2024年 36卷 1 期 封面目录

2024, Vol.36(1): 0–0    摘要 ( 83 )    PDF (22705 KB) ( 126 )

分支河流体系沉积学工作框架与流程

张昌民, 张祥辉, 王庆, 冯文杰, 李少华, 易雪斐, Adrian J. HARTLEY

2024, Vol.36(1): 1–13    摘要 ( 212 )    PDF (5776 KB) ( 307 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240101

基于现有的研究成果和存在的问题，探讨了分支河流体系（DFS）研究中的关键科学问题、主要研究内容、研究方法和工作流程。研究结果表明： ①DFS研究中最关键的3个科学问题是明确河网结构和河型演变规律、构建沉积标志和沉积模式、分析其形成和分布的控制因素。②DFS研究的主要内容包括建设形态沉积学数据库、现代沉积机理研究、分类研究、建立沉积模式、储层建模与储层预测等5个方面。③DFS研究中的关键技术包括基于遥感图像的形态数据采集、形成机理的水槽和模拟实验、河网重构、顶点位置预测与河道分汊点自动生成方法、储层建模知识库平台等。④DFS研究的基本工作流程是先建立形态沉积学数据库，搭建数据库软件平台，在此基础上选择具有代表性的DFS进行现代沉积解剖，然后综合现代沉积调查、露头解剖和模拟实验成果，形成分类体系，总结各类DFS的识别标志和沉积模式，分层次建立储层预测模型，形成沉积结构储层预测模型的建模软件平台，从而预测沉积体系中有利储层的分布。

四川盆地涪陵南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩古构造应力场及裂缝特征

包汉勇, 刘超, 甘玉青, 薛萌, 刘世强, 曾联波, 马诗杰, 罗良

2024, Vol.36(1): 14–22    摘要 ( 243 )    PDF (4812 KB) ( 250 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240102

通过岩石力学实验、声发射实验和地震资料综合解释，利用有限元数值模拟方法，对涪陵南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩古构造应力场进行了数值模拟，并结合岩心实测结果，预测了构造裂缝的发育特征。研究结果表明： ①涪陵南地区裂缝主要形成期（燕山晚期）构造应力和裂缝的分布受断层、岩石力学性质和构造应力的影响，断层广泛发育的区域容易出现应力集中，并引起较大的应力梯度。②利用库伦-莫尔破裂准则预测了研究区构造裂缝的发育，同时引入剪切破裂指数R定量表征裂缝发育的强度，其值越大反映裂缝发育程度越高。窄陡断背斜和断层附近裂缝发育，以高角度剪切裂缝为主，而在宽缓向斜部位裂缝发育程度最弱，研究区五峰组—龙马溪组底部硅质页岩应力集中，裂缝最发育。③涪陵南地区海相页岩气保存有利区主要为3个区带：远离大断层的凤来向斜内部，主要构造变形期未遭受大的破坏作用，其位于应力低值区，具有良好的保存条件，为Ⅰ类有利区；白马向斜内部小断层发育，应力值位于中等水平，保存条件中等，为Ⅱ类较有利区；石门—金坪断背斜遭受到强烈改造作用，容易产生大规模剪切裂缝，破坏了保存条件，为Ⅲ类不利区。

准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组流体相态及油气藏类型

王金铎, 曾治平, 徐冰冰, 李超, 刘德志, 范婕, 李松涛, 张增宝

2024, Vol.36(1): 23–31    摘要 ( 234 )    PDF (4122 KB) ( 366 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240103

准噶尔盆地腹部地区沙湾凹陷超深层蕴含丰富的油气资源。根据烃源岩热演化模拟实验分析了沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组烃源岩生烃产物类型，结合地层流体高温高压物性实验数据，运用相图判别法和经验参数法对沙湾凹陷征10井地层流体相态进行深入研究。研究结果表明： ①沙湾凹陷征10井上乌尔禾组油气主要来自于下乌尔禾组泥质烃源岩，其有机质类型为Ⅱ1型，镜质体反射率（Ro）为1.05%～1.46%，岩石热解峰温（Tmax）为433～446℃，处于成熟—高成熟演化阶段，目前处于生轻质油阶段。②上乌尔禾组地层流体成分表现为凝析气藏的流体组成，地层温度为166.0℃，介于临界温度和临界凝析温度之间，地层压力为155 MPa，远高于露点压力，地-露压差大，表明地层条件下流体呈凝析气相特征，但地下油气相态与地表采出流体相态具有一定差异。相图判别法和经验参数法烃类流体相态分析结果均显示，征10井上乌尔禾组气藏为含大油环的凝析气藏。③沙湾凹陷上乌尔禾组具有优越的成藏条件，紧邻下乌尔禾组烃源岩，油气近源垂向输导，向局部隆起区运聚，巨厚的三叠系及上乌尔禾组中上部区域盖层起到重要的封盖作用，最终在局部隆起区形成岩性-构造凝析气藏。

鄂尔多斯盆地及邻区中—晚二叠世构造-沉积环境与原型盆地演化

翟咏荷, 何登发, 开百泽

2024, Vol.36(1): 32–44    摘要 ( 218 )    PDF (10465 KB) ( 382 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240104

根据钻井、测井、野外露头及地球化学资料，参考盆地周缘构造环境、盆地构造沉降特征及沉积相展布，恢复了鄂尔多斯盆地中—晚二叠世不同时期构造-沉积环境，探讨了盆地性质及演化过程。研究结果表明： ①中—晚二叠世鄂尔多斯盆地南缘和北缘经历了洋盆俯冲消减过程，以强烈的挤压构造环境为特征，上二叠统石千峰组沉积期盆地北缘古亚洲洋闭合进入陆陆碰撞阶段，盆地内构造沉降速度缓慢。②中—晚二叠世鄂尔多斯盆地为大型的克拉通内坳陷盆地，中二叠统石盒子组沉积期基准面呈下降趋势，盆地主体延续山西组沉积期南北高、中部低的古地理格局，南华北地区地势相对更低；周缘隆起区快速抬升且范围逐渐扩大，为坳陷盆地内提供物源，盆地内发育冲积扇、冲积平原、三角洲和浅湖相，向南发育残存潮坪—潟湖，呈南北向展布；晚二叠世基准面趋于稳定，湖相范围扩大，主要发育于盆地南部，潮坪—潟湖环境向南缩小。③研究区油气成藏受控于沉积环境，中二叠世发育的陆相三角洲沉积体系有利于形成储集层和盖层，且和下部煤系地层组成中二叠统良好的生-储-盖组合；上二叠统为氧化干旱的古气候，沉积水体较浅，形成的泥岩厚度小，生烃潜力有限，无法形成大规模气藏。

黔南地区下石炭统打屋坝组页岩气储层孔隙结构特征及含气性评价

杨博伟, 石万忠, 张晓明, 徐笑丰, 刘俞佐, 白卢恒, 杨洋, 陈相霖

2024, Vol.36(1): 45–58    摘要 ( 184 )    PDF (10659 KB) ( 235 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240105

通过场发射扫描电镜观察、全岩X射线衍射分析、N2与CO2等温吸附实验等，对黔南地区下石炭统打屋坝组页岩孔隙结构特征及含气性进行系统研究。研究结果表明： ①黔南地区下石炭统打屋坝组页岩岩相类型主要为灰质页岩相和灰/泥混合质页岩相，含硅泥质页岩相少量发育；页岩有机质丰度偏低，成熟度较高。②研究区打屋坝组页岩孔隙类型可分为无机质孔隙、有机质孔隙和微裂缝，其中无机质孔隙占主导；页岩孔径分布呈多峰态，以小于1 nm的微孔及2.0～2.4 nm和6.0～8.0 nm的低值介孔为主；页岩孔体积主要由介孔和宏孔提供，可控制游离气的赋存；页岩比表面积主要由微孔和介孔提供，可控制吸附气的赋存。③研究区打屋坝组页岩含气性主要受孔隙结构和保存条件的控制，其中孔隙结构的主要影响因素为有机质和矿物组分，有机质和黏土矿物含量对孔隙的发育具有积极作用，而脆性矿物含量在一定程度上抑制了孔隙的发育；强烈的构造变形是导致研究区页岩气保存条件较差的主要原因，可利用保存指数定性-定量评价打屋坝组页岩气的保存条件并进行有效分级。

准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律

尹路, 许多年, 乐幸福, 齐雯, 张继娟

2024, Vol.36(1): 59–68    摘要 ( 222 )    PDF (7809 KB) ( 307 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240106

通过岩心分析测试、地震厚度预测、包裹体成藏期次分析以及源储配置关系研究，对准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律进行了刻画。研究结果表明： ①玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积，岩性普遍较粗，相对优质的储集层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道微相及少量河口砂坝微相中，其成分以长石岩屑砂砾岩为主，其次为岩屑砂砾岩。岩石普遍较致密。岩心孔隙度为3.17%～23.40%，平均为9.04%，渗透率为0.01～934.00 mD，平均为0.73 mD，属低孔特低渗型储集层。储集空间类型以次生溶孔为主，可见粒间缝和其他微裂缝。②研究区油气主要来源于下二叠统风城组碱湖沉积的泥页岩，最厚处超过400 m，为残留海—潟湖相沉积，水体盐度较高，岩性以云质泥岩和泥质岩为主。有机质类型以Ⅰ和Ⅱ1型为主，总有机碳含量（TOC）多大于1.0%，生烃潜量（S1+S2）多大于6.0 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.2%，HI平均为322 mg/g，有机质演化处于成熟阶段，为中等—好烃源岩。③研究区具有3期成藏特征，晚三叠世之前为第1期油气充注，未能聚集成藏，早侏罗世为第2期油气充注期，对应黄色荧光烃类包裹体；早—中白垩世为第3期油气充注期，对应蓝白色荧光烃类包裹体，后2期油气充注对百口泉组油气成藏起主要贡献作用。④研究区源储配置紧密性是导致玛湖西斜坡和玛湖东斜坡油气差异性聚集的核心要素。

四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶刻画及预测

李毕松, 苏建龙, 蒲勇, 缪志伟, 张文军, 肖伟, 张雷, 江馀

2024, Vol.36(1): 69–77    摘要 ( 165 )    PDF (7052 KB) ( 268 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240107

通过岩溶古地貌恢复、倾角约束增强相干、相控岩溶地震反演和非线性伽马模拟等技术，对四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶异常及有效储层分布进行了研究。研究结果表明： ①四川盆地元坝地区二叠系茅口组在纵向上可划分为表层风化壳、垂直渗流带、水平潜流带3个岩溶作用带，茅三段相控岩溶储层受浅滩相带和岩溶作用共同控制，储层类型分为孔隙-孔洞型和半充填溶洞型。②岩溶残丘地貌相对较高，为岩溶作用供水区域，是相控岩溶发育的有利位置；溶丘平原地貌相对较低，为岩溶作用汇水区域。③倾角约束的增强相干技术可定性描述岩溶残丘内相控岩溶发育的有利带，研究区的该类储层主要分布于古地貌高部位，并呈北西向展布。④相控岩溶储层预测方法可以相对准确地预测有效岩溶储层的分布范围，研究区垄脊带、峰丛带岩溶储层最为发育，最大厚度为28 m。

川西南地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩成藏特征及主控因素

王小娟, 陈双玲, 谢继容, 马华灵, 朱德宇, 庞小婷, 杨田, 吕雪莹

2024, Vol.36(1): 78–87    摘要 ( 186 )    PDF (6526 KB) ( 243 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240108

综合利用地质构造、有机地球化学及储层物性、岩性等资料，从烃源岩、储层物性、有效盖层和输导体系等4个方面分析了川西南地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩气的成藏条件及主控因素，并对气藏有利区进行了预测。研究结果表明： ①川西南地区侏罗系沙溪庙组致密气具备良好的成藏条件，三叠系须家河组五段煤系烃源岩有机质以Ⅲ型干酪根为主，平均TOC为3.31%，Ro为0.70%～1.75%，为沙溪庙组煤型气的规模聚集奠定了良好的物质基础；上覆遂宁组泥岩厚度大，泥地比大于0.8，突破压力高，是良好的封盖层；区内广泛发育的气源断裂为油气运移提供了良好的输导通道。②研究区致密砂岩气的成藏规模受控于源储距离和储层物性，气藏地质储量与储层物性呈正相关，与源储距离呈抛物线关系；致密气的富集层位受控于源-储-盖配置类型，当源储分离、有区域盖层遮挡时，致密气富集于区域盖层下伏储集层，当源储分离、断穿区域盖层时，优势储层多层系富集；烃源岩生烃潜力与输导通道控制了天然气充注方式，区内整体充注程度高，烃源岩侧向运移排烃的成藏条件要好于垂向运移排烃。③研究区地质储量与成藏指数呈线性正相关，相关系数大于0.8；成藏指数大于0.4、泥地比大于0.5、断层封闭性良好的区域为气藏有利分布区，沙溪庙组一段致密气主要分布在名山—邛崃—新津一带、天府含气区；沙溪庙组二段致密气主要围绕浦江、眉山、成都等地分布。

准噶尔盆地东道海子凹陷二叠系平地泉组烃源岩特征

李二庭, 米巨磊, 张宇, 潘越扬, 迪丽达尔·肉孜, 王海静, 高秀伟

2024, Vol.36(1): 88–97    摘要 ( 155 )    PDF (4652 KB) ( 400 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240109

东道海子凹陷是准噶尔盆地二叠系重要的勘探领域之一，二叠系平地泉组是该区烃源岩发育的重点层系。通过对东道海子凹陷烃源岩分布及有机质地球化学特征分析，明确了平地泉组烃源岩生烃潜力及生成油气的类型。研究结果表明： ①东道海子凹陷平地泉组烃源岩的Pr/nC17值为0.35～1.18，Ph/nC18值为0.23～0.81，显示其生烃母质主要为混合源，既有陆地生物的贡献，也有水体生物的贡献。②纵向上，平一段和平二段烃源岩质量最好，平一段的好—优质烃源岩占比为81.1%，TOC平均值为1.88%，平二段的好—优质烃源岩占比为62.5%，TOC平均值为1.55%，而平三段的好—优质烃源岩仅占30.2%。平一段和平二段烃源岩主要为Ⅱ型，占比分别为66.7%和48.4%，既可生油也可生气，平三段烃源岩质量较差，以Ⅲ型干酪根为主，具有一定的生气潜力；平面上，烃源岩从边缘区向凹陷区逐渐变好。③凹陷边缘区的烃源岩达到成熟演化阶段，凹陷区烃源岩埋深较大，达到高—过成熟演化阶段，该套烃源岩在埋深约为2 500 m时达到生烃门限，在埋深为4 350 m处达到大量排烃门限，而当埋深大于5 050 m时，进入大量裂解生气阶段。④研究区油气分布明显受烃源岩分布及成熟度控制，在远源端剥蚀区浅层侏罗系八道湾组发现成熟油，下凹斜坡区二叠系以轻质油为主，而凹陷中心以平地泉组“自生自储”气藏为主。

准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组沉积相展布特征及沉积模式

王天海, 许多年, 吴涛, 关新, 谢再波, 陶辉飞

2024, Vol.36(1): 98–110    摘要 ( 169 )    PDF (9079 KB) ( 249 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240110

准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积，准确识别扇三角洲各沉积相的展布特征对多类型油气藏的勘探开发具有重要意义。结合高精度三维开发地震和大量钻井、测井资料，采用沉积相研究、地震属性分析和古地貌恢复等方法，对沙湾凹陷百口泉组沉积相展布特征进行了研究。研究结果表明： ①沙湾凹陷百口泉组可划分出3个四级层序和数个五级层序，且3个四级层序分别对应百口泉组的3个层段，五级层序受短期沉积旋回控制，分别对应不同的沉积微相。②均方根振幅属性对岩性变化更为敏感，能量高值区对应扇三角洲平原亚相，中值区对应扇三角洲前缘亚相，低能量区对应滨浅湖亚相。③百一段和百二段沉积时期，研究区湖盆面积小，主要发育扇三角洲平原和前缘亚相；百三段沉积时期湖盆面积增大，主要发育扇三角洲前缘和滨浅湖亚相，为典型的水进退积型扇三角洲。扇三角洲前缘亚相物性较好，被滨浅湖亚相的泥质岩所覆盖，形成良好的储盖组合。④研究区百口泉组扇体规模大、物源近，岩性以砂砾岩为主，为缓坡浅水扇三角洲沉积模式，扇三角洲前缘亚相为潜在的有利成藏区，是油气资源规模发现的重点勘探区。

四川盆地南部中二叠统茅口组岩溶古地貌恢复及特征

张坦, 贾梦瑶, 孙雅雄, 丁文龙, 石司宇, 范昕禹, 姚威

2024, Vol.36(1): 111–120    摘要 ( 173 )    PDF (7749 KB) ( 219 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240111

岩溶古地貌是含油气盆地沉积微相类型、分布范围及储层发育的主控因素，恢复岩溶古地貌对指导油气勘探至关重要。基于钻井、测井及地震等资料，采用沉积速率法和地层厚度对比法对四川盆地南部地区中二叠统茅口组顶部不整合界面的剥蚀厚度进行了精确计算，并根据剥蚀厚度的地区差异及古地貌指示，对岩溶古地貌单元进行了进一步划分。研究结果表明： ①四川盆地南部中二叠统茅口组顶部主要发育平行不整合，仅在局部地区形成角度不整合。早中二叠世，上扬子地台内部沉积稳定，构造运动较弱，沉积速率法与地层厚度对比法相对更适用于研究区的岩溶古地貌恢复。②研究区中二叠统茅口组顶部剥蚀厚度为0～120 m，其中北部剥蚀最强烈，如LG1井区、W4井区代表了岩溶古地貌地势的最高位置，向东南方向剥蚀强度逐渐减弱，地势逐渐降低；剥蚀最薄弱地区位于LS1井东北部，代表了岩溶古地貌地势的最低位置，整体呈现北部高，南部低，东北部最低的地貌格局。③研究区茅口组古地貌特征控制了岩溶作用的发育强度，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等3个二级岩溶古地貌单元以及溶峰盆地、溶丘洼地、丘丛谷地、丘丛洼地、丘丛沟谷、峰林平原、残丘平原等7个三级古地貌单元，其中岩溶斜坡易形成良好的储集空间，为油气圈闭的形成奠定了良好的基础，是下一步有利勘探方向。

四川盆地及周缘地区晚奥陶世岩相古地理演化

孙汉骁, 邢凤存, 谢武仁, 钱红杉

2024, Vol.36(1): 121–135    摘要 ( 162 )    PDF (18117 KB) ( 257 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240112

综合利用野外露头、岩心、钻测井等资料，对四川盆地及周缘地区晚奥陶世岩相古地理演化过程进行了描述和对比，并探讨了其主控因素。研究结果表明： ①加里东运动早期拉张—伸展作用导致四川盆地周缘坳陷加深，其后扬子板块和华夏地块碰撞挤压，形成了晚奥陶世以上扬子地区为中心，西北、西部、南部三面环隆的古地理格局。②四川盆地及周缘地区晚奥陶世可划分出（混积）滨岸、碳酸盐缓坡、（混积）陆棚相等沉积相类型。宝塔组—临湘组主要发育碳酸盐缓坡相；五峰组沉积期海侵达到高峰，碳酸盐缓坡被淹没，发育（混积）陆棚相深水黑色页岩；观音桥组沉积期发生的海退导致大部分地区由深水陆棚转为浅海陆棚亚相；各时期古隆起周缘均有（混积）滨岸相发育，受物源影响部分地区具有混合沉积特征。③研究区晚奥陶世岩相古地理格局受构造运动、海平面变化和古气候等因素综合控制，在沉积相平面展布和垂向演化上均有体现。

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组一段沉积期古地貌特征及有利储层分布

邓远, 陈轩, 覃建华, 李映艳, 何吉祥, 陶鑫, 尹太举, 高阳

2024, Vol.36(1): 136–144    摘要 ( 185 )    PDF (7363 KB) ( 201 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240113

依据岩心、测井及地震等资料，对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组一段沉积期古地貌进行了恢复，并预测了其有利储层分布。研究结果表明： ①吉木萨尔凹陷芦草沟组一段发育丰富的粒序层理、块状层理、爬升沙纹层理及植物碎片，频繁出现的对偶粒序及内部侵蚀面沉积构造为湖泊异重流成因，进一步识别出水道、水下天然堤、朵叶体及侧缘4种微相类型，其中水道和朵叶体为有利储集微相。②芦草沟组一段沉积期，吉木萨尔凹陷古地貌整体呈“南低北高、中部低东西高”的沉积格局，低部位发育古沟槽、古低凸起及古低洼3类微古地貌单元。古沟槽内水道储层为加积叠置、厚层状充填，古低洼区内朵叶体为进积—侧积叠置、薄层席状披覆，古低凸起分割异重流沉积；古斜坡区异重流欠发育。③吉木萨尔凹陷南部发育3个异重流供给水道区。异重流水道向北进积，主水流线分散成多支，在水道末端形成多个连片叠置的朵叶体。

鄂尔多斯盆地西南部庆城地区三叠系长7段—长3段层序地层特征及演化规律

龙盛芳, 侯云超, 杨超, 郭懿萱, 张杰, 曾亚丽, 高楠, 李尚洪

2024, Vol.36(1): 145–156    摘要 ( 187 )    PDF (12351 KB) ( 447 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240114

通过井-震精细标定、凝灰岩标志层约束和速度模型正演等方法，建立了鄂尔多斯盆地西南部庆城地区三叠系长7段—长3段等时地层格架，并对地层演化特征进行了分析。研究结果表明： ①庆城地区三叠系长7段—长3段湖泛泥岩具有高伽马、高声波和中—高电阻率特征，单层湖泛泥岩在横向上表现为向湖盆中心倾斜的特征，纵向上长7段—长3段均有分布，具有等时对比意义；长4+5段发育的细粒沉积是不同时期湖泛作用的叠加响应结果。②研究区长7段—长3段以湖泛泥岩为界，自下而上划分为7个等时地层单元（Pss1—Pss7），横向上彼此叠置，向湖盆中心方向进积，垂向上表现为顶积层、斜积层和底积层“三元”结构。③研究区长7段—长3段整体表现为震荡湖退背景下的前积式充填特征，其演化可分为3个阶段：早期（Pss1—Pss2），坡度相对较小，地层总体呈楔状加积—弱进积叠置样式；中期（Pss3—Pss5）随着前积斜坡推进到半深湖—深湖区，坡度变大，地层主要表现为“S”形前积结构，顶积层广泛发育三角洲前缘沉积，底积层深湖相重力流砂体发育；晚期（Pss6—Pss7）湖盆萎缩，水体变浅，斜坡高度和角度均变小，顶积层发育三角洲平原沉积，斜积层中上部主要为三角洲前缘沉积，斜积层中下部和底积层以前三角洲—半深湖相泥质沉积为主。

水平井探测半径计算方法

周浩, 梁利侠

2024, Vol.36(1): 157–168    摘要 ( 166 )    PDF (2625 KB) ( 496 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240115

根据质量守恒原理，将水平井转化为虚拟直井，然后通过状态方程将各个参数和压力联系起来，从而对水平井探测半径的计算方法进行研究。研究结果表明： ①新推导出的探测半径计算公式在形式上表现为关于时间的非线性隐函数。②油井探测半径随时间的增长而增大，储层特性参数对探测半径与时间的典型曲线具有显著影响。③多区复合油藏水平井探测半径的曲线明显表现出复合油藏的多区特性。④N区复合油藏的典型曲线上出现N-1个拐点，拐点代表压力波对相邻2个区带界面的响应，内区半径的增大会使相应的拐点向右上角移动。

DES+CTAB复配驱油剂体系提高低渗致密砂岩油藏采收率机理

白佳佳, 司双虎, 陶磊, 王国庆, 王龙龙, 史文洋, 张娜, 朱庆杰

2024, Vol.36(1): 169–177    摘要 ( 216 )    PDF (4548 KB) ( 252 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240116

针对低渗致密油藏注水困难、采收率低等问题，利用尿素基深共晶溶剂（DES）与十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）复配的驱油剂体系，对驱油剂在低渗致密油藏中的降压增注和提高采收率机理进行了研究。研究结果表明： ①驱油剂体系可以将油水界面张力降低至10-3 mN/m以下，大大提高了洗油效率； ②驱油剂体系可有效抑制黏土矿物水化，避免了低渗致密砂岩中黏土矿物水化膨胀带来的流体敏感性损害； ③驱油剂体系可对砂岩表面进行界面修饰，驱油剂溶液浸泡后样品的油相接触角由25.8°增加至61.4°，亲水性增强，亲油性减弱，有助于吸附在岩石孔隙壁面的油膜脱落； ④超前注入驱油剂的注入压力降低率平均为79.64%，采收率平均为50.96%，远大于常规水驱（一次注水→注驱油剂驱→二次注水）的采收率。

中深层稠油水平井前置CO₂蓄能压裂技术

杨兆臣, 卢迎波, 杨果, 黄纯, 弋大琳, 贾嵩, 吴永彬, 王桂庆

2024, Vol.36(1): 178–184    摘要 ( 150 )    PDF (2977 KB) ( 285 )

doi: https://doi.org/10.12108/yxyqc.20240117

利用准噶尔盆地西北缘乌夏地区中深层稠油油藏参数，对水平井前置CO2蓄能压裂技术的开发机理、关键操作参数及开发效果进行了详细研究。研究结果表明： ①伴随压裂—焖井—生产等开发阶段的延伸，前置CO2蓄能压裂后的油井逐步显现出增能改造、扩散降黏、膨胀补能、释压成泡沫油流等特性，井底流压提高了2～4 MPa，CO2扩散至油藏的1/3，原油黏度降至500 mPa·s以下，泡沫油流明显； ②研究区最优压裂段间距为60 m、裂缝半长为90 m、裂缝导流能力为10 t/m，CO2最佳注入强度为1.5 m3/m，注入速度为1.8 m3/min，油井焖井时间为30 d，油藏采收率提高了2%～3%； ③通过与常规压裂生产效果进行对比，前置CO2蓄能压裂技术可使产油量提高5.2 t/d，预测CO2换油率达2.45，开发效果显著提升。