天然气动态压力_天然气动态分析方法有哪几种形式是什么类型

1.奥陶系风化壳产层天然气的来源分析

2.海相油气勘探进一步发展的理论与技术难题

3.勘探领域技术有哪些？

4.　勘探目标评价与风险分析方法

5.油气盖层封闭能力的识判标志及评价分别是什么？

6.矿场油气集输是什么？

7.对新生代盆地的认识有新进展

随着非常规油气勘探开发技术的快速发展，非常规油气评价方法研究越来越受到重视。目前，国内、外非常规油气评价方法比较多(表2-8)，分类也比较混乱。国内的评价方法超过10种，其中致密砂岩气评价方法就多达9种(郭秋麟等，2009;董大忠等，2009)。美国USGS为了便于评价，将油气分为常规和非常规油气两大部分，其中非常规(致密砂岩气、页岩气、煤层气和天然气水合物等)被称为连续型油气，非常规评价方法与连续型油气评价方法基本相同(Schmoker，2002;Olea et al.，2010)。国外最常用的方法是类比法、单井储量估算法、体积法、发现过程法和空间分布预测法等。

以上方法可归纳为类比法、统计法和成因法三大类。类比法:国内常用的类比法是单位面积丰度类比法，这种方法与常规油气评价的类比法相似;国外主要USGS的FORSPAN法及其相应的改进方法。统计法:主要有体积法、“甜点”规模序列模型法、“甜点”发现过程法、单井储量估算法和油气空间分布预测法等，这些方法与常规油气评价法相似。成因法:国内用得较多，主要有盆地模拟法和热解模拟法。下面分别介绍这些方法中有代表性、较特殊的几种方法。

表2-8 国内、外非常规油气评价方法

一、类比法

类比法是USGS的主流评价方法。该方法最早由咨询公司评价员JohnGrace开发(NOGA Assessment Team，1995)。1995年，USGS的Schmoker接管了该方法后对其进行了扩展和改进，在2000年至2002年期间做了大量的应用(Schmoker，2002)。最近几年，Klett等(2003)继承和发展了该方法，特别是在数据库、参数分布、图表输出标准等方面的发展显著，现该方法已达到较为完善的程度。

1.评价单元与最小评价单位

USGS将目标评价层次划分为大区(region)、地质区(geologic province)、总含油气系统(TPS)、评价单元(AU)和最小评价单位(cell)。大区为组织单元，地质区是指具有共同地质属性的空间实体，总含油气系统是指具有共同的生、储、盖、运、圈、保等地质特征的可绘图的实体，评价单元是总含油气系统的一部分，由许多cell组成。在早期的评价网格中cell是指一个矩形网格，在目前的评价网格中cell是指由一口井所控制的排泄区(well drainage area)。

2.主要评价参数

主要评价参数包括:

(1)评价单元总面积(U);

(2)未测试单元总面积占评价单元总面积的百分比(R);

(3)未测试单元面积中具有增加储量潜力的百分比(S);

(4)每个有潜力的未测试cell的面积(Vi);

(5)每个cell的总可储量(Xi);

(6)未测试单元平均产油气比率;

(7)天然气评价单元液/气比率。

以上主要评价参数用于直接计算量。在参数前处理过程中，已有的钻井资料主要用于储层参数(如厚度、含水饱和度、孔隙度、渗透率等)的分布研究、权重系数的确定、最终储量和收率的估算。在缺乏足够的钻井和生产数据的地区，评价参数主要通过类比获得。

3.评价流程

该方法适合于已开发地区的剩余潜力预测。通过模拟每一个cell的参数分布，用相应的参数分布计算cell的量，并汇总为整个评价单元的剩余总量(图2-9)。结果用概率形式表示。评价过程主要有以下4步:

图2-9 连续型油气聚集评价流程

第一步:确定有潜力的未测试单元比例(T)，即:

非常规油气地质学

第二步:计算有潜力的未测试单元面积(W)，即:

非常规油气地质学

第三步:确定有潜力的未测试cell的个数(N)，即:

非常规油气地质学

第四步:计算评价单元总量(Y)，即:

非常规油气地质学

公式中的符号说明见上文“主要评价参数”部分，求解方法均用随机模拟法。

二、随机模拟法

随机模拟法是USGS新推出的方法。2010年12月，Olea等认为传统的类比法存在3点不足:第一，忽略了不同评价单元EUR的空间关系;第二，没有充分挖掘已有数据所隐含的信息;第三，评价结果违背空间分布规律。

针对以上不足，USGS提出了一种新的方法———随机模拟法。该方法与类比法的不同之处有以下几方面:第一，算法的发展，由原来的类比法发展为以统计法为主、类比法为辅的综合评价法，在有井区用序贯高斯算法的随机模拟法;在无井区用类比法，通过类比得到EUR的空间关系及相关参数，然后进行多点模拟。第二，地质建模的发展，在此之前用三角分布来确定参数;现在通过分析空间数据间的关系，用地质统计学方法建立参数空间分布模型。第三，模拟单元用最早的网格单元cell，它与原来的cell有很大的不同，新cell的面积很小，接近于单井控制的排泄区或更小。

新方法根据钻井情况确定两套评价过程，即A过程———在已有钻井地区的评价步骤和B过程———在无钻井地区的评价步骤。

1.A过程———已有钻井地区评价步骤

A过程属统计法，共有11步:第一，选择单元格尺寸和形状等基本评价单位;第二，指定已知井排泄区;第三，建立每口井排泄区的形状和位置模型，每个井排泄区相当于多个相邻单元格的集合体;第四，为每个无产能井限定无产能区范围;第五，通过确定单元格、排泄区、井的关系，为每个网格单元准备一个相应的EUR(最终可储量)数据集;第六，为每个测试单元准备一个包含3条信息的指示数据集，即单元格中心的纵、横坐标和一个指示器，指示器为0表示单元格没有产能，为1表示有产能;第七，如果该区域没有数据或者很少数据，不确定性很大，则需要准备一张克里金估计误差图，并由此确定评价区的边界;第八，用序贯指示随机模拟方法至少模拟100次产能指示器，指明单元格有无产能;第九，用序贯高斯随机模拟方法模拟单元格EUR，模拟次数与指示器的模拟次数相同;第十，利用第八步中生成的图件修正第九步中生成的图件，以上每次模拟结果的发生都是等概率的;第十一，用等概率模型，汇总以上模拟的结果。

2.B过程———无钻井地区评价步骤

B过程属类比法，共有9步:第一，选择地质条件相似的成熟区作为类比刻度区，用A过程模拟，根据模拟图像和经验确定边缘区(评价区)的EUR波动特征;第二，确定评价区边界;第三，变换EUR值的概率分布和训练图像到标准刻度，使其服从均值为0，方差为1的正态分布;第四，利用连续滤波模拟，生成单元格产能的至少100次实现;第五，把实现从正态分布空间反变换到原来的EUR空间;第六，有规律地抽取1%的单元样本，生成一个产能指示数据集。定义数值在d%以下的那些单元为没有产能，以上的单元格有产能，这里d是在类比刻度区中无产能井的比例;第七，运用正态分布对有产能和无产能单元进行条件模拟，生成与第四步相同数量的实现;第八，利用第七步中的实现来修正第五步，得到评价区模拟的最终实现;第九，应用至少100张单元格EUR值等概率图，准备评价，汇总评价结果。

三、单井储量估算法

单井储量估算法是一种典型的统计法，由美国Advanced Resources Informational(ARI)提出，核心是以1口井控制的范围为最小估算单元，把评价区划分成若干最小估算单元，通过对每个最小估算单元的储量计算，得到整个评价区的量数据，即

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式中:G为评价区量;qi为单井储量;i为评价区内第i个估算单元;n为评价区内估算单元数;f为钻探成功率。

此方法包括5个关键步骤，即确定评价范围、确定最小估算单元、确定单井储量规模、确定钻探成功率和确定气藏“甜点”。

四、油气空间分布预测法

油气空间分布预测法为特殊统计法，有3种不同的评价方法:一是基于成藏机理和空间数据分析的方法;二是基于地质模型的随机模拟方法(Chen et al.，2006);三是支持向量机的数据分析法(Liu et al.，2010)。以上3种评价方法除了数理统计分析不同外，其思路和评价过程基本相似，仅介绍第一种方法。

1.二维分形模型

由于地质过程的复杂性，无法将油气空间分布以某一精确解析式的形式来描述。已知油气藏本身并不包含未发现油气藏的直接信息，因此用常规地质统计学的随机模拟方法，直接从已知油气藏中提取空间统计信息，预测油气空间分布，其结果往往不尽如人意。但是，如果把已知油气分布和地质变量在空间的相关特征作为随机模拟的限制条件，用统计方法将这种相关特征以概率密度函数近似表达出来，就可提高预测的准确性。

油气空间分布的二维分形模型基于随机模拟技术和傅立叶变换功率谱方法建立，即通过傅立叶变换，把具有分形特征的油气藏分布空间(空间域)转化到傅立叶空间(频率域)中，用功率谱方式来表述油气的空间相关特征。根据分形理论，分形模型研究对象的空间相关特征可由功率谱函数来表达。对于具有分形特征的时间序列，其功率谱函数可表达为时间序列频率的幂函数

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式中:f为频率;S为功率谱密度;β为幂因子，称为频谱指数。上式表述的这种随机过程相当于Hurst空间维数H=(β-1)/2的一维分数布朗运动(fBm)。选择不同的β值，即可产生不同分形维数的fBm。对于二维图像或序列，其功率谱S有x和y两个方向的频率变量(u和v)及对应的频谱指数(βx和βy)。对统计特性来说，xy平面上的所有方向都是等价的，当沿着xy平面上的任一方向切割功率谱S时，可用

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代替频率f。因此，由式(2-6)可推出各向同性的二维对象随机过程的表达式:

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而对于各向异性的对象，可定义H为方位角θ的函数，则其二维分形模型的表达式可写成:

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式中:βx和βy分别代表功率谱中x方向和y方向的频谱指数。通过这个表达式就能模拟出油气藏分布空间的新功率谱。

2.修正丰度

二维分形模型中的指数函数H(θ)可以通过实际数据拟合βx和βy后获得。功率谱能量(丰度)越高的油藏，出现的频率越低，反之亦然。这一特点与油气勘探结果相吻合。因此，如果以能量较高的若干数据点为基础进行拟合，结果基本能代表该方向上油气的分布趋势(分形直线)。拟合的直线斜率(绝对值)即为该方向上的频谱指数。分别确定x方向和y方向上的频谱指数βx和βy后，代入二维分形模型中，就能模拟出新的功率谱S。新功率谱已修正了原始功率谱的不足，它包含了所有油气藏(已发现和未发现油藏)丰度的信息。

3.丰度空间分布模拟

确定油气藏在空间的分布位置是油气勘探的首要任务。目前，有许多方法可以预测油气勘探风险，绘制勘探风险图。勘探风险图包含了油气藏可能出现位置等方面的信息。为了把这一信息和丰度信息综合起来，需要做如下信息处理:①空间域转化为频率域。同样，用傅立叶空间变换，把勘探风险图从空间域转化到频率域。这时，除了得到以上提到的功率谱外，还能得到相位谱Ф，相位谱中包含着油气藏位置信息。②从频率域回到空间域。用傅立叶逆变换，把新的丰度功率谱S和勘探风险图的相位谱Ф结合起来，形成新的图。该图就是空间域中的油气分布图，它不仅提供了油气藏的位置，也指出了丰度。

在具体实现中，还需要在一些细节上做技术改进，包括设置经济界限，排除丰度低的没有经济价值的油气藏以及用已钻井数据验证和修正等。

五、连续型致密砂岩气预测方法

这是一种特殊成因法。对于常规储层及常规圈闭气藏，天然气的运移主体服从置换式运移原理，即在天然气向上运移的同时，地层水不断向下运移，形成了气水之间的置换式排驱和运移特点，其驱动力来自于浮力。对于致密砂岩气藏来说，致密储层与气源岩大面积接触，天然气的运移方式表现为气水之间发生的广泛排驱作用和气水界面的整体推进作用，其过程类似活塞式排驱，其运移动力来源于烃源岩的生烃作用，即在生气膨胀力作用下，气水倒置界面得以维持并整体向上运移，从而形成大面积的地层饱含气状态(金之钧等，1999;Schmoke，2002;张金川等，2003a，2003b;解国军等，2004;张柏桥，2006;胡素云等，2007;邹才能等，2009a)。烃源岩层越厚，单位体积生气量越大，产生的压力就越大，形成的致密砂岩气藏规模也就越大。

1.致密砂岩气动力平衡方程

根据致密砂岩气藏的活塞式排驱特点，提出了弱水动力条件下的平衡方程，即天然气运移的阻力包括上覆储层毛细管压力、天然气重力、地层水压力等，驱动力主要为烃源岩生气产生的压力。驱动力和阻力之间的平衡方程为:

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式中:pgas为烃源岩中游离相天然气的压力(注入储层的压力)，atm;pc为上覆储层毛细管压力，atm;ρggghg为天然气重力，atm，其中hg为天然气柱高度，m;ρf为上覆储层地层水压力，atm。

在上述平衡方程中:①毛细管压力可用拉普拉斯方程求出;②天然气重力可以直接求出;③地层水压力，在成藏时一般为静水压力，成藏后的压力可用现今压力代替，也可用有效骨架应力模型求解(石广仁，2006);④烃源岩中游离气压力，为烃源岩生气增压后烃源岩中流体和游离相天然气的压力，简称“游离气压力”。

烃源岩大量生气能产生巨大的膨胀压力，这早已被石油地质研究者所共识(李明诚，2004)，但是迄今只有定性描述，未见定量计算模型。显然，在没有生气增压定量计算模型之前是无法真正定量模拟致密砂岩气藏的成藏过程的。

2.烃源层生气增压定量计算模型

超压形成的因素很多，除了生烃作用以外主要有差异压实作用、水热作用等。相比之下，生烃作用和差异压实作用是最主要的两种因素(李明诚，2004)。在地层进入压实成岩之后，特别是孔隙致密之后，压实作用基本停止，此时压实对排烃基本不起作用，而生气作用则成了排气的主要动力。依据气体状态方程，天然气压力(P)、体积(V)和温度(T)三者之间保持动态平衡。在地下高温、高压下，P、V和T三者之间的关系可用研究区的PVT曲线表示。根据这一原理建立的烃源层生气增压定量计算模型为:

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式中:Pgas为烃源岩生排气产生的压力，atm;Bg为天然气体积系数，m3/m3;Vp为烃源岩层孔隙体积，m3;Vw为烃源岩层孔隙水体积，m3;Vo为烃源岩层孔隙含油体积，m3;Vg为烃源岩层中游离相天然气体积(地表条件下)，m3;hs为烃源岩层厚度，m3;Φ为烃源岩层的评价孔隙度，小数;Sw为烃源岩层中束缚水饱和度，小数;So为烃源岩层中残余油饱和度，小数;Qgas为单位面积烃源层生成的天然气体积(地表条件下)，m3/km2;Qmiss为单位面积烃源岩层中散失的天然气体积(地表条件下)，m3/km2，包括吸附气、扩散气和溶解气等;Qexp为单位面积烃源层已排出的游离相天然气体积(地表条件下)，m3;初始值为0。

3.模拟步骤

模拟步骤如下:①建立地质模型，以下生、上储模型为例;②在平面上划分网格，网格边界尽可能与构造线(如断层线等)一致;③在纵向上按油气层组细分储层;④计算运移驱动力———烃源岩层中游离相天然气压力;⑤计算运移阻力———细层1的毛细管压力、天然气重力、地层水压力等;⑥比较运移驱动力和运移阻力，如果驱动力小于阻力则不能运移，即该细层1不能成藏，停止对该点的模拟，如果驱动力大于阻力则烃源层中的气能进入细层1，并排挤出细层1中的部分水;⑦天然气进入细层1并达到短暂的平衡后，随着烃源岩层生气量的增加，游离相天然气压力Pgas也在增加，重新计算Pgas，并计算细层2的运移阻力;⑧比较运移驱动力和运移阻力，如果驱动力小于阻力则不能运移，即细层不能成藏，停止对该点的模拟，如果驱动力大于阻力则烃源层中的气能进入细层2，并排挤出细层2中的部分水;⑨重复第⑦和第⑧过程，直到驱动力小于阻力或遇到盖层为止(如果压差超过盖层排替压力，则天然气将会突破盖层散失掉一部分，直到压差小于盖层排替压力，天然气才停止运移);⑩计算天然气聚集量，模拟结束。

4.天然气聚集量计算

进入致密储层的天然气聚集量可用下式表示:

非常规油气地质学

式中:Qgas为储层中天然气聚集量，m3;n为天然气进入到储层中的细层数，自然数;i为储层中的细层号，自然数;q为细层中天然气聚集量，m3;Sw为细层中束缚水饱和度，小数;hi为细层i的平均厚度，m;Ai为细层i的面积，m2;Φi为细层i的平均孔隙度，小数;Bgi为细层i的(地层压力对应的)天然气体积系数，m3/m3。

根据对比驱动力与阻力的关系，如果确定天然气只能进入到细层3，则上式中n为3。另外，细层中束缚水饱和度，可通过类比相邻地区的致密气藏获得，一般在30%～60%之间;天然气体积系数，可根据细层地层压力在PVT曲线上的反插值求得。进入致密储层的天然气还会有一部分损失，如部分溶解在地层水中，还有一部分会以扩散方式向外扩散等。这些损失可以用溶解气公式和扩散气公式计算(郭秋麟等，1998;石广仁，1999)，在不要求高精度时可以不考虑。

5.关键参数

关键参数有:①天然气体积系数与地层压力关系曲线;②束缚水饱和度与孔隙度的关系曲线;③烃源层埋深、厚度、孔隙度、生气量、排气量(游离气量)等;④储层埋深或顶界构造图、等厚图，储层孔隙度等值图、孔喉半径等值图，现今储层流体压力系数等;⑤盖层排替压力。

奥陶系风化壳产层天然气的来源分析

梁劲1　王宏斌1，2　梁金强1

（1.广州海洋地质调查局 广州 510760；2.中国地质大学（北京）北京 100083）

第一作者简介：梁劲，男，11年生，高级工程师，1995年毕业于成都理工学院信息工程与地球物理系应用地球物理专业，主要从事天然气水合物调查与研究工作。

摘要 本文用Jason 反演技术对南海北部陆坡A 测线纵波速度进行计算，结合BSR、振幅空白带以及波形极性反转等多种水合物赋存信息的分析，对水合物成矿带的速度特征进行了综合研究，结果表明：低速背景中的高速异常，是天然气水合物赋存的重要特征；高速异常体一般呈平行于海底的带状分布；在高速异常的内部，速度也是不断变化的。一般在异常体的中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低，反映在水合物矿带内部，水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低的特征。本文的研究成果进一步表明高精度速度分析不仅可以帮助寻找水合物矿点，还可以进一步判定水合物的富集层位。

关键词 Jason 反演技术 天然气水合物 速度分析

1 前言

天然气水合物是在低温、高压环境下，由水的冰晶格架及其间吸附的天然气分子组成的笼状结构化合物，广泛分布于海底和永久冻土带。温度和压力是天然气水合物形成和保存最重要的因素（王宏斌等，2004）。针对天然气水合物的野外调查及研究表明：高分辨率的地震勘探方法是天然气水合物调查评价中行之有效的方法。地震反演技术一直是地震勘探中的一项核心技术，其目的是用地震反射资料反推地下的波阻抗、速度、孔隙度等参数的分布，从而估算含天然气水合物层参数，预测天然气水合物分布状况，为天然气水合物勘探提供可靠的基础资料。常用的地震反演技术有Jason、Strata、Seislog和ISIS等，其中Jason反演技术在含天然气水合物层预测中因其分辨率高而得到广泛推崇，它主要由有井约束和无井约束两种方法组成（廖曦等，2002）。

速度异常是判断天然气水合物是否赋存的重要条件之一。结合BSR（Bottom Simulating Reflector）特征、波形极性特征、振幅特征以及AVO特征等目前已成为判断是否存在天然气水合物层主要手段（史斗等，1999）。大量的测试数据显示：水合物的速度与冰的速度较为接近，而比水高。与含水或含游离气沉积层相比，含水合物沉积层的密度降低，声波速率增大，含水合物层的地层速度往往比一般的地层速度高，含水合物沉积层的下部由于充填了水或气，而使水合物底界面出现速度负异常。因此，地层中速度反转是水合物赋存的一个地球物理标志。含水合物地层的声波速度与水合物的含量有关，水合物含量越高，其声波速度越高。从速度方面看，BSR是上覆高速的含水合物地层与下伏较低速的含水层或含气层之间的分界面。通常，海洋中浅层沉积层的地震纵波速度为1600～1800m/s，如果存在水合物，地震波速度将大幅提高，可达1850～2500m/s，如果水合物层下面为游离气层，则地震波速度可以骤减200～500m/s。因此，在速度剖面上，水合物层的层速度变化趋势呈典型的三段式，即上下小、中间大的异常特征（张光学等，2000）。西伯利亚麦索雅哈气田的资料表明，在原为含水砂层内形成水合物之后，其纵波的传播速度会从1850m/s提高到2700m/s；而在胶结砂岩层，这种速度会从3000m/s提高到3500m/s。深海钻探的570站位的测井结果表明，由含水砂岩层进入含水合物砂岩层时，密度由1.79g/cm3降低到1.19g/cm3，声波传播速度从1700m/s提高到3600m/s，且电导率剧烈下降。

Cascadia海域ODP889站位的VSP测井资料反映水合物底界为强烈的负速度界面，速度从水合物沉积物层的1900m/s陡降到含游离气层的1580m/s，由于VSP测井为地震测井，受钻井因素的影响较少，因此认为VSP测井真实地反映了水合物沉积层底界的速度变化（陈建文等，2004）。

国土部广州海洋地质调查局在2001～2004年在南海北部陆坡进行10000多公里的天然气水合物高分辨地震调查。本研究利用Jason反演技术，通过对南海北部陆坡区的地震速度资料的精细分析，在已圈定BSR分布范围的基础上研究陆坡区各沉积层的速度特征，最后对速度值与水合物的关系进行了分析和探讨。

2 方法原理

纯天然气水合物的密度（0.9g/cm3）和海水密度相近，而游离气的含量又十分有限，这就决定了产生BSR的波阻抗差主要由速度造成。速度反演技术的特点是在无井约束时，以地震解释的层位为控制，对所有的地震同相轴来进行外推内插来完成波阻抗反演，这样就克服了地震分辨率的限制，最佳的逼近了测井分辨率，同时又使反演结果保持了较好的横向连续性。速度反演技术的主要原理是：①通过最大的似然反褶积求得一个具有稀疏特性的反射系数系列；②通过最大的似然反演导出波阻抗；③通过波阻抗计算速度。该方法的主要优点是能获得宽频带的反射系数，是一种基于模型的反演，具有多种建模方法，对所建模型进行比较分析，并使地质模型更趋合理，反演结果更加真实可靠（郝银全等，2004）。

波阻抗反演方法的出发点是认为地下的反射系数是稀疏分布的，即地层反射系数由一系列叠加于高斯背景上的强轴组成。具体反演是从地震道中，根据稀疏的原则抽取反射系数，与子波褶积生成合成地震记录，利用合成地震记录与原始地震道的残差修改反射系数，得到新的反射系数序列，然后再求得波阻抗。其具体步骤是：

设地层的反射系数是较大的反射界面的反射和具有高斯背景的小反射叠加组合而成的，根据这种设导出一个最小的目标函数（安鸿伟等，2002）：

南海地质研究.2006

式中：R（K）为第一个样点的反射系数，M为反射层数，L为样总数，N为噪音变量的平方根，λ为给定反射系数的似然值。

最大的似然反演就是通过转换反射系数导出宽带波阻抗的过程。如果从最大的似然反褶积中求得的反射系数式R（t），则波阻抗：

Z（i）=z（i-1）×（1+R（i））/R（1-i） （2）

利用波阻抗和速度的关系式：

v=Z（i）/ρ （3）

即可得到速度值。其中，ρ为地层密度，可从区域测井资料结合该测线重力资料反演求取。

在上述过程中为了得到可靠的反射系数估算值，可以单独输入波阻抗信息作为约束条件，以求得最合理的速度模型。一方面，速度反演结果是一个宽频带的反射序列和波阻抗及速度数据，同时加入了低频分量，使反演结果更能正确反映速度变化规律；另一方面，它有多种质量控制方法，具体表现为监控子波的选取、同相轴的连续追踪、反演结果准确性的判断和提供多种交汇显示的相关性分析。所以利用速度反演可对地震剖面上任一相位进行速度反演，在每一个CDP点都可得到任一个同相轴速度数据，并利用二维的反射波的速度层析成像反演方法得到高度连续的速度剖面，如果地震测线足够密，还可利用三维速度反演得到速度体图像。

3 实现过程

3.1 初始模型的确立

在地质规律的指导下，利用地震和测井资料开展沉积特征分析和沉积旋回划分；建立岩石-电性关系，进行砂层组和单砂层对比；在地震剖面上提取各含油砂层组反射波属性，建立地震属与矿体的关系，实现地震-测井综合预测矿体平面分布厚度，开展层间矿体组外推预测；建立初始速度场；在地震属性约束下开展地震反演，反演层间小层矿体厚度。细分层反演层位的标定正确与否直接影响反演结果的精度。因此，在反演过程中对子波提取、能谱特点、信噪比、频谱及反射系数的研究至关重要（闫奎邦等，2004）。技术路线流程如图1所示：

3.2 初始速度场的获得

初始速度场的获得首先要对速度谱进行解释，速度谱的解释和取值是否合理，将直接影响均方根速度的计算精度。具体步骤如下：

1）速度谱的解释先从地质条件简单、反射层质量好、能量团强、干扰少的剖面段开始，绘制叠加速度-反射时间曲线，并逐渐向外扩展；

2）结合地震剖面的反射特征，判断速度极值点是否正确，并选择读取能量团最大的极值点。排除干扰波能量团，从而求得有效波的叠加速度；

3）对相邻速度谱进行比较，通过比较速度谱曲线的形状、相同反射层的速度极值等方法予以检查和修改。

4）每隔40个CDP拾取一组数据，利用地震剖面上的反射倾角数据对它们进行校正，便可得到均方根速度（梁劲等，2006）。

图1 速度反演技术线路流程图

Fig.1 The flow chart of the velocity inversion of technical route

3.3 子波的提取

子波提取时，要使能量集中于子波的主瓣，与地震子波形态吻合。如果所提子波近于零相位，则从波峰向两侧能量衰减较快，波峰两侧波形对称；在子波的能谱特征分析，要使能量都集中在地震波的主频范围内；有井资料时，要对井资料都作了子波与地震波自动关联质量控制。保证子波能谱与地震波能谱相吻合，是反演中较为重要的一方面，子波能谱的峰值与地震波主频的能谱峰值相吻合。首先了解合成记录与地震记录之间的偏差。通过合成记录与地震记录之间的偏差分析，对Jason反射系数偏差、能谱偏差进行进一步的校正，使合成记录与地震记录之间的偏差减小。然后通过反射系数与地震资料之间偏差分析，取相应的手段校正，使地层与合成记录反射系数相吻合。再进行信噪析，使反演处理后的信噪比得到最大限度的提高。通过一系列质量控制手段，使各油层合成记录与地震记录的标定精度得到了较大的提高。

关于速度反演可信程度，不能完全由反演方法确定，关键在于获取地震记录的质量和反演前处理流程的振幅保真度。另一个影响因素是数值模拟结果应当是比较准确的，这与计算方法有关，也与子波拾取和地质构造模型有关。至于反演结果的灵敏度，主要由拟合误差值和收敛速度来判断。如果给定的初始模型正确，即与实际地质结构一致，则拟合的误差较小且收敛速度快。本文工作由于受实际情况限制，没有实际的测井资料验证，因此反演所得速度的准确性和精度会受到一定程度的影响。

4 速度剖面特征

运用多种特殊地震成像综合分析，是天然气水合物地震资料解释的关键技术。目前一般用识别BSR、振幅空白带、波形极性反转、速度异常、波阻抗面貌和AVO等天然气水合物地震相应特征来综合分析沉积物中是否含有水合物。高精度的层速度分析可帮助判定水合物的富集层位，速度及振幅异常结构是水合物与下伏游离气共同作用形成的特殊影像，剖面上表现为“上隆下坳”结构，多层叠合构成一明显的垂向“亮斑”这一特殊成像结构在未变形的水合物盆地内较适用于寻找水合物矿点，并可据此定量估算水合物盆地内水合物的数量，分析BSR上下的详细速度结构，是水合物地震资料综合解释的重要手段（张光学等，2003）。

图2 南海北部陆坡测线A道积分剖面

Fig.2 Trace integration profile of the line A in north slope of the South China Sea

图2是南海北部陆坡测线A的地震反射道积分剖面，从图中可以看出，该剖面中部及右下角距海底大约350ms处出现一强振幅反射波，大致与海底反射波平行，与地层斜交，BSR特征明显。在波形极性方面，海底反射波和BSR都表现为成对出现的强振幅双峰波形特征，海底反射波表现为蓝红蓝特征，而BSR表现为红蓝红特征，这表明相对于海底，BSR显示出负极性反射同相轴，即所谓的极性反转（与海底反射相反）。反射波的极性是由反射界面的反射系数决定的，而反射系数则与界面两侧的波阻抗差有关。实际上，海底和BSR都是一个强波阻抗面，海底是海水和表层沉积物的分界面，上部为低速层，下部为相对高速层，反射系数为正值；BSR是含水合物层与下部地层（或含气层）的分界面，上部为高速层（水合物成矿带是相对高速体），下部为相对低速层（如含游离气，则速度更低），反射系数为负值，因此造成了BSR和海底反射波的极性相反现象（沙志彬等，2003）。图3是用速度反演法反演出来的纵波速度剖面，该速度剖面明显显示出一近似平行于海底的相对高速地质体，其位置恰好在BSR上方。高速地质体的纵波速度大约在2000～2400m/s，其上面的低速层的纵波速度大约在1500～1800m/s，而下面的低速层的纵波速度大约在1500～1900m/s，没有明显的游离气存在特征，但根据其高速地质体特征、BSR以及波形极性反转分析，可以认为南海北部陆坡测线A的相对高速地质体极可能是水合物成矿带。

图3 用速度反演法计算的南海北部陆坡测线A纵波速度剖面

Fig.3 P velocity profile of the line A in north slope of the South China Sea computed by velocity inversion

由图3可见，水合物成矿带内部速度是变化的，表明水合物分布不均匀，呈平行于海底的带状分布，中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低。海底以下有3个近似平行海底的低速和高速带：①海底与高速体之间的相对低速带，为水饱和带；②水合物成矿带；③水合物成矿带下的低速带。水合物成矿带下面的低速带在速度剖面上没有明显的低速特征，由此推断水合物成矿带下可能不含游离气，或者是气体的饱和度很低。

5 结论

水合物的生成除了需要一定的温度和压力条件外，还需要大量的碳氢气体和充足的水。这就需要地层具有较高的孔隙度和渗透率。未固结沉积岩的孔隙度很高，渗透率大，具备水合物生成的物理条件。具备这种特征的未固结沉积岩的地震波速度较低，而含水合物地层的地震波速度增大。这就形成了水合物成矿带作为低速背景中的高速地质体特征。另外，水合物的生成受温度和压力控制，一般情况，等温面和等压面近似平行于海底，因此低速背景中近似平行于海底的相对高速地质体是水合物成矿带的特征（刘学伟等，2003）。

通过对南海北部陆坡A测线纵波速度的计算，并且结合BSR和振幅空白带识别以及波形极性反转等多种特殊地震成像进行综合分析，我们可以进一步了解水合物成矿带的速度特征：揭示水合物成矿带的高速异常一般呈平行于海底的带状分布，在高速异常的内部，速度也是不断变化的，一般在异常体的中心速度最高，由中心到边缘速度逐渐降低，该现象反映在水合物矿带内部，水合物分布并不均匀，水合物饱和度由矿体中心向边缘逐渐降低。分析BSR上下的详细速度结构，是水合物地震资料综合解释的重要手段。高精度速度分析可帮助判定水合物的富集层位，较适用于寻找水合物矿点，并可据此估算水合物量。

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The Application of Jason Inversion Technology in Velocity Analysis of Gas hydrate

Liang Jin1　Wang Hongbin1，2　Liang Jinqiang1

（1.Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5107602.China University of Geosciences（Beijing），Beijing，100083）

Abstract：The P velocity of A seismic profile in the north slope of the South China Sea were calculated by Jason inversion method.The velocity characterostic of the gas hydrate bed was researched in detail based on the calculated result and the information of gas hydrate existing including BSR，amplitude blanking and polarity reversion of the weform.Research shows that：The abnormity of higher velocity in the background of lower velocity is an important characteristic of gas hydrate existing；The abnormity of higher velocity which distribute as a belt usually parallel to the seafloor；The velocity changes gradually at the inner of the abnormity of higher velocity with the highest velocity at the center of the abnormity whereas the lowest velocity at the margin of it，which suggests that the saturation of gas hydrate decreases gradually from the center to the margin.The result that mentioned above suggest that high resolution velocity analysis not only help to search the hydrate spot but also help to estimate the rich layer of gas hydrate.

Key Words：Jason Inversion Technology Gas hydrate Velocity Analysis

海相油气勘探进一步发展的理论与技术难题

鄂尔多斯盆地中部气田是我国最大的气田之一，其主要产层为奥陶系风化壳产层，其次为石炭—二叠系产层。其中石炭—二叠系产层中天然气主要为煤成气，这一点已得到共识，但对于奥陶系风化壳产层天然气的气源问题仍未取得一致的认识。许多学者已在这方面做了大量的研究工作，多数认为其属上古生界煤成气和下古生界油型气的两源混合气（杨俊杰等，1991,1992；曾少华，1991；孙冬敏等，19），但对于以哪一种气源为主力气源尚存在较大争论，主要有以下两种代表性观点。一种是以关德师等（1993）、戴金星等（1987,1999）、张士亚（1994）、张文正等（19）、夏新宇等（1998,2000）为代表，认为中部气田奥陶系产层的天然气主要是石炭—二叠系煤系烃源岩的产物，以上古生界煤成气为主；另一种是以陈安定（1994,2000）、黄第藩等（1996）、徐永昌等（1994）、郝石生等（1996）、蒋助生等（1999）为代表，认为中部气田奥陶系产层的天然气主要是下古生界奥陶系海相碳酸盐岩的产物，主要为自生自储的油型气。所以弄清中部气田奥陶系风化壳产层的天然气来源意义重大，直接关系到对气田成藏模式的认识以及油气评价、勘探部署。

笔者在前人大量研究工作的基础上，参考已有的天然气成因类型划分方案（郜建军等，1987；张义纲，1991；张士亚等，1994；戴金星等，1992,1999；徐永昌等，1994,1998；黄藉中，1991；冯福闿等，1995），结合中部气田天然气实际资料，得出鄂尔多斯盆地中部气田天然气划分标准（表5-8）。

（一）应用天然气组分的碳、氢同位素判别气源

1.用δ13C1和δ13C2相结合探讨气源

就沉积有机质热解成因天然气来说，其δ13C1值主要与成气母质类型和热演化程度有关，随母质类型变好而减少，随成熟度增高而增大。δ13C2值则主要与母质类型有关。源于腐殖型母质的煤成气，富集碳的重同位素而δ13C值偏大，而源于腐泥型母质的油型气δ13C值偏小。据此，许多学者都提出过一些大体一致的划分油型气和煤成气的指标界限（戴金星等，1992；徐永昌等，1994；张士亚等，1994；黄藉中，1991；张义刚，1991）。一般以δ13C2的界限值－29‰～－27‰为这两种类型天然气的分界。而δ13C1值：对油型气δ13C1＞-55‰，一般为－50‰～－35‰；对煤成气δ13C1＞-42‰，一般－38‰～－28‰。但是，由于δ13C1值随成熟度增高而增大，因此成熟度相对较低的煤成气与成熟度相对较高的油型气在δ13C1值域分布上的叠合现象是常见的，并往往造成判识上的困难和失误。这说明在天然气成因分类研究时，用δ13C1和δ13C2相结合的方法才是合理的、有效的（戴金星等，1992；徐永昌等，1994；黄第藩等，1996）。同时，甲烷是天然气中最主要的占绝对优势的组分，特别对高—过成熟气（干燥系数在0.95以上），那种仅用δ13C2以上重烃气进行成因分类和混源问题研究的方法（陈安定，1994），无疑降低了结果的置信度。

表5-8　鄂尔多斯盆地中部气田天然气划分标准

图5-10是根据甲烷、乙烷碳同位素判别天然气成因类型的δ13C1—δ13C2类型图，该图主要以甲烷碳同位素判别气的演化程度，而主要以乙烷碳同位素判别成气的母质类型。图中δ13C2＜-30‰区域是比较典型的油型气分布区，δ13C2＞-28‰是比较典型的煤成气分布区，而δ13C2＝—30‰～—28‰之间的气有一定的混合作用或来自混合型母质。不难看出，盆地东、西部C—P气样主要落入煤成气区域， 气样主要落入油型气区域，中部气田 气样既有落入油型气区域，又有落入煤成气区域，还有落入两者的混合气区。

2.用δ13C1结合（δ13C2—δ13C1）分析气源

（δ13C2—δ13C1）值是一项与成熟度有关的参数，具有随成熟度增高其差值变小的特点（黄藉中，1991；陈安定，1994；黄第藩等，1996）。在成熟度相对较低的高成熟演化阶段（Ro=1.3%～2.0%）的早期，该值一般在12‰左右，而在过成熟阶段后期发生倒转，出现负值。因此，把它与δ13C1或δ13C2结合起来作图时，将能更好地揭示出不同成熟度天然气点群之间或不同δ13C1或δ13C2点群之间的成因联系和差别。如图5-11和图5-12所示，煤成气以盆地东、西部的C—P气为主，部分中部气田的 气；油型气以中部气田的 气为代表，还有部分中部气田的 气；两者混合气主要是中部气田 气。

图5-10　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和δ13C2关系图

图5-11　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和（δ13C2－δ13C1）的关系图（图例同图5-10）

图5-12　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和（δ13C2－δ13C1）的关系图（图例同图5-10）

3.用δ13C2与C2H6含量、δ13C3关系分析气源

近年来，一些研究者（郜建军等，1987；陈安定等，1994；黄藉中等，1991；冯福闿等，1995）强调了乙烷、丙烷碳同位素在区分两种不同母质热成因气（高演化海相腐泥型气与陆相煤系气）中的作用。表5-9列出了国内外若干有代表性的高演化海相腐泥型气与陆相煤系气的各组分碳同位素资料。可以看出：

（1）对处于低演化阶段的海相腐泥型气来说，其甲烷碳同位素一般小于－40‰，而煤系气一般大于－40‰，区分效果较好。但当C1/Cn>0.95即变为干气，尤其当此值达到0.96以上时，海相腐泥型气的δ13C1普遍升高至－32‰～－33‰，变得与煤系气不易区分。

（2）乙烷碳同位素在这两者之间所表现出的特征却是稳定和区分明朗。对海相腐泥型气来说，尽管其热演化程度很高（如四川盆地威远气田震旦系气的源岩Ro高达3.5%左右，气的δ13C2平均值为－31.9‰），而煤系气的热演化程度不管多低，两者之间一直存在一条基本上不可越的界线：δ13C2=-29‰。并且，随乙烷含量减少，即热演化程度增加，乙烷碳同位素之间的差异明显增大，这为用δ13C2为主判别高演化两种热成因气提供了可靠依据。

（3）丙烷碳同位素与乙烷碳同位素具相似属性——稳定而区分明朗。一般认为，煤成气δ13C3应大于－26‰，油型气δ13C3小于－28‰，δ13C3在－28‰～－26‰之间，煤成气和油型气难以准确鉴别。陈安定等（1993）研究认为，鄂尔多斯盆地中部气田油型气的δ13C3/δ13C2一般在0.9左右，两者差值较大；煤成气的该比值一般在0.95左右，两者差值较小。

表5-9　国内外已知海相腐泥型气与陆相煤系气的组分碳同位素分布平均值

图5-13、图5-14分别是鄂尔多斯盆地天然气的δ13C2与C2H6含量、δ13C2与δ13C3关系图。不难看出，盆地东、西部的C—P产层天然气主要为煤成气，中部气田O1m5产层天然气既有油型气，又有煤成气，还有两者的混源成因气。图中联结于两区之间的一个带显示出随C2H6含量减少，δ13C2值逐渐偏负的相关关系，违背了热演化规律，这是一种反常现象，混合才可能是唯一的解释。

从δ13C2与C2H6含量关系图（图5-13）中可见，鄂尔多斯盆地中部气田绝大多数 气样和近半数的 气样落在油型气区域，绝大部分C—P气样和少数 气样及个别 气样落在煤成气区域，另半数 气样和少数C—P气样组成一个带联结于两区之间，属两者的混合气。

图5-13　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和乙烷含量的关系图（图例同图5-10）

图5-14　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C2和δ13C3的关系图（图例同图5-10）

由δ13C2与δ13C3关系图（图5-14）可知，鄂尔多斯盆地中部气田 绝大多数气样落入油型气区域，C—P大部分气样和部分 气样落入煤成气区域，部分 气样和少数C—P气样、 气样落入混合气，这与用C2H6含量与δ13C2图的判别结果（图5-13）基本一致，所不同的只是煤成气比例有所增多，主要是过成熟气δ13C3偏重所致。

4.用δ13C1和δDCH4关系分析气源

从δ13C1—δDCH4的关系图（图5-15）可知，油型气主要以 为代表，部分 ，其δDCH4的分布窄且相对偏正，为－165‰±8‰；煤成气主要以C—P为代表，部分 气样，δDCH4的分布宽且相对偏负，为－175‰±20‰。

图5-15　鄂尔多斯盆地古生界天然气的δ13C1和δDCH4的关系图（图例同图5-10）

（二）气源岩/天然气的动态对比探讨气源

1.奥陶系灰岩在高演化阶段轻烃组成特征

为了研究高演化阶段奥陶系灰岩Ⅰ－Ⅱ型有机质生成的轻烃组成特征，将下古生界风化壳灰岩样在350℃和450℃温阶分别进行模拟观测其轻烃在热演化过程的组成特征，因为250℃热解产物可能反映的是岩石吸附和残余烃类，对于鄂尔多斯盆地风化壳灰岩来说吸附烃类是可能的，不代表其原始的烃类生成特征，只有在排出了吸附烃后（250℃），更高温度热解产物才能真正反映其生烃特征，另一方面，由于气源岩的排驱分馏效应，排出的链烷烃较多，这样岩石中残余的芳烃较多，因此在已发生过排烃的气源岩中，残余烃中芳烃高于对应天然气的芳烃含量，例如盐下的奥陶系灰岩样品，2069m奥陶系云灰岩350℃和450℃温度热解轻烃产物见图5-16，可看出随热演化程度增高热解产物中苯和甲苯含量逐渐增高的特点。

图5-16　鄂尔多斯盆地古生界天然气与气源岩不同阶段轻烃产物动态对比图

通过实验分析得出如下认识：①250℃轻烃反映的是岩石吸附和残余烃类，与350℃烃类组成差别较大，推断其可能是受到气体侵入吸附“污染”所致，不能代表其原始的烃类生成特征，因此，不能用风化壳灰岩吸附的烃类分布特征来作为气源对比依据；②灰岩中I型、Ⅱ型有机质随热演化程度增加，生成的烃产物同样具有苯和甲苯含量高的特征，鄂尔多斯盆地下古生界气源岩均处于高成熟—过成熟阶段，具有高苯和甲苯含量的天然气也有可能是下古生界气源岩来源的。

2.气源岩与天然气的轻烃组成动态对比

根据气源岩中轻烃的组成分布可以看出，奥陶系气源岩在高成熟阶段生成的轻烃产物中同样具有苯和甲苯含量高的特点，因此尽管林2井和陕6井奥陶系天然气中甲苯含量很高，但其仍然具有下古生界气源岩来源的可能性。天然气轻烃组成与下古生界气源岩热抽提物（反映残余或吸附烃类）也有差别（图5-16），因而有效的气源对比应该通过热模拟方法进行动态对比。也就是说，热模拟过程的产物可能真正反映气源岩的生烃特征。从图5-16中气—源岩轻烃组成对比可以看出，天然气中甲基环已烷和链烷烃含量也较高，这与上古生界煤岩组成有明显差别，与奥陶系灰岩组成也有差别，但其分布类似于2069m云灰岩在350℃和450℃的热模拟产物，其来源可能也与下古生界气源岩有关。

3.天然气轻烃组成平面分布特征

天然气轻烃组成与其成因密切相关。上古生界典型煤成气的轻烃组成主要有如下特征（李剑等，2001）：①nC7、甲基环己烷和甲苯相对含量组成中，甲基环己烷含量最高，一般要高于60%；②甲苯含量较低，一般要低于15%。下古生界天然气的轻烃组成中甲基环己烷含量变化在35%～89%范围内，甲苯相对含量在25%～45%范围内，变化范围较大，说明下古生界风化壳的天然气来源比较复杂。

从本章第一节可知，平面分布上在鄂尔多斯盆地中部气田东部甲苯/甲基环己烷含量较高，一般超过0.5，有的甚至超过1.0（图5-3），对于苯/甲基环戊烷比值在平面上的分布情况类似于甲苯/甲基环己烷。据此可为鄂尔多斯盆地中部气田气源分析提供依据。

4.水溶气轻烃组成平面分布特征

在水溶气轻烃组成研究中最关心的可能是水中溶解的苯和甲苯含量多少及相对含量。由第四章第四节可知，鄂尔多斯盆地中部气田下古生界水溶气中苯和甲苯含量在平面上分布不均匀（图4-13）。总的来说，在中部气田的中东部具有相对较高的苯和甲苯含量，最高的可达1.16%和1.13%；而在中部气田的西部、北部及南部苯和甲苯含量较低，大多数井中苯和甲苯含量均低于0.1%，甚至缺乏，并且在水中溶解的主要是苯，而溶解的甲苯含量极低。这一方面反映了苯和甲苯在地层水中的溶解度不同，同时也反映了中部气田不同区块的天然气成因类型可能存在差异。

（三）气源综合对析

在上述研究的基础之上，根据下古生界天然气地球化学特征对鄂尔多斯盆地中东部不同部位天然气的成因进行了综合对析，各部位的划分情况如图5-17所示，将中部气田划分为4个区块分别进行气源对比。

表5-10列出了中部气田各区块天然气各项指标分布范围，为了便于对析，同时也列出了上古生界天然气和上、下古生界气源岩的相应指标数值范围。通过对析，鄂尔多斯盆地中部气田的天然气为混合来源已是不容否认的事实，只是在不同区块上、下古生界天然气混合程度不同而已。通过各项指标的综合分析，在中部气田的北部、西部和南部天然气主要以下古生界来源为主的混合气，而中部气田的东部则主要以上古生界来源为主的混合气。

中部气田的北部、西部和南部δ13C2值较低，一般分布在－33‰～－29‰之间，与上古生界天然气（δ13C2一般分布在－25‰～－22‰之间）差别很大，而与下古生界气源岩的热模拟产物δ13C2值（在－36.6‰～－32.0‰之间）较接近，甲苯/甲基环己烷比值在这三个区块均低于0.4，正己烷/甲基环戊烷一般小于1.0，三环萜烷/五环三萜烷比值相对较高，与下古生界气源岩比较接近，而与上古生界天然气之间差别较大，水溶气中的苯、甲苯含量在这三个区块均较低，40Ar/36Ar比值均较大，反映其与下古生界气源岩有更好的亲缘关系。

图5-17　鄂尔多斯盆地中东部下古生界天然气气源对比区块划分

表5-10　鄂尔多斯盆地中部气田气源综合对比表

中部气田的东部各项指标的分布与以上三个区块相反，δ13C2值分布在－28‰～－25‰之间，甲苯/甲基环己烷比值大于0.5，正己烷/甲基环戊烷比值分布在1.1～1.3之间，三环萜烷/五环三萜烷比值很低（仅为0.1），与上古生界气源岩和天然气比较接近，反映其可能主要与上古生界天然气来源有关。

（四）气源混合比计算

精确计算出天然气中各种成因类型混合比例是非常困难的，这主要表现在以下三个方面：一是计算混合比时的参数选择，二是端元值的确定，同一类型天然气端元值也有很大差别，三是无论是用哪种参数进行计算，只得出单井混合比，与中部气田的天然气混合比之间还存在一些误差。基于上述原因及本研究工作的程度有限，只对鄂尔多斯盆地中部气田的天然气混合区块进行了初评，选用的指标主要为乙烷，在端元值的选择时，下古生界来源气使用盆地南缘平凉组泥岩热模拟产物生气高峰期时的δ13C2值，为－34.7‰，上古生界来源气使用上古生界天然气δ13C2的平均值－25.1‰。计算公式如下：

鄂尔多斯盆地中部气田地层流体特征与天然气成藏

式中：nA,nB分别为上古生界天然气和下古生界天然气组分百分含量；X,1-X分别为上古生界天然气和下古生界天然气混合比；δ13C2（A），δ13C2（B）分别为上古生界和下古生界天然气碳同位素值。

利用上述公式，计算出鄂尔多斯盆地中部气田不同区块天然气混合比，如表5-11所示。

表5-11　鄂尔多斯盆地中部气田不同区块天然气混合比

从表5-11中可以看出，鄂尔多斯盆地中部气田的北部、西部、南部以下古生界天然气来源为主，约占60%～70%，上古生界天然气来源为辅，约占30%～40%，而中部气田的东部以上古生界天然气来源为主，约占70%，下古生界天然气来源为辅，约占30%。

勘探领域技术有哪些？

5.2.1.1 海相碳酸盐岩层系油气勘探存在的理论问题

20世纪50年代后期，随着认识与勘探技术的突破，世界上海相碳酸盐岩层系油气勘探获得重现，掀起了在碳酸盐岩中找油气的高潮。大约70%以上的海相碳酸盐岩石油储量来自中东的侏罗系、白垩系和第三系，70%以上的天然气储量来自于前苏联、中东和美国的石炭系、二叠系海相地层。与上古生界、侏罗系、白垩系和第三系相比，分布在下古生界和三叠系的碳酸盐岩油气储量相当少。前寒武系沉积岩系中寻找古老地层的原生油气藏是扩大油气储量的勘探领域之一，在西伯利亚地台新元古界里菲系海相碳酸盐岩和文德系海相碎屑岩中发现了尤鲁布钦等大型油气田。

“六五”以来，我国设立的一些重点科技攻关项目对海相碳酸盐岩层系油气勘探进行了攻关：“塔里木盆地油气”、“塔里木盆地石油天然气勘探”项目在塔中、塔北地区碳酸盐岩储层及圈闭特征研究等方面取得了重要进展；“南方海相碳酸盐岩地区油气勘探技术方法研究”、“扬子海相碳酸盐岩地区油气勘探技术和评价研究”项目提出扬子海相沉积区的油气潜力大，经过后期改造仍可以形成具有相当规模的油气藏。这些成果为中国海相碳酸盐岩层系油气勘探的进一步拓展打下了基础。但多期构造活动的叠加导致多期生烃过程、油气输导体系演化与运聚机理及油气多期成藏与保存机理等基础理论问题研究薄弱，严重制约了我国海相碳酸盐岩层系油气勘探进展。

（1）构造演化对海相碳酸盐岩层系有效烃源的控制作用

构造演化对有效烃源的控制作用表现在多方面，对于海相碳酸盐岩层系的有效烃源而言，构造演化的控制作用主要表现在优质烃源岩的沉积环境、盆地热史、生烃史等几个方面。

1）优质烃源岩的形成环境。碳酸盐岩沉积作用基本是无机化学沉淀，但随着地球演化，生物作用愈来愈重要（冯增昭，1989），优质海相碳酸盐岩烃源岩的发育环境应是有利于有机质发育和保存的环境。形成生油岩最佳条件是水体分层、底层水缺氧、表层水高生产力。在缺氧环境中沉积物中有机质容易在水底保存而形成烃源岩，这种有利环境主要包括：黑海、塔里木、扬子等温带气候条件下的缺氧分隔盆地（戴金星等，19）、缺氧的开阔海（Demaison等，1980）、洋流上涌引起的缺氧环境（孙枢等，1987）、潟湖和局限海等环境。金之钧等在《中国典型叠合盆地油气形成富集与分布预测》3项目研究中，建立了4种优质烃源岩发育模式（热液活动-上升洋流-缺氧复合模式、台缘缓斜坡-上升洋流高生产力模式、干热气候-咸化静海模式、湿润气候-滞留静海模式）和两种非烃源岩发育模式（贫化-稀释模式、消耗-稀释模式）。有效烃源岩是在沉积盆地中沉积的，要使有机质在沉积过程中聚集起来不被过早氧化，必须要求有利沉积环境的长期维持（王鸿祯等，2000），因此优质烃源岩的发育主要受盆地构造背景的控制。

2）构造-热演化史与地质温度计。我国古生代碳酸盐岩层系经历了多期隆升与沉降，古地温和热史难以恢复，因此，烃源岩的生烃史研究一直是困扰油气勘探的难题。目前，世界上关于碳酸盐岩地区热史恢复的方法主要有古温标方法和盆地动力学模型。古温标主要有沥青反射率、镜状体反射率、牙形石色变指数、有机碎屑（笔石、几丁虫、虫牙等）光性演化特征、激光拉曼光谱、伊利石结晶度、裂变径迹等（Bignall等，2001；Hara等，1998；Goodarzi等，1987；Jacob，1989；胡凯等，1992；王飞宇等，2003）。这些古温标在用于盆地热史恢复时都存在不同程度的缺陷，有些目前远未达到实用阶段，有些还只是一个半定量的指标。沥青反射率虽然是目前应用最为广泛的指标之一，但只有原地沥青才可用（肖贤明等，1995）。磷灰石裂变径迹和近年来U-Th/He低温测年技术的发展（Reiners等，2004），使盆地基底升降的精确定年成为可能。盆地热史最终还是受构造背景和演化历史控制的（马宗晋等，2004）。克拉通、裂谷带、被动陆缘、前陆盆地等均有不同的地温梯度，盆地基底的沉降或抬升也会留下记录，如沉积速率变化、浓缩层序、不整合面等。因此，盆地的动力学方法也是目前用于研究盆地热史的有效手段。

总之，关于海相碳酸盐岩地层所经受的古温度问题，只有多种古温标并用，多种方法综合运用，才能精确地恢复有机质的热演化史。

3）海相碳酸盐岩层系多元多次成烃。碳酸盐岩烃源岩下限指标的取值，直接影响到油气潜力的评价，一直是油气地质领域争论的焦点。我们在前期的3项目研究中，通过大量的实验研究，比较科学地提出了有机碳含量0.5%作为碳酸盐岩烃源岩的下限值，得到学术界和产业部门的普遍认同。从前期的勘探和研究来看，以碳酸盐岩为目的层的勘探，有多种油气来源，如烃源岩的早期生烃、二次生烃、沥青生烃、原生油气藏改造后的再聚集等。

在生烃动力学与碳同位素动力学研究方面：生烃史的研究仍是当今油气地质地球化学研究的重要领域之一。生烃动力学方法可模拟地质条件下的生烃过程，碳同位素动力学方法可模拟地质条件下油气碳同位素分馏过程，为定量描绘油气形成、运移和聚集史提供了一种全新理论和新方法，成为油气地球化学研究最有效的研究手段。

在二次生烃研究方面：对我国叠合盆地的二次生烃作用研究，最早文献见于南华北地区石炭系—二叠系煤成气评价。20余年来，人们从烃源岩的构造史、埋藏史、受热史和生烃史的地质动态过程来研究烃源岩的二次生烃作用，但对二次生烃的效率、二次生烃启动条件等关键问题的认识仍然缺乏理论依据和必要的化学动力学描述（黄第藩，2001），因此，实验室热模拟方法被广泛用于二次生烃机理研究。国内有不少学者对这一问题进行过探讨，尤其是原油的二次裂解可构成天然气的重要来源（赵孟军等，2000）。由于所选样品不同，研究方法不一，考察的出发点有异，所得认识和结论存在较大差异。在二次生烃较初次生烃是否存在滞后问题、二次生烃量加初次生烃量是否等于连续生烃量上，尚存在不同观点。

在沥青生烃研究方面：中国海相碳酸盐岩主要形成于中生代早期以前的盆地中，受中、新生代构造活动改造，原型盆地面目皆非（朱夏，1991；刘光鼎，19）。早期形成的油藏可能由于深埋演变为凝析油气藏，或抬向浅部演变为重油甚至完全破坏（胡见义，2004）。因此，在储层中可能形成热裂解沥青与氧化沥青（刘洛夫等，2001）。碳酸盐岩中似镜质体和固体沥青所含的可溶重质沥青仍保持相当低的成熟度（傅家谟等，1989），只要构造-热条件适宜，碳酸盐岩中的古油藏（沥青）和重油都可能成为再次生烃的烃源（郝石生等，1995）。沥青在后期的构造-热作用下发生裂解而具有产气的潜能，这种非常规的烃源也是有效的。

由此可见，海相碳酸盐岩层系差异性演化的动力学背景、关键构造及热史、碳酸盐岩层系复杂演化历史中的多元生烃作用机理及有效性都是值得探索的新课题。同时，前期归纳的海相碳酸盐岩优质烃源岩发育的4种有利模式和两种不利模式，对沉积环境要素考虑得多，对构造背景考虑得少；对单一因素研究得多，对综合因素研究得少。

（2）海相碳酸盐岩层系油气输导体系演化与运聚机理

碳酸盐岩的储集/输导空间可以形成于原始沉积阶段、浅埋藏-深埋藏阶段和表生作用阶段。近年来，各类碳酸盐岩储层发育机理研究取得了重要进展，特别是野外与室内相结合、宏观与微观相结合、地质与地球化学地球物理学相结合的储层综合描述预测方法取得了重要进展。地震属性分析方法已成为储层预测中必要手段；应用三维地震资料精细解释、成像测井、地震相干数据体预测裂隙发育带；用地震多参数识别的方法，确定油藏平面分布规律和高产区（Bruce等，2000；Bryan等，2002）。由于目前复杂地质体中地震波场的研究主要基于形态学的相面方法、属性分析的统计学方法，所以针对碳酸盐岩深部油气储层地震响应机理研究较少，孔缝洞储层中的绕射波未得到有效应用，地震各向异性理论在定向分布和随机分布裂隙的判识潜力还未得到发挥（Zhang，2004），白云岩和生物礁的地球物理特征识别有待突破。同时，有关岩溶作用、白云化作用以及有机酸在成岩过程中的作用等方面更需精细深化研究。

深层优质储层的形成、演化过程与成藏期和成藏演化过程的关系以及深层优质储层的成因机理尚不十分清楚（，1992；邱中建等，1999；马永生等，1999），如埋深达5000m以上的普光鲕粒白云岩现存孔隙度最大可达27.9%，最大渗透率可达1000×10-3μm2以上，这在国内尚不多见，对这一类优质储层在认识上、理论上、规律上有待进一步深化，以指导整个海相碳酸盐岩层系勘探目标的预测与评价。

断层是含油气盆地重要的垂向流体输导通道。对影响断裂带流体渗流特征的控制因素也进行了较深入的研究（Moretti，1998；Aydin，2000）。随着碳酸盐岩层系油气勘探的深入和地流体研究的深化，碳酸盐岩层系断裂的流体行为已得到广泛关注，但尚缺乏系统研究。另一方面，动态地研究地质演化过程中各种流体输导体的组合形式及其与烃源岩的关系已得到广泛关注，对裂隙系统中的油气运移机理亦有学者进行了探索（曾溅辉等，2000），但尚处于起步阶段。

地流体和油气的驱动机制、流动样式及其成岩、成矿和成藏效应是盆地动力学研究的重要内容之一，亦是国际地学界高度重视的跨学科前沿研究领域（Dickinson等，19；刘宝珺等，2001）。油气运移一直是石油和天然气地质学研究的难点，针对碎屑岩孔隙介质中的油气运移，国内外学者进行了大量模拟实验和数值模拟研究，揭示了油气运移优势通道及其主控因素，已初步建立了不同构造背景、不同类型盆地中的流体流动速率和样式（Sverjensky等，1992；Garven，1995）。但不同类型的碳酸盐岩输导介质中流体和油气的运移方式和速率、油气的优势运移通道及其控制因素等有待系统研究。

（3）海相碳酸盐岩层系油气成藏期及保存演化

1）油气成藏期。自20世纪80年代以来，油气成藏期一直是国际石油地质学界研究和探讨的热点和前沿问题，应用油藏地球化学、成岩矿物（主要是伊利石）同位素地质年代学、流体包裹体定年、储层磁性矿物古地磁学分析、储层固体沥青分析、油田卤水碘同位素定年分析等方法，在油气成藏期定量分析理论和方法上取得了许多重要进展（Moran等，1995；George等，1998；Cioppa等，2000），使得油气成藏期由传统定性研究发展到定量化研究阶段。由于包裹体分析资料的多解性和自生伊利石难分离等技术障碍，加上这些技术方法在碳酸盐岩层系应用上的局限性，导致在具体地区油气成藏期认识上存在分歧。完善已有方法和发展新的碳酸盐岩层系油气藏定年技术十分必要。国内众多学者对我国海相碳酸盐岩层系多期成藏、多期改造调整的特点进行过阐述（康玉柱等，1996；戴金星，19；贾承造等，19；Song等，19；刘光鼎，2002；金之钧等，2004），并引入国外成藏期定量分析理论与方法对塔里木盆地塔中、轮南及塔河油气田、四川盆地海相碳酸盐岩层系的部分油气藏成藏期进行了研究。我们在前期3项目研究中，以塔里木盆地轮南地区为解剖点，通过大量的沥青反射率、流体包裹体分析、Ar-Ar法分析，比较明确地提出400Ma、115～130Ma和40Ma三期成藏。但对具体油藏成藏期次和聚集过程上仍存在认识上的差异（梁狄刚，1999；翟光明等，2004）。

2）油气保存与演化。近20年来，国内外学者对油气藏的保存与破坏机理，从盖层封闭性、天然气扩散、断层封闭性、裂缝渗流散失、水动力冲刷、原油降解等方面开展了大量研究（郝石生等，1995；Macgregor，1996；范善发等，19；陈章明等，2003），研究方法从宏观向微观方向发展。国内外自20世纪50年代开始对天然气扩散作用进行实验和理论研究。随着细菌降解原油的理论研究和稠油藏的发现，生物化学作用对石油运移与保存的影响成为一个重要的研究课题。从盖层保存条件来说，众多学者及各有关生产单位做了大量的研究工作。对泥岩、膏盐岩封闭层的研究较多，对碳酸盐岩盖层的研究较少；对盖层的静态封闭性能评价较多，动态演化评价较少；多旋回、多次叠加、多次改造型的盆地油气藏保存机理研究亟待深化（赵重远等，2000）。对塔里木盆地、四川盆地等海相碳酸盐岩层系油气藏保存条件及保存机理的研究滞后，制约了对海相碳酸盐岩层系油气富集规律的认识与勘探选区工作。

综上所述，国内外海相碳酸盐岩层系油气勘探基础理论问题主要集中在多元生烃机理及有效性、碳酸盐岩油气输导体系演化与运聚机理、油气成藏过程与保存机理等方面。我国碳酸盐岩层系经历了多期构造活动的叠加改造，使上述问题的复杂性更为突出。多期构造活动背景下海相碳酸盐岩层系油气聚散机理与富集规律是当今碳酸盐岩油气地质研究的前沿课题，也是制约我国海相碳酸盐岩层系勘探的重大难题。

5.2.1.2 海相碳酸盐岩层系油气勘探存在的工程技术问题

（1）碳酸盐岩储层预测、圈闭识别、解释评价综合技术

海相碳酸盐岩分布地区地形、地貌条件变化大，地下构造受多期变形叠加而复杂多变，特别是受多层次滑脱面影响，导致变形具有层次性与分带性，因此，对碳酸盐岩储层、圈闭识别、解释评价是提高中国石化海相层系油气勘探成功的一个关键。必须形成适应中国海相碳酸盐岩分布区识别复杂构造圈闭、白云岩优质储层、孔洞缝型等非常规储层的综合技术系列。

1）复杂地质条件下储层预测技术。对储层特征及时空展布规律的研究，由于海相碳酸盐岩层系的油气勘探技术方法尚未过关，尤其是地震勘探这一关键性技术在不少地区不过关，得不到好的或反映较好的海相实体的时间剖面。急需形成海相碳酸盐岩层系天然气复杂储层识别、预测及评价的配套方法技术。以储层特别是海相碳酸盐岩储层为研究对象，运用新理论、新方法，开展综合研究，在储集岩类型特征研究的前提下，圈定有利储层发育区块，有望取得大的突破，进而探索适合于中国石化海相地层油气勘探的储层识别技术。

2）复杂构造条件下圈闭成像与解释技术。海相碳酸盐岩地区古生代盆地叠加了晚三叠世以来的陆内造山型前陆盆地，陆内褶皱冲断作用，由于地表条件及地腹构造复杂，给地震资料的集、处理与解释带来较大的困难。因此，针对这类地区，必须进一步攻关，形成准确识别复杂构造带地腹圈闭的技术、方法系列，减少勘探目标不确定的风险更具有现实意义。

3）复杂地质条件下综合解释评价技术。海相碳酸盐岩层系地层时代老，埋藏深，后期改造强烈，构造复杂、变形强烈，大部分是地表碳酸盐岩裸露区，电磁勘探噪音干扰大，表层非均质性造成地震散射严重，地震激发接收条件差，山前带表层条件复杂，逆掩推覆构造信息难以获得，信噪比低，单一地球物理方法难以完成地质任务，必须进一步用综合地球物理勘探技术与解释评价技术，为海相下组合油气勘探提供了有力的技术支撑。

中国海相碳酸盐岩层系油气成藏理论体系的建立，没有现成的样式可套用，只有靠我们自己去创新，希望经过近几年的科技攻关，逐步在实践中发展起中国特色的海相碳酸盐岩地质理论与相应的勘探技术，努力开创海相碳酸盐岩层系油气勘探的新局面。

（2）海相层系钻探工程技术

由于海相碳酸盐岩层系勘探目的层深，许多地区为高陡构造，地层可钻性较差，同时中古生界海相层系为中、新生界的覆盖，主要目的层位深度较大，因此对测试仪器及技术提出较高的要求，针对高温、高压、高含硫环境的测试仪器需进一步的改进与攻关，要求钻探工程能够克服上述难题。

海相碳酸盐岩地区的钻探还需继续加强攻关力度。针对海相碳酸盐岩层系深度较大、高温、高压、高含硫环境的地质条件进行钻井、测试技术系列的攻关，形成海相超深井提高机械钻速技术、深井固井技术、不同压力系统下的油气层保护技术攻关、超深井地层压力预测检测技术、防斜打直优快钻井技术等技术系列。

1）超深井钻井工艺技术：钻井设备配套选择；钻井液体系、配方及性能参数确定；现场施工控制技术，重点在欠平衡压力的控制和各种井下条件下钻井液循环（井控）方案确定；钻井工艺设计和工艺方法，重点包括井身结构与钻具结构设计等。

2）碳酸盐岩储层保护技术：碳酸盐岩储层特征，钻井设备配套选择，钻井液体系、配方及性能参数确定；现场施工控制技术，重点在欠平衡压力的控制和各种井下条件下钻井液循环（井控）方案确定；钻井工艺设计和工艺方法，重点包括井身结构与钻具结构设计等。

3）碳酸盐岩储层改造技术：前置酸压技术、交替注入技术、快速助排技术，反应分析、排返分析、施工设计、高排量施工、压前压后油井管理及压裂酸化效果评估技术。

　勘探目标评价与风险分析方法

目前我国已形成了以我国陆相沉积盆地为特色的石油、天然气地质理论及研究方法，居世界领先水平，其具体内容包括如下几方面。

（1）中国裂谷盆地有机地球化学和成烃理论，包括成烃母质类型及丰度、热演化机理与成烃门限、排驱条件及生烃定量评价等。近年来提出了低熟油、未熟油和煤成油的成烃理论，研究发展了有机演化实验与计算机技术相结合的烃源岩快速定量评价技术，把陆相生油机理发展为系列化理论。

（2）天然气形成理论，包括煤成气理论以及生物气、无机气形成理论，发展了天然气盖层综合评价及封存箱、深盆气等气藏理论。

（3）陆相地层学、沉积及储层评价方法与理论。运用层序地层学、古生物学与地球化学、地质学相结合，现代沉积、古代沉积与岩相古地理学相结合，与沉积作用和成岩与后生作用相结合的理论和方法，研究地层划分对比、沉积类型和结构以及油气储层定量评价。

（4）沉积盆地构造演化理论，把大陆板块构造理论与盆地演化理论相结合，形成了我国东部拉张型裂谷盆地、西部挤压型克拉通盆地与前陆盆地形成的理论和应用方法。

（5）油气藏形成与油气系统理论，综合油气地质各学科、专业以及成果，形成了中国陆相沉积盆地复式油气藏形成理论、隐蔽油藏形成理论，探索了海相克拉通多旋回盆地成藏理论，初步形成定量、动态成藏模型及油气系统的研究方法。

但是，在成盆研究方面，国外从全球板块构造的演化，分析盆地的形成时间（定时）和所处古纬度的位置（定位），来评价盆地的油气潜力方面较先进。而国内以盆地为油气生成、运移、聚集的基本地质单元，多年来仅限于研究盆地内的建造与改造，缺乏从全球板块演化角度研究盆地形成的定时定位问题。另外，盆地分析的基本方法我们都已掌握，差距主要表现在进行项目研究的人员组织和配合上，即缺乏综合研究的管理能力。

在成烃方面，我国和国外的研究侧重点不一样，国外以海相地层为主，研究较系统，对陆相烃源岩和海相交互相烃源岩（煤系地层）及低—未熟油研究相对较少。而我国以陆相烃源岩为主，研究较系统，对煤成烃和低—未熟油研究也具特色。在海相烃源岩的研究起步较晚，与国外有差距。

在成藏方面，国外主要以含油气系统、封存箱和异常压力带理论研究成藏机理，对成藏条件和过程的综合评价还处于起步阶段。我国在利用先进的模拟实验装置，进行油气成藏物理模拟综合研究方面取得了重大进展，已居于国际先进水平。

在含油气系统方面，国外对含油气系统的研究正在向动态描述和定量化方向发展，国外大油公司已开始建立全球含油气系统数据库，用于全球范围的类比和评价。而我国与国外对比，差距是对油气系统理解的深度、工作的规范化和创新不够。

地质理论领域的发展趋势包括如下几个方面，即深化研究盆地演化与评价技术，发展油气藏成藏机理及预测技术，其发展趋势不仅仅局限于海洋石油或者陆地石油，对于我国的石油工业具有重要意义。

一、盆地演化与评价方面

沉积盆地作为油气聚集的重要单元，从早期关注盆地类型到后期探讨盆地形成的动力学机制，都取得了明显进展。由于盆地的形成与其周缘造山带的演化具有内在关联性，因此，盆地-山脉耦合作用的研究成为更深层次探讨盆地发育演化的重要内容并取得新的认识。对于经过多期成盆改造的叠合盆地优质烃源岩的分布及其在复杂演化过程中的生烃机理及评价指标体系，评价方法等方面都有实质性进展。该方面需要发展的技术包括：（1）含油气沉积盆地形成的动力学机制研究；（2）复杂地质条件下的生烃机理及热演化史研究；（3）油气分布及潜力评价。

在该方面的发展趋势为：从大陆动力学的角度探讨壳-幔相互作用、盆地-山脉耦合作用，恢复复杂演化盆地的原型；烃源岩的分布及其生烃机理，热演化史恢复为评价提供更为可靠的基础；在利用定量盆地模拟和油气评价的方法确定了油气分布、明确可油气、评价油气有效性的基础上，明确圈闭发育的地质规律，通过油气成藏要素的综合研究来勘探油气是今后开发利用油气的方向。

二、油气成藏机理与预测方面

油气成藏机理一直是石油与天然气地质学研究的核心和难点。近年来，油气成藏从宏观上温度场、压力场、应力场（三场）对油气分布的控制作用，到微观上油气成藏的动力、油气运移的输导体系等方面的研究都有显著进展，特别是发现有别于传统油气成藏概念的突发式成藏的发现，丰富了油气成藏理论。随着油气勘探向复杂条件拓展，成藏机理研究出现了下列发展趋势。

（1）隐蔽油气藏的成藏机理受到高度重视并建立了不同类型盆地隐蔽圈闭分布模式：随着构造油气藏勘探程度的提高，隐蔽油气藏成为很多盆地的主要勘探领域。隐蔽圈闭的研究是隐蔽油气藏成藏机理研究的基础，研究的方向包括层序地层学方法及其拓展应用，地层岩性圈闭的油气成藏条件综合研究，针对不同沉积盆地类型建立层序地层模型和隐蔽圈闭预测模型，工业化的地层岩性圈闭综合评价及其应用等方面的技术将得到深入研究与发展。

（2）海相碳酸盐岩层系复杂介质（基质孔隙—裂隙网络—溶洞复杂体系）的油气运移聚集机理成为国际研究前沿：近年来，砂岩孔隙介质中油气和流体的运移过程和机理得到高度重视，国内外学者进行了大量模拟实验、数值模拟和实例分析，目前，碳酸盐岩层系复杂输导介质条件下流体流动和油气运移的研究尚十分薄弱，其关键科学问题包括不同复杂程度的输导介质中流体和油气的运移方式（线性、非线性）和速率、碳酸盐岩层系油气的优势运移通道及其控制因素和示踪技术。

（3）油气藏的调整改造和保存机理成为制约复杂叠合盆地油气勘探的重大难题：随着油气勘探由单旋回盆地向复杂叠合盆地拓展，“定凹探边”的传统勘探思路已难以有效地指导叠合盆地的油气勘探。多期构造叠加、多套源岩多期生排烃、多期成藏、多期调整、改造甚至破坏是叠合盆地油气成藏的最重要特征。从多期构造的叠加、干涉特别是晚期构造对早期构造的叠加改造入手，以多元多期生烃作用和输导体系的演化研究为基础，以油气藏的调整改造过程为核心，研究叠合盆地油气成藏机理和分布规律并发展相应的预测、评价技术，是叠合盆地油气勘探迫切需要解决的重大难题，也是油气成藏机理研究的又一重要前沿研究领域。

（4）强化系统论思想和历史分析方法在油气成藏与分布预测研究中的应用：含油气系统是与一个有效的生烃灶相联系的烃类流体系统，包括了油气藏形成所必需的一切地质要素与地质过程及在成因上相关的所有油气。含油气系统理论实际上体现了对油气成藏规律进行动力学综合分析的思想和研究方法。通过对油气成藏条件和成藏作用相关学科的深入研究，含油气系统及理论和方法逐步完善，主要表现在盆地动力学过程与含油气系统演化、油气运移机理、油气成藏年代学及流体历史分析、盆地热体制及热流体活动、断层对流体的封闭和疏导作用、盆地流体流动样式与成藏效应、成藏动力机制分析等方面。

（5）从盆地动力学背景分析油气藏形成条件：1990年代以来，国际上含油气盆地的研究进入动力学研究阶段，对盆地演化、大陆造山与深部过程及三者之间耦合关系的动力学研究构成了地球动力学研究的前沿领域。其中，岩石圈深部过程与近地表构造过程耦合的精细描述更是成为近年的研究热点和难点。

（6）开展烃源灶形成演化与油气成藏期次研究：烃源灶（source kitchen）是含油气系统的核心，它是油气藏形成过程中实际提供烃源的区域。混源油气识别及油气的成因是解析复杂油气藏最基本的问题。对于复杂叠合盆地多期混源油气成藏，开展混源油气对比、厘定油气成藏期次，进而开展有利富集区预测，依然是今后研究的重点。

三、地震技术发展趋势

油气藏地球物理探测理论与技术发展经历了不同阶段：（1）地质构造成像；（2）岩性及物性参数识别；（3）储层中流体类型识别。

由于地球物理场对地质目标性质的反应能力差异，地球物理探测理论与技术最广泛的用途是地质构造成像，其次是储层识别，再者是流体识别。理论与技术发展成熟度、结果置信度的次序也是如此。所以油气藏地球物理探测总体发展趋势是从构造成像向储层识别和流体性质识别发展。

同时，复杂地区油气勘探的地球物理技术和地球物理信息在油气田开发中的应用是油气地球物理探测理论与技术发展急需解决的两个根本问题，前者是如何寻找新的油气田；后者是解决如何在已经投入开发的油气田中尽量经济有效地提高油气收率问题。地球物理探测技术的发展依赖于三个基本科学问题的解决，也反映了地球物理探测理论的发展方向。

（1）揭示复杂勘探目标的地球物理场响应特征：地球物理场响应特征是探测和识别地质体空间展布、物理参数和所含流体类型的基础。现行地球物理勘探理论是以均匀介质或水平层状介质等简单地质模型的地球物理响应特征为基础所建立发展起来的，显然已无法适应目前复杂地表、复杂构造、复杂储层油气勘探开发的需要。剖析复杂地表、复杂构造、复杂储层的地质特征可归纳为几何尺度与地球物理探测波长相当的基本地质单元，以基本地质单元为块体，构建地球介质的块体地质模型，以期突破现行地球物理所依托的均匀介质或水平层状介质模型的理论范畴（K.M.Hock，1996）。对于远小于地球物理探测波长的地质目标可用统计方法研究其响应特征，如岩心分析与模拟等，对于远大于地球物理探测波长的地质目标可用渐近解理论研究，如地震波和电磁波的射线理论，对于近于地球物理探测波长量级的地质目标尚缺乏成熟的理论，且缺乏对该量级地质目标的地球物理场响应特征的系统认识。通过物理和数值模拟的深化研究，认识该尺度下复杂地质体的地球物理响应特征，揭示含流体岩石的地球物理场变化规律，为复杂勘探目标的识别奠定基础（Nur等，1995）。

（2）复杂地表和复杂地质条件下地震波传播与成像理论：地震成像是利用在地面观测到的地震波场数据，借助于波场的反向传播，实现波场向地下延拓，来推断地下地质体的空间展布与物理属性。描述波场反向传播的单程波动方程是地震波成像的基础，单程方程描述波场沿特定方向的传播规律，是波动方程的近似解。现行单程波动方程的构建和解法可分为两类，其一是波动方程的差分解，其二是波动方程的积分解。波动方程差分解的差分格式构建是以多种域内波动方程的单点泰勒展开为基础的，仅能准确描述泰勒展开点周围块体中地震波的传播规律，波动方程积分解是以高频渐近解为基础而实现的，仅能描述远大于波长尺度的块体中地震波的传播规律。因此，两类方法对近于波长尺度的块体均无法准确成像。借鉴辛几何和黎曼几何的研究成果，构建准确描述整个空间内波传播规律的单程波动方程，以此为基础，深化噪声压制理论研究，发展复杂地质体地震波成像理论与技术，已成为油气地球物理勘探的重要发展趋势。

（3）由单一地球物理方法向综合地球物理方法发展：不同的地球物理信息从不同侧面反映了地质体特征，为实现地下地质目标的完整刻画，需综合多种信息。不同地球物理信息在反映地质体时存在着尺度和物理属性的内在差异，如何利用不同尺度、不同类型信息实现同一地质体物理属性的最佳一致性估计，是地球物理信息融合的基础，是实现地质目标综合地球物理研究的途径。地球物理探测作为反问题，多种信息的综合利用，可大幅度减弱其不适定性、降低其多解程度。以复杂地质目标的地球物理场响应特征为基础，借鉴信息融合理论的研究成果，研究地球物理数据融合的实现途径，为复杂油气藏的综合地球物理解译奠定理论基础。

油气盖层封闭能力的识判标志及评价分别是什么？

①张国华等．1998，石油和天然气勘探地质评价规范，北京，中国海洋石油总公司。

勘探目标评价和风险分析方法是石油公司的核心技术之一。自1998年中国海油建立了《石油和天然气勘探地质评价规范》以来，对石油和天然气勘探全过程中的地质评价，尤以其中包括的勘探目标评价和勘探风险分析工作起到了促进作用，是使勘探管理工作与国际接轨的重要技术环节。勘探目标评价与勘探风险分析浸透了商业性理念和相关的评价技术，近期集束勘探方法的产生和更进一步的价值勘探的提出，就是执行这一规范的直接成果。

一、石油和天然气勘探地质评价

油气储量的增长是任何一个油公司生存、发展的根本所在，世界上的各大油气公司，无一不将油气勘探工作放在首位，并把油气风险勘探视为一种商业经营活动，力求勘探工作优质高效，即用有限的资金投入而能获得更多的、有商业开价值的油气储量。

图5-32　油气勘探地质评价程序

中国海油一直在探索一套具有自己特点的油气勘探工作和管理模式，用以具体指导海上油气勘探工作。在总结勘探经验和吸取国外油公司管理经验的基础上，按照勘探工作要革新管理、优化结构、科技进步的指导方针，于1998年编制成此《规范》。它规定了中国海油在石油和天然气勘探全过程中的地质评价阶段及各阶段地质评价的目的、任务、程序、内容以及应用的技术、标准和应用的成果和要求。它适用于中国海油所进行的油气勘探活动中的地质评价工作。

一般而言，石油和天然气勘探地质评价的全过程，系指从某一特定区域的石油地质调查开始，到提交石油（或）和天然气探明储量为止的勘探活动中的地质评价工作。根据油气勘探活动的阶段性和地质评价的目的、任务，又将地质评价全过程进一步划分为区域评价、目标评价和油气藏评价三大阶段，具体阶段划分和工作程序见图5-32，各阶段的具体含义如下。

a．区域评价阶段：即从某一特定的地理区域（可以是盆地、坳陷、凹陷或其中的某一部分）的勘探环境和石油地质调查开始，到决定是否谋求区块油气探矿权为止的地质评价工作全过程。很明显，区域评价阶段的主要目的，在于谋求获得石油和天然气探矿权。

b．目标评价阶段：即从获得区块的油气探矿权后进行勘探目标优选开始，到预探目标钻后地质评价完成为止的地质评价工作全过程。当然，目标评价的主要目的，在于发现商业性油气藏。

c．油气藏评价阶段：即从预探目标的油气藏评价方案开始实施，到提交探明储量为止的地质评价工作全过程。油气藏评价阶段的主要目的，在于落实可供开发的石油和天然气探明储量。

二、区域评价

区域评价一般按资料准备、区域地质特征分析、含油气系统分析和勘探区块选择4个阶段循序进行（图5-33）。四个阶段的具体内容如下。

图5—33　区域评价程序

a．资料准备：为区域评价收集、提供有关投资环境、区域地质背景和各项有关的基础资料。

b．区域地质特征分析：阐明评价区的构造、沉积特点及其发育演化史。

c．含油气系统分析：确定评价区含油气系统及其油气潜力。

d．勘探区块选择：确定有经济开发前景的油气聚集区块，并谋求其油气探矿权。

在评价内容中，主要包括了资料准备，具体为各种资料收集、基础资料的补充和完善、建立区域评价数据库工作；区域地质特征分析，包括区域地层格架的建立、地震资料连片解释、沉积体系及岩相分析、表层构造和断裂体系分析、基底结构和盆地演化特点分析工作；含油气系统分析包括烃源识别、储、盖层特征及时空分布、盆地模拟分析、含油气系统描述等工作；勘探区块选择包括成藏区带评价、有利区块选择、谋求油气探矿权的建议等内容。

评价要求作到成藏区带评价；油气成藏模式预测；潜在量预测；区带勘探风险分析和工程经济概念设计和评价。

最终提交的主要成果包括文字报告的7项内容、27种附图、8类附表及相关专题研究附件。

三、目标评价

目标评价一般按资料准备、勘探目标优选、预探目标钻前评价、预探井随钻分析和预探目标钻后评价5个阶段循序进行（图5-34）。在勘探程度较高的地区，勘探目标优选和预探目标钻前评价可以同步进行；在已知油气成藏区带内则当以圈闭的落实和预探目标钻前评价为重点。

5个阶段主要内容如下。

a．资料准备：为目标评价提供必要的地质背景资料和基础资料。

b．勘探目标优选：优选可供预探的有利含油气圈闭。

c．预探目标钻前评价：提交有经济性开发效益前景的钻探目标及预探井位。

d．预探井随钻分析：发现油气藏及取得必要的地质资料。

e．预探目标钻后评价：对预探目标的石油地质特征进行再认识和总结勘探经验教训，并提交获油气流圈闭的预测储量及进一步评价的方案。

评价内容主要包括资料准备，具体为资料收集、地震资料集和处理、建立目标评价数据库；勘探目标优选包括查明和落实各类圈闭、圈闭的油气成藏条件分析、圈闭的潜在量计算、预探目标优选；预探目标钻前评价包括圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭的潜在量复算、圈闭的地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计和评价、预探井位部署建议、预探井钻井地质设计；预探井随钻分析包括跟踪了解钻井动态、随钻地层分析和对比、随钻油气水分析、钻井设计调整和测试层位建议等；预探目标钻后评价包括预探井钻后基础资料整理和分析、圈闭石油地质再评价、油气藏早期评价等项内容。

其中，十分重要的是要求对预探目标做到：圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭潜在量计算、圈闭地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计与评价、预探井位部署建议和预探井钻井地质设计。

要求预探目标钻后评价做到：圈闭的石油地质再评价、油气藏早期评价、预测储量计算、油气藏开发早期工程经济评价和油气藏评价方案建议。

最后要提交预探目标评价报告，内容有预探目标评价及评价井钻探方案文字报告8项内容、附图16种、附表5类。预探目标钻后评价内容包括文字报告5项内容、附图15种、附表14类。

图5-34　目标评价程序

四、油气藏评价

油气藏评价按资料准备、油气藏跟踪评价和探明储量计算3个阶段实施（图5-35）。油气藏评价应是滚动进行的，随着勘探程度的提高和资料的积累，从宏观的油气层分布范围和规模等框架描述到微观的油气储集空间分布和体积等的精细描述，不断提高精度。

图5-35　油气藏评价程序

3个阶段的主要内容如下。

a．资料准备：为油气藏评价提供必要的地质背景资料、基础资料和各种条件。

b．油气藏跟踪评价：探明获油气流圈闭的油气层分布范围、规模和产能。

c．探明储量计算：提交可供商业开的石油和天然气探明储量。

主要评价内容为资料准备包括资料收集、建立油气藏评价数据库；油气藏跟踪评价包括评价井钻井地质设计、评价井随钻分析、评价井完钻跟踪评价、评价方案调整建议、油气藏终止评价报告；探明储量计算包括油气藏结构、储层性质、储层参数、油气藏特征、油气藏静态模型描述、油气藏模式研究、探明储量计算及评价、开发方案概念设计、收率研究、工程经济评价、探明储量报告的编写等。

需要注意的是，工程经济评价要包括勘探和开发工程参数，勘探和开发投资额操作费估算，经济模式和财务参数的选取，内部盈利率、投资回收期、净观值和利润投资比等指标的计算，敏感性和风险分析等内容。

最后应提交油藏终止评价报告和探明储量报告。

油藏终止评价报告包括文字报告6项内容、附图17种、附表23类。

探明储量报告按国家矿产储量委员会的储量规范和储量报告图表格式要求完成。

五、地质风险分析方法

勘探风险分析是石油公司勘探投资决策的重要参数，如前所述，勘探工作地质评价各个阶段都要进行风险分析。当然投资决策并不完全取决于地质风险的高低，还取决于石油公司的资金实力和承受风险的能力，但地质风险毕竟是投资决策中不可稀缺的基本参数。

根据多年勘探实践，并参考外国油公司风险分析经验和方法，我们确立了以地质条件存在概率为核心的地质风险分析方法。

本方法适用于中国海油油气勘探中预测圈闭的钻前评价分析，也可以用于对盆地或凹陷进行量预测时的地质风险分析。

此法的目的在于通过对形成油气藏基本石油地质条件存在的可能性分析，预测或估计目标圈闭的地质成功概率，为勘探目标经济评价和勘探决策提供依据。

一般而言，风险（Risk）通常解释为失败的可能性。油气勘探过程中的风险主要包括地质风险、技术风险、商业风险和政治风险等。地质风险（Geological Risk）指勘探者对勘探目标基本石油地质条件认识不足而导致勘探失败的可能性。而地质成功概率（Probability of Geological Success）或称地质把握系数，是预计目标的圈闭经钻探获得商业性油气发现的概率。地质风险分析（Geological Risk Ana1ysis）则是用概率统计学原理和圈闭评价方法，研究并量化形成油气藏的基本石油地质条件存在的可能性，预测目标圈闭的地质成功概率。

（一）地质风险分析方法

预测地质成功概率的方法有地质条件概率法、历史经验统计法和类比法等多种方法。这里用地质条件概率法，当然，也可以根据具体情况使用多种方法进行比较和互相印正。

1．地质条件概率法的基本依据

a．油气藏的形成需要同时具备烃源、圈闭、储层、盖层和运聚匹配等基本石油地质条件，缺一不可；

b．各项地质条件必须满足彼此互相独立的设；

c．各项地质条件存在概率之积即为该目标圈闭的地质成功概率。

2．地质条件存在概率的取值原则

a．各项地质条件存在概率的求取有多种方法，本规范取由已知与未知的联系来判断未知的原则，并强调占有资料的类别和可靠程度对分析结果的影响。

b．正确分析各项石油地质条件存在概率和资料的可靠程度是测算目标圈闭的地质成功概率的关键。要求必须掌握本区的石油地质条件和资料状况在目标评价总和研究的基础上进行地质风险分析和取值。

c．由于不同地区地质条件千差万别，使用者也可以根据各盆地的实际情况对取标准作适当调整和修改，但应予以说明。

（二）地质风险分析程序

首先对基本石油地质条件进行分析，确定或估计其存在概率；然后计算单层或多层圈闭的地质成功概率。

1．基本石油地质条件分析

a．烃源条件：①根据同盆地、同凹陷或同构造带内油气田分布情况，已钻探圈闭或井的含油气情况，油气苗和其他油气显示情况（地球物理烃类检测、化探、摇感等），确定是否存在成熟的烃源条件；②烃源岩的体积；③烃源岩中有机质的数量和质量；④烃源岩中有机质的成熟度；⑤资料类型和证实成度（地震、录井、钻井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

b．储层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭相同储层的储集能力及优劣成度；②储层的沉积相和储集体类型；③储层的岩性、厚度及分布的连续性；④储层的储集类型和物性条件；⑤储层段是否有同盆地、同凹陷或同构造带内的井可供标定、模拟和对比；⑥资料类型和证实成度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

c．盖层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭同类盖层的封闭能力及优劣程度；②盖层的沉积相、岩性、厚度及稳定性；③盖层的封闭类型和垂向封堵能力；④盖层中断层的数量、性质、规模及活动时期；⑤资料类型和证实程度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

d．圈闭条件：①圈闭类型及规模；②同盆地、同凹陷或同构造带内同类型圈闭的含油气情况；③断块、岩性等圈闭的侧向封闭条件和性能；④地震测网的密度和资料的质量。

e．运移条件：①油气运移通道类型，如砂岩输导层、断层面、不整合面、底辟、高压释放带等；②供烃范围内圈闭与有效烃源岩连通的路径及通畅程度；③油气运移的方式、指向和距离。

f．保存条件：①圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭条件的影响；②区域水动力条件对油气聚集的影响；③是否遭受过水洗或生物降解破坏作用；④油气是否有过热或非烃气体（CO2、N2等）的潜入；⑤油气扩散作用对油气藏的影响。

g．运聚匹配条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内同期的圈闭是否存在油气田或油气藏；②圈闭形成时间与油气主要生成时间、运移时间的关系。

2．地质条件存在概率的评估

使用地质条件存在概率评价标准，来评定目标圈闭各项地质条件的存在概率。

3．目标圈闭地质成功概率计算

a．单层圈闭地质成功概率的计算。

单层圈闭地质成功概率为该层各项地质条件存在概率之积，即：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps为单层圈闭的地质成功概率；Pt为烃源条件的存在概率；Pc为储层条件的存在概率；Pg为盖层条件的存在概率；Pq为圈闭条件的存在概率；Py为运、聚匹配条件的存在概率。

b．多层圈闭地质成功概率的计算。

如果各层圈闭对应的各项地质条件均相互独立，则：

该目标圈闭（构造）至少有一层圈闭获得地质成功，其概率为Pas：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps1为第一层圈闭的地质成功概率；Ps2为第二层圈闭的地质成功概率；Psn为第n层圈闭的地质成功概率，为了强调主要的钻探目的层，n值一般不大于3。

该目标圈闭各层圈闭均获得地质成功，其概率为Pts：

中国海洋石油高新技术与实践

最后，为了更好地把握主要地质风险因素，提高风险预测水平，并不断完善地质风险分析方法，要求进行钻后相关数据的整理，并按要求填写地质条件的钻探结果和钻后分析，对照钻前预测验证其符合程度，分析钻探成功或失利的原因。

六、集束勘探方法

中国海油入市以来，其经营管理方式迅速与国际接轨。反应在勘探上，也实现并正在实现着一种理念的转变，即由经济遗留的“储量指标”勘探理念——“我为祖国献石油”，向市场经济“经营型”勘探理念——“股东要我现金流”转变。入市后，股市对油公司业绩的衡量标准是现金流，它体现在勘探上不仅是新增储量的多少，而是一系列的经营指标——储量替代率、桶油勘探成本和资本化率。

储量替代率：是指新增探明可储量与当年产量之比。

桶油勘探成本：是指每探明一桶可原油储量所需的勘探费用，包括管理费用、研究费用、物探费用和无经济性发现的钻井费用。这些费用需进入当年勘探成本，叫做成本化。

资本化率：指有经济性发现的钻井费用与总勘探费用之比，这部分费用不进入当年勘探成本，可在油田开发中回收，故称资本化。

储量替代率反映了储量资产的增减。桶油发现成本是衡量勘探经营总体水平的指标，在保持稳定的勘探投人，保证100%储量替代率的前提下，要降低桶油发现成本，就要降低经营管理费用和每公里物探作业费用与每米进尺的钻井费用。当然大的储量发现会导致桶油勘探成本大幅度下降，但除特殊需要，油公司更希望保持股市稳定，无需披露重大储量发现。资本化率反映了油公司所占有的勘探区块（也是一种资产）的质量，它不仅可以降低桶油成本，更重要的是表现所占有的勘探区是否具备一定潜力、储量代替率是否有保障。

要想有多的储量发现就要打更多的井，在保证桶油发现成本承诺的前提下，只有降低单位作业成本。面对发展需要的压力、投资者的压力、服务价格走向市场后的压力，必须走出一条勘探管理新路子，于是集束勘探思路孕育而生。

集束勘探是探索适应市场经济条件下多快好省的勘探新理念，主要包括以下3层含义。

a．集束部署：着眼于一个领域或区带，选择具有代表性的局部构造集中部署，用较少的工作量以求解剖这一领域或区带，达到某一确定的地质目的。

b．集束预探：基于不漏掉任何一个有经济性油气藏为出发点，简化初探井钻井过程中取资料作业和测试，加强完钻过程中的测井工作，以显著提高初探井效率，大幅度降低初探井费用，用简化预探井、加速目标的勘探方法。

c．集束评价：一旦有所发现，则根据地下情况，优选最有意义的发现，迅速形成一个完整评价方案，一次组织实施，缩短评价周期和整个勘探周期。如有商业性，使开发项目得以尽快实施。

集束评价钻探包括两类不同取资料要求的钻井，一类是取全取准资料的井，此类井要充分考虑开发、工程、油藏甚至销售部门的需要，取足取好资料；另一类井是为了解决复杂油气田面上的控制问题，需要简化其中一些环节，作为集束井评价，以求得到以最低的评价费用取全取准资料，保证储量计算和编制ODP方案的需要。

在实施集束勘探一年的时间中，我们针对一个有利区带和目标共钻探集束探井20多口，初步见到以下效果：①储量代替率可望达到151%；②资本化率39%；③桶油发现成本保持在1美元；④完成了历年来最高的和自营勘探投资——16.75亿元；⑤建井周期缩短2/3；⑥每米钻井进尺费用降低40%。

通过一年的实践，主要体会如下。

1．以经济性发现为目的，统筹资料的获取

初探井是以经济性发现为目的的，关键在于证实有一定烃类产能、有一定厚度油气层的存在，精确的测试资料、储层物性资料、原油物性资料都可留在评价井钻探中获取。这就可以在初探井中作到不取心、不测试，从而大大简化钻井程序，达到降低钻井成本的目的。

一般来说初探井的经济成功率只有10%之间，我们可以在90%左右的初探井中实现低成本探井。事实证明用电缆式测试（MDO）、加旋转井壁式取心技术，完全可以保证不漏掉有经济测试价值的油气层。集束评价更有利于有目的地取好油藏评价的资料，在进行了早期油藏评价后，我们对油气藏模式有了基本的认识，就可以有目的地安排油藏评价井资料获取方案，大大减少了盲目性。

2．集束勘探在资料问题上体现了性、目的性

集束勘探“三加三简”的有所为和有所不为的获取资料原则——抓住有无油气，有油气则加强，无油气则从简；突出经济性，有经济性则加强，无经济性则从简；区分主力层与非主力层，主力层则加强，次要层则简化。这样保证了总体资料的质量，减少不必要的繁琐取资料工作量。

3．实现集束勘探要做好技术准备

首先应加强完井电测、简化钻井测试，测井要做好电缆测试（泵抽式取样）、旋转式井壁取心和核磁共振测试的技术准备。

其次，钻井工程借鉴开发生产井优快钻井经验，对初探井简化井身结构，打小井眼，不取心，尽可能保证钻井作业的连续性，提纯钻进时间比例，用集束勘探的办法尽量减少动员费用，在拖航、弃井等环节上提高时效，降低费用，保证稳定的、高质量的泥浆性能，打好优质的规则井眼，创造良好的测井环境。

第三，评价井的测试工作中，要做好直读压力计、多层连作、油管完井等技术准备。

4．集束勘探协调了长期困扰勘探家的三大矛盾

第一，协调了加大勘探工作量与有效控制成本间的矛盾。集束勘探可实现相同的勘探成本下，多打初（预）探井，总体上必然加快勘探进程。如在合同区义务勘探工作量确定的前提下，勘探成本的降低，则意味着抗风险能力的增强。

第二，协调了不同专业间的利益矛盾。长期以来地质家想多取资料——资料越多越好；钻井工程想快——钻完井越快越好；测井公司想省——下井次数越少越好。集束勘探实现了集约性的成本控制，使各专业各得其所。

第三，协调了老石油传统与现实市场经济间理念上的矛盾。在老石油地质家的传统观念中，是取资料越多越好、储量发现越多越好、收率提得越高越好。把这些观念放在市场经济条件下，都会与勘探成本产生冲突，于是这些观念都变成了相对的、有条件的：资料——在保证不同勘探阶段起码质量要求下，取资料的工作量越少越好；储量发现——在保证勘探资本及时回收条件下越多越好，否则无须及时探明；收率——在保证现金流和盈利率条件下越高越好，否则宁可要相对较低的收率；勘探成功率——对油公司来讲，地质成功率毫无意义，油公司只要商业成功率，更关心的是勘探投入的资本化率；储量概念——不能只讲地质储量，对油公司来说更关心可储量，尤其是可作为公司资产的份额可储量。

集束勘探是我们由经济成功转向市场经济时，在经营理念上发生根本变革的表现。一年来的成功实践，不但在中国海油勘探家中产生了巨大观念上的震动，也影响到许多外国作业者，纷纷吸收或效仿集束勘探方法。集束勘探方法的产生，表明我国企业不仅可以进入国际市场，并且完全可以在市场运作中有所发现，有所发明，有所前进，创造出更好的经济效益。

在2002年中国海洋石油勘探年会上，将集束勘探发展为价值勘探的一部分，这是勘探工作进步的表现。这一新生事物的出现，使公司上市后出现了新情况：结束了国有独资的历史，十分关注投资的收益、储量增长的压力、成本的压力等。如此，必须对过去传统的勘探理念进行重新审视：由过去的地质调查研究型，变为经营油气实物的经营型，要创造经营价值。所以，价值勘探是一种以价值为取向的勘探理念，具体地说，每项工作以是否增加公司或股东的价值，作为决策的依据，即勘探的每个环节，以创造出更多的价值作为决策的出发点，勘探工作将围绕价值中心来进行。这也体现了勘探工作本身是发展的、动态的，在勘探工作不断进展中，随时拓宽、发展勘探方法，以促进海洋石油事业不停顿地、持续发展。

矿场油气集输是什么？

油气盖层封闭能力由于受沉积环境、构造运动及成岩作用等多种因素的影响而具有明显的差异性。主要评价参数宏观上有岩性、厚度、连续性、异常压力、断裂特征等；微观上有突破压力、扩散系数、孔隙度、渗透率、比表面、粘土矿物含量、孔喉中值等；微观与宏观结合的封闭特征参数有封盖系数和最大封闭烃柱高度，评价流程见图3—5。

石油和天然气组成及性质不同，其流动能力亦不同，封盖天然气要求要比封闭石油严格得多，下面主要以天然气藏封盖层评价为主，油藏盖层评价标准一般比天然气盖层低1～2个档次。

1.宏观封闭油气能力的评价反映盖层宏观封闭性能特征的评价参数主要有盖层的岩性、

图3—5 封盖层检测与评价流程图

厚度及连续性、成岩阶段及可塑性、盖层欠压实作用、微裂缝形成、断裂破坏等。

1）厚度及连续性盖层厚度是评价盖层最重要的依据之一，大部分油气藏的形成和富集，都与较厚的泥岩盖层相关联。盖层厚度大，反映沉积环境稳定，岩性较纯，分布广泛，且在小断层发育地区，断层两侧泥岩接触机会高，容易形成侧向封堵；厚度大，微孔隙、微孔洞、微裂隙等渗漏空间不易沟通，也易形成欠压实层，使之流体不易排出，形成地层超压。实质上，地层超压亦是因为岩层自身具有较高的毛细封闭能力，致使流体难以排出而形成超压，从而增强了盖层对油气的封盖能力，由此说超压是毛细封闭的一种特殊表现形成。

实际上，在确定盖层的封闭能力时，首先要确定直接盖层及区域盖层的分布稳定性及厚度。尤其对于气藏，天然气藏盖层不仅仅是指紧邻气藏上方的直接盖层，更强调气层上方直至地表的整个覆盖层中是否有良好的区域性盖层。例如鄂尔多斯胜利井气田，含气高度为60m，直接盖层虽然只有20m，但在直接盖层上还有厚80m的上石盒子组泥岩和一含水层作为区域盖层，正是这种重叠的盖层封闭才使气藏得以保存。

据我国70多个气田（包括120多个气藏）统计资料，由于盖层岩性不同，所要求厚度亦不同。如盖层为封闭性能良好的铝土质泥岩、膏盐岩时，厚度一般在20～100m（如膏盐岩中夹碳酸盐岩类厚度略大一些），致密碳酸盐岩一般在50～200m，煤系一般在40～150m。泥岩、泥页岩类盖层厚度变化极大，薄的可为几米，而厚的可达数百米。但是象柯克亚、崖13—1、平湖、锦州20—2、板桥、汪家屯、文留等储量大于100×108m3的气田盖层厚度均在200m以上（据游秀玲，19）。

2）岩性与纯度沉积相控制了盖层的岩性、分布、厚度，也控制了沉积盖层的纯度。

泥岩的均质程度主要是指泥质岩中砂质含量所占的比率，含砂量越少，则均质程度越高。在含砂量较低时，砂质的存在可增强岩石的韧性，不易形成裂缝，有利于封盖，随着含砂量的提高，其封闭能力下降（表3—5）。一般而言，封盖能力由大到小的顺序为：较纯净泥岩、含粉砂泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩。

表3—5 砂质含量对封盖能力的影响

泥质岩的纯度主要受沉积环境的控制，不同相带依均质程度划分封盖能力：前三角洲相好于三角洲前缘相，深湖相优于滨浅湖相及河流相。

总之，缓慢、稳定沉积环境条件下形成的泥质岩纯度高，成岩作用后岩性致密、微孔发育，封盖性较好，而快速、混杂堆积往往泥质不纯，脆性增强，封盖性相对弱些。

3）构造运动地层上升，盖层遭受剥蚀，盖层封闭性随剥蚀程度增强而变差。断裂作用对盖层影响很大，在一般情况下，断裂作用对盖层的封闭性起着破坏作用，尤其是当断层断距大于盖层厚度或断裂带呈开启状态时，断裂可使盖层完全丧失封闭性，不利于油气的保存。据西西伯利亚盆地断层与油气聚集关系研究，当断距与盖层厚度之比值为0.3～0.6时，只形成油藏，气体全部跑掉；其比值大于1时，油藏也遭到破坏（郭友春等，1992）。

在靠近生油气洼陷的构造，早期发育的断层于浅层消失，浅层较薄泥岩可起封盖作用，中深层盖层所处构造部位是长期油气运移的指向，由于有烃类长期供给和成岩过程中长期受高矿化度地层水作用的影响，沉淀出来的方解石、粘土矿物等充填于盖层内断层裂隙中，对晚期烃类保存有利。晚期断层发育区，浅层若无区域性盖层分布，局部盖层内断层裂隙发育，则盖层封闭条件变差，不可能形成大型油气藏。同生断层下降盘盖层厚，可形成披覆状盖层。

4）成岩作用成岩作用是影响盖层质量的重要因素之一，不同成岩阶段的泥岩具有不同的封闭能力。浅层泥岩（<1500m）成岩程度差，以毛管力封闭为主，封闭能力一般较低；中浅泥岩（1500～3200m），最主要和最有效的是异常压力封闭；深层（>3200m）则由于泥岩变脆和地层压力升高，产生了微裂缝，封闭性能逐渐变差。

5）力学性质盖层岩石的封盖性能取决于岩石的物理化学特征，最直接的因素就是岩石的抗压、抗强、抗剪强度，它受岩石的脆性和塑性因素的制约。岩石的塑性与脆性常随埋深增大而变大，岩性不同，力学性质不同。

一般膏岩抗压强度小，硬度低，而塑性系数和压缩系数较大，体积形变量大，具明显的塑性特征，在构造应力的作用下，易产生塑性变形，不易破裂，裂缝不发育，封闭能力强。

泥质岩抗压强度和硬度中等，塑性系数和压缩系数中等偏大，这表明泥质岩具有一定的抗变形能力和较大的压缩性，并具有明显的塑脆性特征，在构造力的作用下易发生塑脆性变形，具有较好的封闭能力。

碳酸盐岩（白云岩、石灰岩和泥灰岩）抗压强度大，硬度高，塑性和压缩系数小，这表明抗变形能力强，可塑性小，但硬度高，脆性大，并具有明显的脆性特征，受力后易产生脆性破裂，造成裂缝发育，大大降低其封盖能力。

根据各类岩石力学性质，按塑性和硬度杨传忠将盖层划分为三类六级（表3—6）。做为盖层，最好的是软—中软的塑性和塑脆性岩石，具有该性质的岩类具有良好的塑性和压缩系数，硬度适中，易于发生塑性变形而不易形成裂缝，能够保持有效的封盖能力。

表3—6 盖层岩类按力学性质分类

（据杨传忠，1994）

由上述分析可见，硬石膏、石膏和泥岩是较好的盖层岩性，其它岩类次之。但在超大埋深作用下（>4000m），泥岩会产生成岩次生裂缝，降低封盖能力。

2.微观封闭油气能力的评价盖层的主要作用是阻滞油气逸散，但不能绝对阻止油气通过盖层散失，这主要取决于封盖层的封盖能力——毛细封闭能力（包括压力封闭）和浓度封闭能力，不仅如此，还与储盖的相互配置关系有关，即储盖是相对的，在盖层评价时要充分考虑储盖的物性参数及其流体势的关系。

1）毛细封闭能力评价前已述及，封盖层对油气封闭是以其微细、毛细孔隙产生的高突破压力阻止油气散失，其最直接的参数就是排替压力。理论上当盖层的排替压力大于储层剩余压力时就能有效地形成对油气的封盖，由此可用盖层排替压力与储层剩余压力之差的大小Pr1评价封盖性能的好坏，其差值越大，盖层的封盖能力越强，如果Pr1接近于零或小于零则不能形成封盖。同理也可用二者的比值Pr2进行评价，Pr2越大，封闭能力越强，如Pr2≤1则不封闭油气。用单一参数评价时往往不能真实地反映盖层封盖能力的优劣，只有在其它相关参数的下才能正确评价封盖能力的大小。影响毛细封闭能力的参数主要有渗透率、孔喉分布、比表面、含砂量、粘土矿物组成等。

2）浓度封闭能力评价除了渗流运移外，天然气还可通过盖层进行扩散运移。天然气通过盖层的运移量可用下式来描述（郝石生等，1995）：

当盖层初始烃浓度为零（C=0）及盖层为非烃源岩（B=0）时，天然气通过盖层底界面的扩散散失量为：

扩散散失量与盖层的扩散系数D、盖层中存在的烃浓度（C0-C2）及扩散时间t正相关，扩散系数越小或浓度梯度越低，扩散散失量越少。

扩散作用虽然是一种微量甚至缓慢进行的过程，但它却是一个连续过程。在漫长的地质历史和巨大的地质体中，气藏形成后因扩散作用而逸散的气量也是相当可观的，据游秀玲等（1996）对四川盆地中坝气田及鄂尔多斯盆地刘家庄气藏扩散量的计算（表3—7）表明：刘家庄二叠系气藏形成时间晚于中南须家河组气藏，虽然其盖层厚度大，但由于扩散系数高，扩散散失量高达453×108m3，比中坝气藏高八倍。

表3—7 扩散散失量计算有关参数一览表

（游秀玲等，1996）

当盖层中始烃浓度不为零或盖层自身即具有生烃能力时，其生成烃量改变了盖层中浓度分布，同时也降低了储盖层之间的浓度梯度行内图：10007502127348010004_0109_0002.jpg" />

121109，由此可使扩散散失量减少，当其生烃速度较高，使盖层中的烃浓度高于储集层的烃浓度时，形成反扩散，即Q为负值，这表明盖层完全抑止了天然气扩散散失并且有烃类由盖层中向储层中运移，形成浓度封闭（图3—6）。

扩散散失及浓度封闭评价可以用控制扩散散失量的浓度梯度差值来衡量，定义浓度封闭因子为：

式中C1（t）——时间t时盖层中的烃浓度。

图3—6 天然气藏盖层浓度封闭原理图

当ECD>0时，即出现浓度封闭增长时，ECD越大，则扩散的浓度梯越小，扩散越慢，浓度封闭能力越强，当ECD=1时，则完全阻止了天然气通过盖层的扩散运移，当ECD大于1时则出现反扩散。

除了用浓度判别外，还可以用剩余系数（杨家琦，1995）来评价，剩余系数定义为：

式中Q——气藏原始气量，×108m3；Qd——扩散散失量，×108m3。

3）储盖层相对性评价储层与盖层是相对的，良好的储盖组合要求盖层比储层具有更差的物性条件（图3—7）通俗地讲就是储层具有良好的渗透性，而盖层与其相比渗透性能极差，这样才能使油气在储层中运移与聚集而不被盖层散失，形成良好的油气藏。

储盖相对性主要表征参数有相对封闭压力，浓度封闭因子，无因次突破压力和无因次渗透率等，具体定义见表3—8。

图3—7 储盖层突破压力随深度变化图（据张义纲，1990）

表3—8 储盖层相对性评价参数表

3.盖层综合评价由前述可知，用于盖层评价的参数即有反映盖层宏观封闭性能特征的参数，又有反映盖层微观封闭性能特征的参数。在利用这些参数进行封盖层评价时，不同学者提出了不同的评价标准。

王庭斌结合岩石微孔隙结构、岩样有效孔隙度、突破压力、中值半径、优势孔隙及埋深等参数将盖层分为五类。Ⅰ类盖层中值半径小于2nm，优势孔隙范围为0.5～2.5nm；扩散系数一般小于n×10-9cm2/s，突破压力大于15MPa，无论是对油还是气都可构成高效封闭。Ⅱ—Ⅲ类优势孔隙范围小于10nm，扩散系数在n×10-7-n×10-9cm2/s之间，突破压力在10～15MPa之间，也可对油气构成有效封闭。Ⅳ—V类虽然优势孔隙小于70nm，但在总孔隙中仍有少部分大于75nm的孔隙，因而对油气藏一般只能构成低效封闭，气藏能否形成要视储层结构及气源补充能力而定。

目前，除王庭斌将盖层分为五类评价外，国内外许多学者都建立过盖层的评价标准，如苏联学者A·A哈宁，国内学者王少昌（1985，1994）、郝石生（1990）、许化政（1991）、李国平、郑德文等（1996）都对盖层进行了系统的分级评价，使用参数3～12种，主要评价参数有：孔隙度、渗透率、突破压力、中值半径，最大连通孔径、优势孔范围，遮盖系数、扩散系数、封盖饱和度、单层厚度、砂/泥比、沉积相、成岩作用阶段、埋藏深度、岩石类型、绿泥石含量和吸附量等17项参数。

上述评价标准主要是针对天然气藏盖层进行分类评价的准则，各标准应用参数各异，选定参数标准也各不相同。王庭斌认为突破压力大于15MPa为I类盖层，李国平等认为突破压力8～15MPa为Ⅰ类盖层（表3—9），许化政则认为只要大于2MPa就可成为良好的盖层，王少昌认为最好盖层的饱和水突破压力达30MPa，相互差异很大。这是因为参数测定方法不同，不同的方法给出不同的测定结果，另一原因是研究区域不同，储盖匹配不同，对盖层的封盖能力要求也不同。在鄂尔多斯做为储层岩类，在东部却可成为良好的盖层。因此，对于具体油气藏，应进行具体分析，总体原则是盖层比储层应具有更低的渗透性和更高的突破压力，且在盖层的突破压力大于储层流体剩余压力时，才能形

表3—9 天然气盖层综合分级评价标准（据李国平等，1996）

注：1.此表为天然气盖层综合评价标准表。

2.此表适用于压力系数为1.0～1.2的地区。

成有效的封盖。

上述宏观和微观评价主要是静态评价，盖层的封盖性能随着地质历史时期各种地质作用，始终处于动态演化过程。自油气生成之后至目前各时期的封盖能力都直接影响油气的保存，烃源岩排烃进入二次运移空间，其运移受流体势控制，其运聚量一方面取决于排烃量与二次空间的残留烃量，一方面取决于油气的散失量，由此盖层的封盖能力需要在油气运移、聚集与散失的全过程进行动态评价，油气保存是一个动平衡于过程。

庞雄奇（1993）综合宏观与微观评价提出封油气指数的概念，其中考虑了盖层的厚度和渗透性，驱动力与阻力，储层与盖层物性的差异性及盖层纯度与欠压实程度等，具体参数定义为：

式中CRIo——盖层封油指数，cm-3；CRIg——盖层封气指数，cm-3；μo——油在地下的粘度，mPa·s；μg——气体在地下的粘度，mPa·s；Ko——油在盖层中的渗透率；Kg——气体在盖层中的渗透率；H——盖层厚度，m；F——气体通过盖层时的动力；f——气体通过盖层时遇到的阻力，相当于排替压力；φn——泥岩孔隙度；φs——砂岩孔隙度；Rno——盖层泥岩（厚度）含量；Kso——地表纯砂岩的渗透率；Kno——地表纯泥岩的渗透率；Kp——盖层欠压实系数。

据全国已知气藏CRIg指数与封闭气柱高度统计，封闭气柱高度与CRIg指数正相关：

Hg=21.88（CRIg-0.5）1.474（3—12）

依此可以根据CRIg指数评价盖层的封盖能力。对于塔里木盆地，CRIg>10×10-4m3时，封气高度大于600m，评价为好盖层，CRIg在2×10-4～10×10-4m3之间封气40～600m，为中等盖层，CRIg<2×10-4m3为差盖层。CRIg综合考虑了多种地质参数的影响，如经恢复得到各地质时期的各项参数，这样就能了解盖层封盖能力的演化过程。

总之，油气盖层的检测与评价应根据具体的地质条件所取得的参数进行评价，主要评价如下几个方面：

①盖层的岩性特征及其展布规模，主要沉积相研究资料，地震及测井解释资料，构造演化特征及其对封盖条件的影响；②盖层的毛细封闭能力，主要评价指标有突破压力、渗透率、相对封闭压力及封气指数等，附助参数有比表面、平均孔径或优势孔径、泥岩含砂量及粘土矿物成分等；③浓度封闭能力评价主要参数有扩散系数，浓度梯度及盖层厚度等；④储盖层相对物性评价指标主要有无因次渗透率、无因次突破压力等；⑤在不同演化阶段封盖性能的变化及其与生储的配置关系，并综合构造运动对油气保存的影响进行综合评价。

在盖层评价时，首先进行宏观地质评价，依岩性特征和分布规律判断能否成为盖层，然后进行毛细封闭能力和储盖相对性分析，对封盖性能进行定量评价，对于天然气藏需再进行浓度封闭能力分析，进而在历史演化过程中分析宏观及微观封盖的演化规律，从而进行封盖能力的综合评价。

另外，在油气勘探不同阶段，由于所掌握的资料不同，对地质认识程度及要求不同，封盖层评价方法亦不相同。在盆地区域评价初期阶段，主要用地质方法，依据周边露头岩性、岩相资料，推测腹地的盖层分布范围。在盆地区域评价早期阶段，可利用地震资料测井资料进行区域盖层展布规律预测，进而对盖层进行评价。在盖层的圈闭评价阶段，主要利用实验资料、测井资料和地震资料划分封盖模式，指明有效盖层的纵横向分布规律，指出勘探有利方向。在盖层的油气藏评价阶段，充分利用测井和实验分析资料的高分辨率特点，结合地震资料对盖层进行精细评价。划分有利的生储盖组合，确定每套储盖组合中盖层的分布范围和封闭能力以及隔层的封隔能力，为进一步勘探开发提供评价参数。

对新生代盆地的认识有新进展

一、矿场油气集输的任务及内容

矿场油气集输是指把各分散油井所生产的油气集中起来，经过必要的初加工处理，使之成为合格的原油和天然气，分别送往长距离输油管线的首站（或矿场原油库）或输气管线首站外输的全部工艺过程。

概括地说，矿场油气集输的工作范围是以油井井口为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务；主要任务是尽可能多的生产出符合国家质量指标要求的原油和天然气，为国家提供能源保障；具体工作内容包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收、含油污水处理等工艺环节。

二、矿场油气集输流程

矿场油气集输流程是油气在油气田内部流向的总说明。它包括以油气井井口为起点到矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的全部工艺过程。矿场油气集输流程可按多种方式划分。

（一）按布站级数划分

在油井的井口和集中处理站之间有不同的布站级数，据此可命名为一级布站流程、二级布站流程和布站流程。

一级布站流程是指油井产物经单井管线直接混输至集中处理站进行分离、计量等处理。该流程适用于离集中处理站较近的油井。

二级布站流程（见图7-2）是指油井产物先经单井管线混输至计量站，在计量站分井计量后，再分站（队）混输至集中处理站处理。该流程适用于油井相对集中、离集中处理站不太远、靠油井压力能将油井产物混输至集中处理站的油区，一般是按油队布置计量站。

图7-2　二级布站集输流程

布站流程是指油井产物在计量站分井计量后，先分站（队）混输至接转站，在接转站进行气液分离，其中的液相经加压后输至集中处理站进行后续处理，气相由油井压力输至集中处理站或天然气处理厂进行处理。该流程适用于离集中处理站较远、靠油井压力不能将油井产物混输至集中处理站的油区。

总体而言，二级布站流程是较合理的布站方式，其特点是密闭程度较高，油气损耗较少，能量利用合理，便于集中管理。但在实际应用中，要根据具体情况具体分析确定布站方式。

（二）按加热降黏方式划分

我国油田生产的原油多数是“三高（高含蜡、高凝点、高黏度）”原油，一般用加热方式输送。按加热方式的不同可分为井口加热集输流程、伴热集输流程（蒸汽伴热或热水伴热）、掺合集输流程（掺蒸汽、掺热油、掺热水、掺活性水）和井口不加热集输流程等。

1．井口加热集输流程

井口加热集输流程如图7-3所示。油井产物经井口加热炉加热后，进计量站分离计量，再经计量站加热炉加热后，混输至接转站或集中处理站。这是目前我国油田应用较普遍的一种集输流程。

图7-3　井口加热集输流程

1—井口水套加热炉；2—计量分离器；3—计量站水套加热炉；4—计量仪表

2．伴热集输流程

伴热集输流程是用热介质对集输管线进行伴热的集输流程，按所用的伴热介质不同可分为蒸汽伴热集输流程和热水伴热集输流程。

图7-4为蒸汽伴热集输流程，通过设在接转站内的蒸汽锅炉产生蒸汽，用一条蒸汽管线对井口与计量站间的混输管线进行伴热。

图7-4　蒸汽伴热集输流程

1—生产、计量分离器；2—除油分离器；3—缓冲油罐；4—外输油泵；5—外输加热炉；6—锅炉；7—水池

图7-5为热水伴热集输流程，通过设在接转站内的加热炉对循环水进行加热。去油井的热水管线单独保温，对井口装置进行伴热；回水管线与油井的出油管线一起对油管线进行伴热。

这两种流程比较简单，适用于低压、低产、原油流动性差的油区的伴热集输，但需有蒸汽产生设备或循环水加热炉，一次性投资大，运行中热损失大，热效率较低。

3．掺合集输流程

掺合集输流程是将具有降黏作用的介质掺入井口出油管线中，以达到降低油品黏度、实现安全输送的目的。常用作降黏介质的有蒸汽、热稀油、热水和活性水等。

图7-6为掺稀油集输流程。稀油经加压、加热后从井口掺入油井的出油管线中，使原油在集输过程中的黏度降低。该流程适用于地层渗透率低、产液量少、原油黏度高的油井，但设备较多，流程复杂，需要有适于掺合的稀油。

图7-5　热水伴热集输流程

1—生产、计量分离器；2—除油分离器；3—缓冲油罐；4—外输油泵；5—外输加热炉；6—缓冲水罐；7—循环水泵；8—循环水加热炉

图7-6　掺稀油集输流程

1—来油计量阀组；2—加热炉；3—三相分离器；4—脱水泵；5—沉降罐；6—脱水加热炉；7—电脱水器；8—净化油罐；9—稀油分配计量阀组；10—稀油加热炉；11—外输泵；12—流量计；13—稀油缓冲罐；14—掺油泵；15—天然气去气体净化站；16—净化原油外输；17—稀油进站；18—含油污水去污水站

图7-7为掺活性水集输流程。通过一条专用管线将热活性水从井口掺入油井的出油管线中，将原油变成水包油型的乳状液，使原来油与油、油与管壁间的摩擦变为水与水、水与管壁间的摩擦，以达到降低油品黏度的目的。该流程适用于高黏度原油的集输，但流程复杂，管线、设备易结垢，后端需要增加破乳、脱水等设施。

4．井口不加热集输流程

图7-8为井口不加热集输流程，是随着油田开进入中、后期，油井产液中含水不断增加而用的一种集输方法。由于油井产液中含水的增高，一方面使出液的温度有所提高，另一方面使出液可能形成水包油型乳状液，从而使得输送阻力大为减小，为井口不加热、油井产物在井口温度和压力下直接混输至计量站创造了条件。

图7-7　掺活性水集输流程

图7-8　井口不加热集输流程

（三）按布管形式划分

按通往井口管线的根数可分为单管集输流程、双管集输流程和三管集输流程等。此外，还有环形管网集输流程、枝状管网集输流程、放射状管网集输流程、米字形管网集输流程等。

单管集输流程是指井口与计量站之间只有一条油井产物混输管线，如图7-3所示的加热集输流程。双管集输流程是指井口与计量站之间有两条管线，一条输送油井产物，另一条输送热介质，实现降黏输送，如图7-7所示的掺活性水集输流程。三管集输流程是指井口与计量站之间有三条管线，一条输送油井产物，另外两条实现热介质在计量站与井口之间的循环，如图7-5所示的热水伴热集输流程。

环形管网集输流程如图7-9所示，是用一条通往接转站或集中处理站的环形管道将油区各油井串联起来，实现二级或一级布站。该流程多用于油田油区的集输。

（四）按油气集输系统密闭程度划分

按油气集输系统密闭程度可划分开式集输流程和密闭集输流程。

开式集输流程是指油井产物从井口到外输之间的所有工艺环节当中，至少有一处是与大气相通的，如图7-10中的6、9、13等储油罐处。这种流程运行管理的自动化水平要求不高，参数容易调节，但油气的蒸发损耗大，能耗大。

密闭集输流程是指油井产物从井口到外输之间的所有工艺环节都是密闭的，如图7-11所示。这种流程减少了油气的蒸发损耗，降低了能耗，但由于整个系统是密闭的，若局部出现参数波动，会影响到整个系统，要求运行管理的自动化水平较高。

图7-9　单管环形管网集输流程

图7-10　开式集输流程

1—计量分离器；2—液体流量计；3—气体流量计；4、5—一级、二级油气分离器；6、9、13—储油罐；7、11—一级、二级脱水泵；8、15—脱水、外输加热炉；10—污水泵；12—电脱水器；14—外输油泵

图7-11　密闭集输流程

1—计量分离器；2—液体流量计；3—气体流量计；4、5—一级、二级油气分离器；6、10—压力缓冲罐；7—脱水泵；8、12—脱水、外输加热炉；9—电脱水器；11—外输油泵

（五）海上油田集输流程

目前通用的海上油气生产和集输系统流程主要有半海半陆式集输流程和全海式集输流程两种模式。

半海半陆式油气集输流程适用于离岸近的中型油田和油气产量大的大型油田。它是由海上平台、海底管线和陆上终端构成等部分组成的，如图7-12所示。

全海式集输流程是指油气的生产、集输、处理、储存均是在海上平台进行的，处理后的原油在海上直接装船外运。此流程适用于远离岸边的中小型海上油田。

图7-12　半海半陆式油气集输流程

三、油气初加工处理

在石油的开过程中，伴随着原油的出，同时也出一定量的伴生气、水、泥沙等。在实际生产过程中，需对油井出液进行必要的初加工处理，从而得到合格的原油和天然气。

（一）油气分离

油气分离是油田油气处理的首要环节，它是借助于油气分离器来实现油、气、水、砂等的分离。

油气分离器是油气田用得最多、最重要的设备之一，其类型很多。在生产实际过程中，应用较多的是卧式两相油气分离器和卧式油气水三相分离器等。

1．卧式油气两相分离器

卧式两相油气分离器的结构如图7-13所示，流体由油气混合物入口进入分离器，经入口分流器后，流体的流向和流速发生突变，使油气得到初步分离。在重力的作用下，分离后的液相进入集液部分，在集液部分停留足够的时间（我国规定：一般原油在分离器内的停留时间为3min，起泡原油为5～20min），使液相中的气泡上升到液面进入气相。集液部分的液相最后经原油出口流出分离器进入后续的处理环节。来自入口分流器的气体则分散在液面上方的重力沉降部分，使气体所携带的粒径较大的油滴（＞100μm）靠重力沉降到气—液界面。未沉降下来的油滴则随气体进入除雾器，在除雾器内聚结、合并成大油滴，靠重力沉降到集液部分，脱出油滴的气体经气体出口流出分离器。

图7-13　卧式油气两相分离器

1—油气混合物入口；2—入口分流器；3—重力沉降部分；4—除雾器；5—压力控制阀；6—气体出口；7—出油阀；8—原油出口；9—集液部分

2．卧式油气水三相分离器

两相油气分离器只是简单地将油井产物分成气液两相。实际上，油井产物是油、气、水等的混合物，在油气分离的同时，也要实现水的分离。

图7-14　卧式油气水三相分离器

1—油气混合物入口；2—入口分流器；3—重力沉降部分；4—除雾器；5—压力控制阀；6—气体出口；7—挡油板；8—出油口；9—出水口；10—挡水板；11—油池；12—水室

卧式三相油气水分离器可以实现油气水的分离，其结构如图7-14所示，流体由油气混合物入口进入分离器，入口分流器把油气水混合物大致分成气、液两相。液相由导管引至油水界面以下进入集液部分，在集液部分油水实现分离，上层的原油及其乳状液从挡油板上层溢出进入油池，经出油口流出分离器。水经挡水板进入水室，通过出水口流出分离器。气体水平通过重力沉降部分，经除雾器后由气出口流出。

（二）原油脱水

石油的开，伴随着产生大量的水。原油中的含水大都以游离水和乳化水两种形态存在，它们给油气集输、储运乃至石油加工带来了许多危害，因此，必须对原油进行脱水。

乳化水是水与原油形成的乳状液，其物理性质发生了很大的变化，因而是脱水的主要对象。乳化水通常有两种类型，一种是油包水型（W/O）乳化水，其水为分散相、油为连续相；另一种是水包油型（O/W）乳化水，其油为分散相、水为连续相。

原油脱水的方法很多，主要有热沉降脱水、化学脱水、离心法脱水、粗粒化脱水、电脱水等。实际脱水过程中，最常用的是热化学破乳脱水法和电脱水法。

1．热化学破乳脱水

热化学破乳脱水就是将含水原油加热到一定的温度，并向原油中加入少量的化学破乳剂，从而破坏油水乳状液的稳定性，促使水滴碰撞、聚结、沉降，以达到油水分离的目的。

2．电脱水

原油电脱水方法适合于处理含水量在30%左右的油包水型原油乳状液。它是将原油乳状液置于高压直流或交流电场中，在电场力的作用下，促使水滴合并、聚结，形成较大粒径的水滴，实现油水的分离。

原油电脱水过程中，水滴在电场中是以电泳聚结、偶极聚结、振荡聚结三种方式进行聚结合并的。其中，在交流电场中，水滴以偶极聚结、振荡聚结方式为主；在直流电场中，水滴以电泳聚结方式为主，偶极聚结方式为辅。

（三）原油稳定及轻烃回收

1．原油稳定

原油是多组分的碳氢化合物的混合物。在原油集输过程中，由于操作条件的变化，会使原油中的部分轻组分挥发，造成原油蒸发损耗。为了降低原油的蒸发损耗，充分利用油气，保护环境，提高原油储运过程中的安全性，须用一系列工艺措施，将原油中挥发性强的轻组分（主要是C1～C4）脱出，降低原油的挥发性和饱和蒸气压，使原油保持稳定，这一工艺过程称为原油稳定。

原油稳定的方法很多，主要有闪蒸稳定法、分馏稳定法、大罐抽气法等。

闪蒸稳定法是将未稳定的原油加热到一定温度，然后减压闪蒸分离得到相应的气相和液相产物。这是目前应用较广的方法。闪蒸稳定法的原理流程如图7-15所示。

图7-15　闪蒸稳定法的原理流程图

1—换热器；2—加热炉；3—闪蒸塔；4—压缩机；5—冷凝器；6—分离器；7—泵

分馏稳定法是根据原油中各组分挥发度不同的特点，利用精馏的原理将原油中的C1～C4组分脱出，达到稳定的目的。分馏稳定法的典型流程如图7-16所示。分馏稳定法的主要设备是稳定塔，稳定塔是一个完全的精馏塔，塔的上部为精馏段，下部为提馏段，塔顶有回流系统，塔底有重沸系统。这种方法设备多，流程较复杂，但稳定原油的质量好。

图7-16　分馏稳定法的典型流程图

1—换热器；2—稳定塔；3—冷凝器；4—分离器；5—回流罐；6—泵；7—重沸器

大罐抽气法是利用原油处理站内的沉降脱水油罐，在罐顶安装抽气管线，利用压缩机自罐中抽出油蒸气，经增压、冷却、计量后输送至轻烃回收装置进行回收。

2．轻烃回收

轻烃是指天然气中所含的C3以上的烃类混合物，它们在天然气中以气态的形式存在，通过不同的工艺方法将它们以液态的形式回收称为轻烃回收。

轻烃回收的方法较多，常用的有固体吸附法、液体吸收法及低温分离法等。

固体吸附法是利用固体吸附剂（如活性炭、活性氧化铝等）对各种烃类的吸附能力不同，而使天然气中的各组分得以分离的方法。

液体吸收法是利用天然气中各组分在液体吸收油（如石脑油、煤油等）中的溶解度不同，而使天然气中的各组分得以分离的方法。

这两种方法是早期轻烃回收较常用的方法，由于投资高、能耗大、收率低，现已逐步为低温分离法所替代。

低温分离法是利用天然气各组分冷凝温度不同的特点，在降温过程中使各组分得以分离的方法。这种方法的特点是使气体获得低温。通常低温获得的方法主要有制冷剂制冷、膨胀机膨胀制冷及两者混合使用的制冷方法等。

（四）油田气的净化

油田气含有多种杂质，如砂粒、岩屑等固体杂质，水、凝析油等液体杂质，水蒸气、硫化氢、二氧化碳等气体杂质。固体杂质的存在，会导致管道、设备、仪表等的磨损，严重时会堵塞管道，降低输送量，影响生产安全；水蒸气的存在，不仅降低了管线的输送能力和气体热值，而且当输送压力和环境条件变化时，还可能使水蒸气从天然气流中析出，形成液态水、冰或天然气的固体水合物，从而增加管路压降，严重时堵塞管道；酸性气体H2S或CO2的存在，会加剧管线、设备的腐蚀，影响化工产品的质量。由此可见，气体净化是油田气长距离输送或进行轻烃回收前必不可少的环节。气体净化主要用以下几种方法：

1．吸附法

吸附法是利用油田气中的不同组分在固体吸附剂表面上积聚特性不同的原理，使某些组分吸附在固体吸附剂表面，进行脱除的方法。

2．吸收法

吸收法是用适当的液体吸附剂处理气体混合物以除去其中的一种或多种组分的方法。如用液态烃吸收气态烃，用水吸收CO2，用甘醇脱水或用多乙二醇甲醚脱硫，用碱液吸收CO2等。在操作过程中，对吸收后的溶液可进行再生，使溶剂得到循环使用。

3．冷分离法

由于多组分混合气体中各组分的冷凝温度不同，在冷凝过程中高沸点组分先凝结出来，这样就可以使组分得到一定程度的分离。冷却温度越低，分离程度越高。例如低温分离法脱水、膨胀机制冷脱水等都是冷分离方法。这一方法流程简单，成本低廉，特别适用于高压气体。

4．直接转化法

直接转化法是通过适当的化学反应，使杂质转化成无害的化合物留在气体内，或者转化成比原杂质易于除去的化合物，达到净化目的。

四、油气计量

油气计量是指对石油和天然气流量的测定。在油气田生产过程中，从井口到外输间主要分为油气井产量计量、外输流量计量和交接数量计量三种。

（一）油气井产量计量

油气井产量计量是指对生产井所生产的油量和气量的测定。目的是了解油气井生产状态，为油气井管理、油气层动态分析提供资料数据。

对于产量高的油气井，通常是每口井单独设置一套计量装置，称为单井计量。对于产量低的油气井，通常是8～12口油井共用一套计量装置，并对每口油井生产的油、气、水进行计量，油井日产量要定期、定时轮换进行计量。这种计量方式称为多井计量。

油气井产量计量方法有两种：分离计量法和多相流量计量法。分离计量法是利用油气分离器先将油井产物分离成气相和液相，或者气、油和水相，然后分别计量各相的流量。由于计量精度受到分离质量的影响，且油气难以完全分离，因此，该法计量精度差，而且附属设备多，占地面积大。多相流量计量法是自动分析检测油井产物的组成和流量，进而测定油井的产油量、产气量和产液量。它是将分离、计量合成一体完成，具有体积小、精度高、操作方便等特点，是计量发展的方向。

（二）外输流量计量

外输流量计量是对石油和天然气输送流量的测定。它是输出方和接收方进行油气交接经营管理的基本依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油一般用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，再乘以密度，减去含水量，求出质量流量。综合计量误差一般要求在±0.35%以内。这就要求原油流量仪表要有较高的精度，同时也应定期进行标定。

（三）交接数量计量

交接数量计量是指油田内部各油单元之间进行的油品输送流量的计量。它是衡量各油单元完成生产指标情况，进而进行经济核算的依据。从计量方法上看，交接数量计量与外输流量计量基本相似，但由于这种计量是发生在油田内部各油单元之间的，因此其计量精度不如外输流量计量要求高。

五、含油污水处理

目前，我国多数油田已进入开发晚期，大多用注水方式开发，从而导致油井出液含水量升高（有些油田的综合含水率已达90%）。在初加工处理过程中，油井出液将脱出大量的含油污水，如果含油污水处理不合理就进行回注和排放，不仅会使油田地面设施不能正常运作，而且会因地层堵塞带来危害，影响油田安全生产，同时也会造成环境污染，因此必须合理地处理、利用含油污水。

（一）含油污水的特点

1．污水含油

污水含油量一般为1000 mg/L左右，少部分油田污水含油量高达3000～5000 mg/L，而且同一污水站瞬时污水的含油量也具有一定的波动性。一般来讲，污水中的油是以浮油（油珠直径大于100μm）、分散油（油珠直径10～100μm）、乳化油（油珠直径0.1～10μm）和溶解油（油珠直径小于0.1μm）四种形态分布于水中的。

2．污水含盐

含油污水中含有多种离子，主要包括Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Fe2+等阳离子和Cl-、HCO3-、CO23-、SO24-等阴离子。这些离子之间相互结合，生成各种盐类。在一定的条件下，CaCO3、CaSO4、MgCO3等溶解度较小的盐类易形成沉淀。它们如悬浮在水中，会使水浑浊；如沉积在管壁上，会引起结垢。

3．污水含气

污水中溶解有O2、H2S、CO2等多种有害气体。其中，O2是很强的去极化剂，能使阳极的铁原子失去电子，生成Fe2+或Fe3+，进一步生成Fe（OH）3沉淀。同样，CO2、H2S等酸性气体也能与铁原子结合生成FeCO3垢或FeS沉淀。它们都会大大加剧金属设备和管线的腐蚀、结垢。

4．污水含悬浮固体

污水中的悬浮固体是指污水中所含的固体悬浮物，其颗粒直径范围在1～100μm之间，主要包括泥沙、各种腐蚀产物及垢、细菌、胶质、沥青质等。这些悬浮固体悬浮在水中，会使水浑浊；附着在管壁上，会形成沉淀，引起管壁腐蚀；回注于储油层，会使孔隙堵塞，影响油井产量。

综上所述，污水中的成分复杂，其显著特点是腐蚀性强、结垢快。生产中，应重点针对这类问题加以分析，取有效措施加以处理。

（二）含油污水处理流程

含油污水处理工艺流程因污水水质、净化处理要求不同而异。按照处理工艺过程，大致可将其划分为自然除油—混凝沉降—压力过滤流程、压力式聚结沉降分离—过滤流程、浮选式流程及开式生化处理流程等。

1．自然除油—混凝沉降—压力过滤流程

自然除油—混凝沉降—压力过滤流程如图7-17所示。从脱水转油站送来的含油污水经自然除油初步沉降后，投加混凝剂进入混凝沉降罐进行混凝沉降。然后进入缓冲罐，经提升泵加压后进入压力滤罐进行压力过滤。滤后水再加杀菌剂，得到合格的净化水，外输用于回注；自然除油罐和混凝沉降罐回收的原油进入污油罐，经油泵加压输送至油站；对压力滤罐进行反冲洗时，反洗水泵从反洗水罐提水，反冲洗排水进入回收水罐，经回收水泵均匀地加入自然除油罐中再进行处理。

该流程处理效果良好，对污水含油量、水量变化波动适应性强，但当处理规模较大时，压力滤罐数量较多、操作量大，处理工艺自动化程度稍低。

图7-17　自然除油—混凝沉降—压力过滤流程

2．压力式聚结沉降分离—过滤流程

压力式聚结沉降分离—过滤流程如图7-18所示。它加强了流程前段除油和后段过滤净化。脱水站送来的污水，若压力较高，可进旋流除油器；若压力适中，可进接收罐除油。为了提高沉降净化效果，在压力沉降之前增加一级聚结（亦称粗粒化）除油，使油珠粒径变大，易于沉降分离。抑或用旋流除油后直接进入压力沉降。根据对净化水质的要求也可设置一级过滤和二级过滤净化。

图7-18　压力式聚结沉降分离—过滤流程

压力式聚结沉降分离—过滤流程处理净化效率较高，效果良好，污水在处理流程内停留时间较短，系统机械化、自动化水平稍高，但适应水质、水量波动能力稍低。

3．浮选式流程

浮选式流程如图7-19所示。该流程首端大都用溶气气浮，再用诱导气浮或射流气浮取代混凝沉降设施，后端根据净化水回注要求，可设一级过滤和精细过滤装置。

图7-19　浮选式流程

浮选式流程处理效率高，系统自动化程度高，现场预制工作量小，广泛应用于海上油平台污水系统；在陆上油田，广泛用于稠油污水处理。但该流程动力消耗大，维护工作量稍大。

4．开式生化处理流程

开式生化处理流程如图7-20所示。它是针对部分油田污水出量较大、不能完全回注、需要部分处理达标排放的实际设计的。含油污水经过平流隔油池除油沉降，再经过溶气浮选池净化，然后进入一级、二级生物降解池和沉降池，最后经提升泵提升至滤池进行砂滤或吸附过滤达标外排。

图7-20　开式生化处理流程图

总之，上述几种流程是目前含油污水处理较常用的流程。当然，由于各油田污水的具体情况不同，上述流程也并非是绝对的，实际应用中，应根据具体的情况选择合适的流程。

经过一轮普查，云南地区新生代盆地取得了实质性的突破，发现并开发了油气田，证实了一批盆地的含油气性。与此相应，在认识上取得了重要发展。

1.新生代小盆地有一定的含油气远景

云南地区新生代盆地以新近系为主要含油气层系，这种盆地以未成熟油和生物气为其油气蕴藏的主体。已有的油气发现显示，景谷、陆良、保山等盆地还可以发现更多的油气藏（特别是岩性油气藏），而其他盆地已有的油气发现也有发展成探明油气田的可能性。中国和世界不少小盆地、未成熟油和生物气的勘探启发了本区的勘探思路，而本区的油气勘探成果也丰富了对以上领域的认识，使我们对这些特殊领域的油气生成、运聚、保存的规律有了更全面的掌握。“小”和“低熟”不再成为勘探的禁区，却更提醒了我们去开拓这一特殊领域的勘探。

2.要承认本区勘探中的不利因素

从盆地发育及油气成藏来看云南地区的盆地有若干不利因素。

（1）活动性强

云南地区处在若干大地构造单元的结合部，在地质历史整体上具有活动性强的特征，多期的压性构造所造成的断裂褶皱和隆起剥蚀不但使其海相的古、中生界受到强烈的破坏，而且使陆相的中、新生代裂谷型沉积亦改造强烈。从这个角度出发，本书第一章把第三系及更老的沉积都看做晚新生代盆地的基底，其中的油气藏都受到很大程度的破坏，找油难度很大。对古近纪及其以前地层的油气勘探与对晚新生代盆地的油气勘探应有不同的思路。

以新近系为主体的盆地本身也处在构造活动性很强的背景上，第一章中已说明，这些盆地在挤压隆升相对平缓的“夷平期”内形成并在其后的强烈隆升期遭受挤压形变和剥蚀，使盆地面积和沉积厚度均有不同程度的缩小。

（2）规模小

在活动性强、为大断裂所切割的和区域隆起背景上形成的盆地一般均较小，而上述的后期侵蚀可使小盆地周边的地层被剥蚀殆尽，也可使原来基本连通的沉积盆地被切割分成数个小盆地。这使得云南地区晚新生代地层的分布显得相当零碎，与其相应，有效烃源岩的面积和厚度都不大，生烃量有限。

（3）生烃期晚

盆地的形成晚，使盆地的主力生烃岩系（中新统）形成晚。在油气地质上，一般把新近纪末期烃类生成和聚集归于“超晚期”成藏范畴。这就决定了这些盆地的油多属未成熟，气多属生物气。但不排斥向深部有部分成熟油生成、有生物—热催化过渡带气生成。对待新地层中的油，特别是气的成藏，“动态平衡”成藏机理就显得特别重要，对其也要有特殊的勘探思路。

“活、小、晚”这些特点使云南地区的小盆地比我国中东部其他中、新生代盆地勘探难度大，甚至与同一构造带上的西藏高原和中南半岛相比，其勘探难度也大。