石油勘探与开发

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中国3类前陆盆地油气成藏特征

宋岩;赵孟军;柳少波;秦胜飞;洪峰

, 2005, 32(3): 1101-0.

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中国中西部发育3种不同的前陆盆地系统组合类型，即叠加型前陆盆地（冲断带）、早期型前陆盆地和晚期型前陆盆地（冲断带），它们的生储盖组合、成藏时期、成藏后的改造作用以及油气有利勘探部位均有不同。叠加型前陆盆地主要发育早期前陆盆地和两期前陆盆地之间的拗（断）陷湖盆两大套烃源岩，多期成藏，以晚期成藏为主；早期型前陆盆地主要烃源岩发育与前陆同期，油气成藏时期相对较早；晚期型前陆盆地只发育再生前陆期之前的拗（断）陷湖相和湖沼相烃源岩，以晚期成藏为特征。前陆冲断带油气勘探潜力取决于冲断带与烃源灶的匹配关系和冲断带上覆盖层的保存条件。图4参57

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塔里木盆地库车山前构造带地应力分布特征

曾联波;王贵文

, 2005, 32(3): 1102-0.

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在地质研究、测井分析及岩石AE声发射实验的基础上，对塔里木盆地库车坳陷山前构造带现今地应力的分布进行了研究。库车坳陷现今地应力场的最大主应力方向为近南北向，根据岩石声发射初压应力响应曲线特征，该区现今最大主应力值在不同的部位和深度明显不一致，与深度呈较好的线性关系。通过与塔北隆起地应力测试结果对比，库车山前构造带地应力比塔北隆起区明显大，随深度变化的速率明显快。通过砂岩和泥岩中地应力的对比研究，泥岩比砂岩对地应力更敏感。山前构造带地应力值与泥岩电阻率、声波时差具有较好的相关性，因而可以通过电阻率和声波时差来计算其地应力值。图4表1参7

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前陆盆地构造建模的原理与基本方法

何登发;杨庚;管树巍;石昕;张朝军;王桂宏;王晓波

, 2005, 32(3): 1103-0.

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中国中西部前陆盆地构造变形复杂，增大了地震资料的采集、处理、解释与成图的难度，是对圈闭钻探与油气田开发的严峻挑战。应用现代构造地质学的理论与方法建立前陆盆地及其冲断带合理的构造模型，成为油气勘探开发的关键环节。构造建模要综合应用地表地质、遥感、钻井、重、磁、电、地震等资料，将地表构造、浅层构造与深层构造有机结合,建立几何学上内在协调的、运动学上平衡的与力学机制上可行的构造模型。主要遵循4个基本步骤，轴面分析是基础，断层-褶皱形态分析是核心，平衡观念是灵魂，构造复原是手段。中国中西部地区不同类型前陆盆地构造建模的关键环节有较大差别。构造模型随着勘探程度的提高，将不断得到修正，从而越来越符合前陆盆地的特点，满足油气勘探开发的需要。图10表1参32

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临清坳陷西部侏罗纪—晚白垩世原型盆地恢复

赵俊青;夏斌;纪友亮;刘宝明;杜金虎

, 2005, 32(3): 1104-0.

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综合地质、地震、测井等资料，运用多种技术方法和手段，对渤海湾盆地临清坳陷西部的侏罗纪、早白垩世和晚白垩世原型盆地的地层剥蚀厚度、原始沉积厚度、盆地边界、沉积相展布特征、盆地类型等进行了恢复和分析。结果表明：侏罗系剥蚀厚度一般在200～1000m，原始沉积厚度约1000～1500m，厚度稳定，以河湖交互沉积为主，是在印支期形成的向斜坳陷背景上发育的断陷盆地；下白垩统剥蚀厚度一般为1000～2000m，原始沉积厚度约2000～4500m，厚度变化较大，发育面积较大的湖泊，有较深湖相沉积，为一断陷型盆地；上白垩统剥蚀厚度一般为1000～2000m，原始沉积厚度约1000～4000m，仅分布在南部的丘县凹陷，主要是河流相沉积，局部发育浅湖相沉积，是在晚白垩世隆起背景上发育的小型断陷盆地。在此基础上，结合分析化验资料研究油气成藏条件和规律。临清坳陷西部中生界主要存在下白垩统和侏罗系两大套烃源岩，主要分布于丘县凹陷和南宫凹陷，有机质丰度较低，热演化程度较高，可能正处于生油高峰阶段，油气藏类型主要有自生自储型和潜山型。图11表5参24

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塔河地区石炭系层序地层及与邻区的对比

朱美衡;郭建华;石媛媛;赵勇

, 2005, 32(3): 1105-0.

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根据层序地层的划分与对比，塔里木盆地沙雅隆起塔河地区石炭系可划分为6个标准三级层序，反映了海平面的6次升降旋回。在归纳总结塔河地区石炭纪沉积演化和石炭系层序地层格架的基础上，根据沉积相分析并结合海平面变化对地层沉积及演化的影响，认为塔河地区下石炭统巴楚组砂砾段与塔中、满西地区的生屑灰岩段为同期沉积，岩性的差异是同期异相的结果。图4参12

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基于参考道的岩性识别与岩性剖面非线性反演

何又雄;姚姚

, 2005, 32(3): 1106-0.

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江汉盆地BH地区已发现多个砂岩岩性油藏，需要开展岩性预测工作。应用基于参考道的岩性预测方法，预测了BH地区Y5井与W51井T5+4层位的岩性差异，预测结果与实际钻井结果吻合，表明该方法对岩性变化和砂岩尖灭敏感，适用于叠后地震资料的岩性定性研究。但此方法只能预测井点附近的岩性，在分析BH地区测井资料的基础上，提出非线性函数反演岩性剖面的方法，结合测井资料，建立密度和孔隙度之间的函数关系，在声阻抗反演的基础上反演岩性剖面，减少了常规岩性解释中物性参数值重叠时划分岩性的多解性。用该法直接反演BH地区Y6井附近地震测线的岩性剖面，结果得出目的层位置的岩性是粉砂岩与油浸泥岩，密度为中高值，孔隙度约16%。图4表2参11

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二连盆地乌里雅斯太凹陷早白垩世湖底扇

蔺连第;朗艳;金蕙;蔺洁;田建章;王荣珍

, 2005, 32(3): 1107-0.

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湖底扇是深湖区所有重力流沉积的总称。在面积为2500km2的二连盆地乌里雅斯太凹陷，湖底扇发育面积达800km2,厚1000～2000m，在我国中、新生代陆相盆地同类沉积中是典型一例，揭示其特征对勘探和丰富深湖沉积学具有意义。以系统的岩心观察为基础，根据钻井剖面、测井曲线及地震剖面等，从旋回性、韵律性的视角，探索湖底扇沉积时空演化的规律。湖底扇有缓坡、陡坡和深水平原3种类型，共有6个亚相7种微相和多种岩相，各有特定的规模和分布空间。依据湖底扇发育的时空特征，概括出了湖底扇退积地层模式，即“向上变薄、变细的序列”。发育湖底扇的条件是：不对称汇水盆地的古地理景观；典型的单断箕状凹陷结构；持续强烈差异沉降的古构造背景；温暖潮湿的古气候条件。从储集层角度看，厚层内扇主沟道和中扇辫状沟道应是隐蔽油气藏的勘探目标。图10表3参26

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松辽盆地南部泉头组四段—姚家组西部坡折带的成因及演化

王颖;王英民;赵志魁;赵占银;辛仁臣;杜金玲;王晓州

, 2005, 32(3): 1108-0.

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大型坳陷湖盆中存在与海相盆地中陆坡相似的坡折带。根据对地质、地球物理资料等的综合研究，松辽盆地南部的泉头组四段—姚家组发育两级西部坡折带（套堡—双岗高位坡折带和红岗－海坨子低位坡折带），同一坡折带在不同的发育时期有着不同的主控因素。早期两级坡折带都受到基底断裂的影响，后期发育过程中，套堡—双岗高位坡折带的主控因素是物源的方向和侵蚀力，红岗—海坨子低位坡折带后期发育主要受沉积物的供应和差异压实作用的影响。坡折带形成的主控因素不同，则坡折的规模、延伸性以及坡度均存在一定的差异。图7表1参14

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四川盆地侏罗系沙溪庙组浊沸石特征及油气勘探意义

杨晓萍;张宝民;陶士振

, 2005, 32(3): 1109-0.

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岩心观察及野外剖面考察表明，四川盆地的川中、川东北地区沙溪庙组砂岩普遍含浊沸石胶结物，其含量一般为5%～8%，最高可达18%。通过对含浊沸石砂岩进行铸体薄片、电镜扫描、电子探针及有机包裹体等分析，认为浊沸石主要形成于早成岩阶段B期,酸性火山岩岩屑在碱性地层水条件下蚀变并提供Si、Ai、Ca等成分，在砂岩孔隙中形成浊沸石胶结，然后在中成岩阶段A期，凉高山组、大安寨组烃源岩中的有机质脱羧形成大量有机酸，沿着断裂或裂缝向上运移到沙溪庙组河道砂岩中，溶蚀其中的浊沸石胶结物，形成浊沸石次生溶孔。勘探实践表明，现已找到的侏罗系油藏中的油气大部分聚集在浊沸石溶孔中。图7参8

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陆相砂砾岩油藏裂缝发育特征分析——以克拉玛依油田八区乌尔禾组油藏为例

申本科;胡永乐;田昌炳;薛培华;张爱卿;李广超;薛大伟

, 2005, 32(3): 1110-0.

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克拉玛依油田八区乌尔禾组油藏是低孔、低渗的块状砂砾岩油藏，裂缝发育，既有构造缝，也有非构造缝。据岩心观察、成像测井和薄片鉴定，将裂缝分为4种类型：微裂缝、斜交裂缝、高角度裂缝和网状裂缝。油藏西部以低角度缝为主，裂缝倾角为0～40°，方位为170～180°；油藏东部多为高角度缝或直劈缝，裂缝倾角为10～60°和80～90°，方位为60～120°和170～190°。认为岩性和局部构造位置是控制该油藏裂缝发育的主要因素，不同岩性交互的层段裂缝发育程度高。构造缝主要为剪切裂缝，裂缝延伸方向与区域最大主应力方向相关，非构造缝为砾缘溶蚀缝等。图6参11

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江汉盆地原油轻烃的地球化学特征

王培荣;张大江;肖廷荣;宋孚庆;蔡冰

, 2005, 32(3): 1111-0.

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目前中国石油集团公司油气地球化学重点实验室原油轻烃数据库有548个中国油样的分析数据，样品基本覆盖了中国各个油区，具一定的代表性。在此基础上，选择江汉盆地（中国典型的盐湖相沉积盆地）原油轻烃的地球化学特征进行研究，它们具甲苯含量高、（2-甲基己烷+2,3-二甲基戊烷)/(3-甲基己烷+2,4-二甲基戊烷)值高的特征，推测可能与江汉盆地独特的沉积环境有关。原油轻烃中甲苯含量高和（2-甲基己烷+2,3-二甲基戊烷)/(3-甲基己烷+2,4-二甲基戊烷)值偏高的特征有望成为判别烃源岩沉积环境的地化指标之一。图4表1参14

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松辽盆地西部斜坡区原油含氧化合物分布特征

冯子辉;黄春艳;孙永红;王雪;孙春林

, 2005, 32(3): 1112-0.

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松辽盆地西部斜坡区分布正常原油和生物降解原油，探讨原油中含氧化合物的变化，对认识该地区油气成藏过程具有实际意义。对不同降解程度原油样品进行含氧化合物分析的结果表明：酸性非烃中的含氧化合物以正构一元链烷酸甲酯为主，主峰碳数均为C16，含量变化较小；中性非烃含氧化合物以正构链烷醇为主，碳数分布范围变化不大，一般为C8至C19，含量变化大，主要受原油降解程度的影响，随原油降解程度增加，主峰碳数逐渐前移。西部斜坡区原油非烃及含氧化合物变化反映原油从东向西的运移过程以及从东向西原油降解程度逐渐增加的特征。图3表2参9

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西峰油田延长组烃源岩生烃潜力评价

马素萍;漆亚玲;张晓宝;夏燕青;宋成鹏;马立元;段毅

, 2005, 32(3): 1113-0.

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通过Rock-Eval岩石评价、显微镜下观察、有机元素分析、镜质体反射率等分析，对鄂尔多斯盆地西峰油田延长组烃源岩进行了地球化学特征研究及生烃潜力评价。分析结果表明：①延长组长7段、长8段烃源岩有机质丰度普遍较高，其中，中等和好烃源岩所占比例分别为94%和77%，长8段烃源岩样品有机质丰度与生烃潜力均高于长7段烃源岩样品，董志区烃源岩样品高于白马区烃源岩样品；②长7段、长8段烃源岩有机质类型多为腐殖-腐泥型；③长7段、长8段烃源岩有机质热演化普遍处于成熟阶段，具有生成大量原油的有利条件，这对该区油气源对比和油气勘探具有重要的价值。图5表2参14

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塔里木盆地天然气碳、氢同位素地球化学特征

王晓锋;刘文汇;徐永昌;郑建京;张殿伟;南青云

, 2005, 32(3): 1114-0.

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库车坳陷天然气甲烷的氢同位素组成分布为－185‰～－156‰，除DW105-25井为－156‰外，其余9个样品相对较轻，基本轻于－170‰，而DW105-25井的δ13C1值为－28.5‰，也相对较重；库车坳陷天然气乙烷氢同位素组成分布为－139‰～－113‰。塔中地区和塔东地区天然气甲烷氢同位素组成分布为－168‰～－151‰，范围相对较小。轮南地区天然气甲烷氢同位素分布为－190‰～－140‰，分布范围较广，乙烷氢同位素组成分布为－187‰～－145‰，与甲烷的分布范围相近，大多数样品同时出现甲烷、乙烷的碳、氢同位素组成序列倒转的现象。塔西南地区的阿克1井天然气甲烷的碳同位素组成为－23.0‰，氢同位素组成为－131‰，均较重，这可能与深部物质的参与有关。图5表1参20

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三维可视化技术在陈家庄地区砂砾岩储集层描述中的应用

庄博;刘玉琴

, 2005, 32(3): 1115-0.

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在对济阳坳陷陈家庄凸起馆陶组—明化镇组河流相砂体、东营组三角洲砂体和沙四段水下冲积扇砂体的解释中，利用三维可视化技术对三维地震数据体直接进行构造解释、岩性分析和沉积环境解释，通过种子点追踪，描述河道11条、三角洲前积砂体15个、水下冲积扇体4个，精细解释出河道、决口扇、废弃河道、前积砂体、冲积沟道等沉积微相和亚相。河道解释结果与实钻资料符合率达91.2%，解释的15个前积砂体已钻遇7个（其中3个含油），水下冲积扇体解释结果展示古冲沟对扇体有明显控制作用。应用三维可视化技术可有效描述不同类型碎屑岩储集层的空间展布规律，为沉积相、沉积微相的研究提供依据，并可利用多种地震属性数据体描述、分析储集层特征。图11参10

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辽河坳陷牛心坨地区中生界火山岩预测技术与勘探效果

慕德梁;李成;柳锦云

, 2005, 32(3): 1116-0.

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在辽河坳陷牛心坨地区中生界火山岩储集层的预测中，将钻井、测井信息与地震资料有机结合，应用地震相识别与划分、特殊处理技术，较好地解决了预测火山岩的空间展布和储集层厚度的问题，为火山岩油气的勘探提供了有效的技术手段。经钻探，在该区中生界流纹岩中发现了油气藏。图4参14

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曲线重构技术在测井约束反演中的应用

张学芳;董月昌;慎国强;李东波;张春

, 2005, 32(3): 1117-0.

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曲线重构是提高储集层与围岩速度差异不明显地区测井约束地震反演效果的有效技术。在胜利油田埕岛地区新近系测井约束反演处理和储集层综合描述中，经过曲线重构，由于更多的地质信息参与反演处理过程，提高了应用反演结果进行储集层描述的可靠性。利用该反演结果，结合地质认识和实际的钻井、测井资料，共综合描述主要含油层系的砂体6个、预测砂体2个。反演工区内的钻井及试油资料证实了其埋深、厚度及分布范围，说明曲线重构技术在反演处理中起了有效的作用。图3参8

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三维可视化地震相分析在沉积相研究中的应用

陈方鸿;王树平;李志政

, 2005, 32(3): 1118-0.

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波形分类主要适用于地层厚度相近、构造比较简单的地区。对于吉林探区，利用地震波形分类可识别厚10～15m的砂层组，分类的数目要参考研究区目的层段的沉积微相种类，迭代次数以20～30次为宜。在吉林探区大老爷府地区青山口组一段沉积相分析中，将地震道波形特征划分为比较典型的6类，通过精细标定联井剖面，从标准层向下开时窗16ms得到水进体系域四级层序地震微相图，主体构造上三角洲朵叶形态清晰，工区西南和东北角的无井区有呈枝状延伸的水道，据此预测无井区存在水下分流河道砂体，可形成岩性油藏。波形分类充分利用三维地震资料包含的地质信息，能有效提高井间和无井区微相划分的精度，解决微相分布和组合问题，能满足勘探阶段研究沉积微相和隐蔽油气藏的需要。图5参9

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井间地震资料的属性分析及应用

隋淑玲

, 2005, 32(3): 1119-0.

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将地震属性技术引入到对井间地震资料的分析与应用。井间地震资料以深度域表示，在地震属性提取过程中，主要考虑幅度、波形和相关函数等特征量参数，提取了信噪比等18种与井间地震深度域相关的属性参数，并采用极差正规化标准对地震属性参数进行归一化处理，用R型聚合法聚类分析方法对所提取的18种属性进行聚类，优选出3组属性。通过对胜利油区垦71井区井间地震资料的属性分析与应用研究，总结出砂泥岩薄互层的最优化地震属性，为井间地震资料解释提供了新的思路和方法。图4参11

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多分量地震勘探在渤海海域的应用

田立新;夏庆龙;刘春成;沈章洪;明君;周东红

, 2005, 32(3): 1120-0.

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为解决气层地震成像模糊的问题，进行了我国首次海上三维多分量地震勘探。野外采集分64个线束进行滚动施工，每个线束采集2条平行于电缆方向的二维测线和19条垂直于电缆方向的三维测线，在现场处理得到的二维测线上，模糊带内转换波的成像很好。室内资料处理时先处理纵波资料，再在此基础上处理转换波资料。由于转换波与纵波勘探的原理不同，转换波资料的处理有一些特点：共转换点的概念、水平分量的极化、Inline分量和Crossline分量的旋转、动静校正、转换波的三维DMO。分析了造成转换波三维叠加后频率下降的原因，并对转换波资料的解释做了初步探索。图17参12

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基于阵列感应测井资料的油气层产能预测

张龙海;刘国强;周灿灿;刘宗诚

, 2005, 32(3): 1121-0.

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在勘探阶段资料较少的情况下，应用测井资料预测产能一直是测井评价中的难题，特别是对低渗透、孔隙结构复杂的储集层产能预测更是如此，其原因主要是常规测井资料与产能的相关性差。通过对油气层产能影响因素、阵列感应测井探测特性和钻井液滤液对油气层侵入特点的分析，研究储集层中原始流体被冲洗的程度，据此确定地层的渗流特性。由达西定律出发，建立了根据阵列感应测井资料确定储集层渗流特性参数的方法，进而预测（或估计）产能。实际资料证实，该渗流特性参数不但与储集层的孔隙直径和喉道直径关系密切，而且与油气层产能具有较高的相关性（相关系数为0.9343）。据此，可针对具体油气藏，在勘探阶段应用阵列感应测井资料预测油气层产能。图7参10

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“无侵线法”流体识别技术在低渗低电阻率油藏中的应用

王月莲;袁士义;宋新民;张志松

, 2005, 32(3): 1122-0.

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松辽盆地英坨地区的油藏属于多断块、低幅度、低孔低渗的复杂油藏，用常规测井方法识别流体效果差。长短电极测井系列能够根据钻井液侵入特征来识别所侵入地层的流体性质，“无侵线法”流体识别技术根据反映侵入带和原状地层中渗透性和非渗透性地层的钻井液侵入差异的电性特征，作0.5m电位电阻率和深感应电阻率曲线的交会图版，致密层、纯泥岩层的侵入带电阻率与真电阻率相等，图版上它们所在的45°直线即为无侵线；无侵线右下侧为增阻侵入区，反映水层；左上侧为减阻侵入区，反映油层。可以据此识别油层和水层。应用该方法识别英坨地区58口井共205个试油层或试采层的流体性质，油层符合率在85%以上，应用效果明显。图3参11

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陆相水驱油藏剩余油富集区研究

李阳;王端平;刘建民

, 2005, 32(3): 1123-0.

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陆相复杂非均质油藏高含水期剩余油分布特征是总体分散、局部集中，主要受油藏分割性控制，仍存在较多的剩余油富集区。揭示了剩余油富集区形成机理，建立了断层分割控油、夹层分割控油和优势渗流通道控油等3种主要控油模式，阐明了其对剩余油富集区形成和分布的控制作用，并形成了低级序断层预测、夹层定量预测、优势渗流通道预测等油藏分割性预测技术，在胜利油区应用取得良好效果。图11表2参20

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注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究

常毓文;袁士义;曲德斌

, 2005, 32(3): 1124-0.

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对高含水油田开采技术经济政策界限的确定以及其他调整与措施，关系到油田的开发水平和总体经济效益。注水开发高含水期油田开发技术经济政策方法有:地质条件和开发效果双体系评价分类方法, 原油成本分类与预测方法, 油井经济极限指标的计算方法, 油田开发项目经济开采年限的确定方法, 经济可采储量的计算方法, 基于水驱特征曲线的图版拟合方法。注水开发油田高含水期开发技术经济政策应用研究包括：中高含水砾岩油藏开发效果评价，可变成本的预测，油井经济极限指标、经济可采储量指标、含水上升率等指标的计算。表4参9

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缝洞性碳酸盐岩油藏储渗模式及其开采特征

陈志海;戴勇;郎兆新

, 2005, 32(3): 1125-0.

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塔里木盆地塔河油田的下奥陶统缝洞性碳酸盐岩储集层中的次生裂缝或溶蚀孔洞是其主要储集空间和渗流通道。为更好地认识此类油藏的开采特征，根据储集体内缝洞之间的组合关系，提出了6种储渗模式。从缝洞性储集体的类型角度分析油井的开采特征，结果表明：钻遇裂缝溶洞型储集体的油井一般见水前高产稳产，见水后递减幅度最大；钻遇溶洞裂缝型储集体的油井产量中等，见水后产量递减幅度较小；钻遇裂缝基质型储集体的油井对开发贡献很小。结合油井开采特征，用统计方法预测了储集体的平面分布，与储集层建模结果对比，二者的相关性较好。图9表3参24

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低渗透油藏注水开发的水突进特征

宋付权

, 2005, 32(3): 1126-0.

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用活塞式水驱油方法，研究具有启动压力梯度的油藏中油水两相径向渗流特征，包括单一油层的驱替特征和双层油层在水驱过程中油水界面突进的差异。分析表明：相同注采压差条件下，启动压力梯度越大，生产阻力越大，油水界面推进越慢，产液量越低。增大注采压差，可以增加油井的产液量，减弱启动压力梯度对生产的不利影响。启动压力梯度加剧了双层油层注水开发时的层间矛盾，特别是在低渗透层渗透率小于50mD时影响更为显著。图3参15

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凝析气液复杂渗流数学模型

石志良;李相方;朱维耀;隋秀香;单文文

, 2005, 32(3): 1127-0.

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为真实反映凝析气藏相变过程中流体的流动情况，需要考虑气、液相变作用及流-固热耦合对凝析气藏渗流规律的影响。引入相变产生的毛管力、界面阻力及非达西因子，建立表征凝析气藏多相高速流动相变特征的渗流方程，同时考虑气化潜热及流-固热耦合，推导出流-固热耦合能量方程，结合凝析气藏相变特征的传输方程，对速度场、温度场进行量化计算，从而合理描述流体渗流的特性和过程。利用该模型进行凝析气井复杂渗流规律研究，结果认为：凝析气相变对凝析气渗流的影响显著；流体与岩石颗粒温度在相变区都是先升后降，最终低于气藏原始温度，但岩石颗粒温度变化有滞后趋势；模型考虑界面张力、毛管力时预测的凝析气产能低，凝析油产能高。图4表1参11

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具有最大产量点的新型流入动态方程及其应用

谢兴礼;朱玉新;夏静;李保柱

, 2005, 32(3): 1128-0.

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国内外越来越多的注水开发油田生产资料呈现出一种新的流入动态曲线——曲线凹向压力轴，有一个最大产量点。将油相拟稳态流动方程与油相和液相相对流动能力方程相结合，建立了描述具有最大产量点的流入动态曲线的新型流入动态方程，可用来有效分析和预测某些注水开发油田油井的生产动态。根据新型流入动态方程导出提液稳油允许的最小流压界限方程，可确定油井提液稳油的合理工作制度。用实例计算说明新型流入动态方程的应用步骤和结果，计算值与实测值的比较证实该方程可以满足油藏工程精度要求，能确定具体油井允许的最小流压界限，为提液稳油提供技术支持。图1参15

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应力敏感砂岩地层三区复合凝析气藏不稳定试井模型

王文环

, 2005, 32(3): 1129-0.

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深层异常超高压砂岩储集层往往具有应力敏感性，用常规的试井模型难以分析这种凝析气藏的试井测试资料。为了给应力敏感凝析气藏试井测试资料分析提供理论基础，针对砂岩地层井底压力低于露点压力凝析气藏的特点，建立了考虑应力敏感性砂岩地层三区复合凝析气藏试井模型，同时还考虑了井筒存储效应和表皮效应。该模型的数学模型为非线性方程组，通过摄动理论，求得了该数学模型无因次井底拟压力的Lapalce空间解，分析了该试井模型的无因次井底拟压力及其导数的理论曲线特征。研究表明，拟压力导数曲线上翘特征并不一定是不渗透外边界引起的。图2参13

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可动凝胶深部调驱动态特征的监测

宋社民;汪宝新;郭素欣;李金坤

, 2005, 32(3): 1130-0.

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二连盆地蒙古林砂岩油藏进入特高含水期后，注入水主要沿大孔道、高渗透部位突进，无效循环较为严重。根据示踪剂监测技术和密闭取心资料分析，大孔道在平面沿主河道分布（根据驱替速率分为大孔道、次孔道和小孔道三级），纵向主要分布于正韵律沉积的底部，由此确定了可动凝胶深度调驱试验层位。根据施工压力参数变化，产出液中聚合物和铬离子含量监测和不稳定试井，对大孔道的封堵状况进行综合评价，表明可动凝胶具有流度控制和深度调堵的双重作用，能够有效地封堵大孔道、进行深部调驱，改善水驱开发效果，提高采收率。图3表1参16

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改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其相渗透率的影响

任晓娟;刘宁;曲志浩;张宁生

, 2005, 32(3): 1131-0.

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为了研究改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对其气水相有效渗透率的影响，用自主研发的一种能改变亲水岩石表面性质（由亲水改为中性—弱亲油）的润湿反转剂LW-1进行了实验研究。实验结果表明，用LW-1处理低渗透亲水气层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使气体有效渗透率平均提高1.06倍；处理低渗透亲水油层岩心，改变其岩石表面的润湿性后，可使水相有效渗透率平均提高2.6倍。认为改变低渗透亲水油气层的岩石表面润湿性，是降低其遭受侵入水伤害程度、提高增注能力和改善压裂增产过程中侵入水返排效果的有效手段之一。表3参13

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浅析中国与西方在储量计算中确定有效厚度之差异

赵文智;毕海滨

, 2005, 32(3): 1132-0.

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自从PetroChina在美国证券交易所上市以来，每年油气探明储量的评估主要按美国证券交易委员会（SEC）的储量定义进行，评估结果与中方存在较大差异，有效厚度的取值是导致差异的主要原因之一。中、西方有效厚度评估方法的差异主要表现在对有效厚度的含义、单井有效厚度确定与应用范围、计算单元有效厚度确定以及有效厚度与储量级别对应关系的相关操作方法等诸多方面。了解这些差异，可以正确理解中方与SEC储量计算差异的原因，也可以为我国储量管理与国际接轨提供桥梁。图5表1参8

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南苏门达腊盆地中国石油合同区块成藏组合分析

薛良清;杨福忠;马海珍;王平在

, 2005, 32(3): 1133-0.

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南苏门达腊盆地是典型的弧后裂谷盆地，其演化经历了4大构造期：始新世中期到渐新世早期为裂谷发育期；渐新世晚期到中新世初期为裂谷－坳陷过渡期；中新世早期到末期为坳陷期；上新世早期至今为盆地反转期。盆地形成以始新统湖相泥岩、渐新统湖相泥岩和炭质页岩为烃源岩，以第三系碎屑岩、碳酸盐岩为储集层的油气体系。根据南苏门达腊盆地构造演化特征、生储盖组合特征、圈闭构造风格与油气富集特点，可将其油气成藏组合划分为深部组合、下部组合、中部组合和上部组合。深部组合以新生古储式潜山油气藏为主；下部组合以自生自储式油气藏为主；中部组合以古生新储式油气藏为主；上部组合以与晚期反转构造有关的油气藏为主。3个中国石油合同区块发现的成藏组合各不相同，每一区块还具有发现其它成藏组合的潜力。图6参16

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油公司跨国投资环境的双重属性及目标规划方法

薄启亮;张映红;薛良清;郭小哲

, 2005, 32(3): 1134-0.

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跨国投资政治经济环境评价是国际油公司全球战略的重要组成部分，决策内容包含目标国优选及投资规模限定，决策模型的双变量是经济吸引力和投资风险。应用“理想利润平衡线”概念，建立了“经济吸引力指数”图版，并通过对风险参数的正交化分析，计算资源国的“风险指数”；通过在双变量决策矩阵中引入“盈利率”与“风险沉没金”门槛值，并根据决策优先级和利益判定原则，实现投资环境目标的决策优化。图3参6

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2005年, 第32卷, 第3期　刊出日期：

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