油气勘探工程师手册

① 油气勘探情况

莺东斜坡带的钻井是从20世纪60年代初开始的。1960～1961年原广东省燃化厅选择在莺歌海村水道口以南1.5km处的油气苗密集发育区，成功钻探了英冲1、英冲2和岭1、2、3等5口20～60m左右的浅井。其中岭1井获良好油气显示，英冲1、英冲2井均见到油显示，共捞获150升原油。1964～1965年原石油部茂名石油公司地质处首先优选油气苗密集发育区的莺歌海嘴鼻状构造及新村背斜两个勘探目标，用自行设计的简易沉垫式钻井船先后实施钻探了海1、海2、海3井，其中，海1井打在莺歌海咀鼻状构造东南翼邻近向斜轴部，在292.5～296.3m测试获含CO₂天然气;海2井打在莺歌海嘴鼻状构造北缘正断层的南侧70m处，距海岸1.5km，与英冲1井紧紧相邻，分别在28～31m和36～49m处测试获10.3升的低硫、低蜡、低凝固点原油;海3井打在新村背斜轴部距莺歌海村水道口10km处，该井虽未获油气，但岩屑中均见荧光显示，在井深34.5～307m共见有11个气测显示层段，且在99～217m井段气测显示尤为明显，表明该区肯定存在过油气运聚过程，只是由于多种地质因素的制约，尚未聚集成藏。

1974年石油部南海石油勘探指挥部在该区开展了大规模的石油地球物理勘探工作，并于1977年3月开始进行斜坡带深水区的钻探工作，先后在该带深水区部署钻探了莺1井、莺6井及莺浅2井。从此拉开了在莺歌海盆地进行实质性油气钻探的序幕。1984年对外合作后，美国阿科公司又在该区钻探了LT35－1－1井。在这四口井的钻探中均见到了气测及荧光显示，电测解释亦有气层，其中莺1井在1772.2～1776m的Ny₂电测解释气层3.8m，在1983～1993.5m的Nm中见6层10.5m油斑砂质灰岩岩屑，电测解释为差油层;LT35－1－1井在1631～1640m的Nm砂质灰岩中测试获得含CO₂天然气，然而甚感遗憾的是上述探井均未获得工业性油气流。

进入20世纪90年代后，在对外合作的同时，中国海洋石油南海西部公司在该区又相继自营钻探了LT34－1－1、LT9－1－1、HK30－1－1A及LT1－1－1、LT1－1－2等5口井，亦均见气测及荧光显示，且在LT1－1－1井2098～2102m的Nh₁钻获日产23×10⁴m³优质富烃天然气及少量凝析油。特别可喜的是在莺歌海盆地中央底辟带获得了重大的突破，先后发现了东方1－1、乐东15－1、乐东22－1等3个浅层气田和东方29－1、乐东8－1、乐东20－1、乐东21－1、乐东28－1、岭头1－1、临高20－1等多个含油气构造(或圈闭)，展示了良好的油气前景。近年来，中海石油(中国)有限公司湛江分公司对莺歌海盆地油气地质投入了大量研究工作(胡忠良等，1991;饶维孟，1993;李绪宣等，1994;董伟良等，1996;张国华，1997;吕明等，1997;王振峰等，1998;陈希仁，1998)，并已有大量研究成果发表。

② 国外深层油气勘探方法

贺晓飞周德勇蒋红红王艳红程敏宁宪燕

摘要由于盆地深部的地质、构造条件极为复杂，深层勘探仍是一个世界性的难题。为了尽快突破胜利油区深层勘探局面，进行了国外深层油气勘探方法调研，提供和引进了国外新的理论和技术。特别是根据胜利油区深层勘探实际，介绍了前苏联CDA技术、综合勘探技术及重磁相结合勘探方法，对今后深层勘探具有较大的、较现实的参考意义。

关键词深层勘探方法重磁勘探综合勘探CDA技术勘探实例

一、引言

近十几年来，深部油气勘探越来越引起世界各国的重视，由于深层勘探是一个复杂、庞大的系统工程，涉及到地质研究、勘探技术、钻井及钻后的各项工程的方方面面的工作。对深层勘探技术，地震勘探仍是主要的勘探方法，但由于深层勘探的地质条件比中、浅层复杂得多，世界上深部勘探效果较好的国家都是充分利用各种勘探方法进行综合勘探，因此如何利用重、磁、电及化探等各种有效手段与地震勘探相结合，是一个需要深入研究和试验探索的问题。本文主要介绍世界上主要深层勘探国家目前使用的深层勘探技术方法及一些较成功的勘探实例，针对这方面进行国外深层勘探的情报调研，为胜利油区尽快突破深层勘探关，提供可借鉴和有价值的资料。

二、地震勘探技术

1.深部综合地震勘探

影响一个地区地震资料品质的主要因素有：地下主要目的层波阻抗分析、地震下传能量问题、静校正问题、全程和层间多次波问题、反射信噪比及分辨率问题等等。在此基础上，通过提高野外采集精度、改进室内资料处理方法，可有效的改善深层地震资料的品质。

在深部地震资料采集、处理中，前苏联的“时间场共深度面元叠加技术（Common Depth Area Stack）”（简称CDA），对提高地震资料的分辨率具有明显的效果。这种技术可将野外24次覆盖的记录，在室内模拟处理高达360次覆盖的剖面。其基本思路是将反映地下一定范围的一个面元内共深度点的所有信息作“同相叠加”，提高信噪比，展宽频带，以提高分辨率。图1是西乌斯特—巴勒尔斯克油田的例子。该剖面纵向上也只有100ms。图1a是24次水平叠加剖面，频带宽度为12～65Hz，泥岩盖层在白色波谷中，其下的油层未反映出来。图1b为同一剖面采用CDA技术模拟180次覆盖的结果，泥岩盖层下出现了油层的反射（油层厚度为5ms），下方的剖面的频带已经展宽到 15～125Hz，主频为100Hz^[1]。

图1俄罗斯 CDA技术在油田的应用实例图

以北美路易斯安那州Cibicides jeffersonensis（简称Cib jeff）砂层为例。勘探目的层是Cib jeff砂层，厚约15m，自然电位和视电阻率曲线表明该砂层是夹在厚层页岩之间，深度为4069～4084m。该区用可控震源成功地进行了三维采集、处理和解释。应用这些资料，对深部薄层地压型砂层进行成像和成图，并应用垂直和水平分辨率较高的资料，对常规资料无法解释的储集层结构进行了解释，最终取得了比较令人满意的结果^[2]。

2.折射波多次覆盖地震勘探方法

折射波法是将折射波与反射波同时记录，除了拾取折射波初至外，也利用续至波并追踪回折波，并利用折射界面鉴别产生反射多次波的层位。这种方法常用于目的层埋藏深、结构复杂、地表条件不利、观测面积较小的研究地区。

三维深层折射波资料的解释除了有GRM方法和延迟时间法（或称时间项）外，第三种方法包括射线追踪和递归速度模型，该方法用于二维复杂数据体确实有效，可将其进一步应用到三维深层折射波数据体。三维射线追踪是对观测到的时间剖面进行折射体深度和速度成像的最佳方法；也可以将GRM法和延迟时间法结合起来对地层进行成像。最新推出的反射参数处理系统能同时利用反射和散射能量，因而有助于深层及基底反射的成像^[3]。

3.三维勘探法——时间梯度法

在前苏联，用于沉积盆地深部构造的快速三维勘探法——时间梯度法得到了广泛的发展。这种方法比较灵活，可以任意布置记录仪和震源，使勘探工作既方便又经济。

时间梯度法勘探是利用便携式的“龟型”地震仪完成的，能自动进行磁带记录。整个“龟型”地震仪的频率特征（在振幅频率为0.9时）是2.5～14Hz，同时在12个点上进行地震记录，并在平均6km的点距观测条件下，两次挪动仪器就可以覆盖1000km²的研究区^[4]。

图2显示的是在滨黑海地区依据地震标准层作出的构造图。标准层对应于基底顶面（V_r=6.2～6.5km/s）。构造图上划分出了面积不大、但幅度较大、具有明显近南北走向的凸起和凹陷，并划分了一条近东西走向、切割基底和整个沉积盖层的断裂，这条断裂将果尔黑茨基盆地的深层构造与大高加索南坡隆起状块体分开^[4]。

图2滨黑海时间梯度法试验区基底顶面构造图

三、电法勘探

1.差分标定法（差分归一法、差分电场法）

有源可调频率的瞬变电场差分标定法（缩写为ДНМ），在前苏联地质结构比较复杂的伊尔库茨克探区、目的层较深的滨里海盆地以及其他地区取得了一些成功的实例。

该方法的函数特征为随地下介质电性特征的不同，可以选用阶值不同的三种P(t）参数，即：P₁(t）为在作为勘探目标的油气储集层处于高电阻介质之内，当介质剖面的总电导率不超过100S（西门子）时，可以利用P₁(t）函数异常来寻找与圈划油气藏；P₂(t）为当含油气层上覆层为数公里厚的低电阻率介质时，利用P₂(t）函数来寻找与圈划油气藏将更为有利；P₃(t）为当介质中既有高电阻率岩层屏蔽，又存在低电阻率岩层覆盖的条件下，可以利用P₃(t）函数来寻找与圈划油气藏^[5]。

差分标定法具有以下几点优越性：观测参数误差小，改善了数据的可靠性；具有较高的横向分辨率并能排除纵、横向侧面异常体的干扰；检测极化异常体的灵敏度较高并具有较好的垂向分辨能力；具有更加灵敏可靠的直接找油气功能^[5]。

柴金斯油藏位于滨里海盆地北部奥伦堡地区，产油层深逾4000m，上覆介质为低阻的厚层泥岩（ρ＝2Ω·m,h=3000m）和厚层的岩盐（ρ＞1000Ω.m,h=2000m）。该区域试用差分标定法P₃(t）参数圈划油藏取得较成功实例。根据地震法资料，在4000～5000m深度范围内发现了一系列的复杂构造，按照P₃(t）曲线的外形，可分为三类：①负值梯度类，是深部无油气层的特征；②正值梯度类，是油气藏上方的特征；③畸变形类，是盐下层内有垂向异常体所在地的特征，如深度在4800～5200m盐丘下断裂所致，以及4460～4480m处盐下层小幅度断裂所致，这些已被地震勘探及钻井所证实^[5]。

2.大地电磁测深法

作为地震勘探的重要补充手段的大地电磁测深，尤其是面积型或宽线式多次覆盖的大地电磁测深法，在解决深部和结晶基底方面，以及提高纵向和横向分辨率方面有很大的潜力。20世纪80年代，曾用此法划分出了滨里海盆地北部埋深5km、厚度仅数米的含油或含水的石炭系碳酸盐岩油气藏。

以南安大略沉积盆地的大地电磁测深勘探^[6]为例。该盆地地层层序由夹少量蒸发盐岩和砂岩的碳酸盐岩和页岩层序组成，泥盆系和志留系朝东北边缘移动逐渐消失，基本由奥陶系组成单一的地层剖面。对该盆地的一套可控源大地电磁测深资料进行了解释，并将结果和已知地质剖面作了对比，表明导出的电性模型与已知地质剖面对比得较好。确定该测深地点的位置，以便能够利用倾斜沉积层的优越性。从盆地浅层到深部剖面依次解释资料获得最终的模型。按这种方式解释大大减少了单个位置测深资料多层解释中的固有的多义性。

3.瞬变电磁测深

瞬变电磁测深法（TEM）是在大地电磁测深基础上发展起来的，在勘探精度、分辨率和抗干扰、预测岩性探测深度等方面的功能显著提高。其特点在于：垂向分辨率显著优于其他电法（只要深部地层电导值跃变大于10%时就能分辨）、静态畸变小、受地表不均的影响小，因而无需进行静态校正，适合在火山岩覆盖区、碳酸盐岩出露和黄土源等表面层静校困难的地区使用；横向影响小，有利于探测断层的位置和探明与断层有关的储集层内的油水边界；适合在高阻剖面所在的储集层内探明油水边界；适合在高阻剖面内探测低阻岩系或在良导体沉积覆盖的盆地内探测深部高阻基底；因记录仪器轻便，适合在地形复杂区内灵活布置施工。此法在俄罗斯若干重要探区已被列入钻井论证的必备资料。

4.电磁排列剖面法

电磁排列剖面法（EMAP）是根据地表一条线性测线测得的电磁响应结果而绘成的电阻－深度剖面。这种方法采用空间排列数据采集和处理技术，可有效地处理复杂的三维地下构造显示。大多数EMAP信号采集和处理技术均与常规大地电磁法相同，但是，它的优越性主要在于密集数据采样和对不利的三维构造效应的有效处理，可对电阻率剖面做出可靠的估计。

由于野外采集系统的改进，即模拟地震的时间域采集、处理和解释方法，使精度大大提高。由于采集点密集，克服了表层静位移，加之电磁法本身具有穿透高阻层的能力，能够清楚地分辨出3～5km以下，厚度在100m以内的低阻电性层。由于分辨率的提高，现在已用其进行寻找灰岩内幕构造、火成岩下油气层追踪等地震方法困难地区的勘探

胡秋平等著.与我国渤海湾盆地深层类似的国外盆地石油地质特征研究.中国石油天然气集团公司信息研究所.1998.。

四、重力和磁法勘探

深大断裂通常呈现较强的磁异常带和重力高值异常带，因此，在断裂发育的探区和深中部块体结构的研究中，应充分利用航磁和重力资料。

在重力反演方面，利用重力的“特征点”法、全归一梯度法等来反演求解密度剖面。该方法已用在区分横向密度不均匀性或揭示垂直的深大断裂方面，其作法是利用重力观测资料进行反演计算，求得密度剖面，然后叠合地震和电法资料，进一步划分地层及区别可能的岩性，在此基础上建立密度地质模型。以此作为初始模型，再用正演方法计算该模型的重力值，使正演重力值与观测重力值拟合，使其误差在要求范围之内

胡秋平等著.与我国渤海湾盆地深层类似的国外盆地石油地质特征研究.中国石油天然气集团公司信息研究所.1998.。

在俄罗斯曾用此法在西西伯利亚西北部密度剖面上拟合出了一个埋深6km，厚度达2km的巨型礁体，引起了轰动

胡秋平等著.与我国渤海湾盆地深层类似的国外盆地石油地质特征研究.中国石油天然气集团公司信息研究所.1998.。

对西西伯利亚油气藏附近重磁场特征的研究表明，重磁场与油气藏存在某种空间关系。首先借助二维傅里叶频谱（DFS）分析对振幅和频率进行研究；然后进行变换、滤波和“移动窗口”分析，编制区域和局部异常图及位场导数图，研究已知油气藏区域的参数分布^[7]。

油气藏大部分位于区域重磁正异常的斜坡上，该异常被解释为与深部裂谷型构造相关。同时还证实了油气藏的位置通常与局部重磁极小值是一致的，而这些极小值是由于基底为低密度和低磁化强度所引起。西西伯利亚北部的所有已知油气藏均位于波长大约90～100km且梯度较大的重力异常区内。这种新揭示的油气藏与位场参数之间的关系，在勘探程度低的陆地和海洋可用于预测新的油气藏^[7]。

五、渗透介质地震声学法

渗透介质地震声学是一种物探新方法，其主要特征为：将烃储集层模型视作一不均匀介质；孔隙空间中的流体是一活性动力学非均质导体，能够积聚和转换（模拟）波动过程；储藏层框架则是一静态非均质导体，控制着动力学非均质导体的运动^[8]。

该方法可以通过内部参数关系或是流体相对其岩架的体积流量而正面求解；反向求解则是通过激发、记录和分析解释一组类似的流体波取得，其运动学和动力学参数是借助流体流量来确定的。通过综合分析声波测井流体法、垂直地震测深法、地震勘探和实验观测结果，就能确保所获解的可靠性^[8]。

利用计算和程序的综合分析可以求出有效孔隙度、孔隙直径、渗透率、产量和沿着井的生产剖面深度上的饱和率特性。此法在阿斯特拉罕穹隆和东西伯利亚已取得成功实例^[8]。

六、FMI测井技术

FMI是在地层倾角仪基础上发展起来的最新一代电阻率成像测井仪，全称为全井眼地层微电阻率成像仪。它利用高分辨微电阻率产生电图像，研究岩石层理、构造、孔隙变化、裂缝以及沉积相等，并为准确判断油气层提供依据。在建立适合探区岩－像关系的基础上，FMI技术的合理应用，是提高勘探效益，尤其是深层勘探效益的有效途径^[9]。

七、化探技术

利用浅部地球化学标志，可以预测盆地深层烃类聚集，前苏联在这方面已经取得较大进展和很好效果。

Pricaspian盆地位于俄罗斯地台东南部，储集层位于二叠系盐下层，埋藏较深（4000～5500m），油田靠近盆地的外边缘。研究表明，在盐上层中，烃类流体的地球化学特征和组成类似于盐下层中的烃类。通过对盐层和盐上陆相沉积层的地球化学特征分析，可确定盐下储集层中油藏的位置^[10]。

研究目标主要集中于盐下流体的最突出特征——H₂S的高浓度。这一活动组分揭示了从盐下储集层到不同的上覆盐层和盐上地层的运移途径。不用钻穿盆地中央部位，沿盆地H2S痕迹的分布就能够指示深部盐下油气藏的分布^[10]。

利用地球化学数据可以确定该盆地的深部构造。具有异常地层压力和异常流体组分的盐下碳酸盐岩油藏是上部盐上层段地球化学标志的来源。在陆源岩中H₂S不是原生的，因此陆源岩中H₂S的痕迹是运移的可靠指示。这种方法也可用于预测其他盆地的盐下层中未发现的油气资源。通过对盆地上部盐上层的地层水和次生矿物的详细研究，可以区分地球化学参数的环境起源和运移起源^[10]。

八、综合勘探技术

对深部油气勘探而言，更趋向于向多学科结合、综合应用的方向发展。如将地震勘探与重、磁勘探结合，或地震勘探与大地电磁勘探结合，非地震三维地球物理勘探与三维地震勘探技术结合等综合地球物理勘探方法，及近地表化探与地震资料的综合应用，都会极大的推动深部油气勘探。重、磁、电、化联合解释方法原理如图3所示

胡秋平等著.与我国渤海湾盆地深层类似的国外盆地石油地质特征研究.中国石油天然气集团公司信息研究所.1998.。

目前，成果较为显著的是地震与大地电磁资料的结合，它们已成为深部油气勘探的有效方法

胡秋平等著.与我国渤海湾盆地深层类似的国外盆地石油地质特征研究.中国石油天然气集团公司信息研究所.1998.。

中新世中期，匈牙利潘农盆地构造活动强烈，并伴有火山岩喷发。岩浆覆盖了基岩，逐渐形成相当厚的火山岩地层。火山岩大都能屏蔽和散射地震信号，常常导致地震资料品质较差。在这种情况下，MT测量能比地震测量更好地获得火山岩以下的信息。通过比较MT（博斯蒂克）和测井电阻率图，在2km上下的中新统火山岩处MT与测井电阻率均对应高阻，而火山岩以上地层均为低阻。这一现象表明，两种不同方法的测量结果相近。将MT测量结果按博斯蒂克电阻率分布的垂直拟断面形式显示（图4），可以清楚地圈定出高阻火成岩以下的低阻地层。在MT测站6上（图4），深度为4～5km处低阻带的电阻率值，与离该测站约3～4km处的KH井同一深度的测井电阻率值相近，MT的低阻层为白垩纪地层

胡秋平等著.与我国渤海湾盆地深层类似的国外盆地石油地质特征研究.中国石油天然气集团公司信息研究所.1998.。

图3重、磁、电、化联合解释方法流程图

图4博斯蒂克电阻率分布横断面图

由此例可以看出，根据大地电磁测深（MT）横断面所示的地下构造形态及由此获得的地下电阻率（或电导率）的分布特性，结合地震资料，可确定地下岩性并判断其含油气性。此类研究为深部油气的勘探开辟了广阔的道路。

九、结束语

深层地质条件的复杂性，决定了勘探应避免使用单一方法和技术。充分利用各种勘探技术进行综合勘探，无疑是准确地获取深层地质信息的重要手段。

前苏联在滨里海盆地的勘探过程中，在遥感、重力、磁力、电法勘探的基础上，有计划地进行了大量的共深点法、折射波剖面对比法，并与深部参数井和普查钻探工作相结合，进行综合勘探较全面地了解深层地质结构，为目标评价和勘探决策提供了重要依据，取得了较好的效果。

胜利油区深层勘探程度较低，今后除了加强地震工作，改善和提高地震反射效果外，应该考虑对深层目标有选择地应用重力、磁力及电法等其他手段与地震相结合进行综合勘探，有望在深层获得新发现。

致谢本文在完成过程中，得到地质科学研究院宋国奇总地质师、蔡进功副总地质师的指导与帮助，在研究过程中遇到的许多难点问题得到地质科学研究院的杨品荣、赵洪波、陈杰及地球物理勘探公司的郭良川高级工程师的热情指导，在此表示深深的谢意。

主要参考文献

[1]李庆忠著.走向精确勘探的道路.北京：石油工业出版社1994.

[2]Kinsland.G L High-resolution three-dimensional seismic survey of a thin sand at depth.Geophysics,1999,56(12).

[3]Geoff Bennett.3D seismic refraction for deep exploration targets.The Leading Edge,1999,18(2).

[4]林中洋译.沉积盆地深部构造的快速三维地震勘探法.石油地质信息，1994,15(2).

[5]任俞编译.电法勘探圈划油气藏的新技术——差分标定法简介.国外油气勘探，1991,3(2).

[6]Gomez-Trevino E.Electromagnetic soundings in the sedimentary basin of southern Ontario—A case history.Geophysics, 1983, 48(3）:311～330.

[7]Alexey L,Piskarev.Magnetic and gravity anomaly patterns related to hydrocarbon fields in northern West Siberia.Geophysics, 1997,62(3）:831～841.

[8]任俞译.超深油气藏物探方法的发展和改进.世界石油工业，1996,3(7).

[9]布志虹等.从濮深8井看FMI技术在东濮深层的应用前景.断块油气田，1999,16(5).

[10]刘斌等译.利用浅部地球化学标志预测Pricaspian盆地二叠系盐下烃类聚集.国外油气勘探，2000,12(3).

③ 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，只要离开大陆架即水深大于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。与大陆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、构件缺陷、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年代的多维属性（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。

④ 什么是油气勘探

油气勘探，也叫石油地质勘探，是指在油气田形成模式与分布规律理论的指导下，运用各种手段和方法进行资料的采集、处理与综合分析，判断油气田形成的基本条件是否存在，不断缩小勘探靶区，最终发现和探明油气田的过程。这是教科书里的定义。其实，用老百姓的话说，就是运用什么方法、手段去找油，到哪里去找油，怎样找到油。

⑤ 简述油气勘探的主要方法有哪些

目前，勘探油气田的方法有地质法、地球物理勘探法、地球化学法和钻井法四类。

⑥ 石油工程师学会（SPE）

油气开发技术的发展，以及影响世界石油工业的财务与经济形势的重大变化，要求改迸油气资源储量评价体系。石油工程师学会（SPE）是一个非营利性的专业技术组织，其会员工作领域为能源资源开发和开采。

SPE的创建可以追溯到1871年，美国采矿工程师学会（AIME）在宾夕法尼亚州（美国）奠基。1913年，AIME创建了一个石油和天然气委员会，并成为了该学会的支柱。1957年，SPE正式成为AIME的分会，1985年作为一个独立组织开始运作。截至2012年初，SPE在全球118个国家大约有10万名会员。

石油工程师学会是一个公认的油气勘探和开采的技术信息来源地，从事油气资源储量评价工业标准的技术定义的开发。SPE通过专业媒体出版物、网站（www.spe.org）、会议、技术研讨会和论坛开展业务。

烃类液态、气态和固态资源储量定义的标准化，以及在国际层面对其开展评价的工作始于20世纪30年代。在工作阶段早期，主要注重证实储量的定义。1987年，基于石油评估工程师学会（SPEE）的调查成果，石油工程师学会发布了自己的关于所有液态、气态和固态油气储量的分类体系。同年，世界石油理事会（WPG，以前的世界石油大会）在遵循独立评估的原则下，发表了其烃类液态、气态和固态储量的分类体系，与SPE的分类体系实际上是一致的。1997年，这些组织联合开发了一个通用的烃类液态、气态和固态储量的分类体系。2000年，美国石油地质学家协会（AAPG）、SPE和WPG提出了一个覆盖所有烃类液态、气态和固态资源储量类别的分类体系（石油资源分类体系，2000）。在接下来的几年里，该分类体系补充了解释和辅助性文档，例如“资源储量评价技术使用补充说明（2001）”和“烃类液态、气态和固态资源储量定义中的术语表（储量/资源术语表，2005）”。此外，SPE还发表了储量计算和审计的标准（储量审计标准，2007年）。

2004年，石油工程师学会雇佣了全球石油和天然气工业领域最好的科学和技术专家，开始更新油气储量的定义，并在2007年完成。专家们考虑了新技术的影响和商务行为中财务与经济形势的变化，开展了与其他储量评价体系的对比研究，并吸收了它们的长处。特别是考虑了 SEG、加拿大证券管理委员会、俄罗斯联邦自然资源部、中华人民共和国国土资源部、挪威石油理事会、美国地质调查局、英国的推荐会计处理公告（SORP-001）和联合国分类框架的技术内容。

在各类行业组织的共同努力下，借鉴了其他油气和固体矿产资源国际分类体系的长处，2007年研发了石油资源管理系统，即SPE（PRMS），其发展的历史阶段如图1.2所示。

SPE石油和天然气储量委员会同意了石油行业专家们的意见，修订了PRMS的定义，提交给SPE的董事会和合作伙伴审批，包括世界石油大会（WPG）、美国石油地质学家协会（AAPG）和石油评估师学会（SPEE），他们审阅了这些定义，并表示同意。

该体系所提出的定义为创建一个更准确的资源储量评价体系和资源储量评价体系的全球化跨出了重要的一步。

图1.2 SPE（PRMS）体系的发展阶段

2008年，SPE增补了储量评价要求，该要求由另一个有影响力的组织——美国证券交易委员会（SEG）提出。SEG的要求符合当时实践和技术发展水平^[15]。同年，PRMS被作为石油与天然气工业的报告标准，并被美国证券交易委员会作为更新规则（2008年12月31日发布的“石油与天然气报告的现代化”）的指南。

2011年，SPE编制了石油资源管理系统应用指南^[20]。

⑦ 蔡希源的出版专著

蔡希源等，松辽两江地区石油地质分析，石油工业出版社，1999
蔡希源等，中国油气区反转构造，石油工业出版社，2001
蔡希源，李思田，陆相盆地高精度层序地层学 -- 隐蔽油气藏勘探基础、方法与实践，地质出版社，2003
蔡希源，宋国奇，王华.陆相盆地高精度层序地层学，地质出版社，2004
蔡希源，郑和荣.陆相盆地高精度层序地层学，地质出版社，2004
蔡希源，运华云，李宝同，现代测井技术应用典型实例，中国石化出版社，2009
蔡希源，杨克明.川西坳陷须家河组致密砂岩气藏，石油工业出版社，2011
蔡希源，杨汝山. 油气勘探开发技术进展，中国石化出版社，2011
蔡希源等，油气勘探开发技术进展，中国石化出版社，2012
蔡希源，油气勘探工程师手册，中国石化出版社，2012

⑧ 油气勘探概况

四川盆地位于上扬子地区，面积为18×10⁴km²。盆地的勘探工作始于20世纪50年代，根据不同时期主要勘探思路、重点勘探领域及主导勘探技术方法等特点，大致可以划分为4个阶段(图1.1)：①地面构造勘探阶段，大致是20世纪50年代初至50年代末，以地表构造显示为主要勘探目标；②裂缝型气藏勘探阶段，大致从20世纪60年代初至70年代中期，以寻找与构造相关的裂缝气藏为主要勘探目标；③裂缝-孔隙型和孔隙型气藏勘探阶段，大致从20世纪70年代中期至90年代末期，以裂缝-孔隙型、孔隙型气藏为主要目标；④深层、超深层复合型气藏勘探阶段，大致从1999年至今，以孔隙型构造-岩性复合型圈闭为主要勘探目标。近期一批大型、特大型气田不断地被发现，就与勘探思路的转变，地质理论、认识的创新和勘探技术的进步密切相关。总结分析四川盆地大中型气田的发现规律将有利于促进勘探的进一步发展。

图1.1 四川盆地勘探历程

(据马永生，2010)

1.1.1 地质认识的深化、创新带来勘探思路的转变

每一次地质认识的深化、创新都带来勘探思路的转变，勘探思路的转变又带来了大中型气田的发现。

四川盆地油气勘探经历了4次勘探思路的大转变。第一次是从以找油为主向以找气为主的勘探思路转变。早期龙门山前带勘探、四上海棠铺勘探和3次川中大会战，虽然找到了一部分高产油井，但总体规模不大。通过加强盆地油气地质基础条件的分析研究，认识到四川盆地烃源岩演化程度高，应该以天然气富集为主，勘探上要把天然气作为主要勘探对象。正是由于这次勘探思路的战略性大转变带来了后期勘探的大突破与大发展。第二次勘探思路转变体现在对碳酸盐岩储层性质的认识上，即从裂缝型气藏勘探向孔隙型气藏勘探的转变。早期认为碳酸盐岩主要靠裂缝作为天然气的主要储集空间。因此，发展了大量评价描述裂缝的技术方法，勘探上主要寻找与构造相关的裂缝系统，并总结出了碳酸盐岩裂缝型气藏勘探“占高点、占鞍部、占断块，沿长轴、沿扭曲、沿陡带”及“撒大网、占山头、插红旗”的井位部署原则和勘探方法，发现了以川南二叠系阳新统为主的一大批裂缝型气藏。同时，通过对气藏地质特征的总结分析，认识到碳酸盐岩在一定条件下也有发育孔隙性储层的可能，由此带来了寻找石炭系、二叠系和三叠系礁滩、鲕粒孔隙型气藏的勘探大发展时期。第三次是从构造气藏向构造-岩性复合型气藏勘探的转变。早期勘探关注了威远、川东高陡构造等大型构造圈闭，但随着勘探的不断深化，逐步认识到了二叠系和三叠系受沉积相带控制的岩性体、地层圈闭等，把石炭系、二叠系和三叠系礁滩领域的勘探成果不断扩大。生物礁滩型气藏的发现是四川盆地碳酸盐岩天然气勘探历史上的大事件，其得益于对二叠系、三叠系环开江梁平陆棚沉积相带的认识，得益于对台缘礁滩发育的认识。第四次是从中浅层向深层、超深层领域勘探的转变。这次转变得益于对深层、超深层碳酸盐岩优质储层发育机理认识的突破，把勘探领域从原来认识的5200m深度拓展到了6500m 甚至7200m 深度，大大拓展了勘探空间，并总结出了“定相带圈区块、沿台地找亮点、建模型作正演、查属性再反演”的深层、超深层储层预测与勘探方法，发现了元坝、龙岗等大型深层、超深层复合型气藏。

勘探部署思路上的不断创新也带来了大中型气田的发现。在区域勘探阶段，从早期的区域排队优选勘探目标，重视突破点分析，发展到后期强调二级构造带的整体解剖；在区(带)勘探阶段，从早期的逐层钻探(瞄准一个层系实施钻探)，发展到后期结合盆地天然气富集特点的多层系立体勘探。川东石炭系、川西陆相深层须家河组气藏及非常规泥页岩气在涪陵地区重大突破及工业性开发实验取得重大进展等大中型气田的发现、探明和效益开发就是勘探思路和勘探部署方法转变的成功例证。

1.1.2 每一个勘探技术的进步都带来大中型气田的发现和勘探发展

通过正演地质模型的研究，改进了地震采集方法，在川东高陡构造带地震成像及石炭系薄储层预测技术方法上取得了积极进步，促进了大天池、大池干、高峰场等大中型气田的发现；基于“亮点”特征的飞仙关组鲕滩储层及须家河组裂缝-孔隙型储层预测技术，在川东北渡口河、铁山坡及川西新场等大中型气田的发现过程中发挥了关键作用；高精度二、三维地震技术，超深井安全、快速钻井技术等在普光、元坝等深层、超深层储层预测与气藏勘探过程中发挥了突出作用；“3D3C”多波地震勘探技术在新场须家河组二段深层致密气藏勘探中效果显著。四川盆地经过多年的勘探积累，形成了以下较为完善的配套技术系列。

1)山地地震勘探技术系列，在地震采集方面形成了针对高陡构造、深层、超深层、超致密、山前带及碳酸盐岩裸露区等的特色技术方法；在地震资料处理方面形成了基于钻井地质-速度模型方法、射线变速深度偏移、串级深度偏移等的实用技术，改善了复杂构造的准确成像；在多类型复杂储层预测技术上也取得了突破性成果，针对裂缝型储层、石炭系薄储层、飞仙关组鲕滩储层及长兴组礁滩储层等的预测技术方法，带来了一批大中型气田的勘探发现。

2)复杂地质条件下的钻井配套技术、复杂储层改造与提高产能技术等的突破与发展，为普光等高含硫化氢气田的勘探开发，为川西、川中陆相超致密气藏的效益勘探开发作出了突出贡献。

⑨ 　形成海上油气勘探开发生产四大能力

通过对外合作和自营勘探开发的大量实践，在十大配套技术的基础上，初步形成了中国海上油气勘探、开发、生产的四大能力。

一、复杂地质条件下寻找大、中型构造油气田的能力

中国海域石油地质条件与近海陆地有直接的、密切的联系，盆地的含油气性质也由陆地影响到海区。当然，我国东部各沉积盆地含油气的复杂性，也直接影响到海域。

中国海域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，我们具备了在复杂地质条件下——不同时代、不同类型（改造型、叠合型）、多旋回沉积、多生储盖组合、多期构造演化、复杂盆地背景、多断层切割、多断块构造条件——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，还地下构造的真实本来面貌。如在莺歌海盆地中央构造带研究中，通过地震资料的叠前深度偏移处理，消除了低密度物质造成构造顶部下陷的假象，从而发现了天然气储量数百亿立方米的东方1-1大型天然气田、乐东15-1中型天然气田，提高了海上自营勘探能力和勘探成功率。

二、自营开发海上油气田的能力

我国海上到1995年已投入开发的18个油气田中，有4个是自营勘探开发的。通过实践和与外国石油公司合作，加上近几年技术开发和组织攻关活动，解决了一系列开发技术难点，海洋石油人逐渐掌握了海上油气田评价、开采技术，提高了自营开发、生产海上油气田的能力和水平。1990～1995年，自营油田动用地质储量占海上总动用储量的百分比，从2.87%上升到26.2%，年产油量所占比重从5%上升到25%，可见自营开发油气田的能力在逐年迅速增长。

对于新油气田，重点抓按时投产工作，以提高生产能力。特别在管理上，重视三大控制：进度、质量、费用，使新油气田投产工作做到高速、优质和有序地开展。如锦州20-2凝析气田自1979年开始钻探、1984～1988年滚动勘探评价到1989年完成总体开发方案设计，总共历时10年，先后钻预探井5口、评价井7口，取心长281m，油田范围内进行了38井次DST测试，11项1540样次分析化验和11个PVT样品分析工作，大量、丰富的基础资料使对地质情况有了清晰的认识：锦州20-2凝析气藏是一个受断层控制的被覆构造，顶部凹凸不平，形成南、中、北三个独立的高点；储层发育，岩性类型多，油气层分属4套地层、5种岩性，储油物性变化大；具有异常高压、具底油和底水的块状凝析气藏；受构造和岩性控制，是一个开发难度比较大的气田。1989年完成总体开发方案设计，1990年开始实施，根据下游工程年产30×10⁴t合成氨对上游年产3.5×10⁸m³天然气的要求，共建4座生产平台14口生产井，海上生产的油气，通过48.6km海底管线送往陆地终端和气体处理厂。气田投产至今压力下降平稳、供气稳定，保证了下游生产用气。1992年投产后，由于ODP方案得当，生产后弹性产率从1.7倍上升到17倍。有几口井出现了黑油，现正采取措施控制锥进和排黑油试验。

再如位于北部湾海域的涠洲11-4油田，于1978年自营钻探湾5井首次发现工业油流。构造类型为披覆背斜，主要储层为上第三系角尾组二段和下洋组，油层物性好，油质中偏重，属于受构造和岩性控制的底水油藏。由于探井少，在编制总体开发方案时有两个问题没有认识清楚：一是油水界面低渗致密层的致密程度及分布范围能否阻挡或延缓底水的上升；二是水体和天然能量的大小。因此，在钻开发井过程中，加强了随钻油藏描述技术的实施，从而加深了对油藏的认识，调整部分开发井位和方式。在储层研究中，充分利用地震道积分剖面，对油水界面低渗致密层的进一步研究，认为在开发区范围内，该层普遍存在，将对缓解底水的锥进起到重要作用。因此，对部分生产井的射孔方案作了调整，射开程度由原来的30%上升到50%～70%，使单井产能得到提高。短期试采证明底水能量足以满足开发的需要，于是，将原方案设计的5口注水井调为生产井，增加了油田产能，节省了费用。1996年油田年产油84× 10⁴t，累计产油233×10⁴t，到2000年油田生产近8年，累计采油627×10⁴t，采出程度27.73%，油田含水66.17%，获得了巨大的经济效益。

又如绥中36-1油田是个大型油田，在实施生产试验区完井作业工作中，克服了油层厚（单井总厚逾300m，平均单层厚105m）、井斜（最大64°）、渗透率差别大（同层变化在100～6000MD之间）等难点，完成生产井任务后，发现地质模式与方案结论一致；油层分布稳定，连续性好；储量增加（从4918×10⁴t增加到5754×10⁴t）；单井产能高于设计值（设计为80t/d，实际为100t/d）；能量旺盛，可以晚注水。我们通过生产试验区为油田整体开发提供了科学的依据和技术准备。绥中36-1油田的高效开发是多项先进技术配套集成的结果，2001年油田二期工程6个平台、185口井全部探测，全油田总井数249口，年产油350×10⁴t，累计采油1330×10⁴t。

对于老油气田，我们注意适时调整ODP方案，补充完善开发技术政策，采取合理开采工艺，加强生产管理，精心组织停产和检修工作。

最复杂的油田如曹妃甸1-6油田，为残丘状潜山构造油藏，产层为太古宙结晶花岗岩，具有双重介质、高渗、高产、底水、块状、古潜山特点。通过延长测试后，于1995年5月以两口生产井方式投产，初期日产1000t，但是仅仅8天时间，含水上升到24.5%，原油日产从926t急剧下降到563t，尽管采取了堵水、补孔等措施，但地下情况太复杂，致使单井日产低于操作费最低限产产量137t而被迫停产。尽管如此，我们也从中学到了许多有用的知识和经验教训。

三、承包海上技术作业服务的国际竞争能力

中国海油所属各专业技术公司（钻井、物探、测井、船舶、平台、工程、设计、技术服务等），通过技术引进和技术开发，已形成配套的技术服务能力，可以参加国际市场的竞争。

如在石油技术方面，“八五”期间共完成16项技术攻关课题，使其技术有了很大的进步，现在已能配套完成海上钻井作业的各种技术服务工作。

又如在物探方面，“八五”期间共完成46项科技技术改造项目工作，其中有23项已达到国际水平或国内先进水平。5年来该公司由于重视科研工作，积极地促进科技成果转化为生产力，在立项的23个项目中，创产值1.3亿元人民币，创汇620万美元；获得利润710万元人民币，80万美元；节约资金967万元人民币，144万美元。

四、开拓海外油气资源的发展能力

中国的油气资源并不丰富，面对国民经济发展对能源日益增加的需求，开拓发展海外油气资源可以为国家增加后备储量，也是中国海油发展战略之一，是利用国外资金和资源发展、壮大海洋石油事业的有效途径。

通过十多年的对外合作，我们已熟悉相关国际惯例和经营方式，具备一定的对外合作经验；有素质较高的管理、科研、设计、建造和施工队伍；与国际公司和金融界有良好的合作关系和信誉；有海上勘探、开发、生产作业比较齐全、先进的装备；有必要的资金和国内外融资能力。

在具备这些条件的基础上，我们在地域上选择与我国有良好关系的丰富产油区——亚太地区；在矿产选择上，以油为主；在方法步骤上，以油田开发或改造项目起步；坚持经济效益第一的原则。在众多项目信息中，经过相互比较、详细分析和广泛筛选，于1994年成功购买了印度尼西亚马六甲区块32.58%的股份。该区块为一已经开发30多年的海陆连片的老油田群，仍有一定剩余储量和新区勘探扩大储量的潜力。只需注入一定资金、加强管理、改进开采技术，油田仍然可以生产若干年，并且预计在几年之内即可收回投资，获得纯粹的利润油收益。

此举动打开了开拓海外市场的大门，也向未来建设跨国公司迈出了坚实的一步。

⑩ 石油天然气勘探

重力勘探在石油及天然气的普查和勘探阶段具有重要的作用。针对油气普查、勘探和开发的不同阶段，重力勘探有如下应用：首先利用小比例尺（1∶100万～1∶50万）重力异常图研究区域地质构造，划分构造单元，圈定沉积盆地的范围，预测含油、气远景区；其次根据中等比例尺（1∶20万～1∶10万）的重力异常图划分沉积盆地内的次一级构造，进一步圈定出有利于油气藏形成的地段，寻找局部构造，如地层构造、古潜山、盐丘、地层尖灭、断层封闭等有利于油气藏储藏的地段；特别是由于重力仪测量精度的提高与数据处理和解释方法的发展，还可利用大比例尺高精度重力测量查明于油气藏有关的局部构造的细节，直接寻找与油气藏有关的低密度体，为钻井布置提供依据；在油气开发过程中，根据重力异常随时间变化，可以监测油气藏的开发过程。

图2-9-5 重庆—西藏马尼根果地形与布格重力异常剖面对比

1—布格重力异常剖面；2—地形剖面

图2-9-6 新疆巴楚至大盐池地形与布格重力异常剖面对比

1—布格重力异常剖面；2—地形剖面

（一）区域地质构造的研究及油气远景区的预测

华北平原是中朝准地台的一部分，其基底是由前震旦纪的变质岩系所构成。吕梁运动以后相当长一段时间为稳定的地区，震旦纪至中奥陶世沉积了较厚的海相地层；晚奥陶世至早石炭世期间，全区上升，缺失了这一时期的沉积；中石炭世以后，全区再度下沉，接受了海陆交互相的沉积；燕山运动期间，北部、西部边缘褶皱成山（燕山及太行山），平原区内部为新生代沉积所覆盖，全区沉积岩系累积厚度达几万米。

平原区沉积岩系内有两个主要密度分界面：①上部界面在新生界沉积与下伏的中生界岩系之间；②下部界面在下古生界海相地层与上覆的中生界岩系之间。在上古生界及中生界缺失的地区，两个密度界面合为一个界面，界面上下地层的密度差可达0.4g/cm³～0.6g/cm³。由于该区上古生界及中生界地层分布零散，加之下古生界海相地层与结晶基底密度差不明显，因此在重力解释时，就可以把下古生界的顶面作为盆地的基底看待。

如图2-9-7所示，根据对异常特征的分析并结合其他物探成果，华北平原可划分出下列构造单元：冀中坳陷、沧县隆起、黄骅坳陷、无棣隆起、济阳坳陷、临清坳陷和内黄隆起等。这些构造单元的划分为油气普查、勘探指明了潜在的远景区和进一步工作的地区，并且这些推断被后来的钻井资料和进一步的物探工作所证实。20世纪60年代在黄骅坳陷中找到了大港油田，在济阳坳陷发现了胜利油田，70年代又在冀中坳陷发现了任丘油田（即华北油田）。这些事实说明利用重力资料研究区域地质构造，对寻找油气田有着非常重要的意义。

图2-9-7 华北平原布格重力异常及构造单元划分图

1—布格重力异常等值线；2—区域构造单元界线；3—大断裂：数值单位为10^－5m·s^－2

（二）寻找古潜山和封闭构造

利用重力勘探直接寻找油气构造（如背斜、盐丘……）已为许多事例证明是有效的。古潜山构造主要由下奥陶统、寒武系、震旦系的灰岩为主的老地层隆起所构成。当它周围沉积了巨厚的生油岩系时，石油就会向古潜山地层上翘或隆起的部位运移、聚集。由于石灰岩的节理、层理或溶洞比较发育，因此在一定条件下，可形成古潜山油田（图2-9-8）。断层封闭构造所产生的断块凸起或下陷，在具有良好的生、储油条件下，也可形成储油构造，见图2-9-9。

图2-9-8 古潜山储油构造

图2-9-9 断层切割、封闭储油构造

现在，重力勘探在石油勘探及开发中得到了不少新的应用，发挥了越来越大的作用。除油气田预测及探测外，重力勘探已经用于：①油气资源评价；②解决不同勘探阶段的地质问题；③与地震资料进行联合反演，解决地震解释中的一些难题；④解决火山岩地区的问题；⑤估计地震波速度；⑥推断油气水平运移方向等。