第二步，把准备好的纸张折叠以后开口转向右边。
第三步，然后画出可爱的小燕子的嘴巴和头，在头部里面画上一只黑色大眼睛。
第四步，接着我们继续画出可爱的小燕子的翅膀和尾巴。
第五步，然后用剪刀把画好的小燕子剪裁出来。
第六步，接着继续把可爱的小燕子的大眼睛剪裁出来，注意眼睛细节的剪裁。
第七步，最后把剪裁完成的小燕子整理一下展开。
第八步，把小燕子的尾巴按照一个3数字的形状剪出白云形状就可以完成啦。
近日，广药白云山发布2020年财报显示，公司实现营收61674亿元，其中，该公司的"王牌"、粉色金戈对业绩有很大贡献，一年卖出近8000万片，白云山金戈又一次冲上热搜。
3月23日，广药集团与全国产学研合作平台及粤港澳大湾区技术创新的"火车头"——清华珠三角研究院签署战略合作协议，作为广药集团的创新龙头企业，白云山制药总厂将与清华珠三角研究院着手构建 科技 创新孵化体系及产业投资平台。
自主研发首仿药 打破外资垄断局面
白云山目前主要有三大主营业务板块，分别为大南药、大 健康 和大商业。其中南药的核心骨干之一为枸橼酸西地那非仿制药"金戈"。该产品为白云山制药总厂历经16年艰辛自主研发的首仿药，它凝结了白云山制药总厂高精尖科研团队的心血，拥有与原研品生物完全等效的高品质。该产品的上市，也打破了外资企业在国内ED药市场长达13年的市场垄断局面。
2020年，金戈售出783452万片，销量较上年同比增长2686%，营收同比增长106%至833亿元。
事实上，金戈自2014年上市以来颇受市场认可，市场销量及市场份额逐年攀升：2017-2019年，该产品连续3年位居天猫"双11"药品交易榜首位；据米内网数据显示，2018年其销量达到原研品的两倍多，占比为6685%，成为ED类销售量TOP1品牌；2019年市场占有率和市场份额均居于首位；去年，金戈3个品规全部率先通过国家仿制药一致性评价，这进一步助推了金戈在国内的市场份额和销量。
"与同品类相比，该品质优价廉，它具有与原研品完全生物等效的品质，却以单次用药金额下降近60%的价格上市，切切实实降低了患者的用药负担。"据广药集团白云山制药总厂有关负责人称，在营销手段上，该公司也进行了创新，与 时尚 结合、并接地气，进一步扩容市场。比如，近年来，该公司通过官方微信实现与粉丝的互动，打造"金戈哥"人物形象，传播和普及男性 健康 知识，吸引了众多年轻人的关注，消费群体不断扩充。先后与北京爱稀客、钟南山基金会等公益组织成立白云山金戈肺动脉高压爱心援助项目，累计投入数百万元，精准资助经济困难的适合服用金戈的肺动脉高压患者，拓展肺动脉高压用药市场。
白云山制药总厂素有"创新基因"
多年来，广药集团不断推动旗下企业、研发团队紧跟市场，根据市场需求不断倒逼科研创新、以及进行医药领域的基础研究，打造自身的竞争"护城河"。其中，白云山制药总厂就是广药集团的"科研领头羊"，多年来，其在创新研究成果上表现亮眼。
除了金戈，白云山制药总厂还曾研制出国内首个拥有自主知识产权的头孢菌素-头孢硫脒，并成功获批11类新药头孢嗪脒钠临床批件，填补了我国近20年来头孢11类新药获批空白。
2020年以来，该总厂曾先后与药明康德、成都先导等签署新药战略合作协议，在小分子创新药研发领域、关键核心技术攻关、 科技 成果转化平台、新药研发合作上构建多维度的合作模式及合作领域。
今年3月23日，广药集团与全国产学研合作平台及粤港澳大湾区技术创新的"火车头"——清华珠三角研究院，签署战略合作协议，白云山制药总厂作为试点企业，将与清华珠三角研究院着手构建 科技 创新孵化体系及产业投资平台，更广泛地吸纳高层次人才和 社会 资本，形成赋能的平台型生态，孵化一批新药项目成果转化。
另外，有消息称，白云山制药总厂研发团队完成了对瑞德西韦的紧急科研攻关，目前已掌握治疗新冠潜力药物注射用瑞德西韦的关键技术。
瑞德西韦是广谱抗病毒药物，也是目前治疗Covid-19的潜力药物，最早针对埃博拉病毒研发，用于同属冠状病毒的非典型性肺炎和中东呼吸综合征等疾病。
今年是我国进入"十四五"规划的开局年，根据广药集团的战略布局，将进一步加大 科技 创新力度、加快创新发展步伐，打造独具产业特色、文化鲜明的世界一流生物医药与 健康 企业。而作为该集团科研创新"骨干"的白云山制药总厂，也将发挥更重要的作用。
美国得克萨斯州奥斯町大学经济地质局对各种类型油气储层作了大量研究，对于碳酸盐岩溶蚀地貌形成的储层也进行了深入研究，其中对二叠盆地艾伦伯格群白云岩溶蚀孔洞及其角砾岩储集空间的研究成果（Kerans，1988）比较突出。
二叠盆地位于得克萨斯州，属于早古生代克拉通盆地，以碳酸盐岩沉积为主，其中在奥陶系发生过3次规模较大的沉积间断（图1-1），并且在下奥陶统白云岩顶部（即艾伦伯格群顶部）形成风化淋滤作用带，成为重要的油气储集相带。下面就以具有古喀斯特地貌特征的艾伦伯格群白云岩为例，介绍溶蚀孔洞和裂缝等储集空间的形成特征和分布规律。
（一）艾伦伯格群白云岩地质特征
角砾岩和裂缝是艾伦伯格群（特别是上部60～120m范围内）最显著的岩石学特征，目前钻井所取岩心中有1/3是角砾岩，有人称其为“破裂白云岩”。角砾岩主要是喀斯特垮塌作用形成的，裂缝也主要是在喀斯特发育过程中形成的，当然构造活动可能引起局部的裂缝和角砾岩形成。风化淋滤作用导致角砾岩和裂缝的成因有3条依据：①精细的沉积相研究指出艾伦伯格群没有角砾岩相带；②喀斯特角砾化作用控制了艾伦伯格群白云岩的储层性质和非均质性，而构造角砾化的控制作用不很明显；③喀斯特模式成为该类储层非均质性的预测工具，而构造活动产生的裂缝则不能完全解释储集空间的分布规律。
艾伦伯格群的角砾岩可分成两种类型：①喀斯特角砾化作用原地形成的裂缝和镶嵌状角砾岩；②基质或碎屑支撑的混杂角砾岩，即由原生碎屑和重力滑塌碎屑混合形成的角砾岩。这两种类型的角砾岩有的可以进行井间对比（即艾伦伯格群上部90～120m），有的钻井厚度可达180m，但是无法跟其他井对比，说明变化很大。其中可作井间对比的储集相带是由3种岩性组成的：下部为原生白云岩，溶蚀孔洞发育；中部为两种角砾岩组成，其下段为厚度较大的具有碎屑充填的混杂角砾岩，上段为粘土等碎屑支撑的角砾岩；上部为厚度较薄的碎裂白云岩。它们的垂向变化及其电性特征见图1-2所示。其中粘土等碎屑支撑的角砾岩在自然伽马和电阻率等测井曲线上最容易识别，所以成为混杂角砾岩和碎裂白云岩的对比标志。
图1-1 美国二叠盆地下古生界简化柱状图和艾伦伯格群岩性特征图
（二）角砾状白云岩的喀斯特成因模式
上述的混杂角砾岩和碎屑支撑的角砾岩是在碳酸盐溶洞中形成的溶洞充填沉积物（图1-3），其中的粘土和硅质碎屑可能是从围岩和上覆地层中搬运而来的。溶洞充填物距离艾伦伯格群与上覆辛普森群之间的不整合面一般约30m，表明该区溶洞形成期具有一个稳定的区域潜水面，因为潜水面附近的渗流作用使碳酸盐岩快速溶蚀，溶洞可以快速扩大。
位于原生白云岩之上的碎裂白云岩和镶嵌状白云质角砾岩是溶洞顶部垮塌作用形成的（图1-3）。在此之上才形成溶洞充填物（混杂角砾岩和碎屑支撑角砾岩）。
原生白云岩的裂缝和溶蚀孔洞是在风化淋滤过程中形成的。此外，在上覆辛普森群沉积时，地下水活动及其性质变化也促使一些裂缝和溶蚀孔洞形成。同时在辛普森群沉积和埋藏过程中，由于艾伦伯格群白云岩溶蚀孔洞发育不均衡，或由于角砾充填的不均匀，它们受到的压实作用也不均衡，以致产生了更多的裂缝。因为溶洞顶层的裂缝和角砾岩中很少发现辛普森群的碎屑物质，所以溶蚀孔洞主要是在辛普森群沉积之前发育的。那些没有被艾伦伯格群或辛普森群充填的溶蚀孔洞，由风化淋滤产生的裂缝及差异压实作用而导致了溶洞顶部的垮塌，形成混杂-垮塌式角砾岩，而不是形成原地的裂缝镶嵌状白云质角砾岩。
（三）艾伦伯格群古喀斯特形成的模式
艾伦伯格群沉积后海平面下降，二叠盆地成为广泛出露的碳酸盐台地。在大气水和残余海水交互作用下，形成了由潜水面控制的区域白云岩溶蚀现象，并形成大面积的（约12950km2）喀斯特地貌。上述可以进行井间对比的角砾岩组合就是在区域喀斯特地貌中形成的。
艾伦伯格群沉积后的古喀斯特明显地受潜水面控制。根据多方面研究，其古潜水面距风化面（即现今的艾伦伯格群与辛普森群之间的不整合面）的深度约为30～60m，而且延续了相当长的时间。图1-3所示的碎屑支撑的艾伦伯格角砾岩（垮塌堆积物下部），是溶洞发育结束期沉积形成的。由于淡水和残余海水在构造裂隙中的渗流，使溶蚀作用可以深达300m。
图1-2 艾伦伯格群上部分布较广、井间可对比的含砾白云岩岩性组成及电性特征
中奥陶世初期，海平面上升，辛普森群开始沉积，艾伦伯格群白云岩的溶蚀和溶洞充填作用逐渐中止。但是，局部地区由于辛普森群的差异压实作用，造成溶洞顶部垮塌，形成垮塌角砾岩，同时形成艾伦伯格群和辛普森群混合碎屑充填物。
随着辛普森群的继续沉积，艾伦伯格群埋藏深度加大，原来没有完全充填的溶蚀孔洞周围裂缝继续发育，洞顶白云岩的垮塌作用和洞内的角砾岩继续形成。此时，即埋藏-压实作用导致的溶洞垮塌作用形成的角砾岩，是储集物性最好的溶蚀垮塌相带储层（图1-4）。其他储集物性较好的相带是靠近原生白云岩的下部垮塌角砾岩（图1-2）。
（四）构造裂缝和孔隙度的发育
艾伦伯格群白云岩的裂缝发育主要受控于自身的成岩作用史，即埋藏—抬升风化—埋藏的历史。有些研究人员认为，虽然艾伦伯格群在沉积之后的中奥陶世初期—晚奥陶世末期经历了风化淋滤，产生了许多裂缝和溶蚀垮塌现象，但是得克萨斯州中西部古生代末期（宾夕法尼亚期）的前陆造山运动产生的裂缝更加明显，而且使奥陶纪形成的白云质角砾岩孔隙得以连通、孔隙度扩大，储集性能得以改善。宾夕法尼亚期的裂缝切割了溶洞充填的角砾和白云质胶结物，也是鉴别晚期裂缝与早期裂缝的依据。
图1-3 艾伦伯格群白云质砾岩成因模式图
图1-4 艾伦伯格群溶蚀的孔洞在辛普森群沉积埋藏过程中形成储集性能很好的洞顶垮塌角
与喀斯特有成因联系的裂缝一般顺层分布，局限在角砾岩相带之上30m的厚度范围内。而与晚期构造活动有关的裂缝随机地分布在整个艾伦伯格群白云岩层之内。
（五）古喀斯特控制的储层非均质性
在地表条件下的风化和喀斯特溶蚀垮塌作用，使艾伦伯格群白云岩成为储层起了决定性的作用。由于原生的艾伦伯格群白云岩非常致密，基本上不发育粒间孔隙和晶间孔隙，而碎裂、溶蚀、垮塌形成的裂缝、溶蚀孔洞和角砾岩产生了大量储集空间。但是这种储集空间具有明显的垂向和横向非均质性：垂向非均质性主要是由溶蚀孔洞、裂隙和角砾岩垂向上分带作用造成的，与上述的角砾岩、溶洞充填物相带有关；横向非均质性主要是在喀斯特时期，地下水运动受到不渗透的垮塌物的阻拦而改变流向形成的溶蚀孔洞在水平方向不连续的现象。
利用油藏开发中的试井资料可以判断喀斯特地貌形成的储层非均质性，而岩心观察很难发现该类储层垂向和横向非均质性。但是试井资料无法区分裂缝是构造成因的，还是喀斯特成因的，只能依靠裂缝与角砾及其胶结物的切割关系判断裂缝的成因和期次。
杨坚 赵义勇 张云智
（新星石油公司西北石油局规划设计院 乌鲁木齐 830011）
摘要 高孔低渗储层的气藏由于其成因的特殊性在国内乃至世界上都很少见。因此对此类气藏的产能特征的认识也不多。笔者利用巴什托小海子组气藏的试采、测试资料对该气田的气井产能、生产指标变化规律进行了分析，总结了此类气藏能量足、递减快，由于产能低使其储量难于开采的问题。通过MK1井酸压前后测试资料的分析，认为该气田酸压改造对提高气井的产能效果不明显。并从储层的成因特点方面对这种异常情况进行了解释，说明此类高孔低渗气藏的开发不像一般文献中说的那样只要进行酸压改造就可以大幅度的提高产能，而主要取决于储层的孔隙结构特点。
关键词 高孔低渗 产能 酸压 测试
1 前言
巴什托小海子组气藏是于1992年发现的位于巴什托构造上的小型气田。自发现后陆续钻了数口井对其进行评价和试采。该气藏的储层物性具有典型的“高孔低渗”特征，这种类型的气藏在国内外均很少见且以砂岩储层为多，而像巴什托小海子组气藏储层为白云岩的高压气藏就更不多见。由于其特殊地质特征使得该气藏具有与其它气藏不同的动态特征。因此对该气藏的试采动态特征进行分析总结，不但可以丰富我们的开发经验而且可以提高我们对气藏特征的认识能力和分析方法，为以后更好地确定气藏开发措施打下基础。对该气藏储层酸压改造的效果分析可以使我们对气藏的地质特征有一个更深刻的认识，同时也更新了一些气藏储层酸压改造的观点，在认识上有所提高。
2 气藏的基本地质特征
21 储层物性主要特征
杨坚等，新疆塔里木盆地巴什托气田开发可行性研究，19998，西北石油局规划设计研究院。
巴什托小海子组气藏储层岩性为泥晶、微晶白云岩，含少量方解石。白云石平均含量为947％，主要储集空间为微晶间孔和少量小印模孔，微晶间孔，形成于泥晶白云石之间，一般小于5μm，另外还发育一些数量很少的细小裂缝。由于微晶间孔很发育，使得储层孔隙度很高，且分布频率范围集中，区间值为2178％～303％，平均值为2666％。渗透率较低，平均值为1178×10-3μm2，分布频率集中，孔径及吼道较细，为微细孔—中喉，孔喉半径为093～111μm。总的看该储层均质性较强，岩性、物性横向变化很小，储层厚度在23～27m之间，分布稳定。
22 流体性质
完井测试和试采所获得的流体资料表明：气藏产出流体为天然气、凝析油，其中以天然气为主，凝析油含量很低。天然气的组分非烃类气体含量高，主要是氮气，平均为2249％；而甲烷含量为608％～640％，相对密度平均为07562，具有低甲烷高非烃含量的特点；凝析油具有低原油密度，低粘、低硫、低蜡、低非烃含量和含盐量高等特征。
23 气藏类型及驱动能量
根据3口井的压力数据计算，气藏地层压力系数达151，属异常高压，2口井的测试未见水、1口井的试采仅含少量水且比较稳定。因此，从地质成藏角度认为气藏周围为渗透率极差的岩层所包围而形成异常高压，气藏封闭性很好。气藏驱动类型有d性气驱和弱d性水驱，起最主要作用的是前者。
综合该气藏的构造、储层、压力和驱动类型以及流体的组分特征，可确定巴什托小海子组上油气层的气藏类型为：层状低渗孔隙型碳酸盐岩、d性气驱无油环高压凝析气藏，简称为：低渗气驱高压凝析气藏。
3 巴什托小海子组产能特征研究
31 产能分析
该气藏自1994～1999年分别对三口井进行了4次不稳定测试，主要测试结果及试井解释的渗透率见表1。
表1 巴什托小海子组气藏测试成果 Table1 Testing of gas pool in Xiaohaizi formation,Boshituo
由表中数据可知该气藏有两个较为突出的特点：
（1）各井生产压差普遍很大、有效渗透率很低，仅（015～206）×10-3μm2，属低—特低渗气藏。
（2）时间较短的DST（测试）测得的气产量远远地低于时间较长的常规测试所测得的稳定气产量，说明该气藏在开井的短时间内产量较高但很不稳定，然后迅速的递减是由气藏的异常高压造成的，稳定产量很低与储层的低渗有关。
我们可进一步地对MK1井的系统测试资料进行分析，对其产能进行定量的评价。该井的系统测试资料见表2。分别用二项式和指数式两种方法对数据进行拟合，拟合图见图1、图2，拟合结果列于表3。表中数据结果显示两种方法很相近，相关性较强的指数式的IPR曲线见图3。
由IPR曲线图可知该气藏气井的产能具有以下特性：
表2 MK1井系统测试数据 Table2 The datas of systemic test of well MK1
表3 产能方程拟合结果 Table2 The datas of systemic test of well MK1Table3 The simulative results of producing equation
图1 二项式产能方程拟合图 Fig1 The simulative chart of binomial producing capability
达西流动段很长。在产量为30000～35000m3/d以前曲线均呈近似直线状，表现为气体渗流以达西流为主，而向非达西流过渡的标志拐点在40000m3/d以后，很接近无阻流量。也就是说气井的生产压差约小于35～40MPa以前气体的渗流遵循达西规律。众所周知，气体由于粘度低、流速快使得摩擦阻力成为主要流动阻力之一不符合达西规律。而该气藏正相反，产量接近于无阻流量时才进入非达西流段，而且无阻流量也很低。其原因是由于储层渗透率特低而造成的。这种类型的气藏在生产时合理产量可以定为无阻流量的1/2甚至更高。32 生产特征
图2 指数式产能方程拟合图 Fig2 The simulative chart of exponential producing equation
图3 M10井IPR曲线图 Fig3 The IPR cure of well M10
MK2井自1996年10月至1997年12月进行了试采，图4为该井的试采曲线。试采初期的两个月，产量递减的速度较快，这是由于生产初期压降的传递是处于不稳态的无限大作用阶段造成的。从总的生产情况看该井的产量和井口压力均有异常变化。主要有以下几点：
（1）在生产初期5mm油嘴换成4mm油嘴后，井口压力并未上升反而下降。
（2）井口压力在1997年2月下降到约4 MPa时趋于稳定，然后分别在5月和12月有两个突然下掉的台阶。伴随这两个台阶，油产量也有相应的快速下降，在两台阶之间产量和压力较为稳定。
（3）该井生产中的产量和压力数据较1995年10月的完井测试时的值要低的多。
图4 MK2井试采曲线 Fig3 The IPR cure of well M10Fig4The preproducing cure of well MK2
这些异常说明了该油藏的一个明显的生产特点：由于气藏的异常高压和低渗使得气井在生产初期产量和压力均不稳定，呈快速的下降趋势。初期产量较稳定后产量要高出很多，甚至高于无阻流量。而在实际生产中当油嘴放大到一定程度后便不能够起到放大压差的作用，气产量也稳定在一个较低的水平。这种现象告诉我们评价这类气井的产能时不能简单的搬用常规的计算分析方法，而要综合考虑气藏的压力、储层特征，正确的分析无阻流量所代表的意义，从而确定合理的产量而不受一般理论标准的束缚。
4 巴什托小海子组气藏酸压特征
考虑到该气藏储层高孔隙度的特点，并参照其它气田的经验，分析认为该气藏经酸压改造会有较好的效果，估算单井产量会增加4倍以上。因此对麦10井进行储层酸压改造。酸压前后的生产指标对比见表4。
表4 MK1井酸压前后生产指标对比 Table4 The comparison of the production quota before and after well MK1 acid fracturing treatment
由表中数据可以看出实际的酸压效果比预期的要差得多，同一生产压差下酸压后的气产量提高了 15倍左右。酸压前后生产压差变化较大。4mm油嘴压差减小了76％（2342MPa）,5mm油嘴减小了6686%(280MPa）。而相应气产量的改变却较小，因此，酸压后该井的采气指数有一定的增加，说明酸压作用对储层起到了改善作用。同时，注意到当油嘴放大到6mm时压力和采油指数才有大幅度下降，虽较酸压前有所改善但也说明酸压作用的范围有限，能量供给跟不上。
经分析可知该气藏酸压效果较预期差的原因是由于储层的特殊性造成的。前已述及，气藏储层主要由微晶间孔形成，孔隙很小，仅有少量的印模孔较大。而且决定储层渗透能力的孔隙喉道的直径也很小，起连通作用的裂缝也只有很少量的微小裂缝。因此，酸压即使造成了一些裂缝，但由于孔隙直径很小，喉道窄，仍然不能够更有效的使流体向裂缝供给。同时，虽然储层的孔隙度很高，但由于没有较大直径的孔隙，酸压裂缝的范围又有限使得能量供给不能够持久。这种情况告诉我们在进行开发规划和产能预测时应针对具体的储层地质特征具体分析，不应照搬一般的理论标准。
5 主要结论和认识
（1）“高孔低渗”高压气藏初期产量与稳定产量差别很大，前者较后者最大可高出近一个数量级，要对各种测试产量进行综合分析。
（2）此类气藏的稳定测试产量、无阻流量较低，甚至低于完井测试产量，生产压差很大，其合理产量可达无阻流量的1/2以上，且对采收率影响不大。
（3）孔隙类型以白云岩的微晶间孔为主的“高孔低渗”高压气藏的酸压储层改造由于其地质成因的特殊性并非像一般理论和经验所说的那样效果很好，仅有高孔隙度是不够的，仍需分析在一定区块范围内是否发育较多。
参考文献
[1]冈秦麟主编．气藏开发应用基础技术方法．北京：石油工业出版社，1997
[2]杨川东主编．采气工程．北京：石油工业出版社，19973
Producing Capability Research for Gas Pool of Dolomite Formation With High Porosity and Low Permeability
Yang Jian Zhao Yiyong Zhang Yunzhi
(Academy of Designing and planning,Northwest Bureau of Petroleum Geology,Urümqi 830011)
Abstract:The gas pool of high porosity and low permeability is very singular due to particularity of genesis of reservoirDiagnostic understands on producing capability of the gas pool is few,tooThe author makes use of preproduction and testing information of Bashituo Xiaohaizi formation to analyze variation rule of producing capability of gas well and creative index about the gas field,and sums up that the gas pool possesses sufficient energy,but its gas producing rates is quick descending,and so makes the question that the reserves is difficulty exploited because of low-lying producing capability By analysis testing data of acidizing and pressure crack fore-and-aft on MK1 bore,the author thinks that impact of acidizing and pressure crack is inconspicuous to heighten producing capability of gas well in the gas field,and more further explains the singular circus from peculiarity of reservoir's genesis All exploitation of the gas pool of high porosity and low permeability cannot be heightened producing capability as some literature have explained,which only employ transform of formation by acidizing and pressure crack,but mainly lies on reservoir pore-texture's characteristics
Key words:high porosity and low perneability producing capability
欢迎分享，转载请注明来源：内存溢出
微信扫一扫
支付宝扫一扫
评论列表（0条）