普光高酸性氣田采氣工程技術與實踐

⑴ 普光氣田的發現與勘探實踐

4.2.2.1 前期開展的主要工作及存在的問題

21世紀前，該區經歷了多輪勘探，共實施淺、中、深探井21口，僅在部分井中獲低產工業氣流。

1）早期勘探階段：1955～1965年，開展了1∶20萬地面地質調查，1∶5萬構造詳查，1∶50萬重力、磁力普查，發現了雙石廟構造、黃金口構造等地面構造，完成了雙石廟、東岳寨等局部構造細測，在雙石廟、東岳寨構造上鑽探淺井10餘口，僅在侏羅系中、下統見油氣顯示。1965～1980年，實施了模擬磁帶地震勘探，開始由淺層對中深層進行鑽探，在雙石廟構造完成了川1井，進尺2525.08m，在下侏羅統及上三疊統見微弱氣顯示；在付家山構造完成川25井，進尺2865.5m，於嘉陵江組五段發現工業品位的富鉀鹵水；在分水嶺構造完成川64井，進尺5005m，未獲油氣。1980～1990年，隨著川東地區石炭系黃龍組天然氣勘探取得重大突破，該區的油氣勘探一度成為熱點，開展了覆蓋全區的二維數字地震普查，部分地區測網達2km×4km。東岳寨構造完成地震詳查，測網達1.5km×1.5km。在雙廟場（雷西）構造開展了25.6km²試驗性三維地震勘探，共完成二維地震959.93km。此時期在東岳寨構造鑽探了川岳83井，僅在下三疊統飛仙關組二段獲小規模裂縫型氣藏。之後為進一步評價東岳寨構造的含氣性鑽探了川岳84井，僅在茅口組見氣顯示。原CNPC完成了雙石1井、雷西1、2井三口揭穿石炭系的超深鑽井，雙石1井石炭系（4m）射孔酸化為干層，在淺層侏羅系見油氣顯示；雷西1井射孔酸化，茅口組見少量水，上二疊統和石炭系均為干層，產微氣；雷西2井在侏羅繫上沙溪廟組井深中途測試獲得1207m³/d天然氣低產，在茅口組完井測試產水。另外，第二地質大隊以嘉陵江組富鉀鹵水為目的完成了北2井鑽探。

2）勘探停滯階段：1990～1999年，油氣勘探相對處於停滯階段。期間僅在清溪場構造實施了11條二維地震測線，在付家山構造鑽探了川付85井，未取得油氣成果。在區塊東南角，原CNPC以石炭系為目的層系完成了七里23井的鑽探，僅在茅口組見氣顯示，在石炭系測試產水。

3）存在的主要問題：早期勘探以構造圈閉為主要的勘探對象，唯石炭系黃龍組主要目的層，忽視了其他層位油氣顯示，同時勘探技術不足，前期地震資料由於採集年度跨度大，測網布設欠規范，採集系統、採集方法差異大等原因，資料信噪比、解析度不高，達不到開展儲層橫向預測的基礎資料要求。

4.2.2.2 普光大氣田的發現與啟示

進入21世紀，中國石化在「穩定東部、發展西部、突破南方、開拓海外」的上游發展戰略指導下，2000年將普光氣田所在的川東北宣漢-達縣探區（面積1116km²）作為戰略展開區開展重點勘探。通過扎實的基礎地質研究，加強勘探技術攻關，調整理順勘探思路，創新勘探理念，僅用五年實現了普光大氣田重大突破，發現了國內最大的海相整裝氣田，至2007年普光氣田所在的宣漢-達縣探區累計獲探明天然氣地質儲量3812.57×10⁸m³，發現普光、大灣、毛壩3個氣田，同時獲得老君、清溪場、雙廟、毛壩西、雙廟場等四個含氣構造，實現「兩年獲勘探重大突破、3年整體探明普光氣田」的高速度，取得了巨大的社會經濟效益。

普光大氣田的高效快速發現得益於扎實的基礎地質研究、勘探理念的創新和勘探技術的進步，同時，勘探管理模式的創新也為該氣田的發現提供了強有力支撐。

2000年，南方海相油氣勘探項目經理部接手了宣漢-達縣區塊的勘探。通過詳細研究前期各項資料，肯定了該區塊良好的勘探前景，認為前期未獲突破的原因可能是受「唯石炭系主要目的層」、「構造圈閉為主要目標」的制約，同時勘探技術手段不足也是重要原因。因此，自2000年始安排大量基礎性研究，並開始制定以構造岩性圈閉為主要目標的勘探思路，此期安排的基礎性項目有包括老資料復查、宣漢-達縣地區石炭系—三疊系石油地質綜合研究、二疊系—三疊系精細層序地層與沉積相研究、地震老資料重復處理與構造精細解釋與目標評價等，同時著手部署新一輪針對地層岩性圈閉的高解析度地震採集處理攻關。

一年後得益於高精度的地震資料處理與解釋，通過反復的地質論證，按照新的勘探理念，即以「以長興組—飛仙關組礁、灘孔隙型白雲岩儲層為主的構造-岩性復合圈閉為主要勘探對象」的勘探思路，部署包括普光1井、毛壩1井在內的第一批探井。2001年11月3日，部署在宣漢-達縣地區東岳寨-普光構造上的第一口預探井普光1井正式開鑽。兩個月後，2002年1月9日，部署在毛壩場構造上的預探井毛壩1井開鑽。2003年1月毛壩1井率先在飛仙關組裂縫性儲層獲得高產，2003年7月27日至2003年8月10日對普光1井飛仙關組二段—一段5610.3～5666.24m井段進行常規測試，獲得穩定日產氣量42.37×10⁴m³/d的高產工業氣流。普光1井鑽揭長興組—飛仙關組礁灘相優質白雲岩儲層261.7m，宣告普光大氣的勘探發現，證實了勘探家們的預言。

普光1井獲得重大發現之後，勘探評價迅速展開，通過精細評價研究，部署實施了普光2井、3井、4井三口評價井。普光2井於2003年9月26日開鑽，至2004年5月16日鑽至井深5353m完鑽，鑽獲長興組—飛仙關組優質白雲岩儲層410.2m，在飛仙關組、長興組多層測試均獲高產工業氣流。普光4井於2003年12月27日開鑽，至2004年12月30日鑽至井深6122m完鑽，鑽獲飛仙關組優質白雲岩儲層233.9m，在飛仙關組測試也獲高產工業氣流。

為加快普光氣的勘探發現，實現三年整體探明。2003～2004年部署、實施了456.06km²高覆蓋次數、大偏移距、寬方位角的三維地震資料採集。並以最快的速度完成資料處理解釋。以新三維地震資料為支撐部署的普光氣田第二輪評價井：普光5井、6井、7井（普光7側平1井）在長興組—飛仙關組均鑽獲了巨厚優質白雲岩儲層和高產天然氣流，並實現了預測深度與實鑽深度的誤差小於0.15%、預測孔隙度與測井解釋孔隙度的絕對誤差小於0.32%、相對誤差小於5%的國際領先水平。

普光5井於2005年2月1日開鑽，至2005年10月29日鑽至井深6095.59m完鑽，鑽獲長興組—飛仙關組優質白雲岩儲層356.3m，在長興組測試獲高產工業氣流。

普光6井於2005年1月23日開鑽，至2005年8月21日鑽至井深5510m完鑽，鑽獲長興組—飛仙關組優質白雲岩儲層411.2m，在飛仙關組及長興組多層測試均獲高產工業氣流，單層穩定產量最高達128.15×10⁴m³/d。

普光7側平1井鑽獲飛仙關組優質白雲岩儲層175.7m，在飛仙關組一段（5571.70～5590.70m）測試獲氣產量28.76×10⁴m³/d，在飛仙關組二段（5484.70～5546.70m）測試獲氣產量17.36×10⁴m³/d。

2006年2月，通過國土資源部礦產資源儲量評審中心專家組審定，普光氣田以普光1井、2井、3井、4井、5井、6井、普光7側平1井計算的累計探明儲量達2510.7×10⁸m³，技術可采儲量為1883.04×10⁸m³，含氣面積41km²，成為中國海相碳酸鹽岩領域豐度最高、規模最大的整裝天然氣田。

普光大氣田的發現和探明，不僅大大緩解了我國油氣資源不足的問題，成為我國重要的油氣資源接替陣地，同時為我國今後海相碳酸鹽岩領域的油氣勘探提供了重要的啟示。

啟示1 科學正確的決策，是勘探大發現的前提。

1998年中國石化集團公司成立後，從緩解國內、外油氣供需的突出矛盾和保障國家經濟安全的戰略高度，在廣泛聽取並採納國內知名專家意見和建議的基礎上，提出了「積極准備南方」的油氣勘探戰略方針，並先後組建了南方海相油氣勘探項目經理部和南方勘探開發分公司，對南方海相油氣勘探給予了足夠的關注、充分的投入、具體的指導。在普光大氣田發現後，中國石化及時將國內油氣勘探開發戰略中「准備南方」調整為「發展南方」，加大了勘探力度，加快了勘探步伐，並進行具體的指揮和協調。正是中國石化集團公司的科學決策和正確領導，帶來了普光大氣田的重大發現與快速探明。

啟示2 理論認識的創新，是勘探大發現的基礎。

唯有創新，才有突破。在一個勘探程度相對較高而又沒有取得突破的地區，再沿著前人的老路走下去，肯定只有「死路」一條。必須把前人的經驗教訓作為前進的起點，敢於從以往的認識中走出來，勇於站在前人的肩膀上破除前人的「定論」，從勘探理論和地質認識上實現根本轉變和徹底創新，勘探突破才有希望。

正是地質家們一系列油氣地質理論認識的創新，奠定了普光大氣田發現和探明的基礎：

突破前人「開江-梁平海槽」的認識。

建立了台棚區和有利於礁灘相儲層發育的台地邊緣區沉積模式。

建立了深層碳酸鹽岩「三元控儲」模式。

建立了「疊合盆地多期構造疊加控制的多元生烴和多期生烴」模式。

建立了深層碳酸鹽岩復合控藏模式。

建立了南方海相深層碳酸鹽岩油氣分布與目標分級評價方法。

啟示3 技術方法的創新，是勘探大發現的支撐。

普光大氣田的發現落實，得益於技術方法的創新。在「十五」期間，通過技術方法攻關，形成了針對性的適用的地震和井筒技術方法系列，為普光大氣田的發現和落實提供了強有力的支撐，同時對我國乃至世界山地深層碳酸鹽岩油氣勘探具有借鑒意義。

地震勘探：形成了以面向儲層的採集設計、飽和激發、高精度定位和高密度采樣為核心的山地高精度地震採集技術，以近地表效應消除、疊前高精度成像和儲層高解析度成像為核心的高精度地震成像技術，以及碳酸鹽岩岩石物性參數測定、儲層地球物理響應特徵分析、儲層地震識別模式建立、古地貌恢復、礁灘發育區地震識別技術、儲層預測的頻譜成像技術、有效儲層預測技術、儲層含氣性判識技術等礁灘儲層綜合預測技術系列。

井筒技術：採用非常規系列井身結構、防斜打直技術、快速鑽進技術、深井小間隙固井技術等實現了井身結構優化、提高了機械鑽速；在海相地層儲層特徵和儲層損害機理研究的基礎上，研發了廣譜屏蔽暫堵技術及配套的解堵工藝，保護了油氣層；引進垂直鑽井技術、空氣鑽井技術，在實際應用中也取得了較好效果；形成了超深、高壓、高溫、高含硫化氫氣層的試氣技術，3年內安全完成了14井44層次試氣工作，取全取准了各項數據資料；初步形成了超深、高壓、高含硫化氫氣層的酸壓改造技術，為氣井真實產能的體現奠定了基礎。

啟示4 勘探思路的創新，是勘探大發現的關鍵。

正確的、先導的思路是引領我們走向成功的基石。在扎實的基礎研究及地質認識、技術方法創新的基礎上，宣漢-達縣地區油氣勘探思路由前期以構造圈閉為主要勘探對象，轉變為「以長興組—飛仙關組礁、灘孔隙型白雲岩儲層為主的構造-岩性復合圈閉為主要勘探對象」，這一油氣勘探思路的創新是普光大氣田發現的關鍵，充分體現了「新探區應借鑒成熟探區的勘探經驗，成熟探區應提出新的勘探思路」的勘探哲學。

啟示5 管理機制的創新，是勘探大發現的保障。

向管理要效率、要效益，這是現代企業管理的必由之路。

中國石油化工集團公司實施「准備南方」戰略伊始，就明確提出對南方新區勘探實行「集團化決策、項目化管理、市場化運作、社會化服務」的管理體制和運行機制。這一管理體制和機制的建立和實施具有兩大優勢：一是重大問題集中決策、統一協調、統一指揮，具有集中力量辦大事的優勢；二是在具體實施中按項目進行管理，施工隊伍和科研力量全部進入市場，具有運用市場機制配置資源的優勢。根據中國石化管理體制，結合南方海相油氣勘探對象復雜、戰線長、作業分散、流動性大、多專業聯合作戰的特點，南方海相油氣勘探逐步建立起適應自身特點的管理模式和運行機制。

科研管理模式的創新所激發出的強大的科研動力，是理論認識、技術方法創新的前提。

在集團公司總部的大力支持下，南方海相油氣勘探堅持了「大海相」、「大科技」的科研思路，在加強中國石化內部南方海相科研力量建設的同時，加強了大專院校和科研院所的密切協作、聯合攻關，建立起了一個產學研一體化的強大的科研支撐體系，各層次研究單位充分發揮自己的優勢，在具體研究內容上，各有側重，共同構成對南方海相油氣勘探的支撐。

科學規范的工程項目管理模式，為高質量的工程施工提供了強有力的保障。

以招投標和合同管理為核心，制定和出台了招投標管理、合同管理的規定和細則，規范了招標過程中各項工作的運行。加強市場准入管理和施工隊伍的考核，確保了獲得准入資格的隊伍更加適用、先進，結構更加合理多樣。完善了甲方設計制度，確保了工程質量。加大了工程的全過程監督管理力度，主要採用兩種方式：①在項目招標中將投標單位提供有資質的監督作為投標的條件之一，為進一步提高監督質量，擴大監督選聘范圍，強化監督管理創造了條件；②聘用專職的監理公司參與現場監督，強化安全管理，確保勘探效益，逐步建立完善了各項安全管理制度，落實了各級安全生產責任制。

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西南油氣田廣漢采氣工程研究院
地址：四川省德陽市廣漢市廣東路東1段
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⑶ 理論創新與技術進步是海相大油氣田發現的重要基礎

從20世紀40年代我國老一輩地質家提出陸相生油觀點以來，相繼在我國西部發現了幾個油氣田，為我國現代石油工業打下了初步基礎。新中國成立後，為了甩掉貧油的帽子，石油工業有了4次重大的飛躍。一是石油勘探戰略東移，在松遼盆地發現了大慶油田，說明了陸相地層不僅能生油，而且可形成巨型油田。二是渤海灣盆地的突破，通過對復雜斷陷盆地群的勘探實踐，發展總結出復式油氣聚集帶理論，形成了中國東部的石油生產基地，到1978年原油產量已超過1億噸。三是在改革開放以後，我國沿海大陸架對外開發，與國外各大石油公司合作勘探開發，在南海、東海、渤海海域，相繼發現了大中型油氣田，推動了海域油氣勘探的進展。四是80年代末期，在「穩定東部，發展西部」的方針指引下，對我國中西部各大型沉積盆地加大勘探力度，在塔里木、鄂爾多斯、准噶爾、四川、吐哈、柴達木等盆地取得了重大進展。

國外海相碳酸鹽岩層系油氣田的烴源岩主要是侏羅紀以來高有機碳含量的頁岩，儲層主要是白堊紀以來的灰岩和古生代的白雲岩，蓋層主要為泥頁岩和蒸發岩，大型油氣富集區油氣成藏比較晚。與國外優越的石油地質條件相比，我國海相碳酸鹽岩層系形成時間早、地層時代老，烴源岩經歷了長期演化和復雜生烴過程、熱演化程度高，勘探目的層埋藏深。多期構造活動的疊加導致多期生烴過程、油氣輸導體系演化與運聚機理及油氣多期成藏與保存機理等基礎理論問題研究薄弱，嚴重製約了我國海相碳酸鹽岩層系油氣勘探進展。因此，要保持中國石化海相領域油氣勘探的持續穩定發展，必須強化理論研究，創新思路，形成適應中國海相碳酸鹽岩特色的油氣成藏理論。

普光氣田的發現主要是勘探思路與技術方法的創新：

1）按「大海相、大科技」的思路，組織一系列的科技攻關，突破了「開江-梁平海槽為海槽沉積，儲層不發育」已有認識的束縛，該區不是油氣勘探的「禁區」，而是形成大型氣田的有利地區，從而把勘探目標由尋找構造油氣藏為主轉變為以構造岩性復合油氣藏為主。進一步明確了沉積體系，確立了圈閉類型。認定普光地區處於有利於礁、灘相優質儲層發育的台地邊緣區，長興組—飛仙關組礁、灘相孔隙型白雲岩儲層發育。明確提出「以長興組—飛仙關組礁、灘孔隙型白雲岩儲層為主的構造-岩性復合圈閉為勘探對象」的思路，從根本上解決了制約該區勘探的本質問題及超深層碳酸鹽岩是否發育優質儲層和復雜疊合盆地油氣成藏機理兩個關鍵理論問題。

2）加強山地地震資料採集處理解釋一體化技術攻關。普光地區內海拔1000m以上的山峰26座，相對高差最大近1000m，有懸崖峭壁的山包達300多個，地形險峻。通過科學布設觀測系統，完成了大面積復雜山地高精度三維地震資料的採集，高質量地震資料為儲層精細描述、優選勘探目標提供了可靠的基礎。開發運用新一代高精度山地地震成像技術、深層碳酸鹽岩油氣儲層預測技術，把地下情況形象、直觀地描述出來，地質、地震解釋的符合率顯著提高，使儲層厚度的預測精度由原來的37m提高到12m，預測深度與實鑽深度的誤差小於0.15%，居國際領先水平。

3）針對普光鑽井遇到的「噴、漏、卡、塌、斜、硬、毒」等世界罕見難題，組織開展技術攻關和技術集成，形成了包括非常規系列井身結構、防斜打直技術、快速鑽井技術、深井小間隙固井技術等在內的一整套鑽井技術系列，為在復雜山地、深層、高壓、高含硫條件下實現安全有效鑽探提供了技術支撐。

在獲得突破之後，又部署9口探井均獲成功。至2006年底，普光氣田探明儲量已達3560億立方米。

「川氣東送」工程於今年8月31日經國務院正式批准，從普光氣田到上海的長輸管線工程已經動工，預計到2010年上海地區將用上普光氣田的天然氣。

塔里木盆地自沙參2井在寒武系—奧陶系碳酸鹽岩中獲得高產工業油氣流後，一是明確提出「加快西部」的戰略，並規劃部署了全面加快塔河油田勘探開發的工作，解決了塔河勘探開發的制約性難題，迅速打開了塔河油田勘探開發局面；二是應用四化管理模式，引入各方面的優勢隊伍，開展綜合地球物理勘探、綜合鑽井技術、儲層保護與改造技術的集成創新，突破了碳酸鹽岩縫洞型儲層分布與預測、儲層保護與改造的技術瓶頸，包括：①形成了一套以地震為主的劃分和評價縫洞單元為核心的縫洞型碳酸鹽岩儲層識別技術，准確預測儲層縫洞發育部位，鑽探吻合率達75%以上；②形成了適合碳酸鹽岩油藏開發特點的超深井過膏鹽岩層的鑽井技術、側鑽水平井技術，提高鑽井速度、縮短鑽井周期；③以酸化壓裂為主的超深層儲層改造技術，有效連通碳酸鹽岩縫洞單元、擴大供油麵積、大幅度提高單井產量；④以單井定容溶洞注水替油、多井單元注水開發為主要能量補充方式的縫洞型油藏提高採收率技術等配套開發技術。這些技術為塔河油田的產量快速發展提供了保障。塔河油田平面上井控面積擴大2840km²，勘探深度從5500m延伸到6500m，形成了多層系含油的立體格局。

要解決中國海相油氣勘探開發難題，發現更多、更大的油氣田，必須從根本的科學理論創新上下功夫，必須把多期成藏的地質規律、油氣富集規律搞清楚，集中目標，提高勘探效率，就可以盡早、盡快發現類似塔河、普光特大型油氣田。保持中國石化海相油氣勘探的持續穩定發展，必須強化理論與工程技術攻關，形成特色的勘探技術，為海相領域油氣勘探的進一步發展打下堅實的基礎。

⑷ 海相層系地質特點及鑽井工程技術難點

我國海相油氣資源主要分布在塔里木盆地和四川盆地和滇黔桂地區等，與國外海相地層和國內陸相地層相比，我國海相油氣資源具有如下地質特點：

1）國外海相沉積盆地主要為中新生代地層，我國海相碳酸鹽岩層系主要是古生代地層，時代老、埋藏深。塔里木盆地和四川盆地的海相油氣井大部分為超深井（井深大於6000m）。

2）我國古生代海相沉積盆地經歷多期構造運動的改造，原有多類型的沉積盆地經隆升、剝蝕，遭受了強烈的改造，並在後期的盆地疊加作用下，發生重組與再造，造成儲集類型多樣。同時，後期成岩演化作用對碳酸鹽岩儲集體的改造強烈，造成海相碳酸鹽岩儲層非均質性強，儲集空間類型多樣，孔、洞、縫及其復合體發育，且經常伴隨高溫高壓特性。

3）由於海相烴源、儲層附近一般發育一定的膏質岩類，在較高溫度作用下，發生了硫酸鹽熱化學還原作用，富含H₂S、CO₂等酸性氣體，並且兩種氣體經常同時存在。

（1）塔里木盆地

塔里木盆地具有深井、超深井鑽井的共性難點。

1）地質構造、地層壓力體系復雜，造成地層壓力預測檢測精度差、合理井身結構設計困難，也帶來合理鑽井液密度設計、井壁穩定、防漏防竄防卡等一系列困難。

2）深部鹽岩層、復合鹽膏層發育，面臨著鹽膏層鑽井的一系列技術難點，如井身結構優化設計、套管強度設計、鹽膏層鑽井液技術、固井技術等。

3）巨厚泥頁岩發育帶來井壁穩定問題，如泥頁岩坍塌掉塊、垮塌，泥頁岩蠕變縮徑等。

4）深部高壓低滲地層鑽井面臨著地層壓力預測和油氣層保護的世界性難題。

5）風化殼發育，碳酸鹽岩儲層鑽井易發生裂縫溶洞性漏失。

6）部分地區存在H₂S、CO₂，存在鑽井安全、高壓防氣竄問題。

（2）川東北地區

川東北地區海相、海陸交互相和陸相沉積總厚度逾萬米，該地區地層以高陡構造為主要特點，地層破碎嚴重，形成多個大強度褶皺帶。深部的碳酸鹽岩裂縫性氣藏普遍存在多產層、多壓力系統、高壓、高含硫，川東上部侏羅系地層岩性以泥岩、頁岩為主，夾薄層砂岩，泥岩、頁岩泥質含量高，下部灰岩地層壓力高，富含腐蝕性氣體，鑽井過程中噴、卡、漏、塌、斜、硬、毒（H₂S）等復雜情況相對集中，主要表現有以下幾個方面。

1）高陡構造、大傾角地層防斜打快技術難題。川東地區60%～80%構造屬高陡構造，地下斷層多，地層傾角一般為30°～65°（最大85°），自然造斜率較強（自然造斜率大於1°/100m）。

2）地層岩性堅硬、研磨性強，機械鑽速低。該地區的地層岩石可鑽性級別普遍較高，其中牙輪鑽頭地層可鑽性級值在5級以上的約佔80%以上，PDC鑽頭地層可鑽性級值在4級以上的約佔80%以上，導致機械鑽速很低。

3）陸相地層易垮塌、全井漏失層段多，影響鑽井速度。川東地區上部地層多為砂泥岩，砂泥岩中夾薄層頁岩，鑽進中容易發生水化膨脹，上部地層傾角普遍大，井眼容易發生力學不穩定。另一個特點是斷層、裂縫、溶洞發育，井漏頻繁，惡性漏失多，處理周期長，經濟損失大。據統計，川東北地區80%以上的海相油氣井在鑽井過程中發生了井漏，其中嚴重井漏佔20%～30%，惡性井漏佔10%～20%。金雞1井，全井漏失鑽井液75000m³，處理井漏事故的時間超過6個月。

4）地層壓力預測精度低且壓力系統復雜。川東地區的大段井眼，存在多壓力系統，通常要用提高鑽井液密度的辦法來抑制井壁坍塌，密度一般在1.40g/cm³以上，最高達2.40g/cm³。這樣又增大了發生漏失的危險，造成鑽井安全窗口狹窄，噴漏同層。目前，海相碳酸鹽岩的地層壓力預測仍是世界性難題，還沒有形成有效的定量描述理論和方法，導致油氣井設計（井身結構、鑽井液密度等）缺乏針對性，鑽井風險大。毛開1井，設計鑽井液密度為1.35g/cm³，而實際達到2.2g/cm³；河壩1井，設計鑽井液密度為1.65g/cm³，而實際高達2.35g/cm³。

5）埋藏深、高溫高壓，富含H₂S和CO₂。川東北地區目的層埋藏深一般為5000～6500m。由於海相烴源、儲層附近一般發育一定的膏質岩類，在較高溫度作用下，發生了硫酸鹽熱化學還原作用，富含H₂S、CO₂等酸性氣體，並且兩種氣體經常同時存在。普光氣田H₂S平均含量達14.96%，分壓達6.89～10.46MPa；CO₂含量達8.2%，分壓達4.36～5.1MPa。毛壩4井，鑽柱在短時間內發生氫脆破壞，導致全井鑽具報廢；2003年四川羅家16井，發生了震驚全國的「12.23」井噴事故，由於泄漏含H₂S的天然氣，對周圍生命、財產和環境造成了極大破壞。

（3）滇黔桂地區

滇黔桂地區海相地層分布廣泛，深井主要集中在貴州赤水、冊亨和雲南楚雄盆地三地區。井深多為4000～6000m，但所鑽井較少，勘探程度低。其主要地質特點：

1）自淺至深發育多套含氣層系。根據赤水地區天然氣勘探的實踐，共計15個層段發現有天然氣顯示。主力產氣層為三疊系嘉陵江組，三疊系雷口坡、飛仙關組和二疊繫上統（樂平統）、下統（陽新統）也不同程度產氣。秧壩凹陷根據實鑽和地表顯示，重點產油氣層位為二疊系下統茅口組，石炭繫上統和泥盆系中統羅富組。楚雄盆地產油氣層為三疊系舍資組、干海子組和普家村組等。

2）油氣藏類型呈現多樣化。目前，在這三個地區發現的油氣藏類型有孔隙型、裂縫型、裂縫-孔隙型等，圈閉類型有背斜、斷鼻、潛伏高、背斜+斷層遮擋、砂岩透鏡體等多種類型。

3）各探區地層孔隙壓力不一，有的出現異常高壓和異常低壓等現象。楚雄盆地在井深1000～1400m范圍內屬異常低壓帶；之後屬正常增壓帶，在1.00～1.60范圍內。赤水凹陷在井深1800～2300m，即須家河組至嘉陵江組四段頂部壓力系數為1.00～1.50，屬升壓過渡段；而以後則屬於異常波動段，壓力系數一般為1.10～2.10左右，但在官渡構造和旺南構造的陽新統，壓力系數卻高達2.85。

鑽井施工難點：①赤水區塊鑽井所遇到的漏、噴、塌、卡、硬的問題非常突出，據15口井的不完全統計，井漏46次，井噴19井次，卡鑽15井次。②楚雄盆地鑽井施工難點主要為地層堅硬、井漏、井塌、井斜等復雜情況。③南盤江盆地鑽井施工難點主要為二疊系棲霞組、石炭系、大塘組等復雜地層破碎、垮塌等。

滇黔桂地區海相地質、地理條件十分復雜，油氣勘探程度較低，鑽井難度高，單井投入大，建井周期長等。主要鑽井技術難點是深井、高壓井的井控技術，大裂縫和溶洞惡性漏失的封隔技術，海相硬地層的大斜度，大位移定向井和水平井鑽井技術，高密度鑽井液鑽井提高鑽井速度技術等。

⑸ 煤層氣勘探生產新技術與新方法

7.6.1 多分支井技術

多分支井技術是20世紀90 年代中後期在常規水平井和分支井的基礎上發展起來的一項新的鑽井技術，該項技術可以大大提高油藏的採收率，降低油藏開采綜合成本，經濟效益十分顯著，應用前景廣泛，是21世紀油氣田開發的主體工藝技術之一。多分支井技術吸收了石油領域的精確定位和穿針、定向控制與水平大位移延伸、多分支側鑽和欠平衡鑽井等尖端技術成果，形成了一種兼具造穴、布縫和導流效果的煤層氣開發應用技術。通過在煤層中部署水平分支井眼，擴大井筒與煤層的接觸面積，有效地克服了儲層壓力和導流能力不足的缺陷，對低滲和低壓儲層增產效果顯著。與常規直井技術相比，具有服務面積廣、採收率高、投資回收快和綜合成本低等優勢。開發煤層氣的多分支水平井與低滲透油藏的最大區別在於，煤層多分支水平井要追求更長的水平位移和更多的分支數。

多分支井能夠改善低滲透儲層的流動狀態，煤層段分支或水平井眼以張性和剪切變形形成的裂紋為主，並且由於鑽采過程中煤層應力狀態的變化，導致原始閉合的裂紋重新開啟，原始裂紋與應力變化產生的新裂紋形成網狀結構，所以煤層氣多分支井技術突破了原來直井點的范圍局限，實現了廣域面的效應，可以大范圍溝通煤層裂隙系統，擴大了煤層氣降壓范圍，降低煤層水排出時的阻力，大幅度提高了煤層氣的單井產量和採收率，煤層氣單井產量可提高10～20倍，最終煤層氣採收率可高達70%～80 %。

7.6.1.1 多分支水平井類型

多分支井水平井按水平段幾何形態可分為集束分支水平井、徑向分支水平井、反向分支水平井、疊狀分支水平井和羽狀分支水平井（圖7.12）。集束分支水平井是在一垂直井段鑽多個輻射狀分支井眼；徑向分支水平井是在一垂直段鑽出多個超短半徑分支井眼；反向分支水平井，即一個分支井眼下傾，另一個分支井眼上傾，且井眼方向相反；疊狀分支井，用於開采兩個不同產層或在一個低滲透阻擋層之上或之下開採油氣；羽狀分支水平井，即在一主水平段兩側鑽出多個分支井眼。

圖7.12 多分支水平井分類圖

（據邢政，2007）

a—集束分支水平井；b—徑向分支水平井；c—反向分支水平井；d—疊狀分支水平井；

e—羽狀分支水平井

7.6.1.2 單煤組井身結構設計模型

在單個煤組厚度大於等於8m時採用此模型，當煤組中有夾矸時，施工時井眼要同時穿過夾矸上下的煤層（圖7.13）。圖中的動力洞穴指靠應力釋放形成的洞穴，機械洞穴指僅靠擴孔工具形成的洞穴，洞穴用於擴大水、氣供給范圍，施工時要考慮欠平衡鑽井技術。

7.6.1.3 多煤組井身結構設計模型

在煤組厚度均小於8 m時採用此模型，一般應以兩個主要煤組為目標層（圖7.14）。

可在兩個煤組同時鑽多分支井以增加產量，這樣就可以彌補單組煤厚不足的缺陷。

圖7.13 單煤組井身結構設計模型

（據邢政，2007）

圖7.14 多煤組井身結構設計模型

（據邢政，2007）

7.6.2 影響煤層氣多分支水平井產能的主控因素

多分支水平井能夠大幅度提高煤層氣單井產量，但其影響因素也較多，要分析具體的影響因素還要從分支水平井的產量函數入手。煤層水平方向的滲透率存在著各向異性，對煤層氣井的產能有較大影響。煤層氣分支井產量模型也屬於多目標函數，其與煤層地質條件及分支井眼幾何結構密切相關。根據煤層的物理特性，煤層氣多分支水平井產能主要受以下與工程有關的因素控制。

7.6.2.1 煤層厚度

煤層厚度對煤層氣井的產量影響較大。煤層厚度增加，煤層氣產量會有所增加，但薄煤層的氣產量提高的幅度更大。

7.6.2.2 分支水平井的井筒長度

根據產能模擬結果，分支水平井產量隨井筒長度增加而增加。從圖7.15可見，當水平段長度較短時，產量增加幅度越來越大；當分支水平段長度增長到一定程度時，產量增加幅度並沒有明顯的變化，即並不是分支水平井長度越長越好，具體的合理長度需要優化。

圖7.15 供給半徑R_eh＝400 m 時分支井產量與分支段長關系曲線

（據鮮保安等，2005）

圖7.16 供給半徑R_eh＝400 m 時分支井產量與分支數關系曲線

（據鮮保安等，2005）

7.6.2.3 水平分支數

水平井筒長度一定時，增加水平井井筒數，可以提高產量。但從圖7.16可見，當水平分支數較少時，產量隨分支數增加而大幅度增加；當井筒數增加到一定程度時，產量的增加幅度逐漸減小。另外，隨著分支數的大幅度增加，鑽井成本必然大幅度增加。由此可見，並不是井筒數越多越好，井筒數也存在一個經濟合理值。

7.6.2.4 煤層的非均質性

煤層的非均質性包括煤層滲透率、深度、厚度、含氣量及飽和度的區域性差異。煤層的各向異性對煤層氣井的產能有一定影響，當井筒數減少時，煤層非均質性的影響會更大。另外，煤層中的泥岩夾層和斷層是鑽多分支水平井的最大障礙。

7.6.2.5 水平段位置

水平段在煤層中的位置對水平井產能有一定的影響，井筒數較少時，水平段位置對產能影響會更大。

7.6.2.6 分支水平井眼的方向

根據水平井滲流機理，在各向異性氣藏中，水平井筒與最大滲透率方向的夾角越大，水平井產能指數越大，所以水平井眼應垂直於綜合滲透率方向（K），見圖7.17。綜合滲透率是指最大與最小水平滲透率的矢量疊加。

圖7.17 非均質煤層水平井眼走向圖（據鮮保安等，2005）

煤成（型）氣地質學

圖7.18 水平井沿不同滲透率方向鑽井的波及面積對比

（據鮮保安等，2005）

經過計算分析，採用綜合滲透率模擬的產能比採用最大水平滲透率模擬產能高出11.8%，從而證實，採用綜合滲透率是合理的。

7.6.2.7 面割理方向對產能的影響

裂縫方向對水平油井產能的影響主要取決於裂縫與水平井方向（鮮保安等，2005）。對於面割理和端割理不明顯的煤層，水平段的走向對水平井的開采效果和產能影響不大，但對於面割理滲透率遠高於端割理的煤層來說，沿著高滲方向鑽水平井是非常不利的。其結果為：①沿高滲方向鑽井，即平行面割理方向鑽水平井，其結果導致水平井對面割理的鑽遇率降低；②沿高滲方向鑽水平井，井眼波及面積小，既不利於水平井產能的發揮，也降低了採收率。相反，沿低滲方向鑽水平井，有利於水平井最大限度地貫穿面割理，溝通更多的滲透率較高的面割理（圖7.18），這就大大提高了水平井的波及程度和採收率。因此，單一水平井眼應垂直於面割理方向。

多分支水平井技術特別適用於開采低滲透儲層的煤層氣，與採用射孔完井和水力壓裂增產的常規直井相比，具有不可替代的優越性。其優點主要有：

1）增加有效供給范圍：水平鑽進400～600 m是比較容易的，然而要壓裂這么長的裂縫幾乎是不可能的，而且，造就一條較長的支撐裂縫要求使用大型的壓裂設備。多分支水平井在煤層中呈網狀分布，將煤層分割成很多連續的狹長條帶（圖7.19），從而大大增加了煤層氣的供給范圍。

圖7.19 不同類型井煤層氣的供給范圍比較

（據鮮保安等，2005）

a—直井供給范圍（r為井眼半徑，R為供給半徑）；b—單一水平井供給范圍；c—多分支水平井供給范圍

2）提高了導流能力：壓裂的裂縫無論長度多長，流動的阻力都是相當大的，而水平井內流體的流動阻力相對於割理系統要小得多。分支井眼與煤層割理的相互交錯，使煤層割理與裂隙更暢通，提高了裂隙的導流能力。

3）減少了對煤層的損害：常規直井鑽井完鑽後要固井，完井後還要進行水力壓裂改造，每個環節都會對煤層造成不同程度的損害，而且煤層損害很難恢復。採用多分支水平井鑽井完井方法，就避免了固井和水力壓裂作業，這樣只要在鑽井時設法降低鑽井液對煤層的損害，就能滿足工程要求。

4）單井產量高，經濟效益好：採用多分支水平井開發煤層氣，單井成本比直井高，但在一個相對較大的區塊開發，可大大減少鑽井數量，降低鑽井工程、采氣工程及地面集輸與處理費用，從而降低綜合成本。而且產量是常規直井的2～10倍，采出程度比常規直井平均高出近2倍，提高了經濟效益，最為重要的是更充分地開發了煤層氣資源。

5）具有廣闊的應用前景：多分支水平井不僅可用於開發煤層氣資源，還能應用於開發稠油或低滲透油藏和地下水資源，另外，還可以用於地下儲油和儲氣工程。

建議進一步閱讀

1.蘇現波，陳江峰等.2001.煤層氣地質學與勘探開發.北京：科學出版社，84～149，195～209

2.邢政.2007.多分支井技術在大城區煤層氣勘探開發中的應用研究.中國煤層氣，4（2）：40～42

3.鮮保安，高德利等.2005.多分支水平井在煤層氣開發中的應用機理分析.煤田地質與勘探，33（6）：34～37

⑹ 普光氣田的其他信息

普光氣田外輸管道——川氣東送天然氣管道工程西起川東北普光首站，東至上海末站，是繼西氣東輸管線之後又一條貫穿我國東西部地區的管道大動脈。管道工程包括一條干線、四條支線和一條專線，涉及四川、重慶、湖北、安徽、浙江和上海四省二市，全長1702km，主幹線設計年輸量120億方，輸氣壓力10MPa，管徑為1016mm。達州天然氣專線線路全長81公里，管徑為508mm，壓力8MPa，給化肥廠供氣。
自普光氣田投產以來，采氣廠嚴抓生產管理，強化各項安全制度的落實，認真細致分析生產中出現的各種問題，加大技術攻關力度，及時採取有效措施，集輸系統實現安全平穩運行。
為確保生產有序運行，采氣廠建立健全生產運行制度，制訂了《生產運行管理辦法》、《幹部值班制度》、《高含硫集氣站（管道）安全生產管理規定》等一系列生產管理制度，不斷完善生產運行網路及各級組織機構職責，明確生產管理工作流程，生產運行和信息傳遞流程進一步通暢；建立了以廠調度室為信息樞紐，以中控室為操作中心，上下貫通、橫向緊密、集中統一、協調高效、信息流暢、職責明晰、執行有力的生產運行管理體系，基本滿足了集輸系統生產運行和應急處置的需要。同時，該廠抓好以站場為中心，基層班組為重點的生產組織管理工作，將巡線和酸液焚燒等外包業務納入站場管理，形成區域管理網路。
遏制管道腐蝕對於高含硫氣田的安全運行來說至關重要。該廠建立了完善的腐蝕監測系統，在集輸管道上採用腐蝕掛片、電阻探針、線性極化探針、電指紋等方法進行實時在線腐蝕監測。腐蝕監測系統測得的數據通過網路傳至站控室或中控室，便於技術人員及時分析處理數據，及時調整緩蝕劑的加註量及批處理頻次等。目前監測數據顯示，集輸系統腐蝕速率低於每年0.076毫米的腐蝕控制指標，處於受控狀態。
為了保證集輸管道「體魄強健」，該廠加大酸性管道清管、緩釋劑批處理工作力度，及時收集現場緩蝕劑連續加註信息，不斷總結清管和批處理經驗，完善緩蝕劑批處理作業方案。同時，該廠按期對集輸管線進行管道清管和批處理作業，避免了腐蝕介質與管壁的直接接觸，有效控制了酸氣對管道的腐蝕，保障了集輸管道的安全運行。
對氣藏實施動態管理是保證氣田平穩生產的關鍵。該廠認真開展氣藏動態分析工作，建立了廠、區（站）、管理組「三位一體」的開發管理工作體系；強化動態監測，取齊、取全、取准各項資料，加強氣樣、液樣取樣分析化驗工作，為氣藏開發方案的制訂提供翔實依據；堅持定期召開動態分析會制度，從地層到井筒，從井筒到地面進行全面系統分析，為制訂切實可行的氣井生產制度奠定堅實基礎。
面對生產中遇到的難題，該廠大力開展技術攻關，著力破解生產難題。針對普106—2H等3口井因套壓異常無法正常生產的問題，該廠及時組織技術人員深入分析，不斷實踐，通過在現場安裝套管放壓流程，把套壓控制在一定范圍內，使氣井生產保持穩定。針對節流閥、分酸分離器捕霧網等頻繁堵塞的問題，該廠採取溶硫劑加註及電伴熱帶加熱等方式，較好地解除了堵塞問題，保證了集輸系統平穩運行。

⑺ 普光氣田

普光氣田是迄今為止中國南方已發現的氣田中儲量規模大、埋藏最深、資源豐度最高的特大型整裝海相氣田(馬永生等，2010)。

6.1.1 氣田概況

普光氣田位於四川盆地東北部宣漢縣境內，構造位置處於川東斷褶帶東北段的雙石廟-普光構造帶上，為一鼻狀構造(圖 6.1)。普光氣藏為一構造-岩性復合型大型氣藏，氣藏圈閉面積45.6km²，主要含氣層段為下三疊統飛仙關組及上二疊統長興組，均為白雲岩儲層。主力烴源岩層系為中-下志留統和二疊系。氣田發現於2003年，截至2005年已累計探明儲量為2510.7×10⁸m³。氣田的基本參數見表6.1。

圖6.1 四川盆地普光氣田構造位置與氣田飛仙關組四段底構造簡圖(據馬永生，2006)

a—構造位置；b—構造簡圖

表6.1 普光氣田基本參數表

續表

(據馬永生，2006)

6.1.2 普光氣田的發現

6.1.2.1 勘探階段

四川盆地的規模性勘探始於20世紀50年代，普光氣田所在的宣漢-達縣地區的勘探也始於該時期。原四川石油管理局及原地質礦產部西南石油地質局曾先後開展了地面地質調查、構造詳查、重力磁力普查、構造細測及地震勘探，發現了雙石廟、雷音鋪、東岳寨等構造，並實施了淺井鑽井10餘口。

20世紀80年代至90年代初期，隨著川東地區天然氣勘探取得重大突破，宣漢-達縣地區也開始了大規模的油氣勘探，開展了覆蓋全區的二維數字地震普查，全區測網密度達2km×4km。選擇了當時認為具油氣勘探前景的局部構造——東岳寨構造進行了地震詳查，測網密度達到1.5km×1.5km；並在雙廟場構造試驗性地開展了25.6km²三維地震勘探。通過這些工作，基本查明了區內的構造格局，並在雙廟場構造部署施工了川岳83井，於下三疊統飛仙關組二段鑽遇裂縫型儲層，獲工業氣流，由此發現了東岳寨含氣構造。與此同時，原四川石油管理局在研究區的雙石廟構造完成雙石1井，在雙廟場構造完成雷西1井和雷西2井，3口深井均鑽穿石炭系。以後又在東岳寨構造鑽探了川岳84井，在付家山構造鑽探了川付85井，在區塊東南角的宣漢東構造鑽探了七里23井(圖6.1)。通過這個時期的勘探，完成了工區的地震概查和詳查，鑽探了深、淺探井共21口，雖然在發現的各構造主高點上都進行了鑽探，但均未取得實質性突破。

2000年，中國石化集團進入川東地區勘探，地質學家們在對宣漢-達縣地區的勘探歷程和鄰區渡口河、羅家寨、鐵山坡等一批高產氣田發現歷程進行分析總結的基礎上，對區內及周邊地區的石油地質條件進行了深入研究。認為該區生烴與保存條件是好的，能否發現氣田(尤其是大氣田)的關鍵因素在於地下是否發育有優質儲層；而前人「開江-梁平海槽」和以構造圈閉為主要鑽探目標的認識限制了對該區的勘探。為此，又開展了大量的有針對性的野外地質、鑽井岩心和區域地質條件研究。研究結果表明，宣漢-達縣地區在晚二疊世長興期-早三疊世飛仙關期沉積的礁、灘相孔隙型白雲岩具備形成油氣儲層的基本地質條件；該區也是構造-岩性復合型圈閉發育的地區，因此制約氣藏規模及儲量豐度的主要因素是儲層的厚度、分布面積和孔隙發育程度。

基於上述認識，以構造勘探為主的勘探思路已不適應，由此提出了「以長興組-飛仙關組礁、灘孔隙型白雲岩儲層為主的構造-岩性復合型圈閉為勘探對象」的思路。針對深層的儲層成像，重新部署實施了二維高分辯率地震勘探至1100km。所得高分辯率地震資料有效頻帶范圍大致在8～125Hz之間，優勢頻帶在20～80Hz之間，主要目的層附近頻率為50～60Hz；地震反射波特徵明顯，波形較活躍，斷層和構造形態清楚，滿足了儲層研究和綜合評價的需要。此外，以沉積學、層序地層學與儲層地質學方法為指導，開展了長興期-飛仙關期岩相古地理及礁、灘相的展布規律研究，建立了沉積相模式，確定了主要儲層類型。同時，在有利相帶內，以地質模型為指導，利用地震相分析與特殊處理解釋相結合的方法，開展了地質、鑽井、測井、地震等多學科、多單位聯合的儲層橫向預測研究工作，圈定了儲層發育區，優選了鑽探目標、優選了井位。

6.1.2.2 普光氣田的發現

普光1井於2001年11月開鑽，2003年5月鑽達上二疊統長興組頂部完鑽。對下三疊統飛仙關組下部55m的儲層段進行完井試氣，產量達42.37×10⁴m³/d，由此發現了普光氣藏。隨後，對普光地區部署實施了高精度三維地震。利用高品質的地震資料，開展了構造精細解釋和儲層定量預測，並開展了勘探階段的氣藏描述工作，提出了氣藏整體評價部署方案。截至2005年，已經在普光構造完鑽7井(普光1井至普光7井)，已測試的5口井均獲得高產天然氣流。

2006年2月，經國家儲量委員會審查批准，普光長興組-飛仙關組氣藏探明儲量為2510.7×10⁸m³。由此發現了中國南方迄今為止規模最大、豐度最高的氣田——普光大氣田，隨著評價勘探的進一步深入，氣田規模將進一步擴大。

6.1.3 氣田地質特徵

6.1.3.1 天然氣成藏條件

普光氣田的主力烴源岩層系志留系和二疊系相繼於早三疊世早、中期進入生烴門限，中侏羅世早期達到了生油高峰，中侏羅世晚期或晚侏羅世早期達到過成熟演化階段，以產干氣為主，並一直延續至漸新世。中-晚侏羅世，油氣通過斷裂(裂縫)、不整合面及各種孔洞(縫)組合的側向和垂向輸導體系，向上運移聚集至上二疊統長興組-下三疊統飛仙關組白雲岩中形成古油藏。之後，隨著進一步埋藏和構造演化，油氣藏發生化學改造(原油裂解和硫酸鹽熱還原反應)和物理改造(晚燕山期-喜馬拉雅期構造作用，使氣藏由北東高、西南低演變為北東低、西南高)，由此演變成現今的氣藏。

6.1.3.2 構造-岩性復合型圈閉

東岳寨-普光背斜帶是一個與逆沖斷層有關的大型斷背斜構造，普光氣藏即處於該背斜帶北段的相對低部位。在此構造南高點鑽探的川岳83井和川岳84井，其飛仙關組、長興組未發現孔隙性儲層，而在構造低部位的普光1井、普光2井、普光3井和普光4井卻發現了巨厚的白雲岩儲層和高產天然氣流。這種差異主要是因台地邊緣-台地相沉積與陸棚相沉積的分隔。台地邊緣相和台地相在地震剖面上的反射清楚表明，相變帶兩側的沉積與儲層發育完全不同。普光氣田的西側受NE向逆沖斷層控制，北側與東側受構造線控制，南部受相變帶控制，是一受鼻狀構造與相變線共同控制的構造-岩性復合型圈閉。

6.1.3.3 深層發育優質白雲岩儲層

普光氣田飛仙關組儲層的岩性主要為單一的白雲岩(表6.2；圖6.2)。據鑽井密閉取心資料分析，儲層物性以中等孔隙度和中等滲透率為主，儲集性較好。儲層段孔隙度介於2%～28.86%之間，平均值為8.11%，主要分布於6%～12%之間。

表6.2 普光氣田生儲蓋層特徵簡表

圖6.2 普光氣田主要儲層段連井剖面開發

(據馬永生，2006)

按照《石油天然氣儲量計算規范》中的碳酸鹽岩儲層評價標准，普光氣田長興組-飛仙關組礁、灘相白雲岩儲層以II類(良)儲層為主，占總儲層段厚度的41%；III類(中)和I類(優)儲層分別佔29%和23%，IV類(差)儲層僅佔7%。

6.1.4 氣藏流體特徵

普光1井、普光2井和普光4、5、6井長興組-飛仙關組各儲層段經測試均獲得了高產工業氣流。測試結果表明，這5口井的飛仙關組和長興組氣層在壓力系數、壓力-深度關系圖上具有較好的相關性(圖6.2)，為同一溫-壓系統，總體呈現出同一個氣藏的特點。氣層壓力系數為1.07～1.18，平均為1.10，為常壓氣藏特徵。

⑻ 油氣田地震勘探資料存儲的實踐與應用

李紅霞¹ 符京生¹ 張永勝² 惠玉鳳²

(1.中石油長慶油田公司檔案館；2.中石油東方公司研究院長慶分院)

摘要 為搶救和保護地震勘探數據磁帶檔案，改變長期以來地震磁帶容量利用率低，保管成本高的現狀，長慶油田應用地震資料全容量存儲技術，完成了地震勘探數據載體的轉換，實現了地震磁帶全容量存儲，有效解決地震勘探數據保存和再組織問題，效果顯著。本文介紹了長慶油田地震資料全容量存儲技術開發的背景、研究成果及應用實施情況。

關鍵詞 地震勘探數據 磁帶存儲 容量利用率 測線標簽 磁帶操作程序

地震勘探數據磁帶是油氣勘探的重要資料，是地震勘探工程施工成果的載體，是物探科技工作者智慧的結晶，是企業的寶貴財富。石油天然氣行業標准亦規定磁帶為地震勘探數據成果長期和永久保存介質，這一管理形式在油田企業一直沿用至今。近年來，隨著地震勘探技術水平的發展，施工設備的更新換代，存儲技術的不斷發展，傳統的保管利用模式已無法適應現代化辦公條件下生產科研工作的需求，加之所保存的地震勘探資料時空跨度大，嚴重製約著磁帶檔案的規范化、標准化、現代化管理水平的發展，潛藏著因歷史資料載體到期老化等因素致使數據無法正常讀取和使用的巨大風險。基於此，長慶油田開展了將庫存地震勘探數據由低密度磁帶向新型高密度磁帶的數據轉儲工作，探索出地震勘探數據磁帶全容量存儲技術，從根本上解決了地震勘探數據磁帶檔案管理中的諸多問題。

1 長慶油田地震勘探數據磁帶管理現狀

長慶油田檔案館保存著迄今為止30多年來在鄂爾多斯盆地及其周邊地區採集的全部地震勘探原始及成果數據磁帶，是長慶油田唯一的地震勘探檔案集中保管地，庫存各類地震磁帶9萬多盤。近年來，隨著檔案管理系統的推廣應用，狠抓了地震勘探數據磁帶檔案基礎業務，實現了磁帶檔案目錄的電子化，其中成果磁帶採取了案卷級和文件級相結合的編目規則，利用效率得以有效提升。然而磁帶這一載體的特殊性，影響著磁帶的安全管理，制約著磁帶管理水平的進一步提高，主要表現在以下幾個方面：

一是磁帶數量大、型號繁雜，部分已到保管期限。現庫存磁帶包括3480、3490、3590、3592及九軌半英寸磁帶共5種，其中3480、3490、九軌半英寸磁帶占庫存總量的97.45%，庫存一半的磁帶已到規定的保管期限，加之磁帶機對不同型號磁帶的互不兼容性，導致部分陳舊磁帶數據隨著相應磁帶機生產下線而無法正常讀取使用。

二是數據格式多樣，不便利用和管理。其中大部分為SEG-D格式，部分是TIPEX、TAR格式，現階段已無與之匹配的操作系統，數據無法讀取，這種多格式共存給地震勘探數據的標准化、規范化管理也帶來不便。

三是磁帶容量利用率低，增加了保管成本。傳統磁帶管理因受磁帶物理標簽及現場施工方式的影響，通常磁帶容量利用率僅有21%，容量空置率高，造成磁帶數量的無謂增加和成本的極大浪費。

四是利用效率低。一直以來，長慶油田採用磁帶對磁帶一對一拷貝，通過復制歸檔磁帶數據開展對外提供利用工作，這一管理方式在確保管理安全方面效果顯著，但利用效率卻大受影響，在面對利用量小且任務較分散的利用工作時，這一方式基本能夠滿足，也未突顯明顯矛盾，然而面對近幾年油田勘探生產任務的大量攀升，經常面臨集中大量的數據利用工作，即使工作人員24小時不停歇加班加點，但因這種傳統數據拷貝速度受限於設備數量、設備運轉情況的影響，常常很難滿足實際工作的需要。所以對地震勘探數據開展搶救式介質轉換、升級，探索改進地震勘探數據磁帶檔案管理已迫在眉睫。

2 地震資料全容量存儲的目的

1)搶救和保護油田勘探資料，確保資料信息隨時代發展、軟硬體條件進步，能得到完整保護。

2)採用國際國內通用格式形式加以轉錄、存儲，使不同設備不同時期地震勘探資料得以通用性識別。

3)大容量存儲的應用，保證地震資料信息完整，今後復制、搶救數據更加高效，便於長期安全性保存。

4)便於高效服務油田勘探開發，由於油田勘探程度愈來愈高，隱蔽性、小型性、復雜性油氣藏也成為勘探的主要目標，對地震資料的進一步應用也愈來愈多。

3 地震資料全容量存儲技術

3.1 地震資料全容量存儲技術概述

地震資料全容量存儲是採取標準的SEGY磁帶格式，將包含地震測線的關鍵標識性信息(包括測線名稱、地區等)和檔案管理重要元素(包括全宗、目錄號、保管號等)組成的具有重要識別性質的簡單的測線編碼電子標簽，記錄在SEGY卷頭未定義區域，通過地震數據磁帶操作程序，獨立完成地震測線數據的卸帶和磁帶檢索。將測線數據及相應的電子標簽一同寫入直至記滿一盤3592磁帶為止。

地震資料全容量存儲理論上是對歷史地震勘探數據載體的升級轉換，是對數據格式和載體型號的統一規范；這一技術的核心是使得地震勘探數據存儲不再受限於磁帶物理標簽限制，而是取決於磁帶本身的存儲量，可將傳統磁帶容量提高至98%左右，這對於磁帶檔案保管的集中地——檔案部門來說，將有效減少磁帶數量，降低管理成本，緩解庫存壓力；同時這一技術符合地震磁帶標准格式，形成的存儲磁帶能夠在GeoEAST、CGG等處理系統中直接讀出，便於利用和管理。

3.2 測線標簽和磁帶標簽目錄

測線標簽和磁帶標簽目錄是一行限長EBCDIC碼字元串，包含卷盤號、卷內序號、測線名、成果類型、隊號、數據范圍、工區、生產年度、數據來源等測線標示信息(表1)，與測線SEGY數據文件一一對應。將一盤地震SEGY磁帶的測線標簽順序存放，形成磁帶標簽目錄文本文件。

表1 測線數據文件與測線數據標簽

3.3 地震資料全容量存儲操作程序

地震數據的SEGY格式，實際上是一種特殊的加密格式，通常只能由理解SEGY格式的軟體來讀取，如GeoEAST、PROMAX、CGG等，且須有地震資料數據處理背景的人員操作完成。在Linux系統下，使用C語言編制一組SEGY格式磁帶專用程序，根據磁帶標簽目錄，脫離通用處理系統直接驅動磁帶機，完成標准地震SEGY格式磁帶的寫入、讀出和磁帶掃描。

3.3.1 磁帶機工作特點

與磁碟直接訪問不同，磁帶是一種流式數據設備，只能順序訪問。磁帶基本讀寫單位為塊(BLOCK)，塊與塊間有一物理間隙(GAP)，用於磁頭定位。SEGY磁帶數據文件有若干塊組成，文件尾有一特殊數據標志EOF標示文件結束，而雙EOF通常表示磁帶數據結束。程序設計中，通過系統調用磁帶設備數據結構，完成磁帶的尋塊和讀寫EOF等控制操作。

3.3.2 寫磁帶

程序功能是將磁帶標簽目錄文件所列的測線SEGY磁碟文件及其測線標簽，順序寫入一盤磁帶(圖1)。寫帶前應先用tpsize命令估算寫帶容量，以確保磁帶全容量存儲。有記帶日誌幫助確定寫帶正確。實際應用中，譬如在提供磁帶拷貝記帶時，測線標簽可以選擇空白。

3.3.3 讀磁帶

程序功能是從一盤磁帶中順序卸出全部或指定序號的SEGY文件到磁碟(圖2)。查詢標簽目錄獲得卸帶文件號。有讀帶日誌幫助確定讀帶正確。

圖1 寫磁帶流程

圖2 讀磁帶流程

3.3.4 磁帶掃描

程序功能是掃描一盤地震成果磁帶，列出全部SEGY文件標簽和卷頭及道頭信息，檢查SEGY數據磁帶或SEGY數據文件的合規性。

4 地震資料全容量存儲的應用

4.1 應用方案

1)將多格式數據向SEGY格式轉換。

2)轉儲數據編目規則，採用檔案著錄規則與物探技術規則相結合，包含卷盤號、卷內序號、測線名、成果類型、隊號、數據范圍、工區、生產年度、數據來源等信息內容。

3)數據採用磁帶加磁碟雙模式存儲，其中磁帶採用近年通用、普通的350 GB容量的3592磁帶，這種新型的高密度磁帶可大幅度減少磁帶數量，便於保管和保護；磁碟採用RAID6冗餘技術方式，便於日常頻繁大量的數據利用。

4.2 應用實例

長慶油田利用上述技術歷時兩年半完成了1980～2010年共9萬多盤各類地震勘探數據(包含原始與成果)的轉儲，共形成轉儲磁帶90多盤，存儲量40TB。特別是檔案目錄中的原始測線，全部得到樣本保存，實現並保證了長慶油田地震歷史成果的永久保存。

4.3 應用效果

4.3.1 磁帶數量大幅減少，有效緩解了庫存壓力

轉儲前，9萬多盤不同種類不同型號磁帶共佔用兩個庫房320平方米存放空間，轉儲後，同樣的數據量只形成了90多盤3592磁帶(350GB)，僅用了一個資料櫃的1/3。

4.3.2 搶救保護了地震勘探數據，保證資料持續可用

通過轉儲，搶救恢復了無法讀取的TIPX格式和掉粉損壞磁帶的地震勘探數據，保證了所有地震數據的有效性，同時也為下一步確定4萬多盤已到保管期限的九軌半英寸磁帶鑒定處置方案提供了可靠依據。

4.3.3 實現了標准化、規范化，便於管理和利用

通過地震資料全容量轉儲，長慶油田所有不同歷史時期不同格式地震勘探數據全部實現了以國際通用的3592高密度數字磁帶為載體，數據格式為SEG-Y的標准存儲模式，便於硬體設施的配備及日常維護工作的開展，使管理更加便捷，利用更加順暢。

4.3.4 提高檢索效率，全面提升了地震勘探數據的利用服務水平

檢索效率大幅提升。通過集中統一更改、補充、完善，規范和豐富了長慶油田30多年來的地震勘探數據及目錄信息，提高了檢索的准確性；完善了地震勘探磁帶管理信息電子編碼技術規則，制定了由卷盤號、卷內順序號、測線名、隊號、工區等10個信息因素組成的具有地震測線和檔案目錄獨特識別信息的地震勘探磁帶測線信息電子編碼和檔案編目、著錄規則，用以地震勘探資料庫的檢索；形成了以檔案目錄號、保管號為內容的互見目錄，可實現磁帶測線信息電子編碼標簽與檔案測線目錄的雙向信息查詢，提高了檢索效率。

利用服務方式有了突破性發展。本次轉儲除採用傳統的磁帶存儲外，開創了磁碟陣列備份存儲的新模式，實現了地震勘探磁帶數據的數字化管理，實現了從目錄檢索到數據直接拷貝的系統管理操作，改變了傳統通過目錄檢索獲得實物檔號，取出實體採取磁帶對磁帶的一對一拷貝的半信息化操作，在提高利用效率的同時，也為快速高效地開展地震勘探數據的再組織奠定了基礎，開啟了地震數據管理利用新篇章。

4.3.5 提高了工作效率，降低了勞動強度

以3490磁帶為例，一天按8小時工作時間計算，在機器運轉良好，工作人員不間斷工作的情況下，每天一台3490磁帶機最多能完成30多盤磁帶數據的拷貝，若一條測線原始數據磁帶350盤左右，存儲量約150GB，採用傳統地震數據磁帶拷貝，用一台機器拷貝最快10天，而通過磁碟陣列數據拷貝僅用2個多小時即可完成。據初步測試，完成1TB數據量拷貝需18個小時左右。經轉儲整理後，在實現高效率數據拷貝和再組織的同時，大大降低了勞動強度，解放了人力。也符合大數據時代快速、高效生產科研工作的需要。

4.3.6 兩種存儲互為補充，提升了地震勘探數據的安全有效性

採取磁帶和磁碟陣列兩種方式存儲，可根據實際需要相互轉換，互為補充，降低了保管風險，最大限度地維護了企業的利益；降低了對磁帶數據的重復利用次數，有效地保護了存儲介質及地震勘探數據；歷史數據載體的升級轉換，是一次全面地毯式的核查，是對過去收集檢驗工作的又一次復核、鞏固和補充，是對存放多年數據有效性的全面檢驗，是做好數據檔案保護工作的又一舉措，對於檔案保管部門意義重大。

5 結束語

地震資料全容量存儲成果在實際工作中的應用證明，其提高磁帶容量，減少庫藏量，降低管理成本效果顯著，規范標准化程度高，適合地震勘探數據信息化數字化管理；磁帶及磁碟陣列雙模式存儲在有效降低保管風險，實現方便靈活利用及數據再組織等功能方面，得到相關科研生產部門的一致認同。地震資料全容量存儲技術適合地震勘探數據磁帶檔案管理或地震勘探數據信息的集中管理部門，且數據量越大，效果也越明顯。該技術不僅解決了傳統地震勘探數據磁帶檔案管理中的諸多問題，而且使地震勘探數據磁帶檔案邁上數字化管理新台階，將更好地服務於油氣田的勘探開發與科研工作。

⑼ 今年會去四川普光氣田進行暑期社會實踐，想問問如何選擇與專業有關的實踐內容，實踐哪一方面的東西。

去普光采氣廠實習吧，不過估計都在大山裡 很無聊的。學學工藝、設備方面的知識，做點鋪墊。學校學的 都沒多少用 ，關鍵是邊工作邊學