西南石油大学学报(自然科学版)

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1. 东营凹陷南坡断块类型及其油气封闭性研究

杨怀宇

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 1-9. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.17.02

摘要（187）

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东营凹陷南部斜坡带沙河街组发育大量顺向及反向断层组成的断块圈闭，处于有利构造背景下的断块圈闭仅部分成藏，因此，断层的地质属性制约了油气封闭的有效性。从断层的各项属性如活动性、断距、砂地比、断面应力、紧闭指数及SGR因子等入手，针对研究区的顺向断块、反向断块及倾向相反的顺反向组合断块等3种主要类型开展封闭性研究。研究表明，高含砂量层系（沙二段）反向断块更易成藏，顺向断块成藏概率较低；中、低含砂量层系（沙四下亚段-孔店组）顺向、反向断块均可成藏，且反向断块更为有利。此外，倾向相反的共轭组合断块研究表明，斜交式比共线式组合断块的封堵性更好，斜交式断块的主控断层及辅助断层满足经验断层封闭参数，该共轭组合断块亦是有利类型。

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2. 哈拉哈塘油田走滑断裂带控储成藏规律初探

张银涛, 孙冲, 王轩, 袁敬一, 尹怀润

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 10-18. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.08.20.02

摘要（181）

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大型走滑断裂带是哈拉哈塘油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩控储成藏的关键因素。哈拉哈塘油田位于塔北隆起西斜坡，走滑断裂断距较小，识别难度大，制约了该油田的勘探开发。从哈拉哈塘油田走滑断裂演化特征出发，形成了以多重滤波为基础的地震资料解释性处理研究方法，精细刻画了走滑断裂带，明确断裂空间展布规律，通过开展走滑断裂带控储机理研究，明确了断裂带对油气的疏导作用，形成以断裂带为中心的断溶体油藏描述技术，建立了哈拉哈塘油田断溶体油藏成藏模式，认为断溶体油藏具有“一体一藏”、连通关系复杂的特点，通过精细缝洞雕刻及叠后裂缝预测，提出了哈拉哈塘油田断溶体油藏的评价方法及潜力方向。

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3. 辽东湾北部东营组同沉积断裂对沉积充填控制

夏世强, 林畅松, 杜晓峰, 李俊乾, 李虹

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 19-32. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.07.18.02

摘要（217）

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为了探讨东二早期同沉积断裂对沉积充填的控制作用，利用辽东湾拗陷北部区域的岩芯分析数据、钻井、测井及地震资料，对东二下亚段层序划分、同沉积断裂活动性变化及其对轴向曲流河三角洲湖底扇沉积充填演化的控制作用进行了分析。研究结果表明，东二下亚段为一个三级层序，根据最大泛湖面可在内部划分为低位+水进体系域和高位体系域。低位+水进体系域，曲流河三角洲发育在同沉积断裂活动引起的高沉降速率阶段，断裂两侧地层厚度差异大，滑塌形成的浊积在地震上表现为强振幅、低频、高连续性特征，根据钻测井标定，测井曲线呈中高幅度齿状为主，岩性以粉砂岩和泥岩为主，没有明显的沉积构造。而高位域曲流河三角洲形成于同沉积断裂活动所造成的低沉降速率阶段，断裂两侧地层厚度差异小，滑塌形成的浊积在地震上表现中弱振幅蠕虫状杂乱反射特征，测井曲线呈中低幅度钟形或者漏斗形为主，岩性以中粗砂岩为主，局部含砾，沉积构造以软沉积变形构造为主。

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4. 南阳凹陷黑龙庙地区近岸水下扇沉积特征研究

吴群, 杨云飞, 王树芳

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 33-44. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.10.02

摘要（236）

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为了明确黑龙庙地区近岸水下扇沉积特征及空间演化规律，通过岩芯观察、测井、分析化验及高精度三维地震资料的分析，对研究区的扇体进行研究。结果表明，研究区岩性主要为砂砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩、细砂岩。沉积物孔隙类型以砾内溶孔、晶间孔为主，发育块状层理、冲刷面、暗色泥岩撕裂屑、液化构造等反映重力流沉积的构造，此外，也可见小型交错层理、水平层理、板状交错层理等反映牵引流的沉积构造。沉积体划分为扇根、扇中、扇端亚相，其中，扇中辫状水道物性最好，能为油气提供良好的储集条件。黑龙庙地区核桃园组二段可划分为3个亚段，各亚段扇体的发育受基准面升降控制，整体表现出进积型与退积型扇体叠合发育的沉积演化模式。

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5. 柴北缘冷湖七号地区碳酸盐胶结物特征及其意义

王晔桐, 孙国强, 杨永恒, 秦彩虹, 李艳明

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 45-56. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.12.01

摘要（151）

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碳酸盐胶结物是碎屑岩储层中最常见的胶结物类型，其形成环境、物质来源、反映的成岩温度对储层研究具有重要意义。通过对柴北缘冷湖七号下干柴沟组砂岩碳酸盐胶结物进行岩石学、矿物学和地球化学分析，研究区下干柴沟组砂岩碳酸盐胶结物包含方解石、含铁方解石、铁方解石和白云石等4种类型。碳同位素（δ ¹³C _PDB）和氧同位素（δ ¹⁸O _PDB）值分别为8.81‰~3.51‰和8.77‰~17.36‰，平均值分别为5.33‰及13.50‰；利用碳同位素和氧同位素计算出古盐度值和古温度值分别为113.61~102.85和63.03~123.06℃，平均值分别为109.66及94.47℃。反映出研究区下干柴沟组所处成岩阶段为早成岩阶段B期-中成岩阶段A期，形成过程受到有机质脱羧基作用影响，成岩环境偏酸性，成岩流体来自碎屑的析出水和大气淋滤淡水。储层物性除了受成岩环境和温度的影响外，与碳酸盐胶结物含量具有明显的负相关关系，随着碳酸盐胶结物含量的增加，储层的孔隙度和渗透率降低。

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6. 珲春盆地八连城矿区煤岩孔隙分形特征

王有智

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 57-68. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.10.03

摘要（173）

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PDF（pc）（6274KB）（768）

煤岩孔隙结构特征是评价煤层储集能力和选层压裂的重要参数。综合应用低温氮吸附方法、核磁共振技术和氩离子抛光成像等方法，利用分形理论定量表征孔隙的非均质性，并探讨分形维数的影响因素。结果表明，八连城矿区煤岩有机质孔主要为植物组织孔、粒间孔和气孔，矿物质孔为溶蚀孔和黏土矿物孔。I类曲线显示煤岩发育狭缝状孔和楔形孔。II类曲线表明煤岩瓶型孔发育。核磁共振双峰型 T ₂谱表明吸附孔较为发育，连通性差。三峰型显示渗流孔和裂隙发育，孔渗条件好。孔隙直径在2~100 nm时，水分含量和比表面积与 D ₁表现为正相关关系。 D ₂与灰分含量、平均孔径呈正相关和负相关。孔隙直径在0.1~10.0 μm时，核磁共振法获得 D _N1与吸附孔表面积呈正相关， D _N2与渗流孔的孔体积呈正相关； D _M和溶蚀孔分形维数 D _C，分别受到黏土矿物和长石含量的控制。因此，氮吸附I型曲线煤层和三峰型核磁 T ₂图谱煤层利于煤层气的开发。

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7. 伊拉克A油田地震异常体识别与成因分析

刘俊海, 徐明华, 王自明, 韩翀, 王海峰

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 69-77. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.10.03

摘要（204）

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A油田地震资料上广泛存在地震反射异常，其表现为地震同相轴局部的下凹、错断，目前对地震异常体识别及成因机制未开展深入研究，没有取得明确的认识，影响了研究区油气勘探进程。利用相干、方差、似然等多种地震属性进行了地震异常体识别。结果表明，地震异常体横向延伸距离很短，纵向延伸距离变化较大，从几十米到上千米不等，其在平面上为近似圆形，多数没有明显的分布规律，少数为线状或雁列状分布。根据目的层构造演化过程、地应力及岩芯资料对地震异常体成因进行了综合分析。结果表明，地震反射异常体是溶蚀作用和挤压作用的综合结果。早期目的层发生了溶蚀作用，但溶蚀作用强度在平面上和垂向上分布不均匀，由于后期挤压作用较弱，只在局部脆弱的地方发生了断裂。部分异常体是目的层主要纵向油气运移通道，破坏了下部层系圈闭的完整性。

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8. 多级孔板提高井筒气体携液能力实验研究

王其伟

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 78-83. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.07.24.01

摘要（147）

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气井生产时，井底积液会影响气井产量，甚至导致气井停产。加入泡沫剂、更换小直径油管或氮气举升等措施排出井底积液是保证气井生产的重要手段，但造成液体回流的井筒结构并没有变化。改变适合于单相流体的均一井筒结构，降低气液两相流中液体在井筒的回流，提高气体携液能力，形成适用于气液两相流的井筒结构，可以改善气井生产。实验设计了安装于管筒内的类似于倒置漏斗形的多级孔板装置，以井底气体为动能，借助“爬楼梯”原理，利用孔板减少或阻止液体回流，使液体通过多级孔板逐级上升；实验利用气体压缩机提供气源，测试了不同气体流速下，加入孔板对于气体和泡沫携液能力的影响。实验表明，在管筒内加入液体回流限制装置，大幅度地提高了管筒的气体携液能力和排液效果，减少了管筒液体回流量，降低了气体排液和泡沫排液的气体流速临界值。多级孔板可用于气井增产，能够提高气体携液能力，提高泡沫携液效果，降低泡沫剂的使用量和井底残液，但在实际生产中气体流量和装置的匹配性，还有待于在现场试验中进一步验证和优化。

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9. 基于钻柱动力学的井筒摩阻系数预测与应用

宋巍, 胡中志, 周岩, 沈园园, 魏纳

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 84-90. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.07.19.04

摘要（176）

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井筒摩阻系数是钻井设计和施工阶段准确预测和控制摩阻扭矩的关键因素，对比摩阻扭矩的实测值与预测值可预防钻井事故的发生。为此，基于钻柱动力学摩阻扭矩计算模型，结合近钻头多参数测量仪实测数据，开展了大斜度井实钻条件下套管段和裸眼段摩阻系数的预测方法研究，结果成功应用于同类型邻井的三开钻进阶段摩阻扭矩分析与控制。现场应用结果表明，实钻井筒套管内摩阻系数0.27~0.29，裸眼段摩阻系数0.39~0.41，均高于经验值；案例井钩载和扭矩预测值与实际值的误差满足施工精度要求，依托摩阻扭矩预测图版实时监测实钻摩阻扭矩的异常变化，保障了该井顺利施工。研究结果可为大斜度井钻机设备优选、井身剖面优化和现场钻井施工方案决策等提供科学依据。

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10. 边水稠油油藏蒸汽吞吐后转冷采物理模拟研究

王焱伟, 刘慧卿, 东晓虎, 张琪琛

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 91-100. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.15.01

摘要（172）

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针对热采后期开发效果受限的边水稠油油藏，提出热采吞吐后转化学冷采的开发方式，利用高温高压三维物理模拟系统进行了边水稠油油藏物理模拟实验，研究了边水影响下蒸汽吞吐过程的温度场、转化学冷采前后的生产动态特征。结果表明，蒸汽吞吐开发边水稠油油藏的过程中，受边水侵入的影响，油层加热范围呈非对称状，随着吞吐周期的增加，边水附近的油层加热范围明显不断缩小，逐渐形成水窜通道，使得水侵区域附近的油层动用变差；油层加热范围与边水的侵入相互影响，相互制约。降黏剂起到乳化降黏、减缓水侵的作用，结合水侵规律，合理利用边水能量，转为冷采开发可提高34%的采出程度。同时，利用数值模拟确定了该技术所适用的油藏范围。该研究成果对边水稠油油藏的开发具有一定的借鉴意义。

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11. 海上轻质油藏水驱渗流阻力特征研究

陈晓明, 刘英宪, 吴穹螈, 刘超, 赵汉卿

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 101-110. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.02.27.02

摘要（192）

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PDF（pc）（1575KB）（812）

轻质油藏注水井常存在井口压力不断升高的现象，酸化、微压裂等常规措施并不能有效降低井口压力。为进一步探究注入压力过高的原因，以流管模型为基础，依据水电相似原理，开展井间渗流阻力变化规律研究。结合达西定律推导了渗流阻力表达式：渗流阻力与储层形状和总流度有关。而非活塞驱替过程的总流度变化通常分为两种：单调增加（中、高黏），先减小后增加（低黏）。原油黏度较小时，总流度会呈现减小的趋势，渗流阻力随之增加，导致注入压力升高，此时表现在注水井井口压力不断升高，即发生了“伪堵塞”，严重制约油田注水。通过对渤海南部区域不同油田注采井间渗流阻力的计算，得到了能够反应渗流阻力变化规律的无因次阻力系数图版，图版展示了“伪堵塞”可能发生的含水阶段，能够有效指导注水井的治理。结合KL油田群的治理实践，当注水井发生“伪堵塞”时，可采取以下措施：（1）对高破裂压力、低裂缝发育的油藏，实施提压增注；（2）对低破裂压力、高断裂程度的油藏，采取层内生气调驱；（3）对超低原油黏度、埋藏深的油藏，可考虑气驱开发；（3）对多层合采开发油藏，应优先解决纵向水驱矛盾。

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12. 基于多评价参数的海上低渗气藏分类方法

袁丙龙, 叶青, 张连枝, 陈之贺, 雷明珠

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 111-118. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.05.02

摘要（202）

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中国海上低渗透天然气资源探明储量逐年增加，为了经济高效地动用这部分储量，对低渗透气藏进行合理的分类至关重要。以莺歌海盆地东方区黄流组气田群为例，优选米无阻流量、渗透率、主流喉道半径、可动流体饱和度、含气饱和度、气层厚度6个评价参数，综合应用于海上低渗透气藏分类，建立了海上低渗透气藏的分类评价方法。综合考虑目前海上气藏的开发特点，各分类参数之间的相关性等因素，把低渗透气藏细分为4个亚类，确定了各评价参数的分类界限，并提出了各（亚）类低渗透气藏的开发建议。分类评价方法细化了对海上低渗透气藏的认识，避免了针对不同类型的低渗透气藏采用固定的分类标准带来的分类误差，可以较好地筛选出在目前海上开采技术和经济条件下适合开发的气层，对类似气藏的分类评价也具有一定的借鉴意义。

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13. 低渗透储层应力敏感特征探讨

罗川, 周鹏高, 杨虎, 石建刚

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 119-125. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.01.21.03

摘要（184）

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PDF（pc）（1115KB）（854）

学术界对低渗透储层是否存在强应力敏感具有较大争议，给油气生产决策带来困扰。争论的焦点在于，渗透率应力敏感实验过程中岩芯是否发生塑性变形，岩芯与封套之间是否存在微间隙及其对实验结果是否具有重要影响。针对传统实验无法证明岩芯是否发生塑性变形的问题，改进实验方法，在渗透率测试前、后增加岩芯力学测试。根据弹性力学理论和有效应力理论，推导出应力敏感评价的理论公式，并进行了定量计算。实验测试和理论计算结果表明，应力敏感实验过程中，岩芯所受的有效应力小于其弹性极限，岩芯不会产生塑性变形；岩芯与封套之间存在微间隙，对渗透率测试结果及变化规律具有重要影响；低渗透岩芯在低有效应力条件下测得的渗透率具有较大误差；微间隙的存在导致岩芯的应力敏感程度被高估；实验过程中岩芯的应变极小，渗透率变化极其微弱；低渗透储层不存在强应力敏感，一般来说岩石渗透率越低应力敏感性越弱。

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14. 苏里格气田气井配产与递减率关系研究及应用

李鹏, 范倩倩, 霍明会, 郑腊年, 岳君

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 126-132. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.12.07.01

摘要（170）

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PDF（pc）（566KB）（909）

为确定气井在满足一定初期递减率条件下的合理配产，在假设气井初期配产不影响最终累积产气量的前提下，利用Arps衰竭式递减分析理论，明确了新井配产与初期日递减率成正比的关系，将初期日递减率转换为初期年递减率，最终确定了气井配产与初期年递减率的关系，并建立了气井配产降低程度与初期年递减率降低程度的理论图版。同时运用图版可指导新投产气井合理配产并确定气田产能建设工作量。研究认为，通过降低配产达到降低气井递减方式中，气井递减率降低幅度与初期年递减率大小及配产降低幅度有关，而与配产降低的绝对数值无关；初期年递减率越大的气井，通过降低配产而达到降低气井递减的效果越明显；而对于初期年递减率较小的气井，通过降低配产而降低递减的效果不明显。

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15. 一种生物合成基钻井液在长宁气田的应用

范宇, 钟成旭, 牟乃渠, 金鑫, 吴鹏程

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 133-139. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.12.21.01

摘要（191）

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PDF（pc）（513KB）（878）

针对页岩气水平井用油基钻井液环境污染性强、废弃物处理难度大等缺点，开展了一种新型的页岩气井用环保型钻井液体系研究。通过生物合成基础油制备和系统配方性能实验评价，研发了一种以改性植物油为连续相，盐水为分散相的油包水乳化钻井液体系；该体系不含芳香烃等组分，易生物降解，废弃物满足环保标准。将生物合成基钻井液在长宁气田HA平台3口井中进行了应用，应用效果表明，该体系抑制性、封堵性和润滑性好，能保障钻井、电测和下套管等作业顺利施工，环保风险和废弃物处理成本低。

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16. 高CO ₂含量气藏物质平衡方程及其动储量评价

成涛, 栾雪莹, 王雯娟, 刘鹏超, 吕新东

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 140-146. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.25.04

摘要（163）

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PDF（pc）（904KB）（851）

针对高CO ₂含量天然气在气藏衰竭式开发过程中存在的溶解气释放效应导致动储量无法得到有效评价的问题，建立了考虑水侵、应力敏感效应、水蒸气含量以及溶解气释放效应的物质平衡方程。采用PVT实验研究了CO ₂含量分别为3.18%~53.90%的天然气混合物在压力由53.01 MPa降低至3.01 MPa的溶解度变化情况，回归得到了溶解度的预测模型。为了研究高CO ₂含量对气藏的动储量评价方面的影响，分别利用压降法、考虑应力敏感储量计算模型、考虑应力敏感、水蒸气含量及水蒸气膨胀量的储量计算模型，以及针对高CO ₂含量提出的计算模型对A气藏动储量进行计算。研究结果表明，不考虑高CO ₂含量天然气的释放效应计算得到的动储量结果普遍偏高，误差范围在（0.69~2.55）×10 ⁸ m ³，因此，高CO ₂含量天然气的释放效应在气藏的动储量评价过程中不能被忽略。

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17. 压差时量的提出及平面单向流变量的等价性

刘海龙

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 147-154. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.05.15.01

摘要（185）

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针对平面单向流主动变化量与被动变化量之间函数关系有待明确的问题，提出了压差时量的概念，开展了平面单向流变量之间函数关系研究，在研究中利用压差时量与累积注入量之间的函数关系，结合Buckley Leverett方程和Welge方程，推导了压差时量与出口端含水饱和度、含水率、累积采油量、采出程度之间的函数关系，获得了以下认识：平面单向流任意两个变量之间存在由参数方程所确定的函数关系，压差时量是参数方程的参数；平面单向流中的变量具有等价性。根据以上认识，以层间矛盾研究为例，利用压差时量概念和变量等价性研究了层间矛盾产生的机理。压差时量的概念和变量等价性的认识，明确了主动变量与被动变量之间的函数关系，建立了驱替过程中各变量之间的等价关系，该认识对相关理论问题和应用问题的研究起到一定促进作用。

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18. 长输管道储气调峰对管径选取的影响研究

谢英, 张俊

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 155-160. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.16.01

摘要（182）

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PDF（pc）（5470KB）（776）

针对天然气长输管道管径选取问题，开展了将管道储气调峰纳入管径比选的研究，总结了管道末段储气能力及调峰需求量计算方法。以某天然气长输管道工程为例，结合用气的不均匀性，采用稳态仿真模拟和动态仿真模拟相结合的方法，首先，对管道通过能力满足均月均日和高月高日工况时的管径进行水力计算，然后，对小时调峰、日调峰和月调峰的需求量进行分析，根据管道储气调峰能力和调峰需求量对比选取调峰工况下的适宜管径方案。在此基础上，对管道调峰和建设储气库调峰进行了详细经济性对比分析，获得了通过适当增大管径的方式不仅能满足小时调峰和部分日调峰需求、而且经济性更高的结论。研究结果表明，在管径选取时，应将管道调峰纳入管径比选的考虑因素，综合对比得出最优的管径方案。

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19. 非等厚度四点弯曲试样环向应力理论研究

练章华, 张琎, 王裕海, 张强, 刘永刚

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 161-169. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.08.30.03

摘要（221）

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PDF（pc）（10070KB）（932）

针对四点弯曲试样标准为等厚度直梁试样，不能真实模拟管件曲梁结构的真实工况，设计了一种外壁为完整的一段圆弧，内壁为一直线段和两段对称圆弧构成的非标准、非等厚度的四点弯曲试样。根据非等厚度的四点弯曲试样结构及其力学模型，推导出了其外壁任意一点环向拉应力与试样加载载荷之间的理论计算公式，建立了该四点弯曲试样的有限元力学计算模型。计算结果表明，文中推导出的理论公式计算出的最大环向应力与有限元法的计算结果误差的绝对值为0.06%~0.33%，几乎没有误差，充分证明了理论公式的准确性，该理论公式为非等厚度四点弯曲的应力腐蚀开裂试验加载参数提供了简便的计算方法。

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20. 陇东地区煤层气井油管柱腐蚀机理研究

陈立超, 王生维, 张典坤, 郭丁丁, 任龙锋

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (1): 170-180. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.07.07.01

摘要（159）

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煤层气井油管柱腐蚀导致的管柱穿孔和频繁卡泵是制约陇东地区煤层气资源开发的关键因素，确定煤层气井油管腐蚀形貌特征与产物成分，查明其腐蚀机制对于气井管材选型、防护措施改进意义重大。利用扫描电镜（SEM）及二次电子图像（SE）、背散射图像（BSE）对油管柱腐蚀产物膜形貌进行微观表征，采用能谱分析（EDS）标定腐蚀产物元素类型及含量，并通过X射线衍射分析了腐蚀产物的矿相，在此基础上提出本区煤层气井油管腐蚀机理及防护措施：本区煤层气井N80油管钢在高矿化度Cl ^-、HCO ₃ ^-地层水环境发生强烈CO ₂腐蚀作用，形成多层结构腐蚀产物（FeCO ₃）膜，由于腐蚀产物膜与金属基体结合强度低，在井筒流动介质冲刷下易发生剥离，且腐蚀产物膜疏松多孔致密性差，Cl ^-易穿过产物膜接触金属基体，形成自催化腐蚀电偶，加速局部阳极溶解，生成大量点蚀坑，加剧了腐蚀穿孔伤害程度。选择含3% Cr油管材、加缓蚀剂（原油）与射孔完井是实现本区煤层气井油管柱整体腐蚀防护的可行措施。

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21. 混积岩复杂岩性识别方法

陈恭洋, 王鹏宇, 高阳, 张方, 印森林

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 1-14. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.08.01

摘要（167）

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PDF（pc）（26313KB）（1203）

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为一套陆源碎屑与碳酸盐矿物混积岩层，矿物类型复杂多样，目前对于芦草沟组岩性的命名方案还存在争议，大大影响了钻井现场对岩性识别的效率。利用X射线荧光光谱分析方法（XRF）、X射线矿物衍射方法（XRD）综合分析岩石的矿物成分及元素含量之间的关系，采用元素交会图版法建立了长石岩屑砂岩、粉细砂岩、泥岩、泥晶白云岩、砂屑云岩及云屑砂岩等6类岩性识别图版，对比发现，符合率可以达80%。这为致密油混积岩现场岩性及甜点识别提供了较好的方法，可以有效指导岩性识别及现场水平井地质导向工作。

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22. 玛湖西斜坡百口泉组扇三角洲地震沉积学研究

李全, 李培俊, 倪振, 刘军, 刘荷冲

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 15-26. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.01.29.01

摘要（144）

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PDF（pc）（17490KB）（1058）

针对扇三角洲前缘砂砾岩体层间物性变化大，优质储层难以预测的关键问题，在地震沉积学理论指导下，利用地震岩性学、地震地貌学及地层切片技术，结合测井和地震等资料对准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡风南地区百口泉组扇三角洲沉积相展布特征和充填过程进行了识别与描述。建立了玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组高精度层序地层格架，划分出6个四级层序。识别出研究区内百口泉组扇三角洲平原分流河道、河道间，扇三角洲前缘水下分流水道、河口坝、席状砂等沉积微相及相应的测井相特征，通过岩性标定指出储层砂体与地震振幅之间的对应关系。利用四级层序格架内的地层切片技术，明确了百口泉组扇三角洲沉积体系的演化充填过程，指出了研究区内扇三角洲前缘优质储层的分布范围以及下步勘探方向。

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23. 玛东地区百口泉组地层新认识及油气勘探意义

钱海涛, 尤新才, 魏云, 白雨, 吴俊

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 27-36. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.21.01

摘要（249）

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PDF（pc）（12096KB）（1083）

准噶尔盆地玛东地区三叠系百口泉组二段下部油气显示活跃，已有多井获工业油流，但该套灰色砾岩段的层位和油气层归属一直存在争议。为进一步扩大百口泉组勘探成果，综合利用岩芯、测井及地震等资料，通过古地貌恢复、波形分类、地震属性等技术，重新厘定百口泉组地层，并对百一段古地貌、沉积相带及沉积模式进行了分析。研究结果表明，该区百口泉整体划分为4段，自下而上逐级超覆，呈退积叠置展布；受古地貌控制，百一段发育3大物源体系，在沟槽两翼平台区及凹陷中心扇三角洲前缘亚相广泛发育；百口泉组自下而上发育3套油层，横向分布稳定，向湖盆中心方向成藏层位越早，其中，百一段油藏与高部位DA13井区百二段油藏叠置连片分布，具备大面积含油特征。在上述新认识的基础上，指出百一段为研究区的重要含油层系，是玛湖凹陷百口泉组下一个寻找规模效益储量的重要领域。

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24. 阜东斜坡齐古基准面旋回与储集层微观非均质性

于景维, 唐群英, 吴军, 路子阳, 文华国

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 37-47. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.11.28.03

摘要（167）

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为解决准噶尔盆地东部阜东斜坡区齐古组一段开发过程中由微观非均质性引起的油气采收率低下、剩余油难以开采等问题，探究不同级别基准面旋回内（水下）分流河道储集层微观非均质性的变化。运用基准面旋回沉积动力学的原理，在高分辨层序地层格架建立的基础上，主要应用区内钻井压汞数据对储集层颗粒、填隙物以及孔喉非均质性进行定量评价。研究认为，不同级别基准面旋回储集层微观非均质性表现具有差异性，短期基准面旋回中单一（水下）分流河道储集层微观非均质性表现为底强顶弱的特征，中期基准面旋回中叠置（水下）分流河道储集层微观非均质性表现为顶底强、中部弱的特征。基准面升降引起的可容纳空间与物源供给之间关系的改变是造成储集层微观非均质性差异的主要因素，原始颗粒非均质性决定储集层孔喉非均质性。

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25. 塔中地区原油含硫化合物类型与TSR成因关系

袁余洋, 汪天凯, 蔡春芳, 许辰璐, 秦启荣

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 48-60. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.27.30

摘要（182）

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塔中奥陶系原油中检测到噻吩、四氢噻吩（Tetrahydrothiophenes，TIs）、苯并噻吩（Denzothiophenes，BTs）、二苯并噻吩（Dibenzothiophenes，DBTs）及硫代金刚烷（Thiaadamantanes，TAs）等多种含硫化合物，这些化合物的含量及其单体硫同位素值存在较大差异。分析认为，这些差异可能与热化学硫酸盐还原反应作用（Thermochemical SulfateReduction，TSR）对原油的改造有关。未经历TSR改造的原油样品，其四氢噻吩及硫代金刚烷化合物含量均较低；但是，受过TSR改造的原油样品，随着TSR程度的增高，其二苯并噻吩类化合物的含量也随增高，表明TSR过程中可能生成了二苯并噻吩类化合物。另外，通过对比未经历TSR的寒武系原油样品和经受强烈TSR改造的寒武系凝析油样品的硫同位素值及硫代金刚烷总浓度等数据，证明TSR也改变了原油硫同位素值。在TSR强烈改造的原油样品中，DBTs和硫代金刚烷单体化合物的硫同位素值在36‰～40‰；而在TSR改造较弱和未改造的奥陶系原油中，DBTs主要来自于烃源岩裂解，其硫同位素值相对较低（约20‰），与寒武系干酪根的硫同位素值接近。研究认为，塔里木盆地奥陶系原油主要来自寒武系烃源岩，而储层中一些有机硫同位素较高的原油主要为TSR改造所致。

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26. 湖南雪峰山前陆盆地沉积特征及页岩气勘探潜力

刘辰生, 王辉, 史乐, 冯宁

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 61-74. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.10.01

摘要（167）

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雪峰山志留系前陆盆地分布在湘中-湘西北-四川盆地，是上扬子板块主要的盆地类型，但目前针对该前陆盆地沉积特征和页岩气勘探潜力的研究少见。根据野外资料、测井资料和分析测试资料分析了湘西北和湘中地区前陆盆地沉积建造过程和页岩气勘探潜力。结果表明，湘中前陆盆地前渊带以浊积扇和浅海陆棚相沉积为主，而湘西北隆后盆地沉积相类型丰富，包括潮坪相、浅海陆棚相、滨岸相、三角洲相和碳酸盐岩台地相等。虽然前渊带和隆后盆地沉积相类型和沉积厚度差异较大，但沉积旋回的划分却一致，因此，前渊带和隆后盆地相互连通，雪峰山对其两侧盆地的遮挡作用有限。大量的地球化学测试分析表明，研究区隆后盆地页岩的有机碳含量、有机质类型均较四川盆地的焦石坝差。湖南地区志留系页岩各项地化指标较差的主要原因是其缺少龙马溪组第一旋回的黑色碳质页岩。

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27. 深水浊积水道砂体内部渗流屏障发育规律研究

李晨曦, 苑志旺, 杨希濮, 卜范青, 赵晓明

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 75-84. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.11.01

摘要（164）

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深水浊积砂体受成因影响，侧向变化往往十分迅速，使得储层内部的连通性较为复杂。在深水油田的开发实践中，发现影响连通性的主要因素中，渗流屏障起到非常重要的作用，同时也影响了井间的注水受效模式。对于深水浊积水道砂体沉积而言，如何刻画储层内部即单一水道间的渗流屏障，表征砂体连通性，用以指导后续的井位优化、提高注入水波及效率，是值得研究的课题。综合应用甘南地区重力流沉积露头、尼日利亚AKPO油田某Z油组测井、地震及生产数据，分析渗流屏障的成因机制，对复合水道砂体内部渗流屏障的分布进行刻画，并分析其对注水受效情况的影响。研究发现，对于井下的注采井对，影响砂体连通的渗流屏障主要呈现散点式、线段式和复合点段式，受渗流屏障的影响，注采受效呈现直线式、波动式和散射式，不同的样式下，采油井的含水上升规律也存在差异。

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28. 海洋天然气水合物测井评价研究进展

周建, 宋延杰, 姜艳娇, 孙钦帅, 靖彦卿

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 85-93. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.10.10.01

摘要（166）

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PDF（pc）（629KB）（1104）

资源量巨大的天然气水合物越来越引起人们的重视。针对目前海洋天然气水合物储层的测井评价问题，介绍了海洋天然气水合物的晶格结构、物理性质、分布形式和形成条件，结合天然气水合物的物理性质和储层特征，分析了海洋天然气水合物的常规测井响应特征。根据大量文献调研，得出目前利用测井方法求取天然气水合物储层的孔隙度和饱和度等参数的主要方法，对南海神狐海域含天然气水合物储层的实例站位进行泥质含量、天然气水合物饱和度评价。提出实验室合成人工岩芯研究天然气水合物时，需考虑泥质的存在。通过总结海洋天然气水合物测井评价研究进展的调研成果，为今后大规模海洋天然气水合物的储量预测及勘探开发提供重要依据，对天然气水合物资源的有效开采具有重要现实意义。

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29. 超临界CO ₂在致密油藏中的扩散前缘预测

魏兵, 尚静, 蒲万芬, 卡杰特·瓦列里, 赵金洲

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 94-102. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.10.30.02

摘要（224）

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国内外大部分学者认为超临界CO ₂在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO ₂在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置，系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO ₂扩散系数及浓度分布的影响规律，建立了超临界CO ₂浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明，超临界CO ₂在致密岩芯（0.06 mD）中的扩散系数为10 ^-12 m ²/s数量级，扩散系数随着初始注气压力的升高而增大，最终趋于平缓，但在临界压力点附近出现最大扩散系数；扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大，随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散，扩散前缘仅前进了0.095 m，因此，在致密油藏CO ₂吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期，CO ₂浓度梯度越来越小，扩散速度逐渐降低。

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30. 用于CO ₂注气驱的油井缓蚀剂加注工艺优化研究

张德平, 马锋, 吴雨乐, 董泽华

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 103-109. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.05.08.01

摘要（168）

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PDF（pc）（767KB）（1030）

吉林某油田CO ₂注气驱油井受CO ₂分压、温度、采出液含水率以及细菌含量等诸多因素影响，造成井下管柱的严重腐蚀。为减缓腐蚀，当前主要采用井筒加注咪唑啉缓蚀剂来保护油井井筒和井下设备。通过研究CO ₂、SRB等多因素条件下的腐蚀规律和腐蚀主因素，从降低防腐蚀成本的角度考虑，考察了缓蚀剂类型、加药方式、加药浓度、加药周期对井下油套管腐蚀的抑制效率和长期有效性，并根据现场情况制定了合理的加药制度，提高了缓蚀剂的作用效率，延长其服役寿命，使区块整体腐蚀速率低于0.076 mm/a，实现了井下腐蚀的防护效率与成本的最优化。通过工艺优化，不仅延长井下设备的服役寿命，也降低了防腐蚀成本。

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31. 快速评价页岩含气量的新方法

梁洪彬, 张烈辉, 陈满, 赵玉龙, 向祖平

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 110-117. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.29.02

摘要（244）

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PDF（pc）（601KB）（982）

在页岩气藏开发中，明确页岩含气量变化规律是气藏开发方案合理制定的关键，但由于吸附气解吸后会与游离气共同流动，难以获取二者变化特征，常用的测井解释法与现场解吸法因受环境、设备以及人为因素的影响使得两种方法解释结果存在较大误差，为页岩气藏开发研究带来困扰。因此，利用粉体工程中Horsfield填充理论建立了基于容积法的页岩气等温吸附实验的物理模型，提出了确定吸附气与游离气比例关系的方法，结合实测数据验证了方法的可行性。该方法较之于测井解释法、现场解吸法更简单、更精确，且易于计算，能定量地表征页岩气藏开发过程中吸附气量与游离气量的变化特征。结果表明，页岩气藏开发时压力下降显著，孔道内的主要气源从游离气向吸附气转变时对应的压力点与孔隙度呈负线性相关。

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32. 油气聚集形成异常高压机理初探

胡黎明

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 118-124. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.17.01

摘要（183）

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PDF（pc）（409KB）（934）

异常高压的形成机理十分复杂，是一个未完全解决的学术难题，有待进一步深入研究。通过分析油气运移、聚集成藏与储集层排水特点，从油气"充注"动力、异常高压的定量计算、异常高压的保存与释放等方面，对油气聚集形成异常高压的机理进行了初步探索。结果表明，在生储交界处，油气运移进入储集层的主要动力为毛管压力，生油层孔隙毛管半径越小，油气从生油层向储集层"充注"的动力也越大，生油层孔隙毛管半径是影响储集层中地层压力系数最大值的重要因素之一；在一定地质历史时期，只要运移进入储集层的油气量略大于储集层排出的水量，即可形成较大的异常高压；储集层中的异常高压由盖层通过毛管压力封堵而得以保存；在油气聚集区域之外的储盖交界处不存在毛管压力，储集层可通过盖层向外排水释放压力。油气聚集形成异常高压理论，能够合理解释为什么大多数油气藏的压力高于相同深度的静水液柱压力，地层压力系数略大于1.0，但非常高的异常高压油气藏却很少的客观现实；也能够合理解释较高的异常高压的形成原因。

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33. 一种砂岩储层渗透率计算新方法

于华, 令狐松, 王谦, 郭庆明, 伍莹

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 125-132. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.01.01

摘要（196）

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PDF（pc）（1368KB）（1070）

储层渗透率是油田开发中的重要参数，它是确定合理开采方案、优化完井射孔方案及选择最佳排液位置的基础，通常岩芯统计分析法计算的渗透率误差较大，缺乏理论性，适用范围小。针对该问题以串联毛管模型为基础，理论推导了储层微观结构参数与孔隙度、渗透率、地层因素的数学关系，创新性地构建了孔喉直径比的数学物理方程，建立了基于孔隙度、孔喉直径比、喉道直径的储层微观结构参数渗透率理论模型，明确了渗透率的微观物理影响因素。在岩芯实验、测井资料、渗透率理论模型的基础上，建立了一套渗透率计算新方法。结果显示，渗透率计算结果与岩芯分析结果一致性较好，满足了精确评价储层渗透率的需求。研究表明，把岩电参数、孔隙度引入到评价孔喉微观结构参数中，从数学物理角度明确了储层渗透率是微观孔喉结构参数的宏观表征，研究结果为油藏开发中储层渗透率评价提供了一种新的途径。

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34. 储层物性时变的稠油底水油藏定向井水锥变化

张吉磊, 罗宪波, 何逸凡, 欧阳雨薇, 许亚南

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 133-140. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.01.24.03

摘要（168）

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PDF（pc）（922KB）（944）

针对现有稠油底水油藏定向井水锥变化公式未考虑由于长期大液量冲刷引起的储层物性变化，导致水驱波及体积偏大，剩余油认识偏悲观等问题，为了更准确地描述高含水阶段定向井水锥变化规律，以及井间剩余油分布规律，综合考虑了长期大液量冲刷下储层物性的变化规律，并运用等值渗流阻力对水锥体内外储层渗透率进行等效表征，推导了考虑物性时变性的稠油底水油藏数值变化关系式。实例分析发现，储层物性时变性对水锥的影响十分显著，相同水锥宽度下，较不考虑物性时变的水锥公式所计算的水锥高度降低了46.3%，与实钻过路井测井解释结果对比，相对误差仅为5.3%。矿场先导试验证实了考虑物性时变性的底水油藏定向井水锥变化公式的可靠性，为准确描述长期大液量冲刷下稠油底水油藏高含水阶段水锥变化及剩余油分布规律提供了技术支持。

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35. 非均质性气藏储气库布井方式优化设计

刘鹏程, 余浩杰, 安红燕, 徐文, 朱亚军

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 141-148. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.05.29.04

摘要（143）

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PDF（pc）（668KB）（997）

储气库布井方式与常规气田开发有很大不同，在相同的投资条件下，气田开发布井方式追求气田采收率最大化，而储气库布井方式追求储气库在一个采气周期（3～4月）内工作气量的最大化；特别是利用非均质性气藏建设的储气库，不同区域气井产气能力差异性较大，不宜采用一套井网。以苏A储气库为例，将建库区划分为高、低渗透两个区域，分别论证了不同区域气井采气能力以及区域工作气量随采气井数变化规律，同时，提出了一种基于工作气量最大化的非均匀布井方法，确定了高渗区、低渗区合理的井网密度。结果表明，当储气库总井为11口时，采用非均匀布井方式，高渗区井网密度为1.7口/km ²，低渗区井网密度为0.38口/km ²，储气库工作气量较均匀布井提高0.99×10 ⁸ m ³，提高幅度14.6%。

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36. 顶板水越层窜流对煤层气藏生产动态的影响

杜佳

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 149-157. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.01.20.02

摘要（136）

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PDF（pc）（670KB）（956）

煤层气的压裂增产过程中，压裂缝通常会延伸至顶板，顶板水的越层窜流对煤层气的生产动态存在较大影响。针对煤层气生产过程中的越层窜流问题，建立了煤层与顶板水体的两种连通模型，运用数值模拟方法研究了煤层气藏内的越层窜流对生产动态的影响，绘制了不同水源产水的无因次特征曲线，通过特征曲线判断了煤层气井的产水特征。研究发现，排采制度对煤层气产水规律影响较小；当顶板水体与煤层直接接触时，裂缝在顶板水中的穿透比会延长见气时间，裂缝一旦穿透顶板，穿透比对排采动态影响不大。对于存在泥质隔层的情况，产气上升过程存在两阶段特征；当穿透比小于1/6时，产气先快后慢；穿透比大于2/6时，产气先慢后快，且穿透比对排采规律影响较小。

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37. 水平井带扶正器套管接触方式及其对摩阻影响

胡锡辉, 李维, 徐璧华, 马旌伦, 袁彬

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 158-165. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.08.02

摘要（183）

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PDF（pc）（479KB）（955）

下套管作业过程中，由于重力与井眼轨迹影响，将导致套管发生弯曲，与井壁发生接触，从而产生附加摩阻，当摩阻较大时会影响套管顺利下入。尤其是水平井为保证顶替效率和固井质量，下套管时加入了大量扶正器，扶正器的加入将增大套管的摩阻系数，从而给水平井下套管作业带来了更大的困难。针对这一问题，首先，提出套管与井壁有3种接触方式，即自由状态、点接触与线接触；并指出不同接触方式下产生的摩阻不同。然后，通过建立了套管在下入过程中的扰曲受力方程，以及套管与井壁接触方式判断模型；并根据该模型分段计算方式准确地计算出不同接触方式下套时的管摩阻。通过现场示例分析表明，该方法能准确预测摩阻，对现场计算摩阻具有很好的指导意义。

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38. 高压井中套管缺陷对连接螺纹强度行为研究

祝效华, 郭迎春, 董亮亮

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 166-174. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.25.01

摘要（143）

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PDF（pc）（1705KB）（772）

针对高压井套管缺陷对连接螺纹承载能力影响研究较少，套管安全评估依据不足的问题，以典型的API ϕ177.8 mm×12.65 mm P110钢级的圆螺纹套管为研究对象，以弹性力学理论和腐蚀套管力学模型为基础，对不同腐蚀形态下套管-水泥环-地层有限元模型研究，分析了套管-地层-水泥环系统下套管螺纹牙的应力分布状态和3种腐蚀缺陷影响下螺纹连接部分的应力分布规律。获得了均匀腐蚀缺陷相对于低压井对高压井套管螺纹牙最大等效应力影响较大；点蚀与沟槽型腐蚀缺陷对套管螺纹牙最大等效应力影响变化相似；点蚀与沟槽型腐蚀缺陷发生在套管螺纹啮合段下段区域时影响显著；不同腐蚀缺陷下套管屈服的临界腐蚀缺陷深度等方面的认识规律。

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39. 套损图像特征模式匹配识别技术及应用

和志明, 伍东

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 175-181. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.29.01

摘要（134）

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针对套管损伤腐蚀检测识别问题，给出了4种损伤腐蚀类型的定义，开展了损伤腐蚀特征模式匹配识别研究，对传统图像轮廓跟踪与提取做了优化改进，将套损图像变换到三维空间，采用三维空间图像特征模式识别技术，通过对套损数据集中点间距测度阈值和点数值阈值的约束，搜索得到损伤腐蚀闭合三维体，将其划分为表示不同损伤腐蚀形状的特征子集，并提取特征子集的轴向和径向特征，对提取的特征和标准腐蚀模式特征进行匹配，可准确评判套管损伤腐蚀类型。实际应用表明，该技术能够准确地检测环状腐蚀、线状腐蚀、片状腐蚀和斑点状腐蚀，解决了目前无法识别套管损伤腐蚀类型的难题。

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40. 棉籽底油W/O乳状液堵剂的制备及性能评价

董瑞强, 郅轲轲, 郭良辉, 何龙, 李恩田

西南石油大学学报(自然科学版) 2020, 42 (2): 182-188. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.01.10.01

摘要（191）

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棉籽底油为棉籽榨油时的副产物，废弃的棉籽底油会造成严重的环境污染和资源浪费，首次提出使用乳化的棉籽底油作为一种选择性堵剂。选用合适的复配乳化剂配制出了高含水的棉籽底油W/O乳状液并进行了性能评价。使用流变仪对乳状液的增黏区间进行了研究，结果表明，最大增黏区间可以达到80%；使用分油率研究了乳状液的稳定性，乳状液的稳定性随着含水量的增加而增强；对棉籽底油乳化体系进行耐温抗盐能力评价，棉籽底油乳状液可以耐110℃高温，抗2×10 ⁴ mg/L的钙离子；利用流性指数研究了不同含水量乳状液的流变性，含水量越高，假塑性越弱；填砂管驱替实验表明棉籽底油乳状液对水和油的封堵率分别为98%和15%，具有良好的封堵性和油水选择性。

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