天然气动压多少正常_天然气动态压力低的原因有哪些分析报告分析

2024-07-07 13:57:53

1.石漠化问题分析

2.普光气田成藏机理

3.含硫气藏水平井产能的影响因素分析

4.现在生产动态分析的参数有哪些

5.S油田差异波形的成因分析

6.胜利油区电子压力计试井资料综合分析

7.什么是无杆泵采油？

天然气动压多少正常_天然气动态压力低的原因有哪些分析报告分析

1.生物气生成的有利条件

根据上述对陆良盆地的剖析，可以归纳出以下的生物气生成的有利条件：

（1）半腐殖型和草本腐殖型母质是生物气的最佳生烃母质。

（2）还原环境和中性水介质有利于生物气生成。

（3）温度：生物气的生成下限温度为80℃～85℃，主产气带为25℃～65℃，这与甲烷菌的生存温度及最适温度十分接近。

（4）浅层的抑制作用有利于深部成气并保存成藏。

一般地说，有机质在浅埋进入厌氧环境即开始厌氧生化产气作用，如果这种产气作用连续进行，产生的甲烷及其他气体会很快在浅表处逸散。要阻止这种浅表生成的生物气散失，就必须有某种因素抑制生化作用的进行，并且抑制作用需同等于圈闭形成或发生在圈闭形成之前。随后再解除抑制，并进行厌氧生化作用，这样才有利于生物气的聚集成藏。柴达木盆地东部第四系就存在这种抑制作用，研究表明（周翥虹等，1989）该区高盐度沉积环境和硫酸盐的存在（干酪根有机质包裹的黄铁矿、抽提物色质分析有单质硫等存在，均表明是存在着硫酸盐），使沉积物在浅层的生物化学作用得到抑制，形成了与同沉积背斜发展相一致的缓慢解抑和产甲烷过程，从而形成了有利的聚集成藏条件。

（5）沉积速度与空间

对于生物气的形成，沉积速度具有双重功效：既有利于保存有机质（特别是那些易被细菌所利用又易于被破坏的有机质），又有利于阻止甲烷的扩散耗失，同时还可减弱从上覆地层或水体中不断补给的溶解硫酸盐，从而为微生物群落的生存和繁殖创造了有利的环境和物质基础。

细菌的繁殖需要一定的空间。一般情况下，有机质在泥页岩之类的细粒沉积物中最为丰富，但致密的细粒沉积物的粒间孔隙小，只有较为疏松的细粒沉积物孔隙较大，最有利于细菌的生存和繁殖。随着埋深加大，沉积物经压实、排水、细菌的个数将迅速减少。未成熟岩段一般岩石的成岩、固结、压实程度均不高，不会很明显地阻碍细菌的活动和繁殖。

2.未成熟烃源岩

未成熟烃源岩是生物气产生的基础，其展布规模决定生物气的生气强度，进而控制气藏富集程度。

研究证实，生物气的气源来自于未成熟烃源岩，所以生物气藏无一例外地分布于存在有未成熟源岩的地区。

源岩的规模、组成、有机质丰度等决定了其生气能力和生气强度，生物气藏的分布严格受生气坳陷的控制。

3.与烃源岩配套的良好储层

生物气的形成主要限定于未成熟源岩段，生物气的储层可能多种多样，根据“八五”与“九五”期间的研究成果，生物气的储集层也主要分布于未成熟源岩段范围内。岩石成岩程度低、固结作用较弱，以原生孔隙为主。

在其他条件具备的情况下，储集层的展布规模（面积、厚度）是决定气藏规模和含气丰度的决定性因素。

4.有效的封盖和保存条件

盖层和保存条件是油气成藏的重要因素，对天然气藏的形成与保持更为如此，而对成岩程度较低的生物气聚集更为重要。良好的盖层不但可以有效地阻挡和减缓天然气的逸散，并在一定条件下可以促使天然气在低气压区聚集。

区域盖层对于天然气的聚集和保存至关重要，区域盖层的作用在于较大范围内阻止天然气散失，从而使更多的天然气保存于地下以便进行运移聚集成藏。

除了盖层之外，对于生物气的保存条件而言，地质构造运动及断层、断裂的发育程度也是一个重要的方面。构造活动稳定、断裂少的盆地和地区有利于气藏的形成和天然气的富集，相反则不利于保存。

5.早期圈闭和同沉积圈闭

在国内已发现的绝大多数生物气藏中，基本都是同生沉积圈闭或古构造圈闭，其本身就位于（或临近）生气凹陷，或者位于天然气运移的指向地区。在以产出生物气而出名的柴达木盆地内，绝大部分气藏都属于这种类型。

6.生物气的动态补充

生物气应不间断地生成，以补偿天然气的散失，这种动态平衡的结果可以形成生物气藏。

与热解气需要埋深达到一定程度才可产生的情况不同，只要有适合细菌生存、繁衍的生物化学环境，且有丰富的草木有机质保存，即可连续不断地生成生物气。

由于生成与储集生物气的岩石层大多处于未成熟阶段，岩石孔隙度较高，势必使天然气的扩散、渗滤散失量增大。因此，生物气必须不断地产生，以补偿气藏中天然气的散失，正是由于生成补偿与散失达到一种动态平衡，才可使生物气聚集成藏，这种动态平衡一直延续至现代。

7.浅层天然气藏地层压力系数偏低

我国迄今发现的生物气气藏普遍具有地层时代新、埋藏浅（一般浅于1500m）、经历的温度低（低于70℃）、储集层成岩作用弱等特点。储集层孔隙度普遍高于30%，渗透率变化范围较大（由千分之几十平方厘米到几平方微米），孔隙度与渗透率的相关关系差。圈闭类型多样，有背斜型圈闭、断块型圈闭、岩性型圈闭和岩性－构造复合型圈闭。

气藏压力特征通常以压力系数（气藏地层压力与其所在深度静水压力的比值）来描述。按照1990年颁布的《天然气开发条例》，压力系数小于0.7的为异常低压气藏，大于1.2的为异常高压气藏，介于其间的为常压气藏。我国已发现的生物气气藏均属常压气田（表6-11）。

压力系数的高低是生物气气藏区别于热解气气藏的重要标志之一。我国已开发的中生界至古生界热解气气藏中，既有异常高压气藏，又有常压气藏。在四川、贵州的裂缝性碳酸盐岩气藏中，异常高压气藏占较大比例（任光明，1996）。

云南陆良、保山、杨林这3个第三系盆地已钻探的10个生物气气藏（埋深小于800m）都属于常压性气藏。综合分析表明，生物气藏的这种压力特征与其地质特点有着密切的关系。

表6-11　我国主要浅层生物气气藏压力系数表

（据任光明，1999）

任光明（1999）提出，我国浅层生物气藏常压特征的形成主要取决于以下4个条件：

（1）具有相对开启的水文地质条件

1）地层成岩作用弱，孔隙度、渗透率高

据有关资料[1,4,9]，我国浅层生物气气藏普遍处于早成岩期，具有高孔隙度中渗透率或高孔隙度高渗透率。柴达木盆地中—东部的气田储集层孔隙度一般为28%～32%，渗透率一般为千分之几十至千分之几百平方微米，少数可达几平方微米。陆良盆地和保山盆地储集层物性大体上与柴达木盆地中—东部的气田相似，孔隙度一般为30%左右，最高可达47%（陆7井），渗透率普遍在30×10-3μm2以上。杭州湾地区砂层物性更好，孔隙度平均可达34.3%，渗透率平均为603×10-3μm2。

2）盖层的封盖能力相对较差

我国浅层生物气气藏的泥岩盖层一般具有较高的孔隙度和一定的渗透性，突破压力较低。据陆良盆地新近系13块泥岩样品（埋深264～763m）分析结果，孔隙度为26.3%～39.1%，平均为33.85%；渗透率为（683～1.8）×10-3μm2，平均为0.274×10-3μm2。地层条件下饱和水时的突破压力一般为2～6MPa，平均为4MPa。其他地区的盖层性能与陆良盆地的基本相似。按照传统的盖层评价标准，这类泥岩作为气藏的盖层或只能属于差盖层（庞雄奇，1993）。用传统的方法和标准来评价浅层生物气气藏的盖层，可能存在一定的局限性，但我国浅层生物气气藏的盖层性能确实差于中生界—古生界热解气气藏的盖层，两者的某些物理参数（如渗透率）甚至相差几个数量级。

3）沉积剖面中砂岩百分含量高

20世纪70年代，分析研究墨西哥湾盆地内异常地层压力发现，砂岩百分含量低于25%的沉积是该地区出现异常地层压力的相关因素之一（庞雄奇，1993）。砂岩百分含量高是我国浅层生物气气藏普遍的沉积特征。据笔者统计，陆良盆地和保山盆地的15口探井中，砂级以上颗粒层厚度平均占第三系总厚度的40%以上，且剖面上砂岩与泥岩呈互层状分布。这种沉积特点有利于地层中流体和流体压力的分散，也是形成气藏常压特征的相关因素之一。涩北一号、涩北二号和台南气田的砂岩百分含量虽然只有20%左右（顾树松，1993），但由于该地区沉积稳定，砂体分布面积大，弥补了砂岩百分含量小的不足，地层仍然具有较强的流体和流体压力的分散能力。

（2）经历的地层温度低

国内外钻探实践表明，高异常地层压力总是伴随着异常高地温带出现，温度对压力的影响是不容忽视的（吴文旷，1998）。在一个封闭的系统（或称压力封存箱Burst J F.1969）中，温度的增高，将引起岩石和岩石中流体的膨胀；此外，地温增高达到一定程度，粘土中的蒙脱石开始脱水并向伊利石转化。在这个转变过程中排出的层间水、吸附水可增加地层压力，引起压力异常。Burst（1969）认为，在地层温度达到93℃～110℃范围内蒙脱石开始脱水。我国浅层生物气气田的地热梯度普遍为3℃/100m左右。目前发现埋藏最深的生物气气层在台南气田中4井，埋深为1734m，地层温度只有68.95℃（顾树松，1993）。云南第三系生物气气藏地层温度一般为40℃左右（任光明，1999）。

镜质体反射率（Ro）是推算古地温的有效指标。柴达木盆地东部气田从近地表到埋深1537m不同深度的干酪根Ro值为0.22%～0.47%，平均为0.36%。其他生物气气田的有机质成熟度随埋深变化的情况与此基本相似。我国迄今发现的浅层（浅于1500m）生物气气藏的Ro值均小于0.5%。按照松辽盆地白垩系镜质体反射率与古地温的关系推测，我国浅层生物气气藏经历的古地温均低于60℃。由于经历的地温低，粘土矿物中蒙脱石应占有较大比例。据实际资料分析，我国生物气气田地层中粘土矿物以伊蒙混层为主，其中蒙脱石占60%以上。

（3）构造作用弱

气藏成藏后受构造运动影响而发生抬升或下降，也是形成气藏异常压力的重要因素。地壳抬升导致气藏上覆地层被大量剥蚀，气藏变浅，引起异常高压；或因断裂作用等致使气藏下降，埋深加大，引起异常低压。Sahay和Fertl于1988年提出了构造挤压作用使地层形成异常压力的机制（国内学者也曾提出类似的观点）（吴文旷，1998），主要指当抑制流体流动的低渗透地层被水平挤压时，挤压力作用在孔隙流体上使孔隙流体压力升高。据报道，美国加利福尼亚的长650km、宽40～130km超压带的形成就与San Andreas断裂带的发育有关（杨玉峰，1998）。我国发育浅层生物气气藏的新生代盆地，一般除盆地边缘地层受一定程度剥蚀外，盆地内地层被改造程度较低，基本上保留了原始沉积盆地的状态。

我国浅层生物气气藏受构造运动的影响较弱，表现在两个方面：一是此类气藏地层沉积晚，成藏更晚，只受喜马拉雅期构造运动影响，而中生界、古生界气藏则受多期、多幕构造运动的影响；二是此类气藏绝大多数分布在新近系和第四系，成藏后处于构造运动相对平稳阶段。新近纪末期，我国地表的海陆分布和山系位置基本上与现代相同；松辽盆地、华北盆地虽处于持续下陷阶段，但内部差异却大为减弱；西南地区新近纪出现平缓地形和温湿气候，形成内陆沼泽堆积，现今的柴达木盆地涩北一号、涩北二号和台南气田构造均属短轴状同沉积背斜，两翼地层倾角均小于30，最小的还不到1°，构造闭合度小，至今尚未发现任何断层（顾树松，1993）。

构造作用较弱是形成生物气气藏常压特征的原因之一，当然也不排除个别地区局部构造上受基底断裂影响，发生继承性活动而形成异常压力气藏。如陆良盆地大嘴子气田陆3块，由于断裂作用（断距170m），形成低压气藏，但这是个别现象。

（4）气藏高度小

含气高度大的气藏，在构造高部位可出现异常高压。所谓含气高度大是个相对的概念，据笔者推算，当气藏含气高度超过其底界埋深的9.1%时，该气藏顶部的压力系数就会大于1.2（假定无其他地质因素影响）。

含气高度小是我国已发现生物气气藏的普遍特征。柴达木盆地东部气田储量相对较大，但气藏含气高度不大，圈闭闭合高度与圈闭埋深的比值一般为5%～6%，最大不到7%，含气高度与气层埋深的比值还应小于此值。其他气田的含气高度更小。从单井剖面看，即使在构造高部位，也会出现气水同层现象。图6-7是保山盆地保2井380～480m井段的测井组合曲线及解释结果，典型地反映出生物气气藏纵向上多气水系统和含气高度小的特征。

造成生物气气藏含气高度小的原因是多方面的，可能与生气条件、圈闭闭合高度以及盖层条件等因素有关。

我国浅层生物气气藏普遍表现出的常压特征与这类气藏的沉积作用、成岩作用以及成藏特点有着密切的关系，是多方面因素共同作用的结果，其中储集层及盖层的成岩作用弱可能是最直接的原因。

鉴于我国浅层生物气气藏的压力特征，在这类气藏的钻探过程中，不可使用密度过高的钻井液，否则会造成对气层的污染，甚至破坏储层，个别地区已经获得了这方面的教训。结合钻井安全系数的规定，在生物气气藏钻探时的钻井液密度不应超过1.25g/cm3。

图6-7　保山盆地永铸街气田保2井测井曲线

石漠化问题分析

陆敬安

（广州海洋地质调查局广州 510760）

作者简介：陆敬安，男，（1970—），博士，高级工程师，主要从事综合地球物理资料解释工作。

摘要测井是水合物深入勘探阶段—钻探阶段的必要手段，已得到较好应用。文章综合介绍和分析了ODP204航次、加拿大西北马更些河三角洲地区Mallik 5L-38井、IODP311航次及日本南海海槽等较新的水合物钻探调查的测井方法与技术，重点分析了核磁测井、电磁波测井及偶极横波测井等测井新技术在水合物勘探与评价中的应用，对测井方法在水合物勘探中存在的问题进行了讨论。

关键词天然气水合物测井方法测井解释

1 前言

测井方法在油气藏勘探和开发过程中得到了广泛的应用，由于水合物的发现与研究相对较晚，测井方法在天然气水合物中勘探中的应用也只是随着钻探工作的开展而有了应用的空间。由于天然气水合物存在于合适的温压条件环境中，一旦脱离该条件，水合物即分解。因此，能够在原位地层压力和温度条件下测量地层物理特性的测井方法对发现和研究天然气水合物来说是其它的勘探方法所不能替代的（高兴军等，2003）。到目前为止，已有的水合物钻孔勘探中几乎都使用了测井方法，如危地马拉的570号钻孔、ODP164航次（Paull，C.K.，Matsumoto，2000）、State Ellien-2及日本南海海槽天然气水合物钻探、ODP204航次、Mallik 5 L-38井及IODP311航次等。测井方法对含水合物沉积层的识别起到了良好的效果。在水合物钻探过程中，一个井场往往要钻几口井，分别用于随钻测井、钻探取芯及电缆测井等。随钻测井方法与电缆测井是在钻井的不同阶段进行的，同样的测井方法原理基本相同。根据以往的情况分析，不是所有的水合物钻探都使用了随钻测井。作为测井工作的一部分及为了全面了解水合物测井方法及其特点，本文将分别加以介绍。

2 测井方法概述

2.1 随钻测井

天然气水合物钻探中随钻测井（LWD）的主要目的之一是为了确定合适的取芯位置。通常随钻测井与随钻测量（MWD）同时进行。LWD和MWD仪器测量不同的参数，MWD仪器位于紧邻钻头之上的钻环中，用于测量井下钻探参数（如钻头重量、扭矩等）。LWD和MWD仪器的差别是LWD数据被记录到井下内存当中并在仪器到达海面之后取出数据，而MWD数据是通过钻杆内的流体以调制压力波（或泥浆脉冲）的形式传输并进行实时监控。在LWD和MWD两种仪器联合使用的情况下，MWD仪器可同时将两种数据向井上传输。在最新的水合物钻探中，日本南海海槽的天然气水合物钻探、ODP204航次及IODP311航次使用了LWD测井，所使用的仪器名称及其输出参数见表1。

表1 天然气水合物随钻测井和随钻测量方法　Table1 The LWD＆MWD tools description used for gas hydrate logging

204航次中使用的LWD和MWD仪器有钻头电阻率仪（RAB）、能量脉冲MWD仪、核磁共振仪（NMR-MRP）及可视中子密度仪（VND），如图1 所示，图中GVR6 为可视地层电阻率仪，包括深、中、浅电阻率及环带电阻率和自然伽玛五种测量。这是NMRMRP仪器首次用于ODP航次。不同的测井方法组合在不同的测井场合有不同的名称，如在日本的天然气水合物钻探中，密度与中子组合在一起称为CDN、伽马射线和电阻率组合称为CDR，尽管名称存在差异，但其测量的物理参数是一致的。

LWD测量被安排在钻孔之后及钻探或取芯作业所引起的负面效应之前进行。由于钻探和测量相距的时间较短，相对于电缆测井而言钻井液对井壁的侵入处于轻微阶段。

图1 ODP204航次使用的随钻测井及随钻测量仪器串

（图中数字单位为米，从钻头最底部算起）

Fig.1 LWD＆MWD Tools Used in ODP204

（The unit of the number is meter and starts from the bottom）

LWD设备由电池提供电源并使用可擦写/编程的只读存储器芯片来存储测井数据。LWD仪器以等时间间隔的方式开展测量并与钻井架上监控时间和钻探深度的系统同步。钻探之后，LWD仪器被收上来下载数据。井上和井下时钟的同步能够使得将时-深数据与井下时间测量数据合并成一个深度测量的数据文件。最终的深度测量数据被传送到船上的实验室进行整理和解释。

2.2 电缆测井

电缆测井对天然气水合物储层的精确定量评价起非常重要的作用。由于天然气水合物储层的电阻率及声波速度明显偏高，因此电阻率测井和声波测井是识别天然气水合物的有效方法。另外，精确的评价天然气水合物储层还需要结合其它测井方法进行综合评价。天然气水合物钻探中使用过的电缆测井方法见表2，这些测井方法的详细介绍可在有关书籍和文件中找到。一些较新的测井技术，如FMI、DSI、EPT、CMR等测井方法在ODP204航次（Tréhu，A.M.，Bohrmann，2003）、Mallik 5L-38及日本南海海槽天然气水合物的识别和评价过程中发挥了重要作用。

表2 天然气水合物电缆测井方法　Table2 The wireline logging methods for gas hydrate exploration

续表

表2中大部分测井仪为204航次使用的方法，EPT在Mallik 5L-38井中首次使用，日本南海海槽的天然气水合物钻井勘探中使用了CMR仪（Takashi UCHIDA，Hailong LU，2004）。

3 水合物测井评价

天然气水合物储层测井评价的关键问题之一是建立合适的储层评价模型（手冢和彦，2003）。根据岩心观察，天然气水合物在沉积物中的分布主要有以下几种情形（王祝文等，2003）：分散胶结物、节状、脉状及块状。永久冻土带及海洋天然气水合物的储层模型如图2所示。模型共分四类，其中永久冻土带两类：冻土层内及冻土层下，二者的区别为在冻土层之下，流体部分含自由水，而在冻土层内部流体部分含冰成分；海洋天然气水合物也分两类：一类为流体部分含自由水，另一类为流体部分含游离气。在ODP204航次及日本的南海海槽水合物钻探中使用模型C对测井资料进行解释，而在Mallik井中则使用的是模型A。模型A和C均是基于常规油气评价的双水模型提出的。

由于天然气水合物具有独特的化学成分及特殊的电阻率和声学特性，因此，通过了解天然气水合物储层的这些特征应有可能获得天然气水合物饱和度及沉积孔隙度（陈建文，2002；王祝文等，2003），这也是两个最难确定的储层参数。钻井是获取孔隙度及烃饱和度的重要数据来源。本质上，目前大部分的天然气水合物测井评价技术还是定性的，且借用的是未经证实的石油工业使用的测井评价方法。为了证明标准的石油测井评价技术在评价天然气水合物储层中的有效性，还需要进行大量的实验室和现场测量。由于天然气水合物以不同的方式影响每种孔隙度测量方法，因此可通过对比不同的孔隙度测量技术来估计天然气水合物的数量。

图2 永久冻土及海洋天然气水合物储层模型

Fig.2 The reservoir models for permafrost and marine gas hydrate

3.1 孔隙度评价

天然气水合物储层的孔隙度评价所利用的测井数据主要包括电阻率测井、密度测井、声波测井、中子测井、核磁共振测井等与地层孔隙密切相关的地层物理响应，同时还辅以自然电位、自然伽玛、岩心分析等数据来进行的。有关文献已经对部分常规测井方法的应用作了介绍，这里仅介绍较新的测井手段及其解释方法。

3.2 饱和度评价

（1）电磁波传播测井

电磁波传播测井仪只在 Mallik 5L-38井中使用过（S.R.Dallimore，T.S.Collett，2005），电磁波传播测井的垂向分辨率高于5cm，用来测量天然气水合物的原位介电特性，据此计算天然气水合物的饱和度。天然气水合物储集带的平均介电常数为9，在5到20之间变化；带内的平均电阻率超过5Ω·m，当仪器的工作频率为1.1GHz时，电阻率在2Ω·m到10Ω·m之间变化。电磁波传播测井仪同时输出传播时间及信号衰减两个参数。地层的介电常数及电导率可由下式计算（Y.-F.Sun，D.Goldberg，2005）：

南海地质研究.2006

式中：tpl为慢度或传播时间，单位ns/m；a为衰减量，单位为db/m；εr为相对介电常数，无量纲；σ为电导率，单位为西门子/s，c（=0.3m/ns）为真空中光的速度。

Y.F.Sun及D.Goldberg等采用等效介质方法并假定含天然气水合物地层的多相系统可近似为连续、均质及各向同性介质，认为含天然气水合物介质的等效磁导率为1，其介电常数及体积密度遵从下面的体积平均混合规则：

南海地质研究.2006

式中，φa为第a种成分的体积百分比，ρa和εa分别是第a种成分的密度和介电常数，ρ和εr分别为体密度及体介电常数。这里假定孔隙性介质仅包含三种组分：固体颗粒、天然气水合物及水。从而上面的公式可以简化为：

ρ=（1-φ）ρs+φShρh+φ（1-Sh）ρw （6）

南海地质研究.2006

式中，φ为总孔隙度，Sh为天然气水合物的饱和度，ρs、ρh及ρw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的密度，εrs、εrh及εrw分别为固体颗粒、天然气水合物及水的介电常数。在已知每种组分的密度和介电参数情况下，就可依据介电和密度测井由上面的方程计算出含天然气水合物地层的孔隙度和水合物饱和度。

图3所示为电磁波传播测井在Mallik 5 L-38井中含水合物层的传播时间与电阻率图。从图中可以看出，电磁波传播时间曲线与声波传播时间曲线具有相似的趋势，但其分辨率更高。右边的电阻率曲线道上，电磁波传播电阻率的分辨率也明显高于感应电阻率。

图4为根据电磁波传播测井求出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度。图中中子孔隙度的数值偏高，这是由于中子孔隙度测量的含氢指数不仅与游离态的氢有关，还与束缚水中的氢有关。由于电磁波传播测井具有较高的垂向分辨率，因此其在揭示含天然气水合物层的细微结构方面拥有独特的能力。

（2）声波测井

与不含天然气水合物的沉积层相比，含有天然气水合物的沉积层呈现出相对较高的纵波和横波速度。目前已提出了许多不同的速度模型来预测天然气水合物对弹性波速度的影响，如时间平均方程、等效介质理论、孔隙填充模型、胶结理论、加权方程及改进的Biot-Gassmann理论（BGTL）等。以下介绍BGTL的基本理论及应用效果。

根据纵横波速度的如下关系式：

Vs=VpGα（1-φ）n （8）

式中，Vp为纵波速度，Vs为横波速度，α为骨架物质的Vs/Vp比值，n的值取决于不同的压力和固结程度，φ为孔隙度，G为取决于骨架物质的参数，Lee（2003）推导出了下面的剪切模量μ：

南海地质研究.2006

其中，

南海地质研究.2006

式中的kma、μma、kfl及β分别为骨架的体积模量、骨架的剪切模量、流体的体积模量及Biot系数。

Biot-Gassmann理论给出了沉积物体积模量的计算方法：

k=kma（1-β）+β2M （11）

饱和水的沉积物的弹性波速度可由下式依据弹性模量计算：

南海地质研究.2006

图3 电磁波传播测井曲线与声波及感应电阻率曲线的对比

（其中声波传播时间、电磁波传播时间较低段及电阻率显示高阻值段为水合物层）

Fig.3 The comparison of logging curves between EPT，acoustic and induction

（The depth interval between 906.5～925meters is the gas hydrate zone）

式中ρ为地层的密度。

对于松软岩石或未固结的沉积物，采用如下的Biot系数

南海地质研究.2006

对于坚硬或固结的地层，采用Biot系数为

β=1-（1-φ）3.8 （14）

Lee（2003）建议采用下面的方程计算n值：

图4 电磁波传播测井计算出的地层孔隙度及天然气水合物饱和度

Fig.4 The porosity and gas hydrate saturation calculated from by EPT logging

南海地质研究.2006

式中，p为差分压力（MPa），m代表固结或压实对速度的影响。实际问题中，?φ/?p很少知道，上式中的m很难直接应用。测量数据分析表明固结沉积物的m值为4～6，未固结沉积物的m值为1～2。

参数G用于补偿当骨架为富含粘土的砂岩时实测值与预测值之间的差异。对于泥质砂岩，G值为：

南海地质研究.2006

其中，Cv为粘土含量百分比。对于含天然气水合物沉积有如下的求取G的方程：

南海地质研究.2006

式中Ch为孔隙空间中天然气水合物的浓度。Lee（2002）指出含天然气水合物沉积的n=1及G=1。由于这些参数是在没有考虑速度发散的情况下在超声频率范围由速度获得的，因此参数n和G可以认为是用来拟合测量数据的自由调节参数。图5为根据纵波速度及NMR孔隙度求出的天然气水合物浓度对比图。

图5 由纵波求出的天然气水合物浓度及由NMR求出的天然气水合物饱和度

Fig.5 The gas hydrate saturation calculated from P-wave and NMR

根据分析结果可知，当采用声波数据估计天然气水合物浓度时，P波速度优于S波速度，主要原因是当采用P波速度时与BGTL中的n和G参数有关的误差较小；另外，在纯砂岩层段，NMR孔隙度测井估计的天然气水合物浓度值略高于由P波速度估计的数值。

（3）核磁共振测井

核磁共振测井在描述天然气水合物沉积方面起着重要作用。如果与密度孔隙度测量结合起来，可能是获取天然气水合物饱和度的最简单同时也是最可靠的手段。核磁共振测井仪仅对孔隙空间中的液态水有响应，对天然气水合物没有响应。计算储层孔隙度和天然气水合物饱和度的公式如下：

南海地质研究.2006

式中，水的氢指数HIw?1，甲烷水合物的NMR视氢指数HIh=0。水的密度ρw=1.0g/cm3，天然气水合物的密度ρh=0.91g/cm3，砂岩骨架的密度ρma=2.65g/cm3，Ph为天然气水合物的NMR极化校正值，仅与HIh伴生出现。λ=0.054，因此

南海地质研究.2006

声波和电阻率测井求出的饱和度在大部分层段是一致的，而在1003～1006m、1014～1020m之间，三种方法给出了三种不同的结果。而核磁共振方法与另两种确定的方法得到的结果不一致，造成这种不一致的原因目前尚不得而知，有待于进一步分析。

3.3 地层应力分析

图6 1088m深度处天然气水合物层段发散曲线

图6中a）图分别为快横波偶极挠曲波（红色）、慢横波偶极挠曲波（深蓝色）、低频单极斯通利波（淡蓝色）及高频单极斯通利波（绿色）；b）图为相应的平均谱特征。

Fig.6 The dispersion curves from the gas hydrate interval at a depth of 1088m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipole-flexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；b）Average spectral characteristics

交叉偶极声波测井数据提供了描述地层横向各向异性的条件。传统的处理是在时间域进行的，得到的是地层各向同性或各向异性特征（Lee，M.W.，2002）。声波各向异性既可以是内在的，也可以是应力诱导的。最近的研究表明交叉偶极测井数据的频域处理可以将内在各向异性与应力诱导的各向异性区分开。交叉偶极测井数据的频域处理还使得对地层横波慢度的径向变化描述成为可能，对交叉偶极挠曲波的慢度频域分析还表明低频部分的探测深度达到六倍的井孔半径，可探测到原状岩石，而高频部分的偶极挠曲波则可以穿透一倍井孔半径的深度，探测到机械损坏区。高频测量数据偏离均质、各向同性模型则是机械破坏的指示。分析偶极发散曲线可以估计机械破坏区的深度。

声波数据的处理分两步进行：①慢度及各向异性分析，及②发散曲线分析。

图6及图7所示分别为含天然气水合物层及水填充的各向异性层段的发散曲线。曲线发散分析是了解声波波形数据的有效方法。在低频段，挠曲波穿透能力深至地层并可探测到远场应力；在高频段，挠曲波探测靠近井周的应力。图6a的纵波首波慢度大约为300us/m，它是非扩散型的且最大激发频率超过8 kHz。斯通利波慢度为850us/m，同时含有淡蓝色及绿色的点，表明低频和高频单极激发都能产生斯通利波。两条正交的偶极挠曲波发散曲线相互重叠。这是在垂直于井孔的平面内地层为各向同性的关键指示。

图7 1112.8m深度处水填充各向异性层段发散曲线

Fig.7 Dispersion curves from the water-filled anisotropic interval at a depth of 1112.8m

a）The dispersion curves for the fast shear dipole-flexural（red），the slow shear dipoleflexural（dark blue），the low frequency monopole stoneley（light blue）and high frequency monopole stoneley（green）；（b）Average spectral characteristics

图7a所示与图6a所示具有明显的不同，即它是各向异性层。偶极挠曲波清楚显示出在低频段的各向异性特征。地层的快横波慢度约为900us/m，而慢横波约为1100us/m。这指示出了22%的各向异性。与含天然气水合物层段相比，纵波数据高度发散。

4 结论

测井技术在天然气水合物勘探的高级阶段是必不可少的工具，其对天然气水合物储层参数的精确评价对计算天然气水合物的储量至关重要，并为天然气水合物的开采提供准确的层位定位及基础数据。测井方法的发展日新月异，数据解释的精度也不断提高，在利用测井技术研究天然气水合物储层时仍限于移植油气评价方法，由于天然气水合物在地层中具有不同于油气的赋存状态，对于这样做的合理性还有待于深入的研究。根据以上研究成果得出以下结论：

1）电磁波传播测井由于具有较高的垂向分辨率，对于较薄的地层显示出较其它测井方法具有精细评价饱和度的优势；

2）核磁共振测井反映的是自由流体所占的孔隙空间，有利于详细评价自由水、束缚水及水合物所占的空间，但有关核磁测井的精细解释尚需建立在实验分析的基础上；

3）偶极声波测井对预测地层各向异性及应力分布有良好的效果；

4）另外，还应开展对天然气水合物样品的实验室研究，以便对测井解释结果进行刻度。

参考文献及参考资料

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The Application of Well Logging To Exploration And Evaluation of Gas Hydrates

Lu Jingan

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，510760）

Abstract：Well logging is the indispensable approach when the exploration of gas hydrates step into drilling and good results has been illustrated.The paper briefly introduces and construes the well logging technologies employed in the exploration of gas hydrates of Mallik 5 L-38，IODP311 and MITI Nankai-trough well.The emphasis lies in the analysis of the application of NMR，EPT and DSI logging to exploration and evaluation of gas hydrates.Also some issues during the well log interpretation of gas hydrates are discussed.

Key Words：Gas hydrates Well logging methods Well logging interpretation

普光气田成藏机理

我国西南岩溶地区石漠化问题已非常严重，不仅受到了国内外专家、学者的关注，而且已经引起了党和国家的高度重视。2000年就已将“推进西南岩溶地区石漠化综合整治”列入我国“十五”计划。岩溶石漠化是岩溶环境的土地退化过程，其形成既有自然因素又有人为因素，石漠化的动态和趋势不但与地质背景密切相关，又在地质环境中有明显的反映，并对人类环境和发展有重要影响。而目前，究竟选择哪些地质指标来说明岩溶石漠化的情况和其环境的发展变化尚无系统研究。本项目拟结合国内外岩溶石漠化的研究进展，筛选出岩溶石漠化的主要地质指标，为科学评价岩溶石漠化环境并提出有效的治理对策服务。

一、形成条件与影响因素

袁道先从系统理论的观点出发，论述了岩溶生态系统的运行，受制于CO2-H2O-CaCO3 岩溶动力系统。岩溶石漠化形成的主要原因是可溶岩尤其是碳酸盐岩的造壤能力低和长期强烈的岩溶化作用造成的地表地下双重空间结构、地表干旱缺水，加之人类不适当的土地利用引起的水土流失，产生石漠化。坚硬的碳酸盐岩持水性低、大幅度的新生代抬升、缺乏大面积冰碛层或冰水堆积、水热季节变化极端的气候条件，也是形成石漠化的背景条件。水土流失与石漠化互为因果，水土流失导致石漠化，而石漠化是土壤侵蚀危害的极端表现形式，已到了无土可流的发展阶段，石漠化严重意味着生存环境的逐渐丧失。石漠化还导致环境灾害（如干旱、洪涝、滑坡等）频繁。石漠化环境恶性循环链的根源在于岩溶地质环境的脆弱性。不合适的人类活动是这一恶性循环的驱动力（图2-2）。

图2-2 石漠化环境恶性循环框图

（一）碳酸盐岩的溶蚀与成土过程

早在20世纪70年代许多学者，通过土壤的化学成分分析和岩石的溶蚀速度野外观测，进行碳酸盐岩溶蚀和成土过程的研究。碳酸盐岩溶蚀后，可溶物被带走，不溶物才形成土壤，碳酸盐岩的不溶物含量不超过10%，一般小于5%。柴宗新根据桂、黔、滇、湘、鄂及长江三峡碳酸盐岩区11个样品的平均溶蚀速度为0.0811mm/年，按岩石比重2.7t/m3、溶蚀模数为218.7 t/km2·年、不溶物含量为5%估算风化成土率为11 t/km2·年。袁道先等根据贵州红黄土及广西红色粘土的化学成分分析结果估算，形成1m土层需要剥蚀掉25m的岩层，需要25万～85万年。根据贵州省岩溶区主要河流的输沙量估算，贵州每年流失的成土物质总量约等于其60年的生成量。这是岩溶石山区土壤浅薄，土被不连续的主要原因。碳酸盐岩的溶蚀与成土过程研究为石漠化的形成机理研究奠定了基础。

国际对比表明：并非所有的岩溶区，碳酸盐岩的分布及双重空间结构都是不利的因素，在东南亚、中美洲等地的新生界碳酸盐岩，孔隙度高达16%～44%，具有较好的持水性，而且地壳抬升也较小。双重空间结构带来的负面效应小，石漠化不严重。在俄罗斯和西伯利亚平原区由于岩溶的双重空间结构反而有利于排除沼泽地过多的积水，碱性的碳酸盐岩也有利于缓解沼泽地的酸性水，碳酸盐岩区往往成为农业基地。

（二）特殊的水文生态过程

西南岩溶区气候暖湿，降水充沛、集中，多年平均降雨量1000～2000mm，短历时高强度的暴雨多，水土容易流失，加之长期强烈的岩溶化作用造成的地表地下双重空间结构，不仅导致地表水漏失，地下水深埋，枯季地表干旱缺水，而暴雨来临，地下管道来不及排泄，又造成洪涝灾害，以至于许多农田往往是旱涝交加。几百年的剥蚀作用使周围山坡上的岩石裸露，在洼地底部淤积了小片土壤，也因年年受淹而不宜植被生长。岩溶区，特别是大片的峰丛洼地区，常具有反向森林线（图2-3）。在有利的气候条件下，森林可在山坡中上部裸露岩石上发育，那里土壤很少，树木常用很深的根系从岩石缝中，甚至地下河中吸取水分营养（照片2-2）。

照片2-2 广西凤山县坡心地下河

长期强烈的岩溶化作用造成的地表地下双重空间结构，不仅导致地表水漏失，地下水深埋，地表干旱缺水，这使表层岩溶水显得尤为重要，其不但可以延缓降雨入渗水在表层带停留的时间，使其更多为植被所利用，并可形成表层间歇泉（图2-4），支撑起其上覆的生态系统，并与生态系统一起对岩溶水文系统进行调蓄。而且，表层如具有良好植被和土壤层覆盖时，还能有效增加降雨入渗补给量。在许多岩溶区虽然土被不完整或者是岩石大面积裸露，大量的风化残余物存在于表层岩溶带中，留存于石沟、石缝、石槽中的土壤肥力水平高，如果表层岩溶带能提供足够的水分营养，植物根系可以在这些裂隙中生长，甚至形成茂盛的喀斯特森林，从而形成良好的生态系统。

图2-3 在中国南方岩溶区形成反向森林线

图2-4 表层岩溶带及岩溶管道二元结构示意图

（三）土壤侵蚀和质量降低

岩溶山区特殊的土体剖面结构加剧了斜坡上的水土流失和石漠化。岩溶山区土壤剖面中通常缺乏C层（过渡层），在基质碳酸盐母岩和上层土壤之间，存在着软硬明显不同的界面，使岩土之间的粘着力与亲和力大为降低，一遇降雨激发便极易产生水土流失和石漠化。西南岩溶区有数量众多的地下河、洞穴，因此除了坡面侵蚀外，水土还通过落水洞向地下河流失。

一般认为，土壤抗蚀性能与有机质含量有关，有机质含量越低，土壤抗蚀性越弱。由于石灰土表层集中了土体绝大部分的有机质，表层以下土壤有机质含量迅速降低，一旦发生植被破坏和土壤侵蚀，富含有机质和植物养分的表土层被剥蚀，良好的土壤结构受到破坏，土壤水稳性指数和结构系数降低，土壤抗蚀抗冲能力明显下降，土壤侵蚀加剧。

石漠化的过程实质上就是土地退化的过程。土壤的分布、厚度、养分含量和组成以及土壤的结构都直接影响了植被的种类和演化，土壤是维系岩溶生态环境良性循环的关键。通过典型样地调查和土壤岩样分析对石漠化过程中土壤的物理性质和化学性质进行研究，结果表明，随着石漠化的发展，土壤粘性增强，容重增加，孔隙度降低，坚实度加大，保蓄水肥能力和通透度降低，结构恶化。同时，侵蚀和淋溶程度加强，生物富集作用减弱，土壤中全氮、腐殖质、阳离子交换量降低，土壤肥力下降，生产能力逐渐丧失。

另一方面，不同土地利用方式下的土壤物理性状有明显的差异。随着岩溶地区土地由自然林地向草坡地、人工林地、菜地、耕地转换时，土壤沙化严重，土壤的容重增加，总的孔隙度降低。而随着岩溶地区土地由菜地、耕地向撂荒地转换时，土壤的各项物理指标都有所改善。

（四）岩溶植被与演化

森林生态系统在维持岩溶生态系统平衡方面具有重要作用。一方面通过对水资源的调蓄，保证有限的水资源得以利用；另一方面，使土壤抗侵蚀能力增强，加速石山区的风化成土过程。岩溶石山区的植被多为喜钙的岩生性种群，群落生态稳定性差，食物链易受干扰而中断，黔南荔波县茂兰岩溶地区森林与湘南莽山花岗岩地区森林统计对比（表2-2），两者面积都约20万hm2，位于相同的纬度，气候条件也相似，前者的蕨类植物、裸子植物的种属数和森林的积蓄量都只有后者的20%～50%。

表2-2 黔南茂兰岩溶地区森林与湘南莽山花岗岩地区森林统计对比

在这种缺土甚至无土的不良条件下，常常靠苔藓、藻类植被先行，岩面苔藓的最大持水率可达650.35%，其水分吸收或释放能力可以高于裸岩的3～15倍，在碳酸盐岩表面造成持水层，帮助灌木、乔木发展。在天然条件下，树木在这样的薄含水层上可以生长和发展成森林。但是，一旦遭受破坏是很难恢复的。如果森林覆盖率低，生态系统将无法抵御外界的干扰，失去自我调控及自我恢复能力。石漠化将不可避免。

王德炉等通过对贵州安顺、普定、关岭、荔波等地的样地调查，认为植被的种类在退化过程中变化较大，高大的乔木逐渐被典型的小灌木取代，并随着环境干旱程度的加剧向旱生化发展，土地生产力的衰退是以乔木树种的衰退为主要标志，群落的生物量随着石漠化的进程急剧降低（表2-3）。试验证明，在岩溶石漠化山区，实行严格的封山育林，一般在1～2年后可见草坡，5年后可见灌木，15～30年后可形成森林植被。

表2-3 石漠化过程中典型植物群落与生物量数据表

（五）地貌类型与地形坡度对石漠化的影响

地史上多次造山运动致使西南岩溶区褶皱断裂发育，构成了地势高低悬殊的峰丛洼地、峰林谷地、岩溶峡谷、断陷盆地、峰林平原交错镶嵌的独特地貌形态。加之岩性和地质构造等因素的影响，地貌类型极其复杂，地势高低悬殊，为石漠化提供了动力潜能。随着坡度的增加，坡面径流加快，坡面上的土壤稳定性降低，水土流失加剧。如在贵州省，石漠化土地多集中在构造活动强烈的河流上游及河谷地带。

不同地貌类型区石漠化发生率存在明显的区别，地貌类型对石漠化的影响主要是因为地貌类型控制了表层岩溶带的发育及地形坡度。图2-5表明，在峰丛洼地、峰林洼地、岩溶断陷盆地区，石漠化发生率较高。地形相对平缓的岩溶丘陵、岩溶平原区石漠化相对较轻。不同的地貌部位，表层岩溶带发育的规模也不同。

图2-5 各岩溶地貌类型中石漠化发生率

地形相对平缓的地段，如峰丛山区的垭口、洼地底部、峰顶均是表层岩溶带发育较好的部位，石漠化相对也较轻。而在岩溶峡谷地带，石漠化发生率较低一方面可能是由于地势陡峻，人类活动较少。另一方面可能是统计误差造成的，由于地势陡峻，而石漠化发生率是根据平面投影面积统计的，不能代表纵向剖面上的真实情况。

（六）石漠化的人为原因

岩溶生态环境是一种对人类活动敏感的脆弱环境，土地宜耕地资源不足，承受自然灾害能力低，土地质量差，势必造成人口承载力低。随着人口的增长，对土地掠夺式经营，主要是陡坡种植（＞25°）和过度的放牧。乱砍滥伐、铲草皮、挖树根、烧秸秆等在西南山区经常发生，不少地区尤其是交通不便的偏远山区，在1990年以前普遍存在着“刀耕火种，烧山种地”的现象，造成了严重的水土流失和土地石漠化。此外，西南岩溶山区1/3的旱耕地仍采用落后的顺坡耕种方式，加剧了水土流失和石漠化。近来发展较快的乡镇企业、修路等富民、便民工程等等，尽管以矿业开发为代表的新兴经济取得了一定的经济与社会效益，但由于规模小、管理差，大多以牺牲环境为代价，加速了本已脆弱的岩溶区的森林植被的破坏及水土流失，并形成生态破坏的恶性循环链。

此外，对石漠化影响比较大的是矿山、冶炼厂等的有毒有害废弃物的排放。云南省的蒙自、个旧、开远、文山等为重度石漠化分布最广泛的地区，黑色和有色金属矿采选冶业对石漠化的影响极为严重，选冶过程中排放的废弃物含有大量的铅、锌、砷、汞和二氧化硫等有毒有害成分，特别是二氧化硫等酸性气体，造成企业周围较大范围高强度酸雨，如个旧市，酸雨出现的频率为56%，酸雨pH值范围为2.95～5.58。严重影响区内业已脆弱的林木、灌丛、藻类、苔藓等植物的生长。在极端的情况下，大范围内的碳酸盐岩表面随着藻类和苔藓的死亡而呈白色。在这种严重的坡地退化状态下，生态恢复在破坏因子消除后至少还需要20年。

二、发育程度

据调查区339个县、市统计，石漠化比重大于60%的县、市2个，比重50%～60%的5个，比重40%～50%的14个（图2-6、图2-7）。石漠化比重居前10位的依次是云南省的曲靖市（77.3%）、广西壮族自治区的大化瑶族自治县（60.23%）、贵州省的黔西县（58.92%）、贵州省的安顺县（53.26%）、云南省的文山县、广西壮族自治区的靖西县（51.69%）、贵州省的平坝县（50.58%）、贵州省的长顺县（49.29%）、云南省的开远市（49.02%）和云南省的砚山县（46.86%）。

图2-6 调查区县、市个数与石漠化比重统计图

图2-7 西南岩溶县石漠化发生率分布图

三、主要危害

（一）水土流失严重

据水利部门 1999年调查资料，以岩溶石漠化区为主的红水河上中游流域水土流失面积占土地总面积的 25%以上，红水河河水含沙量为 0.726 kg/m3，流域土壤年均侵蚀模数1622 t/km2。持续不断的大量泥沙淤积，正成为制约沿河水电工程发挥综合效能的严重障碍，直接威胁着下游珠江三角洲地区和港澳特区的生态安全。

（二）耕地面积减少，人地矛盾加剧

据对乌江流域近年来的遥感观测：该流域 89%的新增石漠化面积是由陡坡旱耕地演变而来的。石漠化的加剧，使耕地质量下降并被破坏，可耕地面积因此减少。如位于黔中的普定县现人均拥有耕地仅0.04 hm2，而每年新增严重石漠化面积就达 500 hm2。由于新增的石漠化主要发生在陡坡耕作区，相当于全县每年人均减少耕地 0.0016 hm2，即人均耕地年平均减少4%，人地矛盾日趋突出。

（三）加剧了人畜饮水和灌溉用水的困难程度

由于岩溶地区的漏斗、裂隙及地下河网发育，地表径流又能较快地汇入地下河系而流走，加上石漠化地区地表土层流失殆尽，植被生长困难，地表土壤植被系统的贮水保水功能大幅度降低，导致地表可方便利用的水资源极度匮乏，大部分石漠化地区都不同程度地存在人畜饮水困难。虽经近年的渴望工程解决了相当部分的人畜饮水问题，但目前西南岩溶石山地区还有1700万人饮水困难。并且大面积的地表干旱，滇、黔、桂3省（区）有 168万hm2耕地受旱。

（四）生物多样性程度低

石漠化地区植物种群结构的垂直结构和水平结构不明显。从植物群落来看，正常的生长型类植物群落应该是：木本植物（乔木、灌木、竹类、藤本植物、附生木本植物、寄生木本植物）、半木本植物（半灌木、小半灌木）、草本植物（多年生草本植物、一年生草本植物、寄生草本植物、腐生草本植物、水生草本植物）、叶状体植物（苔藓及地衣、藻菌）等。但由于森林植被被严重破坏，植物群落结构已变得非常简单，随之而来的是生物遗传多样性、物种多样性和生态系统多样性的消失，很多物种灭绝。

在石漠化地区，绿色植物的严重破坏导致生物之间的食物链关系和食物网关系越来越简单，层次越来越单一，生态系统能量流动严重受阻。

农业产业以种植业为主，种植业中又以粮食种植为主，主要种植玉米、红薯、大豆等旱地作物。农产品以低产、低质、低效产品为主，农产品单产低。

（五）生态环境持续恶化，旱涝自然灾害频繁

在石漠化地区，由于地表植被破坏，形成“地表水贵如油，地下水滚滚流”和“三天无雨地冒烟，一日大雨半月涝”的现象。在干旱的时候，不仅生产无法正常进行，而且造成人畜的饮水用水的严重困难。而一旦出现强降雨，又会形成大面积内涝，干旱、洪涝等自然灾害轮流使灾区人民的财产遭受巨大损失，生命安全也受到严重的威胁。据不完全统计，黔、桂、滇3省（区）200个县中，1999年遭受旱、涝等自然灾害，农作物受灾430万hm2，损坏耕地6万hm2，因灾减产粮食300万t，直接经济损失121亿元。

（六）居民生活贫困，经济、文化落后

石漠化地区已成为我国农村贫困程度最深、社会经济发展严重滞后的地区，目前西南岩溶区有经济重点扶持的贫困县152个，约1000万人没有越过温饱线，约占全国贫困人口的一半。贵州省48个国家级贫困县中有39个集中分布在石漠化较突出的喀斯特山区，2000年底全省有贫困人口 313多万人，其中大部分分布在石漠化地区。

石漠化地区生产和生态效率低，居民生产生活设施差，文化层次低品味，生活质量低。居民饮水难、行路难、用电难、听看广播电视难，居民世世代代长期生活于超稳定、超封闭和超自然经济的社会环境中，形成了低品味的文化层次，物质文化消费和精神文化消费的低层次、文化心理愚昧和思维方式以及价值观念的低层次的长期混合积淀并发挥作用。

四、发展趋势

石漠化演变总体上呈严重恶化趋势。石漠化面积达11.35万km2。占总面积的22.6%，并以每年1.86%增长率增加，如果不能及时治理，西南岩溶区石漠化面积将在30年左右翻一番。届时在西南岩溶区将有1/3的国土面积演变为石漠化区。

五、防治对策

20世纪80年代以来，在西南岩溶区开展了很多项目，如实施了“八七”扶贫攻坚计划，退耕还林工程、“长防”和“长治”工程、“珠治”试点工程，以及国土资源大调查、国家科技攻关、世界粮食计划、世界银行贷款和澳大利亚、新西兰的援助项目等，在石漠化治理方面已经取得了不少经验。

（一）以治水为龙头的岩溶流域综合治理

岩溶石山区特殊的双层水文地质结构，造成地表严重干旱缺水，而丰富的地下水资源又未能充分利用，加上土少地薄，粮食产量低，导致上山开荒毁林，进一步加剧了水土流失和石山的石漠化。这一恶性循环链的始端是未能有效利用岩溶水资源。因此应以流域为单元，重点解决水的问题，然后开展综合治理。“六五”以来，湖南洛塔在位置较高但有隔水层的岩溶盆地进行堵洼成库，建设小水电和水力灌溉渠道；然后，对整个岩溶盆地进行山、水、田、林、路综合治理，取得了成功经验。“十五”期间，通过开展国家科技攻关课题，在广西平果果化和环江古周峰丛洼地以及贵州花江岩溶峡谷建立了石漠化环境生态重建示范区，在解决干旱缺水、生态脆弱、居民贫困等方面均取得了显著效果，成为石漠化综合治理的新样板。“珠治”试点工程，是2003年开始实施的以治水为龙头的岩溶流域综合治理的典型工程，两年来，已在贵州的关岭、晴隆、兴义、兴仁等县取得显著成效。国土资源大调查计划中2003年以来实施的西南岩溶水开发示范项目，在云南的小江流域、贵州的大小井流域、广西的刁江流域和湖南的新田河流域等取得了地下水开发并带动区域经济发展的成功例子。

（二）“养殖—沼气—种植”三位一体

以沼气为纽带，发展林果业和养殖业，把发展沼气同退耕还林、封山育林及发展养殖业结合起来，也是遏制石漠化的成功经验。广西恭城县就是一个样板。以发展果园和庭院经济为主来代替传统的农业，以养殖业为支撑的沼气为主要能源，不但农民的收入显著提高，石山区的植被覆盖率由1988年的54.3%提高到1998年的74.4%。

（三）发展立体生态农业

发展立体生态农业，既能够有效利用土地资源又不毁坏其脆弱的生态环境。立体农业的具体内容根据各自的地貌特点和地质特点因地而异，如20世纪90年代在广西马山弄拉建立的峰丛洼地立体生态农业模式，耕地主要在洼地底部，以旱作粮食作物为主，山麓、平缓的山坡重点发展优质果树和经济林、用材林，间种药材；峰丛垭口和比较陡的山坡主要发展金银花等藤本植物，有土地段适当发展竹林；陡峻山峰地段则长期封山育林，重点发展水源林，涵养表层岩溶水。“十五”期间，在广西平果果化，根据当地峰丛洼地的地形特点，又发展成为复合型立体生态农业模式。贵州摸索的一套简单易行的措施，如“山顶带帽子”（封山育林）、“山腰系带子”（砌墙保土、坡改梯）、“山脚盖被子”（推广农用薄膜及大搞农田基本建设、建立稳产高产农田）也是石漠化治理成功的范例。

（四）生态移民

对石漠化非常严重的地区，移民也是石漠化治理的一项非常有效的措施，它能够减轻人口对岩溶生态环境的压力，封山育林，生态环境恢复效果显著。20世纪90年代以来，广西环江县建立肯福、城北等移民开发区，建立了一整套的林（果）—草—畜（牧）—沼复合生态系统技术体系和科技+公司+基地+农户的管理模式，成功安置从岩溶山区移出的居民7万多人，2004年人均纯收入2000多元，成为居民环境明显改善、生活富裕的移民新村。

含硫气藏水平井产能的影响因素分析

普光气田的形成与高产富集与该区多套烃源和优质烃源的多期次充注、巨厚的优质白云岩储层发育、疏导体系与生排烃过程的动态匹配，以及良好的后期油气保存条件有关。其中优质储层的发育是大气田形成的关键因素。

4.2.3.1 普光气田的气源

研究表明，普光气田的气源具多源特征，其气源主要是二叠系，气源既有来自烃源岩干酪根的热演化气，也有储层沥青热裂解气，但绝大部分气源还是来自古油藏的原油热裂解气。

60多个气样分析结果表明，普光气田飞仙关组和长兴组气藏天然气中烃类气体占83%左右，其中以甲烷为主，相对含量均高于99.5%；C2+以上重烃很少，多数低于1%；相应的干燥系数基本上都在0.99以上（表4-3），高者近于1.0，表征高热演化程度，在类型上属干气。这些天然气化学成分组成的一个特点是非烃气体含量高，其中主要是CO2和H2S；两者的平均含量分别达5.32%和11.95%。天然气中氮气的平均含量为2.74%。由于非烃气体丰富，因而天然气的相对密度较高，其平均值达0.7229kg/m3。

区内各构造带天然气的化学成分有较大的变化。东岳寨的川岳83井、84井及双庙场的双庙1井天然气中烃类气体占90%以上，N2、CO2等非烃气很少，基本不含H2S；其相对密度相应较低，两构造带平均值分别为0.5690kg/m3和0.6286kg/m3。而普光和毛坝场构造带天然气中烃类气体只有80%上下，而富含CO2和H2S；相应的密度较高，平均值分别为0.6720kg/m3和0.8226kg/m3。其中，毛坝场构造带只有毛坝3井长兴组气层富含H2S，毛坝1井、2井均很少；而普光构造带几个探井的飞仙关组和长兴组气层均见有高含量的H2S，平均值达20%以上，可能与储层的性质有关。

碳同位素分析结果表明，本区飞仙关和长兴组天然气的甲烷碳同位素较重，大多集中在-29‰～-33‰范围（表4-3），进一步说明天然气演化程度很高。相比之下，乙烷的碳同位素值分布范围相对较宽，高者大于-26‰，低者小于-33‰，主要分布在-28‰～-33‰之间。其中，普光和毛坝场的天然气乙烷碳同位素较重，东岳寨天然气较轻，反映出这些天然气成因和来源的复杂性。丙烷碳同位素与甲烷、乙烷相比其δ13C值显得很低，为-30.75‰～-33.75‰。从表4-3所列数据可看出，部分样品C1—C3烷烃气的碳同位素比值呈反向变化（倒转）。正常有机成因的天然气中呈δ13C＜δ13C2＜δ13C3分布（戴金星等，1993），而在这些天然气中这几个碳数烷烃气的碳同位素分布正相反，即δ13C1＞δ13C2＞δ13C3。

普光-毛坝场构造带飞仙关组、长兴组气藏所分析的天然气样品中，CO2碳同位素较重，其δ13C值分布在-5.81‰～3.3‰之间。与鄂尔多斯盆地上古生界天然气的CO2碳同位素（-5.18‰～-27.07‰）相比，这些天然气CO2碳同位素显得很重，可能与成熟度高及气藏的蚀变作用有关。同时可注意到，所分析的气样中CO2的δ13C值也存在一定的变化范围。通过与H2S的含量比较，发现CO2的碳同位素组成与之有关，H2S含量高的天然气中CO2的碳同位素较轻，而H2S含量低的样品中较重，其原因可能与气藏曾发生过TSR（硫酸盐热化学还原）作用有联系。

根据本区天然气样品的成因分类图，天然气样品点大都落在近Ⅱ型有机质的高演化区域内，因而可认为其成气母质主要为Ⅱ型有机质，为其高热演化阶段的产物。普光气藏天然气甲烷的相对含量比毛坝场和东岳寨气藏高。其原因可能与气藏TSR作用有关。

如表4-3数据所列，除TSR作用有所影响外，本地区飞仙关组与长兴组气藏之间天然气甲烷、乙烷碳同位素组成没有明显区别，意味着它们具有同源性。上三叠统和中侏罗统陆相地层中的天然气与海相地层的天然气有重要差别，它们的乙烷碳同位素偏重，δ13C2高于-28‰，表征煤型气成因，可能来自邻近的陆相腐殖型气源岩。本区飞仙关和长兴组天然气的化学成分和碳同位素组成与川东其他邻近气藏的同层位天然气没有明显差别。据文献资料（杨家静等，2002；谢增业等，2004b；Cai et a1.，2003）资料，川东渡口河、张家场、铁山、卧龙河、新市和板东等构造带长兴组—飞仙关组天然气主要也是干气，甲烷占总烃气的98.97%以上。它们的δ13C1为-29.83‰～-32.56‰，δ13C2为-26.99‰～-33.80‰，与本区同层位天然气相近，说明川东地区飞仙关组、长兴组气藏的天然气可能具有相同的气源。

在化学成分与碳同位素组成上，研究区飞仙关组、长兴组气藏天然气与川东石炭系气层存在一定差别。据王兰生等（2001）研究，川东石炭系大中型气田具有统一的气源，天然气非烃少，烃类气体含量高（94.5%～99.55%），明显高于飞仙关、长兴组天然气。它们的甲、乙烷碳同位素较轻，δ13C1为-31‰～-36‰，δ13C2为-33‰～-40‰，比飞仙关组、长兴组天然气低得多（图4-4）。另外，石炭系气藏中重烃含量相对较高（王顺玉等，2000a）。这说明两者具有不同的气源，同时也意味着区内二叠系及以上地层的天然气主力气源不太可能来源于石炭系之下的气源层。

如前所述，从化学组成和储层中富含沥青的事实看，这些天然气主要为古油藏原油裂解气；另一方面，其烷烃气系列中碳同位素存在倒转分布现象，表明有气源岩早期原油伴生气或晚期裂解气混入。对此，令人关注的问题是，古油藏原油（即现今的固体沥青）源于哪套烃源层?提供气源的烃源岩层位是二叠系还是志留系?就现有资料而言，通过天然气、沥青和烃源岩干酪根碳同位素进行对比来确定油气源是一种现实的方法。为此我们分析和收集了各时代烃源岩碳同位素资料。文献（王顺玉等，2000b）和本研究的资料表明，川东地区各时代烃源岩干酪根的碳同位素比值有明显差别。下侏罗统和上三叠统陆相烃源岩干酪根δ13C较高，分别变化在-24.4‰～-28.8‰和-24.3‰～-26.8‰范围；寒武系干酪根碳同位素最轻，δ13C值在-31.6‰～-35.0‰之间；二叠系和志留系烃源层干酪根δ13C介于上述两者之间（图4-5）。

表4-3 四川盆地川东北宣汉地区部分代表性天然气化学成分和碳同位素组成及其地球化学参数

图4-4 川东地区天然气δ13C1与δ13C2分布图

图4-5 川东地区各层系烃源岩干酪根和天然气乙烷、沥青碳同位素分布对比图

宣汉-达县地区飞仙关组和长兴组沥青碳同位素变化在-25.6‰～-27.8‰之间，按高热演化固体沥青的δ13C值一般高于源岩干酪根1‰～2‰的数量关系（Mache1等1995），其与本区上二叠统龙潭组泥质岩干酪根（-26.5‰～-28.2‰）具有很好对比性。结合它们生物标志物参数的一致性，可认为这些沥青的原始烃源来源于该套烃源层。所研究的飞仙关组和长兴组天然气乙烷碳同位素δ13C值大多分布在-28‰～-33‰范围，平均值为-29.3‰。由于乙烷的碳同位素不可能比其气源有机质重（Isaksen，2004），因而其主体气源不大可能来源于碳同位素更轻的寒武系地层（平均值-33.1‰）。对于高成熟天然气来说，它们应来自碳同位素接近（稍重，1‰～2‰）于乙烷的源岩。如区内须家河组干酪根δ13C值（约-25‰）比其天然气乙烷（-26‰）重1‰左右。从烃源岩碳同位素分布情况看，上、下二叠统及志留系烃源层都有可能为其气源层。但前已指出，飞仙关组、长兴组天然气与石炭系气层在乙烷碳同位素组成上有明显区别，因而基本可排除志留系地层为其主力气源层的可能性，主要气源应来自二叠系烃源层。

4.2.3.2 优质储层发育的控制因素

川东北地区飞仙关组气藏是中国目前发现的硫化氢含量最高的气藏（硫化氢含量在17%左右），也是深部碳酸盐岩储层最发育的气藏。储层以高孔、高渗为显著特征，孔隙度主要分布在8%～20%，渗透率主要分布在（1～1000）×10-3μm2（图4-6），二者间具有较好的相关性。这些高含硫化氢储层以礁滩沉积组合的白云岩为主，其中80%为次生溶蚀孔隙，溶蚀孔洞顺层分布，孔径较大，连通性好。优质储层的形成与分布受早期的沉积成岩相带控制，并与晚期的多期溶蚀包括浅埋藏和深埋藏条件下的各种溶蚀作用和TSR反应以及超压和构造作用相关。

图4-6 普光2井飞仙关组储层孔隙度、渗透率的分布特征及二者间的关系

（1）有利的沉积相带

有利的沉积相带是优质储层发育的基础，因为沉积相带不仅控制着沉积物的结构、组分和原生孔隙的发育程度，而且还影响着沉积后的成岩作用（孔隙水中的一些离子和与孔隙水作用的矿物来源于古沉积物质）。虽然原生孔隙在后期的压实和压溶过程中会大量损失，但残余的原生孔隙是溶蚀流体主要的运移通道，也是一些溶蚀孔隙的前身，还对次生孔隙的发育具有重要的作用。普光地区不同的沉积环境下，储层的发育也各不相同（表4-4），优质储层主要发育在浅海高能沉积环境下的原生孔隙发育的地区。普光气田长兴组—飞仙关组储层主要为浅海高能生物礁和鲕粒滩相沉积，原生骨架孔和粒间孔广泛发育，为次生溶蚀孔隙的发育打下了良好的基础。邻区的深水陆棚和碳酸盐岩台地沉积物多为比较致密的泥-粉晶白云岩或灰岩，原生孔隙不发育，一般不能发育成优质储层。

（2）同生期岩溶作用

同生期岩溶作用对碳酸盐岩储层的形成具有重要的贡献。普光地区长兴组—飞仙关组沉积阶段，海平面多期次旋回下降，使长兴组生物礁和飞仙关的鲕粒滩沉积不断暴露在大气水渗滤带，发生表生溶蚀。最易溶蚀的是一些不稳定矿物：文石、高镁方解石，其次是石膏和方解石（此阶段石膏的溶解度大于方解石）。形成的孔隙主要是铸模孔，包括鲕模孔和生物模孔，该阶段形成的鲕模孔多具有示底构造。

表4-4 沉积环境和原生孔隙发育情况

（3）早期白云化作用

白云岩具有有利于孔隙发育和保存的性质。由于白云石的比重比较大，白云化的过程可能有利于粒内孔和晶间孔的发育，而且相对于方解石来说，白云石的机械性能比较好，在压溶阶段方解石倾向于被压溶，白云石则倾向于被压裂，这种性质有利于白云岩中粒间孔的保存和裂缝的发育；而且白云岩裂缝易保持开启状态。国内外的研究和勘探实践也证实，随着埋藏深度的增加，白云岩中原生孔隙减少的速度比灰岩慢。

长兴晚期和飞一段—飞二段的淡水淋滤过程一方面产生了表生溶蚀孔隙，同时也形成了混合水环境，发生了早期混合水白云化作用。长兴组中期为海平面的持续上升期，有利于生物礁的持续生长，但不适于发生白云化，主要发育礁灰岩；长兴组后期海平面多期旋回变化，形成的礁滩混合储层不断暴露在大气环境中，形成混合水环境，发生了白云化作用，储层岩性主要为白云岩。长兴组中期和后期岩性的差别是长兴组后期发生混合水白云化成因的良好证据。飞一段—飞二段的鲕粒滩白云岩储层也具有混合水成因。早期形成的白云岩，有序度相对较低，但也具有一定的白云岩的性质，对原生孔隙还是起到了一定的保存作用。而且早期的白云化为后期埋藏白云化打下了基础，在深埋的过程中又不断进行了调整和重结晶，形成今天有序度较高结晶程度较好的白云岩。

（4）早期快速埋藏和烃类充注

研究表明持续浅埋—快速深埋过程有利于储层的发育。普光气田长兴组—飞仙关组早期埋藏不仅是快速埋藏，而且快速埋藏末期和烃类充注具有良好匹配关系这更有利于原生孔隙的保存。

川东北地区受早印支运动的影响，早三叠世开始大幅度沉降（图4-7），飞仙关组和嘉陵江组沉积了近2000m厚的沉积物。到晚三叠世，长兴组—飞仙关组快速埋藏到3000m左右，此时志留系烃源岩开始进入生烃门限，有机酸和一些烃类物质开始逐渐侵入储层，改变了孔隙水的性质使呈弱酸性，抑制了碳酸盐岩的胶结作用，更好地保持了原生孔隙。

（5）有机酸的溶蚀作用

有机酸是造成碳酸盐岩储层深埋溶蚀的主要应力之一，普光地区在晚三叠世时志留系烃源岩开始进入生油门限，有机酸和烃类进入储层，对保存下来的原生孔隙进行扩容或增加新的溶蚀孔隙。因为有机酸的酸性有限，增加的溶蚀孔隙也有限，该期形成的溶蚀孔隙多被沥青填充或半填充（图4-8b，c）。随着埋深继续增加温度升高，有机酸开始发生脱羧反应，产生CO2，腐蚀性逐渐减弱，地层水的化学性质逐渐过渡为受CO2等酸性气体的控制。

图4-7 普光2井埋藏历史曲线

（6）TSR造成的溶蚀作用

普光气田天然气具有H2S含量高（＞14%）的特点，研究证明该区的H2S主要是硫酸盐热化学还原反应（TSR）造成的。TSR是指高温条件下（一般大于120℃），烃类和硫酸盐反应，硫酸根离子被还原，烃类被氧化，生成H2S和CO2，并常见金属硫化物（黄铁矿、闪锌矿等）伴生。普光长兴组—飞仙关组多层薄的膏盐岩夹层提供了充足的硫酸根来源，古油藏的早期充注提供了充分的烃类物质，再加上从侏罗系开始储层温度就一直在120℃以上，为TSR提供了充足的反应时间，这些条件表明普光气田具备发生TSR反应的条件。TSR反应可能从两方面来改善储层的性质：一方面是白云化，另一方面是溶蚀作用。

TSR反应大量消耗孔隙水中的SO42-离子，SO42-离子的减少会降低白云石的溶解度。已有研究表明浅埋环境下，硫化细菌引起的硫酸盐还原作用（BSR）会引发白云石的沉淀，也有研究表明硫酸盐热化学还原反应会引发鞍状白云石的产生。普光气田优质的白云岩储层，除了早期混合水白云化成因外，也发生了后期的埋藏白云化，在扫描电镜下，可见晶形良好的白云石和鞍状白云石，它是典型后期埋藏白云化的产物，TSR则可能是其埋藏白云化的动力因素之一。

TSR反应对储层的溶蚀作用主要是通过H2S来改变储层孔隙水的性质。目前关于H2S溶蚀机理存在有多种解释，最广为接受观点认为H2S和孔隙水中的碱金属阳离子反应，生成金属硫化物并游离出H+，金属硫化物的溶解度特别低，S2-遇到金属阳离子就能快速沉淀，如果有充足的H2S和阳离子，游离出的大量H+和其他酸根离子结合，便可生成大量的具有腐蚀性的酸，对碳酸盐岩储层造成强烈的溶蚀；若阳离子不充分，H2S也会溶于水生成的氢硫酸，对碳酸盐岩具有强烈的腐蚀作用，而且模拟试验也证实了硫化氢对碳酸盐岩储层具有十分强烈的溶蚀作用。

普光长兴组—飞仙关组孔壁和裂缝处可见分散的黄铁矿，说明该区发生了H2S和金属阳离子的反应，而且黄铁矿的硫同位素分析也证实该硫来自于TSR反应形成的硫化氢。川东北地区高含H2S气藏对比研究发现其白云岩储层孔隙的发育程度与气藏中H2S的浓度成正比，即硫化氢含量越高，储层的次生孔隙越发育，有效储层的厚度和优质储层的厚度也越大，这说明了H2S对储层起到了强烈的溶蚀作用，这也是普光地区飞仙关组—长兴组优质白云岩储层形成的最重要机制。该阶段形成的次生孔隙溶蚀面比较干净（图4-8d），溶蚀孔洞较高大。

（7）超压作用

原油裂解成气会产生强烈的增压效应。理论计算表明，理想封闭系统内，1%体积的原油裂解产生的气体可使储层压力达到静岩压力。模拟实验表明，在标准温度、压力条件下，单位体积的标准原油可裂解产生534.3体积的气体。超压对次生孔隙的发育和保存具有积极的作用：①超压可以增大酸性气体（CO2和H2S等）在地层水中的溶解度，增强地层水的腐蚀性；②超压在一定阶段可以产生微裂缝，使储层孔隙间的连通性大大提高，改善储层性质；③超压可以支撑次生孔隙，使其在埋深的过程中不被压实，起到良好的孔隙保持作用。

图4-8 普光气田储层微观特征

普光气藏TSR广泛发生，致使气藏的压力演化不同于一般气藏。TSR对储层压力的影响表现在两个方面，首先在TSR反应过程中，硫酸根离子和重烃先发生反应，这使TSR作为烃类热裂解的催化剂，不仅加速了烃类裂解成气而且还可以使烃类裂解比较充分，理论上会造成比一般热裂解更大的超压。TSR产生的H2S造成的溶蚀会增大气体的存储空间，随着烃类裂解压力不断增大，H2S和CO2在孔隙水中的溶解度也在不断增大，更增强了溶蚀效应，增大存储空间，对压力增长起到负效应。川东北气藏的对比研究表明，高含H2S气藏都不属于高压气藏，而且储层的压力系数和H2S浓度成反比，这说明了TSR最终对超压起到的负效应也非常显著，因此普光气田经历过从超压到卸压的过程。

（8）构造运动的影响

对普光气田长兴组—飞仙关组储层来说，构造运动对其次生孔隙的影响主要表现在构造裂缝作用和构造抬升作用两个方面。构造微裂缝是埋藏溶蚀流体和烃类运移的重要通道，一些次生溶蚀孔隙多沿裂缝发育（图4-8e），烃类充注前形成的裂缝多见沥青充填现象，烃类充注后形成的裂缝多见方解石脉充填现象（图4-8f）。长兴组—飞仙关组发生了5期断裂活动，两期为张性破裂，三期为压性破裂，形成了张性裂缝和压性微裂缝。这些微孔隙的发育很好的改善了储层的连通性，增大了储层有效的储集空间。

构造抬升作用主要发生在晚白垩世以后，TSR反应已经广泛发生，储层埋深从7000多米上升到5000m左右。构造抬升使储层温度降低，增大了H2S和CO2在孔隙水中的溶解度，增强了孔隙水的溶蚀能力，增加了次生孔隙的发育。

由此来看，普光气田优质储层的发育是在有利沉积相带的基础上，经多因素相互影响，共同控制的结果（图4-8）。

普光气田长兴组的生物礁滩沉积相、飞仙关组鲕粒滩沉积相和同生期多期大气淡水的淋滤，不仅使长兴组—飞仙关组沉积原生孔隙大量发育，同时还发生了同生期混合水白云化，为后期次生孔隙和白云化的发生打下了坚实的基础。早期的白云化和快速深埋更使一部分原生孔隙得以有效保存，这对普光优质储层的发育作出了贡献。

有机酸溶蚀和TSR溶蚀是普光优质储层次生孔隙大量发育的关键控制因素，普光气藏烃类充注时间早和储层相互作用时间长，烃类充注后储层又经历了大幅度深埋，有机质热演化程度高，TSR不仅对有机质热演化起到了催化作用，更加强了烃类的热演化和成岩作用的相互影响，对储层造成了强烈的溶蚀。

关于硫化氢的溶蚀机理。硫化氢在水中的溶解度很大，在0℃和一个绝对大气压下，一个单位体积的水可以溶解4.3个单位标准体积的H2S气体。大量硫化氢溶于水后形成氢硫酸，这些酸性溶液储存在岩石的孔隙中，与围岩长期发生流体-岩石相互作用（或反应），从而造成碳酸盐岩的埋藏溶蚀现象。而以硫化氢为主要成分的酸性流体是川东北飞仙关组深部储层发生的岩溶的主要腐蚀性流体。硫化氢的溶蚀作用在高温作用下更强烈。由于方解石和白云石随着温度和压力的升高，溶解反应的吉布斯自由能降低，因而溶解反应增强；而在相同温度和压力的地质条件下，白云石较方解石更易溶蚀并形成次生孔隙，因此对于以白云石组成为主的川东北飞仙关组，在埋藏溶蚀过程中，更易于形成次生溶蚀孔隙；而且这些储层都曾经历过160℃（包裹体资料证实）左右的高温，部分可达200℃，因此其溶蚀作用是相当强烈的。

飞仙关组储层（主要是飞一段—飞三段）的上部是厚层的膏盐岩盖层（飞四段及其上覆的嘉陵江组和雷口坡组），由于膏盐岩层的塑性和致密性，迫使TSR过程产生的热量和酸性流体只能由高热能区向低势能区作水平运移，即地下酸性流体的径流方向局限在储层内部进行压力和能量传递。这种水动力条件，决定了流体-岩石相互作用具水平层状分布的特点，即溶孔沿水流压降方向顺层发育，从而造成溶蚀孔洞呈层状发育的特点。川东北普光大型气田普光2井飞仙关组储层次生孔洞的发育特点充分表明了地下深部酸性流体在上覆膏盐岩盖层的屏蔽遮挡下发生流体-岩石相互作用的特点。大型溶蚀孔洞呈层状分布，连通性较好，在扫描电镜下也可以清晰地看到大型溶蚀孔洞并互相连通（图4-9）。

图4-9 川东北普光2井飞仙关组储层岩心侧面照片及扫描电镜下孔洞特征

川东北飞仙关组储层沥青相对较发育，显微镜下储层沥青的分布特点与常规储层沥青分布不同。一般含油气储层的储层沥青分布在溶蚀孔隙或原生孔隙的边缘，而川东北飞仙关组储层沥青往往分布在孔隙的中央，很少出现在孔隙的边缘，这说明储层沥青干化后次生孔隙仍在继续发育。

在通常情况下，烃类侵入储层后有可能直接或间接地参与到矿物的成岩作用之中，流体与岩石之间发生相互作用，促进次生孔隙的发育，因此埋藏有机酸性流体的溶蚀作用对油气储层的改善是被大家所广泛接受的，其形成的次生溶蚀孔隙也往往随着原油的沥青化而消失，从而呈现出沥青分布于孔隙边缘的特点（图4-10上排），这也标志着有机酸溶蚀作用的结束。

图4-10 普光飞仙关组优质储层的次生孔洞与沥青的分布关系

川东北飞仙关组在油气进入储层时也同样发生了有机酸的溶蚀作用，但相对于后期硫化氢的溶蚀作用就不那么强烈了。从飞仙关组高含硫化氢储层的微观特征来看，储层沥青普遍分布于溶蚀孔隙的中间部位或次生孔隙中无沥青充填物（图4-10中排和下排），这说明硫化氢对储层的溶蚀作用，既可以在原有孔隙基础上进行改造和扩容，形成更大的溶蚀孔洞，也可能形成新的溶蚀孔隙。

硫化氢的溶蚀改造作用造成碳酸盐岩骨架颗粒的溶蚀，造成地层水中溶解有大量的钙离子等；而TSR热化学反应过程中形成硫化氢的同时也形成了CO2，大量CO2在水中溶解并与钙离子结合必将产生方解石等碳酸盐沉淀，在电镜下可以看到后期次生方解石交代白云石的现象。而这些白云岩溶洞中的次生方解石晶体的碳同位素值明显偏负，δ13C分布在-10.3‰～-18.2‰之间，与地层碳酸盐有较大差异。由于这些次生方解石（CaCO3）的碳来自于有机烃类，通过TSR反应形成CO2并溶于水后与钙离子结合，从而形成次生方解石δ13C异常偏负的现象（图4-11）。这些次生方解石多数分布在白云石的溶蚀坑洞周围，是硫化氢溶蚀后的岩石学证据。

图4-11 川东北地区飞仙关组碳酸盐岩的碳、氧同位素组成与TSR关系

研究发现，相同沉积成岩条件下的储层，不含硫化氢的储层明显没有含硫化氢储层的储集性能好，而且硫化氢含量越高，其次生溶蚀孔隙也更发育。川东北高含硫化氢区块普遍对应了优质储层，而不含硫化氢区块的储层性质明显偏差，几乎不发育优质储层，储层的孔隙度一般小于5%，有效储层厚度也明显偏小。特别是在深部，高含硫化氢区块储层性质更好，说明高温有利于硫化氢对储层溶蚀的作用。川东北飞仙关组储层次生孔隙的发育特征及其与硫化氢分布的关系，充分说明了硫化氢对碳酸盐岩深部优质储层的形成具有重要的改造作用。

硫化氢对碳酸盐岩的溶蚀模拟试验，清晰地展现了硫化氢所形成的酸性流体对碳酸盐岩的溶蚀作用及溶蚀强度，溶蚀后岩石孔隙度、渗透率的大幅提升是硫化氢溶蚀效果的最直接体现，揭示了高含硫地区优质储层的发育机理。

4.2.3.3 普光气田成藏史

在早—中印支期，二叠系烃源岩开始进入生排烃期，开江古隆起及其周缘斜坡地带成为油气运移的有利指向区，来自于大巴山和米仓山山前坳陷区及城口海槽的油气，通过不整合和断裂输导体系向开江古隆起及其斜坡上的石炭系和长兴组—飞仙关组的储层中汇聚，形成了川东北地区的古油气藏（图2-252）。

晚印支期—早燕山期，普光古油藏埋深大约达到4400m（地温160℃），其内部的原油开始发生热裂解作用，并一直持续到中燕山期地温达到200℃的时候裂解完毕。古油藏实现油向气转化的同时也接受了部分源岩干酪根热降解气的充注。该期也是TSR作用对普光气藏内部流体和储层岩石性质进行化学改造的主要阶段，TSR的改造主要表现在以下4个方面：

1）对烃类的选择性消耗及其碳同位素的蚀变：使气藏的天然气重烃含量减少，TSR附产物的含量增加，天然气干燥系数增大，烃类碳同位素值变重。

2）TSR相关流体（烃类和H2S等）与储层岩石之间的相互作用使储层被溶蚀和硬石膏发生蚀变，造成储层孔隙度增大，从而对改善其物性具有重要意义。

3）对原生地层水的改造：使地层水被TSR产生的大量淡水稀释，造成其盐度降低，从而导致川东北地区普光等高含、特高含H2S气藏内部的地层水绝大多数为TSR作用的生成物；同时由于TSR生成的淡水的加入，使地层水随着TSR作用的不断进行对碳酸盐始终处于欠饱和状态，从而使H2S对储层的溶蚀作用持续进行下去。

4）TSR产物对储层的溶蚀-扩容效应及其消耗作用造成气藏圈闭充满度降低。

强烈的喜马拉雅运动对燕山期形成的气藏有明显的改造。抬升、剥蚀作用使气藏埋深变浅、温度降低，TSR反应终止。对燕山期构造的改造以及喜马拉雅期不同期次、不同方向构造的叠加、复合，使气藏圈闭形态改变、高点迁移，从而造成气藏的调整、改造，最终定型为现今的气藏。

现在生产动态分析的参数有哪些

考虑四川高含硫碳酸盐岩气藏地质特征，并结合该区块钻完井分析与评价结果，根据以上建立的六个水平井产量计算公式，推导出了与其对应的水平井产能预测公式。因六个产能预测公式具有相同的参数，故利用Joshi产量预测公式推导的产能预测公式进行影响水平井产能的参数分析。其影响因素有：地层压力、水平井长度、储层有效厚度、各向异性、储层伤害和元素硫沉积。共同参数如表9.1所示，对这些影响因素进行理论分析。

9.5.1 地层压力对流入动态的影响

根据水平井产能预测方程，作出了不同地层压力条件下的水平井流入动态关系曲线，可为以后实际生产提供参考。图9.11为水平井不同地层压力下的IPR曲线，随着地层压力的降低，流入动态关系曲线向左下方偏移，水平井无阻流量降低，这也是随着生产时间的增加单井产量减低的原因。地层压力降低导致水平井的无阻流量降低，应及时调整配产，以达到稳产的目的。

9.5.2 水平井长度对流入动态的影响

图9.12为水平井不同水平段长度下的IPR曲线。

图9.11 不同地层压力下的IPR关系曲线

图9.12 不同水平井长度下IPR关系曲线

可以看出，随着水平井长度的增加，流入动态曲线向右偏移，水平井的无阻流量增大，但增加的幅度在减小。这是因为水平井长度增加，增大了油气流通通道和油气渗流能力，导致无阻流量增加。

9.5.3 储层有效厚度对流入动态的影响

图9.13为不同储层有效厚度影响的IPR关系曲线。由图可以看出，随着储层有效厚度的增加，水平井的无阻流量增大，且增加的幅度较大，可以看出，储层有效厚度对流入动态的影响比水平井长度的影响要大。

准确地知道储层有效厚度参数对于计算水平井的无阻流量具有重要意义，由于隔夹层的存在，容易在选择储层有效厚度参数时产生一定的偏差，从而对后续的合理配产产生一定的影响，导致气井稳产时间受到影响。

图9.13 不同储层厚度下的IPR关系曲线

图9.14 不同各向异性下的IPR曲线

9.5.4 各向异性对流入动态的影响

图9.14为水平井在不同各向异性下的IPR关系曲线。由图中可以看出，随着各向异性比的增加，无阻流量减小。随着垂向渗透率的增加，产量也是随之增加的，但后续增加的幅度较小，由于水平井对油气渗流特征的影响，纵向非均质性也影响水平井的产能。

9.5.5 储层伤害对流入动态的影响

图9.15是水平井在不同储层伤害程度下的IPR关系曲线。由图中可以看出，随着储层伤害程度的增加，流入动态关系向左偏移，即水平井的无阻流量减小。由于含硫气藏特殊的物理性质，不仅有钻完井过程中的储层伤害，还有随着气藏温度、压力的降低，元素硫从含硫天然气中析出，沉积堵塞近井地带储层，而产生的附加储层伤害。从下图可以看出，储层伤害对水平气井无阻流量影响较大，准确测定表皮，对于水平井气井的无阻流量及后续合理配产具有重要意义。

图9.15 不同储层伤害程度下的IPR关系曲线

9.5.6 元素硫沉积对流入动态的影响

根据水平井产能预测方程，做出了不同储层硫沉积条件下水平井流入动态关系曲线，可为以后实际生产提供参考。图9.16是水平井不同地层压力下的IPR曲线。由图中可以看到，随着储层硫沉积量的增加，流入动态曲线向左下方偏移，水平井无阻流量降低，且影响幅度较大。保持地层压力高于元素硫析出临界压力，对于提高无硫析出期间的气井采收率具有重要意义。

S油田差异波形的成因分析

地层系数、流动系数、地饱压差等。

现在生产动态分析的参数有地层系数、流动系数、地饱压差等。地层系数是油层的有效厚度与有效渗透率的乘积；流动系数是地层系数与地下原油粘度的比值；地饱压差是指地层压力与饱和压力的差值。

动态分析是因为考虑各种经济变量随时间延伸而变化对整个经济体系影响，所以难度较大。

胜利油区电子压力计试井资料综合分析

针对S油田，分析影响差异波形的因素主要包括油层压力变化、含油饱和度变化及含气饱和度的变化。

（1）地层压力变化

需要说明的是，当流体压力降低的时候，岩石的骨架压力将增大，导致岩石体积模量增大，纵波速度也就相应增大。根据开发动态资料可知，该油田开发后流体压力降低1～5MPa，纵波速度将增加30～150m/s，图7.3模拟了这种情况下的地震响应。

图7.3 压力减小5MPa，纵波速度将增加150m/s

（2）含油饱和度变化

油田开发过程中，油层的含油饱和度会发生变化，含油饱和度降低必然对应着含水饱和度的增大，从而增加油层波速。水－稠油替换后，纵波速度可增加60～140m/s，图7.4模拟了这种地震响应。

图7.4 水－稠油替换后，纵波速度增加100m/s

（3）油藏脱气

油藏状态下的含气饱和度，无法精确得到，只能用常温状态下的气油比（GOR）来定性的确定。当油藏脱气时，速度明显降低。气体饱和度达到4％后，纵波速度可减小约200m/s，图7.5显示的是模拟情况。

图7.5 含气饱和度达到4％后，纵波速度减小200m/s

在油藏开发过程中，当单一因素发生变化，而其他因素不变的情况下，会出现以下几种情况：

油层流体压力减小将导致地震速度的增大，产生正波形；

含油饱和度降低将导致地震波速增大，产生正波形；

油藏脱气将导致地震速度的减小，产生负波形。

依据油藏动态开发参数，模拟单因素情况下的时移地震的差异响应（图7.3，图7.4，图7.5），油层的流体压力下降或含油饱和度降低均可以导致正波形的产生，只有油藏脱气可以导致负波形的产生。

什么是无杆泵采油？

李友全　张传宝　李慧　叶良玉　阎燕　张莉

摘要　胜利油区地质构造复杂，反映其动态特征的试井曲线也异常复杂。本文在综合分析了胜利油区15年来的电子压力计试井资料的基础上，研究了不同试井资料的曲线特征，包括变井筒储存的曲线特征及资料解释方法；不同油藏外边界的曲线特征及资料解释方法；以及胜利油区多层、多井试井中存在的问题及解决方案等。在此基础上，总结出了一套适合胜利油区复杂地质特征的试井方法和资料解释方法。

关键词　试井　试井解释　内边界　外边界　多层油藏　胜利油区

一、引言

胜利油区的现代试井工作开始于1985年，经过十五年的引进、发展配套和应用研究，目前已形成油气水井地面直读测试、井底储存测试、海上橇装测试和抽油井环空测试的现代试井技术系列。相继开展了油气水井的压力温度测试、压力恢复试井、压降试井、干扰试井、脉冲试井、系统试井、改进等时试井、探边测试、水平井试井、抽油机井环空测试及压裂、酸化、堵水评价测试、计算热采油藏参数测试等。到目前已累计完成电子压力计测试280井（层），为油田的勘探开发提供了重要的动态资料。但由于胜利油区地质构造复杂、油藏储集类型多，反映油藏特征的试井曲线也异常复杂，试井资料的解释难度很大，为提高我局的试井解释水平，增加试井资料的应用价值，应结合油气藏开发过程中的研究成果，对这些资料进行综合分析和应用研究，以推动我局试井技术的不断发展和进步。本文在综合分析胜利油区电子压力计试井资料的基础上，对不同类型内边界、油藏外边界、多层油藏试井资料（包括分层测试）及多井试井进行了研究分析。

二、具有不同内边界类型试井资料的分析研究

内边界模型是由井筒条件决定的，井筒条件包括井筒的动力状况和井的完井情况，井筒的动力状况是指与井筒动力效应有关的物理现象，包括井筒储存效应、井筒相变影响、井温影响、井筒漏失等现象；完井情况是指与井筒本身及井壁附近地层物理结构有关的影响，包括井筒的污染情况、射孔情况、储集层穿透厚度及是否有裂缝、井斜等情况。这些情况对不稳定试井有很大的影响，往往直接影响解释结果的准确性。

1.线源井

在不考虑井筒的动力状况和井的完井情况下，井筒半径与油藏大小相比，井半径非常小，近似地把井半径视为零，此时的井称为线源井。井筒半径为零时，解释模型的解称为线源解。

线源井模型在干扰测试资料解释中应用较多，在无法确定激动井的内边界情况时一般选用该模型[1]。

2.井筒储存

（1）定井筒储存

由于井筒中流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。描述这种现象的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值。定井筒储存的特种曲线是压差（p）与时间（t）关系图，其特征是△p与 t的关系曲线为通过原点的一条直线。

（2）变井筒储存

在相重新分布井、相变井等实测井中，井筒储存系数往往表现出增大或减小的特征。1997年Hegemen等人提出一种分析井筒储存增大或减小的模型，在Laplace空间内，变井筒储存井压力反映可表示为[2,3]：

胜利油区勘探开发论文集

式中：pD——无因次压力；

S——表皮系数；

CD——无因次井筒储存系数；

pD——无因次变井筒储存压力；

L(pD）——理想储集层模型（S=0,C。＝0）的Laplace空间解；

z——Laplace变量。

Fair给出的变井筒储存压力函数为指数形式：

式中：CφD——常数；

胜利油区勘探开发论文集

tD——无因次时间。

将（2）式进行Laplace变换后代入（1）式再反演到真实空间，即得到指数形式的变井筒储存的典型曲线（图1、图2）。具有变井筒储存的井在早期会表现出与具有定井筒储存并且储存系数为CφD的井相似的特性，接着是变井筒储存占优势的过渡期，然后是晚期，井再次表现出单独受 CD控制的定井筒储存。

在一些实例中，需要比指数形式更急剧变化的井筒储存压力函数。Hegeman给出了另一种变井筒储存函数—误差函数形式：

胜利油区勘探开发论文集

式中：αD——无因次变井筒储存时间；

erf——误差函数。

误差函数的变井筒储存曲线的过渡段更大、更剧烈。使用多个变井筒储存压力函数PφD1、PφD2……，可以产生复杂的变井筒储存模型。如早期井筒储存减小，接着井筒储存又增大的现象。对于一些井筒有积液的气井，在压力恢复测试期间有时出现这类井筒储存特征。早期，天然气压缩系数不断降低，引起井筒储存减小。后来，随着液体回落和相重新分布，井筒储存系数增加。

图1　井筒储存增大的典型曲线图

在胜利油区所进行的280口井的测试资料解释过程中，变井筒储存现象较多，共有105井的试井资料具有变井筒储存效应，其中既有井筒储存系数增大的曲线，也有井筒储存系数减小的曲线和井筒储存系数先减小后增大的曲线。如埕北古4井，该井于1999年7月3日至15日对东营组73、74两层进行测试。关井前油产量313m3/d，气产量26571m3/d。关井后由于井筒内压力升高，部分天然气又溶解到油中，从而引起井筒储存减小，通过拟合，终井筒储存系数为1.08×10-2m3/MPa，初终井筒储存系数比为9.92417m3/MPa，无因次变井筒储存时间为7400。

变井筒储存对资料的解释具有不利的影响，特别是当变井筒储存时间很长且井附近存在外边界时，变井筒储存往往掩盖掉最初的外边界反映，如富111-8井等，从而对外边界及其他参数的解释产生影响，目前这种不利的影响在试井解释理论上尚无法有效解决，但可以通过提高测试工艺来解决，具体方法是通过井底关井器进行井底关井或利用井底流量计计量井底产量变化，从而消除变井筒储存对试井资料的影响。

图2　井筒储存减小的典型曲线图

3.表皮系数

在油田勘探开发过程中，利用不稳定试井方法确定的表皮系数广泛应用于油气层损害评价。但由试井所求得的表皮系数为一总表皮系数，它不仅包括由于钻井液、完井液对井底附近地带油气层的污染与堵塞而引起的真实表皮系数，还包括油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响而引起的拟表皮系数之和[4]。因此为了获取反映地层污染的真实情况，应该对油气井打开不完善、井斜、非达西流等影响的拟表皮系数进行计算求解。如义941井，该井位于沾化凹陷渤南洼陷渤东斜坡带，油层井段3275.3～3293.3m，有效厚度为16.8m，射开3275.3～3282.0m，射开厚度6.7m。通过试井得到总表皮系数为8.47，由于该井测试层为局部打开，局部打开造成的表皮系数为5.25，因此地层的实际污染系数为3.22，说明本井有污染，但污染程度没有像试井分析的那样严重。

在胜利油区的试井资料中，共有86口井的表皮系数大于0即存在污染，占40%，说明胜利油区的大部分井不存在污染，其中表皮系数大于0小于1的井有16口，表皮系数大于 10的井有 33口，即有15%的井存在严重污染。此外有129口井的表皮系数小于0，占总井数的60%，其值为0～9，通过统计还发现表皮系数跟钻井和完井条件有关，跟地层情况关系不大。

三、具有不同外边界类型试井资料的分析研究

外边界条件是指油藏外边缘的情况，常见的有无限大地层、不渗透边界、恒压边界、封闭系统和组合边界等[1]。在实际油藏中不存在真正的无限大地层，所有地层都是有界的，将地层认为无限大是由于压力波动尚未波及到地层边界，边界压力特征没有反映出来。

目前已进行各种类型的油、气、水井测试中，有83口井见到了边界反映，占测试井的30%，其中单一不渗透边界16口井，两条相交不渗透边界15口井，两条平行不渗透边界3口井，三条不渗透边界14口井，四条不渗透边界10口井，等压边界12口井，组合边界（不渗透＋等压边界）3口井，复合油藏10口井。

1.不渗透边界

不渗透边界指密封断层或岩性尖灭，可以是一条边界或多条边界交叉所形成的较复杂的边界。

（1）单一不渗透边界

当测试井附近有一条不渗透边界时，在半对数图（pwf-lgt）上将出现两条直线段，且前一直线段的斜率为后直线段的2倍。通过两条直线交叉点的时间可求出测试井到断层的距离。在双对数图上，压力导数曲线在井筒储存和表皮效应的影响结束后，稳定于纵坐标值为0.5的水平直线上，遇到断层反映后，压力导数曲线先上翘，最终趋于纵坐标为1.0的水平直线。

在胜利油田的试井中遇到单一不渗透边界的情况较多，如埕北 12井，该井的压力恢复资料在压力导数曲线后期上翘，表明遇到了不渗透边界，通过拟合得不渗透边界的距离为153m。后经进一步探明构造，发现埕北大断层在本井以北约150m处，可见电子压力计在探边测试中具有较高精度。

（2）两条平行不渗透边界（渠状储集层）

若井位于两条平行断层中，在井到最近断层距离大约是两断层间距的10%或更小时，半对数图上可显示出一条断层的存在，并可计算其距离，在双对数图上，压力导数曲线可反映出两条断层的存在，可用典型曲线拟合法求得井与每条断层的距离。若井位于两条断层的中间，半对数图上曲线的斜率一直在增长。在晚期边界之间的流动变成了线性流动，此时压力与时间的平方根成正比，在双对数图上，压力曲线与压力导数曲线相平行，且沿斜率为二分之一的直线（倾角26°）上升。如夏70井，该井解释得到两条平行断层，到井的距离分别为54.6m和55.7m，即两平行断层间距离为100.3m。

（3）两条相交不渗透边界（楔型储集层）

当井处于两条相交断层附近时，在双对数图上，其压力曲线形态与两条断层的夹角及井到两条断层的距离有关：当井到两个断层的距离相差较大时，压力导数曲线表现出两个依次上升的台阶，如夏326井，该井通过拟合得断层距离分别为687.0m和312.0m；若井处于两断层夹角的角平分线上，随两断层夹角的减小，压力导数曲线上翘幅度变大，最终稳定于纵坐标值为N=180°/θ的水平线上（θ为两断层的夹角）。如曲10井，经解释该井到两条边界的距离分别为148.0m和156.0m。若井处于两条正交断层之中，压力导数曲线最终将稳定于纵坐标为2.0的水平线上；单对数图上前后直线段斜率之比为1:4。

（4）多条不渗透边界

井周围有多条不渗透边界（两条以上）但并不完全封闭，在双对数图的压力导数曲线上的反映与两条相交断层反映很类似，都是上翘后变平，只是上翘的距离和幅度稍大些，故在判断是否为多条不渗透边界时，应参考地质资料，而不能只凭试井曲线来判断，在胜利油田的探边测试中这类井遇到的较多，如孤北30、孤南24等。

（5）断层全封闭边界

胜利油区的油气藏多为断块油气藏，故常遇到断层全封闭边界。这类边界反映在压力恢复曲线上，一般先表现各边界的特征，即压力曲线和压力导数曲线上翘，然后表现总特征，压力曲线稳定而压力导数曲线下跌。

盐16井的压力恢复双对数图中，压力导数曲线上翘后下跌，利用封闭边界解释的圈闭面积为0.41km2，后来该层位上报的Ⅲ类储量面积为0.4km2，与试井解释结果吻合较好。

2.等压边界

等压外边界主要发生在很大的气顶、边水供给充足或注采平衡的储集层系统中。若井附近存在定压边界，不论是压降还是恢复都会由于定压的存在使压力稳定下来，而压力导数曲线则很快下降。

（1）单一等压边界

对于单一等压边界，其压力导数曲线在见到边界后将沿45°（斜率为－1）的直线下降，如义941井。该井压力导数曲线在径向流水平段后期出现下降，通过拟合得到等压边界距离为299.0m。从构造图知该井距油水边界的距离约300m，与测试结果一致。

（2）圆形等压边界

在胜利油区的探边测试中圆形等压边界（即边水圈闭）的井例不多，从实测资料看这类井的曲线特点是：当压力激动波达到圈闭后，压力导数曲线呈90°下降，如利371井。该井压力导数曲线进入径向流水平直线段后不久迅速以90°下跌，用圆形等压封闭边界拟合，得圆的半径为850m。

3.不渗透边界和等压边界的组合

井附近既有不渗透边界又有等压边界时，分以下两种情况：①井距等压边界近而距不渗透边界较远，此时压力导数曲线先表现等压边界的特征，沿45°直线下降，再表现不渗透边界的特征，压力导数曲线停止下降，甚至回升（视边界的组合情况而定），如官7井，该井具有上述特征，通过拟合得等压边界距离为111.0m、不渗透边界距离为287.0m；②井距不渗透边界近而距等压边界远，这时压力导数曲线先上翘，遇到等压边界后又下降，如胜海8、孤岛中37-311井等。

四、多层油藏试井资料的分析研究

由于胜利油区构造复杂，多数油田具有多套油水系统及多套产油层系，因此很多井都是多层合采，在所测试的试井资料中共有38井为多层油藏试井资料，这些油藏是由性质相同或不同的两层或多层油层构成，层间为低渗透或不渗透的夹层隔开。对这些资料的研究发现，若各层性质相同或相差不大时，可用均质油藏模型解释；若各层性质不同，用均质油藏就不能得到较好的拟合，此时就必须用多层油藏模型解释。

1.无窜流双层油藏解释模型与曲线特征

图3　无窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图

这种模型的基本假设条件为：两层组成油藏中心一口井，油藏上下封闭，两层具有无限大外边界，层间为不渗透隔层分开，仅在井筒连通。油层均质，各向同性，流体微可压缩，压缩系数和粘度为常数，忽略重力影响。根据Boudet给出的Laplace空间解反演到实际空间后即得双层油藏解释模型的典型图版[5]。

多层油藏典型曲线具有明显的蛇曲形状，图3是带有封闭边界的无窜流两层油藏的压力及导数双对数图，该曲线大致可分为几个流动阶段：

早期为井筒储存影响段（a—b—c段），这一段的形状主要受组合参数CDe25的影响。由于S在指数上，所以早期段受S的影响比较大。

然后是高渗层的径向流段（c—d段），这时主要是高渗层生产，无因次双对数坐标中，c—d段是纵坐标为0.5的水平线，半对数图上出现斜率为二分之一的直线段，这与单层油藏情况类似。

d—e段为过渡段，也是高渗层的边界反映段。曲线开始偏离直线段的无因次时间为0.1，这也正是恢复较快层（高渗层）的边界反映无因次时间，边界影响使压力曲线和导数曲线上翘。e—f段为过渡段。

压力传播到恢复较快层的边界后，当井底压力趋于该层的平均压力时，该层停止生产，此时流体完全从低渗层生产，导数曲线出现第二径向流段（f—g），一般在无因次双对数坐标下的压力导数值为0.5/(1-k）（k为地层系数比），半对数图出现第二直线段。若第二直线段明显，且第二层为封闭边界，则第二层的边界反映无因次时间也为0.1。g—h段为低渗层的边界反映段。

由于储集层的复杂性和测试时间的局限性，在实际测试中可能只能测到其中的一段或某几段，此时就只能了解其中的一部分参数。

图4　有窜流多层油藏压力及导数双对数曲线图

2.具有层间窜流的双层油藏模型及曲线特征

对于具有不同表皮系数的两层油藏中心一口井，假定流体由低渗层（下层）向高渗层（上层）窜流；各层均质，各向同性，微可压缩单相流体流动；油藏无限大，顶、底封闭；各层的初始压力相同，井产量q为常数，忽略重力影响[7,8]。

该类油藏模型的曲线特征如图4所示，主要表现为四个流动期。

早期（曲线A）为井筒储存影响段。

小时间期（曲线B）：流体仅从高渗层流入井筒，与无窜流的多层油藏特性类似，在双对数图上压力导数曲线呈水平段。

过渡期（曲线C）：低渗层开始生产，层间窜流发生，产量曲线和压力曲线均趋于平缓变化。

晚期（大时间期，曲线D）：当时间足够大时，两层生产达到平衡，流体流动类似单层油藏情形，压力导数曲线反映总系统的径向流水平直线段。

3.实例分析

胜利油区的多层油藏试井资料中，大多数表现为均质油藏的特征，即各层性质相近，但也有一些井表现为明显的多层特征，如孤东10-13、胜海8等井。对于这些井，利用上述两模型一般也难以得到各小层的参数，其解决方法是利用分层测试，下面利用孤东10-13井为例简单介绍该方法。孤东10-13井有三个生产层段，1999年9月8日将储存式电子压力计和智能分层装置下入井底，根据预先编好的程序逐层开关井和自动记录井底压力变化，该井的测试中，先开第三层（关一、二层）测流压5天，然后关第三层测恢复1天，依次对第二、一层进行测试，最后三层全开测流压3天，再关井测恢复1天。测试前三层合采的液量为16.6m3/d，油量为0.7m3/d，含水96.6%，分层测试时第一、三层100%产水，第二层厚度虽仅有2.0m，产油量却高达34.2m3/d，是主力产油层。通过解释得到第一、三层的渗透率分别为11×10-3μm2和10×10－3μm2，表皮系数分别为44.4和55.3，表现出高污染低渗透的特征；第二层得到的渗透率和表皮系数分别为574.88×10-3μm2和－0.15，可见第二层的油层特性较好。从测得的压力来看，第一、二、三层的静压分别为13.2031、14.9668和19.5335MPa，压力系数分别为0.97、0.94和1.00，说明第三层和第二层压力较高，在低速三层合采时，主要由这两层供液，故三层合采时产油量极低，因此应封堵第一、三层，以获得高产油流。

五、多井试井

多井试井目的是确定井间连通情况和求解井间地层特性。干扰试井是最常用、技术最成熟的一种多井试井方法。试井时，以一口井作为激动井，另一口或数口井作为观察井；也可以一口井作为观察井，另一口或数口井作为激动井。激动井改变工作制度，造成地层压力的变化（常称为“干扰讯号”）；在观察井中下入高精度的测压仪器，记录由于激动井改变工作制度的压力变化。从观察井能否接收到“干扰”压力变化，便可判断观察井与激动井之间是否连通，从接收到的压力变化的时间和规律，可以计算井间的流动参数。

笔者以高17断块干扰试井为例进行分析。高17断块是高青油田的主力含油断块，该断块自1990年1月注水开发10个月以来，除高17-22井受到高17-26井的注水效果外，无其他明显受效井，分析原因，可能与东部断层有关。为了验证该断层的密封性及油水井的连通情况，以便于调整注采结构，对该断块进行干扰试井。

图5　高17-9井实测线性图

本次测试选高17-9井为观察井，高17-51井（注水井）为激动井。测试自1991年1月11日开始，于1991年1月21日结束。期间停注2次，开注 1次。图5为本次测试线性图。

试井以前，高 17-9井进行过洗井作业，因而压力随液面下降而减小，见图5。测试开始时，高17-51井一直注水，经过20.38小时停注，观察井压力继续减小，然后压力自然恢复上升。激动井停注40小时后，又以302m3/d的注入量开注，持续96小时后停注。这期间观察井压力值仍然按原来趋势上升，上升了0.044MPa，停注以后又观察了71.86小时，压力仍然上升，无下降趋势。整个测试期间压力恢复了0.093MPa。由曲线可以看出，高17-9井的压力恢复未受到高17-51井几次激动的影响，分析原因为该断块东部有断层，密封性良好，导致两井间不连通，从而证实了断层具有良好的密封性。

六、结论

井筒储存对资料的解释有不利的影响，应尽量通过施工工艺的改进来减少其影响；由压力恢复或压降试井求得的表皮系数往往不代表油藏的污染程度，应根据井的打开程度、井斜等情况将表皮系数分解，从而确定油藏的真实污染情况。

利用试井方法确定油藏的外边界有较高的精度，因此符合试井条件的井都应进行探边测试。由于试井解释具有多解性，在进行边界解释时应尽可能多的参考其他地质资料。

多层油藏的试井资料目前仍为试井解释的难点，若需获得各小层的参数应进行分层测试，但分层测试具有现场施工工作量大、测试条件苛刻等缺点。

主要参考文献

[1]林加恩.实用试井分析方法.北京：石油工业出版社，1996.

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无杆泵(Rodless Pump)采油也是油田生产中常见的机械采油方式。无杆泵采油无需抽油杆柱，减少了抽油杆柱断脱和磨损带来的作业和修井费用，适用于开采特殊井身结构的油井。随着我国各大油田相继进入中后开采期，地质条件越来越复杂，无杆泵将会得到更广泛的应用。本节介绍潜油电泵、水力活塞泵、射流泵及螺杆泵采油的基础知识。

一、潜油电泵电动潜油离心泵(Electric Submersible Pump)简称潜油电泵、电潜泵或电泵，是国内外应用最广泛的无杆泵之一。地面电源通过变压器、控制屏和电缆将电能输送给井下电机，电机带动多级离心泵的叶轮旋转，将电能转换为机械能，把井中的液体举升到地面上来。

1.系统部件潜油电泵系统主要由电机、保护器、气液分离器、多级离心泵、电缆、控制屏、变压器和接线盒等部件组成，如图6-37所示。

图6-37　典型潜油电泵系统

1)电机潜油电机用于驱动离心泵，工作原理与地面电机相同。潜油电机频率60Hz时转速为3500r/min，功率范围在5.6～745.7kW内，串联使用可获得所需功率。其内充填的润滑油用于润滑，并将电机运行产生的热量传给井液，冷却电机。潜油电机必须安装在井液流过的地方。

2)保护器保护器起到连接电机与泵、隔离电机油与井液、平衡井筒和电机内的压力的作用。运行时，电机内的润滑油因温度升高而膨胀，保护器内有足够的空间储存溢出的润滑油，防止电机压力过高；油温下降、体积收缩时，保护器内的油又补充给电机。保护器外壳可作为润滑油的附加冷却面，可以罩住承受泵轴重力和各种不平衡力的止推轴承。

3)气液分离器泵吸入口气液比超过10%时，泵的特性变差，甚至发生气锁。气液分离器作为泵的吸入口，可以把进泵气量控制在泵的承受范围之内，减少气体对泵的影响。沉降式分离器只能处理气液比低于10%的井液，且分离效率低于37%。旋转式分离器能处理气液比小于30%的井液，且分离效率高达90%以上。可根据泵吸入口游离气量选择分离器，也可由分离器的能力确定泵的最小吸入压力和产量。

对于气体含量很高的井，高级气体处理装置可使气液在泵中均匀混合，像单相流一样，以防止气锁，大大提高泵的气体处理能力。

4)电缆为井下电机送电的有圆电缆和扁电缆。扁电缆用于电机和套管环形空间较小的井。电缆中可以有多股铜导线或铝导线，导线之间和导线外的绝缘层必须耐温、耐压、耐腐蚀。绝缘层外有铅护套，并以金属铠甲保护。不同型号的电缆压降不同。

5)控制屏控制屏能自动控制系统的启动和停机，具有短路、过载、欠载保护功能以及欠载延时自动启动功能，能随时测量电流和电压，跟踪系统的运行状况。变频控制屏可以在30～90Hz内任意改变井下电机的频率、转速，灵活调节泵的排量，但不会把电源瞬变传到井下。软启动功能可以减少机组的损坏。控制屏的电压在600～4900V之间。

6)变压器变压器利用电磁感应原理，将电网电压转变为井下电机和地面系统所需要的电压。

7)接线盒井口和控制屏之间必须安装一个接线盒。其作用是将沿电缆芯线上升到井口的天然气放空，防止天然气直接进入控制屏，使控制屏产生电火花时引起爆炸。

单流阀、泄油阀、扶正器、传感器和变速驱动装置等为可选附属部件。单流阀的作用是在停泵时用于保持油管柱充满流体，易于启泵，降低功率消耗；防止液体倒流使机组反转而烧毁电机，损坏轴和轴承。起泵、卸油管时，泄油阀可防止管中的液体流到地面上。泄油阀装在单流阀上方，与单流阀同时使用。扶正器使泵和电机在井内居中，以便有效冷却电机，防止电缆的摩擦和损坏。传感器用于测量井下压力和温度，便于自动控制。

2.安装方式不同安装方式的潜油电泵系统组成和用途不尽相同。

标准安装方式(图6-37)主要用于油井采油，从下至上依次是电机、保护器、气液分离器、多级离心泵及其他附属部件。标准安装方式可以让产出液从电机旁流过以冷却电机。

底部吸入口安装方式从下到上依次是吸入口、泵、排出口、保护器、电机。流体由插到井底的尾管进泵，环空排出。底部吸入口安装方式可以提高排量和效率，适用于油管摩阻大或泵径大的井。

底部排出口安装方式从下到上依次是排出口、泵、吸入口、保护器、电机。流体从油、套管环形空间进泵，由尾管排到下部层位。底部排出口安装方式适用于油田注水开发或气井排水采气。

3.离心泵工作特性井下多级离心泵由单级离心泵串联组成，是举升液体的关键部件。单级离心泵由装在泵轴上的叶轮和固定在泵壳上的导轮组成。井下多级离心泵的工作原理与地面多级离心泵相同：叶轮旋转的离心力使流道中的液体增压、加速后从出口排出，将机械能转变为流体的压能和动能。导轮的流通面积逐渐扩大，使部分动能转变成静压。流体再进入下一级叶轮、导轮。重复这一过程，直到泵的出口达到所需要的压力。

离心泵的特性是指排量、压头、功率、效率与转速的关系。排量是指泵在单位时间内输送的流体体积。压头是指单位质量流体得到的能量，也称为有效压头或扬程。功率是指电机传给叶轮的功率，称为泵的轴功率。有效功率是指泵内流体获得的功率。有效功率与泵轴功率之比为效率。泵轴单位时间内的转数叫做转速。

泵的特性曲线一般是固定转速，在相对密度为1、粘度为1mPa·s的清水中测得的，称为泵的标准特性曲线，代表单级泵的工作特性，如图6-38所示。泵吸入口气液比小于10%时，可以采用泵的标准特性曲线,否则需减少游离气进泵或采用两相泵的特性进行设计。离心泵的实际工作特性非常复杂。

图6-38　泵的标准特性曲线

由于各种因素影响，实际压头一般都低于理论压头。叶轮流道内的沿程阻力会产生水力损失；高压液体通过叶轮和导轮间隙的漏失引起容积损失；摩擦会造成机械损失。

气体占据部分泵腔空间，减少了进泵的液体。气体使流体密度下降，影响泵的功率及各种能量损失，使泵的特性变差，偏离单相液体的特性。气量太大会导致泵内流体排不出去，造成排液中断，这种现象称为气锁。停泵可使泵内气体上升以消除气锁。

当泵内流体的压力低于饱和蒸汽压时，会产生小气泡。气泡流入高压区后会冷凝和破碎，产生很大的冲击力。这种现象和水击相似，称作气蚀。气蚀会损坏泵，并使泵的工作特性变差、排量和效率下降。足够的泵吸入压力可以防止气锁和气蚀。

4.潜油电泵井管理为提高运行效率、延长系统寿命，潜油电泵必须在最高效率点附近工作；泵的额定排量和压头要与井的生产能力相协调；电机功率必须满足举升流体的需要。如果油井产能预测不准、油藏动态发生变化、选泵不当，都会使油井生产不协调，造成过载或欠载运行。应取全、取准产量、含水率、生产气油比、油压、套压、电流卡片、动液面和静液面位置等生产资料。控制合理的生产压差，保证泵高效工作。当油井产量在泵的最佳排量范围内时，应连续运转，这是潜油电泵最佳的工作制度。如果泵的排量大于油井的供液能力，可以换成小排量泵、从地面注入部分液体或利用控制屏的欠载延时再启动功能实现自动间歇生产，但频繁启动和停机会降低潜油电泵的寿命。

潜油电泵排量小、含蜡量高的油井可能会结蜡。玻璃油管防蜡、刮蜡片清蜡、热油循环清蜡、热电缆清蜡及化学清蜡等，都能保证潜油电泵井的正常生产。其中玻璃油管和加化学药剂最为有效。刮蜡片清蜡应注意下入深度。加热法会引起电缆起泡，加速电缆绝缘层老化。

为保证潜油电泵长期正常运转，少出故障，要经常对泵机组进行维护和保养。发现问题必须准确判断原因，尽快排除故障，提高潜油电泵井的运转时率，取得更好的经济效益。

二、水力活塞泵水力活塞泵(Hydraulic Pump)是靠液压传递动力的无杆抽油设备，它是从地面把高压动力液注入井内，驱动井下马达运转。马达活塞又带动泵柱塞往复运动，把机械能传给产出流体，使其获得足够的能量到达地面。系统主要由动力液罐、地面泵、控制管汇、井口控制阀和井下泵组成，如图6-39所示。

图6-39　水力活塞泵系统

A—动力液罐；B—三缸高压泵；C—控制管汇；D—井口控制阀；E—井下泵1.动力液系统地面动力液系统按管理的井数分为单井系统和中心站多井系统；按动力液排出方式分为开式和闭式系统。不同系统的设备、地面流程及处理能力不同，选择时要考虑现有设备、场地和投资成本等因素。

闭式系统中，动力液和地层流体不混合。向动力液中加化学剂的成本低，地面分离设备简单，但需要动力液返出管线。动力液不能对稠油起稀释和降粘作用。闭式系统主要用于海洋和城市。

开式系统中，动力液和地层流体混合，由同一通道返出地面，井身结构简单。热动力液可稀释粘稠的地层流体，但所加润滑、防腐、除氧等化学剂会被地层流体稀释，损耗较大。

动力液质量对系统的维修成本和使用寿命影响很大。用原油作动力液润滑性较好，地面柱塞泵的维护少，需要的化学剂少，成本低。用水作动力液对环境污染小，安全性好，但无润滑作用，易产生腐蚀和漏失，还需脱氧处理。动力液可根据现场情况和投资成本选择。

2.井下泵装置按动力液的流动方向，井下泵装置可分为正循环和反循环系统。正循环系统中动力液从装泵的油管注入，从未装泵的流动通道返出。反循环系统中动力液从未装泵的流动通道注入，从装泵的油管返出，目的是保护套管、降低摩阻。

根据安装方式，井下泵装置分为自由式和固定式。自由式装置操作简单、方便，改变动力液的流向可完成起、下泵作业。正循环动力液将泵下到井底工作，反循环起出泵维修，减少了停产时间和作业成本。将压力计装在泵下部可进行产能测试和中途测试，便于自动化管理。起泵后，能对地层进行各种措施和作业。自由式装置的井下泵的直径受油管尺寸限制。固定式装置的井下泵安装在油管底部，泵的直径不受油管尺寸限制，但检泵、换泵时必须起、下油管。固定式装置主要用于高产井。

按完井方式，井下泵装置分为套管式和平行式。套管式装置用于开式动力液系统中，油、套环形空间作为流动通道。如果气量太大，可在环空中加装排气管。大套管中可用同心管插入式套管装置，两油管间的环空做流动通道，外油管和套管的环空排放气体。平行式装置在开式系统中是采用两根平行油管完井；闭式系统还要添加动力液排出管。气体从油管外、套管内的通道排出。平行式装置主要用于需排放气体、保护套管或套管已经损坏的井。

与地面动力液系统相对应，井下装置也分为开式和闭式。目前，常用套管自由式正循环开式动力液系统装置和平行自由式正循环开式动力液系统装置。

3.工作原理井下水力活塞泵包括马达和泵以及连接它们的空心活塞杆。马达和泵可以有多个。单作用泵仅在上冲程或下冲程向地面排液，双作用泵在上冲程和下冲程都向地面排液。图6-40所示为单作用井下泵装置。

图6-40　单作用井下泵装置

注入井中的高压动力液驱动水力活塞泵上的马达往复运动，将高压势能转变为机械能。马达驱动泵，又将机械能转变为液体的静压，使产出液具有足够的能量流到地面上来。

马达由马达缸套、马达活塞、马达阀、阀杆和马达排出口组成。下冲程中马达阀向下，高压动力液进入马达活塞的上腔，活塞下腔的低压动力液从马达排出口排出。下冲程末，马达阀向上换位，动力液反向流动。上冲程中，高压动力液进入马达活塞下腔，马达活塞上腔的低压动力液排出。上冲程末，马达阀向下换位，动力液倒流，开始下一个循环。

马达阀也称为倒向阀，在各个交替的半冲程中，改变动力液的流向。马达阀通过换位交替地将动力液注入马达活塞的上、下腔，推动马达活塞往复运动，带动泵柱塞运动。

泵的主要部件是缸套、柱塞、吸入阀、排出阀和平衡管。下冲程中，马达活塞带动泵柱塞作向下运动，泵柱塞下腔的压力上升，吸入阀关闭，排出阀打开，泵排出高压流体。同时泵柱塞上腔的压力下降，排出阀关闭。泵腔内压力降到吸入阀开启压力时，吸入地层流体。上冲程中，马达活塞带动泵柱塞向上运动。同样靠泵内上、下腔容积的改变，控制泵腔内压力的升降、吸入阀和排出阀的开关，把井下液体举升到地面上来。

马达活塞面积越大，泵的排出压头越高；泵柱塞的面积越大，泵的排量越高。

水力活塞泵也存在余隙和气锁。吸入流体含游离气时，在泵排出冲程末端，气体被压缩在余隙的流体中。泵柱塞反向运动时，余隙中的气体膨胀，压力下降缓慢，泵吸入阀打开滞后，泵的有效冲程减少。严重时始终不能打开吸入阀，泵抽不出油来，这就是气锁。

4.排量若视驱动马达的动力液为不可压缩液体，马达实际排量就等于动力液流量。马达有效排量是马达排出口的流量。有效排量与实际排量之比即为马达效率，其大小与漏失有关。漏失又取决于配合间隙、动力液的粘度、磨损等。马达实际排量比额定排量小很多时，马达阀的动作不协调；实际排量接近额定排量时，马达的使用寿命较短。

泵的有效排量是吸入条件下泵排出地层流体的体积流量。游离气占据空间，溶解气会使液体膨胀，致使地面排量与泵的井下排量不同。泵的实际排量是指吸入条件下通过泵的地层流体的体积流量。有效排量与实际排量之比即为漏失效率。漏失效率用以描述漏失、气体降低有效冲程或造成间歇气锁等综合影响。泵的额定排量是吸入条件、额定转速下的实际排量。实际排量应小于额定排量。以额定排量选择水力活塞泵，必须满足排量要求，并与油井的产能相协调；要有足够的举升压力以保证所需的井口剩余压力。

三、水力射流泵水力射流泵(Hydraulic Jet Pump)简称射流泵。其生产系统由地面储液罐、地面高压泵和井下射流泵组成。射流泵与水力活塞泵的井下总成可以互换。射流泵的井下装置也分为自由式和固定式，均采用开式动力液系统。

射流泵井下无运动部件，对于高温深井、高产井、含砂、含腐蚀性介质、稠油以及高气油比油井具有较强的适应性。其结构紧凑，还可适用于斜井、水平井。射流泵能自由投捞，灵活方便，可进行产能测试，维护费用低。

1.射流泵的结构及工作原理射流泵是通过两种流体之间的动量交换传递能量的。典型的套管自由式井下射流泵如图6-41所示，主要由喷嘴、喉管和扩散管等元件组成。喷嘴相当于射流泵的马达，将动力液高压势能转变为高速动能。喉管是直径比喷嘴出口大的长圆筒，高速动力液与低速产出液在其中完全混合，交换动量。扩散管的横截面沿流动方向逐渐增大，将动能转变为静压，使混合流体获得足够的能量上升到地面上来。

图6-41　套管自由式井下射流泵

2.压力损失射流泵的能量损失包括摩阻损失和混合损失，其大小与流体性质、流量、压力及泵的结构参数等有关。喷嘴、吸入腔室、喉管和扩散管中都存在摩阻损失。设计得当可以消除吸入腔室的摩阻损失。混合损失主要发生在喉管内，其他部位很少，喉管长度是影响混合损失的主要参数。选泵时必须考虑这些影响因素，摩阻损失、混合损失之和最小为最佳选择。同时，所选泵必须满足井对排量和举升高度的要求，在不出现气蚀时效率最高。

3.气体影响气体要占据体积，使泵的液体排量下降。气体也对泵内压力损失产生影响。吸入腔室的压力下降会导致脱气，产生滑脱。气体造成混合速度、浓度分布极不均匀，使泵效下降。泵的结构不同，气体的影响程度差别较大。同时，气体的举升作用有利于降低排出管的压力损失。

气蚀对射流泵的正常工作影响很大。喷嘴和喉管之间的环形面积是产液进泵的吸入面积。环形面积越小，吸入流体的速度越高，喉管入口处的压力越低。吸入压力低于流体的蒸气压时产生小气泡。气泡进入喉管的高压区就会冷凝和破碎，对泵产生冲蚀，这种现象称为气蚀。当气蚀发生时，增加动力液流量不会提高产量。对一定的产量和吸入压力，刚好能避免气蚀的环形面积称为最小气蚀面积。

射流泵需要较高的吸入压力以避免气蚀，所以应用受到限制。射流泵在最高效率点工作时，一般要求较大的沉没度。为了在较低的吸入压力下不发生气蚀，牺牲泵效可使射流泵用于更多的低压深井，所以射流泵泵效较低，所需输入功率比水力活塞泵高。

四、螺杆泵螺杆泵(Progressing Cavity Pump)是一种新型机械采油装置。其工作可靠、容积效率高、抗磨蚀性能好，适用于高粘、高含砂、高含气原油的开采。随着合成橡胶及粘结技术的发展，螺杆泵采油成为稠油冷采、聚合物驱油田的主要举升方式。

螺杆泵装置可分为地面驱动和井下驱动两类。地面驱动螺杆泵主要由驱动系统、连接器、抽油杆柱及井下泵组成，抽油杆柱旋转驱动井下螺杆泵。井下驱动螺杆泵的电机、保护器和螺杆泵装在井下，典型系统如图6-42所示。

图6-42　井下驱动螺杆泵

螺杆泵由能转动的单螺杆(转子)和固定衬套(定子)组成。如图6-43所示，E为螺杆偏心距，衬套内表面由橡胶制成，螺杆沿衬套内表面滚动使螺杆轴线绕衬套轴线旋转，因此螺杆与传动轴必须采用万向轴或偏心联轴节连接。

图6-43　螺杆泵结构示意图

电缆把电源动力传给井下电机，电机带动螺杆泵旋转，使产出液体获得足够的能量排到地面。螺杆在衬套内偏心旋转时形成一系列密封腔。当泵吸入端的密封腔容积增大时，腔内压力下降，流体进入。随着螺杆转动，这个腔室开始封闭，并向排出口移动，压力不断上升。当一个密封腔消失时，另一个同样的密封腔形成，因此排量非常均匀。对于相同级数的螺杆泵，排量随着压头的增加而下降。不同型号的螺杆泵特性不一样，一般用清水测试获得，用于选择和设计。

思　考　题

1.为什么我们最希望采用自喷采油方法？

2.什么是流入动态关系？单相流和溶解气驱的IPR曲线形状怎样？

3.无因次IPR曲线有何特点？Vogel方程描述什么关系？

4.什么是采油指数？单相渗流和油气两相渗流的采油指数有何异同？

r=pb=20MPa，井底流压为12MPa时的产油量为60m3/d。(1)计算该井的最大产量；(2)计算井底流压为10MPa时的产量，并绘制IPR曲线。(3)若FE=0.8，结果会怎样变化？

6.试述两相垂直管流的流动型态及其特点？

7.62mm内径油管中的液体流量为0.8m3/s，气体流量为0.6m3/s,持液率为0.7，计算其滑脱速度。

8.油嘴有何作用？油嘴流动的特点是什么？

9.怎样才能达到临界流动状态？

10.什么是协调工作点？油井如何才能达到协调生产？

11.有哪几类节点？节点分析方法的基本思路如何？