莺歌海盆地中深层天然气成藏特征与有利勘探领域

近年来莺歌海盆地东方区中深层勘探获得重大突破,取得了一系列认识,但由于地质条件复杂,目前对于同为莺歌海盆地的乐东区中深层高温超压气田的成藏认识并不清楚。在微观地球化学信息剖析基础上,结合地质、构造研究成果,对比分析盆地东方区和乐东区中深层天然气成藏特征。研究表明,东方区与乐东区天然气成藏既有明显差异性也有相似性,差异主要表现为:东方区生烃早、持续时间长,而乐东区生烃晚、晚期快速生烃;东方区烃类气开始充注成藏的时间约为3.0Ma,而乐东区烃类气的成藏约在1.7Ma之后,即与东方区相比乐东区成藏较晚,因而储层物性对大规模成藏制约作用更加显著。东方区和乐东区天然气成藏时限均受控于生烃过程与底辟活动时间,同时天然气分布与底辟活动能量密切相关。正因二者成藏有同有异,乐东区勘探可以借鉴东方区成功经验,但不能复制东方区成藏模式,综合研究认为在能量较低的底辟波及区进一步寻找物性好的储层,是乐东区下一步优质天然气勘探的重点。     

鄂尔多斯盆地古生界气藏成藏模式及优势储层预测

鄂尔多斯盆地延长气田天然气勘探起步较晚,古生界气藏隐蔽性较强,勘探难度较大.为探究该地区气藏成藏模式,以沉积学原理为基础,从地层分布、构造特征、沉积相、储层主控因素等方面研究了延长气田南部地区古生界天然气成藏特征及富集规律.研究表明:延长气田相对优质储层是天然气成藏与富集的关键,储层规模决定气藏规模;优质储层发育主要受...     

深水水道体系砂岩储层的地球物理综合预测技术及应用

深水水道是深水油气勘探的重要领域,勘探实践表明深水水道体系优质砂岩是白云凹陷深水区油气的主要储集体。利用南海北部白云凹陷深水区三维地震资料,综合应用地震—沉积相、相干处理、地震属性等地震技术,对三维工区内珠江组上段深水沉积水道体系展布进行识别,定性分析水道砂岩储层有利相带分布规律;在此基础上,开展岩石物理分析及叠后地震反演储层预测研究,(半)定量刻画水道砂岩储层分布规律及厚度特征,对水道砂岩储层开展综合评价。最终总结出一套适合深水水道砂岩储层识别预测的地球物理综合方法体系。     

柴北缘深层天然气成藏条件及有利勘探方向

柴北缘深层天然气勘探程度低,资源潜力大,天然气成藏条件及勘探方向尚不明确,制约了天然气勘探进程。基于地震、地质、地化及钻井等资料的研究,从烃源岩、储层、构造及输导体系等方面,综合分析了柴北缘深层天然气藏的成藏条件,结合已有勘探成果和地质条件,指出了深层天然气有利勘探方向。结果表明,深层侏罗系分布广,阿尔金山前西段存在侏罗系生烃凹陷,深层高-过成熟度烃源岩生气潜力大;基岩风化壳和次生孔隙发育的碎屑岩可作为深层有效储层,基岩储层物性不受深度控制,深层发育碎屑岩优质储层;广泛分布的以断裂为主的输导体系有利于超深层烃源岩生成的天然气纵向和横向运移;多期构造活动使得柴北缘深层形成多种类型的圈闭,烃源岩持续生烃有利于这些深层圈闭早期、多期成藏。在以上研究成果基础上,指出深大断裂发育的生烃凹陷周围圈闭是深层天然气聚集有利区,盆缘古隆起以及晚期构造带上大型背斜圈闭层具有良好的勘探前景,其中阿尔金山前深层是最现实的勘探领域。     

深层致密砂岩气藏天然气富集规律与勘探关键技术 ——-以四川盆地川西坳陷须家河组天然气勘探为例

深层致密砂岩气藏具有埋藏深、物性差、产量低的特点,但勘探潜力大。有利烃源岩发育区控制天然气的平面分布,深层致密砂岩储层中发育的“有效储渗体”是天然气富集、高产的关键。“有效储渗体”的发育受构造、沉积相和成岩相3种因素控制。有效孔隙控制了天然气的分布,裂缝控制了天然气的高产。四川盆地川西坳陷须家河组气藏具有超深、超高压、超致密等特征,储层和高产富集带预测难度大。利用三维三分量地震勘探技术,可有效解决优质储层预测、裂缝检测、含气性识别等关键问题。该技术在川西坳陷深层致密砂岩气藏勘探中应用取得了显著效果,使须家河组二段钻井成功率从15%提高到89%,高产井命中率从9%提高到67%,探明天然气地质储量1211×10 ⁸ m ³ ,实现了川西致密气田的高效勘探。     

高温高压储层的精细地震属性预测技术——以莺歌海盆地为例

在莺歌海盆地,随着勘探走向中深层和高温高压领域,利用地震资料进行常规的亮点、AVO、叠前反演等对储层预测、含气性检测出现了精度大幅降低或失灵的情况。为了研究高温高压地层的地震响应特征,有效地解决盆地内高温高压储层的预测和含气性检测问题,通过多砂体精细属性分析,总结了影响本区地震响应的６大主要因素,分别是浅层气及泥底辟、泥岩盖层、砂体耦合、储层厚度、储层物性和储层的含气饱和度。研究中采用了岩石物理分析、地震正演、精细建模的叠前叠后反演等技术,并在此基础上开展了对各种地震信息的分析,然后将各种影响因素一一剥离,以达到去伪存真的目的,最后得到不同条件下地震属性异常所代表的储层厚度、物性及含气性等数据,实现了地震信息与气藏信息的有效对应,达到了预测储层及其含气性的目的。实钻结果表明,利用地震信息剥离技术开展的中深层高温、高压储层预测和含气性检测的精度较高,取得了良好的勘探效果。     

乐山—龙女寺古隆起深层海相碳酸盐岩地震勘探关键技术及其应用

四川盆地乐山—龙女寺古隆起寒武系及震旦系埋藏深度大,地震反射信号弱,同时储层受沉积相及岩溶作用的双重控制,基质物性差,缝洞发育,非均质性强,地震预测难度极大。为此,针对该类储层,通过地震采集、处理、解释一体化联合攻关,开展了三维宽方位地震采集,地震资料二、三维连片处理,构造精细解释,低孔渗储层定量预测,缝洞体识别,烃类检测等技术攻关,逐步建立起一套适用于该区深层碳酸盐岩古老气藏的地震勘探技术系列,取得了很好的应用效果。高精度的地震预测成果有力地支撑了该区油气勘探部署和天然气三级地质储量的提交,技术的进步和创新极大地提升了天然气勘探成效,促进了四川盆地深层碳酸盐岩气藏勘探的突破和大型气田的发现。     

长岭断陷腰英台地区营城组火山岩成藏主控因素分析

腰英台地区火山岩气藏具有储量规模大、丰度高、气层厚度大、储集物性好、单井产量高的特点，是深层天然气勘探的主要领域。研究区天然气藏围绕主力生烃中心呈带状分布，具体部位受古隆起和火山岩储层的控制。通过天然气成藏条件与天然气分布关系研究，认为研究区天然气分布主要受沙河子组源岩分布。火山岩岩性、岩相、物性和输导体系的共同控制，紧邻查干花次洼发育的营城组厚层、块状火山岩体是近期烃类气藏勘探的有利目标。     

莺歌海盆地中央泥底辟带乐东区中深层成藏条件与勘探风险分析

根据区域地质、地震、钻井及油气地球化学等资料,从油气成藏基本要素,即烃源岩特征、储层及圈闭类型、油气运聚系统及成藏风险分析等方面入手,深入剖析乐东区中深层天然气成藏条件及主控因素。根据乐东区浅层天然气地质地球化学分析,天然气成因类型属成熟—高熟煤型气,其烃源主要来自中新统中深层梅山组—黄流组成熟—高成熟偏腐殖型烃源岩,而L22-1-7深探井钻探则进一步证实了该套烃源岩的存在,表明该区中深层具备烃源条件及良好烃源物质基础。乐东区中深层储层虽然个别探井揭示其发育及储集物性偏差,但尚不能否定全区。通过地震地质资料分析,该区中深层储层类型以低位域砂岩为主,多属于强制海退形成有关的低位滨岸砂坝、斜坡扇、盆底扇及水道砂等,预测其具有较好储集物性。再者,乐东区泥底辟活动强烈,泥底辟上拱刺穿形成了纵向断裂及裂隙系统,亦为深部天然气垂向运聚成藏提供了高速运聚通道。乐东区中深层天然气成藏,尽管目前尚存在诸多勘探风险和一些不确定因素,尤其是储集层分布及物性这个关键成藏控制因素,以及非烃气风险等仍然存在,但中深层具备天然气成藏条件及勘探前景是不容置疑的。     

地震振幅能量表征河道砂体及其储层物性——以川中地区中侏罗统沙溪庙组为例

四川盆地中部地区中侏罗统沙溪庙组为三角洲前缘沉积,水下分流河道砂体发育,是该区新一轮非常规天然气勘探开发的新领域。为了支撑该区的天然气勘探部署,开展了致密砂岩气勘探开发技术攻关,在河道砂体波动方程正演模拟的基础上,利用多属性融合识别河道砂体边界,结合地震强振幅“亮点”刻画出河道砂体;通过计算出河道砂体振幅能量并与河道砂体储层物性进行相关性分析,预测优质储层分布规律。研究结果表明：①川中地区沙溪庙组8号砂组的地震响应特征为“砂体顶界表现为强波谷、底界表现为强波峰”的“亮点”反射特征,地震剖面表现为沿河道走向砂体连续、稳定分布;②预测该区沙溪庙组8号砂组河道宽度介于600～1 400 m,面积为67.22 km2;③在河道砂岩地震调谐厚度范围内,砂体地震振幅能量与砂体物性具有线性正相关关系,物性越好振幅能量越强,并且随着砂体厚度和孔隙度增加,砂体的地震“亮点”模式更容易识别。结论认为,河道砂体振幅能量与砂体物性相关度超过80%,地震振幅能量能反映河道砂体物性,该认识可以为后续井位部署及非常规天然气勘探开发提供参考。     

歧口凹陷古近系天然气藏主要特征

歧口凹陷已发现板桥和千米桥两个中型凝析气田,通过近两年的预探,在埕海潜山和歧口古近系深层天然气勘探又取得了重要突破,显示出歧口凹陷天然气具有良好的勘探前景。从生储盖等成藏要素方面对歧口凹陷古近系天然气藏进行了系统的解剖,明确了歧口凹陷古近系天然气藏的主要特征。研究表明,歧口凹陷天然气主要分布在沙河街组中深层,浅层次生气藏主要位于构造圈闭中,中深层气藏位于构造岩性圈闭中;天然气成因类型以偏腐殖型气为主;储层类型以孔隙型为主,中深层裂缝发育,双重孔隙介质特征明显;两套最大湖泛期形成的区域盖层发育异常超压,天然气保存条件好;气藏主要位于高生气强度区,以晚期成藏为主,平面上具有"南油北气"、纵向上具有"上油下气"的分布特征。     

渤海湾盆地歧口凹陷中深层天然气成藏条件与资源潜力

近年来随着勘探目标向中深层拓展,在渤海湾盆地歧口凹陷不仅发现大规模的石油资源,同时发现700多亿立方米的天然气资源。深层烃源岩热演化与储集层物性特征的差异,决定了深层常规、非常规气藏并存,且以4 700m深度为界,该深度以下主体为致密砂岩气。利用成因法、类比法等方法综合计算,歧口凹陷古近系常规天然气资源规模超过3 500×10⁸m³,主要分布在板桥次凹,致密砂岩气资源量为1 760×10⁸m³,主要分布在歧北次凹中深层。通过天然气成藏条件综合评价,进一步揭示了深层优质烃源岩、高演化程度和大规模砂体三大因素有利于天然气规模富集,是深层烃类资源的主要赋存状态。板桥斜坡深层、歧北斜坡深层为深层气勘探的有利目标区,尤其是处于气源中心区、具有一定构造背景、砂体发育的沙二段是深层气现阶段勘探最现实的领域。     

相控模式下的济阳坳陷中深层气藏预测方法——以孤北深层石炭-二叠系煤成气藏为例

为解决济阳坳陷中深层气藏由于埋藏深、地震资料品质不理想及单一的储层预测技术应用效果差的问题，在系统分析沉积相对烃源岩、储层分布、储盖组合和储层物性等控制作用的基础上，开发了基于相控的生储盖地震地质综合解释技术，结合相势匹配关系，建立了中深层气藏的相控模式。该技术丰富了中深层气藏勘探的技术方法，在孤北深层天然气藏的预测中取得了良好的效果，可以作为济阳坳陷中深层气藏勘探的有效手段。     

四川盆地中二叠统天然气地质特征与勘探方向

四川盆地中二叠统天然气资源探明程度低,勘探潜力巨大。为加快勘探进程,在分析该盆地中二叠统天然气沉积特征、储层特征的基础上,开展了烃源供给、储层与圈闭类型、保存条件、构造与成藏期次以及成藏模式等方面的研究,探究了该盆地中二叠统天然气富集的主控因素并明确了下一步的勘探方向。研究结果表明:(1)四川盆地中二叠统天然气成藏具多层系供烃、多类型储层、多类型圈闭、多期成藏和多类型成藏模式等特点;(2)烃源岩以二叠系自身为主,其次为下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组,中二叠统生气中心位于该盆地西北部和中部—川南地区,生气强度介于26×10~8~44×10~8 m~3/km~2,具备形成大中型气田的物质基础;(3)中二叠统发育白云岩和岩溶缝洞灰岩两类储层,前者主要分布在颗粒滩中或基底断裂附近,后者广泛分布于茅口组中上部;(4)优质烃源岩、储层的白云石化和表生岩溶作用控制了大中型气田的分布;(5)印支期古隆起是油气聚集的有利指向区,喜马拉雅期是油气调整的关键时期。结论认为:(1)中二叠统栖霞组台缘滩最有利勘探区为川西北广元—江油及都江堰一带,其次为川西南台缘带,台内滩有利勘探区则主要分布在川中高石梯—磨溪地区和蜀南地区;(2)中二叠统茅口组最有利勘探区为泸州—内江地区,其次为双鱼石—南充、卧龙河—石柱、高石梯—磨溪、达州—开江、九龙山等地区。     

中国海油“十三五”油气勘探重大成果与“十四五”前景展望

“十三五”中国海洋石油集团有限公司(简称中国海油)贯彻国家能源发展战略行动计划,立足国内、发展海外,推进非常规油气勘探开发生产一体化,积极探索勘探新领域、新层系,保持良好的勘探成效和较低的作业成本,探明地质储量及产量快速增长,开创了海洋油气勘探新局面。中国海油通过勘探理论及关键技术攻关,创新及发展了复杂的地层—岩性油气藏、高温高压油气藏、深层潜山油气藏、深水油气藏的成藏机理,攻关海上中深层地震勘探、复杂地层高效钻井、海洋勘探装备等关键技术;在渤海湾盆地潜山、琼东南盆地深水区、珠江口盆地阳江凹陷及惠州凹陷、鄂尔多斯盆地东缘等多个区域不同地质类型层段取得重大勘探突破,海外勘探权益可采储量稳步增长,初步形成了海外战略布局。“十四五”将加大风险勘探力度,持续攻关深层油气藏、深水油气藏、高温高压油气藏和岩性油气藏勘探关键技术,不断拓展勘探领域和方向,海外勘探将继续坚持“经营勘探”,突出战略核心区,力争获得更多更好的优质储量。     

煤系地层致密砂岩气甜点区地震逐级预测——以鄂尔多斯盆地东南缘下二叠统山西组2~3亚段为例

鄂尔多斯盆地东南部下二叠统山西组2~3亚段(以下简称山2~3亚段)为该盆地重要的天然气勘探目的层,但该亚段储层薄、厚度变化快、非均质性强,储层预测和勘探目标优选难度大。为了准确预测该亚段煤系地层致密砂岩气甜点区、提高天然气勘探成功率,针对该套储层的特征和预测难点,提出了90°相移技术识别河道外形、模型约束波阻抗反演刻画砂体厚度和子波衰减梯度属性识别含气砂体的地震逐级预测技术。研究结果表明:①山2~3亚段上覆5号煤地震强反射层,下伏储层地震反射能量弱,加之为稀疏二维地震测网、井控程度低,致使致密砂岩气甜点区预测难度大;②所提出的技术方法通过地震逐级预测约束,可以有效地刻画河道砂体分布并识别有效含气储层,提高了对勘探开发目标预测的精度;③基于该技术方法指导部署的勘探开发目标实钻效果好,地震预测结果横向分辨率高,真实地反映了河道及河道砂体的变化特征。结论认为,采用该方法可以有效地解决二维地震勘探区煤系地层强非均质性、薄储层致密砂岩气甜点区预测的地质难题。     

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四川盆地经过几十的勘探,、开发已成为重要的天然气工业基地,碳酸盐岩地层为主要油、气产层。在四川山区针对碳酸盐岩储层开展地震勘探取得丰富成果,但也面临诸多技术难点。将其归纳为五点：（１）碳酸盐岩出露区地震资料采集难;（２）薄碳酸岩地层及波阻抗差微弱的储层界面反射成像难;（３）碳酸盐碉储层横向预测难;（４）特殊油气储集体预测难;（５）碳酸盐岩储层含油、气、水判别难。文章分析了这些难点形成的原因;提出了     

川西坳陷古坳拉槽的地质意义及礁滩相天然气藏勘探潜力

确认大规模生烃中心、发现大规模的孔隙性储层,是启动四川盆地西部坳陷二叠系气藏勘探的两个关键因素。为此,采用层拉平技术研究了该区震旦系—寒武系的地层结构,编制下古生界厚度图以描述二叠系的生烃中心;进而结合地震相分析和野外生物礁露头发现,预测了该盆地中二叠统礁滩相储层的分布;最后,根据断层特征分析了礁滩相储层白云岩化的有利条件。结果表明：①在拉平二叠系底反射界面的剖面上,震旦系顶为一个巨大的洼陷,洼陷两侧发育正断层,其内充填巨厚的下古生界沉积,由此可以确认,川西坳陷发育一个在兴凯地裂期形成的坳拉槽,其内巨厚的寒武系可形成生烃中心,使得二叠系具备形成大型气藏的物质条件;②川西坳陷中二叠统存在明显的礁滩相异常响应特征,发育3个大型异常条带,结合地表中二叠统生物礁露头的发现,预测为生物礁滩相复合体;③礁滩相的边缘发育有深大拉张断层,具有发育白云岩储层的有利条件。结论认为,四川盆地川西坳陷中二叠统圈闭天然气资源量达7 400×10⁸ m³,具有良好的天然气勘探前景,目前中石化已部署实施了1口风险探井。     

AVO技术在新场气田须家河组储层研究中的应用

新场气田须家河组气藏属于深层陆相致密碎屑岩气藏，具有致密、低孔渗、薄层交互、多层叠置和强非均质性的特点，勘探成功率低，效益差。以高精度三维地震资料为主线，充分利用地震资料信息，多学科协同，深入研究了含气地震响应特征，并将AVO属性分析含气性检测技术运用在该气田须家河组气藏，取得了一系列油气勘探开发成果。     

河流相储层描述方法探讨

河流相储集层是油气赋存的重要载体之一，受河流沉积事件性的影响，其发育和分布非常复杂，空间变化很快，因而精细描述河流相储集层的分布并检测其含油性的变化是勘探中的关键。通过分析河流相储集层的发育情况及其地震地质特点，探讨了地震多参数和神经网络技术在河流相储集层预测和描述中的应用，并在埕岛地区馆陶组的描述中进行了尝试，说明该方法在河流相储集层的描述中是有效的。