断层圈闭油气成藏源-断-势控藏作用综合评价 ——以海塔盆地中部主要断陷带南一段为例

为明确海塔盆地中部主要断陷带南一段油气成藏规律,通过油气分布与源-断-势空间匹配关系分析,对研究区南一段断层圈闭的源-断-势控藏作用进行了综合评价。结果表明,源-断-势对海塔盆地中部主要断陷带南一段断层油气成藏具有3个方面的控制作用:1烃源岩区控制着断层油气藏形成与分布的范围;2早期伸展断裂为断层油气聚集提供了遮挡条件;3低势区控制着断层圈闭油气成藏的部位。反向断裂翘倾隆起和洼中隆起是南一段烃源岩生成油气侧向运移的指向区。南一段断层圈闭油气成藏所需的源-断-势控藏作用综合评价值应大于或等于2.63,由此预测得到海塔盆地中部主要断陷带南一段断层油气成藏的有利区主要分布在乌尔逊凹陷苏仁诺尔、乌东斜坡,贝尔凹陷苏德尔特,南贝尔凹陷东次凹、塔南凹陷中次凹的扇三角洲前缘亚相砂体分布区;其次是贝尔凹陷呼和诺仁、塔南凹陷东次凹的扇三角洲前缘亚相砂体分布区。     

圈闭成藏的可靠性评价方法研究

最大限度降低勘探风险,提高勘探成功率一直是地质勘探家梦寐以求的目的。圈闭作为油气勘探的直接对象,其评价结果的正确性直接关系到油气勘探的成败,可靠的评价会有效的降低勘探风险,提高勘探效益。本文在总结常规圈闭评价上,以油气成藏系统理论为依据,将可靠性理论引入圈闭评价,首次提出了“圈闭成藏的可靠性”及其评价思路,在对影响圈闭成藏的可靠性的主、客观因素进行剖析的基础上,建立了圈闭成藏可靠性评价的地质概念模型、数学模型和评价体系,为进一步探索可靠性理论在油气勘探中的运用作了尝试。      

油气圈闭地质评价方法及应用

本从含油气系统理论出发，对圈闭成藏的油源，储层，圈闭，保存，配套史制定分级评价标准，并赋予相应的评价系数，在此基础上应用地质风险概率理论与模糊数学的方法，在微机上定量评价圈闭含油气性。     

断层型圈闭成藏评价新方法及初步应用

目前海拉尔盆地乌尔逊-贝尔凹陷已发现的油藏几乎都与断层相关,据此将油藏分为4大类10小类.通过对断层相关型油气藏系统统计和研究发现,断层油气藏成藏主要受断层垂向断距(L)、储层砂岩视厚度(R)和盖层泥岩视厚度(M)3个因素控制.3个因素之间的相对大小关系决定了1个断层圈闭能否聚集油气,据此提出断层相关型圈闭三元耦合控藏评价方法,分析了6种砂泥对接模式下断层相关型圈闭成藏的差异,认为当M>L、M>R时1个断层圈闭成藏条件最好,反之圈闭成藏条件较差.通过对乌尔逊-贝尔凹陷南屯组二段142个断层圈闭的储层砂岩视厚度、盖层泥岩视厚度和断层垂向断距统计分析,应用三元耦合控藏模式对断层型圈闭进行了初步含油气性评价,提交有利圈闭10个,为研究区下步勘探工作提供了理论依据和勘探方向.     

断陷盆地岩性圈闭成藏特征及地质风险评价研究

中国石化东部的济阳坳陷、东濮凹陷、南泌凹陷、苏北盆地、江汉盆地等，均为中新生界陆相断陷含油气盆地，具备相似的构造沉积特征和岩性油藏地质特征，具有建立统一的岩性圈闭地质风险评价方法和评价标准的地质基础。不同的地质条件在岩性圈闭成藏中所起的作用不同，研究5项评价条件及各项地质要素权系数时，应能充分体现这种差异。圈闭地质要素可以归纳为圈闭成藏要素和圈闭品位要素两大类，可分别采用钻探成功率分级法、累计概率曲线法、地质分析法建立分级评价标准。应用表明，建立的岩性圈闭地质风险评价方法和评价标准，能反映探区地质特点和勘探实际情况。     

济阳坳陷地层圈闭成藏地质风险评价方法

济阳坳陷现阶段地层圈闭钻前成藏风险预测难度较大,探井成功率低。对“十五”以来济阳坳陷钻探地层圈闭的探井进行精细解剖,因输导条件差、油气充满度低、缺少有效储层和圈闭不落实等因素失利的探井比例分别为49%,21%,15%和15%;成藏主控因素分析表明,正向构造背景及近邻油源断层是地层圈闭成藏的关键。在此分析基础上,明确了影响地层圈闭成藏的地质条件主要为运聚条件、保存条件、圈闭条件和储层条件。根据济阳坳陷地层圈闭各地质条件下的评价要素,建立了钻前地层圈闭成藏风险评价方法,并对其进行了验证。结果表明,评价结果与实际钻探结果吻合率较高,济阳坳陷地质风险系数高的金平2、埕东112等地层圈闭均成藏,地质风险系数低的草327、车93等地层圈闭均未成藏。     

圈闭含油气最优化综合定量评价法

从含油气系统理论出发，将圈闭成藏的地质条件分为５个单项地质条件及１８个子项因素，并以子项因素建立圈闭基础数据库；然后，确定各子项因素的评价标准，从而实现其评价的定量化；由专家打分定量给出已钻探圈闭的各项地质条件的评价，由此回归出评价曲线，得到未钻探圈闭的定量评价；最后，利用已钻探圈闭的含油气情况，通过一种最优化方法，对未钻探圈闭的含油气情况作出定量的评价。用大庆长垣南地区的实际资料验证表明，本方法     

济阳坳陷地层圈闭成藏特征及地质风险评价

济阳坳陷地层圈闭分为地层超覆不整合、地层削蚀不整合遮挡两种类型,多发育在凹陷与凸起结合的斜坡部位．环绕凹陷呈裙带状分布,其成藏受不整合面控制作用明显。由于距离烃源岩较远,油气运移聚集条件成为地层圈闭成藏的主要控制因素。针对各项评价要素,可分别采用钻探成功率分级法、累计概率曲线法、地质分析法建立其地质风险评价标准。为了反映不同评价条件及评价要素在成藏及圈闭描述识别中的作用,可利用“评价要素加权求和”的方法计算5项评价条件的评价值,在此基础上,利用“5项条件评价值加权求和”的方法求取圈闭地质风险系数。应用表明,所建立的地质风险评价标准,能反映济阳坳陷地层圈闭勘探的实际情况。     

井楼-古城西部地区复杂断块研究与勘探潜力分析

在分析泌阳凹陷井楼-古城西部地区勘探目的层保存与分布,油源、构造、圈闭、储层等油气成藏条 件的基础上,利用新的三维地震资料结合其它地质资料对该区复杂断块构造进行了精细解释与研究,发现 有利断鼻、断块圈闭18个,累计圈闭面积6.74 km2。并对查明的圈闭进行了勘探潜力分析,预测圈闭资源 量合计为1 500×104t,指出该区是泌阳凹陷下一步勘探增储的一个重点地区。     

乌尔逊-贝尔凹陷油气成藏主控因素分析

乌尔逊-贝尔凹陷是海拉尔盆地最重要的油气发现区.经过20多年的油气勘探,乌尔逊-贝尔凹陷油气勘探已取得长足进展,但是该凹陷地质条件相当复杂,影响油气成藏因素较多,油气勘探难度越来越大.在乌尔逊-贝尔凹陷油气藏特征研究的基础上,提出了4个油气成藏主控因素:烃源灶控制着油气藏规模、数量与分布;沉积岩相控制着油气富集和分布;区域盖层越厚,其下储集层富集油气概率越大;断裂作用对圈闭含油气性变化的影响十分显著.通过主控因素研究表明,贝中次洼及乌东斜坡带是下步有利勘探区带.     

圈闭评价中含油气性风险依赖性的概念、方法及应用

“至少有一个次级圈闭含有油气”的组合概率分析技术可评价圈闭的含油气性,评价结果反映了所有可能同时含有油气的圈闭组合形式。但受限于客观地质条件约束,有些圈闭是不应该同时出现的--不同圈闭组合形式对资源量计算有直接影响。为了计算符合地质模型约束的圈闭组合概率,界定了次级圈闭的含油气性定量评价模型的地质涵义,指出次级圈闭含油气性评价本质上是遵循贝叶斯分析原则,包括边际概率和条件概率两部分评价内容,分别体现全局成藏和局部成藏的可能性。首先,强调不同圈闭成藏时会存在明显的地质相关性,单个层圈闭的评价是以全局成藏可能性为前提进行评价;其次,通过对应边际概率的可能取值范围,区分了“完全独立”、“部分决定”和“完全决定”3种不同含油气性风险依赖类型,而不同依赖类型直接决定了到底哪些圈闭组合才符合当前地质认识;最后,为油气资源一体化评价软件平台（PetroV）设计了一种改进的概率树分析技术,与不确定性体积法有机结合,实现了“基于含油气性风险依赖的概率组合加和”资源量计算方法。实例证明,要想获得较为客观的圈闭定量评价结果,需要充分考虑其所属不同次级圈闭间的含油气性风险依赖类型,并依此为基础才能给出对应合理地质模型解释的不确定性油气资源量分布结果。     

圈闭含油气概率赋值标准及其在塔里木盆地的应用

圈闭含油气概率赋值标准是圈闭含油气性量化评价的基础,是勘探风险分析的重要内容。从圈闭成藏的地质过程出发,鉴于圈闭、充注、储集和保存4项成藏条件相互独立、缺一不可,因此采用这4项成藏条件作为主因子,并用其各自概率的乘积表示圈闭的含油气概率。对于纵向上由多个目的层组成的圈闭,其含油气概率是指至少有一个层圈闭发现油气的概率。在不同类型油气藏成藏主控因素及不同地区风险关键因素分析的基础上,进一步细化4项主因子,分别提出了存在和有效两类子因子。根据木桶短板效应原理,提出若各子因子关键参数独立,则其关键参数发生概率相乘即为圈闭含油气概率;若子因子关键参数相关,则取风险最大者与其他子因子概率相乘表示圈闭的含油气概率。同时,根据资料的相关程度、丰富程度、控制程度和质量评价,建立了概率赋值原则以及4项主因子及其子因子概率赋值标准,并将含油气概率分为5级。圈闭的含油气概率越大,地质风险越低;反之亦然。该方法在塔里木盆地实际应用,取得较好效果。     

乌尔逊凹陷北部圈闭综合评价

应用人工神经网络方法和灰色系统关联分析方法对乌尔逊凹陷北部构造圈闭进行了评价。神经网络方法的优势在于能从复杂的圈闭含油气性与相关地质因素之间的关系中建立非线性预测网络,而不必考虑地质经验和模式;灰色关联分析则在地质经验的基础上,通过圈闭评价标准的建立,对圈闭进行描述和比较,进而确定圈闭评价级别。评价结果表明乌尔逊凹陷北部具有良好的含油气远景,黄旗庙构造带、苏仁诺尔构造带,以及乌中断裂附近各圈闭应该是勘探中的重点。研究结果显示,在油气田勘探的特定阶段,综合应用这两种方法评价圈闭是科学合理的。     

圈闭含油气性评价研究进展

在油气勘探过程中,圈闭含油气性评价越来越受到重视。评价圈闭含油气性的主要参数为圈闭的充满度和含油饱和度。圈闭含油气性评价隶属于圈闭评价范畴,其研究内容主要包括圈闭地质特征分析、圈闭含油气性主控因素分析、圈闭成藏机理研究及圈闭综合评价4个方面。对于不同盆地、凹陷及不同构造带上的不同圈闭类型,因其勘探程度不同,圈闭含油气性的评价方法也存在差异性,多种评价方法的应用是现今圈闭含油气性评价的客观现实。圈闭评价方法的局限性,给评价圈闭含油气性带来了较大风险,其评价技术还有待深入研究。目前随着隐蔽油气藏勘探的深入,在中国东部形成了一套针对岩性圈闭含油气性评价的方法,并取得了较好的勘探效果,对进一步研究圈闭含油气性具有一定的借鉴意义。     

斜坡带小型岩性油藏滚动评价——以吐哈盆地台北凹陷葡萄沟—葡北构造带为例

斜坡背景上叠置了局部背斜或鼻状凸起岩性圈闭,有利于截获从斜坡低部位运移上来的油气而聚集成藏。通常在凹陷的鼻状凸起或横梁斜坡,大型三角洲砂体较为发育,油气聚集受鼻状凸起或脊状构造控制,低幅度构造圈闭、岩性圈闭和构造-岩性圈闭为油气聚集的主要场所,储集层砂体、沟通断裂和不整合面为油气输导的主要通道。葡萄沟—葡北构造带发育的岩性油藏远离生油凹陷区,具有构造隐蔽、单井控制储量小、圈闭落实难度大等特点,正确认识各种成藏要素及其配置关系,对该区岩性油藏的滚动评价具有重要意义。该区储集层横向变化快,非均质性强,油水关系复杂,制约了油田高效开发。通过对构造、油藏及储集层发育特征进行综合分析,总结了研究区油气聚集规律,建立了研究区储集层沉积及油气成藏模式。     

涠西南凹陷涠洲组构造圈闭有效性定量评价技术及应用

北部湾盆地涠西南凹陷是南海西部海域最重要的原油产区,主力含油层系涠洲组断裂发育,主要为构造圈闭。涠洲组勘探开发一体化目标的成藏关键因素为构造圈闭有效性研究,主要存在哪种圈闭形态更有利于成藏,有利圈闭潜在资源量规模两方面的问题。针对这些问题,在潜力目标评价实践过程中,利用统计学方法对圈闭构造特征进行类比分析,解决哪种圈闭形态更有利于成藏的问题;提出了断层侧向封堵性与含油气性分析技术、断层垂向封堵性分析技术及油柱高度定量预测技术,提高了断层封堵性及潜在资源量的预测精度。将圈闭有效性评价技术应用于涠西南凹陷勘探开发一体化潜力目标评价实践中的效果显示,该技术提升了实际评价精度和效率,为凹陷增储上产做出了重要贡献。     

束鹿凹陷西斜坡中部成藏因素分析

束鹿凹陷存在多种圈闭类型的油藏,由于岩性复杂、断层发育等因素,导致凹陷内油气成藏规律性差异很大,需要进一步认识成藏主控条件。综合利用地震、钻井、测井、地质及地球化学等资料,研究区内烃源岩分布规律和断层系统的发育特征,进一步总结了断层与烃源岩的空间配置关系对区内油气成藏的控制作用。其中,晋105、晋95、晋93以及晋94断块油气成藏均受控于断层与烃源岩的空间配置关系。研究断层与烃源岩的空间配置关系,对区内可能发育的有利油气区带进行预测,为研究区勘探开发提供了有利的方向。     

乌南次凹隐蔽圈闭识别方法研究

在分析隐蔽圈闭形成区域地质背景、形成条件的基础上,应用地震属性提取、地震相控反演等先进的地球物理技术,从储集体宏观形态特征识别到储层单砂体精细刻画,预测位于不同构造部位、不同时期沉积的隐蔽圈闭。通过对已发现隐蔽圈闭成藏条件和成藏过程的剖析,形成乌南地区南一段隐蔽圈闭聚集油气成藏的模式。结合储层预测成果,提出该地区隐蔽圈闭勘探的目标方向,为乌尔逊凹陷下一步钻探提供理论依据。     

圈闭地质评价的风险矩阵

确定一套圈闭的定量评价规范是以效果原则从事油气勘探开发的一项重要技术支持。本文根据塔里木盆地近１０年来的勘探实践，指出全国第一、第二轮油气资源评价中国闭评价工作存在的主要问题是，未能考虑资料条件对评价析直接影响。本文在分析油气藏条件的基础上，将圈闭成藏条件分为油源、储盖组合、圈闭以及运移／匹配４个因素，并给单项评价因素的地质把握程度的风险矩阵。     

乌尔逊——贝尔凹陷油气成藏模式及其主控因素

在油气藏类型及分布特征研究的基础上,通过油气分布与成藏条件空间配置关系分析,对乌尔逊—贝尔凹陷油气成藏模式及其主控因素进行了研究。结果表明:乌尔逊—贝尔凹陷主要存在4种油气成藏模式:1源内断层圈闭油气成藏模式,主要分布于次凹南一段地层中,油气成藏主控因素为南一段烃源岩内发育扇三角洲前缘砂体;2源外侧断层圈闭油气成藏模式,主要分布于斜坡带上南屯组地层中,油气成藏主控因素为发育连接斜坡带上的断层圈闭与次凹南一段烃源岩的砂体输导体系;3源外侧基岩裂缝圈闭油气成藏模式,主要分布于与次凹南一段油源区侧接的古潜山基岩中,油气成藏主控因素为发育与次凹油源区侧接的基岩潜山;4源上断层圈闭油气成藏模式,主要分布于次凹南一段油源区之上的大磨拐河组和部分南二段地层中,油气成藏主控因素为次凹南一段油源区长期发育与大磨拐河组及部分南二段地层连接的断裂。