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中国岩性地层气藏勘探前景
近年来，中国岩性地层气藏新增探明天然气储量快速增长，岩性地层气藏勘探是天然气勘探的热点领域。随着我国天然气勘探的迅速发展，岩性地层气藏的勘探将越来越显示出其重要地位。
我国岩性地层气藏的勘探历程，经过了偶尔发现到有意识勘探，再到大规模发现。1989年，以鄂尔多斯盆地腹部陕参1井和榆3井在奥陶系获高产工业气流为标志，我国岩性地层气藏勘探步入一个全新的发展阶段，一批大型气田不断被发现，岩性地层气藏勘探取得了令世人瞩目的成就。 《中国岩性地层气藏的勘探前景》一文认为，我国岩性地层气藏资源量丰富、成藏条件优越、气藏规模大，岩性地层气藏勘探将在我国未来天然气勘探中占有重要地位。
文章通过对岩性地层气藏分布特点的研究，认为克拉通盆地大型古隆起、斜坡以及断陷盆地断陷层序特殊岩性体岩性地层气藏成藏条件最为优越，是我国目前岩性地层气藏的主要勘探领域。四川盆地加里东古隆起、塔里木盆地轮南古隆起、松辽盆地断陷特殊岩性体、鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，目前勘探程度较低，是我国未来大型岩性地层气藏勘探的新领域。
人工举升新进展
1. 斯伦贝谢公司的4项人工举升进展 （1） 便于安装的电潜泵——REDA* Maximus*系统
斯伦贝谢公司新型REDA* Maximus*电潜泵系统，可以在恶劣的天气条件下进行安装，大大减少了井场安装工序和人为误差或天气引起的故障。该泵通过提供全面集成的或即插即用的传感器、马达和保护器等组件，进一步减少了传统电潜泵早期运转的故障。
当泵的各个组件运输到井场时充满了没有气泡的保养油，减少了井场人工服务需求量。另外还配有一个消除保养油热胀冷缩的运输罩，去掉运输罩，将马达和保护器连接在一起，多余的保养油自然溢出，便完成了安装。
在该泵的安装过程中，许多以前需要在井场完成的工作，被转移到了生产或服务中心的可控制环境中，进一步减少了人为误差。安装过程中的供油、连接充填和某些调整程序都可以在服务中心进行，使电潜泵的安装变得简单、省时。该系统不仅能够提高井场安装的准确性，减轻天气对安装的影响，而且节约昂贵的作业设备运转时间，提高电潜泵性能。
（2） 电潜泵马达保护器——REDA Hotline* 550
斯伦贝谢公司改进的马达保护系统——REDA Hotline* 550，是专门设计用来应对环境挑战的。该系统可以应用于不同的井结构，适应于高温蒸汽辅助重力驱油（SAGD）井、出砂及固体杂质井、高度气侵井以及高含腐蚀性流体井。改进的马达保护系统（AMP）设计使用一个可替换的Inconel*金属波纹管代替传统的合成橡胶袋。
使用金属波纹管可以将运转温度提高到550℉，在当前的井结构中，远远超过了合成橡胶袋保护器的温度范围。高温电潜泵非常需要这种耐高温且使用寿命长的马达保护器，安装在一个SAGD井中的装置，到目前为止持续使用了1043天，仍在运转。
现场实例已经证实了ＡＭＰ系统可以应用在产气井中，金属波纹管可以抗H2S腐蚀，而且不透气，因此可以用于高温高含H2S井。此外，新的Hotline 550保护器的顶端设计结合了高度轴密封技术、防砂技术和出砂井排水技术。因此，任何进入保护器顶的砂和固体杂质将被转移到井筒内，减少对泵的磨损。
（3）ALS电潜泵举升服务
由斯伦贝谢公司提供的先进的电潜泵举升服务，是一种主要针对电潜泵井的监测、诊断、优化等工作流程的实施解决方案。这是一个基于网络的端对端的监控和观测系统，融合了监控、报警、数据采集（SCADA）和生产优化诊断服务。这种先进的电潜泵举升服务（ALS）将最新的井下电潜泵传感器、马达控制器和人工举升、采油工程结合起来，提供全天的电潜泵监控、诊断和优化服务。
（4） XLift高压气举系统
斯伦贝谢公司的XLift高压气举系统可用于深水井、大位移井、海底井和大斜度井。XLift XLI*的阀门可以取出更换，安装有一个获得专利的压力平衡的端接焊缝波纹管系统，减少了对内部气体增压的需求，增加了工作注入压力。
该系统注入压力范围是2000～5000psi，注入速度高，扩大了气举的应用范围，延长了油井和油田的寿命。较高的注入压力和较深的注入位置，不仅要求油井使用较少的工作筒和阀门进行完井，还要考虑较高的压降和增加的产量。
XLift XLI*进气阀完全进行地下控制，和地面没有有形的连接。该阀门使用一个获得专利并经过油田现场验证的文丘里流动结构，可以为高性能深井举升应用提供更有效更稳定的气体通过能力。
2. 人工举升控制器技术新进展
（1） Magney Grande配电公司马达控制器
美国科罗拉多州Magney Grande配电公司，发布了一款新型马达控制器（CBM）。这是一个已经通过油田测试和验证的软启动马达优化模块。2006年9月，在德克萨斯二叠纪盆地，该设备首次安装在一口油井的配电盘上，进行了油田测试和验证。当时，油田的电能处于超负荷状态，导致周期性大范围的电压波动。安装在该油田的沉没泵马达连续承受着超过400V的过电压，经常持续40～60min。
设计CBM的目的是，了解马达工作状态、调节井下电压来满足实际的马达功率需求，同时保持需要的扭矩。水气交替注入的周期性循环，使泵的运行情况产生了较大的变化。CBM能够根据马达功率需求来调整马达电压，还能提供软启动操作，减少突入电流，因此减少启动期间的栅极电压跌落。油田测试结果表明：电流强度减少了11％，不平衡电流减少了65％，用电量减少了12％～15％，马达温度降低了3％。
CBM也减轻了马达振动，减小了泵轴应力，增加了马达总运转时间。该控制器通过调节每个供电半周期电压的零交叉点，来调节电压，并调整通过半导体开关元件的电流。其利用一个带有专利软件的微控制器，连续控制马达。CBM能够稳定地监测马达的电通量，这在很大程度上节约了成本，而且不降低马达运转速度，不改变马达的工作能力。
（2）怀俄明州自动化和电子技术公司水气交替注入控制器
怀俄明州自动化和电子技术公司，发布了一个新的硬件平台，用于水气交替注入（WAG）控制器——A&E WAG350*控制器。该控制器基于A&E 608C* WAG控制器，设计的目的是用于三次采油中控制水或CO2的注入量，目前已经经过了现场验证，为油田注入控制器系列添加了一款新产品。根据新的32位SCADAPack350*硬件平台，WAG350*使用经过现场验证的608C* H2O/CO2交替注入程序，和608C AutoCom*协议，为现有用户的WAG系统提供了一次插件升级。
WAG350具有新的方便用户的操作界面，使用无线蓝牙装置，与稳定的手持或便携式油田个人计算机保持通信。32位SCADAPack350*硬件另外配置有使用以太网无线电的以太端口，用来通信。
该软件使用满足NIST（美国国家标准与技术研究所）14标准的密度算法，来精确计算CO2流量。除了进行标准的井口监测和控制，WAG350也保存有每天和每月的水气注入体积、设备运转和关井时间记录。WAG350还具有高级诊断的功能，例如台阶状产量试井、台阶状压力试井、压降试井等，可以用来分析油田地层状况。
3. 人工举升的两项新技术
（1）Echometer公司用于危险区域的设备
德克萨斯州Echometer公司研发了一系列新装置。经现场验证，这些装置在正确安装和使用的情况下，可以在危险区域（如：空气中出现易燃物）安全的进行测量，包括：自喷和人工举升井井口、钻井时防喷器组附近等API推荐实施规程500所划分的区域。
工作场地的安全，是油气生产中选择和应用设备时主要考虑的问题。随着安全准则和需求的发展，下列经过专门改进的设备已经被证实可以在易燃空气中安全作业：1）紧凑型 ** 和5000psi ** ，已经被证实可以在危险区域内工作；2）M型声波液位测量仪和E型油井分析器，已经被证实可以在危险区域附近工作。
M型声波液位测量仪和E型油井分析器带有全面的安全栅，只要按照每个合格产品带有的说明书和安装图纸进行安装和使用，这些仪器都可以通过与危险区域油井相连的 ** 来获取数据。
每一个经过检验合格的装置都配有专门的合格标志。这些装置已经通过了加拿大标准协会（CSA）认证和欧洲防爆标准（ATEX）认证，相对应的认证书可以分别从CSA国际公司和KEMA公司的网站上在线查询。
（2）Exoko复合材料制品公司螺杆泵覆膜技术
俄克拉何马Exoko复合材料制品公司最近推出了获得专利的新型复合材料技术——复合材料覆膜技术，并将该技术应用于制造螺杆泵（PCPS）的动力组件。该先进技术允许有尺寸公差，传统技术至今都还未完全考虑到这一因素。公司按照这些严格的标准生产产品，在转子和定子配合方面，给用户提供了较高的质量。
在先前的技术中，泵转子使用单螺旋镀铬钢，定子使用浇铸在钢管内部的双螺旋弹性材料。尽管螺杆泵的寿命较长，磨蚀性流体仍然会缩短定子的寿命。在正常运转的情况下，定子和转子间的界面可以被所抽汲的流体润滑。但是，泵一旦出现“干转”，必然会导致定子快速磨损。因此，定子是易损部件，更换时必须取回整个磨损的泵，作业成本很高。
新型的EXOKO PrecisionWall*设计，通过在转子外面放置精密的弹性材料垫层，使定子远离坚硬的复合材料，改进了该技术。现在，转子是易损部件，取出和更换转子要容易得多。正常情况下，每次更换转子时不需要起出泵，大大降低了作业成本。
这种精密等厚的弹性材料有统一的几何形状和优良的性能。目前，供应商选定的生产目标是一系列单瓣结构的泵，从Model 100型开始。这种泵的排量是100 bbl/d，转速100 rpm，扬程额定值2100～4100ft，压力额定值900～1800psi。将来生产的泵型号将会向更大排量（4500bbl/d）和更大扬程（6000ft）发展。
大位移钻井技术
一、大位移井钻井技术综述： 随着定向井、水平井钻井技术的发展，出现了大位移井，大位移井的定义一般是指井的位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井，也有指测深与垂深之比的。大位移井具有很长的大斜度稳斜段，大斜度稳斜角称稳斜航角，稳航角大与60度。由于多种类型的油气藏需要，从不变方位角的大位移井又发展了变方位角的大位移井，这种井称为多目标三维大位移井。
1、 大位移井的用途：
1）用大位移井开发海上油气田，大量节省费用。
2）近海岸的近海油田，可钻大位移井进行勘探、开发。
3）不同类型的油气田钻大位移井可提高经济效益。
4）使用大位移井可以带替复杂的海底井口开发油气田，接省投资。
5）些油气藏在环保要求的地区，钻井困难。利用大位移井可以在环保要求不太高的地区钻井，以满足环保要求。
2、 大位移井关键技术：
1）扭矩与阻力 2）柱设计3）稳定 4)眼净化 5）管需要考虑的问题
二 大位移近水平井的特点：
随着水平井钻井技术在国内的开展，水平井轨迹控制工艺技术也日益提高；大位移近水平井如何准确命中目的层的靶窗，如何控制靶前位移的大小与方位，是大位移近水平井设计和施工技术的关键。
1．大位移近水平井目的层的特点
与常规中半径水平井相比，大位移近水平井具有高难度、高投入、高风险的特点，但是一口成功的大位移近水平井，能实现远距离的开发目的，既节约投资，又能获得好的效益。
大位移近水平井开发的区块具有以下特点：
(1)断区块组合油藏；
(2)探区边界油藏。
２． 大位移近水平井的钻井难点
(1)区块复杂，着陆控制、稳斜段长控制难度大；
(2)对钻井装备、钻井液设备要求高；
(3)钻具、监测工具、仪器等针对性强，技术含量高；
(4)要求钻井液有很强的润滑性、悬浮能力和携砂能力，并能保持井眼稳定；
(5)对防喷、防漏和保护油气层、固井质量、完井技术的要求高；
(6)井下恶劣条件与随钻测量仪器和动力钻具使用的矛盾十分突出；
(7)井眼轨道的预测、控制难度大，需要有高质量的应用软件和高素质的工程技术人员。
３． 影响钻井效益的主要因素
(1)钻进时扭矩大，钻具事故发生几率高；
(2)容易发生传压困难，不易调整井眼轨道的井斜、方位；
(3)井眼的净化和携砂难度。
４． 钻井参数和钻井液参数的优选
水平井施工中钻井液排量小(28---35L／s)，深井中泵压高(18~25MPa)，造成导向马达的功率不能正常有效的发挥，也影响正常携砂和井下的净化。
实际施工时应尽可能优选能充分发挥每一部分优势的钻井参数和钻井液参数。
三 、大位移井钻井完井技术：
井眼轨迹设计
1、 井身剖面优化设计能增大位移井的位移。
分析表明可达到的最大可钻深度取决于井斜角，且在45度到55度内位移有个最小值。可能的话，调整造斜点深度使稳斜角达到70—75度，可获得最大位移。
2、 井眼轨迹形式：
1）单层井———大位移水平井
2）多目的层井———S形轨迹
3）多目标层井———三维井眼轨道
3、多目标三维大位移提高了采收率：
一种新的多目标三维大位移井剖面的实现带来了产量的增加和采收率的提高。
钻柱设计
1、 大位移钻井中的扭矩和摩阻的常规分析方法：
1）摩擦扭矩和机械扭矩。
2）阻和屈曲
2、扭矩设计：
1）扭矩：
l 钻井液类型 套管内摩阻系数 裸眼井内摩阻系数
水基钻井液 0.24 0.29
有基钻井液 0.17 0.21
油基钻井液 0.30 0.31
2）矩作用：
钻头扭矩受动力影响且钻进中是动态的，受多种因素的影响，如钻压、钻速、地层特性，PDC钻头设计，钻头磨损和水力等。
3）擦系数的变化：
井眼中使用特殊的钻井液并旋转钻柱中摩擦扭矩最小。同样钻柱起、下钻时摩擦阻力最小，但各机械作用下抵消了这种优势还引起扭矩的摩阻的增加。
4）固井中的尾管扭矩：
当固井时，旋转生产尾管的扭矩问题被提出，由于大位移井中轨道本身包括大井斜段或水平油藏段。
当固井时，旋转尾管是很有成效的。
5 ）摩阻设计：
（1）正弦或蛇形状屈曲发生；
（2）正弦式屈曲转变成螺旋式屈曲；
（3）屈曲的范围如发生屈曲的钻柱跨长；
（4）屈曲严重程度如正弦或螺旋式屈曲的程度和数值；
（5）壁接触力和摩阻；
（6）钻柱自锁或井口钻压失真；
（7）钻柱的合力和应力。
6）眼的轨道设计；
根据扭矩和摩阻对各种施工作业的限制，要优选井眼轨道，有各种好的剖面类型用于实现大位移钻井目的，包括增斜，稳斜和双增斜。
7）摩阻控制和处理措施：
作为减少扭矩的措施有：钻井液润滑性的优化，井身剖面优化，使用低摩阻的钻杆保护器等减少摩阻。如果钻柱发生屈曲并加重了摩阻，则考虑优选钻柱设计，降低屈曲严重度。
1 大位移井中使用套管、尾管和筛管完井：
在浅的大位移井中，减少摩阻系数，无论尾管是否下到井底，都产生不同的影响。扶正器即可以事先在管子排放架上安放，也可在下套管作业时安放。扶正器细厂外型可保证管子从管子架滑下时不被碰坏，并且在井架上保持垂直位置。
2 水平井尾管固井的曾间封隔与评价：
影响层位封隔重要的方面有：使用螺旋翼片扶正器，转动尾管，以外使用管外封隔器等。对水泥胶结测井评价，包括使用连续油管和各种胶结测井依如超声波测井，正确使用这些方法，水泥胶结测井也十分可靠。
清洁能源：蓄势待发迎春天
国家鼓励在保护生态环境的基础上发展水电、核能、天然气、煤层气、风电、生物质能、太阳能、地热能、海洋能等清洁或低碳能源，清洁能源在能源结构中的比例将大幅提高 一个前些年还比较陌生的名词——清洁能源，正在越来越多地映入人们的眼帘。在党的十七大报告中，提到了“发展清洁能源”，要求“建设科学合理的能源资源利用体系，提高能源资源利用效率”。2007年12月3日，国家能源办在其网站上公布了《中华人民共和国能源法》(征求意见稿)，更是将清洁能源摆到了国家能源发展政策中的重要位置：“国家鼓励在保护生态环境的基础上发展水电、核能、天然气、煤层气、风电、生物质能、太阳能、地热能、海洋能等清洁、低碳能源，提高清洁能源在能源结构中的比例。”这一征求意见稿还下了明确的定义：清洁能源，是指环境污染物和二氧化碳等温室气体零排放或者低排放的一次能源，主要包括天然气、核电、水电及其他新能源和可再生能源等。虽然眼下正是寒冬，但从党和国家的重视中，人们已经闻到了清洁能源春天的气息。
必然趋势
随着世界各国对能源需求的不断增长和环境保护的日益加强，清洁能源的推广应用已成必然趋势。专家预测，由于天然气联合循环发电具有高效、运行灵活、投资少和建设时间短等优势，其发电占全世界发电燃料的比例，将从2003年的19％增加到2030年的22％。2003～2030年，天然气发电装机容量将增加10．7亿千瓦，占全球发电装机容量的比例将从27％增加到33％。核电发展也呈现提升势头。展望未来，2003～2030年，国际上核电装机容量将从3．61亿千瓦增加到4．38亿千瓦。其中，中国、印度和俄罗斯核电装机容量增加最多。全世界核电发电量将从2003年的2．5万亿千瓦时，增加到2030年的3．3万亿千瓦时。水电及其他清洁能源发电均有望提高。到2030年，联网的水电和其他清洁能源发电装机容量将比2003年增加5．53亿千瓦。这其中，大部分的增长来自亚洲国家的大型水电。中国将是水电增加最多的国家，印度、老挝和越南都有开发水电的计划。而受高油价等因素影响，用燃油发电占全世界发电的比例将从2003年的10％降低到2030年的7％。
领域广阔
清洁能源有着广阔的发展领域。来自中国科学院、中国工程院等单位的能源专家经过对比分析，认为仅在水电、风能、太阳能、氢能和生物质能源这几个方面，清洁能源在我国就有良好的发展前景。
就水电而言，其具有资源可再生、发电成本低、生态上较清洁等优越性，成为世界各国大力利用水力资源的依据。中国水能资源丰富，总量位居世界首位，可开发量3.78亿千瓦，占全世界可开发水能资源总量的16.7%。预计到2020年，国内水电发电量可达到2.7亿千瓦。
风能发电在我国也有发展的条件，目前新建成和正在建的风电场主要在新疆、内蒙古和沿海地区，设备基本是由外国提供或引进技术和部件组装而成，在技术水平等方面与国外有差距。从世界先进国家在风力发电技术发展的历史来看，我国应继续提高单机的发电容量等级和效率，建立具有规模的组群体，即风电场。
在太阳能方面，中国政府制定实施了“中国光明工程”计划。计划到2010年，利用光伏发电技术解决2300万边远地区人口的用电问题。随着当前世界光电技术及其应用材料的飞速发展，太阳能发电成本将大幅度下降，这为中国大力开发太阳能资源提供了可能。太阳能目前已在我国得到较大范围的使用，主要体现为太阳能热水器的普及使用。在山东等地，太阳能产业正得到快速发展，许多技术如太阳能电池等也日臻成熟。
氢能利用，我国在全球环境基金和联合国的支持下，启动了“中国燃料电池公共汽车商业化示范项目”，推广燃料电池技术用于中国城市公共交通。我国在氢能研究领域已经取得很多重要成果，燃料电池、燃料汽车技术都已比较成熟。
生物质能是由植物的光合作用而贮存于地球上植物中的太阳能，最有可能成为21世纪主要新能源之一。据估计，植物每年贮存的能量约相当于世界主要燃料消耗的10倍，而作为能源的利用量还不到其总量的l%。通过生物质能转换技术可以高效地利用生物质能源，生产各种清洁燃料，替代煤炭、石油和天然气等燃料，生产电力。既能减少环境污染，更能增加农民收入，是一种很有发展前途的发电方式。
迎接春天
清洁能源在我国正得到越来越广泛的应用，但目前仍然存在不少问题亟待解决。人们对清洁能源的认识有待提高。清洁能源要快速健康发展，良好的社会氛围无疑是必需的。目前除了相关领域的人员外，清洁能源并没有得到广大人民群众的清晰认识，缺少广泛的群众基础。相当一部分领佳节又重阳导干部也没有正确认识到清洁能源的重要性，致使清洁能源的发展受到一定的影响。清洁能源的发展缺少相应的政策支持，其技术水平也待进一步发展。与少数成熟清洁能源相比，多数清洁能源技术还不能得到广泛的应用，经济性不够，成本高，这是阻碍清洁能源发展的重要因素。
针对清洁能源发展中出现的问题，有关专家呼吁加大清洁能源的宣传力度，对相关部门和人员加以培训，让各级领佳节又重阳导和群众对清洁能源有一个清晰的认识。加大政策的支持力度，保障地方乃至国家清洁能源项目的顺利实施和应用。加大对清洁能源的资金支持力度，引导资金和人才的流向，加快清洁能源技术水平的提高。只要上下齐努力，营造清洁能源发展的良好环境，努力提高清洁能源技术水平，清洁能源的春天在我国很快就会来临。
变频选频技术
“变频选频法”是通过实测埋地管道防腐层绝缘电阻数值，来实现对埋地管道防腐层质量评估的，经过15年实践验证了其可靠性。 “变频选频技术”是由我国自主研发，拥有自主知识产权的成熟技术，已列入石油天然气及建设部行业标准。该项检测技术具有测量方法简便、快捷，测量结果定量、准确、真实、重现性好的特点。
“变频选频技术”在长输油（气）管道、城市燃气管道方面的应用实例说明，“变频选频技术”在管道防腐层质量普查、质量评估、建立数据库等方面有着重要的作用。
“变频选频法—埋地管道防腐层质量检测技术”的成功在于它有正确的理论体系、独到的数学模型、软件处理程序及专用测量仪器，构成了一套完整的检测技术，能较准确地反映埋地管道防腐层质量状况，经受了实践检验。
目前，“变频选频法”不仅被纳入诸多标准，还被编入高校教科书、技术图书、工程技术手册。通过科技工作者的长期工作实践，这项技术将不断完善提高，更具生命力。
真假油气显示识别技术
摘 要： 真假油气显示识别是准确评价储层流体性质的前提和保证。该文从分析混油或加入有机添加剂对录井的影响因素入手，通过大量的室内模拟实验及现场资料分析，探讨了其对录井的影响程度，总结了气测、地化及热解色谱录井技术识别及消除假油气显示的方法，并对现场录井方法提出了具体要求，为今后准确评价储层流体性质提供了依据。 主题词： 真假油气显示 识别 消除 气测 地化 色谱
引 言
在石油钻探过程中，为了提高钻井速度、保障钻井安全，特别是在处理井下工程事故时，常在钻井液中混油或加入有机添加剂，从而对地层油气造成污染，出现真假异常显示，给现场地质师快速、准确评价储层的含油气情况带来很大困难。因此，鉴别真假油气显示工作显得非常重要。近几年，大庆油田、新疆油田曾应用热解色谱分析技术对原油、柴油、机油、黄油等混油情况进行了分析，并建立了真假油气显示判别标准，应用效果较好。目前,随着大位移井、定向井及PDC钻头的大量应用，钻井液添加剂的使用种类愈来愈多。为了取全取准第一手资料，必须开展真假油气显示识别技术的研究工作。
一、钻井液混油或有机添加剂对录井的影响因素分析
1. 对气测录井的影响因素分析
⑴全烃：全烃值显著升高，使气测录井的油气异常监测功能大大削弱。
⑵组分：组分相对百分含量发生变化，从而影响现场快速评价油气层的效果。
⑶全脱：在热真空蒸馏条件下由于含荧光添加剂的裂解作用形成大量裂解烃，从而影响全脱分析精度。
⑷仪器：大分子量重烃较易被气路管线和色谱柱介质吸附，从而影响数据的准确采集和色谱分析，并致使气测异常峰型变宽、显示错位、基线偏移。
2. 对地化录井的影响因素分析
⑴导致地化录井谱图品质变差，曲线毛刺峰增多。
⑵使分析结果失真：当混入柴油等轻组分物品时，S1值增高；当混入磺化沥青等重组分物品时，S2值增高。
⑶影响储集层流体性质判别及产能预测的准确性。
3. 对热解色谱录井的影响因素分析
⑴导致热解色谱谱图品质变差，比如毛刺峰增多、基线不稳等。
⑵造成所测样品的碳数范围、主峰碳、轻重烃比值等参数发生变化。
⑶由于混入的有机添加剂重质成分含量较高，在仪器分析时容易污染毛细管色谱柱，甚至造成毛细管色谱柱堵塞，从而影响样品的分析精度。
⑷影响储集层流体性质及油质判别精度。
二、混油泥浆对录井的影响程度
1. 混油泥浆对岩屑的影响程度
本次实验选取4块岩样。对其泥浆浸泡前后分别做了热解地化分析（见表1）。根据热解烃总量（Pg）的变化情况，有如下几点认识：
⑴在混油浓度≤10%的泥浆浸泡下，岩屑受污染的程度很小。
⑵当混油浓度达到15%时，岩屑污染就变得十分明显，如粉砂岩的Pg值从未浸泡时的0.35mg/g增加到1.42mg/g，数值增大了3.06倍，很有可能误判为真油气显示。
⑶在混油浓度一定的情况下，岩石渗透性越好、越疏松，越容易被污染；岩石渗透性越差、越致密，污染程度越小。
2. 混油泥浆对气测烃组分的影响程度
根据对L31井等23口井次混油泥浆对烃组分的影响情况统计。结果表明：
⑴混油泥浆对烃组分的影响井段（指混油后烃组分降至0.01%时的井深与混油时的井深之差），主要集中在60-100m。
⑵由于岩石可钻性、钻头性能及所混原油性质等很多因素千差万别，致使所混原油对烃组分的影响井段长短不一。
三、真假油气显示识别方法
1. 气测录井识别真假油气显示方法
（1）烃组分与泥浆混油浓度的关系
通过对不同混油浓度的泥浆，室内做全脱分析，结果表明：
①随着泥浆混油浓度的增加，烃组分含量逐渐增加。
②随着泥浆混油浓度的增加，轻烃组分（C1、C2）含量增加幅度较小，重烃组分 (C3、C4) 含量增加幅度较大。
（2）气测录井识别真假油气显示方法
①对应关系：真显示一般钻时、Dcs指数较低，岩性为粉砂岩；假显示主要与混油的井段有关，而与钻时、Dcs指数及岩性没有对应关系。
②组分特征：真显示C1、C2增加幅度较大，C3、C4增加幅度较小；假显示C1、C2增加幅度较小，C3、C4增加幅度较大。
③变化趋势：真显示全烃及组分曲线一般是迅速上升、迅速下降，异常厚度与油气层厚度及流体性质有关；假显示全烃及组分曲线一般是迅速上升、缓慢下降，持续井段较长。（3）气测录井消除假油气显示方法
①全烃：钻井液混油或加入有机添加剂后，使全烃基值明显增高，致使全烃异常值与基值的比值降低，所以在判断异常时应适当降低比值标准。
②烃组分：首先应扣除基值，然后再计算烃组分的相对百分含量，以此来判别储层流体性质。
③皮克斯勒图版：由于混油或加入有机添加剂主要影响C3、C4，而对轻组分C1、C2影响很小，所以在使用皮克斯勒图版判别流体性质时，应主要采用C1/C2的比值，而C1/C3、C1/C4的比值仅做参考。
2. 地化录井识别真假油气显示方法
（1）P指数识别法：
P指数识别法也就是利用P1、P2、P3、P4四个指数数值的大小识别真假油气显示。 计算公式如下[1]：
P1=S1/（S0+S1+S21+S22）
P2=（S1+S21）/（S0+S1+S21+S22）
P3=（S21+S22）/（S0+S1+S21+S22）
P4=（S22+S23）/（S0+S1+S21+S22+S23）
通过对柴油、磺化沥青等不同样品多次测量分析的结果进行统计分析（见表2），可以看出，有机质中轻烃组分含量越高，P1值越大，P4值越小；重烃组分含量越高，P1值越小，P4值越大。
①若有机添加剂为磺化沥青等重质成分，则利用P4判别，真显示P4<0.65，假显示P4>0.8；
②若有机添加剂为柴油等轻质成分，则利用P1判别，真显示P1<0.5，假显示P1>0.9。
（2）三角图版识别法
通过大量的实验及现场资料统计分析，绘制出了分别以O1、O2、O3为座标轴的三角图版。
根据该图版可鉴别出岩屑受何种添加剂的影响。O1、O2、O3的计算方法如下：
ST=S0+S1+S21+S22+S23
O1=（S0+S1）/ST
O2=S21/ST
03=（S22+S23）/ST
3. 热解色谱录井识别真假油气显示方法
（1）建立常用添加剂热解色谱标准谱图
经过实验分析，共建立了磺化沥青、柴油等12种常用添加剂的热解色谱标准谱图。
由此可以看出，有机物质不同，其谱图的特征也不同。在录井现场，由于钻井液中所混入的添加剂种类、浓度等参数是已知的，现场地质师可以将岩样的谱图特征与所加入的添加剂谱图特征相比较，从而识别出真假油气显示。
（2）热解色谱录井识别真假油气显示方法
①重质成分造成的假显示识别：
重质成分主要指磺化沥青、磺化褐煤等。
a.基线形态：真显示基线平直；假显示基线呈双峰或单峰状。
b.Pr/Ph：真显示Pr/Ph<0.7；假显示Pr/Ph>0.7。
c.Ph/nC18：真显示Ph/nC18>0.6；假显示Ph/nC18<0.5。
d.烷烃分布：真显示为规则梳状分布；假显示毛刺峰较多。
②轻质成分造成的假显示识别：
轻质成分主要指柴油、汽油等。
a. 碳数范围：真显示为nC10-nC35；假显示为nC10-nC25。
b. 主峰碳：真显示为nC16-nC25；假显示为nC14-nC16。
c. Σ21-/Σ22+：真显示一般为0.5-1.5；假显示>10。
（3）热解色谱录井消除假油气显示方法
①钻井液中有机添加剂一般水溶性较强，岩屑录井样品多用清水泡洗一下上机分析就可以去掉污染烃值。
②扣除背景值：假如某种有机添加剂与一种油气显示混在一起，分析出来的色谱峰就有两者重叠峰的特点。在目的层附近选取无油气显示的粉砂岩，作热解色谱分析，并将此谱图作为背景谱图。在分析其它被污染岩屑时可以通过扣除背景功能，获得真实的地层油气谱图，从而准确判别储层流体性质。
四、录 井 要 求
1.现场详细记录所混原油或有机添加剂种类、浓度、井深等数据。
2.搜集所混原油或有机添加剂每种各500ml，钻井液样品500ml，并及时做地化及热解色谱分析，研究其录井显示特征。
3.钻井液混油或有机添加剂后，应及时测定钻井液迟到时间和岩屑迟到时间，并准确计算捞砂时间。
4.钻井液混油或有机添加剂后，一定要循环二周以上，方才钻进，以保证钻井液性能的相对稳定。
5.地化及热解色谱分析样品，严禁烘干、爆晒，分析应及时，以防轻组分挥发，影响油质判别精度。
五、应 用 效 果
文90-47井在钻井过程中先后混入原油33.6t，磺化沥青4.0t，磺化褐煤4.0t，酚醛树脂7.75t。针对这种情况，我们在3082.0m处取泥浆样品500ml，并及时做出热解色谱图，作为污染背景图，然后将砂层的热解色谱图与该背景图相比较，结果发现3106.0m处浅灰色粉砂岩的谱图与该背景图特征极其相似，主要表现在：基线形态（nC25-nC30基线隆起），烷烃分布（双峰状），指纹形态等方面。地化分析结果重质成分明显偏高，认定为假显示，并将其解释为水层，经与测井资料对比，该层电解孔隙度为14.6%，地层真电阻率为0.7Ωm,解释为水层，二者解释结论一致。全井共解释油层4.8m/4层，油水同层2.4m/1层，干层10.8m/10层，水层5.7m/3层。经过对部分解释结论为油层或干层的砂层试油，投产初期日产原油30.9t，不含水，综合解释结论与试油结论完全相符。
六、结论与建议
1.不同录井方法受钻井液混油或加入有机添加剂的影响是不同的。识别真假油气显示各有长处与不足，应充分结合各种录井方法，相互补充。
2.气测、地化、热解色谱录井分析技术能够排除钻井液混油或有机添加剂的干扰，有效识别真假油气显示，并准确评价油气层。
3.一般情况下，现场混油量每次在10m3左右，该混油量仅对气测录井影响较大，对地化、热解色谱录井影响很小。
4.建议将地化及热解色谱分析仪改为既能分析岩样颗粒，又能分析泥浆等液体样品。
地薄雾浓云愁永昼震叠前成像技术
叠前成像技术包括叠前时间偏移和叠前深度偏移，是解决复杂构造成像的一项重要技术。由中国石化胜利油田物探研究院自主研制、具有全部知识产权和拥有全部源码的STseis地薄雾浓云愁永昼震成像软件系统是一套以深度成像为特色的油气勘探软件平台，共有10个子系统、64个功能模块。其核心技术包括波动方程速度分析、交互速度建模、叠前时间偏移、主能量旅行时计算、积分法叠前深度偏移和波动方程叠前深度偏移等。 STseis地薄雾浓云愁永昼震成像软件系统从1996年开始研发，经过十余年攻关形成产品并已投入生产应用。先后完成CB30、BS6、ZHH、CX等地区的地薄雾浓云愁永昼震资料叠前偏移处理。该系统成像理论先进、体系架构合理、运算速度快，应用效果与国外同类软件基本相当。
油藏综合地球物理技术
油藏综合地球物理是面向油藏开发的，以地球物理为主要手段，紧密结合钻测井、岩石物理、石油地质和油藏工程等多种资料，对油藏进行精细描述的新兴技术。胜利油田物探研究院经过近几年的攻关研究，形成了高密度井地球物理资料联合采集，陆相疏松砂岩岩石物理综合分析，井间地薄雾浓云愁永昼震采集、处理和解释，3DVSP采集、处理和解释，三维转换波处理和解释，多尺度资料联合反演与解释，多尺度资料匹配油藏建模等综合配套技术系列；建成了油藏综合地球物理技术创新的试验基地——“油藏综合地球物理实验室”和“多波多分量地薄雾浓云愁永昼震联合研究中心”，为油藏精细描述、动态监测、寻找剩余油、提高油气采收率提供了新的技术支撑。 “十一五”期间，该技术在胜利油田垦71和永新区块进行实际应用，取得显著的效果。
天然气藏地薄雾浓云愁永昼震识别技术
天然气有许多不同于石油和油田水的物理特性，这就为利用地薄雾浓云愁永昼震技术发现天然气藏提供了物理依据。由于岩石中存在天然气会导致地薄雾浓云愁永昼震弹性波能量衰减和传播速度降低，使得气层与周围岩石的波阻抗差增大，因而在地薄雾浓云愁永昼震剖面上，天然气藏所在位置会出现地薄雾浓云愁永昼震反射振幅强弱变化、能量吸收等异常现象。在叠后地薄雾浓云愁永昼震剖面上，我们称振幅异常为“亮点”；在叠前地薄雾浓云愁永昼震道集上，我们称之为”AVO”异常。利用这些异常特征，进一步应用各种特殊的地薄雾浓云愁永昼震资料处理技术，使得天然气藏的异常在地薄雾浓云愁永昼震剖面上显示更为明显，从而可以根据已知气藏的地薄雾浓云愁永昼震特征，预测未知气藏的存在。形成了采用岩石物理分析、亮点技术.AVO分析技术、叠前地薄雾浓云愁永昼震反演技术、地薄雾浓云愁永昼震属性提取与优化等手段对天然气藏进行综合识别与预测的技术系列。