南里海盆地泥火山构造及其对油气成藏的影响

泥火山构造在地震相上为不连续、弱振幅的空白反射或杂乱反射,呈柱状与围岩不整合接触。其分布规律受盆地应力场和构造活动带的控制,在盆地边缘山前冲断带泥火山最发育,盆地中心发育较少,同一构造带上泥火山沿主断层和背斜发育带走向呈串珠状分布。泥火山构造具有幕式活动的特点,并在浅层伴生放射状正断层和塌陷补偿构造。按照泥火山构造成因和构造特征可以划分为背斜型、走滑断层型和逆冲断层型3种。区域地质背景、挤压走滑应力场下的构造活动、快速而具有特色的沉积地层和地层超压环境是该地区泥火山构造形成的主要原因。泥火山构造对油气生成、运移、聚集、保存和破坏以及构造圈闭形成、储集层发育有不同程度的影响。     

南海东北部边缘台西南盆地泥火山特征及其与油气运聚关系

南海东北部边缘台西南盆地泥火山主要展布于该盆地南部凹陷陆坡深水区和台湾陆上台南-高雄地区.陆上泥火山多沿深大断裂带分布,地面形态特征类似火山地貌,多具有下凹喷口,海域泥火山的海底形态亦与其相似,但研究程度较低.通过深入分析台西南盆地泥火山发育特点及伴生天然气地球化学特征,认为该区泥火山伴生烃类天然气成因类型较多,但以成熟-高熟煤型烃类气为主;其伴生的非烃气中CO_2含量较高,但分布较局限且以无机壳源型CO_2为主.泥火山的泥源层主要来自中新统及上新统海相坳陷沉积的巨厚泥页岩,本身具生烃潜力,其成熟生烃及与泥火山运聚通道和伴生构造圈闭的良好配置,则构成了其独特的泥火山油气藏运聚成藏系统,进而控制了这种"泥火山型油气藏"的分布.     

尼日尔三角洲泥底辟和泥火山的形成机理

尼日尔三角洲地区存在多个泥底辟和泥火山,在地震剖面上形成反射模糊区,泥火山对油气田储集层具有破坏作用。应用地震综合解释、海底地形图、时间切片和相干体切片等技术,总结了尼日尔三角洲泥底辟和泥火山的地震反射特征、形成机理以及对油气成藏的影响,为油田的储量评价奠定了基础。     

尼日尔三角洲深水区地震模糊区成因及与油气成藏的关系

根据尼日尔三角洲深水区地震剖面上模糊区的位置和特征,将地震模糊区分成六类。通过分析地震模糊区的成因机理及其与油气成藏的关系,认为前三类皆为采集处理原因造成,第四类为浅层气泄露造成,第五类为层间小型泥火山爆发所致,第六类为泥火山,海底强振幅下的局部地层模糊,与深部构造、油气有关。在油气田的实际评价过程中,泥火山破坏构造和储层,但由于其规模小、脉动式喷发,自封能力强,对油气资源量的评价影响不大。     

DHI综合录井仪结构特点和应用效果

DHI综合录井仪是由美国DHI服务公司制造,取得美国船检局（ABS）认证,能在海上和陆上Ⅰ类爆炸性气体危险场所2区工作。以仪器的结构流程为切入点,从实时数据采集系统、数据库管理系统和后台数据处理软件系统3个方面,概括介绍了DHI综合录井仪的工作原理和特点。这种基于小型工业以太网硬件平台和MS Windows NET／SQL Server软件体系开发的综合录井仪,能够测量、显示和记录钻井、钻井液和FID分析的烃类参数以及各种计算参数,可用予地质评估和钻井作业监控,面向客户端的数据库管理系统便于用户操作和浏览,强大的录井图编辑软件和录井后台软件能够完全满足录井图编制和工程应用的需要。     

GAS-HYDRATE SYSTEMS AND GAS VOLUMETRIC ASSESSMENT IN THE LOWER FANGLIAO BASIN,TAIWAN ACCRETIONARY WEDGE

The accretionary wedge in the incipient arc-continent collisional zone offshore southwestern Taiwan is rich in gas hydrates as inferred from reflection seismic data and the geochemical analyses of shallow sediments. In this study, 2D and 3D seismic data were used to investigate the role of structural factors including mud diapirism on the formation of gas hydrates and associated free gas in the Quaternary Lower Fangliao Basin, a semi-enclosed slope basin situated on the upper accretionary wedge. Albeit limited drilling information on lithostratigraphy and petroleum potential in the area together with seismic reflection data show that mud diapirs have influenced the formation of bottom-simulating reflectors (BSRs) and the distribution of gas hydrates and free gas. On reflection seismic profiles, five seismic facies were observed and are characterised by: stratified parallel reflections; contorted reflections; semi-parallel, high-amplitude reflections; oblique, continuous high-amplitude reflections; and generally transparent reflections. These seismic facies were respectively interpreted as hemipelagic sediments, mass transport deposits (MTDs), sandstone-rich turbidites, overbank deposits and mud diapirs. The gas hydrate stability zone (GHSZ) is characterized by (i) high amplitude reflections with an analogous phase to that of seafloor, possibly indicating potential porous sandstone-rich turbidite reservoirs; (ii) BSRs showing polarity reversal relative to seafloor, suggesting higher impedance gas hydrates overlying lower impedance intervals with free gas; (iii) blanking reflections in fault zones, interpreted as gas-bearing fluid conduits; (iv) strong reflections on the flanks of mud diapirs (e.g. flank drags) and above buried mud diapirs, demonstrating the presence of gas hydrates; (v) high amplitude reflections dragging on diapiric flanks with reversed phase to that of seafloor, indicating free gas -charged zones abutting mud diapirs; and (vi) the presence of focused advection and diffusion flow through mud diapirs and faults, which is interpreted to control the migration of thermogenic gas. Based on the distribution of seismic amplitude characteristics and reflection strength with respect to depth of the BSRs, hydrocarbon prospects can be divided into gas-hydrate compartments above BSRs, free gas compartments above BSRs, and free gas compartments below BSRs. From a combination of geobody extraction and Monte Carlo simulation, the prospects appear to hold about 2048 Bcf (billion cubic feet) of total gas volume over a study area of 60 km². These observations provide first-order estimates of methane resources in the Lower Fangliao Basin offshore southwestern Taiwan.     

泥浆密度对裂缝性油藏力学损害机理室内模拟试验研究

方法：采用常规三轴岩石强度试验装置,进行井下温度压力条件下的泥浆侵入过程模拟试验。目的：观察不同泥浆密度条件下井下天然裂缝的开闭状态,张开度及泥浆侵入裂缝的过程和深度。结果：随着泥浆密度的增加,裂缝张开的最大距离和张开的区域减小,当泥浆密度达到临界值时,节理完全闭合,继续增大泥浆密度,裂缝张开的最大距离和张开的区域也增大,当裂缝有充填物时,随泥浆柱压力增加,泥浆侵入深度增大,当泥浆柱压力超过第一临界值后,侵入深度急剧增大,结论：在条件允许的情况下,应尽量降低沉浆密度,使力学损害降至最低,泥浆柱压差应小于10MPa,以使泥浆侵入深度控制在较小范围内,减少油气层损害。     

胜利油田录井技术体系及技术发展简介

简要介绍了胜利油田录井技术状况。胜利油田录井技术的发展随着电子、信息等科学技术的发展而发展，逐渐成为一门相对独立的勘探技术，在勘探开发实践中形成了井位（工程）测绘技术、钻井地质设计技术、录井资料采集技术、录井资料处理技术、录井资料应用技术、综合录井仪研制开发技术等六大技术系列，并在采集技术体系的攻关与创新等七方面取得了新进展。     

莺歌海盆地的泥拱构造

泥拱是莺歌海盆地的重要地质现象,它与油气聚集有密切关系。泥拱由泥拱房、泥拱颈和泥拱帽组成。在对莺歌海盆地泥拱分布规律和结构特征研究的基础上,探讨了泥拱的形成机制、发育过程及其与油气分布的关系。     

泥浆侵入对电阻率测井曲线的影响

泥浆侵入对电阻率测井曲线会造成一定的影响。本文从泥浆性质、侵入状态及电阻率测井仪器本身的局限性几个方面结合测井图件,就定性方面描述了泥浆侵入地层对电阻率测井曲线的影响情况。     

泾河油田裂缝性致密油藏防漏堵漏技术

泾河油田为裂缝性油藏,钻井中普遍存在漏失现象。由于漏失情况复杂,堵漏耗费大量的人力物力,且制约了该油田钻井的提速提效。为此,从泾河油田漏失机理着手分析,考虑水平井水平段的岩屑积聚及钻具偏心,修正了利用环空摩阻法确定漏点位置的模型;筛选出不同颗粒堵漏材料,并进行室内复配实验,分别得出1~6 mm缝宽上部地层及储层的防漏堵漏配方;通过计算实钻中地层裂缝的宽度,选择匹配的配方堵漏,进而形成了泾河油田钻井防漏堵漏技术。通过现场实施,钻井液漏失量降低42.37%,处理井漏时间缩短34.04%,该技术在现场堵漏中具有很好的指导意义。     

无隔水管海洋钻井技术

无隔水管钻井液回收技术是一种顶部井眼钻探系统, 使用海底泵系统将井眼环空返回钻井液和岩屑通过泥浆返回管线泵送回海面钻井船。该技术很好地解决了深水钻井技术难题, 安全钻探深水顶部井眼, 在国外获得了广泛的商业应用。目前, 已经从最初的浅水发展到深水、 超深水回收技术。同时,Ａ Ｇ Ｒ公司的控制钻井液压力钻井技术基于无隔水管钻井液回收技术, 可与常规隔水管和海底防喷器组联合使用, 钻探表层井眼外的其余井眼段, 具有双梯度钻井和控压钻井优点。实践表明该技术能够以更低成本、 更快、 更安全的作业方式以及更低的环境影响程度钻探深水井。因此, 在我国深水油气开采中有着极大的应用潜力和优势。     

录井与石油工程地质

该文从录井行业现状的概要分析入手，剖析了制约录井发展认识及观念问题，阐述了其存在问题与不足的原因，论述了录井与石油工程地质的关系及其在石油工程中的作用和意义；阐述了录井随钻工程地质解释和后续的数据处理服务在钻探中以及在油田开发中的重要性；同时对录井需要解决的问题机制、技术发展方向进行了分析和讨论，以此来推动体制和制度创新，进而推动技术的发展，更好地满足服务对象的要求。     

超高密度压井液在英深1井的应用

英深1井是一口五开重点复杂超深预探井。该井位于塔里木盆地西南坳陷齐姆根凸起英吉沙构造,完钻井深为7258m。该井在侧钻后处理井漏过程中,发生高压盐水溢流,控制溢流需密度为2.8g/cm3的超高密度压井液。因现场条件限制,使用密度为4.80g/cm3的铁矿粉作为加重剂配制该压井液,在兼顾流变性、抗盐污染等性能基础上,通过现场实验,配制成功。该压井液具有良好的抗高温能力,在溢流处理过程中发挥了好的作用。     

海水配浆性能研究

膨润土在海水中不易造浆,给海洋钻井带来极大的困难。研究了纯碱(Na_2CO_3)、烧碱(NaOH)、高粘羧甲基纤维素钠盐(HV-CMC)、聚阴离子纤维素(PAC)、生物聚合物(XC)等处理剂对海水配浆性能的影响,发现海水配浆的关键不在于对海水的预处理,而在于高分子聚合物增粘剂的加入。为此,研制了一种HS-海水造浆粉,该造浆粉在渤海湾海域225口井进行现场应用,结果表明,使用HS-海水造浆粉配制的海水钻井液粘度、切力和滤失量均可满足钻井施工的需要,具有一定的经济效益。     

深探井高硅钻井液技术

高硅钻井液是一种以新型高硅稳定剂为主要处理剂的强抑制性钻井液体系。介绍了高硅钻井液体系的室内研究与现场应用,通过室内研究形成的高硅钻井液最佳配方与普通有机硅体系的各项性能对比,不仅具有有机硅体系的一切优点,而且提高了整个体系的抑制性和高温稳定性。在深探井的现场应用效果表明,该体系在使用井段始终保持良好的流变性,泥饼薄且致密,易于维护处理,井眼规则,具有抑制造浆、稳定井壁、润滑防卡、流变性好、保护油气层等特点,满足了深探井复杂地层钻井液施工的要求。     

任深2井溶洞性漏失堵漏工艺探索与实践

任深2井是勘探潜山地层的探井,钻至井深3374.44 m时发生井漏,在井段3388.68-3389.73 m放空1.05 m,采用边漏边钻方法钻至井深3748 m后要求对上部地层进行堵漏,此时累计漏失清水12748.13 m^3。测井结果表明,该井在井深3446 m以上裂缝、孔洞较为发育。介绍了该井1.05 m大溶洞漏失的成功堵漏技术。     

国外Y区S25井堵漏技术

国外Y区HOS区域南部边缘Pabdeh地层灰岩裂缝性发育,岩性为低强度白云岩,钻进施工过程中易发生漏失,漏层分布没有规律,漏失层位多且具有连续漏失特点,在漏速对密度敏感的井段难以堵漏,且裂缝性漏失地层的承压堵漏施工困难。针对上述难点,应用DL-A高温高压堵漏实验仪器,以2 mm圆孔模板,对不同配方桥堵剂进行了模拟堵漏实验,优选出了适合2 mm孔隙和裂缝性地层的桥堵剂,提出了该地区上部地层漏失以防为主,防堵结合的技术措施;中部地层采用低密度钻井液钻穿漏层,中下部地层采用随钻堵漏与承压堵漏相结合的钻井液技术,并优化堵漏浆配方以提高地层承压能力,该项技术在S25井应用中获得了良好的堵漏效果。     

YC21-1-4井钻井液技术

YC2l-1-4井是在莺琼盆地钻探的一口高温高压井,井深5250m,井底温度200℃。针对地层情况确定了一整套适应不同井段要求的钻井液体系,即ψ660.4 mm井眼使用海水胍胶膨润土浆;ψ508 mm井眼使用KCl/PHPA钻井液;ψ374.65 mm和ψ311.15 mm井眼使用QUADRILL高温钻井液;ψ215.9 mm井眼使用ULTlDRILL合成基钻井液。配合使用了一定的工艺技术和先进的测试仪器。结果表明,该套钻井液体系抑制性强,具有抗高温、降滤失、稳定井壁的性能,满足了YC2l-1-4井钻井施工的要求。