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莺歌海盆地浅层气藏目的层属上新统和第四系海相沉积，储集层为浅海陆架陆坡环境的滨外浅滩、滨外砂坝等，埋深４００￣１５００ｍ，具较好的储盖组合条件。３套烃源岩分别是下伏的始新统－渐新统、中新统和上新统。在高地温梯度的影响下，高成熟的天然气沿垂向或侧向运移而聚集成藏。采用了高分辨率地震、低阻气层识别、配套气藏描述等新技术，提高了勘探效率和成功率。目前已发现６个含气构造、证实３个大中型气田，探获天然气地质     

地震预测技术在JZ31-6气田发现中的作用

JZ31-6气田是近年在渤海辽东湾海域发现的一个岩性气田,标志着渤海海域隐蔽油气田勘探取得了可喜的突破,其中,针对薄而复杂多变的陆相储层高精度地震预测技术在该气田钻前发现中起到了关键性的作用。在对该目标地质情况及常规地震资料分析的基础上,引进和研究开发了一系列新技术,包括Hilbert-Huang变换、混合相位反褶积、基于广义S变换的高精度频谱成像与高精度岩性—物性反演技术等,摸索出了一套适合研究区地质特点的陆相储层高精度地震预测技术流程。利用上述技术和流程不但提高了地震资料保幅处理水平,而且成功、有效地预测了其储层和含气性,储层预测精度可提高到5m(厚度),预测精度较以往有明显提高,预测结果也得到了实钻的证实。     

地震分频AVO技术在孟加拉湾海域深水沉积储层烃类检测中的应用

直接利用叠前地震资料进行烃类检测在海洋深水油气勘探中具有重要作用。传统的AVO方法在烃类检测中应用广泛,但在薄层、高孔隙度含水砂岩、低含气饱和度等情况下存在多解性和不确定性。实际上,地震波在油气储层中传播会产生较强的频散和能量衰减,这种变化在叠前地震资料振幅和频率上均存在响应。因此把分频技术与AVO技术结合起来是解决烃类检测多解性的有效方法之一。针对传统AVO方法和分频技术进行烃类检测存在不足,通过模型正演、AVO技术和分频技术以及它们的有效结合应用,集成了地震分频AVO烃类检测方法,在孟加拉湾海域深水沉积储层烃类检测中取得了良好的应用效果,验证了该方法在海洋深水沉积储层烃类检测的可行性及有效性,进一步提高了储层烃类检测的可靠性,有效地降低了烃类检测的多解性。     

东方1-1气田开发地震技术的应用

位于莺歌海盆地中央的东方1-1气田受海上作业条件限制,部署的井位数量相对较少,井控范围大,对地震资料的依赖度高。为达到高效开发气田的目的,针对其储层复杂、非均质性强的特点,利用有色反演技术结合倾角切片等资料进行了多体构造分析及砂体精细描述,并利用时频三原色信息来指导隔、夹层的准确雕刻,最终实现了对该气田储层空间几何形态的精细描述;同时,利用叠后资料地震属性及地质综合资料,进行了相控储层预测,结合叠前弹性反演、吸收等信息对储层的物性变化及含气性进行了预测。研究成果对该气田开发井位部署、地质储量的确定等方面起到了重要作用,并由此建立起了一套适应莺歌海盆地储层评价、气田开发的地球物理技术系列。     

边际油田河流相储集层表征关键技术

为了确定边际油田储集层的分布和特征、有效开发海上边际油田,以渤海湾盆地Q33-1油田新近系明化镇组下段河流相储集层为例,综合地震、地质、测井等资料,研究边际油田河流相储集层表征关键技术。通过河流相砂体井震标定、三维地震精细解释和边界精细刻画,雕刻河流相储集层砂体外部形态,描述其内部非均质性;根据高分辨率三维地震资料,利用井点外推宽度法、变差函数分析法建立河流相储集层地质知识库;结合类比密井网油田储集层分布特征,提出了侧向相变对比模式、叠置砂体对比模式、河道下切对比模式等3种河流相储集层井间对比模式。综合以上3种储集层表征技术,确定了Q33-1油田储集层分布的最可能模式,并以此模式为依据设计油田开发方案,取得了较好的经济效益。     

沾化凹陷渤南洼陷油气成藏期分析

综合盆地构造演化、烃源岩成熟度、油藏流体性质及储层流体包裹体等资料,利用生排烃期分析法、油藏饱和压力分析法及流体包裹体均一温度分析法,分别对沾化凹陷渤南洼陷油气成藏期进行研究。结果表明:渤南洼陷烃源岩在东营组沉积早期开始生烃,其油藏多在馆陶组沉积末期—明化镇组沉积早期成藏;油气成藏期主要分为2期,东营组沉积中期有少量油气在渤南洼陷中心沙四段储层中运聚成藏,大规模油气聚集发生于中新世末期至上新世,以上新统明化镇组沉积中晚期为主。不同层系、不同构造单元中油气藏的主要形成期存在差异,以烃源岩中的岩性油气藏形成时间较早;自下而上,由洼陷中心向边缘,油气藏的主要形成期有逐渐变晚的趋势。     

地震技术在辽河油田黄沙坨地区火山岩油藏勘探中的应用

黄沙索地区位于辽河断陷盆地东部凹陷中段，历经近30a的油气勘探，未发现规模油气藏。通过对整个东部凹陷火山岩成藏条件分析认为，黄沙索地区火山岩具备成藏条件。经过地震资料精细处理，通过相干分析、储层反演、三维可视化、属性聚类分析等新技术的应用，辅以石油地质条件的综合研究，发现了千万吨级储量的火山岩油气田，从而证实了地震新技术的应用对复杂油藏的研究与发展起着重要的作用。     

大牛地气田D66井区奥陶系风化壳储层预测思路与技术探讨

随着大牛地气田D66井区D66—38,D66—52等井在奥陶系风化壳发现高产气流,奥陶系风化壳气藏可能成为大牛地气田的重要补充气源。但该区储层类型复杂（裂缝、孔隙、溶孔（洞）、横向非均质性强、储层薄、地震资料分辨率低,储层地震预测困难,勘探开发进展受到制约。探索了“以地质认识为依托,井分析为先导,地震资料针对性处理为基础,通过储层分类预测和地质一地震结合进行综合评价,从而选取有利储层发育区”的储层预测思路与方法,对奥陶系风化壳储层进行了预测和评价,冀望能为该区勘探开发工作提供一定的参考依据。     

孟加拉湾浅层气成藏条件及地震识别技术

为了有效识别和预测孟加拉湾浅层气的分布规律,在弄清浅层气的成因、特点、油气成藏条件（浅层气类型、生储盖等）的基础上,通过对某三维地震资料解释,分析浅层气地震响应特征,明确浅层气的地震识别方法。结果表明,孟加拉湾浅层气为深水沉积中自生自储的构造-岩性复合型气藏,具有亮点、相位反转和低频等3种典型地震反射特征。在三维工区应用地震亮点技术、远近道振幅比较法、相位属性、频率属性、叠前AVO等技术方法进行了浅层气识别,预测成果与钻井结果吻合较好,为快速高效识别浅层气提供了技术依据。     

川南河包场构造须二段有效储层地震预测

河包场低平构造上三叠统须家河组二段砂岩生储盖组合良好，油气资源丰富。已有的勘探实践证实，储层品质分布很不均一，只有钻遇有效储层（孔隙度大于8%，单层厚度大于10 m）才可获得工业气流，故有效储层预测是河包场构造须二段气藏描述的关键。为此，运用层序地层学原理及研究方法，将该区须家河组划分为四个地震层序，研究发现须二段有效储层主要发育在层序2的低水位体系域。通过分析层序2低水位体系域的地质、测井、地震等特征，采用地震属性和波形分类技术，确定该层序属于河口坝沉积微相区。同时，通过对层序1厚度的研究，认识了中三叠统侵蚀面岩溶古残丘的分布规律。河口坝沉积微相和侵蚀面岩溶古残丘的分布区域控制了须二段有效储层的分布，在对该有效储层有利区定性预测的基础上，采用高精度地震反演技术完成了对有效储层的定量预测。经钻井检验，预测与实钻吻合，所钻井均获得工业气流。     

川西坳陷中、浅层气藏储层识别技术

川西坳陷陆相沉积领域浅、中层(深度大约在500-3000 m)天然气藏属近常规到致密砂岩远源气藏。这些气藏主要分布在侏罗系─白垩系的地层中,并形成了如新场气田、洛带气田、新都气田、马井气田等大、中型气田。川西坳陷的中、浅层气藏具有储层发育良好、输导条件较好、储层展布与构造配置关系好及封盖保存条件良好等特点。储层沉积微相以三角洲前缘毯状砂体、三角洲前缘分流河道砂体、河口坝砂体和湖底扇砂体等为主,储层地球物理特性通常表现为低波阻抗特征,与围岩具有良好的波阻抗差异。川西坳陷地震地质条件较差,地表覆盖有几米至200多米厚的卵石和沙土,高频吸收严重,原始地震记录干扰波(面波、声波及折射波)发育,信噪比较低。因此,川西坳陷中、浅层气藏储层识别成功的关键技术是卵石覆盖区高精度的三维地震采集、保持含气地震响应特征的三维地震资料处理、正演模拟指导下的储层地震属性提取及分析和储层空间展布刻划及多学科协同的综合评价等。川西中、浅层气藏的勘探开发实践表明,地震勘探技术在气藏分布范围确定、空间几何形态描述、储层物性参数反演、沉积相和储层非均质性研究以及高产富集带预测、含气性识别等方面发挥了十分关键的作用。     

NEOGENE OIL AND GAS RESERVOIRS IN THE PROGRESO BASIN, OFFSHORE ECUADOR AND PERU: IMPLICATIONS FOR PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT

The Progreso Basin is an Oligocene to Recent forearc basin of pull‐apart/translational origin. In Peru, the basin contains proven petroleum reservoir sandstones of Early Miocene age at the Albacora field and the Barracuda‐4 well. In Ecuador, Middle Miocene sandstones tested oil at well Golfo de Guayaquil‐1, and Middle/Upper Miocene and Pliocene (?) sandstones produce gas at the Amistad field. Neogene sandstones are dominated by litharenites and feldspathic litharenites derived from uplifted and eroded Andean, Amotape (metamorphic), and oceanic crustal terranes. These are interpreted to have been deposited in neritic, brackish/coastal, and continental environments with locally steep gradients. The oil‐producing sandstones at Golfo de Guayaquil‐1 (∼12,300 to 12,418 ft RKB) and a gas‐producing sandstone of anomalously high porosity and permeability at Amistad‐1 (9,870 to 9,895 ft RKB) are of interpreted fluvio‐deltaic origin. Sidewall core and wireline log data indicate that reservoir storage capacity is good to very good. Porosity ranges from 15% to 30%, and is consistently greater than 20% where overburden is less than 10,000 ft. Compaction is the principal porosity occluding mechanism; sequential precipitation of authigenic chlorite, clinoptilolite (zeolite), and authigenic calcite has occluded porosity to a variable extent. Porosity preservation is assisted by disequlibrium compaction related to overpressuring throughout the basin. Reservoirs at the Amistad field have variable flow capacity. While the permeability of many sandstones is less than 20 mD, other sandstones, with probable Darcy‐scale permeability, have sustained commercial flows of gas since the onset of production in 2002. The flow capacity of offshore Peruvian reservoirs is limited. The most productive well at the Albacora field flowed at an average rate of only 451 b/d oil prior to abandonment. DST data from the Amistad field and the interpreted fluvio‐deltaic environment of deposition of some sandstones indicate that stratigraphic compartmentalization can be expected locally. Structural compartmentalization due to faulting occurs at Albacora field and is likely in other tectonically active areas. The sands are multistoried; they are interbedded with mudrocks and they typically are on the order of 100 ft or less in thickness. Gross‐sand thickness decreases westward and reservoir‐presence risk increases westward due to a number of factors including increasing distance from the sediment source; erosion of Miocene strata and complete truncation of Pliocene strata at an intra‐Pleistocene unconformity; onlap of the Neogene sequence onto the accretionary complex; and the presence of local bathymetric highs related to active mud diapirism.     

川西坳陷须家河组气藏DR技术应用

川西坳陷须家河组气藏属于深层陆相致密碎屑岩气藏，具有致密、低孔低渗、薄层交互、多层叠置和非均质性强的特点，长期以来，勘探成功率低、效益差。为此，有针对性地开展了须家河组气藏含气性检测技术应用研究，形成了基于地震波散射理论的DR（Dynamic Register，动态频谱能量异常）含气性检测技术，DR值大，说明地震资料的主频衰减率高、速度异常大，储集层可能富含天然气。该技术在川西坳陷须家河组气藏勘探开发中取得了很好的应用效果，含气砂岩储集层具有DR值高异常特征。但在实际应用DR含气性检测技术时，要注意储集层厚度不能太小，一般需大于地震剖面上能够分辨的最小储集层厚度，否则就会出现假DR值高异常现象。图2参10     

大牛地气田犇区块山１段三维地震储层预测

大牛地气田Ｄ区块山１段储层为煤系储层，煤层产生的强反射掩盖了储层的反射特征。通过地震反射特 征和钻井统计分析，认为：煤系储层与煤层的发育在空间上存在一定的互补关系，并且山１段储层发育时地震剖 面表现为波形加宽或同轴相增多。以此为基础，通过预测煤层寻找有利储层靶区，再利用针对性的地震储层预 测方法技术定性定量地预测山１段储层展布和储层的含气性。预测出３个山１段有利储层分布带，综合储层预 测成果与钻井符合率达９０％以上。     

塔河油田于奇东地区隐蔽油气藏预测方法及应用研究

隐蔽油气藏勘探仍然是一大难点,存在圈闭识别难度大、钻前预测可靠性低等一系列问题。该文以塔河油田于奇东三维地震和3口气井、6口非含气井资料为基础,通过地震波衰减异常处理技术和成藏条件分析方法,探讨了奥陶系碳酸盐气层的地震波衰减响应特征,同时用该方法预测了可能存在的东河砂岩碎屑岩隐蔽圈闭油气藏。研究结果表明,衰减含气检测对于碳酸盐溶洞、裂缝—溶洞型储层具有一定的指示效果,而对于以裂缝为主的储层应用效果不理想。通过目的层的衰减异常分析及沉积相和构造综合研究,在该区识别出一个东河砂岩储层的断裂—地层复合圈闭可能油气藏,其面积约为30.53 km 2,闭合高度为120 m,气层最厚可达51 m。衰减含气检测在隐蔽油气藏勘探中具有较大的应用潜力。     

库车坳陷克拉2气田油气充注和超压对储层孔隙的影响

为了研究库车坳陷克拉2气田砂岩储层孔隙物性影响因素,在对克拉2气田砂岩储层特征和超压成因研究基础之上,采用颗粒定量荧光和流体包裹体技术确定古油水界面和油气充注史,并分析油气充注和超压与储层孔隙之间的关系。研究结果表明,库车坳陷克拉2气田泥岩和砂岩中超压形成与水平构造挤压作用具有重要关系。克拉2气田盐下砂岩储层经历最大古埋藏深度达6 000 m以上却显示出异常高的原生孔隙度是因为原油充注到储层中在比较好的盐岩盖层封闭条件下,砂岩储层孔隙中的油没有被排出使砂岩储层胶结作用减弱或者形成欠压实。其主要证据有：①高的定量荧光参数QGF指数和QGF-E强度对应的砂岩储层孔隙度和渗透率也比较高,而在古油水界面之下,砂岩孔隙度和渗透率都很低;②库车坳陷克拉2气田晚期油充注发生库车组沉积早期,对应砂岩储层的埋藏深度比较小,孔隙度比较高。研究表明深层砂岩储层油充注和超压发育对储层孔隙具有重要影响。     

中国典型火山岩油气藏地球物理特征及有利区带预测

对松辽盆地、渤海湾盆地和准噶尔盆地中不同构造背景和岩性类型的火山岩油气藏地球物理特征的综合分析表明,松辽盆地的酸性火山岩气藏具有重力负异常、弱磁异常、次高电阻异常和地震杂乱低频强反射的特征;渤海湾盆地的基性火山岩油藏具有重力正异常、强磁异常和地震杂乱低频不连续反射的特征;准噶尔盆地的中酸性火山岩油藏具有过渡型重磁异常、高电阻异常和地震杂乱低频弱反射的特征。根据近烃源岩或沟通烃源岩的航磁异常梯度带是火山岩油气富集区带的地质认识,综合预测了长深1井区、枣北地区和石西陆东地区火山岩储层发育的有利区带。总结了火山岩油气综合勘探的基本思路和对策。     

孟加拉湾深海扇石油地质特征及其勘探潜力

孟加拉湾深海扇构成了深海层序LST的主体,沉积了巨厚的第三系复合体砂体,可识别出5套层序界面。该深海扇中新统Bhuban组、渐新统Jenam组、始新统Kopili组3套烃源岩生烃期分别为早上新世(5 Ma)、渐新世末(29.3 Ma)、古近纪末(23.3 Ma)。储层以深水浊积砂岩为主,具有多期垂向叠置的沉积模式。渐新统-中新统储盖组合为最有利的储盖组合。垂向断层、不整合面、连续分布的砂体构成了良好的输导体系,其成藏模式为"下生上储型"地层或复合气藏类型。孟加拉湾深水区主要以天然气为主, 其有利勘探层系为恒河水系中上部扇带和印度东部海域中上部扇带等环孟加拉湾深水盆地第三系加积局限型水道复合体,以及中下部扇带"无底水道"附近潮道天然冲积堤砂体。      

中国近海含油气盆地新构造运动和油气成藏

新构造运动的成因主要是由于近代板块运动或地球深处壳幔物质交替、位移,以及陆架陆坡转折带沉积体的滑塌陷落、盆地快速沉降等因素诱发地壳区域应力场改变,在某些应力集中而失去平衡的区域,产生地体形变,或形成断裂。中国近海新构造运动的表现形式主要体现在:中新统末、上新统与第四系之间存在着不整合;中新统和第四系的沉降、沉积中心偏移;晚期断裂极其发育;天然地震比较活跃;具有新构造运动形成的各种晚期构造圈闭。中国近海新构造运动调整和控制了各含油气盆地的油气成藏和油气田的分布:渤海新构造运动控制渤中坳陷及其周围油气晚期成藏;莺歌海盆地底辟活动控制天然气晚期成藏;珠江口盆地新构造运动控制珠二坳陷北坡天然成藏;东海西湖坳陷新构造运动部分破坏了油气藏。     

地震描述技术在平落坝气田沙溪庙气藏勘探中的应用

应用地震方法可以减少详探井和评价井的数量,节省勘探投资。平落坝气田沙溪庙气藏碎屑岩具有低渗透、超致密的特性。利用地震描述,在致密化储集层的背景下,寻找含气的高孔、高渗砂体,可降低勘探风险,提高钻探成功率。应用Jason油藏描述软件,对研究区不同物性的砂体特征进行了描述,总结出了较成功的有利含气砂体地震描述方法,应用效果较好。