塔河油田开发现状及稳产上产的几点认识

塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分

塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分为了更好的开发塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层区块。本文通过分析塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层的受沉积环境变化及构造-盆地背景，对碳酸盐岩岩石类型进行一个划分归类。主要依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和顆粒类型对塔河地区碳酸盐岩岩石类型进行区分。将塔河地区碳酸盐岩主要岩石类型分成颗粒灰岩、颗粒微晶灰岩-微泥晶灰岩、藻灰岩、含云-白云质灰岩、白云岩五大类。标签：奥陶系碳酸盐岩颗粒类型塔河地区奥陶系主要由碳酸盐岩组成，不同时期中发育的碳酸盐岩岩石类型、岩石和生物组合面貌及沉积序列是明显不同的，这些标志是识别、划分塔河地区井下奥陶系岩石地层单位（组、段）并进行地层对比、层序划分的主要依据[1]。因此，有必要对塔河地区碳酸盐岩的主要岩石类型作一系统的归纳和说明，以利于从岩石宏观沉积特征和结构上区分各岩石地层单元。本文中，碳酸盐岩的分类和命名原则主要是依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和颗粒类型来进行划分的。 1颗粒灰岩类是指颗粒含量≥50%的灰岩。塔河奥陶系碳酸盐岩中的颗粒类型主要有藻鲕、鲕粒、内碎屑、生物屑、团粒等，归纳起来可以划分为以下四种。 1.1藻鲕灰岩。藻鲕灰岩是鹰山组较为典型和普遍的岩石类型，一间房组、良里塔格组也部分见有[2-3]。颗粒主要为灰白色的藻灰岩砂粒，不具鲕粒的圈层构造，来自盆内弱固结-固结的藻纹层灰岩或藻灰岩，经岸流、底流、潮汐及波浪作用剥蚀、破碎后再沉积的，具有成分成熟度、结构成熟度都较高的特点。因胶结物和填隙物的不同可分为亮晶藻鲕灰岩和微晶藻鲕灰岩两种，沉积环境为潮下高能浅滩。 1.2粉-砂屑灰岩。粉-砂屑灰岩也是奥陶系分布较为普遍的灰岩，主要见于鹰山组、一间房组和良里塔格组，颗粒由多成分的藻鲕、团粒、鲕粒、生物屑等共同构成，没有明显的优势颗粒类型，成分成熟低但结构成熟度高。根据胶结物和填隙物的不同可分为亮晶粉-砂屑灰岩和微晶粉-砂屑灰岩两种。沉积环境为潮下浅滩。 1.3鲕粒灰岩。鲕粒灰岩是一间房组中比较典型和常见的灰岩，少量见于鹰山组、良里塔格组和桑塔木组。颗粒以鲕粒为主并含有少量的生物屑和内碎屑。鲕粒多为亮晶胶结的同心圈层状正常鲕和薄皮鲕，少量见有薄皮鲕和变形鲕，核心多为藻鲕和生物屑。为潮下高能冲洗带和浅滩环境的沉积物。一间房组的部分井下岩芯中可见该类灰岩构成礁体的基座，向上逐渐演变为具有骨架结构的海绵礁灰岩 1.4砾屑灰岩。砾屑灰岩主要见于鹰山组，也是该组较为典型和普遍的岩石

塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比

塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比为了找出塔河地区奥陶系克拉通坳陷中的多层次迭加的含油气系统。本文采用三个统、八个阶的对比方案对塔河地区奥陶系的统、组岩石地层作重大调整。认为塔河地区奥陶纪盆地是塔里木盆地早古生代克拉通内和被动大陆边缘的一部分，奥陶系假整合在下丘里塔格组之上。沉积层序和充填特征∶早、中奥陶世，塔河地区为潮坪-碳酸盐岩台地相；晚奥陶世与塔里木盆地演化同步，为前陆盆地沉积-构造转换的重要阶段，碳酸盐岩台地经历两次淹没过程和向上变浅的沉积序列，晚奥陶世末转为陆源碎屑岩沉积。标签：塔河奥陶系沉积特征划分对比方案塔河地区位于塔里木盆地北部，现今的构造位置属沙雅隆起（塔北隆起）南侧阿克库勒凸起的南部[1]。塔里木盆地是个大型复合、叠加盆地，为一具有前寒武系结晶基底的陆板块。内部可能存在以深断裂分隔的不同性质的沉积-构造单元，发育了不同性质的原型盆地，形成多层次迭加的含油气系统，成为碳酸盐古岩溶储集成藏的最有利空间[2]。塔里木盆地的地层与沉积序列，除前寒武系外，主要包括五个叠加层次的构造-沉积层，限于专题本文只开展塔河地区奥陶系地层与沉积序列的研究。 1塔河地区奥陶系地层划分对比方案塔河地区奥陶系划分对比方案依据国际奥陶系划分方案（1998）及第三届全国地层会议建议方案（2000），结合柯坪大湾沟新设立的全球辅助层型剖面（2002），对奥陶系的划分作了重大调整。新方案将原划为下奥陶统的鹰山组上部及一间房组划归中奥陶统，将原划为中奥陶统的恰尔巴克组及良里塔格组下部划归上奥陶统。 2塔河地区奥陶纪地层与沉积序列 2.1塔河地区早奥陶世地层与沉积序列早奥陶世，在塔西克拉通内坳陷盆地还是一套碳酸盐岩台地-潮坪相沉积，沉积中心位于满西1井西南和塘古孜巴斯坳陷[3]。早中奥陶世为槽盆相深水碎屑岩沉积相区，以笔石页岩、陆源碎屑岩、黑色泥岩和放射虫硅质岩为特征。在巴楚、柯坪等地，该组底部为薄层状砂屑灰岩夹白云岩超覆在上寒武统古喀斯特面上，向上为砾屑灰岩与砂屑灰岩夹白云岩韵律互层，潮道冲刷面发育。沉积环境为潮下—潮间带，发育藻鲕和藻纹层灰岩，为建藻席和藻丘的沉积序列组合，在纵向上主要有两大部分：下部碳酸盐加积序列，潮道-潮坪序列；上部的藻席发育序列，局部可建藻丘。 2.2塔河地区中奥陶世地层与沉积序列

中国碳酸盐岩溶缝洞储集体类型和塔河油田性质

中国碳酸盐岩溶缝洞储集体类型和塔河油田性质张抗摘要：我国海相油气田都经历了多期成藏和后期改造。不规则储集体分纳溪型、塔河型、任丘型三大类，岩溶缝洞的发育程度和孤立储集体间的连通程度依次加强，其中的流动性质、油气水界面和压力的统一性也随之增强。塔河油藏既不是层状、块状，也不是地层不整合、风化壳型油藏，而是网络状油藏。其内部的油气水性质、界面位置、压力均有较大差别，生产中流体的动态也异于一般的层、块状油气田。阿克库勒凸起和塔河油区都是多类型储集体的组合。该隆起具有整体含油性和巨大的含油不均一性。测试和试采是评价该类储层的主要手段，酸压改造是勘探开发中的重要环节。塔里木盆地塔北隆起区南坡阿克库勒（轮南）凸起上的塔河油田，2001年底仅在奥陶系碳酸盐岩中已探明储量 1.58×108t。它不仅是塔里木第一个大型油田，而且是中国第一个海相大油田。它的发现引起了国内外的瞩目，已有一系列的论著讨论了它的性质和特点以及对今后勘探的启示[1～5]，但其中也有许多分歧。在大量的实践基础上，作者提出“网络状油藏”的概念并论证塔河油气藏的性质与类型。 1、碳酸盐岩储集体的分类塔河油田和阿克库勒凸起奥陶系油气藏全部赋存于碳酸盐岩中。要讨论它的成藏条件，就必须分析其储集体的形成和类型。我国碳酸盐岩储层绝大多数时代老，原生孔隙基本消失而难以形成有经济价值的油气储集。其储集空间由裂缝或岩溶孔洞（更常见的是二者迭加发育）组成。因而用储集体的术语代替储层就更贴切。强调储集体，除了意欲表述其不规则的几何形状外，还表示储集体与其外的封堵体可以属同一岩层，具同样的岩性。显然，基本上无渗透性的碳酸盐岩基质就成为直接封盖储集体的封堵体。 1

塔河油田奥陶系原油高蜡成因

文章编号：５０２１－５２４１（２００５）０１－００８５－０４收稿日期：２００５－０５－１１第一作者简介：丁勇（１９６８－），男，高级工程师，中石化西北分公司研究院，从事油气勘探综合研究，成都理工大学能源学院油气田开发工程专业２００３级在职博士研究生。地址：新疆乌鲁木齐北京北路２号（８３００１１）。电话：（０９９１）３６００７４２。塔河油田奥陶系原油高蜡成因丁勇１，２（１．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１００５９；２．中国石化西北分公司勘探开发规划设计研究院，新疆乌鲁木齐８３００１１）摘要：塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，奥陶系是主要产层，其原油物理性质变化较大，原油含蜡量与原油密度呈相反的变化趋势。塔河油田西北部原油密度大，但含蜡量相对低，而东南部原油具较高含蜡量。常规认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为特征。塔河油田奥陶系原油来源于海相烃源岩与原油具高蜡特征并不矛盾。研究表明，高蜡原油并非来源于陆相，海相有机质也可以生成含蜡量较高的原油。塔河油田东南部９区高蜡原油是多次“过滤”和蒸发分馏这两种作用共同造成的。关键词：塔河油田；奥陶系；原油；高蜡；成因分析中图分类号：ＴＥ１２２文献标识码：Ａ塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，目前已形成储量规模达几亿吨、年产原油３５０多万吨的大型油气田———塔河油田。塔河油田东南部奥陶系原油具较高含蜡量，通常认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为其特征。塔河油田东南部的奥陶系高蜡原油属于海相还是陆相，其形成机制是什么，对于这一问题的认识直接关系到对塔河油田东南部奥陶系原油的来源和其勘探前景的认识，因此分析塔河油田奥陶系原油高蜡形成机制显得十分必要，并具有一定的现实意义。１概况塔河油田发现于１９９６年。油田主体部位位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。截至２００３年底，塔河地区已在奥陶系、石炭系、三叠系、白垩系４个层位获得油气突破。经过多年的勘探和综合研究，基本查明了塔河油田油气富集规律。目前塔河油田主要产层奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集体连片，整体含油、不均匀富集，其上叠加成带分布的志留—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，由断裂、不整合沟通形成次生油气藏，纵向上构成“复式”成藏组合特征。研究表明［１］，塔河油田奥陶系原油属于海相原油，主要来源于其西南的满加尔坳陷寒武—奥陶系，该套烃源岩规模巨大，有机质类型为Ｉ型腐泥型，是塔河油田主力烃源岩，并具有长期生烃、多期供烃、成熟度较高的特点；油气运移、聚集的主体方向是由南、西南向北、北东，晚期油气除由南向北外，由东、东南向西、西北方向也是重要的油气运聚方向；塔河油区存在３个主要成藏期和５次充注过程，代表了海西晚期（第１期）、印支—喜马拉雅中期（第２期）以及晚期（第３期）的主要成藏过程。早期的油气运聚主要成藏于奥陶系储层中，晚期多期次不同性质的油气充注的不均一性使区域上油气面貌复杂化（多期及复合）。空间分布上，多期次充注主要出现于油区东部、南部。油区西部、北部，尤其是西北部多期次充注相对少见，主要为早期充注受水洗氧化改造强的重质稠油。早期成藏改造、晚期充注调整是塔河油田重要的成藏机制，成藏封闭条件的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。第１卷第１期Ｖｏｌ．１，Ｎｏ．１２００５年８月ＷＥＳＴＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＳＡｕｇ．２００５

国内外海洋石油开发现状与发展趋势

一、海洋石油开发现状世界石油开发已有200 多年的历史，但直到19 世纪61 年代末期，才真正进入近代石油工业时代。1869 年是近代石油工业纪元年，从此，世界石油产量开始迅速增长。尽管在19 世纪末，美国已在西海岸水中打井，开始了海洋石抽生产，但真正成为现代化海洋石油工业，还是在第二次世界大战以后。海洋石袖是以1947 年美国成功地制造出第一座钢质平台为标志，逐步进人现代化生产。 1990-1995 年期间全世界除美国外有718 个海上新拙气田进行开发。最活跃的地区在欧洲，有265个油气田进行开发，其配是亚洲，有l88个，非洲102 个，拉丁美洲94 个，澳大利亚41 个，中东21 个。 1990 -1995 年期间开发的海上新油气目中，储量、天然气田生产能力、油田生产能力排在～前 5 位的国家如下图所示。在此期间，全世界18个国家开发的海上油气田数见表发展最快的是北美，从1989 年的410 口上升到1993 年的500口。全世界有242 个海上油气田投入生产，其中油田139个，气田103个。从分布上看，西北欧居第一位，共投产67个油、气田，其中油田40个，气田27个。在此期间全球海洋石油总投资额为3379亿美元。 1990-1995年期间，全世界（不含美国）共安装了7113座平台，其中有83座不采用常规固定式平台，而采用半潜式、张力腿式和可移式生产平台。巴西建造了300～1400m深的采油平台，挪威建造的张力腿平台水深达350m，中国南海陆丰22I生产储

油船和浮式生产系统工作水深约为355m。有41个国家大约安装370多座水深不超过60m的浅水采油平台。总之，世界平台市场需求量增加，利用率在提高。二、海洋石油开发技术与发展趋势石油是重要战略物资各国都很重视。21世纪，石油和天然气仍将是世界主要能源。世界油气资源潜力还相当大，有待发展先进技术，进一步加强勘探和开发，以提高发现成功率和采收率，降低勘探开发成本。海洋石油的开发已为全世界所瞩目，世界海洋石油的日产量也在逐年增长。随着陆上石油逐渐枯竭，海上油气的开采将会越来越重要。同时，由于开采技术的不断提高，海洋石油的开发也将不断向南、深、难的方向发展，其总的趋势如下。（一）石油地质勘探技术今后的世界石油勘探业将是希望与困难井存。一方面，还有许多远景盆地有待勘探，成熟盆地还有很大的勘探潜力。油气新远景区可能是深海水域、深地层和北极盆地。另一方面，20世纪四年代的油气勘探己向广度和深度发展。世界范围内寻找新油气田，增加油气勘探储量，提高最终采收率的难度越来越大，油气田勘探开发成本直线上升。石油地质工作者将面临降低勘探成本、提高探井成功率，增加探明储量的挑战。在这种严峻的形势下，今后的石油地质科技将向三个方面发展． ①加强盆地数字模拟技术的研究，以深入解剖盆地，揭示油气分布规律， ②加强综合勘探技术的研究，以提高探井成功率，降低勘探成本； ③加强开发地质研究，探明石油储量，帮助油藏工程师优化石油开采，最大限度地提高采收率。（二）地质勘探技术海上地震勘探技术的发展趋势是：海上数据采集将越来越多地采用多缆、多震源及多船的作业方式，这样可大大提高效率，降低费用，研究和应用适于海上各种开发区的观测方法，实现海上真三维地震数据来集；研究大容量空气枪减少复杂的气枪组合；开发海上可控震源；不断增大计算机容量，提高三维处理技术，计算机辅助解释系统的发展将进一步满足人机交互解释的需要，并向小型、多功能、综合解释方向发展。对未来交互解释站计算机能力的期望是100 MB的随机存取存储器；2000万条指令∕s，高分辨率荧光屏,软件可移植性。新一代交互解释站将具有交互处理能力，具备叠前、叠后、反演、模拟等处理功能，能作地质、测井、VSP横波资料的综合分析和解释，将物理的定量分析和地质信息结合起来，进行地层和岩性解释。（三）钻井工艺技术钻井在油气勘探、开发中占有重要的地位。钻井技术水平不仅直接影响勘探的效果和油气的产量，而且由于钻井成本占勘探开发成本的大部分，因此，它直接关系到油田勘探开发所需要的投资额。基于这一点，提高钻井技本水平和钻井效率、降低钻井戚本对油气田勘报开发具再重要意义。过去的10年是钻井技术发展的10年，钻井技术的各个领域都取得了明显的进步。随钻测量系统可以把井眼位置、钻井妻数和地层参数及时传送到地面，从而能够实时了解井下情况和监测钻进过程，随锚测量还大大提高了钻井的安全性相钻井效率，地面数据采集与处理计算机系统和计算机信息网络，提高了钻井过程的实时控制和预测能力，实现钻井过程的系统优化、连续控制井眼轨迹技术提高了定向钻井水平；基础研究的加强，促进了钻头设计、钻头性能预测等方面的改善；聚晶金刚石钻头的发展和新型的聚晶金刚石钻头的出现，不仅显著提高了钻头机械钻速，而且成功地解决了非均质破裂研磨性地层的经济钻进问题；优质泥浆和固控技术解决了复杂地层的钻井问题，提高了钻

塔河油田地层简表

塔河油田地层简表
地界系第四系新上新统库车组康村组吉迪克组统层群系组统代号 Q N2k N1k N1j E3s E1-2km 岩性描述
灰白色粉砂层、细砂层夹黄灰色粘土层。黄灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色粉砂岩略等厚互层。浅灰、白色细粒砂、粉砂岩岩与黄灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层。上部棕、蓝灰色泥岩夹棕色粉砂岩、细粒砂岩，下部褐棕色泥岩、膏质泥岩夹浅棕色粉砂岩、细粒砂岩。棕褐色泥岩与浅棕色细粒砂岩不等厚互层。棕红色中粒砂岩、含砾粗-中粒砂岩。上部为红棕色粗-细粒岩屑长石砂岩、粉砂岩与棕褐色泥岩略等厚互层；中部棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩与棕褐色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层；下部棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩夹棕褐色泥岩。棕褐色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩略等厚互层。棕、棕褐、灰绿色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩、粉砂岩不等厚互层。浅灰色细粒砂岩、砾质中粒砂岩夹棕褐色泥岩。灰白色粉砂岩、细粒砂岩、砾质细粒、中粒砂岩夹棕褐色泥岩及煤线。（1） T3h ：深灰、棕灰、灰黑色泥岩夹少量灰、浅灰色细粒砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，底部灰黑色炭质泥岩为三叠系标志层。 1 （2）T3h ：浅灰色细粒砂岩、中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅰ砂组。（1）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩、粉砂岩。 3 （2）T2a ：浅灰、灰白色细粒砂岩，为三叠系 T-Ⅱ砂组。 2 （3）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩； 1 （4）T2a ：浅灰色细砾岩、含砾中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅲ砂组。深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩。深灰色、灰绿色英安岩。底部为灰黑色玄武岩。（1） C1kl ：棕灰色、灰色、浅灰色、灰白色中粒砂岩、细粒砂岩、粉砂岩与棕褐、棕红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚-不等厚互层。为卡拉沙依组砂泥岩互层段。 1 （2）C1kl ：棕褐、深灰色泥岩。为上泥岩段。（1）C1b ：黄灰色泥晶灰岩夹深色泥岩，即“双峰灰岩”段； 2 （2） C 1b ：棕褐色、灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩，即“下泥岩段”； 1 （3）C1b ：灰色灰质粉砂岩、灰色细粒砂岩与灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层，即“砂泥岩互层段”。上部为灰白色细粒石英砂岩。下部灰白色细粒石英砂岩与深灰色、绿灰色泥岩呈不等厚互层。深灰、灰绿、灰色泥岩与灰色细粒长石石英砂岩、粉砂岩略等厚-不等厚互层。上部灰色细粒砂岩与绿灰、深灰色泥岩；中部为绿灰、深灰色泥岩，下部绿灰、深灰色泥岩夹灰色细粒砂岩。灰色泥岩、灰质泥岩与灰色泥晶灰岩、灰岩略等厚-不等厚互层。灰、褐灰色泥微晶灰岩、泥灰岩。上部为棕褐色灰质泥岩、下部为浅灰色泥晶灰岩。浅灰色砂屑泥晶灰岩、泥晶灰岩。灰白、灰色泥晶灰岩、含砂屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩。
3 2 4 2
上第生三系中新统界
渐新统苏维依组下第三系古-始新库姆格列统木群巴什基奇克组
K1bs K1b K1s K1y J1
白垩系
下统
巴西盖组卡普沙良群舒善河组 (K1kp) 亚格列木组
中生界
侏罗系
下统
上统
哈拉哈塘组
T3h
三叠系
中统
阿克库勒组
T2a
下统二叠系中统
柯吐尔组
T1k P2
晚古生界
卡拉沙依组石炭系下统巴楚组
C1kl
C1b
泥盆系志留系早古生界
上统
东河塘组塔塔埃尔塔格组
D3d
S1t S1k O3s O3l O3q O2yj O1-2y
下统柯坪塔格组桑塔木组上统良里塔格组恰尔巴克组中统中下统一间房组鹰山组
奥陶系

中国主要油气田及石化炼油厂

中国主要油气田及石化/炼油厂中石油油田大型炼化企业 67% 大庆油田抚顺石化 10个油田四川油田（西南油气田）大庆石化新疆油田大庆炼化七千万吨/年辽河油田大连石化大港油田大连西太平洋土哈油田兰州石化塔里木油田独山子炼油厂吉林油田锦西石化长庆油田锦州石化华北油田吉林化工 4个其它油田浙江油田鞍山炼油厂青海油田冀东油田玉门油田中石化油田大型炼化企业胜利油田镇海炼化 6个油田中原油田茂名石化 33% 江汉油田燕山石化四千万吨/年江苏油田齐鲁石化河南南阳油田高桥石化塔河油田广州石化金陵石化金山石化巴陵石化扬子石化天津石化荆门石化洛阳石化武汉石化福建石化济南石化沧州炼油厂海南炼油厂九江石化青岛炼油厂中海油渤海油田惠州炼化南海油田东海油田中海油有几家炼油厂

以2005年底动工的惠州炼油项目为起始，中海油开始在炼化产业上密集布局。中海油炼化产业的布局是在“两洲一湾”：珠江三角洲、长江三角洲和环渤海湾。珠江三角洲主要是惠州炼油基地、长江三角洲主要是大榭石化，在环渤海湾，中海油则主要收购了山东海化、东营石化和中捷石化。目前就这几家中国20大炼油厂 No.1 大连石化(隶属中国石油) 2010年炼油能力2050万吨 2004年，大连石化原油加工首次突破千万吨大关，是中国石油天然气集团公司首个千万吨级炼油厂。2010年，大连石化炼油能力达到2050万吨，位居全国第一，相比2005年的1050万吨增长近一倍。大连石化处于辽宁省大连市，海陆运输方便，是中国重要的原油加工及转运基地。目前，该公司正在加强管理，升级炼化生产装臵，致力于建设具有国际竞争力的标志型炼化企业。 No.2 镇海石化(隶属中国石化) 2010年炼油能力2000万吨镇海炼化成立于1975年，整体实力一直处于中国炼化行业的领先地位，是中国大陆首家进入世界级大炼厂行列的炼油企业，多年保持2000万吨以上的炼油能力。近年来，镇海炼化为地方经济社会发展及相关产业的发展作出了巨大贡献，带动了周边金融、商贸、物流等产业的集聚和辐射，为地方环保事业也作出了很大的贡献。 No.3 天津石化(隶属中国石化) 2010年炼油能力1550万吨 2010年，天津石化原油年加工能力1550万吨，相比2005年的550万吨提高了近两倍。天津石化位于天津市滨海新区，东临渤海油田，南靠大港油田，并与天津市区和塘沽新港有铁路、公路相通，与大港油田和天津港南疆石化码头有输油管线相连，地理位臵优越，海陆运输方便。 No.4 上海石化(隶属中国石化) 2010年炼油能力1400万吨上海石化成立于1972年，是中国第一家在上海、香港、纽约三地同时上市的国际上市公司。经过多年发展，现拥有年原油一次加工能力1400万吨。上海石化主要生产石油制品、

油田开发技术现状与挑战与对策研究

油田开发技术现状与挑战与对策研究摘要：日以渐进，油田事业的发展已有悠久的历程，随着社会的发展，石油本身的性质日渐衰退，其地址结构也随之变差，其重要优质油田日渐干枯，其拌水值增高，油田的产值日渐衰退，在投资油田产业中的优质油田渐渐减弱。为提高其开发技术，我们对国外的油田技术进行了研究，通过研究结果发现国外石油开采获取率很高，其原因是在打井、完工、检测技术、石油分类等许多地方的技术比较先进，其技术的进步速度快，对其投入地方具有针对性，技术的运用得到了很好的发挥作用，从而使其石油的采收率在先进技术的基础上日渐升高，技术的提高覆盖了各个地方，使其石油产量日渐增高。关键词：地下渗透粘度高探测地质近年来我国石油技术开采上出现了一些问题，原因是我国石油很多地方是位于水量较多的后期时段，这就使石油的产量越来越少，而导致在石油业中优质石油的产量也越来越少，后期增加的新石油开采地有着地形复杂难以开采的问题存在，还有一些地区存在石油地下渗透率低，石油粘度高难以开采的石油，随着社会的发展这种情况越来越严重，而经济的迅速发展使我们对石油的需求不断增加，而我国的石油开采凉已无法满足我们的需求，所以我国石油对外消费越来越高。随着科学的发展，我国在石油开采技术上也有了很大的进步，对于解决我国一些石油难开采问题做出了重点研究，对于一些低渗透油田的开采做出了针对性的技术，根据石油所在地区的地形进行细致研究，努力找出优质石油，尽可能产出高值石油，结合的运用地质、井的检测、地震裂痕分布来寻找石油分布地。利用远古时代的方法进行人工打井方式来探测地质，确定石油存在的地方，保证油田存地的压力，增加原油不断的增动力，减少对石油存储地的表层破坏。进行全面裂痕或反复裂痕的调整，以确保石油的产能达到一定的期望值。使油田开发系统优化升级，采用蜘蛛网式分布，运用井的短距离、对井进行蜘蛛网的分布，确保高度的采用压力差。检测地质的好坏，地应力的向心力，把握开采的力度，保持打井的持续性，减少因停工而造成经济损失和对机器的破坏，以达到最大力度的开采。其早些时代的一些工人使用举升的方式来开采石油，从而保证采取油量的质量。其次采用规法的保护法来保护油层，确保在开采时向地下注入水的水质，利用机器高压力注射，确保在开采时各种机器的稳定度。也可运用丛式井、用较小的小井钻、简便地表密集输入程序，以增加和提升低渗透油田的全面开发效果。伴随着探查技术的深入发展与机械技术的探索，我国石油开发技术在不断的提高，其石油的产量也不断的升高，对低渗透油田的开发也有了一定的进步，对开发出来的渗透油田量也日益升高，比着往年的产值也在升高，因此形成了各地区低渗透油田开发地，也在以后油田事业的发展中起到了很大的作用。一、石油存储技术开发现状

塔河油田缝洞型油藏机理研究

新疆油田油藏研究概况姓名：阿拉依·阿合提学号: 20071043642 班级: 022081 指导老师:潘林

新疆油田油藏研究之 —————塔河油田油藏概况阿拉依·阿合提中国地质大学资源学院湖北武汉（430074）摘要：以油气成藏体系理论为指导，对塔里木盆地塔河地区油气成藏研究概况进行了分析。阐述了塔河油田油藏成藏的地质背景,油气运移过程,储层的岩性特征,和渗透规律,描述了塔河缝洞型油藏的基本特征,汇总了目前国内对缝洞型油藏的研究动态和研究方向,对流体流动类型和储层评价进行了简单综述。关键词:塔河碳酸盐岩缝洞油藏流体引言: 随着我国油气需求的不断攀升,对油气资源的需求日益增大,进一步勘探出新油气田和提高已有油田的采收率不断得到加强研究.在勘探开发不断深入进展下，碳酸盐岩地层中发现的油气储量和产量越来越多，引起了海内外学者的重视和兴趣。碳酸盐岩油藏储集空间类型比较多，既有微观孔隙，也有大小和规模相差悬殊的溶蚀孔洞和裂缝，而且储集层纵、横向变化大，给储集层定量评价带来了很大难度也进一步加大了研究的必要性和紧迫性。我国陆相石油地质理论中对碎屑岩的生烃机制和成烃模式的研究理论已较为成熟。为我国许多陆相石油的勘探提供了大量技术理论支撑。然而我国海相碳酸盐岩的沉积分布也比较广泛,已在四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地的海相碳酸盐岩中找到了大型和特大型油气田，而且获得了十分可观的地质储量,但对碳酸盐岩的沉积过程和成岩作用的研究却相对缺乏，因为碳酸盐岩和碎屑岩在物理性质和化学组成上都有着本质的差别，碳酸盐岩有机质的演化特征和成烃机制与碎屑岩有很大差异性[1]。由此可见，深人研究总结碳酸盐岩具有重要意义,塔河油田为我国第一个以古生界奥陶系为主产层的大油田，其缝洞型油藏是最典型的特征，而这对缝洞型油藏的研究影响着塔河油田整个石油勘探开发的全过程。本文主要对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的地质背景和成藏机理进行了简要的概述分析。 1.塔河油田地质环境 1.1 塔河油田形成地质背景塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，该凸起是在加里东中晚期形成凸起雏形，在海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向大型鼻凸，在海西晚期改造基本定型，后经印支一燕山和喜山运动进一步改造成为大型古隆起口。[1、2、3]塔里木盆地经历了漫长的构造演化，在整个过程中缺乏热事件的构造改造，早期的油气藏在合适的位置可以长期保存至今，也可能因为后期的区域翘倾而使得油气藏再分配或演化

中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望

中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望姜伟中国海洋石油总公司摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。 1．中国海上油气开发的概况和挑战在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战：首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装臵周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。

油田开发精细化管理实施典型

油田开发精细化管理实施典型一、油田开发精细化管理提出的背景孤东采油厂所属孤东油田、红柳油田已进入特高含水、原油产量递减开发阶段，导致孤东采油厂生产规模的逐步缩减，大大阻滞了油气主业的发展。从勘探潜力看，油田勘探风险进一步加大。孤东采油厂勘探地域比较狭小，已发现油田区块储量一次动用，资源接替阵地严重不足。老区经过多年多轮次的滚动勘探，新的资源发现难度大，外围经过多年的勘探，寻找新储量的难度增加。同时投资不足的矛盾突出，对周边地区勘探的深度和广度不够，发现大油田的机率降低，新储量发现成本大幅增加，剩余可采储量采油速度太高，储量入不敷出的状况难以改变，已经成为制约油田实现可持续发展的瓶颈。从产量潜力看，经过多年的高速开发使地下资源的丰度逐年变差，剩余油分布十分零散，油藏描述困难大，找到这部分剩余油难度大，将其开发出来，难度更大；过去一些行之有效的短平快增产措施，进入特高含水阶段后，这样的措施几乎已经挖掘殆尽；主力油田普遍进入特高含水、原油产量递减阶段，稠油热采进入高轮次吞吐阶段，吞吐效果变差，

高效措施减少，投入产出效果变差，高效产量所占比重有所降低。在“四高、两失衡”的开发形势面前，采油厂认真分析研究油田开发策略，多方探寻老油田实现稳产的出路。依靠勘探取得重大发现无疑是找米下锅；对老油田实行整体井网加密，不但时过境迁而且也不具备条件；加大措施工作量导致的过高成本，老油田难以承受，这些路径都与目的地相距较远。因此，通过开展精细油藏描述、深化地质认识，精细油藏管理，提高剩余油动用效果，提高原油采收率就成为摆在决策者面前的重要课题。二、油田开发精细化管理的内涵孤东采油厂创造的油田开发精细化管理，是针对高速高效开发油田精细油藏经营管理，进一步提高开发效果而形成的管理模式。油田开发精细化管理的内涵，就是按照“储量、产量、效益”三统一的原则，对油田开发的资源进行优化整合，应用现有成熟的技术和管理集成，对管理手段、管理方法、管理方式和生产要素进行优化，精细生产过程管理，向精细管理要产量、要效益，努力挑战采收率极限，挑战管理极限，将管理进行到底，实现勘探开发效益最大化，从而实现采油厂的可持续发展。三、油田开发精细化管理的具体做法

塔河油田油气地质特征1

塔河油田油气地质特征一、基本情况与勘探历程二、油气勘探成果三、综合研究成果四、勘探技术方法五、“十五”后期规划部署六、存在问题与攻关目标

1.历史沿革 1978年5月，原国家地质总局在第一普查勘探大队的基础上组建“新疆石油普查勘探指挥部”，由青海迁入新疆。 1983年改名为地质部西北石油地质局。 1985年地矿部党组决定依托西北石油地质局成立“地矿部塔北油气勘查联合指挥部”。 1997年1月中国新星公司成立,变更为中国新星石油公司西北石油局。

中国新星石油公司整体并入中国石化集团后的发展 2000年中国新星石油公司整体并入中国石化集团后，李毅中总经理、牟书令副总经理等集团公司领导十分关心西部油气勘探开发和西北石油局的发展，多次来新疆视察指导工作。 2001年重组改制为新星西北分公司和新星西北石油局。

2.油气勘探历程及主要成果准噶尔盆地主战场---塔里木盆地吐哈盆地1978年进入新疆，探区遍及新疆各盆地

奇克里克侏罗系油气藏，形成了塔里木盆地山前坳陷油气勘探第一次热潮。塔河油田（4）1997年塔河亿吨级海相整装油田的发现和1998年克拉2千亿方级陆相大气田的发现，标志着塔里木盆地油气勘探进入了新的阶段。克拉2气田 ⑵1977年柯克亚第三系凝析气藏的发现，又一次掀起中新生界油气勘探高潮。（3）1984年沙参2井奥陶系获高产油气流，开创了塔里木盆地海相古生界找油的新领域，为我国油气勘探战略西移提供了依据。迎来了地矿、石油系统大规模勘探会战局面。

沙参2井 1984年9月22日于井深5391 米奥陶系白云岩中获日产油1000方,天然气200万方, 发现雅克拉凝析气田. 沙参2井在海相古生界的重大突破，拉开了塔里木盆地新一轮大规模石油勘探开发的序幕；为国家制定“稳定东部，发展西部”油气资源战略提供了重要依据。

轮南塔河油田稠油油源对比

基金项目:国家九五重点科技攻关项目(99-111-01-03) 第一作者简介:马安来,男,34岁,副教授(中国石化勘探开发研究院博士后),石油地球化学收稿日期:2003-12-24 文章编号:0253-9985(2004)01-0031-08 轮南、塔河油田稠油油源对比马安来1,2,张水昌3,张大江3,金之钧1 (1.中国石化石油勘探开发研究院,北京100083;　2.长江大学,湖北荆州434023; 3.中国石油勘探开发研究院,北京100083) 摘要:运用G C ,G C -MS ,G C -MS -MS 、配比实验、沥青质钌离子催化氧化技术,研究了塔里木盆地轮南、塔河稠油油源。轮南、塔河油田稠油中含有252降藿烷,但正构烷烃分布完整,色谱基线呈不同程度抬升,油藏经历了两期成藏过程。稠油具有三环萜烷含量高、C 24四环萜烷含量低、伽马蜡烷含量低、C 28甾烷含量低、甲藻甾烷及三芳甲藻甾烷含量低、42甲基2242乙基胆甾烷及其芳构化甾烷含量低、242降甾烷含量低的特点。油源对比表明轮南、塔河稠油来源中、上奥陶统烃源岩。配比实验表明,原油中若混入了25%寒武系生源的T D2井原油,混源油也会呈现寒武系生源的特点,表明寒武系烃源岩生成的原油并未大规模混入到轮南、塔河油藏中。轮南、塔河稠油沥青质钌离子氧化降解产物在一元酸及甾烷酸、42甲基甾烷酸的分布与T D2井稠油明显不同,进一步证明中、上奥陶统烃源岩可能为轮南、塔河稠油的主力源岩。关键词:生物标志物;油源对比;稠油;钌离子催化氧化(RIC O );沥青质;塔里木盆地中图分类号:TE122.1 文献标识码:A Oil and source correlation in Lunnan and T ahe heavy oil fields Ma Anlai 1,2　Zhang Shuichang 3　Zhang Dajiang 3　Jin Zhijun 1 (1.Exploration and Production Research Institute ,SINOPEC ,Beijing ;2.Changjiang Univer sity ,Jingzhou ,Hubei ; 3.Petroleum Exploration and Development Research Institute ,CN PC ,Beijing ) Abstract :Several technologies ,including G C ,G C 2MS ,G C 2MS 2MS ,match experiment and ruthenium ion catalytic oxi 2dation of asphaltenes ,are used to study the s ources of heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields ,T arim basin.The heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields contain 252norhopane ,while the distribution of normal paraffin hydrocarbons is com 2plete and chromatographic base lines are uplifted in varying degrees ,showing that the accumulations have been formed in tw o stages.The heavy oil are characterized by high content of tricyclic terpane ,low content of C 24tetracyclic ter 2pane ,gammacerane ,C 28sterane ,triaromatic sterane ,42methyl cholestane 2242ethyl cholestane ,aromized sterane ,and 242norsterane.Oil and s ource rock correlation indicates that the oil in Lunnan and T ahe oilfields come from the s ource rocks in Middle and Upper Ordovician.Match experiments show that the oil w ould have als o the characteristics of Cambrian s ource rock if it is mixed with 25%of T D2well ′s oil generated from Cambrian s ource rock ,indicating that the hydrocarbons generated from Cambrian s ource rocks have not extensively migrated into Lunan and T ahe reserv oirs.Ruthenium ion catalytic oxidation of asphaltenes further verifies that the s ource rocks in Middle and Upper Ordovician are the main s ource rocks of heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields. K ey w ords :biomarker ;oil and s ource correlation ;heavy oil ;ruthenium ion catalytic oxidation (RIC O );asphaltenes ;T arim basin 自20世纪80年代塔里木盆地沙参2井发现古生界油气以来,油源研究一直是争论的焦点。1978年,康玉柱[1]首次提出寒武2奥陶系碳酸盐岩是盆地重要的生储油岩系,“八五”至今,地矿系统及中石化系统认为塔里木海相原油源岩为寒武系至下奥陶统。在中石油系统,“九五”以来油源争　第25卷　第1期石油与天然气地质 OI L &G AS GE O LOGY 2004年2月

数字油田发展现状与趋势

数字油田发展现状与趋势数字油田源于1998年美国前副总统戈尔提出的数字地球概念，并迅速得到BP、壳牌、斯伦贝谢、雪佛龙、挪威Hydro等全球的石油公司、技术服务公司以及能源咨询服务公司的广泛关注，引发了数字油田技术研究热潮的兴起。2000年剑桥能源研究会，组织了一个全球范围内的多用户研讨会，议题是“数字油田——新一代油藏管理技术”，会后发布的研究报告对数字油田技术将会给石油工业带来的影响、作用给予了高度评价；美国石油工程师协会继1999年的“智能井技术”论坛后，在2005年的年度技术会议和展览上进行了“数字能源”专题讨论，并于2006年4月在阿姆斯特丹举行了智能井能源技术会议，5月在中国澳门举办了“智能油田的未来”论坛；2006年7月由斯伦贝谢公司主办的以“迈向数字化油田的通途”为主题的“2006中国论坛”在厦门召开。至此，“数字油田”已成为21世纪石油和相关业界谈论的热门话题，国外关于“数字油田”的文献已经很多，同时这些文献中也有大量的案例研究显示了数字油田的潜在和实际价值。“数字油田”已经从初期的仪器、仪表和监测的数字化发展成衔接现场作业和各业务部门作业的闭环工作流程。通过这些业务流程的无缝衔接，数字化油田的全部潜能将不断得以发挥和实现。一、数字油田的概念与实质不同的国际学术团体、油公司对未来数字化油田的提法各异，但数字油田的实质是一致的，尤其是对新区及边远地区的油气资源的发现与开发工作将从历史性分类资料的顺序处理改变成实时资料的并行处理，利用实时数据流结合创新型软件的应用和高速计算机系统，建立快速反馈的动态油藏模型，并将这些模型配合遥测传感器、智能井和自动控制功能，让经营者更直观地了解地下生产动态和更准确预测未来动态变化以便及时采取措施提高产量和进行有效的油田管理。相关研究表明，数字油田技术能大幅度降低石油生产成本，油田平均采收率可从现在的30%提高到50%以上。二、数字油田的关键技术数字油田是一套联接地面与井下的闭环信息采集、双向传输和处理应用系统，能够伴随作业进程实时地指导勘探开发方案的执行和相关技术的应用，是覆盖所有主要价值循环过程的一个闭环系统。因此，涉及勘探、评估、开发和开采领域的各项新兴技术对油气资源的整个生命周期都有重大影响，而其中遥测、虚拟现实、智能完井、自动控制和数据集成是组建数字油田的关键技术。三、数字油田的发展现状与趋势根据雪佛龙公司的分级系统，数字油田的升级换代经历四个层次，即在完善油田信息化建设的基础上，依次经历实时监测、实时分析、实时优化和经营模式变革阶段。而迄今为止，世界上大多数数字油田远未达到第四个层次。四、数字油田成功的关键作为勘探开发行业的应用与服务技术供应商，Accenture和SAP通过与许多实施数字油田项目的客户进行合作并跟踪其工作，研究并确定了能促使数字油田方案成功实施的关键因素，包括：明确数字油田对企业发展意味着什么、确定如何优化现有的资源、建立可靠的数据结构和通信设施、尽可能对整个油田业务进行标准化、调整企业构架使其适合新的规范、为未来的变革做好各种准备。五、启示与建议目前很多公司可以建立应用全球远程通信和控制系统来监视、控制和优化钻井作业的实时操作中心，四维地震、智能完井等技术也都在世界各地多有应用，并能采用并行处理网络计算技术来处理地震数据。