东濮凹陷古潜山勘探潜力分析

东濮凹陷古潜山含油层系多，于太古界、下古生界、上古生界和中生界都有含油层系分布，发育下第三系和上古生界两套烃源岩。根据烃源供给方式的差异，可将潜山成藏模式分为新生古储、古生古储、多源古储和多源中储４种类型，其分布范围广，经多年勘探，在各类潜山中都见到较好的油气显示，表明东濮凹陷潜山勘探具有良好前景。但多年勘探未获突破，究其原因，除地质条件外，钻探中系统工程不配套也是制约古潜山油气藏及早发现的重要因素。图３表１参１（袁先春摘）

松辽盆地两江地区油成藏模式及其控制因素

分析松辽盆地两江（松花江、嫩江）地区油藏类型及其与油源的空间位置及油运移方式，认为该区油藏形成有４种模式：构造高部位与砂体匹配构成的背斜及构造．岩性油藏、烃源岩内油初次运移形成的砂岩透镜体油藏、断层沟通烃源岩与断续条带状和透镜状砂体形成的断层－岩性油藏、构造应力和流体高压匹配形成的泥岩裂缝油藏。在此基础上，分析认为该区油藏形成与分布的主要控制因素是：烃源岩成熟区、良好盖层区域分布、断裂发育程度、油运移方式。图４表１参２（傅广摘）

利用井间示踪剂确定剩余油饱和度的方法

在油藏数值模拟的基础上，建立了利用井间示踪剂确定剩余油饱和度的三维两相四组分问题的数学模型，并研制了相应的数值模拟软件，解决了长期以来井间示踪剂测试只能求出注水井到生产井之间的平均地层参数的问题。模型中考虑油、水两相，油组分、水组分、分配性及非分配性示踪剂４个组分，建立４个组分的质量守恒方程。通过求解可得压力、饱和度及示踪剂浓度，最后将计算的示踪剂产出曲线与实测的示踪剂产出曲线相拟合，可反求油层参数，得到目前的剩余油饱和度分布。以大港油田官１０４断块７６－３０井组的示踪剂测试为例进行了分析，由示踪剂产出曲线拟合得到了该井组目前的剩余油饱和度分布。用该方法所得的剩余油饱和度分布与油藏动态及地质上的分析结果基本一致，表明该方法是准确可靠的。图３参４（李淑霞摘）

油田套管损坏的压力与压差联合作用机制

大庆油田采油一厂萨中地区是套管损坏的多发区，套管损坏集中在标准层附近，并且成片发生。经现场应力测试，室内岩心实验，对比已发生套损区地层的应力、压力、压差。分析认为：大庆油田采油一厂萨中区近年来发生的套损主要集中在压差显著区。应力、地层压力、地层压差（相邻区块）的联合作用机制是诱发油田套损的主要原因。当地层压力大于原始临界压力时，没有压差作用也会发生套损；当地层压力小于原始临界压力时，则必有压差作用才会诱发套损。防止套损发生不仅要稳压、控水，而且需要保持注采平衡，以免相邻区块存在显著压差。这一理论在大庆油田采油一厂萨中区标准层套损治理中已收到显著成效。图３参５（刘建中摘）

酒西盆地油气形成与勘探方向新认识(二)──烃源岩成烃演化与主力油源确认

酒西盆地各生油凹陷生油门限差异较大，下白垩统烃源岩的成熟度与上第三系和第四系沉积密切相关。可溶有机质转化率、镜质体反射率、热解、生物标志物特征等参数表明：青南凹陷中部的下白垩统烃源岩生油门限深度为４０００ｍ（相应的镜质体反射率为 ０ ６５％），埋深 ４０００— ４４００ｍ为低成熟阶段，埋深 ４４００一５２００ｍ为成熟生油高峰阶段，因此中沟组烃源岩未成熟，下沟组上部烃源岩低成熟，下沟组下部和赤金堡组上部烃源岩处于成熟生油高峰阶段，赤金堡组下部烃源岩处于高成熟的凝析油－湿气阶段，目前尚无烃源岩达过成熟干气阶段。石北凹陷生油门限深度为３０００ｍ，只有凹陷内埋藏较深的赤金堡组烃源岩达到成熟生油阶段。烃源岩埋藏和演化历史分析揭示，下白垩统烃源岩在白垩纪末期埋藏均较浅，主要的生油期是晚第三纪以来，目前赤金堡组上部和下沟组下部烃源岩正处于生油高峰期，地质历史上只有一次生、排烃高峰。酒西盆地各油田原油十分相似，原油碳同位素和生物标志物特征等表明，下白垩统的水生有机质是形成石油的主要有机先质，赤金堡组是主要烃源岩，而下沟组是相对次要的烃源岩。图５（陈建平搞）

板桥—北大港地区深层碎屑岩储集层特征及影响因素研究

板桥一北大港地区深层（３５００ｍ以下深度）沙二段、沙三段发育以深水浊积扇、扇三角洲和冲积扇指状砂坝为主的碎屑岩沉积体系。为了评价深层砂岩的储集性能，在沉积特征研究的基础上，利用岩石薄片、阴极发光、扫描电镜、Ｘ－衍射、镜质体反射率等分析手段，研究深层碎屑岩储集层的岩石学特征、成岩作用及成岩演化阶段。研究结果认为，沉积相类型、异常高压和成岩演化对板桥—北大港地区储集层性能有重要影响，孔隙类型以次生孔隙为主，发育两个次生孔隙带，有机酸和ＣＯ３是导致次生孔隙形成的直接因素。图５表１参３（李建国摘）

深盆气预测与评价中的两个问题

对鄂尔多斯盆地深盆气预测及评价中的两个问题提出看法。①致密储集层的问题。深盆气的有效储集层必须在烃源岩大量生、排烃之前就致密化，“甜点”也应在烃源岩大量生、排烃之前形成。陆相盆地致密储集层的非均质性很强，很难形成满盆都是深盆气的局面。在预测和评价深盆气时，既要“定时”地研究致密储集层的形成，也要“定时”地研究致密储集层中“甜点”的形成。②深盆气的压力问题。深盆气的压力旋回是由最初的正常静水压力到异常高压，再由异常高压演变为异常低压，最终又演变为常压，反映深盆气由形成到消亡的地质历程。深盆气的负压值越低，在时空上就越接近于深盆气消亡。地下流体形成异常低压受多种因素影响，没有多个实测负压的点值来控制，或没有致密储集层连续展布为保证，用相同高度的气柱代替水柱预测和定量评价深盆气有一定风险。图２参５（王孝陵摘）

大杨树盆地原油显示及其地球化学特征

根据原油的正烷烃、族组分碳同位素、单体烃碳同位素、生物标志化合物等项参数分析，研究大杨树盆地杨Ｄ１井原油显示的地球化学特征及成因。结果表明，杨Ｄ１井原油的族组成饱和烃含量高，芳烃、非烃含量低，正烷烃分布显示原油具成熟油特征，原油族组分碳同位素偏重，尤其是芳烃和非烃组分碳同位素比松辽盆地原油重０５％左右。原油的单体烃碳同位素值一般在－２９‰左右，其中 ｎＣ２１以前的单体烃碳同位素具有菌藻类母质的生油特征，ｎＣ２２。以后的单体烃碳同位素具有高等植物为主要母质的生油特征。原油生物标志化合物分布，见长侧链三环萜烷，但γ－蜡烷丰度较低。成熟度参数Ｃ２９２０Ｓ／２０（ Ｓ＋ Ｒ）值与Ｃ２９ββ／ （αα＋ ββ）值分别为０．４６和 ０．４９，属成熟原油特征。综合分析认为杨Ｄ１井原油是偏腐殖型有机质生成的成熟原油，并有明显的运移效应。结合盆地烃源岩的地质地化特征推断，杨Ｄ１井原油潜在的烃源岩可能是上侏罗统九峰山组。图４表３参７（冯子辉摘）

四川盆地川西坳陷深盆气地质条件分析

深盆气藏蕴藏着巨大的天然气资源，是天然气勘探的重要领域。判断一个沉积盆地是否具有深盆气存在的可能性主要从两个方面进行分析，一为是否存在深盆气形成的地质条件，二为是否具有深盆气藏的特征，两者存在因果关系。川西坳陷的构造、沉积特征决定了该区具有形成深盆气的良好地质条件：上三叠统煤系气源岩生烃强度大，且现今仍有气源供给，为深盆气藏的形成提供了充足的气源；川西拗陷具前陆盆地构造特征，且生烃中心位于坳陷中心，具备有利于深盆气形成的构造格局；上三叠统为低孔低渗砂岩，连片分布，沿上倾方向物性变好，为深盆气藏形成提供了有利的储集条件。由于上述有利地质条件的配置，致使上三叠统气藏具有不受构造控制纵横向普遍含气、无统一气水界面、气水倒置、存在异常高压等深盆气藏特征。川西坳陷深盆气的有利勘探区位于德阳以北的高异常压力分布区与高生烃强度分布区的叠合区。图４表２参３（宋岩摘）

一种定量测定油藏岩石润湿性的新方法

在前人工作基础上，建立了一种定量测定油藏岩石润湿性的新方法，即经改进的自吸速率法。该测定方法所依据的原理是，当岩石与流体接触时，其表面的润湿性是影响自吸速率的一个关键因素。通过采用无因次时间（ｔＤ）代替实际自吸时间，可以消除油／水界面张力、液体黏度、孔隙结构，以及岩心的形状与尺寸等其它因素对自吸速率的影响。由自叹过程中所测得的拟毛管压力曲线，可定量确定岩石表面在某一特定条件下的润湿指数（ＷＲ）。 ＷＲ值越大，则水湿性越强。 ＷＲ值的大小，既取决于自吸速率，又取决于自吸的液体总量。在进行自吸实验时，将岩样吊挂在电子天平上，并浸入盐水中。盐水组成应与建立束缚水饱和度时所用盐水相同。自岩样浸入盐水的瞬间开始，记录岩样质量随时间的变化，直至岩样质量保持恒定时为止（通常约需７２ｈ）。根据每一时刻岩样质量的变化和油、盐水的密度差，求出该时刻油相的自吸采收率（Ｒｉｍ），井绘制每一岩样的Ｒｉｍ与ｔＤ关系曲线。然后分别计算不同ｔＤ值所对应的拟毛管压力（Ｐｃ，ｐｓ）和水饱和度（Ｓｗ），并绘制出每一岩样的Ｐｃ，ｐｓ与Ｓｗ关系曲线。根据该曲线的下包面积，求出每一岩样的润湿指数（ＷＲ）。实测结果表明，使用该方法测得的润湿指数与使用传统?

油藏精细描述在老区调整挖潜中的初步实践

冀东油区在老区调整挖潜工作中，进行适合油田实际的油藏精细描述工作。其基本要点是以地质为主导的多学科协同描述，修正（或重建）砂体格架模型，精细解释油层顶面微构造，测井约束反演与沉积微相结合描述砂体平面分布等。近两年在此基础上的滚动开发调整挖潜已打出一批日产油30t以上的高产高效井，新增经济可采储量50×104t，新增原油年生产能力9×104t，取得了明显的经济效益。

库车油气系统成藏作用与成藏模式

塔里木盆地库车油气系统属于超强充注类型的油气系统。该系统的源、盖条件非常优越，加之区域盖层之下分布着第三系底部和白垩系的良好砂岩储集层，使系统内油气不仅在油源区内以垂向充注为主的近端聚集形成大型气藏，而且在距离油源区２０～３０ｋｍ的远端形成以侧向运聚为主的中型凝析油气田。依据成藏作用的差异可将该系统分为南部和北部两个亚系统，两个亚系统中的成藏机制和主控因素是不同的，可建立３种成藏模式，即北部亚系统的克拉苏模式和大宛齐模式，南部亚系统的牙哈模式。北部亚系统临近烃源区，第三系膏盐质盖层非常发育，白垩系储集层厚度巨大、物性良好，背斜圈闭众多，是库车油气系统气藏勘探的最有利地带，克拉苏模式是当前寻找大中型气藏勘探目标的主要类型。图４表２参３（周兴熙摘）

大庆长垣外围特低渗透油藏开发效果综合评价方法

已有特低渗透油藏开发效果评价方法体系中未考虑流体渗流特征、流体性质、经济效益等因素,不适用于特低渗透油藏开发效果的评价,且权重计算方法过于单一,导致权重值不合理,评判结果不准确。针对这些问题,考虑特低渗透油藏条件和渗流特征,结合开发技术政策及经济效益等因素,引入启动压力梯度、压敏效应、原油黏度、吨油操作成本等指标,建立九大系统,共46个指标,形成了特低渗透油藏开发效果评价体系,利用隶属度区间分布计算方法和主客观组合赋权法,建立了特低渗透油藏开发效果综合评价模型。评价结果表明,2016年A区块综合评价结果为“中”,结合评价结果,实施补孔、转注、压裂、改善管理方式、优化投入等措施,截至2018年底,区块可采储量采油速度由1.27%上升至1.35%,压力保持水平由62%上升至68%,水驱控制程度由58.6%上升至79.7%,投入产出比由1.00∶1.17提高至1.00∶1.21。该研究成果可为大庆长垣外围特低渗透油藏开发规划提供技术支持。

加强岩石物理研究 提高油气勘探效益

随着我国油气勘探以低幅度构造、低孔、低渗储集层和裂缝性复杂岩性储集层为主要目标，从而使测井技术大量面对低电阻油层和复杂油气藏以及不利测井环境。介绍了近１０年来油气层测井评价方面的岩石物理研究成果：①渤海湾地区低电阻油层形成机理有：滩海地区海水钻井液在低幅度油气藏背景下深侵入，使油层视电阻率成倍下降；油层具有复杂的双组孔隙系统，平均含水饱和度高使电阻率变低；油层的黏土矿物附加导电现象造成低电阻。②低孔、低渗油层试油获得率不高的原因主要有：钻井液侵入低幅度构造油藏油水过渡带造成高侵剖面，侧向测井电阻率比实际偏高许多；孔隙度小于１２％的储集层孔隙结构对电阻率影响很大，必须区分孔隙结构，才能用电法测井来评价油层或干层。③裂缝性储集层的基质与被钻井液侵入的裂缝的电性相差极大，双侧向测井对高角度裂缝发育的砂岩油层可进行识别和定量评价，可以用双侧向及中子、密度测并对裂缝性储集层进行分类评价。简述了适用于低电阻油层和低孔、低渗油层以及裂缝性储集层的电法测井技术。今后要研究钻井液侵人与孔隙结构对油层电性质和电法测井响应规律的影响，采用“及时测井”和压力梯度测井等技术措施；测井计算饱和度技术已日趋成熟，但需采用高精度数控测井等?

应用氦、钋测量方法普查油气田效果探讨

氦主要是放射性元素衰变释放出的a粒子与两个电子结合而成的,钋是放射性元素氡的衰变子体。氦、氡的地球化学特性表明它们可以在油气藏中富集,也易于从油气藏中逸出并透过盖层到达地表。由于油气田上方的次生变化,使它们在油气田上方形成环状异常。氦、钋测量实例表明,异常的重现性好,油气田上方的环状异常基本上对应油气田的范围。因此,这两种测量方法在油气田普查中应用前景广阔。

用相关分析法寻找AVO异常

AVO技术在油气储层横向预测中具有独特的优点,但由于受信噪比和薄层效应的影响,给AVO技术的应用带来了很大的困难。为此,本文用相关分析法提取AVO信息,较好地克服了信噪比低的影响,弥补了AVO技术的不足之处。其方法为:设F(θ_i)是井附近的CDP道集经动校正后某一时刻反射振幅随入射角变化的函数,这样便可根据测井资料建立的地质模型计算井处含气砂岩顶面反射的理论CMP道集,对其反射振幅进行分析,求出一条用于AVO分析的R(θ_i)曲线(也可用反演法求取);用该曲线与F(θ_i)进行相关,则得到AVO相关系数剖面。通过分析剖面中最大相关值的分布范围可实现储层横向预测的目的。文中以中原油田323测线文17井处含气砂岩为例,说明了该方法的实现步骤及应用效果。

碳酸盐岩油藏基质酸化水平井表皮因子模型研究(Ⅰ)理论模型建立

水平井开采技术是近年来广泛用于页岩薄层、低渗透等复杂油藏开采的一种主要方法.然而,如何全面考察来自油藏、酸液及酸化过程中的一些主要因素特别是难于用一般方法描述的酸蚀孔洞形成和生长的随机因素对酸化处理效果的影响,则是碳酸盐岩油藏水平井基质酸化技术设计和效果评价时所遇到的难题之一.通过首次综合考虑当代分形理论研究的新成果——酸蚀孔洞形成和生长过程中的分形与分维特征、水平井地层伤害沿水平井筒的椭圆柱体分布形态以及水平井油藏渗透率各向异性特性,提出了一种碳酸盐岩油藏水平井表皮因子综合模型,从而为上述问题的探讨在一定程度上提供了理论基础和可能途径.

油田开发方案评价灰色优化理论模型及其应用

根据灰色关联度定义,运用扩展的最小二乘方准则构造目标函数,建立了一种油田开发方案评价灰色优化理论模型.以某油田“八五”开发规划的3个方案评价为例,将其与用其它方法评价的结果进行了对比.证明该方法可取得较好的效果.

垦西油田垦622井区岩性油藏开发技术研究

垦西斜坡带垦６２２井区沙三中油层是一个构造岩性复合油藏，地质条件比较复杂，影响油田开发的因素较多，开发难度较大。为了进行合理、高效开发，针对其油藏特点充分应用波阻抗反演等新技术追踪描述砂体；借助现代试井手段研究油藏的特征；利用数值模拟技术开展了经济合理的并网密度、最佳的地层压力保持水平、注水方式选择和初期采油速率优化等机理研究。开发方案在现场实施后，取得了理想效果，所部署的８口开发井均达到了设计目的，实际钻遇砂体厚度与预测砂体厚度相比，平均误差仅为６％；开发方案实施一年来，井区平均日产油水平２２５ｔ，实际生产结果与开发技术研究结果吻合程度较高，经济效益显著。可为今后同类岩性油气藏的开发提供参考。图３表１参３（毕秋军摘）

阿北安山岩油藏裂缝发育特征对开发的影响

阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，储集体是多套安山岩层（岩流层或熔岩体）叠加形成的裂缝-孔隙型储集层，裂缝（尤其是次生裂缝）是主要的渗滤通道，有效储集层集中分布于裂缝发育的安山岩层上部。阿北安山岩油藏注水开发1a后产量就快速递减，裂缝对开发的影响表现为：①投产初期，缝孔段厚度越大且裂缝越发育，单井产量越高；②注水开发阶段，受效较好、产量高而稳定的油井主要分布于断层附近或构造高部位；③由于裂缝发育差异，注水开发过程中油井含水上升规律可分为4种类型（注水不受效型，微细裂缝受效型，裂缝水驱型，早期水淹型）。该油藏裂缝发育的油井开发初期压裂效果好，注水开发形成低压低产的油井压裂效果差，分采分注和堵水措施无效，结合化学调剖的周期注水效果较好。研究裂缝分布发育规律及对开发的影响，可以为注水开发中、后期动用导流大裂缝之间微细裂缝中的原油提供科学依据。图1参2（王孝陵摘）