石油勘探与开发

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油气盆地分类探讨

郑俊章

, 2004, 31(4): 864-0.

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到目前为止，商业性油气藏均发现于沉积盆地中。不同类型的沉积盆地具有不同的含油气性，因此，盆地分类对资源评价具有一定的指导意义，也是基础地质理论研究的重要组成部分。盆地分类纷繁复杂，但每种分类的适应面较窄。按大地构造体制把盆地分为三大类，即克拉通内部、克拉通边缘和克拉通内部和边缘活动带盆地，然后再按成因机制和动力学特点进行次级分类。图1表1参16

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油气成藏作用与系统论

周兴熙

, 2004, 31(4): 865-0.

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油气成藏作用是在含油气盆地的油气系统及其子系统（生烃系统、运移系统和聚集系统）中发生的，在烃类从烃灶排出直至充注到圈闭中富集成油气藏的全过程中，不仅有空间位置的运动，烃体系还会发生一系列物理、化学的变化。系统论是成藏作用研究的重要理论基础之一。成藏机制是成藏作用研究的中心课题，研究内容包括：说明导致烃流体运动状态变化的起因、驱动力和规律的“动力学”研究；分析烃类空间位置随时间变化的关系及成藏过程中输导网络体系（实质上是阻滞体系）的规模和样式、运移和聚集的条件、成藏期次等的“运动学”研究；判断油气聚集和保存问题，即在外界作用下保持烃流体相对稳定（平衡）状态条件的“静力学”研究。封存箱是形成大型油气藏的非常重要而普遍的流体运聚结构。以塔里木盆地库车油气系统为例，分析了该系统的流体孔隙压力纵向结构及平面分布、变化，探讨了南、北两个地带的成藏作用，组构了3种成藏模式：①正常压力封存箱内早期聚集、晚期再充注的渗流成藏机制的牙哈模式；②异常高压封存箱内晚期对流成藏机制的克拉苏模式；③封存箱外涌流成藏机制的大宛齐模式。图5参49

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托克逊凹陷伊拉湖构造成藏特点及其勘探意义

何志平;康永尚;杨珍祥;焦立新;杨松岭;鲜本忠

, 2004, 31(4): 866-0.

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吐哈盆地托克逊凹陷伊拉湖构造1988年发现三叠系油气藏，此后该凹陷勘探未获新突破。从油源、储集层、盖层及油气运移条件看，伊拉湖构造至乌苏构造的区域属于同一成藏组合带，在中燕山期受乌苏断裂控制，晚燕山期以来受伊拉湖断裂控制。根据对伊拉湖构造成藏条件的解剖，该成藏组合带以二叠系为主要油源，以三叠系克拉玛依组和上三叠统下段为储集层，以上三叠统上段及以上地层为盖层和上覆岩层，具有较好的成藏条件。但包含伊拉湖构造的伊拉湖构造带南端晚侏罗世以后构造运动剧烈，油气藏保存条件较差，而伊拉湖断裂下盘沿乌苏断裂至乌苏构造的区域构造继承性发展，断裂发育较少，保存条件较好，是托克逊凹陷进一步勘探的有利方向。图6表1参7

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大民屯凹陷安福屯潜山带古构造应力场与裂缝发育特征的光弹物理模拟实验研究

单家增;张占文;陈绍生;许坤

, 2004, 31(4): 867-0.

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裂缝的形成和演化受古构造应力场控制。根据对辽河坳陷大民屯凹陷安福屯潜山带前新生界基岩顶面构造演化的分析，认为其裂缝的形成和演化受到燕山期挤压应力场、喜马拉雅期房身泡组至沙河街组沉积期的两期拉张应力场和喜马拉雅期东营组沉积期右行剪切应力场的影响和控制。采用光弹物理模拟实验法，得到了安福屯潜山带前新生界基岩顶面这3期古构造应力场的最大主应力方向图、最大主应力和最小主应力轨迹图和应力级值分布图。依据实验结果，认为燕山期挤压应力场诱发了北东东和南西西向裂缝的形成和演化，喜马拉雅期拉张应力场导致了北北东和北北西向裂缝的出现，喜马拉雅期右行剪切应力场控制了近东西向裂缝的展布，预测了安福屯潜山带前新生界基岩顶面高密度裂缝区的分布。图9参9

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沉积物体系中甲烷水合物平衡温度、压力条件实验模拟

吴保祥;雷怀彦;段毅;张辉

, 2004, 31(4): 868-0.

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研究沉积物中甲烷水合物的平衡温度和压力条件，对认识甲烷水合物的稳定性以及对未来准确评价和利用甲烷水合物能源非常重要。在温度为270.9～278.2K、压力为2.47～4.31 MPa条件下，分别对平均孔径为53.2nm、27.2nm和15.5nm的沉积物体系中甲烷水合物的分解平衡温度和压力条件（即相平衡）进行了测定，结果表明，近自然沉积物的平均孔径大小会影响甲烷水合物的相平衡条件。相同温度条件下，纯水体系中甲烷水合物的平衡压力比在沉积物体系中的低；随着孔径的增大，甲烷水合物在相图中稳定区的面积逐渐增加，但当体系中温度降低到冰点以下或者沉积物孔径增大到超过60nm时，沉积物孔隙毛细管对甲烷水合物稳定性的影响非常小，与纯水中的重合或者接近。甲烷水合物在沉积物体系中的相平衡数据可以用经验热力学方程拟合，拟合结果能反映孔径大小与甲烷水合物平衡压力、温度条件的相互关系。图3表1参20

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淮南煤矿山西组煤样的二次生烃模拟研究

张润合;赵宗举;贺小苏;冯加

, 2004, 31(4): 869-0.

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对南华北地区淮南煤矿山西组煤样进行的热模拟实验结果表明：只有达到或超过一次演化温度点，煤才开始大量生烃。二次生烃总量与连续生烃量接近，一次生烃量越大，则二次生烃潜力越小。对二次生烃机理进行了讨论，认为二次生烃与一次生烃连续。以连续生烃烃产率曲线为基础建立的煤二次生烃烃产率数值模拟方法已应用于南华北地区石炭-二叠系煤成烃资源评价中。图2表2参6

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晚三叠世末期楚雄盆地云龙凹陷海相沉积的分子地球化学证据

林青;周明辉;魏志红;包建平;钟端;林壬子

, 2004, 31(4): 870-0.

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在楚雄盆地云龙凹陷山品村和背阴山上三叠统剖面泥质烃源岩中检出较丰富的24-正丙基C30甾烷和4-甲基C30甾烷。“三芴”系列分布以二苯并噻吩绝对占优为特征，除二苯并噻吩外，还检出高含量的苯并萘噻吩系列化合物。这表明，在晚三叠世末期，云龙凹陷海相沉积环境是客观存在的。图3表1参16

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塔北隆起中、新生界陆相碎屑岩储集层特征及评价

庞雯;赵靖舟

, 2004, 31(4): 871-0.

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塔北隆起优质储集层的分布区控制了该区油气的分布。根据大量岩心的物性实测资料，对塔北隆起第三系—三叠系的碎屑岩储集层进行评价。储集层岩性以长石砂岩、岩屑砂岩为主，物性总体较好，以高孔—中、高渗及中孔—中渗为主，仅侏罗系储集层物性总体偏差，储集层评价以较好、中等储集层为主。其中，新近系吉迪克组优质储集层分布于塔北的东部地区，古近系苏维依组优质储集层分布于东部及北部地区；白垩系优质储集层主要分布于西部的羊塔克地区、英买7井区、红旗区带；侏罗系储集层物性下部好于上部，哈拉哈塘凹陷储集层较好；三叠系储集层较侏罗系储集层好，优质储集层分布于塔北中部轮南地区、中东部草湖凹陷及西部地区的南部地带。图1表5参4

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东营凹陷纯西地区辉绿岩岩体的相带识别

宋建勇;吴时国;蒲玉国;刘元

, 2004, 31(4): 872-0.

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根据东营凹陷西南部纯化油田辉绿岩岩体的岩性、电性及地震等特征，该岩体分带明显，可划分为中心相、边缘相、边外相，岩体电性特征分为渐变型、台阶式渐变型、上部跳跃渐变型、中部凹陷型等4种类型，岩体地震相可划分为破碎地震相、粘连地震相、串层位地震相、眼状地震相等4种类型。该火成岩主体与其边-外变质储集带是一个统一的复合体，对该岩体的储集能力进行了分析，提出边-外变质储集带是侵入岩中找油的新领域。图8参7

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塔河地区二叠系火山岩储集层特征

杨金龙;罗静兰;何发歧;俞任连;翟晓

, 2004, 31(4): 873-0.

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利用岩心观察及室内镜下鉴定、扫描电镜、黏土矿物X衍射分析和测井解释等研究方法，对塔里木盆地塔河地区二叠系火山岩的岩石学特征、物性特征及储集空间成岩演化进行研究，结果表明，塔河地区二叠系火山岩储集层主要为英安岩和火山角砾岩，其次为玄武岩和凝灰岩。火山岩储集空间可分为原生孔隙、次生孔隙两大类11亚类，孔隙类型以裂缝-孔隙型为主。火山岩先后经历了冷却成岩和次生成岩两个成岩阶段。次生成岩阶段是火山岩成为有效储集层的重要成岩作用阶段。图5表3参7

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松辽盆地齐家—古龙地区扶杨油层流体包裹体特征

侯启军;蒙启安;张革

, 2004, 31(4): 874-0.

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松辽盆地齐家—古龙地区扶杨油层砂岩中的自生矿物含有丰富的流体包裹体，其中与有机包裹体共生的盐水包裹体的均一温度有3个峰值，说明扶杨油层油气注入分为3期：第一期油气注入时的包裹体均一温度为90～120℃，有机包裹体分布于晚期石英次生加大边、石英颗粒愈合缝和方解石胶结物中，晚期石英次生加大边与晚期方解石胶结物之间存在油迹（或沥青），而石英颗粒愈合缝中的有机包裹体的均一温度为100～110℃，说明在均一温度90～100℃至110～120℃之间发生过一次构造活动，导致石英颗粒破裂。第二期油气注入的均一温度为120～150℃，发生于方解石脉充填和石英颗粒裂缝的愈合过程中，在方解石脉中发现沥青质，说明该期油气注入规模较大，基本抑制了所有自生矿物的生长。第三期油气注入记录于石英次生加大边之中的有机包裹体中，其均一温度为160～170℃。激光拉曼光谱分析表明，早期注入的油气热演化程度低，晚期注入的油气热演化程度高。图6表2参8

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莺-琼盆地原油的蒸发分馏作用

何文祥;王培荣;潘贤庄;王峰

, 2004, 31(4): 875-0.

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根据油气分异作用与其组成变化的相互关系研究莺-琼盆地油气藏的蒸发分馏作用，从地质背景和油气及其烃源岩地化特征方面探讨其成因机制。研究表明，莺-琼盆地发育的大量泥底辟构造以及天然气幕式运移为油气蒸发分馏作用提供了基本地质条件。原油含异常高的苯、甲苯以及二甲苯等芳烃化合物，但低碳数烃类有损失；正构烷烃摩尔分数对数曲线上有明显的折点，表明其经历过强烈的蒸发分馏作用，并引起原油地化特征的差异。油气藏经蒸发分馏作用后将形成残余的富含芳烃的“母体”和运移聚积后富含轻烃的“子体”，但目前发现的油气藏以前者为主，寻找“子体”油气藏将是下一步的勘探方向。图4参12

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叠前偏移技术在准噶尔盆地逆冲断裂带地震资料处理中的应用

蔡春江;陈志刚;李学义

, 2004, 31(4): 876-0.

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在准噶尔盆地南缘地区，应用叠前时间偏移技术和叠前深度偏移技术取得了明显的偏移效果。叠前时间偏移的速度分析是对CRP道集按一定间隔反复迭代修正，得到较准确的均方根速度场，可得到信噪比较高、偏移归位较准确的成像剖面。叠前深度偏移是基于模型的，摆脱了地下介质为水平层状及各向同性的假设条件，利用射线追踪原理进行偏移，在整个处理过程中，利用层析成像等技术不断优化深度-速度模型，直至该模型达到较高精度，获得了偏移归位准确、较真实反映地下构造形态的深度剖面。图5参3

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以构造成因机制研究指导复杂背斜精细解释——柳泉南断背斜形成机理与滚动勘探开发

张锐锋;李劲松;闵斌;赵伟森

, 2004, 31(4): 877-0.

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通过三维地震资料的精细解释落实圈闭，是提高滚动勘探开发成功率的关键，需要结合区域构造特征，深入分析局部构造的成因机制，用对构造形成机制的认识指导构造精细解释。冀中坳陷北部廊固凹陷的柳泉南断背斜在3种构造应力复合作用下形成，被断层切割得非常破碎，东侧的中岔口断层沿地层层面拆离滑脱；与之大体平行、倾向相反的两组旋转式犁面正断层水平挤压和垂向扭动十分强烈；由之诱发的沙三段中下部泥质岩层段局部塑性揉皱。以对构造成因机制的认识指导柳泉南断背斜的构造解释，研究地层产状变化规律，合理组合断层，编制构造图，为落实和评价滚动勘探开发目标提供了依据。图5参5

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盆地模拟的参数敏感性与风险分析

石广仁;张庆春

, 2004, 31(4): 878-0.

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提出盆地模拟的参数敏感性与风险分析的一种方案：根据油气勘探实际选择关键性参数，对之进行敏感性分析；用蒙特卡罗法求出模拟结果的概率分布，实现盆地模拟的风险分析。在塔里木盆地的盆地模拟实例分析中，选择的敏感性参数为剥蚀厚度、古地热梯度和Ro-深度曲线。对模拟结果的分析表明：剥蚀厚度对埋藏史、地温史、Ro史和生、排油史影响较大，古地热梯度对地温史、Ro史和生、排油史影响较大，Ro对Ro史和生、排烃史影响很大。基于这3个参数的风险分析的模拟结果明显地优于以前的确定性计算结果。图4表3参10

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南堡凹陷无井探区烃源岩评价研究

张振英;邵龙义;柳广第;贾林平;杨光明

, 2004, 31(4): 879-0.

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根据南堡凹陷海域地区钻井少给烃源岩评价和资源量计算带来较大困难的实际情况，研究了该凹陷沉积相与有机质丰度、类型的关系，通过无井探区的地震地层学的沉积相研究成果，预测南堡凹陷蛤坨地区东三上段烃源岩的有机质丰度高（有机碳平均为1.14%，生烃潜量为4.92mg/g）、类型好（Ⅱ1型干酪根）、已进入成熟阶段，综合评价为好烃源岩。东三下段烃源岩有机质丰度和类型与东三上段的各项参数相近，处于生烃高峰阶段，综合评价为好烃源岩。东二段和东一段评价为较差烃源岩。根据南堡凹陷不同层段的暗色泥岩颜色与有机碳的关系，提出灰黑、黑色泥岩的达标率为72.5%,灰、褐灰色泥岩为47.6%，灰、浅灰色泥岩为55.6%。图4表7参10

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沉积微相研究成果在濮城油气田滚动勘探中的应用

周金保

, 2004, 31(4): 880-0.

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对东濮凹陷濮城油田沙三中亚段开展沉积微相研究，在水下扇沉积中识别出沟道、沟道间、席状砂、深湖—半深湖等微相。依据建立的主要微相测井相模式识别和划分单井相，结合砂岩含量及分布，绘制了沙三中亚段的沉积微相平面图。根据对研究区砂体展布和微相特征的预测，认为研究区南缘有另一个物源，在濮67南块可能分布有分流水道和水道间等较有利的沉积微相区，存在较好的砂体；西侧濮138块尽管砂层薄、层数少，但沙三中亚段存在较好的水下河道砂体，且席状砂体较为发育。据此制定了滚动勘探目标，钻探结果证实这两个区块的含油前景良好。图3表2参4

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油水层变维分形识别方法探索

王任一;李正科;郭克城;刘瑛

, 2004, 31(4): 881-0.

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在油层和水层的孔隙度和电阻率曲线间，微差形态波形的复杂程度隐含着储集层含油气性的信息，求取其波形的网格分形维可提取出含油气性的信息，对油水层进行识别。油层和水层之间微差形态波形信号网格分形维仅与其波形的复杂程度有关，而与波形绝对值的大小无关。用传统测井解释方法识别“低阻油层和高阻水层”比较困难，而其网格变维分形谱对它们有较强的识别能力。图1参16

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井间砂体定量预测的泛克里格法

穆立华;彭仕宓;尹志军;张林河;刘琼

, 2004, 31(4): 882-0.

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泛克里格法是一种非平稳的地质统计学方法，在应用其进行井间砂体预测时，以井点处测井资料解释的砂岩厚度为控制条件，通过分析不同方向砂岩厚度的变化趋势，建立反映各个方向砂体变化剧烈程度的漂移多项式表达式，结合变差函数的计算，在求解泛克里格方程组的基础上，给漂移多项式和已知变量赋予最佳的权值，可以对井间砂体的展布进行精确的插值和估计，尤其适合横向变化剧烈的地质变量（如河道砂体的厚度）的估值。该方法在黄骅坳陷柳赞油田沙三段井间砂体预测中取得了很好的应用效果。图5表1参6

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储集层随机建模的改进河道模型条件算法

张春雷;段林娣;王志章

, 2004, 31(4): 883-0.

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在进行储集层沉积相建模中，提出改进的河道模型，扩展了对河流分叉、交汇等现象的描述和模拟，并根据该模型的特点和河道的地质特征，尝试了一种新的河道模型条件化算法。实例应用表明：改进的河道模型包含了更为全面的地质信息，相应的条件化方法从河道的上游、下游和支流3个方面进行，对河流沉积的描述更为准确，算法简洁，运算速度明显提高。图3参9

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低渗透砂岩油藏储集层双孔双渗模型的建立方法

孙业恒;时付更;王成峰;杨耀忠;徐卿莲;魏小蓉

, 2004, 31(4): 884-0.

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建立低渗透砂岩油藏储集层模型以建立裂缝系统的数值模拟模型为重点。针对低渗透砂岩油藏储集层双孔双渗的特点，在前人研究成果的基础上，利用现有的裂缝描述技术，提出了裂缝系统模型中形状因子、裂缝渗透率、裂缝孔隙度的计算及基质系统储集层模型的建立方法。在东营凹陷大芦湖油田樊12井区低渗透砂岩油藏数值模拟研究中，用该方法建立了储集层模型，用其计算的综合含水率与开发时间关系曲线接近油藏实际开发动态数据，减少了历史拟合的工作量。图3表2参7

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序贯高斯同位协同模拟在钻井风险预测中的应用

刘文岭;夏海英;龚幸林;何伟

, 2004, 31(4): 885-0.

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在开发评价、生产井位的设计与滚动实施阶段，对储集层预测成果的不确定性进行评价，预测钻井风险概率，对于优选开发区块、避免储集层预测的不确定性给钻井带来的风险具有重要意义。在大庆油田F2区块储集层预测研究中，采用序贯高斯同位协同模拟方法，以砂岩厚度为主变量，以地震主频为协变量，针对随机模拟得到的50个实现，根据该区开发实践获得的对砂岩厚度经济下限值的认识，以5m厚度为风险门槛值，制作了研究区钻井风险概率预测图，对预先部署的开发井位进行认证和落实，发现开发设计井中有4口井的钻井成功概率小于1，建议缓钻。该区块开发方案实施情况证明，这4口井正处于砂体变薄区域。应用序贯高斯同位协同模拟方法，协同地震属性数据进行储集层横向预测的预测精度较高，利用多个随机模拟实现的差异评价预测结果的风险，可以有效地降低钻井风险。图5表2参8

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碳酸盐岩储集层体积定量化估算技术

张进铎

, 2004, 31(4): 886-0.

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在塔里木盆地非均质性极强的碳酸盐岩储集层中，大型溶洞与地震剖面上的强反射相对应。首先对提取的地震反射振幅数据体进行统计分析，通过井与地震标定找到储集层所对应的振幅值范围，再应用地震信息可视化技术，对地震数据体振幅进行特殊处理，使储集层在剖面上的位置被突显出来，最后根据已知数据体样点个数、所代表的体积和孔隙度，即可估算碳酸盐岩储集层体积。图5参3

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层状岩石中井孔稳定性的数值分析

胡秀章;王肖钧;李永池

, 2004, 31(4): 887-0.

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如何保持复杂地层中斜井或水平井井孔的稳定，是油气田钻井和生产期间的重要研究课题。从横观各向同性本构模型出发，考虑岩石拉伸强度的方向性以及层状岩石中存在剪切强度薄弱面（如节理、断层、岩层界面等），在广义平面应变假定条件下，提出了一种可以分析任意走向层状岩石中井孔稳定性问题的二维有限元数值计算模型和计算方法。对复杂地质构造的层状岩石中井孔稳定性的二维有限元数值计算表明，岩层中薄弱面上出现的剪切破坏是导致井孔失稳的主要原因。对于特定的地质条件，用该模型可以快速预测现场钻井时的安全钻井压力，也可以分析和显示井孔周围破坏区的形状和范围。图4表1参10

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濮城地区深层低电阻率油层形成机理与识别

张艳红;赵其磊;席天德;谭仲平;涂兴万;闫育英;胡立军

, 2004, 31(4): 888-0.

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东濮凹陷北部濮城地区深层沙三段的中、上亚段低电阻率（小于2Ω·m）油层主要分布在构造低部位或地层倾角较为平缓区块的构造较低部位，其形成主要与储集层粒度细（粒度中值一般小于0.1mm）、伊利石含量高（占黏土矿物的70%～90%）、泥质含量偏高、地层水矿化度高（总矿化度平均28.5g/L）、微孔隙发育（孔隙半径小于0.1μm）、构造平缓等因素有关。综合研究钻井、系统取心、试油等资料，分析低电阻率油层的成因，根据低电阻率油层束缚水饱和度的特点，用“可动水分析法”确定油层可动水含量，是识别低电阻率油层的有效方法。图4表2参5

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中国石化不同类型断块油藏水驱采收率分析

王光付;许坚;王端平;袁向春

, 2004, 31(4): 889-0.

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以中国石化所属油田的中高渗稀油砂岩断块油藏452个开发单元为对象，从油藏开发角度，将断块油藏类型划分为天然能量开发的边底水断块油藏、注水开发的简单断块油藏、复杂断块油藏和极复杂断块油藏，分析不同类型断块油藏井网形式和水驱采收率的关系，回归出不同类型断块油藏采收率计算公式，分析了提高采收率的潜力，为断块油藏挖潜提供决策依据。图3参4

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低渗透砂岩油藏储集层建模研究

李阳

, 2004, 31(4): 890-0.

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低渗透砂岩油藏的储集层非均质性强、成岩作用强、裂缝普遍发育，其储集层建模与中高渗透砂岩油藏不同，应包括结构模型、参数模型及裂缝分布模型三部分，其中裂缝分布模型是建模的重点。在储集层结构模型的建立中，划分储集相带不仅要研究沉积相、微相，而且要研究成岩作用；在参数模型的建立中，应充分利用结构模型、储集相带的研究成果作为控制条件，应用随机建模方法建立储集层参数模型；在裂缝模型的建立中，应在岩心观察、测井识别的基础上，采用构造应力场模拟技术来预测裂缝的分布，建立储集层裂缝模型。三者结合组成完整的储集层模型，能较好地反映低渗透砂岩油藏储集层的空间非均质特征。图6参20

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大港油田枣35块火成岩裂缝性稠油油藏采油机理数值模拟研究

王毅忠;袁士义;宋新民;冉启全;苏燕

, 2004, 31(4): 891-0.

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通过数值模拟，研究了大港油田枣35块火成岩裂缝性稠油油藏的衰竭式、水驱和蒸汽吞吐开采的采油机理。衰竭式开采时，基质和裂缝中都产油；水驱开采时，几乎不能发生毛管渗吸作用，只能驱替出裂缝中的部分原油，不能采出基质中的原油；蒸汽吞吐开采加热了油层，降低原油黏度，增加原油的流动性，增强了毛管力的渗吸作用，使基质中的原油能够被采出。裂缝性稠油油藏衰竭式开采后应采用蒸汽吞吐的接替开采方式，而不能采用水驱接替开采。图4参11

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低气液比携液临界流量的确定方法

吴志均;何顺利

, 2004, 31(4): 892-0.

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针对低气液比的气井携液情况，以Hagedorn和Brown井筒压力计算方法为基础，定义了理论和实际持液率，建立确定低气液比携液临界流量的原则和计算公式。对携液临界流量影响因素的讨论及井底压力的分析表明：为了保持正常携液，不仅需要一定的产气量，而且必须具备相当高的气层压力。现场实例分析表明，该方法计算结果与气井实际生产情况相吻合。图1表6参9

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裂缝和砂体方向性明显油藏注采井网的优化

陈国利;梁春秀;刘子良;刘运成;王国庆

, 2004, 31(4): 893-0.

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在油藏裂缝和砂体各有明显方向性、且渗透率沿二者方向显著增大的情况下，注采井网必须避免沿裂缝和砂体两个方向中任何一个方向可能发生的水窜水淹。松辽盆地1999年发现的海坨子油田属特低渗透岩性油藏，萨尔图油层的裂缝和砂体都具有明显方向性，在开展储集层沉积相、裂缝研究的基础上，通过数值模拟，对注水开发井网的井网密度、井排方向、井网形状、井距与排距、注采井数比及注水方式进行了优化，确定了适合该油藏特点的600m×150m菱形反九点面积注采井网。该注采井网实施后见到了较好的效果：采油速率达1.48%，预测采收率达20%；油田地层压力趋于稳定，日产液、日产油递减缓慢，综合含水上升平稳。菱形反九点井网有两个可调的井排方向，是适合于裂缝和砂体方向性明显油藏的最佳井网。图2表2参12

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丘陵油田陵二西区三间房组油藏注水开发动态特征

朱玉双;孙卫;梁晓伟;闫林;程行海;贾自力;马广明;王晓方;王飞雁

, 2004, 31(4): 894-0.

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为解决吐哈盆地丘陵油田陵二西区三间房组油藏注水开发中存在的油井压力低、产量低、含水上升快和水井注水压力接近油层破裂压力等一系列问题，利用动态分析方法，对该区块注水开发动态特征进行了深入分析。结果表明：该区块油井具有单井多层、单层单向受效的特点，见水呈单层单向和双层双向两种方式。见效时间与见水时间有一定的正相关关系，当见效时间太短或太长时，都可能在见效后短时间内就见水；当见效时间为8～14month时，油井见效后过较长时间才见水。游离的小气泡所产生的气阻效应不应忽视，它可能是造成目前生产中存在问题的主要因素。油田动态特征还受砂体沉积相环境、构造、射孔、砂体的展布方向及储集层物性因素的影响。图1表1参20

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大庆油田萨北北三区东部的分层测压资料应用

吕洪滨;于英;别爱芳;方宏长

, 2004, 31(4): 895-0.

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根据大庆油田萨北北三区东部19口井的分层段压力测试资料，对该区开发效果进行分析评价，结果表明：在非均质多油层分层开采、分层调整的开发模式下，该区目前的层间矛盾、层内矛盾和平面矛盾突出。利用分层压力资料，可以查明不同类型油层的压力水平和分布特点，指导油水井的增产增注措施和其它调整方案的制定，为油田实施挖潜措施和加强套管防护提供科学依据；分层段压力监测技术在老油田高含水开发期的应用具有较为广阔的前景。图2表2参5

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大庆油田中区西部三次加密井注聚试验效果评价

吴淑云;白艳明;宋杰;袁朝晖

, 2004, 31(4): 896-0.

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随着大庆油田主力油层注聚面积的扩大，适合聚合物驱的一、二类油层剩余储量逐年减少，而多数地区已均匀部署三次加密井，单靠水驱增加储量较少。提出采用三次加密井水驱后补开一、二类油层以外的所有油层（主要是薄差层）注聚增加可采储量的方法，在中区西部密井网试验区内的一个“9注16采”井区开展注聚试验，通过对试验区聚驱效果的分析，3类油层（①封堵厚油层后的原密井网调整对象，②原井网未射孔的薄差油层，③200m左右井距控制不住的窄小河道砂体）注聚后均得到不同程度动用，总的吸水比例达57%，在100m井距条件下注低分子量聚合物，注聚后有效厚度大于0.5m的油层得到了有效控制，是聚合物驱的主要潜力层。中心井聚驱最低点含水86.78%，中心井含水最低点时日产油58t，与见效前相比日增油35t，综合含水下降9.4个百分点。用动态法、静态法、数模法综合评价中心井增加可采储量的结果表明，采用三次加密井注聚的方法预计可使最终采收率提高约4%。图2表2参5

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三元复合驱注入段塞组合物理模拟实验研究

李建路;何先华;高峰;鹿守亮;曹铁

, 2004, 31(4): 897-0.

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选取分子量为1200万、2000万的聚合物，通过室内物理模拟实验，研究三元复合驱注入段塞组合、浓度、大小对驱替效果的影响。实验结果表明：在化学剂用量相近时，高浓度小段塞的采收率比低浓度大段塞高，高分子量聚合物的驱油效果比低分子量聚合物更明显。不同前置和后续段塞优化驱油实验的结果表明，把聚合物、碱、表面活性剂拆分成双段塞（聚合物、碱＋表面活性剂）分注比整个三元体系作主段塞单段塞合注采收率高；在碱、表面活性剂用量不变的情况下，注入的聚合物前置段塞（0.1～0.3 PV）增大对改善驱油效果有利，前置段塞聚合物浓度应不低于1.2g/L；后续段塞大小一般选择0.2PV，在聚合物浓度不变时，后续段塞大小变化在一定范围内对驱油效果影响不大。图1表4参6

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利用CO2气驱开采复杂断块油藏“阁楼油”

谈士海;周正平;吴志良;钱卫明;刘伟;肖蔚

, 2004, 31(4): 898-0.

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复杂断块油藏进入高含水后期，位于构造高部位的“阁楼油”难以经济而有效地开发。苏北盆地拥有丰富的天然CO2气源，采用槽船运输、井口增压和高压升温等技术，在溱潼凹陷储家楼油田开展CO2气驱试验。通过数值模拟优选出CO2气驱方案，并于2000年10月开始矿场试验，已注入CO2气132.06万m3，占油藏孔隙体积的1.59%，已增产原油2545t，综合含水率降低6%，每立方米CO2气换油0.001 927t，提高油藏采收率1.07%，效果显著。试验取得了一批宝贵的资料，对CO2气驱的开采过程及生产动态特点有了新的认识。试验结果表明，选择油藏低部位井注入CO2气驱替水驱剩余油，能在油藏高部位形成新的油气富集带，机理清楚，工艺相对简单，见效快，是一种值得推广的复杂断块油藏三次采油方式。图3表3参12

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油水乳化转相黏度预测实验研究

秦积舜;张星;耿宏章;郭文敏;陈兴隆

, 2004, 31(4): 899-0.

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应用高温、高压流体黏度测量装置，模拟地层条件，测试新疆塔河油田油水乳化液的黏度，测试结果表明其转相点在含水率为50%～60%。绘制相应的测试曲线，分析含水率与油水乳化液黏度的关系，并用高斯函数和劳伦兹函数拟合测试曲线。拟合结果表明：在地层条件下，乳化液黏度的变化规律符合高斯函数和劳伦兹函数，与常温、常压下不含气的油水乳化液黏度的变化规律相类似。据此建立了黏度预测数学模型，预测结果表明，在含水率高于50％时，用高斯、劳伦兹函数预测的油水乳化液黏度误差较小，为原油在地层、井筒及输油管道中的流动计算提供了科学依据。图4表7参10

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压裂裂缝伤害室内模拟及裂缝清洗酸化工艺的应用

陈红军;郭建春;赵金洲

, 2004, 31(4): 900-0.

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江汉盆地松滋油田鄂深10井在钻井、完井过程中，地层受到钻井液污严重染，在压裂施工中因大量前置液滞留地层造成裂缝伤害。根据该井情况建立实验室评价水力压裂裂缝伤害的方法，设计出模拟裂缝伤害过程的环流实验流程和实验方法，开展了室内岩心污染及解堵实验研究，研制出能有效分解瓜胶残渣、解除水力裂缝堵塞的配套酸液体系（以裂缝清洗剂为前置液，较高浓度盐酸为主体酸液），并优化设计出集裂缝清洗与基质酸化解堵于一体的施工工艺，清洗裂缝和改善近缝地层渗透性同步进行。鄂深10井实施该清洗酸化工艺后产能提高较大，4month累计产油575.6t。图4表2参5

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Qom盆地油气成藏系统初步分析

王世虎;李政;朱日房;周文;刘庆

, 2004, 31(4): 901-0.

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对伊朗中部Qom盆地中、下侏罗统Shemshak组和渐新统—中新统Qom组两套烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度及油源对比等地球化学分析表明，Shemshak组烃源岩为一套有效的烃源岩层系，Qom组为一套潜在的烃源岩层系。Shemshak组烃源岩在早白垩世开始进入生烃门限，大约在距今17Ma时进入湿气和凝析油阶段，上新世早期盆地的快速沉降使侏罗系烃源岩达到过成熟阶段。Qom盆地既存在以Shemshak组(及Qom组)为烃源岩的新近系油气藏，也可能存在Shemshak组原生油气藏。

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2004年, 第31卷, 第4期　刊出日期：

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