A. 中國海相油氣勘探工程技術的繼承與創新
5.2.3.1 地球物理勘探技術
中國南方和西部海相碳酸鹽岩地區往往地形高差變化劇烈、低降速層厚度變化急劇、高陡岩層出露地表、地下復雜的逆掩推覆構造，使地震記錄信噪比、解析度低，形成對現有地震勘探技術嚴峻挑戰，嚴重製約了勘探進程、地質認知程度和新的油氣發現。而現有西方國家的地震數據採集和處理技術以及相應的裝備與軟體也主要是針對海洋勘探的，對於復雜的山地地質條件並不完全適用，具有很大的局限性和不適應性。這就要求我們必須通過自力更生來解決我們面臨的問題，實現海相油氣勘探開發的大發展。
（1）復雜地表條件下地震信號（雜訊）形成機理研究
本項研究包括：
1）不同尺度和幅度起伏地形的地震波場響應特徵。
2）粗糙地表地震波場的散射與時差效應。
3）近地表小尺度非均勻體的散射效應。
4）相干雜訊與近地表結構的關系及應用。
5）高密度單點地震數字組合技術。
6）高密度單點地震高精度信號分析與去噪技術。
（2）灰岩裸露區地震波場傳播規律及應用研究
本項研究包括：
1）碳酸鹽岩岩石力學分析。
2）碳酸鹽岩地層地震波吸收、衰減、散射效應。
3）灰岩裸露區近地表地震波場特徵分析。
4）陡傾灰岩地層裸露模型地震波場傳播規律。
5）灰岩裸露區不同頻帶地震波場傳播規律與特徵分析。
6）基於GIS和遙感資料的地震採集設計技術。
（3）復雜地表與構造對地震成像的影響規律研究
本項研究包括：
1）起伏地表對地震速度分析精度的影響分析。
2）近地錶速度模型精度對地震成像的影響分析。
3）宏觀速度模型精度對地震成像的影響分析。
4）不同偏移演算法與處理流程成像結果的對比分析。
5）基於照明分析的儲層地震響應振幅影響分析。
6）基於真地表復雜構造模型照明分析的觀測系統設計。
7）海相碳酸鹽岩地區標准模型研究。
（4）復雜地表復雜構造直接偏移成像技術研究
本項研究包括：
1）近地錶速度反演及建模技術。
2）起伏地表條件下的地震速度分析技術。
3）復雜地表復雜構造偏移速度分析及速度建模技術。
4）近地錶速度模型與宏觀速度模型的融合技術。
5）復雜地表條件下基於波場延拓的地震波場校正技術。
6）起伏地表直接地震偏移成像技術。
7）保持振幅疊前偏移技術。
（5）碳酸鹽岩儲層地震響應特徵分析與儲層預測技術研究
本項研究包括：
1）碳酸鹽岩岩石物理特徵分析。
2）碳酸鹽岩典型模型建立。
3）儲層響應特徵分析。
4）儲層流體識別與分析。
5）地震響應的等值性/多解性分析。
6）碳酸鹽岩礁灘孔隙、溶蝕裂縫儲層地震預測技術研究。
7）復雜縫洞型碳酸鹽岩儲層地震精細描述技術研究。
8）參數優化和多參數綜合聚類技術研究。
（6）其他相關技術的研究
其他相關技術的研究，例如：
1）重磁勘探技術在低信噪比地區的應用研究。
2）電磁勘探技術在近地表調查中的應用研究。
3）利用井-地電磁法圈定油藏邊界的應用研究等。
5.2.3.2 中國石化海相層系鑽井及相應工程技術
（1）油氣井井筒關鍵技術
由於中國石化海相層系勘探目的層深，許多地區為高陡構造，地層可鑽性較差，同時中古生界海相層系為中、新生界的覆蓋，主要目的層位深度較大，因此對測試儀器及技術提出較高的要求，針對高溫、高壓、高含硫環境的測試儀器需進一步的改進與攻關，要求鑽探工程能夠克服上述難題，鑽探還需繼續加強攻關力度。地層壓力和地應力預測的精度低，合理井身結構的優化難度大；缺乏有效的高陡構造高效防斜打快技術，復雜深井超深井上部大眼井段和深部小眼井段鑽井速度比較慢；沒有自主研發的高溫高壓環境下的井眼軌跡測量控制儀器及井下工具；井身結構復雜，長裸眼、小間隙、高密度條件下的固井技術亟待完善；地層裂縫發育，同裸眼井段存在多套地層壓力系統，有效處理同時發生「噴漏」事故的技術手段缺乏；氣層壓力高，富含硫化氫等有毒及腐蝕性氣體，對井控技術、鑽井液體系和裝備、工具的要求高，針對海相碳酸鹽岩層系深度較大、高溫、高壓、高含硫環境的地質條件進行鑽井、測試技術系列的攻關，形成海相超深井提高機械鑽速技術、深井固井技術、不同壓力系統下的油氣層保護技術攻關、超深井地層壓力預測檢測技術、防斜打直優快鑽井技術、超深井鑽井工藝技術等。
（2）碳酸鹽岩儲層保護技術
這項技術包括：
1）海相油氣藏損害的室內評價方法研究。
2）海相油氣藏損害機理（如氣藏水鎖、裂縫性儲層應力敏感等）研究。
3）海相儲層裂縫寬度分布與預測研究。
4）保護海相油氣藏儲層鑽井液體系、配方及性能參數等入井液研究。
5）保護海相油氣藏的暫堵及解堵工藝措施研究。
6）現場施工控制技術，重點在欠平衡壓力的控制和各種井下條件下鑽井液循環（井控）方案的確定；鑽井工藝設計和工藝方法，重點包括井身結構與鑽具結構設計等工藝研究。
（3）碳酸鹽岩儲層改造技術
1）地層參數優選評價技術，研究海相碳酸鹽岩油藏的地質特徵、岩石力學特徵、天然裂縫發育狀況和地應力分布情況。分析鑽井、中途測試、錄井、測井、岩石力學實驗等成果資料，對儲層物性參數和岩石力學參數進行定量評價和參數優選研究，同時預測酸壓施工的破裂壓力、酸壓規模、酸液效率，最終形成一套科學、定量的海相碳酸鹽岩儲層分析、評價方法，並建立海相碳酸鹽岩儲層改造的地層參數評價標准。
2）抗高溫壓裂液、酸液優化研究，開發並優化形成適合於海相碳酸鹽岩儲層的耐高溫（160～180℃）、低摩阻、低傷害壓裂液體系和耐高溫（160～180℃）、低摩阻、低傷害、長作用距離的低腐蝕性酸液體系，形成現場可用的高效壓裂液和酸液體系。
3）儲層改造工藝技術研究，通過理論分析和室內模擬試驗，研究海相碳酸鹽岩儲層裂縫延伸機理和控制縫高方法；針對高溫、高壓、長井段的碳酸鹽岩儲層體系，優化射孔井段和射孔參數，研究長井段的分段改造工具及工藝技術，實現多級分層酸壓管柱，達到一趟管柱分壓三至四段的分層改造目的，能夠做到在中途或完井測試完畢後可以直接進行改造並投入生產的一體化管柱技術。
4）應用油藏工程理論，採用全三維、擬三維壓裂設計軟體優化酸壓施工設計，確定施工最優參數。研究壓裂施工過程中井下壓力和溫度診斷、微地震、傾斜儀、試井解釋等技術方法，優選適合海相碳酸鹽岩酸壓措施的裂縫動態監測及壓後評價技術，對酸壓施工過程中裂縫方位、幾何參數及壓後的施工效果進行及時、准確的評價和解釋。
（4）測井工程技術
從原始創新、集成創新到形成適應海相碳酸鹽岩層系復雜地質條件下的鑽井、儲層保護與改造、測井技術系列，是實現海相碳酸鹽岩層系油氣勘探新突破、實現資源戰略接替的關鍵。
B. 海相油氣勘探進一步發展的理論與技術難題
5.2.1.1 海相碳酸鹽岩層系油氣勘探存在的理論問題
20世紀50年代後期，隨著認識與勘探技術的突破，世界上海相碳酸鹽岩層系油氣勘探獲得重大發現，掀起了在碳酸鹽岩中找油氣的高潮。大約70%以上的海相碳酸鹽岩石油儲量來自中東的侏羅系、白堊系和第三系，70%以上的天然氣儲量來自於前蘇聯、中東和美國的石炭系、二疊系海相地層。與上古生界、侏羅系、白堊系和第三系相比，分布在下古生界和三疊系的碳酸鹽岩油氣儲量相當少。前寒武系沉積岩系中尋找古老地層的原生油氣藏是擴大油氣儲量的勘探領域之一，在西伯利亞地台新元古界里菲系海相碳酸鹽岩和文德系海相碎屑岩中發現了尤魯布欽等大型油氣田。
「六五」以來，我國設立的一些重點科技攻關項目對海相碳酸鹽岩層系油氣勘探進行了攻關：「塔里木盆地油氣資源」、「塔里木盆地石油天然氣勘探」項目在塔中、塔北地區碳酸鹽岩儲層及圈閉特徵研究等方面取得了重要進展；「南方海相碳酸鹽岩地區油氣勘探技術方法研究」、「揚子海相碳酸鹽岩地區油氣勘探技術和評價研究」項目提出揚子海相沉積區的油氣資源潛力大，經過後期改造仍可以形成具有相當規模的油氣藏。這些成果為中國海相碳酸鹽岩層系油氣勘探的進一步拓展打下了基礎。但多期構造活動的疊加導致多期生烴過程、油氣輸導體系演化與運聚機理及油氣多期成藏與保存機理等基礎理論問題研究薄弱，嚴重製約了我國海相碳酸鹽岩層系油氣勘探進展。
（1）構造演化對海相碳酸鹽岩層系有效烴源的控製作用
構造演化對有效烴源的控製作用表現在多方面，對於海相碳酸鹽岩層系的有效烴源而言，構造演化的控製作用主要表現在優質烴源岩的沉積環境、盆地熱史、生烴史等幾個方面。
1）優質烴源岩的形成環境。碳酸鹽岩沉積作用基本是無機化學沉澱，但隨著地球演化，生物作用愈來愈重要（馮增昭，1989），優質海相碳酸鹽岩烴源岩的發育環境應是有利於有機質發育和保存的環境。形成生油岩最佳條件是水體分層、底層水缺氧、表層水高生產力。在缺氧環境中沉積物中有機質容易在水底保存而形成烴源岩，這種有利環境主要包括：黑海、塔里木、揚子等溫帶氣候條件下的缺氧分隔盆地（戴金星等，1997）、缺氧的開闊海（Demaison等，1980）、洋流上涌引起的缺氧環境（孫樞等，1987）、潟湖和局限海等環境。金之鈞等在《中國典型疊合盆地油氣形成富集與分布預測》973項目研究中，建立了4種優質烴源岩發育模式（熱液活動-上升洋流-缺氧事件復合模式、台緣緩斜坡-上升洋流高生產力模式、乾熱氣候-咸化靜海模式、濕潤氣候-滯留靜海模式）和兩種非烴源岩發育模式（貧化-稀釋模式、消耗-稀釋模式）。有效烴源岩是在沉積盆地中沉積的，要使有機質在沉積過程中聚集起來不被過早氧化，必須要求有利沉積環境的長期維持（王鴻禎等，2000），因此優質烴源岩的發育主要受盆地構造背景的控制。
2）構造-熱演化史與地質溫度計。我國古生代碳酸鹽岩層系經歷了多期隆升與沉降，古地溫和熱史難以恢復，因此，烴源岩的生烴史研究一直是困擾油氣勘探的難題。目前，世界上關於碳酸鹽岩地區熱史恢復的方法主要有古溫標方法和盆地動力學模型。古溫標主要有瀝青反射率、鏡狀體反射率、牙形石色變指數、有機碎屑（筆石、幾丁蟲、蟲牙等）光性演化特徵、激光拉曼光譜、伊利石結晶度、裂變徑跡等（Bignall等，2001；Hara等，1998；Goodarzi等，1987；Jacob，1989；胡凱等，1992；王飛宇等，2003）。這些古溫標在用於盆地熱史恢復時都存在不同程度的缺陷，有些目前遠未達到實用階段，有些還只是一個半定量的指標。瀝青反射率雖然是目前應用最為廣泛的指標之一，但只有原地瀝青才可用（肖賢明等，1995）。磷灰石裂變徑跡和近年來U-Th/He低溫測年技術的發展（Reiners等，2004），使盆地基底升降的精確定年成為可能。盆地熱史最終還是受構造背景和演化歷史控制的（馬宗晉等，2004）。克拉通、裂谷帶、被動陸緣、前陸盆地等均有不同的地溫梯度，盆地基底的沉降或抬升也會留下記錄，如沉積速率變化、濃縮層序、不整合面等。因此，盆地的動力學方法也是目前用於研究盆地熱史的有效手段。
總之，關於海相碳酸鹽岩地層所經受的古溫度問題，只有多種古溫標並用，多種方法綜合運用，才能精確地恢復有機質的熱演化史。
3）海相碳酸鹽岩層系多元多次成烴。碳酸鹽岩烴源岩下限指標的取值，直接影響到油氣資源潛力的評價，一直是油氣地質領域爭論的焦點。我們在前期的973項目研究中，通過大量的實驗研究，比較科學地提出了有機碳含量0.5%作為碳酸鹽岩烴源岩的下限值，得到學術界和產業部門的普遍認同。從前期的勘探和研究來看，以碳酸鹽岩為目的層的勘探，有多種油氣來源，如烴源岩的早期生烴、二次生烴、瀝青生烴、原生油氣藏改造後的再聚集等。
在生烴動力學與碳同位素動力學研究方面：生烴史的研究仍是當今油氣地質地球化學研究的重要領域之一。生烴動力學方法可模擬地質條件下的生烴過程，碳同位素動力學方法可模擬地質條件下油氣碳同位素分餾過程，為定量描繪油氣形成、運移和聚集史提供了一種全新理論和新方法，成為油氣地球化學研究最有效的研究手段。
在二次生烴研究方面：對我國疊合盆地的二次生烴作用研究，最早文獻見於南華北地區石炭系—二疊系煤成氣資源評價。20餘年來，人們從烴源岩的構造史、埋藏史、受熱史和生烴史的地質動態過程來研究烴源岩的二次生烴作用，但對二次生烴的效率、二次生烴啟動條件等關鍵問題的認識仍然缺乏理論依據和必要的化學動力學描述（黃第藩，2001），因此，實驗室熱模擬方法被廣泛用於二次生烴機理研究。國內有不少學者對這一問題進行過探討，尤其是原油的二次裂解可構成天然氣的重要來源（趙孟軍等，2000）。由於所選樣品不同，研究方法不一，考察的出發點有異，所得認識和結論存在較大差異。在二次生烴較初次生烴是否存在滯後問題、二次生烴量加初次生烴量是否等於連續生烴量上，尚存在不同觀點。
在瀝青生烴研究方面：中國海相碳酸鹽岩主要形成於中生代早期以前的盆地中，受中、新生代構造活動改造，原型盆地面目皆非（朱夏，1991；劉光鼎，1997）。早期形成的油藏可能由於深埋演變為凝析油氣藏，或抬向淺部演變為重油甚至完全破壞（胡見義，2004）。因此，在儲層中可能形成熱裂解瀝青與氧化瀝青（劉洛夫等，2001）。碳酸鹽岩中似鏡質體和固體瀝青所含的可溶重質瀝青仍保持相當低的成熟度（傅家謨等，1989），只要構造-熱條件適宜，碳酸鹽岩中的古油藏（瀝青）和重油都可能成為再次生烴的烴源（郝石生等，1995）。瀝青在後期的構造-熱作用下發生裂解而具有產氣的潛能，這種非常規的烴源也是有效的。
由此可見，海相碳酸鹽岩層系差異性演化的動力學背景、關鍵構造事件及熱史、碳酸鹽岩層系復雜演化歷史中的多元生烴作用機理及有效性都是值得探索的新課題。同時，前期歸納的海相碳酸鹽岩優質烴源岩發育的4種有利模式和兩種不利模式，對沉積環境要素考慮得多，對構造背景考慮得少；對單一因素研究得多，對綜合因素研究得少。
（2）海相碳酸鹽岩層系油氣輸導體系演化與運聚機理
碳酸鹽岩的儲集/輸導空間可以形成於原始沉積階段、淺埋藏-深埋藏階段和表生作用階段。近年來，各類碳酸鹽岩儲層發育機理研究取得了重要進展，特別是野外與室內相結合、宏觀與微觀相結合、地質與地球化學地球物理學相結合的儲層綜合描述預測方法取得了重要進展。地震屬性分析方法已成為儲層預測中必要手段；應用三維地震資料精細解釋、成像測井、地震相干數據體預測裂隙發育帶；用地震多參數識別的方法，確定油藏平面分布規律和高產區（Bruce等，2000；Bryan等，2002）。由於目前復雜地質體中地震波場的研究主要基於形態學的相面方法、屬性分析的統計學方法，所以針對碳酸鹽岩深部油氣儲層地震響應機理研究較少，孔縫洞儲層中的繞射波未得到有效應用，地震各向異性理論在定向分布和隨機分布裂隙的判識潛力還未得到發揮（Zhang，2004），白雲岩和生物礁的地球物理特徵識別有待突破。同時，有關岩溶作用、白雲化作用以及有機酸在成岩過程中的作用等方面更需精細深化研究。
深層優質儲層的形成、演化過程與成藏期和成藏演化過程的關系以及深層優質儲層的成因機理尚不十分清楚（李德生，1992；邱中建等，1999；馬永生等，1999），如埋深達5000m以上的普光鮞粒白雲岩現存孔隙度最大可達27.9%，最大滲透率可達1000×10-3μm2以上，這在國內尚不多見，對這一類優質儲層在認識上、理論上、規律上有待進一步深化，以指導整個海相碳酸鹽岩層系勘探目標的預測與評價。
斷層是含油氣盆地重要的垂向流體輸導通道。對影響斷裂帶流體滲流特徵的控制因素也進行了較深入的研究（Moretti，1998；Aydin，2000）。隨著碳酸鹽岩層系油氣勘探的深入和地流體研究的深化，碳酸鹽岩層系斷裂的流體行為已得到廣泛關注，但尚缺乏系統研究。另一方面，動態地研究地質演化過程中各種流體輸導體的組合形式及其與烴源岩的關系已得到廣泛關注，對裂隙系統中的油氣運移機理亦有學者進行了探索（曾濺輝等，2000），但尚處於起步階段。
地流體和油氣的驅動機制、流動樣式及其成岩、成礦和成藏效應是盆地動力學研究的重要內容之一，亦是國際地學界高度重視的跨學科前沿研究領域（Dickinson等，1997；劉寶珺等，2001）。油氣運移一直是石油和天然氣地質學研究的難點，針對碎屑岩孔隙介質中的油氣運移，國內外學者進行了大量模擬實驗和數值模擬研究，揭示了油氣運移優勢通道及其主控因素，已初步建立了不同構造背景、不同類型盆地中的流體流動速率和樣式（Sverjensky等，1992；Garven，1995）。但不同類型的碳酸鹽岩輸導介質中流體和油氣的運移方式和速率、油氣的優勢運移通道及其控制因素等有待系統研究。
（3）海相碳酸鹽岩層系油氣成藏期及保存演化
1）油氣成藏期。自20世紀80年代以來，油氣成藏期一直是國際石油地質學界研究和探討的熱點和前沿問題，應用油藏地球化學、成岩礦物（主要是伊利石）同位素地質年代學、流體包裹體定年、儲層磁性礦物古地磁學分析、儲層固體瀝青分析、油田鹵水碘同位素定年分析等方法，在油氣成藏期定量分析理論和方法上取得了許多重要進展（Moran等，1995；George等，1998；Cioppa等，2000），使得油氣成藏期由傳統定性研究發展到定量化研究階段。由於包裹體分析資料的多解性和自生伊利石難分離等技術障礙，加上這些技術方法在碳酸鹽岩層系應用上的局限性，導致在具體地區油氣成藏期認識上存在分歧。完善已有方法和發展新的碳酸鹽岩層系油氣藏定年技術十分必要。國內眾多學者對我國海相碳酸鹽岩層系多期成藏、多期改造調整的特點進行過闡述（康玉柱等，1996；戴金星，1997；賈承造等，1997；Song等，1997；劉光鼎，2002；金之鈞等，2004），並引入國外成藏期定量分析理論與方法對塔里木盆地塔中、輪南及塔河油氣田、四川盆地海相碳酸鹽岩層系的部分油氣藏成藏期進行了研究。我們在前期973項目研究中，以塔里木盆地輪南地區為解剖點，通過大量的瀝青反射率、流體包裹體分析、Ar-Ar法分析，比較明確地提出400Ma、115～130Ma和40Ma三期成藏。但對具體油藏成藏期次和聚集過程上仍存在認識上的差異（梁狄剛，1999；翟光明等，2004）。
2）油氣保存與演化。近20年來，國內外學者對油氣藏的保存與破壞機理，從蓋層封閉性、天然氣擴散、斷層封閉性、裂縫滲流散失、水動力沖刷、原油降解等方面開展了大量研究（郝石生等，1995；Macgregor，1996；范善發等，1997；陳章明等，2003），研究方法從宏觀向微觀方向發展。國內外自20世紀50年代開始對天然氣擴散作用進行實驗和理論研究。隨著細菌降解原油的理論研究和稠油藏的發現，生物化學作用對石油運移與保存的影響成為一個重要的研究課題。從蓋層保存條件來說，眾多學者及各有關生產單位做了大量的研究工作。對泥岩、膏鹽岩封閉層的研究較多，對碳酸鹽岩蓋層的研究較少；對蓋層的靜態封閉性能評價較多，動態演化評價較少；多旋迴、多次疊加、多次改造型的盆地油氣藏保存機理研究亟待深化（趙重遠等，2000）。對塔里木盆地、四川盆地等海相碳酸鹽岩層系油氣藏保存條件及保存機理的研究滯後，制約了對海相碳酸鹽岩層系油氣富集規律的認識與勘探選區工作。
綜上所述，國內外海相碳酸鹽岩層系油氣勘探基礎理論問題主要集中在多元生烴機理及有效性、碳酸鹽岩油氣輸導體系演化與運聚機理、油氣成藏過程與保存機理等方面。我國碳酸鹽岩層系經歷了多期構造活動的疊加改造，使上述問題的復雜性更為突出。多期構造活動背景下海相碳酸鹽岩層系油氣聚散機理與富集規律是當今碳酸鹽岩油氣地質研究的前沿課題，也是制約我國海相碳酸鹽岩層系勘探的重大難題。
5.2.1.2 海相碳酸鹽岩層系油氣勘探存在的工程技術問題
（1）碳酸鹽岩儲層預測、圈閉識別、解釋評價綜合技術
海相碳酸鹽岩分布地區地形、地貌條件變化大，地下構造受多期變形疊加而復雜多變，特別是受多層次滑脫面影響，導致變形具有層次性與分帶性，因此，對碳酸鹽岩儲層、圈閉識別、解釋評價是提高中國石化海相層系油氣勘探成功的一個關鍵。必須形成適應中國海相碳酸鹽岩分布區識別復雜構造圈閉、白雲岩優質儲層、孔洞縫型等非常規儲層的綜合技術系列。
1）復雜地質條件下儲層預測技術。對儲層特徵及時空展布規律的研究，由於海相碳酸鹽岩層系的油氣勘探技術方法尚未過關，尤其是地震勘探這一關鍵性技術在不少地區不過關，得不到好的或反映較好的海相實體的時間剖面。急需形成海相碳酸鹽岩層系天然氣復雜儲層識別、預測及評價的配套方法技術。以儲層特別是海相碳酸鹽岩儲層為研究對象，運用新理論、新方法，開展綜合研究，在儲集岩類型特徵研究的前提下，圈定有利儲層發育區塊，有望取得大的突破，進而探索適合於中國石化海相地層油氣勘探的儲層識別技術。
2）復雜構造條件下圈閉成像與解釋技術。海相碳酸鹽岩地區古生代盆地疊加了晚三疊世以來的陸內造山型前陸盆地，陸內褶皺沖斷作用，由於地表條件及地腹構造復雜，給地震資料的採集、處理與解釋帶來較大的困難。因此，針對這類地區，必須進一步攻關，形成准確識別復雜構造帶地腹圈閉的技術、方法系列，減少勘探目標不確定的風險更具有現實意義。
3）復雜地質條件下綜合解釋評價技術。海相碳酸鹽岩層系地層時代老，埋藏深，後期改造強烈，構造復雜、變形強烈，大部分是地表碳酸鹽岩裸露區，電磁勘探噪音干擾大，表層非均質性造成地震散射嚴重，地震激發接收條件差，山前帶表層條件復雜，逆掩推覆構造信息難以獲得，信噪比低，單一地球物理方法難以完成地質任務，必須進一步採用綜合地球物理勘探技術與解釋評價技術，為海相下組合油氣勘探提供了有力的技術支撐。
中國海相碳酸鹽岩層系油氣成藏理論體系的建立，沒有現成的樣式可套用，只有靠我們自己去創新，希望經過近幾年的科技攻關，逐步在實踐中發展起中國特色的海相碳酸鹽岩地質理論與相應的勘探技術，努力開創海相碳酸鹽岩層系油氣勘探的新局面。
（2）海相層系鑽探工程技術
由於海相碳酸鹽岩層系勘探目的層深，許多地區為高陡構造，地層可鑽性較差，同時中古生界海相層系為中、新生界的覆蓋，主要目的層位深度較大，因此對測試儀器及技術提出較高的要求，針對高溫、高壓、高含硫環境的測試儀器需進一步的改進與攻關，要求鑽探工程能夠克服上述難題。
海相碳酸鹽岩地區的鑽探還需繼續加強攻關力度。針對海相碳酸鹽岩層系深度較大、高溫、高壓、高含硫環境的地質條件進行鑽井、測試技術系列的攻關，形成海相超深井提高機械鑽速技術、深井固井技術、不同壓力系統下的油氣層保護技術攻關、超深井地層壓力預測檢測技術、防斜打直優快鑽井技術等技術系列。
1）超深井鑽井工藝技術：鑽井設備配套選擇；鑽井液體系、配方及性能參數確定；現場施工控制技術，重點在欠平衡壓力的控制和各種井下條件下鑽井液循環（井控）方案確定；鑽井工藝設計和工藝方法，重點包括井身結構與鑽具結構設計等。
2）碳酸鹽岩儲層保護技術：碳酸鹽岩儲層特徵，鑽井設備配套選擇，鑽井液體系、配方及性能參數確定；現場施工控制技術，重點在欠平衡壓力的控制和各種井下條件下鑽井液循環（井控）方案確定；鑽井工藝設計和工藝方法，重點包括井身結構與鑽具結構設計等。
3）碳酸鹽岩儲層改造技術：前置酸壓技術、交替注入技術、快速助排技術，反應分析、排返分析、施工設計、高排量施工、壓前壓後油井管理及壓裂酸化效果評估技術。
C. 油氣勘探方向
四川盆地天然氣資源十分豐富，資源探明程度還較低，特別是普光、廣安、新場、合川等大型氣田及龍崗、元壩等大型含氣圈閉的發現，更揭示了四川盆地巨大的勘探潛力。
7.2.1 加強4個古隆起及周圍地區的勘探
油氣從脫離烴源岩開始，逐步進行運移，壓力差和古圈閉是油氣運移的主要條件。在四川盆地不同地質歷史時期，形成了不同規模及不同控氣作用的古隆起，先後在加里東期的川中古隆起、印支期的開江古隆起和瀘州古隆起、燕山期的江油-綿竹古隆起和大興古隆起等。這些古隆起不僅影響和控制了儲集層性能，而且為油氣早期運聚提供了場所，如川中樂山-龍女寺加里東古隆起為威遠氣田的運移、聚集創造了條件；印支期開江古隆起是川東天然氣聚集的關鍵。
從演化序列上看，四川盆地這些古隆起在空間分布上，具有繼承性，更多地表現為獨立性，反映了盆地性質、構造變形方式的差異(圖7.1)。
7.2.1.1 加里東期樂山-龍女寺隆起
加里東期原特提斯洋和華南洋與揚子陸塊俯沖，在克拉通周邊發育4個大型古隆起，即樂山龍女寺古隆起、龍門山古隆起、漢中-大巴山古隆起以及黔中古隆起，這些古隆起具有繼承性發育的特點，面積大。其中樂山-龍女寺古隆起以奧陶系頂面計算，面積為5.5×104km2。
勘探實踐表明，樂山-龍女寺古隆起是四川盆地下古生界天然氣勘探有利領域，以威遠震旦系氣田為主，古隆起的發育及演化有以下幾點。
1)加里東運動古隆起的軸部，即樂山-龍女寺構造上大面積由寒武系地層覆蓋，並有剝蝕，古隆起的隆升作用可能始於中晚奧陶世，晚奧陶世後隆起范圍擴大，只有早志留世為收縮式的沉積，其上被下二疊統超覆。威遠氣田為上震旦統燈影組頂部溶蝕白雲岩，因此加里東構造運動在上揚子地區的響應較早，燈影組在全揚子區沉積域都發育古暴露，為天然氣提供了有效的儲集空間。
圖7.1 四川盆地古隆起分布圖(據李曉青等，2001)
2)長期繼承性發育，形成規模巨大的古圈閉，古隆起軸部繼承性發育，延緩了下古生界(特別是寒武系)烴源岩的生烴時間。對下古生界不同構造位置鑽井的地球化學研究表明，古隆起軸部(如高科1井)寒武系烴源岩主生油期為中侏羅世，主生氣期在晚侏羅世-早白堊世；而川東南坳陷寒武系烴源岩主生油期為二疊紀-早三疊世，主生氣期在中三疊世-早侏羅世。
3)古圈閉形成時間和油氣大量生成時間相匹配，形成了印支期、燕山期古油氣藏。
4)喜馬拉雅期的構造對油氣聚集有著雙重作用，一方面由於古圈閉的演變，使得古油氣藏大量散失，如資陽古油氣藏，另一方面又形成新的油氣藏，如威遠氣藏。
5)油氣勘探的有利領域應具備兩個條件：繼承性發育的圈閉、良好的儲集層。高石梯-磨溪龍女寺構造帶具備上述兩個條件，因而是天然氣勘探的有利領域。
7.2.1.2 海西期-印支期開江古隆起
石炭紀末雲南運動，在華夏構造體系控制下，川東地區中部的開江-梁平一帶發育NE向延伸的隆起帶，石炭系沉積不全，頂部有剝蝕和岩溶。
開江古隆起的演化與中二疊世末的東吳運動，在開江-梁平地區形成EW向的隆起，隆起核部已剝蝕至中二疊統棲霞組下段。中三疊世末的印支運動早幕，使開江古隆起改變為NNE向，北與大巴山古隆起、南與瀘州古隆起以鞍部相接。開江古隆起海西期形成，印支期繼承性發育。
開江古隆起的形成演化對石炭系油氣聚集起著至關重要的作用，現已發現的石炭系15個氣田中有11個分布在與古隆起有關的古氣藏范圍內。其中6個大中型氣田有5個在古氣藏范圍內。該古隆起對油氣成藏聚集的有利條件表現如下。
1)海西期-印支期埋藏溶蝕作用將早期形成的次生孔隙溶擴溝通，使得石炭系儲集層得到明顯改善。開江古隆起的埋藏溶蝕作用最為發育，是儲層最有利地帶。
2)古隆起的存在，為石炭繫上傾邊界形成大型地層——古構造復合型圈閉提供了構造條件。與烴源岩成烴期相伴，印支期-燕山早期，在川東石炭系分布范圍由石炭繫上傾邊界分別同繼承型發展的開江古隆起、瀘州古隆起、石柱古隆起構成的4個大型地層——古構造復合型圈閉已經形成。其中，開江古隆起的幅度達800～1400m，東、西兩側古圈閉面積分別為1790km2和2180km2。瀘州古隆起北緣圈閉和石柱隆起圈閉面積分別2200km2和2530km2(陳盛吉等，1998)，它們控制了川東石炭系儲層中油氣的二次運移和早期聚集。
3)古圈閉和油氣田有著良好的配置關系，形成了環繞古隆起分布的大型古油氣藏。這些古油氣藏被喜馬拉雅期構造運動和構造變形所改造，油氣發生重新分配。因此，前人在研究石炭系成藏時總結出3種模式，即早期(印支期—燕山期)聚集成藏模式、早期聚集晚期(喜馬拉雅期)成藏模式以及晚期聚集成藏模式。這3種成藏模式以早期聚集成藏為最好，如五百梯氣藏就是其中典型的例子。早期聚集晚期成藏的勘探效果也較好，發現了大中型氣田，如大池乾井氣藏。晚期聚集成藏勘探效果較差，勘探風險也較大。
7.2.1.3 印支期瀘州古隆起
印支期NE向延伸的華鎣山構造帶，南、北兩端存在兩個古隆起，北端即為前述的開江古隆起，南端為瀘州古隆起。
瀘州古隆起頂部在瀘州一帶，地層剝蝕到下三疊統嘉陵江組的嘉三段，向外依次為嘉四段、嘉五段和中三疊統雷口坡組。最大剝蝕厚度可達千米以上，在近2.2×104km2范圍內雷口坡組全部缺失。
瀘州古隆起對油氣聚集成藏的影響主要表現為兩個方面。
1)地層大量剝蝕導致古隆起頂部缺少一套以中三疊統雷口坡組為主的含油氣地層，而且破壞了縱向上良好的儲蓋組合條件，在古隆起核部除最下部的嘉一段氣藏和嘉二段氣藏得以保存下來外，其餘氣藏皆散失。也正因地層逐層被剝蝕，使得嘉陵江組氣層的保存條件向古隆起核部變差，氣藏由核部向翼部逐漸增多。如近鄰古隆起核部內側發現嘉三段氣藏，外側發現嘉五段氣藏。
上述事實表明，受古隆起後期剝蝕影響，被保留地層的多寡對氣藏的儲蓋條件和地層的縱向分布有明顯的控製作用，被剝蝕掉的地層越多，保留下來的層就越少。反之，則可以在縱向上形成多層儲集。
2)古隆起繼承性的演化有利於早期油氣聚集，中三疊世末印支運動形成的瀘州古隆起在晚三疊世-侏羅紀持續隆升。盡管燕山運動使得川南隆起的最高部位向西偏移到自貢一帶，但瀘州古隆起仍處於區域隆起的高部位，有利於油氣的早期聚集。目前已發現的嘉陵江組油氣層，均在隆起邊緣就是最好的例證。
7.2.1.4 燕山期古隆起
在新華夏構造體系控制下在龍門山前緣發育兩個燕山期古隆起，即江油-綿竹古隆起和大興古隆起。
古隆起的形成始於早侏羅世，導致下侏羅統明顯缺失。到侏羅紀末，上述兩個古隆起明顯向坳陷擴大，特別是南部大興古隆起已擴大到峨眉-熊坡-雅安一帶，面積可達6000km2。該古隆起位於上三疊統生烴中心，隆起形成時間早於油氣大量生成、運移時間，是油氣有利聚集帶。目前，在這兩個古隆起已發現一批中小型氣田，如中壩氣田、平落壩氣田、白馬廟氣田等。
截至目前，上述兩個古隆起勘探程度較低，是今後值得重視的有利領域。
7.2.2 山前帶勘探領域
山前帶是四川盆地勘探的重點領域之一，也是獲得大發現的重點地區，目前，四川盆地龍門山山前帶、米蒼山-大巴山山前帶受制於地震資料品質，除發現中壩氣田和大邑-鴨子河、九龍山、南江金溪等含氣構造外，還沒有大發現。龍門山山前一帶、米蒼山-大巴山山前帶成藏條件優越，具有印支期前被動大陸邊緣盆地廣泛分布的烴源岩及陸相前陸盆地巨厚碎屑岩沉積，氣源充足，儲層類型多，構造圈閉發育，是四川盆地下一步大發現的重點領域之一。解決山前帶地震成像、構造模式和圈閉落實問題是該領域勘探獲得成功的關鍵。特別是川西前陸盆地前景更樂觀。
7.2.2.1 上三疊統須家河組天然氣勘探前景良好的地區
盆地西部晚三疊世沖斷前陸盆地的東斜坡帶，該區臨近生氣中心，具有很大的生氣強度(100×108m3/km2)。斜坡帶保持至今，是天然氣長期運移的指向帶。現已探明八角場氣田，儲量為590×108m3。另有合興場、豐谷氣田和一批含氣構造，是目前勘探的重點地區。隨著勘探程度的增高，預計可找到天然氣儲量1000×108m3。
前陸盆地中燕山晚期NEE向或EW向隆起帶或構造帶。在綿竹-鹽亭隆起帶上的新場-孝泉氣田，氣源正是來自下伏上三疊統須家河組。有理由推測深部有須家河組氣藏存在，這樣綿竹-鹽亭隆起帶上的天然氣儲量將超過500×108m3。邛崍-新津隆起帶上已在上三疊統發現了平落壩氣田、大興西氣田和三和場、觀音場等含氣構造，已成為重要的天然氣勘探開發區。
前陸盆地西側的龍門山沖斷帶前緣。該前緣是印支期-燕山期自北而南發展，經喜馬拉雅期強烈沖斷迭加復合而定型的。該區因隆起早，上三疊統烴源岩有機質成熟度較低，Ro值往往小於1%，至今仍在液態窗之內。南段高家場背斜上已獲一口工業油氣井，但該區構造復雜、斷裂發育，勘探程度低、難度大。
7.2.2.2 四川盆地上三疊統須家河各段均發現天然氣
以前不少人認為須家河組只是須二段、須四段、須六段儲氣，而須三段和須五段為生氣層段。經近年油氣勘探，不但須二段、須四段、須六段又發現數個油氣田，而且須三段和須五段也發現氣田(圖7.2)。
圖7.2 須家河組NW向近源成藏示意圖
7.2.3 川中、川東中淺層勘探領域
近10年來，四川盆地勘探在向深層、超深層方向快速發展的同時，中淺層也不斷有新的發現。以須家河組大面積分布的岩性圈閉為重點勘探對象，預計下一步能形成較大儲量規模的中淺層目標區。
7.2.3.1 川東北地區陸相須家河組
川東北須家河組在區域構造、沉積上與川西坳陷須家河組有相似性。但由於川東北地區構造改造程度較川西坳陷強，因此，除了須家河組一段、三段具有生烴潛力外，二疊系龍潭組甚至志留系烴源岩對陸相中淺層也有貢獻。目前，在九龍山構造、通南巴、元壩、龍崗地區須家河組的鑽探均獲得了高產天然氣流。同時，部分井還在侏羅系獲得工業性天然氣流和工業性油流。川東北須家河組埋藏明顯較川西坳陷淺，沉積相帶與構造裂縫雙重因素使其儲層物性好於川西坳陷須家河組。研究成果揭示，川東北中淺層應該具有(5000～10000)×108m3的資源前景。
7.2.3.2 川中地區須家河組
川中地區須家河組烴源岩厚度大，分布廣，生氣強度大於5×108m3/km2。發育有大套河流-三角洲體系的塊狀砂岩，受多物源體系的充足供給影響，砂岩相互疊置、大面積連片分布，具備形成大中型氣田的物質基礎。合川-安岳地區、廣安地區近期已探明了超千億方的地質儲量，證實了川中地區具有大面積多層系含氣特徵，勘探潛力大。
7.2.4 下組合勘探方向
四川盆地下組合(Z—S)發育有4套烴源岩，即上震旦統、下寒武統、上奧陶統及下志留統，厚度大，分布廣泛，油氣資源潛力大，並發育4套儲蓋組合。
2013年，在高石1井震旦系、寒武系白雲岩中打出高產天然氣流，探明4400×108m3的特大氣田，進一步證明下組合前景良好。其主要勘探方向：①樂山-龍女寺及瀘州古隆起及其周圍；②川東北古隆起及其周圍；③志留系沉積相控制下的湘鄂西及渝東地區等；④震旦系台緣高能白雲岩帶勘探領域緊鄰寒武系生烴中心，而且在盆地東部的陡山坨組烴源岩也較發育，氣源供給充足，更為重要的是喜馬拉雅期前屬於印支期開江-華鎣山古隆起范圍，震旦系頂面構造圖上顯示為古隆起高點，是油氣有利的運移指向區。
7.2.5 加快泥頁岩氣和緻密氣的勘探
四川盆地非常規泥頁岩氣及緻密岩氣資源十分豐富，勘探潛力大，具多時代、多層段發育特徵，如上震旦統、下寒武統、上奧陶統、下志留統、二疊系及侏羅系等，分布廣、厚度大。初步研究泥頁岩氣主要指標較好，並且已在川東彭頁1井，建頁HF-1井、溶頁1井、元壩侏羅系泥頁岩中打出天然氣流。尤其在涪陵地區中國石化部署了20多口探井，其中有16口井在下志留統龍馬溪組泥頁岩層系內打出高產氣流，一般日產氣(20～30)×104m3，有個別井高達上百萬方，有的井兩年多穩產6×104m3以上。這個區塊已成為中國石化泥頁岩氣第一個工業性開發實驗區，亦是中國首個泥頁岩氣工業開發實驗區。因此，四川非常規天然氣勘探是今後的重要領域之一。
D. 簡述我國油氣勘探史
我國在世界上是最早開發氣田的國家，四川自流井氣田的開采約有兩千年歷史。
從漢朝末年開始，在自流井大規模開采天然氣煮鹽以來，共鑽井數萬口，采出了幾百億立方米天然氣和一些石油。十三世紀，已大規模開采自流井的淺層天然氣。1840年鑽成磨子井，在1200米深處鑽達今三疊系嘉陵江統石灰岩第三組深部主氣層，強烈井噴，估計日產氣量超過40萬立方米。「經二十餘年猶旺也」 。
鴉片戰爭之後，在世界石油工業迅速發展的時期，同其他工業一樣，油氣工業落後。建國前全國只有幾個地質調查隊，幾十個地質勘探人員，百分之九十以上的面積沒有進行過石油地質調查。石油產量從1904~1949年四十五年間，全國只有幾個小油田，石油累計產量不超過310萬噸 。
中國近代石油勘探從1878年台灣省鑽探第一口油井開始，已有近130年的歷史。
1878年清政府在台灣省苗粟打了中國第一口油井，1907年在陝西延長打了第一口油井（延1井），1909年在新疆獨山子開鑿油井。1913年美國美某公司組成調查團到我國陝西、山東、河南、河北、甘肅、東北等地進行首次石油地質調查，並於1914年在陝北打井7口，均未獲工業油流。
1922年2月美國地質家斯坦福大學教授E.Blackwelder撰寫論文「中國和西伯利亞石油資源」指出：「中國沒有中、新生代海相沉積，古生代沉積也大部分不生油，除了中國西部、西北部某些地區外，所有各個年代的岩層都已劇烈褶皺、斷裂，並或多或少被火成岩侵入。因此，中國決不會生產大量石油」。
1937年抗日戰爭爆發，石油來源斷絕，國民黨政府不得不自已抓緊勘探、開發石油。1938年冬孫健初等一行9人騎駱駝頂寒風，在戈壁灘上開始石油勘探，地質人員在酒泉盆地和河西走廊地區進行地質普查、構造細測，於1939年8月1日1號井鑽至88.18m獲工業油流日產油10t，發現了老君廟油田。
新中國成立之前，我國在石油勘探和開發方面基礎極其薄弱。到1949年，除台灣外，全國只有玉門老君廟、陝北延長和新疆獨山子3個小油田，以及四川自流井、聖燈山、石油溝3個小氣田。
經過半個多世紀，幾代石油人的艱苦奮斗，石油工業創造了輝煌業績，成為支撐我國國民經濟的支柱產業
50年代—重點西部，發現一批中小油田
50年代末戰略東移，發現松遼和渤海灣油區
60年代中-70年代，高速發展，78年年產1億噸。
80年代以來，緩慢發展階段（新增儲量緩慢，老油田進入衰減期）。
建國初至大慶油田發現的10年是我國為石油勘探的初期發展時期。
重點在中西部地區的四川、陝甘寧、酒泉、准噶爾、柴達木、吐魯番等盆地，這些地區地表油氣顯示較多，已有少數油氣田，地層出露較好，構造比較明顯。除原有的老君廟、延長、聖燈山等油氣田繼續詳探開發外，又陸續發現克拉瑪依、冷湖、油砂山、鴨兒峽、蓬萊鎮、南充等油田和川南一批氣田，石油工業有了顯著發展，尤其是准噶爾盆地西北緣克拉瑪依大油田的發現，是新中國從1959年大慶油田的發現到20世紀80年代中期，我國石油勘探進入快速發展階段。1959年9月26日，松遼盆地松基3井獲得了工業油流，發現了大慶油田，實現了中國石油工業發展史上歷史性的重大突破，也標志著我國石油勘探進入了第二個大的階段，由此中國石油勘探開始戰略轉移，即重點由中西部地區轉向東部地區。大慶油田發現的理論意義在於突破了惟海相生油論，從實踐上證明了陸相盆地，尤其是大型湖泊沉積物不僅能夠生油，而且可以形成大型油田。這極大地解放了中國油氣地質學家的思想，開創了在陸相盆地尋找大油田的新篇章。
石油勘探史上的第一次重大突破。但還沒有根本改變進口石油的局面。
1961年在渤海灣盆地東營凹陷的華8井噴油，1962年在營2井獲高產油流，發現和證實了勝利油田。1964年勘探主力從松遼盆地轉移到渤海灣盆地，相繼發現和建成了勝利、大港、遼河、華北、中原等石油生產基地。特別是1975年華北任丘古潛山油田的發現，打開了石油勘探的新領域。在松遼、渤海灣盆地勘探和開發取得重大進展的同時，全國其他地區石油勘探工作也蓬蓬勃勃展開。相繼在四川、江漢、陝甘寧、蘇北等盆地進行了較大規模的石油勘探，發現了一大批油氣田。
20世紀80年代中後期至現在，我國石油勘探進入穩定東部、發展西部、油氣並舉、大力發展海洋勘探和積極開拓海外石油勘探開發市場的新階段。
在東部深化勘探的同時，重點加強了西部地區，特別是塔里木、准噶爾、吐哈、柴達木和鄂爾多斯盆地的油氣勘探工作。經過近20年的艱苦努力，發現了一大批新油田，保證了我國原油產量的穩定增長，西部盆地探明石油儲量較快速增長的趨勢還將繼續下去。
天然氣勘探獲得了重大進展，相繼發現了南海鶯-瓊盆地的崖13-1、鄂爾多斯盆地發現的靖邊、塔里木盆地的克拉2等一大批大氣田，探明天然氣儲量快速增長。我國海洋石油勘探獲得了前所未有的快速發展，產量迅速增長，1996年超過1500萬噸，2003年中國海洋石油產量3336萬噸，目前已成為保持我國石油產量增長的主要領域。積極開拓海外石油勘探開發市場，在南美、中亞、非洲、中東等地區已取得重要成果或有了良好的開端。
E. 中國石油煤層氣勘探開發實踐及發展戰略
費安琦 雷懷玉 李景明 趙培華 李延祥
（中國石油天然氣股份有限公司 北京 100086）
作者簡介：費安琦，男，1946年生，滿族，1965年畢業於中國地質大學，主要從事石油、天然氣及煤層氣勘探開發方面的研究和管理工作。
摘要 根據中國石油天然氣股份有限公司煤層氣十年勘探經驗，系統總結了中國石油在煤層氣勘探領域的新認識和新技術，利用這些認識和技術取得了重要勘探成果，發現了三個氣田，儲備了一大批有利目標區。中國石油在「十一五」期間將加大煤層氣的投入，以早日促進煤層氣產業化發展。
關鍵詞 煤層氣 地質理論 新發現 新領域
Practice and Strategy of CBM Exploration and Development of PetroChina
Fei Anqi，Lei Huaiyu，Li Jingming，Zhao Peihua，Li Yanxiang
（PetroChina Company Limited，Beijing 100086）
Abstract：Based on the CBM exploration experience of PetroChina for ten years，some new knowledge and technologies for CBM exploration from PetroChina were systemically summarized in this paper.PetroChina achieved important CBM exploration results in the light of these knowledge and technologies and discovered three CBM fields and reserved lots of favorable CBM perspective areas.During the eleventh five-year plan，PetroChina will double the investment of CBM to early realize the successful development of China's CBM instry.
Key words：CBM；geology theory；new discovery；new field
前言
煤層氣主要以甲烷為主，是潔凈的天然氣資源。煤層氣是主要以吸附形式存在於煤層中的非常規天然氣。煤層氣勘探可以減少採煤的災害，減緩對大氣的污染，更重要的是煤層氣是天然氣的一個後備資源。中國石油天然氣股份有限公司於1994年在原新區勘探事業部成立了煤層氣勘探項目經理部，專門立項進行煤層氣勘探。十餘年以來，先後組織了「九五」總公司煤層氣科技攻關和大量煤層氣勘探生產項目，參加本項目科技攻關入數達250餘人，著眼全國開展了大區評價研究，投資4.5億元，共鑽井80口，開辟了河北大城、山西晉城、大寧三個試驗區。獲得了一大批煤層氣的有利區塊，取得了一批突出的技術成果。「十一五」期間公司將進一步加大投入，促進煤層氣早日產業化，實現股份公司能源的多元化戰略。
1 中國煤層氣地質理論有突破性認識
結合中國煤層氣地質特點，將煤層氣氣藏類型劃分為承壓水封堵、壓力封閉、頂板水網路狀微滲濾、構造封閉四大類，並指出承壓水封堵氣藏保存條件好，有利於排水降壓，煤層氣最富集，是主要勘探目標。
在煤熱演化生烴機理上劃分為區域岩漿熱變質、局部熱動力變質、深層水交替熱變質、區域壓實變質、構造應力變質五種類型，並指出區域岩漿熱變質類型的煤層割理發育，物性好，高產條件最優越，是勘探重點。
在煤層氣成因類型上由盆地邊緣到腹部劃分為甲烷風化帶、生物降解帶、飽和吸附帶、低解吸帶四種類型，並指出生物降解帶埋藏淺、開采中水大氣小，甲烷風化帶含甲烷氣特低，低解吸帶煤層埋藏深、物性差、含氣飽和度低、可解吸率低，而飽和吸附帶是高產富集有利部位。
在煤層氣成藏後改造作用中存在水動力洗刷、煤層礦化、構造粉煤、成岩壓實、構造變形差異聚集五種主要作用類型，往往構造變形差異聚集作用類型的上傾承壓水封閉條件好，下傾部位有充足氣源補給，高產富集條件優越，為勘探重點。
2 形成了煤層氣勘探配套工藝技術
先後組織了22項煤層氣專用勘探技術攻關，以下6項達到國際領先水平。
2.1 煤層繩索式全封閉快速取心技術
為准確求取煤層含氣量和提高煤層取心收獲率，研製出繩索式取心工具（大通徑）及配套設備，包括取心鑽頭、外管、內管總成、半合式岩心管、懸掛機構、彈卡定位機構、割卡心機構、單動機構、報警裝置、差動機構、內外管扶正器、打撈器、繩索提升系統，及通徑大於101mm的專用鑽具。現場對30口井取心，平均收獲率98%以上，煤心保持原始結構，並且出心速度快，由井底割心到地面裝罐，700m 井深僅用8～10min，實測含氣量可靠。比常規取心速度快20倍，此項技術已獲國家發明專利。
2.2 注入/壓降試井技術
針對煤層松軟、低壓、低滲且含有氣體和水的特點，引進國外先進的高壓低排量（最高注入壓力41MPa，最低注入排量2m3/h）注入泵，並配備了先進、可靠的地面泵注系統。建立了適用於不同試驗區的測試工藝技術，研製出專用解釋系統軟體。經現場50多層測試對比，煤層滲透率等參數解釋准確性較高。
2.3 大地電位法煤層壓裂裂縫監測技術
根據煤層近於非彈性體的特點，建立了室內數學模型和物理模型試驗，研製出大地電位法煤層壓裂裂縫監測設備和解釋軟體，可對煤層壓裂裂縫延伸方位和長度進行現場直接動態監測和定量解釋。經現場60多層測試對比，壓裂裂縫監測結果准確性較高，解決了以往煤層壓裂水平裂縫無法直觀定量評價的難題。該項技術已獲國家發明專利。
2.4 井間地震聲波層析成像（CT）技術
根據煤層中的縱波速度較低、壓裂後其縱波速度進一步降低的特點，採用井間地震聲波層析成像技術，描述聲波穿過剖面內煤層物性的變化特點，以評價壓裂後井間連通狀況。經現場測試對比，井間測試結果清晰可靠，解決了以往煤層裂縫不能直觀定量評價的難題。
2.5 煤層氣測井評價技術
結合試驗區煤層氣地質特點，研製開發出煤層氣測井系列和評價軟體，可對含氣量、封蓋層、工業分析、岩石力學等參數進行定量解釋。經28口井200餘塊樣品實驗室測試結果對比，含氣量誤差不超過6%，利用該技術每口井可節約費用20萬元。
2.6 煤層氣儲層模擬技術
引進國外先進的COALGAS、COMET煤層氣儲層數值模擬軟體，針對中國煤層氣特點開發應用，可對各種完井方法和開采方式用三維兩相的煤儲層進行生產擬合和儲層參數敏感性分析，能預測開采20年內采氣速度、單井和井組產能、合理井距、布井幾何形狀及井網優化等多項開采指標，評價氣藏開發水平和試驗區開采效果。並在沁水盆地晉城地區、鄂爾多斯盆地大寧-吉縣地區得到充分應用。
3 利用地質理論和勘探工藝技術，勘探效益顯著
3.1 堅持4個層次評價研究取得明顯效果
大區評價：評價全國39個含煤盆地68個聚煤單元的煤層氣遠景資源量，在埋深300～1500m為27.3×1012m3（美國目前18個盆地煤層氣遠景資源量僅為11×1012m3）。其中4大盆地有利勘探面積7.6×104km2，煤層氣遠景資源量19×1012m3。
區帶評價：優選出鄂爾多斯盆地中部及東部、沁水、冀中—冀東、魯西—濮陽、豫西、淮南—淮北、六盤水八大有利選區，勘探面積4×104km2，煤層氣遠景資源量7.1×1012m3。
目標評價：評選出沁水盆地晉城、鄂爾多斯盆地大寧-吉縣、韓城、烏審旗六盤水地區格目底及西北等一批有利勘探目標，勘探面積2×104km2，煤層氣遠景資源量4.4×1012m3。
區塊評價：拿下晉城目標樊庄和鄭庄區塊探明、控制儲量及大寧-吉縣目標午城區塊控制儲量。
3.2 發現我國第一個大型煤層氣田——沁水氣田
1997年10月晉試1井完鑽，完鑽井深705m，在主要目的層二疊系山西組和石炭系太原組共鑽遇煤層6層12m，鑽井中煤層氣顯示良好。1998年2月開始對本井3＃煤試氣，日產氣穩定在2700m3以上，最高日產氣為4050m3，在本區首次獲得了穩定的煤層氣工業氣流。
1998年4～8月通過區塊評價研究，在晉試1 井附近鑽探了晉1-1、1-2、1-3、1-4、1-5井，與晉試1井共同組成了一個梅花形井組。該井組於1999年4～12月進行了面積法排水降壓采氣，4口井日產氣量穩定在2400～3500m3。
在晉試1井組試氣的同時，分別在樊庄和鄭庄區塊完鑽了晉試2、3、4、5、6井，經試氣單井單層日產氣穩定產量2700～4400m3，最高9780m3。採用COALGAS儲層模擬軟體預測3＃煤與15＃分壓合排單井平均日產氣3700～4000m3。
2001年已向國家上交樊庄區塊探明含氣面積182.22km2，煤層氣地質儲量352.26×108m3；鄭庄區塊控制含氣面積447.1km2，煤層氣地質儲量911.2×108m3；該登記區含潛在資源量的總含氣面積1090km2，總資源量2656×108m3。
不管是採用常規鑽井還是羽狀水平井鑽井技術，該區煤層氣開發都有好的經濟效益。陝京和西氣東輸管線靠近該區，將為改變北京及東部沿海地區大城市環境，帶來難以估量的巨大的效益。
3.3 首次在鄂爾多斯東緣發現大型的煤層氣田
鄂爾多斯盆地大寧-吉縣地區吉試1井於山西組和太原組共鑽遇煤層6層累計厚度為17.4m，其中主力煤層厚度5＃煤5.4m，8＃煤8.8m，煤層壓力系數1.1～1.2，煤層滲透率10×10-3μm2，5＃煤平均含氣量20.7m3/t，含氣飽和度91%，8＃煤平均含氣量13.8m3/t，含氣飽和度77%，5＃煤鑽井中自溢水10m3/d，主要地質參數與美國黑勇士盆地高產富集區接近，為我國首次在鄂爾多斯東緣發現的大型中煤階煤層氣田。其中吉試4井煤層總厚7層22.8m，煤層滲透率高達 82×10-3μm2。吉試 5 井 5＃煤厚 6.8m，含氣量高達23.2m3/t，含氣飽和度 95%，日產氣 6629m3。目前初步控制該區在煤層埋深 500～1200m，煤層氣含氣面積885km2，控制儲量800×108m3。
4 中國煤層氣開發利用前景展望
21世紀是天然氣的世紀，在我國未來幾十年內天然氣開發將獲得飛速的發展。西氣東輸是煤層氣產業發展的一次難得的歷史機遇，「西氣東輸」工程將穿越我國眾多的油氣盆地和含煤盆地。根據「西氣東輸」工程的供氣能力和設計年限估算，需要1×1012m3的天然氣地質儲量作保證，但目前常規天然氣地質探明儲量僅7000×108m3左右，急需補充氣源，煤層氣作為非常規天然氣，其成分95%以上是甲烷，完全可以與天然氣混輸、混用。同時「西氣東輸」管線經過的地區也是煤層氣資源富集的地區，塔北、鄂爾多斯盆地、沁水盆地、太行山東、豫西、徐淮和淮南等煤層氣富集帶，總資源量近14×1012m3，而且管線經過的沁水大型煤層氣田，已經獲得煤層氣探明儲量，在短期內優先開發這些地區的煤層氣資源最具有現實性和可行性。
我國的煤層氣工業和其他國家一樣，將採用井下抽放和地面排采並行的方式展開，一方面在井下抽放上繼續改進技術，提高抽放效率；另一方面大力開展地面排采試驗。我國煤層氣井下抽放已有50多年的歷史，抽放技術成熟，隨著環保意識的加強，更多煤層氣利用設施的建成投產，以及國家和企業更加註重安全生產，預計未來10年煤礦井下煤層氣抽放將會有較大的發展，到2005年井下煤層氣抽放量將達到10億m3，2010年達到14億m3[2]。
我國煤層氣地面開發試驗已從單井試驗向井組試驗過渡，一些煤層氣開發項目已顯示出商業化開發前景。我國煤層氣開發應採取新區與老區相結合、重點突破的原則。首先在資源條件好、勘探程度較高的鄂爾多斯和沁水盆地，進行補充勘探，集中力量開發，使煤層氣生產能力在近期內有較大程度的提高，並在開發利用方面形成突破。
根據目前我國煤層氣發展速度及政策導向等預測，我國煤層氣產量將經過緩慢、快速和穩定三個階段的增長，預計到2010年我國可探明（1000～2000）×108m3的可利用煤層氣儲量，建成3～5個煤層氣開發示範基地，力爭使煤層氣產量達（20～30）×108m3，煤層氣產業初具規模。預測2000～2010年將是我國煤層氣大發展階段，相當於美國20世紀80年代的水平，因煤層氣井產量低，壽命長，必須要有優惠政策來鼓勵煤層氣的勘探開發，才能使我國煤層氣勘探開發在此階段取得長足進展。我國華北地區可供勘探的煤層氣資源量與美國的聖胡安和黑勇士盆地之和相當，但其地質情況較復雜，勘探難度大，預計到2010年全國煤層氣產量將達到20×108m3，控制儲量為1500×108m3。預測2010～2020年，隨著煤層氣的勘探開發技術日趨成熟，勘探范圍將進一步擴大到華南、東北區及西北地區，預計2020年煤層氣產量將達到150×108m3。到2025年，建成5～6個煤層氣生產基地，煤層氣產量達200×108m3，形成完善的煤層氣產業體系。
5 中國石油煤層氣發展戰略
在「十一五」期間中國石油將立足中東部含煤盆地，用五年的時間形成30×108m3的煤層氣產能，為了實現這一目標，應從以下幾個方面做好相關工作。
5.1 加大對煤層氣的科技投入
我國煤層氣資源豐富，潔凈氣體能源供需缺口大，開發利用煤層氣具有緊迫性和必要性。我國煤層氣儲層與美國相比，大多具有低滲透、低飽和和低儲層壓力的「三低」特點，煤層氣地質條件復雜，開采難度大。中國石油將進一步加大對煤層氣的科技投入，一方面加強煤層氣成藏理論、經濟評價等基礎理論研究，注意煤層氣科學的系統性；另一方面加大煤層氣攻關和示範項目的投入力度，為煤層氣開發的突破創造科技支撐。
5.2 根據我國煤層氣資源特點與分布，選擇有利開發區塊
我國煤層氣資源特點突出表現為量大面廣，具有顯著的地區富集性和時域富集性。通過對全國煤層氣資源的綜合評價，以含氣帶為單位，對其開發前景進行分類評價，確定包括十大煤層氣有利目標區作為煤層氣開發的優選區塊，沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、兩淮地區、西部低階煤地區的煤層氣開發有利區塊，可作為近期勘探開發的重點工作區。
5.3 制定完整、科學的煤層氣開發規劃
堅持煤層氣上、下游統籌規劃、協調發展，評價與勘探相結合、重點突破與規模開發相結合，由淺至深、由易到難、滾動發展；堅持地面規模開發為主、帶動煤礦井下抽放，地面開發與井下抽放並舉，建立「先採氣後採煤」的礦產資源綜合開發模式。
5.4 中國石油將把煤層氣開發利用納入公司中長期能源發展規劃，重視相關基礎設施建設
我國煤層氣基礎設施弱，特別是沒有煤層氣長輸管網，中國石油將把管線建設納入公司發展基礎建設規劃，有計劃地投入適度的基建資金，分期實施，以加速我國煤層氣產業的形成與發展。
參考文獻
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[5]趙文智等.2001.中國陸上剩餘油氣資源潛力及其分布和勘探對策.《石油勘探與開發》，Vol.28，No.1，p1～5
F. 簡述創造力的來源 談談如何培養創造力
創造力的來源是好奇心，而應試教育很容易磨滅兒童天然的好奇心，成人後容易形成思維定式，即使學歷再高，也不過是高級腦力打工者，而不是創造者。
G. 我國海洋油氣勘探技術有哪些
一、海洋油氣勘探技術形成階段（1991—1995年）
1.含油氣盆地資源評價和勘探目標評價技術
在引進和總結國內外油氣資源評價方法的基礎上，經過科技攻關掌握了一套具有國際先進水平的油氣資源評價新方法和盆地模擬技術。首次在國內建立了一套以地震資料解釋為基礎、結合少量鑽井資料的早期油氣資源評價流程；研製了國內第一套在NOVA機上實現定位、構造、速度、數據自動分析的流程，初步實現了資料整理自動化；採用了先進的區域地震地層學分析方法和流程，研究各層岩相古地理演化過程；對生烴、排烴等資源定量評價方法有所創新；提出了TTIQ法及計算機程序，採用了圈閉體積模糊數學法、圈閉供油麵積及隨機運算概率統計等先進的評價方法，充分體現了國內油氣資源評價的新水平。
在一維盆地模擬系統基礎上，開發多功能的綜合盆地模擬系統。系統耦合了斷層生長作用、沉積作用、壓實作用、流體流動、烴類生成運移，以及地殼均衡作用、岩石圈減薄和熱對流等因素，能從動態的發展角度在二維空間上再現盆地構造演化史、沉降史、沉積史、熱演化史、油氣生排運聚史。主要特點是：正反演結合、與專家系統結合、與平衡剖面結合，來模擬多相運移、運距模擬三維化及三維可視化等。
此外，在國內首度研製成功了PRES油氣資源評價專家系統。該系統從功能上由兩部分組成：一是凹陷評價，包括地質類比評價、生油條件評價、儲層條件評價和油氣運聚評價；二是局部圈閉評價，包括油源評價、封閉條件評價、儲集條件評價、保存條件評價及綜合評價。系統的第二版本實現了運聚評價子系統與盆地模擬系統的掛接，可在三維狀態下進行運聚模擬評價。其研製成功開創了專輯系統技術在石油勘探領域的應用，促進了石油地質專家系統技術的發展。
2.海上地震勘探的資料採集、處理、解釋技術
海上地震技術是海上油氣勘探開發的主要技術，是涉足研究深度、廣度最大、最省錢、最適合海上油氣勘探的技術。
在地震資料採集方面通過引進技術和裝備，實現了雙纜雙震源地震採集，研究成功了高解析度地震採集系統，掌握了先進的海上二維、三維數字地震資料採集及極淺海遙測地震資料採集技術，裝備了包括一次採集能力可達240道的數字地震記錄系統；電纜中的數字羅盤能准確指示電纜的實時位置；三維採集質量控制的計算機系統，可做5條相鄰側線的面元覆蓋，並實時顯示和不同偏移距的面元顯示，裝有可進行實時處理和預處理的解編系統；配備了衛星導航接收機和組合導航系統。
在資料處理解釋方面，已掌握運用電子計算機進行常規處理和三維資料處理以及特殊處理技術，廣泛應用了地震地層學、波阻抗剖面，尤其檢測、垂直地震剖面和數據分析等技術；推廣應用計算機繪圖系統和解釋工作站；掌握了地震模式識別和完善的地震儲層預測軟體；研製開發了面元均化、多次擬合去噪、道內插等配套處理技術。
一些成功的應用技術具體有：QHDK-48道淺水湖泊地震勘探接收系統，已用於我國淺海和湖泊的地震勘探中；三維P-R分裂偏移技術及其在油氣勘探開發中的運用，獲國家科技進步二等獎，是一項進行三維地震勘探資料疊後偏移處理，提高了三維波場歸位精度和斷層分辨能力；海洋物探微導航定位資料處理程序系統，有較強的人機對話功能，在VAX機上可讀ARGO、GMS、NOR三種格式的野外帶，可對高斯、VTM和蘭伯特三種不同投影系統數據進行處理；DZRG處理系統實現了國產陣列機MCIAP2801與引進的VAX-11/780機的連接，從而提高了原主機的使用效率，從30％提高到68％，地震資料處理速度提高了60％～70％，為VAX類計算機配接國產AP機開創了一條新路。
這些技術在海上勘探中，得到過廣泛的應用，取得了良好的成績。在南海大氣區勘探中，首次使用高解析度地震採集技術，為東方1-1氣田評價提供了可靠有力的資料依據。
3.數控測井與資料分析處理技術
數控測井是當代測井的高新技術，該系統包括地面測量儀器和相應配套井下儀器適用於裸眼井、生產井以及特殊作業井的測井作業，是一套設備齊全、技術先進、適應性廣泛的測井系統。
1985年9月，中國海油與國家經濟委員會簽訂了「數控測井系統」科技攻關項目專題合同。1986年5月提出數控測井系統開發可行性方案報告。1991年在勝利油田進行測井作業，該項目難度大、工藝復雜，各項技術指標接近並達到80年代國際先進水平，證明了HCS-87數控測井地面系統工作可靠、預測資料可信。1991年獲得中國海油科技進步一等獎，獲國家重大技術裝備成果二等獎。
由於實行雙兼容，在長達5～6年的科研過程中，可以及時把一些階段成果用於生產，為測井儀器國產化開辟了一條新路。1991年7月，中國海油與西安石油勘探儀器總廠合作完成數控測井地面系統國產化的任務。為了滿足南海大氣區勘探高溫高壓測井的需要，中國海油研製成功了耐溫230℃、耐壓140兆帕的測井儀，其解釋效果與斯倫貝謝公司的解釋軟體達到的效果相同。
4.復雜地質條件下尋找大中型構造油氣田的能力
在早期主要盆地油氣資源評價、「七五」富生油凹陷研究和「八五」區域地質勘探綜合研究的基礎上，我國具備了在復雜地質條件下尋找大中型構造油氣田的能力。這些油氣田的尋找主要依靠盆地地質條件類比、盆地演化史定量分析和多種地球物理資料處理、解釋軟體的支持，排除了各種地質因素干擾，還地下構造的真實本來面貌，提高了海上自營勘探能力和勘探成功率。
二、高速高效發展海洋石油（1996—2008年）
經過了20多年勘探開發工作，已經深諳我國自然海況條件，需要我們大力開發核心技術，才能高速高效地發展中國海洋石油業。進入「九五」期間我國海洋石油科技發展以實現公司「三個一千萬噸」和降低油桶成本為具體目標，進入了高速、高效、跨越式發展的新階段。
1.「九五」後三年科技工作的重點
1）解決三大難題
（1）海上天然氣勘探。
（2）海上邊際油田開發。
（3）提高海上油田採收率。
2）開展四項科技基礎工作
（1）建立海上石油天然氣行業與企業標准。
（2）建立中國海油信息網路上的科技信息子系統。
（3）開展海上油氣田鑽采工藝基本技術研究。
（4）開展海洋石油改革與高速發展戰略軟科學研究。
3）攻克八項高新技術
（1）海上天然氣田目標勘探技術。
（2）海上地球物理高解析度、多波技術。
（3）海洋地球物理測井成像技術等。
（其他技術與勘探無關，故此處不詳細列出）
由於上述「三四八」科技規劃的實施，在海上油氣勘探開發生產建設的科技創新中，取得了一大批優異成績，充分顯示了科技進步產業化的巨大威力。
2.「863」海洋石油進入國家高新技術領域
在《海洋探查與資源開發技術主題》的6個課題研究工作中，中國海油技術達到了創新的紀錄。分別是：（1）海上中深層高解析度地震勘探技術；（2）海洋地球物理測井成像技術；（3）高性能優質鑽井液及完井液的研製；（4）精確的地層壓力預測和監測技術；（5）高溫超壓測試技術；（6）海底大位移井眼軌道控制技術。
特別的，在「863」計劃「九五」期間27項重大項目中，海洋石油的《鶯瓊大氣區勘探關鍵技術》更為顯著。其中的海上中深層高解析度地震勘探技術、海上高溫超壓地層鑽井技術、海底大位移井鑽井技術、海上成像測井技術等取得了舉世矚目的成就。
「863」計劃執行16年間取得了一大批具有世界領先水平的研究成果，突破並掌握了一批關鍵技術，同時培育了一批高技術產業生長點，為傳統產業的改造提供了高技術支撐，更為中國高技術發展形成頂天立地之勢提供了巨大的動力。
3.「九五」技術創新碩果
海上中、深層高解析度地震勘探技術躋身前列，研製了海上多波地震勘探設備，打破了國際技術壟斷。研製出的框架式多槍相干組合震源、立足於不疊加或少疊加的處理技術、聚束濾波去多次波等技術，均已達到世界先進水平。
成像測井系列儀器達到了國際90年代中期水平，屬於國內先進技術。認可的技術創新有：（1）八臂地層傾角測井儀的八臂液壓獨立推靠技術；（2）高溫高壓絕緣短節；（3）薄膜應變型井徑與壓力感測器；（4）多極子聲波測井儀的高溫高壓單極、偶極，斯通利波換能器；（5）高溫專用混合厚膜電路晶元；（6）電阻率掃描測井儀的24電扣極板技術；（7）內置電動扶正、八臂獨立機械推靠器技術。
解決了高溫超壓鑽井世界性難題的關鍵技術，包括高溫超壓鑽完井液、精確的地層壓力預測和監測技術、高溫超壓地層測試技術。
確認高溫超壓環境可以成藏，鶯歌海中深層有良好的砂岩儲層和封蓋層，二號斷裂帶是斷裂繼承性發育帶，既要重視古近系斷裂批復結構的圈閉，又要注意新近系反轉構造及砂岩體的勘探。
三、勘探技術分析
1.海洋石油地質研究與評價
富生油凹陷的分析與評價技術說明了我國近海油氣資源分布基本規律，也是油氣選區的基本依據。中國近海51個主要生油凹陷，經多次評價共篩選出10個富生油凹陷作為勘探重點。富生油凹陷占總儲量發現的84％，其中5個凹陷儲量發現超過了1億噸。
氣成藏動力學研究系統，在油氣勘探實踐中形成的石油地質研究系統，它強調了在烴源體和流體輸導體系的框架上，用模型研究和模擬研究正、反演油氣生成—運移—聚集的全過程，使油氣運移——這一石油地質研究中最薄弱的一環有了可操作研究方法和量化表現。該技術不但使中國海油地質研究跨入世界石油地質高新技術前沿，而且在珠江口盆地的實踐中，發現了重要的石油勘探新領域。
三維智能盆地與油氣成藏動力學模擬系統，中國自主開發的石油地質綜合研究計算機工作平台，這套系統突破了許多高難度的技術課題，實現了三維數字化盆地的建立和油氣運移、聚集的模擬。
精細層序地層學研究，引進國外先進技術實現成功應用的典範，大大提高了對地下沉積預測的能力，取得了豐富的應用成果。
勘探目標評價與風險分析方法，石油地質軟體科學研究的突出成果，它反映了勘探家由「我為祖國獻石油」到「股東要我現金流」的觀念性的轉化。通過規范勘探管理，將單純追求探井成功率轉變成儲量替代率、資本化率、桶油發現成本等全面勘探資本運營管理，使探井建井周期縮短2/3，每米探井進尺費用降低40％。
2.海洋石油地震勘探技術
從1962年至今，我國海上地震勘探技術發展已走過40個春秋，從初期光點記錄到24位模數轉換多纜多源數字磁帶記錄；從炸葯震源到高解析度相干空氣槍陣列震源；從光學6分定位、羅盤導航到DGPS、無線電聲吶綜合定位導航；從單次二維地震到非線性多次覆蓋三維地震；從「一炮定終生」的無處理地震到運算速度達每秒70億～80億次的大規模並行數字處理；從二維模擬處理到全三維數字處理；從NMO速度分析和疊加到DMO速度分析和疊加；從二維疊後射線偏移到全三維疊前波動方程時間偏移至全三維疊前深度偏移；從人工解釋繪圖到人機交互三維可視化解釋繪圖；從單一的構造解釋到構造、地震地層學和岩性地震學綜合解釋；從單一的縱波地震勘探到轉換多波地震勘探；從常規二維地震作業到高解析度二維至三維地震作業，我國海上地震勘探技術經歷了脫胎換骨的變化，基本上達到了與國際先進技術接軌的水平。海洋石油人多年的耕耘，換來了豐碩的成果：查清我國海域區域地質和有利沉積盆地的分布，為勘探指明方向；查明了盆地主要構造帶和局部構造的分布，為油氣鑽探提供了井位；發現了以蓬萊19-3油田為代表的多個億噸級大油田和以崖城13-1氣田為代表的多個大氣田；直接使構造和探井成功率不斷提高，分別達到53％和49％；為開發可行性研究、建立油氣藏模型、編制OPD報告，提供各種主要參數和地質依據。
上述成果充分證明，海洋物探在海洋石油工業發展中起到了先鋒作用，其技術發展是海上油氣勘探與開發增儲上產的重要手段。
3.海洋石油地球物理測井技術
我國海洋地球物理測井技術，是伴隨海洋石油勘探開發成長發展起來的。改革開放以前，海上測井作業只能選用陸地上最先進、最可靠的測井儀器進行。到20世紀80年代，利用國家改革開放賦予海洋石油的優惠政策，有計劃地引進國外先進技術與管理模式，1981年成立了中國海洋石油測井公司，並直接引進美國西方阿特拉斯CLS-3700多套技術裝備。與此同時，在引進、消化、吸收國外先進技術的基礎上，充分利用信息技術的新成果，緊緊抓著技術與學科緊密結合的關鍵，積極開展數控測井技術研究與開發，逐步形成了研究、製造、作業、解釋、培訓「五位一體」的機制。先後研製成功HCS-87數控測井和ELIS-I成像測井地面以及部分下井儀器設備。同時，培養了人才、鍛煉了隊伍，為測井設備的國產化打下了堅實的基礎。
4.勘探過程中的海洋環境保護
在開發海上資源的同時也不能忽視海洋環境保護，這是海上油氣田勘探開發中不容忽視的一項技術。1996年，中國海洋石油以全新的「健康、安全、環保」理念，實施安全、健康、環保、管理體系，開始步入科技化、規范化、井然有序的法制管理軌道。
安全生產是國家經濟建設的重要組成部分，良好的安全生產環境和秩序是經濟發展的保障。海洋石油工業有著投資大、技術難度高、環境因素復雜、風險大的特點，一旦出了事故，施救工作非常困難；在小小的平台上，集中了幾百套設備和眾多人員，一旦發生爆炸起火，人、物將毀於一旦；作業人員日常接觸的介質不是易燃，就是易爆，稍有不慎，就會造成海洋環境污染、生態環境損害。因此，加重了安全環保的工作責任，必須建立完善健康安全環保管理體系，才能確保海上油氣田安全生產。環境保護貫穿於整個生產過程和生產生活的各個領域，就此建立了完善的健康安全環保機構、安全的法規體系和管理體系，實行全方位、全過程的科學管理。
觀測海洋、檢測海洋，及時進行海冰、台風、風暴潮、地震等特殊海洋環境的預報，是海洋油氣勘探開發生產的不可缺少的條件。為此，開展了廣泛深入的觀測、監測和預報系統研究及綜合、集成、生產應用等工作，形成了海上固定平台水文氣象自動調查系統、海洋環境要素數值模擬分析計算和各種災害監測預報技術，在生產實踐中取得了顯著成效。
四、發展趨勢
隨著全球能源需求的不斷膨脹，陸上大型油田日益枯竭，於是人們逐漸將目光投向海洋，因為那裡有著很多未探明的油氣儲量。盡管過去由於技術不成熟人們對海洋望而卻步，但自深海鑽井平台出現後，人類就開始向幾百米甚至幾千米海洋深處進軍。
隨著海洋鑽探和開發工程技術的不斷進步，深水的概念和范圍不斷擴大。90年代末，水深超過300米的海域為深水區。目前，大於500米為深水，大於1500米則為超深水。研究和勘探實踐表明，深水區油氣資源潛力大，勘探前景良好。據估計，世界海上44％的油氣資源位於300米以下的水域。隨著未來投資的增加，海上油氣儲量和產量將保持較快增長。其中，深水油氣儲量增長尤為顯著。到2010年，全球深水油氣儲量可達到40億噸左右。
面對如此良好的開發前景，我國海洋石油公司也制定了協調發展、科技領先、人才興起和低成本等4個發展策略。盡快提高中國海油科技競爭力無疑是其中重要的組成部分。就海洋石油勘探部分，我國通過建立中國海油地球物理勘探等技術，通過技術創新與依託工程有機地銜接，創造條件使其發揮知識和技術創新的重要作用。天然氣的勘探也需要進一步解決地球物理識別技術、高溫超壓氣田勘探開發技術、非烴氣體分布於工業利用等；深水油田的勘探和開發需要深水地球物理採集和處理、深水鑽完井技術、深水沉積扇研究、深水生產平台等多種技術。
我國海洋深水區域具有豐富的油氣資源，但深水區域特殊的自然環境和復雜的油氣儲藏條件決定了深水油氣勘探開發具有高投入、高回報、高技術、高風險的特點。發展海洋石油勘探技術需要面對如下問題：
（1）與國外先進技術存在很大差距。截至2004年底，國外深水鑽探的最大水深為3095米，我國為505米；國外已開發油氣田的最大水深為2192米，我國為333米；國外鋪管最大水深為2202米，我國為330米。技術上的巨大差距是我國深水油氣田開發面臨的最大挑戰，因此實現深水技術的跨越發展是關鍵所在。
（2）深水油氣勘探技術。深水油氣勘探是深水油氣資源開發首先要面對的挑戰，包括長纜地震信號測量和分析技術、多波場分析技術、深水大型儲集識別技術及隱蔽油氣藏識別技術等。
（3）復雜的油氣藏特性。我國海上油田原油多具高黏、易凝、高含蠟等特點，同時還存在高溫、高壓、高CO2含量等問題，這給海上油氣集輸工藝設計和生產安全帶來許多難題。當然，這不僅是我們所面臨的問題，也是世界石油界面臨的難題。
（4）特殊的海洋環境條件。我國南海環境條件特殊，夏季有強熱帶風暴，冬季有季風，還有內波、海底沙脊沙坡等，使得深水油氣開發工程設計、建造、施工面臨更大的挑戰。我國渤海冬季有海冰，如何防止海冰帶來的危害也一直是困擾科研人員的難題。
（5）深水海底管道及系統內流動安全保障。深水海底為高靜壓、低溫環境（通常4℃左右），這對海上和水下結構物提出了苛刻的要求，也對海底混輸管道提出了更為嚴格的要求。來自油氣田現場的應用實踐表明，在深水油氣混輸管道中，由多相流自身組成（含水、含酸性物質等）、海底地勢起伏、運行操作等帶來的問題，如段塞流、析蠟、水化物、腐蝕、固體顆粒沖蝕等，已經嚴重威脅到生產的正常進行和海底集輸系統的安全運行，由此引起的險情頻頻發生。
（6）經濟高效的邊際油氣田開發技術。我國的油氣田特別是邊際油氣田具有底水大、壓力遞減快、區塊分散、儲量小等特點，在開發過程中往往需要考慮採用人工舉升系統，這使得許多國外邊際油氣田開發的常規技術（如水下生產技術等）面臨著更多的挑戰，意味著水下電潛泵、海底增壓泵等創新技術將應用到我國邊際油氣田的開發中；同時也意味著，降低邊際油氣田的開發投資，使這些油氣田得到經濟、有效的開發，將面臨更多的、更為復雜的技術難題。
高科技是海洋油氣業的重要特徵，海洋油氣業的發展正是我國石油能源產業「科技領先戰略」的最直接體現。只有堅持自主科技創新，才能不斷提高我國海洋油氣業的核心競爭力。2004年以來，我國在海洋石油的勘探新領域和新技術、提高採收率、邊際油田開發、深水油田開發、重質油綜合利用、液化天然氣與化工、新能源開發、海外勘探開發等領域實現了一系列突破。
2008年，中國海油兩項成果獲國家科技進步二等獎。其中一項成果是針對中國南海西部海域所存在的高溫超壓並存、井壁失穩嚴重等世界級重大鑽井技術難題，研發出一套具有自主知識產權的復雜構造鑽井關鍵技術。截至2008年底，這些技術在南海西部海域7個油田以及北部灣盆地、珠江口盆地、瓊東南盆地的探井及評價井共計76口井的鑽井作業中得到推廣應用，並取得了良好效果。鑽井井眼復雜事故率從40％～72％降至5％以下，遠低於國際上20％的統計指標，井眼報廢率也從5％降至0％，不僅節約了可觀的鑽井直接成本，而且加快了邊際油氣田的開發，創造了可觀的經濟效益。該項技術研究與應用大大提高了中國海油的鑽井技術水平，扭轉了之前該海域復雜井作業技術依賴外國石油公司的歷史。
而經過十多年的自主研究，中國海油開發形成了一整套具有自主知識產權的適合海洋石油開發要求的成像測井系統（ELIS）。這是我國自行研製的第一個滿足海上石油測井要求的成套技術裝備。該系統的研發和產業化打破了國外測井設備對我國海上和世界石油測井市場的長期壟斷。截至2008年底，中國海油累計生產裝備10套，總值達5億元人民幣，產品已進入國內外作業市場，年服務收入達3.8億元人民幣，創匯2800萬美元，效益顯著。
同時，中國海油專利申請量和授權量也已進入穩步增長階段，截至2008年底，中國海油累計獲得授權的有效專利達423項，其中發明專利105項。
2008年，中國海油首次獲准承擔國家「973」計劃課題，實現了科學研究層次的新突破。在國家重大科技專項「大型油氣田及煤層氣開發」里，中國海油將承擔6個項目和兩個示範工程。
H. 油氣藏形成的條件和成因類型有哪些
在古生代海相盆地發育過程中,擠壓抬升作用使古隆起頂部地層遭受侵蝕,造成早期聚集油氣的大量散失,而古陸塊活動性大,地殼變形強烈,多期沉降的陸緣坳陷和陸內坳陷又有利於優質烴源岩堆積。擠壓抬升所形成的古隆起伴生有溶蝕孔洞和構造裂縫,可以改善儲層物性,使古隆起成為晚期生成油氣的有利聚集場所。中一新生代,中國大陸受到相鄰板塊的強烈作用,古老的海相盆地受到強烈改造和破壞,縮小了海相地層的有利勘探范圍;中—新生代構造和盆地疊加作用,則使古生界變形強烈、埋藏深度加大並且造成復雜的地貌,增加了海相油氣藏的勘探難度。但同時,中—新生代地層的覆蓋也是海相地層深埋生烴和古油藏保存的必要條件,在海相油氣封蓋層未受到嚴重破壞的地區,具有良好的油氣勘探前景。贊同2| 評論