简介：像注意到的那样，在实际孔隙介质中大部分液体占据了其自己的孔隙，毛细管压力控制着rc，并且Uw、rc、μs和△P之间的相互关系更复杂。该图说明了应用于更复杂的实际情况的原理：提高Uw将降低毛细管压力，这会降低气体粘度和减小△P。

简介：结合工作实际，对中国石油西南油气田公司纸质档案保护工作中存在的问题进行了深入细致的分析，认为只有加强档案宣传、监督和惩治制度，充分提高员工的档案保护意识，从理论到实践提高档案人员的应变意识和处置能力，利用各种现代工具降低档案的自然损坏率，才能最大限度地保护珍贵的纸质档案，延长其使用寿命。参2

简介：广义S变换可将地震记录分解到时频域,通过时频域上的不同分布,区分有效波和面波。时频域滤波只会消除面波发育时间处的频率成分,而不影响其他时间点的信号,减少了对有效波的影响,同时避免了区域滤波在时窗边缘处的波形畸变作用。理论模型和实际资料测试均取得了良好的处理效果。

简介：小井眼完井已在全世界应用了几年。这种完井方式的目的是降低油气井成本(包括钻井与完井成本)，并提高项目的经济效益。本文要介绍印尼西北爪哇海域(ONWJ)油田对油气井实行小井眼完井的结果。通过对以前油井性能的回顾，重点分析小井眼井在完井期间的问题、这些井的后续产量、可能实现的成本节约和将来各项采油修理作业好处的比较。到目前为止，已在ONWJ油田打了40多口小井眼井。这些井都是以3％”或2％”单管完井的。通过这种完井方式，实现了节省成本。但在完井时产生了一些其他的问题，有可能降低这些项目的经济效益。完井期间最经常出现的是固井作业后在尾管段发生水泥堵塞(占注水泥井总数的22．2％)，这是由水泥顶替不佳引起的。这种情况通常出现在相对较深和井斜较大的井中。据已有经验，钻井作业过程的改善能减少完井期间的作业问题。总体结果表明，与小井眼有关的问题，相对于它的节约成本和有利于作业的潜力来说，还属于可接受的范围。在我们的实践中，小井眼单管井的产量与常规井并没有太大的差别。本文还介绍了为减少与小井眼单管井有关的事故而对作业所作的某些改进。

简介：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（ParkSprings）（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。Silver1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SutherlandUnit]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�

简介：此文介绍了对Subandean冲断带低孔隙度砂岩中露头裂缝系统模拟研究。我们分析了这些砂岩中断层和节理系统的演化，测定了它们沿构造倾向的密度，并确定了影响它们变化的主要因素。我们指出作为渐进性剪切的结果，断层和节理以不同规模和级别出现。首次形成的是一套正交节理组，一部分平行于层面方位，另一部分垂直于层面方位。沿着这些节理的剪切作用使它们变成小断层并形成新的与层面产状斜交的裂缝组。这些小断层的相互连接促进了具有显著走滑位移的较大断层的形成。沿着层理面的剪切作用所产生的陡斜节理会引起共轭正断层的形成。在这个冲断带，次一级的走滑断层和正断层是挤压变形作用的产物。这项研究证明了各种构造间隔和地层结构之间的等级对应关系。我们沿着AbradelCondor背斜的后翼测量了节理间距和露头上的断层间距，再将构造断裂细分为四个大组：节理组、小断层组、中等断层组和断层带。节理、小断层和中等断层的间距呈对数正态分布，而断层带间距呈正态分布。这些分布的平均值与图岩层段的厚度大致相同。因此，节理和断层的间距和大小与地层层序的厚度间是第一级关系。

简介：前言霍德油田是挪威地区一系列自垩岩油田(其它还有Valhall、Eldfisk、Edda及Tommeliten油田)中最南端的一个,其构造和地层的发育与沿下伏的斯克鲁比断层的倒转运动密切相关。该油田实际上包括两个独立的背斜构造,即东霍德和西霍德。其位置在阿莫科公司Valhall油田的南部和挪威与丹麦边界的北部(见图1)。虽然西霍德的发现井钻于1974年,且在1977年就证实了在东霍德背斜的顶部有良好的含油白垩岩,但由于评价钻井程序得出的结论是无利可图,令人失望,所以该油田的开发生产一直拖延到1990年才开始。霍德油田开发上使用的是与Valhall

简介：目前已经出现了一些新工具，利用这些工具开发了一种基于区带的强大而系统的勘探方法，可用于评价非常规油气资源。这种方法与油气系统模拟相结合，可以在非常规油气资源区带勘探的早期高效快速识别“甜点”。油气系统模拟可以用于预测页岩地层中油气类型及数量、吸附气含量以及对页岩储层水力压裂增产处理等非常重要的地质力学性质。上述参数图又可以转化为油气生成、滞留和孔隙体积等要素的成功几率图，这些图件可以与诸如进入区块的可能性和揭露目的层所需的钻探深度等非地质因素相结合。这些基于区带的图件都用概率单位表示，因而通过简单的相乘即能获取区带的总体成功几率图，从而圈定甜点的位置。相似的方法也可用于煤层气资源评价。在本文中，我们以北美页岩油和页岩气区带为例，对这种方法进行了详细的说明。这些例子中既有资料丰富的阿拉斯加北坡的页岩区带，又有资料比较少的美国东北部和南部地区的页岩区带，而亚太地区许多含油气盆地更类似于后者。我们以实例说明，基于有限资料的油气系统模拟预测结果，与钻探和生产结果具有很好的一致性。有了基于油气系统的地质资源量评价结果，再加上区带总体风险评估结果，油气公司就可以在非常规资源区带勘探的初期根据存在经济可采油气资源的概率就区块收购做出决策。

简介：成岩作用对大多数碎屑岩储层的物性和非均质性都有强烈的影响。成岩蚀变分布的变化通常会增强沉积孔隙度和渗透率的变化。建立碎屑岩层序的成岩作用类型及其分布与沉积相及层序地层格架的关系，可以很好地预测控制储层物性及其非均质性的成岩蚀变作用的分布。砂岩储层非均质性的样式决定着油气储量、开采速度和产量，而这些样式又受控于多种因素，包括砂体的几何形态和内部结构、粒度、分选、生物扰动的程度、物源以及成岩蚀变的类型、规模和分布。成岩演化路径（pathway）的变化与下几种因素有关：（1）沉积相、孔隙水化学性质、沉积孔隙度和渗透率、盆内颗粒（intrabasinalgrain）的类型和数量以及生物扰动作用的程度；（2）碎屑沙的组成；（3）沉积速率（控制特定的近地表地球化学条件下沉积物沉降的时间）；（4）盆地的埋藏热史。盆内颗粒的类型和数量还受控于相对海平面的变化，因而可以在层序地层的背景下进行预测，特别是在滨外和浅海环境。相对海平面变化对近地表浅埋藏成岩蚀变的类型和范围有明显的控制作用，而成岩蚀变反过来又影响着碎屑岩储层埋藏成岩作用和储层物性的演化路径。在海进体系域（TST）砂岩中，尤其是准层序界面、海进层序界面或最大海泛面以下的砂岩，碳酸盐胶结作用更加广泛，其原因是这里碳酸盐生物碎屑和有机质的数量多、生物扰动作用强烈，而且在海底上及紧邻海底下，沉积物的沉降时间比较长（沉积速率小的结果）。这些因素还有利于海绿石的形成。成岩早期的包覆颗粒的磁绿泥石、钛云母和蒙脱石（大都形成于TST和早高位体系域三角洲砂岩和河口湾砂岩中）在中期成岩过程中会转变为铁绿泥石（ferrouschlorite），这有助于抑制石英胶结作用，从而有助于保持�

简介：页岩层段是石油公司和／或废物管理组织资助的很多研究计划和合作项目的重要内容。考虑到页岩层段可以成为油气藏的封盖层或者地下处置废料的岩层，其完整性（例如存在含水裂缝的可能性）是风险评估的一种关键因素。为了模拟其流变性随时间的变化，可以将观测到的碎屑贯入岩用作其力学演化的标志。法国东南部瓦孔申（瓦控申）盆地阿普第阶（Aptian）至阿尔必阶（Albian）的泥灰质层段是这次研究的基础。在比较特殊的露头中描述了与大规模碎屑贯入岩网络有关的块状浊积层系。根据现场数据可以确定有关的母岩层段（hostformation）存在早期破裂作用。砂子的贯入是一个早期事件，与块状砂体的沉积发生于同时。文中计算了古压实曲线，并恢复了从海底到大约500m埋深的沉积物孔隙度演化。在此基础上可以重建岩墙的原始形态。根据这一丰富可靠的数据集推导了各种数值模拟的边界条件。对泥灰质层段的特性进行了静态数值模拟，由此验证了非均质岩性、层状岩石几何形态或因突发性大规模砂质沉积所产生的负荷作用的可能影响。有关结果表明，在所涉及的状态下实际上有可能发生早期破裂作用。下一步要在动态条件下模拟某些水力裂缝的开启和充填过程。

简介：为了确定天然气处理设备的资金投入，反凝析气藏的开发就需要对井的产能做出精确的预测。从历史上讲，Fussell发现气藏里液体的凝析将大大损害井的产能。为了确定试井解释的灵敏度和预测长期生产动态，建立了一个把水力压裂裂缝当作网格体系一部分的单井模型。预测结果非常有趣，压裂井产能的损害没有想象的那么严重。径向模型模拟结果证实了Fussell的这些结论。现有的模拟技术可对水力压裂裂缝直接进行模拟，而不再使用等效井筒半径。压差在水力压裂裂缝周围的分布与凝析油的析出对井的产能伤害很有限。本文介绍所用的方法及其得到的结论。

简介：路易斯安那滨海中新统的退积层序包括10个三级层序和至少58个四级层序，平均时间跨度分别为1．1和0．19m．y．，这可与墨西哥湾盆地和全球范围内其它盆地测得的时间跨度进行对比。下中新统上部到中中新统的远端的三级层序主要由低位前积楔，斜坡扇和盆底扇沉积组成。与此相反，中中新统到上中新统的中部的层序则记录了更多的近陆体系域：(1)陆架上的下切谷充填与向盆增厚的低位前积楔近端部位之间的侧向迁移，(2)陆架上周期性的高水位和海进体系域。上中新统的内陆架和滨海体系域及大量的下切谷控制着薄的三级层序的发育。成因格架是烃类分布的一个主要影响。虽然在研究区有很好的构造圈闭，但是超过90％的油气储量来自于那10个三级层序，这些三级层序都是由四级体系域叠置形成的三级低位域。复杂的中新统地层及集中在中新统三级低位体系域内的油气的发现引起了高频层序格架的发展，而这些发展又引起了对墨西哥湾北部陆架内中新统丰富的隐蔽储量的开发模型产生广泛的关注。

简介：研究区YB组段碳酸盐岩油气藏为非背斜圈闭成藏，按一般规律，该类储层的发育主要基于两个作用过程：侵蚀和溶解，所以储层与非储层之间的孔隙度差异非常小。在储层预测过程中，这种微妙差异的影响需要通过地震属性（振幅、能量等）来确定。为此必须对岩石物性参数（孔隙度、矿物组分等）有更详细的了解。为了得到地震属性与岩石物理参数的相关关系，建立了地质-声学模型。本文以实例描述了地震-地质模型的建立步骤：岩石物理模型、地质-声学模型和地震-地质模型。证明了储层物性的提高和岩石密度的下降降低了弹性波的传播速度、声阻抗和反射系数，这是在碳酸盐储层中利用地震属性变化进行储层预测的物理基础和条件。

简介：未来在墨西哥湾中新统下段砂岩的勘探将越来越聚焦在埋深大于4．5km的地层，而对于那些深一超深层岩层来说，储层物性是一个关键风险因素。本研究的目的是了解西墨西哥湾中新统下段砂岩储层物性的变化。为此，我们用取自深度在0．9～7．2km之间地层样品的岩相和岩石物性数据，分析了五个地区碎屑矿物组成、成岩过程、储层物性的区域性变化，这五个地区是1）路易斯安那；2）上得克萨斯海岸；3）下得克萨斯海岸；4）墨西哥布尔戈斯盆地；5）墨西哥韦拉克鲁斯盆地。在研究区内矿物组成变化非常明显。路易斯安那近海下中新统砂岩的平均矿物组成为石英：86％；长石=12％；岩石碎屑=2％（Q86F12R2）。往南，随着源区内火山岩和碳酸盐岩的出现，长石与岩屑含量增加。在从得克萨斯近海采集的样品中，上得克萨斯海岸岩样的矿物组成为Q67F24R9，及至下得克萨斯海岸，为Q58F24R19。墨西哥北部陆上布尔戈斯盆地中新统下段砂岩的平均矿物组成为Q64F22R23，而取自墨西哥南部韦拉克鲁斯盆地砂岩样品的岩屑比例最高，达Q33F12R55。路易斯安那地区富含石英的下中新统砂岩的主要成岩事件有机械压实作用和石英胶结物沉淀。往南，伴随岩石碎屑含量持续增加，压实造成的孔隙度损失增大。南部方解石胶结物丰富，储层物性明显下降。在中等埋深，路易斯安那的富石英砂岩储层物性最好，而在得克萨斯和墨西哥，因岩屑含量增加，储层物性下降。在所有深度和温度下，相较下得克萨斯和墨西哥的岩层，路易斯安那和上得克萨斯岩层的孔隙度要高些，但地层深度〉5km、温度〉175℃时，孔隙度差异变小。西墨西哥湾从路易斯安那到墨西哥中新统中、下段的变化趋势可作为一个典型例证，来阐述作为一个成岩作用和储层物性控制因素碎屑矿物

简介：本文阐述了通过使用一种很好发泡剂，配合一种比较差的便宜的助表面活性剂系统，使之发生协同效应从而降低化学剂成本的方法。所需要的好发泡剂的用量至少降低了75％。而且与以前使用表面活性剂系统相比，通过使用助表面活性剂系统可使其对注入率的影响降低50％。与以前所报道的系统相比，当注入二氧化碳进行流度控制来提高原油采收率时，通过使用助表面活性剂系统，可以大大降低表面活性剂与气体交替注入(SAG)的化学剂成本，从而提高注二氧化碳项目的经济效益。

简介：从80年代早期北美就开始采用以液态二氧化碳为基础的压裂液系统泵入油藏进行储层改造，1994年开始采用以液态二氧化碳＼氮气为基础的压裂液系统进行压裂。此压裂液已广泛应用于渗透率值在0．1—10达西之间的各种地层中，在1000多口井中进行了应用，其井深超过3000米，井底温度在10°～110°之间。此压裂液的物理和化学性质非常有吸引力。以前我们曾做了一些增加液态二氧化碳粘度的尝试，可都没有成功。本文描述了一种即能增加粘度又能保持液态二氧化碳非破坏性的新型压裂液，此压裂液是在液态二氧化碳中形成氮的泡沫。该压裂液使用的是一种不损坏地层的可溶性二氧化碳发泡剂，可以释放在大气中而不会污染环境。此压裂液不包括其它压裂液，如水、乙醇或碳氢化合物。泡沫的形成遵循常规的发泡物理原理。由于只使用数量有限的液态二氧化碳(对于内部质量为75％-80％的泡沫大约占20％-25％的体积)，大多数工作能在一天内处理，使该系统比典型液态二氧化碳压裂系统成本效率更高。本文叙述了液态二氧化碳非常规发泡技术在加拿大浅层油气藏应用的实例总结。

简介：一种三维的有限差油藏模拟器(与一个EOR专家系统相结合)，已被用于制定油藏管理和生产策略以优化一个碳酸盐岩层的原油开采。该储层被选作提高采收率采油方法实验对象，否则它便会被废弃。根据储层性质将该储层选作合适的EOR对象后，便确定用混相二氧化碳注入法作为最适当方法。这个管理策略涉及到研究不同的设计参数使这个项目的收益率达到最大化。在本研究中所实验的注入技术包括：①水气交替注入(WAG)；②同时水气交互注入(SWAG)；③气注入油藏底部，水注入油藏顶部。所做的所有模拟都应用经过油气田内的岩心资料校正过的渗透率资料。使用的具体方法包括水平注入井和垂直生产井。这种井结构和其它的井结构相比，表现出最佳的开采效果。模拟结果显示开采这个油藏最经济的方法是往油藏顶部注入水，同时在底部注入气。这种开采方法取得了较好的波及效率，因此获得更高的原油采收率和更好的经济效益。

简介：

简介：针对目前国内各油田在防喷器使用中关于控制系统操作手柄位置问题的不同观点与做法，查阅了国内三项石油行业井控核心标准，对远程控制台、司钻控制台工作原理进行了分析，并对三位四通转阀进行了解剖。分析认为：在正常钻井中，应将操作手柄置于“中”位，利于迅速关井，利于设备、油量和压力的保护，能有效防止管线突然爆裂等突发事件造成的井控重大隐患。因此，文中提出了“中”位应是防喷器控制系统操作手柄最佳位置的建议。

简介：全球一次石油需求将每年增长1．6％，即从2002年的7700万桶／日增长到2030年的1．21亿桶／日。发展中国家的需求增长将继续保持最快。各地区的大部分石油需求增长都将来自运输部门。人们指望在当前十年的剩余年份非欧佩克国家能满足全球大部分的石油需求。但从更长的时间看，欧佩克的石油产量，尤其是中东欧佩克的产量将有更快增长。欧佩克在全球市场的份额将从2002年的37％增长到2030年的53％，略高于1973年的历史最高水平。只要能获得必要的基础设施投资，全球石油产量就不会在这个预测期达到最高峰。为了弥补产量递减和满足需求增长，需要有新的产能。从2003年到2030年大约需要在石油行业投资3亿美元。因此，筹集资金将是一个重大挑战。石油公司的石油储量报告已经因一系列的大幅下调事件而受到了可靠性的质疑。储量的不确定性会削弱投资者的信心和减缓投资。目前急需各方共同努力达成共识，并进而使用能普遍接受的、透明的、统一的和综合性的油气储量报告系统。地区间的石油净贸易额将在预测期增加一倍以上，到2030年可超过6500万桶／日，超过全球石油产量的一半。已成为最大出口区的中东将有出口量的最大上升。因此，在石油输送必须通过的关键地点发生供应中断的风险也将增大。本展望有一个高油价预测设想，在此设想中整个预测期的国际能源署（IEA）平均原油进口价被设定为每桶35美元。按照这一设想，全球石油需求将在2030年减少15％。与基准方案相比，欧佩克在2003—2030年期间的累计石油收益将会减少约7500亿美元或7％。