石油勘探与开发

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渤海湾盆地勘探策略探讨

翟光明;何文渊

, 2003, 30(6): 705-0.

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渤海湾（陆上）盆地属于油气勘探的成熟盆地，但石油地质条件复杂。以往勘探集中于古近系沙河街组，还有一些新层系和新领域应重新认识。将来不妨采用“普查浅层，滚动勘探开发中间（古近系），探索深层”的勘探策略：浅层新近系构造面积大、幅度小，有形成大油气田的地质条件，是实现勘探新突破的现实领域；古近系通过滚动勘探开发，实现储量可持续增长；古生界是值得探索的另一领域，可以发现新生古储、古生古储和上生下储类型的油气藏。图2表1参12

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试论“低品位”油气资源

查全衡;何文渊

, 2003, 30(6): 706-0.

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“低品位”资源是一个相对概念，是相对于已发现的规模大、丰度高、油品好、产量高油气田的“高品位”资源而言的，也是相对于一定时期的技术经济条件而言的。自然界中的“低品位”资源数量相当大，有些盆地的“低品位”资源总量可以等于甚至超过“高品位”资源总量，其重要性不容忽视。发达国家十分重视对本土“低品位”资源的利用。我国存在大量“低品位”资源，随着勘探程度的加深和技术的进步，其地位将日益重要。图5参7

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黄骅地区叠合盆地演化与潜山油气聚集

杨池银;张一伟

, 2003, 30(6): 707-0.

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渤海湾盆地黄骅地区经历了典型的多旋回叠合盆地演化过程，发育多套烃源岩和多种储盖组合，已在中生界及上、下古生界的残留盆地中找到类型各异的潜山油气藏。印支—喜马拉雅期构造反转型演化模式有利于形成新生古储潜山油气藏；印支—喜马拉雅期叠坳型演化模式有利于形成古生古储潜山油气藏；燕山—喜马拉雅期结构反转型演化模式有利于形成新生中储潜山油藏。受多期构造活动的影响，已发现的奥陶系潜山油气藏均有多期成藏的特点。图5表2参28

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洞庭盆地石油地质特征及勘探远景评价

蒋新义;苏传国;季卫华

, 2003, 30(6): 708-0.

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湖南省洞庭盆地位于扬子准地台江南隆起带的中段，前白垩纪是扬子准地台的组成部分，白垩纪—第三纪成为断陷—坳陷型内陆沉积盆地，古近系在全盆地分布广泛。洞庭盆地主要有二叠系和古近系2套烃源岩，有机质丰度高，已达成熟或过成熟演化阶段；二叠系裂缝性泥岩、白垩系砂岩以及古近系裂缝性泥岩、砂岩为主要储集层；主要有3套生储组合：二叠系自生自储，二叠系生白垩系储，古近系自生自储。由于盆地的油气资源量主要分布在二叠系，因此，研究洞庭盆地二叠系的展布应是盆地油气勘探获得突破的关键。图2表1参7

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银根盆地下白垩统石油地质特征及含油气远景评价

吴少波;白玉宝

, 2003, 30(6): 709-0.

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银根盆地是内蒙古—天山褶皱系内部的山间盆地，由4个二级构造单元（苏红图坳陷、尚丹坳陷、查干德勒苏坳陷和宗—沙隆起）组成，基底为上古生界变质岩，广泛发育的下白垩统巴音戈壁组厚3～4km。低成熟—成熟烃源岩主要发育于巴音戈壁组中、上亚组，有机质丰度较高，以Ⅱ、Ⅲ型干酪根为主；以碎屑岩储集层为主，多为低孔低渗储集层，局部发育中孔、中渗储集层；发育3套区域盖层，保存条件较好。根据生储盖条件综合分析，查干德勒苏坳陷为最有利油气远景区，尚丹坳陷、苏红图坳陷为较有利油气远景区。图1表2参10

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塔中地区前中生界层序地层特征与非构造圈闭

焦存礼;吕延仓;朱俊玲;樊太亮

, 2003, 30(6): 710-0.

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塔里木盆地塔中地区前中生界发育4级不整合面。根据不整合面发育特征，将震旦系—二叠系划分为3个Ⅰ级层序、9个Ⅱ级层序和19个Ⅲ级层序。塔中地区古生界各种类型非构造圈闭的发育均与多期重大不整合面(地层削截面、超覆面、缺失面等)及层序界面密切相关，可划分为三大类10个亚类，主要分布在Ⅰ级层序震旦系—下奥陶统巨层序(MSl)和中、上奥陶统—泥盆系巨层序(MS2)顶面的上、下岩性段内，规模很大，是寻找非构造油气田(藏)的重要勘探领域。图3表1参8

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东海盆地丽水凹陷油气源对比与成藏史

孙玉梅;席小应

, 2003, 30(6): 711-0.

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丽水凹陷储集层内流体包裹体显微镜下鉴定、均一温度测试及生物标志物成分分析表明，该凹陷大致发生过三期油气运移：第一期大致发生在古新世末期，该期烃流体成熟度偏低（Ro值小于0.7%），为下古新统月桂峰组来源，与热水溶液不混溶运移，分布范围广；第二期运移在中晚始新世，烃流体成熟度较高（Ro值不小于1.0%）,为下古新统月桂峰组来源, 该期烃流体主要在月桂峰组烃源岩附近成藏；第三期运移发生在渐新世以后，由于构造抬升，深部油气藏遭破坏，油气沿断层向浅部运移并与上古新统生成的油气一起进入浅部储集层（明月峰组），幔源CO2热流体可能略晚于该期烃流体充注。图3表3参10

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东海盆地丽水凹陷LS36-1构造成藏机理研究

郭永华;于水;葛玲

, 2003, 30(6): 712-0.

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研究能较好区分东海盆地丽水凹陷古新统3套烃源岩的生物标志化合物，明确了3套烃源岩对不同含油气构造的贡献，分析丽水凹陷LS36-1构造的油气源关系。建立了LS36-1构造多源油气的多期成藏模式，认为古油藏的油气主要来自月桂峰组烃源岩，现今油藏的凝析油主要来自灵峰组烃源岩，其次为月桂峰组、明月峰组；烃类气体主要来自月桂峰、明月峰组，CO2气体属典型的幔源气。玉泉－钱塘期强烈的构造运动非常不利于丽水凹陷早期油气藏的保存，近生烃凹陷继承性较好的构造应是寻找优质大中型油气田的首选。图6表1参9

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准噶尔盆地南缘三个油气成藏组合研究

李学义;邵雨;李天明

, 2003, 30(6): 713-0.

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按照勘探目的层位和构造特征，将准噶尔盆地南缘的中、新生界划分为上、中、下油气成藏组合，在研究每个成藏组合的地质特点、控油因素、成因机理的基础上，认为中、下部成藏组合能接受盆地南缘侏罗系主力烃源岩（资源量最大）的油气，油源通道发育，构造形成时期与油气大规模形成时期相配套，油气成藏条件优于上部成藏组合，具备形成大油气田的条件。分析卡因迪克背斜和呼图壁背斜钻探成功的经验，建议准噶尔盆地南缘下步勘探方向应为：主攻中部成藏组合，侦察下部成藏组合，兼探上部成藏组合。图2表3参2

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大庆长垣以东地区登娄库组天然气成藏过程研究

薛永超;傅广;彭仕宓

, 2003, 30(6): 714-0.

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通过储集层流体包裹体的研究，结合烃源岩生排气史、断裂活动史，分析了大庆长垣以东地区登娄库组天然气充注期次及成藏过程。认为该区登娄库组储集层内至少发生过两期天然气充注：早期为泉头组沉积末期，是主要成藏期；晚期为嫩江组沉积末期，是次要成藏期。该区天然气勘探实践已证明了上述分析方法和结论的正确性。图4表1参13

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断层封闭性要素与封闭效应

陈永峤;周新桂;于兴河;童卫韶

, 2003, 30(6): 715-0.

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回顾断层封闭性研究现状，论述、分析对断层封闭性有重要影响的主要因素（现今地应力、断层类型、断层活动强度、断层两侧储集层接触概率以及断层几何学特征）与断层封闭效应之间的关系。断层与现今水平最大主应力方向的交角越大封闭性越好；水平最大主应力与上覆地层重力联合形成的压应力不小于岩石的抗压强度时断层具有封闭性，该压应力比抗压强度大得越多封闭性越好；扭性断层封闭性最好，逆断层次之，正断层最次；在未断穿盖层的前提下，断层断距越大封闭性越好，近代活动性越小封闭性越好；断层两盘储集岩接触概率越小、泥岩比例越大，其封闭性越好。参16

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彩南油田多源混合原油油源(三)——油源的地质、地球化学分析

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(6): 716-0.

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彩南油田原油属特殊类型，原油碳同位素和生物标志物分布研究以及地质分析表明它们属于二叠系、三叠系和侏罗系原油的混合原油。原油全油稳定碳同位素计算表明，无论是侏罗系原油与二叠系原油混合还是与三叠系原油混合，在彩南油田原油中侏罗系烃源岩的贡献均为50%～65%。生物标志物绝对含量拟合计算表明，侏罗系烃源岩的贡献平均为62%，三叠系为15%，二叠系为23%。与彩南油田原油类似的原油仅分布于阜康凹陷侏罗系三工河组以上地层中。因此，该类原油主要来源于阜康凹陷侏罗系烃源岩，其次为二叠系和三叠系烃源岩。图3表1参15

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济阳坳陷古近系烃源岩结构及排烃的非均一性

陈中红;查明

, 2003, 30(6): 717-0.

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济阳坳陷古近系湖相纹层状泥页岩中的有机碳分布非均一性强烈，烃源岩结构有大段纯泥岩式、砂岩嵌入式、指状式、泥岩嵌入式、泥包砂式、砂包泥式和砂泥交互式等，其压实状态、压力分布状态及排烃特征互不相同。烃源岩压实不均衡导致排烃的非均一性，厚层烃源岩中的滞排现象和超压体系的幕式排烃特征是非均一性的两种极端体现。烃源岩排烃的非均一性为分阶段进行排烃模拟提供了新思路。图3表1参22

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对三肇凹陷葡萄花油层油藏的再认识

王寿庆;许先华;何祖荣;张育民;梁苏娟;韩小强;姚亚明

, 2003, 30(6): 718-0.

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在对松辽盆地三肇凹陷杏山向斜区白垩系姚家组葡萄花油层的勘探中，以往按岩性油藏模式部署勘探，未获重大突破。根据该地区葡萄花油层顶部、底部砂岩和湖泛泥岩标准层的测井曲线形态特征，结合地层厚度变化，认为葡萄花油层为条带状河道砂体和透镜状河口坝砂体，总体由西往东、由北往南逐渐减薄，油藏形成主要受继承性断裂背斜带控制，平面油水分布明显受断层控制，油藏类型属于构造-岩性型，岩性因素使油藏进一步复杂化。按该认识进行勘探部署，使含油面积扩大102km2，预计新增石油地质储量1800×104t。图4参5

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东营凹陷古近系砂岩次生孔隙成因与纵向分布规律

钟大康;朱筱敏;张枝焕;张琴

, 2003, 30(6): 719-0.

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东营凹陷古近系砂岩储集层的次生孔隙主要为不同期次的碳酸盐胶结物溶蚀成因，其次为长石溶蚀产生的次生孔隙，黏土矿物脱水促使这些溶蚀作用发生。早期方解石溶蚀作用为有机质成熟产生的有机酸所致，产生的次生孔隙分布深度较浅；晚期的含铁方解石和含铁白云石溶蚀作用与有机酸脱羧和有机质裂解产生的CO2有关，产生的次生孔隙主要分布于2500m以下深度。图3表1参22

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苏桥潜山带奥陶系碳酸盐岩储集层研究

苏立萍;罗平;胡社荣

, 2003, 30(6): 720-0.

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冀中坳陷苏桥地区奥陶系储集层的储集空间为古岩溶与构造裂缝构成的裂缝-次生孔隙类型。溶蚀孔隙型储集层主要发育在泥—粉晶白云岩和细—粗晶白云岩中，加里东期古岩溶形成的孔洞基本被充填，但为后期发育埋藏岩溶提供了重要条件；燕山—喜马拉雅期的淡水岩溶主要发育在断层附近的白云岩或裂缝发育的石灰岩中，是奥陶系碳酸盐岩储集层主要储集空间之一。裂缝发育主要有5期，均对储集层物性有建设性意义，储集层发育与裂缝的发育程度呈正相关。图5表1参10

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黄骅坳陷奥陶系碳酸盐岩基本生烃特征

岳云福;于学敏;何咏梅;苏俊青;王莉

, 2003, 30(6): 721-0.

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黄骅坳陷奥陶系碳酸盐岩厚度大，从烃源岩的有机质类型、丰度、热演化特征等方面评价其基本生烃条件，认为有机质类型好，由于热演化程度较高，残余有机质平均丰度不很高。对系统取样井的奥陶系样品分析结果，其残余有机碳含量大于0.3%的样品占49%，大于0.4%的样品占32%，若恢复其原始有机碳丰度，其值会更高。据此判断黄骅坳陷应存在较好的奥陶系碳酸盐岩生烃层。图5表3参9

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松辽盆地南部低电阻率油层控制因素及分布预测

刘鸿友;梁春秀

, 2003, 30(6): 722-0.

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松辽盆地南部相对低电阻率油层是在钻井液侵入、低幅度构造、泥质附加导电等多种因素影响下形成的，但在不同地质条件下,只有一种或两种因素起主要作用。分析10个油田的低电阻率油层的主控因素，预测了不同地区低电阻率油层的成因分布。图1表1参2

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苏里格气田地震预测技术效果分析及对策

曾忠;阎世信;魏修成;刘洋

, 2003, 30(6): 723-0.

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鄂尔多斯盆地苏里格气田的气藏属于大面积分布的低压、低含气饱和度气藏，主要储集层为上古生界河流相叠合砂体，以高分辨率二维地震为基础的储集层预测在该气田的发现中发挥了关键作用。在分析近年地震预测效果的基础上，从野外采集、原始资料品质、处理及解释等方面分析影响预测精度的主要因素，根据寻找富集高产区的开发生产需求，建议加强基于全三维数据体的叠前多属性分析、以测井资料和地层等时格架约束储集层反演、开展弹性波反演技术研究，并建议在积极开展地震资料品质攻关的基础上，进行适量的三维VSP及多波地震的试验攻关。图6表2参12

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覆盖区碳酸盐岩层序界面的识别——以川北下三叠统飞仙关组为例

魏国齐;陈更生;杨威;杨雨;胡明毅;张林;吴世祥;金惠;沈珏红

, 2003, 30(6): 724-0.

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覆盖区碳酸盐岩地层层序界面的识别很困难，可以综合应用地震、测井、岩心和野外露头等多方面的资料识别层序界面。界面识别时，应从识别野外露头的界面出发，综合应用地震资料，在沉积相研究的基础上，应用岩心、录井和测井等资料综合分析，划分层序界面，并用相邻井互相约束、彼此修正。层序界面的划分对油气勘探有重大意义，可预测川北地区下三叠统飞仙关组台缘鲕滩储集层的分布。图7参7

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鄂尔多斯盆地马家沟组储集层特征及其预测方法

周进高;邓红婴;郑兴平

, 2003, 30(6): 725-0.

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鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组碳酸盐岩储集层储集类型为风化壳岩溶型，主要岩石类型有含硬石膏结核溶模孔粉晶白云岩、斑状白云岩、颗粒白云岩等，受沉积相、成岩相和古岩溶地貌因素的影响，储集层非均质性强。针对储集层特点，利用地质叠图法，将沉积相图、成岩相图和岩溶古地貌图叠合，预测非均质储集层的发育、保存与上述因素之间的关系。预测的3块有利储集层分布区与实际钻探结果十分吻合。图2参18

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岩性控制下的测井储集层参数评价与预测——以鄂尔多斯盆地南部上古生界碎屑岩储集层为例

田波;陈方鸿;胡宗全

, 2003, 30(6): 726-0.

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鄂尔多斯盆地南部上古生界致密碎屑岩储集层的压实作用和胶结作用强烈，测井解释与实测的孔、渗参数相关性差。研究发现储集层岩性明显控制物性，在应用神经网络方法计算储集层孔、渗参数时，加入定量化岩性参数作为计算的输入参数，使计算精度大幅度提高。用累计产能系数法设定储集层参数下限，结合孔、渗之间的相关关系，对储集层进行分类。以计算层段的平均孔隙度和渗透率作为控制点，预测储集层参数的平面分布，预测结果与沉积相分布吻合度较高。图4表3参13

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相控-等时小层对比方法及应用

王西文;苏明军;王大兴;朱文春;刘存辉;唐月红

, 2003, 30(6): 727-0.

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小层对比是油田开发过程中的基础地质研究工作，其对比精度和准确性关系到是否能发现以前漏掉的一些储集层。提出了相控-等时小层对比方法：用三维地震相精细解释结果作为为测井分层的控制模型，标定全部井的综合测井曲线标准层，依据沉积旋回进行测井小层对比，用测井沉积相的研究方法进行单砂层平面追踪。在大港油区马东—唐南油田的应用证明了该方法的有效性。图5参4

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应用多级序贯指示模拟方法模拟火烧山油田岩相

张祥忠;熊琦华;蔡毅

, 2003, 30(6): 728-0.

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多级序贯指示模拟算法是普通序贯指示模拟算法的改进算法，保留了普通序贯指示模拟算法的简洁、快速、真实的特点，又具有可以调整相带的模拟顺序，易于实现模拟结果的后处理，使模拟结果连续、合理、更加符合实际地质情况。在对准噶尔盆地火烧山油田H1-13层的岩相模拟中，应用多级序贯指示模拟算法进行分阶段三维岩相模拟。模拟得到的H1-13层三维岩相模型若干沿层切片图清楚显示了由该层的底到顶，河道发展所经历的由发育到消亡的过程。图3表1参3

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裂缝预测主曲率法的新探索

李志勇;曾佐勋;罗文强

, 2003, 30(6): 729-0.

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构造面主曲率在一定程度上控制了裂缝发育的密度、方向、宽度和深度；因而油层厚度及与之有关的裂缝孔隙体积和渗透率也在一定程度上受到构造面主曲率的影响。由微分几何学原理得到计算主曲率的一般公式，克服了由薄板小扰度弯曲理论得到的主曲率计算公式的局限性。使用趋势面分析与差分法相结合的方法，处理离散的构造层面数据，计算构造面主曲率，选取各点主方向上两个主曲率值中绝对值较大者作为裂缝发育区预测的依据。在江汉盆地王场地区用该方法预测的裂缝发育区与实际基本一致。图5参12

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窗口技术在油藏数值模拟中的应用

李建芳;韩大匡;邓宝荣;章寒松

, 2003, 30(6): 730-0.

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将快速自适应组合网格方法（Fast Adaptive Composite Grid，简称FAC方法）用于油藏数值模拟局部网格加密技术中。局部加密区域可以像窗口一样，随实际问题需要灵活地开启和关闭，或改变大小，无需在整个模拟阶段都采用局部加密网格。在实用全隐油藏数值模拟器MURS上实现了窗口技术。数值实验表明，采用窗口技术的模拟结果与全细网格计算的结果非常接近，并且比整个模拟阶段都进行局部网格加密节约8%的CPU时间，比全细网格节约37%的CPU时间。表明窗口技术切实可行。图4表2参7

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用Mohr-Coulomb破坏准则预测最小水平主应力的实验方法

张保平;方竞;丁云宏;田国荣;申卫兵;汪永利

, 2003, 30(6): 731-0.

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通过岩石力学实验，测定岩样的内聚力、摩擦系数和单轴抗压强度等岩石力学参数，可以用常规的Mohr-Coulomb破坏准则确定最小主应力。采用长庆油田、二连油田、吉林油田和四川盆地、塔里木盆地以及委内瑞拉将要进行水力压裂施工的砂岩地层的岩样，用该方法测定最小主应力，将测定结果与长源距声波测井和微压裂测定结果对比，误差一般为2～3MPa，证实这是一种经济可靠的方法。图1表1参12

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单层开采的圆形定压边界两层油藏压力动态分析

孙贺东;周芳德

, 2003, 30(6): 732-0.

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为更好地分析具有越流的多层油藏的压力动态，采用有效井径的概念，在半透壁模型的基础上建立了圆形定压边界、两层越流油藏单层开采时的渗流数学模型。通过拉氏变换得到了拉氏空间中以Bessel函数表示的精确解。数值反演计算结果表明，单层开采的两层油藏与全部打开的两层油藏的压力动态基本相同，都表现为3个阶段：早期是介于两个渗透层之间的均质流动；中间为过渡段，导数曲线出现下凹特征；晚期表现为整个油藏的均质特征，随着边界距离的增加，压力导数值趋近于0.5。半透率越大过渡段出现得越早，导数曲线下凹程度越小；储容比越大导数曲线峰值越小，导数曲线下凹程度越小；随着两层渗透率比值变小，过渡段变短，导数曲线下凹程度变小。图1参9

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隔井脉冲注水技术在提高油田采收率的应用

曾祥平;杨慧燕

, 2003, 30(6): 733-0.

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进入水驱后期开采的油田剩余油高度分散，平面上分流线和主流线的剩余油饱和度差别明显。常规的脉冲注水(周期注水)最佳参数难以把握，周期停注比过大引起地层能量过分下降，反而导致降水降液不增油，达不到预期的效果。基于这一认识，提出线状注水开展隔井脉冲注水提高采收率的新方法，即在隔井停注期间，邻井提水，确保稳定地层能量的基础上，调整流线分布以达到提高采收率的目的。并主要运用渗流力学理论对该方法可行性进行了分析论证。该方法在孤岛油田南区渤19块试验2年来已取得了较好的降水增油效果，阶段含水比试验前下降1.3%，累计增油1.9×104t，水驱采收率提高5.8%，展示了良好的应用前景。图3表2参9

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濮城油田南区沙二段油藏剩余油研究

李健;李红南

, 2003, 30(6): 734-0.

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东濮凹陷濮城油田南区沙二段油藏1981年投入开发，2001年综合含水达96%，采出程度仅26.94%，含油饱和度大于35%的水淹层较多。根据高及特高含水期含油薄片分析鉴定，剩余油多不连续分布于小孔喉居多的部位，形成剩余油的主要机制是水驱速率大于束缚水剥离油膜的速率而留下斑块状剩余油，以及指进的注入水绕流而使油相滞留于细小孔喉中，储集层平均孔喉半径小的部位剩余油饱和度较高。应以可采剩余储量绝对数量大的主力油层为剩余油挖潜主要对象。图9表3参9

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文东油田高含水期剩余油分布规律研究

徐守余;刘计国;李存贵

, 2003, 30(6): 735-0.

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东濮凹陷文东油田沙三中亚段低渗透储集层非均质性强，层间干扰严重，纵向水驱动用程度不均匀，严重影响开发效果。研究储集层的成岩相、孔隙结构特征和黏土矿物特征，分析储集层宏观、微观非均质性对剩余油分布的控制作用，结论是剩余油主要分布在非主力层、断层附近及井网未控制的部位。图2表1参5

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压力监测系统优化部署方法研究

吴洪彪;王其文;刘立明;陈钦雷

, 2003, 30(6): 736-0.

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合理的压力监测系统是进行油田动态监测、动态分析、制定科学的开发调整方案的基础。为此提出了压力监测系统优化部署理论，并对油田压力监测系统优化部署的方法进行了系统研究。把模拟退火算法应用到压力监测系统的优化部署中，以生产井的产量、地层系数以及空间相对位置作为约束条件，以其方差作为优化的目标函数，建立了压力监测系统优化部署理论模型，并得出压力监测系统优化部署的具体方法。利用该方法对油田开发区块的压力监测系统进行了优化模拟，结果表明，任何两个相邻的井点不再同时作为监测井点，任一井点附近必有一个监测井点与之相邻。图1表2参5

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低渗透油藏回注污水的深度处理中试研究

雷乐成;陈琳

, 2003, 30(6): 737-0.

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为达到将油田采出水回注低渗透油藏的水质要求，在辽河油田进行含油污水处理试验：先在油田来水进入沉降罐前加入除油剂，使水中油的含量从20g/L降至约0.15g/L，悬浮物含量从10g/L降至3g/L左右；再采用气液多相泵气浮技术净水，使水中油的含量降至约0.005g/L，悬浮物含量降至约0.03g/L；进行初级过滤后，采用硅藻土动态膜超滤工艺精密过滤，最终使水中油和悬浮物含量均小于0.002g/L，悬浮物粒径控制在1μm左右。硅藻土动态膜超滤工艺集中了填充床过滤技术易再生和超滤膜过滤技术高水质的优点，运行费用低，应用前景很好。图6参11

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纳米聚硅材料在低渗透油田中的应用

陆先亮;吕广忠;栾志安;伍增贵;苏咸涛

, 2003, 30(6): 738-0.

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在低渗透油田注水开发过程中，普遍存在注水井注入压力长期居高不下、注入量低、单井注入压力差异大等问题，采用纳米聚硅材料可以缓解这一问题。岩心驱替实验、微观驱油实验表明，纳米聚硅材料改善注水效果的机理是能够改变岩石润湿性、提高水相相对渗透率，其强憎水特性能够驱替吸附在孔隙内表面的水膜、扩大孔径等。现场应用表明：纳米聚硅材料能降低注水压力，提高注水量，具有较好的经济效益。图3表2参11

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凝析油充注对油藏沥青质分子结构的影响

贾望鲁;彭平安

, 2003, 30(6): 739-0.

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用原油沥青质的地球化学研究结果分析油气藏形成条件，前提是油藏沥青质分子结构不因后期天然气或凝析油的再次充注而变化。在塔里木盆地轮南1井产出原油中加入不同体积的石油醚，模拟后期凝析油充注早期油藏的过程，测定不同沉淀条件下原油的沥青质沉淀量变化，并用瞬间热解-色谱-质谱的方法研究沥青质的分子结构。实验结果，原油沥青质随低分子烃类注入量的变化发生沉淀和再溶解，但沉淀出的沥青质分子结构相同。据此认为，低分子烃类加入原油体系不会改变沥青质的分子结构特征，沥青质热解产物能够反映原油的母质结构特征，可以根据该特征进行油/源、油/油对比或探讨混源油的母源类型。图5参19

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低渗气藏水锁伤害及解除方法研究

林光荣;邵创国;徐振锋;王小林;王力

, 2003, 30(6): 740-0.

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鄂尔多斯盆地上古生界气层是典型的低渗透储集层，属于细孔微孔型，非均质性强，具有强水锁性（平均伤害程度83.6%）。通过水锁伤害实验分析影响因素，结果是：水锁的伤害程度与渗透率明显呈负相关关系，渗透率越大伤害越小；与孔隙度的相关性较差，但总的趋势是孔隙度越大伤害越小；伊利石、泥质含量越高的储集层水锁伤害越大；与原始含水饱和度呈负相关关系，与束缚水饱和度呈正相关关系。对17块样品进行的室内返排实验表明，返排水量与储集层物性、排驱压力和排驱时间有一定的关系，改善储集层渗流能力可以减轻水锁伤害。对低渗透气藏实施压裂改造，不仅能增产，还有助于减轻水锁和其他敏感性对储集层的伤害。图2表1参5

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水力压裂选井选层的快速评价方法

孙平;许泽君;蒋廷学;丁云宏

, 2003, 30(6): 741-0.

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利用保角变换和Laplace变换，推导无限导流能力垂直裂缝井在不同时间的不稳态产量与累积产量公式，用以预测在水力压裂理想极限情况下的产能，若产能低于经济下限产量，应该放弃压裂。采用该方法，将油层有效渗透率、有效厚度、生产压差及地下原油黏度等作为综合性的储集层物性下限评价指标，可以从油藏及储集层的角度选择压裂井和储集层。该方法在二连盆地乌里雅斯太凹陷的应用结果表明，根据储集层物性下限评价指标，可以快速进行压裂选井、选层。图2表3参3

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中生代焉耆盆地双侧斜向挤压-基底收缩成因

朱战军;周建勋

, 2003, 30(6): 742-0.

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砂箱实验模拟是研究盆地形成机制的重要手段。根据焉耆盆地平面与剖面构造特征设计了砂箱实验模型。基于对实验结果分析，认为中生代焉耆盆地是SW-NE方向的双侧斜向挤压作用下基底收缩形成的盆地。盆地内部不同方向的断层形成于同一挤压变形过程。焉耆盆地边界方向、水平挤压方向和基底收缩作用控制盆地内部构造带的方向。焉耆盆地的形成并非一定是边界走滑活动或拉分作用叠加的结果。该实验模型为解释焉耆盆地的构造成因机制提供了证据。图5参14

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岩性油藏聚油排水机理探讨

卓勤功;邱以钢;郝雪峰;常涧峰

, 2003, 30(6): 743-0.

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被烃源岩包裹的砂岩透镜体注入油气后，原有地层水与新注入流体构成的混合流体排出有两种模式：①压力封存箱泄压排水模式，当压力封存箱泄压后，砂体的流体压力高于围岩，混合流体向压力相对低的围岩排出。②断层泄压排水模式，切割砂岩透镜体的断层活动开启时，混合流体沿断层排出。由于断陷盆地构造活动的多期性，压力封存箱和断层均多次开启、封闭，在油气多次充注和混合流体多次排出的过程中，岩性圈闭的油气充满度不断增加。表1参19

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裂缝性油气藏采收率：100个裂缝性油气田实例的经验总结

Jack Allan;S Qing Sun

, 2003, 30(6): 744-0.

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通过对世界上100个裂缝性油气藏的综合评价，研究储集层及流体本身的性质（包括孔隙度、渗透率、黏度、可动油比例、含水饱和度、润湿性及裂缝分布特征等）和驱动机制及油藏管理战略（优化日产量和采用不同类型的提高采收率技术）对其最终采收率的影响。将裂缝性油气藏分为4类：Ⅰ类的基质几乎没有孔隙度和渗透率，裂缝是储存空间和流体流动的通道；Ⅱ类的基质有较低的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅲ类（微孔隙）的基质具有高孔隙度和低渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅳ类（大孔隙）的基质具有高的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间和流动通道，裂缝仅增加渗透率。对26个Ⅱ类油气藏和20个Ⅲ类油气藏的开采历史的研究表明：Ⅱ类油气藏的采收率受水驱强度和最优日产量控制，日产量过高会很容易破坏Ⅱ类油气藏，一些Ⅱ类油气藏如果管理得当，采收率可以很高，不需要二次或三次采油；Ⅲ类油气藏的采收率主要受岩石和流体本身性质的影响，特别是基质渗透率、流体重度、润湿性以及裂缝强度等，不进行二次或三次采油不可能完全开采，往往需要采用一些提高采收率的专门技术。以往将Ⅱ类和Ⅲ类裂缝性油气藏归为一类，认识它们的区别将有助于选择更好的开发策略。

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2003年, 第30卷, 第6期　刊出日期：

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