天然气动态分析报告是什么内容类型_天然气数据分析

1.油气藏如何形成的？

2.原油价格是波动很厉害的？

3.全国地质灾害监测预警体系建设的主要任务

4.　勘探目标评价与风险分析方法

5.测井解释评价的地质依据

1、好处：

从技术角度看，天然气作为发电、供热燃料要明显优于煤炭、石油等传统化石能源，燃气轮机具有能量转换效率高、占地面积小、用工数量少、建设周期短、启停速度快、调峰能力强、操作灵活简单、单机容量大、运行安全稳定、污染物与二氧化碳排放低、受地理位置和自然环境影响小等诸多优点。

2、坏处：

天然气在空气中含量达到一定程度后会使人窒息。天然气不像一氧化碳那样具有毒性，它本质上是对人体无害的。不过如果天然气处于高浓度的状态，并使空气中的氧气不足以维持生命的话，还是会致人死亡的，毕竟天然气不能用于人类呼吸。作为燃料，天然气也会因发生爆炸而造成伤亡。

虽然天然气比空气轻而容易发散，但是当天然气在房屋或帐篷等封闭环境里聚集的情况下，达到一定的比例时，就会触发威力巨大的爆炸。爆炸可能会夷平整座房屋，甚至殃及邻近的建筑。甲烷在空气中的爆炸极限下限为5%，上限为15%。

天然气车辆发动机中要利用的压缩天然气的爆炸，由于气体挥发的性质，在自发的条件下基本是不具备的，所以需要使用外力将天然气浓度维持在5%到15%之间以触发爆炸。

分布地域

中国沉积岩分布面积广，陆相盆地多，形成优越的多种天然气储藏的地质条件。根据1993年全国天然气远景量的预测，中国天然气总量达38万亿m?，陆上天然气主要分布在中部和西部地区，分别占陆上量的43.2%和39.0%。

中国天然气的层系分布以新生界第3系和古生界地层为主，在总量中，新生界占37.3%，中生界11.1%，上古生界25.5%，下古生界26.1%。

天然气的成因类型是，高成熟的裂解气和煤层气占主导地位，分别占总量的28.3%和20.6%，油田伴生气占18.8%，煤层吸附气占27.6%，生物气占4.7%。

以上内容参考：人民网-气电代替煤电优势明显、百度百科-天然气 （气体）

油气藏如何形成的？

燃气安全工作建议篇一

　1 前言

　近年来，随着城市燃气事业的不断发展，人们对燃气安全事故的认识和防治能力有所提高，燃气企业的安全状况也有所改善，但从我市的燃气安全生产形式来看，依然十分严峻，燃气安全事故时时频发，突显出安全管理工作的不足，安全管理工作还需提高。如何搞好安全工作，提高管理水平，本人作为燃气行业的一名安全管理人员，谈一谈个人对燃气安全管理的一点看法。

　所谓燃气安全管理，就是通过一系列的措施、办法和手段，维持企业的安全状态，最大限度地控制、减少甚至杜绝各类事故的发生。保障人民的生命安全和国家财产不受损失，促进燃气企业生产经营工作顺利进行。从而达到安全生产的目标。

　2 燃气安全管理要以人为本

　在燃气安全管理系统中，人是管理的主体，人的素质占主导地位，人的行为贯穿生产过程的每一个环节，为此，在燃气安全管理过程中，每个燃气企业要重视人，关心人，以人为本，以此推动燃气安全管理的改善和提高。

　3 加强制度建设，以制度约束人的不安全行为

　建立、健全各项安全管理制度，通过一系列的规章制度来约束、规范职工的不安全行为，从而达到控制和减少事故的目的。如《安全生产岗位责任制》《安全技术操作规程》《带气作业安全管理规定》以及单位的违章处罚规定等，通过这些制度、办法有效的落实，起到约束职工不安全行为的作用。

　4 重视激励作用

　职工工作积极性的调动，要求管理者深入理解职工的内在需求，并给予满足，从而刺激职工的工作热情，激发职工的创造力，因此，在燃气企业安全管理中加入多种激励机制如：年终评选安全生产先进工作者，安全生产先进个人或集体，或对工作突出的职工增加工资的办法等，不仅要有荣誉上的奖励，也要有物质上的奖励，在选取先进时，管理者和基层职工都要有代表，尤其是基层更应优先考虑，使职工能真正感受到自己在单位的位置，增强职工的荣誉感，充分发挥其积极性、主动性和创造性。

　5 加强燃气安全宣传、教育和培训，不断提高职工的安全意识

　人的安全意识的高低取决于人对危险因素的认知能力。职工安全意识低，对危险缺乏认识，则表现为操作中冒险、蛮干，拿生命当儿戏，工作中易产生麻痹、侥幸心理。为此，对职工进行安全教育、宣传和培训，至关重要，让每个职工树立安全第一的思想，提高职工的安全意识。

　由于教育、培训的对象不同，教育、培训的内容也有所差异。企业职工在接受教育时，大体分以下几种类型。新职工的教育;调岗、换岗或离岗一年以上重新上岗职工教育;一线操作人员、管理人员的教育;特种作业人员的教育。

　(1) 新职工的安全教育：执行安全教育，即厂级、车间级、班组级。厂级教育培训的内容主要是：安全主产基本知识;本单位安全生产管理制度;劳动纪律;作业场所和工作岗位存在危险因素、防护措施及事故应急措施;有关的事故案例等。车间级教育培训的内容：本车间安全生产状况和规章制度;作业场所和工作岗位存在的危险因素、防范措施及事故应急措施;事故案例等。班组级教育包括：岗位安全操作规程;生产设备、安全装置、劳动防护用品的正确使用方法;事故案例等。无论哪一级培训，都应严格要求，并按相应的学时认真完成，一般来讲，新职工安全教育培训时间不得少于24学时，危险性较大的岗位，教育培训时间不得少于48h，经考核合格，职工才能上岗作业。

　(2) 调岗、换岗或离岗一年重新上岗的职工要进行车间级和班组级教育。

　(3) 对于一线的操作人员，安全教育的形式以班前会、班中安全座谈会、安全生产业务培训班、技能比武的形式进行。实践证明，班前会是一种行之有效的安全教育形式，它能够在班前及时提醒职工?在工作中需要注意的事项，抑制了职工的不安全行为，降低了事故的发生。另外，安全报告与事故?四不放过?分析会也是重要的教育方式之一。在安全生产会议上，除了对同行业发生的典型事故进行学习外，更要对本企业职工发生的违章事故认真分析，并本着?四不放过?的原则，找出事故的原因和责任者，由责任者以报告的形式，向职工以身说教，讲解违章的危害。以切身的经历，教育广大职工在操作中要严格遵守安全技术操作规程，避免事故的再次发生，也可以取多种形式进行安全宣传，搞一些寓教于乐的活动：如安全知识竞赛、安全灯谜、安全板报、宣传标语、在职工中搜集安全短信、创办《安全

　月刊》、安全活动月宣传、在职工中有奖搜集?我为安全献一策?活动等。此举不仅丰富了职工的安全文化生活，而且大大激发了职工对安全工作的热情。

　(4) 对于管理人员，主要通过制度、典型案例来教育、宣传，要认识到燃气安全的重要性，不要养成麻痹的思想，可取集中讲座、观看事故案例等形式，宣传安全的重要性，为操作人员提供安全环境。

　(5) 对燃气特殊岗位作业人员的教育培训：除了对其进行经常性的安全教育外，还应对特殊岗位作业人员严格要求，并建立特殊岗位作业人员档案，对特殊岗位作业人员严格管理。上岗操作前，必须进行专门的安全技术和操作技能的培训教育，增强其安全意识。同时要求无证的人员一律不允许上岗进行特殊岗位作业操作。

　6 认真落实燃气安全管理责任制

　燃气安全管理责任制是搞好燃气安全管理工作的重要组织措施，安全责任制落实好，安全状况就好，反之安全状况就差，为了能够落实好燃气安全管理责任制，就要分清责权利，否则，责任制很难落实。 7 必须严格执行规章制度以制度管人

　认真贯彻?谁主管，谁负责?的原则，认真落实安全责任制，建立完善的安全管理网络，上至燃气企业主要负责人，下至燃气储配站站长，要层层抓、层层管，把责任落实到人。安全生产关系到企业全员、全层次、全过程的大事，要把安全管理制度固定下来，增强各级管理人员的责任心，使安全管理横向到边，纵向到底，责任明确，协调配合，集中体现?严、细、实?，杜绝走过场现象，努力把安全工作落到实处。

　8 引入系统管理理论，加强安全管理

　系统管理是现代管理学的一个基本原理，它是指人们在从事管理工作时，运用系统的观点、理论和方法对管理活动进行充分系统的分析，实行全方位、全员共同参加的燃气安全管理。

　(1) 实行全方位安全管理

　(2) 要将全员纳入安全管理

　安全管理需要全员共同参与，为了形成?安全工作，有责?的局面，管理者和群众要互相结合，不仅要发挥安全管理人员的骨干作用，还要全员共同参加，调动职工的积极性。

　总之，燃气安全管理是单位的头等大事，燃气安全管理者要认真做好安全管理工作，并本着安全第一，预防为主的方针，认真抓好制度的教育和落实，教育员工规范自己的行为，使广大员工按规章制度和操作规程运作，提高自我保护的能力，实现由?要我安全?向?我要安全?的转变。按照系统化、科学化的管理，千方百计预防事故的发生，为燃气企业建设保驾护航。

燃气安全工作建议篇二

　一、安全检查常遇到的问题

　在安全检查中常出现外部来的检查人员发现隐患要求整改，对此，可以提出一系列问题，为什么本单位管理者没有发现、为什么外部人员会发现、现场操作人员为什么不能发现或报告、为什么你的下级没有发现或向你报告、为什么没有解决、企业的制度有没有规定、为什么没有贯彻实施等。这些问题反映出一个突出现象，安全管理的责任、职责和义务未能落实。

　二、人员素质直接影响安全管理

　管理者与操作者的素质要求最基本要?四懂四会?(懂原理、懂结构、懂性能、懂用途、会使用、会保养、会检查、会排除故障)。否则管理者不懂操作者不会，企业当然隐患重重。而管理者、操作者的素质不能适应保证安全状态的需要，显然是企业安全管理的最大缺陷，这种缺陷的产生只能是高层管理的素质或职责原因所致。

　三、安全工作的核心

　只要有连接和密封，漏气是不可避免的。但不出事故是完全可能的。要发生燃气事故，必须具备条件，除了不可抗拒的。能引发燃气火灾的条件只有两个：漏气和明火。而且漏气要达到浓度极限范围内。能造成泄漏也与设备状况、工艺过程、操作水平、维护保养等有关，更与管理有关。因此，燃气企业安全工作首当其冲的核心任务是对密封的管理，或者说，实现无泄漏。要做好对所有密封点不发生泄漏(准确的讲，控制发生危险泄漏量)的管理，应做好以下工作：

　1、对会发生泄漏的部位和条件心中有数

　作为燃气工作人员对所负责任区内的燃气设施设备的会发生泄漏点作为自己日常工作常抓不懈的焦点。哪些地方漏、为什么会漏、漏了怎么办等等都是要平时考虑到位的问题。从厂(站)内部来看，除了腐蚀，所有漏点都与密封有关。因此有多少密封、在那些区位、密封的方式、材料、安装的时间、怎样维护、监控方式等等都能研究出一系列问题。另外，怎么能知道漏气，用什么方法、对不同类型的密封有什么不同的方法来处置、谁来做这些工作、会不会做等也需要做到事前准备就绪。

　2、厂(站)外部管道的管理

　外单位的施工造成燃气管道、设施损坏、管道点腐蚀、地下井室的泄漏与其他地下设施连通是管理的重点。加强管网巡查、对重点地段的监控、对违章行为的制止等三项工作的切实到位是有效的手段。

　3、用户的安全管理

　燃气企业与用户的关系，通过规范服务特别是通过给予用户安全、稳定、可靠、便利的用气服务来维系、巩固、发展。其中(1)指导宣传用户安全用气，如用户装修住房，燃气企业如何做到让用户了解装修与用气安全，真正做到通风条件良好，保证通风条件的物质性和技术性。(2)真心诚意地把用户当作自己的上帝，千方百计为用户设计用气环境和服务，宣传亦要得法。不能让人产生用气危险的片面印象，有危险不等于就是危险。按章依法、科学用气。(3)因为漏点在户内，所以燃气企业一定要重视户内的安全管理。

　四、安全工作的核心基础建设--抢险预案

　预案是针对可能发生事故的所有因素的对策和管理过程的规定。是对管理要素的针对性细分到源头后的逆向控制和改善。而不仅仅是发生火情的处置措施。制订预案通常用?故障树?方法。

　五、管理核心

　燃气企业的管理人员具备胜任安全工作的能力和素质，安全管理的.各项制度和预案切实可行，全体人员都按照确保无事故的要求有条不紊地从事生产经营服务活动，就一定能保持企业无事故运行的状态，始终安全地获得经济效益和广大市场。

燃气安全工作建议篇三

　一、指导思想

　以党的十七大精神为指导，全面贯彻《江苏省燃气管理条例》和局党委下达的管理目标和要求，坚持?安全第一、预防为主?的原则，明确燃气发展新方向、新任务、新目标，以解放思想、抢抓机遇、开拓进取统领行业安全管理，加大行政监管力度，创新管理模式，整合协作方式，努力实现和全面完成各项管理目标。

　二、燃气安全管理工作目标

　1、杜绝燃气重大火灾、爆炸、死亡责任事故;

　2、围绕《江苏省燃气管理条例》要求，落实安全教育和开展从业人员上岗培训;

　3、加大燃气行政执法力度和安全督查;

　4、贯彻新规范，全面实施瓶装燃气供应许可的换证及经营企业安全评估整改、备案工作;

　5、做好各类燃气行政许可事项。

　三、燃气安全管理工作要求

　1、层层落实安全责任，坚持安全考核制度

　各镇建设管理服务所、燃气经营单位要紧紧围绕燃气安全运行为重点工作，认真做好年度本区域、本单位的燃气安全生产管理工作。更好更快地层层落实安全生产责任制及各项安全措施，保障企业安全资金投入，及时更新安全设备设施，确保全年平安无事故。

　为更好地抓好企业安全管理情况，汲取经验，创新管理模式，今年起对各燃气经营单位实施《燃气安全管理考核手册》制度，进一步加强和督促企业安全管理，深入规范经营行为，全面考核各企业安全管理，以此作为年终考核评优的主要依据。

　2、认真贯彻《条例》精神，办理相关行政许可

　根据《江苏省燃气管理条例》规定，年内我区将有一大批燃气供应许可证即将到期，为了及时落实换证工作，保证正常合法经营，燃气经营单位务必高度重视，安排专人对本单位直属和挂靠的站、点内的规章制度、安全台帐、消防安全组织排查，督促整改到位。积极认真地做好直属站、点瓶装供应许可证的换证工作和协助挂靠供应站、点做好瓶装供应许可证换证工作。本次换证期间，各镇建管所要对所属燃气企业站、点进行审核，并签署意见，确保管理工作的正常开展，逾期未换证的站、点，一律按无证照经营查处。

　及时落实对燃气燃烧器具安装维修单位申领《资质证书》的资料审核、现场勘查和上报核准工作。

　3、强化镇级管理职能，做好区域燃气管理

　燃气供应和燃气安全关系到千家万户和人民生命财产安全，建设管理部门是燃气安全管理的主管部门，因此，要求各镇建设管理服务所，尤其是分管燃气安全管理的同志，务必高度重视，认真履行燃气管理职能。要依照《安全生产法》、《江苏省燃气管理条例》的精神，抓好本区域范围的燃气安全管理工作。一要科学规划和严格审批、严格监控。在天然气以及天然气管网设施控制范围内要防止各种违章工程项目作业及设置隐患。二要严格监管天然气工程的项目实施。三要全面掌握本区域的燃气经营和活动状况。指定专人负责，坚持每月定期或不定期的检查督查制度，正确行使管理和服务职能，坚持?谁供气、谁公务员责?及安全责任制度，把安全工作做深、做细、做透。四要协调本镇的安监、工商等部门对本区域的各种燃气经营的违章行为进行查处，确保一方平安。

　4、继续规范市场行为，杜绝违法违规行为

　各燃气经营单位要严格按照《江苏省燃气管理条例》的规定规范自身经营行为，营造良性竞争的氛围，正确处理好与用户之间的关系，避免矛盾的发生。但未办理《营业执照》的有《瓶装燃气供应许可证》的供应站、点要尽快办理，杜绝无照经营行为，同时严格实行挂牌经营制度，加强直属及挂靠站(点)的安全管理工作，完善责任书与协议;严格执行钢瓶塑封制度，不向无证、无照经营燃气的单位和个人提供经营性气源，经常开展自查自纠，查找隐患，认真落实各项整改措施，保障各类设备、设施的完好和正常运行，防止事故的发生。

　5、协助签订特许经营，保证供气安全运行

　经过前期的调研，为了规范我区管道燃气特许经营活动，加强市场监管，保障社会公共利益和公共安全，根据《江苏省燃气管理条例》的规定，将组织与新奥燃气公司签订特许经营协议，从而规范手续，更有利于行业发展。同时，强调?谁供气、谁负责?的原则，新奥燃气公司应做好以下几方面工作：一是要加强管网巡查，做好重点设施的保护;二是在工程建设中，完备手续，同时，要坚持严格的工程监理和工程验收制度，认真贯彻《常州市武进区地下管线管理办法》，避免事故的发生;三是要开展优质服务，加强对用户的安全知识宣传和入户用气安全检查;四是进一步完善当前的应急救援预案，定期开展消防演练;五是根据区意见，积极配合做好?禁燃?工作，努力加快进度，保障顺利完成;五是做好天然气用户发展，加快管网建设进程，保质保量完成区委区下达的目标任务。

　6、继续组织业务培训，加大安全宣传力度

　为进一步提高燃气经营单位法人和分管安全负责人的安全意识，上半年我局将与区安监局组织各燃气经营单位法人及安全负责人开展一次燃气安全教育培训，并要求各单位职工上岗持证率必须达到100%，切实杜绝无证上岗的现象。各经营企业有责任和义务向广大用户进一步加强宣传教育，尤其在?全国安全月?活动期间，有必要地开展一些安全咨询和宣传活动，要利用多种形式向居民用户进行广泛宣传，制作宣传小册子发放给用户，提高用户安全使用燃气的常识，防止因用户使用不当而引发的燃气事故，确保安全运营，努力推进我区燃气事业健康有序发展。

原油价格是波动很厉害的？

石油和天然气的生成、运移和聚集是油气藏形成过程中密切相关的三个阶段。储集层、圈闭构造和油气的运移是油气藏形成不可缺少的条件。本节将介绍油气的生成、储集层、油气的运移、圈闭以及油气藏的类型等内容。

一、油气的生成石油和天然气的主要成分是碳氢化合物。它究竟是怎样生成的？过去曾有多种说法，但基本上可以归纳为两种，即有机成因说和无机成因说。

1.无机成因说无机成因说认为，石油是在地壳深处高温、高压下，由无机碳和氢经过化学作用而形成的。在实验室中，通过无机合成可将简单的碳和氢的化合物合成为石油；另外，在火山喷出的气体和熔岩流中也含有烃类；许多无机体上也有烃类存在。无机成因说大致包括乙炔说、碳化物说、宇宙说、岩浆说等。

无机成因学说主要是以在特殊实验条件下可以合成石油的化学反应现象和对地球内部物质的定为依据的，因而不能被大多数学者接受。但在人们能洞悉地球内部结构之前，无机成因说的存在有利于加深对石油成因的认识，对石油成因的研究有一定的促进意义。

2.有机成因说有机成因说认为，石油和天然气是在一定条件下由沉积岩中的有机物质转化而来的。其主要证据是：第一，世界上已发现的油气田99%以上都分布在沉积岩中；第二，石油具有生命有机物质所特有的旋光性；第三，石油中存在有生物标志化合物；第四，在实验室中利用生物的脂肪、蛋白质、碳水化合物可以获得烃类物质；第五，石油成分的复杂性；第六，在近代海相和湖泊相沉积中发现了有机物质转化为油气的过程等。

油气有机成因的现代科学理论认为，原始有机物质在一定的环境和条件下被埋藏下来，在一定的深度、温度等适宜条件下，经历了生物化学、热催化、热裂解、高温变质等阶段，陆续转化为石油和天然气。根据成油深度上的差别，有机成因说又可分为浅成说和深成说。前者认为油气是在沉积埋藏不深的早期形成的，而后者则认为油气是有机质埋藏到一定深度、温度条件下才形成的。

3.生成油气的原始物质石油成因理论虽然很多，但石油有机成因说目前普遍为人们所接受。大量的有机物质是油气生成的物质基础；而促使有机物质保存，并向油气转化的条件是外因。生成油气的有机物质是海洋和湖泊中的动、植物遗体，其中以水生的浮游生物(如鱼类、藻类)和各种微生物(有孔虫、介形虫)等富含脂肪、蛋白质、碳水化合物的有机质为主。这些生物遗体的大部分，或是成为他种生物的食料，或是变为二氧化碳而游离于大气之中，只有很少部分随着细小的沉积物沉积于海洋或湖泊的低洼地带。尽管如此，只要考虑到生物界的广泛性、繁殖速度快以及时间长久等因素，地球上的有机物质在数量上是能够满足大量的油气生成的。

进入沉积物中的有机物质，在缺乏氧气的环境下得以保存。随着环境的还原程度不断加强，有机物质在一定的物理、生物化学作用下进行分解，完成“去氧加氢、富集碳”的过程，形成分散的碳氢化合物——石油和天然气。

4.生油层能够生成石油和天然气的岩层，称为生油气岩或生油气母岩、生油气源岩(简称生油岩)。由生油气岩组成的地层，即为生油气层(简称生油层)，这是自然界生成石油和天然气的实际场所。沉积岩中的泥岩、页岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩、碳酸盐岩等细粒均可组成良好的生油层。根据岩性不同，生油岩分为两大类——泥质生油岩和碳酸盐岩生油岩。这些细粒的生油岩是在较宁静的水体中沉积下来的。这种环境也适于生物的大量繁殖。另外，有机质沉降到海底、湖底后，被细粒岩石埋藏，有利于保存下来。

生油岩的颜色以褐、灰褐、深灰、黑色等暗色为主，灰、灰绿色次之。这里所说的颜色不是沉积岩的继承色或次生色，而是能反映当时沉积环境和有机质丰度的原生色。暗色常反映沉积时的还原环境。这使大量有机质得到保存，使铁元素处于低价状态；红色常反映氧化环境，它使有机质遭受氧化，破坏殆尽。

生油层的分布受岩相古地理条件所控制。生油层皆是有规律地出现，并与一定的岩相带有关。对于湖相来说，较深、深湖相是主要的生油相带。那里沉积了细粒的泥质岩类。由于水体较深，具有静水沉积、水流弱、波浪小、还原环境等有利的生油条件。大量低等生物的繁殖，是形成良好生油层的基础。对海相来说，浅海相或潮间低能相带、潮下低能带的碳酸盐岩层和泥质岩层具备良好的生油条件。这些区域深度不大、水体宁静、阳光充足、生物茂盛，岩石富含生物化石和有机质。我国四川盆地的二叠系和三叠系的碳酸盐岩地层，就是浅海相碳酸盐岩生油层的例子。

二、储集层和盖层大量油气勘探及开发实践，纠正了人们最初以为地下有油湖、油河之类的错误认识。逐渐知道石油和天然气不是储存在地下的什么油湖、油河之中，而是储存在那些具有相互连通的孔隙、裂隙的岩层内，好像水充满于海绵里一样。

具有一定孔隙度和渗透性，能够储存油气等流体，并可在其中流动的岩层称为储集层。储集层具备两个基本特性——孔隙性和渗透性。

1.储集层岩石的孔隙性和渗透性1) 孔隙度储集层岩石是由大小不一的岩石颗粒、矿物颗粒胶结而成的。被胶结的颗粒之间存在着微细的孔隙，如同我们常见的建筑上用的砖一样。把一块3kg的砖放在水中浸泡以后再称重，它就可能变成3.5 kg，其中增加的0.5 kg是因为水浸入到了砖的孔隙中。同样道理，油气就储存在油层岩石的孔隙里。为了衡量储集层岩石中孔隙总体积的大小，提出了孔隙度的概念，用以表示岩石中孔隙的发育程度。

储集层岩石中孔隙的总体积占岩石总体积的比值叫做孔隙度。用百分数表示，即：

(2-1)式中　φ——孔隙度，%；Vp——岩石中孔隙总体积,m3；Vr——岩石总体积,m3。

储集层岩石的孔隙度可以用实验方法求得。孔隙度大，说明岩石颗粒之间的容积大，储存流体的空间就大；孔隙度小，岩石颗粒之间的容积小，储存流体的场所就小。

若储集层为油层，那么油层孔隙里是不是都盛满了油呢？不是的。一般来说，孔隙里含有油、气和水。油层孔隙里含油体积与孔隙体积的比值，叫做油层的含油饱和度，即：

(2-2)式中　So——含油饱和度，%；Vo——岩石中原油的体积,m3。

可以通过直接钻井取心，再由实验求得油层的含油饱和度。含油饱和度越高，说明油层中的含油越多。这个参数也是计算油田储量的重要数据。用Sw表示含水饱和度，含水饱和度即油层孔隙中含水体积与孔隙体积的比值。

2)渗透率渗透率是岩石允许流体通过能力的一种量度。严格地讲，自然界的一切岩石在足够大的压力差下都具有一定的渗透性。通常我们所讲的渗透性岩石与非渗透性岩石，是指在地层压力条件下流体能否通过岩石。在一般情况下，砂岩、砾岩、多孔的石灰岩、白云岩等储集层为渗透性岩层，而泥岩、石膏、硬石膏等为非渗透性岩层。岩石渗透性的好坏在石油工业中常用渗透率来衡量。

实验表明，流体通过岩心时，若岩心两端的压差不太大，单位时间内流体通过岩心的体积与岩心两端的压差及岩心的横截面积成正比，而与流体的粘度及岩心长度成反比，即：

(2-3)式中　K——岩石的绝对渗透率，μm2；Q——液体流量，cm3/s；A——岩心横截面积，cm2；L——岩心长度，cm；Δp——岩心两端的压差，105Pa；μ——液体粘度，mPa·s。

(2-3)式被称为达西直线渗流定律，是在定岩石孔隙中只有一种液体流动，而且这种液体不与岩石起任何物理、化学反应的条件下得出的。当流体的流动符合达西直线渗流定律时，求得的K值就是岩石的绝对渗透率。但在实际油层内，流体的渗流情况要复杂得多。地层中常为两相(油—气、油—水、气—水)、甚至三相(油—气—水)流体并存。因此，当油层内存在多种流体时，必须对绝对渗透率的概念进行修正。如果一块岩心被25%的束缚水和75%的原油所饱和，那么对于油的渗透率将比用100%的原油饱和时所测得的渗透率要低。当某一相的饱和度降低时，此相的渗透率也要降低。多相流体共存时，岩石对其中每种流体的渗透率称为该相的有效渗透率或相渗透率。用符号Ko、Kg、Kw分别表示油、气、水的有效渗透率。

有效渗透率不仅与岩石的性质相关，也与其中流体的性质及数量比例有关。在实际应用中，也经常用相对渗透率的概念，定义为有效渗透率与绝对渗透率之比值。在特定的含油(气、水)饱和度条件下，油、气、水的相对渗透率可通过下列各式计算，即：

(2-4)

(2-5)

(2-6)式中　Kro——油的相对渗透率；Krg——气的相对渗透率；Krw——水的相对渗透率。

通常，岩石对每相的有效渗透率总是小于该岩石的绝对渗透率。各相有效渗透率的总和也总是低于绝对渗透率，或者说各相的相对渗透率之和小于1.0。

图2-11为某一储集层在油水两相渗流时，油相和水相的相对渗透率随含水饱和度的变化曲线。相对渗透率曲线可用岩心实验方法确定，也可以根据储集层岩石的润湿性、岩性以及一些基础参数用相关经验公式进行计算得出。

图2-11　油水两相相对渗透率曲线2.储集层的类型及基本特征目前世界上绝大部分的油气储量集中在沉积岩储集层中，沉积岩储集层中又以碎屑岩储集层和碳酸盐岩储集层最为重要。只有少量油气储集在岩浆岩和变质岩中。石油地质学按岩石类型把储集层分为三大类：碎屑岩储集层、碳酸盐岩储集层及其他岩石类储集层。

1)碎屑岩储集层碎屑岩储集层是世界上各主要含油气区的重要储集层之一。如前苏联的西西伯利亚盆地的各大油田、科威特的布尔干油田、委内瑞拉的玻利瓦尔湖岸油田、美国的普台德霍湾油田和我国的大庆油田等许多特大油田，它们的储集层都是碎屑岩储集层。

碎屑岩储集层的岩石类型有砾岩、砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩和粉砂岩。目前，我国所发现的碎屑岩油气藏以中、细砂岩为主。碎屑岩储集层的孔隙类型以原生的粒间孔隙为主(图2-12)，孔隙度一般为5%～40%。此外还有次生的溶蚀孔隙、胶结物重结晶而出现的晶间孔隙、矿物的解理缝、层理缝和层间缝等。其储油物性除受沉积环境、岩石成分和结构构造控制外，在漫长的成岩历史中，地下温度、压力、孔隙水成分等的变化，都对储集层孔隙有着重要的影响，这些因素主要包括压实作用、溶解作用和胶结作用等。

图2-12　碎屑岩储集层中颗粒和孔隙分布示意图

砂岩体是碎屑岩储集层的主体，是指在某一沉积环境下形成的，具有一定形态、岩性和分布特征，并以砂质岩为主的沉积岩体。与油气有关的砂岩体主要包括冲积扇砂岩体、三角洲砂岩体、海岸砂岩体、河流砂岩体、浊积砂岩体和湖泊砂岩体等。

含油砂岩中，渗透性好、含油饱和度高并能产出工业油流的砂岩体称作油砂体。它是油层中最小的含油单元，也是注水开发油田控制油水运动相对独立的单元。油砂体是陆相碎屑岩油层最显著的特点之一，因此在编制油田开发方案、进行开发动态分析和开发调整时，必须研究油砂体的性质、形态、分布状况等。油砂体常以两种形式出现：一种是在单层内部呈不连续分布的透镜状油砂体；另一种是各个砂体互相连通而形成复合的油砂体，称为连通体。连通体可以由几个甚至十几个砂体组成，形成统一的油水运动系统。主要的油气储量都分布在这种连通体内，也是开发的主要对象。

2)碳酸盐岩储集层碳酸盐岩储集层单位体积内的储集空间小，但厚度大。以石灰岩、白云岩为主的碳酸盐岩储集层，其连通孔隙度一般为1%～3%，个别储集层可达到10%。

碳酸盐岩储集层一般都是浅海相沉积。岩性比较稳定，分布面积广，厚度大。如四川盆地震旦系白云岩的厚度达500～1200m；任丘油田元古界白云岩的厚度达2140m。因此，尽管单位体积内的储集空间小，但因厚度大，整个储集层内的储集空间还是很大的。

碳酸盐岩储集层中，缝洞分布具有不均匀性，同时又具有组系性和方向性(图2-13)。缝洞在碳酸盐岩储集岩内随处可见，而且类型多、大小悬殊。大洞、大缝的渗透率极高，产出高；小洞、小缝和周围岩石的渗透率极低，产量也低。

图2-13　裂缝性储集层

3)其他类型的储集层除碎屑岩和碳酸盐岩以外的各类储集层，如岩浆岩、变质岩、粘土岩等储集层都归为其他类型储集层。尽管这类储集层的岩石类型很多，但在其中储存的油气量在世界油气总储量中只占很小的比例，其意义远不如碎屑岩和碳酸盐岩储集层。国内外都在这类储集层中获得了一定量的油气。这就拓展了研究油气储集层的领域。到目前为止，我国已在火山岩、结晶岩、粘土岩里获得了工业性油气流，并具有一定的生产能力。

3.盖层任何一个区域，要形成油气藏只具有生油层和储集层是不够的。要使生油层中生成的油气运移至储集层不发生逸散，还必须具备不渗透的盖层。盖层是指位于储集层之上能够封隔储集层，避免其中的油气向上逸散的保护层。盖层的好坏直接影响油气在储集层中的聚集和保存。

自然界中，任何盖层对气态和液态的烃类都只有相对的隔绝性。在地层条件下的烃类聚集都具有大小不同的天然能量，能驱使烃类向周围逸散。因而必须有良好的盖层封闭才能阻止烃类散失，使其聚集起来形成油气藏。

盖层之所以具有封隔作用，是由于岩性致密、无裂缝、渗透性差，并且岩石具有较高的排替压力。排替压力是指某一岩样中的润湿相流体，被非润湿相流体开始驱替所需要的最低压力。由于沉积岩多被水相润湿，油气要通过它进行运移，必须首先驱走其中的水，才能进入其中。如果驱使石油运移的动力未达到进入盖层所需的排替压力，石油就被挡在盖层之下。岩石排替压力的大小与孔隙和喉道尺寸有直接关系，孔喉越小，其值越大。

常见盖层岩石有页岩、泥岩、盐岩、石膏和无水石膏等。页岩、泥岩盖层常与碎屑岩储集层并存；盐岩、石膏盖层大多发育在碳酸盐岩剖面中。在构造变动微弱的地区，裂缝不发育，致密的泥灰岩及石灰岩也可充当盖层。

三、圈闭圈闭是指能够阻止油气继续运移，并储集遮挡油气使其聚集的场所。圈闭是由储集层、盖层和遮挡物三部分组成的。圈闭的基本功能就是能够聚集油气。在具备充足油源的前提下，圈闭的存在是形成油气藏的必要条件。因此，研究圈闭的形成、类型及其与油气聚集的关系是很重要的。

根据控制圈闭形成的地质因素，可将圈闭分为三大类：构造圈闭、地层圈闭和岩性圈闭。

1.构造圈闭构造运动使地层发生变形或变位，即褶皱或断裂。在条件具备时，这些褶皱和断裂就可以形成构造圈闭，如背斜圈闭和断层圈闭等(图2-14、图2-15)。

图2-15　断层圈闭

图2-14　背斜圈闭

2.地层圈闭上、下两套岩层呈连续沉积、无沉积间断，这种接触关系叫整合。它反映了地壳较稳定的沉降，不断接受沉积。

如果地壳上升使老地层露出水面，遭受风化剥蚀、造成沉积间断。以后再下降、继续接受沉积，就形成新地层与下伏老地层之间不连续接触的不整合地层圈闭。在那里，相继沉积下来的岩石部分被剥蚀掉，然后被不渗透的岩帽所覆盖。新、老地层成角度接触的称为角度不整合，反映了地壳在新地层沉积之前发生过褶皱运动。在角度不整合中，不整合上部的新岩层覆盖了褶皱剥蚀边缘或下部的倾斜层，形成圈闭。如果新、老地层之间虽有沉积间断，但仍呈平行接触的叫平行不整合，亦称整合。平行不整合反映了地壳呈均衡上升或下降，所以新、老地层的产状基本一致(图2-16)。

图2-16　不整合示意图

3.岩性圈闭在沉积盆地中，由于沉积条件的差异而造成储集层在横向上发生岩性变化，并被不渗透岩层遮挡时，即形成岩性圈闭。如砂岩尖灭和砂岩透镜体等(图2-17)。这种变化是由地层沉积时非寻常的砂和粘土分布所致，如河流三角洲的砂坝。

图2-17　岩性圈闭示意图

上述是三种基本圈闭类型，还有许多圈闭是由褶皱、断层、孔隙性变化及其他情况组合而形成的复合圈闭。

四、油气运移与聚集1.油气运移油气在生油层形成后呈分散状态，在各种外力作用下，运移到附近的圈闭中聚集起来，与圈闭构成统一的整体，形成油气藏。由此可见，油气运移是形成油气藏的不可缺少的阶段。油气在地层内的任何移动都称为油气运移。生油层中生成的油气向储集层内的运移称为初次运移。油气进入储集层以后的一切运移都称为二次运移，包括油气在储集层内部的运移，也包括油气沿断层面、裂缝的运移(图2-18)。

图2-18　油气运移示意图

尽管油气是能够流动的流体，但要促使油气沿着各种通道流动，必须有动力。动力来源主要有压实作用力、构造运动力、水动力、浮力和毛管压力等。它们在油气运移的两个阶段中起着不同的作用。其中压实作用力对油气的初次运移起主导作用，其他动力对油气的二次运移起主要作用。

2.油气聚集油气在圈闭中聚集，形成油气藏的过程称为油气聚集。它是油气生成、运移以及储集层和圈闭构造等多种因素有机配合的结果。充足的油气来源是盆地形成储量丰富的油气藏的物质基础。良好的储集层是油气运移、聚集的基本条件。但要形成油气藏还必须具有通向生油层的输导层和良好的封盖层，也就是要具有良好的生、储、盖组合。即生油层中生成的油气能够及时地运移到储集层中，同时盖层的质量和厚度又能保证运移到储集构造中的油气不会逸散。

五、油气藏类型1.油气藏的概念油气藏是指在单一圈闭中具有相同压力系统的油气的基本聚集。圈闭中只聚集了油，称为油藏；只聚集了天然气，称为气藏；同时聚集了油和游离气则称为油气藏(图2-19)。

图2-19　油气藏示意图

在目前技术和经济条件下，具有开价值的油气藏为工业性油气藏。西方国家称之为商业性油气藏。但这个概念是随着国家的需要和技术条件的不同而变化的。当国家急需油气的时候，不具工业价值的油气藏也要开，此时经济价值就处于从属地位了。

2.油气藏的类型据有关资料记载，世界上已经发现的油气藏有数万个，类型多种多样。为了更有效地指导勘探和开发油气，有必要对已发现的油气藏进行科学分类。目前国内外使用的油气藏分类方法很多，归纳起来有四种。

(1)根据日产量大小分为高产油气藏、中产油气藏、低产油气藏和非工业性油气藏。

(2)根据油气藏形态可分为层状油气藏(如背斜油气藏)、块状油气藏(如古潜山油气藏)和不规则油气藏。不规则油气藏中油气分布无一定形态，如断层油气藏、地层油气藏和岩性油气藏等。

(3)根据烃类组成可分为油藏、油气藏、气藏和凝析气藏。圈闭中烃类只以液态形式存在的称为油藏；圈闭中既有液态的油，又有游离的天然气则称作油气藏；圈闭中只有天然气存在的称为气藏；在高温高压的地层条件下，烃类以气态存在，开时随着温度和压力的降低，到达地面后成为凝析油。这种气藏称为凝析(油)气藏。

(4)根据圈闭成因可分为构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏。油气聚集在由于构造运动而使地层发生变形或变位所形成的圈闭中，称为构造油气藏；油气聚集在由于地层超覆或不整合覆盖而形成的圈闭中，称为地层油气藏；油气聚集在由于沉积条件的改变导致储集层岩性发生横向变化而形成的圈闭中，称为岩性油气藏。

为了有利于勘探和开发，对油气藏的分类应遵循两条基本原则：第一，分类要有科学性，即分类要反映圈闭的成因类型和形成条件以便于寻求规律性；第二，分类要有实用性，能更有效地指导油气的勘探和开发工作。

全国地质灾害监测预警体系建设的主要任务

政局动荡和石油贸易的全球化使得石油价格对所有新闻消息都格外敏感。原油价格的这种敏感性对于来自炼油厂的最终石油产品来说更为重要，如汽油和柴油。但是，你在加油站所付的费用则要大大高于石油产品的成本价。为什么会有此差别？这是消费者所在国家的税收政策所造成的。对于欧洲的德国、法国、意大利和英国等国家对石油产品的税收的平均水平可达石油产品销售价格的四分之三之多。在美国，石油产品的税收仅为销售价的四分之一，这就是美国的石油产品比欧洲的要便宜得多的原因。很不幸的是，便宜的油价并没有促使消费者去节约能源，在三个重要欧洲国家的市场上，石油产品的税收为9%～27%。

石油需求高度依赖于全球宏观经济条件，所以这也是确定价格的一种重要因素。一些经济学家认为，高油价已经给全球经济增长造成了负面影响资料来源：《欧佩克能源报告》，2007；《MEED》，2008。。欧佩克力图将油价维持在一个将其成员作为一个整体而最佳收益的水平上，这被一些观察家认为是一种“决斗的挑战书”。

2007年底，全球探明的石油储量已达119531800万桶，其中92714600万桶，或占77.6%的石油由欧佩克成员掌控着。2000年，全球的石油总需求量为每天7600万桶，2008年，全球经济继续增长，石油需求量增至每天8750万桶，到2010年达9060万桶／日，预计到2020年每天的石油需求量将接近10320万桶。

油气开发的合作者。石油合同的毛利润基本是在三方参股的合作伙伴之间分享的。这三方为：（1）石油或天然气的生产国；（2）勘探权的拥有者；（3）为油田的勘探和随后的开发提供资金的投资者。在绝大多数情况下，油气资产都是国家的。国家从石油和天然气工业获得极其丰厚的矿权使用费、利润和矿权税收。勘探所需的土地面积（英亩）可以通过拍卖获得，而且往往以租赁的形式转让给出价最高的人或企业。然而，这种卖方索价往往以打包的形式委托给那些主权国家。一份买卖股票的协议会在勘探方面投入一定量的资金，投入数千米的地震勘探作业，或者钻探一定数量的井。当勘探所需土地面积落实以后，财政部门常常就会与一些生产企业联合起来共享合同，而且这种合作往往都是固定的。租借的期限变化很大，但标准协议书的有效期限为25年或15年，在一些特殊情况下，这种合同的有效期将会大大缩短。

石油与天然气投资的整体观。对于重大石油或天然气工程的投资规模需达数十亿美元。如此巨额的费用意味着只有那些资本最为雄厚的公司才可能拥有工程所需的技术与财政。即使这些公司拥有足够的资金，它们也常常会与其他公司合作，以求限制或分散风险。在石油工业中，只有投产后获得了以桶计或以吨计的石油和以立方米或英热单位计的天然气时，油气公司才能真正获利。

为了分担勘探钻井的风险和相关费用，目前多流行由多家合作者分担勘探土地的方式。负责钻井作业的公司称为作业者，其他一些参与该项目的公司则称为油田参与者。全世界各国对石油与天然气工业的掌控程度大相径庭，但基本都是由以下内容构成的：

开权开权可以被定为是从资产或每销售单元一种固定价格的物品衍生出来的总的或纯销售百分比，但还有其他类型补偿度量制。一种开权的利息是收集未来的开权费用数据的参照，它常常在石油工业和绝大多数工业中使用，用来描述对一个给定的租借期未来的生产与总收入所有权的百分比，它可以从资产的原始拥有者中剥离出来。：现金支付或为矿权所有者支付利润。许多分成合同（PSC）并不包括开权。通常，利润的范围为4%～17%，而且可能会根据生产速度给出一个降低范围。

回收成本：绝大多数分成合同允许作业者回收勘探、开发以及总产量或总收入中的部分资金（在利润被瓜分并被征收捐税之前），然而，回收成本就是获得成本油，其构成费用为：（1）作业费用；（2）资本投入（支出费用）；（3）财政支出费用；（4）在前些年中尚未被回收的成本。

石油成本=作业费用+资本投入+财政支出费用+尚未被回收的成本

在成本回收之后所剩余的收入就是在承包人和其合伙人、国家之间划分利润油（对此，精确的定义取决于PSC术语）。

利润=石油收入-石油成本

分包商常常与累计生产、返还率或石油退税政策累计税收与累计价格之比。有关。此举的目的为在油田生命周期的早期阶段，给予承包者高额的利润。有时，如果价格上升到某一水准，承包者的利润就会减少，此时就会出现价格上限。一定比例的进口石油必须以低于市场价在国内市场上出售（如印度尼西亚的情况）。作业者所占用的利润油可以成为国家一般性税收的一部分，在某些情况下，可以作为特殊的石油税（如石油收入税石油收入税（PRT）是一种在英国直接收取的税种。15年，根据石油税收法案（Oil Taxation Act）实施此项政策，这是在Harold Wilson的工党重返政坛之后出台的法案，此后不久即爆发了13年的能源危机。此后，英国大陆架的油气勘探开展，目的在于使“国家更加获利”，这也促进石油公司对资本投资进行“合适返还”。PRT是对英国本土和英国大陆架上“利润极大增加”的石油与天然气勘探的征税。经过特殊允许，PRT对石油开所征收的税率已达50%。PRT的征税可以作为单个石油与天然气田税收的参照物，所以，与开发和运营一个油田相关的费用就不能与其他油田所产生的利润相区分开来。PRT于1993年3月16日被彻底废除，所有油公司和开发中的油田都赞成此举，但此后PRT依然为油田存在了下去。与此同时，PRT的比率从75%减到了50%，但是许多针对勘探与评价经费的PRT的税收都减免了。）。石油税收常常是十分特殊的。一些国家实施退还石油税率（ROR）返还率（ROR）或称投资返还率（ROI），或有时就称返还，是指相对于投资金额对一项投资所获得的与损失的资金之比。获得的或损失的资金量可以作为利息、利润／损失或净收入／损失来看待。投资的资金量可以作为资产、资本、原则或投资的成本基数。ROI常用百分比而不用小数表示。的政策。提速生产作为连续的ROR的起征点。这种措施能够引起的极高参与并获得极大的盈利，还能够导致在生产与价格的特定增长下的NPV下降。

“评估石油价格范围的最佳方式就是去观察将石油、天然气和石油产品送往市场的单位价格。”

分成合同及其运作与石油作业者（承包商）之间的合同，包括勘探、开发和运输的过程。。或国家的参与可以现金或现货石油的方式进行。许多税收的管理体制都是基于分成合同（PSC）产生的，据此，国家将会把石油和天然气的所有权收归国有。绝大多数分成合同也有一些浮动的条款，它们取决于生产率、石油价格、储集层的深度与形成时代。

“石油合同如何运作？”

下图是一个分成合同的典型实例，表示或国家的平均返还以及与公司或承包商或油田作业者的工作关系。

典型的分成合同

服务合同——在一些国家中，承包人接收每桶石油的固定费用，比如在尼日利亚，壳牌公司的利润约为2.5美元／桶，在阿布扎比酋长国，道达尔公司、英国石油公司、壳牌公司的利润固定为1美元／桶。

以合同为基础的成本与利润

什么是F&D成本？F&D成本就是发现与开发成本，包括所有资金和生产开始之前的总收入。发现与开发的成本一般分摊在每桶石油当量上。发现成本由勘探与评估工作构成；开发成本包括将石油与天然气输往销售点而建设和设备安装所投入的成本。两项成本的计算就是将花在增加储量方面的费用与实际储量增加进行比较。

当前，寻找油气已经比石油工业早期的科学性更强了，但依然不可能精确地确定石油在地下的所在地，对于哪些地方可能存在商业价值油气的了解就更少了。最有可能的情况是在七口井中只有一口井可以做出对未来生产的精确评价，当然，这种比率在极大程度上取决于当地的情况。

“勘探钻井的成本变数很大，它取决于地理条件（陆地或海域，交通便利的程度，困难或极其困难的地区等）以及所需钻井的深度。一些钻井的深度仅有几百米，几天之内就可完成，所需成本约一百万美元。然而，一些钻井的深度可达5000～7000米，完井作业至少需一年，其成本高达上千万美元。”

从发现石油到送达市场需要多长时间？对此，并无标准的答案，但一般规律是从决定勘探开始，到发现油气、测试、开发并从一个新油田将油气外输约需3～7年时间。所需时间取决于石油所在地，以及发现、测试和开油气的难易程度。如位于深水海域的一个油田的发现与测试所需的时间就要长得多，因为海上油气勘探与开发所面临的技术挑战更多、更复杂。深水钻井困难且昂贵，勘探家们需要时间去获得更多的资金并研究更先进的技术。

勘探与开发循环中所需的费用种类从研究、勘探、发现、开发、生产、储运与油田替代开始。。所需的费用可分为四种类型，其中三种为广义的勘探与开发循环：（1）所需的土地面积（英亩）；（2）在该区域的勘探；（3）任何成功的开发；（4）购买已有的油气储量。这些费用可以被视为在一个给定的时间范围内获得油气的成本。发现与开发的费用在1993年达到峰值以后就开始直线下降，这是因为钻取勘探井的技术已经被利用三维或四维地震勘探等更为先进的勘探技术所取代，钻井成功率明显提高，所钻的“干井”（失败的钻井）已大大减少。

勘探是风险最高的阶段这是石油开发循环中最为昂贵的阶段。资料来源：《欧佩克报告》《WER》，2008。。在所钻井中，仅有少数井可以见到石油或天然气。不能指望仅靠这几口井就确定油田的范围。只有五分之一的勘探井能够发现人们所需的油气。然而，石油公司依然认为，以此代价去发现新的油气田是非常值得的。若将勘探成本均摊一下，如果使用更为高级而有效的技术方法，则每桶石油所需的成本仅为0.80～1.60美元。

生产成本。通常人们将生产成本称之为油或作业成本，由员工成本、当地的能源成本、所需的租金（钻井设备的租用等）、消费（如钻井液）、钻头费用等构成。当今，油气开技术已经大幅度提高（水下钻井、海洋油田开发、FPSO等），而且开权费用也降低了（有时此项还包括生产费用）。

1999年，一些大型跨国石油公司的生产费用已经降至3.63美元／桶油当量，这是近10年来它们的最低水平。油气的预测，勘探钻井的目标都是深埋于地下的。这些钻探的目的层大多深埋于2～4千米的深处，有时可深达6千米。欲达目的层，所钻井的直径仅为50厘米。

石油是有限的自然，虽然仍可开许多年，但它最终会被耗尽。以2007年的开速度，欧佩克所拥有的石油还可以开81年，非欧佩克的石油还可以至少开20年。全球的石油需求量正在增加，而欧佩克也将进一步增强自己在石油方面的重要作用，如果我们能很好地安排我们的，提高石油的利用率，开发新的油气田，就能让石油多为几代人使用。石油勘探的费用可达几亿甚至几十亿美元，而实际费用则取决于以下因素：可能的石油位置（陆地或深海区）、油田的面积、能获得详细的勘探资料以及地下岩石的构造类型。所以，勘探需要进行详细的制图以便确定合适的钻探位置（地质构造的类型）、深部地层勘探（二维和三维地震勘探技术）以及实验钻井。要确定这些作业的准确成本并非易事，在石油工业中，欧佩克的平均生产成本最低，其部分原因在于欧佩克成员拥有丰富的石油而且开地点十分方便。

生产与炼油厂之间的运输成本的变化也很大，在很大程度上取决于从油田到炼油厂以及从天然气田到加工处理厂的距离。石油生产国通过炼制国产石油的方式来使本国生产的石油增值。然而，如果市场遥远，运输的费用就会非常昂贵，就会出现输送石油的费用高于原油价格的现象，其主要原因在于与原油罐相比，石油产品的罐相对较小。因此，石油生产国不得不做出提高自己炼油比例的战略决定。

对于不太好的或者极其昂贵的（9.50～15.40美元／桶）的价格来说，实际的生产成本要高于4.20～8.10美元／桶，对于一个条件良好的中东地区的油田而言，生产成本为2.30～5.90美元／桶，其成本会因生产井的产量或单元流量而发生极大的波动。然而，成本也取决于油田的生产利润以及油田能够连续生产的时间。油田的生产峰值可以延续一段时间，一般为一年到几十年。

储量石油储量是指在现有的经济与作业条件下能够开出来的石油量。许多石油生产国并没有展示它们的油气藏工程数据，而仅仅提供一些关于石油储量的虚报告。接替成本储量接替是上游工业另一种重要的评估标准。这一概念的定义为一家石油公司用新油田接替生产的能力，即用新增储量修订先前预测的（一个油田投产后）或者已经获得的储量。储量接替由石油公司提供的标准数据进行计算，而这些数据是由美国证券交易委员会（Securities and Exchange Commission，SEC）与财务会计准则委员会（Financial Accounting Standard Board，FASB）提供。虽然这两方面都有局限性，但它们是唯一能够在不同公司之间进行评估的两个标准。

油田生产的储量可以被以下因素所替代：（1）新油田的发现；（2）已有油田的面积扩大；（3）早期储量预算的修订；（4）从别处购买到的储量。一个100%的比率标志着一家石油公司在一个给定的时间段内已经将所有已开的储量全部增补上了。由于一个典型的勘探与开发循环，大约为3～5年时间，这一时间比例的长短并无特殊意义。

中东地区一个品质良好油田的单元成本一个油田就是一个拥有从地下开石油的大量油井的区域。石油储集层延伸的面积很大，可能会达几百平方千米，在整个油田区域内分布着大量的勘探与开发井。此外，可能会有一些探井打到了油田的边缘，用管线可以将石油从那里运至加工厂。由于油田可能会远离居民区，因此建成一个油田的物流供应网极为复杂。如工人们不得不工作数日或数年，并需要在油田安家落户。反之，居住与设备也需要电力和水，在严寒区的管线可能需要加热。如果无法利用，人们会将多余的天然气烧掉，这将需要大量炉具和排气管，还需管线将天然气从井口送达炉具处。

“在石油工业界，欧佩克的平均生产成本最低，其部分原因在于欧佩克成员拥有丰富而且易于开的油气。”

储量接替是上游工业发展情况的另一个重要评价指标。储量预测也是一门科学，而且，随着新信息的不断获得，储量预算也将发生变化。各石油公司都会尽力管理自家的储量并不断修订（一般都会增加）。一家油气公司在一个给定的时间段内已经完成了自己所有的储量接替工作，而一旦发现储量有下降的趋势，油气公司就会对自己的账目进行审核。无论是勘探与开发成本还是储量接替率完全可以各自核算。显然，在一些极端情况下，那些大幅度削减勘探预算的石油公司将一无所获，并会因油田的枯竭而不复存在。而那些勘探投入巨资的公司将在未来获得较高的储量接替率和生产率。

在最有利的情况下（良好的中东地区油田），油的利润将可达成本的6～15倍，这远高于其他工业的利润。这种巨大的利润使得石油工业在全球的工业界独领风骚。

石油储量与石油峰值。常规石油储量包括用现有的技术手段一次、二次或三次油技术从井孔内出的石油量。但并不包括从固体或气体中抽取获得的（如沥青砂、油页岩、天然气液化处理或者煤的液化处理）液体。石油储量可以分为探明（proven）储量、预测（probable）储量和可（possible）储量。探明储量是指总量中至少90%～95%的，预测储量可达总量的50%，而可储量则仅为总量的10%～50%。目前的技术手段可以从绝大多数井中出约40%的石油。一些推测认为，未来的技术将可以出更多的石油。但迄今为止，人们在计算探明储量和预测储量时都已将未来的技术能力考虑进去了。在许多重要产油国中，大量的储量报告并未被外部的审计核实确认。绝大多数容易开的石油都已被发现了。

油价的增长促使人们在那些投资更高的地方进行油气勘探，如超深钻井、超低温条件下钻井，以及环境敏感区域或需要用高科技开石油的区域。每次勘探的低发现率必将造成钻工具短缺、钢材涨价，在这种复杂的背景下，石油勘探的总成本势必增加。全球油田发现的高峰值出现在1965年，其主要原因在于世界人口的增加速度快于石油的生产速度，人均生产的峰值出现在19年（13—19年期间，为上升后的稳定水平阶段）。20世纪60年代，每年的石油发现量也达到了峰值，约为550亿桶。从那以后，这一数值就持续下降（2004—2005年间仅为120亿桶／年）。1980年储量出现峰值，当时的石油生产首次超过了新的发现量，虽然用一些创新的方法对储量进行了重新估算，但仍然难以精确地估计储量。

夸大的储量。全球的油气储量是混乱不清的，而实际上是言过其实的。许多所谓的储量实际上是。它们并未被确定，既没有得到，也无法开，而仅仅是一种估算，在全球12000亿桶（1900亿立方米）的探明储量中，约3000亿桶应该被修订为探明量。在石油峰值数据的预测中，一个困难就是对那些探明储量进行评估时因定义模糊而出现的误差。近年来，人们已经注意到关于“探明储量”被耗尽的许多错误信息。对此，一个最好的实例就是2004年壳牌公司20%的储量突然不翼而飞的丑闻。在绝大多数情况下，探明储量是由石油公司宣布的，也可由石油的生产国和消费者们宣布。这三方都有夸大他们探明储量的理由：（1）石油公司可能会以此提高自己潜在的价值；（2）石油生产国欲以此进一步强化自己的国际地位；（3）消费国的可能会寻求自己经济体系内和消费者之间的安全与稳定。2007年能源观察组织（Energy Watch Group，缩写EWG）的报告表明，全球的探明储量加预测储量为8540亿?12550亿桶（若按目前不再增长的需求量计算，可供全球使用30～40年）。对欧佩克报道数据进行详细的分析就可发现巨大的差异，这些国家夸大自己的储量很可能出于政治原因（特别是在没有实质性发现的时期）。有70多个国家也跟风，纷纷夸大自己可用于开的储量。因此，最高预测就是12550亿桶。分析家认为，欧佩克成员的经济刺激着它们夸大自己的储量，因为欧佩克的配额系统允许那些拥有较多储量的国家增加自己的产量。如科威特在2006年1月向《石油情报周刊》（Petroleum Intelligence Weekly）提供的报告称，该国的储量480亿桶中仅有240亿桶为“探明储量”。然而，这一报道是基于科威特的“秘密文件泄密”情报而做出的，而且也未被科威特官方否认。此外，以前所报道过的第一次海湾战争中被伊拉克军人烧掉的15亿桶储量也没在科威特的石油储量中得以反映。另一方面，官方调查分析家们认为，石油公司一直希望造成一种象，以便提高油价。2003年，一些分析家指出，石油生产国是了解它们自己储量的，目的就在于抬高油价。

　勘探目标评价与风险分析方法

全国地质灾害监测预警体系建设的总体规划如图7.1所示。

7.3.1 国家、省、市、县级地质灾害监测预警站网建设

县级以上国土行政主管部门建立地质灾害监测预警体系，会同建设、水利、交通等部门承担地质灾害监测任务，负责业务技术管理，并可受委托行使部分地质灾害监测管理职能，发布地质灾害监测预警信息。地质灾害监测机构是公益业单位。

（1）国家级地质灾害监测站

国家级地质灾害监测站负责全国性地质灾害专业监测网、信息网的建设与运行工作，并承担国家级地质环境监测任务；承担全国地质灾害预警预报和相关的调查研究工作；拟编全国地质灾害监测规划、、工作规范和技术标准；开展科技交流与合作，研究和推广新技术、新方法；承担全国地质灾害监测数据、成果报告的汇总、分析、处理和综合研究，为决策部门和社会公众提供信息服务；负责对省（区、市）级地质灾害监测业务的指导、协调和技术服务。

图7.1 全国地质灾害监测预警网格规划图

图7.1 全国地质灾害监测预警网格规划图

（2）省级地质灾害监测站

省（区、市）级地质灾害监测站负责省级地质灾害专业监测网、信息网的建设与运行工作；承担省级地质灾害的预警预报和相关的调查研究工作；受国家监测机构委托承担国家级地质灾害监测任务；编制省级适用的技术要求、实施细则；承担省级地质灾害监测数据和报告的汇总、分析、处理和综合研究工作，为决策和公众提供信息服务；负责对市（地、州、盟）级地质环境监测机构进行业务指导。

（3）市（地、州、盟）级地质灾害监测站

市（地、州、盟）级地质灾害监测站负责市级地质灾害专业监测网和信息网的建设、运行和监测设施维护；承担地质灾害的预警预报和相关调查工作；承担省级地质灾害监测机构委托的地质灾害监测任务；承担地质灾害监测数据和报告的汇总、检查、分析研究，为当地和社会公众提供信息服务；负责对县级监测机构以及地质灾害群测群防的技术指导和实地培训。

（4）县（市、旗）级地质环境监测机构

地质灾害管理需要，特别是地质灾害严重的县（市、旗），必须建立地质灾害监测站（点），负责本县的地质灾害监测和组织群测群防工作；同时负责监测设施的维护；及时完成监测报告和监测数据的上传。

7.3.2 专业监测骨干网络建设

地质灾害专业监测骨干网络主要指由国家建立的地质灾害监测网络，包括区域性地面沉降和地裂缝监测网、山区城市和重大工程区地质灾害动态监测网、突发性地质灾害监测预警试验区和重大突发性地质灾害单体监测点。其选点原则如下：

1）全国突发性地质灾害易发区的灾害点；

2）威胁重要城市、国家重大基础设施以及可能造成大江大河堵塞的大型突发性地质灾害体；

3）威胁国家级名胜风景区或世界自然、文化遗产区的重要灾害隐患点；

4）贫困地区威胁人口1000人以上，潜在直接经济损失1000万元以上，规模为大型以上的突发性地质灾害。

（1）山区城市和重大工程区地质灾害监测网

对地质灾害发生较频繁、影响范围较大、具有国家级重大工程设施的地区，利用卫星遥感图像定期对地质灾害威胁较严重的城市和重大工程进行监控。

2010年之前，主要监测对象如下：

1）大江大河：对中俄界河、黄河上游主干流、长江上游主干流、雅鲁藏布江等利用卫星遥感图像定期实施灾情监测。

2）南水北调工程：以南水北调西线和中线为主。

3）交通干线：川藏公路、青藏公路、宝成铁路、成昆铁路、南昆铁路、青藏铁路等。

4）管线：西气东输管线、涩宁兰天然气管线、宝成输油管线、汉川天然气管线、中俄输油管线等。

5）城市：重庆市、兰州市、抚顺市、鞍山市、铜川市、大冶市等。

6）矿山：辽宁抚顺煤矿、辽宁抚顺红透山铜矿、黑龙江七台河煤矿、山西太原市西山煤矿、贵州开阳磷矿等具有代表性的自然地理地质条件和环境地质问题比较突出的国有老矿山。

（2）重大突发性地质灾害单体监测工程

1）监测及选点原则：对重大突发性地质灾害的监测，视不同情况区别对待。从防灾减灾角度一般可分为两类：①通过一定的工程措施可以消除灾害隐患，并且具有明显治理效益（治理费用与潜在损失相比）。对这类灾害应及早进行勘查治理，在消除灾害隐患之前必须取可靠的监测手段对其动态变化进行实时监测，及时发布预警信息，避免造成重大人员伤亡和经济损失。②灾害体特征复杂、灾害征兆不十分突出、难以取有效措施进行避让或治理的突发性地质灾害隐患点，由国家和地方等出资建立专业监测点。也可接受其他部门的委托，对重大工程区（沿线）的突发性地质灾害建立专业监测点。

2）单体监测方案：建立以GPS测量法、钻孔倾斜仪法、地下水动态监测法等监测技术方法为主体的综合监测技术组合体系。包括滑坡地面绝对位移监测系统，滑坡深部位移监测系统，滑坡地下水动态监测系统，滑坡相对位移监测系统，滑坡诱发因素监测系统等监测体系。

2010年之前，完成全国重大突发性地质灾害单体监测网的建设，同时重点做好已发现的分布在13个省（区、市）的50处重大突发性地质灾害隐患点（表7.4）。其中，重庆市滑坡4处，浙江省滑坡4处，云南省滑坡及滑坡泥石流群7处，西藏自治区滑坡3处，四川省滑坡5处、泥石流3处，陕西省滑坡7处，青海省滑坡3处，湖南省滑坡1处，湖北省滑坡1处，贵州省滑坡1处，广东省滑坡3处，甘肃省滑坡6处、泥石流2处的单体监测工程。

表7.4 突发性地质灾害监测点概况

续表

（3）地质灾害监测预警研究试验区

针对我国突发性地质灾害具有区域性、同时性、突然性、暴发性和危害大等特点，结合国土整治规划和能源开发，在代表性地区开展地质灾害监测预警示范。在试验区建立自动遥测雨量观测站网，逐步建立试验区滑坡、崩塌和泥石流区域爆发的降雨临界值，为突发性灾害的区域预警提供依据。同时，在试验区开展降雨期斜坡岩土体渗流观测，研究降雨诱发滑坡、崩塌和泥石流的机理。

2010年前，进一步完善和建设三峡库区立体式监测预警示范区。完成三峡库区滑坡、崩塌、泥石流灾害的立体监测网建设，在库区60处地质灾害点实现监测数据的自动集、实时传输和自动分析；完善库区20个县级监测点建设；完成1∶1万航摄飞行；建立全库区的遥感（RS）监测系统，完成全球定位系统（GPS）控制网、基准网建设。

2010年以前重点在重庆市区、北京市、甘肃兰州市、陕西安康市、四川雅安、云南新平、云南东川、浙江金华市、江西宜春市等地区开展突发性地质灾害监测预警试验研究。

（4）地面沉降和地裂缝监测网

1）国家级地面沉降监测网选址原则：①跨省区的地面沉降灾害区域；②有一定的监测工作和设施基础；③地方有积极性，并提供配套资金；④具有较为完善的法规和管理体系。

2）工作部署：2010年之前，重点开展长江三角洲、华北平原、关中平原、淮北平原和松嫩平原地面沉降和地裂缝监测网的建设；2010年以后逐步开展汾河谷地、辽河盆地、珠江三角洲以及全国其他主要城市地面沉降和地裂缝的调查及监测网的建设。

长江三角洲地面沉降和地裂缝监测网包括上海市全部，江苏的苏锡常地区、南通地区和盐城地区南部的三个县（市），浙江的杭嘉湖平原，控制面积近5万km2。

华北平原地面沉降和地裂缝监测网包括北京、天津市的平原区，河北省的环渤海平原区和山东的鲁西北平原，控制面积5万多km2。

关中平原和汾河谷地地面沉降和地裂缝监测网的覆盖范围自六盘山南麓的宝鸡，沿渭河向东，经西安到风陵渡转向北东，沿汾河经临汾、太原到大同，宽近100km，长近1000km，包括渭河盆地、运城盆地、临汾盆地、太原盆地、大同盆地等，涉及近50个（县）市。

7.3.3 群测群防体系建设

突发性地质灾害群测群防网主要针对地质灾害较严重的山区农村，以县为单位，在专业队伍指导下，建立由当地领导下的县、乡、村群测群防体系。在各级地方的组织和领导下，充分发挥各级监测站的技术优势，提高群众的防灾意识和参与程度，完善监测预报制度，到2010年，建成1400个县（市）突发性地质灾害易发区的群测群防网络体系。

（1）群众监测网络建设

1）监测点选定原则：①危险性大、稳定性差、成灾概率高，会造成严重灾情的地质灾害隐患体；②对集镇、村庄、工矿及重要居民点人民生命安全构成威胁的地质灾害隐患体；③一旦发生将会造成严重经济损失的地质灾害隐患体；④威胁公路、铁路、航道等重要生命线工程的地质灾害隐患体；⑤威胁重大基础建设工程的地质灾害隐患体。

2）监测点的建设：根据上述原则确定需要监测的地质灾害隐患点后，由专业调查组及时向当地提出监测方案，同时协助搞好监测点的建设工作。①监测范围的确定：除对地质灾害隐患点和不稳定斜坡本身的变形迹象进行监测外，还应把该灾害点威胁的对象和可能成灾的范围，纳入监测范围。②监测方法与要求：对当前不宜进行治理或暂时不能进行治理的隐患点，危害大的应建立简易监测点，同时要对宏观地面变形、滑坡体内的微地貌、地表植物和建筑物标志等进行观察。以定期巡测和汛期强化监测相结合的方式进行。定期巡测一般为半月或每月一次，汛期强化监测将根据降雨强度，每天或24小时值班监测。③监测点的设置：简易监测点一般用设桩、设砂浆贴片和固定标尺，对滑坡体地面裂缝相对位移进行监测，对危害大的隐患点，如有条件也可用视准线法测量监测点的位移。

3）监测网点的管理与运行：①监测责任落实到具体的单位与个人。被监测的地质灾害隐患点所在的乡（镇）、村和有关单位为监测责任人，在其领导下，成立监测组，监测组由受危害、威胁的居民点或有关单位的群测人员组成。②建立岗位责任制，县、乡（镇）、村应逐级签订责任书。调查过程中，取多种方式进行宣传与培训，教会监测责任人、监测组成员和群众，如何监测、如何判断灾害可能发生的各种迹象和灾情速报及有关应急防灾救灾的方法。③信息反馈与处理。县（市）国土主管行政部门负责监测资料与信息反馈的收集汇总，上报到市（地、州）国土行政部门（或地质环境监测站）进行综合整理与分析，省国土厅地质环境处（或省地质环境总站）将上报的资料与信息录入省地质灾害空间数据库，进行趋势分析，同时对下一步监测工作提出指导性意见。④预测有重大险情发生时，当地和有关单位应立即取应急防灾减灾措施，同时应立即报告省、市、县和国土主管部门，派出专业人员赴现场协助监测和指导防灾救灾。⑤建立地质灾害速报制度，按国土资发[1998]15号文附件执行。

4）资料的收集与监测数据的整理：①监测数据包括地质灾害点基本资料、动态变化数据、灾情等。②所有监测数据均应以数字化形式储存在信息系统中，同时，必须以纸介质形式备份保存。③监测点必须进行简易定量监测，并须整理成有关曲线、图表等。应编制有关月报、季报和年报，同时，对今后灾害发展趋势进行预测。④监测数据应按有关程序逐级汇交。

（2）群专结合的预报预警系统建设

1）县（市）国土行政主管部门归口管理和指导群众监测网络，负责监测资料与信息反馈的收集汇总。

2）县（市）国土行政主管部门的地质环境职能部门应根据气象、水文预报和监测资料进行综合分析，预测地质灾害危险点，并及时向有关乡（镇）、村和矿山及负有对重要设施管理的有关部门发出预警通知。

3）县（市）国土行政主管部门负责组织各乡（镇）、矿山、重要设施主管部门编制汛期地质灾害防灾预案。编制全县（市）汛期地质灾害防灾预案，并负责组织实施。

4）县（市）国土行政主管部门负责组织地质灾害防治科普宣传活动和基层干部培训工作。

7.3.4 地质灾害监测预警信息网建设

地质灾害监测预警与防治数据是国家与地方进行地质灾害防治，保障社会与经济建设的重要信息，具有数量大、更新快、用途广等特点。通过信息网的建设，实现数据的集、存储、分析和发布，切实做到为、研究人员和社会提供所需的地质灾害信息，为国家经济建设宏观决策提供基础的科学依据。

到2010年，在完善中国地质灾害信息网与各省地质灾害信息网及部分地（市）地质灾害信息网的同时，建成集地质灾害监测、地下水环境监测等为一体的全国地质灾害监测信息系统，实现地质灾害监测数据的自动集、传输、存储、数据管理、查询、应用和信息实时发布系统。

到2020年，以科学技术为先导，不断完善全国地质灾害监测信息系统，结合气象、水文、地震等相关因素，建成多专业领域、多信息处理技术的信息系统；全面提升我国地质灾害监测信息水平，满足社会和民众对地质灾害信息的需求，实现远程会商、应急指挥等重要决策功能。

地质灾害监测预警信息系统建设依托于各级地质灾害监测机构，具有统一要求、统一流程、分级管理等特点，是一个与现代计算机技术紧密结合的系统工程。本书在第11章（全国地质灾害防治信息系统建设规划研究）全面讨论了包括地质灾害监测预警信息系统在内的整个地质灾害防治信息系统的建设问题，本节不再赘述。

7.3.5 突发性重大地质灾害应急反应机制建设与远程会商应急指挥系统建设

（1）应急反应机制建设

从现在（2004年）起，国家、各省（区、市）要组建以省国土行政主管部门为指挥中心，以地质环境监测总站（院、中心）为主体，地（市、州）、县（市、区）国土行政主管部门和地方专业队伍协同作战的地质灾害监测预警应急反应系统。

1）应急反应系统要配置必备的应急设备，每年汛前对防灾预案中地质灾害隐患点的主要县（市）进行险情巡查，重点检查防灾减灾措施、群测群防网络、监测责任制是否落实到位，并对主要灾害隐患点进行险情巡查，汛中加强监测，汛后进行复查。

2）发现险情和接到险情报告能在最短的时间内赶到现场，进行险情鉴定，同时能够及时对灾害进行动态监测、分析，预测灾害发展趋势，根据灾害成因、类型、规模、影响范围和发展趋势，划定灾害危险区，设置危险区警示标志，确定预警信号和撤离路线，组织危险区内人员和重要财产撤离，情况危急时，强制组织避灾疏散。

3）接到特大型和大型地质灾害隐患临灾报告，指挥部办公室会同相关部门，迅速组织应急调查组赶赴现场，调查、核实险情，提出应急抢险措施建议。

（2）突发性重大地质灾害远程会商与应急指挥系统建设

随着国家经济建设规模的日益扩大和人民生活水平的不断提高，地质灾害造成的损失日趋突出，地质灾害的防治工作必须针对重大地质灾害及时作出反应，提出科学的决策意见，及时指挥应急处理工作。

突发性重大地质灾害远程会商及应急指挥系统，是针对突发重大地质灾害的预报和应急指挥，在建立地质灾害综合数据库的基础上，构建连接院国土主管部门、地质灾害数据中心与重点地质灾害发生区的远程会商和应急指挥网络化多媒体环境及地质灾害应急数据传输环境，形成一套信息化的地质灾害远程会商和应急指挥工作流程。

其主要工作内容如下：

1）对重大地质灾害预报和应急指挥相关的信息进行提取、加工、整理、集成与分析，建立地质灾害综合数据库。信息内容包括地理、地质背景数据；气象分析数据；地质灾害调查与监测数据；地质灾害情况资料；救灾条件信息等。

2）建立地质灾害信息发布平台。开发和建设重大地质灾害信息预报与应急指挥相关的动态信息发布系统、空间信息提取与发布系统、多媒体信息发布系统。

3）构建地质灾害远程会商和应急指挥的网络和多媒体运行环境。包括多点、多级会议系统、大屏幕显示系统及有关音像、电话系统；国家与重点地质灾害区域之间的网络信息传输系统；构建地质灾害重点区域应急调查数据快速传输环境。

4）研究与制定形成一套地质灾害远程会商和应急指挥系统工作规范。分析地质灾害远程会商和应急指挥工作的特点，提出地质灾害远程会商和应急指挥系统工作的模式，建立一套相关的工作规范。

测井解释评价的地质依据

①张国华等．1998，石油和天然气勘探地质评价规范，北京，中国海洋石油总公司。

勘探目标评价和风险分析方法是石油公司的核心技术之一。自1998年中国海油建立了《石油和天然气勘探地质评价规范》以来，对石油和天然气勘探全过程中的地质评价，尤以其中包括的勘探目标评价和勘探风险分析工作起到了促进作用，是使勘探管理工作与国际接轨的重要技术环节。勘探目标评价与勘探风险分析浸透了商业性理念和相关的评价技术，近期集束勘探方法的产生和更进一步的价值勘探的提出，就是执行这一规范的直接成果。

一、石油和天然气勘探地质评价

油气储量的增长是任何一个油公司生存、发展的根本所在，世界上的各大油气公司，无一不将油气勘探工作放在首位，并把油气风险勘探视为一种商业经营活动，力求勘探工作优质高效，即用有限的资金投入而能获得更多的、有商业开价值的油气储量。

图5-32　油气勘探地质评价程序

中国海油一直在探索一套具有自己特点的油气勘探工作和管理模式，用以具体指导海上油气勘探工作。在总结勘探经验和吸取国外油公司管理经验的基础上，按照勘探工作要革新管理、优化结构、科技进步的指导方针，于1998年编制成此《规范》。它规定了中国海油在石油和天然气勘探全过程中的地质评价阶段及各阶段地质评价的目的、任务、程序、内容以及应用的技术、标准和应用的成果和要求。它适用于中国海油所进行的油气勘探活动中的地质评价工作。

一般而言，石油和天然气勘探地质评价的全过程，系指从某一特定区域的石油地质调查开始，到提交石油（或）和天然气探明储量为止的勘探活动中的地质评价工作。根据油气勘探活动的阶段性和地质评价的目的、任务，又将地质评价全过程进一步划分为区域评价、目标评价和油气藏评价三大阶段，具体阶段划分和工作程序见图5-32，各阶段的具体含义如下。

a．区域评价阶段：即从某一特定的地理区域（可以是盆地、坳陷、凹陷或其中的某一部分）的勘探环境和石油地质调查开始，到决定是否谋求区块油气探矿权为止的地质评价工作全过程。很明显，区域评价阶段的主要目的，在于谋求获得石油和天然气探矿权。

b．目标评价阶段：即从获得区块的油气探矿权后进行勘探目标优选开始，到预探目标钻后地质评价完成为止的地质评价工作全过程。当然，目标评价的主要目的，在于发现商业性油气藏。

c．油气藏评价阶段：即从预探目标的油气藏评价方案开始实施，到提交探明储量为止的地质评价工作全过程。油气藏评价阶段的主要目的，在于落实可供开发的石油和天然气探明储量。

二、区域评价

区域评价一般按资料准备、区域地质特征分析、含油气系统分析和勘探区块选择4个阶段循序进行（图5-33）。四个阶段的具体内容如下。

图5—33　区域评价程序

a．资料准备：为区域评价收集、提供有关投资环境、区域地质背景和各项有关的基础资料。

b．区域地质特征分析：阐明评价区的构造、沉积特点及其发育演化史。

c．含油气系统分析：确定评价区含油气系统及其油气潜力。

d．勘探区块选择：确定有经济开发前景的油气聚集区块，并谋求其油气探矿权。

在评价内容中，主要包括了资料准备，具体为各种资料收集、基础资料的补充和完善、建立区域评价数据库工作；区域地质特征分析，包括区域地层格架的建立、地震资料连片解释、沉积体系及岩相分析、表层构造和断裂体系分析、基底结构和盆地演化特点分析工作；含油气系统分析包括烃源识别、储、盖层特征及时空分布、盆地模拟分析、含油气系统描述等工作；勘探区块选择包括成藏区带评价、有利区块选择、谋求油气探矿权的建议等内容。

评价要求作到成藏区带评价；油气成藏模式预测；潜在量预测；区带勘探风险分析和工程经济概念设计和评价。

最终提交的主要成果包括文字报告的7项内容、27种附图、8类附表及相关专题研究附件。

三、目标评价

目标评价一般按资料准备、勘探目标优选、预探目标钻前评价、预探井随钻分析和预探目标钻后评价5个阶段循序进行（图5-34）。在勘探程度较高的地区，勘探目标优选和预探目标钻前评价可以同步进行；在已知油气成藏区带内则当以圈闭的落实和预探目标钻前评价为重点。

5个阶段主要内容如下。

a．资料准备：为目标评价提供必要的地质背景资料和基础资料。

b．勘探目标优选：优选可供预探的有利含油气圈闭。

c．预探目标钻前评价：提交有经济性开发效益前景的钻探目标及预探井位。

d．预探井随钻分析：发现油气藏及取得必要的地质资料。

e．预探目标钻后评价：对预探目标的石油地质特征进行再认识和总结勘探经验教训，并提交获油气流圈闭的预测储量及进一步评价的方案。

评价内容主要包括资料准备，具体为资料收集、地震资料集和处理、建立目标评价数据库；勘探目标优选包括查明和落实各类圈闭、圈闭的油气成藏条件分析、圈闭的潜在量计算、预探目标优选；预探目标钻前评价包括圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭的潜在量复算、圈闭的地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计和评价、预探井位部署建议、预探井钻井地质设计；预探井随钻分析包括跟踪了解钻井动态、随钻地层分析和对比、随钻油气水分析、钻井设计调整和测试层位建议等；预探目标钻后评价包括预探井钻后基础资料整理和分析、圈闭石油地质再评价、油气藏早期评价等项内容。

其中，十分重要的是要求对预探目标做到：圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭潜在量计算、圈闭地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计与评价、预探井位部署建议和预探井钻井地质设计。

要求预探目标钻后评价做到：圈闭的石油地质再评价、油气藏早期评价、预测储量计算、油气藏开发早期工程经济评价和油气藏评价方案建议。

最后要提交预探目标评价报告，内容有预探目标评价及评价井钻探方案文字报告8项内容、附图16种、附表5类。预探目标钻后评价内容包括文字报告5项内容、附图15种、附表14类。

图5-34　目标评价程序

四、油气藏评价

油气藏评价按资料准备、油气藏跟踪评价和探明储量计算3个阶段实施（图5-35）。油气藏评价应是滚动进行的，随着勘探程度的提高和资料的积累，从宏观的油气层分布范围和规模等框架描述到微观的油气储集空间分布和体积等的精细描述，不断提高精度。

图5-35　油气藏评价程序

3个阶段的主要内容如下。

a．资料准备：为油气藏评价提供必要的地质背景资料、基础资料和各种条件。

b．油气藏跟踪评价：探明获油气流圈闭的油气层分布范围、规模和产能。

c．探明储量计算：提交可供商业开的石油和天然气探明储量。

主要评价内容为资料准备包括资料收集、建立油气藏评价数据库；油气藏跟踪评价包括评价井钻井地质设计、评价井随钻分析、评价井完钻跟踪评价、评价方案调整建议、油气藏终止评价报告；探明储量计算包括油气藏结构、储层性质、储层参数、油气藏特征、油气藏静态模型描述、油气藏模式研究、探明储量计算及评价、开发方案概念设计、收率研究、工程经济评价、探明储量报告的编写等。

需要注意的是，工程经济评价要包括勘探和开发工程参数，勘探和开发投资额操作费估算，经济模式和财务参数的选取，内部盈利率、投资回收期、净观值和利润投资比等指标的计算，敏感性和风险分析等内容。

最后应提交油藏终止评价报告和探明储量报告。

油藏终止评价报告包括文字报告6项内容、附图17种、附表23类。

探明储量报告按国家矿产储量委员会的储量规范和储量报告图表格式要求完成。

五、地质风险分析方法

勘探风险分析是石油公司勘探投资决策的重要参数，如前所述，勘探工作地质评价各个阶段都要进行风险分析。当然投资决策并不完全取决于地质风险的高低，还取决于石油公司的资金实力和承受风险的能力，但地质风险毕竟是投资决策中不可稀缺的基本参数。

根据多年勘探实践，并参考外国油公司风险分析经验和方法，我们确立了以地质条件存在概率为核心的地质风险分析方法。

本方法适用于中国海油油气勘探中预测圈闭的钻前评价分析，也可以用于对盆地或凹陷进行量预测时的地质风险分析。

此法的目的在于通过对形成油气藏基本石油地质条件存在的可能性分析，预测或估计目标圈闭的地质成功概率，为勘探目标经济评价和勘探决策提供依据。

一般而言，风险（Risk）通常解释为失败的可能性。油气勘探过程中的风险主要包括地质风险、技术风险、商业风险和政治风险等。地质风险（Geological Risk）指勘探者对勘探目标基本石油地质条件认识不足而导致勘探失败的可能性。而地质成功概率（Probability of Geological Success）或称地质把握系数，是预计目标的圈闭经钻探获得商业性油气发现的概率。地质风险分析（Geological Risk Ana1ysis）则是用概率统计学原理和圈闭评价方法，研究并量化形成油气藏的基本石油地质条件存在的可能性，预测目标圈闭的地质成功概率。

（一）地质风险分析方法

预测地质成功概率的方法有地质条件概率法、历史经验统计法和类比法等多种方法。这里用地质条件概率法，当然，也可以根据具体情况使用多种方法进行比较和互相印正。

1．地质条件概率法的基本依据

a．油气藏的形成需要同时具备烃源、圈闭、储层、盖层和运聚匹配等基本石油地质条件，缺一不可；

b．各项地质条件必须满足彼此互相独立的设；

c．各项地质条件存在概率之积即为该目标圈闭的地质成功概率。

2．地质条件存在概率的取值原则

a．各项地质条件存在概率的求取有多种方法，本规范取由已知与未知的联系来判断未知的原则，并强调占有资料的类别和可靠程度对分析结果的影响。

b．正确分析各项石油地质条件存在概率和资料的可靠程度是测算目标圈闭的地质成功概率的关键。要求必须掌握本区的石油地质条件和资料状况在目标评价总和研究的基础上进行地质风险分析和取值。

c．由于不同地区地质条件千差万别，使用者也可以根据各盆地的实际情况对取标准作适当调整和修改，但应予以说明。

（二）地质风险分析程序

首先对基本石油地质条件进行分析，确定或估计其存在概率；然后计算单层或多层圈闭的地质成功概率。

1．基本石油地质条件分析

a．烃源条件：①根据同盆地、同凹陷或同构造带内油气田分布情况，已钻探圈闭或井的含油气情况，油气苗和其他油气显示情况（地球物理烃类检测、化探、摇感等），确定是否存在成熟的烃源条件；②烃源岩的体积；③烃源岩中有机质的数量和质量；④烃源岩中有机质的成熟度；⑤资料类型和证实成度（地震、录井、钻井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

b．储层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭相同储层的储集能力及优劣成度；②储层的沉积相和储集体类型；③储层的岩性、厚度及分布的连续性；④储层的储集类型和物性条件；⑤储层段是否有同盆地、同凹陷或同构造带内的井可供标定、模拟和对比；⑥资料类型和证实成度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

c．盖层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭同类盖层的封闭能力及优劣程度；②盖层的沉积相、岩性、厚度及稳定性；③盖层的封闭类型和垂向封堵能力；④盖层中断层的数量、性质、规模及活动时期；⑤资料类型和证实程度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

d．圈闭条件：①圈闭类型及规模；②同盆地、同凹陷或同构造带内同类型圈闭的含油气情况；③断块、岩性等圈闭的侧向封闭条件和性能；④地震测网的密度和资料的质量。

e．运移条件：①油气运移通道类型，如砂岩输导层、断层面、不整合面、底辟、高压释放带等；②供烃范围内圈闭与有效烃源岩连通的路径及通畅程度；③油气运移的方式、指向和距离。

f．保存条件：①圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭条件的影响；②区域水动力条件对油气聚集的影响；③是否遭受过水洗或生物降解破坏作用；④油气是否有过热或非烃气体（CO2、N2等）的潜入；⑤油气扩散作用对油气藏的影响。

g．运聚匹配条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内同期的圈闭是否存在油气田或油气藏；②圈闭形成时间与油气主要生成时间、运移时间的关系。

2．地质条件存在概率的评估

使用地质条件存在概率评价标准，来评定目标圈闭各项地质条件的存在概率。

3．目标圈闭地质成功概率计算

a．单层圈闭地质成功概率的计算。

单层圈闭地质成功概率为该层各项地质条件存在概率之积，即：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps为单层圈闭的地质成功概率；Pt为烃源条件的存在概率；Pc为储层条件的存在概率；Pg为盖层条件的存在概率；Pq为圈闭条件的存在概率；Py为运、聚匹配条件的存在概率。

b．多层圈闭地质成功概率的计算。

如果各层圈闭对应的各项地质条件均相互独立，则：

该目标圈闭（构造）至少有一层圈闭获得地质成功，其概率为Pas：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps1为第一层圈闭的地质成功概率；Ps2为第二层圈闭的地质成功概率；Psn为第n层圈闭的地质成功概率，为了强调主要的钻探目的层，n值一般不大于3。

该目标圈闭各层圈闭均获得地质成功，其概率为Pts：

中国海洋石油高新技术与实践

最后，为了更好地把握主要地质风险因素，提高风险预测水平，并不断完善地质风险分析方法，要求进行钻后相关数据的整理，并按要求填写地质条件的钻探结果和钻后分析，对照钻前预测验证其符合程度，分析钻探成功或失利的原因。

六、集束勘探方法

中国海油入市以来，其经营管理方式迅速与国际接轨。反应在勘探上，也实现并正在实现着一种理念的转变，即由经济遗留的“储量指标”勘探理念——“我为祖国献石油”，向市场经济“经营型”勘探理念——“股东要我现金流”转变。入市后，股市对油公司业绩的衡量标准是现金流，它体现在勘探上不仅是新增储量的多少，而是一系列的经营指标——储量替代率、桶油勘探成本和资本化率。

储量替代率：是指新增探明可储量与当年产量之比。

桶油勘探成本：是指每探明一桶可原油储量所需的勘探费用，包括管理费用、研究费用、物探费用和无经济性发现的钻井费用。这些费用需进入当年勘探成本，叫做成本化。

资本化率：指有经济性发现的钻井费用与总勘探费用之比，这部分费用不进入当年勘探成本，可在油田开发中回收，故称资本化。

储量替代率反映了储量资产的增减。桶油发现成本是衡量勘探经营总体水平的指标，在保持稳定的勘探投人，保证100%储量替代率的前提下，要降低桶油发现成本，就要降低经营管理费用和每公里物探作业费用与每米进尺的钻井费用。当然大的储量发现会导致桶油勘探成本大幅度下降，但除特殊需要，油公司更希望保持股市稳定，无需披露重大储量发现。资本化率反映了油公司所占有的勘探区块（也是一种资产）的质量，它不仅可以降低桶油成本，更重要的是表现所占有的勘探区是否具备一定潜力、储量代替率是否有保障。

要想有多的储量发现就要打更多的井，在保证桶油发现成本承诺的前提下，只有降低单位作业成本。面对发展需要的压力、投资者的压力、服务价格走向市场后的压力，必须走出一条勘探管理新路子，于是集束勘探思路孕育而生。

集束勘探是探索适应市场经济条件下多快好省的勘探新理念，主要包括以下3层含义。

a．集束部署：着眼于一个领域或区带，选择具有代表性的局部构造集中部署，用较少的工作量以求解剖这一领域或区带，达到某一确定的地质目的。

b．集束预探：基于不漏掉任何一个有经济性油气藏为出发点，简化初探井钻井过程中取资料作业和测试，加强完钻过程中的测井工作，以显著提高初探井效率，大幅度降低初探井费用，用简化预探井、加速目标的勘探方法。

c．集束评价：一旦有所发现，则根据地下情况，优选最有意义的发现，迅速形成一个完整评价方案，一次组织实施，缩短评价周期和整个勘探周期。如有商业性，使开发项目得以尽快实施。

集束评价钻探包括两类不同取资料要求的钻井，一类是取全取准资料的井，此类井要充分考虑开发、工程、油藏甚至销售部门的需要，取足取好资料；另一类井是为了解决复杂油气田面上的控制问题，需要简化其中一些环节，作为集束井评价，以求得到以最低的评价费用取全取准资料，保证储量计算和编制ODP方案的需要。

在实施集束勘探一年的时间中，我们针对一个有利区带和目标共钻探集束探井20多口，初步见到以下效果：①储量代替率可望达到151%；②资本化率39%；③桶油发现成本保持在1美元；④完成了历年来最高的和自营勘探投资——16.75亿元；⑤建井周期缩短2/3；⑥每米钻井进尺费用降低40%。

通过一年的实践，主要体会如下。

1．以经济性发现为目的，统筹资料的获取

初探井是以经济性发现为目的的，关键在于证实有一定烃类产能、有一定厚度油气层的存在，精确的测试资料、储层物性资料、原油物性资料都可留在评价井钻探中获取。这就可以在初探井中作到不取心、不测试，从而大大简化钻井程序，达到降低钻井成本的目的。

一般来说初探井的经济成功率只有10%之间，我们可以在90%左右的初探井中实现低成本探井。事实证明用电缆式测试（MDO）、加旋转井壁式取心技术，完全可以保证不漏掉有经济测试价值的油气层。集束评价更有利于有目的地取好油藏评价的资料，在进行了早期油藏评价后，我们对油气藏模式有了基本的认识，就可以有目的地安排油藏评价井资料获取方案，大大减少了盲目性。

2．集束勘探在资料问题上体现了性、目的性

集束勘探“三加三简”的有所为和有所不为的获取资料原则——抓住有无油气，有油气则加强，无油气则从简；突出经济性，有经济性则加强，无经济性则从简；区分主力层与非主力层，主力层则加强，次要层则简化。这样保证了总体资料的质量，减少不必要的繁琐取资料工作量。

3．实现集束勘探要做好技术准备

首先应加强完井电测、简化钻井测试，测井要做好电缆测试（泵抽式取样）、旋转式井壁取心和核磁共振测试的技术准备。

其次，钻井工程借鉴开发生产井优快钻井经验，对初探井简化井身结构，打小井眼，不取心，尽可能保证钻井作业的连续性，提纯钻进时间比例，用集束勘探的办法尽量减少动员费用，在拖航、弃井等环节上提高时效，降低费用，保证稳定的、高质量的泥浆性能，打好优质的规则井眼，创造良好的测井环境。

第三，评价井的测试工作中，要做好直读压力计、多层连作、油管完井等技术准备。

4．集束勘探协调了长期困扰勘探家的三大矛盾

第一，协调了加大勘探工作量与有效控制成本间的矛盾。集束勘探可实现相同的勘探成本下，多打初（预）探井，总体上必然加快勘探进程。如在合同区义务勘探工作量确定的前提下，勘探成本的降低，则意味着抗风险能力的增强。

第二，协调了不同专业间的利益矛盾。长期以来地质家想多取资料——资料越多越好；钻井工程想快——钻完井越快越好；测井公司想省——下井次数越少越好。集束勘探实现了集约性的成本控制，使各专业各得其所。

第三，协调了老石油传统与现实市场经济间理念上的矛盾。在老石油地质家的传统观念中，是取资料越多越好、储量发现越多越好、收率提得越高越好。把这些观念放在市场经济条件下，都会与勘探成本产生冲突，于是这些观念都变成了相对的、有条件的：资料——在保证不同勘探阶段起码质量要求下，取资料的工作量越少越好；储量发现——在保证勘探资本及时回收条件下越多越好，否则无须及时探明；收率——在保证现金流和盈利率条件下越高越好，否则宁可要相对较低的收率；勘探成功率——对油公司来讲，地质成功率毫无意义，油公司只要商业成功率，更关心的是勘探投入的资本化率；储量概念——不能只讲地质储量，对油公司来说更关心可储量，尤其是可作为公司资产的份额可储量。

集束勘探是我们由经济成功转向市场经济时，在经营理念上发生根本变革的表现。一年来的成功实践，不但在中国海油勘探家中产生了巨大观念上的震动，也影响到许多外国作业者，纷纷吸收或效仿集束勘探方法。集束勘探方法的产生，表明我国企业不仅可以进入国际市场，并且完全可以在市场运作中有所发现，有所发明，有所前进，创造出更好的经济效益。

在2002年中国海洋石油勘探年会上，将集束勘探发展为价值勘探的一部分，这是勘探工作进步的表现。这一新生事物的出现，使公司上市后出现了新情况：结束了国有独资的历史，十分关注投资的收益、储量增长的压力、成本的压力等。如此，必须对过去传统的勘探理念进行重新审视：由过去的地质调查研究型，变为经营油气实物的经营型，要创造经营价值。所以，价值勘探是一种以价值为取向的勘探理念，具体地说，每项工作以是否增加公司或股东的价值，作为决策的依据，即勘探的每个环节，以创造出更多的价值作为决策的出发点，勘探工作将围绕价值中心来进行。这也体现了勘探工作本身是发展的、动态的，在勘探工作不断进展中，随时拓宽、发展勘探方法，以促进海洋石油事业不停顿地、持续发展。

（一）油藏特征模型（地质概念模型）

石油和天然气都储存在储集层中，因此，测井解释的主要对象是储集层。

不同类型的储集层具有不同的地质-地球物理特点，在测井系列的选择和解释方法上具有不同的内容和特点，其解释效果也不相同。因此，有必要先扼要讨论一下储集层的分类及特点。

地层中，能作为储集层的岩石类别甚多，其储集特性各异，储集层的分类方法有多种，测井分析者习惯于用以岩性或储集空间结构来分类。

按岩性可分为碎屑岩储集层、碳酸盐岩储集层和特殊岩性储集层；按储集空间结构可分为孔隙性储集层、裂缝性储集层和洞穴性储集层。

1.碎屑岩储集层

碎屑岩储集层包括砾岩、砂岩、粉砂岩和泥质砂岩等。目前，世界上已发现的储量中大约有40%的油气储集于这一类储集层。该类储集层也是我国目前最主要、分布最广的油气储集层。

碎屑岩由矿物碎屑、岩石碎屑和胶结物组成。最常见的矿物碎屑为石英、长石和云母；岩石碎屑由母岩的类型决定；胶结物有泥质、钙质、硅质和铁质等（图6-1）。

碎屑岩的粒径、分选性、磨圆度以及胶结物的成分、数量、胶结形式，控制着岩石的储集性质。一般，粒径越大、分选性和磨圆度越好、胶结物越少，则孔隙空间越大、连通性越好。

测井分析者认为砂岩的骨架成分是石英（SiO2），硅质胶结物也被视为石英骨架；当钙质胶结物较多时，砂岩骨架则被认为是由石英和方解石（CaCO3）组成的双矿物岩性。由于储集层中的泥质除对储集层的岩性、物性和含油性有显著影响外，对各种测井值均有影响，所以测井分析者把泥质当作骨架以外的一种独立成分予以考虑。

碎屑岩储集层的围岩一般是粘土岩类，构成砂泥岩剖面，粘土岩类包括有粘土岩、泥岩、页岩等。粘土矿物的主要成分有高岭石、蒙脱石和伊利石等。由不同粘土矿物成分构成的粘土岩的测井值是有一定差异的，例如，自然电位测井曲线是以粘土岩类的测井值为基线的；对于不同地质时代的沉积，由于粘土性质和地层水矿化度不同，而可能出现SP基线位移；不同地区、不同层系的粘土成分不同，在GR曲线上的显示也有差别；不同地区、各类粘土岩的电阻率亦不同等。但是，粘土岩类无论在岩性或物性等方面，与碎屑岩类相比都要稳定得多，因此，测井解释中往往用粘土岩类的测井值为参考标准。

图6-1 碎屑岩结构和成分

碎屑岩储集层的孔隙结构主要是孔隙型的，孔隙分布均匀，各种物性和泥浆侵入基本上是各向同性的。目前，在各类岩性储集层的测井评价中，碎屑岩储集层的效果最好。泥质含量比较多、颗粒很细的储集层评价，即所谓泥质砂岩的测井解释问题比较困难。

对地层剖面进行测井解释时，常常根据泥质的有无，分为纯地层和含泥质地层。前者不含泥质，后者含有不同数量的泥质。最初的测井解释理论和技术都是建立在纯地层的基础上，因而纯地层的解释方法比较完善。根据纯地层中矿物成分的种类，可以用单矿物、双矿物、三矿物解释模型。现在，测井解释中，最多能分析三种矿物组成的地层。如纯砂岩就只含石英一种矿物；复杂岩性的地层岩石都含两种以上矿物，很少只有一种矿物组成的。

随着油气勘探和开发的发展，含泥质地层中发现了工业油流。这样，测井分析必须满意地解决泥质地层有关含油性的多种复杂问题。近几年来，泥质地层的测井分析有了迅速的发展。

泥质由很细的固体颗粒和水混合而成。固体颗粒主要是粘土矿物和粉砂，典型的泥质大约含50%的粘土、25%的粉砂、10%的长石、10%的碳酸盐岩、3%的氧化铁、1%的有机物、1%的其他矿物。泥质中的水分约为2%～40%，它们被束缚在固体颗粒的晶格内面，是不能流动的，称为结晶水。所以，中子测井要受泥质的影响。第一章已经指出，泥质颗粒的导电性较好，当地层含泥质时，其电阻率比较低。所以，电测井结果要进行泥质校正。不仅如此，泥质颗粒结合不紧密，且含有水分，孔隙也发育，对声速测井有明显的影响。泥质颗粒吸附放射性元素，使自然伽马测井幅度增加。

总之，由于泥质的物理化学性质与其他矿物的不同，它对各种测井方法都有影响。如果不能识别泥质，并根据其含量和在地层中的分布形式，进行适当的校正，测井解释就会出现错误。

已经发现，地层中的泥质有三种分布形式：层状泥质、结构泥质和分散泥质（图6-2）。泥质和岩石颗粒成互层状是层状泥质，它既取代了一部分岩石颗粒，也占了一定的孔隙。含层状泥质的岩石，孔隙度降低。结构泥质是岩石颗粒风化形成的，它不影响地层的孔隙。泥质颗粒分散在岩石颗粒之间是分散泥质。分散泥质的存在明显降低了地层的孔隙度。

图6-2 泥质的分布形式

含泥质地层的解释不仅计算繁琐，而且计算某个未知参数时，又用到另外的未知参数，必须使用较多的计算技术，只有用计算机解释才比较方便。手工解释时，一般都用纯地层的解释关系式和解释方法。

2.碳酸盐岩储集层

在世界油气田中，碳酸盐岩储集层占很大比重，目前世界上大约有50%的储量和60%的产量属于这一类储集层。我国华北的震旦系、寒武系和奥陶系的产油层，四川的震旦系、二叠系和三叠系的油气层，均属于这一类储集层。

碳酸盐岩属于生物、化学沉积，主要由碳酸盐矿物组成，主要岩石类型是石灰岩和白云岩，过渡类型的泥灰岩也属此类。石灰岩的矿物成分主要是方解石，其化学成分是CaCO3；白云岩的矿物成分主要是白云石，其化学成分是CaCO3·MgCO3。以石灰岩、白云岩为主的地层剖面称碳酸盐岩剖面。

在石灰岩和白云岩中，常见的储集空间有晶间孔隙、粒间孔隙、鲕状孔隙、生物腔体孔隙、裂缝和溶洞等（图6-3）。

从储集层评价及测井解释的观点出发，习惯于将碳酸盐岩的储集空间归纳为两类：原生孔隙（如晶间、粒间、鲕状孔隙等）和次生孔隙（如裂缝、溶洞等）。前者一般较小且分布均匀，渗透率较低（孔隙性碳酸盐岩例外）；次生孔隙的特点是孔隙比较大，形状不规则，分布不均匀，渗透率较高。这里要指出，石灰岩重结晶和白云岩化所产生的次生孔隙在测井资料上无法与原生孔隙相区分，所以在测井解释中实际上把它们归入原生孔隙类。

图6-3 裂缝性储层概念模型和测井模型

致密的石灰岩和白云岩，原生孔隙小且孔隙度一般只有1%～2%；若无次生孔隙，它是非渗透性的；当具有次生孔隙时，一般认为包括原生孔隙和次生孔隙的总孔隙度在5%以上，碳酸盐岩即可具有渗透性而成为储集层。

碳酸盐岩储集层以孔隙结构为特点可分为三类：孔隙型、裂缝型和溶洞型。

1）孔隙型碳酸盐岩储集层。它与碎屑岩储集层的储集空间极为相似，包括两类孔隙，一类是粒间孔隙、晶间孔隙和生物腔体孔隙等；另一类是白云岩化及重结晶作用形成的粒间孔隙。

孔隙型碳酸盐岩储集层的储集物性、孔隙分布、油气水的渗滤以及泥浆侵入特点等均与砂岩相似，适用的测井方法和解释方法也基本相同，它也是目前测井资料应用最成功的一类储集层。

2）裂缝型碳酸盐岩储集层。这类储集层的孔隙空间主要由构造裂缝和层间裂缝组成，由于裂缝的数量、形状和分布可能极不均匀，故孔隙度和渗透率也可能有很大变化，油气分布也不规律，裂缝发育的储集层具有渗透率高和泥浆侵入深的特点。

从测井解释的角度来说，裂缝型储集层大致可分为两种情况。一种是裂缝发育，岩石相当破碎，以致在通常的测井探测范围内可认为裂缝是均匀分布的，而且裂缝孔隙度与粒间（或晶间）孔隙度相当或在数量上占优势。在这种情况下，目前的测井和解释方法的使用效果比较好。另一种是裂缝不太发育且分布不均匀，裂缝孔隙度不及粒间孔隙度大，在此情况下，用目前适用于孔隙性储集层的测井和解释方法，常常不足以区分油（气）、水层。

3）洞穴型碳酸盐岩储集层。这类储集层的孔隙空间主要是由溶蚀作用产生的洞穴，洞穴形状各异、大小不一、分布不均匀。对于常用测井方法的探测范围来说，洞穴的存在也往往具有偶然性，这给测井解释带来相当大的困难。只有当洞穴小且分布比较均匀时，可用中子（或密度）孔隙度与声波孔隙度之差作为次生的洞穴孔隙度，以中子或密度孔隙度计算含油气饱和度。

必须指出，实际的碳酸盐岩储集层，其孔隙类型可能是上述几种类型的复合情况。碳酸盐岩剖面中的测井解释任务，是从致密围岩中找出孔隙型、裂缝型和洞穴型储集层，并判断其含油（气）性。

碳酸盐岩储集层一般具有较高电阻率，所以须用电流聚焦型的电阻率测井方法，如侧向测井、微侧向测井等；自然电位测井在碳酸盐岩剖面一般使用效果不好，为区分岩性和划分渗透层（非泥质地层）须用自然伽马测井。由于储集层常具有裂缝、溶洞，为评价其孔隙度一般需要用中子（或密度）测井和只反映原生孔隙的声波测井组合使用。

自20世纪70年代后期至今，碳酸盐岩储集层的裂缝测井方法与裂缝储集层的评价技术有了很展，其特点是：发展了新的仪器及方法，逐步形成了裂缝测井系列；形成了一套用各种测井方法组合研究裂缝的综合评价技术；裂缝参数的定量研究有了新进展。

3.特殊岩性储集层

碎屑岩和碳酸盐岩以外的岩石所形成的储集层，如岩浆岩、变质岩、泥岩等，人们习惯于称它们为特殊岩性的储集层。当这些岩层的裂缝、片理、溶洞等次生孔隙比较发育时，也可成为良好的储集层，特别是古潜山的风化壳，往往可获得单井高产的油气流。对于这类储集层，目前的测井解释效果也较差，尚有一些技术难关需要克服。

（二）测井解释评价的地质依据

1.地质刻度测井为提高测井解释的精度奠定坚实的基础。

应用野外露头，钻井岩心和实验室分析化验获取的地质信息和参数，进行各种测井曲线的标定和刻度，开展测井资料解释方法的研究，即简称为“地质刻度测井（或岩心刻度测井）”。它包括，测井解释可行性分析、测井曲线编辑、环境校正与标准化、测井的侵入校正、岩石物理研究、建立测井解释模型、成果检验准则和测井储层参数计算的数学模型。

2.含油性是测井解释评价油气层的重要前提。

长期以来，人们常常沿用这样一种概念，就是以含油性做为判断油气层的基本条件，以含油饱和度的大小作为划分油（气）水层的主要标准。这样做当然有道理，因为含油性是油气层必然具有的基本特性，是决定产层能否产油气的重要前提。正因为如此，确定产层的含水饱和度是评价油气层的一项重要内容。应该指出，这种单纯依据含油饱和度的概念并不完善。从根本上说，油气水层的含油饱和度界限并不是固定不变的，而经常随着产层束缚水含量的变化而变化。这一点，已被大量的取心和试资料所证实。因此，含油性毕竟只是判别油气层的必要条件，并非充分条件。

随着声波测井和感应测井的发展，计算含油饱和度解释技术的广泛用，测井解释水平有了新的提高。依据含油饱和度55%～60%的界限作为划分油气层的标准，其结果是一方面成功地解释了许多油气，解释成功率有了明显提高；另一方面，在解释油气层时也出现了两种不同的倾向。这两种倾向如下。

1）粉砂岩和泥质砂岩的油气层普遍解释偏低。以粉砂岩和泥质砂岩为主的产层其特点是：组成地层骨架的岩石颗粒平均粒径普遍较小。由于岩性普遍很细，围绕孔隙的表面积（以岩石比面度量之）比一般砂岩大，普遍含有以伊利石和蒙脱土为主的粘土矿物，它们具有比较强的吸水性，一般充填于孔隙内，呈分散状分布。这两个因素的结合，形成产层的孔隙结构十分复杂。不仅孔隙喉道窄小，孔隙喉道半径中值超过10 μm者极少；而且微孔隙发育，弯曲度大，普遍表现为低渗透性和亲水的特点。因此，高束缚水含量是以粉砂岩和泥质砂岩为主的产层普遍具有的特征。由于孔隙中的水是以不能流动的束缚水形式而存在的，即使含水饱和度高达60%～70%，也依然只产油气。所以，这种类型的油气层实际上是以束缚水为主要成分的低含油（气）饱和度油气层，或称低电阻率油气层。经过试和油基泥浆井的实测资料证明，粉砂岩和泥质砂岩油气层当含油饱和度大于30%时，就可能产油气而不含水。许多油田在勘探初期，或者由于没有认识这一特点，或者由于没有有效的解释方法，因此解释偏低和漏掉这种类型油气层的现象比较严重。

2）高渗透率的产层容易解释偏高。高渗透率的产层往往又是另一种特点。主要是，粒度中值普遍较大、粘土含量少并以高岭土为主。孔隙分布比较均匀，孔径大，孔隙喉道半径中值甚至可达60～80 μm。岩石比面小，一般在0.014～0.028 km2/m3。因此，渗透率都在1000×10-3 μm2以上，甚至高达50000×10-3 μm2。所以这种类型的产层束缚水含量小，一般在10%～20%之间。有时产层的含油饱和度达60%～70%，依然含有可动水，试过程中表现为油水同出。这一特点容易引起解释偏高，把油水同层和含油水层解释为油层。

3.可动水和相对渗透率分析是油气层解释评价的主要途径

油气层之所以不出水，并非不含水。事实上，油气层总有一定的含水饱和度，即使最好的油气层也是如此。更有意思的是，有些油气层的含水饱和度高达60%～70%，竟然只产油气而不出水。如何解释这种现象是评价油气层首先需要解决的问题。

众所周知，油气层是储集层岩石和所含流体（油、气、水）之间形成的统一体，以彼此间的物理作用相维系。一般说来，任何储存油、气、水的岩石孔隙都可看成由一系列毛细管所组成。根据流体在微观孔隙的流动特性，一般把储集层的孔隙分为三类。

1）超毛细管孔隙：指孔隙半径大于250 μm以上的孔隙。由于这部分孔隙毛细管力几乎趋于零，流体可在其中自由流动。

2）毛细管孔隙：指孔隙半径在0.1～250 μm之间的孔隙。其毛细管力随着孔隙变小而增加。对于这部分孔隙，只有当外力大于毛细管力时，流体才能在其中流动。根据扫描电子显微镜揭示，泥岩最大的孔隙直径可达1 μm左右。因此，对于孔隙直径小于1 μm的孔隙，流体实际上是不易在其中流动的。

3）微毛细管孔隙：指孔隙半径小于0.1 μm的孔隙。由于这部分孔隙极小，孔隙表面分子的作用力达到或几乎达到孔隙的中心线，以致保留在其中的流体不能流动。

压汞分析表明，砂岩储集层的孔隙分布范围一般由小于0.1 μm至160 μm（指孔隙半径），孔隙半径中值也分布在0.26～60 μm之间。即使渗透率高达60 μm2的粗砂岩地层，孔隙半径超过160 μm者占总孔隙的比例也不大；其孔隙半径中值一般也不超过80 μm。因此，发生在储集层孔隙内的毛细现象都表现得比较突出。

由此可见，在油层形成过程中，由于油（气）、水对岩石润湿性的差异以及发生在孔隙内的毛细现象，规定了油（气）、水在孔隙空间内独特的分布形式与流动特点。在油藏未形成前，储油层本来是一个充满水的多孔介质。当油（气）在各种内、外力作用下，由生油层逐渐向储油层运移时，发生了油（气）驱水的过程。但是油（气）最终不可能把产层孔隙内的水完全排出，总有一部分原生水或者由于驱动压力无法克服毛细管力而滞留于油气层微小毛管孔隙内，或者被亲水岩石颗粒表面所吸附。因此，这部分水的相对渗透率极小，不能流动，称谓“不动水”。油（气）、水这种分布形态是油气层固有的特点，即水主要分布于流体不易在其中流动的微小毛管孔隙中或被岩石颗粒表面所吸附；油（气）则主要占据较大的孔道或孔隙内流动阻力较小的部位，形成只有油（气）流动而水不能流动的状态。这一过程，同样可由油和水的相对渗透率概念得到直观的解释，相当于开发过程的逆过程，如图6-4所示。

在油气未向储集层运移之前，储集层为充满水的多孔介质，属于单相流动状态。因此，Sw=1，krw=1。随着油气的运移，油首先占据储集层孔隙空间内流体流动阻力最小的部位。由于主要的流动通道被油所堵塞，增加了水流动的阻力，因此水的相对渗透率迅速下降。然而，这时储集层的含油饱和度还十分小，油在孔隙空间内呈孤立和不连续状态，不能流动，其相对渗透率趋于零。这相当所谓“含油水层”的情况，与此相应的含油饱和度近似为地层的残余油饱和度 Sor。随着储集层孔隙空间的含油饱和度进一步增加，油的相对渗透率kro也相应增加，油开始流动；krw继续下降，相当油水同层的情况。当含油饱和度达到某一临界值时，与此相应的含水饱和度相当于不动水饱和度Swirr，这时kro达到最大，krw趋于零，水不能流动而只有油流动。显然，这就是我们常说的出油（气）含油饱和度界限。所以，所谓油气层的含油饱和度界限就是当Sw=Swirr时的含油饱和度数值。“不动水”的主要成分是束缚水，随着产层的孔隙直径变小和微毛管孔隙的增加而增大，因此与组成岩石骨架的颗粒度分布和充填于孔隙内的粘土含量有关。即使在孔隙内束缚水的相对含量接近或超过了油（气）的饱和度，也不能改变其不流动的特性，产层依然只产油气而不出水。所以，只含“不动水”（束缚水），不含“可动水”是油气层普遍具有的特点。这就不难理解，为什么油气层的含油饱和度界限并非固定不变，而常常随着油气层束缚水含量的变化而变化。也不难理解，为什么有时油气层含水饱和度高达60%～70%，依然只产油气而不出水。

图6-4 相对渗透率与含水饱和度关系图

4.微观孔隙渗流机理的分析是产液性质评价的重要手段

事实上，当多相流体（油、气、水）并存时，储集层的产液性质服从多相流体渗流理论所描述的动态规律，可用多相共渗的分流量方程确定之。若地层呈水平状，则储集层的油、气、水产量（分流量）可分别表示为

地球物理测井

式中：Qo、Qg、Qw分别表示储集层油、气、水的分流量（产量）；ko、kg、kw分别为油、气、水的有效渗透率，以μm2为单位；μo、μg、μw分别表示油、气、水的黏度（mPa·s）；为压力梯度，105Pa·cm-1；A为渗流截面。

有效渗透率系指相对渗透率。在多相共渗体系中，它是对每一相流体在地层内部流动能力大小的度量。实际上，为了了解各相流体在储集层内部的相对流动能力，以便更好地描述多相流动的过程，往往又用相对渗透率的大小，它等于有效渗透率与绝对渗透率（k）的比值，例如：

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或

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根据分流方程，可进一步导出多相共渗体系各相流体的相对产量，它们相当于各相的产量与总液量之比。例如，对于油水共渗体系，储集层的产水率（Fw），可近似表示为

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产油率（F0）则为

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分析上述各式可以看出，储集层的产液性质主要取决于各相的相对渗透率，即取决于油、气、水在储集层内部的相对流动力。若地层内部只有两种流体，例如油和水。则根据它们各自渗透率的变化，相应有三种不同的产液性质：

1）如果储集层水的相对渗透率krw或kw趋于0，而油的相渗透率达到最大（kro→1，ko→k），相当于在储集层内部水不能流动而油的流动能力达到最大。根据上述方程式，则得Qw→0，Fw→0，F0→1。表明储集层只产油而不产水，属于油层情况。

2）储集层油的相对渗透率kro或ko趋于0，而水的相对渗透率达到最大（krw→1，kw→k），相当于在储集层内部油不能流动而水的流动能力达到最大。根据上述方程式，则得Qo→0，Fw→1，Fo→0，表明在这种情况下储集层为水层。

3）若0＜（krw，kw）＜1和0＜（kro，ko）＜1，相当于油和水在储集层内部都具有一定的流动能力。同理，可以导出Qw＞0，Qo＞0，Fw及Fo均大于0而小于1，表明在试过程中为油水同出。

这就是说，一个储集层到底到产油，还是产水，或是油水同出，归根结底取决于油、气、水在储集层内部的相对流动能力。因此，只要应用测井资料确定产层的相对渗透率，并进一步计算其产水率Fw或产油（气）率，不仅能够达到最终评价油气水层的目的，而且能够定量描述储集层的产液性质。所以，确定产层的相对渗透率是评价油气层必要而充分的条件。

同样，可以用相对渗透率的概念，对影响油（气）层含油（气）饱和度界限的因素进行分析，以便对油气水层解释工作中出现的不同倾向，给予比较完满的解释。

一般来说，对于低渗透率砂岩地层，由于具有粒度小和泥质含量高的特点，微孔隙比较发育，孔隙半径也普遍较小。因此，即使驱动压力相当大，仍然有相当数量的孔隙，由于驱动压力无法克服毛管力，而保留了较多的束缚水。对于高渗透率地层，则由于其孔隙半径普遍较大，因而束缚水含量较少。这一特点可十分清楚地反映在毛细管压力曲线中。图6-5表示用同一种流体，而不同渗透率的岩样测定的毛细管压力曲线，表明束缚水饱和度随着渗透率的降低而增大。其相对渗透率与饱和度的关系曲线如图6-6所示。

这意味着，低渗透率产层在含油饱和度较低时，就能出纯油而不含水；高渗透率油层则要求有更高的含油饱和度界限。同样，由于亲水地层往往比亲油地层具有更高的束缚水饱和度，因此，亲水地层的油气层界限也相对较低。除了储集层的渗透率和润湿性外，原油黏度也是影响油层界限的一个重要因素。油质变稠的结果将使Sor增大，kro减小，即相当于krw增大。这就是说，油的流动性变差，水显得更为活跃，其相对渗透率与饱和度关系曲线示于图6-7。所以对于稠油层，其含油饱和度界限普遍比稀油层高。

图6-5 毛细管压力曲线图

图6-6 不同渗透率岩石的相对渗透率曲线

总之，含油性和不含可动水是油气层的两个重要的特点，并在事实上构成了判断油（气）水层的两个重要的条件。其中含油性是评价油气层的前提，分析产层的可动水则能把握油气层的变化和界限，而对油气层的最终评价则取决于对地层油（气）、水相对渗透率和微观孔隙渗流机理的分析。

通过上述测井分析，达到评价油气层目的基本途径主要有二条。

1）分析产层含水饱和度（Sw）与束缚水饱和度（Swi）之间的关系。这是一条比较简便的途径，其原理是通过分析Sw与Swi的关系，达到揭示储集层相对渗透率的变化和最终评价油气层的目的。目前投入应用的“可动水分析法”就是建立在这一原理基础上的解释方法，我们将在第七章进行系统介绍。

2）直接利用测井资料计算产层的相对渗透率和产水率（或产油气率），达到定量确定地层的产液性质和产能，以及全面评价产层的目的。

图6-7 稠油、稀油油层的相对渗透率曲线

根据实验室测定，油、水的相对渗透率通常是储集层的含水饱和度（Sw）、束缚水饱和度（Swi）及残余油饱和度（Sor）三者的函数。一种比较普遍用于确定油、水相对渗透率的经验方程已由（6-7）及（6-8）式提供。这就是说，只要利用测井资料确定Sw、Swi和Sor，就能够实现应用测井资料计算储集层的油、水相对渗透率。

根据实验室测定，油水相对渗透率kro、krw的经验关系式如下：

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式中：Sw为含水饱和度；Swi为束缚水饱和度；Sor为残余油饱和度；m、n、j为经验系数，主要取决于储层的岩石特性，一般m=3～4，n=1～2，j=1～2。

确定krw和kro的方法还有如下两种：

彼尔逊经验方程

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乘方公式

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式中：Shr为残余油饱和度。

另外，还有一种一般经验关系式的特例，相当Shr=0.1，m=3，n=1，j=1的特定形式：

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虽然上述简化式可求得相对渗透率，但在实际使用时应该根据本地区油藏特征条件，通过实验用统计分析的方法获得经验系数m、n、j。对于三相共渗系统，在纵向上按油、气、水分布特点可分成油气和油水两组两相共渗系统求解。束缚水饱和度（Swi）由地区资料统计得到，残余油饱和度（Shr）由岩心分析、中子寿命测一注一测技术和碳氧比测井三种方法之一获取。