石油勘探与开发

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叠合盆地概念辨析

何登发;贾承造;童晓光;王桂宏

, 2004, 31(1): 745-0.

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中国大陆地处西伯利亚与冈瓦纳大陆之间的转换构造域，在地质历史上依次受古亚洲洋、特提斯—古太平洋与印度洋—太平洋三大动力体系的控制，其主体由包容在几个巨型造山带之间的华北、扬子、华南、塔里木等小陆块及众多的微陆块拼合而成。发育在这些陆块之上及其边缘的沉积盆地多为叠合盆地，即由同一阶段的原型盆地发生复合、不同阶段的原型盆地相叠加的盆地类型，经历了多个阶段运动体制（包括构造体制与热体制）的变革。新元古代Rodinia古陆解体至三叠纪Pangaea泛大陆形成过程以及侏罗纪以来Pangaea大陆裂解与聚敛过程构成全球的两个构造巨旋回，在中国境内形成了以三叠纪为界的不同叠合盆地类型。在每一巨旋回内部还发育次一级的开-合旋回，多个伸展体制与挤压体制或走滑体制的相互转换期成为盆地的多个关键构造变革时期，从而导致原型盆地多次叠合。多旋回叠合盆地是我国沉积盆地的主要特色，具有独特的油气聚集与分布规律。图1参54

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中国天然气地质理论进展

宋岩;陈孟晋;秦胜飞;仇明祥

, 2004, 31(1): 746-0.

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近10年中国天然气地质研究和勘探取得了重大进展，已建立的天然气地质理论主要为：①天然气成因，包括煤成气、生物-热催化过渡带气、无机成因气等；②天然气成藏，包括天然气运聚动平衡理论、晚期成藏理论及深盆气、煤层气成藏理论；③天然气富集，包括生气中心控气论、区域盖层控气论、古隆起控气论及前陆盆地富气论。参37

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“跳出框框”是老油区找油的关键

张善文

, 2004, 31(1): 747-0.

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济阳坳陷42年的勘探历程表明，勘探某个阶段在认识、理论和技术上的创新及规律性的认识都具有阶段性和片面性，有的认识只是对大量勘探实践的浅层总结，可能会成为束缚创新和进步的“框框”。经验和规律性的认识应该成为勘探不断取得进步的阶梯，而不应该成为束缚不断探索新领域的桎梏。老油区勘探更加需要敢于向“框框”提出质疑的精神，大胆探索，严谨务实，不断深化对油气成因和机理等内在成藏规律的认识。图４参12

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营口—佟二堡断裂带成因机制的构造物理模拟实验研究

单家增;张占文;孙红军;肖乾华;许坤;金健;汪道京

, 2004, 31(1): 748-0.

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营口—佟二堡断裂带是控制辽河坳陷东部凹陷形成和演化的主体构造体系，是郯庐断裂带的北延部分。根据地质资料分析和构造物理模拟实验研究，营口—佟二堡断裂带在新生代经历了早期的拉张应力和后期右行剪应力的复合作用。拉张构造运动发生在古新世房身泡组沉积期至始新世沙河街组一段沉积期（距今约37.0～63.0Ma），在大陆裂谷演化阶段因地幔上涌而派生；右行走滑构造运动发生在渐新世东营组沉积期（距今约24.5～36.9Ma），后期右行剪应力作用使早期断裂再活动并形成新的断裂。基于构造物理模拟实验结果和对地质资料的分析，渐新世右行走滑构造运动导致的辽河坳陷水平位移约为4～8 km。图5参12

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松辽南部大情字井地区断裂构造特征及其控油作用

李建忠;杨涛;王立武;江涛

, 2004, 31(1): 749-0.

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根据松辽盆地南部大情字井地区的三维地震和钻探资料，分析断裂构造特征及其控油作用。该地区发育北东和北西向两组断裂系统，其中北东向的中央断裂带是具有左行走滑性质的基底主断裂，控制北北西和北西向次级断层发育。中央断裂带以西发育3条北西向浅层断裂带，呈垒堑相间的构造格局；中央断裂带以东浅层断层不发育，为西南倾的平缓斜坡带。断裂是油气运移的重要通道，控制着局部构造圈闭的形成并为岩性圈闭提供侧向遮挡条件。中央断裂带通过控制其两侧断层发育程度和变形样式控制油气分布总体特征：其以西地区以构造及构造-岩性油藏为主，油气分布于3个断垒带；以东地区以岩性油藏为主，大面积含油。图5参11

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东营凹陷北带转换带构造与储集体分布

孙向阳;任建业

, 2004, 31(1): 750-0.

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东营凹陷北部陡坡带的滨南—利津断裂系统和胜坨—永北断裂系统在坨深1井附近交会，二者间发育由一系列小断层组成的构造转换带。转换带小断层的走向与主断裂系统有一定夹角，受转换带控制的沉积、沉降中心相对远离小断层的断层面，成为湖盆边缘的相对缓坡，是断陷期水系入湖的主要通道。粗碎屑扇三角洲砂体的发育被限制在转换带小断层的上盘和挠曲坡折带范围，单层厚度大，分布范围广，扇体可延伸到断陷湖盆深处的深湖相烃源岩中，有利于形成岩性油气藏和复式油气藏。图5参16

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焉耆盆地博湖坳陷古地温与油气形成关系

姚亚明;张育民;付代国;杨斌谊;陈天科;王普贵

, 2004, 31(1): 751-0.

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采用磷灰石裂变径迹、包裹体测温、自生伊利石同位素年代测定等方法恢复焉耆盆地博湖坳陷古地温。磷灰石裂变径迹显示，北部凹陷为增温型，最大古地温与现今地温一致；南部凹陷和种马场断裂构造带属于冷却型，古地温高于今地温。包裹体均一温度研究显示，北部凹陷包裹体均一温度明显分为两组（101～110℃和121～130℃），南部凹陷只有一组（101～110℃）。自生伊利石同位素测年表明，油气生成及成藏有晚白垩世（燕山期）和始新世以来（喜马拉雅期）两期。根据古地温恢复结果，北部凹陷有晚侏罗世—早白垩世早期和第三纪以来两期生油过程，燕山期古构造和喜马拉雅期新构造均是有利构造；南部凹陷主要生油期仅为晚侏罗世—早白垩世早期，燕山期及其前形成的古构造是有利构造。图5表3参17

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准噶尔盆地油气幕式成藏规律探讨

谭明友;张云银;宋传春;刘国宏

, 2004, 31(1): 752-0.

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准噶尔盆地油气田的形成经历了多幕成藏、多期改造及后期调整的过程。根据主要构造幕、主要生油期、主要输导体系以及主要油气田成藏期，初步划分出5幕主要油气成藏期，即印支Ⅱ幕（T末）、燕山Ⅱ幕（J末）、燕山Ⅳ幕（K末）、喜马拉雅Ⅱ幕（E末）、喜马拉雅Ⅲ幕（N末）。在此基础上分析，认为东道海子北凹陷北斜坡、玛湖凹陷东南部、陆梁油田北部以及昌吉凹陷东北斜坡等将是寻找大中型油气田的有利地区，主要目的层是侏罗系－白垩系，以隐蔽油气藏为主。图1表1参16

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莺-琼盆地高温超压对有机质热演化的影响

易平;黄保家;黄义文;王飞宇

, 2004, 31(1): 753-0.

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剖析影响莺-琼盆地10口高温高压井的实测镜质体反射率数据的因素，结合热模拟实验结果，探讨高温、超压对第三系腐植型有机质热演化与生烃的影响。认为：高地热场为腐植型有机质向天然气转化提供了有利的条件，特别是莺歌海盆地泥底辟带存在短暂的深源热流体上侵，可能使浅层沉积中的有机质转化成低成熟原油；超高压对有机质热演化的抑制作用是次要的，即便有少许抑制作用，也往往被高温效应掩盖。图4表1参17

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酒西坳陷油源对比研究新进展

熊英;程克明;杨智明;高波;胡咏

, 2004, 31(1): 754-0.

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酒泉盆地酒西坳陷原油地球化学性质很相似，而烃源岩的性质较复杂。选择干酪根碳同位素、Pr/Ph和生物标志化合物比值等参数计算下白垩统3套烃源岩之间的相关系数，通过聚类分析，将下白垩统烃源岩分为6类，下沟组下段和赤金堡组上段烃源岩的相关性很好，而中沟组、下沟组上段和赤金堡组下段的烃源岩差异较大。根据6类烃源岩的热成熟度、碳同位素类型和生物标志化合物参数进行油源对比，确定酒西坳陷主要烃源岩是下沟组下段和赤金堡组上段有机质类型相对较好的湖相泥岩和泥灰岩。图4表2参10

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青西油田稠油及沥青成因探讨

范铭涛;杨智明;田宝忠;岳智忠;李涛

, 2004, 31(1): 755-0.

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酒泉盆地青西油田的原油主要是正常密度的原油，但部分探井揭示有稠油及沥青分布。探讨稠油与沥青的形成机制有助于解决本区长期争论的烃源岩成烃演化史、生烃期次等问题。根据对稠油与沥青的物性及地化参数分析结果，对比与母源性质、沉积环境、成熟度、微生物作用有关的17项指标，认为二者与正常原油同源，均处于成熟状态，稠油主要成因为油藏内部原油的混合作用以及储集层分异作用，沥青主要成因是油田伴生气的气体脱沥青作用。图1表3参9

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三塘湖盆地上二叠统烃源岩中的25-降藿烷系列与微生物改造作用

杜宏宇;王铁冠;胡剑梨;徐桂芳

, 2004, 31(1): 756-0.

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三塘湖盆地马朗凹陷上二叠统烃源岩的25-降藿烷分布明显，细菌微生物生源标志化合物丰富，原生成因的矿物沥青基质具有优势分布。综合分析这些特殊表现，认为可能在该套烃源岩沉积和早期成岩阶段，藿烷系列化合物的生物先质（藿烷醇、藿酸等）被介入烃源岩的微生物强烈降解改造，其后演化而形成25-降藿烷化合物。图4表1参5

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十万大山盆地晚二叠世、早三叠世烃源岩中铁元素丰度与有机碳丰度相关关系

何中发;边立曾;陈建平;张水昌;魏宝东;卢桂军;张宝民

, 2004, 31(1): 757-0.

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海相烃源岩中铁的来源受气候、时代、海水中生物量、海水性质、海洋基底等多因素影响。在稳定的浅海陆棚环境发育的泥岩中，铁元素丰度主要受控于沉积物颗粒大小和有机质丰度，铁元素丰度与有机碳丰度呈正相关关系。十万大山盆地的三化、大寺、旧城、油隘4个研究区域晚二叠世—早三叠世的陆棚泥岩沉积环境相对稳定，烃源岩中的铁元素丰度与有机碳丰度存在正相关性。深入研究铁元素丰度与有机碳丰度的相关性，可为地层对比以及判识沉积环境提供一定信息。图2参24

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辽河坳陷西部凹陷曙北地区古近系层序地层格架

任德生;刘立;陈江;周兴武;王晶

, 2004, 31(1): 758-0.

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曙北地区位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡北段。根据对地震、测井资料的综合研究，应用时频分析技术，在该地区古近纪同裂谷沉降超层序中识别出4个由扇三角洲—湖泊体系组成的层序，包括11个体系域。该地区Ⅰ型和Ⅱ型层序的水进体系域和高位体系域之间常发育大段暗色泥岩和油页岩，可视为凝缩层，是主要的油源层和盖层；各体系域的边缘相均可发育良好的储集层。高升油层为层序Ⅰ水进体系域沉积，杜家台油层为层序Ⅰ高位体系域沉积，莲花油层为层序Ⅱ水进体系域沉积。高升油层是曙北地区最好的油层，说明最大规模水进期发育的砂岩是最有利的储集层。图4参13

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黄骅坳陷奥陶系古岩溶发育演化模式

夏日元;唐健生

, 2004, 31(1): 759-0.

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黄骅坳陷奥陶系古岩溶经历了3个演化阶段，具有7种发育模式。第一阶段为加里东晚期—海西早期，发育向斜翼部侵蚀洼地排泄型和向斜轴部山间洼地排泄型古岩溶；第二阶段为印支期—燕山早期，发育溶丘洼地裸露型和断陷盆地浅埋藏型古岩溶；第三阶段为燕山晚期—喜马拉雅期，发育倾斜垒式断块压释水岩溶、深埋褶断凸起压释水岩溶和深大断裂带高位掀斜断块热水岩溶。3期古岩溶均强烈发育的叠合区为最有利储集层的发育区,环板桥凹陷潜山构造带为下步重点勘探的最有利目标区之一。图4参11

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酒西坳陷青西油田下白垩统储集层裂缝研究

闫伟鹏;朱筱敏;古莉;张群伟;张振生;王小善

, 2004, 31(1): 760-0.

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酒西坳陷青西油田下白垩统储集层为裂缝性致密储集层，裂缝以构造斜交缝、层间缝为主，存在北东-南西向和北西-南东向两组方位，以北东-南西向为主。宏观裂缝宽度为0.5～2.0mm，发育程度普遍较高，主要分布在下白垩统下沟组中下部，微裂缝对连通宏观裂缝及溶蚀孔洞起良好的作用，使致密储集层中形成缝-洞网络。有效裂缝主要形成于喜马拉雅期，裂缝最发育地区是青西油田的南部和东部。由于裂缝的形成、发育时期与下白垩统烃源岩的主排烃时期相匹配，裂缝成为油气良好的储集空间和有效的运移通道。图3参12

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苏里格气田二叠系相对低密度砂岩特征及成因

张文才;顾岱鸿;赵颖;刘鹏程;李会军

, 2004, 31(1): 761-0.

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鄂尔多斯盆地苏里格地区二叠系山西组山1段和下石盒子组盒8段下部局部发育的相对低密度（小于2.45g/cm3）砂岩一般厚2～3m，物性条件较好，孔隙度大于8%，渗透率大于0.3×10－3μm2，含气饱和度多大于45%，产气量多大于10万m3，是主要产气层。相对低密度砂岩为石英砂岩，中—粗粒为主的石英含量通常大于90%，颗粒之间以点—线接触为主，填隙物少，欠压实明显，中晚期成岩作用弱，孔隙中普遍存在沥青质。石英颗粒抗压实能力强，酸性流体易于流动因而溶解作用强，油气注入阻碍晚期胶结作用，是该类砂岩密度低的主要原因。图3表2参4

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陆相有机质中单体烃的氢同位素组成特征

熊永强;耿安松;潘长春;刘德勇;李超;彭平安

, 2004, 31(1): 762-0.

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采用GC-TC-IRMS技术，测定辽河坳陷西部凹陷和吐哈盆地台北凹陷的陆相烃源岩抽提物中正构烷烃单体的氢同位素组成。结果表明，陆相来源的正构烷烃单体氢同位素组成大致为－250‰～－140‰，明显比海相来源的贫D（2H）；不同陆相沉积环境来源的正构烷烃中，咸水湖相的相对富D（－200‰～－140‰），沼泽相的相对贫D（－250‰～－200‰），淡水滨浅湖—湖相的介于其间。从沼泽相→滨浅湖相→咸水湖相，正构烷烃的氢同位素组成明显存在逐渐富D的趋势，表明控制正构烷烃氢同位素组成的主要因素可能是沉积环境，沉积后期水体与有机质之间氢的交换作用可能也是重要影响因素。利用正构烷烃的氢同位素组成对其母源进行古环境的恢复时，需要结合其它方面的证据。图2表1参26

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准南地区断层垂向封闭性评价

袁政文;王震亮;何明喜;宋建华;古哲

, 2004, 31(1): 763-0.

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准噶尔盆地南缘西部地区处于天山山前冲断带，背斜大多被断层切割，存在异常高压，油气藏的形成和破坏与断层的垂向封闭性关系密切。利用断层封闭系数评价安集海构造、独南构造和吐谷鲁构造内断层的垂向封闭性，认为受流体压力分布等因素的制约，同一地区不同断层的垂向封闭性明显不同，而同一条断层在不同深度段的封闭性也可能截然不同。图3表1参16

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三角洲前缘砂体骨架的随机模拟

李少华;张昌民;王振奇;何贞铭

, 2004, 31(1): 764-0.

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鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6段、长7段发育于大型正常河流三角洲前缘和湖相沉积环境。在陕西省延长县延河北岸的谭家河剖面，精细观察长6段、长7段出露较好的11条测线（间距为40m），建立原型模型和相应的地质知识库。分别将测线抽稀，间距为80m、120m、160m，用抽稀后的测线作为约束条件，采用顺序指示随机模拟方法，进行三角洲前缘砂体骨架随机模拟，每次抽稀模拟产生50个实现。将模拟实现的概率分布与实际岩性分布对比，结果表明，抽稀后建立的骨架模型是合理的。利用露头的原型模型建立地质知识库，在对井距较大的油藏建模时，利用原型模型给出不易求准的模拟参数，是建立储集层预测模型的有效手段。图3表2参12

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板桥油田中区板桥油层组综合研究

梁宝芹;左松华;李卉朋;冷继川

, 2004, 31(1): 765-0.

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大港油区板桥油田中区目前后备资源严重不足。为寻找优质储量接替区块，2002年以来对全区板桥油层组进行系统综合评价，利用地震、地质及测井等资料，应用层位标定、构造精细解释技术，注重对小断层、微构造高点的解释，为建立准确的构造模型及寻找潜力目标奠定了基础；划分沉积微相，研究砂体类型，认为水道砂体、水道侧翼砂体是该区的主要含油砂体。根据综合地质评价结论，先后在3个断块部署新井7口，均获得高产油气流，新增探明含油面积1.9km2，新增探明石油地质储量120万t，为板桥油田稳产增产提供了重要的后备资源。图5参14

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港东油田一区河流相储集层滚动勘探方法

朱文春;宋鹍;高印军;李树庆;张英山;刘鹏程

, 2004, 31(1): 766-0.

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根据大港探区港东油田的实际情况，以储集层的沉积相研究为基础，结合对地震、地质、钻井等资料的研究，分4个层次进行港东一区河流相储集层的滚动勘探：①根据区域精细地层对比和沉积相研究，查明储集层分布；②充分利用地震信息，预测砂岩发育区，指出滚动勘探目标；③应用神经网络储集层预测方法，利用地震信息在砂岩发育区内确定油气富集带，部署滚动勘探井；④根据地震和测井资料，确定油气富集带内单砂体的边界，定量计算单井单砂体厚度。根据预测结果部署的7口滚动勘探井都取得了良好效果。图3参9

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蒙古林砾岩油藏储集层非均质性研究

肖伟;刘震;曲志浩;李继红;杨亚娟

, 2004, 31(1): 767-0.

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二连盆地蒙古林油藏的储集层为块状砂砾岩，发育于辫状河三角洲推进式的沉积环境，总体为正复合韵律，非均质性严重。统计该油藏3个小层的沉积特征和储集层参数，砂砾岩体的分布和渗透性受沉积微相和泥质含量控制，辫状河道微相最好的有效储集层居多，水下河道微相以较好的储集层为主，水下河道侧翼微相以较差的储集层为主，水下漫堤微相为非储集层。致密砂砾岩夹层和泥岩隔夹层的发育程度和稳定程度从西北向东南逐渐增强，辫状河道微相和水下河道微相夹层少，稳定程度和连通程度低；水下漫堤微相夹层厚度较大，稳定程度较高；河道间微相和水下河道侧翼微相夹层发育程度和稳定程度居中。表3参7

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海拉尔盆地轻质油层的热解识别及定量评价技术

郎东升;姜道华;陈玉斌

, 2004, 31(1): 768-0.

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总结海拉尔盆地1996年以来的探井随钻热解分析资料，结合试油数据，将储集层热解参数与原油物性及油层产能参数结合，提出动态产能指数和静态产能指数的概念及计算方法，建立了轻质油层原油性质和储集层产液性质的热解定量判别方法。应用该方法能够及时发现并准确定量评价轻质油层，为确定试油方案提供可靠的依据。应用该方法评价近3年海拉尔盆地贝尔凹陷所有探井的产液性质，符合率由60％左右提高到95％以上，产能预测也取得较好效果。图4表1参9

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应用色谱指纹技术研究孤东油田六区块油层连通性

文志刚;朱丹;李玉泉;张国荣

, 2004, 31(1): 769-0.

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色谱指纹技术可用于油藏的油层连通性研究。对胜利油区孤东油田六区块8口井分别取自3个主力生产小层的油样进行全烃色谱分析，通过对比单层油样的色谱指纹特征，判断井间小层的流体连通性。油藏地质研究结果验证了根据油样色谱指纹特征得出的结论是正确的。图3参7

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热采水平井变质量流与油藏渗流的耦合数值模拟

吴淑红;于立君;刘翔鹗;郭尚平

, 2004, 31(1): 770-0.

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为真实反映水平井及近井地带的流体流动情况，需要将水平井井筒内的流动与在油藏中的渗流耦合进行油藏数值模拟。假设“微元段”，引用“交错网格”和“等效渗透率”概念，建立了热采水平井井筒变质量流的等效渗流模型；在此基础上提出耦合井筒变质量流与油藏渗流的水平井产量公式，建立了井筒变质量流与油藏渗流耦合的数学模型。利用该模型进行热采水平井开采机理研究，认为：水平井井筒内的压降影响水平井生产动态，忽略压降将使计算的产油量和油汽比偏高；水平井所产油主要来自水平井筒的始端，在一定的油藏条件、水平井参数等情况下，每口水平井都有最优水平段长度。图2表1参5

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非均质性对水平井产能的影响

郭肖;杜志敏

, 2004, 31(1): 771-0.

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基于Joshi等的假设，将水平井的三维流动问题变换为2个相互联系的二维流动问题，通过保角变换求解。将非均质储集层的水平渗透率和垂直渗透率按几何平均、算术平均和调和平均方法分别处理，根据电模拟原理，建立了9种非均质储集层水平井产能计算模型，评价非均质性对水平井产能的影响。评价结果，非均质性越强、储集层厚度越大产能越低，但厚度超过一定界限时产能降低不再明显；用算术平均方法处理渗透率建立的模型会低估非均质性对产能的影响；用几何平均和调和平均方法处理渗透率建立的模型评价，薄油层非均质性越强，产能越高。图1参9

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各向异性油藏水平井网稳定渗流与产能分析

刘月田;张吉昌

, 2004, 31(1): 772-0.

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通过坐标变换，将各向异性油藏变为等价各向同性油藏，井网单元及井筒形状都同时改变；再通过保角变换，将从等价各向同性油藏中任选的一个矩形井网单元变成一个椭圆形区域，注水井筒变成椭圆形定压边界，将水平井映射到椭圆形区域的中央位置。利用椭圆形区域流动问题的已知解，得到各向异性油藏整体水平井网的渗流解，给出了压力分布公式和流线分布图。在水平井筒和注水井排平行于各向异性渗透率最大主方向的情况下，五点面积井网渗流和产能的特点为：①渗透率各向异性程度增强，井网的单井产能减小，扫油体积系数增大；②渗透率各向异性程度较强时，井网单元内的流线呈现平行渗流特点；③渗透率各向异性程度越强，主流线突破点离水平井端点距离越远。图2表1参13

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修正等时试井资料分析新方法

唐俊伟;陈彩红

, 2004, 31(1): 773-0.

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对于单井控制储量比较低的低渗透致密储集层气井，传统修正等时试井分析方法的不足是：二项式系数偏小甚至为负，稳定点的确定没有完全按定义进行。根据气井早期不稳定渗流理论和渗流叠加原理，对修正等时试井的全过程进行理论分析，推导出确定不稳定及稳定二项式产能方程的校正公式。通过模拟井的检验和对苏里格气田苏6井实际资料的分析，证实对于传统方法不能处理的资料，校正方法具有很好的处理能力，并且计算结果精度更高。图4表2参7

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砂泥薄互层稠油边际油藏经济开发方式

张人玲;唐湘明

, 2004, 31(1): 774-0.

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边际油藏的开发可行性必须将开发方式与经济效益紧密结合来评价。江苏油田的韦5断块属中低渗、砂泥薄互层的普通稠油油藏，可归于边际油田。对该油藏的室内微观驱油机理研究、油藏数值模拟研究表明，注入水温度对其驱油效率和开发效果影响不大，冷、热水驱替及CO2吞吐的启动压力均较高而驱油效率不高，较经济的开发方式为降压开采一段时间后转入注水或蒸汽吞吐或蒸汽吞吐转水驱。结合矿场开发先导性试验结果，韦5断块稠油油藏应采用注改性水方式开发，以降低注水压力，提高注水效果；对条件合适的生产井进行短缝压裂，提高单井产能；选择部分条件具备的井蒸汽吞吐，以提高采油速率，从而提高开发效果和总体经济效益。图1表3参7

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砾石充填防砂井产能预测方法

李爱芬;姚军;寇永强

, 2004, 31(1): 775-0.

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流体从砾石充填防砂井供给边缘到井筒的流动分为4部分：从供给边缘至井筒的平面径向流，射孔孔眼附近的球面向心流，通过射孔孔眼的单向流，由射孔孔眼到筛管的发散流。建立了计算各部分单相渗流的流动阻力数学模型，并考虑紊流对井筒附近流动阻力影响。对模型求解，研究影响产能的敏感性参数。对胜利油田某砾石充填防砂井产能计算的结果表明：按单向流、径向流及发散流计算井筒内流动阻力的结果差别较大，仅用单相流或径向流模型计算井筒内压降有一定误差；防砂井压降主要出现在射孔孔眼内及其附近，孔眼内填满地层砂时孔眼内的压降是总压降的48%，而填满砾石时是总压降的29%，将每个孔眼填满砾石是提高防砂井产能的根本保证。图1表2参10

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文南油田黑油砂

洪宇;尚波

, 2004, 31(1): 776-0.

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东濮凹陷文南油田沙二下亚段存在黑色含油砂岩，所含黑色物质主要是重油和胶质、沥青等，成为阻碍主力油层内部流体流动的隔层，影响开发效果，造成优质储量损失。分析黑油砂分布规律及其岩性、物性、电性和有机质的组分等，认为其形成主要是由于储集层内部条件的变化，造成原油中的轻烃散失，重质组分沉淀、聚集。黑油砂具有远景开采价值。图2参8

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采油工艺措施效果经济评价方法

叶正荣;吴奇;王连刚;赵春;弓麟;赵志宏;蒋海军

, 2004, 31(1): 777-0.

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评价油井增产措施的经济效益的前提是正确区分和计算费用和效益，原则是以增量分析为主，兼顾总量指标，增量操作成本包含与增产措施直接相关的操作费用和增量井下作业费用。措施有效期在1a内的措施宜采用静态法，按费用处理，措施投入计入井下作业费，评价指标包括增量利润、增量净利润和利润全投入比；跨年有效的措施宜采用动态法，按投资处理，评价指标包括增量投资利润率、增量财务净现值、增量财务净现值率。用该方法评价某油田压裂、堵水、换大泵等增产措施的经济效益，评价结果与实际生产一致。表2参5

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微凝胶驱技术在下二门油田的应用

樊中海;孔柏岭;佘月明;唐金龙

, 2004, 31(1): 778-0.

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微凝胶驱可以解决聚合物用量高、耐温抗盐性能差的问题。用下二门油田污水配制的Cr3+／HPAM微凝胶体系（0.4g/L HPAM、0.06g/L Cr3＋）50℃老化180d，黏度保持在130 mPa·s左右,可作为驱剂使用。单井注入试验和多井组矿场先导试验表明，该体系可注性良好，在地层中具有良好的成胶性能。微凝胶驱注入压力上升幅度、视吸水指数下降幅度以及改善吸水剖面的能力都比聚合物驱大，使后续流体转向聚合物驱波及不到的中低渗透率层，进一步扩大波及体积；在与聚合物驱（1g/L HPAM）同等驱油效果的情况下，微凝胶驱的化学剂（聚合物、交联剂）费用成本下降了21%，经济效益十分明显。图4表3参6

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地层条件下岩石电性特征实验研究

王建;吕成远;胡永华;孙志刚

, 2004, 31(1): 779-0.

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在高温（80℃）、高压（15MPa）条件和常温常压条件下，分别测定岩石的地层因素和饱和度指数，进行对比实验。实验结果表明：地层因素对温度不敏感而对净上覆压力较敏感，高压条件下地层因素高于常压条件；饱和度指数对温度敏感性较弱，对有效应力敏感，含水饱和度高时电阻增大率接近，含水饱和度低时高压条件下的电阻增大率低于常压条件。与地面条件相比，地层条件下测得的岩性系数a增大，胶结指数m、饱和度指数n和岩性系数b减小。用地层条件下测得的特征参数计算的含水饱和度比地面条件下小。应该在模拟油藏实际有效应力条件下测定岩石电性参数。图4表1参5

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苏里格气田凝析油反凝析污染对地层伤害程度研究

王华;唐海;张文正

, 2004, 31(1): 780-0.

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鄂尔多斯盆地苏里格气田部分井试采产少量凝析油。利用该气田的脱气油样、气样和水样，在气油和气水共渗情况下测定3口井9块（次）岩心的相对渗透率，测试结果表明：在含水饱和度从0增至最小原生水饱和度时渗透率下降较慢；从最小原生水饱和度增至最大原生水饱和度时渗透率下降较快，对地层渗透率的伤害比较严重。但增加的液相中相当一部分是凝析油析出与吸附作用所致，实际渗透率伤害程度比实验分析结果要低，另据5口井样品的相态实验结果，实际生产中地层压力下降后，最大凝析液体积远小于烃类流体总体积，因此在苏里格气田开发中后期，凝析油反凝析污染或凝析油吸附对地层渗透率的伤害不严重。图1表3参5

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根缘气（深盆气）成藏异常压力属性实验分析

张金川;刘丽芳;张杰;薛会

, 2004, 31(1): 781-0.

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主实验采用内径7cm、高75cm的耐压玻璃筒，分15段填入粒径为0.05～4mm的白色等径石英砂，构成向上逐渐变粗的递变“砂柱”，注入染成红色的水，石英砂柱分别与测压管相连。从玻璃筒底部向上注气，模拟注入的气体“活塞式”向上排驱孔隙水的过程，观察此过程中各砂粒段流体压力的变化过程。实验结果，注气速率较高时，粒径为0.3mm以下的砂粒段均可出现气水倒置并形成高异常流体压力，注气速率较低时只有粒径为0.15～0.2mm的砂粒段出现这些现象；不管注气速率高低，粒径大于0.3mm的砂粒段不出现气水倒置现象，保持常压。根据实验结果，认为典型根缘气（深盆气）成藏是高异常压力形成及其等压面推进的过程，因此原生地层压力应为高异常压力。盆地内部区域性高异常地层压力出现的顶界面可作为原生性根缘气藏的主要标志，可据该界面深度大致估计根缘气成藏时的注气压力。图3参11

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塔里木盆地塔河油田奥陶系油气藏储集层特征

张抗;王大锐;Bryan G Huff

, 2004, 31(1): 782-0.

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塔里木盆地塔河油田已经发现的储量中，88%储藏在奥陶系碳酸盐岩储集层中，其储集空间是相互不连接的与连接的网状溶岩内的孔隙。奥陶系储集层内不同位置的油、气、水特征明显，油田内没有统一的油/水界面，更增加了油气藏的复杂性。经过酸化压裂处理后，获得高产及商业油流的井可达总井数的75.9%。酸化压裂是塔河油田改善储集层内连通性、改造非生产井、提高产量的重要手段，也是其它具有类似储集层油田开发的基本方法。

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2004年, 第31卷, 第1期　刊出日期：

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