简介：文南油田是一个典型的高温高盐稀油油藏，目前已进入高含水期，主力油层已大面积水淹。为改善油田开发效果，研制了抗盐耐温颗粒调驱剂。室内的热稳定性、抗盐性能和膨胀速率实验表明，所研制的调驱剂能适应文南油田的地层特点，具有良好的耐温抗盐性。针对文南油田调驱的主要目的是挖掘主力油层剩余油潜力，确定了调驱区块的选择原则。在实施过程中，采用了水驱前缘监测和实时监测等工艺技术。

简介：针对江37稠油油田蒸汽吞吐开采稠油过程中出砂严重的情况,进行了注表面活性剂降黏驱油室内实验研究。表面活性剂筛选实验表明,FPS-H分散型稠油降黏剂与江37稠油油田采出污水具有较好的配伍性,可使油/水界面张力下降到0.05mN/m,稠油乳化降黏率达到92.1%。驱油实验结果表明,FPS-H降黏剂驱最佳注入量为0.5PV,最佳注入速度为1.0mL/min,注入方式应选择0.5PV段塞-后续水驱方式,注入水温度不宜超过50℃。

简介：南美W油田T5B砂岩储层具有横向上岩性变化快、垂向上多套薄砂体叠置等特点,对其进行识别和描述难度较大。针对W油田7井区W-7KH井水平段钻探效果不理想以及W-7C井和W-7D井2口井油水关系矛盾等问题,提出了＂平剖相结合＂的储层预测技术思路。首先通过半定量地震振幅解释及叠后约束稀疏脉冲反演方法,建立了T5B砂岩储层厚度与地震均方根振幅的关系,并确定了储层与非储层纵波阻抗数值范围,较好地刻画了T5B砂岩储层的横向展布范围;然后采用高分辨率拟声波阻抗反演方法,有效识别了T5B砂岩内部薄泥岩隔层,描述了砂体的垂向叠置关系,解决了油水界面不统一的矛盾。研究思路和结果对油田下一步的滚动开发、水平井段设计及精细油藏描述具有启发和指导意义。

简介：冷湖3—5号构造带是柴北缘地区重要的含油气构造带，通过对该构造带的研究认为，其油气成藏主要受以下3个因素控制：①冷西次凹巨厚的残余下侏罗统地层为该构造带成藏提供了良好的物质基础；②冷湖地区第三纪以来下侏罗统烃源岩埋藏适中，构造与大规模生排烃期配置关系好；③残余生烃凹陷的构造演化使冷湖构造带成为最有利的构造带；④冷湖构造带北高南低的构造背景，决定了较高部位冷湖3—4号构造成藏优于较低部位冷湖5号构造。冷湖3—5构造带油源充足，生排烃和构造配置关系好，可发育构造、构造一岩性、不整合等类型油气藏，冷湖构造带仍是柴北缘扩展勘探的有利区带。

简介：刘树根，男，1964年生，成都理工大学教授，博士生导师，国家人事部“百千万人才工程”人选，享受政府特殊津贴专家，四川省学术和技术带头人，教育部“新世纪优秀人才支持计划”入选者，获得第二届（2004）黄汲清青年地质科学技术奖。现任成都理工大学党委常委、副校长，油气藏地质及开发工程国家重点实验室常务副主任。

简介：针对高凝油含蜡高、凝固点高、流动性差及开采难度大的问题，选用铜绿假单胞菌配合嗜热脂肪地芽孢杆菌和嗜热脱氮地芽孢杆菌，采用四组分分析法和饱和烃气相色谱法等方法开展了微生物提高高凝油采收率菌剂研究和应用评价。结果表明：菌种对原油四组分存在选择性降解，降解率为23.0%～42.3%，同时菌种可以将高凝油中长碳链饱和烃降解为短碳链烃类，w（nC21）/w（nC22）值和w（nC21＋nC22）/w（nC28+nC29）值增大0.33～0.57；铜绿假单胞菌发酵液表面张力从72.21mN/m降低至26.81mN/m；嗜热脂肪地芽孢杆菌与嗜热脱氮地芽孢杆菌2种芽孢杆菌乳化高凝油的E24值分别为70.6%和82.3%；基于嗜热脂肪地芽孢杆菌、嗜热脱氮地芽孢杆菌和铜绿假单胞菌3种细菌性能设计的兼容本源微生物的复合微生物采油菌剂可使高凝油黏度降低63.86%，凝固点降低6℃。物理模拟驱油实验表明：该微生物复合菌剂可在中渗（200mD）及低渗（50mD）条件下使高凝油采收率提高6.46%～8.48%。6口油井的微生物吞吐采油试验证明该微生物复合菌剂性能稳定，可使高凝油采收率大幅提高，具有良好的工业应用前景。

简介：姬塬地区位于鄂尔多斯盆地南部,在区域上处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡、天环坳陷2个构造单元之间。姬塬腹地勘探程度较低,对长3和长4＋5沉积体系、沉积相和储层的展布、圈闭的成藏、油气富集规律等问题有待进一步认识。该文以露头、岩心、测井曲线为基础,通过对区内岩性特征、测井曲线形态及沉积微相特征进行分析,认为姬塬地区延长组长3和长4＋5油层组主要由三角洲沉积体系和湖泊沉积体系组成,并进一步分为2种亚相和5种微相。根据长3和长4＋5的沉积微相的展布及演化规律可以得出研究区的沉积模式。

简介：大牛地气田太原组太2段是典型的低孔、低渗致密砂岩储层。因其低孔、低渗及非均质性强等原因，使气层识别和评价存在一定难度。根据致密砂岩储层岩性控制物性以及物性控制含气性等特点，依据测井资料．建立了测井解释参数模型：应用无阻流量与声波时差、深侧向电阻率、泥质含量、孔隙度及含气饱和度的交会图法对太2段有效气层进行识别，建立识别气层标准。通过23口开发井测试层段的测井解释成果对该区确定的有效气层判别标准进行检验，其符合率达到86．96％，证明了该方法的有效性。

简介：堡子湾耿43井区长4＋5段油藏在开发过程中存在部分油井产能下降较快、水淹严重、注采井网不完善和局部无井网控制等问题。为了有效控制产能下降,完善注采井网,通过对本区块的动态分析及数值模拟研究,得出综合治理对象是剩余油富集区和层系。因此对开发层系、井网分布、加密新井等作出了相应调整,并提出了最优方案：对位于各层可动剩余储量较高、油层有效厚度较厚的部位的部分井进行补孔和堵孔;转注低产高含水油井;在剩余油密集区钻探加密井。对方案效果进行了预测,结果表明,在最优方案下预测产油量显著上升。

简介：在研究鄂尔多斯盆地林镇地区延长组长4＋5油层组油气藏的油气生成、储层条件、运移条件、圈闭和聚集成藏等方面的基础上,综合分析了该区三叠系延长组长4＋5油层组油气藏的形成条件,并总结了其形成机制。结果表明：林镇地区延长组长4＋5油层组油气主要来自长7烃源岩;储层为三角洲前缘亚相各种成因类型的砂体,属于低孔、低渗储层;广泛发育的水下分流间湾暗色泥岩、致密粉砂岩以及粉砂质泥岩可形成良好的盖层;运移的动力主要来自长7泥岩形成的异常高压。长7烃源岩生成的油气在高剩余压力的驱动下,通过垂向叠合砂体与微裂缝向上运移进入长4＋5储层,并沿连通的三角洲前缘砂体横向运移进入圈闭成藏,形成鼻隆构造油气藏、岩性油气藏以及构造-岩性油气藏,其形成受烃源岩、沉积相带、微裂缝、鼻隆构造以及剩余压力等因素的影响。

简介：鄂尔多斯盆地中东部山西组可划分为3个沉积层序,其中SQ8（山2段）可划分为低位、湖侵及高位体系域,主要砂体发育于低位体系域。SQ8—LST可细分为3个进积型准层序组,其砂体呈进积式向湖盆推进,自下而上分为L1,L2和L3准层序组,砂体厚度由薄变厚,分布面积由小变大。L1准层序组仅在研究区西北部发育一支近南北向展布的主砂带,砂岩厚2～10m,砂带宽10～15km,延伸约100km;L2,L3准层序组的砂体分布格局相似,砂岩厚度为4～20m,发育5～6支近南北向、北东向展布的砂带,砂带宽10～25km,延伸200～230km。L1准层序组为大规模海退之后的初始充填沉积,其砂岩成分复杂、分选差,储层物性相对较差,而向上至L2,L3准层序组,储层物性明显变好。有利的储集砂体为发育于低位体系域中上部准层序组的三角洲平原分流河道、前缘水下分流河道及河口坝砂体。三角洲前缘砂体物性略优于三角洲平原砂体,边滩砂体物性较差。

简介：该文结合岩石力学与构造地质学理论,以罗家寨地区断裂构造形迹为基础,结合生产现场的实际资料进行综合研究,利用数值模拟分析技术,对该区的古构造应力场及嘉陵江组嘉四2段底部的裂缝发育与分布情况进行了预测。结果表明：①嘉陵江组地层裂缝非常发育;②裂缝主要分布在断层附近,特别是断层的交会部位和构造高点等部位。

简介：鄂尔多斯盆地西仁沟地区延长组长2储层为典型的低渗储层。针对其形成因素复杂、分布规律认识不清等问题，采取微观观察与宏观钻井统计相结合的方法，在大量铸体薄片、扫描电镜、物性及钻井等资料分析的基础上，对该区长2储层砂岩的沉积特征、岩石学特征、孔渗特征、成岩作用类型、孔隙类型及孔隙结构等进行了深入研究。结果表明：形成于分流河道沉积背景下的长2储层砂岩具有沉积物粒度偏细、成熟度较低的岩石学特征，储集空间主要为原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙．圈闭类型主要为构造一岩性圈闭；大量发育的泥质和钙质夹层造成油水纵向分异程度较差，并进一步分隔油层，使单油层层内非均质性增强。总体上西仁沟地区长2储层的宏观展布受局部构造、储层岩性和物性的综合控制，对优质储层的展布具有重要的影响。

简介：通过对鄂尔多斯盆地子洲地区北部下二叠统山2段铸体薄片、扫描电镜、压汞及测井等资料的分析,研究了其储层特征及形成机理。结果表明：研究区山2段储层主要发育石英砂岩和岩屑砂岩;山23亚段储集空间主要为粒间孔-溶孔,山22和山21亚段储集空间主要为微孔;研究区储层属于低孔、低渗型;三角洲前缘水下分流河道是形成储层的主要相带,储层特征受控于沉积作用、成岩作用、孔隙结构类型及其组合形式;研究区强烈的压实-压溶作用及胶结作用是导致储层孔隙度与渗透率低的主要原因。

简介：为了探讨鄂尔多斯盆地永宁油田任山区块延长组长2油藏的富集规律，利用岩心分析测试、测井曲线以及试油等资料，对长2油层组的沉积微相、储层特征进行了系统分析。长2油层组发育曲流河沉积体系，由河道砂坝、天然堤及泛滥平原微相构成，其中河道砂坝微相由灰白色长石砂岩及岩屑长石砂岩组成。河道砂坝微相砂岩以长213小层物性最好，平均孔隙度为11.6％，渗透率变化较大，发育残余粒间孔隙和溶蚀孔隙。较为强烈的成岩作用有绿泥石薄膜胶结，自生高岭石胶结及长石、岩屑颗粒的溶解作用，自生伊利石结晶度为0.57～0.88，表明砂岩整体处于中成岩阶段A期。长2油藏的分布受局部构造和供烃条件的控制，充足的油源供应是长2油气成藏的最关键因素，本区西南部靠近长2—长7暗色泥岩发育区，是长2油气最有利富集区。

简介：当砂岩为单层砂体或多层砂体以不同的方式叠置时，其储层物性及含气性有较大差别。基于砂岩储层精细评价的需要，文章对鄂尔多斯盆地山2段、盒8段进行砂体组合类型的划分与评价。以测井资料及岩心描述为基础，将砂体组合划分为两大类、16种不同的类型。建立了砂体组合的测井、地震响应模式，并对各种砂体组合类型的物性及含气性进行了评价。研究表明，厚度较大的单砂体物性及含气性一般优于复合砂体，分流河道、水下分流河道、河口坝单砂体及其复合砂体的物性及含气性较好。苏里格地区盒8下段发育辫状河-辫状河三角洲沉积体系，心滩砂体物性中等-较差，向下到三角洲平原、前缘相带物性变好，且以三角洲平原分流河道单砂体、分流河道叠置砂体物性最好。榆林地区山2段以水下分流河道、河口坝单砂体及其复合砂体物性最好，分流河道单砂体及其叠置砂体物性较好。横穿沉积体系．由河道中心至河道侧翼物性变差。

简介：以鄂尔多斯盆地靖边气田东北部统5井区马家沟组马五段上部地层为对象,研究了高分辨率层序地层对沉积微相和储层在垂向上分布的控制作用。马五1—4亚段构成了一个长期基准面下降半旋回,其又可划分为5个中期基准面沉积旋回及多于26个短期基准面沉积旋回。研究结果表明：长期基准面旋回对统5井区乃至靖边气田的马五1—4亚段沉积微相和储层的控制作用是概略性的;中、短期基准面旋回控制着陆表海台地碳酸盐潮坪沉积微相在垂向上的细微变化,因而也控制着古风化壳型孔洞白云岩储层在垂向上的分布。该项研究成果可推广至其它地区相似的地层和储层研究。

简介：二叠系山西组煤系地层山2段是鄂尔多斯盆地榆林地区天然气勘探的主要目的层。该区榆林气田以山2段致密石英砂岩为主要储集层,而石英砂岩则是在普遍低渗致密储集层背景上相对高渗的砂岩储集类型。由于山西组煤系地层的孔隙水在较长的成岩时期呈酸性,致使石英砂岩的胶结物具有碳酸盐胶结物含量较低、硅质胶结物含量较高和高岭石十分发育的显著特征。石英砂岩的孔隙类型为残余粒间孔＋次生溶蚀孔的孔隙组合,具有孔隙结构变化大、孔喉半径小、应力敏感性低和裂缝比较发育等特点。研究表明,在成岩期所遭受的压实作用和硅质胶结作用是造成山2段煤系地层石英砂岩致密化的主要原因。

简介：鄂尔多斯盆地东部山西组山2段为一套砂岩、泥岩及薄煤层互层组合,储层非均质性强,明显受地层基准面旋回升降过程中可容纳空间与沉积物供给量比值的影响。通过对山2段不同级次基准面旋回的划分与对比,建立了研究区高分辨率层序地层格架;根据短期基准面升、降旋回过程与储集物性关系的分析,分别建立了物性向上变差、物性向上变差复变好、物性变化不大等3种储层非均质模式;利用砂岩密度、砂体钻遇率和渗透率变异系数等参数描述了各中期基准面旋回层序的储层宏观非均质性变化。结果表明,长期基准面旋回上升的早期、中期形成的中期旋回层序储层非均质性弱,长期基准面旋回上升晚期到下降期储层非均质性强。