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2026, Vol.38(3): 0–0    摘要 ( 9 )    PDF (7520 KB) ( 10 )

塔里木盆地北部奥陶系穹隆构造发育特征及油气勘探潜力

云露, 曹自成, 李海英, 耿锋, 刘永立, 魏华动, 黄诚, 张笛

2026, Vol.38(3): 1–11    摘要 ( 36 )    HTML ( 4 )   PDF (16799 KB) ( 30 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260301

塔里木盆地顺北—塔河地区奥陶系碳酸盐岩层系中广泛发育穹隆构造，多口钻井已获得高产工业油气流，显示出良好的资源潜力。基于高精度三维地震、测井及岩心分析测试资料，以顺北H1井周缘及阿克库勒凸起东南斜坡带150个穹隆构造为例，系统开展了穹隆构造的几何特征、成因机制和储层特征分析。研究结果表明：①塔里木盆地北部奥陶系穹隆构造平面上呈同心环状，可划分为R型、T型、收缩型和复合型4类，剖面上呈“下窄上宽”的火炬状。②穹隆构造主体形成于加里东中期Ⅰ—Ⅱ幕，是区域剪切应力场与岩性差异共同作用的结果，为“剪切应力诱导-层间滑移-局部隆升”成因机制。③穹隆构造储层为“缝-腔、孔洞”复合型储集体，具备“断裂通源、垂向运聚、围岩封挡、独立成藏”的优势条件，且资源规模大，是深层—超深层油气勘探的重要新领域。

VSP速度建模和成像技术研究进展

苏勤, 冯刚, 李彦鹏, 杨哲, 刘文卿

2026, Vol.38(3): 12–23    摘要 ( 28 )    HTML ( 1 )   PDF (18413 KB) ( 28 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260302

垂直地震剖面(VSP)技术利用井中观测优势为复杂构造成像提供关键的速度约束和高分辨率数据。基于文献调研,对VSP核心环节技术演进、当前研究重点以及未来发展方向进行了综述。研究结果表明:①速度建模方法从初至波/反射波射线层析发展到全波形反演(FWI),显著提升了井周参数反演精度,但这些方法仍受到观测覆盖次数和初始模型精度制约,且存在多解性问题;偏移成像技术历经叠加映射、射线类偏移方法至波动方程类偏移方法的演进,突破了简化介质限制,实现了陡倾角复杂构造精确成像,却面临计算效率、噪声压制及波场利用不充分等挑战。②当前研究聚焦于最小二乘逆时偏移(LSRTM)提升振幅保真度、全波场协同成像拓展照明以及推动FWI与LSRTM深度耦合以实现建模-成像一体化。③未来发展将依赖新型传感技术、智能算法与算力协同驱动,并通过深化井地联合勘探,构建高精度速度模型,服务于油气藏精细刻画、动态监测及深地油气资源勘探。

吐哈盆地北缘博格达山前二叠系地层划分及其勘探意义

陈旋, 郝彬, 苟红光, 张晶, 徐雄飞, 杨占龙, 胡军, 何昌松

2026, Vol.38(3): 24–37    摘要 ( 23 )    HTML ( 1 )   PDF (115849 KB) ( 15 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260303

通过对吐哈盆地北缘博格达山前二叠系露头孢粉组合、锆石U-Pb年龄及沉积序列的综合分析，对地层归属进行了再认识，恢复了环博格达山周缘芦草沟组/塔尔朗组沉积期岩相古地理，并探讨了该区勘探潜力。研究结果表明：①吐哈盆地北缘照壁山、二塘沟等剖面原划分为塔尔朗组的孢粉组合特征与塔尔朗沟、准东地区塔尔朗组/芦草沟组差异明显，与准东梧桐沟组一致，应修正为梧桐沟组；原归于伊尔稀土组顶部的区域性暗色地层，其沉积序列及火山岩年龄与博格达山周缘芦草沟组可对比，应划分为塔尔朗组；锆石年龄显示为早二叠世，早于以往认为的中二叠世。②塔尔朗组沉积期，博格达山一带为沉积中心，山前带处于咸水半深湖—深湖相—半咸化半深湖环境中，具备形成优质烃源岩的潜力。③吐哈盆地台北凹陷二叠系烃源岩品质较好，尤其是凹陷北部，北部山前带位于生烃中心之上，剩余构造圈闭多，构造楔状体和山前带深层是吐哈老区二叠系含油气系统实现新突破的潜在领域。

东营凹陷滨县凸起太古界变质岩古潜山油气成藏条件及勘探启示

霍爱民

2026, Vol.38(3): 38–53    摘要 ( 16 )    HTML ( 0 )   PDF (30934 KB) ( 16 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260304

综合运用岩心观察、物性测试、常规测井和成像测井等技术手段，系统分析了渤海湾盆地东营凹陷滨县凸起古潜山成藏条件及成藏模式。研究结果表明：①东营凹陷滨县凸起太古界储层类型为裂缝性储层和风化壳储层，风化壳具有溶蚀层-崩解层双层结构，溶蚀层多分布于斜坡下部，为最优储层。②研究区潜山油藏油源来自利津洼陷沙三段、沙四段烃源岩，经历了2期生烃过程；储层以风化壳溶蚀层为主，储集空间以高导缝和溶蚀缝为主；盖层为沙三段、沙四段厚层泥岩，封盖能力良好；输导体系包括断裂垂向输导和不整合面侧向输导2种类型。③研究区潜山的源-储配置关系对成藏有重要影响，古地貌和裂缝密度对储层质量具有控制作用，断层和裂缝为油气主要运移通道，发育“新生古储-侧向尖灭”型和“新生古储-潜山顶部”型油气藏，前者分布于中部斜坡带，油气从烃源岩侧向运移进入与泥岩对接的潜山储层；后者分布于东翼斜坡带大断层附近，油气沿断层垂向运移至潜山顶部。④相比冀中坳陷束鹿潜山，研究区风化壳双层结构明显、侧向尖灭模式占主导、油气性质单一，共识别出5个有利区带，其中位于潜山中部斜坡带的Ⅱ号和Ⅲ号区带的成藏条件最为优越，为最有利勘探目标。

渤海湾盆地渤南洼陷古近系沙三下亚段页岩储层特征及可动孔喉下限

蒋龙, 程紫燕, 孙红霞, 刘祖鹏, 李忠新, 田选华, 彭琳雄, 朱丽

2026, Vol.38(3): 54–66    摘要 ( 19 )    HTML ( 1 )   PDF (74116 KB) ( 19 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260305

渤海湾盆地渤南洼陷古近系沙三下亚段页岩油气资源丰富。通过岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射分析、高压压汞、核磁共振、弹性降压开采模拟等多种测试手段，明确了页岩储层岩石学特征与微观孔隙结构特征，并厘定了理想条件下与弹性降压开采条件下的可动孔喉下限。研究结果表明：①渤南洼陷沙三下亚段页岩沉积构造主要有纹层状、层—纹层状、层状和弱纹层状4类，数量占比分别为22.12%、19.67%、52.80%、5.38%；优势岩相为纹层状隐晶泥质灰岩、层状隐晶泥质灰岩、纹层状隐晶灰质泥岩3类，占比分别为33.30%、13.20%、17.70%；矿物组成主要为碳酸盐矿物、长英质矿物、黏土矿物、黄铁矿4类，以碳酸盐矿物为主，其体积分数接近50%。②页岩基质孔隙类型以粒间孔和晶间孔为主；储层整体物性差，优势岩相平均孔隙度为3.50%~4.00%，渗透率主要为0.010~0.100 mD，不同优势岩相之间的平均孔隙度和渗透率差异较小，纹层状隐晶灰质泥岩储层的孔喉连通性与流体可动用能力更好。③研究区3种优势岩相的可动孔喉下限表现为，层状隐晶泥质灰岩 > 纹层状隐晶泥质灰岩 > 纹层状隐晶灰质泥岩；理想条件下，页岩储层可动孔喉下限小于10.00 nm；在弹性降压开采条件下，可动孔喉下限可提高幅度近于一个数量级，其中，层状隐晶泥质灰岩相的可动孔喉下限可达35.52 nm。

四川盆地普光地区下三叠统嘉陵江组二段储层发育特征及主控因素

周凯, 齐仁理, 徐文礼, 尹青, 高璐, 李双双, 黄钦阳, 全豪

2026, Vol.38(3): 67–78    摘要 ( 23 )    HTML ( 1 )   PDF (68823 KB) ( 19 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260306

以四川盆地普光地区下三叠统嘉陵江组二段（嘉二段）碳酸盐岩储层为研究对象，综合利用岩心观察、薄片鉴定、测井解释、物性分析及地球化学测试等资料，系统分析了储层特征及其发育主控因素，明确了沉积古地貌控制下的滩体沉积与多期成岩改造的耦合机制，建立了优质储层演化模式，并预测了有利勘探区带。研究结果表明：①普光地区下三叠统嘉二段储集岩以颗粒白云岩和粉晶白云岩为主，储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔及裂缝为主，整体属于低孔低渗型储层，局部见高孔高渗、低孔高渗。②研究区压实、胶结作用导致原生孔隙缩减，白云石化作用形成了晶间孔并增强了岩石的抗压实性，渗透回流与蒸发泵模式分别为粉晶白云岩和泥微晶白云岩的形成机制，准同生期大气淡水溶蚀作用叠加埋藏期有机酸溶蚀作用显著改善了孔隙结构，构造破裂作用形成的高角度裂缝网络提升了岩石的储渗性能。③研究区嘉二段储层受沉积微相与成岩作用双重控制，相对优质储层主要形成于颗粒滩和云坪微相，白云石化作用和溶蚀作用是优质储层发育的关键，破裂作用改善了储层的连通性。④研究区嘉二段Ⅰ类有利勘探区主要分布于双庙场地区，为台内滩亚相；Ⅱ类有利区5个，发育台内滩相，分布于双庙场、清溪场、毛坝和分水岭地区；Ⅲ类有利区3个，发育云坪、灰坪微相或台内滩亚相，分布于川付85井区、明1井区以及雷音铺等区域。

四川盆地西南部寒武系筇竹寺组页岩储层特征及成藏条件

郑马嘉, 刘勇, 伍亚, 陈俊宇, 陈颖, 钟梓月, 詹淋, 范存辉

2026, Vol.38(3): 79–93    摘要 ( 29 )    HTML ( 0 )   PDF (71816 KB) ( 20 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260307

四川盆地西南部寒武系筇竹寺组页岩气勘探潜力大。基于测录井及地震资料，结合岩心薄片观察、物性测试、扫描电镜观察等实验手段，综合分析了其储层特征与成藏条件。研究结果表明：①四川盆地西南部筇竹寺组页岩可划分为黑色富有机质页岩与灰色粉砂质页岩；孔隙以无机孔（宏孔）为主，有机孔为辅，裂缝主要为被方解石、沥青等充填的高角度剪切缝及张性缝，并发育层间微裂缝及少量粒间缝；储层中脆性矿物含量高，质量分数为62.9%~86.5%，平均为72.0%；裂陷槽内储层质量优于槽外。②研究区“裂陷槽 + 古隆起”的古构造格局控制了储层的宏观展布，裂陷槽内深水陆棚相发育优质储层；槽内高TOC含量页岩与Ⅰ型干酪根为页岩气藏提供了气源；高孔、高脆性储层特征有利于气体赋存与储层改造；裂缝网络是气体运移与富集的关键渗流通道。③研究区筇竹寺组页岩气有利勘探区为槽-隆叠合区（Ⅰ类），储层厚度大，有机质丰度及热演化程度高，物性相对较好，含气丰度高，其次为叠合区外槽内区域（Ⅱ类）和叠合区外古隆起之上区域（Ⅲ类）。

川中合川地区志留系龙马溪组页岩岩相测井智能识别方法

刘若彤, 张大智, 隋立伟, 肖利梅, 田亚, 孙山, 彭丹丹, 李建智

2026, Vol.38(3): 94–106    摘要 ( 22 )    HTML ( 1 )   PDF (14314 KB) ( 17 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260308

川中合川地区志留系龙马溪组页岩分布广，烃源岩品质好，是页岩气勘探的重点层系。基于岩心实验分析、测井资料，根据矿物组分和TOC含量对岩相进行了划分和测井智能识别，明确了龙马溪组岩相类别及空间展布特征，并划分了岩相有利区。研究结果表明：①合川地区志留系龙马溪组发育7种页岩岩相，以富、贫有机质长英质页岩岩相，富、贫有机质黏土质长英质混合页岩岩相、贫有机质黏土质页岩岩相为主，发育少量富有机质混合质页岩岩相、富有机质钙质长英质混合页岩岩相；其中，富有机质长英质页岩岩相、富有机质混合质页岩岩相、富有机质钙质长英质混合页岩岩相为勘探有利岩相。②测井智能识别方法为，引入BSMOTE算法均衡少数类岩相样本，构建集成学习模型实现矿物组分一级划分，基于主成分分析的支持向量机（PCA-SVR）模型预测TOC含量实现二级划分；BSMOTE-AdaBoost为岩相一级划分最优分类模型，PCA-SVR模型在岩相二级划分检验精度高，盲井验证岩相识别技术符合率达86.7%，区域适用性强。③合川地区志留系龙马溪组页岩相展布受古水深与物源供给控制，岩相纵向上呈现自下而上富有机质长英质页岩岩相向贫有机质混合页岩岩相演化趋势；平面上，有利岩相由NW—SE方向迁移；龙一11小层富有机质长英质岩相连续分布区是勘探关键目标。

川西北双鱼石地区上三叠统须家河组储层特征及主控因素

徐忠凡, 丁熊, 尹宏, 田云英, 宋毅, 杨曦冉

2026, Vol.38(3): 107–119    摘要 ( 14 )    HTML ( 0 )   PDF (89582 KB) ( 12 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260309

基于测井、岩心、薄片、扫描电镜及压汞等资料，对川西北双鱼石地区上三叠统须家河组开展了沉积相、储层特征及主控因素分析，并圈定了有利勘探区。研究结果表明：①川西北双鱼石地区三叠系须家河组沉积特征整体表现为由海陆过渡相（滨岸—浅海）向陆相三角洲—冲积扇体系演化，砂岩储层以浅灰色细—中粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主，储集空间以粒间/粒内溶孔为主，平均孔隙度为5.13%，平均渗透率为0.420 mD，整体均属中低孔、低渗储层。砾岩以褐灰色碳酸盐质砾岩为主，孔隙欠发育，见少量裂缝。②沉积相是储层主控因素之一，形成了岩石的初始孔隙度。相对优质储层主要分布于扇三角洲前缘分流河道、河口坝及近滨—前滨等较高能微相，砾岩储层主要分布于近物源高能河道沉积微相。压实作用和胶结作用减少了储集空间，溶蚀作用对储层改善具有贡献作用。③相对优质的砂岩储层主要集中于须二段三角洲前缘—平原河道砂体、须一段局部滩坝/近岸砂体，须三段局部前缘砂体也较好。

四川盆地威远地区奥陶系天然气地球化学特征及富集规律

苟哲培, 魏倩倩, 严雪齐, 隆辉, 卢嘉勋, 高儇博, 唐银海, 谭先锋

2026, Vol.38(3): 120–131    摘要 ( 14 )    HTML ( 0 )   PDF (23633 KB) ( 8 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260310

近年来，四川盆地威远地区奥陶系红花园组与宝塔组海相碳酸盐岩中持续获得天然气发现，展现出良好的勘探潜力。通过对天然气组分、碳同位素特征、烃源岩特征、流体包裹体特征以及埋藏-热演化史进行分析，明确了研究区天然气来源和油气充注期次，探讨了其天然气成藏模式及主控因素。研究结果表明：①威远地区奥陶系红花园组和宝塔组天然气干燥系数高，平均为0.995 8，属于过成熟油型气，为干酪根裂解和原油裂解成因的同源不同期混合气，热化学硫酸盐还原反应（TSR）和过高成熟度是导致天然气碳同位素倒转的主要原因；筇竹寺组烃源岩是红花园组和宝塔组天然气的主要供烃层位，烃源岩品质中等—好，总有机碳（TOC）含量平均值为1.90%，生烃潜量（S1 + S2）平均值为 0.27 mg/g，有机质类型为Ⅰ型，处于过成熟阶段，Ro为2.74%~3.28%；岩石热解峰温（Tmax）为397~499 ℃。②研究区奥陶系红花园组和宝塔组在晚二叠世与早白垩世分别形成了古油藏和古气藏，喜山期后气藏发生调整，形成了受大型背斜与走滑断层系统控制的构造-地层-岩性复合气藏，上部红花园组和宝塔组发育以白云岩为主的储层，下部筇竹寺组为其供烃，形成了“下生上储”的成藏模式。③奥陶系红花园组和宝塔组油气成藏主要受控于白云岩储层质量和走滑断层及逆断层的输导能力，背斜圈闭高部位和裂陷槽边缘断层的叠合区是天然气富集“甜点”区。

基于GPU加速的SSA三维微地震实时定位方法及应用

曹立斌, 郑马嘉, 陈倩, 伍亚, 程利敏

2026, Vol.38(3): 132–140    摘要 ( 15 )    HTML ( 0 )   PDF (43550 KB) ( 4 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260311

针对微地震监测技术在页岩气压裂改造过程中存在弱信号识别困难、实时处理效率低以及微地震对裂缝响应弱等问题，基于震源扫描算法（SSA），融合多级塌陷网格搜索方法，提出了一种高精度微地震事件识别方法，并利用GPU并行计算技术实现了实时定位。研究结果表明：①通过波场能量扫描与叠加机制，对虚拟震源实施动校正与相干叠加强化P波弱信号特征，结合“粗网格全局扫描+细网格局部精搜”多级塌陷网格搜索策略提升定位效率与精度，引入GPU并行加速的窄带快速推进法（FMM）后，旅行时计算效率提升约16倍。②数值试验显示，低噪比条件下，多级塌陷网格搜索定位结果逼近真实震源，精度优于单一粗网格搜索。某钻井平台应用中，其与传统方法所得事件点均呈北东向条带状展布，事件深度延伸可达300~400 m，人工裂缝事件点更集中于井筒周围，能识别更多弱能量事件。③四川页岩气压裂施工监测中，可从多维度区分水力压裂裂缝与诱发天然裂缝特征，空间上，前者聚集于当前压裂段井筒附近、形态规则，后者远离压裂段、分布不规则且非对称；时间上，前者事件集中于施工期，后者具显著后效性，停泵后30分钟内仍持续产生；波形上，前者主频高、直达波清晰、结构简单，后者主频低、能量持续久、伴随多个续至波；相对震级上，前者普遍偏低，后者偏高且对应更大破裂尺度。结合相对震级与事件空间展布特征，可构建“天然裂缝响应带”与“压裂主控带”分布模型，为压裂效果评价及地质解释提供可靠依据。

南海西缘中建南盆地构造格局及油气成藏模式

杨金海, 余一欣, 欧阳杰, 许马光, 金峰, 张宇航, 余浪

2026, Vol.38(3): 141–148    摘要 ( 14 )    HTML ( 0 )   PDF (14497 KB) ( 9 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260312

南海西缘中建南盆地勘探程度低，制约了油气勘探进展。通过全面整合中建南盆地各时期二维地震资料和油气勘探成果，对中新统—始新统地层发育特征和盆地构造格局进行了系统分析，并探讨了油气地质条件和成藏模式。研究结果表明：①中建南盆地主要发育5个区域不整合，分别为始新统底界、中新统三亚组底界、日照组底界、重云组底界和上新统中建组底界。伸展断裂和走滑断裂主要呈近SN、NE和NW向展布，其中近SN向和NE向断裂控制了盆地隆坳格局，可以划分出“三坳两隆一斜坡”等6个一级构造单元。②中建南盆地发育中始新统湖相烃源岩、上始新统—渐新统湖相和海陆交互相烃源岩以及下—中中新统海相烃源岩等3套主力烃源岩，油气沿构造脊和大型不整合面侧向运移，沿大型油源断裂垂向输导，上新统—第四系区域泥岩盖层披覆下的构造、地层和岩性等多种圈闭是油气聚集成藏的有利场所；西部斜坡、北部隆起及南部隆起的构造与地层圈闭，北部和中部坳陷的岩性圈闭群，以及西部斜坡和中部隆起等局部构造高部位发育的生物礁储层等都具备一定的勘探潜力。

鄂尔多斯盆地延长探区氦气分布特征及控制因素

白益远, 弓虎军, 王东旭, 李渊, 罗芬红, 王军军

2026, Vol.38(3): 149–161    摘要 ( 11 )    HTML ( 1 )   PDF (21071 KB) ( 6 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260313

通过对鄂尔多斯盆地延长探区91口钻井的天然气样品与68组氦源岩样品开展氦气含量、同位素以及氦源岩铀、钍元素含量的分析测试，明确了氦气分布与来源、各类氦源岩的供氦潜力，进而系统讨论了氦气富集的主控因素。研究结果表明：①鄂尔多斯盆地延长探区氦气体积分数为0.009%~0.217%，平均为0.059%，其中6.5%的样品达到高氦标准（≥ 0.1%）；平面上氦气丰度呈“南高北低”格局，洛川、富县为高氦区，子洲、靖边等地为贫氦区；纵向上各层位含氦量差异小，分布稳定。②研究区氦气为典型壳源氦，氦同位素R/Ra值均小于0.1，壳源贡献比例达99.73%；区内发育前寒武系结晶基底、长城系和上古生界等多套氦源岩，前寒武系基底与长城系的生氦量远超上古生界，其中基底生氦量为3 164.04×108 m3，占总生氦量的95.99%。③研究区前寒武与长城系是主力氦源，上古生界氦源岩起辅助作用，在盆地深大断裂的沟通下，形成了“深部主导、上古辅助”的双源供氦模式；深大断裂是沟通深部氦源的关键通道，而上古生界烃源岩的生烃作用对氦气产生具有强烈稀释效应，是造成南北氦气差异聚集的核心因素。

哈萨克斯坦楚-萨雷苏盆地富氦气藏特征、富集条件及勘探启示

聂明龙, 刘皓源, 王兆明, 赵书茂, 于太极

2026, Vol.38(3): 162–172    摘要 ( 14 )    HTML ( 0 )   PDF (6428 KB) ( 7 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260314

哈萨克斯坦楚-萨雷苏盆地为富氦盆地。通过对盆地不同构造单元、不同层位富氦气藏的地质特征解剖，探讨了氦气富集条件，建立了氦源和盖层共同控制的氦气富集模式，启示了中国氦气下一步勘探方向。研究结果表明：①楚-萨雷苏盆地不同坳陷内的5套储-盖组合中均发现氦气，具有满盆富氦特征，氦气富集与氮气含量正相关，与构造单元、气藏类型没有直接关系；氦气在不同层位间差异富集，下石炭统谢尔普霍夫阶灰岩-泥岩构成的储-盖组合中氦气含量最低，烃类气含量最高，而在二叠系盐下砂岩中氦气含量最高，体积分数可达0.68%，烃类气含量低。②研究区前寒武纪古老富铀基岩、三叠纪以来的构造抬升、较差的烃源岩和多套盖层发育等是盆地氦气富集的基础条件；氦气与砂岩型铀矿共生，砂岩型铀矿的发育对氦气富集具有指示作用；盐岩、膏岩和泥岩等多套盖层及氦气的分子小、扩散能力强是形成多层系富氦的重要原因，烃类载体气对氦气的稀释也是造成氦气不同层位差异富集的重要因素。③中国准噶尔盆地与楚-萨雷苏盆地基底及构造演化均具有相似之处，准东、陆南、石南及三塘湖盆地石炭系是未来氦气勘探领域。

双重孔隙介质油藏CO₂驱压力动态特征

曹修太, 钟会影, 孙雨欣, 周洪亮, 付京

2026, Vol.38(3): 173–181    摘要 ( 11 )    HTML ( 0 )   PDF (8443 KB) ( 7 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260315

页岩油藏经过复杂压裂后易形成双重孔隙介质，由于基质-裂缝的渗流差异及CO2注入后“浓度-黏度”的平面非均质性，使得CO2驱的压力响应机制复杂，导致压力动态表征与参数反演精度不足。通过Fick定律研究了CO2分布特征，建立了同时考虑浓度-黏度-压力耦合、基质启动压力梯度的双重孔隙介质渗流模型，并对渗流方程进行了数值求解，绘制了双重孔隙介质油藏CO2驱压力动态曲线，分析了基质启动压力梯度、弹性储能比、窜流系数、注入速度、扩散系数对压力动态曲线的影响规律。研究结果表明：①基质启动压力梯度越大，试井曲线后期的压力及压力导数曲线“上翘”越显著。②弹性储能比越小，窜流阶段压力导数曲线的“凹子”越宽且越深。③随着窜流系数的减小，流体由基质流向裂缝的窜流速度越慢，“凹子”越靠右方，且“凹子”越深；窜流系数越大，压力曲线上翘越明显。④注入速度越大，全阶段压力和压力导数均呈现上升趋势，且窜流阶段“凹子”宽度越窄。⑤扩散系数主要影响后期的总系统径向流阶段，扩散系数越大，总系统径向流发生的时间越早，流动阻力越小，压力和压力导数曲线越靠下。⑥此模型在大庆油田压裂井CO2注入过程中实现了压力动态特征的定量表征。

油环型凝析气藏多轮次注采过程中相态变化模拟实验

张晓燕, 刘思宏, 曹青赟, 雷甜, 王玥, 唐蕾, 谢雨芯, 闫健

2026, Vol.38(3): 182–189    摘要 ( 19 )    HTML ( 0 )   PDF (4480 KB) ( 5 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260316

基于常规PVT相态测试原理，采用高温高压地层流体相态仪模拟油环型凝析气藏，开展定容衰竭实验和多轮次注采实验，分别对顶部凝析气与底部油环进行多次取样，分析了二者在衰竭开采和多轮次注采过程中相态变化特征及其对采收率的影响。研究结果表明：①油环型凝析气藏自然衰竭后，油环饱和度由3.4%增大至13.2%，油环的存在导致更多凝析油滞留在储层中，自然衰竭开采的采收率仅为24.3%。②经过5轮循环注采后，凝析油的采收率提高了25.3%，底部油环饱和度由13.2%降至2.9%，前2轮注采效果明显，注入气能有效抽提和蒸发底部油环，使其变为气相，主要抽提油环中C3—C10的中间烃类。③随着注采轮次的增加，顶部凝析气与注入气组分趋于一致，其相图不断向左下方收缩，与油环组分差异不断增大，导致注入气对油环的蒸发作用减弱，而油环溶解气体的能力也逐渐降低。

页岩油藏水平井四维地应力演化及重复压裂时机优化方法——以鄂尔多斯盆地庆城油田三叠系长7段为例

任佳伟, 李莉, 王德玉, 白晓虎, 康博, 白宇恩, 白建文, 陈军斌

2026, Vol.38(3): 190–200    摘要 ( 17 )    HTML ( 0 )   PDF (19633 KB) ( 14 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20260317

基于地质工程一体化理念，建立了适用于鄂尔多斯盆地庆城油田页岩油藏老井全开发周期的缝网-渗流-应力的多物理场耦合模型，开展了页岩油水平井重复压裂多场耦合数值模拟研究，提出了应力恢复指数及重复压裂时机优化方法。研究结果表明：①通过建立渗流模型与应力模型及其数据接口程序，同时采用交叉耦合迭代算法，求解缝网-渗流-应力多物理场耦合模型，历史拟合符合率达93%，验证了模型的准确性，能有效应用于鄂尔多斯盆地庆城油田的页岩油藏的开发生产。②庆城油田的目标井生产6年后，裂缝附近压力下降了1 MPa，最大、最小水平主应力分别降低了2.6 MPa和4.2 MPa，最大主应力方向偏转达84°；实施压前补能10 000 m3后，最大主应力偏转角由84°减小至20°，重复压裂的裂缝长度和体积显著增大，进一步证明了实施压前补能的重要性。③应力恢复指数可用于表征庆城油田开发过程中应力场的恢复程度，应力恢复指数为0.70可作为重复压裂实施的最佳时机。重复压裂时机的影响因素包括天然裂缝密度、基质渗透率和初次压裂规模。