石油学报杂志

石油学报杂志2022年第5期

• 济阳坳陷古近系页岩油地质特殊性及勘探实践——以沙河街组四段上亚段—沙河街组三段下亚段为例

  刘惠民

  摘要： 基于前期基础研究与勘探实践，建立了济阳坳陷沙河街组四段上亚段—沙河街组三段下亚段页岩岩相发育模型，通过剖析济阳坳陷古近系泥页岩的储集性、含油性、可压性和页岩油的可动性及其协同演化特征，形成了针对性的勘探目标评价体系，支撑了济阳坳陷页岩油勘探的全面突破。明确指出了济阳坳陷页岩油6个方面的特殊性：①济阳坳陷古近系泥页岩岩相具有富含碳酸盐、纹层发育、大面积分布的特点；②无机孔隙和微裂缝形成的孔、缝网络体系是页岩油赋存的有利储集空间；③中、高演化程度富含碳酸盐纹层状页岩游离油富集；④有机、无机协同演化控制了泥页岩储集性和含油性的有效匹配；⑤异常高压体系有利于页岩油产出；⑥富含碳酸盐泥页岩具有中等可压性，通过组合缝网压裂工艺可实现有效改造。形成了基于泥页岩"四性"参数的陆相断陷盆地页岩油有利目标评价体系，建立了页岩油分级优选目标评价流程，破解了济阳坳陷页岩油地质—工程双甜点优选难题。中、高演化程度页岩油勘探的突破，特别是中等演化程度页岩油勘探的突破，大大拓展了济阳坳陷断陷湖盆页岩油勘探空间，也将丰富页岩油勘探理论。

• 石油伴生H2S的成因分析——以鄂尔多斯盆地彭阳油田为例

  尚婷, 田景春, 刘鑫, 谢先奎, 张晓磊, 余威, 郭懿萱, 王峰, 陈江萌

  摘要： 彭阳油田是鄂尔多斯盆地新探明的低H2S含量的油田，其主力产层为侏罗系延安组，原油伴生H2S含量最高为0.115%，明确H2S成因机制对于油田合理开发及安全生产具有重要意义。基于储层硫化物及油田水硫同位素的系统分析，预测了侏罗系延安组原油伴生H2S的成因。延安组主要发育集块状、斑点状、斑块状、星点状等黄铁矿类型，其δ34S值为-1.9 ‰~10.1 ‰，其中，斑块状、集块状黄铁矿为沉积早期快速结晶成因，斑点状、星点状黄铁矿为硫酸盐还原菌还原作用成因。石膏的δ34S值在16.8 ‰~17.7 ‰，为后期成岩阶段的产物，其并非H2S的硫元素来源。油田水的δ34S值较高，平均为37.9 ‰，这主要是由于硫酸盐还原菌还原作用消耗地层水中的32S，使水体相对富集34S。黄铁矿后期溶解和硫酸盐还原菌还原有机硫化物均可释放SO42-，使侏罗系油田水具有较高的SO42-浓度，为H2S的生成提供了充足的物质基础。侏罗系地层水的矿化度、pH值及地层温度等物理化学条件均利于硫酸盐还原菌的生存，为硫酸盐还原菌还原作用提供了适宜的反应场所。综合分析认为，彭阳油田侏罗系原油伴生H2S为硫酸盐还原菌还原成因。

• 潜江凹陷古近系盐间地层沉积环境与有机质富集——以潜江组三段下亚段10号韵律为例

  蔡媛, 孔祥鑫, 姜在兴, 葛涛元, 陈凤玲, 吴世强, 张亮

  摘要： 潜江凹陷潜江组发育多套富有机质的盐间细粒沉积岩，是潜在的页岩油勘探目标，对盐湖环境有机质富集机制的认识不清制约了页岩油成藏机理的研究。以潜江组三段（潜三段）下亚段10号韵律盐间层为研究对象，综合岩心、岩石薄片、X射线衍射矿物分析与常量、微量、稀土元素分析等地质资料，探讨了潜江凹陷盐间地层有机质的富集机理。根据物质组成和岩相类型，将潜三段下亚段10号韵律盐间层划分为3段，其中，上段、下段由层状白云质泥岩和钙芒硝岩组成，总有机碳（TOC）平均含量为0.83%；中段由纹层状白云质泥岩和纹层状灰质泥岩组成，TOC平均含量为1.35%。盐间层中段黄铁矿的晶体形态、元素地球化学特征反映热液活动参与其沉积。盐间层中段沉积期，古气候相对湿润，水体还原性较强、盐度偏低、生物生产力高；盐间层上段和下段形成于干热古气候条件，沉积水体还原性较弱、盐度高、生物生产力低。潜江凹陷盐间层有机质的富集是热液活动和气候变化共同作用的结果。其中，热液活动为表层水体带来营养物质，利于盐湖生物繁盛和生产力水平提高；古气候的干湿变化通过改变盐湖水体的氧化还原性和盐度，进而影响沉积有机质的保存。

• 塔河地区寒武纪碳酸盐岩台地沉积演化史与成因机制——来自地层沉积正演模拟的启示

  黄渊, 段太忠, 樊太亮, 刘彦锋, 沈禄银, 张文彪, 李蒙, 张德民

  摘要： 综合应用岩心、测井、地震等资料，对塔里木盆地塔河地区寒武系沉积体系的类型、内部结构以及沉积相分布开展了定性分析和地层沉积正演模拟研究，重现了寒武纪碳酸盐岩台地的演化过程，并依据定量表征的各时期沉积相展布规律，结合模拟参数分析，探讨了寒武纪碳酸盐台地的形成与演化机制。研究结果表明，塔河地区经历了发育早寒武世玉尔吐斯组沉积期陆棚、肖尔布拉克组沉积期碳酸盐岩缓坡（初期以发育中缓坡—外缓坡的低能沉积为主，晚期以发育中缓坡的高能丘滩为主）、吾松格尔组沉积期碳酸盐弱镶边台地（台缘发育1期加积-进积型微生物礁滩）、中—晚寒武世大型进积型碳酸盐岩强镶边台地（台缘分别发育3期进积型微生物礁滩）的演化过程。塔河地区沉积体系整体呈现出的多类型、多期次、多级层序结构特征，是全球海平面变化与差异沉降共同控制的物理可容空间，以及碳酸盐沉积物生产（类型、数量、聚集能力、发育位置）和水动力搬运作用耦合的结果。东西分异的沉降作用和初始地形影响着寒武纪碳酸盐岩台地迁移趋势；沉积物类型、水动力搬运作用以及海平面振荡的共同作用导致研究区在肖尔布拉克组沉积期形成碳酸盐岩缓坡并发生阶段分异；物理可容空间和生态可容空间的相互作用是研究区在早寒武世晚期由碳酸盐岩缓坡向弱镶边台地演化以及在中—晚寒武世形成大型进积镶边台地的关键控制因素。

• 低煤阶煤储层物性演化特征及其对储层评价的影响

  辛福东, 许浩, 汤达祯, 杨焦生, 陈艳鹏, 王玫珠

  摘要： “第一次煤化作用跃变”使煤储层的物性在煤化作用早期阶段发生了显著的变化。鉴于这一物性动态变化特征，为厘定煤化作用跃变前后低煤阶有利煤储层的评价参数和标准，在系统采集中国主要盆地低煤阶煤岩样品的基础上，通过系列实验分析手段，研究了早期煤化作用过程中低煤阶煤储层的物质组成、孔隙-裂隙系统、储层物性等方面的变化规律。在煤化作用早期阶段，孔隙类型的变化主要表现为原生孔的破坏与收缩、后生孔和割理的形成。储集空间由以发育大孔和中孔为主的孔隙型分布，逐渐变化为以发育孔隙、裂隙为主。从褐煤到低煤阶烟煤，随着煤化作用进行，煤储层的孔隙度呈现出先快速降低之后缓慢增高的趋势；渗透率整体呈现增高的趋势；甲烷的吸附能力逐渐增强，吸附气比例逐渐增加。在详细描述"第一次煤化作用跃变"前后低煤阶煤储层的孔隙类型、孔径分布、孔隙度、渗透率及气体赋存方式的基础上，提出了褐煤与低煤阶烟煤储层评价参数权重与隶属度的差异化处理方法，以期为中国低煤阶煤层气的勘探开发提供科学依据。

• 基于核磁共振测井的砂砾岩储层分类与产能预测方法

  金国文, 王堂宇, 刘忠华, 谢然红, 邵亮, 李博宇

  摘要： 砂砾岩储层具有岩石颗粒粒径范围大、低孔低渗、孔隙结构复杂和非均质性强等特点，其品质分类与产能预测难度较大。基于核磁共振测井，提出了砂砾岩储层的分类方案与产能预测方法。利用岩石核磁共振实验测量的横向弛豫时间（T2）分布，提取三孔隙组分百分比（小孔隙组分百分比S1、中孔隙组分百分比S2、大孔隙组分百分比S3）、T2分布几何平均值（T2_LM）等T2分布特征参数，构建了综合反映储层孔隙结构和岩石物理性质的储层品质指数（IRQ）。T2分布特征参数和储层品质指数与孔喉半径、排驱压力等压汞实验参数具有良好的相关性，可定量表征岩石孔隙结构。利用S3/S1和IRQ建立了砂砾岩储层分类图版，基于S3/S1、T2_LM、IRQ和储层有效厚度（H）构建了砂砾岩储层的产能预测综合指数（F）和产能预测模型。基于核磁共振测井的砂砾岩储层分类方法和产能预测模型在准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡百口泉组砂砾岩储层研究中取得了良好的应用效果，验证了该方法的有效性和实用性。研究方法与认识对开展砂砾岩储层的分类与产能研究具有一定参考意义。

• 高含水层油砂SAGD相似物理模拟实验

  东晓虎, 王剑, 刘慧卿, 田冀, 张琪琛, 郑强, 卢川

  摘要： SAGD开发油砂过程中，储层内存在的高含水层极大影响了正常的蒸汽腔扩展特征和开发动态。采用三维物理模拟实验，开展了高含水层油砂SAGD的汽腔扩展动态及开发特征研究。首先基于Forchheimer定律约束，提出了相似理论设计中三维模型渗透率的校正方法，进而通过相似模型设计，开展了均质及高含水层油砂SAGD的三维物理模拟实验，对比分析了高含水层油砂SAGD的汽腔扩展模式，表征了高含水层对油砂SAGD生产动态的影响。其次，基于该物理模型参数，建立了实验室尺度的数值模拟模型，通过数值反演，分析了高含水层厚度及含水饱和度的影响。最后，提出了优质储层体积比和汽腔横向扩展比两个评价指标。在此基础上，评价分析了高含水层对SAGD开发的负面效应，建立了高含水层油砂SAGD开发的界限图版。结果显示，高含水层的存在会导致SAGD汽腔前缘的温度突降，汽腔体积缩小。相比均质油砂储层，高含水层油砂SAGD的汽腔发育包括上升期、水体影响期、二次上升期、横向扩展期及衰竭期5个阶段。高含水层厚度和含水饱和度对油砂SAGD的开发动态具有一定负面影响，所建立的SAGD界限图版可用于有效评价高含水层对油砂SAGD开发效果的影响。

• 化学驱聚合物溶液配注工艺技术及矿场应用效果

  束宁凯, 汪卫东, 曹嫣镔, 郑昕, 方洪波, 张磊, 李治平, 王宏万

  摘要： 胜利油田已有20年以上化学驱历史。但由于长时间开采，油藏条件愈加苛刻，产出水成分也愈加复杂，导致淡水配制母液、产出水混配稀释注入的聚合物溶液黏度逐年下降，严重影响了化学驱的开发效果。为了实现化学驱技术的绿色发展，通过系统分析聚合物溶液配制及注入全过程中导致黏度降低的因素，形成了使聚合物溶液低剪切、零剪切的4项关键技术：①生物竞争抑制法保证聚合物溶液黏度技术可以使"益生菌"微生物脱硫抑硫及遏制Fe2+产生，并可在化学驱领域大规模应用；②原位保留聚丙烯酰胺即时湮灭羟基自由基技术，该技术基于胶体化学DLVO理论，通过研制新型综合处理剂，从源头减少滋生硫酸盐还原菌的含聚油泥层产生；③聚合物溶液熟化参数优化方法，研发了聚合物溶液产出水母液配制、混配稀释一体化低剪切装置工艺；④大压差低剪切节流控制单元结构仿真模拟方法以及可测试调配一体化管柱注入工艺。聚合物溶液低剪切、零剪切关键技术已成功应用于胜利油田化学驱项目，实现了从淡水配制母液向产出水配制的转变，节约了淡水资源，还实现了甲醛杀菌向"益生菌"微生物脱硫抑硫的转变。

• 基于动力松弛法的含铰柔性钻杆载荷传递机理

  徐亭亭, 罗敏, 姚利明, 王晶, 林志强, 王宝金

  摘要： 含铰柔性钻杆广泛应用于超短半径水平井钻井技术中。柔性钻杆不同于常规的钻杆，其在变形过程中不仅伴随有机构与结构之间的相互过渡，同时柔性钻杆还与外管产生随机接触。考虑含铰柔性钻杆的结构特点，采用有限单元法将柔性钻杆和外管均处理为空间梁单元，将铰离散为万向节连接单元，柔性钻杆与外管之间的接触关系采用接触间隙元进行描述，建立含铰柔性钻杆接触非线性有限元仿真模型，引入动力松弛法对其进行求解。为验证有限元模型及动力松弛法的可行性，建立了铰接梁与外梁接触平面模型，根据叠加原理和变形协调条件推导了挠度、接触力等参量的解析表达，将数值解与理论解进行比较，最大误差仅为0.14%。对造斜段6种铰接转动极限的含铰柔性钻杆进行仿真分析。结果表明，柔性钻杆与外管之间接触力是间断不连续的，且沿轴线随机分布，铰接转动极限越大，传递到柔性钻杆底端的扭矩变化不大，传递到柔性钻杆底端的轴力逐渐减小，铰接转动极限大于5°时，轴力损失率大于59.5%。

• 渤海“三高”气井环空早期圈闭压力预测

  宋闯, 张晓诚, 谢涛, 霍宏博, 王文

  摘要： 针对渤海"三高"（高温、高压、高酸气含量）气井生产早期环空圈闭压力过大严重威胁井筒安全、现有计算模型不能满足"三高"气井圈闭压力计算需要进而影响井筒完整性管理的问题，为准确预测"三高"气井的圈闭压力，基于漂移模型、动量守恒、能量守恒、井筒传热学、平面应变力学方程、气体状态方程以及管柱力学相关理论，建立了"三高"气井井筒温度、压力耦合预测模型以及气液两相圈闭压力迭代模型，实现了"三高"气井高温、高压、产水和非烃气体等实际工况下的气液两相圈闭压力计算，并解决了现有计算模型适用性差以及迭代不收敛的问题。研究结果表明：所建温度、压力耦合预测模型误差约为5%；相较于已有模型，所建模型计算结果更接近现场实际情况，误差在7.5%以下，高产工况下准确度更高；分析得到了"三高"气井不同因素对圈闭压力的影响规律，进行定量化敏感性分析，并以此为依据从工程角度提出了环空圈闭压力的控制措施。其中，环空预留5%~7%气柱能有效降低圈闭压力。

• 倾斜气井积液临界气相流速预测新模型

  李金潮, 邓道明, 沈伟伟, 储乐平, 高振宇, 宫敬

  摘要： 井筒积液是气井生产过程中常见的现象，特别对于页岩气、致密气等低渗透性气井，积液产生一定的背压会使得气井产量进一步降低，严重情况下会导致气井停产。准确预测气井积液临界气相流速可以指导生产者及时采取积液防治措施。斜井中液膜在重力作用下不均匀分布，使得其内部的积液研究较为复杂。通过对比已有的实验和理论研究，分析认为液膜的反向流动是积液的主要原因，并且起始于井筒横截面底部最厚处的液膜；通过分析斜井井筒中液膜速度分布规律，确定以液膜与井壁剪切应力为0作为积液判定条件。基于环雾流型并考虑斜井井筒中液膜周向不均匀分布、气芯液滴夹带的影响，建立适用于不同管径、不同液相流量的全倾角气井积液预测新模型。利用井斜角为0°~88°的实验数据、直井和斜井的现场生产数据对新模型及已有的6种积液预测模型进行分析验证的结果显示，基于零液壁剪切应力的新模型相比于其他模型更能准确地预测全倾角气井积液临界气相流速。

• 缓解凝析气井反凝析污染的非平衡压降法

  王武超, 吴克柳, 陈掌星, 李宗宇, 陈叔阳, 何云峰, 袁锦亮, 刘慧卿

  摘要： 凝析气藏衰竭开采出现反凝析污染，如果衰竭速度控制不当，将严重影响气井生产。采用非平衡压降"雾状"反凝析控制技术可以缓解这种影响。该技术利用凝析油析出之初、其呈雾状的非稳态状态时，通过提高天然气流速使反凝析油即时形成即时采出，实现地层压力低于露点压力时反凝析油始终无法形成连续相，保持高的凝析油传输能力，并通过延长雾状流压力窗口实现反凝析污染的有效控制。首先通过Мирзажанзаде的非平衡压降理论结合非平衡定容衰竭相态实验，揭示了衰竭速度与"雾状"反凝析的内在规律；然后开展不同压降速度（1 MPa/h、2 MPa/h、3 MPa/h和4 MPa/h）下的长岩心反凝析伤害实验及衰竭开采实验，综合分析不同衰竭速度下的雾状流压力窗口和反凝析控制效果。结果表明，压降速度越大，反凝析出的"雾状"凝析油颜色越深，在凝析气中悬浮时间越长，随高速气流产出量越多；当压降速度为4 MPa/h时，雾状流压力窗口为10.5 MPa （46.5~36.0 MPa），储层反凝析污染改善效果最好，凝析油采收率最高，但对天然气采收率影响不明显。因此，综合考虑气井出砂和气窜情况，适当增大衰竭速度，有利于缓解近井地带反凝析污染，提高凝析油采收率。