预测石油价格未来趋势_石油价格预测精度分析报告

1.中国石化石油勘探开发研究院的核心技术

2.松辽盆地

3.国际石油市场风险度量及其溢出效应检验方法

4.非常规油气勘探开发关键技术

5.供求平衡发展趋势特点

6.孙吴－嘉荫盆地石油地质特征

7.十大石油科学技术有哪些？

8.西南石油大学的学术研究

油藏工程研究是一项系统工程，在油藏地质特征认识的基础上研究确定油田开发方针、原则、层系划分、开方式、天然能量利用、注水方式、注水时机、压力保持水平、开发井井距、合理油速度、投产次序、实施要求、生产指标预测等一系列问题，最终确定油田总体开发方案。

由于油田实际情况十分复杂，而海上油田又受到诸多条件限制，在油田方案编制过程中对于那些不确定因素，主要用全体油藏模型或模型的敏感性分析予以解决。随着油田投产后静态及动态资料增加，还需要修改原有的地质模型，通过全体油藏模型数值模拟研究加深对地质模型的新认识，并在油田生产历史拟合基础上进行生产预测。

因此，油藏数值模拟技术是油藏工程研究、油田动态分析中的一项十分重要的手段。

中国海油的油藏数值模拟研究起步于20世纪80年代初。为了尽快缩短这项技术与国际先进水平的差距，当时从美国岩心公司引进3套大型油藏模拟软件（黑油模型软件、组分模型软件、裂缝模型软件），购置了计算机设备，用于埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、涠洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代后期，利用世界银行和中国海油出资从美国SSI公司引进compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型软件，并装备了VAX8650型计算机，用于锦州20-2凝析气田总体开发方案及射孔方案的编制、渤中28-1油田生产历史拟合、流花11-1油田、绥中36-1油田试验区、锦州9-3油田方案编制。

必须指出的是，由于不同时期应用的模拟软件及计算机设备的差别，研究成果的精度有较大的差别。

就以模型网格设计来看，它要求与油藏地质模式、油藏类型相符合，又必须与所使用的计算机运算能力相适应。以埕北油田为例，在80年代初编制A、B平台射孔方案时，由于计算机内存较小、运算速度较慢，因此模拟网格设置较粗。该油田面积虽不大，但水体即为油藏含油面积的100多倍，而且已钻完54口开发井，油层分为上、下互相连通的5个不同渗透性小层，受计算机能力的限制，在设置全体油藏模型网格时不得不将纵向上5个层合并为2层，用的网格数仅为1344个。同是这个油田，90年代初在研究油田注水可行性、生产预测时在纵向上就用了5个层，全体油藏模型的网格数为4485个，使节点数增加了3倍，为较高精度油藏数值模拟创造了条件。

90年代中后期，又从SSI公司引进WORKBENCH、从GeoQuest公司引进Eclipse模型软件。通过每年支付一定数额维护费方式从软件公司及时获得最新软件版本，保证模拟软件的先进性。在充分利用取得的三维地震资料、岩心描述和测井数据，通过对油藏精细描述，弄清了油田储集层分布及变化、孔隙结构、油水分布规律，建立了油田地质模型、油藏模型这样一个完整的模拟体系。这项技术应用于绥中36-1油田试验区可储量标定、秦皇岛32-6油田开发方案编制、流花11-1油田动态分析中。例如在绥中36-1油田试验区可储量标定时，用Eclipse模型软件，按照试验区实际情况建立油藏模型网格节点就多达28244个，秦皇岛32-6油田总体开发方案编制时所用模型网格节点数高达188160个，流花11-1油田在动态历史拟合及生产预测时用Eclipse模型软件，使预测结果更加接近油田的实际生产指标。

总之，应用最新油藏数值模拟软件以及计算机功能的增强，为高精度油藏数值模拟创造了必要条件。

海上油气田的开发实践充分表明，油藏数值模拟技术不仅在油气田评价和总体开发方案编制阶段是必不可少的，而且在方案实施进程中、开过程中的动态分析、调整措施确定、注水方案制定、生产前景预测以及可储量研究中也十分重要。

一、编制油田开发方案和射孔方案

（一）建立与地质模式相适应的油藏模型

埕北油田是我国在海上第一个与外国石油公司合作开发的油田。该油田位于渤海湾西部海域，于12年由中方发现，探明石油地质储量2084×104t，是一个具有气顶和边水的构造

层状油藏。17年底至1981年10月，油田经过历时4年的试，查明了油田驱动类型、边水能量及油气水性质等，为编制油田开发方案积累了重要数据。

1980年5月与日中石油开发株式会社签订合作开发埕北油田的合同，中、日双方合作进行以油田地质、油藏数值模拟为主要内容的综合研究。油藏数值模拟研究包括下列内容：①模型建立；②油藏模型建成后，输入各种网格参数和油水、油气界面数据，模型自动计算地质储量；③模拟限制条件和不确定因素敏感性分析；④油藏模拟生产历史拟合，通过全体模型模拟试阶段生产历史和生产预测；⑤利用单井径向模型进行油井底水锥进研究。

在此基础上编制油田开发方案，方案预测油田以年产47×104t稳产2年，油速度2.3%，开15年（至2000年）累积产油418.8×104t，出程度20.1%，综合含水87.5%。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平台）投产以来，在没有进行大的方案调整情况下，截至1996年油田已累积产油429×104t，出程度20.6%，综合含水81.2%，提前4年实现方案预计15年的生产指标（图9-30）。

图9-30　埕北油田方案设计与开发实施年产油量对比图

油藏模拟技术在埕北油田方案编制中的成功应用进一步表明建立一个与地质模式相适应的油藏模型是非常关键的。

（二）充分利用延长测试信息编制油田总体开发方案

流花11-1油田是由中国海油与美国阿莫科东方石油公司合作开发的一个大型生物礁油田，油田属于生物礁圈闭块状底水油藏，探明石油地质储量15378×104t，全油田探明加控制地质储量达24015×104t。

编制总体开发方案前，为确定油藏开特征和对不同工艺技术的适应性，在礁体不同部位布置1口直井（流花11-1-3井）、1口大角度斜井（流花11-1-5井）及1口水平井（流花11-1-6井），并对上述3口井分别进行了累积生产天数48天、57天及116天的测试（延长地层测试——EDST），取得较为准确丰富的资料，加深了对该油田储层特征、油藏类型、流体性质、油井产能及主要影响因素的认识，揭露了油田开发中必然出现的基本矛盾。

油藏数值模拟用comp软件，全油藏模型网格总节点数17160个。应用新建全油藏模型拟合了流花11-1-5井和流花11-1-6井的EDST历史，并用于预测全油田开发指标。最后提交的油田推荐方案也是用流花11-1-6井EDST历史拟合成果验证修改后完成的（图9-31）。

图9-31　流花11-1油田实际生产指标与总体开发方案对比

开发方案于1993年3月获主管部门批准，1994年10月开始钻井作业，1996年3月29日（首批12口井）投产，至19年底水平井总数达到24口，高峰年产油量247.52×104m3，年油速度2.54%。经过近3年的油田开发实践，加深了对大型礁灰岩块状底水油藏的认识，在此基础上应用三维地震资料解释成果修改了油藏地质模式，用Eclipse软件进行数值模拟研究，并通过动态历史拟合和生产预测，使预测结果更接近实际的开发指标（表9-1）。

表9-1　方案预测与实际产量对比表

实践表明，建立一个与油田地质相适应的油藏地质模型，充分利用评价井的EDST历史拟合成果，对编制油田总体开发方案是十分重要的。

（三）优化开发方案，提高油田开发的经济效益

锦州9-3油田是中国海油1988年在辽东湾北部海域发现的一个中等规模重油油田，石油地质储量为3080×104t,1991年11月完成了油藏评价、油藏数值模拟及总体开发方案的编制，1992年1月方案获主管部门批准。总体开发方案共设计平台3座，开发井68口，用反九点注水开发，预测15年累积油604×104m3，油田综合含水94.2%，出程度18.5%。经过多次工程概算和工程经济评价，都由于平台及开发井数过多、工程投资大、效益差，开发方案不能投入实施。

围绕锦州9-3油田能否高效开发，1992～1996年公司进行多轮滚动分析，尤其是1995年在构造高部位钻的评价井锦州9-3-8D井，进行了历时40天的延长测试，发现并证实具有较高产能的3套气层及2套油层。气层测试日产气13×104m3。新增天然气地质储量2.68× 108m3，解决了油田开发中气紧张的问题。锦州9-3-8D井的测试结果证实提高单井产能成为可能。在此基础上重新建立地质模型和油藏数值模拟计算，最终确定了第三次优化后的开发方案。总体开发方案和优化方案在编制的过程中对井网、井距、井数、油速度及产能进行了敏感性分析和详细论证，对比方案中包括了各种不确定因素和可能引起的变化。通过38个方案数值模拟研究，最终确定出推荐方案（表9-2）。优化后的推荐方案与总体开发方案比较，平台数由3个减为2个，总井数由68口减为44口，单井产能由40～60m3/d增加到60～80m3/d，累积产油量由604×104m3增加到706.9×104m3，因此大大增强了开发效果。19年11月开发井钻井工作正式启动。

表9-2　锦州9-3油田历次方案指标对比表

（四）确定油井最佳射孔位置

1．埕北油田

1985年，为配合埕北油田B平台射孔方案编制，选择通过油田内部的4条剖面进行剖面模型的数值模拟研究。找寻位于油田不同部位油井的生产动态特征、不同射孔井段与气侵和水淹之间的关系，提出适用于全油田的最佳射孔井段及合理射开程度，保证开发方案设计的单井产能，保护气顶区压力、减缓气窜、防止底水锥进和沿高渗透层突进的最佳射孔原则。

模拟工作首先通过调整地层参数拟合在剖面上的3口试井的生产动态（含水率、气油比及地层压力），然后通过4条剖面所设置的不同方案进行模拟计算。油藏剖面模型网格构成见图9-32。

图9-32　油藏剖面模型网格构成图

最终确定的最佳射孔原则为：纯油区油井油层全部射开；邻近气顶的井，油气界面以下5m；气顶区的井，油气界面以下8～10m；邻近过渡带的井，避射底部高渗透层；油水过渡带的井，油水界面以上6～7m。

埕北油田投产后以年产油量40×104t连续稳产5年，油田开14年综合含水84%，累积产油486.18×104t，出程度23.3%。事实证明数值模拟研究所确定的射孔原则是合理的。

2．锦州20-2凝析气田

锦州20-2凝析气田中高点，是由不同层位和不同岩性组合构成的具底油、底水的块状凝析气藏。为了防止或减少气井生产时底油的锥进，在编制射孔方案时应用CompⅣ模型及部分双孔、双渗单井径向模型，通过输入拟合井DST测试产量、井底压力随时间变化的资料，调整气层参数使压力随时间变化的实测值与计算值相吻合，以此来确定不同层位地层的垂直和水平渗透率以及裂缝的高度。在此基础上预测气井的生产动态和气井生产时底油、底水锥进的状况。最后确定气井最佳射孔位置。

锦州20-2凝析气田投产10年来每年以3.5×108m3左右的气量稳定向下游供气，事实表明总体开发方案和射孔方案是合理的。

二、贯穿油气田开全过程的模拟跟踪研究数值

（一）及时调整油田开发技术政策

流花11-1油田1996年3月陆续投入开，至19年底时年产油量245.39×104m3，油速度2.5%。此时油井生产动态反映的特点是有近30%的油井含水上升速度快，有46%的油井含水上升速度较快。

油田动态分析时除了应用在油田范围内重新完成的118.8km2三维地震资料及高分辨率处理、解释成果外，结合流花11-1-5井数值模拟生产历史拟合结果，验证油藏所谓的相对致密层段。验证结果表明，致密层段平均渗透率都不低于10×10-3μm3，而且垂向渗透率等于或大于水平渗透率，在生产压差较大时起不到有效遮挡底水锥进的作用。

用Eclipse软件进行动态历史拟合和生产预测，该油田开到2010年累积产油量1249.2×104m3（较ODP方案预测减少了271.2×104m3）。在新一轮数值模拟预测的基础上确定油田开技术政策：努力做好设备维修保养，保证有较高的开井率和综合时率，以侧钻为主要措施，做好提液、堵水作业，控制含水上升和减缓油量递减速度，以改善开发效果和经济效益。

实施此项油田开技术政策后获得了较好的稳油控水的效果。

（二）确定注水技术政策，提高水驱效果

绥中36-1油田生产试验区自投产以来，每年都以2%左右的开速度进行生产，至1995年底部分地区地层压力已处于饱和压力点附近，按照试验区方案要求油田应转入注水开。为此开展了关于水驱油模型的数值模拟和相关问题敏感性研究。

根据绥中36-1油田储集层具有明显反韵律弱亲水的特征，建立了一个相应的反韵律数值机理模型。为了便于反韵律与正韵律储层在油田开过程中的差异对比，同时也建立了一个正韵律数值机理模型。两种模型的出程度明显不同，反韵律储集层其出程度要较正韵律储集层高3.5%。

另外建立了以A8井组为代表的井组数值模型，通过该井组模型进行了与注水相关的分析、研究：①注水速度与注效果；②流体性质与收率；③不同注水时机与收率；④合注合及分注合对收率的影响。

井组模型模拟结果得出主要结论：①低、中含水期不同注水速度下，含水与出程度虽有些差别，但当含水98%以后，不同注水速度下其最终收率基本相同；②相同注入倍数下原油黏度小的模型驱油效率高，黏度大的模型驱油效率明显降低；③当地层压力降至饱和压力处转注较合理；④分注合可减少层间干扰、提高收率。

据此结论，确定绥中36-1油田试验区注水阶段开发技术政策为“利用天然能量，保护气顶能量；油田全面转注、提高地层压力；实施分层配注、调剖解堵相结合”。1996年试验区按此技术政策转入注水开发，水驱效果较好。

（三）跟踪油田生产动态，分析高速开对收率的影响

根据1994年的统计，珠江口盆地已投产的砂岩底水油藏都以年平均4.5%～8.5%的油速度开。究竟这种高速开对油田最终收率有无不利影响？为了回答这一问题，通过投产油田生产情况，结合各项地质资料进行新一轮单井生产动态历史拟合和一系列油速度敏感性分析。

例如，对惠州26-1油田（M-10层）进行了从1991年11月～1994年9月间生产历史拟合及油速度与含水变化等的敏感性分析，并对油藏中无低渗透夹层的惠州26-1-8井和有泥质夹层的惠州26-1-22井进行油速度相关的敏感性分析，分析结果表明高速开对含水上升无太大影响。另外对惠州21-1油田（20层）自1990年11月～1994年3月的生产历史拟合和敏感性分析的结论是，高速开对含水上升规律和最终油量并无大影响。

研究结果表明，对珠江口盆地砂岩底水油藏高速开并不会降低这类油藏的最终收率，相反还能提高油藏中低渗透层段储量动用程度。高速开将带来的直接效益是提前回收投资。

惠州油田群、西江油田群以及陆丰13-1油田等生产实践，也证实了以上结论是正确的。

（四）适时进行可储量标定，搞清油田剩余可储量

绥中36-1油田生产试验区至1999年初已投产5年多，准确标定油田可储量对指导油田今后的开发是十分必要的。为此在可储量标定中用水驱曲线法、经验公式法、相似油田类比法以外，主要运用油藏数值模拟方法，因为此种方法预测时考虑的因素比较全面系统，同时又拟合了试验区5年多生产历史，其预测结果比较切合实际。在具体进行可储量标定预测中又从技术收率、经济收率和海上平台寿命的收率等各个方面预测可储量（表9-3）。

表9-3　缓中36-1油田已开发区可储量汇总表

技术收率：包括应用理论公式计算、试验区实际及油藏数值模拟等计算方法所求得的弹性收率、溶解气驱收率和注水开发收率。

经济收率：根据1998年原油价格和油田生产操作费所确定的盈亏平衡点的年产量，通过油藏数值模拟计算，求得达到盈亏平衡点生产年限及产量。

平台寿命收率：按平台设备设计寿命20年，预测试验区可储量及收率。

考虑到绥中36-l油田二期工程陆续投产，油田将进入总体开发阶段，届时试验区和“J”区将借用总体开发的设施，生产操作费将会降低，达到盈亏平衡点的生产年限可以延长，加上实施注井网调整、注水井调剖、生产井堵水等技术措施，收率会有所提高，故推荐已开发可储量为2436.8×104t，收率为24.5%。

（五）通过气田生产历史拟合核实气田储量

19年使用从SSI引进的CompⅢ全组分软件，根据1995年重新处理并解释的地震解释成果及地质研究结果建立的新的地质模型，对锦州20-2凝析气田中、南两高点上气井5年的开历史进了生产历史拟合，在各项敏感性分析的基础上进行气田储量拟合计算，数值模拟结果全气田地质储量为125.27×108m3。这一结果基本与1987年向国家储委申报并经审批后的气田地质储量一致，两者仅差1.76×108m3，相差1.4%（表9-4）。

表9-4　锦州20-2凝析气田南、中高点数值模拟与审批储量对比表

锦州20-2凝析气田气的动态核实结果，为制定今后凝析气田开方案提供了可靠的资料依据。

中国石化石油勘探开发研究院的核心技术

油气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，也应取不同的思路和程序。

概略来说，油气评价的组织者可分为三类，一是国际组织，二是国家（往往以行政主管部门负责，如我国原地质矿产部就组织了第一轮全国油气评价工作和多次较大规模的油气评价工作），三是石油公司及其下属单位。相应地，油气评价也就分出国际、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评价与论证；也可由某一国际组织不定期地开展油气评价工作，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进行了评价；也可由某一非国际机构或有关专家开展油气评价工作，如美国地质调查局（USGS）2000年公布了其对全球油气评价的结果，前苏联专家古勃金（1937）对世界油气评价进行了粗略估算。总体上讲，国际层面的油气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总量、分布规律及未探明油气潜力，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提供依据和方向。

对于国家层面的油气评价，一般是由某一代表国家利益并行使油气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年苏联组织约7000名专家对全苏联所有沉积矿产进行了评价，其中包括油气的系统评价；1962～12年美国组织100多名专家对全美国油气进行了系统评价。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预测与评价”项目（即地质矿产部所谓的第一轮全国油气评价），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评价工作。国家层面的油气评价，其目的是准确掌握国家油气状况，特别是剩余油气分布及品质、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，从总量、分布状况、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评价比较相近，均以弄清油气总量、分布规律、剩余非探明状况和勘探技术可行性为主要目的。而石油公司层面油气评价则不同，其主要的目的不仅是确定油气分布状况和勘探技术可行性，而且特别关注油气的品质、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评价总体思路及工作程序

国家和国际层面油气评价的范围广阔，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评价和汇总。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”，即每次油气评价，不管其方法多么先进，均不可完全准确地预测油气量和其分布，达不到一劳永逸的效果，更何况油气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在全国乃至全球油气中所占比例很大。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评价总体思路

在这个层面的油气评价中，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）油气勘探开发潜力；评价对象仅为常规油气，还是包括了非常规油气；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。

（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，进行与上次油气评价结果的对析。

2.4.2 石油公司层面油气评价总体思路及工作程序

石油公司层面油气评价的范围局限，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）和量、品质诸方面开展评价，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”，并非所有的油气现在都能拿出来，我们应从油气在地下所处条件、公司现有地震、钻井、固井、测井、测试、储层改造与保护、油、储运等技术两个方面分析油气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 石油公司层面油气评价总体思路

由于各石油公司在油气评价方面的概念、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。

松辽盆地

建院以来，围绕建设创新型一流研究院的发展目标，提出了核心技术和特色技术研发战略，经过不断完善和调整，逐步形成了四项核心技术和六项特色技术系列。

一、核心技术 ●海相层系油气成藏理论与评价技术 通过开展盆地构造动态演化与恢复分析、高演化海相层系烃源岩动态评价、储层评价与预测、盖层与封盖作用评价、海相层系油气动态成藏与定年技术、海相层系油气评价等方面工作，形成海相碳酸盐岩油气成藏理论与评价核心技术。 ●缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术 建立缝洞型碳酸盐岩油藏模式，形成一套表征和刻画缝洞型碳酸盐岩油藏的技术方法，发展和完善缝洞型碳酸盐岩油藏油藏工程数学研究方法、物理模拟和数值模拟技术，形成缝洞型碳酸盐岩油藏高效开发模式和开发效果评价方法。 ●特殊天然气藏开发技术 以川东北、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和松辽盆地天然气勘探和开发建设为依托，建立和集成高含硫碳酸盐岩气藏、致密砂岩气藏、凝析气藏和火山岩气藏开发配套技术。 ●提高收率技术 通过开展大幅度提高收率技术的驱油机理研究，形成物理模拟、数值模拟、提高收率效果与潜力评价、规划编制及方案设计等配套技术，通过项目攻关在油藏物理化学、三次油油藏工程学方面达到国内领先水平。 二、特色技术 ●特殊储层预测技术 通过对塔河油田、鄂尔多斯气田、南方海相碳酸盐岩以及松辽盆地勘探开发的技术支撑，形成碳酸盐岩孔缝洞储层、碎屑岩致密低孔低渗储层、白云岩裂缝型储层、火成岩储层以及储层流体预测技术，并研发集成自主创新方法，为类似地区的勘探提供借鉴和技术储备。 ●油藏综合地球物理技术 针对我国东部老油气田和西部、南方新油气田的开发现状和技术需求，应用高精度三维地震、井中地震（VSP与井间地震等）、多分量地震以及时延地震等先进的地球物理技术，以地震属性精细分析、高精度波阻抗反演以及多学科综合应用研究为主要手段，开展油气藏精细描述和油藏动态监测等研究，研发核心方法技术及软件，形成一套实用化的油藏综合地球物理技术系列。 ●海外油气项目快速评价体系 为快速有效的评价海外油气勘探开发项目，科学决策，规避风险，从勘探、开发、海外公司并购和海外投资环境几个方面，进行信息平台、方法指标体系、决策体系和专家系统等方面的研究，形成海外油气项目快速评价体系。 ●油气地球化学勘探技术 以成烃、成藏等石油地质基础理论研究为重点，油气藏勘探与评价为目标，油气实验地质新技术、新方法和新仪器研制为手段，发展油气地质、地球化学基础理论，完善油气形成与成藏评价和预测技术，集成油气地球化学勘探应用技术系列，建立油气成烃成藏地球化学示踪体系。 ●油气勘探开发科学决策支持系统 从盆地系统出发，统一和完善基础数据库、知识库及其应用平台，整合现有盆地（凹陷）、区带和圈闭目标三个层次的分析评价系统，实现评价的系统化、动态化、定量化和勘探决策部署的科学化、信息化、高效化，最终形成一套核心内容具有原创性、具有自主知识产权和价值观体系的油气勘探科学评价决策支持系统。 ●勘探开发应用信息技术 以成烃、成藏等石油地质基础理论研究为重点，油气藏勘探与评价为目标，油气实验地质新技术、新方法和新仪器研制为手段，发展油气地质、地球化学基础理论，完善油气形成与成藏评价和预测技术，集成油气地球化学勘探应用技术系列，建立油气成烃成藏地球化学示踪体系。

国际石油市场风险度量及其溢出效应检验方法

（一）勘探阶段与勘探领域拓展过程

松辽盆地经50年的勘探开发，目前储量、产量高峰已过，探明储量和产量处于下降阶段，但勘探开发形势依然较为乐观。

“十五”期间，大庆长垣基本形成了大情子井—乾安、英台—红岗、敖南、古龙凹陷西坡、太东—卫星、葡西—新肇、徐家围子等储量增长区块，含油范围不断扩大。五年新增探明石油地质储量5.45×108 t，年均增储仍然保持1×108 t以上的水平。

在油田开发方面，老油田综合含水率很高，但二次油年产仍在3 000×104 t以上，岩性地层油藏的原油产量在2005年已接近1 000×104t，三次油年贡献1 000×104t以上，岩性地层油藏的有效开发和三次油技术的应用，对松辽盆地原油产量做出了越来越大的贡献。

结合松辽盆地勘探历程和油气地质理论技术发展，可将松辽盆地勘探阶段划分为20世纪50～80年代的背斜圈闭勘探阶段、80年代以来的断块和岩性圈闭为主勘探阶段，90年代以来的深层火山岩圈闭勘探阶段。目前坳陷层已进入背斜圈闭勘探晚期、断块和岩性地层圈闭勘探中期，断陷层处于火山岩勘探早期（表5-35）。

表5-35 松辽盆地勘探阶段划分

1.背斜圈闭勘探阶段

在陆相生油理论和背斜成藏理论指导下，1955年开始对松辽盆地石油地质条件进行普查，1959年松基3井获工业油流，发现大庆油田。到1964年，探明油田为长垣型背斜圈闭；1959～1964年年均探明地质储量达4.54×108t，为储量增长的第一个高峰，是陆相生油理论、背斜成藏理论的成功实践。

1965～13年勘探重点向国内其他盆地转移，勘探工程投入相对较少，以少量的小构造钻探和石油地质规律总结为主。13～18年，三肇地区的勘探会战，在朝阳沟地区落实了上亿吨大型背斜构造油田。升平、龙虎泡、萨西、杏西、高西和葡西等鼻状构造也进行评价钻探；松辽盆地南部双坨子构造、前郭断块、大安构造、农安构造、新民构造等获工业油流。

在勘探中发现了模范屯、宋芳屯、榆树林、徐家围子、卫星等含油区，初步认识到在向斜区同样可以形成多种油藏类型，在理论和实践上对岩性油藏勘探做了技术准备。

2.断块及岩性圈闭勘探阶段

20世纪80年代以来构造圈闭勘探开始由大中型背斜圈闭向中小型断块圈闭发展，大量的断块圈闭被探明。

19～1983年，岩性圈闭勘探力度加大，但地震勘探主要为二维模拟地震，精度低，影响了勘探进展，松辽盆地北部主要探明三肇凹陷的徐家围子、榆树林、宋芳屯、模范屯等葡萄花油层岩性油藏；松辽盆地南部探明英台、红岗和乾安等油藏。

年，数字地震代替了模拟地震勘探，1988年开始三维地震勘探，地震资料品质明显改善，储层横向预测能力有很大提高，在松辽盆地北部大庆长垣以东地区探明了储量规模超过10×108t的大面积岩性油藏区；西部大安、龙西—巴彦查干、南部大情字井、套保、大安北、新庙、大老爷俯和双坨子等岩性圈闭勘探均有突破进展。～1988年年均探明地质储量达3.99×108t。

20世纪90年代中后期以来，层序地层学和储层精细描述的不断发展和应用，为准确预测有利岩性圈闭区提供了全新的分析手段，岩性圈闭勘探进入稳步发展阶段，松辽盆地北部年探明石油储量在1×108t左右，南部石油探明储量在不断增加。

3.深层火山岩圈闭勘探阶段

20世纪90年代以来，随着地震技术和高温钻井技术的进步，松辽盆地的勘探开始向深部发展。发现了深部含气层系，并在火山岩中找到了天然气。其中徐家围子断陷天然气勘探进展很快，20世纪90年代初探明昌德、方深9井等气田，2005年探明徐深1井气田，探明储量超1 000×108m3，打开了松辽盆地深层天然气勘探领域。深层天然气勘探突破是三维地震技术、高温钻探技术进步，及煤系源岩成烃、火山岩成藏理论新认识的共同结果。

松辽盆地石油勘探每一次大的储量增长，都与当时新的地质理论指导和地质认识深化程度有关；都与新的勘探思路和勘探技术进步，以及勘探目标前期准备有关；每一次大的储量增长，都带来了产量的大幅度提高，推动了油田的发展。

（二）盆地特点及圈闭类型

松辽盆地为断—坳复合型裂谷盆地，经历了早白垩世的伸展断陷、中白垩世坳陷和中晚白垩世回返三大演化阶段。

中白垩世坳陷阶段，以发育大型坳陷型深湖盆为特征，形成了中浅层以青一段、青二、三段和嫩一段为优质主力烃源岩的多套生油层系。早白垩世断陷阶段属深层含油气系统，盆地发育了近20余个断陷，呈N NE向分布，且多为深大断裂和大小隆起所分割。以沙河子组、营城组为主要烃源岩，混合气（油型裂解气与煤型气）为主，具油气共生的特点。

盆地中上部广泛分布的青山口组、姚家组和嫩江组泥岩构成了盆地的区域盖层，对石油天然气的保存十分有利；大型河流、三角洲沉积提供了良好的储层；深部火山岩裂缝为天然气提供了较有利的储层。生储盖配置较为理想。

松辽盆地在断陷末期经了短暂的局部回返，形成断陷层上部不整合和背斜等构造；在晚白垩世盆地开始部分回返，形成中央反转构造带，东部反转构造带等后生构造带。盆地主体面貌完整，隆坳格局没有大的改变。

主要发育有长垣型背斜、断背斜、断鼻、断块和岩性地层等多种类型圈闭，为圈闭类型均衡型含油气盆地，为不同勘探阶段提供了不同目标。其中背斜圈闭为同沉积和构造改造共同形成，规模较大，是20世纪80年代以前勘探的主要目标。大庆长垣、朝阳沟背斜带、扶新构造带等构造圈闭发育带之上探明了大庆长垣、朝阳沟、扶余等构造油田。断块圈闭为断陷或坳陷阶段，伸展断层围陷形成。大庆长垣深层及两侧探明了大量的断块油田。岩性地层圈闭受控于湖泊三角洲沉积环境，处于湖相沉积与湖岸相沉积过渡带附近，松辽盆地发育的大型湖盆和浅水湖泊三角洲体系为岩性地层圈闭的发育提供了有利条件。20世纪80年代以来的岩性地层勘探在三肇地区、齐家古龙地区、大情字井地区等探明了大量的岩性地层油藏。另外，深层火山岩地层圈闭勘探取得明显进展，在徐家围子断陷层系探明了1 000多亿方的天然气地质储量。

（三）盆地总量、探明程度和特征

1.油气总量及探明程度

本轮评价结果为：松辽盆地石油地质量104.47×108～140.07×108t；截至2005年底，已探明石油地质储量71.35×108t，待探明石油地质量33.12×108～68.72×108t，探明程度49%～65.8%。天然气地质量10 151×108～18 265×108m3，已探明天然气地质储量1 824×108m3，待探明天然气地质量8 327×108～16 441×108m3；探明程度10%～19%（表5-36）。

表5-36 松辽盆地石油与天然气评价结果

2.特征

松辽盆地石油和天然气都很丰富。石油包括常规油、低渗透油和重油，天然气均为常规气。

分布集中性强，有利于油气勘探。松辽盆地的石油主体分布在中央坳陷区；其次为西部斜坡区，约占盆地总量的90%。其余三个一级构造单元（东南隆起区、东北隆起区和北部倾没区）石油量相对较少，约占盆地总量的4%。

天然气主要分布于中央坳陷区和东南隆起区，其地质量分别占总量的76%与22%。中央坳陷区和东南隆起区的天然气量之和约占总量的98%，而在其他三个一级构造单元中仅有零星的天然气分布。

油气分布交叉性小，各有其主要富集领域。在层系分布上，石油主要分布在坳陷层系，天然气主要分布在断陷层系。在深度分布上，石油主要分布于中浅层，占总量的94%；中深层和深层石油量之和仅占总量的6%。天然气主要分布于深层，占总量的88.2%，浅层天然气占总量的11.8%。

（四）油气储量、产量增长趋势预测

在各子项目预测结果、盆地潜力分析的基础上，以盆地石油天然气储量、产量历史数据为基础，参考专家预测结果、石油公司“十一五”规划和中长期发展规划，经综合分析，确定了盆地石油天然气储量、产量增长高峰期和高峰值，以及2030年左右的储量、产量可能情况，用多旋回哈伯特模型对盆地石油和天然气的储量、产量增长趋势进行了预测。

1.石油储量、产量趋势综合预测

松辽盆地石油主要分布在坳陷层系，探明程度49%～66%（见表5-36），处于构造圈闭勘探晚期，刚进入岩性地层圈闭勘探阶段中期。北部勘探程度高于南部，但北部潜力大于南部。萨葡高油层勘探程度高于扶杨油层。总体进入勘探中期，且盆地储量、产量高峰已过。

根据“十一五”规划，松辽盆地在今后5年，年均探明石油地质储量1.4×108～1.59×108t，石油产量到2010年下降到4 000×104t左右。

按照国家建设百年大庆的安排，大庆油田石油产量在2010年左右下降到3 000×104t左右，之后保持基本稳产。

石油储量、产量预测结果显示，盆地石油地质储量在“十一五”期间年均探明1.44×108t，之后缓慢下降，2026～2030年下降到0.6×108t左右。松辽盆地石油产量2010年降到4 000×104t左右，之后保持稳产到2030年（表5-37，图5-23，图5-24）。

表5-37 松辽盆地石油地质储量、产量增长趋势综合预测结果表

图5-23 松辽盆地石油地质储量增长趋势综合预测结果

图5-24 松辽盆地石油产量增长趋势综合预测结果

增储领域主要为岩性、地层油气藏、中深层以及老油田精细勘探。上产主要领域为新增低渗透储量有效开发和已开发油田提高收率。按以上所探明储量和产量，到2030年，盆地石油探明程度约93.2%～69.5%，石油储比保持在13以上，处于较为合理的水平。

2.天然气储量、产量趋势综合预测

松辽盆地天然气主要分布在断陷层系，探明程度10%～19%（见表5-36），处于勘探早期，天然气圈闭特殊，主要为火山岩圈闭。勘探程度较高的断陷为徐家围子和长岭断陷，其他断陷勘探还没有突破。盆地天然气储量、产量还处于快速上升阶段。

根据“十一五”规划，松辽盆地在今后5年，年均探明天然气800×108m3以上，年均产量上升到50×108m3。

经综合预测，盆地天然气储量将在“十一五”平均每年800×108m3的水平上下降，“十二五”年均近700×108m3,2026～2030年间年均探明天然气地质储量近400×108m3。预测盆地天然气产量在2010年达到67×108m3;2020年达到145×108m3（表5-38，图5-25，图5-26）。从探明程度上看，到2030年，5%概率下的天然气地质量的探明程度达到91.6%。

表5-38 松辽盆地天然气地质储量、产量增长趋势综合预测结果表

天然气增储和上产的主要领域为盆地深部断陷层系，目前取得天然气勘探突破的断陷主要为徐家围子和长岭断陷，这两个断陷的天然气探明储量将进一步增加。其他断陷的勘探还没有取得突破，一旦突破，天然气量、储量和产量都将有明显改变。

图5-25 松辽盆地天然气地质储量增长趋势综合预测结果

图5-26 松辽盆地天然气产量增长趋势综合预测结果

3.预测结果分析

（1）油气当量变化趋势。

松辽盆地石油产量在“十一五”下降后，产量趋于平稳，在4 000×104t水平维持到2030年；天然气产量在2030年前一直上升。按1 250m3天然气＝1t石油换算，盆地油气当量在2030年前一直维持在5 000×104t上下。在2010年左右油气当量最低，在4 766×104t，在2015年重上5 000×104t。天然气的贡献占盆地油气产量的贡献比重逐步增加，2023年左右，盆地油气当量达到5 270×104t高峰，之后缓慢下降，到2030年仍维持在5 000×104t以上，仍是油气能源的主要供应基地（图5-27）。

图5-27 松辽盆地油气当量预测结果图

（2）勘探领域与方向。

北部中浅层。松辽盆地北部中浅层石油地质量80.95×108～109.32×108t，石油可量期望值46.8×108t。截止到2005年底探明石油地质储量60.01×108t，探明程度为54.9%～74.5%；已经处于储量发现中后期，老区挖潜和提高收率是储平衡的主要因素。

近年来，松辽盆地北部石油勘探稳步发展，通过滚动勘探开发，2006年实现新增石油探明、控制、预测储量超1×108t。目前松辽盆地北部中浅层仍有丰富的剩余石油有待发现，探明储量将在每年1×108t水平上小幅稳定下降。

目前勘探的主要圈闭类型为岩性圈闭和断块圈闭，储量规模明显变小，储层孔渗明显变差，勘探技术要求明显提高。三维地震、二维高分辩地震，欠平衡钻井技术是保证北部储量稳定增长的关键。

北部深层。北部深层天然气地质量7 699×108～8 959×108m3，天然气可量3 988×108～4 668×108m3。

北部深层天然气勘探目前还主要集中在徐家围子断陷。继2005年提交1 000×108m3探明储量后，2006年在徐家围子又新增控制、预测两级储量超过1 000×108m3。同时西部断陷带、东部断陷带的区域勘探也取得进展，有望形成深层天然气勘探新区。天然气处于勘探早期，储量处于快速上升期。

深层天然气主要储层为火山岩，火山岩识别技术，深层高温钻井技术，欠平衡钻井技术是火山岩圈闭天然气勘探取得成功的关键。

南部中浅层。吉林探区中浅层石油地质量23.88×108～30.75×108t，石油可量7.81×108～9.91×108t。其中松南中浅层正处于储量发现高峰期，潜力较大。主要勘探圈闭为岩性和复杂断块，提高地震勘探精度和储层保护能力是储量稳定增长的关键。

南部深层。南部天然气地质量期望值2 452×108～9 306×108m3，天然气可量期望值1 401×108～5 344×108m3。天然气最大潜力区是深层断陷，占总天然气量的.2%，尤其是长岭断陷。深部天然气勘探领域还很广阔，在中央隆起带的梨树和王府断陷、东部坳陷带的德惠、榆树等断陷都有一定勘探前景。

火山岩储层和低渗透碎屑岩储层是勘探的主要目的层，火山岩识别，低渗透储层识别与保护是天然气发现的关键。

前中生界。经初步分析，盆地深部的石炭—二叠系地层基本没有变质，具有一定前景，需要进一步加强工作，确定其价值。

非常规油气勘探开发关键技术

4.4.1.1 基于GED分布的GARCH-VaR模型

在对油价收益率序列建模时，往往发现收益率的波动具有集聚性。为了刻画时间序列的波动集聚性，Engle（1982）提出了ARCH 模型。而在ARCH 模型的阶数很高时，Bollerslev（1986）提出用广义的ARCH 模型即GARCH 模型来描述波动集聚性。

GARCH模型的形式为

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式中：Yt为油价收益率；Xt为由解释变量构成的列向量；β为系数列向量。

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事实上，GARCH（p,q）模型等价于ARCH（p）模型趋于无穷大时的情况，但待估参数却大为减少，因此使用起来更加方便而有效。

同时，由于油价收益率序列的波动通常存在杠杆效应，即收益率上涨和下跌导致的序列波动程度不对称，为此本节引入TGARCH模型来描述这种现象。TGARCH模型最先由Zakoian（1994）提出，其条件方差为

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式中：dt-1为名义变量：εt-1﹤0,dt-1=1；否则，dt-1=0，其他参数的约束与GARCH模型相同。

由于引入了dt-1，因此油价收益率上涨信息（εt-1﹥0）和下跌信息（εt-1﹤0）对条件方差的作用效果出现了差异。上涨时， 其影响程度可用系数 表示；而下跌时的影响程度为 。简言之，若Ψ≠0，则表示信息作用是非对称的。

在关注石油市场的波动集聚性及杠杆效应的基础之上，进一步计算和监控石油市场的极端风险同样是非常重要的。而监控极端市场风险及其溢出效应的关键在于如何度量风险，为此，本节将引入简便而有效的VaR 方法。VaR（Value-at-Risk）经常称为风险值或在险值，表示在一定的持有期内，一定的置信度下可能的最大损失。VaR 要回答这样的问题：在给定时期内，有x%的可能性，最大的损失是多少？

从统计意义上讲，VaR表示序列分布函数的分位数。本节用国际油价收益率的分布函数的左分位数来度量油价下跌的风险，表示由于油价大幅度下跌而导致的石油生产者销售收入的减少；而用分布函数的右分位数来度量油价上涨的风险，表示油价大幅度上涨而导致的石油购者的额外支出。这种思路，一方面推进了一般金融市场仅仅分析价格下跌风险的做法；另一方面，也针对石油市场的特殊情况，更加全面地度量了市场风险，从而为从整体上认识石油市场，判断市场收益率的未来走向奠定了基础。

VaR风险值的计算方法很多，能够适用于不同的市场条件、数据水平和精度要求。概括而言，可以归结为3种：方差－协方差方法、历史模拟方法和方法。本节用方差－协方差方法计算国际石油市场的VaR 风险。在用方差－协方差方法的过程中，估计VaR模型的参数是至关重要的。常用的参数估计方法包括GARCH 模型和J.P.摩根的Risk Metrics方法。由于后者设价格序列服从独立异方差的正态分布，而且不能细致描述价格波动的某些特征（如杠杆效应），因此相对而言，前者更受青睐。但是，使用GARCH模型估计VaR时，选择残差项的分布是一个非常重要的问题。考虑到油价收益率序列具有尖峰厚尾和非正态分布的特征，因此直接用正态分布的设往往会低估风险。为此，本节引入Nelson（1990）提出的广义误差分布（GED）来估计GARCH模型的残差项。其概率密度函数为

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式中： Г（·）为gamma函数；k为GED分布参数，也称作自由度，它控制着分布尾部的薄厚程度，k=2表示GED分布退化为标准正态分布；k﹥2表示尾部比正态分布更薄；而k﹤2表示尾部比正态分布更厚。可见GED分布是一种复杂而综合的分布。实际上，也正是由于GED分布在描述油价收益率分布的厚尾方面具有独特的优势，因此本节引入基于GED分布的GARCH模型来估计国际石油市场收益率上涨和下跌时的VaR。

计算出石油市场的VaR风险值之后，为了给有关方面提供准确可靠的决策支持，有必要对计算结果进行检验，以判断所建立的VaR模型是否充分估计了市场的实际风险。为此，本节将用Kupiec提出的检验方法来检验VaR模型的充分性和可靠性。该方法的核心思想是：设计算VaR的置信度为1－α，样本容量为T，而失效天数为Ⅳ，则失效频率f＝Ⅳ/T。这样对VaR 模型准确性的评估就转化为检验失效频率f是否显著不同于α。基于这种思想，Kupiec提出了对原设f＝а的最合适的似然比率检验：在原设下，统计量LR服从自由度为1的X2分布，95%和99%置信度下的临界值分别为3.84和6.64。根据x2分布的定义，如果估计值LR大于临界值，就拒绝原设，即认为估计的VaR模型是不充分的。

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4.4.1.2 基于核权函数的风险溢出效应检验方法

本节将用Hong（2003）提出的风险－Granger因果关系检验方法检验WTI和Brent原油市场的风险溢出效应。该方法的核心思想是通过VaR 建模来刻画随着时间变化的极端风险，然后运用Granger因果检验的思想来检验一个市场的大风险历史信息是否有助于预测另一个市场的大风险的发生。

首先，定义基于VaR的风险指标函数。以下跌风险为例：

Zm,t=I（Ym,t﹤－VaRm,t）（m=1,2）　（4.11）

式中：I（·）为指标函数。当实际损失超过VaR时，风险指标函数取值为1，否则为0。

如果检验市场2是否对市场1产生了单向的风险溢出，则原设为H0:E（Z1,t∣I1,t-1）＝E（Z1,t∣It-1），而备择设为HA:E（Z1,t∣I1,t-1）≠E（Z1,t∣It-1），其中It-1={Ym,t-1,Ym,t-2，…），表示t-1时刻可以获得的信息集。通过这种转换，｛ Y1,t｝和｛Y2,t｝之间的风险－Granger因果关系就可以看成是｛Z1,t｝和｛Z2,t｝之间的均值－Granger因果关系，即计量经济学模型中广泛使用的Granger因果关系。

如果Ho成立，即市场2 对市场1不存在单向的风险－Granger因果关系，则表示Cov（Z1,t,Z2,t-j）＝0, j﹥0。如果对某一阶j﹥0，有Cov（Z1,t,Z2,t-j）≠0，则表明存在风险－G ranger因果关系。换言之，当一个市场发生大的风险时，我们能用这个信息去预测另一个市场未来可能发生同样风险的可能性。

现在设VaRm,t=VaRm（Im,t-1，α），m=1,2是市场m在风险水平（即显著性水平）α下得到的VaR序列，本节引入基于GED分布的GARCH 模型，并利用方差－协方差方法得到该序列。设有T个随机样本 并令Zm,t=I（Ym,t﹤－VaRm,t），m=1,2，则定义Z1,t和Z2,t之间的样本互协方差函数（CCF）为

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式中： 。而Z1,t和Z2,t的样本互相关函数为

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式中： 是Zm,t的样本方差；j=0，±1，…，±（T-1）。

然后，Hong（2003）提出了基于核权函数的单向风险－Granger因果关系检验统计量：

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式中：中心因子和尺度因子分别为

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式中k（·）为核权函数，而且H ong（2003）证明了Daniell核权函数k（z）＝sin（π）z/π ,z∈（－∞，＋∞）是最优的核权函数，能够最大化检验效力。该核权函数的定义域是无界的，此时可把M 看作是有效滞后截尾阶数；而且当M 较大时，Q1（M）能够更加有效地检测出风险溢出效应的时滞现象。

Hong（2003）同时给出了检验双向风险－Granger因果关系的统计量，其原设为两个市场之间任何一个市场均不G ranger－引起另一个市场的极端风险，并且两个市场之间不存在任何即时风险溢出效应。这表示对于任意阶j=0，±1，±2，…，均有Cov（Z1,t,Z2,t-j）＝0。为了检验该原设，Hong（2003）提出了如下的统计量：

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式中：中心因子和尺度因子分别为

国外油气与矿产利用风险评价与决策支持技术

原设成立时，Q1（M）和Q2（M）在大样本条件下均服从渐近的标准正态分布。而且，Hong（2003）指出，运用这两个统计量时，应该使用标准正态分布的右侧临界值。

供求平衡发展趋势特点

非常规油气特殊的形成机制与赋存状态，需要针对性的特色勘探开发技术。提高储层预测精度和油气单井产能是技术攻关的重点。国内、外长期针对致密砂岩油气、页岩气、煤层气等的勘探开发实践，形成了一套较为成熟有效的核心技术，这些技术各展所能、相映成彰，推进了非常规油气的勘探开发进程。本节简要介绍地震叠前储层预测、水平井钻井、大型压裂、微地震检测、缝洞储层定量雕刻等5项核心技术。

一、地震叠前储层预测技术

近年来，油气勘探开发对地下储层预测和油气分布的成像精度要求越来越高，因此地震叠前预测技术受到各大油公司的高度重视，国内、外均投入很大的力量进行相关领域新技术的研发及应用研究。目前，地震叠前储层预测技术已进入大规模工业化应用阶段。

国外地震叠前储层预测技术发展迅速，方法类型多样，并推出了功能齐全、特色各异、综合性强的商用软件。国内随着勘探开发对象由中高渗碎屑岩常规储层向致密砂岩、缝洞型碳酸盐岩等非常规储层转变，中国石油天然气集团公司组织开展了地震叠前储层预测技术研究，形成了以面向地震叠前反演的保真精细处理、基于岩石物理分析的敏感因子优选、层序格架约束下的层位精细解释、AVO属性分析、弹性阻抗反演、AVO反演等技术为核心的非均质储层地震叠前预测、流体检测配套技术系列。同时，强化应用基础研究，探索了岩性阻抗反演、流体阻抗反演、弹性阻抗系数反演、叠前同步反演、波动方程叠前弹性参数反演、多波波动方程同时反演、PGT含气饱和度定量预测等叠前储层预测、流体检测新技术，为进一步提高非均质储层预测精度奠定了基础。

近年中国石油天然气集团公司还开展了全数字三维地震集处理、高密度地震集处理等配套技术攻关，使得地震叠前道集数据的分辨率、保真度有了较大幅度提高，地震面元的方位角、炮检距、覆盖次数等属性分布更加均匀，为进一步提高地震叠前储层预测技术应用效果提供了保障。

与传统的地震叠后储层预测相比，地震叠前储层预测的精度显著提高，主要是由于叠前地震有更多的信息可以利用，叠后地震主要利用的是地下岩石纵波信息，而叠前地震既包含纵波也包含横波信息。储层物性参数变化时，在纵波和横波信息上有着显著不同的表现，利用这种显著差异性，可以实现储层和流体精确成像，这在单一叠后纵波资料上无法完成。地震叠前储层预测技术，在中国石油天然气集团公司各大探区均见到了明显的应用效果。如在四川龙岗地区深层碳酸盐岩气藏识别应用中，礁气藏预测符合率为75%，滩气藏预测符合率为88%;在四川盆地须二段地震叠前含气性预测中，符合率大于80%。

二、水平井钻井技术

水平井钻井技术是利用特殊的井底动力工具与随钻测量仪器，钻成井斜角大于86°，并保持这一角度钻进一定长度井段的定向钻井技术，是页岩气、致密砂岩气、煤层气等非常规油气低成本高效开发的关键技术。与直井相比，水平井具有泄油气面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、节约土地占用、避开障碍物和环境恶劣地带等优点。

水平井技术近年来在国内、外发展迅速，在提高单井产量和收率方面发挥了重要作用。美国在致密气、页岩气开发上积累了丰富的经验，形成了丛式水平井、批钻、快速钻井以及长水平段水平井等提高单井产量、降低钻完井成本的主体技术，实现了致密气、页岩气等低品位储量的有效开发。目前，全球水平井井数约5万口，主要分布在美国和加拿大。2002年以后，水平井的大量应用直接推动了美国页岩气的快速发展。

美国水平井钻井数从2000年的1144口增长到2010年的9800口，增长了8.6倍。水平井比例从2000年的3.9%增至2010年的20%。水平井应用的主要对象是页岩气，其中2008年美国钻页岩气水平井7282口，其中Barnett页岩中水平井比例已占90%以上。

国内水平井钻井技术日益受到重视，近年来在鄂尔多斯盆地苏里格与长北、塔中、松辽盆地深层火山岩等气田勘探开发中取得了进展，成效显著。如在长庆鄂尔多斯苏里格致密砂岩气区、长北低渗透砂岩气田，通过长期的探索和攻关，逐步形成了以水平井、长水平段丛式分支井等为主的开发技术，为今后大规模致密气田、页岩气的开发积累了经验。在致密砂岩、页岩气开发时一定要转变传统的观念，破除低效储量不能用高新技术的落后观念，树立水平井打快、打好、打长的意识。在水平井打长方面，要求水平段至少在1000m以上。

当前，水平井钻井技术正在向集成系统发展，即结合地质、地球物理、油层物理和工程技术，开发大位移钻井、侧钻水平井钻井、分支井、径向水平井、欠平衡钻井、连续油管等技术，并研制技术含量高的随钻测量(MWD)、随钻测井(LWD)等设备。

三、大型压裂技术

大型压裂技术是提高非常规致密储层渗流能力的关键技术。大型压裂技术突破了常规压裂理论的束缚，主要用大排量、大砂量在地层中造出超过常规压裂长、宽、高的裂缝，扩大泄油气半径，创造“人造渗透率”，提高单井产量，大幅增加了非常规油气储量的动用程度。水平井分段压裂、直井分层压裂等核心技术已经成为美国非常规气的有效开发的核心。2003年，以水平井多段压裂技术取得突破为标志，实现了Barnett页岩气的快速发展，也加快了页岩气领域从发现到开发的节奏。

近年来，中国石油天然气集团公司进一步加大了直井分层压裂、水平井分段压裂关键技术引进和攻关的力度，取得了长足的进步和明显的生产效益。如分层压裂技术在苏里格东区、川中须家河组储层取得了明显效果，苏里格东区分压4层是合层压裂产量的1.7倍，川中须家河分层压裂产量是合层压裂的1.6倍。苏里格气田通过实施水平井分段压裂，水平井初期平均单井日产气达到7.8×104m3，可保持日产气5×104m3稳定生产，增产效果明显。

直井分层压裂技术一般包括封隔器+滑套投球分层压裂、连续管喷砂射孔、环空加砂分层压裂、TAP套管滑套阀分层压裂等。封隔器+滑套投球分层压裂技术已在苏里格气田应用2000口以上，在川中须家河应用110口以上，已成为苏里格气区、川中须家河组直井分层压裂的主体技术。长庆油田引进的Schlumberger公司TAP套管滑套阀分层压裂技术，在苏里格气田和盆地东部完成了4口井现场试验，取得了明显效果。如2010年长庆油田在米37井2402.8～2845.0m井段，用TAP工艺在国内第一次成功进行连续9层分压，注入总液量1672.0m3，加砂量126.4m3，创造了该技术在国内分压层数的新纪录。同时成功实施了钻飞镖作业和关闭产水层作业，实现了个别产水层TAP阀的成功关闭，有效降低了产水层对试气产量的影响。米37井关闭主要产水层山2和盒7段滑套后，试气井口产量从1.89×104m3/d上升到5.70×104m3/d，产水量从16.7m3/d下降到3.6m3/d，大大降低了产水层对试气产量的影响。

水平井分段压裂技术包括裸眼封隔器+滑套投球分段压裂、水力喷射分段压裂等。裸眼封隔器、滑套投球分段压裂技术在苏里格已累计应用57口井，主体为分压4～5段。川庆钻探等单位已实现了工具国产化，并从分压4～5段发展到11段。国产化裸眼封隔器、滑套投球分段压裂工具在苏里格已入井18口，最多分压10段。

吉林油田长深登平2井，是中国石油天然气集团公司目前水平井分段压裂规模最大的井，创造了目前中国石油天然气集团公司水平井压裂级数最多、单井压裂规模最大、单级压裂规模最大3项记录，推动了松辽盆地长岭凹陷致密砂岩气田的规模有效开发。长深登平2井水平段长837m，钻遇气层厚度为755m，分10段压裂，泵入总液量4610m3，加砂838m3。通过用大规模分段压裂，10mm油嘴测试日产气35.8×104m3(油压22.8MPa)，目前该井稳定产量17×104m3/d(油压18.5MPa)，进一步拓宽了松辽盆地致密气藏有效开发的技术思路。

四、微地震检测技术

微地震又称无源地震或被动地震，在油藏压裂、注水开等生产活动中，地下油气藏一般会伴生类似天然地震、烈度很低的微地震现象。产生微地震的位置可以根据反射器的类型确定，根据样密度和纵波来计算确定。

微地震技术可以用来检测油气生产层内流体的流动情况，以及裂缝的活动情况，可以用来研究在断层带附近发生的自然地震。微地震在油气勘探开发中常用来监测油藏生产、作业效果，为优化油气藏管理、致密储层勘探开发提供了决策依据。

目前，微地震技术在国外油藏监测以及国内矿山开监测等生产领域，已是一门较成熟的技术，也是近年来国外页岩气勘探开发过程中，改进页岩气增产效果的一项必不可少的专项技术。

页岩气的开发主要依赖于通过大型压裂，建立一种长而宽的人造裂缝通道，将大量的非常复杂的裂缝网络连通，从而增大泄压面积。微地震监测技术是了解人造裂缝的几何形态、改进增产措施或加密井效果的关键。页岩气开发过程中的微地震压裂监测技术，是将检波器放置在距压裂井小于600m的观测井中(一般是直井)，对压裂井在压裂过程中诱发的微地震波进行持续的监测，动态地描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布形态。

微地震分析能够及时了解人造裂缝产生的方向、延伸长度等信息，还可实时监测控制压裂的过程，提供压裂增产期间关于多次压裂深度和宽度的宝贵信息，做到对压裂方案进行优化选择。如利用实时裂缝监测资料，可确定裂缝尺寸的异常变化，从而使分级压裂方案得到及时调整，并分析该调整方案对整体压裂方案产生的影响;同时，可确定裂缝是否偏离设计层位，确定封隔方法的效果达到了何种程度。在分级压裂过程中，如果确定某层位得到了重复压裂，可终止当前压裂措施并开始下级压裂;如果确定目前施工层位正在产生多条裂缝，根据压裂液与支撑剂的剩余量，适当延长该层位的压裂时间;如果确定裂缝遇到了断层，立即停止压裂施工。裂缝监测在页岩气压裂中占有很重要地位，通过裂缝监测，确定裂缝方位和展布，计算改造体积，为产量预测、新井布井、压裂设计提供依据。此外，利用微地震检测技术还可以对页岩压裂前后的渗透率进行估算。

我国在塔里木、华北、长庆等油田曾利用微地震技术进行过油藏监测方面的先导性试验，在注水前缘监测、区域天然裂缝预测和剩余油分布识别等方面，取得了一定效果。但在页岩气勘探开发中的应用还处于初期探索阶段。

五、缝洞储层定量雕刻技术

缝洞型储层具有大规模层状与准层状分布特征，部分连通型缝洞可以形成连续型油气藏，是碳酸盐岩的重要油气勘探开发领域。碳酸盐岩缝洞型储集空间一般肉眼可见，包括溶蚀孔、洞、缝及大型洞穴、裂缝等，具有极强的非均质性。

缝洞型储层前期研究主要是利用地震剖面“相面法”进行定性识别目标，如“羊肉串”模式，但是由于受深层地震资料信噪比低的影响，缝洞难以精确成像。21世纪以来，中国石油、中国石化等公司组织了缝洞储层定量雕刻技术攻关，初步实现了复杂缝洞性储层的雕刻与定量化评价，已在塔里木盆地奥陶系、鄂尔多斯盆地奥陶系等缝洞型油气勘探发现中发挥了关键作用。

钻前缝洞型储层定量雕刻主要依靠地震资料，以高保真地震成像处理为前提，以模型正演和岩石物理分析为基础，通过“三定法”，实现缝洞型储层或油气藏的定量化预测。“三定”是指:①定位置，利用高精度三维地震和各向异性偏移技术，实现地震信息的高精度成像;②定形态，利用振幅雕刻技术(洞穴)和方位各向异性技术(裂缝)，实现缝洞体系立体描述;③定规模，利用岩石物理分析和正演模拟技术，实现储集空间定量化预测。如在塔里木盆地塔北和塔中地区，应用缝洞体系立体描述技术，缝洞储层钻遇率达到100%。应用PG剖面、流体因子等多属性融合技术，缝洞储层流体预测符合率达到80%以上。

碳酸盐岩缝洞体系地震定量雕刻技术系列包括4项核心技术:①井控地震保真处理技术，能够促进地震剖面串珠反射更加清晰、数量明显增多;②叠前地震偏移技术与各向异性处理技术，能够精细刻画不同级别的断裂系统;③溶洞模型正演技术，能够建立缝洞大小、填充与地震响应量版;④三维可视化雕刻技术，能够对裂缝、溶洞进行独立雕刻和融合研究，分析缝洞系统的连通性，精细描述缝洞的空间关系。

钻后缝洞型储层定量评价，主要依靠微电阻率扫描成像测井技术。目前已形成了以电成像测井为主导的有效储层识别及缝洞储层参数定量评价技术，建立了多种较为有效的流体识别方法图版，显著提高了此类储层的测井评价能力。另外，开发的远探测声波反射波成像测井新技术，使得探测距离由3m拓展到10m，有利于发现邻近分布的隐蔽缝洞，提高评价精度。

孙吴－嘉荫盆地石油地质特征

有学者预测，2030年以前，中国石油年探明地质储量将继续保持较高的水平，可探明储量202×108t，年均10×108t。石油年产量保持稳定增长的态势，峰值产量约2.2×108t，2×108t水平可延续到2030年以后。未来20年中国将迎来油气并举的重要机遇期，石油产量稳定增长，天然气产量快速攀升，油气产量从2010年的2.8×108t toe，增加到2015年的3.6×108t toe、2020年的4.1×108t toe 和2030年的4.5×108t toe。但是油气当量增长的主要贡献是天然气[65]。因此，动态地时时了解、分析中国油气市场的供求平衡状态是非常有必要的。

1.预测分析设

市场的供求达到平衡状态的条件就是只有当供应量等于需求量。而供应量又可以从生产量和进口量之和来获得。但是在通常情况下进口的产品可以直接转手出口，因此满足供应量需求的进口量只是进口总量的一部分。而且这些数据间的关系吻合程度还与其他的影响因素有很大关系，如统计指标、统计口径、统计单位和运输消耗等等。

当考虑生产量时又会涉及的可储量。因此，可以得到中国油气市场的供求平衡模型，见图4-16。

图4-16 油气市场供求平衡模型

因此，在研究油气市场供求平衡问题时为了突出主要问题，简化影响因素的复杂性，则设：

设Ⅰ：供求平衡过程运输消耗为零；

设Ⅱ：供求平衡过程的其他因素的影响程度很小；

设Ⅲ：未来中国对一次能源的需求量增长按目前规律，超出部分由新型能源补给；

设Ⅳ：新型能源的替代原油状况按目前的发展规律；

设Ⅴ：数据统计口径是一致的。

模型中的“消费量”包括了所有在本市场直接消费（个人或企业）及加工后再消费的量。当“生产量”能够满足“供应量”时，“进口总量”可以为零。当“生产量”不能满足“供应量”时，“进口总量”不能为零；当“进口总量”小于“出口量”时，说明一部分“生产量”用于了出口；中国的油气市场在1993年以前基本呈现这个状态。当“进口总量”大于“出口量”时，说明进口的一部分用于消费。目前中国油气市场就处于后一种状况。因此，“进口总量”可以分为用于消费的“进口量1”和用于出口的“进口量2”。在目前中国油气市场条件下，研究供求平衡不用讨论为了“出口”而“进口”的部分，只需涉及为了供应量等于需求量、弥补生产量不足而有的进口量。即为“储量—生产量和进口量—消费量”的平衡。

2.预测分析

根据以上的预测，可以得到中国石油2011年至2020年间的储量、生产量、消费量和进口量预测值，见表4-24。

表4-24 2011-2020年间中国石油需求状况预测值　单位：106t

注：③和⑤为灰色预测结果，其余为回归预测结果。

表4-24中的“国内供应量缺口值”即为需要的净进口量。根据预测到2015年中国的石油年消费量将会达到（5.63～5.85）×108t，而生产量为（2.12～2.21）×108t，有（3.42～3.72）×108t的缺口；到2020年缺口（4.73～5.72）×108t。而根据BP公司公布的中国石油进口量值数据预测得到的预测进口值2015年为3.6×108t，2020年为5.1×108t，都分别在“国内供应量缺口值”预测区间值范围内。

国际货币基金组织（IMF）发布的《世界经济展望》2011.09版预测，2011年，中国石油进口量将达2267.51亿美元，比上年增长38.6%；石油出口量将达274.79亿美元，比上年增长34.6%。按其预测值2011年中国石油进口量应该在3×108t以上[66]。该进口量应当包括出口量的部分。而2011年当年的实际进口量值为2.5378×108t。可见，预测值只能说明一种倾向，以及反映数值可能达到的水平范围。所以，为了使预测值更可信，需要参考他人在不同时期的预测值，对本次预测的结果进行讨论。

另外，统计预测具有预测时间跨度越小精度越高的特点。由表4-25中所列不同机构在不同时期对中国石油需求量和进口量的预测值。其显示，预测时期距现在越近，预测结果值越大。这与中国经济的增长对能源需求量越大的实际情况相符合；并且，本次研究的预测值，与EIA在2013年的预测结果基本吻合。

由表4-25还可见，本次预测的值无论是2015年的还是2020年的都大于了他人预测的值，说明本次预测结果的倾向是符合实际的。但是该预测结果比基本同期的预测结果值要大得多，这与4个主要原因有关：一是本次预测完全是依据过去数据为基准，没有考虑将来中国的经济发展结构、人口变化、消费结构等因素的制约性和影响性，以目前的状态进行的需求预测值就会偏大。第二是没有考虑一次能源消费结构可能的变化，当其他新型可再生能源的使用比例上升，石油消费需求量增速就会减缓或下降。三是近两年来中国的石油进口量大增的一部分是为了发展战略石油储备基地建设需要，当基地建设基本完工这个需要量的增长就会减缓或下降。四是该进口量不是净进口量，包括了为出口而进口的部分。

表4-25 中国石油需求量预测统计　单位：108t

据参考文献[67-76，85]

但是根据最近一年来国际形势的变化，尤其是能源政治地缘关系结构的调整，以及2011年6月IEA预测中国石油需求2020年将达峰值之后下降，而高油价的风险迫在眉睫，国际油价今后10～20年将继续高企，2035年或涨到135美元/桶[77]。

所以必须对以上预测的石油消费需求值进行修正。首先考虑一次能源消费结构变化，但其他因素设不变。利用表4-26中数据，可以获得中国石油消费占能源消费量比例的变化值，近13年平均为－0.21%、近5年平均为0（表4-26）。如果中国未来石油消费量占能源总消费量的比例按照每年下降0.21%的速度或不变，则石油消费量预测值见表4-27。

表4-26 石油占能源消费总量比例

数据来源：中国统计年鉴2013。

表4-27 2011-2020年间中国石油预测值　单位：106t

再考虑战略石油储备基地建设对预测期（2008-2011）的影响进行修正。一期中国战略石油储备基地为5个，总容量1490×104m3，从2008年陆续完工注油，设到2011年这5个储备基地的总容量注油完成，则在这4年间平均每年进口石油约1.36×108t，而以后的进口量会远远小于该值（表4-28）。按25%的轮油率，每年为其年进口量只有约0.34×108t。依此类推，二期石油储备基地也有陆续完工注油的，对石油消费量的影响也应考虑。所以到2020年前，正是中国战略石油储备的二期、三期工程完工进入注油期，因此石油进口量仍然会很大。

表4-28 中国石油储备基地一期工程容量

资料来源：中国能源网://.china5e/special/show.php?specialid，2011-07-10；新华网://news.xinhuanet/fortune，2010-03-24；北青网://bjyouth.ynet/article.jsp?oid=64838871，2010-04-13。

注：1桶石油约0.159m3。

所以，中国石油的消费需求量和进口量的预测数据修正后，消费量发展趋势如果按照近年来能源消费对石油的依赖情况，2015年应达到（5.6～5.8）×108t，2020年为（7.2～8.0）×108t；如果能源消费有所变化，有替代石油的能源，则2015年对石油的消费量将达到（4.5～4.7）×108t，2020年为（5.7～6.4）×108t。这样石油需要的进口量2015年为（3.4～3.7）×108t，2020年为（2.3～2.6）×108t。因此，中国的石油进口依存度到2015年将至少为58%、2020年会降到45%左右以下。

以上的分析还只是以石油为例，还没有充分地考虑到中国整个能源市场供求结构的变化。由此可见，中国国内天然气市场的供求平衡状态也不容乐观。随着世界LNG技术的发展，中国对天然气的进口依存度也将会大幅提升。因此，中国的油气战略储备品种应该考虑到LNG对整个油气战略发展布局的影响。

十大石油科学技术有哪些？

孙吴－嘉荫盆地位于黑龙江省东北部、松辽盆地的北端，北隔黑龙江与俄罗斯的结雅－布列亚盆地为同一盆地，面积为22810km2。大地构造上东临佳木斯地块，西为大兴安岭褶皱带。盆地是在吉－黑褶皱系和佳木斯隆起基础上经燕山运动而形成的中—新生代盆地，具有断陷和坳陷双重结构特点。盆地具有三凹二隆的构造格局，依次为孙吴断陷、茅栏河隆起、沾河断陷、富饶隆起和嘉荫断陷。盆地经历了张裂—断陷—抬升—坳陷—沉降—抬升的构造演化过程。孙吴－嘉荫盆地基底为古生代花岗岩，沉积盖层自下而上划分为下白垩统宁远村组和淘淇河组，上白垩统永安村组、太平林场组、鱼亮子组和富饶组，古近系乌云组，新近系孙吴组和第四系。主要发育湖泊、扇三角洲、湖底扇和火山岩相。盆地目前完成重磁13994点，二维地震2100km（其中选区项目部署二维地震695km，探井1口，地质井3口，2008年量油2.18×108t，气409.15×108m3。

（一）地层分布特征

孙吴－嘉荫盆地发育的地层有宁远村组、淘淇河组、永安村组、太平林场组、鱼亮子组、乌云组和孙吴组，其上为第四系覆盖。

下白垩统宁远村组岩石组合为浅**细粒岩屑长石砂岩、浅黄褐色凝灰砂岩、浅**岩屑砂岩、灰白色中粒凝灰砂岩、黑色细砂粉砂岩、灰色砾岩、黑色泥岩和细砂岩夹煤层。

下白垩统淘淇河组下段以砾岩、砂砾岩为主，夹含砾长石砂岩和泥岩，底部常出现凝灰岩。上段沉积物颗粒较细，为中细粒砂岩、粉砂岩、泥岩夹薄层煤层。

上白垩统永安村组岩石组合以粉砂质泥岩和粉砂岩为主，夹数层细粒长石砂岩、局部含砾粗—细长石砂岩和薄层钙质砂岩、泥岩、石膏和薄煤层。砂岩中见交错层理，含丰富的植物化石和孢粉、鱼类、介形类、淡水双壳类及腹足类化石。

上白垩统太平林场组岩石组合以灰色泥岩和泥质粉砂岩为主，其次为细粒长石砂岩，底部为油页岩，粒度较永安村组更细。本组含叶肢介、介形类、鱼及植物化石、孢粉。

上白垩统鱼亮子组岩石组合为一套灰绿色—**砂砾岩、砾岩、含砾砂岩为主的粗碎屑沉积。以富含恐龙化石为特征，与下伏太平林场组为整合接触。

上白垩统富饶组为一套煤系地层，以灰黑色、黑褐色粉砂质泥岩、炭质泥岩及粉砂岩为主，夹薄层褐煤，厚度大于55m，与上覆古新统乌云组呈整合接触。

古近系古新统乌云组由灰白色、黄褐色泥岩、泥质页岩夹砂岩组成，底部有**砂砾岩，其上被孙吴组覆盖。产丰富的植物化石和孢粉，见少量昆虫。

新近系中新统—上新统孙吴组上部为灰白色、灰绿、灰**半胶结的中细粒—中粗粒砂岩，下部为砾岩、砂砾岩。

孙吴－嘉荫盆地自下而上具有冲积扇－扇三角洲－湖泊→湖泊→曲流河－曲流河三角洲－湖泊→辫状河－辫状河三角洲－湖泊→冲积扇－扇三角洲－湖泊的沉积演化规律。宁远村组为一套火山岩地层，其上的淘淇河组、永安村组、太平林场组、鱼亮子组、乌云组和孙吴组为连续正常沉积的地层，各组间没有较大范围的不整合接触关系。淘淇河组和孙吴组发育的沉积相为冲积扇相、扇三角洲相和湖泊相；永安村组和太平林场组为曲流河相、曲流河三角洲相和湖泊相，永安村组为河流淡水注入少，有蒸发岩出现；鱼亮子组、乌云组均由辫状河相、辫状河三角洲相和湖泊相构成。

（二）构造单元划分及演化

1.构造单元划分

孙吴－嘉荫盆地基底埋深一般在0.1～2.2km 之间，俄罗斯境内结雅－布列亚盆地基底埋深可达2.8km（图3-25），显示盆地基底深度自南向北逐渐加深。盆地基底形态具有构造轴向北东走向的三断二隆的构造特征，与俄罗斯境内的坳陷区隔江相对，自西向东相间分布，并明显受北东向基底断裂控制，依次为孙吴断陷、茅栏河隆起、沾河断陷、富饶隆起和嘉荫断陷。根据断裂发育及基底结构，可进一步划分9个二级构造单元（图3-26）。

孙吴断陷　位于盆地西部，以F1、F2断裂所形成的北东向断陷，北部以黑龙江为为界，面积约5650km2，该区的重力异常整体呈东西分带、南北分块特征，北部重力异常呈南北向展布；而在孙吴断陷南部则呈北北东向展布。重力计算的基底埋深在100～2400km，形态为东浅西深，中部辰清乡一带的局部断凸将南、北断陷隔开，在吴家铺－新村一带存在一局部断凹，基岩可达埋深2400km。孙吴断陷向北与俄罗斯境内相应断陷隔江相连，基岩埋深2800km。基底岩性主要为华力西晚期花岗岩，在断陷南部F18断裂以南，主要为古生界浅变质岩基底。根据基底埋深、基底起伏、沉积岩厚度等特征，进一步划分出卧牛河凸起、腰屯断凹、龙镇东凹陷等5个二级构造单元。其中腰屯断凹基底埋深500～2100m，局部达2300m。沉积盖层以侏罗系、白垩系、古近系和新近系为主。

图3-25 孙吴－嘉荫盆地基底深度图

图3-26 孙吴－嘉荫盆地构造单元划分图

茅栏河隆起　位于盆地孙吴断陷以东，与沾河坳陷以F5、F6断裂为界，面积约700km2，基底埋深比较浅，在100～400m 之间。该隆起基底为花岗岩。

沾河断陷　位于盆地中部，以F5、F6断裂为断陷西部边界，东部以F6断裂为界，在断陷活动作用下形成的北东—北北东走向断陷，北部以黑龙江为界，面积约7810km2。该区的重力异常整体上两侧高、中间低，东部高于西部，自西向东存在特征鲜明的4个重力低值区、3个重力高值区。可以看出基底形态相当复杂，在北东向及北西向两组断裂的不同时期断陷活动的作用下形成多个北东走向的断凹、断凸，基底埋深一般在0～2200km 之间，局部断凸上有多个基岩出露。根据本次重力反演基底深度计算结果及重力资料对沾河坳陷南部断裂分布的最新研究结果，确定了沾河坳陷南部（盆地南部）与汤元山盆地的边界为F14断裂，解决了孙吴－嘉荫盆地南部边界不清的问题。沾河坳陷向北与俄罗斯境内相应坳陷隔江相连，基岩埋深2.1km。沾河坳陷基底主要为华力西期晚期花岗岩组成，断陷西南部存在规模不大的古生界浅变质岩基底。根据基底埋深、基底起伏、沉积岩厚度等特征，进一步划分出乌底河断凹、松树沟凸起、五道林凸起、石参山断凹等4个二级构造单元。

富饶隆起　位于盆地沾河坳陷以东，与沾河坳陷以F5、F6断裂为界，北部以黑龙江为为界，东部以F10断裂与嘉荫坳陷相邻，面积约1950km2，基底埋深比较浅，在100～400km 之间，局部基岩出露。该隆起北部基底岩性为华力西晚期花岗岩。

嘉荫断陷　位于盆地东部，在北西向断裂及北东向断裂的叠加作用下，形成断陷北部以北西走向为主，南部以北东向走向为主。该坳陷北部以黑龙江为界，西部以F10断裂与富饶隆起相邻，东部及南部以基岩出露线为盆地边界。面积约5000km2，根据最新的重力资料反演计算的基底埋深在0～2.5km 之间，形态为两凹夹一凸，可划分为3个二级构造单元即结烈河凹陷、嘉荫凸起及乌拉噶断凹，最深处在结烈河凹陷，深度为2.5km。嘉荫断陷基底主要为华力西晚期花岗岩及中元古界变质岩组成，以中元古界变质岩为主，两者以F11断裂为界。反映在1∶100万的磁测资料上，该坳陷为平缓大面积分布的幅值在－50nT至50nT的弱磁场区，与其它地区分布广泛的100nT以上正值异常区截然不同。

2.构造演化

孙吴－嘉荫盆地的形成和演化与邻近的松辽盆地颇为相似，大致经历了热隆张裂、裂陷、坳陷和萎缩4个阶段。

（1）热隆张裂阶段

在三叠纪—早白垩世可能因为地幔柱的形成，促使莫霍面拱起，发生热隆作用，引起张裂构造构成盆地雏形，直至白垩纪早期演化成规模不等的裂陷。

（2）裂陷阶段

这一阶段发生在早白垩世，是盆地的萌生期。其火山活动十分强烈，宁远村组沉积早期地层以火山岩为主，只在裂陷的深凹处沉积有断崖扇、洪积扇；宁远村组沉积晚期，在断陷深部位，沉积有小范围的浅湖和半深湖相地层。盆地处于过补偿沉积环境，是一个快速沉积、填平补齐的过程。

（3）坳陷阶段

宁远村组沉积末期，太平洋板块向欧亚大陆俯冲，挤压力波及盆地，盆地褶皱回返成陆，并遭受剥蚀，形成低幅度的丘陵地貌。其后，盆地开始沉降，进入坳陷期，先后沉积了淘淇河组、永安村组、太平林场组、鱼亮子组、富饶组。

（4）萎缩阶段

喜马拉雅运动同样也是孙吴－嘉荫盆地的一次重要的构造运动。在孙吴、逊克、嘉荫断陷内均沉积了以乌云组为代表的泥岩及薄层河湖相沉积建造，但范围大小不一。至新近纪末，广大区域内受断裂控制，有玄武岩喷溢，显示本区进入了一个新的构造沉积旋回。

（三）石油地质条件

1.孙吴－嘉荫盆地暗色泥岩发育，达到低熟—成熟阶段

根据重磁资料结合厚度分析，推测孙吴－嘉荫盆地沉积岩厚度在400～2000m，与本区大地电磁资料反演低阻沉积层最大厚度在1600～1800m 是吻合的。孙吴－嘉荫盆地的淘淇河组、永安村组、太平林场组暗色泥岩是主要烃源岩层，野外暗色泥岩最大厚度分别达104m、258m和254m，总厚度达616m。利用钻井和露头的泥地比，结合重磁解释的沉积岩厚度，预测了孙吴－嘉荫盆地泥岩厚度和分布，泥岩厚度一般在0～650m 之间，其分布严格受断陷规模和断裂控制。孙吴－嘉荫盆地主要目的层为永安村组、太平林场组。从有机质类型看，野外集到的太平林场组暗色泥岩样品的干酪根分析结果，腐泥组最高含量93%，平均含量57.8%；壳质组含量为2.3%；镜质组含量最高30.0%，平均含量14.5%。有机质类型主要为Ⅱ型。从族组成分析看：野外所选剖面样品镜质体反射率在0.3%～1.0%之间，说明烃源岩有机质部分已进入低熟—成熟阶段。用嘉D 1井Ro与深度的关系推断，烃源岩深度在2000m 进入生油高峰。在太平林场组暗色泥岩所夹的砂岩样品中，经薄片分析鉴定首次发现含油，说明有机质已成熟，并已发生过油气生成和运聚。

2.孙吴－嘉荫盆地储层物性好

孙吴－嘉荫盆地以粗碎岩储层为主，物性较好，具备良好的油气储集能力。乌云组、永安村组和淘淇河组为储层发育层位，孔隙类型以原生粒间孔隙和粒内溶蚀孔隙为主。乌云组砂岩占地层总厚约50%以上，孔隙度为35.1%，渗透率较低，为（0.19～9.5）×10-3μm2。永安村组孔隙度最大值为30.9%，平均值为17.80%，渗透率最大值为786.00×10-3μm2，平均值为393.04×10-3μm2，为中孔、高渗储层。淘淇河组孔隙度最大值为32.8%，平均值为16.50%，渗透率最大值为209.00×10-3μm2，平均值为16.98×10-3μm2，为中孔、中渗储层，物性较好，具备良好油气储集能力。

3.盖层特征及生储盖组合分析

孙吴－嘉荫盆地盖层主要以泥岩和页岩为主，分布广泛，厚度大，上白垩统主要目的层之上发育的致密砂泥岩、砾岩覆盖在目的层烃源岩之上，封盖条件较好。

综合分析认为，孙吴－嘉荫盆地主要目的层为下白垩统淘淇河组及上白垩统永安村组、太平林场组，目的层在盆地凹陷处埋深较大，烃源岩达到成熟阶段，储层发育在淘淇河组、永安村组中，储层孔隙性及渗透性较好，有较强的油气储集能力，盖层为目的层及其之上发育的致密砂泥岩、砾岩，盆地中可能形成有多种生、储、盖组合，由于盆地内一些地层的下部是泥岩，上部是砂岩，同时砂岩又有泥岩夹层，易形成一套自生、自储、自盖式组合，也可能形成下生上储、侧生侧储的组合形式。

（四）有利区带预测

1.重磁预测全盆地有利勘探远景区

（1）孙吴断陷的腰屯断凹

孙吴断陷腰屯断凹面积2100km2，基底埋深500～2100m，局部达2300m。在吴家铺－新村一带存在一局部断凹，基岩可达埋深2400km，预测泥岩厚度300～500m，与之相邻的俄罗斯境内坳陷面积大，基岩埋深3000m。沉积盖层以白垩系、古近系和新近系为主。

（2）沾河断陷的乌底河断凹

沾河断陷面积7810km2，断陷内乌底河断凹，面积1200km2，石参山断凹，面积900km2。盖层沉积较全，主要有白垩系、古近系和新近系。其中主要目的层白垩系最大厚度800m。利用厚度分析法预测本区泥岩厚度为200～400m。太平林场组在逊克县南部地区，暗色泥岩厚度较大，并夹有较厚油页岩层（含油率0.6%～25%），古生物化石丰富，地化指标反映出湖相沉积，具还原—弱还原环境，暗色泥岩占地层厚度39%，泥岩单层厚17.5～28.0m。凹陷内基底最大埋深1500m。

这两个地区面积较大，基底埋藏相对较深，主要目的层白垩系具有一定的厚度，其中暗色泥岩发育，有机质丰富，具备油气成藏条件，并与临近俄罗斯的主要坳陷衔接较好，是孙吴－嘉荫盆地目前油气勘探的有利勘探远景区（图3-27）。

（3）嘉荫断陷

嘉荫断陷面积3384km2，基底埋深在0～2.8km 之间，为全盆地基底深度最大的一个断陷，构造形态为两凹夹一凸，可划分为3个二级构造单元，即结烈河凹陷、嘉荫凸起及乌拉噶断凹，最深处在结烈河凹陷，深度为2.8km。盖层沉积较全，主要有白垩系、古近系和新近系。野外地质剖面观察在嘉荫县火烧桥一带，主要目的层永安村组厚555m，出露面积较小，泥岩累积厚237.07m。野外剖面取样分析表明暗色泥岩有机碳平均分别为0.778%和0.843%，氯仿沥青“A”平均值分别为0.071%和0.0553%，生烃潜量平均值分别为1.70mg/g和0.85mg/g。从有机质丰度看，生油岩达到了好—较好的生油岩标准。总之，嘉荫断陷面积较大，基底相对较深，地层发育较全，是孙吴－嘉荫盆地目前油气勘探的有利勘探远景区。

图3-27 孙吴－嘉荫盆地有利区预测图

2.高精度重磁解释确定孙吴断陷腰屯断凹为有利勘探区带

腰屯断凹平面上呈南北向展布，南宽北窄，南北延伸55km，东西宽10～15km，分布面积为1020km2，该断凹是由腰屯断裂、山河屯断裂共同控制的双断结构，最大埋深超过－3000m。腰屯断凹在孙吴县以北地区重力异常呈现高低相间的特点，预示着断陷内隆凹相间，东西分带，区间不乏背斜、半背斜、断块等构造圈闭。腰屯地区的剩余磁力异常显示沿腰屯断凹主控断裂，分布有一定面积的局部正磁力，这些磁力正异常，基本呈南北延伸长、东西分布短的不规则椭圆状分布，单个磁力异常面积达几十平方千米，推测其为断陷内火山岩磁力异常的反映。这些现象说明腰屯断凹除发育构造圈闭外，还可能发育一定规模的火山岩等岩性圈闭。从断凹的规模、断陷期地层厚度、基底顶面埋深等几个方面综合评价，认为腰屯断凹是下一步勘探的有利地区（图3-28）。

图3-28 孙吴－嘉荫盆地孙吴断陷有利区带预测图

3.地震预测有利勘探区

（1）嘉荫地区油气聚集有利区带预测

综合分析认为，嘉荫地区生、储、盖条件较好，烃源岩较为发育，储层、盖层物性条件较好。从剖面和构造图上看，乌拉嘎凹陷是本区规模和深度最大的一个凹陷，为一个西陡东缓、走向近北北东向的箕状断凹，凹陷中部存在鼻状构造，由深到浅，各层逐渐变得平缓。乌拉嘎凹陷湖相地层发育，其湖相沉积地层最深达1.7s左右，深度达2600m 左右，烃源岩比较发育，最厚处达475m。该区生油门限较浅，只有1200m。综合本区的石油地质特征，确定乌拉嘎凹陷是本区最有利的含油气有利区带（图3-29）。

图3-29 孙吴－嘉荫盆地嘉荫地区含油气有利区带预测图

（2）逊克－沾河地区油气聚集有利区带预测

本区构造特征为两凸夹一凹，烃源岩主要发育在工区中南部的沾河向斜。沾河向斜为一个东断西超、走向近北北东向的断凹，存在两个规模较大的鼻状构造，由于受勘探程度的限制，推测该区正向构造比较发育，还有待于后续地震工作证实。逊克－沾河地区生、储、盖条件较好，烃源岩较为发育，储层、盖层物性条件较好，生、储、盖配置条件较好，断层起主要连通作用。火山岩沿断裂侵入现象明显，火山岩侵入造成地温升高，存在由煤生气的可能。沾河向斜内均存在鼻状构造，表明沾河向斜内正向构造较为发育，存在形成构造油气藏的可能。宁远村组火山岩发育，从岩石物性分析看，可作为储层，其与上部淘淇河组烃源岩直接接触，油气向下运移成藏成为可能。综合本区的石油地质特征，确定沾河向斜是本区最有利的含油气区带（图3-30）。

图3-30 孙吴－嘉荫盆地沾河地区有利含油气区带预测图

4.嘉1井钻探成果

嘉1井位于黑龙江省黑河市逊克县逊克农场1分场9队西南6.0km，是孙吴－嘉荫盆地沾河断陷沾河向斜上的一口区域探井，自下而上钻遇基底、下白垩统宁远村组、淘淇河组、上白垩统永安村组、太平林场组、新近系孙吴组和第四系。

（1）烃源岩地球化学特征

永安村组烃源岩有机碳为1.105%～1.806%，平均值为1.504%；氯仿沥青“A”为0.0348%；总烃为267.49×10-6；生烃潜量为0.08～1.28mg/g，平均值为0.41mg/g。淘淇河组烃源岩有机碳为0.526%～7.178%，平均值为1.950%；氯仿沥青“A”为0.0159%～0.1169%，平均值为0.0433%；总烃为（180～880）×10-6，平均值为370×10-6；生烃潜量为0.14～8.40mg/g，平均值为2.49mg/g。根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准，永安村组为差—中等烃源岩，淘淇河组为中等—好烃源岩。

淘淇河组烃源岩有机质类型以腐泥腐殖型和腐殖型为主，即Ⅱ2和Ⅲ型。根据烃源岩有机质显微组分统计可知，永安村组烃源岩样品1个，干酪根类型为Ⅱ2型；淘淇河组烃源岩样品24个，其中Ⅱ1型为5个，Ⅱ2型为12个，Ⅲ型7个，这与H/C-O/C原子比关系以及IH-Tm ax图版进行的分类是相符的。

沉积岩中有机质的丰度和成烃母质类型是油气生成的物质基础，有机质的热演化程度是油气生成的关键。下面根据陆相烃源岩有机质成烃演化阶段划分及判别指标，划分嘉1井永安村组和淘淇河组烃源岩的热演化阶段。

嘉1井永安村组烃源岩镜质体反射率值为0.49%；最高热解峰温为427～520℃，平均值为467℃。淘淇河组烃源岩镜质体反射率为0.54%～1.30%，平均值为0.72%；最高热解峰温为420～462℃，平均值为438℃。就这两项分析结果来看，充分说明嘉1井永安村组烃源岩为未成熟—低成熟热演化阶段，淘淇河组烃源岩为低成熟－成熟热演化阶段。

永安村组烃源岩正构烷烃碳数分布特征呈单峰型分布，碳数范围一般为nC14～nC35，主峰碳为nC19和nC21；∑C21－/∑C22＋为1.02～1.，显示轻烃组分占有优绝对优势；OEP值为1.07～1.14，具有明显的奇碳数优势；Pr/Ph比值为0.48～0.86，具植烷优势，说明沉积环境为咸化还原环境；Pr/nC17和Ph/nC18比值分别为0.43～0.69和0.49～0.81，表现出烃源岩热演化程度较低的特征。淘淇河组烃源岩正构烷烃碳数分布特征呈单峰型分布，碳数范围一般为nC14-nC 37，主峰碳多为nC19和nC23，其次是nC21和nC25，∑C21－/∑C22＋为0.16～1.37，多数小于1,C21+C22/C28+C29为0.32～5.86，显示重烃组分占有绝对优势。OEP值为0.43～3.76之间，多数大于1，具有明显的奇碳数优势；Pr/Ph比值为0.60～2.31，多数接近于1，姥鲛烷和植烷优势不明显，说明沉积环境为弱氧化弱还原环境；Pr/nC17和Ph/nC18比值分别为0.21～1.98和0.08～1.49，表现出烃源岩热演化程度较低的特征。这种明显的高碳数正构烷烃的奇数碳优势表明孙吴－嘉荫盆地沾河断陷烃源岩有机母质来源既有陆生高等植物又有低等水生生物。

（2）储层物性特征

嘉1井储层取心段深度为1287～2042.80m、2490.4～2644.59m、2792.04～2795.33m，依次对应地层淘淇河组、宁远村组、基底。

淘淇河组砂岩共取样8块，根据实测的砂岩岩心薄片镜下鉴定结果，储层岩性主要为不等粒砂岩、粗砂岩，其次是细砂岩，含个别砾石，砾石成分为凝灰岩、碎裂石英、单晶长石，砾石最大粒径2.8mm左右。颗粒排列疏松，孔隙发育较差。陆源碎屑含量为50%～94%，主要由石英、长石和岩屑组成；火山碎屑含量为3%～30%，基本为火山灰尘，多呈团块状，少量呈填隙物状充填在孔隙中，火山灰团块边缘界限不清。填隙物主要为碳酸盐胶结物和泥质杂基，泥质含量少，具重结晶，呈团块状、薄膜状和条带状分布；次生碳酸盐充填在岩石的孔隙中，呈团块状分布，碳酸盐为方解石、菱铁矿和碳钠铝石，大多为碳钠铝石，碳钠铝石呈放射状、束状分布，碳酸盐溶蚀交代碎屑颗粒，部分碎屑颗粒被完全交代呈现其象。粗砂岩的碎屑颗粒粒度主要分布在0.52～1.60mm之间，磨圆度为次棱，分选性好。颗粒之间一般为点接触，胶结类型为孔隙，其次是薄膜－孔隙。不等粒砂岩的碎屑颗粒粒度主要在0.16～1.82mm之间，磨圆度为次棱，分选性差。颗粒之间一般为点接触或点－线接触，胶结类型为孔隙和薄膜－孔隙。细砂岩的碎屑颗粒粒度主要在0.12～0.25mm之间，磨圆度较好，分选性好。颗粒之间一般为点接触，胶结类型为孔隙。

宁远村组共取了6块样品，根据实测的岩心薄片镜下鉴定结果，宁远村组岩性主要为安山质沉凝灰岩，其次是中砂岩、安山岩和碎裂岩。其中砂岩取了1块样品，为含火山灰中砂岩，呈含粗砂中砂状结构，颗粒排列较疏松，孔隙发育差。泥质具重结晶，呈团块状、薄膜状分布，含少量碳酸盐岩和一定量的火山碎屑，基本为火山灰尘，多与泥质混合，呈团块状或填隙物状分布。火山灰尘团块边缘界线不清。含少量黑云母，多具绿泥石化。碎屑颗粒粒径主要在0.28～0.50mm之间，磨圆度较好，分选性好。颗粒之间为点接触，胶结类型为孔隙－薄膜。

淘淇河组砾岩物性相对较好，其次是淘淇河组砂岩，宁远村组砂岩物性普遍较差，随深度增加物性有变差的趋势。

由铸体薄片观察分析，嘉1井孔隙发育很差，主要为少量的粒间孔和粒内溶孔，有些样品铸体薄片观察不到孔隙。

（3）生、储、盖组合

本井区主要生油层为下白垩统淘淇河组、上白垩统永安村组，其暗色泥岩是主要烃源岩，有机质丰富，达到了成熟阶段；储层发育在淘淇河组、宁远村组砂岩中，孔隙性、渗透性较好，具备油气储集能力；盖层为目的层及其之上发育的致密砂泥岩、砾岩，封盖条件较好。可能形成有多种生、储、盖组合类型，由于该井淘淇河组顶部和底部是砂砾岩，中部是泥岩和砂岩夹层，易形成一套自生、自储、自盖式组合，也可能形成下生上储、上生下储的生储盖组合类型。

嘉1井钻探在淘淇河组见到大套暗色泥岩，有机质丰度中等－较好，有机质类型为Ⅱ：和Ⅲ型，达到成熟。储层物性淘淇河组砾岩相对较好，其次是淘淇河组砂岩。证实孙吴－嘉荫盆地具有较好的勘探前景。

西南石油大学的学术研究

1．塔里木盆地山地超高压气藏勘探技术和克拉2大气田的发现　

综合石油地质、地球物理勘探、钻井、测井与测试技术等多学科、多专业联合攻关的成果，解决了塔里木盆地库车地区因地形起伏剧烈、表层岩性多变、地下逆冲断层发育而引起的一系列复杂的山地油气勘探技术难题，形成了一套比较成熟的适用于库车前陆盆地的勘探技术。在地震信息集、资料综合解释的各个环节，都有技术创新，提高了构造成图的精度；攻克了超高压层和膏盐层的钻井技术；研究了高陡复杂构造的地质建模和圈闭描述技术、前陆盆地的高压油气藏描述技术和石油地质综合评价技术等。进而，总结了库车前陆盆地逆冲带油气田（藏）特征及其分布规律，指导了该区的油气勘探实践。共发现和落实各类圈闭46个，提供钻探井位26口，探井成功率达到50%。发现了克拉2大气田（探明天然气储量2506.1亿立方米），以及依南 2、吐孜1、大北1、克拉3等一批天然气田，为"西气东输"工程提供了基础。

2．鄂尔多斯盆地上古生界天然气富集规律及勘探技术研究和苏里格庙大气田的发现

通过盆地沉积史、构造发展史和古地温演化史分析，总结了鄂尔多斯盆地具有大面积广覆式生气、水喉封隔等致密砂岩气田和深盆气田特征。深入研究鄂尔多斯盆地上古生界大气田形成地质条件、岩性气藏深盆气藏成藏过程、分布规律及中高渗透层的高产条件，；通过攻关，形成了以盆地分析模拟、储层横向预测、气藏综合描述等技术为主的九套综合配套技术系列，重新评价了上古生界天然气总量为6.76- 10.3万亿立方米，超过原评价数的三倍以上，为进一步勘探提供了科学依据。

科技攻关与勘探实践紧密结合，通过对评价出的五个有利的详探区与预探区的钻探,在苏里格庙、榆林、乌审旗地区均发现了大气田。在榆树区6000平方公里勘探范围与乌审旗7200km2勘探范围内，均已探明天然气储量超过1000亿立方米的大气田；特别是探明了苏里格庙大气田，在2万km2的勘探范围内，已探明天然气储量2204亿立方米，控制储量1000亿立方米，预测储量2013亿立方米。

3．大庆油田年产5300万吨至2000年稳产技术

形成了大庆油田高含水后期薄差油层精细描述和识别技术，建立了大庆油田各类储层的三维定量地质模型，并运用多学科技术研究剩余油形成机理，建立了各类剩余油气综合定量描述方法。进一步提高了储层井间参数预测符合率，剩余油预测符合率，水淹层测井分辨率和解释符合率。在此基础上，形成了一套行之有效的剩余油挖潜技术。三次加密单井增加可储量5000吨，预计可钻7000口井。经测算已增加可储量2487万吨。

形成了大庆低渗透油藏油气富集区筛选、经济可储量评价技术和方法，提供了较多开发的区块。低渗透油田试验区块油速度达1.2%。大大降低了百万吨产能建设投资。形成了大庆油田注聚合物出液高效处理及动态监测技术；聚合物配注系 统国产化及聚合物管道熟化技术；深度调剖技术，增加百万吨油量的投资成本比" 八?五"下降15%以上。到2000年底，低渗透油田年油量达400万吨,注聚合物年产油 800万吨以上，实现了大庆油田年稳产5300万吨的目标。

4、 GRISYS/WS－V5.0地震数据处理系统及KL Seis 1.0地震集工程软件系统

GRISYS地震数据处理系统 GRISYS/WS－V5.0在GRISYS/WS－V4.0的基础上,创新发展了高分辨率处理软件包、交互折射波静校正软件包、交互精细速度分析软件包、 VSP处理软件包、交互储层综合分析软件包等新技术,使其更加适应于我国陆相盆地沉积的薄互层油气藏勘探和西部复杂地表区的油气勘探.经过对大庆、辽河、胜利、新疆、华北、二连、中原、河南、滇黔桂等地区的资料处理,均取得良好效果，对克拉2 大气田的发现提供了主要的技术支持。目前已安装此系统60套，创直接经济效益2400 多万元,节约了大量引进国外软件的费用。

KLSeis 1.0是国内第一套涵盖了地震野外数据集全过程，方法先进、功能齐全，适用性广的集系统软件。经专家鉴定认为，从整体上处于国际领先水平。目前，已有中油集团公司、中石化集团公司、海洋石油总公司下属的16家物探专业公司配备了该系统软件，推广应用近百套，技术经济效益十分显著。

5、侧钻水平井钻配套技术

建立了针对砾岩油藏、稠油、高凝油油藏侧钻水平井设计的油藏工程方法，包括对开发区块剩余油定量描述、侧钻水平井开机理和应用数值模拟技术研究，以及侧钻水平井开效果评价方法等；在钻井技术上，通过建立钻井轨迹模型，总结了侧钻开窗原则、方式，井眼轨迹控制技术、井下钻柱磨阻、稳定性、相容性、钻具及其造斜能力等，开发了应用软件，用以指导钻井施工；针对不同地层条件在完井和油工艺技术上有所创新。应用以上技术，先后在新疆砾岩区块完成侧钻水平井8口,初期日产油相当原井日产量的2.5倍，为该区块平均日产的2.4～3.9倍。在辽河油田共完成稠油开的侧钻水平井11口，平均日产为原井产量的2～4倍，取得明显经济效益。

6、微电阻率扫描成像测井系统

微电阻率扫描成像测井仪器可测量井下地层非均质特征（裂缝、溶洞和层理等）、结构特征和构造特征，是沉积相分析、裂缝定量评价、岩心对比、薄层划分、非均质油气藏勘探等方面的重要手段。过去一直是引进国外的设备和服务。该系统研制成功，先后在大庆现场试验测井4口，在大港测井4口，裂缝识别和地质特征划分的符合率达95%。

该成果是国内独立研制的第一支成像测井仪器,仪器（系统）设计中用了自适应高温承压密封极板、电扣信号分时多波形波样、集软件平台和共享存储器技术的地面接口等多项先进技术

7、裂解汽油加氢催化剂

开发了系列裂解汽油加氢一、二段催化剂，目前有多种牌号实现了工业应用，替代了进口,取得了良好的经济效益和社会效益。

高负荷裂解汽油一段加氢催化剂LY9801，具有运转空速高，加氢活性好，选择性好，积炭量低,再生性能好等特点，能够满足各乙烯生产厂家在不改变或较少改变现有设备条件下即可达到扩产增效的目的。先后在吉化、中原、燕化、大庆、上海金山、兰州石化等厂家实现了工业应用，该催化剂还能适应于C5～204℃裂解汽油，全馏份一段加氢及高胶质裂解汽油（原料胶质30～60mg）的加氢。该催化剂自实现工业化以来，累计创效近4000万元，产生了重大经济效益。

高负荷裂解汽油二段加氢催化剂LY9802，运转空速可由2.8h-1提高到4.5h-1。该催化剂于2000年7月在上海金山实现工业试验，成功后可向其它厂家推广应用，其社会效益和经济效益十分可观。

适应于硫含量多变的裂解二段加氢复合床用催化剂LY02，可用在总硫为30～ 1100ppm的裂解汽油的加氢，已先后在扬子、盘锦、吉化、茂名等厂家使用。

8、一交一焙超稳分子筛及LANK－98催化剂的开发生产

该分子筛的制备工艺具有生产工艺简单、产量高、成本低等特点，同时用一交一焙分子筛制备的催化剂，具有活性高、选择性好、重油转化能力好、抗污染能力强等特点。

一交一焙超稳分子筛与新型高活性单体配合生产出了LANK－98催化剂，该剂活性高、堆比可在大范围内调整，并具有非常好的孔分布梯度，对裂化大分子具有很好的作用，不仅适应于重油催化装置，也适应于掺炼渣油的蜡油催化装置。该剂在大连炼化公司二催化装置应用结果表明，综合性能优于进口催化剂。目前该剂已销往全国19 家炼厂，销量达5500吨，为炼厂创造了3000万元以上的经济效益。

9、ZJ70D直流电驱动钻机

ZJ70D钻机是我国石油系统研制的第一台7000m超深井钻机.该钻机按SY/T 5609《石油钻机型式与基本参数》标准和有关技术要求设计制造,主要机件符合美国API规范 .其主要技术参数为:名义钻井深度7000m（41/2in钻杆）～6000m（5in钻杆）;最大钩载4500KN;最大钻柱重量220t;绞车最大输入功率1470kW（2000hP）,4档无级变速; 提升系统绳系6×7,钢绳直径φ38mm:泥浆泵功率2×1180kW:转盘开口直径925.5mm （371/2in），2档无级变速；井架为前开口型，高45m；钻台为双升式，高9m.该钻机在国内首次用了国产液压盘式刹车，司钻控制信号用双线传输形式，提高了控制系统的可靠性。

新疆钻井公司塔里木油田FK430－H井，使用ZJ70D钻机用5im钻杆，安全完钻达 6090m,达到该钻机设计的钻井深度。

该钻机已累计订货11台,交付生产使用9台，其中，新疆、长庆、青海、吐哈、华北、大港、中原等油田已先后投入使用.交付新疆的2台分别于1999年和2000年赴阿尔及利亚、伊朗钻井,长庆、青海的ZJ70D钻机也均为外国石油公司承包钻井，增强了我国钻井队在国际市场的竞争力。该钻机投入生产制造后，已实现产值14500万元。

10、管道环缝自动焊接技术及设备研究

管道全位置自动焊接技术是当今世界管道焊接（特别是长输管道）的重要技术，涉及到机械制造、焊接、计算机控制和数字信号处理等多种技术领域，要求设备先进 ,焊接效率高、质量好。PAW2000样机研制完成后，在施工现场进行了总数为3.3的公里管线焊接应用，X射线探伤合格率为96.5%； APW－1型样机完成后，在绥中36－1输油管线焊接应用，焊缝成型美观，X射线探伤合格率达98%,焊接效率是手工焊接的三倍；该两种样机，经专家评审认为，均整体达到国际同类设备的先进水平.PAW2000型焊机已生产20余台套，配备到穿越青海、宁夏、甘肃三省区的涩宁兰输气管线建设现场。

截至2016年3月底，学校设有1个新能源和非常规油气研究院，各级科研基地平台共计91个，包括国家重点实验室1个、联合国援建技术中心1个、国家工程实验室、工程中心（协作）3个、产业技术创新战略联盟2个、国家级大学科技园1个、国家级技术转移示范机构1个，国际合作实验室2个，省部级重点实验室（工程技术研究中心）27个、省级实验科研基地3个，厅局级及横向合作科研基地46个，校级研究中心（所）5个。

2014年，学校成立世界上首个“海洋非成岩天然气水合物固态流化开实验室”。2015年西油与川大联合共建测井实验室。 西南石油大学作为实体建设的科研基地（平台）情况表序号名称级别依托单位1 油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学、成都理工大学） 国家级 石工院 2 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室（协作） 国家级 石工院 3 油气钻井技术国家工程实验室（协作，含3个研究室） 国家级 石工院、机电院 4 国家能源高含硫气藏开研发中心（硫沉积评价技术研究所） 国家级 石工院 5 煤层气产业技术创新战略联盟 国家级 石工院 6 二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）产业技术创新战略联盟 国家级 石工院 7 国家级大学科技园（西南石油大学） 国家级 学校 8 国家技术转移示范机构（西南石油大学） 国家级 学校 9 中美联合数据工程与数据分析实验室 国际合作 计科院 10 油井完井技术中心（联合国援建） 国际合作 石工院 11 石油天然气装备教育部重点实验室（西南石油大学） 教育部（省部共建） 机电院 12 天然气开发教育部工程研究中心（西南石油大学） 教育部（部级） 石工院 13 油田化学教育部工程研究中心（西南石油大学） 教育部（部级） 化工院 14 沉积盆地与油气重点实验室（沉积地质研究中心） 国土部（部级） 地科院 15 天然气地质四川省重点实验室 省科技厅（省级） 地科院 16 油气田应用化学四川省重点实验室 省科技厅（省级） 化工院 17 能量转换与储存先进材料国际科技合作基地 省科技厅（省级） 材料院 18 油气消防四川省重点实验室 省科技厅（省级） 石工院 19 四川省天然气开发与开研究实验基地 省科技厅（省级） 石工院 20 四川石油天然气发展研究中心 省教育厅、社科联（省级） 学校 21 能源安全与文化普及基地 四川省社科联 马院 22 四川省不锈钢工程技术研究中心 省科技厅（省级） 材料院 23 四川省页岩气勘探开发协同创新中心 省教育厅（省级） 石工院 24 四川省石油天然气装备技术协同创新中心 省教育厅（省级） 机电院 25 四川省海洋天然气水合物开发协同创新中心 省教育厅（省级） 石工院 26 四川省页岩气与环境协同创新中心 省教育厅（省级） 地科院 27 中国石油石油管重点实验室-石油管力学和环境行为重点研究室 集团公司级 石工院 28 中国石油钻井工程重点实验室-钻井液重点研究室 集团公司级 石工院 29 中国石油钻井工程重点实验室-欠平衡钻井研究室 集团公司级 石工院 30 中国石油天然气成藏与开发重点实验室-特殊气藏开发研究室 集团公司级 石工院 31 中国海洋石油（海上油田）提高收率重点实验室 集团公司级 石工院 32 中国石油高含硫气藏开先导试验基地—西南石油大学研究室 集团公司级 石工院 33 中国石油油气藏改造重点实验室-西南石油大学压裂酸化数值模拟研究室 集团公司级 石工院 34 中国石油油气储运重点实验室-西南石油大学复杂天然气集输研究室 集团公司级 石工院 35 中国石油HSE重点实验室—西南石油大学研究室 集团公司级 化工院 36 中国石油碳酸盐岩重点实验室沉积—成藏研究室 集团公司级 地科院 37 中国石油钻井工程重点实验室钻头研究室 集团公司级 机电院 38 中国石油物探重点实验室页岩气地球物理研究室 集团公司级 地科院 39 中国石油测井重点实验室工程测井研究室 集团公司级 地科院 40 海洋非成岩天然气水合物固态流化开实验室 集团公司级 石工院/机电院 41 四川省高校岩石破碎学与钻头研究实验室 省教育厅（厅级） 机电院 42 四川省高校天然气开重点实验室 省教育厅（厅级） 石工院 43 四川省高校测控技术与自动化研究室 省教育厅（厅级） 电信院 44 四川省高校石油工程测井实验室 省教育厅（厅级） 石工院 45 四川省高校石油工程计算机模拟技术重点实验室 省教育厅（厅级） 计科院 46 四川省高校石油与天然气加工重点实验室（自筹） 省教育厅（厅级） 化工院 47 四川省高校油气田材料重点实验室 省教育厅（厅级） 材料院 48 四川省高校结构工程重点实验室 省教育厅（厅级） 土建院 49 四川省环境保护油气田污染防治与环境安全重点实验室 省环保厅（厅级） 化工院 研究领域 序号研究领域特色及主要研究方向一 石油与天然气工程 1.低渗透油气藏开发理论与方法 2.复杂油气藏压裂酸化理论与应用技术 3.裂缝性油气藏开发理论与方法 4.有水气藏开发理论与方法 5.高含水期油藏开发理论与方法 6.油气藏流体相态研究与特殊气藏开发理论及配套技术 7.注气提高收率理论及配套技术 8.恶劣条件油藏聚合物驱提高收率技术 9.油工艺技术 10.复杂非常规油气藏数值模拟理论和方法研究 11.非常规天然气储层成因与描述技术 12.储层损害与储层保护 13.欠平衡钻井技术研究 14.油气井固井理论与实验研究 15.管柱力学 16.工程岩石力学 17.完井方法 18.钻井液处理剂作用机理及钻井液化学 19.深井复杂井与特殊工艺井钻井技术 20.水射流研究与应用 21.石油工程测井及应用 22.钻井信息、仿真与最优化 23.油气管道仿真及优化技术 24.油气管道完整性评价技术 25.天然气管道储气及调峰技术 二 地质与地质工程 1.碳酸盐岩沉积储层地质学 2.油气层保护矿物岩石学 3.油气藏地球化学及成藏理论 4.储层描述与储层分布预测 5.剩余油分布研究 6.碳酸盐岩储层研究 7.新型电法非地震勘探系列技术研究 8.非线号处理及其在地球物理资料处理中的应用 9.层序地层学理论及其在油气勘探开发中的应用 10.碳酸盐岩测井评价技术 11.低孔低渗油藏评价技术 12.油藏整体描述技术 13.油气层保护的地质评价与研究 14.古应力场数值模拟与分析 15.裂缝预测 16.深部油层油后期地质效应 17.石油微生物研究 18.微生物造岩成丘研究 三 机械工程 1.机械现代设计理论及方法研究 2.现代制造技术及方法研究 3.岩石破碎与钻头研究 4.钻工具及设备研制 5.特殊油工艺方法及设备研究 6.石油装备与工具基础理论研究与产品开发 7.石油机械系统计算机仿真研究 8.软件开发 四 化学工程与技术 1.油气井建井化学浆添加剂研发 2.油化学 3.驱油剂研发及驱油体系研究 4.低渗透油藏开化学助剂研发 5.稠油开 6.石油天然气化学防腐 7.油气田环境污染控制及治理 8.石油天然气安全技术研究与评价 9.石油加工 10.天然气处理与加工 11.生物质能源研发 12.理论与计算化学 五 计算机科学与技术 1.石油信息化 2.计算机模拟与仿真 3.嵌入式系统 4.软件工程 5.数据库系统 六 建筑科学与工程 1.工程结构与系统现代设计理论 2.复杂结构与系统数值分析计算方法 3.结构系统安全性、耐久性、检测与维修加固 4.工程项目与企业的质量工程与卓越绩效评价 5.基于空间信息技术的结构健康检测理论与方法 6.岩土工程勘察与爆破技术 7.油气管道完整性评价与管理技术 8.储气系统、输配气管网规划设计与系统仿真 七 材料科学与工程 1.材料腐蚀机理与防护技术研究 2.油气田用高分子材料研究 3.油气田用无机非金属材料研究 4.材料表面工程研究 5.超细材料与应用研究 八 应用数学 1.应用微分方程与数值计算 2.应用概率统计 3.最优化与决策 4.石油工程仿真模拟计算 5.石油工程信息分析与处理 6.石油工程数值计算 九 仪器科学与技术 1.油气测试计量及标准化技术 2.油气检测与自动化装置 3.传感器及无损检测技术 4.油气智能测控系统 5.智能化仪器及计算机测控技术 6.智能结构系统与仪器 十 石油工程管理

管理科学与工程

工商管理

应用经济学 1.油藏经营管理 2.石油人力管理 3.石油与天然气工程项目管理 4. 石油与天然气工程技术经济及管理 5. 石油与天然气工程系统管理和优化 6. 管理科学理论、方法及应用 7. 工业工程与管理工程 8. 信息管理与企业信息化 9. 物流与供应链管理 10. 现代企业管理理论、方法及应用 11. 现代营销理论与营销实践 12. 人力管理 13. 石油技术经济及管理 14．会计与财务管理 15．石油天然气经济研究 16．石油产业组织创新研究 17．企业理论研究 18．农林经济研究 十 一 马克思主义理论

社会学 1.马克思主义与当代中国现实研究 2.马克思主义中国化理论研究 3.马克思主义基本原理运用研究 4.马克思主义基本理论 5.思想政治教育与管理 6.思想政治教育原理与方法 7.公共组织与人力管理 8.行政管理理论与实践 9.社会工作与管理 10.应用社会学 十二 法学 1.民商法学 2.刑事法学 3.经济法学 4.环境保护法学 5.国际法学 6.法理、行政法学 十三 外国语学及应用语言研究 1.外语教育理论与实践 2.翻译理论与实践 3.跨文化交际 4.英语教育 5.语言学 十四 体育学 1.体育教育训练学 2.体育人文社会科学 3.体育管理 科研成果 截至2016年3月底，学校先后承担国家杰出青年科学基金、优秀青年科学基金、自然科学基金，国家“3”、“863”、科技攻关（支撑）、科技重大专项，国家社科基金，教育部重点项目、新世纪优秀人才、教育部博士点基金，四川省杰出青年学术技术带头人基金等省部级以上项目2069项；获得包括国家科技进步特等奖、国家科技进步一等奖、国家科技进步发明二等奖在内的省部级以上奖励390多项。2015年学校实到科研经费3.56亿元。 “十一五”以来，发表论文13593篇，专著339部。

“十一五”期间，学校共申请专利2120项，其中发明专利1305项，实用新型专利815项，学校共授权专利1140项，其中发明专利569项，实用新型专利571项。 国家科技进步奖（十二五期间）　　序号成果名称等级时间1 5000万吨级特低渗透-致密油气田勘探开发与重大理论技术创新 一 2015 2 海上稠油聚合物驱提高收率关键技术及应用 二 2015 3 超深水半潜式钻井平台“海洋石油981”研发与应用 特等 2014 4 大型复杂储层高精度测井处理解释系统CIFLog及其工业化应用 二 2014 5 鄂尔多斯盆地中部延长组下组合找油突破的勘探理论与关键技术 二 2013 6 特大型超深高含硫气田安全高效开发技术及工业化应用 特等 2012 7 超高温钻井流体技术及工业化应用 二 2012 国家技术发明奖　　序号成果名称等级时间1 碳酸盐岩油气藏转向酸压技术与工业化应用 二 2013 ESI国际高被引学术论文序号单位姓名论文名称期刊名称级别出版年份1 理学院 田俊康 Improveddelaypartitioningmethodtostability

analysisforneuralnetworkswithdiscreteand

distributedtime-varyingdelays. AppliedMathematicsandComputation

233（2014）152–164 ESI 2014年 科研经费 西南石油大学科研经费情况（单位：亿元人民币）年份金额2008年全年实到科研经费两亿多元2009年3.07亿元2010年3.7亿元2011年4.2亿元2012年4.67亿元2013年4.6亿元2014年4.3亿（以上资料来源： ） 学术期刊 《西南石油大学学报（自然科学版）》

《西南石油大学学报（自然科学版）》前身为《西南石油学院学报》，创刊于1960年，是经国家教育部、科技部和新闻出版总署批准、由西南石油大学主办、以报道石油科技为主的学术性期刊。为中文核心期刊，2004年获教育部优秀科技期刊一等奖，2008年获“中国高校优秀期刊”称号。已被中国国外著名数据库Elsevier、美国石油文摘（PA）、美国化学文摘（CA）、剑桥科学文摘（CSA）、俄罗斯文摘杂志（AJ）、日本科学技术社数据库，以及中国国内大型数据库CPA、《中国学术期刊（光盘版）》、《中国科技论文统计与分析》、《中国科学引文数据库》、《中国石油文摘》等收录。主要刊登石油专业领域中具有创造性或创新性的学术与技术论文、基础理论研究论文、前沿问题的讨论与争鸣，突出反映石油天然气工业中的新理论、新方法、新工艺、新技术。

《西南石油大学学报》（社会科学版）

《西南石油大学学报》（社会科学版）是西南石油大学主办的综合性学术理论刊物、《CNKI 中国知网》收录期刊、《中国核心期刊（遴选）数据库》收录期刊、《中文科技期刊数据库（全文版）》收录期刊、《中国期刊网》全文入网期刊、《万方数据-数字化期刊群》全文入网期刊、《中国学术期刊综合评价数据库》来源期刊。主要刊登能源发展研究、政治学与社会学、法学、文史哲等学科领域的研究及应用中有独到见解或创新性的学术论文。 馆藏 据2016年3月学校图书馆信息显示，该校图书馆由成都校区图书馆和南充校区图书馆两部分组成。南充校区图书馆由应用技术学院管理。

馆藏以石油天然气文献为特色，理、工、管、经、文、法、教等不同学科协调发展。纸本图书183万册，电子图书125万册，电子期刊3万种，订购印刷型期刊1834种，购买数据库40个。

图书馆与国家科技文献中心（NSTL）、高校人文社科文献中心（CASHL）、国家图书馆、中国科学院国家科学图书馆、教育部CALIS中心、科技部西南信息中心、中国石油信息所、四川大学图书馆、成都理工大学图书馆等文献机构进行馆际互借、文献代复制和代传递服务。与西南交通大学图书馆和中国石油大学图书馆的教育部科技查新站合作，在该馆建立科技查新代办站，直接为该校科研工作者提供查新服务。

图书馆结合该校的教学科研实际，自行研发多种服务类型的数据库系统平台:该校硕博士论文检索与提交系统、文献传递与咨询平台、远程访问系统、决策参考信息专题网站、图书馆事实数据库、图书馆读者问卷调查系统、教师教学参考园地等。

19 年，图书馆建成了以小型机SUN3000为主服务器的自动化集成管理系统，使图书馆的管理、访、编目、流通、期刊、OPAC等有关业务都实现了自动化。1999 年，建成以 JVC 光盘库 +AXIS 光盘塔为数据中心的图书馆光盘网络服务器系统。2008年，建成以Sun4900、Sun6130、浪潮AS1000为核心设备的存储网络系统，以及本地镜像数字图书馆服务系统，共计服务器系统10套，磁盘阵列容量达到40TB。图书馆工作人员开展各种学术研究与信息报道。已在正式出版的各级学术刊物及学术会议上发表研究论文200 多篇，其中 4 篇英文论文在国际学术会议上发表。参加和主持国家、省、部、局、校级科研项目20余项。正式出版论文集《新时期石油高校图书馆工作》等。