塔中油田凝析油价格_塔中油田招聘信息

1.　古生界油气系统的基本要素

2.　古生界油气系统描述

3.碳酸盐岩缝洞型油气运聚机理与富集因素

4.阿尔及利亚

5.油田开配套的陆地油气处理终端一般有哪些装置

　古生界油气系统的基本要素

一、烃源岩的空间分布及演化史

1.寒武系—下奥陶统烃源岩的分布和特征

寒武纪时阿瓦提—满加尔地区主要表现为台地相和盆地相两大沉积体系，其中盆地相可分为浅水与深水两种类型，台地相则包括开阔台地、局限台地、蒸发台地，潟湖相及斜坡相。研究表明，不同沉积相中暗色岩石的有机质丰度存在明显差异，根据不同沉积相内有机质丰度和有机质类型等，可将烃源岩有机相划分为两大类。

饥饿盆地有机相主要分布在满东地区，以泥晶灰岩和泥岩为主，有机质丰度较高，有机碳含量＞1%，厚度为120～415m，平均为260m。该套烃源岩目前处于过成熟阶段，以产干气为主。埋藏史和生烃史恢复发现（图3—1—1），在加里东期该套烃源岩处于生油高峰期，油源对比表明，志留系大面积分布的沥青主要是来源于该套烃源岩。

内源台地有机相又进一步划分为开阔台地有机相和局限台地（含蒸发潟湖）有机相，蒸发潟湖（含蒸发台地）有机相由于处于相对闭塞、滞流的深水沉积环境，因而烃源岩的有机质丰度较高。该相带分布于塔里木盆地西部，主要发育泥质泥晶白云岩和泥晶灰岩，有机碳含量在和4井区平均值为1.24%。目前，烃源岩处于高—过成熟阶段，产物为凝析油、湿气，推测它在地质历史时期，以生油为主。

开阔台地有机相及局限台地有机相烃源岩发育于半氧化—半还原环境，造成其有机质丰度低，如塔中1井寒武系碳酸盐岩有机碳含量平均值仅为0.18%，鉴于碳酸盐岩的生油下限值应当与泥岩相当，因而它显然不能归入有效生油岩范畴。

下奥陶统基本上继承了寒武纪时的构造－古地理格局，东部仍为饥饿盆地，中、西部台地相，海平面频繁升降，但总体表现为间歇上升的特点。与寒武纪古地理格局的最大差异为相分界有所变动，且西部出现的潟湖相在早奥陶世时消失。类似于寒武系，其最有利的烃源岩也是发育在饥饿盆地相中，其有机相的划分与分布也类似于寒武系。目前这套源岩有机质演化已处于高—过成熟阶段，生烃产物以湿气与干气为主。但在地史过程中，该有机相生油高峰期的产物是沥青砂的贡献者（卢双舫等，19），其生烃史类似于寒武系饥饿盆地有机相。

塔里木盆地的中部与西部的沉积环境主要是台地相，有机质丰度明显偏低，不能成为优质烃源岩。

2.中上奥陶统烃源岩分布及特征

图3—1—1　寒武系—下奥陶统烃源岩埋藏史图（满西1）

图3—1—2　中上奥陶统烃源岩埋藏史图

中上奥陶统与寒武系—下奥陶统在构造－古地理格局方面迥然不同，其大部分地区演化为超补偿盆地沉积，仅在巴楚－塔中低隆、塔北隆起为台地，在阿瓦提凹陷为半闭塞—闭塞的海湾沉积。有效烃源岩主要发育在巴楚－塔中隆起以及塔北低隆上，前者为台地斜坡灰泥丘有机相，后者为台地斜坡瘤状灰岩有机相。台地斜坡灰泥丘有机相主要分布于I号断裂以西塔中北斜坡与主垒带上，从东向西呈喇叭状分布，由两个富集区组成，西部为TZ10、TZ11、TZ12、TZ30与TZ37井区，东部为TC1、TZ6、TZ101井区，控制面积为4800km2，厚度约为80～95m（王飞宇等，19）。该相带泥灰岩普遍具有较高的有机质丰度。有机岩石学研究发现，该套源岩中存在两类岩性不同的有机显微组分，一类是明显**和褐色荧光的有机显微组分，它主要是结构藻类、层状藻类体和隐孢子体；另一类是无或弱荧光的有机显微组分，主要是由宏观藻组成，二者在纵向上交互叠置。平面上，东区有机质主要由无（或具弱）荧光的宏观藻组成；在西区，有机质则主要由具明显**和褐**荧光的有机显微组分组成。塔中北斜坡中上奥陶统泥灰岩处于生油气高峰和成油晚期（图3—1—2）。计算表明：该相带源岩能提供6亿t原油的量（卢双舫等，19）。

台地斜坡瘤状灰岩有机相分布于塔北低隆，目前已圈定的位置于X3—LN46—LN14—LN48—C3井区，厚度为5～12.5m，自北向南，地层变厚（王飞宇等，19）。LN46井区烃源岩的岩石类型为黑色泥质条带成网格状瘤状灰岩，其有机碳含量平均值为0.42%，生烃母质主要是低等水生生物——藻类，有机质类型为腐泥型；源岩有机质演化处于生油窗晚期，主要产物为较高成熟度的轻质油和凝析油，如桑塔木和吉拉克地区奥陶系和石炭系储层中的轻质油和凝析油（卢双舫等，19）。

3.石炭系烃源岩的分布特征

由于和田凹陷存在早石炭世的古隆起，下石炭统生油岩部分缺失。总体特征是石炭系源岩呈北东东—南西西方向展布。石炭系生油岩在纵向上主要集中于卡拉沙依组含煤层段，其次为巴楚组的碳酸盐岩。

石炭系滨海沼泽相源岩由炭质页岩、煤和煤系泥岩组成，见于和4、和2、巴东2、玛参1等井。这里生油岩中有机质丰度较高，除炭质页岩和煤以外，煤系泥岩TOC可达7.09%（表3—1—1），其生泾潜量可高达37.78mg/g，氢指数最高可达729，有机质类型主要为Ⅲ型，生烃母质主要来源于高等植物。生油岩成熟度在巴楚隆起Ro为0.61%～0.82%，为低成熟—成熟阶段，而在麦盖提斜坡这套生油岩现今进入生油高峰。

台地相碳酸盐岩烃源岩发育于巴楚组生屑灰岩段，厚30～56.5m，为泥质泥晶灰岩、生屑灰岩，有机质丰度较高，TOC均值为0.62%，最高可达1.93%，有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主。

二、储集层的类型、分布和物性特征

阿—满地区古生界含油气系统中，油气主要发现于中下奥陶统碳酸盐岩，志留、泥盆、石炭、三叠和侏罗系碎屑岩中。油气探明储量主要分布在石炭系（包括东河砂岩）和三叠系中。在志留系分布大面积的沥青砂。多套多种类型储集层成为∈—O1和O2-3含油气系统油气聚集的共同场所。

1.碳酸盐岩储集层

该类储集层主要分布在塔中和塔北轮南地区以及巴楚隆起奥陶系和石炭系，主要为白云岩和灰岩，如英买力1、2号、轮南、轮古1、2号等奥陶系内幕潜山油气田及和田河气田。该类储集层多属非常规储层，储集物性普遍较差。相对好的储集层多与不整合面共生。储集空间包括孔隙、裂缝、溶孔（洞）等，非均质性极强。根据储集层沉积和储集空间的类型特征，可以划分出两大类储集层：

表3—1—1　滨岸沼泽相石炭系煤系泥岩生油岩有机质丰度统计

（1）受沉积环境控制的以孔隙为主的储集体

寒武纪至早奥陶世为全球广泛海侵期，中、晚奥陶世为全球高海平面时期。塔里木盆地中、西部在中、晚奥陶世为镶边混积陆棚环境，晚期演变为陆源碎屑陆棚环境。在陆棚边缘发育碳酸盐岩浅滩，以藻砂屑滩为主，其次是生屑滩和砂砾屑滩（蒋裕强等，1998）。粒间孔和粒内孔是主要储集空间，成岩作用对其影响很大，如塔中16井油气田。

（2）受不整合面控制的以溶孔（洞）和裂缝为主的储集体

奥陶纪之后的区域构造运动，使得塔中和塔北地区整体挤压抬升，遭受风化剥蚀，致使泥盆系和志留系被剥蚀殆尽，甚至中上奥陶统亦遭到不同程度的风化剥蚀，在奥陶系上部形成碳酸盐岩风化壳。塔中地区岩溶作用和洞穴充填作用主要发生在晚加里东—早海西期；轮南地区岩溶作用和洞穴充填作用主要发生在晚海西—印支期，目前已在溶洞充填泥质物中发现石炭纪早期的孢粉化石。岩溶和缝洞的发育严格受岩溶作用的控制，它是在初始缝基础上发育起来的。早期初始缝包括成岩缝、区域性裂缝和埋藏缝等，是在奥陶系尚未抬升至地表形成侵蚀岩溶之前由于压实和构造作用形成的裂缝。

据单井和地震剖面资料解释，轮南地区岩溶发育由3部分组成：即上岩溶带、下岩溶带和深部缓流带。不同古地貌单元上岩溶发育程度不同。每一个岩溶带自上而下可以划分为两个亚带：垂直渗流带和水平潜流带。岩溶发育深度各井不一，最大深度一般在奥陶系侵蚀面之下300m左右。

塔西南玛扎塔格构造带受到剥蚀和淋滤作用的下奥陶统白云岩储集性能好。已钻探的山1井下奥陶统白云岩最大孔隙度可达12%以上，平均孔隙度为4.5%，渗透率14×10-3μm2，为Ⅰ类储集岩。储集空间主要为构造缝、构造溶蚀缝、裂缝溶孔、洞及晶间孔。玛扎塔格构造带下奥陶统较好的储集层的发育与构造应力作用及溶蚀作用有关。下奥陶统与石炭系之间有100多万年的沉积间断，大气淡水的淋滤、构造应力作用和溶蚀作用使得白云岩储集性能明显得到改善。对比而言中上奥陶统开阔台地和盆地相灰岩以及未发生抬升剥蚀作用的下奥陶统碳酸盐岩储集性能较差，为差或非储集岩，如伽1、康1、巴东2等等。塔西南地区石炭系碳酸盐岩储集岩主要发育于巴楚组生屑灰岩段和小海子组灰岩段，其中生屑灰岩段是巴什托普油田的主要产层。储集层孔隙类型有粒间溶孔、晶间孔、粒内溶孔和微裂缝等，尤以溶孔为主。储集性能受沉积相带控制。群5、琼002、曲3、伽1生屑灰岩段当时处于较高部位，为潮间—潮上或台内浅滩，白云石化发育，储集性能好，曲3井以西孔隙度均大于5%。群4井、巴东2井、山1井等生屑灰岩段储集性能较差，孔隙度多小于3%，为差—中等储集层。琼002井小海子组碳酸盐岩储集岩主要为粉晶含灰云岩，平均孔隙度为22%，而云质灰岩孔隙度为2.46%，曲3井小海子组白云岩发育层段孔隙度达到11%，群4井、玛参1井和巴东2井碳酸盐岩以灰岩为主，孔隙度较低，小海子组碳酸盐岩储集性能分布的差异与生屑灰岩段相似。塔西南缘区塔哈奇组高能滩相带是优质碳酸盐储层分布的有利区带，达木斯剖面Ⅰ类（n＞3%,k＞1×10-3μm2）和Ⅱ类（n=2%～3%,k=（0.01～1）×10-3μm2）碳酸盐岩储集层厚度可达18m。

2.碎屑岩储集层

（1）古生界海相砂岩储层主要发育在塔中、塔北和塔西南地区，溶解作用形成的次生孔隙是主要储集空间

本区古生界共发育志留系、泥盆系东河砂岩（CⅠ）、石炭系生屑灰岩（CⅠ）和三角洲沙体（C1）等几套储集层，埋深一般在4000m以上，处于成岩演化的晚期阶段，机械压实作用强烈，颗粒间以线—凹凸接触为主，原生孔隙大大损失，只留下了不可压实的粒间孔隙，使得孔隙度损失了25%～28%。同时，胶结作用，如自生石英、长石和黄铁矿等，使得孔隙度损失了3%～6%。

早期的表生淋滤作用（如英买2）、烃源岩生烃过程中伴生的CO2和有机酸的溶解作用、深部热化学作用产生的有机酸及CO2的溶解作用（如塔中45井）等，使得砂岩中的长石和岩屑被溶蚀，产生大量次生孔隙，从而改善砂岩的储集条件。

志留系和东河砂岩在塔西南地区储集性能较差，东河砂岩孔隙度分布于3.57%～6.39%，渗透率介于0.57×10-3～2.95×10-3μm2之间，志留系砂岩孔隙度和渗透率分别为2%～4%和小于1×10-3μm2。

（2）中生界陆相砂岩储集层主要发育在塔北轮南地区，以高孔高渗为主，部分为中孔中渗

三叠系砂岩以辫状三角洲相沉积为主，钻遇最大厚度为286.5～440m，由泥岩和砂岩段组成，与下伏古生界呈角度不整合接触。中、上三叠统分TⅠ、TⅡ、TⅢ三个油组，每个油组厚70～140m，Ⅱ、Ⅲ油组以高孔高渗为主，部分为高孔中渗，I油组以中孔中渗为主。

侏罗系以河沼相砂岩沉积为主，纵向上由4个油组组成，JⅣ油组以中孔高渗和高孔高渗为主，JⅠ、JⅡ和JⅢ则以中孔低渗和低孔低渗为主。平面上各油组孔隙度和渗透率由北向南增高。

三、盖层

1.多个盖层形成多套储盖组合

中上奥陶统泥岩盖层主要发育在塔中、塔东和塔北低凸起上，为奥陶系内幕油气藏提供了盖层；志留系泥质主要发育在塔中低凸起上；累计厚度平均为62.8m，主要为一套红色泥岩盖层，为下伏志留系古油藏的形成提供了盖层条件；在石炭系内部共有3个油层，每个油层上覆一个泥岩盖层，“上泥岩段”在区内分布很广，厚度较为稳定，在50～100m之间，是全区的主要区域盖层之一。三叠系储盖组合主要分布在塔北地区，共发育4套较大规模的泥岩盖层，上面3套盖层分别分布在三叠系3个油组之上，形成轮南地区三叠系3个油组的直接盖层，而三叠系底部发育的一套盖层覆盖在石炭系或奥陶系之上，为古潜山油气藏提供了盖层。侏罗系泥岩盖层主要发育在轮南低凸起上，4个油组每个上覆一个局部泥岩盖层。

2.区域盖层控制油气富集

本区石炭系“下泥岩段”和三叠系以及志留系是区域盖层。截至19年底，55.71%的石油和35.48%的天然气地质储量分布在石炭系区域盖层之下；36.3%的石油和18.81%的天然气地质储量分布在三叠系区域盖层之下；塔中地区大面积分布的志留系沥青砂和塔北志留系沥青段都受其内部红泥岩段区域盖层控制。

　古生界油气系统描述

一、寒武系—下奥陶统含油气系统

以寒武系—下奥陶统为烃源岩的油气系统经历了复杂的演化史，因此油气分布很复杂。平面上可以划分为两个含油气系统：满加尔油气系统和塔西南油气系统。

满加尔寒武系—下奥陶统含油气系统以满加尔凹陷为生烃中心，经历了加里东晚期、海西早期、海西晚期、喜马拉雅期4个成藏阶段，导致沥青砂、干沥青、重油藏、油藏、凝析油气藏和干气藏等各种相态油气藏的形成和分布。晚加里东期形成的油气藏可能都已破坏，不易与海西早期油气藏区别。海西早期是本系统的主要成藏期，形成塔中和塔北大面积分布的志留系沥青砂和重油藏，在塔中45井周围及跃南1—羊屋1井一线以南可能存在正常黑油藏（图3—3—1）。海西晚期是第二期重要成藏期，塔中4等油田可能在这一阶段形成，同时油气藏有大规模的调整（图3—3—2）。喜马拉雅期满加尔凹陷内寒武系—下奥陶统烃源岩以产干气为主，对塔中和塔北已形成的油气藏发生气洗和气侵，如吉拉克干气藏等（图3—3—3）。因此，寒武系—下奥陶统油气系统有加里东晚期、海西早期、海西晚期和喜马拉雅期4次成藏（图3—3—4）。

图3—3—1　海西早期寒武系—下奥陶统油气系统展布图

图3—3—2　晚海西期寒武系—下奥陶统油气系统展布图

图3—3—3　喜马拉雅期寒武系—下奥陶统油气系统展布图

图3—3—4　∈—O1含油气系统图

塔西南含油气系统地球化学研究表明，巴什托普背斜油气藏、山1井和玛4井气藏油气源来自寒武系—下奥陶统烃源岩。本区主要储集层为下奥陶统和石炭系。本区烃源岩在晚二叠世进入生油高峰，油气由北向南运移形成古油藏，巴什托普背斜中黑油主要在这一时期充注。喜马拉雅期由于挤压作用和前陆盆地的形成，导致区域背景由北倾变为南倾，寒武系—下奥陶统烃源岩进入过成熟热演化阶段形成干气，并沿断层向上运移聚集在石炭系储层中，形成以玛4等气藏。

二、中上奥陶统油气系统

大量油源对比证实，塔中和塔北隆起存在中上奥陶统生油岩及由其生成的油气藏，如塔中16、塔中45、桑塔木等。埋藏史和生烃史研究表明，中上奥陶统烃源岩在燕山期末—喜马拉雅期进入生油高峰，大量排烃，沿不整合面和断层发生垂、横向运移，形成两个独立的油气系统。塔中中上奥陶统油气系统和塔北中上奥陶统油气系统（图3—3—5）。它们的成藏期均为第三纪末（图3—3—6）。

图3—3—5　现今中上奥陶统油气系统展布图

塔中中上奥陶统油气系统有效烃源岩受塔中I号断裂带控制，因而形成的油气藏也同样受Ⅰ号断裂带及隆起区域背景控制，油气藏主要沿I号断裂带分布，区域上油气由西向东作横向运移，油气主要富集在奥陶系和石炭系。

塔北含油气系统中上奥陶统有效烃源岩同样分布局限，由于受喜马拉雅期挤压作用的影响，油气不仅横向运移，而且也沿断裂向上运移聚集在侏罗系和三叠系储层中。

图3—3—6　O2-3含油气亚系统图

图3—3—7　塔里木盆地石炭系油气系统现今平面图

三、石炭系油气系统

石炭系油气系统分布于塔西南坳陷（图3—3—7），目前仅见油气显示和低产油流，分布于群4井、曲1井和玛扎塔格的玛4井等，未发现以石炭系为源岩的工业性油气藏。石炭系源岩主要形成于滨海湖沼泽相和台地相两种类型沉积环境，前者分布于塔西南坳陷东部，后者分布于巴楚隆起西南缘，浅海陆棚相烃源岩虽分布面积较大，但有机质丰度较低。该油气系统源岩和油气具有很好的地球化学亲缘关系，为已证实的油气系统。油气系统东部边界以进入生油窗的生油岩分布范围及油气显示范围为限，西部以生油岩和油气显示分布范围综合确定。

在叶城凹陷，中新生代稳定沉降，形成了从侏罗系到第四系的巨厚沉积。石炭系生油岩在二叠纪末进入生油窗，由于三叠系未接受沉积而使得主要生烃作用开始的时间为侏罗纪，侏罗纪末石炭系生油岩进入生油高峰，白垩纪以后石炭系源岩进入生气阶段，现今石炭系源岩埋深大于10000m，已过生气高峰期，生油岩处于过成熟演化阶段。

巴楚隆起区及麦盖提斜坡区中生代处于隆起和抬升剥蚀区，生油岩热演化主要取决于新生代地层的沉积埋藏。石炭系源岩新第三纪才开始进入生油窗，现今麦盖提斜坡处于生油高峰。

石炭系油气系统中巴楚隆起区和叶城凹陷圈闭形成过程也存在差异（图3—3—8）。巴楚隆起圈闭形成改造可以划分为3个时期：泥盆纪末、二叠纪末、新第三纪—第四纪。泥盆纪末，形成了玛南背斜带的雏形，玛扎塔格1～4号背斜也开始发育，玛参1井背斜与鸟山背斜形成，由于抬升剥蚀作用使得后期形成古潜山型油气藏。石炭纪—二叠纪沿一系列北倾或北东东倾的近东西向或北西西向逆断层形成了一系列断层相关背斜，这些指向南的断层传播褶皱背斜或断层转折褶皱背斜北翼缓、南翼陡，断层断距并不大，且向下在寒武系膏盐岩中发生滑脱，该期形成或进一步发展的背斜、断背斜、断鼻型圈闭构造有：巴什托普背斜带、玛南背斜带、玛扎塔格背斜带、海米西背斜、海米东背斜、罗斯西背斜与鸟山背斜等。新第三纪—第四纪主要表现为由南向北的逆冲断层叠加在先期形成的古背斜之上，该期为古背斜改造期，有两种形式：一是沿第三系膏盐层滑动形成犁式逆冲断层叠加在下伏断块之上；二是向北冲断的逆断层发育在海西期古背斜的翼部，从而将断层相关褶皱改造成一系列背冲断块或断垒，现今聚油构造为这些断块。

叶城凹陷圈闭主要形成于新第三纪以来的昆仑山向北的推覆挤压作用，圈闭定型期在上新世末，柯克亚油田圈闭在该期形成。

除构造圈闭以外，岩性圈闭是石炭系含油气系统一个潜在的圈闭类型。

从石炭系源岩生烃及圈闭形成过程的分析来看，叶城凹陷生油期主要在侏罗纪—白垩纪，生气期主要在白垩纪末至新第三纪早期，现今已过生气高峰，而叶城凹陷的圈闭的定型期主要在上新世以来。可以看出，油气的生成期与圈闭形成期不匹配，致使现今未在叶城凹陷发现石炭系油气藏，而只是柯克亚油田的天然气有少量石炭系气的混合。

巴楚隆起区石炭系源岩生油作用发生在新第三纪至今，油气生成期与圈闭形成相匹配，目前已在部分圈闭中发现石炭系源岩的油气显示，如群4井、曲1井和玛扎塔格等，油气沿麦盖提上斜坡向上运移聚集成低产油藏（图3—3—9）。

图3—3—8　石炭系油气系统图

图3—3—9　石炭系油气系统剖面图

碳酸盐岩缝洞型油气运聚机理与富集因素

油气运聚富集机理研究主要包括油气源判识、运移方向、运移期次、运移输导体系和聚集机理等，其中油气源研究是基础，运移、聚集是研究核心。区域不整合面和断裂两类输导体系有效地沟通烃源，是碳酸盐岩缝洞系统油气大面积聚集的前提条件。本节重点讲述碳酸盐岩缝洞型油气输导体系、运移机理和成藏模式。

一、缝洞型油气产出特征与类型

根据缝洞的连通性，缝洞型油气主要分为孤立洞穴型和连通缝洞型。孤立洞穴型油气以孤立的洞穴为储层，具有统一的温压系统与流体性质，油气水界面明显，底水发育，油气产出受控于洞穴规模，定容特征明显。连通缝洞型油气具有连通性多样的多套缝洞系统，同一缝洞体中具有相同的流体性质、统一的油气水界面;不同缝洞体中可以有差异，油气产出过程中会出现新的缝洞体供给油气，油气产出不稳定，出水类型多样，易出现油气产量忽高忽低、忽油忽水等复杂现象。

1.孤立洞穴型油气

塔里木盆地轮南、哈拉哈塘、塔中北斜坡等地区奥陶系缝洞型油气以大型洞穴为主要储集空间，由于长期的深埋与成岩作用，大多数洞穴之间的通道垮塌，被胶结充填，连通性差，形成相对独立的洞穴体单元。如哈7井位于哈拉哈塘地区西北部，属于轮南低凸起的西部斜坡带。根据储层、流体性质、试特征分析，哈7井属典型的定容洞穴型油单元。根据储层预测与缝洞雕刻判断，哈7井为孤立的洞穴体系，与周围缝洞体相距较远，连通性差(图6-8)。周围不同单井油气性质变化大，哈7井为重油，而西南部的哈11井为正常油，表明油藏间不连通;哈7井试基本不含水，哈9井却出现暴性水淹，低部位的哈11井试高产稳产、且不含水，表明不同井区具有不同的边、底水条件，地层水体没有沟通;哈7井试表明油压下降快，产量衰竭明显，是孤立的定容型油聚集单元。

2.连通缝洞型油气

在岩溶缝洞储层发育过程中，由于河道、裂缝与断裂系统的沟通作用，有很多大型缝洞体是连通的，虽有后期垮塌充填，但也有一定数量缝洞体的保存，形成相互连通的多缝洞系统。在一定历史时期、一定的压差下相互独立的缝洞体由于某些作用也能互相连通，形成统一的多缝洞体油气藏。缝洞的连通性判识比较困难，通常根据试、干扰试井和示踪剂等方法确定。塔里木盆地中古162井、轮古101井、轮古15井等井区发育连通的缝洞型油气。如中古162井，是多缝洞体控制的弱挥发油聚集单元。在缝洞雕刻图上(图6-9)，中古162井附近有多套连通的缝洞体发育;从试曲线上可以看出，中期在未取任何措施的情况下，出现油压上升、气油比降低、产油量增加等现象，分析是因为沟通了新的储集体，另外一个缝洞单元在一定的压差下，与先期出油的缝洞体沟通，从而得到更多的油气补给，增加了油气产量，油压也随之上升;区内邻近缝洞体在一定条件下可能形成相互连通的储集单元，成为连通的缝洞型油聚集单元(图6-9)。

图6-8 哈7井奥陶系碳酸盐岩缝洞雕刻与洞穴型油聚集单元剖面图

图6-9 中古162井奥陶系缝洞雕刻与多缝洞型油聚集单元剖面图

二、输导体系

作为油气成藏过程中沟通源岩与储层的桥梁与纽带，输导体系是油气成藏的关键控制因素，也是系统化、动态化油气成藏研究重要的体现(Magoon，1994)。油气输导体系受控于盆地构造、沉积成岩演化、流体活动(流体势、压力)等诸多因素，随时空变化输导性质和能力发生复杂的变化(郝芳等，2000)。一般认为，输导体系是油气从烃源岩运移到圈闭过程中所经历的所有路径网，主要包括断层和裂缝、不整合面、连通砂体，以及它们的组合类型(付广，2001)。

1.断裂和裂缝输导体系

断裂和裂缝输导体系是断裂活动开启形成的油气运移通道。同时，大量伴生裂缝的发育也显著改善了碳酸盐岩的储集性能，形成溶孔-溶洞-裂缝体系。裂缝越发育，渗滤空间越大，越有利于油气的运移。

如塔北轮南奥陶系断裂及裂缝特别发育，断裂和裂缝与褶皱构造常相伴而生。其中断至中下寒武统烃源岩的断裂，成为油气有效的运移通道。如轮南地区的油气主要来源于古生界海相烃源岩，沟通烃源岩断裂发育的碳酸盐岩缝洞区，成为油气富集区。如英买2井区、塔河地区S86—S67—S65—T401井及T402—S78井沿北东方向构造裂隙相对发育，形成自塔河7区—6区—4区的中下奥陶统油气运移富集带(顾忆，2007)。断裂也对古生界部分油气藏具有一定的改造和破坏作用。

2.不整合面输导体系

多期构造运动形成多期不整合，不整合面之下一定深度范围内形成大规模的溶蚀孔、洞、缝系统，成为碳酸盐岩缝洞型油气主要的储集空间，同时，不整合面是油气侧向运移的重要通道，前提是其上必须有封闭盖层。

如轮古-塔河油田中下奥陶统，经加里东期—海西早期长期暴露风化剥蚀，形成广泛分布的风化壳，储渗条件较好的地表残积物、风化裂隙角砾岩和半风化层主要由裂缝、缝合线沟通的溶蚀孔、洞、缝构成岩溶网络体系，是轮古-塔河油田最重要的输导体系，尤其是海西晚期烃源区大规模供油及塔河地区尚不完全封闭的盖层条件，造成了现今奥陶系稠油分布状况，显示出不整合及岩溶系统输导体系对轮古-塔河油田的形成具重要性(顾忆，2007)。

3.连通砂体输导体系

连通砂体输导体系以连通孔隙作为油气运移的通道，如塔北轮南古-塔河地区，该类输导体系主要发育于石炭系卡拉沙依组砂岩及三叠系砂岩中(陈强路，2004)。卡拉沙依组具有砂岩层数多、单层厚度薄、横向变化大等特点;三叠系砂体展布相对稳定，横向变化较小，与断裂、不整合面相互配合，成为油气运移的重要输导体系。

4.复式输导体系

区域性通源断裂、不整合面、岩溶缝洞系统、砂体及裂隙等构成了油气运移的复合通道，是形成大型复式油气藏的重要条件。如塔北轮南地区三叠系、石炭系和奥陶系油气藏即是经过多期生烃、充注、调整，形成的多层系复合式油气分布，是复式输导体系作用的结果。喜马拉雅期晚期气侵之前，桑塔木断垒、轮南断裂带的断裂、裂缝沟通了三叠系砂体和奥陶系古油藏，使得油气运移到上覆的石炭系和三叠系，并在石炭系和三叠系砂体内进一步运移。喜马拉雅期晚期气侵过程中，裂解形成的高干燥系数的天然气，顺着轮古东走滑断裂充注到奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层中，由于石炭系高压层的形成，导致了断裂在石炭系闭合，晚期裂解天然气只能沿断层和不整合面输导体系运移，运移通道为桑塔木断裂带的奥陶系缝洞碳酸盐岩储层。

三、油气运移和聚集机理

裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏是由基质、裂缝和溶洞组成的连续介质。裂缝和由裂缝贯穿的溶洞与烃源岩连通，既是储集空间，又是流动通道;由裂缝连通的孔洞具有管流特征，裂缝系统油气渗流遵循达西定律，基质系统渗流能力很小，具有非达西渗流特征。缝洞型碳酸盐岩油藏，储集空间以溶洞为主，裂缝为主要流通通道，溶洞、裂缝随机分布，具有“晶格状”油藏的特征。裂缝和与其连通的溶洞动力学尺寸较大，流体流动可以看成是管道流动，基质渗透率很低，流体流动遵守非达西定律。

缝洞型油藏内部大缝大洞与小缝小洞并存，介质表现为极强的不连续性;流体流动的空间不仅在形状上而且在尺度上存在巨大差异;流体的流动模式既有小缝小洞中的线性流，又有大缝大洞中的非线性流，更有两种流动规律以不同形式混合在一起的组合流动。有关碳酸盐岩油藏的流动规律，多数观点是基于连续介质理论讨论，或者把不连续介质用等效的连续介质流动系统代替，将储层视为孔隙-溶洞型双重介质、孔隙-裂缝-溶洞型三重介质或多重孔隙介质等类型(图6-10)，认为在其中发生的完全是渗流。

图6-10 阿克库勒凸起南斜坡下奥陶统缝洞型碳酸盐岩油气剖面

针对缝洞型储层系统的特点，本书提出缝洞型油气聚集机理，即一种溶洞大尺度流动与裂缝渗流交接系统的流动物理模型———缝洞交接流动模型(图6-11)，也就是管流-渗流交接流动模型。这种渗流与管流耦合模型既反映了大裂缝溶洞系统中流体的流动，又反映了基质和孤立孔洞中流体的渗流，它将缝洞型储层系统看成是统一的连续介质地质模型。例如可以设溶洞为圆柱状，它们之间通过裂缝渗流系统连接，一个缝洞单元可以看成是一种网状物理模型。溶洞中的流体流动可近似为不规则的管流，即流体在圆管中的流动，它是流体力学中相对简单的一种流动。

图6-11 碳酸盐岩缝洞油气聚集机制示意图

溶洞为主要的储集空间，可视为管状通道，溶洞中的流动可以认为是管流，流体视为不可压缩的黏性流体。裂缝是主要的渗滤通道，在溶洞之间起连接作用，同时又有一定的储集能力，裂缝中的流动可以认为是线性渗流。溶洞单元和裂缝单元组合起来就可以构成缝洞单元。致密的基岩渗流能力很低，由于其特殊的成藏条件，使得缝洞的非均质性非常强，流体流动状态复杂:裂缝溶洞尺寸较大，其中流体流动可以视为管流;微细裂缝或基质非常致密，孔隙尺寸很小，流体流动遵循达西定律或非达西定律。由于缝洞型油藏同时存在基质的“渗流”与缝洞的“管流”(或空腔流、窝流)，现有的油藏流体动力学理论尚不能有效地描述流体流动特征。

由于缝洞型碳酸盐岩储层的非均质性，导致油气运聚和分布具复杂性(图6-12)。例如，轮南凸起经历了晚加里东期、海西期的强烈隆升剥蚀及印支期以来的叠加改造过程，轮南凸起及其周围地区长期处在油气运移的指向上，经历了3个一级波动周期的油气成藏旋回:第一成藏旋回以破坏为特点，第二成藏旋回以改造为特点，第三成藏旋回以富集为特点。轮南地区溶洞系统有3个发育段，缝洞系统发育程度及其连通性是风化壳型油气富集的重要因素，密集发育的裂缝及小断层沟通溶洞就形成油气富集区，孤立的溶洞没有油气来源，钻到溶洞发育区即出水。在断垒带顶部泄漏区含水，紧邻的斜坡高部位盖层条件欠佳为高渗漏区，是稠油分布区。斜坡低部位以及平台区，由晚期油气的充注形成轻质油和凝析油分布区。中、上奥陶统的残存区是寻找早期形成的碳酸盐岩原生油气藏的有利地区。围绕轮南低凸起沿斜坡往下向着凹陷的方向是碳酸盐岩有利的油气富集区。

图6-12 轮南地区多种油气性质分布图

塔河油田碳酸盐岩储集空间以溶洞为主，具有产能贡献意义的溶洞、裂缝尺度在300μm以上;酸压形成的裂缝张开度一般为1～8mm。根据流动方式判别，塔河油田缝洞储集体中流体流动以达西流为主，进而明确了溶洞中的流体流动可近似为不规则的管流，而尺度在300μm以下的溶蚀孔洞和裂缝中的流体流动为渗流。对于碳酸盐岩缝洞型油气藏，准确地预测碳酸盐岩缝洞的分布区是发现油气的前提，而准确地识别裂缝及小断裂的分布更是提高勘探成功率的关键。

四、缝洞型油气富集规律

我国海相沉积盆地具有时代老、有机质热演化历史长、成熟度高、储层埋藏深、储层非均质性强、油气藏分布复杂且后期调整、改造破坏严重等特征。缝洞型油气是指储存在由岩溶作用形成的缝洞体中的油气，储层的非均质性极强，基质孔隙度一般小于1.2%，渗透率一般小于0.5×10-3μm2，油气主要受一系列缝洞体控制，在相对独立的缝洞体内具有统一的温压系统、统一的油气水界面。如轮南-塔河油田潜山风化壳油气分布区、塔中北斜坡鹰山组层间风化壳大型凝析油气分布区都是由一系列叠置连片的缝洞体控制。

1.长期暴露的古隆起控制优质储层发育

缝洞型岩溶储层的分布与发育程度受古岩溶地貌控制。不同的地貌单元，岩溶作用与储层发育程度不同，油气富集程度也有所差异。岩溶台地，古地势较高，地层剥蚀严重，岩溶作用以发育垂直洞穴为主，是区内岩溶水的主要补给区，其上盖层沉积较薄，难以形成有效的油气聚集。岩溶盆地和谷地处于岩溶水的汇集排泄区，储层充填严重，难以形成有利的储集空间。岩溶阶地处于岩溶台地与岩溶盆地的平缓过渡带，水动力条件优越，岩溶水补给有源，排泄有道，古岩溶作用强烈，储集空间相对发育。

陕甘宁盆地、四川盆地与塔里木盆地的古隆起分别经历了140Ma、120Ma、77～232Ma的风化剥蚀，形成的风化壳构成了较好的储层。以川中古隆起为例，二叠纪前，古隆起地貌已准平原化，风化壳以碳酸盐岩为基岩的元素风化带出率达90.32%～96.52%，属于岩溶风化壳;以粘土岩和砂岩为基岩的元素风化带出率为25%，属于残积风化壳;碳酸盐岩风化壳具有淋溶作用强、淋滤作用大、残积作用弱的特点，因而易形成缝洞岩溶发育带。陕甘宁古隆起也有类似现象，塔里木台盆区寒武-奥陶系碳酸盐岩储层的分布主要受后期风化剥蚀和古岩溶作用控制。轮南、塔中、巴楚东南部等古隆起区奥陶系因暴露时间长，因而储集条件较好。相反，位于满加尔凹陷北部的羊屋2井、巴楚东部的和3井等，由于处于古斜坡的低部位，因而储集条件较差。另外，长期发育的继承性古隆起往往可形成多套优质储层，轮南地区之所以存在奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系等多套优质储层，与其长期发育的古隆起背景有着密切联系。

2.优质储层控制了缝洞型油气的富集

油气不受局部构造控制，缝洞体控制了风化壳油气的富集。如塔北南缘奥陶系以台地相灰岩为主，原生孔隙几乎消失殆尽，储集体以岩溶作用形成的缝洞体为主，有很多钻井钻遇大型缝洞系统，轮南地区共有20余口井在钻井过程中发生放空、井涌或泥浆漏失，井间变化大。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特征，岩溶斜坡储层最发育，岩溶洞穴数量多、规模大、充填少，一系列缝洞发育区在空间上叠置连片分布。只有钻遇大型溶洞的井才能获得高产工业油气流，沙48井、轮古15井、轮古42井、轮古701井、艾丁4井等高产工业油气流井都是由大型溶洞产出，而轮南15井等低产与失利的主要原因是储层欠发育。对轮南-塔河潜山的勘探实践表明，只有当钻井打在大型溶洞或与溶洞沟通良好的裂缝上时，才可能获得高产和稳产，缝洞体的发育程度决定了奥陶系储层的产能，优质储层控制了油气的富集。

缝洞系统造成了油气聚集的不均一性。轮南奥陶系的钻探与研究表明，有利储集体分布在潜山风化壳顶部200m范围内，油气分布受控于岩溶体系与裂缝系统的空间发育程度。尽管宏观上油气呈准层状分布，但由于岩溶储层非均质性强，缝洞系统周缘就是不含油气的致密灰岩，相对独立的一个或多个溶洞系统就组成了一个相对独立的油(气)藏，其间具有相对统一的油气水界面与统一的温压系统。由于缺乏构造圈闭或地层岩性的遮挡，缝洞体系的独立与连通是相对的，在不同的地史时期，不同的边界条件下，连通的油气藏可能分隔为多个孤立的油气藏，相对独立的缝洞系统可能实现连通与油气的调整，因此在油气产出过程中，由于不同缝洞系统的沟通，会造成油气水性质的差异与产量的周期性变化。相对孤立的缝洞系统形成定容体，油气初始产量高，但上水快，产量有限;而连通的多缝洞系统规模大，油气产量比较稳定或缓慢下降，含水率逐步上升。对于连通性较差的多套缝洞系统，在一定的压差下可能实现连通，从而出现油气产出的周期性变化，如一套缝洞体系产出后又出现另一套系统的油气供给，造成产量忽高忽低，含水率也出现很大变化。

3.多成因储层叠置连片分布是油气大面积分布的基础

我国古老的碳酸盐岩储层经历了多期的构造抬升与暴露，发育多期碳酸盐岩岩溶作用，造成风化壳岩溶古地貌的不同与储层特征的差异性。多类型次生孔隙造成了储层的非均质性。由于碳酸盐岩储层受控于多期的溶蚀作用和破裂作用，具有非组构选择性，形成多种类型复杂的次生孔隙，其发育特征与空间分布复杂多样，造成碳酸盐岩储层的强烈非均质性。

岩溶型碳酸盐岩储层易纵向叠置、横向连片呈近层状大面积分布。如轮南潜山缝洞系统在纵向上分层明显，虽然井间横向变化大，缝洞层的数量、深度差异大，但不同的岩溶部位都有多层岩溶洞穴的发育。在平面上，岩溶缝洞具有分带、分块的特征，一系列缝洞发育区在空间上叠置连片分布，形成逾5000km2规模的岩溶储层发育区。塔中鹰山组风化壳储层分布类似轮南地区，纵向分层、平面分区块特征更明显，下奥陶统鹰山组风化壳储层主要发育在潜山面以下200m的垂直渗流带和水平潜流带内，在塔中北斜坡分布面积逾6000km2。

4.长期继承性发育的古隆起斜坡带、地层超覆尖灭带、岩相变化带等是有利的油气聚集场所

缝洞型油气主要与大型地层不整合面及古隆起有关，古隆起由于构造活动的继承性抬升，为油气长期运移指向，因此往往有丰富的油气聚集;影响缝洞型油气形成与油气富集程度的因素除了烃源岩和储盖条件等因素外，古隆起形成时间、后期构造的稳定性以及古隆起的规模、油气充注和成藏过程叠加等也是十分重要的因素，古隆起形成时间越早、发育时间越长、后期构造越稳定、古隆起规模越大，越有利于油气聚集和保存，油气富集程度也越高。

古隆起高部位因后期构造变动最为强烈，因而往往以油气的调整和破坏为主，该部位一般形成的是次生油气聚集，若后期构造变动极为强烈，则甚至无油气形成和保存。隆起低部位以及古隆起的斜坡部位因后期构造活动相对较弱，因而是原生油气形成和保存的主要部位，或者既有较大规模的原生油气聚集，又有规模不大的次生油气形成。岩溶储层在古隆起斜坡叠合复合，油气沿不整合面分布，形成大面积分布的准层状油气田(图6-13)。

图6-13 塔里木盆地南北向油藏剖面图

阿尔及利亚

马建明

阿尔及利亚位于非洲西北部，国土面积238万km2，人口3320万，绝大多数是阿拉伯人。阿尔及利亚国土面积在非洲居第二，仅次于苏丹，经济规模居于第三，仅次于南非和埃及，阿尔及利亚人口大部分居住在北部沿海地区，国土的其余部分被撒哈拉沙漠所覆盖。石油和天然气非常丰富，被誉为“北非油库”。石油和天然气工业是阿尔及利亚的经济支柱，油气产品大部分出口，天然气与石油出口收入占国家外汇收入的90%以上。

2006年阿尔及利亚国内生产总值约为1050亿美元，人均GDP 3443 美元，经济增长率5.2%，外汇储备777.8亿美元，外债50亿美元，进出口总额738亿美元，得益于稳定的政局、稳定的石油出口和良好的金融状况，阿尔及利亚经济仍保持了较高的增长势头。

一、储量和

阿尔及利亚主要矿产为石油和天然气，其他矿产还有煤炭、铁矿、铅矿、锌矿、金矿、汞矿、钨矿、锡矿、铀矿、稀土金属、磷酸盐、盐矿、重晶石、大理石、金刚石、宝玉石等30多种矿产。主要矿产储量见表1。

表1 阿尔及利亚主要矿产储量与储量基础

资料来源：①Mineral Commodity Summaries，2007；

②BP Statistical Review of World Energy，2005；

③Mineral Yearbook，2005。

石油、天然气

截至2005年底，剩余探明石油储量为15.55亿t，天然气储量为45450.20亿m3。目前已知全国共有180多个油气田，主要分布在阿尔及利亚东部和东北部的含油气盆地中。

阿尔及利亚含油气盆地很多，例如：北部的谢利夫盆地和君士坦丁东南部盆地、西北部的大高原盆地、西部的廷杜夫盆地、中部的哈西霍默盆地、中南部的雷甘盆地和阿赫内特盆地、东部和东北部的伊利兹盆地和三叠纪盆地。伊利兹盆地和三叠纪盆地是最主要的油气聚集区。伊利兹盆地位于阿尔及利亚东部与利比亚交界地区，境内面积约11万km2。寒武纪、石炭纪地层厚3000 m以上。盆地的主要生油层是志留系的笔石页岩，中、上泥盆统的黑色页岩也可能生油，油气田主要为南北向的平缓构造圈闭。

煤炭

主要集中于西部边界处的贝萨尔盆地，产在晚石炭世沉积层中，储量不大。煤灰分8%～20%，挥发物20%～35%，硫2%～3.5%。

铁矿

铁矿主要分布于北部和西南部。在阿尔及利亚西南廷多夫Tindouf台向斜谷内发现了最大的泥盆纪鲕状沉积铁矿（贾拉杰比利特Gara Djebilet铁矿和迈舍里阿布拉齐兹Mecheri Abdelaziz铁矿），总储量42亿t，含铁57%。在阿尔及利亚北部的礁灰岩中探明了接触变质型铁矿（分布在温扎Ouenza地区、布哈里堡Boukhadra地区和哈尼尼-塞蒂夫山Djebel Hanini-Setif地区），总储量超过7000万t，铁含量为60%。

锰矿

锰储量不大，乌艾德盖塔拉矿床属火山热液型，产在贝萨尔省，总储量150万t，锰的含量为40%～50%。

铅锌矿

铅、锌总储量居非洲第二位，主要分布在阿尔及利亚北部。矿床为层状、脉状（远成热液型）、透镜状脉状（热液型）多金属矿床。层状矿床产在侏罗纪（埃尔阿别德、杰格连矿床）和白垩纪（柯尔杰特约瑟失、麦斯卢拉、伊什木里山矿床）碳酸盐沉积层。脉状矿床产在白垩纪砂质粘土质岩层中（格卢马、萨卡莫齐矿床），与三叠纪蒸发岩的底辟褶皱共生。铜储量不大，主要分布于阿尔及利亚的东南部。阿尔及利亚探明铅锌矿石储量150万t，其最大的瓦迪阿米祖尔Oued Amizour铅锌矿平均含锌11.0%，含铅3.2%，厚度48 m。

铜矿

含铜多金属矿床属火山成因和深成热液型。矿床产在白垩纪-新第三纪的岩层中，与中新统火山岩（如布苏发、乌艾德艾尔柯比里矿床）、花岗岩有关（如布杜卡、阿沙伊什、艾因巴尔巴尔、柯夫乌姆杰布尔矿床）。含铜砂岩矿点见于白垩纪和三叠纪（阿特拉斯的西部艾因谢夫拉、萨拉列基）、前寒武纪（乌加尔特区的本塔因）和文德期（罕克）的沉积层中。

汞矿

汞总储量居非洲第一位，主要矿床产在东北部的安纳巴区的白垩纪陆源碎屑岩中和前寒武纪的片岩中。格尼萨矿床金属储量4500t，矿石含汞1.16%；穆拉什马矿床金属储量7700t，矿床含汞3.9%；伊什马因汞矿床已完。

锑矿

锑储量居非洲第二位。矿床主要产在阿尔及利亚的北部地区。哈马姆努贝尔斯矿床属超低温型矿床。

钨矿

钨储量居非洲第一位。主要分布于东南部的阿哈加尔地区，主要矿床有纳赫达（拉乌尼）、廷阿姆洛、艾尔卡卢萨、巴什尔、提夫塔祖宁等。这些矿床为石英锡石脉状矿床。在阿尔及利亚的北部还有别列舍塔矽卡岩白钨矿矿床。

金矿

金集中产于阿尔及利亚南部霍加尔Hoggar地区。其中，季列赫Tirek金矿距塔曼拉塞特Tamanrasset市400km，探明地质储量73万t，金平均品位18g/t。阿米斯米萨Amessmessa金矿位于塔曼拉塞特市以西460km，探明地质储量338万t，金平均品位18g/t。提里林-汗纳Tiririne-Hanane金矿位于塔曼拉塞特Tamanrasset市以东450km，探明地质储量48.1万t，金平均品位17g/t。阿比圭 Abegui 金矿为网脉状金矿，探明地质储量280.7万t，金平均品位3.59g/t。

阿尔及利亚金矿储量有100t，总量有200t。

磷酸盐

磷酸盐分布在阿尔及利亚北部翁克山Djebel Onk磷酸盐盆地，储量20亿t，居非洲第五位。磷块岩一般为粒状，产在晚白垩世古近纪的粘土碳酸盐岩沉积层中，最大的矿床是杰贝勒翁格，其次是艾尔库伊夫、木扎伊塔矿床。

重晶石

储量居非洲第二位。在阿尔及利亚北部发现的矿床有：木扎布脉状矿床，储量215万t，BaSO4含量90%，阿芬苏、布马尼、瓦尔谢尼斯和西提堪贝尔矿床。在贝萨尔区分布着布卡伊斯、阿巴德拉重晶石脉田。

金刚石

阿尔及利亚拉甘Reggane地区正在进行金刚石勘查，发现了一座金刚石砂矿，勘查工作主要目的是在西非地块找到原生金刚石矿。

饰面石材

饰面石材主要分布在奥兰 Oran省瓦迪马达赫 Oued Madakh蛇纹岩矿、艾因泰穆普特A?n Témouchent地区哈西夏拉Hassi Ghala石灰华和石灰岩矿、克莱夫Chlef地区的泰内斯Ténès石灰岩矿、艾因泰穆普特A?n Témouchent地区的门杰尔Dhar El Mendjel黑石灰石矿、泰贝萨Tébessa地区的代尔山 Djebel Dyr虫状石灰石和燧石矿、代夫山Djebel Def黑石灰石矿、盖尔达 Gharda?a省、瓦尔格拉 Ouargla省和别恰 Béchar省的石膏花和硅化木矿。这些饰面石材矿颜色多样、质地均匀、色泽光亮、交通便利、易于露天开。

宝玉石

包括绿宝石、刚玉、黄玉、锆石、绿宝石、石英晶体、蓝晶石、萤石、玛瑙和玉髓。

膨润土

分布在阿尔及利亚西部第三纪的火山盆地玛格丽亚 Maghnia 地区和穆斯特加奈姆Mostaganem地区，该地区毗邻港口、公路和铁路，交通便利。

盐矿

阿尔及利亚盐矿很丰富，岩盐有10亿t，湖盐有15亿t，主要分布在阿尔及利亚东南部的盐湖中。阿尔及利亚盐矿还有较大远景，可供大量出口。

其他矿产还有高岭土、硅藻土、白云岩、长石、萤石、锡矿、铀矿、铌、钽、铷、石膏、珍珠岩和滑石等。

二、矿业

阿尔及利亚是非洲地区重要的矿业大国，石油、天然气生产占有极其重要的地位，占阿尔及利亚收入的76%，占阿尔及利亚国内生产总值的超过30%，此外，氨水、粘土、水泥、金矿、氦、铁矿石、甲醇、磷酸盐、钠盐、钢铁、锌等也有一定的产量（表2）。

表2 阿尔及利亚主要矿产品产量

资料来源：①Mining Annual Review，2004；

②Mineral Yearbook，2005；

③://.mem-algeria.org/statistics/index.htm。

2000年以来注册登记了1995个矿权，320个正在研究；已授予经营747个矿点，其中370个正在勘探。矿点勘探开发权的授予使收入达32亿第纳尔。另外，2006年登记的矿权数量比2005年增长了18%。

目前，阿国有矿业加工厂674家，国有占29%；其中有骨料生产厂68家、水泥生产厂15家、粘土矿厂94家、天然沙厂63家、石膏生产厂39家、大理石加工厂12家、石料加工厂5家、盐厂14家及沙厂15家。

石油天然气

阿尔及利亚的石油产量在世界占有重要地位。主要油田有：哈西梅萨乌德、哈乌德贝尔卡努伊、艾尔哈西、哈西艾尔阿格列布、古尔德艾尔巴盖里区。

阿尔及利亚国家石油天然气公司（SONATRACH）目前在世界同行业列第十一位，是地中海地区第一大石油公司。该公司为世界液化石油气和液化天然气第二大供应商，天然气的第三大供应商。2005年阿尔及利亚原油和凝析油产量7711万 t，天然气1517.8亿m3，液化石油气860万t。阿尔及利亚原油加工能力为每年2250万t。2005年阿尔及利亚国家石油天然气公司共生产各类油气制品17849.4万t油当量，阿尔及利亚的经济主要依赖石油天然气工业。

铁矿石

铁矿石近年产量也在逐年减少，2005年产量为157.9万t。主要矿山有旺扎、布哈德拉、汗盖特和贝尼萨夫等，其中旺扎矿最大，为大型露矿山，年生产能力为360万t，矿石品位在53%～60%之间。矿石主要供给安纳巴附近的艾尔哈贾尔钢厂。

铝

迪拜铝业公司（Dubai Aluminium Co.Ltd.）在阿尔及利亚吉杰勒Jijel地区的贝拉拉Bellara工业园区建设一座年产60万t的铝厂，所生产的铝大部分供出口。

金

阿尔及利亚黄金生产主要分布在南部地区的阿米斯米萨 Amesmessa 金矿、季列赫Tirek金矿和济塔Zita金矿，共出矿石65718t，平均品位11.35g/t。2005年阿尔及利亚阿米斯米萨金矿完成了年处理30万t矿石选矿厂的可行性研究。

2005年，加拿大撒哈拉公司（Sahara Resources Inc.）获得提姆加温Timgaouine金矿的矿权，该金矿位于阿尔及利亚塔曼拉赛特Tamanrasset地区西南170km。

磷酸盐

磷酸盐主要产于阿尔及利亚东北边城安纳巴以南330km的杰贝勒翁格矿山。该矿山规模大，磷矿赋存层位稳定，近似水平产状产出，埋藏浅，矿石品位高，平均为40%，易、易选。近年来磷酸盐产量逐年下降，2005年继续下降，产量仅为87.8万t。

重晶石

重晶石产量不大，2005年产量为52813 t。生产主要集中在艾因穆蒙、西济堪贝尔、麦尔卡矿山。

水泥

2005年阿尔及利亚水泥产量达到了1280万t，主要生产公司包括阿尔及利亚水泥公司（Algerian Cement Co.），该公司正在扩建水泥年生产能力到250万t，新建年生产能力55万t的白水泥生产线，所生产的白水泥大部分供出口。

三、对外贸易

由于国际市场石油和天然气价格的连续大幅上涨，导致了阿尔及利亚出口额的大幅增长。2005年阿尔及利亚出口总额488亿美元，其中石油天然气出口额456亿美元，石油天然气出口额占阿尔及利亚出口总额的93.4%，石油天然气占有绝对重要的地位。

阿尔及利亚出口均是通过8个主要港口或天然气管道进行的。2005年出口原油和凝析油价值256亿美元，管道天然气73亿美元，液化天然气54亿美元，石油冶炼产品40亿美元，石油液化气33亿美元。2005年阿尔及利亚原油出口额比2004年增长了47%，原油出口量46700万桶，比2004年增长7%。其他一些重要矿产品包括磷酸盐2080万美元，甲醇2030万美元，钠盐1200万美元等。

阿尔及利亚原油出口的90%输往西欧。欧盟国家是阿尔及利亚天然气出口的第一大市场，其年进口量占阿尔及利亚天然气出口量的90%。阿尔及利亚与俄罗斯、挪威是欧洲三大天然气的供应国。阿尔及利亚到2005年使天然气的年产量达到1500亿m3，出口达到850亿m3。为此，大规模投资，一方面为了增强天然气运输和分配网络的能力；另一方面为巩固出口的基础设施。石油天然气出口是阿尔及利亚的主要外汇来源。

表3 2005年阿尔及利亚主要出口目的国与出口额 单位：百万美元

资料来源：中华人民共和国驻阿尔及利亚民主人民共和国大使馆经济商务参赞处。

://dz.mofcom.gov.cn/aarticle/ztdy/200605/20060502289851.html。

从分地区看，欧盟是阿尔及利亚最大的贸易伙伴。2005年，阿欧贸易总额为352.5亿美元，占阿对外贸易总额的54.7%。阿从欧盟进口110.7亿美元；向欧盟出口241.8亿美元。

经济发展合作组织（除欧盟国家外）与阿尔及利亚的贸易总额位居欧盟之后。2005年，阿与经济发展合作组织成员国实现贸易额182.7亿美元。其中，阿从经济发展合作组织国家进口34.7亿美元，向上述国家出口148亿美元。

阿尔及利亚与亚洲、南美洲、大洋洲、非洲等世界其他地区的贸易比重较小，2005年与上述地区总贸易额为109亿美元。

表4 2005年阿尔及利亚主要进口来源国与进口额 单位：百万美元

资料来源：中华人民共和国驻阿尔及利亚民主人民共和国大使馆经济商务参赞处。

://dz.mofcom.gov.cn/aarticle/ztdy/200605/20060502289851.html。

从分国家看，美国、法国、意大利分别为阿尔及利亚第一、二、三大贸易合作伙伴。出口方面，美国是阿尔及利亚的最大出口目的地国，阿全年向美出口产品104.6亿美元；其次为意大利69.5亿美元，西班牙49.8亿美元，法国44.9亿美元，巴西28.9亿美元，荷兰26.4亿美元，加拿大21.7亿美元。阿对上述七国的出口额约占阿总出口额的78%。进口方面，法国是阿尔及利亚的最大进口来源国，达44.3亿美元，其次为意大利15亿美元，美国13.3亿美元，中国12.9亿美元，德国12.3亿美元，西班牙9.5亿美元。阿自上述六国进口金额约占阿总进口额的54%。2005年，中国超越德国，成为阿尔及利亚第四大进口来源国。

四、矿业政策

阿尔及利亚于1993年出台了投资法，鼓励私人投资并赋予许多优惠政策，对外国投资者实行国民待遇，积极吸引外资。投资法案规定：除国家限定的战略部门外，实行自由投资的政策；外资企业和本国企业缴纳相同的所得税，税率一律为42%，但对符合阿尔及利亚国家经济发展的优先项目前3年实行免税，第四年、第五年分别减缴50%和25%；外资企业5年免缴土地税。目前该投资法不断得到完善，落实情况良好。

石油天然气工业是阿尔及利亚最重要的产业，根据阿尔及利亚碳化氢法，对在阿尔及利亚从事石油天然气勘探、开发、炼化的阿国家石油天然气公司（SONATRACH）以及外国石油公司，阿尔及利亚征收85%的公司利润税，根据实施区域不同此税率可降低至75%或65%；对在阿从事石油天然气管道运输、天然气液化、石油与天然气分离的阿尔及利亚国家石油天然气公司和外国石油公司征收38%的公司利润税，免征上述公司的职业行为税以及增值税。

目前，在阿尔及利亚的投资国主要包括埃及、美国、法国、西班牙、意大利、德国以及沙特阿拉伯和约旦等部分西亚国家。在石油天然气开发方面，1986年，阿尔及利亚首次允许外国资本涉足石油天然气领域，迄今，阿尔及利亚先后同美国、英国、法国、意大利、西班牙、日本、中国等近20个国家签署了50余项合作协定，近50余家国际石油公司来阿尔及利亚参与阿石油天然气勘探开发。迄今阿油气领域吸引的外来投资金额累计已逾100亿美元。在众多公司中，美国石油公司投资居首位，投资逾50亿美元，占35%，其后依次为意大利、澳大利亚、英国、加拿大、法国、西班牙和中国。

阿尔及利亚实行有管制的浮动汇率制，中央银行掌控着所有的外汇。

作为世界上最大的出口信贷担保金融机构和权威经济组织之一的法国外贸保险公司，根据政治稳定、外汇储备、偿还能力、货币贬值风险、银行风险、经济形势和支付状况等7类指数，在2004年“国家风险”评级结果中，将阿尔及利亚列入B级，即小风险投资国家。

五、展望

由于阿尔及利亚靠近欧洲，以及阿尔及利亚丰富的油气，阿尔及利亚油气工业一直是吸引外国投资的主要部门。阿尔及利亚是石油输出国组织成员，石油产量受石油输出国组织生产配额的制约。目前阿尔及利亚提高石油天然气产量，增加石油天然气出口。

阿尔及利亚积极扩大天然气出口，目前阿尔及利亚与欧洲有两条天然气管线连接，一条是长1078km输送能力6570万m3/日的Trans-地中海管线，起于哈西鲁迈勒气田，经过突尼斯最终到达意大利；另一条是长1609km输送能力2322万m3/日的Maghreb欧洲天然气管线，经过摩洛哥将哈西鲁迈勒气田与西班牙连接。

阿尔及利亚还新建3条天然气管线：阿尔及利亚与欧洲之间的Medgaz天然气管线，预计2008年竣工；阿尔及利亚至意大利之间的新管线，预计2008年投入使用；Warri天然气田与哈西鲁迈勒气田之间新建一条7160km的天然气管线。

随着油气生产和出口的增长，阿尔及利亚已经成为国际能源市场重要的供应国。

阿尔及利亚是非洲第二大铅锌生产国，近年来又有较现。随着国际市场铅锌价格上扬，铅锌矿的勘查开发也可能为阿尔及利亚的矿业发展提供重要机遇。

主要参考文献

［1］Omar Chabane.Algeria.Mining Annual Review，2004

［2］Mineral Commodity Summaries，2007

［3］Philip M.Mobbs.The Mineral Industry of Algeria.U.S.Geological Survey，Minerals Ydarbook，2005

［4］夏景华.阿尔及利亚石油和天然气工业现状.当代石油石化，2006年，第2期

［5］柳正.阿尔及利亚矿业投资环境.·产业，2002年，第4期

［6］王有勇，中国与阿尔及利亚的能源合作.阿拉伯世界研究，2007年，第2期

［7］Ministry of Energy and Mining-Algeria，://.mem-algeria.org/

［8］中华人民共和国住阿尔及利亚民主人民共和国大使馆经济商务参赞处，://dz.mofcom.gov.cn/index.shtml

油田开配套的陆地油气处理终端一般有哪些装置

对于气田来说，处理有以下设备：首先是分离器（依靠重力分离气液）气和液又有不同的处理装置。 气路：气经过分离后要经过降温进行低温分离，降温的设备就是丙烷配套设备或是经过节流阀降温，降温后就再进入低温分离器进行低温分离就是成品气了！

液路：液路就比较复杂了，液路要将液中含有的水和油分离（用三相分离器利用油水密度不同分离）油要利用稳定装置，将油精馏出售；水利用罐沉降各个过滤器，利用甲醇再生塔分离出甲醇，水化验合格再回注到地下。 大概就是这样，详细说就很多了，所以主要设备就是：分离器，甲醇再生塔、凝析油处理装置、丙烷制冷装置、离心泵、隔膜泵、储罐、还有需要加热的设备（导热油炉、蒸汽炉、加热炉其中的一种）。