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第1篇

紅海盆地巖鹽分布特征

紅海盆地中新世中、晚期，南北通道關閉，海平面下降，導致蒸發巖快速沉積，全區內普遍沉積巖鹽和石膏層。上新世以后，上覆地層不均衡導致鹽流動，巖鹽控制了沉積和構造。巖鹽在該區不同構造帶，鹽層的發育特征明顯不同，在盆地的淺水區為碎屑巖帶，以濱岸帶、滾動背斜帶和鹽刺穿構造帶為特征，鹽層呈層狀展布，厚度約100～800m，是主要的勘探區帶;深水區以大規模鹽丘發育為特征，鹽層呈丘狀展布，地層厚度約1000～4500m，目前勘探程度低，但為本區潛在的勘探目標區(圖2)。

鹽不僅具有較強的致密性，而且具有極強的可塑性，當具有足夠的埋深和承受不均衡的巨大壓力時就會發生可塑性流動，巖鹽受上部地層改造明顯。在近物源區以擠壓外推鹽體為主，在遠物源區以充填沉積分割鹽體為主。巖鹽因構造變形可形成多種類型的鹽構造，在盆地濱岸帶，受多排滾動滑脫斷裂的影響，主要鹽構造類型為鹽底辟和鹽焊接;在盆地鹽盆區，主要鹽構造類型為鹽墻和鹽舌。

紅海盆地生儲蓋特征

紅海盆地已鉆井地層及油氣顯示分析，盆地主要發育兩套烴源巖，主力烴源巖為裂谷早期的鹽下Rudeis組深海泥巖(表1)，此外Be-layim和Dungunab組海相泥巖也是重要的生油巖(未證實);其次為鹽上的Zeit組下部三角洲泥巖，泥巖(10～150m，TOC0.5～0.9，Ⅱ2～Ⅲ型)厚度與質量變化大，有機質類型主要為Ⅲ型，生氣為主，在淺水區達到早成熟階段(Ro0.7%～1.0%)，靠近深水區的地層才達到成熟，已得到鉆井證實。紅海盆地的主要儲層為碳酸鹽巖和砂巖。

鹽下儲層發育碳酸鹽巖和砂巖，其碳酸鹽巖地層分布范圍有限，區域物源的發育，限制了生物礁的生長和分布范圍，從部分已鉆遇鹽下地層井上綜合分析認為，主要發育濱淺海相砂巖，儲層厚度大、層系多，但單層厚度變化大(圖4)，有效孔隙度約為13%～17%，平均孔隙度約為15%;鹽上儲層以高能環境的三角洲相沉積為主，橫向上巖性變化快，縱向上砂地比變化大，單砂層厚度一般為5～10m，砂地比為18%～38%，砂巖儲層埋藏淺，有效孔隙度約為15%～25%，平均孔隙度大于18%。

本區砂巖含鹽沉積是影響儲集性能的重要因素之一，鹽以膠結物形式沉淀在砂巖孔隙中，從而影響砂巖的儲集性能(表3)，易使砂巖儲層變得致密堅硬。紅海盆地鹽層廣泛分布，鹽丘主要沿斷層分布，從濱淺海區已鉆遇鹽層井上巖性統計分析，鹽層段通常為巖鹽夾粉砂巖、泥巖和白云巖等薄層的互層特征，通常單層巖鹽厚度從幾米到幾十米(圖5)，深水區目前暫無鉆井，但從地震解釋上看巖鹽無論規模和厚度都普遍較大(圖4)。

厚層巖鹽為鹽下地層提供了良好的蓋層條件，同時控制了本區的構造演化和油氣的分布特征，鹽體的構造運動為地下流體創造了可以運移的通道，同時也為油氣聚集成藏提供了一定的空間，在鹽構造的周圍可以形成大型圈閉和各種類型的油氣藏。紅海盆地鹽下構造繼承了基底裂谷構造特征，主要圈閉類型為地塹、地壘和斷背斜，油氣藏類型為下生上儲;鹽上地層與鹽層相互改造作用明顯，主要發育滾動背斜、鹽構造相關圈閉，鹽下油源很難通過厚層的鹽層運移到鹽上地層，鹽構造之間的迷你盆地內泥巖能夠達到成熟，在局部范圍內形成自生自儲油氣藏(圖5)。

紅海盆地勘探特點

1紅海盆地具有高溫高壓特征

紅海盆地為典型的高溫高壓盆地，這已從多口鉆井中得到證實，從最新的鉆井資料上顯示，盆地最高井底溫度(BHT)達160℃，鹽下最大泥漿密度系數達2.1g/mL(圖6)，對鉆井工程和鉆井泥漿性能優化帶來了極大的挑戰。異常高壓和第三系的膏巖鹽分布密切相關，一般來說，當膏巖鹽的厚度大于400～500m時，其下面就可能存在高壓。紅海異常壓力存在的主要原因為鹽層及鹽變形的控制，由于上覆地層的不均衡性，導致了鹽層的流動，同時受鹽層的良好的封堵性作用，形成了本區異常高壓區，如圖地震層速度剖面上可見異常高速度帶(圖7)。膏鹽層下常形成超壓帶和各種鹽構造，若是在鹽層之下發育有砂巖等儲層，則在同等深度，該儲層的孔隙壓力或者流體壓力將會比其它的未被鹽體覆蓋的儲層的孔隙壓力或者流體壓力大，這種異常高壓難以得到釋放，使得砂巖等儲集層未能夠進一步壓實，進而使該儲集層的儲集性能得以保持，為油氣的運移和聚集提供了通道和空間。

2斷裂和鹽層發育對勘探工程的影響

在盆地的淺水區，發育多排的滾動滑脫斷裂，在鉆探過程中，如果鉆遇斷裂發育區，特別是鉆遇通天大斷裂，由于泥漿的浸泡和沖刷，導致周圍砂巖疏松，泥漿會沿著斷裂發生漏失，因此在設計井位目標時，應盡量避開大斷裂的影響;而在鉆遇巖鹽地層時，由于巖鹽的特殊物理性質，會導致井筒縮徑，因此在鉆探巖鹽過程中，適時控制鉆探速度，及時進行地層劃眼工作，避免鉆桿卡鉆或下套管遇卡等地質災害的發生(圖8)。

3紅海盆地鹽下構造識別難度大

隨著對含鹽油氣盆地的勘探深入，對鹽構造的研究也由初期對鹽上構造的研究轉向對鹽下深層構造的研究，重點是對鹽下“假構造”的識別。巖鹽在區域構造應力和上覆地層重力的作用下發生塑性流動，在流動過程中容易與圍巖混雜，給地震解釋造成很大難度。鹽上構造圈閉類型多樣、結構復雜，但地震容易識別;鹽下油氣勘探中，鹽層與圍巖(砂泥互層)速度的差異性，在地震剖面上鹽下地層會產生上拉效應，使其下伏地層在常規地震剖面上出現畸變，使得構造建模及圈閉落實非常困難，即鹽下存在假構造。鹽層和鹽下地震成像技術已成為制約鹽下油氣勘探的關鍵，從研究區復雜的地質條件及二維地震資料局限性分析，針對紅海盆地深水或超深水區二維地震資料可以滿足油氣地質條件分析及區帶優選的需要，但難于解決鹽丘復雜構造準確成像及井位目標優選等研究工作。

含鹽盆地油氣勘探認識

第2篇

1．1油氣勘探項目實物期權特性分析

投資項目的價值出現減少情況時，采用實物期權法計算的項目價值包括了所含有的期權的價值，其計算結果將會大于NPV法算出的結果;如果沒有出現造成項目價值降低的可能時，采用實物期權法算出的結果會與NPV法相同。由此可知，從油氣勘探開發項目現實投資與運營特點分析可以看出，其所含有的實物期權特性是非常明顯的。因此，對這類項目進行經濟評價時，應該引入可以處理因管理決策不同所帶來靈活性價值的實物期權法。

1．2油氣勘探項目實物期權評價方法分析

在油氣勘探投資項目的經濟評價中，一般采用凈現值法。一定意義上來說傳統凈現值法是一種靜態的分析方法，認為投資者面對投資機會只能現在投資或放棄投資，忽視了投資者可以根據實際情況決定是擴大投資還是縮減投資，是推遲投資還是放棄投資。其比較適合于風險較低、現金流量波動不大的項目。而實物期權法突破了凈現值法局限性，充分考慮了投資項目中存在的期權特性，合理評估了項目的真實價值，更加適用于風險高、現金流量波動大的項目經濟評價。從期權分析入手，一個項目的真實價值是由項目的凈現值與靈活性價值兩部分構成，而后續期權的價值則取決于新的地質不確定性以及石油價格不確定性的水平和性質。其中靈活性價值可由期權價值表示，公式為ENPV=NPV+OPV，其中ENPV為項目的真實價值，NPV為項目的凈現值，OPV為項目的期權價值［3］95－96。當ENPV≥0時，此項目是可以接受的;當ENPV＜0時，則項目目前不可以接受。與凈現值法相比，實物期權法除了考慮預期現金流量現值和投資費用現值兩個變量外，還考慮了項目投資機會的持續時間、預期現金流量的不確定性、無風險利率等變量，突破了傳統經濟評價法對油氣勘探項目的“靜態”評價，使得評價項目的價值更具準確性。由此可見，具有期權特性項目的投資價值應該包括兩個部分:其一是不考慮實物期權的存在，可以通過傳統的NPV法求得投資項目固有的內在價值;其二是由項目的期權特性產生的期權價值，可通過期權定價模型求得。實物期權的定價方法主要有兩種，一種是針對具有單一不確定性來源和單一決策時間的簡單實物期權常用的Black－Scholes定價模型，該方法對評價連續條件下的風險投資決策較為適用;另一種是二叉樹模型，適用于評價離散條件下的風險投資決策［4］69－71。在評價項目價值時，與傳統的凈現值方法需要考慮諸多復雜因素相比，使用期權定價公式所用的信息相對較少，通常只需要了解油價的波動性，對于油價的期望值和風險調整理論則沒有要求。一般來說，油氣儲量、勘探成功率和油氣價格于實際中油氣勘探項目本身的高風險及其現金流量的波動性，同時油氣探勘大多數是分階段投入，因此任何后續階段的投資都是建立在之前的投資決策基礎上的。隨著勘探投入的增加，勘探程度的深入，投資者會逐步獲得一些有價值的信息，從而使得油氣勘探項目經濟價值的不確定性也相應降低。在油氣勘探項目的經濟評價中引入實物期權法，讓投資者可以根據影響將來決策的現實情況，選擇放棄或者繼續投資，從而能夠更準確地確定項目的價值。

2期權定價法應用實例分析

2．1實物期權定價模型

實物期權定價方法主要有兩種，一種是針對具有單一不確定性來源和單一決策時間的簡單實物期權，常用Black－Scholes定價模型，該方法對評價連續條件下的風險投資決策較為適用。另一種是二叉樹模型，適用于評價離散條件下的風險投資決策。在企業實際投資項目中，面臨的投資項目很多是比較復雜的，充滿很大的不確定性，同時何時是最佳決策時間也很難確定，這就需要引入二叉樹期權定價模型。二叉樹期權定價模型:C=PC++(1－P)C－1+r其中:P=(1+r)V－V－V+－V－C代表含實物期權的投資項目價值;C+、C－分別代表市場好和不好時的實物期權價值;V是項目現金流現值。V+、V－分別代表市場好和不好時第一年末的現值，r是無風險利率。

2．2相關數據

下面通過案例來比較凈現值法(NPV)與實物期權法評價結果。某石油公司擁有對某含油氣盆地的勘探開采權(數據來源于該油田內部資料)，公司目前打算進行勘探投資，初步預計投資金額為2．5億美元。假定該公司擁有一年的選擇權，即可以現在投資也可以選擇一年后進行投資。一年后該項目產生的現金流有兩種可能性:如果勘探效果理想，則項目壽命期內所產生的各期現金流貼現到第一年末的價值為4億美元;反之，如果勘探效果不理想，則各期現金流貼現到第一年末的價值為1．5億美元，并且投資方有權選擇現在投資還是推遲一年后再進行投資。假設市場出現這兩種情況的概率分別為0．6、0．4。該項目適用的風險調整貼現率為25%，無風險收益率為8%。

2．3相關計算

下面，我們使用傳統的凈現值法評價該項目。項目現金流現值:V=4×0．6+1．5×0．41+25%=2．4億美元于是凈現值為:，公司應當放棄該項目投資;而考慮到等待一年的延遲期權價值為0．426億美元，顯然凈現值法低估了勘探項目的真實價值。造成這種結果的原因是，對于不確定性，傳統凈現值法與實物期權法存在截然不同的分析:凈現值法中，不確定性越高，則意味著風險越大，折現率越高，項目價值的NPV越小;而實物期權法卻認為不確定性越大，可能得到的收益越大。期權觀點與傳統觀點之間投資收益所產生的差異，即期權的價值是一種充分考慮經營管理柔性、應用決策者主觀能動性而創造的價值。因此，考慮到決策者投資決策靈活選擇的可能性，通過采用實物期權法評估表明該項目是可行的，可以等待一年后再實施。

3對策建議

第3篇

[關鍵詞]潛山 儲集特征 遼河斷陷灘海區

[中圖分類號] P612 [文獻碼] B [文章編號] 1000-405X（2015）-9-48-1

遼河斷陷灘海區位于渤海灣盆地北部，屬遼河斷陷陸上向海域的自然延伸。其地質特點與遼河斷陷陸上相似，具有典型的陸相斷陷盆地特征。區內油氣資源豐富，構造復雜，油氣藏類型多樣，并在新生界已找到非常可觀的油氣儲量規模。在具備油源及蓋層條件下，潛山油氣藏主要受控于潛山孔縫的發育程度，所以探討潛山孔縫發育規律、尋找孔縫發育帶是潛山油氣藏研究的關鍵問題。

1潛山油氣藏勘探進展及研究現狀

潛山油氣藏由于其油源豐富、儲集條件好、圈閉容積大、單井產量高，正受到國內外石油地質學家的高度重視，而潛山油氣藏的研究是隨著其勘探開發進展而進行的。

1.1潛山油氣藏的概念和分類

潛山油氣藏是一種特殊類型的基巖油氣藏，是位于年輕沉積層底部的區域不整合面之下、地貌呈高斷塊或隆起的較老地層中的油氣藏。

1.2潛山油氣藏勘探進展及研究現狀

潛山油氣藏由于其油源豐富、儲集條件好、圈閉容積大、單井產量高，正受到國內外石油地質學家的高度重視，而潛山油氣藏的研究是隨著其勘探開發進展而進行的。

1.2.1國內潛山油氣藏勘探進展

我國最早發現的古潛山油田是1959年酒西盆地的鴨兒峽古潛山油田，儲層為志留系千枚巖、板巖及變質砂巖，潛山高度500 m，潛山項部風化殼較發育。渤海灣盆地不僅是我國東部盛產油氣的地區之一，而且以其富集高產的潛山油氣藏著稱于世。目前潛山油氣藏的勘探由尋找大型的、明顯的、簡單的高中潛山轉到尋找中小型的、隱蔽的、復雜的中低潛山，潛山油氣藏已成為我國重要的油氣勘探方向。

1.2.2潛山油氣藏研究現狀

潛山油氣藏的早期研究多為已發現油藏的坳陷或盆地的區域地質研究，其后則側重于潛山成藏條件及同類型坳陷或盆地的對比研究，以期發現新的潛山油氣藏。國外古潛山油藏注重于某一個盆地的潛山成藏條件、特點及分布規律，沒有形成一個系統理論。1960年，近年來，隨著潛山油氣勘探形勢越來越緊迫，國內外涌現了許多成型的潛山儲層研究技術和手段，如高分辨率地震勘探技術、地應力預測技術、5700測井成像技術、多地震屬性預測技三維可視化技術等，使潛山儲層預測研究日益深化、完善。這些新技術、新方法及新理論成藏動力學、含油氣系統的提出和應用，使潛山油氣藏研究提高到了一個新高度。

2變質巖儲層

2.1儲集空間類型

變質巖儲層幾乎都是裂縫型的，本區太古宇巖性是混合花崗巖，根據成因、形態，其儲集空間大致有以下幾類

（1）構造裂縫：太古宙巖石經受頻繁構造活動，形成構造裂縫創造了良好條件。特別是中、新生代劇烈的斷裂活動，為剛性較強的混合花崗巖形成構造裂縫創造了良好條件。據遼河斷陷變質巖潛山研究表明1mm，構造裂縫多受張性正斷層控制。其中高角度裂縫（與巖芯橫切面夾角大于75o）分布多與斷層走向平行，縫壁規則，開度多在l mm以上，延伸長；斜交裂縫（夾角在15o～75o之間）數量多，在構造裂縫中占70%以上，開度一般在0.01--1mm之間。這兩種裂縫是變質巖主要儲集空間。而低角度裂縫（夾角小于15o）多是在壓性應力作用下形成，開度多小于0.01mm，不發育，儲集性差。

（2）風化孔縫：太古宙巖石在漫長地史中多次處于抬升狀態，潛山頂部風化孔縫發育。多表現為裂縫錯綜，密度較大，網狀形態分布，多為溶縫式風化淋溶裂縫。

（3）溶孔：溶孔在變質巖儲層分布不普遍，發育程度差，大小不等，主要有粒間溶孔、晶內溶孔、蝕變溶孔等。

2.2儲層裂縫物性分析

2.2.1物性分析

有關資料顯示，變質巖儲層孔隙度一般都很低，約為1.7%--8%。遼河斷陷孔隙度平均值為2%--4%。通過物性的相關性分析，顯示裂縫開度與孔隙度關系不明顯，這可能是由于裂縫的隨機性及裂縫間距造成。從變質巖潛山油藏的試井資料到生產井的試采資料也都反映儲層產能與孔度關系不大，推測是因裂縫的高度連通性和巨大的總體容積空間而造成高產和較大的地質儲騷。顯示滲透率與孔喉半徑存在較為明顯的線性關系即滲透率隨著孔喉半徑的增大而增大，這就證明裂縫開度的大小是決定變質巖儲層性質的主要因素。

3碳酸鹽巖儲層

3.1儲集空間類型及物性

本區碳酸鹽巖儲集空間比較復雜，根據成因、形態，其儲集空間大致有以下幾類：

3.1.1構造裂縫：

A張裂縫：裂縫延伸較遠，鏡下寬度約0.03-0.08mm，多為方解石或泥質半充填。巖芯中可見長約8 cm、寬2～5mm的垂直層面張裂縫被方解石充填。這種高角度裂縫串通上、下層面，把各種類型的孔縫連通起來，有利于改善儲層物性。

B “X”型剪切裂縫：裂縫呈X型與層面斜交，縫面較平直，鏡下寬0.02-0.1mm。可見后裂開的一組切割先裂開的另一組，為方解石半充填。巖芯中也可見有兩組X相交的，共軛剪切裂縫，其中一組傾斜裂縫.與層面約40o～45o相交，與其共軛的另一組不發育。裂縫寬約2～8mm，比較平直，延伸長約10～15 cm。

3.1.2風化孔縫及洞穴：

風化裂縫網狀分布、縫擘不規則。裂縫寬窄不一，寬度0.01-0.1mm，延伸較遠，密度也較大，多為方解石全充填或半充填。

3.1.3溶蝕孔縫及洞穴：

一般較寬，縫壁不規則，呈彎曲狀延伸，鏡下寬度為0.05～0.1mm，呈半充填，充填物為方解石和石英。該類裂縫多在原有縫隙（如X型剪切裂縫、張裂縫或縫合線）基礎上局部溶蝕擴大而成。

參考文獻

[1]李文權.劉立.焦麗娟.王麗 遼河坳陷曙北地區新生代層序地層及沉積體系發育特征[期刊論文]-地質力學學報2004，10（2）.