公告栏更多>

友情链接更多>

下载中心更多>

  • 石油学报

    (月刊 1980年创刊)

  • 主 管

    中国科学技术协会

  • 主 办

    中国石油学会

  • 编辑出版

    《石油学报》编辑部

  • 主编

    赵宗举

  • 单价:125.00元/期

    年价:1500.00元/年

 
玻璃钢/复合材料  
 
2019年 40卷 S2期
刊出日期 2019-12-25

地质勘探
石油工程
广  告
本期全文
地质勘探
1 邓运华, 兰蕾, 李友川, 刘世翔, 唐武, 陈莹
论三角洲对南海海相油气田分布的控制作用

南海是全球重要的油气富集区之一,在新生界已发现约340个油气田,原油可采储量达17.6×108t,天然气可采储量为5.0×1012m3,油气主要富集于渐新世以来三角洲—海相沉积体系中,三角洲对南海含油气盆地成烃、成储和成藏具有重要的控制作用。海陆过渡相烃源岩是南海含油气盆地的重要烃源岩,三角洲体系是煤系烃源岩发育的重要场所,河流—三角洲体系所携带的陆生高等植物有机质有利于陆源海相泥质烃源岩的发育。三角洲体系发育的碎屑岩储层厚度大、分布广、物性好,与海相泥岩构成良好的储盖组合。三角洲是南海油气富集的重要场所,三角洲对南海海相油气田的形成和分布具有重要的控制作用。

2019 Vol. 40 (S2): 1-12 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 7341KB] ( )
13 张功成, 田兵, 谢晓军, 李建平, 蔡露露, 熊连桥, 孙瑞, 张东昱甫
深层优质碎屑岩储层全生命周期分析方法论

油气勘探领域的深层是指沉积盆地中埋深在3 500~4 500 m及以深的地层。在含油气盆地的深层碎屑岩储层中,优质储层是重要的勘探目标。优质储层具有大量孔隙,其形成与沙或砂岩的沉积条件、埋藏方式、区域温压场、膏盐岩效应等多种因素有关。通过系统研究全球不同区域不同时代不同类型深层碎屑岩储层,提出优质深层碎屑岩储层的全生命周期研究方法,即从储层形成演变的全部时间出发,将深部储层的形成过程划分为早期剥蚀搬运沉积阶段、中期埋藏阶段、中期或/和晚期改造阶段,从全生命周期的尺度分阶段综合分析深层碎屑岩储层的形成及演化过程,推演在地质历史时期中的优质储层演化时序及发育阶段、分布位置。

2019 Vol. 40 (S2): 13-28 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 7519KB] ( )
29 薛永安, 牛成民, 王德英, 杨传超, 柳永军, 张宏国, 王粤川
渤海海域浅层油气运移新认识与勘探新进展

浅层新近系是渤海海域油田储量和产量的主要层系。随着勘探程度的提高,大—中型油气田发现的难度也越来越大。基于渤海海域的勘探实践,结合浅层大—中型油田源外成藏的特性,通过分析油气深层运移与浅层富集的耦合关系,明确了古近系烃源层油气初次、二次运移所形成的"汇聚脊"对其上浅层油气富集、聚集的控制作用,并根据输导体系的组合划分出油气汇聚样式。在"汇聚脊"控藏模式的指导下,渤海海域多个构造带的油气勘探都取得突破,获得一系列亿吨级新发现,由此保证了渤海海域浅层规模优质油气储量持续发现,指导后续勘探进展。

2019 Vol. 40 (S2): 29-37 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 5054KB] ( )
38 傅宁, 王柯, 贾庆军
“源热共控”北部湾盆地福山凹陷油气的形成

基于大量地球化学、地质资料以及"源热共控"的思想,深入研究了北部湾盆地福山凹陷油气的形成。结果表明,福山凹陷的"源"为古新世流沙港组烃源岩,该烃源岩有机碳丰度分布范围宽,有机碳含量TOC为0.4 % ~6.0 %,但有机质类型主要为腐殖—腐泥型(Ⅱ2型)烃源岩,属于"源够"型凹陷;"热场"研究表明,福山凹陷经历过多期构造热事件,火成岩侵入导致烃源岩有明显热异常,促使东部地区烃源岩快速成熟生气,故凹陷热场类型定为"热足"型。"源够热足"型耦合作用促成了福山凹陷油气的形成,该成果进一步丰富了"源热共控"理论,揭示富油气凹陷烃源岩成熟及油气富集机理,进而指导油气勘探。

2019 Vol. 40 (S2): 38-45 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 4100KB] ( )
46 燕歌, 王广源, 许杰, 王飞龙, 高科超, 卢欢, 陈容涛
渤海海域蓬莱19-3油田原油生物降解气地球化学特征与成因

渤海海域已有天然气地球化学特征显示稠油降解气普遍与稠油油藏相伴生,其探明储量约占天然气总探明储量的12 % 。渤海湾盆地复杂的构造演化使生物气藏背景多样化,也使渤海海域生物气成因类型不清,其地球化学特征和成藏条件不甚明确。与非稠油降解气相比,稠油降解气中甲烷含量高、干燥系数大,以干气为主,并含有一定量的二氧化碳和氮气,甲烷碳同位素值偏轻,δ13C1介于-35 ‰~-55 ‰,丙烷碳同位素值偏重,具有同位素倒转现象,二氧化碳碳同位素值重,δ13Cco2介于-10 ‰ ~20 ‰ 。原油降解气的生成是喜氧微生物和厌氧微生物共同作用的结果,有效的石油生物降解作用通常发生在温度低于80℃的储层中,因此地层温度控制了微生物降解原油生成原油降解气的发生范围,此外,含油气系统内的地层水也是重要的地质影响因素,中—低矿化度的NaHCO3型或CaCl2型地层水有利于微生物的繁殖进而对原油降解生成甲烷。生物降解气是微生物代谢活动的产物,所以降解气的规模是由油藏规模决定的。在渤海海域,储层温度与地层水类型适宜、油藏规模巨大的蓬莱19-3油田最具备大规模生成稠油降解气的条件。渤海目前已发现原油地质储量约36.4×108t,其中埋藏深度在2 000 m以内的原油地质储量约为27.7×108t,根据原油的生物降解模拟实验,1 m3原油每天可产生0.14~0.62 m3甲烷气体,每年可产生52.01~255.5 m3甲烷气体,若深度2 000 m为原油降解界限,据此估算渤海海域每年最多可产原油降解气0.66×1012m3,具有非常大的勘探潜力。

2019 Vol. 40 (S2): 46-56 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 5319KB] ( )
57 孙瑞, 韩银学, 曾清波, 王夏阳, 张功成, 赵志刚, 杨海长, 姚兴宗
琼东南盆地深水区东段崖城组沉积特征及对海相烃源岩的控制

崖城组是琼东南盆地的主力生烃层系。根据古生物、岩性以及古构造、古地貌等资料,系统分析了琼东南盆地深水区东段崖城组的沉积环境与沉积相,在此基础上对海相烃源岩的发育条件进行了分析。结果表明,崖城组沉积时期,琼东南盆地深水区东段为半封闭的海湾环境,松南—宝岛—长昌凹陷发育广泛的滨浅海沉积,凹陷边缘发育多个小规模的近源扇三角洲、三角洲,海岸平原分布在凹陷带周缘沉积古地貌较高的部位。受控于沉积环境,煤系烃源岩主要发育在凹陷周缘海岸平原相及扇三角洲、三角洲相的水上平原部分,陆源有机质为主的海相泥岩是凹陷内部的主力烃源岩,陆源有机质供给量和相对安静的水体环境是海相烃源岩发育的两个主要控制因素。采用类比分析方法,在琼东南盆地深水区东段崖城组识别出9个潜在海相烃源岩发育区,其中5个为最有利的烃源岩发育区。

2019 Vol. 40 (S2): 57-66 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 7555KB] ( )
67 蔡少武, 吕丁友, 贺电波, 张京思, 于娅
渤海湾盆地秦南凹陷构造迁移特征及其对油气聚集的影响

构造迁移是盆地演化过程中十分普遍的地质现象。秦南凹陷的构造迁移特征对其油气聚集规律的认识具有重要意义。通过分析秦南凹陷各洼陷主控边界断裂在新生代的活动性、时空展布特征以及洼陷在不同时期沉积中心和沉降中心的迁移,探讨构造迁移对油气聚集的影响。研究认为:各洼陷的主控边界断裂的活动强度具有明显的差异性;洼陷的构造迁移分为"自迁移"和"异迁移" 2种类型,具有从北向南、从西向东迁移的特征;构造迁移体现在构造样式的变迁、主控边界断裂活动强度的差异以及多期次幕式构造活动上。秦南凹陷沉积中心和沉降中心的迁移是各洼陷边界大断裂伸展-走滑与伸展-断陷共同作用的结果。构造迁移可为烃源岩提供可容纳空间,影响和控制烃源岩的分布,促进油气的运移和聚集成藏,并造成洼陷的含油气性在平面及纵向富集层系上的差异。秦南凹陷各洼陷的富烃情况有所不同:东南洼是目前已探明的富生烃洼陷;西洼的探明程度较差;东洼为潜在富烃洼陷,具有很大的勘探潜力。

2019 Vol. 40 (S2): 67-78 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 7434KB] ( )
79 康琳, 吕丁友, 尚锁贵, 高京华, 张江涛
辽东湾坳陷新生代构造变形特征及营潍断裂带的表现

基于最新的连片三维地震资料和构造制图对辽东湾坳陷断裂系统的构造几何学和运动学特征展开了分析,论证了营潍断裂带在辽东湾坳陷的表现形式。研究表明:1辽东湾坳陷的断裂体系可划分为伸展断裂系统和走滑断裂系统,其中,伸展断裂系统包括NE向、NNE向主干断层及SEE向基底断裂,主要控制了古近系的构造演化及沉积充填,形成辽东湾坳陷"三凹夹两凸"的构造特征,走滑断裂系统主要包括3条NE向切割基底的走滑断层、主干伸展断层之上发育的伸展-走滑型断层以及走滑作用伴生的相关构造,断层在全区分布广泛并向下切割至新近系,使得现今辽东湾坳陷的构造格局更加复杂化;2营潍断裂带在辽东湾坳陷可分为东支断裂带和西支断裂带,共同构成了5个大尺度(凹陷级别)以及多个小尺度(主断裂级别)的走滑双重构造带,成为新生代营潍断裂带的重要构造表现形式;3营潍断裂带的活动可分为始新世的强伸展弱走滑、渐新世的弱伸展强走滑和中新世至今的弱伸展弱走滑3个演化阶段,其中,东支主断裂的伸展位移量和走滑位移量都要明显强于西支主断裂,且活动时间更早,这与辽东湾地区地壳东薄西厚的深部背景有关。

2019 Vol. 40 (S2): 79-90 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 6601KB] ( )
91 冯冲, 王清斌, 谭忠健, 代黎明, 刘晓健, 赵梦
富火山碎屑地层复杂岩性测井分类与识别——以KL16油田为例

渤海南部莱州湾凹陷KL16油田沙河街组三段、四段和中生界分布4大类20余种岩性,富含火山碎屑、分布层系多、岩性识别困难。在对岩(壁)心及薄片分析基础上,应用元素测井、成像测井以及常规测井资料对其进行分类和识别。结果表明:自然伽马测井(GR)与深侧向电阻率测井(RD)交会的成分-结构图版可以有效区分熔岩和火山碎屑岩类、富火山碎屑砂砾岩类、湖相碳酸盐岩和混积岩类、硅质砂岩类4大类岩性;建立了研究区火成岩岩石成分和结构识别图版,可将熔岩和火山碎屑岩类细分为安山岩、安山质火山角砾岩、安山质凝灰岩、流纹斑岩、流纹质火山角砾岩和流纹质凝灰岩6种;中子测井(CNCF)和密度测井(ZDEN)曲线交会,结合深侧向电阻率测井(RD)曲线对砂砾岩具有较好的区分效果,可细分为贫泥砂砾岩、灰质砂砾岩、凝灰质砂砾岩以及泥质砂砾岩4种;光电吸收截面指数测井(PE)和声波时差测井(DT)曲线交会,结合成像测井和岩性扫描测井可以识别互层型湖相碳酸盐岩和组分混合型混积岩中的碳酸盐岩富集段。取得的这些认识为具有火山成因沉积盆地的复杂地层岩性测井识别提供了有益借鉴,具有很好的应用价值。

2019 Vol. 40 (S2): 91-101 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 7802KB] ( )
石油工程
102 高德利, 王宴滨
海洋深水钻井力学与控制技术若干研究进展

深水钻井是深水条件下海洋油气工程关键环节之一。与近海浅水钻井不同,深水钻井必须面对更为复杂的海洋深水环境和作业条件,面临"下海、入地"的双重挑战,需要使用浮式钻井作业平台,采用特殊的深水管具系统(包括深水导管、送入管柱、钻井隔水管、套管柱等)、水下智能控制系统等,建立安全稳定的水下井口与钻井系统,具有高科技、高投入及高风险等基本特征。深水钻井管具是实施深水钻井工程不可或缺的基本工具,深水钻井管具系统在服役过程中受到海洋深水环境载荷和作业载荷的作用,表现出复杂的力学行为。通过主要介绍深水送入管柱、深水导管、深水钻井隔水管及深水水下井口等方面的研究进展,对深水钻井管具力学研究与工程实践具有参考价值。

2019 Vol. 40 (S2): 102-115 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 5040KB] ( )
116 杨进, 黄鑫, 杨宇翔, 胡志强, 宋宇, 刘和兴, 徐东升, 蔡饶, 李磊
深水油气井新型膨胀导管力学特性

喷射法下入表层导管在行业内已经成为一种广受欢迎的导管安装方式,若导管承载能力不足,可能造成井口失稳、建井失败等巨大损失。为提高表层导管的承载能力,采用了新型可膨胀导管技术,此技术能有效增大导管外表面积,加强导管承载力,降低井口失稳风险,是一种既经济又安全的高效方法。首先对遇水延迟膨胀材料进行了评价和优选,通过实验测试了不同温度和压载情况下膨胀材料随时间的体积变化率。根据表层导管极限承载力变化规律,分析了膨胀导管在吸水延迟膨胀阶段的力学行为特征,利用实验数据线性回归得到了材料体积膨胀系数,建立了涵盖体积膨胀效应的膨胀导管极限承载力计算模型,并进行现场应用实验。实验结果表明:膨胀材料的膨胀率随温度的下降略有减小,随围压的增大缓慢降低,起始膨胀时刻可通过技术手段进行控制。试验井实际应用结果表明:理论预测结果符合实际情况,新型膨胀表层导管可使导管表面积增加20 % 以上,承载力提升30 % 以上。膨胀导管既能满足现场施工要求,减少表层导管下入深度和使用数量,又能显著提升水下井口承载力,可为深水钻井降本增效提供技术支撑。

2019 Vol. 40 (S2): 116-122 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 3400KB] ( )
123 耿亚楠, 任美鹏, 刘书杰, 孙宝江, 卞琦, 刘录翔, 于晓东
海上非常规压井井筒多相流动规律实验

海上钻井特殊工况下井涌井喷事故的处理离不开非常规压井技术。海上非常规压井井筒多相流动规律是海上非常规压井设计及实施的理论依据,具有重要的指导作用。通过自主设计建造高为12 m、内径为100 mm、可承压6 MPa的可视化井筒实验系统,开展了气上液下对冲、气液垂直向下流动以及液体在静止气体中的沉降等多种非常规压井井筒多相流动实验,对海上非常规多相流动规律进行了实验研究。结果表明:置换法中压井液的沉降速度随着压井液排量的增加而逐渐增加;压回法压井过程中井筒气泡的临界压回直径随着液相排量的增加而增加,小于临界压回粒径的气泡能够被压回,大于临界压回粒径的气泡无法被压回;当井筒内所有粒径气泡都能被压回的排量被称为临界压回排量;制约顶部压井法的主要参数是注入管下入深度,增加注液接口插入深度可以有效减小气体排量,降低成功压井的临界压井排量。

2019 Vol. 40 (S2): 123-130 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 4218KB] ( )
131 赵少伟, 马英文, 刘飞航, 李海涛, 张建丰
基于线性强化弹塑性疏松砂岩破裂模式

渤海油区疏松砂岩储层埋深较浅,地层天然压实作用较弱,在压裂充填过程中表现出明显的非线性塑性特征,分析和研究疏松砂岩地层压裂过程的破裂模式对于破裂压力的预测和压裂充填施工设计具有重要的实际意义。基于线性强化弹塑性岩石本构力学模型,考虑压裂液渗滤效应,建立了疏松砂岩地层弹性和塑性双区井周应力模型,通过理论分析验证了应力模型的正确性。基于岩石的拉伸破坏和剪切破坏准则,获得了疏松砂岩压裂充填过程中井壁破裂压力预测模型和4种破裂模式,并利用现场数据验证了模型的可靠性。研究结果表明:井壁屈服后塑性区呈椭圆型,且长轴在最大主应力方向;塑性模量系数越大,塑性半径越小,破裂压力越小;屈服应力越大,塑性半径越小,破裂模式由塑性拉伸破坏、塑性剪切破坏向弹性拉伸破坏变化;随内摩擦角和内聚力逐渐增加,破裂压力增加到一定值后不再变化,破裂模式由塑性剪切向塑性拉伸变化。在渤海油区常规疏松砂岩物性范围内,破裂模式主要为塑性剪切破坏。

2019 Vol. 40 (S2): 131-140 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 4847KB] ( )
141 陈国明, 李家仪, 畅元江, 王康, 修梓翔, 刘浩林, 许亮斌, 盛磊祥
深水油气水下井口系统疲劳损伤影响因素

深水油气水下井口系统作为作业的安全屏障,长期承受由环境载荷引起的周期性疲劳载荷而产生疲劳,一旦井口发生疲劳失效将导致井喷等重大事故。通过系统总结水下井口系统疲劳损伤影响因素,定性、定量分析各种因素对水下井口疲劳损伤影响,初步探究水下井口疲劳损伤诱因的影响机理。影响水下井口系统疲劳损伤因素可分水下井口系统承受外部载荷和自身疲劳抗力,前者包括环境载荷、土壤载荷、作业环境和装备等因素,主要通过改变传递到井口系统动载荷和导管、套管承受弯矩载荷改变井口疲劳损伤;后者包括井口类型选择、井口设计和导管、套管选择等因素,主要通过改变导管、套管载荷分配和承受弯矩载荷能力以及井口系统承受动载荷能力对井口疲劳损伤产生影响。其中,环境载荷、防喷器尺寸重量、井口类型以及焊接质量和位置等是影响井口疲劳损伤的关键因素。

2019 Vol. 40 (S2): 141-151 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 4875KB] ( )
152 杨浩
三轴地应力作用下固井二界面的稳定性

目前地层—水泥环—套管组合体稳定性研究主要基于平面,没有考虑组合体三维状态下受三轴地应力作用时组合体固井二界面的稳定;同时测试胶结强度普遍采用压剪切方法,测试数据重复性差。通过建立三维地层—水泥环—套管线弹性组合体模型,研究固井第一界面(水泥环—套管)、第二界面(地层—水泥环)的分离(没有胶结)和不分离(胶结良好)情况下的间距和接触压力,以及分离情况下摩擦力(即压剪切强度)变化及垂直主应力对称、非对称变化对组合体稳定的影响。研究结果可以看出,在接触面光滑、不存在窜流通道的情况下,组合体固井二界面分离后界面存在间距,当窜流压力大于接触压力,固井二界面就发生窜流,且固井第二界面比第一界面更容易窜流。固井二界面的摩擦力对组合体稳定性没有影响;垂直主应力较小时固井二界面的间距较小,但对固井二界面的接触压力没有影响,采用压剪切方法测试胶结强度评价固井二界面稳定性没有意义。因此,固井二界面的防窜主要通过三轴应力施加的接触压力实现;固井二界面的胶结强度相对三轴地应力较低,不起主要防窜作用。

2019 Vol. 40 (S2): 152-159 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 4031KB] ( )
160 李占东, 刘建辉, 李中, 李阳, 张海翔, 王殿举, 庞鸿
天然气水合物降压开采出砂定量预测新模型

国内外天然气水合物试采经验表明,出砂问题是制约水合物资源有效开发的关键因素。从地层流体渗流角度出发,结合岩石力学理论,通过在出砂半径内对出砂量与产气量关系的推导,建立了天然气水合物降压开采出砂定量预测新模型。模型在确定地层和流体等参数情况下,得出地层出砂 量与产气量呈正相关关系,因此确定水合物降压开采产气量就可以定量预测对应的出砂量。结合岩石颗粒出砂模拟,描述了不同时期水合物分解过程颗粒出砂动态演化特征,并验证了模型预测的精度。从研究结果可以看出,水合物降压法开采过程中产气量、出砂量与地层压差关系密切。该研究成果对天然气水合物出砂预测具有一定启示作用,对后续水合物规模矿场试采也具有重要的意义。

2019 Vol. 40 (S2): 160-167 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 3638KB] ( )
168 刘书杰, 谢仁军, 仝刚, 吴怡, 徐国贤
中国海洋石油集团有限公司深水钻完井技术进展及展望

近年来,深水区域成为油气资源重要的潜力区与增长极。中国海洋石油集团有限公司(中国海油)在深水领域从跟踪学习、对外合作到自主创新,目前在西非、巴西、墨西哥湾均拥有深水权益区块,已安全高效完成40余口深水井钻完井作业,正在稳步推进中国首个自营深水气田的开发作业。中国海油已经掌握了深水钻完井系列技术,在深水隔水管、深水浅层安全高效钻井、深水测试和完井、深水井控及应急救援等方面形成了技术体系。面向未来,中国海油将聚焦深水高温高压、超深水、深水深井、深海天然气水合物等领域,进一步发展作业风险控制及安全应急技术,着力实现信息化、智能化、国产化,助推中国海洋石油工业走向更深、更远。

2019 Vol. 40 (S2): 168-173 [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 3098KB] ( )
广  告
20190201
中国石油大学(北京)海洋钻完井创新团队
2019 Vol. 40 (S2): 20190201- [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 1136KB] ( )
本期全文
201902000
2019年40卷第S2期
2019 Vol. 40 (S2): 201902000- [摘要] ( ) [HTML 1KB] [ PDF 47571KB] ( )