中国东部陆上含油气盆地经过半个多世纪的勘探，已经全面进入高勘探程度阶段，在目前较低的国际油价下，一些资源变得没有经济性，作为勘探老区还有多大勘探潜力，潜力方向在哪，怎样进行新一轮勘探等是学者们普遍关心的问题^[1-7]。如何客观全面看待这些探区的现状，明确下一步重点增储领域，理清工作思路，是实现老区稳定发展的关键所在。本文以渤海湾盆地济阳坳陷为例，对勘探老区面临的形势进行分析，并对下一步勘探方向进行展望。

济阳坳陷位于渤海湾盆地西南部，面积约为3×10⁴km²，为古生界克拉通基础上发育的中—新生界断陷盆地，包括东营凹陷、沾化凹陷、车镇凹陷和惠民凹陷（图 1）；自下而上依次发育太古宇基底层，下古生界寒武系—奥陶系（0~1400m），上古生界石炭系—二叠系（740~2100m），中生界侏罗系—白垩系（0~1600m）、古近系孔店组（400~1500m）、沙河街组（700~3500m，主要烃源岩层）、东营组（0~800m）、新近系馆陶组（200~1000m）、明化镇组（650~1300m）及第四系平原组（250~420m）。自1961年华8井获得突破发现胜利油田以来，经过50余年勘探，济阳坳陷平均探井密度为0.23口/km²（部分地区超过0.5口/km²），资源探明率为51.85%，已经全面进入成熟勘探阶段。济阳坳陷被誉为“地质大观园”，对其规律认识和油气勘探有一个渐进的过程。

图 1

图 1 济阳坳陷构造单元图

根据勘探主要目标类型的变化，济阳坳陷勘探历程可划分为4个阶段：①1961—1982年大型构造油气藏勘探阶段^[8]，该时期按照构造控藏的认识，主要利用二维地震资料寻找背斜等大型构造圈闭，探明石油地质储量13.29×10⁸t；②1983—1995年复式油气藏勘探阶段^[9]，该时期在“多期成盆、多套源岩、多期成藏、多类油藏”复式油气聚集带勘探理论指导下，应用三维地震勘探技术，以非背斜油气藏为主要目标，寻找斜坡带构造油藏、洼陷带岩性油藏，扩大老油田范围，探明石油地质储量21.23×10⁸t；③1996—2012年隐蔽油气藏勘探阶段^[10-13]，该时期在“断坡控砂、复式输导、相势控藏”隐蔽油气藏勘探理论指导下，全方位寻找具有一定规模（面积）的岩性、地层等隐蔽油气藏，探明石油地质储量17.95×10⁸t；④2013年以后，随着勘探程度进一步提高和国际油价下跌，勘探方向由中深层向中浅层转移，勘探目标由近油源向远油源转移，圈闭类型由岩性或地层等简单隐蔽型向多因素控制的复杂隐蔽型转移，主要利用高精度三维地震寻找规模更小、分布更隐蔽的圈闭，油气勘探进入复杂隐蔽油气藏勘探阶段。

2014年下半年国际油价下跌以来，国际油价持续低位运行，对国内老油田经营造成极大困难。济阳坳陷经过长期勘探开发，成本居高不下，经济可采储量快速下降，优质可动用储量减少带来产量大幅下降，所以效益稳产和有效资源接替不足的矛盾越来越突出，急需找到更多可动用的优质资源。

进入高勘探程度阶段后，发现的单个油藏（块）的含油面积和储量规模逐渐变小（图 2），单元含油面积由前期（2006—2012年）平均2.73km²缩减到近期（2013—2016年）1.2km²，单元探明储量由前期平均154.6×10⁴t减少到近期89.5×10⁴t，并且还有减少的趋势。近20年的隐蔽油气藏勘探，经过多轮次的筛选，圈闭隐蔽性更强、储集类型和油水关系更复杂^[14-16]。圈闭类型和规模的变化对圈闭描述技术要求更苛刻，已有技术表现出不适应性，根据2011年以来济阳坳陷所有失利探井原因统计表明，因储层描述不准导致钻探失利占33%，因油气输导不利导致钻探失利占30%，因油气充满度低导致钻探失利占20%，因圈闭描述不准导致钻探失利占17%。

图 2

图 2 济阳坳陷含油面积和探明储量变化趋势

按照2005年全国第三轮资源评价，济阳坳陷石油资源量为102.6×10⁸t，目前探明石油地质储量为53.2×10⁸t，剩余资源量为49.4×10⁸t，剩余资源丰度为16.5×10⁴t/km²，坳陷中4个主力凹陷剩余资源量和剩余资源丰度均居中国石化各凹陷前列（图 3）。随着生排烃机制认识的深化，资源量不断增加，近期提出了济阳坳陷古近系沙河街组咸化环境烃源岩早生早排、排烃时期长的新认识^[17-19]，对济阳坳陷4个主要凹陷油气资源量重新进行计算，沙河街组增加资源量28.7×10⁸t^[20]，为油气持续发现奠定了资源基础。

图 3

图 3 中国石化东部探区各凹陷剩余资源对比

剩余油气资源分布状况决定高效勘探领域的优选和勘探成效。在不同阶段，济阳坳陷以不同级别单元进行剩余资源分析优选阵地。在大型构造油气藏勘探阶段，以4个凹陷为单元分析资源分布；在复式油气藏勘探阶段，划分了26个构造区带（依据凹陷箕状形态划分陡坡带、洼陷带和缓坡带等），以构造区带为单元分析剩余资源情况；在隐蔽油气藏勘探阶段，将26个构造区带进一步“横向切块”划分为72个区块（区块是指具有相对统一的构造体系、沉积体系、油气运聚体系的地质单元），以构造区块为单元分析剩余资源落实方向。为了更精准预测剩余资源的分布，近期充分利用成熟探区丰富的钻井和三维地震资料，在构造区块的基础上，结合构造旋回，纵向“切片”，即以区域性盖层为约束、以相对独立的储盖组合和运聚体系为“层单元”进行剩余资源精细梳理分析（图 4），结合不同“层单元”前期资源发现情况，分析其剩余资源量和剩余资源丰度，依据当前地质认识和勘探技术能力优选阵地，建立了适应当前形势需求的剩余资源预测和阵地遴选的方法（图 5）。经过分析筛选，新近系的馆陶组、古近系沙河街组等成熟层系仍是近期增储的效益阵地，古近系孔店组—沙四下亚段和古生界等低认识层系蕴藏着丰富的资源（图 6）。

图 4

图 4 层单元划分示意图

图 5

图 5 勘探目标效益优选流程

图 6

图 6 济阳坳陷层单元剩余资源量分布

济阳坳陷为一个典型箕状断陷湖盆，经历古近纪断陷期和新近纪坳陷期演化阶段，古近系凹陷北部陡坡带砂砾岩、南部缓坡带滩坝砂岩、中部洼陷带浊积砂岩和新近系河道砂岩4类储集体一直是济阳坳陷隐蔽油气藏勘探的主要类型和成熟类型^[21-24]，多年的实践中已经形成了较规范的工作流程、技术和标准，取得了丰硕的成果。虽然近期储量占比下降，但资源远未穷尽，通过重新认识，会不断有新的发现。如前期对新近系馆陶组上段4砂组曲流河河道砂岩油藏形成了“强反射相位”的描述原则，但在埕岛西部区块为地震弱反射，被认为储层不发育而长期未展开勘探。近期结合正演模型（图 7），发现地震相位强弱反射受砂岩单层厚度、组合方式和百分含量等多因素影响，弱反射有可能是厚砂层+薄泥岩的组合特征，通过保幅拓频处理突出了薄互层砂体的反射特征，明确了砂体间的相互关系，钻探的埕北208井和埕北209井油层厚度分别为66.7m和58.9m，厚度均大于邻区，新增馆陶组控制石油地质储量1659×10⁴t。同理，通过深化认识规律和发展完善技术，陡坡砂砾岩、滩坝砂岩和浊积砂岩3类储集体也是近期效益增储的主要方向（图 8）。

图 7

图 7 济阳坳陷新近系砂泥岩互层正演模型

图 8

图 8 济阳坳陷增储领域储层类型构成

含油气盆地均发育1~2个主力含油层系，古近系沙四上亚段—东营组是济阳坳陷主力含油层，占总探明储量63.9%。盆地断陷期构造活动造成物源方向、沉积地貌、沉积中心和沉积类型有序变化，如缓坡带从物源区到盆内依次发育扇三角洲—低位扇及滩坝等，每种沉积体系成藏要素成因的空间连续性决定了油气藏类型分布的有序性^[25]，作为油气主力聚集层，该层段在一定范围内具有连片的可能。往往盆地的构造结合部和转换带圈闭类型与油气分布较复杂^[26-28]，而济阳坳陷多断裂体系、多物源沉积、多旋回演化，决定盆缘超剥带、沉积体系的结合部和构造转换带油气分布更复杂，前期受到资料品质、地质认识和技术能力等原因限制，在油气主力层可存在一些储量的“空白区”（目前尚未发现储量），这些“空白区”不一定是资源空白，而往往是认识和技术的空白，通过深化规律和提高技术，可能实现储量连片。通过“层单元”分析，河道砂岩、陡坡砂砾岩、滩坝砂岩和浊积砂岩等成熟勘探类型仍蕴藏着较丰富的剩余资源（图 8），也得到近期勘探成果的证实。例如在东营凹陷北带陡坡砂砾岩体油藏勘探中，因盐22块和坨128-10块两个探明油藏结合部扇体展布不清和钻探效果不理想形成储量“空白区”，近期通过构造转换带控砂规律再认识，发现新的近岸水下扇体，在多口低效井之间，新增控制石油地质储量718×10⁴t，预测储量石油地质1031×10⁴t，实现盐22块和坨128-10块含油连片。2011年以来，济阳坳陷在“空白区”年均发现2个千万吨级储量区块，彰显出良好的潜力。

济阳坳陷4个主力凹陷均大规模发育生烃高压区，凹陷周围的每个区带（块）都具有多层富集的潜力，老区带中仍有新层系。富油凹陷周围久攻不克的区带需要转变思路进行认识和评价。如东营凹陷西缘的高青凸起，在北部斜坡的古近系—中生界探明石油地质储量2809×10⁴t，南部主体立足寻找下古生界油藏一直没有突破，近期依托地震新资料，重建勘探模型，认识到上古生界源—储关系、构造样式和储盖条件易于油气聚集，钻探的花古斜101获日产51t的高产油流，已形成千万吨级储量阵地。

济阳坳陷外围区面积约为1×10⁴km²，在主力凹陷周围也存在一批低认识区带，这些区带在强化基础研究的同时，要用新思路、新认识指导才能有所突破。近期通过新认识，在济阳坳陷勘探程度最高的沾化凹陷和东营凹陷发现三合村油田和青南油田。三合村洼陷作为沾化凹陷南斜坡一个不生烃的负向单元，按照晚期成藏浮力驱动的认识^[29-31]，洼内不具成藏条件，30余年无进展。近期在咸化环境早期生排烃新认识的启示下，通过成藏过程恢复^[32-34]，认为东营组沉积末期沾化凹陷渤南洼陷沙四段烃源岩生成的油气在三合村洼陷进行过规模运移和聚集，经过评价钻探，在沙河街组和馆陶组控制石油地质储量3192×10⁴t，预测石油地质储量1018×10⁴t。

济阳坳陷发育一批非常规油气领域，通过精心培育，可形成中长期新的储量增长点。

页岩油：济阳坳陷古近系页岩油资源很丰富^[35]，东营、沾化和车镇3个主力凹陷的沙一段、沙三段和沙四段等层段均有分布。综合考虑泥页岩的储集性、含油性及可动性，渤南洼陷和东营凹陷页岩油勘探的有利区约为1500km²（图 1），具有一定规模的资源量。通过进一步认识和工艺技术进步，页岩油是今后现实的增储新领域。

煤成气：济阳坳陷煤成气资源较为丰富^[36]，其中上古生界煤系地层面积为5500km²，暗色泥岩面积为6000km²，资源规模相当可观。已经在沾化凹陷孤北古1井获得突破，通过系统攻关，在车镇凹陷、沾化凹陷西部等地区落实规模阵地，有望形成勘探新领域（图 1）。

中国东部老区进入复杂隐蔽油气藏勘探阶段，要根据盆地精细勘探目标的特点，通过剩余资源分布规律研究，以成藏要素联动演化研究为核心，重塑成藏过程，建立成藏量化预测模型，明确高勘探程度区油气差异富集机制，落实新的勘探方向，引领成熟探区稳步增储。通过济阳坳陷古近系页岩烃类演化、赋存方式与流动机理、储集“甜点”要素评价等攻关，建立陆相页岩油气综合评价体系，培育新的储量增长领域。

地质综合分析技术：基于盆地演化过程恢复和成藏要素耦合下的各类复杂圈闭展布规律预测技术，落实有利“圈闭群”的分布规律。

地震描述技术：攻关“两宽一高”（宽频、宽方位、高密度）地震勘探技术，提高成像精度，改善目标描述难题，实现对复杂地质体“看得清、描得准”。

低渗透储层增产技术：低渗透储层油气藏成为下一步勘探主体，通过低渗透储层产能测井预测方法、组合裂缝压裂及纵向多层均衡压裂方法攻关，形成提高单井产能的低渗透储层低成本增产技术。

建立完善“4个平台”，实现勘探优质高效发展。

目标优选平台：建立以经济效益为前提，层单元遴选、地质认识和评价技术相结合的区带优选评价方法，为效益勘探提供决策依据。

专家攻关平台：突出问题导向，形成各级专家领衔的攻关团队，破解生产瓶颈问题。

勘探开发一体化平台：强化勘探—开发在评价研究、井位部署、资料录取、地质工艺、储量落实—产能建设等方面的衔接和深度融合，加快储量—产量的转化。

工程质量管控平台：严把工程设计关，优化工程设计，严格施工过程管理，控制勘探工程成本。

济阳坳陷虽然进入高勘探程度阶段，但通过重新认识剩余资源分布和前期主力增储类型（河道砂岩、砂砾岩、滩坝砂岩和浊积砂岩）的勘探潜力，保持了储量的稳定增长，通过转换思路，在“三新领域——新区、新层、新类型”取得一批新发现，“老区不老”的认识进一步印证。除了常规油气，页岩油气和煤成气等非常规资源是济阳坳陷中长期接替的领域，下一步通过重新认识资源、重新认识沉积、重新认识复杂构造和重新认识成藏规律，济阳坳陷将保持较长的稳定增储期。