中国石油海外岩性地层油气藏勘探进展与前景展望

通过中国石油走出去30年来海外大量勘探实例解剖,系统总结了岩性地层油气藏的勘探现状、分布特征和勘探模式,并指出了全球岩性地层油气藏的勘探前景及中国石油海外探区岩性地层油气藏的勘探潜力。研究结果表明:①全球岩性地层油气藏勘探经历了4个阶段,目前处于成熟发展阶段,大型深水沉积体和生物礁成为巨型岩性地层油气田发现的主要领域。②中国石油海外勘探新发现的岩性地层油气藏与全球岩性地层油气藏均主要分布在复合圈闭中,主要发育于前陆、裂谷和被动大陆边缘盆地,前者在裂谷盆地中发现的储量最多,前陆盆地次之,后者在前陆盆地中发现的储量最多,裂谷盆地次之。③中国石油海外实施构造和岩性地层油气藏同部署、同勘探策略,形成了3种特色高效的勘探模式,复式岩性地层油气藏立体勘探,发现了乍得邦戈尔盆地下组合高丰度岩性、高位潜山和低位潜山-岩性复合体油藏以及哈萨克斯坦南图尔盖盆地河道砂、扇三角洲、湖底扇和潜山等多类型岩性地层油气藏;复杂岩性体高精度三维地震勘探,发现了土库曼斯坦阿姆河盆地大型缓坡礁滩体气藏、巴西桑托斯盆地湖相礁滩体巨型油田以及缅甸若开次盆深水浊积砂岩生物气藏;薄层低幅度构造-岩性复合体地质工程一体化勘探,发现了南美奥连特盆地低幅度构造-岩性复合体油藏和中东阿曼次盆薄层礁滩体油藏。④全球岩性地层油气藏的勘探将从成熟探区拓展到低勘探程度的前沿领域、从陆上拓展到深水—超深水区,被动大陆边缘盆地深水沉积体、盆底扇和生物礁是岩性地层油气藏勘探的热点;裂岩盆地深层扇体、基岩潜山,前陆盆地和被动大陆边缘盆地礁滩体相关的复合圈闭是中国石油海外岩性地层油气藏勘探的主要对象,具有良好的前景。

中国石油矿权内部流转与优化配置改革创新实践与启示

2017年以来,中国石油主动适应国家油气改革新形势,切实加强优质矿权内部勘探开发突破、资源探明和储量动用,为保障国家能源安全贡献力量。基于不同阶段的矿权政策,设定流转目标,制定流转原则和流转方案,创新实施了3批矿权内部流转与优化配置,共35个区块,总面积达11.7×10^(4)km^(2)。取得了3项重大突破、3项重要发现和5项重要勘探新进展,有效动用了一批储量,建立并完善了矿权内部流转管理机制,进一步激发了勘探活力,盘活了矿权资源,为加快资源探明、缓解东西部发展不平衡、扶持部分企业扭亏脱困、实现可持续高质量发展奠定了坚实基础。研究表明,矿权内部流转与优化配置是实现勘探快速突破、加快资源探明、保护优质矿权的有效途径之一,4项成功经验与启示可复制推广:一是科学有效的管理体系是矿权流转工作的重要保障;二是积极转变勘探思路是勘探取得快速突破的关键;三是合理调配资源是缓解老油田资源接替困境和扭亏脱困的有效途径;四是落实“油公司管理模式”改革是配置区块高效勘探、效益开发的有效手段。

中国石油海外“十三五”油气勘探重大成果与前景展望

“十三五”以来,国际油价持续低迷、外部投资环境日益复杂,如何尽快适应复杂的内外部环境、实现精准部署与效益勘探是中国石油天然气集团有限公司(简称中国石油)海外油气勘探面临的重大问题。中国石油海外油气勘探提出了以效益为中心,积极寻求规模优质可快速动用储量,大力实施风险勘探和精细勘探的部署策略。创新实施“产学研用”一体化科研攻关组织模式、优化总部决策流程、坚持勘探开发工程一体化、加强深水勘探领域国际合作、立足全球大盆地积极开拓勘探新项目,逐步积累形成了一系列行之有效的勘探管理措施。2016—2019年,通过上述部署和措施的实施,中国石油海外油气勘探取得12项重大突破与战略新发现,成熟探区精细勘探多点开花,累计探明油气地质储量超10×10^8t油当量,桶油发现成本低于2美元,平均探井成功率为76%。当前中国石油海外油气勘探虽然面临国际油价持续低位、勘探项目急剧减少、新区块获取竞争日益激烈、常规油气资源品质劣质化、勘探对象愈加复杂、深水油气独立勘探开发能力弱等挑战,但全球待发现油气资源依然丰富,高新技术跨界融合必将推动勘探理念的转变和技术的革新,海外油气勘探前景广阔。

中国石油智能地震处理解释技术进展与发展方向思考

“十三五”期间,中国石油天然气股份有限公司(简称中国石油)紧跟国际人工智能发展形势和物探领域的重大需求,在地震处理、解释环节超前谋划,积极布局,有力推动了物探技术向智能化发展,形成了智能地震处理和智能地震解释两大技术系列,并创新研发了智能地震标签数据集构建软件;同时,创新研发模式,牵头组建了由北京大学等组成的“6+1”智能物探“产学研”联盟,有效推动了中国石油智能物探技术创新工作,实现了与国际智能物探技术的同步发展。“十四五”期间,中国石油将围绕公司的“数字化转型,智能化发展”战略,顺应全球能源转型和智能化发展趋势,明确“123456”的发展思路和方向;立足模块替代,探索流程再造,积极推动智能地震处理解释技术创新发展与落地见效。其中,在人力密集型环节实现智能模块替代,提高地震处理解释效率,支撑实际生产提效降本;在技术密集型环节实现智能流程再造,提高地震处理解释精度,引领物探技术创新发展,形成世界一流的智能地震处理解释技术系列,实现智能物探科技自立自强,全面推进中国石油物探业务智能化发展,最终实现智能化找油找气,并为水平井钻井提供实时导向。

白云岩的成因、储集空间及实验技术研究新进展

全球广布的白云岩中蕴含着丰富的油气资源,但是白云岩的成因机理和储集空间保持机制还存在诸多疑问。分析研究了近年来白云岩的成因机理、储集空间控制因素与新型实验技术等方面研究取得的重大进展。(1)通过溶解-再沉淀方法成功合成出低温有序白云石,白云岩的形成受热力学和动力学屏障共同制约。(2)研究建立、拓展和完善了多种白云石化模型。新建了有机物(微生物)诱导模型,完善了无机物催化模型,修订了混合水白云石化模型,拓展了蒸发泵和渗透回流白云石化模型,细化了埋藏白云石化类型。(3)原始沉积环境和后期成岩改造对白云岩储层演化具有重要控制作用。适度的白云石化作用及次生溶蚀作用增加白云岩储层的孔隙空间,过度的胶结作用、大量热液矿物沉淀及轻-中度重结晶作用减少白云岩储层的孔隙空间。(4)发展了微区元素分析、Mg-Ca同位素、激光原位U-Pb同位素、团簇同位素、激光共聚焦-CT扫描成像解析及核磁共振-频谱激发极化实验新技术。研发了白云岩储层正演模拟技术、多尺度定量表征白云岩孔隙的三维结构和流动性技术,为白云石成因机理、储集空间研究提供重要的技术支持。

幕式热液作用对川西南部中二叠统碳酸盐岩储集层复合改造效应及地质意义

基于岩石学、地球化学、流体包裹体及同位素定年等研究,就热液对四川盆地西南部中二叠统碳酸盐岩储集层幕式改造进行分析。四川盆地西南部中二叠统栖霞组—茅口组白云岩缝洞中充填多期中—粗晶鞍状白云石及其他热液伴生矿物,主要属印支期构造挤压及推覆作用下规模性高温、深部富镁卤水沿基底断裂/伴生裂缝等渗滤通道对早期灰岩/白云岩幕式改造的结果。富镁热液作用时间主要为中—晚三叠世,其次为燕山运动中晚期及喜马拉雅期,热液改造导致了硅质及方解石充填。热液白云石化作用受断层、热液性质、流动路径及围岩岩性等因素复合控制,作用效果以物性“平均化”为主,热液对早期厚层块状颗粒灰岩/白云岩以热液白云石化/热液重结晶作用、破碎角砾化及缝洞充填等改造作用为主;对早期薄—中层泥粒灰岩以压裂、顺层白云石化、溶蚀及伴生矿物充填等产生的溶蚀-充填复合改造为主。热液作用下的破裂缝及溶蚀孔/洞为主要储集空间类型,溶蚀孔洞与网状裂缝的有效连通可形成优质白云岩储集层;典型热液白云岩储集层发育于断裂附近1 km范围内,厚30~60 m,部分孔/洞-缝连通体系发育的热液白云岩储集层具备勘探潜力。

超深层“断裂破碎体”概念和地质模式及其地震表征方法

“断裂破碎体”是塔里木盆地富满油田超深层碳酸盐岩储层的一种重要赋存类型。对于该类储集体,目前尚存在着概念不清晰和地质模式不明确、缺乏适用的地震表征方法等问题。为此,利用野外露头、钻井、地震和生产动态等资料阐述“断裂破碎体”概念的内涵,建立了超深层碳酸盐岩油气藏“断裂破碎体”四种地质发育模式,并形成了超深层碳酸盐岩“断裂破碎体”智能地震内部结构刻画技术。研究结果表明:①“断裂破碎体”具有三个方面的内涵,即发育背景主要为超深碳酸盐岩台内致密灰岩地层;在断裂破碎作用下,内部孔—渗储集性能较好,储集空间类型多样(主要包括断裂破碎角砾间孔、张扭作用形成的空腔以及中、高角度裂缝);油藏的通源、油气运移的输导有利,油藏高度可达千米,是超深层致密灰岩储层油气聚集的极为有利部位。②“断裂破碎体”发育六种断裂构型要素,组成了单一滑动面、压隆核带、张扭空腔、栅状缝网等四类内部结构模式。③采用“有条件的对抗深度学习网络”能够较好地刻画断裂破碎体内部结构,预测结果的地质意义较为明确,并与实际情况吻合。该成果在实际生产中得到了较好的应用,对“断裂破碎体”油藏的高效勘探与开发具有实用和推广价值。

中国古老小克拉通台内裂陷特征及石油地质意义

台内碳酸盐岩是继台缘礁滩后值得关注的潜在勘探领域。基于露头、岩心、薄片观察及单井、地震、测试分析等资料,解剖四川盆地德阳-安岳晚震旦世—早寒武世台内裂陷石油地质特征及成因,类比塔里木盆地南华纪、鄂尔多斯盆地长城纪台内裂陷。结果表明:罗迪尼亚泛大陆裂解为德阳-安岳台内裂陷的发育提供了区域地质背景,张性或走滑断裂、差异沉降作用是台内裂陷形成的关键;德阳-安岳台内裂陷经历了灯二段侵蚀发育期—灯四段裂陷发育期—麦地坪组-沧浪铺组裂陷鼎盛-充填期—龙王庙组缓坡台地发育期的演化过程,其控制了筇竹寺组、麦地坪组两套烃源岩和灯四段、龙王庙组两套储集层的发育;烃源岩和储集层的空间配置构成“侧生侧储”和“下生上储”两类成藏组合;塔里木盆地南华纪、鄂尔多斯盆地长城纪台内裂陷与德阳-安岳台内裂陷具相似的地质特征,勘探潜力值得期待。上述认识使勘探领域由台缘拓展到台内,对中国古老小克拉通台地海相碳酸盐岩油气勘探具指导意义。

油气探矿权竞争性出让区块快速评价方法研究

油气探矿权竞争性出让是油气企业获取探矿权的重要途径。探矿权竞争性出让具有研究资料有限、研究程度低和评价周期短的特点。科学制定竞价方案的难点在于如何在短期内对出让区块的勘探潜力、资源规模和经济性作出全面快速准确的评价,目前尚未形成系统的评价方法。前期研究表明,优选合理的评价参数、建立合理的参数赋值标准是出让区块快速评价的关键,综合定量评价的结果是出让区块快速评价的核心。基于已出让区块资料条件和竞价规则,提出资料条件、地质条件(区带勘探潜力、烃源岩、储层、保存、圈闭、成藏配置)、资源量可靠性及工程技术等9类评价因素、18个评价参数及其赋值标准,建立了竞争性出让区块快速评价的参数体系。同时提出对竞争性出让区块勘探潜力、勘探风险和工程技术开展综合定量评价的油气勘探成功概率法,以及经济性评价的折现现金流法和类比法,从而为出让区块的竞价方案制定提供依据。将上述方法应用于部分已出让区块,所得出的竞价方案与实际竞价情况基本一致。

中国古老超深层海相碳酸盐岩储集层成因研究新进展

中国海相碳酸盐岩具有年代老、埋藏深、后期成岩改造强的特点,随着油气勘探逐渐走向“更老”、“更深”、“更复杂”的深层和超深层,碳酸盐岩储集层成因和分布规律成为影响油气勘探开发效益的关键因素。近年来,在塔里木、四川和鄂尔多斯三大海相盆地多个领域取得了一系列的勘探新突破,古老超深层碳酸盐岩储集层地质理论和相关技术取得显著进展。地质理论进展包括:(1)近地表环境成因孔隙构成超深层碳酸盐岩储集层的基础;(2)浅埋藏阶段的孔隙保持是决定超深层储集层质量的关键;(3)构造活动驱动深部流体运动对储集层质量具有重要改造作用。技术进展包括微量稀土元素面扫、激光U-Pb定年、团簇同位素和非传统稳定同位素等储集层地球化学实验分析技术和高温高压溶蚀模拟技术。勘探的深入和分析技术手段的进步,显著提升了对三大盆地重点领域规模优质储集层发育及分布规律的认识,为下步油田勘探取得重大突破奠定了基础。

柴西南区岩性油气藏地质特征及控制因素

近年来,柴达木盆地在咸化湖相滩坝砂中发现了多个“小而肥”的岩性油气藏。为了拓展岩性油气勘探规模、发现新的目标及区带,支撑油田规模增储上产,利用岩心、测井和地震资料,开展岩性油气藏成藏条件综合分析。通过解剖已发现岩性油气藏特征,明确控制因素,指出了岩性油气藏勘探接替领域。结果表明,柴西南区具备形成岩性油气藏的四大有利条件:一是发育继承性的七个泉—红柳泉、砂西—跃进、扎哈泉—乌南三大稳定的古斜坡,利于油气聚集成藏;二是临近红狮和扎哈泉两个生烃中心,油源条件优越;三是咸化湖盆发育大型辫状河三角洲、广覆式分布的滨浅湖滩坝砂及藻席—灰云坪沉积,形成碎屑岩和碳酸盐岩两种互补型的储集体;四是发育多种疏导体系,纵向上可以形成多套含油层系。受古构造、沉积、成岩等多因素控制,柴西南区发育砂岩上倾尖灭型、砂岩透镜体型、物性封堵型和白云石化成岩圈闭四种类型岩性油气藏。岩性油气藏受古构造、优质源岩和有效储层三因素控制。古构造决定岩性圈闭的类型和油气运移方向;优质烃源岩控制岩性油气藏的分布及规模;有效储层控制岩性油气藏的富集。综合评价指出,辫状河三角洲前缘砂体是古近系下干柴沟组下段岩性勘探的有利区,主要分布在砂西、尕斯、乌南向盆内的倾末端;白云石化成岩圈闭是古近系下干柴沟组上段岩性勘探的有利区,主要分布在环红狮凹陷周缘;广覆式分布滩坝是新近系上干柴沟组、下油砂山组岩性油气藏勘探的有利区,主要分布在英雄岭、尕斯、扎哈泉、乌南等地区。这一认识支撑了切探2井、尕斯新层系等岩性勘探获得一系列重大突破,可为柴西南区岩性油气藏的下一步勘探提供指导。

深层—超深层走滑断裂带储层流体来源与油气成藏过程研究——以塔里木盆地富满油田为例

以富满油田北部走滑断裂带深部储层孔洞缝充填脉体为研究对象,基于脉体的岩相学特征、微区稀土元素和Sr(锶)同位素、油包裹体荧光光谱、显微热力学和碳酸盐岩U-Pb同位素定年进行分析。结果表明:富满油田北部走滑断裂带发育2期方解石脉体,脉体来源于中下奥陶统海源地层水,未见氧化性流体侵入,表明深层—超深层油气晚期具有良好的封闭性。通过包裹体测温投点埋藏史结合碳酸盐岩低U-Pb同位素定年技术,厘定塔里木盆地富满油田北部走滑断裂带深层奥陶系存在3期油气充注过程,分别对应于距今(459±7.2)Ma(加里东中期)、(348±18)Ma(海西早期)和268Ma(海西晚期),富满油田北部深层—超深层碳酸盐岩油气成藏关键期为海西早期,且油气充注与断裂活动有较好的对应关系。

玛湖凹陷及周缘二叠系超压分布特征及成因研究

最新钻井显示玛湖凹陷二叠系碎屑岩层普遍存在超压,但超压分布不明且超压主控因素研究相对薄弱。本文旨在分析玛湖凹陷地区二叠系异常压力纵向和平面的分布规律,明确异常压力的主控因素,阐述超压形成机制,揭示超压与油气分布之间的联系。利用65口井的79个实测压力数据、钻井泥浆密度以及测井曲线资料等,采用测井曲线分析法、Bowers法和密度—声波速度交会图法,运用平衡深度法和Eaton法预测压力,在此基础上结合超压发育的地质环境综合讨论了其形成的主要原因。玛湖凹陷地区异常压力存在于三叠系白碱滩组及以下地层,下部地层压力逐渐增大,垂向上压力具有单一结构特征。下乌尔禾组异常压力由乌夏断裂带向东南方向逐渐增大,在达巴松凸起压力系数最高达2.0。烃源岩的生烃增压效应是形成玛湖凹陷地区超压的重要因素,玛南斜坡的下乌尔禾组及中拐凸起的上乌尔禾组为不均衡压实和生烃增压复合成因,而风城组为构造挤压与生烃增压复合成因,达巴松凸起下乌尔禾组为流体膨胀和压力传导成因。由于玛湖凹陷西斜坡区断裂发育,构造挤压造成的超压已散失,仅留下具有构造挤压形成的测井曲线的超压响应特征,现今的超压还是以生烃增压为主,产生的超压为油气运移提供动力;构造活动产生的断裂作为油气运移和压力传导的路径,影响了该地区的异常压力大小与油气的垂向分布。

“双碳”目标下石油公司发展CCUS-EGR的思考与建议

有水气藏是中国天然气产量和储量的主体,目前有水气藏见水形势严峻,已成为气藏开发面临的主要矛盾和影响产量、储量的关键因素。在国家“双碳”目标背景下,碳捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)方兴未艾,初步研究认为,碳捕集、利用与封存—提高天然气采收率(Carbon Capture, Utilization and Storage-Enhanced Gas Recovery, CCUS-EGR)是实现有水气藏高效开发利用的极佳探索途径。理论上CCUS-EGR可以解决有水气藏的开发矛盾,同时开创多个层次的有利局面:首先可以达到源头治水的目的,通过补能置换大幅提高气藏采收率;其次可以同步实现封存CO_(2)、解决油藏封存能力不足的问题,助力国家“双碳”目标实现;另外通过碳埋存在市场赚取碳汇,助力石油公司绿色可持续发展。因此,结合气藏开发和国家油气产量、储量工作目标的迫切需求,在“双碳”目标下针对石油公司CCUS-EGR发展策略提出建议:一是加快推进CCUS在天然气开发中的应用研究,规模开展现场先导试验,尽早形成完整的CCUS技术及工程体系;二是积极参与国家CO_(2)法律法规和技术体系建设,营造CCUS发展环境;三是统筹考虑原油和天然气CCUS需求,完善机制体制,致力于打造完整碳产业链,引领中国未来CCUS产业发展。

羌塘盆地中生代岩相古地理研究新进展

由于资料的欠缺和分布的不均衡,羌塘盆地构造-岩相古地理研究程度总体不高,不能为烃源岩和储层的分布预测提供依据。基于盆地属性、沉积体系及组合-耦合关系的研究,解决了资料丰富区域沉积相解释的多解性、资料缺少区域沉积相预测缺乏沉积模式指导的问题,取得以下3方面的成果和认识:(1)系统梳理了可可西里—金沙江洋、班公湖—怒江洋、龙木错-双湖洋的闭合史,明确了羌塘盆地属性,指出北羌塘地块在晚三叠世—早白垩世经历了复合前陆盆地、陆内弱挤压残留海盆地、褶皱-冲断快速抬升剥蚀3个构造演化阶段,南羌塘地块在晚三叠世—早白垩世经历了被动陆缘、活动陆缘、褶皱-冲断快速抬升剥蚀3个构造演化阶段,明确了8个关键沉积时期的盆地属性。(2)基于盆地属性、沉积体系及组合-耦合关系,系统恢复了羌塘盆地晚三叠世—早白垩世10个关键地质时期的构造-岩相古地理背景,揭示了构造对沉积的控制作用,提高了资料缺少区域沉积相预测的准确度。(3)明确了烃源岩和储层发育的构造-岩相古地理背景,认为上三叠统波里拉组—巴贡组烃源岩的分布受控于前陆坳陷、被动陆缘深水陆棚等构造单元,下侏罗统曲色组烃源岩的分布受控于弧后伸展盆地、陆内弱挤压残留海盆地等构造单元,中侏罗统布曲组白云岩储层分布于台缘带。上述成果将为羌塘盆地油气资源潜力的认识和评价提供依据。

库车坳陷东部阳霞凹陷侏罗系石油地质条件与勘探方向

库车坳陷是塔里木盆地重要的油气勘探区,但目前对其东部阳霞凹陷侏罗系的石油地质条件认识不足,进而影响阳霞凹陷区域勘探方向的确定。应用露头、钻井和地震资料,从构造演化、地层展布、烃源岩条件和沉积储层特征等方面分析阳霞凹陷的石油地质条件,研究认为:阳霞凹陷的中—下侏罗统具有优越的烃源岩条件和规模有效储层,源-储“三明治”式的地层组合模式供烃效果好,区域盖层和直接盖层条件优越,生、储、盖配置良好,构造条件有利于油气保存和成藏,具备发育源储一体型油气藏的石油地质条件。实钻井丰富的油气显示预示着阳霞凹陷具有良好的油气远景。综合分析认为,阳霞凹陷中南部斜坡带发育一系列侏罗系透镜状砂体向南上倾尖灭形成岩性圈闭,是阳霞凹陷下一步重点勘探领域。

摩洛哥—西撒哈拉被动陆缘盆地石油地质特征及勘探方向

针对摩洛哥—西撒哈拉具有相似构造和沉积特征的被动陆缘盆地,开展盆地演化、石油地质特征与资源潜力等方面的研究,并指出油气勘探方向。摩洛哥—西撒哈拉被动陆缘盆地经历前裂谷期、裂谷期和后裂谷期3期构造演化,发育多套烃源岩和储层、多种圈闭类型。最重要的烃源岩为后裂谷期侏罗系—白垩系海相泥岩,主要储层为侏罗系—白垩系碳酸盐岩和碎屑岩,圈闭类型以盐构造作用机制下形成的构造圈闭和构造-岩性圈闭为主。摩洛哥—西撒哈拉被动陆缘盆地可划分为3个主要成藏组合,侏罗系和白垩系—新近系成藏组合是最重要的成藏组合。侏罗系碳酸盐岩和白垩系阿尔布阶—塞诺曼阶浊积砂岩是研究区当前的重点勘探领域;深水区白垩系盐构造和斜坡扇形成的地层-岩性圈闭可能为未来的勘探潜力区。

碳酸盐岩致密气成藏地质条件分析——以四川盆地大安区块茅一段为例

四川盆地大安区块大安2、大安1、大坝1井相继在茅一段石灰岩中获得天然气发现,由于勘探程度低,对天然气成藏地质条件认识不清。文中以该区茅一段为例,综合野外地质调查、单井分析,以及有机碳分析、薄片鉴定、X射线衍射、场发射扫描电镜等测试成果,开展烃源岩岩性、地球化学特征、储层沉积相、矿物组分、微观孔隙特征及含气系统研究,分析致密气成藏地质条件,建立成藏模式。研究结果表明:茅一段眼球、眼皮灰岩沉积受控于中缓坡沉积环境,构成了自生自储的物质基础;眼皮灰岩是一套有效烃源岩,提供充足的烃源供给;眼球、眼皮灰岩为低孔低渗致密储层,互层状叠置,纳米孔、微米孔发育,微裂缝贯通穿插,有利于大面积成藏;成藏模式为致密气源储一体、源内聚集、就近吸附,天然气动态生成,动态聚集,不易逸散;该区在燕山中晚期成藏,喜马拉雅期保存,中缓坡的眼皮灰岩带具有高脆性、中高TOC、中含气性特点,是致密气有利勘探方向。

断陷湖盆中深层砂体地震沉积学研究——以南堡凹陷老爷庙地区东三上亚段为例

南堡凹陷老爷庙地区断坡控砂型的中深层储集体存在埋藏深、有效地震信号弱,砂体横向变化快、砂体形态刻画不清等问题,制约了高效井部署和剩余油挖潜。基于岩心、测井、地震等资料的分析,探索出了以能量半衰时地层结构识别、最小成本函数法层序地层追踪以及相对泊松比识别岩性等3种方法为主的“三域三要素”地震沉积解释方法。结果表明:(1)研究区东营组三段上亚段沉积体纵向上具有“下砾上砂”的沉积特征:下部发育近岸水下扇沉积,上部发育辫状河三角洲沉积。(2)东三段上亚段以老爷庙走滑断裂转换带为界,庙北河间滩较发育,呈“砂岛式”沉积;庙南发育近岸水下扇沉积体系,沉积早期至沉积晚期扇体规模先扩大后缩小,形态由裙边状逐渐演化为狭长条带状水下分流河道沉积,扇体靠近油源断裂,是油气勘探开发的接替区。(3)“三域三要素”地震沉积储层表征方法,对于复杂构造区沉积微相表征、有利储层分布预测具有较好的适用性,砂体厚度预测符合率达到90%。

库车坳陷白垩系巴什基奇克组成像测井沉积学研究

库车坳陷白垩系油气资源丰富,是塔里木盆地油气勘探的主力阵地之一。本文利用大量岩心,结合岩心薄片资料、常规测井特征与成像测井响应特征标定技术,充分发挥成像资料在识别沉积构造上的优势,建立相关典型沉积构造的地质模式/电成像模式/成像特征描述等一体化的成像解释图版,最终形成了一套较系统的井壁成像测井快速识别评价岩性岩相的配套方法,为地层沉积微相研究提供了重要依据,形成了碎屑岩储层评价领域的新的特色技术。应用实践表明,成像测井沉积学研究在解释岩性、沉积构造、沉积序列等方面有较好效果,并对无岩心段的沉积特征解释更是有极大帮助,且图像形象直观,不仅可以降低勘探成本,而且还可以提高沉积学研究的精度,进而提高油气田的勘探效率。