岩性油气藏勘探方法与技术岩性油气藏勘探现状及勘探前景一、勘探现状随着中国陆上含油气盆地逐步进入高成熟勘探阶段，探索岩性油气藏的重要性也日趋明显。

岩性油气藏是目前中国陆上油气勘探的四大重要领域之一（其他 3 个领域是前陆冲断带油气藏勘探、叠合盆地中下部组合和老区精细勘探）。

也是目前中国陆上实现油气增储上产的重要现实领域。

从中国陆上近年来岩性油气藏探明储量规模来看，已经从90 年代初的20%逐步上升到目前的55%左右，初步显示出岩性油气藏在增储上产方面的重要意义。

从具体盆地来看:在松辽、鄂尔多斯、渤海湾等盆地年增储规模均在亿吨以上;在准噶尔、塔里木、四川等盆地其增储地位日显重要;在二连、海拉尔、柴达木等盆地成为新的增储领域;在酒泉、吐哈等盆地此方面勘探也有新的发现。

总体来看中国陆上大部分含油气盆地在岩性油气藏勘探领域都取得了突破性进展。

勘探实践证明，中国陆上绝大部分含油气盆地应具有发育岩性油气藏的良好地质背景。

二、勘探前景从中国陆上主要含油气盆地剩余油气资源量来看，七大盆地（松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、柴达木、四川盆—1—地）剩余石油地质资源总量179.2亿t，岩性地层91.3亿t，占总石油地质资源量的51%。

具体到各个盆地来看:松辽盆地剩余资源41。

3亿t，其中岩性-地层26.6亿t;渤海湾盆地剩余资源32.7亿t，其中岩性-地层12.7亿t;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10亿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—2—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—4—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—5—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"痕迹" 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—6—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—7—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。