2019年, 第46卷, 第2期　刊出日期：2019-04-20

  

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油气勘探
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  煤炭地下气化及对中国天然气发展的战略意义

  邹才能, 陈艳鹏, 孔令峰, 孙粉锦, 陈姗姗, 东振

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 195-204. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.01

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  基于国内外煤炭地下气化技术发展现状与趋势,提出了煤炭地下气化基本概念、机理与模式,指出目前面临的挑战、发展潜力与发展路径。煤炭地下气化这一革命性技术能够实现“人工制气”,且符合煤炭清洁利用方向,在新能源达到规模化供应之前,可开辟中国特色的有效供甲烷与氢气战略新途径。中国含油气盆地煤系发育,仅超出煤炭企业井工开采深度、埋深1 000~3 000 m的煤炭资源量即为3.77×10¹² t,初步预计可气化煤炭折合天然气资源量为（272~332）×10¹² m³,是常规天然气资源量的3倍,与非常规天然气资源量的总和基本相当。根据煤炭地下气化反应机理和产物组分的差别,初步将煤炭地下气化分为“浅层富氢、中深层富甲烷、深层超临界极富氢”3种开发模式。石油石化企业可在煤炭企业井工开采范围之外,发挥自身技术、管道、市场等一体化优势,根据不同需求和相应技术成熟度,优选路径发展煤炭地下气化业务,可将大量煤炭资源进行有效清洁开发利用,缓解天然气供应紧张局面,还可结合产出氢气就近利用以及在邻近油区开展CO₂驱油与埋存,打造石油石化循环经济净零排放示范区,为“氢经济”时代到来储备资源和技术,更为中国“清洁、低碳、安全、高效”的现代能源体系建设开辟新的途径。图7表1参36
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  准噶尔盆地南缘高探1井重大发现及下组合勘探前景展望

  杜金虎, 支东明, 李建忠, 杨迪生, 唐勇, 齐雪峰, 肖立新, 魏凌云

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 205-215. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.02

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  高探1井于白垩系清水河组测试获日产千方高产油气流,准噶尔盆地南缘下组合勘探取得重大发现。准噶尔盆地南缘下组合具备形成大油气田的有利成藏条件,主要表现在：①发育多套烃源岩,其中侏罗系、二叠系为主力烃源岩,烃源灶规模大;②发育白垩系清水河组、侏罗系头屯河组和喀拉扎组等多套规模有效储集层;③发育白垩系吐谷鲁群区域性巨厚泥岩盖层,普遍发育异常高压,具备良好封盖能力;④发育成排成带分布的大型背斜构造,北部斜坡区还具有形成大型地层岩性圈闭的条件,为形成大油气田提供了良好圈闭条件;⑤烃源岩、储集层、盖层等静态要素匹配良好,动态演化有利于油气规模聚集。准噶尔盆地南缘下组合具有西段四棵树凹陷、中段和东段大构造、北部斜坡等3个有利勘探方向。图8表4参20
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  四川盆地二叠系火成岩分布及含气性

  马新华, 李国辉, 应丹琳, 张本健, 李亚, 戴鑫, 范毅, 曾云贤

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 216-225. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.03

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  基于露头、地震、测井和钻井资料分析,结合勘探实践成果,对四川盆地二叠系火成岩特征、分布、储集性能及含气性进行研究。分析表明,盆地内二叠系发育中心式火山喷发岩相,其岩性组合及分布特征表现出明显差异性;火成岩主要分布于3个区域：盆地西南部,主要为大面积溢流相玄武岩;盆地中西部的简阳—三台地区,发育侵入岩、火山熔岩（玄武岩）和火山碎屑岩;川东达州—梁平地区,则仅为辉绿岩和玄武岩。研究得出以下5方面的认识：①上二叠统火成岩可分为侵入岩和喷出岩两大类,以喷出岩占主体,在化学成分上既具有碱性玄武岩特点,也具有拉斑玄武岩特点,属偏碱性的过渡型玄武岩浆喷发;②溢流相的玄武岩在纵向上具有明显的韵律结构,单韵律层自下而上为火山碎屑岩（不发育）→深灰、灰色斑状玄武岩（不稳定）→深灰带紫色微晶-隐晶玄武岩→深灰绿色气孔状、杏仁状玄武岩;中心式火山喷发也具有韵律性,纵向上自下而上为火山碎屑岩（集块岩、角砾岩）→火山熔岩→凝灰质熔岩的演化序列;③玄武岩和火山碎屑岩的孔隙类型具多样性,以溶蚀孔、脱玻化微孔为主,但物性差异大,玄武岩储集层表现为超低孔渗,厚度小,分布于旋回中上部及顶部,横向可对比性较差;火山碎屑岩为中—高孔储集层（YT1井：孔隙度8.66%~16.48%,平均值为13.76%）,厚度较大,储集层品质较好;④盆地西南部玄武岩中的天然气主要来源于中二叠统,盆地中西部火山碎屑岩中天然气来自于寒武系筇竹寺组;⑤分析不同地区火成岩成藏条件,盆地西南部气源相对不足、储集层欠发育,保存条件差异性较大,含气性较复杂;盆地中西部简阳—三台地区烃源充足、储集层发育、保存条件优越,天然气地质条件优越,是天然气勘探有利区。图10表4参13
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  四川盆地及周缘地区中上寒武统洗象池群层序地层与岩相古地理演化特征

  李伟, 樊茹, 贾鹏, 卢远征, 张志杰, 李鑫, 邓胜徽

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 226-240. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.04

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  以同位素组成地球化学资料为基础,结合岩性与电性特征,利用测井旋回分析技术,对四川盆地及周缘地区中上寒武统洗象池群进行地层层序划分并分析沉积特征与演化规律。洗象池群可以划分为Sq1—Sq5共5个三级层序,其中层序Sq1—Sq3保存相对较完整,层序Sq4与Sq5在寒武纪末期大面积剥蚀,展现出滇—川古隆起的特征。各三级层序均呈西薄东厚,显示出加里东古隆起是同沉积古隆起且台内古地貌为缓坡特征。层序Sq1同时发育高位体系域和海侵体系域,其他三级层序主要发育高位体系域,海侵体系域发育短暂且局限。洗象池群沉积期在台内以缓坡型蒸发—局限台地的基本面貌发育,西高东低的沉积环境与台内微古地貌变化控制着沉积相的持续发育,其中开阔台地只发育在层序Sq1和Sq2,台内滩与台缘滩在层序Sq2和Sq3最发育。洗象池群在四川盆地周缘地区存在相对稳定且规模较大的黔东北—湘鄂西台缘带和具有迁移性且规模较小的渝北—鄂西台缘带。图8参36
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  鄂尔多斯盆地姬塬—吴起地区三叠系延长组6段成藏控制因素

  陈世加, 雷俊杰, 刘春, 姚泾利, 李勇, 李士祥, 苏恺明, 肖正录

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 241-253. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.05

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  鄂尔多斯盆地姬塬—吴起地区三叠系延长组6段紧邻长7段优质烃源岩,但油藏分布不均匀、油水分布复杂。通过大量岩心观察和裂缝统计,结合储集层物性、压汞数据、测井资料以及地球化学参数等综合分析,通过东西部含油区和中部出水区砂体发育规模、储集层物性、源储间泥质纹层和裂缝发育对比分析,明确研究区东、中和西部不同区块成藏差异,总结双物源沉积背景下的油气运移特征。研究结果表明：姬塬—吴起地区东、西部区块原油姥植比和甾烷存在差异,油气主要以垂向运移为主。优质的烃源岩和有利的生储盖组合为研究区油藏大面积发育奠定了基础。垂向上,砂体发育规模与储集层物性差异控制了延长组6段不同亚段的油气富集程度;平面上,油气富集程度主要受砂体连通性、源储间泥质纹层、储集层物性以及裂缝等因素的控制。东、西部富含油区单砂体厚度大、泥质含量低、储集层物性好、非均质性弱、泥质纹层少且裂缝发育,有利于油气垂向运聚与成藏。中部物源沉积交汇区单砂体薄而多,岩性、物性变化快,储集层非均质性强,砂体连续性差,源储间泥质纹层发育,裂缝不发育,阻碍了油气垂向运移,导致油气富集程度低。对于陆相多物源复杂致密储集层而言,不应只考虑优质烃源岩和储集层,更应重点考虑源储接触关系以及裂缝对油气运移富集的影响。该认识对研究区以及类似地区油气富集带及甜点预测具有重要的借鉴作用。图15表1参44
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  渤海海域走滑断裂叠合特征与成因机制

  胡志伟, 徐长贵, 王德英, 任健, 柳屿博, 肖述光, 周鑫

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 254-267. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.06

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  以全三维地震构造解释为基础,结合构造物理模拟、构造样式解析和磷灰石裂变径迹分析等研究,探讨渤海海域新生代走滑断裂的构造特征与成因机制。研究结果表明,渤海海域新生代郯庐走滑断裂在古近系沙河街组四段沉积末期完成了从左旋走滑到右旋走滑的转变,总体经历3期明显走滑活动。渤海海域走滑断裂具有多期次、多性质应力叠合的特征,根据不同强度、不同性质、不同配比条件下的叠合方式,可划分为伸展-走滑叠合、伸展-挤压叠合、挤压-走滑叠合3大成因类型和15种典型构造样式。受新生代太平洋板块俯冲方向和速率多次变化的影响,渤海海域地壳薄化伸展和走滑拉分作用并存,但在不同时期和地区,两者叠合配比差异明显,导致断裂体系的差异叠合性和凹陷结构的分区性。依据断裂叠合特征,渤海海域可以划分为辽西S型弱走滑区、辽东辫状强走滑区、渤西共轭中等走滑区、渤东帚状中等走滑区和渤南平行强走滑区5大叠合构造区,不同叠合构造区油气差异富集特征不同。图14参38
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  鄂尔多斯盆地二叠系盒8段沉积模式重建及其勘探意义

  肖红平, 刘锐娥, 张福东, 林畅松, 张梦媛

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 268-280. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.07

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  基于鄂尔多斯盆地和华北地台晚古生代地质背景和最新勘探成果资料,指出二叠系下石盒子组盒8段沉积时期该区具有多物源强供给多水系发育、古地形平坦、沉积水体浅、河流相砂体全区分布和无统一连片湖区等沉积特征,据此认为全区主要发育冲积-河流体系。在区域地层划分对比的基础上,利用鄂尔多斯盆地以及华北地区大量钻井岩心、露头资料,对地层岩相特征、沉积相类型及分布特征综合分析,恢复鄂尔多斯及华北地区盒8段沉积时期的古地理格局,表明鄂尔多斯盆地在盒8段沉积时期是位于华北地台西部沉积斜坡的“过水区”,全区以冲积平原沉积为主,表现为河道、泛滥平原与河间漫湖交互分布的沉积格局。依据水槽沉积模拟实验结果,建立了“冲积河流-漫湖”沉积模式,揭示该区盒8段大面积含砾砂体成因,为盆地南部致密气勘探部署提供地质依据。图9表2参26
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  川南地区中二叠统茅口组岩溶储集层类型与分布规律

  黄士鹏, 江青春, 冯庆付, 伍亚, 鲁卫华, 苏旺, 陈晓月, 任梦怡, 彭辉

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 281-289. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.08

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  基于65口井自然伽马、密度、声波时差、补偿中子以及深浅双侧向电阻率、井径等常规测井资料,结合钻井、岩心、薄片和产能等资料,将川南地区中二叠统茅口组岩溶储集层划分为裂缝-孔洞型、孔隙-孔洞型、裂缝型、裂缝- 洞穴型等4种类型;其中,高产稳产井的储集层类型主要为裂缝-孔洞型和孔隙-孔洞型。茅口组岩溶储集层厚度较薄,具有垂向分带性,划分为上、下两套储集层段,分别受茅三段—茅二a亚段和茅二b亚段两个成滩期、岩溶垂向分带性和断裂的控制,上部储集层段的发育程度和单井产能优于下部储集层段。纵向上,上部储集层厚度明显大于下部;横向上,上部储集层段在宜宾—自贡—威远—大足一带、重庆西南、泸州东南一带厚度较大;下部储集层段在内江—自贡—泸州一带以及大足—泸州一带厚度较大,储集层厚值区与构造斜坡或向斜组合地区是有利勘探区。图8表1参38
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  四川盆地磨溪地区寒武系龙王庙组缝洞型储集层分级评价及预测

  王蓓, 刘向君, 司马立强

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 290-301. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.09

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  利用四川盆地磨溪地区岩心、薄片、测井、地震、试井等资料,优选储集层分级评价参数,建立该区碳酸盐岩储集层多指标联合分级评价标准,明确优质储集层发育主控因素,结合FMI成像测井缝洞识别技术和储集层地震波形分类技术,有效预测了各级储集层空间展布。压汞实验明确研究区发育4类储集空间,利用优选的中值孔喉半径、缝洞发育带的有效孔隙度和有效渗透率、裂缝-溶蚀孔洞发育组合关系4个评价参数建立储集层分级评价标准,将研究区储集层分为Ⅰ级缝洞型优质储集层、Ⅱ级缝孔型中等储集层、Ⅲ级晶间孔型差储集层;结合构造位置、沉积相、后生成岩作用3个优质储集层发育主控因素,利用各级储集层地球物理响应特征和渗流特征,预测了各井区、各层段、各级别储集层展布。经钻井证实本次研究建立的分级评价标准和预测方法正确有效。图6表6参21
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  伊拉克H油田Mishrif组储集层含油性差异主控因素分析

  赵丽敏, 周文, 钟原, 郭睿, 金值民, 陈延涛

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 302-311. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.10

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  为揭示中东上白垩统碳酸盐岩储集层含油性规律并明确其控制因素,对伊拉克H油田白垩系Mishrif组进行综合分析。基于研究区取心井岩心观察描述、铸体薄片分析、物性及孔喉结构参数统计等,结合前期已取得的成果认识,指出Mishrif组取心段含油非均质性较强,可划分出富含—饱含油、油浸、油斑、油迹4种含油级别,宏观上含油级别具有明显的相控特征,不同含油级别中含油相对饱满的区域均呈现出岩溶发育强度较大,物性及孔喉结构较好的特征。研究认为,沉积微环境及早成岩期岩溶作用决定了伊拉克H油田Mishrif组储集层含油性宏观分布特征,而早成岩期岩溶作用导致的部分孔喉结构改善是储集层微观含油性出现差异的重要原因,并最终建立了储集层发育及含油性差异成因模式。图10表2参32
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  松辽盆地北部致密砂岩储集层原油可动性影响因素

  冯军, 张博为, 冯子辉, 王雅春, 张居和, 付晓飞, 孙永河, 霍秋立, 邵红梅, 曾花森, 曲斌, 迟换元

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 312-321. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.11

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  以松辽盆地北部上白垩统青山口组高台子和扶余油层致密油为例,在核磁共振、高压压汞等分析的基础上,首次采用二氧化碳超临界驱替和超临界萃取实验方法,对不同岩性、不同含油级别的致密砂岩储集层原油可动性开展了定量研究。实验表明,在模拟松辽盆地北部致密油储集层温度76~89 ℃、压力35~42 MPa地层条件下,可动油启动时的孔隙度下限为4.4%,渗透率下限为0.015×10^-3 μm²,平均孔喉半径下限为21 nm。提出了致密砂岩储集层3种类型划分标准,Ⅰ类储集层可动流体饱和度大于40%,可动油率（可动油量占总油量的比）大于30%,启动压力梯度为0.3~0.6 MPa/m;Ⅱ类储集层可动流体饱和度为10%~40%,可动油率为5%~30%,启动压力梯度为0.6~1.0 MPa/m;Ⅲ类储集层可动流体饱和度一般小于10%,可动油率小于5%,启动压力大于1.0 MPa/m。致密砂岩储集层流体可动性主要受成岩作用和沉积作用影响,埋深小于2 000 m时以Ⅰ类储集层为主,大于2 000 m时主要为Ⅰ类、Ⅱ类储集层;三角洲内前缘相Ⅰ类储集层发育,三角洲外前缘和滨浅湖相以Ⅱ、Ⅲ类储集层为主。图5表3参36
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  浅水三角洲前缘指状砂坝构型特征——以渤海湾盆地渤海BZ25油田新近系明化镇组下段为例

  徐振华, 吴胜和, 刘钊, 赵军寿, 耿红柳, 吴峻川, 张天佑, 刘照玮

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 322-333. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.12

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  综合应用岩心、测井和地震资料,对渤海BZ25油田新近系明化镇组下段砂体进行了构型解剖,探讨浅水三角洲前缘指状砂坝内部的沉积微相组成,分析指状砂坝的宏观分布及内部构型特征。浅水三角洲前缘指状分支砂体为指状砂坝沉积,由河口坝、坝上分流河道以及天然堤组成,分流河道下切河口坝,薄层天然堤则披覆于分流河道两侧的河口坝之上。指状砂坝平面上多呈弯曲状,向盆地方向弯曲度有所增加,内部分流河道由深切河口坝型到浅切河口坝顶部型转变。研究区指状砂坝宽厚比为25~110,宽度与厚度呈一定双对数线性正相关关系,并受控于基准面旋回变化。针对指状砂坝,在注水开发方式下,应避免同一分流河道内注采的开发方式,并指出指状砂坝内分流河道的中上部及注采井未钻遇的河口坝砂体为剩余油挖潜的重点。图11表1参37
油气田开发
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  双水平井蒸汽辅助重力泄油蒸汽腔扩展速度计算模型及其应用

  周游, 鹿腾, 武守亚, 石兰香, 杜宣, 王峻岭

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 334-341. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.13

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  蒸汽腔发育扩展是蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发成败的重要特征,蒸汽腔扩展速度是评价蒸汽腔发育扩展情况的关键指标。以SAGD技术理论与传热学原理为基础,提出观察井温度法和蒸汽腔边缘法2种计算模型计算蒸汽腔水平扩展速度;根据新疆风城超稠油SAGD典型区块生产监测数据和数值模型计算结果,明确了不同阶段蒸汽腔发育形态和观察井的温度变化规律;利用观察井温度数据进行了蒸汽腔扩展速度分析,并采用不同时间蒸汽腔的扩展速度预测了蒸汽腔边缘泄油带温度分布和SAGD产量。研究表明,观察井测温曲线高温带的温度函数与测深呈线性关系,该特征段可用于计算泄油界面倾斜角、蒸汽腔扩展边缘和蒸汽腔扩展速度等关键参数,经实际生产数据验证,观察井温度法和蒸汽腔边缘法2种模型计算蒸汽腔扩展速度结果可靠,可为SAGD的高效开发提供理论支持。图11表3参18
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  裂缝-孔洞型储集层注氮气辅助重力泄油实验

  王敬, 姬泽敏, 刘慧卿, 黄义涛, 王一爽, 蒲玉龙

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 342-353. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.14

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  通过设计、制作裂缝-孔洞型储集层可视化实验模型,开展了该类储集层注氮气辅助重力泄油实验,分析了注采方式、注气速度、注采井型及驱替方向（垂向、平面）对开发动态、剩余油分布的影响。研究表明,裂缝-孔洞储集层注氮气辅助重力泄油,注采井间波及范围取决于生产井与储集层的沟通位置,局部驱油效率决定于裂缝-孔洞配置关系;均质裂缝储集层采收率高,裂缝开度越大采收率越高;受低连通度和重力分异共同影响,裂缝下部盲端孔缝、孔洞下部、低开度-低角度裂缝是剩余油分布的主要区域,受注采井与储集层沟通关系的影响,在未井控的储集层下部易形成剩余油富集区;注气速度越高、裂缝非均质性越强,生产井气窜越早、最终采收率越低;水平井注采开发效果最好,无底水时可以考虑水平井注采;裂缝-孔洞型储集层注气开发在构造低部位优先布生产井,构造较高部位生产井气窜及时关井可以提高注入气利用率。图30表4参11
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  锰离子在多孔介质-凝胶体系中扩散及伤害凝胶的可视化实验和数值模拟

  顾春元, 秦荣胜, 狄勤丰, 蒋帆, 刘子昂, 陈会娟

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 354-360. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.15

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  基于核磁共振成像技术和Mn²⁺的信号抑制特性,探索矿物离子对凝胶结构损害的可视化新方法。通过氯化锰溶液静态扩散实验和驱替凝胶实验,研究了Mn²⁺在多孔介质-凝胶体系中的扩散和分布特征,测得凝胶的核磁图像和驱替压力。实验结果显示,Mn²⁺在多孔介质-凝胶体系中的静态扩散符合Fick扩散定律,其扩散速度随Mn²⁺浓度上升而加快,凝胶图像面积随之缩小;浓度较高的氯化锰溶液驱替凝胶过程中凝胶的图像减小更快,水驱压力降幅更大。考虑Mn²⁺与凝胶的化学吸附反应,建立了Mn²⁺的扩散反应数学模型,分析Mn²⁺浓度分布特征,数值模拟结果与核磁共振成像实验结果吻合,计算得到Mn²⁺的扩散系数约为1.6 mm²/h,显著影响凝胶核磁成像信号的浓度不低于2.5 g/L。研究表明,岩心中Mn²⁺向凝胶中扩散,抑制了凝胶的成像信号并损伤其强度,且浓度越高影响越大;增加凝胶的反应吸附量、采用离子吸附隔离剂、提高反应速度、减少扩散时间均可以降低Mn²⁺对凝胶的影响。图12表1参16
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  静态条件下碳酸盐岩三维孔隙网络的溶蚀改造及其对孔隙结构的影响

  ANDRIAMIHAJA Spariharijaona, PADMANABHAN Eswaran, BEN-AWUAH Joel, SOKKALINGAM Rajalingam

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 361-369. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.16

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  为了确定溶蚀对碳酸盐岩孔隙结构的影响,保持pH值和HCl溶液浓度等参数不变,使用泥质灰岩和颗粒灰岩作为研究样品在不同温度下进行了溶蚀实验、X射线微型CT成像、岩石薄片分析实验。研究确定了碳酸盐岩溶蚀释放的Ca²⁺浓度与时间的关系;溶蚀前后的孔径分布表明温度和孔径变化之间没有相关性,颗粒灰岩中的孔径变化更显著,说明孔径变化主要受岩石本身的物性（初始孔隙度和渗透率）和不稳定矿物的丰度（与晶体形状、大小和矿物类型有关）控制。2种碳酸盐岩在不同温度下的孔喉半径变化量非常小,为0.003~0.040 mm,增加倍数为1.3~3.5,平均为1.7;孔喉长度变化量为0.05~0.35 mm。孔喉半径、长度和连通性的微小变化对渗透率也有很大影响,渗透率变化量高达1 000×10^-3 μm²。图13表2参39
石油工程
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  苏里格气田老井侧钻水平井开发技术实践与认识

  张金武, 王国勇, 何凯, 叶成林

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 370-377. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.17

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  为寻求降低开发成本、挖掘井间未动用储量的有效途径,在苏里格气田苏10、苏53区块开展老井侧钻水平井实践,逐步克服了小井眼侧钻施工“塌、漏、卡”及剩余气评价困难等工程、地质难题,形成了与致密砂岩气储集层相适应的侧钻水平井钻完井、优化部署及地质导向等配套技术。侧钻水平井充分利用老井,大幅降低开发成本,提高井间剩余储量动用,产量是相邻直井的3~5倍,其生产效果受钻遇砂岩段长度、水平段在储集层中的位置、动用有效气层厚度、含气饱和度、控制储量、压裂改造等因素影响。苏10、苏53区块至今共钻侧钻水平井12口,平均钻井周期49 d,平均水平段长度689 m,平均有效储集层钻遇率61.5%,投产后初期平均井口压力16.2 MPa,平均日产气量4.7× 10⁴ m³,截至2017年末平均增产1 000×10⁴ m³以上,效果显著。随着区块低产老井增多,富集区井位趋于饱和,剩余含气区品位变差,侧钻水平井开发技术可以向优化井网规划、布井方式以及开拓挖潜区域等方向发展。图12表2参19
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  钻井液脉冲信号自动去噪与识别算法

  胡永建, 黄衍福, 李显义

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 378-384. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.18

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  钻井液脉冲信号是非稳定信号,用小波强制去噪算法完成信号去噪,包括基线漂移修正、帧同步与指令信号的2级去噪处理。通过区分不同特征的信号脉冲,2级去噪处理能够减少基线漂移的影响,同时便于确定信号识别的自动峰值检测阈值量程。在信号识别算法中定义了上、下沿相对突出度阈值用于峰值检测,该算法参数能充分利用信号峰的变化程度,同时满足灵活的上、下沿阈值组合处理。使用帧同步脉冲确定第1个指令脉冲的位置,依次将指令脉冲作为位同步脉冲对后续指令脉冲解码,该同步解码方法可以减少帧同步脉冲位置不确定性带来的影响,并消除时基漂移的误差累积。编制了专用工具软件完成算法的参数整定,对于通用编码信号解码成功率约为95%;对于增加了校验字节的编码信号,使用自动阈值调节算法后的解码成功率高达99%。图9表3参18
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  基于盐响应型两性离子聚合物的饱和盐水钻井液

  蒋官澄, 贺垠博, 崔物格, 杨丽丽, 叶晨曦

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 385-390. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.19

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  基于带有等量阴、阳离子电荷的两性离子聚合物特殊的反聚电解质效应,采用反相乳液聚合法分别研制了高分子量低离子度（HvL）与低分子量高离子度（LvH）两种盐响应型两性离子聚合物。通过核磁共振氢谱与流变性测试分别表征了聚合物的结构与盐响应特性。利用饱和盐膨润土基浆对HvL与LvH进行了单剂评价,并考察了两者配比对基浆表观黏度与滤失量的影响,发现HvL具有更有效的降滤失作用而LvH更利于保持低黏度。以HvL、LvH为核心研制了一种配方简单的饱和盐水钻井液,研究表明,盐响应型聚合物的性能优于钻井液常用的两种抗盐聚合物AM-AMPS阴离子共聚物与AM-AMPS-DMDAAC两性离子共聚物;研制的钻井液具有出色的热稳定性与抗膨润土、泥页岩屑污染的性能,并有一定的抗CaCl₂能力;盐响应型聚合物也适用于饱和KCl钻井液,普适性好。图4表9参17
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  井眼轨迹不确定性表征方法

  刘修善

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 391-396. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.20

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  针对井眼轨迹的不确定性问题提出了误差椭球姿态表征、截面误差椭圆解算、误差椭圆柱构建等方法,并进行实例计算。根据井斜角、方位角和工具面角定义,提出了井眼轨迹误差椭球姿态的表征方法;通过空间任意平面截取误差椭球,建立了截面误差椭圆的通用概念及算法,以分析井眼轨迹在水平面、铅垂面、法平面等任意平面上的误差;基于曲面相切和曲线投影理论,提出了井眼轨迹误差椭圆柱的构建方法,可评价井眼轨迹的轴向包络误差及其沿井深的变化情况。研究表明,井越深井眼轨迹误差越大;在使用常规随钻测量的深井超深井中,井眼轨迹位置误差可达数十米。提供了成套的井眼轨迹误差分析方法,用于评价井眼轨迹的监测精度及可靠性。图3表3参14
综合研究
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  川西北地区构造地质结构与深层勘探层系分区

  陈竹新, 李伟, 王丽宁, 雷永良, 杨光, 张本健, 尹宏, 苑保国

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 397-408. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.21

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  川西北地区经历了震旦纪至中三叠世的海相盆地和中—新生代陆相盆地构造演化过程,期间遭受多个阶段性区域构造活动影响,深层发育复杂的地层分布及构造变形,在关键构造期形成了包括震旦系灯影组阶梯状台地、志留纪末西部古隆起、晚古生代—中三叠世被动陆缘等特征性的构造和沉积结构。晚三叠世以来的中—新生代多期不同方向的陆内挤压构造作用则形成了盆地周缘及内部的复杂冲断褶皱构造。龙门山北段冲断带前缘发育深层原地冲断构造,表现为受下三叠统和下寒武统中的两套滑脱层控制而成的多层次变形结构,包括浅层褶皱构造、中层薄皮冲断构造和深层基底卷入构造。米仓山冲断带前缘主要表现为受下三叠统盐滑脱层分隔的双层变形结构,包括浅层单斜构造和深层叠瓦逆冲构造。盆地内部则主要表现为晚期形成的多排北东东向基底卷入褶皱变形。川西北地区深层有利勘探层系和区带具有明显的分区特征,震旦系灯影组有利勘探层系主要分布于川西北东部和北部地区,以九龙山构造带、梓潼向斜带、盐亭斜坡带最为有利;下古生界受加里东古隆起和晚期褶皱改造,盆地中西部深层最为有利,以梓潼向斜带为典型;上古生界有利区则主要分布于龙门山北段及其前缘地区,中构造层隐伏薄皮冲断构造带是重点勘探领域。图10表1参33
学术讨论
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  时移地震“相对差异法”定量预测疏松砂岩油藏含油饱和度——以西非深海泽塔油田为例

  陆红梅, 徐海, 沃玉进, 谷宁

  石油勘探与开发, 2019, 46(2): 409-416. https://doi.org/10.11698/PED.2019.02.22

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  针对传统时移地震绝对差异（监测地震与基础地震之差）的强弱不仅与含油饱和度变化有关、也与储集层厚度关系密切的弊端,通过流体置换正演模拟研究,提出一种不受储集层厚度影响、仅与流体饱和度变化有关的时移地震“相对差异法”（监测地震与基础地震之比）。相同的流体饱和度变化条件下,时移地震的绝对差异符合调谐效应及地震薄层反射规律,基于时移地震绝对差异的剩余油预测方法仅适用于储集层厚度小于调谐厚度但等厚,或储集层厚度大于调谐厚度的油藏。时移地震相对差异不受厚度影响,仅与流体饱和度变化有关,适用于可排除压力、温度、孔隙类型及孔隙度对地震影响的深海疏松砂岩油藏。故可以根据Gassmann流体置换地震正演模拟得到的相对差异与流体饱和度变化关系定量预测油藏含水饱和度变化,进而定量预测剩余油分布。该方法在西非安哥拉深海泽塔油田实际应用表明其合理有效。图11表2参14