莺歌海盆地中深层高温高压领域井震标定难点及对策

随着勘探的不断深入,天然气勘探目标向深层高温高压领域拓展.莺歌海盆地是世界上罕见的高温高压盆地,天然气资源丰富,盆地中深层具有绝对压力大、压力窗口小的特点,给钻井工程安全实施带来极大的挑战.随钻过程中精确的井震标定,是确保钻井作业安全实施及钻井取芯等地质作业精准实施的关键.而深层高温高压地层岩石物理特征复杂,出现暗点型气藏导致的井震标定不一致的问题;钻井作业难度大,往往缺失声波或密度曲线,这都给精细的井震标定带来挑战.本文针对这几个难点,分别提出相应的井震标定方法.对密度曲线缺失、岩石物理规律复杂的井段利用相控密度预测的方法预测密度曲线;在中深层声波曲线缺失井段利用电阻率与声波的拟合关系进行声波预测;对于暗点型井震不一致的问题利用近道地震资料开展井震标定.将这些方法应用在莺歌海盆地乐东区中深层的勘探随钻中,取得了较好的预测效果,为随钻卡层、钻井取芯提供了准确的深度和厚度数据,证明了方法的可行性,可为类似地质条件区域的井震标定提供借鉴.     

深部地壳镁铁质岩石波速的研究

镁铁质、超镁铁质岩石波速实验测量在高压700-800MPa、高温800-1100℃下进行．波速-温度曲线的斜率以温度系数dVp／dT表示，大体在700℃以内，8个标本的温度系数平均为-1．86×10-4km·S^-1／℃，比资料值小得多，即在此温度范围内，波速随温度的降幅不大．在这一温度限以上，大多岩石开始脱水出溶，相组合发生变化，同时波速大幅度下降．曲线发生转折的机制是岩石中液相的产生．角闪岩波速曲线斜率也从700℃开始发生改变，950℃后速度直线下降，到1008℃时，岩石中液量达30％，波速Vp值下降到487km／s．最后，依岩类不同以及岩石出溶和相变对波速的影响划分出5个速度-温度区，讨论了华北断块内构造隆起区和沉降区下地壳可能存在的岩石及其状态．     

高温高压条件下彭灌杂岩的强度对汶川地震发震机制的启示

采用汶川地震震源区彭灌杂岩中代表性细粒花岗岩样品,在固体围压介质三轴实验系统上开展了高温高压流变实验研究.实验的温度和压力条件按照龙门山断层带5~30 km深度对应的温度和压力（静岩压）设定.利用偏光显微镜和扫描电镜对实验样品进行微观结构观察.实验结果表明,实验样品在10~20 km深度都具有很高的强度,彭灌杂岩在该深度处于脆性破裂-脆塑性转化域,而在20~30 km实验样品强度显著降低,彭灌杂岩进入塑性流变域,这与流变结构中的极限强度很接近.以花岗岩为代表的彭灌杂岩的破裂强度决定了中上地壳的强度,在15~20 km深度不仅强度达到最大值,而且控制了断层不稳定滑动,具备地震成核条件.因此,把彭灌杂岩强度随深度变化规律与流变结构和滑动稳定性参数（a-b）结合起来得出,彭灌杂岩在15~20 km的高强度是汶川地震的孕育和发生的必要条件.     

深部超临界地热条件下纯水的电阻和电导演变特征

通过测定纯水在300～500℃和30～50 MPa条件下的电阻,揭示了纯水电阻和电导由亚临界区进入超临界区的变化特征.在此基础上,探讨了超临界水电阻和电导随温度和压力变化的演变机理.结果表明,纯水电导值在超临界点(374℃,22.1 MPa)附近具有涨落现象,具体表现为：(1)在亚临界区电导值与温度具有正相关关系,这是由于H⁺和OH^-的极限当量电导之和随温度升高而上升所导致;(2)进入超临界区后电导值与温度具有负相关关系,这是由于水的密度和解离常数随温度上升而降低所导致.此外,固定温度条件下,纯水电导值与压力始终保持正相关关系.本次研究可为深部超临界地热资源地球物理勘探和解译提供基础数据.     

不同温度、压强、氧逸度条件下斜方辉石含水性的实验研究

斜方辉石的含水性显著影响着上地幔的物理化学性质。前人对于斜方辉石的水溶解度的制约因素研究并不充分,特别是氧逸度的影响很少被单独考虑。为了厘清斜方辉石的水溶解度的制约因素,我们借助高温高压设备(MAVO LPC250型活塞圆筒压机)在1.0～3.0 GPa, 800～1100℃和两种典型的氧逸度条件控制下开展了系统性地实验研究,即Ni+Ni O (NNO),Fe+FeO (IW)。通过傅里叶变换红外光谱测量(FTIR),斜方辉石的天然和实验样品显示出7组典型的OH-吸收峰。含水量结果表明,在上地幔浅部条件下,斜方辉石的水溶解度均随温度或压强升高而增大,而随氧逸度值升高而减小,仅氧逸度变化其它条件不变时,还原条件比相对氧化条件高达50%,这与橄榄石等其它名义上无水矿物的氧逸度效应存在不一致。通过估算,橄榄石和斜方辉石间水的分配系数在不同氧逸度条件下可以相差55%。因此,与名义上无水矿物中结构水相关的实验研究,未有效控制氧逸度的结果需要被重新考虑。     

高温高压下辉石岩的电导率实验研究

使用YJ-3000t紧装式六面顶高压设备和1260阻抗／增益-相位分析仪,在1．0～4．0GPa和773～1134K下用阻抗谱法就位测定了辉石岩的电导率。实验结果表明,电导率对频率具有很强的依赖性;温度是决定辉石岩电导率的一个重要物理参数,电导率随着温度升高而增大,lgσ与I／T之间符合Arrenhius关系式;随着压力升高。电导率降低,活化焓和独立于温度的指前因子亦降低。     

新疆东准噶尔花岗岩类岩石高温高压弹性波速度及其对地壳结构的约束

应用超声波反射-透射法,在最高压力为1.0 GPa（室温）,最高温度为700℃（1.0 GPa）的条件下对新疆东准噶尔地区的卡拉麦里花岗岩带和野马泉岩体的典型花岗岩类岩石（碱长花岗岩、碱性花岗岩、花岗闪长岩、二长花岗岩和石英闪长岩）的纵波速度（V_P）和横波速度（V_S）进行了测量.结果显示,在常温、压力0.4~1.0 GPa条件下,东准噶尔地区花岗岩类岩石的V_P和V_S均随压力呈线性增加,说明在这个压力段岩石中的微裂隙已基本闭合.室温、1.0 GPa时花岗岩类岩石的V_P是5.79~6.84 km·s^-1,V_S是3.26~3.85 km·s^-1.依据压力与V_P及压力与V_S的线性关系,拟合得到常温常压下花岗岩类岩石的纵波和横波压力系数分别是0.1568~0.4078 km/（s·GPa）和0.0722~0.3271 km/（s·GPa）,V_P0和V_S0分别是5.62~6.47 km·s^-1和3.15~3.75 km·s^-1.恒压1.0 GPa、室温到700℃条件下,花岗岩类岩石的V_P和V_S均随温度的升高呈线性降低,温度系数分别为（-3.41~-4.96）×10^-4 km/（s·℃）和（-0.88~-3.22）×10^-4 km/（s·℃）.利用实验获得的花岗岩类岩石的V_P0、V_S0及温度系数和压力系数,结合东准噶尔地区的地热资料,建立了V_P和V_S随深度变化的剖面.将获得的V_P和V_S-深度剖面与该区地球物理探测结果对比,发现东准噶尔地区的碱长花岗岩、碱性花岗岩、二长花岗岩和部分花岗闪长岩的V_P和V_S与该区上地壳速度吻合很好,同时这几种岩石的平均泊松比也与上地壳泊松比一致,因此我们认为这几种类型的岩石是该区上地壳的重要组成部分.另外,石英闪长岩的V_P和V_S均符合中地壳的速度,可能为中地壳中的一种岩石.     

合成翡翠的实验探索

模拟天然翡翠成矿的物理、化学条件,参照硬玉各元素的理论质量分数,选用合适的化学试剂配制合成翡翠原料,采用高温固相法制备非晶质的、具有翡翠成分的玻璃料,再利用高压固相转变的原理,在高温高压设备上对其进行结构转化处理,使其在翡翠稳定区内结晶。X射线粉末衍射、傅里叶变换红外光谱、偏光显微镜矿物结构的分析结果表明：合成样品中的主要结晶矿物为硬玉,其红外吸收光谱与天然翡翠的基本一致,部分样品的结构转化较完全,结晶程度较好,且其硬度、密度及折射率等常规宝石学参数也与天然翡翠的十分相近。     

高温高压条件下深部煤层气吸附行为

为了对深部煤层吸附特性进行分析,以鄂尔多斯盆地东部主要煤层为对象,展开 4 组不同温度条件下煤样的高压等 温吸附实验。从温度、压力、煤级等地质要素方面入手,研究较高温压条件下煤样的吸附特征。同时,通过对比分析各地 质因素对吸附行为的影响,比较深部煤层吸附行为与浅部煤层吸附行为的差异性。结果表明:深部煤层的吸附特性主要受 温度、压力的控制;高温条件下煤样对 CH4 的吸附量大大减少,且煤级、煤岩显微组分、灰分产率以及水分含量对吸附性 能的影响已明显小于浅部煤层,温度、压力成为控制吸附量的决定因素。在 100°C条件下,吸附量到达某一压力后随着压 力的增大煤样吸附量下降,分析认为由于在此温压下,随着压力的增加,吸附相与游离相气体的密度差逐渐减小,超临界 吸附已不再符合 Langmuir 等温吸附模型。     

南海西部高温高压小井眼水平井钻完井储层保护技术研究及应用

南海西部东方13-1气田D7H井为国内海上第一口高温高压水平井,储层物性以中低渗为主,使用高固相含量的钻井液易堵塞油气泄流通道造成储层伤害,加之海上完井方式制约,高密度钻井液在井眼滞留时间达10 d以上,不可避免地会加剧储层伤害程度。为充分保障该井储层保护效果,室内开展了大量的优选评价实验,优选出适合海上高温高压小井眼水平井钻完井储层保护油基钻井液,分析了高密度钻井液污染储层的机理,研究了返排压差、返排时间与岩心渗透率恢复结果的关系,提出了增加返排压差、延长返排时间提高储层保护效果的措施。实验结果表明：高温环境下高密度钻井液污染岩心后,初始渗透率恢复值约85%,当污染时间达到15 d时,渗透率恢复值骤降至30%,表明钻井液在储层滞留时间越长储层污染现象越严重;相同驱替条件下,渗透率恢复值随时间的延长而提高并趋于稳定;增加岩心返排时的压差有利于提高渗透率恢复值,返排压差达到12 MPa时,钻井液体系的渗透率恢复值可提高到80%以上。现场应用表明,D7H井试井机械表皮系数为0,清喷产量6.0×105 m3/d,超出配产产量近3倍,储层保护效果良好,为后续海上高温高压气田实施水平井进行规模化开发提供了宝贵的借鉴意义。