塔里木盆地哈6区块奥陶系储层为碳酸盐岩古潜山岩溶缝洞型储层,其储集空间类型包括生物体腔孔、生物钻孔、粒内溶孔、铸模孔、溶蚀孔洞、断层和裂缝、未塌陷的溶洞洞穴系统、塌陷型溶洞—洞顶缝系统等。针对哈6区块奥陶系碳酸盐岩塌陷型溶洞—洞顶缝系统建立了缝洞体形成模型、井震模型、地震正演模型和油气藏模型,提出地震"串珠状"反射体实为大型缝洞体的反映,而大量的地下暗河溶洞段目前的地震技术仍然无法有效识别。针对洞顶缝进行了定义,提出溶洞上部塌陷形成的洞顶缝系统是哈6区块奥陶系碳酸盐岩主要的油气产层,其次塌陷型溶洞体本身也是主要的油气产层,但可通过洞顶缝系统采出其中的油气,因此洞顶缝概念的提出对钻井、录井和油气酸化压裂测试和试采具有重要意义。

海拉尔盆地贝尔凹陷经历了20多年的勘探,目前发现了构造油气藏、构造—岩性油气藏、构造—地层油气藏及潜山油气藏等多种油气藏类型。纵向上,油气主要分布于基底潜山、铜钵庙组及南屯组,其次在大磨拐河组地层中也见到少量的油气显示;平面上,油气分布主要集中在生烃次凹内及其周边的断裂带、潜山带内,以及生烃次凹附近的岩性砂体中。贝尔凹陷油气藏形成与分布主要受生烃次凹、断裂构造带和不整合面及沉积相的控制。

伊通盆地岔路河断陷梁家浅层万昌组、齐家组以前一直是兼探层位,随着评价部署不断深入,相继发现了一批埋藏浅、效益好的油气藏。近两年开始全面开展梁家浅层研究和部署工作,在综合分析研究区构造、沉积、储层与油气成藏关系基础上,认为浅层油气藏主要受断层、岩性控制;明确了主要目的层段万昌组一段油气同出、单纯产油、单纯产气、全区发育,齐家组一段以油为主、主要集中在星19-3区块的油气分布规律,确立了星19-3区块齐一段油层为近期可开发动用效益区块,对区块的全面开发及产能建设部署工作具有指导意义。

歧口凹陷西南缘湖相碳酸盐岩在古近系沙河街组沙一段下部广泛分布,综合分析认为具备优越的成藏条件,生储盖层空间配置关系良好,沙一段下部分布稳定的油页岩、暗色泥岩与碳酸盐岩储层交互沉积,既是生油层,也是良好区域盖层,有利于碳酸盐岩储层大面积成藏,具有一定的勘探潜力。目前勘探发现的油气主要集中在断裂发育带和褶皱变形区,证明油气成藏与储层岩性和裂缝发育程度密切相关,油藏类型多为构造—岩性油藏。指出下步应在加强工程工艺攻关的基础上,重点围绕断裂发育区、白云岩和砂岩的过渡区域开展勘探工作,在断裂不发育地区,应重点开展碳酸盐岩储层的裂缝平面预测工作。

近两年来围绕渤海428构造的斜坡区钻探了一批探井,在古近系取得了良好的发现,但是下一步可供钻探的构造圈闭目标十分有限。为了进一步明确该区勘探潜力,从区域—立体勘探的角度,通过对区域构造—沉积演化特征进行综合研究,分析构造演化对沉积类型及其展布范围的控制对油气成藏中所起的作用,在建立区域沉积模式的基础上,明确了该区油气成藏规律。认为古近系东二段以下为一个大型构造—岩性油气藏,油气主要受控于区域泥岩盖层之下储层的发育情况及其展布范围,该模式的建立摆脱了单纯对构造油气藏勘探思维的约束,认为428构造斜坡区应树立构造—岩性油气藏的勘探思路。该成藏模式的建立,大大拓宽了该区域勘探潜力,为该区下一步油气藏整体勘探评价提供了技术支持。

大宛齐油田是一个以轻质油为主的油田。原油中生物标志化合物浓度低,中性含氮化合物丰度同样较低,这给原油运移特征的研究带来了困难。研究表明,该油田原油中普遍存在一类热稳定性极高的化合物,即金刚烷类化合物,包括金刚烷和双金刚烷类化合物。系列样品色谱分析表明,该油田不同结构的化合物,其色谱保留行为存在较大差异。利用色谱保留行为与地层色层效应在原理上的相似性,用不同结构的金刚烷类化合物的比值研究了原油运移分馏效应,结果表明该油田金刚烷类运移参数具有较好的分布规律:总体上,随油藏埋深变浅,金刚烷类运移参数增加,表明原油主要存在纵向上的运移过程;在深大断裂发育区域,存在运移参数的低值分布区;平面上,运移参数自深大断裂附近由南向北增加,这种规律提供了该油田原油存在自南向北运移的重要证据。

苏里格气田上古生界主要含气层盒8段及山1段储层中黏土矿物广泛分布,黏土矿物含量变化影响着储层孔隙结构,易引发储层敏感性,改变储层的渗流能力,影响着研究区天然气的产能。对研究区黏土矿物特征分析及其储层敏感性分析认为,影响储层渗透性的敏感性强弱依次为水敏、酸敏、应力敏感、速敏、盐敏,其中损害较大的是水敏,其次是酸敏,并提出了相应的储层保护及改造措施。针对伊利石及伊/蒙混层含量高、易水敏的地区,进行储层压裂改造施工时需要提高砂比,少进压裂液。针对绿泥石富集区要注意酸敏对储层的伤害,但是对于改善型酸敏储层,可以采用合理的前置酸加砂压裂工艺进行改造,改善渗透率,提高单井产量。

随着能源危机的日益加重和油气资源勘探开发进程的不断深入,裂缝型油气藏勘探技术快速发展的要求日益迫切。裂缝型油气储层以构造裂缝为主,构造裂缝发育区带的预测,是裂缝型油气藏勘探的重要组成部分,而构造应力场数值模拟是构造裂缝发育区带预测的有效手段。弹—塑性增量法构造应力场数值模拟,不仅更加逼近岩体的塑性变形过程,而且充分考虑了地质体的非均质性,使得在结合区域地质演化背景的构造应力场数值模拟,能够充分反映地质体曾遭受过的构造改造强度。通过对北大港构造带东翼东营组弹—塑性增量法古构造应力场(构造事件年龄33.7—23.5Ma)数值模拟,发现构造剪应力分布特征与目前油气勘探成果非常一致,即已探明油气藏均位于应力释放区(与构造裂缝发育区相对应),并据此预测北大港构造带东翼的中部还发育有一条近SN向构造裂缝发育区带,是该地区下一步优选的勘探目标。

目前,地震资料振幅及波形信息越来越多地应用于岩性圈闭的识别和评价,对处理技术的相对保幅性要求也越来越高。但目前的地震资料处理技术和流程多注重以构造成像为重点,而忽略了处理方法及参数变化对地震波振幅的改造,影响了处理结果的保幅性。为此,基于实际资料和模型数据,对面波压制技术、几何扩散补偿、预测反褶积技术等几项关键处理技术的保幅性进行了分析,并提出了保幅性更好的处理方法和流程。分析结果表明,采用优化后的方法和流程,面波压制、几何扩散补偿等处理环节的相对保幅性可以得到明显提高。

中亚地区上古生界石炭系和泥盆系蕴含丰富的石油和天然气,通过对中亚滨里海盆地和楚—萨雷苏盆地上古生界油气形成与分布规律的分析,认为中亚地区上古生界油气富集带与深部流体及深大断裂有关,是盆地深部地壳结构与其上沉积盖层相互依存、相互作用的结果。前人研究认为准噶尔盆地石炭系烃源岩的分布、构造背景及火山岩岩相带控制着石炭系油气的分布和富集。中亚地区与新疆山水相连,含油气地质构造也有相似之处。联系中亚地区上古生界油气形成与分布规律,结合准噶尔盆地地质特征及上古生界石炭系油气勘探现状,认为准噶尔盆地石炭系烃源岩遭受火山喷溢喷流等岩浆侵入活动,导致烃源岩强烈蚀变演化,促使烃源岩发生二次成烃作用,这种火山岩内幕沉积生烃模式不同于传统的生烃模式,在幔源物质与烃源岩热蚀变的共同作用下,准噶尔盆地石炭系应该具有令人乐观的生烃潜力。

滨里海盆地Sagizski区块是一个油气富集的区块,先后已发现20个油田,这些油田都位于盐上地层中。对该区块盐上层系的基础地质、石油地质特征、油田分布、成藏条件进行了综合分析。研究表明在纵向上油藏主要位于中三叠统和中侏罗统;在平面上,油藏主要围绕有效的大的盐窗分布,早期发现的油藏主要集中在Sagizski区块西部,多为盐隆顶部的中侏罗统和下白垩统油藏,最近几年发现的油藏主要集中在东部,中三叠统油藏较多。并进一步指出盐檐(盐隆肩部)部位中三叠统往往具有有利的成藏条件,是以后勘探最有利的目标区。

深海油气资源丰富,是世界未来油气新增储量的重要接替区,但勘探投资大、作业风险高,因此制订合理的勘探策略对石油公司降低作业风险、减少勘探成本及尽快获得油气发现等都极为重要。以苏丹红海中部深海勘探区为例,系统分析了该区的地质结构、石油地质条件及有利勘探领域,探讨了制约该区油气勘探的主要因素。研究认为:苏丹红海中部深海区总体具有"两凹一凸"的构造格局;基底为前寒武系火山岩、变质岩,沉积地层主要为中、上新世红海同裂谷—后裂谷活动时期沉积的碎屑岩、碳酸盐岩和蒸发岩;纵向上发育盐上、盐下两套潜在的油气成藏组合,北部凹陷盐下油气成藏条件相对较好,具备大规模烃类生成、聚集的地质条件,是该区开展圈闭评价与钻探目标优选的最有利地区;由于盐层厚度大、地震资料品质差,导致盐下圈闭的落实程度普遍较低,钻前地质及作业风险难以准确预测,因此改善地震成像质量,评价、优选有利的钻探目标,并针对性地进行钻前准备仍将是该区下步勘探工作的重点。

孟加拉国位于南亚次大陆,是该地区重要的产气区。孟加拉盆地覆盖了该国绝大多数的领土,近年该盆地勘探力度不断加大,陆续有新的发现。据现有资料分析,该盆地有两个有效的生烃灶,其中渐新统Jenam组烃源岩主要分布于东部Surma坳陷,中新统Bhuban组烃源岩成熟区主要位于Hatia坳陷北部,处于低成熟阶段,供烃有限。平面上,油气分布明显受控于这两套烃源岩和圈闭的展布;纵向上,油气主要富集于东部前渊带的中新统储层。综合分析,孟加拉国孟加拉盆地有利勘探区位于前渊带东部,中新统储层仍是下一步勘探的热点和重点。

通过对鄂尔多斯盆地南部地区长7段油页岩样品分析,结合盆地南部地区三叠系油页岩沉积时期的地质特征,认为该区长7段富集的油页岩为古气候、古构造、古沉积环境共同影响下形成的。温暖、潮湿的古气候有利于提高沉积盆地中湖泊初始生产力。长8段沉积末期,盆地西缘和西南缘发生的火山喷发事件导致长7沉积期形成以深湖相为主的沉积格局,有利于有机质的富集;在长7段底部由火山喷发产生的凝灰物质形成的凝灰岩的纹层可起到隔氧的作用,有利于油页岩的保存。深湖相沉积环境发育的油页岩总厚度最大,含油率较高,其次为半深湖—浅湖相,表明长7段油页岩发育的厚度明显受沉积相控制。

随着煤层气开发技术取得突破性进展,提高单井产量、降低开发成本、实现效益开发显得尤为重要。韩城区块作为中石油煤层气公司建产的主力区块,地质条件复杂,开采难度较大,因此,有必要加强该区煤层气排采规律的研究,制订科学、合理的定量化排采工作制度,实现稳产并提高单井产量。通过对韩城区块排采时间超过一年的煤层气井进行试采分析,找出影响韩城区块煤层气排采效果的层间干扰、排采强度、煤粉堵塞等主控因素及其影响规律,提出进一步改善排采效果、提高单井产量的合理化建议。即合理控制动液面下降速率,确保平稳逐级降压;优选主力煤层,加强分层开采,降低层间干扰;选用低伤害压裂液进行压裂改造,减少煤粉产生;控制排采速率,减少煤粉堵塞;优选排采设备等。

《中国石油勘探》(原《勘探家》)(双月刊),由中国石油勘探与生产分公司和石油工业出版社主办。刊登内容:油气勘探战略、石油地质理论进展、新的勘探技术(方法)及其应用效果、油气勘探管理、成功与失败的典型实例分析、跨国油气勘探、油气勘探某一问题的见解与争鸣等,欢迎油气勘探领域的