古牧地背斜 准噶尔盆地南缘油气勘探难点与对策.pdf
准噶尔盆地南缘山前包括南缘西部的三排背斜带和三排向斜带、南缘东部的阜康断裂带和南部的四棵树凹陷。南缘西部。盆地南缘构造划分属北天山山前凹陷。是一个具有多套生储盖组合的大型连续沉积洼地。沉积岩厚，含6套生油层和多套生储盖组合。准噶尔盆地是我国最重要的生烃凹陷之一，资源潜力巨大。在漫长的地史发展过程中，该地区经历了多个阶段的构造运动。特别是喜马拉雅期，受北天山强烈活动影响，山前产生强烈褶皱，并伴生一系列大型逆冲（逆冲）断裂[1]。 ，浅层结构有很大不同[2]。浅层构造主要是近东西向延伸的三排构造带（见图1），而深层构造因现有资料无法清晰认识。南缘东部博格达山山前凹陷是二叠纪前陆型生油凹陷。发育巨大的二叠系烃源层，具有丰富的油气资源和勘探前景。准噶尔盆地南缘构造复杂，圈闭众多，油气苗活跃，资源量大。准噶尔盆地南缘油气勘探经过了几代石油勘探工作者的不懈努力。该区已发现独山子油田、七股油田、呼图壁气田、甘河子油田；霍8a井获得工业油气流。随着勘探的不断深入，油气勘探近年来也取得了较大进展。 2000年，南缘西段四棵树凹陷内卡6井获得艾卡断层下盘侏罗系高产工业油流； 2003年霍尔果斯构造南缘中段霍10井取得滑脱带下盘第三系的重大突破。
根据盆地第三轮油气资源评价结果，山前带南缘：预测石油地质储量20387×104t；石油潜在资源量17384×104t；推断石油资源量68858×104t，推断天然气资源量401 5.5×108m3；石油资源总量×104t，天然气资源总量4146.5×108m3；勘探程度分别为2.38%和3.26%，勘探程度较低，表明盆地南缘油气勘探潜力较大。然而，作为北天山山前冲断带，南缘油气勘探半个世纪以来一直起伏不定。与准噶尔盆地其他勘探区（盆腹、西北缘、东准噶尔）勘探进展相比，勘探进度相对滞后。这是山前地带地质结构复杂、钻探难度客观决定的。 1、油气勘探面临的困难 1.1．构造多样化准噶尔盆地南缘地表丰富的油气苗一直吸引着地质学家。然而，自20世纪50年代初开始钻探以来，曾发生过多次钻探失败事件。究其原因，主要是由于勘探技术条件的限制。山前目标第一作者简介：吴晓志，男，高级工程师，石油地质专业，主要从事勘探区评价及油气勘探规划研究，现就职于中国石油勘探开发公司，现从事博士生工作该研究所的学生。收稿日期: 2005-03-09 · 修改日期2005-07-20 准噶尔盆地南缘油气勘探的难点与对策 吴晓志 王立红 郭建刚 丁静 (中国石油新疆勘探开发研究院新疆克拉玛依市油田分公司 ）摘要：通过回顾南疆南缘油气勘探历史准噶尔盆地半个多世纪以来，各阶段山前勘探面临的主要困难是：构造解多、储层质量变化大、规模预测困难、高陡构造地震、处理精确偏移成像困难等。对钻井技术要求较高。
并提出了解决主要难点的方案：正确应用断层相关褶皱理论解释山前复杂的改造作用；开展地表-井下-地震储层和孔隙模拟，有效预测砂体结构和质量；利用有效的构造作用建模来指导速度建模。叠前偏移成像、层速预测、地层压力及钻井压力检测、快速防斜矫直支撑钻井技术研究等。勘探困难；勘探策略；山前构造带；准噶尔盆地数控分类号：TE122.1文献标识码：A勘探战略中国石油勘探第号复杂的地质条件和多种构造解法导致当时地质认识的局限性，石油勘探思路无法得以实现。有效建立。第一阶段：1950年代至1970年代，盆地南缘150万人次详细地面地质调查、局部地区120万人次重磁调查、“光点”模拟地震调查阶段已完成。勘探了独山子油田，发现了七股油田。受勘探技术条件限制，地质认识主要停留在寻找地表构造、根据地表构造高点布置井位等较为简单的找油阶段；它主要描述浅层的表层结构，只能根据表层结构推断深层的结构模式。 、对深层构造模式认识不清、对油气保存条件认识不清。第二阶段：20世纪80年代至90年代中期，新疆石油管理局在引进法国CGG数字地震勘探技术的基础上，开展了山前二维地震普查阶段。
基本明确了山前构造凹陷、隆起格局，建立了深浅构造对应关系，确定了有利勘探区带，发现了呼图壁中型气田。基于对山前构造带演化和深浅层构造高点的认识不一致，只认识到表层构造与深层厚皮构造的对应关系；勘探开始集中于脱离层以下深处更完整的结构，以及可能存在的石油。源通道张性断层系统；初步确立了在保存条件较好的深层滑脱层勘探的石油勘探思路。但由于当时地震勘探技术的限制，无法有效确定构造高点的偏移位置。同时，由于钻井技术的限制，钻井技术水平达不到山前复杂的高压、高陡构造，造成了难以克服的技术障碍。 。第三阶段：20世纪90年代中后期，四川石油管理局接管南缘勘探阶段。重点利用山地二维地震勘探技术。通过地震资料再处理和对山前构造格架的认真分析，优选出安集海、霍尔果斯、吐谷鲁、玛纳斯、托台、东湾等地。对和场集构造进行了详细目标勘察，发现了吐古鲁浅层下第三系油藏。深入研究油气生成及异常压力对山前冲断带油气成藏的影响，认识到山前冲断带深浅层不一致，构造高点偏移较大，构造样式地层和受力部位发生了变化，初步确立了油气成藏勘探以深层中深层成藏模式进行，并按照在深部钻探相对完整构造的思路层层寻找突破口。当时，油气勘探技术逐步发展和支撑，钻井技术虽然取得了长足进步，但山前复杂构造的钻井能力已经能够突破异常高压带、高陡带；但由于山地二维地震尚处于勘探开发阶段，在地震数据采集和处理方面尚未形成成熟的支撑技术，对地表静校正和叠前偏移重定位重视不够，难以识别结构性高点；钻孔常常以失败告终。
第四阶段：新疆油田分公司再次接管目标勘探阶段。新疆油田分公司认真对待山前勘探，深入西南油田分公司、塔里木油田分公司多方面学习，对南、北天山冲断带成藏条件进行对比，认真总结成功与失败的成果盆地南缘油气勘探的经验与失败.教训：按照“总体评价、先易后难、重点突破”的思路进行探索。围绕这一思路，在准噶尔盆地南缘开展了一系列重点部署和研究工作。重点选择艾卡断裂带西段凯恩迪克、中段霍尔果斯、东段古木地背斜为突破点[3]，重点部署常规地震和山地三维地震。开始重点应用新型、增强型山地三维采集技术、低速带测量技术、叠前深度偏移技术、断层相关褶皱理论进行构造建模，开展采集-处理-解释-一体化研究。产业测绘明确山前东西向板块和南北分区的结构格局，相对客观地建立了各板块的基本结构格局，可以有效确定结构高点（见图2） ）。通过有针对性的研究-部署-解剖-钻井，勘探成果逐步显现，卡6井、霍10井取得重大突破。2004年，南缘东段睦7井、九云1井获得良好图景。图 1 准噶尔盆地南缘构造单元划分图1 准噶尔盆地南缘构造带展布 勘探策略 勘探策略 中国石油勘探 2006 年第 5 期 2 图 2 准噶尔盆地南缘山前古牧区背斜构造剖面 图 2 准噶尔盆地南缘古磨甸提克林剖面 盆地油气显示已逐步显现带来了探索准噶尔盆地南部走出海槽，逐步建立了相对成熟、配套的山前构造勘探技术和勘探思路。
1.2 储层质量和规模难以预测。多年勘探实践证明，盆地南缘西段主要勘探目标为上、中组合，主要勘探目的层为第三系沙湾组（N1s）和紫泥泉子。地层（E1-2z）、上白垩统东沟组（K2d）；东段主要勘探目的层为中下层，主要勘探目的层为紫泥泉子组、东沟组、侏罗系头屯河组（J2t）、三工河组（J1s）、中上三叠统小泉海沟群（T2+3xq） ;第一排构造带主要勘探目标为下组合，主要勘探目标层为J2t、J1s、T2+3xq。南缘主要勘探目的层储层呈现出“两低一高”的特征：构造成熟度低、成分成熟度低、塑性岩屑含量高。碎屑颗粒多呈角状或次角状，分选性中等至较差，组分成熟度指数大多小于0.6。砂岩的结构成熟度和成分成熟度均经历了低（N1）—高（E1-2）—低（J3、J2）—高（J1）—低（T2+3）的变化过程，对应于构造-沉积演化过程。 。下第三系紫泥泉子组和下侏罗统三工河组储层中石英含量普遍较高，颗粒呈圆形至亚角形至亚圆形，分选为中等到良好。从西到东，砂岩的结构成熟度和成分成熟度变化不大。北天山山前南缘西段略高于博格达山山前南缘东段。储层的主要控制因素是压实作用，储层的质量主要取决于有利微相沉积相的分布。
总体而言，盆地南缘TJ油藏物性较差，KEN油藏物性相对较好；七古组和七古组（J3q）物性较好，其他层位较差。各主探目的层储层砂岩主要孔隙类型包括：粒间孔（含残余粒间孔）、溶蚀粒间孔（含溶蚀扩大孔）、颗粒溶孔、晶间孔、微裂缝等，非常常见。少量填缝剂溶解气孔、界面缝和缩缝。其中粒间孔、溶蚀粒间孔、粒状溶孔最为发育，其次为残留粒间孔、晶间孔和微裂纹。主要储集层砂岩主要经历了压实、胶结、交代、溶蚀等成岩作用。由于砂岩岩性和岩屑含量较高，压实作用是影响储层动态的最重要因素。压实作用使原有粒间孔隙大幅减少，呈现出碎屑颗粒排列由自由排列型（南缘第三系）到凹凸型（南缘侏罗系、博格达山前储层）的特征。 ）；泥岩、千枚岩、片岩等塑性岩石碎片发生轻微塑性变形，云母等软矿物颗粒弯曲变形，然后水化成粘土矿物。中国石油勘探第52006期 3 吴晓智等。准噶尔盆地南缘油气勘探难点及对策.压实度与埋深有一定关系。随着埋藏深度的增加，孔隙度趋于降低。对于相同深度的沉积物，压实时间越长的沉积物年龄越大。该地层还具有较低的孔隙度。孔隙演化大致经历了浅埋藏→中埋藏→深埋藏→表生阶段4个阶段。
从第三系中新统沙湾组到深部中上三叠统小泉沟群，碎屑砂岩储层孔隙在第三纪沉积埋藏阶段经历压实作用，导致原始孔隙度由22%下降至15%左右→再次被埋藏，胶结溶解后，孔隙率略有增加2%，达到17%左右；侏罗系沉积埋藏阶段，砂岩储层孔隙经历压实、胶结和微量溶蚀作用，孔隙度降低至8%～12%。中、上三叠统沉积埋藏阶段，砂岩储集层孔隙再次经历压实、胶结和微量溶蚀作用，孔隙进一步减少至5%左右。由于各地区各层组沉积环境和成岩作用的差异，孔隙演化和成岩序列并不完全相同。经过多年勘探，地质人员全面掌握了准南地区主要目标储层的静态特征和微观特征，并能定量评价其物性和微观结构。但由于准噶尔盆地南部总体处于北天山造山活动带前缘，发育多陡坡短程辫状河沉积体系；储层质量由于地应力强、来源多、构造多样，胶结物含量变化较大。不同部位形成的异常压力分布不均匀，导致其质量难以预测。从油藏规模来看，客观地质背景决定了油藏砂体横向变化大、相带窄、分布范围有限、单砂层发育薄；同时，受二维地震资料质量影响，地震资料分辨率较低（主频只能达到45Hz），标定和跟踪困难，导致缺乏有利支撑处于震相阶段，造成储层横向预测无法有效开展的被动局面。
1.3 高陡构造偏移成像困难。准噶尔南部地区属于高山低山地区，地形起伏剧烈，地貌变化大，地震激发和接收条件差，干扰波发育，信噪比低。由于构造幅度较大，目的层深度变化较大，地层倾角较陡，导致纵向和横向速度变化较大；地表第四系松散，砾石层沉积较厚，静校正问题严重；由于裂缝的屏蔽作用，下伏地层反射盲区形成复杂的波场，偏移成像困难；越接近结构主体部分，数据质量越差，目前尚未见报道。获得合格的接触测量线严重制约了主体结构的表征和有效部署。同时，由于地震施工年跨度较大，施工采集参数和观测系统不一致，也造成地震质量差异较大。 1982年至1992年，大多为常规二维曲线建筑，为震源激励，覆盖24至60次，剖面质量较差。 1998年至2000年，多为山区二维研究，直线施工、爆炸激活，覆盖120至180倍，剖面质量得到提高。 2001年至2004年，重点开展三维山区部署，结合二维研究、爆炸激发、120至180倍覆盖。剖面质量良好，可以获得较好的数据；特别是立体山区的发展可以更好地落实结构格局。和结构