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文章在对气液两相渗流理论调研的基础上，考虑了凝析气藏反凝析和产水的三相流特点，从达西渗流定律入手，根据物质守恒原理，引入气、油、水多相流拟压力，建立了三相流产能方程，给出了无阻流量计算公式，详细描述了根据产能试井数据建立产能方程的步骤。文章提出的方法既适用于地层压力低于露点压力的反凝析气井两相流，也适用于产水凝析气井的三相流，目前气水或油气两相流产能方程只是新方程的特例。对某凝析气藏实际产能试井数据进行了分析计算，表明由于出水凝析气井不仅要克服凝析油的渗流阻力，还要克服水相渗流阻力，多相流产能远远低于单相流，对产水量较大的凝析气井而言，在流动压力大大低于露点压力时，不能采用单相流产能方程配产。实例中的多相流产能曲线表明：在同一井底流压下，随气水比的增加，气体产量将减少；在相同气产量下，随着水气比的增加，生产压差将增大。     

胶结模型油藏物理模拟实验技术

建立了人造胶结油藏模型三维物理模拟实验技术,用于研究渗流机理和提高采收率.这种油藏物理模型由环氧树脂密封,放置在大型压力舱中,系统实验压力可以达到3MPa,设计了50个测压点和40个电阻检测点,可以实时测定不同部位的压力和电阻率变化情况,2台电子天平用于计量产出液中的油水量.利用该实验系统和方法,可以长时间模拟饱和水、油驱水、水驱油等过程,并对油藏物理模型的动态数据和静态数据进行综合分析.图5参4     

四川盆地油气地质特征——纪念黄汲清先生百岁诞辰

该文首先阐述黄汲清先生四川盆地油气多旋回理论,列举六大旋回特征.认为四川油气地质的主要矛盾是储层普遍致密化,裂缝研究和寻找孔隙性储层是两条必经之道.深埋还导致四川盆地必然以天然气为主,具有早聚晚藏的基本特点.该文简略讨论了石油资源问题,提出大力运用新技术将会充分释放四川盆地油气潜能.      

辽河盆地兴隆台潜山变质岩-火山岩油藏烃类注入史及其成藏模式

流体包裹体分析在石油地质学中的主要用途之一是利用成岩矿物包裹体资料进行油气运移路径、注入时间和方向的推测、计算与判断。兴隆台潜山油藏烃类包裹体均一化温度整体上呈单峰正态或不对称单峰分布,其主要形成温度为80～100℃,反映各样品具有相近的烃类包裹体形成过程。部分井的双峰温度特征暗示存在2次烃类注入期。储层烃类充注时间距今3～35Ma,可分为2个主要的充注期:距今27～35Ma和3～24Ma,以前者注入作用更强烈。潜山内部油气是由东向西注入的。成藏分为3个阶段:a)沙三段沉积晚期,形成的少量油气进入已逐步发育并定型的圈闭中,沙三末期的短暂抬升导致已聚集成藏的油气遭受一定的氧化形成黑色沥青;b)沙二段、沙一段—东营组沉积期为潜山主要油气聚集期;c)晚第三纪以来的生烃强度较弱。潜山上覆沙四段及沙三段泥岩为良好的封盖层,使油藏得以保存。     

薄互层储层预测方法

针对松辽盆地葡萄花油层三角洲沉积薄互层储层的特点．研究不同微相的砂岩与测井特征、地震属性的关系．探讨利用沉积微相、波形特征定性预测砂岩储层发育带的技术。利用地震属性预测技术定量预测储层厚度结果表明，本区整个油层砂岩总厚度与地震属性有很高的相关度．厚砂层的颅测符合率较高。     

精细构造解释与储层预测技术在泌阳凹陷中南部地区二次勘探中的应用

泌阳凹陷属陆相断陷式碎屑沉积盆地，中南部地区储层为扇三角洲和辫状河二三角洲前缘沉积，相变快，成岩不均一，地震速度变化快，储层呈砂泥薄互层状，圈闭类型有断鼻、断块和地层加岩性圈闭。针对深层系构造特征、储层特征及速度变化特点，采用层位标定与层位综合解释技术、断层精细解释技术和变速成图技术，有效地进行了构造精细解释；采用测井约束波阻抗反演和地震属性分析技术，进行了砂泥薄互层储层预测。研究成果在泌阳凹陷中南部地区二次勘探中取得明显效果。     

测井曲线精细处理解释技术在复杂储层预测中的应用

针对河流相储层厚度薄，横向变化大，预测难度大的特点，通过对测井曲线进行精细的处理和解释，包括深度校正、环境校正、标准化、曲线重构、测井与地震结合的地层对比与测井约束反演技术有机地结合，提高了测井约束地震反演的可靠性，确保了在地震储层描述中所用测井资料的精度和储层预测的准确性。将测井曲线精细处理解释技术应用于胜利油田樊东地区沙二段河流相沉积砂体的识别，取得了很好的效果。     

塔河油田碳酸盐岩储层预测技术

结合塔里木盆地北部碳酸盐岩储层地质特征，开展了储层预测方法技术研究，包括储层精细成像处理技术、三维相干体处理技术、地震特征参数提取及分析技术、波阻抗反演技术、三维可视化解释技术、成像测井技术、长源距声波全波测井技术以及裂缝综合概率模型技术等。建立了一套适合塔里木盆地北部碳酸盐岩储层预测技术系列。应用该技术系列，预测了塔河油田碳酸盐岩储层的裂缝和溶洞发育带．并得到了钻探证实。     

沈84块高凝油藏水淹层测井评价参数及其应用

针对辽河沈84块沙三段下部高含水期高凝油藏储层水淹状况和特征，依据灰色系统油田开发分析方法及准则，利用测井、钻井取心、试油及有关地质资料，匹配、拟合和提取参数，分别以其特征性参数对高含水期油藏岩性、物性和水淹状况进行统计，采用正态统计特征值建立测井评价参数标准，以其准确率和分辨率自动组合放大，建立测井评价参数标准的权系数。通过该区沙三下的174口井高凝油藏水淹层测井评价参数研究的分析解释，划分出砂砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩等岩性剖面，评价解释了不同类型的储层以及不同物性的油层、弱水淹层、中水淹层、强水淹层及水层，阐明了沈84块沙三下高凝油藏水淹状况及剩余油纵向分布规律。     

从新的勘探理念寻求楚雄盆地油气勘探的突破――试论楚雄盆地的深盆气勘探前景

由于楚雄盆地构造圈闭形成期与源岩主要生排烃期不匹配,导致了长期以来按构造圈闭部署的油气勘探工作屡遭失败。深盆气理论与勘探实践表明,在盆地坳陷中心或上倾斜坡地带可以形成非构造型的深盆气藏。认为楚雄盆地具备深盆气形成的基本地质条件:上三叠统煤系厚度大,热演化程度高,生气强度可达(40～60)×10⁸m3/km²;广泛发育致密砂岩储集层,坳陷主体部位上三叠统连片分布,天然气保存条件较好;盆地西部坳陷和北部坳陷及其斜坡区是深盆气勘探的有利地区。还认为:该盆地上三叠统煤系生、储、盖层相互叠置,可构成下生上储、上生下储和自生自储等多种成藏组合;在有断层沟通条件下,也可以于煤系之上的侏罗系地层中形成次生的常规成藏组合;若运用深盆气勘探理论,并从动态演化的观点重新评价,可望在该盆地天然气勘探上获得重大突破。