隐蔽油气圈闭勘探之发展现状

首先论述归纳了已发现隐蔽油气圈闭的主要种类,划分为地层!岩性型油气圈闭、复杂隐蔽构造型油气圈闭、复合型油气圈闭三大成因类型,依据形成油气圈闭的储、盖、运、圈、保条件中的主控因素,每一大类可包括储集体隐蔽型、油气储集空间隐蔽型、封盖条件隐蔽型、油气运移充注条件隐蔽型、圈闭形态与结构隐蔽型、圈闭构造位置隐蔽型、圈闭形成动力学条件隐蔽型、油气藏流体性质隐蔽型和保存条件隐蔽型9种简单因素控制型隐蔽油气圈闭,以及复杂因素控制型隐蔽油气圈闭,共10 种类型;然后综述了当前隐蔽油气圈闭的基本勘探理论和勘探技术与方法,强调多技术学科的联合是实现隐蔽油气圈闭勘探突破的根本前提。     

谈谈隐蔽圈闭

油气储量的增长除依靠开拓新地区外,很重要的一条途径是打开新领域,寻找新类型。     

准噶尔盆地西北缘三叠－侏罗系隐蔽油气圈闭勘探

准噶尔盆地西北缘地区的东南斜坡带三叠—侏罗系背斜、断裂等构造不甚发育，但沉积相类型多（有旱地扇、湿地扇、辫状河、曲流河、网结河、扇三角洲、辫状河三角洲、曲流河三角洲、湖泊等９个相，３０个亚相和近百个微相），相变频繁，碎屑岩不稳定组分较多，成岩作用类型多且变化大。此外，地层尖灭、超覆、不整合等十分发育，使本区具备了形成隐蔽油气圈闭的基本地质条件。在西北缘三叠—侏罗系中可能存在着四种隐蔽圈闭类型：地层型、岩性型、古地貌型、混合型。从西北缘的构造、沉积特征分析，在克—乌断裂、乌—夏断裂的南北都有隐蔽油气圈闭的发育区，其中最有利的地区应是拐１１４井—２４１井—百６５井—１３４蟛—夏４０井以南的玛湖坳陷的北斜坡带。     

马西地区隐蔽圈闭预测

马西地区绝大部分具备开发条件的构造油气藏都已被发现并投入开发，目前已难以提供可供钻探的构造圈闭，而且以构造油藏为主的石油储(产)量呈现明显的下降趋势。因此，油气勘探从构造勘探转向隐蔽油气藏勘探是促使该区进一步增储上产的关键。本文在综合研究的基础上，应用层序地层学方法，研究了马西地区层序地层与油气聚集的关系，分析了隐蔽油气藏的类型和特征，取得了一些新的认识。     

隐蔽地层圈闭的地震检测

有关怀俄明州斯威特沃特县Patrick Draw油田隐蔽地层圈闭的地震检测有二篇文章,本文是其中的第二篇文章。第一篇文章中论述了地震资料的采集处理以及反射波的识别等(见本期译文《上白垩系Almond地层中隐蔽圈闭的地震表述》)。     

歧南西斜坡油气成藏特征及有利隐蔽圈闭预测

从油气成藏条件分析入手,通过分析歧南西斜坡地区的输导系统,确定了该区的主要油气输导成藏模式,运用油气成藏和层序地层学理论对层序地层、断层与隐蔽圈闭关系进行综合评价.通过研究提出了5种油气输导藏模式,确定了4类8种圈闭类型,合理预测了有利圈闭,确定了滚动开发增储有利部位.     

SWD地区隐蔽圈闭的识别

SWD地区主要勘探目的层侏罗系三工河组二段（J1s2）呈南倾单斜形态，构造简单，断层不发育，勘探对象为地层隐蔽圈闭。主要勘探目的层砂体为曲流河三角洲前缘分支河道砂体，具有河道顶部细粒成分保存好、粒度小、砂（砾）岩相对不发育、平面上岩性变化快的特点，容易形成“典型”的砂岩尖灭油气藏，识别和描述该类圈闭的难度较大。该区地震资料优势频率达45～55Hz，能分辨的地层最小厚度约为25m，可为该区隐蔽油气藏勘探提供较为可靠的资料依据。本文从该区的地震地质特征出发，通过主要目的层层序地层划分、精细层位标定、地震正反演研究，建立了地震地质解释模式；应用地震属性分析技术研究沉积相和砂体展布规律，结合测井约束反演技术，有效地识别和描述了隐蔽圈闭。其中S4块J1s2岩性圈闭已为后期的钻探证实。     

江汉盆地西南缘隐蔽圈闭形成特征及油气勘探意义

从江汉盆地西南缘目前主要勘探目的层系的沉积环境及沉积相来看：白垩系渔洋组三、四段砂岩储层主要为三角洲平原沉积环境下的分支河道沉积砂体;新沟咀组下段Ⅲ油组的砂岩储层主要为缓坡背景下的三角洲沉积体系,以水下扇沉积砂体为主。导致了油藏的含油气性在纵向、横向上变化大,预测岩性圈闭较发育,隐蔽岩性油藏将成为研究区今后主要的勘探方向和目标。研究区隐蔽圈闭的形成主要受控于构造演化和沉积特征,在这两种控制因素的作用下,目前发现了3种类型的隐蔽圈闭,分别为构造一岩性圈闭、地层不整合圈闭和岩性圈闭。从区域构造背景来看,这些圈闭地处于油气运聚的有利指向区,在相应的圈闭上相继部署了多口勘探井（Es11-1井、Es6-C井、Es6-1井、Es4—1井）,在白垩系渔洋组、新沟下段Ⅲ油组和新领域沙市组盐下等层序中获得高产的工业油流,取得了较好的经济效益。     

千米桥潜山碳酸盐岩凝析气藏储层评价方法

千米桥潜山凝析气藏的发现是20世纪末在渤海湾盆地的重大发现。千米桥潜山凝析气藏储层岩性为碳酸盐岩。由于储集空间类型既有基质孔隙型又有裂缝和溶蚀孔隙型,储层的定量评价难度很大。随着成像测井技术(尤其是微电阻率成像测井FMI技术)的研制成功,已经可以对近井壁地质现象进行直观、定量的评价;但受探测深度的限制,该技术不能对距离井壁较远储层的储集类型和储集性能的变化做出有效预测。以对千米桥潜山储层的成功评价为实例,介绍了在系统取心刻度测井的基础上采用将3700常规测井资料与成像测井资料相结合的对岩性进行识别的方法,和将有效孔隙分为(与宏观岩心观察和微观分析化验资料相吻合的)基质孔隙、裂缝孔隙和溶洞孔隙的对储集类型和储集性能进行定量评价的方法。同时还介绍了应用CMR核磁共振测井技术定性判别流体性质的方法。     

潜山井尾管反挤水泥固井工艺

在潜山地层钻井时,往往会发生恶性井漏和垮塌事故。为防止事故的发生,以前在进入潜山前即下入技术套管,然后强行钻完潜山井段,再悬挂一层尾管封隔技术套管鞋至潜山的泥岩地层,施工时垫石灰乳堵漏和尾管固井时都对油层造成严重污染。文中介绍了将尾管坐入潜山非主力油层,再利用潜山地层漏失进行反挤水泥固井。这样,既能达到封隔泥岩层的目的,又能避免尾管固井时水泥浆对油层的污染。     

潜山井尾管反挤水泥固井工艺

在潜山地层钻井时,往往会发生恶性井漏和垮塌事故。为防止事故的发生,以前在进入潜山前即下入技术套管,然后强行钻完潜山井段,再悬挂一层尾管封隔技术套管鞋至潜山的泥岩地层,施工时垫石灰乳堵漏和尾管固井时都对油层造成严重污染。文中介绍了将尾管坐入潜山非主力油层,再利用潜山地层漏失进行反挤水泥固井。这样,既能达到封隔泥岩层的目的,又能避免尾管固井时水泥浆对油层的污染。     

千米桥潜山凝析气藏勘探开发难点与对策分析

开采实践说明千米桥潜山凝析气藏存在严重的非均质性。从地质角度来看,落实潜山顶面精细构造形态、搞清奥陶系内幕构造成因和样式、描述和评价潜山碳酸盐岩储层、查明气藏类型和分布及其连通性问题是千米桥潜山凝析气藏当前勘探开发工作的主要难点。为此建议:①采用速度各向异性的选前深度成像开展地震解释方法攻关;②应用露头区构造模拟方法深入研究潜山内幕构造成因及形成时限;③采用新技术精细表征裂缝性储层;④建立准确的地质模型,搞好适合岩溶储层特点的地震储层预测;⑤强化多学科综合研究,准确判定气藏类型及分布特征。     

任丘潜山油藏裂缝预测及剩余油分布研究

根据野外地质模拟调查和油藏动态、静态资料分析,建立了任丘中元古界潜山油藏构造模型。在此基础上,应用有限元法,对任丘潜山古构造应力场和现今构造应力场进行了数值模拟,对潜山裂缝分布作了定量预测,并通过大量的动态资料分析,证实了裂缝预测结果是较为可靠的。此外还预测了受裂缝控制的有利剩余油分布区,对进一步的油气开发提出了井位部署建议。     

川东石炭系断层圈闭气藏

川东石炭系已发现断层圈闭气藏占川东石炭系气藏总数的５７．９％，勘探成功率５５％。本文按形成方式和形态，将川东石炭系断层圈闭分为８类。这些圈闭一般都具有较好的遮挡条件，其中以半背斜、地垒背斜和逆断层上盘窄带状类型的圈闭条件最好。前二者勘探成功率大于６０％；后者孔缝发育，高产井多。已知圈闭尚有２／３未钻探。随着地震工作的增加，新发现的圈闭还会增多。进一步勘探时如能充分考虑石炭系残余厚度、沉积相变化，精选好井位，勘探成功率将会更高。     

川东三岔坪潜伏构造石炭系储层特征及有利区预测

通过对川东三岔坪潜伏构造石炭系储层特征的研究,发现储集空间以溶孔及晶间孔为主;储集类型属裂缝-孔隙型;纵向上以Ⅲ类储层为主,Ⅱ类储层呈局部分布(具有2个相对的高孔带);储层的主要控制因素为溶蚀及构造作用。采用改进曲率及地震方法对石炭系储层进行了综合预测后指出,早期认为的石炭系储层缺失区并不存在,有利储层分布区呈局部的点团状或条带状分布并且是该区下步勘探及井位部署的重点区域。     

苏4潜山凝析气藏开发数值模拟

华北苏4潜山凝析气藏于1989年投产，截至2005年7月，该气藏累积产气11×10⁸m³，累计产凝析油25×10⁴t，天然气和凝析油的采出程度分别为22%和20.8%。为了高效开发该气藏，以获取较高的采收率和经济效益，对该气藏进行了开发数值模拟研究。通过采用组分模型并结合地质分析和油藏工程测试结果，对气藏的产气量、产油量、含水率和井口压力等进行了历史拟合。在此基础上，设计了采气速度分别为1.5％、1.8％、2.0％和2.5％等4套开发方案，并对其开发指标进行了预测计算。通过分析对比，采气速度控制在1.8%~2.0%之间的各项开发指标为最佳，可以获得较好的经济效益，为合理开发苏4潜山凝析气藏提供了依据。     

一个小型碳酸盐岩潜山油藏动态特征

涠10-3北油田是一个小型碳酸盐岩潜山油藏,弹性水压驱动类型,底水能量充足,利用天然能量可以不注水开发油田。其开发动态特征:底水锥进,油井过早见水,含水上升速度快;产量迅速下降,没有稳产期;含水上升速度及产量递减率随采油速度增大而增大;不能以加大生产压差来增加采液量;具同一压力系统及同一油水界面。水驱曲线法计算,目前可采程度低,仅14%。产量过大,超过极限产量是油井提前见水的主要原因。建议控制油井产量在极限产量的30.0%~50.0%,采油速度以2.0%为宜,油层射开程度10.0%。     

雁翎油田雾迷山组潜山油藏剩余油分布与预测

提高高含水期裂缝性碳酸盐潜山油藏开发效果的关键是预测剩余油的分布。在分析雁翎油田雾迷山组潜山油藏剩余油形成机理及其分布规律的基础上，对该油藏的剩余油分布潜力区作了预测。剩余油的形成与储层层的储集空间结构密切相关，剩余油的分布形式可分成微观和宏观两种，预测该油藏的剩余油主要分布在岩块油水界面以上，远离主断层井区，井间油水界面低凹区，流动屏蔽层完整分布部位以下以及水淹带Ⅲ类储集层区。