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千米桥潜山构造位于黄骅坳陷板桥构造带,位于该构造的板深7井在奥陶系试油,日产凝析油143．36t,日产天然气275309m^3。这一重大发现标志着大港油田古潜山的油气勘探获得了重大突破。研究结果表明：千米桥潜山具多期成藏的特点;板深4井油气藏受到扩散作用的影响;气侵是形成千米桥潜山凝析油气藏的根本条件,千米桥潜山属于气侵型凝析气藏;气侵还是造成板深7、板深8、板深4井高含蜡的主要原因。     

预测水驱凝析气藏可采储量的方法

基于容积法和物质平衡法的结合，提出了预测水驱凝析气藏可采储量、采收率及确定水驱凝析气藏采收率等有关参数的经验方法。并以我国新发现的塔里木盆地的牙哈凝析气藏为例，进行了实际有效的计算，计算结果为：凝析气总地质储量为143亿m3，属于特高凝析油含量类型，凝析油地质储量为839万t，该气藏具有中等水驱的天然能量，其水驱采收率为64．5％，干气可采储量为83亿m3，凝析油可采储量为541万t。在附录中列出了用于计算干气摩尔分量（fg）、凝析油含量（δ）和凝析油地质储量（N。）方法的推导及其结果。     

大港油田深层凝析油气藏配套开采技术

深层凝析气藏的开发与一般油藏或纯气藏不同 ,如何配套开采技术来提高凝析油气藏油、气采收率是所有凝析油气藏的重点工作 ,通过对大张坨凝析气田、大港板桥凝析气田、千米桥潜山凝析气藏开发采用的开采工艺实例介绍 ,重点论述了大张坨凝析气田的循环注气工艺以及板桥凝析气田小泵深抽技术和千米桥潜山凝析气藏的酸压改造、防腐防垢技术及在高温深井排水采气工艺上的一些探索和试验 ,从而为国内深层凝析气藏的开发提供了有益的探索。     

凝析油气田地面集输工艺技术

1.开发现状2006年河南油田决定开发宝浪凝析油气田。从地质角度讲,宝中凝析油气区块要比河南安棚油田深层气复杂得多。宝中凝析气藏构造形态是一长条状背斜,流体分布为受背斜控制而形成的背斜圈闭油气藏。凝析油地质储量112.54×104t,凝析气储量33.61×108m3,凝析气藏液烃含量较高,凝析油含量为330g/m3,地露压差较低,仅为1.2MPa。2005年河南油田开始在宝2325井进行系统试井,该井日产油1～6t,气约0.5～1.5×104m3,井口压力为12～18.5MPa,井口节流后压力为0.7MPa,井口温度15～20℃,据观察试采期间该井水合物堵塞情况较为严重。根据开发区块…     

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在气藏储量计算中，物质平衡方法是用得最多、计算较为准确的一类方法，而凝析气藏是一种复杂的特殊油气藏，其物质平衡方程与常规气藏相比有较大差别。为此，文章从油气藏物质平衡基本原理出发，建立凝析气藏物质平衡方程，与常规油、气藏物质平衡计算方法相比，该新方法考虑了储层流体组分及相态变化特征，并引入凝析油体积系数概念，同时考虑干气与凝析油两相因素。而且采用了相关曲线法求解，从而大大提高了凝析气藏储量计算精度。以大港千米桥板深8井为例，利用其相态数据对该新方法进行验证，计算结果表明，利用物质平衡方程计算新方法可以准确计算凝析气藏天然气和凝析油储量。     

千米桥潜山构造油气藏成藏分析

千米桥潜山构造位于黄华坳陷板桥构造带。1998年钻于该构造的板深7井在奥陶系试油,获凝析油143．36t／d、气275309m3／d,这一成果标志着大港油田古潜山的勘探获得了重大突破。印支期—早燕山期的挤压逆冲使石炭-二叠系遭受剥蚀,奥陶系长期风化淋滤大量形成晶间溶孔,挤压逆冲还使奥陶系形成大量裂缝。晶间溶孔与裂缝的有机配合形成了有利的储集条件,这是形成千米桥潜山奥陶系油气藏的重要因素。千米桥潜山的油气主要来源于板桥凹陷沙三3段烃源岩。沙三3段烃源岩具有良好的成烃条件,并在沙一段沉积末期开始向千米桥潜山排烃。千米桥潜山圈闭形成时间早（印支期—燕山末期）,上覆中生界、沙三段泥岩盖层厚度可达1300m,第三纪的构造断裂活动对潜山构造影响很小,有利于潜山油气藏的保存。图5（姜平摘）     

孤岛油田聚合物驱配套技水研究

1.概况 目前孤岛油田有注聚区8个,地质储量9773×104t,占孤岛油田地质储量的25.3％,占孤岛油田的47.6％,数模表明,8个聚合物驱项目平均提高采收率7.4％,增加可采储量720×104t,目前已经提高采收率3.2%,增油309×104t。“九五”期间孤岛油田增加可采储量981×104t,其中聚合物驱增加可采储量468×104t,占47.7％,成为“九五”期间主要的提高采收率技术。孤岛油田提高采收率的方式逐渐由“八五”期间的老区调整及稠油过渡到“九五”期间的聚合物驱。     

胜利油区化学驱潜力评价

通过资源初筛选、分类评价、划分区块群和选取典型单元 ,运用数值模拟方法对胜利油区化学驱潜力给予预测 ,并进行了经济评价。研究结果表明 :适合聚合物驱的单元 1 2 5个 ,地质储量 92 90 3× 1 0 4t,可增加可采储量 7887× 1 0 4t,其中近期内可实施的单元 2 4个 ,地质储量为 392 56× 1 0 4t,可增加可采储量 390 2× 1 0 4t;适合三元复合驱的单元 1 8个 ,地质储量 1 4 746× 1 0 4t,可增加可采储量 2 71 0× 1 0 4t。在目前的技术经济条件下 ,聚合物驱和三元复合驱能增加的可采储量分别为 331 9× 1 0 4t和 2 71 0× 1 0 4t     

我国石油工业“十五”发展目标

我国石油工业“十五”发展目标为 :1 油气探明储量。探明石油地质储量 38× 1 0 8t以上 ,可采储量8 5× 1 0 8t以上 ;探明天然气地质储量 1 2～ 1 4× 1 0 1 2 m3可采储量 70 0 0～ 80 0 0× 1 0 8m3;探明煤层气可开发地质储量约 1 0 0 0× 1 0 8m3。 2 油气产量。 2 0 0 5年 ,原油产量达到 1 7× 1 0 8t以上 ;天然气 (含煤层气 )产量达到 5 0 0× 1 0 8m3以上。海外份额油达到 1 5 0 0～ 2 5 0 0× 1 0 4 t。 3 重点储运设施建设。建设油气管道总长约 1 45× 1 0 4 km ;国家原油储备库 80 0× 1 0 4 m3、地下储气库 1 1 4× 1 0 8m3…     

塔里木油田超额完成2002年储量任务

不久前在国土资源部组织的油气储量审查会上,通过了塔里木油田上报的２００２年探明储量、控制储量及预测储量。２００２年,塔里木油田探明石油地质储量为２１６４×１０４t,天然气地质储量８３１．４８×１０８m３,凝析油６５４．２×１０４t,溶解气３７．３３×１０８m３;控制石油地质储量为２４９７．１×１０４t,控制天然气地质储量５９４．１１×１０８m３,控制凝析油地质储量４１１．９×１０４t;预测石油地质储量６２８×１０４t,预测天然气地质储量５２２．２２×１０８m３,预测凝析油地质储量２７４．７×１０４t．塔里…     

Investigation on Strategy of Natural Gas Development in China

1. Natural gas will be one of the major energy resources of the world in a time of considerable length. According to the evaluation report of The 12th World Oil Conference, the final recoverable reserves of the world natural gas will be 2.628×10~(14)m~3, or 2.389×10~(11)t billion tons of final recoverable oil reserves. The world natural gas industry has been developed by leaps and bounds within recent decades. The world natural gas production by 1990 amounted to 2.1397×10~(12)m~3. It has opened up broad prospects for the development of world natural gas. 2. China is the first country discovering and utilizing natural gas in the world. But the annual natural gas output of 1949 was only 1.117×10~7m~3. Since 1949, the China natural gas industry has     

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塔里木盆地截至１９９８年底共探明１０个大中型气田,发现１８个工业性含气构造,探明天然气地质储量２８２６×１０８ｍ３、凝析油储量６８６５×１０４ｔ。天然气富集在６个构造带上,有白垩系—第三系和石炭系两套主力砂岩产层,可划分出１０种气藏类型。气藏的分布受海、陆相两类含气系统的控制,并与大断裂带密切相关。天然气富集在４套区域盖层之下,具有晚期（晚第三纪）成藏的特点。陆相天然气藏分布在类前陆盆地逆冲构造带和前缘隆起张性构造带上;海相天然气藏分布在克拉通古隆起及其斜坡的断裂构造带,特别是断垒、断块潜山及其披覆背斜上。预计到２０００年,塔里木盆地的天然气探明储量将超过５０００×１０８ｍ３,到２０１０年可达１×１０１２ｍ３,从而成为我国天然气资源的战略接替基地     

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在气田的开发历程中 ,试采处于基础阶段 ,搞好气田的试采工作就是打好基础。大天池气田有探明储量 12 0 0× 10 8m3 以上 ,可采储量 90 0× 10 8m3 以上 ,有气井 5 2口 ,井口产能 75 0× 10 4 m3 /d以上。大天池整装气田已投产三个 :五百梯、龙门、沙坪场 ,总结大天池气田从 1992～ 2 0 0 1年共 8年多的试采情况 ,主要有认真编制并严格执行试采方案 ;选择有利气井作为激动井 ;分阶段进行试采 ;搞好全气藏关井及稳定试井 ;产出流体性质及井口压力加密监测 ;运用先进测试技术及仪器参与试采 ;见干扰 1口井投产 1口井 ;新井投产时进行稳定试井 ;试采成果作为部署开发井依据等试采技术。同时对这些试采技术的综合效果进行分析总结 ,并建议在今后的新气田试采中 ,应用这几项技术 ,有利于缩短试采期 ,降低气田开发成本 ,为企业创造了最佳的经济效益。     

哈萨克斯坦Marsel探区叠复连续气田形成、分布与探测及资源储量评价

Marsel探区位于哈萨克斯坦境内的楚-萨雷苏盆地,面积1.85×10⁴km²,主要发育泥盆系、石炭系、二叠系地层。前苏联时期经35年勘探发现天然气储量137×10⁸m³;加拿大Condor公司开展5年勘探发现天然气储量60×10⁸m³;中科华康石油公司获得探矿权后,委托中国石油大学(北京)和中国地质大学(北京)相关力量进行了为期近3年的研究。应用叠复连续油气藏成因模式,结合对已有资料的重新处理与解释,研究了地层展布特征、构造演化特征、生储盖组合特征和油气运聚特征,预测出探区内存在一个广泛连续分布、面积超过2 500 km²的含气区。通过77口探井的钻探结果分析、相关测井资料中含气层重新解释、地震资料中各目的层含气性特殊处理和追踪、与国内外叠覆连续气藏产状特征比较,检测到Marsel探区内南哈气田的存在并厘定了含气边界、含气范围和含气层有效厚度分布。基于国际PRMS系统评价出南哈气田可采天然气资源储量最佳估值达18 049×10⁸m³,国际评价公司(GCA)审定当前条件下已达到天然气3C级别可采资源储量为5 159×10⁸m³。南哈气田位于中亚腹地的哈萨克斯坦境内,距中国已建成的第3条输气管线不到150 km,其发现将启迪在中亚仍至世界其他地区发现更多类似的非常规叠复连续的油气资源,为建设新丝绸之路经济带作出重要贡献。     

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。     

全球凝析油资源潜力与勘探领域

凝析油是指从凝析气田的天然气中凝析出来的液态组分,其开发经济性高."十三五"(2016-2020年)规划期间,以成藏组合为单元,采用常规、非常规油气资源评价方法,自主评价了全球不同级次的常规凝析油可采资源量和富含凝析油的页岩油技术可采资源量,明确了不同类型凝析油的潜力与分布.研究表明,全球常规凝析油可采资源总量为534...     

“十四五”是中国天然气工业大发展期——对中国“十四五”天然气勘探开发的一些建议

世界10个产气大国中仅有美国、俄罗斯和伊朗年产量达2 500×108 m3或更多,预计2025年中国年产气量将达到2 500×108 m3.中国天然气工业大发展有3个依据:①天然气资源丰富而探明率低,仅为8.6％,具有更快发展的资源优势;②过去35年,天然气产量持续增长,具有更快发展的增长优势;③2006年以来,天然气...     

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。