181999年6月 PETROL EUM EXPLORA TION AND DEV ELOPMEN T Vol 26 No. 3 我国浅层生物气气藏的压力特征及成因探讨 任光明 滇黔桂石油勘探局勘探开发研究院 配制钻井液以保持平衡钻井、保护气层和降低钻井成 前言 本的目的 本文通过统计云南陆良、保山、杨林这3个第三纪 80年代以来,我国生物气拗探取得了较大进屦,许盆地已钻探的10个生物气气藏(埋深小于800m)及柴 多生物气气田已投入开发 达木盆地中一东部气田、胜利油区、辽河油区51和杭州 生物气是有机物在低温未成熟阶段在厌氧细菌的湾等地区的第三系至第四系生物气气藏(埋深为30~ 生物化学作用下产生的天然气,它与未成熟至成熟阶1500m)压力资料,发现这类气藏均属常压性气藏。综 段形成的热解气在化学成分上,尤其是碳同位素成分合分析表明,生物气气藏的这种压力特征与其地质特 上有明显的差异。生物气组分中CH含量较高,63C1点有着密切的关系 般为-75‰-55‰。世界上大型生物气气田主 要分布于白垩系至第四系(更老的地层也有生物气显 我国浅层天然气气藏的压力特征 示),埋深为几十米至千余米,个别可达300m12 我国迄今发现的生物气主要分布于上第三系和第 我国迄今发现的生物气气藏普遍具有地层时代 四系中,估计总资源量约为2300×108~4000×新埋藏浅(一般浅于1500m)、经历的温度低(低于 1σ3m3。青海柴达木盆地中-东部已发现了规模较70℃、储集层成岩作用弱等特点。储集层孔隙度普遍 大的生物气气田,探明储量达数百亿立方米4。渤海高于30%渗透率变化范围较大(由千分之几十平方微 湾盆地的胜利油区和辽河油区、松辽盆地的吉林油区米到几平方微米),孔隙度与渗透率的相关关系差。圈 以及杭州湾等地区都发现了生物气气藏。“八五”后闭类型多样,有背斜型圈闭、断块型圈闭、岩性型圈闭 期,云南第三系中、小盆地浅层生物气勘探也获得了重和岩性构造复合型圈闭 要进展,先后在杨林、陆良、保山盆地钻获商业气流,并 气藏压力特征通常以压力系数(气藏地层压力与 获得了一定的储量,现已进入盆地的滚动勘探开发阶其所在深度静水压力的比值)来描述。按照1990年颁 布的《天然气开发条例》,压力系数小于0.7的为异常 气藏压力特征是气藏开采工艺决策必须考虑的重低压气藏,大于1.2的为异常高压气藏,介于其间的为 要因素,直接关系到气藏、气井动态预测的准确性。若常压气藏。我国己发现的生物气气藏均属常压气藏 能在气藏钻探前准确预测其压力特征,可以达到合理(见表1) 表1我国主要浅层生物气气藏压力系数表 气藏位置 储集层岩性 埋深( 压力系数 柴达木盆地台南气田 第四系 粉砂岩 柴达木盆地涩北一号气田 第四系 粉砂岩 543~1500 1.10~1.19 柴达木盆地涩北二号气田 第四系 粉砂岩 516~14001.13~1.19 渤海湾盆地孤岛油田 第三系 细砂粉砂岩 渤海湾盆地欧利坨子油田 第三系 中砂·细砂岩 0.9~1.1 吉林红岗油田 白垩系 细粉砂岩 杭州湾地区 第四系 粉砂粗砂岩贝壳砂岩 20~60 0.7~0.8 云南陆良盆地 ~750 1.02~1.10 云南保山盆地 第三系 砾岩粉砂岩 云南杨林盆地第三系粉砂岩3005001.03 201994-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
我国浅层生物气气藏的压力特征及成因探讨 任 光 明 滇黔桂石油勘探局勘探开发研究院 前 言 80 年代以来 ,我国生物气勘探取得了较大进展 ,许 多生物气气田已投入开发。 生物气是有机物在低温未成熟阶段在厌氧细菌的 生物化学作用下产生的天然气 ,它与未成熟至成熟阶 段形成的热解气在化学成分上 ,尤其是碳同位素成分 上有明显的差异。生物气组分中 CH4 含量较高 ,δ13C1 一般为 - 75 ‰～ - 55 ‰[1 ] 。世界上大型生物气气田主 要分布于白垩系至第四系 (更老的地层也有生物气显 示) ,埋深为几十米至千余米 ,个别可达 3000m[1 ,2 ] 。 我国迄今发现的生物气主要分布于上第三系和第 四系 中 , 估 计 总 资 源 量 约 为 2300 ×108 ～ 4000 × 108 m 3 [3 ] 。青海柴达木盆地中 —东部已发现了规模较 大的生物气气田 ,探明储量达数百亿立方米[4 ] 。渤海 湾盆地的胜利油区和辽河油区、松辽盆地的吉林油区 以及杭州湾等地区都发现了生物气气藏。“八五”后 期 ,云南第三系中、小盆地浅层生物气勘探也获得了重 要进展 ,先后在杨林、陆良、保山盆地钻获商业气流 ,并 获得了一定的储量 ,现已进入盆地的滚动勘探开发阶 段。 气藏压力特征是气藏开采工艺决策必须考虑的重 要因素 ,直接关系到气藏、气井动态预测的准确性。若 能在气藏钻探前准确预测其压力特征 ,可以达到合理 配制钻井液以保持平衡钻井、保护气层和降低钻井成 本的目的。 本文通过统计云南陆良、保山、杨林这 3 个第三纪 盆地已钻探的 10 个生物气气藏(埋深小于 800m) 及柴 达木盆地中 —东部气田、胜利油区、辽河油区[5 ]和杭州 湾等地区的第三系至第四系生物气气藏 (埋深为 30～ 1500m) 压力资料 ,发现这类气藏均属常压性气藏。综 合分析表明 ,生物气气藏的这种压力特征与其地质特 点有着密切的关系。 我国浅层天然气气藏的压力特征 我国迄今发现的生物气气藏普遍具有地层时代 新、埋藏浅 (一般浅于 1500m) 、经历的温度低 (低于 70 ℃) 、储集层成岩作用弱等特点。储集层孔隙度普遍 高于 30 % ,渗透率变化范围较大(由千分之几十平方微 米到几平方微米) ,孔隙度与渗透率的相关关系差。圈 闭类型多样 ,有背斜型圈闭、断块型圈闭、岩性型圈闭 和岩性2构造复合型圈闭。 气藏压力特征通常以压力系数 (气藏地层压力与 其所在深度静水压力的比值) 来描述。按照 1990 年颁 布的《天然气开发条例》,压力系数小于 0. 7 的为异常 低压气藏 ,大于 1. 2 的为异常高压气藏 ,介于其间的为 常压气藏。我国已发现的生物气气藏均属常压气藏 (见表 1) 。 表 1 我国主要浅层生物气气藏压力系数表 气藏位置 层位 储集层岩性 埋深(m) 压力系数 柴达木盆地台南气田 第四系 粉砂岩 1000～1500 1. 06～1. 18 柴达木盆地涩北一号气田 第四系 粉砂岩 543～1500 1. 10～1. 19 柴达木盆地涩北二号气田 第四系 粉砂岩 516～1400 1. 13～1. 19 渤海湾盆地孤岛油田 第三系 细砂 - 粉砂岩 800 1 渤海湾盆地欧利坨子油田 第三系 中砂 - 细砂岩 < 1500 0. 9～1. 1 吉林红岗油田 白垩系 细粉砂岩 300～650 1. 02 杭州湾地区 第四系 粉砂 - 粗砂岩 贝壳砂岩 20～60 0. 7～0. 8 云南陆良盆地 第三系 粉砂岩 330～750 1. 02～1. 10 云南保山盆地 第三系 砾岩 粉砂岩 380～700 1. 03～1. 09 云南杨林盆地 第三系 粉砂岩 300～500 1. 03 81 石 油 勘 探 与 开 发 1999 年 6 月 PETROL EUM EXPLORA TION AND DEV ELOPMEN T Vol. 26 No. 3
1999年6月 任光明:我国浅层生物气气藏的压力特征及成因探讨 压力系数的高低是生物气气藏区别于热解气气藏统的方法和标准来评价浅层生物气气藏的盖层,可能 的重要标志之一。我国已开发的中生界至古生界热解存在一定的局限性,但我国浅层生物气气藏的盖层性 气气藏中,既有异常高压气藏,又有常压气藏。在四能确实差于中生界一古生界热解气气藏的盖层,两者 川、贵州的裂缝性碳酸盐岩气藏中,异常高压气藏占较的某些物理参数(如渗透率)甚至相差几个数量级。 大比例6。 (3)沉积剖面中砂岩百分含量高 70年代,分析研究墨西哥湾盆地内异常地层压力 生物气气藏常压特征的成因探讨 发现,砂岩百分含量低于25%的沉积是该地区出现异 常地层压力的相关因素之一。砂岩百分含量高是我 常压与异常高压是地层压力与埋深关系的两种表国浅层生物气气藏普遍的沉积特征。据笔者统计,陆 现形式,对两者的研究不宜孤立进行 良盆地和保山盆地的15口探井中,砂级以上颗粒层厚 本世纪30年代在巴基斯坦西部 Khaur油田第三度平均占第三系总厚度的40%以上,且剖面上砂岩与 系发现首例异常高压油藏。近30多年来,国内外在泥岩呈互层状分布。这种沉积特点有利于地层中流体 异常地层压力尤其是高异常地层压力的形成机理、预和流体压力的分散,也是形成气藏常压特征的相关因 测以及实现平衡钻井等方面进行了大量的研究,并取素之一。涩北一号、涩北二号和台南气田的砂岩百分 得了显著的成果。目前普遍认为导致异常压力形成含量虽然只有20%左右4,但由于该地区沉积稳定,砂 的主要因素有成岩作用、热力和生化作用、构造作用体分布面积大,弥补了砂岩百分含量小的不足,地层仍 及渗析作用,此外,水头(势能)是某些气藏形成异常压然具有较强的流体和流体压力的分散能力。 力的重要因素之一。 2经历的地层温度低 笔者认为,盆地的沉积作用对于油气藏压力特征 国内外钻探实践表明,高异常地层压力总是伴随 的形成也起着不可忽视的作用。综合分析沉积作用、着异常高地温带出现,温度对压力的影响是不容忽视 成岩作用和构造作用等各方面因素我国浅层生物气的。在一个封闭的系统(或称压力封存箱3)中,温 气藏常压特征的形成在于具备以下4个条件 度的增高,将引起岩石和岩石中流体的膨胀;此外,地 1具有相对开启的水文地质条件 温增高达到一定程度,粘土中的蒙脱石开始脱水并向 (1)地层成岩作用弱,孔隙度、渗透率高 伊利石转化。在这个转变过程中排出的层间水、吸附 据有关资料149,我国浅层生物气气藏普遍处于水可增加地层压力,引起压力异常。 Burst4认为,在 早成岩期,具有高孔隙度中渗透率或高孔隙度高渗透地层温度达到93~110℃范围内蒙脱石开始脱水。我 率。柴达木盆地中一东部的气田储集层孔隙度一般为国浅层生物气气田的地热梯度普遍为3℃100m左右。 28%~32%,渗透率一般为千分之几十至千分之几百目前发现埋藏最深的生物气气层在台南气田中4井, 平方微米,少数可达几平方微米。陆良盆地和保山盆埋深为1734m,地层温度只有68.95℃4。云南第三系 地储集层物性大体上与柴达木盆地中东部的气田相生物气气藏地层温度一般为40G左右 似,孔隙度一般为30%左右,最高可达47%(陆7井) 镜质体反射率(R是推算古地温的有效指标。柴 渗透率普遍在30×10m2以上。杭州湾地区砂层物达木盆地东部气田从近地表到埋深1537m不同深度的 性更好,孔隙度平均可达34.3%,渗透率平均为603×干酪根R。值为0.22%~0.47%,平均为0.36%。其 他生物气气田的有机质成熟度随埋深变化的情况与此 (2)盖层的封盖能力相对较差 基本相似。我国迄今发现的浅层(浅于1500m)生物气 我国浅层生物气气臧的泥岩盖层一般具有较高的气藏的R。值均小于0.5%。按照松辽盆地白垩系镜 孔隙度和一定的渗透性,突破压力较低。据陆良盆地质体反射率与古地温的关系推测,我国浅层生物气气 上第三系13块泥岩样品(埋深264~763m)分析结果,藏经历的古地温均低于60℃。由于经历的地温低,粘 孔隙度为26.3%~39.1%,平均为33.85%;渗透率为土矿物中蒙脱石应占有较大比例。据实际资料分析 0.083×103~1.8×10-3pm2,平均为0.274×10-3我国生物气气田地层中粘土矿物以伊蒙混层为主,其 m2地层条件下饱和水时的突破压力一般为2~6中蒙脱石占60%以上。 MPa,平均为4MPa。其他地区的盖层性能与陆良盆 3构造作用弱 地的基本相似。按照传统的盖层评价标准,这类泥岩 气藏成藏后受构造运动影响而发生抬升或下降 不能作为气藏的盖层或只能属于差盖层0~12。用传也是形成气藏异常压力的重要因素。地壳抬升导致气 201994-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
压力系数的高低是生物气气藏区别于热解气气藏 的重要标志之一。我国已开发的中生界至古生界热解 气气藏中 ,既有异常高压气藏 ,又有常压气藏。在四 川、贵州的裂缝性碳酸盐岩气藏中 ,异常高压气藏占较 大比例[6 ] 。 生物气气藏常压特征的成因探讨 常压与异常高压是地层压力与埋深关系的两种表 现形式 ,对两者的研究不宜孤立进行。 本世纪 30 年代在巴基斯坦西部 Khaur 油田第三 系发现首例异常高压油藏[7 ] 。近 30 多年来 ,国内外在 异常地层压力尤其是高异常地层压力的形成机理、预 测以及实现平衡钻井等方面进行了大量的研究 ,并取 得了显著的成果[8 ] 。目前普遍认为导致异常压力形成 的主要因素有 :成岩作用、热力和生化作用、构造作用 及渗析作用 ,此外 ,水头(势能) 是某些气藏形成异常压 力的重要因素之一。 笔者认为 ,盆地的沉积作用对于油气藏压力特征 的形成也起着不可忽视的作用。综合分析沉积作用、 成岩作用和构造作用等各方面因素 ,我国浅层生物气 气藏常压特征的形成在于具备以下 4 个条件。 1 具有相对开启的水文地质条件 (1) 地层成岩作用弱 ,孔隙度、渗透率高 据有关资料[1 ,4 ,9 ] ,我国浅层生物气气藏普遍处于 早成岩期 ,具有高孔隙度中渗透率或高孔隙度高渗透 率。柴达木盆地中 —东部的气田储集层孔隙度一般为 28 %～32 % ,渗透率一般为千分之几十至千分之几百 平方微米 ,少数可达几平方微米。陆良盆地和保山盆 地储集层物性大体上与柴达木盆地中 —东部的气田相 似 ,孔隙度一般为 30 %左右 ,最高可达 47 %(陆 7 井) , 渗透率普遍在 30 ×10 - 3μm 2 以上。杭州湾地区砂层物 性更好 ,孔隙度平均可达 34. 3 % ,渗透率平均为 603 × 10 - 3μm 2 。 (2) 盖层的封盖能力相对较差 我国浅层生物气气藏的泥岩盖层一般具有较高的 孔隙度和一定的渗透性 ,突破压力较低。据陆良盆地 上第三系 13 块泥岩样品(埋深 264～763m) 分析结果 , 孔隙度为 26. 3 %～39. 1 % ,平均为 33. 85 % ;渗透率为 0. 083 ×10 - 3～1. 8 ×10 - 3μm 2 ,平均为 0. 274 ×10 - 3 μm 2 ;地层条件下饱和水时的突破压力一般为 2～6 MPa ,平均为 4 MPa。其他地区的盖层性能与陆良盆 地的基本相似。按照传统的盖层评价标准 ,这类泥岩 不能作为气藏的盖层或只能属于差盖层[10～12 ] 。用传 统的方法和标准来评价浅层生物气气藏的盖层 ,可能 存在一定的局限性 ,但我国浅层生物气气藏的盖层性 能确实差于中生界 —古生界热解气气藏的盖层 ,两者 的某些物理参数(如渗透率) 甚至相差几个数量级。 (3) 沉积剖面中砂岩百分含量高 70 年代 ,分析研究墨西哥湾盆地内异常地层压力 发现 ,砂岩百分含量低于 25 %的沉积是该地区出现异 常地层压力的相关因素之一[7 ] 。砂岩百分含量高是我 国浅层生物气气藏普遍的沉积特征。据笔者统计 ,陆 良盆地和保山盆地的 15 口探井中 ,砂级以上颗粒层厚 度平均占第三系总厚度的 40 %以上 ,且剖面上砂岩与 泥岩呈互层状分布。这种沉积特点有利于地层中流体 和流体压力的分散 ,也是形成气藏常压特征的相关因 素之一。涩北一号、涩北二号和台南气田的砂岩百分 含量虽然只有 20 %左右[4 ] ,但由于该地区沉积稳定 ,砂 体分布面积大 ,弥补了砂岩百分含量小的不足 ,地层仍 然具有较强的流体和流体压力的分散能力。 2 经历的地层温度低 国内外钻探实践表明 ,高异常地层压力总是伴随 着异常高地温带出现 ,温度对压力的影响是不容忽视 的[8 ] 。在一个封闭的系统(或称压力封存箱[13 ]) 中 ,温 度的增高 ,将引起岩石和岩石中流体的膨胀 ;此外 ,地 温增高达到一定程度 ,粘土中的蒙脱石开始脱水并向 伊利石转化。在这个转变过程中排出的层间水、吸附 水可增加地层压力 ,引起压力异常。Burst[14 ]认为 ,在 地层温度达到 93～110 ℃范围内蒙脱石开始脱水。我 国浅层生物气气田的地热梯度普遍为 3 ℃/ 100m 左右。 目前发现埋藏最深的生物气气层在台南气田中 4 井 , 埋深为 1734m ,地层温度只有 68. 95 ℃[4 ] 。云南第三系 生物气气藏地层温度一般为 40 ℃左右。 镜质体反射率( Ro ) 是推算古地温的有效指标。柴 达木盆地东部气田从近地表到埋深 1537m 不同深度的 干酪根 Ro 值为 0. 22 %～0. 47 % ,平均为 0. 36 %。其 他生物气气田的有机质成熟度随埋深变化的情况与此 基本相似。我国迄今发现的浅层(浅于 1500m) 生物气 气藏的 Ro 值均小于 0. 5 %。按照松辽盆地白垩系镜 质体反射率与古地温的关系推测 ,我国浅层生物气气 藏经历的古地温均低于 60 ℃。由于经历的地温低 ,粘 土矿物中蒙脱石应占有较大比例。据实际资料分析 , 我国生物气气田地层中粘土矿物以伊蒙混层为主 ,其 中蒙脱石占 60 %以上。 3 构造作用弱 气藏成藏后受构造运动影响而发生抬升或下降 , 也是形成气藏异常压力的重要因素。地壳抬升导致气 1999 年 6 月 任光明 :我国浅层生物气气藏的压力特征及成因探讨 91
石油勘探与开发地质勘探 Vol. 26 No. 3 藏上覆地层被大量剥蚀,气藏变浅,引起异常高压;或可能与生气条件、圈闭闭合高度以及盖层条件等因素 因断裂作用等致使气藏下降,埋深加大,引起异常低有关,在此不做更多的探讨。 压。 Sahay和Fert于1988年提出了构造挤压作用使 地层形成异常压力的机制(国内学者也曾提出类似的 深如m深米向补偿声波解 观点)1315,主要指当抑制流体流动的低渗透地层被 释 水平挤压时,挤压力作用在孔隙流体上使孔隙流体压 力升高。据报道,加利福尼亚的长650km、宽40~ 130km超压带的形成就与 San andreas断裂带的发育 有关5。我国发育浅层生物气气藏的新生代盆地 般除盆地边缘地层受一定程度剥蚀外,盆地内地层被 改造程度较低,基本上保留了原始沉积盆地的状态。 我国浅层生物气气藏受构造运动的影响较弱,表 现在两个方面。一是此类气藏地层沉积晚,成藏更晚, 只受喜马拉雅期构造运动影响,而中生界、古生界气藏 则受多期、多幕构造运动的影响。二是此类气藏绝大 多数分布在上第三系和第四系,成藏后处于构造运动 相对平稳阶段。晚第三纪末期我国地表的海陆分布 和山系位置基本上与现代相同;松辽盆地、华北盆地虽 处于持续下陷阶段但内部差异却大为减弱;西南地区 晩第三纪出现平缓地形和温湿气候,形成内陆沼泽堆 的气层[水层 积16,现今的柴达木盆地涩北一号、涩北二号和台南 图1保山盆地永铸街气田保2井测井曲线 气田构造均属短轴状同沉积背斜,两翼地层倾角均小 于3°,最小的还不到1°,构造闭合度小,至今尚未发现 结论 任何断层14 构造作用较弱是形成生物气气藏常压特征的原因 我国浅层生物气气藏普遍表现出的常压特征与这 之一,当然也不排除个别地区局部构造上受基底断裂类气藏的沉积作用、成岩作用以及成藏特点有着密切 影响,发生继承性活动而形成异常压力气藏。如陆良的关系,是多方面因素共同作用的结果,其中储集层和 盆地大嘴子气田陆3块,由于断裂作用(断距170m 盖层的成岩作用弱可能是最直接的原因 形成低压气藏,但这是个别现象 鉴于我国浅层生物气气藏的压力特征,在这类气 4气藏高度小 藏的钻探过程中,不可使用密度过高的钻井液,否则会 含气高度大的气藏,在构造高部位可出现异常高造成对气层的污染,甚至破坏储集层,个别地区已经有 压。所谓含气高度大是个相对的概念,据笔者推算,当了这方面的教训。结合钻井安全系数的规定,在生物 气藏含气高度超过其底界埋深的9.19时,该气藏顶部气气藏钻探时的钻井液密度不应超过1.25g/cm3 的压力系数就会大于1.2(假定无其他地质因素影响) 含气高度小是我国己发现生物气气藏的普遍特 参考文献 征。柴达木盆地东部气田储量相对较大,但气藏含气 戚厚发,戴金星.浅谈我国生物成因的天然气.天然气工业,198 高度不大,圈闭闭合高度与圈闭埋深的比值一般为5% (2):35~41 6%最大不到7%含气高度与气层埋深的比值还应 2张义纲,陈焕疆.论生物气的生成和聚集.石油与天然气地质 9834(2):160~170 小于此值。其他气田的含气高度更小。从单井剖面3丁国生.我国浅层气资源及气藏类型.天然气工业,19917(3):72 看,即使在构造高部位,也会出现气水同层现象。图1 ~74 是保山盆地保2井380~480m井段的测井组合曲线4顾树松,柴达木盆地东部第四系气田形成条件及探实践北京 及解释结果,典型地反映出生物气气藏纵向上多气水 石油工业出版社,1993 5李军生,郭克园等.辽河盆地浅层气藏特征.天然气工业,1997,17 系统和含气高度小的特征。 (3):76~77 造成生物气气藏含气高度小的原因是多方面的,6任光明.有限水体气藏储量计算方法研究见:云南省第一届青年 201994-2008cHinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
藏上覆地层被大量剥蚀 ,气藏变浅 ,引起异常高压 ;或 因断裂作用等致使气藏下降 ,埋深加大 ,引起异常低 压。Sahay 和 Fertl 于 1988 年提出了构造挤压作用使 地层形成异常压力的机制 (国内学者也曾提出类似的 观点) [13 ,15 ] ,主要指当抑制流体流动的低渗透地层被 水平挤压时 ,挤压力作用在孔隙流体上使孔隙流体压 力升高。据报道 ,加利福尼亚的长 650km、宽 40～ 130km 超压带的形成就与 San Andreas 断裂带的发育 有关[15 ] 。我国发育浅层生物气气藏的新生代盆地 ,一 般除盆地边缘地层受一定程度剥蚀外 ,盆地内地层被 改造程度较低 ,基本上保留了原始沉积盆地的状态。 我国浅层生物气气藏受构造运动的影响较弱 ,表 现在两个方面。一是此类气藏地层沉积晚 ,成藏更晚 , 只受喜马拉雅期构造运动影响 ,而中生界、古生界气藏 则受多期、多幕构造运动的影响。二是此类气藏绝大 多数分布在上第三系和第四系 ,成藏后处于构造运动 相对平稳阶段。晚第三纪末期 ,我国地表的海陆分布 和山系位置基本上与现代相同 ;松辽盆地、华北盆地虽 处于持续下陷阶段 ,但内部差异却大为减弱 ;西南地区 晚第三纪出现平缓地形和温湿气候 ,形成内陆沼泽堆 积[16 ] ,现今的柴达木盆地涩北一号、涩北二号和台南 气田构造均属短轴状同沉积背斜 ,两翼地层倾角均小 于 3°,最小的还不到 1°,构造闭合度小 ,至今尚未发现 任何断层[4 ] 。 构造作用较弱是形成生物气气藏常压特征的原因 之一 ,当然也不排除个别地区局部构造上受基底断裂 影响 ,发生继承性活动而形成异常压力气藏。如陆良 盆地大嘴子气田陆 3 块 ,由于断裂作用 (断距 170m) , 形成低压气藏 ,但这是个别现象。 4 气藏高度小 含气高度大的气藏 ,在构造高部位可出现异常高 压。所谓含气高度大是个相对的概念 ,据笔者推算 ,当 气藏含气高度超过其底界埋深的 9. 1 %时 ,该气藏顶部 的压力系数就会大于 1. 2 (假定无其他地质因素影响) 。 含气高度小是我国已发现生物气气藏的普遍特 征。柴达木盆地东部气田储量相对较大 ,但气藏含气 高度不大 ,圈闭闭合高度与圈闭埋深的比值一般为 5 % ～6 % ,最大不到 7 % ,含气高度与气层埋深的比值还应 小于此值。其他气田的含气高度更小。从单井剖面 看 ,即使在构造高部位 ,也会出现气水同层现象。图 1 是保山盆地保 2 井 380～480 m 井段的测井组合曲线 及解释结果 ,典型地反映出生物气气藏纵向上多气水 系统和含气高度小的特征。 造成生物气气藏含气高度小的原因是多方面的 , 可能与生气条件、圈闭闭合高度以及盖层条件等因素 有关 ,在此不做更多的探讨。 图 1 保山盆地永铸街气田保 2 井测井曲线 结 论 我国浅层生物气气藏普遍表现出的常压特征与这 类气藏的沉积作用、成岩作用以及成藏特点有着密切 的关系 ,是多方面因素共同作用的结果 ,其中储集层和 盖层的成岩作用弱可能是最直接的原因。 鉴于我国浅层生物气气藏的压力特征 ,在这类气 藏的钻探过程中 ,不可使用密度过高的钻井液 ,否则会 造成对气层的污染 ,甚至破坏储集层 ,个别地区已经有 了这方面的教训。结合钻井安全系数的规定 ,在生物 气气藏钻探时的钻井液密度不应超过 1. 25g/ cm3 。 参 考 文 献 1 戚厚发 ,戴金星. 浅谈我国生物成因的天然气. 天然气工业 ,1982 ,2 (2) :35～41. 2 张义纲 ,陈焕疆. 论生物气的生成和聚集. 石油与天然气地质 , 1983 ,4 (2) :160～170. 3 丁国生. 我国浅层气资源及气藏类型. 天然气工业 ,1997 ,17 (3) :72 ～74. 4 顾树松. 柴达木盆地东部第四系气田形成条件及勘探实践. 北京 : 石油工业出版社 ,1993. 5 李军生 ,郭克园等. 辽河盆地浅层气藏特征. 天然气工业 ,1997 ,17 (3) :76～77. 6 任光明. 有限水体气藏储量计算方法研究. 见 : 云南省第一届青年 02 石油勘探与开发·地质勘探 Vol. 26 No. 3
年6月 任光明:我国浅层生物气藏的压力特征及成因探讨 学术年会论文集.昆明:云南科技出版社,1996.349~353 意义.国外油气勘探,1998,10(2):1 Riekeh h等(著),徐怀大(译).泥质沉积物的压实.北京:地质出14 Burst j h. Diagenesis of gulf coastclayeysediments and its possible rear 版社,1984 tion to petroleum migration. AAPG Bull, 1969,53: 73-93 8陈碧珏.油矿地质学.北京:石油工业出版社,1987 5杨玉峰.重新评价沉积盆地中超压的形成机制.国外油气勘探 9蒋维三,叶舟等.杭州湾地区第四系浅层天然气的特征及勘探方 1998,10(4):427~444 法.天然气工业,1997,17(3):20~23 6王鸿桢,刘本培.地史学教程.北京:地质出版社,1980 10王少昌,裴锡古等.试论泥质岩在天然气藏形成中的封盖性能 煤成气地质研究.北京:石油工业出版社,1987 作者简介任光明,男,33岁,工程师,大学本科学历,现从事天然 1戴贤忠.济阳坳陷第三系天然气藏盖层评价及其形成机理.石油学气勘探开发研究工作。地址:云南省昆明市关上石油科技大厦,邮政编 报,1991,12(2) 码650200 12庞雄奇.盖层封闭油气性综合定量评价.北京:地质出版社,1993 收稿日期19980918 13吴文旷.已出版文献中有关异常压力的综述:对研究压力封存箱的 (编辑梁大新) 201994-2008cHinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
学术年会论文集. 昆明 : 云南科技出版社 ,1996. 349～353. 7 Rieke H H 等(著) , 徐怀大(译) . 泥质沉积物的压实. 北京 : 地质出 版社 ,1984. 8 陈碧珏. 油矿地质学. 北京 : 石油工业出版社 ,1987. 9 蒋维三 ,叶舟等. 杭州湾地区第四系浅层天然气的特征及勘探方 法. 天然气工业 ,1997 ,17 (3) :20～23. 10 王少昌 ,裴锡古等. 试论泥质岩在天然气藏形成中的封盖性能. 见 : 煤成气地质研究. 北京 : 石油工业出版社 ,1987. 11 戴贤忠. 济阳坳陷第三系天然气藏盖层评价及其形成机理. 石油学 报 ,1991 ,12 (2) . 12 庞雄奇. 盖层封闭油气性综合定量评价. 北京 : 地质出版社 ,1993. 13 吴文旷. 已出版文献中有关异常压力的综述 : 对研究压力封存箱的 意义. 国外油气勘探 ,1998 ,10 (2) :148～158. 14 Burst J F. Diagenesis of gulf coastclayeysediments and its possible rela2 tion to petroleum migration. AAPG Bull. ,1969 ,53 :73～93. 15 杨玉峰. 重新评价沉积盆地中超压的形成机制. 国外油气勘探 , 1998 ,10 (4) :427～444. 16 王鸿桢 ,刘本培. 地史学教程. 北京 : 地质出版社 ,1980. 作者简介 任光明 ,男 ,33 岁 ,工程师 ,大学本科学历 ,现从事天然 气勘探开发研究工作。地址 :云南省昆明市关上石油科技大厦 ,邮政编 码 650200。 收稿日期 1998209218 (编辑 梁大新) 1999 年 6 月 任光明 :我国浅层生物气气藏的压力特征及成因探讨 12
[2]石油勘探与开发中文摘要 Vol.26No3 油气运移歧口凹陷 的逆冲推覆活动是印支晚期至燕山早期华北板块与扬 子板块之间陆陆叠覆造山运动的结果,早第三纪末期 IE122.2 19990304以来的逆冲推覆活动则与秦岭一大别造山带晚近时期 我国浅层生物气气藏的压力特征及其成因探讨[刊的差异块断和走滑作用有关。图4参6(王孝陵摘) 任光明∥石油勘探与开发;1999,26(3)-18~2 主题词周口坳陷中生代新生代逆掩断 生物气是有机物处于低温未成熟阶段,在厌氧细层带推覆体特征 菌的生物化学作用下产生的天然气,它与成熟至过成 熟阶段形成的热解气的化学成分有着明显差异。“八TE112.12 19990306 五″后期,继柴达木盆地、渤海湾盆地和杭州湾地区发松辽盆地三肇凹陷扶杨油层石油运移方式[刊]霍秋 现生物气气藏之后,我国又在云南第三系的杨林、陆立,冯子辉.∥石油勘探与开发;1999,26(3).-25~ 良、保山等盆地钻获商业性生物气气流,并获得了一定27 的储量。对国内已发现的生物气气藏统计分析发现 松辽盆地三肇凹陷青一段泥岩是扶杨油层的主要 此类气藏压力系数绝大多数为0.9~1.1,属于常压气油源岩,在凹陷中部和边部分别以裂隙式和孔隙式排 藏。常压特征形成机理,在于此类气藏地层具有相对烃。由于地质条件的空间匹配关系不同,产生了3种 开启的水文地质条件(地层成岩作用弱,孔隙度渗透石油运移方式。垂向运移方式:运移方向与断裂走向、 率高,盖层的封盖能力相对较差,砂岩百分含量高);经砂体展布方向垂直,侧向运移受阻,石油多呈原地生储 受的地层温度低(40~69℃;构造作用弱(发育生物气特征,如榆树林地区原油;中距离侧向运移方式:运移 气藏的新生代盆地被改造程度较低,基本保留了原始方向与断裂或砂体两者之一的展布方向垂直或斜交 沉积盆地的状态);气藏高度小(圈闭高度与圈闭层埋侧向运移受到一定阻挡,运移距离不大,如朝阳沟地区 深的比值一般为5%~6%,最大不到7%)。鉴于我国和太平川地区原油;长距离侧向运移方式运移方向与 浅层生物气气藏的压力特征,钻探中不宜使用密度过断裂走向、砂体展布方向一致,极有利于油气长距离侧 高的钻井液,否则会造成对气层的污染,甚至破坏储集向运移,如肇州地区和肇源地区原油。长距离侧向运 层。结合钻井安全系数的规定,在此类气藏钻探中,钻移可以形成强大的油气运移流,能抵挡地层的吸附,遇 井液密度不应超过1.25。图1表1参16(梁大新摘)到圈闭则可聚集形成油气田。长距离侧向运移所要求 主题词浅层气生物气气藏压力系数 的地质条件是必须具备充足的油源、有较好的疏导层 成因机理 和稳定的良好盖层。图2参4(梁大新摘) 主题词松辽盆地三肇凹陷扶杨油层排烃 TElll. 2 19990305 运移距离运移方式 周口坳陷的逆冲推覆构造特征[刊]孙自明,熊保贤∥ 石油勘探与开发.-1999,26(3).-22~24 TElll. 2 19990307 周口坳陷位于华北盆地南部,是在华北地块、华北断层折射与断层封闭性的关系[刊]鲁兵,刘忠..∥ 地块南缘构造带这两个构造单元基础上发育的大型石油勘探与开发.-1999,26(3).-28~30 中、新生代断拗型坳陷。该坳陷有6条主要逆冲断裂 不同力学性质岩层的内摩擦角不同,使它们的剪 走向均为北西西向,剖面上有叠瓦式和对冲式两种构裂角不同,在同样力学条件下形成的断层是由许多倾 造组合样式,逆冲方向指向北北东方向,太古界至新生角有差别的小断面折线状连接构成的断裂带,这种现 界不同程度地被卷入逆冲推覆系统,逆冲推覆构造是象被称为断层折射。因此,断裂带两侧不同部位的岩 坳陷内最重要且独具特色的构造形迹。该坳陷推覆活层接触紧密程度有差异(可分为5类:挤压的,承载的 动具有多期性、继承性和差异性等特点,早白垩世末期滑动的,微张开的,张开的),导致不同部位断面封闭性 201904-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.ALlrightsreservedhttp://www.cnki.net
油气运移 歧口凹陷 TE122. 2 19990304 我国浅层生物气气藏的压力特征及其成因探讨[刊 ]/ 任光明 ∥石油勘探与开发 ,21999 ,26 (3) .218～21 生物气是有机物处于低温未成熟阶段 ,在厌氧细 菌的生物化学作用下产生的天然气 ,它与成熟至过成 熟阶段形成的热解气的化学成分有着明显差异。“八 五”后期 ,继柴达木盆地、渤海湾盆地和杭州湾地区发 现生物气气藏之后 ,我国又在云南第三系的杨林、陆 良、保山等盆地钻获商业性生物气气流 ,并获得了一定 的储量。对国内已发现的生物气气藏统计分析发现 , 此类气藏压力系数绝大多数为 0. 9～1. 1 ,属于常压气 藏。常压特征形成机理 ,在于此类气藏地层具有相对 开启的水文地质条件 (地层成岩作用弱 ,孔隙度、渗透 率高 ,盖层的封盖能力相对较差 ,砂岩百分含量高) ;经 受的地层温度低(40～69 ℃) ;构造作用弱(发育生物气 气藏的新生代盆地被改造程度较低 ,基本保留了原始 沉积盆地的状态) ;气藏高度小 (圈闭高度与圈闭层埋 深的比值一般为 5 %～6 % ,最大不到 7 %) 。鉴于我国 浅层生物气气藏的压力特征 ,钻探中不宜使用密度过 高的钻井液 ,否则会造成对气层的污染 ,甚至破坏储集 层。结合钻井安全系数的规定 ,在此类气藏钻探中 ,钻 井液密度不应超过 1. 25。图 1 表 1 参 16 (梁大新摘) 主题词 浅层气 生物气 气藏 压力系数 成因 机理 TE111. 2 19990305 周口坳陷的逆冲推覆构造特征[刊]/ 孙自明 ,熊保贤 ∥ 石油勘探与开发.21999 ,26 (3) .222～24 周口坳陷位于华北盆地南部 ,是在华北地块、华北 地块南缘构造带这两个构造单元基础上发育的大型 中、新生代断拗型坳陷。该坳陷有 6 条主要逆冲断裂 , 走向均为北西西向 ,剖面上有叠瓦式和对冲式两种构 造组合样式 ,逆冲方向指向北北东方向 ,太古界至新生 界不同程度地被卷入逆冲推覆系统 ,逆冲推覆构造是 坳陷内最重要且独具特色的构造形迹。该坳陷推覆活 动具有多期性、继承性和差异性等特点 ,早白垩世末期 的逆冲推覆活动是印支晚期至燕山早期华北板块与扬 子板块之间陆2陆叠覆造山运动的结果 ,早第三纪末期 以来的逆冲推覆活动则与秦岭 —大别造山带晚近时期 的差异块断和走滑作用有关。图 4 参 6 (王孝陵摘) 主题词 周口坳陷 中生代 新生代 逆掩断 层带 推覆体 特征 TE112. 12 19990306 松辽盆地三肇凹陷扶杨油层石油运移方式[刊 ]/ 霍秋 立 ,冯子辉. . . ∥石油勘探与开发 ,21999 ,26 (3) .225～ 27 松辽盆地三肇凹陷青一段泥岩是扶杨油层的主要 油源岩 ,在凹陷中部和边部分别以裂隙式和孔隙式排 烃。由于地质条件的空间匹配关系不同 ,产生了 3 种 石油运移方式。垂向运移方式 :运移方向与断裂走向、 砂体展布方向垂直 ,侧向运移受阻 ,石油多呈原地生储 特征 ,如榆树林地区原油 ;中距离侧向运移方式 :运移 方向与断裂或砂体两者之一的展布方向垂直或斜交 , 侧向运移受到一定阻挡 ,运移距离不大 ,如朝阳沟地区 和太平川地区原油 ;长距离侧向运移方式 :运移方向与 断裂走向、砂体展布方向一致 ,极有利于油气长距离侧 向运移 ,如肇州地区和肇源地区原油。长距离侧向运 移可以形成强大的油气运移流 ,能抵挡地层的吸附 ,遇 到圈闭则可聚集形成油气田。长距离侧向运移所要求 的地质条件是必须具备充足的油源、有较好的疏导层 和稳定的良好盖层。图 2 参 4 (梁大新摘) 主题词 松辽盆地 三肇凹陷 扶杨油层 排烃 运移距离 运移方式 TE111. 2 19990307 断层折射与断层封闭性的关系[刊 ]/ 鲁兵 ,刘忠. . . ∥ 石油勘探与开发.21999 ,26 (3) .228～30 不同力学性质岩层的内摩擦角不同 ,使它们的剪 裂角不同 ,在同样力学条件下形成的断层是由许多倾 角有差别的小断面折线状连接构成的断裂带 ,这种现 象被称为断层折射。因此 ,断裂带两侧不同部位的岩 层接触紧密程度有差异(可分为 5 类 :挤压的 ,承载的 , 滑动的 ,微张开的 ,张开的) ,导致不同部位断面封闭性 [ 2 ] 石油勘探与开发·中文摘要 Vol. 26 No. 3
10 PETROL EUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Jun.1999 Deep formations which are below 3, 500m include Shasan reservoirs. The formation mechanism of such normal pressure gas Member( Es3), Sha'er Member (Es), Shayi Member( Est)and reservoirs is that they lie in those basins with relatively opene part Dongying Formation(Ed). Based on the study of pressure hydrological condition (low diagenesis, high porosity and haracteristics of these deep formations and chosen elaborately permeability, relatively weak capping action of cap rooks, high burial depth, porosity fluid pressure and capillary pressure as percentage of sandstone contents); relatively low temperature arameters, this paper rebuilds the evolution history of fluid (40-69O; weak tectonic action (relatively weak reformation of potential fields of four st udied formations, namely Ess, Es2, Est Cenozoic basins as that the original shape of the sedimentary basins and Esl+2, by basir modeling technology. The results suggest are retained basically), low structural closure (ratio of structural that: the common higher fluids potential area of the four formations closure to their burial depth is 5%6 generally and are not greater is consistent with the center of source rock in the sag: Es3, Es3 than 7 %). Due to this formation pressure characteristics, high and Es] have three inherited potential pool zones respectively(one density drilling fluids should not be used in drilling operations to long Well Zhang 5-Zhangjuhe, one along Zhouqingzhuang avoid formation damage. With a safety factor specification Wangxuzhuang, another along Well Gangshen 1-Well Gangshen drilling operation the density of drilling fluid used in penetrating 3). There are three higher oil potential ones in such gas reservoirs should not exceed 1. 25. Subject hea ding alternate with two lower potential zones(Well Gangshen 1- Shallow gas, Biogenic gas, Gas reservoir, Formation pressure Mapengkour Qikour Zhangjuhe, Zhangjuhe- Well Gangshen 51-Well coefficient, Origin, Mechanism Gangshen 26). The three inherited potential pool ones and two lower potential ones are available accumulation area for oil and gas; Structural features of nappes in Zhoukou de pression. Sun the sand bodies encircled by shale in the higher fluids potential areas Ziming; et al.( China University of Geoscience, Beijing 100083 y be perspective exploration areas in deep formation. Subject P. R. China). Shiyou Kantan Yu Kaifa 1999, 26(3),22- heading:Deep zone, Hydrodynamic gradient, Simulation, Zhoukou depression is located between Huainan coal field in Anhui Calculation, Oil and gas migration, Qikou seg province on the south and Qinling mountains in West Henan province on the north. It is a large- scale Mesor Cenozoic depression Pressure characteristics of shallow biogen ic gas reservoir and the ir developed on the basis of Huabei massif and the sout hern marginal genesis. Ren, Guangming( Research Institute of Exploration and tectonic belt of the Huabei massif-two tectonic units. There are 6 650200, P. R. China). Shiyou Kantan Yu Kaif a 1999, 26(3) amped two types of structural assemblies in the profile. Overthrust 18-21. Biogenic gas is a type of natural gas formed by the is directed toward NEE. All Archean to Cenozoic formations have temperature and or matured stage, and differed clearly in their Overthrust nappes are the most important and unique structural matured or over matured stage. In the late period of the eighth succession and differentiability. Overthrust in Early Cretaceous is Five Year Plan, after the discovery of biogenic gas reservoirs in the result of land-land superimposed orogenic movement betw Qaidam, Bohai bay and Hangzhou bay basins, commercial biogenic Huabei plate and Yantze plate in Late Indosinian to Early Yanshan gas reservoirs have been discovered is Tertiary basins, such as orogenic stage. Overthrust since the last stage of Tertiary is related Yanglin, Luliang and Baoshan basins in Yunnan, and certain to the differential blockfaulting and the late strike- slip action of amount of gas reserves are obtained. A statistical analysis reveals Qinling Dabieshan orogenic movement. Subject hea ding: Zhoukou hat the formation pressure coefficient of these reservoirs lies depression, Mesozoic era, Cenozoic era, Thrust fault, Nappe between 0. 91. 1, and belongs to that of normal pressure Feature o1994-2008ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreservedhttp://www.cnki.net
Deep formations which are below 3 ,500m include Shasan Member( Es3 ) , Sha’er Member ( Es2 ) , Shayi Member ( Es1 ) and part Dongying Formation ( Ed) . Based on the study of pressure characteristics of these deep formations and chosen elaborately burial depth , porosity fluid pressure and capillary pressure as parameters , this paper rebuilds the evolution history of fluid potential fields of four studied formations , namely Es3 , Es2 , Es3 1 and Es1 + 2 1 , by basin2modeling technology. The results suggest that : the common higher fluids potential area of the four formations is consistent with the center of source rock in the sag ; Es3 , Es2 , and Es3 1 have three inherited potential pool zones respectively (one along Well Zhang 52Zhangjuhe , one along Zhouqingzhuang2 Wangxuzhuang , another along Well Gangshen 12Well Gangshen 3) . There are three higher oil potential zones in Es1 + 2 1 , which alternate with two lower potential zones (Well Gangshen 12 Mapengkou2Qikou2Zhangjuhe , Zhangjuhe2Well Gangshen 512Well Gangshen 26) . The three inherited potential pool zones and two lower potential zones are available accumulation area for oil and gas ; the sand bodies encircled by shale in the higher fluids potential areas may be perspective exploration areas in deep formation. Subject heading : Deep zone , Hydrodynamic gradient , Simulation , Calculation , Oil and gas migration , Qikou seg Pressure characteristics of shallow biogenic gas reservoir and their genesis. Ren , Guangming (Research Institute of Exploration and Development , Dianqiangui Petroleum Exploration Bureau , Yunnan 650200 , P. R. China) . S hiyou Kantan Y u Kaif a 1999 , 26 (3) , 18221. Biogenic gas is a type of natural gas formed by the biochemical action of anaerobic bacteria on organisms at low temperature and non2matured stage , and differed clearly in their chemical compositions from those thermally created gas formed at matured or over matured stage. In the late period of the eighth “Five2Year Plan”, after the discovery of biogenic gas reservoirs in Qaidam , Bohai bay and Hangzhou bay basins , commercial biogenic gas reservoirs have been discovered is Tertiary basins , such as Yanglin , Luliang and Baoshan basins in Yunnan , and certain amount of gas reserves are obtained. A statistical analysis reveals that the formation pressure coefficient of these reservoirs lies between 0. 921. 1 , and belongs to that of normal pressure reservoirs. The formation mechanism of such normal pressure gas reservoirs is that they lie in those basins with relatively opened hydrological condition (low diagenesis , high porosity and permeability , relatively weak capping action of cap rooks , high percentage of sandstone contents) ; relatively low temperature (40269 ℃) ; weak tectonic action (relatively weak reformation of Cenozoic basins as that the original shape of the sedimentary basins are retained basically) ; low structural closure (ratio of structural closure to their burial depth is 5 %26 % generally and are not greater than 7 %) . Due to this formation pressure characteristics , high density drilling fluids should not be used in drilling operations to avoid formation damage. With a safety factor specification in drilling operation the density of drilling fluid used in penetrating such gas reservoirs should not exceed 1. 25. Subject heading : Shallow gas , Biogenic gas , Gas reservoir , Formation pressure coefficient , Origin , Mechanism Structural features of nappes in Zhoukou depression. Sun , Ziming ; et al. (China University of Geoscience , Beijing 100083 , P. R. China) . S hiyou Kantan Y u Kaif a 1999 , 26 (3) , 22224. Zhoukou depression is located between Huainan coal field in Anhui province on the south and Qinling mountains in West Henan province on the north. It is a large2scale Meso2Cenozoic depression developed on the basis of Huabei massif and the southern marginal tectonic belt of the Huabei massif —two tectonic units. There are 6 main overthrust belts striked NWW. There are imprecated and ramped two types of structural assemblies in the profile. Overthrust is directed toward N EE. All Archean to Cenozoic formations have been involved in the overthrust systems in various degrees. Overthrust nappes are the most important and unique structural features. Overthrust activity has characteristics of multi2stage , succession and differentiability. Overthrust in Early Cretaceous is the result of land2land superimposed orogenic movement between Huabei plate and Yantze plate in Late Indosinian to Early Yanshan orogenic stage. Overthrust since the last stage of Tertiary is related to the differential block2faulting and the late strike2slip action of Qinling2Dabieshan orogenic movement. Subject heading : Zhoukou depression , Mesozoic era , Cenozoic era , Thrust fault , Nappe , Feature [ 01 ] PETROL EUM EXPLORA TION AND DEV ELOPMEN T J un. 1999