石油勘探与开发

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含油气区构造学研究进展

何登发;贾承造;童晓光;李德生

, 2004, 31(5): 902-0.

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含油气区构造学是探讨构造对沉积、油气成藏与油气（藏）田分布的控制作用的学科，国际石油地质学界非常重视含油气盆地或含油气区的构造研究。研究含油气构造，主要采用“描述”→“理解”→“预测”的方法，随着构造地质学理论的不断突破、实验手段的不断改进，尤其是地球物理勘探技术的不断提高，对含油气区构造的“描述”水平、成因机制的“理解”能力与分布规律的“预测”精度都日益提高。对近20年来在理论基础、方法技术与有效应用方面取得的重要进展进行综述，主要包括：①含油气盆地分析的地球动力学模型；②盆地内构造带的结构、成因与分布规律；③构造解析的理论、技术与方法；④构造控油规律。参80

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对称褶皱形成的三维构造物理模拟实验

单家增

, 2004, 31(5): 903-0.

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依据褶皱形成和演化的三维构造物理模拟实验结果，得到以下认识：在双向挤压应力作用下，在作用应力与受力体边界相互垂直的状态下，且材料的性质为塑性和脆-塑性，各层大致为等厚度，形成的对称褶皱沿x坐标轴由模型中心向两侧近于对称展布，模型最终缩短了初始长度的27%，褶皱核部较两翼有增厚的趋势；但沿x、y、z坐标轴的构造变形是非一致的，浅部变形与深部变形有较大差异，模型下部发育对冲的逆断层，褶皱轴与应力作用边界有大约30°的水平夹角，这一特征与层面的非均匀滑动和材料质点的非均匀位移密切相关。在单向挤压应力作用下，应力由作用边界向无应力作用边界传播，产生反作用力，在作用力和反作用力作用下，形成的褶皱变形明显靠近应力作用边界，层的弯曲随着深度的增加由缓变陡，模型下部发育与应力传播方向一致的逆断层。图6表1参6

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海相沉积有机质的碳同位素记录及其环境意义——以鄂尔多斯盆地为例

腾格尔;刘文汇;徐永昌;陈践发

, 2004, 31(5): 904-0.

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鄂尔多斯盆地桌子山剖面的奥陶系克里摩里组沉积有机质为腐泥型，其碳同位素（δ13Corg）值为－30.0‰～－28.1‰，自下向上呈偏轻趋势，归因于沉积时底部水体缺氧及细菌改造作用，加之浮游生物繁盛，有机碳含量较高（平均为0.31%），可视为潜在有效烃源岩；岐山剖面的奥陶系马家沟组的有机质为腐殖型，δ13Corg值偏重（－25.7‰～－24.1‰），与底栖藻类的发育及氧化环境密切相关。岩石中δ13Corg既蕴涵着有机质类型的信息，又记录了生态和沉积环境的性质及其演化，结合其它指标，可作为恢复沉积有机质古环境的有效依据，进而研究高演化海相烃源岩的时空分布。图3表1参27

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鄂尔多斯盆地西峰油田原油含氮化合物分布特征与油气运移

段毅;张辉;吴保祥;郑朝阳;王传远

, 2004, 31(5): 905-0.

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为了给鄂尔多斯盆地西峰油田进一步勘探决策提供油气运移方面的依据，根据对该油田延长组原油的中性含氮化合物研究探讨油气运移问题。结果表明，原油的中性含氮化合物在平面和剖面方向均存在着明显的运移分馏效应，但是长8油层组原油中咔唑类化合物的绝对丰度和异构体参数值变化较小，说明该油层组油气经历了短距离运移。根据含氮化合物的运移分馏特征认为，平面上长8油层组油气主要从北东方向注入并向南西运移，部分原油从南部西33井地区注入并向北部运移；纵向上长8油层组油气由上向下运移，研究区西部长8、长3和延8油层组油气则自下而上从长8油层组向延8油层组方向运移。这种油气运移方向与研究区流体压力的指向一致。依据油气运移途径推断，该区油气主要来自长7段油源层。图5表2参10

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大港枣园油田火成岩岩相

王华崇;冉启全;胡永乐

, 2004, 31(5): 906-0.

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根据大港枣园油田枣35块火成岩的岩性、产状及其分布规律, 建立了火成岩岩相模式，将火成岩岩相划分为2个亚相(爆发相和溢流相)和4个微相(凝灰岩、火山角砾岩、气孔玄武岩、致密玄武岩微相), 分析了其形成机理和微相的剖面、平面分布特征。初步尝试利用地震属性研究火成岩岩相, 探讨了火成岩微相对储集空间类型、裂缝发育程度的控制作用。图5表2参9

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楚雄盆地北部上三叠统—侏罗系裂缝发育期次

赖生华;余谦;周文;孙来喜

, 2004, 31(5): 907-0.

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运用露头描述、裂缝充填物稳定同位素分析、包裹体测温、石英自旋共振测年分析、定向样品声发射实验和岩石力学性质测定等方法，研究了楚雄盆地北部上三叠统—侏罗系裂缝的形成期次和控制因素。认为裂缝发育经历了5个时期：第一期裂缝形成于燕山早期，裂缝充填物包裹体均一温度约95℃；第二期裂缝形成于燕山晚期，均一温度为110～130℃；第三、第四、第五期裂缝分别形成于喜马拉雅早期、早中期和中晚期，均一温度分别约为146℃、173℃和220℃，以喜马拉雅期中晚期构造活动最强烈，产生的破裂最强。研究区裂缝发育主要受两个因素控制：①构造应力强度决定的岩层构造变形程度，一般变形程度越大，构造裂缝越发育，如构造高部位、轴部等裂缝较发育。②岩石本身的力学性质及刚性岩石的分布情况、岩层厚度等，随着岩石密度降低，孔隙度增加，抗张强度减小，易产生破裂；砂层厚度越薄，裂缝越发育，二者具有幂函数关系。图6表3参18

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渤南油田五区、六区层序地层格架与沉积类型

武法东;陈永进;黄高健;陈建渝

, 2004, 31(5): 908-0.

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渤南洼陷古近系为基底岩,依据层序地层学和沉积体系分析的方法，将古近系和新近系划分为裂陷阶段和坳陷阶段2个构造层序，以区域性不整合面为界，划分为7个三级层序。渤南洼陷古近纪和新近纪为不对称断阶型湖盆，南部为缓坡断阶带，以三角洲平原和三角洲前缘沉积为主；北部为受生长断层控制的陡坡断阶带，以典型的水下扇、浊积扇和扇三角洲近端前缘沉积为主。渤南油田五区、六区位于南部缓坡带的Ⅱ区,强烈断陷期发育的沙三段9砂层组属较深水湖泊中的浊积扇体系，上覆的0～8砂层组为扇三角洲沉积体系的水下前缘组合和前扇三角洲沉积组合，总体代表了进积和湖泊充填淤浅的过程。0～9砂层组的物源应主要来自东南侧的孤岛凸起。图5参7

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塔中地区顺西区块中、上奥陶统异常体与圈闭评价

朱俊玲;张继腾;焦存礼;王亚红;周长军;解晨

, 2004, 31(5): 909-0.

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顺西区块位于塔里木盆地塔中低凸起的西北围斜区，中、上奥陶统内地质异常体广泛发育，有丘形体、透镜体、楔形体。古地理条件分析和钻探资料揭示，该区具备成礁环境和水下浊积沉积条件，结合其地球物理特征综合分析，认为这些异常体分别为生物礁、灰泥丘、礁滩复合体、沟谷充填沉积体。其中，生物礁丘圈闭具备有利的生储盖组合和成藏条件，是有利的钻探目标，一旦突破，将开辟塔中地区勘探新领域。图4表2参12

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东辛油田沙一段碳酸盐岩储集层研究

王洪宝;王书宝;李勇;钟建华;王夕宾

, 2004, 31(5): 910-0.

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东营凹陷东辛油田沙一段湖相碳酸盐岩以生物灰岩及鲕粒灰岩为主，处于油气运聚非常有利的位置，资源潜力巨大。根据其岩性组成、测井响应特征及内部微观结构，探讨其沉积、成岩特征，分析其储集性，为碳酸盐岩储集层开发提供地质依据。生物灰岩由富含生物碎屑、化石富集的层段组成，具有较高的孔渗性，其储集孔隙以溶蚀孔隙、生物体腔孔及骨架孔隙为主；鲕粒灰岩一般沉积于浅水高能环境，以长条鲕、圈层鲕最为常见，其核心以生物碎片（化石）为主，是极好的储集层，储集空间主要为粒间孔和粒内孔。东辛油田沙一段碳酸盐岩经历的成岩作用主要有胶结作用、溶解作用及白云岩化作用，其储集性能受岩石类型、沉积环境、表生作用等因素影响。图6参27

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山西太原地区晚石炭世－早二叠世海平面升降对煤储集层非均质性的控制作用

金振奎;张响响;赵宽志;刘荣徽;王春生

, 2004, 31(5): 911-0.

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根据山西太原地区晚石炭世－早二叠世海平面变化特征，分析、讨论海平面升降对该区上石炭统、下二叠统煤储集层非均质性的控制作用。海平面相对快速上升期间（海侵体系域）形成的煤层少且薄，分布范围小，多呈透镜状，横向连通性差，平面非均质性强，但夹矸层少、煤层灰分产率一般较低，因此层内非均质性弱。海平面相对下降期（高位体系域），尤其是晚期（高位体系域晚期），形成的煤层多且厚，分布范围广，横向连通性好，平面非均质性弱，但夹矸层较多、煤层灰分产率一般较高，层内非均质性较强。因此，海平面升降对煤储集层平面非均质性的控制作用主要表现在控制煤储集层形态以及横向连续性和连通性；对层内非均质性的控制作用主要表现在控制煤矸石夹层数和灰分产率；对层间非均质性的控制作用主要表现在控制煤储集层灰分产率、煤岩显微组分。在海陆交互相地层中，由于海平面升降引起煤层特征的变化，导致层间非均质性较强。图6表1参32

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层序地层学在埕东—飞雁滩油田馆陶组上段岩性油气藏勘探中的应用

张本琪;姜在兴;夏斌;董贵能;杨小兵;姜本勇;郝青峰

, 2004, 31(5): 912-0.

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胜利油田埕东—飞雁滩地区新近系馆陶组上段划分为1个三级层序、3个体系域、10个准层序组、23个准层序，层序界面、最大湖泛面、初次湖泛面和准层序界面控制了岩性油气藏分布。研究各级层序地层单元中的岩性油气藏分布特征，认为：岩性油气藏的分布与各体系域的特征相关，低位域和湖侵域砂体发育（高位域砂体不发育），故岩性油气藏发育，但低位域砂体缺乏良好封盖层，只发育小型油藏，而湖侵域砂体的封盖条件好，因此是岩性油藏主要赋存的层位；岩性油气藏的分布还受准层序的控制，如湖侵域中主要发育向上粒度变粗的准层序，而储集砂体分布于准层序的顶部，所以岩性油气藏主要发育于准层序顶部。图5参6

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古地貌分析在渤海古近系储集层预测中的应用

徐长贵;赖维成;薛永安;于水;程建春

, 2004, 31(5): 913-0.

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近几年来，渤海海域新近系勘探获得了突破性进展，但古近系中深层勘探没有获得大的突破，关键原因之一在于中深层储集层预测困难。古近纪的古地貌作为层序发育的背景，不仅对层序的发育起着重要的控制作用，对沉积体系成因及其展布同样也有重要的控制作用，因此，古地貌分析是准确预测中深部储集层的关键和基础。阐述渤海海域古沟谷和古构造坡折的基本特征及其对沉积体系的控制作用，并以渤海海域两个区块为例，分别阐述了古沟谷即残留可容纳空间和古坡折理论在渤海古近系储集层预测中的作用。图9参8

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分析测井相预测歧50断块沙三段低电阻率油层

李浩;刘双莲;郑宽兵;刘智荣

, 2004, 31(5): 914-0.

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歧50断块是大港油田南大港构造带的富含油断块，主要含油层系沙三段发育岩性油藏且存在低电阻率油层，可划分为5套砂体单元，测井曲线对其沉积特征有清晰反映。高束缚水成因的低电阻率油层的主要特点是具有双组孔隙系统，其形成与沉积微相关系密切，砂体的坝体边部水动力变弱且不稳定，形成薄互层的岩性结构，导致储集层微观孔隙结构复杂化，具备形成低电阻率油层的地质条件；而砂坝主体的岩性结构与孔隙结构相对简单，油层电阻率较高。根据测井相准确认识砂体沉积微相的平面分布规律，有助于预测低电阻率油层分布。歧50-10井的3个小层因泥质含量高而电阻率较低被解释为干层，用此方法进行分析，认为它们具有低电阻率油层的特征，试油获得较高产量。通过测井相分析预测低电阻率油层分布，对老油田的进一步挖潜具有实际意义。图3参7

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王集油田相对低电阻率油层成因及识别

张小莉;王恺

, 2004, 31(5): 915-0.

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泌阳凹陷王集油田核桃园组三段的油水分布受构造、断层、沉积微相、地层水共同控制，正常电阻率油层与低电阻率油层、高电阻率水层共存，且测井曲线特征相似，影响正确判断含油性。岩矿分析、地层水分析以及测井资料综合研究表明，储集层岩石颗粒间普遍富集与充填有黏土矿物，以高龄石（局部地区高达66.2%）、蒙脱石为主，微孔隙发育，使束缚水饱和度增高，油层束缚水矿化度高，导电性增强，这是油层显示相对低电阻率的主要原因。利用多参数判别分析法、纵波等效弹性模量差比值法等方法，可有效地识别相对低电阻率油层。图5表2参12

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根据油藏流体饱和度形成条件建立碎屑岩油层含油饱和度解释模型

张凤敏;孙广博;于俊文;曹宏涛

, 2004, 31(5): 916-0.

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电法测井受井身环境制约，对岩性成因的低电阻率油层含油饱和度评价常使用的Waxman-Smits以及双水模型的众多参数无法量化，而难以推广。影响含油饱和度的因素分别是油藏高度、岩石物性、孔隙结构和流体性质。从油藏流体饱和度形成条件入手，构造孔隙结构系数（孔隙度、渗透率及胶结系数的函数），分析大港油田现有岩电资料及毛管压力分析资料，应用含油高度、油水密度差以及岩石物性等资料，建立了纯油层原始含油饱和度的统一解释图版。实践证明，该解释模型不仅适用于准确求取低电阻率岩性油藏的含油饱和度，也适用于研究非低电阻率碎屑岩油层含油饱和度。图5表1参4

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利用测井资料预测大港油田储集层敏感性

张振城;孙建孟;刘志云;韩成;苏远大;张炜;张智勇

, 2004, 31(5): 917-0.

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储集层中黏土矿物的类型和含量对储集层敏感性的影响非常大。利用测井资料预测储集层敏感性，首先要采用多种方法处理测井基础数据，建立各储集层敏感性参数模型。在大港油田的储集层敏感性预测中，根据实际地质情况，利用自然伽马能谱测井确定黏土矿物的类型及含量，利用统计回归方法来求取其它敏感性参数；在此基础上，对各储集层敏感性参数进行单相关分析，归纳出各参数与水敏、速敏、盐敏、碱敏、土酸酸敏伤害的等级关系；然后剔除相关性较差的参数，将所得的各参数相关系数加权，得出目的层敏感性预测标准。对大港油田官104地区储集层敏感性预测的实验结果验证了该方法的有效性。图4表5参8

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SVD滤波法在直达波和折射波衰减处理中的应用

李文杰;魏修成;刘洋;吴长江;张朝峰

, 2004, 31(5): 919-0.

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在地震资料的处理过程中，需要消除原始资料中直达波和折射波等能量很强的线性干扰波的影响，但常规方法在切除线性干扰波的同时也切除了来自浅层的反射能量，从而失去了反映浅层地质构造的信息。应用SVD（奇异值分解）滤波法不仅可以达到衰减具有线性特征的直达波和折射波能量的目的，又能突出具有非线性特征的浅层一次反射能量，可以避免丢失浅层有效反射信息。理论模型的试算和对实际资料的处理结果表明，应用SVD滤波法处理地震资料能取得较好的效果。图3参6

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大功率井-地电法油藏边界预测技术及效果

何展翔;刘雪军;裘尉庭;黄州

, 2004, 31(5): 920-0.

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应用井-地电法油藏预测技术可以确定已知油藏的分布范围和边界。该方法采用大功率套管内置电极供电，电极在油藏上下两次激发，于地面接收电磁场，在室内对两次激发结果进行差分处理和分析，得到储集层电阻率和极化相位差,根据其异常确定目标储集层的边界，同时推断相邻圈闭的含油性。该方法应用于我国西部山前带Q1井区和东部某油田H19井区，其预测的结果有效性得到了部分探井的验证。图6参4

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新区经济可采储量计算方法

冉启佑;胡向阳;赵庆飞;方开璞;程世铭;赵小军

, 2004, 31(5): 921-0.

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为了计算新区钻加密调整井的经济界限，快速评估新区储量，根据影响单井经济可采储量的主要因素——地质条件和油价、成本、投资等经济条件之间的关系，利用资金的盈亏平衡原理，以原油采收率和井网密度的指数关系式为基础，通过确定钻新井必须满足的新增可采储量界限，建立了新区加密调整井的经济合理井网密度的新计算模型。经大量实例检验，该模型各项参数容易求取，计算方便灵活，不但能够满足钻调整井的前期评价需要，而且能够评估新区储量，是一种实用的计算方法。表4参12

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中原油田储量资产化方法

张韬

, 2004, 31(5): 922-0.

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石油企业的资产管理方式正由实物量管理向以价值量管理为主转变。为了给中原油田现阶段剩余经济可采储量价值评估提供方法，以各类油藏剩余可采储量的储量资产化为对象，应用相对定价法理论，确定不同类型油藏、不同开发单元的剩余可采储量价值及其货币价值，结合油气开采的边际成本，标定油气的开采成本及级差效益，进而研究制定开发生产政策，为老油田实现以资产为主的生产经营管理提供决策依据。参5

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用特态矿物法分析柴北缘部分井中潜在油气层分布井段和油气产量

甘贵元;孔红喜;余瑞娟;李江涛;崔俊;雷振锋

, 2004, 31(5): 923-0.

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简述特态矿物、特态矿物指标、特态矿物法概念及其在油气勘探4个方面的应用。将柴达木盆地北缘地区特态矿物指标划分为3类：Ⅰ类预示油气井能获得数十立方米以上的日产油量或高产天然气流；Ⅱ类预示油井能够获得数立方米的日产油量；Ⅲ类预示仅有油气显示或极低的石油产量。用特态矿物法分析认为，柴达木盆地北缘地区南八仙构造已获高产油气流的仙3井、仙6井、仙9井存在尚未发现的潜在含油气井段，鄂I2井和冷七2井存在可能的油气层分布井段，冷湖五号构造深85井有深浅两个重要的含油气层段，其中对浅层含油气层段的分析已经得到试油结果的验证。表1参4

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亲水砂岩油藏注水吞吐开发模式探讨

王贺强;陈智宇;张丽辉;李晓良;夏国朝;张家良;王庆魁;王学才;张静

, 2004, 31(5): 924-0.

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大港油田南部地区的油藏大多为复杂断块油藏，油藏内部断层多，由于断块面积小而封闭、储集层低渗透、原油黏度高而注水驱替难度大，注水井投注一段时间后往往出现憋压注不进的现象，受益油井见不到注水效果。该类油藏可充分利用其砂岩的亲水性，根据亲水介质的自吸排油机理，对生产井周期性地先注水后采油，进行注水吞吐开发，来提高油藏最终采收率。王官屯油田王26-1断块（低渗透油藏）和自来屯油田自19-14断块（稠油油藏）均为亲水性复杂断块油藏，在先导性试验成功的基础上，实施了以注水、关井、采油为一个周期的注水吞吐开发模式，2个断块吞吐累计增油2.2万t以上。图2表4参10

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利用特殊结构井提高小断块边底水油藏采收率

唐建东

, 2004, 31(5): 925-0.

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江苏油田安丰、宋家垛等复杂小断块边底水砂岩油藏的油藏规模小、含油带窄、含水上升快、停关井多、吨油操作成本高，使用常规井进行调整经济效益差。主控断层断面附近井网难以控制的构造高部位、井间地带及隔夹层遮挡下水驱难以波及到的地带，是小断块边底水砂岩油藏开发后期剩余油富集的主要区域。在精细油藏描述的基础上进行剩余油分布研究，根据剩余油分布部位与规模的不同，有针对性地采取侧钻井、水平井、多目标高精度定向井等特殊结构井，充分挖掘各类剩余油潜力，大大改善了油藏开发效果。利用特殊结构井进行调整挖潜，仅以19口常规井的投资达到了34口井的效果，实现了边际油藏的高效开发。图4表1参11

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柯克亚凝析气田挥发性油藏开发实践

王新裕;牟伟军;丁国发;鹿克锋;吕江毅

, 2004, 31(5): 926-0.

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新疆柯克亚凝析气田西五二采油层系是我国最早投入开发的挥发性油藏。该油藏的流体相态特殊、储集层的非均质性严重，加之1977—1982年的无控制井喷，使油藏原始的含油部分变为水侵部分、纯油部分及侵入气顶部分，流体分布复杂，而且没有取得原始条件下的地层压力、流体样品等资料。在油田开发初期，根据对油藏原始压力、温度、流体界面和流体相态的恢复结果，编制了切实可行的开发方案，在开发过程中严格按开发方案实施，开发后期进行油藏精细描述，应用水平井新技术在剩余油富集区加密调整，并对停喷的油井采用气举采油工艺技术。15a的开发实践证明，油藏取得了良好的开发效果。由方案预测指标及目前生产形势分析，油藏一次采油的采收率可达30%以上。图1表4参12

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油、水井分层动用状况研究新方法

杜庆龙;朱丽红

, 2004, 31(5): 927-0.

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针对注水开发的多层砂岩油田油、水井分层监测资料少、油藏分层动态分析难度大等问题，提出了一种实用的油水井分层动用状况研究新方法：以井组内注采平衡为依据，综合考虑注水井和受其影响的采油井的油层条件（油层厚度，渗透率，原油黏度）和开发条件（注采井距，生产压差，改造措施）等因素，通过平面分配系数和垂向劈分系数，合理劈分注水井的分层注水量，从而得到油井各小层的分层产液量。该方法把油、水井作为一个统一的整体，采取动静结合方式，克服了过去简单地根据油层的产能系数（有效渗透率与有效厚度的乘积）劈分油、水井的分层注水量和产液量的缺陷。大庆葡北油田37口井的现场实际资料验证，用该方法计算的水井分层吸水量和油井的分层产液量与实测吸水量和实测产液量符合率较高。表1参10

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凝析气藏产能方程异常分析

刘立明;景向伟;李勇泳;廖新维

, 2004, 31(5): 928-0.

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根据低渗、高温、异常高压凝析气井的试采资料，用传统的气藏工程方法建立的产能方程可能出现负斜率曲线的异常现象，由于获得相对渗透率等相关资料困难，凝析气拟压力方法难以操作。根据工程应用的需要，从产能基本方程入手，通过计算分析油气两相分离过程、状态方程、油气两相相对渗透率积分，提出便于操作而且实用的建立凝析气产能二项式方程的两种方法：劈分气相拟压力方法和基于区域平均相对渗透率曲线的两相拟压力方法。应用这种方法分析塔里木盆地柯克亚气田KS101井试采资料，计算的气井产能与实际生产资料符合。表3参9

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二氧化碳混相驱的长岩心物理模拟

李向良;李振泉;郭平;李焕臣;李雪松

, 2004, 31(5): 929-0.

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为优化胜利油区拟进行CO2混相驱先导性试验区大芦湖油田樊124断块的注气工艺参数，利用长岩心物理模拟流程，针对该断块的地层原油，在30MPa、116℃条件下，研究了CO2混相驱的驱油效果、驱替特征以及CO2注入时机、注入方式、注入量对混相驱效果的影响。实验表明：对于樊124断块，在30 MPa条件下可以实现CO2混相驱，提高采收率16%以上。在均质长岩心模型中，CO2的注入时机、注入方式对混相驱采出程度影响不大，但早期注入可延长无水采油期，提高采油速率，气水交替注入可有效抑制因地层非均质性而造成的气窜现象,因此，现场还是早期实施CO2与水的交替注入较好，CO2注入量应在0.25倍孔隙体积以上。图3参10

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黏弹性聚合物溶液在油藏盲端孔隙中的流动特性

张立娟;岳湘安;任国友;刘中春

, 2004, 31(5): 930-0.

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采用上随体Maxwell本构方程，描述油藏条件下以第一法向应力差为主要特征的聚合物溶液的流变性，对黏弹性聚合物溶液在油藏盲端孔隙中的流动特性进行数值模拟，从理论上探讨在低雷诺数流动条件下聚合物溶液的黏弹性和盲端几何形状、倾角对孔隙盲端内速度场、应力场及压力场的影响规律。研究结果表明，油藏盲端孔隙中流体的流速随威森博格数的增大而增加，随盲端倾角的增加而减小；油藏盲端应力场随倾角的变化规律与速度场的相似，而在油藏盲端与主流道相交处，应力场随倾角的变化规律则与速度场的不同，其值随倾角的增大而增加；压力波动影响区的范围与流体的弹性变形能力密切相关（其弹性变形主要发生在盲端与孔隙的相交处），其范围随着流体黏弹性的增加不断扩大。流体的黏弹性越大，盲端内的流速和应力就越大，盲端内的压力波动也越显著。图7参6

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含硫天然气相态及渗流

钟太贤;袁士义;周龙军;李海平;杨维宗;罗凯

, 2004, 31(5): 931-0.

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近年来，四川东北部地区发现了大量硫化氢含量很高的天然气藏。天然气中元素硫的含量受地层压力、温度以及天然气组分的控制，在开采过程中，由于近井区域压力低、气体流速高，将使天然气的状态发生变化，析出的固相硫沉积在储集层的孔隙喉道中堵塞天然气渗流通道，井筒中会沉积更多的元素硫，影响气井产能。采用热力学理论解释了硫随温度和压力变化的沉积规律，建立了在达西流和非达西流条件下渗流过程中的硫沉积方程。图1参20

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千米桥潜山凝析气藏低密度水包油压井液研究

杨喜柱;周福建;郑淑杰;王凌梅;代礼杨;钟惠敏

, 2004, 31(5): 932-0.

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大港油田千米桥潜山常压凝析气藏已进入中期开采阶段，由于使用的水基压井液密度均大于1.0g/cm3，洗井时经常有压井液漏失，对储集层损害严重，严重降低产能。室内岩心研究表明，在净压力作用下，储集层的压力敏感性较强，气体流速敏感性损害程度很弱，地层水损害程度中偏严重。在模拟储集层高温条件下，对现场使用的压井液损害储集层的情况进行评价，结果显示对渗透率小于10mD的气层渗透率的损害平均为53%，这主要是压井液的滤液进入岩心的细小孔喉引起水锁伤害所致。根据不同伤害机理理研制出一种效果较好的低密度（0.84～0.90g/cm3）水包油压井液，抗温168℃，抗水、油污染容量10%，渗透率恢复值平均为90.06%，最低在87.6%以上。表6参6

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振动-土酸酸化复合解堵室内实验研究

张荣军;蒲春生

, 2004, 31(5): 933-0.

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低、特低渗透油气田开发中普遍存在因无机结垢、有机结垢、微生物、外来颗粒、黏土矿物等引起的近井地带地层堵塞问题。针对此问题，开展了振动、土酸酸化及振动-土酸酸化复合解堵效果室内实验研究，结果表明，振动-土酸酸化复合解堵的效果比单独使用振动或土酸酸化解堵的效果更显著。振动解堵使岩心渗透率提高10%～20%，土酸酸化解堵使岩心渗透率提高10%～40%，而使用振动-土酸酸化复合解堵可使岩心渗透率提高40%～70%。对流体在生产井和注水井中的流动进行了室内实验模拟，开发的新型的振动-土酸酸化复合解堵技术不仅解堵效果好，而且比较稳定，至少可使岩心渗透率提高40%左右。图5表4参8

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轮南油田注水井污染评价方法探讨

周理志;马红英;方珂;沈建新

, 2004, 31(5): 934-0.

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基于塔里木盆地轮南油田注入水对油藏污染的特点，定义注水井的实际注水量（Qt）与理论吸水量（Qf）之比为注水井吸水效率（α），根据α随注水时间（t）的变化所反映的地层污染的变化情况，将地层的污染程度分为无污染（α≥1.0）、轻微污染（0.9≤α＜1）、一般污染（0.7≤α＜0.9）和严重污染（0≤α＜0.7）。α-t曲线可以反映不同注水时期注水井的地层污染状况，间接了解注水水质的变化情况；Qt-Qf图示法能直观反映较长注水时期内注水井的总体污染状况。与通常采用的“表皮系数”法（只能评价注水井在较短时间段内的污染状况，且获取参数成本高）相比，所提出的评价方法具有获取参数容易、分析简单、结果直观的优点，便于监测注水井注入水对地层的污染状况，及时发现注水井的水质问题。图3表3参5

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裂缝性气藏压裂液滤失模型的研究及应用

李勇明;郭建春;赵金洲;吴小庆;李娅

, 2004, 31(5): 935-0.

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裂缝性气藏压裂与普通均质储集层压裂最主要的差别在于流体滤失。建立了计算裂缝性气藏压裂液滤失的数学模型，采用正交变换法给出了模型的精确解，对比分析影响裂缝性气藏压裂液滤失系数的因素。在大量模拟计算的基础上，提出描述裂缝性气藏压裂液滤失速率的新关系式，求得的滤失速率比用经典的压裂液滤失计算模型求得的滤失速率大。图3表1参10

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硅氧烷糠醇树脂固砂剂的作用机理及应用

郑延成;李克华;周爱莲;吴运强;马晓峰

, 2004, 31(5): 936-0.

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克拉玛依油田稠油蒸汽吞吐井出砂严重，但常规树脂在高温下易降解而失去固结作用。根据对有机硅氧烷、糠醇预聚体、无机钙粉固结协同作用机理的分析，通过在无机物表面包覆多官能团的硅氧烷改性糠醇树脂的实验研究，得到了抗高温性能较好同时成本较低的固砂剂。在300℃的高温下，该固砂剂与砂形成的黏结体抗压强度在5MPa以上，固结后的岩心经高温冲刷后水相渗透率在0.50D以上。采用高温固砂剂对克拉玛依油田9区的10口稠油吞吐井进行了现场固砂试验，处理后9口井地层产液含砂量为微量。对现场试验处理方案及结果的分析说明，在对油流黏度高的严重出砂井固砂前，采取适当的前处理措施是非常必要的。表3参10

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关于塔里木台盆区志留系油气勘探的几点思考——以塔中地区为例

宋建国;吴震权

, 2004, 31(5): 937-0.

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对塔里木盆地塔中地区存在“志留系巨型古油藏”的看法提出质疑。认为塔里木台盆区广为分布的志留系沥青砂岩中的沥青更可能是油气运移的标志，是油气运移阶段呈分散状态的烃类在长期地层水水洗作用下的产物，即巨型“塔中志留系古油藏”可能并未形成。对于塔中地区今后志留系的勘探方向，提出在沥青砂岩分布区寻找再充注型油气藏和跳出沥青砂岩分布区向着油源方向寻找原生油气藏。对今后的研究工作提出了建议，特别是对改善复杂含油气系统的研究提出了具体构想。参7

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关于用FZI划分流动单元的探讨

靳彦欣;林承焰;赵丽;赵丽娟

, 2004, 31(5): 938-0.

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FZI（流动分层指标）是与储集层孔隙度和有效水力半径有关的变量，用油藏品质指数与归一化孔隙度的比值定义，被广泛用于定量识别和划分流动单元。但FZI的定义本身存在一定问题，对其基本原理及推导过程进行的理论分析表明：即使在同一流动单元内，FZI是与孔隙度有关的变量，得不出确定的渗透率与孔隙度的相关关系；岩石的渗透率和孔隙度同时扩大或缩小合适的倍数会得到相同的FZI值，即物性差异很大的储集层可能FZI值相同。所以用该指标划分的流动单元不符合“流动单元内部储集层物性差异最小、不同流动单元之间储集层物性差异最大”的要求，在流动单元的识别和划分中应慎用该方法。参13

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英南2井气藏致密砂岩盖层的形成

余和中;张丽霞;韩守华;朱国华;斯春松

, 2004, 31(5): 939-0.

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钻井取心和录井资料显示，塔里木盆地英南2井侏罗系气藏中的主力气层之上均为砂岩，缺少泥岩盖层。通过对铸体薄片的观察，结合电性、物性、压汞、扫描电镜和黏土矿物X衍射分析资料，发现英南2井主力气层之上有两段致密砂岩层能够作为气藏的有效盖层。致密砂岩层内富含高度分散的泥杂基（含量达6.6%～13.8%），呈网状和包膜状分布于砂粒表面和粒间，其强烈的水锁效应能使气体渗透率降低80%以上，在含水条件下，气体渗透率可由0.47～0.69mD降至小于0.1mD或趋于不渗透状态，这是这类致密砂岩成为有效盖层的主要原因。图4表2参10

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马六甲合同区油源和气源对比研究

郗凤云;潘懋;张光亚

, 2004, 31(5): 940-0.

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主要应用碳同位素法、组分组成法和生物标志物方法，对马六甲合同区的油气源进行了对比研究，确定了研究区的原油来源于淡水—微咸水的半深湖—深湖相沉积环境，母质类型为Ⅱ型，原油成熟度较高，为成熟—高熟，原油应来自Bengkalis凹陷内的Brown Shale组湖相页岩；区内的天然气为油型气，来源于淡水－微咸水沉积环境，为原油和凝析油伴生气，同样来源于Bengkalis凹陷内的Brown Shale组湖相暗色页岩。图6表1参14

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储集层物性下限值确定方法及其补充

郭睿

, 2004, 31(5): 941-0.

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确定油层物性下限是储集层评价和储量评估的基础，方法很多，但受测试资料限制，结果有较大的不确定性。油层物性下限值取决于油层本身组分结构特征，同时受流体性质（特别是原油性质）和埋藏深度的影响。根据多年对国外油田评估的实践，统计分析64个国外油田的物性下限值，为确定油层物性下限提供了类比参考基础，建立的油层孔隙度或渗透率下限值大小与原油比重度或埋藏深度的相关关系，可作为判断确定的油层物性下限值合理性的一种参照。图9表1参5

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2004年, 第31卷, 第5期　刊出日期：

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