混积岩复杂岩性识别方法

陈恭洋, 王鹏宇, 高阳, 张方, 印森林

2020, 42(2): 1-14. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.08.01

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吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为一套陆源碎屑与碳酸盐矿物混积岩层，矿物类型复杂多样，目前对于芦草沟组岩性的命名方案还存在争议，大大影响了钻井现场对岩性识别的效率。利用X射线荧光光谱分析方法（XRF）、X射线矿物衍射方法（XRD）综合分析岩石的矿物成分及元素含量之间的关系，采用元素交会图版法建立了长石岩屑砂岩、粉细砂岩、泥岩、泥晶白云岩、砂屑云岩及云屑砂岩等6类岩性识别图版，对比发现，符合率可以达80%。这为致密油混积岩现场岩性及甜点识别提供了较好的方法，可以有效指导岩性识别及现场水平井地质导向工作。

玛湖西斜坡百口泉组扇三角洲地震沉积学研究

李全, 李培俊, 倪振, 刘军, 刘荷冲

2020, 42(2): 15-26. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.01.29.01

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针对扇三角洲前缘砂砾岩体层间物性变化大，优质储层难以预测的关键问题，在地震沉积学理论指导下，利用地震岩性学、地震地貌学及地层切片技术，结合测井和地震等资料对准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡风南地区百口泉组扇三角洲沉积相展布特征和充填过程进行了识别与描述。建立了玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组高精度层序地层格架，划分出6个四级层序。识别出研究区内百口泉组扇三角洲平原分流河道、河道间，扇三角洲前缘水下分流水道、河口坝、席状砂等沉积微相及相应的测井相特征，通过岩性标定指出储层砂体与地震振幅之间的对应关系。利用四级层序格架内的地层切片技术，明确了百口泉组扇三角洲沉积体系的演化充填过程，指出了研究区内扇三角洲前缘优质储层的分布范围以及下步勘探方向。

玛东地区百口泉组地层新认识及油气勘探意义

钱海涛, 尤新才, 魏云, 白雨, 吴俊

2020, 42(2): 27-36. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.21.01

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准噶尔盆地玛东地区三叠系百口泉组二段下部油气显示活跃，已有多井获工业油流，但该套灰色砾岩段的层位和油气层归属一直存在争议。为进一步扩大百口泉组勘探成果，综合利用岩芯、测井及地震等资料，通过古地貌恢复、波形分类、地震属性等技术，重新厘定百口泉组地层，并对百一段古地貌、沉积相带及沉积模式进行了分析。研究结果表明，该区百口泉整体划分为4段，自下而上逐级超覆，呈退积叠置展布；受古地貌控制，百一段发育3大物源体系，在沟槽两翼平台区及凹陷中心扇三角洲前缘亚相广泛发育；百口泉组自下而上发育3套油层，横向分布稳定，向湖盆中心方向成藏层位越早，其中，百一段油藏与高部位DA13井区百二段油藏叠置连片分布，具备大面积含油特征。在上述新认识的基础上，指出百一段为研究区的重要含油层系，是玛湖凹陷百口泉组下一个寻找规模效益储量的重要领域。

阜东斜坡齐古基准面旋回与储集层微观非均质性

于景维, 唐群英, 吴军, 路子阳, 文华国

2020, 42(2): 37-47. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.11.28.03

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为解决准噶尔盆地东部阜东斜坡区齐古组一段开发过程中由微观非均质性引起的油气采收率低下、剩余油难以开采等问题，探究不同级别基准面旋回内（水下）分流河道储集层微观非均质性的变化。运用基准面旋回沉积动力学的原理，在高分辨层序地层格架建立的基础上，主要应用区内钻井压汞数据对储集层颗粒、填隙物以及孔喉非均质性进行定量评价。研究认为，不同级别基准面旋回储集层微观非均质性表现具有差异性，短期基准面旋回中单一（水下）分流河道储集层微观非均质性表现为底强顶弱的特征，中期基准面旋回中叠置（水下）分流河道储集层微观非均质性表现为顶底强、中部弱的特征。基准面升降引起的可容纳空间与物源供给之间关系的改变是造成储集层微观非均质性差异的主要因素，原始颗粒非均质性决定储集层孔喉非均质性。

塔中地区原油含硫化合物类型与TSR成因关系

袁余洋, 汪天凯, 蔡春芳, 许辰璐, 秦启荣

2020, 42(2): 48-60. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.27.30

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塔中奥陶系原油中检测到噻吩、四氢噻吩（Tetrahydrothiophenes，TIs）、苯并噻吩（Denzothiophenes，BTs）、二苯并噻吩（Dibenzothiophenes，DBTs）及硫代金刚烷（Thiaadamantanes，TAs）等多种含硫化合物，这些化合物的含量及其单体硫同位素值存在较大差异。分析认为，这些差异可能与热化学硫酸盐还原反应作用（Thermochemical SulfateReduction，TSR）对原油的改造有关。未经历TSR改造的原油样品，其四氢噻吩及硫代金刚烷化合物含量均较低；但是，受过TSR改造的原油样品，随着TSR程度的增高，其二苯并噻吩类化合物的含量也随增高，表明TSR过程中可能生成了二苯并噻吩类化合物。另外，通过对比未经历TSR的寒武系原油样品和经受强烈TSR改造的寒武系凝析油样品的硫同位素值及硫代金刚烷总浓度等数据，证明TSR也改变了原油硫同位素值。在TSR强烈改造的原油样品中，DBTs和硫代金刚烷单体化合物的硫同位素值在36‰～40‰；而在TSR改造较弱和未改造的奥陶系原油中，DBTs主要来自于烃源岩裂解，其硫同位素值相对较低（约20‰），与寒武系干酪根的硫同位素值接近。研究认为，塔里木盆地奥陶系原油主要来自寒武系烃源岩，而储层中一些有机硫同位素较高的原油主要为TSR改造所致。

湖南雪峰山前陆盆地沉积特征及页岩气勘探潜力

刘辰生, 王辉, 史乐, 冯宁

2020, 42(2): 61-74. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.10.01

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雪峰山志留系前陆盆地分布在湘中-湘西北-四川盆地，是上扬子板块主要的盆地类型，但目前针对该前陆盆地沉积特征和页岩气勘探潜力的研究少见。根据野外资料、测井资料和分析测试资料分析了湘西北和湘中地区前陆盆地沉积建造过程和页岩气勘探潜力。结果表明，湘中前陆盆地前渊带以浊积扇和浅海陆棚相沉积为主，而湘西北隆后盆地沉积相类型丰富，包括潮坪相、浅海陆棚相、滨岸相、三角洲相和碳酸盐岩台地相等。虽然前渊带和隆后盆地沉积相类型和沉积厚度差异较大，但沉积旋回的划分却一致，因此，前渊带和隆后盆地相互连通，雪峰山对其两侧盆地的遮挡作用有限。大量的地球化学测试分析表明，研究区隆后盆地页岩的有机碳含量、有机质类型均较四川盆地的焦石坝差。湖南地区志留系页岩各项地化指标较差的主要原因是其缺少龙马溪组第一旋回的黑色碳质页岩。

深水浊积水道砂体内部渗流屏障发育规律研究

李晨曦, 苑志旺, 杨希濮, 卜范青, 赵晓明

2020, 42(2): 75-84. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.10.11.01

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深水浊积砂体受成因影响，侧向变化往往十分迅速，使得储层内部的连通性较为复杂。在深水油田的开发实践中，发现影响连通性的主要因素中，渗流屏障起到非常重要的作用，同时也影响了井间的注水受效模式。对于深水浊积水道砂体沉积而言，如何刻画储层内部即单一水道间的渗流屏障，表征砂体连通性，用以指导后续的井位优化、提高注入水波及效率，是值得研究的课题。综合应用甘南地区重力流沉积露头、尼日利亚AKPO油田某Z油组测井、地震及生产数据，分析渗流屏障的成因机制，对复合水道砂体内部渗流屏障的分布进行刻画，并分析其对注水受效情况的影响。研究发现，对于井下的注采井对，影响砂体连通的渗流屏障主要呈现散点式、线段式和复合点段式，受渗流屏障的影响，注采受效呈现直线式、波动式和散射式，不同的样式下，采油井的含水上升规律也存在差异。

海洋天然气水合物测井评价研究进展

周建, 宋延杰, 姜艳娇, 孙钦帅, 靖彦卿

2020, 42(2): 85-93. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.10.10.01

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资源量巨大的天然气水合物越来越引起人们的重视。针对目前海洋天然气水合物储层的测井评价问题，介绍了海洋天然气水合物的晶格结构、物理性质、分布形式和形成条件，结合天然气水合物的物理性质和储层特征，分析了海洋天然气水合物的常规测井响应特征。根据大量文献调研，得出目前利用测井方法求取天然气水合物储层的孔隙度和饱和度等参数的主要方法，对南海神狐海域含天然气水合物储层的实例站位进行泥质含量、天然气水合物饱和度评价。提出实验室合成人工岩芯研究天然气水合物时，需考虑泥质的存在。通过总结海洋天然气水合物测井评价研究进展的调研成果，为今后大规模海洋天然气水合物的储量预测及勘探开发提供重要依据，对天然气水合物资源的有效开采具有重要现实意义。

超临界CO₂在致密油藏中的扩散前缘预测

魏兵, 尚静, 蒲万芬, 卡杰特·瓦列里, 赵金洲

2020, 42(2): 94-102. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.10.30.02

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国内外大部分学者认为超临界CO₂在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO₂在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置，系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO₂扩散系数及浓度分布的影响规律，建立了超临界CO₂浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明，超临界CO₂在致密岩芯（0.06 mD）中的扩散系数为10^-12 m²/s数量级，扩散系数随着初始注气压力的升高而增大，最终趋于平缓，但在临界压力点附近出现最大扩散系数；扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大，随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散，扩散前缘仅前进了0.095 m，因此，在致密油藏CO₂吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期，CO₂浓度梯度越来越小，扩散速度逐渐降低。

用于CO₂注气驱的油井缓蚀剂加注工艺优化研究

张德平, 马锋, 吴雨乐, 董泽华

2020, 42(2): 103-109. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.05.08.01

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吉林某油田CO₂注气驱油井受CO₂分压、温度、采出液含水率以及细菌含量等诸多因素影响，造成井下管柱的严重腐蚀。为减缓腐蚀，当前主要采用井筒加注咪唑啉缓蚀剂来保护油井井筒和井下设备。通过研究CO₂、SRB等多因素条件下的腐蚀规律和腐蚀主因素，从降低防腐蚀成本的角度考虑，考察了缓蚀剂类型、加药方式、加药浓度、加药周期对井下油套管腐蚀的抑制效率和长期有效性，并根据现场情况制定了合理的加药制度，提高了缓蚀剂的作用效率，延长其服役寿命，使区块整体腐蚀速率低于0.076 mm/a，实现了井下腐蚀的防护效率与成本的最优化。通过工艺优化，不仅延长井下设备的服役寿命，也降低了防腐蚀成本。

快速评价页岩含气量的新方法

梁洪彬, 张烈辉, 陈满, 赵玉龙, 向祖平

2020, 42(2): 110-117. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.29.02

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在页岩气藏开发中，明确页岩含气量变化规律是气藏开发方案合理制定的关键，但由于吸附气解吸后会与游离气共同流动，难以获取二者变化特征，常用的测井解释法与现场解吸法因受环境、设备以及人为因素的影响使得两种方法解释结果存在较大误差，为页岩气藏开发研究带来困扰。因此，利用粉体工程中Horsfield填充理论建立了基于容积法的页岩气等温吸附实验的物理模型，提出了确定吸附气与游离气比例关系的方法，结合实测数据验证了方法的可行性。该方法较之于测井解释法、现场解吸法更简单、更精确，且易于计算，能定量地表征页岩气藏开发过程中吸附气量与游离气量的变化特征。结果表明，页岩气藏开发时压力下降显著，孔道内的主要气源从游离气向吸附气转变时对应的压力点与孔隙度呈负线性相关。

油气聚集形成异常高压机理初探

胡黎明

2020, 42(2): 118-124. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.17.01

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异常高压的形成机理十分复杂，是一个未完全解决的学术难题，有待进一步深入研究。通过分析油气运移、聚集成藏与储集层排水特点，从油气"充注"动力、异常高压的定量计算、异常高压的保存与释放等方面，对油气聚集形成异常高压的机理进行了初步探索。结果表明，在生储交界处，油气运移进入储集层的主要动力为毛管压力，生油层孔隙毛管半径越小，油气从生油层向储集层"充注"的动力也越大，生油层孔隙毛管半径是影响储集层中地层压力系数最大值的重要因素之一；在一定地质历史时期，只要运移进入储集层的油气量略大于储集层排出的水量，即可形成较大的异常高压；储集层中的异常高压由盖层通过毛管压力封堵而得以保存；在油气聚集区域之外的储盖交界处不存在毛管压力，储集层可通过盖层向外排水释放压力。油气聚集形成异常高压理论，能够合理解释为什么大多数油气藏的压力高于相同深度的静水液柱压力，地层压力系数略大于1.0，但非常高的异常高压油气藏却很少的客观现实；也能够合理解释较高的异常高压的形成原因。

一种砂岩储层渗透率计算新方法

于华, 令狐松, 王谦, 郭庆明, 伍莹

2020, 42(2): 125-132. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.01.01

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储层渗透率是油田开发中的重要参数，它是确定合理开采方案、优化完井射孔方案及选择最佳排液位置的基础，通常岩芯统计分析法计算的渗透率误差较大，缺乏理论性，适用范围小。针对该问题以串联毛管模型为基础，理论推导了储层微观结构参数与孔隙度、渗透率、地层因素的数学关系，创新性地构建了孔喉直径比的数学物理方程，建立了基于孔隙度、孔喉直径比、喉道直径的储层微观结构参数渗透率理论模型，明确了渗透率的微观物理影响因素。在岩芯实验、测井资料、渗透率理论模型的基础上，建立了一套渗透率计算新方法。结果显示，渗透率计算结果与岩芯分析结果一致性较好，满足了精确评价储层渗透率的需求。研究表明，把岩电参数、孔隙度引入到评价孔喉微观结构参数中，从数学物理角度明确了储层渗透率是微观孔喉结构参数的宏观表征，研究结果为油藏开发中储层渗透率评价提供了一种新的途径。

储层物性时变的稠油底水油藏定向井水锥变化

张吉磊, 罗宪波, 何逸凡, 欧阳雨薇, 许亚南

2020, 42(2): 133-140. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.01.24.03

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针对现有稠油底水油藏定向井水锥变化公式未考虑由于长期大液量冲刷引起的储层物性变化，导致水驱波及体积偏大，剩余油认识偏悲观等问题，为了更准确地描述高含水阶段定向井水锥变化规律，以及井间剩余油分布规律，综合考虑了长期大液量冲刷下储层物性的变化规律，并运用等值渗流阻力对水锥体内外储层渗透率进行等效表征，推导了考虑物性时变性的稠油底水油藏数值变化关系式。实例分析发现，储层物性时变性对水锥的影响十分显著，相同水锥宽度下，较不考虑物性时变的水锥公式所计算的水锥高度降低了46.3%，与实钻过路井测井解释结果对比，相对误差仅为5.3%。矿场先导试验证实了考虑物性时变性的底水油藏定向井水锥变化公式的可靠性，为准确描述长期大液量冲刷下稠油底水油藏高含水阶段水锥变化及剩余油分布规律提供了技术支持。

非均质性气藏储气库布井方式优化设计

刘鹏程, 余浩杰, 安红燕, 徐文, 朱亚军

2020, 42(2): 141-148. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.05.29.04

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储气库布井方式与常规气田开发有很大不同，在相同的投资条件下，气田开发布井方式追求气田采收率最大化，而储气库布井方式追求储气库在一个采气周期（3～4月）内工作气量的最大化；特别是利用非均质性气藏建设的储气库，不同区域气井产气能力差异性较大，不宜采用一套井网。以苏A储气库为例，将建库区划分为高、低渗透两个区域，分别论证了不同区域气井采气能力以及区域工作气量随采气井数变化规律，同时，提出了一种基于工作气量最大化的非均匀布井方法，确定了高渗区、低渗区合理的井网密度。结果表明，当储气库总井为11口时，采用非均匀布井方式，高渗区井网密度为1.7口/km²，低渗区井网密度为0.38口/km²，储气库工作气量较均匀布井提高0.99×10⁸ m³，提高幅度14.6%。

顶板水越层窜流对煤层气藏生产动态的影响

杜佳

2020, 42(2): 149-157. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2020.01.20.02

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煤层气的压裂增产过程中，压裂缝通常会延伸至顶板，顶板水的越层窜流对煤层气的生产动态存在较大影响。针对煤层气生产过程中的越层窜流问题，建立了煤层与顶板水体的两种连通模型，运用数值模拟方法研究了煤层气藏内的越层窜流对生产动态的影响，绘制了不同水源产水的无因次特征曲线，通过特征曲线判断了煤层气井的产水特征。研究发现，排采制度对煤层气产水规律影响较小；当顶板水体与煤层直接接触时，裂缝在顶板水中的穿透比会延长见气时间，裂缝一旦穿透顶板，穿透比对排采动态影响不大。对于存在泥质隔层的情况，产气上升过程存在两阶段特征；当穿透比小于1/6时，产气先快后慢；穿透比大于2/6时，产气先慢后快，且穿透比对排采规律影响较小。

水平井带扶正器套管接触方式及其对摩阻影响

胡锡辉, 李维, 徐璧华, 马旌伦, 袁彬

2020, 42(2): 158-165. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.04.08.02

摘要 ( 200 )

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下套管作业过程中，由于重力与井眼轨迹影响，将导致套管发生弯曲，与井壁发生接触，从而产生附加摩阻，当摩阻较大时会影响套管顺利下入。尤其是水平井为保证顶替效率和固井质量，下套管时加入了大量扶正器，扶正器的加入将增大套管的摩阻系数，从而给水平井下套管作业带来了更大的困难。针对这一问题，首先，提出套管与井壁有3种接触方式，即自由状态、点接触与线接触；并指出不同接触方式下产生的摩阻不同。然后，通过建立了套管在下入过程中的扰曲受力方程，以及套管与井壁接触方式判断模型；并根据该模型分段计算方式准确地计算出不同接触方式下套时的管摩阻。通过现场示例分析表明，该方法能准确预测摩阻，对现场计算摩阻具有很好的指导意义。

高压井中套管缺陷对连接螺纹强度行为研究

祝效华, 郭迎春, 董亮亮

2020, 42(2): 166-174. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2018.09.25.01

摘要 ( 155 )

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针对高压井套管缺陷对连接螺纹承载能力影响研究较少，套管安全评估依据不足的问题，以典型的API ϕ177.8 mm×12.65 mm P110钢级的圆螺纹套管为研究对象，以弹性力学理论和腐蚀套管力学模型为基础，对不同腐蚀形态下套管-水泥环-地层有限元模型研究，分析了套管-地层-水泥环系统下套管螺纹牙的应力分布状态和3种腐蚀缺陷影响下螺纹连接部分的应力分布规律。获得了均匀腐蚀缺陷相对于低压井对高压井套管螺纹牙最大等效应力影响较大；点蚀与沟槽型腐蚀缺陷对套管螺纹牙最大等效应力影响变化相似；点蚀与沟槽型腐蚀缺陷发生在套管螺纹啮合段下段区域时影响显著；不同腐蚀缺陷下套管屈服的临界腐蚀缺陷深度等方面的认识规律。

套损图像特征模式匹配识别技术及应用

和志明, 伍东

2020, 42(2): 175-181. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.03.29.01

摘要 ( 149 )

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针对套管损伤腐蚀检测识别问题，给出了4种损伤腐蚀类型的定义，开展了损伤腐蚀特征模式匹配识别研究，对传统图像轮廓跟踪与提取做了优化改进，将套损图像变换到三维空间，采用三维空间图像特征模式识别技术，通过对套损数据集中点间距测度阈值和点数值阈值的约束，搜索得到损伤腐蚀闭合三维体，将其划分为表示不同损伤腐蚀形状的特征子集，并提取特征子集的轴向和径向特征，对提取的特征和标准腐蚀模式特征进行匹配，可准确评判套管损伤腐蚀类型。实际应用表明，该技术能够准确地检测环状腐蚀、线状腐蚀、片状腐蚀和斑点状腐蚀，解决了目前无法识别套管损伤腐蚀类型的难题。

棉籽底油W/O乳状液堵剂的制备及性能评价

董瑞强, 郅轲轲, 郭良辉, 何龙, 李恩田

2020, 42(2): 182-188. DOI: 10.11885/j.issn.1674-5086.2019.01.10.01

摘要 ( 209 )

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棉籽底油为棉籽榨油时的副产物，废弃的棉籽底油会造成严重的环境污染和资源浪费，首次提出使用乳化的棉籽底油作为一种选择性堵剂。选用合适的复配乳化剂配制出了高含水的棉籽底油W/O乳状液并进行了性能评价。使用流变仪对乳状液的增黏区间进行了研究，结果表明，最大增黏区间可以达到80%；使用分油率研究了乳状液的稳定性，乳状液的稳定性随着含水量的增加而增强；对棉籽底油乳化体系进行耐温抗盐能力评价，棉籽底油乳状液可以耐110℃高温，抗2×10⁴ mg/L的钙离子；利用流性指数研究了不同含水量乳状液的流变性，含水量越高，假塑性越弱；填砂管驱替实验表明棉籽底油乳状液对水和油的封堵率分别为98%和15%，具有良好的封堵性和油水选择性。

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