委内瑞拉奥里诺科重油带开发现状与特点

目前委内瑞拉奥里诺科重油带上仅有5个合资项目(其中MPE3项目由中国石油南美公司(CNPC South AmericaCorporation,以下简称CNPCSA)和委内瑞拉国家石油公司(PDVSA)合资经营)和1个PDVSA项目在开发生产,这6个项目日产重油超过11.7×104t,日产奥里乳油约8.8×104t,合计动用面积2 022 km2,动用面积比例不到4%,动用地质储量约216×108t,储量动用程度不到11%,因此,重油带开发程度很低。奥里诺科重油与世界上其他重油有很大的区别,具有"三高一低可流动"的特性,即:高密度(934~1 050 kg/m3),高含硫(平均为35 000 mg/L),高含重金属钒和镍(大于500 mg/L),低黏度(一般小于20 Pa.s),可形成泡沫油,冷采条件下可流动并能获得很高的单井产能,水平井冷采产量一般可达200 t/d;冷采采收率较低,为5%~10%。图5表6参13     

委内瑞拉奥里诺科重油带开发现状和特点

目前委内瑞拉奥里诺科重油带上仅有5个合资项目(其中MPE3项目由中国石油南美公司(CNPC South America Corporation,以下简称CNPCSA)和委内瑞拉国家石油公司(PDVSA)合资经营)和1个PDVSA项目在开发生产,这6个项目日产重油超过11.7×104t,日产奥里乳油约8.8×104t,合计动用面积2 022 km2,动用面积比例不到4%,动用地质储量约216×108t,储量动用程度不到11%,因此,重油带开发程度很低.奥里诺科重油与世界上其他重油有很大的区别,具有"三高一低可流动"的特性,即:高密度(934～1 050 kg/m3),高含硫(平均为35 000 mg/L),高含重金属钒和镍(大于500 mg/L),低黏度(一般小于20 Pa·s),可形成泡沫油,冷采条件下可流动并能获得很高的单井产能,水平井冷采产量一般可达200 t/d;冷采采收率较低,为5%～10%.图5表6参13     

委内瑞拉奥里诺科重油带油藏特征及开发潜力

奥里诺科重油带位于东委内瑞拉盆地南部斜坡带,总面积55 000 km2。重油带油藏埋深350~1 200 m,储层主要为渐新统和中新统未固结砂岩,平均孔隙度33.4%,平均渗透率4 760×10-3μm2;油层温度40~55℃;油藏压力为常压;超重油重度为7.5°~9°API,原地黏度介于1 000~6 000 cp;油藏有效厚度为6~120 m左右;探明原始地质储量11 220×108bbl,可采储量2 600×108bbl。重油带共有5个开发区块,日产油量约72×104bbl,已形成一套经济可行的开发技术系列。重油带开发区块动用的可采储量仅占重油带可采储量的3%左右,尚具有巨大的勘探开发潜力。     

陆相断陷盆地页岩油资源潜力评价 ——以东营凹陷沙三段下亚段为例

页岩油资源潜力分析是页岩油勘探实践最重要的基础工作之一,可动资源量是最直接的资源潜力衡量指标。在借鉴页岩油资源评价和页岩油可动性等已有研究成果的基础上,分别应用氯仿沥青"A"参数法和热解参数法计算东营凹陷沙三段下亚段页岩油资源量和可动资源量。结果表明,2种方法的计算结果基本一致,页岩油资源量分别为11.39×10~8和11.57×10~8t。平面上,页岩油资源主要分布在各次级洼陷带,资源丰度为100×10~4～250×10~4t/km~2。纵向上,页岩油资源主要分布在埋深3 000～3 500 m,资源量为7.01×10~8t,其次分布在3 500～4 000 m,资源量为4.37×10~8t;从页岩油可动资源量来看,两者接近,分别为0.75×10~8和0.73×10~8t,但深部页岩油具有较高可动率。利津洼陷带具有较高的页岩油资源丰度和可动率,页岩油资源潜力大,为有利的页岩油勘探区。     

2014年全国天然气产量为1329亿立方米

<正>日前从国土资源部了解到,根据初步统计,2014年全国石油产量为2.1×10~8t,净增长138×10~4t,同比增长0.7%,年产量连续5年保持在2×10~8t以上,整体呈稳中有升的态势。2014年,全国天然气产量为1 329×10~8 m~3,净增长132×10~8 m~3,同比增长10.7%。其中,常规天然气产量为1 280×10~8 m~3,净增长114×10~8 m~3,同比增长9.8%,年产量连续4年保持在1 000×10~8 m~3以上;煤层气产量为36×10~8 m~3,同比增长23.3%;页岩气产量为13×10~8 m~3,同比增长5.5倍。全国油气当量达3.3×10~8t,净增长1 193×10~4t,同比增长3.7%。     

中石油境内天然气年产量首超1000亿立方米

正中石油2017年天然气业务取得历史性突破,产量达到1 033×10~8 m~3,同比增长5.3%,首次突破1 000×10~8 m~3,占到国内天然气产量的70.1%、消费量的44%。据测算,1 000×10~8 m3天然气燃烧值接近于1×10~8 t石油,相当于替代国内1.33×10~8 t煤炭,也相当于减排二氧化碳1.42×10~8 t、二氧化硫220×10~4 t。按一棵树每年吸收100 kg二氧化碳来计算,相当于新植14.2亿棵树。数据显示,2017年,中国天然气消费量重回两位数增长,总消费量同比增长约17%,天然气对外依存度快速攀升。与此同时,中石     

稠油出砂冷采技术的适用条件

稠油油藏能否适宜出砂冷采,主要取决于油藏能否形成蚯蚓洞网和泡沫油,这与储层、原油及开采条件密切相关.国外研究成果和河南新庄油田的开采实践表明:泥质含量小于10%,少或无钙质胶结的疏松储层及粒径小于2 mm的半胶结砂岩储层可进行出砂冷采;压力在2.0～6.0 MPa,粘度为500～50 000 mPa·s,厚度大于5 m,溶解气含气在10 m³/t左右的油层也可考虑用此方法开采;另外,出砂冷采宜从油藏中心展开,尽量远离边水和气顶(>200 m).     

中国“十二五”油气勘探开发规划目标后评估及“十三五”目标预测

在中国"十二五""十三五"两个五年规划交替之际,国际油气市场形势发生了巨大变化,开展"十二五"油气勘探开发规划目标后评估,对于科学合理编制"十三五"各类油气发展专项规划具有重要的意义。评估结果认为,"十二五"期间,全国油气勘探开发规划目标完成情况总体较好,但尚有差距:①石油年产量目标2×10~8 t超额完成、而储量目标65×10~8 t相差6.4%,天然气储量目标3.5×10~(12)m~3超额完成、年产量1 385×10~8 m~3目标相差6.2%;②非常规气规划目标完成情况相对较差,其中页岩气好于煤层气。新常态下,油气消费量增速放缓、油价暴跌、资源品位下降及统计口径的变化是导致"十二五"油气勘探开发部分规划目标未能完成的主要因素。预测结果表明,"十三五"期间,在国际油价介于50~70美元/桶的条件下,国内年均新增常规石油、天然气探明地质储量将分别为10.0×10~8~12.0×10~8 t、6 000×10~8~8 000×10~8 m~3;年均新增探明页岩气、煤层气地质储量将分别为1 000×10~8~2 000×10~8m~3、500×10~8~1 000×10~8 m~3;国内石油年产量将保持在约2.0×10~8 t;到2020年,天然气年产量将介于1 800×10~8~2 000×10~8 m~3,其中页岩气年产量将达200×10~8 m~3,煤层气年产量将达150×10~8 m~3。     

稠油冷采油藏注空气开发技术

阐述了重油油藏冷采后采用注空气法（地下燃烧）的潜在应用状况。由于冷采油田在冷采的经济界限内仍遗留大量的能源，而且蝗蚓洞型的通道处于衰竭油藏之中，因此它是注空气的理想侯选油藏。作者认为，蒸汽短时期进入衰竭油藏，会破坏“蚯蚓洞”，从而使受热的通道产生较高的渗透率。受热的通道为可流动的原油到达生产井提供流路后，即随实施油藏点火和注空气。蒸气／燃烧法的综合应用可在薄油藏，且持续注蒸气无经济效益的油藏得到较高的经济效益。另外，该方法涉及到重油燃烧项目中失败的三个技术问题：无效点火、不适当的注空气速率以及由于流体的高饱和度造成的阻碍使地层临时性堵塞。概述了稠油冷采和稠油地下燃烧技术，并对推荐的注空气法进行了详细的讨论。     

地质因素对稠油出砂冷采的影响

在稠油出砂冷采机理和矿场实际资料深入研究的基础上,剖析关键性地质因素对出砂冷采的影响。阐述了稠油出砂冷采技术的主要适用条件,明确相应的开发技术策略。随着大量砂子的产出和泡沫油的形成,单井产量一般可达3～50t/d,是常规降压开采的数十倍至数百倍,采收率一般可达8%～15%.稠油出砂冷采技术最适用的油藏条件是:油层为疏松砂岩,砾石含量低;脱气原油粘度500～100000mPa·s;地层原油含气量10m3/t左右;油层压力大于2MPa;油层埋深200～1000m.边水和气顶的存在以及盖层厚度和夹层分布对稠油出砂冷采效果影响很大,在部署油井、确定射孔井段和排量时也应予以考虑。稠油出砂冷采技术对地层原油中含有溶解气的疏松砂岩稠油油藏具有广泛的适应性。     

Orinoco重油带重油成藏特征

以油气成藏理论为基础,对Orinoco重油带的重油成藏条件进行了分析,总结了其成藏特征,预测了未来的勘探方向。重油带处于宽缓的前陆斜坡带,构造活动较弱,发育少量正断层。烃源岩为上白垩统Guayuta群浅海相泥岩,沉积厚度大,有机质丰富,生烃潜力大;储层主要为中新统Oficina组和渐新统Merecure组三角洲相砂岩,砂体呈大范围席状分布特征,在东西方向上厚度展布稳定,向南逐渐变薄,埋藏较浅,胶结程度低,孔隙度高,渗透率高,储集性能优越。重油带的封盖条件多样,封堵层包括储层顶部的区域性盖层和沥青、储层之间的层间泥岩以及储层侧面的下伏前白垩系基岩。圈闭类型以岩性-地层型圈闭为主,断层、不整合和层内砂岩共同构成了原油的运移通道。原油在晚中新世的长距离运移阶段和上新世-更新世的大规模成藏阶段遭受生物降解等作用而变稠。通过对成藏条件的分析,认为重油成藏具有生储盖优越、运移距离长和稠变作用强的特征。重油带的成藏模式为长距离运移降解和大规模集中浅成藏。重油带的重油资源潜力巨大,对其未来勘探,在勘探层位上以Oficina组为主,在勘探区带上以西部区带为主,在圈闭类型上以地层相关圈闭为主。     

修正Hubbert模型及世界石油产量临界点预测

世界原油生产过程中长期有组织地限产已使产量曲线明显偏离了理想Hubbert曲线,具有"分段截头移位"特征。根据修正Hubbert模型,限产期内可以存在多个产量峰值,但对世界石油经济的影响仅是产量转向永久性递减的临界点。在全球石油终极可采储量3955×10⁸t的前提下,全球石油产量的临界点可能出现在2026-2032年,届时全球石油产量约为(46.86～65.82)×10⁸t/a,储量采出程度约为67.7%;若全球石油储量采用2910×10⁸t的保守估计,世界石油产量将可能在2013年前后出现全面递减。世界石油工业这一重大转折将对油公司的可持续发展提出严峻挑战。     

鄂尔多斯盆地石油勘探地质理论与实践

鄂尔多斯盆地中生界延长组主要发育“低渗、低压、低丰度”的“三低”油藏,油藏受优质烃源岩和大型储集砂体控制。勘探实践中,突破了传统的理论认识和勘探思路,不断创新和完善了低渗透油藏勘探理论体系,构建了曲流河三角洲成藏模式、辫状河三角洲成藏模式、多层系复合成藏模式、坳陷湖盆中部成藏模式和致密油成藏模式等,不断开创了石油勘探的新局面。包括:以曲流河三角洲成藏理论为指导,在陕北地区找到了储量超10×108t的大型含油区带;构建盆地西南辫状河三角洲成藏模式,在陇东地区发现了储量规模达10亿吨级的整装大油田;创建多层系复合成藏模式,在姬塬地区落实了超15亿吨级的规模储量;创立内陆坳陷湖盆中部成藏理论,在华庆地区勘探中取得重大突破;大力推进致密油地质研究与技术攻关,在鄂尔多斯盆地形成了新的规模储量接替区。通过创新地质理论、突破关键技术、推行勘探开发一体化和转变发展方式,提高了“三低”油田的综合勘探效益,夯实了低渗透油田快速发展的资源基础,取得了巨大的经济和社会效益。      

基于叠前深度偏移的三相融合速度分析与复杂圈闭落实

克深三维地震区位于库车坳陷克拉苏构造带东部,其地表地形高陡,起伏剧烈,地下构造复杂,地震资料信噪比较低,叠前时间偏移处理后误差很大。为提高目的层成像质量,使断片接触关系更清楚,运用了叠前深度偏移处理。但受叠前深度偏移速度模型精度限制,利用叠前深度偏移确定的构造形态与实际存在一定差异。为了提高构造成图精度,提出了利用叠前深度偏移速度模型,将叠前深度偏移数据转换到时间域,即深时转换,同时开展岩相、地震相和应力相三相融合的速度分析,最终利用变速成图落实复杂圈闭。该方法继承了深度偏移资料归位较准确、三相融合速度场精度较高和变速成图技术成熟的优点,提高了圈闭落实精度。利用该成果部署的一批井位与实钻吻合程度显著提高,为克拉苏构造带山地三维地震区油气发现及整体评价勘探奠定了基础。     

四川盆地中北部侏罗系大面积非常规石油勘探潜力的再认识

通过对四川盆地侏罗系石油的资源潜力、油藏类型、裂缝型储层及勘探开发技术适应性等4个方面进行的再认识,作者认为：①四川盆地侏罗系的石油资源量可能比目前的（10~11）×10⁸ t 要大得多。②它是一种特殊类型的大面积非常规致密油聚集,没有明显圈闭界限;没有明显边、底水及油水界面,属“无水油藏”;浮力与重力分异不明显,缺少大规模二次运移,源内或近源聚集;储层具有特低孔渗、双重介质特征;大面积整体含油,多层系叠合连片,“连续”分布在斜坡及凹陷区,不受局部构造控制而受岩性控制,含油范围以油井分布范围划定,往往是先有产量后有储量。③不能把侏罗系油层简单定性为“裂缝型”,裂缝是测试及生产初期获得高产的必要条件,但各类孔隙对储量和长期低产稳产有重要贡献。④这类非常规致密油的储量规模很大,但是要采用以压裂为主的非常规技术进行开采。建议以龙岗地区沙溪庙组为突破口,推动四川盆地石油勘探开发打开一个新局面。     

CNPC''s Crude Production Maintained Steady Growth

Mature oilfields report steady output rises despite reserves decline Ghina's largest oil base Daqing Oilfield has fulfilled its production target by stabilizing its crude oil output above 40 million tons in the past year,although its reserves have been on the decline.Its 2008 crude oil production stood at 40.2 million tons,which was the smallest in three years if compared to the 41.7 million tons in 2007 and 43.41 million tons in 2006.But its 2008 natural gas output hit 2.76 billion cubic meters,up 8.241 percent from the 2.55 billion cubic meters in 2007.     

塔里木盆地顺北超深断溶体油藏特征与启示

近年来,塔里木盆地顺托果勒低隆起发现了10亿吨级的新类型油藏——顺北超深断溶体油藏。通过深化顺北地区油气成藏地质条件认识,突破了构造低部位岩溶储层欠发育的限制,提出走滑断裂带构造破裂作用为主的叠加后期埋藏流体改造也可形成规模储层。走滑断裂带多期活动对储层改造、圈闭形成和油气运聚具有重要的控制作用,建立了顺北超深断溶体油气藏“寒武纪多期供烃、深埋断溶成储、原地垂向输导、晚期成藏为主、走滑断裂控富”成藏模式,初步提出了顺北断溶体油藏富集的主控因素。顺北超深断溶体油藏作为一种新类型油藏,丰富了海相碳酸盐岩油气成藏理论,展现了超深层海相碳酸盐岩巨大的勘探潜力,是盆地未来油气增储的重点领域。     

立足新起点 再创新辉煌——写在四川油气田建成千万吨级大油气田之际

四川油气田是中国石油西部重点油气区之一,在推进“中国石油”又好又快发展、“西气东输”战略和保障国家能源安全中都具有重要地位和作用。2006年四川油气田年产气量超过130亿立方米、产油13.92万吨,按热量值1255立方米天然气相当于1吨原油计算,总产量已超过千万吨原油,四川油气田就率先成为了我国以天然气为主的千万吨级大油气田;并且全年完成钻井进尺94万米,油气勘探取得6个重要新发现和6个重要新进展,新增探明储量、控制储量、预测储量均超过1000亿立方米,为四川油气田历史之最。奋战在四川油气田上的中国石油四川石油管理局和西南油气田公司以贯彻落实和谐发展观、坚持安全发展、清洁发展,切实担负起创建和谐企业的使命,着力于双赢互利、增储上产,解放思想,积极优化油气勘探开发部署、工程技术设计方案,运用先进管理方法和理念,指导生产作业和日常生活,确保了企业的经济、安全、环保运行。     

西峰油田成藏地质特征及勘探方向

西峰油田位于鄂尔多斯盆地西南部,是近两年来发现的一个亿吨级大油田.主力油层为三叠系上统延长组长8段,迄今共新增三级储量21956×10⁸t.鄂尔多斯盆地三叠系延长组主要发育一套内陆湖盆沉积的碎屑岩,厚度为500～1200m,自上而下可划分为10个油层段(长1至长10段).其中,以长6为重点的石油勘探在陕北地区取得了丰硕的成果,探明了安塞、靖安、吴旗、绥靖4个大油田.而西峰油田是盆地在长8油层段中发现的第一个亿吨级大油田.该区成藏地质条件优越,长7深湖相泥岩形成了丰富的油源,来自盆地西南方向物源所沉积的河流、三角洲砂体,提供了大面积储集体.在盆地区域平缓的构造背景下,发育了大型岩性圈闭,具有广阔的勘探前景.初步评价推测,长8在该区近期可形成(2～3)×10⁸t储量规模