油气勘探论文范文

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篇1

与大西洋两侧的典型被动大陆边缘相比,南海北部大陆边缘发育在南海边缘海一侧,其规模相对较小,经历了由中生代主动大陆边缘向新生代边缘海被动大陆边缘的构造体制转换,除了受到太平洋板块向欧亚板块的俯冲造成的弧后扩张作用外,还分别受到了南海扩张、印藏碰撞远距离效应引起的红河断裂带走滑作用、菲律宾板块的斜向挤压以及印澳板块碰撞等诸多构造作用的叠加和复合,其构造属性和成盆机制具有特殊性[1,3~5].新生代以来,南海北部大陆边缘经历了多幕裂陷作用,形成了现今从陆架(浅水区)到陆坡区(深水区)的一系列沉积盆地(图1).南海北部陆架浅水区盆地是目前我国近海油气勘探的主要领域之一.截至2010年底,南海北部陆架浅水区盆地,已探明原油超过10×108m3、天然气近4000×108m相对而言,目前南海北部陆坡深水区勘探程度仍然较低,深水盆地是否具有与陆架浅水盆地相似的石油地质条件成为深水油气勘探能否成功的基本地质前提.类比研究表明,深水区发育于浅水区相似的新生代沉积盆地(凹陷).南海北部大陆边缘经历了古近纪三幕裂陷作用、新近纪裂后热沉降作用和新构造运动等3个阶段构造演化[6](图2).相应地,深水区盆地(凹陷)发育了与浅水区相似的古新统-始新统、下渐新统、中渐新统-上渐新统3套陆相-海陆过渡相沉积为主的裂陷期地层,以及新近系海相沉积为主的裂后期和新构造期沉积地层[6](图2).地震剖面揭示,南海北部深水区发育白云凹陷、乐东-陵水凹陷、松南-宝岛凹陷、长昌凹陷等大型沉积凹陷,其新生界最大沉积厚度可达8000～10000m以上,资源潜力可观[7].必须指出的是,尽管南海北部陆坡深水区发育了与陆架区相似的新生代沉积盆地,但随着陆架至陆坡区的岩石圈和地壳厚度的迅速减薄,岩石圈热-流变结构和盆地变形机制会产生明显差异,这种差异将对深水盆地(凹陷)形成和演化产生深刻的影响.此外,南海北部大陆边缘新生代以来多期次的区域构造作用(特别是南海的形成和演化),加上可能存在的早期先存构造导致的岩石圈横向结构不均一性,造成了不同构造部位的应力分配和变形方式的不同,进而造成陆架浅水区盆地与陆坡深水盆地之间、陆坡深水区不同盆地之间、甚至同一盆地内不同凹陷之间的形成和演化均存在着诸多差异.因此,探讨南海北部大陆边缘的区域性构造事件,特别是南海的演化对南海大陆边缘盆地形成、演化的控制作用,恢复南海大陆边缘盆地的构造演化序列和沉积充填样式,将对阐明南海北部深水盆地的成盆-成烃-成藏等石油地质关键问题具有重要意义.

南海北部深水盆地发育3套烃源岩,生烃潜力大

南海北部大陆边缘盆地发育3套烃源岩,即主裂陷期的始新统湖相烃源岩、晚裂陷期的渐新统海陆过渡相烃源岩和拗陷期的中新统海相烃源岩[6].其中始新统湖相烃源岩已被证实为陆架区盆地最主要的油源岩,例如北部湾盆地流沙港组和珠江口盆地的文昌组中深湖相烃源岩;海陆过渡相煤系烃源岩是陆架区盆地主要的气源岩,以珠江口盆地的恩平组和琼东南盆地的崖城组煤系地层为代表;中新统的海相烃源岩仅发育在莺歌海盆地[6],是该盆地的主要烃源岩.南海北部陆坡深水区盆地具有和陆架盆地相似的演化过程,也发育了这3套烃源岩,即始新统湖相烃源岩、渐新统海陆过渡相煤系烃源岩和中新统海相烃源岩.然而,随着南海北部大陆边缘陆架-陆坡区岩石圈和地壳厚度的减薄,大地热流值和地温梯度相应逐渐增大[1,7,8],陆坡区深水盆地的这3套烃源岩的生烃机理和生烃作用将会有所差异,需展开针对性研究.近年来,对深水油气来源的分析表明海陆过渡相烃源岩是深水盆地的主力烃源岩,并首次发现了海相烃源岩的贡献.

1海陆过渡相烃源岩是深水区盆地的主力烃源岩

南海北部深水区海陆过渡相烃源岩已被深水钻探直接揭示,是南海北部深水区的主力烃源岩,包括珠江口盆地恩平组和琼东南盆地崖城组的煤系地层,为湖盆收缩期伴随着间歇性海侵形成的一套由煤层、碳质泥岩和暗色泥岩组成烃源岩,分布广泛而稳定.地球化学分析结果表明,南海北部深水区海陆过渡相煤系烃源岩中有机质主要来源于陆生高等植物,具有较高的有机质丰度(表1),其干酪根组分以煤质、木质、壳质和孢质为主,既具有较大的生气能力,同时在早期生烃阶段也具有较强的生成液态烃的能力.珠江口盆地白云凹陷深水区已发现的天然气属于煤型气,天然气中苯和甲苯含量高,与恩平组烃源岩具有很好的对比性(图3),表明天然气主要来源于恩平组海陆过渡相源岩.此外,白云凹陷发现的原油中普遍含有丰富的双杜松烷(W,T),双杜松烷是一类非常特征的高等植物树脂输入的标志化合物,在东南亚原油和沉积物中广泛存在,是被子植物的达玛树脂经过生物聚合形成的[9].双杜松烷在珠江口盆地恩平组和琼东南盆地崖城组海陆过渡相烃源岩中含量较为丰富,因此,白云凹陷恩平组海陆过渡相烃源岩对该区已发现原油也有重要贡献.

2首次发现了海相烃源岩的贡献,深水勘探的领域得到了拓展

珠江口盆地白云凹陷荔湾3-1、流花34-2、流花29-1等深水油气藏中的原油含有丰富的双杜松烷和奥利烷.前已述及,双杜松烷在恩平组海陆过渡相烃源岩中含量丰富,而同样反映陆生高等植物有机质来源的奥利烷则在珠海组和珠江组海相烃源岩中具有很高的含量,珠海组海相烃源岩与原油中奥利烷的含量具有很好的对比性[10],说明白云凹陷深水区原油除恩平组海陆过渡相烃源岩的贡献外,珠海组海相烃源岩也有重要贡献.白云凹陷原油中还检测出C30甾烷,进一步验证了海相烃源岩对深水盆地生油的贡献.南海北部深水区目前有多口钻井揭示了渐新统和中新统海相泥岩,虽然其中含有少量的沟鞭藻化石,但其有机质主要为陆生高等植物来源的镜质组、惰性组和壳质组,而藻类和无定形体含量很低,有机质类型主要为Ⅱ2和Ⅲ型.从有机质丰度(图4)看,珠江口盆地珠海组海相烃源岩的有机质丰度总体高于珠江组海相烃源岩,珠江组仅在陆架浅水区的XJ33-2-1井和PY15-1-1井具有较高的有机质丰度,而陆坡深水区珠江组海相烃源岩有机质丰度普遍较低,深水区LW3-1-1井珠江组海相烃源岩的有机碳平均含量仅0.44%,主要为差-非烃源岩,而珠海组海相泥岩的有机碳平均含量可达1.08%,属于中等烃源岩.烃源岩生烃动力学模拟实验结果表明,LW3-1-1井珠海组海相泥岩具有较大的生烃潜力,累计产烃率达到450mg烃/gTOC,并在早期生烃阶段有较多的液态烃生成.重磁震等地球物理资料综合分析表明,在珠江口盆地-琼东南盆地以南的深水-超深水区还发育一系列的盆地或凹陷,其凹陷规模和沉积厚度相对较小,但这套海相烃源岩在这些盆地或凹陷内广泛分布,随着深水-超深水区的地温梯度不断升高,传统生烃门限范围外的这些规模较小的凹陷可能因此具备生烃潜力.因此需要对珠江口-琼东南盆地以南深水-超深水区盆地或凹陷进行重新评价.南海北部深水勘探的领域也将由深水区的大中型沉积凹陷进一步拓展至深水-超深水区规模相对较小的凹陷.

3始新统湖相烃源岩是深水区潜在的烃源岩

南海北部大陆边缘始新世处在气候温暖湿润、生物繁茂的古湖泊发育鼎盛时期,适宜的古气候和古环境有利于浮游植物繁盛乃至勃发,在规模较大、水体较深的古湖泊中有机质得以大量保存和堆积,具有较高的生产力[11].始新统中深湖相烃源岩已经被证实为南海北部陆架浅水区盆地内最主要的油源岩.白云凹陷LWX-1-1井在3190~3240m层段获得浮游藻类含量占绝对优势的微体植物化石组合,所见组合中浮游藻类均为河湖相藻类,含量可高达90.7%,其中最多者是盘星藻,其次是粒面球藻和光面球藻,尚零星见有葡萄藻和刺面球藻.因此,该井段为古近纪沉积序列中含河湖相藻类的富藻沉积层,并可进一步推测该井段的沉积地层形成于湖泊环境,且为具一定矿化度的淡水湖;该井段的地层沉积时,湖水生产力较高,浮游藻类繁盛.盆地模拟结果表明,始新统这套烃源岩在陆坡区高热背景下,其主体现今处于高成熟-过成熟阶段,生排烃期较早,目前可能以裂解气为主,是深水区一套潜在的烃源岩.

4三套烃源岩的分布特征

南海北部大陆边缘盆地3套烃源岩的分布还具有明显的分带性(图5).以珠江口盆地为例,陆架浅水区珠一拗陷的烃源岩主要为始新统文昌组湖相烃源岩,主于陆坡深水区的珠二拗陷烃源岩则主要为恩平组海陆过渡相煤系烃源岩,而珠江口盆地深水区以南的深水-超深水区,海相烃源岩将可能成为其主要烃源岩.因此,对南海北部深水盆地3套烃源岩类型及其分布的认识将对深水区的油气勘探具有指导意义.

南海北部深水区盆地得到珠江和红河两大沉积体系的长期供给

世界上深水区的油气发现多集中在大型深水海底扇的浊积沉积体系内.而南海北部深水区缺乏世界级大江大河的注入,其三角洲体系和深水浊积体系的规模相对较小,而且沉积物自华南地区物源区向南海北部的搬运过程中,先途经了陆架浅水区的拗陷带,再进入陆坡深水区,具有远源沉积特征,其沉积样式和储层特征与大西洋两侧典型被动大陆边缘盆地和南海北部相邻陆架浅水区均存在明显差异.而能否在南海北部深水盆地寻找大型优质储集体将直接关系到深水勘探的成败.研究表明,华南陆区的珠江沉积体系和红河沉积体系长期以来是南海北部大陆边缘盆地的两个主要物源供给体系[5,6,12~14].来自古珠江的沉积物源在渐新世-中新世于珠江口盆地白云凹陷陆架边缘形成了一套陆架边缘三角洲沉积体系,是目前深水勘探的主要层系.近年来,在琼东南盆地深水盆地还首次发现了来自红河沉积体系的中央水道砂体,并得到了深水钻探的初步证实.

1珠江口盆地白云凹陷陆架边缘三角洲沉积体系

基于近期珠江口盆地白云凹陷的大量钻井、三维地震资料的综合分析,发现了渐新世-中新世白云凹陷陆架边缘三角洲及其沉积体系(图6).渐新世该陆架边缘三角洲以三角洲前缘沉积为主,在陆架断阶坡折控制下呈“S”型向陆坡生长;而中新世其自外陆架到上陆坡的延伸空间内,沉积特征发生改变,陆架边缘三角洲前缘沉积体在白云凹陷内形成三角洲前缘(包括分流水道、砂坝)到陆架-陆坡峡谷水道、三角洲前缘滑塌的重力流搬运舌状(斜坡扇)沉积,期间偶有东沙隆起的碳酸盐岩近物源供给干扰.这种沉积演化特征受控于陆架边缘三角洲体系发育和陆架断阶坡折带的演化,形成陆架边缘三角洲体系并发育深水大型优质储集体(图6).近期,白云凹陷深水区勘探相继获得了流花34-2和流花29-1两个商业性油气发现,进一步证实了该陆架边缘三角洲体系形成演化和深水大型优质储集体分布关系,揭示了该沉积体系的重要勘探潜力.

2莺歌海盆地-琼东南盆地红河三角洲-海底扇沉积体系

红河是发育在南海北部的另一条重要河流,是南海北部大陆边缘西侧莺歌海盆地的重要物源供给[5,6].通过对南海西北部莺歌海-琼东南盆地地震和钻井资料研究,在两个盆地的结合部发现首次发现了一个主要发育于晚中新世(黄流期)的大型红河海底扇,主要呈北西向展布[14].王英明等人[14]认为其在晚中新世黄流期(10.5~5.5Ma)规模达到最大,分布面积达上万平方千米,最厚可达2000m,通过沉积相分析进一步指出其沉积物主要来自红河,并与红河三角洲以及相关的海底峡谷共同构成了红河沉积体系;上新世以来,红河海底扇转化为琼东南盆地内长达数百千米的中央峡谷.琼东南盆地陆架坡折带靠近陆架一侧的钻探多年来未能取得商业性的油气发现,储层因素是失利的主要原因之一,推测其与琼东南盆地缺乏类似珠江口盆地来自珠江水系携带足够规模的沉积物有关.2010年年底,琼东南盆地深水区针对中央峡谷水道钻探了陵水22-1构造,发现了近60m的气层,储层物性条件好.对其物源进行深入研究,将为琼东南盆地深水区储层研究和预测提供新的思路.当然,对南海北部深水盆地沉积体系和储层的研究不应局限于目前的勘探层系,还应继续探究深水盆地演化过程中,周边一系列重大事件,如青藏高原隆升、台湾山脉隆起、南海扩张对深水盆地的物源供给以及沉积作用的影响和控制.此外,深水盆地还具备发育碳酸盐岩储层的有利条件,在相邻陆架区和南海中南部均发现了大型的碳酸盐岩油气藏,碳酸盐岩储层也是今后南海北部深水勘探的另一个重要领域.

南海北部深水盆地大中型油气田成藏特征与勘探方向

篇2

王先彬研究员（以下简称王）：关于石油的非生物成因问题，已经争论了一百多年了。到目前为止，可以这么说，人类所发掘的油气多跟有机成因论有关。从人类开发利用能源资源的发展史来看，人类最原始的能源资源是木柴，这是人类的第一个能源时代。随着科学技术发展和蒸汽机的出现，需要有更大的能量供给，于是人类就开始使用煤，这是人类的第二个能源时代。随着内燃机的出现，需要液体燃料，人类又开始使用石油，从而进入了第三个能源时代。当然，一直到现在，人类的能源结构始终不是单一的。边远贫穷的农村、山区里边照样烧木柴。

按照现在的说法，以目前的石油勘探技术、理论、观念，在本世纪后期，常规石油就走到顶了，没了。但这个“没了”，也不是个绝对的概念。为什么呢？因为有些地方按照原来的勘探技术还没有去找，随着勘探程度的增加，又有可能会发掘新的石油资源。但不管怎样，似乎现在大家都认可，常规石油已经快走到尽头了。那么下面怎么办？石油完了以后，怎么办？在这种背景下，既然常规有机成因说快走到头了，那么无机成因说的观点自然会引起人们的强烈关注。

要我来看，人对能源的问题，不是没有出路的。随着的科学技术发展、观念的转变，人类必然会找到未来所需要的能源资源。但是这个转变，是个漫长而艰辛的过程。上世纪二、三十年代，西方学者认为中国是贫油的。为什么贫油？因为国外大量的石油出在中、新生代海相碳酸盐岩地层中，但中国以古生代为主的海相地层，时代老、有机质含量低、热演化程度高，难以形成巨型油藏。我国老一辈科学家们，从玉门开始，经过长期艰苦卓绝的努力，提出了“陆相生油理论”。指出，不仅海相地层可以生油，陆相地层也可以生油。大庆油田的发现，更表明陆相地层不仅能形成油田，还能形成大油田。经几代人不懈努力奋斗，提出和发展的“中国陆相生油理论”，指引了中国石油工业勘探开发的前进方向。陆相石油理论打破了“中国贫油”的谬论，支撑了中国石油工业五十多年的飞跃发展。

回过头来，我们再看看中国古生代海相油气问题。如果说，中国海相地层难以形成大油田，哪么能否形成大气田呢？

中国海相碳酸盐岩的油气资源前景，一直是人们普遍关注的热点和难点问题。它直接影响着我国油气勘探的战略部署和勘探投入。迄今我国油气资源开发主要集中在埋藏较浅的陆相地层中。后备资源严重不足。世界范围内，诸多大油气田均产于中、新生代的海相碳酸盐岩中。但问题在于中、新生代时期，中国大陆经受了强烈的构造运动，形成了极为复杂的地质格局，对油气的形成、演化和分布产生了巨大的影响。

天然气的特殊物理化学性质、多种成因类型和来源，使得它与石油既有一定的联系，但其生、运、聚、保又与石油存在巨大的差异。从天然气的特殊性质的角度，研究海相碳酸盐岩的成气机制（而不是成油机制）和运移、聚集特征，或许会使我们对我国碳酸盐岩有新的认识。中国高演化的海相碳酸盐岩地区，应以寻找天然气为主要勘探方向。普光和塔河大气田的发现，为此提供了强有力的证据。由于观念、理念的转变，我们的天然气产量提高了，占的比重越来越大，大家都在用啊！

我们再来谈谈非常规油气资源。应该说“常规”和“非常规”是一个相对的概念。按现行理论、勘探开发技术和工艺，可大规模生产的就是常规。非常规油气则是指，尚缺乏坚实的理论基础，或缺乏成熟的勘探技术和工艺途径，尚不能大规模生产，但又显示了巨大资源前景的油气资源。比如，深层天然气、煤层气、致密岩气、水溶气、天然气水合物，以及非生物成因天然气等。当前，被世人称之为“页岩气革命”的页岩气勘探开发问题，也引起广泛的关注和兴趣。页岩气开采的确使美国能源结构发生了巨变。但是，能否在世界其他地区复制，尚存在很大疑问。中国页岩气赋存的地质条件与美国大相径庭。现行资源潜力调查和评价精准度改善，开发工艺技术水平效率的提高，以及减少大量水资源消耗、相应的环境安全和开采成本等，均是需冷静思考和认真研究、解决的关键科学技术问题。

人们常谈到氢气是清洁、高效、无污染的能源（氢气燃烧释放大量能量，仅产生水）。就此而言，氢气可作为能源。但在自然界能否形成独立的能源资源，却又是另一回事。自然界氢气含量极低，不可能聚集成为资源。如果认为自然界存在巨量的水就是氢气资源，这在概念上是非常错误的。因为从水制氢必须消耗大量的其它能源，比如，太阳能、核能、电能、天然气等能源。因此，确切地说氢气不是能源资源，而仅仅是能量载体。现今，氢气用做能源必然以消耗其它能源为代价，人类进入氢能源时代尚为时过早。“氢燃料电池”出现固然可减小城市大气污染，但不能减少制氢所消耗的能源和可能污物排放问题。世界上从来就没有免费午餐。

记：那您觉得氢动力汽车有可能成为一代产品吗？

王：氢动力是可以的，问题是怎么制氢。城市里面开出几辆氢动力汽车很时髦，看起来也挺好的。但这种情况下，你就得消耗别的地方的能源资源，消耗别的地方的环境质量，来得到你所谓的城市发展、清洁。

记：我觉得您有很强的怀疑精神，您的学问做得有点老子说的“恍兮惚兮”的感觉，不确定性非常大。

王：人类认知自然过程本来就是从无知到有知，由不确定趋向于较确定。

记：从科学原理、科学实验上讲，您对石油无机成油论是持赞成态度呢还是否定态度？

王：早在20世纪70年代初期，我就开始关注、思考“非生物成因烷烃理论”，相继开展了有关非生物成因天然气的野外考察、实验室分析测试和理论研究，积累了较丰富的基础资料，至今已40多年了。

记：对非生物成因油气这一重大科学问题，您是如何开展科学研究工作的呢？

王：根据对“原始非生物成因烷烃理论”的基本认识和理解，以及由此而拓展的相关地球科学问题开展了大量的研究工作。比如，太阳系形成演化和地球原始（前生命）有机质的特征、丰度和演化；地球深部甲烷等烃类的热力学稳定性；地幔流体（气体）的化学组成和氧化-还原特征；地球内部高温、高压和不同氧逸度条件下C-H-O流体体系的组成与演化；地幔脱气作用与地壳烷烃的赋存状态、运移和聚集特征等诸多科学问题。

记：您这项研究至少可以证明有一部分天然气是无机成因的？

王：是的。世界众多地区的观察结果（包括我们的结果）表明，非生物成因烷烃气体广泛存在于众多地质环境中，但能否形成有商业价值的天然气藏，是广泛关注和引发争论的焦点。我们同大庆油田的郭占谦教授自上世纪90年代开始，并持续至今的合作研究成果，表明非生物成因烷烃能够聚集形成商业天然气藏。可以说，中国松辽盆地非生物成因天然气藏的发现和确证，为研究和寻找非生物成因天然气资源，提供了一个典型实例。

记：天然气的无机成因说我看学术界好像基本上达成共识了。

王：非生物成因石油和天然气能否成为油气资源，这是世界学术界和油气勘探部门争论逾百年的科学难题。要达成“共识”，尚为时过早，也许会永远如此。不过虽争论不休，但也不断取得了诸多重要进展，对此理论的关注已波及诸多学科领域。

记：您觉得什么原因导致在勘探开发这个实践中，对非生物成因油气学说重视不够？

王：事实上对有机成因论的不断深入研究亦重视不够。如，我们前面所谈及的非常规天然气（深层天然气、煤层气、致密岩气、水溶气、天然气水合物等）。

记：您在中科院兰州地质所工作，这个所原来的主要研究方向是什么？

王：早年主要研究陆相生油理论及其在勘探实践中的应用，上个世纪60年代至今主要研究天然气成因理论及其在勘探实践中的应用。

记：那你们跟油田联系应该非常紧密了？

王：是的。通过与油田合作，承担他们的科研和勘探任务，我们与诸多油田建立了长期密切的合作关系。

记：我看过您的简历，您当过这个所的所长，在您当所长期间，在您力所能及的范围之内，对改变科学研究方向、目的和风气能起多大作用？

王：可以说是无能为力。因为涉及传统观念和理论的强有力约束，也涉及科研任务、科研经费、甚至科研人员升职、工资、就业等社会环境因素的制约。

就非生物成因气研究而言，探索性太强、争论太大，让学生介入的风险自然就很大，因此，我基本不让他们参与其中。仅让他们知道我在干什么，或参与野外考察采样，做些实验分析等。

我的学生进来后，我首先要考虑的是他们自身的兴趣和爱好，特别是毕业后的就业问题。在这种背景下，帮助他们选择和确定研究方向和选题，通常是给他们半年左右的时间查阅国内外文献，根据选题写出综合评述报告和研究方案。要求他们不要罗列文献，而是要有自己的观点，凝练出学位论文要解决的科学问题。这样一来他们对自己如何完成学位论文已心中有数，他们所了解和掌握的相关知识已远胜于我。在完成学位论文中，他们既有兴趣又有信心，我也乐得轻松、省事。

记：那您的学生当中有人接受您的无机成因气的理论吗？

篇3

中图分类号： TE21 文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2011）02-0054-02

1概述

1.1文西断裂带基本情况

文123块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造西部，是文南油田地区增加动用储量的有利地区目标之一。文西经过近三十年的开发，共发现六套含油气层系（Ed、ES1、ES2下、ES3上、ES3中、ES3下）,其探明程度较低。

从1996年至今，该块曾多次进行地震资料的处理，2003年又进行了地震资料的重新采集，进行了资料的多轮挖潜和目标区的滚动评价，并相继钻探了多口探井，但获工业油井由于油层单一，产能低，虽然取得了一定的钻探效果，但没有发现规模油藏。这一方面显示了该区仍具有较大的勘探开潜力，另一方面也表明该区存在着一定的地质难题有待于攻关。

1.2文西断裂带勘探开发存在的主要问题

1.2.1断裂体系复杂、构造落实程度低

文西地区构造活动强烈，多期次构造活动形成的西倾、东倾的两组断裂在不同时期、不同层位交互切割，使文西断裂带的构造异常破碎、复杂多样，造成区域构造规律性把握不清，构造落实程度低[1]。

1.2.2油气成藏规律认识难度大，勘探风险大

文西地区构造复杂，断层发育，油藏控制因素不十分清楚，油气成藏规律认识难度大。并且该区已探明的油气藏含油层段分散，含油高度小，规模小，油(气)水关系复杂，造成了该区井位部署难度大、钻探风险高。

1.2.3油藏埋藏深，储层物性差，油藏类型复杂，储量丰度低

文西地区储层埋藏深(油藏埋深3300-3800米左右)、物性差(储层平均孔隙度14%左右，平均空气渗透率15.0毫达西)，储层发育不稳定，纵横向上变化大，砂体空间展布规律难以把握，储量丰度低，开发成本高，开发难度大。

2 研究的主要内容

2.1开展区域构造整体研究，分砂组精细评价

文西地区特殊的地质条件，造就了文西构造复杂多样、差异巨大。把文西断裂带作为整体构造单元进行研究评价，研究构造的发展演化和断裂格局，从宏观上把握整体规律，有效地指导了局部构造的研究。

通过精细研究，精确刻画出了断距大于10米的断层，幅度大于30米的圈闭。例如：文123块通过构造精细研究，认清了文123块地层倾向扭转，从而发现两个局部高点，对后续井网的部署起到了指导作用。

2.2开展储层精细研究，搞清储层空间展布规律

文西地区储层整体比较发育，但连续含油层段小，储层变化大，储层的分布发育对油气藏的形成和储量的品质有重要的影响[2]。

首先通过高分辨率层序地层学研究，确定层序地层格架，进行等时地层单元的对比；以取芯井单井沉积相分析为立足点，以连井沉积相分析为桥梁，以砂岩百分含量和砂泥比值为依据，由点到线，由线到面，定量编制不同时期的沉积体系平面分布图，进而评价有利砂体的展布位置。

其次运用地球物理方法进行储层预测评价，文西～刘庄地区沙三一、二段的主要储集体为三角洲前缘环境下的分流河道、河口坝、前缘席状砂和湖泥沉积，因此，储层的纵横向分布相对稳定性差。

目的层段埋藏深，地球物理信息衰减大，高频信息小，整体速度大而砂泥岩速度差异小，由于研究区三维地震数据采样率为1ms，为储层预测工作提供了保障。为了得到较高精度的储层反演结果。

2.3开展油藏综合评价，优选富集区块

文西地区紧邻柳屯―海通集洼陷，是油气的主要指向地区之一。文西地垒带又是次级的复合式背斜[3]，尤其是沙三中层系，为一完整的复合式背斜形态，背斜近南北走向，轴部位于文123井附近，该背斜带应是文西地区油气富集地区。

文西沙二上段和沙一段以及沙三段盐岩盖层厚度大，分布稳定，封堵能力强，决定了沙二下上部，和沙三中上部油气富集段。

综观前述油气藏控制因素可以看出，在平面上文西复合式背斜北部的高点，是油气成藏的理想场所；纵向上储盖层的组合决定油藏体系，沙二下顶部和文9盐下沙三中2是成藏的最有利目的层。

2.4文123块勘探开发一体化的主要做法及效果

以“探、评、建”一体化模式为指导，强化勘探开发的紧密结合，按照“整体部署、分批实施、跟踪研究、及时调整”的原则，加快探明储量向产能的快速转化，提高勘探开发总体经济效益。

2.4.1开展整体方案概念设计，指导一体化滚动勘探开发

按照“探、评、建”一体化的思路，根据文123块构造特点和油气富集规律研究结果，对文123块沙三中1-2盐间油藏进行滚动勘探开发方案整体概念部署。

方案初步估算区块含油面积0.8km2，油层厚度15m，估算石油地质储量70×104t左右，采用200-230m的不规则三角井网进行部署，初步部署新井10口，其中油井6口，水井4口。

2.4.2进行井别分类后分步实施，早期配套，实现区块快速建产

根据文123块沙三中2油藏的概念设计，按照滚动评价井钻探构造高部位揭示油藏、油藏评价井落实产能和储量、开发井进行产能建设的思路，对方案部署的新井进行井别分级后分批实施。

2.4.2.1优选实施滚动评价井，降低钻探风险

为降低钻探风险，减少投资，根据文123块沙三中2油藏的概念设计，结合文123块油藏油气富集特点，首先选取区块内的地质报废井文123井侧钻为第一口滚动评价井，钻探文123块南部小断块构造高点，以揭示该区块沙三中2的含油气情况。

该井完钻后在沙三上、沙三中钻遇油层22.1m/10n、差油层13.1m/9n，油水同层8.9m/4n。其中沙三中2砂组电测解释油层2.8m/1层，干层9.4m/6层。对该井沙三中2单独试油，压裂沙三中2砂组油、干层4.9m/4层，4mm油嘴，初期日产液95.7t，日产油42t，6mm油嘴试油8小时产油37.6t，折算日产油112.8t，沙三中2盐间油藏取得突破。

2.4.2.2进行油藏评价，落实储量规模

文123块取得突破后，为进一步落实该区块的储量规模和产能情况，按原设计方案，又选取了北块的文123-9井和南块的123-13井做为评价井进行实施。文123-9钻遇沙三中油层15m/4n，投产沙三中2砂组7层12.4m，初期日产油31.4t，日产气7958m3；文123-13钻遇油层19.2m/8n，油水同层8.9m/2n，投产沙三中2砂组1层6m，4mm油嘴生产，初期日产油36.2t，日产气7945m3。

2.4.3实施整体部署、早期配套保持地层能量，快速建成产能

根据文南油田文123断块区油藏地质特征、试油试采情况，在开发时应遵循的原则：一是整体部署，分批实施，跟踪分析，及时调整；二是早期注水，保持地层压力开发。

根据储层发育较稳定及含油层段集中的特点，区块采用一套层系进行开发；并根据邻区相似油田文266块已有注水开发经验，以及油藏构造形态，在区块选用井距在200-230m左右的不规则三角形井网进行整体部署。方案整体部署油水井10口，其中利用老井3口，新钻井7口，按整体部署，分批实施的原则进行实施。

按照早期配套的原则，区块从2008年9月开始先后转注了文123-14和文123-11，其对应油井文123-13和文123-12-10井陆续见到注水效果，初期日增油能力24.6t，当年累增油1445t。

在对区块进行整体认识的基础上，按照‘滚动评价、油藏评价、产能建设、早期配套’四位一体的工作思路，重点对文123块沙三中进行产建一体部署，当年完成了区块的“评、建”和注采配套工作。

3 取得的主要成果

3.1新井钻探符合程度高，方案实施符合率高，油藏地质认识准确到位

从完钻情况来看，部署井位均达到设计目的，实钻油层厚度与设计相比，吻合度高达92%。如：评价井文123-9井，位于文123块北部复杂带，所处断阶带东西宽约100m，经过精细井眼轨迹设计，钻遇目的层12.4m/7n，初期日产油39.4t。

3.2滚、评、建一体化，快速建产能

文123块经过勘探开发一体化的实施，形成了有效的产能接替区，勘探效果显著。共实施评价井3口，单井平均钻遇油层14.9m/6.3n，投产初期平均单井日产油47.9t。新增含油面积0.7km2，新增石油地质储量60.24×104t，溶解气地质储量700×104m3。

3.3区块实现当年配套、当年见效，保持高效稳产

区块实现了“当年发现、当年配套完善、当年见效”，增加水驱控制储量52.1×104t，增加水驱动用储量35.5×104t，确保区块的持续稳定开发。2008年区块产量一直保持在120t左右，采油速度保持在4.5%左右。

4 认识与建议

在区带整体评价的指导下，开展局部目标区块精细研究，能够深化对油气藏规律性的认识，有效提高勘探成功率。

通过实行“探、评、建”一体化模式，加快勘探开发节奏，缩短勘探开发周期，能大幅度提高勘探开发效益。

优化综合配套措施，精细生产管理，确保偏远高含盐油藏持续高效开发。

参考文献：

篇4

 

储层综合评价是在沉积相、成岩、储集特征等综合研究的基础之上，对储层进行分类并分段、分区块地进行评价，确定不同层段、不同区块储层质量的相对差异，是储层研究中一项重要的工作。目前，储层的综合评价仍主要采用传统的以定性为主的评价方法，这种方法不仅效率低下，而且由于存在人为因素产生的多解性与不确定性，评价结果的可信度差。因此，开发智能化的储层综合评价系统势在必行[1]。

基于GIS的储层综合评价系统的能够运用GIS方便快捷的多源数据采集与输入功能、强大的地图编辑与空间数据管理功能、独特的多种空间分析方法，以及直观的图形和属性数据的可视化表达方法将地下油藏地质信息在GIS应用平台上实现信息的可视化，以加快油气勘探开发速度，提高石油行业的科研生产管理水平储层评价，提供决策依据，提高办公效率[2]。

本系统运用组件式开发技术，以Visual Basic6.0作为基本开发环境，以SuperMap Objects组件式GIS作为系统基本功能实现平台，为油气田储层综合评价系统的开发提供了一个具体实践。

1 系统目标与功能模块

1.1 系统目标

基于GIS的储层综合评价系统是一个面向石油行业决策层的可视化辅助决策系统。系统扩展了GIS的空间分析功能，不仅具有通用GIS软件的基本功能，而且能融入油气勘探领域的储层综合评价知识，实现储层综合评价中的数据输入、处理、管理、分析、可视化表达及辅助决策的一体化，提高储层评价效率，增加评价结果的真实性与客观性，增强分析结果的表现力，减少人为因素产生的多解性与不确定性，为油气勘探决策提供更可靠的依据。其中主要目标包括：

数据的转入编辑：由于所收集的数据不一定具有统一的标准和格式，而且本系统只支持SuperMap所支持的数据，所以首先必须将各种来源的数据统一进行录入与编辑，包括地图配准、点数据插值、数据类型转换等。

储层评价模型建立：根据相关专业知识建立实用、高效的数学模型。

实现储层评价核心功能：利用COM组件式开发技术，在VB环境下编写储层评价模块论文范文。

结果数据及图件的输出：最终结果数据集和评价结果图的编辑与输出。

1.2 系统功能模块

系统的功能模块设计如图1所示

图 1 系统功能模块设计图

1.2.1 数据处理模块

数据处理功能主要是指通用GIS平台的常见功能，这些功能主要是指数据的输入、储存、处理编辑等功能，要利用SuperMap完成储层综合评价就必须先将数据转换成SuperMap支持的格式并对其进行必要的处理，因此这些功能对于评价分析是必不可少的。数据处理模块可分为5个子模块，各子模块的名称及功能如下：

（1）、数据导入与管理：该功能实现沉积微相及井位信息属性数据的录入与管理，是油气勘探决策分析的基础和必要前提。包括工作空间、数据源、数据集的创建；空间数据的扫描数字化；属性数据的录入与建库；数据库的修改与维护；多种格式数据的转入与转出。

（2）、对象编辑：包括对象的查找、选择、剪切、复制、粘贴、取消操作、重复操作，图形的放大、缩小、漫游、全副显示等基本操作。

（3）、数据处理：包括栅格图象导入后的配准，分层矢量化，文本文件转化为SDB数据文件储层评价，以及对这些数据的分析，诸如点数据集、面数据集的一系列转换为格网数据集。DEM数据集等的处理.影像数据压缩；数据格式转换；点对象的风格设置；线、面对象的结点增删、光滑、风格设置等。该功能用于油气勘探决策分析的数据的预处理，如将输导层顶面等值线数据集转为DEM数据集以作为油气运移路径模拟的基础数据集，将各井点的离散孔隙度点数据集转换为等值线数据集，在转成DEM或格网数据集，以用于储层综合评价中对孔隙度的评价。

（4）、基本空间查询与分析：包括SQL 查询、几何量算、缓冲区分析、矢量叠加分析、网络分析、三维空间分析等。该功能用于从数据库中获取满足一定条件的数据子集，用于油气勘探决策特定问题的分析与研究，计算生油区面积、油气聚集区面积、油气从生油区到聚集区的路径长度等。

（5）、可视化与输出：包括点、线、面要素的二维和三维显示；普通地图和专题地图的制作、地图的布局排版、打印输出等。此功能用于油气勘探决策成果的二维和三维显示与输出。

1.2.2 储层评价模块

储层综合评价指的是对控制储层物理性质的孔隙度、渗透率、储层厚度、储层砂地比、储层埋藏深度、沉积环境等可量化的参数进行分析研究，确定每一储层物性表征参数对储层物性的影响，对分析结果的可视化表达，然后综合各表征参数的评价结果，对储层的储集性进行综合评价，确定有利的储层分布区。为进一步结合预测性评价参数开展储层综合评价奠定基础，进而为油气勘探决策中目标的评价提供聚集空间方面的依据[3]。

该模块实现的功能是对三个待评价DEM数据集进行叠置分析。每个DEM数据集在SuperMap地图窗口中显示为一个图层，每个图层由n行m列的像元阵列组成，每个像元有行列号（i，j）和格网值，像元的行列号（i，j）表征地理位置，格网值（Value（i，j））表示对应于该位置关于该层的属性值（在此用于表示储层相关的属性值，如孔隙度的大小）。具体到本设计，我们考虑孔隙度、渗透率和沉积微相两类储层物性，其它诸如储层厚度、储层砂地比等暂不考虑，且储层综合评价子模块只支持沉积相类型不大于3的沉积相分类数据储层评价，因此在进行沉积相分类时必须将类型分成3类以内，通过评价最终得到由孔隙度和沉积相两类物性确定的储层分布区域图。

2 系统的数据处理过程

2.1 储层评价的技术路线

储层综合评价是一项环节多、工作量大、繁复的工作，必须根据各环节的关系制定正确的工作流程[4]，本系统的工作流程包括如下步骤：①原始数据的获取；②资料分析、评价单元确定和评价指标的选取；③待评价数据的编辑与处理；④评价方法对比选择、建立模型；⑤进行储层评价；⑥评价结果分析。

2.2 原始数据的获取

用于测试本系统的原始数据包括：相关油田的井位的坐标信息及油井的诸如孔隙度、渗透率、砂体厚度等各项属性信息，及相应的沉积微相影像图。

2.3 资料分析、评价单元确定和评价指标选取

为了便于设计评价模型而又完整的表现系统的功能，最终确定利用油层孔隙度、渗透率及沉积微相三类数据完成评价论文范文。因为孔隙度、渗透率数据范围相对于沉积微相比较有限，我们将根据油田井位的（X，Y）坐标的最大X，最小X和的最大Y，最小Y的值确定评价范围。

2.4 待评价数据的编辑与处理

本储层评价系统只支持DEM类型的数据，所以在评价之前必须对数据进行必要的编辑和处理，数据处理流程如图3所示。

图 2 数据编辑与处理流程

3 应用实例

采用本系统对涠洲12-1油田沉积砂体进行评价。评价时，首先创建一个结果数据集（DEM类型），然后按行列分别读取待评价DEM数据集中相同行列的格网值，再按设计好的判定条件对其进行判别和运算，再将结果赋给结果数据集的对应像元。通过循环就可以将整个评价范围内的评价结果计算出来，并赋给结果数据集。最终得到的评价结果如图 3所示：

图 3 评价结果图

从评价结果图中我们可以看出该结果将评价单元划分为三类，每类用不同的颜色表示，1类表示沉积相为1型和2型且孔隙度大于18.5和渗透率大于100的区域，2类表示沉积相为1型孔隙度介于16.5­­-18.5之间或渗透率介于50-100之间的区域和18.5和沉积相为2型且孔隙度大于17.5和渗透率大于75的区域，3类表示沉积相为1型且孔隙度小于16.5­­或渗透率小于50的区域和沉积相为2型且孔隙度小于17.5或渗透率小于75的区域。

通过对评价结果的分析可知，利用GIS的叠置分析的原理实现储层评价的基本功能，不仅能准确高效的得到评价结果，达到单元分类的目的，而且使评价结果以图像显示储层评价，具有较强的表现力，方便用户进行分析识别。

4 结束语

储层综合评价研究是地学中油气资源勘探开发研究的一部分，储层是油气聚集的场所，储集岩的储集性能由孔隙度、渗透率等储层物性参数表征，此外，沉积环境也是制约储层储集性能的重要参数，因此，储层的综合评价实际上是考虑孔隙度、渗透率和沉积环境等的多因素综合分析。利用GIS的强大的空间分析和图形可视化功能，通过各单因素间的叠加分析，可以实现储层评价从基础数据输入与管理、多因素综合分析到评价结果的显示等的一体化，可以提高储层评价效率，增加评价结果的真实性与客观性，增强分析结果的表现力，减少人为因素产生的多解性与不确定性，为油气勘探决策提供更可靠的依据。另一方面，本系统的开发，也将深化GIS在地学中的应用的深度和广度。

参考文献

[1]刘吉余,李艳杰,于润涛.储层综合定理评价系统开发与应用[J].物探化探计算技术.2004,26(1):33~36.

[2]彭永超,赵贵需.GIS在石油勘探与开发中的应用前景[J].石油物探装备.1996,6(1):18~23.

[3]彭士宓,熊琦华等.储层综合评价的主成分分析方法[J].石油学报.1994,15(增刊):187~194.