石油勘探与开发

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中国煤层气资源潜力及其勘探方向

刘洪林;王红岩;张建博

, 2001, 28(1): 71-0.

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煤层气是赋存于煤层中的一种非常规天然气资源，我国煤炭资源丰富，煤层气资源也十分丰富。通过对煤层的吨煤含气量、含气饱和度、含气质量（甲烷浓度）、含气强度（资源丰度）这4项含气性参数的研究，查明了我国华北、华南、西北和东北聚气大区煤层的含气性差异及控制因素；并依据新的评价原则，分三个级别（评价区块、聚气带和聚气大区）对我国煤层气资源量进行了新一轮评价，预测深度浅于2000m的煤层气总资源量为22.5×1012m3，深度浅于1500m而且含气量大于8m3/t的有效勘探资源量为7.29×1012m3，占总资源量的32.4%。沁水盆地、鄂尔多斯盆地、六盘水盆地内许多评价区块具有煤层含气量高、含气饱和度高、资源丰度大、含气质量高等有利条件，是我国煤层气勘探的重点目标区。图1表1参3

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我国中西部前陆盆地天然气分布规律与有利勘探区带优选

曾宪斌;张静华;金惠;袁素华

, 2001, 28(1): 72-0.

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我国中西部前陆盆地天然气资源丰富，5个主要富气盆地的资源探明率只有9.3%，天然气勘探潜力较大。中西部前陆盆地大中型气田有7种富集成藏模式，其中冲断挤压作用是天然气分布的重要控制因素。研究分析了前陆盆地各二级构造带大中型气田类型及分布特点，认为冲断带下盘大型构造圈闭群、前渊斜坡岩性尖灭区带与浅层次生气藏、前缘隆起上的断块圈闭群等是前陆盆地有利的天然气富集区带。依据对前陆盆地地质规律深入研究的结果，结合目前天然气勘探实际，提出了大中型气田富集区带的优选原则，并优选了中西部前陆盆地5个天然气富集区带：塔里木盆地库车前陆冲断带中的克依构造带逆冲断裂下盘的膏盐层下部大型构造圈闭群，柴达木盆地北缘冲断带的冷湖—南八仙构造带，四川盆地川西北前陆凹陷前渊区带的盐井沟—苏马头—龙泉山侏罗系浅层气，川西前缘斜坡带的梓潼斜坡上三叠统须家河组岩性尖灭区带，准噶尔盆地南缘第二排、第三排构造带的第三系、白垩系气藏。图1参4

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潮水盆地金昌坳陷油气成藏条件分析与含油气远景评价

门相勇;赵文智;王智诒

, 2001, 28(1): 73-0.

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通过重点解剖潮水盆地金昌坳陷青土井浅油藏，结合区域研究，对其油气成藏条件进行了系统分析。青土井浅油藏得以保存的主要原因是背斜控制、断层遮挡和岩性封闭，油藏规模小则是由于后期破坏严重、储集层物性较差、圈闭与油源条件配置不佳。金昌坳陷生储盖条件有由边缘向沉积中心由差变好的趋势，具备较好的圈闭条件，油气侧向运移距离短，有效烃源岩分布范围基本上控制了油气的平面分布。建议下步勘探要围绕生油中心，以早期构造（如金川构造等）作为钻探目标。潮水盆地勘探应主要立足于寻找中小型侏罗系油气藏。图5表1参2

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北塘凹陷第三系油气藏形成条件与油气分布

邓荣敬;柴公权;杨桦;鲁凤婷;王金荣;朱薇

, 2001, 28(1): 74-0.

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从构造演化、油源、圈闭、砂体展布与储集层条件、成藏关键时刻的配套、异常地层压力等方面，阐述黄骅坳陷北塘凹陷地质特征及其形成油气藏的基本地质条件，认为该区主要存在3种含油组合：以塘沽、新村、炮台等构造为代表的自生自储型含油组合，以新港构造为代表的古生新储型含油组合，新港南—海河断层下降盘中浅层含油组合。该区油气分布规律是：油层纵向分布受储盖组合与构造活动共同控制；油气平面分布受烃源岩控制，生油凹陷区油气富集程度较高；古构造倾没部位油气富集程度较高；海河、塘北等大断层控制构造形成与发育，控制油气富集与高产；北西向断层控制局部构造圈闭的形成和发育，对北西轴向的油气藏平面分布具有重要的控制作用。图4参3

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17α(H)重排藿烷在塔里木盆地中的指相意义

赵孟军;张水昌

, 2001, 28(1): 75-0.

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烃源岩抽提物和原油中的17α(H)-重排藿烷可能与细菌藿类先质有关，但是其含量的高低明显受沉积环境控制，在氧化至亚氧化沉积环境和酸性介质及黏土矿物催化作用下, 细菌藿类先质易于发生重排，形成17α(H)-重排藿烷。从塔里木盆地库车坳陷、叶城凹陷和巴楚隆起的烃源岩发育特征和产物特征来看，17α(H)-重排藿烷具有明显的指相意义，即高含量的17α(H)-重排藿烷一般反映滨浅湖—沼泽相的煤系泥质烃源岩的沉积特征，这种沉积环境最具备形成17α(H)-重排藿烷的条件。图3参7

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油气系统动态数值模拟研究（一）——技术思路与软件流程

张庆春;石广仁;米石云;郭秋麟;杨秋琳

, 2001, 28(1): 76-0.

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油气系统是最适于进行盆地模拟评价的油气地质单元，盆地模拟的特点体现了油气系统的认识论。油气系统分析模拟的内容应包括：①静态地质要素研究；②油气系统动态地质作用（可以通过地史、热史、生烃史、排烃史、运移聚集史模拟再现）研究；③油气系统的关键时刻与事件组合关系研究。盆地模拟已形成了系统化、模型化、定量化的动态模拟软件，用盆地模拟技术实现油气系统动态数值模拟是现实可行的捷径。在盆地综合模拟系统基础上，按照油气系统的研究内容和成图表达方式，建立了油气系统动态分析模拟软件系统，具有进行四方面分析模拟的功能：①背景研究，利用平衡剖面、层序地层模拟以及构造热模拟等方法，综合研究油气系统的背景、单个油气系统静态地质要素等；②动态地质作用模拟研究，研究油气系统的地史、热史、生烃史、排烃史、运聚史过程；③关键时刻与事件组合关系研究；④油气资源量估算与有利目标评价。图2参6

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吐哈盆地二叠系—侏罗系流体包裹体研究

柳益群;刘斌;荐军

, 2001, 28(1): 77-0.

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为查明吐哈盆地油气的成因、形成时期及运移情况，在进行盆地热史研究时采用了流体包裹体研究方法。该盆地侏罗系与前侏罗系砂岩石英颗粒中的流体包裹体形成温度为60～195℃，主要在构造运动中沿微裂隙进入储集层，多形成于半咸水的还原环境，反映煤系地层湖相低等生物和陆相高等植物混合成烃的特点。有机包裹体均一温度测定结果显示，侏罗纪古地热梯度由盆地西部的2.76℃/100m向东逐渐变为3.41℃/100m，盆地南带二叠纪地热梯度约为3.37～4.12℃/100m。盆地北部的台北凹陷和盆地西南部的托克逊凹陷油气成熟及运移时期为侏罗纪—第三纪，盆地南部的台南凹陷油气成熟及运移时期为三叠纪。吐哈盆地三叠纪、侏罗纪的古流体势均呈现北高南低的趋势，反映了油气自北向南的运移规律。图4表2参3

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麦盖提斜坡石炭系碳酸盐岩微地震相特征与储集层预测

周路;李洪辉;王清华

, 2001, 28(1): 78-0.

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塔里木盆地西南坳陷麦盖提斜坡石炭系碳酸盐岩（Tg2′和Tg2″反射波组）非均质性严重，非储集层段基本为强振幅连续微地震相，而储集层发育段为弱振幅的连续或不连续反射微地震相。利用目的层微地震相特征，可寻找有利的碳酸盐岩储集层发育带。根据井下碳酸盐岩储集层发育段与过井地震剖面的地震-地质层位标定结果，建立了麦盖提斜坡微地震相特征与碳酸盐岩储集层发育段的相关模式。对斜坡西部群苦恰克地区石炭系小海子灰岩段底的Tg2′反射波组和斜坡东部石炭系巴楚组生屑灰岩段底的Tg2″反射波组进行微地震相分析，结合已知井下碳酸盐岩沉积相与储集层发育特征、储集层所处构造（古构造、现今构造）位置，预测碳酸盐岩储集层发育有利地区。研究认为：群苦恰克地区石炭系小海子灰岩段岩溶发育带主要分布在巴什托普背斜构造带的西南翼；玛扎塔克构造带以南地区石炭系巴楚组生屑灰岩段有利储集层发育区主要分布在该区4个潜山区及其附近。图3参2

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凝析气顶油藏油气产量的计算方法探讨

余元洲;李宝荣;杨广荣;马小明

, 2001, 28(1): 79-0.

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大港油田存在一些凝析气顶油藏(带油环的凝析气藏)，在降压开采过程中，由于气顶区和油区压降不平衡，会导致气窜或油窜现象，因此生产井采出的油、气中均可能出现原油、凝析油、气顶气和溶解气混合物。根据凝析气的特殊热力学性质，结合油气藏动态分析方法，导出了两种凝析气顶油藏产量的计算方法，实例证明两种方法都能准确计算出4种烃类的产量，对凝析气顶油藏的开发动态分析、剩余油气分布研究、开发调整和油气最终采收率及可采储量的确定具有指导作用。表3参2

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油田稳产界限分析方法研究

张永庆;陈舒薇

, 2001, 28(1): 80-0.

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统计分析国内外47个结束稳产期的油田实际资料，研究了油田稳产期的特征和一般规律，应用统计预测方法建立了稳产时间与稳产阶段采油速率、稳产时间与剩余可采储量采油速率的定量关系。只要能确定合理的采油速率，就可以保证油田较长时间稳产，认为保持可采储量采油速率2.5%、剩余可采储量采油速率8%，是油田至少稳产10a的界限经验值。从油藏工程原理出发，依据油田开发特点，研究了确定保持油田稳产的合理采油(液)速率的方法，对埕北油田、大庆油田进行了实例分析。图3表1参4

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近临界流体异常的反凝析相变

沈平平;郑希潭;李实;罗凯;孙文悦

, 2001, 28(1): 81-0.

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首次报道在100℃的较高温度时，同一流体体系同时出现两类异常相变现象。应用无汞PVT相态实验装置测试了多组分烃类流体临界点，详细描述了流体近临界相态特征。在实验测试过程中，发现流体在近临界区域存在特殊的相变现象：流体在温度高于临界温度时的恒质膨胀过程中先后发生了两次反凝析露点变化，即“露—露”相变；在低于临界温度时也先后发生了两次先出现露点后出现泡点的相变现象，即“露—泡”相变。在上述两个异常相变过程中，先出现的液相体积较少，且液相在不同温度条件下消失时的压力相同。实验中发现的异常相态变化现象说明多组分流体相态变化的复杂性，这可能对复杂流体体系的近临界特征作出新解释，同时也说明通常相态计算中两相假设的局限性。照片16图3参19

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大孔道诊断和描述技术研究

窦之林;曾流芳;张志海;熊伟;田根林;刘学伟;黄立信

, 2001, 28(1): 82-0.

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孤东油田七区西油藏埋藏浅，储集层胶结疏松、渗透率高，粒度多为正韵律分布，在注水开发过程中出砂严重，特别是实施强注强采方案后出砂程度加剧，一些井间形成了特高渗透带（即大孔道）。采用实验模拟方法研究了大孔道形成的机理和影响因素（油层渗透率、岩石胶结程度、流体黏度、开采速率）。由于用示踪剂诊断大孔道不经济，所以提出了利用生产数据诊断、描述大孔道的方法。用灰色理论计算各种因素间的相关关系，以诊断大孔道的存在；并利用简化的数学模型，计算大孔道参数（方向、厚度、渗透率、孔喉尺寸等）。编制了具有以上功能的软件，利用该软件解释孤东油田七区西油藏42井组单元的油、水井290井次，诊断出124口井存在大孔道，与实验区块示踪剂实验结果吻合。图1表1参8

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注入水中固相颗粒损害地层机理分析

秦积舜;彭苏萍

, 2001, 28(1): 83-0.

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当含有固相颗粒的注入水进入地层时，水中的固相颗粒将不同程度地滞留在孔隙网络中，使地层渗透能力下降。分析胜利油田商三区和胜二区注入水中固相颗粒分布特征、地层孔喉特征，以此为基础，采用实验方法研究注入水中固相颗粒与岩石孔喉的匹配关系，分析固相颗粒损害地层的机理。研究结果表明：从水站到注水井，注入水水质沿流程变差；在双对数坐标下，商三区和胜二区岩石孔喉半径与渗透率存在线性关系；当水质一定时，微小粒径的固相颗粒进入岩石孔隙内部形成深部损害，粒径较大的固相颗粒只能在岩石表面和浅表部位附着或桥堵而形成表面(层)损害。根据架桥法则，确定了商三区和胜二区注入水中固相颗粒指标。图3表3参4

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注水开发油田油层结垢趋势研究

贾红育;曲志浩

, 2001, 28(1): 84-0.

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油层结垢是常见的油层损害类型。以4个注水开发油田为例，采用数值模拟预测方法，对安塞油田长6油层的BaSO4结垢趋势和榆树林油田扶杨油层、头台油田扶余油层、鄯善油田三间房组油层的CaCO3结垢趋势进行研究。结果表明：①BaSO4结垢由不相容地层水和注入水的混合作用引起，其结垢趋势主要取决于成垢离子的含量，温度、压力变化影响很小；②CaCO3结垢由于温度、压力条件变化和（或）注入水与地层水混合作用而引起，不同油田温度、压力变化情况及注入水和地层水成垢离子含量不同，CaCO3 结垢趋势可能相差较大；③在由注水井到生产井的区域内，注水井和生产井的近井地带CaCO3结垢逐渐累积，结垢趋势较强，而油层内部结垢累积不明显；④CaCO3结垢可仅由于温度、压力条件变化而引起，CaCO3结垢变化规律的预测结果也适用于非注水开发油田。图2表4参9

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断层涂抹层分布规律的物理模拟实验研究

吕延防;张发强;吴春霞;王亚明

, 2001, 28(1): 538-0.

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根据库仑-摩尔黏性或非黏性摩擦材料的塑性变形和破坏理论，制作了剪切模拟实验装置，以黏土、砂、水泥等作为不同厚度、不同成岩程度的砂泥岩地层的替代物，进行了大量断层涂抹层形成的剪切断裂实验。根据对实验结果的观测分析，认为处于泥岩成岩作用早期阶段的生长断层易形成断层涂抹层，非生长断层一般不形成涂抹层；断层的初期活动对形成涂抹层起积极作用，再次活动对涂抹层起破坏作用；断层涂抹层的分布长度与断移泥岩层的厚度、泥岩含水量、一定范围内的断距呈正比关系，涂抹层的厚度与断移泥岩层的厚度、泥岩含水量呈正比关系，与断距呈反比关系。这一物理模拟实验研究为揭示断层涂抹层的地下发育规律、定量研究断层对油气的封闭性提供了依据。图4表2参5

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天然气扩散系数的研究方法

李海燕;彭仕宓;傅广

, 2001, 28(1): 539-0.

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自行组装了两套可控温型天然气扩散系数测定仪，可以测定高温、高压条件下岩石的天然气扩散系数，能较好地模拟地层条件，比以往国内外常温、常压或较高温度、压力的测量仪前进了一步。利用该仪器分别测定了天然气通过10块干岩样和饱和水岩样的天然气扩散系数，并应用费克定律的积分式及气体范德华方程，将实测天然气扩散系数转换为饱和介质条件下的天然气扩散系数，转换系数为6.09。利用斯托克斯-爱因斯坦方程对实测天然气扩散系数进行了温度校正，校正后地层条件下的天然气扩散系数均小于实测天然气扩散系数，且随着埋深增加，二者之间的差值逐渐减小，其原因是地温随着埋深增加而升高，天然气分子运动速度加快，表明这一校正结果是符合地层条件的。图1表2参5

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油气微渗漏组分的赋存形态及其油气指示性

文百红;林蓓;刘显阳

, 2001, 28(1): 542-0.

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按赋存介质类型和与介质作用方式，油气微渗漏组分可以划分为挥发态、水溶态、吸附态、吸收态、包裹态和化合态。目前已根据不同赋存形态确立了十多种油气地球化学勘探方法。提出评价地球化学勘探方法检测油气有效性的油气指示性指标（SI）。用该指标评价鄂尔多斯盆地不同地区中所应用的5种地球化学方法，依SI值由大到小的排序为：微量元素电化学提取，酸解烃，热释汞，金属总量分析和蚀变碳酸盐(二者SI值相同)。有效性评价结果表明，微量元素吸收态的电化学提取方法具有很好的油气指示性和对油气藏边界的分辨能力，微量元素的谱图分析可作为油气微渗漏异常属性评价的一种新手段。图2表1参10

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藏北比如盆地油气地表地球化学勘探

程顶胜;韩慧;李永铁;雷振宇;郭祖军

, 2001, 28(1): 543-0.

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青藏高原是我国唯一没有进行大规模油气勘探的空白区，比如盆地的油气勘探程度更低。根据实际探测资料和试验数据，探讨地表地球化学勘探方法在青藏高原烃源岩大量出露地表的特殊条件下的有效性。研究表明，对于强风化的地表样品和灰岩裸露区，最有效的化探指标为甲烷和重烃浓度，其次为荧光和紫外光，而常用的蚀变碳酸盐指标应用效果不佳。比如盆地地表土壤中检测到的烃类主要来源于地下烃类的微渗漏，受生物活动的影响较小，化探结果能较真实地反映地下油气信息。比如盆地内有机质以高成熟和过成熟为主，主要处于生气阶段，地表地球化学异常较高，盆地中部异常最显著，凯蒙呷拉蒙地区具有一定的含油气远景，为油气勘探的有利区带。图3表2参1

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反凝析液对产能的影响机理研究

刘玉慧;袁士义;宋文杰;李保柱;王金勋

, 2001, 28(1): 546-0.

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通过数值模拟某凝析气藏单井产出特征，定量研究反凝析液对产能的影响。将数值模拟结果与油藏工程产能分析进行对比，结果表明：反凝析液对产能影响严重，对于中高凝析油含量的凝析气藏，由反凝析作用引起的产能损失可达20％以上，主要由于反凝析液占据了多孔介质表面而使储集层渗透率降低，同时反凝析液相的出现和参与流动使气相的相对渗流能力变小。给出了在此情况下的产能方程修正公式，可用于对常规的产能方程进行校正。控制反凝析液析出是提高凝析气藏开采效果的关键。图1表2参4

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各向异性油藏椭圆不定常渗流近似解

宋付权;刘慈群;吴柏志

, 2001, 28(1): 547-0.

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在考虑平面渗透率各向异性的情况下，分析了垂直裂缝井的稳态渗流以及垂直裂缝井无限导流和有限导流的不定常渗流。得到了椭圆形边水油藏中垂直裂缝井稳态渗流近似产量公式和压力分布公式，并举例说明渗透率非均质变异系数对产量的影响：当平均渗透率和其它参数不变时，非均质变异系数越小，稳态产量越大。在椭圆坐标内建立有限导流及无限导流垂直裂缝井渗流的控制方程，利用质量守恒定律得到压力影响半径与无因次时间的关系，得到近似压力分布公式以及相应的试井公式。非均质变异系数对典型试井曲线的影响为：当平均渗透率和其它参数不变时，非均质变异系数增大，井底压差、压力导数增大，说明地层垂直于裂缝方向的渗透率越大越有利于生产。在双对数试井理论图版上，无限导流和有限导流垂直裂缝井的试井曲线早期斜率分别为0.5和0.25，垂直裂缝井的试井导数曲线在后期恒为0.5。图4参6

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污水聚丙烯酰胺溶液高温稳定性研究

孔柏岭

, 2001, 28(1): 550-0.

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用污水（油田产出水）配制聚合物溶液，是扩大河南油田聚合物驱油技术应用规模的基本要求，研究污水配制聚丙烯酰胺（HPAM）溶液的稳定性非常重要。采用含有Na+、Ca2+、Mg2+、SO42－、HCO3－、Cl－的污水，用HPAM1285、多羟基化合物和稳定剂（硫脲）配制HPAM溶液，在75℃条件下老化，系统研究O2和硫脲含量对其长期稳定性的影响。实验结果表明：溶解氧含量是决定溶液稳定性的关键因素，溶解氧含量越低，溶液的长期稳定性能越好，稳定HPAM溶液所需稳定剂量就越少。多羟基化合物有交联作用，可以较大幅度地提高HPAM溶液的黏度。HPAM的降解机理是自由基反应，溶液中O2和硫脲的含量匹配决定自由基反应方向，当溶解氧含量高时，少量硫脲的存在对自由基反应有催化作用，会加速HPAM降解。表2参8

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随机建模中相模型的优选验证原则

周丽清;熊琦华;吴胜和

, 2001, 28(1): 551-0.

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在储集层随机建模中，相建模（建立储集层结构模型的过程）是参数建模的基础，二步建模法（two-stage simulation）已被普遍采用。要为参数建模输送合理的相模型，使所建相模型忠实于密井网区的井资料，除选择相建模方法外，优选和验证相模型是关键之一。归纳出相模型验证和实现优选的原则有：与实际地质体符合，抽稀井后的实现接近密井网实现（或原模型），相控的参数建模合理，与动态资料符合。在ST油田ST2区沙二段S砂层组S4小层（主要是分支河道和河道间微相沉积）相模型建立过程中，通过地质分析、抽稀井分析、生产动态资料分析，按以上原则优选出最佳的模拟实现，取心资料、测井资料或地震资料、生产动态资料验证了所选择的相模型是合理的。图3参2

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保护油气层技术发展趋势

樊世忠;窦红梅

, 2001, 28(1): 556-0.

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对油气层损害机理、深井及深水域井的温度敏感性、完井液新技术、解除储集层损害酸化途径及有效提高油气井产量的欠平衡钻井技术等的发展趋势进行综述。水平井、大位移井的主要损害来源是微粒运移、固相堵塞；较宽裂缝和灰岩为主的碳酸盐岩的损害因素也主要是固相侵入与堵塞；致密天然气层主要因液相（水与原油）聚集而损害渗透率，损害程度与储集层渗透率、界面张力、表面润湿性、初始含水饱和度的关系极为密切；深井和深水域井温度敏感性会导致矿物向水敏性转化、矿物溶解沉淀、润湿性转化及乳化堵塞。介绍了滤饼清除和井眼溶解清理的完井液新技术，通过清理将预防与治理相结合，储集层渗透率可比原始渗透率提高40%。酸化技术成本低、效果好，介绍了各类砂岩及碳酸盐岩相应的配方。欠平衡钻井核心技术是选用合理的井眼流体和恰当的负压差，介绍了加拿大100口欠平衡钻井在后期提高产量的经验。图1表2参47

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超稠油油藏热采过程中沥青质损害室内模拟

张人雄;向阳;李晓梅

, 2001, 28(1): 557-0.

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辽河曙光油田杜84块超稠油油藏的储集层胶结非常疏松，原油中沥青质、胶质含量高达45.7%，原油黏度对温度敏感性强，油藏温度45℃时原油黏度高达22×104mP·s。用包封洗油、风干的松散储集层样品制作实验样品，据实验压力要求，在三轴岩心夹持器上将其压实成型，使实验样品的物性参数与区块参数平均值一致。应用由加拿大DBL公司稠油相态平衡装置改装而成的热模拟实验设备，共进行12个样品的热模拟实验，实验温度为100℃、200℃、300℃，实验压力为3.5 MPa、7.5 MPa、11.5 MPa、14.5MPa。热模拟实验结果表明：沥青质沉积与温度及压力关系明显，沥青质主要呈孤岛状、薄膜状、丝片状、星点状、网络状、星云状等形态充填孔隙或在喉道处形成桥塞。沥青质沉积会引起润湿性反转及在孔喉处形成堵塞，在沥青质沉积与微粒迁移堵塞共同作用下渗透率严重降低、毛细管压力增加、喉道变窄。照片1图1参2

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确定油田经济产量的最低运行费用法

刘斌;郭福军;杨丽;肖迅;宋玉琳

, 2001, 28(1): 564-0.

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我国大部分老油田已进入注水开发中后期，产量递减不可避免，油气开采成本逐年递增，直接影响着油田的经济效益。最低运行费用法从生产决策的角度出发，以油井为计算单元，通过确定单井的最低运行费用来计算油田的经济产量。单井日产油量的税后收入与维持油井正常生产所必须的最低日消耗费用刚好持平时，其日产油量就是该井的经济极限产量；而当日产油量的税后收入低于最低日运行费用时，其日产油量则为单井无效益产量。这种方法既涉及油田的地质开发参数，又考虑了目前的经济技术参数。参3

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中国陆上剩余油气资源潜力及其分布和勘探对策

赵文智;窦立荣

, 2001, 28(1): 592-0.

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我国陆上油气资源十分丰富，经过半个世纪的勘探取得了举世瞩目的成就。但总体上看，资源探明程度还不高，油、气探明率分别为26.9%和5.4%，未探明的资源量还很大。石油剩余资源的42.4%分布在东部的裂谷盆地，46%分布在西部的叠合盆地；天然气剩余资源的37%分布在中部的四川盆地和鄂尔多斯盆地，28.1%分布在西部的塔里木盆地。剩余油气资源虽丰富，但质量偏差，勘探难度大，勘探成本高。21世纪前十年的油气勘探将面临诸多严峻挑战。为确保石油天然气工业的持续发展，不仅要开展基础理论研究，还必须建立、健全风险勘探机制和经济评价决策系统，进一步发展先进适用的勘探技术，开辟新的勘探领域，发现更多的商业储量，确保我国油气产量稳中有升。表4参9

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对21世纪大庆油田开发前沿技术发展的初步思考

巢华庆

, 2001, 28(1): 593-0.

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21世纪大庆油田开发面临的新挑战具体反映为：①已累计采出石油可采储量的70.32%，储采失衡日趋严重；②开发难度急剧增大，总体经济效益逐步变差；③重组改制要求更高，市场竞争更加激烈。今后大庆油田开发工作从以原油产量为中心转移到以经济效益为中心，从以持续稳产为总目标转移到以可持续发展为总目标，要大力加快两个层次的前沿性科技发展。第一层次为近期前沿技术，以提高探明储量动用程度和采出程度为重点，包括3套核心技术：①高含水后期提高水驱采收率配套技术；②聚合物驱综合调整和三元复合驱配套技术；③大庆外围“三低”（低渗透率储集层、低储量丰度和低单井产能）油藏有效开发配套技术。第二层次主要着眼于21世纪油田长远发展需要，重点在3个方向积极进行新的探索和研究：①三次采油后的泡沫驱、微生物驱和其它接替新技术；②有效开发深部致密层天然气藏、复杂断块致密油气藏新增探明储量的相关技术；③国内外油田开发市场需要的相关技术。今后要以改善大庆油田开发总体经济效益为中心，大力发展、应用高水平油气开发技术，不断深化重组改制和现代企业管理，努力在21世纪实现油田可持续发展。图2参2

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渤海湾盆地与苏北盆地勘探潜力对比研究

钱基;韩征

, 2001, 28(1): 618-0.

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渤海湾盆地和苏北盆地虽然在成盆、成烃条件方面有较大差异，但两个盆地有着相似的油气发现规律和发现过程。对比两个盆地的储量增长特征、资源探明程度和探明速度、油田规模分布以及所处勘探阶段后认为：渤海湾盆地油田规模分布服从对数正态分布，大、中型油田占油田总数的64%，储量增长已越过正弦曲线的峰值期，总体仍处在发现高峰晚期阶段，预计在2000年之后将出现新的储量增长高峰，预测勘探潜力主要在陆上的深层和诸多新类型油气藏以及广阔的海上勘探领域。苏北盆地油田规模不完全服从对数正态分布但正向其逼近，以小型和特小型油田为主，新增探明储量呈高基值低起伏式增长，目前正处在储量发现高峰早期阶段，约在“十五”期末可能达到储量增长峰值期，预测长远的勘探潜力主要在斜坡、深层、东部天然气和广阔的海域。只要研究、技术、资金等投入到位，预测渤海湾盆地和苏北盆地“十五”期间的油气勘探开发发展速度基本与“九五”期间相当。图6参4

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酒西盆地油气形成与勘探方向新认识（一）——基本石油地质条件及生油潜力

陈建平;陈建军;张立平;钟宁宁;王智诒

, 2001, 28(1): 619-0.

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酒西盆地已有半个多世纪的勘探历程，发现了6个油田，探明石油储量约1×108t。但是对该盆地石油地质特征的认识仍然不高。通过对酒西盆地最新地震资料的解释发现，青西坳陷不是以往认为的整体坳陷，内部可划分为3个次一级构造单元，两凹（青南凹陷和红南凹陷）夹一凸（青西低凸起）是其基本构造特征。青西坳陷下白垩统烃源岩主要形成于半深湖—深湖沉积环境下发育的湖侵体系域，虽然分布面积不大，但厚度很大（在青南凹陷和红南凹陷均超过2500m），主要烃源岩赤金堡组和下沟组及中沟组是很好的烃源岩，有机质丰度高，平均有机碳含量为1%～2%，平均热解生油潜量达6～8mg/g，氯仿沥青“A”和总烃的含量分别为1.5‰和0.9‰，有机质类型以Ⅱ型和Ⅰ型为主，显微组分组成中富氢显微组分含量高，具有高的成烃潜力。青西低凸起西北侧的红南凹陷是生油凹陷，构造位置十分有利，青西坳陷中部应是酒西盆地深入勘探的主要目标区。图4表3

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2001年, 第28卷, 第1期　刊出日期：

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