墨西哥北部阿尔布阶的侧向加积粒状灰岩边缘：白垩系碳酸盐岩储层的露头模型

为建立类似的白垩系储层的露头模型，沿墨西哥北部一条长5kin、近似连续、按倾向定向的横断面，绘制了罕见的阿尔布阶进积台地边缘斜坡露头的剖面。研究区位于埃尔塞德拉尔（El Cedral），分布在泥质马弗里克（Maverick）陆棚内盆地周边德弗尔斯河（Devils River）粒状灰岩带的西部边缘。在研究区的拉斯皮拉斯（Las Pilas）组中识别出了4个比较完整的斜坡沉积体和相邻的两个斜坡沉积体的一部分。拉斯皮拉斯斜坡沉积体呈复杂的S形一倾斜几何形态，纵向起伏幅度为40-60m，前积层倾角8～15°，倾向延伸l～2km。在其内部，斜坡沉积体的前积层含有厚层-巨厚层、S形-倾斜形的透镜体，它们在东南方向上呈叠合的向海阶进模式。 拉斯皮拉斯斜坡沉积体的顶积层、前积层以及底积层主要由粒状灰岩和富含颗粒物的泥粒灰岩构成。主要的颗粒类型是包壳颗粒，其次是大量的微晶软体动物碎片和内碎屑。孔隙度以溶模孔隙为主，但原始粒间孔也比较常见。灰质砂岩沿着斜坡的高能顶积层被簸选、包壳和微晶化，然后向海输送到破波点，在那里它们以间歇性的颗粒流或块体流的形式汇集到陡峭的斜坡前缘。决定着斜坡沉积体轮廓的主边界面很可能代表了阶段性沉积间断和界面的废弃，它们有可能发生在沉积地点沿着浅滩边缘侧向变化的过程中。 拉斯皮拉斯斜坡沉积体的结构和组成为地下类似的储层对比提供了直观的资料，如波斯湾阿普特阶舒艾巴组（Shuaiba）[布哈萨（BuHasa）油田]和森诺曼阶米什里夫（Mishrif）组[例如乌姆阿达尔赫（UmmAdalkh）油田）]。

天然气水合物的能源潜力

北极大陆永久冻土区以及全球大陆边缘外侧海底大型天然气水合物聚集的发现，增强了人们对天然气水合物作为一种可能能源的兴趣。但在把天然气水合物视为一种切实可行而且成本可以负担的天然气供应源之前，人们必须解决一些重大的技术难题。北极天然气水合物研究的综合信息表明，永久冻土区天然气水合物的埋深可能在130～2000m之间。近海大陆边缘天然气水合物的存在主要是根据称作海底模拟反射层的异常地震发射层来推断的，这些反射层的分布深度在海底之下100～1100m之间。目前全球海洋和永久冻土区天然气水合物聚集的天然气资源量估计约有2万万亿m^3。在一些根本问题上，例如所圈定的天然气水合物聚集的天然气数量以及含水合物地层的天然气水合物含量，人们的观点很不一致。这说明我们对天然气水合物仍知之甚少。最近，日本、印度和美国等国家已经启动了雄心勃勃的国家项目，以进一步考察天然气水合物的资源潜力。这些项目可能有助于回答一些关键问题，例如天然气水合物储层的性质、开采系统的设计以及最为重要的开采成本和经济性。

从盆地模拟到盆地管理：盆地范围模拟的重复应用

本文回顾了以往10年在北海挪威海域开展的一系列区域盆地模拟研究，从中可以看出。通过充分利用前人的研究成果就可以避免大量的重复工作。所调查的这种模拟方法是对控制含油气系统的盆地作用进行全定量模拟，这些作用就是源岩成熟、源岩排烃并进入输导层、输导层内的二次运移以及圈闭的充注一溢出一漏失。在过去10年，利用先进计算机技术和数据综合技术的能力提高是一个重大的进步，但最重要的是提供了重复利用和不断更新现有盆地模型的机会，这是有关研究方法取得成功的关键。文中讨论了这种做法的优点和不足，同时论述了这种研究可以得出的结论，并以挪威30／8、30／12和特罗尔东部区块为例进行了说明。

裂缝性页岩气系统

美国的商业性天然气最早(1821)产自阿巴拉契亚盆地富含有机质的泥盆系页岩。了解有机质页岩层的地质和地球化学特征，提高其天然气生产率，是20世纪70年代以来耗资巨大的研究工作中极具挑战性的问题。页岩气系统基本上是生物成因(主要类型)、热成因或者生物——热成因的连续型天然气聚集，它以大面积含气、隐蔽圈闭机理、可变的盖层岩性和较短的烃类运移距离为特征。页岩气可以是储存在天然裂隙和粒间孔隙内的游离气，也可以是干酪根和页岩颗粒表面的吸附气或是干酪根和沥青中的溶解气。美国正在进行商业性采气的5套页岩层，在热成熟度(Ro)、吸附气馏份、储层厚度、总有机碳含量和天然气地质储量等五项关键参数上有出人意料的巨大变化。此外，低基质渗透率页岩储层中的天然裂缝发育程度是天然气生产率的控制因素。目前，只有少数天然裂缝十分发育的页岩井不采取增产措施便可生产商业性天然气。在其它的大多数情况下，成功的页岩气井需要进行水力压裂。密歇根盆地的泥盆系Antrim页岩和阿巴拉契亚盆地的泥盆系Ohio页岩约占1999年全美页岩气产量(380×10^9立方英尺)的84％。但是，后来经过充分勘探和开发的其它3套主要有机质页岩层，即伊利诺伊盆地的泥盆系新Albany页岩、福特沃斯盆地密西西比系的：Barnett页岩以及圣胡安盆地白垩系的Lewis页岩，其天然气年产量正在稳步上升。在作过资源评价的盆地中，页岩气资源量十分丰富，其地质资源量高达497～783×10^12立方英尺。技术可采资源量(Lewis页岩除外)变化在31～76×10^12立方英尺之间。其中以Ohio页岩的地质资源量和技术可采资源量最多。

智能井系统——发展现状与趋势

智能井(IW)系统技术在油气工业上游的应用尚处于初期阶段。一些作业公司已经应用了智能井技术，他们已经认识到了改善油藏描述和实时生产管理的潜力：降低修井和采油修理成本；不再需要通过维持油层压力的方式来保持油层的生产能力；加速现金流动；增加动用油气资产的可采储量。到目前为止，智能井已达130多口，而已安装使用的遥控流量装置有220多套。实际应用情况表明，智能井系统能够达到人们预想的效果。智能井系统设备性能可靠，而且经济回报丰厚。大多数终端用户都已成为回头客，在一个以性能和价值为主要推动因素的新兴市场上，这一点可能是最引人注目的。智能井系统技术在飞速发展，现在的问题已经不再是这种技术是否有效以及能否创造价值，而是终端用户的基础设施是否有能力最佳地利用它。文中概述了智能井系统的基本原理，介绍了这项技术的发展历史、推动因素和配套技术；并探讨下一代智能井系统能够实现的功能以及智能井技术发展的最后一个障碍，即怎样管理数据。

全球石油资源及其利用期限的估算

石油在不断地生成，又在不断地受到破坏。任何时刻所存在的石油数量就是全球资源量。在某些假定的地质条件下，全球资源体积可以与流量（流入或流出）以及年龄函数相联系：半衰期×系统流量＝1n2×系统规模。这里的地质假定涉及所讨论系统的长期稳定和平衡，以及石油破坏指数形式的简单模型。该公式既可应用于全球有的石油资源，也适用于有经济前景油藏中的石油。这一关系对某些其他资源系统也适用。据Miller（1992）计算，有经济价值油藏的石油其半衰期约为29百万年。全球的石油生成速度依据很少，大概为2700万桶／年，它至少与已知的油苗泄漏损失相当。每年从油藏中泄漏的石油大概为80万桶，据此可以确定最小流量。这些数据表明，全球常规可采石油的最终储量为5万亿桶，也就是说是多数常规估算的2倍以上。如果这些常规估算是正确的，那么本模型和我们认识的某些方面无疑存在缺陷。不管未发现石油储量的体积有多少，石油供给和维持时间的某些突出因素都将影响石油勘探和开发的长期计划。例如：－对于每一桶假定有待发现的常规可采石油，石油工业在已知油田放弃的不可采石油就有10－20桶。－如果石油 消费每年上升2％，即使常规储量翻倍也不会使开采时间延长。－目前的石油过剩与20年前的石油恐慌形成鲜明对比，但那时的2万亿桶的最终常规石油储量并没有变化。如果这一估算值是正确的，那么我们只是使发现预测剩余石油储量的速度比期望的快，而石油工业的长期发展前景则基本未变。

世界第一口多光纤传感器智能井

2002年8月，挪威海德罗(Norsk Hydro)ASA公司在北海挪威海域Ose—berg Ost的E-11C井中安装了世界上第一套多光纤压力和温度计，同时还安装了一条分布式温度传感光纤(DTS)和一个地面操纵的智能完井流量控制装置。作业公司表示必须全面了解油层的压力状态。为了实现油田注水方案的最佳管理，必须在准确掌握油藏长期压力状态的基础上进行油井作业。该智能井系统由多个光纤温度和压力计及一条分布式温度传感光纤构成。所有的光纤传感器都由威德福(Weatherford)公司制造，同时安装的还有WellDy—namics公司制造的地面操纵的智能完井流量控制装置。该系统安装后，井下传感器组合已经为日常生产管理提供了大量数据，而且使油田寿命期内战略油藏管理成为可能。E-11C井中的温度和压力计连续不断地提供两个产层的温度和压力数据，而分布式温度传感光纤则测量整个井筒的温度。一条1/4-in的光缆把数据传送到地面。文中介绍该项技术、其优点以及安装该系统所采用的完井方法。

伊朗能源形势展望

1．伊朗伊斯兰共和国目前是中东地区人口最多的国家。它的石油和天然气部门的产值目前约占GDP的五分之一，接近中东地区的平均水平。伊朗政府所面临的主要挑战是减少失业、抑制通货膨胀、取消能源补贴以及优化巨大油气资源的开发。 2．在2003-2030年期间，预计伊朗的一次能源需求将年均增长2．6％，明显低于过去10年的5％上下。这种预测假定逐步取消能源补贴，而当前该补贴约相当于GDP的10％。 3．伊朗的石油储量在中东地区位居第2，仅次于沙特阿拉伯。石油产量集中在少数几个产量递减很快的大油田。按照基准方案的预测，石油产量将从2004年的410万桶／日增长到2010年的450万桶／日以及2030年的680万桶／日，而石油出口则将从2004年的270万桶／日增长到2030年的440万桶／日。若要达到较高的石油产量和出口量，就要靠国外技术和资金，在2004--2030年期间，伊朗的累计投资需求将达到800亿美元。 4．伊朗的天然气储量位居世界第2，其中几乎有一半储量分布在超大型的南帕尔斯（Pars）气田。按照基准方案的预测，天然气产量将从2010年的1100亿立方米增加到2030年的2400亿立方米。伊朗目前是天然气净进口国，到2030年它将向欧洲和亚洲出口570亿立方米。为达到这些目标要求在2004--2030年期间对天然气累计投资850亿美元。 5．伊朗的发电量将从2003年的153太瓦时（TWh）增加到2030年的359太瓦时，因此需要新增发电容量54吉瓦（GW），同时对电力基础设施总共投资920亿美元。但要及时获得这些投资将会很困难，除非取消现有的用电补贴。 6．按照“投资延缓方案”的预测，伊朗的原油产量将在2030年达到490万桶／日，仅比当前的产最高出80万桶／日，却比基准方案的预测减少180万桶／日。对石油需求的预测与基准方案的结果相近，因此石油出口将保持在260万桶／日上下。2030年的天然气出口仅为300亿立方米，只相当于基准方案预测的一半左右。

壳牌集团油气勘探生产项目全球投资组合的风险管理

为了改善全球油气勘探生产投资组合的管理，壳牌集团近年来在大多数业务单位引进了一种称为“机会漏斗”的直接业务管理流程，同时开发了若干种有利于采用这一流程的简明标准方法。试验这一流程的样板项目是由负责开拓新区业务的壳牌勘探和生产组织完成的。采用这种流程需要围绕工作程序和现行策略在文化和组织方面建立这种机构。引进这一流程以来所获得的初步结果是令人鼓舞的。

微生物和3-D地震测量的综合可以发现砾岩油田并追索微油气苗的减弱

通过微生物微油气苗特征和3-D地震资料的综合研究，勘探工作者提出了一种新的成藏层带研究思路，并在得克萨斯州蒙塔古县发现了帕克斯普林斯（Park Springs）（砾岩）油田。开展了5．6km^-2的标准3-D地球物理测量，在工区北部大约2200m深处发现了埃伦博格远景构造。1995年12月。利用微生物石油勘探技术（MOST）对该地区的微油气苗进行了普查。在埃伦博格构造区发现了正的但规模较小的微油气苗异常特征。在位于其南面1.6km远处的构造地堑的上方发现了更强且更大的微生物异常。 1996年2月，在研究区又采集了更多的MOST样品。新的测量结果证实了与地震远景构造有关的小规模烃类异常，同时也证实了与1．6km以南的构造地堑有关的大规模烃类异常。对得克萨斯北部类似的地质远景区进行对比研究发现，这个地堑可能合有阿托坎（Atokan）统砾岩（沃思堡盆地的一个风险勘探目标），但主要的勘探目标仍然是埃伦博格构造以及与其有关的小规模微油气苗异常区。 1996年3月，在构造顶部对这个由地震圈定的远景构造进行了钻探。Silver 1井揭穿了埃伦博格群中1．8m厚的Salona组致密砂岩。完井后只获得了边际石油产量，3年内生产了约340桶石油。研究人员加强了寻找可能的砾岩油藏的研究。1996年10月，J．G．Stone石油公司在地堑的地球化学异常区钻探了Sutherland Unit]井，该井钻遇了2套独立的砾岩层，每套砾岩层的产层厚度都在3m。下部砾岩层的初始日产量是气50万立方英尺、油5桶。第二口井发现了3套舍油气砾岩层，其中包括底部厚6．7m的产层，天然气初始日产量接近100万立方英尺。在地堑内及附近的砾岩层中共钻了14口生产井。另外，该地堑中还有4口干井，但均位于微生物微油气苗异常区以外。 1997年10月，为了研究这个新油气发现区内微油气苗特征随时间的变化，重新进行了一次微生物测量。总体上看，经过一年的开采之后，对比区的微生物背景值保持稳定，而两个开采区的微油气苗特征值下降了50％。研究认为，正在开采的油田上方的微油气苗明显减少，是油藏压力下降以及控制微油气苗的驱动机理发生变化所致。

表面活性剂结构和含油饱和度对多孔介质中超临界二氧化碳泡沫的影响

与油的混相性是三次采油过程中注超临界二氧化碳驱扫孔隙内石油的主要优点之一。在储层规模上，注入超临界二氧化碳泡沫还可提高波及效率。但是，尽管在自1980年代以来的二十多个先导试验项目中都曾考虑采用混相超临界二氧化碳泡沫，但只有很少几个实验室研究项目真正以热力学状态下二氧化碳形成的泡沫为研究对象。确实，超临界二氧化碳的溶解性质和粘度高于普通气体，这对多孔介质中其泡沫品质有影响，如流度降低因子（MRF）和有油存在时的特性。我们提供的新研究结果表明，常规发泡剂不能有效提高对超临界二氧化碳流度的控制能力，但配置得当的表面活性剂溶液可以实现相对较高的MRF。基于这些发现，我们研究了泡沫对岩心驱替试验中混相驱效率的影响。反过来，我们也评估了二氧化碳与油的混相性对泡沫MRF的影响。我们的方法基于不同配方不同含油饱和度的多岩心驱替试验。另外，我们还在油藏条件下（温度和压力）进行了物理一化学测量，如表面张力测算和泡沫稳定性监测。这一组试验表明，多孔介质的成功驱扫需在MRF最大化和乳化风险最小化之间寻找平衡。本文基于二氧化碳相的热力学性质，为二氧化碳泡沫岩心驱替试验结果的解释提供了新思路，为读者分析超临界二氧化碳泡沫岩心驱替的结果时必须考虑气体性质提供了依据。这有助于理解各种文献中看上去互相矛盾的结果，特别是MRF值随压力的变化和油存在时的变化。

海因斯维尔和博西尔泥岩：美国东得克萨斯州和路易斯安那州岩相及层序地层研究

墨西哥湾（GOM）盆地西北部上侏罗统海因斯维尔（Haynesville）和博西尔（Bossier）页岩气区带的产层为碳酸盐岩一碎屑岩混合沉积体系内海进体系域到高位体系域的富有机质泥岩。选取了200多口深井的现代电缆测井组合，开展了详细的井间对比，同时结合采自上启莫里支阶（Kimmeridgian）一下提通阶（Tithonian）的10多个岩心样品的观测结果，开展了详细的岩相、地层和岩性分析。海因斯维尔页岩发育在一个二级海进体系域（TST）中，由后退（back-stepping）的缓坡碳酸盐岩（近源端）和最大海泛面（MFS）之下的海相页岩（远源端）构成。这套页岩上超退积的碳酸盐岩和基底隆起，而其上则是一个二级最大海泛面。博西尔页岩和局部砂岩向盆地方向进积到海因斯维尔页岩之上，并下超一个二级最大海泛面。它们沿上倾方向向上渐变为高位体系域（HST）的卡顿瓦利群（Cotton Valley）厚层河流三角洲相砂岩。在远源端，在博西尔（组沉积时）的局限环境中发育了富有机质页岩相，这也是一套有潜力的页岩气储层。南部先存的几个基底隆起以及西北部和西部的碳酸盐岩台地使这个盆地成为受限盆地并把它分隔几个部分，从而影响了富有机质页岩地层和贫有机质页岩地层以及以硅质碎屑沉积为主地层和以碳酸盐为主地层的分布。海因斯维尔页岩和博西尔页岩都由三个向上变粗的旋回构成，它们可能分别代表了规模比较大二级TST和早期HST内的三级层序。博西尔页岩的三级旋回大都以含量不等的硅质碎屑为主。海因斯维尔泥岩的沉积部位是风暴浪基面之下，大都是存在氧化障碍的环境（dysoxic conditions），适合于底栖双壳类群落和生物扰动类生物生存，而且会周期性地震荡转变为海底更加缺氧的环境。然而，在这些泥岩中发现的稀有动物群大都是浮游生物。博西尔泥岩表现为氧化程度更高而且富含碎屑的沉积地层，与碎屑滨线的岸进（progradation of clastic shoreline）和海平面高位有关。要想成功地勘探页岩气，需要详细而深入地认识泥岩盆地内的岩性、地层、地球化学特征和动物群落的变化。

在任何开采阶段都能可靠量化页岩气储产量预测不确定性的概率递减曲线分析

阿普斯（Arps）提出的确定性递减曲线分析已经成为业界预测产量和估算储量的标准方法，但该分析方法的缺点是具有很强的主观性和很大的不确定性，尤其是在井的早期生产阶段。概率递减曲线分析（PDCA）法已经被提出来对页岩气区带储量估算中的不确定性进行量化。然而，所有已公开发表的PDcA法都采用Arp递减曲线模型进行分析。新的递减曲线分析（DCA）模型已经开发出并用于经水力压裂改造的水平井。然而，这些模型主要应用于确定性分析，而没有对不确定因素进行定量分析。我们应用马尔科夫链蒙特卡洛（MCMC）概率法和不同数量的生产数据对文献中出现的六种DCA模型进行了追算测试，这6种DCA模型分别是阿普斯模型、具有最小递减的阿普斯模型、改进后的阿普斯模型、幂律模型（powerlaw）、拓展的指数模型（stretchedexponential）和Duong模型。结果显示，MCMC概率法非常可靠地对产量追算的不确定性以及由页岩气井衰减曲线模型得出的累计产量估算值的不确定性进行了定量分析。甚至对于基于Arp方程的DCA模型，这种概率法也能非常合理地进行标定。随着拟合的产量数据的增加，追算不确定性降低，但是不管拟合的产量数据有多少，MCMC概率法都能非常合理地进行标定。甚至，由MCMC概率法得出的P50储量估算值要比早期采用确定性评价方法得到的结果更准确。产量预测和储量估算估算结果的不确定性总是存在的，而且这种不确定性在页岩气藏开发的早期是很大的。可靠的不确定性定量分析能够改善生产早期阶段的决策，从而实现这类非常规气藏更加高效的开发。

石油圈闭中断层的作用

自Frederick Clapp于1910年在其具有里程碑论文中将断层构造作为有意义的石油圈闭描述以来，断层在沉积盆地石油运移和聚集中的各种作用越来越得到人们的重视。石油圈闭中的断层分析向两个截然不同但又相关的思路发展：1）断层闭合，和2）断层岩封堵。在上世纪大部分时段，断层圈闭的几何闭合以及断层形成的储层封闭并置成为研究和工业应用的焦点。这些研究和应用工作之所以能够顺利进行是因为人们研究出了一些有关沉积盆地几何形态和运动分析的构造地质定量方法，以及板块构造学提供了一种根据产生应力的板块边界特性来探讨断层和盆地关系的综合方法。在过去20年中，由于3-D地震成像技术能更好地分辨出断层构造，对断层封堵产生的储层封隔进行了更加透彻地研究。近几十年，对断层构造的几何特征，断层带各种封堵作用的识别，以及断层岩石物性的定量评价都有了显著的发展。 断层封堵分析已经从2-D断层并置分析向包含有断面、断层传导率、以及并置储层单元的3-D模型方向发展。目前的断层封堵评价方法大都集中在碎屑岩储集层中的正断层上。在冲断层和碳酸盐岩储集层中，断层封堵作用为我们的知识盲区。页岩涂抹已经有效的应用于砂泥岩层序中同生沉积断层的封堵评价。然而，断层封堵分析如果仅考虑页岩涂抹，则会忽视断层带其它重要的封堵作用，特别是破碎作用和胶结作用。无论断层破裂前曾遭受过什么封堵作用。断层在其活跃时期都是地下流体的运移通道。因此，断层封堵评价应当采用包含断层运动、断层带作用和流体流动的4-D模型。这又是一个巨大的挑战。不过，地下断层应力分析和断层封堵的综合分析已经取得了技术上的突破。对沉积盆地中断层岩的低渗透性、高毛细管作用特征的认识促进了断层圈闭的油气勘探工作。从单相流模拟转向沿断层带的多相流或者混相流模拟对油气勘探将有更大的帮助。近期研究，已经将断层要么渗漏、要么封堵这种陈旧的两极化观点转化为更为复杂的、反映断层流体流动特征的现实观念。目前断层封堵评价的主要缺陷是缺乏详细的资料，以及需要对数值模型进行精确的标定。这表明经验数据仍将构成近期断层封堵方法发展的基礎。

全球新元古界的含油气系统：北非展现的潜力

虽然在世界很多地方都存在产油气的、探明的和潜在的新元古界油气层带，但从油气远景看，对新元古界的了解仍相对较差。在大地构造、气候和含油气系统方面，新元古代到早寒武世时期可以分为三个阶段：（1）大约750Ma前的拉伸纪（Tonian）至早成冰世（Cryogenian）阶段，主要表现为罗迪（Rodinia）超级古陆的形成、稳定和初始破裂；（2）中成冰世至早埃迭卡拉世（Ediacaran）阶段（约750—600Ma），其中包括了全球性的两次重大冰川作用，即斯图特（Sturtian）冰川作用和马里诺（Marinoan）冰川作用；（3）中埃迭卡拉世至早寒武世阶段（约600Ma以后），所对应的是冈瓦纳超级古陆的形成和稳定。有越来越多的证据表明，中一晚新元古代（可至早古生代）许多富含有机质层位的沉积是由全球性的冰川后海平面强烈上升所引起的，而此前的冰川作用属于“雪球地球”（SnowballEarth）型，在较为局部的范围还伴有盆地的发育和裂谷断陷作用。对北非的野外考察包括了毛里塔尼亚、阿尔及利亚和马里的陶代尼（Taoudenni）盆地、摩洛哥的小阿特拉斯山脉（Anti—Atlas）以及利比亚的昔兰尼加（Cyrenaica）台地、库夫拉（Kuffa）盆地和迈尔祖格（Murzuk）盆地。这一考察增加了对油气储层、源岩和封盖层之间关系的了解，同时证实了潜在储层相的前寒武系叠层石碳酸盐岩层位的广泛分布。这本专题文集介绍了对前寒武系一早寒武统含油气层带在年代地层学、源岩分布与性能、储层性能的控制因素以及封盖层分布等方面的当前研究成果，研究地区遍及南非、北非、中东和印度次大陆。

巴尼特和伍德福德页岩气储层的孔隙类型：对细粒岩石中天然气赋存和运移研究的贡献

在非常规页岩气储层研究方面，人们已经取得了大量的成果，例如有机质孔隙（页岩有机质内的微米级和纳米级孔隙）的识别、其对页岩中天然气赋存和渗流的重要性以及获取孔隙三维图像的方法（氩离子铣磨和／或场致放射电子扫描显微成像）等等。然而，除了有机质孔隙之外，页岩中还存在其他一些类型的孔隙，它们对页岩气（和油）的赋存和运移可能也很重要，而且在这些孔隙的识别和成像方面还有其他一些技术可以利用。文中介绍了在巴尼特和伍德福德页岩气储层中发现的各种孔隙类型及其分类。电子扫描显微成像显示，巴尼特和伍德福德页岩储层中都存在多孔的絮凝物，它们似乎类似于实验室内产生的絮凝物及其他古老页岩中的絮凝物。公开的实验研究和观察结果都表明，就水力学特性而言，这些絮凝物相当于比较粗的颗粒，而且是在牵引力作用下搬运的。巴尼特页岩和伍德福德页岩中水流作用形成的微沉积构造和结构以及保存下来的絮凝物都说明，在沉积物搬运和沉积过程中这种牵引力作用比较活跃。絮凝物之间的孔隙空间是开启的，它们能够为页岩中天然气的赋存提供空间并为气体分子的渗流提供通道。以不连续颗粒的形式或者以粘土颗粒表面吸附包覆层的形式存在于页岩中的有机质，其内部也可以观察到孔隙。本文把这类孔隙称作“有机质孔隙”。在巴尼特页岩中，多孔的粪粒（fecalpellets）也很常见。保存下来的化石碎片（例如孔壁为有机质的孔隙）和无机海绵骨针（Spongespicules）都具有中空的体腔，即使在埋藏条件下它们也有可能保持部分开启甚至完全开启的状态。在各种矿物（例如草莓状黄铁矿）的（晶体）颗粒之间存在粒内孔隙。页岩基质内的微孔道（可能是冲蚀坑或微沉积构造的边界面）也可以为油气运移提供渗流通道。页岩中微裂缝也较常见，它们的形成可能与矿物晶体结构有关。在数量足够多的情况下，这些类型的孔隙可以为页岩中天然气（和石油）提供赋存空间和渗流通道。

巴里克组的油气藏描述-一种发展的概念

位于阿曼北部61号区块的哈赞（Khazzan）油气田在多个很深的层位含有油气，包括巴里克（Barik）组、米克拉特（Miqrat）组、阿民（Amin）组和布阿（Buah）组。在这个区块南部正在开发巴里克组和阿民（Amin）组气藏，到2017年底天然气产量可达到10亿立方英尺／日。由阿曼石油公司（持股40％）和BP公司（持股60％，作业者）共同拥有的这个开发项目将投资160亿美元以上，同时将为约300口井建设一套中央处理设施和地面设施。这些并大多数都是长达1000米的水平井，完井采用了多层段压裂技术。另外两个组（即米克拉特组和布阿组）的气藏有很高的H2S含量，由于地下不确定性很大，加上处理这种酸性气开发所需要的成本，所以这一期开发将不涉及这两个组。本文是对巴里克组大型致密气藏进行发展的气藏描述的一项实例研究。如果静态数据有限而动态数据几乎没有，很少能对一个致密气藏进行重大的“全新”开发。在气田开发的这一阶段，这种气藏描述对于地下固有不确定性的成功评估和管理都是必不可少的。为了使开发成功，需要制定一个相关的计划并对新的认识有灵活反应。这种气藏描述正在指导不断进行的试图降低风险和提高项目整体价值的评价活动。本文介绍了在阿曼苏丹国61号区块过去16年来BP作业活动所涉及的气藏描述发展变化。它评述了气藏描述的三个阶段，即前评价阶段、中评价阶段和开发阶段。前评价阶段的描述是利用对获取商业价值的决策有支撑作用的招标前数据包和公开文献来构建的。中评价阶段的描述可为准备就绪的开发和修正评价计划提供一次健康检查。最后，开发阶段的描述是以基于对评价活动和支持气田开发的认识进行总结的三维地质单元模型开展的。本文讨论了这些描述和修改描述的益处、对早期评价阶段前端加压优越性的解释以及这样做是如何使我们达到目前状态的。

概率法预测非常规油气藏产量的广延指数递减模型

非常规油气藏的储量估算是一件非常困难的任务，其原因是这类油气藏的地质不确定性很大，多段压裂长水平井中流体流动型式极其复杂，而且还有其他很多复杂条件。为了解决这些复杂的问题，我们提出了一个处理评价流程，把传统的递减曲线分析（DCA）法和概率预测法综合在一起。广延指数递减（SEPD）模型可以反映开采动态。我们的储量评价流程有两方面的用途：（1）预测已有生产历史的老井的未来生产动态；（2）预测无产量数据的新井的未来生产动态。对于新油田模拟案例，要采用与所研究油田有关的一系列设计变量，做出多种试验设计（design of experiments，DOE），在对这些设计进行统计的基础上开展数值模拟。而对于已在产的老井，往往要根据重新增产处理、人工举升装置的安装或其他因素对早期的产量数据进行调整，以便能够反映真实的产量递减趋势。然后根据最高产量对新生产井或在产老生产井的产量数据进行分组，从而使类似的生产井具有共同的广延指数递减模型参数。在采用生产井分组法确定了模型参数的分布之后，就可以对单口生产井的产量进行概率预测。文中介绍了非常规油气藏老并或新钻井生产动态的概率预测方法。与其他概率预测方法不同，所介绍新方法要求对具有相似生产特征的井进行分组，这样就可以获取自相一致的广延指数递减模型参数，从而省去了必须确定与油气藏和完井参数有关的不确定性的麻烦。

美国俄克拉何马州阿科马盆地减阻水和氮气压裂增产处理的地表微地震监测

通过地表微地震监测，评价了俄克拉何马州阿科马盆地一口水平井筒长度为3500ft的水平井减阻水（slick-water）和氯气压裂增产处理的有效性。根据开展压裂作业的页岩层的产水情况以及微地震监测所确定的微地震事件的位置判断，水力裂缝的生长并没有局限于生产层内，而是与其他含水层有沟通。微地震事件分布的观测结果表明，压裂作业产生了复杂程度各异的面状裂缝。根据所产生裂缝的方位判断，原有的天然裂缝对诱发裂缝的生长方向有强烈的影响。对减阻水压裂和氮气压裂的结果进行了直接对比，后者具有多种优势，例如产层内的微地震事件数量更多，单个微地震事件的能量更强，而且所产生的裂缝更复杂。

利用化学工艺提高巴肯页岩油藏石油采收率

文中提出了适用于巴肯页岩油藏的一种新化学提高石油采收率法（IOR）。这种方法是通过在标准的水里压裂液中加入一种特定的表面活性剂来提高石油采收率的。巴肯组油藏位于威利斯顿盆地，储层为晚泥盆世至早密西西比世的地层，面积约为52万平方公里，在美国的蒙大拿州、北达科他州和加拿大的萨斯喀彻温省都有分布。巴肯组由三段组成：下段页岩、中段白云岩／粉砂岩和上段页岩。该组的页岩段是在相对较深的深海环境中沉积的，白云岩／粉砂岩段是浅水期沉积的滨海相碳酸盐岩。巴肯组中段埋深约3．2km，是主要的石油储层。上段和下段都是富含有机质的海相页岩。 巴肯组页岩区的石油地质储量很大，USGS在2008年4月发布的评价报告认为其石油技术可采储量为30-43亿桶。过去巴肯组油藏的石油生产很有限，但随着水平井和大型水力压裂技术的发展，巴肯页岩区现在已经成为石油勘探开发最活跃的地区之一。巴肯组油藏实现经济开发的一个关键是在储层中产生分布广且连通性好的裂缝系统。 实验室研究表明，特定的表面活性剂能够与渗透率低且呈混合润湿性到油润湿性的巴肯组中段发生作用，提高石油采收率。具体地讲是，将表面活性剂加入到水相（如水力压裂液）可以提高混合流体进入含油饱和度很高的致密基质和微裂缝中的自发渗吸能力。这能够将更多的石油从储层孔隙中驱替出来进入裂缝系统，再流入井筒中。因此，向压裂液或其他水基增产处理流体中加入合适的表面活性剂能有效提高石油采收率。