DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 1. 引言 海藻油是一种从海洋藻类脂肪中精炼而成的纯植物保健食品，多以不饱和脂肪酸为主[ 1 ] -[ 3 ] 。研究表明，海藻油中含有较多的ω-3系多烯不饱和脂肪酸(PUFA)，包括二十碳五烯酸(EPA)、二十二碳五烯酸(DPA)和二十二碳六烯酸(DHA) [ 3 ] - [ 8 ] 。DHA是哺乳动物生长、发育和繁殖的必须脂肪酸，但是难以在体内合成，主要依赖于鱼油和海藻油的补充摄食 [ 9 ] - [ 14 ] 。Ryan和Symington发现海藻油可代替鱼油作为DHA的补充来源 [ 14 ] 。与鱼油相比，海藻油含有的大量植物性DHA [ 7 ] ，抗氧化能力强，结构较稳定，并且容易被吸收 [ 4 ] - [ 6 ] [ 10 ] ，是大众喜爱的保健品和营养品。近年来，随着大众保健意识的增强和对海藻油的进一步认识，海藻油中EPA和DHA的开发和应用受到广泛最关注。 目前有关测定油脂中EPA和DHA的方法较多，Ryan和Symington采用气相色谱法分析样品中人体血液样品中的脂肪酸 [ 14 ] 。许艳萍等采用气相色谱-质谱法测定分析鱼卵鱼油中的脂肪酸组成 [ 15 ] 。蒋跃辉则用毛细管气相色谱法测定鱼油脂肪乳注射液中DHA和EPA含量 [ 16 ] 。DHA属于长链脂肪酸，不易气化，高温条件对DHA的稳定性有很大影响 [ 9 ] [ 17 ] ，且气相色谱法稳定性差，灵敏度欠佳，衍生重现性略差 [ 15 ] 。高效液相色谱法(HPLC)可以在温和的条件下检测样品DHA的含量 [ 18 ] 。晋文慧等采用超高效液相色谱法分析测定了藻油中的DPA和DHA [ 8 ] 。赵玉生等采用超高效液相色谱法测定油脂中脂肪酸的组成 [ 19 ] 。本试验建立了HPLC检测分析海藻油中DHA甲酯的方法，该方法操作简便、分离度良好，准确度、精密度均符合要求，可用于油脂样品的DHA含量的测定。
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user: 2. 仪器与材料 2.1. 仪器 Agilent 1260高效液相色谱仪，AR2140电子分析天平，RE52CS旋转蒸发仪，KQ2200超声波清洗仪，HH-4数显恒温水浴锅。 2.2. 试剂 DHA-甲酯标准品购自美国Sigma公司；甲醇、乙腈、正己烷等均为色谱纯；其它试剂均为分析纯。
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user: 3. 方法 3.1. 色谱条件 色谱柱：Agilent Eclipse XDB-C 18 (150 mm × 4.6mm， 5 μm)；流动性：乙腈-水(92:8)；检测波长：205 nm；流速：1.0 mL/min，柱温：30℃，进样量：5 μL。 3.2. 标准样品制备 准确称取10 mg DHA甲酯标准样品于10 mL容量瓶中，甲醇定容，摇匀备用，所得标准品浓度为1 mg/mL。 3.3. 样品处理和甲酯化 [ 17 ] 碱处理：准确称取海藻油样品0.2 g于50 mL具塞比色管中，加入10 mL 0.5 mol/mL的KOH-甲醇溶液振摇，在60℃水浴上加热回流40 min至油滴消失，冷却至室温，然后加入10 mL正己烷，超声萃取40 min，加入10 mL去离子水，摇匀，静置分层，取上清液于3000 r/min下离心5 min，取上清液挥干溶剂，微孔滤膜过滤后，取续滤液作为供试品溶液。 酸碱结合处理：称取海藻油样品0.2 g，加入2 mL 20%的KOH-甲醇溶液，在70℃水浴加热30 min，取出加入适量的去离子水，再加入盐酸中和。加2 mL正己烷提取，取出上清液后再用1 mL正己烷洗涤一次，上清液合并、蒸干。再加入2 mL 1%硫酸–甲醇于70℃水浴30 min，取出后加入2 mL正己烷，再加蒸馏水至瓶颈，取出上清液，再加入1 mL正已烷，洗一次，合并上清液待测。 酸处理：称取海藻油样品0.2 g加入2.5 mol/L硫酸-甲醇10 mL，于70℃水浴加热30 min，加入2 mL正己烷提取甲酯化产物，取出上清，下层再用1 mL正己烷洗涤摇匀，静置分层，上清液合并于3000 r/min下离心5 min，取上清液挥发溶剂，微孔滤膜过滤后，取续滤液作为供试品溶液。
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user: 4. 结果与分析 4.1. 样品前处理的选择 海藻油样品甲酯化后结果如图1所示。 如图1所示，比较图(a)、(b)和(c)可知，图(a)和图(b)中DHA甲酯峰中均有未完全分离的杂质峰；而图(c)，酸处理后DHA甲酯峰与杂质峰能达到基线分离、峰形美观对称，表明酸处理时DHA甲酯的分离度以及响应值的效果最好。由图(c)、(d)和(e)可知，酸处理条件下改变不同的流动相时发现，当流动相甲醇-水为85:15 (V/V)时，峰形对称美观，但与杂质峰分离不完全；当流动相乙腈–水为90:10 (V/V)时DHA甲酯峰与杂质峰不能完全分离；当流动相乙腈-水为92:8 (V/V)时DHA甲酯的分离效果最好，可获得理想的DHA甲酯与杂质达到完全分离的图谱。 4.2. 标准曲线的绘制 取含DHA甲酯不同浓度的标准溶液，按照3.1色谱条件进样，测定峰面积响应值，以DHA甲酯浓度为横坐标，峰面积为纵坐标，得到DHA甲酯的线性方程。结果表明：y = 2.586 × 10 3 x + 5.927 × 10 3 (r 2 = 1)，线性范围为10~500 μg/ mL。 4.3. 精密度试验 取同一供试品溶液，按3.1色谱条件连续进样6次。如表1所示，DHA甲酯峰面积的相对标准偏差为0.43%，表明仪器精密度良好。 图1. 部分样品色谱图 Table 1 The accuracy， stability and repeatability of HPL 精密度试验 稳定性试验 重复性试验 次数 峰面积 平均值 RSD (%) 时间h 峰面积 平均值 RSD (%) 样品 峰面积 平均值 RSD (%) 1 9392.7 9364.43 ± 40.154 0.43 0 9392.7 9378.43 ± 21.35 0.23 1 9392.7 9305.73 ± 86.74 0.93 2 9323.2 4 9339.4 2 9323.2 3 930.0 8 9373.6 3 9200.9 4 9346.5 12 9377.0 4 9203.4 5 9387.5 16 9398.7 5 9318.3 6 9416.7 24 9389.2 6 9395.9 表1. 仪器精密度、稳定性和重复性试验 Table 2 Result of sample recoverie 样品中DHA甲酯含量(mg) DHA甲酯加入量(mg) DHA甲酯测得量(mg) DHA甲酯回收率(%) 平均值(%) RSD (%) 0.19872 0.16 0.33726 86.59 94.23 + 6.60 7.01 0.19473 0.16 0.35781 101.93 0.19665 0.20 0.38182 92.59 0.19914 0.20 0.37528 88.07 0.19817 0.24 0.42453 94.32 0.19345 0.24 0.43814 101.95 表2. 样品回收率测定结果 4.4. 稳定性试验 取同一新鲜制备的供试品溶液，按照3.1色谱条件，分别在0、4、8、12、16、24 h进样分析，记录各自峰面积，计算DHA甲酯的峰面积，如表1所示，DHA甲酯峰面积的RSD为0.23%，表明供试品溶液在24 h内稳定。 4.5. 重复性试验 取同一供试品溶液6份，按照3.1色谱条件，计算含量，如表1所示，DHA甲酯峰面积的RSD为0.93%，表明此方法重复性较好。 4.6. 加样回收率试验 如表2所示，取不同含量的海藻油样品6份，加入一定量的DHA甲酯后测试，结果表明DHA甲酯的加标回收率为94.23%，RSD为7.01%，表明加标回收率良好。与晋文慧等 [ 16 ] 人的结果相比DHA甲酯的回收率偏低，可能是因为海藻油样品为粗提样，杂质较多干扰了测试结果。 4.7. 样品测定 取3份海藻油样品，分别按照3.1色谱条件进行测定，测得海藻油样品的DHA甲酯平均含量为7.3876 mg/g。
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user: 5. 结论 本试验采用高效液相色谱法对海藻油中的DHA进行分离，使用外标法准确测定DHA甲酯的含量。本方法快速准确，分离效果理想，并有较好重现性，为海藻油研究与开发提供一种快速有效的测试方法。
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user: 摘 要 利用原油物性、色谱–质谱及包裹体等资料，通过地球化学、流体包裹体等方法，结合主生烃期和圈闭形成，对乍得邦戈尔盆地北部斜坡油藏成藏期次及时间进行了分析。结果显示，原油样品中具有正构烷烃系列与25-降藿烷系列同时并存及正常原油与降解原油的倒置分布等特征，表明研究区油气经历多期次的成藏。包裹体镜下鉴定可见烃类包裹体和盐水溶液包裹体特征整体相似，表明原油组分及成熟度相近。成藏综合分析表明，邦戈尔盆地北部斜坡存在一个主要的成藏期为晚白垩世早期，而晚白垩世晚期和古近纪晚期的2次构造反转运动期为研究区2个重要的油气成藏调整期。 关键词 :邦戈尔盆地，北部斜坡，成藏期，地球化学，包裹体
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user: 1. 区域地质概况 邦戈尔盆地位于非洲乍得西南部，是受中非剪切带右旋走滑诱导发育起来的中–新生代裂谷盆地，整体构造形态为南断北超的箕状断陷 [ 1 ] [ 2 ] 。平面上呈东西向展布的纺锤形，面积约1.8 × 10 4 km 2 。自北向南划分为北部斜坡带、中央坳陷、南部隆起和南部坳陷，现阶段的油气发现主要集中在北部斜坡上，已发现多个油气田和含油气构造(图1)。 邦戈尔盆地的构造演化大致可划分为6个阶段：① 白垩纪早期强烈断陷发育期；② 白垩纪中晚期继承性断陷发育期；③ 白垩纪末期强烈反转期；④ 古近纪拗陷期；⑤ 古近纪末期弱反转期；⑥ 新近纪开始为盆地衰亡期。在前寒武变质岩基底之上，沉积了以下白垩统为主的近万米厚的中–新生代地层，上白垩统普遍缺失，新生代地层厚度不足500 m，盆地主要的生储盖组合集中在下白垩统。下白垩统自下而上划分为P组、M组、K组、R组和B组共5个组，为河流–三角洲–湖泊沉积体系(图2)。
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user: 2. 烃源岩特征 邦戈尔盆地下白垩统暗色泥岩发育。根据钻井资料统计表明：邦戈尔盆地下白垩统各组烃源岩都较发育，平均泥岩厚度占地层总厚度的50%左右，中央坳陷暗色泥岩厚度普遍超千米；各地层组泥质烃源岩有机质丰度均较高，且差别不大，B组~P组烃源岩总有机碳质量分数(w(TOC))均值范围为1.63%~1.98% (表1)，整体达到好烃源岩评价标准 [ 3 ] [ 4 ] ；烃源岩有机质类型整体较好，以I~II 1 型为主；在坳陷区，一般B组、R组及K组烃源岩为低成熟(K组底部在部分深凹中达到成熟)，M组和P组烃源岩达到成熟–高熟，为研究区主力烃源岩。由此可见，研究区有效烃源岩的主控因数为烃源岩的成熟度，现今油气主要来自深部的M组和P组烃源岩 [ 5 ] - [ 7 ] 。 邦戈尔盆地坳陷区烃源岩生烃史研究表明 [ 6 ] [ 7 ] ，M组和P组烃源岩在晚白垩世早期进入生烃高峰。由于区域性的“桑顿阶挤压事件”(85~80 Ma)导致盆地构造抬升，地层大套剥蚀，生烃中断。而后期的沉积总厚度小于此次构造运动的剥蚀厚度，所以研究区Ｍ组和Ｐ组烃源岩二次生烃能力有限 [ 1 ] 。 图1. 邦戈尔盆地构造带划分 图2. 邦戈尔盆地地层综合柱状图 Table 1 The organic matter abundance of lower cretaceous in Bongor Basi 层位 w(TOC)/% w(S 1 + S 2 )/(mg∙g −1 ) B 0.01~11.97/1.63 (199) 0.01~103.1/10.28 (181) R 0.03~14.74/1.68 (456) 0.05~131.78/9.51 (448) K 0.14~19.3/1.82 (2152) 0.04~172.36/8.04 (2124) M 0.26~14.0/1.78 (440) 0.41~121.75/8.45 (440) P 0.28~16.80/1.98 (556) 0.57~180.9/9.56 (556) 表1. 邦戈尔盆地下白垩统各组烃源岩有机质丰度统计表 注：数据分别为最低值~最高值/平均值(样品数)；w(S 1 + S 2 )为生烃潜量。
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user: 3. 油藏地球化学法 在油藏流体地球化学特征研究的基础上，利用生物标志化合物等地球化学指标的特殊分布样式，可以定性地揭示油气成藏的某些特征。对于邦戈尔盆地而言，研究发现与油气成藏有关的地化特征主要表现在以下2个方面。 3.1. 原油的二次充注 多旋回构造复杂盆地的油气成藏过程往往比较复杂。早期由于构造抬升被生物降解的油藏，后期由于沉降以及成藏条件的改变，再次充注新的油气，形成二次充注油气藏。该类油气藏一个显著的特征就是出现25-降藿烷系列与一定丰度的饱和烃系列同时并存 [ 3 ] [ 4 ] 。原油降解序列表明，饱和烃系列在降解早期就被微生物优先消耗殆尽，形成明显的“鼓包”；而25-降藿烷系列一般认为是原油发生深度降解的标志性生物标志物，若两者共存，表明油藏发生了二次充注。 原油的二次充注现象在邦戈尔盆地北部斜坡普遍存在，在北部斜坡几个主要的油田都有发现。如图3所示，M-4井475.69~479.96 m处原油饱和烃总离子流图“鼓包”明显，同时“鼓包”上存在明显的饱和烃系列分布(图3(a))；m/z = 85质量色谱图表明(图3(b))，饱和烃系列分布完整，其分布模式与正常原油相似；m/z = 177质量色谱图上25-降藿烷分布完整(图3(c))，表明该原油发生过强烈的生物降解作用 [ 8 ] 。饱和烃系列与25-降藿烷系列同时并存的现象，表明油藏原油为二次充注的结果。 3.2. 稠油油藏与正常原油油藏的异常分布 邦戈尔盆地个别油藏存在生物降解稠油油藏与正常原油油藏倒置分布的现象。同一口井，深部的为生物降解的稠油油藏，而浅部的却为正常原油油藏，典型的如BN-8井油藏。在BN-8井深部(1751.8~1765 m处)原油样品为轻微生物降解的稠油，其原油重度(API)为19.8，试油为稠油层；而浅部(1388~1407.7 m处)原油样品为正常原油，其API为29.8，试油为正常油层。若两者为同期充注成藏，在圈闭抬升破坏的过程中，一般情况下，浅部的原油应该优先被生物降解，形成稠油油藏，而事实却并非如此。由此推断，BN-8井深部和浅部油藏很可能是不同期次充注成藏，上部正常原油为深部生物降解稠油形成后，在后期的沉降过程中，快速充注成藏的。 上述推断同样被原油成熟度参数所证实。研究区烃源岩和油源研究表明，深部的M组、P组烃源岩为邦戈尔盆地北部斜坡带主要的供烃源岩，且原油同位素和生物标志物特征均非常相似，可认为是同源原油(表2)。BN-8井浅部(1388~1407.7 m处)原油样品成熟度较深部(1751.8~1765 m处)原油样品成熟度高，同样表明两者可能是不同期次充注成藏的。该成熟度倒置的现象，在CN-1井原油样品中同样存在。 图3. M-4井475.69~479.96 m处原油生物标志物特征 Table 2 The maturity parameters of crude oil in BN-8， CN- 井号 深度/m Ts/Tm C 29 Ts/(C 29 Ts + 17a C 29 ) C 29 甾烷20S /20(S + R) C 29 甾烷ββ/(αα + ββ) 重排补身烷/补身烷 4，4，8，8，9-五甲基十氢化萘/8β-补身烷 BN-8 1388~1407.7 0.69 0.23 0.36 0.34 0.96 0.74 1751.8~1765 0.52 0.21 0.43 0.31 0.57 0.32 CN-1 1738.8~1758 2.45 0.46 0.54 0.41 1.77 1.77 1894.5~1905 1.21 0.26 0.42 0.41 1.46 1.34 表2. BN-8 井、CN-1井不同深度原油成熟度参数
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user: 4. 流体包裹体分析法 4.1. 包裹体镜下特征 邦戈尔盆地不同层位储集层薄片中包裹体镜下观察整体特征都比较相似，均由烃类包裹体和盐水溶液包裹体组成，其中烃类包裹体体积分数一般超过50%，最高达到90%。在石英矿物颗粒中包裹体主要沿次生加大边、缝合线、微裂隙或愈合显微裂隙呈线状、群状分布。包裹体形状一般为米粒状、椭圆形、多边形或不规则状(图4)，粒径2~15 μm。 在烃类包裹体中，以液态烃包裹体和气液态烃包裹体为主，一般占烃类包裹体的90%以上，气态烃包裹体较少。气液态烃包裹体中气相体积分数一般占15%~20%。液态烃包裹体透射光下呈棕色、浅棕色、粉红色，荧光下呈浅黄色、浅黄橙色或浅黄白色；气态烃类包裹体一般透射光下呈黑棕色，荧光下呈棕灰色、灰黄色(图4)。表明为成熟原油形成包裹体特征 [ 9 ] 。 研究区4口井K组和P组储集层样品中，与烃类包裹体伴生的盐水溶液包裹体特征也整体相似(表3)。盐水溶液的水型都为NaCl型，其初熔温度、冰点温度、盐度等差别不大。 4.2. 成藏期判识 以冷冻–回温法测定与烃类包裹体共生的均相捕获的盐水包裹体均一温度，结合沉积埋藏–温度史判断油气成藏时间，在构造复杂地区使用具有一定的局限性，特别是经历多次的构造抬升的地区 [ 9 ] - [ 11 ] 。该方法确定的油气成藏期往往具有多解性，需结合其他的方法，综合分析其成藏期次。 邦戈尔盆地是一个典型的多期次构造复杂盆地，分别在白垩纪末期和古近纪末期发生2次构造反转，分别造成斜坡带近1500 m和1000 m左右的地层剥蚀，盆地地层埋藏史图(图5)呈“W”形，以致同一均一温度可能对应多个地史时期。以BS-1井1987 m处P组储集层包裹体测温资料为例，与烃类包裹体伴 图4. 邦戈尔盆地包裹体样品镜下照片 图5. 北部斜坡带BSE-1井1987 m处油藏成藏期次 Table 3 The characteristic of gas-liquid inclusio 井号 深度/m 层位 初熔温度/℃ 冰点温度/℃ 盐度/% 均一温度/℃ 水型 B-3 910 K −20.5 −0.5~−1.1 0.9~1.9 85~115 Nacl MN-2 1255.5 K −20.9 −0.5~−1.0 0.9~1.7 105~120 Nacl BS-2 1652 P −20.8 −0.5~−1.2 0.9~2.0 85~105 Nacl BSE-1 1987 P −20.9 −0.1~−0.5 0.2~0.9 105~130 Nacl 表3. 与烃类包裹体伴生的气、液两相盐水溶液包裹体特征 生的盐水溶液包裹体均一温度分布范围为105℃~130℃，主峰在116℃~120℃之间。根据埋藏史–地温史与均一温度结合(图5)，标定的成藏时间存在2个区间，分别为距今98~75 Ma和60~40 Ma，仅用该方法无法准确判定成藏时期，需要结合其他方法综合分析。
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user: 5. 成藏期与成藏时间综合分析 邦戈尔盆地在白垩纪早中期的强烈断陷期和继承性断陷期，滚动背斜和断块圈闭发育；盆地坳陷区M组和P组烃源岩在晚白垩世早期已进入生烃高峰期，油源充足；河流–三角洲–湖泊沉积体系，整体为砂泥岩互层，排烃及封盖条件好；B组~P组均有好储集层发育，整体属于中孔–中渗、高孔–高渗储层 [ 1 ] ，储层物性好；该时期，整体张性应力环境，盆地正断层发育，运聚条件优越。因此认为，晚白垩世早期(约距今100 × 10 6 ~85 × 10 6 a)是邦戈尔盆地一个主要的成藏期。 晚白垩世的“桑顿阶挤压事件”(距今85 × 10 6 ~80 × 10 6 a)引起区域性的强烈构造反转，使得前期形成的油气圈闭大量破坏，油气逸散或被生物降解。但该时期形成大量的断背斜、断鼻和断块圈闭，可为油气的二次成藏提供有利聚集场所。古近纪晚期开始的(55 × 10 6 ~23 × 10 6 a)第2次构造反转运动，相对强度较弱，部分油气藏可能再次被破坏和重新分布。总体而言，2期构造反转运动对研究区早期形成的油气成藏起到很大的破坏作用，从盆地斜坡中浅层(B组和R组)广泛分布的生物降解稠油油藏可以得到证实。但现阶段勘探发现的油气藏往往与上述2期的构造运动形成的圈闭有关，构造反转期形成的圈闭是油气重新调整成藏的重要场所，说明2期构造运动是油气成藏的重要调整期，其对现阶段油气勘探有重要意义。 由此可见，邦戈尔盆地油气成藏过程复杂，成藏期次较多。大量油气藏在晚白垩世早期形成后，由于2次构造反转运动的影响，导致前期形成的油气藏大量破坏，部分油气重新调整到新形成的圈闭中成藏，因此2期构造运动期为油气成藏重要的调整期。
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user: 6. 结论 1) 油藏地球化学法研究表明，部分油藏原油样品存在正构烷烃系列与25-降藿烷系列并存的现象，表明油藏存在二次充注现象；在BN-8井油藏样品中发现原油存在降解原油与正常原油的倒置分布现象，同时原油成熟度的倒置分布进一步说明了该井油藏可能为多期次成藏。 2) 储层包裹体样品镜下观察表明，不同油藏储层包裹体特征相似，表明包裹体中烃类成熟及组成的相似性。包裹体均一化温度与埋藏史图结合判断成藏期，存在多解性。 3) 生烃史法及圈闭形成法综合分析表明，由于主要烃源岩不存在二次生烃可能，晚白垩世早期是研究区一个主要的成藏期。晚白垩世晚期和古近纪晚期的2次构造运动，对前期形成的油气藏产生破坏，重新调整油气的分布，是研究区油气成藏的重要调整期。
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user: 摘 要 吴起地区三叠系长8油层组是鄂尔多斯盆地勘探的重要层位，该油层组具有砂体厚度较大，横向连片性好，但砂岩粒度细、填隙物含量较高、胶结作用强、储层物性差的地质特征。通过对生、储、盖特征的研究表明，区内长7油层组烃源岩较为发育，具有丰富的油源条件；在低渗透背景下局部发育相对高孔、高渗的优质储层，能够为石油聚集提供场所；生、储、盖组合配置关系良好，具备发育大规模岩性油藏的石油地质条件。 关键词 :储层特征，低渗透，烃源岩，充注动力，优质储层，吴起地区
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user: 1. 引言 鄂尔多斯盆地吴起地区已探明的油藏主要集中于三叠系延长组上部长6油层组及侏罗系，下部层系勘探程度相对较低。近几年，该区长8油层组的勘探已取得了重大的发现和进展，展现出较大资源潜力。在系统分析长8油层组储层特征的基础上，开展成藏地质条件分析，总结成藏模式，为勘探部署提供地质依据。
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user: 2. 地质背景 2.1. 层序地层划分 吴起地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡地质构造单元，整体构造简单，主要发育平缓的西倾单斜构造，地层平缓(倾角不足1˚) [ 1 ] [ 2 ] 。按照层序地层学方法，延长组可划分为1个二级层序和5个三级层序(图1)，长8油层组整体处于二级层序首次洪泛面(长9 1 油层顶部)和最大洪泛面(长7 3 油层下部)之间，为水进体系域。跨越2个三级层序(SQ2、SQ3)，长8 2 油层位于三级层序SQ2的顶部，为水退体系域；长8 1 油层位于SQ3的底部，为水进体系域，长8 1 油层和长8 2 油层之间存在体系域转换面(SB3)。 2.2. 物源及沉积环境 通过物源分析，结合周缘老山对比认为，吴起地区重矿以石榴子石和榍石为主，轻矿以基性斜长石 图1. 吴起地区延长组层序地层划分 为主，属于盆地东北沉积体系，沉积物主要来源于盆地北部阴山以结晶片岩和岩浆岩为主的母岩区，为远源沉积。 根据岩心观察，单井相、联井相分析，结合物源分区、沉积体系展布特征，吴起地区长8油层组为曲流河三角洲沉积体系，长8 1 油层主要发育三角洲前缘和三角洲平原亚相，砂体类型主要为水下分流河道和分流河道砂体，厚度较大，一般12~25 m，局部砂厚达30 m，且横向连续性较好，分布稳定；长8 2 油层砂体厚度薄，一般8~16 m，以河口坝砂体为主。受沉积微相的影响，长8 1 油层砂体规模大于长8 2 油层。
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user: 3. 成藏地质条件 油气聚集成藏的过程，就是在各种因素的作用下，油气从生烃层系到储集层集中的过程，主要取决于是否具有良好的生、储、盖配置，是否具有良好的运移通道和圈闭保存条件 [ 3 ] 。分析认为，吴起地区长8油层组具备规模成藏的石油地质条件。 3.1. 油源条件 鄂尔多斯盆地吴起地区发育长9油层组和长7油层组2套深湖泥岩 [ 4 ] [ 5 ] ，其中长7 3 油层泥岩厚度较大，整体介于16~30 m，平均25 m左右；长9油层组泥岩厚度相对较薄，主要分布在6~12 m之间，平均厚度约9 m (图2)。前人对该区延长组下组合(长8~长10油层组)原油与长7、长9油层组烃源岩生物标志化合物特征进行对比分析 [ 6 ] [ 7 ] 表明：长8油层组原油具有高C 30 藿烷、低重排藿烷和重排甾烷的特征，与长7油层组烃源岩相似；而长9油层组烃源岩则表现为高重排藿烷和重排甾烷、低C 30 藿烷的特征。长7油层组烃源岩是吴起地区长8油层组油藏的主力油源岩，其生烃能力强，体积膨胀率远大于烃源岩的孔隙度(烃源岩实测孔隙度0.5%~0.8%，体积可以膨胀至108.0%~118.7%)，生烃膨胀产生的超压大，过剩压力可达20 MPa以上，是石油运移和充注的主要动力 [ 8 ] 。吴起地区具有良好的油源条件，能够为长8油层组提供丰富的油源供给。 图2. 鄂尔多斯盆地长7、长9油层组烃源岩厚度等值线图 3.2. 储层特征及储集性能 根据铸体薄片和扫描电镜观察、统计、分析，吴起地区长8油层组储层碎屑成分中长石含量较高，主要岩石类型为岩屑长石砂岩和长石砂岩。岩石粒径以细粒为主，含少量的中砂，细砂及以下占到了94%以上，粒度较细，且长8 2 油层较长8 1 油层岩石粒度偏细。吴起地区长8 1 油层储层填隙物以铁方解石、水云母、绿泥石及硅质为主(表1)，主要为胶结物及自身黏土矿物，体积分数一般介于5%~27%之间，平均13.7%；长8 2 油层铁方解石体积分数较高(6.3%)，平均填隙物体积分数15.9%。 根据砂岩铸体薄片及扫描电镜等资料，吴起地区长8油层组储层的孔隙类型主要以粒间孔和长石蚀孔为主，局部发育少量的晶间孔和微裂隙。面孔率较低，长8 1 油层平均面孔率2.68%，长8 2 油层平均面孔率仅为1.86% (表2)。 吴起地区长8油层组储层本身粒度细、填隙物中铁方解石含量较高，在成岩阶段遭受了严重的机械压实、碳酸盐胶结和黏土矿物胶结等破坏性成岩作用，储层物性进一步变差。统计表明：吴起地区长8油层组储层孔隙度集中分布于6%~12%，渗透率集中分布于0.1~0.3 mD。长8 1 油层平均孔隙度为10.5%，平均渗透率为0.29 mD；长8 2 油层平均孔隙度为10.3%，平均渗透率为0.24 mD，整体物性较差，属典型的低孔、低渗储层。 研究区长8油层组储层致密，但在沉积和差异成岩作用控制下，局部发育相对高孔、高渗储层。高压压汞资料表明，吴起地区长8油层组储层排驱压力较高，平均达1.55 MPa，但排驱压力小于1.0 MPa Table 1 The filling mineral composition of Chang8 in Wuqi Are 层位 填隙物体积分数/% 样品数/个 高岭石 水云母 绿泥石 铁方解石 浊沸石 硅质 其它 合计 长8 1 油层 0.1 3.6 2.7 3.6 0.5 1.5 1.7 13.7 131 长8 2 油层 0.7 2.4 4.3 6.3 0.2 1.4 0.8 15.9 84 表1. 吴起地区长8油层组储层填隙物成分统计表 Table 2 The pore structure of Chang8 in Wuqi Are 层位 孔隙所占体积分数/% 面孔率/% 样品数/个 粒间孔 长石溶孔 岩屑溶孔 晶间孔 微裂隙 长8 1 油层 1.40 1.02 0.11 0.07 0.08 2.68 107 长8 2 油层 0.66 1.01 0.08 0.02 0.05 1.86 78 表2. 吴起地区长8油层组储层孔隙结构统计表 的样品占到了42%以上，也进一步说明了在低渗透背景上，局部发育的相对高孔、高渗优质储层，能够为石油聚集提供场所。 3.3. 遮挡及保存条件 区内长8油层组构造平缓，储层致密，构造对油气聚集控制作用不明显，为典型的岩性油藏。顺物源方向，随着远离物源区沉积物粒度变细，泥质含量增加，砂体尖灭形成区域性遮挡带；河道主砂带两侧的分流间洼地、分流间湾泥质沉积，形成侧向遮挡；而纵向上，上部的长7油层组泥岩构成了良好的盖层，最终形成了良好的圈闭条件。 3.4. 油藏分布规律 依据储层基本特征、物性特征、油源条件及生储配置关系等的分析，吴起地区长8油层组具有大规模成藏的地质条件。结合勘探实践，其油藏富集具有以下主要特征：长8油层组油藏受构造作用不明显，为无边底水的岩性油藏；油藏分布范围受烃源岩控制，主要分布在周家湾-五里湾-志丹以南区域；油气富集程度主要受储层物性影响，长8 1 油层油藏在水下分流河道砂体中大面积连片发育，长8 2 油层油藏分布较为分散，连片性较差(图3)。
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user: 4. 成藏模式 总结研究区生、储、盖特征及配置条件，认为鄂尔多斯盆地在早白垩世晚期油气大量成熟，油气在生烃膨胀产生的巨大超压作用下，通过长7油层组底部、长8油层组的天然裂缝和渗透性砂岩等运移通道，在平面上以多点式向下大规模的运移 [ 9 ] [ 10 ] ，在长8油层组相对高孔、高渗优质储层中充注、聚集，形成大规模的岩性油藏(图4)。
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user: 5. 结语 鄂尔多斯盆地吴起地区长8油层组储层粒度细、填隙物含量高、胶结作用强、储层物性差，是典型的低渗透储层，但该区具备丰富的油源条件，低渗透背景下局部发育相对高孔、高渗的优质储层，具有良好的生、储、盖配置，具备发育大规模岩性油藏的石油地质条件。 图3. 吴起地区长8 1 (a)、长8 2 (b)油层含油面积与渗透率叠合图 图4. 吴起地区长8~长9油层组油藏成藏模式图
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user: 成因地层格架下的地质模型研究
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user: 摘 要 以钻、测井等资料为基础，运用成因地层学和高分辨层序地层学原理，对长庆油田虎狼峁地区长6油层组进行层序分析，共划分为5个中期旋回，建立了研究区的等时地层格架。在此基础上进行单砂体的刻画，总结出单砂体的叠置方式为拼合型、迷宫型和孤立型等3种类型。对长6-1(1)小层进行地质建模，从建模结果来看，水下分流河道微相的物性好，孔隙度主要在12%~14%之间；河口坝的物性较好，孔隙度主要在11%~14%之间；其他微相物性较差，孔隙度在5%~10%之间。 关键词 :成因地层，砂体叠置关系，地质模型，长6-1(1)小层，虎狼峁地区
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user: 1. 引言 长庆油田虎狼峁地区位于陕北斜坡中部，陕西省靖边与志丹县境内，以靖安油田为主，东跨杨米涧和安塞油田杏河区，西跨吴旗油田东半区。从区域结构来看，研究区是一个平缓的西倾单斜，地层倾角不到1˚，坡度6~8 (˚)/km，内部结构简单，局部显示形成低幅的鼻状隆起。主要生油层为长6油层组，属于典型的低渗透岩性油气藏。笔者以长庆油田虎狼峁地区长6-1(1)小层为例进行了地质建模研究。
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user: 2. 高分辨层序地层格架的建立 通过运用地质、测井和地震等各种相关资料，识别出虎狼峁地区长6油层组不同级别的基准面旋回。首先利用各类岩心资料及其沉积构造和沉积旋回，分析沉积微相的组合特征来划分出短期基准面旋回；然后再通过测井曲线的叠加样式和短期旋回的特征来划分中期基准面旋回。在陆相地层中，层序的边界为最大湖泛面，因此选择了研究区易于识别的最大湖泛面作为层序边界，并根据高分辨层序地层学原理，将虎狼峁地区长6油层组划分为5个中期基准面旋回，完成了研究区长6油层组等时地层对比格架的建立(图1)。
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user: 3. 高分辨层序格架下的单砂体刻画 一般通过“旋回对比，分级控制，不同相带区别对待” [ 1 ] 的单砂层对比方法，来确定井间砂体的连通关系。有了正确的井间砂体对比关系，才能更准确地确定单井钻遇油砂体情况及油层连通率，从而为合理部署井网密度、提高采收率提供地质依据。 图1. 柳124-22井层序地层划分及单井相分析图 单砂层是指在自身内部垂向上和平面上连续，但与其上、下砂体间被不渗透泥岩等夹层分隔的砂体 [ 2 ] [ 3 ] 。其中存在一些单砂层中的一部分与邻层砂体相连接，在其间没有隔夹层，而内部流体基本上作为一个独立的系统，从而构成独立的油藏。单砂层的划分主要有2种方法。 1) 单砂层垂向层次划分。在层序划分与对比的基础上建立单砂层的垂向层次划分，按照同一时间单元中测井曲线特征来识别出不同期次的砂体，从而在垂向上进一步划分出单一期次的河道砂体。 2) 利用夹层划分单砂层。夹层是指在砂岩层内所分布的相对低渗透层和非渗透层，该分布是不稳定 的，不能有效阻止或控制流体的运动 [ 4 ] 。事实上，在渗流特征一致的连通砂层中的夹层即为单砂层内部夹层，厚度较薄，一般只有几十厘米，延伸较小，其稳定性差。研究区内识别出的夹层主要为泥质夹层，岩性为泥岩、粉砂质泥岩及部分泥质粉砂岩，产生该类夹层的主要因素是减弱的水动力及由于沉积作用而形成的细粒悬浮质物质。一般情况下，在多期河道砂体沉积作用中，从一期河道沉积结束过渡到下期河道沉积开始，会形成短暂的细粒物质沉积，一般认为该类夹层即为泥质夹层。研究区内，泥质夹层较薄，测井曲线表现为自然电位曲线靠近泥岩基线，自然伽马曲线明显升高，微电极电阻率曲线幅度差减小，深、浅侧向电阻率曲线明显减小，个别泥质夹层的自然电位曲线差异不明显。虽然在横向上泥质夹层分布不太稳定，但它仍是2期河道沉积边界的重要识别标志。 通过对研究区部分井的单砂层进行分析，总结出单砂层间的叠置方式大致有3种：拼合型、迷宫型、孤立型 [ 5 ] 。 3.1. 拼合型 该种类型单砂体连井剖面垂直于物源方向，长6-1(2)小层和长6-3(1)小层继承性较好，单砂体间的叠置关系主要呈线-线接触，即拼合型，属于较典型的三角洲前缘亚相沉积。研究区沉积作用活跃，各井间同一层位的单期河道的砂体在厚度上变化较大，说明井间存在不同的单砂体边界。砂体拼合作用明显，呈线–线接触，层内非均质性明显增强。以水下分流河道、河口坝等沉积为主。在纵向上，长6-1(2)小层的2期河道砂体沉积有明显的叠加关系，即垂向上会出现部分叠加式接触，在测井曲线上一般表现出2种形式：一种是有泥质夹层或非渗透性夹层的存在，且夹层厚度较大，一般大于0.2 m，测井响应较为明显；另一种则无明显非渗透性夹层，上、下2期单砂体大多连通性较好，测井响应相对不明显，但仍呈叠加式特征(图2)。 3.2. 迷宫型 该种类型单砂体连井剖面为平行物源方向，整体上砂体连通性较好。其中长6-2(1)小层主要呈线-点、点-点接触的对接式模式，形成似“迷宫”状储层，主要发育水下分流河道和分流间湾沉积微相，表现为2期河道砂体向井间方向厚度逐渐变小，连接处2口井的砂体测井曲线特征有明显差异(图3)。 3.3. 孤立型 该种类型单砂体连井剖面为垂直物源方向，由于是多物源供给，接触关系为孤立式。长6-1(1)小层及长6-2(2)小层继承性较差，主要为孤立分布；长6-1(1)小层以分流间湾为主，长6-2(2)小层以分流间湾与水下天然堤为主(图4)。 储层砂体的连通性与砂体的叠置方式有关，因此砂体叠置方式的研究对于深入认识储层结构和储层地质模型具有重要意义。
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user: 4. 地质模型的建立 4.1. 相模型的建立 沉积相对储层物性有一定的决定性作用，不同的沉积微相在其物性参数的分布与空间相关性是不一致的，该次地质建模采用相控建模技术来建立储层参数分布模型，即先建立沉积微相模型，再以此为基础进行地质建模 [ 6 ] - [ 8 ] 。 该次沉积微相建模是在对虎狼峁地区长6油层组沉积微相进行了大量研究工作的基础上完成的，直接依据沉积微相平面分布图，将相边界线导入Petrel软件中，然后对不同微相的储层特征参数进行变差函数分析，得到各微相储层参数的分布规律，最后利用序贯高斯模拟方法进行模拟(图5、图6)。 图2. 柳125-12井~柳132-27井单砂层连通图 图3. 柳121-26井~柳132-15井单砂体连通图 图4. 柳138-8井~柳140-21井单砂体连通图 图5. 研究区长6-1(1)小层沉积微相平面图 图6. 研究区长6-1(1)小层沉积微相模型建立 4.2. 储层属性模型的建立 首先经过资料标准化与环境校正后，进行储层解释模型的建立；然后采用正演法，即利用岩心资料直接刻度测井解释，利用地质多元统计方法建立储层参数与测井信息间的最佳转换关系；在电测解释的基础上，对孔渗饱曲线进行井粗化，将连续数据变为离散数据网格；最后采用序贯高斯模拟法 [ 9 ] ，在沉积微相模型的约束下计算孔隙度、渗透率模型(图7、图8)。 根据研究区长6-1(1)小层的具体建模结果可以看出，长6-1(1)小层泥质含量较高，物源方向为北部和东部，主要发育分流间湾、河口坝、水下分流河道等微相；长6-1(1)小层呈多条水下河道发育并向西部汇集；研究区中北部发育水下分流河道微相，其物性好，孔隙度主要在12%~14%之间，渗透率在7~15 mD之间；研究区西部发育河口坝，物性较好，孔隙度分布在11%~14%之间；其他微相物性较差，孔隙度在5%~10%之间。
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user: 5. 结论 1) 运用成因地层和高分辨层序地层的原理和方法，将研究区划分为5个中期旋回，建立了研究区等时地层格架。 2) 在等时地层格架下对单砂层进行雕刻，总结出单砂层的叠置方式为拼合型、迷宫型和孤立型等3种类型。 3) 建立了研究区长6-1(1)小层的地质模型，水下分流河道微相物性较高，孔隙度主要在12%~14%之间；河口坝的物性较好，孔隙度主要在11%~14%之间；其他微相物性较差，孔隙度在5%~10%之间。 图7. 研究区长6-1(1)小层孔隙度模型 图8. 研究区长6-1(1)小层渗透率模型
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user: 摘 要 随着科学技术的进步，成像观测技术越来越先进。流动成像测井方面，国外各大测井公司均推出了全井眼测量阵列持率测井仪，测量在井中相同深度上套管内壁附近或分布在不同半径的圆周上的局部持水率。基于电容阵列持水率测井仪CAT的测井数据特征，分析了简单距离反比加权插值、高斯径向基函数插值、普通克里金插值和克里金中的变差函数距离反比插值算法的原理，然后对4种插值算法在理论和实际应用方面进行了比较，试验数据成像处理效果图和误差综合分析结果表明，普通克里金插值算法的成像效果和误差估计总体比其他3种插值算法好，能较直观反映井内油水介质的分布和井筒截面上总的持水率值。 关键词 :水平井，阵列持水率仪，流动成像，生产测井
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user: 1. 引言 随着水平井钻采技术应用规模的快速扩大，对水平产出剖面测井的需求也日益迫切。持水率作为油井生产剖面评价的一个重要流动参数，对找准产水层位、采取措施提高油气产量至关重要。在水平井中多相流并不以混合状态存在，而是以水平层流为主的复杂流型，最重要的流动信息存在于沿井筒直径的垂直面上，通常用于垂直井中的常规生产测井仪器的各个传感探头居中并分散到井筒长距离内，使得其测量水平复杂状态的参数非常困难，常规生产测井仪器不再适用 [ 1 ] 。目前国内外文献报道的在水平井中应用较好的阵列持水率测井仪器主要有Flowview Plus (8个探头)、GHOST (4个探头)、DEFT (6个探头)、RAT (12个探头)和CAT (12个探头)等 [ 2 ] 。 阵列持水率成像测井属于对非均匀介质动态的非线性测量 [ 3 ] ，获取多相流体的二维分布信息，通过对油气井内多相流体在有限点分布信息的成像处理，实时成像显示整个井筒截面上的流体分布情况，实现流型辨识和确定相含率，克服传统测量技术难以解决的问题，为生产油井动态监测提供更精确的测井信息，成为解决油田动态监测难题的新“武器” [ 2 ] 。笔者以电容阵列持水率测井仪CAT的测井数据为例，探讨阵列持水率测井资料的成像插值算法，并结合试验资料予以验证，提高了阵列持水率测井资料解释精度。
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user: 2. 成像插值算法 CAT仪器是用来解决在水平井或大斜度井中区别井下流相的分布，它在井中居中测量，并且和井斜仪配合测量。由于油、气、水有不同的介电常数，每个探头的输出频率随着它周围流体的不同而变化，对仪器进行刻度可准确地鉴别探头周围流体的性质。仪器由12个特定的微小的电容传感器组成，并安装于每个弹簧弓里，每个探头测量其周围流体的介电常数，12个值同时传送给地面或存储单元，通过数据处理和仪器在油和水中的刻度将响应值转化为每个探头的局部持水率 [ 4 ] 。CAT仪器的12个探头均匀分布在井筒截面圆周上，为单环模式(见图1、图2)。根据12个探头的测井响应值对井截面进行插值成像，实际上就是根据12个探头的响应值对井筒截面上其他点的局部响应值进行插值估计，再根据井筒截面上持水率的高低分配以不同的颜色显示，展示出整个井筒截面上的流体分布情况。 上述插值成像的数据场可视化需要通过对离散数据场进行区域剖分，建立数学模型插值后，利用传统的计算机图形学方法加以显示，从而获取对数据场内部信息的观察。因此，利用图形学成像，插值是其中关键的一步，插值过程就是建立所研究变量完整的数学模型的过程。采用不同的插值方法建立的数学模型会有差别，后期对其规律的显示从效果上看也是不相同的 [ 5 ] 。数据场可视化常用的插值算法一般有简单距离反比加权插值算法、高斯径向基函数插值算法、普通克里金插值算法和克里金中的变差函数距离反比插值等。 图1. 电容阵列持水率测井仪CAT单环模式图 图2. CAT仪器12个探头的剖面分布示意 2.1. 简单距离反比加权插值原理 设P i (x i ， y i )为井截面上的点坐标，D ij 为第i个CAT探头点到井截面上非探头点P j (x j ， y j )的距离，T i 为CAT第i个探头测井响应值( )，T j 为井筒截面上非探头点P j (x j ， y j )处的持水率预测值。假设CAT探头局部持率在井筒截面上的分布连续变化是合理的，那么点和点之间的关联性随着距离的增大而连续减小。简单距离反比加权的插值是就是基于源值对其他点的影响随着距离增大而减小考虑的，其插值原理是，井筒截面上待插值点预测的持水率值是待插点区域内已知CAT探头持水率值的加权平均，权系数的大小与待插点和区域内CAT探头位置之间的距离有关，是距离的k ( ) (k一般取2)次方的倒数。即： (1) 2.2. 高斯径向基函数插值原理 插值算法中权值是插值处理的关键 [ 6 ] ，高斯径向基函数是与距离有关的权系数计算函数，具有连续的一阶和二阶倒数，源点对周围点的影响程度随着距离的增大而平稳减小，且源点对周围点的影响程度在过了一定的范围后，随着距离的增大而迅速减小。该特性和CAT探头的测量值所反映的范围是有限的这个规律很相符。该次研究引用的高斯径向基函数 为： (2) 式中：r为待插点与CAT探头的距离；σ ij 为i、j这2点间的递减控制系数。 高斯径向基函数插值算法中，函数为权值系数，即井筒截面上待插值点预测的持水率为： (3) 2.3. 普通克里金插值原理 克里金(Kriging)方法又称空间局部插值法，是以变差函数理论和结构分析为基础，在有限区域内对区域化变量进行无偏最优估计的一种方法，是地质统计学的主要内容之一。其实质是利用区域化变量的原始数据和变差函数的结构特点，对未知样点进行线性无偏、最优估计。无偏是指偏差的数学期望为0，最优是指估计值与实际值之差的平方和最小。 设 为区域上的一系列观测点， 为相应的观测值。区域化变量在x 0 处的值 可采用一个线性组合来估计： (4) λ i ( )为待求权系数，无偏性和估计方差最小被作为λ i 选取的标准，即： (5) 式中：E为数学期望；Var为方差。 从本征假设出发，可知E[Z(x)]为常数，有： (6) 可得到关系式： (7) 应用拉格朗日乘数法求条件极值，达到估计方差最小要求，即： (8) 式中：λ j 为拉格朗日乘子；μ为拉格朗日因子。 进一步推导，可得求解权系数λ i 的方程组： (9) 式中： 为协方差。 求出权系数后，就可以根据式(4)求出井截面上非探头点的持水率预测值。 当随机函数不满足二阶平稳，而满足内蕴(本征)假设时，可用待插点与已知采样点之间的变差函数γ(x i ， x j )来表示式(9)： (10) 变差函数定义为： (11) 2. 3.1. 克里金插值法中的变差函数 变差函数是克里金插值的基础。插值需要首先确定研究区域变量的变差函数。设z(x)是系统某属性z在空间位置x处的值，z(x)为一区域化随机变量，并满足二阶平稳假设；h为两样本点空间分隔距离，z(x i )和z(x i + h)分别是区域化变量z(x)在空间位置x i 和x i + h处的实测值[ ]。那么，变差函数γ(h)的离散计算公式为： (12) 2.3.2. 变差函数的理论模型 变差函数理论模型一般分为有基台值和无基台值两大类。有基台值的变差函数理论模型包括球状模型、指数模型、高斯模型等。最常用的是球状模型 [ 5 ] ，球状模型公式为： (13) 式中：c 0 为块金(效应)常数；c为拱高；c 0 + c为基台值；a为变程。 2.4. 克里金中的变差函数距离反比插值原理 在克里金插值法和简单距离反比插值法的基础上，可以将简单距离反比加权法中的距离函数改写成变差函数，加权系数仍为距离的函数(变差函数是距离的函数)，但是不按距离平方的倒数方式减小，而是按变差函数的性质来减小。具体表达形式如下： (14)
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user: 3. 算法理论分析 距离反比加权的插值是基于源点值对其他点的影响随着距离增大而较小考虑的，插值矩阵是恒定不变的，只与待插值点与源点的距离有关，源点之数值对待插点的影响没有考虑，权系数与源点相互之间没有任何关系，只要待插点和源点之间的距离一定，则其权系数是相同的。插值矩阵没有任何适应性，它不能更丰富地表达流体流动的特征，不能表现流量、含水和井斜对流型的影响 [ 6 ] 。但是，该模型简单，实现起来容易，效率最高，插值中所需存储空间最小。所以简单距离反比加权插值模型还是有一定的价值的。 高斯径向基函数插值是采用高斯函数作为权系数计算函数，它具有随距离衰减的特性。该算法通过递减控制系数σ ij 反映流量、井斜等因素对流型的影响。σ ij 的引入使得高斯径向基函数插值算法的插值矩阵对流量和井斜等特征有了一定的适应性。 变差函数距离反比插值是将距离反比加权的插值中的距离值用变差函数代替，这样，待插点与源点的距离越大，对应该点的权系数越小；和距离反比相似，但是不按距离平方的倒数方式减小，而是按变差函数的倒数减小，并且具有归一化的性质。使用该方法时，需先根据源点位置及源点测量值确定变差函数，失去了距离反比加权插值算法效率高的特点。 上述3种插值算法的权函数与距离的递减关系如图3所示。距离反比加权函数在整个区域是个凹函数，对距离太敏感，用它作为求取权系数的函数无法保证算法的相容性，它会导致插值矩阵成为病态矩阵。高斯径向基函数表示源点对周围点的影响程度随着距离的增大而平稳减小，当距离超过一定范围后迅速的减小。相对来说，它的特性比变差函数距离反比函数优秀，是对距离反比加权算法的一种有效改进。 普通克里金插值是先通过源点之间的距离和源点的测量值确定所研究区域的变差函数，然后通过求基于变差函数的克里金方程组得到克里金插值法的权系数。这种构性集中体现在探头测量值的变差函数(即测量值的协方差函数)中。权系数不仅与待插点到源点的距离有关，还与源点上的测量值有关，能更好地体现井筒截面流体的流动特性。
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user: 4. 在实际应用中效果比较 基于上述4种插值算法，采用VC++6.0开发平台，编写了CAT测井数据处理模块，可以实现探头测量值的显示、插值算法的选择及相关参数的调整(图4)。 图3. 距离反比加权、高斯径向基函数、变差函数距离反比函数对比图 图4. CAT插值成像数据处理模块 处理数据来自CAT在多相流动模拟装置上的油水两相试验采集结果，试验温度为13.66℃，压力约为0.2 MPa，介质为自来水和10号工业白油，试验井斜为90˚ (即井段处于水平状态)，油水总流量为100 m 3 /d，含水率分别为20%、40%、60%、80%。试验数据根据仪器在油和水中的刻度值将响应值转化为持水率，结果见表1。对该组数据分别利用简单距离反比加权插值算法、高斯径向基函数插值算法、普通克里金插值算法和克里金中的变差函数距离反比插值算法对其插值进行成像处理，持率成像处理结果与试验时流管侧面照片对比见图5。 对上述测井数据插值结果进行交叉验证，即依次删除一个探头的测井值，利用其他探头的测井值插值计算被删除探头的响应值，并对12个探头插值计算结果与实际测井值作比较，进行误差统计分析，分析结果见表2。 Table 1 Water holdup of 12 CAT probes in horizontal wel 含水率/% 12个CAT探头持水率/1 S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8 S9 S10 S11 S12 20 0.2000 0.2077 0.2311 0.2147 0.8729 1.0000 1.0000 1.0000 0.8729 0.2291 0.2070 0.2068 40 0.2342 0.2305 0.2692 1.0078 0.9927 1.0000 1.0000 1.0000 0.9925 0.9167 0.2655 0.2561 60 0.2342 0.2533 0.9923 1.0078 0.9927 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 1.0083 0.2655 0.2281 80 0.2684 0.2686 1.0000 1.0078 0.9853 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 1.0083 0.9927 0.2351 表1. 水平井12个CAT探头持水率 Table 2 Comparison for cross validation results of interpolation algorithm 插值算法 均方误差 绝对误差平均值 绝对误差的最大值 相对误差平均值/% 简单距离反比插值算法 0.101682692 0.0041429 0.084692601 1.512055807 高斯径向基函数插值算法 1.240119472 0.153101561 0.314889161 39.18046857 普通克里金插值算法 0.511993363 0.034415885 0.419793024 5.642565763 变差函数距离反比插值算法 0.703828473 0.04599213 0.290337584 14.20786734 表2. 插值算法交叉验证结果比较 图5. 不同含水率情况下CAT试验资料持水率成像处理结果与试验照片对比 从插值成像处理结果与试验时流管侧面照片对比来看，高斯径向基函数插值算法和变差函数距离反比插值算法能更好地反映油水分界面的位置，但成像色差代表的持水率明显没有简单距离反比插值算法和克里金插值算法计算结果好；简单距离反比插值算法和变差函数距离反比插值算法对距离太敏感，在探头位置附近收敛速度过快，出现持水率变小后形成的圆点；普通克里金插值算法分层能力较高斯径向基函数插值算法和变差函数距离反比插值算法稍差，但比简单距离反比插值算法好，成像色差代表的持水率明显比其他算法好。 从交叉验证结果看，简单距离反比插值算法的误差最小，其次是普通克里金插值算法，高斯径向基函数插值算法误差最大。高斯径向基函数插值算法和变差函数距离反比插值算法在水层和油层的持水率计算值误差较大。结合成像效果和误差估计总体比较可以看出，普通克里金插值算法优于其他算法的效果和指标。
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user: 5. 结语 阵列持水率测井仪采用多个探头测量井筒截面上不同方位的持水率，克服了常规单个探头测量值代表井筒截面持水率总体效应的确定，对于水平及大斜度井中由于重力影响造成油水分布出现各向异性有较好的应用效果。对其测井数据进行成像处理重建井筒过流截面油水分布图像，可以帮助测井解释人员直观了解井筒油水分布及流型。但由于井筒截面上阵列探头个数的局限，不同插值算法权系数的确定方法不同，造成成像效果差异较大。成像插值中建立的数据模型的关键是探头测量值与待插值之间的函数关系，要求既要反映井内介质的分布情况，又要符合井筒整个截面上总的持水率。通过水平井段4种含水情况下试验数据的处理分析结果表明，普通克里金算法的插值效果和误差结果优于其他算法。
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user: 摘 要 吉林油田深层天然气藏存在埋藏深、钻速慢、成本高、储层敏感性强且易污染等问题，严重影响了储层的及时发现和单井产能发挥，同时制约了勘探开发步伐。为解决该技术难题，在分析吉林油田德惠区块岩性特点、物性特征、地层压力、地层流体及井壁稳定性的基础上，评价了在该区块实施氮气钻井的可行性，详细阐述了氮气钻井施工方案设计，包括注气参数设计、转换钻井液设计、风险应对措施等，并介绍了氮气钻井技术在德深35井的应用情况，对于后续推广应用该技术具有良好的借鉴意义，有助于加速吉林油田深层天然气藏的高效勘探开发。 关键词 :氮气钻井，注气参数，可行性，施工方案，吉林油田
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user: 1. 引言 吉林油田德惠断陷位于松辽盆地南部东部断陷带中部，是上古生界变质岩系基底之上发育起来的断拗复合双层结构的沉积断陷，面积3553 km 2 ，基底最大埋深7000 m，发育断陷层和坳陷层两套沉积地层。营城组、沙河子组和火石岭组为断陷沉积，地层最大厚度达4250 m，白垩系嫩江组–登娄库组为拗陷沉积。该区块的主要目的层为泉一段、登娄库组、营城组、沙河子组，储层物性较差，属低孔、低渗、低压气藏。随着埋深增加，黏土矿物由伊利石–蒙脱石转变含量增多，岩性膨胀率逐渐增大，敏感性逐渐增强。另外，部分层段岩石可钻性差，常规钻井机械钻速慢，钻井液浸泡时间长，储层易污染，难以准确评价地层的真实产能。因此，优选钻井方式，提高机械钻速，并有效保护储层是开发吉林油田深层天然气藏亟待解决的技术难题。 氮气钻井技术是目前提高机械钻速、保护储层和提高单井产能最直接有效的手段，国内外应用已越来越广泛 [ 1 ] 。为提高气藏开发效益，开展了氮气钻井技术攻关研究，并通过现场试验取得了良好的应用效果，为吉林油田低压敏感性气藏及深层天然气的高效开发探索了新途径。