2020年, 第47卷, 第4期　刊出日期：2020-08-23

  

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油气勘探
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  松辽盆地南部白垩系青一段深湖相页岩油富集模式及勘探实践

  张君峰, 徐兴友, 白静, 刘卫彬, 陈珊, 刘畅, 李耀华

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 637-652. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.01

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  松辽盆地南部白垩系青山口组一段（简称“青一段”）主要发育半深湖—深湖相页岩,纯页岩型页岩油资源丰富,但页岩中黏土矿物含量高,页岩油流动性差,勘探开发难度大。研究结果表明：松辽盆地南部青一段页岩主要发育层状黏土质页岩、纹层状混合质页岩、互层状长英质页岩3种类型岩相。综合3类岩相特征,TOC和脆性矿物共同控制了页岩油的富集,其中TOC控制了页岩的总含油量,随着TOC值的增大,总含油量增加,而由脆性矿物所组成的纹层内发育大量体积较大的粒间孔,为页岩可动油的有利富集空间。结合不同岩相成因,可以总结出深湖高TOC值层状黏土质和半深湖中—高TOC值纹层状混合质两大页岩油富集模式,其中前者具有较高的生烃能力,总含油量大,发育丰富的水平层理缝,局部发育垂向高角度裂缝,形成的缝网系统改善了页岩储集层储集性能,提高了渗流能力,增加了可动油富集空间;后者生烃能力较好,总体含油量较高,因脆性纹层发育较大的矿物粒间孔,可动油含量高。基于建立的页岩油富集模式,在松辽盆地南部圈定页岩油甜点富集有利区面积2 880 km²。针对高黏土矿物含量页岩储集层改造难点,首次在页岩油储集层中使用超临界CO₂复合压裂工艺,实现了高黏土含量强非均质性页岩层系大型体积压裂,获得了中国陆相高黏土矿物含量页岩地层页岩油勘探重大突破。图21表1参41
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  川西南冲断带深层地质构造与潜在油气勘探领域

  陈竹新, 王丽宁, 杨光, 张本健, 应丹琳, 苑保国, 裴森奇, 李伟

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 653-667. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.02

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  应用地质、地震及钻井等资料,对川西南冲断带深层地质结构、构造演化和变形过程进行系统研究,探讨四川盆地西南（简称川西南）地区深层潜在的油气勘探领域。川西南冲断带在关键地质历史时期发育特征性的地层分布及构造变形结构,主要包括前震旦纪多个近南北向的裂谷构造、震旦系灯影组阶梯状台地-台缘构造、晚古生代早期的西部古隆起、晚古生代—中三叠世碳酸盐台地、晚三叠世至白垩纪的前陆斜坡和前缘隆起构造以及新生代多期多向再生前陆冲断构造等。现今川西南冲断带整体上表现为受中三叠统雷口坡组内盐层和基底拆离层控制的双层冲断变形几何学结构,浅变形层发育构造位移远距离传播的北东—南西走向的滑脱冲断构造;而深变形层则发育基底卷入的近南北走向的基底褶皱,并改造了上部早期形成的滑脱冲断构造,改造强度南强北弱。川西南冲断带南部地区以晚期基底冲断褶皱构造为特征,而中—北部地区则以浅层滑脱冲断为主。靠近山前的雾中山构造带呈现滑脱推覆结构特征,上盘推覆构造为复杂化的断层转折褶皱核部和前翼,深层则发育稳定的隐伏原地构造。从构造变形结构分析,区域盐滑脱层上、下的构造变形层中都发育了有利的勘探层系和区带,各变形层中多排显性背斜构造带是重点领域。而雾中山构造带深层原地隐伏的震旦系和二叠系、深层隐伏的前震旦纪裂谷层序及相关构造、震旦系灯影组台地-台缘带以及龙泉山构造东侧的印支期古隆起等是川西南冲断带潜在油气勘探领域。图11参36
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  中国中西部砂岩天然气大规模聚集机制与成藏效应

  李伟, 王雪柯, 张本健, 陈竹新, 裴森奇, 于志超

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 668-678. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.03

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  中国中西部大型含油气盆地中天然气大规模富集区具有多种特殊的聚集机制与不同的成藏效应。以天然气成藏地质理论与方法为基础,开展了典型含油气盆地区域地质与构造背景、地层埋藏演化、气藏基本特征、流体地质与地球化学等方面的研究。结果认为,喜马拉雅期以来隆升剥蚀所产生的构造抽吸、泥岩吸水、水溶气脱溶、流体封存等地质作用都能形成大规模的天然气聚集,并能形成不同的天然气成藏地质效应。如：大面积的构造抽吸作用与流体封存作用有利于区域性超高压流体的赋存及大规模超高压气田的形成;低砂地比地层中产生的泥岩吸水作用有利于区域性低压、无水气藏等大气区的发育;大面积厚层砂岩中水溶气的脱溶作用不仅能形成大规模的天然气聚集,而且地层水侧向运移产生的水溶气脱溶,会产生区域性有规律的天然气同位素分馏效应,即天然气水溶气运移距离越远,所聚集形成的天然气甲烷碳同位素组成越重。图7表1参69
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  准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩大油区超压成因及其油气成藏效应

  李军, 唐勇, 吴涛, 赵靖舟, 吴和源, 吴伟涛, 白玉彬

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 679-690. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.04

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  基于测井曲线组合、加载-卸载曲线、声波速度-密度交会图、孔隙度对比等资料综合分析,对准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系/三叠系砾岩大油区超压成因及其油气成藏效应开展研究。结果表明,研究区存在线性两段式与指数式两种正常压实模式,下三叠统百口泉组以及二叠系上、下乌尔禾组等源上砾岩大油区储集层中发育的超压主要为压力传导成因,超压源为主力烃源岩二叠系风城组生烃膨胀形成的超压。烃源岩生成的油气在生烃增压驱动下沿断裂等通道运移进入储集层聚集,从而形成二叠系/三叠系超压油气藏。超压的形成与分布主要受烃源岩成熟度以及印支期—喜马拉雅期通源走滑断裂控制。由于超压是玛湖大油区油气运移的主要动力,因此该区源上油气藏的形成与分布与超压发育密切相关。图13参55
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  核磁共振横向弛豫时间谱分解法识别流体性质

  钟吉彬, 阎荣辉, 张海涛, 冯伊涵, 李楠, 刘行军

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 691-702. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.05

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  在核磁共振横向弛豫时间（T₂）谱特征分析的基础上,利用信号分析方法分解T₂谱,提出了利用T₂谱分解法识别流体性质的新方法。由于T₂谱在横向弛豫时间轴上满足对数正态分布的特征,采用高斯函数对T₂谱进行拟合,可将T₂谱分解为2~5个独立的分量谱。通过分析原油和地层水自由弛豫响应特征以及岩心油水互驱的动态响应特征,明确了各分量谱的岩石物理意义。T₂谱可以分解为黏土束缚水分量谱、毛细管束缚流体分量谱、小孔隙流体分量谱和大孔隙流体分量谱。依据目标区原油性质,确定含油储集层T₂分量谱峰在T₂时间轴上的分布范围为165~500 ms。据此可准确识别流体性质,对于低孔隙度、低渗透率储集层中复杂油水层的识别,具有较强的适应性。图9表2参13
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  塔里木盆地西北缘古木别孜断裂变形特征和构造转换

  帕日地古丽·布苏克, 谢会文, 程晓敢, 吴超, 张欲清, 徐振平, 林秀斌, 陈汉林

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 703-712. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.06

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  通过野外地质调查、地震反射剖面的精细解释和钻井资料分析,对塔里木盆地古木别孜断裂从东到西的变形差异、构造转换及导致其在空间上差异变化的控制因素进行系统研究。第四纪早期古木别孜断裂开始沿着中新统吉迪克组含膏泥岩层向南挤压滑脱,并在温宿凸起北缘突破到地表,在断裂上盘形成古木别孜背斜。古木别孜断裂滑移量从东段A—A′剖面的1.21 km向西至C—C′剖面减小为0.39 km,并在古木别孜背斜以西区域完全消失。该断裂的滑移量一部分转换为前锋逆冲量,另一部分被上盘古木别孜背斜所吸收。古木别孜断裂的形成与吉迪克组含膏泥岩层的发育和温宿古隆起的阻挡作用有关,而古木别孜构造带自东向西在空间上变形差异受控于吉迪克组含膏泥岩层的发育程度：东段吉迪克组含膏泥岩厚度大,剖面北侧的深部双重构造变形量较多地沿含膏泥岩层向盆地内部滑脱传递;往西吉迪克组含膏泥岩厚度变小,深部双重构造变形量沿含膏泥岩向盆地内部传递逐渐减小;西段D—D′剖面的含膏泥岩不发育,深部双重构造的变形量无法沿吉迪克组向盆地内滑脱传递,深部逆冲断层向地表突破,古木别孜断裂完全消失。古木别孜断裂滑移量向西最终消失是通过侧断坡来实现构造转换的。图15参33
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  伊拉克哈法亚油田中白垩统Mishrif组MB1-2亚段沉积与储集层构型

  孙文举, 乔占峰, 邵冠铭, 孙晓伟, 高计县, 曹鹏, 张杰, 陈万钢

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 713-722. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.07

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  基于岩心、铸体薄片、测井、地震等资料,研究伊拉克哈法亚油田中白垩统Mishrif组MB1-2亚段沉积与储集层构型。Mishrif组MB1-2亚段发育潟湖相、生屑滩相和潮道相3种微相类型,沉积微相构型受层序地层约束。四级层序内,潟湖相垂向加积叠置生长,生屑滩呈透镜状镶嵌于潟湖背景中,层序沉积末期被形似“曲流河”的潮道切割,代表沉积间断面。发育潮道颗粒-泥粒灰岩储集层、生屑滩颗粒-泥粒灰岩储集层和潟湖粒泥灰岩溶蚀改造型储集层3种类型,其中潮道颗粒-泥粒灰岩储集层和生屑滩颗粒-泥粒灰岩储集层构型与沉积构型一致;潟湖粒泥灰岩溶蚀改造型储集层构型受微相构型与溶蚀改造共同控制,发育于层序界面之下。储集层段主要发育于四级层序高位域,垂向上被海侵域隔层分隔,复杂的微相构型与溶蚀改造导致储集层段表现为“阁楼式”构型特征,内部具复杂的渗流关系。研究成果对中东地区同类油藏开发具有指导意义。图9参36
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  煤系烃源岩高—过成熟阶段生气模拟实验及地质意义

  高金亮, 倪云燕, 李伟, 袁懿琳

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 723-729. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.08

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  通过高温高压条件下有机质热模拟生烃实验探究水对于腐殖型有机质高—过成熟阶段生气特征的影响。实验结果表明,水对有机质热解生气特征的影响受有机质成熟度控制,过成熟条件下水对腐殖型有机质热解生气具有显著的促进作用,能够有效提高烃类气体产率。高—过成熟煤成气氢同位素组成主要受烃源岩成熟度控制,但受水的影响显著。中国高—过成熟煤系烃源岩广布,若地质条件下地层水能够参与有机质高—过成熟阶段的热解生烃反应,将大大提高深层煤系烃源岩的生气能力,从而提高深层煤成气资源潜力。图3表1参34
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  叠后地震数据的自相似分段和多重分形

  ELYAS Hedayati Rad, HOSSEIN Hassani, YOUSEF Shiri, SEYED Jamal Sheikh Zakariaee

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 730-738. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.09

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  地质分层是石油工程中的一项重要的基础工作。叠后地震数据和测井数据的时间序列能反映地下分层。由于地层的非均质性和不同成因特性,它们表现出具有复杂模式的多重分形特性。在多重分形结构中,序列中的任何部分都具有不同的赫斯特（Hurst）指数,可反映其性质,并可用于分区检测。时间序列是井眼附近的叠后地震道和测井数据。自相似自回归外生（SAE）模型是一种改进的方法,它可以将自相似的叠后地震和测井段置于具有相同岩性的地层之间,这样就可以通过SAE模型对地震数据进行分层识别。图6参73
油气田开发
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  页岩油气成功开发的关键技术、先进理念与重要启示——以加拿大都沃内项目为例

  李国欣, 罗凯, 石德勤

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 739-749. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.10

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  以加拿大都沃内项目为例,总结北美地区页岩油开发的先进技术和工程管理模式,并提出加快国内陆相页岩油商业化开发的初步建议。介绍了项目地质选区评价、长水平段快速钻完井、密切割压裂、井距优化等领域的先进技术、宝贵认识及丰富经验。对北美非常规资源项目全生命周期管理的理念和内涵进行了分析,其对前期评价的重视及风险管控,高度竞争的市场环境对技术创新和管理创新的重要推动作用,以及全行业知识、经验的低成本共享制度及管理模式,都对国内加快非常规资源勘探开发具有重要的启示和借鉴意义。中国页岩油气资源丰富,是保障国家油气能源供给的重要接替领域,但由于起步较晚以及特殊的地质特点和工程难点,无论是技术水平还是管理模式与北美相比都存在较大差距,根据北美页岩油气开发的先进经验及启示,提出了加快中国页岩油气发展的初步建议。图18参39
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  盐间页岩油储集层盐溶作用岩心实验评价

  杨正明, 李睿姗, 李海波, 骆雨田, 陈挺, 高铁宁, 张亚蒲

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 750-755. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.11

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  利用盐溶实验、渗吸实验和高温高压核磁共振在线测试等方法,建立了盐间页岩含油岩心盐溶作用评价方法,并分析了盐溶作用对自发渗吸和渗透率的影响。通过对比不同时刻测试的核磁共振T₂（横向弛豫时间）图谱信号量和分布特征,定量评价盐溶作用强度：在盐溶实验中,随着注入水不断浸入岩心,岩心中的盐逐渐溶解;盐间页岩含油岩心自发渗吸实验可分为强渗吸弱盐溶、强盐溶促渗吸和弱盐溶弱渗吸3个阶段,自发渗吸中的盐溶作用非常明显,盐溶采出程度贡献率在60%以上;盐间页岩含油岩心内部不同横截面或不同部位的微观孔隙结构分布不均匀,盐溶后孔隙体积增大,孔隙度增加,渗透率也增加。图7表5参24
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  致密油纳米流体增渗驱油体系特征及提高采收率机理

  丁彬, 熊春明, 耿向飞, 管保山, 潘竟军, 许建国, 董景锋, 张成明

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 756-764. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.12

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  针对致密油开发“水注不进去,油采不出来”的关键技术难题,以二苯醚类水溶性（双子）表面活性剂为水相外壳,C₁₀—C₁₄直链烃类化合物为油相内核,利用微乳液制备技术研制纳米流体增渗驱油体系,并开展实验评价体系特征及提高采收率机理。研究表明,该体系具有5大特征：①“小尺寸液”特征,体系平均粒径小于30 nm,可大幅降低注水启动压力梯度,有效进入并扩大微纳米孔喉基质波及体积;②“小尺寸油”特征,体系在流动条件下将原油打散成“小尺寸油”,大幅提高原油在微纳米孔喉基质中的渗流能力与驱替效率;③双相润湿特征,体系与亲水、亲油界面接触角分别为（46±1）°和（68±1）°,可在储集层复杂润湿条件下有效发挥毛细作用;④高表界面活性特征,体系与新疆某致密油界面张力为0.001~0.010 mN/m,可有效提高微纳米孔喉基质洗油效率;⑤破乳降黏特征,体系对反相乳化的新疆某致密油破乳降黏率大于80%,可提高原油在储集层和井筒中的流动性。该体系可用于致密油储集层压裂驱油增产、降压增注补充地层能量、驱替与吞吐提高原油采收率等领域,为致密油有效动用与高效开发及持续提高采收率提供技术支撑。图11表2参35
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  超稠油油藏溶剂辅助重力泄油机理物理模拟实验

  吴永彬, 刘雪琦, 杜宣, 周晓义, 王丽, 李骏, 李雁鸿, 李秀峦, 李阳

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 765-771. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.13

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  针对国内超稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油（SAGD）油区原油高温黏度大、蒸汽腔扩展慢、产油量水平低、油汽比偏低等问题,在溶剂加速降黏特征实验基础上,建立溶剂辅助SAGD（ES-SAGD）泄油理论模型,开展ES-SAGD大型二维比例物理模拟实验,分析纯蒸汽、两种辅助溶剂配方的重力泄油开发效果。研究表明,轻烃溶剂对原油具有较好的降黏效果,50 ℃条件下原油中添加5%正己烷,降黏率可达96.5%;蒸汽中添加轻烃溶剂（实验中加量为10%）后,可发挥“溶剂溶油降黏+蒸汽高温降黏”的双重作用,加快蒸汽腔横向扩展速率和泄油速率,提高采出程度;蒸汽-溶剂体系中添加1%二甲苯,可以充分发挥其对沥青的溶解作用,减少沥青沉淀,有效降低渗流阻力,进一步提高采出程度;重复利用溶剂,采用ES-SAGD方式开发,可实现利用少量溶剂替代蒸汽,虽目前成本略有偏高,但其具有提高泄油速度、缩短生产周期、提高采出程度等优势,应用潜力巨大;引入轻烃溶剂溶油降黏特征,对SAGD进行修正后建立的ES-SAGD泄油理论模型,经实验数据拟合证实是可靠的,可用于ES-SAGD生产动态预测。图10表1参23
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  超低渗透砂岩油藏水平井同井同步注采补能方法——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

  王晶, 刘俊刚, 李兆国, 李洪畅, 张皎生, 李文青, 张原立, 平义, 杨焕英, 王萍

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 772-779. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.14

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  针对超低渗透砂岩油藏水平井中段难以建立有效水驱驱替压力系统问题,提出在同一口水平井上采用封隔器、密封插管等工具,实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油,在同一水平井内形成分段同步注采的补能新方法,即水平井同井同步注采。该方法可缩小注入端与采出端的距离,快速建立有效水驱驱替系统;该方法将井间驱替转变为水平井段间驱替,将点状水驱转变为线状均匀水驱,可大幅提高水驱波及体积,缩短见效周期。研究表明：①超低渗透砂岩油藏水平井同井同步注采,注水段应选择天然裂缝方向与人工裂缝方向一致或天然裂缝不发育的层段,段间距60~80 m;②水平井同井同步注采除控制注入压力外,采用周期注水可降低随注水时间延长注水压力逐渐上升导致的地层天然裂缝开启、生长或地层破裂风险;③现场试验验证,水平井同井同步注采补能方法可有效提升单井产量且经济效益良好,可大规模应用于超低渗透砂岩油藏的开发。图14表5参21
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  减氧空气重力稳定驱驱替机理及与采收率的关系

  陈小龙, 李宜强, 廖广志, 张成明, 徐善志, 齐桓, 汤翔

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 780-788. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.15

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  采用二维可视化模型开展减氧空气重力驱（OAGD）实验,分析重力、毛细管力与黏滞力对油气界面运移特征的影响;开展了长岩心驱替实验,研究邦德数、毛细管数、低温氧化反应对OAGD采收率的影响,在此基础上引入低温氧化数并建立了其与采收率的关系。研究表明,油气前缘形态与变化规律主要受重力、毛细管力与黏滞力的综合影响,邦德数一定（4.52×10^-4）时,油气前缘形态受毛细管数大小控制：毛细管数小于1.68×10^-3时,油气前缘稳定;毛细管数大于2.69×10^-2时,油气前缘呈黏性指进;毛细管数为1.68×10^-3~2.69×10^-2时,油气前缘呈毛细管指进。OAGD稳定驱气体突破前,重力数越高、毛细管数越低,采收率越高,采收率主要受重力影响,可通过降低注气速度提高采收率;气体突破后,重力数越低、毛细管数越高,采收率越高,采收率主要受黏滞力影响,可通过提高注气速度提高采收率。低温氧化数与采收率具有良好的相关性,可用于预测OAGD采收率。图14表4参18
石油工程
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  深水钻井隔水管外多普勒超声波气侵早期监测方法

  尹邦堂, 林英松, 王志远, 孙宝江, 刘书杰, 孙金声, 侯健, 任美鹏, 王宁

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 789-797. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.16

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  采用井筒气液多相流理论分析了隔水管外溢流早期监测的可行性,基于多普勒超声波原理,设计了隔水管外气侵早期监测模拟实验平台,开展了多普勒超声波在气-清水（蔗糖溶液）两相流中的传播实验,并对信号进行了时域、频域分析。研究表明：①无论开泵循环或停泵,深水钻井隔水管外多普勒超声波信号电压均值均随着含气率的上升先上升后下降,并与含气率具有二次函数关系,采用监测信号电压均值变化可定量反推对应含气率的近似值。多普勒超声波信号在黏度较大的溶液中幅值明显减小且变化趋势变缓,黏度的影响远大于密度。②停泵状态下多普勒频移量随含气率的增大而增大,二者基本呈线性关系,采用监测多普勒频移量可定量描述含气率的变化。开泵循环状态下变频器产生的声能对幅度谱的影响超过了含气率的影响,频域信号分析不能判断是否发生气侵。③隔水管外多普勒超声波法气侵早期监测为非接触式测量手段,不直接接触流体、不受钻井工况影响,可根据多普勒超声波信号的变化对含气率进行定量表征,实现深水钻井气侵的早期监测。图18参19
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  油气多相流磁共振在线检测方法及装置

  邓峰, 熊春明, 陈诗雯, 陈冠宏, 王梦颖, 刘化冰, 张建军, 雷群, 曹刚, 徐东平, 陶冶, 肖立志

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 798-808. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.17

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  针对目前油气田现场广泛采用的多相流分离检测技术存在的效率低、精度差、数据延迟等问题,研究基于磁共振技术的多相流在线检测方法,形成硬件装置,并开展室内实验及现场应用。提出“静止状态测相含率+流动状态测流速”的多相流磁共振流量测量方法;提出采用先计量油水比再计量含气率的方法实现油、气、水三相相含率的测量。在装置研制方面,提出可应用于流动流体测量的分段式磁体结构和双天线结构,研发了高集成磁共振谱仪系统及配套智能化软件。室内实验及现场应用表明,研制的多相流磁共振在线检测系统存在以下优势：只依靠磁共振技术同时完成流量和相含率检测;在线原位高频率检测,实时监测油井瞬态产液波动;能实现油、气、水三相全量程高精度检测,且不受矿化度、乳化状态影响;绿色、安全、低能耗。图16表4参34
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  基于水化反应动力学的深水固井井筒温度与压力耦合预测模型

  王雪瑞, 孙宝江, 刘书杰, 李中, 刘正礼, 王志远, 李昊, 高永海

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 809-818. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.18

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  针对深水固井候凝期间水泥浆温度、压力与水化反应之间复杂的相互作用,基于水泥浆水化反应动力学建立深水固井候凝井筒温度压力耦合模型,利用差分法进行耦合数值求解,并将计算结果与实验及现场数据进行对比以验证模型的准确性。考虑水化反应、温度、压力之间的相互作用时,新建立的固井井筒温度压力耦合模型计算精度在5.6%以内,能够很好地满足工程要求。结合深水井开展数值模拟分析候凝期间井筒温度、压力、水化度的演化规律,研究结果表明：水泥浆温度在水化热作用下会迅速升高;随着水泥浆胶凝强度的发展,水泥浆的孔隙压力会逐渐降低,甚至低于地层压力,从而引发气窜;瞬态变化的温度和压力会影响水泥浆水化反应速率,井筒深部的水泥浆在高温高压环境下具有更快的水化反应速率;对于深水固井作业来说,泥线附近的低温环境会延长水泥浆的候凝时间,导致固井工作周期变长。图16表2参26
新能源新领域
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  中国陆相页岩油发展潜力与技术对策

  胡素云, 赵文智, 侯连华, 杨智, 朱如凯, 吴松涛, 白斌, 金旭

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 819-828. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.19

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  陆相页岩油是埋藏300 m以深、R_o值大于0.5%的陆相富有机质页岩层系中赋存的液态烃和各类有机物的统称,是源岩油气的重要组成类型。以成熟度控制富有机质页岩生排油演化模式为依据,将陆相页岩油划分为中高成熟度和中低成熟度两种类型,研究发现中国陆相页岩层系：①发育淡水和咸水两类湖相优质烃源岩,存在碎屑岩、碳酸盐岩、混积岩、沉凝灰岩、泥页岩等多种类型储集层,形成多套近源或源内聚集的“甜点段”和大面积分布的“甜点区”,具规模资源基础。②富有机质页岩实验分析表明,波状和水平纹层状页岩具良好储集条件,页岩水平渗透率是垂向渗透率的数十倍—数百倍,利于源内页岩油横向规模运聚。③经评价,中高成熟度页岩油地质资源总量超过100×10⁸ t,采用水平井体积压裂技术可以有效开发,是近期石油勘探现实领域;中低成熟度页岩油资源潜力大,初步评价技术可采资源量为（700~900）×10⁸ t,是未来石油工业发展的战略性接替资源,需要原位转化等技术突破才能实现效益开发。陆相页岩油是中国陆上油气勘探从“源外”走向“源内”的必然选择,突破“甜点区”评价优选、水平井体积压裂工程技术以及原位转化技术装备等核心理论技术,是实现陆相页岩油规模效益发展的重要途径。图5表3参33
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  含气页岩不同纹层及组合储集层特征差异性及其成因——以四川盆地下志留统龙马溪组一段典型井为例

  施振生, 董大忠, 王红岩, 孙莎莎, 武瑾

  石油勘探与开发, 2020, 47(4): 829-840. https://doi.org/10.11698/PED.2020.04.20

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  基于薄片、氩离子抛光大片成像和纳米CT扫描等实验分析资料,对四川盆地下志留统龙马溪组一段典型井含气页岩不同纹层及组合储集层特征差异性及其成因进行研究。结果表明,该套页岩发育泥纹层和粉砂纹层,二者的单层厚度、物质组成、孔隙类型及结构、面孔率和孔径分布均存在差异性。泥纹层单层厚约100 μm,有机质含量大于15%,石英含量大于70%,有机孔占比和面孔率高,顺层缝发育,有机质和有机孔均相互连通构成网状。粉砂纹层单层厚约50 μm,有机质含量为5%~15%,碳酸盐含量大于50%,无机孔占比高,顺层缝不发育,有机质和孔隙均相互不连通。泥纹层和粉砂纹层的形成可能与富硅生物的勃发有关,间歇期形成泥纹层,勃发期形成粉砂纹层。泥纹层和粉砂纹层可构成条带状粉砂、砂泥递变和砂泥薄互层3类纹层组合。条带状粉砂纹层组合的孔隙度和水平与垂直渗透率比值均最大,砂泥递变纹层组合次之,砂泥薄互层纹层组合最低,泥纹层与粉砂纹层含量比值造成水平与垂直渗透率比值差异。图13表1参36