油氣擴散實驗裝置

❶ 南海沉積物中甲烷水合物p-T穩定條件實驗

孫始財^1,2,3業渝光²,3，劉昌嶺^2,3，譚允禎¹，孟慶國³，相鳳奎^1,3，馬燕³

孫始財（1975－），男，博士，講師，主要從事天然氣水合物研究，E-mail:[email protected]。

註：本文曾發表於《Journal of Natural Gas Chemistry》2011年第5期，本次出版有改動。

1.山東科技大學土建學院山東省土木工程防災減災重點實驗室，山東青島266510

2.國土資源部海洋油氣資源與環境地質重點實驗室，山東青島266071

3.青島海洋地質研究所，山東青島266071

摘要：確定海底沉積物中天然氣水合物的穩定條件是合理評估和安全開采水合物資源的基礎。分別用南海北部陸坡神狐海域底層水和海底沉積物樣品（含孔隙水）實驗合成了甲烷水合物，並用等容多步升溫分解法初步研究了甲烷水合物的穩定條件。實驗結果表明：底層水和沉積物中甲烷水合物穩定溫度都比純水中降低了約1.4℃，說明沉積物樣品中主要是孔隙水離子效應影響水合物穩定條件。

關鍵詞：南海沉積物；孔隙水；甲烷水合物；穩定條件

p-TStability Conditions of Methane Hydrate in Sediment from South China Sea

Sun Shicai^1,2,3,Ye Yuguang^2,3,Liu Changling^2,3,Tan Yunzhen^l,Meng Qingguo³,Xiang Fengkui^1,3,Ma Yan³

1.Shandong Provincial Key Laboratory of Civil Engineering Disaster Prevention and Mitigation,College of Civil Engineering and Architecture,Shandong University of Science and Technology,Qing 266510,Shandong,China

2.The Key Laboratory of Marine Hydrocarbon Resources and Environmental Geology,Ministry of Land and Resources,Qing 266071,Shandong,China

3.Qing Institute of Marine Geology,Qing 266071,Shandong,China

Abstract:For reasonably assessing and safely exploitating marine gas hydrate resource,it is importantt o determine the stability conditions of gas hydrates in marine sediment.In this paper,the seafloor water sample and sediment sample (saturated with pore water)from Shenhu Area of South China Sea were usedfor synthesizing methane hydrates,and the stability conditions of methane hydrates were investigated by multi-step heating dissociation method.Preliminary experimental results show that the dissociation temperature of methane hydrate both in seafloor water or in marine sediment,at any given pressure,is depressed by approximately-1.4 K relative to the pure water system.This phenomenon indicates that hydrate stability in marine sediment is mainly affected by pore water ions.

Key words:South marine sediment; saturated with pore water; methane hydrates;hydrate stability

0 引言

甲烷水合物是在一定的溫度和壓力下由水和甲烷生成的類似冰的、非化學計量的、籠形結晶化合物。在標准溫度－壓力條件下，1 m³甲烷水合物可釋放164 m³的甲烷氣體。自然界中天然氣水合物（主要是甲烷水合物）大部分蘊藏在海底沉積物中，一般存在於300～3 000 m深水盆地、陸架坡折帶等天然氣水合物穩定域內^[1]。據估算，全球大洋底部沉積物中含有1.2×10¹⁷m³的天然氣水合物^[2]。2007年，中國在南海北部神狐海域鑽獲天然氣水合物實物樣品^[3]，探明資源量達185億t油當量。美國、加拿大、俄羅斯和日本等國准備開采這種具有商業開發價值的戰略性替代能源。然而開采過程中水合物的分解將導致地層膠結作用喪失和孔壓急劇增大，甚至導致地層液化，誘發井壁失穩、滑坡、塌陷等工程事故與災害，從而對開采工程構築物與周圍環境帶來嚴重影響^[4-8]。如果開采措施稍有不當，水合物分解釋放出來的大量甲烷將打破碳循環平衡，造成溫室效應和嚴重的生態破壞^[9-10]。所以，確定水合物在沉積物中的穩定分布情況是合理開采水合物資源，防止誘發自然災害的基礎。

目前，研究沉積物中水合物穩定性條件，大多用硅膠、玻璃、活性炭等人工多孔介質材料模擬沉積物，孔隙尺寸均勻（主要在幾納米到幾十納米居多）^[11-21]。實驗發現多孔材料對水合物的生長會產生一定的影響，使其穩定溫度趨於更低（或壓力趨於更高），並且孔隙尺寸越小，影響越明顯。Makogon^[22]較早發現了小孔隙砂岩中天然氣水合物形成壓力升高；Turner^[23]實驗表明孔隙半徑大於60 nm時水合物生成不會受到孔隙毛細作用的影響；Ye Yuguang^[24]和孫始財等^[25]測得水合物在較粗砂粒中穩定條件沒有變化。Riestenberg^[26]測得34 g/L二氧化硅懸浮液和200 mg/L膨潤土懸浮液中甲烷水合物p-T沒有變化，而Cha等^[27]和Ouar等^[28]測定了天然氣在34 g/L的膨潤土懸浮液中相平衡溫度偏移了2℃。Uchida^[29]等研究了石英砂、砂岩和黏土（高嶺土和膨潤土）中甲烷水合物分解條件，認為石英砂、砂岩和高嶺土中水合物分解條件主要受到孔隙尺寸的影響，表面紋理和礦物成分影響很小。而稀釋的膨潤土溶液對甲烷水合物有熱力學促進效應。Lu Hailong等^[30]研究了ODP164航次在Blake海脊鑽獲的含水合物沉積物岩心（Hole 995B）甲烷水合物的穩定條件，結果表明相對海水和純水中甲烷水合物的穩定溫度分別降低了0.4 K和1.5 K。由於海底中沉積物性質、結構、堆積狀態等比較復雜，並且含有孔隙水，甲烷氣體很難滲透，導致水合物生成異常困難。因此，亟待開展實際海底沉積物中水合物穩定條件研究。本文用中國南海北部陸坡神狐海域沉積物樣品實驗合成甲烷水合物，採用多步升溫分解法研究甲烷水合物穩定條件的變化，為掌握我國南海北部海域天然氣水合物分布情況提供重要的理論基礎。

1 實驗

1.1 實驗裝置

實驗所用裝置詳見文獻中[25]，主要包括水合物反應釜、溫度控制系統、數據採集系統（圖1）。反應釜凈容積為150 m L，耐壓值為40 MPa，結構採用快開式，以方便拆卸。實驗中為盡可能減少反應釜中氣體空間過大對實驗壓力變化的影響，釜體內填充了玻璃球，沉積物用塑料杯與之隔開。釜體安裝熱電阻溫度感測器和壓力感測器。溫度感測器（Pt100）探針伸入到沉積物中約20 mm，精度為±0.1℃。為保證測量結果的准確，在實驗准備階段用標准熱電阻對溫度感測器進行了校準。壓力感測器最大量程為40 MPa，精度為±0.25％，並配有壓力表以方便觀察。溫度控制系統為三級恆溫控制，空氣浴控溫范圍為0～＋50℃，恆溫水浴（兩級）控溫范圍為－40～＋50℃。實驗溫度在0℃以上時，可以僅開啟空氣浴。實驗過程由數據採集儀實時記錄。

圖1 沉積物甲烷水合物p-T穩定條件實驗系統

實驗過程中對系統的密封性要求比較高，通過以下3個方法確定系統不漏氣：

1）充入N₂至最大工作壓力，在某一溫度下， 72 h壓力不下降。

2）正式實驗前，甲烷充入反應釜後，由於溶解的原因，壓力有少許下降，但是在放置24 h後，壓力沒有下降。然後開始正式實驗。

3）實驗完成一次後溫度恢復到開始溫度時，壓力與開始壓力相同。

1.2 實驗材料

實驗採用的海水樣品（No.HY4-2006-3-HS-289PC）和沉積物樣品（No.HY4-2006-3-HS-383GG 1/5 top）均採集於我國南海神狐海域。雖然沉積物樣品中不含水合物，但是樣品所處位置在鑽獲水合物實物樣品的站位附近，與其地質背景基本相同，因此，樣品具有水合物分布區沉積物的代表性。取少許沉積物樣品用馬爾文MS2000激光粒度分析儀對其粒度進行分析，結果如表1所示。從數據可以看出樣品顆粒粒徑以粉砂級（58.911%）和細砂級（31.01%）為主，其次是粘土級（5.967%）和中砂級（3.778%），粗砂級幾乎為零（0.334%），礫石為零。沉積物樣品沒有經過任何處理直接裝入上端開口的柱狀塑料杯（四周扎有密密麻麻的針狀小孔，增強甲烷氣體的擴散速率），體積約為50 m L，孔隙水約含16 m L，所以沉積物孔隙度可以近似認為是32％。對南海神狐海域天然氣水合物樣品氣體組分測試發現，甲烷氣體體積分數大於99%^[31]，所以實驗用青島瑞豐氣體有限公司提供的純度為99.99％甲烷氣體。

表1 實驗用南海沉積物樣品數據

1.3 實驗方法和步驟

測定水合物穩定條件的方法有多種，針對實驗中沉積物孔隙大小不均和孔隙水鹽度變化的特點，採用等容多步升溫分解法^{[11,15,32-33]}（圖 2）可以更准確地反映甲烷水合物生長分解特性。每輪實驗都重復多次，使甲烷水合物在沉積物中分布較為均勻；並且每次實驗都保證充分的時間使甲烷水合物生成的量盡可能多。在加熱分解階段，每次升溫0.2～0.5 K 且保證足夠長的穩定時間12～24 h（根據實驗情況時間可能更長），使得體系溫度和壓力達到真正平衡。本文甲烷水合物穩定條件是指每輪實驗中甲烷水合物生成曲線G-H 和分解曲線J-F的交點F對應的溫度和壓力（圖2）。

圖2 甲烷水合物生成分解過程

具體步驟如下：

1）試壓、檢漏、洗釜。

2）將沉積物裝入釜中，靜置12 h時左右。

3）將反應釜放入空氣浴（水浴）中，適當降低溫度（盡可能減少水分蒸發）抽真空，然後充入甲烷氣至實驗壓力。

4）靜置24 h讓甲烷充分溶解，直至壓力沒有變化。

5）啟動溫度控制系統至設定溫度，溫度穩定後開始水合物生成－分解實驗。數據採集儀記錄全部過程溫度和壓力變化。

2 實驗結果與討論

2.1 甲烷水合物的分解

實驗中，當水合物開始反應後直至體系溫度和壓力長時間（6 h以上）保持不變（圖2中G—H-I），認為甲烷水合物生成結束，然後進入升溫分解過程。甲烷水合物的分解是一個吸熱和釋放氣體的過程，涉及傳熱傳質2個過程。第一個階段是傳熱過程（圖2中A-B、C—D）。在甲烷水合物穩定區域，固態甲烷水合物的能量比甲烷氣體和水二元混合物能量低，所以更穩定。要使甲烷水合物分解就必須提高體系能量，超過甲烷水合物的分解熱；否則，甲烷水合物不會分解。在這一階段中反應釜內壓力提高是因為溫度升高甲烷氣體膨脹引起。本文實驗中柱形反應釜浸沒在恆溫冰箱中，熱量從柱形釜體周圍傳遞到水合物晶體表面，越靠近反應釜壁面甲烷水合物越容易獲得環境熱量達到分解條件。這一過程主要受到傳熱速率的控制，提高溫升速度可以加快分解；但是升溫速度過快，甲烷水合物可能產生分解亞穩狀態，即甲烷水合物越過真正的分解點才開始分解，造成較大的實驗誤差。在水合物穩定條件測量過程中升溫速度越小，測量誤差越小，並且通過連續重復多次實驗的方法也可以減小這種誤差。另外，當體系溫度接近甲烷水合物分解溫度時，適當降低升溫速度也是必要措施。在沉積物中還要考慮沉積物礦物成分、孔隙、樣品規格對傳熱速率的影響。

第二個階段是傳質過程（圖2中B—C、D—E）。當體系能量超過甲烷水合物自由能時，液相和氣相中甲烷氣體的濃度已經低於相應溫度下的溶解度或平衡壓力，甲烷水合物晶體結構坍陷產生液態水和甲烷自由氣體。在這一階段，甲烷氣體在不同相中的濃度與溶解度的差或分解壓力與平衡壓力的差是甲烷水合物分解驅動力，這種驅動力使暴露在表面的水合物晶格首先塌陷釋放出甲烷氣體。所以甲烷水合物分解過程既是傳質過程，也是界面消融移動的過程，並且甲烷氣體的擴散速率與水合物表面積和驅動力成正比。甲烷水合物分解出來的甲烷氣體在液相中達到飽和濃度後又不斷擴散到上部空間提高自由氣體壓力，以維持甲烷水合物表面壓力低於體系溫度下的平衡壓力，使分解反應可以繼續進行。本文實驗是在等容條件下，隨著甲烷水合物的分解系統壓力升高，當壓力升高到調溫後穩定溫度下的平衡壓力，體系又達到新的平衡（圖2中C、E點）。在這一過程中甲烷水合物分解主要受到甲烷傳質速率的控制，如果是在沉積物中還要考慮沉積物孔隙結構的影響。對於高滲透率的沉積物，甲烷水合物的分解速度主要取決於傳熱過程；對於低滲透率的沉積物，分解速度取決於傳質過程^[34]。

2.2 海水中甲烷水合物穩定條件

海洋天然氣水合物形成於沉積物孔隙中，其穩定性可能受到孔隙水（海水）和沉積物共同影響，如何確定兩者對水合物穩定性影響程度非常重要。一些學者認為^[35-39]在鬆散的海底沉積物內，孔隙水相互連通並與底層水相連，因此，其鹽度和底層水接近。Dickens等^[40]通過分析孔隙水的活度認為成岩作用等化學過程對水合物穩定性影響很小，孔隙水中甲烷水合物穩定條件與海水中沒有明顯區別。據此，本文首先用南海神狐海域底層水樣品研究海水（孔隙水）中甲烷水合物穩定條件。實驗開始前，用鹽度計（MASTER-S28 α）對底層水的鹽度進行了測量，w(Na Cl）值為3.5％。甲烷水合物在孔隙水溶液中生成過程與純水中類似，但是排鹽效應^[41]使鹽離子滯留在溶液或附著在水合物晶體表面，導致溶液的離子濃度升高，水合物反應更加困難。而甲烷水合物的分解過程正好與生成過程相反，離子濃度會被水合物分解釋放的水分子稀釋而逐漸降低。實驗測得的海水中甲烷水合物的穩定條件如圖3所示。從圖3可以看出南海底層水樣品中甲烷水合物穩定條件降低，穩定溫度比純水中下降了約1.4 K。Dickens等^[42]測定鹽度3.35％海水中甲烷水合物穩定溫度降低約1.1 K，並且認為在3.3％～3.7％鹽度在范圍（幾乎所有海洋鹽度），甲烷水合物溫度降低值小於1.24 K。Maekawa等^[43]採用甲烷水合物在生成和分解過程中，根據透光率的不同測得的甲烷水合物在鹽度為3.16％的海水中溫度降低了1.1 K。考慮到實驗海水鹽度以及測量誤差，認為實驗海水樣品對甲烷水合物穩定條件的影響與其他海域海水基本一致。實驗也測定了0.5 mol/L Na C1溶液中甲烷水合物穩定條件，其結果與海水中接近（圖3），說明在對溫度或壓力精度要求不高的情況（如一些現場工程作業），可以用相同鹽度的Na C1溶液代替海水進行水合物穩定條件的測定或計算，這樣可以簡化操作過程又能夠滿足實際工程的需要。

圖3 南海海水中甲烷水合物p-T數據

2.3 沉積物樣品中甲烷水合物穩定條件

由於沉積物樣品在海底成型已久、緻密程度高、孔隙尺寸很小，甲烷氣體在沉積物中擴散速率很慢，阻礙了甲烷水合物的成核，給實驗帶來相當大的難度。在設定的溫度和壓力下（過冷度近20℃），甲烷－沉積物－孔隙水體系靜態放置近2個月的時間內，在儀器精度范圍內溫度和壓力沒有變化，打開反應釜沒有發現水合物跡象，取少許放入水中沒有氣泡冒出，判斷沒有水合物生成或者說生成的水合物的量對本實驗意義不大。鑒於此，實驗中先後採取以下措施以試圖促進甲烷水合物的生成：1）適當增加過冷度（過壓度）；2）實驗溫度降到0℃以下或結冰（孔隙水結冰），然後採用溫度震盪法，使溫度場產生擾動；3）將沉積物裝在一個上端開口的四周扎滿密密麻麻針狀小孔的塑料杯中，以增加氣體擴散率，並結合措施1）和2）。通過反復試驗有效地促進了沉積物中甲烷水合物的生成，然後通過逐步升溫分解獲得甲烷水合物穩定條件，實驗結果如圖4所示。

圖4 南海沉積物中甲烷水合物穩定條件

從圖4可以看出，南海沉積物中甲烷水合物穩定條件與純水條件下相比，溫度下降了約1.4 K，這與本文測得的南海底層水樣品中甲烷水合物穩定條件基本一致。說明實驗所用的南海沉積物樣品中甲烷水合物的穩定條件主要受到孔隙水離子效應的影響，而沉積物孔隙結構沒有明顯的影響。Henry等^[13]用Blake海台海底沉積物合成水合物時，也發現孔隙結構對水合物穩定性沒有明顯的影響。Turner^[23]等測定了平均孔隙半徑為55 nm的亞得里亞海砂岩中甲烷水合物穩定條件，其結果與無幾何約束條件下甲烷水合物穩定條件沒有區別（溫度測量精度為±0.5 K），並用開爾文－克拉貝龍方程計算出孔隙半徑大於60 nm時沉積物孔隙不影響水合物穩定條件。Kastner[⁴⁴]繪出了全球已發現水合物賦存區域的水合物穩定條件圖，除了布萊克－巴哈馬（Blake）站位因沉積物孔隙導致水合物穩定條件發生偏移情況外，其他成藏區水合物穩定條件相對於無幾何約束條件下都沒有明顯變化。這種現象可能是因為海洋水合物存在位置距海底較近，沉積壓實作用不明顯，沉積物孔隙中毛細管作用力對水合物穩定條件的影響可忽略不計，但是孔隙水的離子效應肯定存在。

4 結論

1）分別測定了我國南海北部陸坡神狐海域底層水樣品和沉積物樣品中甲烷水合物的穩定條件。實驗測得底層水中甲烷水合物穩定溫度比純水中降低了約1.4 K，與其他海域中水合物穩定條件接近。

2）在沉積物中甲烷水合物很難生成，通過加強甲烷氣體擴散速率能夠促進甲烷水合物的生成。

3）在實驗條件下，沉積物樣品中甲烷水合物穩定溫度也降低了約1.4 K。因此，沉積物樣品中甲烷水合物的穩定條件主要受到孔隙水離子效應的影響，孔隙結構的影響可以忽略。

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❷ 油氣田勘探採取何種方法

如何高速度、高水平地勘探油氣田是一項很復雜的任務。石油通常都深埋在上千米的地下，在地面看不見、摸不著。即使地面上有油氣顯示，也不能肯定地下就一定存在油氣藏。要想找到它，就必須想方設法獲取地質資料，掌握規律。隨著科學技術的發展、人類的不斷實踐和總結，尋找石油的方法越來越多，歸納起來主要有地面地質法、地球物理勘探法、地球化學勘探法和鑽井勘探法等。

一、地面地質法地面地質法是尋找石油最基本的工作方法，其研究內容十分豐富。石油勘探工作者運用地質知識，攜帶羅盤、鐵錘、放大鏡等簡單工具，在野外直接觀察天然露頭和人工露頭。了解勘探地區的地層、構造、油氣顯示、水文地質、自然地理等情況。查明有利於油氣生成和聚集的條件，從而達到找油找氣的目的。

二、地球物理勘探法地球物理勘探法是利用物理原理和技術來解決地質問題的方法。根據地下岩石不同的密度、磁性、電性以及彈性等物理性質，在地面上利用精密儀器進行測量，以了解地下岩層的起伏狀況，尋找儲油構造，達到尋找油氣藏的目的。隨著科學技術，特別是計算機的發展，地球物理勘探法有了飛躍發展。常見的地球物理勘探法有重力勘探、磁法勘探、電法勘探和地震勘探等。

1.重力勘探重力勘探是用重力儀在地面上測量由地下岩石密度的差異而引起的重力變化。主要是利用重力加速度的變化來研究地質構造和尋找地下礦產。

不同緯度的重力加速度的正常值採用下式計算：

go=9.78318×(1+0.0053024sin2Φ-0.0000058sin22Φ)(3-1)式中Ф——緯度；go——某一緯度處重力加速度的理論值，m/s2。

用重力儀測量出地殼上某一位置的重力加速度，並將其校正到對應海平面上的值。校正後的重力加速度值與根據上式算出的理論正常值不一致，則稱為重力異常。如果校正值大於理論值，則稱為正異常；反之，則稱負異常。重力異常反映出地殼內不同物質的組成和分布狀況。根據重力異常范圍的大小，又可分為區域重力異常和局部重力異常，前者范圍大，後者范圍小。研究區域重力異常可以了解地殼的內部結構，研究局部重力異常可以探礦。地下埋藏著密度較小的物質如石油、煤、鹽等非金屬礦的地區常顯示出重力負異常，而埋藏密度較大的物質如鐵、銅、鋅等金屬礦的地區常顯重力正異常。

2.磁法勘探用磁力儀在地面或空中測量地下岩石的磁性變化，來探明地下地質構造和尋找某些礦產的方法稱為磁法勘探。

通過設在各地的地磁台測得地磁要素數據，經校正並消除地磁短期和局部變化等影響，所獲得的全球基本地磁場數值稱為正常值。在實際測定時，若發現實測地磁要素數值與正常值不一致，則稱為地磁異常。地磁異常是地下磁性物質發生局部變化的標志，據此可勘測出地下的磁性岩體和礦體。如磁鐵礦、鎳礦、超基性岩等是強磁性的礦物和岩石，反映出地磁異常為正異常；金礦、銅礦、鹽礦、石油等是弱磁性或無磁性物質，反映出地磁異常為負異常。

3.電法勘探地殼的岩石存在著導電性差異。觀測和研究人工電流場或大地電流的分布規律，可以了解地下地質構造，尋找原油、天然氣和其他礦產。

在固定的觀測站進行連續觀測，所獲得的大量數據經過校正可得到正常的電場值。在實際測量時，實測值與正常值不一致稱為地電異常。地電異常反映可能有礦體或地質構造存在。

4.地震勘探地震勘探法主要是利用地殼岩石的彈性差異，以物理學的波動理論為依據，研究地震波的傳播規律，從而了解地下的地質構造，尋找油氣藏。

地震勘探的基本原理是在地面用人工方法產生地震波。產生地震波的常用方法是先鑽一口井，再將一定量的炸葯放入井中使其爆炸(圖3-1)。地震波向地下傳播遇到岩性不同的地層分界面就會發生反射。在地面上用精密儀器(檢波器)把來自地層分界面的反射波用大量曲線記錄下來，進行對比、整理和計算，就可得到反映岩層界面起伏變化的剖面圖。根據地震剖面圖，就可以了解地層分布情況和地下地質構造。

圖3-1地震勘探示意圖

由於地震勘探能夠高質量、高效率地解決多方面的地質問題，從而成為最主要的勘探方法。據國外不完全統計，每年在地震勘探方面的投入約佔全部石油勘探投資的70%，而在我國更是超過了90%。

三、地球化學勘探法地球化學勘探簡稱化探。該方法是對地表岩石、土壤、氣體和水中的各種成分進行化學分析。當地下存在油氣藏時，油氣就會向上擴散。盡管數量有限，但在漫長的地質歷史過程中，總會在地表土壤或岩石中出現一些烴類氣體、微量瀝青以及與烴類有關的細菌、元素和鹽類等。因此，通過檢測地下油氣向地表擴散的烴類物質以及油氣在運移過程中與周圍物質發生各種物理化學變化的產物，就可以研究地下油氣的分布。地球化學勘探法主要包括氣測法、細菌法、土壤鹽法等。

氣測法是通過測量從地下擴散到地表的微量氣體分子來尋找油氣的方法。

由於地下油氣向地表擴散，在這個地區就會發育一些與這些微量油氣有關的特殊細菌，如氧化甲烷細菌、氧化乙烷細菌等。通過檢測這類細菌，可預測地下深處有無油氣藏。

由於烴類氣體的擴散或是水的活動，在油氣藏上方的土壤中會形成特殊的鹽類。通過檢測這些特殊鹽類可以預測地下深處有無油氣藏。

四、鑽井勘探法利用地質法、物探法和化探法等間接方法可以確定地下的有利構造。這些構造中是否真的含有油氣，只有通過鑽井勘探法才能最後確定。鑽井勘探法是油氣田勘探工作中最直接的找油方法。通過所鑽井眼可以直觀地判斷油氣是否存在並且確定油氣產能的大小，還能以井筒為通道把油氣開采出來。但是由於鑽井的速度很慢，費用也很高，因此必須在上述間接方法確定的有利含油構造上才進行鑽井。

1.井的類別(1) 地質井(構造地質淺井、地層探井)：在盆地或凹陷普查階段，為收集基礎地質資料、了解地層剖面和構造產狀而鑽的井。

(2) 參數井：在完成了地質普查或物探普查的盆地或凹陷內，選擇不同級別的構造單元而鑽的一口或多口井。目的是了解地層層序、厚度、岩性以及生、儲和蓋的條件，並為物探資料的解釋提供參數。參數井的設計深度要盡可能鑽穿沉積岩的全部層厚。如果沉積岩太厚，不可能在一口井內取得完整的剖面資料，則可在不同的構造單元上鑽兩三口參數井，以取得盆地或凹陷內一個完整剖面的資料。

(3) 預探井：以地震勘探詳查結果為基礎，在生、儲條件比較有利的構造或圈閉上打的第一口探井稱為預探井。目的是發現工業性油氣流。因此，在預探井內要特別重視取得系統的儲集層物性資料、中途測試和測井資料以及完井、分層試油等資料。在測試獲得油氣流後，還要取得流體樣品、油層壓力和溫度等資料，以便進行分析化驗和儲量計算。

(4) 詳探井(或稱評價井)：針對已獲工業油氣流的構造或圈閉，以地震勘探精查構造圖為基礎，視油氣田面積大小、構造的復雜程度而鑽的井。目的是控制油氣田面積、掌握儲集層物性及厚度變化規律和油藏類型。除取得預探井內規定的各項地質資料外，評價井還必須對油氣層取岩心，並對岩性、電性和測試資料進行綜合研究，進行儲量計算。

(5) 開發井(包括生產井、注水井、注氣井、資料井、檢查井等)：如果構造圖可靠、評價井所取的地質資料比較齊全、探明儲量的計算誤差在規定的范圍內，根據油田開發方案，為完成產能建設任務和產油氣計劃而部署的井。

(6) 調整井(包括生產井、注入井、檢查井等)：油氣田全面投入開發若干年後，根據開發動態及油氣藏數值模擬資料，為提高儲量動用程度、調整油氣或油水界面的推進速度、提高採收率、保證完成規定的採油計劃所鑽的井。調整井應根據開發研究設計部門編制的油氣田調整開發方案實施。

2.地質錄井要在鑽井過程中取得地質資料應進行地質錄井。地質錄井就是用一定的方法觀察、記錄和分析鑽井過程中與油、氣、水有關的地質現象，獲得鑽遇地層的岩性及含油氣情況。地質錄井包括岩心錄井、岩屑錄井、鑽井液錄井、氣測井以及鑽時錄井等。

1)岩心錄井岩心錄井就是在鑽井過程中用專門的取心工具將地下岩石按順序取到地面上來，並對所取岩心進行分析、研究，取得各項資料的過程。

岩心能夠最直觀、最可靠地反映地下岩層的特徵。對岩心進行觀察、分析和研究，可以了解岩性、岩相特徵、生物特徵，可以測定儲集層的孔隙度、滲透率及有效厚度等。

由於鑽井取心成本高、影響鑽井速度，在油田勘探開發過程中，不可能對每口井都取心。所以，應根據具體情況針對某些層位進行取心，如主要的含油氣層、地質界線、標准層、岩性復雜層位、斷層通過層位等。

2)岩屑錄井地下岩石被鑽頭破碎後，隨著泥漿被帶到地面上，這些岩石碎塊就叫岩屑。鑽井時，地質人員按照一定的深度間隔及時收集岩屑，進行觀察和描述的工作稱為岩屑錄井。

在勘探工作中，為了查明探區內的含油氣情況，盡快找到新油田，在一般取心少或不取心的情況下，要獲得大量的地層、構造、含油氣情況等第一手資料，就必須採用岩屑錄井的工作方法。岩屑錄井具有成本低、簡便易行、了解地下情況及時等優點，它在油氣田勘探過程中佔有很重要的地位。

3)鑽時錄井地層的軟硬直接影響鑽進的速度。疏鬆的軟岩層鑽進快；緻密堅硬的岩層鑽進慢。因此，根據鑽進的快慢可以了解地層情況。表示鑽進快慢可以用鑽時和鑽速兩個不同的概念。鑽速是單位時間內所鑽的深度，用m/h表示；鑽時是每鑽進1m所需的時間，用min/m表示。由於地質錄井的需要，現場常採用鑽時而不採用鑽速。根據鑽時的變化，既可以幫助我們判斷井下地層岩性的變化，反映地層的可鑽性和縫洞發育情況，又能幫助鑽井工程技術人員掌握鑽頭的使用情況。提高鑽頭利用率，並改進鑽進措施，提高鑽速，降低成本。鑽時錄井資料可以用於以下地質和鑽井工程方面：

(1) 判斷岩性，幫助解釋地層剖面。在砂泥岩分布地區，可以幫助分辨滲透層。結合其他錄井資料可以幫助發現油層、氣層和水層。

(2) 判斷縫洞發育的井段。鑽速突然加快、鑽具放空等說明井下可能遇到了縫洞。配合岩屑、鑽井液錄井資料，可判斷是否鑽遇縫洞以及縫洞的大小和發育程度等。

(3) 根據鑽時錄井可以計算純鑽進時間，進行時效分析；根據不同類型鑽頭對各類岩石的破碎強度以及實際記錄的鑽時大小，合理選擇鑽頭；根據鑽時的突變，推斷是否鑽遇油層、氣層，並確定工程上應採取的措施。

4)鑽井液錄井鑽井液是鑽井的血液，它對鑽井工程極其重要，是保證優質、快速、安全鑽井的重要因素之一。在鑽進過程中鑽井液性能常常會發生變化，而這種變化主要與所鑽岩層的性質有關。因此，人們常利用鑽進過程中鑽井液性能的變化來分析研究井下油層、氣層和水層的情況，判斷特殊岩性的地層。

5)氣測井氣測井是直接測定鑽井液中可燃氣體含量的一種測井方法。隨鑽隨測、無須停鑽。氣測井能及時發現油氣顯示並預報井噴，對於新探區和高壓氣區的鑽井工作具有特殊的意義。

氣測井的實質是通過分析鑽井液中可燃氣體的含量，進而分析是否存在工業價值的油氣藏。氣測井是分析與油氣田有關的氣體。各油氣田的天然氣組成相差甚遠。同一油氣田，油層和氣層的天然氣組成也並非一樣。在氣測中，所分析的烴包括輕烴和重烴兩類。輕烴指甲烷，重烴指相對分子質量比甲烷大的烴類氣體。輕烴與重烴之和稱為全烴或總烴。

氣測井按其測試方法可分為非色譜氣測和色譜氣測。非色譜氣測是利用各種烴氣的燃燒溫度不同將甲烷與重烴分開。色譜氣測法又稱氣相色譜法，是利用色譜分析原理將天然氣中的各種組分(主要是甲烷至戊烷)分開。色譜氣測准確、速度快、得到的分析數據多，因此它正在逐步取代非色譜氣測。

❸ 中國石油大學建築環境與設備工程怎麼樣就業好么發展潛力

建築環境與設備工程
一、專業概況
近年來，我國國民經濟發展迅速，城市及城鎮建設步伐加快。為了改善生態環境和實現國民經濟的可持續發展，天然氣的需求量將越來越大。隨著「西氣東輸」工程的實施，天然氣將作為城市燃氣的主要氣源；同時，隨著人們生活質量的提高，集中供熱、空調製冷將成為必然趨勢。為適應這一要求，國家急需培養大批專門從事建築環境與設備工程的高級專業人才，但目前國內高校開設建築環境與設備工程專業（含城市燃氣方向）的學校不多，每年的畢業生遠遠不能滿足社會發展的需要。為此，我校經過充分調研和論證，並報教育部高等教育司批准，於2002年增設了建築環境與設備工程專業。
建築環境與設備工程專業不是簡單地把以前專業進行合並重組，而是一個以建築環境學為基礎的新學科,它反映了學科發展的方向。「建築環境與設備工程」中的設備也不是指建築機械或施工機械，是指保證室內環境所需要的各種設備，包括暖通空調設備、建築電氣設備、建築給排水及燃氣供應設備等。因此，調整後的新專業所牽涉內容比以前專業更廣泛，要求學生所應掌握的知識面更寬。
建築環境與設備工程專業將設在儲運與建築工程學院儲運工程系，該系油氣儲運工程專業始建於1953年，是我校建立的第一批石油專業，是博士和碩士學位授權點，是國家「211」工程重點建設學科之一；熱能與動力工程專業也有十幾年的辦學經驗積累。目前，兩個專業的畢業生均供不應求。建築環境與設備工程專業與我校的油氣儲運工程和熱能動力工程專業密切相關，經過充分論證，利用現有的師資和實驗設備完全有能力組建建築環境與設備工程專業。
燃氣城外加城內，俗稱大然氣，這是許多燃氣界前輩的努力方向。建築環境與設備專業指導委員會委員宓亢琪教授和其他許多燃氣界前輩在很早以前就提出——燃氣並入儲運。這雖然是兩個行業，但學生的基礎課都相同，而且對於儲運及燃氣專業都是只有利而無一弊。目前，之所以燃氣在建築環境與設備工程專業，主要原因也是過去燃氣專業所在的院校都隸屬於建設部。而建築環境與設備工程專業設置的特色在於——以「大燃氣」為龍頭，發揮油氣儲運工程專業重點學科的優勢，建設具有鮮明石油特色的建築環境與設備工程專業。
二、專業建設規劃
1.專業建設目標
建築環境與設備工程專業具有燃氣方向博士學位的人很少，現在還沒能招聘到高層次的人才，除了原有的儲運及熱工的師資力量外，我們把年輕教師派送到建築環境與設備工程專業的老牌學校（例如:哈爾濱工業大學）攻讀研究生或進行專業培訓；進一步完善教學大綱，提高教學內容的針對性；加強實驗室建設，力爭建設好下列實驗室：天然氣水化物實驗室、燃氣燃燒實驗室、燃氣輸配實驗室等；努力突出石油大學的學科優勢，建立有特色的教材體系，提高學生培養質量。
2.專業建設舉措
雖然新專業是在原儲運專業、熱能與動力工程專業基礎上建設的，但由於跨行業的原因，目前很多教師對新專業的背景、隸屬關系等問題了解不夠深入，單純的教學，往往會導致偏離就業主題。為此，學院經常派有關教師到各相關院校調研，參加有關專業建設會議，以及進行教師新專業知識的培訓。少數課程教師採用進修、委培、引進等措施予以解決。
目前，某些教師走入一誤區，認為新專業課程只要照搬原儲運專業、熱能與動力工程專業的相應課程即可。針對如此現象，院系為了有效地組織教學，首先結合學院學時分配方案，重新界定了新創立專業各門課程的教學內容，重審了各門課程的教學目的，修訂並完成了專業課程的教學大綱。這一工作的完成，一定程度上提高了大家對新創立的建築環境與設備工程專業課程的全面認識，另一方面對於教學實施的高效有序進行有很重要的意義。
在現有實驗室（多相流實驗室、腐蝕與防腐實驗室、氣體擴散實驗室、對流傳熱實驗室、燃燒實驗室、模擬計算實驗室，面積1200多平方米，設備資產總值400多萬元）的基礎上，增添部分建築環境與設備工程專業可用的試驗裝置，為增強學生的實踐動手能力提供有力的保障。
新專業的教材基本都是採用高校建築環境與設備工程學科專業指導委員會推薦教材。考慮到國內燃氣工業的發展及目前的形勢，全國高等院校建築環境與設備工程專業燃氣方向發展研討會於2006年4月15～16日在哈爾濱工業大學召開，該會議的議題之一就是新形勢下專業的教材建設，經過各位專家的深入研討，落實了需修改、需整合、需重寫的教材，並根據各位專家的特長，分配了教材建設任務，有望在2008年形成新時期的專業成套教材。

三、教學條件與教學狀況
1.教學設施建設
目前，建築環境與設備工程專業與儲運專業、熱工專業共用的實驗室有：腐蝕實驗室、油氣損耗實驗室、長輸管道實驗室、多相流實驗室、製冷、制熱實驗室、傳熱學實驗室。建築環境與設備工程實驗室是在充分考慮設備的共用、在儲運實驗室、熱工實驗室基礎上進行建設的，並在2004年末申請了教育部「建築環境與設備工程專業實驗室建設」項目，並獲得批准。目前，增建的燃氣管網實驗裝置已完成一屆學生的教學實驗；正在建設的新專業燃燒及輸配實驗室有望在9月底交付使用，屆時又可完成如下教學實驗：燃氣管網水利工況實驗；家用液化氣調壓器性能測定實驗；煤氣表校正實驗；燃氣法向火焰傳播速度測試；燃氣熱水器熱工性能實驗；小型大氣式燃燒器穩定性實驗；可見火焰傳播速度演示；家用燃氣灶具熱工性能實驗；燃氣熱值測定；燃氣相對密度測定實驗。
2005年10月，中國石油大（華東）與青島泰能燃氣集團簽訂協議，建立了「中國石油大學（華東）實踐教學基地」，可為本科生生產實習、認識實習提供便利條件，每次可接納約30—60人的本科實習任務，並由單位技術人員擔任中國石油大學（華東）實踐教學指導教師。學生可在以下生產崗位進行實習：大堯罐站；金家嶺LNG儲配站；焦化廠煤制氣車間；液化器灌瓶站；城陽天然氣門站；平度液化氣儲配站。目前，又與青島新奧燃氣有限公司達成初步意向，建立「中國石油大學（華東）實踐教學基地」，屆時，又可增加兩個實習點：黃島團結路門站及膠南分輸站。
建築環境與設備工程專業的基礎課及專業基礎課與儲運專業頗有相似，儲運專業又是我校的老牌專業，相關的圖書資料可以說應有盡有，針對建築環境與設備工程專業專業科的參考書，除了學校大力支持，增加了圖書館的藏書量外，儲運工程系也播出了專項資金，購買了一定數量的相關書籍及規范，有利於學生查閱。
2.教學內容與課程體系建設
新專業無論是基礎課還是專業課的設置與內容應更加適應我國經濟的發展和技術的進步，更加強調素質教育。培養能夠適應21世紀我國社會主義市場經濟和現代化建設的需要，具有厚基礎、寬口徑，有創新意識的本專業高級技術人才。傳統本科專業課程體系結構層次一般都是基礎課一專業基礎課一專業課，在專業基礎課與專業課之間存在明顯的界限。調整後為加強基礎、拓寬專業，應淡化專業基礎課和專業課的界限，構建一個寬厚的專業基礎平台（建築環境學、流體輸配管網、熱質交換原理與設備），學生可在這一平台上，向多個方向進行拓展。大量的事實證明，高水平人才的培養，除了專業知識外，人文知識也具有重要的影響，人文素質的教育應貫穿到整個教學計劃和教學過程之中，使之系列化和科學化。
本專業的設置更強調專業的學科性，強調專業的擴充和專業內容的更新，要變專才教育為通才教育，使新的專業無論在專業基礎課和專業課的設置和內容上都將更加適應我國經濟的發展和技術的進步。因此，加強學科基礎、拓寬專業面、綜合提高學生素質是制定專業教學計劃的主要方面。
與其它院校的建築環境與設備工程專業相比，專業必修課增添了「輸氣管道設計與管理」，讓學生不但了解城市內的燃氣管網的規劃設計，而且認識城市外天然氣長輸管道的設計與管理；專業限選課設置了「油氣儲運概論」 、「儲運油料學」及「儲運工程最優化」等儲運專業的相關課程，這樣不但拓寬了學生的知識面，而且增加了學生的就業渠道。這不但變向實現了儲運與新專業的相融合，而且節省師資，降低了開設新專業的成本。
3.教學管理現狀與措施
自新專業建設至今，專業建設及教學工作一直由儲運及熱工共同完成，雖然沒有什麼轟轟烈烈的大事記，但也順順利利的完成了一屆學生的培養，而且專業學生就業率100%。
自2006年5月，明確提出「燃氣工程與技術」為專業主導方向，明確專業建設及教學工作由儲運工程系負責。為了加強建築環境與設備工程專業的學科建設和管理工作，同時考慮教師隊伍的穩定，儲運系內增設一位副主任，負責建環專業的學科建設、實驗室建設工作，教學安排統由儲運工程系主管教學的副主任負責，實驗員暫由儲運系一名實驗員兼任。
四、教學科研成果
自2002年至今，主持完成科研項目48項，累計經費599.5萬，其中，省部級項目4項。以第一作者公開發表論文54篇，其中國家級刊物21篇，統計源刊物33篇，EI收錄19篇。
五、人才培養
1.培養目標
培養具有堅實的城市燃氣管網、供熱通風和空調工程中水力計算、熱力分析和技術經濟分析理論基礎，能從事城市及工業企業燃氣輸配系統的設計、運行管理，從事室內環境設備和建築公共設施系統的設計、安裝調試、運行、管理以及國民經濟各部門所需要的特殊環境的研究開發工作的高級工程技術人才。
2.課程設置
本專業現在可開設的專業課有：傳熱學、工程熱力學、流體輸配管網、供熱工程、空氣調節技術、製冷原理與設備、熱質交換原理與設備、節能技術、建築環境學、金屬腐蝕與防腐、城市燃氣輸配、城市燃氣安全技術、能源工程與環境保護、城市液化氣供應、燃氣燃燒設備、燃料與燃燒、輸氣管道設計與管理、燃氣工程施工、換熱器原理與設計、鍋爐原理、冷熱源工程、通風工程、儀表自動化等。教學大綱齊全，教學資料完備。
本專業的主要課程包括：高等數學、基礎外語、工程力學、畫法幾何與機械制圖、流體力學、工程熱力學、傳熱學、電工電子學、流體輸配管網、熱質交換原理與設備、輸氣管道設計與管理、城市燃氣輸配、供熱工程、空氣調節技術、建築環境學。
3.業務要求
本專業學生主要學習建築環境與設備的基礎理論，同時具有多種建築設備系統的設計、施工調試和運行管理的能力，並具備一定的計算機、電子、機械和建築方面的知識與技能。通過四年的學習，主要獲得下列幾方面的知識與能力：具有扎實的自然科學基礎，良好的人文社會科學基礎和外語與計算機應用能力；系統地掌握本專業領域必需的專業基礎理論知識，主要包括流體力學、工程熱力學、工程力學、傳熱學、建築環境學、電工電子學、自動控制原理、機械原理、計算機原理等，具備綜合利用這些相關知識解決實際工程問題的能力；獲得人工建築環境技術（採暖、通風、空調、照明）和公用設施工程（冷熱源、燃氣輸配、建築自動化與能源管理）的實際設計訓練；獲得建築環境與設備工程的施工組織、技術經濟分析、系統與設備的測試、調試等基本訓練；較熟練地掌握一門外語，具有較好的聽、讀能力和一定的口語、寫作能力，能順利地閱讀專業外文資料；具有較強的自學能力、創新意識和較高的綜合素質。
4.畢業要求與就業情況
本專業學生需修滿教學計劃要求的184.5學分，理論環節154.5個學分（必修課程123.5個學分，限選課程13個學分，人選課程18個學分），實踐環節30個學分，並取得輔助培養計劃要求的學分，方能畢業，符合條件者，授予工學學士學位。

❹ 已知油氣田上的水化學異常

我國油氣藏因圈閉的成因、形態類型、遮擋條件、儲集層的特點、烴類和流體性質等的不同，可分為構造、地層、岩性、水動力及復合型多種類型，但其上方均存在著比較清晰的淺層水文地球化學效應。淺層水化學效應，應理解為地下水化學成分同油氣聚集和油氣藏之間存在著某種成生聯系，使水化學指標高(或低)於區域背景值，異常的空間范圍或面積，大部分位於油氣田上方。在前述的有關章節里，涉及某些個別的典型探例，現以盆地為單元討論不同類型油氣藏上方淺層水文地球化學效應的特點與規律。

(一)松遼盆地

該盆地北部曾進行過以概查為主體的地球化學剖面測量，其中有兩條剖面線自西而東穿過8個油田(圖5-84)。重烴、熒光光譜和ΔC的含量，在大慶長垣上明顯高於背景值，而向東西兩側的各二級構造單元逐漸降低，從總體上講西部明顯高於東部(表5-45)。以ΔC指標為例，統計資料表明，在二級構造單元的局部背景上，已知油田顯示高強度、低襯度和低強度、高襯度兩種類型異常(表5-46)。在地球化學異常的上方，淺層地下水的礦化度、可溶氣態烴及苯酚及其同系物均有異常點出現，只是背景較低(可溶烴平均含量4.57μL/L；苯酚為0.51mg/L)，異常點比較分散。

圖5-84 松遼盆地東西向地球化學剖面

扶餘一號構造位於東南隆起區登婁庫背斜的北端，構造形態呈穹窿狀，儲層為下白堊統泉四段，埋藏深度淺(110～470m)，有利於水化學異常的形成。油田水為Cl^-·

離子組合，含有較豐富的有機組分和微量元素，礦化度低於其他相鄰油田(表5-47)。

表5-45 松遼盆地不同構造單元指標豐度特徵

表5-46 已知油田上方ΔC含量特徵 單位：%

(據大慶石油研究院，1995)

表5-47 不同油田扶余油層水化學成分均值 單位：mg/L

油田內潛水化學成分顯示較強的異常，多數組分遠遠高於區域平均值和背景值(表5-48)。該含油構造地下水比較活躍，沖刷作用相對較強，影響或稀釋了上部潛水中某些組分的富集，即使這樣，許多指標在油田上方仍然形成了比較完整的水化學異常(圖5-85)。並且與其他地球化學方法圈定的異常在空間上相吻合。從圖5-86看出，整個構造被ΔC等值線為1.00%值所包圍，以2.50%為異常下限，其異常主要展布於構造邊緣或油田外圍呈環狀分布，異常平均強度高達3.52%，襯度為1.40。

表5-48 扶余油田潛水中有機組分參數表

(據高洪發，1985)

圖5-85 扶余油田Ⅰ號構造潛水中氨含量等值線

農安含油氣構造位於德惠坳陷的背斜帶上，它是在上侏羅紀斷塊隆起的基礎上發育起來的。軸部主要由白堊系下統(泉頭組、青山口組、姚家組)組成，缺失白堊繫上統。據泉頭組頂面絕對高程所圈定的構造呈NE-SW向，分為北部和南部兩個高點，前者主要產天然氣，後者則主要產油。斷裂比較發育，新構造運動使該區仍處於拱形隆起的正地形，有利於淺層水化學異常的形成。油田水化學成分為低烴類

，Cl^--Na+和Cl^-·

型，礦化度比較低。

圖5-86 扶余油田1號構造ΔC異常立體圖

(據湯玉平，1997)

本區在地貌上為河谷沖積平原，研究目的層主要為全新統和上更新統孔隙潛水，含水層為砂或砂礫層，水位埋藏深度1～5m。淺層地下水中有機組分在該構造上有比較集中、較高強度的異常。從表5-49和圖5-87看出：可溶氣態烴較為靈敏地指示了油氣藏的位置，特別是重烴，在產氣的構造北高點異常范圍較大，而構造南高點上異常點分布比較集中。構造上方甲烷的碳同位素為-40.93‰～-26.56‰，屬深層熱烈解成因氣。酚異常點主要集中分布在構造的南部，構造北部僅有零星異常點出現。紫外吸收光譜(260nm和310nm)反映的輕芳組分主要集中在構造北部。熒光光譜具有北輕南重的特點，同構造內北氣南油的性質有關。甲苯及其他苯系物也顯示異常，但異常面積較大。

表5-49 農安含油構造潛水中有機組分異常參數

圖5-87 松遼盆地農安含油氣構造潛水中有機組分異常圖

1—泉頭組頂面等高線(m)；2—甲苯異常；3—重烴異常；4—紫外吸收光譜異常

總之，潛水中水化學指標在含油氣構造上有不同程度的異常顯示，尤其是有機指標有明顯的異常反映，與非油區有較大的差異(組分和含量)，它們是預測油氣藏的重要指標或標型組分。從上述看出，氣藏形成的淺層水化學異常，較油藏形成的異常范圍偏大，某些指標的敏感性較強。由於本區處於地下水交替的活躍帶，水化學成分(元素)遭受較強的淋濾作用，對異常的強度有一定的影響。

(二)江漢盆地

該盆地內以潛江凹陷油氣勘探程度最高，已發現了廣華、高場、鍾市等10多個油田。油田水具有礦化度高(152～340g/L)、水型多變(以 Na₂SO₄型為主，也有 NaHCO₃，CaCl₂，MgCl₂型)、微量元素多(鉀鹽、鹵水濃度高)等特點。各油田上方的潛水中，均發現水化學異常，舉例如下。

1.高場油田

選取烴類(包括水溶烴和吸附烴)氣體中的重烴為主要指標，熒光光譜為次要指標，ΔC和熱釋汞為參考指標，用疊合的方法圈定了異常，其特徵如下。

1)主要指標異常分布於油田的外側，次要指標異常則主要位於油田的邊緣，異常模式以邊緣暈為主、頂端暈為輔的半環狀異常(圖5-88)。

圖5-88 高場油田重烴異常圖

2)異常形態與油田基本一致，而異常面積大於油田。該油田是典型的沿斷裂分布的鼻狀構造油藏，浩口斷層對油氣的遮擋和斷鼻構造對油氣的圈閉等，是油氣藏形成的基本條件。由於鹽岩地層塑性流動以及高礦化度鹵水的「鹽橋」作用，導致斷層裂隙被充填，使斷層對油氣運移起到了阻擋作用，故在油藏上方沿斷裂走向方向及浩口斷層的下降盤上方無化探異常。鼻狀構造上斷層上傾方向的通道作用和油水邊界上底水的上滲作用，使油氣向上遷移擴散，從而在油藏上方形成了多指標塊環結合以環為主的異常模式。但由於斷層另一側(西側)的油田水不發育，故無高值異常或異常點出現。

2.潭26井-7井含油區塊

潭26井是以背斜為主體的含油構造，潭7井為向北抬升的斷塊，二者之間被近東西向斷裂所分割，目前已在潛四段上部和潛三段下部發現工業油流，油藏受斷鼻、斷塊和部分岩性所控制。原油性質以輕質油和稠油為主，油源主要來自蚌湖和王場兩個潛江組生油凹陷。油層埋藏深度650～1800m，其上分布有灰、淺灰色石膏質泥岩、灰質泥岩及頁岩。該區內地質構造復雜、鹽岩發育、河堤夾持，自然地理條件較差。

為查明淺層效應的暈源關系，對潭26井鑽井岩心進行了系統的地球化學分析。在含油層段出現高強度化探異常段，自下而上具有明顯的垂向微運移梯度。主要地球化學指標在縱向呈現有規律的變化，如烴類氣體的異構比等，從深到淺有三個從高到低的變化階段，變化范圍值在0.5～0.75之間。就油氣微運移而言，屬於擴散—滲透的過渡類型。許多指標的高值點主要分布在油層上部，說明該井在縱向上有運移的跡象。甲烷碳同位素的變化范圍為-39.30‰～-49.87‰，一方面說明本井油氣的生成是有機質演化的結果，另一方面與淺層沉積物中的 δ¹³C₁值接近，同位素的分餾現象是油氣縱向微運移的證據之一。

主要水化學指標在油田上方不同程度的存在著異常，並且與無油氣的空構造有明顯的差異(表5-50)。本區壓榨水與和淺層地下水化學成分一樣，在油田上方和無油區的差異，是由於油氣藏的影響和改造淺層地球化學場的結果，它們從不同的側面提供了深部油氣向淺層運移的信息。

表5-50 壓榨水化學成分均值對比表

水中溶解烴類氣體與礦化度呈正相關關系，與土介質的化探指標疊合為連片異常，分布在油田的邊緣，組成環狀異常。

(三)濟陽坳陷

油氣地球化學概查與普查工作，覆蓋了濟陽坳陷的主要次級構造單元。在40餘個不同性質的油氣田(包括普通原油、重質油和天然氣)上方，均出現了化探異常。值得提及的是，非烴類二氧化碳氣藏上方的淺層地球化學效應不僅很強，而且在指標組合等方面有別於烴類礦床。以花溝地區為例，討論非烴類CO₂氣藏與油型烴類氣藏的近地表地球化學異常特徵與區別。

花溝地區在區域構造上位於東營凹陷西南部和惠民凹陷東南部的交匯處。構造上以高青大斷層為界，北部為上升盤的青城凸起，南部為下降盤的花溝斷鼻帶與花溝向斜。本區已查明存在兩種成因有別，性質不同的氣藏，即東部為油型烴類氣藏，西部為非烴類CO₂氣藏。在這兩個氣藏上方均存在著水化學異常，其共同特點是：多數指標超過區域背景值，個別指標強度高、襯度值大，單指標異常點集中，由散點異常組合成一個較完整的環狀異常，在平面上表現為與氣藏范圍相吻合的綜合異常。除上述共同點外，二者存在著顯著不同的地球化學特徵，主要表現在以下幾個方面。

1)異常形態與性質有別。CO₂氣藏區烴類氣體(甲烷與重烴)異常相對弱，異常面積小而散。CO₂異常面積佔主導地位，而且水中溶解的CO₂與土介質中吸附的CO₂異常吻合程度高。油型烴類氣藏區甲烷與重烴異常強度大，異常點相對集中。CO₂異常相對較弱，連片性較差，以點狀異常為主。在異常形態上，前者環狀異常為主，後者以環-塊結合為主(表5-51)。

表5-51 不同氣源區水化學異常參數對比表

2)主要指標含量與相關性有差別。據CO₂氣藏383個樣品和烴類氣藏288個樣品分別統計，主要特徵參數及指標間相關系數列於表5-52和表5-53。從中看出，烴類氣藏異常的甲烷、重烴、汞的均值與標准偏差均高於CO₂氣藏異常，而CO₂和CaCO₃卻低於CO₂氣藏異常，反映了二者異常源的區別。不同類型氣藏異常內指標間的相關系數區別較大，前者為正相關，後者為負相關。其差異是由氣藏成因決定的。

表5-52 油型氣藏異常區指標特徵參數

表5-53 二氧化碳氣藏異常區指標特徵參數

3)熒光光譜特徵不同。不同性質氣田異常的三維熒光主峰強度相差1倍之多(圖5-89；表5-54)。同步熒光強度相差1-2倍(表5-55)。

表5-54 不同成因氣藏三維熒光特徵參數對比表

(據劉偉等，2004)

4)CO₂碳同位素的區別。區內δ¹³C_CO2值的變化范圍是-20.65‰～-16.42‰。油型氣藏上方水化學異常的 δ¹³C_CO2平均值為-19.7‰，而二氧化碳氣藏上的 δ¹³C_CO2重於-12‰，顯示幔源無機成因氣的特點。

綜上所述，兩種不同成因氣藏的淺層地球化學效應，在水化學組分和指標上，顯示不同的特點。

(四)海域含油氣盆地

我國從邊緣海至深海，圍繞著石油、天然氣、CO₂和天然氣水合物等能源調查，開展了地球化學勘查工作，主要研究目的層是海底表層沉積物(包括柱狀樣)、不同水深的海水(包括沉積物間隙水)及海洋表層大氣等。但調查精度較低，均屬於概查階段。在水化學中應用的指標主要有：水中溶解烴類氣體、苯—酚及其同系物、熒光光譜、紫外吸收光譜、微量元素、水中汞、pH-E_h等。在渤海、黃海、東海及南海四大海域，以剖面布點的形式，採集水樣和沉積物樣。各海區的地球化學背景資料，如表5-56所示。

圖5-89 不同成因氣藏三維熒光圖譜

(據劉偉等，2004)

表5-55 不同成因氣藏同步熒光強度對比表(INT)

(據劉偉等，2004)

我國海域地球化學調查，由於比例尺較小，已知油氣田上方的淺層水文地球化學效應，多以剖面或點狀異常的形式出現。

1)珠江口盆地。已知含油構造上底層海水的烴類氣體、熒光光譜、海水汞以及大氣汞、沉積物的熱釋汞與吸附烴等，都有較強的異常顯示，其含量遠遠大於區域背景值和已知無油氣的空構造(表5-57)。以汞為例，含油構造(L)與空構造(H)之間的含量均值比變化范圍為1.88～4.56，平均為2.76倍；中位數比在2.98～3.96，平均為3.32倍；異常襯度比在1.17～2.67，平均為2.05倍。這些反映不同油氣信息的倍數說明，含油構造上汞異常比空構造上方汞異常高2倍以上。惠州凹陷的HL21和HL27含油構造上底層海水和表層海水中汞形成復合程度很高的疊合異常(圖5-90)。

表5-56 我國海域地球化學特徵表

註：乾燥系數=(甲烷/全烴)×100

表5-57 含油構造與非含油構造地球化學參數對比

(據周蒂，1995)

2)鶯歌海盆地。東方1-1-1和1-1-2兩個含油氣構造海底沉積物和海水中烴類氣體含量高，存在著明顯的分異效應(圖5-91)，高於背景的點比較集中，屬於熱裂解成因的濕氣場，與近代生物地球化學作用生成的干氣場有質的區別。水中熒光強度大，以輕組分為主，F_360nm/F_405nm值大於1(圖5-92)，是典型的天然氣藏所致。碳同位素介於-36‰～-28‰之間。

3)南沙海域萬安盆地大熊(Dai Hung)和椰子(Dua-1X)油田，海水中汞都存在極強的異常(圖5-93)。

4)北黃海盆地。東部凹陷606含油構造，白堊系和侏羅系沉積厚度大(達3000m)，具有良好的油氣成藏條件。606井侏羅系日產原油60 t。該構造上海底沉積物間隙水和低層大氣的烴類高值點相吻合(表5-58)。間隙水甲烷高於區域背景值1倍多，異常比較突出。

圖5-90 珠江口盆地HL21、HL27油氣藏上方的汞濃度曲線

(據陳漢宗，1997)

圖5-91 鶯歌海盆地烴類氣體分異效應圖

圖5-92 同步熒光掃描圖

圖5-93 萬安盆地西南部汞量和異常分布圖

(據陳漢宗，1997)

表5-58 間隙水與低層大氣中烴含量 單位：μL/L

(據龔建明等，2005)

通過不同深度取樣試驗證明，從近海底沉積物上方(距1～2m)，到當地有效海浪底以下深度范圍內，海水化學成分(包括與油氣有關的烴類組分)基本是穩定的，變化幅度很小，可滿足油氣地球化學調查的需要，為今後開展深海油氣水化學研究提供了采樣深度的依據。

上述的實例說明，油氣田上方水化學異常是普遍存在的客觀規律，它們是油氣垂向微運移的產物。通過淺層水化學效應的研究，評價盆地的含油氣遠景，尋找油氣藏是有理論基礎和實踐證明的有效勘探技術方法。

❺ 自然電位測井

自然電位測井是沿井身測量岩層或礦體在天然條件下產生的電場電位變化的一種測井方法。自然電位測井誕生於1931年，是世界上最早使用的測井方法之一，測量簡便且實用意義很大，所以至今依然廣泛應用。

在生產實踐中人們發現，將一個測量電極放入裸眼井中並在井內移動，在沒有人工供電的情況下，仍能測量到電場電位變化。這個電位是自然產生的，所以稱為自然電位。

1.1.1 井中自然電位的產生

研究表明，井中自然電位包括擴散電位、擴散吸附電位、過濾電位和氧化還原電位等幾種。鑽井泥漿濾液和地層水的礦化度(或濃度)一般是不相同的，兩種不同礦化度的溶液在井壁附近接觸產生電化學過程，結果產生擴散電位和擴散吸附電位;當泥漿柱與地層之間存在壓力差時，地層孔隙中產生過濾作用，從而產生過濾電位;金屬礦含量高的地層具有氧化還原電位。

在石油井中，自然電位主要由擴散電位和擴散吸附電位組成。

1.1.1.1 擴散電位

首先做一個電化學實驗，實驗裝置如圖1.1.1所示。用一個滲透性隔膜將一個玻璃缸分隔成左右兩部分，分別往玻璃缸兩邊注入濃度不同的NaCl溶液(濃度分別為C_w和C_m，且C_w>C_m)，然後在兩種溶液中各插入一個電極，用導線將這兩個電極和一個電壓表串聯起來，我們可以觀察到電壓表指針發生偏轉。

玻璃缸左右兩邊溶液的濃度不同，那麼高濃度溶液中的離子受滲透壓的作用要穿過滲透性隔膜遷移到低濃度溶液中去，這種現象稱為擴散現象。對於NaCl溶液來說，由於Cl^－的遷移率大於Na⁺的遷移率，因此低濃度溶液中的Cl^－相對增多，形成負電荷的富集，高濃度溶液中的Na⁺相對增多，形成正電荷的富集。於是，在兩種不同濃度的溶液間能夠測量到電位差。雖然離子繼續擴散，但是Cl^－受到高濃度溶液中的正電荷吸引和低濃度溶液中的負電荷排斥作用，其遷移率減慢;Na⁺則遷移率加快，因而使兩側的電荷富集速度減慢。當正、負離子的遷移率相同時，電動勢不再增加，但離子的擴散作用還在進行，這種狀態稱為動態平衡。此時接觸面處的電動勢稱為擴散電動勢或擴散電位。

圖1.1.1 擴散電位產生示意圖

在砂泥岩剖面井中，純砂岩井段泥漿濾液和地層水在井壁附近相接觸，如果二者的濃度不同，就會產生離子擴散作用。假設泥漿濾液和地層水只含NaCl，應用電化學知識，可由Nernst方程求出井壁上產生的擴散電位:

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式中:E_d為擴散電位，mV;l₊、l_－分別為正、負離子遷移率，S/(m·N);R為摩爾氣體常數，等於8.313J/(mol·K);T為熱力學溫度，K;F為法拉第常數，等於96500C/mol;C_w、C_mf分別為地層水和泥漿濾液的NaCl質量濃度，g/L。

在溶液濃度比較低的情況下，溶液的電阻率與其濃度成反比，因此，式(1.1.1)可改寫為:

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式中:R_w、R_mf分別為地層水和泥漿濾液的電阻率，Ω·m。令:

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稱K_d為擴散電位系數，mV。則式(1.1.2)可簡寫為:

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利用式(1.1.3)可以計算溶液的K_d值。當溫度為18℃時，NaCl溶液的K_d值為－11.6mV。

通常情況下，地層水的含鹽濃度大於泥漿濾液的含鹽濃度，即C_w>C_mf，因此擴散結果是地層水中富集正電荷，泥漿中富集負電荷。

1.1.1.2 擴散吸附電位

如果用泥岩隔膜替換上述實驗中的滲透性隔膜，而不改變其他條件，重新進行實驗，會出現什麼現象呢?通過觀察，發現電壓表指針朝相反方向偏轉，表明濃度大的一側富集了負電荷，而濃度小的一側富集了正電荷(圖1.1.2)。

圖1.1.2 擴散吸附電位產生示意圖

用泥岩隔膜將兩種不同濃度的NaCl溶液分開，兩種溶液在此接觸面處產生離子擴散，擴散總是從濃度大的一方向濃度小的一方進行。由於黏土礦物表面具有選擇吸附負離子的能力，因此當濃度不同的NaCl溶液擴散時，黏土礦物顆粒表面吸附Cl^－，使其擴散受到牽制，只有Na⁺可以在地層水中自由移動，從而導致電位差的產生。這樣就在泥岩隔膜處形成了擴散吸附電位。

在砂泥岩剖面井中，泥岩井段泥漿濾液和地層水在井壁附近相接觸，產生的擴散吸附電位可以表示為:

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式中:稱K_da為擴散吸附電位系數，它與岩層的泥質陽離子交換能力Q_v有關。在Q_v接近極限值的情況下，岩石孔隙中只有正離子參加擴散，可看作Cl^－的遷移率為零，因此由式(1.1.3)得到K_da:

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在溶液濃度比較低的情況下，式(1.1.5)可改寫為:

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1.1.1.3 過濾電位

溶液通過毛細管時，毛細管壁吸附負離子，使溶液中正離子相對增多。正離子在壓力差的作用下，隨同溶液向壓力低的一端移動，因此在毛細管兩端富集不同符號的離子，壓力低的一方帶正電、壓力高的一方帶負電，於是產生電位差，如圖1.1.3所示。

圖1.1.3 過濾電位形成示意圖

岩石顆粒與顆粒之間有很多孔隙，它們彼此連通，形成很細的孔道，相當於上述的毛細管。在鑽井過程中，為了防止井噴，通常使泥漿柱壓力略大於地層壓力。在壓力差的作用下，泥漿濾液向地層中滲入。由於岩石顆粒的選擇吸附性，孔道壁上吸附泥漿濾液中的負離子，僅正離子隨著泥漿濾液向地層中移動，這樣在井壁附近聚集大量負離子，在地層內部富集大量正離子，從而產生電位差，這就是過濾電位。根據Helmholz理論，可以得出估算過濾電位的表達式:

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式中:R_mf為泥漿濾液電阻率，Ω·m;μ為泥漿濾液的黏度，10^－3Pa·s;Δp為泥漿柱與地層之間的壓力差，101325Pa;Aφ為過濾電位系數，mV。Aφ與溶液的成分、濃度有關。

一般認為，在泥餅形成之前，當泥漿柱與地層之間壓力差很大時，才能產生較大的過濾電位。由於油井泥漿柱與地層之間壓力差不是很大，而且在測井時已形成泥餅，泥餅幾乎是不滲透的，上述壓力差降落在泥餅上，因此Eφ常忽略不計。

1.1.1.4 氧化還原電位

由於岩體的不均勻性，當它與泥漿接觸而發生化學反應時，某一部分會因失去電子而呈正極性，另一部分則會因得到電子而顯負極性，因此，二者之間便產生電位差，稱為氧化還原電位。氧化還原電位僅產生於電子導電的固相礦體中，例如煤層和金屬礦。沉積岩中基本沒有氧化還原電位。

1.1.2 自然電位測井原理與曲線特徵

1.1.2.1 自然電位測井原理

自然電位測井使用一對測量電極，用M、N表示，見圖1.1.4。測井時，將測量電極N放在地面，電極M用電纜送至井下，沿井軸提升電極M測量自然電位隨井深的變化，所記錄的自然電位隨井深的變化曲線叫自然電位測井曲線，通常用SP表示。

自然電位測井極少單獨進行，而是與其他測井方法同時測量。例如，自然電位測井可以和電阻率測井同時測量。

1.1.2.2 井中自然電場分布與自然電位幅度的計算

以砂泥岩剖面井為例來說明井中自然電場分布特徵。通常情況下，鑽井過程中採用淡水泥漿鑽進，泥漿濾液的濃度往往低於地層水的濃度。此時，在砂岩層段井內富集有負電荷，而在泥岩層段井內富集正電荷。由擴散電位和擴散吸附電位形成的自然電場分布如圖1.1.5所示。

圖1.1.4 自然電位測井原理圖

圖1.1.5 井中自然電場分布示意圖

在砂岩和泥岩接觸面附近，自然電位與E_d和E_da都有關系，其幅度可由圖1.1.6(a)所示的等效電路求得。在此等效電路中，E_d和E_da是相互疊加的，這就是在相當厚的砂岩和泥岩接觸面處的自然電位幅度基本上是產生自然電場的總電位E_總的原因，其值為:

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式中:K為自然電位系數，mV。通常把E_總稱為靜自然電位(SSP)，運算時寫為U_SSP。此時E_d的幅度稱為砂岩線，E_da的幅度稱為泥岩線。

為了使用方便，實際自然電位測井曲線不設絕對零線，而是以大段泥岩對應的自然電位曲線作為其相對基線(即零線)。這樣，巨厚的純砂岩部分的自然電位幅度就是靜自然電位值U_SSP。而實際上，在井中所尋找的砂岩儲集層大部分是夾在泥岩層中的有限厚的砂岩，如圖1.1.6(b)所示。此時，砂岩層處的自然電位異常幅度不等於SSP，用ΔU_SP表示。假設自然電流I所流經的泥漿、砂岩、泥岩各段等效電阻分別是r_m、r_sd、r_sh，由Kirchhoff定律得:

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所以，自然電流為:

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對於厚度有限的砂岩井段，其自然電位幅度ΔU_SP定義為自然電流I在流經泥漿等效

圖1.1.6 計算U_SSP、ΔU_SP值的等效電路圖

電阻r_m上的電位降，即ΔU_SP=Ir_m，從而得到:

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整理得:

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對於巨厚層，砂岩和泥岩層的截面積比井的截面積大得多，所以r_mr_sd，r_mr_sh，因此ΔU_SP≈U_SSP。而對於一般有限厚地層則ΔU_SP<U_SSP。

1.1.2.3 自然電位測井曲線特徵

針對目的層為純砂岩、上下圍岩為泥岩的地層模型，計算得到一組自然電位理論曲線，如圖1.1.7所示，它是一組曲線號碼為 (地層厚度/井徑)的ΔU_SP/U_SSP隨深度變化的關系曲線。

理論曲線具有以下特點:曲線相對於地層中點對稱;厚地層(h>4d，d為井徑)的自然電位曲線幅度值近似等於靜自然電位，且曲線的半幅點深度正對著地層界面深度，參見曲線號碼 的曲線，與橫坐標ΔU_SP/|U_SSP|=0.5的直線相交的兩點(即半幅點)正好和對應地層的界面深度一致;隨著地層厚度的變薄，對應界面的自然電位幅度值離開半幅點向曲線的峰值移動;地層中點取得曲線幅度的最大值，隨著地層變薄極大值隨之減小(ΔU_SP/|U_SSP|值接近零)，且曲線變得平緩。

實測曲線與理論曲線的特點基本相同，但由於測井時受井內環境及多方面因素的影響，實測曲線不如理論曲線規則。在早期的測井曲線圖上，自然電位測井曲線沒有絕對零點，而是以大段泥岩處的自然電位測井曲線作基線;曲線上方標有帶極性符號(+，－)的橫向比例尺，它與曲線的相對位置不影響自然電位幅度ΔU_SP的讀數。自然電位幅度ΔU_SP的讀數是基線到曲線異常極大值之間的寬度用橫向比例尺換算出的毫伏數。現在採用計算機繪制測井曲線圖，與其他常規測井曲線一樣，自然電位測井曲線也具有左右刻度值，見圖1.1.8。

圖1.1.7 自然電位測井理論曲線

圖1.1.8 自然電位測井曲線實例

在砂泥岩剖面井中，鑽井一般用淡水泥漿(C_w>C_mf)，在砂岩滲透層井段自然電位測井曲線出現明顯的負異常;在鹽水泥漿井中(C_w<C_mf)，滲透層井段則會出現正異常。因此，自然電位測井曲線是識別滲透層的重要測井資料之一。

1.1.3 影響自然電位的因素

在砂泥岩剖面井中，自然電位曲線的幅度及特點主要決定於造成自然電場的總自然電位和自然電流的分布。總自然電位的大小取決於岩性、地層溫度、地層水和泥漿中所含離子成分和泥漿濾液電阻率與地層水電阻率之比。自然電流的分布則決定於流經路徑中介質的電阻率及地層的厚度和井徑的大小。這些因素對自然電位幅度及曲線形狀均有影響。

1.1.3.1地層水和泥漿濾液中含鹽濃度比值的影響

地層水和泥漿濾液中含鹽量的差異是造成自然電場中擴散電位E_d和擴散吸附電位E_da的基本原因。E_d和E_da的大小決定於地層水和泥漿濾液中含鹽濃度比值 。以泥岩作基線，當C_w>C_mf時，砂岩層段則出現自然電位負異常;當C_w<C_mf時，則砂岩層段出現自然電位的正異常;當C_w=C_mf時，沒有自然電位異常出現。C_w與C_mf的差別愈大，曲線異常愈大。

1.1.3.2岩性的影響

在砂泥岩剖面井中，以大段泥岩處的自然電位測井曲線作基線，在自然電位曲線上出現異常變化的多為砂質岩層。當目的層為較厚的純砂岩時，它與圍岩之間的總自然電位達到最大值，即靜自然電位，此時在自然電位曲線上出現最大的負異常幅度。當目的層含有泥質(其他條件不變)時，總自然電位降低，因而曲線異常的幅度也隨之減小。此外，部分泥岩的陽離子交換能力減弱時，會產生基線偏移，滲透層的自然電位異常幅度也會相對降低。

1.1.3.3溫度的影響

同樣岩性的岩層，由於埋藏深度不同，其溫度是不同的，而K_d、K_da都與熱力學溫度成正比例，這就導致埋藏深度不同的同樣岩性岩層的自然電位測井曲線上異常幅度有差異。為了研究溫度對自然電位的影響程度，需計算出地層溫度為t(℃)時的K_d或K_da值。為計算方便，先計算出18℃時的K_da值，然後用下式可計算出任何地層溫度t(℃)時的K_da值:

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式中:K_da|t=18為18℃時的擴散吸附電動勢系數，mV;t為地層溫度，℃。K_d的溫度換算公式與K_da的形式完全相同。

1.1.3.4 地層水和泥漿濾液中所含鹽的性質的影響

泥漿濾液和地層水中所含鹽類不同，則溶液中所含離子不同，不同離子的離子價和遷移率均有差異，直接影響K_d或K_da值。

在純砂岩井段中，地層水中所含鹽類改變時，K_d也隨之改變，見表1.1.1。因此，不同溶質的溶液，即使在其他條件都相同的情況下，所產生的E_d值也有差異。

表1.1.1 18℃時幾種鹽溶液的K_d值

1.1.3.5 地層電阻率的影響

當地層較厚並且各部分介質的電阻率相差不大時，式(1.1.12)中的r_sd、r_sh與r_m相比小得多，此時對於純砂岩來說ΔU_SP≈U_SSP。當地層電阻率增高時，r_sd、r_sh與r_m比較，則不能忽略，因此ΔU_SP<U_SSP。地層電阻率越高，ΔU_SP越低。根據這個特點可以定性分辨油、水層。

1.1.3.6 地層厚度的影響

從圖1.1.7所示的自然電位理論曲線上可以看出，自然電位幅度ΔU_SP隨地層厚度的變薄而降低，而且曲線變得平緩。由於地層厚度變薄後，自然電流經過地層的截面變小，式(1.1.12)中的r_sd增加，使得ΔU_SP與SSP差別加大。

1.1.3.7井徑擴大和泥漿侵入的影響

井徑擴大使井的截面加大，式(1.1.12)中r_m相應減小，因此ΔU_SP降低。

在有泥漿侵入的滲透層井段所測的自然電位幅度ΔU_SP比同樣的滲透層沒有泥漿侵入時所測得的ΔU_SP要低。這是由於泥漿侵入使地層水和泥漿濾液的接觸面向地層內部推移的緣故，相當於產生自然電場的場源與測量電極M之間的距離加大，而測量的自然電位下降。侵入越深，測得的ΔU_SP越低。

1.1.4 自然電位測井的應用

自然電位測井是一種最常用的測井方法，有著廣泛的用途。

1.1.4.1 劃分滲透性岩層

一般將大段泥岩層的自然電位測井曲線作為泥岩基線，偏離泥岩基線的井段都可以認為是滲透性岩層。滲透性很差的地層，常稱為緻密層，其自然電位測井曲線接近泥岩基線或者曲線的幅度異常很小。

識別出滲透層後，可用自然電位測井曲線的半幅點來確定滲透層界面，進而計算出滲透層厚度。半幅點是指泥岩基線算起1/2幅度所在位置。對於岩性均勻、界面清楚、厚度滿足 的滲透層，利用半幅點劃分岩層界面是可信的。如果儲集層厚度較小，自然電位測井曲線異常較小，利用半幅點求出的厚度將大於實際厚度，一般要與其他縱向解析度較高的測井曲線一起來劃分地層。

1.1.4.2 地層對比和研究沉積相

自然電位測井曲線常常作為單層劃相、井間對比、繪制沉積體等值圖的手段之一，這是因為它具有以下特點，見圖1.1.9。

1)單層曲線形態能反映粒度分布和沉積能量變化的速率。如柱形表示粒度穩定，砂岩與泥岩突變接觸;鍾形表示粒度由粗到細，是水進的結果，頂部漸變接觸，底部突變接觸，漏斗形表示粒度由細到粗，是水退的結果，底部漸變接觸，頂部突變接觸;曲線光滑或齒化程度是沉積能量穩定或變化頻繁程度的表示。這些都同一定沉積環境形成的沉積物相聯系，可作為單層劃相的標志之一。

2)多層曲線形態反映一個沉積單位的縱向沉積序列，可作為劃分沉積亞相的標志之一。

3)自然電位測井曲線形態較簡單，又很有地質特徵，因而便於井間對比，研究砂體空間形態，後者是研究沉積相的重要依據之一。

4)自然電位測井曲線分層簡單，便於計算砂泥岩厚度、一個沉積體的總厚度、沉積體內砂岩總厚度、沉積體的砂泥比等參數，按一個沉積體繪出等值圖，也是研究沉積環境和沉積相的重要資料。如沉積體最厚的地方指出盆地中心，泥岩最厚的地方指出沉積中心，砂岩最厚和砂泥比最高的地方指出物源方向，沉積體的平面分布則指出沉積環境。

圖1.1.9 自然電位測井曲線形態特徵

1.1.4.3 確定地層水電阻率

在評價油氣儲集層時，需要用到地層電阻率資料。利用自然電位測井曲線確定地層水電阻率是常用的方法之一。

選擇厚度較大的飽含水的純砂岩層，讀出自然電位幅度ΔU_SP，校正成靜自然電位U_SSP，並根據泥漿資料確定泥漿濾液電阻率R_mf。對於低濃度的地層水和泥漿濾液來說，利用式(1.1.8)可以求出地層水電阻率R_w。在濃度較高的情況下，溶液的濃度與電阻率不是簡單的線性反比例關系，此時可以引入「等效電阻率」的概念，即不論溶液濃度如何變化，溶液的等效電阻率與濃度之間保持線性反比例關系。式(1.1.8)可以改寫為:

地球物理測井教程

式中:R_mfe為泥漿濾液等效電阻率，Ω·m;R_we為地層水等效電阻率，Ω·m。

利用上式可以求出地層水等效電阻率，再根據溶液電阻率與等效電阻率的關系圖版可以求出地層水電阻率。

1.1.4.4 估算泥質含量

自然電位測井曲線常被用來估算砂泥岩地層中的泥質含量，估算方法有以下幾種。

方法一。利用經驗公式估算，當砂泥岩地層中所含泥質呈層狀分布形成砂泥質交互層，且泥質層與砂質層的電阻率相等或差別不大時，地層的泥質含量可用下式求得:

地球物理測井教程

式中:U_PSP為含泥質砂岩的自然電位測井曲線幅度，mV。

方法二。利用岩心分析資料和數理統計方法，找出自然電位與泥質含量之間的關系，建立泥質含量計算模型，然後利用這種模型來求取泥質含量。該方法適合於具有較多岩心分析資料的地區。

1.1.4.5 判斷水淹層

在油田開發過程中，常採用注水的方法來提高油氣採收率。如果一口井的某個油層見到了注入水，則該層就叫水淹層。油層水淹後，自然電位測井曲線往往發生基線偏移，出現台階，見圖1.1.10。因此，常常根據基線偏移來判斷水淹層，並根據偏移量的大小來估算水淹程度。

圖1.1.10 水淹層自然電位測井曲線示意圖

❻ 模擬實驗

油源對比發現，東營凹陷沙三段砂岩透鏡體內的原油並非完全來自沙三段的烴源岩，其油源主要為沙三段和其下部沙四段的混源油。那麼在沒有明顯大斷層溝通的情況下，沙四段的油是如何進入到沙三段的烴源岩中的呢？前文提出油氣可以通過裂縫和薄層砂作為輸導通道運移到砂岩透鏡體中成藏，裂縫和薄層砂這兩種輸導要素在空間上的配置關系和組合樣式對油氣輸導效率及輸導過程究竟如何呢？本次實驗的目的就是應用細棉線模擬裂縫，將棉線和砂體連接，模擬油氣是否能夠由細棉線導入砂岩體中並在砂體中聚集成藏的過程。

（一）模型的物理模擬實驗

1.模型

圖3-15即為油氣有機網路簡單物理模擬實驗裝置圖。該模型的尺寸為長（50cm）×寬（30cm）×厚（2cm）。左上角和右下兩角扇形體分別以粒徑0.4～0.45mm的石英砂充填，左上角扇形體半徑為11cm，右下角扇形體半徑為10cm；模型中央為一近橢圓形體，以粒徑0.4～0.45mm的石英砂充填，長寬分別為22.5cm、16cm；與左上及右下砂岩扇體的距離分別為9.5cm、8cm。模型內其餘部分以泥岩充填。紅色箭頭A、B指示注油口，孔a為注水口，孔b為排氣口。線1、2、3為細棉線。單股棉線的直徑約0.2mm。在常溫常壓下進行實驗。

圖3-15 簡單模擬實驗裝置示意圖

2.實驗結果

首先由示意圖中的a孔注水，排出裝置中央透鏡體中的空氣，當b孔有水流出時，排氣結束。然後將a、b孔皆關閉。然後由A、B兩個注油口開始注油，注油速度皆為0.5mL/min。經過1h後，下扇形體內的油經過棉線運移到透鏡體內並在浮力作用下至頂部聚集；同時上扇體的油也開始經過棉線運移到透鏡體內（圖3-16左）。

距開始注油大約70min後，A口注油的速度減小到0.1mL/min,B注油口的速度維持0.5mL/min不變。約20min後，上扇體內的油繼續緩慢通過棉線運移到透鏡體內；下扇體內的油也繼續通過棉線運移到透鏡體內，透鏡體上部聚集的油量明顯增加（圖3-16中）。此時再次改變注油速度，A口注油速度變為0.2mL/min;B口停止注油。3h40min後，上扇體的油進一步通過棉線運移到透鏡體內，並上浮至頂部聚集（圖3-16右）。A口停止注油，進入靜觀階段。

圖3-16 實驗進行時的油氣運移結果圖

在經歷了18h的靜觀階段後，由兩邊扇體通過棉線進入透鏡體內的油量明顯增多。油在透鏡體上部大量聚集，累積油柱高度為9cm（圖3-17）。

圖3-17 實驗進行23h油氣運移結果圖

至此實驗結束，本次實驗共持續23h15min，累積注油量：由A口注油77.5mL，由B口注油43.5mL。

（二）較復雜模型的物理模擬實驗

1.實驗模型

圖3-18即為較復雜物理模擬實驗裝置圖。該模型的尺寸為長（50cm）×寬（30cm）×厚（2cm）。一共分為上下5層，其充填物依次為含油泥、細砂、含油泥、細砂、泥岩，有4個透鏡體分別布置在最下層和最上層中，上面兩個透鏡體由單股棉線（模擬裂縫）與其下端的細砂岩相連。其中細砂岩粒徑為0.15～0.2mm（模擬薄砂層），透鏡體內的砂礫粒徑為0.35～0.4mm，含油泥中油與泥的比例約為1:5.16,a口為注油口，本實驗在常溫常壓下進行。

圖3-18 油氣有機網路運移復雜模擬實驗裝置示意圖

2.實驗過程

實驗裝置完畢即為開始實驗，7h25min後，右下側透鏡體開始進油（圖3-19左），無其他現象發生。

26h15min後，左下側透鏡體內的聚集的油進一步增加，從下往上數第二層細砂岩條帶有油氣滲入（圖3-19右）。

到第9天，改變實驗措施，由a口開始注油，注油速度為0.15mL/min,53min後（222h33min），下條帶細砂層開始進油（圖3-20左）。

6h55min後，下細砂條帶聚油量增加，左下側扇體聚油量增加，此時停止注油，進入靜觀階段。1天後，下細砂條帶內油從右向左運移，且下側兩個透鏡體聚油量增加，聚油體積都約占整個透鏡體的70%。再過l天（累計進行到約269h），左下側透鏡體聚油體積約占整個透鏡體體積的90%，右下側透鏡體的聚油體積約佔95%（圖3-20右）。

此後再次由a口注油，隨著注油量的增加，下面兩個透鏡體都逐漸完全被油充注，下細砂條帶的聚油量也逐漸占滿整個條帶，隨後上細砂條帶也開始見油（圖3-21左）。

圖3-19 復雜模擬實驗油氣運移圖

圖3-20 復雜模擬實驗油氣運移圖

隨著實驗的繼續進行，上細砂岩條帶的聚油量逐漸增加，最終充滿整個條帶，且該條帶內的油通過棉線導入上面兩個透鏡體中（圖3-21右），至此實驗結束，累計進行時間約359h，本次實驗累積注油量348.69mL。

圖3-21 復雜模擬實驗油氣運移圖

3.實驗討論

本次實驗歷時共約359h，由以上實驗可以發現，常溫常壓下，由於烴濃度差引起的滲透壓差和擴散壓差，底層含油泥岩內的油具有運移到與其相鄰的砂岩體中的趨勢。在毛細管力差和烴濃度差的作用下，底層泥岩中的油首先進入被其包圍的孔隙較大的砂岩透鏡體中，而不太容易運移到其上部的細砂岩條帶中。

隨著底層油不斷的注入，壓力不斷增大，最終能夠克服底層泥岩與其上層細砂岩的毛細管力時，油就進入到其中，當其濃度足夠大時，在烴濃度差的作用下，油運移到層3中。層3中的油在滲透壓差的作用下，運移到層4中。聯結頂層砂岩透鏡體與層4的棉線能起到很好的輸導油的作用，因此層4的油能沿著棉線模擬的裂縫運移到頂層的兩個砂岩透鏡體中。

通過本次實驗，可以看出，僅靠底層泥岩中的油自然滲透和擴散，其運移能力有限。但是在油源充足的情況下，底層的油最終能夠運移到與之相隔幾層的砂岩透鏡體中。

❼ 鑽井液、完井液引起儲層損害評價新方法——高溫高壓岩心動態損害評價系統的研究

余維初^1，2，3蘇長明¹鄢捷年²

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京100083；2.中國石油大學（北京），北京102249；3.長江大學，荊州434023）

摘要 高溫高壓岩心動態損害評價系統是石油勘探開發中評價儲層損害深度與程度的新的評價實驗方法與實驗儀器，它可以測量岩心受入井流體損害前各分段的原始滲透率值，然後不需取出岩心，就可以直接在模擬儲層溫度、壓力及流速條件下，用泥漿泵驅替高壓液體罐中的入井流體，在岩心端面進行動態剪切損害。損害過程完成後，也不需取出岩心，而是通過換向閥門改變流體的流動方向，再由平流泵驅替液體，測量儲層岩心受損害後各段的滲透率值。通過對比岩心各分段的滲透率變化情況，即可確定岩心受入井流體損害的深度和程度，從而優選出滿足保護油氣層需要的鑽井液與完井液。目前「評價系統」及配套智能化軟體已在多個油田企業投入使用，並取得了良好的應用效果。

關鍵詞 岩心 儲層保護 動態損害 評價系統 鑽井液與完井液

A New Method Used to Evaluate Formation Damage Caused by Drilling ＆ Completion Fluids——Investigation of the HTHP Core Dynamic Damage Evaluation Testing System

YU Wei-chu^1，2，3，SU Chang-ming¹，YAN Jie-nian²

（1.Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083；2.China University of Petroleum，Beijing102249；3.Yangtze University，Jingzhou434023）

Abstract The HTHP Core Dynamic Damage Evaluation Testing System is newly developed a new method and apparatus used for evaluation of the extent of formation damage caused by drilling and completion fluids in petroleum exploration and development.It can be used to measure the original permeability of each section of the core sample before contamination by the drilling or completion fluid.Then，the core does not need to be taken out and the process of dynamic damage can be directly concted by flushing with the drilling or completion fluid using mud pump under the conditions of the simulated formation temperature，pressure and flow rate.After the damaged process is completed，the core is still kept in the holder and the permeability of each section of the core sample after damage can be measured by altering the flow direction with the reversal valve and flushing a fluid（cleaning water or kerosene）by the constant flow-rate pump.By comparing the permeability data that occur at each section of the core sample，the damage level and invasion depth can be determined，and the drilling and completion fluids that meet the requirements of formation protection can be selected.Currently，the new evaluation method，the testing system and associated software for formation damage inced by drilling fluid and completion fluids were applied in several oilfields widely，and favorable results have been obtained.

Keywords core formation protection dynamic damage testing system drilling and completion fluids

隨著世界石油生產的不斷擴大與發展，油層傷害與保護的問題日益為各國石油工程師們所關注。油層傷害一旦產生，其補救措施需要付出昂貴的代價。因此，國外早在20世紀40～50年代就開始了油層傷害與保護的室內試驗研究。我國也在20世紀70～80年代開始著手研究油層傷害問題，並建立了相應的儲層損害評價實驗方法及相關儀器。然而隨著油氣田勘探與開發逐步轉向深層，原有的儲層損害評價方法已不能適應。因此，要想在油氣層保護技術領域取得突破性成果，有必要建立一套完整的、能夠適應更深的地層勘探開發的儲層損害評價新方法和與之相配套的評價手段，既可以測量岩心各段的原始和損害後滲透率，又能模擬儲層溫度、壓力及泥漿上返速度等條件對岩心進行動態損害評價的新方法、新儀器。

本文主要介紹了該「評價系統」的設計思路、設計原理、技術性能指標、實驗參數計算方法及其應用情況。

1 「評價系統」 的設計思路和工作原理

1.1 設計思路

（1）該「評價系統」首先要能夠測量岩心各段的原始滲透率（K_oi）和受損害後滲透率（K_di）。根據本項目組的專利技術滲透率梯度儀（專利號：91226407.1）的工作原理和設計思路，由達西定理公式便可很方便地計算出岩心各段損害前後的滲透率參數。

（2）根據本項目組專利技術新型智能高溫高壓岩心動態失水儀（專利號：ZL200420017823.7）的工作原理和設計思路，在模擬地層溫度、壓力、井眼環空泥漿上返速率的條件下對岩心某個端面進行動態剪切污染損害實驗。

（3）根據本項目組專利技術高溫高壓岩心動態損害評價實驗儀（專利號：200410030637.1，ZL200420047524.8）在滲透率測量完成後，不需取出岩心，而是在模擬地層溫度、壓力、井眼環空泥漿返速的條件下對岩心進行動態污染實驗。在對岩心進行動態損害時，利用相關閥門，關閉岩心多段滲透率的測量機構，採用特製泥漿泵，在模擬地層溫度、壓力和井眼環空泥漿上返速度的條件下，對岩心的某個端面進行動態剪切污染，動態污染採用端面循環剪切式結構。實現一次裝入岩心就可以在模擬地層溫度、壓力、井眼環空泥漿返速的條件下對岩心進行動態污染，以及污染前後岩心多項滲透率參數測試的評價實驗研究。

（4）在多段滲透率測試過程中「評價系統」的重要組成部分使用了本項目組的專利技術高壓精密平流泵（專利號：ZL02278357.1）首次實現恆流、恆壓以及無脈動微量液體的輸送技術。

（5）「評價系統」的核心部分使用了本項目組的專利技術岩心夾持器（專利號：ZL93216048.4）首次採用金屬骨架硫化技術、「O」型密封圈技術以及橡膠的自封原理，打破了老型產品的擠壓式密封結構，順利地實現了沿岩心軸向建立多測點技術。

該「評價系統」的一個突出特點是將岩心損害前後各段滲透率變化測試和對岩心端面的動態污染損害機構有機地結合起來，從而順利地實現了設計目的。

1.2 儀器的組成結構及工作原理

為了實現在同一台儀器上完成岩心的多段滲透率測試和模擬井下條件對岩心的動態損害，從而准確高效地評價鑽井液保護油氣層的效果，根據鑽井工藝要求和上述設計思路，把高溫高壓岩心動態損害評價系統設計成如圖1所示的工藝流程，它主要由精密平流泵、泥漿泵、液體罐、端面動循環並帶多個測壓點的岩心夾持器、流量計、電子天平、氣源、壓力感測器、溫度感測器、環壓泵、回壓控制器、加熱系統、數據採集與處理系統等部分組成。

圖1 高溫高壓岩心動態損害評價系統流程

1—氣源；2—高壓減壓閥；3—高壓液體罐；4—泥漿泵；5—流量計；6—電子天平；7—回壓控制器；8—環壓泵；9—端面循環的多測點岩心夾持器；10—閥門；11—壓力感測器；12—精密平流泵；13—排污閥；14—數據採集器；15—數據處理系統（計算機、列印機）；16—加熱體

其主要工作原理是：當關閉泥漿泵及相關閥門時，由精密平流泵驅替可進行岩心損害前後滲透率的測試；而當打開泥漿泵、流體管路及相關閥門時，可對液體罐中的鑽井液或完井液在實際儲層條件下進行循環，從而實現對儲層岩心端面進行動態損害模擬。軟體界面如圖2右上角所示。

「評價系統」由兩大部分組成：鑽井過程的動態損害模擬系統和多段滲透率測試系統。在動態損害模擬系統中（如圖2左邊部分），氮氣瓶給泥漿罐加壓，泥漿循環泵控制流量，使鑽井液以一定的壓力和流量從泥漿罐里泵出，通過岩心夾持器與岩心的端面接觸，對岩心端面進行高溫高壓動態損害評價實驗，最後流回泥漿罐，形成密閉循環。在壓力作用下，泥漿中的液體經過岩心而濾失，其動態失水經過管線流到電子天平稱重，就可以測量出岩心的動失水速率等多項實驗參數。

在滲透率測試部分（如圖2右邊部分），精密平流泵驅動實驗液體進入岩心，經過岩心流至電子天平。另外，多個壓力感測器實時採集岩心各測壓點的壓力值，根據達西定理進而可以算出岩心損害前後各分段的滲透率參數。

圖2 高溫高壓岩心動態損害評價系統軟體界面

1.3 數據採集與控制原理

1.3.1 硬體設計的總體思路

該「評價系統」控制部分硬體設計應具備以下主要功能：①溫度控制，模擬井下高溫工況；②流量控制，能夠根據流量設定值准確地控制磁力泵的排量，從而控制岩心端面鑽井液的流速，以模擬鑽井作業過程中實際泥漿環空返速；③圍壓監測，岩心夾持器圍壓通過步進電機控制，儀器能夠根據設定值自動控制並監測壓力，實時顯示在人機交互界面上；④儀器工作壓力監測，泥漿循環的工作壓力由氣源調節給定，同時受泥漿溫度的影響，軟體儀器自動檢測壓力參數；⑤動濾失量計量，鑽井液對岩心的損害是否已經完成，主要是看動濾失速率，當損害已充分時，動濾失速率曲線上升趨於平衡，不再變化或變化微小，說明鑽井液對岩心的動態損害實驗已經完成，這個過程一般需要150min，濾紙的動靜濾失速率道理也是一樣。

1.3.2 軟體部分

該「評價系統」控制軟體的人機交互、數據處理等功能由PC機完成，藉助PC機強大的繪圖、數據處理功能為用戶提供一個實時性好、穩定性強、界面直觀、使用方便的操作管理平台。用戶可通過計算機軟體非常清晰地掌握整個儀器運行的情況，可方便、及時地對實驗過程中的各項參數進行調整，並對數據進行分析。為研究人員提供友好、便捷的人機交互全中文界面及數據處理環境，同時實現數據的存儲，實驗曲線的繪制，數據報表的輸出和歷史數據的查詢等功能，其中包括流體通過岩心的孔隙體積倍數，岩心各段的滲透率、滲透率損害率、滲透率恢復率、鑽井液與完井液通過岩心時的動濾失速率等實驗參數，並且由計算機直接列印出實驗數據報表，「評價系統」控制軟體的人機交互主界面見圖2所示。

1.4 主要技術指標

該「評價系統」的主要技術性能指標如下：（1）鑽井液與完井液污染壓力：0～10MPa，測量岩心滲透率流動壓力最大可達60MPa；（2）工作溫度：室溫～150℃（最大可達230℃）；（3）岩心端面流體線速度：0～1.8m/s；（4）實驗岩心規格：人造或天然儲層岩心，其尺寸為φ25×25-90；（5）測壓精度：±2‰；（6）鑽井液用量：2～3L；（7）滲透率測量范圍：（1～5000）×10^-3μm²；（8）電源：220V，50Hz（要求使用穩壓電源）。

與其他油氣層損害評價實驗裝置相比，該「評價系統」無論在工作壓力和工作溫度方面，還是在岩心的滲透率測量范圍方面，均具有明顯優勢。不難看出，它適用於各種滲透性儲層，以及出現異常高壓或異常低壓的儲層，還適用於在井底溫度超過150℃的深井中應用。

2 實驗參數及計算方法

2.1 V_返的計算

在鑽井過程中，鑽桿和鑽鋌處的環空返速可用下式進行計算：

油氣成藏理論與勘探開發技術

式中：Q為鑽井現場泥漿泵排量（L/s）；D₁，R分別為鑽頭直徑和半徑（in）；D₂，r分別為鑽桿或鑽鋌的直徑和半徑（in）；

為泥漿在環空處的上返速度（m/s）。

岩心端面處剪切速率的大小通過使用變頻器調節泥漿泵的轉速來實現，選擇合理排量的泥漿泵就可以任意模擬鑽井現場泥漿泵的排量。在鑽井過程中，根據泥漿環空水力學計算結果，當鑽桿或鑽鋌處環形空間泥漿的上返速度

推薦值為0.5～0.6m/s時，才能形成平板型層流，從而滿足鑽井工藝的要求^［4］。

2.2 岩心動濾失速率的計算

根據鑽井液動濾失方程，鑽井液或完井液通過岩心時的動濾失速率可使用下式計算：

油氣成藏理論與勘探開發技術

式中：f_d為動濾失速率（mL/cm²·min）；Δθ為Δt時間內的動濾失量（mL）；Δt為滲濾時間（s）；A為岩心端面滲濾面積（cm²）。

2.3 動態污染損害前後岩心各段滲透率的計算

在一定壓差的作用下，流體可在多孔介質中發生滲流。一般情況下，其流動規律可用達西定律來描述。因此，在動態污染前後，岩心各段滲透率參數的計算可通過應用達西定律公式來實現。由於是多點測試，可以將達西定律公式寫成：

。

3 實施效果

該項目技術產品已在江漢、江蘇、大慶、大港、吉林、中原、南方勘探公司、克拉瑪依、塔里木等各油田單位推廣了五十多台套，大量的實驗研究表明，使用效果良好，它可以測量出岩心沿長度方向的非均質性，並能判斷同一岩心在受鑽井、完井液損害前後各段滲透率和損害深度程度，也可評價各種增產措施的效果，優選鑽井、完井液體系配方、優化增產措施，達到保護油氣層的目的，並認識了油氣層特性，提高了油氣田的勘探和開發效率。上述各油田通過該「評價系統」篩選出的優質鑽井、完井液，起到了保護油氣層的效果，既降低了生產成本，又提高了油氣井產量，已經取得了巨大的經濟效益和社會效益。該成果的推廣應用為保護油氣層技術研究和油氣田評價工作的開展提供了全新的評價手段和評價方法，還使得其在理論和實驗技術上獲得了重大突破，其實驗研究結果對油氣田勘探與開發方案的科學決策、油氣田的發現、提高油氣井產量、延長油田的開發周期以及保護油氣層領域的科學研究將起到十分重要的指導作用。

該評價新方法以及相關技術產品使科研成果及時轉化為生產力，填補了我國在相關實驗技術領域裝備製造上的空白，具有同類技術的國際先進水平。

參考文獻

［1］李淑廉等.JHDS-高溫高壓動失水儀的研製.江漢石油學院學報［J］，1988，10（1）：32～35.

［2］余維初，李淑廉等.滲透率梯度測試儀的研製.石油鑽采工藝［J］，1995，17（5）：82～86.

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［4］Bourgoyne A T，et al.，Applied Drilling Engineering.SPE Textbook，1991.

［5］岩石物性滲數測試裝置CN2188205Y全文1995.1.25.

［6］一種岩心物性能自動檢測裝置CN2342371Y，1999.10.6.

［7］Joseph Shen J S，Brea，Calif Automated Steady State Relative Permeability Measurement System US4773254M1988.9～27.

［8］Appartus and method for measuring relative permeability and capillary pressure of porous rock.US5297420，1994.3～29.

❽ 10款寶馬740油氣分離器在哪

10款寶馬740油氣分離器在發動機曲軸箱呼吸口。油氣分離器也就是俗話所說的廢氣閥，也有人叫壓力控制閥。油氣分離器的作用是分離曲軸箱排出氣體中的機油，減少機油從曲軸箱呼吸口排放到發動機外面。油氣分離器如果壞了，會導致機油蒸汽進入進氣管然後再進入缸內燃燒，車輛就會出現燒機油的現象。

寶馬740氣分離器的作用

分離曲軸箱排出氣體中的機油，減少機油從曲軸箱呼吸口排放到發動機外面。油氣分離器也就是俗話所說的廢氣閥，也有人叫壓力控制閥，油氣混合物的工作原理主要是利用油氣之間的密度差實現，油氣混合物經進油管線進入分離器後，噴灑在擋油帽上，擴散後的油靠重力沿管壁下滑到分離器的下部，經排油管排出。

❾ 特殊岩心分析實驗是指什麼

這類儲層物性描述要靠一些特殊實驗取得認識，通常包括：上覆岩石壓力、潤濕性、表面與界面張力、毛細管壓力、相對滲透率。這些岩石物理數據直接影響著對烴類物質的數量和分布的計算，它是研究某一油藏流體的流動狀態的重要參數。

（1）上覆岩石壓力：埋藏在地下幾千米的油藏承受著上覆巨厚地層的重量，即上覆壓力，這個上覆壓力是對儲層施加的一種擠壓力，通常岩石的孔隙壓力接近於上覆壓力。如果岩石的顆粒膠結得很好，典型的孔隙壓力大約是每10米深度增大0.1兆帕，上覆壓力與內部孔隙壓力之間的壓力差稱為有效上覆壓力。我們鑽開油層採油，如果不補充能量，就像在一個大皮球上戳一個洞放氣，在球內氣體壓力衰減過程中，大皮球就會扁下去，同樣道理，在壓力衰竭過程中，油層內部孔隙壓力要降低，有效上覆壓力會增大，這將使儲層總體積減小，同時，孔隙間的顆粒膨脹。這兩種變化都使孔隙空間減小，也就是減小了岩石孔隙度。通過特殊岩心分析實驗我們就可以建立孔隙度或滲透率與有效上覆壓力間存在的某種關系。

孔隙壓力的變化會影響岩石孔隙體積的變化，也影響著孔隙內流體的飽和度變化，我們往往採用一個壓縮系數的概念來表述這一特性，孔隙壓縮系數（數學符號記為CP）也就是單位壓力變化時的孔隙體積的相對變化值。

對大多數油藏，基岩和岩石體積壓縮系數相對於孔隙壓縮系數CP都很小，因此通常用地層壓縮系數Cf來描述地層的總壓縮系數，並讓Cf=CP 。在油田開發中，油藏總壓縮系數被廣泛應用於瞬變的流動公式和物質平衡方程，它就像我們高中時學的物理學用容變模量的倒數來表徵一個彈性體瞬變過程一個道理。油藏總壓縮系數數學符號記為Ct，它包括了原油、束縛水、天然氣和岩石的壓縮系數，掌握了這個參數很有用，一個封閉性的油藏，如果我們已經計算出它的地質儲量，想了解在彈性開采階段能采多少油，我們只要將儲量乘上總壓縮系數（Ct）再乘上彈性期壓力降數值就可以計算出它能采出多少油來，反過來，如果我們掌握了開采過程中油藏壓力下降的情況和實際生產量，也可以反求出這個油藏應該有多少彈性儲量。

（2）岩石潤濕性：任何一種液體與另一種固體表面相接觸，液體就會在固體表面產生擴散或附著的趨勢。例如，將汞、石油、水滴在一塊干凈的玻璃板上，你可以看到水滴很容易散布在玻璃板上，石油大約呈半圓珠狀，水銀則保持圓珠狀，這種特性就叫潤濕性。這種擴散的趨勢可以通過液固表面的接觸角來表示，接觸角度小，液體的潤濕性就強，零度接觸角表示完全不潤濕，180°則表示完全潤濕。

油、水相對滲透率曲線

❿ 怎樣評價生油氣層的定量

一個沉積盆地發現了生油氣層後，究竟有多大的油氣資源潛力是勘探決策中最關心的問題。因此生油氣層的定量評價具有非常重要的意義。由於目前我們所研究和關心的生油氣層已發生了油氣生成和運移過程，我們只能間接地估算它的生、排烴量，所以生油氣層的定量評價又是比較困難和復雜的問題。這些年隨著實驗技術、尤其是熱壓模擬實驗技術的發展，使生油氣層生、排烴的計算更加准確和接近地質歷史時期的生油氣過程，成為生油氣層定量評價的重要方法。目前生油氣層的定量評價方法很多，這里我們著重介紹比較重要，而又較通用的熱壓模擬—體積法，氯仿瀝青「A」數字化積分法計算總油氣生成量。要說明的是這兩種方法都是比較精確的計算方法，它要求有較多的鑽井數據資料，適宜在有一定勘探程度的盆地中使用。對於在盆地勘探初期，往往採用盆地類比法和盆地體積法（面積、厚度）來估算，都屬於專家經驗估算方法，這里就不介紹了。
1）熱壓模擬—體積法計算油氣生成總量（1）熱壓模擬實驗。
實驗前預先將樣品粉碎至120目以下，在低溫條件下（50℃左右）烘乾。然後稱取一定量的樣品（幾十至幾百克），裝入溫壓釜內密封，用真空泵抽空數小時，將空氣全部排出，把釜置於管式爐中加熱。自動控溫，恆溫若干小時後（一般72小時）切斷電源，自然冷卻至300℃左右。將溫壓釜與收集計量裝置連接收集計量所產油和氣。
（2）實驗結果。
利用熱模擬實驗裝置，我們可以對一個盆地未成熟代表性烴源岩（根據地質年代、岩性及有機質豐度、類型）從低成熟、成熟、高成熟到過成熟階段進行熱模實驗，並獲得不同熱演化階段的氣、液態烴產率。由於在地質歷史過程中油氣生成的時間和溫度互為補償關系，因此可以再現一個盆地的油氣生成過程。表1—16為鄂爾多斯盆地環14井灰岩的熱模擬實驗結果，根據熱模擬結果，我們可以建立某類烴源岩的氣、液態烴產率圖版（圖1—10），並進而建立成烴模式。

表1—16 鄂爾多斯盆地環14井灰岩不同演化階段氣、液態烴產率表（據程克明，1995）

圖1—10 鄂爾多斯盆地環14井灰岩氣態烴（a）、液態烴（b）產率圖版（據程克明，1995）
該方法計算原理仍以常規體積法為基礎，其優點在於將一個盆地按其不同熱演化階段和不同母質類型分別計算其烴源岩體積，並將該盆地代表性烴源岩進行熱模擬實驗，得出該盆地不同母質類型烴源岩在不同熱演化階段的液態烴、氣態烴產率。這種方法避免了陸相地層非均質性與代表取值之間的矛盾。因此使計算生烴量准確度大大提高，更加符合盆地實際。
①液態烴生成量的計算公式：
Q總液=S·H·K液·ρ·CORG·R式中Q總液——液態烴總生成量，108t；S——有效烴源岩分布面積，km2；H——有效烴源岩平均厚度，km；K液——液態烴產率（查熱壓模擬液態烴產率圖版獲得，單位kg/t）；p——烴源岩密度，一般取23×108t/km3；CoRG——欲測烴源岩之殘余有機碳，t；R——殘余有機碳之恢復系數。一般按不同岩石母質類型查乾酪根恢復圖版獲得。
②氣態烴生成量的計算公式：
Q總氣=S·H·K氣·ρ·CORG·R式中Q總氣——氣態烴總生成量，108m3；K氣——氣態烴產率（查熱壓模擬氣態烴產率圖版獲得，m3/t）其餘參數同液態烴計算公式。
③烴源岩地質體各演化階段的劃分。
在一個連續沉積的盆地中，沉積岩分散有機質的受熱歷史與其埋藏深度密切相關，在沉積條件基本一致以及同一地熱場背景下，分散有機質中的鏡質組反射率與源岩埋深呈線性關系，根據不同埋藏深度烴源岩實測鏡質組反射率值與相應埋藏深度進行回歸計算，可以得出埋深D與鏡質組反射率Ro的線性回歸方程D=aRo+b（a、b為變數）。根據線性回歸方程，可得出各演化階段的埋藏深度。為計算方便和有利於地質檢驗，一般將演化階段劃分為低成熟（Ro=0.5%～0.8%）、成熟階段（Ro=0.8%～1.3%）、凝析油—濕氣階段（Ro=1.3%～2.0%）和干氣（Ro>2.0%）四個階段。
④各演化階段烴源岩體積的測算。
對於任一含油氣盆地，當其已獲得一個系統剖面烴源岩實測的鏡質組反射率值與埋藏深度關系，並由此而劃分出該盆地相應演化階段的現今埋藏深度之後，該盆地相應層段的今構造圖或沉積岩等深圖的各演化階段的相應深度分布即為各演化階段沉積岩體的面積分布，如南堡凹陷生油門限3200m，根據這一參數在該凹陷今構造圖（或等深度圖）上查出3200m的等高線（或等深線）分布范圍，此即成熟生油岩的分布范圍，依此類推確定液態窗高峰、進入濕氣—凝析油和進入干氣階段的等高線或等深線的深度分布范圍，便獲得相應演化階段沉積岩體的分布范圍。然後將烴源岩等厚圖與今構造圖或沉積等深圖疊合，將已在今構造圖上或等深圖上所確定的各演化階段分布范圍投繪於烴源岩等厚圖上，從而便可獲得各演化階段烴源岩的分布面積。烴源岩各演化階段面積范圍的平均厚度即為該演化階段烴源岩的實際厚度。於是各演化階段生油岩體積便可測出。
⑤母質類型的劃分和各演化階段計算參數的選擇。
烴源岩的生烴速率及產烴潛力不僅與烴源岩所處熱演化程度有關，而且與母質類型關系更為密切，腐泥型母質和腐殖型母質生烴潛力可產生數量級之差。因此，在獲得一個盆地不同演化階段烴源岩體積之後，還必須把各演化階段地質體中各類母質所佔有百分比例求出，這樣不同母質類型烴源岩選擇對應類型烴源岩的相應階段產烴率進行計算就更為合理。
關於母質類型劃分，一般採用三類四分的原則，即腐泥型（Ⅰ型）、腐殖—腐泥型（Ⅱ1型）、腐泥—腐殖型（Ⅱ2型）和腐殖型（Ⅲ型）。如前述所用手段一般採用乾酪根元素的H/C原子比和O/C原子比、Rock—Eval所獲的IH和Io、乾酪根鏡檢等多種方法。從快速、經濟且能得到較有代表意義的選擇，無疑Rock—Eval的資料是能較好滿足上述要求的手段。
關於不同演化階段產率計算，代表值的選擇，首先必須確定欲測盆地的岩類和母質類型（泥岩、灰岩、煤或其他岩種。Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型），在這些因素確定之後，針對所需計算的岩類和母質類型選擇相應岩類及相應母質的產烴率圖版（圖1—11）熱壓模擬獲得，在這個圖版上分別測算出四個演化階段（低成熟、成熟、濕氣—凝析油和干氣）的氣、液態烴產率代表值。產率代表值的選擇：低成熟代表值，由於其R。值范圍由0.5%～0.8%，從動態分析觀點出發，既不能選擇Ro=0.8%的產烴率值，更不能選擇Ro=0.5%時的產烴率值，一般選用R。=0.65%時的烴產率作為代表值。余此類推。
⑥殘余有機碳的恢復。
關於殘余有機碳的恢復，從物質平衡的觀點出發，結合烴源岩有機物質演化特點，把未進入生烴門限之前烴源岩中的有機碳稱為原始有機碳，進入生烴門限之後，烴源岩經歷了不同的演化階段，乾酪根發生了不同程度熱降解，並進行了不同程度的烴類排驅。因此，現今烴源岩中的殘余有機碳與已降解碳之和才相當於原始有機碳。

圖1—11 東濮凹陷沙河街組各類生油岩原始降解潛率圖（據程克明，1995）
根據上述原理，採用Eock—Eval對各類母質的未成熟源岩進行人工模擬試驗。以任一母質類型的烴源岩為例，將其在未成熟時所含有機碳視為原始有機碳。然後將其在不同模擬溫度下所獲得的已生成烴（S1）和乾酪根熱解烴（S2）之和乘以碳分數（0.083），即獲得該模擬溫度下該試樣的有效碳[Cp=（S1+S2）0.083]，由此可以計算出該試樣在該模擬溫度下的烴降解率。所謂烴降解率是指該試樣在該模擬溫度下已生烴碳與殘余有機碳之比值。對於一個盆地而言，我們可以選取不同類型的代表性烴源岩進行熱模擬並製成各類生油岩的原始降解潛率圖版（圖1—12）。

圖1—12 泌陽凹陷生油岩殘余有機碳恢復系數圖版A—號生油岩，最終降解率70%；B—最終降解率60%；C—1654號生油岩，最終降解率53.1%；D—1660號生油岩，最終降解率41%；E—1658號生油岩，最終降解率30%；F—2898號生油岩，最終降解率22%；G—1655號生油岩，最終降解率6.1%殘余有機碳恢復系數取值范圍：Ⅰ型1～3.4；Ⅱ1型1～1.8；Ⅱ2型1～1.2；Ⅲ型<1.2（據范成龍資料並作部分修改，程克明，1995）
在獲得各類烴源岩不同模擬溫度下的烴降解率和原始有機碳之後，根據物質平衡原理，原始有機碳與各模擬溫度下烴降解率之（從原始降解潛率圖版查）積即為該溫度下該試樣的已降解碳，而原始有機碳與已降解碳之比值即為殘余有機碳的恢復系數（R）。對一個盆地我們可根據熱模擬製成殘余有機碳恢復系數圖版（圖1—13）。而殘余有機碳恢復系數的取值范圍，當確定了被恢復試樣的熱演化程度Tmax和母質類型之後，便可在如圖1—13的圖版上查得。

圖1—13 東濮凹陷沙河街組各類生油岩熱解烴率圖版（程克明，1995）
**問題？數字化積分法計算油氣生成量原理是什麼？
以各生油層系所取得的殘余氯仿瀝青「A」為基礎，編出欲測地區和層位的氯仿瀝青「A」等值圖（勘探程度較低的地區亦可採用代表性樣品氯仿瀝青「A」的平均值），與此同時，結合測區，綜合有機地球化學所確定的生油門限深度，編出有效生油岩等厚圖（如前所述），將上述兩種圖件經數字化後用跟蹤掃描法打點輸入計算機，再由計算機根據各點的烴源岩厚度和殘余氯仿瀝青「A」含量，按照給定的公式（見後面）計算出各點的生烴強度，再由計算機繪出生烴強度等值線圖（即生油量分布圖）。
計算機既可計算和繪制出某一地質時間單元（或某一層段）和某一凹陷或區塊的生烴強度分布（單位面積生油量）和總生油量，同時還可進行多層系的疊加，由此計算出一個盆地某一地質時期的總生烴量，從而為進一步的資源預測提供重要依據。該方法不足之處是無法計算出液態烴和氣態烴的生成量，但它卻有如下明顯的優點：
①數字化積分法計算生油量首先是用等值線的辦法把基本參數進行優化，從而避免了陸相地層非均質性與代表性取值的矛盾；②數字化輸入圖形（氯仿瀝青「A」等值圖及有效生油岩等厚圖），按小區塊計算各點生油量，區塊越多，計算精度越高，最後是將各個小區塊計算值積分，顯然體積法無法與之比擬；③數字化積分法可將最終結果以生油量等值圖形式輸出，該圖的最大作用是可以確定含油氣盆地（或地區）的生油中心，為綜合評價和指導勘探提供依據；④數字化積分法既可提供被測地區生油量的精確計算結果，又能提供不同概率的計算值，這為資源預測提供了較科學的依據；⑤數字化積分法可適用於不同勘探程度的盆地，也適用於不同的參數計算，能獲得較好的結果。
**問題？數字化積分法計算油氣生成量計算公式是什麼？
對於欲測區平面上某一點生烴強度的計算實質是以某一點的烴源岩厚度和源岩氯仿瀝青「A」殘余含量作變數來研究該測量點的生烴量，但根據殘余氯仿瀝青「A」所計算出的生烴量僅為殘餘生烴量，若能測算出該區各時間單元內油氣的排出量（或排出系數），則可按下述公式計算出總生烴強度或總生烴量：

式中Q總——總生油量，108t；M——運移系數（由各盆地各生油層系用岩石熱解法直接求得，單位：%，詳見後）；S——生油岩面積，km2；H——生油岩厚度，km；A——氯仿瀝青「A」平均含量，%；ρ——生油岩密度（一般用2.3×109t/km2）。
**問題？數字化積分法計算油氣生成量運移系數如何確定？
油氣生成量計算中所用運移系數是指生油層中已生成的油氣向儲層的排出率，即初次運移率。
初次運移率的測算方法是近幾年在生油層定量評價研究中提出的一種方法。其原理是利用Rock—Eval實測不同溫度下各種類型的不成熟生油岩的產烴率，以累計最大產烴率（即該生油岩在未排烴狀態下的最大生油潛力）為原始產烴潛率，把現今不同演化階段生油岩的熱解烴率作為殘留潛率。將各類未成熟生油岩在不同模擬溫度下（或Tmax）的累積熱解烴率作成圖版（圖1—13），由此可以通過圖版求得已進行不同程度排烴的烴源岩的原始生油潛量。
對任何一個不同熱演化程度的生油岩，只需要獲得它的殘余熱解烴量（S2），並由同類未成熟生油岩熱解烴率圖版中，根據該類岩石的熱演化程度（Tmax），便可查得其熱解烴率（K），從而可以求得該生油岩的原始生烴潛量。
原始生烴潛量（S0）與不同熱演化階段殘餘生烴潛量（S1+S2）之差即為油氣的初次運移量。初次運移量與總生油潛量之比，即為油氣運移率（M）。表1—17列出了我國部分主要含油氣盆地油氣初次運移系數。

表1—17 中國中、新生代主要油氣盆地初次運移系數表（程克明，1995）

續表