柴达木盆地是我国七大含油气盆地之一，油气资源丰富，具备建立大型油气田的资源基础。受新生代强烈的喜马拉雅造山运动的影响，盆地内构造十分复杂，油气田生、储、盖组合的后期改造非常严重，使得勘探难度很大，“增储上产”曾一度面临严峻的形势。但近年来青海油田公司通过解放思想，在认真系统地分析柴达木盆地构造、沉积等油气地质条件及其特征的基础上，积极转变勘探思路，使得勘探工作连续取得突破，相继发现了昆北、英东２个亿吨级储量区，以及红柳泉、乌南、马北3个5000万吨级储量区，并在鄂博梁Ⅲ号和台南深层的天然气风险勘探中取得突破性进展。总结所取得的成功经验，归纳出5种指导思想和4条工作原则。这些思想和原则对柴达木盆地油气勘探的突破性进展和成功的增储上产起到了至关重要的作用。
油气勘探逐步向中深层拓展是当前的一个重要趋势。在柴达木盆地西北部地区，为开辟勘探新领域，以及对国内外同类研究提供参考，以碱山构造为重点研究对象，基于显微镜下岩石学精细鉴定、储集空间分析和物性测试等方法，研究储层基本特征，并结合地质背景讨论储层成因，结果表明：中深层岩性以泥岩和泥质、钙质粉砂岩为主，储集空间基本类型为裂缝、次生溶蚀孔隙和剩余粒间孔隙，并以前两者为主，物性总体较差，孔隙度在5%左右，渗透率大多小于1×10-3μm,属于低孔特低渗储层;储层成因可归纳为沉积和成岩作用的叠合影响，其中，沉积作用是低渗透储层发育的基础，压实作用和胶结作用是储层致密化的关键，而裂缝作用和溶蚀作用是储层形成的必要条件。
以柴达木盆地北缘地区为例，探讨了构造运动学过程与油气藏形成的关系。研究认为柴达木盆地北缘地区中新生代板内构造体制下的盆—山耦合过程对油气藏的形成具有明显的控制作用，燕山期—喜马拉雅初期在挤压性应力场的作用下整体抬升，构造运动学过程主要以断裂来调整各个区域的应力平衡为主，由于构造位置和自身性质的差异，各个断块的隆升速度也存在差异，相对隆升较慢的断块区，逐渐发育形成压陷型断块坳陷。喜马拉雅中期构造运动使盆地周边褶皱断裂山系隆升并向盆地冲断推覆，在盆地新生代沉积层系中形成压性或压扭性褶皱和断层，为油气的运聚提供了十分有利的条件。
通过调研野外剖面、钻井岩心、测井及地震等资料，结合分析测试，对古近系路乐河组进行了岩石学、沉积相和测井相方面的综合研究，认为柴达木盆地路乐河组具有显著的山前近源粗碎屑沉积特征，主要发育氧化环境下的典型冲积扇，并往往与下伏中生代地层或古生代基岩呈角度不整合接触，这些沉积特征记录了在白垩纪与新近纪之交柴达木盆地经历的由印度—欧亚板块碰撞而引起的大范围强烈的构造运动。
柴达木盆地北缘西段部分井下地层缺乏标志层给地层对比带来困难，同时传统的沉积旋回划分方法受人为因素干扰严重。综合运用频谱分析、小波变换和滑动平均3种方法对柴达木盆地北缘西段古近系—新近系沉积旋回进行数值解析，确定了沉积旋回的划分方案，并探讨了旋回划分在小层对比及沉积环境分析中的应用意义。结果表明：综合运用3种方法对沉积旋回进行数值解析，可以互为补充、相互印证，是行之有效的方案；在缺少标志层的情况下，沉积旋回划分是小层对比的有效辅助手段；根据沉积旋回划分结果，可以分析沉积物颗粒粒度的变化幅度和频率特征，有利于提高对沉积环境变迁的认识。
通过岩心观察、薄片分析，结合测井和录井资料及粒度分析等化验资料，对柴达木盆地北缘马北地区古近系下干柴沟组下段砂砾岩的沉积环境和沉积序列进行了深入研究，认为该区古近系主要为辫状河沉积，并详细讨论了研究区辫状河各微相特征。研究区古近系岩性主要以砾岩、砂岩和泥岩沉积为主，砾岩所占比例不高，具有正旋回沉积序列特征。根据辫状河沉积环境特征和沉积序列建立了研究区辫状河沉积模式。通过对研究区储层物性和沉积微相的关系分析，认为沉积微相为研究区储层的主控因素。
在红山断陷内钻井及周边露头剖面中侏罗统烃源岩系统分析的基础上，通过对其有机质丰度和类型、烃类化合物的组成及其成烃演化阶段进行全面分析与评价，认为：红山断陷中侏罗统主要的烃源岩类型为泥岩和油页岩，有机质沉积于淡水环境，其中油页岩属Ⅱ型，泥岩、炭质泥岩和煤多属于Ⅲ1—Ⅲ2型。红山断陷地表剖面的中侏罗统烃源岩主要处在未熟—低熟阶段，地下中侏罗统烃源岩也主要处在未熟—低熟阶段，少量处于成熟阶段。总体来看，红山断陷中侏罗统具备一定的资源潜力，是值得重视的一个勘探区。
13个区块的三维大连片资料显示柴达木盆地西南部(简称“柴西南”)现今存在红狮、扎哈泉、阿拉尔和切克里克等4个主要凹陷(或次级凹陷)。通过对凹陷构造演化和生烃潜力分析，认为红狮凹陷、扎哈泉凹陷和切克里克东凹陷为早期持续沉降凹陷，发育古近系—新近系厚度较大的优质烃源岩，生烃潜力大。同时，结合油源对比和油气分布指出，柴西南具有大凹陷局部生烃中心，油气“环凹近源”聚集的特征，预算红狮和扎哈泉—切克里克2个生烃中心资源量为8.86×108t，临近生烃中心长期持续发育的七个泉—砂西、跃进、乌南、昆北等古鼻状凸起及外围斜坡带，不但有红狮凹陷和扎哈泉—切克里克凹陷2个生烃中心为其提供充足的油源，而且继承性发育多个三角洲沉积体系前缘相带、滨浅湖滩坝优质储砂体，源储配置好，是岩性、岩性—构造油气藏勘探的有利区带。
南八仙油气田属于复杂断块型油气田，N1—N22油气藏受构造、断层和岩性等多重因素影响，储层流体性质复杂，存在多套油气水系统，无统一的油气水界面。利用电测资料准确识别油气层的难度大，油气田的开发定位、开发方式难以确定，严重影响了油气田的开发效益。通过综合应用油气藏流体性质、化验分析、高压物性、天然气组分分析、生产井产出物等资料，综合分析判断南八仙N1—N22油气藏类型，以气藏、凝析气藏为主，少量为带油环凝析气藏，并针对不同的油气藏类型，分析了依靠自然能量衰竭开发、注气保压开发和注水开发的可行性，为指导油气藏提高开发效益提供依据。
南八仙复杂断块油气田，其油气藏富集受构造、断层、岩性等多重因素的控制。深层E13气藏为原生高压气藏，且以凝析气藏为主；中浅层N1—N22气藏为次生正常压力油气藏，油气藏类型复杂多样。参考近期区域勘探研究成果，试采开发动态资料，分析了南八仙“上油下气、以气为主”的成藏规律，认为E13气藏为2期充注，构造相对完整，圈闭保存条件好，形成异常高压原生气藏；E23原生油气藏受到后期仙北大断层的破坏，油气向浅层运移聚集；N1—N22油气藏为断层、岩性圈闭的产物，一期充注，属正常压力的次生油气藏，油气主要富集于圈闭条件较好的仙北大断层的下盘。
依据钻井、测井资料，充分应用沉积学理论，对尕斯库勒油田下干柴沟组上段沉积相进行分析，在研究区共识别出三角洲亚相、滨湖亚相、浅湖亚相及半深湖亚相等4种沉积相类型。通过单井相和剖面相分析，认为研究区下干柴沟组上段沉积期湖水面波动频繁，小规模的湖侵—湖退过程形成了5个4级层序，其决定了研究区沉积微相的垂向演化和叠置格局。通过对研究区沉积相进行研究，划分出沉积微相，明确了沉积微相的空间展布规律，对指导研究层段下一步的研究和勘探开发具有重要意义。
在柴达木盆地一里坪地区新近系中,近期发现较好的天然气显示。从天然气源岩评价入手，开展了有机质丰度、生烃史分析、气源对比研究，在此基础上建立了天然气成藏模式，估算了新近系天然气资源潜力，分析了有利勘探区带。认为新近系天然气为热成因气，其源岩丰度中等偏差，有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主，初步估算一里坪新近系含气系统天然气资源量约为1.5×1012m3，一里坪凹陷西缘构造带埋藏较浅、构造形成相对较早，是下一步勘探的有利区带。
伊深1井在柴达木盆地三湖地区新近系狮子沟组试气获得工业气流，指示新近系狮子沟组中可能存在生物气。为突破柴达木盆地一直局限于第四系寻找生物气的局面，拓宽生物气的勘探领域，采用钻/测井、地震及米兰科维奇旋回相结合的方法，对三湖坳陷北斜坡新近系狮子沟组进行高分辨率层序地层学研究。狮子沟组相当于一个三级层序(长期基准面旋回)，在狮子沟组可识别出6个层序界面，进而划分出5个四级层序(中期基准面旋回)。每个层序内部可进一步划分为基准面上升半旋回和基准面下降半旋回。层序Ⅲ(Sq3)基准面上升半旋回时期发育的三角洲前缘砂体尖灭及砂岩透镜体圈闭是进一步勘探的有利目标。
南翼山油田位于柴达木盆地西部北区，是在南北两翼同生断层挟持下形成的同沉积背斜，整体岩性较细，是目前柴达木盆地主要的难采储量分布区。为实现南翼山浅层低孔、低渗油田油藏的有效开发，开展了南翼山地区储层岩石类型及沉积模式研究。在系统总结前人对南翼山浅层油藏岩石类型认识的基础上，通过薄片观察、岩心描述、碳酸盐岩分析资料，综合分析认为南翼山浅层岩性主要以半深湖相泥质纹层与粉砂纹层互层为主，并针对研究区岩性的特殊性,结合南翼山岩石类型的实际情况,建议该区岩石命名采用成分命名原则。
不同成岩条件下沉积物作用和变化是进行储层及其评价研究的重点。通过系统取心井的岩心薄片、铸体薄片、黏土矿物X-射线衍射、扫描电镜等的分析研究，总结出乌南油田下油砂山组的成岩作用类型，有机械压实作用及胶结作用、溶蚀作用和交代作用。其中，溶蚀作用是储层物性变好的有利因素；压实作用、胶结作用及交代作用等对储层不利。通过对成岩演化序列的研究表明，乌南下油砂山组储层砂岩的成岩阶段主要处于早成岩B亚期。成岩作用研究有利于建立乌南油田下油砂山组储层分类和评价标准，并对有利储层进行预测。
上油砂山组N22储层段是柴达木盆地西部花土沟油田最上部的一个含油层段,目前正进行试采开发。了解其沉积微相类型及特征、沉积微相平面与纵向展布,探讨沉积微相与含油性的关系,对油田进一步勘探开发将具有重要意义。通过对花土沟油田N22储层岩心、粒度、岩性和测井等的综合分析,揭示出N22储层段为三角洲平原亚相沉积,并进一步细分为分支河道、河漫滩、河泛平原等3种沉积微相,进而开展平面及纵向展布特征研究;同时,依据取心含油显示及试油、试采资料,分析了3种沉积微相与含油性的关系,指出N22储层段分支河道及河漫滩沉积微相具有一定的工业油流,是下一步勘探的主要目标。
综合运用岩心、测井、测试及地震资料，在等时高分辨层序地层格架下沉积微相研究的基础上，应用地震属性、分频、波形分类和可视化振幅透视、波阻抗反演等技术，开展柴达木盆地西部地区(简称“柴西”地区)红柳泉构造下干柴沟组下段沉积、储层综合研究。研究表明这种井震结合、利用测井相分析的方法较好地解决了岩性油藏储层预测的难题，对其他地区岩性油气藏的勘探开发具有重要的借鉴意义。
在综合分析近年来柴达木盆地及邻区深部地球物理资料(如重力、航磁和地震反射剖面等)，以及盆地构造格局和样式等相关地质成果的基础上，认为:柴达木盆地一级构造为新生代宽缓复向斜，且复向斜与盆地基底和岩石圈结构呈镜像特征；复向斜的形成与上地壳挠曲、下地壳流动以及刚性地幔顶部挠曲上隆为耦合关系，揭示出盆地新生代构造演化过程的直接动力源于深部岩石圈地幔物质的上涌；柴达木盆地整体为“上地壳挠曲，下地壳流动”型复向斜盆地。
涩北一号气田经过多年的开发，获得了可观的天然气产量，增加了国内天然气供应，积累了丰富的开发经验，但也遇到了出砂、出水、储量动用差异大等问题。目前，涩北一号气田采出程度已经超过10%，达到了动态储量评价条件。采用物质平衡压降法计算动态储量，通过对影响气田气井动态储量的试井解释渗透率、出水、压力等因素进行综合分析,认为影响气井动态储量的主要因素是渗透率。该认识为提高涩北气田储量动用以及其他类似气田的开发提供了参考依据。
涩北一号气田作为第四系疏松砂岩气田，由于特殊的沉积环境形成了纵向上砂泥频繁交互的分布特点，气田泥质隔夹层广泛分布，并具有一定的厚度和渗透性。通过对涩北气田隔层岩性、分布及渗透率特征分析研究，认为气田泥岩隔层较发育，具有一定的水蕴藏量，结合气田出水现状，认为隔层水窜是目前气田气井出水的主要原因之一。
柴达木盆地涩北气田为第四系疏松砂岩储层气田，气田构造平缓，储层岩性疏松，气层含气饱和度较低，气水关系复杂。涩北气田的出水模式有边水水侵、泥质隔层内水的窜流、水层水窜流和储层束缚水转化为可动水等。其中，储层束缚水转化为可动水产出是一种新的出水形式。在气田开发过程中，天然气不断采出，地层压力逐步下降，储层在上覆地层压力作用下被压缩，孔隙度降低，地层含水饱和度增加，当储层压力下降到一定程度时，部分束缚水逐步变成可动水产出，从而影响气田生产。根据涩北气田储层地质特征，结合气田出水规律，分析了涩北气田气井出水原因及类型。从开发实验、数据分析入手，建立了储层束缚水变可动水产出预测图版，该图版中储层含水饱和度曲线与束缚水饱和度曲线交点对应的压力即为气藏层内可动水临界出水压力，研究表明随气藏压力下降，气层束缚水可转变为可动水产出。
尕斯库勒油田E13油藏属于低渗透油田，非均质性强，开采难度大。由于油藏各小层物性差别大，注水开发各小层的启动压力梯度不一。根据各小层的物性、实际开发状况确定合理注采井距对油田的经济有效开发具有重要意义。在充分考虑E13油藏的纵向非均质性的基础上，建立了水驱储量动用程度与注采井距的关系，分析了影响E13油藏水驱储量动用程度的因素，提出了根据水驱储量动用程度确定合理注采井距的方法。
水平井地质导向是水平井成功与否的关键技术。针对尕斯库勒油田N1—N12油藏储层岩性变化快、岩屑代表性差和地层倾角变化大等技术难点，从井位部署优选入手，深入分析油藏构造特征、加强精细地层对比、紧密结合综合录井资料，形成了一套适用于该油藏的水平井地质导向技术。在多口水平井钻探过程中，获得了较好的应用效果。
尕斯库勒油田是柴达木盆地目前开发的主力油藏之一，作为有效动用新增地质储量、实现建产目标的有利区，该油田N1—N12油藏下盘南区储层分布井段长，油砂体平面分布连续性差，油水关系受岩性控制明显，给油藏开发带来了一定的困难。通过老井资料复查，结合钻井、试油试采资料，以地质、测井等学科方法开展储层地质特征综合研究，进而搞清油水关系，在“钻前评价、过程跟踪和深化认识”滚动开发实践中取得了较好的效果，对改善研究区和同类复杂岩性油藏的开发具有一定的指导意义。
油田开发中措施产量受人为控制因素的影响最大。通过对影响油井措施效益的诸多因素综合分析，引用措施增油量函数关系式，在不同油价下用措施增油量和措施费用2个指标，运用经济评价理论——盈亏平衡原理，研究提出了不同油价下措施最低增油界限公式和措施井最低增油界限效益动态评价标准模型图版。以2010年在尕斯库勒E13油藏作业的16井次压裂措施井为例，论证了该方法对措施优选的预评价效果。
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