁;张庆春

, 2003, 30(4): 317-0.

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在盆地模拟拟三维油气运聚模型数值方法的改进中，针对影响聚集量的排烃量分配问题，提出了估算排烃分配因子的新方法；增加了影响运移的断层控制与不整合面控制和影响实际聚集量的岩性控制，探索网格体位于断层、不整合面时的渗透率特殊处理方法，提出了一个网格体能否作为储集单元的岩性门限概念。将拟三维油气运聚模型应用于塔里木盆地库车坳陷的模拟，获得各相关地层在各地质年代的烃类聚集强度平面等值图、聚集系数和总聚集量，以及各相关地层在其所经历的各地质年代的分期、累积的烃类聚集量史直方图。在库车坳陷应用拟三维模型的模拟结果不仅与实际情况基本符合，而且根据模拟结果预测出的几个有利勘探目标已被最近的勘探结果所证实。图4表1参25

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川中乐山—龙女寺古隆起震旦系天然气成藏条件分析

姚建军;陈孟晋;华爱刚;高哲荣

, 2003, 30(4): 318-0.

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认为四川盆地中部乐山—龙女寺古隆起震旦系含油气系统属多源多期成藏的复合含油气系统，烃源主要来自下寒武统筇竹寺组底部腐泥型暗色泥岩，其次为震旦系灯影组三段暗色藻白云岩和页岩；最有利的储盖组合是以灯影组四段、三段为储集层和以下寒武统黑色页岩为盖层的组合，其次是灯影组三段中部的白云岩段储盖组合。灯三段烃源岩在奥陶纪末—志留纪进入大量生烃期，生成的液态烃在古隆起顶部形成古油藏，志留纪末的抬升终止了第一期成烃作用，晚二叠世以来进入二次生烃期；三叠纪—中侏罗世，筇竹寺组烃源岩进入主要生烃期，在古隆起顶部灯影组风化壳形成古油气藏；晚侏罗世—早白垩世，筇竹寺组烃源岩处于生气高峰期，古油气藏的液态烃热裂解成气态烃，这些气态烃聚集形成现今的气藏。乐山—龙女寺古隆起震旦系储盖和保存条件较好，高石梯—磨溪潜伏构造带及华蓥山构造带是有利勘探区。图4表2参7

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东营凹陷北部陡坡构造岩相带油气成藏模式

王志刚

, 2003, 30(4): 319-0.

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东营凹陷北部陡坡带是多期、多种应力方式作用下形成的复杂断裂构造带，控制辫状河三角洲、扇三角洲、洪积扇、近岸水下扇、陡坡深水浊积扇和近岸砂体前缘滑塌浊积扇等6种沉积体系发育，发育了3种构造岩相带：铲式陡坡断裂冲积扇、扇三角洲和小型辫状河三角洲构造岩相带，潜山台地陡坡断裂带洪积扇、扇三角洲构造岩相带，阶梯式陡坡断裂带小型洪积扇、滑塌浊积扇和深水浊积扇构造岩相带；有砂体上倾尖灭、差异压实背斜、断层封闭遮挡、薄泥岩封盖和浊积岩透镜体等5种成藏模式。研究陆相断陷湖盆陡坡带对沉积体系的控制作用，对预测复杂岩性油藏分布有重要意义。图2参11

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辽河西部凹陷船舱式油气运聚系统特征初探

陈振岩;苏晓捷

, 2003, 30(4): 320-0.

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辽河坳陷西部凹陷发育2套区域性异常流体超压封盖层，将凹陷分隔成上、中、下3层各自独立的层状流体封存系统。因超压封盖层深度较固定，不随层位变化，将其称为“船舱式流体封存系统”。下舱的顶板深2900～3300m，是形成最早、演化程度最高的油气发生器，生成的油气最丰富，大部分已向上运移到中舱和上舱；中舱深度为1200～2900m，具有广泛分布的高孔渗优质储集层和良好的超压封盖层，并发育良好的圈闭，最有利于油气成藏；上舱为1200m以浅，是开放式油气赋存系统，其边缘开启带处于湖盆岸线附近，是上、中、下3层舱泄漏油气的共同排放带，油气来源丰富，成为稠油富集带。西部凹陷应加强中舱的勘探，在继续加强构造油气藏勘探的同时，应以寻找岩性等隐蔽油气藏为主；在上舱，应注重寻找浅层气和稠油；下舱勘探以寻找各凹陷的低潜山油藏为主。图3参17

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断裂在盐城朱家墩气藏成藏中的作用

刘东鹰;邬冬茹

, 2003, 30(4): 321-0.

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朱家墩气藏位于苏北盆地盐城凹陷南洋次凹的深洼带，古新统和上白垩统的天然气来自古生界烃源岩。朱家墩构造是被盐2、盐3断层夹持的断鼻构造，根据天然气运移指标、流体包裹体分析及断层演化特征研究，盐2断层是天然气向上运移的主要通道，储集层是侧向运移通道，运移方向总体是从下向上、从南向北，主要成藏期为盐城组沉积期(中新世)。气藏的形成与断层作用密切相关，得益于断层活动性减弱。图4表2参7

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廊固凹陷大兴砾岩体成因与油气成藏

朱庆忠;李春华;杨合义

, 2003, 30(4): 346-0.

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大兴断层是控制冀中坳陷廊固凹陷发育的边界断层，沙三下亚段沉积早期是3条独立的同向断层，其间的槽状同向传递斜坡成为粗碎屑直接入湖的通道，沿传递斜坡形成砾岩水下扇，具有向上变细的正旋回水进序列；沙三下亚段沉积晚期至沙三上亚段沉积期，大兴断层连锁为统一的断层，主要沉积中心分布在断层连锁前的传递带之间，发育厚逾3000m的湖相烃源岩，使大兴砾岩体油源条件良好，成为油气富集体。该砾岩体的储集层属扇中亚相辫状水道沉积，发育粒间孔隙、粒内孔隙、裂缝等次生储集空间，砾石成分以白云岩为主的储集层物性好于砾石成分以灰岩为主的储集层，扇中亚相分布区的断裂背斜油气最富集，其次是扇根同生断阶带内的断鼻构造。图1表1参7

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彩南油田多源混合原油的油源(一)——烃源岩基本地球化学特征与生物标志物特征

陈建平;梁狄刚;王绪龙;邓春萍;薛新克;靳涛;宋孚庆;钟宁宁

, 2003, 30(4): 347-0.

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准噶尔盆地东部地区存在4套烃源岩，其中，二叠系烃源岩生烃潜力大，是最好也是最主要的烃源岩；三叠系烃源岩次之；侏罗系和石炭系烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，丰度变化大，生烃潜力低于二叠系和三叠系。这4套烃源岩在埋藏浅的地区尚处于未成熟或低成熟阶段，但在阜康凹陷均达成熟―高成熟阶段，具备了生成大量原油的热演化条件。4套烃源岩抽提物生物标志物组成特征差异明显，二叠系烃源岩以富含β-胡萝卜烷、伽马蜡烷、C28和C29甾烷、几乎不含重排甾烷以及C27甾烷含量很低为主要特征；三叠系抽提物以富含Ts、C29Ts和重排甾烷以及伽马蜡烷含量低为主要特征；侏罗系烃源岩抽提物碳同位素明显重于二叠系和三叠系，δ13C值一般大于-28‰，Pr/Ph值一般大于3.0，以富含五环萜烷、C29甾烷和贫三环萜烷、伽马蜡烷、C27和C28甾烷为主要特征。图3表2参23

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松辽盆地北部西斜坡区稠油成因与油源关系

冯子辉;廖广志;方伟;张居和;宋兰斌

, 2003, 30(4): 639-0.

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松辽盆地北部西斜坡区分布的稠油资源是油气勘探的潜在领域。油藏流体地球化学分析表明，该地区稠油形成主要与厌氧细菌的生物降解作用有关。稠油的高温气相色谱分析，可以把稠油划分为2种成因类型、5个亚类。生物降解成因类型包括严重降解稠油、中等降解稠油和轻度降解稠油3个亚类；混合成因类型包括降解原油与原油蒸馏轻烃混合形成的稠油和降解原油与未降解原油混合形成的稠油2个亚类。生物标志化合物参数揭示的油岩关系表明，稠油来自斜坡东部的齐家—古龙凹陷的成熟烃源岩和该地区的未熟—低熟烃源岩，优越的油源条件为该地区稠油勘探展示了广阔前景。图4表1参13

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济阳坳陷深部热液活动与成岩成矿

岳伏生;张景廉;杜乐天

, 2003, 30(4): 640-0.

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通常认为，沉积盆地中有机质热演化生烃和黏土矿物转化是埋藏深度加大的结果，温度升高是地热梯度的作用。深入研究济阳坳陷古近系发现，黏土矿物的转化是深部富烃、富碱、富金热液碱交代（K+交代）作用的结果，与此伴随的次生石英生成是碱交代过程中排硅的结果。许多证据表明济阳坳陷深部热液活动曾十分活跃，不仅提供热能，还提供重要的源物质，对油气藏形成和黏土矿物组合特征都有重大影响。我国东部裂谷盆地和西部克拉通盆地（如塔里木盆地）深部热液活动都十分活跃，重新认识深部热液活动与沉积盆地成岩、成矿作用的关系，将对油气勘探产生革命性影响。参34

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白音查干凹陷层序地层研究

张福顺;王生朗;孙宜朴;张放东

, 2003, 30(4): 641-0.

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二连盆地白音查干凹陷是一个北断南超型的箕状断陷盆地。通过岩心、录井、测井的综合研究，根据层序地层学原理，将凹陷的主要研究目的层——下白垩统巴彦花群划分出2个超层序和6个三级层序；识别出冲积扇、扇三角洲、辫状河三角洲、浊积扇、滨浅湖、半深湖、深湖等7种沉积相类型，其中冲积扇、扇三角洲发育在凹陷的北部陡坡带，辫状河三角洲和浊积扇发育在凹陷南部缓坡；发现凹陷经历过3次大的湖泛，在层序演化上具有早期形成、继承性发育、晚期鼎盛的特点。图3参9

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柴西地区第三系藻灰(云)岩的岩石类型与分布特征

寿建峰;邵文斌;陈子炓;沈安江

, 2003, 30(4): 642-0.

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利用20余口取心井的400余块铸体薄片以及相关的岩矿分析测试资料，研究柴达木盆地西部跃进、花土沟和南翼山等地区的藻灰(云)岩的岩石学特征、分布规律和形成条件。柴西地区藻灰（云）岩主要分布于3 个层段，N12藻灰（云）岩呈薄层夹于浅灰绿至紫褐色砂岩和泥岩中，陆源碎屑含量较高；N2藻灰岩与其它各种岩类呈极薄互层状分布，陆源碎屑含量普遍高；E32藻灰（云）岩分布于厚层碳酸盐岩中，厚度较大，陆源碎屑含量低、云质含量较高。70%以上的藻灰(云)岩孔喉半径小于5.0μm，藻纹层灰（云）岩、藻叠层灰（云）岩和藻团块灰（云）岩溶蚀作用普遍较强，储集性质和含油性普遍较好；一些藻泥晶灰（云）岩溶孔也较发育，可作为储集层。藻灰岩最发育的时期是区域构造较稳定期，形成于生长逆断层上盘水体较清的水下古隆起高部位。图3表2参6

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柴达木盆地北缘第三系碎屑岩储集层特征及评价

高云峰;彭苏萍;何宏;孔炜

, 2003, 30(4): 643-0.

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综合分析柴达木盆地北缘地区35口井的钻井、测井及岩心资料，从沉积角度对该区第三系碎屑岩储集层进行分类及评价。该区储集层以细砂岩和粉砂岩为主，主要沉积微相包括冲积扇、河道、三角洲分流河道、滨浅湖滩坝以及泛滥平原砂滩等，非均质性很强。根据岩性、沉积相带和物性参数，将储集层划分为3类。物性最好的Ⅰ类储集层是曲流河道和三角洲分支河道的中—细砂岩，主要分布在南八仙、马海以及北丘陵等地区；物性中等的Ⅱ类储集层岩性为中—粗砂岩和含砾砂岩、砾状砂岩，以辫状河道砂体为主，包括部分滨浅湖滩坝砂体；物性较差的Ⅲ类储集层主要是冲积扇、泛滥平原砂滩、滨浅湖滩坝砂体，岩性为砾岩、粉砂岩及泥质粉砂岩。Ⅱ类、Ⅲ类储集层的分布范围比较广泛。图2表2参7

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义东油田大81-4块咸化湖泊生物礁储集层特征

吴花果;李纯;钱峥

, 2003, 30(4): 644-0.

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义东油田位于济阳坳陷沾化凹陷义东断裂带，该油田大81-4块沙四段咸化湖泊生物礁复合体自下而上可分为5个小型礁体（2个藻礁，3个藻礁丘体）。根据岩心观察、镜下鉴定和钻井等资料，主要有3种岩石类型：白云岩类是下部藻礁的主体，灰岩类是礁丘相的主体，其它岩类（主要为碎屑岩类和盐岩）分布局限；储集空间主要有7种类型（粒间孔隙、粒内孔隙、铸模孔隙、生长骨架孔隙、角砾间孔隙、晶间孔隙和构造裂缝）。该生物礁复合体位于凸起边缘的断阶带平台，发育于有陆源碎屑供给的半清水水域，紧邻深水区。礁体形成后经历了深埋藏成岩期，对储集空间演化影响最大的成岩作用是白云石化作用、溶解作用、新生变形作用和胶结作用。预测大81-221井区及附近的2个枝管藻白云岩礁体为最有利的勘探目标，义东22井附近生物礁也有良好的勘探前景。图4参8

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胜坨油田胜一区沙二段上部高分辨率层序结构分析和叠加样式研究

李振泉;郑荣才

, 2003, 30(4): 645-0.

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胜一区位于渤海湾盆地济阳坳陷胜坨油田的西部，沙二段上部油层主要属低弯度辫状河三角洲平原亚相沉积。基于基准面旋回理论的高分辨率层序地层学理论，把胜一区沙二段上部1~3砂层组划分为一个中期旋回层序，5个短期和14～16个超短期旋回层序。在层序格架的控制下，建立了超短期、短期和中期旋回层序结构的叠加样式;按岩性、岩相组合特征及沉积演化序列，超短期旋回层序、短期旋回层序分为向上“变深”非对称型和对称型2种基本结构类型；中期旋回层序结构为以上升半旋回为主的不完全对称型。图2参14

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沉积微相定量研究方法

陈烨菲

, 2003, 30(4): 646-0.

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松辽盆地四五家子油田白垩系泉头组二段的Ⅰ—Ⅳ砂层组的自然电位及自然伽马曲线特征不很明显。在区域沉积背景、基本沉积特征及单井相分析的基础上，结合微相标志及测井曲线形态，认为该砂层组主要为曲流河沉积，发育曲流河点坝、决口扇、天然堤及泛滥平原等4种沉积微相。优选出识别沉积微相类型的主要特征参数（孔隙度、泥质含量及砂岩百分含量），应用Bayes逐步判别方法建立了各微相的判别函数，定量识别136口非取心井的沉积微相，正判率达90%以上；继而应用顺序指示模拟方法预测井间沉积微相。在136口井中抽取8口作为检验井，用上述方法重新模拟，进行抽稀检验统计，7口井预测结果与实际相符合，证明此预测方法是行之有效的。图3表1参12

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成岩作用对储集层物性贡献比率研究

彭仕宓;代金友;张一伟;熊琦华;王志章

, 2003, 30(4): 647-0.

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提出定量化表示储集层成岩作用的4项参数（视抗压强度、视填隙率、杂基充填率和视胶结率），将孔隙度作为成岩作用的综合评价参数，认为孔隙度与视抗压强度和视填隙率线性相关，定义了视抗压强度、视填隙率对储集层物性贡献率及贡献比率。以准噶尔盆地东部彩南油田为应用实例，通过对岩心薄片资料的研究，经过多元逐步回归分析建立了成岩作用与储集层物性之间的关系式（复相关系数达0.9904），确定对于该区储集层，压实作用造成的孔隙损失比例是非压实作用的1.8倍。图1参10

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利用三维地震数据减少地质统计模型的不确定性

余国义;王根久;穆龙新;王桂宏

, 2003, 30(4): 648-0.

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将三维地震数据应用于油藏地质模型，可以降低井间储集层估计的不确定性，需要采用地质统计学方法综合应用测井和三维地震数据。在四川盆地孝泉—青岗嘴构造带新场构造的储集层非均质性研究中，对25口井的伽马测井数据进行三维变差函数分析，获得判别砂岩与泥岩的标准化伽马判别值，得到砂岩厚度分布图；利用协克里格方法得出协克里格方差模型，使硬数据 (井点的伽马测井曲线)与软数据(地震波阻抗)的相关关系达到最优；综合地震数据和测井数据，获得砂岩有效厚度分布图。图3参4

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地震微相分析技术在大港滩海探区的应用

张延章;廖前进;范军侠;赵海宽

, 2003, 30(4): 649-0.

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在大港滩海探区，依据复杂构造和复杂储集层分布区的不同地震-地质条件，优化选取地震微相聚类分析、地震沿层相干分析、地震属性信息优化、神经网络地震波形分类、全三维储集层特征反演等多种地球物理技术，进行地震微相分析和沉积微相划分，并结合构造背景资料，预测岩性圈闭可能发育的区带，获得了很好的钻探效果，证明在当前技术条件下，以宏观沉积相模型为指导，应用多种地震微相分析技术进行砂体和岩性油藏分布的预测研究是行之有效的。图4参11

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鄂尔多斯盆地北部塔巴庙地区气层识别与预测

罗宇;牟泽辉;朱宏权;张克银;冯方

, 2003, 30(4): 650-0.

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塔巴庙地区位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡带，气层主要为上古生界山西组山1段和下石盒子组盒1 段河道砂体。总结塔巴庙地区气层的岩石学、电性、地球物理特征，建立了识别气层、水层、干层的测井参数解释标准，并根据地震特殊处理，对塔巴庙地区的山1、山2、盒1、盒2等主要产层段的储集层进行了含气性预测，认为塔巴庙地区砂体主体分布区基本较为有利，尤其是DT1井—昌鸡兔一带砂体发育，含气饱和度高，为最有利区。同时，这种分布特征也证实了盆地北部上古生界深盆气藏的成藏特征。图5表4参11

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东濮凹陷杜寨次凹沙三段储集层预测

蒲仁海;蔡其新;陈君;李伟

, 2003, 30(4): 651-0.

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东濮凹陷杜寨次凹PS12井钻遇的沙三段28m砂岩气层以往被解释为该次凹东侧陡坡的三角洲前缘砂体，但后来在其东侧部署的井均因未钻遇该砂体而落空。在对三维地震、测井、岩心分析资料的综合性研究基础上重新解释，认为该砂体应属次凹北部的轴向河谷充填沉积，证据是：①在倾角测井图上，该砂层西倾倾角呈向上逐渐变小的红模式特点，符合南北向河谷中砂岩层面应有的特征；②该砂体附近的三维地震层振幅切片平面图显示一些线形和微蛇曲形的南北向振幅异常带，具自北向南分支的特点，指示为轴向河道或分支河道；③该厚砂层顶底与深—半深湖泥岩突变接触，内部为块状、板状和平行层理的极细砂岩，自然电位曲线呈箱形，为河道或河谷充填，而非三角洲前缘砂体特征。图8参13

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相干数据分析技术在埕岛油田的应用

孙雪花;刘占军

, 2003, 30(4): 652-0.

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采用常规三维地震勘探资料，一般难以得到隐藏在三维地震数据体中的断层和特殊地质体的清晰无偏差图像，利用相干数据体检测方法可以有效地解决这一问题。相干数据分析是通对地震道间波形相似性的计算，实现将三维振幅数据体向三维相似系数数据体的转换。介绍相干数据体计算法以及断层和特殊地质体在相干数据体上的准确成像方法，展示了相干属性体的良好应用前景。在埕岛油田馆陶组上段油藏的勘探开发过程中，利用该技术准确预测了断层及河道砂体的分布范围，指导了井位部署，取得了较好的经济效益。图4参8

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测井资料检测地层孔隙压力传统方法讨论

樊洪海

, 2003, 30(4): 653-0.

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利用测井资料，基于正常压实趋势线确定地层孔隙压力是最常用的传统方法。认为该传统方法的局限性和不足是：不适用于非泥岩地层；不适用于不平衡压实以外的机制导致异常高压的地层；泥岩正常压实趋势线为直线的结论不完全合理；建立测井参数与地层孔隙压力之间关系式缺乏坚实的理论基础；用泥岩及相邻渗透性地层建立的经验公式预测大段渗透性地层的孔隙压力，其结果往往偏低。在利用测井资料评估地层孔隙压力时应注意这些局限性和不足。图1参10

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宏观导电机理下的泥质砂岩含水饱和度解释模型

朱家俊;耿斌;耿生臣;王学军;石砥石

, 2003, 30(4): 654-0.

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认为泥质砂岩的导电体积由两部分组成，即完全被束缚水占据的微孔隙（孔喉半径小于0.1μm，其中的流体不能渗流）导电体积和有效孔隙中被可动水、束缚水占据部分的导电体积，泥质砂岩的整个导电响应为二者之和，但二者导电体的导电特性不同，各有其不同的几何因子。考虑成岩过程中地层水的变化和阳离子的交换吸附作用，提出泥质砂岩含水饱和度的双孔隙导电体积解释模型，模型所有特征参数均可由测井解释获得，并有明确的地质和物理意义，可与岩心数据对比。应用该模型解释胜利油区孤东油田3口井的馆陶组泥质砂岩含水饱和度，解释结果与其油基钻井液取心分析的含水饱和度数据对应良好。图2表1参13

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油藏描述技术发展与展望

申本科;胡永乐;田昌炳

, 2003, 30(4): 655-0.

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按照油藏描述技术发展的历程和计算机技术等分支科学应用发展的程度，可将油藏描述技术在20世纪的发展分为3个阶段：60～70年代为技术积蓄阶段；80年代为确定描述技术及描述流程阶段，以沉积学、构造地质学、储集层地质学和石油地质学理论为指导，将地质、地震、测井、生产测试（试井）及计算机技术融为一体，使测井分析由单井扩展至一个区块的全面分析和评价；90年代为快速发展阶段，以剩余油分布为研究核心，通过建立三维定量地质模型和运用随机模拟技术，使描述和预测的准确性不断提高。油藏描述技术未来的发展方向是：进一步发展及应用高分辨率层序地层学，应用井间地震技术和四维地震技术监测油藏开采动态等。图2参13

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油藏数值模拟自动历史拟合方法研究及应用

陈兆芳;张建荣;陈月明;李卉朋

, 2003, 30(4): 656-0.

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油藏数值模拟的历史拟合过程中模型参数多、可调整自由度大，目前普遍采用实验校正法进行拟合，主观随意性大且费时多。引入最优化理论建立目标函数，以渗流方程和油藏的边界条件、初始条件为约束条件，将历史拟合转化为非线性规划中求解定义在n维空间的函数极值问题，用改进的共轭梯度法求解，基本解决了收敛问题。拟合过程中调整参数的原则为：不确定优先，敏感优先，先全局后个别。为减少调整参数，用解析函数表达相对渗透率与饱和度的关系，将模拟区域按油藏地质和井网条件划分为若干小区，分区拟合。对某封闭小断块油藏的区块与单井综合含水和地层压力进行自动历史拟合，调整的主要参数是相对渗透率和渗透率，计算了126次，拟合结果与实际动态相符。图2参8

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裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网

刘子良;魏兆胜;陈文龙;马立文

, 2003, 30(4): 657-0.

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裂缝性低渗透油田的合理注采井网要能延缓方向性水窜、水淹时间和解决注不进水的问题，由于压力传导慢，注采井距不能过大，开发后期要能灵活调整井网。吉林油区已开发裂缝性低渗透油田采用过4种注采井网开发：正三角形斜反九点法注采井网（扶余油田），井排方向与裂缝方向错开22.5°的注采井网（新立油田），井排方向与裂缝方向错开45°的注采井网（新民油田），菱形反九点法面积注采井网（民43-8区块和大情字井油田）。总结注采井网调整历程中的经验和教训，开发初期应采用小排距菱形反九点法面积注水，开发后期调整为线状注水；井排方向应与裂缝走向平行；若经济条件允许，开发后期用密井网注采，尽可能缩短油、水井排距。图2表2参8

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无边底水碳酸盐岩气藏高速开采模拟实验研究

向阳;向丹;黄大志

, 2003, 30(4): 658-0.

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高速开采裂缝性碳酸盐岩气藏，生产压差过大会使裂缝宽度减小甚至闭合，导致储集层损害。模拟无边水、底水裂缝性碳酸盐岩气藏的上覆压力、地层压力、地层温度和原始含水饱和度条件，采用微—粉晶白云岩全直径岩心，进行0.55～11MPa压差条件下的弹性气驱模拟实验，研究岩心渗透率与开采速率（生产压差）的关系。模拟结果，渗透率大于18×10－3μm2的岩心在0.55～4MPa压差范围内渗透率下降幅度最大，该类储集层生产压差应小于1.5MPa；渗透率为2×10－3～18×10－3μm2的岩心在3MPa压差时渗透率平均降幅为17%，该类储集层生产压差应小于3MPa；随压差增大，渗透率小于2×10－3μm2的岩心渗透率变化幅度在±10%之内，考虑该类储集层气体渗流阻力太大，生产压差应不超过5MPa。图1表1参6

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产量构成非线性优化模型的研究与应用

尚明忠;盖英杰;钟太贤;李树荣

, 2003, 30(4): 659-0.

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将油田产量构成分解为9部分，以总产量的利润之和最大为最优目标，以平均吨油成本不大于规定成本作为成本约束条件，以各产量部分投资之和不超过总投资作为投资约束条件，以9个决策变量要满足其上下限为决策变量约束条件，建立了产量构成非线性优化模型，可用于求得规划期内每年总产量和各部分产量及其成本、利润等指标。应用油田开发历史数据，用带有外部激励的自回归滑动平均模型预测优化模型参数，用最小二乘法多项式拟合产量与工作量之间的非线性关系，用遗传算法求解非线性模型。对某油田产量构成非线性优化结果符合该油田的实际。表1参8

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曙光油田杜212区块大凌河组稠油储集层岩矿特征及对开采的影响

马明福;徐怀民;杜立冬;祁凯

, 2003, 30(4): 660-0.

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辽河坳陷曙光油田杜212区块沙三中亚段大凌河油层组是稠油储集层，因埋藏较浅而胶结疏松。根据11口井的岩心观察和薄片分析，其岩性主要为砾岩、杂砂岩、中细砂岩等，吸附性成分（泥岩岩屑和蚀变的长石颗粒、火成岩碎屑等）含量高，黏土矿物（以蒙脱石为主，伊利石、高岭石次之）含量较高，结构成熟度为中等到差，为低稳定型砂砾岩。大凌河油层下油层组的成分成熟度、结构成熟度均高于上油层组，致使纵向非均质性强，横向非均质性相对较弱。注蒸汽开采稠油时，高温、高pH值的蒸汽易使储集层中的不稳定矿物发生物理、化学变化，导致孔、渗性下降和非均质性加剧，而开采速率过高会造成大量出砂。应对上、下油层组制定不同的开采方案，选取合理的注入液ph值、加入适量的钾离子，使注采液的流速不超过油层内微粒迁移的临界值。图2表4参17

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油水井异常变化机理与天然地震前兆

徐守余;孙万华

, 2003, 30(4): 661-0.

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济阳坳陷惠民凹陷中央断裂带的油水井产液异常是天然地震前兆。地震的孕育过程是区域地应力场变化的过程，导致地下储集层孔隙流体压力变化，使油层与井孔间的压差增大，造成井孔中流体的流速、流量异常变化，并使地下流体的溶解度变化，引起其物理和化学性质的变化。图3参4

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长庆上古生界气藏CO2泡沫压裂技术研究

郑新权

, 2003, 30(4): 662-0.

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初步形成适合长庆上古生界低渗、低压气藏的气井（井深4000m以内）CO2泡沫压裂工艺技术。在压裂液体系的室内研究中，选用羟丙基胍胶作为交联的增稠剂，研究合成了AC-8酸性交联剂，使压裂液在酸性条件下有较高的黏度和携砂能力，优选出在清水中发泡性能较好的YFP-1发泡剂和CQ-A1、DL-10助排剂。现场压裂施工通过增大CO2用量来增加施工规模，通过提高基液浓度，通过添加表面活性剂以保证压裂液与液体CO2完全混合并乳化，以及保持压裂液一定排量来保证实现较高砂比。现场试验19井次，14井次增产效果明显。与常规水基压裂液相比，CO2泡沫压裂液的返排率提高近50%、返排时间缩短了近40h、对地层的伤害率（平均为48.51%）降低了近30%。图4表5参6

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AMPS共聚物数值模拟参数的测定及认识

侯天江;赵仁保;莫冰;吴亚生;张金灵;刘淑芹;谢立新;张还恩

, 2003, 30(4): 663-0.

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普通聚丙烯酰胺在低温（≤75℃）、低矿化度（≤20g/L）条件下的数模参数测定方法比较成熟，但在高温、高矿化度条件下的数模参数测定却未见报道。为了给中原油田大规模应用AMPS三元共聚物提高采收率的可行性研究提供参考依据，用显色法测定聚合物浓度，用流变仪、岩心流动实验仪等测定高温、高矿化度下AMPS共聚物的关键参数：在86℃条件下，设计5种聚合物浓度，进行20个点的静吸附实验；用天然小岩心进行驱替实验以测定阻力系数，通过流变实验获得5种矿化度条件下的零剪切黏度。实验结果表明：该聚合物的静吸附量、零剪切黏度、阻力系数和残余阻力系数普遍偏高，其流变性与常规聚合物溶液有差异，与溶液中形成微凝胶有关。图3表2参7

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油藏条件下油水相对渗透率实验研究

吕成远

, 2003, 30(4): 664-0.

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用胜利油区孤东油田7-44-检245等井样品进行油水两相渗流规律单因素影响实验，结果表明：净上覆压力增大改变孔隙结构（主要影响喉道），水相相对渗透率上升较快而油相相对渗透率下降较快，是影响渗流规律主要的因素；温度增高改变油水黏度比，使束缚水饱和度增大、残余油饱和度减小，但在相同油水黏度比条件下，温度升高对相对渗透率的影响很小；在30MPa、80℃条件下，精制油与盐水、脱水脱气原油与盐水的油水黏度比相近，含气原油与盐水的油水黏度比略高，三者相对渗透率曲线形态相近，含气原油与盐水的水相相对渗透率略高于脱水脱气原油与盐水的。用胜利油区5个油田不同层位的样品，进行地层与地面条件下相对渗透率测定对比实验的结果，地层条件下的束缚水饱和度高、两相区窄、油水两相前缘含水饱和度低、含水上升快以及最终水相相对渗透率高；地层条件下的水驱油效率在注水初期高于地面条件，达到一定的注入倍数后低于地面条件，最终水驱油效率小于地面条件。进行相对渗透率实验研究时，应该模拟油藏条件，由于渗流特性对上覆压力和孔隙压力的绝对值不敏感，可以只模拟油藏的净上覆压力。图6表1参6

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应用人工神经网络方法确定岩石压缩系数

王安辉;张英魁;高景龙;邵文勇;阮宝涛;朱明文;王海忠;刘丙辉

, 2003, 30(4): 665-0.

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应用吉林油区现有的实际岩石压缩系数资料对前人的经验公式进行验证的结果，总相对误差为504.25%～681.15%，由此发现这些经验公式对吉林油区并不适用。采用人工神经网络BP算法，以压力、孔隙度为输入层参数，以岩石压缩系数为输出层参数，分别预测了吉林油区两个地区油藏的岩石压缩系数，应用实际资料验证，相对误差仅为12.8%，表明用此方法预测岩石压缩系数的可靠性。图1表5参6

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砾石充填层孔喉结构可视化模拟

薄启炜;董长银;张琪;李志芬;赵东伟

, 2003, 30(4): 666-0.

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砾石充填是防止疏松砂岩油藏在开采中出砂的主要方法之一，砾石层孔喉结构是选择砾石尺寸并预测其挡砂效果的重要参考依据。给定砾石颗粒的总数量，不考虑重力压实作用，在未沉降颗粒中随机抽取颗粒，进行沉降模拟，模拟过程包括沉降初始化、确定碰撞砾石颗粒、判断颗粒稳定性条件和运动趋势。统计模拟结果可得到充填层的可视化结构及孔喉直径的分布状况。用此方法两次模拟直径为0.4～0.8mm砾石随机沉降的二维充填，结果砾石层孔喉尺寸分布不符合正态分布规律，需要进一步探索其分布规律。对于同种砾石应多次模拟，将各次模拟结果加权平均后作为最终结果。图4表1参5

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利津地区沙四段上部低孔低渗储集层敏感性特征

许建华;郝新武;王金友;王艳红

, 2003, 30(4): 667-0.

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济阳坳陷东营凹陷利津地区深层沙四段近岸水下扇低孔低渗岩性油气藏的非均质性强。在系统分析其储集层的矿物成分、物性、孔隙结构等岩矿特征的基础上，通过敏感性流动试验研究系统评价其潜在敏感性。研究结果，该地区低孔低渗储集层在钻探过程中水敏性和盐敏性突出，有针对性地提出的油层保护措施为：采用添加复合屏蔽暂堵剂的低密度钻井液，钻井液矿化度低于40g/L，进入储集层的速率低于2m/d；采用负压射孔；采用以浓磷酸为主的浓缩酸进行酸化解堵。这些措施在实际生产中取得了较好的效果。图2参11

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榆林气田长北区块山西组下段主力储集层建模及水平井地质设计

寿铉成;何光怀;Nick Fest

, 2003, 30(4): 668-0.

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鄂尔多斯盆地东部榆林气田长北区块主力储集层是下二叠统山西组下段的石英砂岩，将用水平井开发。为编制水平井开发方案而进行的气藏地质研究结果表明：石英砂岩是连续分布的席状砂体，发育于横向迁移极大的辫状河沉积环境中的内切河谷，轴部多层河道辫状冲积的叠加厚度平均约15.77m，主河道两侧渐变为单层河道，估计多层河道砂体宽5～30km、厚9～40m，单层河道砂体宽0.25～1km、厚5～8m。石英砂岩粗—很粗粒结构和成分成熟度高都有利于保存储集层原生孔隙空间，但其内部存在阻流带，估计垂向阻流带的平均间距为600m，利用水平井可以降低阻流带的影响。根据气藏地质研究成果，考虑长北区块河道方向和地层最小水平应力（压应力）方向，进行2口水平井地质设计，钻井过程中通过随钻测井随时调整钻井轨迹。图4表1参8

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东非M盆地福拉凹陷烃源岩及原油地球化学特征

胥菊珍;罗小平;王海宏

, 2003, 30(4): 669-0.

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Fu-1井为东非M盆地福拉凹陷的区域探井，获高产油流。分析Fu-1井与Bal-1井烃源岩地球化学特征，下白垩统Abu Gabra 组中段烃源岩为低熟—成熟的好—极好烃源岩，推测埋藏较深部位的烃源岩成熟度较高，资源潜力较大，认为福拉凹陷是M盆地最好的生油凹陷。Fu-1井的原油为成熟度不高的成熟原油，遭到生物降解的影响，但饱和烃中异构烷烃含量高、正构烷烃序列完整，据推测油藏经历两期充注，原油的三环萜烷和甾烷含量较低，C29TS含量高，重排藿烷系列完整，含有一定量的γ-蜡烷，升藿烷系列中22S构型大于22R构型，甾烷系列中的重排甾烷含量高，C27、C28、C29甾烷呈反“L”型分布，含有丰富的4-甲基甾烷，成油母质为陆源有机质与水生生物混合输入，沉积水体为淡水—微咸水介质。图5表3参5

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2003年, 第30卷, 第4期　刊出日期：

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