科威特能源形势展望

1．科威特虽然只占世界陆地面积的1％，但其探明石油储量却占世界总储量的8％。在石油财富的支持下科威特已经很富裕，同时也是世界石油和炼油产品市场的重要供应国。 2．科威特的人均能源消费非常高，是经济合作和发展组织（OECD）国家平均水平的两倍。这是由恶劣的气候、高能耗的海水淡化生产以及很高的能源补贴造成的。按照基准方案的预测，在2003--2030年期间科威特的一次能源需求将增加一倍多，年均增长2．8％。 3．为满足不断增长的电力需求，电力生产将有快速增长，但科威特的人均用电量已经属于世界最高水平。近期的发电项目将以燃油为主，但当更多的电力供应建成时，天然气的使用将会增长。电力产量将从2003年的40太瓦时（TWh）增加到2030年的82太瓦时。 4．按照基准方案的预测，科威特的石油和天然气液（NGL）的产量将从目前的250万桶／日增加到2010年的290万桶／日和2030年的490万桶／日。石油出口将在2010年达到250万桶／日，在2030年达到440万桶／日。只要科威特开放石油行业的长期政策继续推进，预计在提高石油产量方面国际石油公司将发挥重要作用。 5．按照已公布的计划，科威特的炼油能力将在2010年扩大到130万桶／日。新增炼油能力将有不少是为发电站提供燃料的。预计到2030年，科威特的炼油能力将增加到140万桶／日，而产品也将不断向高产值的出口产品倾斜。 6．这些发展趋势要求科威特的能源行业在2004--2030年期间有860亿美元（2004年美元）的累计投资，也就是年均32亿美元。其中石油和天然气行业将占用五分之四的投资，剩下的则将用于电力行业。 7．按照投资延缓方案的预测，石油产量增长较慢，到2030年只达到330万桶／日。石油出口和炼油能力也都有所减少。这种结果有可能是由跨国石油公司返回科威特发生延误或因完全放弃这一计划而产生的。

天然气的资源量和开采前景：谁来满足日益增长的世界天然气需求？

截止2007年底，全球天然气探明储量接近180万亿立方米，相当于目前开采水平的60年产量。同石油一样，天然气资源也高度集中在少数国家和油气田。俄罗斯、伊朗和卡塔尔三国拥有世界天然气总储量的56％，而全球25个大气田就占了全球总储量的近一半。欧佩克国家也拥有全球将近一半的储量。

威斯康星穹隆白云石化混合带模型的反面证据——一个热液成岩作用的实例

威斯康星穹隆附近的奥陶系碳酸盐岩曾被认为是白云石化混合带模型的典型代表。野外观测、岩相学和地球化学的证据都表明，在这些岩石中广泛存在的白云石、密西西比河谷型（MVT）的微量矿物和钾硅酸盐矿物之间存在成因联系，它们保存了区域热液成岩作用的特征。利用流体包裹体方法、阴极射线发光和平面光岩相分析、稳定同位素分析以及有机质成熟度数据确定了水-岩相互作用的约束条件。白云石、闪锌矿和石英中两相水质流体包裹体的均-化温度为65-120℃，而冷冻数据表明Na-Ca-Mg-Cl-H2O流体的矿化度为13-28％NaCl当量重量百分比。因此威斯康星穹隆及其附近古生界岩层中广泛分布的白云石化作用是在较高温度条件下发生浓卤水的水一岩交互作用的结果，并与区域性的密西西比河谷型微量矿物的矿化作用和钾硅酸盐的成岩作用同时发生。对白云石化混合带模型的重新评价以及在岩相学和地球化学方面令人信服的新证据都表明，混合带模型不能解释威斯康星穹隆上广泛分布的白云石化作用。本文还提供了大量文献，在普遍意义上对混合带模型的有效性提出了质疑。

气井的动态优化技术

在生产层特别是在致密含气砂岩中合理放置支撑剂是产量优化成功的关键。几十年来，油气行业一直采用同位素作为支撑剂标记来帮助确定支撑剂放置的是否成功。一般是在压裂的不同阶段加入放射性示踪剂，以帮助评价支撑剂放置在各目的层的放置情况。

沙特阿拉伯石炭-二叠系欧奈宰组砂岩储层晚期成岩伊利石的成因与年代

沙特阿拉伯的欧奈宰（Unayzah）组砂岩储层（石炭一二叠系）有两类堵塞孔隙的重要胶结物，一类是成岩伊利石，另一类是成岩石英。本文侧重研究伊利石的成因及其形成年代。伊利石是由碎屑钾长石和早期成岩高岭石在埋藏升温时发生反应而形成的。当这两种反应物有一种耗尽时，伊利石就会停止沉淀。没有证据表明，油气进入储层、深部盐水运移或独特的热事件是影响伊利石沉淀的因素。利用所研究样品的埋藏史来模拟作为一种动力学控制反应的伊利石沉淀作用，一般都能在实测的和模拟的伊利石年龄和数量之间产生合理的拟合关系。这对伊利石在某一时间一温度窗口的逐步形成提供了进一步的支持。尽管石英次生加大与成岩伊利石可以在同一个薄片中出现，但它们在局部是互相排斥的。在有成岩伊利石包覆的碎屑石英颗粒上不会出现石英次生加大，而在石英次生加大之上也很少能看到成岩伊利石。由此看来，不仅成岩伊利石抑制了石英次生加大的成核作用，而且石英次生加大也可能抑制了成岩伊利石的沉淀。对于未被包覆的碎屑石英颗粒表面，这两类胶结物似乎是有争夺的。

层序地层学的标准化方向

层序地层学所强调的是年代框架内的沉积相关系和地层结构。尽管有广泛使用，但层序地层学尚未被纳入任何地层规范或指南。标准化的这种缺失，反映了存在相互竞争的做法（或模型）以及混乱甚至相互冲突的术语。层序地层学的标准化要求对独立于模型的基本概念、地层单元、界面以及反映这种研究方法基础的工作流程提出定义。一个标准化方案要有足够的广度，以便容纳所有可以选择的做法，而不是限制在单一做法或模型中。

化学和物理作用对碳酸盐岩声学特征的影响

碳酸盐岩有着巨大的经济意义。世界上有60％的石油储量蕴藏在碳酸盐岩油藏中，并且天然气储量的潜力也很巨大。然而，由于在沉积以后的成岩过程中岩石结构发生了重大变化，而且碳酸盐岩的成岩矿物经历了复杂的化学作用（即溶解和交代作用），碳酸盐岩的实测地球物理数据和岩石特征之间的关系非常复杂。有关岩石物理特征的实验和理论研究大都集中在硅质碎屑岩和泥岩上。然而，碎屑岩研究成果很难简单地应用于碳酸盐岩，因此本文对这个问题进行了探讨。

新西兰塔拉纳基盆地断裂浊积层序露头研究所得出的断层渗透率预测方法

新西兰塔拉纳基盆地上中新统信使峰（Mount Messenger）组浊积层序中的后沉积期正断层，是以砂岩的粒化和碎裂作用以及粘土岩层的涂抹作用为特征的。如果断层垂直断距与粘土来源岩层厚度之比很大（大约为8），粘土涂抹层可以保持连续性，但其厚度变化也很大。但如果上述比值更大，那么在粘土来源岩层的断层切割点之间的任一点位都可以出现缺口。虽然碎裂断层岩的渗透率可以远低于砂岩母岩的渗透率（大约低两个数量级），但连续的粘土涂抹层的出现以及很低的粘土渗透率（10到100nD），都意味着断层岩渗透率的主控因素是粘土涂抹层的连续性。文中提出了一种新的渗透率预测方法，即概率页岩涂抹因子（PSSF）法，它结合考虑了塔拉纳基盆地粘土涂抹作用的主要特点。PSSF方法是根据断层带内有多个粘土涂抹层的简单模型来计算断层渗透率的，所预测的断层岩构造要比其他方法（例如页岩断层泥比值法，SGR）更具非均质性和更真实。但在垂直断距与岩层厚度比值较大的情况下，这种方法的平均化效应可以成为在适当标度应用其他断层岩混合模型（例如SGR）的一条基本原理。为了研究断裂的硅屑岩储层的流动特征，需要有很多参数来确定一个断层系的模型。这些参数可以分为两大类，第一类是限定断层系几何形态特征的，第二类则限定断层的流动特性。断层性质一般是作为传导率倍增系数纳入储层模拟模型的，它可以改变流体从断层一侧流向另一侧的势能（Manzocchi等．1999）。要计算具有地质意义的断层传导率系数，就要有预测断层岩厚度和渗透率的方法。根据断层岩厚度和断层位移十分明确的正相关关系就可以预测这一厚度。而要选择断层岩渗透率的预测方法则要困难得多，因为断层岩有很强的非均质性和各向异性。渗透率的预测方法必须建立在高度简化和理想化的断层岩概念模型之上，因为人们希望这些模型能够捕捉到主控因素。断层渗透率的常规预测方法多有不同，有的含蓄假定断层岩是平均渗透率相当的断裂层序的混合物，例如＂页岩断层泥比值＂（SGR）法（Yielding等，1997；Manzocchi等，2002；Sperrevik等，2002）就是这样，有的则提供了模拟断层带内粘土涂抹的简易途径，例如＂页岩涂抹因子＂（SSF）法（Lindsey等。1993）。这些方法普遍得到了以往出版的露头研究定性和定量资料以及露头和地下数据集的断层渗透率测量数据的支持。然而前人的研究有一个不足之处，那就是对非均质层序的断层岩分布研究较粗，同时很少全面考虑与断层性质计算有关的问题，包括描述内容到预测方法。本文要详细描述新西兰北岛塔拉纳基（Taranaki）盆地一套弱岩化砂-泥质浊积层序中与正断层有关的断层岩分布。露头研究的定量数据与断层岩渗透率的测量数据相结合，就可以成为断层渗透率一种新型预测方法的开发基础。这种新方法就是概率页岩涂抹因子（PSSF）法。文中还把这一新方法与原有的方法（例如页岩断层泥比值法）进行了对比，并就其在储层建模中的应用提出了建议。虽然本文的PSSF是为研究弱岩化浊积岩的断层而开发的，但它的应用范围不一定局限于这种层序，因此可以应用于任何有连续泥岩涂抹的层序。

白云岩储层

岩石物性的三维空间分布受控于两种地质作用即沉积作用和成岩作用的空间分布。虽然岩石物性的三维空间分布最初显然是受沉积结构控制的，但大量的储层研究也清楚地表明，碳酸盐岩储层与现代碳酸盐沉积物具有完全不同的岩石物性。成岩作用通常会降低孔隙度，重新分配孔隙空间，并改变渗透率和毛细管特性。

热成因页岩气评价模型：得克萨斯州中北部巴尼特页岩的非常规含气系统

根据天然气类型和含气系统特征能够可以区分页岩气资源的成藏层带。得克萨斯州沃思堡盆地的纽瓦克东气田就是因低孔、低渗巴尼特页岩产出热成因气而确认的。巴尼特页岩含气系统属于自生自储型含气系统，在主要产气区已经生成了大量天然气，因为它有以下特征和作用过程：1）原始有机质丰度很高和生烃潜力很大；2）干酪根和保留的石油分别发生了一次和二次裂解；3）吸附作用使石油保存下来并裂解成气；4）有机质分解产生了孔隙度；5）独特的矿物成分使地层具有脆性。 首先根据生产剖面和经营公司的估算确定了最终采收量，然后在此基础上计算了天然气的总地质储量（GIP），其数值大约是204亿立方英尺／平方英里（5．78×10。立方米／1．73×10^4立方米）。我们估算的巴尼特页岩的总生烃潜力大约为609桶油当量／英亩-英尺或者365．7万立方英尺／英亩-英尺（84．0立方米／立方米）。假定页岩厚度为350英尺（107米），而且含氢量只够一部分保留石油裂解成天然气，那么估算的总生烃潜力为8200亿立方英尺／平方英里。在这些生烃潜力中大约有60％排出源岩，其余则保留了下来，在达到充分的热成熟度时就会发生石油向天然气的二次裂解。在典型的储层压力、体积和温度以及6％的孔隙度条件下，巴尼特页岩储存天然气的能力为540万立方英尺／英亩一英尺或159标准立方英尺／吨。

阿曼一个裂缝碳酸盐岩油田的有效堵气处理

阿曼北部有一个裂缝碳酸盐岩的大油田，其地质条件和油藏驱动机理都很复杂。上部裂缝密集的层段是采用气／油重力驱（GOGD）方式开采的，而下部裂缝较少的层段采用了注水开发。气／油重力驱开采的生产井都是在薄油环中完井的直井和水平井。这些生产井有很多都面临着控制气波及的难题，因为有多种因素都可以引起气窜：（1）裂缝气-油界面的向下移动（裂缝油环变薄）；（2）高导流能力裂缝的气窜（裂缝气窜）；（3）井筒内油层封隔失败（机械性气窜）；（4）基岩含气饱和度增大（基岩气窜）。为了找出几口GOGD油井气油比高于预期的原因，有一个多学科综合研究组研究了油井和油藏的动态以及裸眼井和套管井测井资料。本次研究采用的最重要测井资料是用于识别产气来源的存储式产量测井仪（MPLT）数据以及用于识别和描述裂缝的地层微成像测井仪（FMI）数据。 本文要介绍在水平裸眼井和垂向套管井中封堵有害气流的成功经验。对于衬管外油层封隔效果很差的水平井，采用了新的凝胶堵气工艺。与其他工艺相比，它具有多种优点：封堵荆的注入具有明确的目标（targeted placement）；有全封堵（full-blocking）型强凝胶充填衬管外的流体通道；对于小裂缝和地层基岩，有惰性颗粒控制全封堵型凝胶的漏失；采用了可以从井中冲洗出来的易消除的凝胶进行驱替。 由于气油比的大幅度降低，使这些油井的石油产量持续增加。这是该油田在管理有害天然气产出方面的一次能力飞跃，预计能为本油田进一步提供改善天然气管理和油井动态的机会，对于采用GOGD开采方式的其它油田也是这样。

土库曼斯坦西部戈格兰达格-奥卡雷姆油气区的石油地质特征

戈格兰达格-奥卡雷姆（Gograndag-Okarem）油气区位于土库曼斯坦西部里海盆地的东缘。从晚古生代到晚新近纪，南里海盆地的陆内坳陷经历了复杂的加积和裂谷作用，当时在周围的厄尔布尔士（Alborz）和科佩特山冲断带发生了碰撞造山运动。受挠曲加载和冷却作用的共同影响，盆地沉降速率很高，厚层高频三级层序的存在可以说明这一点。古阿姆河向西进积的大型上新世三角洲体系沉积了一套被称为红色群（Red Color Group）的碎屑岩地层，厚度接近6000米。这一大型三角洲楔体最初可能是在全球海平面下降时期（5.5Ma？）沉积的，同时在上新世和第四纪逐步由退积转变为进积。这一沉积体系大致和阿塞拜疆的产油层系是同位地层。晚上新世的滑脱构造是科佩特冲断带右旋横推运动（喜马拉雅造山运动）的结果，形成了一系列平行的东北一西南向褶皱构造，其中四面倾伏的背斜聚集了油气。在已知的五个背斜构造带中，只有第一个和第二个获得了商业油气发现，而第三个构造带也有少量油气发现。解释认为，上、下红色组的多层叠置超压储层是在河控低能三角洲环境中沉积的分流河道、分流河口坝和洪积砂岩。根据测井和地震资料识别了厚度为100～150m的受气候控制的三级层序。发育良好的低位体系域（分流河道）沉积层是主要的油气产层，其上覆盖有海侵体系域的暗色页岩（最大洪泛面）（外陆架、前三角洲相）。虽然区内存在高位体系域砂岩（三角洲前缘相），但它们的油气潜力较小。其有效粒间孔隙度为16～27％，渗透率50～1000md，超压10．5～16．5PPg。成熟度研究表明，原地烃源岩未成熟，目前产油区生油窗顶面埋深大约是4000米。根据阿塞拜疆的研究，所推测的烃源岩为迈科普组（渐新统一下中新统）。泥火山、逆冲断层和顺应断层（accomodation faulting）被认为是有效的运移通道，油气运移以垂向为主。油气藏的多层叠置以及油气性质的变化表明，这里的油气发生过复杂的多期运移。戈格兰达格一奥卡雷姆油气区的含油气系统可以确定为迈科普组／红色群。油井单层产能平均为300 BOPD（桶油／日），气油比介于600 bbl／ft^3（桶／立方英尺）（欠饱和含油气系统）和5500 bbl／ft^3（饱和含油气系统）之间。原油为低硫油，API比重度为15～34°，含蜡量为13～20％。所确定的勘探目标是红色群的较深油气藏和中新统不整合圈闭。可以认为第三个构造带的下一步油气潜力有限，其原因是储层质量向西变差、油气运移受阻以及圈闭充注很晚。

砂岩储集性能预测：当前水平

引言 随便预测很容易，但错误预测代价不菲（中国俗语）。