DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 4. 岩石力学参数、地应力、地层破裂压力等参数预测研究 不同层段的破裂压力值的准确预测，是限流压裂射孔方案设计的关键部分之一。为准确预测地层破裂压力，要同时进行各小层岩石力学参数和地应力预测。 4.1. 岩石力学参数 杨氏模量和泊松比除了用声波测示的方法得到以外，还可以利用区块以往施工井压力参数和常规测井资料求得，公式如下： μ = σ h − φ P p o σ h + 2 σ v − 3 φ P p o (3) E = ρ ( 1 + μ ) ( 1 − 2 μ ) g ( 1 − μ ) Δ T P 2 × 10 12 (4) 式中：μ—泊松比，无因次 E—杨氏模量，MPa g—980 σ h —水平最小主应力，MPa σ v —垂向主应力，MPa P po —地层孔隙压力，MPa φ—地层孔隙压力贡献系数，无因次 Δ TP —纵波时差，us/m ρ—地层密度，g/cm 3 其中，孔隙压力贡献系数可以由区块已经做过的横、纵波声波测井资料求得。由大安北大5-21井和大2-9井长源距声波测井资料，可以计算孔隙压力贡献系数分别为0.636和0.625，取平均值0.6305；最小主应力σ h 可由区块其它施工井测瞬时停泵的方法估算；垂向上覆岩层压力可由密度测井资料求得。 4.2. 地应力及破裂压力 计算水平主应力的方法还在不断的探索和发展过程中，利用声波测井资料和水力压裂数据来确定水平主应力的方法已得到多年的实践检验 [ 9 ]。 σ H = ( μ / ( 1 − μ ) + A ) ( σ v − φ P p o ) + φ P p o (5) σ h = ( μ / ( 1 − μ ) + B ) ( σ v − φ P p o ) + φ P p o (6) 式中：σ H —水平最大主应力，MPa； A，B—地质构造应力系数，无因次。 地层破裂压力可以由以下公式求得： P f = 3 σ h − σ H − φ P p o + S t (7) 式中：S t —岩石抗拉强度，MPa。 式(7)中岩石抗张强度S t 可以利用压裂瞬时停泵时岩石的破裂压力和重张压力之差求得，对于压裂时没有测瞬时停泵的井，可以查测井曲线中压裂目的层和泥岩层的自然伽马差值并利用岩石抗张强度S t 和自然伽马差值关系曲线得出压裂层的岩石抗张强度S t ，岩石抗张强度S t 和自然伽马差值关系曲线由压裂时已测瞬时停泵井的抗张强度和自然伽马差值数据画出。 区块储层的地质构造应力系数可由矿场方法求得，利用瞬时停泵测试方法算的A、B值，计算结果见表1。 Table 1 Calculation table of geological structure stress coefficien 井号 油层中深 (m) σ h (Mpa) P f (Mpa) S t (Mpa) P po (Mpa) ρ (g/cm 3 ) σ v (Mpa) σ H (Mpa) μ A B D26 1656.4 28.5 33.27 4.77 17.65 2.286 37.87 46.52 0.2475 0.9869 0.329 DB1-8 1671.4 28.0 30.0 2.0 17.8 2.289 38.26 45.43 0.2399 0.9433 0.3139 DB4-6 1691.1 28.1 35.1 7.0 18.1 2.290 38.73 45.45 0.2373 0.929 0.309 DB6-1 1652.2 28.8 30.2 1.4 17.6 2.285 37.76 47.15 0.2607 0.9912 0.3193 平均 0.9626 0.3178 表1. 地质构造应力系数计算表 通过区块4口井的计算，A、B取值分别为：A = 0.9626，B = 0.3178。 4.3. 施工压力预测 井底施工压力计算公式如下： P B = P S + P H − P p e r f − P w e l l b o r e (8) 式中：P B —井底处理压力，MPa； P S —地面施工泵压，MPa； P H —静液柱压力，MPa； P Wellbore —压裂液沿程总管损，MPa； P Perf ——射孔孔眼摩阻，MPa。
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user: 6. 结论和建议 1) 利用普通测井资料对地应力的预测结果，可以对压裂射孔方案及地面压裂设备的选择提供科学依据，特别是对限流压裂的孔眼摩阻选择，其意义十分巨大。 2) 对于未施工井，各小层地层破裂压力值以往总是无从准确预测，从测井曲线，往往只能有一个大概的判断，而没有一个量的认识。本文中的预测方法为限流压裂射孔方案的确定提供了一个前提。 3) 最大射孔数量公式简化，使得射孔孔眼数量确定更便捷。 4) 多簇射孔，配合全程滑溜水压裂、组合支撑技术，可以使压裂过程产生更为复杂的多裂缝网络，从而增大裂缝改造体积提高产能。 5) 射孔方案除考虑各层均匀开启外，也可根据实际需要，通过控制各层射孔数量来达到不同的改造效果。
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user: 摘要 随着科学技术不断发展，高校排课也从手动化逐步走向自动化。本文针对目前高校系统排课是否科学合理进行了研究与分析，以层次分析法及模糊评价法为指导方法，具体对课程分布，上课时间，相邻课程远近和教室座位数这四个因素展开研究分析。文章首先通过整群抽样方法对大学生进行问卷调查，取得有效信息后，运用层次分析法，邀请专家打分，确定了四个因素权重与取值。接着以扬州大学统计1701班大二课表为例，进一步验证其课表的合理性。然后文章从教师角度出发，收集十份调查问卷并分析调查教师对四个因素的评价。最后运用模糊评价法得出结论：教师对课程安排评价为很好。本文旨在改进自动排课系统，为学生和教师提供更加合理的课表。结论表明课表安排较为科学，但仍存在不足，文末也提出了一些建议。
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user: 1. 引言 此次调查问卷主要对大学生对课表时间、地点、课程安排等各方因素进行调查 [ 1 ] [ 2 ]。调查采取随机抽样形式。本次调查共发出问卷139份，实际回收的有效问卷139份，有效率为100%，在不同的年级中大一占15%，大二占50%，大三占20%，大四占8%，研究生占7%，分布情况见图1，在不同专业属性中理科占40%，工科占21%，文科占27%，其他占12%，分布情况见图2。由于在此次抽样调查中，充分考虑了样本的代表性，因此此次调查较为客观地反映了当前大学生对排课的需求。为方便学生答题，问卷均采用选择题形式，分为单选和多选。
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user: 2. 以层次分析法对排课系统进行分析 通过资料收集、平时的上课经验以及相关的研究报告，我们先确定了目前影响高校排课合理性的四个因素：上课时间、上课频率、课程分布和教室远近，即四个评价准则 [ 3 ]。其次，以这四个要素为依据，我们设计了专门的调查问卷。最后，通过问卷调查的结果，并结合专家打分的结果，确定这四个要素的比重 [ 4 ]。最后，利用层次分析法得出在上述四个因素的影响下合理的课表。 2.1. 建立层次分析模型 根据上课时间、上课频率、课程分布和教室远近四个评价准则建立层次分析模型，如图3。 图1. 年级分布图 图2. 专业分布图 图3. 层次分析模型 2.2. 构造准则层对目标层的成对比较阵 邀请四位专家对C1、C2、C3、C4四个因素进行打分，加权平均后得到准则层相对于目标层的成对比较阵，如下： A = ( 1.0 1.5 3.0 1.8 0.6 1.0 2.0 1.2 0.3 0.5 1.0 0.6 0.5 0.8 1.6 1.0 ) 对A矩阵做列向量归一化得 ( 0.45 0.39 0.39 0.39 0.25 0.26 0.26 0.26 0.125 0.13 0.13 0.13 0.21 0.21 0.21 0.21 ) 再对其做行和归一化得 w = ( 0.3913 0.2609 0.1304 0.2173 ) 则 A w = ( 1.5650 1.0172 0.5086 0.8306 ) 由于 得： λ = 1 4 ( 1.5650 0.3913 + 1.0172 0.2609 + 0.5086 0.1304 + 0.8306 0.2173 ) = 3.9049 2.3. 确定准则层对目标层的权向量 由于准则层对目标层的成对比较阵为一致的，因此准则层对目标层的权向量为： w ( 2 ) = ( 0.3913 ，   0.2609 ，   0.1304 ，   0.2173 ) ′ 2.4. 一致性检验 一致性指标 C I = 4 − 3.9049 5 − 1 ≈ 0.0238 随机一致性指标RI = 0.9 (查表)。 一致性比率CR = 0.0238/0.9 = 0.0264 < 0.1。 通过一致性检验 [ 5 ]。
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user: 4. 本文结论 我们此次研究的目的在于为学生和教师都提供更加合理的课表，从两次问卷调查结果来看，学生和教师都对课表安排有着一定的诉求，并且存在着分歧。研究表明，排课时应更加注重课程的时间安排，上午以及一周中的中间时间可以尽量安排重要的课程；而饭点、体育课后、周末等敏感时间点，尽量不要安排课程。但是实际上，学生的课表与教师的课表是不同的，学生的课表课程种类多、频率低，此时还要注意课程的教室安排，相邻的课程尽量安排在同一或相邻教室；教师的课表课程种类较少而频率较高，此时应该注意每天的上课量尽量平均且合理。 本文中所举课表从学生与教师的角度分析结果都是较为合理的，但该研究结论有助于改进课表的合理性，使之评价更高。
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user: 摘 要 储层砂体的研究是井位部署的基础和依据。延川南气田二叠系山西组—盒8段发育三角洲平原沉积，主要包括分支河道、决口扇、沼泽等微相；盒7段以上发育曲流河沉积，主要包括河床、堤岸、河漫亚相。识别出三角洲平原分支河道砂体、决口扇砂体，曲流河河道砂体、堤岸–河漫砂体等4种储层砂体，通过砂体物性研究认为河道砂体、分支河道砂体是研究区二叠系的有效储层，并分析其剖面、平面展布特征。以此为依据进行布井、调层，在生产上取得了测试高产。 关键词 :砂体，沉积相，延川南气田，二叠系 Copyright © 2020 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY 4.0). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 延川南气田是华东油气分公司的煤系气区块，前期工作以煤层气勘探开发为主，并取得了重大突破。2010年针对Y3井上石盒子组盒6段致密砂岩层进行压裂改造，揭开了研究区煤系气勘探的序幕，随后开展了多层位合压合试，煤系气勘探获得突破。前人主要在延川南煤层气资源潜力等方面做了大量研究 [ 1 ] - [ 6 ]，但对研究区煤系气，特别是二叠系致密砂岩气储层砂体的发育特征、形态等认识不够，砂体分布特征尚不明确，不利于下一步致密砂岩气的勘探和开发。 本文通过对延川南气田24口取心井岩心观察，结合薄片、粒度等试验分析，结合982口井测井曲线，认为研究二叠系沉积期发育三角洲平原及曲流河沉积，并识别出分支河道砂体、决口扇砂体、河道砂体、堤岸–河漫砂体等4种储层砂体。通过研究上述4种储层砂体的剖面连通性及平面展布特征，结合孔渗数据，分析有利储层位置，为油气田下一步开发提供了基础和依据。
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user: 2. 气田地质概况 延川南气田处于渭北隆起、晋西挠褶带与伊陕斜坡的交叉带，呈西北低、东南高的整体形态 [ 1 ] [ 2 ]。气田煤系气主要烃源岩为山西组2段4小层的2号煤及太原组5小层的10号煤，主要储层为二叠系山西组、石盒子组。整套地层自下而上可细划分为13个组段、42个小层(图1)。 图1. 延川南气田地层综合柱状图
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user: 3. 沉积相划分 延川南气田本溪—太原期受鄂尔多斯盆地古隆起的影响，发育滨海相含煤地层沉积 [ 3 ] [ 4 ] [ 5 ] [ 6 ]，为潮坪—泻湖环境；二叠系山西—盒8期，在盆地区域海退陆表海的基础上发育三角洲平原沉积；进入盒7期以后，由于盆地北部隆起的进一步抬升 [ 3 ] [ 4 ] [ 5 ] [ 6 ]，气田主要发育曲流河沉积体系。 3.1. 三角洲相 研究区三角洲平原沉积，包括分支河道、决口扇、沼泽等微相，主要发育于山西组—盒8段地层。 分支河道沉积与河流沉积的河床亚相特征相似，在三角洲平原沉积中粒度最粗，砂岩中沉积构造丰富，底部常见冲刷面 [ 7 ] [ 8 ]。研究区分支河道沉积以灰色、浅灰色中—细砂岩为主(图2)。 决口扇沉积发育在分支河道两侧，是山洪爆发期洪水漫溢的产物 [ 7 ] [ 8 ]。沉积物粒度较分支河道沉积变细，常见波状层理及小型交错层理 [ 7 ] [ 8 ]。研究区陆上天然堤沉积以灰白色、浅灰色细—粉砂岩、泥质粉砂岩为主(图2)。 沼泽沉积广泛分布于三角洲平原之中，主要发育在分支河道之间 [ 7 ] [ 8 ]。沉积物主要为细粒粘土岩，包括泥岩、炭质泥岩，夹煤层，常见植物碎片化石 [ 4 ]。研究区沼泽沉积为灰黑色泥岩、炭质泥岩，夹薄煤层(图2)。 3.2. 曲流河相 研究区曲流河沉积，包括河床、堤岸、河漫等亚相，主要发育于盒7段以上地层。 河床亚相是河流沉积单元的根基，沉积物粒度最大，层理发育丰富 [ 7 ] [ 8 ]。研究区主要发育河道沉积微相，以浅灰色、灰中—粗砂岩为主(图2)。 堤岸亚相垂向上位于河床沉积上部，沉积微粒度较河床亚相较小，层理规模也较小 [ 7 ] [ 8 ]。研究区主要发育天然堤沉积微相，岩性以灰绿色、浅灰色粉砂岩、泥岩薄互层为主(图2)。 河漫亚相在河流沉积广泛分布，垂向上位于层序最顶部，平面上位于堤岸沉积外侧 [ 7 ] [ 8 ]。研究区主要发育河漫滩微相，泥岩自下而上呈现出灰色—绿色—杂色—紫红色的变化趋势，并夹少量粉砂岩(图2)。
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user: 4. 储层砂体特征 4.1. 分支河道砂体 分支河道砂体是研究区二叠系山西组—盒8段地层的主要储层砂体。研究区分支河道砂体以灰色细—中砂岩为主，上部发育少量粉砂岩，底部见含砾砂岩，沉积物粒度整体较河道沉积细。砂岩垂向上单层厚度小，但多层叠加，总体呈向上变细的趋势。测井曲线上，自然伽马一般呈中—高幅齿状钟型，其次为箱型。沉积构造常见板状交错层理。沉积物分选中等，碎屑组分中石英含量较高。砂岩物性较好，一般孔隙度2%~11%，渗透率大于0.4 × 10 −3 μm 2 ，虽属低孔低渗储层，却为本区二叠系山西组—盒8段地层最好的储层。 4.2. 决口扇砂体 决口扇砂体是洪水期快速沉积的产物。研究区决口扇砂体以灰白色细—粉砂岩为主，夹泥质粉砂岩，沉积物粒度较分支河道细，与河流相堤岸沉积类似。砂体垂向上呈想上变粗的反韵律，测井曲线呈小型漏斗形或指形。沉积构造可见小型交错层理、波状层理等。砂体物性差，孔隙度小于3%，渗透率小于0.05 × 10 −3 μm 2 ，不能作为有效储层。 图2. Y21井单井相图 4.3. 河道砂体 河道砂体是研究区盒7段以上地层的主要储层砂体。研究区河道砂体以浅灰色中—粗砂岩为主，底部见河床滞留沉积，粒度曲线呈两段式，以跳跃组分为主，沉积物粒度较粗。砂岩连续沉积厚度较小，河道砂体垂向上未见明显粗细变化，但常与堤岸砂体组成向上变细的“二元结构”。测井曲线上，自然伽马呈高幅齿状箱型、钟型。沉积构造可见平行层理及槽状、板状交错层理。沉积物分选中等—较差，磨圆次圆—次棱角状。砂岩物性较好，一般孔隙度3%~13%，渗透率0.1 × 10 −3 μm 2 ~1×10 −3 μm 2 ，为本区二叠系盒7段以上地层最好的储层。 4.4. 堤岸、河漫砂体 堤岸、河漫砂体平面上分布于河道砂体两侧 [ 7 ] [ 8 ]。研究区堤岸砂体以灰绿色、浅灰色粉砂岩为主，沉积物粒度细。砂岩厚度薄，一般1~2 m。测井曲线上，自然伽马呈低幅微齿状钟型。沉积物分选差，物性差，不能作为有效储层。河漫砂体本身极少极薄，较堤岸砂体分选、物性更差，亦无法成为有效储层。
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user: 5. 储层砂体平面展布特征 鉴于以上研究，三角洲平原分支河道砂体、曲流河河道砂体为研究区二叠系有效储层砂体。 以研究区三角洲平原分支河道砂体在联井剖面上北西—南东向(图3(a))、北东—南西向砂体连通性均较好，砂体厚度一般8~16 m (图3(b))；平面上，以下盒8 3 小层砂体平面山体展布特征为例，砂体厚度一般4~10 m，多处厚度大于14 m，总体呈南东—北西西向展布，主要发育9~10条分流河道，局部受河道频繁迁移，呈现出连片的特征，河道宽约0.5 km。有利储层分布于河道主体部位，厚度一般6~10 m，面积48.2 km 2 (图4)。 图3. (a) 下盒八段北西—南东向联井剖面；(b) 下盒八段北东—南西向联井剖面 图4. 下盒83小层砂体厚度平面图 研究区曲流河河道砂体在联井剖面上北西—南东向砂体连通性一般，砂体厚度2~5 m (图5(a))；北东—南西向河道砂体连通性较好，且厚度大，一般2~12 m (图5(b))；平面上，以盒7 3 小层砂体平面砂体展布特征为例，砂体厚度一般6~10 m，最大厚度14 m，砂体平面上呈南东—北西向展布，主要发育7~8条河道，宽约0.4~0.7 km。有利储层分布于河道主体部位，厚度一般6~10 m，面积46.6 km 2 (图6)。 图5. (a) 盒7段北西—南东向联井剖面；(b) 盒7段北东—南西向联井剖面
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user: 6. 生产上的应用 在认清储层砂体特征、摸清砂体展布形态的基础上，于研究区河道中心部位新部署水平井Y3G4井(图6)，目的层为下石盒子组盒7 3 小层，获5.5 × 10 4 m 3 /d的测试高产；对河道中心部位的老煤层气直井Y3-32-30 (图6)、Y3-14-36、Y3-34-44 (图4)等井进行了老井调层，目的层下石盒子组盒7 3 、下盒8 3 等小层，获得1.2 × 10 4 ~1.6 × 10 4 m 3 /d的测试高产。进一步验证了三角洲平原分支河道砂体、曲流河河道砂体的主体部位为研究区二叠系的优质储层，并为下一步富集主控因素的研究及井位部署提供了基础依据。 图6. 盒7 3 小层砂体厚度平面图
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user: 7. 结论 1) 延川南气田二叠系山西组—盒8段发育三角洲平原相，包括分支河道、决口扇、沼泽微相；盒7段以上地层发育曲流河相，包括河床、堤岸、河漫亚相。 2) 三角洲平原分支河道砂体孔隙度2%~11%，渗透率大于0.4 × 10 −3 μm 2 ，曲流河河道砂体孔隙度3%~13%，渗透率0.1 × 10 −3 μm 2 ~1 × 10 −3 μm 2 ，为延川南气田二叠系有效优质储层砂体。 3) 两种有效储层砂体在剖面上北西—南东向砂体连通性好，砂体厚度2~16 m，砂体平面上呈南东—北西向展布，砂体厚度一般4~10 m，发育7~10条河道，有利储层分布于河道主体部位。
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user: 摘 要 以四川盆地东南缘南川区块五峰组–龙马溪组一段页岩气藏为例，评价气藏立体开发潜力。基于工区岩心分析化验、测井、微地震监测和试采等数据资料，分析了气藏地质特征和储量动用情况，评价了单井产能。结果表明：目的层为深水–半深水陆棚沉积，岩性为黑色页岩，纵向厚度110 m左右，属低孔特低渗气藏，脆性矿物含量高，地应力适中，可压性好，纵向上可划分三套开发层系，储量规模达1700 × 10 8 m 3 ，具备较好的开发资源基础；194-X井区一套井网开发平均单井EUR为1.08亿方，仅动用下部厚度30~50 m，剩余气占比55.32%，三套井网开发资源动用更充分，采收率可达28.4%，平桥背斜南斜坡、东胜背斜和上部单井产能落实，预测页岩气产气量可达482.8 × 10 8 m 3 。研究结果证实工区具有较高的立体开发潜力，对提高储量动用程度和扩大产建规模有一定的借鉴意义。 关键词 :南川区块，页岩气，立体开发，产能，潜力，层系 Copyright © 2020 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY 4.0). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 2012年以来，页岩气勘探开发取得巨大的进步和丰硕的成果，在不断的探索和实践中，已基本掌握了超压–常压页岩气地质理论方法，形成了相适应的开发工程工艺技术系列 [ 1 ] - [ 6 ]，从早期的页岩气地质资源评价 [ 7 ] [ 8 ]，深水陆棚页岩沉积环境研究 [ 9 ]，富集高产主控因素分析 [ 10 ] [ 11 ]，压裂改造工艺技术的适应性，到目前的页岩气藏精细刻画 [ 12 ]，井网井距的优选，靶窗的优选 [ 13 ]，储量有效动用 [ 14 ]，开发区从高压区转向常压区，从埋藏深度小于3500 m攻关到4500 m，工程工艺降本增效途径多样化 [ 15 ]。勘探目标从四川盆地向外延伸 [ 16 ] [ 17 ]，开发持续降本攻关，提高储量动用程度和采收率，页岩气勘探开发历程正逐渐走向可持续发展的方向。 统计国外已开发页岩气储层压力系数分布在0.8~2.2，海恩斯威尔和巴肯区块均大于2.0，高压力系数区投产压力高，且长期高产稳产，而0.8~1.2压力系数的井产量低，开发难度大，对比国内四川盆地页岩气开发情况具有相似特征，盆地中心向边缘压力系数逐渐降低。国外储层厚度一般200~600 m，埋深1500~2000 m，厚度大采用多层水平井开发取得显著效果 [ 18 ] [ 19 ] [ 20 ]，而四川盆地五峰组–龙马溪组一段的厚度(90~150 m)，2018年礁石坝区块开始试验上下两套层系开发，各层段不会因压裂产生干扰，保障储量动用更加充分 [ 21 ] [ 22 ]，国内区块受工程工艺技术限制，目前最深4500 m可获得工业气流气。对比国内外开发潜力，国内地质条件差异大，目前仅四川盆地中心实现规模开发，盆地边缘及其他有利区需加快评价，工艺技术创新有望提高难动用储量的开发潜力。 南川工区位于四川盆地东南缘，与礁石坝处相同的沉积环境，页岩气藏特征对比性较好，但埋深相对较大(2700~4500 m)，压力系数1.1~1.3，属中深层的常压页岩气藏，目前国内无成熟的常压页岩气开发区块，工区内194-X井区开发效果初步显现，但规模开发的潜力需进一步评价。本文以工区钻井、测井、试气及试采数据为基础，分析流程包括两大点，一是通过对岩心的实验分析数据分析，确定页岩气藏关键静态参数取值，结合测井资料解释结果，初步估算目的层地质储量，确定开发潜力的资源基础；二是对评价井和194-X井区的单井产能开展评价，结合动态分析确定单井动用层位、控制规模及采收率，最终确定开发潜力的产能大小。研究证实影响开发潜力的关键因素一是页岩品质，保存越好，静态参数越优，资源量越大；二是压裂改造，规模越大，裂缝复杂程度高，裂缝控制的体积越大，单井产气效果越好，对比上部层系静态参数略差于下部，但上部仍获得工业气流，压裂改造是开发的关键。 综合分析认为工区地质储量大，单井产能较落实，EUR平均1.08 × 10 8 m 3 ，具备较好的开发潜力。研究结果为下步四川盆地边缘常压页岩气的效益开发提供依据。
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user: 2. 工区概况 南川区块主要位于重庆市南川区内，是原国土资源部第一个页岩气“招拍挂”区块。构造上隶属于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜的西南部，燕山早期受南动向北西方向挤压，形成了“隆凹相间”构造格局，喜山期南部抬升剥蚀。区内自东向西发育青龙乡向斜、平桥背斜、袁家沟向斜、东胜背斜、神童坝向斜，主要断裂呈北北东走向，以逆断层为主(图1)。 目的层奥陶系五峰组–志留系龙马溪组一段属深水–半深水陆棚沉积环境 [ 16 ] [ 17 ]，岩性以黑色、灰黑色的页岩，岩心断面显示含大量笔石化石，为还原环境条件下的沉积岩。页岩气藏厚度主要介于100~130 m，横向分布稳定，页岩埋深最大4500 m，往南逐渐变浅并出露地表，微压测试压力系数1.0~1.3，整体保存条件较好，是一套常压至超压过渡型页岩气藏。 2016年以来工区滚动建设产能达到9.2亿方，累计投产井50口，测试产量9~89 × 10 4 m 3 /d，累计产气为13.2 × 10 8 m 3 ；上部层系评价井，气测显示较好，压裂施工顺利，试气获得14.1 × 10 4 m 3 /d工业气流。区块内获取了大量实验分析数据、试采及动态监测等数据，为区块立体开发潜力分析提供基础数据。目前工区持续滚动建产，取得了良好的经济效益和社会效益，是常压页岩气成果有效开发的典范。 图1. 研究区位置图
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user: 3. 地质特征及潜力 3.1. 沉积特征 利用194-X井地质资料分析，目的层沉积相为海相深水–半深水陆棚相(图2)，平面上沉积环境稳定，沉积了一套厚度大、分布广的页岩，纵向上自下而上岩相分别是硅质页岩相、含黏土硅质页岩相、含硅黏土页岩相，结合电性和含气性特征纵向可划9个小层(图2)。①~⑤小层主要岩性为黑色硅质页岩，厚度约33 m，页理较发育，岩心断面显示笔石化石普遍发育，含黄铁矿和斑脱岩层，典型的深水缺氧环境下的沉积岩；中部⑥ ⑦小层岩性以灰黑色页岩为主，发育粉砂质页岩，厚度32.5 m；上部⑧ ⑨小层岩性以灰黑色页岩为主，发育含粉砂质页岩，厚度45.5 m。纵向下部硅质含量高，向上逐渐变低，黏土含量向上逐渐变高，笔石化石向上变少。 图2. 194-X综合柱状图 3.2. 页岩品质 页岩气开发中总有机碳(TOC)的平均含量大于1%，对4口探井的岩心进行TOC测试，主要分布在0.9%~5.7%之间，平均为1.93%，从上到下含量逐渐增加。按特高(≥4%)、高(2%~4%)、中(1%~2%)、低(<1%) 4个级别对212个样品数据统计，占比分别为4.29%、27.20%、62.65%、5.86%，TOC ≥ 1%的占比94.14%。较高的TOC说明生烃潜力大，具备较好的物质基础。 利用扫描电镜方法获取页岩储集空间类型和大小，主要为纳米级孔隙和裂缝，孔径主要介于1.5~300 nm之间，以中孔(2~50 nm)为主，微裂缝相对发育，裂缝中有方解石充填，孔隙和裂缝发育为页岩气富集提供了较好的吸附空间。 孔隙度是页岩气富集的基础参数，实验分析分布在1.06%~5.23%之间，平均3.47%，167个样品分析孔隙度大于2%的占比94.44%，属中高孔隙特征，具有较好的储集空间。 渗透率是页岩气运移和后期开发的关键参数，149个样品分析分布在0.00001~1.2337 mD之间，中值为0.0154 mD，小于0.1 mD的占总样品的71.7%，0.1~1 mD的占比26.6%。渗透率为特低渗、低渗的特征，对页岩气开发效果有较大影响，因此，提高产量需要对储量进行人工压裂造缝，与天然裂缝相结合，形成复杂缝网体，提高开采运移的导流能力。 实验分析总含气量分布在1.88~8.89 m 3 /t范围之间，平均为4.10 m 3 /t，大于2 m 3 /t的样品占比98.8%。含气饱和度58.01%~62.75%之间，平均60.48%。总体为中高含气量特征，有较好的含气性，显示具有较好的储量基础，具备工业开发价值。 脆性矿物含量介于34.2%~82.6%，平均为54.4%，以硅质矿物为主，占比38.9%。样品值均大于30%，有利于压裂改造时裂缝开启和延伸，一定程度上反映了储层具有较好的可压裂性。 3.3. 水平地应力 现今应力是决定天然裂缝发育和体积压裂改造效果的关键因素，天然裂缝发育区水平地应力低，压裂施工难度越低，显示破裂压力和停泵压力均低；水平地应力差异系数越小，裂缝延伸更加均匀和复杂，测试单井产量高。194-X井各小层地应力参数统计结果表明，水平地应力49~57 MPa，差异系数0.111~0.124 (表1)，工区地应力适中，具备较好的可压性。 Table 1 Table of rock mechanics and in-situ stress parameter 小层 泊松比 杨氏模量/Gpa 最大水平地应力/Mpa 最小水平地应力/Mpa 差异系数 ⑨ 0.23 3.33 56 49 0.124 ⑧ 0.22 3.59 55 49 0.124 ⑦ 0.23 4.12 56 50 0.119 ⑥ 0.22 4.2 56 50 0.120 ⑤ 0.2 3.84 56 50 0.117 ④ 0.19 3.87 55 49 0.121 ③ 0.21 4.11 55 49 0.118 ② 0.2 4.03 57 51 0.111 ① 0.22 3.87 57 51 0.115 表1. 小层岩石力学和地应力参数表 3.4. 综合评价 目的层总体表现为厚度大、中高有机碳含量、低孔隙度、特低渗透率、高含气量、高脆性矿物含量、水平地应力低、应力差异系数低的特征。纵向上烃源岩类型和流体性质基本一致，仅含量的大小略有差异。垂向最小主应力曲线呈箱型，局部出现相对高应力层段，地应力介于56.3~60.2 MPa，比相邻层高3~7 MPa，阻挡压裂裂缝纵向延伸，即纵向可划分三套开发层系(表2)。在各层系中细分亚层优选靶窗，以静态指标好和垂向最小水平地应力低的⑧-2、⑦-1和③-2亚层(图2)为不同层系靶窗。 Table 2 Statistical table of sedimentary microfacies parameter 层位 微相 岩性 厚度(m) TOC (%) GR (API) 密度 (g/cm 3 ) 硅质含量(%) 黏土含量(%) 主应力(MPa) 部⑧ ⑨ 含硅黏土页岩相 灰黑色页岩，化石含量2%~9% 45.5 1.513 169 2.67 29.8 52.1 54.8 中部⑥ ⑦ 含黏土硅质页岩相 灰黑色页岩，化石含量5%~35% 32.5 1.576 150 2.66 35.5 47.7 56.2 下部①~⑤ 硅质页岩相 黑色页岩，页理发育，笔石含量15%~40% 33 3.15 164 2.59 48.9 37.4 52.2 表2. 沉积微相参数统计表
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user: 5. 结论 1) 五峰组–龙马溪组一段页岩属深水–半深水陆棚沉积岩，横向分布稳定，厚度约110 m，有机碳含量平均1.93%；目的层孔隙和裂缝发育，孔隙度适中，渗透率较差，脆性矿物含量高，可划分三套开发层系，储量规模达1700 × 10 8 m 3 ，具备立体开发的资源基础。 图8. X-S1HF井柱状图 2) 194-X井区下部层系开发试验证实了较好效果，一套井网采收率仅13.3%，中上部剩余储量占比55.32%；上部X-1HF井静态参数略低于下部，试气获得工业气流，为可独立开发的层系。 3) 平桥背斜南斜坡、东胜背斜及上部层系获得14.1~32.8 × 10 4 m 3 /d的中高产工业气流；按三套井网分层系开发，采收率可达28.4%，预测页岩气产量可达482.8 × 10 8 m 3 。综合分析认为，工区具备立体开发潜力。
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user: 摘要 毛塞几比盆地位于西非北部，是典型的被动大陆边缘盆地，也是目前非洲油气勘探重点盆地。该盆地历经50余年勘探，但仍缺乏对该盆地的深入了解，盆地边界未能精确厘定。本文研究将目标定位于毛塞几比盆地漂移期，在明确盆地周缘构造演化过程、基底及盖层展布的前提下，通过盆地结构和地层反射关系、盆地周边构造、盆地古地理分析以及基底性质四个方面研究对盆地边界进行划分。将盆地的边界划分为沉积控制边界、构造控制边界和岩石圈性质控制边界三种类型。认为盆地东部边界为沉积类型边界，地层上超于东北部的埃格拉格雷贝特山地盾以及东部毛里塔尼亚褶皱带，盆地边界受不同时期古地理格架的影响；盆地南北两侧边界为构造边界，受盖·布朗斯断裂带，南部发育受几内亚断裂带控制，以两条转换断层形成的构造高点为盆地边界；西侧边界由岩石圈性质所决定，以大西洋洋壳与洋陆过渡壳分界为盆地边界。
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user: 1. 引言 被动大陆边缘盆地是目前油气勘探的热点区域，伴随CAMP地幔柱作用 [ 1 ]，西非北部与北美大陆裂解形成北大西洋，在西非北部沿岸地区发育了一系列被动大陆边缘盆地 [ 2 ]。毛塞几比盆地是这一系列盆地群中规模和勘探潜力最大的盆地。近年来随着深水区勘探屡获重大发现，该盆地已然成为新兴的热门盆地 [ 3 ] [ 4 ]。然而该盆地的勘探程度仍然较低，盆地边界尚未精确厘定。目前国内外对该盆地边界的研究尚不深入，所参考的盆地边界主要为IHS资料中的盆地边界 [ 5 ] [ 6 ] [ 7 ]，该边界划分方案存在海域边界依据不充分，陆上边界不精细的不足。部分研究集中于盆地局部或某一特定时期，对全盆和不同时期盆地边界精细划分尚显不足 [ 8 ] [ 9 ] [ 10 ]。本文结合地震、区域构造以及相关重磁资料，以构造地质学、地震地层学、大地构造与岩石圈结构等理论为指导，采用由背景到局部、由盆内到盆外、由浅层到深层的分析策略，对盆地边界进行精细厘定，为后期勘探提供理论支撑。
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user: 2. 盆地概况 毛塞几比盆地位于西非中段北部，为典型的被动大陆边缘盆地。盆地整体呈南北向分布，自南向北横跨几内亚、几内亚比绍、冈比亚、塞内加尔和毛里塔尼亚五个国家，纵跨陆地与海洋环境，总面积91.6 × 10 4 km 2 ，其中陆地面积31.1 × 10 4 km 2 ，海洋60.5 × 10 4 km 2 (图1) [ 11 ]。 图1. 毛塞几比盆地区域位置图 该盆地是早二叠世伴随北大西洋裂开而形成的典型被动大陆边缘盆地。也是在局部二叠–三叠系裂谷体系上发展起来的中生界–新近系盆地。盆地构造演化主要经历了裂陷(晚二叠世–早三叠世)、过渡(中三叠世–晚侏罗世)和漂移(早白垩世–现今)三个阶段，各期构造层序间均发育有重要的不整合界面。裂陷阶段，二叠世末期泛大陆开始解体，盆地发育张性应力条件下的大陆裂谷–陆间裂谷。张裂活动导致沿裂谷中央的岩浆活动将北美板块向西北方向推移，非洲板块与北美板块分开，古中大西洋开始形成，该时期盆地以陆相沉积为主。过渡阶段，该时期北美州板块和非洲板块完全分离，裂陷作用减弱，毛塞几比盆地处于开放式的沉积环境，海水开始大规模涌入，形成大范围的碳酸盐岩沉积，局部伴随着盐岩沉积。漂移阶段，该阶段具有典型的被动大陆边缘盆地特征。构造运动变弱，盆地缺乏大型挤压构造作用，主要发育铲状断层、翘倾断层，局部可见火成岩侵入以及盐侵入幕。该阶段从早白垩世延续至今，只有短暂的沉积间断，沉积岩总厚度从盆地东部边缘处的几米到沉积中心区的10，000 m以上。
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user: 3. 盆地边界划分方案 盆地漂移期表现为典型的同沉积盆地，而对于同沉积盆地的边界，主要依据构造控制边界，即控盆断裂控制的边界，和沉积控制边界，即该时期沉积地层所展布的范围来确定。这一方法在裂陷盆地与挤压挠曲类盆地中运用较为广泛，通常这两类盆地可通过一条或多条断裂以及部分沉积尖灭来确定盆地边界。对称的裂陷盆地，确定边界断层即可确定盆地边界，而对于不对称裂陷盆地和挤压挠曲类盆地则需确定边界断层和缓坡带的沉积边界才能确定盆地边界 [ 12 ] [ 13 ]，对于叠合盆地则需要结合构造演化，考虑不同时期，不同类型原型盆地的展布范围 [ 14 ]。 毛塞几比盆地漂移期边界划分与上述两类盆地有不同之处，盆地漂移期主要发育盆内断裂，控盆断裂不发育，盆地东部无明确的断层控制盆地边界。陆架向海一侧构造相对简单，沉积十分连续，构造边界与沉积边界划分方案均不适用，为边界划分带来一定难度。国内外研究中通过重磁资料分析岩石圈结构的差异，划分陆壳、洋壳以及洋陆过渡壳，从而对陆架区域盆地边界进行划分 [ 15 ] [ 16 ]。因此在该盆地边界的划分中除主要考虑盆地结构、地层反射结构、周边构造、古地理格局等构造、沉积因素外，还需考虑盆地类型及基底性质等与岩石圈类型相关的因素，最后综合多方面因素对盆地边界进行划分。
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user: 4. 盆地边界划分 4.1. 盆地东部边界 盆地东部海岸向陆一侧，由于地震资料限制，只能观测局部盆地地层地震反射结构，内部反射主要以平行、亚平行为主，局部有发散反射结构。区域大剖面则较为清楚的反映，漂移期侏罗纪–新近纪地层逐层上超在裂谷期沉积地层之上(图2)这一盆地结构在盆地东部普遍发育 [ 17 ]。因此，通过区域剖面的揭示，可以认为漂移期地层沉积范围是控制盆地东部边界的一个重要因素，并且不同时期地层的上超点不同，表明不同时期盆地的边界也在不断变化。但具体盆地东部边界是否确由沉积控制还需要结合区域地质资料进行考证。 图2. 毛塞几比盆地构造–地层格架剖面图(据IHS资料修编) 图3. 毛塞几比盆地构造及东部边界。图例：1、中–新生界海岸沉积；2、古生界前陆沉积；3、Youkounkoun群；4、晚新元古界–泥盆系页岩；5、晚新元古界–泥盆系毛里塔尼亚褶皱带内沉积；6、晚新元古界–泥盆系毛里塔尼亚褶皱带内变质岩；7、Bakoye群；8、毛里塔尼亚褶皱带内钙碱泛非花岗岩；9、超基性岩带；10、晚元古界盖层、11、毛里塔尼亚褶皱带卷入的西非克拉通基底；12、西非克拉通基底 盆地东北部埃格拉格雷贝特山发育古老地盾，形成时间约为2700 Ma，远早于盆地漂移期发育时期。地盾西南侧靠近毛塞几比盆地区域卷入毛里塔尼亚褶皱带 [ 18 ]。剖面图显示，盆地漂移期沉积地层上超于前中生界地层之上(图3，图4(①))。 盆地东部为毛里塔尼亚褶皱带，穿过褶皱带的三条剖面显示，靠近盆地主要发育晚元古界地层卷入褶皱及逆冲构造，发育时期同样早于毛塞几比盆地漂移期，漂移期海岸沉积上超于老地层之上(图4(②)~(④))。 盆地东南与Bove盆地相接(图4(⑤))，博瓦盆地底部为卷入褶皱的Akjoujt群，向上依次为前陆盆地沉积的Youkounkoun群、石炭–奥陶系、志留–泥盆系沉积地层，形成时间要早于毛塞几比盆地裂陷期。毛塞几比盆地漂移期海岸沉积也是上超在博瓦盆地北侧毛里塔尼亚褶皱带晚元古界地层之上。 综合对盆地东部构造分析，认为盆地的东部埃格拉格雷贝特山结晶基底、毛里塔尼亚褶皱带以及Bove盆地，形成时期均早于毛塞几比盆地漂移期。盆地漂移期地层均上超至前中生代构造之上，因此盆地东部边界属沉积控制边界，边界范围受沉积范围所控制。 图4. 过盆地东部边界剖面(据Michel Villeneuve，2005修编) 4.2. 盆地南北边界 盆地南北两侧边界较为明显，主要为转换断层控制的盆地边界，盆地北部发育盖.布朗斯断裂带，南部发育几内亚断裂带。两条断裂带为转换断层，属于大西洋漂移期的同沉积断层，这两条断裂带形成构造高点将毛塞几比盆地与南部塞拉利昂–利比里亚盆地和北部阿尤恩盆地分隔。因此，盆地南北两端为构造控制的盆地边界。 4.3. 盆地西部边界 盆地西部向洋一侧，地震资料揭示，陆架向大洋一侧，漂移期中–新生代地层地震反射表现为由席状或低角度楔状反射过渡至席状反射的外部反射形态，内部则多表现为平行–亚平行反射特征，地层逐渐向大洋方向延伸较远，主要反映较为均匀的深水沉积(图5)。沉积是连续的，也缺乏相应的构造对盆地范围进行限制。考虑到被动大陆边缘盆地边界不可能无限延伸至洋中脊，因此盆地西部边界受沉积和断裂构造的控制影响都较小。 图5. 毛塞几比盆地西侧盆地构造–地层格架 在构造与沉积控制边界均不明显的情况下，考虑通过盆地类型及其对应的基底性质对盆地边界进行划分。毛塞几比盆地是典型的被动大陆边缘盆地，经历了裂谷产生到大陆裂解这一系列构造演化阶段，目前的被动大陆边缘盆地叠合在早期的裂谷盆地之上，向大洋方向延伸则演变为大洋盆地，盆地基底由东至西具有陆壳–洋陆过渡壳–洋壳的变化。被动大陆边缘盆地与大洋盆地的最大区别在于，大洋盆地基底为洋壳，而被动大陆边缘盆地基底为洋陆过渡壳–陆壳，因此洋陆过渡壳与洋壳的边界应为被动大陆边缘盆地与大洋盆地的边界。可通过重磁资料确定结合洋壳展布范围相结合确定盆地西部边界。 图6. 毛塞几比盆地边界。绿色线：阿普特–阿尔布东部沉积边界；黄色线：塞诺曼–土仑东部沉积边界；深蓝线：森诺–马斯特里赫特东部沉积边界；浅蓝线：古近系东部沉积边界，虚线为海岸线；红色线：新近系东部沉积边界；黑实线：盆地南北及西部边界 4.4. 盆地边界演变 同沉积盆地的发育过程中盆地的范围和边界也在不断变化，毛塞几比盆地也是如此。结合此前对盆地边界的分析，毛塞几比盆地南北边界受两条转换断层控制，转换断层与盆地的位置相对固定，盆地南北两侧边界较为稳定。盆地西部，由于新生洋壳只发育于大西洋洋中脊位置，虽板块不断漂移，但洋壳与洋陆过渡壳分界相对与盆地位置不变，因此盆地西部边界也相对固定。盆地东部边界主要受沉积控制，不同时期沉积范围变化也造成盆地边界的变化。通过岩相古地理分析，确定中–新生代盆地不同时期的沉积边界，也就相应确定了盆地不同时期的东部边界。研究中结合IHS相关资料，确定盆地阿普特–阿尔布阶、塞诺曼–土仑阶、森诺统(康尼亚克阶、圣通阶、坎潘阶)–马斯特里赫特阶、古近系及新近系时期的古地理资料，编绘不同时期盆地的东部边界。 综合以上对盆地边界的研究，最终编制毛塞几比盆地漂移期5个时期盆地边界范围(图6)。
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user: 5. 结论 1) 将毛塞几比盆地边界类型划分为构造控制边界、沉积控制边界和岩石圈性质控制边界三种类型。 2) 毛塞几比盆地漂移期东部边界为沉积控制边界，南北两侧为转换断层控制的构造边界，西部向海一侧以洋壳和洋陆过渡壳为盆地边界。 3) 盆地漂移期南北及西部边界相对稳定，盆地东部边界受沉积展布控制，在不同时期有所变化。
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user: 摘 要 针对油气田工程物资管理技术的特点，本文结合层次分析法建立了油气田全生命周期规划指标体系，并对体系指标的权重进行了分析。主要的结论如下：基于层次分析法对油气田不同的影响因素进行对比分析可以确定每一层目标的系数，然后求解同层上的权系数，并对矩阵进行一致性检验，可以有效地判断矩阵特征的一致性；对油气田开发项目建设、运营和结束阶段的指标进行分析可以发现：本文提出的基于全生命周期理论的油气田工程物资管理规划指标能够很好的反应油气田开发项目的各项性能，油气田企业的全生命周期规划指标通过了一致性的检验。 关键词 :全生命周期，层次分析法，工程物资管理，一致性检验 Copyright © 2020 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY 4.0). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 随着我国各项工程建设的全面展开，石油在国家安全中有着重要的战略地位 [ 1 ] [ 2 ]。油气田的开发是一项复杂且综合性较高的项目，其中涉及到传统的钻井工艺、采油工艺和现代的实时监控系统 [ 3 ]。为了能够保证油气田开采过程的经济和安全性能，需要对油气田的开采全生命周期进行有效的分析，包含油气田项目的立项评估、科技的应用、项目实施阶段的安全风险管控等 [ 4 ] [ 5 ]。 国内外学者针对油气田开发项目工程物资管理技术的相关理论都有研究 [ 6 ] [ 7 ] [ 8 ]。贾韶辉等 [ 9 ] 从数据模型、数字化移交接口、数据整合等多个方面分析了油气田管道全生命周期数据管理的现状，并结合中俄东线天然气管道的全生命周期数据管理提出了未来油气田全生命周期数据需要解决的问题。陈朋超等 [ 10 ] 结合现有的国内油气管道现状情况，制定了覆盖管道建设、运营和遗弃等全生命周期的管理流程。郭福军 [ 11 ] 在火驱开采油田的生命周期内建立了火驱开发稠油全生命周期的经济界限模型，为火驱开采油田的推广提供了理论支撑。本文主要从油气田工程物资管理技术角度出发，对油气田工程物资管理的全生命周期规划指标进行分析，探索油气田工程物资管理技术的应用现状。
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user: 2. 油气田工程物资管理的全生命周期规划指标 2.1. 企业管理指标 油气田开发企业的管理指标主要有：就业增长率、顾客满意度和管理水平 [ 12 ]。 1) 就业增长率 油气田项目实施后需要对当地的地方就业产生一定的带动作用，一般其就业增长率用单位投资就业人数来表示，具体表达式如下： 单 位 投 资 就 业 人 数 = 新 增 就 业 人 数 项 目 总 投 资 (1) 该指标的大小能直接反应油气田开发企业对当地就业的效果。 2) 顾客满意度 油气田企业在开发的过程中会涉及到很多相关的企业和政府部门机构，顾客的满意度是指其油气田开发的过程中对这些相关的群里产生的影响，其主要反应了企业的整体服务和管理能力。顾客满意度表达函数如下： 顾 客 满 意 = f { 事 前 预 期 ， 可 感 知 的 效 果 } (2) 3) 管理水平 油气田开发企业的管理水平体现在工程的各个环节，包含项目的立项、设计管理、现场管理、施工验收等环节。 2.2. 经济效益指标 1) 累计的油气可采储量 油气田企业的累计可开采油气总量 [ 13 ] 是指其能从储油层中开采出来的油气量： Q 采 = ( Q I − P ) ( 1 − n ) K (3) 上式中： Q I 、P分别为储油层的工业储备量和油气储备量；n、K分别为地层的损失系数和油气的回采率。 2) 油气产能 油气产能 [ 14 ] 是指油气田企业能够产出的最大油气产量。其主要的指标如下： 日 产 油 ( 气 ) 水 平 = 月 实 际 产 油 ( 气 ) 量 当 月 天 数 (4) 平 均 单 井 日 产 油 ( 气 ) 水 平 = 油 气 田 开 发 区 日 产 油 ( 气 ) 水 平 油 ( 气 ) 开 井 数 (5) 3) 财务净现值(FNPV) 油气田企业的财务净现值是指其不同年限内发生的净现金流量，是评价企业技术方案是否盈利的指标，其计算式如下： FNPV = ∑ t = 0 n ( C I − C 0 ) t ( 1 + i c ) − t (6) 上式中： C I 、 C 0 分别为企业的现金流入和流出值； ( C I − C 0 ) t 、 i c 分别为企业在第t年的净现金流量和基准收益率。 4) 净现值率(NPVR) 油气田企业的净现值率用来表示其净现值与其原始的投资之比，可以考察企业的单位投资效率。其表达式如下： NPVR = NPV I p (7) 上式中：NPV、 I p 分别为油气田企业的财务净现值和总投资额，该指标越大表明企业的单位投资效率越好。
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user: 3. 层次分析法概述 层次分析法可以根据问题自身的性质和特点进行分析，将问题分解为不同的因素，按照因素之间的影响关系进行排列组合，从而形成一个层次分明的结构模型。其具体的操作流程如下： 1) 问题明确； 2) 建立层次分解结构； 3) 求解同层上的权系数，并对矩阵进行一致性检验。具体的判断矩阵如下表1所示。 Table 1 Judgment matri A 1 A 2 … A j … A n A 1 a 11 a 12 … a 1j … a 1n A 2 a 21 a 22 … a 2j … a 2n … … … … … … … A i a i 1 a i 2 … a ij … a in … … … … … … … A n a n 1 a n 2 … a nj … a nn 表1. 判断矩阵 上述矩阵中： A 1 ， A 2 ， A 3 ， ⋯ ， A n 分别为层次上的不同因素；对所有的因素进行两两对比可得数值 a i j 。 假定判断矩阵的最大特征值为 λ max ，特征向量为 ω = ( ω 1 ， ⋯ ， ω n ) ，则 ω 1 ， ⋯ ， ω n 为 A 1 ， A 2 ， ⋯ ， A n 在本层次的权重向量。 一致性检验： 1) 若n阶矩阵的最大特征值为 λ max ，且 λ max = n ，则无需进行一致性检验； 2) 若 λ max > n ，则其检验的指标为 C R = C I / R I ，其中： C I = λ max − n n − 1 。RI可查表2，若CI为正，且 C I < 0.1 ，则矩阵满足一致性检验要求。 Table 2 Average random consistency checklis 平均随机一致性 n 1 2 3 4 5 6 7 8 9 RI 0 0 0.56 0.88 1.10 1.22 1.30 1.39 1.42 表2. 平均随机一致性检查表
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user: 4. 油气田工程物资管理的全生命周期规划指标分析 油气田开发项目的全生命周期主要分为四个阶段：规划、建设、运营和结束阶段。本文主要结合层次分析法分析油气田开发项目全生命周期规划指标体系的构建。 4.1. 建设阶段指标分析 油气田建设阶段的指标如下表3所示。 Table 3 Oil and gas field development project construction stage indicator 序号 一级评价指标 二级评价指标 A1 建设指标 工期 原油的生产能力 A2 工程质量指标 质量事故概率 A3 生产指标 地面建设工程的完成率 A4 成本指标 单位成本 地面工程成本 表3. 油气田开发项目建设阶段指标 油气田开发企业在建设阶段其主要的指标有质量、生产和成本指标，而通过事故发生的概率、建设工程的效率、单位成本等可以间接的反应油气田开发企业在建设阶段质量和成本控制的效果。油气田建设阶段的指标权重如下表4所示。 Table 4 Index weights during construction of oil and gas field enterprise 指标 建设指标 工程质量指标 生产指标 成本指标 权重 0.5616 0.2594 0.0894 0.0896 表4. 油气田企业建设期间的指标权重 从表4中可以看出：油气田企业在建设期间，其主要的关注点在工期和原油的生产能力上，为了能够更好的保证油气田企业能够有较好的效率，其建设期间建设指标权重超过了整体权重的50%。经过计算可以判断矩阵的一致性检验指标都小于0.1，证明油气田企业的全生命周期规划指标通过了一致性的检验。 4.2. 运营阶段指标分析 按照层次分析法对油气田开发企业的全生命周期内的规划指标进行统计，统计结果如下表5所示。 Table 5 Life-cycle assessment indicators of oil and gas field development project 序号 一级评价指标 二级评价指标 B1 生产指标 原油产量 产量递减率 B2 安全环保指标 HSE指标 B3 成本指标 油气单位操作成本 B4 效益指标 桶油利润 投资回报率 表5. 油气田开发项目运营阶段指标 油气田开发企业在运营阶段其主要的指标有生产、成本、环保和效益指标，而通过原油产量、HSE指标、投资回报率等可以间接的反应油气田开发企业在运营阶段成本和投资收益的效果。油气田企业运营期间的指标权重如下表6所示。 Table 6 Index weights of oil and gas field enterprises during operatio 指标 生产指标 安全环保指标 成本指标 效益指标 权重 0.2095 0.0758 0.1459 0.5688 表6. 油气田企业运营期间的指标权重 从表7中可以看出：油气田企业在运营期间，其主要的关注点在原油企业的投资效益上，为了能够更好的保证油气田企业能够有较好的效率，其运营期间效益指标权重超过了整体权重的55%。经过计算可以判断矩阵的一致性检验指标都小于0.1，证明油气田企业的全生命周期规划指标通过了一致性的检验。 Table 7 Index layer weights of oil and gas field enterprises during operatio 生产指标 安全环保指标 成本指标 效益指标 指标层权重 0.2035 0.0548 0.1254 0.5687 原油产量 0.78 - - - 0.1536 产量递减率 0.26 - - - 0.0512 HSE指标 - 1 - - 0.0568 油气单位操作成本 - - 1 - 0.1521 桶油利润 - - - 0.29 0.1526 投资回报率 - - - 0.4256 0.2654 表7. 油气田企业运营期的指标层权重 4.3. 结束阶段指标分析 结束阶段的指标如下表8所示。 Table 8 Indicators for the end stage of oil and gas field development project 序号 一级评价指标 二级评价指标 C1 档案管理指标 资料的完整性 档案归档的准确率 C2 员工管理指标 员工满意度 C3 环保指标 作业环境的满意率 C4 资产管理指标 资产清单的准确率 资产清单的完备性 表8. 油气田开发项目结束阶段指标 油气田开发企业在结束阶段其主要的指标有档案管理、员工管理和资产管理等指标，而通过资料的完整性、员工的满意度、资产清单的准确率等可以间接的反应油气田开发企业在结束阶段档案管理、资产管理的效果。与油气田开发企业在建设期的指标权重相比，其结束阶段的权重指标如下表9所示。 Table 9 Index weights for oil and gas field companies during the en 指标 档案管理指标 员工管理指标 环保指标 资产管理指标 权重 0.3524 0.0065 0.2905 0.2958 表9. 油气田企业结束期间的指标权重
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user: 5. 结论 本文基于层次分析法对油气田开发项目全生命周期规划指标进行了分析，主要的研究内容如下： 1) 针对油气田开发企业全生命周期的规划指标从管理和效益两方面进行了分析，阐述了油气田企业全生命周期指标控制的重要性。 2) 本文将层次分析法引入到油气田开发企业全生命周期规划指标分析中，采用问卷调查的方式，结合层次分析的特点，建立了基于层次分析法的油气田工程物资管理全生命周期规划指标体系。 3) 对油气田开发项目建设、运营和结束阶段的指标进行了分析，利用层次分析法分析了本文提到的企业管理、经济效益指标等在油气田开发项目中的应用。
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user: 摘要 油气储量和产量是两个反映石油公司经营业绩的重要指标，也是投资者衡量石油公司综合实力和未来发展潜力的关键指标。储量替代率和储采比这两个储量和产量比值指标，则反映公司油气生产“得到保障”的程度。对于上市石油公司来说，实现较高的储量替代率和保持合理的储采比是衡量公司发展潜力的重要标志。从大型上市石油公司近年来储量替代率和储采比入手，研究储量替代率、储采比、储量增长率和产量增长率的相互关系，进而得到储采比和替代率变化规律，为上市公司保持合理储采比和实现较高的储量替代率提出合理建议。
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user: 1. 引言 SEC是美国证券交易委员会(USA Securities and Exchange Commission)的简称。它代表美国政府制定关于上市公司油气储量评估规则与信息披露规范，要求上市公司遵循SEC储量评估规则，采用相应的评估方法，并披露相关信息。自1999年以来，中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司陆续在美国上市，每年都按照SEC要求评估储量并披露相关信息。 SEC储量是指在现行经济和技术条件下，由地质和工程资料所确定的，将来可以从己知油气藏中采出的原油、天然气和天然气液的数量，是剩余经济可采储量的概念。