石油勘探与开发

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中国南方海相页岩气成藏差异性比较与意义

赵文智, 李建忠, 杨涛, 王淑芳, 黄金亮

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 499-510. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.01

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中国南方地区寒武系筇竹寺组和奥陶系五峰组—志留系龙马溪组均发育一套富有机质页岩,但页岩气钻探效果差别极大,开展成藏差异比较研究具有理论和现实意义。研究认为：①四川盆地五峰组—龙马溪组TOC值比筇竹寺组略高,盆地外围地区筇竹寺组TOC存在高值区;②筇竹寺组热演化程度较五峰组—龙马溪组明显偏高;③筇竹寺组有机质孔隙不发育,孔隙度是五峰组—龙马溪组的1/3~1/2;④筇竹寺组含气量低,仅为五峰组—龙马溪组的1/2;⑤筇竹寺组以硅质页岩为主,五峰组—龙马溪组以钙质、钙质硅质页岩为主,硅质成因不同;⑥五峰组—龙马溪组普遍超压,筇竹寺组以常压为主。这种差异形成的原因在于：①沉积环境不同,影响TOC值和页岩厚度;②筇竹寺组热演化程度过高,导致生烃衰竭、有机质炭化、孔隙度降低,含气性变差;③筇竹寺组顶底板封闭条件较差,影响页岩气保存;④构造位置不同,五峰组—龙马溪组处于斜坡和向斜区,具超压,有利于页岩气保存;⑤筇竹寺组放射性铀含量约为五峰组—龙马溪组的2倍,是热演化程度高的重要原因。从而提出南方海相经济性页岩气富集需具备有利的地质条件（富有机质集中段发育,热演化程度适中,有机质孔隙发育,含气量高,顶底板保存条件良好,埋深适中）,其中五峰组—龙马溪组页岩气成藏条件有利、资源经济性好,筇竹寺组成藏条件总体较差、有利区范围有限。图10表5参49

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鄂尔多斯盆地三叠系长7段页岩油勘探潜力

杨华, 牛小兵, 徐黎明, 冯胜斌, 尤源, 梁晓伟, 王芳, 张丹丹

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 511-520. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.02

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从烃源岩的岩相特征、储集性能、地球化学特征、可压裂性及烃源岩中烃类的可动性等方面,研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段页岩油发育的地质条件与勘探潜力。基于岩性、有机碳含量与测井参数相关性分析,建立长7段烃源岩岩相类型划分标准,明确长7段黑色页岩和暗色块状泥岩2种岩相的空间展布及发育规模。利用氩离子抛光-场发射扫描电镜、扫描电镜-聚焦离子束成像和纳米CT成像等技术对长7段烃源岩微观孔隙结构进行定性和定量表征,揭示粒间孔和粒内孔是长7段烃源岩的主要孔隙类型;2种岩相的孔隙、喉道均为纳米级尺度,暗色块状泥岩的储集性能好于黑色页岩。分别对烃源岩的地球化学参数（热解S₁值、氯仿沥青“A”含量、TOC值、热成熟度、游离烃含量等）以及脆性矿物含量与裂缝发育特征进行系统分析,评价了长7段页岩油资源富集级别和可开采性。鄂尔多斯盆地长7段具有页岩油赋存与聚集成藏的物质基础,即大规模分布的黑色页岩和暗色块状泥岩、良好的储集空间和充足的烃类等,页岩油达富集资源级别,原油物性有利于页岩油在纳米级孔喉中流动和开采。长7段具有良好的页岩油勘探潜力,其中暗色块状泥岩类型是目前工艺技术条件下最有利的页岩油勘探开发目标。图8表3参20

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琼东南盆地上中新统黄流组轴向水道源汇体系与天然气成藏特征

谢玉洪, 李绪深, 范彩伟, 谭建财, 刘昆, 鲁怡, 胡雯燕, 李虎, 吴洁

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 521-528. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.03

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利用区域露头资料、三维高精度地震资料和井筒岩电信息,开展了宏观水系分布、地震沉积充填结构、岩石成分、重矿物组合和锆石年龄等分析,研究琼东南盆地上中新统黄流组轴向水道成因及天然气成藏特征。黄流组轴向水道沉积具有两期沉积、多物源汇聚、重力流成因底流改造的特征。早期水道砂岩主要来自海南隆起西南部水系的陆源碎屑物,砂体规模小,地层超压。晚期水道砂岩主要来源于昆嵩隆起中部秋盆河等水系,沉积规模大、砂体连续性好、地层常压。轴向水道砂岩发育岩性-地层、岩性、构造-地层3种类型圈闭。早期水道内天然气以深部强超压驱动、沿裂隙垂向运移成藏为主,晚期水道内天然气以自西向东侧向运移成藏为主。图7参11

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陆相断陷盆地基准面调控下的古地貌要素耦合控砂机制

董桂玉, 何幼斌

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 529-539. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.04

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针对陆相断陷盆地砂体分布规律的复杂性,提出一种立足于整个“物源-搬运-沉积”过程的基准面调控下物源体系、沟谷体系、坡折体系3大古地貌要素耦合的砂体预测方法。该控砂机制以基准面为杠杆,以靠近湖盆边缘的平衡位置为支撑点,以古地貌要素为研究对象,强调动态因素调控静态因素,并充分考虑了流态转换和砂体成因。古地貌要素耦合方式理论上有8种,分别对应最差至最优的不同耦合沉积效应。在基准面升降过程中“跷跷板”效应的影响下,陆相断陷盆地中古地貌要素的耦合方式发生改变,导致砂体的成因、迁移方式和沉积环境等显著变化,进而控制砂体的分布规律。在该控砂机制指导下,分析了苏北盆地高邮凹陷和北部湾盆地涠西南凹陷的砂体发育规律,取得了良好的砂体预测效果,验证了控砂机制的有效性和实用性。图7表1参40

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鄂尔多斯盆地下古生界烃源岩与天然气成因

刘丹, 张文正, 孔庆芬, 冯子齐, 房忱琛, 彭威龙

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 540-549. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.05

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基于鄂尔多斯盆地古生界154口井天然气样品地球化学特征及成因的分类研究,结合盆地下古生界733块烃源岩样品有机质丰度评价,探讨盆地下古生界天然气来源问题。通过分析天然气样品的烷烃气碳同位素组成,结合其地质背景,将盆地下古生界天然气成因及来源分为3个大类4个亚类：①源于上古生界煤系的煤成气;②下古生界自生自储的油型气;③源于上古生界煤系与古生界灰岩的混合气,又可分为正碳同位素系列混合气和负碳同位素系列混合气2个亚类。烃源岩样品TOC、有机显微组分分析表明,盐下样品平均TOC值为0.3%,TOC值大于0.4%的样品占28.2%,其干酪根类型为腐泥型,指示较强的生烃潜力。鄂尔多斯盆地下古生界天然气以来源于上古生界煤系的煤成气为主,在盆地中东部盐下的储集层中发育下古生界自生自储油型气,且其发育一定规模的有效烃源岩,可作为下古生界天然气气源。图7表2参29

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膏盐岩对地层温度及烃源岩热演化的影响定量分析——以塔里木库车前陆盆地为例

吴海, 赵孟军, 卓勤功, 鲁雪松, 桂丽黎, 李伟强, 徐祖新

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 550-558. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.06

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库车前陆盆地发育两套巨厚的膏盐岩,依据盆地东西向的二维地震剖面和边界条件,运用瞬态热流法进行模拟,定量分析膏盐岩厚度变化对地温及烃源岩热演化的影响。模拟结果表明：①当盐体总厚度一定时,盐体层数的变化不会对地温场造成影响;②地温随膏盐岩厚度的变化为：西部盐上地温增加0.3~0.6 ℃/100 m,盐下地温减小0.6~1.0 ℃/100 m;东部盐上地温增加1.9~2.3 ℃/100 m,盐下地温减小0.2~2.6 ℃/100 m;③镜质体反射率R_o随膏盐岩厚度的变化为：西部平均滞后约0.02%/100 m,东部平均滞后约0.05%/100 m。膏盐岩本身的热导率与温度呈负相关关系,东部盐体埋藏较浅,地温相对较低,其总体热导率较高,导致地温和R_o值变化率比西部高。相对于泥岩,膏盐岩使下伏烃源岩热演化滞后,导致库车东部迪那2凝析气田油气充注时间滞后7.5~9.0 Ma,使得其排烃充注时期与圈闭形成时期相匹配,有利于该地区的晚期成藏。图11参35

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伊朗扎格罗斯地区Mansuri油田储集层物性模拟

ALI Dashti, EBRAHIM Sefidari

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 559-563. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.07

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以伊朗Mansuri油田50口井的常规测井资料为基础,优选人工智能算法,对Mansuri油田白垩系Ilam组4个层的孔隙度和渗透率分布进行模拟。首先利用5口有岩心物性分析资料的井,遴选出常规测井的声波时差、密度和中子孔隙度作为输入参数,采用反向传播人工神经网络（BP神经网络）和支持向量回归方法进行储集层孔隙度和渗透率计算,根据计算结果与岩心实测结果的相关性,选择采用BP神经网络法进行物性计算。然后,利用克里金地质统计算法,对Mansuri油田Ilam组4个层的孔隙度和渗透率分布进行模拟,结果表明,层2.1和层2.2为高孔隙度层,层1、层2.1和和层2.2高渗透层,层3为非储集层;储集层孔隙度和渗透率分布总体呈北部高、南部低的特点。图4表2参10

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碳酸盐岩溶蚀规律与孔隙演化实验研究

佘敏, 寿建峰, 沈安江, 潘立银, 胡安平, 胡圆圆

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 564-572. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.08

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通过流体在岩石内部孔隙中运移与反应的实验方式,开展0.2%乙酸与4种类型碳酸盐岩的溶蚀实验,对溶蚀作用的控制因素及溶蚀效应进行研究。结果显示碳酸盐岩溶蚀量与温度呈反比、与压力成正比,且温度效应大于压力效应,因此浅埋藏低温环境是碳酸盐岩规模溶孔形成的有利条件。定量对比溶蚀前后孔隙体积和渗透率的变化,以及岩石内部孔隙演化,指出孔隙结构明显控制碳酸盐岩溶蚀效应和溶孔演化。孔隙型白云岩的孔隙分布具均质性,经历溶蚀后,孔隙体积和渗透率相应增加,且增加的是基质孔隙,储集空间类型保持为孔隙型;孔隙型灰岩由于初始孔隙和组构非均质性强,溶蚀导致孔隙体积和渗透率增加均较显著,但增加的是裂缝型孔隙,储集空间类型演化为缝洞型;溶蚀对裂缝-孔隙型白云岩和裂缝型灰岩的渗透率改善显著,渗透率增加2~3个数量级,且主要增加沿溶缝发育的孔（洞）,储集空间类型演化为缝洞型。图5表4参20

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火山地层就位环境对储集层分布的约束——以松辽盆地王府断陷侏罗系火石岭组二段流纹质火山地层为例

唐华风, 杨迪, 邵明礼, 王璞珺, 孙文铁, 黄玉龙

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 573-579. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.09

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以松辽盆地王府断陷侏罗系火石岭组二段流纹质火山地层为例,探讨火山地层就位环境类型及储集层发育模式,总结火山地层就位环境对储集层形成的控制作用。利用下伏岩层岩相分析法和上覆岩层印模法对就位前和就位后的古地貌进行恢复,进而将就位环境划分为4类：就位前洼陷-就位后洼陷（Ⅰ类）、就位前洼陷-就位后低凸起（Ⅱ类）、就位前低凸起-就位后低凸起（Ⅲ类）、就位前低凸起-就位后洼陷（Ⅳ类）。钻井揭示处于Ⅰ类就位环境的火山地层具有“下好上差”的储集层分布模式,主要受挥发分捕获、熔浆淬火和深埋藏溶蚀作用的控制;处于Ⅲ类就位环境的火山地层具有“上好下差”的储集层分布模式,主要受风化淋滤、挥发分捕获和构造作用的控制。Ⅰ类就位环境的火山地层下部和Ⅲ类就位环境的火山地层上部为有利的勘探目标。图7表1参19

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泥页岩自然流体压力缝类型、特征及其作用——以中国东部古近系为例

马存飞, 董春梅, 栾国强, 林承焰, 刘小岑

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 580-589. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.10

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以中国东部渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷、沾化凹陷和苏北盆地古近系富有机质泥页岩为例,对自然流体压力缝类型、特征及其对烃类初次运移的作用开展研究。结果表明,流体超压是自然流体压力缝产生的主要原因。自然流体压力缝有3种类型：早期泄水缝、顺层脉状裂缝和生排烃裂缝。早期泄水缝以其蛇曲形态为典型特征;顺层脉状裂缝中充填纤维状方解石脉,并与有机质共存;干酪根生烃增压形成的生排烃裂缝是富有机质泥页岩幕式排烃的关键。自然流体压力缝、层理缝和构造缝等多种成因的裂缝逐级汇聚形成相互连通的裂缝网络,是烃类重要的初次运移通道和储集空间,在多尺度渗流过程中充当渗流通道,且是实现泥页岩储集层体积压裂的前提。图8参32

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碳酸盐岩缝洞型储集体特征及分类分级地质建模

李阳, 侯加根, 李永强

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 600-606. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.12

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以塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏为例,以储集空间类型和规模为标准划分缝洞储集体类型,采用分类分级的方法建立缝洞型储集体三维地质模型。基于岩心、钻井、测井、地震等资料,将缝洞储集体划分为溶洞型、溶蚀孔洞型、裂缝型、基质岩块4种类型,其中溶洞型储集体又细分为大型溶洞和小型溶洞2种亚类,裂缝型储集体划分为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝及微裂缝4种亚类。大型溶洞建模采用“地震截断,模式修正”的确定性方法、小型溶洞采用以大型溶洞为训练图像的多点地质统计学随机模拟方法、溶蚀孔洞采用序贯高斯随机模拟方法、大尺度裂缝采用人工解释的确定性方法、中尺度裂缝采用蚂蚁体追踪的确定性方法、小尺度裂缝采用基于目标的随机模拟方法,微裂缝及基质岩块因储集性能差,一般不建立离散分布模型,最后将各类缝洞储集体离散分布模型进行融合,构建了典型缝洞单元离散分布模型。塔河油田6区、7区应用效果表明,分类分级建模提高了该类油藏的建模精度,有效地指导了注水开发,改善了开发效果。图9表2参28

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大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例

孟德伟, 贾爱林, 冀光, 何东博

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 607-614. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.13

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以储集层地质特征为基础,分析苏里格气田西区地层水的化学特征和赋存状态,明确研究区气水分布规律及控制因素。苏里格气田西区含水层大面积广泛分布,气层发育差且分布局限,纵向上气、水层呈孤立状交叉分布,储集单元内部气水分异不明显,没有统一的气水界面,总体下石盒子组盒_8下段和山西组山₁段好于盒_8上段。气水分布主要受生烃强度、储集层距烃源岩的距离、砂泥岩的配置关系及复合砂体内部物性差异等因素的控制,其中生烃强度控制了气水分布的宏观格局,随着生烃强度由高到低,由良好的天然气聚集逐渐向气水伴生气藏变化;储集层距烃源岩越近,气层相对越发育,反之则气水同层和含气水层越发育;砂泥岩的配置关系和复合砂体内部物性差异主要控制天然气的局部充注、聚集成藏,由此归纳出5种气水分布模式：纯气型、巨厚储集层气水混存型、上水下气型、上气下水型和上下水夹气型。图7表2参21

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油气田开发措施效果定量评价的累计产量曲线法——以渤海湾盆地雁翎油田注氮气试验区为例

董伟, 焦健, 谢世建, 吕翠艳, 崔刚, 孟杰

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 615-620. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.14

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为了定量评价油气田开发措施的效果,以Arps产量递减理论为基础,推导出累计产量与生产时间的乘积N_pt与生产时间t的直线关系式,建立了定量评价开发措施效果的累计产量曲线方法。以雁翎油田注氮气试验区为例,计算了注氮气前后的可采储量,通过可采储量的变化,定量评价了注氮气对开发生产的实际效果。递减曲线晚期形态的相似性分析表明,该方法不受递减类型限制,N_pt-t的关系曲线在开发晚期均趋于一条直线。累计产量曲线法不仅适用于单井,也不受油藏和气藏类型的限制。配合导数曲线进行诊断,不仅反映了N_pt-t直线段斜率的微观变化,而且反映了开发中可采储量的变化以及储量动用的过程。利用累计产量曲线法对雁北注氮气试验区进行单井定量评价,结果表明：注氮气使位于潜山腰部的油井产能明显增加,顶部油井产能降低,注氮气对边部油井产能影响较小。图9表2参11

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裂缝性特低渗透油藏水窜水淹逐级调控多级井间化学示踪技术

蒲春生, 景成, 何延龙, 谷潇雨, 张志营, 魏吉凯

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 621-629. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.15

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为了有效监测多段塞逐级调控过程中地层参数和波及状况的动态变化情况,结合裂缝性特低渗透油藏逐级深部调控技术主要特点和化学示踪监测技术的基本原理,提出多级井间化学示踪动态监测技术,并进行了矿场应用。依据逐级调控设计方案及裂缝性特低渗透油藏水窜水淹特征,建立了多级井间化学示踪级次设计方法,优化了多级化学示踪剂筛选原则和用量计算公式,研究了裂缝性特低渗透油藏逐级调控示踪剂分类解释模型,形成了基于多级井间化学示踪的逐级调控参数优化预测方法。矿场应用结果表明:逐级调控多级井间化学示踪技术可有效反映裂缝参数动态变化规律,监测结果与矿场实际生产动态测试结果吻合,具有很好的适用性。图7表1参20

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油水过渡带薄浅层特稠油微生物开发技术——以准噶尔盆地西缘春风油田为例

王学忠, 杨元亮, 席伟军

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 630-635. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.16

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为了改善准噶尔盆地西缘春风油田油水过渡带薄浅层特稠油开采效果,以油水过渡带P6-P48井为例,开展了微生物采油技术研究。P6-P48井蒸汽吞吐开采初期由于边水侵入造成高含水关井,分析认为其油藏条件适合采用微生物冷采技术。根据P6-P48井油样组成,筛选内源微生物菌种芽孢杆菌XJZ2-1、假单胞菌XJZ3-1、迪茨氏菌Z4M8-2,外源微生物菌种芽孢杆菌SLG5B10-17,营养液及激活剂。根据近井地带处理半径,设计微生物注入方案,2014年9月注入微生物菌液+营养液及激活剂865 m³后关井反应166 d,2015年3月15日开井生产,至2016年4月30日已生产405 d,产油3 464 t。微生物采油后50 ℃脱气原油黏度下降了58%,采出液中检测出了注入的活菌,且数量较多,表明注入菌菌种适应地层条件并生长繁殖。与16口蒸汽吞吐的邻井相比,微生物采油有效期长且具有更好的经济效益。微生物采油用于P6-P49和P6-P47井也取得较好的效果。表9参11

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适用于深层产水气井的纳米粒子泡排剂

武俊文, 雷群, 熊春明, 曹光强, 张建军, 李隽, 方进, 谭建, 艾天敬, 李楠, 贾敏

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 636-640. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.17

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针对深层产水气井温度高、矿化度高、含高浓度H₂S气体及凝析油的特点,研制了纳米粒子泡排剂,评价了其性能,并进行了现场试验。将耐高温的阴离子表面活性剂、耐高矿化度及H₂S的两性离子表面活性剂及耐凝析油的氟碳表面活性剂进行复配制成液相泡排剂,再加入使用硅烷偶联剂改性的纳米二氧化硅球作为固态稳泡剂,制备出纳米粒子泡排剂。通过室内实验研究了泡排剂的性能,结果表明：泡排剂抗温可达150 ℃,抗矿化度可达250 g/L,抗H₂S浓度可达0.04%,抗凝析油含量可达30%,起泡性、稳泡性优良。光学显微镜观察、Zeta电位表征结果说明,纳米粒子增强液相泡排剂性能的机理在于纳米粒子吸附在气液界面形成固态的粒子化膜,改性纳米二氧化硅球浓度约为0.002%时具有最佳稳泡效果。现场试验结果表明：泡排剂性能稳定,满足现场施工要求,可显著提高泡沫排水采气有效率并降低成本。图9参11

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深水钻井平台-隔水管耦合系统漂移预警界限

刘秀全, 陈国明, 畅元江, 姬景奇, 傅景杰, 宋强

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 641-646. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.18

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建立了深水钻井平台-隔水管耦合系统漂移动力学模型,提出了深水钻井平台-隔水管耦合系统漂移预警界限分析方法,并进行了实例分析。分别建立了深水钻井隔水管-井口-导管耦合系统分析模型及平台漂移动力学分析模型,开发了深水钻井平台漂移动力学求解器。结合实例开展了深水钻井平台-隔水管耦合动力学特性及耦合作用规律分析,阐述了漂移预警界限分析方法。结果表明：平台漂移初始阶段隔水管载荷对平台漂移起促进作用,随着平台漂移位移的增大隔水管逐渐开始抑制平台漂移;平台漂移运动过程中隔水管系统顶部参数响应较快,底部参数响应具有明显的迟滞效应;随着海流流速的增大或水深的减小,深水钻井平台-隔水管耦合系统漂移预警界限减小,应尽早准备和启动隔水管系统底部脱离。图9表1参17

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大型海洋石油平台风振响应

刘红兵, 陈国明, 吕涛, 林红, 朱本瑞, 黄翱

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 647-655. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.19

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针对大型海洋石油平台钻井架、吊机等高耸镂空结构抗风敏感性问题,进行了高耸结构风致振动响应分析。基于相似准则开展了0~360°全风向角下大型海洋石油平台高频动态测力天平实验,建立了平台结构全风向角下脉动风载荷空间分布估计模型,进行了全风向角下平台结构风致振动评估,获得了平台结构风致振动特性和阵风载荷因子变化规律。结果表明：平台结构横风向脉动风载荷均方根值约为顺风向脉动风载荷均方根值的10%;平台结构风致振动主要集中于井架等高耸镂空结构,横风向加速度均方根值约为顺风向加速度均方根值的55%;井架等高耸结构对横风向脉动风载荷动力放大作用较大。进行大型海洋石油平台结构抗风设计时不应忽略横风向风载荷作用,还要重点关注高耸井架顶部和底部的风振响应以及高耸结构对横风向脉动风载荷的放大作用。图12表3参18

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采用海泡石纳米颗粒控制膨润土基钻井液性能

AL-MALKI Needaa, POURAFSHARY Peyman, AL-HADRAMI Hamoud, ABDO Jamil

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 656-661. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.20

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提出在膨润土基钻井液中添加海泡石纳米颗粒来控制其性能,并通过实验研究了不同温度压力条件下海泡石纳米颗粒对膨润土基钻井液流变性、滤失性等性能的影响。测量了添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液在不同温度压力条件下的塑性黏度、动切力和滤失量,并在储集层温度压力条件下对添加海泡石纳米颗粒前后的膨润土基钻井液进行了岩心驱替实验,对比了钻井液的滤失量及对地层的伤害程度。结果表明：添加海泡石纳米颗粒可以提高清水和盐水膨润土基钻井液的塑性黏度和动切力;海泡石纳米颗粒可以在较大的温度和压力范围内特别是高温高压条件下保持钻井液流变性的稳定;储集层温度压力条件下,海泡石纳米颗粒降低了钻井液的滤失量,抑制了砂岩岩心渗透率降低。海泡石纳米颗粒是一种理想的膨润土基钻井液添加剂。图13表3参12

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基于随钻地震测井的地震导向钻井技术——以塔里木油田哈拉哈塘区块缝洞型储集体为例

史鸿祥, 李辉, 郑多明, 邹克元, 耿长波, 刘伟, 刘延梅, 甄玲霞, 张辉

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 662-668. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.21

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针对塔里木油田哈拉哈塘地区超深高温碳酸盐岩缝洞型岩溶储集层溶洞在三维空间归位不准确的问题,提出了陆地随钻地震测井（SVWD）和地震导向钻井（SGD）技术相结合的综合解决方案。地震导向钻井技术利用随钻地震测井获取的地层速度更新速度模型,对所钻目标体的三维空间位置重新归位,降低了目标体的不确定性。该方案应用于哈拉哈塘地区两口井,首次在国内陆上油田采集随钻地震数据,根据预测结果实时指导和调整钻井轨迹,两口井均顺利命中目标。实践证明该套技术方案在解决由于速度不确定性以及地质模型的不确定性导致的储集体归位不准确等难题时切实可行。图7参11

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异常低压背景下储集层成岩特征——以渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段古近系为例

孟元林, 张磊, 曲国辉, 张凤莲, 孟凡晋, 李晨, 焦金鹤, 施立冬

石油勘探与开发, 2016, 43(4): 669-674. https://doi.org/10.11698/PED.2016.04.22

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应用大量压力、物性、试油测试数据,分析渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南段古近系低压和异常低压对储集层成岩作用和物性的影响。当地层压力为低压或异常低压时,孔隙流体压力较小,上覆静岩压力主要由砂岩骨架颗粒承担,有时甚至出现“过压实”现象,导致储集层致密,促进机械压实作用;地层剩余压力与碳酸盐胶结物含量之间呈负相关关系,具有低压或异常低压的致密砂岩碳酸盐胶结物含量比处于静水压力—弱超压条件下的砂岩更高;低压区和异常低压区的砂体孔隙流体中含有较多的Si⁴⁺,有利于硅质胶结作用的进行;处于低压或异常低压背景下的储集层,当溶蚀作用发生时,其原始物性已经相对较差,不利于溶蚀流体的注入和溶解物质的排出,溶蚀作用相对较弱。因此,发育低压或异常低压的储集层物性较差。图6参19

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2016年, 第43卷, 第4期　刊出日期：2016-08-23

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