桑托斯盆地湖相碳酸盐岩储层特征及控制因素

贾怀存, 康洪全, 梁建设, 程涛, 张世鑫

2021, 43(2): 1-9. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.07.18.02

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巴西桑托斯盆地盐下湖相碳酸盐岩领域油气资源十分丰富，是世界油气勘探的热点地区。利用桑托斯盆地41口井的岩芯、薄片等资料，明确了盐下湖相碳酸盐岩包括以微生物作用为主的微生物礁叠层石灰岩和以机械成因为主的生屑滩贝壳灰岩两种类型。盐下湖相碳酸盐岩储层整体上属于孔隙型灰岩储层，孔隙度整体上属于中等-好，渗透率中等。储层孔隙类型以原生孔隙为主，并受后期溶蚀改造。根据碳氧同位素地球化学资料、介形虫古生物等资料分析，总结出桑托斯盆地湖相碳酸盐岩储层发育主要受湖水古盐度、古构造格局和沉积相带3种因素控制。其中，湖水古盐度控制储层成因类型，古构造格局控制储层宏观分布，沉积相带控制储层物性特征。预测了桑托斯盆地东部隆起带和中央拗陷带的低凸起是湖相碳酸盐岩储层发育有利区带，对该地区油气勘探具有实践指导意义。

北羌塘拗陷巴贡组致密砂岩储层特征及控制因素

程乐利, 白林坤, 韦少校, 熊亭, 印森林

2021, 43(2): 10-22. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.08.28.02

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北羌塘拗陷的上三叠统巴贡组碎屑岩是羌塘盆地的储层重点层系，分析沉积、成岩作用对巴贡组碎屑岩储层物性的影响机制，可以为下步勘探工作提供地质依据。研究表明，巴贡组砂岩总体的成分成熟度和结构成熟度中等偏低，溶蚀孔隙是主要的孔隙类型，孔隙结构表现为分选差、喉道细和连通差。沉积因素是控制优质储层的主要因素，形成于分流河道微相的砂层在形成时的水动力强、搬运远，其厚度更大、原生孔隙更为发育，由于抗压实能力强、保留有更多粒间孔隙，因此，后期酸性溶蚀更为发育。绿泥石衬里抑制了粒间硅质胶结物的形成，裂缝发育改善了储层物性，煤系特有的酸性介质环境亦促进了次生孔隙的形成。

珠江口盆地礁灰岩储层特征精细表征

谢日彬, 李海涛, 杨勇, 刘远志, 曲长伟

2021, 43(2): 23-35. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.12.18.01

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珠江口盆地L油田礁灰岩储层中裂缝及溶孔发育，储层非均质性强，给储层评价及油田生产带来了极大困难。随钻电阻率成像测井能够提供高分辨率电阻率图像，能够准确把握储层沉积和构造特征。将随钻高分辨率电阻率成像测井引入对礁灰岩岩石类型判别、裂缝精细评价、次生溶蚀综合分析及产能主控因素研究中。结果表明，高分辨电阻率成像技术能够准确分辨礁灰岩储层的岩石类型，精确评价储层裂缝类型及裂缝特征，并对次生溶蚀进行了定性及定量精细分析。最后综合所有电阻率成像解释成果探讨了礁灰岩储层产能的主控因素，相关评价结果与油田的生产和控水技术的作业认识吻合。随钻高分辨率电阻率成像的综合分析应用，既能够达到储层精细表征的目的，又为L油田调整井控水设计提供了强有力的依据，并对同类油藏储层精细描述具有较大的推广价值。

涠西南凹陷南部斜坡次生油藏成藏模式及启示

李安琪, 叶绮, 胡德胜, 盖永浩, 徐雪丰

2021, 43(2): 36-45. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.08.14.03

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为揭示涠西南凹陷南部斜坡次生油藏的成藏规律及成藏模式，通过油气来源对比、油藏特征及构造演化过程研究，对南部斜坡次生油藏初次聚集及晚期改造调整过程进行分析。研究认为，南部斜坡晚中新世之前为西高东低形态，在西部披覆背斜圈闭中形成油气初次成藏，油水界面附近碎屑岩水化作用与有机质脱羧基作用共同形成的“底钙层”为确定古油藏含油范围的有效标志。晚中新世晚期东沙运动使南部斜坡西部古油藏受到破坏，溢出油气向东部上倾方向挤压反转背斜构造中再次聚集形成次生油藏，南部斜坡东部角尾组、下洋组低幅背斜圈闭为下一步油气勘探重点。

泌阳凹陷下二门地区浅层油气源分析及勘探启示

金芸芸, 石正勇, 任霄宇

2021, 43(2): 46-53. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.06.25.01

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为了弄清泌阳凹陷下二门地区浅层油气来源及天然气成因，运用多种有机地球化学评价方法，建立下二门地区烃源岩评价地化综合剖面，剖析油源关系，对天然气组分及稳定碳同位素进行了分析。研究认为，下二门地区核桃园组烃源岩有机质丰度高，类型以I-Ⅱ₁型为主，成熟门限为2 200 m左右，浅层烃源岩以低熟为主，H₃段处于成熟阶段；浅层低熟原油以H₃^1-4亚段烃源岩生成的烃类沿断层向上运移为主，并受到浅层低熟烃源岩的侵染而形成的混源油；天然气为生物-热催化过渡带气。厘清油气来源，有利于指导下二门地区下步勘探部署。

川东华蓥黄龙组沥青有机地球化学及油源对比

何磊, 杨平, 谢渊, 汪正江, 刘家洪

2021, 43(2): 54-64. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.09.27.01

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华蓥溪口镇石炭系黄龙组白云岩孔洞中充填大量固体沥青，野外采集了沥青及不同烃源岩层系样品，进行了沥青有机地球化学特征研究及来源分析。结果表明，黄龙组沥青白云岩有机碳含量较高，R_o为1.45%~1.48%，碳同位素-28.90‰（PDB），饱和烃及芳烃含量较低，以非烃为主；正构烷烃主峰碳为C₂₀，Pr/Ph为0.78~0.79，三环萜烷中C₂₃ > C₂₄ > C₂₁，三环萜烷/五环萜烷为0.82~1.06，甾烷中C₂₇ > C₂₉ > C₂₈，其中，C₂₇规则甾烷占优势，表明黄龙组沥青生烃母质以低等水生生物为主，为还原环境。萜烷参数及Ts/（Tm+Ts）均表明沥青成熟度较高。DBT/P为1.48~1.88，表明母岩可能为海相泥灰岩沉积。经生物标志物及沥青同位素综合对比，认为黄龙组固体沥青来自于龙马溪组页岩，氯仿沥青“A”抽提物具有混源特点，可能为龙马溪组页岩和栖霞组泥灰岩共同贡献的结果。

一种动态匹配特征子波拾取地震同相轴的技术

彭仁艳, 徐振旺, 刘文峰, 余锋, 董旭光

2021, 43(2): 65-74. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.06.12.04

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在传统的地震资料解释或速度分析等过程中，通常都是依靠人工识别与拾取，不但工作量大，而且效率非常低。因此，工业界开始使用各种算法来进行地震同相轴的自动识别与拾取，但是这些算法存在较多的缺陷，精度不高。地震剖面可视为由地震子波与反射系数褶积构成，子波以及噪音的存在对剖面的自动拾取带来一定困难。通过对地震子波进行特征抽取，并将地震剖面进行稀疏化表达，降低子波以及噪音对自动拾取的影响，同时减少数据采样点数，提高计算效率。通过引入矢量距离，并结合动态波形匹配算法计算特征化矢量数据的最小距离，从而实现同相轴的自动追踪。理论资料测试证明方法的正确性和抗噪能力，东部某探区实际资料自动拾取证明了论文方法的有效性。

方位各向异性裂缝检测技术在牛东潜山的应用

王攀, 张梦琳, 王鑫, 赵智鹏, 刘杏

2021, 43(2): 75-83. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.18.01

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牛东潜山带碳酸盐岩储层具有非均质性强、横向变化快的特征，该区碳酸盐岩地层以缝洞储层为主。受裂缝的影响，振幅、频率、速度等地震属性的衰减现象明显，常规地震属性分析方法对裂缝的预测精度较低。准确识别裂缝储层是该区油气勘探的关键，为此在该区开展方位各向异性裂缝预测工作。成像测井结果表明，该区主要发育高陡裂缝，符合HTI介质的特征。基于Ruger的HTI介质纵波反射系数公式进行正演模拟，确定偏移距范围并划分4个方位角范围，得到方位角道集数据体。利用该数据体提取纵波的方位地震属性，求取裂缝方位和裂缝密度，并结合裂缝密度圈定了裂缝发育带，确定研究区裂缝的主方位为北东向。利用实际钻井的成像测井资料对预测结果进行验证，得到较好的匹配，证实AVAz技术对碳酸盐岩储层高陡裂缝的储层预测具有较好的实际应用价值。

基于智能算法的油气田地应力三维预测

袁多, 吴超, 卢运虎, 张东清

2021, 43(2): 84-92. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.27.03

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为了解决复杂沉积构造环境导致未钻区域的地应力定量预测难度大的问题，根据层速度、地应力、叠后地震信息之间的定量关系，运用BP神经网络、模拟退火等智能算法提出了用于不同工况条件的两种油气田地应力三维预测方法。在完钻井数量较多、实测信息较丰富的工区使用BP神经网络算法，利用地震数据空间速度信息与岩石力学方法建立地应力三维数据体；在实测数据较少的工区，运用模拟退火算法直接搜寻合成与实际地震记录达最优匹配下的地应力解向量。该技术在东部某油田的主要工区进行了现场应用，得到了具有较高精度和分辨率的地应力预测结果，验证了基于智能算法的油气田地应力三维预测方法的可行性。

东坪基岩气藏气水相对渗透率的确定方法

罗沛, 杨云, 柴小颖, 杨会洁, 王炯

2021, 43(2): 93-100. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.03.07.01

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东坪基岩气藏储层岩性差异大，非均质性强。孔缝发育区岩石松散，无法钻取完整的岩芯，而致密带几乎不渗透，无法通过驱替实验获取相对渗透率曲线，这成为困扰气藏动态分析和开发指标计算的难题。基于水驱气藏物质平衡原理，建立了不依赖水侵量的储层含水饱和度计算方法，避免了水侵量计算方法中的不确定因素，提高了含水饱和度计算的准确性。建立了基于储层孔隙结构分形维数和生产水气比历史拟合相结合的气水相对渗透率计算方法。根据该气藏毛管压力曲线的分类确定孔隙结构分形维数的界限，通过生产水气比拟合确定具有代表性的储层孔隙结构分形维数，进而计算气水相对渗透率曲线。该方法克服了因毛管压力曲线多样化而导致分形维数难以确定的难题，所获得的相渗曲线更能代表气藏的整体渗流特征。该方法为无法通过岩芯驱替获取相渗曲线的气藏提供了有效途径，对于其他基岩气藏及严重非均质气藏具有借鉴意义。

缝洞型油藏单井注氮气提高采收率技术政策研究

吕心瑞, 吕铁, 肖凤英, 张慧, 张允

2021, 43(2): 101-109. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.04.13.01

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缝洞型油藏地质条件复杂，储层非均质性极强，虽然单井注氮气提高采收率矿场试验获得成功，但由于单井地质特征各不相同，使得注气效果差异大，注采参数需要进一步优化。为此，提出建立针对此类油藏的“一井一策”注气提高采收率技术政策，并以TA1井为例，在储层识别和预测基础上，构建储集体发育模式，采用“分类建模、分类数模”的方法再现油藏开发历程，表征剩余油分布特征，基于实体油藏模型优化转注时机、注气方式及注采参数。结果表明，TA1井洞顶存在5.28×10⁴ t剩余油，注入氮气能够形成次生气顶动用洞顶阁楼油，进一步提高油藏采出程度，基于模型确定最优转注时机为含水率93%时，注气方式为气水混注，周期注气量为60×10⁴ m³，注气速度15×10⁴ m³/d，焖井时间10 d，采液强度40 m³/d，预测增油2 496.0 t，该技术政策为注气方案编制和矿场实施提供了参考，实施后增油效果显著，推广到不同岩溶背景注气井均取得较好应用效果。

深层稠油减氧空气吞吐注气量确定方法研究

郭小哲, 曹玉峰, 田凯

2021, 43(2): 110-116. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.01.15.01

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鲁克沁油田减氧空气吞吐注气时一般采用笼统注气，没有相关优化注气量的明确方法，导致增油效果在不同类型单井之间有较大差异。为此，通过物模实验确定优势通道注气量，进行数值模拟并提出优势通道注气系数α、优势通道进气系数β的概念，结合优势通道体积优化注气量。通过模拟不同注气量吞吐时的换油率大小来验证优化结果是否正确，得到对实际现场应用的注气量有理论指导作用的优化计算公式。实验表明，最优注气量为0.20 PV，优势通道注气系数为0.8，表明有80%的气进入到优势通道中，优势通道进气系数为0.348，说明距生产井约1/3的井距范围为受效区域。经过注气量优化公式计算和数模验证，最优注气量为4.5×10⁵ m³是合适充分的。优化方法结合减氧空气吞吐的增油机理与现场实际需求，对减氧空气吞吐注气量的相关设计具有一定的理论意义和现场应用价值。

深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践

苑志旺, 杨莉, 杨宝泉, 张迎春, 陈筱

2021, 43(2): 117-127. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.03.03.01

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以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积砂岩油田AKPO为研究目标，剖析了浊积水道和朵叶的储层特征，以注采井组间砂体连通方式为基础，结合生产动态特征评价了注采井组间的连通性，确定油田在无水采油期的注水策略。基于时移地震揭示了不同储层类型的水驱波及特征，形成了油田注水突破后的注水以及控堵水策略，建立了适宜油田不同开发阶段的高效注水策略。在无水采油期阶段，基于注采井组间砂体的连通方式应用以“控制压力”为重点的注水强度优化策略，实现不同井组的分级配产配注；在中低含水阶段，基于储层沉积类型应用以“提高波及”为重点的注水强度优化方法，即依靠水动力学方法来改善水驱波及系数，水道储层注采井组采用周期注水提高“纵向”波及系数；朵叶储层注采井组采用改变液流方向提高“平面”波及系数；在高含水阶段，应用适宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法，实现深海油田经济有效的控堵水。上述深海浊积砂岩油田高效注水策略经AKPO油田实践，实现AKPO油田高峰采油速度达到5.5%，连续7 a实现稳产，预测油田采收率达到53%。系统形成深海浊积砂岩油田在不同开发阶段的高效注水策略，该策略简单易行、经济有效，可以指导同类深海油田的注水优化。

层理地层基质与弱面坍塌失稳规律分析

刘海龙, 谢涛, 张磊, 曹文科, 高佳佳

2021, 43(2): 128-137. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.12.05.02

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渤海深部地层中存在大量的硬脆性泥页岩，易发生井壁失稳问题。将硬脆性泥页岩当作一种横观各向同性介质，建立了横观各向同性地层井周基质及层理弱面应力计算模型，在此基础上，获取了弹性参数各向异性、井眼轨迹及层理产状对井壁坍塌破坏的影响规律。研究表明，各向异性对层理弱面应力分布影响显著，与各向同性模型相比，误差最大约为31%；随弹性模量各向异性程度增大，井壁坍塌风险增高；直井钻进时，井壁坍塌破坏方位不仅受水平地应力方位影响，还与层理弱面的倾斜角和倾向角、井眼轨迹等参数相关。随层理面倾斜角和倾向角增大，井壁坍塌形状依次为岩石只发生沿水平最小地应力方位的基质坍塌、层理面单对角坍塌及层理面双对角坍塌，基质坍塌方位对应最小地应力方位，层理面坍塌方位与弱面的倾向方位保持一致，最优钻井方位应结合层理弱面的倾向；当定向井钻进时，井眼沿井斜30°~75°，最大地应力方位附近，坍塌最为严重。对渤中一口深井进行井壁失稳实例分析，分析结果与实际情况吻合良好，研究成果对层理地层钻井作业有一定的指导意义。

气液两相管流相界面检测及数值模拟研究进展

姜俊泽, 雍歧卫, 钱海兵, 蒋新生, 黄妍琪

2021, 43(2): 138-148. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.03.05.02

摘要 ( 327 )

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准确识别相界面结构形态是相界面力学分析的基础，也是研究气液两相流动规律的一种重要技术手段。针对动力、能源、化工、医药及航空等领域气液两相管流的相界面拓扑性强、变化速度快、实现准确测量难度大等特点，开展了气液两相管流相界面检测技术和数值模拟方法的综述研究。相界面检测技术主要有电容法、电导法、光导法、射线法、热学法、声学法、核磁共振法以及近年来发展起来的金属丝网传感器检测技术、过程层析成像技术和高速粒子成像技术；数值模拟方法有PIC法、MAC法、ALE法、VOF法和Level-Set法等。通过对比分析各种方法的优势和局限性，提出了气液相界面的追踪检测技术的研究策略和发展趋势，可为气液两相流的研究提供有益参考。

通用性星树状油气管网布局优化模型研究

周军, 周柳玲, 梁光川, 陈川, 周轩

2021, 43(2): 149-157. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.03.04.02

摘要 ( 224 )

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集输管网结构复杂、投资大，是油气田建设的重要组成部分，优化集输管网布局方案是油气田降低开发成本的关键之一。由于星树状管网在集输系统中被广泛使用，针对星树状管网最优布局问题，开展了星树状管网布局优化模型的研究，重点关注了集输站处理容量和集输半径的约束限制，建立了Q模型、R模型、QR模型等含有大量离散变量的混合整数线性规划的通用模型。以实际的油气田为例，运用分支定界法求解上述模型，得到各方案下的拓扑结构、集输站设施位置、中央处理设施位置等系统最优解，证明了模型与算法的正确性和可靠性。通过分级优化策略和整体优化结果的对比分析，整体求解星树状管网模型的总投资更低。提出的通用性星树状油气管网布局优化模型，可根据工程实际情况确定不同约束条件下的最优管网布局，有效指导油气田地面工程设计与建设。

连续管全寿命安全评定与管理策略研究

钟虹, 何沙, 刘少胡

2021, 43(2): 158-166. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.06.03.02

摘要 ( 190 )

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连续管是“万能作业机”的“神经线”，连续管的安全运行关乎整个施工过程，连续管服役寿命是安全运行的重要指标之一。目前对连续管作业时全寿命安全评定研究较少，探索性地利用生存分析方法研究了连续管6个影响因素，20组分变量，采用Kaplan-Meier分析方法对连续管疲劳寿命的单因素生存时间进行描述，并结合连续管服役有效时间采用Cox比例风险模型进行多因素分析，疲劳累积结果与Cox比例风险模型计算结果对比认为，该模型是可行的。研究结果表明，共线性检验和PH假定检验结果显示399个样本用于连续管生存分析是可行的；分类变量中直径、壁厚、腐蚀、焊接对连续管服役风险影响显著；大直径管（直径>50.80 mm）的风险率是小直径管（直径<50.80 mm）风险率的1.484倍；H₂S环境的腐蚀风险率是无腐蚀风险率的2.509倍；直焊缝的风险率是无焊缝风险率的5.595倍；研究结论与现场连续管失效统计结果相吻合。根据累积生存率和现场失效统计结果提出的四级评价准则对连续管在钻井、完井、气举等安全作业具有指导意义。

钻井机器人偏心流道冲蚀实验及数值模拟研究

肖晓华, 代继樑, 朱海燕, 赵建国

2021, 43(2): 167-177. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.11.02.01

摘要 ( 222 )

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为解决大位移水平井连续油管钻井管柱屈曲的难题，提出了钻井液驱动的“钻井机器人+动力钻具”的连续油管钻井新方法。依据机器人外形尺寸、水力压耗、内部结构、加工制造等优化设计出了三段式偏心圆流道结构。提出了三段式偏心圆流道冲蚀分析方法，首先，建立了钻井机器人三段式偏心圆流道流固耦合冲蚀数值模型，分析了粒径参数、速度参数等对冲蚀速率的影响规律；其次，开展了钻井机器人偏心流道冲蚀实验，校准了钻井机器人三段式偏心圆流道流固耦合冲蚀数值模型；基于此进一步开展了钻井机器人三段式偏心圆流道数值仿真研究。研究表明，钻井机器人三段式偏心圆流道最佳倾角为5°，当流道壁厚5 mm时，偏心流道寿命超过300 h，满足一般井下工具的工作寿命要求；流道主要冲蚀点位置和冲蚀形态数值仿真与实验基本符合。研究为钻井机器人结构设计及工程化应用提供了理论依据，对促进连续油管钻井技术在大位移水平井的推广及应用具有重要的意义。

纳米级微球调剖剂的性能评价及自聚集封堵特性

杨志国, 岳湘安, 邵明鲁, 岳添漆, 贺杰

2021, 43(2): 178-186. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.04.05.01

摘要 ( 313 )

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低渗透油藏孔喉细小、结构复杂，常规体膨性微球调剖剂存在注入与封堵性矛盾，难以实现深部调剖。为解决这一矛盾，以苯乙烯、丙烯酰胺为单体，采用乳液聚合法制备了表面富含酰胺基团的聚合物微球调剖剂（CSA），向油藏中注入粒径小于孔喉直径的CSA微球分散溶液，运移到油藏深部后，在物理化学效应作用下微球自聚集成大尺寸的微粒簇，从而实现对流体通道的封堵。CSA微球具有低膨胀倍数，在向深部运移过程中能够有效避免剪切破碎；通过透射电镜可以观察到CSA微球在100 ℃老化35 d后，依然保持规则均匀的球形，热稳定性良好，并且微球具有核壳非均质结构。瓶试实验表明，随着阳离子浓度增加，CSA微球聚集时间逐渐缩短，并且二价阳离子的影响大于一价离子。岩芯驱替实验表明，CSA微球具有良好的注入性，聚集后的CSA微球团簇能够产生有效封堵并能运移至油藏深部起到调剖作用。

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