我国海相地层主要分布于陆上的塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、南华北盆地和南方的扬子地区,以及近海海域的渤海湾盆地、北黄海盆地、南黄海盆地,以中生界和古生界沉积为主,在东海、南海海域部分盆地的第三系中,亦有海相沉积赋存,分布面积广泛。在总结我国海相地层油气地质基本特征的基础上,将已发现的海相油气藏划分为原生型、次生型、再生烃3种成因类型油气藏,并综合分析了这3类油气藏形成分布的主控地质因素与有利勘探领域。我国海相烃源岩成因油气的勘探程度总体较低,具备广阔的勘探前景。应该针对陆上原生与次生油气藏形成分布带、海域原生油气藏形成分布带,加强海相地层的勘探力度。

塔中地区北部奥陶系发育碳酸盐台地—陆棚边缘高能滩相,仅上奥陶统良里塔格组滩体就厚约100?300m,有效储层厚约50?100m,滩体颗粒灰岩构成典型的非均质碳酸盐岩古岩溶岩性储集体圈闭,圈闭面积可达1000?2000km2,迄今钻遇的12口井有9口井获得工业油气流,初步预计储量可达(5?10)×108t油当量,应该是特大型整装原生岩性油气藏,可能成为塔里木盆地尚未探明的最大整装油气田。该油气藏成藏条件优越,是满加尔凹陷油气源区多期油气特别是晚海西期油气首先充注的圈闭;多期岩溶作用造就了较好的滩体储集空间,颗粒灰岩储层的非均质性既为油气勘探带来了难度,也为该岩性圈闭侧向封堵的形成创造了条件;埋藏深度适中及后期构造改造微弱有利于滩体原生油气藏的保存;滩体地震响应特征易于识别追踪,总体表现为低频空白弱反射或者是低频强—弱相间反射。初步研究认为,塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩具备相似成藏条件即形成大中型原生岩性油气藏的地区还有阿瓦提凹陷南部—巴楚凸起北缘及塔北隆起南斜坡—北部坳陷北缘,塔里木盆地奥陶系原生岩性油气藏具备十分广阔的勘探前景,是发现大中型油气藏的现实领域。

塔里木盆地志留系分布面积约23.6×104km2,勘探前景广阔。储层性质受岩矿特征、成岩演化、压实等因素控制。储层分石英砂岩和岩屑砂岩两种,石英砂岩主要分布在塔中和塔北,其形成环境是滨岸、潮间带低潮坪、潮下带潮汐水道及和扇三角洲,岩屑砂岩主要分布在塔东等地区。塔中和塔北地区石英含量可以达到65%以上,其孔隙度大于9%,渗透率大于2×10-3μm2,因此,石英砂岩的分布区即为优质储层的分布区。塔东等岩屑砂岩分布的地区储层控制因素为成岩压实、碳酸盐胶结物和粘土矿物成分含量,其压实减孔10%?26%、胶结减孔8%?24%;有效储层(孔隙度大于9%,渗透率大于2×10-3μm2)的埋藏深度小于4500m,碳酸盐胶结物含量小于10%;因此,塔东等地区沉积前古隆起及陆相与海相环境的过渡带可能存在较好储层。石英砂岩分布区、古隆起及大陆斜坡上的沉积环境过渡带是塔里木盆地志留系重要的油气勘探区。

作为重点研究对象的碳酸盐岩台地区,国内外高频层序数值分析研究极少,主要原因是岩性、岩相复杂,难于提取反映基准面变化的指标。近年来发现自然伽马能谱钍钾比指标较好地反映开阔海相碳酸盐岩台地沉积基准面变化,密度指标较好地反映碳酸盐岩蒸发台地内部沉积基准面变化,得到大量井区岩电对应关系和露头仪器实测数据的证实。应用钍钾比、密度等指标的开窗口傅立叶分析、小波分析等方法,对川东渝北下三叠统飞仙关组和塔里木盆地英买力地区奥陶系碳酸盐岩进行了高频层序定量分析,提高了研究区层序相序级构特征、划分与对比等方面的研究精度。

中国北方地区众多的含油气盆地类型使得各盆地中的沉积物充填、成岩演化和储层性质有较大的差异,并最终导致了成岩类型的多样性、成岩演化的多向性和成岩机制的复杂性。中、新生界碎屑岩储层的基本特征是①发育冲积扇—河流—(扇)三角洲—滨浅湖沉积体系,主要油气砂体为三角洲平原和前缘中的辫状分流河道、水下分流河道、河口坝以及滨—浅湖中的滩坝砂体,其次为扇三角洲、浊积扇或湖底扇和河流等砂体。②砂岩储层的成分成熟度较低,以岩屑砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石砂岩。从早到晚砂岩的成分成熟度趋于降低,与盆地构造演化的活动性逐渐增强是一致的。③砂岩以原生粒间孔隙为主,它的发育程度基本决定了储层性质的优劣;北方地区除了鄂尔多斯盆地三叠系延长统等少数地区发育溶蚀孔隙以致成为主要的储集空间外,大多数油气盆地从整体上讲,砂岩中原生孔隙的相对比例在50.0%以上,是砂岩储集空间的主要构成部分。砂岩孔隙类型的变化明显地表现出4个发育特点。④砂岩的成岩压实作用是储集性质的主要控制因素,各地区砂岩的压实减孔量占总减孔量的比例在50.0%?94.0%之间,基本上是胶结减孔量的2.0?10.0倍。因此,在北方含油气盆地中,研究砂岩的压实减孔规律对成岩作用和钻前储层性质的预测是十?

以松辽盆地南部岩性地层油气藏成功勘探为例,系统阐述了层序地层理论对岩性地层油气藏勘探所起的指导作用,区域层序地层研究指明岩性地层油气藏勘探方向,高分辨率层序地层研究提供勘探井位。同时,针对三角洲前缘带岩性地层油气藏具砂泥岩薄互层、断裂系统复杂、低孔低渗储层导致油层电阻率低和产能低等特点,系统陈述了先进实用的勘探技术在岩性地层油气藏勘探中所发挥的重要作用。最后,对岩性地层油气藏的勘探步骤和各步骤所对应的研究成果、图件和技术保障进行了系统的总结。

根据煤或碳质泥岩发育程度,将准噶尔盆地侏罗—白垩系划分为煤系储层(八道湾组、西山窑组)和非煤系储层(三工河组、头屯河—齐古组、吐谷鲁群)。文章从储层基本特征描述、储层性质的主控因素分析、储层成因模式的建立和储层性质评价与预测等四个方面,对重点地区侏罗—白垩系储层展开研究。认为侏罗—白垩系相对优质储层均为剩余原生粒间孔隙发育型储层,而成岩压实作用强弱是决定粒间孔隙保存的关键因素,由于煤系与非煤系储层物理与化学成岩作用模式与进程有明显差异,其压实作用的表现形式也不同,并导致储层原生孔隙的保存条件有明显差异。同时,煤系储层溶蚀作用主要是对颗粒的溶蚀,并不能有效改善储层的孔隙结构,对渗透率贡献小,甚至在一定条件下起负作用,溶蚀作用产生的副产物对储层的渗透性能也有较大的负影响,从而揭示了非煤系储层三工河组、头屯河组和吐谷鲁群的物性普遍优于煤系储层八道湾组和西山窑组的原因。在明确储层性质控制因素和控制机理的基础上,建立了三大类储层的成因—演化模型,并在此基础上分地区和分层位进行了储层评价和预测,指出了不同渗透率储层的深度界线及相对优质储层的平面分布。

通过微观和宏观的研究方法,在川中地区大面积超低渗透储层背景下,发现了下沙溪庙组中下部发育一套相对高孔隙的含浊沸石砂岩储层。砂岩中浊沸石以胶结物形式充填粒间孔隙中,浊沸石含量一般3%?6%,局部可达10%?28%,并发育广泛的次生溶蚀作用,电子显微镜下次生溶蚀孔隙面孔率可达2%?3%。浊沸石次生溶孔是下沙溪庙组最主要的孔隙类型。含浊沸石砂岩厚度大、分布广,其形成与物源、沉积相带有一定关系。进一步研究浊沸石分布、次生溶蚀带分布对预测下沙溪庙组有利储层、油气富集区带具有重要意义。

柴达木盆地第三系藻灰岩储层分布较广,是柴达木盆地第三系碳酸盐岩储层中最重要的油气储层。目前柴达木盆地第三系藻灰岩储层主要见于西部地区的跃西、跃东、七个泉、狮子沟、花土沟、尖顶山、南翼山和大风山等地区,层位上从下干柴沟组上段(E3)至上油砂山组(N2)均有分布。E3和N1的藻灰岩主要分布于英雄岭222凹陷以西(西南)地区,N2和N2的藻灰岩主要分布于英雄岭凹陷以东(东北)地区,这与柴达木盆地的湖水进退、12沉积中心的迁移及盆地演化有着密切的关系。柴达木盆地西部地区第三系湖相藻灰岩储层的成因类型主要包括两类滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩。滨湖亚相的藻坪灰岩和浅湖亚相的藻丘灰岩具有完全不同的沉积特征、岩石类型和储层特征。滨湖亚相藻坪灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,溶孔和溶缝的形成与大气淡水的淋滤作用有关。浅湖亚相藻丘灰岩储层的储集空间以次生溶孔和溶缝为主,同时也发育原生枝管状钙藻(绿藻门的松藻科)的藻管孔,溶孔和溶缝的形成与晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用及有机酸的溶解作用有关。柴达木盆地西部地区第三系是青海油田近期的重点勘探目标区,具有很大的油气勘探潜力。近几年发现的藻灰岩是其中一个值得重视的勘探目标,已知地区的藻灰岩储集性质较优,并

分析了有关油气矿权图形数据的分类和描述;提出了油气矿权信息系统原理和算法;设计和实现了油气矿权数据图形库结构和内容;构建了PMRGIS软件应用平台,介绍其中有特色的功能。这些技术和成果已被较好地应用在矿权评价选区、矿权年检、矿权质量评估、上市资产评估、矿权日常事务管理、矿权调整方案处理、勘探开发部门的工作部署和施工作业等方面,满足了油气勘探开发等部门工作要求,并取得较好的经济效益和社会效益。