世界海相碳酸盐岩油气勘探开发现状与展望

当前国际能源供需矛盾突出,能源安全日益成为各国关注的焦点,碳酸盐勘探开发聚焦了世界的目光。主要大国出于经济和政治利益的考虑,加大对碳酸盐油气勘探开发的投入。世界碳酸盐岩油气探明可采总量为1 434.5×10^8t油当量,其中探明可采石油750.1×10^8t油当量,探明可采天然气684.4×10^8t油当量。世界碳酸盐岩油气田313个,其中油田208个,气田105个。中国碳酸盐岩探明石油15.2×10^8t油当量,探明率为6.5%,探明天然气1.36×10^8m^3,探明率为28.65%。碳酸盐岩油气勘探方法有地质法、地球物理法、地球化学勘探法、钻井法。开发成熟技术有多分支井技术、定向射孔技术、压裂酸化技术等。通过对世界碳酸盐岩资源勘探开发现状研究,实现碳酸盐岩资源优化利用,改善勘探开发效果,必将为全球碳酸盐岩资源的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。     

2008年我国新增油气探明地质储量

日前，国土资源部发布《2008年国土资源公报》。《公报》显示，2008年我国地质勘查投资保持较高水平，地质找矿取得重大进展。其中发现和证实15个亿吨级油气储量区，新增探明地质储量石油13．4×10^8t、天然气6472×10^8m^3。     

中国陆域和近海石油远景资源量达1086×10^8t

最新一轮全国油气资源评价工作结果显示，中国陆域和近海115个盆地石油远景资源量达1086×10^8t，其中陆地934×10^8t，近海152×10^8t。     

挪威海发现巨大天然气储量

皇家荷兰壳牌公司6月19日宣布，该公司在挪威海北部维多利亚气田西北部150km处获得名为Gro的天然气发现，粗略估计可采天然气储量100×10^8～1000×10^8m^3，是挪威海迄今为止最深的离岸发现。壳牌公司、挪威海德鲁公司和法国燃气苏伊士集团分别持有该储量50％、40％和10％的股份。     

2007年世界天然气产量达到2．94×10^12m^3

2007年世界天然气产量达到2．94×10^12m^3，比2006年2．8653×10^12m^3增加747×10^8m^3。其中，非洲天然气产量占世界比例由2004年占5．4％提高到2005年占5．9％、2006年占6．3％、2007年占6．6％；中南美由2003年占4．5％、2004年占4．8％上升至2005年占4．9％、2006年占5．0％、2007年占5．1％；中东由2002年占9．3％、2003年占9．8％、2004年占10．4％上升至2005年占10．6％、     

南沙曾母盆地地质构造特征与油气资源潜力

曾母盆地是南沙海域热点研究区域,为揭示该盆地油气资源潜力,依据曾母盆地地震剖面和钻井等资料,对曾母盆地的构造演化史和烃源岩进行综合分析。曾母盆地主要烃源岩为渐新统和中新统含有机质泥岩,通过排聚系数法对盆地的油气资源量作出估算,得出曾母盆地的油气当量为140.18×10~8 t,其中位于我国传统疆界内的有99.98×10~8 t。进一步根据盆地各亚区的构造特征和石油地质条件,将曾母盆地划分为3个不同等级的油气有利勘探区,其中南康台地和西部斜坡2个次级造单元为最有利勘探区。     

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界源岩热演化特征

鄂尔多斯盆地北部主力气源岩太原组、山西组煤系地层热成熟史的研究对本区天然气充注过程和有利目标区预测具有重要的参考价值。在对研究区烃源岩评价和一维、二维地质建模研究的基础上。利用BasinMod盆地模拟软件对单井以及研究区内二维剖面、平面进行了煤系烃源岩热演化史模拟研究。研究结果表明：（1）该区在中三叠世进入生烃门限，中侏罗世以后，烃源岩持续埋深，早白垩世末期至最大埋深（4000m左右），绝大多数的天然气都在这一阶段生成，早白垩世末构造抬升以后只有少量天然气生成；（2）研究区上古生界太原组和山西组煤系源岩最大累积生烃强度可达到2200×10^8m^3／km^2，对现今天然气的分布具有较强的控制作用。     

黄海北部海域沉积物反硝化细菌数量及反硝化速率的季节变化

用乙炔抑制法和最大或然数（most probable number,MPN）法对黄海北部海域沉积物反硝化速率及反硝化细菌数量的季节变化进行了研究,结果表明,该海域反硝化速率在夏季最大,范围在3．2～7．5μmol／（m^2·h）之间,平均值为4．85μmol／（m^2·h）;而在春、秋季其范围分别为0．26～2．65μmol／（m^2·h）和1．21～4．12μmol／（m^2·h）。该研究海域3个季节反硝化细菌数量差别较大,春、夏、秋季分别在1．78×10^4～8．12×10^4,1．18×10^6～6．18×10^6和0．72×10^5～4．50×10^5个／g之间。春、秋两季反硝化速率和反硝化细菌数量之间呈显著性正相关,相关系数分别为0．759和0．750（P〈0．05）。本结果可为黄海北部海域氮循环机制研究提供重要参考。     

韩国三星重工制造出世界上最大的液化天然气船

韩国三星重工日前在巨济造船厂举行了世界最大规模的26．6×10^4m^3容量级液化天然气船命名仪式。该船以卡塔尔王妃的名字“Mozah”命名。     

平湖油气田八角亭构造BG1井低产分析及储层改造

BG1井为平湖油气田八角亭构造一口气井,该井于2006年11月完钻并投产P11层。投产初期BG1井的产能较高,天然气产量最高达到10×10^4m^3/d,但产量下滑迅速,后虽补开P12层,但产量并未有起色,不久产量便下降至数千方。结合地质认识、油藏开发特征以及压力测试等资料进行分析研究,明确了BG1井产量下滑是受储层非均质性、凝析油反凝析、地层水不配伍等多重因素影响。根据方案对比,提出了解堵和压裂联做方案。并于2008年9月对BG1井实施了压裂改造措施,基本解决了井筒附近的污染,产量恢复至3.5×10^4m^3/d,对东海低渗透储层的改造具有借鉴意义。     

红台凝析气田合理产能研究

气井合理产能是凝析气藏开发的一项重要指标，关系到气藏的开发水平和经济效益。在深入分析红台凝析气田开采特征的基础上，运用最小携液产气量、一点法、类比法、数值模拟法等多种方法开展气藏合理产能研究。首次给出适合红台凝析气田的一点法计算公式，论证红台凝析气田合理产能为1.0×10^8m^3。     

东海平湖油气田中高渗凝析气藏开发效果分析

东海平湖油气田放鹤亭始新统平湖组气藏,属中高渗砂岩中低凝析油含量凝析气藏,1999年3月投入生产,采用衰竭式开采,至今已有8个年头,目前仍处于开发稳产阶段,日生产天然气量在140×10^4m^3左右。通过对平湖油气田凝析气藏开发生产状况跟踪研究发现,其采气速度高、主力气藏气井无水采气期普遍较长、气油比随着压力下降而上升、凝析油含量随着压力下降而下降、天然气采收率将优于开发方案设计值,同时也发现,防止气井出水、出砂是中高渗凝析气藏开发中应予以高度重视的问题。平湖油气田凝析气藏开发,在技术上和经济上都取得了较好的效果,可以借鉴于类似凝析气田的开发实践中。     

黄河口凹陷油气资源评价与有利区预测

油气资源评价是油气勘探决策的基础,其评价结果影响着油气的勘探方向和投资方向。对于已有油气田发现的评价单元,统计方法更方便、实用和可靠。根据勘探程度、基于帕莱托定律,应用油田规模序列法对黄河口凹陷资源量进行了评价,并进行了勘探潜力分析。黄河口凹陷目前约有25个具有经济价值的油气田尚待探明,剩余资源总量至少达2.59×108m3,表明该地区具有较大的石油资源和勘探潜力。其中,渤中28-34中央隆起带、南部缓坡带和西部断阶带为下一步最有利的勘探靶区。     

腰英台气田天然气水合物防治

松辽盆地南部长岭断陷腰英台深层构造腰深1井井筒及输气管线发生水合物堵塞现象,分析认为天然气水合物是导致堵塞的原因。天然气水合物是在一定温度和压力条件下由天然气中烃分子与游离水结合而形成。计算出腰深1井水合物添加甲醇的合理量,通过从油管和套管添加甲醇,使该井恢复了正常生产,日产气量（6～12）×10^4m^3。防堵的关键是注入甲醇和连续平稳生产。     

基于FVCOM的长江口预选倾倒区抛泥扩散数值模拟

2019年以来,长江口海域年疏浚总量约为7 000×104 m3,现有的7座吹泥站停用后,长江口倾倒区容量仅剩约3 000×104 m3,疏浚物处置缺口约为4 000×104 m3,需及时开展海洋倾倒区选划工作。通过FVCOM （Finite Volume Community Ocean Model）数值模型对预选倾倒区进行抛泥扩散模拟,并分析其影响。根据长江口航道管理局所统计的疏浚船只,结合实际情况,选定12 000 m3舱容作为代表船只进行模拟。模拟结果显示,抛泥悬浮物主要在倾倒区周围呈螺旋状扩散,从扩散范围来看,4个预选倾倒区抛泥时,其10 mg/L增量包络线均不会显著影响到附近主航道及周边环境敏感区,其中预选倾倒区D扩散影响范围最大,C次之,A和B扩散影响范围最小。从动力角度来看,长江口深水航道北侧两个预选倾倒区（A和B）倾倒扩散时,对南侧深水航道造成回淤的概率更大,深水航道南侧水动力条件优于北侧。综合抛泥扩散影响范围和动力条件来看,预选倾倒区C位置最佳。     

The structural features and petroleum resource potential of basins in the western and northwestern Australian margins

The oil and gas basins of Australia are confined to its western and northwestern margins. They are typical pericontinental depressions in the continent-ocean transition zone with a passive tectonic regime. The following oil and gas basins are definable from the south to northward: the Perth, Carnarvon, Canning, Browse, and Bonaparte. All these basins are well studied. Among them, the Carnarvon basin is the most productive. Despite the discovery of approximately a hundred oil and gas fields in this basin, its continental slopes are still insufficiently known. In this connection, the morphostructural features of the productive areas were analyzed using a specialized GIS technique. The performed analysis of the Carnarvon hydrocarbon-bearing basin demonstrated the efficiency of this technique and allowed several promising zones located west, north, and south of the discovered oil and gas fields and forming a single trend with them to be outlined. The total reserves of the country are as high as 2.1 × 10⁹ t of oil and 840 × 10⁹ m³ of gas. The annual oil production in Australia by January 1, 2008 was 22.25 × 10⁶ t of oil and 14 × 10⁹ m³ of gas. Approximately 95% of the oil and 80% of the gas produced in Australia by the beginning of 2008 were obtained from offshore parts of its basins.     

A seismic study to investigate the prospect of gas hydrate in Mahanadi deep water basin,northeastern continental margin of India

The presence of gas hydrates, one of the new alternative energy resources for the future, along the Indian continental margins has been inferred mainly from bottom simulating reflectors (BSR) and the gas stability zone thickness mapping. Gas hydrate reserves in Krishna Godawari Basin have been established with the help of gas-hydrate related proxies inferred from multidisciplinary investigations. In the present study, an analysis of 3D seismic data of nearly 3,420 km² area of Mahanadi deep water basin was performed in search of seismic proxies related with the existence of natural gas hydrate in the region. Analysis depicts the presence of BSR-like features over a large areal extent of nearly 250 km² in the central western part of the basin, which exhibit all characteristics of a classical BSR associated with gas hydrate accumulation in a region. The observed BSR is present in a specific area restricted to a structural low at the Neogene level. The coherency inversion of pre-stack time migration (PSTM) gathers shows definite inversion of interval velocity across the BSR interface which indicates hydrate bearing sediments overlying the free gas bearing sediments. The amplitude versus offset analysis of PSTM gathers shows increase of amplitude with offset, a common trend as observed in BSR associated with gas hydrate accumulation. Results suggest the possibility of gas hydrate accumulation in the central part of the basin specifically in the area of structural low at the Neogene level. These results would serve as preliminary information for selecting prospective gas hydrate accumulation areas for further integrated or individual study from geophysical, geological, geochemical and microbiological perspectives for confirmation of gas hydrate reserves in the area. Further, on the basis of these results it is envisaged that biogenic gas might have been generated in the region which under suitable temperature and pressure conditions might have been transformed into the gas hydrates, and therefore, an integrated study comprising geophysical, geological, geochemical and microbiological data is suggested to establish the gas hydrate reserves in Mahanadi deep water basin.     

湄洲湾中、小型浮游动物的分布

本文分析了2007年春、夏、秋、冬4个季节在湄洲湾采集的浮游动物样品,共记录了浮游动物115种,及若干类别的阶段性浮游幼虫和临时性浮游动物.湾内浮游动物种类丰富,生态类群多样,优势种皆为小型浮游动物.浅水Ⅱ型网获的浮游动物种类和个体数量均较浅水Ⅰ型网获的丰富.中、小型浮游动物个体总密度分布较均匀,4个季节均值高达73.34×102个/m^3,多样性指数（H′）和均匀度指数（J）值都很高,4个季节均值分别为3.30和0.68.湾内浮游动物的分布,大致反映了不同水系影响的动态.