1.严铭卿是什么职业

2.Jason反演技术在天然气水合物速度分析中的应用

3.氧化铝生产流程是什么?

4.总体思路及一般程序

5.油气资源评价总体思路及一般程序

天然气动态建模过程简述怎么写的_天然气动态建模过程简述怎么写的呢

石油工程的主干学科是石油与天然气工程,主要课程有:技术经济学、油气田开发地质、工程力学、计算机程序设计、流体力学、渗流力学、钻井工程、采油工程、油藏工程、油田化学、钻采新技术等。主要实践性教学环节包括普通地质实习、金工实习、生产实习、毕业实习、毕业设计等(一般安排30周)。

相近专业有采矿工程 /石油工/ 矿物加工工程/ 勘察技术与工程/ 资源勘察工程 /地质工程/ 矿物资源工程 /油气储运工程/ 煤及煤层气工程 /资源勘查工程等。

下边我详细解释一下石 油 与 天 然 气 工 程.

石油与天然气工程是研究石油与天然气勘探、评估、开采、油气分离、输送理论和技术的工程领域。其工程硕士学位授权单位培养从事石油与天然气生成环境、勘探、油气井工程设计、测井数据采集和处理、油气田开采、油气储运以及工程管理的高级技术人才。研修的主要课程有:政治理论课、外语课、工程数学、弹塑性力学、计算机应用技术、高等流体力学、高等渗流力学、油藏数值模拟、油田化学、采收率原理、现代油气勘探技术、现代油气井工程、现代凿井工程、天然气工程、高等油藏工程、高等采油工程、高等输油管道工程、高等输气管工程、油气田采输系统、油气管道运行模拟、天然气液化技术、高等管理学基础、能源经济等。

石油与天然气工程是一个运用科学的理论、方法、技术与装备高效地钻探地下油气资源、最大限度并经济有效地将地层中的油气开采到地面,安全地将油气分离、计量与输运的工程技术领域。石油与天然气作为人类社会能源的重要组成部分,由于其不可替代性和自身的不可再生性,在世界经济的发展、人类社会生活与文明中占有极其重要的地位。由于石油与天然气存在着储层埋藏深,物性有低渗、超低渗,油品有稠油、超稠油,加之高压高温、地层非均质、井眼形成难等特点,给钻探与开发增加了很大的困难。目前,我国石油与天然气采收率还比较低、地质条件复杂,深井与超深井钻探与开采成本还比较高,因此是一项高投入、高风险、但效益明显的产业。在我国,2l世纪将是石油与天然气工程得以迅速发展的时代。

石油与天然气工程涉及工程力学、流体力学、油气地质、渗流物理、自控理论、计算机技术等基础和应用学科,需要解决的工程问题有钻井、完井、测试、油气藏开发地质、油气渗流规律、油气田开发方案与开采技术、提高采收率、油气矿场收集处理、长距离输送、储存与联网输配等工程问题。本工程领域与矿产普查与勘探、地球探测与信息技术、采矿工程、工程力学、化学工程、机械工程、交通运输工程等学科相关。

培养目标是培养从事石油与天然气工程领域所属油气井工程、油气田开发工程、油气储运工程中科技攻关、技术开发、工程设计与施工、工程规划与管理的高层次人才。

石油与天然气工程领域工程硕士应具有本工程领域坚实的基础理论和宽广的专业知识及管理知识,掌握解决工程问题的先进方法和现代化技术手段,具有独立担负工程技术或工程管理工作的能力以及解决工程实际问题的能力,具有较好的综合素质和较强的创新能力和适应能力。掌握一门外语,能较熟练地使用计算机。

领域范围有以下几个方面:1.油气井工程:油气井工程力学,油气井工作液的化学和力学,油气井工程测量与过程控制,油气井测井数据采集、处理与解释。2.油气田开发工程:油气藏描述及开发地质建模的理论与方法,渗流理论和油气藏数值模拟,油气田开发理论与方法,采油采气工程理论与技术,提高采收率理论与技术,采油采气化学工程与理论。3.油气储运工程:油气长距离管输技术,多相管流及油气田集输和油气处理技术,油气储运及营销系统优化,油气管道和储罐的强度研究,油气储运设施施工及安全、防腐技术。4.石油与天然气工程管理。

课程设置;

基础课:科学社会主义理论、自然辩证法、外语、工程数学、应用弹塑性力学、计算机应用基础、技术经济学等。

技术基础课:高等流体力学、高等渗流力学、油藏数值模拟、油田化学、提高采收率原理、渗流物理、油气藏经营管理、运筹学等。

专业课:现代油气井工程、现代完井工程、天然气工程、高等油藏工程、高等采油工程、高等输油管道工程、高等输气管道工程、油气田集输系统、油气管道运行模拟、项目管理、能源经济学等。

上述课程可定为学位课程和非学位课程。此外,还可以由培养单位与合作企业根据实际需要确定其他课程。课程学习总学分不少于28学分。

学位论文方面,论文选题应直接来源于生产实际或者具有明确的生产背景和应用价值,或者是一个完整的工程技术项目的设计或研究课题,或者是技术攻关、技术改造专题,或者是新工艺、新设备、新材料、新产品的研制与开发,也可以是工程管理课题。选题要求有难度、有新意、有足够的工作量。

对于技术攻关的成果,应有与国内外同类理论、方法与技术的对比分析;对于新工具、新工艺设计与开发的技术成果,论文应具有设计方案的比较、评估、参数计算模型与结果、完整的图纸;对于重大工程项目管理的成果,必须给出项目的系统组成、目标分析、风险与效益分析、计划与管理方案及措施、收益与创新管理方法。

不知道上面这些介绍对这位同学有没有帮助。别人怎么说都只是了解,只有自己才是自己最好的老师!既然这位同学对石油工程这么有兴趣,那么我在这里祝你能心想事成!

严铭卿是什么职业

柳世成 王延忠 杨耀忠 孙国 贾俊山 隋淑玲

参加本次研究的人员还有陈德坡,于金彪,付爱兵等.

摘要 在孤东油田七区西馆陶组上段的精细油藏描述研究中,精细油藏建模、剩余油描述、油藏描述计算机应用等取得了较大深化与发展,并在现场实施中收到显著效果,预计可提高采收率2.67%,增加可采储量154.8×104t,其中,按中间研究成果新打的10口井投产后已累计增油9088t。

关键词 孤东油田 油藏描述 深化与发展 油藏建模 剩余油 效果

一、引 言

按开发阶段的不同,油藏描述可划分为开发准备阶段的早期油藏描述,主体开发阶段的中期油藏描述和提高采收率阶段的精细油藏描述[1~4]。

油田进入高含水期开发以后,挖潜难度越来越大,该阶段的油藏描述以提高油田最终采收率为根本目的。精细油藏描述是以挖潜难度大的开发单元为研究对象,以建立精细三维地质模型为基础,以揭示剩余油的空间分布规律为重点,以制定挖潜剩余油、提高采收率措施为最终目标所进行的油藏多学科的综合研究[3]。很显然,精细油藏描述已不仅仅是纯静态的油藏描述,而是将精细油藏描述与剩余油分布研究紧密地联系在一起,是集地质、测井、数值模拟、油藏工程多学科为一体的系统工程。

精细油藏描述及剩余油分布研究是提高高含水油田最终采收率的重点技术。通过“八五”的单项技术攻关和“九五”的推广应用,不仅形成了对高含水、特高含水期油藏进行精细油藏描述及剩余油分布研究的系列配套技术,而且取得了显著的应用效果。自1995年开始,已在胜利油田进行了4期110个单元16.9×108t储量的精细油藏描述。前两期精细油藏描述实施的新井及老井措施截止到1998年12月共增油181×104t,预计增加可采储量799×104t,提高采收率1.80%。

1999年初,对前两期精细油藏描述进行了较系统的总结,形成了精细油藏描述的系列配套技术:一是建立了适合于多种油藏类型的精细油藏描述及剩余油分布研究的基本程序、技术和方法;二是总结出了不同类型油藏精细油藏描述及剩余油分布研究的关键技术和研究侧重点;三是初步形成了精细油藏描述及剩余油分布研究的计算机自动化软硬件系统。但其仍存在以下几方面的差距:①基础数据的数据库化程度低;②虽然油藏描述的较细,但精细的技术政策界限不太明确;③静态与动态的结合程度较低;④计算机自动化程度不够。

本文主要以孤东油田七区西馆上段精细油藏描述及剩余油分布研究为例,介绍高含水期整装油田精细油藏描述技术取得的深化和发展,同时为断块、低渗透以及稠油、海上等特殊油藏提供研究思路和技术储备。

二、精细油藏建模技术

精细油藏建模技术是剩余油分布研究的基础,其研究内容可概括为建立五个模型,即地层模型、构造模型、储集层模型、流体模型和油藏模型。下面重点介绍五项关键技术。

1.精细地层对比

孤东油田七区西精细地层对比,是在前人划分对比的基础上,针对存在的问题以及特高含水期油田开发方案调整和建立剩余油预测模型的要求,开展的储集层细分对比研究。根据七区西馆上段河流相沉积特点,进行储集层细分对比的原则是:以标准层控制层位,用沉积旋回和岩相厚度法结合标志层划分砂层组;以砂体等高程对比模式、平面相变对比模式、叠加砂体对比模式和下切砂体对比模式确定时间单元。

在整个细分对比工作中,纵向上由砂层组、小层到沉积时间单元进行逐级控制,平面上则以现代沉积学研究成果为指导,以取心井为基础,以自然电位、微电极曲线、感应曲线为依据,参照所建立的等高程平面闭合对比模式、相变对比模式、叠加及下切对比模式,采用点、线、面相结合的对比方法,将七区西馆上段4~6砂层组划分为36个沉积时间单元,其中522和531、621和622、631和632、641和642、651和652两个砂体的连通率均大于40%,进一步细分对开发及剩余油挖潜没有实质的意义。所以,该砂层组可细分为30个沉积时间单元(表1)。

表1 孤东油田七区西地层细分成果表

在前两期精细油藏描述研究中,没有对地层细分的初步结果结合生产动态进行进一步的合理技术界限研究,其在矿场应用的实用性相对差一些。

2.微型构造研究

砂层的微型构造是指砂层顶面或底面的起伏形态,其起伏形态与地下油水运动规律有着一定的关系,影响油水井的生产及剩余油在平面上的分布。

通过对微构造储存剩余油的有效性和在有利微构造上部署加密井的可行性研究表明,微构造的尺度并不是越微越好,应具有规模有效性和经济有效性。一个油田微构造的尺度能满足分辨最终经济极限井网的井与井之间在微构造中的相对位置即可。

在孤东油田七区西微构造研究中,将平均井网井距看做是拾取的微构造信息的周期,再把横向上的分辨率转到纵向上,通过公式

胜利油区勘探开发论文集

即得到分析所需要的微构造的等间距为2m。

式中:D——微构造等间距,m;

L——平均井网井距,m;

θ——油藏地层倾角,(°)。

3.储集层参数井间插值优选

储集层参数空间分布规律研究的关键是对井间储集层参数的分布进行准确描述。过去对于井间储集层参数的插值往往是选取一种比较流行或比较新的方法,并且各种参数一般都用相同的方法进行插值,易造成较大的生产误差,影响了地质建模的准确性。

在孤东油田七区西油藏描述中选取8大类17种井间插值方法,对不同储集层参数通过井位抽稀验证进行最佳插值的方法优选,并编制成软件实现了计算机的自动优选。其研究思路如下:第一,采用井点数据抽稀法,对实测数据进行抽稀;第二,对未抽稀掉的井实测数据采用距离加权平均法、趋势面分析法、克里金法、随机建模法等等,进行井间参数拟合(网格化);第三,对各种插值方法的估计值与抽稀井的实测值的误差进行分析对比,同时也可以利用各种等值图进行分析对比;第四,优选出符合油田地质特征、沉积特征的储集层参数井间拟合方法;第五,利用优选出的方法对参数的空间分布进行拟合,形成网格数据和等值图,进行参数的空间描述及用于计算储量。

利用上述研究思路对七区西馆上段4~6砂层组的有效厚度、孔隙度、泥质含量、渗透率、渗透率变异系数、粒度中值、分选系数、含油饱和度等参数进行井间插值,形成了30个沉积时间单元合计240个参数的网格数据体(表2)。

表2 孤东油田七区西馆上段储集层参数最优插值方法选取表

上述研究表明,不同油藏类型、不同储集层参数对应不同的最佳插值方法,并且各种插值方法之间的误差较大。因此,对必须选取多种井间插值方法对井间插值进行实际验证,以选取最佳插值方法。

4.沉积微相定量识别[4-5]

在孤东油田七区西沉积微相研究中,根据取心井已知微相的各项参数,通过影响沉积微相参数选取、沉积微相标准化、沉积微相特征值的计算,实现了沉积微相划分的定量化和计算机自动化。

(1)储集层参数选取

根据工区内取心井划分取心层位的沉积微相,选取影响沉积微相的七种储集层参数,即砂体厚度、孔隙度、渗透率、渗透率变异系数、粒度中值、泥质含量及分选系数。

(2)储集层参数得分值计算

采用最大值标准化法,计算每种参数在不同微相的得分值,最大值标准化法公式:

胜利油区勘探开发论文集

胜利油区勘探开发论文集

式中:Fi——某种参数在某一微相中的得分值;

Xi——某种参数在某一微相中的平均值;

Xmax——所有微相中本项参数的最大平均值。

(3)储集层参数权衡系数计算

对于不同相带,变化越明显的参数对相带的确定程度越大;不同相带中变化不明显的参数对相带的确定程度越小。因此,可根据各项参数在不同相带中的变化程度确定其权衡系数的大小,计算公式为:

胜利油区勘探开发论文集

式中:qi——参数的权衡系数;

Vi——某一参数的平均值在不同微相之间的变异系数;

V总——所有参数的变异系数之和;

σ——参数的标准偏差;

〓——不同相带某参数的平均值。

(4)定量识别模式建立

用每种参数的得分值和权衡系数,采用加权求和的方法建立沉积微相的定量识别模式,计算出每种沉积微相的一个综合特征值。

根据七区西馆陶组上段12口取心井取心层位中各个砂体(或时间单元)的沉积微相,可以计算得其不同沉积微相综合特征值的范围,即:特征值>0.50为心滩或边滩;0.35<特征值<0.50为废弃河道;0.20<特征值<0.35为天然堤;0.10<特征值<0.20为决口扇;特征值<0.10为泛滥平原。

依据新建立的油砂体数据库和测井二次解释成果,按照上述沉积微相定量识别模式计算每口井每一砂体综合特征值,采用多次定性赋值技术和EarthVision地质绘图软件的多文件叠合功能,实现沉积微相图的自动绘制。

5.储量计算

孤东油田七区西首次采用网格积分法计算其石油地质储量。网格积分法储量计算结果实际上是储集层有效厚度、孔隙度、含油饱和度等参数评价结果的集中体现。

网格积分法储量计算的流程是:①将各沉积时间单元井点有效厚度、孔隙度、含油饱和度数据进行网格估值,形成网格数据体;②利用储量计算参数网格数据体,结合地面原油密度及体积系数选值结果,采用容积法储量计算公式,形成地质储量网格数据体;③利用地质储量网格数据体,分别计算统计单砂体、沉积微相、沉积时间单元地质储量。

三、剩余油描述技术

1.数值模拟方法

油藏数值模拟是大规模描述剩余油的重要方法[3],近年来取得重大进展,形成了不规则网格及网格自动生成、历史拟合实时跟踪、三维可视化、窗口及并行等十项新技术;在历史拟合中强调步长优化等四项调参约束机制,提高了数值模拟的研究水平。研究中,地质模型纵向上细到沉积时间单元,平面上网格步长进一步细化,动态模型细到月度数据,油层物理参数细到与沉积时间单元一一对应。

根据数值模拟可以计算不同小层、不同时间单元的剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余储量丰度、剩余可采储量丰度、采出程度等指标,对这些结果进行综合分析可以找出剩余油富集区,提供挖潜措施方向。

2.流线模型方法

流线模型技术的提出和应用于20世纪90年代[3],是研究井间剩余油的一种新的方法,具有允许节点多、运算速度快、研究周期短的特点。

流线模型求解的思路是:先求取流体在多孔介质中的压力场和速度场,然后求出流体的流动轨迹即流线,最后求得任一流线在任一点的饱和度值。通过流线模型计算,可以求得井间任一点的含油饱和度、剩余油饱和度,从而确定驱油效率、可动油饱和度、可采储量、剩余可采储量等参数。

3.油藏工程计算剩余油方法[5~8]

根据油田开发已进入特高含水期的实际,结合矿场应用的需要,油藏工程计算选用了5种计算剩余油的方法。

(1)水驱特征曲线法

根据井点动态资料作水驱特征曲线,结合井点采出状况求出水驱储量、剩余可采储量等指标。

(2)渗饱曲线法

选择油层有代表性的相渗曲线,结合水驱特征曲线求出生产井出口端含水饱和度,进而求得剩余油饱和度、剩余可动油饱和度、剩余可采储量等。

(3)无因次注入采出曲线法

据注入采出情况,做无因次注入采出曲线,结合注入倍数求出剩余采出程度、剩余可采储量、剩余可采储量丰度。

(4)物质平衡法

根据物质平衡原理求得井点剩余地质储量、剩余可动油饱和度、剩余可动油地质储量等。

(5)水线推进速度法

根据注水井的水线推进速度,求出一线油井不同层段相对水线推进速度,结合动态监测资料研究层段水淹状况。

油藏工程计算方法最大特点是数据文件要求相对简单,可操作性强,适用于矿场人员进行计算分析。孤东油田七区西精细油藏描述将5种方法综合起来编制成软件系统,进行动态分析和剩余油研究。随着软件系统的推广应用和不断完善,将大大提高工作效率和对剩余油分布规律的认识程度。

4.水淹层测井解释方法

开发过程中的水淹层测井资料可解释剩余油饱和度、残余油饱和度、含水率和剩余有效厚度等,是研究油水运动状况、储集层动用状况及剩余油分布状况的重要手段。常规的测井方法如电阻率测井、自然电位测井、声波时差测井、放射性测井等原则上都可用于水淹层测井解释剩余油,但这些方法受地层水矿化度的影响较大,而水淹层地层水电阻率已是注入水与地层水的混合电阻率,其大小取决于两种水混合的程度。因此,求准地层混合液的电阻率是水淹层测井解释的关键。

水淹层测井解释提供的储集层参数模型,是进行精细数值模拟的关键和基础,其层内每米8个点的测井解释可以细致地分析层内剩余油分布情况。

5.动态监测方法

主要包括生产动态分析、测试资料分析和检查井分析三种方法。利用动态监测方法综合分析各套层系、各个小层在平面、层间、层内井点的水淹状况及剩余油分布特征,其结果可用来分析和约束数值模拟、流线模型及其他方法的研究。

(1)生产动态分析

主要分析生产井生产指标、单采井生产指标、历年新井生产状况及指标、历年补孔改层井指标,计算层系、井排、小层等的累积采出和注入量,研究油层水淹状况和剩余油分布特点。

(2)测试资料分析

分析C/O、同位素测井、产液剖面、吸水剖面等矿场测试资料,分析计算层间层内各项水驱指标,总结剩余油分布特点。

(3)密闭取心井分析

密闭取心井是用来检查注水开发油田油层水淹特征和剩余油分布规律的比较可靠的方法,它以井点剩余油研究为主,主要描述井点层间、层内的剩余油分布,同时也可依据岩电关系进行平面剩余油分布规律研究,但受检查井数量的影响,往往被用来分析和约束数值模拟、水淹层解释、油藏工程综合研究的结果。

四、油藏描述计算机应用技术

1.建立基础数据库,编制数据库转换程序

孤东油田七区西精细油藏描述基本实现了数据管理计算机化,共建5个静态数据库,即小层数据库、井位坐标数据库、储集层参数数据库、断层参数库、沉积参数数据库;12个动态数据库,即综合开发数据库、油井数据库、水井数据库、射孔数据库、分层注水数据库、生产层位数据库、压力数据库、封堵数据库、相渗曲线数据库、取芯井数据库、原油物性数据库、天然气数据库;并编制3个数据库转换程序,即开发数据转换程序、油井单井数据转换程序和水井单井数据转换程序。

2.开发Earth Vision地质建模软件,实现地质成果图件编制的计算机化

在七区西精细油藏描述研究中,对Earth Vision地质建模软件进行了较为全面的开发和应用,不仅为数值模拟提供了静态模型数据体,还利用工作站绘制了小层平面图、微构造等值图、沉积微相平面图、油藏剖面图等基本地质图件。

3.新编制动态分析辅助程序

在对开发状况及水淹状况进行分析时,为了提高工作效率,编制了3组6个动态分析辅助程序,主要包括动液面分级程序及等值线作图程序、泵效分级程序及等值线作图程序、含水分级程序及等值线作图程序。因而,可以对任意时期的动液面、泵效、含水数据进行不同范围内的自动统计分级,并形成电子表格;也可以绘制任意时期的动液面、泵效、含水的彩色等值线图。

4.编制井间插值方法优选程序及储量计算程序

在测井精细解释研究中,编制了井间插值方法优选程序,实现了从井点数据的输入、井间抽稀、插值方法的选取、误差分析到形成网格数据体和等值线图的计算机自动化。

在储量计算中,新编的网格积分法储量计算程序,能够精确地计算每个网格数据体的地质储量,并能分沉积相带、时间单元和小层进行储量的计算和评价。

5.采用5种油藏工程方法编制计算剩余油的软件

该软件系统包括数据处理、无因次注入采出法、驱替特征曲线法、物质平衡法、渗饱曲线法、水线推进速度法6个主菜单5种计算方法。该系统中5种方法既独立又相互联系,可单独计算也可全部计算。可提供层系、井区或井点的剩余地质储量、剩余油饱和度、剩余可采储量等指标。

6.完善了井点与井间剩余油分布研究软件系统

井点与井间剩余油分布研究软件系统包括参数准备、井点剩余油解释、井间剩余油解释、剩余油描述、图形管理等5项主菜单。可以研究井点原始含油饱和度、残余油饱和度井点和井间剩余油饱和度,用含水率、剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余储量丰度、驱油效率等多种参数来反映剩余油在空间的分布规律。

该软件能够根据油藏含油面积的大小和研究要求,建立所需的网格系统。在网格系统的基础上,确定井位、断层边界及各项地质参数分布图,建立地质模型。并能根据井点成果、基础数据库,自动插值形成各种参数网格图和分布图。

五、孤东油田七区西精细油藏描述的应用效果

1.措施潜力

在七区西精细油藏描述的基础上,共提出新井措施6口,提出补孔改层、卡封、下大泵、扶躺井、堵水调剖等老井措施330井次,合计实施措施336井次,预计可提高采收率2.67%,增加可采储量154.8×104t(表3)。

表3 综合分析潜力分类表

2.矿场应用效果

在孤东油田七区西精细油藏描述研究中,利用中间研究成果提出的部分措施已取得显著效果。

从1999年开始,截止到2000年12月,该区共打新井10口;完成补孔改层井79口、堵水油井26口、下大泵井49口等老井措施共154井次。10口新井投产初期平均单井日产油6.14t,综合含水90.75%;截止到2000年12月,累计增油9088t。154井次的老井措施取得了显著效果,截止到2000年12月,措施后比措施前平均增油518t/d,综合含水降低3.1%,累计增油73074t。

部分单井措施效果显著。如,原生产61小层,后在井网不完善、剩余油饱和度和剩余储量丰度均较高的43小层补孔生产的GDS2井,获得了单井日产油60t,综合含水61.7%的良好效果;原生产52+3小层,后在断层附近、剩余油饱和度和剩余储量丰度均较高的62小层补孔生产的7-23-2306井,也获得了单井日产油44.7t,综合含水仅33%的好效果。这对于综合含水高达96.7%,单井日产油只有4.9t的特高含水油田实属不易。另外,补孔未动用的412小层进行生产的7-31-306井、补孔井网不完善的441小层进行生产的7-33-2286井也分别取得了单井日产油40t和21.3t、综合含水仅51.1%和59.2%的好效果。

由此可见,只要查清其地质情况,掌握剩余油分布,特高含水期的老油田也是有潜力可挖的。

六、结论

通过对孤东油田七区西的研究,精细油藏描述技术取得了较大的深化与发展。提高了精细油藏描述的水平,使研究成果与矿场应用更为贴近、实用。实施后取得良好效果。

但精细油藏描述技术的计算机一体化、流程化还有待进一步攻关。在统一的工作平台上实现数据采集、管理、地质三维建摸、数值模拟到油藏工程综合分析的计算机一体化、动静态参数的网格数据体化和跟踪分析自动化,是今后的发展方向。

主要参考文献

[1]刘泽容,信全麟等.油藏描述原理与方法技术.北京:石油工业出版社,1993.

[2]张一伟等编著.陆相油藏描述.北京:石油工业出版社,1997.

[3]杜贤樾,孙焕泉,郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集(第一、二辑).北京:地质出版社,1997、1999.

[4]裘怿楠,陈子琪主编.油藏描述.北京:石油工业出版社,1996.

[5]孙永传,李蕙生编著.碎屑岩沉积相和沉积环境.北京:地质出版社,1986.

[6]陈元千.实用油气藏工程方法.东营:石油大学出版社,1998.

[7]郎兆新.油藏工程基础.东营:石油大学出版社,1991.

[8]C R史密斯等编.岳清山等译.实用油藏工程.北京:石油工业出版社,1995.

Jason反演技术在天然气水合物速度分析中的应用

严铭卿

对燃气基础、前沿课题开展研究。提出燃气混合安全性定律,阀门配置定理,推导液化气卸车公式、阐明储气分区原理、建立液化气冷冻储存优化模型等;

中文名:严铭卿

民族:汉族

出生地:湖南长沙市

出生日期:1937年12月

职业:教师

毕业院校:哈尔滨工业大学

代表作品:《燃气工程设计手册》、《天然气输配技术》、《天然气输配工程》

性别:男

严铭卿

男,1937年12月生,湖南长沙市人。

1955-1960哈尔滨工业大学毕业

1960-1963武汉城市建设学院教师

1963-1969建设部城市煤气工程设计院技术员

1969-1977天津市建筑设计院技术员

1977-1997中国市政工程华北设计研究院工程师—教授级高工

1997.12退休

2004-当前兼任天津城市建设学院硕士生导师

1.一系列高水平、自主创新成果极大的丰富了燃气输配工程的科技内涵,提供了适用的设计原理、公式以及计算与分析方法。发表论文90余篇,主编燃气工程设计手册。

2.主持城市天然气工程项目评审近70项次。依据工程设计经验、吸收新型工程科技;以正派作风、科学态度、协作精神为天然气事业发展作出积极贡献。

3.构建燃气输配现代学科新体系。凝聚国内一流学者、教授,撰写天然气输配工程、燃气输配工程分析、天然气输配技术等著作,确立燃气学科工程技术原理和方法的高级理论层次,实现学科系统整体科学化。

4.成功合作培养国内首批输配专业博士学位人才。担任研究生导师,指导一批博士生、硕士生完成学位论文。

5.以高级访问学者身份赴美留学及由人事部资助赴俄、建设部、外经部指派赴印参会。获省部级科技进步奖二等奖2项、三等奖3项、联合国TIPS发明创新科技之星奖,天津市授衔专家。在业界有高知名度。

业绩

在近50年的设计、科研、教学实践中,完成多项城市燃气工程设计,专业规划及项目可行性研究。对燃气输配工程的基础和重大课题进行开拓性研究,取得一系列成果;发表论文90余篇,建立多项燃气输配工程技术问题数学模型,提出燃气混合安全性定律,推导一系列工程实用公式,完成《天然气输配工程》,《燃气输配工程分析》,《天然气输配技术》等专著,实现以现代科技全面创新学科内容、构建新体系,确立燃气学科工程技术原理和方法的高级理论层次。参编国内第一部《城市煤气设计规范》,主编第一部《轻烃混合燃气工程技术规范》。主编《燃气工程设计手册》。主持鄂、鲁、津、赣、豫近70项次天然气工程项目评审,作出积极贡献。合作指导哈尔滨工业大学、同济大学、天津城市建设学院、上海海运学院等博士、硕士生。

用现代科技构建新体系,实现燃气输配工程学科更新换代

对基础、前沿和重大课题(燃气负荷,管网水力分析,非稳态模拟,结构分析,优化设计,可靠性分析,系统安全风险评价,管网故障诊断,燃气混合安全性,天然气地下储库数值模拟,SCADA系统等)进行了富有成效的开拓性研究。

1)1993年为解决峰峰矿务局及焦作煤气公司提出的问题,研究“燃气混合安全性”。建立燃气混合安全性定律。

2)燃气负荷是基础数据,关系到项目规划,设计,运行,调度和运营。全面总结国内外应用,分析了负荷特性,作多角度分类;归纳负荷指标的数理统计方法,以及用于用气工况描述及预测的拟合、回归、分段函数、弹性系数、富利叶级数、人工神经网络、灰色理论、时序分析等建模方法和实用研究;提出中长期负荷两步预测法。从而将传统的需用工况内容扩充和作质的深化,提升科学性,形成新系统。

3)开发的燃气管网水力分析软件已用于国内数百个城市工程项目。是国内应用最广、具权威性的燃气管网设计CAD系统。

4)建立管网结构分析学。建立燃气管网阀门配置定理,提出规则配置方法、故障管段隔离决策算法。

5)应用齐次马尔科夫过程推导管网供气可靠性分析模型,提出基于水力分析的计算模式使管网可靠性计算实用化。

6)对国内燃气系统安全风险研究空白,确定辨识方法,内容和数据,综合运用可靠性工程,运筹学,模糊数学等原理、方法建立评估体系。主持完成山东省城市燃气系统风险评估及安全管理课题,2004年获省科技进步二等奖。

7)率先探索管网故障诊断课题,阐明其内涵,提出解题思路。

8)在国内率先指导博士生开展天然气枯竭油气田,含水层、盐穴地下储气库数值模拟研究。

9)系统研究燃气储存和储备问题,提出全国天然气三级储存模式,建立基本储备水平公式。

10)解决压缩天然气(CNG)工程难题:提出储气分区原理和推导焦汤效应函数进行减压工艺分析。

11)率先全面论述吸附天然气(ANG)技术和理论,提出吸附热力循环概念.

12)完成一系列研究成果(设计原理、公式、模型以及计算与分析方法),奠定了LPG工程技术的理论基础。

13)创立关于燃气输配工程的“工程分析”学科内容。

14)配合我国天然气飞速发展形势,撰写关于天然气输配工程发展模式,城镇燃气规划,工程项目可行性研究,工程初步设计,天然气储存和储备等工作指导性论文。

氧化铝生产流程是什么?

梁劲1 王宏斌1,2 梁金强1

(1.广州海洋地质调查局 广州 510760;2.中国地质大学(北京)北京 100083)

第一作者简介:梁劲,男,1971年生,高级工程师,1995年毕业于成都理工学院信息工程与地球物理系应用地球物理专业,主要从事天然气水合物调查与研究工作。

摘要 本文采用Jason 反演技术对南海北部陆坡A 测线纵波速度进行计算,结合BSR、振幅空白带以及波形极性反转等多种水合物赋存信息的分析,对水合物成矿带的速度特征进行了综合研究,结果表明:低速背景中的高速异常,是天然气水合物赋存的重要特征;高速异常体一般呈平行于海底的带状分布;在高速异常的内部,速度也是不断变化的。一般在异常体的中心速度最高,由中心到边缘速度逐渐降低,反映在水合物矿带内部,水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低的特征。本文的研究成果进一步表明高精度速度分析不仅可以帮助寻找水合物矿点,还可以进一步判定水合物的富集层位。

关键词 Jason 反演技术 天然气水合物 速度分析

1 前言

天然气水合物是在低温、高压环境下,由水的冰晶格架及其间吸附的天然气分子组成的笼状结构化合物,广泛分布于海底和永久冻土带。温度和压力是天然气水合物形成和保存最重要的因素(王宏斌等,2004)。针对天然气水合物的野外调查及研究表明:高分辨率的地震勘探方法是天然气水合物调查评价中行之有效的方法。地震反演技术一直是地震勘探中的一项核心技术,其目的是用地震反射资料反推地下的波阻抗、速度、孔隙度等参数的分布,从而估算含天然气水合物层参数,预测天然气水合物分布状况,为天然气水合物勘探提供可靠的基础资料。常用的地震反演技术有Jason、Strata、Seislog和ISIS等,其中Jason反演技术在含天然气水合物层预测中因其分辨率高而得到广泛推崇,它主要由有井约束和无井约束两种方法组成(廖曦等,2002)。

速度异常是判断天然气水合物是否赋存的重要条件之一。结合BSR(Bottom Simulating Reflector)特征、波形极性特征、振幅特征以及AVO特征等目前已成为判断是否存在天然气水合物层主要手段(史斗等,1999)。大量的测试数据显示:水合物的速度与冰的速度较为接近,而比水高。与含水或含游离气沉积层相比,含水合物沉积层的密度降低,声波速率增大,含水合物层的地层速度往往比一般的地层速度高,含水合物沉积层的下部由于充填了水或气,而使水合物底界面出现速度负异常。因此,地层中速度反转是水合物赋存的一个地球物理标志。含水合物地层的声波速度与水合物的含量有关,水合物含量越高,其声波速度越高。从速度方面看,BSR是上覆高速的含水合物地层与下伏较低速的含水层或含气层之间的分界面。通常,海洋中浅层沉积层的地震纵波速度为1600~1800m/s,如果存在水合物,地震波速度将大幅提高,可达1850~2500m/s,如果水合物层下面为游离气层,则地震波速度可以骤减200~500m/s。因此,在速度剖面上,水合物层的层速度变化趋势呈典型的三段式,即上下小、中间大的异常特征(张光学等,2000)。西伯利亚麦索雅哈气田的资料表明,在原为含水砂层内形成水合物之后,其纵波的传播速度会从1850m/s提高到2700m/s;而在胶结砂岩层,这种速度会从3000m/s提高到3500m/s。深海钻探计划的570站位的测井结果表明,由含水砂岩层进入含水合物砂岩层时,密度由1.79g/cm3降低到1.19g/cm3,声波传播速度从1700m/s提高到3600m/s,且电导率剧烈下降。

Cascadia海域ODP889站位的VSP测井资料反映水合物底界为强烈的负速度界面,速度从水合物沉积物层的1900m/s陡降到含游离气层的1580m/s,由于VSP测井为地震测井,受钻井因素的影响较少,因此认为VSP测井真实地反映了水合物沉积层底界的速度变化(陈建文等,2004)。

国土资源部广州海洋地质调查局在2001~2004年在南海北部陆坡进行10000多公里的天然气水合物高分辨地震调查。本研究利用Jason反演技术,通过对南海北部陆坡区的地震速度资料的精细分析,在已圈定BSR分布范围的基础上研究陆坡区各沉积层的速度特征,最后对速度值与水合物的关系进行了分析和探讨。

2 方法原理

纯天然气水合物的密度(0.9g/cm3)和海水密度相近,而游离气的含量又十分有限,这就决定了产生BSR的波阻抗差主要由速度造成。速度反演技术的特点是在无井约束时,以地震解释的层位为控制,对所有的地震同相轴来进行外推内插来完成波阻抗反演,这样就克服了地震分辨率的限制,最佳的逼近了测井分辨率,同时又使反演结果保持了较好的横向连续性。速度反演技术的主要原理是:①通过最大的似然反褶积求得一个具有稀疏特性的反射系数系列;②通过最大的似然反演导出波阻抗;③通过波阻抗计算速度。该方法的主要优点是能获得宽频带的反射系数,是一种基于模型的反演,具有多种建模方法,对所建模型进行比较分析,并使地质模型更趋合理,反演结果更加真实可靠(郝银全等,2004)。

波阻抗反演方法的出发点是认为地下的反射系数是稀疏分布的,即地层反射系数由一系列叠加于高斯背景上的强轴组成。具体反演是从地震道中,根据稀疏的原则抽取反射系数,与子波褶积生成合成地震记录,利用合成地震记录与原始地震道的残差修改反射系数,得到新的反射系数序列,然后再求得波阻抗。其具体步骤是:

假设地层的反射系数是较大的反射界面的反射和具有高斯背景的小反射叠加组合而成的,根据这种假设导出一个最小的目标函数(安鸿伟等,2002):

南海地质研究.2006

式中:R(K)为第一个采样点的反射系数,M为反射层数,L为采样总数,N为噪音变量的平方根,λ为给定反射系数的似然值。

最大的似然反演就是通过转换反射系数导出宽带波阻抗的过程。如果从最大的似然反褶积中求得的反射系数式R(t),则波阻抗:

Z(i)=z(i-1)×(1+R(i))/R(1-i) (2)

利用波阻抗和速度的关系式:

v=Z(i)/ρ (3)

即可得到速度值。其中,ρ为地层密度,可从区域测井资料结合该测线重力资料反演求取。

在上述过程中为了得到可靠的反射系数估算值,可以单独输入波阻抗信息作为约束条件,以求得最合理的速度模型。一方面,速度反演结果是一个宽频带的反射序列和波阻抗及速度数据,同时加入了低频分量,使反演结果更能正确反映速度变化规律;另一方面,它有多种质量控制方法,具体表现为监控子波的选取、同相轴的连续追踪、反演结果准确性的判断和提供多种交汇显示的相关性分析。所以利用速度反演可对地震剖面上任一相位进行速度反演,在每一个CDP点都可得到任一个同相轴速度数据,并利用二维的反射波的速度层析成像反演方法得到高度连续的速度剖面,如果地震测线足够密,还可利用三维速度反演得到速度体图像。

3 实现过程

3.1 初始模型的确立

在地质规律的指导下,利用地震和测井资料开展沉积特征分析和沉积旋回划分;建立岩石-电性关系,进行砂层组和单砂层对比;在地震剖面上提取各含油砂层组反射波属性,建立地震属与矿体的关系,实现地震-测井综合预测矿体平面分布厚度,开展层间矿体组外推预测;建立初始速度场;在地震属性约束下开展地震反演,反演层间小层矿体厚度。细分层反演层位的标定正确与否直接影响反演结果的精度。因此,在反演过程中对子波提取、能谱特点、信噪比、频谱及反射系数的研究至关重要(闫奎邦等,2004)。技术路线流程如图1所示:

3.2 初始速度场的获得

初始速度场的获得首先要对速度谱进行解释,速度谱的解释和取值是否合理,将直接影响均方根速度的计算精度。具体步骤如下:

1)速度谱的解释先从地质条件简单、反射层质量好、能量团强、干扰少的剖面段开始,绘制叠加速度-反射时间曲线,并逐渐向外扩展;

2)结合地震剖面的反射特征,判断速度极值点是否正确,并选择读取能量团最大的极值点。排除干扰波能量团,从而求得有效波的叠加速度;

3)对相邻速度谱进行比较,通过比较速度谱曲线的形状、相同反射层的速度极值等方法予以检查和修改。

4)每隔40个CDP拾取一组数据,利用地震剖面上的反射倾角数据对它们进行校正,便可得到均方根速度(梁劲等,2006)。

图1 速度反演技术线路流程图

Fig.1 The flow chart of the velocity inversion of technical route

3.3 子波的提取

子波提取时,要使能量集中于子波的主瓣,与地震子波形态吻合。如果所提子波近于零相位,则从波峰向两侧能量衰减较快,波峰两侧波形对称;在子波的能谱特征分析,要使能量都集中在地震波的主频范围内;有井资料时,要对井资料都作了子波与地震波自动关联质量控制。保证子波能谱与地震波能谱相吻合,是反演中较为重要的一方面,子波能谱的峰值与地震波主频的能谱峰值相吻合。首先了解合成记录与地震记录之间的偏差。通过合成记录与地震记录之间的偏差分析,对Jason反射系数偏差、能谱偏差进行进一步的校正,使合成记录与地震记录之间的偏差减小。然后通过反射系数与地震资料之间偏差分析,采取相应的手段校正,使地层与合成记录反射系数相吻合。再进行信噪比分析,使反演处理后的信噪比得到最大限度的提高。通过一系列质量控制手段,使各油层合成记录与地震记录的标定精度得到了较大的提高。

关于速度反演可信程度,不能完全由反演方法确定,关键在于获取地震记录的质量和反演前处理流程的振幅保真度。另一个影响因素是数值模拟结果应当是比较准确的,这与计算方法有关,也与子波拾取和地质构造模型有关。至于反演结果的灵敏度,主要由拟合误差值和收敛速度来判断。如果给定的初始模型正确,即与实际地质结构一致,则拟合的误差较小且收敛速度快。本文工作由于受实际情况限制,没有实际的测井资料验证,因此反演所得速度的准确性和精度会受到一定程度的影响。

4 速度剖面特征

运用多种特殊地震成像综合分析,是天然气水合物地震资料解释的关键技术。目前一般采用识别BSR、振幅空白带、波形极性反转、速度异常、波阻抗面貌和AVO等天然气水合物地震相应特征来综合分析沉积物中是否含有水合物。高精度的层速度分析可帮助判定水合物的富集层位,速度及振幅异常结构是水合物与下伏游离气共同作用形成的特殊影像,剖面上表现为“上隆下坳”结构,多层叠合构成一明显的垂向“亮斑”这一特殊成像结构在未变形的水合物盆地内较适用于寻找水合物矿点,并可据此定量估算水合物盆地内水合物的数量,分析BSR上下的详细速度结构,是水合物地震资料综合解释的重要手段(张光学等,2003)。

图2 南海北部陆坡测线A道积分剖面

Fig.2 Trace integration profile of the line A in north slope of the South China Sea

图2是南海北部陆坡测线A的地震反射道积分剖面,从图中可以看出,该剖面中部及右下角距海底大约350ms处出现一强振幅反射波,大致与海底反射波平行,与地层斜交,BSR特征明显。在波形极性方面,海底反射波和BSR都表现为成对出现的强振幅双峰波形特征,海底反射波表现为蓝红蓝特征,而BSR表现为红蓝红特征,这表明相对于海底,BSR显示出负极性反射同相轴,即所谓的极性反转(与海底反射相反)。反射波的极性是由反射界面的反射系数决定的,而反射系数则与界面两侧的波阻抗差有关。实际上,海底和BSR都是一个强波阻抗面,海底是海水和表层沉积物的分界面,上部为低速层,下部为相对高速层,反射系数为正值;BSR是含水合物层与下部地层(或含气层)的分界面,上部为高速层(水合物成矿带是相对高速体),下部为相对低速层(如含游离气,则速度更低),反射系数为负值,因此造成了BSR和海底反射波的极性相反现象(沙志彬等,2003)。图3是用速度反演法反演出来的纵波速度剖面,该速度剖面明显显示出一近似平行于海底的相对高速地质体,其位置恰好在BSR上方。高速地质体的纵波速度大约在2000~2400m/s,其上面的低速层的纵波速度大约在1500~1800m/s,而下面的低速层的纵波速度大约在1500~1900m/s,没有明显的游离气存在特征,但根据其高速地质体特征、BSR以及波形极性反转分析,可以认为南海北部陆坡测线A的相对高速地质体极可能是水合物成矿带。

图3 用速度反演法计算的南海北部陆坡测线A纵波速度剖面

Fig.3 P velocity profile of the line A in north slope of the South China Sea computed by velocity inversion

由图3可见,水合物成矿带内部速度是变化的,表明水合物分布不均匀,呈平行于海底的带状分布,中心速度最高,由中心到边缘速度逐渐降低。海底以下有3个近似平行海底的低速和高速带:①海底与高速体之间的相对低速带,为水饱和带;②水合物成矿带;③水合物成矿带下的低速带。水合物成矿带下面的低速带在速度剖面上没有明显的低速特征,由此推断水合物成矿带下可能不含游离气,或者是气体的饱和度很低。

5 结论

水合物的生成除了需要一定的温度和压力条件外,还需要大量的碳氢气体和充足的水。这就需要地层具有较高的孔隙度和渗透率。未固结沉积岩的孔隙度很高,渗透率大,具备水合物生成的物理条件。具备这种特征的未固结沉积岩的地震波速度较低,而含水合物地层的地震波速度增大。这就形成了水合物成矿带作为低速背景中的高速地质体特征。另外,水合物的生成受温度和压力控制,一般情况,等温面和等压面近似平行于海底,因此低速背景中近似平行于海底的相对高速地质体是水合物成矿带的特征(刘学伟等,2003)。

通过对南海北部陆坡A测线纵波速度的计算,并且结合BSR和振幅空白带识别以及波形极性反转等多种特殊地震成像进行综合分析,我们可以进一步了解水合物成矿带的速度特征:揭示水合物成矿带的高速异常一般呈平行于海底的带状分布,在高速异常的内部,速度也是不断变化的,一般在异常体的中心速度最高,由中心到边缘速度逐渐降低,该现象反映在水合物矿带内部,水合物分布并不均匀,水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低。分析BSR上下的详细速度结构,是水合物地震资料综合解释的重要手段。高精度速度分析可帮助判定水合物的富集层位,较适用于寻找水合物矿点,并可据此估算水合物资源量。

参考文献

安鸿伟,李正文,李仁甫,等.2002.稀疏脉冲波阻抗反演在XY油田开发中的应用.石油物探,41(1):56~60

陈建文,闫桂京,吴志强,等.2004.天然气水合物的地球物理识别标志.海洋地质动态,6:9~12

郝银全,潘懋,李忠权.2004.Jason多井约束反演技术在油气储层预测中的应用.成都理工大学学报,31(3):297~300

梁劲,王宏斌,郭依群.2006.南海北部陆坡天然气水合物的地震速度研究[J].现代地质,20(1):123~129

廖曦,马波,沈浩,等.2002.应用Jason软件进行砂体及含气性预测.天然气勘探与开发,25(3):34~42

刘学伟,李敏锋,张聿文,等.2005.天然气水合物地震响应研究——中国南海HD152测线应用实例.现代地质,19(1):33~38

沙志彬,杨木壮,梁金强,等.2003.BSR的反射波特征及其对天然气水合物识别的应用.南海地质研究,15(1):55~61

史斗,郑军卫.1999.世界天然气水合物研究开发现状和前景.地球科学进展,14:330~339

王宏斌,梁劲,龚跃华,等.2005.基于天然气水合物地震数据计算南海北部陆坡海底热流.现代地质,19(1):67~73

闫奎邦,李冬梅,吴小泉.2004.Jason反演技术在岩性识别中的应用.石油物探,43(1):54~58

张光学,黄永样,陈邦彦,主编.2003.海域天然气水合物地震学.北京:海洋出版社

张光学,文鹏飞.2000.南海甲烷水合物的地震特征研究,首届广东青年科学家论坛论文集,中国科学技术出版社

The Application of Jason Inversion Technology in Velocity Analysis of Gas hydrate

Liang Jin1 Wang Hongbin1,2 Liang Jinqiang1

(1.Guangzhou Marine Geological Survey,Guangzhou,5107602.China University of Geosciences(Beijing),Beijing,100083)

Abstract:The P velocity of A seismic profile in the north slope of the South China Sea were calculated by Jason inversion method.The velocity characterostic of the gas hydrate bed was researched in detail based on the calculated result and the information of gas hydrate existing including BSR,amplitude blanking and polarity reversion of the waveform.Research shows that:The abnormity of higher velocity in the background of lower velocity is an important characteristic of gas hydrate existing;The abnormity of higher velocity which distribute as a belt usually parallel to the seafloor;The velocity changes gradually at the inner of the abnormity of higher velocity with the highest velocity at the center of the abnormity whereas the lowest velocity at the margin of it,which suggests that the saturation of gas hydrate decreases gradually from the center to the margin.The result that mentioned above suggest that high resolution velocity analysis not only help to search the hydrate spot but also help to estimate the rich layer of gas hydrate.

Key Words:Jason Inversion Technology Gas hydrate Velocity Analysis

总体思路及一般程序

中州铝厂:烧结法生产线(第一氧化铝厂)

第一氧化铝厂控制系统有AB公司、ROCKWELL公司、Honeywell公司;企业与院校协作逐步优化氧化铝各工序操作控制,如料浆制备、沉降分离洗涤系统等。

一车间:包括:铝土矿破碎、堆料、取料、输送:目前没有控制系统。

二车间:生料磨制、料浆调配:正在上一套控制系统,采用美国AB公司的control logic 5000系统,包括6台原料磨及各倒料泵、调配槽,每两台磨为一套控制器,倒料泵及调配槽为一套控制器,四套控制器连成网。目前安装已经完成,还没有投入使用。

三车间:熟料烧成、煤粉制备、熟料中碎、电收尘、风机螺旋:每台大窑上一套独立的控制器,有control logic 5000系列,也有slc 500系列,包括大窑参数的显示、设备的启停,不包括煤磨系统,不包括饲料泵及电收尘的控制,包括部分饲料参数的显示。5、6#煤磨合上一套slc 500系统,对煤磨有关设备进行控制。1—4#煤磨仍然是常规仪表控制。

四车间:熟料溶出、赤泥分离、赤泥洗涤:6台溶出磨上了三套control logic 5000控制系统,分离和洗涤仍然是常规仪表控制。

五车间:粗液喂料泵、脱硅、叶滤硅渣及**:其中5组6组脱硅分别上了一套control logic 5000控制系统,1-4组脱硅为常规仪表控制,叶滤上了一套control logic 5000控制系统。

六车间:碳酸化分解、种子分解、氢铝过滤、母液蒸发:碳分上了一套slc 500控制系统,种分上了一套control logic 5000控制系统,5组6组蒸发分别上了一套TPS系统,1-4组蒸发为常规仪表控制。

七车间:平盘过滤、焙烧:三台焙烧及三台平盘上了三套TPS系统。

空压车间:石灰炉、二氧化碳站、高压站、低压站:5台石灰炉上了5套控制系统,有control logic 5000系统,也有slc 500系统。

中州铝厂:30万吨选矿拜耳法生产线(第二氧化铝厂)

选矿拜尔法流程国内首创,2004年初成功投产。在磨浮、高压溶出、赤泥分离洗涤、种分、蒸发工序上了5套TPS系统,另外选矿车间上了一套ABB公司control logic 5000系统,矿浆调配上了一套Honeywell 公司HC900控制系统。目前正在做这些系统的联网工作。

供矿:浮选矿法,中州铝厂生产药剂。14套视屏装置监视皮带、圆锥矿碎机。控制系统为ABB公司controllogic5000。

原料制备:24套视屏装置监视4台格子磨等,2套模糊控制东大设计院开发(软件复杂),2套模糊控制计控室开发,设计的磨机负荷及矿浆密度参与控制,因引进芬兰的矿浆粒度分析仪不好用(易堵取样管),所以没实现完全模糊控制,计控室以后将改进并进一步优化控制。

单管溶出:4个预脱硅槽、2个预脱硅加热槽、3台隔膜泵、9个溶出器、10个自蒸发器、13个加热器。蒸汽从1、2级溶出器底部进入加热,3到9级溶出器利用余热加热,溶出器无搅拌机,溶出器内基本无结巴。13级碱液加热,后3级有结巴。检测控制少。调节阀用上海梁光厂(定位器为韩国YTC),蒸汽用气动调节阀,其他用电动调节阀,电动调节阀有时关不严及阀垫子易泄漏。用放射源料位计测自蒸发器料位。

沉降洗涤:沉降槽中自动加中州铝厂生产的絮凝剂,测沉降槽中的泥层厚度用澳大利亚产界面仪(放射源测量,有时不准),底流液用密度计测密度(基本准确),部分阀门有泄漏。计控室以后将改进并进一步优化控制。

分解系统;11套视屏装置监视现场设备,FLENDER立式过滤电机,ABB变频器,FISHER调节阀,KROHNE电磁流量计,E+H密度计。

蒸发系统:调节阀用FISHER公司产品,原液进口、1效、2效、3闪母液出口流量用调节阀,2-5效用变频泵控制液位,电导仪为ROSEMONT公司产,液位计用EJA差压变送器。

焙烧炉:使用煤气作燃料,控制较先进,燃烧站为德国JASPER公司产,检漏阀有时关不严,阀门有腐蚀,压力测量仪表堵塞(需检修清理),烧嘴有时结巴(需检修清理),影响点火。AH仓料位检测用压力传感器,AH皮带称用SHENCK公司产品。用阿牛巴流量计测煤气流量,需检修清理。

中州铝厂:特种氧化铝生产线(第三氧化铝厂)

中州铝厂根据市场需求开发、生产了高白、细白、干白三大系列十多种特种氧化铝产品,促进了企业的多元化发展。控制系统采用3套浙大中控的JX-300集散控制系统,工厂实行全自动化控制,3套系统通过主干网连网,部分参数网上共享,调度中心网可随时监视生产情况。

平果铝厂:纯拜耳法生产线

设计规模为年产65万吨精矿、30万吨氧化铝、10万吨电解铝,2003年形成年产85万吨氧化铝的生产规模。引进多个工业发达国家的先进技术和设备,同时拥有我国铝工业的最新科研成果,除矿石及原料堆场、部分输送没实现控制外,在高压溶出、分解、沉降、过滤、叶滤、蒸发和焙烧工段均采用美国FOXBORO公司的I/A集散控制系统,实现了工序的自动控制,每一台操作员站上都可以看到整个氧化铝流程中的工艺参数,受操作权限的限制,操作员只能进行本岗位的操作,对于其它岗位只能观察,并在整个氧化铝生产流程中实现了联网,各控制系统都与分公司OA系统相连接。

原料车间:矿石、燃料的堆取及部分输送和矿石均化为人工操作。立式石灰炉:石灰石和焦碳(或煤)皮带称配料(PLC控制、余姚产1台、托利多产1台)、炉体控制(1个炉顶温度、1个炉顶压力、4个预热带温度、4个煅烧带温度、4个冷却带温度、1个排灰温度、1个风机风压力、1个风机风流量,风机电机变频控制,出灰流量由调节阀控制;1期为工控机控制(AB公司PLC),2期为计算机系统控制(I/A系统)。3)化灰机用变频控制调节流量。4)料浆制备:有4组磨(每组1台棒磨机、1台球磨机),控制检测有10台山东潍坊皮带称配料、母液流量计2台(FOXBORO公司产)、2台污水槽用雷达液位计(VEGA产)、6台温度巡检仪(棒及球磨机主电机、轴承、传动系统)、16台润滑油压力表、16个温度测点、16个进出料侧高低压压力继电器等,每组磨控制用1套三菱PLC。通过皮带称下料(石灰石和焦碳或煤)及风机风流量主要控制石灰炉煅烧带温度及冷却带温度,1期炉控制计划改为计算机系统控制(I/A系统),出灰电动阀改为气动阀。因焦碳价高,现主要用煤做燃料,部分检测的炉温较规定的高2℃及有小波动。料浆制备基本实现自动控制,没实现磨机负荷、料浆成分分析控制。

溶出车间:无预脱硅工序,主要检测控制有:稀释槽及后槽、溶出前槽、热水槽用5台雷达料位计;新蒸汽及二次蒸汽5台质量流量计(ROSEMONT公司);冷却水用1台差压变送器,20台差压变送器(E+H公司)用于测量分离器、闪蒸槽、冷凝水罐、污水槽的液位;34台压力变送器(FOXBORO公司)用于测量压煮器、脉冲缓冲器、闪蒸槽、蒸汽管道的压力;60台压力表(econosto公司和上仪四厂)用于测量隔膜泵、压煮器、闪蒸槽、冷凝水罐、稀释槽的压力;2台出口冷凝水电导仪(ROSEMONT公司);进脉冲缓冲器及进溶出后槽矿浆3台密度计用Cs137源,脉冲缓冲器6台料位开关用Co60源,第1到11级闪蒸槽料位为Cs137源,第12闪蒸槽料位为Co60源,放射仪表用德国BERTHOLD公司产品;46支铂电阻(上仪十七厂)用于测量压煮器顶及冷凝水、单管冷凝水、二次蒸汽。控制阀有:10台气动碟阀调节阀用于新蒸汽及二次蒸汽流量控制,蒸汽及冷凝水压力和流量控制;12台气动偏心旋转调节阀用于进溶出溶液流量、溶出前槽的液位、闪蒸槽液位、冷凝水罐液位、从赤泥洗液流量、单管冷凝水流量、合格及不合格水槽液位,4台电磁开关阀用于进或出脉冲缓冲器的压缩空气流量。稀释槽液位用变频泵控制,上述控制阀为上仪七厂产。用I/A控制系统。RP分析系统为实验阶段。

沉降车间:沉浆槽1组为5个,4个投用1个备用,4台卧式过滤机,4台立式过滤机,主要检测控制有:10支热电阻(川仪十七厂)用于测沉浆槽、粗液槽、**槽和热水槽温度,10台雷达料位计(天津天威公司)用于测沉浆槽、粗液槽、**槽、石灰乳槽、苛化槽和热水槽料位,14台电磁流量计(FOXBORO公司)用于测赤泥浆液、粗液、碱性溶液和热水流量,8块压力表(上仪四厂)用于测赤泥浆液、粗液、碱性溶液压力,5台气动碟阀(上仪七厂)用于控制过滤粗液、碱性溶液和热水流量,5台扭矩变送器用于测耙机扭矩,液位控制用变频泵控制。

分解车间:每组分解工序16支热电阻用于测分解槽分解液、热交换器循环水和浆液管出口温度,10台电磁流量计(FOXBORO公司)用于测**、母液、循环水、空压机和真空泵轴封水流量,8台电动调节阀(上仪七厂)控制循环水、蒸汽流量,10台雷达料位计用于测精种槽、母液槽、溢流槽、碱液槽、热水槽和污水槽,1台密度计(Cs137源)测旋流器出口料浆密度,液位、流量控制用变频泵控制。分解系统的控制一般为单回路控制,没将分级的槽控制之间形成联锁控制。

蒸发车间:16台差压变送器用于测1到6效、强制效蒸发器、冷凝水罐、闪蒸器液位,4台雷达料位计用于原液槽、合格水槽和污水槽液位,4台气动调节阀用于新蒸汽、1效料浆、2效料浆、6效料浆控制流量,2到6效、强制效蒸发器、原液槽、合格水槽和污水槽液位用变频泵控制,16支热电阻用于测1到6效、强制效蒸发器、冷凝水罐、闪蒸器及蒸汽温度,8台电磁流量计用于测蒸汽、蒸发器的原液和母液、冷凝水流量,2台电导仪用于测冷凝水电导率,3台密度计(Cs137源)测原液、1效出口和强制效出口溶液密度。蒸发系统的控制比较高,强制效蒸发器的出料密度测量不好用,准备拆除此密度计。

焙烧车间:16台压力变送器用于测P01、P02、P03、C01、C02、C03、C04、K01、K02、T11、T12、V19、煤气总管、真空泵、过滤的空气、热水泵、滤液泵、浆液泵、高压水泵、污水泵、新蒸汽的压力,6台差压变送器用于测A02、P04的流量,2台阿牛巴流量计用于测煤气流量,8台涡街流量计用于测K01、K02、过滤的压缩空气、新蒸汽的流量,8台电磁流量计用于测K01、K02冷却水、过滤的热水槽新水、氢氧化铝料浆泵出口流量,1台氢氧化铝皮带称(德国SHENCK公司)、1台氧气分析仪(ROSEMOUNT公司)、1台CO分析仪(SATEKNIKAS公司),11支热电偶测温,20支热电阻测温,4台气动调节阀控制过滤的新水和蒸汽,5台雷达液位计用于测母液槽、弱滤液槽、氢氧化铝浆液槽、污水槽液位,主风机电机、过滤的热水槽泵、氢氧化铝料浆泵、真空泵用变频控制。

山西铝厂:140万吨混联法生产线

一分厂(烧结法、拜耳法原料制备):破碎、堆厂、翻车机、原燃料输送(一车间),化碱、原料磨、饲料机(二车间),卷扬、石灰炉(石灰炉车间),脱硅、压缩机;

二分厂(烧结法生产线):煤磨、喂料、烧成、冷却、收尘(三车间),中碎、分离、板式机(四车间),脱硅、串联泵、叶滤机(五车间);洗涤槽、压缩机(洗涤车间);回水、接力泵、放料泵(赤泥车间);

三分厂(拜尔法生产线):老蒸发Ⅰ组Ⅱ组(七车间);四蒸发、原液槽、调配、五蒸发(蒸发车间);仪表空压站、荷兰泵、脱硅、Ⅰ系列Ⅱ系列(八车间)、沉降、絮凝剂、过滤、叶滤;

四分厂(烧结法、拜耳法):种子分解、立盘过滤、袋滤机(种分车间),1#焙烧炉、仪表空压站、平盘过滤机(焙烧一车间),2#3#焙烧炉、平盘过滤机、浓相输送(焙烧二车间),种分过滤、**降温、碳分、砂状碳分(六车间);

DCS的应用基本上集中在拜尔法生产部分。烧结法生产部分和其它工序中,目前从过程检测到自动控制的整体水平仍很低,少数工序中检测技术比较成熟,而洗涤、老蒸发等工序由于结疤等问题检测手段与自动化水平均很低;拜耳法生产部分尽管整体上比烧结法高,但在第四蒸发、碱液调配等环节仍存在自动化的空白。整体上看目前基本实现了车间、工序级的自动控制并能正常运行的工序有:空压站、蒸发、分解和碳分、种分、氢氧化铝焙烧;3#熟料窑、高压溶出、两组五蒸发、原料磨采用Foxboro公司的I/A 系统;**制备(φ42m沉降、过滤、叶滤)采用Emerson公司的DeltaV系统;种分、碳分、袋滤机、焙烧炉采用Honeywell公司的TPS与PKS系统。在建的系统有:6#石灰炉系统、全厂调度网络系统等。

山西铝厂:扩建80万吨氧化铝厂拜尔法线

一车间:原燃料卸车及堆场、石灰烧制、石灰乳制备、第一分析站;

二车间:原矿浆磨制、预脱硅、溶出、酸洗系统;

三车间:赤泥沉降分离洗涤、赤泥输送、赤泥、灰渣堆场、叶滤;

四车间:种子分解、种子过滤及**降温、种母精滤、母液蒸发、第二分析站;

五车间:氢氧化铝过滤、氢氧化铝焙烧、氧化铝储运。

2005年建成。以原料磨、蒸发、高压溶出、种子分解、焙烧为核心的五大部分流程全部采用Foxboro公司的I/A 系统。原料输送、石灰窑、氧化铝储运采用AB公司的PLC小系统。石灰窑和焙烧炉燃烧站采用SIEMENS公司S7-300 PLC系统,并分别以PROFIBUS-DP和MODBUS通讯接口方式直接接入DCS。

郑州铝厂:联合法

郑州铝厂氧化铝生产为拜尔法和烧结法生产工艺生产,控制设备种类较多,检控点12000多个,控制系统为美国Honeywell公司产品:TDC-3000、PKS、PLANTSCAPE SCADA系统,用PLC有三菱、ABB、Honeywell、SIEMENS公司产品。具有分公司、分厂、车间控制室三级网络,通过现场的PLC、DCS、PC、重点岗位、各级调度等互相连接。

计量仪表:皮带称:南京华普、申克、托利多公司,效果较好;汽车、火车衡器:托利多公司;焙烧炉天然气:上海横河涡街流量计;水、料浆:上海横河及E+H电磁流量计;风、蒸汽:上海横河涡街流量计、孔板流量计。

原燃料堆场和料浆制备的检测和控制一般,压力和温度仪表故障多一些。

管道化溶出:矿浆和料浆用密度计测量较好。沉降洗涤及分解的检测和控制一般,料位及流量仪表故障多一些。

蒸发系统:调节阀用上海梁光厂(定位器为韩国YTC),原液进口、1效、2效、3闪母液出口流量用调节阀,2-5效用变频泵控制液位,电导仪为ROSEMONT公司产,液位计用EJA差压变送器。

焙烧炉:使用天然气作燃料,控制较先进,燃烧站为oilon公司产,检漏阀有时关不严,影响点火。AH仓料位检测用压力传感器,AH皮带称用SHENCK公司产品。一氧化碳和氧气分析仪取样部分易堵,清理频繁。

鲁能晋北铝业:Ⅰ期拜尔法

规划首先建成拜耳法生产线,再增加浮选法选矿,最后建设烧结法,形成串联法生产。全厂原矿浆磨制(棒、球二段磨)、压煮溶出、拜耳法赤泥(含絮凝剂制备、赤泥外排)、种子分解(含**降温、种子过滤)、母液蒸发、氢氧化铝过滤及焙烧六大DCS系统采用SIMENS公司PCS7系统,原料堆厂、空压站、石灰消化、石灰破碎、氧化铝储运、全厂循环水、水厂7套SIMENS PLC分别就近接入各DCS。全厂所有马达控制单元、变频器、部分电磁阀以PROFIBUS-DP通讯接口方式直接接入DCS。规划全厂设一个中央操作控制室和若干个区域操作控制室,由中央操作控制室与区域操作控制室联网,带动60多个子系统,把指令传达给各区域操作控制室,指导和控制生产的全过程。

三门峡开曼铝业:拜耳法

全厂原矿浆磨制、压煮溶出、种子分解、母液蒸发、氢氧化铝过滤及焙烧五大DCS系统采用Rockwell公司ControlLogix系统,系统单一,连网方便,但过程仪表特别是部分变送器、执行器等问题较多。

国内氧化铝生产企业过程控制应用起步较晚,直至八十年代自动检测和自动控制设备才开始在我国氧化铝生产中逐渐采用。特别是烧结法工序许多都具有高温、高压、易结巴、易磨损、易堵塞等环境,部分工序具有多变量、强藕合、强非线性、难检测的特点,测控仪表水平亟待提高。应逐步采用先进的检测、分析设备和控制管理系统,采用生产目标的过程优化设定技术、智能建模技术、故障诊断与预备技术、生产过程信息集成技术等,达到优化生产控制管理。山东铝厂和郑州铝厂近年与有关单位合作,在原料磨制及配料过程中采用中子活化分析技术,进行生料浆组份的在线分析,取得了较好的应用效果。山西铝厂在蒸发母液环节引进匈牙利FL系列铝酸钠溶液在线分析仪获得成功。一些非接触式的一次检测仪表如红外测温仪、放射性密度计等在国内各大氧化铝厂也获得了较广泛的应用。贵铝、郑铝、焦作未来等企业应用郑州某公司利用吹气法检测原理开发的泥层检测器,在线测量沉降、洗涤自动控制的关键参数—底流密度及各个层的密度、高度,效果良好。近年来,随着计算机网络技术的迅猛发展,国内部分氧化铝厂也加快了全厂网络设施的建设步伐,提高了生产过程的自动化水平和管理效率,取得了较好的经济效益。

油气资源评价总体思路及一般程序

油气资源评价贯穿于油气勘探全过程,即不管是勘探程度很高的地区,还是勘探程度很低的地区,不管勘探对象是小 ( 比如一个小断块圈闭) 是大 ( 比如一个盆地乃至全球) ,其勘探工作中都必须把油气资源评价工作放在第一位。对于新区,是为了尽可能回避高风险目标,提高勘探成功率和效益,做到有目的、有计划地开辟新的勘探领域,建设和培育后备接替基地; 对于老区,则是尽可能减少勘探开发工作量的浪费,降低成本,提高整体效益。

油气资源评价总体思路不是固定不变或简单划一的,也不存在处处实用的一般工作程序。评价工作的组织者不同,评价的目的和要求就不同; 评价工作实施者经验不同,风格不同,所采取的思路、方法技术也就有所不同; 评价工作针对不同的对象,应采取不同的思路和程序。

通常情况下,油气资源评价的组织者可分为三类,一是国际组织,二是国家 ( 往往某一主管部门代为组织) ,三是石油公司及其下属单位。与之相对应,油气资源评价也就分出国际、国家和石油公司三个层面。

对于国际层面的油气资源评价,主要是通过有关会议组织有关专家进行全球油气资源评价与论证; 也可由某一国际组织不定期地开展油气资源评价工作,如 CCOP 于 1987 年—1991 年开展的 “东亚沉积盆地分析”项目,即组织中国等 8 个成员国对东亚陆地及近海地区主要沉积盆地的油气资源进行了评价; 也可由某一非国际机构或有关专家开展油气资源评价工作,如美国地质调查局 ( USGS) 2000 年公布了其对全球油气资源评价的结果,前苏联专家古勃金 ( 1937) 对世界油气资源评价进行了粗略估算。总体上讲,国际层面的油气资源评价已由原来的成因法 ( 以盆地或凹陷为单元) 向总含油气系统法 ( 以含油气系统为单元) 深化,评价精度和结果可靠性有所提高,但无论采用什么方法,其评价的结果均主要反映在当时认识程度下全球资源总量、分布规律及未探明油气资源潜力,为国际、地区和国家能源结构调整、能源政策的制定和充分利用国际资源提供依据和方向。

对于国家层面的油气资源评价,一般是由某一代表国家利益并行使油气资源管理权的机构组织人员实施。如 1992 ~1994 年由当时的石油天然气总公司和海洋石油总公司组织24 个单位数百名专家开展了第二次全国油气资源评价工作。国家层面的油气资源评价,其目的是准确掌握国家油气资源状况,特别是剩余油气资源分布及品质、勘探开发技术可行性,为制定国家能源政策,促进国家油气资源的有效管理和利用,促进国家工业布局优化和国民经济可持续发展,保障国家安全提供保证,为国家制定长远规划提供依据。

对于石油公司层面的油气资源评价,一般是由公司内部专门机构实施,也可聘请外部咨询机构和有关专家实施。总体上讲,石油公司是以盈利为目的,所以其油气资源评价一般规模不大,主要是针对自己拥有矿权的区块和将要争取矿权的区块,从资源总量、资源分布状况、资源品质、技术经济可行性、效益等方面进行全面的系统的分析与评价优选目标和方案。

上述表明,国际层面和国家层面油气资源评价比较相近,均以弄清油气资源总量分布规律、剩余非探明资源状况和勘探技术可行性为主要目的。而石油公司层面油气资源评价则不同,其主要的目的不仅是确定油气资源状况和勘探技术可行性,而且特别关注油气资源的品质、勘探开发成本及经济可行性、分析经济效益,优选方案等。相应地,油气资源评价的总体思路及工作程序也有所不同。

( 一) 国家和国际层面

国家和国际层面油气资源评价的范围广阔,对象复杂,又往往是大兵团作战,因此其总体思路是以盆地为基本评价单元,在先进的大地构造理论和油气地质理论指导下,开展区域地质背景研究和盆地类型划分与对比,编制相关基础图件,用统一的原则和方法进行资源评价和资源汇总 ( 图 9 -1) 。

其主导思想: 一是 “动态跟踪”,即每次油气资源评价,不管其方法多么先进,均不可完全准确地预测油气资源量和其分布,达不到一劳永逸的效果,更何况油气资源概念本身就是一个可随时变化的概念,人类对成藏模式、成藏条件的认识也是逐渐变化,逐渐逼近真理的,所以每隔一段时期,由于成盆、成烃、成藏理论的更新,各地区勘探开发程度和研究程度加深,新成果、新认识的不断出现,故要求进行新一轮油气资源评价,以紧跟勘探开发形势和人类的认识水平。二是 “抓大放小”,在全国乃至全球的资源评价中,理论上所有盆地都应评价,但实践上办不到,也没有必要。勘探实践,少数富油大盆地的油气资源在全国乃至全球油气资源中所占比例很大。因此,评价中只要抓住这些富油的大盆地,适当兼顾中型盆地,就能基本上弄清全国乃至全球的资源总量和分布状况,而对占多数的小盆地没有必要进行评价,至少没有必要投入大量人力物力进行精细评价。三是“求同存异”,就是要在评价中,建立统一的评价原则,选择统一的技术方法,确定统一的参数取值原则,以利于结果的进一步汇总和开展对比分析。对于盆地间成藏模式之差异性等,尽可能化小或忽略。

图 9 -1 国家和国际层面油气资源评价流程略图

在这个层面的油气资源评价中,通常的工作程序是:

第一步: 组建评价专家班子。

第二步: 讨论确定评价的目的、要求和结果的用途。如评价目的是预测中期 ( 5 ~10年) ,还是长期 ( 10 年以上) 油气资源勘探开发潜力; 评价对象仅为常规油气资源,还是包括了非常规油气资源; 评价范围是全球还是某一特定区域; 要求的精度是高是低; 结果是用于建立油气资源信息库,还是用于制定能源政策或能源发展规划。

第三步: 明确指导思想,制定实施计划。

第四步: 召开学术讨论会,组织相应技术培训班,规范术语,统一评价原则、评价方法及参数选取方法。

第五步: 资料收集整理,编制基础图表。

第六步: 开展盆地分析和含油气系统分析。

第七步: 选取参数,进行各盆地油气资源评价。

第八步: 进行质量控制,对各盆地评价过程和结果进行分析,改进参数选取方法,提高结果可靠性和可比性。

第九步: 汇总,并进行可靠性分析,进行与上次油气资源评价结果的对比分析。

( 二) 石油公司层面

石油公司层面油气资源评价的范围局限,目标明确,评价的目的多种多样。但总体看,评价的精度较高,结果的可靠性要求较高,而且评价中基本上都要进行经济可行性分析和决策分析。

评价的总体思路是以勘探层 ( Play,也称区带,下同) 和勘探目标为基本评价单元,在含油气盆地和含油气系统分析基础上,应用先进成藏理论为指导,先进的技术 ( 甚至包括油藏描述、储层建模及可视化技术) 为工具,对典型油气藏进行深入细致的解剖,建立成藏模式并进而建立评价模型,从含油气性 ( 地质风险) 和资源量、资源品质诸方面开展资源评价,进而开展勘探开发技术可行性分析和经济效益分析,进行决策分析,筛选有利目标和方案,提出勘探部署建议,该评价结果和建议在经勘探实践检验,并将勘探结果等信息反馈给评价人员,以便及时对评价工作进行修正,改进评价模型,使评价结果逐渐逼近客观实际 ( 图 9 -2) 。

图 9 -2 石油公司层面油气资源评价流程略图

其主导思想: 一是 “具体问题具体分析”,即认为不同勘探层、勘探目标所处地质背景、演化史不同,其本身的地层和构造的特点不同,成藏条件和成藏模式、主控因素也不同,相应的评价侧重点、评价模型也应不同,因此要在解剖典型油气藏、总结成藏模式和成藏条件基础上建立具体的评价模型,以确保评价结果的可靠性和精度。二是 “量力而行”,并非所有油气资源现在都能拿出来,我们应从油气资源在地下所处条件、公司现有地震、钻井、固井、测井、测试、储层改造与保护、采油、储运等技术两个方面分析油气资源勘探开发的技术可行性,筛选可行的勘探层和勘探目标以进行下一步评价。三是“斤斤计较”,即要从风险、勘探开发投入与产出、融资渠道、油气市场走向和价格波动趋势等诸多因素分析经济效益,筛选有利可图的勘探层、勘探目标及其相应的部署方案,尽可能使勘探开始回避风险,获得效益。

基于各石油公司在油气资源评价方面的概念、目的、思路、技术方法和指标等不同,因而它们在评价的程序方面也千差万别,故很难总结其通用的工作程序。

油气资源评价的实质就是科学地、定量地、系统地开展油气地质综合研究和勘探可行性、效益分析,因此应贯穿于油气勘探全过程。即不管是勘探程度很高的地区,还是勘探程度很低的地区,不管勘探对象是小(例如一个小断块圈闭)还是大(例如一个盆地乃至全球),其勘探工作中都必须把油气资源评价工作放在第一位,对勘探目标甚至井位进行分析和排队,优选目标和井位进行勘探,对于新区,是为了尽可能规避高风险目标,提高勘探成功率和效益,做到有目的地有计划地开辟新的勘探领域,建设和培育后备接替基地。对于老区,则是尽可能减少勘探开发工作量的浪费,降低成本,提高整体效益。

严格地讲,油气资源评价总体思路并非固定不变,不能简单划一,也不存在处处实用的一般工作程序。由于评价工作的组织者不同,评价的目的和要求就不同;由于评价工作实施者经验不同,风格不同,所采取的思路、方法技术也就有所不同;当然,针对不同的对象,也应采取不同的思路和程序。

概略来说,油气资源评价的组织者可分为三类,一是国际组织,二是国家(往往以资源行政主管部门负责,如我国原地质矿产部就组织了第一轮全国油气资源评价工作和多次较大规模的油气资源评价工作),三是石油公司及其下属单位。相应地,油气资源评价也就分出国际、国家和石油公司三个层面。

对于国际层面的油气资源评价,主要是通过有关会议(如国际地质大会、国际石油大会、AAPG年会等)组织有关专家进行全球油气资源评价与论证;也可由某一国际组织不定期地开展油气资源评价工作,如CCOP于1987~1991年开展的“东亚沉积盆地分析”项目,即组织中国等8个成员国对东亚陆地及近海地区主要沉积盆地的油气资源进行了评价;也可由某一非国际机构或有关专家开展油气资源评价工作,如美国地质调查局(USGS)2000年公布了其对全球油气资源评价的结果,前苏联专家古勃金(1937)对世界油气资源评价进行了粗略估算。总体上讲,国际层面的油气资源评价已由原来的成因法(以盆地或凹陷为单元)向总含油气系统法(以含油气系统为单元)深化,评价精度和结果可靠性有所提高,但不管什么方法,其评价的结果主要反映在当时认识程度下全球资源总量、分布规律及未探明油气资源潜力,为国际、地区和国家能源结构调整、能源政策的制定和充分利用国际资源提供依据和方向。

对于国家层面的油气资源评价,一般是由某一代表国家利益并行使油气资源管理权的机构组织人员实施。国外具有代表性的实例有:1960~1966年苏联政府组织约7000名专家对全苏联所有沉积矿产资源进行了评价,其中包括油气资源的系统评价;1962~1972年美国政府组织100多名专家对全美国油气资源进行了系统评价。国内具有代表性的实例有:1982~1986年当时的地质矿产部组织数百名专家开展了“我国主要含油气盆地油气资源预测与评价”项目(即地质矿产部所谓的第一轮全国油气资源评价),1992~1994年当时的石油天然气总公司和海洋石油总公司组织24个单位数百名专家开展了第二次全国油气资源评价工作。国家层面的油气资源评价,其目的是准确掌握国家油气资源状况,特别是剩余油气资源分布及品质、勘探开发技术可行性,为制定国家能源政策,促进国家油气资源的有效管理和利用,促进国家工业布局优化和国民经济可持续发展,保障国家安全提供保证,为国家制定长远规划提供依据。

对于石油公司层面的油气资源评价,一般是由公司内部专门机构实施,也可聘请外部咨询机构和有关专家实施。总体上讲,石油公司是以盈利为目的,所以其油气资源评价一般规模不大,主要是针对自己拥有矿权的区块和意欲争取矿权的区块,从资源总量、资源分布状况、资源品质、技术经济可行性、效益等方面进行全面的系统的分析与评价,优选目标和方案。

由上述可知,国际层面和国家层面油气资源评价比较相近,均以弄清油气资源总量、分布规律、剩余非探明资源状况和勘探技术可行性为主要目的。而石油公司层面油气资源评价则不同,其主要的目的不仅是确定油气资源分布状况和勘探技术可行性,而且特别关注油气资源的品质、勘探开发成本及经济可行性、分析经济效益、优选方案等。相应地,油气资源评价的总体思路及工作程序也有所不同。

2.4.1 国家和国际层面油气资源评价总体思路及工作程序

国家和国际层面油气资源评价的范围广阔,对象复杂,又往往是大兵团作战,因此其总体思路应是:以盆地为基本评价单元,在先进的大地构造理论和油气地质理论指导下,开展区域地质背景研究和盆地类型划分与对比,编制相关基础图件,用统一的原则和方法进行资源评价和资源汇总。上述总体思路可用图2-1示意。其中的主导思想是:①“动态跟踪”,即每次油气资源评价,不管其方法多么先进,均不可完全准确地预测油气资源量和其分布,达不到一劳永逸的效果,更何况油气资源概念本身就是一个可随时变化的概念,人类对成藏模式、成藏条件的认识也是逐渐变化、逐渐逼近真理的,所以每隔一段时期,由于成盆、成烃、成藏理论的更新,各地区勘探开发程度和研究程度加深,新成果、新认识不断出现,故要求进行新一轮油气资源评价,以紧跟勘探开发形势和人类的认识水平。②“抓大放小”,在全国乃至全球的资源评价中,理论上所有盆地都应评价,但实际上办不到,也没有必要。勘探实践证明,少数富油大盆地的油气资源在全国乃至全球油气资源中所占比例很大。因此,评价中只要抓住这些富油的大盆地,适当兼顾中型盆地,就能基本上弄清全国乃至全球的资源总量和分布状况,而对占多数的小盆地没有必要进行评价,至少没有必要投入大量人力物力进行精细评价。③“求同存异”,就是要在评价中,建立统一的评价原则,选择统一的技术方法,确定统一的参数取值原则,以利于结果的进一步汇总和开展对比分析。对于盆地间成藏模式之差异性等,尽可能化小或忽略。

图2-1 国家和国际层面油气资源评价总体思路

在这个层面的油气资源评价中,通常的工作程序是:

(1)组建评价专家班子。

(2)讨论确定评价的目的、要求和结果的用途。如评价目的是预测中期(5~10年),还是长期(10年以上)油气资源勘探开发潜力;评价对象仅为常规油气资源,还是包括了非常规油气资源;评价范围是全球还是某一特定区域;要求的精度是高是低;结果是用于建立油气资源信息库,还是用于制定能源政策或能源发展规划。

(3)明确指导思想,制定实施计划。

(4)召开学术讨论会,组织相应技术培训班,规范术语,统一评价原则、评价方法及参数选取方法。

(5)资料收集整理,编制基础图表。

(6)开展盆地分析和含油气系统分析。

(7)选取参数,进行各盆地油气资源评价。

(8)进行质量控制,对各盆地评价过程和结果进行分析,改进参数选取方法,提高结果可靠性和可比性。

(9)汇总,并进行可靠性分析,进行与上次油气资源评价结果的对比分析。

2.4.2 石油公司层面油气资源评价总体思路及工作程序

石油公司层面油气资源评价的范围局限,目标明确,评价的目的多种多样。但总体看,评价的精度较高,结果的可靠性要求较高,而且评价中基本上都要进行经济可行性分析和决策分析。因此,其评价的总体思路是:以勘探层(Play,也称区带,下同)和勘探目标为基本评价单元,在含油气盆地和含油气系统分析基础上,应用先进成藏理论为指导,以先进的技术(甚至包括油藏描述、储层建模及可视化技术)为工具,对典型油气藏进行深入细致的解剖,建立成藏模式并进而建立评价模型,从含油气性(地质风险)和资源量、资源品质诸方面开展资源评价,进而开展勘探开发技术可行性分析和经济效益分析,进行决策分析,筛选有利目标和方案,提出勘探部署建议,该评价结果和建议经勘探实践检验,并将勘探结果等信息反馈给评价人员,以便及时对评价工作进行修正,改进评价模型,使评价结果逐渐逼近客观实际。此总体思路可由图2-2示意。其中的一些主导思想可以解释为:一是“具体问题具体分析”,即认为不同勘探层、勘探目标所处地质背景、演化史不同,其本身的地层和构造的特点不同,成藏条件和成藏模式、主控因素也不同,相应的评价侧重点、评价模型也应不同,因此要在解剖典型油气藏、总结成藏模式和成藏条件基础上建立具体的评价模型,以确保评价结果的可靠性和精度。二是“量力而行”,并非所有的油气资源现在都能拿出来,我们应从油气资源在地下所处条件、公司现有地震、钻井、固井、测井、测试、储层改造与保护、采油、储运等技术两个方面分析油气资源勘探开发的技术可行性,筛选可行的勘探层和勘探目标以进行下一步评价。三是“斤斤计较”,即要从风险、勘探开发投入与产出、融资渠道、油气市场走向和价格波动趋势等诸多因素分析经济效益,筛选有利可图的勘探层、勘探目标及其相应的部署方案,尽可能使勘探开发规避风险,获得效益。

图2-2 石油公司层面油气资源评价总体思路

由于各石油公司在油气资源评价方面的概念、目的、思路、技术方法和指标等有所不同,故它们在评价的程序方面也千差万别,很难总结出其通用的工作程序。故而本书也不对此妄加总结。