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。
非常规油气勘探开发关键技术
非常规油气特殊的形成机制与赋存状态，需要针对性的特色勘探开发技术。提高储层预测精度和油气单井产能是技术攻关的重点。国内、外长期针对致密砂岩油气、页岩气、煤层气等的勘探开发实践，形成了一套较为成熟有效的核心技术，这些技术各展所能、相映成彰，推进了非常规油气资源的勘探开发进程。本节简要介绍地震叠前储层预测、水平井钻井、大型压裂、微地震检测、缝洞储层定量雕刻等5项核心技术。一、地震叠前储层预测技术近年来，油气勘探开发对地下储层预测和油气分布的成像精度要求越来越高，因此地震叠前预测技术受到各大油公司的高度重视，国内、外均投入很大的力量进行相关领域新技术的研发及应用研究。目前，地震叠前储层预测技术已进入大规模工业化应用阶段。国外地震叠前储层预测技术发展迅速，方法类型多样，并推出了功能齐全、特色各异、综合性强的商用软件。国内随着勘探开发对象由中高渗碎屑岩常规储层向致密砂岩、缝洞型碳酸盐岩等非常规储层转变，中国石油天然气集团公司组织开展了地震叠前储层预测技术研究，形成了以面向地震叠前反演的保真精细处理、基于岩石物理分析的敏感因子优选、层序格架约束下的层位精细解释、AVO属性分析、弹性阻抗反演、AVO反演等技术为核心的非均质储层地震叠前预测、流体检测配套技术系列。同时，强化应用基础研究，探索了岩性阻抗反演、流体阻抗反演、弹性阻抗系数反演、叠前同步反演、波动方程叠前弹性参数反演、多波波动方程同时反演、PGT含气饱和度定量预测等叠前储层预测、流体检测新技术，为进一步提高非均质储层预测精度奠定了基础。近年中国石油天然气集团公司还开展了全数字三维地震采集处理、高密度地震采集处理等配套技术攻关，使得地震叠前道集数据的分辨率、保真度有了较大幅度提高，地震面元的方位角、炮检距、覆盖次数等属性分布更加均匀，为进一步提高地震叠前储层预测技术应用效果提供了保障。与传统的地震叠后储层预测相比，地震叠前储层预测的精度显著提高，主要是由于叠前地震有更多的信息可以利用，叠后地震主要利用的是地下岩石纵波信息，而叠前地震既包含纵波也包含横波信息。储层物性参数变化时，在纵波和横波信息上有着显著不同的表现，利用这种显著差异性，可以实现储层和流体精确成像，这在单一叠后纵波资料上无法完成。地震叠前储层预测技术，在中国石油天然气集团公司各大探区均见到了明显的应用效果。如在四川龙岗地区深层碳酸盐岩气藏识别应用中，礁气藏预测符合率为75%，滩气藏预测符合率为88%;在四川盆地须二段地震叠前含气性预测中，符合率大于80%。二、水平井钻井技术水平井钻井技术是利用特殊的井底动力工具与随钻测量仪器，钻成井斜角大于86°，并保持这一角度钻进一定长度井段的定向钻井技术，是页岩气、致密砂岩气、煤层气等非常规油气低成本高效开发的关键技术。与直井相比，水平井具有泄油气面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高、节约土地占用、避开障碍物和环境恶劣地带等优点。水平井技术近年来在国内、外发展迅速，在提高单井产量和采收率方面发挥了重要作用。美国在致密气、页岩气开发上积累了丰富的经验，形成了丛式水平井、批钻、快速钻井以及长水平段水平井等提高单井产量、降低钻完井成本的主体技术，实现了致密气、页岩气等低品位储量的有效开发。目前，全球水平井井数约5万口，主要分布在美国和加拿大。2002年以后，水平井的大量应用直接推动了美国页岩气的快速发展。美国水平井钻井数从2000年的1144口增长到2010年的9800口，增长了8.6倍。水平井比例从2000年的3.9%增至2010年的20%。水平井应用的主要对象是页岩气，其中2008年美国钻页岩气水平井7282口，其中Barnett页岩中水平井比例已占90%以上。国内水平井钻井技术日益受到重视，近年来在鄂尔多斯盆地苏里格与长北、塔中、松辽盆地深层火山岩等气田勘探开发中取得了进展，成效显著。如在长庆鄂尔多斯苏里格致密砂岩气区、长北低渗透砂岩气田，通过长期的探索和攻关，逐步形成了以水平井、长水平段丛式分支井等为主的开发技术，为今后大规模致密气田、页岩气的开发积累了经验。在致密砂岩、页岩气开发时一定要转变传统的观念，破除低效储量不能用高新技术的落后观念，树立水平井打快、打好、打长的意识。在水平井打长方面，要求水平段至少在1000m以上。当前，水平井钻井技术正在向集成系统发展，即结合地质、地球物理、油层物理和工程技术，开发大位移钻井、侧钻水平井钻井、分支井、径向水平井、欠平衡钻井、连续油管等技术，并研制技术含量高的随钻测量(MWD)、随钻测井(LWD)等设备。三、大型压裂技术大型压裂技术是提高非常规致密储层渗流能力的关键技术。大型压裂技术突破了常规压裂理论的束缚，主要采用大排量、大砂量在地层中造出超过常规压裂长、宽、高的裂缝，扩大泄油气半径，创造“人造渗透率”，提高单井产量，大幅增加了非常规油气储量的动用程度。水平井分段压裂、直井分层压裂等核心技术已经成为美国非常规气的有效开发的核心。2003年，以水平井多段压裂技术取得突破为标志，实现了Barnett页岩气的快速发展，也加快了页岩气领域从发现到开发的节奏。近年来，中国石油天然气集团公司进一步加大了直井分层压裂、水平井分段压裂关键技术引进和攻关的力度，取得了长足的进步和明显的生产效益。如分层压裂技术在苏里格东区、川中须家河组储层取得了明显效果，苏里格东区分压4层是合层压裂产量的1.7倍，川中须家河分层压裂产量是合层压裂的1.6倍。苏里格气田通过实施水平井分段压裂，水平井初期平均单井日产气达到7.8×104m3，可保持日产气5×104m3稳定生产，增产效果明显。直井分层压裂技术一般包括封隔器+滑套投球分层压裂、连续管喷砂射孔、环空加砂分层压裂、TAP套管滑套阀分层压裂等。封隔器+滑套投球分层压裂技术已在苏里格气田应用2000口以上，在川中须家河应用110口以上，已成为苏里格气区、川中须家河组直井分层压裂的主体技术。长庆油田引进的Schlumberger公司TAP套管滑套阀分层压裂技术，在苏里格气田和盆地东部完成了4口井现场试验，取得了明显效果。如2010年长庆油田在米37井2402.8～2845.0m井段，采用TAP工艺在国内第一次成功进行连续9层分压，注入总液量1672.0m3，加砂量126.4m3，创造了该技术在国内分压层数的新纪录。同时成功实施了钻飞镖作业和关闭产水层作业，实现了个别产水层TAP阀的成功关闭，有效降低了产水层对试气产量的影响。米37井关闭主要产水层山2和盒7段滑套后，试气井口产量从1.89×104m3/d上升到5.70×104m3/d，产水量从16.7m3/d下降到3.6m3/d，大大降低了产水层对试气产量的影响。水平井分段压裂技术包括裸眼封隔器+滑套投球分段压裂、水力喷射分段压裂等。裸眼封隔器、滑套投球分段压裂技术在苏里格已累计应用57口井，主体为分压4～5段。川庆钻探等单位已实现了工具国产化，并从分压4～5段发展到11段。国产化裸眼封隔器、滑套投球分段压裂工具在苏里格已入井18口，最多分压10段。吉林油田长深登平2井，是中国石油天然气集团公司目前水平井分段压裂规模最大的井，创造了目前中国石油天然气集团公司水平井压裂级数最多、单井压裂规模最大、单级压裂规模最大3项记录，推动了松辽盆地长岭凹陷致密砂岩气田的规模有效开发。长深登平2井水平段长837m，钻遇气层厚度为755m，分10段压裂，泵入总液量4610m3，加砂838m3。通过采用大规模分段压裂，10mm油嘴测试日产气35.8×104m3(油压22.8MPa)，目前该井稳定产量17×104m3/d(油压18.5MPa)，进一步拓宽了松辽盆地致密气藏有效开发的技术思路。四、微地震检测技术微地震又称无源地震或被动地震，在油藏压裂、注水开采等生产活动中，地下油气藏一般会伴生类似天然地震、烈度很低的微地震现象。产生微地震的位置可以根据反射器的类型确定，根据采样密度和纵波来计算确定。微地震技术可以用来检测油气生产层内流体的流动情况，以及裂缝的活动情况，可以用来研究在断层带附近发生的自然地震。微地震在油气勘探开发中常用来监测油藏生产、作业效果，为优化油气藏管理、致密储层勘探开发提供了决策依据。目前，微地震技术在国外油藏监测以及国内矿山开采监测等生产领域，已是一门较成熟的技术，也是近年来国外页岩气勘探开发过程中，改进页岩气增产效果的一项必不可少的专项技术。页岩气的开发主要依赖于通过大型压裂，建立一种长而宽的人造裂缝通道，将大量的非常复杂的裂缝网络连通，从而增大泄压面积。微地震监测技术是了解人造裂缝的几何形态、改进增产措施或加密井效果的关键。页岩气开发过程中的微地震压裂监测技术，是将检波器放置在距压裂井小于600m的观测井中(一般是直井)，对压裂井在压裂过程中诱发的微地震波进行持续的监测，动态地描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布形态。微地震分析能够及时了解人造裂缝产生的方向、延伸长度等信息，还可实时监测控制压裂的过程，提供压裂增产期间关于多次压裂深度和宽度的宝贵信息，做到对压裂方案进行优化选择。如利用实时裂缝监测资料，可确定裂缝尺寸的异常变化，从而使分级压裂方案得到及时调整，并分析该调整方案对整体压裂方案产生的影响;同时，可确定裂缝是否偏离设计层位，确定封隔方法的效果达到了何种程度。在分级压裂过程中，如果确定某层位得到了重复压裂，可终止当前压裂措施并开始下级压裂;如果确定目前施工层位正在产生多条裂缝，根据压裂液与支撑剂的剩余量，适当延长该层位的压裂时间;如果确定裂缝遇到了断层，立即停止压裂施工。裂缝监测在页岩气压裂中占有很重要地位，通过裂缝监测，确定裂缝方位和展布，计算改造体积，为产量预测、新井布井、压裂设计提供依据。此外，利用微地震检测技术还可以对页岩压裂前后的渗透率进行估算。我国在塔里木、华北、长庆等油田曾利用微地震技术进行过油藏监测方面的先导性试验，在注水前缘监测、区域天然裂缝预测和剩余油分布识别等方面，取得了一定效果。但在页岩气勘探开发中的应用还处于初期探索阶段。五、缝洞储层定量雕刻技术缝洞型储层具有大规模层状与准层状分布特征，部分连通型缝洞可以形成连续型油气藏，是碳酸盐岩的重要油气勘探开发领域。碳酸盐岩缝洞型储集空间一般肉眼可见，包括溶蚀孔、洞、缝及大型洞穴、裂缝等，具有极强的非均质性。缝洞型储层前期研究主要是利用地震剖面“相面法”进行定性识别目标，如“羊肉串”模式，但是由于受深层地震资料信噪比低的影响，缝洞难以精确成像。21世纪以来，中国石油、中国石化等公司组织了缝洞储层定量雕刻技术攻关，初步实现了复杂缝洞性储层的雕刻与定量化评价，已在塔里木盆地奥陶系、鄂尔多斯盆地奥陶系等缝洞型油气勘探发现中发挥了关键作用。钻前缝洞型储层定量雕刻主要依靠地震资料，以高保真地震成像处理为前提，以模型正演和岩石物理分析为基础，通过“三定法”，实现缝洞型储层或油气藏的定量化预测。“三定”是指:①定位置，利用高精度三维地震和各向异性偏移技术，实现地震信息的高精度成像;②定形态，利用振幅雕刻技术(洞穴)和方位各向异性技术(裂缝)，实现缝洞体系立体描述;③定规模，利用岩石物理分析和正演模拟技术，实现储集空间定量化预测。如在塔里木盆地塔北和塔中地区，应用缝洞体系立体描述技术，缝洞储层钻遇率达到100%。应用PG剖面、流体因子等多属性融合技术，缝洞储层流体预测符合率达到80%以上。碳酸盐岩缝洞体系地震定量雕刻技术系列包括4项核心技术:①井控地震保真处理技术，能够促进地震剖面串珠反射更加清晰、数量明显增多;②叠前地震偏移技术与各向异性处理技术，能够精细刻画不同级别的断裂系统;③溶洞模型正演技术，能够建立缝洞大小、填充与地震响应量版;④三维可视化雕刻技术，能够对裂缝、溶洞进行独立雕刻和融合研究，分析缝洞系统的连通性，精细描述缝洞的空间关系。钻后缝洞型储层定量评价，主要依靠微电阻率扫描成像测井技术。目前已形成了以电成像测井为主导的有效储层识别及缝洞储层参数定量评价技术，建立了多种较为有效的流体识别方法图版，显著提高了此类储层的测井评价能力。另外，开发的远探测声波反射波成像测井新技术，使得探测距离由3m拓展到10m，有利于发现邻近分布的隐蔽缝洞，提高评价精度。
河北省包括哪些城市
河北省（11个地级市、22个县级市）：11个地级市：石家庄市、唐山市、秦皇岛市、邯郸市、邢台市、保定市、张家口市、承德市、沧州市、廊坊市、衡水市。22个县级市：辛集市、城市、晋州市、新乐市、鹿泉市、遵化市、迁安市、武安市、南宫市、沙河市、涿州市、定州市、安国市、高碑店市、泊头市、任丘市、黄骅市、河间市、霸州市、三河市、冀州市、深州市。文化风景：河北省会为石家庄市，总人口7185万，总面积18.88万平方千米，是中国唯一兼有高原、山地、丘陵、平原、湖泊和海滨的省份，属温带季风气候。河北省会城市石家庄旅游资源十分丰富，既有秀美的自然风光，也有珍贵的文物古迹。全市现有星级（饭店）宾馆40家（其中三星级以上17家），各酒店、餐馆汇集了全国各地的风味菜系，娱乐、健身设施遍布市义。
河北省城市有哪些
河北省城市有：石家庄市、唐山市、秦皇岛市、邯郸市、邢台市等。
1、石家庄市
石家庄，简称“石”，旧称石门，是河北省省会，国务院批复确定的中国京津冀地区重要的中心城市之一。截至2020年，全市下辖8个区、11个县，代管3个县级市，总面积14464平方千米（含辛集市），建成区面积338.16平方千米。
2、唐山市
唐山，简称“唐”，河北省地级市，构建开放型经济新体制综合试点地区。位于河北省东部、华北平原东北部，南临渤海，北依燕山，毗邻京津，地处华北与东北通道的咽喉要地，总面积为13472平方千米，是中国（唐山）跨境电子商务综合试验区、中国（河北）自由贸易试验区组成部分。
3、秦皇岛市
秦皇岛，简称“秦”，别称港城、临榆，是河北省地级市，国务院批复确定的中国环渤海地区重要的港口城市，著名的滨海旅游、休闲、度假胜地。陆域面积7802平方公里，海域面积1805平方公里。
4、邯郸市
邯郸，是河北省辖地级市，国务院批复确定的中国河北省南部地区中心城市。总面积12066平方公里。截至2020年末，全市下辖6个区、11个县、代管1个县级市。
5、邢台市
邢台，简称“邢”，古称邢州、顺德府，是河北省地级市，河北省政府批复确定的京津冀城市群节点城市、河北省级历史文化名城、冀中南先进制造业基地和物流枢纽。截至2020年，全市下辖4个区、12个县、代管2个县级市。
