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南海北部深水盆地发育3套烃源岩,生烃潜力大
南海北部大陆边缘盆地发育3套烃源岩,即主裂陷期的始新统湖相烃源岩、晚裂陷期的渐新统海陆过渡相烃源岩和拗陷期的中新统海相烃源岩[6].其中始新统湖相烃源岩已被证实为陆架区盆地最主要的油源岩,例如北部湾盆地流沙港组和珠江口盆地的文昌组中深湖相烃源岩;海陆过渡相煤系烃源岩是陆架区盆地主要的气源岩,以珠江口盆地的恩平组和琼东南盆地的崖城组煤系地层为代表;中新统的海相烃源岩仅发育在莺歌海盆地[6],是该盆地的主要烃源岩.南海北部陆坡深水区盆地具有和陆架盆地相似的演化过程,也发育了这3套烃源岩,即始新统湖相烃源岩、渐新统海陆过渡相煤系烃源岩和中新统海相烃源岩.然而,随着南海北部大陆边缘陆架-陆坡区岩石圈和地壳厚度的减薄,大地热流值和地温梯度相应逐渐增大[1,7,8],陆坡区深水盆地的这3套烃源岩的生烃机理和生烃作用将会有所差异,需展开针对性研究.近年来,对深水油气来源的分析表明海陆过渡相烃源岩是深水盆地的主力烃源岩,并首次发现了海相烃源岩的贡献.
1海陆过渡相烃源岩是深水区盆地的主力烃源岩
南海北部深水区海陆过渡相烃源岩已被深水钻探直接揭示,是南海北部深水区的主力烃源岩,包括珠江口盆地恩平组和琼东南盆地崖城组的煤系地层,为湖盆收缩期伴随着间歇性海侵形成的一套由煤层、碳质泥岩和暗色泥岩组成烃源岩,分布广泛而稳定.地球化学分析结果表明,南海北部深水区海陆过渡相煤系烃源岩中有机质主要来源于陆生高等植物,具有较高的有机质丰度(表1),其干酪根组分以煤质、木质、壳质和孢质为主,既具有较大的生气能力,同时在早期生烃阶段也具有较强的生成液态烃的能力.珠江口盆地白云凹陷深水区已发现的天然气属于煤型气,天然气中苯和甲苯含量高,与恩平组烃源岩具有很好的对比性(图3),表明天然气主要来源于恩平组海陆过渡相源岩.此外,白云凹陷发现的原油中普遍含有丰富的双杜松烷(W,T),双杜松烷是一类非常特征的高等植物树脂输入的标志化合物,在东南亚原油和沉积物中广泛存在,是被子植物的达玛树脂经过生物聚合形成的[9].双杜松烷在珠江口盆地恩平组和琼东南盆地崖城组海陆过渡相烃源岩中含量较为丰富,因此,白云凹陷恩平组海陆过渡相烃源岩对该区已发现原油也有重要贡献.
2首次发现了海相烃源岩的贡献,深水勘探的领域得到了拓展
珠江口盆地白云凹陷荔湾3-1、流花34-2、流花29-1等深水油气藏中的原油含有丰富的双杜松烷和奥利烷.前已述及,双杜松烷在恩平组海陆过渡相烃源岩中含量丰富,而同样反映陆生高等植物有机质来源的奥利烷则在珠海组和珠江组海相烃源岩中具有很高的含量,珠海组海相烃源岩与原油中奥利烷的含量具有很好的对比性[10],说明白云凹陷深水区原油除恩平组海陆过渡相烃源岩的贡献外,珠海组海相烃源岩也有重要贡献.白云凹陷原油中还检测出C30甾烷,进一步验证了海相烃源岩对深水盆地生油的贡献.南海北部深水区目前有多口钻井揭示了渐新统和中新统海相泥岩,虽然其中含有少量的沟鞭藻化石,但其有机质主要为陆生高等植物来源的镜质组、惰性组和壳质组,而藻类和无定形体含量很低,有机质类型主要为Ⅱ2和Ⅲ型.从有机质丰度(图4)看,珠江口盆地珠海组海相烃源岩的有机质丰度总体高于珠江组海相烃源岩,珠江组仅在陆架浅水区的XJ33-2-1井和PY15-1-1井具有较高的有机质丰度,而陆坡深水区珠江组海相烃源岩有机质丰度普遍较低,深水区LW3-1-1井珠江组海相烃源岩的有机碳平均含量仅0.44%,主要为差-非烃源岩,而珠海组海相泥岩的有机碳平均含量可达1.08%,属于中等烃源岩.烃源岩生烃动力学模拟实验结果表明,LW3-1-1井珠海组海相泥岩具有较大的生烃潜力,累计产烃率达到450mg烃/gTOC,并在早期生烃阶段有较多的液态烃生成.重磁震等地球物理资料综合分析表明,在珠江口盆地-琼东南盆地以南的深水-超深水区还发育一系列的盆地或凹陷,其凹陷规模和沉积厚度相对较小,但这套海相烃源岩在这些盆地或凹陷内广泛分布,随着深水-超深水区的地温梯度不断升高,传统生烃门限范围外的这些规模较小的凹陷可能因此具备生烃潜力.因此需要对珠江口-琼东南盆地以南深水-超深水区盆地或凹陷进行重新评价.南海北部深水勘探的领域也将由深水区的大中型沉积凹陷进一步拓展至深水-超深水区规模相对较小的凹陷.
3始新统湖相烃源岩是深水区潜在的烃源岩
南海北部大陆边缘始新世处在气候温暖湿润、生物繁茂的古湖泊发育鼎盛时期,适宜的古气候和古环境有利于浮游植物繁盛乃至勃发,在规模较大、水体较深的古湖泊中有机质得以大量保存和堆积,具有较高的生产力[11].始新统中深湖相烃源岩已经被证实为南海北部陆架浅水区盆地内最主要的油源岩.白云凹陷LWX-1-1井在3190~3240m层段获得浮游藻类含量占绝对优势的微体植物化石组合,所见组合中浮游藻类均为河湖相藻类,含量可高达90.7%,其中最多者是盘星藻,其次是粒面球藻和光面球藻,尚零星见有葡萄藻和刺面球藻.因此,该井段为古近纪沉积序列中含河湖相藻类的富藻沉积层,并可进一步推测该井段的沉积地层形成于湖泊环境,且为具一定矿化度的淡水湖;该井段的地层沉积时,湖水生产力较高,浮游藻类繁盛.盆地模拟结果表明,始新统这套烃源岩在陆坡区高热背景下,其主体现今处于高成熟-过成熟阶段,生排烃期较早,目前可能以裂解气为主,是深水区一套潜在的烃源岩.
4三套烃源岩的分布特征
南海北部大陆边缘盆地3套烃源岩的分布还具有明显的分带性(图5).以珠江口盆地为例,陆架浅水区珠一拗陷的烃源岩主要为始新统文昌组湖相烃源岩,主于陆坡深水区的珠二拗陷烃源岩则主要为恩平组海陆过渡相煤系烃源岩,而珠江口盆地深水区以南的深水-超深水区,海相烃源岩将可能成为其主要烃源岩.因此,对南海北部深水盆地3套烃源岩类型及其分布的认识将对深水区的油气勘探具有指导意义.
南海北部深水区盆地得到珠江和红河两大沉积体系的长期供给
世界上深水区的油气发现多集中在大型深水海底扇的浊积沉积体系内.而南海北部深水区缺乏世界级大江大河的注入,其三角洲体系和深水浊积体系的规模相对较小,而且沉积物自华南地区物源区向南海北部的搬运过程中,先途经了陆架浅水区的拗陷带,再进入陆坡深水区,具有远源沉积特征,其沉积样式和储层特征与大西洋两侧典型被动大陆边缘盆地和南海北部相邻陆架浅水区均存在明显差异.而能否在南海北部深水盆地寻找大型优质储集体将直接关系到深水勘探的成败.研究表明,华南陆区的珠江沉积体系和红河沉积体系长期以来是南海北部大陆边缘盆地的两个主要物源供给体系[5,6,12~14].来自古珠江的沉积物源在渐新世-中新世于珠江口盆地白云凹陷陆架边缘形成了一套陆架边缘三角洲沉积体系,是目前深水勘探的主要层系.近年来,在琼东南盆地深水盆地还首次发现了来自红河沉积体系的中央水道砂体,并得到了深水钻探的初步证实.
1珠江口盆地白云凹陷陆架边缘三角洲沉积体系
基于近期珠江口盆地白云凹陷的大量钻井、三维地震资料的综合分析,发现了渐新世-中新世白云凹陷陆架边缘三角洲及其沉积体系(图6).渐新世该陆架边缘三角洲以三角洲前缘沉积为主,在陆架断阶坡折控制下呈“S”型向陆坡生长;而中新世其自外陆架到上陆坡的延伸空间内,沉积特征发生改变,陆架边缘三角洲前缘沉积体在白云凹陷内形成三角洲前缘(包括分流水道、砂坝)到陆架-陆坡峡谷水道、三角洲前缘滑塌的重力流搬运舌状(斜坡扇)沉积,期间偶有东沙隆起的碳酸盐岩近物源供给干扰.这种沉积演化特征受控于陆架边缘三角洲体系发育和陆架断阶坡折带的演化,形成陆架边缘三角洲体系并发育深水大型优质储集体(图6).近期,白云凹陷深水区勘探相继获得了流花34-2和流花29-1两个商业性油气发现,进一步证实了该陆架边缘三角洲体系形成演化和深水大型优质储集体分布关系,揭示了该沉积体系的重要勘探潜力.
2莺歌海盆地-琼东南盆地红河三角洲-海底扇沉积体系
红河是发育在南海北部的另一条重要河流,是南海北部大陆边缘西侧莺歌海盆地的重要物源供给[5,6].通过对南海西北部莺歌海-琼东南盆地地震和钻井资料研究,在两个盆地的结合部发现首次发现了一个主要发育于晚中新世(黄流期)的大型红河海底扇,主要呈北西向展布[14].王英明等人[14]认为其在晚中新世黄流期(10.5~5.5Ma)规模达到最大,分布面积达上万平方千米,最厚可达2000m,通过沉积相分析进一步指出其沉积物主要来自红河,并与红河三角洲以及相关的海底峡谷共同构成了红河沉积体系;上新世以来,红河海底扇转化为琼东南盆地内长达数百千米的中央峡谷.琼东南盆地陆架坡折带靠近陆架一侧的钻探多年来未能取得商业性的油气发现,储层因素是失利的主要原因之一,推测其与琼东南盆地缺乏类似珠江口盆地来自珠江水系携带足够规模的沉积物有关.2010年年底,琼东南盆地深水区针对中央峡谷水道钻探了陵水22-1构造,发现了近60m的气层,储层物性条件好.对其物源进行深入研究,将为琼东南盆地深水区储层研究和预测提供新的思路.当然,对南海北部深水盆地沉积体系和储层的研究不应局限于目前的勘探层系,还应继续探究深水盆地演化过程中,周边一系列重大事件,如青藏高原隆升、台湾山脉隆起、南海扩张对深水盆地的物源供给以及沉积作用的影响和控制.此外,深水盆地还具备发育碳酸盐岩储层的有利条件,在相邻陆架区和南海中南部均发现了大型的碳酸盐岩油气藏,碳酸盐岩储层也是今后南海北部深水勘探的另一个重要领域.
南海北部深水盆地大中型油气田成藏特征与勘探方向
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随着中国加入WTO和石油石化行业战略性的重组改制，油田企业内外部环境发生了重大乃至转折性变化，同时，国际能源需求逐年增加，石油产品价格不断攀升，油田企业仍然面临着巨大的成本管理压力。在这种背景下，传统的成本管理方法已经不能完全满足现阶段竞争环境下企业管理的要求，战略成本管理应运而生。
战略价值链分析是一种战略性成本分析工具成本管理，是战略成本管理的重要内容，融战略管理、成本管理和价值管理于一体，包括行业价值链分析和企业内部价值链分析。运用战略价值链分析企业价值链增值的过程，是提高企业国际竞争力的重要方法[1]。
基于以上对战略价值链分析理论的认识，本文将油田企业界定为油气开采企业，运用战略价值链分析油田企业价值生成的过程及每一作业环节成本的投入，通过对价值增值关键环节的成本管理与成本控制来取得成本优势，以实现油田企业价值最大化的战略目标。
二、油田企业战略价值链分析
(1) 油田企业行业价值链分析
油田企业行业价值链是指从油气地质勘探到最终产品到达消费者手中直至报废的全过程。行业价值链分析的目的在于识别企业在所处的行业价值链中的位置，以确定企业在行业竞争中的优劣势。
油田企业不是孤立存在的个体，它处在一个价值系统中[2]，这个价值系统具体包括勘探、钻井、集输销售以及同行业竞争对手等价值链作业环节；油田企业虽然处于油气开采环节，但参与竞争要依靠其油气生产的综合成本，包括生产前的勘探、开发成本和生产后的炼化、销售成本。油田企业行业价值链如下图1所示：
图1 油田企业行业价值链
油田企业由于其特殊的技术工程性，勘探、钻井等价值环节由相应的工程技术服务公司完成，但是，技术上的联系、经济上的交易，使得这些作业环节消耗的资源成本管理，发生的成本，创造的中间价值，又都沿价值链转移到最终油气产品中。因此，油田企业核心竞争力不仅表现在某个价值环节上，更重要的是在其各个价值环节整合上产生的系统优势论文下载。
(2) 油田企业内部价值链分析
油田企业内部价值链是指油田企业为创造产品价值而发生的一系列的作业活动，包括企业价值链与各业务单元价值链。
油田企业的油气开采过程是一个需要多部门协作、对技术和设备要求高、成本消耗大的复杂的系统工程[3]。结合油田企业生产特点，按照油气开采的工艺流程,将油田企业内部价值链各价值活动划分为基本作业和辅助作业[4]。
基本作业包括注水、提液、油气处理和井下作业；辅助作业包括油田物资采购、采油技术开发、相关配套运输以及其他辅助生产等价值活动。油田企业内部价值链如下图2所示：
图2 油田企业内部价值链
三、战略成本动因对油田企业战略价值链影响
与传统成本管理中的成本动因不同，战略成本动因是指从战略上对企业成本产生影响的驱动因素，与企业战略价值链中价值活动相联系的成本动因。战略成本动因突破传统成本分析的狭隘范围，站在整体、长远、宏观、战略的高度来分析企业成本的发生[5]。
本文将结合油田企业生产特点，分别分析结构性成本动因和执行性成本动因对油田企业战略价值链的影响。
(1) 结构性成本动因对油田企业战略价值链的影响
结构性成本动因是与企业基础经济结构有关的成本驱动因素，这些因素的形成通常需要较长的时间，而且一经确定往往很难变动，对企业成本的影响将是持久和深远的，而且这些因素往往发生在生产之前，其支出属于资本性支出，构成了以后生产产品的约束成本。
油田企业结构性成本动因一般包括石油行业发展形势、油气开采地理环境、油藏自然条件、国际化经营与纵向一体化、科技进步、油气开发阶段及国家财政政策。所有这些结构性成本动因都会对油田企业战略价值链产生影响。譬如：油气开采的地理环境、油藏自然条件会影响到油田开发的难易程度成本管理，加大油气勘探、钻井等过程中的作业量以及这些作业所消耗的资源。
(2) 执行性成本动因对油田企业战略价值链的影响
执行性成本动因是与企业执行作业程序有关的成本动因，即影响企业成本结构和成本性态的驱动因素。
油田企业执行性成本动因一般包括资产管理、价值环节整合、投资方式抉择、全面预算管理、全面质量管理、投资成本一体化、HSE管理体系以及全员参与管理。一旦结构性成本动因分析为执行性成本动因分析指明方向，成本管理的重点就应该放在执行性成本动因上。譬如：加强对油田企业固定资产管理可以降低单位油气当量产品所负担的折旧和其他固定费用，实现企业规模经济。
总之，战略成本动因与油田企业战略价值链是紧密相关的。战略价值链各价值活动的划分以战略成本动因为基础，战略成本动因以战略价值链上各价值活动为载体。战略价值链各价值活动受制于多个成本动因的影响，成本动因分析的目的就是要建立价值量与成本动因之间的数量关系，以实现对成本动因的有效控制。
四、油田企业战略价值链分析模型的构建
单纯的定性分析只能揭示战略价值链各价值环节之间的关联关系，但不能揭示各价值环节之间的优化空间[6]。本文拟建立油田企业行业价值链和企业内部价值链分析模型,其目的并不是为了油气成本核算，而是要利用各价值活动的作业成本数据来分析各价值活动之间存在的内在联系，寻找各价值活动之间的优化空间论文下载。
1)油田企业行业价值链分析模型的构建
依据油田企业行业价值链示意图，考虑成本信息的可获得性，针对勘探、钻井、采油和集输销售四大价值作业环节，并通过下述矩阵形式表示：
注：表示生产吨油油气产品所消耗的第i种价值作业的数量。表示所消耗的勘探作业量（吨可采储量/吨油）；表示所消耗的钻井作业量（米/吨油）；表示所消耗的采油作业量（吨油/吨油）；表示所消耗的集输销售作业量（吨油/吨油）。
根据作业成本法“产品消耗作业，作业消耗资源”基本原理，结合油田企业的成本核算，将油气产品单位作业成本所消耗的资源具体定位在直接材料、电费、水费、人工、折旧和其他直接支出6类资源成本管理，用j=1,2,3,…，6表示，建立矩阵如下：
注: 表示第j种资源的价格，表示第1-6种资源的价格。
注：表示第i种作业单位作业成本费用。表示勘探单位作业成本费用；表示钻井单位作业成本费用；表示采油单位作业成本费用；表示集输销售单位作业成本费用。
注：表示生产吨油油气产品总成本；、、、分别表示吨油油气产品生产消耗的勘探、钻井、采油、集输销售作业成本。
2)油田企业内部价值链分析模型的构建
同理，依据油田企业内部价值链示意图，根据成本信息的可获取性，针对注水、提液、油气处理、井下作业四大价值作业环节，并通过矩阵形式表示：
将采油活动单位作业成本所消耗的资源具体定位在直接材料、电费、水费、人工和其他直接支出5种资源，用j=1,2,…，5表示，建立矩阵如下：
注：表示第j种资源的价格。表示第1-5种资源的价格。
注：表示第i种作业的单位作业成本费用。表示注水单位作业成本费用；表示提液单位作业成本费用；表示油气处理单位作业成本费用；表示井下作业单位作业成本费用。
注：表示单位油气产品所消耗的总成本；、、、分别表示单位油气产品生产所消耗的注水、提液、油气处理、井下作业的作业成本。
五、油田企业战略价值链分析模型的管理应用
本文以油田企业行业价值链管理应用为主，为了探寻其行业价值链各价值活动之间的优化空间，以中石化××油田企业财务报表数据资料为基础。在进行数据处理时，根据上述对油田企业行业价值链的分析，将该油田企业各类消耗进行了重新分类与汇总，同时考虑了数据的可获得性与数据统一性的要求，经整理后将其代入油田企业行业价值链分析模型成本管理，具体如下：
据此：
（1）
=15.03+180.85+218.63+12.35
=426.86（元/吨油）
在油田企业行业价值链勘探、钻井、采油及集输销售四大价值作业活动中，油气集输销售作业基本处于地面，与其他价值活动之间的关联性较差；本文主要研究勘探、钻井和采油价值作业环节之间的关系并寻找其优化空间，进而分析其对油田企业综合成本的影响。
① 勘探与钻井价值活动之间的优化分析
地质勘探是钻井活动的前期准备活动，地质勘探对钻井活动有着重要的影响，例如：钻井的速度、质量以及进度都对勘探的准确性提出了很高的要求。通过对中石化××油田企业财务报表数据整理分析，运用曲线拟合勘探与钻井作业成本之间的函数关系得：
（2）
代入公式（1）得：
(3)
对公式（3）求偏导得：
当时，=15.44元/吨油，=178.84元/吨油。
由此可知：当勘探作业成本费用最优解为15.44元/吨油时，钻井作业成本费用最优解为178.84元/吨油；勘探作业成本费用最优解较原勘探作业成本费用高0.41元/吨油，但钻井作业成本费用则低于原钻井作业成本费用2.01元/吨油。假设采油和集输销售作业成本费用不变，仍为218.63元/吨油和12.35元/吨油，可使得生产吨油油气产品的总成本下降1.6元/吨油，下降比例为0.4%。总之，价值链分析模型计算结果表明：勘探与钻井价值活动之间存在着优化空间，通过控制勘探价值活动作业量或单位作业消耗资源数量可以影响钻井价值活动作业量和作业消耗资源数量，有助于油气生产总成本的降低。
② 钻井与采油价值活动之间的优化分析
钻井活动是采油活动的基础成本管理，钻井活动完成质量高低对采油活动有着重要的影响，譬如：井壁平滑及垂直度对采油过程中的注水、提液等存在密切关系。通过对中石化××油田企业财务报表中数据整理分析，运用曲线拟合钻井与采油作业成本之间的函数关系得：
（4）
代入公式（1）得：
（5）
对公式（5）求偏导得：
当时，=182.93元/吨油，196.32元/吨油论文下载。
由此可知：当钻井作业成本费用最优解为182.93元/吨油时，采油作业成本费用最优解为196.32元/吨油；钻井作业成本费用最优解较原钻井作业成本费用高2.08元/吨油，但采油作业成本费用则低于原采油作业成本费用22.31元/吨油。假设勘探和集输销售作业成本费用不变，仍为15.03元/吨油和12.35元/吨油，可使得生产吨油油气产品总成本下降20.23元/吨油，下降比例为4.7%。总之，价值链分析模型计算结果表明：钻井和采油价值活动之间存在着优化空间，通过控制钻井价值活动作业量或单位作业消耗资源的数量可以影响采油价值活动作业量和作业消耗资源数量，有助于油气生产总成本的降低。
同理，对于油田企业来说，注水、提液、油气处理、井下作业是油田企业内部价值链上四大价值活动。在这四大价值活动中，油气处理与其他三大价值环节存在一定的内在联系，但由于油气处理基本处于地面成本管理，因此本文主要寻找注水与提液、提液与井下作业之间的优化空间。因此，可以通过曲线拟合建立注水与提液、提液与井下作业成本之间的函数关系，寻找出各价值活动之间的优化空间，通过改变若干价值活动的量或单位作业消耗资源的数量，最终实现油田企业总成本的降低。
六、 结论
通过油田企业战略价值链分析模型的管理应用，分析结果表明：油田企业战略价值链价值活动之间确实存在着优化空间。因此，针对油田企业开展战略价值链分析，不仅可以明确企业自身的优劣势以及在产业中的位置或范围，而且还可以结合战略价值链各价值活动进行清晰的成本定位。同时，运用战略价值链分析模型，寻找各价值链活动作业成本之间的函数关系，进行成本抉择分析，以达到企业总成本降低和竞争力提升的目的。并从树立基于价值链分析的战略成本管理意识、实现投资成本一体化与上下游一体化经营等方面提出了油田企业战略价值链分析的保障措施。当然，开展油田企业战略价值链分析的管理应用要考虑数据的真实性、完整性和历史性等因素的影响，还要结合详细的战略成本动因分析和战略定位分析及相应的控制和改善措施来加以实现。
参考文献
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The dynamic integration of heavy oil thermal recovery multi-information database
Li Yang1， Feng Qianghan2， Chen Long2， Xu Xiaohong1， Shao Yanlin1
（1. College of Geosciences， Yangzte University， Wuhan， Hubei 430100， China； 2. The Third Gas Production Plant， PetroChinaChangqing Oilfield Company）
Abstract： In this paper， the information of multi-source and multi-scale oil and gas reservoirs is integrated and applied to the development， management and dynamic analysis of oil and gas reservoirs. Based on the database technology and .Net coding platform， a multi-information database of heavy oil thermal recovery is established， and the multi-information integration and real-time dynamic update are realized. In order to meet the different needs of different departments to the information of oil and gas reservoir， the heterogeneous database structure is used to realize the classification， analysis and using of multi-information of heavy oil reservoir. The multi-information of heavy oil thermal recovery are integrated and managed in the dynamic database， which provides departments with a support platform for the analysis and sharing of heavy oil development.
Key words： heterogeneous database； heavy oil thermal recovery； .net； dynamic integration
0 引言
油藏开发中，油气藏信息为重要研究对象 [1]。提高油气藏管理的信息化水平，已经成为当前各大石油企业的重要任务。油气藏开发管理正朝着油藏工程信息集成化、动态统计分析化等方向发展。当前国内石油企业在油藏开发管理过程中，面临着以下的难题[2-9]：①动态分析管理需查询各种资料；②多井区块开发分析所需资料急剧增加；③跟踪分析管理困难，影响动态调整效果；④油田信息资源共享困难；⑤异构系统逐渐增多、集成难度大成本高[3]。石油勘探开发涉及多工作环节、多类软件系统，以油藏描述为例，常见的相关软件平台有Discovery、petrel、GeoMap、Gxplorer等，这类软件的基础数据，都是单独建制，软件之间难以共享数据。异构系统之间难以实现信息交换，使得实现信息共享的技术难度较增大。各种系统、产品间的互操作性较差，相互间都难以配合[10]，使得油田内的不同应用系统难以实现数据的沟通。以上问题严重制约着油气藏勘探开发工作的开展以及数字油藏建设目标的实现，阻碍着油田信息化的建设。本文针对数字油藏建设中的难点，油藏多维、多尺度、多源数据的集成，基于数据库技术与.net编码平台，开展热采稠油油气藏信息集成与开发分析运用方法的研究。建立油气藏多信息数据库，实现油气藏多信息的集成与动态开发分析，搭建稠油热采开发动态分析与评价平台，提高热采稠油油藏管理与开发动态分析的工作效率。
1 研究思路
在此基A上集成稠油热采多信息开发数据库管理系统（DBMS），实现多个采油厂现行各数据库实时连接与访问的数据库服务软件，从其中导入数据到稠油所的热采稠油多源信息数据库服务器中，实现多采油厂数据集成。运用Oracle数据库触发器技术.net编码平台实现数据的实时动态更新。针对稠油所各部门技术人员对稠油热采信息的研究领域的各种需求，根据Oracle编程开发技术，.net编码平台、Access数据库技术，以XML和OleDb技术为数据传输媒介，建立双重异构数据库，实现技术人员对稠油热采信息的分类统计，高效查询与动态开发分析。设计思路及核心技术如图1所示。
2 稠油热采开发数据库设计
稠油热采开发数据库是在国家油数据库数据表标准之上，基于稠油油藏多信息集成与热采开发动态分析系统的需求分析中的数据需求，同时参考各采油厂的数据库特征，对稠油油藏多信息数据库的属性特征逻辑库进行了数据库的设计。利用Oracle数据库技术在服务器上将概念模型转换为关系模型，建立热采开发动态数据管理关系。针对稠油热采开发多信息开发数据库，创建了各类主外键及约束以保证数据库的完整性，还利用触发器实现用户定义的业务规则。同时，为了保障数据安全，完善数据库管理机制，运用数据库控制语言（DCL）管理用户关系表，包括用户ID、实例名以及访问用的用户名和密码/口令等关键信息。采用三级管理模式：DBA管理员（可以对数据库中的数据，结构进行修改），系统管理员（管理用户信息、添加删除用户，设置用户的访问、读取权限），用户（只有对数据库的读取权限）。
3 稠油热采开发数据库动态集成
稠油热采开发数据库的数据集成方法采用了数据的迁移与转换的方法，通过网络对各个采油厂数据库的访问，将各个分离的稠油热采“信息孤岛”连成一个完整、可靠、经济和有效的集成稠油热采数据库，并使之能够彼此协调工作，发挥数据的整体效益，达到稠油热采数据整体优化的目的。在.net平台基础上，面对稠油开发技术人员的信息需求，开发自定义数据库服务软件，利用XML具有简单、开放、易于扩展、交互性好、语义性强等特点，建立主数据库与各个采油厂数据库之间的映射关系、消息捕获机制和部分视图机制，进行对各个采油厂数据库的稠油热采数据进行集成，实现数据的动态w移与转换。该软件通过数据操作语言（DML）针对各采油厂的开发库特征，提供了对各采油厂开发库绑定和查询功能、数据的绑定列功能、数据信息统计功能。
4 双重异构数据库的建立
由于服务器稠油热采开发数据库只能给稠油开发人员提供访问功能，因此为了实现开发人员根据部门的不同与研究方式的各异，动态集成的数据库并不能实现对区块、井组、劈分系数等研究信息的编辑。因此在稠油热采动态分析软件开发时，提供了Access用户数据库。用户数据库利用存储区块，井组，单井，劈分系数基本信息作为元数据，根据技术人员对井的多种分类统计研究需求调用相应的元数据，向Oracle稠油热采开发数据库中发送相应的指令进行查询。用户数据库如图2所示。
对于稠油热采数据的集成与调用，采用了三层架构的模式，通过本地用户数据库、稠油热采动态分析软件DataSet数据缓存区、稠油热采开发数据库三者之间交互的方式。利用OleDb技术中的OleDbConnection、OleDbDataAdapter、OleDbCommand等类对Access数据库和Oracle数据库进行访问，实现对access用户数据库中的元数据进行增删改查，同时利用所检索的Access数据库中的元数据（如井号，区块等信息），查询Oracle数据库中相应的生产数据。由此建立了基于局域网内的双重异构关系数据库，以此来保证数据的流动性，实时性，安全性，查询分析方式的多样性。双重异构关系数据库设计流程如图3所示。
4.1 稠油热采动态分析软件与本地用户数据库之间的交互
通过结构中提供程序和表示数据的一种内存驻留表示形式的DataSet作为驻于内存的数据缓冲区，运用存储过程在前台应用程序中调用，访问用户数据库，提供用户所需井号的区块，劈分系数，所属井组等信息，并且可以根据研究区块和部门的差异，运用OleDbDataAdapter、OleDbCommand实现部分井组，劈分系数，区块信息元数据的自定义查询。
4.2 稠油热采动态分析软件与开发数据库之间的交互
软件通过用户数据库获取井相关元数据信息，存放在DataSet数据缓冲区，向稠油热采开发数据库中进行区块、井组采油曲线、注采曲线、周期曲线等多信息开发查询统计，实现对稠油热采动态统计分析。同时，利用DataSet数据缓存区，通过软件对用户数据库获取的井号信息，与稠油热采开发数据库中的井号信息进行匹配，保证信息的完整性。
5 系统集成运行
稠油热采数据动态集成已经运用到稠油热采动态分析软件中，运行实例如图4所示。技术人员通过自定义井组，存储到本地用户数据库中，然后通过DataSet缓存在软件中的区块，井号信息进行选择，查询到井组中的所有号ID，劈分系数。由于查询特定时间内井组注采曲线需要用到油井日数据表中的产液、产油和注蒸汽井数据表中的注汽信息，因此在稠油热采开发数据库开发时提前建立包含产油、产油、产液、日期、井号的多表视图信息。然后再通过对视图的查询并加入劈分系数计算得出改井组的注采曲线。
6 结束语
本文研究了利用数据库技术与.NET平台实现数据库的动态集成。以DataSet数据缓存区为媒介，采用三层数据交互的架构模式，构建了双重异构数据库，使查询更为方便和灵活，满足了技术人员对稠油热采数据的分类统计需求。此数据库系统的设计，方便了稠油研究所对各个采油厂数据的动态集成和油气开发。但是集成后的稠油热采开发数据库信息量非常庞大，在进行海量数据综合查询分析时效率有待提高，因此还需要对数据库的优化做进一步研究。
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篇4
储层综合评价是在沉积相、成岩、储集特征等综合研究的基础之上，对储层进行分类并分段、分区块地进行评价，确定不同层段、不同区块储层质量的相对差异，是储层研究中一项重要的工作。目前，储层的综合评价仍主要采用传统的以定性为主的评价方法，这种方法不仅效率低下，而且由于存在人为因素产生的多解性与不确定性，评价结果的可信度差。因此，开发智能化的储层综合评价系统势在必行[1]。
基于GIS的储层综合评价系统的能够运用GIS方便快捷的多源数据采集与输入功能、强大的地图编辑与空间数据管理功能、独特的多种空间分析方法，以及直观的图形和属性数据的可视化表达方法将地下油藏地质信息在GIS应用平台上实现信息的可视化，以加快油气勘探开发速度，提高石油行业的科研生产管理水平储层评价，提供决策依据，提高办公效率[2]。
本系统运用组件式开发技术，以Visual Basic6.0作为基本开发环境，以SuperMap Objects组件式GIS作为系统基本功能实现平台，为油气田储层综合评价系统的开发提供了一个具体实践。
1 系统目标与功能模块
1.1 系统目标
基于GIS的储层综合评价系统是一个面向石油行业决策层的可视化辅助决策系统。系统扩展了GIS的空间分析功能，不仅具有通用GIS软件的基本功能，而且能融入油气勘探领域的储层综合评价知识，实现储层综合评价中的数据输入、处理、管理、分析、可视化表达及辅助决策的一体化，提高储层评价效率，增加评价结果的真实性与客观性，增强分析结果的表现力，减少人为因素产生的多解性与不确定性，为油气勘探决策提供更可靠的依据。其中主要目标包括：
数据的转入编辑：由于所收集的数据不一定具有统一的标准和格式，而且本系统只支持SuperMap所支持的数据，所以首先必须将各种来源的数据统一进行录入与编辑，包括地图配准、点数据插值、数据类型转换等。
储层评价模型建立：根据相关专业知识建立实用、高效的数学模型。
实现储层评价核心功能：利用COM组件式开发技术，在VB环境下编写储层评价模块论文范文。
结果数据及图件的输出：最终结果数据集和评价结果图的编辑与输出。
1.2 系统功能模块
系统的功能模块设计如图1所示
图 1 系统功能模块设计图
1.2.1 数据处理模块
数据处理功能主要是指通用GIS平台的常见功能，这些功能主要是指数据的输入、储存、处理编辑等功能，要利用SuperMap完成储层综合评价就必须先将数据转换成SuperMap支持的格式并对其进行必要的处理，因此这些功能对于评价分析是必不可少的。数据处理模块可分为5个子模块，各子模块的名称及功能如下：
（1）、数据导入与管理：该功能实现沉积微相及井位信息属性数据的录入与管理，是油气勘探决策分析的基础和必要前提。包括工作空间、数据源、数据集的创建；空间数据的扫描数字化；属性数据的录入与建库；数据库的修改与维护；多种格式数据的转入与转出。
（2）、对象编辑：包括对象的查找、选择、剪切、复制、粘贴、取消操作、重复操作，图形的放大、缩小、漫游、全副显示等基本操作。
（3）、数据处理：包括栅格图象导入后的配准，分层矢量化，文本文件转化为SDB数据文件储层评价，以及对这些数据的分析，诸如点数据集、面数据集的一系列转换为格网数据集。DEM数据集等的处理.影像数据压缩；数据格式转换；点对象的风格设置；线、面对象的结点增删、光滑、风格设置等。该功能用于油气勘探决策分析的数据的预处理，如将输导层顶面等值线数据集转为DEM数据集以作为油气运移路径模拟的基础数据集，将各井点的离散孔隙度点数据集转换为等值线数据集，在转成DEM或格网数据集，以用于储层综合评价中对孔隙度的评价。
（4）、基本空间查询与分析：包括SQL 查询、几何量算、缓冲区分析、矢量叠加分析、网络分析、三维空间分析等。该功能用于从数据库中获取满足一定条件的数据子集，用于油气勘探决策特定问题的分析与研究，计算生油区面积、油气聚集区面积、油气从生油区到聚集区的路径长度等。
（5）、可视化与输出：包括点、线、面要素的二维和三维显示；普通地图和专题地图的制作、地图的布局排版、打印输出等。此功能用于油气勘探决策成果的二维和三维显示与输出。
1.2.2 储层评价模块
储层综合评价指的是对控制储层物理性质的孔隙度、渗透率、储层厚度、储层砂地比、储层埋藏深度、沉积环境等可量化的参数进行分析研究，确定每一储层物性表征参数对储层物性的影响，对分析结果的可视化表达，然后综合各表征参数的评价结果，对储层的储集性进行综合评价，确定有利的储层分布区。为进一步结合预测性评价参数开展储层综合评价奠定基础，进而为油气勘探决策中目标的评价提供聚集空间方面的依据[3]。
该模块实现的功能是对三个待评价DEM数据集进行叠置分析。每个DEM数据集在SuperMap地图窗口中显示为一个图层，每个图层由n行m列的像元阵列组成，每个像元有行列号（i，j）和格网值，像元的行列号（i，j）表征地理位置，格网值（Value（i，j））表示对应于该位置关于该层的属性值（在此用于表示储层相关的属性值，如孔隙度的大小）。具体到本设计，我们考虑孔隙度、渗透率和沉积微相两类储层物性，其它诸如储层厚度、储层砂地比等暂不考虑，且储层综合评价子模块只支持沉积相类型不大于3的沉积相分类数据储层评价，因此在进行沉积相分类时必须将类型分成3类以内，通过评价最终得到由孔隙度和沉积相两类物性确定的储层分布区域图。
2 系统的数据处理过程
2.1 储层评价的技术路线
储层综合评价是一项环节多、工作量大、繁复的工作，必须根据各环节的关系制定正确的工作流程[4]，本系统的工作流程包括如下步骤：①原始数据的获取；②资料分析、评价单元确定和评价指标的选取；③待评价数据的编辑与处理；④评价方法对比选择、建立模型；⑤进行储层评价；⑥评价结果分析。
2.2 原始数据的获取
用于测试本系统的原始数据包括：相关油田的井位的坐标信息及油井的诸如孔隙度、渗透率、砂体厚度等各项属性信息，及相应的沉积微相影像图。
2.3 资料分析、评价单元确定和评价指标选取
为了便于设计评价模型而又完整的表现系统的功能，最终确定利用油层孔隙度、渗透率及沉积微相三类数据完成评价论文范文。因为孔隙度、渗透率数据范围相对于沉积微相比较有限，我们将根据油田井位的（X，Y）坐标的最大X，最小X和的最大Y，最小Y的值确定评价范围。
2.4 待评价数据的编辑与处理
本储层评价系统只支持DEM类型的数据，所以在评价之前必须对数据进行必要的编辑和处理，数据处理流程如图3所示。
图 2 数据编辑与处理流程
3 应用实例
采用本系统对涠洲12-1油田沉积砂体进行评价。评价时，首先创建一个结果数据集（DEM类型），然后按行列分别读取待评价DEM数据集中相同行列的格网值，再按设计好的判定条件对其进行判别和运算，再将结果赋给结果数据集的对应像元。通过循环就可以将整个评价范围内的评价结果计算出来，并赋给结果数据集。最终得到的评价结果如图 3所示：
图 3 评价结果图
从评价结果图中我们可以看出该结果将评价单元划分为三类，每类用不同的颜色表示，1类表示沉积相为1型和2型且孔隙度大于18.5和渗透率大于100的区域，2类表示沉积相为1型孔隙度介于16.5-18.5之间或渗透率介于50-100之间的区域和18.5和沉积相为2型且孔隙度大于17.5和渗透率大于75的区域，3类表示沉积相为1型且孔隙度小于16.5或渗透率小于50的区域和沉积相为2型且孔隙度小于17.5或渗透率小于75的区域。
通过对评价结果的分析可知，利用GIS的叠置分析的原理实现储层评价的基本功能，不仅能准确高效的得到评价结果，达到单元分类的目的，而且使评价结果以图像显示储层评价，具有较强的表现力，方便用户进行分析识别。
4 结束语
储层综合评价研究是地学中油气资源勘探开发研究的一部分，储层是油气聚集的场所，储集岩的储集性能由孔隙度、渗透率等储层物性参数表征，此外，沉积环境也是制约储层储集性能的重要参数，因此，储层的综合评价实际上是考虑孔隙度、渗透率和沉积环境等的多因素综合分析。利用GIS的强大的空间分析和图形可视化功能，通过各单因素间的叠加分析，可以实现储层评价从基础数据输入与管理、多因素综合分析到评价结果的显示等的一体化，可以提高储层评价效率，增加评价结果的真实性与客观性，增强分析结果的表现力，减少人为因素产生的多解性与不确定性，为油气勘探决策提供更可靠的依据。另一方面，本系统的开发，也将深化GIS在地学中的应用的深度和广度。
参考文献
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篇5
主办单位：中国石油学会
出版周期：双月刊
出版地址：北京市
语
种：中文
开
本：大16开
国际刊号：0253-2697
国内刊号：11-2128/TE
邮发代号：2-114
发行范围：国内外统一发行
创刊时间：1980
期刊收录：
CA 化学文摘(美)(2009)
CBST 科学技术文献速报(日)(2009)
Pж(AJ) 文摘杂志(俄)(2009)
EI 工程索引(美)(2009)
中国科学引文数据库(CSCD―2008)
核心期刊：
中文核心期刊(2008)
中文核心期刊(2004)
中文核心期刊(2000)
中文核心期刊(1996)
中文核心期刊(1992)
期刊荣誉：
百种重点期刊
中科双百期刊
篇6
1 区域地质背景
准东地区位于帐北断褶带以东，北起克拉美丽山，南到博格达山，东西长150 km，南北宽120 km，面积约为2.5×104 km2，地理上横跨昌吉回族自治州的吉木萨尔市、奇台市以及木垒市（图1）。
构造上，准东地区隶属准噶尔盆地东部隆起带，自西向东基底深度趋势面呈逐渐抬高之势，现今该区存在众多凸起与凹陷等次一级构造单元，具有凹凸相间的“棋盘式”构造格局。在准噶尔盆地区域构造演化背景下，准东自晚石炭世以来经历了博格达裂谷、克拉美丽洋盆的关闭、博格达山与克拉美丽山褶皱回返等事件，此后准东在两山控制下逐渐进入自身演化阶段。结合区域地质资料，对准东的构造演化进行分析，认为准东经历了以下几个关键演化阶段：晚石炭世博格达裂谷及克拉美丽洋关闭阶段、早二叠世-晚三叠世一体化沉积阶段、三叠纪末“棋盘式”构造格局形成阶段，早侏罗世-晚侏罗世早期再次沉降阶段、侏罗纪末“棋盘式”构造格局加强并定型阶段、白垩纪抬升剥蚀阶段及古近纪-第四纪统一前陆盆地演化阶段。
奇台庄山前带位于准东地区西南博格达山前阜康断裂逆冲推覆带的东翼。阜康断裂带规模巨大，呈向北凸出的弧形展布百余公里，并且在附近的北三台地区冲断带下盘已发现三台油田和甘河油田，奇台庄山前带与北三台地区同位于博格达山逆冲推覆带，构造特征相似。
奇台庄山前带地层发育较全，结合邻区钻井以及野外露头情况，自下而上发育石炭系、二叠系（金沟组、将军庙组、平地泉组、梧桐沟组）、三叠系、侏罗系、古近系和新近系。阜康断裂带上盘二叠系、三叠系和侏罗系地层向东北方向快速抬升，部分出露地表，局部被新近系地层覆盖；阜康断裂带下盘主要发育二叠系金沟组和将军庙组地层，平地泉组发育可能比较局限，二叠系地层与上覆古近系呈削截接触关系。
2 成藏条件分析
2.1 烃源条件
通过对前人研究获得的油气田资料以及野外露头样品的相关数据统计分析，认为奇台庄山前带主要发育两套烃源岩，包括二叠系和石炭系烃源岩，其中又以二叠系平地泉组烃源岩为主。从野外地化分析指标来看，二叠系平地泉组烃源岩有机碳为1.71%～6.08%，氯仿沥青“A”为0.0367%～0.3091%，S1+S2为 0.205～39 mg/g，有机质类型主要为I型，个别为I-II1型，Ro为0.7%～1.67%。总体表现为有机质丰度高，厚度大，类型好，成熟的优质烃源岩。
2.2 储盖组合
奇台庄山前带储层相当发育，印支—燕山期，由于北天山山系逐步隆升，博格达山成为主要物源区。山前带上二叠统-上三叠统为扇三角洲相、滨浅湖相沉积。三台油田和露头显示二叠系平地泉组云质砂岩和白云岩较发育，云质岩为准东地区二叠系平地泉组致密油的主要储层，同时，在东泉东剖面梧桐沟组见中粗粒砂岩。
因此，奇台庄山前带二叠系主要发育两套储盖组合：（1）平地泉组云质岩、砂岩及其上覆平地泉组泥岩的储盖组合。（2）梧桐沟组砂岩、细砂岩与上覆泥岩储盖组合。
2.3 油气成藏模式
本区二叠系主要发育平地泉组烃源岩，该烃源岩三叠系早期进入生烃门限，三叠系为低熟油主生排烃期，侏罗纪为成熟-高熟油生排烃期。由于受到侏罗纪末期燕山运动及喜山运动的影响，博格达山向北逆冲推覆，区内大断裂主要出现在燕山中晚期，成为沟通了烃源岩与储层的通道；喜马拉雅期，断裂进一步活化沟通作用加强。与之对应的主要发育两种成藏组合（图2）。
（1）二叠系平地泉组生-二叠系梧桐沟组储的成藏组合。该类成藏组合主要以二叠系梧桐沟组砂岩、粉砂岩为主要储集层，下覆的平地泉组成熟烃源岩生成的油气，以短距离、近源的运移方式为主，在梧桐沟组的构造圈闭或岩性圈闭中聚集成藏。
（2）二叠系平地泉组生-二叠系平地泉组储的成藏组合。该类成藏组合主要以二叠系平地泉组内部的白云岩、砂岩等为储集层，主要为自生自储的岩性圈闭为主要的圈闭类型。
3 勘探潜力
该区构造背景有利，烃源岩及储层发育，油气藏类型多样，既有构造、岩性油气藏，也可以寻找非常规致密油。奇台庄山前带二叠系平地泉组烃源岩以平地泉组为源，阜康断裂带上盘以寻找保存条件相对较好的次生调整油气藏为主，下盘有可能存在隐伏构造，对油气保存有利，以寻找原生油气藏为主。由于该区具有得天独厚的烃源岩条件，有利的沉积构造背景导致该区圈闭可能较发育，周边油气勘探已见规模产能，可作为今后的重点区带进行勘探。
4 结论
（1）奇台庄山前带二叠系主要发育平地泉组烃源岩，具有良好的生烃潜力。（2）该区主要发育平地泉组生-梧桐沟组储、平地泉组生-平地泉组储两种成藏组合。（3）奇台庄山前带具有较好的基本石油地质条件，油气资源较为丰富，二叠系地层具有良好的勘探前景，是下一步勘探需要重点关注的区域。
参考文献
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篇7
下面选取海外收入及占总收入的比例、海外资产及占总资产的比例、海外资本性支出占总资本性支出的比例几项指标，对跨国石油公司和我国石油公司进行了对比，分别如图1、图2和图3所示。
从海外销售收入占总收入的比例来看，几大跨国石油公司中，BP的国际化程度最高。2005-2007年，BP公司三年平均海外收入占总收入的比例为80%左右，即BP的海外收入是英国国内收入的4倍左右。埃克森美孚、壳牌等另外几家跨国石油海外收入占总收入的最近三年平均比例也基本分布在60%-75%左右。而中石油海外收入占总收入比例仅为3%-4%。可以看出，在海外收入获取能力方面，中石油与跨国石油公司还存在较大差距。
在海外资产与总资产的比例方面，BP、埃克森美孚、雪佛龙等跨国公司近三年来都在60%以上，其中以BP最高，为80%左右。相比之下，中石油2005-2007年海外资产占总资产的比例为7%-8%，与跨国石油公司也存在着较大差距。
从图3海外资本性支出占总资本性支出的比例中可以看出中国石油公司与跨国石油公司之间更为明显的差距。2005-2007年，BP、埃克森美孚、壳牌公司和道达尔等公司海外资本性支出占总资本性支出的比例基本在80%以上，仍以BP公司为最高，三年平均比例为92%。相比之下，中石油2005、2006年的海外资本性支出占总资本性支出的比例均为4%。
由上面的分析可以看出，几大跨国石油公司的经营是全球性的和国际性的，它们几乎在世界各个地区和国家拥有资产和资本。当局部地区或国家的经济发展受阻时，跨国石油公司的受影响程度要比单纯在该国家或地区经营的公司要小。相比而言，我国石油企业在这方面还存在着较大差距。大型跨国石油公司经过许多年在海外的摸索和发展逐渐走向成熟，而中国石油公司仍然处于国际化的成长阶段，有很大的上升空间。国际大石油公司的发展为我国石油公司的发展提供了借鉴。下面将进一步研究国际大石油公司的跨国发展战略。
二、 国际石油公司跨国发展战略研究
近年来，国际大型石油公司的跨国发展战略可以归纳为以下几个方面：
（一）上游领域实行重点地区集中投资 随着近几年来勘探地区的转移趋势，加之服务和原材料价格的猛涨，勘探所需费用日益增大，而传统石油上游部门是资本集约型，因此相应存在较高风险。从目前的发展趋势，跨国石油公司开始集中向有利于其核心利润的地区集中投资。当前，大型石油公司的勘探和开发核算价格在每桶20美元左右波动，因此开只要开发油价高于每桶20美元便有利润[2]，跨国石油公司的投资也主要集中于以下这些重点地区。
集中向阿尔及利亚、尼日利亚、安哥拉、利比亚等非洲国家加大投资力度，以获得更高的资金回收率，但这些国家在政治上存在的不稳定因素，例如罢工、生产纠纷等，使得投资存在较高风险。美孚公司最近五年来在非洲的投资增长率达到28%（目前在非洲的油气产量换算成石油计60万桶/日，2010年将提高到100万桶/日），排在其后的是壳牌和法国道达尔公司，BP公司则在安哥拉深海领域投入研究发现了新的油田。
在非洲以外的区域，另一个跨国石油公司重点投资的方向是中东地区。壳牌公司和美孚公司启动了在卡塔尔的天然气项目，预计在近2到3年内将有急速增长。BP公司通过建立的TNK-BP公司加快了在阿塞拜疆的ACG油田开发。雪佛龙和壳牌公司将里海做为未来投资的重点。雪佛龙开始了在哈萨克斯坦的投资活动，壳牌启动了萨哈林-2项目，未来将在这些区域大幅度增加油气储产量。虽然欧洲的现有油田已相对成熟，但大型跨国石油公司仍然继续将其作为投资重点之一，例如埃克森美孚、壳牌和道达尔公司，其中以道达尔公司的投资最为显著，其20%的储量集中在欧洲，并已天然气投资为其继续增加产品。
大部分跨国石油公司开始降低在北美地区的投资，相应的油气产量和储量都在下降，可见跨国石油公司对北美地区的依赖程度降低。但是，除道达尔公司的各大跨国石油公司对北美右气的储量、投资和产量仍然占相当大的比例，埃克森美孚的油气储量北美占31%、壳牌为16%、BP为31%、雪佛龙为21%（道达尔l%），北美仍是这些公司上游运营的主要地区。但从中长期看，跨国石油公司不得不重新审视具备丰富储两的中东和俄罗斯等地区。
表2为2007年以后跨国石油公司新增油气储量的主要来源地区。可以看出，前面所述的西非、中东、俄罗斯和墨西哥湾等地区是各大跨国石油今后重点关注的地区。
（二）重视研究开发，确保技术优势 先进的技术水平一直是各跨国石油公司常年保持优秀竞争力的方法之一。当前各项技术竞争中，上游热点之一无疑是西非深海的运作船，这种技术大部分都掌握在跨国石油公司手中。在油气资源日益短缺的显示情况下，需要更高精度的钻井技术，在这方面跨国石油公司凭借长期在该项技术上的研究一直处于世界领先地位，如安哥拉深海油田的52处油储，BP、雪佛龙、埃克森美孚、道达尔占据51处。另一方面，跨国石油公司注重开发新型石油开发技术，例如美孚石油公司在积极研究降低油砂等非普通型石油的生产成本的方法。在委内瑞拉道达尔公司着手开展超重质油开发项目，可见跨国石油公司已开始重视非普通型石油的开发。国际大石油公司不仅掌握了一整套的上游勘探技术，在炼油环节也拥有世界领先的技术。面对日趋严格的环保要求，它们逐渐转向清洁产品和环境友好工艺技术的研究开发。
（三）资产重组，剥离非核心资产 伴随经济全球化的发展，为了使企业能在全球工业发展和新开放市场的成长机遇中获利，合理化重组已有资产，并扩展到全世界新的低成本资产是十分重要的。跨国石油公司中市场地位不够坚挺的资产会被出售掉。如从1980年代末开始，BP出售了一系列非核心业务资产，包括鸡肉生产和销售、计算机制造、煤炭和矿石生产以及一家旅行社。此外，BP除了在1998年到2000年进行了快速大规模并购交易之外，还迅速剥离了大量的资产。它的目标是建设具有“最低成本、最高效率和成长能力”的全球业务资产组合。
近年来，各跨国石油公司更加合理的利用北美和北海的成熟化油田，在资产合理化组合的同时，获取丰厚的现金流。2004年，雪佛龙转让了30亿美元的上游资产。2005年，埃克森美孚处理了国内部分成熟资产，获取14亿美元现金。同时，跨国石油公司也剥离了一些效益低下的炼厂。如2005年，BP以90亿美元现金出售了旗下主要经营石蜡生产、石化衍生品和炼油等业务的Innovene公司。并利用技术优势，加大对高附加值产品如油和清洁燃料的投入。从负债/自有资本的比值来看，只有BP公司持续保持在30%左右，其他大部分跨国石油公司在这三年里基本上呈现下降趋向，这表明大部分公司的财务素质得到了改善。雄厚的资金实力对跨国公司今后即将开展的一些项目做好了充分的准备。
（四）上游增长向天然气转移，注重非常规能源发展 对于外国投资本国油气产业的态度，产油国在天然气和石油两个领域差别很大，具体表现为大部分产油国对跨国石油公司投资本国天然气的生产、开发、勘探和销售持欢迎态度。这种“态度”上的区别使得跨国石油公司更加倾向于天然气的开发，从数据也可以看出在各大公司油气储量的增长中天然气所做贡献日益增长。在2001年，5大跨国公司基本保持在40%左右，然而到了2004年壳牌和美孚石油的增长超过100%，达到120%左右，相对增长份额较低的BP公司是由于其与俄罗斯石油巨头建立了TNK-BP石油公司，大幅增加了石油储量。即便如此，截至2005年底，BP公司的天然气产量占油气产量的比重从1999年的33.7%提高到41.1%，天然气销量年均增长超过20%。
这种战略转移的原因一方面是由于在可预见的未来世界各国对天然气需求的大幅增长，另一方面则是产油国对于这种投资的态度，相对而言设定的门槛较低。具体分析其原因，天然气与原油相比要达到商业化更加困难，对于原油，一旦生产出来便可用游轮输送到世界各地，立刻可以销售转化为现金。但是对于天然气而言，在开发和勘探阶段便需要大量的技术成本和管理成本，只有LNG的形式才适合出口，因此还需要建设大规模的液化装置，这些原因导致了产油国若想依靠自身的力量很难实现产业化。另一方面，由于在开发天然气前期的巨额投资，需要准确掌握消费的动向，获得消费群体的买入承诺，在这方面跨国石油公司拥有得天独厚的优势，依靠其建立在世界各地广泛的销售网络，可以立刻将LNG运往所需地方，这些资源与经验也是产油国所需要的。以上这些原因，必然导致在未来各跨国石油公司将大幅增加天然气领域的投入以增加储量。
（五）构建战略联盟 在资金短缺、技术储备不足、环境和政治风险不断加剧的情况下，国际大石油公司越来越认识到仅凭自身力量难以实现其经营目标，因此近年来各种形式的企业战略联盟应运而生。这些联盟包括油公司与油服公司、供应商之间的联盟、石油公司与石油公司的联盟以及油公司与非油源部门的联盟。许多联盟的成功经验表明，联盟不仅能使石油企业摆脱目前的困境，而且是企业迈向成功的一条捷径。战略联盟的形式己突破了国家、地区和行业限制，日益成为企业发展的重要途径。
三、我国石油公司国际化战略
为了追赶跨国石油公司的步伐，实现我国石油公司的长远发展目标，我国石油公司已将“国际化”作为公司的长期发展战略之一。根据相关调查显示，中石油的愿景是在2020年左右将自身建设成为“综合性国际能源公司”，中石化的战略也曾提出成为“具有较强竞争力的国际石油化工公司”。在迅猛发展的经济全球化浪潮面前，中石油集团积极调整自己的海外发展战略，通过争取海外重量级的油气项目以增加自身的国际影响，同时力争未几年内收购具有潜力的海外资产，从而逐步建立具有一定规模的海外油气生产基地，为自身的海外扩展战略打下基础，通过资本的投资使其跨国经营业务的规模得到高速发展，具体表现在几下几个方面：
首先，加强国际资本市场运作，向上下游海外业务一体话的目标发展，可采取的方式有：与海外本土的石油天然气公司组建合资公司、与大型国际石油公司制定联合发展协议、与东道国的石油公司联合开发油气资源，签定一揽子协议等多种方式，通过这些途提高油田采收从而逐渐实现向跨国石油公司的转变。
其次，加强海外油气勘探开发、上下游一体化建设，提高国际经营管理能力。中国石油集团利用先进的勘探开发理论与技术优势，加强海外的油气勘探活动。在苏丹，油气勘探、生产和炼油加工业务继续保持稳定发展，在公司拥有的区块内，油气勘探新增石油地质储量4.58亿桶，可采储量1.27亿桶。在阿尔及利亚，2007年2月26日，部署在阿尔及利亚438B区块的首口勘探评价井HEB-A-1井获得高产油气流，经测试日产轻质原油700立方米、天然气22万立方米。HEB-A-1井于2006年2月15日开钻，井深4200米，钻遇了主要目的层三叠系T1组地层，获得的高产油气流主要来自三叠系T1油藏下的新油藏。
再次，集团公司与股份公司共同出击海外市场，提高国际油气市场占有率。为了避免海外收购时的碰撞，2003年集团公司明确在非洲的苏丹、南美的委内瑞拉、中东的伊朗地区发展海外油气项目，股份公司则寻求政治风险相对低的中亚地区。这一举措大大提高了中国石油集团在国际市场的份额。2007年10月2日，集团公司与委内瑞拉能矿部签署了合作开发年产2000万吨重油的协议，参稀后混合油为3000万吨。11月6日，与委内瑞拉国家石油公司签署了深化奥里诺科重油带上下游一体化合作项目的备忘录；委内瑞拉总统查韦斯签署了总统转移令，将集团公司在苏玛诺油田从事勘探开发活动的权利转移到集团公司与委内瑞拉国家石油公司合资的苏玛诺石油公司，集团公司享有合资公司40%的股份，成功解决了Sinovensa重油合作项目的转产、转制等问题。
最后，建立稳定的组织机构，强化海外勘探开发业务的管理，全面强化企业管理，不断提高科学管理水平，面对市场竞争的严峻挑战，必须以深化改革的精神抓管理。中国石油集团的海外油气勘探开发业务明确由中国石油天然气开发公司统一经营管理；股份公司为加强海外油气业务的开拓，2001年成立了海外油气勘探公司，2003年成立了国际贸易部，专门管理海外油气业务。
参考文献：
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篇8
主办单位：中海石油研究中心
出版周期：双月刊
出版地址：
语
种：中文
开
本：大16开
国际刊号：1001-7682
国内刊号：11-3923/TE
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发行范围：国内外统一发行
创刊时间：1989
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中科双效期刊
篇9
主办单位：西安石油学院学报
出版周期：双月刊
出版地址：陕西省西安市
语
种：中文
开
本：大16开
国际刊号：1673-064X
国内刊号：61-1435/TE
邮发代号：
发行范围：国内外统一发行
创刊时间：1959
期刊收录：
CA 化学文摘(美)(2009)
Pж(AJ) 文摘杂志(俄)(2009)
核心期刊：
中文核心期刊(2008)
期刊荣誉：
Caj-cd规范获奖期刊
篇10
沧东凹陷是是渤海湾盆地重要的富油气凹陷之一，是油气勘探开发的重要战场。大港探区发育沧东凹陷孔二段、歧口凹陷沙三-沙一段多套优质烃源岩，致密碎屑岩和湖相碳酸盐岩储层广泛分布，二者相互叠置，具备形成致密油的良好地质条件。“十一五”期间随着地质认识的不断深化、工程工艺技术的快速发展，在常规油气资源勘探取得重要突破和规模增储的同时，非常规油气资源勘探也取得了重要进展，沧东凹陷孔二段的致密砂岩、白云岩及过渡岩性形成的致密油藏，勘探程度相对较低，勘探潜力大，具有良好的勘探前景。
1 沧东凹陷孔二段致密油成藏条件
沧东凹陷现今构造由孔店构造带、舍女寺断鼻两个正向构造带和南皮、孔西、孔东三个斜坡构造构成。古近系沉积了渤海湾盆地厚度最大的孔店组碎屑岩系，其中孔二段属内陆封闭深水―半深水湖盆沉积，优质烃源岩发育，是该区主力供烃层系。湖盆发育的多旋回性形成多套生储盖组合，形成纵向上多层系含油，平面上不同构造部位、不同油气藏类型相互叠加连片的复式油气聚集特点，沧东凹陷生储盖配置关系好，油气成藏条件优越，具备形成致密油气的良好条件。
1.1 湖盆特征
沧东凹陷总体上是夹持在沧县隆起和徐杨桥-黑龙村潜山构造带及孔店凸起之间的地堑区，平面上向西南收敛，向北撒开呈喇叭状。主要基底断裂包括沧东断层、徐西断层。沧东古近纪经历了早期统一坳陷到晚期三个次级断陷的差异演化，两期湖盆结构特征各异。从构造发育和沉积充填两个方面可将沧东凹陷的发育划分为两大阶段：早期为碟状坳陷，相当于孔二段和孔一下沉积时期，主体厚度最大，向两侧减薄。孔一上沉积时期，沧东段孔店构造带形成，分割沧东、常庄两个单断箕状凹陷，而南皮段继承性发育。因此，现今斜坡具有两种不同的性质，晚期沧东、常庄次凹的陡坡、缓坡，南皮凹陷的缓坡，早期构造斜坡：包括孔东、孔西构造斜坡及南皮继承性斜坡。
1.2 烃源岩特征
沧东凹陷是古近纪两期叠合湖盆，沉积了渤海湾盆地厚度最大的孔店组碎屑岩系，孔店组地层厚1400-2500 m，其中孔二段发育受内陆封闭深水―半深水湖盆控制的优质烃源岩沉积，油页岩厚度大，分布广，成为该区主力烃源岩层系。孔二段沉积时期属于亚热带潮湿气候，淡水-半咸水封闭型坳陷湖盆，水生生物繁茂，强还原环境，有机质古生产力较高，主要发育黑、深灰色富含有机质泥岩、灰褐色油页岩和泥灰岩。
1.2.1 有机质类型及丰度
大量烃源岩样品的元素、热解及干酪根镜鉴等资料的综合分析表明孔二段烃源岩有机质总体以Ⅰ型为主，其中Ⅰ型干酪根占69%，Ⅱ1型干酪根占13%，Ⅱ2型干酪根占8%，Ⅲ型干酪根占10%。烃源岩有机地化分析数据研究表明，孔二段暗色泥岩有机质丰度很高，其TOC平均为3.07%，最高9.23%；S1+S2平均为19.46 mg/g，最大69.91 mg/g；沥青“A”含量平均为0.35%；HC平均含量为2106.44ppm。各项指标综合评价，暗色泥岩已达到好-很好烃源岩的级别。
1.2.2 烃源岩展布特征
孔二段为孔店期最大湖泛期沉积，厚度400-600 m，细分为Ek21、Ek22、Ek23、Ek24四个四级层序，纵向上孔二段烃源岩丰度差异较大。其中Ek21上部TOC分布区间在0.2～0.29%，平均值0.23%；Ek21下部TOC分布区间在3.99～6.05%，平均值5.16%；Ek22TOC分布区间在3.41～8.5%，平均值5.47%；Ek23TOC分布区间在2.81～6.97%，平均值5.27%；Ek24TOC分布区间在0.14～1.33%，平均值0.43%。研究表明，孔二段主力生烃层段为Ek21下部，Ek22和Ek23。
近两年钻探证实烃源岩分布及丰度控制孔二段致密油的分布，因此准确厘定烃源岩的边界可以为勘探评价提供依据。烃源岩研究成果表明：烃源岩的平面分布基本与孔二段地层厚度展布呈正相关趋势，同时烃源岩发育区受沉积体系控制。暗色泥岩厚度在100-350 m，厚度高值区位于孔店构造带上的湖盆中心区达到400-450 m。孔二段烃源岩生油强度大，致密油资源丰富，主生烃区生油强度一般>400万吨/km2，通过类比法、容积法初步估算致密油资源量3.24-5.1亿吨。
1.3 沉积储层特征
1.3.1 孔二段致密油沉积特征
沧东凹陷孔二段受控于孔店凸起、东光凸起、徐黑凸起、沧县隆起四大盆外物源体系，发育10个子物源，三角洲砂体沿湖盆边缘环带状分布，古湖盆低斜坡―中心区三角洲前缘席状砂、远岸水下扇砂体、白云岩及过渡岩类等致密储层与富有机质页岩、暗色泥岩呈互层式大面积连片分布。
孔二段沉积相带自西向东依次分布常规砂岩相带细粒致密带常规砂岩相带，不同岩类呈环带状分布（图1），湖盆中心的细粒致密带发育致密砂岩类、白云岩类、过渡岩类三类储层，其中致密砂岩类主要指处于深层三角洲前缘水下分支河道、河口坝（成岩后生―近源型）的砂体；三角洲前缘远端远砂坝、席状砂砂体；重力流沉积的远岸水下扇、孤立透镜体砂体；白云岩类主要指处于湖盆中心准同生―源-储互层型的白云岩；过渡岩类主要指处于斜坡与湖盆交界处的砂泥过渡岩类和云泥过渡岩类。从平面上看，沧东凹陷孔二段西南部物源注入强度大，其前缘―湖盆中心致密储层厚度大，纵向上把三类储层分为成岩致密型（主要指Ek24中部细砂岩）和沉积致密型（主要指Ek22顶部细砂岩和Ek21-Ek23单位过渡岩类及白云岩）。
1.3.2 孔二段致密油储层特征
沧东凹陷孔二段致密油储层包括致密砂岩类、白云岩类、过渡岩类三类，从钻探井的取芯情况看三类致密储层孔隙、裂缝均较为发育。根据南皮斜坡区取芯井资料，孔二段纵向上发育五个致密油储层甜点段，分别是Ek22油组上部、Ek24油组的致密砂岩储层甜点段，Ek21油组中下部、Ek22油组中下部、Ek23油组中下部的白云岩及过渡岩类储层甜点段。
1）致密砂岩类（Ek24、Ek22成岩致密型砂岩）。Ek24油组致密砂岩类平面上主要发育于孔西斜坡南段及南皮中低斜坡，纵向上累计厚度可达48 m，其中纯砂岩27.8 m，录井油气显示厚度13.3 m，储层中粒间、粒内溶孔与高角度裂缝发育，南皮低斜坡的C3井Ek24油组致密砂岩取芯物性分析显示，孔隙度6-8.5%，渗透率0.18-0.4mD，属于低孔特低渗储层。
Ek22油组上部沉积致密型砂岩储层，属于远岸水下扇块状重力流型砂岩，录井油气显示厚度20.1 m，粒间溶蚀孔和微裂缝发育，荧光下可见溶孔和裂缝中充填油质沥青，发淡蓝色中-亮光，含沥青基质发淡黄、黄绿色荧光。南皮中低斜坡的B2井取芯显示Ek22油组上部砂岩累计厚度20.1 m，最大单层厚度5 m，孔隙度6.9-13.6/10.5%，渗透率0.01-1.99/0.33mD，属于低孔特低渗储层。
总体上孔二段致密砂岩储集以微细孔喉为主，占总量的75%以上；高排驱压力（一般>1 Mpa）；低进汞饱和度（一般Smax
2）白云岩（Ek21-Ek23白云岩）。白云岩类储集层主要分布在湖泛贫砂期（区）的浅湖--半深湖湖湾斜坡区（坡折带），在孔二段广泛分布，依据孔二段取芯井资料，现阶段孔二取芯段可识别出20个白云岩集中发育段，累计厚度115 m左右，占已解释层厚的29.6%，平均层厚度5.8 m；最厚层为Ek22和Ek23交界处，为12 m；识别出12个泥质云岩发育段，累计厚度103 m左右，占已解释层厚的26.5%，平均层厚度8.6 m。岩石薄片表明孔二段白云岩储层中晶间孔、溶蚀孔及裂缝发育，微裂缝充填油质沥青并向基质侵染，发蓝色荧光。取芯井物性分析白云岩储层孔隙度2.0-8.8%，平均5.6%，渗透率0.05-1.6mD，平均0.24mD，属于中-低孔特特低渗储层。
3）过渡岩类（Ek21-Ek22油组的含云泥质粉砂岩、云质泥岩、含砂泥岩、泥晶白云岩等过渡岩类）。过渡岩类平面上主要分布于南皮低斜坡Ek21、Ek22与孔西斜坡南段Ek22，录井岩性为泥岩、油页岩，井壁取芯岩性为泥岩，气测有些异常，常规测井无法识别储层，核磁测井有储集空间，镜下鉴定为含云泥质粉砂岩、云质泥岩、含砂泥岩、泥晶白云岩等过渡岩类。纵向上累计厚度110 m左右，荧光薄片显示泥质部分发褐色荧光，亮度中暗、暗，裂缝内见蓝色荧光，亮度中暗、暗。过渡岩类为南皮斜坡Ek21、Ek22主要致密储层，厚度大（150 m），分布广，孔西斜坡过渡岩类以中南段Ek22中下部白云岩及云质泥岩较为发育。
2 沧东凹陷孔二段致密油成藏主控因素与成藏模式研究
2.1 孔二段致密油藏成藏主控因素
沧东凹陷是古近纪两期叠合湖盆，孔二段内陆封闭深水―半深水湖盆沉积优质烃源岩发育，油页岩主要发育于Ek21下部、Ek22中下部和Ek23中上部，平面上分布近古湖盆中心区，有效烃源岩沿东西边界断裂、南北凸起低斜坡大面积分布，烃源岩总厚度50-450 m，亚热带潮湿气候下，淡水-半咸水封闭湖面有机质生产力高，孔二段源岩厚度、有机碳、可溶烃类含量与生烃潜量均较大。沧东凹陷为坳断转换型湖盆，南北演化差异，形成南北两大成因机制构造区，形成两类三个斜坡。南段发育南皮继承型斜坡，坡度缓。在北东向推覆体控制下，进一步形成东西分带格局，西带为简单斜坡构造，断裂不发育，孔二段地层和砂体厚度大，东带发育南北向展布的低幅度背斜，受近东西向断层控制，形成复杂断裂斜坡，孔二段地层相对较薄，砂体在背斜翼部较为发育。凹陷北段在印支-燕山期中央向斜背景下，古近纪经历坳陷-断陷两幕运动，后期受边界断裂强烈的对倾掀斜反转控制，发育反转型斜坡，斜坡陡倾。受沧县、徐黑、孔店和东光四个盆外物源和五个次级物源控制，沧东孔二段发育规模不等的三角洲朵体沉积。其中，南段古地貌平缓，砂体延伸远，具有凸起顺向供砂、侵蚀沟槽输砂、单一坡折、凹槽控砂、斜坡中高部位富砂的控砂机制。北段变化快，发育短轴扇体为主，具有斜坡低部位富砂，中高部位富泥，砂体上倾尖灭的特征。湖盆区大段油页岩、泥质粉砂岩、白云岩大面积叠置连片。优质烃源岩与砂体和岩相展布相匹配，孔二段具有自生自储、常规油致密油共存的特征，三角洲前缘主砂体带形成常规油藏聚集，远端细粒沉积区过渡岩类与油页岩叠置，形成致密油，二者含油连片；同时在油页岩发育区，孔一下冲积扇体沿低斜坡顺断槽展布，紧邻孔二段优质烃源岩，下生上储，断槽区油层厚度大，物性好，构造、岩性联合控藏，与孔二段构成统一成藏系统，利于形成大面积油藏连片规模聚集。
2.2 孔二段致密油藏成藏模式与选区原则
沧东凹陷南皮斜坡孔二段油气成藏受砂岩、生油岩双重控制，近物源主砂体区形成常规油藏，古湖盆低斜坡-湖盆中心油页岩分布区形成致密油，两者叠合连片。
根据以上成藏条件研究，针对沧东凹陷孔二段，提出了叠加改造型湖盆斜坡区岩性油气藏及湖盆中心区致密油满凹勘探的思路，即斜坡区三角洲前缘发育的水下分流河道及河口坝等砂体有利于近源成藏，形成常规岩性油气藏。而湖盆中心区油页岩、致密砂岩与过渡岩叠置发育，致密油源内连片聚集，为大面积致密油勘探有利区，通过构建常规岩性油气藏与致密油叠加含油连片的油藏模式，有效指导了勘探部署。确定了沧东凹陷孔二段致密油勘探选区原则：
1）泥页岩厚度大于50 m，TOC大于2%，Ro值大于1.0-0.5%。
2）烃源岩甜点区内，致密储层厚度大于20 m，脆性矿物含量一般大于35%，天然裂缝发育。
3）构造相对完整。
4）埋深一般小于4000 m。
通过开展孔二段分油组评价，按照“立体勘探，常规油、致密油兼顾”的思路，开展整体部署与勘探，优选易于地震识别预测、埋深较浅的孔西斜坡中南段砂岩致密油（Ek22、Ek24）及南皮低斜坡东带大面积稳定分布的过渡岩类（Ek21、Ek22）为重点，兼探白云岩，开展部署，截至目前完成部署14口，完钻8口，正钻探井4口，新获工业油流井8口，落实圈闭资源量亿吨级，沧东凹陷南皮斜坡区致密油勘探形成规模增储区。
3 结论与认识
1）孔二段受四大盆外物源控制，发育规模不等的三角洲朵体。湖盆边缘三角洲砂体发育，古湖盆中心三角洲前缘席状砂、远岸水下扇及白云岩等致密储层发育，并与油页岩互层沉积。
2）孔二段烃源岩有机质总体以Ⅰ型为主，暗色泥岩有机质丰度很高，纵向上孔二段烃源岩丰度差异较大，主力生烃层段为Ek21下部，Ek22和Ek23。
3）沧东凹陷孔二段致密油储层包括致密砂岩类、白云岩类、过渡岩类三类，向上发育五个致密油储层甜点段，分别是Ek22油组上部、Ek24油组的致密砂岩储层甜点段，Ek21油组中下部、 Ek22油组中下部、Ek23油组中下部的白云岩及过渡岩类储层甜
点段。
4）沧东凹陷南皮斜坡受有效烃源岩控制，孔二段自生自储，三角洲前缘主砂体带形成常规油藏聚集，远端细粒沉积区过渡岩类与油页岩叠置，形成致密油，二者含油连片。
5）沧东凹陷孔二段致密油勘探选区原则：泥页岩厚度大于50 m，TOC大于2%，Ro值大于1.0-0.5%；烃源岩甜点区内，致密储层厚度大于20 m，脆性矿物含量一般大于35%，天然裂缝发育；构造相对完整；埋深一般小于4000 m。
注：该论文的研究成果为大港油田勘探开发研究院孔南室、基础研究室所有，本人是在他们研究成果的基础上总结文字完成该论文，在此表示衷心感谢。
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篇11
1.油气成藏动力学研究方法
成藏动力学研究是在综合分析区域钻探、地球物理、分析测试和地质地化等资料的基础上, 采用静态描述和动态模拟相结合的方法, 其中计算机模拟方法可以定量地、动态地刻划各种因素相互作用的历史过程, 从而更深刻地揭示其内在规律性, 因此是成藏动力学过程研究的一项关键技术。成藏动力学模拟实质上是成藏动力学过程模拟, 是一项高度复杂的系统工程, 它需要以当代最先进的地质学和石油地质学理论为基础, 全面利用各种地质、物探资料, 采用最先进的盆地描述和盆地模拟技术方可进行[1]。，油气成藏机理。盆地描述部分用于刻划盆地现今的构造、沉积岩性和各种地质参数的空间展布特征, 为盆地模拟奠定基础。盆地模拟方面包括构造、沉积、储层、古水动力场、古地温、生烃、排烃、圈闭演化和油气运移聚集等各个部分。其中, 从生烃到运移的模拟构成成藏动力学过程模拟的主体, 而其他的描述和模拟则是成藏动力学过程模拟必不可少的重要基础。成藏动力学过程模拟的最终结果体现在油气资源量计算部分上, 包括计算出盆地的生烃量、排烃量、烃碳转换量、油气损失量, 最后要计算出盆地中聚集的油气资源量[2]。，油气成藏机理。
2.油气成藏动力学系统的划分及类型
田世澄(1996) 提出将受地球深部动力学控制的盆地构造2沉积旋回作为一个成藏动力学系统, 把改变地下成藏动力学条件, 影响成藏动力学过程的区域不整合和区域分布的异常孔隙流体压力界面作为不同成藏动力学系统的界面。并据动力学特征将成藏动力学系统分为开放型、封闭型、半封闭型3 种类型, 据油源特征又区分为自源成藏动力学系统和他源成藏动力学系统。因此共可划分出6 种油气成藏动力学系统[3-6]。康永尚(1999) 根据系统动力的来源、去向和系统的演化方式将油气成藏流体动力系统分为重力驱动型、压实驱动型、封存型和滞留4 种。，油气成藏机理。实际上重力驱动型对应开放型, 压实驱动型对应半开放型, 封存型和滞留型则对应封闭型。，油气成藏机理。，油气成藏机理。因此二者是一致的。这种以油气成藏的动力因素来划分油气系统的方法比经典的含油气系统的一套源岩对应一个油气系统的粗略划分方法更深入, 更能体现油气作为一种流体的运动分布规律, 从而有效指导我国陆相含油气盆地的勘探[7]。
3.油气成藏主要动力因素的研究
沉积盆地实际上是一个低温热化学反应器, 油气的富集是由温度、力和有效受热时间控制的化学动力学过程, 及由压力、地应力、浮力和流体势控制的流体动力学过程的综合结果, 也是盆地中各个成藏动力学系统中的油、气、水三相渗流过程的结果。张厚福(1998) 认为: 地温场、地压场、地应力场等“三场”系受地球内能控制, 是地球内部能量在地壳上的不同表现表现形式。“三场”相互之间彼此影响与联系。“三场”的作用使地壳上形成海盆、湖盆等各种水域, 才衍生出水动力场, 有了水体才能出现化学场与生物场, 后二者也相互联系与相互制约。综合这些场的作用, 在含油气盆地内才出现油气成藏动力系统与流体压力封存箱等地质实体, 后二者之间互有联系和影响。油气从烃源岩生成并排出到相邻的输导层经运移聚集而成藏及成藏后发生的物理化学变化这一系列过程都始终贯穿“三场”的作用[8-10]。
4.含油气系统和油气成藏动力学的关系探讨
目前对含油气系统和油气成藏动力系统之间的关系众说纷纭。主要有3 种说法。(1) 含油气系统研究是油气成藏动力学研究的起点。(2) 油气成藏动力学研究是含油气系统研究的基础。王英民(1998) 认为含油气系统划分是成藏动力学研究的结果。，油气成藏机理。(3) 含油气系统和油气成藏动力学系统是交叉关系。笔者认为由油气运聚的物质空间和动力因素控制的流体输导系统的研究是油气成藏动力学研究的核心内容, 油气成藏动力学研究应按照从源岩到圈闭这一历史主线, 侧重于油气成藏的动力学与运动学机制的研究。但油气成藏动力系统对应的状态空间是油气藏。而含油气系统是从油气显示开始, 而不考虑其是否具有工业价值。因此油气成藏动力系统是在大的合油气系统研究基础上进一步按油气运聚动力学条件而追踪油气分布规律。因此笔者倾向于第一种说法, 认为在含油气系统宏观研究思路基础上进行油气成藏动力学过程的系统研究, 并根据成藏动力源泉进一步划分油气成藏动力系统, 才能弄清我国陆相盆地的成藏机理和油气分布规律并建立当代高等石油地质理论, 从而更好地指导21 世纪的油气勘探[11]。
参考文献
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[10]张厚福，石油地质学新进展[M]1北京:石油工业出版社,19981
篇12
1.1 技术创新概念及理论
傅家骥认为技术创新是企业家抓住市场的潜在盈利机会，以获取商业利益为目标，重新组织生产条件和要素，建立起效能更强，效率更高和费用更低的生产经营系统，从而推出新的产品、新的生产工艺方法，开辟新的市场、获得新的原材料或半成品供给来源或建立企业的新的组织，它是包括科技、组织、商业和金融等一系列活动的综合过程。[1]
在这里认为所谓技术创新就是从新产品或新工艺设想的产生开始, 经过研究与发展、工程化、商业化生产, 直到市场应用, 取得良好经济效益的完整过程的一系列活动。它是技术与市场的结合, 是科学技术转化为社会生产力的具体体现, 是当今促进技术进步, 实现经济增长的主要方式。
技术创新成功指成功的技术创新必然加速推动长期盈利增长，在一定评估期限内，具体表现为在经济收益、市场状态和主体素质等方面单独或同时取得较高的期望效益。
与一般意义上的技术创新及其成功的标准不同的是，作为关乎国计民生的油气能源产业，石油工业技术创新的目标不仅在于企业所获得的经济效益，还在于企业所承担的社会效益。因此石油工业领域技术创新的投入不仅被经济效益决定，更受到社会效益的左右，在我国尤为明显。
1.2 石油峰值概念及争议
全球石油供给能力一直是人们关注的焦点问题[2]。
对石油峰值问题的研究始源于1949年，以M.K.Hubbert的论文Energy from fossil fuels为标志[3]。美国著名地质学家Hubbert在上世纪50年代成功预测了美国本土48个州的石油产量将在1970年前后达到峰值，该理论认为任何一种有限的资源都会遵循一个基础规律：生产由零开始，然后产量逐渐增长，直到一个无法超越的峰值（Hubbert peak），一旦达到峰值，产量逐渐降低，直至该资源被采尽。此外Hubbert认为地质学家对油田内石油分布的了解需要一个过程，生产者总是先生产容易得到的油，因此在油田生命周期的青年期，产量快速上升；但不久随着油田开采程度的不断提高，容易开采的石油逐渐变少，要开采剩余石油储量的难度越带越大，油田产量开始下降。
石油峰值研究协会（ASPO）创始人科林.坎贝尔关于石油峰值的定义是：由于石油是不可再生资源，任何油田、国家、地区乃至世界的石油产量在逐渐增加到最大之后都会开始递减，这个最大值就是石油峰值[4]。
当然并不是所有专家学者都认同“石油峰值”理论，世界能源巨头BP公司首席经济学家彼得.戴维斯就认为不存在绝对的资源极点。沙特阿拉伯国有企业、世界最大的石油公司沙特阿美石油公司高管表示，全世界之开采了一万亿桶原油，约占地球5.7万亿桶的总开采原油储量的18%，所以他认为石油产量即将到达峰值的理论站不住脚并且宣称全世界至少还有100多年的充足原油储量。此外不少反对“峰值论”的人士坚持认为世界石油资源是很丰富的，北极，深海以及各种非常规油气资源都存在人类可以利用的大量石油资源，不必为此忧心忡忡。美国地质调查局也乐观认为，世界石油与天然气资源量为33450亿桶，剩余石油储量可轻松满足2020年前的需求[5]。
二、 技术创新对石油工业的影响
2.1 技术创新对油气勘探开发的影响
20世纪石油工业突飞猛进，在东亚、中亚，北美、中东先后发现了一批大型和特大型油气田。这些成果基本都源于高新技术或高科技的发展，如高分辨率和四维地震技术，欠平衡钻井和完井技术、测井成像和核磁共振测井技术等。随着石油工业的发展，面对更加复杂的地质条件石油勘探开发技术必须有新的更大的发展。石油产出量增长是石油工业经济增长的第一要素，在历史上科学技术进步为石油储量增长提供了巨大动力。20世纪60-70年代世界上曾流行石油储量短缺，石油工业很快步入穷途的预言。然而1970年后，世界石油工业的发展完全否定了这种悲观的论调。1971―1996年的26年间，世界石油总产量为806.4亿吨，但新增储量达到1610亿吨。到1997年初，全球石油探明储量已由1971年的729.4亿吨上升到了1537.2亿吨，石油储采比由28.3提高到了43.1。1980―1999年的20年间，全球石油产量基本保持在30亿吨左右，期间累计采出原油600多亿吨，而世界石油剩余探明可采储量1980年仅为880亿吨，到1999年增加到了1386亿吨。2000年石油和天然气剩余探明储量分别为1409亿吨和149万亿立方米，可谓“越采越多” [6]。
世界石油工业储产量的稳步增长，离不开科学技术的进步。近年来世界石油勘探面临更加严峻的形势，勘探向深层、深水和边远地区、极地地区等地下和自然地理条件困难的地区发展。勘探成熟度越来越高，已发现油气田的勘探成熟区仍然是常规油气勘探的主战场。由寻找巨型油气藏向同时寻找中、小型油气藏的方向发展。
石油工业的未来充满了机遇和挑战，许多技术，比如仿生井、纳米机器人、千兆级网络模拟技术以及其他技术，虽然已经起步，但仍然有许多技术难题没有解决，但可以肯定的是这些技术的发展必将使油气勘探开发进入新的阶段。技术创新对于油气勘探开发至关重要。
2.2 技术创新对非常规油气资源的影响
非常规油气资源包括页岩油、超重油、油砂矿、页岩气、煤层气、致密砂岩气及让天然气水合物等。当前非常规油气资源是最为现实的接替能源，在世界能源结构中扮演着日益重要的角色[7]。国家在2008年对全国的非常规油气资源进了了初步评估，结果表明，全国煤层气可采资源量10万亿m3,页岩气资源量是26万亿m3；估计致密砂岩气资源量12万亿m3；页岩油资源量是476x108t，超重油和油砂资源量超过59.7x108t，天然气水合物70万亿m3。中国非常规油气资源有着巨大的潜力[8]。
这里简要介绍下页岩油、超重油和油砂在我国的发展情况。页岩油资源在我国十分丰富，按已探明的油页岩资源统计，全国油页岩资源储量为7199.37x108t,我国储量位居世界第四。根据最新的油页岩资源评价显示我国油页岩资源规模大、分布广、勘查程度低、含油率中等偏好。目前我国有页岩的开发已经迈出关键步伐。据悉辽宁省抚顺矿业集团2005年产页岩油约20x104t，2009年产量接近40x104t。我国油砂资源也比较丰富，其目前正处于规模化开发的前期试验阶段。此外重质油沥青资源分布广泛储量丰富，已在15个大中型含油盆地和地区发现了近百个重质油油气藏，成带分布且规模大。我国的重质油、沥青主要产于中、新生代的陆相地层。预计我国未发现的重质油资源约为250x108t，沥青资源潜力更大。
作为重要的接替能源，非常规油气资源的开发利用有着非常重要的战略意义，中国油气工业中心向非常规油气资源过渡只是个时间问题[9]。但是由于我国非常规油气资源往往存在于复杂特殊的地质条件中，部分开发技术适用性差、不成熟，开发成本高；低渗透储层单井产量低，缺乏有效增产技术；综合利用率低，所以政府应尽快组织和引导跨部门、跨学科的全国性系统资源评价与研究工作，加快技术创新步伐，以推进产学研结合，为非常规油气资源的大规模开发铺平道路。
非常规油气资源的成功开发与利用,将可以弥补未来很长一个时期常规油气资源的不足,为我国经济的可持续发展提供能源保障[10]。用技术创新大力发展非常规油气资源大有可为。
三、 技术创新――石油生产系统模型建立
技术创新对石油工业的影响应该是显著的，在这里以系统的观点和方法讨论技术创新对于石油峰值的影响。
3.1 Hubbert SD模型[11]
图1是一个最简单的Hubbert曲线SD模型流程图，模型中有两个存量，分别是累计产量（cumulative-pro）和累计已探明储量（accumulative-proved-reserves），还设计了四个流量，分别是实际年生产量（actual-production），由Hubbert曲线公式算出的年生产量（Hubbert-prd），已探明储量（proved-reserves）以及每年增加的探明储量（annual-proved-reserves-addition）。模型还包括五个辅助变量，它们包含成长系数（a），历史年生产量（prd），最终可采储量（ultimate-reserves），年探明储量（actual-proved-reserves）和储量年增加量（delta-reserves）。五个辅助变量中只有储量年增加量（delta-reserves）是内生的，它取决于流量已探明储量（proved-reserves），其余四个辅助变量皆是外生变量，外生变量中历史年产量(prd)和年探明储量(actual proved reserves)是表函数。
3.2 技术创新――石油产量关系分析
石油工业是一个资金密集，技术密集型的行业，往往技术创新的影响十分显著。首先表现在技术创新所引发的重大基础理论的突破，尤其在地质勘探领域的每一次理论突破都会带来石油工业的一次进步，从历史来看一些大油田的发现总是伴随着地质理论的更新，如何保证理论紧随步伐以及理论与实践结合，需要企业对各个研究机构研究中心投入巨大的人力物力，而且不能急功近利。
理论的突破可能使最终可采储量有所增加。国外石油公司在技术基础理论研究方面投入大量的工作，取得了明显实效，相比之下我们的差距太大，所以技术创新必须从基础工作入手，从基础理论抓起，坚持不懈[12]。20世纪20―50年代石油勘探方面，由“前期地质时期”进入到背斜理论时期。重力、地震折射波和地震反射法开始使用，使人们在平原和盆地地区都能从事油气勘探活动。20世纪60―70年代，石油地质理论方面诞生了板块构造理论；地震勘探技术方面出现了叠加技术和数字记录仪；数字计算机也开始应用于石油行业。80年代以后，新的科学技术革命为石油工业的发展注入了新的活力，特别是以计算机、信息技术为特征的知识经济为石油工业的发展带来了新理论、新方法和新工艺，主要有：盆地模拟、油气藏描述和数值模拟等，同时还有水平井，分支井钻井技术、小曲率半径水平井、连续油管钻井、自动化钻井等。
技术创新引起的油气开发核心技术的发展和成果的取得往往作用于采收率，间接影响石油年生产量，或者由于新的技术是原来不易开采的储量得以开采，由此直接影响实际年生产量，比如仿生井技术。当然技术和成果不能立刻就转化为产量，期间可能需要逐步的实验逐步的普及，因此需要一定的延滞才能发挥作用。
技术创新带来的尤其勘探核心技术和成果的出现，比如地球科学物理技术的进步，以及新兴的千兆级网络模拟技术都将使探明的储量有所增加。
技术创新还能促进非常规油气资源的发展，如前文所述我国非常规油气资源往往存在于复杂特殊的地质条件下，开发技术落后，开发成本高，综合利用率差，而我国的非常规油气资源又十分丰富。因此技术创新引领下的非常规油气资源技术进步必然能够为非常规油气资源大规模开发铺平道路，立竿见影的是非常规油气资源年产量的快速增加。
总之，相关关键技术、基础理论上的重大突破，或者设备上的创造改进都间接或直接的影响到石油产量。
现考虑技术创新的对石油工业的影响后，在Hubbert曲线系统动力学流程图的基础上进行改进可建立如下所示的关系图。
图上容易看出这里新增加了若干指标，从而将技术创新对产量的影响引入了石油产量系统。结合上文分析，简单列举技术创新影响石油产量的几条因果反馈回路。
（1）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――基础理论突破――最终可采储量――年油产量――收入――技术创新资金；
（2）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――油气开发核心技术和成果――采收率――实际年生产量――年油产量――收入――技术创新资金；
（3）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――油气勘探核心技术及成果――年探明储量――已探明储量；
（4）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――非常规油气资源勘探开发技术及成果――非常规油气年产量――实际年生产量――年油产量――收入――技术创新资金。
从图中还可以清晰看到石油产量被各种技术创新及其成果所决定，而技术创新则被社会需求，企业意愿以及国家意志等多种力量所决定。可以说，正是这多种力量的存在迫使石油工业必须进行技术创新，从而保证石油工业稳定发展。
模型的程序请参见Tao的论文[13]。对图1的流图输入我国石油工业的相关参数，运行后得出下图。
从图中看出在这个模型（成长率a=0.057，最终可采储量ur=140亿吨）下我国石油峰值将在2020年左右达到，且峰值产量不超过2亿吨。
从图中所显示的关系看到在技术创新的作用下，我国石油峰值绝对不是2亿吨，应该远高于此，而且在技术进步，非常规油气等联合影响下，峰值到来时间也绝不是图3所显示的2020年。且可以预见我国的石油产量应呈现下图所示趋势。
由图4可以看到在技术创新作用下石油峰值并不是简单的钟形曲线，也不简单只是发生――发展――兴盛――衰减――消失的过程，而将是一个发生――发展――兴盛――开始衰减――再发展――再兴盛的波浪式反复过程，其形状将是类似于若干个小钟型曲线叠加在一起波浪。虽然不否认以石油为主的化石能源最终会退出历史的舞台，但是本文看法仍与传统的峰值理论有显著不同。
传统的“石油峰值”理论是用静态的片面的眼光来看待事物，忽略了事物的动态发展的规律，忽略了人类的主观能动性，忽略了技术创新技术进步所带来的生产力的飞跃，忽略了人们对事物循序渐进的认识过程。有理由相信随着技术的创新，人类对化石能源认识和理解的不断完善，石油峰值会尽可能晚的到来而且处于峰值的时间会很长而不是到达峰值后就迅速显著的下降。曾经有学者认为，中国将在2015年迎来石油峰值，峰值产量为每年 1.9x108t[14]。但是国家统计局1月20日统计数据显示，2010年，中国天然原油产量为2.03亿吨，同比增6.9%[15]。这一产量远高于所谓的“峰值产量”，而且可以预见的是产量会进一步增加。
四、 结论
诚然事物一般会经历孕育、生长、成熟、衰老及消亡的过程，本文也不否认以石油为主的化石能源最终将退出历史舞台。但是从历史角度来看，事物是不断发展变化的，人类的主观能动性是无限的，纵观世界石油工业发展，技术创新多次打破了石油储量短缺石油工业穷途末路的预言。目前石油工业所面临的困境在于技术和理论瓶颈的限制，一旦打破又是一番新的天地。
因此本文认为在技术创新的作用下石油峰值并不会很快到来，石油产量在社会需求、企业意愿、政府意志等多方力量的作用下呈波浪式的向前发展，石油峰值的到来是需要过程的。
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篇13
一、长源距声波介绍
仪器原理
长源距声波仪器的结构见图1。其组合方式为：T1发射R2接收，波形WF1，源距8ft；T1发射R1接收，波形WF2，源距10ft；T2发射R1接收，波形WF3，源距为12ft；T2发射R2接收，波形为WF4，源距为10ft，即2-8-2结构。采样间隔2微妙，记录长度4毫秒。
TT1、TT2、TT3、TT4分别是T1和T2 发射到大R1 和R2的声波旅行时间，这样的声系还可以补偿井径变化的影响，仪器源距有8ft、10ft、12ft。
除四条旅行时间曲线和全波列图外，还可纪律以颜色深浅反映波的幅度大小的变密度图，还可给出横波时差DTS等其他曲线。
图1 仪器结构及全波列波形图
二、火成岩介绍
火成岩（IgneousRock）由岩浆（Magma）直接凝固而成。高温之岩浆在从液态冷却中结品成多种矿物，矿物再紧密结合成火成岩。化学成分各异之岩浆，最後成为矿物成分各异之火成岩，种类繁多，细分之有数百种。如依其含硅量之高低做最简明之分类，火成岩有酸性（Acidic二氧化硅的含量大于65%）、中性（Intermediate二氧化硅的含量为52%～65%）、基性（Basic二氧化硅的含量为45%～52%），及超基性（Ultrabasic二氧化硅的含量小于45%）四大类。同时火成岩之晶体，因结晶时在地下之深度不一亦有粗细之别；将此分别代表深浅之粗细做为矿物成分以外之另一分类依据，火成岩可分成如次之种类：晶体粗大之酸性火成岩为花冈岩（Granite），细小至肉眼不能辨识者为流纹岩（Rhyolite）；晶体粗大之中性火成岩为闪长岩（Diorite）细小者为安山岩（Andesite）；晶体粗大之基性火成岩为辉长（Gabbro），细小者为玄武岩（Basalt）；晶体粗大之凝灰岩（Tuff）超基性火成岩为橄榄岩（Peridotite），此种火成岩无晶体细小者。晶体特大之火成岩统称伟晶岩（Pegmatite），但应指明其为伟晶花冈岩、伟晶闪长岩，或伟晶辉长岩。此外，不论其成分如何，岩浆在地面凝固时通常不暇结晶。此等不结晶火成岩均为火山岩，或成块状无结构之玻璃，酸性及中性者成黑耀石（Obsidian）或浮石（Pumice），基性者成玻璃质玄武岩（BasalticGlass），或在喷发时破碎成火山角砾岩（VolcanicBreccia）或。
三、全波的应用[1]
(一) 弹性模量计算
1．泊松比：定义为横向应变与纵向应变之比：
(1)
2．切变模量：定义为施加的应力与切应变之比：
(2)
3．杨氏模量：定义为施加的轴向应力与法向应变之比：
(3)
4．体积模量：定义为静水压力与体积应变之比：
(4)
5．体积压缩系数（有孔隙情况）：为体积模量的倒数：
(5)
6．岩石骨架压缩系数（无孔隙情况）：定义为骨架体积变化与静水压力之比：
(6)
公式中的a为单位转换系数。如果密度单位为g/cm3，时差单位为μs/ft，弹性模量单位为psi(或b/in2)，则a=1.34×1010；如果密度单位为g/cm3，时差的单位为μs/ft，弹性模量单位为GPa(或109N/m2)，则a=9.29×104。如果密度单位为g/cm3，时差的单位为μs/m，弹性模量单位为GPa(或109N/m2)，则a=106。博士论文，火成岩。
(二) 确定地层孔隙度
用纵、横波时差确定地层孔隙度是最常见的用途。这方面的研究工作非常多，如威利时间平均公式以及各种改进型公式。
(三) 气层识别
由于气比油或水易于压缩，只要岩石孔隙流体中含有少量的气体，岩石的纵波速度就会显著减小。因此，纵波速度对孔隙中是否含气非常敏感。而横波速度主要沿岩石骨架传播，与孔隙流体性质关系不大，所以纵、横波速度因含气存在较大差异。
然而，任何一种测井方法都不可能是万能的，但每一种测井方法都能够提供不同的信息，对储层评价提供更多的资料，而尽量减小多解性。在用全波测井资料识别天然气也不例外。博士论文，火成岩。将天然气在各种测井曲线上的响应特征综合在一起，效果则比较好。博士论文，火成岩。
天然气在多种常规测井曲线上有异常特征。针对密度测井，由于天然气密度明显低于油和水的密度值，表现在密度测井曲线上是ρb下降，而ΦD上升。针对中子测井，天然气使中子测井读数ΦN下降，‘挖掘效应’明显。
综合指数法综合了地层含气对纵横波速度影响的差异（地层含气对纵横波速度影响的差异用泊松比参数来体现），地层含气对密度、中子测井的影响，储层地层岩性特征（GR、SP测井）等信息，形成综合判别指数法。
地层岩性变化，特别是泥质含量的变化，对中子、密度测井响应、以及对纵横波速度也有影响，为了准确识别天然气储层，必须突出地层富集天然气因素的影响同时限制或抵消泥质含量变化等干扰的影响。
天然气富集在多种测井曲线上有异常响应，但它不是影响此曲线变化的唯一因素，例如天然气会引起密度测井值下降，而泥质含量的增加也会引起密度测井值下降；时差的变化可能是天然气引起的，也可能是孔隙度增加引起的，也许是泥质含量增加引起的，也许是这些因素的综合影响。因此，用单一的测井曲线判别天然气，不论哪种方法都存在多解性、不确定性。
天然气定量判别指数PBG能够较好的指示气层，PBG是泊松比（POIS）、自然伽马（GR）、中子孔隙度（PORN）及密度测井（DEN）值的函数。
(四) 定性评价地层渗透性
判断地层渗透性主要依据是斯通利波时差增大，在波形图上表现为传播到达时间滞后；斯通利波幅度衰减增大，特别是高频成分能量衰减更大，低频成分能量相对突出；斯通利波主频明显降低，表现为波形周期相对拉长。
由于斯通利波的传播过程还受井眼几何形状、井内泥浆、地层弹性性质以及井壁泥饼等的影响，斯通利波的速度、衰减、频率等参数与地层渗透率之间的关系是相当复杂的。因此要较准确评价地层渗透性需要参考井径、自然伽马等测井资料。
(五) 裂缝识别
在裂缝处，纵、横波时差常出现跳跃性变化。由时差的跳跃可以较好地确定裂缝的深度位置。一般来说，在低角度裂缝中横波的衰减比纵波大，在30°-70°的裂缝中纵波的衰减相对较大，横波的衰减也较大。70°以上的高倾角裂缝对纵波造成的衰减并不明显。博士论文，火成岩。由于裂缝充填的大都是碎屑、泥质甚至流体，横波的衰减往往特别突出，纵、横波幅度比值可以指示裂缝。
叠加在斯通利波部分上的高频成分相对于低频成分的显著衰减也是裂缝的反映。
(六) 岩石力学特性（地应力）分析
在钻井过程中，确定地层岩石机械特性，可优化钻头、优化泥浆。确保不漏失泥浆、不会造成井眼跨塌或井喷等现象。
在油气田的勘探开发过程中，可根据力学特征确定压裂规模，使压裂缝径向延伸，控制纵向压裂高度，确保不压穿邻层，达到最佳压裂效果，对酸化压裂的压力及压裂层位进行设计。
在采油工程中，确定地层岩石机械特性，可预计油井开采时是否出砂，使油井在安全压差下开采。
四、资料对比
常规测井中，在裂缝井段，声波的首波时差增大，微电阻率测井曲线显示为视电阻率低值，高阻剖面中含泥浆滤液或底层水的水平裂缝，在双感应—聚焦组合测井曲线上，将显示为低电阻率，双侧向测井，在高阻剖面中的裂缝发育层段上，曲线呈现明显的低电阻率异常。博士论文，火成岩。博士论文，火成岩。。
全波测井中，理论和实验研究都表明，在声波测井的全波波形中，纵波时差、横波时差，纵波能量、横波能量及斯通利波的能量能指示开放性、渗透性裂缝。
与成像资料对比，全波列解释在对大的裂缝层段的识别上比较正确，但在有的裂缝层段识别能力不理想。
五、结论
由全波测井资料与常规测井资料对比可知，全波测井资料能获得比常规测井更详细的地层资料。在油气识别上，全波比常规测井更能准确反映油气层；在裂缝识别上，全波比常规测井也能更好的反映裂缝。经与成像资料对比可知，全波在火成岩地层能识别部分较大的裂缝。但长源距声波也存在一些不足，长源距声波只能反映部分裂缝，在对裂缝的识别上不如成像资料反映的准确详细，而且长源距声波在测井过程中如果档位和增益调节不合适会存在限幅的问题，影响全波资料的解释，这些都是需要解决的问题。
参考文献：
[1]王少鹤.微电阻率扫描成像处理成果图.辽河石油勘探测井公司.2006
[2]王少鹤.CBIL井周声波成像处理成果图.辽河石油勘探测井公司.2006
