岩性油气藏勘探方法与技术Word格式文档下载.docx
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鄂尔多斯盆地剩余资源33.7亿t，其中岩性-地层27.6亿t;
准噶尔盆地剩余资源20.3亿t，其中岩性-地层10.3亿t;
塔里木盆地剩余资源38.3亿t，其中岩性-地层8.5亿t;
柴达木盆地剩余资源1O亿t。
其中岩性-地层4亿t;
四川盆地剩余资源2.9亿t,其中岩性-地层196亿t。
由此可见，中国陆上主要盆地都具有开展岩性-地层油气藏勘探的资源基础。
剩余资源量丰富，岩性-地层油气藏勘探前景广阔。
从目前的勘探成果来看，以岩性-地层油气藏为主的非构造油气藏勘探取得了丰硕的成果。
在这些阶段的油气勘探过程中。
各个盆地积累了大量的地质、地震、钻井、测井、录井、测试和化验资料。
一定程度的资料积累是岩性-地层油气藏勘探的基础，从各个盆地的资料积累来看，中国陆上主要含油气盆地均具有开展岩性-地层油气藏勘探所需的资料基础。
三、勘探思路
随着油气藏勘探逐步开展，含油气盆地在各个勘探阶段所面临勘探对象的转变，即通过油气藏勘探所采用的勘探思路和技术方法也逐步发生变化，包括:
①找油思路的转变主要表现在由构造向岩性转变、由正向构造带向负向构造带转变、由构造高部位向构造带翼部转变、由环洼向洼槽转变、由单一类型向多种类型油气藏转变;
②研究方法的转变由构造油藏勘探的核心工作"
精细构造解释，落实圈闭高点"
到岩性油藏勘探的核心工作"
精细沉积储层解释，落实砂体空间展布形态"
的转变，构造研究找背景（背斜？
），沉积研究找砂体，构造背景与沉积砂体综合研究预测隐蔽油气藏有利成藏区带；
③研究手段的转变由传统石油地质评价手段转变为应用含油气系统、层序地层等现代理论，结合地震信息多参数综合评价方法，加深研究，创新认识，提高综合研究水平，达到对勘探目标多方位、多方法、多技术的全面综合评价与分析;
④组织形式的转变由过去构造解释、沉积储层、新技术应用、圈闭评价分头研究转变为组成多学科多专业项目组。
实现地质与物探研究的有机结合，资料处理、解释、分析与评价一体化，优势互补，联合攻关，解决关键问题。
上述勘探思路、研究方法、研究手段和组织形式的转变为岩性油气藏勘探的突破提供了重要保障。
同时先进技术的应用为岩性-地层油气藏勘探取得重大突破提供了良好支持。
良好的技术支持和技术储备是当前和今后开展岩性-地层油气藏勘探的关键。
总体来看。
中国陆上主要含油气盆地具备开展岩性-地层油气藏勘探的地质背景，拥有丰富的剩余资源量保证，前期进行了良好的资料积累，同时也具有良好的勘探技术支持。
从勘探历程来看，中国陆上的主要含油气盆地目前已经进入岩性-地层油气藏勘探的阶段。
各盆地具有良好的岩性-地层油气藏勘探前景。
岩性油气藏勘探技术
沉积微相和层序地层分析是进行岩性油气藏勘探的基础
沉积微相和层序地层的横向变化和纵向演化分析是进行岩性油气藏勘探的基础，这一基础从宏观上确定了有利于岩性圈闭发育的平面位置和纵向层位。
一、盆地进入岩性油气藏勘探阶段，对于沉积相的研究必须达到小时窗沉积微相的精度
在构造油气藏勘探阶段，对于一个构造带或者构造圈闭的评价只要达到沉积亚相的研究程度就可以满足油气勘探前景评价的需要。
但由于岩性油气藏形成地质背景的特殊性，沉积相的研究至少必须达到小时窗沉积微相的研究精度。
以三角洲为例来说。
在构造勘探阶段，研究程度达到能够系统区分三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲就可以满足圈闭评价的要求。
但对于岩性油气藏来说，它们在同一个沉积亚相中的赋存状态存在很大的差异，往往是三角洲的一个亚相类型中存在多个孤立的岩性油气藏，或者是同一亚相的不同位置油气赋存与否存在很大差异。
此外，一个研究区某一时期沉积相、沉积亚相的发育往往具有继承性而沉积微相继承性差。
对于勘探程度较高的盆地来说，在常规沉积微相分析方法的基础上。
结合录井相、测井相和地震相分析是目前沉积微相分析的主要方法和手段。
常规沉积微相分析主要包括岩性组合分析、岩芯沉积特征分析、重矿物纵横向平面展布特征分析、古水流分析等。
在目前阶段，以常规沉积微相分析技术为依托，系统结合录井相、测井相和地震相的沉积微相分析方法已经得到广泛的应用，同时大量的地震信息也为沉积微相研究提供了良好的佐证。
如储层预测提供的砂体平面展布、众多地震属性的分析结果等。
从纵向研究精度来看。
在构造勘探阶段往往以地层组为沉积相、沉积亚相分析单元，但由于岩性油气藏往往与砂组关系更为密切，所以开展以砂组或单砂层为单元的沉积微相分析应是岩性油气藏勘探的最大地层单元。
从具体沉积微相平面成图技术来看，对于同一个沉积微相研究地层单元（如砂组或单砂层）来说。
以井点常规沉积微相分析、录井相和测井相分析为起点确定沉积微相类型，借助地震相、储层预测、地震属性分析等研究结果进行平面外推。
确定平面上的沉积微相界限。
在平面成图时应该以选择与油气藏关系密切的沉积微相为优势沉积微相，应表明不同沉积微相在纵向上的百分比变化。
然后通过研究区已知油气藏所属的沉积微相类型分析，确定有利于岩性油气藏发育的沉积微相类型，同时结合沉积微相的纵向演化和平面分布变迁模式，综合确定有利于岩性圈闭或油气藏发育的平面位置和纵向层位。
二、建立高分辨率的盆地地层格架和精细的沉积体系分布，是寻找岩性圈闭的前提
以层序地层学为代表的综合研究方法是目前区域勘探和寻找岩性圈闭的重要勘探方法和技术。
高分辨层序地层学理论的核心是在基准面旋回变化过程中，由于可容纳空间与沉积物补给通量比值（A/S）的变化。
相同沉积体系域或相中发生沉积物的体积分配作用，导致沉积物的保存程度、地层堆积样式、相序、相类型及岩石结构发生变化。
这些变化是其在基准面旋回中所处的位置和可容纳空间的函数。
基准面旋回是时间地层单元的二元划分，因而该理论与技术应用的关键是如何在地层记录中识别代表多级次基准面旋回的地层旋回，并进行高分辨率的等时地层对比。
基准面旋回的识别与对比技术是根据基准面旋回和可容纳空间变化原理，地层的旋回性是基准面相对于地表位置的变化产生的沉积作用、侵蚀作用、沉积物路过形成的非沉积作用和沉积不补偿造成的饥饿性乃至非沉积作用随时间发生空间迁移的地层响应;
而地层记录中不同级次的地层旋回，反映了相应级次的基准面旋回，在每一级次的地层旋回内必然存在着能反映相应级次基准面旋回所经历时间的"
痕迹"
。
如何据一维钻井或露头剖面上的这些"
识别基准面旋回，是高分辨率层序划分与对比的基础。
（一）基准面旋回的识别
用来识别基准面旋回的沉积与地层特征可以概括为:
①单一相物理性质的垂向变化;
②相序与相组合变化;
③旋回叠加样式的改变;
④地层几何形态与接触关系。
这些特征均反映着可容纳空间和沉积物补给通量比值（A/S）的变化。
1、岩性剖面上的识别标志：
①地层剖面中的冲刷现象及其上覆的滞留沉积物;
②作为层序界面的滨岸上超的向下迁移;
③岩相类型或相组合在垂向剖面上转换的位置；
④砂岩、泥岩厚度的旋回性变化等。
2、测井曲线识别标志:
利用取芯井段建立短期旋回及界面的测井响应模型，用以指导区域非取芯井测井曲线的旋回划分。
测井曲线对于较长期基准面旋回叠加样式的分析确定尤为有效。
向湖（海）盆方向推进的叠加样式（进积）形成于较长期基准面下降期。
此时A/S小于1，即沉积物供给速率大于可容纳空间增加速率，岩石学方面的性质与下伏旋回相比具可容纳空间减小的特征;
向陆推进的叠加样式（退积）形成于较长期基准面旋回的上升时期，此时A/S大于1，即可容纳空间增加速率大于沉积物供给速率，上覆短期旋回的性质与相邻下伏旋回相比，在沉积学、岩石学方面表现出可容纳空间增大的特征;
短期旋回加积叠加样式，则出现在较长期基准面旋回上升到下降的转换时期，此时A/S=l，相邻短期旋回形成时可容纳空间变化不大。
3、地震剖面上的识别标志:
地震反射界面基本是等时的或平行于地层内的时间面，因而可以运用地震反射剖面进行基准面旋回的分析，但受地震信息分辨率的限制，地震反射剖面通常只能用来识别长期基准面旋回。
用于识别旋回界面的主要地震标志有：
①区域分布的不整合或反映地层不协调关系的地震反射终止类型，即常规的地震地层分析标志;
②与中期或长期基准面旋回上升到下降转换位置（最大可容纳空间）相对应的高振幅连续反射界面或一组反射;
③与测井曲线和岩芯观察到的区域相变可对比的地震反射特征（振幅、连续性、频率、地震相等）在区域上发生重大变化;
④与测井曲线和岩芯中可观察到的地层叠加样式可对比的地震反射几何形态的变化（例如由高振幅、水平反射到低振幅S形反射）。
（二）地层旋回等时对比技术
高分辨率地层对比是同一时代地层与界面的对比，不是旋回幅度和岩石类型的对比。
在成因层序的对比中，基准面旋回的转换点，即基准面由下降到上升或由上升到下降的转变位置，可作为时间地层对比的优选位置。
因为转换点为可容纳空间增加到最大值或减少到最小值的单向变化的极限位置，即基准面旋回的二分时间单元的划分界线。
转换点在地层记录中某些位置表现为地层不连续面，某些位置则表现为连续的岩石序列。
岩石与界面出现的位置和比例，是可容纳空间和沉积物供给的函数。
时间一空间图解是对地层剖面进行时间一空间反演的最有效的方法，其有助于对地质过程（时间十空间）地层响应（岩石十界面）的理解并检验层序对比的可靠性。
（三）高分辨率层序地层学与成油体系的关系
高分辨率层序地层学与成油体系的关系主要表现在如下方面：
①沉积微相研究可对源岩的展布特征与运移通道作出较准确的判断;
②由砂层对比而导出的砂层连通性分析，可对储集层的储集物性与储层展布特征进行预测；
③精细速度分析可对地层序列中异常压力的分布形态与封存箱的发育情况作出判断，有助于圈闭评价与封堵条件研究;
④高频层序或准层序的划分与对比，可对较小尺度上的生储盖组合分析提供非常有用的资料，由此可推断油气成藏机理一成藏动力学，最终导出高分辨率成油体系单元的确定。
（四）利用测井方法识别地层层序
定义每一成因地层层序，就是识别成因地层层序的边界，也就是识别最大洪水面和与其对比的地层界面。
根据前人的研究，发现最大洪水面在测井曲线上主要有以下特征:
高自然伽玛为富含铀、磷、海绿石的页岩;
低自然电位、高电阻、高密度、高声速层，常呈尖峰状是薄层钙质泥页岩或灰岩的反映;
低自然电位、低电阻标志层代表比较纯的海、湖相泥岩的产物，其地层位置处于向上变细的测井响应到向上变粗的测井响应的转折点上，反映相对水平面上升达到最大水进期后转为下降的趋势。
测井曲线具有区域上的可对比性。
由于现阶段陆上地震资料的频率分布范围在10～8OHz之间，其主频多在30～5OHz之间。
缺少高频成分，分辨率较低，用地震资料不能检测小规模的旋回。
因此，要划分小规模的旋回（即高频层序划分）只能最大限度地应用地质露头、钻井和测井等资料。
而在这些资料中，测井资料以其数量多、连续性好及其本身的量化特点得以广泛应用，成为小规模旋回划分的主要资料来源。
（五）测井资料的深度域频谱分析用于层序地层学的高频层序划分
测井资料的深度域频谱分析是指在傅里叶变换的基础上研究测井资料的频谱信息特征及其与高频层序的关系，以用于层序地层学研究中的高频层序划分。
由于时间域与深度域的振动信号序列具有同样的形式。
所不同的是，在深度域进行频谱分析，其频率值只具有相对概念，而不具有绝对概念。
沉积旋回基本模型的建立并外推与其它测井曲线进行相比，自然伽玛曲线可敏感反映泥质含量变化。
因此采用自然伽玛曲线进行以高频层序划分为目的的频谱分析非常有效。
正旋回模型为一个正韵律沉积，从浅到深泥质含量逐渐减少，砂岩含量逐渐增多，反映在自然伽玛值上从浅到探逐渐变小，所代表的沉积旋回是海进体系域（TST）；
反旋回模型为一反韵律沉积，从浅到深泥质含量逐渐增多，砂岩含量逐渐减少，反映在自然伽玛值上是从浅到深逐渐减小，所代表的沉积旋回为高水位体系域（HST）。
值得指出的是，由于这两个模型来自实际资料，在大的变化趋势上仍包含着多个小规模的变化。
高频旋回在层序界面上比较模糊，或在地震剖面上不整合特征不够明显等，因此高频层序的划分主要依靠测井及岩心资料来进行层序界面的识别。
比如，从砂岩到泥岩的沉积旋回反映了一个水体从浅逐渐变深的过程，对应于一次溯泛事件到下一次湖泛事件之间的沉积组合。
这种特征在对应的地震剖面上受分辨率的限制使层序界面的特征不明显，并且在地震道的时频分析图上亦不能分辨出与之对应的旋回特征。
但从对测井曲线进行深度域频谱分析所得到的频率扫描和滑动窗频谱分析上可明显观察到高频旋回变化的存在并能对高频层序界面进行准确标定。
深度域频率扫描是在时间域频谱分析（时颇分析）基础上发展而来的，主要是用来准确划分层序界线，识别层序（沉积旋回）类型。
从理论上来说，只要自然伽玛曲线准确，用深度域频率扫描进行层序划分也是准确的;
针对不同规模的层序分析和详细程度，可调整滤波器的基本频率范围和步长。
测井曲线的深度域频谱分析方法是建立在傅里叶变换基础上的一种检测沉积旋回及其沉积特征的有效手段，它们的应用使沉积旋回类型的判定和划分从定性达到定量和半定量的水平，甚至可以通过软件实现沉积层序的自动划分;
同时，将测井资料的深度域频谱分析方法用于层序地层学研究大大提高了小规模旋回的识别精度。
（六）用伽玛能谱进行高分辨率地层层序划分
根据Davies等在爱尔兰的研究，使用伽玛能谱识别层序地层关键界面和体系域，可以保证更大的精度和把握。
其方法为:
①最大洪泛面可通过它们的相关的铀峰（大于6百万。
）和低仕/钾值（小于2.5）加以鉴别;
②剥蚀不整合和下切谷充填有低伽玛总数和高而易变的仕/钾值（大于6）特征;
③河道间的层序边缘可以便用低钾率（小于0。
4挑）和异常高的钍/钾值（大于17）的能谱特征加以鉴别。
三、以层序为边界的等时地层格架控制下的地震信息多参数综合评价方法是岩性-地层圈闭识别、优选与评价的主要手段
地震信息多参数综合评价方法是指从不同的地震参数角度对同一个地质目标进行多角度、多方位分析评价的方法。
其中包括的关键技术主要有:
（一）地震相分析技术:
地震相分析是指对一定时窗内的地震波形进行分类的处理技术。
目前主要包括3种地震相分类技术:
单纯的地震波形地震相分类（简单的地震相分类，缺乏地质含义）;
测井标定下的地震相分类（测井标定赋予每类地震相地质含义）;
多属性叠合地震相分类（验证所赋予的地质含义）。
这种技术是一个逐步深入细化的分类过程，使每一种类的地震相含义通过测井标定和属性含义的分析逐步明确。
同时。
通过与已知油气层所属地震相类型的对比，可以优选有利地震相类型，快速逼近有利勘探目标。
以层序为边界、等时地层格架控制下的小时窗地震相分类和分频地震相分析是今后地震相分类发展的趋势。
（二）常规储层预测和非常规储层预测技术:
常规储层预测技术目前发展已经比较成熟，加强非常规储层预测技术的应用是目前和今后储层预测的发展趋势。
非常规储层预测主要包括:
地震振幅与储层厚度的关系研究进行储层厚度预测;
频谱分解技术、波形分类技术、地震相干技术、波形分析技术等预测储层分布范围；
道积分、子波反摺积等综合预测砂体分布范围等。
为储层评价提供依据。
（三）地震属性分析技术:
地震属性分析一方面可以验证储层预测的可靠性，另一方面可以初步预测目标的含油气性。
地震属性提取、优选、交汇相地震属性地质含义的标定是地震属性应用的关键。
（四）含油气检测技术:
通过已知含油气层敏感地震参数的选择。
利用地震信息分解原理是地震资料直接进行烃类检测的有效方法。
（五）流体势分析技术:
了解岩性圈闭在流体势场中的位置，判断岩性圈闭与流体运移轨迹之间的关系，确定岩性圈闭是否处于流体运移的优势路径或者是否处于流体运移的优势指向区，以此来判断岩性圈闭接受运移流体的可能性，从定性的角度来判断岩性圈闭威藏的可能性。
为岩性圈闭勘探提供辅助评价依据。
（六）三维可视化技术:
三维可视化技术可以直观了解地下地质体在空间的分布位置和范围，协助确定钻井位置和钻井轨迹。
目前中国石化石油勘探开发研究院等建成了虚拟现实系统，但由于虚拟现实系统设备庞大、价格昂贵且处于固定位置。
所以操作简单、价格低廉的动态可视化是近期三维可视化的发展趋势。
由于上述技术参数的提取与分析均与地震时窗的关系密切。
所以以层序为边界、在等时地层格架控制下是提取上述参数时窗设置的关键。
在纯波地震资料基础上的三维自动解释是地震参数提取的原则。
结论
中国陆上主要含油气盆地具备开展岩性-地层油气藏勘探的地质背景，拥有丰富的剩余资源量保证。
前一时期已进行了良好的资料积累，同时也具有良好的勘探技术支持。
沉积微相和层序地层的横向变化和纵向演化分析是进行岩性油气藏勘探的基础。
以层序为边界，在等时地层格架控制下的地震信息多参数综合评价方法是岩性层圈闭识别、优选、描述与评价的主要手段。
地震方法储集层预测和目标含油气性评价构成了岩性油气藏勘探的两项核心地球物理综合研究技术。
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