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南海北部深水盆地發育3套烴源巖,生烴潛力大
南海北部大陸邊緣盆地發育3套烴源巖,即主裂陷期的始新統湖相烴源巖、晚裂陷期的漸新統海陸過渡相烴源巖和拗陷期的中新統海相烴源巖[6].其中始新統湖相烴源巖已被證實為陸架區盆地最主要的油源巖,例如北部灣盆地流沙港組和珠江口盆地的文昌組中深湖相烴源巖;海陸過渡相煤系烴源巖是陸架區盆地主要的氣源巖,以珠江口盆地的恩平組和瓊東南盆地的崖城組煤系地層為代表;中新統的海相烴源巖僅發育在鶯歌海盆地[6],是該盆地的主要烴源巖.南海北部陸坡深水區盆地具有和陸架盆地相似的演化過程,也發育了這3套烴源巖,即始新統湖相烴源巖、漸新統海陸過渡相煤系烴源巖和中新統海相烴源巖.然而,隨著南海北部大陸邊緣陸架-陸坡區巖石圈和地殼厚度的減薄,大地熱流值和地溫梯度相應逐漸增大[1,7,8],陸坡區深水盆地的這3套烴源巖的生烴機理和生烴作用將會有所差異,需展開針對性研究.近年來,對深水油氣來源的分析表明海陸過渡相烴源巖是深水盆地的主力烴源巖,并首次發現了海相烴源巖的貢獻.
1海陸過渡相烴源巖是深水區盆地的主力烴源巖
南海北部深水區海陸過渡相烴源巖已被深水鉆探直接揭示,是南海北部深水區的主力烴源巖,包括珠江口盆地恩平組和瓊東南盆地崖城組的煤系地層,為湖盆收縮期伴隨著間歇性海侵形成的一套由煤層、碳質泥巖和暗色泥巖組成烴源巖,分布廣泛而穩定.地球化學分析結果表明,南海北部深水區海陸過渡相煤系烴源巖中有機質主要來源于陸生高等植物,具有較高的有機質豐度(表1),其干酪根組分以煤質、木質、殼質和孢質為主,既具有較大的生氣能力,同時在早期生烴階段也具有較強的生成液態烴的能力.珠江口盆地白云凹陷深水區已發現的天然氣屬于煤型氣,天然氣中苯和甲苯含量高,與恩平組烴源巖具有很好的對比性(圖3),表明天然氣主要來源于恩平組海陸過渡相源巖.此外,白云凹陷發現的原油中普遍含有豐富的雙杜松烷(W,T),雙杜松烷是一類非常特征的高等植物樹脂輸入的標志化合物,在東南亞原油和沉積物中廣泛存在,是被子植物的達瑪樹脂經過生物聚合形成的[9].雙杜松烷在珠江口盆地恩平組和瓊東南盆地崖城組海陸過渡相烴源巖中含量較為豐富,因此,白云凹陷恩平組海陸過渡相烴源巖對該區已發現原油也有重要貢獻.
2首次發現了海相烴源巖的貢獻,深水勘探的領域得到了拓展
珠江口盆地白云凹陷荔灣3-1、流花34-2、流花29-1等深水油氣藏中的原油含有豐富的雙杜松烷和奧利烷.前已述及,雙杜松烷在恩平組海陸過渡相烴源巖中含量豐富,而同樣反映陸生高等植物有機質來源的奧利烷則在珠海組和珠江組海相烴源巖中具有很高的含量,珠海組海相烴源巖與原油中奧利烷的含量具有很好的對比性[10],說明白云凹陷深水區原油除恩平組海陸過渡相烴源巖的貢獻外,珠海組海相烴源巖也有重要貢獻.白云凹陷原油中還檢測出C30甾烷,進一步驗證了海相烴源巖對深水盆地生油的貢獻.南海北部深水區目前有多口鉆井揭示了漸新統和中新統海相泥巖,雖然其中含有少量的溝鞭藻化石,但其有機質主要為陸生高等植物來源的鏡質組、惰性組和殼質組,而藻類和無定形體含量很低,有機質類型主要為Ⅱ2和Ⅲ型.從有機質豐度(圖4)看,珠江口盆地珠海組海相烴源巖的有機質豐度總體高于珠江組海相烴源巖,珠江組僅在陸架淺水區的XJ33-2-1井和PY15-1-1井具有較高的有機質豐度,而陸坡深水區珠江組海相烴源巖有機質豐度普遍較低,深水區LW3-1-1井珠江組海相烴源巖的有機碳平均含量僅0.44%,主要為差-非烴源巖,而珠海組海相泥巖的有機碳平均含量可達1.08%,屬于中等烴源巖.烴源巖生烴動力學模擬實驗結果表明,LW3-1-1井珠海組海相泥巖具有較大的生烴潛力,累計產烴率達到450mg烴/gTOC,并在早期生烴階段有較多的液態烴生成.重磁震等地球物理資料綜合分析表明,在珠江口盆地-瓊東南盆地以南的深水-超深水區還發育一系列的盆地或凹陷,其凹陷規模和沉積厚度相對較小,但這套海相烴源巖在這些盆地或凹陷內廣泛分布,隨著深水-超深水區的地溫梯度不斷升高,傳統生烴門限范圍外的這些規模較小的凹陷可能因此具備生烴潛力.因此需要對珠江口-瓊東南盆地以南深水-超深水區盆地或凹陷進行重新評價.南海北部深水勘探的領域也將由深水區的大中型沉積凹陷進一步拓展至深水-超深水區規模相對較小的凹陷.
3始新統湖相烴源巖是深水區潛在的烴源巖
南海北部大陸邊緣始新世處在氣候溫暖濕潤、生物繁茂的古湖泊發育鼎盛時期,適宜的古氣候和古環境有利于浮游植物繁盛乃至勃發,在規模較大、水體較深的古湖泊中有機質得以大量保存和堆積,具有較高的生產力[11].始新統中深湖相烴源巖已經被證實為南海北部陸架淺水區盆地內最主要的油源巖.白云凹陷LWX-1-1井在3190~3240m層段獲得浮游藻類含量占絕對優勢的微體植物化石組合,所見組合中浮游藻類均為河湖相藻類,含量可高達90.7%,其中最多者是盤星藻,其次是粒面球藻和光面球藻,尚零星見有葡萄藻和刺面球藻.因此,該井段為古近紀沉積序列中含河湖相藻類的富藻沉積層,并可進一步推測該井段的沉積地層形成于湖泊環境,且為具一定礦化度的淡水湖;該井段的地層沉積時,湖水生產力較高,浮游藻類繁盛.盆地模擬結果表明,始新統這套烴源巖在陸坡區高熱背景下,其主體現今處于高成熟-過成熟階段,生排烴期較早,目前可能以裂解氣為主,是深水區一套潛在的烴源巖.
4三套烴源巖的分布特征
南海北部大陸邊緣盆地3套烴源巖的分布還具有明顯的分帶性(圖5).以珠江口盆地為例,陸架淺水區珠一拗陷的烴源巖主要為始新統文昌組湖相烴源巖,主于陸坡深水區的珠二拗陷烴源巖則主要為恩平組海陸過渡相煤系烴源巖,而珠江口盆地深水區以南的深水-超深水區,海相烴源巖將可能成為其主要烴源巖.因此,對南海北部深水盆地3套烴源巖類型及其分布的認識將對深水區的油氣勘探具有指導意義.
南海北部深水區盆地得到珠江和紅河兩大沉積體系的長期供給
世界上深水區的油氣發現多集中在大型深水海底扇的濁積沉積體系內.而南海北部深水區缺乏世界級大江大河的注入,其三角洲體系和深水濁積體系的規模相對較小,而且沉積物自華南地區物源區向南海北部的搬運過程中,先途經了陸架淺水區的拗陷帶,再進入陸坡深水區,具有遠源沉積特征,其沉積樣式和儲層特征與大西洋兩側典型被動大陸邊緣盆地和南海北部相鄰陸架淺水區均存在明顯差異.而能否在南海北部深水盆地尋找大型優質儲集體將直接關系到深水勘探的成敗.研究表明,華南陸區的珠江沉積體系和紅河沉積體系長期以來是南海北部大陸邊緣盆地的兩個主要物源供給體系[5,6,12~14].來自古珠江的沉積物源在漸新世-中新世于珠江口盆地白云凹陷陸架邊緣形成了一套陸架邊緣三角洲沉積體系,是目前深水勘探的主要層系.近年來,在瓊東南盆地深水盆地還首次發現了來自紅河沉積體系的中央水道砂體,并得到了深水鉆探的初步證實.
1珠江口盆地白云凹陷陸架邊緣三角洲沉積體系
基于近期珠江口盆地白云凹陷的大量鉆井、三維地震資料的綜合分析,發現了漸新世-中新世白云凹陷陸架邊緣三角洲及其沉積體系(圖6).漸新世該陸架邊緣三角洲以三角洲前緣沉積為主,在陸架斷階坡折控制下呈“S”型向陸坡生長;而中新世其自外陸架到上陸坡的延伸空間內,沉積特征發生改變,陸架邊緣三角洲前緣沉積體在白云凹陷內形成三角洲前緣(包括分流水道、砂壩)到陸架-陸坡峽谷水道、三角洲前緣滑塌的重力流搬運舌狀(斜坡扇)沉積,期間偶有東沙隆起的碳酸鹽巖近物源供給干擾.這種沉積演化特征受控于陸架邊緣三角洲體系發育和陸架斷階坡折帶的演化,形成陸架邊緣三角洲體系并發育深水大型優質儲集體(圖6).近期,白云凹陷深水區勘探相繼獲得了流花34-2和流花29-1兩個商業性油氣發現,進一步證實了該陸架邊緣三角洲體系形成演化和深水大型優質儲集體分布關系,揭示了該沉積體系的重要勘探潛力.
2鶯歌海盆地-瓊東南盆地紅河三角洲-海底扇沉積體系
紅河是發育在南海北部的另一條重要河流,是南海北部大陸邊緣西側鶯歌海盆地的重要物源供給[5,6].通過對南海西北部鶯歌海-瓊東南盆地地震和鉆井資料研究,在兩個盆地的結合部發現首次發現了一個主要發育于晚中新世(黃流期)的大型紅河海底扇,主要呈北西向展布[14].王英明等人[14]認為其在晚中新世黃流期(10.5~5.5Ma)規模達到最大,分布面積達上萬平方千米,最厚可達2000m,通過沉積相分析進一步指出其沉積物主要來自紅河,并與紅河三角洲以及相關的海底峽谷共同構成了紅河沉積體系;上新世以來,紅河海底扇轉化為瓊東南盆地內長達數百千米的中央峽谷.瓊東南盆地陸架坡折帶靠近陸架一側的鉆探多年來未能取得商業性的油氣發現,儲層因素是失利的主要原因之一,推測其與瓊東南盆地缺乏類似珠江口盆地來自珠江水系攜帶足夠規模的沉積物有關.2010年年底,瓊東南盆地深水區針對中央峽谷水道鉆探了陵水22-1構造,發現了近60m的氣層,儲層物性條件好.對其物源進行深入研究,將為瓊東南盆地深水區儲層研究和預測提供新的思路.當然,對南海北部深水盆地沉積體系和儲層的研究不應局限于目前的勘探層系,還應繼續探究深水盆地演化過程中,周邊一系列重大事件,如青藏高原隆升、臺灣山脈隆起、南海擴張對深水盆地的物源供給以及沉積作用的影響和控制.此外,深水盆地還具備發育碳酸鹽巖儲層的有利條件,在相鄰陸架區和南海中南部均發現了大型的碳酸鹽巖油氣藏,碳酸鹽巖儲層也是今后南海北部深水勘探的另一個重要領域.
南海北部深水盆地大中型油氣田成藏特征與勘探方向
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隨著中國加入WTO和石油石化行業戰略性的重組改制，油田企業內外部環境發生了重大乃至轉折性變化，同時，國際能源需求逐年增加，石油產品價格不斷攀升，油田企業仍然面臨著巨大的成本管理壓力。在這種背景下，傳統的成本管理方法已經不能完全滿足現階段競爭環境下企業管理的要求，戰略成本管理應運而生。
戰略價值鏈分析是一種戰略性成本分析工具成本管理，是戰略成本管理的重要內容，融戰略管理、成本管理和價值管理于一體，包括行業價值鏈分析和企業內部價值鏈分析。運用戰略價值鏈分析企業價值鏈增值的過程，是提高企業國際競爭力的重要方法[1]。
基于以上對戰略價值鏈分析理論的認識，本文將油田企業界定為油氣開采企業，運用戰略價值鏈分析油田企業價值生成的過程及每一作業環節成本的投入，通過對價值增值關鍵環節的成本管理與成本控制來取得成本優勢，以實現油田企業價值最大化的戰略目標。
二、油田企業戰略價值鏈分析
(1) 油田企業行業價值鏈分析
油田企業行業價值鏈是指從油氣地質勘探到最終產品到達消費者手中直至報廢的全過程。行業價值鏈分析的目的在于識別企業在所處的行業價值鏈中的位置，以確定企業在行業競爭中的優劣勢。
油田企業不是孤立存在的個體，它處在一個價值系統中[2]，這個價值系統具體包括勘探、鉆井、集輸銷售以及同行業競爭對手等價值鏈作業環節；油田企業雖然處于油氣開采環節，但參與競爭要依靠其油氣生產的綜合成本，包括生產前的勘探、開發成本和生產后的煉化、銷售成本。油田企業行業價值鏈如下圖1所示：
圖1 油田企業行業價值鏈
油田企業由于其特殊的技術工程性，勘探、鉆井等價值環節由相應的工程技術服務公司完成，但是，技術上的聯系、經濟上的交易，使得這些作業環節消耗的資源成本管理，發生的成本，創造的中間價值，又都沿價值鏈轉移到最終油氣產品中。因此，油田企業核心競爭力不僅表現在某個價值環節上，更重要的是在其各個價值環節整合上產生的系統優勢論文下載。
(2) 油田企業內部價值鏈分析
油田企業內部價值鏈是指油田企業為創造產品價值而發生的一系列的作業活動，包括企業價值鏈與各業務單元價值鏈。
油田企業的油氣開采過程是一個需要多部門協作、對技術和設備要求高、成本消耗大的復雜的系統工程[3]。結合油田企業生產特點，按照油氣開采的工藝流程,將油田企業內部價值鏈各價值活動劃分為基本作業和輔助作業[4]。
基本作業包括注水、提液、油氣處理和井下作業；輔助作業包括油田物資采購、采油技術開發、相關配套運輸以及其他輔助生產等價值活動。油田企業內部價值鏈如下圖2所示：
圖2 油田企業內部價值鏈
三、戰略成本動因對油田企業戰略價值鏈影響
與傳統成本管理中的成本動因不同，戰略成本動因是指從戰略上對企業成本產生影響的驅動因素，與企業戰略價值鏈中價值活動相聯系的成本動因。戰略成本動因突破傳統成本分析的狹隘范圍，站在整體、長遠、宏觀、戰略的高度來分析企業成本的發生[5]。
本文將結合油田企業生產特點，分別分析結構性成本動因和執行性成本動因對油田企業戰略價值鏈的影響。
(1) 結構性成本動因對油田企業戰略價值鏈的影響
結構性成本動因是與企業基礎經濟結構有關的成本驅動因素，這些因素的形成通常需要較長的時間，而且一經確定往往很難變動，對企業成本的影響將是持久和深遠的，而且這些因素往往發生在生產之前，其支出屬于資本性支出，構成了以后生產產品的約束成本。
油田企業結構性成本動因一般包括石油行業發展形勢、油氣開采地理環境、油藏自然條件、國際化經營與縱向一體化、科技進步、油氣開發階段及國家財政政策。所有這些結構性成本動因都會對油田企業戰略價值鏈產生影響。譬如：油氣開采的地理環境、油藏自然條件會影響到油田開發的難易程度成本管理，加大油氣勘探、鉆井等過程中的作業量以及這些作業所消耗的資源。
(2) 執行性成本動因對油田企業戰略價值鏈的影響
執行性成本動因是與企業執行作業程序有關的成本動因，即影響企業成本結構和成本性態的驅動因素。
油田企業執行性成本動因一般包括資產管理、價值環節整合、投資方式抉擇、全面預算管理、全面質量管理、投資成本一體化、HSE管理體系以及全員參與管理。一旦結構性成本動因分析為執行性成本動因分析指明方向，成本管理的重點就應該放在執行性成本動因上。譬如：加強對油田企業固定資產管理可以降低單位油氣當量產品所負擔的折舊和其他固定費用，實現企業規模經濟。
總之，戰略成本動因與油田企業戰略價值鏈是緊密相關的。戰略價值鏈各價值活動的劃分以戰略成本動因為基礎，戰略成本動因以戰略價值鏈上各價值活動為載體。戰略價值鏈各價值活動受制于多個成本動因的影響，成本動因分析的目的就是要建立價值量與成本動因之間的數量關系，以實現對成本動因的有效控制。
四、油田企業戰略價值鏈分析模型的構建
單純的定性分析只能揭示戰略價值鏈各價值環節之間的關聯關系，但不能揭示各價值環節之間的優化空間[6]。本文擬建立油田企業行業價值鏈和企業內部價值鏈分析模型,其目的并不是為了油氣成本核算，而是要利用各價值活動的作業成本數據來分析各價值活動之間存在的內在聯系，尋找各價值活動之間的優化空間論文下載。
1)油田企業行業價值鏈分析模型的構建
依據油田企業行業價值鏈示意圖，考慮成本信息的可獲得性，針對勘探、鉆井、采油和集輸銷售四大價值作業環節，并通過下述矩陣形式表示：
注：表示生產噸油油氣產品所消耗的第i種價值作業的數量。表示所消耗的勘探作業量（噸可采儲量/噸油）；表示所消耗的鉆井作業量（米/噸油）；表示所消耗的采油作業量（噸油/噸油）；表示所消耗的集輸銷售作業量（噸油/噸油）。
根據作業成本法“產品消耗作業，作業消耗資源”基本原理，結合油田企業的成本核算，將油氣產品單位作業成本所消耗的資源具體定位在直接材料、電費、水費、人工、折舊和其他直接支出6類資源成本管理，用j=1,2,3,…，6表示，建立矩陣如下：
注: 表示第j種資源的價格，表示第1-6種資源的價格。
注：表示第i種作業單位作業成本費用。表示勘探單位作業成本費用；表示鉆井單位作業成本費用；表示采油單位作業成本費用；表示集輸銷售單位作業成本費用。
注：表示生產噸油油氣產品總成本；、、、分別表示噸油油氣產品生產消耗的勘探、鉆井、采油、集輸銷售作業成本。
2)油田企業內部價值鏈分析模型的構建
同理，依據油田企業內部價值鏈示意圖，根據成本信息的可獲取性，針對注水、提液、油氣處理、井下作業四大價值作業環節，并通過矩陣形式表示：
將采油活動單位作業成本所消耗的資源具體定位在直接材料、電費、水費、人工和其他直接支出5種資源，用j=1,2,…，5表示，建立矩陣如下：
注：表示第j種資源的價格。表示第1-5種資源的價格。
注：表示第i種作業的單位作業成本費用。表示注水單位作業成本費用；表示提液單位作業成本費用；表示油氣處理單位作業成本費用；表示井下作業單位作業成本費用。
注：表示單位油氣產品所消耗的總成本；、、、分別表示單位油氣產品生產所消耗的注水、提液、油氣處理、井下作業的作業成本。
五、油田企業戰略價值鏈分析模型的管理應用
本文以油田企業行業價值鏈管理應用為主，為了探尋其行業價值鏈各價值活動之間的優化空間，以中石化××油田企業財務報表數據資料為基礎。在進行數據處理時，根據上述對油田企業行業價值鏈的分析，將該油田企業各類消耗進行了重新分類與匯總，同時考慮了數據的可獲得性與數據統一性的要求，經整理后將其代入油田企業行業價值鏈分析模型成本管理，具體如下：
據此：
（1）
=15.03+180.85+218.63+12.35
=426.86（元/噸油）
在油田企業行業價值鏈勘探、鉆井、采油及集輸銷售四大價值作業活動中，油氣集輸銷售作業基本處于地面，與其他價值活動之間的關聯性較差；本文主要研究勘探、鉆井和采油價值作業環節之間的關系并尋找其優化空間，進而分析其對油田企業綜合成本的影響。
① 勘探與鉆井價值活動之間的優化分析
地質勘探是鉆井活動的前期準備活動，地質勘探對鉆井活動有著重要的影響，例如：鉆井的速度、質量以及進度都對勘探的準確性提出了很高的要求。通過對中石化××油田企業財務報表數據整理分析，運用曲線擬合勘探與鉆井作業成本之間的函數關系得：
（2）
代入公式（1）得：
(3)
對公式（3）求偏導得：
當時，=15.44元/噸油，=178.84元/噸油。
由此可知：當勘探作業成本費用最優解為15.44元/噸油時，鉆井作業成本費用最優解為178.84元/噸油；勘探作業成本費用最優解較原勘探作業成本費用高0.41元/噸油，但鉆井作業成本費用則低于原鉆井作業成本費用2.01元/噸油。假設采油和集輸銷售作業成本費用不變，仍為218.63元/噸油和12.35元/噸油，可使得生產噸油油氣產品的總成本下降1.6元/噸油，下降比例為0.4%。總之，價值鏈分析模型計算結果表明：勘探與鉆井價值活動之間存在著優化空間，通過控制勘探價值活動作業量或單位作業消耗資源數量可以影響鉆井價值活動作業量和作業消耗資源數量，有助于油氣生產總成本的降低。
② 鉆井與采油價值活動之間的優化分析
鉆井活動是采油活動的基礎成本管理，鉆井活動完成質量高低對采油活動有著重要的影響，譬如：井壁平滑及垂直度對采油過程中的注水、提液等存在密切關系。通過對中石化××油田企業財務報表中數據整理分析，運用曲線擬合鉆井與采油作業成本之間的函數關系得：
（4）
代入公式（1）得：
（5）
對公式（5）求偏導得：
當時，=182.93元/噸油，196.32元/噸油論文下載。
由此可知：當鉆井作業成本費用最優解為182.93元/噸油時，采油作業成本費用最優解為196.32元/噸油；鉆井作業成本費用最優解較原鉆井作業成本費用高2.08元/噸油，但采油作業成本費用則低于原采油作業成本費用22.31元/噸油。假設勘探和集輸銷售作業成本費用不變，仍為15.03元/噸油和12.35元/噸油，可使得生產噸油油氣產品總成本下降20.23元/噸油，下降比例為4.7%。總之，價值鏈分析模型計算結果表明：鉆井和采油價值活動之間存在著優化空間，通過控制鉆井價值活動作業量或單位作業消耗資源的數量可以影響采油價值活動作業量和作業消耗資源數量，有助于油氣生產總成本的降低。
同理，對于油田企業來說，注水、提液、油氣處理、井下作業是油田企業內部價值鏈上四大價值活動。在這四大價值活動中，油氣處理與其他三大價值環節存在一定的內在聯系，但由于油氣處理基本處于地面成本管理，因此本文主要尋找注水與提液、提液與井下作業之間的優化空間。因此，可以通過曲線擬合建立注水與提液、提液與井下作業成本之間的函數關系，尋找出各價值活動之間的優化空間，通過改變若干價值活動的量或單位作業消耗資源的數量，最終實現油田企業總成本的降低。
六、 結論
通過油田企業戰略價值鏈分析模型的管理應用，分析結果表明：油田企業戰略價值鏈價值活動之間確實存在著優化空間。因此，針對油田企業開展戰略價值鏈分析，不僅可以明確企業自身的優劣勢以及在產業中的位置或范圍，而且還可以結合戰略價值鏈各價值活動進行清晰的成本定位。同時，運用戰略價值鏈分析模型，尋找各價值鏈活動作業成本之間的函數關系，進行成本抉擇分析，以達到企業總成本降低和競爭力提升的目的。并從樹立基于價值鏈分析的戰略成本管理意識、實現投資成本一體化與上下游一體化經營等方面提出了油田企業戰略價值鏈分析的保障措施。當然，開展油田企業戰略價值鏈分析的管理應用要考慮數據的真實性、完整性和歷史性等因素的影響，還要結合詳細的戰略成本動因分析和戰略定位分析及相應的控制和改善措施來加以實現。
參考文獻
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篇3
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
油藏開發中，油氣藏信息為重要研究對象 [1]。提高油氣藏管理的信息化水平，已經成為當前各大石油企業的重要任務。油氣藏開發管理正朝著油藏工程信息集成化、動態統計分析化等方向發展。當前國內石油企業在油藏開發管理過程中，面臨著以下的難題[2-9]：①動態分析管理需查詢各種資料；②多井區塊開發分析所需資料急劇增加；③跟蹤分析管理困難，影響動態調整效果；④油田信息資源共享困難；⑤異構系統逐漸增多、集成難度大成本高[3]。石油勘探開發涉及多工作環節、多類軟件系統，以油藏描述為例，常見的相關軟件平臺有Discovery、petrel、GeoMap、Gxplorer等，這類軟件的基礎數據，都是單獨建制，軟件之間難以共享數據。異構系統之間難以實現信息交換，使得實現信息共享的技術難度較增大。各種系統、產品間的互操作性較差，相互間都難以配合[10]，使得油田內的不同應用系統難以實現數據的溝通。以上問題嚴重制約著油氣藏勘探開發工作的開展以及數字油藏建設目標的實現，阻礙著油田信息化的建設。本文針對數字油藏建設中的難點，油藏多維、多尺度、多源數據的集成，基于數據庫技術與.net編碼平臺，開展熱采稠油油氣藏信息集成與開發分析運用方法的研究。建立油氣藏多信息數據庫，實現油氣藏多信息的集成與動態開發分析，搭建稠油熱采開發動態分析與評價平臺，提高熱采稠油油藏管理與開發動態分析的工作效率。
1 研究思路
在此基A上集成稠油熱采多信息開發數據庫管理系統（DBMS），實現多個采油廠現行各數據庫實時連接與訪問的數據庫服務軟件，從其中導入數據到稠油所的熱采稠油多源信息數據庫服務器中，實現多采油廠數據集成。運用Oracle數據庫觸發器技術.net編碼平臺實現數據的實時動態更新。針對稠油所各部門技術人員對稠油熱采信息的研究領域的各種需求，根據Oracle編程開發技術，.net編碼平臺、Access數據庫技術，以XML和OleDb技術為數據傳輸媒介，建立雙重異構數據庫，實現技術人員對稠油熱采信息的分類統計，高效查詢與動態開發分析。設計思路及核心技術如圖1所示。
2 稠油熱采開發數據庫設計
稠油熱采開發數據庫是在國家油數據庫數據表標準之上，基于稠油油藏多信息集成與熱采開發動態分析系統的需求分析中的數據需求，同時參考各采油廠的數據庫特征，對稠油油藏多信息數據庫的屬性特征邏輯庫進行了數據庫的設計。利用Oracle數據庫技術在服務器上將概念模型轉換為關系模型，建立熱采開發動態數據管理關系。針對稠油熱采開發多信息開發數據庫，創建了各類主外鍵及約束以保證數據庫的完整性，還利用觸發器實現用戶定義的業務規則。同時，為了保障數據安全，完善數據庫管理機制，運用數據庫控制語言（DCL）管理用戶關系表，包括用戶ID、實例名以及訪問用的用戶名和密碼/口令等關鍵信息。采用三級管理模式：DBA管理員（可以對數據庫中的數據，結構進行修改），系統管理員（管理用戶信息、添加刪除用戶，設置用戶的訪問、讀取權限），用戶（只有對數據庫的讀取權限）。
3 稠油熱采開發數據庫動態集成
稠油熱采開發數據庫的數據集成方法采用了數據的遷移與轉換的方法，通過網絡對各個采油廠數據庫的訪問，將各個分離的稠油熱采“信息孤島”連成一個完整、可靠、經濟和有效的集成稠油熱采數據庫，并使之能夠彼此協調工作，發揮數據的整體效益，達到稠油熱采數據整體優化的目的。在.net平臺基礎上，面對稠油開發技術人員的信息需求，開發自定義數據庫服務軟件，利用XML具有簡單、開放、易于擴展、交互性好、語義性強等特點，建立主數據庫與各個采油廠數據庫之間的映射關系、消息捕獲機制和部分視圖機制，進行對各個采油廠數據庫的稠油熱采數據進行集成，實現數據的動態w移與轉換。該軟件通過數據操作語言（DML）針對各采油廠的開發庫特征，提供了對各采油廠開發庫綁定和查詢功能、數據的綁定列功能、數據信息統計功能。
4 雙重異構數據庫的建立
由于服務器稠油熱采開發數據庫只能給稠油開發人員提供訪問功能，因此為了實現開發人員根據部門的不同與研究方式的各異，動態集成的數據庫并不能實現對區塊、井組、劈分系數等研究信息的編輯。因此在稠油熱采動態分析軟件開發時，提供了Access用戶數據庫。用戶數據庫利用存儲區塊，井組，單井，劈分系數基本信息作為元數據，根據技術人員對井的多種分類統計研究需求調用相應的元數據，向Oracle稠油熱采開發數據庫中發送相應的指令進行查詢。用戶數據庫如圖2所示。
對于稠油熱采數據的集成與調用，采用了三層架構的模式，通過本地用戶數據庫、稠油熱采動態分析軟件DataSet數據緩存區、稠油熱采開發數據庫三者之間交互的方式。利用OleDb技術中的OleDbConnection、OleDbDataAdapter、OleDbCommand等類對Access數據庫和Oracle數據庫進行訪問，實現對access用戶數據庫中的元數據進行增刪改查，同時利用所檢索的Access數據庫中的元數據（如井號，區塊等信息），查詢Oracle數據庫中相應的生產數據。由此建立了基于局域網內的雙重異構關系數據庫，以此來保證數據的流動性，實時性，安全性，查詢分析方式的多樣性。雙重異構關系數據庫設計流程如圖3所示。
4.1 稠油熱采動態分析軟件與本地用戶數據庫之間的交互
通過結構中提供程序和表示數據的一種內存駐留表示形式的DataSet作為駐于內存的數據緩沖區，運用存儲過程在前臺應用程序中調用，訪問用戶數據庫，提供用戶所需井號的區塊，劈分系數，所屬井組等信息，并且可以根據研究區塊和部門的差異，運用OleDbDataAdapter、OleDbCommand實現部分井組，劈分系數，區塊信息元數據的自定義查詢。
4.2 稠油熱采動態分析軟件與開發數據庫之間的交互
軟件通過用戶數據庫獲取井相關元數據信息，存放在DataSet數據緩沖區，向稠油熱采開發數據庫中進行區塊、井組采油曲線、注采曲線、周期曲線等多信息開發查詢統計，實現對稠油熱采動態統計分析。同時，利用DataSet數據緩存區，通過軟件對用戶數據庫獲取的井號信息，與稠油熱采開發數據庫中的井號信息進行匹配，保證信息的完整性。
5 系統集成運行
稠油熱采數據動態集成已經運用到稠油熱采動態分析軟件中，運行實例如圖4所示。技術人員通過自定義井組，存儲到本地用戶數據庫中，然后通過DataSet緩存在軟件中的區塊，井號信息進行選擇，查詢到井組中的所有號ID，劈分系數。由于查詢特定時間內井組注采曲線需要用到油井日數據表中的產液、產油和注蒸汽井數據表中的注汽信息，因此在稠油熱采開發數據庫開發時提前建立包含產油、產油、產液、日期、井號的多表視圖信息。然后再通過對視圖的查詢并加入劈分系數計算得出改井組的注采曲線。
6 結束語
本文研究了利用數據庫技術與.NET平臺實現數據庫的動態集成。以DataSet數據緩存區為媒介，采用三層數據交互的架構模式，構建了雙重異構數據庫，使查詢更為方便和靈活，滿足了技術人員對稠油熱采數據的分類統計需求。此數據庫系統的設計，方便了稠油研究所對各個采油廠數據的動態集成和油氣開發。但是集成后的稠油熱采開發數據庫信息量非常龐大，在進行海量數據綜合查詢分析時效率有待提高，因此還需要對數據庫的優化做進一步研究。
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篇4
儲層綜合評價是在沉積相、成巖、儲集特征等綜合研究的基礎之上，對儲層進行分類并分段、分區塊地進行評價，確定不同層段、不同區塊儲層質量的相對差異，是儲層研究中一項重要的工作。目前，儲層的綜合評價仍主要采用傳統的以定性為主的評價方法，這種方法不僅效率低下，而且由于存在人為因素產生的多解性與不確定性，評價結果的可信度差。因此，開發智能化的儲層綜合評價系統勢在必行[1]。
基于GIS的儲層綜合評價系統的能夠運用GIS方便快捷的多源數據采集與輸入功能、強大的地圖編輯與空間數據管理功能、獨特的多種空間分析方法，以及直觀的圖形和屬性數據的可視化表達方法將地下油藏地質信息在GIS應用平臺上實現信息的可視化，以加快油氣勘探開發速度，提高石油行業的科研生產管理水平儲層評價，提供決策依據，提高辦公效率[2]。
本系統運用組件式開發技術，以Visual Basic6.0作為基本開發環境，以SuperMap Objects組件式GIS作為系統基本功能實現平臺，為油氣田儲層綜合評價系統的開發提供了一個具體實踐。
1 系統目標與功能模塊
1.1 系統目標
基于GIS的儲層綜合評價系統是一個面向石油行業決策層的可視化輔助決策系統。系統擴展了GIS的空間分析功能，不僅具有通用GIS軟件的基本功能，而且能融入油氣勘探領域的儲層綜合評價知識，實現儲層綜合評價中的數據輸入、處理、管理、分析、可視化表達及輔助決策的一體化，提高儲層評價效率，增加評價結果的真實性與客觀性，增強分析結果的表現力，減少人為因素產生的多解性與不確定性，為油氣勘探決策提供更可靠的依據。其中主要目標包括：
數據的轉入編輯：由于所收集的數據不一定具有統一的標準和格式，而且本系統只支持SuperMap所支持的數據，所以首先必須將各種來源的數據統一進行錄入與編輯，包括地圖配準、點數據插值、數據類型轉換等。
儲層評價模型建立：根據相關專業知識建立實用、高效的數學模型。
實現儲層評價核心功能：利用COM組件式開發技術，在VB環境下編寫儲層評價模塊論文范文。
結果數據及圖件的輸出：最終結果數據集和評價結果圖的編輯與輸出。
1.2 系統功能模塊
系統的功能模塊設計如圖1所示
圖 1 系統功能模塊設計圖
1.2.1 數據處理模塊
數據處理功能主要是指通用GIS平臺的常見功能，這些功能主要是指數據的輸入、儲存、處理編輯等功能，要利用SuperMap完成儲層綜合評價就必須先將數據轉換成SuperMap支持的格式并對其進行必要的處理，因此這些功能對于評價分析是必不可少的。數據處理模塊可分為5個子模塊，各子模塊的名稱及功能如下：
（1）、數據導入與管理：該功能實現沉積微相及井位信息屬性數據的錄入與管理，是油氣勘探決策分析的基礎和必要前提。包括工作空間、數據源、數據集的創建；空間數據的掃描數字化；屬性數據的錄入與建庫；數據庫的修改與維護；多種格式數據的轉入與轉出。
（2）、對象編輯：包括對象的查找、選擇、剪切、復制、粘貼、取消操作、重復操作，圖形的放大、縮小、漫游、全副顯示等基本操作。
（3）、數據處理：包括柵格圖象導入后的配準，分層矢量化，文本文件轉化為SDB數據文件儲層評價，以及對這些數據的分析，諸如點數據集、面數據集的一系列轉換為格網數據集。DEM數據集等的處理.影像數據壓縮；數據格式轉換；點對象的風格設置；線、面對象的結點增刪、光滑、風格設置等。該功能用于油氣勘探決策分析的數據的預處理，如將輸導層頂面等值線數據集轉為DEM數據集以作為油氣運移路徑模擬的基礎數據集，將各井點的離散孔隙度點數據集轉換為等值線數據集，在轉成DEM或格網數據集，以用于儲層綜合評價中對孔隙度的評價。
（4）、基本空間查詢與分析：包括SQL 查詢、幾何量算、緩沖區分析、矢量疊加分析、網絡分析、三維空間分析等。該功能用于從數據庫中獲取滿足一定條件的數據子集，用于油氣勘探決策特定問題的分析與研究，計算生油區面積、油氣聚集區面積、油氣從生油區到聚集區的路徑長度等。
（5）、可視化與輸出：包括點、線、面要素的二維和三維顯示；普通地圖和專題地圖的制作、地圖的布局排版、打印輸出等。此功能用于油氣勘探決策成果的二維和三維顯示與輸出。
1.2.2 儲層評價模塊
儲層綜合評價指的是對控制儲層物理性質的孔隙度、滲透率、儲層厚度、儲層砂地比、儲層埋藏深度、沉積環境等可量化的參數進行分析研究，確定每一儲層物性表征參數對儲層物性的影響，對分析結果的可視化表達，然后綜合各表征參數的評價結果，對儲層的儲集性進行綜合評價，確定有利的儲層分布區。為進一步結合預測性評價參數開展儲層綜合評價奠定基礎，進而為油氣勘探決策中目標的評價提供聚集空間方面的依據[3]。
該模塊實現的功能是對三個待評價DEM數據集進行疊置分析。每個DEM數據集在SuperMap地圖窗口中顯示為一個圖層，每個圖層由n行m列的像元陣列組成，每個像元有行列號（i，j）和格網值，像元的行列號（i，j）表征地理位置，格網值（Value（i，j））表示對應于該位置關于該層的屬性值（在此用于表示儲層相關的屬性值，如孔隙度的大小）。具體到本設計，我們考慮孔隙度、滲透率和沉積微相兩類儲層物性，其它諸如儲層厚度、儲層砂地比等暫不考慮，且儲層綜合評價子模塊只支持沉積相類型不大于3的沉積相分類數據儲層評價，因此在進行沉積相分類時必須將類型分成3類以內，通過評價最終得到由孔隙度和沉積相兩類物性確定的儲層分布區域圖。
2 系統的數據處理過程
2.1 儲層評價的技術路線
儲層綜合評價是一項環節多、工作量大、繁復的工作，必須根據各環節的關系制定正確的工作流程[4]，本系統的工作流程包括如下步驟：①原始數據的獲取；②資料分析、評價單元確定和評價指標的選取；③待評價數據的編輯與處理；④評價方法對比選擇、建立模型；⑤進行儲層評價；⑥評價結果分析。
2.2 原始數據的獲取
用于測試本系統的原始數據包括：相關油田的井位的坐標信息及油井的諸如孔隙度、滲透率、砂體厚度等各項屬性信息，及相應的沉積微相影像圖。
2.3 資料分析、評價單元確定和評價指標選取
為了便于設計評價模型而又完整的表現系統的功能，最終確定利用油層孔隙度、滲透率及沉積微相三類數據完成評價論文范文。因為孔隙度、滲透率數據范圍相對于沉積微相比較有限，我們將根據油田井位的（X，Y）坐標的最大X，最小X和的最大Y，最小Y的值確定評價范圍。
2.4 待評價數據的編輯與處理
本儲層評價系統只支持DEM類型的數據，所以在評價之前必須對數據進行必要的編輯和處理，數據處理流程如圖3所示。
圖 2 數據編輯與處理流程
3 應用實例
采用本系統對潿洲12-1油田沉積砂體進行評價。評價時，首先創建一個結果數據集（DEM類型），然后按行列分別讀取待評價DEM數據集中相同行列的格網值，再按設計好的判定條件對其進行判別和運算，再將結果賦給結果數據集的對應像元。通過循環就可以將整個評價范圍內的評價結果計算出來，并賦給結果數據集。最終得到的評價結果如圖 3所示：
圖 3 評價結果圖
從評價結果圖中我們可以看出該結果將評價單元劃分為三類，每類用不同的顏色表示，1類表示沉積相為1型和2型且孔隙度大于18.5和滲透率大于100的區域，2類表示沉積相為1型孔隙度介于16.5-18.5之間或滲透率介于50-100之間的區域和18.5和沉積相為2型且孔隙度大于17.5和滲透率大于75的區域，3類表示沉積相為1型且孔隙度小于16.5或滲透率小于50的區域和沉積相為2型且孔隙度小于17.5或滲透率小于75的區域。
通過對評價結果的分析可知，利用GIS的疊置分析的原理實現儲層評價的基本功能，不僅能準確高效的得到評價結果，達到單元分類的目的，而且使評價結果以圖像顯示儲層評價，具有較強的表現力，方便用戶進行分析識別。
4 結束語
儲層綜合評價研究是地學中油氣資源勘探開發研究的一部分，儲層是油氣聚集的場所，儲集巖的儲集性能由孔隙度、滲透率等儲層物性參數表征，此外，沉積環境也是制約儲層儲集性能的重要參數，因此，儲層的綜合評價實際上是考慮孔隙度、滲透率和沉積環境等的多因素綜合分析。利用GIS的強大的空間分析和圖形可視化功能，通過各單因素間的疊加分析，可以實現儲層評價從基礎數據輸入與管理、多因素綜合分析到評價結果的顯示等的一體化，可以提高儲層評價效率，增加評價結果的真實性與客觀性，增強分析結果的表現力，減少人為因素產生的多解性與不確定性，為油氣勘探決策提供更可靠的依據。另一方面，本系統的開發，也將深化GIS在地學中的應用的深度和廣度。
參考文獻
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篇5
主辦單位：中國石油學會
出版周期：雙月刊
出版地址：北京市
語
種：中文
開
本：大16開
國際刊號：0253-2697
國內刊號：11-2128/TE
郵發代號：2-114
發行范圍：國內外統一發行
創刊時間：1980
期刊收錄：
CA 化學文摘(美)(2009)
CBST 科學技術文獻速報(日)(2009)
Pж(AJ) 文摘雜志(俄)(2009)
EI 工程索引(美)(2009)
中國科學引文數據庫(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)
期刊榮譽：
百種重點期刊
中科雙百期刊
篇6
1 區域地質背景
準東地區位于帳北斷褶帶以東，北起克拉美麗山，南到博格達山，東西長150 km，南北寬120 km，面積約為2.5×104 km2，地理上橫跨昌吉回族自治州的吉木薩爾市、奇臺市以及木壘市（圖1）。
構造上，準東地區隸屬準噶爾盆地東部隆起帶，自西向東基底深度趨勢面呈逐漸抬高之勢，現今該區存在眾多凸起與凹陷等次一級構造單元，具有凹凸相間的“棋盤式”構造格局。在準噶爾盆地區域構造演化背景下，準東自晚石炭世以來經歷了博格達裂谷、克拉美麗洋盆的關閉、博格達山與克拉美麗山褶皺回返等事件，此后準東在兩山控制下逐漸進入自身演化階段。結合區域地質資料，對準東的構造演化進行分析，認為準東經歷了以下幾個關鍵演化階段：晚石炭世博格達裂谷及克拉美麗洋關閉階段、早二疊世-晚三疊世一體化沉積階段、三疊紀末“棋盤式”構造格局形成階段，早侏羅世-晚侏羅世早期再次沉降階段、侏羅紀末“棋盤式”構造格局加強并定型階段、白堊紀抬升剝蝕階段及古近紀-第四紀統一前陸盆地演化階段。
奇臺莊山前帶位于準東地區西南博格達山前阜康斷裂逆沖推覆帶的東翼。阜康斷裂帶規模巨大，呈向北凸出的弧形展布百余公里，并且在附近的北三臺地區沖斷帶下盤已發現三臺油田和甘河油田，奇臺莊山前帶與北三臺地區同位于博格達山逆沖推覆帶，構造特征相似。
奇臺莊山前帶地層發育較全，結合鄰區鉆井以及野外露頭情況，自下而上發育石炭系、二疊系（金溝組、將軍廟組、平地泉組、梧桐溝組）、三疊系、侏羅系、古近系和新近系。阜康斷裂帶上盤二疊系、三疊系和侏羅系地層向東北方向快速抬升，部分出露地表，局部被新近系地層覆蓋；阜康斷裂帶下盤主要發育二疊系金溝組和將軍廟組地層，平地泉組發育可能比較局限，二疊系地層與上覆古近系呈削截接觸關系。
2 成藏條件分析
2.1 烴源條件
通過對前人研究獲得的油氣田資料以及野外露頭樣品的相關數據統計分析，認為奇臺莊山前帶主要發育兩套烴源巖，包括二疊系和石炭系烴源巖，其中又以二疊系平地泉組烴源巖為主。從野外地化分析指標來看，二疊系平地泉組烴源巖有機碳為1.71%～6.08%，氯仿瀝青“A”為0.0367%～0.3091%，S1+S2為 0.205～39 mg/g，有機質類型主要為I型，個別為I-II1型，Ro為0.7%～1.67%。總體表現為有機質豐度高，厚度大，類型好，成熟的優質烴源巖。
2.2 儲蓋組合
奇臺莊山前帶儲層相當發育，印支—燕山期，由于北天山山系逐步隆升，博格達山成為主要物源區。山前帶上二疊統-上三疊統為扇三角洲相、濱淺湖相沉積。三臺油田和露頭顯示二疊系平地泉組云質砂巖和白云巖較發育，云質巖為準東地區二疊系平地泉組致密油的主要儲層，同時，在東泉東剖面梧桐溝組見中粗粒砂巖。
因此，奇臺莊山前帶二疊系主要發育兩套儲蓋組合：（1）平地泉組云質巖、砂巖及其上覆平地泉組泥巖的儲蓋組合。（2）梧桐溝組砂巖、細砂巖與上覆泥巖儲蓋組合。
2.3 油氣成藏模式
本區二疊系主要發育平地泉組烴源巖，該烴源巖三疊系早期進入生烴門限，三疊系為低熟油主生排烴期，侏羅紀為成熟-高熟油生排烴期。由于受到侏羅紀末期燕山運動及喜山運動的影響，博格達山向北逆沖推覆，區內大斷裂主要出現在燕山中晚期，成為溝通了烴源巖與儲層的通道；喜馬拉雅期，斷裂進一步活化溝通作用加強。與之對應的主要發育兩種成藏組合（圖2）。
（1）二疊系平地泉組生-二疊系梧桐溝組儲的成藏組合。該類成藏組合主要以二疊系梧桐溝組砂巖、粉砂巖為主要儲集層，下覆的平地泉組成熟烴源巖生成的油氣，以短距離、近源的運移方式為主，在梧桐溝組的構造圈閉或巖性圈閉中聚集成藏。
（2）二疊系平地泉組生-二疊系平地泉組儲的成藏組合。該類成藏組合主要以二疊系平地泉組內部的白云巖、砂巖等為儲集層，主要為自生自儲的巖性圈閉為主要的圈閉類型。
3 勘探潛力
該區構造背景有利，烴源巖及儲層發育，油氣藏類型多樣，既有構造、巖性油氣藏，也可以尋找非常規致密油。奇臺莊山前帶二疊系平地泉組烴源巖以平地泉組為源，阜康斷裂帶上盤以尋找保存條件相對較好的次生調整油氣藏為主，下盤有可能存在隱伏構造，對油氣保存有利，以尋找原生油氣藏為主。由于該區具有得天獨厚的烴源巖條件，有利的沉積構造背景導致該區圈閉可能較發育，周邊油氣勘探已見規模產能，可作為今后的重點區帶進行勘探。
4 結論
（1）奇臺莊山前帶二疊系主要發育平地泉組烴源巖，具有良好的生烴潛力。（2）該區主要發育平地泉組生-梧桐溝組儲、平地泉組生-平地泉組儲兩種成藏組合。（3）奇臺莊山前帶具有較好的基本石油地質條件，油氣資源較為豐富，二疊系地層具有良好的勘探前景，是下一步勘探需要重點關注的區域。
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篇7
下面選取海外收入及占總收入的比例、海外資產及占總資產的比例、海外資本性支出占總資本性支出的比例幾項指標，對跨國石油公司和我國石油公司進行了對比，分別如圖1、圖2和圖3所示。
從海外銷售收入占總收入的比例來看，幾大跨國石油公司中，BP的國際化程度最高。2005-2007年，BP公司三年平均海外收入占總收入的比例為80%左右，即BP的海外收入是英國國內收入的4倍左右。埃克森美孚、殼牌等另外幾家跨國石油海外收入占總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總收入比例僅為3%-4%。可以看出，在海外收入獲取能力方面，中石油與跨國石油公司還存在較大差距。
在海外資產與總資產的比例方面，BP、埃克森美孚、雪佛龍等跨國公司近三年來都在60%以上，其中以BP最高，為80%左右。相比之下，中石油2005-2007年海外資產占總資產的比例為7%-8%，與跨國石油公司也存在著較大差距。
從圖3海外資本性支出占總資本性支出的比例中可以看出中國石油公司與跨國石油公司之間更為明顯的差距。2005-2007年，BP、埃克森美孚、殼牌公司和道達爾等公司海外資本性支出占總資本性支出的比例基本在80%以上，仍以BP公司為最高，三年平均比例為92%。相比之下，中石油2005、2006年的海外資本性支出占總資本性支出的比例均為4%。
由上面的分析可以看出，幾大跨國石油公司的經營是全球性的和國際性的，它們幾乎在世界各個地區和國家擁有資產和資本。當局部地區或國家的經濟發展受阻時，跨國石油公司的受影響程度要比單純在該國家或地區經營的公司要小。相比而言，我國石油企業在這方面還存在著較大差距。大型跨國石油公司經過許多年在海外的摸索和發展逐漸走向成熟，而中國石油公司仍然處于國際化的成長階段，有很大的上升空間。國際大石油公司的發展為我國石油公司的發展提供了借鑒。下面將進一步研究國際大石油公司的跨國發展戰略。
二、 國際石油公司跨國發展戰略研究
近年來，國際大型石油公司的跨國發展戰略可以歸納為以下幾個方面：
（一）上游領域實行重點地區集中投資 隨著近幾年來勘探地區的轉移趨勢，加之服務和原材料價格的猛漲，勘探所需費用日益增大，而傳統石油上游部門是資本集約型，因此相應存在較高風險。從目前的發展趨勢，跨國石油公司開始集中向有利于其核心利潤的地區集中投資。當前，大型石油公司的勘探和開發核算價格在每桶20美元左右波動，因此開只要開發油價高于每桶20美元便有利潤[2]，跨國石油公司的投資也主要集中于以下這些重點地區。
集中向阿爾及利亞、尼日利亞、安哥拉、利比亞等非洲國家加大投資力度，以獲得更高的資金回收率，但這些國家在政治上存在的不穩定因素，例如罷工、生產糾紛等，使得投資存在較高風險。美孚公司最近五年來在非洲的投資增長率達到28%（目前在非洲的油氣產量換算成石油計60萬桶/日，2010年將提高到100萬桶/日），排在其后的是殼牌和法國道達爾公司，BP公司則在安哥拉深海領域投入研究發現了新的油田。
在非洲以外的區域，另一個跨國石油公司重點投資的方向是中東地區。殼牌公司和美孚公司啟動了在卡塔爾的天然氣項目，預計在近2到3年內將有急速增長。BP公司通過建立的TNK-BP公司加快了在阿塞拜疆的ACG油田開發。雪佛龍和殼牌公司將里海做為未來投資的重點。雪佛龍開始了在哈薩克斯坦的投資活動，殼牌啟動了薩哈林-2項目，未來將在這些區域大幅度增加油氣儲產量。雖然歐洲的現有油田已相對成熟，但大型跨國石油公司仍然繼續將其作為投資重點之一，例如埃克森美孚、殼牌和道達爾公司，其中以道達爾公司的投資最為顯著，其20%的儲量集中在歐洲，并已天然氣投資為其繼續增加產品。
大部分跨國石油公司開始降低在北美地區的投資，相應的油氣產量和儲量都在下降，可見跨國石油公司對北美地區的依賴程度降低。但是，除道達爾公司的各大跨國石油公司對北美右氣的儲量、投資和產量仍然占相當大的比例，埃克森美孚的油氣儲量北美占31%、殼牌為16%、BP為31%、雪佛龍為21%（道達爾l%），北美仍是這些公司上游運營的主要地區。但從中長期看，跨國石油公司不得不重新審視具備豐富儲兩的中東和俄羅斯等地區。
表2為2007年以后跨國石油公司新增油氣儲量的主要來源地區。可以看出，前面所述的西非、中東、俄羅斯和墨西哥灣等地區是各大跨國石油今后重點關注的地區。
（二）重視研究開發，確保技術優勢 先進的技術水平一直是各跨國石油公司常年保持優秀競爭力的方法之一。當前各項技術競爭中，上游熱點之一無疑是西非深海的運作船，這種技術大部分都掌握在跨國石油公司手中。在油氣資源日益短缺的顯示情況下，需要更高精度的鉆井技術，在這方面跨國石油公司憑借長期在該項技術上的研究一直處于世界領先地位，如安哥拉深海油田的52處油儲，BP、雪佛龍、埃克森美孚、道達爾占據51處。另一方面，跨國石油公司注重開發新型石油開發技術，例如美孚石油公司在積極研究降低油砂等非普通型石油的生產成本的方法。在委內瑞拉道達爾公司著手開展超重質油開發項目，可見跨國石油公司已開始重視非普通型石油的開發。國際大石油公司不僅掌握了一整套的上游勘探技術，在煉油環節也擁有世界領先的技術。面對日趨嚴格的環保要求，它們逐漸轉向清潔產品和環境友好工藝技術的研究開發。
（三）資產重組，剝離非核心資產 伴隨經濟全球化的發展，為了使企業能在全球工業發展和新開放市場的成長機遇中獲利，合理化重組已有資產，并擴展到全世界新的低成本資產是十分重要的。跨國石油公司中市場地位不夠堅挺的資產會被出售掉。如從1980年代末開始，BP出售了一系列非核心業務資產，包括雞肉生產和銷售、計算機制造、煤炭和礦石生產以及一家旅行社。此外，BP除了在1998年到2000年進行了快速大規模并購交易之外，還迅速剝離了大量的資產。它的目標是建設具有“最低成本、最高效率和成長能力”的全球業務資產組合。
近年來，各跨國石油公司更加合理的利用北美和北海的成熟化油田，在資產合理化組合的同時，獲取豐厚的現金流。2004年，雪佛龍轉讓了30億美元的上游資產。2005年，埃克森美孚處理了國內部分成熟資產，獲取14億美元現金。同時，跨國石油公司也剝離了一些效益低下的煉廠。如2005年，BP以90億美元現金出售了旗下主要經營石蠟生產、石化衍生品和煉油等業務的Innovene公司。并利用技術優勢，加大對高附加值產品如油和清潔燃料的投入。從負債/自有資本的比值來看，只有BP公司持續保持在30%左右，其他大部分跨國石油公司在這三年里基本上呈現下降趨向，這表明大部分公司的財務素質得到了改善。雄厚的資金實力對跨國公司今后即將開展的一些項目做好了充分的準備。
（四）上游增長向天然氣轉移，注重非常規能源發展 對于外國投資本國油氣產業的態度，產油國在天然氣和石油兩個領域差別很大，具體表現為大部分產油國對跨國石油公司投資本國天然氣的生產、開發、勘探和銷售持歡迎態度。這種“態度”上的區別使得跨國石油公司更加傾向于天然氣的開發，從數據也可以看出在各大公司油氣儲量的增長中天然氣所做貢獻日益增長。在2001年，5大跨國公司基本保持在40%左右，然而到了2004年殼牌和美孚石油的增長超過100%，達到120%左右，相對增長份額較低的BP公司是由于其與俄羅斯石油巨頭建立了TNK-BP石油公司，大幅增加了石油儲量。即便如此，截至2005年底，BP公司的天然氣產量占油氣產量的比重從1999年的33.7%提高到41.1%，天然氣銷量年均增長超過20%。
這種戰略轉移的原因一方面是由于在可預見的未來世界各國對天然氣需求的大幅增長，另一方面則是產油國對于這種投資的態度，相對而言設定的門檻較低。具體分析其原因，天然氣與原油相比要達到商業化更加困難，對于原油，一旦生產出來便可用游輪輸送到世界各地，立刻可以銷售轉化為現金。但是對于天然氣而言，在開發和勘探階段便需要大量的技術成本和管理成本，只有LNG的形式才適合出口，因此還需要建設大規模的液化裝置，這些原因導致了產油國若想依靠自身的力量很難實現產業化。另一方面，由于在開發天然氣前期的巨額投資，需要準確掌握消費的動向，獲得消費群體的買入承諾，在這方面跨國石油公司擁有得天獨厚的優勢，依靠其建立在世界各地廣泛的銷售網絡，可以立刻將LNG運往所需地方，這些資源與經驗也是產油國所需要的。以上這些原因，必然導致在未來各跨國石油公司將大幅增加天然氣領域的投入以增加儲量。
（五）構建戰略聯盟 在資金短缺、技術儲備不足、環境和政治風險不斷加劇的情況下，國際大石油公司越來越認識到僅憑自身力量難以實現其經營目標，因此近年來各種形式的企業戰略聯盟應運而生。這些聯盟包括油公司與油服公司、供應商之間的聯盟、石油公司與石油公司的聯盟以及油公司與非油源部門的聯盟。許多聯盟的成功經驗表明，聯盟不僅能使石油企業擺脫目前的困境，而且是企業邁向成功的一條捷徑。戰略聯盟的形式己突破了國家、地區和行業限制，日益成為企業發展的重要途徑。
三、我國石油公司國際化戰略
為了追趕跨國石油公司的步伐，實現我國石油公司的長遠發展目標，我國石油公司已將“國際化”作為公司的長期發展戰略之一。根據相關調查顯示，中石油的愿景是在2020年左右將自身建設成為“綜合性國際能源公司”，中石化的戰略也曾提出成為“具有較強競爭力的國際石油化工公司”。在迅猛發展的經濟全球化浪潮面前，中石油集團積極調整自己的海外發展戰略，通過爭取海外重量級的油氣項目以增加自身的國際影響，同時力爭未幾年內收購具有潛力的海外資產，從而逐步建立具有一定規模的海外油氣生產基地，為自身的海外擴展戰略打下基礎，通過資本的投資使其跨國經營業務的規模得到高速發展，具體表現在幾下幾個方面：
首先，加強國際資本市場運作，向上下游海外業務一體話的目標發展，可采取的方式有：與海外本土的石油天然氣公司組建合資公司、與大型國際石油公司制定聯合發展協議、與東道國的石油公司聯合開發油氣資源，簽定一攬子協議等多種方式，通過這些途提高油田采收從而逐漸實現向跨國石油公司的轉變。
其次，加強海外油氣勘探開發、上下游一體化建設，提高國際經營管理能力。中國石油集團利用先進的勘探開發理論與技術優勢，加強海外的油氣勘探活動。在蘇丹，油氣勘探、生產和煉油加工業務繼續保持穩定發展，在公司擁有的區塊內，油氣勘探新增石油地質儲量4.58億桶，可采儲量1.27億桶。在阿爾及利亞，2007年2月26日，部署在阿爾及利亞438B區塊的首口勘探評價井HEB-A-1井獲得高產油氣流，經測試日產輕質原油700立方米、天然氣22萬立方米。HEB-A-1井于2006年2月15日開鉆，井深4200米，鉆遇了主要目的層三疊系T1組地層，獲得的高產油氣流主要來自三疊系T1油藏下的新油藏。
再次，集團公司與股份公司共同出擊海外市場，提高國際油氣市場占有率。為了避免海外收購時的碰撞，2003年集團公司明確在非洲的蘇丹、南美的委內瑞拉、中東的伊朗地區發展海外油氣項目，股份公司則尋求政治風險相對低的中亞地區。這一舉措大大提高了中國石油集團在國際市場的份額。2007年10月2日，集團公司與委內瑞拉能礦部簽署了合作開發年產2000萬噸重油的協議，參稀后混合油為3000萬噸。11月6日，與委內瑞拉國家石油公司簽署了深化奧里諾科重油帶上下游一體化合作項目的備忘錄；委內瑞拉總統查韋斯簽署了總統轉移令，將集團公司在蘇瑪諾油田從事勘探開發活動的權利轉移到集團公司與委內瑞拉國家石油公司合資的蘇瑪諾石油公司，集團公司享有合資公司40%的股份，成功解決了Sinovensa重油合作項目的轉產、轉制等問題。
最后，建立穩定的組織機構，強化海外勘探開發業務的管理，全面強化企業管理，不斷提高科學管理水平，面對市場競爭的嚴峻挑戰，必須以深化改革的精神抓管理。中國石油集團的海外油氣勘探開發業務明確由中國石油天然氣開發公司統一經營管理；股份公司為加強海外油氣業務的開拓，2001年成立了海外油氣勘探公司，2003年成立了國際貿易部，專門管理海外油氣業務。
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篇8
主辦單位：中海石油研究中心
出版周期：雙月刊
出版地址：
語
種：中文
開
本：大16開
國際刊號：1001-7682
國內刊號：11-3923/TE
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創刊時間：1989
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篇9
主辦單位：西安石油學院學報
出版周期：雙月刊
出版地址：陜西省西安市
語
種：中文
開
本：大16開
國際刊號：1673-064X
國內刊號：61-1435/TE
郵發代號：
發行范圍：國內外統一發行
創刊時間：1959
期刊收錄：
CA 化學文摘(美)(2009)
Pж(AJ) 文摘雜志(俄)(2009)
核心期刊：
中文核心期刊(2008)
期刊榮譽：
Caj-cd規范獲獎期刊
篇10
滄東凹陷是是渤海灣盆地重要的富油氣凹陷之一，是油氣勘探開發的重要戰場。大港探區發育滄東凹陷孔二段、歧口凹陷沙三-沙一段多套優質烴源巖，致密碎屑巖和湖相碳酸鹽巖儲層廣泛分布，二者相互疊置，具備形成致密油的良好地質條件。“十一五”期間隨著地質認識的不斷深化、工程工藝技術的快速發展，在常規油氣資源勘探取得重要突破和規模增儲的同時，非常規油氣資源勘探也取得了重要進展，滄東凹陷孔二段的致密砂巖、白云巖及過渡巖性形成的致密油藏，勘探程度相對較低，勘探潛力大，具有良好的勘探前景。
1 滄東凹陷孔二段致密油成藏條件
滄東凹陷現今構造由孔店構造帶、舍女寺斷鼻兩個正向構造帶和南皮、孔西、孔東三個斜坡構造構成。古近系沉積了渤海灣盆地厚度最大的孔店組碎屑巖系，其中孔二段屬內陸封閉深水―半深水湖盆沉積，優質烴源巖發育，是該區主力供烴層系。湖盆發育的多旋回性形成多套生儲蓋組合，形成縱向上多層系含油，平面上不同構造部位、不同油氣藏類型相互疊加連片的復式油氣聚集特點，滄東凹陷生儲蓋配置關系好，油氣成藏條件優越，具備形成致密油氣的良好條件。
1.1 湖盆特征
滄東凹陷總體上是夾持在滄縣隆起和徐楊橋-黑龍村潛山構造帶及孔店凸起之間的地塹區，平面上向西南收斂，向北撒開呈喇叭狀。主要基底斷裂包括滄東斷層、徐西斷層。滄東古近紀經歷了早期統一坳陷到晚期三個次級斷陷的差異演化，兩期湖盆結構特征各異。從構造發育和沉積充填兩個方面可將滄東凹陷的發育劃分為兩大階段：早期為碟狀坳陷，相當于孔二段和孔一下沉積時期，主體厚度最大，向兩側減薄。孔一上沉積時期，滄東段孔店構造帶形成，分割滄東、常莊兩個單斷箕狀凹陷，而南皮段繼承性發育。因此，現今斜坡具有兩種不同的性質，晚期滄東、常莊次凹的陡坡、緩坡，南皮凹陷的緩坡，早期構造斜坡：包括孔東、孔西構造斜坡及南皮繼承性斜坡。
1.2 烴源巖特征
滄東凹陷是古近紀兩期疊合湖盆，沉積了渤海灣盆地厚度最大的孔店組碎屑巖系，孔店組地層厚1400-2500 m，其中孔二段發育受內陸封閉深水―半深水湖盆控制的優質烴源巖沉積，油頁巖厚度大，分布廣，成為該區主力烴源巖層系。孔二段沉積時期屬于亞熱帶潮濕氣候，淡水-半咸水封閉型坳陷湖盆，水生生物繁茂，強還原環境，有機質古生產力較高，主要發育黑、深灰色富含有機質泥巖、灰褐色油頁巖和泥灰巖。
1.2.1 有機質類型及豐度
大量烴源巖樣品的元素、熱解及干酪根鏡鑒等資料的綜合分析表明孔二段烴源巖有機質總體以Ⅰ型為主，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%。烴源巖有機地化分析數據研究表明，孔二段暗色泥巖有機質豐度很高，其TOC平均為3.07%，最高9.23%；S1+S2平均為19.46 mg/g，最大69.91 mg/g；瀝青“A”含量平均為0.35%；HC平均含量為2106.44ppm。各項指標綜合評價，暗色泥巖已達到好-很好烴源巖的級別。
1.2.2 烴源巖展布特征
孔二段為孔店期最大湖泛期沉積，厚度400-600 m，細分為Ek21、Ek22、Ek23、Ek24四個四級層序，縱向上孔二段烴源巖豐度差異較大。其中Ek21上部TOC分布區間在0.2～0.29%，平均值0.23%；Ek21下部TOC分布區間在3.99～6.05%，平均值5.16%；Ek22TOC分布區間在3.41～8.5%，平均值5.47%；Ek23TOC分布區間在2.81～6.97%，平均值5.27%；Ek24TOC分布區間在0.14～1.33%，平均值0.43%。研究表明，孔二段主力生烴層段為Ek21下部，Ek22和Ek23。
近兩年鉆探證實烴源巖分布及豐度控制孔二段致密油的分布，因此準確厘定烴源巖的邊界可以為勘探評價提供依據。烴源巖研究成果表明：烴源巖的平面分布基本與孔二段地層厚度展布呈正相關趨勢，同時烴源巖發育區受沉積體系控制。暗色泥巖厚度在100-350 m，厚度高值區位于孔店構造帶上的湖盆中心區達到400-450 m。孔二段烴源巖生油強度大，致密油資源豐富，主生烴區生油強度一般>400萬噸/km2，通過類比法、容積法初步估算致密油資源量3.24-5.1億噸。
1.3 沉積儲層特征
1.3.1 孔二段致密油沉積特征
滄東凹陷孔二段受控于孔店凸起、東光凸起、徐黑凸起、滄縣隆起四大盆外物源體系，發育10個子物源，三角洲砂體沿湖盆邊緣環帶狀分布，古湖盆低斜坡―中心區三角洲前緣席狀砂、遠岸水下扇砂體、白云巖及過渡巖類等致密儲層與富有機質頁巖、暗色泥巖呈互層式大面積連片分布。
孔二段沉積相帶自西向東依次分布常規砂巖相帶細粒致密帶常規砂巖相帶，不同巖類呈環帶狀分布（圖1），湖盆中心的細粒致密帶發育致密砂巖類、白云巖類、過渡巖類三類儲層，其中致密砂巖類主要指處于深層三角洲前緣水下分支河道、河口壩（成巖后生―近源型）的砂體；三角洲前緣遠端遠砂壩、席狀砂砂體；重力流沉積的遠岸水下扇、孤立透鏡體砂體；白云巖類主要指處于湖盆中心準同生―源-儲互層型的白云巖；過渡巖類主要指處于斜坡與湖盆交界處的砂泥過渡巖類和云泥過渡巖類。從平面上看，滄東凹陷孔二段西南部物源注入強度大，其前緣―湖盆中心致密儲層厚度大，縱向上把三類儲層分為成巖致密型（主要指Ek24中部細砂巖）和沉積致密型（主要指Ek22頂部細砂巖和Ek21-Ek23單位過渡巖類及白云巖）。
1.3.2 孔二段致密油儲層特征
滄東凹陷孔二段致密油儲層包括致密砂巖類、白云巖類、過渡巖類三類，從鉆探井的取芯情況看三類致密儲層孔隙、裂縫均較為發育。根據南皮斜坡區取芯井資料，孔二段縱向上發育五個致密油儲層甜點段，分別是Ek22油組上部、Ek24油組的致密砂巖儲層甜點段，Ek21油組中下部、Ek22油組中下部、Ek23油組中下部的白云巖及過渡巖類儲層甜點段。
1）致密砂巖類（Ek24、Ek22成巖致密型砂巖）。Ek24油組致密砂巖類平面上主要發育于孔西斜坡南段及南皮中低斜坡，縱向上累計厚度可達48 m，其中純砂巖27.8 m，錄井油氣顯示厚度13.3 m，儲層中粒間、粒內溶孔與高角度裂縫發育，南皮低斜坡的C3井Ek24油組致密砂巖取芯物性分析顯示，孔隙度6-8.5%，滲透率0.18-0.4mD，屬于低孔特低滲儲層。
Ek22油組上部沉積致密型砂巖儲層，屬于遠岸水下扇塊狀重力流型砂巖，錄井油氣顯示厚度20.1 m，粒間溶蝕孔和微裂縫發育，熒光下可見溶孔和裂縫中充填油質瀝青，發淡藍色中-亮光，含瀝青基質發淡黃、黃綠色熒光。南皮中低斜坡的B2井取芯顯示Ek22油組上部砂巖累計厚度20.1 m，最大單層厚度5 m，孔隙度6.9-13.6/10.5%，滲透率0.01-1.99/0.33mD，屬于低孔特低滲儲層。
總體上孔二段致密砂巖儲集以微細孔喉為主，占總量的75%以上；高排驅壓力（一般>1 Mpa）；低進汞飽和度（一般Smax
2）白云巖（Ek21-Ek23白云巖）。白云巖類儲集層主要分布在湖泛貧砂期（區）的淺湖--半深湖湖灣斜坡區（坡折帶），在孔二段廣泛分布，依據孔二段取芯井資料，現階段孔二取芯段可識別出20個白云巖集中發育段，累計厚度115 m左右，占已解釋層厚的29.6%，平均層厚度5.8 m；最厚層為Ek22和Ek23交界處，為12 m；識別出12個泥質云巖發育段，累計厚度103 m左右，占已解釋層厚的26.5%，平均層厚度8.6 m。巖石薄片表明孔二段白云巖儲層中晶間孔、溶蝕孔及裂縫發育，微裂縫充填油質瀝青并向基質侵染，發藍色熒光。取芯井物性分析白云巖儲層孔隙度2.0-8.8%，平均5.6%，滲透率0.05-1.6mD，平均0.24mD，屬于中-低孔特特低滲儲層。
3）過渡巖類（Ek21-Ek22油組的含云泥質粉砂巖、云質泥巖、含砂泥巖、泥晶白云巖等過渡巖類）。過渡巖類平面上主要分布于南皮低斜坡Ek21、Ek22與孔西斜坡南段Ek22，錄井巖性為泥巖、油頁巖，井壁取芯巖性為泥巖，氣測有些異常，常規測井無法識別儲層，核磁測井有儲集空間，鏡下鑒定為含云泥質粉砂巖、云質泥巖、含砂泥巖、泥晶白云巖等過渡巖類。縱向上累計厚度110 m左右，熒光薄片顯示泥質部分發褐色熒光，亮度中暗、暗，裂縫內見藍色熒光，亮度中暗、暗。過渡巖類為南皮斜坡Ek21、Ek22主要致密儲層，厚度大（150 m），分布廣，孔西斜坡過渡巖類以中南段Ek22中下部白云巖及云質泥巖較為發育。
2 滄東凹陷孔二段致密油成藏主控因素與成藏模式研究
2.1 孔二段致密油藏成藏主控因素
滄東凹陷是古近紀兩期疊合湖盆，孔二段內陸封閉深水―半深水湖盆沉積優質烴源巖發育，油頁巖主要發育于Ek21下部、Ek22中下部和Ek23中上部，平面上分布近古湖盆中心區，有效烴源巖沿東西邊界斷裂、南北凸起低斜坡大面積分布，烴源巖總厚度50-450 m，亞熱帶潮濕氣候下，淡水-半咸水封閉湖面有機質生產力高，孔二段源巖厚度、有機碳、可溶烴類含量與生烴潛量均較大。滄東凹陷為坳斷轉換型湖盆，南北演化差異，形成南北兩大成因機制構造區，形成兩類三個斜坡。南段發育南皮繼承型斜坡，坡度緩。在北東向推覆體控制下，進一步形成東西分帶格局，西帶為簡單斜坡構造，斷裂不發育，孔二段地層和砂體厚度大，東帶發育南北向展布的低幅度背斜，受近東西向斷層控制，形成復雜斷裂斜坡，孔二段地層相對較薄，砂體在背斜翼部較為發育。凹陷北段在印支-燕山期中央向斜背景下，古近紀經歷坳陷-斷陷兩幕運動，后期受邊界斷裂強烈的對傾掀斜反轉控制，發育反轉型斜坡，斜坡陡傾。受滄縣、徐黑、孔店和東光四個盆外物源和五個次級物源控制，滄東孔二段發育規模不等的三角洲朵體沉積。其中，南段古地貌平緩，砂體延伸遠，具有凸起順向供砂、侵蝕溝槽輸砂、單一坡折、凹槽控砂、斜坡中高部位富砂的控砂機制。北段變化快，發育短軸扇體為主，具有斜坡低部位富砂，中高部位富泥，砂體上傾尖滅的特征。湖盆區大段油頁巖、泥質粉砂巖、白云巖大面積疊置連片。優質烴源巖與砂體和巖相展布相匹配，孔二段具有自生自儲、常規油致密油共存的特征，三角洲前緣主砂體帶形成常規油藏聚集，遠端細粒沉積區過渡巖類與油頁巖疊置，形成致密油，二者含油連片；同時在油頁巖發育區，孔一下沖積扇體沿低斜坡順斷槽展布，緊鄰孔二段優質烴源巖，下生上儲，斷槽區油層厚度大，物性好，構造、巖性聯合控藏，與孔二段構成統一成藏系統，利于形成大面積油藏連片規模聚集。
2.2 孔二段致密油藏成藏模式與選區原則
滄東凹陷南皮斜坡孔二段油氣成藏受砂巖、生油巖雙重控制，近物源主砂體區形成常規油藏，古湖盆低斜坡-湖盆中心油頁巖分布區形成致密油，兩者疊合連片。
根據以上成藏條件研究，針對滄東凹陷孔二段，提出了疊加改造型湖盆斜坡區巖性油氣藏及湖盆中心區致密油滿凹勘探的思路，即斜坡區三角洲前緣發育的水下分流河道及河口壩等砂體有利于近源成藏，形成常規巖性油氣藏。而湖盆中心區油頁巖、致密砂巖與過渡巖疊置發育，致密油源內連片聚集，為大面積致密油勘探有利區，通過構建常規巖性油氣藏與致密油疊加含油連片的油藏模式，有效指導了勘探部署。確定了滄東凹陷孔二段致密油勘探選區原則：
1）泥頁巖厚度大于50 m，TOC大于2%，Ro值大于1.0-0.5%。
2）烴源巖甜點區內，致密儲層厚度大于20 m，脆性礦物含量一般大于35%，天然裂縫發育。
3）構造相對完整。
4）埋深一般小于4000 m。
通過開展孔二段分油組評價，按照“立體勘探，常規油、致密油兼顧”的思路，開展整體部署與勘探，優選易于地震識別預測、埋深較淺的孔西斜坡中南段砂巖致密油（Ek22、Ek24）及南皮低斜坡東帶大面積穩定分布的過渡巖類（Ek21、Ek22）為重點，兼探白云巖，開展部署，截至目前完成部署14口，完鉆8口，正鉆探井4口，新獲工業油流井8口，落實圈閉資源量億噸級，滄東凹陷南皮斜坡區致密油勘探形成規模增儲區。
3 結論與認識
1）孔二段受四大盆外物源控制，發育規模不等的三角洲朵體。湖盆邊緣三角洲砂體發育，古湖盆中心三角洲前緣席狀砂、遠岸水下扇及白云巖等致密儲層發育，并與油頁巖互層沉積。
2）孔二段烴源巖有機質總體以Ⅰ型為主，暗色泥巖有機質豐度很高，縱向上孔二段烴源巖豐度差異較大，主力生烴層段為Ek21下部，Ek22和Ek23。
3）滄東凹陷孔二段致密油儲層包括致密砂巖類、白云巖類、過渡巖類三類，向上發育五個致密油儲層甜點段，分別是Ek22油組上部、Ek24油組的致密砂巖儲層甜點段，Ek21油組中下部、 Ek22油組中下部、Ek23油組中下部的白云巖及過渡巖類儲層甜
點段。
4）滄東凹陷南皮斜坡受有效烴源巖控制，孔二段自生自儲，三角洲前緣主砂體帶形成常規油藏聚集，遠端細粒沉積區過渡巖類與油頁巖疊置，形成致密油，二者含油連片。
5）滄東凹陷孔二段致密油勘探選區原則：泥頁巖厚度大于50 m，TOC大于2%，Ro值大于1.0-0.5%；烴源巖甜點區內，致密儲層厚度大于20 m，脆性礦物含量一般大于35%，天然裂縫發育；構造相對完整；埋深一般小于4000 m。
注：該論文的研究成果為大港油田勘探開發研究院孔南室、基礎研究室所有，本人是在他們研究成果的基礎上總結文字完成該論文，在此表示衷心感謝。
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篇11
1.油氣成藏動力學研究方法
成藏動力學研究是在綜合分析區域鉆探、地球物理、分析測試和地質地化等資料的基礎上, 采用靜態描述和動態模擬相結合的方法, 其中計算機模擬方法可以定量地、動態地刻劃各種因素相互作用的歷史過程, 從而更深刻地揭示其內在規律性, 因此是成藏動力學過程研究的一項關鍵技術。成藏動力學模擬實質上是成藏動力學過程模擬, 是一項高度復雜的系統工程, 它需要以當代最先進的地質學和石油地質學理論為基礎, 全面利用各種地質、物探資料, 采用最先進的盆地描述和盆地模擬技術方可進行[1]。，油氣成藏機理。盆地描述部分用于刻劃盆地現今的構造、沉積巖性和各種地質參數的空間展布特征, 為盆地模擬奠定基礎。盆地模擬方面包括構造、沉積、儲層、古水動力場、古地溫、生烴、排烴、圈閉演化和油氣運移聚集等各個部分。其中, 從生烴到運移的模擬構成成藏動力學過程模擬的主體, 而其他的描述和模擬則是成藏動力學過程模擬必不可少的重要基礎。成藏動力學過程模擬的最終結果體現在油氣資源量計算部分上, 包括計算出盆地的生烴量、排烴量、烴碳轉換量、油氣損失量, 最后要計算出盆地中聚集的油氣資源量[2]。，油氣成藏機理。
2.油氣成藏動力學系統的劃分及類型
田世澄(1996) 提出將受地球深部動力學控制的盆地構造2沉積旋回作為一個成藏動力學系統, 把改變地下成藏動力學條件, 影響成藏動力學過程的區域不整合和區域分布的異常孔隙流體壓力界面作為不同成藏動力學系統的界面。并據動力學特征將成藏動力學系統分為開放型、封閉型、半封閉型3 種類型, 據油源特征又區分為自源成藏動力學系統和他源成藏動力學系統。因此共可劃分出6 種油氣成藏動力學系統[3-6]。康永尚(1999) 根據系統動力的來源、去向和系統的演化方式將油氣成藏流體動力系統分為重力驅動型、壓實驅動型、封存型和滯留4 種。，油氣成藏機理。實際上重力驅動型對應開放型, 壓實驅動型對應半開放型, 封存型和滯留型則對應封閉型。，油氣成藏機理。，油氣成藏機理。因此二者是一致的。這種以油氣成藏的動力因素來劃分油氣系統的方法比經典的含油氣系統的一套源巖對應一個油氣系統的粗略劃分方法更深入, 更能體現油氣作為一種流體的運動分布規律, 從而有效指導我國陸相含油氣盆地的勘探[7]。
3.油氣成藏主要動力因素的研究
沉積盆地實際上是一個低溫熱化學反應器, 油氣的富集是由溫度、力和有效受熱時間控制的化學動力學過程, 及由壓力、地應力、浮力和流體勢控制的流體動力學過程的綜合結果, 也是盆地中各個成藏動力學系統中的油、氣、水三相滲流過程的結果。張厚福(1998) 認為: 地溫場、地壓場、地應力場等“三場”系受地球內能控制, 是地球內部能量在地殼上的不同表現表現形式。“三場”相互之間彼此影響與聯系。“三場”的作用使地殼上形成海盆、湖盆等各種水域, 才衍生出水動力場, 有了水體才能出現化學場與生物場, 后二者也相互聯系與相互制約。綜合這些場的作用, 在含油氣盆地內才出現油氣成藏動力系統與流體壓力封存箱等地質實體, 后二者之間互有聯系和影響。油氣從烴源巖生成并排出到相鄰的輸導層經運移聚集而成藏及成藏后發生的物理化學變化這一系列過程都始終貫穿“三場”的作用[8-10]。
4.含油氣系統和油氣成藏動力學的關系探討
目前對含油氣系統和油氣成藏動力系統之間的關系眾說紛紜。主要有3 種說法。(1) 含油氣系統研究是油氣成藏動力學研究的起點。(2) 油氣成藏動力學研究是含油氣系統研究的基礎。王英民(1998) 認為含油氣系統劃分是成藏動力學研究的結果。，油氣成藏機理。(3) 含油氣系統和油氣成藏動力學系統是交叉關系。筆者認為由油氣運聚的物質空間和動力因素控制的流體輸導系統的研究是油氣成藏動力學研究的核心內容, 油氣成藏動力學研究應按照從源巖到圈閉這一歷史主線, 側重于油氣成藏的動力學與運動學機制的研究。但油氣成藏動力系統對應的狀態空間是油氣藏。而含油氣系統是從油氣顯示開始, 而不考慮其是否具有工業價值。因此油氣成藏動力系統是在大的合油氣系統研究基礎上進一步按油氣運聚動力學條件而追蹤油氣分布規律。因此筆者傾向于第一種說法, 認為在含油氣系統宏觀研究思路基礎上進行油氣成藏動力學過程的系統研究, 并根據成藏動力源泉進一步劃分油氣成藏動力系統, 才能弄清我國陸相盆地的成藏機理和油氣分布規律并建立當代高等石油地質理論, 從而更好地指導21 世紀的油氣勘探[11]。
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篇12
1.1 技術創新概念及理論
傅家驥認為技術創新是企業家抓住市場的潛在盈利機會，以獲取商業利益為目標，重新組織生產條件和要素，建立起效能更強，效率更高和費用更低的生產經營系統，從而推出新的產品、新的生產工藝方法，開辟新的市場、獲得新的原材料或半成品供給來源或建立企業的新的組織，它是包括科技、組織、商業和金融等一系列活動的綜合過程。[1]
在這里認為所謂技術創新就是從新產品或新工藝設想的產生開始, 經過研究與發展、工程化、商業化生產, 直到市場應用, 取得良好經濟效益的完整過程的一系列活動。它是技術與市場的結合, 是科學技術轉化為社會生產力的具體體現, 是當今促進技術進步, 實現經濟增長的主要方式。
技術創新成功指成功的技術創新必然加速推動長期盈利增長，在一定評估期限內，具體表現為在經濟收益、市場狀態和主體素質等方面單獨或同時取得較高的期望效益。
與一般意義上的技術創新及其成功的標準不同的是，作為關乎國計民生的油氣能源產業，石油工業技術創新的目標不僅在于企業所獲得的經濟效益，還在于企業所承擔的社會效益。因此石油工業領域技術創新的投入不僅被經濟效益決定，更受到社會效益的左右，在我國尤為明顯。
1.2 石油峰值概念及爭議
全球石油供給能力一直是人們關注的焦點問題[2]。
對石油峰值問題的研究始源于1949年，以M.K.Hubbert的論文Energy from fossil fuels為標志[3]。美國著名地質學家Hubbert在上世紀50年代成功預測了美國本土48個州的石油產量將在1970年前后達到峰值，該理論認為任何一種有限的資源都會遵循一個基礎規律：生產由零開始，然后產量逐漸增長，直到一個無法超越的峰值（Hubbert peak），一旦達到峰值，產量逐漸降低，直至該資源被采盡。此外Hubbert認為地質學家對油田內石油分布的了解需要一個過程，生產者總是先生產容易得到的油，因此在油田生命周期的青年期，產量快速上升；但不久隨著油田開采程度的不斷提高，容易開采的石油逐漸變少，要開采剩余石油儲量的難度越帶越大，油田產量開始下降。
石油峰值研究協會（ASPO）創始人科林.坎貝爾關于石油峰值的定義是：由于石油是不可再生資源，任何油田、國家、地區乃至世界的石油產量在逐漸增加到最大之后都會開始遞減，這個最大值就是石油峰值[4]。
當然并不是所有專家學者都認同“石油峰值”理論，世界能源巨頭BP公司首席經濟學家彼得.戴維斯就認為不存在絕對的資源極點。沙特阿拉伯國有企業、世界最大的石油公司沙特阿美石油公司高管表示，全世界之開采了一萬億桶原油，約占地球5.7萬億桶的總開采原油儲量的18%，所以他認為石油產量即將到達峰值的理論站不住腳并且宣稱全世界至少還有100多年的充足原油儲量。此外不少反對“峰值論”的人士堅持認為世界石油資源是很豐富的，北極，深海以及各種非常規油氣資源都存在人類可以利用的大量石油資源，不必為此憂心忡忡。美國地質調查局也樂觀認為，世界石油與天然氣資源量為33450億桶，剩余石油儲量可輕松滿足2020年前的需求[5]。
二、 技術創新對石油工業的影響
2.1 技術創新對油氣勘探開發的影響
20世紀石油工業突飛猛進，在東亞、中亞，北美、中東先后發現了一批大型和特大型油氣田。這些成果基本都源于高新技術或高科技的發展，如高分辨率和四維地震技術，欠平衡鉆井和完井技術、測井成像和核磁共振測井技術等。隨著石油工業的發展，面對更加復雜的地質條件石油勘探開發技術必須有新的更大的發展。石油產出量增長是石油工業經濟增長的第一要素，在歷史上科學技術進步為石油儲量增長提供了巨大動力。20世紀60-70年代世界上曾流行石油儲量短缺，石油工業很快步入窮途的預言。然而1970年后，世界石油工業的發展完全否定了這種悲觀的論調。1971―1996年的26年間，世界石油總產量為806.4億噸，但新增儲量達到1610億噸。到1997年初，全球石油探明儲量已由1971年的729.4億噸上升到了1537.2億噸，石油儲采比由28.3提高到了43.1。1980―1999年的20年間，全球石油產量基本保持在30億噸左右，期間累計采出原油600多億噸，而世界石油剩余探明可采儲量1980年僅為880億噸，到1999年增加到了1386億噸。2000年石油和天然氣剩余探明儲量分別為1409億噸和149萬億立方米，可謂“越采越多” [6]。
世界石油工業儲產量的穩步增長，離不開科學技術的進步。近年來世界石油勘探面臨更加嚴峻的形勢，勘探向深層、深水和邊遠地區、極地地區等地下和自然地理條件困難的地區發展。勘探成熟度越來越高，已發現油氣田的勘探成熟區仍然是常規油氣勘探的主戰場。由尋找巨型油氣藏向同時尋找中、小型油氣藏的方向發展。
石油工業的未來充滿了機遇和挑戰，許多技術，比如仿生井、納米機器人、千兆級網絡模擬技術以及其他技術，雖然已經起步，但仍然有許多技術難題沒有解決，但可以肯定的是這些技術的發展必將使油氣勘探開發進入新的階段。技術創新對于油氣勘探開發至關重要。
2.2 技術創新對非常規油氣資源的影響
非常規油氣資源包括頁巖油、超重油、油砂礦、頁巖氣、煤層氣、致密砂巖氣及讓天然氣水合物等。當前非常規油氣資源是最為現實的接替能源，在世界能源結構中扮演著日益重要的角色[7]。國家在2008年對全國的非常規油氣資源進了了初步評估，結果表明，全國煤層氣可采資源量10萬億m3,頁巖氣資源量是26萬億m3；估計致密砂巖氣資源量12萬億m3；頁巖油資源量是476x108t，超重油和油砂資源量超過59.7x108t，天然氣水合物70萬億m3。中國非常規油氣資源有著巨大的潛力[8]。
這里簡要介紹下頁巖油、超重油和油砂在我國的發展情況。頁巖油資源在我國十分豐富，按已探明的油頁巖資源統計，全國油頁巖資源儲量為7199.37x108t,我國儲量位居世界第四。根據最新的油頁巖資源評價顯示我國油頁巖資源規模大、分布廣、勘查程度低、含油率中等偏好。目前我國有頁巖的開發已經邁出關鍵步伐。據悉遼寧省撫順礦業集團2005年產頁巖油約20x104t，2009年產量接近40x104t。我國油砂資源也比較豐富，其目前正處于規模化開發的前期試驗階段。此外重質油瀝青資源分布廣泛儲量豐富，已在15個大中型含油盆地和地區發現了近百個重質油油氣藏，成帶分布且規模大。我國的重質油、瀝青主要產于中、新生代的陸相地層。預計我國未發現的重質油資源約為250x108t，瀝青資源潛力更大。
作為重要的接替能源，非常規油氣資源的開發利用有著非常重要的戰略意義，中國油氣工業中心向非常規油氣資源過渡只是個時間問題[9]。但是由于我國非常規油氣資源往往存在于復雜特殊的地質條件中，部分開發技術適用性差、不成熟，開發成本高；低滲透儲層單井產量低，缺乏有效增產技術；綜合利用率低，所以政府應盡快組織和引導跨部門、跨學科的全國性系統資源評價與研究工作，加快技術創新步伐，以推進產學研結合，為非常規油氣資源的大規模開發鋪平道路。
非常規油氣資源的成功開發與利用,將可以彌補未來很長一個時期常規油氣資源的不足,為我國經濟的可持續發展提供能源保障[10]。用技術創新大力發展非常規油氣資源大有可為。
三、 技術創新――石油生產系統模型建立
技術創新對石油工業的影響應該是顯著的，在這里以系統的觀點和方法討論技術創新對于石油峰值的影響。
3.1 Hubbert SD模型[11]
圖1是一個最簡單的Hubbert曲線SD模型流程圖，模型中有兩個存量，分別是累計產量（cumulative-pro）和累計已探明儲量（accumulative-proved-reserves），還設計了四個流量，分別是實際年生產量（actual-production），由Hubbert曲線公式算出的年生產量（Hubbert-prd），已探明儲量（proved-reserves）以及每年增加的探明儲量（annual-proved-reserves-addition）。模型還包括五個輔助變量，它們包含成長系數（a），歷史年生產量（prd），最終可采儲量（ultimate-reserves），年探明儲量（actual-proved-reserves）和儲量年增加量（delta-reserves）。五個輔助變量中只有儲量年增加量（delta-reserves）是內生的，它取決于流量已探明儲量（proved-reserves），其余四個輔助變量皆是外生變量，外生變量中歷史年產量(prd)和年探明儲量(actual proved reserves)是表函數。
3.2 技術創新――石油產量關系分析
石油工業是一個資金密集，技術密集型的行業，往往技術創新的影響十分顯著。首先表現在技術創新所引發的重大基礎理論的突破，尤其在地質勘探領域的每一次理論突破都會帶來石油工業的一次進步，從歷史來看一些大油田的發現總是伴隨著地質理論的更新，如何保證理論緊隨步伐以及理論與實踐結合，需要企業對各個研究機構研究中心投入巨大的人力物力，而且不能急功近利。
理論的突破可能使最終可采儲量有所增加。國外石油公司在技術基礎理論研究方面投入大量的工作，取得了明顯實效，相比之下我們的差距太大，所以技術創新必須從基礎工作入手，從基礎理論抓起，堅持不懈[12]。20世紀20―50年代石油勘探方面，由“前期地質時期”進入到背斜理論時期。重力、地震折射波和地震反射法開始使用，使人們在平原和盆地地區都能從事油氣勘探活動。20世紀60―70年代，石油地質理論方面誕生了板塊構造理論；地震勘探技術方面出現了疊加技術和數字記錄儀；數字計算機也開始應用于石油行業。80年代以后，新的科學技術革命為石油工業的發展注入了新的活力，特別是以計算機、信息技術為特征的知識經濟為石油工業的發展帶來了新理論、新方法和新工藝，主要有：盆地模擬、油氣藏描述和數值模擬等，同時還有水平井，分支井鉆井技術、小曲率半徑水平井、連續油管鉆井、自動化鉆井等。
技術創新引起的油氣開發核心技術的發展和成果的取得往往作用于采收率，間接影響石油年生產量，或者由于新的技術是原來不易開采的儲量得以開采，由此直接影響實際年生產量，比如仿生井技術。當然技術和成果不能立刻就轉化為產量，期間可能需要逐步的實驗逐步的普及，因此需要一定的延滯才能發揮作用。
技術創新帶來的尤其勘探核心技術和成果的出現，比如地球科學物理技術的進步，以及新興的千兆級網絡模擬技術都將使探明的儲量有所增加。
技術創新還能促進非常規油氣資源的發展，如前文所述我國非常規油氣資源往往存在于復雜特殊的地質條件下，開發技術落后，開發成本高，綜合利用率差，而我國的非常規油氣資源又十分豐富。因此技術創新引領下的非常規油氣資源技術進步必然能夠為非常規油氣資源大規模開發鋪平道路，立竿見影的是非常規油氣資源年產量的快速增加。
總之，相關關鍵技術、基礎理論上的重大突破，或者設備上的創造改進都間接或直接的影響到石油產量。
現考慮技術創新的對石油工業的影響后，在Hubbert曲線系統動力學流程圖的基礎上進行改進可建立如下所示的關系圖。
圖上容易看出這里新增加了若干指標，從而將技術創新對產量的影響引入了石油產量系統。結合上文分析，簡單列舉技術創新影響石油產量的幾條因果反饋回路。
（1）技術創新資金――各類科研機構、研究中心、高校研究院科研強度――基礎理論突破――最終可采儲量――年油產量――收入――技術創新資金；
（2）技術創新資金――各類科研機構、研究中心、高校研究院科研強度――油氣開發核心技術和成果――采收率――實際年生產量――年油產量――收入――技術創新資金；
（3）技術創新資金――各類科研機構、研究中心、高校研究院科研強度――油氣勘探核心技術及成果――年探明儲量――已探明儲量；
（4）技術創新資金――各類科研機構、研究中心、高校研究院科研強度――非常規油氣資源勘探開發技術及成果――非常規油氣年產量――實際年生產量――年油產量――收入――技術創新資金。
從圖中還可以清晰看到石油產量被各種技術創新及其成果所決定，而技術創新則被社會需求，企業意愿以及國家意志等多種力量所決定。可以說，正是這多種力量的存在迫使石油工業必須進行技術創新，從而保證石油工業穩定發展。
模型的程序請參見Tao的論文[13]。對圖1的流圖輸入我國石油工業的相關參數，運行后得出下圖。
從圖中看出在這個模型（成長率a=0.057，最終可采儲量ur=140億噸）下我國石油峰值將在2020年左右達到，且峰值產量不超過2億噸。
從圖中所顯示的關系看到在技術創新的作用下，我國石油峰值絕對不是2億噸，應該遠高于此，而且在技術進步，非常規油氣等聯合影響下，峰值到來時間也絕不是圖3所顯示的2020年。且可以預見我國的石油產量應呈現下圖所示趨勢。
由圖4可以看到在技術創新作用下石油峰值并不是簡單的鐘形曲線，也不簡單只是發生――發展――興盛――衰減――消失的過程，而將是一個發生――發展――興盛――開始衰減――再發展――再興盛的波浪式反復過程，其形狀將是類似于若干個小鐘型曲線疊加在一起波浪。雖然不否認以石油為主的化石能源最終會退出歷史的舞臺，但是本文看法仍與傳統的峰值理論有顯著不同。
傳統的“石油峰值”理論是用靜態的片面的眼光來看待事物，忽略了事物的動態發展的規律，忽略了人類的主觀能動性，忽略了技術創新技術進步所帶來的生產力的飛躍，忽略了人們對事物循序漸進的認識過程。有理由相信隨著技術的創新，人類對化石能源認識和理解的不斷完善，石油峰值會盡可能晚的到來而且處于峰值的時間會很長而不是到達峰值后就迅速顯著的下降。曾經有學者認為，中國將在2015年迎來石油峰值，峰值產量為每年 1.9x108t[14]。但是國家統計局1月20日統計數據顯示，2010年，中國天然原油產量為2.03億噸，同比增6.9%[15]。這一產量遠高于所謂的“峰值產量”，而且可以預見的是產量會進一步增加。
四、 結論
誠然事物一般會經歷孕育、生長、成熟、衰老及消亡的過程，本文也不否認以石油為主的化石能源最終將退出歷史舞臺。但是從歷史角度來看，事物是不斷發展變化的，人類的主觀能動性是無限的，縱觀世界石油工業發展，技術創新多次打破了石油儲量短缺石油工業窮途末路的預言。目前石油工業所面臨的困境在于技術和理論瓶頸的限制，一旦打破又是一番新的天地。
因此本文認為在技術創新的作用下石油峰值并不會很快到來，石油產量在社會需求、企業意愿、政府意志等多方力量的作用下呈波浪式的向前發展，石油峰值的到來是需要過程的。
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篇13
一、長源距聲波介紹
儀器原理
長源距聲波儀器的結構見圖1。其組合方式為：T1發射R2接收，波形WF1，源距8ft；T1發射R1接收，波形WF2，源距10ft；T2發射R1接收，波形WF3，源距為12ft；T2發射R2接收，波形為WF4，源距為10ft，即2-8-2結構。采樣間隔2微妙，記錄長度4毫秒。
TT1、TT2、TT3、TT4分別是T1和T2 發射到大R1 和R2的聲波旅行時間，這樣的聲系還可以補償井徑變化的影響，儀器源距有8ft、10ft、12ft。
除四條旅行時間曲線和全波列圖外，還可紀律以顏色深淺反映波的幅度大小的變密度圖，還可給出橫波時差DTS等其他曲線。
圖1 儀器結構及全波列波形圖
二、火成巖介紹
火成巖（IgneousRock）由巖漿（Magma）直接凝固而成。高溫之巖漿在從液態冷卻中結品成多種礦物，礦物再緊密結合成火成巖。化學成分各異之巖漿，最後成為礦物成分各異之火成巖，種類繁多，細分之有數百種。如依其含硅量之高低做最簡明之分類，火成巖有酸性（Acidic二氧化硅的含量大于65%）、中性（Intermediate二氧化硅的含量為52%～65%）、基性（Basic二氧化硅的含量為45%～52%），及超基性（Ultrabasic二氧化硅的含量小于45%）四大類。同時火成巖之晶體，因結晶時在地下之深度不一亦有粗細之別；將此分別代表深淺之粗細做為礦物成分以外之另一分類依據，火成巖可分成如次之種類：晶體粗大之酸性火成巖為花岡巖（Granite），細小至肉眼不能辨識者為流紋巖（Rhyolite）；晶體粗大之中性火成巖為閃長巖（Diorite）細小者為安山巖（Andesite）；晶體粗大之基性火成巖為輝長（Gabbro），細小者為玄武巖（Basalt）；晶體粗大之凝灰巖（Tuff）超基性火成巖為橄欖巖（Peridotite），此種火成巖無晶體細小者。晶體特大之火成巖統稱偉晶巖（Pegmatite），但應指明其為偉晶花岡巖、偉晶閃長巖，或偉晶輝長巖。此外，不論其成分如何，巖漿在地面凝固時通常不暇結晶。此等不結晶火成巖均為火山巖，或成塊狀無結構之玻璃，酸性及中性者成黑耀石（Obsidian）或浮石（Pumice），基性者成玻璃質玄武巖（BasalticGlass），或在噴發時破碎成火山角礫巖（VolcanicBreccia）或。
三、全波的應用[1]
(一) 彈性模量計算
1．泊松比：定義為橫向應變與縱向應變之比：
(1)
2．切變模量：定義為施加的應力與切應變之比：
(2)
3．楊氏模量：定義為施加的軸向應力與法向應變之比：
(3)
4．體積模量：定義為靜水壓力與體積應變之比：
(4)
5．體積壓縮系數（有孔隙情況）：為體積模量的倒數：
(5)
6．巖石骨架壓縮系數（無孔隙情況）：定義為骨架體積變化與靜水壓力之比：
(6)
公式中的a為單位轉換系數。如果密度單位為g/cm3，時差單位為μs/ft，彈性模量單位為psi(或b/in2)，則a=1.34×1010；如果密度單位為g/cm3，時差的單位為μs/ft，彈性模量單位為GPa(或109N/m2)，則a=9.29×104。如果密度單位為g/cm3，時差的單位為μs/m，彈性模量單位為GPa(或109N/m2)，則a=106。博士論文，火成巖。
(二) 確定地層孔隙度
用縱、橫波時差確定地層孔隙度是最常見的用途。這方面的研究工作非常多，如威利時間平均公式以及各種改進型公式。
(三) 氣層識別
由于氣比油或水易于壓縮，只要巖石孔隙流體中含有少量的氣體，巖石的縱波速度就會顯著減小。因此，縱波速度對孔隙中是否含氣非常敏感。而橫波速度主要沿巖石骨架傳播，與孔隙流體性質關系不大，所以縱、橫波速度因含氣存在較大差異。
然而，任何一種測井方法都不可能是萬能的，但每一種測井方法都能夠提供不同的信息，對儲層評價提供更多的資料，而盡量減小多解性。在用全波測井資料識別天然氣也不例外。博士論文，火成巖。將天然氣在各種測井曲線上的響應特征綜合在一起，效果則比較好。博士論文，火成巖。
天然氣在多種常規測井曲線上有異常特征。針對密度測井，由于天然氣密度明顯低于油和水的密度值，表現在密度測井曲線上是ρb下降，而ΦD上升。針對中子測井，天然氣使中子測井讀數ΦN下降，‘挖掘效應’明顯。
綜合指數法綜合了地層含氣對縱橫波速度影響的差異（地層含氣對縱橫波速度影響的差異用泊松比參數來體現），地層含氣對密度、中子測井的影響，儲層地層巖性特征（GR、SP測井）等信息，形成綜合判別指數法。
地層巖性變化，特別是泥質含量的變化，對中子、密度測井響應、以及對縱橫波速度也有影響，為了準確識別天然氣儲層，必須突出地層富集天然氣因素的影響同時限制或抵消泥質含量變化等干擾的影響。
天然氣富集在多種測井曲線上有異常響應，但它不是影響此曲線變化的唯一因素，例如天然氣會引起密度測井值下降，而泥質含量的增加也會引起密度測井值下降；時差的變化可能是天然氣引起的，也可能是孔隙度增加引起的，也許是泥質含量增加引起的，也許是這些因素的綜合影響。因此，用單一的測井曲線判別天然氣，不論哪種方法都存在多解性、不確定性。
天然氣定量判別指數PBG能夠較好的指示氣層，PBG是泊松比（POIS）、自然伽馬（GR）、中子孔隙度（PORN）及密度測井（DEN）值的函數。
(四) 定性評價地層滲透性
判斷地層滲透性主要依據是斯通利波時差增大，在波形圖上表現為傳播到達時間滯后；斯通利波幅度衰減增大，特別是高頻成分能量衰減更大，低頻成分能量相對突出；斯通利波主頻明顯降低，表現為波形周期相對拉長。
由于斯通利波的傳播過程還受井眼幾何形狀、井內泥漿、地層彈性性質以及井壁泥餅等的影響，斯通利波的速度、衰減、頻率等參數與地層滲透率之間的關系是相當復雜的。因此要較準確評價地層滲透性需要參考井徑、自然伽馬等測井資料。
(五) 裂縫識別
在裂縫處，縱、橫波時差常出現跳躍性變化。由時差的跳躍可以較好地確定裂縫的深度位置。一般來說，在低角度裂縫中橫波的衰減比縱波大，在30°-70°的裂縫中縱波的衰減相對較大，橫波的衰減也較大。70°以上的高傾角裂縫對縱波造成的衰減并不明顯。博士論文，火成巖。由于裂縫充填的大都是碎屑、泥質甚至流體，橫波的衰減往往特別突出，縱、橫波幅度比值可以指示裂縫。
疊加在斯通利波部分上的高頻成分相對于低頻成分的顯著衰減也是裂縫的反映。
(六) 巖石力學特性（地應力）分析
在鉆井過程中，確定地層巖石機械特性，可優化鉆頭、優化泥漿。確保不漏失泥漿、不會造成井眼跨塌或井噴等現象。
在油氣田的勘探開發過程中，可根據力學特征確定壓裂規模，使壓裂縫徑向延伸，控制縱向壓裂高度，確保不壓穿鄰層，達到最佳壓裂效果，對酸化壓裂的壓力及壓裂層位進行設計。
在采油工程中，確定地層巖石機械特性，可預計油井開采時是否出砂，使油井在安全壓差下開采。
四、資料對比
常規測井中，在裂縫井段，聲波的首波時差增大，微電阻率測井曲線顯示為視電阻率低值，高阻剖面中含泥漿濾液或底層水的水平裂縫，在雙感應—聚焦組合測井曲線上，將顯示為低電阻率，雙側向測井，在高阻剖面中的裂縫發育層段上，曲線呈現明顯的低電阻率異常。博士論文，火成巖。博士論文，火成巖。。
全波測井中，理論和實驗研究都表明，在聲波測井的全波波形中，縱波時差、橫波時差，縱波能量、橫波能量及斯通利波的能量能指示開放性、滲透性裂縫。
與成像資料對比，全波列解釋在對大的裂縫層段的識別上比較正確，但在有的裂縫層段識別能力不理想。
五、結論
由全波測井資料與常規測井資料對比可知，全波測井資料能獲得比常規測井更詳細的地層資料。在油氣識別上，全波比常規測井更能準確反映油氣層；在裂縫識別上，全波比常規測井也能更好的反映裂縫。經與成像資料對比可知，全波在火成巖地層能識別部分較大的裂縫。但長源距聲波也存在一些不足，長源距聲波只能反映部分裂縫，在對裂縫的識別上不如成像資料反映的準確詳細，而且長源距聲波在測井過程中如果檔位和增益調節不合適會存在限幅的問題，影響全波資料的解釋，這些都是需要解決的問題。
參考文獻：
[1]王少鶴.微電阻率掃描成像處理成果圖.遼河石油勘探測井公司.2006
[2]王少鶴.CBIL井周聲波成像處理成果圖.遼河石油勘探測井公司.2006
