我国海相油气勘探开发已进入高速发展期

2001年8月，中国科学院院士刘光鼎向国务院提交“关于中国油气资源二次创业的建议”。时任国务院副总理温家宝批示：“要重视油气资源战略勘察工作，争取在前新生代海相碳酸盐岩地层中，有新的突破。这是一个非常重要的问题。”中国油气资源二次创业的帷幕就这样拉开了。

经过长期的实践与思考，石油工作者对我国海相地层有了更深入的认识，在南方海相战场上，取得了第一个辉煌成果：在川东北地区发现了迄今我国规模最大、丰度最高的特大型海相气田——普光气田。截至2006年末，普光气田累计探明储量3600亿立方米。西部地区20世纪90年代发现的海相大油田——塔河油田的三级储量近15亿吨。

我国海相油气勘探开发已进入高速发展期。有关海相油气勘探开发的理论技术成果不断涌现。近日，石油勘探开发研究院召开了首届勘探技术交流会。在这些参会交流的技术成果中，有大量成果源自海相油气勘探领域。

为此，本版特邀中国石化石油勘探开发研究院参与一线研究的相关专家对近期国内外海相油气勘探发展状况进行分析、解读。

主持人：张晓波 张海霞

嘉宾（排名不分先后）：

徐旭辉  石油勘探开发研究院战略规划研究所所长

海相盆地经历多期改造迭加

主持人：请从活动论构造历史观，谈谈我国海相碳酸盐岩油气资源分布的特点与勘探方向。

徐旭辉：目前，我国陆相油气田大多数进入高含水的开发后期，廉价石油时代结束，海相油气资源将成为未来油气勘探的主要领域之一。

随着我国最大的海相油田塔河油田和最大的海相天然气田普光气田的发现，勘探家把目光又一次聚集到了古生界海相领域，重新思索过去已有的理论与勘探思维，并不断重视古生界领域的探索。我国海相碳酸盐岩油气资源有何特点，潜力、规模还有多大，勘探前景如何，可能遇到哪些难题，下一个“塔河油田”、“普光气田”会在哪里出现？这些问题亟待勘探家去认识、实践。

中国古生界海相领域经过中新生代翻天覆地的改造后，形成了成盆、成烃、成藏的独有特点和复杂性。

一是原型控源，蕴藏巨大的勘探潜力。油气勘探实践告诉我们，没有盆地就没有石油。由于海相地层形成的时间早，经历的构造演化复杂，要寻找海相油气，首先要分析历史时期中的沉降单元（原型盆地）在哪里。从活动论构造历史观出发，在古中国陆分布着华北陆块、扬子陆块、塔里木陆块、柴达木陆块以及相应古大洋。在这些古大洋靠近古陆块一侧，即被动大陆边缘发育了大量的有机质。这些有机质在古中国陆和古亚洲陆的地史阶段中，在陆缘与陆内盆地主要发育下寒武统、中上奥陶统—下志留统、二叠系等3套烃源岩。

下寒武统烃源岩分布于被动大陆边缘靠陆一侧，中上奥陶统—下志留统烃源岩分布于陆内拗陷，二叠系烃源岩分布于陆内裂陷—拗陷盆地，被动边缘拗陷是烃源岩最有利的发育区，烃源岩主要包括碳酸盐岩和泥质岩两类。这些优越的先天条件，孕育了海相巨大的油气潜力。

二是迭加控藏，形成了多类型的油气藏模式。从中生代（2.5亿年前）以来，我国及邻区沉积构造发生天翻地覆的变化。这些“后天因素”作用的结果与演化在我国形成了“三横两竖”的大地构造格局，由北向南依此为兴蒙造山带、秦岭—大别造山带和松潘—甘孜造山带，同时在东西形成了郯卢断裂带和贺兰山—龙门山断裂带，海相地层呈现南北分带、东西分块的特征。

同时，不同世代的原型盆地彼此并列迭加形成了我国现今展布的中新生代盆地及构造格局，而受中新生代盆地迭加的变格作用制约，造就了下古生界两套主力烃源岩演化程度普遍较高，主体处于高过成熟演化阶段。由于面上迭加的差异性，使得二叠系烃源岩演化程度横向变化较大，不同盆地内烃源岩有其特有的生烃历程。

三是我国古生代海相沉积盆地经历多期的迭加改造。原始的油气成藏体系经隆升、剥蚀，也遭受了强烈的改造，并在多期的盆地迭加作用下，发生重组与再造。因此，海相油气成藏应是“先天条件”与“后天因素”共同作用的结果，有效烃源岩、有效储层、有效保存和有效成藏组合是海相油气藏选区评价的基本要素，也是控藏的主要因素。

海相层系肩负着我国油气资源战略接替的重大使命，是我国石油工业二次创业的重要领域，随着科学和技术的进步，相信海相领域油气大突破、大发现将会不断涌现。

董 宁  石油勘探开发研究院副总工程师

海相地层对地球物理勘探提出新的挑战

主持人：海相油气勘探中面临的地球物理难题有哪些，近年来取得了哪些进展？

董 宁：与其他国家相比，我国除南方地区外，海相地层普遍埋藏较深，大多数在5000米以下。这样的深度条件，给油气地球物理勘探的主要手段——地震勘探技术的应用带来很大挑战。

首先，上覆巨厚地层对地震波传播路径的影响，造成了利用地震波反射旅行时圈定地下目标的不确定性。其次，深层地层受重力压实加强，地层的差异性减小导致地层界面上下特征差别不大，相应的地层界面反射地震能量弱。这给地震资料处理中如何消除干扰、增强有效信号带来了困难。深层高温、高压环境下，储层参数及其受油气赋存程度的改变差异性不明显，导致储层地球物理响应特征变得不明显，使利用地球物理手段描述储层、识别油气富集区有效性降低。

我国南方海相地层碳酸盐岩地层直接出露地表，给地震勘探的激发、接受带来了极大的困难，有些地区根本得不到有效反射。这对发展综合地球物理勘探技术提出了新要求。

总之，受我国地质条件的限制，海相油气勘探所面临的地球物理难题是多方面的，既有勘探对象的特殊性，又有勘探条件的复杂性。

近年来，在总部科技部的大力支持下，在西北、南方各油田分公司的帮助下，我们先后开展了南方海相地层覆盖区重磁电综合地球物理勘探技术研究、面向南方海相碳酸盐岩储层的地震资料采集、处理、解释一体化研究、基于岩石物理分析的井震综合含气性预测技术研究、中国石化西北探区古生界砂岩储层含油气性预测技术研究等。这些研究的开展，有力地推动了海相地层的油气地球物理勘探技术的进步，为增加该领域的勘探发现提供了技术支撑。

刘文汇 石油勘探开发研究院首席专家、无锡石油地质研究所所长

海相碳酸盐岩层系存在多种烃源

主持人：在我国海相碳酸盐岩油气勘探开发的过程中，地球化学方面的技术方法与陆相油气勘探有什么不同？

刘文汇：我国海相碳酸盐岩层系以古生界为主，时代早、沉积老，埋藏深度大，演化时间长，成烃期次多，成烃过程和经历的后期构造运动多且复杂，油气兼有、以气为主。我国陆相地层多为中、新生代沉积而成，时代晚、演化时间短，埋深浅、经历的构造运动少而简单，以油为主。

因此，基于成烃、成藏过程研究的技术和方法对于海相而言就要求比陆相更加精细、更加全面和更加系统化。只有这样才能够有效解决十分古老和经历漫长演化历史的海相地层中油气母质赋存、油气生成、运移和聚集成藏等系列油气地球化学和地质问题。

海相地球化学示踪指标体系就是为适应海相研究需求而逐步发展、完善的一整套系统的地球化学示踪方法，能最大限度地反映油气来源，母质沉积环境、源岩演化、天然气聚集成藏以及改造过程，有助于在时间和空间范畴，重塑天然气运聚过程和有效反演复杂的成藏过程。

我国海相碳酸盐岩层系存在多种形式烃源，并存在相互转化、连续或叠置生烃过程，以各种形式的烃源为出发点，开展多指标综合应用和新指标不断开发的成烃示踪研究，取得烃源与烃类间的关联信息，建立有效的示踪指标和体系，是解决海相多烃源成烃过程和示踪问题的重要途径。

主持人：从地球化学的角度来看，我国海相碳酸盐岩地层与国外海相碳酸盐岩地层有什么不同？

刘文汇：我国海相碳酸盐岩地层主要发育在古生界，侏罗纪、白垩纪、第三纪等中、新生代地层不发育，地层老，演化时间长，演化程度高，成烃期次多，后期改造强烈，其中包含多套海相烃源岩和源岩组合，碳酸盐岩烃源岩的有机质丰度较低，存在多种烃源形式间的相互转化和多元生烃现象，不同烃源间的依次接力成气使源岩表现出多段式生烃特点，发生多次油气充注和多期油气成藏与后期构造运动调整改造等复杂的成烃成藏演化过程，给烃源岩评价、油气源对比、油气成因和资源潜力分析带来了极大的难题，造成常规的地球化学技术方法难以有效解决其中存在的诸多地球化学与地质科学问题。

而国外含油气盆地海相碳酸盐岩层系以中新生代地层为主，构造活动相对比较简单，热演化程度适中，烃源岩有机质的丰度都比较高，有机碳含量大于5%的常见，常规的有机地球化学技术方法和指标参数可以很好地解决国外碳酸盐岩地层烃源岩评价、油气源对比和油气成因等成烃成藏问题。

此外，国外通用的含油气系统的研究思路并不适用于我国海相碳酸盐岩层系叠合盆地的油气勘探。由于国外海相地层烃源岩有机质的高丰度和适度演化而不用过多考虑烃源问题。而在我国海相碳酸盐岩研究中源岩有机质的丰度和高演化则是相当重要的问题，同时，由于烃源岩中多种烃源共存，造成很多油气藏的来源难以确定。

创新适用于我国海相油气勘探的油气地质理论

主持人：与国外含油盆地海相碳酸盐岩相比，我国海相地层有什么特点，石油勘探开发研究院转型海外取得了哪些成果？

陈文学：近年来，中国石化在非洲、中东、中亚、亚太、南美洲和北美洲等地的21个国家拥有42个勘探和开发项目，共100个区块，其中海相层系区块80个，权益油剩余可采储量占90%以上，以中—新生代海相砂岩和碳酸盐岩储层为主，储层为下古生界碳酸盐岩的仅有3个。

与国外含油盆地海相碳酸盐岩相比，我国海相地层有两大特征。一个是地层老。以地质年代2亿年为界，国内海相层系主要形成于2亿年以前（青藏地区除外），而国外含油气盆地的碳酸盐岩大多是从2亿年以来形成的。另一个是构造活动强烈。我国处于印度板块、西伯利亚板块和太平洋板块三大板块的围限处，地质构造不稳定。我国地块的面积也远小于北美地台、东西伯利亚和西西伯利亚地台，抗构造运动的能力比较弱。因此，我国海相层系油气成藏对保存条件的要求就非常苛刻。

另外，国外海相地层形成的时代晚，经受的构造运动相对较弱，国外海相岩层油气保存条件相对较好。我国海相碳酸盐岩层系分布面积广，残余厚度大，油气显示多。我国海相碳酸盐岩的复杂性和勘探难度大的客观条件，制约了对碳酸盐岩层系油气资源潜力的认识。

陆相生油理论的建立以及陆相盆地的成功勘探，使我国的石油工业走上了独立自主发展的道路。中国海相碳酸盐岩油气勘探经历了几多兴奋、几多困惑。勘探实践表明，随着理论认识的升华、科学技术的进步，新发现的海相碳酸盐岩层系油气田越来越多、越来越大，是我国油气资源战略接替的重要领域。

我国东部的陆相油气勘探理论及国外海相油气勘探理论均不能有效指导海相层系的油气勘探，海相油气地质理论必须在继承陆相与国外海相油气地质理论基本要素的基础上，进一步创新适用于我国海相碳酸盐岩特点的油气地质理论。

几年来，石油勘探开发研究院围绕海外战略规划研究、新项目评价、重点项目支持三大任务，紧密结合现场生产需要开展研究工作，为海外科研生产提供了技术支撑。研究人员先后围绕全球资源利用、国外油气资源潜力分布、主要投资目标区投资环境等开展了基础研究，深化了对全球重点含油气区（盆地）的油气地质条件和勘探潜力的认识，动态跟踪主要投资目标区投资环境变化趋势，为实现中国石化“十二五”海外油气“半壁江山”的目标打下坚实的基础。

●链接

石油、天然气田按照形成时的环境，有海相、陆相之分。在世界范围内，海相地层是油气资源勘探的一个重要领域。世界上的大油气田在海相碳酸盐岩地层中的油气探明储量约占60%。目前，我国在海相碳酸盐岩地层的探明储量仅占总探明储量的5%，表明我国海相碳酸盐岩层系油气资源勘探潜力很大。

我国海相地层分布范围广。据有关资料显示，我国海相地层面积超过455万平方千米，其中陆上海相盆地28个，面积330万平方千米；海域海相盆地22个，面积125万平方千米。