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简介：简要叙述了乌兹别克斯坦共和国国情状况，铀矿地质全貌。文章没有刻意去叙述几个典型矿床的层间氧化带及地质、矿化特点，而是着重阐述考察培训中感触最深、令人难忘的地质、物探、水文地质、地浸工艺及钻探技术等方面的闪光点，而这些又是我们工作中容易忽视、或现在还没有认识到其重要性的方方面面，同时对目前国内存在的一些现状提出了自己的看法。

简介：我们获知毛细管现象广义理论已有10多年了。近来已把一系列毛细管现象很好地综合成一个统一的有必然联系的系统。

简介：东非大裂谷属古老地块，有发现大油田的潜力。近年，不仅西方石油公司在非洲加紧勘探开发石油，印度、越南、巴西、中国等国家的石油企业也通过风险勘探形式积极介入非洲石油市场。油气资源尚待开发的东非地区已经掀起了勘探和开发热。

简介：孟加拉国(面积20．7万km^2)已钻探井不足70口，并且大多数位于东部陆上和海上地区，因此它是世界上勘探程度量低的国家之一。自早白垩世以来，构造运动控制了沉积物沉积所需的容纳空间。孟加拉国北部印度板块与欧亚板块的碰撞作用和东部印度板块与缅甸微板块的碰撞作用，为在孟加拉国东部地区发育渐新世—中新世烃源岩和中新世储层砂岩提供了有利条件。所形成的Jenam-BhubanBokaBil合油气系统是目前所确认的最有效的系统，立主要位于孟加拉国东部。烃类可能也由中新统Bhuban组富合有机质的页岩生成。迄今为止，仅在Jenam—BhubanBokaBil含油气系统发现的天然气地质储量就在16万亿ft^3以上，大部分位于Chittagong—Tripura褶皱带的缅甸盆地中。在孟加拉国还推断出了几个其它的含油气系统。包括已发现气田、预计的扩边气田以及新发现气田在内，最佳技术估算的总资源量约为6l万亿ft^3。除了一些地表渗漏气和两个地下气藏的气是细菌成因气外，孟加拉国的油气是热成因的。模拟结果表明，天然气及伴生凝析油源于至少6km的最大生烃深度。许多气藏与反转凝析油有关，它们的成分受两种明显不同的烃源岩相及垂直运移过程的溶解／离溶作用的限制。大部分凝析油约分子特征指示其烃源岩中有机质的主要贡献者为一种富氢的被子植物(有花陆地植物)。天然气中甲烷的碳同位素比值和伴生凝析油的同位素和分子特征表明，缅甸盆地北部的烃类与南部的烃类相比，具有明显不同的烃源岩相。当依据地质格局和我们的盆地模型进行解释时，我们发现这些同位素和分子特征表明渐新统Jenam组在北纬24．4°以北地区、中新统Bhuban组在以南地区是烃类的主要贡献者。

简介：

简介：常规的应力敏感测试方法采用常温、低内压,通过增加上覆岩层压力来改变有效应力,不能很好地模拟地层应力的变化情况。保持岩心围压不变,改变岩心内流体压力,与气藏实际生产过程地层应力变化规律一致,测试结果更具有代表性。结合数值模拟与节点分析方法,得到考虑应力敏感的气藏合理配产。研究表明：岩心渗透率及孔隙度伤害程度均不可逆;渗透率、孔隙度及岩心压缩系数与岩心所承受的应力均呈较好的幂函数关系;同一块岩心,压缩系数受应力伤害程度最大,其次为渗透率,孔隙度受伤害程度最小。矿物成分含量是影响应力敏感的内因。图8表4参20

简介：在阿曼的Safah油田的压力衰竭层段，常规超平衡钻进造成了完井中钻井液的循环漏失，钻柱因压差卡钻，并且不能钻进水平段。欠平衡钻井技术成功地运用于增加现有井的水平段，完善了Shuaiba碳酸盐岩产层的注水开发井网，增加了Safah油田产量。

简介：四川盆地涪陵页岩气田开发初期,气井的产能评价存在诸多问题,采用陈元千“一点法”公式对页岩气井产能进行计算误差较大,不能有效指导气井配产。为了探索适合本地区页岩气井的产能评价方法和合理配产方式,通过开展多口页岩气井的产能试井,并校正中、高排液气井产能试井异常数据,建立了针对该地区页岩气井不同排液量下的一点法产能计算公式。该公式计算的无阻流量与产能试井求得的无阻流量误差范围在-12%-5%之间,二者计算结果较吻合。同时采用采气指示曲线法提出涪陵页岩气田气井6个无阻流量区间相应的合理配产系数。在气井投产初期,可采用合理配产系数进行气井配产;生产中频繁调产井,采用压降产量动态配产法优化气井配产,也可采用两者兼顾的方法指导气井配产。所提出的合理配产方法,可以为涪陵页岩气田气井的高效开发提供技术支撑。

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简介：石龙场大一凝析气藏主要产层为下侏罗统自流井组大安寨段，属于凝析气弹性驱动的裂缝性凝析气藏。目前该气藏已进入后期开发阶段，地层压力愈来愈低，气体携带凝析油的能力越来越弱。部分井因井筒积液严重、井口压力降较大而难以投产，影响了气井的正常生产。通过对凝析气藏开采后期因积液严重而停产的井的分析，认为该类井复产的关键：一是要降低井筒液柱压力梯度；二是井底要有足够的能量。根据分析结果，首先关井恢复地层压力，然后将压力相对较高的套压气快速倒入油管，使井筒液体产生较大扰动，天然气与凝析油充分混合起泡，在井筒中形成泡沫流，从而降低液柱压力梯度，有利于积液排出。采取措施后，积液停产井有效恢复生产，取得了显著的效果。

简介：AVO技术已经成功应用于含气砂岩储层的勘探，如在得克萨斯湾岸、北海和西非等地区，但成功用于碳酸盐岩勘探的例子则不多见。

简介：探井测试及开发井生产阶段大量产水严重制约西湖凹陷致密砂岩气藏的经济有效开发。利用岩芯核磁共振实验及“双饱和度”测井评价方法，分析气藏高含水特征及高含水地质成因，并探讨气藏产水机理，为气藏开发阶段有效防水治水提供依据。结果表明：西湖凹陷致密砂岩气藏高含水特征主要表现为“双高”特征，即高束缚水饱和度和高可动水饱和度；储层微细孔喉发育造成气藏束缚水饱和度高，而成藏时天然气充注程度较低则造成气藏可动水饱和度高；气藏含水饱和度高于临界水饱和度，在压差的驱动下可动水随天然气一起流动是气藏产水主要原因，同时如果生产压差过大，会导致部分束缚水转化为可动水，加剧产水程度。控制合理的生产压差是降低西湖凹陷高含水致密砂岩气藏产水风险和延长气井稳产期的重要手段。

简介：在国内生产总值的经济结构中，在燃料动力组合的部分上俄罗斯应分摊到20％。该扇形部分的经济状态是用于提供30％的整理预算收入和超过半数的联邦预算收入；提供45％的外汇进款和大约工业生产全部总额的25％。在俄罗斯烃类原料的开采需要提供的开发储量将保障到2020年，然而现有的石油储量到2040年就已耗尽。在2002年5月

简介：本文将介绍一种综合利用静态和动态油井表征资料优化超薄砂岩油藏完井和提高石油产量的方法。厄瓜多尔国家石油公司公司在Limoncocha油田3英尺厚的砂岩油藏生产潜力评价和优化中使用了如下流程：通过精确的测井解释来识别薄砂层（纵向分辨率，静态数据）。通过裸眼井小型中途测试（MiniDST）评价渗透率、表皮效应以及地层压力与采油指数（动态数据）。采用800psi静态欠平衡压力的锚定射孔枪来避免泥浆侵入。利用钻机进行完井作业；这样就无需进行试井。在已下套管的井中进行PVT取样，用于进一步开展油藏描述和不断提高描述质量。在厄瓜多尔奥连特盆地（Oriente）经营的石油公司已经建立了一些常规的工作流程，这些流程在厚度超过20英尺的油藏中应用的效果通常比较好，而应用于薄油藏时会使部分层段的生产潜力被低估，从而被忽视。为了避免出现这种情况，负责Limoncocha油田项目的G＆G团队建立了适用于这种薄砂岩油藏的综合性研究流程，用于在井筒仍处于裸眼状态的早期阶段对这种类型的层段开展正确的动态和静态表征，进而确定井的产能和最佳完井方案。在本文所讲的特定案例中，基于正确的分析，G＆G团队成功地对埋深11200英尺厚度只有3英尺的薄层砂岩油藏进行了表征和产量预测。在整个过程中，小型中途测试（MiniDST）发挥了关键作用，成为衔接静态和动态数据的绝佳桥梁，确保了整个工作流程的一体化。利用早期综合性的油井表征资料可以确定最佳的完井设计，包括在不进行试井的情况下确定最优射孔方法和优化ESP设计，使厚度仅为3英尺的薄油藏的石油产量提高至850桶／日，目前其累计产量已达到12．6万桶（126MMSTB），这也突破了之前认为其产量过低或不具产能的认识。该方法可以很好的预测生产潜力，�

简介：本文是介绍如何应用智能井系统与完井的结合来控制深海区的油藏流入。在深水海底，远程控制水流入的能力可以免除成本很高的钻井平台维护作业，同时能延长油井的寿命并增加可采储量。在巴西深水海域，具有机械裸眼隔离的裸眼水平井砾石充填完井都已与完全可靠的电子智能井系统结合在一起。本文将详细介绍这些技术的设计、测试和实施。巴西深水海域仍然是迫切需要为提高经济效益而推动新技术应用的地方。1998年在巴西深水海底实施了水平井砾石充填完井。到目前为止，已对生产井和注入井成功实施了52次海底水平井的砾石充填。为了进一步提高深水区的经营效益，于1999年开始在坎普斯(Campos)盆地实施5级多分支井。由于裸眼水平井砾石充填的成功不断显示出经济效益，有必要提供一种与砾石充填相结合的有效层位分隔。2001年在坎普斯盆地成功应用了可获得层位分隔的分流阀技术。水平井的层位分隔和长水平距离使油田经营者能够选择性地开采油藏，并使桶油当量的开发成本降至最低。莫索拉(Mossoro)油田，在陆上部署了由31/2-in和51/2-in流入控制设备构成的完全电子化智能井系统。安装这套系统的目的是为了在将该技术应用于海底油井之前加以验证。这些阀门是在办公室遥控操纵的。经过数月的成功应用和收集数据，拆除了该系统并准备将其安装到深水海底油井。在陆上油井的试验期间，发现有必要修改数据的存储容量。然后对软件进行了修改，以优化数据的存储速率。为了将智能井系统与防砂完井相结合，必须有一个优化过程以满足建井和作业需要。这一优化过程包括：(1)为达到目标井位进行井眼轨迹设计，同时要控制“狗腿”的严重程度以利于智能井系统设备的下入；(2)为获得流入控制和尽量降低安装过程作业�

简介：油气井压裂作业的主要目的是在致密岩石中形成裂缝，提高其渗透率，从而改善油气开采的经济效益。由于裂缝的几何形状和所压裂地层的渗透率都会影响油气井后续的生产，这些因素的评价对致密气田的开发非常重要。在压裂作业过程中采集的微地震资料通常用于确定裂缝的形状和方位，文中说明这些数据还可以用于定量评价地层的渗透率。我们探讨了两种估算渗透率的技术，这两种技术对注入流体流动有着不同的假设，而且所利用的微地震资料信息也不一样。这些技术在美国怀俄明州Pinedale气田4口井的水力压裂微地震资料中得到了应用。在微地震资料品质有保障的情况下，利用所获得的渗透率预测20级压裂作业后的产气量。采用这两种方法得到的预测结果与生产数据进行了对比，根据对比结果确立了使Pinedale气田生产井的动态得以改善的产层特征和水力裂缝特征。

简介：提出了通过储层模拟进行产量数据分析的流程和方法，来帮助认识页岩气生产机理和水平段水力压裂处理的有效性。从2008年初开始，我们已经使用该方法对海因斯维尔页岩区的30多口水平井进行分析。本文介绍了其中的几个案例研究，用来展示这种新方法在海因斯维尔页岩区带不同地区应用的结果。整合了所有可用数据后，我们建立了多段压裂处理后的井的模拟模型。建模中涉及的与井的短期和长期生产动态有关的因素和参数包括：1）孔隙压力、2）基岩特征、3）天然裂缝、4）水力裂缝和5）复杂裂缝网络。通过对所观测到的数据进行历史拟合，我们明确了井初期生产动态较好的主控因素。对海因斯维尔页岩的研究使我们更清楚的了解了页岩气的生产机理和水平井压裂处理的有效性。对模拟模型进行校正后，可以更加精确的计算井的有效泄气面积和储量。海因斯维尔页岩是一套非常致密的烃源岩。在水平井段的压裂处理方案相同的情况下，生产动态与页岩基质特征具有相关性。压裂过程中形成的复杂裂缝网络是决定海因斯维尔页岩气井早期生产动态的关键因素。明确如何在压裂过程中有效地创造更大的裂缝表面积并在压裂处理后有效地保持裂缝表面积，是海因斯维尔页岩气井能有较好生产特征的关键因素。作业者可以利用这些信息确定最佳井位和作业方案，以便在该页岩区获得生产动态较好的井。同时这些信息还有助于细化对井生产动态的预期并把开发页岩气的不确定性降到最低。该流程和方法在其他页岩区带的应用也取得了成功。

简介：国际石油贸易收入早就主要取决于石油出口业务。现在仅就能更多地开采和出口烃类原料的石油跨国公司来简略地谈一谈这些跨国公司在当今世界经济中的做法。众所周知，通常我们是不会使用原油的。会把原油卖给生产石油产品的厂家，批发零售公司把石油产品出售给最终用户得到的收入会大大超过仅限于出口原油所得到的收入。

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