石油勘探与开发

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沉降及抬升过程中温度对流体压力的影响

夏新宇;宋岩

, 2001, 28(3): 101-0.

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通过理论计算说明地层沉降和抬升过程中温度对地层压力的影响。沉降过程中流体温度增加所带来的超压大致为孔隙体积减少所带来的超压的百分之几，这一比值主要取决于压实系数和地热梯度，与岩石渗透率、沉积速率、地层水黏度和压缩系数等参数无关，说明在一般的沉降过程中，作为超压的成因机制，水热膨胀远不如不均衡压实重要。抬升过程中降温对压力的影响小于孔隙反弹作用，但是二者差距不像沉降过程中压实作用与水热增压对超压的贡献差别那么明显。即使仅考虑降温作用，也表明构造抬升倾向于形成异常低压而不是异常高压；如果考虑到孔隙反弹，形成异常低压的效果更加明显。图1表1参14

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酒西盆地油气形成与勘探方向新认识（三）——油气运移、成藏规律与勘探方向

陈建平;陈建军;张立平;钟宁宁

, 2001, 28(3): 102-0.

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酒西盆地的白垩系与第三系构成一个完整的油气系统，白垩系发育油源层和储集层、盖层，第三系主要发育储集层和盖层。由柳沟庄、鸭儿峡、老君庙到石油沟，烷烃含量逐步增加，原油中的芳烃、非烃与沥青质含量逐渐降低，异胆甾烷、Ts、C29Ts含量略有增高，原油密度、含蜡量、凝固点降低。这些原油物性特征反映了油气运移的地质色层效应和运移方向，表明油气总体由西向东运移。青西坳陷的构造埋藏史控制了主要烃源岩（下白垩统赤金堡组和下沟组下部）在晚第三纪晚期—第四纪才达到生油高峰期，目前仍处于成熟—高成熟阶段，因此以生油为主，主要形成油藏。该含油气系统的关键时刻是晚第三纪末至第四纪，圈闭形成期与油气生成运移期相匹配。喜马拉雅运动期的断裂活动提供了油气运移的通道，促进了油气的运移，油气可以在多种类型圈闭聚集成藏。油气资源潜力再评价的结果表明，青西坳陷总油气聚集量可达2.5×108～4.0×108t，仍然有2×108～3×108t剩余油气资源，具有很大的勘探潜力。青西低凸起位于很有生油潜力的青南凹陷和红南凹陷之间，构造位置非常有利，是油气运移的主要指向目标区，油源供给很充足，且储集层、盖层发育，可能有多种类型的圈闭，是一个具有良好勘探前景的复合油气聚集区带，应是酒西盆地今后油气勘探的主要方向和目标区域。图5表1参15

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廊固凹陷河西务潜山带永清—刘其营潜山油气成藏时间与成藏模式

邹华耀;张春华

, 2001, 28(3): 103-0.

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通过烃源岩生排烃史模拟、流体包裹体均一温度以及潜山形成时间和潜山流体压力场与化学场特征等综合分析，确定廊固凹陷永清—刘其营潜山为两期成藏。第一期：自沙二段沉积早期至馆陶组沉积中期，以石油聚集为主；第二期：自馆陶组沉积中期至今，以凝析油气聚集为主。烃源区油气通过不整合面运移至潜山，潜山中早期聚集的石油被晚期充注的天然气所驱替，并沿断层运移至上覆下第三系断层圈闭中聚集成藏。河西务潜山带潜山以形成凝析油气藏为主。图5表3参21

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南盘江地区二叠纪生物礁成因类型及潜伏礁预测

沈安江;陈子

, 2001, 28(3): 104-0.

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南盘江地区二叠系有着丰富的生物礁，但如何准确地预测潜伏礁一直是该区对礁油气藏勘探能否取得突破的关键因素之一。从相对海平面升降对礁生长发育控制的角度建立新的生物礁成因分类（进积礁、并进礁和退积礁），提出南盘江地区（含十万大山盆地）茅口期礁为由西向东进积的进积礁，长兴期礁为并进礁。据此推断，南盘江盆地有可能存在茅口期（层位相当于Yabeina和Neomisellina化石带）潜伏礁带，但存在长兴期潜伏礁的可能性不大。图6参6

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圈闭评价系统（TrapDEM2.0）

郭秋麟;宋国春;曾磊;陈宁生;姜雅

, 2001, 28(3): 105-0.

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提出圈闭评价的技术路线，以二连盆地8个圈闭的评价为应用实例，介绍圈闭评价系统(TrapDEM2.0)的功能。TrapDEM2.0由圈闭参数描述、圈闭评价和圈闭数据管理3部分组成。圈闭参数描述部分包括4个模块(构造演化史恢复模块，盖层评价模块，断层侧向封堵模块，参数分布研究模块)，在这些模块中采用了先进的平衡剖面技术、灰聚类评价技术、断层泥涂抹分析技术等。圈闭评价部分包括5个模块(地质评价，资料可信度评价，资源量或储量评价，经济评价，综合优选)，在地质评价中采用了风险概率分析法、模糊数学法、加权平均法、专家系统法、人工神经网络法等技术方法；在资源量（或储量）评价中采用了蒙特卡罗法和数论法；在经济评价中采用了财务评价（现金流）和最小经济油田分析法；在综合优选中采用了双因素叠加分析法和多因素综合评判法。圈闭数据管理部分包括3个模块（基础数据库管理，报表库管理，图形库管理）。图3表3参3

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和田河气田碳酸盐岩岩心裂缝分维数及与物性的关系

杨威;王清华;刘效曾;赵仁德;王媛

, 2001, 28(3): 106-0.

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和田河气田是塔里木盆地已发现的大型碳酸盐岩气田，其奥陶系储集层属于裂缝孔洞型碳酸盐岩。应用分形理论研究该气田4口井奥陶系70m长岩心中的裂缝，将裂缝条数和统计用的岩心长度各取自然对数，二者之间呈现明显的正相关关系，4口井的线性相关系数都大于0.97。根据裂缝分维数的地质意义，位于构造轴部的井比位于边部井的分维数要大，表明构造轴部比边部裂缝发育；位于构造轴部的井分维数值由东向西依次减小，反映构造东部比西部裂缝发育；自上往下分维数值也依次减小，说明裂缝发育程度由上向下降低。这种分维数计算结果符合断背斜的裂缝系统分布特征。裂缝分维数与储集层物性具有较好的正相关关系（与孔隙度的相关系数达0.9049，与渗透率的相关系数高达0.9968）。通过计算裂缝分维数，可以定量预测裂缝孔洞型储集层的裂缝发育带和有利储集层分布区，指导油气勘探。图3表3参5

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屏障注水机理研究

范子菲;李云娟;王京;王发长

, 2001, 28(3): 107-0.

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扎纳若尔油田为气顶边水油田，在2000年以前主要靠屏障注水方式开发。应用三维三相全组分数值模拟模型研究该油田的屏障注水机理，约有56%的屏障注入水进入油环，44%的屏障注入水进入气顶。通过对比屏障注水、2种周期性屏障注水（注半年、停半年和注1年、停半年）、取消屏障注水油环衰竭开发4种开发效果，认为扎纳若尔油田仍有继续采用屏障注水的必要性。为了进一步优化屏障注入水形成水障以后的开采方式，对比了油环注水加逐步取消屏障注水（5a内逐步取消）、油环注水（取消屏障注水）、油环注水加屏障注水（油环注水量和屏障注水量分别占总注水量的85％和15％）3种开采方式，结果表明:油环注水加屏障注水方式采出程度最高，既能保持油环压力，又能隔离气顶，防止气顶气窜入油井，降低油井生产油气比。因而建议扎纳若尔油田的开发方式改为油环面积注水，油气界面附近继续屏障注水，屏障注水量为保持注采平衡总注水量的15%左右，以维持目前形成水障的稳定性。研究结果对扎纳若尔油田开发调整方案的编制具有指导意义。图3表1(

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水平井整体井网渗流解析解

刘月田

, 2001, 28(3): 108-0.

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通过椭圆余弦函数保角变换，五点法水平井网的矩形井网单元变为全平面空间，将垂直井变为无穷远圆形供液边界，水平井位于此圆形区域的中心；再利用无界地层1口水平井流动，得到五点法水平井网渗流压力分布和单井产量的解析解，并绘制流线分布图。解析解中考虑了纵向和横向井距及水平井长度等影响因素。随水平井长度增加，水平井产量亦增加，但面积波及系数下降，同时注入水的突破点向水平井端点靠近。图3表1参4

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用单相流复合图版解释油水两相流试井数据

刘立明;陈钦雷

, 2001, 28(3): 109-0.

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在讨论油水两相渗流控制方程在PEBI网格下的离散形式的同时，指出数值试井与油藏数值模拟中井眼处理的不同。建立了新型的试井井筒产量模型，此井筒产量模型不对流动状态作任何假设，并可以耦合到差分方程进行求解。用此模型对油水两相流试井过程进行了分析：在其它参数不变的情况下，无论油层的初始饱和度如何变化，压力导数曲线和压差曲线都分别与单相流的压力导数曲线和压差曲线平行且保持跨度不变。通过定义两相流的无量纲量，所有曲线与相同参数下的单相流曲线相重合。图3参8

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任丘潜山油藏剩余油的再聚集模式及分布预测

徐樟有;张继春

, 2001, 28(3): 110-0.

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1975年发现的任丘潜山油藏位于冀中坳陷饶阳凹陷，产油层位是中元古界蓟县系雾迷山组，从整体看是双重孔隙介质的底水块状油藏，但由于潜山内部存在两层非渗透性隔层（雾六段和雾八段），局部又具有层状油藏的性质。该油藏历经投产阶段、高产稳产阶段和产量迅速下降阶段，目前处于产量缓慢递减阶段，被水淹油层采出程度较低。水驱油实验、水淹带岩心含油饱和度分析证实，潜山内微裂缝、小裂缝以及基质岩块内部均不同程度地含有剩余油；任观6井在15a中进行的6次深侧向电阻率时间推移测井资料表明，滞留在潜山内的剩余油会发生再聚集。任丘潜山内部控制油气分布的封闭性断层间距往往大于1km，存在两个非渗透性隔层段，它们与断层和（或）潜山顶面配合，可形成多个小圈闭。这些小圈闭可分为顶部封盖型、局部性底部遮挡型和顶底隔层夹持型这三大类模式，包括7亚类11小类，根据它们再聚集剩余油的条件，预测了三大类再聚集剩余油的分布规律。建议今后的挖潜对象应是内幕断层雾六段封盖、内幕断层雾八段封盖以及内幕断层顶底隔层夹持圈闭中的剩余油。图2参4（王孝陵摘）

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表面活性剂驱组分输运过程模拟

王健;罗平亚;张国庆

, 2001, 28(3): 111-0.

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建立了表面活性剂驱组分输运数学模型，将模型中所需的物化参数描述为与驱油剂浓度相关的函数。定义了“有效驱替带长度”参数，量化和分析了吸附、扩散弥散、段塞尺寸和驱替速度等因素对组分输运过程与结果的影响机理。分析了大庆油田ASP常用表面活性剂ORS41在孔隙输运过程中的有效性和持久性。研究成果不仅可以为表面活性剂驱和ASP复合驱工程工艺方案设计和动态监测提供指导，而且可用于代替部分实验室流动实验和辅助机理研究。研制的模拟软件的显著特点是对注化学剂段塞情况下的数学模型计算进行了边界条件处理，用有限差分的预测校正格式使计算结果更为准确可靠，其可靠性可用相应的物理模拟（流动）实验进行验证。图４参8

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四维地震技术在稠油开采中的应用

霍进;张新国;吴平;冯利伟;何鑫

, 2001, 28(3): 112-0.

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地震信息对注蒸汽开采稠油油藏的蒸汽热场的响应主要是储集层对应的地震反射波的振幅、层速度、延迟时间的变化，这些参数发生差异的区域就是蒸汽热前缘推进到的范围，而没有产生变化的区域就是蒸汽热场未影响到的范围，即是剩余油分布区。克拉玛依油田九5区95159井区存在3个剩余油区域：95159井与95178井之间、95140井以南和95197井以北。在剩余油分布规律研究的基础上，结合动态监测资料及生产动态数据等，对蒸汽驱实施分类调整、平面加密、封堵调剖等措施，取得了显著效果，使该区由1995年到1999年年产油量综合递减从5.5％降至-6.7％，油汽比由0.12提高到0.27。彩图6表1参2

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孤东油田七区西相对渗透率曲线研究

黄文芬;王建勇;凡哲远

, 2001, 28(3): 113-0.

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油水相对渗透率曲线综合反映了互不相溶的油水两相在不同含水饱和度下渗流规律的变化，是油田开发设计中产能预测的基础资料；而不同开采阶段取心岩样相渗曲线的变化,能够反映储集层结构的变化，研究这一变化可为油田剩余油挖潜提供理论依据。孤东油田七区西馆陶组上段取心井资料表明，随着水驱过程的深入，油水相对渗透率曲线的特征值发生了变化，束缚水饱和度和残余油饱和度减小、等渗点含水饱和度及残余油饱和度下的水相渗透率增大，反映出油层孔隙度增大、黏土矿物减少、孔隙比表面积减少、孔隙表面更亲水以及水驱结束后储集层的综合渗流能力有所增加等特征。不同阶段相渗参数分析表明，油田进入高含水期后，孔隙度对渗透率、渗透率对残余油饱和度、两相共渗区、驱油效率等参数的影响作用相对增大。研究结果认为，该油田三次采油应立足于改善储集层结构和驱油剖面，减少孔间矛盾，提高驱油效率。图2表1参1

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电测井地应力分析及评价

欧阳健;王贵文

, 2001, 28(3): 114-0.

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目前测量现今地应力的方法主要有震源机制法、水压致裂法、井眼崩落法等。这些方法都是对局部点进行测量，而且受工程与经济等条件限制，很难取得大量地应力资料。近年来，通过研究中国西部山前构造带泥岩和南方复杂构造灰岩的电法测井资料，发现稳定沉积的泥岩、灰岩的电阻率对地应力大小反映得最灵敏，处于挤压应力作用区（带）的泥岩、灰岩的电阻率比正常地应力区要大一个数量级。用电法测井资料定量分析、评价现今地应力，不仅分辨率高，而且可获得纵向上大体连续的地应力信息。简要介绍了通过统计电测井资料和样品实验定量分析地应力这两种方法的初步成果，阐述了山前构造带广泛存在的高压异常、井旁复杂构造等地质现象与井旁地应力之间的关系，提出了在电测井地应力分析及评价方面今后的研究方向。图3参3

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地面细测标准层与地震反射相位连接方法在柴达木盆地地层对比中的应用

曹颖辉;石广仁

, 2001, 28(3): 506-0.

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山间盆地露头资料十分丰富，在缺乏井资料的情况下，充分利用露头资料对地震剖面进行标定，这对盆内覆盖区的地震解释具有重要意义。应用地面细测标准层标定地震剖面的方法和步骤为：①根据地面细测标准层与地震测线的坐标关系，绘出两者位置关系图；②根据地震测线与标准层倾向线在地面上的投影夹角，计算地层真倾角在测线方向上的视倾角；③由该地震视倾角计算反射层倾斜时差Δt；④在地震时间剖面上拾取倾斜时差为Δt的反射层，即完成细测标准层与地震反射相位的连接工作。此方法简单实用，易于操作。应用该方法对柴达木盆地冷湖七号构造的地层进行了连续追踪对比，取得了良好效果。图3参4

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胜利极浅海油田高速高效开发技术

宋万超

, 2001, 28(3): 507-0.

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埕岛油田是中国渤海湾南部极浅海海域发现的大型油气田。针对埕岛油田复杂的海况和地质条件，在油藏地质、油藏工程、采油工艺、海工工程等的研究、设计过程中，探索、引进、开发和应用了许多新技术和新方法。从1993年投产到目前，已累计建产能250×104t，实现了高速高效开发，并形成了一套适合胜利极浅海油田开发的配套技术。图3表1参8

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侧钻水平井开采正韵律油层顶部剩余油可行性评价公式

俞启泰;谢绪权;罗洪;陈素珍

, 2001, 28(3): 510-0.

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以一个五点法注水井网1/4单元正韵律油层数值抽象地质模型为例，利用多功能模拟器，首先对垂直井生产，然后改用超短半径侧钻水平井开采油层顶部剩余油（两种生产方式含水率均达0.98时结束），按此生产方式用油藏工程和数理统计处理模拟结果,得到一个水平井比垂直井采收率增加相对值的多元回归公式，然后用Сипачев水驱特征曲线计算最大可采储量，用Arps递减指数为0.5的递减曲线计算产量剖面，并用正交设计对不同的参数方案进行侧钻水平井的经济评价。根据评价结果，基于投入产出平衡的原则,用多元回归法得到了一个用侧钻水平井开采水驱后正韵律油层顶部剩余油的可行性评价公式，该公式考虑了影响侧钻水平井效果的3类主要因素：油藏参数、井参数和经济参数。研究表明，侧钻水平井是开采成熟油田剩余油非常重要的技术，有很大潜力。表1参6

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多层油藏试井分析

张望明;韩大匡;连淇祥;程远忠

, 2001, 28(3): 511-0.

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多层油藏的压力动态可能不同于单层油藏，试井分析的基本目的应是评价各分层的渗透率与表皮因子。为此，讨论多层有界封闭油藏中1口生产井的压降和压力恢复曲线的某些特征，并重点研究衰竭差异和关井后层间窜流导致的渗流机理。结果表明，多层油藏各层的物性参数和孔隙体积相差越大，衰竭差异就越明显；只有出现衰竭差异后关井才会产生层间窜流，压力恢复曲线可能呈现“台阶”状。针对多层合试的压力数据，提出一种将生产测井、测井等多层油藏的动静态信息作为约束条件的非线性回归试井分析方法。实际应用表明，在没有分层测试或MLT测试数据的情况下，这种方法亦能有效解释多层油藏的分层参数。图3表2参8

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提高低效井开发效益的研究及应用

肖利平;吴旭光;孟建华;赵普春

, 2001, 28(3): 514-0.

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1998年东濮凹陷文、卫、马油田共有油井527口，其中有243口井由于存在高含水层、分层开采困难、井况破坏、污染堵塞、低渗透、偏磨频繁躺井等原因，投入产出比只有1∶0.82。1999年从技术经济学的角度，对文、卫、马油田产生低效井原因进行分析，针对每一种低效原因提出以经济效益为中心，以保持注采关系的相对完善为基础，采取地下、井筒、地面相结合的综合措施，实现了增油控躺、增效节支、提高开发效益的目的。对局部注采关系不完善井区，低效井转注，增加受效方向；采用大修、补孔、压裂、堵水等手段，有效益地挖掘层间潜力；对生产时率低、正见效或待见效井，适时提液。通过这些常规措施的实施，发挥了现有成熟工艺技术的最佳经济效果。对投入产出比在1∶0.85以上的井，依靠有效控制电量、治躺维持生产，节支创效；对低产低能或层间潜力小的高含水井，实施关井、间开、单拉、收油等措施，挖潜增效措施取得了显著效益，生产成本下降31.9%，投入产出比达到1∶1.25。成熟常规工艺技术的综合利用值得进一步深入研究。图1参3

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油田堵剂最佳注入时间的研究

李克华;王任芳;赵福麟

, 2001, 28(3): 515-0.

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堵水作为控制油井含水、提高水驱效果的一项重要措施，在注水开发油田发挥了十分重要的作用，而堵剂封堵作用的好坏很大程度上取决于堵剂的选择性进入能力。以岩心试验为基础，根据地层高、低渗透层压降速率的差异，研究了关井时间对堵剂在高、低渗透层分配量的影响，从理论和实验上证实，油田堵剂存在发挥封堵作用的最佳注入时间。根据压降曲线特征，通过曲线拟合得出数学公式，据此用求极值的方法确定油田堵剂的最佳注入时间。研究结果表明，要充分发挥堵剂的封堵作用，选择适宜的注入时间十分重要。图2参9

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中海石油研究中心开发设计院

王晖;赵建辉

, 2001, 28(3): 518-0.

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储集层地质模型是油藏描述工作的最终成果，在开发方案设计阶段，建立概念模型向静态模型过渡的地质模型已成为一种发展方向。油田开发初期由于钻井较少，仅仅依靠测井资料难以建立准确的地质模型，因此提出综合利用地震、地质和测井信息并应用地质统计学油藏描述软件GRIDSTAT建立储集层地质模型的方法，将地质认识定量化。其步骤是先将地震纯波数据体直接反演成孔隙度数据体，再以地震得到的孔隙度数据体为背景（“软数据”）、以井点实测孔隙度值为“硬数据”，应用地质统计方法将软、硬数据以及地质家对储集层分布的认识（储集层沉积相）相结合，建立精细的储集层孔隙度模型。给出了应用该方法建立渤海南堡352油田储集层地质模型的实例。图5参6

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油田开发动态色谱指纹监测技术的数学模拟研究

金晓辉;朱丹;林壬子

, 2001, 28(3): 519-0.

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由于储集层和油藏流体非均质性分布的影响,混层开采的生产井中各单层的产液贡献不同，油田开发动态色谱指纹监测就是利用20世纪90年代发展起来的色谱指纹相关分析技术，通过井口油藏流体色谱指纹化合物组成的变化来度量产液量的变化，监测油藏流体的运动规律和不同单层的产液贡献，对油藏实施分层管理，为油田调整挖潜、制定治理措施和提高采收率提供重要依据。给出根据油藏开发的实际生产过程建立的物理模型和基于QR算法的数学模型。结合配比实验技术建立色谱指纹参数数据库并进行化学模拟和数学模拟，结果表明油田开发动态监测模拟计算的色谱指纹参数的约束条件是：①表征各单油层非均质性的色谱指纹参数是一个不随其贡献量（体积或质量）变化的量；②对同一指纹化合物，混合样中该化合物的量取决于各单层中该化合物的相对贡献率；③表示各单层的特征指纹化合物的数组之间要有一定的离散度，以避免产生非奇异系数矩阵和共线性问题出现。因此，选择新的色谱指纹化合物参数，成功地进行了3层混采动态色谱指纹监测的化学模拟与数学模拟。图2表1参6

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中非穆格莱德盆地福拉凹陷石油地质特征及勘探前景

吕延仓;何碧竹;王秀林;汪望泉

, 2001, 28(3): 524-0.

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穆格莱德盆地福拉凹陷是一个在中非走滑断裂带控制下发育而成的中、新生代内陆断陷湖盆。自早白垩世至第四纪发育了3个各具特点的沉积旋回，早白垩世沉积的AG组湖相富含有机质的泥岩、页岩分布广泛，评价为好—极好烃源岩；早白垩世后期至晚白垩世发育了多套储盖组合；该凹陷构造格局简明，自南而北表现出“东断西超”→“不对称地堑”→“西断东超”的变化特点，发育有5个二级构造带(南部断阶带、南部次凹、中部构造带、北部次凹及北部断阶带)；构造圈闭发育，以滚动背斜及断鼻为主，且成带分布，形成了4个主要的成藏模式；具有较大的油气资源背景及良好的勘探前景，预测3～5a内在福拉凹陷可探明石油地质储量1.1×108～1.7×108t，可建成年产原油300×104～500×104t的生产能力。图5参5

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油气化探经验与教训

刘崇禧;赵克斌;程军

, 2001, 28(3): 525-0.

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结合塔里木盆地、准噶尔盆地等地区探例，分析总结油气地球化学勘探数十年的经验与教训。认为油气化探的发展之所以跌宕起伏，原因在于以往工作中存在一些损害化探成果可信度的倾向：①违背《石油天然气地球化学勘查技术规范》，忽视化探工作程序，混淆化探勘探的阶段性，用小比例尺低精度调查成果去评价圈闭的含油气性，或者将低级次区域异常视为油气藏的反映。②忽视了化探干扰因素研究。化探干扰因素普遍存在，约制干扰应是化探研究的重要内容，在最大限度抑制自然地理景观、岩性、近代生物地球化学作用及人文污染等影响因素后，才能确定反映油气信息的异常。③轻视了油气化探队伍的建设。油气化探队伍应是一个多学科密切结合的群体，而前些年许多非专业的化探队伍技术力量不足，综合研究能力差，制约了该技术方法的发展，且影响了化探技术的信誉。④野外作业不重视地质调查，施工质量差，初次开展化探工作就急于抓局部异常和矿置异常，数据处理和确定异常的方法单一，致使化探成果可信度降低。上述影响油气化探技术应用发展的一些问题多是在失控的无序竞争中产生的，不应归咎于方法本身。油气化探是有科学依据和发展潜力的技术方法，在纠正这些倾向之后，必将获得健康、迅速的发展。图1表4参6

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中国主要含油气盆地区域地球化学场参数特征及其成因研究

汤玉平;丁相玉;吴向华;魏巍;李尚刚

, 2001, 28(3): 548-0.

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统计分析了我国14个主要含油气盆地或地区的主要油气化探指标及变异特征，对其成因进行了讨论，提出了主要含油气盆地区域地球化学场划分准则。认为我国自西向东地球化学背景场渐渐降低(西部盆地为高区域背景场，中、东部和近海盆地为中等区域背景场，东北部盆地为低区域背景场)；变异性不断增高(酸解烃的变异系数：塔里木盆地北部为0.21～0.40，中、东部盆地为0.37～1.2，松辽盆地南部为1.11～3.50)；烃类湿度系数呈现西干东湿的变化趋势。主要含油气盆地地球化学场与地热梯度具有明显的相关性，揭示了两者间的成因关系。图2表4

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应用地球物理综合技术预测盐湖沉积的含油性

彭路平;李在光;曹正林

, 2001, 28(3): 549-0.

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BH向斜发育隐蔽性油藏，根据盐湖盆地的地震地质条件，运用多元油气预测技术，对地震、测井、地质等多种资料进行处理，从中提取反映不同岩性及流体性质的速度、密度、伽马、电阻率等多属性信息。并通过多种地质物理模型，以及多维分析方法综合确定地质预测目标，实现对盐湖盆地盐间砂岩储集体含油特征的预测评价。实际应用表明，在陆相盐湖盆地采用多元油气预测技术能有效地避免预测目标的多解性、减少偏差，是一项实用的技术。图 3表1参6

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渤中坳陷天然气地球化学特征及部分气源浅析

黄正吉;李秀芬

, 2001, 28(3): 560-0.

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渤中坳陷已发现的天然气主要为烃类气体，非烃气体含量低。在东营组区域盖层之下发现的天然气多数为湿气，少数为干气，此类干气为热裂解成因。在上第三系储集层中发现的天然气少数为湿气，多数为干气，此类干气多为生物降解成因，生物降解作用存在的下限深度为1800m左右。坳陷中发现的天然气大多数为油型气，其源岩有沙河街组一、二、三段烃源岩，也有东营组烃源岩。QHD301气藏的天然气属多源混合气，主气源为前第三系的煤成气。渤中坳陷天然气的形成具有多源复合、多期成气、连续成气的特征，具有良好的勘探远景。东营组盖层发育区是天然气富集的主要地区，也是勘探天然气的主要地区。图6表3参8

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黄骅坳陷歧口凹陷深层异常压力特征

柳广弟;王德强

, 2001, 28(3): 561-0.

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对歧口凹陷单井压实曲线的分析表明，歧口凹陷的压力体系在纵向上可以划分为3个压力系统，即静水压力带、上超压带和下超压带。静水压力带的底界深度为2000m左右。上超压带主要分布在盆地中心部位，深度范围较窄，仅几百米，超压幅度不高，压力系数相对较低,一般为1.3～1.4。下超压带分布在整个凹陷范围内，起始深度为2000～3000m，在凹陷中心较深，边缘较浅；下超压带超压值高，压力系数大,可达1.5～1.6。在层位上，沙一中、上亚段地层压力系数最大，沙一下亚段次之，沙二段和沙三段压力系数较低，各层位的压力系数平面分布趋势基本一致，均表现为从凹陷中心(海岸线位置)向西南方向压力系数逐渐降低，最后变为正常的静水压力。异常压力的分布主要受深度和层位的控制，并与成岩作用有密切关系。图3参10

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济阳坳陷探明石油地质储量特点分析

郭元岭;赵乐强;石红霞;高磊

, 2001, 28(3): 584-0.

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济阳坳陷是一个典型的陆相断陷湖盆，油藏特征非常具有代表性。从埋藏层位、油藏类型、原油性质、产能特征、增长历史、品位变化等方面，较全面地论述已探明石油地质储量的分布规律和基本特点。分析表明：济阳坳陷的构造格局及沉积特征控制了油藏的分布和富集程度，各类油藏中以砂岩构造油藏生产性质较好。经过近40年的勘探，济阳坳陷在经历了储量增长高峰期之后，目前已逐步进入以寻找中、小型复杂隐蔽岩性及构造油藏为主的勘探阶段，储量平稳增长，探明储量品位总体呈现出规律性下降趋势。图5参1

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综合配套的勘探工程技术研究

乐金;刘雯林;胡素云;何海清;董杰;林健;汪永利

, 2001, 28(3): 585-0.

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我国既要在地表条件极其恶劣、地下构造极其复杂的新区寻找新油气资源，也要在老油区滚动勘探增加新储量，因此不仅要选好选准勘探领域，更重要的是充分发掘和综合应用先进而适用的勘探技术。未来5～10年中国石油天然气股份有限公司油气勘探有五大重点领域（大面积低丰度岩性油气藏，复合型隐蔽油气藏，前陆盆地陡带复合构造油气藏，台盆稳定区碳酸盐岩缝洞油气藏与台盆断陷区潜山油气藏，老油区复杂断块油气藏挖潜），针对各领域地质特点，分析了对勘探工程技术（地震采集技术，地震处理技术，地震综合解释技术，地震储集层描述技术，测井技术，钻井完井技术，压裂酸化技术）的需求。五大重点领域的油气勘探目标具有4个共同特点（隐蔽性，复杂性，目标识别难，资源品位差），确定不同领域的勘探工程技术对策时，要强调针对性、适用有效性和合理配套性，还要强调创新性。介绍了勘探工程技术综合应用的6个成功实例。油气勘探发展依托于勘探工程技术的进步，今后要努力提高单项勘探工程技术水平，大力发展综合勘探技术。参2

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2001年, 第28卷, 第3期　刊出日期：

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