普光高酸性气田采气工程技术与实践

⑴ 普光气田的发现与勘探实践

4.2.2.1 前期开展的主要工作及存在的问题

21世纪前，该区经历了多轮勘探，共实施浅、中、深探井21口，仅在部分井中获低产工业气流。

1）早期勘探阶段：1955～1965年，开展了1∶20万地面地质调查，1∶5万构造详查，1∶50万重力、磁力普查，发现了双石庙构造、黄金口构造等地面构造，完成了双石庙、东岳寨等局部构造细测，在双石庙、东岳寨构造上钻探浅井10余口，仅在侏罗系中、下统见油气显示。1965～1980年，实施了模拟磁带地震勘探，开始由浅层对中深层进行钻探，在双石庙构造完成了川1井，进尺2525.08m，在下侏罗统及上三叠统见微弱气显示；在付家山构造完成川25井，进尺2865.5m，于嘉陵江组五段发现工业品位的富钾卤水；在分水岭构造完成川64井，进尺5005m，未获油气。1980～1990年，随着川东地区石炭系黄龙组天然气勘探取得重大突破，该区的油气勘探一度成为热点，开展了覆盖全区的二维数字地震普查，部分地区测网达2km×4km。东岳寨构造完成地震详查，测网达1.5km×1.5km。在双庙场（雷西）构造开展了25.6km²试验性三维地震勘探，共完成二维地震959.93km。此时期在东岳寨构造钻探了川岳83井，仅在下三叠统飞仙关组二段获小规模裂缝型气藏。之后为进一步评价东岳寨构造的含气性钻探了川岳84井，仅在茅口组见气显示。原CNPC完成了双石1井、雷西1、2井三口揭穿石炭系的超深钻井，双石1井石炭系（4m）射孔酸化为干层，在浅层侏罗系见油气显示；雷西1井射孔酸化，茅口组见少量水，上二叠统和石炭系均为干层，产微气；雷西2井在侏罗系上沙溪庙组井深中途测试获得1207m³/d天然气低产，在茅口组完井测试产水。另外，第二地质大队以嘉陵江组富钾卤水为目的完成了北2井钻探。

2）勘探停滞阶段：1990～1999年，油气勘探相对处于停滞阶段。期间仅在清溪场构造实施了11条二维地震测线，在付家山构造钻探了川付85井，未取得油气成果。在区块东南角，原CNPC以石炭系为目的层系完成了七里23井的钻探，仅在茅口组见气显示，在石炭系测试产水。

3）存在的主要问题：早期勘探以构造圈闭为主要的勘探对象，唯石炭系黄龙组主要目的层，忽视了其他层位油气显示，同时勘探技术不足，前期地震资料由于采集年度跨度大，测网布设欠规范，采集系统、采集方法差异大等原因，资料信噪比、分辨率不高，达不到开展储层横向预测的基础资料要求。

4.2.2.2 普光大气田的发现与启示

进入21世纪，中国石化在“稳定东部、发展西部、突破南方、开拓海外”的上游发展战略指导下，2000年将普光气田所在的川东北宣汉-达县探区（面积1116km²）作为战略展开区开展重点勘探。通过扎实的基础地质研究，加强勘探技术攻关，调整理顺勘探思路，创新勘探理念，仅用五年实现了普光大气田重大突破，发现了国内最大的海相整装气田，至2007年普光气田所在的宣汉-达县探区累计获探明天然气地质储量3812.57×10⁸m³，发现普光、大湾、毛坝3个气田，同时获得老君、清溪场、双庙、毛坝西、双庙场等四个含气构造，实现“两年获勘探重大突破、3年整体探明普光气田”的高速度，取得了巨大的社会经济效益。

普光大气田的高效快速发现得益于扎实的基础地质研究、勘探理念的创新和勘探技术的进步，同时，勘探管理模式的创新也为该气田的发现提供了强有力支撑。

2000年，南方海相油气勘探项目经理部接手了宣汉-达县区块的勘探。通过详细研究前期各项资料，肯定了该区块良好的勘探前景，认为前期未获突破的原因可能是受“唯石炭系主要目的层”、“构造圈闭为主要目标”的制约，同时勘探技术手段不足也是重要原因。因此，自2000年始安排大量基础性研究，并开始制定以构造岩性圈闭为主要目标的勘探思路，此期安排的基础性项目有包括老资料复查、宣汉-达县地区石炭系—三叠系石油地质综合研究、二叠系—三叠系精细层序地层与沉积相研究、地震老资料重复处理与构造精细解释与目标评价等，同时着手部署新一轮针对地层岩性圈闭的高分辨率地震采集处理攻关。

一年后得益于高精度的地震资料处理与解释，通过反复的地质论证，按照新的勘探理念，即以“以长兴组—飞仙关组礁、滩孔隙型白云岩储层为主的构造-岩性复合圈闭为主要勘探对象”的勘探思路，部署包括普光1井、毛坝1井在内的第一批探井。2001年11月3日，部署在宣汉-达县地区东岳寨-普光构造上的第一口预探井普光1井正式开钻。两个月后，2002年1月9日，部署在毛坝场构造上的预探井毛坝1井开钻。2003年1月毛坝1井率先在飞仙关组裂缝性储层获得高产，2003年7月27日至2003年8月10日对普光1井飞仙关组二段—一段5610.3～5666.24m井段进行常规测试，获得稳定日产气量42.37×10⁴m³/d的高产工业气流。普光1井钻揭长兴组—飞仙关组礁滩相优质白云岩储层261.7m，宣告普光大气的勘探发现，证实了勘探家们的预言。

普光1井获得重大发现之后，勘探评价迅速展开，通过精细评价研究，部署实施了普光2井、3井、4井三口评价井。普光2井于2003年9月26日开钻，至2004年5月16日钻至井深5353m完钻，钻获长兴组—飞仙关组优质白云岩储层410.2m，在飞仙关组、长兴组多层测试均获高产工业气流。普光4井于2003年12月27日开钻，至2004年12月30日钻至井深6122m完钻，钻获飞仙关组优质白云岩储层233.9m，在飞仙关组测试也获高产工业气流。

为加快普光气的勘探发现，实现三年整体探明。2003～2004年部署、实施了456.06km²高覆盖次数、大偏移距、宽方位角的三维地震资料采集。并以最快的速度完成资料处理解释。以新三维地震资料为支撑部署的普光气田第二轮评价井：普光5井、6井、7井（普光7侧平1井）在长兴组—飞仙关组均钻获了巨厚优质白云岩储层和高产天然气流，并实现了预测深度与实钻深度的误差小于0.15%、预测孔隙度与测井解释孔隙度的绝对误差小于0.32%、相对误差小于5%的国际领先水平。

普光5井于2005年2月1日开钻，至2005年10月29日钻至井深6095.59m完钻，钻获长兴组—飞仙关组优质白云岩储层356.3m，在长兴组测试获高产工业气流。

普光6井于2005年1月23日开钻，至2005年8月21日钻至井深5510m完钻，钻获长兴组—飞仙关组优质白云岩储层411.2m，在飞仙关组及长兴组多层测试均获高产工业气流，单层稳定产量最高达128.15×10⁴m³/d。

普光7侧平1井钻获飞仙关组优质白云岩储层175.7m，在飞仙关组一段（5571.70～5590.70m）测试获气产量28.76×10⁴m³/d，在飞仙关组二段（5484.70～5546.70m）测试获气产量17.36×10⁴m³/d。

2006年2月，通过国土资源部矿产资源储量评审中心专家组审定，普光气田以普光1井、2井、3井、4井、5井、6井、普光7侧平1井计算的累计探明储量达2510.7×10⁸m³，技术可采储量为1883.04×10⁸m³，含气面积41km²，成为中国海相碳酸盐岩领域丰度最高、规模最大的整装天然气田。

普光大气田的发现和探明，不仅大大缓解了我国油气资源不足的问题，成为我国重要的油气资源接替阵地，同时为我国今后海相碳酸盐岩领域的油气勘探提供了重要的启示。

启示1 科学正确的决策，是勘探大发现的前提。

1998年中国石化集团公司成立后，从缓解国内、外油气供需的突出矛盾和保障国家经济安全的战略高度，在广泛听取并采纳国内知名专家意见和建议的基础上，提出了“积极准备南方”的油气勘探战略方针，并先后组建了南方海相油气勘探项目经理部和南方勘探开发分公司，对南方海相油气勘探给予了足够的关注、充分的投入、具体的指导。在普光大气田发现后，中国石化及时将国内油气勘探开发战略中“准备南方”调整为“发展南方”，加大了勘探力度，加快了勘探步伐，并进行具体的指挥和协调。正是中国石化集团公司的科学决策和正确领导，带来了普光大气田的重大发现与快速探明。

启示2 理论认识的创新，是勘探大发现的基础。

唯有创新，才有突破。在一个勘探程度相对较高而又没有取得突破的地区，再沿着前人的老路走下去，肯定只有“死路”一条。必须把前人的经验教训作为前进的起点，敢于从以往的认识中走出来，勇于站在前人的肩膀上破除前人的“定论”，从勘探理论和地质认识上实现根本转变和彻底创新，勘探突破才有希望。

正是地质家们一系列油气地质理论认识的创新，奠定了普光大气田发现和探明的基础：

突破前人“开江-梁平海槽”的认识。

建立了台棚区和有利于礁滩相储层发育的台地边缘区沉积模式。

建立了深层碳酸盐岩“三元控储”模式。

建立了“叠合盆地多期构造叠加控制的多元生烃和多期生烃”模式。

建立了深层碳酸盐岩复合控藏模式。

建立了南方海相深层碳酸盐岩油气分布与目标分级评价方法。

启示3 技术方法的创新，是勘探大发现的支撑。

普光大气田的发现落实，得益于技术方法的创新。在“十五”期间，通过技术方法攻关，形成了针对性的适用的地震和井筒技术方法系列，为普光大气田的发现和落实提供了强有力的支撑，同时对我国乃至世界山地深层碳酸盐岩油气勘探具有借鉴意义。

地震勘探：形成了以面向储层的采集设计、饱和激发、高精度定位和高密度采样为核心的山地高精度地震采集技术，以近地表效应消除、叠前高精度成像和储层高分辨率成像为核心的高精度地震成像技术，以及碳酸盐岩岩石物性参数测定、储层地球物理响应特征分析、储层地震识别模式建立、古地貌恢复、礁滩发育区地震识别技术、储层预测的频谱成像技术、有效储层预测技术、储层含气性判识技术等礁滩储层综合预测技术系列。

井筒技术：采用非常规系列井身结构、防斜打直技术、快速钻进技术、深井小间隙固井技术等实现了井身结构优化、提高了机械钻速；在海相地层储层特征和储层损害机理研究的基础上，研发了广谱屏蔽暂堵技术及配套的解堵工艺，保护了油气层；引进垂直钻井技术、空气钻井技术，在实际应用中也取得了较好效果；形成了超深、高压、高温、高含硫化氢气层的试气技术，3年内安全完成了14井44层次试气工作，取全取准了各项数据资料；初步形成了超深、高压、高含硫化氢气层的酸压改造技术，为气井真实产能的体现奠定了基础。

启示4 勘探思路的创新，是勘探大发现的关键。

正确的、先导的思路是引领我们走向成功的基石。在扎实的基础研究及地质认识、技术方法创新的基础上，宣汉-达县地区油气勘探思路由前期以构造圈闭为主要勘探对象，转变为“以长兴组—飞仙关组礁、滩孔隙型白云岩储层为主的构造-岩性复合圈闭为主要勘探对象”，这一油气勘探思路的创新是普光大气田发现的关键，充分体现了“新探区应借鉴成熟探区的勘探经验，成熟探区应提出新的勘探思路”的勘探哲学。

启示5 管理机制的创新，是勘探大发现的保障。

向管理要效率、要效益，这是现代企业管理的必由之路。

中国石油化工集团公司实施“准备南方”战略伊始，就明确提出对南方新区勘探实行“集团化决策、项目化管理、市场化运作、社会化服务”的管理体制和运行机制。这一管理体制和机制的建立和实施具有两大优势：一是重大问题集中决策、统一协调、统一指挥，具有集中力量办大事的优势；二是在具体实施中按项目进行管理，施工队伍和科研力量全部进入市场，具有运用市场机制配置资源的优势。根据中国石化管理体制，结合南方海相油气勘探对象复杂、战线长、作业分散、流动性大、多专业联合作战的特点，南方海相油气勘探逐步建立起适应自身特点的管理模式和运行机制。

科研管理模式的创新所激发出的强大的科研动力，是理论认识、技术方法创新的前提。

在集团公司总部的大力支持下，南方海相油气勘探坚持了“大海相”、“大科技”的科研思路，在加强中国石化内部南方海相科研力量建设的同时，加强了大专院校和科研院所的密切协作、联合攻关，建立起了一个产学研一体化的强大的科研支撑体系，各层次研究单位充分发挥自己的优势，在具体研究内容上，各有侧重，共同构成对南方海相油气勘探的支撑。

科学规范的工程项目管理模式，为高质量的工程施工提供了强有力的保障。

以招投标和合同管理为核心，制定和出台了招投标管理、合同管理的规定和细则，规范了招标过程中各项工作的运行。加强市场准入管理和施工队伍的考核，确保了获得准入资格的队伍更加适用、先进，结构更加合理多样。完善了甲方设计制度，确保了工程质量。加大了工程的全过程监督管理力度，主要采用两种方式：①在项目招标中将投标单位提供有资质的监督作为投标的条件之一，为进一步提高监督质量，扩大监督选聘范围，强化监督管理创造了条件；②聘用专职的监理公司参与现场监督，强化安全管理，确保勘探效益，逐步建立完善了各项安全管理制度，落实了各级安全生产责任制。

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西南油气田广汉采气工程研究院
地址：四川省德阳市广汉市广东路东1段
采气工程研究院是中国石油西南油气田分公司采气工程发展的技术支撑单位和技术参谋部,主要从事采气工艺、工具和装备的研究。我院集聚了一批采气工程专业的优秀人才,工程技术人员、中高级研究人员分别占员工总数的 77.1%、49.2%;拥有世界先进水平的实验装置及现场分析软件,配备科研设备214台(国外引进设备43台);资产总值5354万元(固定资产3424.3万元);设有3 个专业研究室、2 个重点实验室和 1 个技术推广中心,承担了采气工程方案设计、采气工艺、气井完井、气藏保护、低渗改造、测试、修井和试井等工程技术的研发和推广工作。我院凭借雄厚的技术实力和先进的装备,立足西南,面向全国,大量的科研成果在国内 8 个油气田成功推广应用,取得了显著的经济效益,在业内获得较高信誉和知名度。1999 年底重组以来,取得科研成果 44项,其中3项达到国际先进水平,14项达到国内先进水平,获部、省和局级科技进步奖40项。

⑶ 理论创新与技术进步是海相大油气田发现的重要基础

从20世纪40年代我国老一辈地质家提出陆相生油观点以来，相继在我国西部发现了几个油气田，为我国现代石油工业打下了初步基础。新中国成立后，为了甩掉贫油的帽子，石油工业有了4次重大的飞跃。一是石油勘探战略东移，在松辽盆地发现了大庆油田，说明了陆相地层不仅能生油，而且可形成巨型油田。二是渤海湾盆地的突破，通过对复杂断陷盆地群的勘探实践，发展总结出复式油气聚集带理论，形成了中国东部的石油生产基地，到1978年原油产量已超过1亿吨。三是在改革开放以后，我国沿海大陆架对外开发，与国外各大石油公司合作勘探开发，在南海、东海、渤海海域，相继发现了大中型油气田，推动了海域油气勘探的进展。四是80年代末期，在“稳定东部，发展西部”的方针指引下，对我国中西部各大型沉积盆地加大勘探力度，在塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、四川、吐哈、柴达木等盆地取得了重大进展。

国外海相碳酸盐岩层系油气田的烃源岩主要是侏罗纪以来高有机碳含量的页岩，储层主要是白垩纪以来的灰岩和古生代的白云岩，盖层主要为泥页岩和蒸发岩，大型油气富集区油气成藏比较晚。与国外优越的石油地质条件相比，我国海相碳酸盐岩层系形成时间早、地层时代老，烃源岩经历了长期演化和复杂生烃过程、热演化程度高，勘探目的层埋藏深。多期构造活动的叠加导致多期生烃过程、油气输导体系演化与运聚机理及油气多期成藏与保存机理等基础理论问题研究薄弱，严重制约了我国海相碳酸盐岩层系油气勘探进展。因此，要保持中国石化海相领域油气勘探的持续稳定发展，必须强化理论研究，创新思路，形成适应中国海相碳酸盐岩特色的油气成藏理论。

普光气田的发现主要是勘探思路与技术方法的创新：

1）按“大海相、大科技”的思路，组织一系列的科技攻关，突破了“开江-梁平海槽为海槽沉积，储层不发育”已有认识的束缚，该区不是油气勘探的“禁区”，而是形成大型气田的有利地区，从而把勘探目标由寻找构造油气藏为主转变为以构造岩性复合油气藏为主。进一步明确了沉积体系，确立了圈闭类型。认定普光地区处于有利于礁、滩相优质储层发育的台地边缘区，长兴组—飞仙关组礁、滩相孔隙型白云岩储层发育。明确提出“以长兴组—飞仙关组礁、滩孔隙型白云岩储层为主的构造-岩性复合圈闭为勘探对象”的思路，从根本上解决了制约该区勘探的本质问题及超深层碳酸盐岩是否发育优质储层和复杂叠合盆地油气成藏机理两个关键理论问题。

2）加强山地地震资料采集处理解释一体化技术攻关。普光地区内海拔1000m以上的山峰26座，相对高差最大近1000m，有悬崖峭壁的山包达300多个，地形险峻。通过科学布设观测系统，完成了大面积复杂山地高精度三维地震资料的采集，高质量地震资料为储层精细描述、优选勘探目标提供了可靠的基础。开发运用新一代高精度山地地震成像技术、深层碳酸盐岩油气储层预测技术，把地下情况形象、直观地描述出来，地质、地震解释的符合率显著提高，使储层厚度的预测精度由原来的37m提高到12m，预测深度与实钻深度的误差小于0.15%，居国际领先水平。

3）针对普光钻井遇到的“喷、漏、卡、塌、斜、硬、毒”等世界罕见难题，组织开展技术攻关和技术集成，形成了包括非常规系列井身结构、防斜打直技术、快速钻井技术、深井小间隙固井技术等在内的一整套钻井技术系列，为在复杂山地、深层、高压、高含硫条件下实现安全有效钻探提供了技术支撑。

在获得突破之后，又部署9口探井均获成功。至2006年底，普光气田探明储量已达3560亿立方米。

“川气东送”工程于今年8月31日经国务院正式批准，从普光气田到上海的长输管线工程已经动工，预计到2010年上海地区将用上普光气田的天然气。

塔里木盆地自沙参2井在寒武系—奥陶系碳酸盐岩中获得高产工业油气流后，一是明确提出“加快西部”的战略，并规划部署了全面加快塔河油田勘探开发的工作，解决了塔河勘探开发的制约性难题，迅速打开了塔河油田勘探开发局面；二是应用四化管理模式，引入各方面的优势队伍，开展综合地球物理勘探、综合钻井技术、储层保护与改造技术的集成创新，突破了碳酸盐岩缝洞型储层分布与预测、储层保护与改造的技术瓶颈，包括：①形成了一套以地震为主的划分和评价缝洞单元为核心的缝洞型碳酸盐岩储层识别技术，准确预测储层缝洞发育部位，钻探吻合率达75%以上；②形成了适合碳酸盐岩油藏开发特点的超深井过膏盐岩层的钻井技术、侧钻水平井技术，提高钻井速度、缩短钻井周期；③以酸化压裂为主的超深层储层改造技术，有效连通碳酸盐岩缝洞单元、扩大供油面积、大幅度提高单井产量；④以单井定容溶洞注水替油、多井单元注水开发为主要能量补充方式的缝洞型油藏提高采收率技术等配套开发技术。这些技术为塔河油田的产量快速发展提供了保障。塔河油田平面上井控面积扩大2840km²，勘探深度从5500m延伸到6500m，形成了多层系含油的立体格局。

要解决中国海相油气勘探开发难题，发现更多、更大的油气田，必须从根本的科学理论创新上下功夫，必须把多期成藏的地质规律、油气富集规律搞清楚，集中目标，提高勘探效率，就可以尽早、尽快发现类似塔河、普光特大型油气田。保持中国石化海相油气勘探的持续稳定发展，必须强化理论与工程技术攻关，形成特色的勘探技术，为海相领域油气勘探的进一步发展打下坚实的基础。

⑷ 海相层系地质特点及钻井工程技术难点

我国海相油气资源主要分布在塔里木盆地和四川盆地和滇黔桂地区等，与国外海相地层和国内陆相地层相比，我国海相油气资源具有如下地质特点：

1）国外海相沉积盆地主要为中新生代地层，我国海相碳酸盐岩层系主要是古生代地层，时代老、埋藏深。塔里木盆地和四川盆地的海相油气井大部分为超深井（井深大于6000m）。

2）我国古生代海相沉积盆地经历多期构造运动的改造，原有多类型的沉积盆地经隆升、剥蚀，遭受了强烈的改造，并在后期的盆地叠加作用下，发生重组与再造，造成储集类型多样。同时，后期成岩演化作用对碳酸盐岩储集体的改造强烈，造成海相碳酸盐岩储层非均质性强，储集空间类型多样，孔、洞、缝及其复合体发育，且经常伴随高温高压特性。

3）由于海相烃源、储层附近一般发育一定的膏质岩类，在较高温度作用下，发生了硫酸盐热化学还原作用，富含H₂S、CO₂等酸性气体，并且两种气体经常同时存在。

（1）塔里木盆地

塔里木盆地具有深井、超深井钻井的共性难点。

1）地质构造、地层压力体系复杂，造成地层压力预测检测精度差、合理井身结构设计困难，也带来合理钻井液密度设计、井壁稳定、防漏防窜防卡等一系列困难。

2）深部盐岩层、复合盐膏层发育，面临着盐膏层钻井的一系列技术难点，如井身结构优化设计、套管强度设计、盐膏层钻井液技术、固井技术等。

3）巨厚泥页岩发育带来井壁稳定问题，如泥页岩坍塌掉块、垮塌，泥页岩蠕变缩径等。

4）深部高压低渗地层钻井面临着地层压力预测和油气层保护的世界性难题。

5）风化壳发育，碳酸盐岩储层钻井易发生裂缝溶洞性漏失。

6）部分地区存在H₂S、CO₂，存在钻井安全、高压防气窜问题。

（2）川东北地区

川东北地区海相、海陆交互相和陆相沉积总厚度逾万米，该地区地层以高陡构造为主要特点，地层破碎严重，形成多个大强度褶皱带。深部的碳酸盐岩裂缝性气藏普遍存在多产层、多压力系统、高压、高含硫，川东上部侏罗系地层岩性以泥岩、页岩为主，夹薄层砂岩，泥岩、页岩泥质含量高，下部灰岩地层压力高，富含腐蚀性气体，钻井过程中喷、卡、漏、塌、斜、硬、毒（H₂S）等复杂情况相对集中，主要表现有以下几个方面。

1）高陡构造、大倾角地层防斜打快技术难题。川东地区60%～80%构造属高陡构造，地下断层多，地层倾角一般为30°～65°（最大85°），自然造斜率较强（自然造斜率大于1°/100m）。

2）地层岩性坚硬、研磨性强，机械钻速低。该地区的地层岩石可钻性级别普遍较高，其中牙轮钻头地层可钻性级值在5级以上的约占80%以上，PDC钻头地层可钻性级值在4级以上的约占80%以上，导致机械钻速很低。

3）陆相地层易垮塌、全井漏失层段多，影响钻井速度。川东地区上部地层多为砂泥岩，砂泥岩中夹薄层页岩，钻进中容易发生水化膨胀，上部地层倾角普遍大，井眼容易发生力学不稳定。另一个特点是断层、裂缝、溶洞发育，井漏频繁，恶性漏失多，处理周期长，经济损失大。据统计，川东北地区80%以上的海相油气井在钻井过程中发生了井漏，其中严重井漏占20%～30%，恶性井漏占10%～20%。金鸡1井，全井漏失钻井液75000m³，处理井漏事故的时间超过6个月。

4）地层压力预测精度低且压力系统复杂。川东地区的大段井眼，存在多压力系统，通常要用提高钻井液密度的办法来抑制井壁坍塌，密度一般在1.40g/cm³以上，最高达2.40g/cm³。这样又增大了发生漏失的危险，造成钻井安全窗口狭窄，喷漏同层。目前，海相碳酸盐岩的地层压力预测仍是世界性难题，还没有形成有效的定量描述理论和方法，导致油气井设计（井身结构、钻井液密度等）缺乏针对性，钻井风险大。毛开1井，设计钻井液密度为1.35g/cm³，而实际达到2.2g/cm³；河坝1井，设计钻井液密度为1.65g/cm³，而实际高达2.35g/cm³。

5）埋藏深、高温高压，富含H₂S和CO₂。川东北地区目的层埋藏深一般为5000～6500m。由于海相烃源、储层附近一般发育一定的膏质岩类，在较高温度作用下，发生了硫酸盐热化学还原作用，富含H₂S、CO₂等酸性气体，并且两种气体经常同时存在。普光气田H₂S平均含量达14.96%，分压达6.89～10.46MPa；CO₂含量达8.2%，分压达4.36～5.1MPa。毛坝4井，钻柱在短时间内发生氢脆破坏，导致全井钻具报废；2003年四川罗家16井，发生了震惊全国的“12.23”井喷事故，由于泄漏含H₂S的天然气，对周围生命、财产和环境造成了极大破坏。

（3）滇黔桂地区

滇黔桂地区海相地层分布广泛，深井主要集中在贵州赤水、册亨和云南楚雄盆地三地区。井深多为4000～6000m，但所钻井较少，勘探程度低。其主要地质特点：

1）自浅至深发育多套含气层系。根据赤水地区天然气勘探的实践，共计15个层段发现有天然气显示。主力产气层为三叠系嘉陵江组，三叠系雷口坡、飞仙关组和二叠系上统（乐平统）、下统（阳新统）也不同程度产气。秧坝凹陷根据实钻和地表显示，重点产油气层位为二叠系下统茅口组，石炭系上统和泥盆系中统罗富组。楚雄盆地产油气层为三叠系舍资组、干海子组和普家村组等。

2）油气藏类型呈现多样化。目前，在这三个地区发现的油气藏类型有孔隙型、裂缝型、裂缝-孔隙型等，圈闭类型有背斜、断鼻、潜伏高、背斜+断层遮挡、砂岩透镜体等多种类型。

3）各探区地层孔隙压力不一，有的出现异常高压和异常低压等现象。楚雄盆地在井深1000～1400m范围内属异常低压带；之后属正常增压带，在1.00～1.60范围内。赤水凹陷在井深1800～2300m，即须家河组至嘉陵江组四段顶部压力系数为1.00～1.50，属升压过渡段；而以后则属于异常波动段，压力系数一般为1.10～2.10左右，但在官渡构造和旺南构造的阳新统，压力系数却高达2.85。

钻井施工难点：①赤水区块钻井所遇到的漏、喷、塌、卡、硬的问题非常突出，据15口井的不完全统计，井漏46次，井喷19井次，卡钻15井次。②楚雄盆地钻井施工难点主要为地层坚硬、井漏、井塌、井斜等复杂情况。③南盘江盆地钻井施工难点主要为二叠系栖霞组、石炭系、大塘组等复杂地层破碎、垮塌等。

滇黔桂地区海相地质、地理条件十分复杂，油气勘探程度较低，钻井难度高，单井投入大，建井周期长等。主要钻井技术难点是深井、高压井的井控技术，大裂缝和溶洞恶性漏失的封隔技术，海相硬地层的大斜度，大位移定向井和水平井钻井技术，高密度钻井液钻井提高钻井速度技术等。

⑸ 煤层气勘探生产新技术与新方法

7.6.1 多分支井技术

多分支井技术是20世纪90 年代中后期在常规水平井和分支井的基础上发展起来的一项新的钻井技术，该项技术可以大大提高油藏的采收率，降低油藏开采综合成本，经济效益十分显著，应用前景广泛，是21世纪油气田开发的主体工艺技术之一。多分支井技术吸收了石油领域的精确定位和穿针、定向控制与水平大位移延伸、多分支侧钻和欠平衡钻井等尖端技术成果，形成了一种兼具造穴、布缝和导流效果的煤层气开发应用技术。通过在煤层中部署水平分支井眼，扩大井筒与煤层的接触面积，有效地克服了储层压力和导流能力不足的缺陷，对低渗和低压储层增产效果显著。与常规直井技术相比，具有服务面积广、采收率高、投资回收快和综合成本低等优势。开发煤层气的多分支水平井与低渗透油藏的最大区别在于，煤层多分支水平井要追求更长的水平位移和更多的分支数。

多分支井能够改善低渗透储层的流动状态，煤层段分支或水平井眼以张性和剪切变形形成的裂纹为主，并且由于钻采过程中煤层应力状态的变化，导致原始闭合的裂纹重新开启，原始裂纹与应力变化产生的新裂纹形成网状结构，所以煤层气多分支井技术突破了原来直井点的范围局限，实现了广域面的效应，可以大范围沟通煤层裂隙系统，扩大了煤层气降压范围，降低煤层水排出时的阻力，大幅度提高了煤层气的单井产量和采收率，煤层气单井产量可提高10～20倍，最终煤层气采收率可高达70%～80 %。

7.6.1.1 多分支水平井类型

多分支井水平井按水平段几何形态可分为集束分支水平井、径向分支水平井、反向分支水平井、叠状分支水平井和羽状分支水平井（图7.12）。集束分支水平井是在一垂直井段钻多个辐射状分支井眼；径向分支水平井是在一垂直段钻出多个超短半径分支井眼；反向分支水平井，即一个分支井眼下倾，另一个分支井眼上倾，且井眼方向相反；叠状分支井，用于开采两个不同产层或在一个低渗透阻挡层之上或之下开采油气；羽状分支水平井，即在一主水平段两侧钻出多个分支井眼。

图7.12 多分支水平井分类图

（据邢政，2007）

a—集束分支水平井；b—径向分支水平井；c—反向分支水平井；d—叠状分支水平井；

e—羽状分支水平井

7.6.1.2 单煤组井身结构设计模型

在单个煤组厚度大于等于8m时采用此模型，当煤组中有夹矸时，施工时井眼要同时穿过夹矸上下的煤层（图7.13）。图中的动力洞穴指靠应力释放形成的洞穴，机械洞穴指仅靠扩孔工具形成的洞穴，洞穴用于扩大水、气供给范围，施工时要考虑欠平衡钻井技术。

7.6.1.3 多煤组井身结构设计模型

在煤组厚度均小于8 m时采用此模型，一般应以两个主要煤组为目标层（图7.14）。

可在两个煤组同时钻多分支井以增加产量，这样就可以弥补单组煤厚不足的缺陷。

图7.13 单煤组井身结构设计模型

（据邢政，2007）

图7.14 多煤组井身结构设计模型

（据邢政，2007）

7.6.2 影响煤层气多分支水平井产能的主控因素

多分支水平井能够大幅度提高煤层气单井产量，但其影响因素也较多，要分析具体的影响因素还要从分支水平井的产量函数入手。煤层水平方向的渗透率存在着各向异性，对煤层气井的产能有较大影响。煤层气分支井产量模型也属于多目标函数，其与煤层地质条件及分支井眼几何结构密切相关。根据煤层的物理特性，煤层气多分支水平井产能主要受以下与工程有关的因素控制。

7.6.2.1 煤层厚度

煤层厚度对煤层气井的产量影响较大。煤层厚度增加，煤层气产量会有所增加，但薄煤层的气产量提高的幅度更大。

7.6.2.2 分支水平井的井筒长度

根据产能模拟结果，分支水平井产量随井筒长度增加而增加。从图7.15可见，当水平段长度较短时，产量增加幅度越来越大；当分支水平段长度增长到一定程度时，产量增加幅度并没有明显的变化，即并不是分支水平井长度越长越好，具体的合理长度需要优化。

图7.15 供给半径R_eh＝400 m 时分支井产量与分支段长关系曲线

（据鲜保安等，2005）

图7.16 供给半径R_eh＝400 m 时分支井产量与分支数关系曲线

（据鲜保安等，2005）

7.6.2.3 水平分支数

水平井筒长度一定时，增加水平井井筒数，可以提高产量。但从图7.16可见，当水平分支数较少时，产量随分支数增加而大幅度增加；当井筒数增加到一定程度时，产量的增加幅度逐渐减小。另外，随着分支数的大幅度增加，钻井成本必然大幅度增加。由此可见，并不是井筒数越多越好，井筒数也存在一个经济合理值。

7.6.2.4 煤层的非均质性

煤层的非均质性包括煤层渗透率、深度、厚度、含气量及饱和度的区域性差异。煤层的各向异性对煤层气井的产能有一定影响，当井筒数减少时，煤层非均质性的影响会更大。另外，煤层中的泥岩夹层和断层是钻多分支水平井的最大障碍。

7.6.2.5 水平段位置

水平段在煤层中的位置对水平井产能有一定的影响，井筒数较少时，水平段位置对产能影响会更大。

7.6.2.6 分支水平井眼的方向

根据水平井渗流机理，在各向异性气藏中，水平井筒与最大渗透率方向的夹角越大，水平井产能指数越大，所以水平井眼应垂直于综合渗透率方向（K），见图7.17。综合渗透率是指最大与最小水平渗透率的矢量叠加。

图7.17 非均质煤层水平井眼走向图（据鲜保安等，2005）

煤成（型）气地质学

图7.18 水平井沿不同渗透率方向钻井的波及面积对比

（据鲜保安等，2005）

经过计算分析，采用综合渗透率模拟的产能比采用最大水平渗透率模拟产能高出11.8%，从而证实，采用综合渗透率是合理的。

7.6.2.7 面割理方向对产能的影响

裂缝方向对水平油井产能的影响主要取决于裂缝与水平井方向（鲜保安等，2005）。对于面割理和端割理不明显的煤层，水平段的走向对水平井的开采效果和产能影响不大，但对于面割理渗透率远高于端割理的煤层来说，沿着高渗方向钻水平井是非常不利的。其结果为：①沿高渗方向钻井，即平行面割理方向钻水平井，其结果导致水平井对面割理的钻遇率降低；②沿高渗方向钻水平井，井眼波及面积小，既不利于水平井产能的发挥，也降低了采收率。相反，沿低渗方向钻水平井，有利于水平井最大限度地贯穿面割理，沟通更多的渗透率较高的面割理（图7.18），这就大大提高了水平井的波及程度和采收率。因此，单一水平井眼应垂直于面割理方向。

多分支水平井技术特别适用于开采低渗透储层的煤层气，与采用射孔完井和水力压裂增产的常规直井相比，具有不可替代的优越性。其优点主要有：

1）增加有效供给范围：水平钻进400～600 m是比较容易的，然而要压裂这么长的裂缝几乎是不可能的，而且，造就一条较长的支撑裂缝要求使用大型的压裂设备。多分支水平井在煤层中呈网状分布，将煤层分割成很多连续的狭长条带（图7.19），从而大大增加了煤层气的供给范围。

图7.19 不同类型井煤层气的供给范围比较

（据鲜保安等，2005）

a—直井供给范围（r为井眼半径，R为供给半径）；b—单一水平井供给范围；c—多分支水平井供给范围

2）提高了导流能力：压裂的裂缝无论长度多长，流动的阻力都是相当大的，而水平井内流体的流动阻力相对于割理系统要小得多。分支井眼与煤层割理的相互交错，使煤层割理与裂隙更畅通，提高了裂隙的导流能力。

3）减少了对煤层的损害：常规直井钻井完钻后要固井，完井后还要进行水力压裂改造，每个环节都会对煤层造成不同程度的损害，而且煤层损害很难恢复。采用多分支水平井钻井完井方法，就避免了固井和水力压裂作业，这样只要在钻井时设法降低钻井液对煤层的损害，就能满足工程要求。

4）单井产量高，经济效益好：采用多分支水平井开发煤层气，单井成本比直井高，但在一个相对较大的区块开发，可大大减少钻井数量，降低钻井工程、采气工程及地面集输与处理费用，从而降低综合成本。而且产量是常规直井的2～10倍，采出程度比常规直井平均高出近2倍，提高了经济效益，最为重要的是更充分地开发了煤层气资源。

5）具有广阔的应用前景：多分支水平井不仅可用于开发煤层气资源，还能应用于开发稠油或低渗透油藏和地下水资源，另外，还可以用于地下储油和储气工程。

建议进一步阅读

1.苏现波，陈江峰等.2001.煤层气地质学与勘探开发.北京：科学出版社，84～149，195～209

2.邢政.2007.多分支井技术在大城区煤层气勘探开发中的应用研究.中国煤层气，4（2）：40～42

3.鲜保安，高德利等.2005.多分支水平井在煤层气开发中的应用机理分析.煤田地质与勘探，33（6）：34～37

⑹ 普光气田的其他信息

普光气田外输管道——川气东送天然气管道工程西起川东北普光首站，东至上海末站，是继西气东输管线之后又一条贯穿我国东西部地区的管道大动脉。管道工程包括一条干线、四条支线和一条专线，涉及四川、重庆、湖北、安徽、浙江和上海四省二市，全长1702km，主干线设计年输量120亿方，输气压力10MPa，管径为1016mm。达州天然气专线线路全长81公里，管径为508mm，压力8MPa，给化肥厂供气。
自普光气田投产以来，采气厂严抓生产管理，强化各项安全制度的落实，认真细致分析生产中出现的各种问题，加大技术攻关力度，及时采取有效措施，集输系统实现安全平稳运行。
为确保生产有序运行，采气厂建立健全生产运行制度，制订了《生产运行管理办法》、《干部值班制度》、《高含硫集气站（管道）安全生产管理规定》等一系列生产管理制度，不断完善生产运行网络及各级组织机构职责，明确生产管理工作流程，生产运行和信息传递流程进一步通畅；建立了以厂调度室为信息枢纽，以中控室为操作中心，上下贯通、横向紧密、集中统一、协调高效、信息流畅、职责明晰、执行有力的生产运行管理体系，基本满足了集输系统生产运行和应急处置的需要。同时，该厂抓好以站场为中心，基层班组为重点的生产组织管理工作，将巡线和酸液焚烧等外包业务纳入站场管理，形成区域管理网络。
遏制管道腐蚀对于高含硫气田的安全运行来说至关重要。该厂建立了完善的腐蚀监测系统，在集输管道上采用腐蚀挂片、电阻探针、线性极化探针、电指纹等方法进行实时在线腐蚀监测。腐蚀监测系统测得的数据通过网络传至站控室或中控室，便于技术人员及时分析处理数据，及时调整缓蚀剂的加注量及批处理频次等。目前监测数据显示，集输系统腐蚀速率低于每年0.076毫米的腐蚀控制指标，处于受控状态。
为了保证集输管道“体魄强健”，该厂加大酸性管道清管、缓释剂批处理工作力度，及时收集现场缓蚀剂连续加注信息，不断总结清管和批处理经验，完善缓蚀剂批处理作业方案。同时，该厂按期对集输管线进行管道清管和批处理作业，避免了腐蚀介质与管壁的直接接触，有效控制了酸气对管道的腐蚀，保障了集输管道的安全运行。
对气藏实施动态管理是保证气田平稳生产的关键。该厂认真开展气藏动态分析工作，建立了厂、区（站）、管理组“三位一体”的开发管理工作体系；强化动态监测，取齐、取全、取准各项资料，加强气样、液样取样分析化验工作，为气藏开发方案的制订提供翔实依据；坚持定期召开动态分析会制度，从地层到井筒，从井筒到地面进行全面系统分析，为制订切实可行的气井生产制度奠定坚实基础。
面对生产中遇到的难题，该厂大力开展技术攻关，着力破解生产难题。针对普106—2H等3口井因套压异常无法正常生产的问题，该厂及时组织技术人员深入分析，不断实践，通过在现场安装套管放压流程，把套压控制在一定范围内，使气井生产保持稳定。针对节流阀、分酸分离器捕雾网等频繁堵塞的问题，该厂采取溶硫剂加注及电伴热带加热等方式，较好地解除了堵塞问题，保证了集输系统平稳运行。

⑺ 普光气田

普光气田是迄今为止中国南方已发现的气田中储量规模大、埋藏最深、资源丰度最高的特大型整装海相气田(马永生等，2010)。

6.1.1 气田概况

普光气田位于四川盆地东北部宣汉县境内，构造位置处于川东断褶带东北段的双石庙-普光构造带上，为一鼻状构造(图 6.1)。普光气藏为一构造-岩性复合型大型气藏，气藏圈闭面积45.6km²，主要含气层段为下三叠统飞仙关组及上二叠统长兴组，均为白云岩储层。主力烃源岩层系为中-下志留统和二叠系。气田发现于2003年，截至2005年已累计探明储量为2510.7×10⁸m³。气田的基本参数见表6.1。

图6.1 四川盆地普光气田构造位置与气田飞仙关组四段底构造简图(据马永生，2006)

a—构造位置；b—构造简图

表6.1 普光气田基本参数表

续表

(据马永生，2006)

6.1.2 普光气田的发现

6.1.2.1 勘探阶段

四川盆地的规模性勘探始于20世纪50年代，普光气田所在的宣汉-达县地区的勘探也始于该时期。原四川石油管理局及原地质矿产部西南石油地质局曾先后开展了地面地质调查、构造详查、重力磁力普查、构造细测及地震勘探，发现了双石庙、雷音铺、东岳寨等构造，并实施了浅井钻井10余口。

20世纪80年代至90年代初期，随着川东地区天然气勘探取得重大突破，宣汉-达县地区也开始了大规模的油气勘探，开展了覆盖全区的二维数字地震普查，全区测网密度达2km×4km。选择了当时认为具油气勘探前景的局部构造——东岳寨构造进行了地震详查，测网密度达到1.5km×1.5km；并在双庙场构造试验性地开展了25.6km²三维地震勘探。通过这些工作，基本查明了区内的构造格局，并在双庙场构造部署施工了川岳83井，于下三叠统飞仙关组二段钻遇裂缝型储层，获工业气流，由此发现了东岳寨含气构造。与此同时，原四川石油管理局在研究区的双石庙构造完成双石1井，在双庙场构造完成雷西1井和雷西2井，3口深井均钻穿石炭系。以后又在东岳寨构造钻探了川岳84井，在付家山构造钻探了川付85井，在区块东南角的宣汉东构造钻探了七里23井(图6.1)。通过这个时期的勘探，完成了工区的地震概查和详查，钻探了深、浅探井共21口，虽然在发现的各构造主高点上都进行了钻探，但均未取得实质性突破。

2000年，中国石化集团进入川东地区勘探，地质学家们在对宣汉-达县地区的勘探历程和邻区渡口河、罗家寨、铁山坡等一批高产气田发现历程进行分析总结的基础上，对区内及周边地区的石油地质条件进行了深入研究。认为该区生烃与保存条件是好的，能否发现气田(尤其是大气田)的关键因素在于地下是否发育有优质储层；而前人“开江-梁平海槽”和以构造圈闭为主要钻探目标的认识限制了对该区的勘探。为此，又开展了大量的有针对性的野外地质、钻井岩心和区域地质条件研究。研究结果表明，宣汉-达县地区在晚二叠世长兴期-早三叠世飞仙关期沉积的礁、滩相孔隙型白云岩具备形成油气储层的基本地质条件；该区也是构造-岩性复合型圈闭发育的地区，因此制约气藏规模及储量丰度的主要因素是储层的厚度、分布面积和孔隙发育程度。

基于上述认识，以构造勘探为主的勘探思路已不适应，由此提出了“以长兴组-飞仙关组礁、滩孔隙型白云岩储层为主的构造-岩性复合型圈闭为勘探对象”的思路。针对深层的储层成像，重新部署实施了二维高分辩率地震勘探至1100km。所得高分辩率地震资料有效频带范围大致在8～125Hz之间，优势频带在20～80Hz之间，主要目的层附近频率为50～60Hz；地震反射波特征明显，波形较活跃，断层和构造形态清楚，满足了储层研究和综合评价的需要。此外，以沉积学、层序地层学与储层地质学方法为指导，开展了长兴期-飞仙关期岩相古地理及礁、滩相的展布规律研究，建立了沉积相模式，确定了主要储层类型。同时，在有利相带内，以地质模型为指导，利用地震相分析与特殊处理解释相结合的方法，开展了地质、钻井、测井、地震等多学科、多单位联合的储层横向预测研究工作，圈定了储层发育区，优选了钻探目标、优选了井位。

6.1.2.2 普光气田的发现

普光1井于2001年11月开钻，2003年5月钻达上二叠统长兴组顶部完钻。对下三叠统飞仙关组下部55m的储层段进行完井试气，产量达42.37×10⁴m³/d，由此发现了普光气藏。随后，对普光地区部署实施了高精度三维地震。利用高品质的地震资料，开展了构造精细解释和储层定量预测，并开展了勘探阶段的气藏描述工作，提出了气藏整体评价部署方案。截至2005年，已经在普光构造完钻7井(普光1井至普光7井)，已测试的5口井均获得高产天然气流。

2006年2月，经国家储量委员会审查批准，普光长兴组-飞仙关组气藏探明储量为2510.7×10⁸m³。由此发现了中国南方迄今为止规模最大、丰度最高的气田——普光大气田，随着评价勘探的进一步深入，气田规模将进一步扩大。

6.1.3 气田地质特征

6.1.3.1 天然气成藏条件

普光气田的主力烃源岩层系志留系和二叠系相继于早三叠世早、中期进入生烃门限，中侏罗世早期达到了生油高峰，中侏罗世晚期或晚侏罗世早期达到过成熟演化阶段，以产干气为主，并一直延续至渐新世。中-晚侏罗世，油气通过断裂(裂缝)、不整合面及各种孔洞(缝)组合的侧向和垂向输导体系，向上运移聚集至上二叠统长兴组-下三叠统飞仙关组白云岩中形成古油藏。之后，随着进一步埋藏和构造演化，油气藏发生化学改造(原油裂解和硫酸盐热还原反应)和物理改造(晚燕山期-喜马拉雅期构造作用，使气藏由北东高、西南低演变为北东低、西南高)，由此演变成现今的气藏。

6.1.3.2 构造-岩性复合型圈闭

东岳寨-普光背斜带是一个与逆冲断层有关的大型断背斜构造，普光气藏即处于该背斜带北段的相对低部位。在此构造南高点钻探的川岳83井和川岳84井，其飞仙关组、长兴组未发现孔隙性储层，而在构造低部位的普光1井、普光2井、普光3井和普光4井却发现了巨厚的白云岩储层和高产天然气流。这种差异主要是因台地边缘-台地相沉积与陆棚相沉积的分隔。台地边缘相和台地相在地震剖面上的反射清楚表明，相变带两侧的沉积与储层发育完全不同。普光气田的西侧受NE向逆冲断层控制，北侧与东侧受构造线控制，南部受相变带控制，是一受鼻状构造与相变线共同控制的构造-岩性复合型圈闭。

6.1.3.3 深层发育优质白云岩储层

普光气田飞仙关组储层的岩性主要为单一的白云岩(表6.2；图6.2)。据钻井密闭取心资料分析，储层物性以中等孔隙度和中等渗透率为主，储集性较好。储层段孔隙度介于2%～28.86%之间，平均值为8.11%，主要分布于6%～12%之间。

表6.2 普光气田生储盖层特征简表

图6.2 普光气田主要储层段连井剖面开发

(据马永生，2006)

按照《石油天然气储量计算规范》中的碳酸盐岩储层评价标准，普光气田长兴组-飞仙关组礁、滩相白云岩储层以II类(良)储层为主，占总储层段厚度的41%；III类(中)和I类(优)储层分别占29%和23%，IV类(差)储层仅占7%。

6.1.4 气藏流体特征

普光1井、普光2井和普光4、5、6井长兴组-飞仙关组各储层段经测试均获得了高产工业气流。测试结果表明，这5口井的飞仙关组和长兴组气层在压力系数、压力-深度关系图上具有较好的相关性(图6.2)，为同一温-压系统，总体呈现出同一个气藏的特点。气层压力系数为1.07～1.18，平均为1.10，为常压气藏特征。

⑻ 油气田地震勘探资料存储的实践与应用

李红霞¹ 符京生¹ 张永胜² 惠玉凤²

(1.中石油长庆油田公司档案馆；2.中石油东方公司研究院长庆分院)

摘要 为抢救和保护地震勘探数据磁带档案，改变长期以来地震磁带容量利用率低，保管成本高的现状，长庆油田应用地震资料全容量存储技术，完成了地震勘探数据载体的转换，实现了地震磁带全容量存储，有效解决地震勘探数据保存和再组织问题，效果显著。本文介绍了长庆油田地震资料全容量存储技术开发的背景、研究成果及应用实施情况。

关键词 地震勘探数据 磁带存储 容量利用率 测线标签 磁带操作程序

地震勘探数据磁带是油气勘探的重要资料，是地震勘探工程施工成果的载体，是物探科技工作者智慧的结晶，是企业的宝贵财富。石油天然气行业标准亦规定磁带为地震勘探数据成果长期和永久保存介质，这一管理形式在油田企业一直沿用至今。近年来，随着地震勘探技术水平的发展，施工设备的更新换代，存储技术的不断发展，传统的保管利用模式已无法适应现代化办公条件下生产科研工作的需求，加之所保存的地震勘探资料时空跨度大，严重制约着磁带档案的规范化、标准化、现代化管理水平的发展，潜藏着因历史资料载体到期老化等因素致使数据无法正常读取和使用的巨大风险。基于此，长庆油田开展了将库存地震勘探数据由低密度磁带向新型高密度磁带的数据转储工作，探索出地震勘探数据磁带全容量存储技术，从根本上解决了地震勘探数据磁带档案管理中的诸多问题。

1 长庆油田地震勘探数据磁带管理现状

长庆油田档案馆保存着迄今为止30多年来在鄂尔多斯盆地及其周边地区采集的全部地震勘探原始及成果数据磁带，是长庆油田唯一的地震勘探档案集中保管地，库存各类地震磁带9万多盘。近年来，随着档案管理系统的推广应用，狠抓了地震勘探数据磁带档案基础业务，实现了磁带档案目录的电子化，其中成果磁带采取了案卷级和文件级相结合的编目规则，利用效率得以有效提升。然而磁带这一载体的特殊性，影响着磁带的安全管理，制约着磁带管理水平的进一步提高，主要表现在以下几个方面：

一是磁带数量大、型号繁杂，部分已到保管期限。现库存磁带包括3480、3490、3590、3592及九轨半英寸磁带共5种，其中3480、3490、九轨半英寸磁带占库存总量的97.45%，库存一半的磁带已到规定的保管期限，加之磁带机对不同型号磁带的互不兼容性，导致部分陈旧磁带数据随着相应磁带机生产下线而无法正常读取使用。

二是数据格式多样，不便利用和管理。其中大部分为SEG-D格式，部分是TIPEX、TAR格式，现阶段已无与之匹配的操作系统，数据无法读取，这种多格式共存给地震勘探数据的标准化、规范化管理也带来不便。

三是磁带容量利用率低，增加了保管成本。传统磁带管理因受磁带物理标签及现场施工方式的影响，通常磁带容量利用率仅有21%，容量空置率高，造成磁带数量的无谓增加和成本的极大浪费。

四是利用效率低。一直以来，长庆油田采用磁带对磁带一对一拷贝，通过复制归档磁带数据开展对外提供利用工作，这一管理方式在确保管理安全方面效果显著，但利用效率却大受影响，在面对利用量小且任务较分散的利用工作时，这一方式基本能够满足，也未突显明显矛盾，然而面对近几年油田勘探生产任务的大量攀升，经常面临集中大量的数据利用工作，即使工作人员24小时不停歇加班加点，但因这种传统数据拷贝速度受限于设备数量、设备运转情况的影响，常常很难满足实际工作的需要。所以对地震勘探数据开展抢救式介质转换、升级，探索改进地震勘探数据磁带档案管理已迫在眉睫。

2 地震资料全容量存储的目的

1)抢救和保护油田勘探资料，确保资料信息随时代发展、软硬件条件进步，能得到完整保护。

2)采用国际国内通用格式形式加以转录、存储，使不同设备不同时期地震勘探资料得以通用性识别。

3)大容量存储的应用，保证地震资料信息完整，今后复制、抢救数据更加高效，便于长期安全性保存。

4)便于高效服务油田勘探开发，由于油田勘探程度愈来愈高，隐蔽性、小型性、复杂性油气藏也成为勘探的主要目标，对地震资料的进一步应用也愈来愈多。

3 地震资料全容量存储技术

3.1 地震资料全容量存储技术概述

地震资料全容量存储是采取标准的SEGY磁带格式，将包含地震测线的关键标识性信息(包括测线名称、地区等)和档案管理重要元素(包括全宗、目录号、保管号等)组成的具有重要识别性质的简单的测线编码电子标签，记录在SEGY卷头未定义区域，通过地震数据磁带操作程序，独立完成地震测线数据的卸带和磁带检索。将测线数据及相应的电子标签一同写入直至记满一盘3592磁带为止。

地震资料全容量存储理论上是对历史地震勘探数据载体的升级转换，是对数据格式和载体型号的统一规范；这一技术的核心是使得地震勘探数据存储不再受限于磁带物理标签限制，而是取决于磁带本身的存储量，可将传统磁带容量提高至98%左右，这对于磁带档案保管的集中地——档案部门来说，将有效减少磁带数量，降低管理成本，缓解库存压力；同时这一技术符合地震磁带标准格式，形成的存储磁带能够在GeoEAST、CGG等处理系统中直接读出，便于利用和管理。

3.2 测线标签和磁带标签目录

测线标签和磁带标签目录是一行限长EBCDIC码字符串，包含卷盘号、卷内序号、测线名、成果类型、队号、数据范围、工区、生产年度、数据来源等测线标示信息(表1)，与测线SEGY数据文件一一对应。将一盘地震SEGY磁带的测线标签顺序存放，形成磁带标签目录文本文件。

表1 测线数据文件与测线数据标签

3.3 地震资料全容量存储操作程序

地震数据的SEGY格式，实际上是一种特殊的加密格式，通常只能由理解SEGY格式的软件来读取，如GeoEAST、PROMAX、CGG等，且须有地震资料数据处理背景的人员操作完成。在Linux系统下，使用C语言编制一组SEGY格式磁带专用程序，根据磁带标签目录，脱离通用处理系统直接驱动磁带机，完成标准地震SEGY格式磁带的写入、读出和磁带扫描。

3.3.1 磁带机工作特点

与磁盘直接访问不同，磁带是一种流式数据设备，只能顺序访问。磁带基本读写单位为块(BLOCK)，块与块间有一物理间隙(GAP)，用于磁头定位。SEGY磁带数据文件有若干块组成，文件尾有一特殊数据标志EOF标示文件结束，而双EOF通常表示磁带数据结束。程序设计中，通过系统调用磁带设备数据结构，完成磁带的寻块和读写EOF等控制操作。

3.3.2 写磁带

程序功能是将磁带标签目录文件所列的测线SEGY磁盘文件及其测线标签，顺序写入一盘磁带(图1)。写带前应先用tpsize命令估算写带容量，以确保磁带全容量存储。有记带日志帮助确定写带正确。实际应用中，譬如在提供磁带拷贝记带时，测线标签可以选择空白。

3.3.3 读磁带

程序功能是从一盘磁带中顺序卸出全部或指定序号的SEGY文件到磁盘(图2)。查询标签目录获得卸带文件号。有读带日志帮助确定读带正确。

图1 写磁带流程

图2 读磁带流程

3.3.4 磁带扫描

程序功能是扫描一盘地震成果磁带，列出全部SEGY文件标签和卷头及道头信息，检查SEGY数据磁带或SEGY数据文件的合规性。

4 地震资料全容量存储的应用

4.1 应用方案

1)将多格式数据向SEGY格式转换。

2)转储数据编目规则，采用档案著录规则与物探技术规则相结合，包含卷盘号、卷内序号、测线名、成果类型、队号、数据范围、工区、生产年度、数据来源等信息内容。

3)数据采用磁带加磁盘双模式存储，其中磁带采用近年通用、普通的350 GB容量的3592磁带，这种新型的高密度磁带可大幅度减少磁带数量，便于保管和保护；磁盘采用RAID6冗余技术方式，便于日常频繁大量的数据利用。

4.2 应用实例

长庆油田利用上述技术历时两年半完成了1980～2010年共9万多盘各类地震勘探数据(包含原始与成果)的转储，共形成转储磁带90多盘，存储量40TB。特别是档案目录中的原始测线，全部得到样本保存，实现并保证了长庆油田地震历史成果的永久保存。

4.3 应用效果

4.3.1 磁带数量大幅减少，有效缓解了库存压力

转储前，9万多盘不同种类不同型号磁带共占用两个库房320平方米存放空间，转储后，同样的数据量只形成了90多盘3592磁带(350GB)，仅用了一个资料柜的1/3。

4.3.2 抢救保护了地震勘探数据，保证资料持续可用

通过转储，抢救恢复了无法读取的TIPX格式和掉粉损坏磁带的地震勘探数据，保证了所有地震数据的有效性，同时也为下一步确定4万多盘已到保管期限的九轨半英寸磁带鉴定处置方案提供了可靠依据。

4.3.3 实现了标准化、规范化，便于管理和利用

通过地震资料全容量转储，长庆油田所有不同历史时期不同格式地震勘探数据全部实现了以国际通用的3592高密度数字磁带为载体，数据格式为SEG-Y的标准存储模式，便于硬件设施的配备及日常维护工作的开展，使管理更加便捷，利用更加顺畅。

4.3.4 提高检索效率，全面提升了地震勘探数据的利用服务水平

检索效率大幅提升。通过集中统一更改、补充、完善，规范和丰富了长庆油田30多年来的地震勘探数据及目录信息，提高了检索的准确性；完善了地震勘探磁带管理信息电子编码技术规则，制定了由卷盘号、卷内顺序号、测线名、队号、工区等10个信息因素组成的具有地震测线和档案目录独特识别信息的地震勘探磁带测线信息电子编码和档案编目、著录规则，用以地震勘探数据库的检索；形成了以档案目录号、保管号为内容的互见目录，可实现磁带测线信息电子编码标签与档案测线目录的双向信息查询，提高了检索效率。

利用服务方式有了突破性发展。本次转储除采用传统的磁带存储外，开创了磁盘阵列备份存储的新模式，实现了地震勘探磁带数据的数字化管理，实现了从目录检索到数据直接拷贝的系统管理操作，改变了传统通过目录检索获得实物档号，取出实体采取磁带对磁带的一对一拷贝的半信息化操作，在提高利用效率的同时，也为快速高效地开展地震勘探数据的再组织奠定了基础，开启了地震数据管理利用新篇章。

4.3.5 提高了工作效率，降低了劳动强度

以3490磁带为例，一天按8小时工作时间计算，在机器运转良好，工作人员不间断工作的情况下，每天一台3490磁带机最多能完成30多盘磁带数据的拷贝，若一条测线原始数据磁带350盘左右，存储量约150GB，采用传统地震数据磁带拷贝，用一台机器拷贝最快10天，而通过磁盘阵列数据拷贝仅用2个多小时即可完成。据初步测试，完成1TB数据量拷贝需18个小时左右。经转储整理后，在实现高效率数据拷贝和再组织的同时，大大降低了劳动强度，解放了人力。也符合大数据时代快速、高效生产科研工作的需要。

4.3.6 两种存储互为补充，提升了地震勘探数据的安全有效性

采取磁带和磁盘阵列两种方式存储，可根据实际需要相互转换，互为补充，降低了保管风险，最大限度地维护了企业的利益；降低了对磁带数据的重复利用次数，有效地保护了存储介质及地震勘探数据；历史数据载体的升级转换，是一次全面地毯式的核查，是对过去收集检验工作的又一次复核、巩固和补充，是对存放多年数据有效性的全面检验，是做好数据档案保护工作的又一举措，对于档案保管部门意义重大。

5 结束语

地震资料全容量存储成果在实际工作中的应用证明，其提高磁带容量，减少库藏量，降低管理成本效果显著，规范标准化程度高，适合地震勘探数据信息化数字化管理；磁带及磁盘阵列双模式存储在有效降低保管风险，实现方便灵活利用及数据再组织等功能方面，得到相关科研生产部门的一致认同。地震资料全容量存储技术适合地震勘探数据磁带档案管理或地震勘探数据信息的集中管理部门，且数据量越大，效果也越明显。该技术不仅解决了传统地震勘探数据磁带档案管理中的诸多问题，而且使地震勘探数据磁带档案迈上数字化管理新台阶，将更好地服务于油气田的勘探开发与科研工作。

⑼ 今年会去四川普光气田进行暑期社会实践，想问问如何选择与专业有关的实践内容，实践哪一方面的东西。

去普光采气厂实习吧，不过估计都在大山里 很无聊的。学学工艺、设备方面的知识，做点铺垫。学校学的 都没多少用 ，关键是边工作边学