技术、历史数据和决策准则能促进勘探成功

油气勘探结果因其评价本身固有的不确定性而变化很大。即使探井数在50口或更多的勘探计划，也可能在多年内无法提交油气储量的“期望值”。在评价勘探业绩时，把可变化性(与运气有关)考虑在内很重要。审慎地应用技术筛选出成功几率较高的远景圈闭，可以改善长期的勘探业绩。仔细保存这些技术应用的记录及有关结果，可以增强人们根据这些技术做出决策的信心。如果决策人员具有按照已证实的指标优化勘探计划的决策准则．勘探业缔就可以得到提高。     

注气开发油藏筛选标准

注气是提高成熟油藏原油采收率的重要手段之一，然而一些油藏工程师对该项技术的认识不够深入，因而所选择的目标油藏往往不具备注气开发的条件。文中提出了用于筛选潜在注气油藏的６个参数。利用这些筛选标准对３个油藏进行了评价。评价结果与观察到的提高采收率法采油动态一致。     

已发现油气田的潜在储量增长预测

经验表明，在美国和加拿大，在任何特定的时间点对油气田规模(累积产量加剩余储量)所作的计算通常都偏低(Arrington，1960；Attanasi和Root，1994)。虽然单个油气田规模随时间变化的情况千差万别，但一组油气田规模的连续计算结果总起来说一般是递增的。     

分辨微地震矩张量：合成地震模拟研究

地震矩张量能够对点震源进行一般性的数学描述，而通过这样的数学描述可以区分微地震的不同震源类型。利用井中检波器组合开展了合成地震试验，以了解可靠地估算全矩张量的6个独立分量所需的几何条件。要完全确定这些分量要求采用3分量检波器，同时分析P波和S波，而且检波器组合所对的立体角（Ω）（从震源的方向看）非零。此外，广义逆矩阵的条件数与Ω^-1呈线性关系，这表明矩张量倒数（moment—tensor inversion）的稳定性随立体角增大而增强。在斜井中把检波器放置在靠近震源的位置上，就可以实现这一点。     

新区盆地的风险评价与成藏层带储集区分析——挪威中部海域的实例（第二部分）

本文介绍了勘探新区默勒和沃灵盆地7个成藏层带风险分析的方法及结果。这些成藏层带代表了不同的深海沉积体系，而且从陆坡上部到盆地底部的整个剖面上均有分布。和典型的新区一样，这两个盆地的钻井资料也很少，其成藏层带模型都是根据地震资料建立的，导致风险评价的定性程度很高，但据此可在这两个盆地中划分低、中、高风险水平的3种成藏层带类型。风险评价的目的有两个，第一是搞清楚各成藏层带内勘探前景较好的储层的厚度分布、结构及净毛比，第二是评价沉积模型的不确定性和现有数据的质量。我们说明了在成藏层带排序过程中，如何评价风险分析对确定有效成藏层带的作用，以及如何通过排序来系统筛选未来的勘探机会。 这一研究流程的基础是地质模型的风险分析，因为这种分析是对储层分布、结构以及封盖层等方面的综合地质解释。总之，要对地质模型进行恰当的定性风险评价，其先决条件是认识储层的变化性和沉积特征的范围。成藏层带的风险性由区域风险因素构成，而这些区域风险因素是由区域沉积模型决定的。因资料品质差或资料缺乏而产生的不确定性同样也很重要。把成藏层带风险与因资料缺乏而造成的不确定性区分开，有助于提高决策质量，例如可以在获取勘探区块、购买资料或两者同时进行之间做出选择。     

对大里海地区油气储量及其在世界能源中地位的评价

一前言 自从前苏联解体之后，大里海地区已探明油气资源的开发和油气勘探已向外国投资者开放。得益于广阔的面积和悠久的石油开采历史，大里海地区吸引了大大小小众多的石油公司。但由于前苏联和西方国家所采用的储量计算方法不同，因此这个地区的探明和潜在油气储量具有很大的不确定性。不管从经营还是从政治的角度讲，提高油气储量数字的准确性对于决策都是非常重要的。     

委内瑞拉马拉开波盆地马拉韦斯特油田概算储量估算：实例研究

马拉韦斯特油田位于委内瑞拉西部马拉开波湖湖滨，于１９５１年发现，发现探井是ＤＭ－１１５井。随后所钻的其它井显示出了议决 田生产能力相当好，但由于当时经济条件及市场状况所限，没有投入全面开发。原始储量估计为３３ＭＭＳＴＢ（体积计算），１９７２年又额外钻了一些井，而且原油价格上涨制定出了一套开发方案，在６００英亩范围内布６口开发井。到１９７４年，产量达到１０ＭＳＴＢ／Ｄ，达到该油田最大可能产能。由于缺     

裂缝性碳酸盐岩数值模拟和实验室注水实验的对比分析

通过实验室注水实验和数值模拟的对比，研究了裂缝性碳酸盐岩油藏的开采机理。对于具有驱替前缘原地二维流体饱和度的碳酸盐岩岩块进行了注水，由此获得了实验数据。一开始是对整个岩块进行注水，然后对具有裂缝网络（既有封闭裂缝也有开启裂缝）的同一岩块重复注水，以便区分裂缝的有关作用。 这些实验的主要目的是了解裂缝如何改变驱替前缘的动力学特性。对于岩块建立了一个基于网格的数值模型，并对裂缝的存在进行了敏感性分析。对于毛细接触程度（degree of capillary contact）对裂缝的影响，进行了特别研究。对未破裂岩块注水实验所得出的平均石油产量和原地流体饱和度剖面进行历史拟合，由此确定了基岩毛细管压力和相对渗透率的曲线。这些结果反过来又被用作破裂岩块模拟的基岩性质输入数据。 有关结果显示了在裂缝性灰岩中，基岩块体之间的毛细接触程度是如何控制流体饱和度变化并影响注水开发石油采收率的。裂缝毛细接触程度的敏感性研究表明，这是注水过程中水前缘推移的最重要参数。数值模拟与实验数据的结合加深了人们对裂缝性碳酸盐岩油藏注水开发机理的认识。     

油气勘探生产的经验教训和创新思维——AAPG 2006年会论文摘要选译：第一部分 油气勘探的经验和教训

1 挪威中部海域的海德伦油气田 海德伦（Heidrun）油气田发现于1985年，发现井为6506／7-2井，其油气储量分别为1．75亿立方米石油和407亿立方米天然气。该油气田1995年投产。在挪威中部海域发现3个油气田之后，挪威石油管理局（NPD）在第9轮油气区块招标中发放了6507／7区块。研究发现，该区块的含油气系统包括了下、上侏罗统源岩。