1. 深层油气藏
随着全球油气工业的发展，油气勘探地域由陆地向深水、目的层由中浅层向深层和超深层、资源类型由常规向非常规快速延伸，水深大于3000m的海洋超深水等新区、埋深超过6000m的陆地超深层等新层系、储集层孔喉直径小于1000nm的超致密油气等新类型，将成为石油工业发展具有战略性的“三新”领域。深层将是石油工业未来最重要的发展领域之一，也是中国石油引领未来油气勘探与开发最重要的战略现实领域。
关于深层的定义，不同国家、不同机构的认识差异较大。目前国际上相对认可的深层标准是其埋深大于等于4500m；2005年，中国国土资源部发布的《石油天然气储量计算规范》将埋深为3500~4500m的地层定义为深层，埋深大于4500m的地层定义为超深层；钻井工程中将埋深为4500~6000m的地层作为深层，埋深大于6000m的地层作为超深层。
尽管对深层深度界限的认识还不一致，但其重要性日益显现，目前，已有70多个国家在深度超过4000m的地层中进行了油气钻探，80多个盆地和油区在4000m以深的层系中发现了2300多个油气藏，共发现30多个深层大油气田（大油田：可采储量大于6850×104t；大气田：可采储量大于850×108m3），其中，在21个盆地中发现了75个埋深大于6000m的工业油气藏。美国墨西哥湾Kaskida油气田是全球已发现的最深海上砂岩油气田，目的层埋深7356m，如从海平面算起，则深达9146m，可采储量（油当量）近1×108t。
中国陆上油气勘探不断向深层-超深层拓展，进入21世纪，深层勘探获得一系列重大突破：在塔里木发现轮南-塔河、塔中等海相碳酸盐岩大油气区及大北、克深等陆相碎屑岩大气田；在四川发现普光、龙岗、高石梯等碳酸盐岩大气田；在鄂尔多斯、渤海湾与松辽盆地的碳酸盐岩、火山岩和碎屑岩领域也获得重大发现东部地区在4500m以深、西部地区在6000m以深获得重大勘探突破，油气勘探深度整体下延1500~2000m，深层已成为中国陆上油气勘探重大接替领域[1]。
中国石油天然气股份有限公司的探井平均井深由2000年的2119m增长到2011年的2946m，其中，塔里木油田勘探井深已连续4年超过6000m（见图1.1），且突破了8000m深度关口（克深7井井深8023m）；东部盆地勘探井深突破6000m（牛东1井井深6027m）中国近10年来完钻井深大于7000m的井有22口，其中，2006年以来完钻19口，占86%目前钻探最深的井是塔深1井，完钻井深8408m，在8000m左右见到了可动油，产微量气，钻井取心证实有溶蚀孔洞，储集层物性较好，地层温度为175~180℃最深的工业气流井是塔里木盆地库车坳陷的博孜1井，7014~7084m井段在5mm油嘴、64MPa油压条件下日产气251×104m3，日产油30t，属典型的碎屑岩凝析气藏；最深的工业油流井是塔里木盆地的托普39井，6950~7110m井段日产油95t、气1.2×104m3。
图1.1 中国石油探井平均井深变化图
深层油气资源潜力大，尤其是天然气资源，随着中浅层勘探程度的不断提高，油气勘探目标逐渐转向深层，本文以4500~6000m为深层标准，大于6000m为超深层标准，初步预测，中国石油探区范围内深层油气资源潜力为220×108~300×108t油当量，主要分布于碳酸盐岩、碎屑岩和火山岩3大领域，以气为主。
深层-超深层碳酸盐岩是未来勘探发展的重要接替领域，当前有塔里木盆地塔北南缘奥陶系岩溶发育区、塔里木盆地塔中奥陶系礁滩与岩溶发育区、鄂尔多斯盆地靖边气田周缘奥陶系岩溶发育区、四川盆地川东北二叠系-三叠系礁滩体发育区、四川盆地川东北石炭系白云岩富气区5大现实领域，勘探面积约10×104km2；有塔里木盆地麦盖提斜坡奥陶系岩溶发育区、塔中-塔北下奥陶统白云岩、环满加尔凹陷寒武系台缘带，四川盆地川西二叠系白云
岩区、雷口坡组风化壳区、震旦系-寒武系岩溶-白云岩区，鄂尔多斯盆地东部盐下白云岩及渤海湾盆地潜山8大接替领域，有利勘探面积约10×104km2。
深层碎屑岩资源潜力大，是未来深层油气勘探重要领域，当前有库车坳陷深层天然气、四川盆地须家河组天然气、准噶尔盆地腹部岩性地层油气3大现实领域，勘探面积9×104~10×104km2接替领域有渤海湾盆地深层碎屑岩油气、塔里木盆地海相砂岩油气、准噶尔盆地深层致密砂岩气、塔里木盆地塔西南深层油气、吐哈盆地台北凹陷致密气、三塘湖盆地致密油、松辽盆地深层致密气，勘探面积约34×104km2。
深层火山岩具备规模成藏的基础和条件，具有较好的油气勘探前景现实领域有准噶尔盆地石炭-二叠系、松辽盆地侏罗系-白至系、三塘湖盆地石炭-二叠系、渤海湾盆地侏罗系-古近系，勘探面积14×104km2；接替领域有塔里木盆地二叠系、吐哈盆地石炭-二叠系、四川盆地二叠系，勘探面积17.5×104km2。
近年来，针对深层油气勘探开发技术需求，对超高温钻井液进行了重点研究，形成了超高温钻井液技术体系国内泡沫钻井液抗高温能力从150℃提高到350℃，形成了抗温350℃的水基泡沫钻井液技术，其抗温能力比国外聚合物成膜增黏泡沫钻井液技术高50℃。研发了超高温条件下成胶率高的抗超高温纳米有机土及配套的油基钻井液关键处理剂，形成了抗温250℃、密度2.60g/cm3的油基钻井液技术，达到国外同类技术水平，实现了国内油基钻井液处理剂基本配套，并且钻井液可回收利用同时研发了分子结构中含有高电荷官能团的高温保护剂，将水基钻井液抗温能力从180℃提高到240℃，形成了抗温240℃的水基钻井液技术，其抗温能力比国外同类技术系列高30℃，成本仅为国外技术的30%。
此外，中国钻机已适应超深井钻井需求2006年生产出9000m钻机，2007年又生产出12000m钻机，钻机生产能力为超深井勘探开发提供了条件。
1.1.1 深层油气藏主要分布
塔里木盆地深层油气藏主要分布
塔里木盆地位于新疆维合尔自治区南部，被天山山脉、昆仑山系、阿尔金山和喀喇昆仑山系环绕，面积56×104km2，总体上呈菱形块状，东西最长约1320km，南北最宽约720km。依据盆地基底顶面起伏将盆地划分为“三隆四坳”，即塔北隆起、中央隆起、塔南隆起、库车坳陷、北部坳陷、西南坳陷和东南坳陷[2]，如图1.2所示。
图1.2 塔里木盆地构造单元划分
塔里木库车坳陷地质构造复杂，地层压力系数高，存在大段复合膏盐层，迪那和大北-克拉苏地区均为高温高压气井，这对后期的钻井、固井作业来说是巨大的挑战。同时，较高的地层压力对固井后的二界面胶结强度是很大的考验，由于常规钻井液滤饼不具备固化特性，在高温下脱水后没有胶凝结构，因而容易被地层高压流体破坏，从而形成窜流通道。塔里木油田部分区块井况见表1.1。
表1.1 塔里木油田部分区块井况资料
区块井类井深范围地层压力井口压力井底温度H2S情况
（Km）（MPa）（MPa）（℃）
塔中4 油 3.2~4.5 42.33
轮古油5~6 62.9 132 无
英买7 气 5.1~6.0 50~70 14~40 106 含量低
牙哈气 4.9~5.9 51~63 90~130 含量低
迪那2 气 4.7~5.4 105~111 90 131~150 无
克拉2 气 4.2~5.0 60~75 50~55 100 含量低
大北1 气 5.9~6.6 98 72~75 168 无
大北3 气 6.7~8.1 113~120 94~97 168 无
轮南油气平均4.76 62.9 120~140 无
1. 塔里木盆地主要深层油气藏
（1）塔河油田
塔河油田位于塔里木盆地北部，构造单元主要在阿克库勒凸起，并包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。塔河油田为一个以大型奥陶系碳酸盐岩油藏为主的复合型油田。主要目的层系为奥陶系、石炭系和三叠系。
塔河油田所钻遇的地层层序多，地层复杂。塔河油田上部第三系库车组、康村组、吉迪克组砂、泥岩不等厚互层，胶结弱、成岩性差、可钻性好、砂岩渗透性高、泥岩以伊利石为主，水化分散性强烈，极易造成虚厚砂泥饼和胶粘性钻屑厚泥饼缩径。下部侏罗系、三叠系、石炭系地层砂、泥岩交叠，层理裂缝发育的硬脆性泥页岩和易水化膨胀分散的泥岩同存，同一地层水化性差异大，泥岩地层坍塌压力系数高于油气层孔隙压力系数，井壁受力不平衡等极易造成严重剥蚀掉块垮塌。
（2）大北气田
大北气田位于库车坳陷克拉苏构造带西端。主要目的层段为下白噩统巴什基奇克组，埋藏深(大于5600m)，成岩性强。岩性为褐色中细砂岩、含砾砂岩，钙质含量高，一般为10%左右，最大可达15%。从上至下，粒度变粗。砂岩储层基质渗透率低(基质渗透率处于0.1×10-3-1×10-3μm2之间时为超低渗透率砂岩储层)，总体上属于低孔低渗-特低孔特低渗储层，非均质性强[3]。库车前陆盆地构造单元划分及大北地区位置见图1.3。
图1.3 库车前陆盆地构造单元划分及大北地区位置
（3）克深气田
克深区块位于新疆阿克苏拜城县境内，地面海拔1300~2000m。构造位置为塔里木盆地库车凹陷克拉苏构造带克深区带克深1-克深2构造。完钻层位自变系巴什基奇克组，完钻原则为钻穿自变系巴什基奇克组240m完钻[4]。地质层位及岩性情况见表1.2。
表1.2 克深气田地质层位及岩性情况
地质时代层位底界深度层厚主要岩性描述（注明油气层位置）
N2k2940 2940 砂砾岩、泥岩、粉砂质泥岩新近系N1-2k4120 1180 粉砂质泥岩、泥岩
N1j4850 730 含砾细砂岩、泥岩夹粉砂岩
古近系
E2-3s5100 250 泥岩、含膏泥岩夹膏质泥岩E1-2km6665 1565 岩盐、泥岩层、泥膏岩
白垩系K1bs6990 325 粉砂岩、含砾细砂岩、泥岩
1.1.1.2 四川盆地主要深层油气藏
四川盆地西部是一个大型坳陷区-川西坳陷。川西坳陷面积近6×104km2，发育有巨厚上三叠统和侏罗系陆相碎屑岩地层。侏罗系蓬莱组气藏和沙溪庙组气藏是目前主力开发气藏，上三叠统须家河组气藏是目前深层天然气的主要勘探层系。川西坳陷受构造运动强烈挤压，沉积物严重致密化，油气成熟度高，储层孔隙度低，地层压力变化大，地下裂缝发育不均衡，渗流介质非均质性严重，气藏属致密砂岩孔隙-裂缝型双重介质。油气分布见图1.4。
图1.4 四川盆地油气田分布(据四川石油局资料补充)
1. 普光气田
四川盆地普光气田是四川盆地发现的最大气田，也是我国海相碳酸盐岩层系最大的气田，还是四川盆地埋藏深度最大、资源丰度最高、储层性质最好、优质储层最厚、天然气中硫化氢含量最高、天然气干燥系数最大的整装气田。
普光气田位于四川省东北部大巴山南麓，为双石庙-普光北东向构造带上的一个鼻状构造。截至2006年底，探明普光气田含气面积约28km2，可采储量2511×108m3，是四川盆地目前己发现的国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田。普光气田于2009年10月顺利投产，现己建成年产80亿m3混合天然气的生产能力。
2. 龙岗气田
四川盆地北面是米仓山隆起带，南面是娄山褶皱带，东面是川鄂湘黔褶皱带，西面是龙门山褶皱带。龙岗构造位于仪陇-平昌地区，该构造具有基底固结早、刚性强的特点。
龙岗地区地层平缓，地层倾角普遍都小于10°，发育有弱褶皱，总体上为NW-SE向和NE-SW向排列，呈弧形。区内发育有世界上规模最大的生物礁地震异常体，位于龙岗构造的西侧，在地震剖面上表现为同期岩隆特征。岩隆分布在96YP02线~96YP013线之间，长约40km，宽约4~6km，呈北西-南东向展布，厚度大于330m，发育有生物礁，分布面积为184.28km2。龙岗岩隆条带顶界面海拔在-5400~-6200m之间，其中，具有典型岩隆外貌特征的96YP011线显示的上二叠统厚度为440m，属于岩隆条带埋藏最低点和礁体的最大增厚点，与下三叠统底界低幅圈闭的构造高点重合性较好[5]。
3. 高石梯气田
高石梯构造位于四川省安岳县境内，2011年开始进行勘查，以预探井、探井为主，多为直井，主产层为灯影组，一般井深都在5000m以上，部分龙王庙组专层井，井深在4500m 以上。地层结构十分复杂，高温、高压、且多个地层含硫。主要体现在浅层垮塌及漏失，开钻地表可能发生严重垮塌。表层钻井深度及套管下深，很大程度影响着二开的钻井速度。上部地层沙溪庙及凉高山垮塌严重、掉块多、扭矩大。自流井组及须家河组地层软硬交错，可钻性差，钻井扭矩大。
雷口坡至嘉陵江含大段石膏层，易缩径卡钻。茅口组至灯影组地层，龙潭、分乡组、南津关岩性泥质重、塑性强，PDC钻头难以吃入，机械钻速低。沧浪铺上部、灯四中下部和灯三及部分井的高台，地层石英含量重、研磨性特别强，钻头磨损严重，寿命短。潭组泥页岩易发生应力垮塌，掉快多。笨竹寺至灯四段压力差异大，地层压力系数相差0.8以上，界而确定不准，用高密度钻井液进入灯四顶部后，压漏地层发生严重井漏。栖霞至灯影组地层井漏严重，可钻性差，小井眼单只钻头进尺短，机械钻速低。采用复合钻具、小钻具，易发生井漏、垮塌卡钻、上叶下泻等，风险大，处理事故复杂难度高。
1.1.1.3 大庆徐深[6]
徐深气田位于黑龙江省大庆-安达境内，南北长约45km，东西宽约10km，区域构造上处于松辽盆地北部深层徐家围子断陷区中部，从南向北由兴城、昌德、升平、汪家屯4个区块构成，储集层分布在下白至统营城组一段和三段，以酸性喷发岩为主。目前，已具千亿方天然气储量规模，其中火山岩储集层储量占89.8%，是大庆油田天然气开发的主要领域。徐深气田位置图见图1.5。
图1.5 徐深气田位置图
徐家围子地区火山岩储层深度在3000~5000m[7]，岩性类型多样，包括凝灰岩、安山岩、玄武岩、流纹岩等。火山岩储集物性受火山岩喷发时的岩性、岩相及后期改造作用影响较大。强烈的构造运动，使得非常致密的火山岩产生形态各异的天然裂缝，这些天然裂缝与地层中的原生孔隙、次生孔隙、溶洞进行空间组合，形成千变万化的复杂孔隙介质地层。储层类型比较丰富，在深层各个层位存在着不同的五大类储层类型，分别为砂岩、砂砾岩、火山岩、花岗岩及变质岩等。不同类型的储层，结构特征、渗流特征也不一样。同一类型的储层，地层物性、产量等也存在很大差别。储层含气性差异大，横向非均质性强。不同的火山岩储集空间组合，归结为裂缝、孔隙及复合型3种。孔隙度较低(一般为0%~12%)，泥质含量平均
为10.8%。
1.1.1.4 南海莺歌海
南海北部边缘盆地广阔，主要分布有北部湾、莺歌海、琼东南、珠江口及台西南等5大盆地，海域水深在50~3000m之间。其中，陆架浅水盆地(水深<500m)与陆坡深水盆地(水深>500m)展布规模大体相当。油气勘探表明，南海北部边缘盆地具有巨大的油气资源潜力及勘探前景。通过半个世纪的油气勘探，尤其是近20多年的对外合作与自营油气勘探，迄今在陆架浅水盆地已发现多个大中型油气田，且大部分已投入开发，目前该区年产天然气和原油分别为60×108m3和1700×108t，其油气(当量)产量已占中国近海陆架盆地一半以上[8]。
图1.6南海北部大陆边缘主要沉积盆地分布
东方13-2气田是近期在莺歌海盆地发现的超压大气田[9]，己探明天然气地质储量近700×108m3。产层黄流组一段是邻近莺西斜坡的盆内坡折带所控制的重力流海底扇沉积，发育向东方1-1底辟构造翼部上超尖灭的构造弓含性圈闭，水道砂分布广、厚度大、物性优，岩心平均孔隙度17.3%，平均渗透率42.3mD，为高温超压弹性边水大气藏，天然气组分优良。
1.1.2 深层油气井钻井难点
陆上油气勘探开发正向着超深层领域发展，钻遇的超深井普遍存在着压力系统复杂、地层岩性复杂、储层流体复杂、工程力学复杂等工程地质特征。钻井工程面临着设计优化难、施工风险大、钻井速度慢、工程质量控制难度大等技术问题。在钻井施工中表现为钻井周期长、复杂情况和故障多、工程投资大，甚至有些井难以钻达目的层。根据我国深层油气藏分布及地质情况，我国深层油气藏钻井难点有以下方面：
1.区域地质条件极为复杂。塔里木山前地质复杂，部分地区含有CO2、H2S，地层倾角大，很多地区高达30~85°，地层压力、应力复杂，裂缝广泛发育及特殊岩性的不规则分布等问题，给工程设计与施工带来很多难度；剑门1井和龙岗地区的己钻井都表明雷口坡组-长兴组井段含有硫化氢，实测长兴组和飞仙关组的硫化氢含量大多数超过30g/m3。剑门1井长兴组的硫化氢含量为86~88g/m3，雷口坡组在钻进过程中也出现了硫化氢。长兴组储层最高压力超过100MPa，温度120℃以上，属于“三高”气井范畴[10-11]。
2.多套压力系统下的井身结构设计困难。纵向上分布压力系统多，例如，普光气田剑门关组-沙溪庙组属于正常压力地层，须家河组-龙潭组地层压力较高，其中在须二段可能会钻遇异常超高压CO2气层，嘉二段地层含有异常高压盐水层。例如，剑门1井在须二段钻遇异常超高压气层，使用钻井液最高密度为2.45g/cm3；邻区构造龙4井在嘉二段钻遇异常高压盐水层，地层压力系数为1.8~2.1。同时受低承压层、破碎带等影响，井身结构优化设计难度大；超深井上部套管尺寸较大、下深较深，套管抗挤与抗内压强度往往达不到要求[12]。
3.地层埋藏较深，岩石强度高、地层坚硬、研磨性强、可钻性差，机械钻速低。川东北元坝地区上部陆相地层自流井须家河、西北麦盖提地区开派兹雷克组玄武岩地层硬度一般在2000~5000MPa之间，可钻性级值6~10级；普光气田地层研磨性强、可钻性差。自流井组、须家河组地层岩性由页岩、细砂岩及砂砾岩组成，可钻性级值达到7级以上，地层研磨性强、可钻性差。实钻显示机械钻速非常低，单只钻头进尺少且使用寿命短。
4.高温条件下钻井液粘土分散、絮凝、钝化，超高密度钻井液体系流变性和稳定性变差，裂缝发育地层在高密度钻井液条件下易引发漏失问题；钻井液体系维护困难。塔里木目前已钻的大部分井使用的是欠饱和盐水、磺化防塌钻井液体系[13]，主要存在以下问题：钻遇高温高压地层时，难以兼顾失水量和流变性这两个指标；抗污染能力低，性能不稳定，维护周期短；抑制性不能满足应力性坍塌地层稳定井壁的需要；发生漏失易损害油气层。
5.天然气储层埋藏深、地层压力高、高含硫化氢和二氧化碳、纵向上分布多套压力体系，固井压稳防气窜、水泥石防腐蚀难度大。普光气田高含H2S等有毒气体，井控难度大，风险大。实钻显示雷口坡组-长兴组海相地层含有H2S，其中飞仙关组和长兴组地层H2S含量已超过30g/m3。例如，剑门1井显示长兴组H2S含量达到8087g/m3。另外，井底最高地层压力超过110MPa、温度在150℃以卜，属于油气井领域典型的“三高”气井。高温、高压及高含H2S将会给钻井液体系、钻井液高温稳定性及固井水泥浆提出了更高标准的要求；大庆油田深井产层以天然气为主，并含有CO2，其含量最高可达90%，CO2在有水或相对湿润的环境下，对套管及水泥会产生严重的腐蚀破坏作用，可导致水泥环渗透率变大、抗压强度降低，甚至会失去封隔作用。
6.井壁失稳严重。部分地层为裂缝性地层，极易发生井漏。普光1井在89~154m井段出现5次井漏，共漏失泥浆164m3。龙岗西部地区出露地层为自要系下统剑门关组，岩性以砂砾岩为主，胶结疏松，表层发生窜漏和垮塌的可能性极大。高石1、2及磨溪8井[14]实钻证实，上部侏罗系地层井壁稳定性差，地层易垮塌，产水、产油，气体钻井提速优势难以发挥(特别是沙溪庙-珍珠冲)。同时，上部侏罗系地层砂泥岩交互频繁，岩石强度与可钻性差异大，加之大尺寸井眼，在不能实施气体钻井时其钻井速度也很低。有的地区地层极易坍塌而被迫提高钻井液密度，也大大影响了钻井速度。
7.勘探发现与储层保护困难。松辽盆地火山岩气藏岩性复杂[15]，储集空间类型多样，火山岩岩性识别、岩相划分、储层流体解释等方面难度比较大；营城组火山岩、凝灰岩和角砾岩等裂缝性地层储层保护困难；莺歌海组二段到黄流组上部的泥岩段易水化[16]，易造成井眼水化膨胀、岩屑成团、成球，从而发生起钻困难等复杂情况。同时，高压目的层井段钻井液密度高，固相含量高，泥饼虚厚，易造成储层污染而影响油气发现。
1.1.3 深层油气井固井难点
固井技术，作为钻井工程中重要的环节，主用是用于对井眼内的油层、气层和水层进行封隔，起到保护套管、延长油气井寿命和提高产量的目的。由于我国地层情况复杂，在东部地区，主要是进行老区挖潜和对深层油气田的开发，在西部，则主要是进行深井和超深井的开发，而海洋勘探也由浅海发展到深海领域，复杂的地形和井身给固井作业带来了很大的难度，从而影响了固井质量的提高。在深井、超深井固井中，超高温、超高压等诸多因素导致固井质量一直无法满足要求，深井固井还是存在着不少问题。以下对存在的问题做个简单的介绍。
1.井深且井身结构复杂，特殊井身结构存在封固段长和间隙窄的难题[17]。例如，为保证气层开发，根据完井方案的要求，普光气田要求采用特殊尺寸井身结构[18]。采用φ311.1或φ314.3mm钻头钻进，下入φ273.1mm技术套管，套管本体环空间隙只有20mm，接箍的环空间隙则不到15mm。同时由于需要封固陆相地层，套管鞋深度在3600~4600m，属于典型的窄间隙长封固段固井。在此情况下，易导致顶替效率过低和流动阻力过大。
2.地层压力大、井底温度高。大多数深井的井底温度都超过了120℃。温度严重影响着水泥浆的性能，成了固井设计中首先要考虑的因素。井越深，从井口到井底温度变化越大.水泥浆性能越不易控制，而且井下高温对水泥石强度也会产生影响。例如，大庆油田地温梯度为
3.8~
4.1℃/100m，井深达到5000m，最高温度可能超过200℃[19]。每级固井水泥浆上下温差65~85℃，对水泥浆的稠化时间、失水、强度等性能要求高，既要保证施工安全，又要保证水泥浆“直角”稠化。同时高温对完井工具及套管附件的抗高温性能提出了更高的要求。
3.封固段长、注替量大、施工泵压高。例如，大庆油田深层气井平均井深约4000m，采用密度1.90g/cm3水泥浆连续双级注水泥工艺封固全井，每级封固井段长约1700~2300m[20]。即便采用重浆顶替技术，最高施工压力也高达20MPa，对固井设备和钻井循环系统的耐压
性能提出了更高的要求。同时，封固段长，上部温度低，上下温差大，达50℃以上，给水泥浆设计带来困难。
4.钻遇多套复杂地层。上部存在多套压力体系，安全密度窗口极窄。井越深，钻遇复杂地层的可能性越大。特别是当同一裸眼井段存在两套或多套压力体系时，易出现上漏下涌、上涌下漏等现象，给固井施工带来了一定难度。例如，普光气田海相地层的破裂压力当量密度为1.70g/cm3，安全窗口较窄，容易发生漏失，水泥浆密度选择困难。水泥浆与钻井液密度差过小，易发生失重，使水泥浆柱不能压稳气层，发生气窜。
5.深井地层气体对套管的腐蚀问题。深井经常钻遇H2S，CO2，H2，等有害气体，不仅危害到人的生命，也会腐蚀套管而影响油井寿命，须进行抗腐蚀外加剂及水泥浆体系的研究。例如，普光气田储层的H2S含量达15%，CO2含量达8%，为典型的酸性腐蚀环境。酸性气体在潮湿环境下会腐蚀水泥环，对水泥环和套管的抗腐蚀性能要求高。由水泥环密封性降低引起的毒性气体泄漏，对气田生产安全和周围人民群众生命财产安全带来极大隐患。
6.井眼质量差，井径不规则及套管居中度低。例如，大庆油田由于火山岩属脆性地层，井壁易掉块，稳定性差。目的层井段平均井径达250.81mm，井径扩大率达16.17%。在施工压力高，顶替排量受限的情况下，给顶替效率的提高带来了很大的困难。同时水泥量不易控制，尤其是采用“淹没”式双级注水泥工艺时，洗出多余水泥浆时，会给一、二界面的泥饼及钻井液造成不同程度的污染，影响二级固井质量；套管居中困难，普光气田的开发井以定向井和水平井为主，水平位移都在1000m以上，套管在斜井段和水平段难以居中，影响了水泥浆的顶替效率。
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隐蔽油气藏勘探理论及勘探方法 目录 1 隐蔽油气藏的概念及研究现状 (1) 2 隐蔽油气藏的分类 (2) 3.隐蔽油气藏勘探理论 (5) 3.1 层序地层理论 (5) 3.2 坡折带理论 (6) 3.3 复式输导体系理论 (7) 3.4 相势控藏理论 (7) 4 隐蔽油气藏勘探的方法和技术 (8) 4.1 高精度层序地层学指导下的准确选区选带是隐蔽油藏勘探的基础 (9) 4.2 地震资料高分辨率采集、高保真处理是隐蔽油藏勘探的保障 (11) 4.3 多井多层位标定、构造精细解释、变速成图是隐蔽油藏勘探成功的关键 (12) 4.4 地震属性分析、频谱分解、地震正反演等预测技术是隐蔽油藏勘探的手段 (14) 4.5已钻井重新认识、“滚动勘探”模式是隐蔽油藏勘探的重要途径 (16) 4.6 应用油气化探技术勘探隐蔽油气藏 (16) 4.7按照隐蔽油气藏的类型选择勘探方法 (17) 5 存在问题及发展趋势 (18) 5.1 存在问题 (18) 5.2 发展趋势 (18) 参考文献 (19)
随着勘探程度的提高，可供勘探的构造圈闭日益减少，隐蔽油气藏已成为未来最具储量接替前景的勘探目标。所谓隐蔽油气藏通常是指以地层、岩性为主要控制因素、常规技术手段难以发现的油气藏⑴。隐蔽油气藏成条件复杂、圈闭形态不规则、埋藏和分布具有隐蔽性、勘探难度较大，人们对隐蔽油气藏研究还不系统，对它的认识还不够完善。本文结合国内外隐蔽油气藏勘探的理论研究现状，总结了隐蔽油气藏勘探的思路与技术，分析了隐蔽油气藏目前存在的问题，以及隐蔽油气藏研究的发展方向和趋势，以指导日后隐蔽油气藏勘探。 1隐蔽油气藏的概念及研究现状 关于隐蔽圈闭，最早在1964年由美国著名石油学家Levorsen进行了完整的论证，随后世界各国都加强了对地层圈闭、岩性圈闭和古地貌圈闭的油气勘探。目前普遍认为，隐蔽圈闭是指用常规技术方法和手段难以识别的圈闭，它们主要是 由于沉积、古构造运动、水动力变化及成岩作用所引起的，包括地层超覆、地层不整合、上倾尖灭、透镜体、古河道、潜山、礁体及裂缝圈闭等。隐蔽油气藏是指油气在隐蔽圈闭中的聚集。隐蔽油气藏的概念最早由卡尔(1880) ［2］提出。威尔逊(1934)提出了非构造圈(Nonstructural trap)是“由于岩层孔隙度变化而封闭的储层”的观点［3］。莱复生(1936)提出了地层圈闭的概念［4］，并发表了题为“地层型油田”的论文;Lveorsen在1966年发表的遗作《隐蔽圈闭》 (obseurea ndSubtletrpas) 提出现代意义的隐蔽油气藏的概念，认为是隐蔽和难以琢磨的圈闭。后来哈尔布特H(T.Halbouyt1982)等对这个概念作了的进一步阐述，其含义主要是泛指在油气勘探上难以识别和难以发现的油气藏，并不是专指 非背斜或地层岩性类型的油气藏⑸。萨维特认为隐蔽圈闭是用目前普遍采用的勘探方法难以圈定其位置的圈闭；朱夏指出，隐蔽圈闭也包括某些构造圈闭，圈闭是否隐蔽，取决于它们本身的形式和成因类型；庞雄奇等将隐蔽油气藏定义为：在现有理论和技术条件下，从物探和测井等资料上不能直接发现或识别出来的油气藏概称为隐蔽油气藏。 对于隐蔽油气藏的概念目前还存在不同的认识，主要的差异在于构造成因油藏是否属于隐蔽油气藏，如邱中健曾将极其复杂的小断块油气藏列入隐蔽油气藏的范畴，薛良清则认为隐蔽油气藏主要指非构造的地层、岩性圈闭被油气充注后形成的油气藏。潘元林等认为隐蔽油气藏是一个相对的概念，不同时期、不同技 术经济条件下，其含义也有所不同，而与具体的油气藏类型没有直接的关系，并认为就勘探的难易程度而言，构造油气藏具有特定的空间形态和分布规律，不论 是传统的勘探方法，还是现代的勘探技术方法，它们都是比较容易发现的；虽然
1. 深层油气藏 随着全球油气工业的发展，油气勘探地域由陆地向深水、目的层由中浅层向深层和超深层、资源类型由常规向非常规快速延伸，水深大于3000m的海洋超深水等新区、埋深超过6000m的陆地超深层等新层系、储集层孔喉直径小于1000nm的超致密油气等新类型，将成为石油工业发展具有战略性的“三新”领域。深层将是石油工业未来最重要的发展领域之一，也是中国石油引领未来油气勘探与开发最重要的战略现实领域。 关于深层的定义，不同国家、不同机构的认识差异较大。目前国际上相对认可的深层标准是其埋深大于等于4500m；2005年，中国国土资源部发布的《石油天然气储量计算规范》将埋深为3500~4500m的地层定义为深层，埋深大于4500m的地层定义为超深层；钻井工程中将埋深为4500~6000m的地层作为深层，埋深大于6000m的地层作为超深层。 尽管对深层深度界限的认识还不一致，但其重要性日益显现，目前，已有70多个国家在深度超过4000m的地层中进行了油气钻探，80多个盆地和油区在4000m以深的层系中发现了2300多个油气藏，共发现30多个深层大油气田（大油田：可采储量大于6850×104t；大气田：可采储量大于850×108m3），其中，在21个盆地中发现了75个埋深大于6000m的工业油气藏。美国墨西哥湾Kaskida油气田是全球已发现的最深海上砂岩油气田，目的层埋深7356m，如从海平面算起，则深达9146m，可采储量（油当量）近1×108t。 中国陆上油气勘探不断向深层-超深层拓展，进入21世纪，深层勘探获得一系列重大突破：在塔里木发现轮南-塔河、塔中等海相碳酸盐岩大油气区及大北、克深等陆相碎屑岩大气田；在四川发现普光、龙岗、高石梯等碳酸盐岩大气田；在鄂尔多斯、渤海湾与松辽盆地的碳酸盐岩、火山岩和碎屑岩领域也获得重大发现东部地区在4500m以深、西部地区在6000m以深获得重大勘探突破，油气勘探深度整体下延1500~2000m，深层已成为中国陆上油气勘探重大接替领域[1]。 中国石油天然气股份有限公司的探井平均井深由2000年的2119m增长到2011年的2946m，其中，塔里木油田勘探井深已连续4年超过6000m（见图1.1），且突破了8000m 深度关口（克深7井井深8023m）；东部盆地勘探井深突破6000m（牛东1井井深6027m）中国近10年来完钻井深大于7000m的井有22口，其中，2006年以来完钻19口，占86%目前钻探最深的井是塔深1井，完钻井深8408m，在8000m左右见到了可动油，产微量气，钻井取心证实有溶蚀孔洞，储集层物性较好，地层温度为175~180℃最深的工业气流井是塔里木盆地库车坳陷的博孜1井，7014~7084m井段在5mm油嘴、64MPa油压条件下日产气251×104m3，日产油30t，属典型的碎屑岩凝析气藏；最深的工业油流井是塔里木盆地的托普39井，6950~7110m井段日产油95t、气1.2×104m3。 图1.1 中国石油探井平均井深变化图
隐蔽油气藏分类与勘探方法认识 摘要：随着隐蔽油气藏勘探程度的进一步提高，对于其认识与深入理解日趋重要。近年来对于隐蔽油气藏的分类复杂多样，勘探方法层出不穷，本文通过参考大量文献，总结出了部分可行的分类方法以及其部分勘探方法，为隐蔽油气藏的勘探开发提供参考。 关键字：隐蔽油气藏，分类，勘探方法，层序地层学，三维地震 0引言 近年来，随着勘探程度的逐渐提高，油田可采储量与采出资源量之间的矛盾日益尖锐，于是寻找隐蔽圈闭和隐蔽油气藏就成为大多数油区的主要勘探方向。（季敏等，2009） 自20 世纪80 年代初期以来，我国对隐蔽油气藏的勘探和研究已取得了显著的勘探成果和理论认识，尤其是对渤海湾盆地的研究和勘探最为深入和系统。但在隐蔽油气藏（隐蔽圈闭）的涵义和分类方面，仍存在较大的争议，甚至是在一定程度上存在混乱。目前我国对其仍然没有一个统一的定义和分类归属。笔者依据对国内外文献的调研和我国隐蔽油气藏勘探与研究历程的回顾，现对其进行部分总结并阐述自己的认识。（牛嘉玉等，2005） 1我国对隐蔽油气藏的研究 几乎与国际同步，我国地质界对非构造油气藏也在进行不断探索。我国学者对隐蔽油气藏的理解和定义形成了2种观点：一种观点认为“隐蔽油气藏”在涵义上等同于“非构造圈闭油气藏”，即直接沿袭和引用了A. I. Levorsen的初始定义；另一种观点是以朱夏先生为代表，认为隐蔽油气藏除非构造油气藏外，还应包含某些类型的构造油气藏，将“隐蔽油气藏”定义为在现有勘探方法与技术水平条件下较难识别和描述的油气藏圈闭成因类型。圈闭识别、描述和评价的
难易程度取决于勘探技术及方法的发展水平、盆地的勘探阶段以及盆地的类型。也就是说，在盆地不同的勘探阶段，随着针对性勘探技术方法的发展与完善，对各类圈闭目标的识别与描述愈来愈明朗化。所以，其隐蔽油气藏涵盖的圈闭成因类型也在不断变化。 从我国学者对隐蔽油气藏的两种理解和已取得的认识来看，无论是等同于非构造圈闭，还是对A. I. Levorsen的初始定义加以扩展（包含某些难识别的构造圈闭），不可否认的事实是：隐蔽油气藏作为一种油气勘探圈闭目标特性的分类，在勘探活动中具有非常重要的现实意义，它时刻提醒油气勘探工作者们应积极开发和探索各类隐蔽圈闭目标的识别技术与方法，并明确了科技工程攻关的目标。在理论层面上，对隐蔽油气藏的石油地质理论研究都应归属于各种油气藏圈闭成因类型的研究，即针对它所涵盖的各种油气藏圈闭成因类型来进行石油地质理论的研讨。任何试图脱离盆地类型以及盆地勘探阶段对隐蔽油气藏进行的统一分类均是无意义的。其根本原因在于：隐蔽油气藏所涵盖的类型因盆地类型以及盆地勘探阶段的不同而有所不同，但其主体由各种非构造油气藏构成。在油气藏分类方面，对非构造油气藏的分类争议较大，方案较多，一直未能形成较为统一的意见。从而，对非构造油气藏进行较为科学合理的圈闭成因分类将更利于指导隐蔽油气藏的勘探。（牛嘉玉等，2005） 2隐蔽油气藏的分类 关于隐蔽油气藏的分类，国内外的许多学者都进行过探讨。这些分类方法主要是以传统的隐蔽油气藏的定义为基础，把地层圈闭油气藏作为隐蔽油气藏的主体，其不同之点在于对地层圈闭的概念和定义有争论。近年来，有将岩性油藏从地层油藏中分出来的趋势。（庞雄奇，2007） 在20 世纪50 年代，前苏联的多位学者对非构造油气藏也开展了大量的探讨与实践。其油藏圈闭成因分类与美国有所不同，更加突出岩性因素（砂岩上倾尖灭、砂岩透镜体等），专门划分出岩性圈闭大类；而美国分类中的地层圈闭则包含了砂岩上倾尖灭和透镜体等类型。我国老一代石油地质学家也早已有若干圈闭成因分类方案和论述，他们结合陆相沉积盆地物源近、岩性岩相变化快等特点，均突出了“岩性”控制因素，将岩性圈闭定为与地层和构造同级的一大类。地层
《油藏工程》综合复习资料 一、填空题 1、在自然地质条件和开采条件下，在油藏中驱油能量一般有：油藏中流体和岩石的弹性能、溶解于原油中的天然气膨胀能、边水和底水的压能和弹性能、气顶气的膨胀能和重力能 2、开发调整的主要类型有层系调整、井网调整、驱动方式调整、工作制度调整和采油工艺调整。 3、油藏动态分析方法一般分为历史拟合、动态预测、校正和完善三个阶段。 4、层系组合与井网部署是相互依存的，但两者各有侧重。层系划分主要解决纵向非均质性问题；井网部署则主要解决平面非均质性问题。 5、采用边缘注水方式时，注水井排一般与油水边界平行，能够受到注水井排有效影响的生产井排数一般不多于 3 。 6、产量递减的快慢取决于递减率、递减指数两个参数的大小。 7、在双重介质试井分析中，先后出现的两条直线斜率的关系是平行，两直线间的纵向截距差反映弹性储容比的大小。 8、动态分析方法计算的地质储量一般__<_（>、=或<）容积法确定的地质储量，因为它一般指__动用_储量。 9、在底水锥进中，锥体的上升速度取决于该点处的势梯度、垂向渗透率。 10、油藏的驱动方式可分为弹性驱动、溶解气驱、水压驱动、气压驱动和重力驱动 11、列举三种以三角形为基础的井网方式反七点（歪四点）、七点系统、交错排状系统 12、在应用渗流阻力法进行反七点面积注水开发指标计算时，见水前从注水井底到生产井底一般视为三个渗流阻力区；见水后从注水井底到生产井底一般视为二个渗流阻力区。 13、在递减指数相同的情况下，初始递减率越大，则产量递减越__快 _，在初始递减率相同的情况下，递减指数越大，则产量的递减速度越慢 _。 14、直线封闭断层附近一口生产井，在试井分析中先后出现两条直线，其中第二条直线的斜率是第一条直线斜率的2 倍。 15、油气藏储量分为预测储量、控制储量、探明储量三级。 16、列举三种以正方形为基础的井网方式五点法、九点法、歪七点法。 17、注水方式分为边缘注水、切割注水和面积注水。 二、名词解释 1、单储系数：单位面积单位厚度油藏中的储量。 2、面积注水：是指将注水井和油井按一定的几何形状和密度均匀的布置在整个开发区上进 行注水和采油的系统。 3、含水上升率：单位时间内含水率上升的值或采出单位地质油藏含水率上升的值。 4、驱动指数：油藏中某一种驱油能量占总驱油能量的百分数。 5、流动系数：为地层渗透率乘以有效厚度，除以流体粘度。 6、采收率：油田报废时的累积采油量占地质储量的百分比。 7、井网密度：单位面积油藏上的井数或单井控制的油藏面积。 8、采油速度：年采油量占地质储量的百分比。 9、注水方式：注水井在油藏中所处的部位及注水井与生产井的排列关系 10、递减率：单位时间内产量的递减分数。 11、基础井网：以某一主要含油层为目标而首先设计的基本生产井和注水井，是开发区的第一套正式井网。
圈闭和油气藏类型的识别练习 要求：（一）阅读各图构造等高线及储层分布图。在平面图上找出溢出点位置（用字母C表示），圈定闭合面积，计算闭合高度，确定圈闭及油气藏类型，并写出结果。 （二）结合储集层分布的变化及油气水分布情况，绘制给定剖面线的圈闭和油气藏横剖面。 练习题： 图1—1 某油层顶面构造图 1—正断层；2—油层顶面等高线；3—产气井；4—产油井；5—产水井；6—剖面线； A区：油气藏类型：背斜油气藏；闭合度：h=70m；油柱高度：h o= 40m ；气柱高度：h g= 35m ；B区：油气藏类型：断块油气藏；闭合度：h=85m；油柱高度：h o= 40m；气柱高度：h g= 10m ；(??) E区：油气藏类型：断块油气藏；闭合度：h=45m；油柱高度：h o=20m；气柱高度：h g=10m；
图1—2 某油层顶面C—D剖面图 图2—1 某地层底面构造图及其下伏油层等厚度图 1—某地层顶面等高线（m）；2—储层等高线（m）；3—产气井；4—产油井；5—产水井；6—剖面线油气藏类型：透镜体油气藏；闭合度：h=160m；油柱高度：h o=80m；气柱高度：h g= 40m ； 图2—2某油层F—E剖面线横剖面图 纵比例尺：1：4000
1—砂层所在地层顶面等高线（m）；2—砂层尖灭线；3—砂层等厚线（m）；4—剖面线
图3—2 某区地层A—B剖面线横剖面图 纵比例尺：1：4000 图4—1 某区砂层构造图及不整合面等高线图 1—不整合面等高线（m）；2—某砂层顶面等高线（m）；3—某砂层侵蚀终止线；4—剖面线 图实4—2 某区砂层P—Q剖面线横剖面图 纵比例尺：1：5000
第二节油气藏形成的条件 油气藏必须具备的两个条件是油气和圈闭。而油气在由分散到集中形成油气藏的过程中，受到各种因素的作用，要形成储量丰富的油气藏，而且保存下来，主要取决于生油层、储集层、盖层、运移、圈闭和保存六个条件。归纳起来油气藏形成的基本条件有以下几个方面： 一、油气源条件 盆地中油气源是油气藏形成的首要条件，油气源的丰富程度从根本上控制着油气资源的规模，决定着油气藏的数量和大小；油气源的性质决定着烃类资源的种类、油藏与气藏的比例；油气源形成的中心区控制着油气藏的分布。因此，油气源条件是油气藏形成的前提。 1、烃源岩的数量 成烃坳陷:是指地质历史时期曾经是广阔的有利于有机质大量繁殖和保存的封闭或半封闭的沉积区；成熟烃源岩有机质丰度高，体积大，并能提供充足的油气源，形成具有工业价值的油气聚集。 成烃坳陷在不同类型的盆地中有不同的分布形式，这与盆地的演化模式有关。平面上,可以位于盆地中央地带(松辽盆地)，也可以偏于盆地一侧(酒西盆地)，或者有多个成烃坳陷(渤海湾盆地)。纵向上，由于盆地演化的不同，烃源岩的分布在单一旋回盆地中只能有一套，在多旋回盆地中常发育多套烃源岩，但主力烃源岩常常只有一个。成烃坳陷的位置也可以是继承性的，也可以是非继承性的，在不同的阶段位置产生迁移或完全改变。只有研究盆地的演化史，进行旋回分析和沉积相分析，才能把握成烃坳陷的发育和迁移规律，有效地指导油气勘探。 烃源岩的数量：取决于烃源岩的面积（分布范围）和厚度。
2、烃源岩的质量 并非所有的沉积盆地都有成烃拗陷，当盆地内拗陷区一直处于补偿或过补偿状态时，难以形成有利的成烃环境，或油气潜量极低，属于非成烃拗陷。因此，一个拗陷是否具备成烃条件，还要对烃源岩有机质丰度、类型、成熟度、排烃效率来进行评价。通过定量计算成烃潜量、产烃率来确定盆地的总资源量，从而评价油气源的充足程度。只有具丰富油气资源的盆地，才能形成大型油气藏。 二、生、储、盖组合和传输条件 油气生成后，只有及时的排出，聚集起来形成油气藏，才能成为可以利用的资源；否则，只能成为油浸泥岩。而储集层是容纳油气的介质，只有孔渗性良好，厚度较大的储集层，才能容纳大量的油气，形成巨大的油气藏，这是显然的。而有利的生、储、盖组合，也是形成大型油气藏不可缺少的基本条件。 生储盖组合:是指烃源层、储集层、盖层三者的组合型式。
第五章油气聚集及油气藏的形成 第一节圈闭和油气藏概述 圈闭与油气藏概述》 一、圈闭的基本概念 1.圈闭的概念 适合于油气聚集、形成油气藏的场所，称为圈闭。圈闭是由三部分组成：(1) 储集层； (2) 盖层；(3) 阻止油气继续运移，造成油气聚集的遮挡物，它可以是盖层本身的弯曲变形，如背斜；也可以是另外的遮挡物，如断层、岩性变化等。 2.圈闭的度量 圈闭的大小和规模往往决定着油气藏的储量大小，其大小是由圈闭的最大有效容积来度量。圈闭的最大有效容积表示该圈闭能容纳油气的最大体积。因此，它是评价圈闭的重要参数之一。 (1) 溢出点 流体充满圈闭后，开始溢出的点，称圈闭的溢出点(图5-1)。 (2) 闭合面积 通过溢出点的构造等高线所圈出的面积，称该圈闭的闭合面积。闭合面积愈大，圈闭的有效容积也愈大。圈闭面积一般由目的层顶面构造图量取。 (3) 闭合高度 从圈闭的最高点到溢出点之间的海拔高差，称该圈闭的闭合高度。闭合高度愈大，圈闭的最大有效容积也愈大。 必须注意，构造闭合高度与构造起伏幅度是两个完全不同的概念。闭合高度的测量，是以溢出点的海拔平面为基准。而构造幅度的测量，则是以区域倾斜面为基准。同样大小构造起伏幅度的背斜，当区域倾斜不同时，可以具有完全不同的闭合高度。 (4) 有效孔隙度和储集层有效厚度的确定 有效孔隙度值主要根据实验室岩心测定、测井解释资料统计分析求得,做出圈闭范围内的等值线图。储集层有效厚度则是根据有效储集层的岩电、物性标准,扣除其中的非渗透性夹层而剩余的厚度。 (5) 圈闭最大有效容积的确定 圈闭的最大有效容积，决定于圈闭的闭合面积、储集层的有效厚度及有效孔隙度等有关参数。其具体确定方法，可用下列公式表示： V=F·H·P 式中V--圈闭最大有效容积，m3； F--圈闭的闭合面积，m2； H--储集层的有效厚度，m； P--储集层的有效孔隙度，%。
第六章油气藏的形成 油气藏的形成和分布是地质历史长期发展的综合结果，是盆地演化的产物。油气在由分散到集中形成油气藏的过程中，受到各种因素的作用，要形成储量丰富的油气藏，而且保存下来，是生、储、盖层和生、运、聚等静动态多种因素共同作用有机配合形成的。 第一节油气的聚集 第二节油气藏形成的条件 第三节油气藏的破坏与再分布 第四节含油气系统概述
第一节油气的聚集 油气二次运移的结果有两种情况，一种是如果运移过程中无盖层阻挡，油气将一直向上倾方向运移，直至散失到地表；另一种是运移过程中遇到合适的圈闭，油气将停止运移，在圈闭中聚集起来。 油气聚集:就是指油气在储层中由高势区向低势区运移的过程中遇到圈闭时，进入其中的油气就不能继续运移，而聚集起来形成油气藏的过程。 一、单一圈闭油气聚集的原理 1、渗滤作用：Cordell(1977)、 Roberts(1980)等人认为含烃的水或随水运移的油气进入圈闭以后，因为一般亲水的、毛细管封闭的盖层对水不起封闭作用，水可以通过盖层而继续运移；而对烃类则产生毛细管封闭，结果把油气过滤下来在圈闭中聚集。在水动力和浮力的作用下，水和烃可以源源不断地补充并最终导致在圈闭中形成油气藏。 2、排替作用：Chapman(1982)认为泥质盖层中的流体压力一般比相邻砂岩层中的大，因此圈闭中的水是难以通过盖层的。另外油气进入圈闭后首先在底部聚集，随着烃类的增多逐渐形成具有一定高度的连续烃相，在油水界面上油水的压力相等，而在油水界面以上任一高度上，由于密度差油的压力都比水的压力高，因此产生了一个向下的流体势梯度，致使油在圈闭中向上运移同时把水向下排替直到束缚水饱和度为止。
1、泥岩涂抹：断裂的形成过程中，由于构造应力和重力作用，在两盘削截砂岩层上形成薄的泥岩层，这个层叫泥岩涂抹层，作用就称泥岩涂抹。 2、油气保存条件：油气藏破坏，散失，殆尽，油气藏变成稠油（水洗或者氧化）。 水力溶失：水将油藏中的氢带走，形成稠油。 3、包裹体：矿物晶体在生长过程中，被包裹在矿物晶体缺陷中的那部分成矿流体叫包裹体。 4、均一温度：在冷液后，将盐水包裹体加热到由两相变为一相时的温度，这一温度为油气成藏均一温度。 5、油气成藏模式：以圈闭划分为依据，综合油气藏形成的生、储、盖、运、圈众因素的时空匹配关系，以及油气运移、聚集动态过程中而得到的油气藏形成的地质模型。 6、含油气系统：一个自然系统，包括了活跃的烃源岩和所有已经形成的油气藏并包含油气藏形成时所需要的必不可少的一切地质要素的作用 7、封存箱：将沉积盆地内用封闭层分隔的异常压力系统。 8、流体势：相对于基准面，单位质量流体具有的机械能的总和。 9、重力能：单位质量的流体从基准面搬到研究点所克服重力所做的功。 10、弹性能：单位质量流体从基准面搬到研究点克服压力多做的功。 11、动能：单位质量的流体在流速为q时所具有的能。 12、郝石生教授的流体势概念：相对于基准面单位体积流体所具有的总势能。 13、供油气单元：烃源岩产出的油气呈同一种运移形式的那一部分生油岩体叫做该圈闭的供油气单元。 14、聚敛型供油气单元：油气呈汇聚流运移形式的范围在生油凹陷中垂直投影切割出来的那部分生油岩体称为~。 15、发散型供油气单元：油气呈发散流移形式的范围在生油凹陷中垂直投影切割出来的那部分生油岩体称为~。 16、平行型供油气单元：油气呈平行流形式的范围在生油凹陷中垂直投影切割出来的那部分生油岩体称为~。 17、油气成藏动力学系统：以地球动力学为基础，以油气生成运移、聚集的动力层系统和过程为核心，把油气的生、储、运、聚、散连接成为一个统一的整体，探讨盆地油气生成运移聚集和分布规律的一门科学。 18、相势控藏理论：油气藏形成与分布受到相和流体势的共同控制，简称相势控藏理论。 19、深盆气：在特定地质条件下形成的具有特殊封闭机理和分布规律，由于分布在深部叫深盆气。 20、可燃冰：是一种由水分子和碳氢气体分子水合组成的一种简单固体化合物。 21、凝析气：地下深处，高压高温条件下的气体经开采到地面后，温度、压力降低后而形成液态，这种气体叫~。 22、无机气：只不涉及到有机物质反应的一切过程作用产生的气。 23、生物气：在低温还原环境下，厌氧细菌对沉积有机质进行生物化学降解形成的富含生物甲烷的气体。
隐蔽油气藏勘探对基准面旋回研究的启示X 杨 龙1,宋来明2,桑淑云2,魏 宁3,董海亮4 (1.长庆油田第四采油厂地质研究所,陕西靖边 718500;2.中海油研究总院,北京 100027; 3.中国石油大港油田井下作业公司; 4.渤海钻探国际工程分公司,天津 300283) 摘 要:从基准面以及基准面旋回研究的进展出发,论述了层序界面划分的弊端,该弊端导致了基准面旋回应用于工业化生产中,带来了诸多不便。目前,我国油气勘探工作已经进入了隐蔽油气藏勘探阶段,而这种弊端更显突出。隐蔽油气藏中,洪泛面的意义尤为突出,不但控制了岩性油气藏的分布,更是控制了主力油层的分布,因而对原有的基准面旋回划分方案提出质疑。松辽盆地隐蔽油气藏勘探的结果进一步表明,在隐蔽油气藏勘探阶段,调整基准面旋回划分界限,大大提高了基准面旋回划分的可操作性,意义非常重大。 关键词:隐蔽油气藏;基准面旋回;洪泛面;层序界面 中图分类号:P618.130.2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)02—0139—03 上世纪90年代末期,邓宏文教授将基准面旋回理论引进国内,短短的十多年时间,基准面旋回理论在国内得到了长足的发展,并在各高校以及科研生产单位得到了充分的应用。如果说,层序地层学理论是地质学上一次重大革命,基准面旋回理论则是这次革命性事件中一次重大变革。 1 基准面旋回研究现状及存在的问题 层序地层学理论为地质学家提供了解决问题的思路,而基准面旋回理论无疑是这一理论体系中最为重要的一个分支。 早在20世纪初,地质学家就已经认识到基准面的存在并试图论述其对于地层层序的依存性[1],并开始对其进行了持续不断的描述以及研究,试图能将基准面及其意义进行明确定义,并加以定量表征。总的说来,地质学家或者认为基准面是地貌学上的平衡剖面[2],或者认为是分隔沉积作用和侵蚀作用的理论均衡面[3,4]。Wheeler H.E.的工作[5]奠定了目前基准面旋回理论广泛应用的基础,他第一次明确地从地层保存作用出发来认识基准面,并赋予其时间意义。Cro ss T.A.[3,6,7] 进一步论述了基准面的含义,提出:基准面是一个势能面,它反映了地球表面与力求其平衡的地表过程间的不平衡程度。目前国内普遍应用的基准面旋回理论即基于此观点,认为基准面为一非物理面,而是一个抽象面,是动态的、波状起伏的、不可测量的三维空间势能曲面[3,6,7]。基准面旋回是指基准面上升到下降过程中保存下来的一系列地层[3]。 基准面旋回理论为建立等时性地层框架提供了一套有利的工具,使油气领域地质工作者乃至物探工作者以等时性为研究基础的观念空前广泛地建立起来。这一点意义尤为突出。到目前为止,基准面旋回理论的广泛应用为工业生产带来了巨大的经济效益,获得了广大生产科研人员的一致认同。但随着该理论应用的深度和广度不断发展,基准面旋回理论一个重大弊端逐渐暴露出来,即基准面旋回规模的确定及层序方案的划分具有很大的不确定性。 基准面旋回的划分一直是基准面旋回理论的核心问题。不同的地质工作者对旋回的理解不一致,相差非常大。很多学者作了大量工作致力于解决这个问题,从方法上[8]到资料上[8]再到研究的思路和角度[8-12],学者们孜孜以求,做了很多工作。然而,即使是同一地区,不同学者划分方案迥异、基准面旋回规模差别较大。甚至导致了目前二分、三分、四分等众多的层序划分方案及其改良建议[13]。也就是说,基准面旋回划分的可操作性不强。即虽然基准面旋回提供了一套科学分析地层问题的思路,但其没有提供有效利用该套思路的标准。部分学者[13-14]针对这个问题,作了有益的探索。 139 2011年第2期 内蒙古石油化工 X收稿日期:2010-12-20 作者简介:杨龙(1977—),男,工程师,现在长庆油田第四采油厂地质所从事科研及管理工作。
在我国经济飞速发展过程中，石油作为一种重要的化石能源是功不可没的。如今，石 油的开采逐渐遇到了越来越多的瓶颈，这也给油藏工程的研究带来了更多的挑战。近年来，我国在油藏工程的研究过程中，已经将众多先进的技术手段运用到了其中。有储层精细描 述技术、储层自动识别技术、多学科油藏描述技术、剩余油综合描述技术、油藏数值描述 技术以及油田开发规划方案优化技术。本文主要以油藏精细描述技术、多学科油藏描述技 术为主，介绍它们的应用和发展。 精细油藏描述技术 主要内容 精细油藏描述是指油田进入高含水期后,对油田挖潜和提高采收率,以搞清剩余油分布特征、规律及其控制因素为目标所进行的油藏多学科综合研究[1 ] 。其主要任务是以剩余油分布 研究为核心,充分利用各种静态和动态资料,研究油藏范围内井间储集层参数和油藏参数的三 维分布,以及水驱过程中储集层参数和流体性质及其分布的动态变化,建立精细的油藏属性定 量模型,并通过对水驱油规律、剩余油形成机制及其分布规律的深入研究,建立剩余油分布模型,为下一步调整挖潜及三次采油提供准确的地质依据[2 ] 。 发展前景 精细油藏描述研究是全球油田开发领域中的一个关键问题。自油藏地质师和工程师们集中 地质、地球物理和油藏工程等多学科多专业联合攻关以来,取得了较大进展,从此油藏描述 研究的发展方向,可以用“精细化”来形象地概括。“精”就是要定量化和提高精确度;“细”是描述的内容和尺寸愈来愈细,也就是分辨率要求愈来愈高。在新技术和新方法的推 动下,精细 油藏描述研究开始了由定性到定量、由宏观向微观、由单一学科向多学科综合发展的历程。 现状 目前国内外精细油藏描述研究的主要内容一般包括: ①井间储集层分布及精细储集层地质 模型; ②开发过程中储集层性质的动态变化特征; ③开发过程中流体性质的动态变化特征; ④剩余油分布特征,关键问题是建立精细储集层地质模型,确定剩余油分布特征。 1. 2 国内外精细油藏描述技术水平 由于国内外精细油藏描述研究发展的历史过程不同,所需解决的具体问题也各有侧重,故形 成的研究技术也各有特点。 在沉积学方面国内外研究水平大致相当,但由于中国油气田以陆相储集层为主,在湖盆沉积 学方面形成了具有自己特色的沉积学理论和工作方法,并在石油行业制定了油藏描述沉积学 研究规范,在油田开发工作中得到了很好的运用。 在地质学定量研究方面,国内外水平接近,都建立了几个定量地质学与原型模型研究基地,国 外以美国Gyp sy 剖面为代表,国内以滦平扇三角洲和大同辫状河露头为代表,通过定量地质 知识库的建立,为在更精细的尺度上描述和预测储集层的空间分布提供了可供参考的模板[3 ] 。 在测井技术方面,国外公司在测井系列新技术的开发和应用上占有领先地位,而国内主要是 引进和开发利用国外测井技术。近几年来,国内在利用常规测井解决裂缝问题、进行水淹层 和低电阻率油层解释等方面逐渐形成了自己的特色[ 4 ] 。 在开发地震技术上,国外有完整的技术体系,在新技术的开发和应用上处于领先水平,但在预 测精度上仍然存在技术瓶颈,特别是对薄层的预测较难。国内仅部分地建立了自己的技术体系,对6m 以下的薄储集层还难以准确预测。 地质建模中的随机算法是目前的主要发展方向之一,国外已经建立了一套较成熟的算法体系,并形成了比较成熟的商业性软件,国内则以引进应用为主。
岩性油气藏勘探方法与技术 岩性油气藏勘探现状及勘探前景 一、勘探现状 随着中国陆上含油气盆地逐步进入高成熟勘探阶段，探索岩性油气藏的重要性也日趋明显。岩性油气藏是目前中国陆上油气勘探的四大重要领域之一（其他 3 个领域是前陆冲断带油气藏勘探、叠合盆地中下部组合和老区精细勘探）。也是目前中国陆上实现油气增储上产的重要现实领域。从中国陆上近年来岩性油气藏探明储量规模来看，已经从90 年代初的20%逐步上升到目前的55%左右，初步显示出岩性油气藏在增储上产方面的重要意义。从具体盆地来看: 在松辽、鄂尔多斯、渤海湾等盆地年增储规模均在亿吨以上;在准噶尔、塔里木、四川等盆地其增储地位日显重要;在二连、海拉尔、柴达木等盆地成为新 的增储领域;在酒泉、吐哈等盆地此方面勘探也有新的发现。总体来看中国陆上大部分含油气盆地在岩性油气藏勘探领域都取得了突破性进展。 勘探实践证明，中国陆上绝大部分含油气盆地应具有发育岩性油气藏的良好地质背景。 二、勘探前景 从中国陆上主要含油气盆地剩余油气资源量来看，七大盆地（松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、柴达木、四川盆 —1— 地）剩余石油地质资源总量179.2亿t，岩性地层91.3亿t，占总石油地质资源量的51%。具体到各个盆地来看: 松辽盆地剩余资源41。3亿t，其中岩性-地层26.6亿t;渤海湾盆地剩余资源32.7亿t，其中岩性-地层12.7亿t;鄂尔多斯盆地剩余资源33.7亿t，其中岩性-地层27.6亿t;准噶尔盆地剩余资源20.3亿t，其中岩性-地层10.3亿t;塔里木盆地剩余资源38.3亿t，其中岩性-地层 8.5亿t;柴达木盆地剩余资源10亿t。其中岩性-地层4亿t;四川盆地剩余资源2.9亿t,其中岩性-地层196亿t。由此可见，中国陆上主要盆地都具有开展岩性
1、油田开发定义答：所谓油田开发，就是依据详探成果和必要的生产性开发试验，在综合研究基础上，对具有工业价值的油田，按照国家或市场对原油生产的需求，从油田的实际情况和生产规律出发，制订出合理的开发方案，并对油田进行建设和投产，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，并在生产过程中对开发方案不断进行调整和完善，使油田保持合理开发，直至开发结束的全过程。 2、一个油田的正规开发包括哪些阶段 答：①开发前的准备阶段；②开发设计和投产阶段；③开发方案的调整和完善。 3、油田开发前的准备阶段主要工作答：一是详探，全面认识油藏；二是进行生产试验，认识油田的生产规律，为油田正式投入开发提供可靠的资料。 4、选择生产试验区的原则 答：①生产试验区所处的位置和范围对全油田应具有代表性。②生产试验区应具有一定的独立性，对全油田开发的影响要最小，相邻区域也不要影响试验区任务完成。③生产试验区的开发部署和试验项目的确定，既要考虑对全油田开发具备普遍意义的试验任务，也要抓住合理开发油田的关键问题。④生产试验区也是油田上第一个投入生产的开发区。 5、油田开发方针、原则及层系划分原则、开发层系划分的目的意义答：正确的油田开发方针是根据国民经济对石油工业的要求和油田开发的长期经验总结制定出来的，要服从“少投入，多产出” ，确保完成原油产量的总目标。油田开发原则：①在油田客观条件允许的前提下（指油田地质储量、油层物性、流体物性），高速度地开 发油田，保证顺利的完成国家和油区按一定原则分配给它的计划任务。②最充分地利用天然资源，保证油田获得最高的采收率。③油田生产稳定时间长，而且在尽可能高的产量上稳定。④具有最好的经济效果，用最少的人力、物力、财力，尽可能地采出更多的石油。 层系划分原则：①一个独立的开发层系应具有一定的储量，以保证油井能满足一定的采油速度，并有较长的稳定时间和较好的经济指标。②同一个开发层系的各油层特性要相近，油层性质相近包括沉积条件、渗透率、油层分布面积、层内非均质程度③各开发层系间必须有良好的隔层④同一开发层系内油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近⑤考虑到分层开采工艺水平，开发层系不宜过长过细⑥同一油藏中相邻油层应尽可能组合在一起。 开发层系划分的目的意义：划分开发层系有利于充分发挥各类油层的作用；划分开发层系是部署井网和规划生产设施基础；采油工艺技术的发展水平要求惊醒开发层系划分；油田高速开发要求进行开发层系划分。 6、不同时间注水及其特点 答：早期注水及特点：油井产能较高，有利于长期的自喷开采，保持较高的采油速度和实现长时间的稳产，但投资大，回收期长。晚期注水及其特点：初期投资少，原油成本低，油田产量不可能稳产，自喷开采期短。中期注水及其特点：初期投资少，经济效益好，能保持较长的稳产期，不影响最终采收率。 7、国内外油田应用的注水方式或注采系统，大致分为那几类各自定义、适用条件 答：边缘注水：是将注水井按一定的方式分布在油水边界处进行注水。适应条件：油田面积不大、构造比较完整；油层结构单一稳定、边部与内部连通性好；油藏原始油水边界位置清楚；油层流动系数较高。切割注水：是利用注水井排将油藏切割成为若干区块，可以看成是一个独立的开发单元，分区进行开发和调整。适应条件：油层面积稳定分布且有一定的延伸长度，注水井排可形成比较完整的切割水线；切割区内的生产井和注水井有较好的连通性；又曾有较高的流动系数，使切割区内注水效果能比较好的传递刀生产井排，以便确保达到要求的采油速度；顶部切割注水，适用于中等含有面积，可单独使用，也可与边外注水结合使用。面积注水：是把注水井和生产井按一定的几何关系和密度均匀的布置在整个开发区上。适应条件：油田面积大，构造不完整，断层分布复杂；油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜体分布；油层渗透性差，流动系数低；适用于油田后期强化开采，以提高采收率；油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时，也考虑采用面积注水方式；面积注水方式对非均质油藏、油砂体几何形态不规则者尤其适宜。点状注水：是指注水井零星的分布在开发区内，常作为其他注水方式的一种补充方式。适应条件：岩性不均匀且不连通的油层。 8、面积注水的分类各自的井网示意图、注采比 答：四点法：（1:2 ）。五点法（1:1 ）七点法（2:1 ）反九点法（1：3）正对式直线排状注水（1:1）交错式直线排状注水（1：1）注采比（n-3 ）/2 9、井网密度定义答：每口井所控制的面积（km2/ 口） 10 试井分析方法的分类稳定试井定义采油指数定义答：试井分为稳定压力试井分析方法和不稳定压力试井分析方法。
[收稿日期]20050428 [基金项目]湖北省杰出青年基金项目(2003AB13012)。 [作者简介]蒋恕(1976),男,2000年大学毕业,博士,现主要从事石油地质研究工作。 断陷湖盆隐蔽油气藏勘探方法与实践 ———以泌阳凹陷为例 蒋 恕 中海石油研究中心博士后科研工作站,北京100027 中国石油大学(北京)资源与信息学院,北京102249 王 华 (中国地质大学(武汉) 资源学院,湖北武汉430074)[摘要]海相或陆相盆地(凹陷)隐蔽油气藏勘探成功得益于沉积型或者构造型坡折的存在,而在无坡折 型断陷湖盆的隐蔽油气藏勘探处于初步探索阶段。通过在泌阳凹陷的工作,初步探索出了无坡折型断陷湖盆隐蔽油气藏勘探的方法和技术,该方法和技术以层序地层学“点线面体面线点”的研究思路为 主线,以地震解释技术、三维可视化技术、测井约束反演技术为手段,通过宏观和微观的结合,地震地 质的相互验证,最后结合成藏条件分析进行隐蔽油气藏预测。 [关键词]隐蔽油气藏;断陷盆地;湖相盆地;坡折;油气勘探;泌阳凹陷 [中图分类号]T E132.14;P618.13[文献标识码]A [文章编号]10009752(2005)03027305 隐蔽油气藏的勘探必须要有一套自己的方法和技术,才能提高复杂多变的隐蔽油气藏的发现率[1]。基于高分辨率的地震勘探技术以及结合露头、测井分析和储集层预测技术而发展起来的高精度层序地层学,为隐蔽油气藏的勘探提供了新的概念和方法[2～4]。在国内外,隐蔽油气藏勘探中已获得了巨大的成功,如南非的Pletoms 盆地和Bredasdrop 盆地、中国东部东营凹陷和辽河东部凹陷等隐蔽油气藏的预测等[5～9]。但是这些盆地(凹陷)隐蔽油气藏勘探成功主要得益于沉积型或构造型坡折的存在及坡折带对隐蔽油气藏的控制理论[10,11]。泌阳凹陷这类盆地控盆断裂为陡倾平面状,这种边界断层导致上盘旋转旋斜,只发生变位,而不发生明显变形,往往形成枢纽型斜坡[12],其缓坡带没有明显的坡折带,不具备形成下切谷的条件,加上盆小,盆底扇不典型,难于识别,对这类盆地隐蔽油气藏勘探是一个挑战。 1 勘探方法与技术路线许多实践证明了层序地层学运用于陆相断陷湖盆是可行的,但是其在不同类型断陷盆地中,层序及体系域的划分当具体问题具体分析。传统层序地层的研究流程是“点线面体”,前人在运用中要么过多依赖地震剖面,要么过多强调等时地层格架中沉积体系空间配置,近年来加强了反演技术在隐蔽油气藏预测中运用,总结出的预测隐蔽油气藏方法往往不系统[13];尤其对应泌阳凹陷这类盆地无明显的坡折带,低位体系域的划分或初始湖泛面的识别困难,非典型的盆底扇地震反射特征不明显,因而在层序地层界面上识别一些特殊反射的地质体是隐蔽油气藏勘探的重点;而特殊地质体的识别和检验在无坡折型断陷湖盆非常困难,为了验证找寻的特殊地质体的可靠性,测井约束反演、地震属性提取、三维可视化等技术是重要的保障;另外,成藏条件分析是决定特殊地质体能否成藏的关键所在。为此,笔者采用如图1所示的方法与技术路线,强调先“点线面体”建立高精度层序地层格架,然后在有利区带内从面到点,自始至终紧密地将地质与地球物理相结合、宏观与微观相结合。 2 勘探实践 2.1 层序界面的准确识别与高精度层序地层格架的建立 在野外露头、岩心、单井层序界面识别、结合高精度三维地震剖面地震同相轴反射特征的基础上, 273 石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2005年6月 第27卷 第3期 Journal of Oil and Gas Technology (J .JPI ) Ju n .2005 Vol .27 No .3
目录 1 基本数据 (1) 1.1 油藏基本参数 (1) 1.2 流体物性 (1) 1.3 油水相渗关系 (1) 1.4 油水井操作条件: (3) 1.5 常用经济指标： (3) 2 设计内容 (3) 2.1 分析油藏的纵向非均质性,并计算储量 (3) 2.2 根据油藏特点论证划分开发层系的可行性 (3) 2.3 注水方式的选择 (4) 2.4 利用排状注水开发指标计算方法,计算相应的开发指标 (4) 2.4.1 计算初始产量,并根据油田产量要求确定油井数及水井数 (4) 2.4.2 计算井距与排距 (4) 2.4.3 求前缘含水饱和度 (4) 2.4.4 计算见水前开发指标 (6) 2.4.5 计算见水后开发指标 (8) 2.4.6 将计算结果汇总,制成开发指标汇总表 (10) 2.4.7 经济评价 (11) 2.4.8 根据计算结果中含水率在70%~98%间的数据,进行下列2个方面的 计算 (12) 3 总结 (16)
1 基本数据 1.1 油藏基本参数 含油面积：= 地层压力梯度:0.1MPa/10m, 地温梯度:3.7℃/100m 油藏有效厚度之和为: =35.55m 平均孔隙度为: =0.3399 平均渗透率为: =442.86× 1.2 流体物性 地面条件下: 地层条件下: 地层泡点压力: 原油体积系数: 水的体积系数: 1.3 油水相渗关系
Swi=0.32 Sm=0.8 Sor=0.2 1.4 油水井操作条件: 注采压差△P=3MPa; 排状注水的排距与井距之比为2:1; 初期采油速度为3﹪; 油水井正常生产时间为300天/年; 井眼半径：0.1m 1.5 常用经济指标： 钻井成本:1000元/米; 注水单价:6元/米3; 输油单价:60元/吨; 生产维护费:150元/吨; 作业费用:20000元/(井﹒年); 地面工程建设费＝ 0.5 ×钻井费用; 原油的商品率:95﹪; 原油价格:1200元/吨; 贷款利率:5.48﹪; 存款利率:1.98﹪; 2 设计内容 2.1 分析油藏的纵向非均质性,并计算储量 变异系数：V==0.36 因此，地层非均质性不大。 储量：N=Shφ（1-S wi ）/B O =S（1?S Wi ）/B O ==48.46338× 2.2 根据油藏特点论证划分开发层系的可行性 划分开发层系,是将特征相近的油层合在一起,用一套生产井网单独开采,根据开发层系划分的原则,油层特性相近的油层组合在同一开发层系,以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性,减少开发过程中的层间矛盾,单层突进.油层性质相近包括:沉积条件,渗透率,油层分布面积,层内非均质程度等。 根据油区各小层基本资料,该油藏各小层渗透率多在0.2到0.6间分布,属于高渗油藏,且各小层孔隙度都比较接近,变化不大,均质程度较好,因此将此10小层作为一个开发层系进行开发。