油气扩散实验装置

❶ 南海沉积物中甲烷水合物p-T稳定条件实验

孙始财^1,2,3业渝光²,3，刘昌岭^2,3，谭允祯¹，孟庆国³，相凤奎^1,3，马燕³

孙始财（1975－），男，博士，讲师，主要从事天然气水合物研究，E-mail:[email protected]。

注：本文曾发表于《Journal of Natural Gas Chemistry》2011年第5期，本次出版有改动。

1.山东科技大学土建学院山东省土木工程防灾减灾重点实验室，山东青岛266510

2.国土资源部海洋油气资源与环境地质重点实验室，山东青岛266071

3.青岛海洋地质研究所，山东青岛266071

摘要：确定海底沉积物中天然气水合物的稳定条件是合理评估和安全开采水合物资源的基础。分别用南海北部陆坡神狐海域底层水和海底沉积物样品（含孔隙水）实验合成了甲烷水合物，并用等容多步升温分解法初步研究了甲烷水合物的稳定条件。实验结果表明：底层水和沉积物中甲烷水合物稳定温度都比纯水中降低了约1.4℃，说明沉积物样品中主要是孔隙水离子效应影响水合物稳定条件。

关键词：南海沉积物；孔隙水；甲烷水合物；稳定条件

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温度和压力下由水和甲烷生成的类似冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物。在标准温度－压力条件下，1 m³甲烷水合物可释放164 m³的甲烷气体。自然界中天然气水合物（主要是甲烷水合物）大部分蕴藏在海底沉积物中，一般存在于300～3 000 m深水盆地、陆架坡折带等天然气水合物稳定域内^[1]。据估算，全球大洋底部沉积物中含有1.2×10¹⁷m³的天然气水合物^[2]。2007年，中国在南海北部神狐海域钻获天然气水合物实物样品^[3]，探明资源量达185亿t油当量。美国、加拿大、俄罗斯和日本等国准备开采这种具有商业开发价值的战略性替代能源。然而开采过程中水合物的分解将导致地层胶结作用丧失和孔压急剧增大，甚至导致地层液化，诱发井壁失稳、滑坡、塌陷等工程事故与灾害，从而对开采工程构筑物与周围环境带来严重影响^[4-8]。如果开采措施稍有不当，水合物分解释放出来的大量甲烷将打破碳循环平衡，造成温室效应和严重的生态破坏^[9-10]。所以，确定水合物在沉积物中的稳定分布情况是合理开采水合物资源，防止诱发自然灾害的基础。

目前，研究沉积物中水合物稳定性条件，大多用硅胶、玻璃、活性炭等人工多孔介质材料模拟沉积物，孔隙尺寸均匀（主要在几纳米到几十纳米居多）^[11-21]。实验发现多孔材料对水合物的生长会产生一定的影响，使其稳定温度趋于更低（或压力趋于更高），并且孔隙尺寸越小，影响越明显。Makogon^[22]较早发现了小孔隙砂岩中天然气水合物形成压力升高；Turner^[23]实验表明孔隙半径大于60 nm时水合物生成不会受到孔隙毛细作用的影响；Ye Yuguang^[24]和孙始财等^[25]测得水合物在较粗砂粒中稳定条件没有变化。Riestenberg^[26]测得34 g/L二氧化硅悬浮液和200 mg/L膨润土悬浮液中甲烷水合物p-T没有变化，而Cha等^[27]和Ouar等^[28]测定了天然气在34 g/L的膨润土悬浮液中相平衡温度偏移了2℃。Uchida^[29]等研究了石英砂、砂岩和黏土（高岭土和膨润土）中甲烷水合物分解条件，认为石英砂、砂岩和高岭土中水合物分解条件主要受到孔隙尺寸的影响，表面纹理和矿物成分影响很小。而稀释的膨润土溶液对甲烷水合物有热力学促进效应。Lu Hailong等^[30]研究了ODP164航次在Blake海脊钻获的含水合物沉积物岩心（Hole 995B）甲烷水合物的稳定条件，结果表明相对海水和纯水中甲烷水合物的稳定温度分别降低了0.4 K和1.5 K。由于海底中沉积物性质、结构、堆积状态等比较复杂，并且含有孔隙水，甲烷气体很难渗透，导致水合物生成异常困难。因此，亟待开展实际海底沉积物中水合物稳定条件研究。本文用中国南海北部陆坡神狐海域沉积物样品实验合成甲烷水合物，采用多步升温分解法研究甲烷水合物稳定条件的变化，为掌握我国南海北部海域天然气水合物分布情况提供重要的理论基础。

1 实验

1.1 实验装置

实验所用装置详见文献中[25]，主要包括水合物反应釜、温度控制系统、数据采集系统（图1）。反应釜净容积为150 m L，耐压值为40 MPa，结构采用快开式，以方便拆卸。实验中为尽可能减少反应釜中气体空间过大对实验压力变化的影响，釜体内填充了玻璃球，沉积物用塑料杯与之隔开。釜体安装热电阻温度传感器和压力传感器。温度传感器（Pt100）探针伸入到沉积物中约20 mm，精度为±0.1℃。为保证测量结果的准确，在实验准备阶段用标准热电阻对温度传感器进行了校准。压力传感器最大量程为40 MPa，精度为±0.25％，并配有压力表以方便观察。温度控制系统为三级恒温控制，空气浴控温范围为0～＋50℃，恒温水浴（两级）控温范围为－40～＋50℃。实验温度在0℃以上时，可以仅开启空气浴。实验过程由数据采集仪实时记录。

图1 沉积物甲烷水合物p-T稳定条件实验系统

实验过程中对系统的密封性要求比较高，通过以下3个方法确定系统不漏气：

1）充入N₂至最大工作压力，在某一温度下， 72 h压力不下降。

2）正式实验前，甲烷充入反应釜后，由于溶解的原因，压力有少许下降，但是在放置24 h后，压力没有下降。然后开始正式实验。

3）实验完成一次后温度恢复到开始温度时，压力与开始压力相同。

1.2 实验材料

实验采用的海水样品（No.HY4-2006-3-HS-289PC）和沉积物样品（No.HY4-2006-3-HS-383GG 1/5 top）均采集于我国南海神狐海域。虽然沉积物样品中不含水合物，但是样品所处位置在钻获水合物实物样品的站位附近，与其地质背景基本相同，因此，样品具有水合物分布区沉积物的代表性。取少许沉积物样品用马尔文MS2000激光粒度分析仪对其粒度进行分析，结果如表1所示。从数据可以看出样品颗粒粒径以粉砂级（58.911%）和细砂级（31.01%）为主，其次是粘土级（5.967%）和中砂级（3.778%），粗砂级几乎为零（0.334%），砾石为零。沉积物样品没有经过任何处理直接装入上端开口的柱状塑料杯（四周扎有密密麻麻的针状小孔，增强甲烷气体的扩散速率），体积约为50 m L，孔隙水约含16 m L，所以沉积物孔隙度可以近似认为是32％。对南海神狐海域天然气水合物样品气体组分测试发现，甲烷气体体积分数大于99%^[31]，所以实验用青岛瑞丰气体有限公司提供的纯度为99.99％甲烷气体。

表1 实验用南海沉积物样品数据

1.3 实验方法和步骤

测定水合物稳定条件的方法有多种，针对实验中沉积物孔隙大小不均和孔隙水盐度变化的特点，采用等容多步升温分解法^{[11,15,32-33]}（图 2）可以更准确地反映甲烷水合物生长分解特性。每轮实验都重复多次，使甲烷水合物在沉积物中分布较为均匀；并且每次实验都保证充分的时间使甲烷水合物生成的量尽可能多。在加热分解阶段，每次升温0.2～0.5 K 且保证足够长的稳定时间12～24 h（根据实验情况时间可能更长），使得体系温度和压力达到真正平衡。本文甲烷水合物稳定条件是指每轮实验中甲烷水合物生成曲线G-H 和分解曲线J-F的交点F对应的温度和压力（图2）。

图2 甲烷水合物生成分解过程

具体步骤如下：

1）试压、检漏、洗釜。

2）将沉积物装入釜中，静置12 h时左右。

3）将反应釜放入空气浴（水浴）中，适当降低温度（尽可能减少水分蒸发）抽真空，然后充入甲烷气至实验压力。

4）静置24 h让甲烷充分溶解，直至压力没有变化。

5）启动温度控制系统至设定温度，温度稳定后开始水合物生成－分解实验。数据采集仪记录全部过程温度和压力变化。

2 实验结果与讨论

2.1 甲烷水合物的分解

实验中，当水合物开始反应后直至体系温度和压力长时间（6 h以上）保持不变（图2中G—H-I），认为甲烷水合物生成结束，然后进入升温分解过程。甲烷水合物的分解是一个吸热和释放气体的过程，涉及传热传质2个过程。第一个阶段是传热过程（图2中A-B、C—D）。在甲烷水合物稳定区域，固态甲烷水合物的能量比甲烷气体和水二元混合物能量低，所以更稳定。要使甲烷水合物分解就必须提高体系能量，超过甲烷水合物的分解热；否则，甲烷水合物不会分解。在这一阶段中反应釜内压力提高是因为温度升高甲烷气体膨胀引起。本文实验中柱形反应釜浸没在恒温冰箱中，热量从柱形釜体周围传递到水合物晶体表面，越靠近反应釜壁面甲烷水合物越容易获得环境热量达到分解条件。这一过程主要受到传热速率的控制，提高温升速度可以加快分解；但是升温速度过快，甲烷水合物可能产生分解亚稳状态，即甲烷水合物越过真正的分解点才开始分解，造成较大的实验误差。在水合物稳定条件测量过程中升温速度越小，测量误差越小，并且通过连续重复多次实验的方法也可以减小这种误差。另外，当体系温度接近甲烷水合物分解温度时，适当降低升温速度也是必要措施。在沉积物中还要考虑沉积物矿物成分、孔隙、样品规格对传热速率的影响。

第二个阶段是传质过程（图2中B—C、D—E）。当体系能量超过甲烷水合物自由能时，液相和气相中甲烷气体的浓度已经低于相应温度下的溶解度或平衡压力，甲烷水合物晶体结构坍陷产生液态水和甲烷自由气体。在这一阶段，甲烷气体在不同相中的浓度与溶解度的差或分解压力与平衡压力的差是甲烷水合物分解驱动力，这种驱动力使暴露在表面的水合物晶格首先塌陷释放出甲烷气体。所以甲烷水合物分解过程既是传质过程，也是界面消融移动的过程，并且甲烷气体的扩散速率与水合物表面积和驱动力成正比。甲烷水合物分解出来的甲烷气体在液相中达到饱和浓度后又不断扩散到上部空间提高自由气体压力，以维持甲烷水合物表面压力低于体系温度下的平衡压力，使分解反应可以继续进行。本文实验是在等容条件下，随着甲烷水合物的分解系统压力升高，当压力升高到调温后稳定温度下的平衡压力，体系又达到新的平衡（图2中C、E点）。在这一过程中甲烷水合物分解主要受到甲烷传质速率的控制，如果是在沉积物中还要考虑沉积物孔隙结构的影响。对于高渗透率的沉积物，甲烷水合物的分解速度主要取决于传热过程；对于低渗透率的沉积物，分解速度取决于传质过程^[34]。

2.2 海水中甲烷水合物稳定条件

海洋天然气水合物形成于沉积物孔隙中，其稳定性可能受到孔隙水（海水）和沉积物共同影响，如何确定两者对水合物稳定性影响程度非常重要。一些学者认为^[35-39]在松散的海底沉积物内，孔隙水相互连通并与底层水相连，因此，其盐度和底层水接近。Dickens等^[40]通过分析孔隙水的活度认为成岩作用等化学过程对水合物稳定性影响很小，孔隙水中甲烷水合物稳定条件与海水中没有明显区别。据此，本文首先用南海神狐海域底层水样品研究海水（孔隙水）中甲烷水合物稳定条件。实验开始前，用盐度计（MASTER-S28 α）对底层水的盐度进行了测量，w(Na Cl）值为3.5％。甲烷水合物在孔隙水溶液中生成过程与纯水中类似，但是排盐效应^[41]使盐离子滞留在溶液或附着在水合物晶体表面，导致溶液的离子浓度升高，水合物反应更加困难。而甲烷水合物的分解过程正好与生成过程相反，离子浓度会被水合物分解释放的水分子稀释而逐渐降低。实验测得的海水中甲烷水合物的稳定条件如图3所示。从图3可以看出南海底层水样品中甲烷水合物稳定条件降低，稳定温度比纯水中下降了约1.4 K。Dickens等^[42]测定盐度3.35％海水中甲烷水合物稳定温度降低约1.1 K，并且认为在3.3％～3.7％盐度在范围（几乎所有海洋盐度），甲烷水合物温度降低值小于1.24 K。Maekawa等^[43]采用甲烷水合物在生成和分解过程中，根据透光率的不同测得的甲烷水合物在盐度为3.16％的海水中温度降低了1.1 K。考虑到实验海水盐度以及测量误差，认为实验海水样品对甲烷水合物稳定条件的影响与其他海域海水基本一致。实验也测定了0.5 mol/L Na C1溶液中甲烷水合物稳定条件，其结果与海水中接近（图3），说明在对温度或压力精度要求不高的情况（如一些现场工程作业），可以用相同盐度的Na C1溶液代替海水进行水合物稳定条件的测定或计算，这样可以简化操作过程又能够满足实际工程的需要。

图3 南海海水中甲烷水合物p-T数据

2.3 沉积物样品中甲烷水合物稳定条件

由于沉积物样品在海底成型已久、致密程度高、孔隙尺寸很小，甲烷气体在沉积物中扩散速率很慢，阻碍了甲烷水合物的成核，给实验带来相当大的难度。在设定的温度和压力下（过冷度近20℃），甲烷－沉积物－孔隙水体系静态放置近2个月的时间内，在仪器精度范围内温度和压力没有变化，打开反应釜没有发现水合物迹象，取少许放入水中没有气泡冒出，判断没有水合物生成或者说生成的水合物的量对本实验意义不大。鉴于此，实验中先后采取以下措施以试图促进甲烷水合物的生成：1）适当增加过冷度（过压度）；2）实验温度降到0℃以下或结冰（孔隙水结冰），然后采用温度震荡法，使温度场产生扰动；3）将沉积物装在一个上端开口的四周扎满密密麻麻针状小孔的塑料杯中，以增加气体扩散率，并结合措施1）和2）。通过反复试验有效地促进了沉积物中甲烷水合物的生成，然后通过逐步升温分解获得甲烷水合物稳定条件，实验结果如图4所示。

图4 南海沉积物中甲烷水合物稳定条件

从图4可以看出，南海沉积物中甲烷水合物稳定条件与纯水条件下相比，温度下降了约1.4 K，这与本文测得的南海底层水样品中甲烷水合物稳定条件基本一致。说明实验所用的南海沉积物样品中甲烷水合物的稳定条件主要受到孔隙水离子效应的影响，而沉积物孔隙结构没有明显的影响。Henry等^[13]用Blake海台海底沉积物合成水合物时，也发现孔隙结构对水合物稳定性没有明显的影响。Turner^[23]等测定了平均孔隙半径为55 nm的亚得里亚海砂岩中甲烷水合物稳定条件，其结果与无几何约束条件下甲烷水合物稳定条件没有区别（温度测量精度为±0.5 K），并用开尔文－克拉贝龙方程计算出孔隙半径大于60 nm时沉积物孔隙不影响水合物稳定条件。Kastner[⁴⁴]绘出了全球已发现水合物赋存区域的水合物稳定条件图，除了布莱克－巴哈马（Blake）站位因沉积物孔隙导致水合物稳定条件发生偏移情况外，其他成藏区水合物稳定条件相对于无几何约束条件下都没有明显变化。这种现象可能是因为海洋水合物存在位置距海底较近，沉积压实作用不明显，沉积物孔隙中毛细管作用力对水合物稳定条件的影响可忽略不计，但是孔隙水的离子效应肯定存在。

4 结论

1）分别测定了我国南海北部陆坡神狐海域底层水样品和沉积物样品中甲烷水合物的稳定条件。实验测得底层水中甲烷水合物稳定温度比纯水中降低了约1.4 K，与其他海域中水合物稳定条件接近。

2）在沉积物中甲烷水合物很难生成，通过加强甲烷气体扩散速率能够促进甲烷水合物的生成。

3）在实验条件下，沉积物样品中甲烷水合物稳定温度也降低了约1.4 K。因此，沉积物样品中甲烷水合物的稳定条件主要受到孔隙水离子效应的影响，孔隙结构的影响可以忽略。

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❷ 油气田勘探采取何种方法

如何高速度、高水平地勘探油气田是一项很复杂的任务。石油通常都深埋在上千米的地下，在地面看不见、摸不着。即使地面上有油气显示，也不能肯定地下就一定存在油气藏。要想找到它，就必须想方设法获取地质资料，掌握规律。随着科学技术的发展、人类的不断实践和总结，寻找石油的方法越来越多，归纳起来主要有地面地质法、地球物理勘探法、地球化学勘探法和钻井勘探法等。

一、地面地质法地面地质法是寻找石油最基本的工作方法，其研究内容十分丰富。石油勘探工作者运用地质知识，携带罗盘、铁锤、放大镜等简单工具，在野外直接观察天然露头和人工露头。了解勘探地区的地层、构造、油气显示、水文地质、自然地理等情况。查明有利于油气生成和聚集的条件，从而达到找油找气的目的。

二、地球物理勘探法地球物理勘探法是利用物理原理和技术来解决地质问题的方法。根据地下岩石不同的密度、磁性、电性以及弹性等物理性质，在地面上利用精密仪器进行测量，以了解地下岩层的起伏状况，寻找储油构造，达到寻找油气藏的目的。随着科学技术，特别是计算机的发展，地球物理勘探法有了飞跃发展。常见的地球物理勘探法有重力勘探、磁法勘探、电法勘探和地震勘探等。

1.重力勘探重力勘探是用重力仪在地面上测量由地下岩石密度的差异而引起的重力变化。主要是利用重力加速度的变化来研究地质构造和寻找地下矿产。

不同纬度的重力加速度的正常值采用下式计算：

go=9.78318×(1+0.0053024sin2Φ-0.0000058sin22Φ)(3-1)式中Ф——纬度；go——某一纬度处重力加速度的理论值，m/s2。

用重力仪测量出地壳上某一位置的重力加速度，并将其校正到对应海平面上的值。校正后的重力加速度值与根据上式算出的理论正常值不一致，则称为重力异常。如果校正值大于理论值，则称为正异常；反之，则称负异常。重力异常反映出地壳内不同物质的组成和分布状况。根据重力异常范围的大小，又可分为区域重力异常和局部重力异常，前者范围大，后者范围小。研究区域重力异常可以了解地壳的内部结构，研究局部重力异常可以探矿。地下埋藏着密度较小的物质如石油、煤、盐等非金属矿的地区常显示出重力负异常，而埋藏密度较大的物质如铁、铜、锌等金属矿的地区常显重力正异常。

2.磁法勘探用磁力仪在地面或空中测量地下岩石的磁性变化，来探明地下地质构造和寻找某些矿产的方法称为磁法勘探。

通过设在各地的地磁台测得地磁要素数据，经校正并消除地磁短期和局部变化等影响，所获得的全球基本地磁场数值称为正常值。在实际测定时，若发现实测地磁要素数值与正常值不一致，则称为地磁异常。地磁异常是地下磁性物质发生局部变化的标志，据此可勘测出地下的磁性岩体和矿体。如磁铁矿、镍矿、超基性岩等是强磁性的矿物和岩石，反映出地磁异常为正异常；金矿、铜矿、盐矿、石油等是弱磁性或无磁性物质，反映出地磁异常为负异常。

3.电法勘探地壳的岩石存在着导电性差异。观测和研究人工电流场或大地电流的分布规律，可以了解地下地质构造，寻找原油、天然气和其他矿产。

在固定的观测站进行连续观测，所获得的大量数据经过校正可得到正常的电场值。在实际测量时，实测值与正常值不一致称为地电异常。地电异常反映可能有矿体或地质构造存在。

4.地震勘探地震勘探法主要是利用地壳岩石的弹性差异，以物理学的波动理论为依据，研究地震波的传播规律，从而了解地下的地质构造，寻找油气藏。

地震勘探的基本原理是在地面用人工方法产生地震波。产生地震波的常用方法是先钻一口井，再将一定量的炸药放入井中使其爆炸(图3-1)。地震波向地下传播遇到岩性不同的地层分界面就会发生反射。在地面上用精密仪器(检波器)把来自地层分界面的反射波用大量曲线记录下来，进行对比、整理和计算，就可得到反映岩层界面起伏变化的剖面图。根据地震剖面图，就可以了解地层分布情况和地下地质构造。

图3-1地震勘探示意图

由于地震勘探能够高质量、高效率地解决多方面的地质问题，从而成为最主要的勘探方法。据国外不完全统计，每年在地震勘探方面的投入约占全部石油勘探投资的70%，而在我国更是超过了90%。

三、地球化学勘探法地球化学勘探简称化探。该方法是对地表岩石、土壤、气体和水中的各种成分进行化学分析。当地下存在油气藏时，油气就会向上扩散。尽管数量有限，但在漫长的地质历史过程中，总会在地表土壤或岩石中出现一些烃类气体、微量沥青以及与烃类有关的细菌、元素和盐类等。因此，通过检测地下油气向地表扩散的烃类物质以及油气在运移过程中与周围物质发生各种物理化学变化的产物，就可以研究地下油气的分布。地球化学勘探法主要包括气测法、细菌法、土壤盐法等。

气测法是通过测量从地下扩散到地表的微量气体分子来寻找油气的方法。

由于地下油气向地表扩散，在这个地区就会发育一些与这些微量油气有关的特殊细菌，如氧化甲烷细菌、氧化乙烷细菌等。通过检测这类细菌，可预测地下深处有无油气藏。

由于烃类气体的扩散或是水的活动，在油气藏上方的土壤中会形成特殊的盐类。通过检测这些特殊盐类可以预测地下深处有无油气藏。

四、钻井勘探法利用地质法、物探法和化探法等间接方法可以确定地下的有利构造。这些构造中是否真的含有油气，只有通过钻井勘探法才能最后确定。钻井勘探法是油气田勘探工作中最直接的找油方法。通过所钻井眼可以直观地判断油气是否存在并且确定油气产能的大小，还能以井筒为通道把油气开采出来。但是由于钻井的速度很慢，费用也很高，因此必须在上述间接方法确定的有利含油构造上才进行钻井。

1.井的类别(1) 地质井(构造地质浅井、地层探井)：在盆地或凹陷普查阶段，为收集基础地质资料、了解地层剖面和构造产状而钻的井。

(2) 参数井：在完成了地质普查或物探普查的盆地或凹陷内，选择不同级别的构造单元而钻的一口或多口井。目的是了解地层层序、厚度、岩性以及生、储和盖的条件，并为物探资料的解释提供参数。参数井的设计深度要尽可能钻穿沉积岩的全部层厚。如果沉积岩太厚，不可能在一口井内取得完整的剖面资料，则可在不同的构造单元上钻两三口参数井，以取得盆地或凹陷内一个完整剖面的资料。

(3) 预探井：以地震勘探详查结果为基础，在生、储条件比较有利的构造或圈闭上打的第一口探井称为预探井。目的是发现工业性油气流。因此，在预探井内要特别重视取得系统的储集层物性资料、中途测试和测井资料以及完井、分层试油等资料。在测试获得油气流后，还要取得流体样品、油层压力和温度等资料，以便进行分析化验和储量计算。

(4) 详探井(或称评价井)：针对已获工业油气流的构造或圈闭，以地震勘探精查构造图为基础，视油气田面积大小、构造的复杂程度而钻的井。目的是控制油气田面积、掌握储集层物性及厚度变化规律和油藏类型。除取得预探井内规定的各项地质资料外，评价井还必须对油气层取岩心，并对岩性、电性和测试资料进行综合研究，进行储量计算。

(5) 开发井(包括生产井、注水井、注气井、资料井、检查井等)：如果构造图可靠、评价井所取的地质资料比较齐全、探明储量的计算误差在规定的范围内，根据油田开发方案，为完成产能建设任务和产油气计划而部署的井。

(6) 调整井(包括生产井、注入井、检查井等)：油气田全面投入开发若干年后，根据开发动态及油气藏数值模拟资料，为提高储量动用程度、调整油气或油水界面的推进速度、提高采收率、保证完成规定的采油计划所钻的井。调整井应根据开发研究设计部门编制的油气田调整开发方案实施。

2.地质录井要在钻井过程中取得地质资料应进行地质录井。地质录井就是用一定的方法观察、记录和分析钻井过程中与油、气、水有关的地质现象，获得钻遇地层的岩性及含油气情况。地质录井包括岩心录井、岩屑录井、钻井液录井、气测井以及钻时录井等。

1)岩心录井岩心录井就是在钻井过程中用专门的取心工具将地下岩石按顺序取到地面上来，并对所取岩心进行分析、研究，取得各项资料的过程。

岩心能够最直观、最可靠地反映地下岩层的特征。对岩心进行观察、分析和研究，可以了解岩性、岩相特征、生物特征，可以测定储集层的孔隙度、渗透率及有效厚度等。

由于钻井取心成本高、影响钻井速度，在油田勘探开发过程中，不可能对每口井都取心。所以，应根据具体情况针对某些层位进行取心，如主要的含油气层、地质界线、标准层、岩性复杂层位、断层通过层位等。

2)岩屑录井地下岩石被钻头破碎后，随着泥浆被带到地面上，这些岩石碎块就叫岩屑。钻井时，地质人员按照一定的深度间隔及时收集岩屑，进行观察和描述的工作称为岩屑录井。

在勘探工作中，为了查明探区内的含油气情况，尽快找到新油田，在一般取心少或不取心的情况下，要获得大量的地层、构造、含油气情况等第一手资料，就必须采用岩屑录井的工作方法。岩屑录井具有成本低、简便易行、了解地下情况及时等优点，它在油气田勘探过程中占有很重要的地位。

3)钻时录井地层的软硬直接影响钻进的速度。疏松的软岩层钻进快；致密坚硬的岩层钻进慢。因此，根据钻进的快慢可以了解地层情况。表示钻进快慢可以用钻时和钻速两个不同的概念。钻速是单位时间内所钻的深度，用m/h表示；钻时是每钻进1m所需的时间，用min/m表示。由于地质录井的需要，现场常采用钻时而不采用钻速。根据钻时的变化，既可以帮助我们判断井下地层岩性的变化，反映地层的可钻性和缝洞发育情况，又能帮助钻井工程技术人员掌握钻头的使用情况。提高钻头利用率，并改进钻进措施，提高钻速，降低成本。钻时录井资料可以用于以下地质和钻井工程方面：

(1) 判断岩性，帮助解释地层剖面。在砂泥岩分布地区，可以帮助分辨渗透层。结合其他录井资料可以帮助发现油层、气层和水层。

(2) 判断缝洞发育的井段。钻速突然加快、钻具放空等说明井下可能遇到了缝洞。配合岩屑、钻井液录井资料，可判断是否钻遇缝洞以及缝洞的大小和发育程度等。

(3) 根据钻时录井可以计算纯钻进时间，进行时效分析；根据不同类型钻头对各类岩石的破碎强度以及实际记录的钻时大小，合理选择钻头；根据钻时的突变，推断是否钻遇油层、气层，并确定工程上应采取的措施。

4)钻井液录井钻井液是钻井的血液，它对钻井工程极其重要，是保证优质、快速、安全钻井的重要因素之一。在钻进过程中钻井液性能常常会发生变化，而这种变化主要与所钻岩层的性质有关。因此，人们常利用钻进过程中钻井液性能的变化来分析研究井下油层、气层和水层的情况，判断特殊岩性的地层。

5)气测井气测井是直接测定钻井液中可燃气体含量的一种测井方法。随钻随测、无须停钻。气测井能及时发现油气显示并预报井喷，对于新探区和高压气区的钻井工作具有特殊的意义。

气测井的实质是通过分析钻井液中可燃气体的含量，进而分析是否存在工业价值的油气藏。气测井是分析与油气田有关的气体。各油气田的天然气组成相差甚远。同一油气田，油层和气层的天然气组成也并非一样。在气测中，所分析的烃包括轻烃和重烃两类。轻烃指甲烷，重烃指相对分子质量比甲烷大的烃类气体。轻烃与重烃之和称为全烃或总烃。

气测井按其测试方法可分为非色谱气测和色谱气测。非色谱气测是利用各种烃气的燃烧温度不同将甲烷与重烃分开。色谱气测法又称气相色谱法，是利用色谱分析原理将天然气中的各种组分(主要是甲烷至戊烷)分开。色谱气测准确、速度快、得到的分析数据多，因此它正在逐步取代非色谱气测。

❸ 中国石油大学建筑环境与设备工程怎么样就业好么发展潜力

建筑环境与设备工程
一、专业概况
近年来，我国国民经济发展迅速，城市及城镇建设步伐加快。为了改善生态环境和实现国民经济的可持续发展，天然气的需求量将越来越大。随着“西气东输”工程的实施，天然气将作为城市燃气的主要气源；同时，随着人们生活质量的提高，集中供热、空调制冷将成为必然趋势。为适应这一要求，国家急需培养大批专门从事建筑环境与设备工程的高级专业人才，但目前国内高校开设建筑环境与设备工程专业（含城市燃气方向）的学校不多，每年的毕业生远远不能满足社会发展的需要。为此，我校经过充分调研和论证，并报教育部高等教育司批准，于2002年增设了建筑环境与设备工程专业。
建筑环境与设备工程专业不是简单地把以前专业进行合并重组，而是一个以建筑环境学为基础的新学科,它反映了学科发展的方向。“建筑环境与设备工程”中的设备也不是指建筑机械或施工机械，是指保证室内环境所需要的各种设备，包括暖通空调设备、建筑电气设备、建筑给排水及燃气供应设备等。因此，调整后的新专业所牵涉内容比以前专业更广泛，要求学生所应掌握的知识面更宽。
建筑环境与设备工程专业将设在储运与建筑工程学院储运工程系，该系油气储运工程专业始建于1953年，是我校建立的第一批石油专业，是博士和硕士学位授权点，是国家“211”工程重点建设学科之一；热能与动力工程专业也有十几年的办学经验积累。目前，两个专业的毕业生均供不应求。建筑环境与设备工程专业与我校的油气储运工程和热能动力工程专业密切相关，经过充分论证，利用现有的师资和实验设备完全有能力组建建筑环境与设备工程专业。
燃气城外加城内，俗称大然气，这是许多燃气界前辈的努力方向。建筑环境与设备专业指导委员会委员宓亢琪教授和其他许多燃气界前辈在很早以前就提出——燃气并入储运。这虽然是两个行业，但学生的基础课都相同，而且对于储运及燃气专业都是只有利而无一弊。目前，之所以燃气在建筑环境与设备工程专业，主要原因也是过去燃气专业所在的院校都隶属于建设部。而建筑环境与设备工程专业设置的特色在于——以“大燃气”为龙头，发挥油气储运工程专业重点学科的优势，建设具有鲜明石油特色的建筑环境与设备工程专业。
二、专业建设规划
1.专业建设目标
建筑环境与设备工程专业具有燃气方向博士学位的人很少，现在还没能招聘到高层次的人才，除了原有的储运及热工的师资力量外，我们把年轻教师派送到建筑环境与设备工程专业的老牌学校（例如:哈尔滨工业大学）攻读研究生或进行专业培训；进一步完善教学大纲，提高教学内容的针对性；加强实验室建设，力争建设好下列实验室：天然气水化物实验室、燃气燃烧实验室、燃气输配实验室等；努力突出石油大学的学科优势，建立有特色的教材体系，提高学生培养质量。
2.专业建设举措
虽然新专业是在原储运专业、热能与动力工程专业基础上建设的，但由于跨行业的原因，目前很多教师对新专业的背景、隶属关系等问题了解不够深入，单纯的教学，往往会导致偏离就业主题。为此，学院经常派有关教师到各相关院校调研，参加有关专业建设会议，以及进行教师新专业知识的培训。少数课程教师采用进修、委培、引进等措施予以解决。
目前，某些教师走入一误区，认为新专业课程只要照搬原储运专业、热能与动力工程专业的相应课程即可。针对如此现象，院系为了有效地组织教学，首先结合学院学时分配方案，重新界定了新创立专业各门课程的教学内容，重审了各门课程的教学目的，修订并完成了专业课程的教学大纲。这一工作的完成，一定程度上提高了大家对新创立的建筑环境与设备工程专业课程的全面认识，另一方面对于教学实施的高效有序进行有很重要的意义。
在现有实验室（多相流实验室、腐蚀与防腐实验室、气体扩散实验室、对流传热实验室、燃烧实验室、模拟计算实验室，面积1200多平方米，设备资产总值400多万元）的基础上，增添部分建筑环境与设备工程专业可用的试验装置，为增强学生的实践动手能力提供有力的保障。
新专业的教材基本都是采用高校建筑环境与设备工程学科专业指导委员会推荐教材。考虑到国内燃气工业的发展及目前的形势，全国高等院校建筑环境与设备工程专业燃气方向发展研讨会于2006年4月15～16日在哈尔滨工业大学召开，该会议的议题之一就是新形势下专业的教材建设，经过各位专家的深入研讨，落实了需修改、需整合、需重写的教材，并根据各位专家的特长，分配了教材建设任务，有望在2008年形成新时期的专业成套教材。

三、教学条件与教学状况
1.教学设施建设
目前，建筑环境与设备工程专业与储运专业、热工专业共用的实验室有：腐蚀实验室、油气损耗实验室、长输管道实验室、多相流实验室、制冷、制热实验室、传热学实验室。建筑环境与设备工程实验室是在充分考虑设备的共用、在储运实验室、热工实验室基础上进行建设的，并在2004年末申请了教育部“建筑环境与设备工程专业实验室建设”项目，并获得批准。目前，增建的燃气管网实验装置已完成一届学生的教学实验；正在建设的新专业燃烧及输配实验室有望在9月底交付使用，届时又可完成如下教学实验：燃气管网水利工况实验；家用液化气调压器性能测定实验；煤气表校正实验；燃气法向火焰传播速度测试；燃气热水器热工性能实验；小型大气式燃烧器稳定性实验；可见火焰传播速度演示；家用燃气灶具热工性能实验；燃气热值测定；燃气相对密度测定实验。
2005年10月，中国石油大（华东）与青岛泰能燃气集团签订协议，建立了“中国石油大学（华东）实践教学基地”，可为本科生生产实习、认识实习提供便利条件，每次可接纳约30—60人的本科实习任务，并由单位技术人员担任中国石油大学（华东）实践教学指导教师。学生可在以下生产岗位进行实习：大尧罐站；金家岭LNG储配站；焦化厂煤制气车间；液化器灌瓶站；城阳天然气门站；平度液化气储配站。目前，又与青岛新奥燃气有限公司达成初步意向，建立“中国石油大学（华东）实践教学基地”，届时，又可增加两个实习点：黄岛团结路门站及胶南分输站。
建筑环境与设备工程专业的基础课及专业基础课与储运专业颇有相似，储运专业又是我校的老牌专业，相关的图书资料可以说应有尽有，针对建筑环境与设备工程专业专业科的参考书，除了学校大力支持，增加了图书馆的藏书量外，储运工程系也播出了专项资金，购买了一定数量的相关书籍及规范，有利于学生查阅。
2.教学内容与课程体系建设
新专业无论是基础课还是专业课的设置与内容应更加适应我国经济的发展和技术的进步，更加强调素质教育。培养能够适应21世纪我国社会主义市场经济和现代化建设的需要，具有厚基础、宽口径，有创新意识的本专业高级技术人才。传统本科专业课程体系结构层次一般都是基础课一专业基础课一专业课，在专业基础课与专业课之间存在明显的界限。调整后为加强基础、拓宽专业，应淡化专业基础课和专业课的界限，构建一个宽厚的专业基础平台（建筑环境学、流体输配管网、热质交换原理与设备），学生可在这一平台上，向多个方向进行拓展。大量的事实证明，高水平人才的培养，除了专业知识外，人文知识也具有重要的影响，人文素质的教育应贯穿到整个教学计划和教学过程之中，使之系列化和科学化。
本专业的设置更强调专业的学科性，强调专业的扩充和专业内容的更新，要变专才教育为通才教育，使新的专业无论在专业基础课和专业课的设置和内容上都将更加适应我国经济的发展和技术的进步。因此，加强学科基础、拓宽专业面、综合提高学生素质是制定专业教学计划的主要方面。
与其它院校的建筑环境与设备工程专业相比，专业必修课增添了“输气管道设计与管理”，让学生不但了解城市内的燃气管网的规划设计，而且认识城市外天然气长输管道的设计与管理；专业限选课设置了“油气储运概论” 、“储运油料学”及“储运工程最优化”等储运专业的相关课程，这样不但拓宽了学生的知识面，而且增加了学生的就业渠道。这不但变向实现了储运与新专业的相融合，而且节省师资，降低了开设新专业的成本。
3.教学管理现状与措施
自新专业建设至今，专业建设及教学工作一直由储运及热工共同完成，虽然没有什么轰轰烈烈的大事记，但也顺顺利利的完成了一届学生的培养，而且专业学生就业率100%。
自2006年5月，明确提出“燃气工程与技术”为专业主导方向，明确专业建设及教学工作由储运工程系负责。为了加强建筑环境与设备工程专业的学科建设和管理工作，同时考虑教师队伍的稳定，储运系内增设一位副主任，负责建环专业的学科建设、实验室建设工作，教学安排统由储运工程系主管教学的副主任负责，实验员暂由储运系一名实验员兼任。
四、教学科研成果
自2002年至今，主持完成科研项目48项，累计经费599.5万，其中，省部级项目4项。以第一作者公开发表论文54篇，其中国家级刊物21篇，统计源刊物33篇，EI收录19篇。
五、人才培养
1.培养目标
培养具有坚实的城市燃气管网、供热通风和空调工程中水力计算、热力分析和技术经济分析理论基础，能从事城市及工业企业燃气输配系统的设计、运行管理，从事室内环境设备和建筑公共设施系统的设计、安装调试、运行、管理以及国民经济各部门所需要的特殊环境的研究开发工作的高级工程技术人才。
2.课程设置
本专业现在可开设的专业课有：传热学、工程热力学、流体输配管网、供热工程、空气调节技术、制冷原理与设备、热质交换原理与设备、节能技术、建筑环境学、金属腐蚀与防腐、城市燃气输配、城市燃气安全技术、能源工程与环境保护、城市液化气供应、燃气燃烧设备、燃料与燃烧、输气管道设计与管理、燃气工程施工、换热器原理与设计、锅炉原理、冷热源工程、通风工程、仪表自动化等。教学大纲齐全，教学资料完备。
本专业的主要课程包括：高等数学、基础外语、工程力学、画法几何与机械制图、流体力学、工程热力学、传热学、电工电子学、流体输配管网、热质交换原理与设备、输气管道设计与管理、城市燃气输配、供热工程、空气调节技术、建筑环境学。
3.业务要求
本专业学生主要学习建筑环境与设备的基础理论，同时具有多种建筑设备系统的设计、施工调试和运行管理的能力，并具备一定的计算机、电子、机械和建筑方面的知识与技能。通过四年的学习，主要获得下列几方面的知识与能力：具有扎实的自然科学基础，良好的人文社会科学基础和外语与计算机应用能力；系统地掌握本专业领域必需的专业基础理论知识，主要包括流体力学、工程热力学、工程力学、传热学、建筑环境学、电工电子学、自动控制原理、机械原理、计算机原理等，具备综合利用这些相关知识解决实际工程问题的能力；获得人工建筑环境技术（采暖、通风、空调、照明）和公用设施工程（冷热源、燃气输配、建筑自动化与能源管理）的实际设计训练；获得建筑环境与设备工程的施工组织、技术经济分析、系统与设备的测试、调试等基本训练；较熟练地掌握一门外语，具有较好的听、读能力和一定的口语、写作能力，能顺利地阅读专业外文资料；具有较强的自学能力、创新意识和较高的综合素质。
4.毕业要求与就业情况
本专业学生需修满教学计划要求的184.5学分，理论环节154.5个学分（必修课程123.5个学分，限选课程13个学分，人选课程18个学分），实践环节30个学分，并取得辅助培养计划要求的学分，方能毕业，符合条件者，授予工学学士学位。

❹ 已知油气田上的水化学异常

我国油气藏因圈闭的成因、形态类型、遮挡条件、储集层的特点、烃类和流体性质等的不同，可分为构造、地层、岩性、水动力及复合型多种类型，但其上方均存在着比较清晰的浅层水文地球化学效应。浅层水化学效应，应理解为地下水化学成分同油气聚集和油气藏之间存在着某种成生联系，使水化学指标高(或低)于区域背景值，异常的空间范围或面积，大部分位于油气田上方。在前述的有关章节里，涉及某些个别的典型探例，现以盆地为单元讨论不同类型油气藏上方浅层水文地球化学效应的特点与规律。

(一)松辽盆地

该盆地北部曾进行过以概查为主体的地球化学剖面测量，其中有两条剖面线自西而东穿过8个油田(图5-84)。重烃、荧光光谱和ΔC的含量，在大庆长垣上明显高于背景值，而向东西两侧的各二级构造单元逐渐降低，从总体上讲西部明显高于东部(表5-45)。以ΔC指标为例，统计资料表明，在二级构造单元的局部背景上，已知油田显示高强度、低衬度和低强度、高衬度两种类型异常(表5-46)。在地球化学异常的上方，浅层地下水的矿化度、可溶气态烃及苯酚及其同系物均有异常点出现，只是背景较低(可溶烃平均含量4.57μL/L；苯酚为0.51mg/L)，异常点比较分散。

图5-84 松辽盆地东西向地球化学剖面

扶余一号构造位于东南隆起区登娄库背斜的北端，构造形态呈穹窿状，储层为下白垩统泉四段，埋藏深度浅(110～470m)，有利于水化学异常的形成。油田水为Cl^-·

离子组合，含有较丰富的有机组分和微量元素，矿化度低于其他相邻油田(表5-47)。

表5-45 松辽盆地不同构造单元指标丰度特征

表5-46 已知油田上方ΔC含量特征 单位：%

(据大庆石油研究院，1995)

表5-47 不同油田扶余油层水化学成分均值 单位：mg/L

油田内潜水化学成分显示较强的异常，多数组分远远高于区域平均值和背景值(表5-48)。该含油构造地下水比较活跃，冲刷作用相对较强，影响或稀释了上部潜水中某些组分的富集，即使这样，许多指标在油田上方仍然形成了比较完整的水化学异常(图5-85)。并且与其他地球化学方法圈定的异常在空间上相吻合。从图5-86看出，整个构造被ΔC等值线为1.00%值所包围，以2.50%为异常下限，其异常主要展布于构造边缘或油田外围呈环状分布，异常平均强度高达3.52%，衬度为1.40。

表5-48 扶余油田潜水中有机组分参数表

(据高洪发，1985)

图5-85 扶余油田Ⅰ号构造潜水中氨含量等值线

农安含油气构造位于德惠坳陷的背斜带上，它是在上侏罗纪断块隆起的基础上发育起来的。轴部主要由白垩系下统(泉头组、青山口组、姚家组)组成，缺失白垩系上统。据泉头组顶面绝对高程所圈定的构造呈NE-SW向，分为北部和南部两个高点，前者主要产天然气，后者则主要产油。断裂比较发育，新构造运动使该区仍处于拱形隆起的正地形，有利于浅层水化学异常的形成。油田水化学成分为低烃类

，Cl^--Na+和Cl^-·

型，矿化度比较低。

图5-86 扶余油田1号构造ΔC异常立体图

(据汤玉平，1997)

本区在地貌上为河谷冲积平原，研究目的层主要为全新统和上更新统孔隙潜水，含水层为砂或砂砾层，水位埋藏深度1～5m。浅层地下水中有机组分在该构造上有比较集中、较高强度的异常。从表5-49和图5-87看出：可溶气态烃较为灵敏地指示了油气藏的位置，特别是重烃，在产气的构造北高点异常范围较大，而构造南高点上异常点分布比较集中。构造上方甲烷的碳同位素为-40.93‰～-26.56‰，属深层热烈解成因气。酚异常点主要集中分布在构造的南部，构造北部仅有零星异常点出现。紫外吸收光谱(260nm和310nm)反映的轻芳组分主要集中在构造北部。荧光光谱具有北轻南重的特点，同构造内北气南油的性质有关。甲苯及其他苯系物也显示异常，但异常面积较大。

表5-49 农安含油构造潜水中有机组分异常参数

图5-87 松辽盆地农安含油气构造潜水中有机组分异常图

1—泉头组顶面等高线(m)；2—甲苯异常；3—重烃异常；4—紫外吸收光谱异常

总之，潜水中水化学指标在含油气构造上有不同程度的异常显示，尤其是有机指标有明显的异常反映，与非油区有较大的差异(组分和含量)，它们是预测油气藏的重要指标或标型组分。从上述看出，气藏形成的浅层水化学异常，较油藏形成的异常范围偏大，某些指标的敏感性较强。由于本区处于地下水交替的活跃带，水化学成分(元素)遭受较强的淋滤作用，对异常的强度有一定的影响。

(二)江汉盆地

该盆地内以潜江凹陷油气勘探程度最高，已发现了广华、高场、钟市等10多个油田。油田水具有矿化度高(152～340g/L)、水型多变(以 Na₂SO₄型为主，也有 NaHCO₃，CaCl₂，MgCl₂型)、微量元素多(钾盐、卤水浓度高)等特点。各油田上方的潜水中，均发现水化学异常，举例如下。

1.高场油田

选取烃类(包括水溶烃和吸附烃)气体中的重烃为主要指标，荧光光谱为次要指标，ΔC和热释汞为参考指标，用叠合的方法圈定了异常，其特征如下。

1)主要指标异常分布于油田的外侧，次要指标异常则主要位于油田的边缘，异常模式以边缘晕为主、顶端晕为辅的半环状异常(图5-88)。

图5-88 高场油田重烃异常图

2)异常形态与油田基本一致，而异常面积大于油田。该油田是典型的沿断裂分布的鼻状构造油藏，浩口断层对油气的遮挡和断鼻构造对油气的圈闭等，是油气藏形成的基本条件。由于盐岩地层塑性流动以及高矿化度卤水的“盐桥”作用，导致断层裂隙被充填，使断层对油气运移起到了阻挡作用，故在油藏上方沿断裂走向方向及浩口断层的下降盘上方无化探异常。鼻状构造上断层上倾方向的通道作用和油水边界上底水的上渗作用，使油气向上迁移扩散，从而在油藏上方形成了多指标块环结合以环为主的异常模式。但由于断层另一侧(西侧)的油田水不发育，故无高值异常或异常点出现。

2.潭26井-7井含油区块

潭26井是以背斜为主体的含油构造，潭7井为向北抬升的断块，二者之间被近东西向断裂所分割，目前已在潜四段上部和潜三段下部发现工业油流，油藏受断鼻、断块和部分岩性所控制。原油性质以轻质油和稠油为主，油源主要来自蚌湖和王场两个潜江组生油凹陷。油层埋藏深度650～1800m，其上分布有灰、浅灰色石膏质泥岩、灰质泥岩及页岩。该区内地质构造复杂、盐岩发育、河堤夹持，自然地理条件较差。

为查明浅层效应的晕源关系，对潭26井钻井岩心进行了系统的地球化学分析。在含油层段出现高强度化探异常段，自下而上具有明显的垂向微运移梯度。主要地球化学指标在纵向呈现有规律的变化，如烃类气体的异构比等，从深到浅有三个从高到低的变化阶段，变化范围值在0.5～0.75之间。就油气微运移而言，属于扩散—渗透的过渡类型。许多指标的高值点主要分布在油层上部，说明该井在纵向上有运移的迹象。甲烷碳同位素的变化范围为-39.30‰～-49.87‰，一方面说明本井油气的生成是有机质演化的结果，另一方面与浅层沉积物中的 δ¹³C₁值接近，同位素的分馏现象是油气纵向微运移的证据之一。

主要水化学指标在油田上方不同程度的存在着异常，并且与无油气的空构造有明显的差异(表5-50)。本区压榨水与和浅层地下水化学成分一样，在油田上方和无油区的差异，是由于油气藏的影响和改造浅层地球化学场的结果，它们从不同的侧面提供了深部油气向浅层运移的信息。

表5-50 压榨水化学成分均值对比表

水中溶解烃类气体与矿化度呈正相关关系，与土介质的化探指标叠合为连片异常，分布在油田的边缘，组成环状异常。

(三)济阳坳陷

油气地球化学概查与普查工作，覆盖了济阳坳陷的主要次级构造单元。在40余个不同性质的油气田(包括普通原油、重质油和天然气)上方，均出现了化探异常。值得提及的是，非烃类二氧化碳气藏上方的浅层地球化学效应不仅很强，而且在指标组合等方面有别于烃类矿床。以花沟地区为例，讨论非烃类CO₂气藏与油型烃类气藏的近地表地球化学异常特征与区别。

花沟地区在区域构造上位于东营凹陷西南部和惠民凹陷东南部的交汇处。构造上以高青大断层为界，北部为上升盘的青城凸起，南部为下降盘的花沟断鼻带与花沟向斜。本区已查明存在两种成因有别，性质不同的气藏，即东部为油型烃类气藏，西部为非烃类CO₂气藏。在这两个气藏上方均存在着水化学异常，其共同特点是：多数指标超过区域背景值，个别指标强度高、衬度值大，单指标异常点集中，由散点异常组合成一个较完整的环状异常，在平面上表现为与气藏范围相吻合的综合异常。除上述共同点外，二者存在着显著不同的地球化学特征，主要表现在以下几个方面。

1)异常形态与性质有别。CO₂气藏区烃类气体(甲烷与重烃)异常相对弱，异常面积小而散。CO₂异常面积占主导地位，而且水中溶解的CO₂与土介质中吸附的CO₂异常吻合程度高。油型烃类气藏区甲烷与重烃异常强度大，异常点相对集中。CO₂异常相对较弱，连片性较差，以点状异常为主。在异常形态上，前者环状异常为主，后者以环-块结合为主(表5-51)。

表5-51 不同气源区水化学异常参数对比表

2)主要指标含量与相关性有差别。据CO₂气藏383个样品和烃类气藏288个样品分别统计，主要特征参数及指标间相关系数列于表5-52和表5-53。从中看出，烃类气藏异常的甲烷、重烃、汞的均值与标准偏差均高于CO₂气藏异常，而CO₂和CaCO₃却低于CO₂气藏异常，反映了二者异常源的区别。不同类型气藏异常内指标间的相关系数区别较大，前者为正相关，后者为负相关。其差异是由气藏成因决定的。

表5-52 油型气藏异常区指标特征参数

表5-53 二氧化碳气藏异常区指标特征参数

3)荧光光谱特征不同。不同性质气田异常的三维荧光主峰强度相差1倍之多(图5-89；表5-54)。同步荧光强度相差1-2倍(表5-55)。

表5-54 不同成因气藏三维荧光特征参数对比表

(据刘伟等，2004)

4)CO₂碳同位素的区别。区内δ¹³C_CO2值的变化范围是-20.65‰～-16.42‰。油型气藏上方水化学异常的 δ¹³C_CO2平均值为-19.7‰，而二氧化碳气藏上的 δ¹³C_CO2重于-12‰，显示幔源无机成因气的特点。

综上所述，两种不同成因气藏的浅层地球化学效应，在水化学组分和指标上，显示不同的特点。

(四)海域含油气盆地

我国从边缘海至深海，围绕着石油、天然气、CO₂和天然气水合物等能源调查，开展了地球化学勘查工作，主要研究目的层是海底表层沉积物(包括柱状样)、不同水深的海水(包括沉积物间隙水)及海洋表层大气等。但调查精度较低，均属于概查阶段。在水化学中应用的指标主要有：水中溶解烃类气体、苯—酚及其同系物、荧光光谱、紫外吸收光谱、微量元素、水中汞、pH-E_h等。在渤海、黄海、东海及南海四大海域，以剖面布点的形式，采集水样和沉积物样。各海区的地球化学背景资料，如表5-56所示。

图5-89 不同成因气藏三维荧光图谱

(据刘伟等，2004)

表5-55 不同成因气藏同步荧光强度对比表(INT)

(据刘伟等，2004)

我国海域地球化学调查，由于比例尺较小，已知油气田上方的浅层水文地球化学效应，多以剖面或点状异常的形式出现。

1)珠江口盆地。已知含油构造上底层海水的烃类气体、荧光光谱、海水汞以及大气汞、沉积物的热释汞与吸附烃等，都有较强的异常显示，其含量远远大于区域背景值和已知无油气的空构造(表5-57)。以汞为例，含油构造(L)与空构造(H)之间的含量均值比变化范围为1.88～4.56，平均为2.76倍；中位数比在2.98～3.96，平均为3.32倍；异常衬度比在1.17～2.67，平均为2.05倍。这些反映不同油气信息的倍数说明，含油构造上汞异常比空构造上方汞异常高2倍以上。惠州凹陷的HL21和HL27含油构造上底层海水和表层海水中汞形成复合程度很高的叠合异常(图5-90)。

表5-56 我国海域地球化学特征表

注：干燥系数=(甲烷/全烃)×100

表5-57 含油构造与非含油构造地球化学参数对比

(据周蒂，1995)

2)莺歌海盆地。东方1-1-1和1-1-2两个含油气构造海底沉积物和海水中烃类气体含量高，存在着明显的分异效应(图5-91)，高于背景的点比较集中，属于热裂解成因的湿气场，与近代生物地球化学作用生成的干气场有质的区别。水中荧光强度大，以轻组分为主，F_360nm/F_405nm值大于1(图5-92)，是典型的天然气藏所致。碳同位素介于-36‰～-28‰之间。

3)南沙海域万安盆地大熊(Dai Hung)和椰子(Dua-1X)油田，海水中汞都存在极强的异常(图5-93)。

4)北黄海盆地。东部凹陷606含油构造，白垩系和侏罗系沉积厚度大(达3000m)，具有良好的油气成藏条件。606井侏罗系日产原油60 t。该构造上海底沉积物间隙水和低层大气的烃类高值点相吻合(表5-58)。间隙水甲烷高于区域背景值1倍多，异常比较突出。

图5-90 珠江口盆地HL21、HL27油气藏上方的汞浓度曲线

(据陈汉宗，1997)

图5-91 莺歌海盆地烃类气体分异效应图

图5-92 同步荧光扫描图

图5-93 万安盆地西南部汞量和异常分布图

(据陈汉宗，1997)

表5-58 间隙水与低层大气中烃含量 单位：μL/L

(据龚建明等，2005)

通过不同深度取样试验证明，从近海底沉积物上方(距1～2m)，到当地有效海浪底以下深度范围内，海水化学成分(包括与油气有关的烃类组分)基本是稳定的，变化幅度很小，可满足油气地球化学调查的需要，为今后开展深海油气水化学研究提供了采样深度的依据。

上述的实例说明，油气田上方水化学异常是普遍存在的客观规律，它们是油气垂向微运移的产物。通过浅层水化学效应的研究，评价盆地的含油气远景，寻找油气藏是有理论基础和实践证明的有效勘探技术方法。

❺ 自然电位测井

自然电位测井是沿井身测量岩层或矿体在天然条件下产生的电场电位变化的一种测井方法。自然电位测井诞生于1931年，是世界上最早使用的测井方法之一，测量简便且实用意义很大，所以至今依然广泛应用。

在生产实践中人们发现，将一个测量电极放入裸眼井中并在井内移动，在没有人工供电的情况下，仍能测量到电场电位变化。这个电位是自然产生的，所以称为自然电位。

1.1.1 井中自然电位的产生

研究表明，井中自然电位包括扩散电位、扩散吸附电位、过滤电位和氧化还原电位等几种。钻井泥浆滤液和地层水的矿化度(或浓度)一般是不相同的，两种不同矿化度的溶液在井壁附近接触产生电化学过程，结果产生扩散电位和扩散吸附电位;当泥浆柱与地层之间存在压力差时，地层孔隙中产生过滤作用，从而产生过滤电位;金属矿含量高的地层具有氧化还原电位。

在石油井中，自然电位主要由扩散电位和扩散吸附电位组成。

1.1.1.1 扩散电位

首先做一个电化学实验，实验装置如图1.1.1所示。用一个渗透性隔膜将一个玻璃缸分隔成左右两部分，分别往玻璃缸两边注入浓度不同的NaCl溶液(浓度分别为C_w和C_m，且C_w>C_m)，然后在两种溶液中各插入一个电极，用导线将这两个电极和一个电压表串联起来，我们可以观察到电压表指针发生偏转。

玻璃缸左右两边溶液的浓度不同，那么高浓度溶液中的离子受渗透压的作用要穿过渗透性隔膜迁移到低浓度溶液中去，这种现象称为扩散现象。对于NaCl溶液来说，由于Cl^－的迁移率大于Na⁺的迁移率，因此低浓度溶液中的Cl^－相对增多，形成负电荷的富集，高浓度溶液中的Na⁺相对增多，形成正电荷的富集。于是，在两种不同浓度的溶液间能够测量到电位差。虽然离子继续扩散，但是Cl^－受到高浓度溶液中的正电荷吸引和低浓度溶液中的负电荷排斥作用，其迁移率减慢;Na⁺则迁移率加快，因而使两侧的电荷富集速度减慢。当正、负离子的迁移率相同时，电动势不再增加，但离子的扩散作用还在进行，这种状态称为动态平衡。此时接触面处的电动势称为扩散电动势或扩散电位。

图1.1.1 扩散电位产生示意图

在砂泥岩剖面井中，纯砂岩井段泥浆滤液和地层水在井壁附近相接触，如果二者的浓度不同，就会产生离子扩散作用。假设泥浆滤液和地层水只含NaCl，应用电化学知识，可由Nernst方程求出井壁上产生的扩散电位:

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式中:E_d为扩散电位，mV;l₊、l_－分别为正、负离子迁移率，S/(m·N);R为摩尔气体常数，等于8.313J/(mol·K);T为热力学温度，K;F为法拉第常数，等于96500C/mol;C_w、C_mf分别为地层水和泥浆滤液的NaCl质量浓度，g/L。

在溶液浓度比较低的情况下，溶液的电阻率与其浓度成反比，因此，式(1.1.1)可改写为:

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式中:R_w、R_mf分别为地层水和泥浆滤液的电阻率，Ω·m。令:

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称K_d为扩散电位系数，mV。则式(1.1.2)可简写为:

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利用式(1.1.3)可以计算溶液的K_d值。当温度为18℃时，NaCl溶液的K_d值为－11.6mV。

通常情况下，地层水的含盐浓度大于泥浆滤液的含盐浓度，即C_w>C_mf，因此扩散结果是地层水中富集正电荷，泥浆中富集负电荷。

1.1.1.2 扩散吸附电位

如果用泥岩隔膜替换上述实验中的渗透性隔膜，而不改变其他条件，重新进行实验，会出现什么现象呢?通过观察，发现电压表指针朝相反方向偏转，表明浓度大的一侧富集了负电荷，而浓度小的一侧富集了正电荷(图1.1.2)。

图1.1.2 扩散吸附电位产生示意图

用泥岩隔膜将两种不同浓度的NaCl溶液分开，两种溶液在此接触面处产生离子扩散，扩散总是从浓度大的一方向浓度小的一方进行。由于黏土矿物表面具有选择吸附负离子的能力，因此当浓度不同的NaCl溶液扩散时，黏土矿物颗粒表面吸附Cl^－，使其扩散受到牵制，只有Na⁺可以在地层水中自由移动，从而导致电位差的产生。这样就在泥岩隔膜处形成了扩散吸附电位。

在砂泥岩剖面井中，泥岩井段泥浆滤液和地层水在井壁附近相接触，产生的扩散吸附电位可以表示为:

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式中:称K_da为扩散吸附电位系数，它与岩层的泥质阳离子交换能力Q_v有关。在Q_v接近极限值的情况下，岩石孔隙中只有正离子参加扩散，可看作Cl^－的迁移率为零，因此由式(1.1.3)得到K_da:

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在溶液浓度比较低的情况下，式(1.1.5)可改写为:

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1.1.1.3 过滤电位

溶液通过毛细管时，毛细管壁吸附负离子，使溶液中正离子相对增多。正离子在压力差的作用下，随同溶液向压力低的一端移动，因此在毛细管两端富集不同符号的离子，压力低的一方带正电、压力高的一方带负电，于是产生电位差，如图1.1.3所示。

图1.1.3 过滤电位形成示意图

岩石颗粒与颗粒之间有很多孔隙，它们彼此连通，形成很细的孔道，相当于上述的毛细管。在钻井过程中，为了防止井喷，通常使泥浆柱压力略大于地层压力。在压力差的作用下，泥浆滤液向地层中渗入。由于岩石颗粒的选择吸附性，孔道壁上吸附泥浆滤液中的负离子，仅正离子随着泥浆滤液向地层中移动，这样在井壁附近聚集大量负离子，在地层内部富集大量正离子，从而产生电位差，这就是过滤电位。根据Helmholz理论，可以得出估算过滤电位的表达式:

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式中:R_mf为泥浆滤液电阻率，Ω·m;μ为泥浆滤液的黏度，10^－3Pa·s;Δp为泥浆柱与地层之间的压力差，101325Pa;Aφ为过滤电位系数，mV。Aφ与溶液的成分、浓度有关。

一般认为，在泥饼形成之前，当泥浆柱与地层之间压力差很大时，才能产生较大的过滤电位。由于油井泥浆柱与地层之间压力差不是很大，而且在测井时已形成泥饼，泥饼几乎是不渗透的，上述压力差降落在泥饼上，因此Eφ常忽略不计。

1.1.1.4 氧化还原电位

由于岩体的不均匀性，当它与泥浆接触而发生化学反应时，某一部分会因失去电子而呈正极性，另一部分则会因得到电子而显负极性，因此，二者之间便产生电位差，称为氧化还原电位。氧化还原电位仅产生于电子导电的固相矿体中，例如煤层和金属矿。沉积岩中基本没有氧化还原电位。

1.1.2 自然电位测井原理与曲线特征

1.1.2.1 自然电位测井原理

自然电位测井使用一对测量电极，用M、N表示，见图1.1.4。测井时，将测量电极N放在地面，电极M用电缆送至井下，沿井轴提升电极M测量自然电位随井深的变化，所记录的自然电位随井深的变化曲线叫自然电位测井曲线，通常用SP表示。

自然电位测井极少单独进行，而是与其他测井方法同时测量。例如，自然电位测井可以和电阻率测井同时测量。

1.1.2.2 井中自然电场分布与自然电位幅度的计算

以砂泥岩剖面井为例来说明井中自然电场分布特征。通常情况下，钻井过程中采用淡水泥浆钻进，泥浆滤液的浓度往往低于地层水的浓度。此时，在砂岩层段井内富集有负电荷，而在泥岩层段井内富集正电荷。由扩散电位和扩散吸附电位形成的自然电场分布如图1.1.5所示。

图1.1.4 自然电位测井原理图

图1.1.5 井中自然电场分布示意图

在砂岩和泥岩接触面附近，自然电位与E_d和E_da都有关系，其幅度可由图1.1.6(a)所示的等效电路求得。在此等效电路中，E_d和E_da是相互叠加的，这就是在相当厚的砂岩和泥岩接触面处的自然电位幅度基本上是产生自然电场的总电位E_总的原因，其值为:

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式中:K为自然电位系数，mV。通常把E_总称为静自然电位(SSP)，运算时写为U_SSP。此时E_d的幅度称为砂岩线，E_da的幅度称为泥岩线。

为了使用方便，实际自然电位测井曲线不设绝对零线，而是以大段泥岩对应的自然电位曲线作为其相对基线(即零线)。这样，巨厚的纯砂岩部分的自然电位幅度就是静自然电位值U_SSP。而实际上，在井中所寻找的砂岩储集层大部分是夹在泥岩层中的有限厚的砂岩，如图1.1.6(b)所示。此时，砂岩层处的自然电位异常幅度不等于SSP，用ΔU_SP表示。假设自然电流I所流经的泥浆、砂岩、泥岩各段等效电阻分别是r_m、r_sd、r_sh，由Kirchhoff定律得:

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所以，自然电流为:

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对于厚度有限的砂岩井段，其自然电位幅度ΔU_SP定义为自然电流I在流经泥浆等效

图1.1.6 计算U_SSP、ΔU_SP值的等效电路图

电阻r_m上的电位降，即ΔU_SP=Ir_m，从而得到:

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整理得:

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对于巨厚层，砂岩和泥岩层的截面积比井的截面积大得多，所以r_mr_sd，r_mr_sh，因此ΔU_SP≈U_SSP。而对于一般有限厚地层则ΔU_SP<U_SSP。

1.1.2.3 自然电位测井曲线特征

针对目的层为纯砂岩、上下围岩为泥岩的地层模型，计算得到一组自然电位理论曲线，如图1.1.7所示，它是一组曲线号码为 (地层厚度/井径)的ΔU_SP/U_SSP随深度变化的关系曲线。

理论曲线具有以下特点:曲线相对于地层中点对称;厚地层(h>4d，d为井径)的自然电位曲线幅度值近似等于静自然电位，且曲线的半幅点深度正对着地层界面深度，参见曲线号码 的曲线，与横坐标ΔU_SP/|U_SSP|=0.5的直线相交的两点(即半幅点)正好和对应地层的界面深度一致;随着地层厚度的变薄，对应界面的自然电位幅度值离开半幅点向曲线的峰值移动;地层中点取得曲线幅度的最大值，随着地层变薄极大值随之减小(ΔU_SP/|U_SSP|值接近零)，且曲线变得平缓。

实测曲线与理论曲线的特点基本相同，但由于测井时受井内环境及多方面因素的影响，实测曲线不如理论曲线规则。在早期的测井曲线图上，自然电位测井曲线没有绝对零点，而是以大段泥岩处的自然电位测井曲线作基线;曲线上方标有带极性符号(+，－)的横向比例尺，它与曲线的相对位置不影响自然电位幅度ΔU_SP的读数。自然电位幅度ΔU_SP的读数是基线到曲线异常极大值之间的宽度用横向比例尺换算出的毫伏数。现在采用计算机绘制测井曲线图，与其他常规测井曲线一样，自然电位测井曲线也具有左右刻度值，见图1.1.8。

图1.1.7 自然电位测井理论曲线

图1.1.8 自然电位测井曲线实例

在砂泥岩剖面井中，钻井一般用淡水泥浆(C_w>C_mf)，在砂岩渗透层井段自然电位测井曲线出现明显的负异常;在盐水泥浆井中(C_w<C_mf)，渗透层井段则会出现正异常。因此，自然电位测井曲线是识别渗透层的重要测井资料之一。

1.1.3 影响自然电位的因素

在砂泥岩剖面井中，自然电位曲线的幅度及特点主要决定于造成自然电场的总自然电位和自然电流的分布。总自然电位的大小取决于岩性、地层温度、地层水和泥浆中所含离子成分和泥浆滤液电阻率与地层水电阻率之比。自然电流的分布则决定于流经路径中介质的电阻率及地层的厚度和井径的大小。这些因素对自然电位幅度及曲线形状均有影响。

1.1.3.1地层水和泥浆滤液中含盐浓度比值的影响

地层水和泥浆滤液中含盐量的差异是造成自然电场中扩散电位E_d和扩散吸附电位E_da的基本原因。E_d和E_da的大小决定于地层水和泥浆滤液中含盐浓度比值 。以泥岩作基线，当C_w>C_mf时，砂岩层段则出现自然电位负异常;当C_w<C_mf时，则砂岩层段出现自然电位的正异常;当C_w=C_mf时，没有自然电位异常出现。C_w与C_mf的差别愈大，曲线异常愈大。

1.1.3.2岩性的影响

在砂泥岩剖面井中，以大段泥岩处的自然电位测井曲线作基线，在自然电位曲线上出现异常变化的多为砂质岩层。当目的层为较厚的纯砂岩时，它与围岩之间的总自然电位达到最大值，即静自然电位，此时在自然电位曲线上出现最大的负异常幅度。当目的层含有泥质(其他条件不变)时，总自然电位降低，因而曲线异常的幅度也随之减小。此外，部分泥岩的阳离子交换能力减弱时，会产生基线偏移，渗透层的自然电位异常幅度也会相对降低。

1.1.3.3温度的影响

同样岩性的岩层，由于埋藏深度不同，其温度是不同的，而K_d、K_da都与热力学温度成正比例，这就导致埋藏深度不同的同样岩性岩层的自然电位测井曲线上异常幅度有差异。为了研究温度对自然电位的影响程度，需计算出地层温度为t(℃)时的K_d或K_da值。为计算方便，先计算出18℃时的K_da值，然后用下式可计算出任何地层温度t(℃)时的K_da值:

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式中:K_da|t=18为18℃时的扩散吸附电动势系数，mV;t为地层温度，℃。K_d的温度换算公式与K_da的形式完全相同。

1.1.3.4 地层水和泥浆滤液中所含盐的性质的影响

泥浆滤液和地层水中所含盐类不同，则溶液中所含离子不同，不同离子的离子价和迁移率均有差异，直接影响K_d或K_da值。

在纯砂岩井段中，地层水中所含盐类改变时，K_d也随之改变，见表1.1.1。因此，不同溶质的溶液，即使在其他条件都相同的情况下，所产生的E_d值也有差异。

表1.1.1 18℃时几种盐溶液的K_d值

1.1.3.5 地层电阻率的影响

当地层较厚并且各部分介质的电阻率相差不大时，式(1.1.12)中的r_sd、r_sh与r_m相比小得多，此时对于纯砂岩来说ΔU_SP≈U_SSP。当地层电阻率增高时，r_sd、r_sh与r_m比较，则不能忽略，因此ΔU_SP<U_SSP。地层电阻率越高，ΔU_SP越低。根据这个特点可以定性分辨油、水层。

1.1.3.6 地层厚度的影响

从图1.1.7所示的自然电位理论曲线上可以看出，自然电位幅度ΔU_SP随地层厚度的变薄而降低，而且曲线变得平缓。由于地层厚度变薄后，自然电流经过地层的截面变小，式(1.1.12)中的r_sd增加，使得ΔU_SP与SSP差别加大。

1.1.3.7井径扩大和泥浆侵入的影响

井径扩大使井的截面加大，式(1.1.12)中r_m相应减小，因此ΔU_SP降低。

在有泥浆侵入的渗透层井段所测的自然电位幅度ΔU_SP比同样的渗透层没有泥浆侵入时所测得的ΔU_SP要低。这是由于泥浆侵入使地层水和泥浆滤液的接触面向地层内部推移的缘故，相当于产生自然电场的场源与测量电极M之间的距离加大，而测量的自然电位下降。侵入越深，测得的ΔU_SP越低。

1.1.4 自然电位测井的应用

自然电位测井是一种最常用的测井方法，有着广泛的用途。

1.1.4.1 划分渗透性岩层

一般将大段泥岩层的自然电位测井曲线作为泥岩基线，偏离泥岩基线的井段都可以认为是渗透性岩层。渗透性很差的地层，常称为致密层，其自然电位测井曲线接近泥岩基线或者曲线的幅度异常很小。

识别出渗透层后，可用自然电位测井曲线的半幅点来确定渗透层界面，进而计算出渗透层厚度。半幅点是指泥岩基线算起1/2幅度所在位置。对于岩性均匀、界面清楚、厚度满足 的渗透层，利用半幅点划分岩层界面是可信的。如果储集层厚度较小，自然电位测井曲线异常较小，利用半幅点求出的厚度将大于实际厚度，一般要与其他纵向分辨率较高的测井曲线一起来划分地层。

1.1.4.2 地层对比和研究沉积相

自然电位测井曲线常常作为单层划相、井间对比、绘制沉积体等值图的手段之一，这是因为它具有以下特点，见图1.1.9。

1)单层曲线形态能反映粒度分布和沉积能量变化的速率。如柱形表示粒度稳定，砂岩与泥岩突变接触;钟形表示粒度由粗到细，是水进的结果，顶部渐变接触，底部突变接触，漏斗形表示粒度由细到粗，是水退的结果，底部渐变接触，顶部突变接触;曲线光滑或齿化程度是沉积能量稳定或变化频繁程度的表示。这些都同一定沉积环境形成的沉积物相联系，可作为单层划相的标志之一。

2)多层曲线形态反映一个沉积单位的纵向沉积序列，可作为划分沉积亚相的标志之一。

3)自然电位测井曲线形态较简单，又很有地质特征，因而便于井间对比，研究砂体空间形态，后者是研究沉积相的重要依据之一。

4)自然电位测井曲线分层简单，便于计算砂泥岩厚度、一个沉积体的总厚度、沉积体内砂岩总厚度、沉积体的砂泥比等参数，按一个沉积体绘出等值图，也是研究沉积环境和沉积相的重要资料。如沉积体最厚的地方指出盆地中心，泥岩最厚的地方指出沉积中心，砂岩最厚和砂泥比最高的地方指出物源方向，沉积体的平面分布则指出沉积环境。

图1.1.9 自然电位测井曲线形态特征

1.1.4.3 确定地层水电阻率

在评价油气储集层时，需要用到地层电阻率资料。利用自然电位测井曲线确定地层水电阻率是常用的方法之一。

选择厚度较大的饱含水的纯砂岩层，读出自然电位幅度ΔU_SP，校正成静自然电位U_SSP，并根据泥浆资料确定泥浆滤液电阻率R_mf。对于低浓度的地层水和泥浆滤液来说，利用式(1.1.8)可以求出地层水电阻率R_w。在浓度较高的情况下，溶液的浓度与电阻率不是简单的线性反比例关系，此时可以引入“等效电阻率”的概念，即不论溶液浓度如何变化，溶液的等效电阻率与浓度之间保持线性反比例关系。式(1.1.8)可以改写为:

地球物理测井教程

式中:R_mfe为泥浆滤液等效电阻率，Ω·m;R_we为地层水等效电阻率，Ω·m。

利用上式可以求出地层水等效电阻率，再根据溶液电阻率与等效电阻率的关系图版可以求出地层水电阻率。

1.1.4.4 估算泥质含量

自然电位测井曲线常被用来估算砂泥岩地层中的泥质含量，估算方法有以下几种。

方法一。利用经验公式估算，当砂泥岩地层中所含泥质呈层状分布形成砂泥质交互层，且泥质层与砂质层的电阻率相等或差别不大时，地层的泥质含量可用下式求得:

地球物理测井教程

式中:U_PSP为含泥质砂岩的自然电位测井曲线幅度，mV。

方法二。利用岩心分析资料和数理统计方法，找出自然电位与泥质含量之间的关系，建立泥质含量计算模型，然后利用这种模型来求取泥质含量。该方法适合于具有较多岩心分析资料的地区。

1.1.4.5 判断水淹层

在油田开发过程中，常采用注水的方法来提高油气采收率。如果一口井的某个油层见到了注入水，则该层就叫水淹层。油层水淹后，自然电位测井曲线往往发生基线偏移，出现台阶，见图1.1.10。因此，常常根据基线偏移来判断水淹层，并根据偏移量的大小来估算水淹程度。

图1.1.10 水淹层自然电位测井曲线示意图

❻ 模拟实验

油源对比发现，东营凹陷沙三段砂岩透镜体内的原油并非完全来自沙三段的烃源岩，其油源主要为沙三段和其下部沙四段的混源油。那么在没有明显大断层沟通的情况下，沙四段的油是如何进入到沙三段的烃源岩中的呢？前文提出油气可以通过裂缝和薄层砂作为输导通道运移到砂岩透镜体中成藏，裂缝和薄层砂这两种输导要素在空间上的配置关系和组合样式对油气输导效率及输导过程究竟如何呢？本次实验的目的就是应用细棉线模拟裂缝，将棉线和砂体连接，模拟油气是否能够由细棉线导入砂岩体中并在砂体中聚集成藏的过程。

（一）模型的物理模拟实验

1.模型

图3-15即为油气有机网络简单物理模拟实验装置图。该模型的尺寸为长（50cm）×宽（30cm）×厚（2cm）。左上角和右下两角扇形体分别以粒径0.4～0.45mm的石英砂充填，左上角扇形体半径为11cm，右下角扇形体半径为10cm；模型中央为一近椭圆形体，以粒径0.4～0.45mm的石英砂充填，长宽分别为22.5cm、16cm；与左上及右下砂岩扇体的距离分别为9.5cm、8cm。模型内其余部分以泥岩充填。红色箭头A、B指示注油口，孔a为注水口，孔b为排气口。线1、2、3为细棉线。单股棉线的直径约0.2mm。在常温常压下进行实验。

图3-15 简单模拟实验装置示意图

2.实验结果

首先由示意图中的a孔注水，排出装置中央透镜体中的空气，当b孔有水流出时，排气结束。然后将a、b孔皆关闭。然后由A、B两个注油口开始注油，注油速度皆为0.5mL/min。经过1h后，下扇形体内的油经过棉线运移到透镜体内并在浮力作用下至顶部聚集；同时上扇体的油也开始经过棉线运移到透镜体内（图3-16左）。

距开始注油大约70min后，A口注油的速度减小到0.1mL/min,B注油口的速度维持0.5mL/min不变。约20min后，上扇体内的油继续缓慢通过棉线运移到透镜体内；下扇体内的油也继续通过棉线运移到透镜体内，透镜体上部聚集的油量明显增加（图3-16中）。此时再次改变注油速度，A口注油速度变为0.2mL/min;B口停止注油。3h40min后，上扇体的油进一步通过棉线运移到透镜体内，并上浮至顶部聚集（图3-16右）。A口停止注油，进入静观阶段。

图3-16 实验进行时的油气运移结果图

在经历了18h的静观阶段后，由两边扇体通过棉线进入透镜体内的油量明显增多。油在透镜体上部大量聚集，累积油柱高度为9cm（图3-17）。

图3-17 实验进行23h油气运移结果图

至此实验结束，本次实验共持续23h15min，累积注油量：由A口注油77.5mL，由B口注油43.5mL。

（二）较复杂模型的物理模拟实验

1.实验模型

图3-18即为较复杂物理模拟实验装置图。该模型的尺寸为长（50cm）×宽（30cm）×厚（2cm）。一共分为上下5层，其充填物依次为含油泥、细砂、含油泥、细砂、泥岩，有4个透镜体分别布置在最下层和最上层中，上面两个透镜体由单股棉线（模拟裂缝）与其下端的细砂岩相连。其中细砂岩粒径为0.15～0.2mm（模拟薄砂层），透镜体内的砂砾粒径为0.35～0.4mm，含油泥中油与泥的比例约为1:5.16,a口为注油口，本实验在常温常压下进行。

图3-18 油气有机网络运移复杂模拟实验装置示意图

2.实验过程

实验装置完毕即为开始实验，7h25min后，右下侧透镜体开始进油（图3-19左），无其他现象发生。

26h15min后，左下侧透镜体内的聚集的油进一步增加，从下往上数第二层细砂岩条带有油气渗入（图3-19右）。

到第9天，改变实验措施，由a口开始注油，注油速度为0.15mL/min,53min后（222h33min），下条带细砂层开始进油（图3-20左）。

6h55min后，下细砂条带聚油量增加，左下侧扇体聚油量增加，此时停止注油，进入静观阶段。1天后，下细砂条带内油从右向左运移，且下侧两个透镜体聚油量增加，聚油体积都约占整个透镜体的70%。再过l天（累计进行到约269h），左下侧透镜体聚油体积约占整个透镜体体积的90%，右下侧透镜体的聚油体积约占95%（图3-20右）。

此后再次由a口注油，随着注油量的增加，下面两个透镜体都逐渐完全被油充注，下细砂条带的聚油量也逐渐占满整个条带，随后上细砂条带也开始见油（图3-21左）。

图3-19 复杂模拟实验油气运移图

图3-20 复杂模拟实验油气运移图

随着实验的继续进行，上细砂岩条带的聚油量逐渐增加，最终充满整个条带，且该条带内的油通过棉线导入上面两个透镜体中（图3-21右），至此实验结束，累计进行时间约359h，本次实验累积注油量348.69mL。

图3-21 复杂模拟实验油气运移图

3.实验讨论

本次实验历时共约359h，由以上实验可以发现，常温常压下，由于烃浓度差引起的渗透压差和扩散压差，底层含油泥岩内的油具有运移到与其相邻的砂岩体中的趋势。在毛细管力差和烃浓度差的作用下，底层泥岩中的油首先进入被其包围的孔隙较大的砂岩透镜体中，而不太容易运移到其上部的细砂岩条带中。

随着底层油不断的注入，压力不断增大，最终能够克服底层泥岩与其上层细砂岩的毛细管力时，油就进入到其中，当其浓度足够大时，在烃浓度差的作用下，油运移到层3中。层3中的油在渗透压差的作用下，运移到层4中。联结顶层砂岩透镜体与层4的棉线能起到很好的输导油的作用，因此层4的油能沿着棉线模拟的裂缝运移到顶层的两个砂岩透镜体中。

通过本次实验，可以看出，仅靠底层泥岩中的油自然渗透和扩散，其运移能力有限。但是在油源充足的情况下，底层的油最终能够运移到与之相隔几层的砂岩透镜体中。

❼ 钻井液、完井液引起储层损害评价新方法——高温高压岩心动态损害评价系统的研究

余维初^1，2，3苏长明¹鄢捷年²

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油大学（北京），北京102249；3.长江大学，荆州434023）

摘要 高温高压岩心动态损害评价系统是石油勘探开发中评价储层损害深度与程度的新的评价实验方法与实验仪器，它可以测量岩心受入井流体损害前各分段的原始渗透率值，然后不需取出岩心，就可以直接在模拟储层温度、压力及流速条件下，用泥浆泵驱替高压液体罐中的入井流体，在岩心端面进行动态剪切损害。损害过程完成后，也不需取出岩心，而是通过换向阀门改变流体的流动方向，再由平流泵驱替液体，测量储层岩心受损害后各段的渗透率值。通过对比岩心各分段的渗透率变化情况，即可确定岩心受入井流体损害的深度和程度，从而优选出满足保护油气层需要的钻井液与完井液。目前“评价系统”及配套智能化软件已在多个油田企业投入使用，并取得了良好的应用效果。

关键词 岩心 储层保护 动态损害 评价系统 钻井液与完井液

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

随着世界石油生产的不断扩大与发展，油层伤害与保护的问题日益为各国石油工程师们所关注。油层伤害一旦产生，其补救措施需要付出昂贵的代价。因此，国外早在20世纪40～50年代就开始了油层伤害与保护的室内试验研究。我国也在20世纪70～80年代开始着手研究油层伤害问题，并建立了相应的储层损害评价实验方法及相关仪器。然而随着油气田勘探与开发逐步转向深层，原有的储层损害评价方法已不能适应。因此，要想在油气层保护技术领域取得突破性成果，有必要建立一套完整的、能够适应更深的地层勘探开发的储层损害评价新方法和与之相配套的评价手段，既可以测量岩心各段的原始和损害后渗透率，又能模拟储层温度、压力及泥浆上返速度等条件对岩心进行动态损害评价的新方法、新仪器。

本文主要介绍了该“评价系统”的设计思路、设计原理、技术性能指标、实验参数计算方法及其应用情况。

1 “评价系统” 的设计思路和工作原理

1.1 设计思路

（1）该“评价系统”首先要能够测量岩心各段的原始渗透率（K_oi）和受损害后渗透率（K_di）。根据本项目组的专利技术渗透率梯度仪（专利号：91226407.1）的工作原理和设计思路，由达西定理公式便可很方便地计算出岩心各段损害前后的渗透率参数。

（2）根据本项目组专利技术新型智能高温高压岩心动态失水仪（专利号：ZL200420017823.7）的工作原理和设计思路，在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆上返速率的条件下对岩心某个端面进行动态剪切污染损害实验。

（3）根据本项目组专利技术高温高压岩心动态损害评价实验仪（专利号：200410030637.1，ZL200420047524.8）在渗透率测量完成后，不需取出岩心，而是在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆返速的条件下对岩心进行动态污染实验。在对岩心进行动态损害时，利用相关阀门，关闭岩心多段渗透率的测量机构，采用特制泥浆泵，在模拟地层温度、压力和井眼环空泥浆上返速度的条件下，对岩心的某个端面进行动态剪切污染，动态污染采用端面循环剪切式结构。实现一次装入岩心就可以在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆返速的条件下对岩心进行动态污染，以及污染前后岩心多项渗透率参数测试的评价实验研究。

（4）在多段渗透率测试过程中“评价系统”的重要组成部分使用了本项目组的专利技术高压精密平流泵（专利号：ZL02278357.1）首次实现恒流、恒压以及无脉动微量液体的输送技术。

（5）“评价系统”的核心部分使用了本项目组的专利技术岩心夹持器（专利号：ZL93216048.4）首次采用金属骨架硫化技术、“O”型密封圈技术以及橡胶的自封原理，打破了老型产品的挤压式密封结构，顺利地实现了沿岩心轴向建立多测点技术。

该“评价系统”的一个突出特点是将岩心损害前后各段渗透率变化测试和对岩心端面的动态污染损害机构有机地结合起来，从而顺利地实现了设计目的。

1.2 仪器的组成结构及工作原理

为了实现在同一台仪器上完成岩心的多段渗透率测试和模拟井下条件对岩心的动态损害，从而准确高效地评价钻井液保护油气层的效果，根据钻井工艺要求和上述设计思路，把高温高压岩心动态损害评价系统设计成如图1所示的工艺流程，它主要由精密平流泵、泥浆泵、液体罐、端面动循环并带多个测压点的岩心夹持器、流量计、电子天平、气源、压力传感器、温度传感器、环压泵、回压控制器、加热系统、数据采集与处理系统等部分组成。

图1 高温高压岩心动态损害评价系统流程

1—气源；2—高压减压阀；3—高压液体罐；4—泥浆泵；5—流量计；6—电子天平；7—回压控制器；8—环压泵；9—端面循环的多测点岩心夹持器；10—阀门；11—压力传感器；12—精密平流泵；13—排污阀；14—数据采集器；15—数据处理系统（计算机、打印机）；16—加热体

其主要工作原理是：当关闭泥浆泵及相关阀门时，由精密平流泵驱替可进行岩心损害前后渗透率的测试；而当打开泥浆泵、流体管路及相关阀门时，可对液体罐中的钻井液或完井液在实际储层条件下进行循环，从而实现对储层岩心端面进行动态损害模拟。软件界面如图2右上角所示。

“评价系统”由两大部分组成：钻井过程的动态损害仿真系统和多段渗透率测试系统。在动态损害仿真系统中（如图2左边部分），氮气瓶给泥浆罐加压，泥浆循环泵控制流量，使钻井液以一定的压力和流量从泥浆罐里泵出，通过岩心夹持器与岩心的端面接触，对岩心端面进行高温高压动态损害评价实验，最后流回泥浆罐，形成密闭循环。在压力作用下，泥浆中的液体经过岩心而滤失，其动态失水经过管线流到电子天平称重，就可以测量出岩心的动失水速率等多项实验参数。

在渗透率测试部分（如图2右边部分），精密平流泵驱动实验液体进入岩心，经过岩心流至电子天平。另外，多个压力传感器实时采集岩心各测压点的压力值，根据达西定理进而可以算出岩心损害前后各分段的渗透率参数。

图2 高温高压岩心动态损害评价系统软件界面

1.3 数据采集与控制原理

1.3.1 硬件设计的总体思路

该“评价系统”控制部分硬件设计应具备以下主要功能：①温度控制，模拟井下高温工况；②流量控制，能够根据流量设定值准确地控制磁力泵的排量，从而控制岩心端面钻井液的流速，以模拟钻井作业过程中实际泥浆环空返速；③围压监测，岩心夹持器围压通过步进电机控制，仪器能够根据设定值自动控制并监测压力，实时显示在人机交互界面上；④仪器工作压力监测，泥浆循环的工作压力由气源调节给定，同时受泥浆温度的影响，软件仪器自动检测压力参数；⑤动滤失量计量，钻井液对岩心的损害是否已经完成，主要是看动滤失速率，当损害已充分时，动滤失速率曲线上升趋于平衡，不再变化或变化微小，说明钻井液对岩心的动态损害实验已经完成，这个过程一般需要150min，滤纸的动静滤失速率道理也是一样。

1.3.2 软件部分

该“评价系统”控制软件的人机交互、数据处理等功能由PC机完成，借助PC机强大的绘图、数据处理功能为用户提供一个实时性好、稳定性强、界面直观、使用方便的操作管理平台。用户可通过计算机软件非常清晰地掌握整个仪器运行的情况，可方便、及时地对实验过程中的各项参数进行调整，并对数据进行分析。为研究人员提供友好、便捷的人机交互全中文界面及数据处理环境，同时实现数据的存储，实验曲线的绘制，数据报表的输出和历史数据的查询等功能，其中包括流体通过岩心的孔隙体积倍数，岩心各段的渗透率、渗透率损害率、渗透率恢复率、钻井液与完井液通过岩心时的动滤失速率等实验参数，并且由计算机直接打印出实验数据报表，“评价系统”控制软件的人机交互主界面见图2所示。

1.4 主要技术指标

该“评价系统”的主要技术性能指标如下：（1）钻井液与完井液污染压力：0～10MPa，测量岩心渗透率流动压力最大可达60MPa；（2）工作温度：室温～150℃（最大可达230℃）；（3）岩心端面流体线速度：0～1.8m/s；（4）实验岩心规格：人造或天然储层岩心，其尺寸为φ25×25-90；（5）测压精度：±2‰；（6）钻井液用量：2～3L；（7）渗透率测量范围：（1～5000）×10^-3μm²；（8）电源：220V，50Hz（要求使用稳压电源）。

与其他油气层损害评价实验装置相比，该“评价系统”无论在工作压力和工作温度方面，还是在岩心的渗透率测量范围方面，均具有明显优势。不难看出，它适用于各种渗透性储层，以及出现异常高压或异常低压的储层，还适用于在井底温度超过150℃的深井中应用。

2 实验参数及计算方法

2.1 V_返的计算

在钻井过程中，钻杆和钻铤处的环空返速可用下式进行计算：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：Q为钻井现场泥浆泵排量（L/s）；D₁，R分别为钻头直径和半径（in）；D₂，r分别为钻杆或钻铤的直径和半径（in）；

为泥浆在环空处的上返速度（m/s）。

岩心端面处剪切速率的大小通过使用变频器调节泥浆泵的转速来实现，选择合理排量的泥浆泵就可以任意模拟钻井现场泥浆泵的排量。在钻井过程中，根据泥浆环空水力学计算结果，当钻杆或钻铤处环形空间泥浆的上返速度

推荐值为0.5～0.6m/s时，才能形成平板型层流，从而满足钻井工艺的要求^［4］。

2.2 岩心动滤失速率的计算

根据钻井液动滤失方程，钻井液或完井液通过岩心时的动滤失速率可使用下式计算：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：f_d为动滤失速率（mL/cm²·min）；Δθ为Δt时间内的动滤失量（mL）；Δt为渗滤时间（s）；A为岩心端面渗滤面积（cm²）。

2.3 动态污染损害前后岩心各段渗透率的计算

在一定压差的作用下，流体可在多孔介质中发生渗流。一般情况下，其流动规律可用达西定律来描述。因此，在动态污染前后，岩心各段渗透率参数的计算可通过应用达西定律公式来实现。由于是多点测试，可以将达西定律公式写成：

。

3 实施效果

该项目技术产品已在江汉、江苏、大庆、大港、吉林、中原、南方勘探公司、克拉玛依、塔里木等各油田单位推广了五十多台套，大量的实验研究表明，使用效果良好，它可以测量出岩心沿长度方向的非均质性，并能判断同一岩心在受钻井、完井液损害前后各段渗透率和损害深度程度，也可评价各种增产措施的效果，优选钻井、完井液体系配方、优化增产措施，达到保护油气层的目的，并认识了油气层特性，提高了油气田的勘探和开发效率。上述各油田通过该“评价系统”筛选出的优质钻井、完井液，起到了保护油气层的效果，既降低了生产成本，又提高了油气井产量，已经取得了巨大的经济效益和社会效益。该成果的推广应用为保护油气层技术研究和油气田评价工作的开展提供了全新的评价手段和评价方法，还使得其在理论和实验技术上获得了重大突破，其实验研究结果对油气田勘探与开发方案的科学决策、油气田的发现、提高油气井产量、延长油田的开发周期以及保护油气层领域的科学研究将起到十分重要的指导作用。

该评价新方法以及相关技术产品使科研成果及时转化为生产力，填补了我国在相关实验技术领域装备制造上的空白，具有同类技术的国际先进水平。

参考文献

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

❽ 10款宝马740油气分离器在哪

10款宝马740油气分离器在发动机曲轴箱呼吸口。油气分离器也就是俗话所说的废气阀，也有人叫压力控制阀。油气分离器的作用是分离曲轴箱排出气体中的机油，减少机油从曲轴箱呼吸口排放到发动机外面。油气分离器如果坏了，会导致机油蒸汽进入进气管然后再进入缸内燃烧，车辆就会出现烧机油的现象。

宝马740气分离器的作用

分离曲轴箱排出气体中的机油，减少机油从曲轴箱呼吸口排放到发动机外面。油气分离器也就是俗话所说的废气阀，也有人叫压力控制阀，油气混合物的工作原理主要是利用油气之间的密度差实现，油气混合物经进油管线进入分离器后，喷洒在挡油帽上，扩散后的油靠重力沿管壁下滑到分离器的下部，经排油管排出。

❾ 特殊岩心分析实验是指什么

这类储层物性描述要靠一些特殊实验取得认识，通常包括：上覆岩石压力、润湿性、表面与界面张力、毛细管压力、相对渗透率。这些岩石物理数据直接影响着对烃类物质的数量和分布的计算，它是研究某一油藏流体的流动状态的重要参数。

（1）上覆岩石压力：埋藏在地下几千米的油藏承受着上覆巨厚地层的重量，即上覆压力，这个上覆压力是对储层施加的一种挤压力，通常岩石的孔隙压力接近于上覆压力。如果岩石的颗粒胶结得很好，典型的孔隙压力大约是每10米深度增大0.1兆帕，上覆压力与内部孔隙压力之间的压力差称为有效上覆压力。我们钻开油层采油，如果不补充能量，就像在一个大皮球上戳一个洞放气，在球内气体压力衰减过程中，大皮球就会扁下去，同样道理，在压力衰竭过程中，油层内部孔隙压力要降低，有效上覆压力会增大，这将使储层总体积减小，同时，孔隙间的颗粒膨胀。这两种变化都使孔隙空间减小，也就是减小了岩石孔隙度。通过特殊岩心分析实验我们就可以建立孔隙度或渗透率与有效上覆压力间存在的某种关系。

孔隙压力的变化会影响岩石孔隙体积的变化，也影响着孔隙内流体的饱和度变化，我们往往采用一个压缩系数的概念来表述这一特性，孔隙压缩系数（数学符号记为CP）也就是单位压力变化时的孔隙体积的相对变化值。

对大多数油藏，基岩和岩石体积压缩系数相对于孔隙压缩系数CP都很小，因此通常用地层压缩系数Cf来描述地层的总压缩系数，并让Cf=CP 。在油田开发中，油藏总压缩系数被广泛应用于瞬变的流动公式和物质平衡方程，它就像我们高中时学的物理学用容变模量的倒数来表征一个弹性体瞬变过程一个道理。油藏总压缩系数数学符号记为Ct，它包括了原油、束缚水、天然气和岩石的压缩系数，掌握了这个参数很有用，一个封闭性的油藏，如果我们已经计算出它的地质储量，想了解在弹性开采阶段能采多少油，我们只要将储量乘上总压缩系数（Ct）再乘上弹性期压力降数值就可以计算出它能采出多少油来，反过来，如果我们掌握了开采过程中油藏压力下降的情况和实际生产量，也可以反求出这个油藏应该有多少弹性储量。

（2）岩石润湿性：任何一种液体与另一种固体表面相接触，液体就会在固体表面产生扩散或附着的趋势。例如，将汞、石油、水滴在一块干净的玻璃板上，你可以看到水滴很容易散布在玻璃板上，石油大约呈半圆珠状，水银则保持圆珠状，这种特性就叫润湿性。这种扩散的趋势可以通过液固表面的接触角来表示，接触角度小，液体的润湿性就强，零度接触角表示完全不润湿，180°则表示完全润湿。

油、水相对渗透率曲线

❿ 怎样评价生油气层的定量

一个沉积盆地发现了生油气层后，究竟有多大的油气资源潜力是勘探决策中最关心的问题。因此生油气层的定量评价具有非常重要的意义。由于目前我们所研究和关心的生油气层已发生了油气生成和运移过程，我们只能间接地估算它的生、排烃量，所以生油气层的定量评价又是比较困难和复杂的问题。这些年随着实验技术、尤其是热压模拟实验技术的发展，使生油气层生、排烃的计算更加准确和接近地质历史时期的生油气过程，成为生油气层定量评价的重要方法。目前生油气层的定量评价方法很多，这里我们着重介绍比较重要，而又较通用的热压模拟—体积法，氯仿沥青“A”数字化积分法计算总油气生成量。要说明的是这两种方法都是比较精确的计算方法，它要求有较多的钻井数据资料，适宜在有一定勘探程度的盆地中使用。对于在盆地勘探初期，往往采用盆地类比法和盆地体积法（面积、厚度）来估算，都属于专家经验估算方法，这里就不介绍了。
1）热压模拟—体积法计算油气生成总量（1）热压模拟实验。
实验前预先将样品粉碎至120目以下，在低温条件下（50℃左右）烘干。然后称取一定量的样品（几十至几百克），装入温压釜内密封，用真空泵抽空数小时，将空气全部排出，把釜置于管式炉中加热。自动控温，恒温若干小时后（一般72小时）切断电源，自然冷却至300℃左右。将温压釜与收集计量装置连接收集计量所产油和气。
（2）实验结果。
利用热模拟实验装置，我们可以对一个盆地未成熟代表性烃源岩（根据地质年代、岩性及有机质丰度、类型）从低成熟、成熟、高成熟到过成熟阶段进行热模实验，并获得不同热演化阶段的气、液态烃产率。由于在地质历史过程中油气生成的时间和温度互为补偿关系，因此可以再现一个盆地的油气生成过程。表1—16为鄂尔多斯盆地环14井灰岩的热模拟实验结果，根据热模拟结果，我们可以建立某类烃源岩的气、液态烃产率图版（图1—10），并进而建立成烃模式。

表1—16 鄂尔多斯盆地环14井灰岩不同演化阶段气、液态烃产率表（据程克明，1995）

图1—10 鄂尔多斯盆地环14井灰岩气态烃（a）、液态烃（b）产率图版（据程克明，1995）
该方法计算原理仍以常规体积法为基础，其优点在于将一个盆地按其不同热演化阶段和不同母质类型分别计算其烃源岩体积，并将该盆地代表性烃源岩进行热模拟实验，得出该盆地不同母质类型烃源岩在不同热演化阶段的液态烃、气态烃产率。这种方法避免了陆相地层非均质性与代表取值之间的矛盾。因此使计算生烃量准确度大大提高，更加符合盆地实际。
①液态烃生成量的计算公式：
Q总液=S·H·K液·ρ·CORG·R式中Q总液——液态烃总生成量，108t；S——有效烃源岩分布面积，km2；H——有效烃源岩平均厚度，km；K液——液态烃产率（查热压模拟液态烃产率图版获得，单位kg/t）；p——烃源岩密度，一般取23×108t/km3；CoRG——欲测烃源岩之残余有机碳，t；R——残余有机碳之恢复系数。一般按不同岩石母质类型查干酪根恢复图版获得。
②气态烃生成量的计算公式：
Q总气=S·H·K气·ρ·CORG·R式中Q总气——气态烃总生成量，108m3；K气——气态烃产率（查热压模拟气态烃产率图版获得，m3/t）其余参数同液态烃计算公式。
③烃源岩地质体各演化阶段的划分。
在一个连续沉积的盆地中，沉积岩分散有机质的受热历史与其埋藏深度密切相关，在沉积条件基本一致以及同一地热场背景下，分散有机质中的镜质组反射率与源岩埋深呈线性关系，根据不同埋藏深度烃源岩实测镜质组反射率值与相应埋藏深度进行回归计算，可以得出埋深D与镜质组反射率Ro的线性回归方程D=aRo+b（a、b为变数）。根据线性回归方程，可得出各演化阶段的埋藏深度。为计算方便和有利于地质检验，一般将演化阶段划分为低成熟（Ro=0.5%～0.8%）、成熟阶段（Ro=0.8%～1.3%）、凝析油—湿气阶段（Ro=1.3%～2.0%）和干气（Ro>2.0%）四个阶段。
④各演化阶段烃源岩体积的测算。
对于任一含油气盆地，当其已获得一个系统剖面烃源岩实测的镜质组反射率值与埋藏深度关系，并由此而划分出该盆地相应演化阶段的现今埋藏深度之后，该盆地相应层段的今构造图或沉积岩等深图的各演化阶段的相应深度分布即为各演化阶段沉积岩体的面积分布，如南堡凹陷生油门限3200m，根据这一参数在该凹陷今构造图（或等深度图）上查出3200m的等高线（或等深线）分布范围，此即成熟生油岩的分布范围，依此类推确定液态窗高峰、进入湿气—凝析油和进入干气阶段的等高线或等深线的深度分布范围，便获得相应演化阶段沉积岩体的分布范围。然后将烃源岩等厚图与今构造图或沉积等深图叠合，将已在今构造图上或等深图上所确定的各演化阶段分布范围投绘于烃源岩等厚图上，从而便可获得各演化阶段烃源岩的分布面积。烃源岩各演化阶段面积范围的平均厚度即为该演化阶段烃源岩的实际厚度。于是各演化阶段生油岩体积便可测出。
⑤母质类型的划分和各演化阶段计算参数的选择。
烃源岩的生烃速率及产烃潜力不仅与烃源岩所处热演化程度有关，而且与母质类型关系更为密切，腐泥型母质和腐殖型母质生烃潜力可产生数量级之差。因此，在获得一个盆地不同演化阶段烃源岩体积之后，还必须把各演化阶段地质体中各类母质所占有百分比例求出，这样不同母质类型烃源岩选择对应类型烃源岩的相应阶段产烃率进行计算就更为合理。
关于母质类型划分，一般采用三类四分的原则，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采用干酪根元素的H/C原子比和O/C原子比、Rock—Eval所获的IH和Io、干酪根镜检等多种方法。从快速、经济且能得到较有代表意义的选择，无疑Rock—Eval的资料是能较好满足上述要求的手段。
关于不同演化阶段产率计算，代表值的选择，首先必须确定欲测盆地的岩类和母质类型（泥岩、灰岩、煤或其他岩种。Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型），在这些因素确定之后，针对所需计算的岩类和母质类型选择相应岩类及相应母质的产烃率图版（图1—11）热压模拟获得，在这个图版上分别测算出四个演化阶段（低成熟、成熟、湿气—凝析油和干气）的气、液态烃产率代表值。产率代表值的选择：低成熟代表值，由于其R。值范围由0.5%～0.8%，从动态分析观点出发，既不能选择Ro=0.8%的产烃率值，更不能选择Ro=0.5%时的产烃率值，一般选用R。=0.65%时的烃产率作为代表值。余此类推。
⑥残余有机碳的恢复。
关于残余有机碳的恢复，从物质平衡的观点出发，结合烃源岩有机物质演化特点，把未进入生烃门限之前烃源岩中的有机碳称为原始有机碳，进入生烃门限之后，烃源岩经历了不同的演化阶段，干酪根发生了不同程度热降解，并进行了不同程度的烃类排驱。因此，现今烃源岩中的残余有机碳与已降解碳之和才相当于原始有机碳。

图1—11 东濮凹陷沙河街组各类生油岩原始降解潜率图（据程克明，1995）
根据上述原理，采用Eock—Eval对各类母质的未成熟源岩进行人工模拟试验。以任一母质类型的烃源岩为例，将其在未成熟时所含有机碳视为原始有机碳。然后将其在不同模拟温度下所获得的已生成烃（S1）和干酪根热解烃（S2）之和乘以碳分数（0.083），即获得该模拟温度下该试样的有效碳[Cp=（S1+S2）0.083]，由此可以计算出该试样在该模拟温度下的烃降解率。所谓烃降解率是指该试样在该模拟温度下已生烃碳与残余有机碳之比值。对于一个盆地而言，我们可以选取不同类型的代表性烃源岩进行热模拟并制成各类生油岩的原始降解潜率图版（图1—12）。

图1—12 泌阳凹陷生油岩残余有机碳恢复系数图版A—号生油岩，最终降解率70%；B—最终降解率60%；C—1654号生油岩，最终降解率53.1%；D—1660号生油岩，最终降解率41%；E—1658号生油岩，最终降解率30%；F—2898号生油岩，最终降解率22%；G—1655号生油岩，最终降解率6.1%残余有机碳恢复系数取值范围：Ⅰ型1～3.4；Ⅱ1型1～1.8；Ⅱ2型1～1.2；Ⅲ型<1.2（据范成龙资料并作部分修改，程克明，1995）
在获得各类烃源岩不同模拟温度下的烃降解率和原始有机碳之后，根据物质平衡原理，原始有机碳与各模拟温度下烃降解率之（从原始降解潜率图版查）积即为该温度下该试样的已降解碳，而原始有机碳与已降解碳之比值即为残余有机碳的恢复系数（R）。对一个盆地我们可根据热模拟制成残余有机碳恢复系数图版（图1—13）。而残余有机碳恢复系数的取值范围，当确定了被恢复试样的热演化程度Tmax和母质类型之后，便可在如图1—13的图版上查得。

图1—13 东濮凹陷沙河街组各类生油岩热解烃率图版（程克明，1995）
**问题？数字化积分法计算油气生成量原理是什么？
以各生油层系所取得的残余氯仿沥青“A”为基础，编出欲测地区和层位的氯仿沥青“A”等值图（勘探程度较低的地区亦可采用代表性样品氯仿沥青“A”的平均值），与此同时，结合测区，综合有机地球化学所确定的生油门限深度，编出有效生油岩等厚图（如前所述），将上述两种图件经数字化后用跟踪扫描法打点输入计算机，再由计算机根据各点的烃源岩厚度和残余氯仿沥青“A”含量，按照给定的公式（见后面）计算出各点的生烃强度，再由计算机绘出生烃强度等值线图（即生油量分布图）。
计算机既可计算和绘制出某一地质时间单元（或某一层段）和某一凹陷或区块的生烃强度分布（单位面积生油量）和总生油量，同时还可进行多层系的叠加，由此计算出一个盆地某一地质时期的总生烃量，从而为进一步的资源预测提供重要依据。该方法不足之处是无法计算出液态烃和气态烃的生成量，但它却有如下明显的优点：
①数字化积分法计算生油量首先是用等值线的办法把基本参数进行优化，从而避免了陆相地层非均质性与代表性取值的矛盾；②数字化输入图形（氯仿沥青“A”等值图及有效生油岩等厚图），按小区块计算各点生油量，区块越多，计算精度越高，最后是将各个小区块计算值积分，显然体积法无法与之比拟；③数字化积分法可将最终结果以生油量等值图形式输出，该图的最大作用是可以确定含油气盆地（或地区）的生油中心，为综合评价和指导勘探提供依据；④数字化积分法既可提供被测地区生油量的精确计算结果，又能提供不同概率的计算值，这为资源预测提供了较科学的依据；⑤数字化积分法可适用于不同勘探程度的盆地，也适用于不同的参数计算，能获得较好的结果。
**问题？数字化积分法计算油气生成量计算公式是什么？
对于欲测区平面上某一点生烃强度的计算实质是以某一点的烃源岩厚度和源岩氯仿沥青“A”残余含量作变量来研究该测量点的生烃量，但根据残余氯仿沥青“A”所计算出的生烃量仅为残余生烃量，若能测算出该区各时间单元内油气的排出量（或排出系数），则可按下述公式计算出总生烃强度或总生烃量：

式中Q总——总生油量，108t；M——运移系数（由各盆地各生油层系用岩石热解法直接求得，单位：%，详见后）；S——生油岩面积，km2；H——生油岩厚度，km；A——氯仿沥青“A”平均含量，%；ρ——生油岩密度（一般用2.3×109t/km2）。
**问题？数字化积分法计算油气生成量运移系数如何确定？
油气生成量计算中所用运移系数是指生油层中已生成的油气向储层的排出率，即初次运移率。
初次运移率的测算方法是近几年在生油层定量评价研究中提出的一种方法。其原理是利用Rock—Eval实测不同温度下各种类型的不成熟生油岩的产烃率，以累计最大产烃率（即该生油岩在未排烃状态下的最大生油潜力）为原始产烃潜率，把现今不同演化阶段生油岩的热解烃率作为残留潜率。将各类未成熟生油岩在不同模拟温度下（或Tmax）的累积热解烃率作成图版（图1—13），由此可以通过图版求得已进行不同程度排烃的烃源岩的原始生油潜量。
对任何一个不同热演化程度的生油岩，只需要获得它的残余热解烃量（S2），并由同类未成熟生油岩热解烃率图版中，根据该类岩石的热演化程度（Tmax），便可查得其热解烃率（K），从而可以求得该生油岩的原始生烃潜量。
原始生烃潜量（S0）与不同热演化阶段残余生烃潜量（S1+S2）之差即为油气的初次运移量。初次运移量与总生油潜量之比，即为油气运移率（M）。表1—17列出了我国部分主要含油气盆地油气初次运移系数。

表1—17 中国中、新生代主要油气盆地初次运移系数表（程克明，1995）

续表