石油预期价格_石油价格预测精度分析报告

1.孙吴－嘉荫盆地石油地质特征

2.油气评价总体思路及一般程序

3.　油藏工程研究和油藏数值模拟技术

4.裂缝性油藏有限元数值模拟方法

5.松辽盆地

6.储集层特殊分析技术在油气勘探中的应用

7.非常规油气勘探开发关键技术

一、线性分布（又叫做线性回归分布）：线性回归分布是利用数理统计中回归分析，来确定两种或两种以上变量间相互依赖的定量关系的一种统计分析方法，运用十分广泛。其表达形式为y = w'x+e，e为误差服从均值为0的正态分布。简单来说，线性分布是指分布函数为线性函数的分布。

二、非线性分布：非线性分布即分布函数不为线性函数的分布。非线性分布参数系统的控制问题方法源于对称群的应用，对称群可用于确定微分系统的群不变解。在微分系统伸展空间的不变条件提供了分布控制律的基。

扩展资料：

线性分布的应用：

1、数学应用：线性回归有很多实际用途。分为以下两大类：

（1）如果目标是预测或者映射，线性回归可以用来对观测数据集的和X的值拟合出一个预测模型。当完成这样一个模型以后，对于一个新增的X值，在没有给定与它相配对的y的情况下，可以用这个拟合过的模型预测出一个y值。

（2）给定一个变量y和一些变量X1,...,Xp，这些变量有可能与y相关，线性回归分析可以用来量化y与Xj之间相关性的强度，评估出与y不相关的Xj，并识别出哪些Xj的子集包含了关于y的冗余信息。

2、趋势线应用：

一条趋势线代表着时间序列数据的长期走势。它告诉我们一组特定数据（如GDP、石油价格和股票价格）是否在一段时期内增长或下降。虽然我们可以用肉眼观察数据点在坐标系的位置大体画出趋势线，更恰当的方法是利用线性回归计算出趋势线的位置和斜率。

百度百科-非线性分布

百度百科-线性回归

孙吴－嘉荫盆地石油地质特征

石油知识———石油地质名词解释

油田------由单一构造控制下的同一面积范围内的一组油藏的组合。

气田------单一构造控制几个或十几个汽藏的总和。

石油------具有不同结构的碳氢化合物的混和物为主要成份的一种褐色。暗绿色或黑色液体。

天燃气----以碳氢化合物为主的各种汽体组成的可燃混和气体。

生油层----在古代曾经生成过石油的岩层。

油气运移--在压力差和浓度差存在的条件下，石油和天然气在地壳内任意移动的过程。

垂直运移--即油气运移的方向与地层层面近于垂直的上下移动。

测向运移---即油气运移的方向与地层层面近于平行的横向移动。

储集层-----能使石油和天然气在其孔隙和裂缝中流动，聚集和储存的岩层。

含油层-----含有油气的储集层。

圈闭----凡是能够阻止石油和天然气在储集层中流动并将其聚集起来的场所。

盖层----紧邻储集层上下阻止油气扩散的不渗透岩层。

隔层----夹在两个相邻储集层之间阻隔二者串通的不渗透岩层。

遮挡----阻止油气运移的条件或物体。

含油面积----由含油内边界所圈闭的面积。

油水边界----石油和水的接触边界。

储油面积-----储油构造中，含油边界以内的平面面积。

工业油气藏-----在目前枝术条件下，有开价值的油气藏。

构造油气藏-----由与构造运动使岩层发生变形和移位而形成的圈闭。

地层油气藏-----由地层因素造成的遮挡条件的圈闭。

岩性油气藏-----由于储集层岩性改变而造成圈闭。

储油构造-----凡是能够聚集油，气的地质构造。

地质构造-----地壳中的岩层地壳运动的作用发生变形与变位而遗留下来的形态。

沉积相----指在一定的沉积环境中形成的沉积特征的总和。

沉积环境-----指岩石在沉积和成岩过程中所处的自然地理条件、气候状况、生物发育状况、沉积介质的

物理的化学性质和地球化学要条件。

单纯介质-----只存在一种孔隙结构的介质称为单纯介质。如孔隙介质、裂缝介质等。

多重介质----同时存在两种或两种以上孔隙结构的介质称为多重介质。

均质油藏-----整个油藏具有相同的性质。

非均质油藏-----具有不同性质的油藏，包括双重介质油藏；裂缝西个油藏；多层油藏

弹性趋动-----油井开井后压力下降，油层中液体会发生弹性膨账，体积增大，而把原油推向井底。

水压趋动----靠油藏边水。底水或注入水的压力作用把原油推向井底。

地质储量----在地层原始条件下，具有产油气能力的储层中所储原油总量。

可储量----在目前工艺和经济条件下，能从储油层中出的油量。

剩余可储量----油田投入开发后，可储量与累计出量之差。

收率-----油田出的油量与地质储量的百分比。

最终收率----油田开发解束累计油量与地质储量的百分比。

出程度---油田在某时间的累计油量与地质储量的比值。

油速度----年出油量与地质储量之比。

原油密度----指在标准条件下（20度,0.1MPa）每立方米原油质量。

原油相对密度----指在地面标准条件（20度,0.1MPa）下原油密度与4度纯水密度的比值。

原油凝固点----在一定条件下失去了流动的最高温度。

原油粘度----原油流动时，分子间相互产生的摩檫阻力。

原油体积系数----地层条件下单位体积原油与地面标准条件下脱汽体积比值。

原油压缩系数----单位体积地层原油在压力改变0。1兆帕时的体积的变化率。

溶解系数----在一定温度下压力每争加0。1兆帕时单位体积原油中溶解天燃汽的多少。

孔隙度----岩石中孔隙的体积与岩石总体积之比。

绝对孔隙度----岩石中全部孔隙的体积与岩石总体积之比。

有效孔隙度-----岩石中互相连通的孔隙的体积与岩石总体积之比。

含油饱和度-----在油层中，原油所占的孔隙的体积与岩石总孔隙体积之比。

含水饱和度-----在油层中，水所占的孔隙的体积与岩石孔隙体积之比。

稳定渗流-----在渗流过程中，如果各运动要素与（如压力及流速）时间无关，称为稳定。

不稳定渗流-----在渗流过程中，若各运动要素与时间有关，则为不稳定渗流。

等压线----地层中压力相等的各个点的连接线称为等压线。

流线-----与等压线正交的线称为流线。

流场图----由一组等压线和一组流线构成的图形为流场图。

单相流动-----只有一种流体的流动叫单相流动。

多相流动------两种或两种以上的流体同时流动叫两相或多相流动。

渗透率----在一定压差下，岩石允许液体通过的能力称渗透性，渗透率的大小用渗透率表示。

绝对渗透率----用空汽测定的油层渗透率。

有效渗透率----用二种以上流体通过岩石时，所测出的某一相流体的渗透率。

相对渗透率----有效渗透率与绝对渗透率的比值。

水包油----细小的油滴在水介质中存在的形式。

油包水----细小的油滴在水介质中存在的形式。

供油半径-----把油井供油面积转换成圆形面积后的圆形半径。

地层系数----地层有效厚度与有效渗透率的乘积。

流动系数----地层系数与地下原油粘度的比值，表示流体在岩层中流动的难易程度。

导压系数-----表示油层传递压力性能好坏的参数。

续流-----油井地面关井后,井下仍有油流从地层中继续流入井眼,这种现象称为续流。

井筒储存效应-----油井刚关井时所出现的现象。

折算半径----把实际井的各个因素（不完善或超完善）对压力的影响，变成一个由于某井径引起对压力

的等效作用，这个等效半径称为折算半径。

完善程度-----指理想完善井的工作压差与实际井工作压差之比。

完善指数-----油井实际工作压差与压力恢复取限制线段斜率之比。

表皮效应-----实际井的各个非完善因素造成的附加压力同油层渗透阻力之比。它是当原油从油层流入井

筒时，产生一个压力降的现象。

井间干扰-----井与井之间产生的动态影响现象。

油指数----油井生产压差每增大0.1兆帕，所增加的油量。

栅状图-------表示油层各个方向的岩性，岩相变化情况，层间；井间连通情况。

主力油层-----油层厚度大，渗透率高，的好油层。

接替层-----在油田稳产中起接替作用的油层。

见水层位-----注入水沿连通层向油井推进，使油井某一层含水。

来水方向-----油井受某方向注水井注水效果而使动态变化叫来水方向。

扫油面积系数-----指一个开井组，已被水淹的油层面积与所控制面积的比值。

注平衡----注入油层水量与出油量的地积相等。

注比-----油田注入剂（水,气）地积与出液量（油,气,水）的地积之比。

吸水指数----注水井在单位注水压差下的日注水量。

注水强度----注水井在单位有效厚度油层的日注水量。

压力平衡-----注水井所补给油层的压力与出油。水所削耗的压力相等。

地下亏空----注入水的体积小于出液量的地积。

含水率----含水油井，日产水量与日产液水量的百分比。

井别----根据钻井目的和开发的要求，把井分为不同的类别。

探井----经过地球物理堪探证实有希望的地质构造为了探明地下情况，寻找油。汽田而钻的井。

资料井-----为了编制油田开发方案所需要的资料而钻的取心井。

生产井----用来油的井。

注水井----用来向油层内注水的井。

观察井----专门用来观察油田地下动态的井。

检查井----为了检查油层开发效果而钻的井。

更新井-----为了注系统完善，需要打新井，这些新钻的井叫更新井。

调整井----在原有井网基础上，为改善油田开发效果，而补充钻的一些另散井或成批成排的加密井。

正注井---从油管向地层注水的井称为正注井。

反注井---从套管向地层注水的井称为反注井。

井网----油气水井在油田上的排列和分布。

精度----反映测试仪器;仪表和计量器具误差大小的程度。

误差----测量值与真实值之差。

油补距----从油管挂平面到钻盘补心的距离。

套补距----从套管最末一根节箍上平面到钻盘补心的距离。

静水柱压力-----从井口到油层中部的水柱压力。

原始地层压力-----油田还没有投入开发，在探井中测得的油层中部压力。

目前地层压力-----油田投入开发以后，某一时期测得的油层中部压力。

油压----原油从井底流到井口的剩余压力。

套压----油套环形空间内的压缩汽体压力。

流压----油井正常生产时测得的油层中部压力。

静压----油井投入生产以后，利用短期关井，待井底压力恢复稳定时，测得的油层中部压力。

饱和压力----溶解在原油中的天燃汽刚刚开始分离时的压力。

基准面压力----在油田开发过程中，为了正确地对比井与井之间的力高低，把压力折算到同一海拔深度

进行比较，相同海拔深度压力称基准面压力。

压力系数----指原始地层压力与静水柱压力的比值。

总压差-----目前地层压力与原始地层压力的差值。

油压差------目前地层压力与流压的差值。

流饱压差----指流压与饱和压力的差值。

地饱压差----指目前地层压力与饱和压力的差值。

注水压差-----指注水井井底流压与静压的差值。

流压梯度----油井正常生产时每米液柱所产生的压力。

静压梯度-----油井关井以后，井底压力恢复稳定时，每米液柱所产生的压力。

机戒油-----用各种机戒将油到地面上来的方法。

抽油机----是代动井下抽油泵工作的地面机戒。

抽油杆----是抽油机井的细长杆件，它上接总杆，下接抽油泵起传递动力的作用。

光杆----是钢质圆形杆件，它上连抽油机下连抽油杆，起传递动力的作用。

悬绳器----是驴头和光杆的连接装置。

抽油泵-----由抽油机带动把井内原油举升到地面的井下装置。

套管----用水泥固定在井壁上的钢管，起封隔油汽水层。加固油层。井壁的作用。

油管----下入套管中间的无缝钢管。

静液面----抽油机关井后，环空液面缓升到一定位置稳定下来的液面。

动液面----抽油机正常生产时，井口至液面的距离。

泵效----抽油泵的实际排量与理论排量的比值。

沉没度-----泵深与动液面的差值。

冲程----驴头往复运动，带动光杆运动的高点和低点的距离。

冲数----抽油泵活塞在工作筒内每分钟往复运动的次数。

充满系数----抽油泵活塞完成一次冲程时泵内进入油的体积和活塞让出的体积的比。

气锁-----深当深井泵内进入气体后，使泵抽不出油的现象。

示功图----示功仪在抽油机一个抽吸周期内测取的封闭曲线。

压裂-----利用水力作用，使油层形成裂缝的方法。

合层压裂----指对日口井中的生产层组的各个小层同时压裂。

单层选压-----是选择一个层组中的某一小层或某一段进行压裂。

油层破裂压力-----指油层破裂时的压力或油层刚开始吸水时的压力。

污染井---污染系数大于零的油层为污染井。

完善井---污染系数等于零的油层为完善井。

超完善井---污染系数小于零的油层为超完善井。

酸化井---污染系数小于-3的油层为酸化井。

吸水启动压力----油层刚开始吸水时的压力称吸水启动压力。

驱动方式----驱使原油流向井底的动力来源方式称驱动方式。

注水强度-----单位有效厚度的日注水量称注水强度。

含水率-----日产水量与日产液量的比值称含水率。

串槽--各层段沿油井套管与水泥环或水泥环与井壁之间的串通。

完钻井深----完钻井底至方补心顶面的距离。

水泥返高----套管和井壁之间水泥上升的高度。

人工井底----固井完成留在套管最下部的一段水泥的顶面。

水泥塞----从完钻井底至人工井底的水泥柱。

流度-----地层隙数与地下原油粘度的比值叫流度。

机诫油----利用各种机诫将油到地面上来的方法叫机诫油。

表皮因子-----表皮效应性质的严重程度称表皮因子。

油层中部深度----油水井井口至射孔井段（顶部至底部）1/2处。

供油半径---在多井生产时，油水井在地下控制一定范围的含油面积含油面积的半经称为供油半经。

石油知识———油气勘探知识

石油成因的学说

主要有无机成因和有机成因学说。多数学者认为石油主要是有机成因的。

生油岩

按照有机成因学说，大量的微体生物遗骸与泥砂或碳酸质沉淀物埋藏在地下，经过长时期的物理化学作用，形成富含有机质的岩石，其中的生物遗骸转化为石油。这种岩石称为生油岩。

储集层

是指能够储存和渗滤油气的岩层，它必须具有储存空间 (孔隙性 )和储存空间一定的连通性 (渗透性 )。储集层中可以阻止油气向前继续运移，并在其中贮存聚集起来的一种场所，称为圈闭或储油气圈闭。

油气藏

圈闭内储集了相当多的油气，就称为油气藏。

油气田

在地质意义上，油气田是一定 (连续 )的产油面积内各油气藏的总称。该产油面积是受单一的或多种的地质因素控制的地质单位。

油气聚集带

油气聚集带是油气聚集条件相似的、位置邻近的一系列油气藏或油气田的总和。它具有明确的地质边界。区，形成年产原油 430万吨和天然气 3.8亿立方米生产能力。

含油气盆地

在地质历史上某一时期的沉降区，接受同一时期的沉积物，有统一边界，其中可形成并储集油气的地质单元，称做含油气盆地。

生油门限

生油岩在地质历史中随着埋藏在地下的深度加大，受到的压力和温度增加，其中的有机质逐步转变成油或气。当生油岩的埋藏到达大量生成石油的深度 (也是与深度相应温度 )时，叫进入生油门限。

油气地质储量及其分级

油气地质储量就是油气在地下油藏或油田中的蕴藏量，油以重量 (吨 )为计量单位，气以体积 (立方米 )为计量单位。地质储量按控制程度及精确性由低到高分为预测储量、控制储量和探明储量。地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等 8县境内。已累计找到 14个油田，探明石油地质储量 1.7亿吨及含油面积 117.9平方公里。 1995年年产原油 192万吨。

油 (气 )按储量可分

按最终可储量值可分成 4种：特大油 (气 )田：石油最终可储量大于 7亿吨 (50亿桶 )的油田。天然气可按 1137米 3气 =1吨原油折算。大型油 (气 )田：石油最终可储量 0.7～ 7亿吨 (5～ 50亿桶 )的油 (气 )田。中型油 (气 )田：石油最终可储量 710～ 7100万吨 (0.5～ 5亿桶 )的油 (气 )田。小型油 (气 )田：石油最终可储量小于 710万吨 (5000万桶 )的油 (气 )田。

按圈闭类型划分油气藏

有构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏三大类。后两类比较难于发现，勘探难度大，称为隐蔽圈闭油气藏。

岩石分类

岩石分沉积岩、火成岩及变质岩三大类。多数油、气储存于沉积岩中，火成岩及变质岩中也可以储存油、气。常见的沉积岩有砂岩、砾岩、泥岩、页岩、石灰岩及白云岩等。

地层及其单位

岩石 (特别是沉积岩 )常常是由老到新呈现为层状排列的，因而把这些排列在一起的岩石统称为地层。地层的单位有大有小，因其成因和时代及工作需要可把排列在一起的岩石划分为不同的地层单位和系统。

地层时代划分

地层形成的年代有老有新，通常把地层的时代由老至新划分为太古代、元古代、古生代、中生代、新生代等，与 “ 代 ” 相对应的地层单位则称为 “ 界 ” ，如太古界、 …… 新生界等。 “ 代 ” 可以细分为 “ 纪 ” ，如中生代分为三叠纪、侏罗纪、白垩纪，新生代分为第三纪、第四纪等，与 “ 纪 ” 相对应的地层单位称为 “ 系 ” ，如侏罗系、第三系等。 “ 纪 ” 和 “ 系 ” 还可以再详细划分，如油、气勘探开发工作中常用到的 “××× 组 ” 和 “××× 层 ” ，就是更小的地层单位。

三维地震勘探

由于地震勘探的测线只提供了二维的信息，要了解一定面积内的地下情况需要把各条测线的地震剖面进行对比，找出相关的信息推断测线之间的地下情况，才能形成整体概念，这就可能产生相当大的人为误差。三维地震是在一定的面积上用地下地震信息的方法，它可从三维空间 (立体的 )了解地下地质构造情况。这种方法可以提供剖面的、平面的，立体的地下地质图构造图象，大大地提高了地震勘探的精确度，对地下地质构造复杂多变的地区特别有效。

高凝油

通常把凝固点在 40℃ 以上，含蜡量高的原油叫高凝油。辽宁省的沈阳油田是我国最大的高凝油田，其原油的最高凝固点达 67℃ 。

稠油

稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油。通常把地面密度大于 0.943、地下粘度大于 50厘泊的原油叫稠油。因为稠油的密度大，也叫做重油。我国第一个年产上百万吨的稠油油田是辽宁省高升油田。

天然气

地下出的可燃气体称做天然气。它是石蜡族低分子饱和烃气体和少量非烃气体的混合物。天然气按成因一般分为三类：与石油共生的叫油型气 (石油伴生气 )；与煤共生的叫煤成气 (煤型气 )；有机质被细菌分解发酵生成的叫沼气。天然气主要成分是甲烷。

干气和湿气

油田的伴生天然气，经过脱水、净化和轻烃回收工艺，提取出液化气和轻质油以后，主要成分是甲烷的处理天然气叫干气。一般来说，天然气中甲烷含量在 90%以上的叫干气。甲烷含量低于 90%，而乙烷、丙烷等烷烃的含量在 10%以上的叫湿气。

天然气与液化石油气区别

天然气是指蕴藏在地层内的可燃性气体，主要是低分子烷烃的混合物，可分为干气天然气和湿天然气两种。干气成分主要是甲烷，湿天然气除含大量甲烷外，还含有较多的乙烷、丙烷和丁烷等。液化石油气是指在炼油厂生产，特别是催化裂化、热裂化、焦化时所产生的气体，经压缩、分离而得到的混合烃，主要成分是丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等。

沉积相

指在一定的沉积环境下形成的岩石组合。在沉积环境中起决定作用的是自然地理条件的不同，一般把沉积相分为陆相、海相和海陆过渡相。

油气盆地数值模拟技术

油气盆地数值模拟技术主要是从盆地石油地质成因机制出发，将油气的生成、运移、聚集合为一体，充分研究各种地质参数，建立数字化动态模型，并形成一维～三维的计算机软件，全方位的描述一个盆地的油气形成及地质演化过程。

石油勘探

所谓石油勘探，就是为了寻找和查明油气，而利用各种勘探手段了解地下的地质状况，认识生油、储油、油气运移、聚集、保存等条件，综合评价含油气远景，确定油气聚集的有利地区，找到储油气的圈闭，并探明油气田面积，搞清油气层情况和产出能力的过程。

地震勘探

地震勘探是地球物理勘探中一种最重要的的方法。它的原理是由人工制造强烈的震动 (一般是在地下不深处的爆炸 )所引起的弹性波在岩石中传播时，当遇着岩层的分界面，便产生反射波或折射波，在它返回地面时用高度灵敏的仪器记录下来，根据波的传播路线和时间，确定发生反射波或折射波的岩层界面的埋藏深度和形状，认识地下地质构造，以寻找油气圈闭。

多次覆盖

多次覆盖是指用一定的观测系统获得对地下每个反射点多次重复观测的集地震波讯号的方法。它可以消除一些局部的干扰，有利于求得较准确的讯号。

地震剖面

地震勘探方法是在地面上布置一条条的测线，沿各条测线进行地震施工集地震信息，然后经过电子计算机处理就得出一张张地震剖面图。经过地质解释的地震剖面图就象从地面向下切了一刀，在二维空间 (长度和深度方向 )上显示了地下的地质构造情况。

地震勘探的数据处理

把记录集到地震信息的磁带上的大量数据输入到专用的电子计算机中，按照不同的要求用一系列功能不同的程序进行处理运算，把数据进行归类编排，突出有效的，除去无效和错误的，最后把经过各种处理的数据以波形、线形的形式绘制在胶片上或静电纸上，形成一张张地震剖面。这个过程就称做数据处理。

地震勘探中所说的速度

地震勘探所说的速度即是地震波的传播速度。常用的是平均速度，它是地震波垂直穿过某一岩层界面以上各地层的总厚度与各层传播时间总和之比，可以用来把地震记录的时间转换为深度 (距离 )。此外，还有层速度、均方根速度、叠加速度等。

水平叠加剖面

在用多次覆盖方法集的地震资料处理过程中，把共同反射点的许多道的记录经动校正以后叠加起来，以提高讯噪比 (高讯号与噪声的比例 )，压制干扰，用这种方法处理所得到的地震剖面叫水平叠加剖面。

叠加偏移剖面

在地震资料处理中，在水平叠加的基础上，实现反射层的空间自动归位，用这种方法处理得到的地震剖面，就是叠加偏移剖面。

垂直地震剖面

地震源放置于地面，接收的检波器置于深井中，地面激发震动后由不同深度的检波器接收地震波讯号，这种方法获得的地震波讯号是单程的，而不是反射或折射回来的，对分析和认识地下地质构造情况更为准确。

地震资料解释

地震资料解释是把经过处理的地震信息变成地质成果的过程，包括运用波动理论和地质知识，综合地质、钻井、测井等各项资料，做出构造解释、地层解释，岩性和烃类检测解释及综合解释，绘出有关的成果图件，对测区作出含油气评价，提出钻井位置等。

地震地层学

地震地层学是把地层学和沉积学特别是岩性、岩相的研究成果，运用到地震解释工作中，把地震资料中蕴藏的地层和沉积特征的信息充分利用起来，做出系统解释的方法。

地震层序

地震层序是沉积层序在地震剖面图上的反映。在地震剖面图上找出两个相邻的反映地层不整合接触的界面，则两个界面之间的地层叫做一个地震层序。但因为受不整合面影响，其间的地层即地震层序是不完整的，沿不整合面追踪到地层变成整合的之后，这个地震层序才是完整的。

层序地层学

层序地层学是在地震地层学基础上进一步发展的新学科，是综合地质、地震资料，详细划分并确立地下地层的层序，从而研究其构造活动、沉积环境的变化、岩相分布等。

地震相

地震相是指沉积物 (岩层 )在地震剖面图上所反映的主要特征的总和。地震相标志分为：内部反射结构；反射连续性；反射振幅；反射频率；外部几何形态及其伴生关系。

合成地震记录

合成地震记录是用声波测井或垂直地震剖面资料经过人工合成转换成的地震记录 (地震道 )。它是地震模型技术中应用非常广泛的一种，也是层位标定、油藏描述等工作的基础，是把地质模型转化为地震信息的中间媒介。

油气检测技术

油气检测技术是一种综合利用烃类存在的多种地震特性参数 (速度、频率、振幅、相位等 )来确定油气富集带的方法。这类技术有许多种，目前常用的有亮点技术和 AVO技术等。

储集层预测技术

储集层预测技术是综合应用地震、地质、钻井、测井等各项资料对地下储集层的分布、厚度及岩性和物理性质变化进行追踪和预测的一项先进技术。

地震横波勘探

地震波 (弹性波 )的传播有纵波与横波两种，纵波质点位移的方向与波的传播方向平行，横波的质点位移方向与波的传播方向垂直。现在通用的地震勘探方法集的是纵波的讯号，集横波讯号的称做地震横波勘探。横波在判断岩性、裂缝和含油气性方面有其固有的优点。此种勘探方法在我国正处于研究和实验阶段。

重力勘探

各种岩石和矿物的密度 (质量 )是不同，根据万有引力定律，其引力也不相同。椐此研究出重力测量仪器，测量地面上各个部位的地球引力 (即重力 )，排除区域性引力 (重力场 )的影响，就可得出局部的重力差值，发现异常区，这一方法称做重力勘探。它就是利用岩石和矿物的密度与重力场值之间的内在联系来研究地下的地质构造。

磁力勘探

各种岩石和矿物的磁性是不同的，测定地面上各部位的磁力强弱以研究地下岩石矿物的分布和地质构造，称做磁力勘探。由于地球本身就是个大磁体，所以对磁力的预测值应进行校正，求出只与岩石矿物磁性有关的磁力异常。一般铁磁性矿物含量愈高，磁性愈强。在油气田区，由于烃类向地面渗漏而形成还原环境，可把岩石或土壤中的氧化铁还原成磁铁矿，用高精度的磁力仪可以测出这种磁异常，从而与其它勘探手段配合，发现油气田。 ?

电法勘探

电法勘探的实质是利用岩石和矿物 (包括其中的流体 )的电阻率不同，在地面测量地下不同深度地层介质电性差异，用以研究各层地质构造的方法，对高电阻率岩层如石灰岩等效果明显。电法勘探种类较多，我国目前石油电法勘探一般用直流电测深、大地电磁测深、可控源声频大地电磁测深等方法，近期又发展了差分标定电法、大地电场岩性探测法等新方法。

地球化学勘探

根据大多数油气藏的上方都存在着烃类扩散的 “ 蚀变晕 ” 的特点，用化学的方法寻找这类异常区，从而发现油气田，就是油气地球化学勘探。油气地球化学勘探方法的种类比较多，常用的是土壤烃气体测量、土壤硫酸盐法、稳定碳同位素法、汞和碘测量法等，还有地下水化学法及井下地球化学勘探法。

地球物理测井

地球物理测井简称测井，是在钻孔中使用测量电、声、热、放射性等物理性质的仪器，以辨别地下岩石和流体性质的方法，是勘探和开发油气田的重要手段。

油气评价总体思路及一般程序

孙吴－嘉荫盆地位于黑龙江省东北部、松辽盆地的北端，北隔黑龙江与俄罗斯的结雅－布列亚盆地为同一盆地，面积为22810km2。大地构造上东临佳木斯地块，西为大兴安岭褶皱带。盆地是在吉－黑褶皱系和佳木斯隆起基础上经燕山运动而形成的中—新生代盆地，具有断陷和坳陷双重结构特点。盆地具有三凹二隆的构造格局，依次为孙吴断陷、茅栏河隆起、沾河断陷、富饶隆起和嘉荫断陷。盆地经历了张裂—断陷—抬升—坳陷—沉降—抬升的构造演化过程。孙吴－嘉荫盆地基底为古生代花岗岩，沉积盖层自下而上划分为下白垩统宁远村组和淘淇河组，上白垩统永安村组、太平林场组、鱼亮子组和富饶组，古近系乌云组，新近系孙吴组和第四系。主要发育湖泊、扇三角洲、湖底扇和火山岩相。盆地目前完成重磁13994点，二维地震2100km（其中选区项目部署二维地震695km，探井1口，地质井3口，2008年量油2.18×108t，气409.15×108m3。

（一）地层分布特征

孙吴－嘉荫盆地发育的地层有宁远村组、淘淇河组、永安村组、太平林场组、鱼亮子组、乌云组和孙吴组，其上为第四系覆盖。

下白垩统宁远村组岩石组合为浅**细粒岩屑长石砂岩、浅黄褐色凝灰砂岩、浅**岩屑砂岩、灰白色中粒凝灰砂岩、黑色细砂粉砂岩、灰色砾岩、黑色泥岩和细砂岩夹煤层。

下白垩统淘淇河组下段以砾岩、砂砾岩为主，夹含砾长石砂岩和泥岩，底部常出现凝灰岩。上段沉积物颗粒较细，为中细粒砂岩、粉砂岩、泥岩夹薄层煤层。

上白垩统永安村组岩石组合以粉砂质泥岩和粉砂岩为主，夹数层细粒长石砂岩、局部含砾粗—细长石砂岩和薄层钙质砂岩、泥岩、石膏和薄煤层。砂岩中见交错层理，含丰富的植物化石和孢粉、鱼类、介形类、淡水双壳类及腹足类化石。

上白垩统太平林场组岩石组合以灰色泥岩和泥质粉砂岩为主，其次为细粒长石砂岩，底部为油页岩，粒度较永安村组更细。本组含叶肢介、介形类、鱼及植物化石、孢粉。

上白垩统鱼亮子组岩石组合为一套灰绿色—**砂砾岩、砾岩、含砾砂岩为主的粗碎屑沉积。以富含恐龙化石为特征，与下伏太平林场组为整合接触。

上白垩统富饶组为一套煤系地层，以灰黑色、黑褐色粉砂质泥岩、炭质泥岩及粉砂岩为主，夹薄层褐煤，厚度大于55m，与上覆古新统乌云组呈整合接触。

古近系古新统乌云组由灰白色、黄褐色泥岩、泥质页岩夹砂岩组成，底部有**砂砾岩，其上被孙吴组覆盖。产丰富的植物化石和孢粉，见少量昆虫。

新近系中新统—上新统孙吴组上部为灰白色、灰绿、灰**半胶结的中细粒—中粗粒砂岩，下部为砾岩、砂砾岩。

孙吴－嘉荫盆地自下而上具有冲积扇－扇三角洲－湖泊→湖泊→曲流河－曲流河三角洲－湖泊→辫状河－辫状河三角洲－湖泊→冲积扇－扇三角洲－湖泊的沉积演化规律。宁远村组为一套火山岩地层，其上的淘淇河组、永安村组、太平林场组、鱼亮子组、乌云组和孙吴组为连续正常沉积的地层，各组间没有较大范围的不整合接触关系。淘淇河组和孙吴组发育的沉积相为冲积扇相、扇三角洲相和湖泊相；永安村组和太平林场组为曲流河相、曲流河三角洲相和湖泊相，永安村组为河流淡水注入少，有蒸发岩出现；鱼亮子组、乌云组均由辫状河相、辫状河三角洲相和湖泊相构成。

（二）构造单元划分及演化

1.构造单元划分

孙吴－嘉荫盆地基底埋深一般在0.1～2.2km 之间，俄罗斯境内结雅－布列亚盆地基底埋深可达2.8km（图3-25），显示盆地基底深度自南向北逐渐加深。盆地基底形态具有构造轴向北东走向的三断二隆的构造特征，与俄罗斯境内的坳陷区隔江相对，自西向东相间分布，并明显受北东向基底断裂控制，依次为孙吴断陷、茅栏河隆起、沾河断陷、富饶隆起和嘉荫断陷。根据断裂发育及基底结构，可进一步划分9个二级构造单元（图3-26）。

孙吴断陷　位于盆地西部，以F1、F2断裂所形成的北东向断陷，北部以黑龙江为为界，面积约5650km2，该区的重力异常整体呈东西分带、南北分块特征，北部重力异常呈南北向展布；而在孙吴断陷南部则呈北北东向展布。重力计算的基底埋深在100～2400km，形态为东浅西深，中部辰清乡一带的局部断凸将南、北断陷隔开，在吴家铺－新村一带存在一局部断凹，基岩可达埋深2400km。孙吴断陷向北与俄罗斯境内相应断陷隔江相连，基岩埋深2800km。基底岩性主要为华力西晚期花岗岩，在断陷南部F18断裂以南，主要为古生界浅变质岩基底。根据基底埋深、基底起伏、沉积岩厚度等特征，进一步划分出卧牛河凸起、腰屯断凹、龙镇东凹陷等5个二级构造单元。其中腰屯断凹基底埋深500～2100m，局部达2300m。沉积盖层以侏罗系、白垩系、古近系和新近系为主。

图3-25 孙吴－嘉荫盆地基底深度图

图3-26 孙吴－嘉荫盆地构造单元划分图

茅栏河隆起　位于盆地孙吴断陷以东，与沾河坳陷以F5、F6断裂为界，面积约700km2，基底埋深比较浅，在100～400m 之间。该隆起基底为花岗岩。

沾河断陷　位于盆地中部，以F5、F6断裂为断陷西部边界，东部以F6断裂为界，在断陷活动作用下形成的北东—北北东走向断陷，北部以黑龙江为界，面积约7810km2。该区的重力异常整体上两侧高、中间低，东部高于西部，自西向东存在特征鲜明的4个重力低值区、3个重力高值区。可以看出基底形态相当复杂，在北东向及北西向两组断裂的不同时期断陷活动的作用下形成多个北东走向的断凹、断凸，基底埋深一般在0～2200km 之间，局部断凸上有多个基岩出露。根据本次重力反演基底深度计算结果及重力资料对沾河坳陷南部断裂分布的最新研究结果，确定了沾河坳陷南部（盆地南部）与汤元山盆地的边界为F14断裂，解决了孙吴－嘉荫盆地南部边界不清的问题。沾河坳陷向北与俄罗斯境内相应坳陷隔江相连，基岩埋深2.1km。沾河坳陷基底主要为华力西期晚期花岗岩组成，断陷西南部存在规模不大的古生界浅变质岩基底。根据基底埋深、基底起伏、沉积岩厚度等特征，进一步划分出乌底河断凹、松树沟凸起、五道林凸起、石参山断凹等4个二级构造单元。

富饶隆起　位于盆地沾河坳陷以东，与沾河坳陷以F5、F6断裂为界，北部以黑龙江为为界，东部以F10断裂与嘉荫坳陷相邻，面积约1950km2，基底埋深比较浅，在100～400km 之间，局部基岩出露。该隆起北部基底岩性为华力西晚期花岗岩。

嘉荫断陷　位于盆地东部，在北西向断裂及北东向断裂的叠加作用下，形成断陷北部以北西走向为主，南部以北东向走向为主。该坳陷北部以黑龙江为界，西部以F10断裂与富饶隆起相邻，东部及南部以基岩出露线为盆地边界。面积约5000km2，根据最新的重力资料反演计算的基底埋深在0～2.5km 之间，形态为两凹夹一凸，可划分为3个二级构造单元即结烈河凹陷、嘉荫凸起及乌拉噶断凹，最深处在结烈河凹陷，深度为2.5km。嘉荫断陷基底主要为华力西晚期花岗岩及中元古界变质岩组成，以中元古界变质岩为主，两者以F11断裂为界。反映在1∶100万的磁测资料上，该坳陷为平缓大面积分布的幅值在－50nT至50nT的弱磁场区，与其它地区分布广泛的100nT以上正值异常区截然不同。

2.构造演化

孙吴－嘉荫盆地的形成和演化与邻近的松辽盆地颇为相似，大致经历了热隆张裂、裂陷、坳陷和萎缩4个阶段。

（1）热隆张裂阶段

在三叠纪—早白垩世可能因为地幔柱的形成，促使莫霍面拱起，发生热隆作用，引起张裂构造构成盆地雏形，直至白垩纪早期演化成规模不等的裂陷。

（2）裂陷阶段

这一阶段发生在早白垩世，是盆地的萌生期。其火山活动十分强烈，宁远村组沉积早期地层以火山岩为主，只在裂陷的深凹处沉积有断崖扇、洪积扇；宁远村组沉积晚期，在断陷深部位，沉积有小范围的浅湖和半深湖相地层。盆地处于过补偿沉积环境，是一个快速沉积、填平补齐的过程。

（3）坳陷阶段

宁远村组沉积末期，太平洋板块向欧亚大陆俯冲，挤压力波及盆地，盆地褶皱回返成陆，并遭受剥蚀，形成低幅度的丘陵地貌。其后，盆地开始沉降，进入坳陷期，先后沉积了淘淇河组、永安村组、太平林场组、鱼亮子组、富饶组。

（4）萎缩阶段

喜马拉雅运动同样也是孙吴－嘉荫盆地的一次重要的构造运动。在孙吴、逊克、嘉荫断陷内均沉积了以乌云组为代表的泥岩及薄层河湖相沉积建造，但范围大小不一。至新近纪末，广大区域内受断裂控制，有玄武岩喷溢，显示本区进入了一个新的构造沉积旋回。

（三）石油地质条件

1.孙吴－嘉荫盆地暗色泥岩发育，达到低熟—成熟阶段

根据重磁资料结合厚度分析，推测孙吴－嘉荫盆地沉积岩厚度在400～2000m，与本区大地电磁资料反演低阻沉积层最大厚度在1600～1800m 是吻合的。孙吴－嘉荫盆地的淘淇河组、永安村组、太平林场组暗色泥岩是主要烃源岩层，野外暗色泥岩最大厚度分别达104m、258m和254m，总厚度达616m。利用钻井和露头的泥地比，结合重磁解释的沉积岩厚度，预测了孙吴－嘉荫盆地泥岩厚度和分布，泥岩厚度一般在0～650m 之间，其分布严格受断陷规模和断裂控制。孙吴－嘉荫盆地主要目的层为永安村组、太平林场组。从有机质类型看，野外集到的太平林场组暗色泥岩样品的干酪根分析结果，腐泥组最高含量93%，平均含量57.8%；壳质组含量为2.3%；镜质组含量最高30.0%，平均含量14.5%。有机质类型主要为Ⅱ型。从族组成分析看：野外所选剖面样品镜质体反射率在0.3%～1.0%之间，说明烃源岩有机质部分已进入低熟—成熟阶段。用嘉D 1井Ro与深度的关系推断，烃源岩深度在2000m 进入生油高峰。在太平林场组暗色泥岩所夹的砂岩样品中，经薄片分析鉴定首次发现含油，说明有机质已成熟，并已发生过油气生成和运聚。

2.孙吴－嘉荫盆地储层物性好

孙吴－嘉荫盆地以粗碎岩储层为主，物性较好，具备良好的油气储集能力。乌云组、永安村组和淘淇河组为储层发育层位，孔隙类型以原生粒间孔隙和粒内溶蚀孔隙为主。乌云组砂岩占地层总厚约50%以上，孔隙度为35.1%，渗透率较低，为（0.19～9.5）×10-3μm2。永安村组孔隙度最大值为30.9%，平均值为17.80%，渗透率最大值为786.00×10-3μm2，平均值为393.04×10-3μm2，为中孔、高渗储层。淘淇河组孔隙度最大值为32.8%，平均值为16.50%，渗透率最大值为209.00×10-3μm2，平均值为16.98×10-3μm2，为中孔、中渗储层，物性较好，具备良好油气储集能力。

3.盖层特征及生储盖组合分析

孙吴－嘉荫盆地盖层主要以泥岩和页岩为主，分布广泛，厚度大，上白垩统主要目的层之上发育的致密砂泥岩、砾岩覆盖在目的层烃源岩之上，封盖条件较好。

综合分析认为，孙吴－嘉荫盆地主要目的层为下白垩统淘淇河组及上白垩统永安村组、太平林场组，目的层在盆地凹陷处埋深较大，烃源岩达到成熟阶段，储层发育在淘淇河组、永安村组中，储层孔隙性及渗透性较好，有较强的油气储集能力，盖层为目的层及其之上发育的致密砂泥岩、砾岩，盆地中可能形成有多种生、储、盖组合，由于盆地内一些地层的下部是泥岩，上部是砂岩，同时砂岩又有泥岩夹层，易形成一套自生、自储、自盖式组合，也可能形成下生上储、侧生侧储的组合形式。

（四）有利区带预测

1.重磁预测全盆地有利勘探远景区

（1）孙吴断陷的腰屯断凹

孙吴断陷腰屯断凹面积2100km2，基底埋深500～2100m，局部达2300m。在吴家铺－新村一带存在一局部断凹，基岩可达埋深2400km，预测泥岩厚度300～500m，与之相邻的俄罗斯境内坳陷面积大，基岩埋深3000m。沉积盖层以白垩系、古近系和新近系为主。

（2）沾河断陷的乌底河断凹

沾河断陷面积7810km2，断陷内乌底河断凹，面积1200km2，石参山断凹，面积900km2。盖层沉积较全，主要有白垩系、古近系和新近系。其中主要目的层白垩系最大厚度800m。利用厚度分析法预测本区泥岩厚度为200～400m。太平林场组在逊克县南部地区，暗色泥岩厚度较大，并夹有较厚油页岩层（含油率0.6%～25%），古生物化石丰富，地化指标反映出湖相沉积，具还原—弱还原环境，暗色泥岩占地层厚度39%，泥岩单层厚17.5～28.0m。凹陷内基底最大埋深1500m。

这两个地区面积较大，基底埋藏相对较深，主要目的层白垩系具有一定的厚度，其中暗色泥岩发育，有机质丰富，具备油气成藏条件，并与临近俄罗斯的主要坳陷衔接较好，是孙吴－嘉荫盆地目前油气勘探的有利勘探远景区（图3-27）。

（3）嘉荫断陷

嘉荫断陷面积3384km2，基底埋深在0～2.8km 之间，为全盆地基底深度最大的一个断陷，构造形态为两凹夹一凸，可划分为3个二级构造单元，即结烈河凹陷、嘉荫凸起及乌拉噶断凹，最深处在结烈河凹陷，深度为2.8km。盖层沉积较全，主要有白垩系、古近系和新近系。野外地质剖面观察在嘉荫县火烧桥一带，主要目的层永安村组厚555m，出露面积较小，泥岩累积厚237.07m。野外剖面取样分析表明暗色泥岩有机碳平均分别为0.778%和0.843%，氯仿沥青“A”平均值分别为0.071%和0.0553%，生烃潜量平均值分别为1.70mg/g和0.85mg/g。从有机质丰度看，生油岩达到了好—较好的生油岩标准。总之，嘉荫断陷面积较大，基底相对较深，地层发育较全，是孙吴－嘉荫盆地目前油气勘探的有利勘探远景区。

图3-27 孙吴－嘉荫盆地有利区预测图

2.高精度重磁解释确定孙吴断陷腰屯断凹为有利勘探区带

腰屯断凹平面上呈南北向展布，南宽北窄，南北延伸55km，东西宽10～15km，分布面积为1020km2，该断凹是由腰屯断裂、山河屯断裂共同控制的双断结构，最大埋深超过－3000m。腰屯断凹在孙吴县以北地区重力异常呈现高低相间的特点，预示着断陷内隆凹相间，东西分带，区间不乏背斜、半背斜、断块等构造圈闭。腰屯地区的剩余磁力异常显示沿腰屯断凹主控断裂，分布有一定面积的局部正磁力，这些磁力正异常，基本呈南北延伸长、东西分布短的不规则椭圆状分布，单个磁力异常面积达几十平方千米，推测其为断陷内火山岩磁力异常的反映。这些现象说明腰屯断凹除发育构造圈闭外，还可能发育一定规模的火山岩等岩性圈闭。从断凹的规模、断陷期地层厚度、基底顶面埋深等几个方面综合评价，认为腰屯断凹是下一步勘探的有利地区（图3-28）。

图3-28 孙吴－嘉荫盆地孙吴断陷有利区带预测图

3.地震预测有利勘探区

（1）嘉荫地区油气聚集有利区带预测

综合分析认为，嘉荫地区生、储、盖条件较好，烃源岩较为发育，储层、盖层物性条件较好。从剖面和构造图上看，乌拉嘎凹陷是本区规模和深度最大的一个凹陷，为一个西陡东缓、走向近北北东向的箕状断凹，凹陷中部存在鼻状构造，由深到浅，各层逐渐变得平缓。乌拉嘎凹陷湖相地层发育，其湖相沉积地层最深达1.7s左右，深度达2600m 左右，烃源岩比较发育，最厚处达475m。该区生油门限较浅，只有1200m。综合本区的石油地质特征，确定乌拉嘎凹陷是本区最有利的含油气有利区带（图3-29）。

图3-29 孙吴－嘉荫盆地嘉荫地区含油气有利区带预测图

（2）逊克－沾河地区油气聚集有利区带预测

本区构造特征为两凸夹一凹，烃源岩主要发育在工区中南部的沾河向斜。沾河向斜为一个东断西超、走向近北北东向的断凹，存在两个规模较大的鼻状构造，由于受勘探程度的限制，推测该区正向构造比较发育，还有待于后续地震工作证实。逊克－沾河地区生、储、盖条件较好，烃源岩较为发育，储层、盖层物性条件较好，生、储、盖配置条件较好，断层起主要连通作用。火山岩沿断裂侵入现象明显，火山岩侵入造成地温升高，存在由煤生气的可能。沾河向斜内均存在鼻状构造，表明沾河向斜内正向构造较为发育，存在形成构造油气藏的可能。宁远村组火山岩发育，从岩石物性分析看，可作为储层，其与上部淘淇河组烃源岩直接接触，油气向下运移成藏成为可能。综合本区的石油地质特征，确定沾河向斜是本区最有利的含油气区带（图3-30）。

图3-30 孙吴－嘉荫盆地沾河地区有利含油气区带预测图

4.嘉1井钻探成果

嘉1井位于黑龙江省黑河市逊克县逊克农场1分场9队西南6.0km，是孙吴－嘉荫盆地沾河断陷沾河向斜上的一口区域探井，自下而上钻遇基底、下白垩统宁远村组、淘淇河组、上白垩统永安村组、太平林场组、新近系孙吴组和第四系。

（1）烃源岩地球化学特征

永安村组烃源岩有机碳为1.105%～1.806%，平均值为1.504%；氯仿沥青“A”为0.0348%；总烃为267.49×10-6；生烃潜量为0.08～1.28mg/g，平均值为0.41mg/g。淘淇河组烃源岩有机碳为0.526%～7.178%，平均值为1.950%；氯仿沥青“A”为0.0159%～0.1169%，平均值为0.0433%；总烃为（180～880）×10-6，平均值为370×10-6；生烃潜量为0.14～8.40mg/g，平均值为2.49mg/g。根据陆相烃源岩有机质丰度评价标准，永安村组为差—中等烃源岩，淘淇河组为中等—好烃源岩。

淘淇河组烃源岩有机质类型以腐泥腐殖型和腐殖型为主，即Ⅱ2和Ⅲ型。根据烃源岩有机质显微组分统计可知，永安村组烃源岩样品1个，干酪根类型为Ⅱ2型；淘淇河组烃源岩样品24个，其中Ⅱ1型为5个，Ⅱ2型为12个，Ⅲ型7个，这与H/C-O/C原子比关系以及IH-Tm ax图版进行的分类是相符的。

沉积岩中有机质的丰度和成烃母质类型是油气生成的物质基础，有机质的热演化程度是油气生成的关键。下面根据陆相烃源岩有机质成烃演化阶段划分及判别指标，划分嘉1井永安村组和淘淇河组烃源岩的热演化阶段。

嘉1井永安村组烃源岩镜质体反射率值为0.49%；最高热解峰温为427～520℃，平均值为467℃。淘淇河组烃源岩镜质体反射率为0.54%～1.30%，平均值为0.72%；最高热解峰温为420～462℃，平均值为438℃。就这两项分析结果来看，充分说明嘉1井永安村组烃源岩为未成熟—低成熟热演化阶段，淘淇河组烃源岩为低成熟－成熟热演化阶段。

永安村组烃源岩正构烷烃碳数分布特征呈单峰型分布，碳数范围一般为nC14～nC35，主峰碳为nC19和nC21；∑C21－/∑C22＋为1.02～1.，显示轻烃组分占有优绝对优势；OEP值为1.07～1.14，具有明显的奇碳数优势；Pr/Ph比值为0.48～0.86，具植烷优势，说明沉积环境为咸化还原环境；Pr/nC17和Ph/nC18比值分别为0.43～0.69和0.49～0.81，表现出烃源岩热演化程度较低的特征。淘淇河组烃源岩正构烷烃碳数分布特征呈单峰型分布，碳数范围一般为nC14-nC 37，主峰碳多为nC19和nC23，其次是nC21和nC25，∑C21－/∑C22＋为0.16～1.37，多数小于1,C21+C22/C28+C29为0.32～5.86，显示重烃组分占有绝对优势。OEP值为0.43～3.76之间，多数大于1，具有明显的奇碳数优势；Pr/Ph比值为0.60～2.31，多数接近于1，姥鲛烷和植烷优势不明显，说明沉积环境为弱氧化弱还原环境；Pr/nC17和Ph/nC18比值分别为0.21～1.98和0.08～1.49，表现出烃源岩热演化程度较低的特征。这种明显的高碳数正构烷烃的奇数碳优势表明孙吴－嘉荫盆地沾河断陷烃源岩有机母质来源既有陆生高等植物又有低等水生生物。

（2）储层物性特征

嘉1井储层取心段深度为1287～2042.80m、2490.4～2644.59m、2792.04～2795.33m，依次对应地层淘淇河组、宁远村组、基底。

淘淇河组砂岩共取样8块，根据实测的砂岩岩心薄片镜下鉴定结果，储层岩性主要为不等粒砂岩、粗砂岩，其次是细砂岩，含个别砾石，砾石成分为凝灰岩、碎裂石英、单晶长石，砾石最大粒径2.8mm左右。颗粒排列疏松，孔隙发育较差。陆源碎屑含量为50%～94%，主要由石英、长石和岩屑组成；火山碎屑含量为3%～30%，基本为火山灰尘，多呈团块状，少量呈填隙物状充填在孔隙中，火山灰团块边缘界限不清。填隙物主要为碳酸盐胶结物和泥质杂基，泥质含量少，具重结晶，呈团块状、薄膜状和条带状分布；次生碳酸盐充填在岩石的孔隙中，呈团块状分布，碳酸盐为方解石、菱铁矿和碳钠铝石，大多为碳钠铝石，碳钠铝石呈放射状、束状分布，碳酸盐溶蚀交代碎屑颗粒，部分碎屑颗粒被完全交代呈现其象。粗砂岩的碎屑颗粒粒度主要分布在0.52～1.60mm之间，磨圆度为次棱，分选性好。颗粒之间一般为点接触，胶结类型为孔隙，其次是薄膜－孔隙。不等粒砂岩的碎屑颗粒粒度主要在0.16～1.82mm之间，磨圆度为次棱，分选性差。颗粒之间一般为点接触或点－线接触，胶结类型为孔隙和薄膜－孔隙。细砂岩的碎屑颗粒粒度主要在0.12～0.25mm之间，磨圆度较好，分选性好。颗粒之间一般为点接触，胶结类型为孔隙。

宁远村组共取了6块样品，根据实测的岩心薄片镜下鉴定结果，宁远村组岩性主要为安山质沉凝灰岩，其次是中砂岩、安山岩和碎裂岩。其中砂岩取了1块样品，为含火山灰中砂岩，呈含粗砂中砂状结构，颗粒排列较疏松，孔隙发育差。泥质具重结晶，呈团块状、薄膜状分布，含少量碳酸盐岩和一定量的火山碎屑，基本为火山灰尘，多与泥质混合，呈团块状或填隙物状分布。火山灰尘团块边缘界线不清。含少量黑云母，多具绿泥石化。碎屑颗粒粒径主要在0.28～0.50mm之间，磨圆度较好，分选性好。颗粒之间为点接触，胶结类型为孔隙－薄膜。

淘淇河组砾岩物性相对较好，其次是淘淇河组砂岩，宁远村组砂岩物性普遍较差，随深度增加物性有变差的趋势。

由铸体薄片观察分析，嘉1井孔隙发育很差，主要为少量的粒间孔和粒内溶孔，有些样品铸体薄片观察不到孔隙。

（3）生、储、盖组合

本井区主要生油层为下白垩统淘淇河组、上白垩统永安村组，其暗色泥岩是主要烃源岩，有机质丰富，达到了成熟阶段；储层发育在淘淇河组、宁远村组砂岩中，孔隙性、渗透性较好，具备油气储集能力；盖层为目的层及其之上发育的致密砂泥岩、砾岩，封盖条件较好。可能形成有多种生、储、盖组合类型，由于该井淘淇河组顶部和底部是砂砾岩，中部是泥岩和砂岩夹层，易形成一套自生、自储、自盖式组合，也可能形成下生上储、上生下储的生储盖组合类型。

嘉1井钻探在淘淇河组见到大套暗色泥岩，有机质丰度中等－较好，有机质类型为Ⅱ：和Ⅲ型，达到成熟。储层物性淘淇河组砾岩相对较好，其次是淘淇河组砂岩。证实孙吴－嘉荫盆地具有较好的勘探前景。

　油藏工程研究和油藏数值模拟技术

油气评价的实质就是科学地、定量地、系统地开展油气地质综合研究和勘探可行性、效益分析，因此应贯穿于油气勘探全过程。即不管是勘探程度很高的地区，还是勘探程度很低的地区，不管勘探对象是小（例如一个小断块圈闭）还是大（例如一个盆地乃至全球），其勘探工作中都必须把油气评价工作放在第一位，对勘探目标甚至井位进行分析和排队，优选目标和井位进行勘探，对于新区，是为了尽可能规避高风险目标，提高勘探成功率和效益，做到有目的地有地开辟新的勘探领域，建设和培育后备接替基地。对于老区，则是尽可能减少勘探开发工作量的浪费，降低成本，提高整体效益。

严格地讲，油气评价总体思路并非固定不变，不能简单划一，也不存在处处实用的一般工作程序。由于评价工作的组织者不同，评价的目的和要求就不同；由于评价工作实施者经验不同，风格不同，所取的思路、方法技术也就有所不同；当然，针对不同的对象，也应取不同的思路和程序。

概略来说，油气评价的组织者可分为三类，一是国际组织，二是国家（往往以行政主管部门负责，如我国原地质矿产部就组织了第一轮全国油气评价工作和多次较大规模的油气评价工作），三是石油公司及其下属单位。相应地，油气评价也就分出国际、国家和石油公司三个层面。

对于国际层面的油气评价，主要是通过有关会议（如国际地质大会、国际石油大会、AAPG年会等）组织有关专家进行全球油气评价与论证；也可由某一国际组织不定期地开展油气评价工作，如CCOP于1987～1991年开展的“东亚沉积盆地分析”项目，即组织中国等8个成员国对东亚陆地及近海地区主要沉积盆地的油气进行了评价；也可由某一非国际机构或有关专家开展油气评价工作，如美国地质调查局（USGS）2000年公布了其对全球油气评价的结果，前苏联专家古勃金（1937）对世界油气评价进行了粗略估算。总体上讲，国际层面的油气评价已由原来的成因法（以盆地或凹陷为单元）向总含油气系统法（以含油气系统为单元）深化，评价精度和结果可靠性有所提高，但不管什么方法，其评价的结果主要反映在当时认识程度下全球总量、分布规律及未探明油气潜力，为国际、地区和国家能源结构调整、能源政策的制定和充分利用国际提供依据和方向。

对于国家层面的油气评价，一般是由某一代表国家利益并行使油气管理权的机构组织人员实施。国外具有代表性的实例有：1960～1966年苏联组织约7000名专家对全苏联所有沉积矿产进行了评价，其中包括油气的系统评价；1962～12年美国组织100多名专家对全美国油气进行了系统评价。国内具有代表性的实例有：1982～1986年当时的地质矿产部组织数百名专家开展了“我国主要含油气盆地油气预测与评价”项目（即地质矿产部所谓的第一轮全国油气评价），1992～1994年当时的石油天然气总公司和海洋石油总公司组织24个单位数百名专家开展了第二次全国油气评价工作。国家层面的油气评价，其目的是准确掌握国家油气状况，特别是剩余油气分布及品质、勘探开发技术可行性，为制定国家能源政策，促进国家油气的有效管理和利用，促进国家工业布局优化和国民经济可持续发展，保障国家安全提供保证，为国家制定长远规划提供依据。

对于石油公司层面的油气评价，一般是由公司内部专门机构实施，也可聘请外部咨询机构和有关专家实施。总体上讲，石油公司是以盈利为目的，所以其油气评价一般规模不大，主要是针对自己拥有矿权的区块和意欲争取矿权的区块，从总量、分布状况、品质、技术经济可行性、效益等方面进行全面的系统的分析与评价，优选目标和方案。

由上述可知，国际层面和国家层面油气评价比较相近，均以弄清油气总量、分布规律、剩余非探明状况和勘探技术可行性为主要目的。而石油公司层面油气评价则不同，其主要的目的不仅是确定油气分布状况和勘探技术可行性，而且特别关注油气的品质、勘探开发成本及经济可行性、分析经济效益、优选方案等。相应地，油气评价的总体思路及工作程序也有所不同。

2.4.1 国家和国际层面油气评价总体思路及工作程序

国家和国际层面油气评价的范围广阔，对象复杂，又往往是大兵团作战，因此其总体思路应是：以盆地为基本评价单元，在先进的大地构造理论和油气地质理论指导下，开展区域地质背景研究和盆地类型划分与对比，编制相关基础图件，用统一的原则和方法进行评价和汇总。上述总体思路可用图2-1示意。其中的主导思想是：①“动态跟踪”，即每次油气评价，不管其方法多么先进，均不可完全准确地预测油气量和其分布，达不到一劳永逸的效果，更何况油气概念本身就是一个可随时变化的概念，人类对成藏模式、成藏条件的认识也是逐渐变化、逐渐逼近真理的，所以每隔一段时期，由于成盆、成烃、成藏理论的更新，各地区勘探开发程度和研究程度加深，新成果、新认识不断出现，故要求进行新一轮油气评价，以紧跟勘探开发形势和人类的认识水平。②“抓大放小”，在全国乃至全球的评价中，理论上所有盆地都应评价，但实际上办不到，也没有必要。勘探实践证明，少数富油大盆地的油气在全国乃至全球油气中所占比例很大。因此，评价中只要抓住这些富油的大盆地，适当兼顾中型盆地，就能基本上弄清全国乃至全球的总量和分布状况，而对占多数的小盆地没有必要进行评价，至少没有必要投入大量人力物力进行精细评价。③“求同存异”，就是要在评价中，建立统一的评价原则，选择统一的技术方法，确定统一的参数取值原则，以利于结果的进一步汇总和开展对析。对于盆地间成藏模式之差异性等，尽可能化小或忽略。

图2-1 国家和国际层面油气评价总体思路

在这个层面的油气评价中，通常的工作程序是：

（1）组建评价专家班子。

（2）讨论确定评价的目的、要求和结果的用途。如评价目的是预测中期（5～10年），还是长期（10年以上）油气勘探开发潜力；评价对象仅为常规油气，还是包括了非常规油气；评价范围是全球还是某一特定区域；要求的精度是高是低；结果是用于建立油气信息库，还是用于制定能源政策或能源发展规划。

（3）明确指导思想，制定实施。

（4）召开学术讨论会，组织相应技术培训班，规范术语，统一评价原则、评价方法及参数选取方法。

（5）资料收集整理，编制基础图表。

（6）开展盆地分析和含油气系统分析。

（7）选取参数，进行各盆地油气评价。

（8）进行质量控制，对各盆地评价过程和结果进行分析，改进参数选取方法，提高结果可靠性和可比性。

（9）汇总，并进行可靠性分析，进行与上次油气评价结果的对析。

2.4.2 石油公司层面油气评价总体思路及工作程序

石油公司层面油气评价的范围局限，目标明确，评价的目的多种多样。但总体看，评价的精度较高，结果的可靠性要求较高，而且评价中基本上都要进行经济可行性分析和决策分析。因此，其评价的总体思路是：以勘探层（Play，也称区带，下同）和勘探目标为基本评价单元，在含油气盆地和含油气系统分析基础上，应用先进成藏理论为指导，以先进的技术（甚至包括油藏描述、储层建模及可视化技术）为工具，对典型油气藏进行深入细致的解剖，建立成藏模式并进而建立评价模型，从含油气性（地质风险）和量、品质诸方面开展评价，进而开展勘探开发技术可行性分析和经济效益分析，进行决策分析，筛选有利目标和方案，提出勘探部署建议，该评价结果和建议经勘探实践检验，并将勘探结果等信息反馈给评价人员，以便及时对评价工作进行修正，改进评价模型，使评价结果逐渐逼近客观实际。此总体思路可由图2-2示意。其中的一些主导思想可以解释为：一是“具体问题具体分析”，即认为不同勘探层、勘探目标所处地质背景、演化史不同，其本身的地层和构造的特点不同，成藏条件和成藏模式、主控因素也不同，相应的评价侧重点、评价模型也应不同，因此要在解剖典型油气藏、总结成藏模式和成藏条件基础上建立具体的评价模型，以确保评价结果的可靠性和精度。二是“量力而行”，并非所有的油气现在都能拿出来，我们应从油气在地下所处条件、公司现有地震、钻井、固井、测井、测试、储层改造与保护、油、储运等技术两个方面分析油气勘探开发的技术可行性，筛选可行的勘探层和勘探目标以进行下一步评价。三是“斤斤计较”，即要从风险、勘探开发投入与产出、融资渠道、油气市场走向和价格波动趋势等诸多因素分析经济效益，筛选有利可图的勘探层、勘探目标及其相应的部署方案，尽可能使勘探开发规避风险，获得效益。

图2-2 石油公司层面油气评价总体思路

由于各石油公司在油气评价方面的概念、目的、思路、技术方法和指标等有所不同，故它们在评价的程序方面也千差万别，很难总结出其通用的工作程序。故而本书也不对此妄加总结。

裂缝性油藏有限元数值模拟方法

油藏工程研究是一项系统工程，在油藏地质特征认识的基础上研究确定油田开发方针、原则、层系划分、开方式、天然能量利用、注水方式、注水时机、压力保持水平、开发井井距、合理油速度、投产次序、实施要求、生产指标预测等一系列问题，最终确定油田总体开发方案。

由于油田实际情况十分复杂，而海上油田又受到诸多条件限制，在油田方案编制过程中对于那些不确定因素，主要用全体油藏模型或模型的敏感性分析予以解决。随着油田投产后静态及动态资料增加，还需要修改原有的地质模型，通过全体油藏模型数值模拟研究加深对地质模型的新认识，并在油田生产历史拟合基础上进行生产预测。

因此，油藏数值模拟技术是油藏工程研究、油田动态分析中的一项十分重要的手段。

中国海油的油藏数值模拟研究起步于20世纪80年代初。为了尽快缩短这项技术与国际先进水平的差距，当时从美国岩心公司引进3套大型油藏模拟软件（黑油模型软件、组分模型软件、裂缝模型软件），购置了计算机设备，用于埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、涠洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代后期，利用世界银行和中国海油出资从美国SSI公司引进compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型软件，并装备了VAX8650型计算机，用于锦州20-2凝析气田总体开发方案及射孔方案的编制、渤中28-1油田生产历史拟合、流花11-1油田、绥中36-1油田试验区、锦州9-3油田方案编制。

必须指出的是，由于不同时期应用的模拟软件及计算机设备的差别，研究成果的精度有较大的差别。

就以模型网格设计来看，它要求与油藏地质模式、油藏类型相符合，又必须与所使用的计算机运算能力相适应。以埕北油田为例，在80年代初编制A、B平台射孔方案时，由于计算机内存较小、运算速度较慢，因此模拟网格设置较粗。该油田面积虽不大，但水体即为油藏含油面积的100多倍，而且已钻完54口开发井，油层分为上、下互相连通的5个不同渗透性小层，受计算机能力的限制，在设置全体油藏模型网格时不得不将纵向上5个层合并为2层，用的网格数仅为1344个。同是这个油田，90年代初在研究油田注水可行性、生产预测时在纵向上就用了5个层，全体油藏模型的网格数为4485个，使节点数增加了3倍，为较高精度油藏数值模拟创造了条件。

90年代中后期，又从SSI公司引进WORKBENCH、从GeoQuest公司引进Eclipse模型软件。通过每年支付一定数额维护费方式从软件公司及时获得最新软件版本，保证模拟软件的先进性。在充分利用取得的三维地震资料、岩心描述和测井数据，通过对油藏精细描述，弄清了油田储集层分布及变化、孔隙结构、油水分布规律，建立了油田地质模型、油藏模型这样一个完整的模拟体系。这项技术应用于绥中36-1油田试验区可储量标定、秦皇岛32-6油田开发方案编制、流花11-1油田动态分析中。例如在绥中36-1油田试验区可储量标定时，用Eclipse模型软件，按照试验区实际情况建立油藏模型网格节点就多达28244个，秦皇岛32-6油田总体开发方案编制时所用模型网格节点数高达188160个，流花11-1油田在动态历史拟合及生产预测时用Eclipse模型软件，使预测结果更加接近油田的实际生产指标。

总之，应用最新油藏数值模拟软件以及计算机功能的增强，为高精度油藏数值模拟创造了必要条件。

海上油气田的开发实践充分表明，油藏数值模拟技术不仅在油气田评价和总体开发方案编制阶段是必不可少的，而且在方案实施进程中、开过程中的动态分析、调整措施确定、注水方案制定、生产前景预测以及可储量研究中也十分重要。

一、编制油田开发方案和射孔方案

（一）建立与地质模式相适应的油藏模型

埕北油田是我国在海上第一个与外国石油公司合作开发的油田。该油田位于渤海湾西部海域，于12年由中方发现，探明石油地质储量2084×104t，是一个具有气顶和边水的构造

层状油藏。17年底至1981年10月，油田经过历时4年的试，查明了油田驱动类型、边水能量及油气水性质等，为编制油田开发方案积累了重要数据。

1980年5月与日中石油开发株式会社签订合作开发埕北油田的合同，中、日双方合作进行以油田地质、油藏数值模拟为主要内容的综合研究。油藏数值模拟研究包括下列内容：①模型建立；②油藏模型建成后，输入各种网格参数和油水、油气界面数据，模型自动计算地质储量；③模拟限制条件和不确定因素敏感性分析；④油藏模拟生产历史拟合，通过全体模型模拟试阶段生产历史和生产预测；⑤利用单井径向模型进行油井底水锥进研究。

在此基础上编制油田开发方案，方案预测油田以年产47×104t稳产2年，油速度2.3%，开15年（至2000年）累积产油418.8×104t，出程度20.1%，综合含水87.5%。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平台）投产以来，在没有进行大的方案调整情况下，截至1996年油田已累积产油429×104t，出程度20.6%，综合含水81.2%，提前4年实现方案预计15年的生产指标（图9-30）。

图9-30　埕北油田方案设计与开发实施年产油量对比图

油藏模拟技术在埕北油田方案编制中的成功应用进一步表明建立一个与地质模式相适应的油藏模型是非常关键的。

（二）充分利用延长测试信息编制油田总体开发方案

流花11-1油田是由中国海油与美国阿莫科东方石油公司合作开发的一个大型生物礁油田，油田属于生物礁圈闭块状底水油藏，探明石油地质储量15378×104t，全油田探明加控制地质储量达24015×104t。

编制总体开发方案前，为确定油藏开特征和对不同工艺技术的适应性，在礁体不同部位布置1口直井（流花11-1-3井）、1口大角度斜井（流花11-1-5井）及1口水平井（流花11-1-6井），并对上述3口井分别进行了累积生产天数48天、57天及116天的测试（延长地层测试——EDST），取得较为准确丰富的资料，加深了对该油田储层特征、油藏类型、流体性质、油井产能及主要影响因素的认识，揭露了油田开发中必然出现的基本矛盾。

油藏数值模拟用comp软件，全油藏模型网格总节点数17160个。应用新建全油藏模型拟合了流花11-1-5井和流花11-1-6井的EDST历史，并用于预测全油田开发指标。最后提交的油田推荐方案也是用流花11-1-6井EDST历史拟合成果验证修改后完成的（图9-31）。

图9-31　流花11-1油田实际生产指标与总体开发方案对比

开发方案于1993年3月获主管部门批准，1994年10月开始钻井作业，1996年3月29日（首批12口井）投产，至19年底水平井总数达到24口，高峰年产油量247.52×104m3，年油速度2.54%。经过近3年的油田开发实践，加深了对大型礁灰岩块状底水油藏的认识，在此基础上应用三维地震资料解释成果修改了油藏地质模式，用Eclipse软件进行数值模拟研究，并通过动态历史拟合和生产预测，使预测结果更接近实际的开发指标（表9-1）。

表9-1　方案预测与实际产量对比表

实践表明，建立一个与油田地质相适应的油藏地质模型，充分利用评价井的EDST历史拟合成果，对编制油田总体开发方案是十分重要的。

（三）优化开发方案，提高油田开发的经济效益

锦州9-3油田是中国海油1988年在辽东湾北部海域发现的一个中等规模重油油田，石油地质储量为3080×104t,1991年11月完成了油藏评价、油藏数值模拟及总体开发方案的编制，1992年1月方案获主管部门批准。总体开发方案共设计平台3座，开发井68口，用反九点注水开发，预测15年累积油604×104m3，油田综合含水94.2%，出程度18.5%。经过多次工程概算和工程经济评价，都由于平台及开发井数过多、工程投资大、效益差，开发方案不能投入实施。

围绕锦州9-3油田能否高效开发，1992～1996年公司进行多轮滚动分析，尤其是1995年在构造高部位钻的评价井锦州9-3-8D井，进行了历时40天的延长测试，发现并证实具有较高产能的3套气层及2套油层。气层测试日产气13×104m3。新增天然气地质储量2.68× 108m3，解决了油田开发中气紧张的问题。锦州9-3-8D井的测试结果证实提高单井产能成为可能。在此基础上重新建立地质模型和油藏数值模拟计算，最终确定了第三次优化后的开发方案。总体开发方案和优化方案在编制的过程中对井网、井距、井数、油速度及产能进行了敏感性分析和详细论证，对比方案中包括了各种不确定因素和可能引起的变化。通过38个方案数值模拟研究，最终确定出推荐方案（表9-2）。优化后的推荐方案与总体开发方案比较，平台数由3个减为2个，总井数由68口减为44口，单井产能由40～60m3/d增加到60～80m3/d，累积产油量由604×104m3增加到706.9×104m3，因此大大增强了开发效果。19年11月开发井钻井工作正式启动。

表9-2　锦州9-3油田历次方案指标对比表

（四）确定油井最佳射孔位置

1．埕北油田

1985年，为配合埕北油田B平台射孔方案编制，选择通过油田内部的4条剖面进行剖面模型的数值模拟研究。找寻位于油田不同部位油井的生产动态特征、不同射孔井段与气侵和水淹之间的关系，提出适用于全油田的最佳射孔井段及合理射开程度，保证开发方案设计的单井产能，保护气顶区压力、减缓气窜、防止底水锥进和沿高渗透层突进的最佳射孔原则。

模拟工作首先通过调整地层参数拟合在剖面上的3口试井的生产动态（含水率、气油比及地层压力），然后通过4条剖面所设置的不同方案进行模拟计算。油藏剖面模型网格构成见图9-32。

图9-32　油藏剖面模型网格构成图

最终确定的最佳射孔原则为：纯油区油井油层全部射开；邻近气顶的井，油气界面以下5m；气顶区的井，油气界面以下8～10m；邻近过渡带的井，避射底部高渗透层；油水过渡带的井，油水界面以上6～7m。

埕北油田投产后以年产油量40×104t连续稳产5年，油田开14年综合含水84%，累积产油486.18×104t，出程度23.3%。事实证明数值模拟研究所确定的射孔原则是合理的。

2．锦州20-2凝析气田

锦州20-2凝析气田中高点，是由不同层位和不同岩性组合构成的具底油、底水的块状凝析气藏。为了防止或减少气井生产时底油的锥进，在编制射孔方案时应用CompⅣ模型及部分双孔、双渗单井径向模型，通过输入拟合井DST测试产量、井底压力随时间变化的资料，调整气层参数使压力随时间变化的实测值与计算值相吻合，以此来确定不同层位地层的垂直和水平渗透率以及裂缝的高度。在此基础上预测气井的生产动态和气井生产时底油、底水锥进的状况。最后确定气井最佳射孔位置。

锦州20-2凝析气田投产10年来每年以3.5×108m3左右的气量稳定向下游供气，事实表明总体开发方案和射孔方案是合理的。

二、贯穿油气田开全过程的模拟跟踪研究数值

（一）及时调整油田开发技术政策

流花11-1油田1996年3月陆续投入开，至19年底时年产油量245.39×104m3，油速度2.5%。此时油井生产动态反映的特点是有近30%的油井含水上升速度快，有46%的油井含水上升速度较快。

油田动态分析时除了应用在油田范围内重新完成的118.8km2三维地震资料及高分辨率处理、解释成果外，结合流花11-1-5井数值模拟生产历史拟合结果，验证油藏所谓的相对致密层段。验证结果表明，致密层段平均渗透率都不低于10×10-3μm3，而且垂向渗透率等于或大于水平渗透率，在生产压差较大时起不到有效遮挡底水锥进的作用。

用Eclipse软件进行动态历史拟合和生产预测，该油田开到2010年累积产油量1249.2×104m3（较ODP方案预测减少了271.2×104m3）。在新一轮数值模拟预测的基础上确定油田开技术政策：努力做好设备维修保养，保证有较高的开井率和综合时率，以侧钻为主要措施，做好提液、堵水作业，控制含水上升和减缓油量递减速度，以改善开发效果和经济效益。

实施此项油田开技术政策后获得了较好的稳油控水的效果。

（二）确定注水技术政策，提高水驱效果

绥中36-1油田生产试验区自投产以来，每年都以2%左右的开速度进行生产，至1995年底部分地区地层压力已处于饱和压力点附近，按照试验区方案要求油田应转入注水开。为此开展了关于水驱油模型的数值模拟和相关问题敏感性研究。

根据绥中36-1油田储集层具有明显反韵律弱亲水的特征，建立了一个相应的反韵律数值机理模型。为了便于反韵律与正韵律储层在油田开过程中的差异对比，同时也建立了一个正韵律数值机理模型。两种模型的出程度明显不同，反韵律储集层其出程度要较正韵律储集层高3.5%。

另外建立了以A8井组为代表的井组数值模型，通过该井组模型进行了与注水相关的分析、研究：①注水速度与注效果；②流体性质与收率；③不同注水时机与收率；④合注合及分注合对收率的影响。

井组模型模拟结果得出主要结论：①低、中含水期不同注水速度下，含水与出程度虽有些差别，但当含水98%以后，不同注水速度下其最终收率基本相同；②相同注入倍数下原油黏度小的模型驱油效率高，黏度大的模型驱油效率明显降低；③当地层压力降至饱和压力处转注较合理；④分注合可减少层间干扰、提高收率。

据此结论，确定绥中36-1油田试验区注水阶段开发技术政策为“利用天然能量，保护气顶能量；油田全面转注、提高地层压力；实施分层配注、调剖解堵相结合”。1996年试验区按此技术政策转入注水开发，水驱效果较好。

（三）跟踪油田生产动态，分析高速开对收率的影响

根据1994年的统计，珠江口盆地已投产的砂岩底水油藏都以年平均4.5%～8.5%的油速度开。究竟这种高速开对油田最终收率有无不利影响？为了回答这一问题，通过投产油田生产情况，结合各项地质资料进行新一轮单井生产动态历史拟合和一系列油速度敏感性分析。

例如，对惠州26-1油田（M-10层）进行了从1991年11月～1994年9月间生产历史拟合及油速度与含水变化等的敏感性分析，并对油藏中无低渗透夹层的惠州26-1-8井和有泥质夹层的惠州26-1-22井进行油速度相关的敏感性分析，分析结果表明高速开对含水上升无太大影响。另外对惠州21-1油田（20层）自1990年11月～1994年3月的生产历史拟合和敏感性分析的结论是，高速开对含水上升规律和最终油量并无大影响。

研究结果表明，对珠江口盆地砂岩底水油藏高速开并不会降低这类油藏的最终收率，相反还能提高油藏中低渗透层段储量动用程度。高速开将带来的直接效益是提前回收投资。

惠州油田群、西江油田群以及陆丰13-1油田等生产实践，也证实了以上结论是正确的。

（四）适时进行可储量标定，搞清油田剩余可储量

绥中36-1油田生产试验区至1999年初已投产5年多，准确标定油田可储量对指导油田今后的开发是十分必要的。为此在可储量标定中用水驱曲线法、经验公式法、相似油田类比法以外，主要运用油藏数值模拟方法，因为此种方法预测时考虑的因素比较全面系统，同时又拟合了试验区5年多生产历史，其预测结果比较切合实际。在具体进行可储量标定预测中又从技术收率、经济收率和海上平台寿命的收率等各个方面预测可储量（表9-3）。

表9-3　缓中36-1油田已开发区可储量汇总表

技术收率：包括应用理论公式计算、试验区实际及油藏数值模拟等计算方法所求得的弹性收率、溶解气驱收率和注水开发收率。

经济收率：根据1998年原油价格和油田生产操作费所确定的盈亏平衡点的年产量，通过油藏数值模拟计算，求得达到盈亏平衡点生产年限及产量。

平台寿命收率：按平台设备设计寿命20年，预测试验区可储量及收率。

考虑到绥中36-l油田二期工程陆续投产，油田将进入总体开发阶段，届时试验区和“J”区将借用总体开发的设施，生产操作费将会降低，达到盈亏平衡点的生产年限可以延长，加上实施注井网调整、注水井调剖、生产井堵水等技术措施，收率会有所提高，故推荐已开发可储量为2436.8×104t，收率为24.5%。

（五）通过气田生产历史拟合核实气田储量

19年使用从SSI引进的CompⅢ全组分软件，根据1995年重新处理并解释的地震解释成果及地质研究结果建立的新的地质模型，对锦州20-2凝析气田中、南两高点上气井5年的开历史进了生产历史拟合，在各项敏感性分析的基础上进行气田储量拟合计算，数值模拟结果全气田地质储量为125.27×108m3。这一结果基本与1987年向国家储委申报并经审批后的气田地质储量一致，两者仅差1.76×108m3，相差1.4%（表9-4）。

表9-4　锦州20-2凝析气田南、中高点数值模拟与审批储量对比表

锦州20-2凝析气田气的动态核实结果，为制定今后凝析气田开方案提供了可靠的资料依据。

松辽盆地

张 允 袁向春

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 针对目前裂缝性油藏数值模拟中无法对一些裂缝发育非均质性强、连续性较差的油藏进行模拟的问题，提出了一种新的该类油藏数值模拟的方法。该方法在离散裂缝网络模型的基础上建立了裂缝性油藏数值模拟的数学模型，并用有限元方法进行了有限元数值分析，最后将该方法通过实例进行检验，取得了该类油藏良好的数值模拟效果。

关键词 裂缝性油藏 数值模拟 离散裂缝网络模型 有限单元法

Reservoir Numerical Simulation Study on FiniteElement Method of Fractured Reservoir

ZHANG Yun，YUAN Xiangchun

（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract Aiming at the problem of fractured reservoir numerical simulation that can’t simulate strong heterogeneity reservoir and poor fracture continuity reservoir，this paper proposes a new simulation method for this kind of reservoir.The method establishes the mathematic models of fractured reservoir numerical simulations based on discrete fracture network model，and then carries on the finite element numerical analysis.At last，the method is experimented by an example and achieved a good result of reservoir numerical simulation.

Key words fractured reservoir；numerical simulation；discrete fracture network model；finite element method

在世界范围内，裂缝性油藏的储量占总储量的60％以上，其在世界和我国的油气开发生产中占有重要的地位。对裂缝性油藏生产动态的预测成为近几十年来摆在石油工程师面前的巨大挑战，其原因主要是由于基质岩块和相互连接的裂缝系统之间性质上巨大的差异，同时裂缝本身之间发育的非均质性也非常之强，流体主要储存在低孔隙度、低渗透率的基岩中，而流体的流动则主要发生在裂缝之中。为此在Barenblatt和Warren Root［1］及Kazemi［2］研究的双重介质模型基础上，用更准确地描述裂缝性油藏非均质性离散的裂缝网络模型，同时为了提高数值模拟的精度，本文开展了该类油藏有限元数值模拟研究。

1 裂缝性油藏数值模拟的数学模型

世界上大多数裂缝性油藏主要是构造缝，构造缝的特点是占高点、沿长轴、沿扭曲、沿断裂，岩心观察表明大部分裂缝面与岩层面近垂直。因此，本文在二维平面内进行油水两相流数值模拟，并用离散裂缝网络模型进行研究，该油藏模型设基岩中的流体和岩石微可压缩并考虑其毛细管力的作用，油井以定产量生产、油藏为封闭外边界。

1.1 基岩系统数学模型

根据质量守恒定律、达西定律等得到基岩系统的数学模型为：

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式中：nf为裂缝性油藏中裂缝编号； 为编号为nf的裂缝和基岩间的窜流量；δnf

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1.2 裂缝系统数学模型

根据质量守恒定律、达西定律等得到裂缝系统的数学模型为：

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式中：lnf为沿第nf条裂缝方向；τovnfkf，τwvnfkf为编号为nf的裂缝和编号为kf的裂缝间的窜流量；ξnfkf为Delta函数，

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1.3 基岩和裂缝的窜流

1.3.1 基岩-裂缝窜流方程的建立

设每条裂缝两端点出基岩和裂缝压力分别相等，即：

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基岩-裂缝的窜流方程计算示意如图1所示，则由基岩结点向第nf裂缝上结点窜流方程为：

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图1 基岩-裂缝窜流计算示意

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为基岩上的结点向裂缝上的结点的油相和水相窜流量；l为从基岩向第nf裂缝上窜流的结点线单元网格的长度；d为第nf裂缝上结点和与其窜流的基岩上结点的距离；h为油层厚度；po，pw为基岩上向裂缝上结点窜流的结点的油相压力和水相压力；pnf为裂缝上结点的压力。

由式（9）和（10）得：

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1.3.2 裂缝间的窜流

裂缝相交处的压力相等，即：

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裂缝间的窜流方程计算示意如图2所示，则由nf裂缝与kf裂缝相交的结点向第kf裂缝上临近结点的窜流方程为：

图2 裂缝-裂缝窜流计算示意

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式中：τovnfkf，τwvnfkf为由nf裂缝与kf裂缝相交的结点向第kf裂缝上临近结点的油相和水相窜流量；l为交点到第kf裂缝上相邻结点的长度；e为裂缝的宽度；h为油层厚度；pnf，pkf为相应两裂缝结点处的压力。

由式（14）和（15）得：

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2 有限元数值分析

2.1 基岩系统有限元单元特性分析

由式（1）—（4）和式（11）、式（12）可得方程为：

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下面用虚位移原理［8］将式（18）和式（19）化为微分方程的积分弱形式：

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2.1.1 基岩中油藏压力有限元方程

压力分布po（x，y，t）在满足前面边界条件下的泛函为：

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考虑式（22）给出的泛函Ⅰ具有极小值，并根据模型中的边界条件，即可得有限元方程［9］。

1）根据离散裂缝模型，基岩是在二维上求解，所以将求解区域V离散成E个单元，每个单元有3个结点。

2）在每个单元内部，设压力变化模式在单元（e）中压力 的表达式为：

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3）求每个单元的泛函 ，对泛函 取极值，则：

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可得单元的特性矩阵和列阵为：

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2.1.2 基岩中油藏饱和度有限元方程

饱和度分布So（x，y，t）在满足前面边界条件下的泛函为：

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考虑式（28）给出的泛函I′具有极小值，并根据模型中的边界条件，同理可得饱和度方程的单元矩阵和列阵：

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2.2 裂缝系统有限元单元特性分析

由式（5）～（7）和式（11），（12），（16），（17）可得方程：

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根据虚位移原理将式（30）和（31）化为微分方程的积分“弱” 形式：

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2.2.1 油藏压力有限元方程

压力分布po（l，t）在满足前面边界条件下的泛函为：

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考虑式（34）给出的泛函If具有极小值，并根据模型中的边界条件，即可得有限元方程。

1）根据离散裂缝模型，裂缝是在一维上求解，所以将求解区域V根离散成E′个单元，每个单元有2个结点。

2）在每个单元内部，设压力变化模式在单元（e）中压力 的表达式为：

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可得单元的特性矩阵和列阵为：

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2.2.2 油藏饱和度有限元方程

饱和度分布Sonf（l，t）在满足前面边界条件下的泛函为：

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考虑式（40）给出的泛函 具有极小值，并根据模型中的边界条件，同理可得饱和度方程的单元矩阵和列阵：

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2.3 有限元整体分析

有限元是用有限个基本单元来逼近整体模型，把有限个基本单元的单元特征矩阵组装到一起，形成总特征矩阵。

2.3.1 压力求解的整体方程

由式（27）和（39）得

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式中：E，F为基岩和裂缝中的网格结点数；E′为第nf条裂缝的网格结点数；n″为基岩和裂缝中总的网格结点数。

2.3.2 饱和度求解的整体方程

由式（29）和（41）得：

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2.4 时间项的处理

对于时间项需要对其进行差分处理，则饱和度方程对时间差分后的方程为：

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3 裂缝性油藏数值模拟实例

根据给出的离散裂缝网络模型，利用有限元方法对复杂裂缝性油藏进行了研究，即提出一概念模型，在油藏的左下角注水，右上角油，设裂缝开度均为0.1mm，裂缝由多条构成，基岩的孔隙度φ＝20％，基岩的渗透率km＝1×10-3μm2，裂缝的渗透率kf＝1μm2。网格剖分和模拟结果分别如图3，图4所示。

图3 裂缝性油藏概念模型有限元网格

图4 油藏数值模拟饱和度分布

由模拟结果可以看出，注入水进入油藏后先是在基岩中推挤油向前缓慢推进，当注入水遇到裂缝后，其首先沿着裂缝方向推动油快速向前推进。其主要原因是由于基岩的渗透率很小，裂缝的渗透率远远大于基岩的渗透率，油藏注入水后水挤压着油必然主要从渗透率高的裂缝中流到生产井，所以生产井的含水率生产一段时间后快速增加。

4 结 论

1）本文研究了基岩系统和裂缝系统流体流动规律以及他们之间的窜流，提出了处理离散裂缝网络模型中裂缝-基岩间窜流的方法，并得到了裂缝性油藏数值模拟的数学模型。

2）根据离散裂缝网络模型数值模拟的数学模型建立了裂缝性油藏数值模拟的数值模型，从基岩系统和裂缝系统中油藏压力和饱和度两个方面对其进行了有限元分析。

3）通过对裂缝性油藏概念模型的研究，用离散裂缝网络模型裂缝性油藏数值模型获得了良好的模拟效果，验证了该方法的有效性。

参考文献

［1］Warren J E，Root P J.The behior of naturally fractured reservoir［J］.SPE Journal，1963，3（3）：245-255.

［2］Kazemi H，Merrill JR L S，Porterfield K L.Numerical simulation of water-oil flow in naturally fractured reservoirs［J］.SPE Journal，16，16（6）：317-326.

［3］Gilman J R.Improvements in simulation of naturally fractured reservoirs［J］.SPE Journal，1983，23（4）：695-707.

［4］Thomas K，Dixon T N，Pierson R G..Fractured reservoir simulation［C］//The 1980 SPE Annual Technical Reference and Exibition.Dallas：SPE，1980.

［5］Kamath J，Lee S H，Jensen C L，et al.Modeling fluid flow in complex naturally fractured reservoirs［C］//The SPE India Oil and Gas Conference and Exhibition.New Delhi，India：SPE 39547，1998.

［6］Baker R O，Kuppe F.Reservoir characterization for naturally fractured reservoirs［C］//The 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition.Dallas，Texas：SPE 63286，2000.

［7］Karimi -Fard M，Firoozabadi A，RERI.Numerical simulation of water injection in 2D fractured media using discrete-fracture model［C］//The 2001 SPE Annual Technical Conference and Conference.New Orleans，Louisiana：SPE 71615，2001.

［8］署恒木，仝兴华.工程有限单元法［M］.东营：石油大学出版社，2003：6-20.

［9］张允.裂缝性油藏离散裂缝网络模型数值模拟研究［D］.东营：中国石油大学（华东），2008.

储集层特殊分析技术在油气勘探中的应用

（一）勘探阶段与勘探领域拓展过程

松辽盆地经50年的勘探开发，目前储量、产量高峰已过，探明储量和产量处于下降阶段，但勘探开发形势依然较为乐观。

“十五”期间，大庆长垣基本形成了大情子井—乾安、英台—红岗、敖南、古龙凹陷西坡、太东—卫星、葡西—新肇、徐家围子等储量增长区块，含油范围不断扩大。五年新增探明石油地质储量5.45×108 t，年均增储仍然保持1×108 t以上的水平。

在油田开发方面，老油田综合含水率很高，但二次油年产仍在3 000×104 t以上，岩性地层油藏的原油产量在2005年已接近1 000×104t，三次油年贡献1 000×104t以上，岩性地层油藏的有效开发和三次油技术的应用，对松辽盆地原油产量做出了越来越大的贡献。

结合松辽盆地勘探历程和油气地质理论技术发展，可将松辽盆地勘探阶段划分为20世纪50～80年代的背斜圈闭勘探阶段、80年代以来的断块和岩性圈闭为主勘探阶段，90年代以来的深层火山岩圈闭勘探阶段。目前坳陷层已进入背斜圈闭勘探晚期、断块和岩性地层圈闭勘探中期，断陷层处于火山岩勘探早期（表5-35）。

表5-35 松辽盆地勘探阶段划分

1.背斜圈闭勘探阶段

在陆相生油理论和背斜成藏理论指导下，1955年开始对松辽盆地石油地质条件进行普查，1959年松基3井获工业油流，发现大庆油田。到1964年，探明油田为长垣型背斜圈闭；1959～1964年年均探明地质储量达4.54×108t，为储量增长的第一个高峰，是陆相生油理论、背斜成藏理论的成功实践。

1965～13年勘探重点向国内其他盆地转移，勘探工程投入相对较少，以少量的小构造钻探和石油地质规律总结为主。13～18年，三肇地区的勘探会战，在朝阳沟地区落实了上亿吨大型背斜构造油田。升平、龙虎泡、萨西、杏西、高西和葡西等鼻状构造也进行评价钻探；松辽盆地南部双坨子构造、前郭断块、大安构造、农安构造、新民构造等获工业油流。

在勘探中发现了模范屯、宋芳屯、榆树林、徐家围子、卫星等含油区，初步认识到在向斜区同样可以形成多种油藏类型，在理论和实践上对岩性油藏勘探做了技术准备。

2.断块及岩性圈闭勘探阶段

20世纪80年代以来构造圈闭勘探开始由大中型背斜圈闭向中小型断块圈闭发展，大量的断块圈闭被探明。

19～1983年，岩性圈闭勘探力度加大，但地震勘探主要为二维模拟地震，精度低，影响了勘探进展，松辽盆地北部主要探明三肇凹陷的徐家围子、榆树林、宋芳屯、模范屯等葡萄花油层岩性油藏；松辽盆地南部探明英台、红岗和乾安等油藏。

年，数字地震代替了模拟地震勘探，1988年开始三维地震勘探，地震资料品质明显改善，储层横向预测能力有很大提高，在松辽盆地北部大庆长垣以东地区探明了储量规模超过10×108t的大面积岩性油藏区；西部大安、龙西—巴彦查干、南部大情字井、套保、大安北、新庙、大老爷俯和双坨子等岩性圈闭勘探均有突破进展。～1988年年均探明地质储量达3.99×108t。

20世纪90年代中后期以来，层序地层学和储层精细描述的不断发展和应用，为准确预测有利岩性圈闭区提供了全新的分析手段，岩性圈闭勘探进入稳步发展阶段，松辽盆地北部年探明石油储量在1×108t左右，南部石油探明储量在不断增加。

3.深层火山岩圈闭勘探阶段

20世纪90年代以来，随着地震技术和高温钻井技术的进步，松辽盆地的勘探开始向深部发展。发现了深部含气层系，并在火山岩中找到了天然气。其中徐家围子断陷天然气勘探进展很快，20世纪90年代初探明昌德、方深9井等气田，2005年探明徐深1井气田，探明储量超1 000×108m3，打开了松辽盆地深层天然气勘探领域。深层天然气勘探突破是三维地震技术、高温钻探技术进步，及煤系源岩成烃、火山岩成藏理论新认识的共同结果。

松辽盆地石油勘探每一次大的储量增长，都与当时新的地质理论指导和地质认识深化程度有关；都与新的勘探思路和勘探技术进步，以及勘探目标前期准备有关；每一次大的储量增长，都带来了产量的大幅度提高，推动了油田的发展。

（二）盆地特点及圈闭类型

松辽盆地为断—坳复合型裂谷盆地，经历了早白垩世的伸展断陷、中白垩世坳陷和中晚白垩世回返三大演化阶段。

中白垩世坳陷阶段，以发育大型坳陷型深湖盆为特征，形成了中浅层以青一段、青二、三段和嫩一段为优质主力烃源岩的多套生油层系。早白垩世断陷阶段属深层含油气系统，盆地发育了近20余个断陷，呈N NE向分布，且多为深大断裂和大小隆起所分割。以沙河子组、营城组为主要烃源岩，混合气（油型裂解气与煤型气）为主，具油气共生的特点。

盆地中上部广泛分布的青山口组、姚家组和嫩江组泥岩构成了盆地的区域盖层，对石油天然气的保存十分有利；大型河流、三角洲沉积提供了良好的储层；深部火山岩裂缝为天然气提供了较有利的储层。生储盖配置较为理想。

松辽盆地在断陷末期经了短暂的局部回返，形成断陷层上部不整合和背斜等构造；在晚白垩世盆地开始部分回返，形成中央反转构造带，东部反转构造带等后生构造带。盆地主体面貌完整，隆坳格局没有大的改变。

主要发育有长垣型背斜、断背斜、断鼻、断块和岩性地层等多种类型圈闭，为圈闭类型均衡型含油气盆地，为不同勘探阶段提供了不同目标。其中背斜圈闭为同沉积和构造改造共同形成，规模较大，是20世纪80年代以前勘探的主要目标。大庆长垣、朝阳沟背斜带、扶新构造带等构造圈闭发育带之上探明了大庆长垣、朝阳沟、扶余等构造油田。断块圈闭为断陷或坳陷阶段，伸展断层围陷形成。大庆长垣深层及两侧探明了大量的断块油田。岩性地层圈闭受控于湖泊三角洲沉积环境，处于湖相沉积与湖岸相沉积过渡带附近，松辽盆地发育的大型湖盆和浅水湖泊三角洲体系为岩性地层圈闭的发育提供了有利条件。20世纪80年代以来的岩性地层勘探在三肇地区、齐家古龙地区、大情字井地区等探明了大量的岩性地层油藏。另外，深层火山岩地层圈闭勘探取得明显进展，在徐家围子断陷层系探明了1 000多亿方的天然气地质储量。

（三）盆地总量、探明程度和特征

1.油气总量及探明程度

本轮评价结果为：松辽盆地石油地质量104.47×108～140.07×108t；截至2005年底，已探明石油地质储量71.35×108t，待探明石油地质量33.12×108～68.72×108t，探明程度49%～65.8%。天然气地质量10 151×108～18 265×108m3，已探明天然气地质储量1 824×108m3，待探明天然气地质量8 327×108～16 441×108m3；探明程度10%～19%（表5-36）。

表5-36 松辽盆地石油与天然气评价结果

2.特征

松辽盆地石油和天然气都很丰富。石油包括常规油、低渗透油和重油，天然气均为常规气。

分布集中性强，有利于油气勘探。松辽盆地的石油主体分布在中央坳陷区；其次为西部斜坡区，约占盆地总量的90%。其余三个一级构造单元（东南隆起区、东北隆起区和北部倾没区）石油量相对较少，约占盆地总量的4%。

天然气主要分布于中央坳陷区和东南隆起区，其地质量分别占总量的76%与22%。中央坳陷区和东南隆起区的天然气量之和约占总量的98%，而在其他三个一级构造单元中仅有零星的天然气分布。

油气分布交叉性小，各有其主要富集领域。在层系分布上，石油主要分布在坳陷层系，天然气主要分布在断陷层系。在深度分布上，石油主要分布于中浅层，占总量的94%；中深层和深层石油量之和仅占总量的6%。天然气主要分布于深层，占总量的88.2%，浅层天然气占总量的11.8%。

（四）油气储量、产量增长趋势预测

在各子项目预测结果、盆地潜力分析的基础上，以盆地石油天然气储量、产量历史数据为基础，参考专家预测结果、石油公司“十一五”规划和中长期发展规划，经综合分析，确定了盆地石油天然气储量、产量增长高峰期和高峰值，以及2030年左右的储量、产量可能情况，用多旋回哈伯特模型对盆地石油和天然气的储量、产量增长趋势进行了预测。

1.石油储量、产量趋势综合预测

松辽盆地石油主要分布在坳陷层系，探明程度49%～66%（见表5-36），处于构造圈闭勘探晚期，刚进入岩性地层圈闭勘探阶段中期。北部勘探程度高于南部，但北部潜力大于南部。萨葡高油层勘探程度高于扶杨油层。总体进入勘探中期，且盆地储量、产量高峰已过。

根据“十一五”规划，松辽盆地在今后5年，年均探明石油地质储量1.4×108～1.59×108t，石油产量到2010年下降到4 000×104t左右。

按照国家建设百年大庆的安排，大庆油田石油产量在2010年左右下降到3 000×104t左右，之后保持基本稳产。

石油储量、产量预测结果显示，盆地石油地质储量在“十一五”期间年均探明1.44×108t，之后缓慢下降，2026～2030年下降到0.6×108t左右。松辽盆地石油产量2010年降到4 000×104t左右，之后保持稳产到2030年（表5-37，图5-23，图5-24）。

表5-37 松辽盆地石油地质储量、产量增长趋势综合预测结果表

图5-23 松辽盆地石油地质储量增长趋势综合预测结果

图5-24 松辽盆地石油产量增长趋势综合预测结果

增储领域主要为岩性、地层油气藏、中深层以及老油田精细勘探。上产主要领域为新增低渗透储量有效开发和已开发油田提高收率。按以上所探明储量和产量，到2030年，盆地石油探明程度约93.2%～69.5%，石油储比保持在13以上，处于较为合理的水平。

2.天然气储量、产量趋势综合预测

松辽盆地天然气主要分布在断陷层系，探明程度10%～19%（见表5-36），处于勘探早期，天然气圈闭特殊，主要为火山岩圈闭。勘探程度较高的断陷为徐家围子和长岭断陷，其他断陷勘探还没有突破。盆地天然气储量、产量还处于快速上升阶段。

根据“十一五”规划，松辽盆地在今后5年，年均探明天然气800×108m3以上，年均产量上升到50×108m3。

经综合预测，盆地天然气储量将在“十一五”平均每年800×108m3的水平上下降，“十二五”年均近700×108m3,2026～2030年间年均探明天然气地质储量近400×108m3。预测盆地天然气产量在2010年达到67×108m3;2020年达到145×108m3（表5-38，图5-25，图5-26）。从探明程度上看，到2030年，5%概率下的天然气地质量的探明程度达到91.6%。

表5-38 松辽盆地天然气地质储量、产量增长趋势综合预测结果表

天然气增储和上产的主要领域为盆地深部断陷层系，目前取得天然气勘探突破的断陷主要为徐家围子和长岭断陷，这两个断陷的天然气探明储量将进一步增加。其他断陷的勘探还没有取得突破，一旦突破，天然气量、储量和产量都将有明显改变。

图5-25 松辽盆地天然气地质储量增长趋势综合预测结果

图5-26 松辽盆地天然气产量增长趋势综合预测结果

3.预测结果分析

（1）油气当量变化趋势。

松辽盆地石油产量在“十一五”下降后，产量趋于平稳，在4 000×104t水平维持到2030年；天然气产量在2030年前一直上升。按1 250m3天然气＝1t石油换算，盆地油气当量在2030年前一直维持在5 000×104t上下。在2010年左右油气当量最低，在4 766×104t，在2015年重上5 000×104t。天然气的贡献占盆地油气产量的贡献比重逐步增加，2023年左右，盆地油气当量达到5 270×104t高峰，之后缓慢下降，到2030年仍维持在5 000×104t以上，仍是油气能源的主要供应基地（图5-27）。

图5-27 松辽盆地油气当量预测结果图

（2）勘探领域与方向。

北部中浅层。松辽盆地北部中浅层石油地质量80.95×108～109.32×108t，石油可量期望值46.8×108t。截止到2005年底探明石油地质储量60.01×108t，探明程度为54.9%～74.5%；已经处于储量发现中后期，老区挖潜和提高收率是储平衡的主要因素。

近年来，松辽盆地北部石油勘探稳步发展，通过滚动勘探开发，2006年实现新增石油探明、控制、预测储量超1×108t。目前松辽盆地北部中浅层仍有丰富的剩余石油有待发现，探明储量将在每年1×108t水平上小幅稳定下降。

目前勘探的主要圈闭类型为岩性圈闭和断块圈闭，储量规模明显变小，储层孔渗明显变差，勘探技术要求明显提高。三维地震、二维高分辩地震，欠平衡钻井技术是保证北部储量稳定增长的关键。

北部深层。北部深层天然气地质量7 699×108～8 959×108m3，天然气可量3 988×108～4 668×108m3。

北部深层天然气勘探目前还主要集中在徐家围子断陷。继2005年提交1 000×108m3探明储量后，2006年在徐家围子又新增控制、预测两级储量超过1 000×108m3。同时西部断陷带、东部断陷带的区域勘探也取得进展，有望形成深层天然气勘探新区。天然气处于勘探早期，储量处于快速上升期。

深层天然气主要储层为火山岩，火山岩识别技术，深层高温钻井技术，欠平衡钻井技术是火山岩圈闭天然气勘探取得成功的关键。

南部中浅层。吉林探区中浅层石油地质量23.88×108～30.75×108t，石油可量7.81×108～9.91×108t。其中松南中浅层正处于储量发现高峰期，潜力较大。主要勘探圈闭为岩性和复杂断块，提高地震勘探精度和储层保护能力是储量稳定增长的关键。

南部深层。南部天然气地质量期望值2 452×108～9 306×108m3，天然气可量期望值1 401×108～5 344×108m3。天然气最大潜力区是深层断陷，占总天然气量的.2%，尤其是长岭断陷。深部天然气勘探领域还很广阔，在中央隆起带的梨树和王府断陷、东部坳陷带的德惠、榆树等断陷都有一定勘探前景。

火山岩储层和低渗透碎屑岩储层是勘探的主要目的层，火山岩识别，低渗透储层识别与保护是天然气发现的关键。

前中生界。经初步分析，盆地深部的石炭—二叠系地层基本没有变质，具有一定前景，需要进一步加强工作，确定其价值。

非常规油气勘探开发关键技术

夏云　田方　李保利

摘要　从扫描电镜、X射线衍射、阴极发光、电子探针及能谱、荧光、包裹体等分析技术的原理出发，系统介绍了储集层特殊分析技术在不同勘探技术领域中的应用，阐述了各项特殊分析技术组合应用在识别生油门限、建立高精度层序地层格架和储集层精细描述中的前景，例举了特殊分析技术在火成岩勘探和油层保护等勘探开发中的应用效果；同时，也指出了目前储集层特殊分析技术在油气勘探中的应用尚处初级阶段，有待于进一步的探索。

关键词　储集层　特殊分析技术　隐蔽油藏　勘探　综合评价

一、引言

仪器仪表工业的发展与计算机技术的广泛应用，使石油地质实验分析技术有了飞跃发展。为了适应油气勘探开发的需要，近年来世界上相继提出并发展了一系列新的储集层分析测试技术，主要在储集层地球化学、阴极发光、包裹体、图像处理、分形技术、成岩矿物同位素、成岩模拟实验等实验分析技术上取得了一些新的进展。我国石油地质储集层实验分析技术紧跟世界的先进水平，各种分析测试项目比较齐全，除显微红外光谱分析技术尚未开展外，其余先进技术在我国均有，有的还处于世界先进水平。胜利石油管理局地质科学研究院地层室近年来积极引进阴极发光、包裹体、图像分析及电子探针及能谱等先进分析技术，并将之应用于储集层油气勘探研究和油层保护研究，形成了一整套的储集层综合评价技术和油层保护技术，为油气勘探和开发提供了许多有价值的研究成果。

图1　储集层产验分析技术方法图

储集层实验分析技术包括三大部分：常规分析技术、特殊分析技术和配套或选择性分析技术（图1）。常规分析仅能满足区域勘探的要求，如果进行储集层精细描述和综合研究，必须开展特殊分析项目。

二、X射线衍射分析技术

X射线衍射的基本原理为通过确定晶间距来鉴定矿物的种类。对于细粒级的粘土矿物，以及变化很大甚至面目全非的矿物，X射线衍射是最重要的分析手段。X射线衍射分析技术在石油地质研究和油气勘探中的应用除粘土矿物的定性和定量分析外，还包括混层比计算、全岩X射线衍射和定量分析。

1.混层比计算

所谓混层比是指混层矿物I/S（伊利石/蒙脱石）或C/S（绿泥石/蒙脱石）中蒙脱石含量的百分比。由于有机质向烃类转化反应与生油岩中蒙脱石向伊利石转化中脱水反应有明显的对应关系，因此可利用泥岩粘土矿物成岩转化特征去推断有机质的热演化程度，并用于划分成岩阶段、估算地温、预测生储油层及判断生油门限值。

图2　低渗透储集层渗透率与蒙脱石含量关系图

2.全岩X射线衍射定性和定量分析

X射线衍射粘土分析技术除主要用来研究成岩作用，推断油气演化以外，还主要应用于油气勘探开发中的油气层保护研究。碎屑岩储集层中的粘土矿物是造成油层伤害的主要物质来源。粘土矿物对储集层造成的敏感性伤害包括水敏、速敏等五敏。经过对比研究，发现水敏伤害是造成低渗透储集层（渗透率小于50×10-3μm2）敏感性伤害的主要因素。水敏强度主要取决于油层中的膨胀性粘土矿物——蒙脱石的绝对含量（图2），而与储集层其他物性参数相关性不大。这一规律的发现有助于准确预测低渗透储集层潜在的敏感性，进而取有效保护措施，实现低渗透储集层的低伤害乃至无伤害勘探开发。

三、扫描电镜分析技术

扫描电子显微镜是利用具有一定能量的电子束轰击固体样品，使电子和样品相互作用，再借助特制的探测器进行收集、处理并成像，可以直观地认识样品的超微形貌、结构以及元素成分。扫描电镜下岩石矿物具有图形立体、分辨率高、景深大等特点，可以为储集层及其成岩作用的研究提供以下地质信息：颗粒大小、分选、磨圆、胶结物含量、孔隙分布及其含量；确定自生胶结物的类型、形态及其在孔隙中的分布方式；确定岩石孔隙类型、几何形态，并对储集性能进行判断；石英次生加大级别的判断；溶解交代作用的判断等。

扫描电镜能够直观定性地观察岩石的粒度和孔隙特征，但如何对所观察到的粒度和孔隙信息进行数值定量化却是一个急需解决的技术难题。笔者通过近几年的技术攻关，成功地开发出了储集层粒度参数和孔隙度参数定量化分析技术。其原理是利用计算机技术对扫描电镜图像进行二值化处理，求出颗粒和孔隙度参数值，进而绘制出孔隙度和粒度分布曲线。该技术成果在全国扫描电镜分析行业属首创，应用前景广阔。

四、阴极发光技术

阴极发光是阴极射线管发出的加速电子对样品进行轰击，使电能转化为光辐射而发光，即用阴极射线管发生加速电子进行激发而产生的一种荧光。其在石油地质及油气勘探中的应用有以下几种。

1.判断物源，确定母岩性质

各种石英的发光特征是在母岩形成的过程中形成的，代表其岩石形成的温度条件，而石英颗粒有三种类型的发光，即紫色、褐色和不发光，三种不同的发光类型反映了三种不同成因的石英。

通过对渤深4、临95、桩深1、央5等井的分析，可知胜利油区渤南、临南、潍北三个凹（洼）陷深层储集层中碎屑石英的发光普遍为棕褐色、浅褐色等，发褐色光的石英形成的温度条件有两种，一种为大于573℃，另一种为300～573℃，其母岩为高、中级变质岩，结合岩石学特征，推断三个凹（洼）陷碎屑岩母岩主要为太古宇老变质岩；其次在临82井、临45-11井中见零星石英颗粒发紫色光，其母岩为中生界喷出岩。

2.推断沉积环境，研究各种成岩作用，划分成岩作用序列和期次

（1）推断沉积环境变化

据研究，碳酸盐的发光强度和颜色受[Fe2+]/[Mn2+]比值控制。当[Fe2+]/[Mn2+]小于0.5时，呈现**；[Fe2+]/[Mn2+]比为0.5～1时，呈现橙色；[Fe2+]/[Mn2+]比为1～2时，呈现橙褐色；[Fe2+]/[Mn2+]比为2～10时，呈现褐—暗褐色；[Fe2+]/[Mn2+]大于10时，不发光。结合元素地球化学方面的研究，[Fe2+]/[Mn2+]比值是判断古环境的标志之一，不同的比值代表不同的古沉积环境。临82井3871.00m样品薄片中所见鲕粒，鲕心为一介屑，随着环境的变化，其鲕圈的成分和发光特征也发生变化，阴极发光的颜色及亮度均有不同，鲕圈从内向外颜色为亮黄—黄褐—褐红，亮度为亮—较暗—中等，从中得知鲕粒形成时其环境中的[Fe2+]/[Mn2+]比值变化为低—高—中等，比值的变化说明沉积环境中古盐度的变化为较高—渐低—中等。Fe2＋为不易迁移元素，而Mn2＋为易迁移元素，鲕粒颜色的变化又反应了沉积物离岸距离远—近—远的变化过程，也可能与沉积时湖水的进退有关。

（2）推断沉积后地层水盐度变化

根据渤南洼陷的碳酸盐岩成岩演化序列特征，早期方解石（褐黄）—晚期方解石（亮黄）—含铁方解石（黄褐）—白云石（玫瑰红）—铁白云石（不发光），反映了沉积—早成岩—晚成岩环境中古盐度由高到低的变化。

3.用于次生孔隙的识别

当碎屑岩存在粒间孔隙时，有时很难区分和确认是原生还是次生孔隙。例如方解石、白云石或其他矿物充填的孔隙，在成岩过程中，胶结物全部或大部分被溶解，形成的次生粒间孔与原生粒间孔在常规的显微镜下有时很难区分，而在阴极发光显微镜下，只要在颗粒边缘有一点方解石残余物，就可以发现。所以，在颗粒边缘如能看到残余的方解石、白云石、菱铁矿等胶结物，就可推断是次生孔隙。

岩样中石英碎屑边缘不规则或呈锯齿状，利用阴极发光可明显区分是交代溶蚀产生的还是局部加大引起的不规则外形。前者形成次生孔隙，后者为缩小了的原生孔隙。

4.对晶体成长环带及胶结物世代的研究

应用阴极发光显微镜可以解决碳酸盐胶结世代，研究其环带结构。

5.恢复原岩结构

岩石经过成岩作用的改造，就会发生一系列的变化，常常会改变岩来的结构。阴极发光显微镜在一定程度上可以再现原岩的结构。

6.对构造微裂缝的研究

研究岩石裂缝是储集层研究的重要组成部分，由于成岩作用的改造许多裂缝观察不清。通过阴极发光显微镜能够比较清楚地观察裂缝发育情况，包括裂缝的大小、宽度及充填情况等，特别对多组裂缝相互之间的交叉关系及形成顺序均可进行研究。

五、电子探针及能谱分析技术

电子探针是对物质表面形态和物质组分进行分析的大型精密仪器。在电子束的轰击下，不同的元素所产生的X射线的波长和能量不同。电子探针波谱仪和能谱仪通过测定矿物的化学成分组成而达到准确确定矿物种类的目的。电子探针分析区域细小，电子束斑可在1～100μm范围内任意选择，对微细矿物和脉的分析及对细小样品的成分分析是极为有效的鉴定手段。电子探针可以在光薄片上直接测定样品的组分。对薄片的微细矿物可进行点、线、面分析。能谱分析一般与扫描电镜观察配合进行，即通过检测元素的特征X射线的能量强度进行元素的定性和定量分析。能谱仪在所测量的同一点上，能同时检测该点的各种元素成分，并显示在荧光屏上，给出各种元素的谱图，含量愈多，谱峰愈高，反之亦然，该谱图非常直观。

电子探针波谱及能谱分析技术在石油地质中主要应用在以下几方面：与阴极发光显微镜相结合，可以揭示矿物的发光原理；与X射线衍射分析相结合，可准确鉴定各类粘土矿物的化学成分；还可准确鉴定沸石类矿物，以及对古生物、造岩矿物和自生矿物成分进行准确鉴定。

以沾化凹陷罗家地区罗151井3090.5m样品为例。样品岩性为中细粒辉绿岩，其中有一微区环带斜长石，对其做微区特定元素K、Na、Ca的面分析，测定结果见图3。从图3中可以直观地看出元素环带的分布形态，外层为正长石（钾元素面分布），中间层为含钙斜长石（钙、钠元素面分布）点，最里层为含铁硅铝的矿物，类似于绿泥石的元素组成，即长石从中心到边缘，钙离子逐渐减低，钠离子逐渐升高。一方面，表明长石的形成经过了漫长的时间；另一方面，表明岩浆开始结晶矿物时偏基性，而后逐渐向酸性过渡。同时说明岩浆冷却时间是很漫长的，其形成的晶体往往比较粗大。后期如有断层切割，地层水易对晶体进行溶蚀，形成裂缝－溶孔为主要储集空间的油气藏，如商河油田商741块火成岩油藏。

图3　罗151井3090.50m环状长石面分析元素分布形态图

六、荧光显微分析技术

荧光显微镜工作原理是利用紫外光作为光源，经物镜照射到薄片上，薄片样品中含有的有机质及沥青质就会被激发出荧光，根据样品的发光特点以及发光物质与岩石结构、构造的相互关系判断有机质的类型、成熟度、有效储集空间、油气运移等。荧光薄片分析技术在油气勘探中应用有以下几种。

1.评价生油层

荧光显微镜可为研究有机质的类型、形态、干酪根成熟度、有机质来源提供资料，从而对生油层进行评价。

2.研究石油的运移方向和运移时间

荧光镜下研究烃类的运移方向，主要是依靠发光强度（代表烃类含量）在纵向或横向的变化资料对比而取得的，只要确定了孔隙空间形成的时间，结合发光的范围就可以进行石油运移时间的研究。

3.判断储集层储集空间的有效性和含油性

以碳酸盐岩为例。确定碳酸盐岩储集空间的有效性的根据是：①裂缝是渗滤通道，而孔洞往往是储集空间；②缝洞周围基质含油与否与产油无关；③最晚形成的储集空间含沥青物质最有效；④当缝洞充填物中有第三世代充填物时，仅早期充填的第一、二时代充填物含油则无效。

碳酸盐岩的含油规律为：①次生有效裂缝，孔洞发光好坏与产油有密切关系，缝洞中含油则可产油，若不含油仅基质含油则不产油；②沿次生有效缝、洞含油，并向基质浸染愈宽，色晕愈多，颜色愈鲜亮愈好，预示能获得高产油流；③基质发光与否与产油无关，基质发光，缝、洞不发光不产油，基质不发光，缝洞发光仍能产油。

4.判断油水层界面

一般油层段岩样发光显示好，所有孔隙均含油，缝合线、晶间孔、粒间孔、晶体解理缝等浸染发光极好；油水附近井段发光显示不均匀现象，基质发光差，部分孔隙发光；而水层样品其缝及岩石均不发光。根据含油的纵向变化可以判断油水层界面。

5.荧光薄片分析技术在新疆和田探区油气勘探中的应用

（1）储集层荧光特征及含油性分析

由于和田探区露头含油样品经过长时间的风化、淋滤及油质受热蒸发，存于岩石孔洞缝中的轻质石油组分大部分被带走或挥发，荧光显微镜观察这些露头样品并判断是否为曾经含油的岩石，主要是寻找含油岩石残存的沥青踪迹，即孔洞缝中产生发光物质的颜色、亮度及是否具有彩色荧光等。据此推断，中石炭统卡拉乌依组石英砂岩、阿孜干组灰岩以及二叠系普司格组岩屑砂岩、克孜里奇曼组白云岩是石炭—二叠系有利的含油气储集岩。

（2）生油岩特征及成熟度判断

一般地，好的生油岩必须具备三个条件：①岩石中分布有大量的有机质残体，有机残体丰度越高，生油气的潜能就越大；②好的有机质质量，腐泥型干酪根比腐殖型干酪根生油气能力强；③生油岩的成熟度。另外，浅层未成熟样品中产生的荧光强度大，主要成油带由于部分烃类已被排除，发光强度减弱。干气带无荧光显示。

和田探区生油岩特征如下：①岩性为泥岩、砂质泥岩和灰质泥岩三类（不包括碳酸盐岩）；②三种岩性都不同程度地含有有机质体，有机体呈两种状态存在，一种为顺层的丝状体，呈长条形，零星分布或集中呈层，主要分布于泥岩和砂质泥岩中，另一种有机体呈颗粒状，零星或分散于基质中；③根据有机质的残体判断，有机质含量一般4%～20%；④有机残体的发光颜色为暗橙褐色为主，少量为橙**，为胶质和沥青质沥青（表1）。

表1　和田探区生油岩特征表

根据以上分析可知，和田探区原始有机质残体丰度不理想，其荧光颜色表明有机质已达到高成熟，但残留的有机质为较重质沥青，有机质排烃充分，贡献较大。如果找到较厚的生油岩，虽然丰度不高，也可以有勘探远景。

七、包裹体分析技术

包裹体是成岩矿物生长过程中或生长以后，在矿物晶体内的缺陷、窝穴或次生显微裂缝中被包裹的固体、液体或气体。包裹体分析技术可应用于以下几个方面的油气勘探研究：①恢复古地温，重塑热历史；②研究成岩环境和成岩历史；③研究孔隙演化史；④确定油气运移的相对时间及方向；⑤研究油气田水的性质和来源，确定油气运移的条件。

深部油气层勘探是胜利油区当前油气勘探的热点，但同时也是一个难点。近几年，配合深层油气勘探，地层室的科研人员利用包裹体特殊分析技术在这方面进行了有益的探索和研究，取得了一些认识和成果。

1.确定石油破坏的深度，预测天然气勘探的有利深度

石油破坏的温度为118～121℃，潍北凹陷具此温度段的包裹体见于深度为3150m处，渤南地区见于3600m处，两个深度分别近似代表了两凹（洼）陷石油破坏的深度，在这两个深度以上是勘探石油的有利目标，此深度以下，石油逐渐裂解，生成轻质组分和甲烷等。因此，潍北凹陷3600m以下为深层天然气勘探的目标，这已得到勘探和包裹体成分的证实。潍北凹陷昌67井3157m样品包裹体中，甲烷摩尔数百分比为19.9%，央5井3701.08m样品两个包裹体中，甲烷摩尔数百分别为43.9%和57.6%，说明随深度的增加，石油破坏的程度越深，甲烷的含量也逐渐增加。

2.判断一定深度的油气勘探潜力

潍北凹陷央5井3900m以下没有油气显示，是没有找到好的有利相带还是没有生气潜力？从央5井4244m裂缝中气液包裹体可以说明，在此深度以下地层中含有大量的C1～C4的烃类，包裹体或气体总是从下往上运移的，从而证明井深4244m以下生油母质具有很高的生油能力，如果潍北凹陷深部能找到良好的储集岩层，那末此类储集砂岩可能会具有良好的油气储集能力。

3.推测盆地演化史

潍北凹陷央5井4244m包裹体所测古地温为168℃，实测井底温度为139℃，两者相差29℃。根据测算，潍北凹陷最小地温梯度为3.39℃/100m，最大地温梯度为3.7 C/100m，计算值与现今深度相比，其相对抬升高度或古剥蚀厚度为855m或765m。另外，央5井3701.08m不同时期方解石脉中，早期方解石包裹体与晚期方解石包裹体均一温度为164℃，晚期方解石包裹体均一温度为153℃，差值11℃。这也表明，在裂缝形成以后，潍北凹陷是整体逐渐抬升的，直到晚第三纪之后才逐渐下沉。

八、储集层特殊分析技术在火成岩油藏勘探中的应用

济阳坳陷侵入岩主要分布于商河和罗家地区沙三段，侵入于暗色泥岩、页岩和泥灰岩中。根据薄片观察，岩石结构为辉绿结构、辉长辉绿结构，X射线衍射分析主要成分为斜长石和辉石，次要成分为磁黄铁矿、黑云母矿物。由于岩体各部位热散失快慢不同以及结晶分异作用的影响，中心部位结晶粗大，长石含量也高。岩石中，CaO含量占8.7%～9.9%,Al2O3占 14.57%～15.7%,FeO+Fe2O3占 10.25%～11.79%,Na2O+K2O占3.86%～5.09%。可见岩石中Ca、Fe、Al的氧化物含量较高。根据ICP元素光谱分析，辉绿岩中阳离子Fe含量为6.91%～10.22%,Mg为2.43%±，Al为7.4%～7.30%,Na为2.77%±，K为4.34%±，Ca为5.61%～7.15%。侵入岩在侵位后，高温形成的矿物受到第三系水介质的影响，变得很不稳定，或纤闪石化或伊丁石化或粘土化、碳酸盐化等，最终变成在低温水介质条件下稳定的蚀变粘土矿物或碳酸盐。这些粘土矿物成分的种类从目前的化验分析资料看，基本上与第三系砂岩孔隙中粘土矿物相似，但是含量差异性比较大，构成了火成岩特殊的粘土矿物组合。经过薄片观察和X衍射分析蚀变粘土矿物为绿泥石、伊/蒙混层、伊利石和高岭石。粘土矿物总含量15%～24%，主要的粘土矿物为绿泥石和伊蒙间层矿物，绿泥石相对含量37%～47%，伊蒙混层25%～41%，其他伊利石0～23%，高岭石12%～15%，伊蒙混层比60%～70%。侵入岩体本身以裂缝孔隙为主，并且边缘相带和过渡相带裂缝比较发育，中心相带裂缝发育较差；原生裂缝即节理缝围岩为泥岩的比围岩为其他岩性（如泥灰岩）解理缝发育；断层活动带裂缝比远离裂缝的发育（如商743井裂缝比罗151井发育）。裂缝发育区则溶蚀孔隙较为发育，特别是断层附近的基质容易受带酸性的水介质影响，形成溶孔和溶洞等；另一方面，如果侵入岩体各相带裂缝发育程度相等时，中心相带溶孔最为发育。

侵入岩侵位时携带的大量热能，会在其周围形成接触变质带，矿物之间产生化学反应，低密度矿物化合成高密度矿物。经电子探针和X射线衍射分析，这种高密度矿物为石榴子石，石榴子石的形成必然使单位体积内的岩石固体体积缩小，有效孔隙增加，铸体薄片观察这种孔隙为石榴子石晶间孔隙，其岩石由沉积岩变成接触变质岩，如罗151、罗152、罗151-4井的接触变质岩，经物性测定孔隙度达25%～36%，其储集性相当于馆陶组砂岩储集层，单井产量15～90t/d。此类接触变质岩油藏的形成，研究认为需要两个基本条件：①必须有高能量的侵入岩；②岩浆必须侵入到灰质泥岩、泥质灰岩中，使其变质，产生有效孔隙。所以，今后对接触变质岩油藏的勘探，不仅要寻找火成岩，更主要的是寻找大范围、区域性的泥灰岩分布区（即泥灰岩分布区侵入辉绿岩时），就可能找到这种接触变质岩油藏。济阳坳陷接触变质岩油藏的发现填补了国内外发现类似油藏的空白，更为今后寻找这类特殊油气藏提供了依据。

九、探井砂岩储集层常规地质参数及敏感性预测技术

为了避免探井钻井过程中的油气层伤害，笔者研制开发了探井砂岩储集层常规地质参数及敏感性预测软件，实现了探井常规地质参数和敏感性参数的预测。本项预测的实现基于三方面的研究成果：①两年内建起了一个50MB的油层保护数据库，根据库内数据面的分布，把油区分成数十个区块，按区块求出了参数纵向变化规律和趋势；②通过相关性的研究，确定各种矿物组分可能引起的岩化作用和敏感性伤害指数及各种参数间数值大小的变化关系，建立模块；③编制了预测软件，预测方法是：首先根据待预测的探井井位坐标，确定待预测探井所属的软件编码区块（根据数据库参数回归确立的均质区块），通过以各区块回归方程为基础研制的软件，进行参数预测。预测的参数以岩性、物性为主，共有24项。根据预测的24项参数，还可对保护油气层有重要意义的敏感性参数及相关的临界值作出预测。

通过与8口探井取样后的实际分析数据进行对比发现，预测参数与实测参数基本吻合，精度达70%。探井储集层常规地质参数及敏感性预测工作自1998年10月开展以来，已完成90余口探井预测工作。这项工作节约了大量的实测所需费用，经济效益显著。

十、结束语

从上述分析可以看出，储集层特殊分析技术及储集层敏感性预测技术在油气田勘探开发中起着十分重要的作用，其应用前景十分广阔。但也应看到，由于阴极发光、电子探针及能谱、包裹体等分析技术的引进时间不长，尚处于技术开发初期和中期阶段，在油气勘探中的应用属于探索阶段，应用效果不够显著。这与技术开发时间较短有关，但也与储集层微观分析技术的局限性有关。只有储集层微观特殊分析技术与宏观分析技术的有机结合，才能取得显著的勘探成果和效益。

非常规油气特殊的形成机制与赋存状态，需要针对性的特色勘探开发技术。提高储层预测精度和油气单井产能是技术攻关的重点。国内、外长期针对致密砂岩油气、页岩气、煤层气等的勘探开发实践，形成了一套较为成熟有效的核心技术，这些技术各展所能、相映成彰，推进了非常规油气的勘探开发进程。本节简要介绍地震叠前储层预测、水平井钻井、大型压裂、微地震检测、缝洞储层定量雕刻等5项核心技术。

一、地震叠前储层预测技术

近年来，油气勘探开发对地下储层预测和油气分布的成像精度要求越来越高，因此地震叠前预测技术受到各大油公司的高度重视，国内、外均投入很大的力量进行相关领域新技术的研发及应用研究。目前，地震叠前储层预测技术已进入大规模工业化应用阶段。

国外地震叠前储层预测技术发展迅速，方法类型多样，并推出了功能齐全、特色各异、综合性强的商用软件。国内随着勘探开发对象由中高渗碎屑岩常规储层向致密砂岩、缝洞型碳酸盐岩等非常规储层转变，中国石油天然气集团公司组织开展了地震叠前储层预测技术研究，形成了以面向地震叠前反演的保真精细处理、基于岩石物理分析的敏感因子优选、层序格架约束下的层位精细解释、AVO属性分析、弹性阻抗反演、AVO反演等技术为核心的非均质储层地震叠前预测、流体检测配套技术系列。同时，强化应用基础研究，探索了岩性阻抗反演、流体阻抗反演、弹性阻抗系数反演、叠前同步反演、波动方程叠前弹性参数反演、多波波动方程同时反演、PGT含气饱和度定量预测等叠前储层预测、流体检测新技术，为进一步提高非均质储层预测精度奠定了基础。

近年中国石油天然气集团公司还开展了全数字三维地震集处理、高密度地震集处理等配套技术攻关，使得地震叠前道集数据的分辨率、保真度有了较大幅度提高，地震面元的方位角、炮检距、覆盖次数等属性分布更加均匀，为进一步提高地震叠前储层预测技术应用效果提供了保障。

与传统的地震叠后储层预测相比，地震叠前储层预测的精度显著提高，主要是由于叠前地震有更多的信息可以利用，叠后地震主要利用的是地下岩石纵波信息，而叠前地震既包含纵波也包含横波信息。储层物性参数变化时，在纵波和横波信息上有着显著不同的表现，利用这种显著差异性，可以实现储层和流体精确成像，这在单一叠后纵波资料上无法完成。地震叠前储层预测技术，在中国石油天然气集团公司各大探区均见到了明显的应用效果。如在四川龙岗地区深层碳酸盐岩气藏识别应用中，礁气藏预测符合率为75%，滩气藏预测符合率为88%;在四川盆地须二段地震叠前含气性预测中，符合率大于80%。

二、水平井钻井技术

水平井钻井技术是利用特殊的井底动力工具与随钻测量仪器，钻成井斜角大于86°，并保持这一角度钻进一定长度井段的定向钻井技术，是页岩气、致密砂岩气、煤层气等非常规油气低成本高效开发的关键技术。与直井相比，水平井具有泄油气面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、节约土地占用、避开障碍物和环境恶劣地带等优点。

水平井技术近年来在国内、外发展迅速，在提高单井产量和收率方面发挥了重要作用。美国在致密气、页岩气开发上积累了丰富的经验，形成了丛式水平井、批钻、快速钻井以及长水平段水平井等提高单井产量、降低钻完井成本的主体技术，实现了致密气、页岩气等低品位储量的有效开发。目前，全球水平井井数约5万口，主要分布在美国和加拿大。2002年以后，水平井的大量应用直接推动了美国页岩气的快速发展。

美国水平井钻井数从2000年的1144口增长到2010年的9800口，增长了8.6倍。水平井比例从2000年的3.9%增至2010年的20%。水平井应用的主要对象是页岩气，其中2008年美国钻页岩气水平井7282口，其中Barnett页岩中水平井比例已占90%以上。

国内水平井钻井技术日益受到重视，近年来在鄂尔多斯盆地苏里格与长北、塔中、松辽盆地深层火山岩等气田勘探开发中取得了进展，成效显著。如在长庆鄂尔多斯苏里格致密砂岩气区、长北低渗透砂岩气田，通过长期的探索和攻关，逐步形成了以水平井、长水平段丛式分支井等为主的开发技术，为今后大规模致密气田、页岩气的开发积累了经验。在致密砂岩、页岩气开发时一定要转变传统的观念，破除低效储量不能用高新技术的落后观念，树立水平井打快、打好、打长的意识。在水平井打长方面，要求水平段至少在1000m以上。

当前，水平井钻井技术正在向集成系统发展，即结合地质、地球物理、油层物理和工程技术，开发大位移钻井、侧钻水平井钻井、分支井、径向水平井、欠平衡钻井、连续油管等技术，并研制技术含量高的随钻测量(MWD)、随钻测井(LWD)等设备。

三、大型压裂技术

大型压裂技术是提高非常规致密储层渗流能力的关键技术。大型压裂技术突破了常规压裂理论的束缚，主要用大排量、大砂量在地层中造出超过常规压裂长、宽、高的裂缝，扩大泄油气半径，创造“人造渗透率”，提高单井产量，大幅增加了非常规油气储量的动用程度。水平井分段压裂、直井分层压裂等核心技术已经成为美国非常规气的有效开发的核心。2003年，以水平井多段压裂技术取得突破为标志，实现了Barnett页岩气的快速发展，也加快了页岩气领域从发现到开发的节奏。

近年来，中国石油天然气集团公司进一步加大了直井分层压裂、水平井分段压裂关键技术引进和攻关的力度，取得了长足的进步和明显的生产效益。如分层压裂技术在苏里格东区、川中须家河组储层取得了明显效果，苏里格东区分压4层是合层压裂产量的1.7倍，川中须家河分层压裂产量是合层压裂的1.6倍。苏里格气田通过实施水平井分段压裂，水平井初期平均单井日产气达到7.8×104m3，可保持日产气5×104m3稳定生产，增产效果明显。

直井分层压裂技术一般包括封隔器+滑套投球分层压裂、连续管喷砂射孔、环空加砂分层压裂、TAP套管滑套阀分层压裂等。封隔器+滑套投球分层压裂技术已在苏里格气田应用2000口以上，在川中须家河应用110口以上，已成为苏里格气区、川中须家河组直井分层压裂的主体技术。长庆油田引进的Schlumberger公司TAP套管滑套阀分层压裂技术，在苏里格气田和盆地东部完成了4口井现场试验，取得了明显效果。如2010年长庆油田在米37井2402.8～2845.0m井段，用TAP工艺在国内第一次成功进行连续9层分压，注入总液量1672.0m3，加砂量126.4m3，创造了该技术在国内分压层数的新纪录。同时成功实施了钻飞镖作业和关闭产水层作业，实现了个别产水层TAP阀的成功关闭，有效降低了产水层对试气产量的影响。米37井关闭主要产水层山2和盒7段滑套后，试气井口产量从1.89×104m3/d上升到5.70×104m3/d，产水量从16.7m3/d下降到3.6m3/d，大大降低了产水层对试气产量的影响。

水平井分段压裂技术包括裸眼封隔器+滑套投球分段压裂、水力喷射分段压裂等。裸眼封隔器、滑套投球分段压裂技术在苏里格已累计应用57口井，主体为分压4～5段。川庆钻探等单位已实现了工具国产化，并从分压4～5段发展到11段。国产化裸眼封隔器、滑套投球分段压裂工具在苏里格已入井18口，最多分压10段。

吉林油田长深登平2井，是中国石油天然气集团公司目前水平井分段压裂规模最大的井，创造了目前中国石油天然气集团公司水平井压裂级数最多、单井压裂规模最大、单级压裂规模最大3项记录，推动了松辽盆地长岭凹陷致密砂岩气田的规模有效开发。长深登平2井水平段长837m，钻遇气层厚度为755m，分10段压裂，泵入总液量4610m3，加砂838m3。通过用大规模分段压裂，10mm油嘴测试日产气35.8×104m3(油压22.8MPa)，目前该井稳定产量17×104m3/d(油压18.5MPa)，进一步拓宽了松辽盆地致密气藏有效开发的技术思路。

四、微地震检测技术

微地震又称无源地震或被动地震，在油藏压裂、注水开等生产活动中，地下油气藏一般会伴生类似天然地震、烈度很低的微地震现象。产生微地震的位置可以根据反射器的类型确定，根据样密度和纵波来计算确定。

微地震技术可以用来检测油气生产层内流体的流动情况，以及裂缝的活动情况，可以用来研究在断层带附近发生的自然地震。微地震在油气勘探开发中常用来监测油藏生产、作业效果，为优化油气藏管理、致密储层勘探开发提供了决策依据。

目前，微地震技术在国外油藏监测以及国内矿山开监测等生产领域，已是一门较成熟的技术，也是近年来国外页岩气勘探开发过程中，改进页岩气增产效果的一项必不可少的专项技术。

页岩气的开发主要依赖于通过大型压裂，建立一种长而宽的人造裂缝通道，将大量的非常复杂的裂缝网络连通，从而增大泄压面积。微地震监测技术是了解人造裂缝的几何形态、改进增产措施或加密井效果的关键。页岩气开发过程中的微地震压裂监测技术，是将检波器放置在距压裂井小于600m的观测井中(一般是直井)，对压裂井在压裂过程中诱发的微地震波进行持续的监测，动态地描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布形态。

微地震分析能够及时了解人造裂缝产生的方向、延伸长度等信息，还可实时监测控制压裂的过程，提供压裂增产期间关于多次压裂深度和宽度的宝贵信息，做到对压裂方案进行优化选择。如利用实时裂缝监测资料，可确定裂缝尺寸的异常变化，从而使分级压裂方案得到及时调整，并分析该调整方案对整体压裂方案产生的影响;同时，可确定裂缝是否偏离设计层位，确定封隔方法的效果达到了何种程度。在分级压裂过程中，如果确定某层位得到了重复压裂，可终止当前压裂措施并开始下级压裂;如果确定目前施工层位正在产生多条裂缝，根据压裂液与支撑剂的剩余量，适当延长该层位的压裂时间;如果确定裂缝遇到了断层，立即停止压裂施工。裂缝监测在页岩气压裂中占有很重要地位，通过裂缝监测，确定裂缝方位和展布，计算改造体积，为产量预测、新井布井、压裂设计提供依据。此外，利用微地震检测技术还可以对页岩压裂前后的渗透率进行估算。

我国在塔里木、华北、长庆等油田曾利用微地震技术进行过油藏监测方面的先导性试验，在注水前缘监测、区域天然裂缝预测和剩余油分布识别等方面，取得了一定效果。但在页岩气勘探开发中的应用还处于初期探索阶段。

五、缝洞储层定量雕刻技术

缝洞型储层具有大规模层状与准层状分布特征，部分连通型缝洞可以形成连续型油气藏，是碳酸盐岩的重要油气勘探开发领域。碳酸盐岩缝洞型储集空间一般肉眼可见，包括溶蚀孔、洞、缝及大型洞穴、裂缝等，具有极强的非均质性。

缝洞型储层前期研究主要是利用地震剖面“相面法”进行定性识别目标，如“羊肉串”模式，但是由于受深层地震资料信噪比低的影响，缝洞难以精确成像。21世纪以来，中国石油、中国石化等公司组织了缝洞储层定量雕刻技术攻关，初步实现了复杂缝洞性储层的雕刻与定量化评价，已在塔里木盆地奥陶系、鄂尔多斯盆地奥陶系等缝洞型油气勘探发现中发挥了关键作用。

钻前缝洞型储层定量雕刻主要依靠地震资料，以高保真地震成像处理为前提，以模型正演和岩石物理分析为基础，通过“三定法”，实现缝洞型储层或油气藏的定量化预测。“三定”是指:①定位置，利用高精度三维地震和各向异性偏移技术，实现地震信息的高精度成像;②定形态，利用振幅雕刻技术(洞穴)和方位各向异性技术(裂缝)，实现缝洞体系立体描述;③定规模，利用岩石物理分析和正演模拟技术，实现储集空间定量化预测。如在塔里木盆地塔北和塔中地区，应用缝洞体系立体描述技术，缝洞储层钻遇率达到100%。应用PG剖面、流体因子等多属性融合技术，缝洞储层流体预测符合率达到80%以上。

碳酸盐岩缝洞体系地震定量雕刻技术系列包括4项核心技术:①井控地震保真处理技术，能够促进地震剖面串珠反射更加清晰、数量明显增多;②叠前地震偏移技术与各向异性处理技术，能够精细刻画不同级别的断裂系统;③溶洞模型正演技术，能够建立缝洞大小、填充与地震响应量版;④三维可视化雕刻技术，能够对裂缝、溶洞进行独立雕刻和融合研究，分析缝洞系统的连通性，精细描述缝洞的空间关系。

钻后缝洞型储层定量评价，主要依靠微电阻率扫描成像测井技术。目前已形成了以电成像测井为主导的有效储层识别及缝洞储层参数定量评价技术，建立了多种较为有效的流体识别方法图版，显著提高了此类储层的测井评价能力。另外，开发的远探测声波反射波成像测井新技术，使得探测距离由3m拓展到10m，有利于发现邻近分布的隐蔽缝洞，提高评价精度。