鄂尔多斯盆地西南部长₈砂岩致密时间再认识

周晓峰, 李景, 张建欣, 李书恒, 于均民

2018, 40(3): 1-10. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.01.24.02

摘要 ( 282 )

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鄂尔多斯盆地延长组砂岩的致密时间目前尚无定论，这是由于对方解石胶结物的成因认识不一致造成的。通过铸体薄片和带有能谱仪的扫描电镜技术，对鄂尔多斯盆地西南部长₈砂岩中方解石胶结物的成因进行了研究。认为早成岩A期的泥岩压释水为方解石胶结提供物质来源，形成了浸染状均匀分布的I型方解石胶结物和斑块状或星点状散布的Ⅱ⁰型方解石胶结物； I型方解石胶结的砂岩，流体难以进入而失去水岩反应能力，Ⅱ⁰型方解石胶结物在中成岩A期经溶解沉淀反应转化为Ⅱ型方解石胶结物；碳氧同位素和流体包裹体资料不能作为研究方解石胶结物成因的主要依据，这些资料的解释必须服从于岩石显微结构特征。鉴于此，鄂尔多斯盆地西南部长₈砂岩致密时间为早成岩A期，其与成藏时期的配置关系为先致密后成藏。

伦坡拉盆地牛堡组砂砾岩致密化与孔隙成因

郝景宇, 马成宪, 李旭文, 潘磊, 肖继林

2018, 40(3): 11-22. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.01.23.01

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依据岩芯、薄片、物性和扫描电镜等资料，开展伦坡拉盆地牛堡组砂砾岩储层岩石学及储集特征研究，着重从成岩角度分析了储层致密化因素，结合孔隙形成的有利因素，开展成岩作用和石油充注的关系及顺序研究，首次探索了储层孔隙的发育过程。结果表明，砂砾岩储集空间以残余孔隙为主，混积的沉积环境、较弱的抗机械压实能力和中晚成岩期碳酸盐的强烈胶结是导致储层致密的3大因素，酸性流体对易溶颗粒的溶蚀是次生孔隙形成的主要因素，石油充注是孔隙保存的有利因素，主要表现在石油充注使部分孔隙溶蚀扩大，并在孔隙周缘形成油膜抑制碳酸盐胶结；压实作用在浅埋藏阶段对储层的破坏较大，随埋深增大，酸性溶蚀、石英次生加大及石油充注发生，之后，早期碳酸盐胶结物形成，成岩中晚期含铁碳酸盐胶结物交代早期碳酸盐矿物，堵塞了大部分孔隙，晚期的构造挤压使储层形成裂缝。孔隙的形成经历了原生粒间孔隙形成，压实作用减孔，酸性溶蚀扩大孔隙，石油充注保护孔隙，碳酸盐胶结破坏孔隙等过程，石油充注较充分与碳酸盐胶结较弱的叠合区是孔隙保存的有利区。

长宁地区优质页岩储层非均质性及主控因素

乔辉, 贾爱林, 贾成业, 位云生, 袁贺

2018, 40(3): 23-33. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.08.28.02

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通过大量实验测试数据的统计分析，明确了川南地区长宁区块优质页岩各小层间存在较强的非均质性，分析了优质页岩储层发育的控制因素。五峰组-龙马溪组下部储层的脆性矿物含量高，黏土矿物含量相对较低（平均为24.5%）；储层的储集空间类型多样，以有机质孔隙为主，储层物性在纵向上具较强的非均质性，孔隙度主要在0.73%~10.25%，平均约为4.19%；五峰组和龙一₁亚段5个小层的总含气量在1.27~4.19 m³/t，平均达到2.74 m³/t，龙一₁亚段1小层含气量最高，其次为2小层和3小层，4小层含气量最低。沉积条件是优质页岩发育的物质基础，石英含量高和有机质发育有利于优质页岩储层的形成；压实作用与胶结作用是页岩储层发生致密化的主要机制，而溶蚀作用和有机质热成熟在一定程度上可改善页岩储层质量。

大陆边缘三角洲盆地油气成藏特征类比研究

贾怀存, 康洪全, 李明刚, 程涛, 孟金落

2018, 40(3): 34-42. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.01.04.04

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大陆边缘三角洲盆地一直是油气最为富集的地区之一，世界上很多大的油气区均是分布在三角洲盆地，如西非尼日尔三角洲盆地，东非鲁伍玛盆地三角洲和印尼库泰盆地马哈坎三角洲等。通过对不同类型大陆边缘三角洲盆地油气地质条件的差异性对比研究，明确在不同构造演化阶段发育的三角洲盆地的盆地结构、内部构造样式、烃源岩特征及成藏模式均存在明显差异。其中，漂移期发育的尼日尔三角洲和鲁伍玛盆地三角洲重力滑脱推覆构造体系发育。在裂陷期拗陷阶段发育的库泰盆地马哈坎三角洲重力滑脱推覆构造体系不发育。马哈坎三角洲和尼日尔三角洲盆地的主力烃源岩均来自三角洲体系，以生油为主，具有自生自储，近源成藏的特点。东非鲁伍玛盆地烃源岩为下侏罗统海湾环境海相烃源岩，主要生裂解气，具有阶梯式长距离运移，远源成藏的特点。

砂岩在西湖凹陷花港组交互式盖层中的作用初探

赵洪, 秦兰芝, 王辉, 李宁, 李宣玥

2018, 40(3): 43-51. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2016.11.05.01

摘要 ( 292 )

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西湖凹陷花港组盖层具有砂泥岩交互式发育特征，而与泥岩伴生的砂岩类盖层的油气封闭作用研究较少。采用岩芯、镜下观察及压汞等分析方法，对砂泥岩交互式盖层中的砂岩特征进行了分析。结果表明，盖层中的砂岩可作为有效盖层，砂岩类盖层早期受沉积环境控制，含有较多的泥质而导致早期压实作用较强，加之晚期的黏土矿物转换及胶结物的发育，具备形成良好盖层的条件。在不同地区进行砂岩盖层有效性研究时应以沉积环境为基础，针对不同类型的砂岩进行成岩作用研究，并针对不同类型的砂岩样品进行实验分析以明确砂岩盖层的有效性。

渤海K油田浅水三角洲复合砂体成因刻画

郭诚

2018, 40(3): 52-62. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2016.11.25.01

摘要 ( 315 )

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渤海K油田新近系明下段储层受浅水三角洲沉积控制，复合砂体的内部结构较为复杂。为明确复合砂体成因、沉积期次及单期砂体展布特征，以明下段A砂体为例，从层序划分入手，建立了复合砂体地层结构；在沉积模式指导下，结合测井及岩芯资料厘定了砂体成因；通过井震结合，划分了成因期次，并分期表征了单砂体展布特征。结果表明，A砂体为分流河道、天然堤、末端决口扇、分流间湾，可细分为3个沉积期次，根据各期次内部不同成因类型的砂体接触关系，归纳为分流河道侧切、河间天然堤沉积、河间分流间湾沉积和分流河道-末端决口扇接触等4种类型。

琼东南盆地甲烷微渗漏活动地球化学示踪研究

冯俊熙, 杨胜雄, 孙晓明, 梁金强

2018, 40(3): 63-75. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.12.01.01

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为了深入认识南海北部琼东南盆地的甲烷微渗漏活动，通过测试位于该盆地某似海底放射（BSR）发育区内柱状样HQ-6PC和HQ-38PC的孔隙水阴阳离子浓度及δ¹³C_DIC等指标，对甲烷微渗漏活动特征进行了研究。结果显示，在柱状样HQ-6P和HQ-38PC的5.2 m以上部分，硫酸盐消耗由有机质硫酸盐还原作用（OSR）和甲烷缺氧氧化作用（AOM）共同主导，而在柱状样HQ-38PC的5.2 m以下部分主要受AOM的影响。柱状样HQ-38PC的硫酸根甲烷转换界面（SMTZ）埋深为9.9 m，甲烷向上扩散的通量约为32 mmol·m^-2·a^-1。两个柱状样孔隙水的Mg/Ca和Sr/Ca质量比随深度的变化指示其中形成的自生碳酸盐矿物主要为高镁方解石。HQ-6PC的Cl^-浓度在3.5 m以下明显降低，可能有天然气水合物分解时排放的低盐度流体加入，而HQ-38PC在4.0~5.5 m处存在较高的盐度异常，暗示其中可能混入了来自水合物形成时排放的高盐度流体。因此，两个站位浅表层发育显著的甲烷微渗漏活动，其下方可能发育水合物。

相关系数在松北地区表层建模中的应用分析

潘家智

2018, 40(3): 76-86. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2016.10.24.03

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为了提高松北地区表层模型的建模精度，通过对相关系数内插原理的分析，基于高密微测井资料，系统研究了影响相关系数取值的各种因素，结合对松北地区表层沉积规律的认识，总结出松北地区相关系数取值的方法，提高了表层建模精度，改善了单炮激发效果。相关系数的合理应用，提高了松北地区表层建模的精度，其计算准确性受地表起伏的影响较大，应清楚地认识该区的表层沉积特征，根据地形起伏程度采取不同的计算方法，人机交互才能保证表层建模的精确性。

基于DSI测井横波分裂的水平井压裂缝检测研究

夏宏泉, 郭倩男

2018, 40(3): 87-96. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2016.12.20.03

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利用偶极横波测井检测水平井压裂缝不同于直井压裂缝检测，目前还存在较多的理论和技术问题。针对直井、斜井和水平井等不同情况，给出了三维TTI介质中SH波和SV波的相速度和各向异性系数计算公式，从理论方面研究其横波各向异性系数与裂缝倾角、裂缝方位角、井斜方位角、井斜角之间的关系，开展水平井横向压裂缝的DSI实验模拟研究，并在实际水平井QP52井中进行压裂缝检测应用。研究发现，DSI可以检测水平井的纵向缝和斜交缝，但无法检测水平井的横向正交压裂缝。横波各向异性系数随裂缝倾角的增大而减小，随裂缝方位角与井斜方位角之差的增大而减小；而井斜角的改变不会影响横波分裂速度和各向异性系数的检测与计算。研究结果可为工区水平井实施压裂缝检测的DSI项目提供重要理论指导和依据，即通过压前、压后近井地带的横波各向异性对比来检测压裂缝与识别压开层段。

致密油藏岩芯全尺度孔喉测试方法及应用

杨正明, 马壮志, 肖前华, 郭和坤, 骆雨田

2018, 40(3): 97-104. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.04.09.01

摘要 ( 214 )

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综合利用高压压汞、低温氮吸附及核磁共振与离心相结合等物理模拟实验方法，建立了致密油岩芯全尺度孔喉测试方法。在此基础上，对比了长庆、大庆外围和四川等致密油区岩芯的全尺度孔喉分布特征。研究表明：全尺度孔喉测试方法与常规单一微观孔喉结构测试方法相比，较准确地测得了致密岩芯中包含微米、亚微米和纳米级的孔喉分布。当岩芯越致密，与高压压汞测试方法相比，全尺度测试的纳米级喉道分布更精确。与中高渗岩芯相比，致密油藏岩芯的微米级孔喉控制的流体较少；而亚微米和纳米级孔喉控制的流体较多；与致密砂岩相比，致密灰岩孔喉分布孔喉分布图谱峰值偏左，且跨度大，表明其非均质强。在相同渗透率条件下，长庆比大庆致密岩芯的亚微米级孔喉多，纳米级孔喉少，说明长庆致密油藏的开发效果应好于大庆致密油藏的开发效果。

非均质低渗透储层渗流特征实验研究

于倩男, 刘义坤, 刘学, 姚迪, 于洋

2018, 40(3): 105-114. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.05.31.01

摘要 ( 210 )

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基于平板模型模拟非均质低渗透储层的相似理论，设计、制作并评价了非均质低渗透平板模型，进而开展渗流特征物理模拟实验，利用平板模型内部对称布置的压力传感器获取的压力数据，绘制了压力梯度分布图和渗流区域划分图，进而分析非均质低渗透储层渗流特征。实验结果表明，非均质低渗透储层的注采井近井地带压力消耗很大，同号井连线中点处压力梯度最小，注采单元内压力梯度分布状况随渗透率及平面非均质性的变化相应改变；渗透率的增大使压力传播距离增大，非均质性的增强则对压力传播有负面影响，当储层整体渗透率较低时，渗透率增大的影响程度大于非均质性的负面影响；随着采出端渗透率增大，非均质低渗透储层的不流动区域面积变小，相应的可流动区域变大，其中更利于流体流动的拟线性渗流区域面积比例增大。

水平井二维稳定渗流场分析及应用

玄建

2018, 40(3): 115-120. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.11.04.01

摘要 ( 184 )

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通过保角变换把水平井二维渗流场转换为直井二维渗流场，分析水平井二维稳定渗流场，推导出水平井二维稳定渗流场中的渗流速度参数方程，进而根据水平井产能公式和水平井二维稳定渗流场中的渗流速度参数方程优化水平井水平段长度和水平段方向。通过绘制水平井和垂直注水井不同方位组合的一注一采井网流线分布图，优化水平井和垂直注水井的最佳相对位置。结果表明，常规薄层油藏的水平井生产井段长度不宜大于100 m。应用水平井开发具有气顶或边水的油藏时，水平段应与油藏的构造线相平行，使水平井二维渗流场中的主流线方向避开气窜方向和边水锥进方向；在水平井和垂直注水井一注一采井网中，通过对比流场分布图明确垂直注水井的最佳位置在水平井的中垂线上。

低渗透油藏CO₂非混相驱前缘移动规律研究

孟凡坤, 雷群, 苏玉亮, 何东博

2018, 40(3): 121-128. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.02.28.06

摘要 ( 191 )

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低渗透油藏CO₂非混相驱不同流体间相互作用复杂，前缘描述困难。为此，基于改进的CO₂驱相对渗透率模型，并考虑CO₂在原油中溶解及油相启动压力梯度的影响，推导出低渗透油藏CO₂驱分流量方程；引入渗流阻滞系数，对B-L方程进行修正，确立CO₂驱替前缘移动速度及饱和度剖面计算方法。通过与CO₂驱实验数据获取的含气饱和度剖面相对比，验证了计算方法的准确性。分析CO₂溶解作用、不同原油黏度及注入压力对CO₂驱前缘移动规律的影响，结果表明，考虑CO₂在原油中的溶解，前缘移动速度降低幅度超过50%；原油黏度越高，前缘移动速度越大；前缘移动速度随注入压力的增大而减小，并在最小混相压力处出现拐点。针对吉林、胜利与延长油田典型CO₂驱试验区，通过对比3者含气饱和度剖面分布，对3个区块CO₂驱的适应性进行了评价。

低盐度水驱提高采收率实验研究

苏文博, 刘月田, 皮建, 王云鹏, 李长勇

2018, 40(3): 129-135. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.09.13.04

摘要 ( 220 )

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为了研究低盐度水驱时不同盐度条件下注水速度对开发的影响，通过室内岩芯驱替实验开展了注水速度对低盐度水驱提高采收率的影响研究。研究结果表明：当注水速度小于0.4 mL/min时，在相同注入体积情况下，与较高盐度水驱相比，低盐度水驱的采出程度更高，达到最大采出程度所需要的时间也更长；而在注水速度大于0.4 mL/min时，在相同注入体积情况下，低盐度水驱时的采出程度相对更低，达到最大采出程度所需的时间也更短；就提高采收率而言，高盐度水驱与低盐度水驱均存在最佳注水速度，且低盐度水驱的最佳注水速度要小于高盐度水驱的最佳注水速度。

低渗-致密砂岩气藏开发中后期精细调整技术

付宁海, 唐海发, 刘群明

2018, 40(3): 136-145. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.09.15.01

摘要 ( 200 )

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低渗-致密砂岩气藏进入开发中后期，面临如何进一步提高储量动用程度与采收率问题，开展开发中后期精细调整是改善其开发效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于开发早期的变化，梳理了开发中后期在剩余储量描述、提高储量动用程度和井网适应性评价中面临的关键技术问题，围绕气田挖潜与提高采收率，有针对性地提出了技术对策，提出了以开发中后期精细气藏描述、储量动用程度评价和井网井距优化为核心的气藏开发中后期精细调整的技术思路及流程。以C气田为例，采用该技术方法进行了气田中后期的开发调整，解决了剩余储量的有效动用问题，整体提升了气田开发效果和经济效益。

四川盆地震旦系气藏大斜度井水平井酸压技术

李松, 马辉运, 张华, 叶颉枭, 韩慧芬

2018, 40(3): 146-155. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.07.03.01

摘要 ( 266 )

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四川盆地震旦系灯四段碳酸盐岩储层溶蚀孔、缝、洞发育，储集空间类型复杂，具有埋藏深、高温、高压、强非均质性、高含H₂S、CO₂等酸性气体的特点，对现有储层改造工艺技术提出了挑战。大斜度井/水平井储层改造的关键是长改造井段酸液布置和酸蚀裂缝深穿透沟通储层天然缝洞系统。根据储层地质及地应力分布特征，优化并形成了大斜度井/水平井机械分层分段改造工艺，纵横向上层间或段间物性差异大的裸眼完成井，采用封隔器实现分段改造；层内或段内物性差异大的射孔完成井，采用可降解暂堵材料实现分层改造。天然缝洞发育的裂缝孔洞型储层采用缓速酸酸压技术疏通天然缝洞系统，对于裂缝孔隙型及孔隙型储层，采用前置液酸压技术形成深穿透酸蚀裂缝沟通孤立的天然缝洞系统，形成的两种大斜度井水平井酸压技术现场试验取得了一定程度的储层改造效果；探索了滑溜水+自生酸+胶凝酸的复杂缝网酸压工艺，一定程度上提升了储层改造效果。

深水钻井隔水管系统配置及动力学特性分析

王国荣, 曾诚, 毛良杰, 李阳

2018, 40(3): 156-163. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2016.03.01.01

摘要 ( 207 )

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针对钻井隔水管钻井隔水管问题，总结了海洋隔水管基本配置特征，使用变分原理推导了隔水管动力学数学方程，确定了考虑上下端旋转刚度的边界条件，建立了波浪载荷影响下的隔水管动力响应分析模型，利用埃尔米特三次差值函数对其进行离散，分析了不同工况对隔水管变形特性的影响。结果表明，顶张力越大，隔水管的位移越小；海流类型对隔水管的变形特征具有明显影响；海流的表面流速对隔水管的变形影响十分显著，表面流速增加时，隔水管位移大大增加；常规海况下，风速较低，风速对隔水管动力响应的影响很小；但当系统遭遇极端天气（如台风）时，隔水管的位移会明显增加。

井下安全阀国内外研究现状与国产化思考

刘威, 杨松, 买煜, 王益民, 江士凯

2018, 40(3): 164-174. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2016.08.02.02

摘要 ( 265 )

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针对中国井下安全阀研究与发展不足的现状，首先，介绍了井下安全阀结构及分类方法，其次，分析了全球4大石油服务公司与国内企业的油管回收式产品，对比表明，国外不同井下安全阀公司的产品在结构和功能实现上各具特色，但很多核心技术却非常相似，能适用于不同的井深、温度及压力工况，而中国产品只能适合浅井低压环境。接着调研了国内外对井下安全阀一些研究最新情况，对比分析表明，国外研究主要集中在安全可靠性及功能多样化，而中国只能进行初步设计和室内外检测试验的现状。最后结合井下安全阀中国目前技术现状，提出了井下安全阀国产化的亟待解决关键技术以及解决方法与思路，对促进中国井下安全阀系统自主研发与生产具有重要意义。

聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能

魏云云, 刘建军, 罗莉涛, 刘先贵, 杨正明

2018, 40(3): 175-184. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2017.04.29.01

摘要 ( 190 )

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利用微观刻蚀、层间非均质平板、层内非均质平板模型驱油实验研究聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能。结果表明，残余油多以膜状、岛状、喉道、盲端、柱状、簇状等6种形式存在。微观上，二元驱转向水驱无法波及的含油孔隙区域内驱替残余油；宏观上，其对高渗透区域产生封堵，迫使其进入渗流阻力较小的低渗透区域内驱替残余油，扩大波及体积效果显著，提高采收率13.4%~14.3%。二元驱通过聚合物增加驱替液黏度，使其吸附及滞留在孔隙中，降低驱替相渗透率，驱替相流度减小；二元驱对油黏度影响很小，油聚集在驱替液前缘，增加油相渗透率，油相流度变大。由此，两相流度比减小，克服注水指进，增加吸水厚度，提高波及系数，进而提高采收率。

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