石油勘探与开发

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网毯式油气成藏体系——以济阳坳陷新近系为例

张善文;王永诗;石砥石;徐怀民

, 2003, 30(1): 265-0.

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根据济阳坳陷新近系油气成藏特点，提出网毯式油气成藏体系概念。该体系为3层结构：下部为油源通道网层，中部为仓储层，上部为油气聚集网层，这种岩相结构由河流层序发育过程中可容空间的变化速率从小到大所决定。在济阳坳陷北部，油源通道网层由古近系和断裂网构成，切入烃源岩的油源断裂起油气向上运移的单向阀作用，为新近系提供它源油气；仓储层为新近系馆陶组下段低位域辫状河流相砂砾岩，连通性好、分布广、厚度大，蓄积来自古近系的油气形成毯状聚集；油气聚集网层为新近系馆陶组上段、明化镇组的退积域和高位域沉积，以曲流河相为主的砂体平面呈树枝状，剖面呈透镜状，油气通过砂体-断裂输导网络运移聚集。对网毯式油气成藏体系中石油运移、聚集过程的二维物理模拟实验结果表明，在油源断裂幕式活动的地震泵作用下，周期性沿断裂向上输送的油气首先充注仓储层，呈毯式以放射状方式运移，通过沟通仓储层与上覆岩层的断裂进入上覆砂层的油在断裂两侧的砂体聚集成藏。济阳坳陷新近系网毯式油气成藏体系已发现3类9种油（气）藏类型，潜山披覆构造主体及其周围分布构造型油气藏组合，储量丰度大；岩性型油气藏组合受河道控制，分布范围广，横向变化大，油水关系复杂；缓坡构造带分布地层型油气成藏组合。第三纪渤海湾盆地沉降、沉积中心向渤海迁移，是济阳坳陷新近系油气富集于邻渤海的沾化凹陷的主要原因，凹陷中受断裂控制形成的低凸起是油气富集的最有利场所。存在巨厚毯状输导层在下、树枝状砂岩透镜体在上的河流层序结构，是形成网毯式油气成藏体系的前提；存在油源断裂网和将仓储层与油气聚集网层沟通的断裂网，是它源油气向上输导的关键；仓储层与油气聚集网层中存在圈闭，是形成次生油气藏的核心。具有类似条件的沉积盆地，可能也存在网毯式油气成藏体系，这一石油地质新理论为勘探次生油气藏提供了新思路。图16表3参44

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“九五”期间塔里木盆地构造研究成果概述

贾承造;魏国齐

, 2003, 30(1): 266-0.

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“九五”期间对塔里木盆地构造问题的攻关研究取得重要进展，为油气勘探提供了盆地结构和构造演化史方面的依据。扼要介绍其中的关键性研究结论，包括深部构造、古地磁、盆地内部构造、盆地南缘板块构造、盆地南部构造、库车坳陷结构以及塔里木盆地基本构造特征和古隆起构造、特提斯造山系演化与特提斯北缘盆地群油气富集关系。参32

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东濮凹陷长垣断层系中转换斜坡的特征与油气勘探

孙思敏;彭仕宓;汪新文;昝新

, 2003, 30(1): 267-0.

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东濮凹陷西部长垣断层系为由5条断层首尾相互叠覆组成的雁列状断层系，断层叠覆段发育转换斜坡。转换斜坡连接一条断层的上盘和另一断层的下盘，具有特殊的变形特征，在转换斜坡近旁的断层系上盘伴生横向背斜。叠覆断层间通过转换斜坡的变形和断层两盘位移进行位移传递。转换斜坡的成因与叠覆断层系的分段演化有关。转换斜坡及横向背斜对烃源岩和储集层的发育及分布有重要影响，是有利的油气勘探目标。图5参7

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断坡带对沉积体系的控制作用——以琼东南盆地为例

赵忠新;王华;陆永潮

, 2003, 30(1): 268-0.

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应用“断坡带”概念，识别了琼东南盆地断坡带的主要类型和发育特征，分析了其对盆地的沉积分区、沉积砂体分布样式的控制作用，以及研究了该盆地断坡带的多级性及其在盆地不同的充填演化时期对不同沉积相带空间展布的控制作用。琼东南盆地断坡带不仅控制了各凹陷古近纪低水位和高水位时的可容纳空间和水深的变化，还控制了其沉积体系和沉积体系域的时空分布，尤其是各层序低水位期和高水位期的断坡带，直接控制了各层序发育时的古隆起区、滨海平原区、浅海（浅水）区和浅海（深水）区分布范围，影响着琼东南盆地的烃源岩规模、输导层（体）特征、储集层规模与物性及其盖层发育的宏观特点等。图4参7

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辽河西部凹陷滩海地区Es1+2异常压力特征与油气运聚

方世虎;徐怀民;郭召杰;尹继宏;吴兴录

, 2003, 30(1): 269-0.

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异常高压对油气运移和聚集具有建设与破坏的双重作用：发育异常高压的泥岩可作为良好的盖层，尤其是作为良好的区域性盖层，有利于油气成藏；异常高压可以成为泥岩排水、排烃的动力，产生的裂缝既可作为良好的油气运移通道，也可能导致油气盖层的破坏，促使油气重新分布。辽河坳陷西部凹陷滩海地区Es1+2发育异常高压，泥岩的分布及厚度在一定程度上决定了异常压力发育状况，且泥岩中的超压往往高于邻近砂岩的超压，其压力差成为排烃动力，使生烃中心的流体以“离心式”向外排出，形成的油气富集带围绕生烃中心呈环带状分布。剩余压力及压力系数的分布基本指示了研究区地下流体的流向，反映了西部斜坡带、笔架岭构造带及中央低凸起是有利的含油气区带。异常高压有效地增加了Es1+2作为区域性盖层的封闭能力，基本控制了西部凹陷的油气聚集成藏。图4表1参13

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歧北深层高温高压条件下烃源岩特殊的成烃演化规律

陈善勇;李军;孙兵;周立英

, 2003, 30(1): 270-0.

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黄骅坳陷歧北地区深层高温高压条件下古近系烃源岩成烃演化规律与传统的干酪根降解演化规律存在差异，其差异突出体现在成熟度参数的演化特征上。在分析歧北深层烃源岩特殊的成熟演化特征及不同温压条件下热压模拟演化特征的基础上，探讨超压在深层烃源岩成烃演化过程中的作用，总结高温高压条件下深层烃源岩特殊的成烃演化规律。指出：虽然超压影响油气生成演化的全过程，但在不同演化阶段超压的影响是不同的。超压的滞烃效应主要作用于烃类进入生烃高峰的后期，超压不仅可抑制液态烃向气态烃的转化，而且还抑制干酪根的降解，使油气生成的时限延迟，以致在正常条件下预测生气的深度仍将继续生油。歧北地区深层高温高压条件下古近系烃源岩特殊的成烃演化规律主要体现在成熟油相窗口向高成熟早期的推移。图4表1参5

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柴北缘中、下侏罗统生、排烃史模拟

王永卓;徐景祯

, 2003, 30(1): 271-0.

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采用有限个平行一级反应生烃模型，采用受临界含烃饱和度和排烃效率控制的饱和度排烃模型，根据14个取自井下和露头的未成熟—低成熟样品热压模拟实验的产率数据标定化学反应过程，对柴达木盆地北缘地区中、下侏罗统煤系烃源岩的生、排烃历史进行模拟与分析。模拟结果表明：柴北缘中、下侏罗统煤系烃源岩大多达到过成熟阶段，镜质组反射率多大于2%，但生、排烃过程不同；下侏罗统累计生油强度可达10×103kg/m2以上，排油强度超过4×103kg/m2；中侏罗统最大累计生油强度只有2×103kg/m2，排油强度在1×103kg/m2以下。图8参12

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大庆油田高含水期自然电位的变异和校正

杨瑞明;王良书;徐正顺;陶嘉胜

, 2003, 30(1): 272-0.

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大庆油田经多年注水开发，油层形成多压力系统。由于低矿化度注入水的影响，不同水淹级别油层的扩散吸附电位发生不同程度变异；由于加密调整井钻井液密度较高，过滤电位对自然电位的影响不能忽略。过滤电位和变异的扩散吸附电位叠加造成自然电位异常，会影响砂岩有效厚度和水淹层解释结果的正确性。应用地球物理测井原理，提出计算不同类型油层扩散吸附电位和过滤电位的方法，用于校正自然电位曲线变异。图2表2参5

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地层测试压力恢复资料解释新方法

毛伟;余碧君;张庆茹;徐罗滨

, 2003, 30(1): 273-0.

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提出一种新的地层测试非自喷井关井压力恢复资料解释方法，采用4个误差统计参数定量检验该方法的解释结果，并采用相对性能系数，对比该方法和流动段压力资料解释方法、Peres压力恢复方法一及压力恢复方法二的性能，结果表明该方法优于其它方法。通过定量检验，达到了求准地层参数的目的。对比流动段和恢复段的解释结果，发现恢复段的解释方法总体上优于流动段的解释方法，原因是由于流动段的时间同恢复段相比过短。图2表2参9

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计算机辅助自动历史拟合在油藏数值模拟中的应用

邓宝荣;袁士义;李建芳;雷颖华;路勇

, 2003, 30(1): 274-0.

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油藏数值模拟的历史拟合既复杂又费时、费力，而且多解。通过对计算机辅助历史拟合技术进行研究，给出了一种较为实用可靠的实现方案：①利用商业化的黑油模型计算结果，构造历史拟合目标函数(也适用于其它模拟器)；②采用Levenberg-Marquardt优化算法求解极小化目标函数，并根据牛顿法、最速下降法、Levenberg-Marquardt算法各自的特点进行灵活的算法切换，提高收敛性和收敛速度；③利用协方差矩阵和均方根梯度，进行参数的不确定度和敏感性分析。数值模拟试验表明，设计的计算机辅助历史拟合方法可行、可靠，能够大大减少人工历史拟合的盲目性和所花费的机时。图4表1参16

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河流相储集层定量建模研究

王仲林;徐守余

, 2003, 30(1): 275-0.

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以胜利油区孤东油田七区中开发单元为例，从研究沉积微相、砂体展布、地层格架、储集层特征及流体性质、储集层非均质性和单井模型等入手，探索应用综合理论和技术进行储集层随机建模研究的方法和思路，针对河流相储集层非均质性强，对多种建模方法进行了二维、三维对比研究和分析，认为指示模拟方法是河流相储集层定量建模的最优方法。用该方法建立了该区馆陶组上段河流相储集层的定量地质模型，经油田生产检验效果良好。图6表3参15

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文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发

黄新文;张兴焰;朱学谦;郝敬华;周琦;陈新平

, 2003, 30(1): 276-0.

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深层低渗透多油层砂岩油田受经济产量的限制，一般采用1套层系笼统合采。开发实践表明，层系内如层数太多，层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素。多层合采合注开发效果较差，需要研究新的层系组合与划分方式，既能满足开发生产对层系细分的需要，又能使注采井距达到注水开发的要求。东濮凹陷文东油田属于低渗透多油层砂岩油田，油层多达55个，在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上，以经济效益为前提，合理划分与组合开发层系，其高效、经济细分层系开发的经验，对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。图1表3参14

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低渗透砂岩油藏开发主要矛盾机理及合理井距分析

王端平;时佃海;李相远;陈光梅

, 2003, 30(1): 277-0.

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低渗透油田开发效果比初期预测效果变差的原因，一是由于地层压力下降，上覆净压力相对增加而引起渗透率降低;二是储集层流态由拟达西渗流变为低速高阻非达西流。根据胜利油田低渗透油藏实际，定义了技术极限井距概念；根据渗流流量方程和流速方程，结合室内实验确定的实验模型(临界驱替压力梯度)和现场资料，提出技术极限井距计算公式，以胜坨油田坨76块进行试算，计算结果比较合理。图2表1参8

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胜坨油田浅水浊积相储集层流动单元研究

邓玉珍

, 2003, 30(1): 278-0.

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胜坨油田沙二段1砂层组2小层是浅水浊积相储集层，综合考虑岩性、物性、电性及非均质性和水淹特征，采用模糊聚类的方法将其分为4类流动单元。流动单元E以中砂岩为主，处在沉积旋回下部，分布于浊流中心相，基本没有无水开采期，高含水期含水上升减缓，非均质性弱，纵向剩余油分布差别小；流动单元G以细砂岩为主，处于沉积旋回中下部，分布于浊流中心相边部及边缘相内侧，非均质性最弱，水淹较均匀，高含水期仍有可观的可动剩余油；流动单元M以细砂岩、粉砂岩为主，处于沉积旋回中上部，分布于浊流边缘相的外侧，非均质性较强，是剩余油较富集的部位；流动单元P以夹泥质粉砂岩、粉砂质泥岩的细、粉砂岩为主，处于沉积旋回的顶部及底部，分布于浊流相与湖相的交界部位，非均质性强，极容易形成剩余油，但剩余油总量不大且较难开发，经济价值不大。把流动单元研究与剩余油研究结合起来，可以为提高油气采收率提供可靠的地质依据。图4参8

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文南油田文33断块沉积微相与水淹规律

李存贵;薛国刚;张辉

, 2003, 30(1): 279-0.

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东濮凹陷文南油田文33断块沙二下亚段三角洲前缘沉积主要微相类型有水下分支河道、分支河口坝、水下天然堤、决口扇、远砂坝等，微相分布控制主力油层的发育和物性分布。主要依据沉积微相将储集层分为3类，它们的储量动用程度、水洗强度、驱油效率明显不同，水下分支河道砂体最易水淹，水下分支河道侧缘、分支河口坝次之，水下天然堤、决口扇及滨浅湖砂体水淹最弱。图3表1参11

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泥页岩稳定性的化学与力学耦合研究综述

邓虎;孟英峰

, 2003, 30(1): 280-0.

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泥页岩井壁失稳的化学与力学耦合作用是井壁稳定性研究中较为关注的问题。笔者对近年来国内外在这方面的研究现状进行了分析研究，将其理论与研究方法大致分为以下4类进行了详细的讨论：泥页岩内水的传输机理；总吸附水相关法；等效孔隙压力法；总水势的增量弹性理论。通过分析认为，在钻井液—页岩体系中，水和离子在水力压差和活度差的作用下进入（流出）页岩，从而影响井眼附近应力分布和页岩物性。这种影响可以粗略地通过渗透压或含水量的方式定量计入井壁稳定性力学分析中。然而，虽然泥页岩水化的力学与化学耦合研究已经开始，但由于问题的高度复杂性，已有的研究成果相互之间并不一致，而且每种理论和方法都有明显的缺陷，尚需更为逼近真实的理论基础和进一步深化的机理研究。参19

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东濮凹陷古近系的低位三角洲沉积

纪友亮;冯建辉

, 2003, 30(1): 281-0.

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在对东濮凹陷古近系盐岩成因重新认识的基础上，发现了湖平面频繁变化的标志，估算其湖平面变化频率为1000次/Ma，认为湖盆中央在高水位期深湖—半深湖相泥岩中发育有低位三角洲砂体，其中所含的膏盐岩属于低位期蒸发成因的盐湖沉积。低位三角洲发育在主要物源区的前方，处在深湖相泥岩包围之中，相标志、相层序、相模式和砂体的展布特征有别于深水重力流沉积，是重要的油气储集体。图4 参18

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中国煤层气可利用经济储量预测与发展前景

王红岩;张建博;刘洪林

, 2003, 30(1): 348-0.

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我国煤层气资源潜力较大，远景资源量为27.3×1012m3，但目前能源结构极不合理，每年因采煤向大气排放的煤层甲烷高达194×108m3，接近于全国1a的天然气产量，占世界采煤排放甲烷总量的1/3，既浪费能源又污染环境。因此，加强我国煤层气的开发和利用迫在眉睫。分析我国煤层气勘探开发最新进展，结合国内外煤层气发展现状及我国能源战略规划，对我国煤层气利用及发展作出中长期预测。图1表1参14

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浅议我国西北低煤阶含煤盆地煤层气的勘探对策

陈孟晋;张建博

, 2003, 30(1): 349-0.

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通过国内外实例，分析含气量和含气饱和度在煤层气勘探评价中的作用，认为在低煤阶含煤盆地中进行煤层气勘探很有前景。美国的粉河、尤因塔盆地和我国的铁法盆地的煤阶都为低煤阶，含气量也不高，但都获得了商业气流，勘探见到了成效。其主要原因在于它们都具有较高的含气饱和度，加之煤层巨厚和渗透率较高，这些有利因素弥补了其它方面的不利。在我国的煤炭和煤层气资源分布中，西北地区低煤阶煤占了相当的比例，结合实例和分析西北低煤阶盆地的特点后认为：在西北含煤盆地进行煤层气勘探必须重视生物成因气的研究，加强盆地的水动力因素及保存条件的研究。图3表1参5

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深盆气藏异常地层压力产生机制

张金川;王志欣

, 2003, 30(1): 352-0.

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运用典型深盆气成藏的活塞式原理讨论异常地层压力形成机制，认为：以气水活塞式排驱为特征的深盆气藏在其形成过程中表现为高异常压力；由于天然气的密度小于地层水密度，当天然气柱高度足够大时，深盆气藏内部将出现理论上的正常压力梯度的临界点，越过该点继续向下，深盆气藏压力梯度逐渐降低并出现低异常地层压力；从原始的生成状态到后期保存过程中的各阶段，深盆气藏的异常压力具有自变性特征。图3表1参12

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准南地区异常地层压力发育特征及形成机理

王震亮;孙明亮;耿鹏;宋岩;李耀华

, 2003, 30(1): 353-0.

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根据实测渗透层压力数据、计算的泥岩压力纵向分布、预测的不同层位异常压力分布，分析了准噶尔盆地南部砂、泥岩地层异常高压的分布特征。在综合压实曲线的对比基础上，分析了异常地层压力的成因。凹陷内渗透层异常高压非常发育，泥岩的地层压力分布既可与砂岩的实测压力相似，也可出现小于砂岩实测压力的现象，说明砂岩中的异常压力并非全由泥岩的欠压实作用引起。通过综合压实曲线的对比，可以确认不同井处的超压是否主要由压实作用引起。研究区异常压力的成因主要有压实与排水不平衡、构造挤压、高流体势承压、断层对水动力的垂向贯通，在不同地区，这4个因素所起的作用大小有所差别。概括而言，西部地区超压的成因以压实作用为主，东部则与构造挤压、断层活动导致的水动力贯通等有关。图2表1参16

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沾化凹陷裂缝性泥质岩油藏研究

王志刚

, 2003, 30(1): 356-0.

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济阳坳陷沾化凹陷在古近纪为北东向断陷湖盆，多期次发育了多方向、多物源、多类型的近源短轴快速沉积，沙四上亚段、沙三段、沙一段的泥岩为主要烃源岩。该凹陷沙三下亚段裂缝性泥质岩为富有机质的暗色泥岩和富钙质泥岩的互层，发育在深湖—半深湖相泥岩上倾尖灭的斜坡处，现今埋深2600～3000m，在多期构造运动和成岩作用下，形成了成烃演化微裂缝网络、黏土矿物转化收缩裂缝网络、顺层或切层裂缝网络、溶蚀缝洞网络和构造裂缝网络，在流体封存箱和流体异常高压成藏机制作用下形成裂缝性泥质岩油藏，石油富集在构造转折带、弧形断裂外侧、断裂交汇部位等应力集中和释放区。图

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辽河西部凹陷北部地区隐蔽油气藏预测与成藏机制分析

李宏伟;朱怡翔;李胜利;赵明

, 2003, 30(1): 357-0.

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在辽河西部凹陷北部地区隐蔽油气藏的勘探中，利用有限的岩心、地震相信息分析含油储集层的成因；开展油源对比，确认储集层内油气来源；在分析储集层成因的基础上，运用地震储集层成像手段，预测了含油储集层的分布，进而剖析油气成藏机制。研究结果，油气并不是在构造最高部位聚集，而是受控于储集砂体的分布，因此油藏类型为隐蔽性较强的岩性油气藏，油气属自生自储成因。在此思路指导下，沿古河道走向扩边钻探取得了成功。图6表1参6

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冀中坳陷河间南潜山油藏勘探技术

葛许芳;唐瑾;吴郁;吴忠

, 2003, 30(1): 360-0.

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在对冀中坳陷河间南地区三维地震资料进行精细目标解释过程中，利用多种勘探技术和手段准确查明圈闭形态，对油源、储集层、封盖条件进行综合评价，从而发现和落实了一个新的潜山圈闭——河间南潜山。经综合论证后设计钻探的M851井在雾迷山组获得了高产油气流。河间南潜山油藏的发现过程表明，潜山油田进入中后期高含水开发阶段，在发现新油藏的难度越来越大、资源接替矛盾日益突出的形势下，必须重视三维地震勘探资料采集、处理和解释技术，深化区域综合地质研究，在潜山发育带寻找富含油气的中小规模潜山油藏，为油田实现可持续发展提供资源保障。图4参13

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埕北30潜山太古宇储集层预测

王军;张强

, 2003, 30(1): 361-0.

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埕北30潜山处于胜利探区埕岛油田主体的东部，具有中生界、古生界和太古宇3层结构。太古宇为被断层复杂化的花岗片麻岩，经多期风化剥蚀，各种缝、洞、孔极其发育。主要预测太古宇储集层，在综合地质研究的基础上，利用叠前深度偏移地震资料，将精细构造解释与三维地质建模技术相结合，建立了3000m以下深度潜山内幕的准确模型；用波阻抗合成声波反演技术预测太古宇风化壳的低速储集层分布及其孔隙度、渗透率，用相干分析技术预测高角度缝分布。经CB303井钻探结果验证，深度预测误差为0.4%，厚度预测误差为15%，预测效果较好。图8参6

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微幅度构造识别方法及利用浮力开发油田

王庆;贾东;马品刚;曹阳;丁洁

, 2003, 30(1): 364-0.

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通过高分辨率三维地震剖面的解释，并结合开发井的层位校正，确定了大庆长垣南部太190油田中微幅度构造的基本特征。该区广泛存在的微幅度构造控制着油田注水开发效果及剩余油的分布。重力作用是影响油田注水开发效果的主要原因，由油水重力分异而产生的浮力是油田注水开发过程中可以利用的一种驱动力。试验结果表明，利用浮力使剩余油在短距离内短时间再聚集是可行的，因而在砂体窄小、微幅度构造发育的复杂断块油藏，利用浮力采油是一种有效的改善油田注水开发效果的方法。在井网加密调整的过程中，油井应布在微幅度构造的高点及斜坡部位，这样可以利用浮力，采用油水井间抽、间注的方式有效地开采剩余油。图1表1参15

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预测井间储集层参数的相控模型法

董伟;冯方

, 2003, 30(1): 365-0.

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在后期成岩作用影响不大的情况下，砂岩储集层物性与沉积微相之间关系密切。据此，针对砂岩储集层进行井间参数预测，研究砂岩厚度、孔隙度、渗透率的平面分布，提出建立井间储集层参数模型的相控模型法，其实质是进行带地质约束的井间参数预估，即由井间沉积相地质信息提取储集层参数软信息，增补井间约束条件，与井点数据共同预测井间储集层参数。该方法适用于井控不足情况下的储集层描述。图4参9

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安塞低渗油田孔隙结构对渗流特征曲线的影响

高旺来

, 2003, 30(1): 372-0.

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渗流曲线的测定是认识油藏流体渗流规律的基础。实验发现安塞油田储集层岩心渗流曲线在低有效净围压下近似表现为两段直线，通过压汞实验和毛管压力曲线数据分析，认为这种特征与储集层孔隙结构有关。在分析渗流特征时应综合考虑孔隙结构特征、流体与孔隙介质的相互作用等因素。图3参9

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垂直裂缝井开发低渗油藏非线性渗流压力分析

邓英尔;刘慈群

, 2003, 30(1): 373-0.

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根据低渗透介质非线性渗流运动规律三参数连续函数模型，运用椭圆渗流的概念，建立了垂直裂缝井开发低渗油藏定常和非定常非线性渗流数学模型。运用平均质量守恒的方法，对垂直裂缝井开发低渗油藏非定常非线性渗流压力分布和压力扰动影响半径进行了数学推导。结果表明：垂直裂缝井开发低渗透油藏时，按非线性渗流规律与按线性渗流规律计算的结果差别明显，线性与非线性定常渗流压力分布在椭圆坐标系中分别为直线和曲线，线性定常渗流压力梯度不随椭圆坐标变化，非线性定常渗流压力梯度随椭圆坐标增大而减小；非线性渗流的影响半径发展速度比线性渗流慢；在同一无量纲时间下，非线性非定常渗流的井底压力比线性渗流的大；在对垂直裂缝井开发低渗透油气藏进行油气藏工程计算时，应考虑非线性渗流的影响。图2参14

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平湖油气田稀油高渗透底水油藏水平井开发跟踪研究

杨耀忠;昌峰;张世明;陈荣华;孙业恒;徐宽正;韩子臣

, 2003, 30(1): 384-0.

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东海平湖油气田的H23+4油藏为块状底水油藏，参数敏感性研究认为：水平井开发H23+4油藏效果明显，水平井应沿构造长轴方向布井，长度以600m为宜。设计的A3水平井目前含水36%，日产油423 m3，采油速率为3.5%，处于中含水低速开发阶段。油藏动态跟踪研究与开发实践相结合，可以及时调整和修改开发技术政策，缓解开发矛盾。经过动态跟踪研究对地质模型及开发方案进行调整后，采收率比初期开发方案设计指标提高5.01% 。图1表2参8

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牛庄洼陷沙三中亚段浊积砂体储集特征研究

侯明才;田景春;陈洪德;陈学华;肖焕钦;邱桂强;贾光华

, 2003, 30(1): 385-0.

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根据岩心观察以及对测井资料、构造背景等资料的综合分析，认为东营凹陷牛庄洼陷沙三中亚段存在深水浊积扇和三角洲前缘滑塌浊积扇砂体。讨论浊积砂体的储集空间类型及各微相砂体的孔渗特征，认为主要发育剩余原生粒间孔隙、次生孔隙、原生微孔隙、微裂缝4种类型储集空间；内扇主水道和中扇辫状水道砂体的储集性能较好，而中扇辫状水道前缘砂体和外扇内的砂体粒度较细，杂基含量较高，原生孔隙小而少，因而其储集性能相对较差；成岩作用对浊积砂体物性的改造明显，压实、胶结及黏土填隙作用导致孔渗性变差，而溶蚀作用、交代作用则有利于孔渗性的改善。评价认为，沙三中亚段储集层为中低孔低渗型的中等储集层，这是沉积-成岩演化中埋藏深、形成时代早、成岩作用较强等因素造成的。照片9 表1 参6

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配套暂堵实现强凝胶堵剂的选择性堵水实验研究

唐孝芬;刘玉章;刘戈辉

, 2003, 30(1): 408-0.

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针对笼统堵水作业时非目的层易被污染问题，利用产水层的高压、高能有利于流体进入低压低渗透非目的层原理，提出堵水作业前配套使用弱凝胶暂堵保护剂，从而实现高强度凝胶类堵剂笼统作业时选择性堵水的目的。同时，还简述了配套暂堵选择性堵水原理、高强度凝胶堵剂与弱凝胶暂堵剂性能，评价了堵剂与暂堵剂配套使用时相互性能影响以及选择性封堵性能。图3表5参4

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高柳地区新近系地层压力和温度对岩石物性的影响

周灿灿;李淑;周凤鸣;郑红菊

, 2003, 30(1): 409-0.

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黄骅坳陷北部南堡凹陷高柳地区明化镇组、馆陶组砂岩属疏松、固结程度较差的储集层，岩心实验结果表明，随着净上覆地层压力（净覆压）的增加，岩石的孔隙度、渗透率均不同程度地降低，并且渗透率的变化幅度远大于孔隙度。与常规岩心分析结果相比，油藏条件下（净覆压大于20MPa）孔隙度约减小3%～10%，渗透率约减小12%～70%。通过研究建立了高柳地区孔隙度、渗透率的净覆压校正关系式，分析得出孔隙度、渗透率与净覆压之间呈指数函数关系的结论。在净覆压增大的同时，地层温度对该地区岩石物性的影响可以忽略。图4表2参3

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2003年, 第30卷, 第1期　刊出日期：

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