柴达木盆地第四系气田构造遥感信息提取

柴达木盆地东部三湖地区第四纪坳陷天然气资源丰富，第四系构造往往就是含气构造。但由于这些气田存在表层气，在地震剖面上表现为低速异常（呈向斜形态），三湖地区盐碱壳下的软泥层在地震剖面上也表现为低速异常，加之地表条件恶劣，因此地震勘探非常困难。对该地区已知气田构造遥感特征的分析表明，深部的变形波及地表，第四系构造在地表微地貌、水系和色调异常等方面都有反映，且地表无植被和人文活动干扰，有可能通过卫星遥感图像提取隐伏气田构造信息。经过研究探索，参考第一代的ＭＳＳ图像，主要根据最新时相７个波段ＴＭ资料，采用选择性主组分分析、特色尔变换、ＴＭ５４３和ＴＭ７４１等增强处理方法，解译出该地区１３个可靠的隐伏构造。其中，达布逊湖以南的达南１号和达南２号隐伏构造的遥感影像异常特征明显，达南２号构造上方的ＴＭ７灰度值分布特征与气态石油物质的波谱透射特征有很好的相关性，认为达南２号构造等５个隐伏构造为气田构造。     

柴达木盆地应用叠前偏移技术消除“气烟囱”效应

经过前期勘探，巳证实柴达木盆地中部存在浅层生物成因天然气，并发现了6个浅层天然气田，即涩北一号、涩北二号、台南、台吉乃尔、驼峰山和盐湖。在过气田的时间地震剖面上存在典型的“气烟囱”效应，即由于天然气藏的气体向上运移及逸出，由于地震波能量被吸收而在时间地震剖面上出现的下拉、低频、深层成像差等现象。叠前深度偏移(PSDM)是石油勘探家行之有效的一种解释性方法，它能够改善成像质量，提高信噪比，使深度剖面具更高的解释可信度。成像质量的提高是通过建立精确的速度模型而实现的。建立了精确的速度模型，就能够准确地归位目标层反射能量，提高信噪比，从而达到消除“气烟囱”效应的目的。在涩北区块(柴达木盆地)，应用以上方法得到的深度地震剖面消除了时间剖面伴有的速度效应，使得解释人员能更好地解释区块的构造背景，并应用Geosee2D软件对涩北一号和盐湖构造进行构造形成期分析。图8参7     

柴达木盆地的最终定型期——第四纪

柴达木盆地发育在结晶基底与褶皱双层基底之上,经侏罗纪的拉张形成断陷、箕状断陷,白垩纪的挤压形成坳陷。早第三纪（古近纪）的拉张同样形成断陷、箕状断陷,晚第三纪（新近纪）一第四纪的挤压也形成坳陷式的沉积盆地。第四纪强挤形成柴达木统一的逆掩逆冲推覆体,在这多层结构的陆盆最终定型形成台南、涩北1号、涩北2号等第四系背斜构造和天然气藏。这些构造在含气部位地震剖面都呈现出”负背斜”异常,这是储层聚集了天然气之后速度变小的正常效应。这一类型天然气藏的发现,使得其他盆地不能忽视第四系油气藏的勘探。     

利用地震特征参数模式识别方法确定海上油气田的分布

油气田的模式识别方法包括地震多参数统计模式识别方法和神经网络方法，它可提取和应用自相关、自回归、功率谱和均方根振幅等多种地震信息特征参数，并用这些地震参数的两种模式识别方法，对有井和无井地区进行油气预测。对南海神孤鼻状构造带进行油气预测，在4个局部构造上发现好的特征异常显示，并且它们与构造圈闭及砂岩分布基本吻合。     

利用地震资料识别台南气田的天然气

台南气田为第四系生物成因气藏，埋藏深度小、气层厚度大、构造简单，有利于地震资料识别油气藏。该区以往地震资料均为常规处理地震剖面，信噪比很低、同相轴连续性差，看不出任何气层特征。为此，我们对一条过气田的测线进行了地震资料处理试验。经分析，可以认为采用主频20Hz进行目标处理最能反映气层地震响应特征，如暗点、平点、同相轴下弯、低频效应和极性反转等。依据这些特征可以预测各层段天然气藏平面分布规律，从而满足了气田开发的需求。     

吐哈盆地大墩构造油藏地震信息特征

吐哈盆地大墩构造为一完整的背斜构造，在实施YX三维的基础上，通过精细构造解释及油气成藏控制因素的分析，结合地震属性研究，论证了大墩构造第三系具备成藏条件，上钻D2井获得成功，带动了该区及其周边地区勘探开发。为进一步评价该构造含油气规模，对油藏地震信息进行了研究，该区第三系油藏在地震剖面上表现为“宽波谷”特征。     

利用地震特征参数模式识别方法确定海上油气田的分布

油气田的模式识别方法包括地震多参数统计模式识别方法和神经网络方法,它可提取和应用自相关、自回归、功率谱和均方根振幅等多种地震信息特征参数,并用这些地震参数的两种模式识别方法,对有井和无井地区进行油气预测．对南海神狐鼻状构造带进行油气预测,在4个局部构造上发现好的特征异常显示,并且它们与构造圈闭及砂岩分布基本吻合。     

天山南亚肯地区天然气成藏条件及成藏模式

亚肯地区是天山南天然气勘探的重点地区。该区气藏气体成分主要为凝析气,气藏分布受与断裂伴生的构造或构造带控制。成藏条件分析表明,该区油源丰富,发育多套储盖组合,多种类型圈闭发育且成排成带分布,成藏地质条件配置较好,具有形成大中型油气田的有利条件。在此基础上,提出了该区天然气成藏的2种模式:即天然气沿不整合面、断层和砂体长距离运移构造圈闭成藏模式,天然气沿砂体侧向运移地层超覆圈闭成藏模式。     

南海东北部陆坡天然气水合物藏特征

2013年下半年,国土资源部中国地质调查局、广州海洋地质调查局在南海东北部陆坡水深664~1 420m范围内钻探13个站位,取心获取了大量、多种类型的天然气水合物(以下简称水合物)实物样品,其中甲烷气体含量超过99%。对南海东北部陆坡天然气水合物成藏特征的研究结果表明:1地震反射剖面上具有多道似海底反射层(BSR)、振幅空白带(BZ)、BSR与地层斜交、速度反转等地震异常;2测井曲线揭示含水合物沉积层具有高电阻率(200Ω·m)、高纵波速度(2 700m/s)的特征;3地震和测井异常特征暗示该区具有单、双层水合物藏组合特征;4该区域水合物藏位于海底之下埋深220m以内的粉砂质黏土及生物碎屑灰岩沉积物中,水合物饱和度为45%~100%;5自然状态下,水合物呈块状、层状、瘤状、脉状、分散状等5种赋存形式;6研究区天然气水合物赋存类型多、饱和度高、甲烷纯度高,初步估算该区天然气水合物地质储量约为1 250×108 m3(50%概率条件下),是有利的勘探目标区。     

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自７０年代以来，川东石炭系气藏已成为四川盆地天然气勘探开发的主力气藏。为提高钻探成功率，采用地震资料并结合测井与合成地震记录资料，运用模型正演等方法对该区石炭系厚度和储层分布进行了预测。预测方法和步骤为：①用不同频率的子波作合成地震记录，分析能反映石炭系厚度和储渗层的频率范围，确定主频；②以确定出的主频为目标，对地震资料进行叠后高分辨率处理；③建立适合该区石炭系地层组合特点的地质模型并进行正演，将结果与过井地震剖面对照分析，确定地震识别模式；④在高分辨剖面上准确标定层位，进行模式对比，对石炭系厚度及其储渗层的变化进行横向预测。运用该方法，在川东大天池等多个构造（带）发现了１８个构造—地层复合圈闭，圈定了１１７个石炭系储层发育区。经钻探检验，石炭系厚度预测值与实际值误差小于１０ｍ的符合率达７６％。     

涩北一号气田第四系储层特征研究

涩北一号气田是柴达木盆地东部浅层生物气田，通过对涩3-15井岩样的系统实验分析，结合气井的测试资料，研究了涩北一号气田第四系储层的岩石特征、孔隙结构和物性特征，发现岩石以粒间孔为主，具有高孔隙度、中低渗透率的特点，孔隙度主要分布在25％～40％的范围内，渗透率主要分布区间为（1～100）×10^－3μ2，孔渗相关性不强；虽然该储层岩石疏松，但部分高泥质疏松砂岩中微裂缝发育，具有较好的渗透性，其产气能力甚至比泥质含量低的Ⅰ、Ⅱ类储层还强，因此可作为有效产层。这一认识为涩北一号气田的储层研究提出了新的观点，对气田的储量增长和产能建设具有积极意义。     

涩北二号气田高低压集气工艺及管网两相流模拟

青海油田所属涩北气田为全国陆上的大气区，涩北二号气田为其主力气田之一。截止到2002年，该气田的天然气地质储量为826.33×10⁸m3。 2005年，涩北二号气田成功实施了高、低压集输地面工程，2007年5月29日，涩格输气管道复线工程投产，标志着青海油田天然气管输能力得到大幅提升。为此，对涩北二号气田高低压集气工艺进行了介绍，对集气管网进行了水力和热力核算，提出了高低压集气管网的流量、压力和温度运行参数；还对高低压集气管网在不同工况下的两相流状态进行了模拟，获得了气田集气管网各管段在事故状态下的最长允许停输时间，并对其启动时的含液量进行了预测。以期为气田生产及事故状态下的运行提供决策依据。     

涩北气田排水采气技术面临的挑战及对策

柴达木盆地涩北气田目前出水严重,平均单井水气比大于1,涩北气田近两年对80余口井采取了泡沫排水采气工艺措施,但产水井占生产井比例及水气比均有不断上升的趋势.分析了目前涩北气田排水采气工艺所面临的3个挑战,并提出了相应对策.挑战一：涩北气田冬季气温低、地层水矿化度高,对泡排剂性能要求高;对策：采用具有较好起泡性、较高携液率、耐低温的泡排剂CQS-1.挑战二：涩北气田砂水同出的问题严重;对策：研发具有较好携砂携液性能的新型泡排剂,同时采用整体治水的方针.挑战三：采用密封胶皮材料的柱塞气举工艺在涩北气田试验失败;对策：采用刷式柱塞气举工艺来克服气井出砂对密封胶皮材料的损坏.     

涩北一号疏松砂岩气田的防砂策略

涩北一号气田储层埋藏深度差异大,主要为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩,胶结疏松,泥质含量高,成岩性差,气井所出砂为细粉砂,平均粒度0.04～0.07 mm,常规防砂技术基本无效或效果很差,防砂难度极大,属世界性难题,这严重地制约了该气田的高效开发。近10年来,纤维复合防砂、高压一次充填防砂等先进防砂技术在涩北气田得到了实践应用,但在取得很大成功的同时也暴露出一系列新的问题。基于涩北一号气田一类、二类和三类气藏的不同特性,考虑不同井段、不同类型的储层岩石胶结差异,研究出按相近类型气藏合层开发的新开发模式、基于气田不同储层临界生产压差值的适合于临界出砂的压差生产方式以及加密井网等保守性防砂策略。实际开发效果对比结果表明,该保守开发策略解决了以往防砂方式带来的经济效益差、采收率低、有效期短等问题。     

涩北气田气水分布及气水运动规律分析

气井出水是长期以来困扰涩北气田提高开发效果的主要问题之一。首先从宏观气水分布及气水运动规律的角度出发,分析了边水、层内水、层间水的形成机理和气井见水的３种基本模式;然后从微观角度,对疏松砂岩气藏的储层孔隙结构及岩石润湿性进行了研究,分析其对气藏原始气水分布的控制作用。结果表明,涩北气田储层纵向上砂、泥岩间互分布,对于孔隙结构较差、以细小孔隙为主、孔隙与喉道半径较小且分选性较差的储层,将导致气水分异作用减弱,从而形成较长的气水过渡带。对于涩北气田,构造位置是控制原始气水分布的决定性因素,毛细管压力是造成气水界面分布特征的关键因素,储层岩石的混合润湿性也是影响因素之一。     

涩北气田气井产能试井分析及其在防砂效果评价中的应用

使用二项式产能解释模型、指数式气井产能解释模型、一般单点法气井产能解释模型、指数式单点法气井产能解释模型和二次单点法气井产能解释模型,分别对涩北气田气井产能试井资料进行解释与对比,筛选了适合于涩北气田的气井产能试井解释模型。利用防砂气井措施前后的产能试井资料拟合得到IPR曲线,评价了涩北气田80井次的防砂措施改善井底流动条件的效果,其评价结果与气井生产动态分析结果比较一致,具有较好的可信度,为涩北疏松砂岩气藏防砂效果评价找到了一种新的手段。     

涩北气田高矿化度地层盐水强包被聚合物钻井液

青海涩北气田位干柴达木盆地东部三湖地区,平均海拔2 700 m左右,地表为盐碱滩,寸草不生.该气田的井存在地层缩径严重、起下钻遇阻遇卡、盐水侵、井漏频繁、测井一次成功率低、钻井速度慢等钻井技术难题.为加快建设高原千万吨级油气田,开展了青海涩北气田优快钻井技术项目,研究了由高矿化度地层复合盐水配制的强包被聚合物钻井液技术,并在涩北气田第四系含盐地层试验成功,形成了配套的钻井液配制工艺和维护处理技术措施.该钻井液具有优异的包被抑制能力,解决了制约涩北气田钻井提速的起下钻遇阻遇卡、测井一次成功率低等技术瓶颈,对提高涩北气田钻井速度、保护产层、加快气田开发等方面起到了一定的促进作用.     

涩北气田多层疏松砂岩储层动态描述

阐述了储层动态描述技术原理。结合气井生产与不稳定测试资料对涩北气田进行了储层动态分析，研究了储层动态模型，确定了地层参数，指出涩北气田主要存在均质地层、径向复合地层与多层窜流三种地层模型，认为径向复合地层与多层窜流地层均是气井多层合采的动态反映。为了研究储层动态模型随时间的变化，将储层动态描述技术应用于单井多次测试。分析得到，在长期的生产过程中，气藏的地层模型、储层参数并没有发生明显变化。储层动态描述确定的地层模型在产能计算与产能预测、气井生产预测等方面有着重要的作用，比静态地质模型更具实际意义。     

测井方法在涩北气田出砂预测中的应用

柴达木盆地涩北气田出砂问题严重,如何找到合适的生产压差,使产量最大而出砂量最小,一直是困扰气田技术人员的一个难题。为此,利用测井方法求取地层孔隙压力、体积模量、单轴抗压强度、最小水平主应力方向等岩石力学参数,并将这些参数应用于出砂预测。以涩北气田涩4-3-2井为例,研究了该井主要的油气层段在不同气藏压力条件下的生产压差,进行了SMA敏感性分析。结果表明,在各种条件变化时,如射孔孔径、射孔相位、气藏压力的变化等,均会使生产压差发生改变。