贝宁的油气勘探机会

贝宁共和国位于西非中南部，东邻尼日利亚、西北、东北与布基纳法索、尼日尔交界，西与多哥接壤，南濒大西洋（图1）。海岩线长125公里。面积为112622km^2。人口370万（1997年）。有46个部族，主要有芳族、约鲁巴族、阿贾族、巴利巴族、颇尔族和松巴族等。官方语言为法语。全国使用较广泛的语言有芳语、约鲁巴语和巴利巴语。居民中50％信奉拜物教，35％信奉伊斯兰教，14％信奉基督教。人口增长率为3．3％。

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。

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。

滨里海含油气区的古生代盐下沉积层

滨里海(北里海)盆地位于俄罗斯地台东南缘，且向南延伸到内陆里海的北岸。该区域地面海拔高度为海平面以下24m。该盆地是世界最深盆地之一，盆地内沉积地层厚度在20km以上。元古界、盐层以下的古生界和上二叠统(含盐层位)均约厚达5km，但由于存在盐层运动，使含盐层系厚度更大。该盆地约呈椭圆形，宽900km，长600km，面积约500000km^2。近东西向的阿斯特拉罕-阿克纠宾斯克(Astrakhan-Aktyubinsk)基底隆起体系将盆地分成中央次盆地和东南次盆地。一连串块状碳酸盐岩隆发育于盆地边缘。本文研究了古生代盐下沉积层的构造和油气潜力，其区域油气远景已为田吉兹(Tengiz)、卡拉恰甘纳(Karachaganak)、阿斯特拉罕等一系列“巨型”油、气和凝析气田的发现所证实。这些油、气田的油气均产生和储集于古生代富含有机质的块状碳酸盐岩中。

煤层含气系统、资源量和产量以及对圣胡安盆地和保德河盆地具显著差别的实例的研究

煤层气的商业性开采在阿巴拉契亚(Appalachian)盆地北部开始于上世纪30年代，而在圣胡安(San Juan)盆地开始于50年代初。然而，直到70年代和80年代初经美国矿务局、美国能源部、天然气研究所和油气作业者共同努力，证明可用垂直井对煤层气进行商业性开采时才认识到煤层气资源的重要性和经济意义。勘探和开发工作在80年代末和90年代初得以扩展，部分是由于非常规燃料的税收减免法。到2000年，煤层气已占美国干气储量(15．7万亿立方英尺[4400亿m^3])的8．8％和年产量(1．38万亿立方英尺[400亿m^3)的9．2％。从1989到2000年，美国煤层气的累积产量为9．63万亿立方英尺(2720亿m^3)。目前，煤层气的开发已扩展到美国12个盆地左右，而勘探工作则发展到全世界。煤层是自生自储的气藏，它们可含有热成因气、运移来的热成因气、生物成因气或混合气。煤层气主要呈吸附状态储集在煤基质的微孔隙中，其次呈游离气储集在微孔隙和裂缝中，或者呈水中的溶解气。控制气资源量和生产能力的主要参数是热成熟度、显微组分组成、气含量、煤层厚度、裂缝密度、地层应力、渗透率、埋藏史和水文环境。这些参数在美国和世界的生产气田中有很大差异。在2000年，圣胡安盆地占美国煤层气产量的80％以上。这个盆地有个巨大的煤层气成藏层发育区，即弗鲁特兰富集区带(FruitIand fairway)，它已采出7万亿立方英尺(2000亿m^3)以上的气。弗鲁特兰煤层含气系统及其基本要素和保德河(Powder River)盆地的尤宁堡(Fort Union)煤层气成藏层形成显明对比。尤宁堡煤层气成藏层是美国开发最快的天然气成藏层之一，其产量由1997年的140亿立方英尺(4亿m^3)迅速增加到2000年的1473亿立方英尺(41亿m^3)，占当时美国煤层气产量的10．7％。到2001年，年产量为2447亿立方英尺(69亿m^3)。

挪威初探井评价项目：关于油气体积的钻前预测与钻后结果对比

为了调查石油行业预测油气发现规模所达到的水平，将钻后获得的烃类孔隙体积和所使用体积参数的历史数据，与它们的钻前最可能预测值作了系统对比。结果表明，在挪威大陆架经营的油气公司都在不同程度上一直高估着油气体积。但也有迹象表明，在有较长勘探和钻井史的地区，石油行业的预测水平一般都有某种改善。不过在特定勘探目标油气体积的预测能力方面，人们还是无法明确区分勘探程度较高和较低的地区。岩石总体积预测误差的变化，显然是使油气孔隙体积钻探结果与钻前预测产生差异的最重要因素。

新技术对成熟探区油气勘探的作用

英国的北海经过30年勘探已成为成熟探区。为了继续发现和开发储量基数较小的油气田，采用新技术是至关重要的。三维地震采集技术的进步能够提高地下成像质量。海底电缆(OBC)地震可以增强对上面有气体通道的油气田的成像。叠前时间和深度偏移有助于更好地确定底辟以下的陡倾勘探目标。振幅随炮检距变化(AVO)可以降低已探明成藏层带的勘探风险。定量解释方法(如地震反演)可用于详细分析成熟探区的储集单元。高分辨率地球化学也有助于开展油藏内的描述。新钻井技术(例如多分支井)可以打开断块、层状油气藏或小型外围油气藏。钻井平台的大位移钻井在成熟探区也很有效。适用于高压／高温和低能流体的远距离海底回接管技术，可以使偏远小油气藏的开发得以实现。壳牌勘探公司的多学科工作组在勘探／保留井设计和设备采办方面都已有了新的成功实践，从而缩短了油气田发现到首次投产的时间。创新的工程设计使小型油气田得到了开发。为了推动新技术在成熟探区的应用，还需要在商业经营方面有创新实践。

湖盆类型、源岩潜力和油气特性：一个综合的层序-地层-地球化学框架

目前全世界的油气产量可能有20％以上产于与湖泊有关的岩层中(Kulke，1995；Calhoun，1999)，而湖相富含有机质的岩层是这些油气的主要源岩。湖相源岩和储集岩对非洲、南美洲、东南亚、中国等地区目前和未来的勘探都很重要，(Hedberg，1968；Powell，1986：Smith，1990；Katz，1995)。

挪威初探井评价项目：对油气发现概率和干井原因的分析

在“挪威初探井评价”项目中，石油公司对于钻成千井的勘探目标都报告了原因。本文将这些原因与钻前预测的圈闭、充注和储层的概率作了对比。除了按年份、地区、成藏层带、圈闭类型、二维和三维地震、油气地质储量以及与最近井距离等分析了发现概率，还将不同因素的钻前概率评估与钻探结果作了对比。研究结果表明，造成千勘探目标的主要原因是缺失侧向封盖、储层和运移。一般来说，预测的发现概率有点悲观，仅为23％，但如果不包括小型技术发现，也与27％的实际发现率相当接近。研究结果表明，石油勘探工作者在评估圈闭概率时过于悲观，而在评估充注概率和储层概率时也有较小程度的悲观。各年份、各个地区和各个层带的钻前发现概率评估只在某种程度上反映了实际发现率的变化。在成熟探区的已确定成藏层带，发现率最高。在1990年到1997年间，依据三维地震钻探的勘探目标其发现率略高于依据二维地震的钻探。研究结果表明，发现率和与最近井的距离有很强的负相关性，同时与勘探目标的预测储量也有明显的负相关性。但是这些在预测发现概率时都没有得到明确表现。

跨越图兰地块的后中新世斜向和正向聚敛

图兰(Turan)大陆块2～17km厚的三叠纪后沉积物，堆积在一个以断层控制岩相和厚度变化为特征的向南倾斜的盆地里。晚中新世以来，该陆块南部边缘的盆地充填物最厚部分已经褶皱，并上升成科佩特山脉(Kopet Dag range)以响应伊朗一图兰聚敛作用。分隔北部大陆与南部洋壳性里海盆地的阿普歇伦(Apsheron)海槛使科佩特山一大巴尔坎山脉(土库曼斯坦)与高加索(阿塞拜疆)相连。表示南一北向挤压作用的科佩特山脉数排大规模的东～西向至北西西一南东东向穹状褶皱，是借助断展机理而形成的。油气聚集和运移一直受这种变形模式的控制。在科佩特山～大巴尔坎地区西部，75km的南北向缩短可以分解成与N120。走向的阿什哈巴德断层正交的70km纯压缩，和沿此断层的35kin右旋滑动。伊朗-亚洲的N—S向相对运动造成了沿阿什哈巴德右旋断层的斜向聚敛NW—SE向构造和科佩特山-大巴尔坎西部地区之纯聚敛E—W向构造。这些构造的方向一直受这两个陆块的相对运动与它们的边界走向之间的角度关系所控制。作为主要的地壳不均一性的阿什哈巴德断层将形变集中于一条狭窄的褶皱和冲断层带中，而在西部形变作用则分布于较广阔地区。形变模式受伊朗-图兰边界条件控制。

挪威初探井评价项目概况

本文要介绍“挪威初探井评价”项目的目标、组织，数据类型和某些重要成果。本项目是由挪威石油管理局(Nonrwegian Petroleum Directorate)于1996年发起的。在挪威大陆架从事勘探工作的20个石油公司参与了本项目。这次评价对钻井预测与钻井结果作了对比研究，以便将以往的经验用于未来的勘探中。本项目涉及195口初探井，包括1990-1997年间在挪威大陆架所钻的所有探井，其中有10口钻于巴伦支海，40口井钻于挪威海，其余145口井位于北海的挪威海域。可以认为总共为114个参数的数据类型是未来勘探成功的关键因素。每一口井都报告了一个或几个勘探目标，也就是一种或多种情形。这意味着对一口井可以有几种预测，但结果只有一种。本文也报告了各公司对其干井的评价意见。钻探结果表明，有60％技术发现所获得的烃类孔隙体积(hydrocarbon pore volume，HCPV)均低于钻井前的最小概率估算值。全部石油勘探目标的风险石油体积要比发现的石油体积大2．5倍。对全部天然气勘探目标的类似对比表明，两者差距很小。平均发现概率为23％，而平均技术发现率为36％。不包括技术发现的平均发现率为27％。为了掌握未来的发展和进步，这一初探井评价项目还应继续执行，同时在将来还要结合新的分析方法。

，P．Alexander-Marrack

本文的基础是挪威初探井评价项目。这里概括了前面三篇论文的主要认识，目的是为改进勘探过程提供建议。这方面的主要建议有：·勘探目标应在含油气系统和成藏层带的背景下进行评价。·为了提高对油气体积不确定性的了解，应采用勘探目标的平面和垂向分块，同时在钻探以前对勘探目标的油气体积进行多种计算。·如果探井是干井，应使用决策树来确定干井原因。·要了解油气体积和勘探目标概率之间的联系。·确保勘探目标评价过程的一致性。·在为勘探目标的不同评价阶段提供报告时，应致力于形成无间隔的数据源链条。·勘探目标的评价应考虑其成藏层带的勘探成熟程度。·应不断更新挪威初探井评价数据库。

中亚在中、晚古生代的拼接

亚洲的主体是在晚古生代期间由小陆块的频繁碰撞和聚敛边缘的增生拼接而形成的。尽管对于重要克拉通在亚洲总体发展过程中的作用了解得比较清楚，但是对于大量较小单元的运动学、沉积环境和古地理的综合作用则了解得还很少。把从中国和前苏联收集到的古环境数据叠加到构造要素的数字模型上，得出了本文的成套古地理图。这样的拼合在共同边界两侧的不同时代只能达到中等一致程度，但却符合已知的板块构造边界。其它来源的构造、古生物、古地磁和古气候等资料，在确定各构造单元与其相邻单元的关系时要比岩相对比分歧更小。在二叠纪最终闭合以前，突厥斯坦洋的西段一直分隔着由西伯利亚、波罗的古陆和阿尔泰造山带组成的北区和从华北经塔里木和塔吉克坳陷向西直到赛特一图兰(Scythian-Turanian)地台的东西向构造单元群。这个构造单元群的地理连续性开始于早石炭世。基本上都是陆块的这个构造单元群在南缘形成了一个东西向的俯冲带，古特提斯海就是沿着这个带向北俯冲的。在早石炭世，兴都库什山脉和昆仑山脉之间存在一个或多个陆缘盆地。在晚古生代，伊犁、北天山弧和蒙古南部的火山弧均属突厥斯坦洋的范围，它们和穿时闭合的盆地一道增生到华北一塔里木一图兰复合地块上。突厥斯坦洋在整个晚古生代由西向东的穿时关闭及阿尔泰与东欧地台边缘的碰撞对欧亚陆块核心的形成有作用。中亚的大规模运动学问题包括有塔里木地块在古生代期间的向东和向西延伸；突厥斯坦洋闭合的时间；成海一滨里海地区的构造格局和二叠纪走向滑动构造的规模等。

“2000年世界油气评价”结果分析

本章概述了美国地质调查所(USGS)对美国以外世界常规石油、天然气和天然气液(NGL)资源进行评价的五年研究成果。这些资源有可能在30年内(1995-2025)成为储量。本章也提供了有关石油能源的数量、质量和位置的资料。美国地质调查所着手进行这种世界油气评价研究。

已发现油气田的潜在储量增长预测

经验表明，在美国和加拿大，在任何特定的时间点对油气田规模(累积产量加剩余储量)所作的计算通常都偏低(Arrington，1960；Attanasi和Root，1994)。虽然单个油气田规模随时间变化的情况千差万别，但一组油气田规模的连续计算结果总起来说一般是递增的。

评价层次与地质区初步排序

美国地质调查所“2000年世界油气评价”项目把全球划分为一个多层次的地理和地质单元系列，以便于组织、评估和划定评价区域。这些单元由大到小分为大区、地质区、总油气系统和评价单元。大区用作组织单元，地质区用作确定优先次序的手段。大区和地质区并不是主要的评价实体，但是评价结果在这个层次上进行汇总。

多分支井技术在印尼海上钻井中的应用

本文介绍了Repsol-YPF Maxus公司在印尼苏门答腊东南东拉马(East Rama)油田使用多分支井技术的情况。Repsol-YPF引进多分支井技术的目的是想减少钻井、采油及装备方面的成本；另外还增加海上平台井口槽的利用率。2001年8月，用BIMA号多用途服务浮式平台成功地钻成了两口试验井，从而开始了此项目。一口试验井——东拉马AC-6P井为直井；另一口试验井——东拉马AC-7P井，它是从东拉马AC-6P井表层套管内进行开窗侧钻的一口定向井。这些试验井在塔朗阿卡尔(Talang Akar)组中成功地发现了两个油气产层。据此，东拉马油田需要钻更多的生产井。受平台井口槽的限制(即现有的一个井口槽配以需求即可做到最优油层开采)选择了多分支井技术。该技术的使用不仅将有可能导致未来的油井建设能节约油田开发项目的成本，而且还可计算和比较两口单井和一口多分支井的成本。本文分述了选择多分支井作为开发方案的原因、井的设计、设备以及所有的经营业绩；涉及的问题包括战略井设计、经济分析以及钻井施工过程中所遇到的问题；所取得的经验相信会对未来的发展，特别是多分支井技术的发展和钻井进步有一定的参考作用。

油田档案记录显示出巴西东北部欠平衡钻井的优点

埃斯特雷图(Estreito)油田位于巴西东北地区，如图1所示，其生产层已衰竭。自1982年首次发现油田至今，一共钻了700多口井。该油田的产层非常浅，地层十分疏松。为了在钻井期间保持一种欠平衡状态，上述情况对它是一种挑战。因此，在拟订计划和执行钻井作业期间需要特别小心。4眼水平井已纳入计划并用欠平衡技术进行了钻井。在这些井中，他们已成功地用巴西石油公司Petrobrás研制的自动控制系统和数据采集系统测试小型立式气—液分离器。钻屑、液体和油则用泡沫分离器(ski mmer)进行分离。