渤海海域隐蔽油气藏勘探关键技术及其应用成效*

周心怀 赖维成 杜晓峰 加东辉 王启明

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

渤海海域隐蔽油气藏勘探关键技术及其应用成效*

周心怀 赖维成 杜晓峰 加东辉 王启明

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院)

渤海海域隐蔽油气藏勘探总体上刚刚起步，面临少井条件下隐蔽圈闭精细刻画和成藏条件综合分析等困难，缺乏一套行之有效的技术系列。通过技术攻关与组合，创建了主控因素约束下的主线式精细层序分析技术、地质模式指导下的地质-地震一体化储层预测与描述技术、岩性地层圈闭精细描述和隐蔽油气藏综合评价技术等4项关键技术，并在石臼坨凸起及周边、黄河口地区和辽东湾地区进行系统应用，推动了多个隐蔽油气藏的发现，新落实了一批有利的隐蔽圈闭目标，取得了很好的勘探成效，对其他断陷盆地隐蔽油气藏勘探具有较好的借鉴意义。

渤海海域隐蔽油气藏勘探关键技术应用成效

“隐蔽油气藏”这一概念最早由卡尔在1880年提出，之后得到了不断的完善和发展，逐步成为国内外油气勘探的重要领域［1-2］。据统计，国外高成熟探区隐蔽油气藏探明储量一般占该区总探明储量的1/3以上。在我国最近几年新增探明储量中，隐蔽油气藏所占比例已达到50%［2］。据中石油第三次资源评价结果，在剩余油气资源中，隐蔽油藏石油资源量占石油总剩余资源量的50%以上，隐蔽气藏天然气资源量占天然气总剩余资源量的35%以上。目前隐蔽油气藏已经成为国内外高成熟探区油气增储上产的主要方向。近年来，渤海海域在浅层新近系取得隐蔽油气藏勘探的重大突破，发现了一批明下段浅水三角洲岩性油气藏或构造-岩性复合油气藏;古近系隐蔽油气藏亦取得较大进展，发现了多个由近源扇三角洲形成的构造-岩性和构造-地层复合油气藏，展示出良好的勘探前景。为更有效地推动隐蔽油气藏勘探工作，笔者针对渤海海域隐蔽油气藏勘探工作面临的挑战和难点，通过技术攻关与组合，建立起了多项隐蔽油气藏勘探关键技术，并在石臼坨凸起及周边、黄河口地区和辽东湾地区进行了系统应用，取得了较好的勘探成效。

1勘探历程与挑战

渤海海域隐蔽油气藏勘探起步于20世纪80年代，钻探了JZ25-2-1井，没有油气发现。20世纪90年代，借鉴海相层序地层模式进行了隐蔽油气藏勘探，共钻探井5口，仅JZ31-1-1、LD28-1-1井获得成功。2000年至2008年，共钻探井9口，仅CFD22-2-1、JZ31-6-1、BZ26-3-6、QHD35-2-2等4口井获得了油气发现，勘探成功率为44%。2008年之后，借助“十一五”国家重大专项“近海隐蔽油气藏勘探技术”的开展，渤海海域隐蔽油气藏勘探成功率得到了明显提高，典型油气发现有渤中29-5构造-岩性油藏、锦州20-2北构造-岩性油气藏、秦皇岛29-2构造-地层油气藏、秦皇岛29-2东构造-地层油气藏以及渤中34-1西新近系岩性油藏等，勘探成功率提高到了67%。随着勘探程度的不断提高，渤海海域油气勘探已逐步进入成熟勘探阶段。根据周边陆上油田勘探经验，隐蔽油气藏必将成为渤海海域下一步可持续发展的重要勘探领域。

渤海海域油气勘探虽然取得了一定的储量发现，但由于渤海复杂的地质结构和海域特有的高成本双重制约，该地区隐蔽油气藏勘探仍面临很大的挑战性。与陆上油田以钻井带动隐蔽油气藏勘探的思路迥然不同，渤海海域更多的是在地质模式的指导下更大程度地依靠多种地球物理技术的融合开展分析研究，而中深层地震资料品质较差、信噪比低，加之隐蔽圈闭具有岩性类型多样性等特点，使得很难形成成熟的隐蔽油气藏勘探技术系列，尤其是在储层预测和岩性尖灭线刻画等核心问题方面，同时隐蔽圈闭盖层、运移通道等成藏条件的预测技术的可靠程度目前也较低。因此，只有建立一套少井条件下的隐蔽油气藏勘探技术系列，才能够满足渤海海域隐蔽油气藏勘探的需要。

2关键技术

2.1 主控因素约束下的主线式精细层序分析技术

层序地层学理论已在陆相断陷湖盆得到广泛应用，并成功指导了我国东部油田隐蔽油气藏的勘探［3］，但不同演化阶段陆相断陷盆地层序有不同的控制因素。渤海海域构造演化具有明显的期次性，主要包括湖盆断陷期(沙三段沉积期及其以前)、湖盆断拗期(沙二段至东营组沉积期)和湖盆萎缩期(新近纪)，形成了古近纪“早断晚拗”和新近纪湖盆萎缩的盆地结构，据此建立了3项主控因素约束下的主线式精细层序分析技术。

2.1.1 以构造-物源分析为主线的断陷期V-C精细层序分析技术

经典层序地层学层序划分的精度为三级层序及其体系域。对于物源体系多、横向变化快的断陷湖盆来说，其精度已不能满足目前油气勘探开发的需要。为了提高层序地层划分与对比的精度，增加地层预测的精确性和准确性，多物源断陷湖盆层序地层分析应该采用Vail经典层序地层学理论和Cross高分辨率层序地层学理论相结合的理论体系(简称“V-C理论”)。以渤中地区为例(图1)，具体步骤包括:①三级层序地层格架研究。综合利用高精度三维地震、岩心、测井、录井等资料，通过地震反射特征识别、地震时频分析、测井曲线小波变换等技术手段及其之间的相互验证，建立三级层序地层格架，并对各级层序地层单元进行划分和横向对比，总结层序结构和层序发育模式。②三级层序格架内物源体系研究。综合利用岩石矿物成分、岩石碎屑颗粒组分、元素地球化学、砂砾岩百分含量、岩石地球物理等资料，通过相互验证，识别各个三级层序内的物源体系，详细研究各物源体系的发育特征，总结各物源体系的垂向演化特征。③三级层序格架内沉积体系研究。以钻井岩心分析确定沉积相类型为基础，充分利用粒度、薄片等分析化验资料，结合物源体系研究、地震相与测井相等分析和古地理背景、构造演化以及盆地结构特征研究，确定各个三级层序内的沉积相类型，研究不同沉积相的沉积特征和沉积模式，建立不同构造位置的沉积充填模式。④物源体系和沉积体系控制下的高精度层序地层学研究。该项技术为石臼坨凸起东部地区秦皇岛35-2和秦皇岛36-3等多个构造-岩性或构造-地层复合油气藏的发现厘定了可靠的层序地层划分对比和储层预测框架。

图1 渤中凹陷古近纪断陷期V-C精细层序划分

2.1.2以湖平面变化为主线的断拗期层序精细分析技术

以湖平面变化为主线的断拗期层序地层精细分析，可以统一凹陷层序划分，有利于整个盆地层序地层的对比和统一，对于预测沉积体的富砂、富泥特征也有重要意义，但陆相盆地湖平面变化一直是业界的难题。本项技术以孢粉沉积学确定古环境变化的轮廓，以滨岸上超法确定湖平面曲线的变化，综合完成相对湖平面变化分析［2-3］。

(1)孢粉沉积学确定古环境变化的轮廓。现代沉积和古代沉积研究都表明，在近岸地区孢粉以近岸沼泽类(包括蕨类孢子、近岸湿生和淡水沼生类)富集为特征［4-5］，浅到半深湖区以藻类富集为特征，湖心远岸区以带气囊分子和远飘的松科富集为主要特征。因此，近岸沼泽类、藻类和松科是进行环境变迁分析的3类重要分子，是湖平面变化的直接证据。通过选取古生物资料丰富的标准井，分别统计3类分子相对含量的变化，可以反映各个时期湖平面的升降趋势。

(2)滨岸上超法确定湖平面曲线的变化。以地震剖面反映的滨岸上超变化为依据推测海平面变化历史，已在海相盆地中得到较好的应用［6］。将上述方法引用到陆相断陷盆地中，具体做法(图2):在三级层序内识别层序界面上部的上超点向上迁移(LST上超点、TST上超点、早期HST上超点)和界面下部的上超点向下迁移(晚期HST上超点、FSST上超点)，记录各类上超点的3个要素，包括对应的沉积时间、横向相对距离和纵向深度。关键界面点的沉积时间可以通过古生物、古地磁等方法确定，而其间内插点的沉积时间可以根据盆地内部对应等时点与关键界面间泥岩厚度占上下关键界面间泥岩总厚度的百分比来确定。横向相对距离是相对于横向某一基准点的位移，记录中以地震剖面道号与道间距的乘积进行记录。纵向深度以双程时间对应邻近钻井的VSP时深数据得到。制作湖平面变化曲线时，以沉积时间为纵轴，分别以横向相对距离和纵向深度为横轴绘制2条曲线，一条曲线反映了岸线随时间的迁移情况，另一条曲线则反映了相对湖平面升降幅度。该项技术为渤海古近系东营组凹陷带大型复合三角洲体系的精细解剖和富砂判别奠定了基础。

图2 上超点方法重建湖平面变化示意图

2.1.3 以气候变化为主线的拗陷期层序精细分析技术

湖盆萎缩期的层序划分一直是业界的难题。依据气候变化是萎缩期层序发育的主控因素，建立了以气候变化为主线的多旋回层序分析技术(图3)。通过分析，认为干湿气候的旋回变化对新近系湖平面的变化起到了至关重要的作用，进而成为地层旋回变化最重要的控制因素之一。古气候分析主要依据孢粉记录、泥岩颜色、粘土矿物反映和伽马曲线特征。

孢粉资料是较易获得的、能够反映地质时期气候变化的直接证据，其组合的纵向变化反映了古气候的变化与沉积环境的变迁。从区域上看，渤海新近系气候变化是从早期的暖温带(馆陶组沉积期)到中期湿润的亚热带到暖温带(明下段沉积期)，再到晚期的温带气候(明上段沉积期)［7］。明下段沉积期正是处于气候的转折时期，湖泊对气候转折时期的响应尤为敏感［8］，对其孢粉的分析能更细致地反映古气候的变化。泥岩颜色(氧化色与还原色)的变化规律也表明了湖泊随气候变化从扩张到萎缩的过程:明下段下部以棕色泥岩为主，偶夹灰绿色泥岩;中部灰绿色与棕色互层，甚至以灰绿色为主;上部以棕色为主。新近系埋深浅，成岩作用弱，没有成岩作用产生的伊利石，其变化可以反映古气候的变化。此外，明下段高GR值主要是伊利石富集的指示，是相对干凉气候的反映，而其上低GR段则是高岭石富集，是气候湿热的反映。因此，明下段经历了2个比较明显的气候旋回，分别对应2个三级层序:层序界面对应于气候干旱—潮湿的转换位置，反映了相对低水位时期;最大水进面与温湿气候一致，相对湖平面处于上升阶段。该项技术在黄河口凹陷和石臼坨凸起明化镇组浅水三角洲/河流相层序划分中得到了很好应用，有效推动了上述地区近年来一系列隐蔽油气藏勘探评价。

2.2 地质模式指导下的地质-地震一体化储层预测与描述技术

针对海域少井条件，建立了以地质模式为指导的地质-地震一体化储层预测与描述技术，其主体思想是以上述层序地层分析为框架，以沉积过程约束为前提，对宏观地震相进行描述和类比，并以属性为补充，确定沉积体及其富砂的位置［9-10］。

2.2.1 复杂断裂带古地貌恢复及分析技术

古地貌作为层序发育的背景，不仅对沉积层序发育起着重要的控制作用，而且对沉积体系的成因模式与内部构成起着重要的控制作用。古地貌恢复可以用于重建基本的构造单元以及识别古沟谷、古坡折等沉积地貌单元。古地貌分析是在古地貌恢复的基础上，通过对不同时期物源区、古沟谷、古坡折等影响碎屑物质搬运与堆积的地貌单元及其组合的精细刻画，来重建沉积作用发育过程，进而预测沉积体系的类型与分布［11］。古地貌恢复及分析理论已被广泛运用于国内储层预测研究中，并取得了显著的效果。古沟谷分析包括古沟谷体系识别、古沟谷体系空间分布、古沟谷体系与基岩的配置关系以及古沟谷对储集体展布的控制作用研究等。古坡折分析包括坡折带的类型、构成样式、成因、平面展布及其对沉积体系的控制作用分析等。根据有效物源-沟谷-坡折带-层序界面相互配置的关系，可以较好预测富砂沉积体系的发育模式和分布规律，降低中深层储层预测的风险。该项技术对中深层储层预测有着非常重要的意义，近年来在渤中、辽东湾和渤南地区得到了广泛应用并已取得显著成效。

2.2.2 地质模式指导下的地震相组合和多属性分析技术

地震信息本身具有多解性，同一种地震相在不同的相组合中会有不同的地质解释。因此，在地质模式指导下，对地震相进行组合分析是非常重要的。地质模式指导下的地震相组合包括地震相特征分类、平面分布刻画、与古地貌单元配置关系和不同类型变化关系分析等。将地震相组合和沉积相模式类比比对，可以有效规避地震特征的多解性陷阱。多属性分析是在明确不同地震相特征及地质意义的基础上，通过上下层序界面的约束和波阻特征的明确，选取能反映波阻平面变化的各种属性，分别刻画不同特征波阻的平面分布，聚类分析往往能取得更好的效果。在辽东湾锦州地区应用该项技术，所预测的储层分布与实钻结果吻合良好(图4)。

图4 锦州地区地质模式指导下的储层预测

2.3 岩性地层圈闭精细描述及油气检测技术

2.3.1 基于地震瞬时谱特征的中深层(古近系)砂体尖灭线刻画技术

在沉积体期次、地震相和多属性分析的基础上，针对中深层(古近系)富砂沉积体(三角洲体系、湖底扇等)的边缘相带，运用基于S-变换的地震信号瞬时谱分析技术，可以较好地解决岩性圈闭描述中薄层砂岩尖灭的问题。该技术利用薄层调谐的瞬时谱特征，通过不同频率的瞬时谱分量对砂岩尖灭线进行刻画。当砂体范围较大、砂体尖灭线延伸较长时，难免出现尖灭线厚度变化不一致的问题，此时单一瞬时谱无法对整条砂体尖灭线进行全面展示，可利用核主成分分析技术对尖灭线优势频带内的瞬时谱分量进行处理，将原来分散到各瞬时谱分量中的有效砂体尖灭线信息通过贡献值极高的第一主成分的形式综合展示出来。由于薄层的振幅和频率响应分别在时间域和频率域刻画了薄层反射信号的特征，而时频分析技术正是对信号时域和频域特征的二维联合表征，因此，利用瞬时谱分析技术和使用高精度的匹配追踪时频分析方法对薄层反射信号的振幅和频率响应进行时频域的精细刻画，必然可以得到更为直观的薄层反射信号特征。

2.3.2 基于地震-复合微相的浅层(新近系)砂体描述技术

浅层地震资料品质好，地震储层预测技术所能分辨的最小地层单元大致与1/2波长或半个同相轴相对应，级别介于准层序和层序组之间，在相域上大致介于沉积亚相和微相之间。地震-复合微相分析是对上述储层预测的砂体作出更符合沉积学概念的解释，明确砂体成因类型，更好地起到成因预测功能。基于地震-复合微相的砂体描述技术核心在于建立不同沉积相背景下的地质-地震响应关系模型，具体做法(图5):首先统计分析已钻井岩性类型及分布特征，标定明确井点位置地震属性与岩性关系，完成地震属性优选与提取，进而结合基于沉积微相-成因砂体对比的二维正演分析，落实地震属性的地质相意义，最终组合完成地震-复合微相分析。该项技术在黄河口凹陷和石臼坨凸起明化镇组浅水三角洲/河流相砂体精细描述中已得到广泛应用，吻合度极高。

图5 地震-复合微相的砂体描述技术(a—连井对比;b—砂体模型;c—正演剖面;d—实际地震剖面)

2.4 隐蔽油气藏综合评价技术

2.4.1 隐蔽圈闭解释技术

隐蔽圈闭解释技术主要包括以下4个步骤:①通过区域层序地层系统分析，确定有利地层岩性圈闭的空间分布趋势;②在三级层序格架内开展物源体系研究，识别各三级层序内的物源体系发育特征和垂向演化规律;③在三级层序格架内开展沉积体系研究，确定各个三级层序内的沉积相类型、不同沉积相的沉积特征和沉积模式;④在物源体系和沉积体系控制下开展高精度层序地层学研究，建立高精度层序地层格架，研究重点区块的沉积微相特征。

2.4.2 隐蔽圈闭落实技术

利用地震资料和测井资料，采用地震处理、解释、反演、三维可视化与体解释、属性特征分析等技术手段，进行地震相-测井相-沉积相“三相”分析，识别有利的储集砂体类型;然后通过对岩性尖灭线、地层超覆线、地层剥蚀线、砂体顶面构造线和砂体厚度等值线的落实，确定岩性地层圈闭类型，并针对砂体进行构造解释，落实砂体顶面构造形态，对砂体的厚度变化进行定量分析，确定砂体的空间展布;接着分析层序界面(不整合面)和断层面的发育和展布情况，研究地层岩性圈闭与层序界面(不整合面)和断层面的依存关系;最后结合砂体顶面和底面特征，综合落实圈闭特征。

2.4.3 隐蔽圈闭成藏条件分析技术

对于富烃凹陷来说，地层岩性圈闭成藏条件的关键因素是储层、烃源与成藏以及后期保存条件。储层条件分析需要明确储集体类型、物性、厚度及横向连续性;烃源与成藏条件分析需要选择在油气运移通道上或有油源通道沟通的地层岩性圈闭进行评价，有构造背景的地层岩性圈闭优先进行评价;而保存条件分析需要明确圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭性的影响，分析区域的水动力条件对油气聚集的影响。

2.4.4 油气检测技术

在层序划分、储层预测和圈闭精细描述的基础上，可采用多种地球物理方法对圈闭的含油气性开展检测［12］，其中叠前烃类检测方法包括纵横波速度比与烃类交会分析、AVO处理的梯度属性分析、AFI(AVO Fliud Inversion)反演等，叠后烃类检测方法包括基于Proni变换的吸收分析(对比主频与高频地震剖面)、低频伴影技术、频率衰减梯度等。

2.4.5 目标综合评价技术

目标综合评价技术是一项系统工程，需要综合利用各种资料和信息。首先系统开展老井复查，重新评价老井的含油气性、油气显示特征及储集砂体展布，从中发现有利线索，找到勘探突破口;然后根据老井有利显示段，含油砂体和储集砂体的地震相特征，在标定、追踪出的砂体范围内落实井位;接着充分利用新井资料预测储层，以滚动勘探的方式开展地层岩性圈闭勘探;最后针对海域特点，加强与构造圈闭结合，以复合圈闭的理念部署井位，减少勘探风险(图6)。

图6 渤海海域隐蔽油气藏综合评价技术

3应用成效

上述技术系列在石臼坨凸起及周边、黄河口地区和辽东湾地区得到了系统应用，即通过主控因素约束下的主线式精细层序分析技术综合厘定区域层序地层框架，通过地质模式指导下的地质-地震一体化储层预测与描述技术落实区域富砂沉积体系分布和隐蔽圈闭发育模式，通过岩性地层圈闭精细描述技术精细刻画隐蔽圈闭分布和形态，通过隐蔽油气藏运聚与综合评价技术优选有利隐蔽目标并合理部署井位。应用之后，指导和推动了渤海油田多个隐蔽油气藏的发现，取得了较好的勘探成效。

(1)新近系浅水三角洲/河流相隐蔽油气藏勘探获得成功。渤海海域新近系浅水三角洲/河流相隐蔽油气藏勘探重点地区包括黄河口凹陷和石臼坨凸起。在这2个地区，以气候变化为主线的层序精细分析技术得到了切实应用，并在浅水三角洲/河流相沉积模式约束下开展地质-地震一体化储层预测与描述，近年来连续获得隐蔽油气藏勘探和评价的成功。其中，在黄河口凹陷于2007年发现渤中26-3油田的上倾尖灭油气藏，2008年发现渤中29-5构造-岩性油气藏、渤中29-5西岩性圈闭，2010年发现渤中34-1西构造-岩性油气藏;在石臼坨凸起东段明下段发现秦皇岛33-1、秦皇岛33-1南油田群，油藏类型主要为岩性或构造-岩性复合油藏。

(2)古近系近源扇三角洲隐蔽油气藏勘探取得突破性进展。石臼坨凸起东部地区发现多个构造-岩性或构造-地层复合油气藏，包括秦皇岛35-2、秦皇岛36-3、秦皇岛29-2和秦皇岛29-2东等(图7)。其中QHD29-2E-4井油层厚度累计超过200 m，测试获得日产千吨(油当量)高产，创造了渤海碎屑岩油层厚度和测试产能2项记录。此外，在辽东湾地区针对近源扇三角洲，应用基于地震瞬时谱特征的砂体尖灭线刻画技术和隐蔽油气藏运聚与综合评价技术，促进了锦州20-2北、锦州20-5和锦州20-3构造-岩性油气藏的发现，明确了锦州20-3南和锦州27两个有利隐蔽油气藏发育区带。

图7 石臼坨凸起东部地区隐蔽油气藏分布

渤海海域隐蔽油气藏勘探尽管取得了显著成效，但总体尚处于起步阶段，上述技术仍需进一步深化完善，同时海上特殊的作业条件也决定了必须开展规模型隐蔽油气藏勘探。因此，一方面成熟区带有较好的设施条件，能够降低经济门槛，其周边可作为工作的重点;另一方面，需要重视选区带、选层系和选类型的“三选”工作。由于渤海海域新近系具备一定构造背景的浅水三角洲/河流相沉积与古近系富生烃凹陷近源扇三角洲沉积，建议可作为该地区近期隐蔽油气藏勘探的重点。

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(编辑:崔护社)

Some key exploration techniques for the subtle reservoirs and their app lication in Bohaiwater

Zhou Xinhuai LaiWeicheng Du Xiaofeng Jia Donghui Wang Qiming
(BohaiOilfield Exploration and Development Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd．，Tianjin，300452)

Because a starthas just been made in exploring for subtle reservoirs generally in Bohai water，it is difficult to depict subtle traps refinedly or to analyze accumulation conditions comprehensively due to less drilled wells，with an effective technique series absent．Therefore，four key techniques were created through tackling technical problems and making technical combination，including the main-line type of refined stratigraphic-sequence analysis under the dominated controls，the geological-seismic integrated prediction and description of reservoir guided by a geological model，the refined description of lithologic and stratigraphic traps and the comprehensive evaluation of migration and accumulation in subtle reservoirs．Their systematical applications have resulted in quite good exploration effects in Shijiutuo rise and its surrounding areas，Yallow River mouth and Liaodong bay，with the discovery of multiple subtle reservoirs been promoted，and a group of new favorable subtle prospects been identified．These key techniques may be good references to the subtle reservoir exploration in other rifted basins．

Bohai water;subtle reservoir exploration; key technique;application effect

*国家“十一五”重大科技攻关项目“近海隐蔽油气藏勘探技术(编号:2008ZX05023-002)”部分研究成果。

周心怀，男，高级工程师，长期从事油气勘探综合研究工作。地址:天津市塘沽区609信箱(邮编:300452)。

2012-07-17