摘要：地层电阻率是储层解释评价的重要参数。随着勘探技术的发展，油田精细勘探逐渐成为勘探的主流，含有孔洞和裂缝的砂砾岩等电各向异性地层成为油田精细勘探的主要方向。本文将基于有限元软件COMSOL数值模拟研究恒定电流场中单双模态结构砾岩地层的岩电特性，为砾岩油藏的评价和解释提供理论支撑，为更复杂电各向异性地层岩电特性的数值模拟研究奠定基础。主要研究内容和成果包括以下几个部分。
　　第一部分介绍了有限元基本思想以及COMSOL软件的数值计算流程。构建基于COMSOL软件数值计算砾岩地层模型，研究恒定电流场中砾岩地层电阻率的求解方法，分析了地层模型中电流的流动轨迹。此外，研究阿尔奇公式的物理原型其及物理意义，加深了对阿尔奇公式的理解，为砾岩地层岩电特性研究奠定基础。
　　第二部分研究了单模态砾岩地层岩电特性。首先构建了单一椭球形砾岩地层模型，研究了砾岩球度、空间位置和倾角对整个地层电阻率的影响，得出球度、空间位置和倾角变化时，对单一方向电阻率有影响且呈现一定的规律，但不同方向电阻率变化规律不同。然后构建了基于单模态砾岩地层孔隙的孔喉模型，研究了喉道半径、孔喉基质电阻率、砾岩基质电阻率和孔隙延展方向对砾岩地层电阻率的影响，结果表明孔喉内流体电阻率是影响地层电阻率的主要因素，不同流体电阻率对应的地层电阻率变化规律不同。
　　第三部分研究了双模态砾岩地层岩电特性。分析了双模态砾岩地层的沉积方式，构建不同结构的双模态砾岩地层，从双模态砾岩地层的微观结构出发研究其岩电特性，验证了双模态砾岩地层宏观岩电特性与微观岩电特性的一致性。构建双模态砾岩地层等效孔隙的毛细管孔隙模型，研究双模态砾岩地层中复杂孔隙对地层岩电特性的影响机理，得出孔隙最小半径和电流流向对地层电阻率影响较大。
　　第四部分研究了双模态孔隙饱含水砾岩地层电阻率与Archie公式参数关系。分析了双模态砾岩地层孔隙饱含水时砾岩地层电阻率、地层孔隙度和地层因数三者之间的关系。构建双模态砾岩地层各向同性地层模型，数值模拟计算求出了对应的岩性系数和胶结指数。构建双模态砾岩地层各向异性地层模型，数值模拟计算求出砾岩地层张量地层电阻率与地层孔隙度的定量关系。结果显示地层因数在一定范围内为常数，与水电阻率有关。
　　第五部分研究了双模态孔隙含油水砾岩地层电阻率与Archie公式参数关系。构建双模态亲油和亲水砾岩地层模型，研究双模态砾岩地层中孔隙含油水两相时地层电阻率、含油饱和度和电阻增大系数之间的关系，数值计算求出了对应的岩性系数和饱和度指数。然后研究了孔喉模型中孔喉含油水时的岩电特性，可以看出基质亲油时的地层电阻率远大于亲水时的地层电阻率。

摘要：梨树断陷位于松辽盆地东南隆起区，总面积约2346km2。该断陷发育沙河子组和营城组两套主力烃源岩，上述两套烃源岩有机质丰度大、油气勘探前景好，但前人对上述两套烃源岩成熟度史及其区域差异性缺乏深入对比分析。本文在对沙河子组和营城组两套烃源岩地球化学特征进行评价基础上，利用PetroMod盆地模拟软件对两套烃源岩进行了单井（12口）和二维剖面（7条）的成熟度史模拟，对比了其差异性，进行了梨树断陷含油气系统的分析，并对油气成藏有利区进行了预测。研究表明：
　　（1）典型单井成熟度史模拟结果表明：梨树断陷各构造单元两套烃源岩成熟度史存在较大差别。其中，桑树台洼陷带的有机质热演化程度最高，目前沙河子组烃源岩处于过成熟阶段，营城组烃源岩处于生干气阶段；中央构造带有机质热演化程度次之，目前沙河子组和营城组烃源岩都处于生湿气阶段；北部斜坡带和双龙次洼带沙河子组和营城组烃源岩目前均处于生油阶段；
　　（2）二维剖面成熟度史图模拟结果表明：①沙河子组烃源岩在桑树台洼陷带、中央构造带和东部斜坡带均进入成熟阶段。其中，除桑树台洼陷带处于过成熟阶段外，其它构造单元均处于生油气阶段，中央构造带和东部斜坡带处于生油-生湿气阶段，北部斜坡带整体处于低成熟生油阶段，双龙次洼带整体处于生烃高峰期。②营城组烃源岩，除了北部斜坡带和双龙次洼带少部分区域处于未成熟阶段外，其它构造单元均已成熟，其中桑树台洼陷带的大部分区域已经进入高成熟-过成熟阶段，中央构造带和东部斜坡带南部进入高成熟阶段；
　　（3）根据沙河子组和营城组烃源岩平面分布图和该两组烃源岩成熟度史分布图和含油气系统的分析，预测了3个有利区，分别为：①中央构造带和东南斜坡带中部I类有利成藏区，②桑树台洼陷带西部II类有利成藏区，③双龙次洼带南部III类有利成藏区。

摘要：油页岩作为一种非常规能源，储量巨大，其综合开发利用日益受到重视。铜川马泉地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，铜川矿区之北部，油页岩位于铜川组顶部，埋藏较浅，厚度变化较大。本文主要通过分析研究地质、测井、化验分析等资料进行基础研究，得到如下认识：
　　（1）通过钻探、测井等资料多方法对比分析，将区内5层油页岩分别编号为0、1上、1、2、3号。其中，1号油页岩厚度较大，分布广泛，较为稳定。
　　（2）研究区测井资料分析对比得到，油页岩测井曲线组合识别特征为“三高一低”，即高电阻率（GR01）、高自然伽马（NG01）、高声波时差（SON2）、低密度（DENB）。对电阻率、自然伽马等物性参数分别与含油率进行相关性分析，结果表明，各参数与含油率关系密切，具有一定的地球物理意义。
　　（3）研究区油页岩灰分含量高，低挥发分，发热量低，含油率4-7％，属中品级油页岩，其干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ1型，且以Ⅱ1为主。
　　（4）根据一般工业指标(参照《矿产资源工业要求手册》），对含油率≥4%的油页岩进行资源量估算，共获得资源量12736万吨。
　　通过本次研究，查明铜川马泉地区油页岩区域构造、物性特征、分布规律，并估算资源量等，为研究区油页岩的进一步勘探开发提供可靠的依据。

摘要：TX盆地位于我国某海域内，是我国海上油气勘探程度较低的含油气盆地之一。本论文研究区为TX盆地内的西部凹陷，其勘探及研究程度较低，是否存在良好油气资源条件是目前需要解决的问题。
　　本论文的研究目的层为渐新统-中新统，研究内容为其内部沉积体系的展布特征描述。前人已有的研究成果表明，该研究层段主要为海相沉积地层，内部发育的优质砂岩储层与下部深湖相烃源岩及上部区域性盖层形成一套良好的生、储、盖油气系统。因此，刻画研究区内中新统-渐新统层位内部砂体分布特征，恢复相应沉积体系，对TX盆地西部凹陷油气地质条件的研究具有较大意义。
　　针对该问题，从前人对TX盆地西部凹陷地质构造背景、地层与沉积特征、盆地构造特征等研究成果出发，通过与邻区相关地震特征、地层、层序对比，以地震资料为基础，应用地震线描方法进行沉积盆地原始结构重建，确定沉积环境。在此基础上，选取研究区内典型地震剖面来识别目的层内部砂体，刻画地震相并圈定优质砂体，确定其发育规律及展布特征。利用源控+相控的方法，建立三角洲-斜坡-深水扇的沉积体系脉络关系，并结合相应的沉积环境、水流体系等，实现研究区沉积体系综合分析。最终基于沉积体系的研究，开展一定程度的油气地质条件研究分析。通过本次论文研究，取得了以下几方面认识:
　　(1)根据地震资料分析，初步确定调查区新生界存在8个主要地震反射界面，其中T3、T6、 T8-1、 T9、Tg为五个区域性大型角度不整合面，并依此划分、识别出研究区第三系发育Ⅰ-1，Ⅰ-2，Ⅱ-1，Ⅱ-2和Ⅱ-3五个构造层序。
　　(2)在对地震剖面精细解释刻画的基础上，通过地震线描方法进行沉积盆地原始结构的重建，确定研究区渐新统当时的沉积环境为浅海陆架和半深海陆架内洼陷环境、中新统为大陆边缘陆架环境;又通过对地震反射特征的识别与归类，在研究区共识别、划分出6种优势地震相，并对每一种地震相进行了地质意义分析，确定了研究区的优势沉积相分布，为沉积环境特征分析提供了重要依据。
　　(3)通过波形分析，结合邻区已验证实例，确定研究区骨架砂体岩相的波形特征，在研究区目的层位进行砂体扫描，确定不同类型砂体的时空展布，再结合沉积相分布与沉积环境特征分析，确定研究区目的层位中新统、渐新统的沉积体系，划分出三角洲、浅海陆架、斜坡等相带，确定三角洲-深水扇的脉络关系。

摘要：在格陵兰盆地和挪威盆地有大范围的油气显示，而扬马延海脊有着同格陵兰盆地和挪威盆地相同的沉积序列。该地区地震勘探完成不少，但是由于深海，地震数据不够清晰，勘探程度依然较低。为了能够对扬马延海脊的地层特征进行更进一步的研究，所以本文结合重磁以及地震等综合地球物理资料对盆地的断裂体系、地层发育特征、构造单元和油气有利区等进行综合研究。
　　本文通过对扬马延海脊已有的重磁力资料进行处理，得到扬马延海脊的重磁力异常及局部异常。然后通过滑动平均、正则化滤波、垂向二阶导数、总水平导数等方法对重磁资料进行处理，得到各类转换参数图件，结合其他地球物理资料，分析重磁异常的成因，并推断出研究区的断裂体系。通过分析研究重磁力异常、及其各种转换参数图件所反映的构造分区特征，同时也参考研究区的构造演化和地质背景，划分出研究区的构造单元。结合扬马延海脊及邻区构造演化，地层发育及油气生储盖组合特征，对研究区的油气有利区域进行预测。论文取得了以下成果：
　　根据重磁异常特征的综合分析，在研究区内推断出6条主要断裂；通过对研究区断裂的认识，并结合前人研究，可将研究区划分为扬马延西部凹陷、扬马延中部隆起带、扬马延断陷、扬马延南部凹陷、扬马延东部凹陷；预测研究区内发育有2套油气系统。

摘要：南泥湾油田的勘探始于70年代，随着开发的深入，研究区已经进入开发的中后期，无法依靠发现新油田来增加可采储量，主力油层采出程度较高，挖潜难度不断增大，并且由于开发初期，测井解释受技术条件的限制，使得具有一定开发价值的差薄油层未得到有效利用。因此，在这种开发形式下，通过进行地质特征研究，建立差薄油层识别标准，明确差薄油层的分布状况，并对其进行综合评价，对于寻找油田可替代资源，探索差薄层开发工艺，提高差薄层开发效果具有重要的现实意义和指导价值。
　　本文充分运用地质、测井以及室内分析化验资料，将测井沉积学、石油地质学等理论相结合，按照从宏观—微观、从单井—多井—区域目的层的研究思路，对储层的构造特征、沉积相特征、砂体展布、岩性特征、成岩作用、物性特征、非均质性、四性关系等进行了深入的研究，从而建立差薄油层识别标准，并依据识别标准绘制出差薄油层的平面分布图。
　　最后，综合构造特征、沉积、成岩相、储层特征、油井生产动态特征等多项研究，通过聚类分析软件SPSS，建立了薄油层Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类分类标准。Ⅰ类面积为3.99km2，Ⅱ类面积为5.75km2，Ⅲ类面积为5.21km2。评价结果与试油资料吻合较好，表明该分类评价方法是可行的，且显示出较高的综合性与科学性，为今后的勘探开发指明了方向，具有一定的经济效益与推广价值。

摘要：页岩气在页岩微纳米孔隙和裂缝系统中的流动是一个多物理场耦合的复杂过程。准确理解页岩气在页岩中的运移对页岩气的高效开采有着重要的意义。本文考虑页岩固体变形和包括黏性流、Knudsen扩散和表面吸附扩散的多重流动机制，利用COMSOL Multiphysics软件对页岩气的运移进行了数值模拟和参数分析。重点关注页岩变形情况下，表面吸附扩散和页岩储层特性参数对页岩气流动能力的影响。本文的主要工作包括：
　　（1）基于各向同性弹性孔隙介质的Biot理论，考虑固体变形和多重流动机制的耦合，即应力-渗流耦合，分别建立了页岩储层单孔介质模型和双孔介质模型的流固耦合方程。包括页岩储层变形平衡方程、页岩气体流动控制方程、孔隙度演化方程和视渗透率方程。
　　（2）基于页岩储层单孔介质模型，对单轴应变和应力约束条件下的页岩气运移进行了数值模拟，定量分析了表面吸附扩散和页岩储层参数对表征页岩气流动能力的固有渗透率、视渗透率和Knudsen数的影响。研究发现：页岩气的运移取决于孔隙压力、解吸附、Knudsen扩散和表面吸附扩散等因素相互竞争的结果。表面吸附扩散与Knudsen扩散是相互独立的两种流动机制，是决定页岩气流动能力的两个关键因素。尤其随着压力的降低，表面吸附扩散的影响更加明显，忽略该影响将给出更低的视渗透率，即更弱的气体流动能力。相比表面吸附扩散和Knudsen扩散，页岩变形对渗透率和Knudsen数的影响很小。其中，影响页岩气流动Knudsen数的参数包括页岩初始孔隙率、页岩初始渗透率、孔隙体积模量和页岩边界压力；对视渗透率有较大影响的参数有页岩初始孔隙率、页岩初始渗透率、页岩初始杨氏模量、孔隙体积模量、Langmuir压力常数、Langmuir体积应变、页岩边界压力和约束应力；而对固有渗透率产生较明显影响的参数则包括页岩初始杨氏模量、页岩颗粒体积模量、孔隙体积模量、Langmuir压力常数、Langmuir体积应变、孔隙吸附应变与页岩吸附应变比值、页岩边界压力和约束应力。此外，在应力约束条件下，页岩气流动能力通常比单轴应变条件下稍弱，各参数对页岩气流动能力的影响与单轴应变条件下相似。
　　（3）基于页岩储层双孔介质模型，对单轴应变条件下的页岩气运移进行了数值模拟和参数分析。研究表明：当存在天然裂缝时，基质孔隙中的页岩气流动明显加快，但对于给定的孔隙压力，页岩气在基质孔隙中的流动能力几乎没有改善。由于裂缝系统的高渗透率，裂缝系统的表面吸附扩散对基质孔隙中页岩气流动能力和流动速率的影响可以忽略。裂缝系统对基质孔隙系统流动能力的影响主要通过改变页岩的固体变形来实现，主要的影响参数有裂缝系统的Langmuir压力常数、Langmuir体积应变以及裂缝系统的杨氏模量。

摘要：页岩气气藏资源潜力大，是一种具有巨大商业开发价值的非常规天然气气藏。研究目标区块为页岩Ⅰ区块，是我国川南地区丘陵山地的一块页岩区域。本文综合运用了地震、钻井、测井及各类分析化验资料，对目标区块龙马溪组的地质进行描述，并对目标区块页岩气储量进行计算与评价，建立三维页岩气藏地质模型后进行储量的复算与拟合，尝试进行了井网设计，为页岩气的勘探开发和有效利用提供了重要依据。
　　将下志留统龙马溪组下部约86m层段含气泥页岩段作为本区主要的目的层。通过研究了地层特征、沉积相特征、构造特征、储层特征、地化特征、含气性特征、气藏特征对研究区进行描述，通过静态法计算页岩气储量，建立了目标区三维地质模型，结合软件采用参数类比替代的方法进行页岩气储量的复算，并在此基础上尝试井网设计。结果表明：结合气藏埋深、驱动类型、压力系数等因素综合考虑，确定该气藏为中深层、弹性气驱、高压、干气、页岩气藏；该区块的页岩储层平面均质性较好，纵向非均质性严重，随着地层深度的加深，储层的物性和含气量都在变好，11层是主力产气层；三维地质模型下储量复算的储量估算与油藏工程方法计算储量估算的计算误差为2.02％，表明模型合理。综合确定该气藏为高丰度、大型、中孔、特低渗页岩气藏；并尝试设计了“米”字井网。

摘要：鄂尔多斯盆地的天然气资源前景非常可观，总资源量达10.8×1012 m3，而整个盆地上古生界天然气资源量达8.3×1012 m3，说明上古生界勘探前景巨大、领域十分广阔，是盆地天然气勘探的主力层系。但是与北部相比，鄂尔多斯盆地南部天然气勘探进展缓慢，尤其是盆地东南部，勘探程度也较低，探井数量少，此外，前人对鄂尔多斯盆地晚古生代北部、中部的储层、物源及气藏特征等研究程度较高，相对而言盆地的东南部研究程度较低，资料有限，地质认识不清楚。为此，在前人的研究基础上，本文旨在以鄂尔多斯盆地东南部晚古生代黄龙和宜川两个地区砂岩的岩石学特征、填隙物特征及储层物性特征研究为基础并进行对比分析，同时，对其储集性差异的控制因素进行深入研究和探讨，得到以下结论和认识:
　　(1)宜川地区四个层位的岩石类型分布相对有规律，太原组到上石盒子组的岩石类型由石英砂岩过渡到岩屑砂岩，最后出现岩屑长石砂岩。黄龙地区的岩石类型以岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，总体也具有长石含量逐渐增多的趋势。两个地区的砂岩总体上成分成熟度和结构成熟度都较低。储集空间主要由粒内溶孔，其次为粒间孔和粒间溶孔组成。
　　(2)黄龙地区的石千峰组、下石盒子组和宜川地区的山西组是孔渗性相对较好的层位，且黄龙地区的孔渗性要好于宜川地区。研究区的砂岩储层的孔隙结构参数值均较差，按照长庆油田勘探开发研究院对榆林气田山二段储层分类评价标准，主要属于Ⅲ类储层。
　　(3)研究区在不同层位的沉积相变化，主要以三角洲相为主，当在分流河道、河口坝等水动力相对较强的沉积微相中，砂岩的成分成熟度和结构成熟度相对较高，原生粒间孔会比较发育，砂岩的渗透率也会较高;杂基含量相对比较少，压实作用相对较弱;孔隙水易于流动，粒间胶结物相对沉淀较少，从而有利于粒间孔的保存和溶孔的形成，有利于形成好的储层。
　　(4)物源对岩石特征的控制方面，表现为:a）构造作用导致物源由太原组的盆地北部阴山地区转变成南部的北秦岭地区，早期的远源沉积石英含量较多，分选、磨圆程度好;山西组开始为近源沉积，石英含量减少，分选、磨圆程度变差，长石和岩屑含量有所增加。岩屑成分在本溪和太原组以变质岩为主，后火成岩含量增加。b）山西组及其以后的地层物源均为北秦岭地区，但在宜川地区，早期为陶湾群，后由于地层剥蚀，物源转变成北秦岭带物源，长石含量增加。而黄龙地区的物源是距离较近的北秦岭带和陶湾群，总体上长石较丰富，同时由于紧邻古生代花岗岩，火成岩逐渐形成主要岩屑。
　　(5)研究区砂岩中成岩作用影响储集性的规律:溶蚀作用是建设性的成岩作用，破坏性的成岩作用包括压实作用、硅质胶结作用、碳酸盐矿物的形成作用、水云母和绿泥石的形成作用。因此，这些作用是造成孔隙度下降的主要原因。

摘要：针对油井井下恶劣的测量环境和流体流动的复杂性，传统的持气率测量方法测量效果较差。随着光纤传感技术的兴起和发展，可利用光纤探针传感器进行井下持气率的测量。为提高光纤探针传感器测量持气率的可靠性和灵敏性，本文对光纤探针传感器进行了优化设计。为解决单光纤探针只能测量局部持气率的局限性问题，本文设计了阵列光纤探针并进行了优化。
　　首先，针对井下油气水三相流持气率难易精确测量难题，设计并优化光纤探针传感器。光纤探针主要由传输光路和探针敏感头组成。从回光强度分布和回光功率大小两方面实现对敏感头材质和形状的优化，从刺穿气泡能力和回光功率两方面优化了敏感头尖端角度。针对传统耦合光路传光效率低的问题，提出了光纤束光路，根据所用光纤直径的大小设计了16种光纤束光路，并实现对光路的优化。
　　其次，针对单光纤探针传感器只能测得其周围局部持气率的局限性问题，研究了阵列光纤探针方法。利用 Fluent仿真分析了不同总流量下气相分布规律。基于Zemax建立了探针刺穿气泡模型，仿真分析了探针以不同方式刺穿气泡时对应的响应特性变化规律。据此提出了阵列光纤探针并设计了6种结构，从探针获取气相信息能力和对流体的干扰影响两方面对阵列结构进行了优化设计。
　　最后，研制了单光纤探针传感器、阵列光纤探针传感器和持气率测井仪并进行了可行性试验。基于优化后的结构参数研制了蓝宝石光纤探针，并对单光纤探针进行了抗油污验证实验。以单光纤探针为核心，基于优化后的阵列结构研制了阵列光纤探针和测井仪，在油气水三相流模拟装置上进行了动态实验，并分析了实验得到的持气率与真实含气率的误差。

摘要：在石油开采、生产过程中，原油含水率是一项重要指标。通过实时准确测量原油含水率可以有效评估油井产能、判断和掌握油井的生产状况、追踪油井储层动态变化以及预测油井采出程度，为后续有针对性的制定开采方案、调整生产结构提供可靠依据，确保生产井始终处于最佳的生产状态。然而目前国内在原油含水率测量领域还没形成一套成体系的、可靠性较高的测量方案以及精度、准确度能够满足实际生产要求的测量方法。
　　本论文通过对国内外现有原油含水率测量技术中的密度法、γ射线法、电容法、电导法以及近几年提出来的多模式测量法共五种测量方法的系统剖析，在对五种方法的测量原理、优缺点、适应性以及如何改进等几个方面的综合研究前提下，着力于射频法原油含水率测量技术的系统研究。选取综合了先进DDS技术的AD9850作为整个系统的信号激励源和应用于100kHz至1000MHz工作频率范围的RF功率检波器LTC5507作为整个系统的信号检测单元，并借助三维电磁仿真软件HFSS完成了射频天线的仿真及优化设计，确定了射频天线的材质、形状、尺寸以及发射频率，并对天线的馈电网络和外部保护套进行了设计。
　　对射频法原油含水率测量系统的各个功能模块进行了联调，搭建了室内模拟试验平台和室外大型循环平台，开展了大量室内、室外试验，包括采用不同类型的试验用油、不同已知油水配比的试验用油，验证了射频天线和检测电路的稳定性、可靠性和实用性。试验结果表明，射频法原油含水率测量技术的线性误差控制在5％以内，全系统在长时间工作条件下性能稳定，有很好的实用性。

摘要：为提高天然气田工作环境数据的监测效率，达到随时随地监测的目的，推动气田监测智能化、移动化发展，文章设计了基于Android的气田远程数据监测平台软件系统。该系统安装在工作人员的智能设备上，不仅可以实现桌面客户端中数据查询、展示等功能，结合移动设备特点还实现了较好的告警推送功能，满足气田移动监测服务的需求。
　　本文来源于中石油创新基金项目(2014D-5006-0603)，设计使用Android客户端远程监测气田工作环境数据。本文采用Android客户端、Web服务器和后台数据库三层架构，完成了基于Android的气田远程数据监测平台软件系统的从后台到Android前端的设计与实现。客户端与服务器连接成功后，能够实现对气田中各个气井内温度、油压、套压、瞬时流量的实时数据查询，并以可读性强的仪表盘形式显示;历史数据查询功能可选择气井、气井参数和时间段，查询结果以折线图和图表形式显示，实现了数据的可视化，清晰的反映出数据的变化趋势，且能够实时接收服务器告警信息推送并进行简单处理，确保了对气田环境数据的实时监测。为使系统更加安全可靠，本文采用基于MVC的分层架构对Web服务器端进行设计，客户端与后台数据库不直接进行数据交互，而是利用控制器与Web服务器相关组件交互后再由Web服务器和后台数据库交互。本文最后对系统进行测试，验证了客户端可行性和运行的稳定性，实现了气田生产环境数据的远程监测和应用的移动化。

摘要：由于盐岩具有低渗透性、良好的流变特性、损伤自恢复性以及可水溶开采等优良特性，因此地下盐穴储库被国内外认为是储备油气的最佳场所。与此同时，我国利用采卤溶腔实施能源地下储备已经进入了大规模的规划和建设阶段，预计到2020年，中东部地区将建成5座大型盐穴油气储库群，总容积超过4000万方，而第三期国家战略石油储备规划盐穴储量在8000万吨。但我国传统的单井水溶造腔技术建造的储气库无论在造腔体积和造腔时间等方面均已不能满足盐穴储气库建设日益增加的需求，为此本文提出了采用水平井水溶造腔技术进行地下盐穴储气库的建造。
　　本研究主要内容包括：①我国盐矿地质特征及盐岩溶解特性方面。阐述了我国盐矿主要地质特征，在此基础上开展了盐岩在不同温度、不同溶液浓度以及不同溶蚀角条件下的溶解试验，分析了盐岩的溶蚀规律。研究得到了各因素下的溶解参数，并发现在不同因素条件下国内盐岩与国外盐岩的溶解规律具有一致性。②水平井水溶造腔腔体形态扩展方面。根据现场大流量和小流量两种情况对应的实验室流量，研究了两种流量对水平井水溶造腔腔体扩展规律的影响，并与单井水溶造腔技术得到的腔体扩展进行对比，揭示了两种造腔技术在腔体形态扩展方面的区别。研究表明，排卤口卤水浓度随着造腔的进行而不断增加，并在后期逐渐趋于稳定；不同的注水流量会影响排出卤水的浓度而对腔体扩展规律无显著影响，流量较大时，在前期排出卤水的浓度越高，最终得到腔体体积也越大。③水平盐穴储库长期稳定性方面。建立了几种不同形状的水平腔体，采用Flac3D数值模拟软件对比分析了不同形状水平腔体的体积收缩量、腔体周边收敛量和塑性区分布情况，找出稳定性最好的水平腔体形状，在此基础上进一步对该腔体进行形状的优化。另外，针对我国盐岩地质特点，对有无夹层盐穴和不同注采速率工艺进行长期稳定性分析，为我国在水平井溶腔的形状设计方面提供技术指导。研究表明，上腰部放大型水平腔体具有更好的稳定性；水平腔体短轴方向的收敛量要大于长轴方向的收敛量；有夹层时在运营后期可以有效提高水平腔体的稳定性；在不同循环内压下，对水平腔体稳定性几乎没有明显的影响。

摘要：目前国内绝大多数油田已经进入贫油高水阶段，油井采出液中原油水含量日趋增加，以往应用的含水率检测传感器，在工作稳定性和精度方面，已无法满足高含水原油的检测需要。油井采出液含水率的精准测量，将直接影响原油在采集、检测、脱水、运输、以及最终出售过程中的的经济效益。要适应检测对象从低含水状态到高含水状态的转变，对石油检测装备的要求也更加严格。
　　相位法微波含水率检测传感器，在高含水原油含水率检测方面，具有分辨率更高,测量更精确的优点。针对相位法高含水原油含水率微波检测传感器，利用微波传感器的相位作用特性进行试验，研究了温度和矿化度对相位法微波传感器检测精度的影响，通过对试验结果的处理，拟合出对应的变化曲线方程，获得了温度对原油含水率测量精度的影响规律，针对矿化度的几种主要组分（硫酸锶、硫酸钡、碳酸钙），分别采用单因素试验法和双因素试验法，获得了矿化度对原油含水率测量精度的影响规律。
　　利用试验所得规律将相位法微波含水率传感器检测精度提高至3％,为提高原油含水率检测精度的研究，提供必要的校正参数和理论依据。

摘要：岩屑录井是对钻井岩屑进行的检测和编录工作，通过岩屑录井可以掌握井下地层层序、岩性，初步了解钻遇地层的含油、气、水情况。钻井岩屑被钻井液从井下带上来时会含有大量的钻井液，因此必须对其进行清洗，进而得到干净的岩屑。目前我国石油行业一直靠人工捞取和清洗岩屑，岩屑清洗过程需要大量的水资源，并且洗完之后大部分油田会直接将污水废弃。目前的录井工作对水的利用方法已经很难满足油田录井现场的要求，迫切需要清洗污水循环利用。
　　为了满足油田录井现场工作的实际需要，针对中国石油集团测井有限公司项目的要求，利用污水的自由沉淀理论和仿真技术研究具有代表性的录井岩屑清洗污水自然沉降规律，以及在录井岩屑清洗污水中加入具有代表性的絮凝剂后，其对自然沉降规律的影响，并通过试验加以修正。根据试验所得的沉降规律，设计出能够满足录井岩屑清洗污水循环利用的设备，使污水经过自由沉淀后可循环使用，淤泥及时排除，极大的提高水的利用率。对水资源的合理利用，加强油田录井工作管理有着重要的意义。同时使国内录井岩屑清洗污水循环利用系统的研究迈出一步，具有重要的社会意义和经济意义。

摘要：石油能源产业在工业上具有重大的战略地位，石油属于不可再生能源，在近些年来不断开采后已经急剧减少。能源问题与国家和社会的发展时密不可分的，我国人口基数大人均资源占有率低，要充分利用石油能源尽可能减少油井开采中不必要的损失是当前人们面临的重要问题。在油田开发生产过程中要了解油井的产油能力，不定期对油井当前的压力、温度、动液面等等参数进行测量。其中油井动液面的测量是一项非常重要的参数，只有准确的测量油井液面深度，才能采取合理的采油工艺使油井的产油率达到最大量。
　　本论文中次以STM32F429单片机为核心，使用的机械气弹装置发射次声波脉冲更加安全可靠，硬件电路主要包括数据采集电路、滤波电路、A/D转换点路以及电机正反转电路等。油井动液面的测量方法有很多最常用的是用回声法，利用声波在介质中传播的过程中遇到障碍物后会发生反射的原理。声波发生装置发射脉冲信号后声波信号经过油井套管环形空间向油井下面传播，当遇到接箍波、油井液面以及一些障碍物后会产生反射脉冲经微音器接收，声波信号经过A/D转换、放大、滤波后得到油井液面波形曲线图。由于在实际测量中油井各个区段内空气介质密度的不均匀以及一些未知因素的影响使得声速在油井内部的传播速度发生变化,在研究中采用数据拟合的理论方法对油井相应区段内的声速进行数据拟合,分析声速随油井深度的变化规律找出相应的曲线拟合公式,最后通过计算声波在油井相应区段内的传播速度以及微音器接收液面反射信号的时间计算出油井液面的深度，这样动液面测量的精确度能得到极大的提高。

摘要：盐岩矿床作为石油天然气储存的理想介质已被广泛应用，主要是由于盐岩渗透率低、水文地质简单、分布广以及具有损伤自愈合的特性。但与国外巨厚盐丘相比，我国盐岩矿床属于层状岩层，典型特征是单层厚度薄、埋藏深，而且盐岩体中一般含有如泥岩、石膏、钙芒硝等众多夹层。其中石膏夹层广泛分布在云应、平顶山等盐岩矿床之中。夹层的存在会对储库建腔过程和运行过程产生诸多不利的影响，并带来一系列的风险和隐患。为揭示这一内在影响规律特征，本论文釆用实验研究方法，对石膏夹层在不同卤水腐蚀环境下的细观结构演化、弱化机理、静态断裂以及蠕变断裂力学特性进行了研究。此外在实验的基础上，采用理论分析与数值仿真的方法对石膏夹层的周期垮塌步距和储库围岩蠕变损伤演化进行了分析和探讨。主要内容如下：
　　通过对不同浓度，不同温度卤水浸泡后的石膏夹层进行SEM实验、MCT实验、压痕试验和析因设计方差分析，揭示了其在不同腐蚀条件下的细观结构演化特征，得出石膏夹层的弱化机理是由于水和温度的耦合作用，而氯离子的作用较弱。然后根据实验结果提出石膏夹层在卤水腐蚀环境下的损伤演化模型，并将模型嵌入到PFC中进行了参数标定。
　　通过对卤水浸泡后的石膏夹层进行单轴断裂韧度实验，得出该值随着卤水温度的升高逐渐降低，而随着卤水浓度的升高，该值变化不明显。然后根据实验结果得出试件在不同环境下的断裂包络线，并与传统断裂包络线进行了对比。为了对试件的开裂角和断裂轨迹进行预测，通过MATLAB自编扩展有限元程序并采用相互作用积分，计算得出了CSTBD型试件的I型、II型无量纲应力强度因子和T应力无量纲应力强度因子。然后以MMTS断裂准则为基准并根据MATLAB计算结果，利用神经网络法反演得出试件在不同腐蚀条件下的FPZ值。结果显示FPZ与卤水温度紧密相关，当选取合适的数值时，MMTS准则预测断裂包络线与卤水浸泡后的试件断裂包络线高度一致。
　　通过对卤水浸泡后的石膏试件进行三轴断裂实验，得出断裂韧度与围压紧密相连，同时揭示了围压可以改变试件的断裂方式，随着围压的升高，试件逐渐从脆性断裂向延性断裂转化。然后对试件变形曲线和断口形貌进行了分析，得出随着围压的增大，试件的脆性指数逐渐增大，剩余能逐渐减小。当围压为1 MPa和3 MPa时，试件表现为穿晶断裂，断裂方式主要为脆性断裂；当围压为5 MPa和7 MPa时，试件表现为沿晶断裂，断裂方式主要为延性断裂。然后以MMTS准则为基准并根据MATLAB计算结果，利用神经网络法反演得出石膏试件在不同围压下的FPZ值。结果表明该值与围压大小紧密相关，当选取合适数值时，MMTS准则预测断裂包络线与不同围压下的试件断裂包络线高度一致。
　　通过对Charles细观应力腐蚀模型进行修正，建立了考虑剪切力的细观蠕变断裂本构模型。该模型同时考虑了不同混合度的拉应力和剪应力对蠕变断裂和裂缝扩展速率的影响。然后通过对石膏试件进行实时蠕变断裂实验，揭示了蠕变断裂的三个过程，得出试件在不同载荷下的起裂时间、稳定阶段裂缝扩展速率和加速阶段裂缝扩展速率并对模型进行了参数标定。然后将修正后细观蠕变断裂本构模型嵌入到 PFC软件中，进行了石膏SCB试件蠕变断裂模拟和理论计算，得出了不同载荷下的蠕变断裂时间，并与实验结果进行了对比分析。
　　基于圆环薄板模型，得出了石膏夹层建腔阶段的周期垮塌步距计算公式。然后对石膏夹层的周期垮塌步距进行了理论计算和ABAQUS数值模拟，得出夹层垮塌步距和垮塌次数与浸泡时间和浸泡温度紧密相关。通过对石膏夹层蠕变断裂进行PFC数值模拟，揭示了石膏夹层在不同内压下的蠕变损伤演化和裂缝扩展规律。

摘要：姬塬油田长9储层由于具有埋藏深、温度高、底水发育且油水关系复杂等特征，改造难度大，前期改造措施对于油层较薄且具有一定隔层遮挡条件的底水油藏和与底水直接相连薄油层储层来说，技术适应性较差。
　　本文根据姬塬长9储层的地质复杂性，将储层分为三种类型，一是储层不含边底水，物性较好，二是储层含有底水，但是油水层之间有较好的隔层，三是底水发育、油水层直接相连的储层。针对各类储层特点，在制定改造措施的基础上，开展储层改造工艺技术优化及压裂液体系优化，初步形成了姬塬长9油藏的改造模式，为高效勘探开发奠定了基础。

摘要：L29井区位于鄂尔多斯盆地东南部，长2油藏主要分布在三角洲前缘水下分流河道，含油砂体多，复合连片好的特点，为岩性油藏，油水混储，无明显边、底水，地层能量低，开釆难度较大。为摸清L29井区内探明石油地质储量，编制开发方案，对该区进行储量计算，并进行开发概念设计和经济评价，以提高油田开发水平，意义重大。
　　计算石油地质储量主要应用容积法，难以容积法计算地质储量时，可应釆用动态法和概率法计算。L29井区长2油藏目前处于滚动开发初期，釆用容积法计算储量较为合理。在利用容积法计算 L29井区长2油层组储量时，将长2油层组纵向上划分为长21和长22两个储量计算单元，平面上作为一个储量计算单元，计算得长2叠合含油面积25.56km2，石油地质储量为898.41×104t（1067.00×104m3）、溶解气地质储量0.71×108m3。根据该区油藏类型和油藏性质（油层物性、流体性质、岩石及流体相关特性）和开发条件，综合确定该区自然能量开采条件下的采收率为10％，计算得石油技术可采储量为89.84×104t（106.70×104m3）,溶解气技术可釆储量为0.07×108m3。经济可釆储量评价方法主要为现金流法，其次有经济极限法和类比法。根据L29井区自然能量开采动态资料，因此采用经济极限法和现金流量法综合确定经济釆收率为8.4%,计算得原油经济可采储量75.60×104t（89.79×104m3）。
　　根据L29井区的勘探开发程度及地质研究与认识程度，确定储量类别为探明已开发储量。综合评价认为：L29井区长为中浅层、特低孔特低渗、低产、特低丰度、低含硫轻质常规油小型油田，为弹性—溶解气驱动的岩性油藏。经济技术指标评价认为，L29井区长2属低效益油田，但开采技术与管理方法适合油田特点，采油成本低，税后内部收益率为15.94%，高于行业基准收益率（12%），投入开发有效益。

摘要：鄂尔多斯盆地三叠系延长组是该盆地内勘探开发的重要含油层系。志丹油田YW区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，长4+5油层组是研究区的主力开发层位，为开展储层综合评价及动态地质效应预测研究，对油田综合治理、调整挖潜、保持稳产长效开发、提高油田采收率具有重要意义。
　　本论文利用测井资料、岩心录井、实验分析、动态监测资料，对研究区长4+5储层特征以及动态地质效应进行了研究，结果表明，长4+5油层组被进一步细分为长4+52-2、长4+52-1、长4+51-2、长4+51-1等四个小层，其储层沉积类型主要为水下分流河道及河口坝复合沉积；岩石类型以细粒长石砂岩为主，矿物成分以长石为主，石英次之，颗粒为次棱角状，分选性较好；平均孔隙度为9.4％，平均渗透率为0.45×10-3μm2，属特低孔超低渗透储层。孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主，喉道类型主要为微细喉道—细喉道；成岩作用较为强烈，主要有压实作用，压溶作用、胶结作用、溶蚀作用以及自生粘土矿物作用等；储层的非均质性较强，润湿性为偏亲水，属于弱速敏、弱水敏、中等—弱碱敏、无-弱酸敏、无盐敏储层；渗流特征表现为油水两相共渗区狭窄，束缚水饱和度较高、残余油饱和度一般、等渗点较高。
　　根据储层特征的各种参数再结合研究区实际情况，将YW区长4+5储层划分为I类、II类、III类、IV类，其中II类和III类储层分布广泛，I类和IV类储层分布较少；研究发现，注水开发过程中，储层渗透率降低，孔隙度增大，亲水性增强，微裂缝开启吸水，油层压力下降，连通性及注采对应关系变好，研究并预测这些动态地质效应变化情况，为油田调整开发动态提供依据。