石油价格预测精度分析报告_预计石油价格走势

1.石油工程钻井论文

2.国际石油市场风险度量及其溢出效应检验方法

3.储集层特殊分析技术在油气勘探中的应用

4.大庆油田勘探体制机制和管理调研报告

5.供求平衡发展趋势特点

1. 1991年获中国石油天然气总公司（部级）科技进步一等奖：山东牛庄岩性油藏描述技术研究，

2. 1991年获中国石油天然气总公司（部级）科技进步三等奖：克里金技术应用研究。

3. 1996年获中国石油天然气总公司（部级）科技进步二等奖：胜利孤东油田馆陶组河流相三维定量储层地质模型技术研究。

4．1996年获中国石油天然气总公司推广双十佳奖一项：滚动勘探开发软件系统的开发与应用，

5. 1999年获陕西省教委科技进步一等奖：油气田开发智能信息综合集成系统，；

6. 1996年获陕西省教委科技进步二等奖，胜利石油管理局科技进步一等奖；孤东油田河流相储层非均质性地质统计学技术研究

7. 1999年获陕西省第六届自然科学一等奖（1999年12月）中国东部地区密井网油田河道结构的建模 Modeling channels arcgitecture in a densely drilled oilfield in east China, the 19 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Anrtio, SPE 38678

8. 1999年获陕西省科技进步三等奖：油气田开发智能信息综合集成系统，；

经过三十多年的工作积累,王家华教授和他的同事们，已在储层随机建模的方法与软件研究，风险分析与决策分析在油藏管理中的应用二个方向，形成了稳定的研究优势。

研究方向:

2.1 计算机软件系统储层地质统计分析系统 GASOR

储层地质统计分析系统 GASOR是在王家华教授的主持下, 西安石油学院计算机系的师生组成的项目组, 经过十四年的攻关，研制而成的一个用于储层随机建模，建立储层三维定量地质模型的大型计算机软件，目前已有15万条语句。它经过了微机版本，1.0, 2.0等版本的发展，目前已推出了GASOR 3.0。

该系统使用于SUN系列工作站，及其它兼容系列工作站, 其档次要求在SUN 4/75及其以上的工作站。其它性能指标为：内存容量要求在32M及其以上；其磁盘空间要求在70M及其以上。

该系统有8个功能模块：数据加载，直方图分析，数据变换，二维变异函数，三维变异函数，构造分析，有效厚度分析，模型验证，随机模拟，网格粗化，三维图形显示。

其中，随机模拟模块是一个主要模块。目前GASOR 3.0中，它包含三种模型：序贯指示模型，截断高斯模型，和随机游走模型。前二种模型分别由美国斯坦福大学A. Journel教授和法国地质统计学中心G. Matheron教授提出。而随机游走模型则是由王家华教授和张团峰副教授根据我国的油田实际提出，并得到了大庆、辽河等油田的认可。

三维图形显示模块是该系统中的又一个主要模块。它能显示二维的各种等值线图和各种三维立体地质图。在三维图件的显示中，该模块具有缩放、旋转、光照、揭层、剖切、汉字、颜色标注等功能，能适应显示各种地质体的表面和内部的性质。

2.2 风险分析与决策分析在油藏管理中的应用

石油工业充满着风险与不确定性，公认是一个需要精确评估各种风险的领域。正确地评估风险已经给石油公司带来竞争优势。苏格兰的爱丁堡大学曾对在北海油田经营的二十家公司的决策制定行为进行了研究。结果表明，各家公司决策分析的精确度与投资决策决定的成功率成正比。同时，各家石油公司在运用着各种各样的风险分析与决策分析的软件系统。

1) 决策分析

对决策分析在石油勘探中的应用，已经有了专门的讨论（Newendorp, 1996）。一般认为决策树方法是决策分析中最常用的方法。

把这个决策过程加以抽象就形成了决策树方法。决策树是一种探索式决策过程的模型。决策树是对决策的过程形象化：需要决策的事物是树干，树干上的每一条树枝则代表每一个决策。那末到底该选择那一条树枝呢？也就是要作何种决策呢？对于简单的事情，可以做定性的分析来做决定。但是如果面对复杂的事物，仅仅定性分析是不够的，势必会造成决策失误从而影响投资的成败。这样就要对决策过程进行量化。决策树就是专门针对这一问题的。决策树分析方法是圈定和求解复杂情况决策的有力方法。一旦明确了问题，决策树方法帮助找到一条优化方案的途径。

2) 风险分析

当前，石油工业中的风险分析主要就是指模拟方法的应用。一般认为，模拟加上决策树方法则构成了风险分析的最常用的方法。

模拟方法主要专注于参数值的不确定性, 使用各种统计分布来描述这些参数。例如，对于现金流动，每年可以依据它的几个关键参数表示：通常为石油产量，石油价格，生产消耗，特许开发权和税收等。标准的概率分布，比如正态的，对数正态的，三角形的，均匀分布的, 用来描述每一个参数的变化。在一般情况下，要设变量之间都是相互独立的，因为这将大大简化计算。从每一个参数的概率分布中任意选择一个值，把它们代入方程可以得到一个可能的。这项工作要重复成百上千遍，直到给出的可能的NPV频率分布图。所以，模拟方法是一个标准的NPV方法的自然推广。

3) 在油藏管理中的应用

近年来，报道风险分析和决策分析在油藏管理方面应用的SPE论文数目有巨大的增长。决策分析和风险分析在应用包括，油田侧钻开发的风险分析，油气生产优化中的风险分析，油田产出水处理的决策分析，风险分析和决策分析在油田开发方案选取中的应用，决策分析在措施井经济评价中的应用等。

我们已经研制了风险分析、决策分析的软件系统。

2.3 技术路线和技术关键及解决办法

油气储层随机建模技术(Stochatic Modeling of Reservoir)作为国际上众多石油公司、研究所和大学竞相发展的一门技术。它作为推动油藏描述向定量化方向的一门新技术，每年，有大量的论文和研究报告闻世。用储层随机建模方法来描述储层非均质性的，最大的优点在于：

1、用统计方法来处理不确定性有其突出优越性。由于数据信息的不足，必然会引建模结果的不确定性。用随机建模时，当数据比较少时，建模的结果不确定性就会大一些。反之，当数据比较多时，不确定性就会少一些。

2、有利把各种不同的数据综合使用。如地震、试井、测井所得的数据，分辩率不同，但也可以综合起来。沉积相数据是离散的，孔隙度、渗透率和层厚等参数是连续的，也可以结合起束使用。

3、渗透率是油藏工程中的一个重要参数。经验告诉人们，用井点处的渗透率数据和任何单纯的内插方法，要把渗透率的空间分布求准，是不可能的。用随机建模先把沉积相空间分布求准，并以此为基础才能把渗透率空间分布求准。

储层随机建模作为地质统计学的一个重要组成部分。它是油藏描述发展过程中的一个重要部分。其目的是建立沉积相在储层内部的空间分布，并在此基础上建立孔隙度和渗透率等物性参数在储层内部的空间分布。利用油气储层随机建模的结果，使油藏非均质性的描述和认识更为合理，可提供精细的三维定量地质模型，从而利用油藏数值模拟可预测出剩余油的空间分布。

储层内的沉积相（或沉积亚相、微相）的空间分布是储层的一个重要性质。它的特征控制着流体在储层中的分布和流动，支配着一系列对影响油气藏生产状况重要因素。诸如，渗透率和孔隙度的空间分布，砂体中悬挂着泥岩的空间分布和几何尺寸，储层中遮挡带的空间分布，不同砂体之间的连续性和储层的几何位置和尺寸等等，都受到沉积相，特别是沉积微相的控制。对储层内断层和裂缝的位置、方向、长度及其空间分析，对油气生产也着很大的影响。

储层非均质性，包括岩石非均质性和流体非均质性，是储层固有的地质--物理因素特点的表现。沉积相、渗透率等的物性参数和断层,裂缝等对油气在地下流动和对油气生产有着重大的影响，都是储层的非均质性。储质非均质性建模就是对储层非均质性的空间分布进行预测，所得的结果就是储层三维定量地质模型。用地质统计学的方法，用统计的观点来建模，就是储层随机建模的工作内容。由于所用井点的数据一般比较少，非均质性比较严重，所得的三维定量地质模型应有明显的不确定性。特别在处理沉积相空间分布时，由于对象是一个离散的空间变量，困难就更大。

需要指出的，对沉积相空间分布的预测是整个储层随机建模工作中最具挑战意义的。原因是沉积相类型各不相同，不确定性的存在，三维空间中沉积相分布的复杂性。

利用储层随机建模的方法和结果，可以在油气田整个开发过程中优化油气的开发方案，可以改善油藏数值模拟的方法，提高其精确度，可以确定合理的井位和水平井轨迹，可以预测剩余油的空间分布和油气量。

我国主要产油区在东部。其大部分油田已进入开发中后期，油井出水率已平均高达80%。油气田开发难度大大增加。这些油田的大部分均属陆相沉积，地质条件复杂，非均质量性严重。

据国内专家估计，由于储层各种非均质性的隔档，尚有20%的可动油未被二次油驱剂所波及到。这时，通过深化认识储层非均质性及改善二次油技术，可以完全出这部分可动油。为了精细地描述地下剩余油的分布，要求油藏非均质性的描述向更小尺度的定量化发展。国内著名油田开发地质学家裘怿楠教授近年发表了多篇论著，阐述储层随机建模和建立三维定量地质模型，在油田开发中的重要性。

储层随机建模方法通常分为两大类。第一类主要是通过对空间属性参数的变异函数进行推断，然后建立基于变异函数的随机模型，得随机建模的结果。序贯高斯模拟方法、序贯指示模拟方法和截断高斯模拟方法均属于这一类。另一类就是主要研究空间形体的分布，通过对研究对象的几何形态参数进行建模，然后给出研究对象的空间分布。这种方法称为面向对象的方法。示性点过程模拟方法属于这一类。随机游走模拟也属这第二类方法。随机游走方法的开发和应用将大大丰富和平共处推动第二类储层随机建模方法的发展。

3.专著和论文:

3.1储层随机建模:论文15篇（国内10篇，国际6篇）

1. Wang J and MacDonald, A., 19, Modeling channel architecture in a densely drilled oilfield in east China, presented the 19 SPE Annual Technical Conference, San Antonio, Texas, 5-8, Oct., SPE 38678

2. Wang, J. and Zhang, T., 1995, Three-stage stochastic modeling method to characterize reservoir with fluvial facies, SPE 29965, October

3. Wang, J., Zhang, T. and Huang, C., 19, The simulation of braided channels in two dimensions with random walk model, Proc. of The 30th In.. Geol. Congr., Vol. 25, 115-124, Int. Scie. Publishers, The Neitherlans

4. Gao, Haiyu and Wang, Jiahua, The Updated riging Variance and Optimal Samping Design, Math. Geology, April, 1996

5. Gao, Haiyu and Wang, Jiahua, Optimizition of Drilling Locations and Spatial Sampling Probability, The 30th Int. Geol. Congress, 4-14, Aug., 1996

6. Gao, Haiyu and Wang, Jiahua, Identification Probability and Pseudo -- Entropy Criterion to Locate Drilling Locations, The 30th Int. Geol. Congress, 4-14, Aug., 1996

7.张团峰，王家华，油气储层随机模拟的地质应用，中国数学地质（5），1994

8.张团峰，王家华，景平，阎汉杰：三维储层随机建模与随机模拟技术研究，中国数学地质（7），1996

9.王家华等：储层表征中的随机模拟算法，西安电子科技大学学报，Vol.22,1995

10.王家华等：储层评价中基于变异函数的模拟方法，中国数学地质（6），1995

11.王家华等：定量评价储层特征空间分布的不确定性，西安石油学院科技大会论文集，陕西科技出版社，1996

12.王家华等：利用随机模拟提高油藏数值模拟的效果，西安石油学院学报，Vol.11, No.3, 1996

13.王家华等：试论克里金估计与随机模拟的本质区别，西安石油学院学报，Vol.12, No.2, 19

14.王家华等：随机几何学及其在地质沉积相方面的应用，第三届中国工业与应用数学学会论文集，清华大学出版社，1994

15.王家华等：油气储层随机模拟的基本原理，测井技术，No.4, 1994

专著2部

1. 王家华，高海余和周叶，克里金地质绘图技术 - 计算机模型和算法，石油工业出版社，1999

2. 王家华,张团峰, 油气储层随机建模, 石油工业出版社, 2001

3.2研究生论文

博士：

1.高海余:油气勘探优选井位模型及其应用；（中科院院士、中国地质大学校长赵鹏大教授为导师，我为副导师）

硕士:

1. 郭有贵: 储层数据分析系统的研究（油气田开发专业）;

2. 原野,渗透率粗化方法与软件的研究及应用（油气田开发专业）；

3. 何聚厚，基于多边形区域的油气储层随机建模结果可视化研究；（计算机应用专业），

4, 王红霞, 基于CORBA的分布式油气储层随机模拟的研究与应用, （计算机应用专业）；

5.陈栋, CORBA技术在<油田产能建设经济评价系统> 开发中的应用研究, （计算机应用专业）；

6.周崇礼, 基于CORBA的网络并行计算研究：在油气储层随机建模中的应用 （计算机应用专业）,

7.杨慧,基于中间件的多数据库系统模型的研究与应用，（计算机应用专业）；

8.刘崇涛, 油藏描述中的断层可视化的两阶段估计算法研究，（计算机应用专业）；

9.杨化斌, 计算机图形学算法在精细油藏描述中的应用,（计算机应用专业）

10.刘星宇, 储层二维地质图件可视化的内点判断算法的研究（计算机应用专业）；

11.陈凤喜: 断层显示软件研究及其在油藏描述中的应用（油气田开发工程专业）；

12.杨小飞: 基于OpenGL的井眼轨迹三维可视化研究 ,（计算机应用专业）；

石油工程钻井论文

经本次油页岩评价，全国油页岩潜在量为6698.89亿t，油页岩潜在技术可量为2172.90亿t，页岩油潜在量为449.00亿t，页岩油潜在技术可量为145.15亿t，页岩油潜在可回收量为108.86亿t。其中，油页岩潜在量占全国油页岩储量的93.05%，页岩油潜在量占全国页岩油储量的94.24%，页岩油潜在可回收量占全国页岩油可回收储量的90.88%。反映我国油页岩潜力巨大，油页岩的勘查和研究程度较低，随着油页岩勘查和研究程度的提高，油页岩查明储量存在巨大的增长空间。

在本次油页岩评价中，加强了对油页岩含矿区地质特征和油页岩成矿规律研究，根据地质认识程度、勘探工程和资料占有程度的不同，对油页岩潜在区的量用了不同的预测方法，提高了油页岩潜在量评价结果的可靠程度和精度。

一、勘查程度分析

根据各油页岩预测区地质研究程度和勘查程度，将全国油页岩预测区划分为三种类型:

(一)勘查程度较高的勘查区油页岩预测区

该类油页岩预测区位于高勘探程度油页岩含矿区，矿区边部钻井控制了油页岩预测区的油页岩厚度和含油率，并且油页岩预测区内有部分钻井、探槽或露头剖面控制油页岩的分布。如东部区桦甸油页岩预测区、舒兰油页岩预测区、达连河油页岩预测区、罗子沟预测区、奈曼预测区、四岔口预测区、凤山预测区、清泉预测区、安丘预测区、桐柏吴城油页岩预测区、建昌碱厂油页岩预测区;南方区维西油页岩预测区、湘乡油页岩预测区、萍乡油页岩预测区、茂名盆地预测区、金坛预测区、海口油页岩预测区;中部区淳化油页岩预测区、华亭浅部油页岩预测区、东胜油页岩预测区、彬县油页岩预测区;西部区窑街Ⅱ号竖井浅部油页岩预测区、炭山岭一号、二号、三号油页岩预测区、小峡油页岩预测区等。该类油页岩预测区在评价中，油页岩厚度、含油率利用勘查区边部钻井与油页岩预测区内钻井或探槽确定的油页岩厚度、含油率算术平均求出，或用自然延伸法确定预测区油页岩厚度。油页岩预测区面积依据勘探工程和露头资料分析圈定，油页岩潜在量估算用体积法，油页岩潜在量评价结果可信度较高。该类预测区油页岩潜在量为147.31亿t，占全国油页岩潜在量的2.20%。

(二)勘查程度较低的勘查区油页岩预测区或有部分勘查工程控制的独立油页岩预测区

该类油页岩预测区位于勘查程度较低的勘查区或是独立的预测区。油页岩预测区内油页岩有部分钻井或探槽控制，油页岩预测区内地质研究程度高，一般有油页岩等厚图或含油页岩层系沉积相图、暗色泥岩等厚图等。预测区油页岩厚度通过钻井、探槽和油页岩露头厚度算术平均得到，或通过与勘查区油页岩厚度类比得到。预测区油页岩分布面积根据油页岩等厚图或依据沉积相图结合钻井资料、探槽和野外露头综合确定。油页岩潜在量用体积法估算，油页岩潜在量评价结果可信度相对较高。如东部区的松辽盆地油页岩预测区、老黑山油页岩预测区、梅河预测区、阿荣旗预测区;中部区的彬县—铜川间预测区;南方区的宁远油页岩预测区、敖城油页岩预测区、宜春油页岩预测区;西部—青藏区的鱼卡油页岩预测区、芦草沟油页岩预测区、三工河油页岩预测区、东山油页岩预测区、大东沟油页岩预测区、上黄山街—潘家口子油页岩预测区、阿坝油页岩预测区、江加错油页岩预测区等。

该类油页岩预测区油页岩潜在量巨大，油页岩潜在量为4550.51亿t，占全国油页岩潜在量的67.93%，是今后进行油页岩勘探的主要目标。

(三)勘查程度和研究程度较低的独立油页岩预测区

该类油页岩预测区地质研究程度和勘查程度较低，预测区内基本没有钻井和探槽控制，油页岩厚度由露头测量或与勘查区类比法确定，并有少量油页岩分析测试数据。油页岩面积由沉积相图和露头综合确定，油页岩潜在量计算用类比法或简单体积法估算。该类油页岩预测区地质构造复杂，地质研究程度低，没有勘查工程控制，地下油页岩分布规律认识程度低，油页岩评价参数可靠性差，评价结果可信度较低。如东部区的林口油页岩预测区、凌源油页岩预测区;中部区的铜川—子长间油页岩预测区、宜宾—内江油页岩预测区;西部—青藏区的下黄山街油页岩预测区、大煤沟油页岩预测区和毕洛错油页岩预测区。

该类油页岩预测区的油页岩潜在量为1998.87亿t，占全国油页岩潜在量的29.84%。

二、潜在量变化

我国油页岩量的系统预测前后进行过三次。1959年9月，煤炭工业部《中国分省煤田预测图》预测油页岩可能储量为20485亿t，1961～1962年，抚顺石油研究所《中国油页岩调查报告》估算油页岩远景储量在4000亿t以上。1990年12月，王慎余等《矿产战略分析》预测油页岩量为136.7亿t。

表10-3 全国主要盆地油页岩潜在量对比表

全国新一轮油页岩评价，按照新的统一评价体系，与以往油页岩专项地质报告相比无论是评价内容还是储量都有很大变化，本次油页岩评价共获得油页岩潜在量为6698.89亿t，与煤炭工业部油页岩预测量相比减少了13786.11亿t，减少幅度为67.3%;与抚顺石油研究所油页岩预测量相比增加了2698.89亿t，增加幅度为67.47%;与王慎余等油页岩预测量相比减少了6998.81亿t，减少幅度为51.09%。

王慎余等在油页岩潜在量预测时，系统地对全国各盆地(区)油页岩含矿区面积、油页岩矿层厚度和潜在量进行了预测。故本次油页岩评价中，对油页岩潜在量变化分析，主要与王慎余等预测的油页岩量进行对比。

本次油页岩评价中，全国主要含油页岩盆地预测的油页岩潜在量与王慎余预测的量相比减少了282.93亿t(表10－3)。其中，王慎余预测松辽盆地吉林省部分油页岩量为2529.7亿t，本次预测油页岩潜在量为1844.53亿t，减少了685.17亿t;王慎余预测松辽盆地黑龙江省部分油页岩量为955.2亿t，本次预测潜在量为1114.53亿t，增加了159.33亿t;王慎余没有预测东部区的大杨树盆地、建昌盆地油页岩潜在量，本次油页岩评价中，预测油页岩潜在量为79.73亿t;王慎余预测南方区茂名盆地的油页岩量为394.10亿t，本次预测油页岩潜在量为105.35亿t，油页岩潜在量减少了288.75亿t。王慎余预测中部区鄂尔多斯盆地油页岩量为825.2亿t，本次预测油页岩潜在量为1549.74亿t，潜在量增加了724.54亿t。四川盆地前人没有进行过预测，本次油页岩评价中，预测油页岩潜在量为40.63亿t。王慎余预测西部—青藏区准噶尔盆地油页岩量为1458亿t，煤炭工业部《中国分省煤田预测图》预测油页岩量为14850亿t，本次评价中，预测油页岩潜在量为543.41亿t，是油页岩潜在量变化最大的盆地;柴达木盆地和羌塘盆地前人没有进行预测，本次评价油页岩潜在量分别为167.02亿t和434.33亿t。王慎余预测伦坡拉盆地量为16.90亿t，本次预测油页岩潜在量为767.96亿t，油页岩潜在量增加了751.06亿t。

除上述全国主要含油页岩盆地潜在量发生变化之外，在本次油页岩评价中，其他含油页岩盆地油页岩潜在量与王慎余预测的量相比，也有较大的变化。王慎余对冀中坳陷、黄骅坳陷、冀北地区油页岩潜在量估算为1193亿t，本次油页岩评价中，仅对冀北地区油页岩量进行了预测，油页岩潜在量为1.29亿t;山西霍西盆地、河东盆地本次评价中，没有预测油页岩潜在量，王慎余预测油页岩量为41亿t。内蒙古东胜油页岩含矿区、阴山地区、大青山地区、杨树沟盆地、二连盆地、集宁盆地前人预测的量为1158亿t，本次评价仅对东胜油页岩含矿区、杨树沟盆地油页岩潜在量进行了预测，油页岩潜在量为12亿t;王慎余估算辽宁下辽河盆地、抚顺盆地、沈北盆地、辽西地区油页岩预测量为2277亿t，本次油页岩评价仅对辽西建昌、凌源油页岩含矿区油页岩潜在量进行了预测，油页岩潜在量为26.47亿t;黑龙江尚志—依兰—萝北盆地原预测油页岩量为402亿t，本次油页岩评价中仅对达连河油页岩含矿区油页岩潜在量进行了预测，油页岩潜在量为1.46亿t。山东潍坊—黄县盆地、济阳坳陷原油页岩预测量为2166亿t，本次评价中仅对安丘周家营子油页岩含矿区油页岩潜在量进行了预测，油页岩潜在量为2.22亿t。河南吴城盆地、南召盆地、南阳坳陷前人预测油页岩潜在量为162.6亿t，本次评价中仅对吴城盆地油页岩潜在量进行了预测，油页岩潜在量为2.93亿t。湖北南襄盆地、江汉盆地原预测油页岩潜在量为83亿t，本次评价中没有对上述两盆地油页岩潜在量进行预测。王慎余预测西藏丁青盆地油页岩量为21.6亿t，本次评价中，由于没有得到丁青盆地油页岩评价参数，故没有对丁青盆地油页岩潜在量进行预测。

三、潜在量变化原因

经本次油页岩评价，全国含油页岩盆地数量减少，油页岩查明区预测区油页岩潜在量有所增加，全国油页岩潜在量与前人预测的数量有大幅的降低。油页岩潜在量变化主要有如下几个原因:

(一)本次油页岩评价中，新增加了一些含油页岩盆地

本次油页岩评价中，通过广泛收集资料和野外地质调查，对含油页岩盆地油页岩成矿特征和分布规律进行了系统研究，在此基础上，对含油页岩盆地油页岩潜在量进行了计算，新增了一些含油页岩盆地，增加了一部分油页岩潜在量。如东部区老黑山盆地、林口盆地、大杨树盆地，油页岩潜在量分别增加了2.21亿t、6.90亿t和53.26亿t;中部区四川盆地油页岩潜在量增加40.63亿t;西部区柴达木盆地油页岩潜在量增加167.26亿t;青藏区羌塘盆地油页岩潜在量增加751.06亿t。

(二)对某些没有确定资料或油页岩评价参数难以获取的含油页岩盆地没有进行量预测

本次评价中，在对所收集的油页岩资料进行分析研究的基础上，对大部分含油页岩盆地都进行了野外调查落实。凡野外调查没有发现油页岩、盆地内没有油页岩分析测试数据或油页岩评价参数难以获取的含油页岩盆地，均没有进行油页岩评价，致使减少了油页岩潜在量。如东部区冀中坳陷、黄骅坳陷、二连盆地、下辽河盆地和济阳坳陷等;南方区的南襄盆地、江汉盆地等;中部区的郎木寺盆地;青藏区的丁青盆地。

(三)本次油页岩评价对油页岩埋深大于1000m的潜在量没有统计

前人预测全国油页岩量时，没有按油页岩埋深来预测油页岩潜在量，所预测的油页岩量中包含了埋深大于1000m的油页岩量。本次评价中，按油页岩埋深对油页岩潜在量进行了划分。目前，油页岩勘探的最大深度为1000m，当油页岩埋深大于1000m时，在目前经济技术条件下，尚不能作为。因此，油页岩潜在量没有统计埋深大于1000m的部分，导致本次油页岩评价中，油页岩潜在量大大减少。东部区松辽盆地吉林部分减少油页岩潜在量3506.14亿t，松辽盆地黑龙江部分减少油页岩潜在量6823.13亿t，南方区茂名盆地减少油页岩潜在量62.09亿t，中部区华亭油页岩含矿区减少油页岩潜在量0.49亿t;西部区民和盆地减少油页岩潜在量1.11亿t，柴达木盆地油页岩潜在量减少了431.41亿t，准噶尔盆地油页岩潜在量减少838.08亿t。

(四)油页岩预测区内油页岩预测面积和厚度变化

在本次油页岩评价中，油页岩预测面积和厚度大部分严格按钻井、探槽等工程控制，结合露头、沉积相图和油页岩等厚图综合确定。因此，本次预测的油页岩潜在量更加精确、可信度较高。如青藏区伦坡拉盆地油页岩预测面积和厚度用钻井、野外露头实测依据结合沉积相图确定，油页岩预测面积增加256.70km2，油页岩厚度增加55.14m，油页岩潜在量增加了751.06亿t。

(五)高勘查程度油页岩含矿区油页岩预测区油页岩潜在量大幅增加

本次评价中，加强了高勘查程度油页岩含矿区成矿规律研究，在此基础上，利用矿区边部钻井和探井、露头的控制，对矿区油页岩预测区油页岩潜在量进行了估算，使可靠程度较高的这部分潜在量大幅增加。如东部区罗子沟油页岩预测区、舒兰油页岩预测区、建昌碱厂油页岩预测区油页岩潜在量分别增加8.6亿t、7.63亿t和5.61亿t;南方区茂名油柑窝组浅部预测区油页岩潜在量增加38.亿t;中部区彬县—铜川间油页岩预测区油页岩潜在量增加56.15亿t;西部区炭山岭油页岩预测区油页岩潜在量增加9.16亿t。

国际石油市场风险度量及其溢出效应检验方法

石油工程钻井论文

　随着经济的发展，人们对石油的需求不断增长，为满足人们需求，石油工程技术也呈现出了不断发展的趋势。以下是我搜索整理一篇石油工程钻井论文，欢迎大家阅读!

　 摘要： 石油钻井工程技术是石油工程技术中的重要部分，为提升钻井速度，提高钻井质量，黑龙江大庆油田有限公司也加强了对这一技术的研究。本文就石油工程技术钻井技术进行了研究分析。

　 关键词： 石油工程技术；钻井技术；研究

　石油的开中，石油工程技术具有重要地位，石油钻井技术则是石油工程技术中的重要部分。为充分满足现阶段人们对石油的需求，石油企业也应加强对石油工程技术中钻井技术的研究，以提升钻井效率和工作质量，以推动我国石油开发与勘探工作的进一步发展。

　 1、石油钻井技术相关概述

　近年来，我国石油产业得到了巨大的发展，石油技术方面也取得了显著的成就。尤其是近十年，越来越多的先进技术被引入石油工程[1]。尤其是钻井技术的应用，使我国的油气储备量大大增加，对石油的开也从以往的地面转向了海洋、深层等难度较大的区域，有效提升了我国的'油气产量。而石油工程钻井技术的创新发展，也成为了现阶段石油企业发展的关键。

　 2、主要石油钻井技术研究

　2.1石油工程技术水平钻井技术研究

　水平钻井技术是一种定向钻井技术[2]。在实际运用过程中，需要利用井底动力工具、随钻测量仪器等，钻井完成时的斜角应保持86°以上。这一技术的应用时间较早，大庆油田在这一技术的研究应用中，抓住了动态监控、上下方位调整，钻具平稳、多开转盘等技术要点。其中，上下调整是要求工作人员能够对井斜角和铅垂位置进行调整，动态监控是实现对已钻井段、钻具组合定向状态等进行分析，以便进行科学调整的过程，钻具平稳是要求钻具稳定性能较强，这一要点主要受钻具选型和组合设计所影响，而多开转盘则是通过减少摩擦力提升钻速，以保证水平段开钻盘进尺度能够不小于总进尺的75%。

　2.2石油工程技术地质导向钻井技术研究

　地质导向钻井技术的运用需要将导向工具和仪器相结合，并实现了钻井技术与测井技术和油藏工程技术的协同使用。因其具备的电阻率地质参数等，使这一技术在运用中，能够给对地质构造进行准确判断，并对储层特性进行明确，有效实现了对钻头轨迹的控制，使钻井工程的开成功率提升，成本降低。

　2.3石油工程技术大位移井钻井技术研究

　这一技术是现阶段石油工程技术中的高精尖技术之一，能够实现定位井和水平井技术的有效统一。现阶段，这一技术的运用中还存在着很多难点，我国大庆油田企业也加强了对这一技术的研究，不但优化器配套技术和相关理论，并将其应用于浅海区域油田，以充分发挥其实际价值。

　2.4石油工程技术连续管与套管钻井技术研究

　连续管与套管钻井技术主要应用于小眼井、侧钻以及老井加深等方面，由于其所用设备和空间较小，因此具有较大的优势，能够在海上或是限制条件较多的地面的钻井工作中。这一技术在运用时，需要在防喷器上设置环形橡胶，以保证欠平衡压力钻井工作的顺利进行，并起到保护油气层的作用，钻井时通常不需要停泵，钻井液会在这一技术的运用下始终处于循环状态，有效避免井喷。

　2.5石油工程技术深层钻井提速技术研究

　为提升钻井速度、加快石油勘探工作，大庆油田企业对深层钻井提速技术进行了研究。深层勘探主要是对超过两千五百米深度的地质层进行勘探的工作，这一工作多由深层气藏岩性的复杂，导致工作很难进行，硬度较大的岩石会造成钻头的严重磨损，并影响钻井工作效率，而地下的高温也会对钻井设备造成极大的伤害，地下压力层和胶质性较差的破碎性地层会为工作人员的工作造成极大的安全隐患。大庆油田公司对深层钻井提速技术进行了研究，深入研究钻井设计、提速工具、配套技术等。钻井设计优化有利于深层钻井提速提效[3]。大庆油田公司综合考虑了井深、岩性、地层压力等方面的因素，要求深层直井全部用三开井身结构，例如对古深3井进行优化，使其表层套管下深为352m，二开井段用气体钻井技术，套管下深为3180m，三开井段用气体技术与涡轮技术等相结合的方式。最终完钻井深4920m，钻井时间与以往相比缩短了19.37d。同时，根据不同井段选择了相应的高效钻头。另外，大庆油田公司对提速工具进行了研制。其中，液动旋冲提速工具能够实现钻井液流体能量向机械能的转化，减轻了钻头的磨损度，有效提升了机械钻速。涡轮钻具则能够利用钻井液的冲击产生机械能，推动钻头高速运转，有效提升了对高硬、极硬地层的钻井速度。同时，其在地层出水预测技术、气体钻井技术等方面也进行了完善。建立了不同渗透率、不同流动方式等条件下底层出水的判别公式，有效提升了预测精度。完善后的气体钻井技术也在石油钻井中中得到了成功运用，平均钻井周期缩短了25.70d。

　 3、结语

　石油工程技术在石油勘探工作中起到了重要的作用，尤其是其中的钻井工程技术的有效运用，能够有效减少安全事故的发生。我国大庆油田公司针对这一技术进行了积极研究，并实现了深层钻井提速技术的有效研究运用，对我国石油工程技术的发展做出了巨大的贡献。

　 参考文献：

　[1]马春宇.浅谈石油工程钻井技术的发展[J].科技资讯,2015,5(5):69-70.

　[2]魏斌.关于石油钻井工程技术的探讨[J].中国石油石化,2015,7(14):86-87.

　[3]李瑞营.大庆深层钻井提速技术[J].石油钻探技术,2015,1(1):38-42.

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储集层特殊分析技术在油气勘探中的应用

4.4.1.1 基于GED分布的GARCH-VaR模型

在对油价收益率序列建模时，往往发现收益率的波动具有集聚性。为了刻画时间序列的波动集聚性，Engle（1982）提出了ARCH 模型。而在ARCH 模型的阶数很高时，Bollerslev（1986）提出用广义的ARCH 模型即GARCH 模型来描述波动集聚性。

GARCH模型的形式为

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式中：Yt为油价收益率；Xt为由解释变量构成的列向量；β为系数列向量。

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事实上，GARCH（p,q）模型等价于ARCH（p）模型趋于无穷大时的情况，但待估参数却大为减少，因此使用起来更加方便而有效。

同时，由于油价收益率序列的波动通常存在杠杆效应，即收益率上涨和下跌导致的序列波动程度不对称，为此本节引入TGARCH模型来描述这种现象。TGARCH模型最先由Zakoian（1994）提出，其条件方差为

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式中：dt-1为名义变量：εt-1﹤0,dt-1=1；否则，dt-1=0，其他参数的约束与GARCH模型相同。

由于引入了dt-1，因此油价收益率上涨信息（εt-1﹥0）和下跌信息（εt-1﹤0）对条件方差的作用效果出现了差异。上涨时， 其影响程度可用系数 表示；而下跌时的影响程度为 。简言之，若Ψ≠0，则表示信息作用是非对称的。

在关注石油市场的波动集聚性及杠杆效应的基础之上，进一步计算和监控石油市场的极端风险同样是非常重要的。而监控极端市场风险及其溢出效应的关键在于如何度量风险，为此，本节将引入简便而有效的VaR 方法。VaR（Value-at-Risk）经常称为风险值或在险值，表示在一定的持有期内，一定的置信度下可能的最大损失。VaR 要回答这样的问题：在给定时期内，有x%的可能性，最大的损失是多少？

从统计意义上讲，VaR表示序列分布函数的分位数。本节用国际油价收益率的分布函数的左分位数来度量油价下跌的风险，表示由于油价大幅度下跌而导致的石油生产者销售收入的减少；而用分布函数的右分位数来度量油价上涨的风险，表示油价大幅度上涨而导致的石油购者的额外支出。这种思路，一方面推进了一般金融市场仅仅分析价格下跌风险的做法；另一方面，也针对石油市场的特殊情况，更加全面地度量了市场风险，从而为从整体上认识石油市场，判断市场收益率的未来走向奠定了基础。

VaR风险值的计算方法很多，能够适用于不同的市场条件、数据水平和精度要求。概括而言，可以归结为3种：方差－协方差方法、历史模拟方法和方法。本节用方差－协方差方法计算国际石油市场的VaR 风险。在用方差－协方差方法的过程中，估计VaR模型的参数是至关重要的。常用的参数估计方法包括GARCH 模型和J.P.摩根的Risk Metrics方法。由于后者设价格序列服从独立异方差的正态分布，而且不能细致描述价格波动的某些特征（如杠杆效应），因此相对而言，前者更受青睐。但是，使用GARCH模型估计VaR时，选择残差项的分布是一个非常重要的问题。考虑到油价收益率序列具有尖峰厚尾和非正态分布的特征，因此直接用正态分布的设往往会低估风险。为此，本节引入Nelson（1990）提出的广义误差分布（GED）来估计GARCH模型的残差项。其概率密度函数为

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式中： Г（·）为gamma函数；k为GED分布参数，也称作自由度，它控制着分布尾部的薄厚程度，k=2表示GED分布退化为标准正态分布；k﹥2表示尾部比正态分布更薄；而k﹤2表示尾部比正态分布更厚。可见GED分布是一种复杂而综合的分布。实际上，也正是由于GED分布在描述油价收益率分布的厚尾方面具有独特的优势，因此本节引入基于GED分布的GARCH模型来估计国际石油市场收益率上涨和下跌时的VaR。

计算出石油市场的VaR风险值之后，为了给有关方面提供准确可靠的决策支持，有必要对计算结果进行检验，以判断所建立的VaR模型是否充分估计了市场的实际风险。为此，本节将用Kupiec提出的检验方法来检验VaR模型的充分性和可靠性。该方法的核心思想是：设计算VaR的置信度为1－α，样本容量为T，而失效天数为Ⅳ，则失效频率f＝Ⅳ/T。这样对VaR 模型准确性的评估就转化为检验失效频率f是否显著不同于α。基于这种思想，Kupiec提出了对原设f＝а的最合适的似然比率检验：在原设下，统计量LR服从自由度为1的X2分布，95%和99%置信度下的临界值分别为3.84和6.64。根据x2分布的定义，如果估计值LR大于临界值，就拒绝原设，即认为估计的VaR模型是不充分的。

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4.4.1.2 基于核权函数的风险溢出效应检验方法

本节将用Hong（2003）提出的风险－Granger因果关系检验方法检验WTI和Brent原油市场的风险溢出效应。该方法的核心思想是通过VaR 建模来刻画随着时间变化的极端风险，然后运用Granger因果检验的思想来检验一个市场的大风险历史信息是否有助于预测另一个市场的大风险的发生。

首先，定义基于VaR的风险指标函数。以下跌风险为例：

Zm,t=I（Ym,t﹤－VaRm,t）（m=1,2）　（4.11）

式中：I（·）为指标函数。当实际损失超过VaR时，风险指标函数取值为1，否则为0。

如果检验市场2是否对市场1产生了单向的风险溢出，则原设为H0:E（Z1,t∣I1,t-1）＝E（Z1,t∣It-1），而备择设为HA:E（Z1,t∣I1,t-1）≠E（Z1,t∣It-1），其中It-1={Ym,t-1,Ym,t-2，…），表示t-1时刻可以获得的信息集。通过这种转换，｛ Y1,t｝和｛Y2,t｝之间的风险－Granger因果关系就可以看成是｛Z1,t｝和｛Z2,t｝之间的均值－Granger因果关系，即计量经济学模型中广泛使用的Granger因果关系。

如果Ho成立，即市场2 对市场1不存在单向的风险－Granger因果关系，则表示Cov（Z1,t,Z2,t-j）＝0, j﹥0。如果对某一阶j﹥0，有Cov（Z1,t,Z2,t-j）≠0，则表明存在风险－G ranger因果关系。换言之，当一个市场发生大的风险时，我们能用这个信息去预测另一个市场未来可能发生同样风险的可能性。

现在设VaRm,t=VaRm（Im,t-1，α），m=1,2是市场m在风险水平（即显著性水平）α下得到的VaR序列，本节引入基于GED分布的GARCH 模型，并利用方差－协方差方法得到该序列。设有T个随机样本 并令Zm,t=I（Ym,t﹤－VaRm,t），m=1,2，则定义Z1,t和Z2,t之间的样本互协方差函数（CCF）为

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式中： 。而Z1,t和Z2,t的样本互相关函数为

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式中： 是Zm,t的样本方差；j=0，±1，…，±（T-1）。

然后，Hong（2003）提出了基于核权函数的单向风险－Granger因果关系检验统计量：

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式中：中心因子和尺度因子分别为

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式中k（·）为核权函数，而且H ong（2003）证明了Daniell核权函数k（z）＝sin（π）z/π ,z∈（－∞，＋∞）是最优的核权函数，能够最大化检验效力。该核权函数的定义域是无界的，此时可把M 看作是有效滞后截尾阶数；而且当M 较大时，Q1（M）能够更加有效地检测出风险溢出效应的时滞现象。

Hong（2003）同时给出了检验双向风险－Granger因果关系的统计量，其原设为两个市场之间任何一个市场均不G ranger－引起另一个市场的极端风险，并且两个市场之间不存在任何即时风险溢出效应。这表示对于任意阶j=0，±1，±2，…，均有Cov（Z1,t,Z2,t-j）＝0。为了检验该原设，Hong（2003）提出了如下的统计量：

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式中：中心因子和尺度因子分别为

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原设成立时，Q1（M）和Q2（M）在大样本条件下均服从渐近的标准正态分布。而且，Hong（2003）指出，运用这两个统计量时，应该使用标准正态分布的右侧临界值。

大庆油田勘探体制机制和管理调研报告

夏云　田方　李保利

摘要　从扫描电镜、X射线衍射、阴极发光、电子探针及能谱、荧光、包裹体等分析技术的原理出发，系统介绍了储集层特殊分析技术在不同勘探技术领域中的应用，阐述了各项特殊分析技术组合应用在识别生油门限、建立高精度层序地层格架和储集层精细描述中的前景，例举了特殊分析技术在火成岩勘探和油层保护等勘探开发中的应用效果；同时，也指出了目前储集层特殊分析技术在油气勘探中的应用尚处初级阶段，有待于进一步的探索。

关键词　储集层　特殊分析技术　隐蔽油藏　勘探　综合评价

一、引言

仪器仪表工业的发展与计算机技术的广泛应用，使石油地质实验分析技术有了飞跃发展。为了适应油气勘探开发的需要，近年来世界上相继提出并发展了一系列新的储集层分析测试技术，主要在储集层地球化学、阴极发光、包裹体、图像处理、分形技术、成岩矿物同位素、成岩模拟实验等实验分析技术上取得了一些新的进展。我国石油地质储集层实验分析技术紧跟世界的先进水平，各种分析测试项目比较齐全，除显微红外光谱分析技术尚未开展外，其余先进技术在我国均有，有的还处于世界先进水平。胜利石油管理局地质科学研究院地层室近年来积极引进阴极发光、包裹体、图像分析及电子探针及能谱等先进分析技术，并将之应用于储集层油气勘探研究和油层保护研究，形成了一整套的储集层综合评价技术和油层保护技术，为油气勘探和开发提供了许多有价值的研究成果。

图1　储集层产验分析技术方法图

储集层实验分析技术包括三大部分：常规分析技术、特殊分析技术和配套或选择性分析技术（图1）。常规分析仅能满足区域勘探的要求，如果进行储集层精细描述和综合研究，必须开展特殊分析项目。

二、X射线衍射分析技术

X射线衍射的基本原理为通过确定晶间距来鉴定矿物的种类。对于细粒级的粘土矿物，以及变化很大甚至面目全非的矿物，X射线衍射是最重要的分析手段。X射线衍射分析技术在石油地质研究和油气勘探中的应用除粘土矿物的定性和定量分析外，还包括混层比计算、全岩X射线衍射和定量分析。

1.混层比计算

所谓混层比是指混层矿物I/S（伊利石/蒙脱石）或C/S（绿泥石/蒙脱石）中蒙脱石含量的百分比。由于有机质向烃类转化反应与生油岩中蒙脱石向伊利石转化中脱水反应有明显的对应关系，因此可利用泥岩粘土矿物成岩转化特征去推断有机质的热演化程度，并用于划分成岩阶段、估算地温、预测生储油层及判断生油门限值。

图2　低渗透储集层渗透率与蒙脱石含量关系图

2.全岩X射线衍射定性和定量分析

X射线衍射粘土分析技术除主要用来研究成岩作用，推断油气演化以外，还主要应用于油气勘探开发中的油气层保护研究。碎屑岩储集层中的粘土矿物是造成油层伤害的主要物质来源。粘土矿物对储集层造成的敏感性伤害包括水敏、速敏等五敏。经过对比研究，发现水敏伤害是造成低渗透储集层（渗透率小于50×10-3μm2）敏感性伤害的主要因素。水敏强度主要取决于油层中的膨胀性粘土矿物——蒙脱石的绝对含量（图2），而与储集层其他物性参数相关性不大。这一规律的发现有助于准确预测低渗透储集层潜在的敏感性，进而取有效保护措施，实现低渗透储集层的低伤害乃至无伤害勘探开发。

三、扫描电镜分析技术

扫描电子显微镜是利用具有一定能量的电子束轰击固体样品，使电子和样品相互作用，再借助特制的探测器进行收集、处理并成像，可以直观地认识样品的超微形貌、结构以及元素成分。扫描电镜下岩石矿物具有图形立体、分辨率高、景深大等特点，可以为储集层及其成岩作用的研究提供以下地质信息：颗粒大小、分选、磨圆、胶结物含量、孔隙分布及其含量；确定自生胶结物的类型、形态及其在孔隙中的分布方式；确定岩石孔隙类型、几何形态，并对储集性能进行判断；石英次生加大级别的判断；溶解交代作用的判断等。

扫描电镜能够直观定性地观察岩石的粒度和孔隙特征，但如何对所观察到的粒度和孔隙信息进行数值定量化却是一个急需解决的技术难题。笔者通过近几年的技术攻关，成功地开发出了储集层粒度参数和孔隙度参数定量化分析技术。其原理是利用计算机技术对扫描电镜图像进行二值化处理，求出颗粒和孔隙度参数值，进而绘制出孔隙度和粒度分布曲线。该技术成果在全国扫描电镜分析行业属首创，应用前景广阔。

四、阴极发光技术

阴极发光是阴极射线管发出的加速电子对样品进行轰击，使电能转化为光辐射而发光，即用阴极射线管发生加速电子进行激发而产生的一种荧光。其在石油地质及油气勘探中的应用有以下几种。

1.判断物源，确定母岩性质

各种石英的发光特征是在母岩形成的过程中形成的，代表其岩石形成的温度条件，而石英颗粒有三种类型的发光，即紫色、褐色和不发光，三种不同的发光类型反映了三种不同成因的石英。

通过对渤深4、临95、桩深1、央5等井的分析，可知胜利油区渤南、临南、潍北三个凹（洼）陷深层储集层中碎屑石英的发光普遍为棕褐色、浅褐色等，发褐色光的石英形成的温度条件有两种，一种为大于573℃，另一种为300～573℃，其母岩为高、中级变质岩，结合岩石学特征，推断三个凹（洼）陷碎屑岩母岩主要为太古宇老变质岩；其次在临82井、临45-11井中见零星石英颗粒发紫色光，其母岩为中生界喷出岩。

2.推断沉积环境，研究各种成岩作用，划分成岩作用序列和期次

（1）推断沉积环境变化

据研究，碳酸盐的发光强度和颜色受[Fe2+]/[Mn2+]比值控制。当[Fe2+]/[Mn2+]小于0.5时，呈现**；[Fe2+]/[Mn2+]比为0.5～1时，呈现橙色；[Fe2+]/[Mn2+]比为1～2时，呈现橙褐色；[Fe2+]/[Mn2+]比为2～10时，呈现褐—暗褐色；[Fe2+]/[Mn2+]大于10时，不发光。结合元素地球化学方面的研究，[Fe2+]/[Mn2+]比值是判断古环境的标志之一，不同的比值代表不同的古沉积环境。临82井3871.00m样品薄片中所见鲕粒，鲕心为一介屑，随着环境的变化，其鲕圈的成分和发光特征也发生变化，阴极发光的颜色及亮度均有不同，鲕圈从内向外颜色为亮黄—黄褐—褐红，亮度为亮—较暗—中等，从中得知鲕粒形成时其环境中的[Fe2+]/[Mn2+]比值变化为低—高—中等，比值的变化说明沉积环境中古盐度的变化为较高—渐低—中等。Fe2＋为不易迁移元素，而Mn2＋为易迁移元素，鲕粒颜色的变化又反应了沉积物离岸距离远—近—远的变化过程，也可能与沉积时湖水的进退有关。

（2）推断沉积后地层水盐度变化

根据渤南洼陷的碳酸盐岩成岩演化序列特征，早期方解石（褐黄）—晚期方解石（亮黄）—含铁方解石（黄褐）—白云石（玫瑰红）—铁白云石（不发光），反映了沉积—早成岩—晚成岩环境中古盐度由高到低的变化。

3.用于次生孔隙的识别

当碎屑岩存在粒间孔隙时，有时很难区分和确认是原生还是次生孔隙。例如方解石、白云石或其他矿物充填的孔隙，在成岩过程中，胶结物全部或大部分被溶解，形成的次生粒间孔与原生粒间孔在常规的显微镜下有时很难区分，而在阴极发光显微镜下，只要在颗粒边缘有一点方解石残余物，就可以发现。所以，在颗粒边缘如能看到残余的方解石、白云石、菱铁矿等胶结物，就可推断是次生孔隙。

岩样中石英碎屑边缘不规则或呈锯齿状，利用阴极发光可明显区分是交代溶蚀产生的还是局部加大引起的不规则外形。前者形成次生孔隙，后者为缩小了的原生孔隙。

4.对晶体成长环带及胶结物世代的研究

应用阴极发光显微镜可以解决碳酸盐胶结世代，研究其环带结构。

5.恢复原岩结构

岩石经过成岩作用的改造，就会发生一系列的变化，常常会改变岩来的结构。阴极发光显微镜在一定程度上可以再现原岩的结构。

6.对构造微裂缝的研究

研究岩石裂缝是储集层研究的重要组成部分，由于成岩作用的改造许多裂缝观察不清。通过阴极发光显微镜能够比较清楚地观察裂缝发育情况，包括裂缝的大小、宽度及充填情况等，特别对多组裂缝相互之间的交叉关系及形成顺序均可进行研究。

五、电子探针及能谱分析技术

电子探针是对物质表面形态和物质组分进行分析的大型精密仪器。在电子束的轰击下，不同的元素所产生的X射线的波长和能量不同。电子探针波谱仪和能谱仪通过测定矿物的化学成分组成而达到准确确定矿物种类的目的。电子探针分析区域细小，电子束斑可在1～100μm范围内任意选择，对微细矿物和脉的分析及对细小样品的成分分析是极为有效的鉴定手段。电子探针可以在光薄片上直接测定样品的组分。对薄片的微细矿物可进行点、线、面分析。能谱分析一般与扫描电镜观察配合进行，即通过检测元素的特征X射线的能量强度进行元素的定性和定量分析。能谱仪在所测量的同一点上，能同时检测该点的各种元素成分，并显示在荧光屏上，给出各种元素的谱图，含量愈多，谱峰愈高，反之亦然，该谱图非常直观。

电子探针波谱及能谱分析技术在石油地质中主要应用在以下几方面：与阴极发光显微镜相结合，可以揭示矿物的发光原理；与X射线衍射分析相结合，可准确鉴定各类粘土矿物的化学成分；还可准确鉴定沸石类矿物，以及对古生物、造岩矿物和自生矿物成分进行准确鉴定。

以沾化凹陷罗家地区罗151井3090.5m样品为例。样品岩性为中细粒辉绿岩，其中有一微区环带斜长石，对其做微区特定元素K、Na、Ca的面分析，测定结果见图3。从图3中可以直观地看出元素环带的分布形态，外层为正长石（钾元素面分布），中间层为含钙斜长石（钙、钠元素面分布）点，最里层为含铁硅铝的矿物，类似于绿泥石的元素组成，即长石从中心到边缘，钙离子逐渐减低，钠离子逐渐升高。一方面，表明长石的形成经过了漫长的时间；另一方面，表明岩浆开始结晶矿物时偏基性，而后逐渐向酸性过渡。同时说明岩浆冷却时间是很漫长的，其形成的晶体往往比较粗大。后期如有断层切割，地层水易对晶体进行溶蚀，形成裂缝－溶孔为主要储集空间的油气藏，如商河油田商741块火成岩油藏。

图3　罗151井3090.50m环状长石面分析元素分布形态图

六、荧光显微分析技术

荧光显微镜工作原理是利用紫外光作为光源，经物镜照射到薄片上，薄片样品中含有的有机质及沥青质就会被激发出荧光，根据样品的发光特点以及发光物质与岩石结构、构造的相互关系判断有机质的类型、成熟度、有效储集空间、油气运移等。荧光薄片分析技术在油气勘探中应用有以下几种。

1.评价生油层

荧光显微镜可为研究有机质的类型、形态、干酪根成熟度、有机质来源提供资料，从而对生油层进行评价。

2.研究石油的运移方向和运移时间

荧光镜下研究烃类的运移方向，主要是依靠发光强度（代表烃类含量）在纵向或横向的变化资料对比而取得的，只要确定了孔隙空间形成的时间，结合发光的范围就可以进行石油运移时间的研究。

3.判断储集层储集空间的有效性和含油性

以碳酸盐岩为例。确定碳酸盐岩储集空间的有效性的根据是：①裂缝是渗滤通道，而孔洞往往是储集空间；②缝洞周围基质含油与否与产油无关；③最晚形成的储集空间含沥青物质最有效；④当缝洞充填物中有第三世代充填物时，仅早期充填的第一、二时代充填物含油则无效。

碳酸盐岩的含油规律为：①次生有效裂缝，孔洞发光好坏与产油有密切关系，缝洞中含油则可产油，若不含油仅基质含油则不产油；②沿次生有效缝、洞含油，并向基质浸染愈宽，色晕愈多，颜色愈鲜亮愈好，预示能获得高产油流；③基质发光与否与产油无关，基质发光，缝、洞不发光不产油，基质不发光，缝洞发光仍能产油。

4.判断油水层界面

一般油层段岩样发光显示好，所有孔隙均含油，缝合线、晶间孔、粒间孔、晶体解理缝等浸染发光极好；油水附近井段发光显示不均匀现象，基质发光差，部分孔隙发光；而水层样品其缝及岩石均不发光。根据含油的纵向变化可以判断油水层界面。

5.荧光薄片分析技术在新疆和田探区油气勘探中的应用

（1）储集层荧光特征及含油性分析

由于和田探区露头含油样品经过长时间的风化、淋滤及油质受热蒸发，存于岩石孔洞缝中的轻质石油组分大部分被带走或挥发，荧光显微镜观察这些露头样品并判断是否为曾经含油的岩石，主要是寻找含油岩石残存的沥青踪迹，即孔洞缝中产生发光物质的颜色、亮度及是否具有彩色荧光等。据此推断，中石炭统卡拉乌依组石英砂岩、阿孜干组灰岩以及二叠系普司格组岩屑砂岩、克孜里奇曼组白云岩是石炭—二叠系有利的含油气储集岩。

（2）生油岩特征及成熟度判断

一般地，好的生油岩必须具备三个条件：①岩石中分布有大量的有机质残体，有机残体丰度越高，生油气的潜能就越大；②好的有机质质量，腐泥型干酪根比腐殖型干酪根生油气能力强；③生油岩的成熟度。另外，浅层未成熟样品中产生的荧光强度大，主要成油带由于部分烃类已被排除，发光强度减弱。干气带无荧光显示。

和田探区生油岩特征如下：①岩性为泥岩、砂质泥岩和灰质泥岩三类（不包括碳酸盐岩）；②三种岩性都不同程度地含有有机质体，有机体呈两种状态存在，一种为顺层的丝状体，呈长条形，零星分布或集中呈层，主要分布于泥岩和砂质泥岩中，另一种有机体呈颗粒状，零星或分散于基质中；③根据有机质的残体判断，有机质含量一般4%～20%；④有机残体的发光颜色为暗橙褐色为主，少量为橙**，为胶质和沥青质沥青（表1）。

表1　和田探区生油岩特征表

根据以上分析可知，和田探区原始有机质残体丰度不理想，其荧光颜色表明有机质已达到高成熟，但残留的有机质为较重质沥青，有机质排烃充分，贡献较大。如果找到较厚的生油岩，虽然丰度不高，也可以有勘探远景。

七、包裹体分析技术

包裹体是成岩矿物生长过程中或生长以后，在矿物晶体内的缺陷、窝穴或次生显微裂缝中被包裹的固体、液体或气体。包裹体分析技术可应用于以下几个方面的油气勘探研究：①恢复古地温，重塑热历史；②研究成岩环境和成岩历史；③研究孔隙演化史；④确定油气运移的相对时间及方向；⑤研究油气田水的性质和来源，确定油气运移的条件。

深部油气层勘探是胜利油区当前油气勘探的热点，但同时也是一个难点。近几年，配合深层油气勘探，地层室的科研人员利用包裹体特殊分析技术在这方面进行了有益的探索和研究，取得了一些认识和成果。

1.确定石油破坏的深度，预测天然气勘探的有利深度

石油破坏的温度为118～121℃，潍北凹陷具此温度段的包裹体见于深度为3150m处，渤南地区见于3600m处，两个深度分别近似代表了两凹（洼）陷石油破坏的深度，在这两个深度以上是勘探石油的有利目标，此深度以下，石油逐渐裂解，生成轻质组分和甲烷等。因此，潍北凹陷3600m以下为深层天然气勘探的目标，这已得到勘探和包裹体成分的证实。潍北凹陷昌67井3157m样品包裹体中，甲烷摩尔数百分比为19.9%，央5井3701.08m样品两个包裹体中，甲烷摩尔数百分别为43.9%和57.6%，说明随深度的增加，石油破坏的程度越深，甲烷的含量也逐渐增加。

2.判断一定深度的油气勘探潜力

潍北凹陷央5井3900m以下没有油气显示，是没有找到好的有利相带还是没有生气潜力？从央5井4244m裂缝中气液包裹体可以说明，在此深度以下地层中含有大量的C1～C4的烃类，包裹体或气体总是从下往上运移的，从而证明井深4244m以下生油母质具有很高的生油能力，如果潍北凹陷深部能找到良好的储集岩层，那末此类储集砂岩可能会具有良好的油气储集能力。

3.推测盆地演化史

潍北凹陷央5井4244m包裹体所测古地温为168℃，实测井底温度为139℃，两者相差29℃。根据测算，潍北凹陷最小地温梯度为3.39℃/100m，最大地温梯度为3.7 C/100m，计算值与现今深度相比，其相对抬升高度或古剥蚀厚度为855m或765m。另外，央5井3701.08m不同时期方解石脉中，早期方解石包裹体与晚期方解石包裹体均一温度为164℃，晚期方解石包裹体均一温度为153℃，差值11℃。这也表明，在裂缝形成以后，潍北凹陷是整体逐渐抬升的，直到晚第三纪之后才逐渐下沉。

八、储集层特殊分析技术在火成岩油藏勘探中的应用

济阳坳陷侵入岩主要分布于商河和罗家地区沙三段，侵入于暗色泥岩、页岩和泥灰岩中。根据薄片观察，岩石结构为辉绿结构、辉长辉绿结构，X射线衍射分析主要成分为斜长石和辉石，次要成分为磁黄铁矿、黑云母矿物。由于岩体各部位热散失快慢不同以及结晶分异作用的影响，中心部位结晶粗大，长石含量也高。岩石中，CaO含量占8.7%～9.9%,Al2O3占 14.57%～15.7%,FeO+Fe2O3占 10.25%～11.79%,Na2O+K2O占3.86%～5.09%。可见岩石中Ca、Fe、Al的氧化物含量较高。根据ICP元素光谱分析，辉绿岩中阳离子Fe含量为6.91%～10.22%,Mg为2.43%±，Al为7.4%～7.30%,Na为2.77%±，K为4.34%±，Ca为5.61%～7.15%。侵入岩在侵位后，高温形成的矿物受到第三系水介质的影响，变得很不稳定，或纤闪石化或伊丁石化或粘土化、碳酸盐化等，最终变成在低温水介质条件下稳定的蚀变粘土矿物或碳酸盐。这些粘土矿物成分的种类从目前的化验分析资料看，基本上与第三系砂岩孔隙中粘土矿物相似，但是含量差异性比较大，构成了火成岩特殊的粘土矿物组合。经过薄片观察和X衍射分析蚀变粘土矿物为绿泥石、伊/蒙混层、伊利石和高岭石。粘土矿物总含量15%～24%，主要的粘土矿物为绿泥石和伊蒙间层矿物，绿泥石相对含量37%～47%，伊蒙混层25%～41%，其他伊利石0～23%，高岭石12%～15%，伊蒙混层比60%～70%。侵入岩体本身以裂缝孔隙为主，并且边缘相带和过渡相带裂缝比较发育，中心相带裂缝发育较差；原生裂缝即节理缝围岩为泥岩的比围岩为其他岩性（如泥灰岩）解理缝发育；断层活动带裂缝比远离裂缝的发育（如商743井裂缝比罗151井发育）。裂缝发育区则溶蚀孔隙较为发育，特别是断层附近的基质容易受带酸性的水介质影响，形成溶孔和溶洞等；另一方面，如果侵入岩体各相带裂缝发育程度相等时，中心相带溶孔最为发育。

侵入岩侵位时携带的大量热能，会在其周围形成接触变质带，矿物之间产生化学反应，低密度矿物化合成高密度矿物。经电子探针和X射线衍射分析，这种高密度矿物为石榴子石，石榴子石的形成必然使单位体积内的岩石固体体积缩小，有效孔隙增加，铸体薄片观察这种孔隙为石榴子石晶间孔隙，其岩石由沉积岩变成接触变质岩，如罗151、罗152、罗151-4井的接触变质岩，经物性测定孔隙度达25%～36%，其储集性相当于馆陶组砂岩储集层，单井产量15～90t/d。此类接触变质岩油藏的形成，研究认为需要两个基本条件：①必须有高能量的侵入岩；②岩浆必须侵入到灰质泥岩、泥质灰岩中，使其变质，产生有效孔隙。所以，今后对接触变质岩油藏的勘探，不仅要寻找火成岩，更主要的是寻找大范围、区域性的泥灰岩分布区（即泥灰岩分布区侵入辉绿岩时），就可能找到这种接触变质岩油藏。济阳坳陷接触变质岩油藏的发现填补了国内外发现类似油藏的空白，更为今后寻找这类特殊油气藏提供了依据。

九、探井砂岩储集层常规地质参数及敏感性预测技术

为了避免探井钻井过程中的油气层伤害，笔者研制开发了探井砂岩储集层常规地质参数及敏感性预测软件，实现了探井常规地质参数和敏感性参数的预测。本项预测的实现基于三方面的研究成果：①两年内建起了一个50MB的油层保护数据库，根据库内数据面的分布，把油区分成数十个区块，按区块求出了参数纵向变化规律和趋势；②通过相关性的研究，确定各种矿物组分可能引起的岩化作用和敏感性伤害指数及各种参数间数值大小的变化关系，建立模块；③编制了预测软件，预测方法是：首先根据待预测的探井井位坐标，确定待预测探井所属的软件编码区块（根据数据库参数回归确立的均质区块），通过以各区块回归方程为基础研制的软件，进行参数预测。预测的参数以岩性、物性为主，共有24项。根据预测的24项参数，还可对保护油气层有重要意义的敏感性参数及相关的临界值作出预测。

通过与8口探井取样后的实际分析数据进行对比发现，预测参数与实测参数基本吻合，精度达70%。探井储集层常规地质参数及敏感性预测工作自1998年10月开展以来，已完成90余口探井预测工作。这项工作节约了大量的实测所需费用，经济效益显著。

十、结束语

从上述分析可以看出，储集层特殊分析技术及储集层敏感性预测技术在油气田勘探开发中起着十分重要的作用，其应用前景十分广阔。但也应看到，由于阴极发光、电子探针及能谱、包裹体等分析技术的引进时间不长，尚处于技术开发初期和中期阶段，在油气勘探中的应用属于探索阶段，应用效果不够显著。这与技术开发时间较短有关，但也与储集层微观分析技术的局限性有关。只有储集层微观特殊分析技术与宏观分析技术的有机结合，才能取得显著的勘探成果和效益。

供求平衡发展趋势特点

2011年9月，“地质找矿新机制实施情况调查研究”课题组赴大庆油田进行调研，经与油田领导、专家和职工座谈与讨论、实地考察与参观，对大庆油田的发展和改革及对国家的贡献、管理体制、运行机制、科技创新等方面有了较全面的了解，撰写了调研报告。

大庆油田主体位于松辽平原东北部、黑龙江省西部的松嫩平原，包括大庆长垣、长垣等油田。大庆油田的开发历程，大致分为7个阶段。即：

开发初期（1960～1963年）；

快速上升阶段（1964～15年）；

第一个十年稳产阶段（16～1985年）；

第二个十年稳产阶段（1986～1995年）；

持续稳产阶段（1996～2002年）；

持续有效发展阶段（2003～2008年）；

高产稳产阶段（2009年以后）。

当前实现高产持续稳产目标，面临着接替、技术瓶颈、投资回报三大挑战，矛盾多，困难大。为此，大庆油田深入学习实践科学发展观，突出转变发展方式这一主线，以观念更新为先导，以科技创新为支撑，以典型示范为引导，对油田勘探开发进行了重大战略调整。这个战略，对新时期油田勘探发展提出了永续辉煌的奋斗目标。要求集中发展油气勘探开发业务，确保原油持续高产稳产，并以原油稳产带动相关业务的发展。其战略布局是巩固松辽，加快新区，稳油增气，发展海外。

一、大庆油田勘探系统体系框架

大庆油田是探结合的大型企业集团。在这个集团中，地质找矿和探矿是极为重要的组成部分。它不仅决定油田的兴旺与发展，而且决定油田的规模与速度。可以说大庆油田高产、稳产的关键是能否提供可供动用的油气。其勘探系统体系框架如下：

地质找矿新机制实施情况调查研究

从这个体系框架可以看出：①大庆油田的勘探系统不只是勘探部，还包括油藏评价部，都是大庆油田直属的职能部门，共同承担油田勘探的管理、协调、监管和考核，并且相互制约；②在勘探部下边，不只是承担工程手段生产的勘探分公司，还包括油田勘探开发研究院，二者通过合同关系相互配合，把生产和科研结合起来；③在油藏评价部下边，不只是承担油气生产的油厂，也包括油田勘探开发研究院，彼此也是相互配合，通过合同把生产和科研结合起来；④在勘探公司和油厂之间真正是探结合，而支撑它们结合的还有许多专业技术服务公司，这些公司都是企业化运营。在这个体系中，探结合的关键连接点是两大方面：

1.油田生产过程连接

所谓生产过程是指油田生产能力形成的过程，主要包括四大阶段。第一阶段是找矿、探矿，形成可供开发利用的油气。这个对性企业来说特别重要，它是其物质基础、产品之源，直接决定企业的生存与发展，以及规模和效益。第二阶段是油田建设，就是为了把油气从地下开发出来，需要一系列基础设施建设，它显然是以第一阶段成果为前提的。第三阶段是油气生产，即把油气从地下转移地上，变成社会可利用的矿产品。它显然是以前两个阶段为条件的。第四阶段是油气销售，即把产出的油气卖出去或者转入深加工（产业链延伸），油气由实物形态转化为货币，完成一个大循环。这就是油气生产的全过程。这个过程（四大阶段）所需要的生产工艺、专业人员和技术装备，都是不同的，所以它们在体制上都是分离的，但连接方式可以分系统内的和系统外的。大庆属于系统内的探结合，无须通过市场，无须等价交换。这种连接是最紧密的、无间隙的，完全是一体化的。

2.油气成本效益连接

所谓成本效益连接，就是油气生产的四大阶段，都是通过各自的成本连接在一起，形成总成本。而油气销售收入减去总成本，就是油气生产的总体效益或称“毛利润”。毛利润不在四大阶段分配，但确实是四大阶段共同创造的。油气产品的总成本等于矿区权益＋勘探成本＋开成本＋生产操作成本＋期间费用（包括销售成本）。其矿区权益是指矿业权使用、占用土地的租金等。这些成本和费用是相互独立而又可以互换的。相互独立是指在总体预算中每个阶段分摊的份额是严格限定的，不能超支；可以互换是指在不突破总成本的原则下，高成本的勘探费用同低成本的矿成本搭配，或者相反的组合，都可以认定探明储量的经济价值。这种成本效益连接，使探矿和矿都关心油气总成本和总体效益，构成了利益共同体。某一阶段的超支或者工作达不到要求，不仅影响自身的利益，也影响全局的利益和长远的利益。它的利益链贯穿于油气生产的全过程，而探分离的利益链只到勘查成果出让为止；工程手段的利益链到工程阶段为止。

二、大庆新时期油田勘探发展目标

探结合是长期持续过程，必须以发展战略为依托。

1）《大庆油田可持续发展纲要》明确了大庆的三大战略任务：

原有持续稳产；

整体协调发展；

构建和谐矿区。

勘探首当其冲要担当起为油田原油持续稳产提供后备保障的重任。为此，提出了大庆油田永续辉煌的奋斗目标：①建设一个探明率最大、油田收率最高、分阶段持续稳产，在国家能源布局中始终保持重要地位的百年油田。②《大庆油田可持续发展纲要》对油气勘探业务的发展定位是，集中发展油气勘探开发业务，确保原油持续稳产，并以原油稳产带动相关业务的发展。

勘探发展战略是：

巩固松辽，加快新区，稳油增气，发展海外。

勘探总体要求是：

优质储量更多一些；

勘探进度更快一些；

总量规模更大一些；

发现成本再低一些。

勘探总体部署原则是：

立足长垣、加强深层、精细海塔、拓展三肇、准备西坡、发展海外、探索、研究非常规（其中的“长垣”、“海塔”、“三肇”和“西坡”等都是油田区块的名称）。

上述战略目标，虽然文字简单，但都很具体，没有空话、大话，体现了企业战略的实用性。

2）《大庆油田可持续发展纲要》也指出了油田发展面临的“五大挑战”：

首先是接替的问题。油田每年提交的油气储量，还不能满足原油稳产、天然气上产的需要，实现储量有序接替、储基本平衡，困难多、任务重。

大庆油田勘探已连续多年实施新探明石油可储量年年有所增加，但开量增加更快，储失衡十分显著。因此，大庆油田当前面临的制约勘探发展的难题很多，必须努力破解：

剩余隐蔽性强、勘探发现难度大；

品位低、优选难度大；

后备领域不足、领域接替难度增大；

勘探成本不断上升，成本控制难度增大。

这些难题的攻克，也是大庆油田勘探的战略目标。

三、大庆油田勘探坚持转变发展方式

面对新的形势，为实现勘探发展目标，勘探发展方式需要实现4个转变：

1.调整勘探思路，突出储量动用（随时可以开发利用的储量），实现工作重心从“一切围着指标转”向“一切围着效益转”转变

统筹兼顾，下一步勘探目标按3个层次展开：

第一层次为评价勘探目标，指地质条件和油气成藏规律已经基本认识清楚，勘探方法已经基本明确，并具有一定规模可优选的经济有效可动用储量。这类地区要加快评价，尽快提交储量。

第二层次为甩开预探目标，指目前基本规律还没有认识清楚，勘探重点是以盆地评价或区带评价为主，重点是认识地质规律。甩开区要加强地质综合研究，打一口井研究一口井，把节奏控制下来。

第三层次为储备勘探领域，指对大的地质条件有一定的认识，证实在目前的经济技术条件下很难有效勘探开发的领域。这类地区勘探实物工作量要暂时放缓，要加强地质规律研究和工程技术攻关，寻求有效的勘探开发方法，为将来做准备。

2.强化项目管理，完善勘探项目经理负责制，实现管理方式从“生产技术型管理”向“生产经营型管理”转变

项目经理负责制：强调项目经理是勘探项目的第一责任人，是勘探部署和生产运行的组织者和管理者。实行勘探项目经理负责制，明确项目经理的责、权、利，是强化勘探项目管理，提高勘探效益的重要环节。

勘探项目经理，在勘探部署决策和生产组织中，既要考虑技术的有效性，更要注重经济的可行性，实现管理方式从“生产技术型管理”向“生产经营型管理”的转变。

3.坚持勘探开发一体化，缩短从储量发现到产能建设的周期，实现从“追求地质储量”向“追求商业储量”转变

按照“预探重在发现，评价重在落实，兼顾产能需要”的总体原则，预探与评价联合部署，整体优化工作量，努力提高储量动用程度，并有效缩短从预探到建成产能周期。

4.拓展勘探领域，实施综合勘探，实现经营思想从“单一油气勘探”向“以油气为主体多种综合勘探”转变

这个转变不仅提高大庆油田的总体效益，而且可以使国家矿产得到综合利用，并对环境保护、协调发展大有益处。

四、大庆油田勘探实施精细化管理

大庆油田确立的精细勘探管理的工作思路是：

勘探生产细分项目；

地质研究细分单元；

技术应用细分领域；

综合管理细分层次。

依靠勘探走精细管理之路，破解当前所面临的制约勘探发展的难题。

1.勘探生产细分项目

勘探项目是勘探生产的基本组织形式。针对大庆探区类型丰富、分布广泛的特征，在项目管理中进一步细分勘探项目，既突出常规油气和重点领域的勘探，又兼顾非常规和接替领域的勘探，促进各类勘探的有效发展。对传统勘探项目细分5个；对新增设勘探项目细分7个。在细分勘探项目管理的基础上强调“三突出和三优化”：

（1）“三突出”

一是突出了勘探发展的接替层次，在保障常规油气勘探项目重点发展的同时，兼顾了非常规勘探项目和新区及海外勘探项目的综合性发展；

二是突出了重点区带和重点领域，有助于提高大庆长垣、扶余油层等重点目标的集中勘探成效；

三是突出了勘探开发一体化的工作方式，进一步提高勘探开发整体效益。

（2）“三优化”

一是优化人才配置，通过个人自荐、单位推荐、择优选拔的方式，配备各勘探项目人员组成；

二是优化适用技术应用，明确了不同领域的技术应用策略；

三是优化项目考核指标，由于各勘探项目在领域和类型上相对独立，有助于确立符合各项目特点的考核指标。

2.地质研究细分单元

在目前盆地级高分辨率层序达到4级、大比例尺工业制图达到1∶20万的基础上，努力通过“纵向再细化，横向再放大”，深化地质认识和成藏规律认识，提高对地质目标的研究刻画精度，有效克服剩余隐蔽性强、优选难度大的困难，优选富集区块，提高部署水平。

（1）以寻找规模有效储量为目标开展松辽盆地北部中浅层石油精细勘探研究

建立形成高分辨率等级地层格架，提高储层预测精度，寻找油气发育有利相带。

（2）开展松辽盆地北部深层天然气精细勘探研究

重点以徐家围子断陷中基性火山岩、砂砾岩为主要目标，落实规模储量，同时加强准备区盆地评价，寻找储量接替区。

（3）开展海拉尔盆地精细勘探研究

通过细分层沉积相研究和多层位成藏规律研究等方面的精细研究，实现进一步扩大储量规模，同时力争断陷实现突破的目标。

（4）大三江等盆地的勘探研究按3个层次组织

一是继续扩大方正断陷勘探成果，并加强依 舒整体评价工作，优选有利区带，力争实现新的油气发现；二是加大孙吴 嘉荫盆地评价工作，整体评价、整体认识，选凹定带；三是重新认识虎林、勃利等改造型盆地，查明盆地结构，优选有利坳陷。

（5）非常规勘探研究

重点推进浅层气、煤层气、致密砂岩气勘探研究，并探索铀矿潜力，寻接替。

（6）海外油气勘探战略

按照“高度重视，积极谋划，加快进度，力争短期内在‘走出去’上能有实质性进展”的总体要求。

3.技术应用细分领域

（1）松辽盆地中浅层石油勘探领域突出“三强化”

强化工业化制图推广，进一步优选主河道发育区；

强化预测技术应用，提高“甜点”目标识别精度；

强化增产技术应用，提高油层产量。

（2）松辽盆地深层天然气勘探领域突出“四加大”

加大叠前偏移技术应用，明确有利区带；

加大火山岩预测技术应用，优选火山岩体；

加大水平井技术应用，拓展勘探领域；

加大增产改造技术应用，提高产量。

（3）海拉尔、大三江等盆地油气勘探领域突出“五深化”

深化构造研究，明确有利区带；

深化沉积研究，明确有利相带；

深化非常规研究和勘探，拓展有效领域；

深化钻井新技术应用，保护油气层；

深化增产新技术应用，提高产量。

4.综合管理细分层次

（1）以实现第一效益价值为目标，不断深化勘探规划管理，突出规划是企业的第一效益

为切实发挥勘探规划第一效益的龙头作用，在勘探规划组织做法、方案内容、投资争取、方案实施等4个方面分别不断探索完善3种有效做法。

1）组织做法突出“三结合”：

基础研究与目标结合；

圈闭目标与井位部署结合；

项目实际与公司需求结合。

2）方案内容侧重“三重点”：

突出勘探层次接替；

加强圈闭目标准备；

侧重方案优化。

3）投资争取注重“三提前”：

投资规模提前沟通；

核心问题提前汇报；

重大事项提前申请。

4）方案实施强化“三及时”：

强化动态及时跟踪；

坚持定期及时总结；

规范及时调整。

（2）完善勘探项目管理机制，勘探项目管理突出以项目经理为核心，重点完善

项目经理聘任制；

项目经理全责制；

项目经理履职制。

抓好勘探项目全过程精细管理：

一是抓好井位部署设计，提高勘探部署成功率；

二是抓好工程技术设计，注重技术适用和配套；

三是抓好现场施工组织，保障生产高效有序运行；

四是抓好动态跟踪分析，保证方案调整及时；

五是抓好施工过程监督，保证工程高质量，降低工程成本。

（3）完善地质研究管理，促进研究水平提高

在地质研究管理上“突出四方面”作用：

一是突出内部人员作用

二是突出专家组作用

三是突出项目长作用

四是突出专业技术组作用

在研究项目的设立上，强调充分开题论证，细化课题设计，优化研究力量配置。通过控制课题数量、整合研究内容、严格考核指标，突出研究的实用性，保证研究攻关质量。

（4）以确保合法领域有序扩展为目标，不断加强探矿权管理

加强管理，保护有效领域；

加强矿保，固化边界领域；

加强跟踪，开拓其他领域。

（5）以提高工作效率为目标，进一步完善勘探信息化建设

以数据库为基础，利用现代信息技术，建立协同工作机制，实现生产过程、管理过程和数据库建设的高度统一，从而实现勘探决策的规范化、科学化。

（6）以强化基础工作为目标，进一步完善勘探管理体系建设

一是建立勘探激励机制，进一步调动全员找油气积极性。

设立优质规模储量奖和勘探重现奖，对作出突出贡献的人员给予重奖。

二是不断完善勘探管理体系，确保勘探工作规范运作。

适应勘探工作的发展需求，不断完善勘探工作管理办法和勘探技术标准，实现标准规范全覆盖工作环节。同时，强化对管理办法和标准执行情况的跟踪，发现问题，解决问题，促进办法和标准贯穿于每个员工的日常工作中。

2011年修订勘探技术标准40项，目前有效标准589项，标准覆盖率达96%，勘探主体工程技术标准实现了全覆盖。

五、大庆油田勘探体制机制带给我们的启示

大庆油田地质勘探体制和机制给我们提供的经验是全面的，久经考验的。只要细心领会，认真思考，给我们的启发也将是多方面的。这里想要强调的是大庆油田的4个结合：探矿和矿的结合；技术和经济的结合；生产和科研的结合；当前和长远的结合。

1.探矿和矿的结合，突出了利益共同体

这个共同体主要表现在消耗上，探矿和矿各自核算自己应摊成本，而由收入减去成本的利润则是共同的。也就是说，探矿的投入和矿的投入都是一个投资主体，形成了探矿人是在“用自己钱给自己找矿”的机制。所以它既能有效地规避风险，又能重视地质成果的可动用性。即实用性，不图虚名，不搞“轰动效应”。这是一种典型的企业机制，探矿和矿都追求利益最大化。

探分离不存在利益共同体，而是各自核算盈亏，但是存在利益的相关性。一方面，探矿权人只有找到市场所需要的、成本所允许的地质成果，才能转让出去，收回货币，实现资金的良性循环；另一方面，矿权人也亟待获得适销对路、开发后能够有利可图的矿产。它的利益有赖于地质成果。然而，这种连接要取得效益，要求的是企业对企业，而不是事业对企业。因为事业追求的是“有为才能有位”，没有把成果能否被利用放在首位。所以探与的关系，不在于是体制内的结合，还是体制外的衔接，而在于双方都必须是企业，也就是商业性地质工作主体是企业。

2.技术和经济的结合，突出了效益

在大庆，每一项任务的提出，都有效益的要求，而技术则是实现效益的主要手段。大庆油田勘查发展战略的四句话，充分体现了效益第一的思想，即“优质储量更多一些；勘探进度更快一些；总量规模更大一些；发现成本再低一些。”明确提出“没有效益的储量，一吨不要。”所以它的技术活动都是围绕企业效益展开的。设有“”。这一点也集中体现了社会主义市场经济体制下企业的本质。它是以自己的优质产品和良好效益为社会作贡献的。

相比大庆油田，不少地勘单位在处理技术和经济的关系上，却缺少这样明确的指导细想。他们把找矿放在第一位无可非议，但必须有成本观念，必须有适销对路的观念，这就是效益。否则，即使找到了矿，但由于成本过高，市场也无人接受。或者由于可能促成重复建设，项目无法得到批准。这两种情况，都要造成本单位资金链的断裂，难以为继。有人说，可以把转让不出去的矿业权作为“国家储量”，这显然是一厢情愿。因为真正的国家储备，是要由财政出钱购买的，每年都要支付利息。它也是一种需求，不是为地质找矿“捡漏”。

3.生产和科研的结合，突出了实用性

大庆的生产和科研结合，都是围绕油气勘查开发的实际需要而展开的，一方面这种结合贯穿于油气生产能力形成的全过程；另一方面又表现在探矿、矿生产和经营管理各个领域。比如他们有一个“勘查开发研究院”，直接向钻井、油厂等生产单位派技术人员，现场研究解决生产中的问题。在油气勘探领域，不仅研究地质方面的问题，也研究钻井技术方面的问题。哪里有生产，哪里就有研究，突出了应用性。这种生产和科研相结合的方式，对具有调查研究性质的地质工作是非常需要的，具有普遍意义。

对广大地勘单位来说，生产和科研的结合也早已实行了，但涉及的领域还不够宽，涉及的深度也不够，特别是在勘查投资和勘查技术劳务分离的情况下，生产和科研的结合往往受到体制的约束，缺乏动力。在大庆，在探明储量投入开发之前，中间还有一个“油藏评价部”加以制约。这个评价集中体现了生产和科研的结合，对各种探矿工程及其形成的地质成果，它是如影随形地进行评价，发现问题，及时研究攻关。这种结合，对许多地勘单位还难以做到，比如当前整体地质项目承包，形成投资是一方，技术劳务是一方。在技术和劳务之间、生产和科研之间，缺少有效的约束。这对保证地质成果质量不利。

4.当前和长远的结合，突出了战略性

地质找矿是个长周期的生产过程，在微观层次必须有一个战略指导。大庆油田的勘探，这种战略安排特别突出。从长时期看，每年的地质项目，既有可以立即提交可开储量的项目，也有刚刚开展预查评价的项目；既有追求地质储量的项目，也有追求商业储量的项目。形成稳定的均衡产出的态势，保证了持续稳产高产。从长远看，他们以“百年大庆”为奋斗目标。这个目标一旦实现，是最大的经济效益和社会效益。可以设想，大庆从20世纪60年代建设到现在，所有的基础设施相当齐备，所有的投入也陆续收回。面对这样的条件，每延长使用一年，都会产生可观的效益。所以大庆的长远谋算，对国家、对社会都是最大的贡献。对自己也是最实惠的。

与大庆油田相比，许多地勘单位恰恰缺乏这种安排，这对从事矿业权的生产经营是极为不利的。矿业权的产出很不均匀，投入也不均匀。如果只顾眼前，不顾长远，急功近利，是无法掌控自己生存条件的。所以把当前和长远结合起来，制定并执行自己的发展战略，是大多数地勘单位必须面对和解决的大事。

有学者预测，2030年以前，中国石油年探明地质储量将继续保持较高的水平，可探明储量202×108t，年均10×108t。石油年产量保持稳定增长的态势，峰值产量约2.2×108t，2×108t水平可延续到2030年以后。未来20年中国将迎来油气并举的重要机遇期，石油产量稳定增长，天然气产量快速攀升，油气产量从2010年的2.8×108t toe，增加到2015年的3.6×108t toe、2020年的4.1×108t toe 和2030年的4.5×108t toe。但是油气当量增长的主要贡献是天然气[65]。因此，动态地时时了解、分析中国油气市场的供求平衡状态是非常有必要的。

1.预测分析设

市场的供求达到平衡状态的条件就是只有当供应量等于需求量。而供应量又可以从生产量和进口量之和来获得。但是在通常情况下进口的产品可以直接转手出口，因此满足供应量需求的进口量只是进口总量的一部分。而且这些数据间的关系吻合程度还与其他的影响因素有很大关系，如统计指标、统计口径、统计单位和运输消耗等等。

当考虑生产量时又会涉及的可储量。因此，可以得到中国油气市场的供求平衡模型，见图4-16。

图4-16 油气市场供求平衡模型

因此，在研究油气市场供求平衡问题时为了突出主要问题，简化影响因素的复杂性，则设：

设Ⅰ：供求平衡过程运输消耗为零；

设Ⅱ：供求平衡过程的其他因素的影响程度很小；

设Ⅲ：未来中国对一次能源的需求量增长按目前规律，超出部分由新型能源补给；

设Ⅳ：新型能源的替代原油状况按目前的发展规律；

设Ⅴ：数据统计口径是一致的。

模型中的“消费量”包括了所有在本市场直接消费（个人或企业）及加工后再消费的量。当“生产量”能够满足“供应量”时，“进口总量”可以为零。当“生产量”不能满足“供应量”时，“进口总量”不能为零；当“进口总量”小于“出口量”时，说明一部分“生产量”用于了出口；中国的油气市场在1993年以前基本呈现这个状态。当“进口总量”大于“出口量”时，说明进口的一部分用于消费。目前中国油气市场就处于后一种状况。因此，“进口总量”可以分为用于消费的“进口量1”和用于出口的“进口量2”。在目前中国油气市场条件下，研究供求平衡不用讨论为了“出口”而“进口”的部分，只需涉及为了供应量等于需求量、弥补生产量不足而有的进口量。即为“储量—生产量和进口量—消费量”的平衡。

2.预测分析

根据以上的预测，可以得到中国石油2011年至2020年间的储量、生产量、消费量和进口量预测值，见表4-24。

表4-24 2011-2020年间中国石油需求状况预测值　单位：106t

注：③和⑤为灰色预测结果，其余为回归预测结果。

表4-24中的“国内供应量缺口值”即为需要的净进口量。根据预测到2015年中国的石油年消费量将会达到（5.63～5.85）×108t，而生产量为（2.12～2.21）×108t，有（3.42～3.72）×108t的缺口；到2020年缺口（4.73～5.72）×108t。而根据BP公司公布的中国石油进口量值数据预测得到的预测进口值2015年为3.6×108t，2020年为5.1×108t，都分别在“国内供应量缺口值”预测区间值范围内。

国际货币基金组织（IMF）发布的《世界经济展望》2011.09版预测，2011年，中国石油进口量将达2267.51亿美元，比上年增长38.6%；石油出口量将达274.79亿美元，比上年增长34.6%。按其预测值2011年中国石油进口量应该在3×108t以上[66]。该进口量应当包括出口量的部分。而2011年当年的实际进口量值为2.5378×108t。可见，预测值只能说明一种倾向，以及反映数值可能达到的水平范围。所以，为了使预测值更可信，需要参考他人在不同时期的预测值，对本次预测的结果进行讨论。

另外，统计预测具有预测时间跨度越小精度越高的特点。由表4-25中所列不同机构在不同时期对中国石油需求量和进口量的预测值。其显示，预测时期距现在越近，预测结果值越大。这与中国经济的增长对能源需求量越大的实际情况相符合；并且，本次研究的预测值，与EIA在2013年的预测结果基本吻合。

由表4-25还可见，本次预测的值无论是2015年的还是2020年的都大于了他人预测的值，说明本次预测结果的倾向是符合实际的。但是该预测结果比基本同期的预测结果值要大得多，这与4个主要原因有关：一是本次预测完全是依据过去数据为基准，没有考虑将来中国的经济发展结构、人口变化、消费结构等因素的制约性和影响性，以目前的状态进行的需求预测值就会偏大。第二是没有考虑一次能源消费结构可能的变化，当其他新型可再生能源的使用比例上升，石油消费需求量增速就会减缓或下降。三是近两年来中国的石油进口量大增的一部分是为了发展战略石油储备基地建设需要，当基地建设基本完工这个需要量的增长就会减缓或下降。四是该进口量不是净进口量，包括了为出口而进口的部分。

表4-25 中国石油需求量预测统计　单位：108t

据参考文献[67-76，85]

但是根据最近一年来国际形势的变化，尤其是能源政治地缘关系结构的调整，以及2011年6月IEA预测中国石油需求2020年将达峰值之后下降，而高油价的风险迫在眉睫，国际油价今后10～20年将继续高企，2035年或涨到135美元/桶[77]。

所以必须对以上预测的石油消费需求值进行修正。首先考虑一次能源消费结构变化，但其他因素设不变。利用表4-26中数据，可以获得中国石油消费占能源消费量比例的变化值，近13年平均为－0.21%、近5年平均为0（表4-26）。如果中国未来石油消费量占能源总消费量的比例按照每年下降0.21%的速度或不变，则石油消费量预测值见表4-27。

表4-26 石油占能源消费总量比例

数据来源：中国统计年鉴2013。

表4-27 2011-2020年间中国石油预测值　单位：106t

再考虑战略石油储备基地建设对预测期（2008-2011）的影响进行修正。一期中国战略石油储备基地为5个，总容量1490×104m3，从2008年陆续完工注油，设到2011年这5个储备基地的总容量注油完成，则在这4年间平均每年进口石油约1.36×108t，而以后的进口量会远远小于该值（表4-28）。按25%的轮油率，每年为其年进口量只有约0.34×108t。依此类推，二期石油储备基地也有陆续完工注油的，对石油消费量的影响也应考虑。所以到2020年前，正是中国战略石油储备的二期、三期工程完工进入注油期，因此石油进口量仍然会很大。

表4-28 中国石油储备基地一期工程容量

资料来源：中国能源网://.china5e/special/show.php?specialid，2011-07-10；新华网://news.xinhuanet/fortune，2010-03-24；北青网://bjyouth.ynet/article.jsp?oid=64838871，2010-04-13。

注：1桶石油约0.159m3。

所以，中国石油的消费需求量和进口量的预测数据修正后，消费量发展趋势如果按照近年来能源消费对石油的依赖情况，2015年应达到（5.6～5.8）×108t，2020年为（7.2～8.0）×108t；如果能源消费有所变化，有替代石油的能源，则2015年对石油的消费量将达到（4.5～4.7）×108t，2020年为（5.7～6.4）×108t。这样石油需要的进口量2015年为（3.4～3.7）×108t，2020年为（2.3～2.6）×108t。因此，中国的石油进口依存度到2015年将至少为58%、2020年会降到45%左右以下。

以上的分析还只是以石油为例，还没有充分地考虑到中国整个能源市场供求结构的变化。由此可见，中国国内天然气市场的供求平衡状态也不容乐观。随着世界LNG技术的发展，中国对天然气的进口依存度也将会大幅提升。因此，中国的油气战略储备品种应该考虑到LNG对整个油气战略发展布局的影响。