薄互层型沉积体储层构型建模

牟中海, 刘雪, 常琳, 苏秋, 吴千然

2020, 42(3): 1-12. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.11.21.06

摘要 ( 248 )

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以柴达木盆地昆北油田切六区辫状河三角洲为例，探讨了薄互层型储集砂体构型的建模方法。采用基于半幅点小层划分原则进行小层划分，克服了传统的基于自然伽马相对极大值和（或）自然电位正异常来确定小层界线而无法获得真正的储层、隔层厚度与深度的缺陷。分析了研究区夹层类型与分布，认为研究区以泥岩夹层为主，夹层的分布以局部为主，在此基础上，用低渗层厚度和渗透率回返程度两个参数来识别夹层，从而可以大大提高建模精度。依据辫状河三角洲受河流、湖浪双重水动力控制，地层具低倾角砂泥岩薄互层的特点，提出了"硬"数据控制、分层建模、储层与夹层钳套的薄互层型沉积体构型建模研究思路，建立了昆北地区切六区辫状河三角洲构型模型。通过对构型模型进行构型单元间关系的研究认为，目的层存在侧向拼接、侧向分隔、进积型、加积型4种构型模式，但以各种砂体的横向拼接与纵向加积模式最为发育。与传统建模方法比较，在薄互层沉积的情况下，新建模方法更具优势和合理性。

断面汇聚脊输导能力定量评价及其控藏作用

李虹霖, 张如才, 王冰洁, 张江涛, 王鑫

2020, 42(3): 13-20. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.08.04.04

摘要 ( 176 )

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为研究旅大16油田油气差异富集原因，利用三维地震、断面曲率属性、三维热史模拟等方法，识别油源断裂断面汇聚脊，定量评价其输导油气能力，从而探讨断面汇聚脊对油气分布的控制作用。结果表明，研究区油源断裂共发育10条断面汇聚脊，断面汇聚脊受断面脊弯曲程度、断层活动性与接触烃源岩热演化程度匹配关系以及走滑压扭三因素耦合控制，输导油气能力差异明显。对比钻探结果，发现断面汇聚脊对于油气成藏具有明显控制作用：（1）断面汇聚脊控制浅层油气分布部位；（2）断面汇聚脊输导能力控制断块油气富集程度。该研究可为复杂断块区高丰度断块的优选提供技术支持与理论参考。

南八仙复杂断裂系统形成机理及油气富集模式

王爱萍, 陈涛, 张婷静, 王刚, 杜斌山

2020, 42(3): 21-30. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.11.19.01

摘要 ( 242 )

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深入研究南八仙地区主控断裂、各级微断裂的形成机理、组合关系以及对油气的控制作用，可以有效预测含油气砂体分布。综合应用地震、钻井、测井等资料，结合几何学、动力学对南八仙地区的断裂及微构造进行了梳理，在此基础上，通过分析油气成藏演化史及储层岩性、物性特征确定了复杂断裂系统的油气富集模式。研究认为，仙北断裂是受马仙断裂影响下的反S型右旋三级走滑断裂，控制南八仙中浅层构造带的形成，伴生各级张性微断裂由西向东发散，发育斜列带、羽状带、马尾带3种微断裂构造样式。南八仙油气田属于同源油气，两期成藏，其中，中浅层油气藏是构造岩性次生断块油气藏类型。建立了断层控油、微构造控油、沉积相控油3种油气富集模式，确定了仙北断裂羽状带中单层厚度小的滩坝砂体内微构造是油气富集区域，据此在油气富集区部署5口开发井，试气效果良好。

镇巴地区灯影组岩石微相研究与沉积环境分析

侯明才, 何亮, 徐胜林, 汤智江

2020, 42(3): 31-42. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.02.19.02

摘要 ( 169 )

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上扬子地区灯影组可以作为优质储层已经被油气勘探所证实。但是，由于灯影组储层的展布规律一直不清楚，制约了对灯影组的进一步勘探。基于镇巴地区鹿池灯影组剖面，开展了详细的岩石微相研究，结合碳、氧同位素和微量元素分析，深入探讨了镇巴地区灯影组的沉积环境。研究表明，镇巴地区震旦系灯影组岩石微相有：泥-粉晶云岩、残余砂屑云岩、叠层石云岩、凝块石云岩、微生物黏结砂屑云岩、泥质粉砂岩、泥质云岩和含云质硅质岩。研究区灯影组沉积环境为开阔碳酸盐岩台地，经历了两次海侵-海退旋回，灯一段-灯二段和灯三段灯四段分别为两个相对完整海侵-海退序列。相对于灯二段，灯四段海平面振荡更频繁，可能与拉张活动在灯四期更活跃有关。碳氧同位素和微量元素数据表明，灯影组的沉积古环境发生了较为剧烈的变化。整体而言，灯影期大致是一个海水盐度下降，温度上升，含氧量逐步增加的过程。

X105区块微幅度构造识别方法及应用

何英伟, 陈国飞, 包培楠, 田伟, 冯德英

2020, 42(3): 43-50. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.23.01

摘要 ( 223 )

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微幅度构造是油田开发中注水未波及的剩余油富集区。X105区块井间存在井网难以控制的微幅度构造，由于规模小，地震识别难。为提高识别精度，从3个方面开展了技术对策研究，以提高基础数据的准确性：开展提高微幅度构造成像精度的地震振幅高保真处理；创新了相位体约束层位解释方法提高砂岩组顶面识别精度；利用厚砂体井震匹配矛盾、"深浅"井震匹配矛盾分析法对微幅度构造进行筛选，去伪存真。应用上述方法，砂岩组顶面识别出断层控制和非断层控制两种成因类型的微幅度构造。在微幅度构造发育部位优选出未波及型和完善注采关系型两类剩余油挖潜区域，部署补充井实现了剩余油有效动用。

基于经验模态分解的核磁共振去噪方法研究

李海涛, 邓少贵, 王跃祥, 何绪全

2020, 42(3): 51-59. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.09.16.32

摘要 ( 290 )

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核磁共振（NMR）在孔隙结构评估和流体识别方面具有独特的优势，但NMR信号很容易受到噪声影响。根据NMR噪声的时域和频域特征，提出了基于一种经验模态分解（EMD）的NMR去噪方法。首先，利用EMD将信号由高频到低频分解为一系列的本征模态函数，以此分解噪声和噪声NMR信号，然后，使用曲线趋势法和改进的过零点率曲线确定信号噪声分离准则，将有用信号叠加到剩余项以获得去噪信号。通过岩芯数据和测井数据对比发现，基于EMD的去噪方法可以提高信噪比的同时保留孔隙结构信息，其去噪效果优于小波阈值和EMD小波阈值法，计算得到的孔隙度接近实际孔隙度。

概率法在岩性气藏储量风险评估中的应用

尹涛, 杨屹铭, 靳锁宝, 江乾锋, 孟德伟

2020, 42(3): 60-68. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.09.16.04

摘要 ( 191 )

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苏里格气田属于典型的致密岩性气藏，储层横向变化快、非均质性强，利用确定法难以客观评估储量风险。为此以气田X区为例，采用概率法开展储量风险评估研究，通过各变量的概率分布函数和多次随机模拟计算，定量评估气藏参数的不确定性和不同风险对应储量规模，结合单因素敏感性分析，明确气藏主要风险因素，优化地质模型计算的储量结果。研究表明，（1）概率法模拟计算的地质储量概率分布，提供了不同风险下的地质储量，有助于投资决策和开发方案制定；（2）参数变量的敏感性分析能确定影响各层储量结果的主要参数，对参数敏感性进行排序，估算变量变化区间对储量结果的影响，实现缩短储量评价周期和提高评价准确性；（3）地质模型储量与概率法的基准储量（P₅₀）进行对比，结合单因素敏感性分析，调整模型属性参数，优化后的X区各小层地质模型储量与基准储量的误差均在10%以内。概率法对岩性气藏给出不同风险下的储量规模，能客观评估储量风险，优化地质模型。

海相巨厚砂岩油藏夹层精细地质建模方法研究

王开宇, 王超, 范家伟, 徐彦龙, 冉丽君

2020, 42(3): 69-79. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.11.18.02

摘要 ( 187 )

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以塔里木盆地东河1油田石炭系东河砂岩油藏为例，从夹层单井精细识别和连井对比入手，以夹层地质知识库、岩芯分析化验资料和动态资料为约束，建立夹层三维地质模型。研究认为，在完善单层划分对比的基础上，基于地质认识开展层间、层内夹层平面分布研究，采用确定性建模方法将其嵌入到地质模型中，可以得到夹层与储层准确的三维空间配置关系；利用夹层岩芯分析化验资料建立夹层物性解释模型，将孔、渗解释结果作为输入建立夹层属性模型，使得结果更加逼近地下真实情况。后期千万级网格数值模拟运算结果表明，地质知识库与地质建模相结合、地质建模与数值模拟一体化的海相巨厚砂岩油藏夹层地质建模方法效果良好。

物性结构差对9点井网排状加密前后影响研究

熊钰, 刘成, 周文胜, 刘晨, 钟浩

2020, 42(3): 80-96. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.10.04.02

摘要 ( 209 )

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通过大尺度岩芯实验，测试了从均质到多层非均质岩芯九点井网到排状加密下物性结构差导致的压力结构差时变曲线，结合岩芯三维空间含油饱和度时变检测结果，详细研究了受物性结构差和压力结构差双重影响下的水驱动用变化规律和特点及流场演变和剩余油分布变化特征。结果表明，从大段均质到层间非均质，高渗透层压力变化缓和、压降较小，低渗透层压力降幅较大，层间压差达到3 MPa，高渗透层和低渗透层水驱控制程度相差14%，而从层间非均质到层内非均质模型，各层井间非均质性导致主流线绕流多变，水驱前缘难以规整有效推进，非均质程度越严重的层位，水驱动用程度越低，压力降幅相对越大；在井网加密调整后，排状注水驱替使得水驱前缘相对平行推进，显著改善井间压力和非均质性产生的平面矛盾，纵向上层间压差逐渐消失，层间矛盾得以缓解，两类非均质模型水驱动用程度提高30%左右，但对于非均质程度较强的储层，大范围低渗带的存在依然是剩余油主要富集区域。

苏北低渗透油藏CO₂驱油开发模式探讨

陈祖华, 孙雷, 杨正茂, 郑永旺, 于晓伟

2020, 42(3): 97-106. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.10.25.02

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CO₂驱是改善低渗油藏开发效果行之有效的方法之一。针对中国石化华东油气田苏北低渗透油藏三十多年的CO₂驱油矿场实践，将华东目前注气区块按油藏特点和不同注气时机总结为4种开发模式。详细阐述了每种模式的驱油机理、适合油藏类型和典型实例。其中，深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏，能较好地补充地层能量；大倾角油藏衰竭开采后注气（吞吐）开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗透油藏，可大幅度提高单井产能；高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗透油藏，能有效改善水驱开发效果；二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏，通过对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面的综合调整抑制气窜，可再次提高采收率。该研究成果对于低渗透油藏的CO₂驱油方式选择具有借鉴价值。

姬塬油田套损井隔水采油技术研究与应用

苟利鹏, 张进科, 杨金峰, 魏江伟, 张倩

2020, 42(3): 107-114. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.11.22.02

摘要 ( 172 )

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姬塬油田由于多年开发，油田综合含水逐渐上升，井筒腐蚀日趋严重，套损井数量不断增加，造成姬塬油田部分油藏注采井网失控、水驱动用程度降低、剩余油未能有效开采等问题，直接影响油水井正常生产及油田稳产，同时也给姬塬油田造成了巨大的经济损失。一方面，开展对Y211、Y341和桥塞等常规机械隔采工具进行原理分析和现场应用效果对比研究工作，得出其现场应用的缺陷性；另一方面，针对常规隔采工具的缺陷性，开展LEP长效封隔器隔采技术和软金属套管补贴技术研究与试验工作。通过研究及试验不同类型机械隔采工具的优缺点和适用范围，得出在不同工况下的套损井应用机械隔采工具治理套损井的有效措施，为姬塬油田套损井的治理及后期的稳产提供有力的技术支撑。

压力衰竭下疏松砂岩出砂临界生产压差预测方法

石先亚, 黄侠, 史景岩, 赵广渊, 徐丽媛

2020, 42(3): 115-122. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.08.12.01

摘要 ( 231 )

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海上油气藏多采取衰竭式开发，开发后期储层压力衰竭导致岩石应力状况变化，致使弱胶结疏松砂岩储层严重出砂可能性增加。为了有效做好出砂预测，针对衰竭式开采弱胶结疏松砂岩油气藏，同时考虑储层压力衰竭对地应力影响，基于井壁处岩石应力状态分析，引入岩石骨架破坏Mogi-Coulomb准则，建立出砂临界生产压差CDP模型，给出一种适用于海上储层压力衰竭开采生产井全生产周期出砂预测方法，并结合油田实例，计算并绘制出F-1井全生产周期出砂临界生产压差图版。研究表明，初期出砂临界生产压差较大，随着地层压力逐渐衰减，临界生产压差逐渐降低，至临界储层压力时，由于地层出砂不能生产，需要补充地层能量或者采取防砂措施，预测结果与现场出砂情况相符合，研究成果能为易出砂井配产提供指导意义。

注水井螯合酸复合解堵体系研究与应用

赵立强, 陈祥, 山金城, 刘平礼, 刘长龙

2020, 42(3): 123-131. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.08.18.01

摘要 ( 283 )

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针对海上疏松砂岩油藏使用常规含氟酸液体系酸化易造成岩石骨架疏松和二次伤害的问题，结合海上油田注水井不动管柱酸化和酸化后残酸不返排便直接转正常注水的特点，研制出一套低腐蚀、低沉淀的螯合酸复合解堵体系，并以渤海油田X区块注水井为例，对注水井欠注原因及解堵效果进行分析。结果表明，螯合酸复合解堵体系具有较好的缓速性、缓蚀性和抑垢性，可有效增加酸液作用距离、保障注水管柱安全、避免造成岩石骨架疏松和抑制二次和三次沉淀产生，能高效解除无机物和聚合物伤害；X区块注水井欠注原因主要是水敏、微粒运移、悬浮颗粒、结垢和聚合物等形成的多元复合物堵塞地层；现场应用单井视吸水指数增加幅度大于65.4%，解堵效果显著，可在类似油田推广应用。

页岩油藏“密切割”体积改造产能影响因素分析

于学亮, 胥云, 翁定为, 蒋豪, 段瑶瑶

2020, 42(3): 132-143. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.12.30.02

摘要 ( 247 )

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密切割"水平井体积改造是开发页岩油藏的有效手段，裂缝间距和井距是"密切割"水平井体积改造设计的关键环节。基于Comsol建立了离散裂缝网络数值模型，对"密切割"体积改造油藏进行仿真模拟，研究了裂缝间距、井距、裂缝复杂程度对增产效果的影响。结果表明，针对目标油藏，裂缝间距由30 m缩短至10 m，单井累计产量可提高到原来的1.63倍；布置加密井，将井距从400 m缩短至200 m，目标储层年产量可提高51.17%；生产初期，复杂缝单井比简单缝单井90 d累计产量高39.80%。鉴于人工裂缝呈现非均匀充填的特征，采用等效加密方法表征的裂缝无法反映这一特点，研究了远端无支撑裂缝对改造效果的影响，发现远端无支撑裂缝对单井年产量的影响可达4.38%。"密切割"水力压裂矿场试验显示，采用细分切割的方法缩小裂缝间距，能够有效地提高油井产能，单井年产油可提高79.70%。

井下可视化自动寻航钻井技术初探

王卫, 李永杰, 刘江涛

2020, 42(3): 144-152. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.11.13.31

摘要 ( 202 )

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针对地层模型预测不准确、钻头处地层特性分析不到位和地层边界确定不及时等影响优质储层钻遇率问题，开展了可视化寻航钻井探索性研究。该技术包括井周地层预测及三维可视化、导航模型构建、地层边界自动分析、地层特性实时自动分析、优质储层自动识别和轨迹自动优化等几个过程。前3个过程属于可视化导航地层模型构建，用于宏观上预测和指示富集油气目标地层位置、延展性等；地层边界自动分析、地层特性实时自动分析及优质储层自动识别用于精细预测钻头附近地层的边界位置、实时提供地层的岩性、物性和含油性，以便精确确定钻进方向；轨迹自动优化则用于自动规划下一步钻井方案。在多口井现场应用中，该系统预测的地层模型及优化的轨迹提高了优质储层钻遇率。结果表明，井下可视化自动寻航钻井技术能够在一定程度上实现类似于汽车导航式钻井，为提高优质储层钻遇率提供了一种新的技术手段。

固井水泥浆水化早期阶段水状态与电导率关系

李斌, 陈莎, 郭建华, 刘开强, 程小伟

2020, 42(3): 153-160. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.01.21.02

摘要 ( 194 )

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油气井固井早期气窜现象常发生于固井水泥浆液固态转变阶段，准确掌握该阶段水泥浆的组织结构是探究固井早期气窜机理的关键。电导率方法是评价水泥浆水化进程及微观结构的有效方法之一。为此，利用电感式电导率仪研究了固井水泥浆沉降稳定性、水化速率对其电导率的影响；结合质量守恒定理和低场核磁共振技术，探究了水化早期阶段水泥浆中水状态与其电导率的关系。实验发现，在新配水泥浆中，孔溶液离子浓度和孔隙结构分布决定了水泥浆的初始电导率；随着水泥浆沉降稳定性的增加，水泥浆中孔结构分布更均匀，使其初始电导率由16.8 mS/cm增加至19.4 mS/cm；随水泥浆水化进程增加，水泥颗粒表面及孔隙中水化产物的形成改变了水泥浆的固相微观结构及孔隙结构，使分布于大孔隙中的自由水转变为小孔隙中的毛细水、凝胶水。实验结果表明，在水化早期阶段水泥浆的电导率与蒸发水、自由水含量呈线性关系。

全金属单螺杆油泵工作性能的全参数分析

钟功祥, 雷鹏燕, 祝令闯

2020, 42(3): 161-169. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.02.24.01

摘要 ( 200 )

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针对全金属单螺杆泵运行参数和结构参数对其工作性能影响不明确的问题，开展了全金属单螺杆泵运行参数和结构参数对泵工作性能影响的研究，研究中采用了基于FLUENT的全金属单螺杆油泵3D数值分析技术，获得了黏度、转速和级增压值对泵的排量、功率、容积效率和系统效率的影响以及定转子间隙、偏心距和定子导程对泵的排量、功率、容积效率和漏失量的影响，并进一步得出了该结构在稠油热采时宜采用较高转速而稠油冷采时宜采用低转速的结论，此外，得出稠油热采时定转子间隙值宜取0.1~0.3 mm、偏心距宜取5.0~6.0 mm、定子导程宜取170~200 mm；稠油冷采时定转子间隙值宜取0.3~0.5 mm、偏心距宜取4.0~5.0 mm、定子导程宜取110~150 mm。

旋流条件下的气液环空流流动规律研究

史殊哲, 韩国庆, 吴晓东, 钟子尧, 陆宽

2020, 42(3): 170-178. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.17.02

摘要 ( 213 )

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针对涡流工具排液效果的问题，开展了旋流条件下气液两相流动模型的研究。考虑到旋流中角速度的存在，研究中采用气液流动在径向和周向上的动量和角动量平衡的方法，建立了气液流动控制方程，计算了液膜厚度，气液相旋流强度等参数以及压降梯度，并进行涡流工具实验验证模型。涡流工具降低压降损失的机理结果表明，安装涡流工具后流动压降可以降低5%~20%。根据实验及模型，在低速（气相速度小于13 m/s）时，小旋流角和高旋流强度更利于降低压降，而高速（气相速度大于16 m/s）时，高旋流强度会增加额外摩擦阻力。旋流强度的衰减速度会随着液相速度增大而减小，而随气相速度增大而增大。该研究结果可对涡流工具进行优化设计，以达到最佳排液效果。

剪切对几种加剂原油流动性影响与其组成关系

张付生, 单大龙, 李雪凝, 刘国良, 朱卓岩

2020, 42(3): 179-186. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.21.01

摘要 ( 164 )

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为揭示剪切（泵的强剪切和管道的弱剪切）对原油流动性的内在影响机理，给新管线建设及管线安全运行提供决策依据，采用气相色谱、核磁共振、DSC热分析和偏光显微镜等分析方法，对5种原油的组成、蜡结构、析蜡点和蜡晶形态进行分析；按照参考文献报道的模拟实验方法，评价泵强剪切和管道弱剪切对5种原油添加降凝剂后的原油流动性影响。结果发现，在析蜡温度点以上，原油中仅有极少量的蜡晶析出，泵强剪切和管道弱剪切对原油的流动性无影响。在析蜡高峰温度区内，原油中有大量的蜡晶析出，泵强剪切对原油流动性有恶化作用；管道弱剪切对原油流动性的影响与原油的组成（蜡含量、胶质沥青质含量）和蜡的结构（碳数分布、支链度）有关，既对某些原油的流动性有改善作用而对某些原油的流动性有恶化作用，导致上述现象的主要原因是析蜡高峰温度区内的剪切对蜡晶形态和蜡晶生长影响较大。

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