石油价格预测精度分析报告怎么写_石油价格预测精度分析报告

1.石油知识

2.非常规油气勘探开发关键技术

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4.十大石油科学技术有哪些？

5.中国石化石油勘探开发研究院的核心技术

6.中国还有多少石油？

7.国家电网大数据应用 增强企业核心竞争力

油气评价的实质就是科学地、定量地、系统地开展油气地质综合研究和勘探可行性、效益分析，因此应贯穿于油气勘探全过程。即不管是勘探程度很高的地区，还是勘探程度很低的地区，不管勘探对象是小（例如一个小断块圈闭）还是大（例如一个盆地乃至全球），其勘探工作中都必须把油气评价工作放在第一位，对勘探目标甚至井位进行分析和排队，优选目标和井位进行勘探，对于新区，是为了尽可能规避高风险目标，提高勘探成功率和效益，做到有目的地有地开辟新的勘探领域，建设和培育后备接替基地。对于老区，则是尽可能减少勘探开发工作量的浪费，降低成本，提高整体效益。

严格地讲，油气评价总体思路并非固定不变，不能简单划一，也不存在处处实用的一般工作程序。由于评价工作的组织者不同，评价的目的和要求就不同；由于评价工作实施者经验不同，风格不同，所取的思路、方法技术也就有所不同；当然，针对不同的对象，也应取不同的思路和程序。

概略来说，油气评价的组织者可分为三类，一是国际组织，二是国家（往往以行政主管部门负责，如我国原地质矿产部就组织了第一轮全国油气评价工作和多次较大规模的油气评价工作），三是石油公司及其下属单位。相应地，油气评价也就分出国际、国家和石油公司三个层面。

对于国际层面的油气评价，主要是通过有关会议（如国际地质大会、国际石油大会、AAPG年会等）组织有关专家进行全球油气评价与论证；也可由某一国际组织不定期地开展油气评价工作，如CCOP于1987～1991年开展的“东亚沉积盆地分析”项目，即组织中国等8个成员国对东亚陆地及近海地区主要沉积盆地的油气进行了评价；也可由某一非国际机构或有关专家开展油气评价工作，如美国地质调查局（USGS）2000年公布了其对全球油气评价的结果，前苏联专家古勃金（1937）对世界油气评价进行了粗略估算。总体上讲，国际层面的油气评价已由原来的成因法（以盆地或凹陷为单元）向总含油气系统法（以含油气系统为单元）深化，评价精度和结果可靠性有所提高，但不管什么方法，其评价的结果主要反映在当时认识程度下全球总量、分布规律及未探明油气潜力，为国际、地区和国家能源结构调整、能源政策的制定和充分利用国际提供依据和方向。

对于国家层面的油气评价，一般是由某一代表国家利益并行使油气管理权的机构组织人员实施。国外具有代表性的实例有：1960～1966年苏联组织约7000名专家对全苏联所有沉积矿产进行了评价，其中包括油气的系统评价；1962～12年美国组织100多名专家对全美国油气进行了系统评价。国内具有代表性的实例有：1982～1986年当时的地质矿产部组织数百名专家开展了“我国主要含油气盆地油气预测与评价”项目（即地质矿产部所谓的第一轮全国油气评价），1992～1994年当时的石油天然气总公司和海洋石油总公司组织24个单位数百名专家开展了第二次全国油气评价工作。国家层面的油气评价，其目的是准确掌握国家油气状况，特别是剩余油气分布及品质、勘探开发技术可行性，为制定国家能源政策，促进国家油气的有效管理和利用，促进国家工业布局优化和国民经济可持续发展，保障国家安全提供保证，为国家制定长远规划提供依据。

对于石油公司层面的油气评价，一般是由公司内部专门机构实施，也可聘请外部咨询机构和有关专家实施。总体上讲，石油公司是以盈利为目的，所以其油气评价一般规模不大，主要是针对自己拥有矿权的区块和意欲争取矿权的区块，从总量、分布状况、品质、技术经济可行性、效益等方面进行全面的系统的分析与评价，优选目标和方案。

由上述可知，国际层面和国家层面油气评价比较相近，均以弄清油气总量、分布规律、剩余非探明状况和勘探技术可行性为主要目的。而石油公司层面油气评价则不同，其主要的目的不仅是确定油气分布状况和勘探技术可行性，而且特别关注油气的品质、勘探开发成本及经济可行性、分析经济效益、优选方案等。相应地，油气评价的总体思路及工作程序也有所不同。

2.4.1 国家和国际层面油气评价总体思路及工作程序

国家和国际层面油气评价的范围广阔，对象复杂，又往往是大兵团作战，因此其总体思路应是：以盆地为基本评价单元，在先进的大地构造理论和油气地质理论指导下，开展区域地质背景研究和盆地类型划分与对比，编制相关基础图件，用统一的原则和方法进行评价和汇总。上述总体思路可用图2-1示意。其中的主导思想是：①“动态跟踪”，即每次油气评价，不管其方法多么先进，均不可完全准确地预测油气量和其分布，达不到一劳永逸的效果，更何况油气概念本身就是一个可随时变化的概念，人类对成藏模式、成藏条件的认识也是逐渐变化、逐渐逼近真理的，所以每隔一段时期，由于成盆、成烃、成藏理论的更新，各地区勘探开发程度和研究程度加深，新成果、新认识不断出现，故要求进行新一轮油气评价，以紧跟勘探开发形势和人类的认识水平。②“抓大放小”，在全国乃至全球的评价中，理论上所有盆地都应评价，但实际上办不到，也没有必要。勘探实践证明，少数富油大盆地的油气在全国乃至全球油气中所占比例很大。因此，评价中只要抓住这些富油的大盆地，适当兼顾中型盆地，就能基本上弄清全国乃至全球的总量和分布状况，而对占多数的小盆地没有必要进行评价，至少没有必要投入大量人力物力进行精细评价。③“求同存异”，就是要在评价中，建立统一的评价原则，选择统一的技术方法，确定统一的参数取值原则，以利于结果的进一步汇总和开展对析。对于盆地间成藏模式之差异性等，尽可能化小或忽略。

图2-1 国家和国际层面油气评价总体思路

在这个层面的油气评价中，通常的工作程序是：

（1）组建评价专家班子。

（2）讨论确定评价的目的、要求和结果的用途。如评价目的是预测中期（5～10年），还是长期（10年以上）油气勘探开发潜力；评价对象仅为常规油气，还是包括了非常规油气；评价范围是全球还是某一特定区域；要求的精度是高是低；结果是用于建立油气信息库，还是用于制定能源政策或能源发展规划。

（3）明确指导思想，制定实施。

（4）召开学术讨论会，组织相应技术培训班，规范术语，统一评价原则、评价方法及参数选取方法。

（5）资料收集整理，编制基础图表。

（6）开展盆地分析和含油气系统分析。

（7）选取参数，进行各盆地油气评价。

（8）进行质量控制，对各盆地评价过程和结果进行分析，改进参数选取方法，提高结果可靠性和可比性。

（9）汇总，并进行可靠性分析，进行与上次油气评价结果的对析。

2.4.2 石油公司层面油气评价总体思路及工作程序

石油公司层面油气评价的范围局限，目标明确，评价的目的多种多样。但总体看，评价的精度较高，结果的可靠性要求较高，而且评价中基本上都要进行经济可行性分析和决策分析。因此，其评价的总体思路是：以勘探层（Play，也称区带，下同）和勘探目标为基本评价单元，在含油气盆地和含油气系统分析基础上，应用先进成藏理论为指导，以先进的技术（甚至包括油藏描述、储层建模及可视化技术）为工具，对典型油气藏进行深入细致的解剖，建立成藏模式并进而建立评价模型，从含油气性（地质风险）和量、品质诸方面开展评价，进而开展勘探开发技术可行性分析和经济效益分析，进行决策分析，筛选有利目标和方案，提出勘探部署建议，该评价结果和建议经勘探实践检验，并将勘探结果等信息反馈给评价人员，以便及时对评价工作进行修正，改进评价模型，使评价结果逐渐逼近客观实际。此总体思路可由图2-2示意。其中的一些主导思想可以解释为：一是“具体问题具体分析”，即认为不同勘探层、勘探目标所处地质背景、演化史不同，其本身的地层和构造的特点不同，成藏条件和成藏模式、主控因素也不同，相应的评价侧重点、评价模型也应不同，因此要在解剖典型油气藏、总结成藏模式和成藏条件基础上建立具体的评价模型，以确保评价结果的可靠性和精度。二是“量力而行”，并非所有的油气现在都能拿出来，我们应从油气在地下所处条件、公司现有地震、钻井、固井、测井、测试、储层改造与保护、油、储运等技术两个方面分析油气勘探开发的技术可行性，筛选可行的勘探层和勘探目标以进行下一步评价。三是“斤斤计较”，即要从风险、勘探开发投入与产出、融资渠道、油气市场走向和价格波动趋势等诸多因素分析经济效益，筛选有利可图的勘探层、勘探目标及其相应的部署方案，尽可能使勘探开发规避风险，获得效益。

图2-2 石油公司层面油气评价总体思路

由于各石油公司在油气评价方面的概念、目的、思路、技术方法和指标等有所不同，故它们在评价的程序方面也千差万别，很难总结出其通用的工作程序。故而本书也不对此妄加总结。

石油知识

油藏工程研究是一项系统工程，在油藏地质特征认识的基础上研究确定油田开发方针、原则、层系划分、开方式、天然能量利用、注水方式、注水时机、压力保持水平、开发井井距、合理油速度、投产次序、实施要求、生产指标预测等一系列问题，最终确定油田总体开发方案。

由于油田实际情况十分复杂，而海上油田又受到诸多条件限制，在油田方案编制过程中对于那些不确定因素，主要用全体油藏模型或模型的敏感性分析予以解决。随着油田投产后静态及动态资料增加，还需要修改原有的地质模型，通过全体油藏模型数值模拟研究加深对地质模型的新认识，并在油田生产历史拟合基础上进行生产预测。

因此，油藏数值模拟技术是油藏工程研究、油田动态分析中的一项十分重要的手段。

中国海油的油藏数值模拟研究起步于20世纪80年代初。为了尽快缩短这项技术与国际先进水平的差距，当时从美国岩心公司引进3套大型油藏模拟软件（黑油模型软件、组分模型软件、裂缝模型软件），购置了计算机设备，用于埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、涠洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代后期，利用世界银行和中国海油出资从美国SSI公司引进compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型软件，并装备了VAX8650型计算机，用于锦州20-2凝析气田总体开发方案及射孔方案的编制、渤中28-1油田生产历史拟合、流花11-1油田、绥中36-1油田试验区、锦州9-3油田方案编制。

必须指出的是，由于不同时期应用的模拟软件及计算机设备的差别，研究成果的精度有较大的差别。

就以模型网格设计来看，它要求与油藏地质模式、油藏类型相符合，又必须与所使用的计算机运算能力相适应。以埕北油田为例，在80年代初编制A、B平台射孔方案时，由于计算机内存较小、运算速度较慢，因此模拟网格设置较粗。该油田面积虽不大，但水体即为油藏含油面积的100多倍，而且已钻完54口开发井，油层分为上、下互相连通的5个不同渗透性小层，受计算机能力的限制，在设置全体油藏模型网格时不得不将纵向上5个层合并为2层，用的网格数仅为1344个。同是这个油田，90年代初在研究油田注水可行性、生产预测时在纵向上就用了5个层，全体油藏模型的网格数为4485个，使节点数增加了3倍，为较高精度油藏数值模拟创造了条件。

90年代中后期，又从SSI公司引进WORKBENCH、从GeoQuest公司引进Eclipse模型软件。通过每年支付一定数额维护费方式从软件公司及时获得最新软件版本，保证模拟软件的先进性。在充分利用取得的三维地震资料、岩心描述和测井数据，通过对油藏精细描述，弄清了油田储集层分布及变化、孔隙结构、油水分布规律，建立了油田地质模型、油藏模型这样一个完整的模拟体系。这项技术应用于绥中36-1油田试验区可储量标定、秦皇岛32-6油田开发方案编制、流花11-1油田动态分析中。例如在绥中36-1油田试验区可储量标定时，用Eclipse模型软件，按照试验区实际情况建立油藏模型网格节点就多达28244个，秦皇岛32-6油田总体开发方案编制时所用模型网格节点数高达188160个，流花11-1油田在动态历史拟合及生产预测时用Eclipse模型软件，使预测结果更加接近油田的实际生产指标。

总之，应用最新油藏数值模拟软件以及计算机功能的增强，为高精度油藏数值模拟创造了必要条件。

海上油气田的开发实践充分表明，油藏数值模拟技术不仅在油气田评价和总体开发方案编制阶段是必不可少的，而且在方案实施进程中、开过程中的动态分析、调整措施确定、注水方案制定、生产前景预测以及可储量研究中也十分重要。

一、编制油田开发方案和射孔方案

（一）建立与地质模式相适应的油藏模型

埕北油田是我国在海上第一个与外国石油公司合作开发的油田。该油田位于渤海湾西部海域，于12年由中方发现，探明石油地质储量2084×104t，是一个具有气顶和边水的构造

层状油藏。17年底至1981年10月，油田经过历时4年的试，查明了油田驱动类型、边水能量及油气水性质等，为编制油田开发方案积累了重要数据。

1980年5月与日中石油开发株式会社签订合作开发埕北油田的合同，中、日双方合作进行以油田地质、油藏数值模拟为主要内容的综合研究。油藏数值模拟研究包括下列内容：①模型建立；②油藏模型建成后，输入各种网格参数和油水、油气界面数据，模型自动计算地质储量；③模拟限制条件和不确定因素敏感性分析；④油藏模拟生产历史拟合，通过全体模型模拟试阶段生产历史和生产预测；⑤利用单井径向模型进行油井底水锥进研究。

在此基础上编制油田开发方案，方案预测油田以年产47×104t稳产2年，油速度2.3%，开15年（至2000年）累积产油418.8×104t，出程度20.1%，综合含水87.5%。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平台）投产以来，在没有进行大的方案调整情况下，截至1996年油田已累积产油429×104t，出程度20.6%，综合含水81.2%，提前4年实现方案预计15年的生产指标（图9-30）。

图9-30　埕北油田方案设计与开发实施年产油量对比图

油藏模拟技术在埕北油田方案编制中的成功应用进一步表明建立一个与地质模式相适应的油藏模型是非常关键的。

（二）充分利用延长测试信息编制油田总体开发方案

流花11-1油田是由中国海油与美国阿莫科东方石油公司合作开发的一个大型生物礁油田，油田属于生物礁圈闭块状底水油藏，探明石油地质储量15378×104t，全油田探明加控制地质储量达24015×104t。

编制总体开发方案前，为确定油藏开特征和对不同工艺技术的适应性，在礁体不同部位布置1口直井（流花11-1-3井）、1口大角度斜井（流花11-1-5井）及1口水平井（流花11-1-6井），并对上述3口井分别进行了累积生产天数48天、57天及116天的测试（延长地层测试——EDST），取得较为准确丰富的资料，加深了对该油田储层特征、油藏类型、流体性质、油井产能及主要影响因素的认识，揭露了油田开发中必然出现的基本矛盾。

油藏数值模拟用comp软件，全油藏模型网格总节点数17160个。应用新建全油藏模型拟合了流花11-1-5井和流花11-1-6井的EDST历史，并用于预测全油田开发指标。最后提交的油田推荐方案也是用流花11-1-6井EDST历史拟合成果验证修改后完成的（图9-31）。

图9-31　流花11-1油田实际生产指标与总体开发方案对比

开发方案于1993年3月获主管部门批准，1994年10月开始钻井作业，1996年3月29日（首批12口井）投产，至19年底水平井总数达到24口，高峰年产油量247.52×104m3，年油速度2.54%。经过近3年的油田开发实践，加深了对大型礁灰岩块状底水油藏的认识，在此基础上应用三维地震资料解释成果修改了油藏地质模式，用Eclipse软件进行数值模拟研究，并通过动态历史拟合和生产预测，使预测结果更接近实际的开发指标（表9-1）。

表9-1　方案预测与实际产量对比表

实践表明，建立一个与油田地质相适应的油藏地质模型，充分利用评价井的EDST历史拟合成果，对编制油田总体开发方案是十分重要的。

（三）优化开发方案，提高油田开发的经济效益

锦州9-3油田是中国海油1988年在辽东湾北部海域发现的一个中等规模重油油田，石油地质储量为3080×104t,1991年11月完成了油藏评价、油藏数值模拟及总体开发方案的编制，1992年1月方案获主管部门批准。总体开发方案共设计平台3座，开发井68口，用反九点注水开发，预测15年累积油604×104m3，油田综合含水94.2%，出程度18.5%。经过多次工程概算和工程经济评价，都由于平台及开发井数过多、工程投资大、效益差，开发方案不能投入实施。

围绕锦州9-3油田能否高效开发，1992～1996年公司进行多轮滚动分析，尤其是1995年在构造高部位钻的评价井锦州9-3-8D井，进行了历时40天的延长测试，发现并证实具有较高产能的3套气层及2套油层。气层测试日产气13×104m3。新增天然气地质储量2.68× 108m3，解决了油田开发中气紧张的问题。锦州9-3-8D井的测试结果证实提高单井产能成为可能。在此基础上重新建立地质模型和油藏数值模拟计算，最终确定了第三次优化后的开发方案。总体开发方案和优化方案在编制的过程中对井网、井距、井数、油速度及产能进行了敏感性分析和详细论证，对比方案中包括了各种不确定因素和可能引起的变化。通过38个方案数值模拟研究，最终确定出推荐方案（表9-2）。优化后的推荐方案与总体开发方案比较，平台数由3个减为2个，总井数由68口减为44口，单井产能由40～60m3/d增加到60～80m3/d，累积产油量由604×104m3增加到706.9×104m3，因此大大增强了开发效果。19年11月开发井钻井工作正式启动。

表9-2　锦州9-3油田历次方案指标对比表

（四）确定油井最佳射孔位置

1．埕北油田

1985年，为配合埕北油田B平台射孔方案编制，选择通过油田内部的4条剖面进行剖面模型的数值模拟研究。找寻位于油田不同部位油井的生产动态特征、不同射孔井段与气侵和水淹之间的关系，提出适用于全油田的最佳射孔井段及合理射开程度，保证开发方案设计的单井产能，保护气顶区压力、减缓气窜、防止底水锥进和沿高渗透层突进的最佳射孔原则。

模拟工作首先通过调整地层参数拟合在剖面上的3口试井的生产动态（含水率、气油比及地层压力），然后通过4条剖面所设置的不同方案进行模拟计算。油藏剖面模型网格构成见图9-32。

图9-32　油藏剖面模型网格构成图

最终确定的最佳射孔原则为：纯油区油井油层全部射开；邻近气顶的井，油气界面以下5m；气顶区的井，油气界面以下8～10m；邻近过渡带的井，避射底部高渗透层；油水过渡带的井，油水界面以上6～7m。

埕北油田投产后以年产油量40×104t连续稳产5年，油田开14年综合含水84%，累积产油486.18×104t，出程度23.3%。事实证明数值模拟研究所确定的射孔原则是合理的。

2．锦州20-2凝析气田

锦州20-2凝析气田中高点，是由不同层位和不同岩性组合构成的具底油、底水的块状凝析气藏。为了防止或减少气井生产时底油的锥进，在编制射孔方案时应用CompⅣ模型及部分双孔、双渗单井径向模型，通过输入拟合井DST测试产量、井底压力随时间变化的资料，调整气层参数使压力随时间变化的实测值与计算值相吻合，以此来确定不同层位地层的垂直和水平渗透率以及裂缝的高度。在此基础上预测气井的生产动态和气井生产时底油、底水锥进的状况。最后确定气井最佳射孔位置。

锦州20-2凝析气田投产10年来每年以3.5×108m3左右的气量稳定向下游供气，事实表明总体开发方案和射孔方案是合理的。

二、贯穿油气田开全过程的模拟跟踪研究数值

（一）及时调整油田开发技术政策

流花11-1油田1996年3月陆续投入开，至19年底时年产油量245.39×104m3，油速度2.5%。此时油井生产动态反映的特点是有近30%的油井含水上升速度快，有46%的油井含水上升速度较快。

油田动态分析时除了应用在油田范围内重新完成的118.8km2三维地震资料及高分辨率处理、解释成果外，结合流花11-1-5井数值模拟生产历史拟合结果，验证油藏所谓的相对致密层段。验证结果表明，致密层段平均渗透率都不低于10×10-3μm3，而且垂向渗透率等于或大于水平渗透率，在生产压差较大时起不到有效遮挡底水锥进的作用。

用Eclipse软件进行动态历史拟合和生产预测，该油田开到2010年累积产油量1249.2×104m3（较ODP方案预测减少了271.2×104m3）。在新一轮数值模拟预测的基础上确定油田开技术政策：努力做好设备维修保养，保证有较高的开井率和综合时率，以侧钻为主要措施，做好提液、堵水作业，控制含水上升和减缓油量递减速度，以改善开发效果和经济效益。

实施此项油田开技术政策后获得了较好的稳油控水的效果。

（二）确定注水技术政策，提高水驱效果

绥中36-1油田生产试验区自投产以来，每年都以2%左右的开速度进行生产，至1995年底部分地区地层压力已处于饱和压力点附近，按照试验区方案要求油田应转入注水开。为此开展了关于水驱油模型的数值模拟和相关问题敏感性研究。

根据绥中36-1油田储集层具有明显反韵律弱亲水的特征，建立了一个相应的反韵律数值机理模型。为了便于反韵律与正韵律储层在油田开过程中的差异对比，同时也建立了一个正韵律数值机理模型。两种模型的出程度明显不同，反韵律储集层其出程度要较正韵律储集层高3.5%。

另外建立了以A8井组为代表的井组数值模型，通过该井组模型进行了与注水相关的分析、研究：①注水速度与注效果；②流体性质与收率；③不同注水时机与收率；④合注合及分注合对收率的影响。

井组模型模拟结果得出主要结论：①低、中含水期不同注水速度下，含水与出程度虽有些差别，但当含水98%以后，不同注水速度下其最终收率基本相同；②相同注入倍数下原油黏度小的模型驱油效率高，黏度大的模型驱油效率明显降低；③当地层压力降至饱和压力处转注较合理；④分注合可减少层间干扰、提高收率。

据此结论，确定绥中36-1油田试验区注水阶段开发技术政策为“利用天然能量，保护气顶能量；油田全面转注、提高地层压力；实施分层配注、调剖解堵相结合”。1996年试验区按此技术政策转入注水开发，水驱效果较好。

（三）跟踪油田生产动态，分析高速开对收率的影响

根据1994年的统计，珠江口盆地已投产的砂岩底水油藏都以年平均4.5%～8.5%的油速度开。究竟这种高速开对油田最终收率有无不利影响？为了回答这一问题，通过投产油田生产情况，结合各项地质资料进行新一轮单井生产动态历史拟合和一系列油速度敏感性分析。

例如，对惠州26-1油田（M-10层）进行了从1991年11月～1994年9月间生产历史拟合及油速度与含水变化等的敏感性分析，并对油藏中无低渗透夹层的惠州26-1-8井和有泥质夹层的惠州26-1-22井进行油速度相关的敏感性分析，分析结果表明高速开对含水上升无太大影响。另外对惠州21-1油田（20层）自1990年11月～1994年3月的生产历史拟合和敏感性分析的结论是，高速开对含水上升规律和最终油量并无大影响。

研究结果表明，对珠江口盆地砂岩底水油藏高速开并不会降低这类油藏的最终收率，相反还能提高油藏中低渗透层段储量动用程度。高速开将带来的直接效益是提前回收投资。

惠州油田群、西江油田群以及陆丰13-1油田等生产实践，也证实了以上结论是正确的。

（四）适时进行可储量标定，搞清油田剩余可储量

绥中36-1油田生产试验区至1999年初已投产5年多，准确标定油田可储量对指导油田今后的开发是十分必要的。为此在可储量标定中用水驱曲线法、经验公式法、相似油田类比法以外，主要运用油藏数值模拟方法，因为此种方法预测时考虑的因素比较全面系统，同时又拟合了试验区5年多生产历史，其预测结果比较切合实际。在具体进行可储量标定预测中又从技术收率、经济收率和海上平台寿命的收率等各个方面预测可储量（表9-3）。

表9-3　缓中36-1油田已开发区可储量汇总表

技术收率：包括应用理论公式计算、试验区实际及油藏数值模拟等计算方法所求得的弹性收率、溶解气驱收率和注水开发收率。

经济收率：根据1998年原油价格和油田生产操作费所确定的盈亏平衡点的年产量，通过油藏数值模拟计算，求得达到盈亏平衡点生产年限及产量。

平台寿命收率：按平台设备设计寿命20年，预测试验区可储量及收率。

考虑到绥中36-l油田二期工程陆续投产，油田将进入总体开发阶段，届时试验区和“J”区将借用总体开发的设施，生产操作费将会降低，达到盈亏平衡点的生产年限可以延长，加上实施注井网调整、注水井调剖、生产井堵水等技术措施，收率会有所提高，故推荐已开发可储量为2436.8×104t，收率为24.5%。

（五）通过气田生产历史拟合核实气田储量

19年使用从SSI引进的CompⅢ全组分软件，根据1995年重新处理并解释的地震解释成果及地质研究结果建立的新的地质模型，对锦州20-2凝析气田中、南两高点上气井5年的开历史进了生产历史拟合，在各项敏感性分析的基础上进行气田储量拟合计算，数值模拟结果全气田地质储量为125.27×108m3。这一结果基本与1987年向国家储委申报并经审批后的气田地质储量一致，两者仅差1.76×108m3，相差1.4%（表9-4）。

表9-4　锦州20-2凝析气田南、中高点数值模拟与审批储量对比表

锦州20-2凝析气田气的动态核实结果，为制定今后凝析气田开方案提供了可靠的资料依据。

非常规油气勘探开发关键技术

石油的原料是生物的尸体，生物的细胞含有脂肪和油脂，脂肪和油脂则是由碳、氢、氧等3种元素组成的。生物遗体沉降于海底或湖底并被淤泥覆盖之后，氧元素分离，碳和氢则组成碳氢化合物。

我们已经在地球上发现3000种以上的碳氢化合物，石油是由其中350种左右的碳氢化合物形成的，比石油更轻的碳氢化合物则成为天然气。煤矿与石油的成因很类似，但煤是植物的化石，又是固态。

大量产生碳氢化合物的岩石即称为“石油源岩”。埋没于地中的石油源岩受到地热和压力的影响，再加上其他多种化学反应之后就产生石油，而石油积存于岩石间隙之间便形成油田。

地壳变动而石油生成

我们最近逐渐了解地球内部的变化与石油的生成有十分密切的关系，在描述此种关系之前,让我们先来了解一下地球内部的状况。

地球的半径大约是6400公里，覆盖地球表面的地壳下方是由岩石形成厚达2900公里的“地慢”，其下方则是由金属形成的“地核”，并以大约5100公里深处分界，分为“外核”与“内核”。外核主要是由液态金属铁组成，内核则主要是固态铁。 地球表面铺满坚硬的“板 块”，厚度约有100公里，是由向上喷出的“洋脊”产生的，’在 缓缓移动到“海沟”后就沉降于 另一板块下方。 80年代后期，人们学会捕捉地震波传递到地球内部时的立体图，于是发现令人惊讶的地慢活动状况。高温又巨型的上升流“超级卷流”由地底涌上后，以蘑菇形态分别存在于夏威夷和非洲大陆正下方。此外，低温的巨型下降流“冷卷流”则以水滴形态占据亚洲大陆及南美洲大陆正下方的冷卷流似乎是沉降到地函底部。

我们现在的知道的是，地幔内部落热对流是以冷卷流向超级卷注移动的形态而形成的。此种运动不仅影响板块运动，似乎也对整个地球的地质和环境的变化产生很大的影响。

超级卷流是石油制造者？

现在全球生产的石没之中，有60%是产生了恐龙称霸地球时期所形成的石油源岩，所形成的“黑色页岩”则遍布世界各地。黑色页岩主要是由未经氧化的藻类等浮游植物遗骸堆积而成。由此可知当时必须有可让浮游植物繁殖又不会产生氧化的缺氧环境条件，大量的黑色页岩才会形成。

最近发现，石油源岩在此时代的形成似乎与超级卷流运动的活化可以促使由地下涌出的地幔物质所形成的洋脊体积增大，海面因而上升，使得较低的陆地变成浅海，而浅海则具有可当石油原料的藻类等浮游植物极易繁殖的环境。

浅海地区的藻类等浮游植物因而出现大幅增加和大量死亡的现象，周围的细菌为分解其残骸而消耗氧气，于是出现了缺氧环境。

地球温暖化也会改变深层海水的流动状况，由于高纬度地区与低纬度地区海水的温度高低不同，较低温但含有丰富氧气的高纬度地区深层海水会流向低纬度地区海洋。但地球温暖化的现象减少。氧气较少的海域因而扩大，无法氧化的浮游植物便逐渐堆积，所留下的大量有机物则形成石油源岩。

生物的演化改变了石油的性质

由于石油的原料是生物的遗骸，因此调查石油的性质便可以得知古老时期的生物演化过程和地球环境历史。

生命的演化大概有下述的过程。生命是于38亿年前诞生，并逐渐地进行演化，到了距今5亿5000万年前的古生代寒武纪时期，爆发性的演化才开始，大约4亿4500万年前，生命也登上了陆地。

4亿4000万年至4亿年前时期，石油源岩的主要成分是当时繁茂的浮游植物所形成的耐碳氢化合物。另一方面，羊齿类植物在此时期繁琐盛于海岸近处，因此以陆上植物为原料的石油源岩也出现了。

2亿9000万年前，广大的陆地普遍出现由裸子植物组成的森林，并到处形成被沼泽地包围的湖沼，藻类便在湖沼中开始繁殖。由此也产生了以藻类为原料的新种石油源岩，这也是陆上植物的繁盛促使新性质石油源岩诞生的一例。

9000万年前时期，被子植物和针叶树林开始逐渐扩张到高纬度地区和高地，因而出现以陆地木材为原料的石油源岩。另一方面，树木的树脂成为轻质原油的原料，形成新的石油源岩。针叶树林的增加竟使得木材取代了藻类，成为石油源岩的主要原料。

最近石油性质的分析技术有长足的进步，我们已逐渐可以取得有关石油原料性质，以及由热能引起的变化过程等的详细资料。由此种资料即能进一步了解原料生物遗骸逐渐堆积时的环境状况。

大约1亿7000万年到200万年前所发生的全球性规模“阿尔卑斯造山运动期”也造出了巨油田，在此时期，分布于广大范围的1亿年前前后形成的石油源岩都没入地中。现有的石油和天然气有大约3分之2就是此时期形成的。

参考资料：

://xueke.lesun.org/print.php?id=10058

石油产品可分为：石油燃料、石油溶剂与化工原料、 润滑剂、石蜡、石油沥青、石油焦等6类。 其中， 各种燃料产量最大， 约占总产量的90%； 各种润滑剂品种最多， 产量约占5%。 各国都制定了产品标准， 以适应生产和使用的需要。

汽油

是消耗量最大的品种。 汽油的沸点范围（又称馏程）为30 ~ 205°C， 密度为0.70~0.78克/厘米3，商品汽油按该油在汽缸中燃烧时抗爆震燃烧性能的优劣区分，标记为辛烷值70、80、90或更高。号俞大，性能俞好，汽油主要用作汽车、摩托车、快艇、直升飞机、农林用飞机的燃料。商品汽油中添加有添加剂（如抗爆剂四乙基铅）以改善使用和储存性能。受环保要求，今后将限制芳烃和铅的含量。

喷气燃料

主要供喷气式飞机使用。沸点范围为60~280℃或150~315℃（俗称航空汽油）。为适应高空低温高速飞行需要，这类油要求发热量大，在-50C不出现固体结晶。 煤油 沸点范围为180 ~ 310℃ 主要供照明、生活炊事用。要求火焰平稳、光亮而不冒黑烟。目前产量不大。

柴油

沸点范围有180~370℃和350~410℃两类。对石油及其加工产品，习惯上对沸点或沸点范围低的称为轻，相反成为重。故上述前者称为轻柴油，后者称为重柴油。商品柴油按凝固点分级，如10、-20等，表示低使用温度，柴油广泛用于大型车辆、船舰。由于高速柴油机（汽车用）比汽油机省油，柴油需求量增长速度大于汽油，一些小型汽车也改用柴油。对柴油质量要求是燃烧性能和流动性好。燃烧性能用十六烷值表示愈高愈好，大庆原油制成的柴油十六烷值可达68。高速柴油机用的轻柴油十六烷值为42~55，低速的在35以下。

燃料油

用作锅炉、轮船及工业炉的燃料。商品燃料油用粘度大小区分不同牌号。

石油溶剂

用于香精、油脂、试剂、橡胶加工、涂料工业做溶剂，或清洗仪器、仪表、机械零件。

润滑油

从石油制得的润滑油约占总润滑剂产量的95%以上。除润滑性能外，还具有冷却、密封、防腐、绝缘、清洗、传递能量的作用。产量最大的是内燃机油（占40%），其余为齿轮油、液压油、汽轮机油、电器绝缘油、压缩机油，合计占40%。商品润滑油按粘度分级，负荷大，速度低的机械用高粘度油，否则用低粘度油。炼油装置生产的是取各种精制工艺制成的基础油，再加多种添加剂，因此具有专用功能，附加产值高。

润滑脂

俗称黄油，是润滑剂加稠化剂制成的固体或半流体，用于不宜使用润滑油的轴承、齿轮部位。

石蜡油

包括石蜡（占总消耗量的10%）、地蜡、石油脂等。石蜡主要做包装材料、化妆品原料及蜡制品，也可做为化工原料产脂肪酸（肥皂原料）。

石油沥青

主要供道路、建筑用。

石油焦

用于冶金（钢、铝）、化工（电石）行业做电极。

除上述石油商品外，各个炼油装置还得到一些在常温下是气体的产物，总称炼厂气，可直接做燃料或加压液化分出液化石油气，可做原料或化工原料。 炼油厂提供的化工原料品种很多，是有机化工产品的原料基地，各种油、炼厂气都可按不同生产目的、生产工艺选用。常压下的气态原料主要制乙烯、丙烯、合成氨、氢气、乙炔、碳黑。液态原料（液化石油气、轻汽油、轻柴油、重柴油）经裂解可制成发展石油化工所需的绝大部分基础原料（乙炔除外），是发展石油化工的基础。目前，原油因高温结焦严重，还不能直接生产基本有机原料。炼油厂还是苯、甲苯、二甲苯等重要芳烃的提供者。 最后应当指出，汽油、航空煤油、柴油中或多或少加有添加剂以改进使用、储存性能。各个炼油装置生产的产物都需按商品标准加入添加剂和不同装置的油进行调和方能作为商品使用。石油添加剂用量少，功效大，属化学合成的精细化工产品，是发展高档产品所必需的，应大力

石油勘探，就是考证地质历史，研究地质规律，寻找石油天然气田。主要要经过四大步骤，即:确定古代的湖泊和海洋(古盆地)的范围；然后从中查出可能生成石油的深凹陷来;第三步是在可能生油的凹陷周围寻找有利于油气聚集的地质圈闭;最后对评价最好的圈闭进行钻探，查证是否有石油或天然气，并搞清它有多少储量。下面对这四个步骤的工作内容作一介绍。（具体的石油勘探技术方法后面有专题论述）

（一）确定古湖泊古海洋的范围

前面已经讲到了，石油是在古代的湖泊或海洋的沉积物中生成的，油田也是在这里形成的。因此，确定古湖古海(即古盆地)所在及其范围当属是首要的。

确定古湖古海的地质依据，主要是研究岩石和化石(古代保存在地层中的生物遗体或印模、痕迹等)。通过地质家们的研究，现在地球上的岩石种类极多，但最基本的可以分为三大类，一是火成岩(亦叫岩浆岩)，它是由地球深部的岩浆喷发到浅处或地面后，凝固而成的。电视中曾多次报导过现代火山喷发的壮观场面，因此对这种岩石的来源与形成是好理解的。二是沉积岩，前面在油气形成问题时，已谈到了它的来源与形成过程了，它就是确定古湖古海最主要的物质依据。也就是说，哪里有沉积岩，哪里就是古代湖泊或海洋，这是毫无疑问的。三是变质岩，这主要是各种岩石(包括火成岩、沉积岩)，在地壳的变迁过程中因经受高温高压而改变了原来的性质变成了既坚硬又致密的另一类岩石。

古湖泊和古海洋又怎样区别呢?这主要是通过化石来确定和区分的。因为湖泊与海洋的生物特征是大不一样的。另外，即使同样的沉积岩，湖泊和海洋岩石的物理化学性质也是不一样的。简单地说，是以当时水的咸淡来分的，淡水为湖，咸水为海……。

古湖古海的保存状况对找油找气的影响十分重要，在后来的地质变迁中，或遭受过风化剥蚀，造成残缺不全；或遭到火成岩的侵入破坏；或经过严重的变质过程等等，这些情况也都要通过对岩石性质和地层保存的完整程度等方面考证其发育过程。

（二）查明生油凹陷的位置

不论是湖盆或者海盆，面积都很大，一般也有上万平方公里，大如新疆的塔里木盆地，竟超过50万平方公里。盆底的形态也是凹凸不平，很不规则的，有高低，有深浅，较低的部分称之为凹陷，高的部位称之为凸起或隆起，一般水中的生物遗体比较容易富集在盆底的低处，所以凹陷是被认为盆地中有利于生油的部位，当然也是较深的为好，故在明确了盆地范围以后的第二步就是查明深凹陷的位置，也就是找出能够生成较多油气的地方。

（三）寻找地质圈闭

寻找地质圈闭是寻找油田的中心环节。任何一个找油部门对这一工作都是十分重视的。地质圈闭有大有小，有深有浅，形态各异。例如大庆油田的大庆长垣，其圈闭面积达千余平方公里，是迄今为止我国找到的最大储油圈闭。当然也有小到不足一个平方公里的，有的单独的含油圈闭只有一口油井。地质圈闭有的可以部分地露出地面，甚至一座高山即为一个完整的地质圈闭；有的埋藏很深，地表完全看不出来。现在我国有能力探测到的圈闭埋深，大约在五、六千米深左右，在这个深度以内，用人工地震的方法可以查得比较准确，钻井也能够得着。寻找圈闭自然也是一个由浅入深、由大到小的过程，对于深而小的圈闭，找到它当然是很困难的，它要求的技术精度、难度要比一般情况下高的多。

找到地质圈闭以后，还要对圈闭进行是否具备储油条件的研究和评价工作。一般来说，在靠近生油凹陷的地质圈闭，有利于油气运移进去，成为有希望的油田，而对其他地方的圈闭，评价就要低一些。再则各个圈闭本身的保存是否完整，可储藏油量的大小等情况也需要进行研究和评价。

（四）钻探油气田

对所找到的地质圈闭，里面是否储藏着石油或天然气，在没有对它进行钻井验证之前，一般是很难给以定论的。因此，对地质圈闭进行钻探，这是寻找油田的最后一个步骤，也是极其重要、极其关键的一个步骤。其重要性及关键性在于，这个步骤中所取的一切技术和手段，它都关系到一个油田能否顺利诞生以及它的实际命运问题。

在油田发现史上有不少这样的情况：一个圈闭本来是充满了石油的，但因钻探技术及方法不当，而没有发现其中的油气，直到若干年后，人们再次认识，再次钻探时才证实是个油田；还有的在首次钻探中就发现了油层，但其中油气就是出不来或油气产量很低、结果评价为没有工业开价值而弃置一旁，可是以后的重新钻探或经过一定的技术措施，又喷出了高产油气流。可见，钻探是发现油气田至关重要的一步，它与前面的工作关系，如同十月怀胎与一朝分娩那样，所以必须十分认真对待。

在盆地内或一个圈闭上第一口或第一批探井应该打在什么位置，这是要综合考虑多种资料以后才能确定的。其实，第一口井就找出油田来的可能性是比较小的，如新疆克拉玛依因为旁边有黑油山可以看得见，它就是第一号探井生油的。至于我国东部在复盖区找油田，就不那么容易了，大庆油田的第一口出油井是松基3井，说明在此以前至少已有了两口空井；胜利油田的第一口出油探井是华8井，说明在此之前曾经至少打了7口干井；大港油田是在打了近20口探井以后才发现的；任丘油田的第一口出油井是任4井，在它以前，曾经有5口以上的井落了空。当然，确定探井井位也不是无章可循、完全盲目的，简单而言，以找油为目的的探井(另有以探明地层为目的的井称之为基准井或参数井)总是尽可能定在圈闭的最高位置，其理由就是油和气总是浮在水的上面。这里的所谓"高"是指含油层的“高”。地质结构十分复杂，因而“高”也不是绝对的高，形象地比喻：如果要钻探的圈闭象个反扣着的碗或盆，第一口探井就定在拱起的碗或盆底上;如果这个圈闭象一条竖放着的大鱼，第一口井位就定在其脊背的高处；如果圈闭象一块倾斜的板(克拉玛依),探井就定在它的上方。也有极少的例外，比如一般人的头发都在头顶上最密，但秃顶者却在头部的周围才有头发，如果一定要在头顶去剪发，只会徒劳无益，新疆准噶尔盆地就有这样的实例，五十年代在其最高处打成了一口探井，一无所获，到了八十年代又在四周较低处打井，却出了油，用“秃顶”周围的头发来比喻，确有相似之处。也有确实在“盆底”找到油的，犹如炒菜的锅里放点油，它不可能停在锅沿上，这是因为这里的地层里几乎没有水，石油不占密度差的优势浮起来，只好“沉底”了，这种实例很少，所以“高处找油”仍然是首先应当遵循的准则。

当一个地质圈闭经钻探后，有一口井获得了有工业开价值的油气流，这就算是找到了一个油田。但是，还必须进一步把这个油田的具体范围和出油能力搞清楚。因此，在钻探过程中发现油气之后，就应立即查清油层的层数、深度、厚度，并要搞清油层的岩性和其他物理性质，还要对油层进行油气生产能力的测试和原油性质的分析。然后再进行扩大钻探，进一步探明圈闭含油气情况，算出地下的油气储藏量有多少。这样，对单独个油田来说，它的初步勘探工作就算结束了。

最后这里还需加以说明的是，在实际寻找油田的工作中，这个步骤不可能绝然分开进行，而总是相互联系、交错进行的。找有利生油凹陷的过程中，往往也同时就找到了地质圈闭;在找地质圈闭过程中，也会发现新的沉积地层或新的生油凹陷;在钻探圈闭时，也会发现新的生油层和储集层，以致给人们增加许多新的认识。总的来说，寻找油田的过程，一方面是人们对地下情况不断积累资料、深化认识的过程，一方面又是找油技术不断进步的过程。

国土部研究人员10日说，中国石油储量仍处于增长期，尽管已进入低速增长阶段。

国土部信息中心全球战略研究开放实验室副主任张新安在此间召开的“2005中国石油论坛”上说，得益于高强度的石油勘查活动，中国石油储量继续保持良好增长势头。

截至2004年底，中国累计探明包括原油和凝析油在内的石油地质储量为248．44亿吨，比2003年底增长5．4％；累计探明石油可储量67．91亿吨，增长3．4％；累计出量43亿吨；剩余可储量24．91亿吨，增长2．4％。

张新安指出，中国石油储量替代率尚维持在合理水平。储量替代率是反映储量接替能力的指标，是指国内年新增探明可储量与当年开消耗储量的比值。替代率为1，表明勘探所导致的储量增加与开所导致的储量消耗持平。储量替代率大于1，表明储量的增加大于消耗，小于1则表示勘探新增的储量不能完全弥补储量的消耗。

张新安介绍说，1993年以来，中国石油储量替代率基本维持在1．0左右。2004年，更是达到了1．27的高水平。

此外，自1993年成为石油进口国以来，中国的石油储比一直维持在14至16的范围内。储比是指国内石油剩余可储量与当年储量之比，即目前石油剩余可储量可供消费的时间。张新安说，尽管这一比值仅及2004年世界石油平均储比43的三分之一，但由于世界平均储比受中东储比拉高影响，这仍是一个较为合理的、可以保持石油工业持续健康发展的水平。

张新安认为，目前中国石油面临的主要问题是开和消费的高强度。2004年，中国占世界石油储量的1．5％，产量占世界总量的4．5％，但消费量却占世界总量的8．2％。

尽管如此，近年来中国原油产量保持较快增速。由2000年的1．63亿吨增至2004年的1．75亿吨，年均增长1．1％。预计今年将达到1．8亿吨，而按照以前的预测，到2010年才可能达到这个数字。

张新安说，中国石油潜力巨大，尚有约三分之二的潜力待探明。在这三分之二的待探明潜力中，三分之一可以在当前技术和成本条件下探明；三分之一可以利用现有技术探明，但发现成本将大幅增加；其余三分之一将依赖未来技术的创新。

他建议，中国应取有效措施，加大石油勘探开发力度，建立与市场经济相适应的新体制，完善油气基础地质投入机制，实行风险投资机制，推进勘探开发竞争机制。

张新安表示，中国还应取包括经济和行政手段在内的各种有效措施，加强对非常规油气的评价勘查。据介绍，中国油页岩预测总量4832亿吨，但尚未展开系统调查评价，探明程度仅为6％。油砂目前尚无查明储量，预计量达80亿吨以上。

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非常规油气特殊的形成机制与赋存状态，需要针对性的特色勘探开发技术。提高储层预测精度和油气单井产能是技术攻关的重点。国内、外长期针对致密砂岩油气、页岩气、煤层气等的勘探开发实践，形成了一套较为成熟有效的核心技术，这些技术各展所能、相映成彰，推进了非常规油气的勘探开发进程。本节简要介绍地震叠前储层预测、水平井钻井、大型压裂、微地震检测、缝洞储层定量雕刻等5项核心技术。

一、地震叠前储层预测技术

近年来，油气勘探开发对地下储层预测和油气分布的成像精度要求越来越高，因此地震叠前预测技术受到各大油公司的高度重视，国内、外均投入很大的力量进行相关领域新技术的研发及应用研究。目前，地震叠前储层预测技术已进入大规模工业化应用阶段。

国外地震叠前储层预测技术发展迅速，方法类型多样，并推出了功能齐全、特色各异、综合性强的商用软件。国内随着勘探开发对象由中高渗碎屑岩常规储层向致密砂岩、缝洞型碳酸盐岩等非常规储层转变，中国石油天然气集团公司组织开展了地震叠前储层预测技术研究，形成了以面向地震叠前反演的保真精细处理、基于岩石物理分析的敏感因子优选、层序格架约束下的层位精细解释、AVO属性分析、弹性阻抗反演、AVO反演等技术为核心的非均质储层地震叠前预测、流体检测配套技术系列。同时，强化应用基础研究，探索了岩性阻抗反演、流体阻抗反演、弹性阻抗系数反演、叠前同步反演、波动方程叠前弹性参数反演、多波波动方程同时反演、PGT含气饱和度定量预测等叠前储层预测、流体检测新技术，为进一步提高非均质储层预测精度奠定了基础。

近年中国石油天然气集团公司还开展了全数字三维地震集处理、高密度地震集处理等配套技术攻关，使得地震叠前道集数据的分辨率、保真度有了较大幅度提高，地震面元的方位角、炮检距、覆盖次数等属性分布更加均匀，为进一步提高地震叠前储层预测技术应用效果提供了保障。

与传统的地震叠后储层预测相比，地震叠前储层预测的精度显著提高，主要是由于叠前地震有更多的信息可以利用，叠后地震主要利用的是地下岩石纵波信息，而叠前地震既包含纵波也包含横波信息。储层物性参数变化时，在纵波和横波信息上有着显著不同的表现，利用这种显著差异性，可以实现储层和流体精确成像，这在单一叠后纵波资料上无法完成。地震叠前储层预测技术，在中国石油天然气集团公司各大探区均见到了明显的应用效果。如在四川龙岗地区深层碳酸盐岩气藏识别应用中，礁气藏预测符合率为75%，滩气藏预测符合率为88%;在四川盆地须二段地震叠前含气性预测中，符合率大于80%。

二、水平井钻井技术

水平井钻井技术是利用特殊的井底动力工具与随钻测量仪器，钻成井斜角大于86°，并保持这一角度钻进一定长度井段的定向钻井技术，是页岩气、致密砂岩气、煤层气等非常规油气低成本高效开发的关键技术。与直井相比，水平井具有泄油气面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、节约土地占用、避开障碍物和环境恶劣地带等优点。

水平井技术近年来在国内、外发展迅速，在提高单井产量和收率方面发挥了重要作用。美国在致密气、页岩气开发上积累了丰富的经验，形成了丛式水平井、批钻、快速钻井以及长水平段水平井等提高单井产量、降低钻完井成本的主体技术，实现了致密气、页岩气等低品位储量的有效开发。目前，全球水平井井数约5万口，主要分布在美国和加拿大。2002年以后，水平井的大量应用直接推动了美国页岩气的快速发展。

美国水平井钻井数从2000年的1144口增长到2010年的9800口，增长了8.6倍。水平井比例从2000年的3.9%增至2010年的20%。水平井应用的主要对象是页岩气，其中2008年美国钻页岩气水平井7282口，其中Barnett页岩中水平井比例已占90%以上。

国内水平井钻井技术日益受到重视，近年来在鄂尔多斯盆地苏里格与长北、塔中、松辽盆地深层火山岩等气田勘探开发中取得了进展，成效显著。如在长庆鄂尔多斯苏里格致密砂岩气区、长北低渗透砂岩气田，通过长期的探索和攻关，逐步形成了以水平井、长水平段丛式分支井等为主的开发技术，为今后大规模致密气田、页岩气的开发积累了经验。在致密砂岩、页岩气开发时一定要转变传统的观念，破除低效储量不能用高新技术的落后观念，树立水平井打快、打好、打长的意识。在水平井打长方面，要求水平段至少在1000m以上。

当前，水平井钻井技术正在向集成系统发展，即结合地质、地球物理、油层物理和工程技术，开发大位移钻井、侧钻水平井钻井、分支井、径向水平井、欠平衡钻井、连续油管等技术，并研制技术含量高的随钻测量(MWD)、随钻测井(LWD)等设备。

三、大型压裂技术

大型压裂技术是提高非常规致密储层渗流能力的关键技术。大型压裂技术突破了常规压裂理论的束缚，主要用大排量、大砂量在地层中造出超过常规压裂长、宽、高的裂缝，扩大泄油气半径，创造“人造渗透率”，提高单井产量，大幅增加了非常规油气储量的动用程度。水平井分段压裂、直井分层压裂等核心技术已经成为美国非常规气的有效开发的核心。2003年，以水平井多段压裂技术取得突破为标志，实现了Barnett页岩气的快速发展，也加快了页岩气领域从发现到开发的节奏。

近年来，中国石油天然气集团公司进一步加大了直井分层压裂、水平井分段压裂关键技术引进和攻关的力度，取得了长足的进步和明显的生产效益。如分层压裂技术在苏里格东区、川中须家河组储层取得了明显效果，苏里格东区分压4层是合层压裂产量的1.7倍，川中须家河分层压裂产量是合层压裂的1.6倍。苏里格气田通过实施水平井分段压裂，水平井初期平均单井日产气达到7.8×104m3，可保持日产气5×104m3稳定生产，增产效果明显。

直井分层压裂技术一般包括封隔器+滑套投球分层压裂、连续管喷砂射孔、环空加砂分层压裂、TAP套管滑套阀分层压裂等。封隔器+滑套投球分层压裂技术已在苏里格气田应用2000口以上，在川中须家河应用110口以上，已成为苏里格气区、川中须家河组直井分层压裂的主体技术。长庆油田引进的Schlumberger公司TAP套管滑套阀分层压裂技术，在苏里格气田和盆地东部完成了4口井现场试验，取得了明显效果。如2010年长庆油田在米37井2402.8～2845.0m井段，用TAP工艺在国内第一次成功进行连续9层分压，注入总液量1672.0m3，加砂量126.4m3，创造了该技术在国内分压层数的新纪录。同时成功实施了钻飞镖作业和关闭产水层作业，实现了个别产水层TAP阀的成功关闭，有效降低了产水层对试气产量的影响。米37井关闭主要产水层山2和盒7段滑套后，试气井口产量从1.89×104m3/d上升到5.70×104m3/d，产水量从16.7m3/d下降到3.6m3/d，大大降低了产水层对试气产量的影响。

水平井分段压裂技术包括裸眼封隔器+滑套投球分段压裂、水力喷射分段压裂等。裸眼封隔器、滑套投球分段压裂技术在苏里格已累计应用57口井，主体为分压4～5段。川庆钻探等单位已实现了工具国产化，并从分压4～5段发展到11段。国产化裸眼封隔器、滑套投球分段压裂工具在苏里格已入井18口，最多分压10段。

吉林油田长深登平2井，是中国石油天然气集团公司目前水平井分段压裂规模最大的井，创造了目前中国石油天然气集团公司水平井压裂级数最多、单井压裂规模最大、单级压裂规模最大3项记录，推动了松辽盆地长岭凹陷致密砂岩气田的规模有效开发。长深登平2井水平段长837m，钻遇气层厚度为755m，分10段压裂，泵入总液量4610m3，加砂838m3。通过用大规模分段压裂，10mm油嘴测试日产气35.8×104m3(油压22.8MPa)，目前该井稳定产量17×104m3/d(油压18.5MPa)，进一步拓宽了松辽盆地致密气藏有效开发的技术思路。

四、微地震检测技术

微地震又称无源地震或被动地震，在油藏压裂、注水开等生产活动中，地下油气藏一般会伴生类似天然地震、烈度很低的微地震现象。产生微地震的位置可以根据反射器的类型确定，根据样密度和纵波来计算确定。

微地震技术可以用来检测油气生产层内流体的流动情况，以及裂缝的活动情况，可以用来研究在断层带附近发生的自然地震。微地震在油气勘探开发中常用来监测油藏生产、作业效果，为优化油气藏管理、致密储层勘探开发提供了决策依据。

目前，微地震技术在国外油藏监测以及国内矿山开监测等生产领域，已是一门较成熟的技术，也是近年来国外页岩气勘探开发过程中，改进页岩气增产效果的一项必不可少的专项技术。

页岩气的开发主要依赖于通过大型压裂，建立一种长而宽的人造裂缝通道，将大量的非常复杂的裂缝网络连通，从而增大泄压面积。微地震监测技术是了解人造裂缝的几何形态、改进增产措施或加密井效果的关键。页岩气开发过程中的微地震压裂监测技术，是将检波器放置在距压裂井小于600m的观测井中(一般是直井)，对压裂井在压裂过程中诱发的微地震波进行持续的监测，动态地描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布形态。

微地震分析能够及时了解人造裂缝产生的方向、延伸长度等信息，还可实时监测控制压裂的过程，提供压裂增产期间关于多次压裂深度和宽度的宝贵信息，做到对压裂方案进行优化选择。如利用实时裂缝监测资料，可确定裂缝尺寸的异常变化，从而使分级压裂方案得到及时调整，并分析该调整方案对整体压裂方案产生的影响;同时，可确定裂缝是否偏离设计层位，确定封隔方法的效果达到了何种程度。在分级压裂过程中，如果确定某层位得到了重复压裂，可终止当前压裂措施并开始下级压裂;如果确定目前施工层位正在产生多条裂缝，根据压裂液与支撑剂的剩余量，适当延长该层位的压裂时间;如果确定裂缝遇到了断层，立即停止压裂施工。裂缝监测在页岩气压裂中占有很重要地位，通过裂缝监测，确定裂缝方位和展布，计算改造体积，为产量预测、新井布井、压裂设计提供依据。此外，利用微地震检测技术还可以对页岩压裂前后的渗透率进行估算。

我国在塔里木、华北、长庆等油田曾利用微地震技术进行过油藏监测方面的先导性试验，在注水前缘监测、区域天然裂缝预测和剩余油分布识别等方面，取得了一定效果。但在页岩气勘探开发中的应用还处于初期探索阶段。

五、缝洞储层定量雕刻技术

缝洞型储层具有大规模层状与准层状分布特征，部分连通型缝洞可以形成连续型油气藏，是碳酸盐岩的重要油气勘探开发领域。碳酸盐岩缝洞型储集空间一般肉眼可见，包括溶蚀孔、洞、缝及大型洞穴、裂缝等，具有极强的非均质性。

缝洞型储层前期研究主要是利用地震剖面“相面法”进行定性识别目标，如“羊肉串”模式，但是由于受深层地震资料信噪比低的影响，缝洞难以精确成像。21世纪以来，中国石油、中国石化等公司组织了缝洞储层定量雕刻技术攻关，初步实现了复杂缝洞性储层的雕刻与定量化评价，已在塔里木盆地奥陶系、鄂尔多斯盆地奥陶系等缝洞型油气勘探发现中发挥了关键作用。

钻前缝洞型储层定量雕刻主要依靠地震资料，以高保真地震成像处理为前提，以模型正演和岩石物理分析为基础，通过“三定法”，实现缝洞型储层或油气藏的定量化预测。“三定”是指:①定位置，利用高精度三维地震和各向异性偏移技术，实现地震信息的高精度成像;②定形态，利用振幅雕刻技术(洞穴)和方位各向异性技术(裂缝)，实现缝洞体系立体描述;③定规模，利用岩石物理分析和正演模拟技术，实现储集空间定量化预测。如在塔里木盆地塔北和塔中地区，应用缝洞体系立体描述技术，缝洞储层钻遇率达到100%。应用PG剖面、流体因子等多属性融合技术，缝洞储层流体预测符合率达到80%以上。

碳酸盐岩缝洞体系地震定量雕刻技术系列包括4项核心技术:①井控地震保真处理技术，能够促进地震剖面串珠反射更加清晰、数量明显增多;②叠前地震偏移技术与各向异性处理技术，能够精细刻画不同级别的断裂系统;③溶洞模型正演技术，能够建立缝洞大小、填充与地震响应量版;④三维可视化雕刻技术，能够对裂缝、溶洞进行独立雕刻和融合研究，分析缝洞系统的连通性，精细描述缝洞的空间关系。

钻后缝洞型储层定量评价，主要依靠微电阻率扫描成像测井技术。目前已形成了以电成像测井为主导的有效储层识别及缝洞储层参数定量评价技术，建立了多种较为有效的流体识别方法图版，显著提高了此类储层的测井评价能力。另外，开发的远探测声波反射波成像测井新技术，使得探测距离由3m拓展到10m，有利于发现邻近分布的隐蔽缝洞，提高评价精度。

十大石油科学技术有哪些？

石油知识———石油地质名词解释

油田------由单一构造控制下的同一面积范围内的一组油藏的组合。

气田------单一构造控制几个或十几个汽藏的总和。

石油------具有不同结构的碳氢化合物的混和物为主要成份的一种褐色。暗绿色或黑色液体。

天燃气----以碳氢化合物为主的各种汽体组成的可燃混和气体。

生油层----在古代曾经生成过石油的岩层。

油气运移--在压力差和浓度差存在的条件下，石油和天然气在地壳内任意移动的过程。

垂直运移--即油气运移的方向与地层层面近于垂直的上下移动。

测向运移---即油气运移的方向与地层层面近于平行的横向移动。

储集层-----能使石油和天然气在其孔隙和裂缝中流动，聚集和储存的岩层。

含油层-----含有油气的储集层。

圈闭----凡是能够阻止石油和天然气在储集层中流动并将其聚集起来的场所。

盖层----紧邻储集层上下阻止油气扩散的不渗透岩层。

隔层----夹在两个相邻储集层之间阻隔二者串通的不渗透岩层。

遮挡----阻止油气运移的条件或物体。

含油面积----由含油内边界所圈闭的面积。

油水边界----石油和水的接触边界。

储油面积-----储油构造中，含油边界以内的平面面积。

工业油气藏-----在目前枝术条件下，有开价值的油气藏。

构造油气藏-----由与构造运动使岩层发生变形和移位而形成的圈闭。

地层油气藏-----由地层因素造成的遮挡条件的圈闭。

岩性油气藏-----由于储集层岩性改变而造成圈闭。

储油构造-----凡是能够聚集油，气的地质构造。

地质构造-----地壳中的岩层地壳运动的作用发生变形与变位而遗留下来的形态。

沉积相----指在一定的沉积环境中形成的沉积特征的总和。

沉积环境-----指岩石在沉积和成岩过程中所处的自然地理条件、气候状况、生物发育状况、沉积介质的

物理的化学性质和地球化学要条件。

单纯介质-----只存在一种孔隙结构的介质称为单纯介质。如孔隙介质、裂缝介质等。

多重介质----同时存在两种或两种以上孔隙结构的介质称为多重介质。

均质油藏-----整个油藏具有相同的性质。

非均质油藏-----具有不同性质的油藏，包括双重介质油藏；裂缝西个油藏；多层油藏

弹性趋动-----油井开井后压力下降，油层中液体会发生弹性膨账，体积增大，而把原油推向井底。

水压趋动----靠油藏边水。底水或注入水的压力作用把原油推向井底。

地质储量----在地层原始条件下，具有产油气能力的储层中所储原油总量。

可储量----在目前工艺和经济条件下，能从储油层中出的油量。

剩余可储量----油田投入开发后，可储量与累计出量之差。

收率-----油田出的油量与地质储量的百分比。

最终收率----油田开发解束累计油量与地质储量的百分比。

出程度---油田在某时间的累计油量与地质储量的比值。

油速度----年出油量与地质储量之比。

原油密度----指在标准条件下（20度,0.1MPa）每立方米原油质量。

原油相对密度----指在地面标准条件（20度,0.1MPa）下原油密度与4度纯水密度的比值。

原油凝固点----在一定条件下失去了流动的最高温度。

原油粘度----原油流动时，分子间相互产生的摩檫阻力。

原油体积系数----地层条件下单位体积原油与地面标准条件下脱汽体积比值。

原油压缩系数----单位体积地层原油在压力改变0。1兆帕时的体积的变化率。

溶解系数----在一定温度下压力每争加0。1兆帕时单位体积原油中溶解天燃汽的多少。

孔隙度----岩石中孔隙的体积与岩石总体积之比。

绝对孔隙度----岩石中全部孔隙的体积与岩石总体积之比。

有效孔隙度-----岩石中互相连通的孔隙的体积与岩石总体积之比。

含油饱和度-----在油层中，原油所占的孔隙的体积与岩石总孔隙体积之比。

含水饱和度-----在油层中，水所占的孔隙的体积与岩石孔隙体积之比。

稳定渗流-----在渗流过程中，如果各运动要素与（如压力及流速）时间无关，称为稳定。

不稳定渗流-----在渗流过程中，若各运动要素与时间有关，则为不稳定渗流。

等压线----地层中压力相等的各个点的连接线称为等压线。

流线-----与等压线正交的线称为流线。

流场图----由一组等压线和一组流线构成的图形为流场图。

单相流动-----只有一种流体的流动叫单相流动。

多相流动------两种或两种以上的流体同时流动叫两相或多相流动。

渗透率----在一定压差下，岩石允许液体通过的能力称渗透性，渗透率的大小用渗透率表示。

绝对渗透率----用空汽测定的油层渗透率。

有效渗透率----用二种以上流体通过岩石时，所测出的某一相流体的渗透率。

相对渗透率----有效渗透率与绝对渗透率的比值。

水包油----细小的油滴在水介质中存在的形式。

油包水----细小的油滴在水介质中存在的形式。

供油半径-----把油井供油面积转换成圆形面积后的圆形半径。

地层系数----地层有效厚度与有效渗透率的乘积。

流动系数----地层系数与地下原油粘度的比值，表示流体在岩层中流动的难易程度。

导压系数-----表示油层传递压力性能好坏的参数。

续流-----油井地面关井后,井下仍有油流从地层中继续流入井眼,这种现象称为续流。

井筒储存效应-----油井刚关井时所出现的现象。

折算半径----把实际井的各个因素（不完善或超完善）对压力的影响，变成一个由于某井径引起对压力

的等效作用，这个等效半径称为折算半径。

完善程度-----指理想完善井的工作压差与实际井工作压差之比。

完善指数-----油井实际工作压差与压力恢复取限制线段斜率之比。

表皮效应-----实际井的各个非完善因素造成的附加压力同油层渗透阻力之比。它是当原油从油层流入井

筒时，产生一个压力降的现象。

井间干扰-----井与井之间产生的动态影响现象。

油指数----油井生产压差每增大0.1兆帕，所增加的油量。

栅状图-------表示油层各个方向的岩性，岩相变化情况，层间；井间连通情况。

主力油层-----油层厚度大，渗透率高，的好油层。

接替层-----在油田稳产中起接替作用的油层。

见水层位-----注入水沿连通层向油井推进，使油井某一层含水。

来水方向-----油井受某方向注水井注水效果而使动态变化叫来水方向。

扫油面积系数-----指一个开井组，已被水淹的油层面积与所控制面积的比值。

注平衡----注入油层水量与出油量的地积相等。

注比-----油田注入剂（水,气）地积与出液量（油,气,水）的地积之比。

吸水指数----注水井在单位注水压差下的日注水量。

注水强度----注水井在单位有效厚度油层的日注水量。

压力平衡-----注水井所补给油层的压力与出油。水所削耗的压力相等。

地下亏空----注入水的体积小于出液量的地积。

含水率----含水油井，日产水量与日产液水量的百分比。

井别----根据钻井目的和开发的要求，把井分为不同的类别。

探井----经过地球物理堪探证实有希望的地质构造为了探明地下情况，寻找油。汽田而钻的井。

资料井-----为了编制油田开发方案所需要的资料而钻的取心井。

生产井----用来油的井。

注水井----用来向油层内注水的井。

观察井----专门用来观察油田地下动态的井。

检查井----为了检查油层开发效果而钻的井。

更新井-----为了注系统完善，需要打新井，这些新钻的井叫更新井。

调整井----在原有井网基础上，为改善油田开发效果，而补充钻的一些另散井或成批成排的加密井。

正注井---从油管向地层注水的井称为正注井。

反注井---从套管向地层注水的井称为反注井。

井网----油气水井在油田上的排列和分布。

精度----反映测试仪器;仪表和计量器具误差大小的程度。

误差----测量值与真实值之差。

油补距----从油管挂平面到钻盘补心的距离。

套补距----从套管最末一根节箍上平面到钻盘补心的距离。

静水柱压力-----从井口到油层中部的水柱压力。

原始地层压力-----油田还没有投入开发，在探井中测得的油层中部压力。

目前地层压力-----油田投入开发以后，某一时期测得的油层中部压力。

油压----原油从井底流到井口的剩余压力。

套压----油套环形空间内的压缩汽体压力。

流压----油井正常生产时测得的油层中部压力。

静压----油井投入生产以后，利用短期关井，待井底压力恢复稳定时，测得的油层中部压力。

饱和压力----溶解在原油中的天燃汽刚刚开始分离时的压力。

基准面压力----在油田开发过程中，为了正确地对比井与井之间的力高低，把压力折算到同一海拔深度

进行比较，相同海拔深度压力称基准面压力。

压力系数----指原始地层压力与静水柱压力的比值。

总压差-----目前地层压力与原始地层压力的差值。

油压差------目前地层压力与流压的差值。

流饱压差----指流压与饱和压力的差值。

地饱压差----指目前地层压力与饱和压力的差值。

注水压差-----指注水井井底流压与静压的差值。

流压梯度----油井正常生产时每米液柱所产生的压力。

静压梯度-----油井关井以后，井底压力恢复稳定时，每米液柱所产生的压力。

机戒油-----用各种机戒将油到地面上来的方法。

抽油机----是代动井下抽油泵工作的地面机戒。

抽油杆----是抽油机井的细长杆件，它上接总杆，下接抽油泵起传递动力的作用。

光杆----是钢质圆形杆件，它上连抽油机下连抽油杆，起传递动力的作用。

悬绳器----是驴头和光杆的连接装置。

抽油泵-----由抽油机带动把井内原油举升到地面的井下装置。

套管----用水泥固定在井壁上的钢管，起封隔油汽水层。加固油层。井壁的作用。

油管----下入套管中间的无缝钢管。

静液面----抽油机关井后，环空液面缓升到一定位置稳定下来的液面。

动液面----抽油机正常生产时，井口至液面的距离。

泵效----抽油泵的实际排量与理论排量的比值。

沉没度-----泵深与动液面的差值。

冲程----驴头往复运动，带动光杆运动的高点和低点的距离。

冲数----抽油泵活塞在工作筒内每分钟往复运动的次数。

充满系数----抽油泵活塞完成一次冲程时泵内进入油的体积和活塞让出的体积的比。

气锁-----深当深井泵内进入气体后，使泵抽不出油的现象。

示功图----示功仪在抽油机一个抽吸周期内测取的封闭曲线。

压裂-----利用水力作用，使油层形成裂缝的方法。

合层压裂----指对日口井中的生产层组的各个小层同时压裂。

单层选压-----是选择一个层组中的某一小层或某一段进行压裂。

油层破裂压力-----指油层破裂时的压力或油层刚开始吸水时的压力。

污染井---污染系数大于零的油层为污染井。

完善井---污染系数等于零的油层为完善井。

超完善井---污染系数小于零的油层为超完善井。

酸化井---污染系数小于-3的油层为酸化井。

吸水启动压力----油层刚开始吸水时的压力称吸水启动压力。

驱动方式----驱使原油流向井底的动力来源方式称驱动方式。

注水强度-----单位有效厚度的日注水量称注水强度。

含水率-----日产水量与日产液量的比值称含水率。

串槽--各层段沿油井套管与水泥环或水泥环与井壁之间的串通。

完钻井深----完钻井底至方补心顶面的距离。

水泥返高----套管和井壁之间水泥上升的高度。

人工井底----固井完成留在套管最下部的一段水泥的顶面。

水泥塞----从完钻井底至人工井底的水泥柱。

流度-----地层隙数与地下原油粘度的比值叫流度。

机诫油----利用各种机诫将油到地面上来的方法叫机诫油。

表皮因子-----表皮效应性质的严重程度称表皮因子。

油层中部深度----油水井井口至射孔井段（顶部至底部）1/2处。

供油半径---在多井生产时，油水井在地下控制一定范围的含油面积含油面积的半经称为供油半经。

石油知识———油气勘探知识

石油成因的学说

主要有无机成因和有机成因学说。多数学者认为石油主要是有机成因的。

生油岩

按照有机成因学说，大量的微体生物遗骸与泥砂或碳酸质沉淀物埋藏在地下，经过长时期的物理化学作用，形成富含有机质的岩石，其中的生物遗骸转化为石油。这种岩石称为生油岩。

储集层

是指能够储存和渗滤油气的岩层，它必须具有储存空间 (孔隙性 )和储存空间一定的连通性 (渗透性 )。储集层中可以阻止油气向前继续运移，并在其中贮存聚集起来的一种场所，称为圈闭或储油气圈闭。

油气藏

圈闭内储集了相当多的油气，就称为油气藏。

油气田

在地质意义上，油气田是一定 (连续 )的产油面积内各油气藏的总称。该产油面积是受单一的或多种的地质因素控制的地质单位。

油气聚集带

油气聚集带是油气聚集条件相似的、位置邻近的一系列油气藏或油气田的总和。它具有明确的地质边界。区，形成年产原油 430万吨和天然气 3.8亿立方米生产能力。

含油气盆地

在地质历史上某一时期的沉降区，接受同一时期的沉积物，有统一边界，其中可形成并储集油气的地质单元，称做含油气盆地。

生油门限

生油岩在地质历史中随着埋藏在地下的深度加大，受到的压力和温度增加，其中的有机质逐步转变成油或气。当生油岩的埋藏到达大量生成石油的深度 (也是与深度相应温度 )时，叫进入生油门限。

油气地质储量及其分级

油气地质储量就是油气在地下油藏或油田中的蕴藏量，油以重量 (吨 )为计量单位，气以体积 (立方米 )为计量单位。地质储量按控制程度及精确性由低到高分为预测储量、控制储量和探明储量。地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等 8县境内。已累计找到 14个油田，探明石油地质储量 1.7亿吨及含油面积 117.9平方公里。 1995年年产原油 192万吨。

油 (气 )按储量可分

按最终可储量值可分成 4种：特大油 (气 )田：石油最终可储量大于 7亿吨 (50亿桶 )的油田。天然气可按 1137米 3气 =1吨原油折算。大型油 (气 )田：石油最终可储量 0.7～ 7亿吨 (5～ 50亿桶 )的油 (气 )田。中型油 (气 )田：石油最终可储量 710～ 7100万吨 (0.5～ 5亿桶 )的油 (气 )田。小型油 (气 )田：石油最终可储量小于 710万吨 (5000万桶 )的油 (气 )田。

按圈闭类型划分油气藏

有构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏三大类。后两类比较难于发现，勘探难度大，称为隐蔽圈闭油气藏。

岩石分类

岩石分沉积岩、火成岩及变质岩三大类。多数油、气储存于沉积岩中，火成岩及变质岩中也可以储存油、气。常见的沉积岩有砂岩、砾岩、泥岩、页岩、石灰岩及白云岩等。

地层及其单位

岩石 (特别是沉积岩 )常常是由老到新呈现为层状排列的，因而把这些排列在一起的岩石统称为地层。地层的单位有大有小，因其成因和时代及工作需要可把排列在一起的岩石划分为不同的地层单位和系统。

地层时代划分

地层形成的年代有老有新，通常把地层的时代由老至新划分为太古代、元古代、古生代、中生代、新生代等，与 “ 代 ” 相对应的地层单位则称为 “ 界 ” ，如太古界、 …… 新生界等。 “ 代 ” 可以细分为 “ 纪 ” ，如中生代分为三叠纪、侏罗纪、白垩纪，新生代分为第三纪、第四纪等，与 “ 纪 ” 相对应的地层单位称为 “ 系 ” ，如侏罗系、第三系等。 “ 纪 ” 和 “ 系 ” 还可以再详细划分，如油、气勘探开发工作中常用到的 “××× 组 ” 和 “××× 层 ” ，就是更小的地层单位。

三维地震勘探

由于地震勘探的测线只提供了二维的信息，要了解一定面积内的地下情况需要把各条测线的地震剖面进行对比，找出相关的信息推断测线之间的地下情况，才能形成整体概念，这就可能产生相当大的人为误差。三维地震是在一定的面积上用地下地震信息的方法，它可从三维空间 (立体的 )了解地下地质构造情况。这种方法可以提供剖面的、平面的，立体的地下地质图构造图象，大大地提高了地震勘探的精确度，对地下地质构造复杂多变的地区特别有效。

高凝油

通常把凝固点在 40℃ 以上，含蜡量高的原油叫高凝油。辽宁省的沈阳油田是我国最大的高凝油田，其原油的最高凝固点达 67℃ 。

稠油

稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油。通常把地面密度大于 0.943、地下粘度大于 50厘泊的原油叫稠油。因为稠油的密度大，也叫做重油。我国第一个年产上百万吨的稠油油田是辽宁省高升油田。

天然气

地下出的可燃气体称做天然气。它是石蜡族低分子饱和烃气体和少量非烃气体的混合物。天然气按成因一般分为三类：与石油共生的叫油型气 (石油伴生气 )；与煤共生的叫煤成气 (煤型气 )；有机质被细菌分解发酵生成的叫沼气。天然气主要成分是甲烷。

干气和湿气

油田的伴生天然气，经过脱水、净化和轻烃回收工艺，提取出液化气和轻质油以后，主要成分是甲烷的处理天然气叫干气。一般来说，天然气中甲烷含量在 90%以上的叫干气。甲烷含量低于 90%，而乙烷、丙烷等烷烃的含量在 10%以上的叫湿气。

天然气与液化石油气区别

天然气是指蕴藏在地层内的可燃性气体，主要是低分子烷烃的混合物，可分为干气天然气和湿天然气两种。干气成分主要是甲烷，湿天然气除含大量甲烷外，还含有较多的乙烷、丙烷和丁烷等。液化石油气是指在炼油厂生产，特别是催化裂化、热裂化、焦化时所产生的气体，经压缩、分离而得到的混合烃，主要成分是丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等。

沉积相

指在一定的沉积环境下形成的岩石组合。在沉积环境中起决定作用的是自然地理条件的不同，一般把沉积相分为陆相、海相和海陆过渡相。

油气盆地数值模拟技术

油气盆地数值模拟技术主要是从盆地石油地质成因机制出发，将油气的生成、运移、聚集合为一体，充分研究各种地质参数，建立数字化动态模型，并形成一维～三维的计算机软件，全方位的描述一个盆地的油气形成及地质演化过程。

石油勘探

所谓石油勘探，就是为了寻找和查明油气，而利用各种勘探手段了解地下的地质状况，认识生油、储油、油气运移、聚集、保存等条件，综合评价含油气远景，确定油气聚集的有利地区，找到储油气的圈闭，并探明油气田面积，搞清油气层情况和产出能力的过程。

地震勘探

地震勘探是地球物理勘探中一种最重要的的方法。它的原理是由人工制造强烈的震动 (一般是在地下不深处的爆炸 )所引起的弹性波在岩石中传播时，当遇着岩层的分界面，便产生反射波或折射波，在它返回地面时用高度灵敏的仪器记录下来，根据波的传播路线和时间，确定发生反射波或折射波的岩层界面的埋藏深度和形状，认识地下地质构造，以寻找油气圈闭。

多次覆盖

多次覆盖是指用一定的观测系统获得对地下每个反射点多次重复观测的集地震波讯号的方法。它可以消除一些局部的干扰，有利于求得较准确的讯号。

地震剖面

地震勘探方法是在地面上布置一条条的测线，沿各条测线进行地震施工集地震信息，然后经过电子计算机处理就得出一张张地震剖面图。经过地质解释的地震剖面图就象从地面向下切了一刀，在二维空间 (长度和深度方向 )上显示了地下的地质构造情况。

地震勘探的数据处理

把记录集到地震信息的磁带上的大量数据输入到专用的电子计算机中，按照不同的要求用一系列功能不同的程序进行处理运算，把数据进行归类编排，突出有效的，除去无效和错误的，最后把经过各种处理的数据以波形、线形的形式绘制在胶片上或静电纸上，形成一张张地震剖面。这个过程就称做数据处理。

地震勘探中所说的速度

地震勘探所说的速度即是地震波的传播速度。常用的是平均速度，它是地震波垂直穿过某一岩层界面以上各地层的总厚度与各层传播时间总和之比，可以用来把地震记录的时间转换为深度 (距离 )。此外，还有层速度、均方根速度、叠加速度等。

水平叠加剖面

在用多次覆盖方法集的地震资料处理过程中，把共同反射点的许多道的记录经动校正以后叠加起来，以提高讯噪比 (高讯号与噪声的比例 )，压制干扰，用这种方法处理所得到的地震剖面叫水平叠加剖面。

叠加偏移剖面

在地震资料处理中，在水平叠加的基础上，实现反射层的空间自动归位，用这种方法处理得到的地震剖面，就是叠加偏移剖面。

垂直地震剖面

地震源放置于地面，接收的检波器置于深井中，地面激发震动后由不同深度的检波器接收地震波讯号，这种方法获得的地震波讯号是单程的，而不是反射或折射回来的，对分析和认识地下地质构造情况更为准确。

地震资料解释

地震资料解释是把经过处理的地震信息变成地质成果的过程，包括运用波动理论和地质知识，综合地质、钻井、测井等各项资料，做出构造解释、地层解释，岩性和烃类检测解释及综合解释，绘出有关的成果图件，对测区作出含油气评价，提出钻井位置等。

地震地层学

地震地层学是把地层学和沉积学特别是岩性、岩相的研究成果，运用到地震解释工作中，把地震资料中蕴藏的地层和沉积特征的信息充分利用起来，做出系统解释的方法。

地震层序

地震层序是沉积层序在地震剖面图上的反映。在地震剖面图上找出两个相邻的反映地层不整合接触的界面，则两个界面之间的地层叫做一个地震层序。但因为受不整合面影响，其间的地层即地震层序是不完整的，沿不整合面追踪到地层变成整合的之后，这个地震层序才是完整的。

层序地层学

层序地层学是在地震地层学基础上进一步发展的新学科，是综合地质、地震资料，详细划分并确立地下地层的层序，从而研究其构造活动、沉积环境的变化、岩相分布等。

地震相

地震相是指沉积物 (岩层 )在地震剖面图上所反映的主要特征的总和。地震相标志分为：内部反射结构；反射连续性；反射振幅；反射频率；外部几何形态及其伴生关系。

合成地震记录

合成地震记录是用声波测井或垂直地震剖面资料经过人工合成转换成的地震记录 (地震道 )。它是地震模型技术中应用非常广泛的一种，也是层位标定、油藏描述等工作的基础，是把地质模型转化为地震信息的中间媒介。

油气检测技术

油气检测技术是一种综合利用烃类存在的多种地震特性参数 (速度、频率、振幅、相位等 )来确定油气富集带的方法。这类技术有许多种，目前常用的有亮点技术和 AVO技术等。

储集层预测技术

储集层预测技术是综合应用地震、地质、钻井、测井等各项资料对地下储集层的分布、厚度及岩性和物理性质变化进行追踪和预测的一项先进技术。

地震横波勘探

地震波 (弹性波 )的传播有纵波与横波两种，纵波质点位移的方向与波的传播方向平行，横波的质点位移方向与波的传播方向垂直。现在通用的地震勘探方法集的是纵波的讯号，集横波讯号的称做地震横波勘探。横波在判断岩性、裂缝和含油气性方面有其固有的优点。此种勘探方法在我国正处于研究和实验阶段。

重力勘探

各种岩石和矿物的密度 (质量 )是不同，根据万有引力定律，其引力也不相同。椐此研究出重力测量仪器，测量地面上各个部位的地球引力 (即重力 )，排除区域性引力 (重力场 )的影响，就可得出局部的重力差值，发现异常区，这一方法称做重力勘探。它就是利用岩石和矿物的密度与重力场值之间的内在联系来研究地下的地质构造。

磁力勘探

各种岩石和矿物的磁性是不同的，测定地面上各部位的磁力强弱以研究地下岩石矿物的分布和地质构造，称做磁力勘探。由于地球本身就是个大磁体，所以对磁力的预测值应进行校正，求出只与岩石矿物磁性有关的磁力异常。一般铁磁性矿物含量愈高，磁性愈强。在油气田区，由于烃类向地面渗漏而形成还原环境，可把岩石或土壤中的氧化铁还原成磁铁矿，用高精度的磁力仪可以测出这种磁异常，从而与其它勘探手段配合，发现油气田。 ?

电法勘探

电法勘探的实质是利用岩石和矿物 (包括其中的流体 )的电阻率不同，在地面测量地下不同深度地层介质电性差异，用以研究各层地质构造的方法，对高电阻率岩层如石灰岩等效果明显。电法勘探种类较多，我国目前石油电法勘探一般用直流电测深、大地电磁测深、可控源声频大地电磁测深等方法，近期又发展了差分标定电法、大地电场岩性探测法等新方法。

地球化学勘探

根据大多数油气藏的上方都存在着烃类扩散的 “ 蚀变晕 ” 的特点，用化学的方法寻找这类异常区，从而发现油气田，就是油气地球化学勘探。油气地球化学勘探方法的种类比较多，常用的是土壤烃气体测量、土壤硫酸盐法、稳定碳同位素法、汞和碘测量法等，还有地下水化学法及井下地球化学勘探法。

地球物理测井

地球物理测井简称测井，是在钻孔中使用测量电、声、热、放射性等物理性质的仪器，以辨别地下岩石和流体性质的方法，是勘探和开发油气田的重要手段。

中国石化石油勘探开发研究院的核心技术

1．塔里木盆地山地超高压气藏勘探技术和克拉2大气田的发现　

综合石油地质、地球物理勘探、钻井、测井与测试技术等多学科、多专业联合攻关的成果，解决了塔里木盆地库车地区因地形起伏剧烈、表层岩性多变、地下逆冲断层发育而引起的一系列复杂的山地油气勘探技术难题，形成了一套比较成熟的适用于库车前陆盆地的勘探技术。在地震信息集、资料综合解释的各个环节，都有技术创新，提高了构造成图的精度；攻克了超高压层和膏盐层的钻井技术；研究了高陡复杂构造的地质建模和圈闭描述技术、前陆盆地的高压油气藏描述技术和石油地质综合评价技术等。进而，总结了库车前陆盆地逆冲带油气田（藏）特征及其分布规律，指导了该区的油气勘探实践。共发现和落实各类圈闭46个，提供钻探井位26口，探井成功率达到50%。发现了克拉2大气田（探明天然气储量2506.1亿立方米），以及依南 2、吐孜1、大北1、克拉3等一批天然气田，为"西气东输"工程提供了基础。

2．鄂尔多斯盆地上古生界天然气富集规律及勘探技术研究和苏里格庙大气田的发现

通过盆地沉积史、构造发展史和古地温演化史分析，总结了鄂尔多斯盆地具有大面积广覆式生气、水喉封隔等致密砂岩气田和深盆气田特征。深入研究鄂尔多斯盆地上古生界大气田形成地质条件、岩性气藏深盆气藏成藏过程、分布规律及中高渗透层的高产条件，；通过攻关，形成了以盆地分析模拟、储层横向预测、气藏综合描述等技术为主的九套综合配套技术系列，重新评价了上古生界天然气总量为6.76- 10.3万亿立方米，超过原评价数的三倍以上，为进一步勘探提供了科学依据。

科技攻关与勘探实践紧密结合，通过对评价出的五个有利的详探区与预探区的钻探,在苏里格庙、榆林、乌审旗地区均发现了大气田。在榆树区6000平方公里勘探范围与乌审旗7200km2勘探范围内，均已探明天然气储量超过1000亿立方米的大气田；特别是探明了苏里格庙大气田，在2万km2的勘探范围内，已探明天然气储量2204亿立方米，控制储量1000亿立方米，预测储量2013亿立方米。

3．大庆油田年产5300万吨至2000年稳产技术

形成了大庆油田高含水后期薄差油层精细描述和识别技术，建立了大庆油田各类储层的三维定量地质模型，并运用多学科技术研究剩余油形成机理，建立了各类剩余油气综合定量描述方法。进一步提高了储层井间参数预测符合率，剩余油预测符合率，水淹层测井分辨率和解释符合率。在此基础上，形成了一套行之有效的剩余油挖潜技术。三次加密单井增加可储量5000吨，预计可钻7000口井。经测算已增加可储量2487万吨。

形成了大庆低渗透油藏油气富集区筛选、经济可储量评价技术和方法，提供了较多开发的区块。低渗透油田试验区块油速度达1.2%。大大降低了百万吨产能建设投资。形成了大庆油田注聚合物出液高效处理及动态监测技术；聚合物配注系 统国产化及聚合物管道熟化技术；深度调剖技术，增加百万吨油量的投资成本比" 八?五"下降15%以上。到2000年底，低渗透油田年油量达400万吨,注聚合物年产油 800万吨以上，实现了大庆油田年稳产5300万吨的目标。

4、 GRISYS/WS－V5.0地震数据处理系统及KL Seis 1.0地震集工程软件系统

GRISYS地震数据处理系统 GRISYS/WS－V5.0在GRISYS/WS－V4.0的基础上,创新发展了高分辨率处理软件包、交互折射波静校正软件包、交互精细速度分析软件包、 VSP处理软件包、交互储层综合分析软件包等新技术,使其更加适应于我国陆相盆地沉积的薄互层油气藏勘探和西部复杂地表区的油气勘探.经过对大庆、辽河、胜利、新疆、华北、二连、中原、河南、滇黔桂等地区的资料处理,均取得良好效果，对克拉2 大气田的发现提供了主要的技术支持。目前已安装此系统60套，创直接经济效益2400 多万元,节约了大量引进国外软件的费用。

KLSeis 1.0是国内第一套涵盖了地震野外数据集全过程，方法先进、功能齐全，适用性广的集系统软件。经专家鉴定认为，从整体上处于国际领先水平。目前，已有中油集团公司、中石化集团公司、海洋石油总公司下属的16家物探专业公司配备了该系统软件，推广应用近百套，技术经济效益十分显著。

5、侧钻水平井钻配套技术

建立了针对砾岩油藏、稠油、高凝油油藏侧钻水平井设计的油藏工程方法，包括对开发区块剩余油定量描述、侧钻水平井开机理和应用数值模拟技术研究，以及侧钻水平井开效果评价方法等；在钻井技术上，通过建立钻井轨迹模型，总结了侧钻开窗原则、方式，井眼轨迹控制技术、井下钻柱磨阻、稳定性、相容性、钻具及其造斜能力等，开发了应用软件，用以指导钻井施工；针对不同地层条件在完井和油工艺技术上有所创新。应用以上技术，先后在新疆砾岩区块完成侧钻水平井8口,初期日产油相当原井日产量的2.5倍，为该区块平均日产的2.4～3.9倍。在辽河油田共完成稠油开的侧钻水平井11口，平均日产为原井产量的2～4倍，取得明显经济效益。

6、微电阻率扫描成像测井系统

微电阻率扫描成像测井仪器可测量井下地层非均质特征（裂缝、溶洞和层理等）、结构特征和构造特征，是沉积相分析、裂缝定量评价、岩心对比、薄层划分、非均质油气藏勘探等方面的重要手段。过去一直是引进国外的设备和服务。该系统研制成功，先后在大庆现场试验测井4口，在大港测井4口，裂缝识别和地质特征划分的符合率达95%。

该成果是国内独立研制的第一支成像测井仪器,仪器（系统）设计中用了自适应高温承压密封极板、电扣信号分时多波形波样、集软件平台和共享存储器技术的地面接口等多项先进技术

7、裂解汽油加氢催化剂

开发了系列裂解汽油加氢一、二段催化剂，目前有多种牌号实现了工业应用，替代了进口,取得了良好的经济效益和社会效益。

高负荷裂解汽油一段加氢催化剂LY9801，具有运转空速高，加氢活性好，选择性好，积炭量低,再生性能好等特点，能够满足各乙烯生产厂家在不改变或较少改变现有设备条件下即可达到扩产增效的目的。先后在吉化、中原、燕化、大庆、上海金山、兰州石化等厂家实现了工业应用，该催化剂还能适应于C5～204℃裂解汽油，全馏份一段加氢及高胶质裂解汽油（原料胶质30～60mg）的加氢。该催化剂自实现工业化以来，累计创效近4000万元，产生了重大经济效益。

高负荷裂解汽油二段加氢催化剂LY9802，运转空速可由2.8h-1提高到4.5h-1。该催化剂于2000年7月在上海金山实现工业试验，成功后可向其它厂家推广应用，其社会效益和经济效益十分可观。

适应于硫含量多变的裂解二段加氢复合床用催化剂LY02，可用在总硫为30～ 1100ppm的裂解汽油的加氢，已先后在扬子、盘锦、吉化、茂名等厂家使用。

8、一交一焙超稳分子筛及LANK－98催化剂的开发生产

该分子筛的制备工艺具有生产工艺简单、产量高、成本低等特点，同时用一交一焙分子筛制备的催化剂，具有活性高、选择性好、重油转化能力好、抗污染能力强等特点。

一交一焙超稳分子筛与新型高活性单体配合生产出了LANK－98催化剂，该剂活性高、堆比可在大范围内调整，并具有非常好的孔分布梯度，对裂化大分子具有很好的作用，不仅适应于重油催化装置，也适应于掺炼渣油的蜡油催化装置。该剂在大连炼化公司二催化装置应用结果表明，综合性能优于进口催化剂。目前该剂已销往全国19 家炼厂，销量达5500吨，为炼厂创造了3000万元以上的经济效益。

9、ZJ70D直流电驱动钻机

ZJ70D钻机是我国石油系统研制的第一台7000m超深井钻机.该钻机按SY/T 5609《石油钻机型式与基本参数》标准和有关技术要求设计制造,主要机件符合美国API规范 .其主要技术参数为:名义钻井深度7000m（41/2in钻杆）～6000m（5in钻杆）;最大钩载4500KN;最大钻柱重量220t;绞车最大输入功率1470kW（2000hP）,4档无级变速; 提升系统绳系6×7,钢绳直径φ38mm:泥浆泵功率2×1180kW:转盘开口直径925.5mm （371/2in），2档无级变速；井架为前开口型，高45m；钻台为双升式，高9m.该钻机在国内首次用了国产液压盘式刹车，司钻控制信号用双线传输形式，提高了控制系统的可靠性。

新疆钻井公司塔里木油田FK430－H井，使用ZJ70D钻机用5im钻杆，安全完钻达 6090m,达到该钻机设计的钻井深度。

该钻机已累计订货11台,交付生产使用9台，其中，新疆、长庆、青海、吐哈、华北、大港、中原等油田已先后投入使用.交付新疆的2台分别于1999年和2000年赴阿尔及利亚、伊朗钻井,长庆、青海的ZJ70D钻机也均为外国石油公司承包钻井，增强了我国钻井队在国际市场的竞争力。该钻机投入生产制造后，已实现产值14500万元。

10、管道环缝自动焊接技术及设备研究

管道全位置自动焊接技术是当今世界管道焊接（特别是长输管道）的重要技术，涉及到机械制造、焊接、计算机控制和数字信号处理等多种技术领域，要求设备先进 ,焊接效率高、质量好。PAW2000样机研制完成后，在施工现场进行了总数为3.3的公里管线焊接应用，X射线探伤合格率为96.5%； APW－1型样机完成后，在绥中36－1输油管线焊接应用，焊缝成型美观，X射线探伤合格率达98%,焊接效率是手工焊接的三倍；该两种样机，经专家评审认为，均整体达到国际同类设备的先进水平.PAW2000型焊机已生产20余台套，配备到穿越青海、宁夏、甘肃三省区的涩宁兰输气管线建设现场。

中国还有多少石油？

建院以来，围绕建设创新型一流研究院的发展目标，提出了核心技术和特色技术研发战略，经过不断完善和调整，逐步形成了四项核心技术和六项特色技术系列。

一、核心技术 ●海相层系油气成藏理论与评价技术 通过开展盆地构造动态演化与恢复分析、高演化海相层系烃源岩动态评价、储层评价与预测、盖层与封盖作用评价、海相层系油气动态成藏与定年技术、海相层系油气评价等方面工作，形成海相碳酸盐岩油气成藏理论与评价核心技术。 ●缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术 建立缝洞型碳酸盐岩油藏模式，形成一套表征和刻画缝洞型碳酸盐岩油藏的技术方法，发展和完善缝洞型碳酸盐岩油藏油藏工程数学研究方法、物理模拟和数值模拟技术，形成缝洞型碳酸盐岩油藏高效开发模式和开发效果评价方法。 ●特殊天然气藏开发技术 以川东北、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和松辽盆地天然气勘探和开发建设为依托，建立和集成高含硫碳酸盐岩气藏、致密砂岩气藏、凝析气藏和火山岩气藏开发配套技术。 ●提高收率技术 通过开展大幅度提高收率技术的驱油机理研究，形成物理模拟、数值模拟、提高收率效果与潜力评价、规划编制及方案设计等配套技术，通过项目攻关在油藏物理化学、三次油油藏工程学方面达到国内领先水平。 二、特色技术 ●特殊储层预测技术 通过对塔河油田、鄂尔多斯气田、南方海相碳酸盐岩以及松辽盆地勘探开发的技术支撑，形成碳酸盐岩孔缝洞储层、碎屑岩致密低孔低渗储层、白云岩裂缝型储层、火成岩储层以及储层流体预测技术，并研发集成自主创新方法，为类似地区的勘探提供借鉴和技术储备。 ●油藏综合地球物理技术 针对我国东部老油气田和西部、南方新油气田的开发现状和技术需求，应用高精度三维地震、井中地震（VSP与井间地震等）、多分量地震以及时延地震等先进的地球物理技术，以地震属性精细分析、高精度波阻抗反演以及多学科综合应用研究为主要手段，开展油气藏精细描述和油藏动态监测等研究，研发核心方法技术及软件，形成一套实用化的油藏综合地球物理技术系列。 ●海外油气项目快速评价体系 为快速有效的评价海外油气勘探开发项目，科学决策，规避风险，从勘探、开发、海外公司并购和海外投资环境几个方面，进行信息平台、方法指标体系、决策体系和专家系统等方面的研究，形成海外油气项目快速评价体系。 ●油气地球化学勘探技术 以成烃、成藏等石油地质基础理论研究为重点，油气藏勘探与评价为目标，油气实验地质新技术、新方法和新仪器研制为手段，发展油气地质、地球化学基础理论，完善油气形成与成藏评价和预测技术，集成油气地球化学勘探应用技术系列，建立油气成烃成藏地球化学示踪体系。 ●油气勘探开发科学决策支持系统 从盆地系统出发，统一和完善基础数据库、知识库及其应用平台，整合现有盆地（凹陷）、区带和圈闭目标三个层次的分析评价系统，实现评价的系统化、动态化、定量化和勘探决策部署的科学化、信息化、高效化，最终形成一套核心内容具有原创性、具有自主知识产权和价值观体系的油气勘探科学评价决策支持系统。 ●勘探开发应用信息技术 以成烃、成藏等石油地质基础理论研究为重点，油气藏勘探与评价为目标，油气实验地质新技术、新方法和新仪器研制为手段，发展油气地质、地球化学基础理论，完善油气形成与成藏评价和预测技术，集成油气地球化学勘探应用技术系列，建立油气成烃成藏地球化学示踪体系。

国家电网大数据应用 增强企业核心竞争力

已探明储量一直是油气公司披露业绩时最隆重的节目之一，投资者对此也倍加关注。随着油价在高位震荡、对能源安全的忧虑，以及担心石油会耗尽，如今这些数据的意义变得更加重要。在变幻莫测的世界中，这些数据多少能够对未来的石油“库存”提供直观、定量的信息，至少对向美国证交会(SEC)提交报告的公司是如此，也是投资者评价公司的基础。

事实却并非如此。目前SEC强行要求披露已探明储量的做法已经过时，向投资者提供的信息也越来越有别于许多公司的实际量。这也有违披露信息的初衷———能源安全。它不应同最近一些牵扯到公司行为的案例与和解混为一谈。之所以普遍存在这个问题，症结在于规定本身，如果想要继续发挥应有的作用，就应对规定作出修改。

令人吃惊的是，目前汇报储量的体系———可称为“18年体系”———仍在沿用上世纪70年代时的技术和方法。那时还没有数字化革命，海上开发的极限为600英尺水深，而现在则达到了12，000英尺的水深。这些规定没有认识到过去30年里科技发生的巨大进步，因此，石油公司如今在制订数十亿美元项目时所用的标准技术在向投资者披露已探明储量时要么不准使用，要么只允许使用一部分。

而且让人莫名其妙的是，根据在许多产油国通行的石油分成合同，每当油价上涨时，已探明储量就会下降。

另外，非传统项目中包括加拿大油沙、天然气合成油(GTL)和被称为“超深水域”的项目。到2010年时，这些“非传统液体”将占到北美石油产能的45%。目前的体系还没有完全考虑更加庞大的、由大宗商品推动的液化天然气业务，而这对未来天然气供应至关重要。

尽管在这类评估中经常会用到“审计”一词，但油气储量不能像仓库库存或公司现金余额那样进行普通意义上的“审计”。而且，探明储量是地下数千甚至数万英尺地层的一个近似数值。其大小、形状、含有物和生产潜力都是将直接证据和专家通过各种科学规律和方法做出的解释相结合得出的预测结果。除此之外还有经济方面的考虑，如果开石油的成本高于销售石油可能带来的收入，那么，公司就不会将其计为储量。如果有90%的可能性收回成本，才会称其为“已探明”储量。

结果是强制披露的储量同公司实际的、策略和活动，以及数十亿美元是如何支出的都毫无联系。按照当前的规定，石油公司目前的许多工作尽管同未来密切相关，却不能被统计在内。这种脱节很难让投资者了解公司的状况和未来的前景。

比如，按照目前SPE普遍公认的“压力梯度”法，某公司认为应报已探明储量为6.58亿桶石油。而按照SEC依据过去的技术手段制定的标准，公司可能只披露2.61亿桶的已探明储量。以每桶50美元计算，这相当于未来储量存在200亿美元的差异。从纯科学角度说，这基本上相当于在油田20至30年的开期内，将给市场带来近6.50亿桶石油。

目前的体系还坚持用年底时的价格，而不是某个平均价格来计算油气储备是否“经济”，进而可视为已探明储量。但这无论是对当年还是来年，甚至是某一天可能出现的情况都不能提供一个确定的指导意见。加拿大重油的价格在2004年底由于短期定价状况的变化出现了下跌，因为暂时的无利可图导致大量加拿大重油不能作为已探明储量，因而20亿桶的原油储量不得不被“注销”。后来价格迅速反弹，这些储量又摇身一变，重新被计为“已探明”储量。

目前的预测是，石油和天然气行业将在今后25年里将投资6万亿美元来满足未来的油气需求。储量数据的精确度和可靠性是行业产能及这些项目投资的核心。当然，改革已探明储量披露体系的真正受益人将是投资者，以及依靠未来供应能力的消费者。近期的数据提醒我们，这对能源安全同样也是至关重要的。

国家电网大数据应用 增强企业核心竞争力

从构想到实践，从论证到试点，国家电网公司大数据应用已经驶向快车道。

在国家电网公司2014年工作会议上，公司党组明确提出，要强化数据分析，提升数据应用水平和商业价值。去年年底，国家电网公司在总结以往研究经验的基础上，正式启动了企业级大数据平台的设计研发和试点建设工作。经过近一年时间的试点实践，目前，大数据已经广泛应用于电网运行、经营管理以及优质服务三大领域，并取得显著成效。

大数据作为重要的战略已经在全球范围达成共识。2011年，一些国际组织便发布报告看好大数据；2012年开始，英国、法国、美国等国家相继启动了大数据发展规划。国内，以大数据为主导的信息化浪潮来势凶猛。去年3月，大数据被写入工作报告；今年8月，院印发《促进大数据发展行动纲要》，特别强调通过大数据的发展，提升创业创新活力和社会治理水平；今年10月，十八届五中全会提出，实施国家大数据战略。如今，在城市建设、金融、电子商务、公共服务等领域，大数据的应用随处可见，并正在改变着各行各业。一个大数据的时代已然来临。

机会在敲门

抓住了机遇，等于成功了一半。对于大数据而言，也是如此。

近年来，移动互联网异军突起，加快了信息化向经济社会各个领域的延伸，形成了独特的产业竞争优势。中国信息通信研究院近期发布的《2015年中国大数据发展调查报告》预测，今年中国大数据市场规模将达到115.9亿元，增速达38%；预计2016年至2018年中国大数据市场规模还将维持40%左右的高速增长。

在前不久结束的云栖大会上，阿里巴巴集团董事局马云说，在未来，计算能力将会成为一种生产能力，而数据将会成为最大的生产资料，会成为像水、电、石油一样的公共。马云认为，人类已进入DT（大数据）时代，数据取代了石油成为最核心的。

国家电网公司信息通信部主任王继业认为，不可否认，大数据会逐步为人类创造更多的价值，而对于电网企业来说，研究和应用大数据是提质增效和推动电网发展方式、公司发展方式转变的迫切要求。

公司“三集五大”体系和坚强智能电网建设，积累了体量大、类型多、价值高、速度快等典型大数据特征的运营数据，具备了推广大数据应用的基础条件。

来自国网智能电网研究院的数据显示，截至去年年底，公司管理结构化数据49.75TB，非结构化数据213TB，营销基础数据130TB，用电信息集数据达43TB，且公司信息化数据平均每天以10TB的速度增长。

“公司的生产管理和营销系统已达到几百PB级数据规模，开展大数据关键技术的研究、验证和应用，构建新型电网企业运营体系，有助于增强价值创造力和核心竞争力。”国网江苏省电力公司副总工程师王海林强调说。

国网江苏电力作为公司大数据应用的试点单位之一，在今年夏天便尝到了大数据的“甜头”。

国网江苏电力以用户信息集数据为样本，开展负荷预测工作。王海林说：“今年4月份，我们用大数据预测8月6日将迎来今年最大负荷值8440万千瓦，实际上在8月5日出现了最高负荷值8480万千瓦，预测准确率99.53%。”

作为国网公司大数据研究和实施的主要牵头部门的负责人，王继业对这样一个预测结果感到格外高兴。“预测之初我们心里也是有疑问的，毕竟没有经验可以借鉴，但最后结果这么精准，证明我们具备和掌握了大数据在负荷预测方面的理论基础以及数据分析挖掘的能力。”

同样，国网客户服务中心也感受到了大数据的威力。目前，客服中心日均处理话务请求量35万余件。为进一步提高人工服务接通率，减少客户的等待时间，客服中心依托大数据技术，建立了“实时话务展现及预测”“基于故障用户感知度的主动服务”等场景应用，工作效率显著提升。例如，通过应用实时话务展现及预测场景，人工服务接通率提升了8%左右，服务效率和效果进一步得到优化。

大数据的优势不仅仅体现在服务公司内部，在支持新能源接入、提高新能源发电功率和电力负荷预测的精度、提升新能源协调控制水平和综合能源服务能力等方面也大有作为。

王继业认为，大数据是智能电网的核心，而智能电网又是全球能源互联网发展的重要组成部分。随着大数据深入应用，将促使公司的决策从“业务驱动”转变为“数据驱动”，进一步提升管理的效率和效益，同时，充分利用这些基于电网的数据，深入分析后将挖掘许多高附加值的服务，有利于电网安全检测与控制，客户用电行为分析与客户细分，电力企业精细化运营管理等，提升公司管理效益、经济效益以及社会效益。

“不论从外部环境而言还是企业自身发展需要，大数据不是用不用的问题，而是顺势潮流，必须要用。”王继业感慨道。他说，自己从事电力通信行业20多年，行业变化如此之大，今天和过去已经不可同日而语。“数据表面看是信息，但提炼分析后就能找出相关联的规律，再借助各种工具分析规律就变成了决策。大数据的内容很丰富，可以利用的领域很多，它是一个巨大的市场，抓住了大数据就意味着占据了大市场。”

准备好了吗

纵观全球大势，大数据浪潮席卷而来。作为世界上最伟大的科技成果之一，大数据已经成为推进产业变革和重塑产业竞争力的重要力量。顺势而为、乘势而上，无疑是大数据时代下最核心的命题。

国网公司的大数据具有量大、分布广、类型多等特点，背后反映的是电网运行方式、电力生产方式以及客户消费习惯等信息，这些珍贵的数据如果能挖掘分析好也就释放了大数据真正的价值。例如，用大数据分析新增用电客户数量与地区经济发展之间的关系；从电力消费情况看宏观经济趋势等。

中国电力科学研究院技术战略研究中心高级工程师邓春宇认为，大数据好比是一个金矿，但是，想挖出金子也并非易事，“做大数据是非常考验智慧的”。

数据存储无疑是挖掘大数据“金矿”的一个重要内容。存储是大数据的核心，特别是大数据时代对应用需求复杂，对存储的要求也更高。事实上，随着智能电网建设深入，信息集点越来越多，在一些配电和数据中心的集点达到百万甚至千万级。目前这些数据大多用关系型数据库进行存储，随着智能化的不断提升，对数据库处理能力、存储空间、查询能力等方面的要求会更高。与此同时，随着公司信息化建设不断深入，业务系统产生的数据量呈爆发式增长，部分业务系统面临存储升级成本较高、系统响应速度较慢等问题。

针对这些问题，一方面公司对业务系统数据现状进行详细分析，针对数量庞大的历史数据，基于大数据平台开展历史数据归档，不断提升系统访问效率，节约系统存储成本；另一方面，针对业务系统架构进行分析，在可能引起系统访问瓶颈的地方引入大数据技术加以解决。

安全性则是挖掘电网大数据价值的另一个不容忽视的方面。电网的大数据由于涉及众多电力用户的隐私，且地域覆盖范围极广，安全问题较为突出。王继业表示，公司的大数据将按照分级管理的原则，同步规划、同步设计、同步投入运行，并根据数据的重要性以及共享程度，确定哪些是可以开放的，哪些是需要逻辑强隔离使用，从而保证在云基础上数据系统的安全性。

此外，国网能源研究院管理咨询研究所高级研究员孙艺新认为，在安全保障的情况下，利用好大数据还要以电力能源价值链延伸为主线，实现业务价值链向电网外部延伸。一方面，在电力供给、需求、客户负荷特征等数据分析基础上，注重对用户的数据挖掘与价值发现。利用大数据技术，在需求侧管理、家庭能源管理、节能服务、智能家居、95598客户服务等业务中拉近公司与用户的距离，挖掘用户行为的特点；另一方面，由支撑内部管理转向提供外部服务，将数据资产作为一项产品或服务进行变现。

王继业认为，大数据应用有需要继续深化的方面，包括怎样实现内部与内部、内部与外部之间的数据融合，减少壁垒；如何建立一支具备信息化、电力、数据分析能力的复合型人才队伍等。作为一项新生事物，大数据处于不同的发展阶段研究思考的内容也不同。“只有发现问题才有助于解决问题，引导我们走向正确的路径。”

经过反复研究探索和试点，目前，公司大数据的价值正逐渐凸显。例如，公司用大数据技术，对线损、电量等经营指标进行在线监测和分析。目前，已在部分省（自治区、直辖市）公司进行应用。另外，在今年春节前后30天时间，公司对部分省（自治区、直辖市）公司、333个地市公司共2.75亿用电客户、145亿条用电信息等数据，应用大数据分析方法，分别从用电类别、电网负荷、优质服务等角度，对春节用电情况进行了分析，形成11余万条分析结果。“通过大数据整合人口、经济、用电等数据，可以准确反应区域经济发展和用电客户的消费习惯，将极大地丰富电力增值服务内容。”孙艺新表示。

大幕已经开启

“目前，公司大数据研究和试点工作已经取得阶段性成果，但这并不意味着公司大数据的研究应用画上了圆满的句号，相反，大数据正处于进行时，未来我们要做的工作还有很多。”王继业强调。

9月14日，公司发布信息通信新技术推动智能电网和“一强三优”现代公司创新发展行动，强调要加快构建各专业共享的企业级大数据平台，积极开展大数据应用场景设计，用好大数据，充分发挥数据价值。

立足公司的发展战略，未来公司大数据的运用前景光明。“当前，中央提出实施国家大数据战略，公司又正处于构建全球能源互联网的新征程中，信息化的任务繁重。利用好大数据，挖掘大数据的价值，推进大数据在公司系统的广泛应用，是构建全球能源互联网的重要保证。”王继业说。

目前，公司已经建成了覆盖总部和省公司统一的大数据平台。随着国网山东、上海、江苏、浙江、安徽、福建、四川电力和客服中心等试点单位的企业级大数据平台上线试运行。电网业务数据在总量和种类上都已初具规模，接下来的关键就是要做好大数据的各项分析。

当前，电网业务数据大致分为三类：一是电力企业生产数据，如发电量、电压稳定性等方面的数据；二是电力企业运营数据，如交易电价、售电量、用电客户等方面的数据；三是电力企业管理数据，如ERP、一体化平台、协同办公等方面的数据。

随着信息化建设推进以及新能源发展，下阶段各专业会涌现更多大数据应用需求，包括公司大数据和其他行业数据的关联性、与经济社会发展之间的关系等。公司具备非常好的从数据运维角度实现更大程度信息、知识发现的条件和基础，从而实现立足数据提供运维服务，创造数据增值价值，进一步推动电网发展方式和公司发展方式转变，为公司构建全球能源互联网，推动实施国家大数据战略，提供更有力、更长远的支撑。

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