对羌塘盆地今后油气普查、勘探工作的意见和建议

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对羌塘盆地今后油气普查、勘探工作的意见和建议

首先，需要统一认识，把开发西藏既作为国家发展中的一件重大事项，同时也是一个为国家做出贡献的良好机遇。 西藏地区一直由于能源交通的极端困难而使地方的经济社会发展和广大人民群众日常生活受到严重的影响。那曲地区是西藏牧区中心，有万人以上人口，直到现在严冬还是要靠烧牛粪取暖。如果能在西藏地区，特别是如能解决西藏**、经济和文化中心地带的能源问题以及各个重点地区的能源问题将是有重大意义的。我们应当努力去解决这一问题。 第二，羌塘盆地具有良好的油气生成、油气储存与保护的条件，但是盆地遭受区域挤压、拉张又挤压的构造作用以及随后发生的隆升，与深部形成密切的热流和物质的交换。这些对油气藏既可能造成很大的破坏，又可能产生对油气藏形成的积极作用。现在的问题是如何做出具体评价。目前已取得的资料很多，但是并不足以说明这一问题。 综合研究后，我们形成以下基本认识，即羌塘盆地可能并没有遭受到前人所想像的那样大的破坏，找油还是大有希望的。本区作不出结论的主要原因还是调查，特别是深层评价工作不足，现在人们还没有足够理由去否定它的找油前景。 本区区域内构造活动频繁，岩浆活动较长，**热流值较高，可能对油气有较大的负面影响。但是盆地内断裂虽然多，由于这些断裂是以挤压性断裂为主，加之又存在有大量的柔性地层，可以对油气藏起到封闭作用，所以它们不可能都“通天”成为油气外泄的通道。 中生代地层的速度值有些偏高，但是现有资料还不足以证明它是高，还是低。从反射地震剖面t0值计算得到的上三叠统地震波速度在4 km/s以下，而从广角地震求出的数字却达5 km/s以上。所以下一步还应当做工作求出其可信的速度数值，它是评价深层含油气的参考资料之一。 羌塘西部隆起区南缘地表古油藏及众多油气苗的出现，一方面表明盆地上构造层在一些地段遭受到较大的破坏；另一方面也可能如克拉玛依那样，出露大量沥青形成若干个沥青山，反而使下面的油层得到保护。此外，这也可以为中、下构造层得到了更好的保护提供了有利佐证，反而可以说明对找中下构造层的油气藏是有利的。 羌塘盆地不仅油气藏构造复杂，而且自然条件太恶劣，工作很困难。所以建议有关部门应当在支援西藏建设的总计划之下制定一个长远的战略安排，并成立一个相对稳定的机构长期将这项工作抓下去，重点抓集中资料和综合研究工作，指导未来工作开展。 第三，要解决资料集**享的难题，按照国内外的经验需要**发挥作用。羌塘地区工作条件太差，取得一些地质地球物理、地球化学资料是很不容易的，花费也很大，所以应从国家角度管理和使用好这些地质、地球物理、地球化学的资料。要加强综合研究，不同的人有不同的着眼点，可以得出不同的结果。数据只有多多使用才会获得更多的效益。 第四，建议将羌塘盆地油气勘查评价工作重点放在了解深部地质构造情况和深部油气保存情况方面。 迄今为止，前人对羌塘盆地已作过大量的地表石油地质调查和地球物理调查，但是地球物理工作质量问题较多，综合研究也很不足，较深的钻井除在伦坡拉盆地外还没有一个，所以人们对深部情况的了解还是很不够的，影响准确地评估深部情况和优选第一批探井的井位。 今后除继续进行区域性研究评价外，工作重点放在摸清地质构造的深部情况，选好第一批探井的井位。为此，要进一步加强地球物理调查，并在加强地质、地球物理和地球化学资料的综合研究分析的基础上打若干钻井。许多油田找油的历史都说明，对**油气赋存情况的正确认识只能是通过不断实践、不断总结才能得到。实践总是第一位的，理论只有在获得验证了的基础上才能发挥其指导作用。 具体建议是先从羌南坳陷及羌北坳陷的东部入手，开展进一步的调查工作，并动用少量的探矿工程。具体地带是： （1）第一沉降带，即从江尼茶卡-米提江占木错-土门格拉地带；包括白滩湖、令戈错（即龙尾错）、多尔索洞错、土门格拉等地区，特别是其中部构造方向转变地区。 （2）在帕度错—毕洛错—雅根错（即Ⅵ带）一线，探索浅部褶皱构造的控油气性能； （3）沱沱河基底隆起向西倾没入盆地的前缘部位即Ⅲ和Ⅳ带，为玛章错钦和葫芦错，雀莫错等。 在上述3个油气**有利地带中，从经济技术条件比较，靠近现有交通线的沱沱河隆起倾没端前缘的鼻状构造区（Ⅲ和Ⅳ带或称玛章错钦鼻状区）和戈木日-阿木岗隆起倾没端前缘鼻状构造区（即双湖镇鼻状区）到土门格拉斜坡一带又是最有利的。首先开展补充性的野外地球物理与钻探探查工作，进行深部情况调查（如深部油气保存情况，上下构造部位是否符合，不整合面上剥蚀情况等等）。 包括落实地层的划分和对比，局部地段地层的发育和保存情况，掌握表层出露褶皱构造的含油气性能及其显示情况，进行一些石油地震和大地电磁法探测，了解表层构造向深部延伸的情况等等。 第五，应以选好第一批钻井的位置，部署钻井工程为中心，取得油气勘察的突破。具体工作内容为： （1）双湖镇鼻状构造区到土门煤矿一带的工作部署 部署1个油气地质研究分队，由9～10名地质工程技术人员组成，分两个研究组开展工作。一个组以双湖镇，毕洛错到乃日阿沙一带为中心，另一个组以土门煤矿旧址到尕尔根一带为中心，开展区域性的油气地质调查研究，深入了解和掌握区内的含油气基本条件，包括含油气地层及其含油气性能，局部构造的发育状态及对油气的控制情况，油气显示及其发育和分布规律，以及局部构造的发育特征及其对油气的控制情况，包括地层，构造和油气3方面的调查，研究和总结，工作时间为3年。为盆地中部地段的含油气资源评价和确定油气勘察的突破口，提供最基础的资料依据。 图4-1 羌塘盆地优选勘探区分布图 在双湖镇、毕洛错到日阿沙带和原土门煤矿到尕尔根一带部署石油地震探测，争取各完成3条地震探测剖面，约90～100 km的石油地震探测工作量。探测深度从地表到地面下8～10 km之间。与地震工作的同时还应进行大地电磁和重磁工作。工作时间为3年，提交自己的石油地震探测工作报告，包括提交总结报告和图件。为了解和掌握区内局部地段含油气构造的发育情况和确定油气勘察的钻井突破口提供资料依据。 进一步开展遥感地质和石油化探工作。每组2～3名工作人员，与地质研究组密切配合，采集遥感信息数据和地面有机地球化学数据和地温场数据的收集，整理和分析研究，目的在于了解和掌握**油气资源在地面上的反映和表现，为确定钻井施工提供资料依据。以选择和确定勘探油气资源的突破口。工作时间为3年，除提交有关原始资料数据外，还应提交自己的专业调查研究报告。 重磁力探测工作地区包括双湖镇到土门煤矿一带，面积约（2～3）万km2，为中比例尺调查，工作时间为3年。重点在于了解和掌握盆地基底的保存状态，为分析盆地油气运移趋势，掌握油气运移规律提供资料基础。 钻井工程队的部署，任何地区油气勘察和突破的最关键手段是钻井工程的施工，因此应该考虑在本区部署1～2个钻井工程施工单位，以进行油气勘察和开发战术决战和适应以后施工需求。 预计需要先投入2～3个钻孔，深度可能在3000m以上。第一口钻孔是羌塘盆地的基准井，要求井深达到3000m以上。在此之前还需要打一些几十米到几百米深的浅井。 （2）玛章错钦鼻状构造区的工作部署 部署1个油气地质研究分队，6名地质工作人员。对乌兰乌拉湖到格**冬一线以东，乌丽、雁石坪一线以西地区，开展油气地质研究工作。工区内包括葫芦湖，玛章错钦，雀莫错等湖泊之间的地区，向南一直到沱沱河源头附近。调查内容包括建立含油气建造地层系统，了解和掌握它们的发育分布状态和含油气性能（包括源层，储集层，盖层的发育以及保存情况），圈定局部构造，了解局部构造的组成内容，圈闭范围，褶皱幅度，掌握局部构造的发育和保存情况。调查和了解区内油气显示的发育情况和分布规律，即从地层，构造和油气地质3个方面进行区内的含油气条件进行研究。工作时间为两年。目的在于调查研究该区内的含油气条件和含油气规律，为确定探测油气突破口提供资料依据，提交调查研究成果报告。 作两条地震勘测测线，一条测线近南北走向，沿乌兰乌拉湖东南向南到沱沱河源头；另一条测线为过葫芦湖东岸，亦做近南北走向。每条测线长40～45 km，目的在于控制盆地的基本构造轮廓和局部控油气构造的发育情况，为确定油气突破口提供资料依据。工作时间为3年。 部署一个遥感地质与油气化探分队，需4～5名工作人员，与地质研究组密切配合，开展遥感信息数据和地面有机地球化学数据和地温场数据的收集，整理和分析研究，目的在于了解和掌握**油气资源在地面上的反映和表现，为确定钻井施工提供资料依据。以选择和确定勘探油气资源的突破口，工作时间为3年，除提交有关原始资料数据外，还应提交自己的专业调查研究报告。 部署一个重磁力探测分队，工作地区包括北到乌兰乌拉湖，南到格**冬北坡，东到沱沱河至雁石坪一线，面积约（2～3）×104km2，进行中比例尺重磁力调查工作，时间为3年。重点在于了解和掌握盆地基底的保存状态，为分析盆地油气运移趋势，掌握油气运移规律提供基础资料。 部署一个钻探工程队，工作任务与工作程序与双湖鼻状构造区的钻井工程队相同。 建议，鉴于本地区地质环境和构造条件很复杂，应对勘查技术的改进和提高给予足够的重视，安排足够的研究和开发工作，作为本区勘查工作的技术支撑。

我国海洋油气勘探技术有哪些？

一、海洋油气勘探技术形成阶段（1991—1995年）
1.含油气盆地资源评价和勘探目标评价技术
在引进和总结国内外油气资源评价方法的基础上，经过科技攻关掌握了一套具有国际先进水平的油气资源评价新方法和盆地模拟技术。首次在国内建立了一套以地震资料解释为基础、结合少量钻井资料的早期油气资源评价流程；研制了国内第一套在NOVA机上实现定位、构造、速度、数据自动分析的流程，初步实现了资料整理自动化；采用了先进的区域地震地层学分析方法和流程，研究各层岩相古地理演化过程；对生烃、排烃等资源定量评价方法有所创新；提出了TTIQ法及计算机程序，采用了圈闭体积模糊数学法、圈闭供油面积及随机运算概率统计等先进的评价方法，充分体现了国内油气资源评价的新水平。
在一维盆地模拟系统基础上，开发多功能的综合盆地模拟系统。系统耦合了断层生长作用、沉积作用、压实作用、流体流动、烃类生成运移，以及地壳均衡作用、**圈减薄和热对流等因素，能从动态的发展角度在二维空间上再现盆地构造演化史、沉降史、沉积史、热演化史、油气生排运聚史。主要特点是：正反演结合、与专家系统结合、与平衡剖面结合，来模拟多相运移、运距模拟三维化及三维可视化等。
此外，在国内首度研制成功了PRES油气资源评价专家系统。该系统从功能上由两部分组成：一是凹陷评价，包括地质类比评价、生油条件评价、储层条件评价和油气运聚评价；二是局部圈闭评价，包括油源评价、封闭条件评价、储集条件评价、保存条件评价及综合评价。系统的第二版本实现了运聚评价子系统与盆地模拟系统的挂接，可在三维状态下进行运聚模拟评价。其研制成功开创了专辑系统技术在石油勘探领域的应用，促进了石油地质专家系统技术的发展。
2.海上地震勘探的资料采集、处理、解释技术
海上地震技术是海上油气勘探开发的主要技术，是涉足研究深度、广度最大、最省钱、最适合海上油气勘探的技术。
在地震资料采集方面通过引进技术和装备，实现了双缆双震源地震采集，研究成功了高分辨率地震采集系统，掌握了先进的海上二维、三维数字地震资料采集及极浅海遥测地震资料采集技术，装备了包括一次采集能力可达240道的数字地震记录系统；电缆中的数字罗盘能准确指示电缆的实时位置；三维采集质量控制的计算机系统，可做5条相邻侧线的面元覆盖，并实时显示和不同偏移距的面元显示，装有可进行实时处理和预处理的解编系统；配备了卫星导航***和组合导航系统。
在资料处理解释方面，已掌握运用电子计算机进行常规处理和三维资料处理以及特殊处理技术，广泛应用了地震地层学、波阻抗剖面，尤其检测、垂直地震剖面和数据分析等技术；推广应用计算机绘图系统和解释工作站；掌握了地震模式识别和完善的地震储层预测软件；研制开发了面元均化、多次拟合去噪、道内插等配套处理技术。
一些成功的应用技术具体有：QHDK-48道浅水湖泊地震勘探接收系统，已用于我国浅海和湖泊的地震勘探中；三维P-R**偏移技术及其在油气勘探开发中的运用，获国家科技进步二等奖，是一项进行三维地震勘探资料叠后偏移处理，提高了三维波场归位精度和断层分辨能力；海洋物探微导航定位资料处理程序系统，有较强的人机对话功能，在VAX机上可读ARGO、GMS、NOR三种格式的野外带，可对高斯、VTM和兰伯特三种不同投影系统数据进行处理；DZRG处理系统实现了国产阵列机MCIAP2801与引进的VAX-11/780机的连接，从而提高了原主机的使用效率，从30％提高到68％，地震资料处理速度提高了60％～70％，为VAX类计算机配接国产AP机开创了一条新路。
这些技术在海上勘探中，得到过广泛的应用，取得了良好的成绩。在南海大气区勘探中，首次使用高分辨率地震采集技术，为东方1-1气田评价提供了可靠有力的资料依据。
3.数控测井与资料分析处理技术
数控测井是当代测井的高新技术，该系统包括地面测量仪器和相应配套井下仪器适用于*眼井、生产井以及特殊作业井的测井作业，是一套设备齐全、技术先进、适应性广泛的测井系统。
1985年9月，中国海油与国家经济委员会签订了“数控测井系统”科技攻关项目专题合同。1986年5月提出数控测井系统开发可行性方案报告。1991年在胜利油田进行测井作业，该项目难度大、工艺复杂，各项技术指标接近并达到80年代国际先进水平，证明了HCS-87数控测井地面系统工作可靠、预测资料可信。1991年获得中国海油科技进步一等奖，获国家重大技术装备成果二等奖。
由于实行双兼容，在长达5～6年的科研过程中，可以及时把一些阶段成果用于生产，为测井仪器国产化开辟了一条新路。1991年7月，中国海油与西安石油勘探仪器总厂合作完成数控测井地面系统国产化的任务。为了满足南海大气区勘探高温高压测井的需要，中国海油研制成功了耐温230℃、耐压140兆帕的测井仪，其解释效果与斯伦贝谢公司的解释软件达到的效果相同。
4.复杂地质条件下寻找大中型构造油气田的能力
在早期主要盆地油气资源评价、“七五”富生油凹陷研究和“八五”区域地质勘探综合研究的基础上，我国具备了在复杂地质条件下寻找大中型构造油气田的能力。这些油气田的寻找主要依靠盆地地质条件类比、盆地演化史定量分析和多种地球物理资料处理、解释软件的支持，排除了各种地质因素干扰，还**构造的真实本来面貌，提高了海上自营勘探能力和勘探成功率。
二、高速高效发展海洋石油（1996—2008年）
经过了20多年勘探开发工作，已经深谙我国自然海况条件，需要我们大力开发核心技术，才能高速高效地发展中国海洋石油业。进入“九五”期间我国海洋石油科技发展以实现公司“三个一千万吨”和降低油桶成本为具体目标，进入了高速、高效、跨越式发展的新阶段。
1.“九五”后三年科技工作的重点
1）解决三大难题
（1）海上天然气勘探。
（2）海上边际油田开发。
（3）提高海上油田采收率。
2）开展四项科技基础工作
（1）建立海上石油天然气行业与企业标准。
（2）建立中国海油信息网络上的科技信息子系统。
（3）开展海上油气田钻采工艺基本技术研究。
（4）开展海洋石油改革与高速发展战略软科学研究。
3）攻克八项高新技术
（1）海上天然气田目标勘探技术。
（2）海上地球物理高分辨率、多波技术。
（3）海洋地球物理测井成像技术等。
（其他技术与勘探无关，故此处不详细列出）
由于上述“三四八”科技规划的实施，在海上油气勘探开发生产建设的科技创新中，取得了一大批优异成绩，充分显示了科技进步产业化的巨***。
2.“863”海洋石油进入国家高新技术领域
在《海洋探查与资源开发技术主题》的6个课题研究工作中，中国海油技术达到了创新的纪录。分别是：（1）海上中深层高分辨率地震勘探技术；（2）海洋地球物理测井成像技术；（3）高性能优质钻井液及完井液的研制；（4）精确的地层压力预测和监测技术；（5）高温超压测试技术；（6）海底大位移井眼轨道控制技术。
特别的，在“863”计划“九五”期间27项重大项目中，海洋石油的《莺琼大气区勘探关键技术》更为显著。其中的海上中深层高分辨率地震勘探技术、海上高温超压地层钻井技术、海底大位移井钻井技术、海上成像测井技术等取得了举世瞩目的成就。
“863”计划执行16年间取得了一大批具有世界领先水平的研究成果，突破并掌握了一批关键技术，同时培育了一批高技术产业生长点，为传统产业的改造提供了高技术支撑，更为中国高技术发展形成顶天立地之势提供了巨大的动力。
3.“九五”技术创新硕果
海上中、深层高分辨率地震勘探技术跻身前列，研制了海上多波地震勘探设备，打破了国际技术垄断。研制出的框架式多*相干组合震源、立足于不叠加或少叠加的处理技术、聚束滤波去多次波等技术，均已达到世界先进水平。
成像测井系列仪器达到了国际90年代中期水平，属于国内先进技术。认可的技术创新有：（1）八臂地层倾角测井仪的八臂液压**推靠技术；（2）高温高压绝缘短节；（3）薄膜应变型井径与压力传感器；（4）多极子声波测井仪的高温高压单极、偶极，斯通利波换能器；（5）高温专用混合厚膜电路芯片；（6）电阻率扫描测井仪的24电扣极板技术；（7）内置电动扶正、八臂**机械推靠器技术。
解决了高温超压钻井世界性难题的关键技术，包括高温超压钻完井液、精确的地层压力预测和监测技术、高温超压地层测试技术。
确认高温超压环境可以成藏，莺歌海中深层有良好的砂岩储层和封盖层，二号断裂带是断裂继承性发育带，既要重视古近系断裂批复结构的圈闭，又要注意新近系反转构造及砂岩体的勘探。
三、勘探技术分析
1.海洋石油地质研究与评价
富生油凹陷的分析与评价技术说明了我国近海油气资源分布基本规律，也是油气选区的基本依据。中国近海51个主要生油凹陷，经多次评价共筛选出10个富生油凹陷作为勘探重点。富生油凹陷占总储量发现的84％，其中5个凹陷储量发现超过了1亿吨。
气成藏动力学研究系统，在油气勘探实践中形成的石油地质研究系统，它强调了在烃源体和流体输导体系的框架上，用模型研究和模拟研究正、反演油气生成—运移—**的全过程，使油气运移——这一石油地质研究中最薄弱的一环有了可操作研究方法和量化表现。该技术不但使中国海油地质研究跨入世界石油地质高新技术前沿，而且在珠江口盆地的实践中，发现了重要的石油勘探新领域。
三维智能盆地与油气成藏动力学模拟系统，中国自主开发的石油地质综合研究计算机工作平台，这套系统突破了许多高难度的技术课题，实现了三维数字化盆地的建立和油气运移、**的模拟。
精细层序地层学研究，引进国外先进技术实现成功应用的典范，大大提高了对**沉积预测的能力，取得了丰富的应用成果。
勘探目标评价与风险分析方法，石油地质软件科学研究的突出成果，它反映了勘探家由“我为祖国献石油”到“股东要我现金流”的观念性的转化。通过规范勘探管理，将单纯追求探井成功率转变成储量替代率、资本化率、桶油发现成本等全面勘探资本运营管理，使探井建井周期缩短2/3，每米探井进尺费用降低40％。
2.海洋石油地震勘探技术
从1962年至今，我国海上地震勘探技术发展已走过40个春秋，从初期光点记录到24位模数转换多缆多源数字磁带记录；从**震源到高分辨率相干空气*阵列震源；从光学6分定位、罗盘导航到DGPS、无线电声呐综合定位导航；从单次二维地震到非线性多次覆盖三维地震；从“一*定终生”的无处理地震到运算速度达每秒70亿～80亿次的大规模并行数字处理；从二维模拟处理到全三维数字处理；从NMO速度分析和叠加到DMO速度分析和叠加；从二维叠后射线偏移到全三维叠前波动方程时间偏移至全三维叠前深度偏移；从人工解释绘图到人机交互三维可视化解释绘图；从单一的构造解释到构造、地震地层学和岩性地震学综合解释；从单一的纵波地震勘探到转换多波地震勘探；从常规二维地震作业到高分辨率二维至三维地震作业，我国海上地震勘探技术经历了脱胎换骨的变化，基本上达到了与国际先进技术接轨的水平。海洋石油人多年的耕耘，换来了丰硕的成果：查清我国海域区域地质和有利沉积盆地的分布，为勘探指明方向；查明了盆地主要构造带和局部构造的分布，为油气钻探提供了井位；发现了以蓬莱19-3油田为代表的多个亿吨级大油田和以崖城13-1气田为代表的多个大气田；直接使构造和探井成功率不断提高，分别达到53％和49％；为开发可行性研究、建立油气藏模型、编制OPD报告，提供各种主要参数和地质依据。
上述成果充分证明，海洋物探在海洋石油工业发展中起到了先锋作用，其技术发展是海上油气勘探与开发增储上产的重要手段。
3.海洋石油地球物理测井技术
我国海洋地球物理测井技术，是伴随海洋石油勘探开发成长发展起来的。改革开放以前，海上测井作业只能选用陆地上最先进、最可靠的测井仪器进行。到20世纪80年代，利用国家改革开放赋予海洋石油的优惠政策，有计划地引进国外先进技术与管理模式，1981年成立了中国海洋石油测井公司，并直接引进美国西方阿特拉斯CLS-3700多套技术装备。与此同时，在引进、消化、吸收国外先进技术的基础上，充分利用信息技术的新成果，紧紧抓着技术与学科紧密结合的关键，积极开展数控测井技术研究与开发，逐步形成了研究、制造、作业、解释、培训“五位一体”的机制。先后研制成功HCS-87数控测井和ELIS-I成像测井地面以及部分下井仪器设备。同时，培养了人才、锻炼了队伍，为测井设备的国产化打下了坚实的基础。
4.勘探过程中的海洋环境保护
在开发海上资源的同时也不能忽视海洋环境保护，这是海上油气田勘探开发中不容忽视的一项技术。1996年，中国海洋石油以全新的“健康、安全、环保”理念，实施安全、健康、环保、管理体系，开始步入科技化、规范化、井然有序的法制管理轨道。
安全生产是国家经济建设的重要组成部分，良好的安全生产环境和秩序是经济发展的保障。海洋石油工业有着投资大、技术难度高、环境因素复杂、风险大的特点，一旦出了事故，施救工作非常困难；在小小的平台上，集中了几百套设备和众多人员，一旦发生**起火，人、物将毁于一旦；作业人员日常接触的介质不是易燃，就是易爆，稍有不慎，就会造成海洋环境污染、生态环境损害。因此，加重了安全环保的工作责任，必须建立完善健康安全环保管理体系，才能确保海上油气田安全生产。环境保护贯穿于整个生产过程和生产生活的各个领域，就此建立了完善的健康安全环保机构、安全的法规体系和管理体系，实行全方位、全过程的科学管理。
观测海洋、检测海洋，及时进行海冰、台风、风暴潮、地震等特殊海洋环境的预报，是海洋油气勘探开发生产的不可缺少的条件。为此，开展了广泛深入的观测、监测和预报系统研究及综合、集成、生产应用等工作，形成了海上固定平台水文气象自动调查系统、海洋环境要素数值模拟分析计算和各种灾害监测预报技术，在生产实践中取得了显著成效。
四、发展趋势
随着全球能源需求的不断膨胀，陆上大型油田日益枯竭，于是人们逐渐将目光投向海洋，因为那里有着很多未探明的油气储量。尽管过去由于技术不成熟人们对海洋望而却步，但自深海钻井平台出现后，人类就开始向几百米甚至几千米海洋深处进军。
随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步，深水的概念和范围不断扩大。90年代末，水深超过300米的海域为深水区。目前，大于500米为深水，大于1500米则为超深水。研究和勘探实践表明，深水区油气资源潜力大，勘探前景良好。据估计，世界海上44％的油气资源位于300米以下的水域。随着未来投资的增加，海上油气储量和产量将保持较快增长。其中，深水油气储量增长尤为显著。到2010年，全球深水油气储量可达到40亿吨左右。
面对如此良好的开发前景，我国海洋石油公司也制定了协调发展、科技领先、人才兴起和低成本等4个发展策略。尽快提高中国海油科技竞争力无疑是其中重要的组成部分。就海洋石油勘探部分，我国通过建立中国海油地球物理勘探等技术，通过技术创新与依托工程有机地衔接，创造条件使其发挥知识和技术创新的重要作用。天然气的勘探也需要进一步解决地球物理识别技术、高温超压气田勘探开发技术、非烃气体分布于工业利用等；深水油田的勘探和开发需要深水地球物理采集和处理、深水钻完井技术、深水沉积扇研究、深水生产平台等多种技术。
我国海洋深水区域具有丰富的油气资源，但深水区域特殊的自然环境和复杂的油气储藏条件决定了深水油气勘探开发具有高投入、高回报、高技术、高风险的特点。发展海洋石油勘探技术需要面对如下问题：
（1）与国外先进技术存在很大差距。截至2004年底，国外深水钻探的最大水深为3095米，我国为505米；国外已开发油气田的最大水深为2192米，我国为333米；国外铺管最大水深为2202米，我国为330米。技术上的巨大差距是我国深水油气田开发面临的最大挑战，因此实现深水技术的跨越发展是关键所在。
（2）深水油气勘探技术。深水油气勘探是深水油气资源开发首先要面对的挑战，包括长缆地震信号测量和分析技术、多波场分析技术、深水大型储集识别技术及隐蔽油气藏识别技术等。
（3）复杂的油气藏特性。我国海上油田原油多具高黏、易凝、高含蜡等特点，同时还存在高温、高压、高CO2含量等问题，这给海上油气集输工艺设计和生产安全带来许多难题。当然，这不仅是我们所面临的问题，也是世界石油界面临的难题。
（4）特殊的海洋环境条件。我国南海环境条件特殊，夏季有强热带风暴，冬季有季风，还有内波、海底沙脊沙坡等，使得深水油气开发工程设计、建造、施工面临更大的挑战。我国渤海冬季有海冰，如何防止海冰带来的危害也一直是困扰科研人员的难题。
（5）深水海底管道及系统内流动安全保障。深水海底为高静压、低温环境（通常4℃左右），这对海上和水下结构物提出了苛刻的要求，也对海底混输管道提出了更为严格的要求。来自油气田现场的应用实践表明，在深水油气混输管道中，由多相流自身组成（含水、含酸性物质等）、海底地势起伏、运行操作等带来的问题，如段塞流、析蜡、水化物、腐蚀、固体颗粒冲蚀等，已经严重威胁到生产的正常进行和海底集输系统的安全运行，由此引起的险情频频发生。
（6）经济高效的边际油气田开发技术。我国的油气田特别是边际油气田具有底水大、压力递减快、区块分散、储量小等特点，在开发过程中往往需要考虑采用人工举升系统，这使得许多国外边际油气田开发的常规技术（如水下生产技术等）面临着更多的挑战，意味着水下电潜泵、海底增压泵等创新技术将应用到我国边际油气田的开发中；同时也意味着，降低边际油气田的开发投资，使这些油气田得到经济、有效的开发，将面临更多的、更为复杂的技术难题。
高科技是海洋油气业的重要特征，海洋油气业的发展正是我国石油能源产业“科技领先战略”的最直接体现。只有坚持自主科技创新，才能不断提高我国海洋油气业的核心竞争力。2004年以来，我国在海洋石油的勘探新领域和新技术、提高采收率、边际油田开发、深水油田开发、重质油综合利用、液化天然气与化工、新能源开发、海外勘探开发等领域实现了一系列突破。
2008年，中国海油两项成果获国家科技进步二等奖。其中一项成果是针对中国南海西部海域所存在的高温超压并存、井壁失稳严重等世界级重大钻井技术难题，研发出一套具有自主知识产权的复杂构造钻井关键技术。截至2008年底，这些技术在南海西部海域7个油田以及北部湾盆地、珠江口盆地、琼东南盆地的探井及评价井共计76口井的钻井作业中得到推广应用，并取得了良好效果。钻井井眼复杂事故率从40％～72％降至5％以下，远低于国际上20％的统计指标，井眼报废率也从5％降至0％，不仅节约了可观的钻井直接成本，而且加快了边际油气田的开发，创造了可观的经济效益。该项技术研究与应用大大提高了中国海油的钻井技术水平，扭转了之前该海域复杂井作业技术依赖外国石油公司的历史。
而经过十多年的自主研究，中国海油开发形成了一整套具有自主知识产权的适合海洋石油开发要求的成像测井系统（ELIS）。这是我国自行研制的第一个满足海上石油测井要求的成套技术装备。该系统的研发和产业化打破了国外测井设备对我国海上和世界石油测井市场的长期垄断。截至2008年底，中国海油累计生产装备10套，总值达5亿元人民币，产品已进入国内外作业市场，年服务收入达3.8亿元人民币，创汇2800万美元，效益显著。
同时，中国海油专利申请量和授权量也已进入稳步增长阶段，截至2008年底，中国海油累计获得授权的有效专利达423项，其中发明专利105项。
2008年，中国海油首次获准承担国家“973”计划课题，实现了科学研究层次的新突破。在国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”里，中国海油将承担6个项目和两个示范工程。

勘探井和评价井有什么区别？勘探井能当作评价井使用吗

评价井是探井的一种 在新区勘探中，首先部署物探（地震、重磁、电法等），有好的显示后，会部署初探井（一般会部署在预测油区的中部），初探井有好的油气显示后就开始部署评价井 评价井就是假定油藏是个圆形，从圆心的初探井，向外开始推进

勘探井和评价井有什么区别？勘探井能当作评价井使用吗

评价井是探井的一种 在新区勘探中，首先部署物探（地震、重磁、电法等），有好的显示后，会部署初探井（一般会部署在预测油区的中部），初探井有好的油气显示后就开始部署评价井 评价井就是假定油藏是个圆形，从圆心的初探井，向外开始推进

　石油与天然气地球化学研究

近几十年来，对于石油与天然气化探方法技术的研究主要集中在如下方面：烃类气体的垂向迁移机制。人们提出了扩散、渗透逸散、微气泡等多种微渗逸机制。近年来，又提出了盐析作用和水迁移机制等新的机制。然而，这些迁移机制的研究目前还主要是为实测现象的解释提供理论依据和思路，很难具体说明观测结果和指导方法的研制与改进。因此，有人认为，重要的是要捕捉到油气藏渗透的确实证据。然而，影响油气化探效果的不仅有观测方法本身，而且还有测区的地质—景观条件。因此，还应特别注意研究测区的地质—景观地球化学条件。L.C.Price曾指出构造运动活跃区或稳定区对近地表的油气化探测量结果和解释有很大影响。M.A.Abrams提出存在着活跃的和钝态的两类微渗逸区。在钝态渗逸区内近地表采样不能查明烃类的微渗逸异常。 在第30届国际地质大会上，E.Faber报告了沉积物、水体和大气甲烷的碳同位素示踪。在塔里木盆地的气源对比中，蒋助生将热模拟实验应用于该盆地的气源对比，以确定沉积环境、原始有机质的分子结构和成熟度等与天然气组分的关系。

海相层系油气勘探测井面临的技术问题

测井技术是油气资源评价的关键技术手段，其核心问题是进行储层有效性评价、油气层识别和计算储量。以碳酸盐岩为主体海相油气藏储层的严重非均质性、孔隙结构多重性，以及低孔、低渗特点，使得传统测井解释理论、方法和技术面临严重挑战，成为当今测井评价一个世界性难题。因此近几十年来，以碳酸盐岩为主体的海相非均质储层评价，一直是人们优先关注的课题。一是基于具有巨大潜在回报，全世界大约60%石油储量蕴藏在碳酸盐岩储层中，还有巨大潜在附加天然气储量；二是存在大量需要解决的难题，为此石油工业界都在研究上做出非常大的努力，试图采用很多不同模型来解决非均质储层评价的难题。 3.4.1.1 以碳酸盐岩为主体的海相储层的地质特性 （1）储层具有复杂孔隙空间 储层具有复杂孔隙空间，是由原生孔隙、大量发育的次生孔隙构成并呈极不均匀随机分布的复杂孔隙系统，导致储层具有很强非均质性与强烈各向异性特点，表现在： 1）油气分布：储层层间、层内的非均质性、不同类型孔隙结构分布的随机性，都将导致层间、层内油气分布的复杂化，例如原生孔隙的高束缚水及低油气饱和度特点，次生孔隙的低束缚水及高油气饱和度特点，都会增加测井评价油气层和计算饱和度的难度。 2）渗流特性：碳酸盐岩储层原生渗透率可能很低，但却可以有很好的渗流能力。储层渗透率主要来自于次生孔隙系统的贡献，在很大程度取决于裂缝系统的发育程度。因此孔隙度与渗透率关系将更为复杂，与碎屑岩以粒间孔为主的孔隙度与渗透率关系，存在很大差异。导致在碎屑岩等均质储层中，以孔隙度预测渗透率的评价技术往往难以适应碳酸盐岩储层。 3）导电特性：组成碳酸盐岩储层孔隙系统的不同“元素”（原生与次生，孔隙、裂缝与溶孔），其导电能力将会有很大差异，主要取决于孔隙大小、曲折度、连通性及发育程度。这一特点导致阿尔奇公式在描述碳酸盐岩地层导电特性存在严重局限性，表明描述储层电阻率公式不同于砂岩。另外，方解石的亲油度一般大于亲水度，使得碳酸盐岩储层往往具有混合润湿性或亲油性，这也将在相当程度上影响碳酸盐岩储层电流的传输特性和油田的采收率。 因此，对于碳酸盐岩储层，砂岩储层成熟测井评价技术的有效性往往发生明显退化，需要探索新的思路和评价方法。 （2）储集类型多样性 储集类型多样性是碳酸盐岩储层另一个重要特点，并成为分析测井响应特征和优选测井系列与解释方法的基本依据。 1）川东北地区海相碳酸盐岩储层类型有孔洞型、裂缝-孔洞型及裂缝型，并以孔洞型和裂缝-孔洞型为主，具体可分为以下4类： A.层状溶孔型储层：以普光6井飞仙关组二段—一段上部地层（井段4990～5085m）为例，其测井响应特征反映在自然伽马、双侧向电阻率和三孔隙度测井曲线上有很好的对应性，具有“一高双低”的特征，即具有高孔隙度、低自然伽马和低电阻率显示。溶蚀孔发育层孔隙度平均为9%，是溶蚀孔不发育层的2倍，电阻率读数大于2000Ω·m。在FMI图像上，溶蚀层表现为暗色溶孔呈近水平条带状分布，层内连通性好；暗色条带上下为颜色相对较浅的溶孔欠发育的高阻薄层。 B.非层状溶孔型储层：以大湾1井飞仙关组二段—一段上部地层（井段5070～5130m）为例，在FMI图像上，形状不规则的暗黑色高导异常体为溶孔呈团块状分布的显示。溶孔发育段主要集中于7个层，每段的有效厚度2.0～10.0m不等，岩性为白云岩和粉细晶白云岩，与溶孔欠发育或不发育、厚度2.0～3.0m的灰质白云岩呈互层状分布。对于溶蚀孔发育层段，测井曲线响应非常典型，电阻率与孔隙度曲线对应性好，溶蚀孔洞孔隙度在10%左右，受溶蚀孔发育的影响，电阻率值大幅下降，深浅侧向电阻率的差异能定性反映出溶蚀孔洞发育的程度，大部分属于Ⅰ类层级别的储层。而溶孔欠发育或不发育层电阻率范围为10000～30000Ω·m，最高可达100000Ω·m，视孔隙度也明显降低。 C.裂缝型储层主要包括两种类型，即压性微裂隙和张性裂隙，压性裂隙由构造挤压而成，张性裂隙由拉张作用而形成。裂缝型储层，一般**基质物性较差，原生孔隙和次生孔洞均不发育，是以裂缝为其主要储集空间和连通渠道，通常储集性能较差，渗流性能好。例如大湾1井飞仙关组二段—一段中部地层井段5150～5200m，岩性为深灰色灰岩、灰色含白云质灰岩和浅灰色灰质白云岩，计算的视平均孔隙度数值较小，为2.8%～2.2%；深侧向电阻率在3000～30000Ω·m之间，多为4000Ω·m，双侧向电阻率正差异明显，为裂缝发育显示特征。从FMI图像上看，该层段发育高角度裂缝，暗色细条带呈近垂直于水平面方向分布，电阻率曲线数值无明显减小特征，主要为Ⅲ类储层。 D.裂缝-孔洞型储层是属于孔洞型储层和裂缝型储层的较好组合，孔洞是其主要储集空间，裂缝既作为储集空间，但更是作为连通渠道。相比单一孔洞型或单一裂缝型储层，孔洞和裂缝共存大大提高了地层的储集、渗流能力。例如普光6井5085～5165m井段，属于飞二段—一段中部地层，岩性为灰色白云岩和溶孔砂屑白云岩，属浅滩相沉积。在FMI图像上，形状不规则的暗黑色高导异常体为溶孔呈团块状分布的显示，一些正弦状暗黑色细条带即为裂缝分布于其间。其自然伽马8～12API，双侧向电阻率呈正差异，深侧向电阻率在3200～7000Ω·m之间，个别层段大于10000Ω·m，计算视平均孔隙度7.0%～14.0%。裂缝-孔洞型储层，由于孔隙连通性好，储层渗透能力较强，渗透率随孔隙度增大而增大的变化趋势比较明显，呈现高孔隙高渗透率的特点。 2）作为目前我国海相层系最大的油田——塔河油田，是以奥陶系碳酸盐岩地层为主要储层，岩性虽然比较单一，但储集空间溶孔、洞、缝均十分发育，储集类型更为复杂，主要有5种典型的储层类型： A.大洞*及洞*充填物储层：测井主要响应特点是：成像测井的电导率明显增大，表示为较暗的颜色；在动态图上，溶洞中仍可见裂缝交叉切割的角砾-原地角砾未完全溶蚀的痕迹（图3-129）。在常规测井资料上，溶洞处自然伽马曲线呈“反弓”形，井径曲线有明显的扩径现象；双侧向数值明显减小，呈大的“正差异”；密度值曲线在溶洞处呈“弓”形；声波时差和中子孔隙度增大；中子孔隙度在溶洞底部增大更为明显。 B.由单一产状裂缝溶蚀形成的小溶洞储层：在成像测井图上小溶洞的特点是，纵向上洞径不大（大多小于1m），仍粗略可见裂缝的产状。常规测井资料上小溶洞井段自然伽马值增大，并在小溶洞处形成小尖峰；双侧向数值明显减小，呈现小的“负差异”。该类储层是构成塔河油田重要的储集类型之一，可能是沟通储集空间最重要的通道（图3-130）。沙74井于2000年8月15日对5484～5496m井段射孔酸压，排酸求产折算日产原油204m3，截至2000年底，已经累计产油22×104t。 C.溶蚀裂缝储层——经过溶蚀改造的裂缝，其形状多不规则，裂缝宽窄不一。裂缝处的导电性比较微晶灰岩好，在成像测井资料上，裂缝表示为黑色的正弦线（图3-131），双侧向测井数值明显降低，表现为深浅侧向值出现“差异”。 D.溶蚀孔、洞型储层——在成像测井资料上可见深黑色的斑点（图3-132）；常规测井资料显示密度值略有降低，中子孔隙度略有增大，声波时差与纯灰岩基本相同。T443井于2001年9月19日对井段5593～5601m、5565～5572m和5558～5565m电缆射孔酸压，9月27日产稠油达到240m3/d，气11000m3/d，自喷至2004年5月5日。阶段累计产油74815.1t、产水22950.2m3、产气553×104m3。 图3-129 TK311井大溶洞井段的响应特征 图3-130 沙74井单一产状的裂缝溶蚀扩大形成小溶洞测井响应特征 图3-131 裂缝型的响应特征（沙67井） 图3-132 一间房组溶蚀孔洞储层的响应特征（T443井） E.溶蚀孔-裂缝型储层在常规测井资料的典型响应特征为：电阻率值降低，深浅侧向接近重叠，出现小的“负差异”；密度、声波时差、中子对孔隙度均有反映。不均匀分布的小溶孔在FMI图像上呈分散状黑色小斑点，由于滩相储层的成层性较好，通常呈条状。沙76井成像测井显示一间房组发育有礁滩相储层，为提交该地区地质储量提供了依据（图3-133）。 总之，碳酸盐岩油气藏由于储层的孔隙结构和渗流特性的不同，形成不同储集类型的油气层，衍生了不同的评价难度，需要采用不同应对性的分析思路和评价方法，进行储层评价。现分析如下：●孔隙型碳酸盐岩储层的测井响应特征与碎屑岩相似，基本可套用于碎屑岩的分析思路和测井评价方法，这是碳酸盐岩复杂储层评价中比较简单的一种类型。但仍要注意具有的其他特殊性，如岩性成分、骨架、裂缝、孔隙结构以及低孔隙等因素的影响。 图3-133 一间房组溶蚀孔-裂缝型储层响应特征（沙76井） ●裂缝与孔隙都十分发育的碳酸盐岩储层，虽然具有复杂的双重孔隙空间，但由于缝、孔、洞十分发育，储层连通性好，使得碳酸盐岩储层固有的非均质性和各向异性趋于退化，而使储层评价的难度得到不同程度的缓解，如具有这种储层特性的油气藏，往往有比较统一的气-水或油-水界面，如任丘、王庄油田等。但仍需要建立应对性的分析思路和测井评价方法，并作过细分析。 ●具有强烈非均质性裂缝-洞*型或者缝、洞、孔均不发育的复杂储集空间型碳酸盐岩储层，是目前评价难度最大的主要类型，也是进行应对性分析的重点。 （3）储层基质孔隙度低，岩性复杂 储层基质孔隙度低，岩性复杂，这一特点造成储渗性能变化大，电阻率测量结果受**骨架和孔隙结构影响严重，反映储层孔隙流体性质的信息弱，又由于裂缝系统泥浆的深侵入特点，大大增加了识别储层流体性质的难度。 例如川东北地区海相碳酸盐岩气藏飞仙关组一段—三段储层，有效孔隙度在2.01%～28.12%之间，平均孔隙度9.22%，渗透率在0.0143×10-3～4562.607×10-3μm2之间，平均188.89×10-3μm2，储层的主要岩性为鲕粒粗—中晶白云岩、鲕粒细—中晶白云岩、残余藻屑白云岩；长兴组储层厚度在50～150m之间，储层有效孔隙度在2.01%～23.05%之间，平均孔隙度5.13%，渗透率在0.0138×10-3～9664.877×10-3μm2之间，平均渗透率124.81×10-3μm2，储层的主要岩性为海绵障积白云岩、溶孔白云岩、白云岩。具有基质孔隙度低、变化大，储层**成分复杂的特点，影响了一系列储层参数的精确计算与气层的正确划分和识别。而我国的东部、西部以及南方古生界海相碳酸盐岩油气勘探所面临的储层，虽然具有同样复杂的地质特征，但各地区的差异性却显得十分突出，也更进一步增加测井的评价难度，需要分别采用不同的应对思路和对策。主要表现在： 1）川东北的普光等地区的碳酸盐岩为一套地台开阔浅海亚相的鲕粒滩，有利的储层相带集中于长兴组与飞仙关组地层，储层的孔隙类型可划分为四类。飞仙关3段的中上部，主要以高角度的裂缝为主，为溶蚀孔洞不发育的方解石为主的灰岩地层，底部则为非层状的溶蚀孔洞为主的储层。飞仙关一段和飞仙关二段的以层状、互层为主的溶蚀孔洞发育的鲕状白云岩储层。长兴组以非层状的以溶蚀孔洞为主的鲕粒状白云岩储层。储层的孔隙以粒间溶孔、晶间、晶粒、溶孔和鲕模型孔为主，孔隙度在2%～15%，最大孔隙度可达到20%以上，平均7%左右。 2）东部以胜利油田下古生界奥陶系和寒武系为代表的碳酸盐岩油气藏，主要是形成于残丘山、断块潜山，在其残丘山断面经风化剥蚀的作用，受地表水的淋滤作用，往往形成残丘山的风化壳，储层往往以溶蚀孔洞为主，而在潜山的顶部和内幕，由于受多期构造运动的影响，裂缝十分发育，伴随裂缝有发育的溶蚀孔洞，在潜山的内幕，受潜流带的控制及以白云岩为主的地层在成岩作用下，形成的粒间孔、粒间溶蚀孔隙为主的孔隙状储层，有效储层纵向上横向上分布差异很大。孔隙度普遍较低，储层平均变化在3%～7%之间。 3）西部塔河油田的古生界碳酸盐岩主要是古斜坡大型的碳酸盐岩古岩溶形成的以溶蚀孔洞为主的储层，储集空间类型主要有溶蚀的孔洞、大型的洞*、溶蚀裂缝及其他组合特征，其沉积相带具有多种类型，如奥陶系上统良里塔格组颗粒状灰岩，含生屑颗粒灰岩，溶蚀孔洞十分发育，厚度在20～30m呈层状展布，在一定面积范围内分布稳定。针对钻井取心描述、镜下分析和与成像对**析，提出了如上所述的5种典型的储层孔隙类型，是目前评价难度大的主要类型。 总之，地区差异性进一步增加了碳酸盐岩为主体的海相储层测井评价的复杂性，需要采用针对性解释模型和分析模式，以提高测井评价的成功率。 3.4.1.2 测井面临的主要科学技术问题 以碳酸盐岩为主体的海相储层与测井有关的地质特性，使传统测井理论和许多成熟评价技术，出现理论的不适应和解释方法有效性的明显退化。进一步优化和更新原有测井解释理论、探索新思路和评价方法，已成为国内外测井行业普遍关注的课题。面临的主要科学技术问题有以下是三个方面： （1）传统测井解释理论的不适应性 传统测井解释理论的不适应性主要表现在： 1）出现非阿尔奇化，产生非阿尔奇特性。分析**导电机理、建立相应解释模型，在测井评价中具有极其重要的作用。作为测井地层评价公认的饱和度经典模型——阿尔奇方程，它是以定律方式确定了地层电阻率、孔隙度、地层水电阻率和油气饱和度四者的基本关系，为测井数据反演和地层油气和度计算提供理论与实验的依据。基本形式如下： 中国海相油气勘探理论技术与实践 式中：Sw为含水饱和度，%；Rw为地层水电阻率，Ω·m；R1为地层电阻率，Ω·m；Φ为储层孔隙度，%；a为与**性质有关的岩性系数；m为与**孔隙结构有关的孔隙（“胶结”）指数；b为饱和度系数；n为饱和度指数，与润湿性、油气水在孔隙中分布状况有关。 实践证明，在均质亲水碎屑岩地层中，阿尔奇方程的应用相当成功，描述阿尔奇特性的有关指数与系数m、n、a、b相当稳定，一般在1.7～1.85之间。因此对于不同的硅质碎屑储层，可以采用相同的公式，进行有效的测井评价。但在描述具有复杂孔隙结构特点的非均质地层中，则存在严重局限性。组成海相碳酸盐岩等非均质储层孔隙系统的各种“元素”（原生与次生，孔隙、裂缝与溶孔），由于孔径大小、曲折度和连通性之间存在着很大差别，将导致各自的导电能力有较大的差异。因此，对于非均质储层，即使在相同岩性和相同孔隙度、矿化度和含水饱和度的条件下，储层电阻率数值有可能由于储层孔隙结构的差异而具有不同的数值。因此不同碳酸盐岩储层，甚至同一油藏的不同储层之间，方程中的关键指数“m”变化非常大，饱和度指数“n”也会随着含水饱和度、孔隙度、润湿性而变化。如普光1井的飞仙关组储层实际测定的m在1.33～2.62之间，n在1.08～2.26之间，表明由于复杂的孔隙结构和各向异性，以及润湿性的影响，使得非均质储层的电流传输特性和描述**电阻率公式，不同于均质的碎屑岩砂岩。为了应对这种情况，提出的双孔隙结构模型仍不能有效的表征**的导电机理，特别是对非均质性的孔洞缝地层，表明对于碳酸盐岩储层导电机理的定量描述与饱和度模型的研究，还亟待解决。 2）传统的“测井轴对称性”理论面临严重的挑战。“测井轴对称性”理论是建立在均质、各向同性地层基础之上，是传统测井仪器设计和数据反演的重要依据，其要点：对于水平分布的层状均质、各向同性地层，地质属性及其映射的测井参数，是以井轴为中心呈轴对称性分布。这样就把测井测量与数据反演的复杂“三维”问题转化为比较简单的“二维”问题，如图3-134所示。 图3-134 复杂的“三维”问题转化为简单的“二维”问题 在非均质海相碳酸盐岩储层条件下，影响测井的因素很多，响应结果也变得更加错综复杂。在相当多的情况，已不能用简化的具有轴对称条件的二维环境计算的结果或图版进行描述和反演，其理论计算已变成全新的高难度的三维数值计算。首先，由于裂缝和孔洞分布的不均匀性，储层呈各向异性，使得井周储层**电阻率、孔隙度等无法满足轴对称分布的条件。这一特点从图3-135微电阻率成像测井反演的普光6井飞仙关组、长兴组地层孔隙度频谱分析图，可以得到印证。图中表明处在同一深度、同一探测范围的孔隙度（包括微电阻率）并不与井轴呈对称性分布，而是在以井轴为中心的3600m的范围内其数值有很大的变化，如在5360m处，围绕井轴的孔隙度数值可由2%～26%。第二，在复杂的孔隙介质条件下，泥浆侵入情况不再是简单的径向侵入，由于各个方向的孔隙结构不再相同，泥浆滤液侵入必然表现出各向异性，同样说明海相碳酸盐岩地层测井响应实际上是属于三维的问题。然而，目前广泛应用于测井解释的评价标准和经验，普遍以“直井模型”二维环境条件为基础，对于碳酸盐岩海相各向异性油气藏来说将不再适用。为突破测井资料解释的局限性和非适用性，必须发展三维环境下的数值模拟。 图3-135 普光6井飞仙关组、长兴组不同孔隙类型孔隙频谱分析 （2）海相非均质储层测井评价技术方法有效性 许多建立在均质、各向同性地层基础之上并适用于碎屑岩储层成熟的测井评价技术，在以碳酸盐岩为主体的海相非均质储层，其有效性将出现明显退化。主要表现在以下几方面。 1）组成海相碳酸盐岩等非均质储层孔隙结构的多重性，原生与次生孔隙的并存、裂缝与溶孔、溶洞分布的不均匀性以及孔径尺寸、曲折度和连通性之间的极大差异，大大增加了储层有效性评价的难度。 2）储层孔隙度低、非均质性强烈，电阻率和孔隙度测井的测量结果受**骨架和孔隙结构影响严重，反映储层孔隙流体性质的信息弱，又由于裂缝系统泥浆的深侵入特点，造成储层流体性质难以识别。 3）储层的非均质性、**成分的复杂性和低孔隙度特点，以及孔隙度测井的天然气响应，都影响一系列储层参数（**矿物成分、孔隙度、饱和度、有效厚度等）的确定精度，增加储量计算难度，需要从测井解释理论和计算方法进行优化。 （3）测井能力尚未能满足海相油气藏勘探的需求 海相油气藏勘探所处的深层、高温、高压和小井眼，以及存在腐蚀性气体（如硫化氢）等复杂环境条件，增加了测井技术配套和取全取准资料的难度，特别是影响了成像测井等关键技术的应用。 1）深井测井能力严重不足是目前最大问题，深度大于7000m超深井仪器系列不全。 2）高温高压（温度在175℃以上、压力在140MPa以上）系列不全；最大的问题是缺乏关键性项目的测井仪器，如：电阻率扫描成像测井、核磁共振测井、偶极横波和高分辨率的电阻率测井等。 3）欠平衡钻井、气体钻井、套管钻井等方面的测井工艺技术尚未形成。 4）缺乏具有抗腐蚀气体（硫化氢气体）、液体环境下的测井仪器和配套的相关设备。 5）井况复杂、井壁平整度对贴井壁测井仪器的测量结果有着很大的影响。 这些都将造成无法取全测井资料，并大大削弱和限制测井技术解决海相油气藏地质与工程问题的能力。需要从分析国内测井技术资源的现状入手，并通过适量引进与自主研究开发，以应对海相油气藏勘探对测井技术配套的需求。 为此，要重新审视碳酸盐岩的**物理特性，将先进的科学分析、实验与最新测井仪器的井下数据采集相结合，重新审视多孔介质物理、化学性质的基本理论，重新审视碳酸盐岩**物理特性，在更新传统测井解释理论基础上，进一步优化测井系列，探索并形成新的测井分析模式和评价方法，以提高海相复杂油气藏勘探的效益和效率。

临汾区块煤层气资源评价与有利目标区优选

侯伟1 温声明1 文桂华1 张月巧2,3 李树新1 徐汉林1 张亮1 基金项目:国家科技重大专项项目33第001课题(2011ZX05033-001)资助。 第一作者简介:侯伟,男,博士,主要从事石油及煤层气地质研究。通讯地址:中石油煤层气有限责任公司。E-mail:houweinan@163***m。 (1.中石油煤层气有限责任公司 北京 1000282.中国地质大学能源学院 北京 1000833.中国石油勘探开发研究院 北京 100083) 摘要:临汾区块位于鄂尔多斯盆地东缘河东煤田发育区南部,是鄂东煤层气田的重要组成部分。本文在新一轮煤层气勘探成果基础上,系统分析煤层气地质条件,精细评价煤层气资源分布状况,优选有利目标区,为下一步煤层气勘探开发部署提供了重要依据。临汾区块具有大型煤层气藏特点,具备形成大型煤层气田的地质条件和资源基础:(1)煤层多,厚度大,分布稳定;(2)构造简单,埋藏适中;(3)生气量大,储气能力强;(4)保存条件好,含气量高;(5)煤层气资源丰度高,资源量大。本文从煤层气地质条件、资源条件、试采成果和勘探程度等方面综合评价认为:桃园和明珠井区是Ⅰ类区(最有利区),为煤层气优质富集区,是近期提交规模探明储量和产能建设的重点区。 关键词:鄂尔多斯盆地东缘 临汾区块 煤层气 资源评价 有利目标区 Resources Evaluation of Coal Bed Methane and Preference of Favorable Targets in Linfen Area HOU Wei1 WEN Shengming1 WEN Guihua1 ZHANG Yueqiao2,3 LI Shuxin1 XU Hanlin1 ZHANG Liang1 (1.Petrochina Coalbed Methane Company Limited,Beijing 100028,China;2.School of Energy Resources,China University of Geosciences, Beijing 100083,China; 3. Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China) Abstract: Linfen block is located in southern of Hedong coal field,east of Ordos Basin,which is an impor- tant part of Eastern Ordos coalbed methane field. Based on achievements of the latest coalbed methane exploration, the paper systematically analyses the geological conditions, subtly evaluates the distribution of coalbed methane re- sources and prefers beneficial targets. The research provides an important basis for the next deploy of coalbed methane exploration and development. Linfen block is characteristic of a large CBM reservoir, and has geological condition and resources foundation for forming a large coalbed methane field: (1) with multi-target layers, huge thickness and stable distribution of the coal seams;(2) with simple construction and moderate buried depth;(3) with huge gas-generated amount and powerful gas-storage ability;(4) with wonderful preservation conditions and large gas content;(5) with high abundance and large amount of coalbed methane resources. After comprehensive- ly evaluating the geological condition of the coalbed methane,the resources conditions,the results of pilot produc- tion and the exploration degree and so on,the author thinks that Taoyuan and Mingzhu area are the first class area (the most advantageous area), which are the high quality CBM enrichment area, and the focus area of recently submitting scale proven reserves and the constructing of productivity capacity. Keywords: East of Ordos Basin; Linfen Area; Coal Bed Methane; Resources Evaluation; Favorable Tar- gets 1 引言 临汾区块位于鄂尔多斯盆地东缘河东煤田发育区南部,是鄂东煤层气田的重要组成部分。区块主**于山西省境内,北起隰县,南至乡宁,东接吕梁山脉,西跨黄河进入陕西境内。全区总面积为5784.175km2,中石油自营区(区块中南部)面积为4267.661km2,合作区(区块北部)面积为1516.514km2。构造位置属于鄂尔多斯盆地东部晋西挠褶带南段(马财林,2006)。区内发育典型的华北地区地层,由老至新依次为太古界涑水群(Ars),古生界寒武系(ε)、奥陶系(O)、石炭系(C2b)、二叠系(P1t、P1s、P2s、P3s),中生界三叠系(T),新生界第四系(Q)。其中二叠系下统的太原组(P1t)和山西组(P1s)为主要含煤地层,在工区内广泛分布,保存完整,是煤层气勘探的主要层位(孙斌,2008)。临汾区块煤层气勘探研究始于20世纪90年代,前人在煤层气基本地质特征、成藏控制因素和勘探开发潜力等方面做了很多基础研究工作(孙斌,2003,2008;王红岩,2005;马财林,2006;孙钦平,2006;陈飞,2007;陈刚,2009)。但由于积累资料较少和各种条件限制,该区煤层气藏特征有待进一步深化,煤层气资源分布和勘探方向有待进一步明确。本文在新一轮煤层气勘探成果基础上,系统分析煤层气地质条件,精细评价煤层气资源分布状况,优选有利目标区,为下一步煤层气勘探开发部署提供了重要依据。 2 煤层气地质条件 2.1 煤层多,厚度大,分布稳定 临汾区块上古生界发育下煤组(太原组)和上煤组(山西组)两套含煤层系,自下而上发育9#、8#、5#、4#等多套煤层(图1)。9#煤和8#煤位于下煤组(太原组)顶部,形成于海湾-潟湖环境;5#煤和4#煤属上煤组(山西组)底部,形成于河流-三角洲环境(孙斌,2008)。5#和8#煤层是主要勘探目的层,9#和4#煤层是探索目的层。 4#煤层局部发育,分布较稳定,总煤厚0.5~3.5m。距5#煤顶部20m,结构较简单,由1~2层煤和泥岩夹矸组成。有南北两个厚煤区,北区位于A9-C14井区,南区位于B2-乡试1井区。 5#煤层全区发育,分布稳定,总厚度3~13.5m。煤层结构较为简单,由2~3层煤和砂泥岩夹矸组成。有南北两个厚煤区,北区位于C11-A5井区,南区位于C30-C23井区。 图1 临汾区块连井煤层对比剖面图(位置见图2a) 8#煤层全区发育,分布稳定,总厚度4.8~23m。煤层结构简单,一般为单层煤,不含夹矸。有南北两个厚煤区,北区位于C18-C12井区,南区位于C24-C22井区。 9#煤层局部发育,分布不稳定,总厚度0.5~2.5m。距8#煤底部15m,煤层结构简单,单层煤,不含夹矸。有东西两个厚煤区,东区位于C19-C24井区,西区位于C14-A5井区。 2.2 构造简单,有利于煤层气大面积富集 临汾区块整体呈走向北东,向北西缓倾的单斜构造。受贯穿全区的薛关逆断层影响,该单斜被分为东西两部分(图2a)。单斜的西部,即逆断层上盘,可划分为桃园背斜和壶口斜坡两个次级构造单元;单斜的东部,即逆断层下盘,可划分为蒲县凹陷和明珠斜坡两个次级构造单元。蒲县凹陷与桃园背斜以薛关断裂为界;壶口斜坡与桃园背斜自然过渡,大致以5#煤顶面-100m构造等值线为界;明珠斜坡与蒲县凹陷自然过渡,大致以5#煤顶面0m构造等值线为界。总体而言,研究区构造相对简单,呈“一隆一凹两斜坡”的构造格局.有利于煤层气大面积富集。 2.3 埋藏深度适中,对煤层气勘探有利 研究区煤层埋深受构造和地形共同控制。5#和8#煤埋深特点相似,整体由东向西煤层埋深逐渐增大,中部受薛关断层影响而抬升,埋深变浅,埋深线整体呈走向北东(图2b)。8#煤层平均比5#煤层深50~60m左右。临汾区块主力煤层埋深主要分布在800~1500m之间,埋藏深度中等,对煤层气勘探相对有利。煤层的埋藏深度是影响煤层气勘探开发的关键参数,煤层埋藏不能过深,也不能太浅。 图2 临汾区块5号煤层顶面构造图和埋深图 2.4 主力煤层生、储地质条件好,有利于煤层气富集成藏 研究区煤岩以焦煤、瘦煤和贫煤为主,Ro值在1.43%~2.69%之间,为中高煤阶,变质程度较高,生气量大。主力煤层以光亮煤为主,割理、裂隙发育。煤岩镜质组含量较高,5#煤平均镜质组含量为73.9%,8#煤为71.38%,表明其沉积时处于封闭的还原环境,易形成裂隙和基质空隙复合型煤储层,具有较强的生气潜力、储气潜力和渗透性。主力煤层为低灰分、低挥发分、低含水煤层,有利于煤层气的富集成藏。主力煤层含气量高,5#煤含气量4~24m3/t和8#煤含气量4~20m3/t。4#煤含气量6~15m3/t和9#煤含气量6~13m3/t。 2.5 煤层顶板整体封盖性较好,有利于煤层气保存 5#煤顶板主要为泥岩,致密砂岩零星分布(图3a);8#煤顶板主要为灰岩,灰岩夹泥岩,局部地区为泥岩(图3b)。煤层顶板封盖性对煤层气保存至关重要。一般情况下,泥岩顶板封盖性最好,灰岩次之,砂岩较差。但本区构造简单,断裂不发育(图2a),灰岩和砂岩岩性致密,泥质含量高,对煤层气保存影响不大。临汾区块主力煤层顶板整体封盖性较好,有利于煤层气保存。 2.6 水文地质条件简单,有利煤层气富集 临汾区块水文地质条件简单,以薛关逆断层为界,可划分为东西两个**的水文地质单元。东部从煤层露头区→明珠斜坡→蒲县凹陷形成一个完整的水文地质单元:供水区→径流区→弱径流区→承压区→径流区→泄水区;西部从桃园背斜→壶口斜坡形成一个较完整的水文地质单元:径流区→弱径流区→承压区,供水区特征不明显,可能东部泄水区对西部起供水区的作用。**且完整的水文地质单元可阻止煤层气侧向运移,形成承压水封堵型煤层气藏,有利于煤层气富集。 图3 临汾区块煤层顶板岩性图 3 资源评价 3.1 评价方法 本次评价采用体积法(贾承造,2007)。体积法是煤层气地质储量计算的基本方法,适用于各个级别煤层气地质储量的计算。体积法的计算公式为: Gi=0.01×A×h×D×Cad 式中:A为控制含气面积,km2;h为煤层厚度,m;D为密度,t/m3;Cad为含气量,m3/t; 根据煤层发育情况、构造特征和埋深特征,平面上分桃园-吉县和明珠-乡宁两个计算单元,纵向上分5煤和8煤两个计算单元,分别按:300~800m、800~1000m、1000~1200m、1200~1500m、1500~2000m五个深度段进行计算。 3.2 评价结果 新一轮煤层气资源评价揭示,临汾区块煤层气资源十分丰富(表1),具备形成大型煤层气田的资源基础。全区2000m以浅面积3259km2,资源量约6501亿m3。主要目的层(5#煤和8#煤)资源量最多,占全区的93%;探索目的层(4#煤和9#煤)资源量较少,仅占全区的7%。全区1200m以浅面积1822km2,资源量约3154亿m3,资源丰度达1.73亿m3/km2,具有极大的勘探开发潜力。其中5#煤1200m以浅资源量为1776亿m3,8#煤1200m以浅资源量为1083亿m3,是全区的主要勘探对象;4#煤1200m以浅资源量为241亿m3,9#煤1200m以浅资源量为54亿m3,可作为局部地区的补充力量。 表1 临汾区块煤层气资源量统计表 4 有利目标区优选 4.1 勘探目标区划分 根据临汾区块的煤层气地质条件、资源条件、试采成果和勘探程度等指标,本次研究将自营区2000m以浅的6个目标区划分为3类:Ⅰ类区(最有利区)2个,Ⅱ类区(有利区)2个。Ⅲ类区(较有利区)2个(表2,图4)。 表2 临汾区块综合评价参数表 Ⅰ类区:桃园井区(Ⅰ1)和明珠井区(Ⅰ2),为煤层气优质富集区,是近期的重点勘探区,是近期提交规模探明储量和规模建产的现实区。Ⅱ类区:吉县井区(Ⅱ1)和乡宁井区(Ⅱ2),为煤层气富集区,是近期重点预探区,是未来提交探明储量的接替区。Ⅲ类区:蒲县凹陷(Ⅲ1)和壶口斜坡(Ⅲ2),埋深1200~2000m,为煤层气勘探远景区,是甩开勘探区。 4.2 近期重点勘探开发目标区 4.2.1 桃园井区(Ⅰ1) 桃园井区(Ⅰ1)位于桃园背斜构造带中部(图4),面积325km2,埋深800~1200m。该区勘探程度高,钻井和地震解释成果都揭示该区煤层的厚度大,5#煤和8#煤层累计厚度8~20m,煤层连续性好,分布稳定,煤质较好,煤体结构以块状为主;煤层含气量较高,一般12~24m3/t。2010年该区煤层气勘探取得重大突破,新投产的C4和C5井相继获稳产高产工业气流。C4井达1425m3/d;C5井最高达到2639m3/d,目前稳定在1435m3/d。目前该区井组试采也取得良好效果,新投产的B1-10向1井目前已达1500m3/d。综合评价认为该区地质条件优越,煤层气可采性强,勘探程度高,是首选的煤层气勘探开发目标区。 图4 临汾区块综合评价图 4.2.2 明珠井区(Ⅰ2) 明珠井区(Ⅰ2)位于乡宁斜坡带中北部(图4),面积458km2,埋深500~1200m。该区勘探程度中-高,钻井和地震解释成果都揭示该区煤层的厚度大,5#煤和8#煤层累计厚度达6~14m,煤层连续性较好,分布较稳定,煤质较好,煤体结构以块状为主;煤层含气量较高,一般4~22m3/t;同时新发现9#煤层在该带也有分布,并具有产气能力。A18井和C19井都获得工业气流,单井日产量分别到达和稳定在1300m3/d和2000m3/d。综合评价认为该区地质条件好,煤层气可采性好,勘探程度较高,也是首选的煤层气勘探开发目标区。 5 结论 (1)临汾区块具有大型煤层气藏特点,具备形成大型煤层气田的地质条件和资源基础:(1)煤层多,厚度大,分布稳定;(2)构造简单,埋藏适中;(3)生气量大,储气能力强;(4)保存条件好,含气量高;(5)煤层气资源丰度高,资源量大。 (2)综合评价认为:桃园和明珠井区是Ⅰ类区(最有利区),为煤层气优质富集区,是近期提交规模探明储量和产能建设的重点区;吉县和乡宁井区是Ⅱ类区(有利区),为煤层气富集区,是近期加强预探和未来提交探明储量接替区;蒲县凹陷和壶口斜坡(埋深1200~2000m)是Ⅲ类区(较有利区),为煤层气勘探远景区,是甩开勘探区。 参考文献 陈飞,姜波,汪吉林等.2007.大宁—吉县地区构造特征及对煤层气分布的影响[M]/煤层气勘探开发理论与实践.北京:石油工业出版社,104~109 陈刚,赵庆波,李五忠等.2009.大宁—吉县地区地应力场对高渗区的控制[J].中国煤层气,6(3):15~20 贾承造,刘希俭,雷群等.2007.煤层气资源储量评估方法[M]北京:石油工业出版社 马财林,陈岩,权海奇.2006.大宁—吉县地区煤层气勘探开发潜力评价[M]//中国煤层气勘探开发利用技术进展.北京:地质出版社,68~77 孙斌,王一兵.2003.鄂尔多斯盆地大宁—吉县地区煤层气分布特征[M]//中国煤层气勘探与开发.徐州:中国矿业大学出版社,65~73 孙斌,邵龙义,李五忠等.2008.大宁地区煤层气成藏控气因素分析[J].天然气工业,28(3):40~44 孙钦平,王生维.2006.大宁—吉县煤区含煤岩系沉积环境分析及其对煤层气开发的意义[J].天然气地球科学,17(6):874~879 王红岩,刘洪林,赵庆波等.2005.煤层气富集成藏规律[M]北京:石油工业出版社 王生维,陈钟惠,张明等.2005.大宁—吉县煤区煤层气开发需要解决的几个基本问题[J].天然气地球科学,16(6):761~763

世界海洋油气勘探技术有什么？

海洋勘探开发始于20世纪初。从那以后，随着技术的进步，深水的定义在不断扩大。在1998年以前，只要离开**架即水深大于200米，就认为是深海。1998年以后水深扩大到300米，而现在普遍认为水深大于500米为深水。
技术的进步使得钻井越钻越深。始于20世纪40年代的海上石油工业用了近30年的时间实现了在100米深水区生产油气，又用了20多年达到近2000米深的海域，而最近油气生产已接触3000米深的水域。尤其在钻井、浮式生产系统和海底技术方面的改进和创新，大大降低了深水油气勘探开发的资本支出和作业支出。1998年以来，深水油气勘探开发的平均资本费用呈下降趋势，每桶石油的资本支出已从10年前的6美元/桶下降到现在的不到4美元/桶。深水油气勘探开发项目的综合成本与浅水项目越来越接近。深水油气项目的开发周期（从发现到油气投产）越来越短，20世纪90年代后期发现的油气田一般在5 ～6年投入生产，而10年前至少需要8年时间。随着深水基础设施的不断完善，开发周期还可能进一步缩短。
深海石油的勘探开发是石油工业的一个重要的前沿阵地，是风险极高的产业。虽然国际上诸如北海、墨西哥湾、巴西以及西非等地深海石油开发已经有了极大的发展，但代价是极高的。与**架和陆上勘探钻井作业相比，深水作业的施工风险高、技术要求高、成本非常昂贵，因而资金风险也极高。
深海油气资源勘探最直接的风险是极大的施工风险。海洋平台结构复杂、体积庞大、造价昂贵，技术含量高特别是与陆地结构相比，它所处的海洋环境十分复杂和恶劣。风、海浪、洋流、海冰和潮汐等时时作用于平台结构，同时还受到地震、海啸作用的威胁。在此环境条件下环境腐蚀、海生物附着、地基泥层冲刷和基础动力软化结构材料老化、构件**、机械损伤以及疲劳和损伤累积等不利因素都将导致平台结构构件和整体抗力的衰减，影响结构的服役安全度和耐久性。
虽然深水油气勘探开发的风险很大，但所获得的回报也很大。浅水油气田的总储量虽然仍占主导地位，但主要是与中东一些特大型油田所占的比重有关。然而，深水油气田的平均储量规模和平均日产量都明显高于浅水油气田。因此，尽管深水油田勘探开发费用显著高于浅水，但由于其储量和产量高，使得单位储量的成本并不很高，这才吸引了许多油公司都去深海“寻宝”。
随着海上油气开发的不断发展，海洋石油工程技术发生着日新月异的变化，在深水油气田开发中，传统的导管架平台和重力式平台正逐步被深水浮式平台和水下生产系统所代替，各种类型深水平台的设计、建造技术不断完善。目前，全世界已有2300多套水下生产设施、204座深水平台运行在全世界各大海域，张力腿平台（TLP）最大工作水深已达到1434米，SPAR为2073米，浮式生产储油装置（FPSO）为1900米，多功能半潜式平台达到1920米以上，水下作业机器人（ROV）超过3000米，采用水下生产技术开发的油气田最大水深为2192米，最大钻探水深为3095米。
与此同时，深水钻井装备和铺管作业技术也得到迅速发展，全世界已有14艘在役钻探设施具备进行3000米水深钻探作业能力，第5代、第6代深水半潜式钻井平台和钻井船已在建造中。第6代深水钻井船的工作水深将达到3658米，钻井深度可达到11000米；深水起重铺管船的起重能力达到14000吨，水下焊接深度为400米，水下维修深度为2000米，深水铺管长度达到12000千米。
国际上地震技术发展迅速，先进的计算机大量投入使用，目前可视化、虚拟现实技术等已经初步实现：Landmark公司研制了3DVI和Voxcube等三维体积解释软件和立体动画软件；Geoquest研制了GeoViz人机交互性三维解释软件；Paradigm公司研制了VoxelGeo；DGI公司研制了EarthVision；Photo公司研制了3Dviz三维可视化软件。
在虚拟现实方面，ARCO公司和Norsk Hydro公司开发建立了沉浸式虚拟现实系统，Texaco公司开发建立了虚拟现实可视厅，Alternate Realities股份有限公司开发建立了可视穹（VisionDome），美国SGI公司建立了一个专门的演示厅，IBM公司开发建立了可以用来再现4D地震油藏模拟现实的虚拟现实系统，斯伦贝谢的Geoquest公司等目前也在开发虚拟现实系统等。
在地震属性获取方面，国际上从60年代的直接烃类检测、亮点，到70年代的瞬时属性或复数道分析，80年代的多属性分析，直至90年代的**属性（如倾角、方位和相干等）分析。目前，从地震资料里获取有关时间、振幅、频率、吸收衰减等方面的地震属性已多达70多种，包括了运动学和动力学属性、几何属性以及物理属性等。
国外地球物理研究关注的热点：国外石油地球物理勘探以海上地震勘探技术研究最具代表性。一方面墨西哥湾、北海具有典型的勘探复杂性；另一方面美国、英国等国家科技发达、人才济济，其地球物理理论与技术水平基本代表国际现状。墨西哥湾、北海的勘探目标主要是盐丘及其周边地层、裂隙油气藏、老油田剩余油分布，主要面临四个理论与技术问题：（1）复杂介质中地震波传播理论及正演模拟；（2）盐丘构造的地震成像；（3）信噪比提高与弱信号提取；（4）复杂储层与油气识别。围绕着这三方面，国外地球物理理论技术发展迅速。

工程勘察中先探井后钻孔和取水样孔作用是什么？

说说最主要的区别，细节不讨论：
1、探井的孔径很大，有0.5-0.6m，人可以下到井里面，用人工刻土法采取最好的Ⅰ级不扰动土样，这种土样可以做多种试验，并且参数比较准确。但是见水、见砂及碎石之后之后，探井非常难以施工（不是不能施工，而是非常非常困难，施工的代价非常大），并且探井因为是人下去取样，所以深度太深的时候，非常危险，一般都钻的不是很深。
2、当探井施工遇到水、砂、碎石、以及孔深过深的时候，若钻孔深度仍不满足规范要求，那么就要在原探井的位置，接着探井施工的深度，继续用钻机向下钻探，这时就和一般的钻孔没什么区别了，该取样就取样，该做试验就做试验。我的意思是探井能施工的地方，只要钻机可以到位，用钻机也可以施工，但是采取的土样没有探井采取的好。有些特殊的地区（比如湿陷黄土地区），国家规范就规定必须用一定比例探井，来采取探井土样做试验。