A. 中国海相油气勘探工程技术的继承与创新
5.2.3.1 地球物理勘探技术
中国南方和西部海相碳酸盐岩地区往往地形高差变化剧烈、低降速层厚度变化急剧、高陡岩层出露地表、地下复杂的逆掩推覆构造，使地震记录信噪比、分辨率低，形成对现有地震勘探技术严峻挑战，严重制约了勘探进程、地质认知程度和新的油气发现。而现有西方国家的地震数据采集和处理技术以及相应的装备与软件也主要是针对海洋勘探的，对于复杂的山地地质条件并不完全适用，具有很大的局限性和不适应性。这就要求我们必须通过自力更生来解决我们面临的问题，实现海相油气勘探开发的大发展。
（1）复杂地表条件下地震信号（噪声）形成机理研究
本项研究包括：
1）不同尺度和幅度起伏地形的地震波场响应特征。
2）粗糙地表地震波场的散射与时差效应。
3）近地表小尺度非均匀体的散射效应。
4）相干噪声与近地表结构的关系及应用。
5）高密度单点地震数字组合技术。
6）高密度单点地震高精度信号分析与去噪技术。
（2）灰岩裸露区地震波场传播规律及应用研究
本项研究包括：
1）碳酸盐岩岩石力学分析。
2）碳酸盐岩地层地震波吸收、衰减、散射效应。
3）灰岩裸露区近地表地震波场特征分析。
4）陡倾灰岩地层裸露模型地震波场传播规律。
5）灰岩裸露区不同频带地震波场传播规律与特征分析。
6）基于GIS和遥感资料的地震采集设计技术。
（3）复杂地表与构造对地震成像的影响规律研究
本项研究包括：
1）起伏地表对地震速度分析精度的影响分析。
2）近地表速度模型精度对地震成像的影响分析。
3）宏观速度模型精度对地震成像的影响分析。
4）不同偏移算法与处理流程成像结果的对比分析。
5）基于照明分析的储层地震响应振幅影响分析。
6）基于真地表复杂构造模型照明分析的观测系统设计。
7）海相碳酸盐岩地区标准模型研究。
（4）复杂地表复杂构造直接偏移成像技术研究
本项研究包括：
1）近地表速度反演及建模技术。
2）起伏地表条件下的地震速度分析技术。
3）复杂地表复杂构造偏移速度分析及速度建模技术。
4）近地表速度模型与宏观速度模型的融合技术。
5）复杂地表条件下基于波场延拓的地震波场校正技术。
6）起伏地表直接地震偏移成像技术。
7）保持振幅叠前偏移技术。
（5）碳酸盐岩储层地震响应特征分析与储层预测技术研究
本项研究包括：
1）碳酸盐岩岩石物理特征分析。
2）碳酸盐岩典型模型建立。
3）储层响应特征分析。
4）储层流体识别与分析。
5）地震响应的等值性/多解性分析。
6）碳酸盐岩礁滩孔隙、溶蚀裂缝储层地震预测技术研究。
7）复杂缝洞型碳酸盐岩储层地震精细描述技术研究。
8）参数优化和多参数综合聚类技术研究。
（6）其他相关技术的研究
其他相关技术的研究，例如：
1）重磁勘探技术在低信噪比地区的应用研究。
2）电磁勘探技术在近地表调查中的应用研究。
3）利用井-地电磁法圈定油藏边界的应用研究等。
5.2.3.2 中国石化海相层系钻井及相应工程技术
（1）油气井井筒关键技术
由于中国石化海相层系勘探目的层深，许多地区为高陡构造，地层可钻性较差，同时中古生界海相层系为中、新生界的覆盖，主要目的层位深度较大，因此对测试仪器及技术提出较高的要求，针对高温、高压、高含硫环境的测试仪器需进一步的改进与攻关，要求钻探工程能够克服上述难题，钻探还需继续加强攻关力度。地层压力和地应力预测的精度低，合理井身结构的优化难度大；缺乏有效的高陡构造高效防斜打快技术，复杂深井超深井上部大眼井段和深部小眼井段钻井速度比较慢；没有自主研发的高温高压环境下的井眼轨迹测量控制仪器及井下工具；井身结构复杂，长裸眼、小间隙、高密度条件下的固井技术亟待完善；地层裂缝发育，同裸眼井段存在多套地层压力系统，有效处理同时发生“喷漏”事故的技术手段缺乏；气层压力高，富含硫化氢等有毒及腐蚀性气体，对井控技术、钻井液体系和装备、工具的要求高，针对海相碳酸盐岩层系深度较大、高温、高压、高含硫环境的地质条件进行钻井、测试技术系列的攻关，形成海相超深井提高机械钻速技术、深井固井技术、不同压力系统下的油气层保护技术攻关、超深井地层压力预测检测技术、防斜打直优快钻井技术、超深井钻井工艺技术等。
（2）碳酸盐岩储层保护技术
这项技术包括：
1）海相油气藏损害的室内评价方法研究。
2）海相油气藏损害机理（如气藏水锁、裂缝性储层应力敏感等）研究。
3）海相储层裂缝宽度分布与预测研究。
4）保护海相油气藏储层钻井液体系、配方及性能参数等入井液研究。
5）保护海相油气藏的暂堵及解堵工艺措施研究。
6）现场施工控制技术，重点在欠平衡压力的控制和各种井下条件下钻井液循环（井控）方案的确定；钻井工艺设计和工艺方法，重点包括井身结构与钻具结构设计等工艺研究。
（3）碳酸盐岩储层改造技术
1）地层参数优选评价技术，研究海相碳酸盐岩油藏的地质特征、岩石力学特征、天然裂缝发育状况和地应力分布情况。分析钻井、中途测试、录井、测井、岩石力学实验等成果资料，对储层物性参数和岩石力学参数进行定量评价和参数优选研究，同时预测酸压施工的破裂压力、酸压规模、酸液效率，最终形成一套科学、定量的海相碳酸盐岩储层分析、评价方法，并建立海相碳酸盐岩储层改造的地层参数评价标准。
2）抗高温压裂液、酸液优化研究，开发并优化形成适合于海相碳酸盐岩储层的耐高温（160～180℃）、低摩阻、低伤害压裂液体系和耐高温（160～180℃）、低摩阻、低伤害、长作用距离的低腐蚀性酸液体系，形成现场可用的高效压裂液和酸液体系。
3）储层改造工艺技术研究，通过理论分析和室内模拟试验，研究海相碳酸盐岩储层裂缝延伸机理和控制缝高方法；针对高温、高压、长井段的碳酸盐岩储层体系，优化射孔井段和射孔参数，研究长井段的分段改造工具及工艺技术，实现多级分层酸压管柱，达到一趟管柱分压三至四段的分层改造目的，能够做到在中途或完井测试完毕后可以直接进行改造并投入生产的一体化管柱技术。
4）应用油藏工程理论，采用全三维、拟三维压裂设计软件优化酸压施工设计，确定施工最优参数。研究压裂施工过程中井下压力和温度诊断、微地震、倾斜仪、试井解释等技术方法，优选适合海相碳酸盐岩酸压措施的裂缝动态监测及压后评价技术，对酸压施工过程中裂缝方位、几何参数及压后的施工效果进行及时、准确的评价和解释。
（4）测井工程技术
从原始创新、集成创新到形成适应海相碳酸盐岩层系复杂地质条件下的钻井、储层保护与改造、测井技术系列，是实现海相碳酸盐岩层系油气勘探新突破、实现资源战略接替的关键。
B. 海相油气勘探进一步发展的理论与技术难题
5.2.1.1 海相碳酸盐岩层系油气勘探存在的理论问题
20世纪50年代后期，随着认识与勘探技术的突破，世界上海相碳酸盐岩层系油气勘探获得重大发现，掀起了在碳酸盐岩中找油气的高潮。大约70%以上的海相碳酸盐岩石油储量来自中东的侏罗系、白垩系和第三系，70%以上的天然气储量来自于前苏联、中东和美国的石炭系、二叠系海相地层。与上古生界、侏罗系、白垩系和第三系相比，分布在下古生界和三叠系的碳酸盐岩油气储量相当少。前寒武系沉积岩系中寻找古老地层的原生油气藏是扩大油气储量的勘探领域之一，在西伯利亚地台新元古界里菲系海相碳酸盐岩和文德系海相碎屑岩中发现了尤鲁布钦等大型油气田。
“六五”以来，我国设立的一些重点科技攻关项目对海相碳酸盐岩层系油气勘探进行了攻关：“塔里木盆地油气资源”、“塔里木盆地石油天然气勘探”项目在塔中、塔北地区碳酸盐岩储层及圈闭特征研究等方面取得了重要进展；“南方海相碳酸盐岩地区油气勘探技术方法研究”、“扬子海相碳酸盐岩地区油气勘探技术和评价研究”项目提出扬子海相沉积区的油气资源潜力大，经过后期改造仍可以形成具有相当规模的油气藏。这些成果为中国海相碳酸盐岩层系油气勘探的进一步拓展打下了基础。但多期构造活动的叠加导致多期生烃过程、油气输导体系演化与运聚机理及油气多期成藏与保存机理等基础理论问题研究薄弱，严重制约了我国海相碳酸盐岩层系油气勘探进展。
（1）构造演化对海相碳酸盐岩层系有效烃源的控制作用
构造演化对有效烃源的控制作用表现在多方面，对于海相碳酸盐岩层系的有效烃源而言，构造演化的控制作用主要表现在优质烃源岩的沉积环境、盆地热史、生烃史等几个方面。
1）优质烃源岩的形成环境。碳酸盐岩沉积作用基本是无机化学沉淀，但随着地球演化，生物作用愈来愈重要（冯增昭，1989），优质海相碳酸盐岩烃源岩的发育环境应是有利于有机质发育和保存的环境。形成生油岩最佳条件是水体分层、底层水缺氧、表层水高生产力。在缺氧环境中沉积物中有机质容易在水底保存而形成烃源岩，这种有利环境主要包括：黑海、塔里木、扬子等温带气候条件下的缺氧分隔盆地（戴金星等，1997）、缺氧的开阔海（Demaison等，1980）、洋流上涌引起的缺氧环境（孙枢等，1987）、潟湖和局限海等环境。金之钧等在《中国典型叠合盆地油气形成富集与分布预测》973项目研究中，建立了4种优质烃源岩发育模式（热液活动-上升洋流-缺氧事件复合模式、台缘缓斜坡-上升洋流高生产力模式、干热气候-咸化静海模式、湿润气候-滞留静海模式）和两种非烃源岩发育模式（贫化-稀释模式、消耗-稀释模式）。有效烃源岩是在沉积盆地中沉积的，要使有机质在沉积过程中聚集起来不被过早氧化，必须要求有利沉积环境的长期维持（王鸿祯等，2000），因此优质烃源岩的发育主要受盆地构造背景的控制。
2）构造-热演化史与地质温度计。我国古生代碳酸盐岩层系经历了多期隆升与沉降，古地温和热史难以恢复，因此，烃源岩的生烃史研究一直是困扰油气勘探的难题。目前，世界上关于碳酸盐岩地区热史恢复的方法主要有古温标方法和盆地动力学模型。古温标主要有沥青反射率、镜状体反射率、牙形石色变指数、有机碎屑（笔石、几丁虫、虫牙等）光性演化特征、激光拉曼光谱、伊利石结晶度、裂变径迹等（Bignall等，2001；Hara等，1998；Goodarzi等，1987；Jacob，1989；胡凯等，1992；王飞宇等，2003）。这些古温标在用于盆地热史恢复时都存在不同程度的缺陷，有些目前远未达到实用阶段，有些还只是一个半定量的指标。沥青反射率虽然是目前应用最为广泛的指标之一，但只有原地沥青才可用（肖贤明等，1995）。磷灰石裂变径迹和近年来U-Th/He低温测年技术的发展（Reiners等，2004），使盆地基底升降的精确定年成为可能。盆地热史最终还是受构造背景和演化历史控制的（马宗晋等，2004）。克拉通、裂谷带、被动陆缘、前陆盆地等均有不同的地温梯度，盆地基底的沉降或抬升也会留下记录，如沉积速率变化、浓缩层序、不整合面等。因此，盆地的动力学方法也是目前用于研究盆地热史的有效手段。
总之，关于海相碳酸盐岩地层所经受的古温度问题，只有多种古温标并用，多种方法综合运用，才能精确地恢复有机质的热演化史。
3）海相碳酸盐岩层系多元多次成烃。碳酸盐岩烃源岩下限指标的取值，直接影响到油气资源潜力的评价，一直是油气地质领域争论的焦点。我们在前期的973项目研究中，通过大量的实验研究，比较科学地提出了有机碳含量0.5%作为碳酸盐岩烃源岩的下限值，得到学术界和产业部门的普遍认同。从前期的勘探和研究来看，以碳酸盐岩为目的层的勘探，有多种油气来源，如烃源岩的早期生烃、二次生烃、沥青生烃、原生油气藏改造后的再聚集等。
在生烃动力学与碳同位素动力学研究方面：生烃史的研究仍是当今油气地质地球化学研究的重要领域之一。生烃动力学方法可模拟地质条件下的生烃过程，碳同位素动力学方法可模拟地质条件下油气碳同位素分馏过程，为定量描绘油气形成、运移和聚集史提供了一种全新理论和新方法，成为油气地球化学研究最有效的研究手段。
在二次生烃研究方面：对我国叠合盆地的二次生烃作用研究，最早文献见于南华北地区石炭系—二叠系煤成气资源评价。20余年来，人们从烃源岩的构造史、埋藏史、受热史和生烃史的地质动态过程来研究烃源岩的二次生烃作用，但对二次生烃的效率、二次生烃启动条件等关键问题的认识仍然缺乏理论依据和必要的化学动力学描述（黄第藩，2001），因此，实验室热模拟方法被广泛用于二次生烃机理研究。国内有不少学者对这一问题进行过探讨，尤其是原油的二次裂解可构成天然气的重要来源（赵孟军等，2000）。由于所选样品不同，研究方法不一，考察的出发点有异，所得认识和结论存在较大差异。在二次生烃较初次生烃是否存在滞后问题、二次生烃量加初次生烃量是否等于连续生烃量上，尚存在不同观点。
在沥青生烃研究方面：中国海相碳酸盐岩主要形成于中生代早期以前的盆地中，受中、新生代构造活动改造，原型盆地面目皆非（朱夏，1991；刘光鼎，1997）。早期形成的油藏可能由于深埋演变为凝析油气藏，或抬向浅部演变为重油甚至完全破坏（胡见义，2004）。因此，在储层中可能形成热裂解沥青与氧化沥青（刘洛夫等，2001）。碳酸盐岩中似镜质体和固体沥青所含的可溶重质沥青仍保持相当低的成熟度（傅家谟等，1989），只要构造-热条件适宜，碳酸盐岩中的古油藏（沥青）和重油都可能成为再次生烃的烃源（郝石生等，1995）。沥青在后期的构造-热作用下发生裂解而具有产气的潜能，这种非常规的烃源也是有效的。
由此可见，海相碳酸盐岩层系差异性演化的动力学背景、关键构造事件及热史、碳酸盐岩层系复杂演化历史中的多元生烃作用机理及有效性都是值得探索的新课题。同时，前期归纳的海相碳酸盐岩优质烃源岩发育的4种有利模式和两种不利模式，对沉积环境要素考虑得多，对构造背景考虑得少；对单一因素研究得多，对综合因素研究得少。
（2）海相碳酸盐岩层系油气输导体系演化与运聚机理
碳酸盐岩的储集/输导空间可以形成于原始沉积阶段、浅埋藏-深埋藏阶段和表生作用阶段。近年来，各类碳酸盐岩储层发育机理研究取得了重要进展，特别是野外与室内相结合、宏观与微观相结合、地质与地球化学地球物理学相结合的储层综合描述预测方法取得了重要进展。地震属性分析方法已成为储层预测中必要手段；应用三维地震资料精细解释、成像测井、地震相干数据体预测裂隙发育带；用地震多参数识别的方法，确定油藏平面分布规律和高产区（Bruce等，2000；Bryan等，2002）。由于目前复杂地质体中地震波场的研究主要基于形态学的相面方法、属性分析的统计学方法，所以针对碳酸盐岩深部油气储层地震响应机理研究较少，孔缝洞储层中的绕射波未得到有效应用，地震各向异性理论在定向分布和随机分布裂隙的判识潜力还未得到发挥（Zhang，2004），白云岩和生物礁的地球物理特征识别有待突破。同时，有关岩溶作用、白云化作用以及有机酸在成岩过程中的作用等方面更需精细深化研究。
深层优质储层的形成、演化过程与成藏期和成藏演化过程的关系以及深层优质储层的成因机理尚不十分清楚（李德生，1992；邱中建等，1999；马永生等，1999），如埋深达5000m以上的普光鲕粒白云岩现存孔隙度最大可达27.9%，最大渗透率可达1000×10-3μm2以上，这在国内尚不多见，对这一类优质储层在认识上、理论上、规律上有待进一步深化，以指导整个海相碳酸盐岩层系勘探目标的预测与评价。
断层是含油气盆地重要的垂向流体输导通道。对影响断裂带流体渗流特征的控制因素也进行了较深入的研究（Moretti，1998；Aydin，2000）。随着碳酸盐岩层系油气勘探的深入和地流体研究的深化，碳酸盐岩层系断裂的流体行为已得到广泛关注，但尚缺乏系统研究。另一方面，动态地研究地质演化过程中各种流体输导体的组合形式及其与烃源岩的关系已得到广泛关注，对裂隙系统中的油气运移机理亦有学者进行了探索（曾溅辉等，2000），但尚处于起步阶段。
地流体和油气的驱动机制、流动样式及其成岩、成矿和成藏效应是盆地动力学研究的重要内容之一，亦是国际地学界高度重视的跨学科前沿研究领域（Dickinson等，1997；刘宝珺等，2001）。油气运移一直是石油和天然气地质学研究的难点，针对碎屑岩孔隙介质中的油气运移，国内外学者进行了大量模拟实验和数值模拟研究，揭示了油气运移优势通道及其主控因素，已初步建立了不同构造背景、不同类型盆地中的流体流动速率和样式（Sverjensky等，1992；Garven，1995）。但不同类型的碳酸盐岩输导介质中流体和油气的运移方式和速率、油气的优势运移通道及其控制因素等有待系统研究。
（3）海相碳酸盐岩层系油气成藏期及保存演化
1）油气成藏期。自20世纪80年代以来，油气成藏期一直是国际石油地质学界研究和探讨的热点和前沿问题，应用油藏地球化学、成岩矿物（主要是伊利石）同位素地质年代学、流体包裹体定年、储层磁性矿物古地磁学分析、储层固体沥青分析、油田卤水碘同位素定年分析等方法，在油气成藏期定量分析理论和方法上取得了许多重要进展（Moran等，1995；George等，1998；Cioppa等，2000），使得油气成藏期由传统定性研究发展到定量化研究阶段。由于包裹体分析资料的多解性和自生伊利石难分离等技术障碍，加上这些技术方法在碳酸盐岩层系应用上的局限性，导致在具体地区油气成藏期认识上存在分歧。完善已有方法和发展新的碳酸盐岩层系油气藏定年技术十分必要。国内众多学者对我国海相碳酸盐岩层系多期成藏、多期改造调整的特点进行过阐述（康玉柱等，1996；戴金星，1997；贾承造等，1997；Song等，1997；刘光鼎，2002；金之钧等，2004），并引入国外成藏期定量分析理论与方法对塔里木盆地塔中、轮南及塔河油气田、四川盆地海相碳酸盐岩层系的部分油气藏成藏期进行了研究。我们在前期973项目研究中，以塔里木盆地轮南地区为解剖点，通过大量的沥青反射率、流体包裹体分析、Ar-Ar法分析，比较明确地提出400Ma、115～130Ma和40Ma三期成藏。但对具体油藏成藏期次和聚集过程上仍存在认识上的差异（梁狄刚，1999；翟光明等，2004）。
2）油气保存与演化。近20年来，国内外学者对油气藏的保存与破坏机理，从盖层封闭性、天然气扩散、断层封闭性、裂缝渗流散失、水动力冲刷、原油降解等方面开展了大量研究（郝石生等，1995；Macgregor，1996；范善发等，1997；陈章明等，2003），研究方法从宏观向微观方向发展。国内外自20世纪50年代开始对天然气扩散作用进行实验和理论研究。随着细菌降解原油的理论研究和稠油藏的发现，生物化学作用对石油运移与保存的影响成为一个重要的研究课题。从盖层保存条件来说，众多学者及各有关生产单位做了大量的研究工作。对泥岩、膏盐岩封闭层的研究较多，对碳酸盐岩盖层的研究较少；对盖层的静态封闭性能评价较多，动态演化评价较少；多旋回、多次叠加、多次改造型的盆地油气藏保存机理研究亟待深化（赵重远等，2000）。对塔里木盆地、四川盆地等海相碳酸盐岩层系油气藏保存条件及保存机理的研究滞后，制约了对海相碳酸盐岩层系油气富集规律的认识与勘探选区工作。
综上所述，国内外海相碳酸盐岩层系油气勘探基础理论问题主要集中在多元生烃机理及有效性、碳酸盐岩油气输导体系演化与运聚机理、油气成藏过程与保存机理等方面。我国碳酸盐岩层系经历了多期构造活动的叠加改造，使上述问题的复杂性更为突出。多期构造活动背景下海相碳酸盐岩层系油气聚散机理与富集规律是当今碳酸盐岩油气地质研究的前沿课题，也是制约我国海相碳酸盐岩层系勘探的重大难题。
5.2.1.2 海相碳酸盐岩层系油气勘探存在的工程技术问题
（1）碳酸盐岩储层预测、圈闭识别、解释评价综合技术
海相碳酸盐岩分布地区地形、地貌条件变化大，地下构造受多期变形叠加而复杂多变，特别是受多层次滑脱面影响，导致变形具有层次性与分带性，因此，对碳酸盐岩储层、圈闭识别、解释评价是提高中国石化海相层系油气勘探成功的一个关键。必须形成适应中国海相碳酸盐岩分布区识别复杂构造圈闭、白云岩优质储层、孔洞缝型等非常规储层的综合技术系列。
1）复杂地质条件下储层预测技术。对储层特征及时空展布规律的研究，由于海相碳酸盐岩层系的油气勘探技术方法尚未过关，尤其是地震勘探这一关键性技术在不少地区不过关，得不到好的或反映较好的海相实体的时间剖面。急需形成海相碳酸盐岩层系天然气复杂储层识别、预测及评价的配套方法技术。以储层特别是海相碳酸盐岩储层为研究对象，运用新理论、新方法，开展综合研究，在储集岩类型特征研究的前提下，圈定有利储层发育区块，有望取得大的突破，进而探索适合于中国石化海相地层油气勘探的储层识别技术。
2）复杂构造条件下圈闭成像与解释技术。海相碳酸盐岩地区古生代盆地叠加了晚三叠世以来的陆内造山型前陆盆地，陆内褶皱冲断作用，由于地表条件及地腹构造复杂，给地震资料的采集、处理与解释带来较大的困难。因此，针对这类地区，必须进一步攻关，形成准确识别复杂构造带地腹圈闭的技术、方法系列，减少勘探目标不确定的风险更具有现实意义。
3）复杂地质条件下综合解释评价技术。海相碳酸盐岩层系地层时代老，埋藏深，后期改造强烈，构造复杂、变形强烈，大部分是地表碳酸盐岩裸露区，电磁勘探噪音干扰大，表层非均质性造成地震散射严重，地震激发接收条件差，山前带表层条件复杂，逆掩推覆构造信息难以获得，信噪比低，单一地球物理方法难以完成地质任务，必须进一步采用综合地球物理勘探技术与解释评价技术，为海相下组合油气勘探提供了有力的技术支撑。
中国海相碳酸盐岩层系油气成藏理论体系的建立，没有现成的样式可套用，只有靠我们自己去创新，希望经过近几年的科技攻关，逐步在实践中发展起中国特色的海相碳酸盐岩地质理论与相应的勘探技术，努力开创海相碳酸盐岩层系油气勘探的新局面。
（2）海相层系钻探工程技术
由于海相碳酸盐岩层系勘探目的层深，许多地区为高陡构造，地层可钻性较差，同时中古生界海相层系为中、新生界的覆盖，主要目的层位深度较大，因此对测试仪器及技术提出较高的要求，针对高温、高压、高含硫环境的测试仪器需进一步的改进与攻关，要求钻探工程能够克服上述难题。
海相碳酸盐岩地区的钻探还需继续加强攻关力度。针对海相碳酸盐岩层系深度较大、高温、高压、高含硫环境的地质条件进行钻井、测试技术系列的攻关，形成海相超深井提高机械钻速技术、深井固井技术、不同压力系统下的油气层保护技术攻关、超深井地层压力预测检测技术、防斜打直优快钻井技术等技术系列。
1）超深井钻井工艺技术：钻井设备配套选择；钻井液体系、配方及性能参数确定；现场施工控制技术，重点在欠平衡压力的控制和各种井下条件下钻井液循环（井控）方案确定；钻井工艺设计和工艺方法，重点包括井身结构与钻具结构设计等。
2）碳酸盐岩储层保护技术：碳酸盐岩储层特征，钻井设备配套选择，钻井液体系、配方及性能参数确定；现场施工控制技术，重点在欠平衡压力的控制和各种井下条件下钻井液循环（井控）方案确定；钻井工艺设计和工艺方法，重点包括井身结构与钻具结构设计等。
3）碳酸盐岩储层改造技术：前置酸压技术、交替注入技术、快速助排技术，反应分析、排返分析、施工设计、高排量施工、压前压后油井管理及压裂酸化效果评估技术。
C. 油气勘探方向
四川盆地天然气资源十分丰富，资源探明程度还较低，特别是普光、广安、新场、合川等大型气田及龙岗、元坝等大型含气圈闭的发现，更揭示了四川盆地巨大的勘探潜力。
7.2.1 加强4个古隆起及周围地区的勘探
油气从脱离烃源岩开始，逐步进行运移，压力差和古圈闭是油气运移的主要条件。在四川盆地不同地质历史时期，形成了不同规模及不同控气作用的古隆起，先后在加里东期的川中古隆起、印支期的开江古隆起和泸州古隆起、燕山期的江油-绵竹古隆起和大兴古隆起等。这些古隆起不仅影响和控制了储集层性能，而且为油气早期运聚提供了场所，如川中乐山-龙女寺加里东古隆起为威远气田的运移、聚集创造了条件；印支期开江古隆起是川东天然气聚集的关键。
从演化序列上看，四川盆地这些古隆起在空间分布上，具有继承性，更多地表现为独立性，反映了盆地性质、构造变形方式的差异(图7.1)。
7.2.1.1 加里东期乐山-龙女寺隆起
加里东期原特提斯洋和华南洋与扬子陆块俯冲，在克拉通周边发育4个大型古隆起，即乐山龙女寺古隆起、龙门山古隆起、汉中-大巴山古隆起以及黔中古隆起，这些古隆起具有继承性发育的特点，面积大。其中乐山-龙女寺古隆起以奥陶系顶面计算，面积为5.5×104km2。
勘探实践表明，乐山-龙女寺古隆起是四川盆地下古生界天然气勘探有利领域，以威远震旦系气田为主，古隆起的发育及演化有以下几点。
1)加里东运动古隆起的轴部，即乐山-龙女寺构造上大面积由寒武系地层覆盖，并有剥蚀，古隆起的隆升作用可能始于中晚奥陶世，晚奥陶世后隆起范围扩大，只有早志留世为收缩式的沉积，其上被下二叠统超覆。威远气田为上震旦统灯影组顶部溶蚀白云岩，因此加里东构造运动在上扬子地区的响应较早，灯影组在全扬子区沉积域都发育古暴露，为天然气提供了有效的储集空间。
图7.1 四川盆地古隆起分布图(据李晓青等，2001)
2)长期继承性发育，形成规模巨大的古圈闭，古隆起轴部继承性发育，延缓了下古生界(特别是寒武系)烃源岩的生烃时间。对下古生界不同构造位置钻井的地球化学研究表明，古隆起轴部(如高科1井)寒武系烃源岩主生油期为中侏罗世，主生气期在晚侏罗世-早白垩世；而川东南坳陷寒武系烃源岩主生油期为二叠纪-早三叠世，主生气期在中三叠世-早侏罗世。
3)古圈闭形成时间和油气大量生成时间相匹配，形成了印支期、燕山期古油气藏。
4)喜马拉雅期的构造对油气聚集有着双重作用，一方面由于古圈闭的演变，使得古油气藏大量散失，如资阳古油气藏，另一方面又形成新的油气藏，如威远气藏。
5)油气勘探的有利领域应具备两个条件：继承性发育的圈闭、良好的储集层。高石梯-磨溪龙女寺构造带具备上述两个条件，因而是天然气勘探的有利领域。
7.2.1.2 海西期-印支期开江古隆起
石炭纪末云南运动，在华夏构造体系控制下，川东地区中部的开江-梁平一带发育NE向延伸的隆起带，石炭系沉积不全，顶部有剥蚀和岩溶。
开江古隆起的演化与中二叠世末的东吴运动，在开江-梁平地区形成EW向的隆起，隆起核部已剥蚀至中二叠统栖霞组下段。中三叠世末的印支运动早幕，使开江古隆起改变为NNE向，北与大巴山古隆起、南与泸州古隆起以鞍部相接。开江古隆起海西期形成，印支期继承性发育。
开江古隆起的形成演化对石炭系油气聚集起着至关重要的作用，现已发现的石炭系15个气田中有11个分布在与古隆起有关的古气藏范围内。其中6个大中型气田有5个在古气藏范围内。该古隆起对油气成藏聚集的有利条件表现如下。
1)海西期-印支期埋藏溶蚀作用将早期形成的次生孔隙溶扩沟通，使得石炭系储集层得到明显改善。开江古隆起的埋藏溶蚀作用最为发育，是储层最有利地带。
2)古隆起的存在，为石炭系上倾边界形成大型地层——古构造复合型圈闭提供了构造条件。与烃源岩成烃期相伴，印支期-燕山早期，在川东石炭系分布范围由石炭系上倾边界分别同继承型发展的开江古隆起、泸州古隆起、石柱古隆起构成的4个大型地层——古构造复合型圈闭已经形成。其中，开江古隆起的幅度达800～1400m，东、西两侧古圈闭面积分别为1790km2和2180km2。泸州古隆起北缘圈闭和石柱隆起圈闭面积分别2200km2和2530km2(陈盛吉等，1998)，它们控制了川东石炭系储层中油气的二次运移和早期聚集。
3)古圈闭和油气田有着良好的配置关系，形成了环绕古隆起分布的大型古油气藏。这些古油气藏被喜马拉雅期构造运动和构造变形所改造，油气发生重新分配。因此，前人在研究石炭系成藏时总结出3种模式，即早期(印支期—燕山期)聚集成藏模式、早期聚集晚期(喜马拉雅期)成藏模式以及晚期聚集成藏模式。这3种成藏模式以早期聚集成藏为最好，如五百梯气藏就是其中典型的例子。早期聚集晚期成藏的勘探效果也较好，发现了大中型气田，如大池干井气藏。晚期聚集成藏勘探效果较差，勘探风险也较大。
7.2.1.3 印支期泸州古隆起
印支期NE向延伸的华蓥山构造带，南、北两端存在两个古隆起，北端即为前述的开江古隆起，南端为泸州古隆起。
泸州古隆起顶部在泸州一带，地层剥蚀到下三叠统嘉陵江组的嘉三段，向外依次为嘉四段、嘉五段和中三叠统雷口坡组。最大剥蚀厚度可达千米以上，在近2.2×104km2范围内雷口坡组全部缺失。
泸州古隆起对油气聚集成藏的影响主要表现为两个方面。
1)地层大量剥蚀导致古隆起顶部缺少一套以中三叠统雷口坡组为主的含油气地层，而且破坏了纵向上良好的储盖组合条件，在古隆起核部除最下部的嘉一段气藏和嘉二段气藏得以保存下来外，其余气藏皆散失。也正因地层逐层被剥蚀，使得嘉陵江组气层的保存条件向古隆起核部变差，气藏由核部向翼部逐渐增多。如近邻古隆起核部内侧发现嘉三段气藏，外侧发现嘉五段气藏。
上述事实表明，受古隆起后期剥蚀影响，被保留地层的多寡对气藏的储盖条件和地层的纵向分布有明显的控制作用，被剥蚀掉的地层越多，保留下来的层就越少。反之，则可以在纵向上形成多层储集。
2)古隆起继承性的演化有利于早期油气聚集，中三叠世末印支运动形成的泸州古隆起在晚三叠世-侏罗纪持续隆升。尽管燕山运动使得川南隆起的最高部位向西偏移到自贡一带，但泸州古隆起仍处于区域隆起的高部位，有利于油气的早期聚集。目前已发现的嘉陵江组油气层，均在隆起边缘就是最好的例证。
7.2.1.4 燕山期古隆起
在新华夏构造体系控制下在龙门山前缘发育两个燕山期古隆起，即江油-绵竹古隆起和大兴古隆起。
古隆起的形成始于早侏罗世，导致下侏罗统明显缺失。到侏罗纪末，上述两个古隆起明显向坳陷扩大，特别是南部大兴古隆起已扩大到峨眉-熊坡-雅安一带，面积可达6000km2。该古隆起位于上三叠统生烃中心，隆起形成时间早于油气大量生成、运移时间，是油气有利聚集带。目前，在这两个古隆起已发现一批中小型气田，如中坝气田、平落坝气田、白马庙气田等。
截至目前，上述两个古隆起勘探程度较低，是今后值得重视的有利领域。
7.2.2 山前带勘探领域
山前带是四川盆地勘探的重点领域之一，也是获得大发现的重点地区，目前，四川盆地龙门山山前带、米苍山-大巴山山前带受制于地震资料品质，除发现中坝气田和大邑-鸭子河、九龙山、南江金溪等含气构造外，还没有大发现。龙门山山前一带、米苍山-大巴山山前带成藏条件优越，具有印支期前被动大陆边缘盆地广泛分布的烃源岩及陆相前陆盆地巨厚碎屑岩沉积，气源充足，储层类型多，构造圈闭发育，是四川盆地下一步大发现的重点领域之一。解决山前带地震成像、构造模式和圈闭落实问题是该领域勘探获得成功的关键。特别是川西前陆盆地前景更乐观。
7.2.2.1 上三叠统须家河组天然气勘探前景良好的地区
盆地西部晚三叠世冲断前陆盆地的东斜坡带，该区临近生气中心，具有很大的生气强度(100×108m3/km2)。斜坡带保持至今，是天然气长期运移的指向带。现已探明八角场气田，储量为590×108m3。另有合兴场、丰谷气田和一批含气构造，是目前勘探的重点地区。随着勘探程度的增高，预计可找到天然气储量1000×108m3。
前陆盆地中燕山晚期NEE向或EW向隆起带或构造带。在绵竹-盐亭隆起带上的新场-孝泉气田，气源正是来自下伏上三叠统须家河组。有理由推测深部有须家河组气藏存在，这样绵竹-盐亭隆起带上的天然气储量将超过500×108m3。邛崃-新津隆起带上已在上三叠统发现了平落坝气田、大兴西气田和三和场、观音场等含气构造，已成为重要的天然气勘探开发区。
前陆盆地西侧的龙门山冲断带前缘。该前缘是印支期-燕山期自北而南发展，经喜马拉雅期强烈冲断迭加复合而定型的。该区因隆起早，上三叠统烃源岩有机质成熟度较低，Ro值往往小于1%，至今仍在液态窗之内。南段高家场背斜上已获一口工业油气井，但该区构造复杂、断裂发育，勘探程度低、难度大。
7.2.2.2 四川盆地上三叠统须家河各段均发现天然气
以前不少人认为须家河组只是须二段、须四段、须六段储气，而须三段和须五段为生气层段。经近年油气勘探，不但须二段、须四段、须六段又发现数个油气田，而且须三段和须五段也发现气田(图7.2)。
图7.2 须家河组NW向近源成藏示意图
7.2.3 川中、川东中浅层勘探领域
近10年来，四川盆地勘探在向深层、超深层方向快速发展的同时，中浅层也不断有新的发现。以须家河组大面积分布的岩性圈闭为重点勘探对象，预计下一步能形成较大储量规模的中浅层目标区。
7.2.3.1 川东北地区陆相须家河组
川东北须家河组在区域构造、沉积上与川西坳陷须家河组有相似性。但由于川东北地区构造改造程度较川西坳陷强，因此，除了须家河组一段、三段具有生烃潜力外，二叠系龙潭组甚至志留系烃源岩对陆相中浅层也有贡献。目前，在九龙山构造、通南巴、元坝、龙岗地区须家河组的钻探均获得了高产天然气流。同时，部分井还在侏罗系获得工业性天然气流和工业性油流。川东北须家河组埋藏明显较川西坳陷浅，沉积相带与构造裂缝双重因素使其储层物性好于川西坳陷须家河组。研究成果揭示，川东北中浅层应该具有(5000～10000)×108m3的资源前景。
7.2.3.2 川中地区须家河组
川中地区须家河组烃源岩厚度大，分布广，生气强度大于5×108m3/km2。发育有大套河流-三角洲体系的块状砂岩，受多物源体系的充足供给影响，砂岩相互叠置、大面积连片分布，具备形成大中型气田的物质基础。合川-安岳地区、广安地区近期已探明了超千亿方的地质储量，证实了川中地区具有大面积多层系含气特征，勘探潜力大。
7.2.4 下组合勘探方向
四川盆地下组合(Z—S)发育有4套烃源岩，即上震旦统、下寒武统、上奥陶统及下志留统，厚度大，分布广泛，油气资源潜力大，并发育4套储盖组合。
2013年，在高石1井震旦系、寒武系白云岩中打出高产天然气流，探明4400×108m3的特大气田，进一步证明下组合前景良好。其主要勘探方向：①乐山-龙女寺及泸州古隆起及其周围；②川东北古隆起及其周围；③志留系沉积相控制下的湘鄂西及渝东地区等；④震旦系台缘高能白云岩带勘探领域紧邻寒武系生烃中心，而且在盆地东部的陡山坨组烃源岩也较发育，气源供给充足，更为重要的是喜马拉雅期前属于印支期开江-华蓥山古隆起范围，震旦系顶面构造图上显示为古隆起高点，是油气有利的运移指向区。
7.2.5 加快泥页岩气和致密气的勘探
四川盆地非常规泥页岩气及致密岩气资源十分丰富，勘探潜力大，具多时代、多层段发育特征，如上震旦统、下寒武统、上奥陶统、下志留统、二叠系及侏罗系等，分布广、厚度大。初步研究泥页岩气主要指标较好，并且已在川东彭页1井，建页HF-1井、溶页1井、元坝侏罗系泥页岩中打出天然气流。尤其在涪陵地区中国石化部署了20多口探井，其中有16口井在下志留统龙马溪组泥页岩层系内打出高产气流，一般日产气(20～30)×104m3，有个别井高达上百万方，有的井两年多稳产6×104m3以上。这个区块已成为中国石化泥页岩气第一个工业性开发实验区，亦是中国首个泥页岩气工业开发实验区。因此，四川非常规天然气勘探是今后的重要领域之一。
D. 简述我国油气勘探史
我国在世界上是最早开发气田的国家，四川自流井气田的开采约有两千年历史。
从汉朝末年开始，在自流井大规模开采天然气煮盐以来，共钻井数万口，采出了几百亿立方米天然气和一些石油。十三世纪，已大规模开采自流井的浅层天然气。1840年钻成磨子井，在1200米深处钻达今三叠系嘉陵江统石灰岩第三组深部主气层，强烈井喷，估计日产气量超过40万立方米。“经二十余年犹旺也” 。
鸦片战争之后，在世界石油工业迅速发展的时期，同其他工业一样，油气工业落后。建国前全国只有几个地质调查队，几十个地质勘探人员，百分之九十以上的面积没有进行过石油地质调查。石油产量从1904~1949年四十五年间，全国只有几个小油田，石油累计产量不超过310万吨 。
中国近代石油勘探从1878年台湾省钻探第一口油井开始，已有近130年的历史。
1878年清政府在台湾省苗粟打了中国第一口油井，1907年在陕西延长打了第一口油井（延1井），1909年在新疆独山子开凿油井。1913年美国美某公司组成调查团到我国陕西、山东、河南、河北、甘肃、东北等地进行首次石油地质调查，并于1914年在陕北打井7口，均未获工业油流。
1922年2月美国地质家斯坦福大学教授E.Blackwelder撰写论文“中国和西伯利亚石油资源”指出：“中国没有中、新生代海相沉积，古生代沉积也大部分不生油，除了中国西部、西北部某些地区外，所有各个年代的岩层都已剧烈褶皱、断裂，并或多或少被火成岩侵入。因此，中国决不会生产大量石油”。
1937年抗日战争爆发，石油来源断绝，国民党政府不得不自已抓紧勘探、开发石油。1938年冬孙健初等一行9人骑骆驼顶寒风，在戈壁滩上开始石油勘探，地质人员在酒泉盆地和河西走廊地区进行地质普查、构造细测，于1939年8月1日1号井钻至88.18m获工业油流日产油10t，发现了老君庙油田。
新中国成立之前，我国在石油勘探和开发方面基础极其薄弱。到1949年，除台湾外，全国只有玉门老君庙、陕北延长和新疆独山子3个小油田，以及四川自流井、圣灯山、石油沟3个小气田。
经过半个多世纪，几代石油人的艰苦奋斗，石油工业创造了辉煌业绩，成为支撑我国国民经济的支柱产业
50年代—重点西部，发现一批中小油田
50年代末战略东移，发现松辽和渤海湾油区
60年代中-70年代，高速发展，78年年产1亿吨。
80年代以来，缓慢发展阶段（新增储量缓慢，老油田进入衰减期）。
建国初至大庆油田发现的10年是我国为石油勘探的初期发展时期。
重点在中西部地区的四川、陕甘宁、酒泉、准噶尔、柴达木、吐鲁番等盆地，这些地区地表油气显示较多，已有少数油气田，地层出露较好，构造比较明显。除原有的老君庙、延长、圣灯山等油气田继续详探开发外，又陆续发现克拉玛依、冷湖、油砂山、鸭儿峡、蓬莱镇、南充等油田和川南一批气田，石油工业有了显著发展，尤其是准噶尔盆地西北缘克拉玛依大油田的发现，是新中国从1959年大庆油田的发现到20世纪80年代中期，我国石油勘探进入快速发展阶段。1959年9月26日，松辽盆地松基3井获得了工业油流，发现了大庆油田，实现了中国石油工业发展史上历史性的重大突破，也标志着我国石油勘探进入了第二个大的阶段，由此中国石油勘探开始战略转移，即重点由中西部地区转向东部地区。大庆油田发现的理论意义在于突破了惟海相生油论，从实践上证明了陆相盆地，尤其是大型湖泊沉积物不仅能够生油，而且可以形成大型油田。这极大地解放了中国油气地质学家的思想，开创了在陆相盆地寻找大油田的新篇章。
石油勘探史上的第一次重大突破。但还没有根本改变进口石油的局面。
1961年在渤海湾盆地东营凹陷的华8井喷油，1962年在营2井获高产油流，发现和证实了胜利油田。1964年勘探主力从松辽盆地转移到渤海湾盆地，相继发现和建成了胜利、大港、辽河、华北、中原等石油生产基地。特别是1975年华北任丘古潜山油田的发现，打开了石油勘探的新领域。在松辽、渤海湾盆地勘探和开发取得重大进展的同时，全国其他地区石油勘探工作也蓬蓬勃勃展开。相继在四川、江汉、陕甘宁、苏北等盆地进行了较大规模的石油勘探，发现了一大批油气田。
20世纪80年代中后期至现在，我国石油勘探进入稳定东部、发展西部、油气并举、大力发展海洋勘探和积极开拓海外石油勘探开发市场的新阶段。
在东部深化勘探的同时，重点加强了西部地区，特别是塔里木、准噶尔、吐哈、柴达木和鄂尔多斯盆地的油气勘探工作。经过近20年的艰苦努力，发现了一大批新油田，保证了我国原油产量的稳定增长，西部盆地探明石油储量较快速增长的趋势还将继续下去。
天然气勘探获得了重大进展，相继发现了南海莺-琼盆地的崖13-1、鄂尔多斯盆地发现的靖边、塔里木盆地的克拉2等一大批大气田，探明天然气储量快速增长。我国海洋石油勘探获得了前所未有的快速发展，产量迅速增长，1996年超过1500万吨，2003年中国海洋石油产量3336万吨，目前已成为保持我国石油产量增长的主要领域。积极开拓海外石油勘探开发市场，在南美、中亚、非洲、中东等地区已取得重要成果或有了良好的开端。
E. 中国石油煤层气勘探开发实践及发展战略
费安琦 雷怀玉 李景明 赵培华 李延祥
（中国石油天然气股份有限公司 北京 100086）
作者简介：费安琦，男，1946年生，满族，1965年毕业于中国地质大学，主要从事石油、天然气及煤层气勘探开发方面的研究和管理工作。
摘要 根据中国石油天然气股份有限公司煤层气十年勘探经验，系统总结了中国石油在煤层气勘探领域的新认识和新技术，利用这些认识和技术取得了重要勘探成果，发现了三个气田，储备了一大批有利目标区。中国石油在“十一五”期间将加大煤层气的投入，以早日促进煤层气产业化发展。
关键词 煤层气 地质理论 新发现 新领域
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
煤层气主要以甲烷为主，是洁净的天然气资源。煤层气是主要以吸附形式存在于煤层中的非常规天然气。煤层气勘探可以减少采煤的灾害，减缓对大气的污染，更重要的是煤层气是天然气的一个后备资源。中国石油天然气股份有限公司于1994年在原新区勘探事业部成立了煤层气勘探项目经理部，专门立项进行煤层气勘探。十余年以来，先后组织了“九五”总公司煤层气科技攻关和大量煤层气勘探生产项目，参加本项目科技攻关入数达250余人，着眼全国开展了大区评价研究，投资4.5亿元，共钻井80口，开辟了河北大城、山西晋城、大宁三个试验区。获得了一大批煤层气的有利区块，取得了一批突出的技术成果。“十一五”期间公司将进一步加大投入，促进煤层气早日产业化，实现股份公司能源的多元化战略。
1 中国煤层气地质理论有突破性认识
结合中国煤层气地质特点，将煤层气气藏类型划分为承压水封堵、压力封闭、顶板水网络状微渗滤、构造封闭四大类，并指出承压水封堵气藏保存条件好，有利于排水降压，煤层气最富集，是主要勘探目标。
在煤热演化生烃机理上划分为区域岩浆热变质、局部热动力变质、深层水交替热变质、区域压实变质、构造应力变质五种类型，并指出区域岩浆热变质类型的煤层割理发育，物性好，高产条件最优越，是勘探重点。
在煤层气成因类型上由盆地边缘到腹部划分为甲烷风化带、生物降解带、饱和吸附带、低解吸带四种类型，并指出生物降解带埋藏浅、开采中水大气小，甲烷风化带含甲烷气特低，低解吸带煤层埋藏深、物性差、含气饱和度低、可解吸率低，而饱和吸附带是高产富集有利部位。
在煤层气成藏后改造作用中存在水动力洗刷、煤层矿化、构造粉煤、成岩压实、构造变形差异聚集五种主要作用类型，往往构造变形差异聚集作用类型的上倾承压水封闭条件好，下倾部位有充足气源补给，高产富集条件优越，为勘探重点。
2 形成了煤层气勘探配套工艺技术
先后组织了22项煤层气专用勘探技术攻关，以下6项达到国际领先水平。
2.1 煤层绳索式全封闭快速取心技术
为准确求取煤层含气量和提高煤层取心收获率，研制出绳索式取心工具（大通径）及配套设备，包括取心钻头、外管、内管总成、半合式岩心管、悬挂机构、弹卡定位机构、割卡心机构、单动机构、报警装置、差动机构、内外管扶正器、打捞器、绳索提升系统，及通径大于101mm的专用钻具。现场对30口井取心，平均收获率98%以上，煤心保持原始结构，并且出心速度快，由井底割心到地面装罐，700m 井深仅用8～10min，实测含气量可靠。比常规取心速度快20倍，此项技术已获国家发明专利。
2.2 注入/压降试井技术
针对煤层松软、低压、低渗且含有气体和水的特点，引进国外先进的高压低排量（最高注入压力41MPa，最低注入排量2m3/h）注入泵，并配备了先进、可靠的地面泵注系统。建立了适用于不同试验区的测试工艺技术，研制出专用解释系统软件。经现场50多层测试对比，煤层渗透率等参数解释准确性较高。
2.3 大地电位法煤层压裂裂缝监测技术
根据煤层近于非弹性体的特点，建立了室内数学模型和物理模型试验，研制出大地电位法煤层压裂裂缝监测设备和解释软件，可对煤层压裂裂缝延伸方位和长度进行现场直接动态监测和定量解释。经现场60多层测试对比，压裂裂缝监测结果准确性较高，解决了以往煤层压裂水平裂缝无法直观定量评价的难题。该项技术已获国家发明专利。
2.4 井间地震声波层析成像（CT）技术
根据煤层中的纵波速度较低、压裂后其纵波速度进一步降低的特点，采用井间地震声波层析成像技术，描述声波穿过剖面内煤层物性的变化特点，以评价压裂后井间连通状况。经现场测试对比，井间测试结果清晰可靠，解决了以往煤层裂缝不能直观定量评价的难题。
2.5 煤层气测井评价技术
结合试验区煤层气地质特点，研制开发出煤层气测井系列和评价软件，可对含气量、封盖层、工业分析、岩石力学等参数进行定量解释。经28口井200余块样品实验室测试结果对比，含气量误差不超过6%，利用该技术每口井可节约费用20万元。
2.6 煤层气储层模拟技术
引进国外先进的COALGAS、COMET煤层气储层数值模拟软件，针对中国煤层气特点开发应用，可对各种完井方法和开采方式用三维两相的煤储层进行生产拟合和储层参数敏感性分析，能预测开采20年内采气速度、单井和井组产能、合理井距、布井几何形状及井网优化等多项开采指标，评价气藏开发水平和试验区开采效果。并在沁水盆地晋城地区、鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区得到充分应用。
3 利用地质理论和勘探工艺技术，勘探效益显著
3.1 坚持4个层次评价研究取得明显效果
大区评价：评价全国39个含煤盆地68个聚煤单元的煤层气远景资源量，在埋深300～1500m为27.3×1012m3（美国目前18个盆地煤层气远景资源量仅为11×1012m3）。其中4大盆地有利勘探面积7.6×104km2，煤层气远景资源量19×1012m3。
区带评价：优选出鄂尔多斯盆地中部及东部、沁水、冀中—冀东、鲁西—濮阳、豫西、淮南—淮北、六盘水八大有利选区，勘探面积4×104km2，煤层气远景资源量7.1×1012m3。
目标评价：评选出沁水盆地晋城、鄂尔多斯盆地大宁-吉县、韩城、乌审旗六盘水地区格目底及西北等一批有利勘探目标，勘探面积2×104km2，煤层气远景资源量4.4×1012m3。
区块评价：拿下晋城目标樊庄和郑庄区块探明、控制储量及大宁-吉县目标午城区块控制储量。
3.2 发现我国第一个大型煤层气田——沁水气田
1997年10月晋试1井完钻，完钻井深705m，在主要目的层二叠系山西组和石炭系太原组共钻遇煤层6层12m，钻井中煤层气显示良好。1998年2月开始对本井3＃煤试气，日产气稳定在2700m3以上，最高日产气为4050m3，在本区首次获得了稳定的煤层气工业气流。
1998年4～8月通过区块评价研究，在晋试1 井附近钻探了晋1-1、1-2、1-3、1-4、1-5井，与晋试1井共同组成了一个梅花形井组。该井组于1999年4～12月进行了面积法排水降压采气，4口井日产气量稳定在2400～3500m3。
在晋试1井组试气的同时，分别在樊庄和郑庄区块完钻了晋试2、3、4、5、6井，经试气单井单层日产气稳定产量2700～4400m3，最高9780m3。采用COALGAS储层模拟软件预测3＃煤与15＃分压合排单井平均日产气3700～4000m3。
2001年已向国家上交樊庄区块探明含气面积182.22km2，煤层气地质储量352.26×108m3；郑庄区块控制含气面积447.1km2，煤层气地质储量911.2×108m3；该登记区含潜在资源量的总含气面积1090km2，总资源量2656×108m3。
不管是采用常规钻井还是羽状水平井钻井技术，该区煤层气开发都有好的经济效益。陕京和西气东输管线靠近该区，将为改变北京及东部沿海地区大城市环境，带来难以估量的巨大的效益。
3.3 首次在鄂尔多斯东缘发现大型的煤层气田
鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区吉试1井于山西组和太原组共钻遇煤层6层累计厚度为17.4m，其中主力煤层厚度5＃煤5.4m，8＃煤8.8m，煤层压力系数1.1～1.2，煤层渗透率10×10-3μm2，5＃煤平均含气量20.7m3/t，含气饱和度91%，8＃煤平均含气量13.8m3/t，含气饱和度77%，5＃煤钻井中自溢水10m3/d，主要地质参数与美国黑勇士盆地高产富集区接近，为我国首次在鄂尔多斯东缘发现的大型中煤阶煤层气田。其中吉试4井煤层总厚7层22.8m，煤层渗透率高达 82×10-3μm2。吉试 5 井 5＃煤厚 6.8m，含气量高达23.2m3/t，含气饱和度 95%，日产气 6629m3。目前初步控制该区在煤层埋深 500～1200m，煤层气含气面积885km2，控制储量800×108m3。
4 中国煤层气开发利用前景展望
21世纪是天然气的世纪，在我国未来几十年内天然气开发将获得飞速的发展。西气东输是煤层气产业发展的一次难得的历史机遇，“西气东输”工程将穿越我国众多的油气盆地和含煤盆地。根据“西气东输”工程的供气能力和设计年限估算，需要1×1012m3的天然气地质储量作保证，但目前常规天然气地质探明储量仅7000×108m3左右，急需补充气源，煤层气作为非常规天然气，其成分95%以上是甲烷，完全可以与天然气混输、混用。同时“西气东输”管线经过的地区也是煤层气资源富集的地区，塔北、鄂尔多斯盆地、沁水盆地、太行山东、豫西、徐淮和淮南等煤层气富集带，总资源量近14×1012m3，而且管线经过的沁水大型煤层气田，已经获得煤层气探明储量，在短期内优先开发这些地区的煤层气资源最具有现实性和可行性。
我国的煤层气工业和其他国家一样，将采用井下抽放和地面排采并行的方式展开，一方面在井下抽放上继续改进技术，提高抽放效率；另一方面大力开展地面排采试验。我国煤层气井下抽放已有50多年的历史，抽放技术成熟，随着环保意识的加强，更多煤层气利用设施的建成投产，以及国家和企业更加注重安全生产，预计未来10年煤矿井下煤层气抽放将会有较大的发展，到2005年井下煤层气抽放量将达到10亿m3，2010年达到14亿m3[2]。
我国煤层气地面开发试验已从单井试验向井组试验过渡，一些煤层气开发项目已显示出商业化开发前景。我国煤层气开发应采取新区与老区相结合、重点突破的原则。首先在资源条件好、勘探程度较高的鄂尔多斯和沁水盆地，进行补充勘探，集中力量开发，使煤层气生产能力在近期内有较大程度的提高，并在开发利用方面形成突破。
根据目前我国煤层气发展速度及政策导向等预测，我国煤层气产量将经过缓慢、快速和稳定三个阶段的增长，预计到2010年我国可探明（1000～2000）×108m3的可利用煤层气储量，建成3～5个煤层气开发示范基地，力争使煤层气产量达（20～30）×108m3，煤层气产业初具规模。预测2000～2010年将是我国煤层气大发展阶段，相当于美国20世纪80年代的水平，因煤层气井产量低，寿命长，必须要有优惠政策来鼓励煤层气的勘探开发，才能使我国煤层气勘探开发在此阶段取得长足进展。我国华北地区可供勘探的煤层气资源量与美国的圣胡安和黑勇士盆地之和相当，但其地质情况较复杂，勘探难度大，预计到2010年全国煤层气产量将达到20×108m3，控制储量为1500×108m3。预测2010～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟，勘探范围将进一步扩大到华南、东北区及西北地区，预计2020年煤层气产量将达到150×108m3。到2025年，建成5～6个煤层气生产基地，煤层气产量达200×108m3，形成完善的煤层气产业体系。
5 中国石油煤层气发展战略
在“十一五”期间中国石油将立足中东部含煤盆地，用五年的时间形成30×108m3的煤层气产能，为了实现这一目标，应从以下几个方面做好相关工作。
5.1 加大对煤层气的科技投入
我国煤层气资源丰富，洁净气体能源供需缺口大，开发利用煤层气具有紧迫性和必要性。我国煤层气储层与美国相比，大多具有低渗透、低饱和和低储层压力的“三低”特点，煤层气地质条件复杂，开采难度大。中国石油将进一步加大对煤层气的科技投入，一方面加强煤层气成藏理论、经济评价等基础理论研究，注意煤层气科学的系统性；另一方面加大煤层气攻关和示范项目的投入力度，为煤层气开发的突破创造科技支撑。
5.2 根据我国煤层气资源特点与分布，选择有利开发区块
我国煤层气资源特点突出表现为量大面广，具有显著的地区富集性和时域富集性。通过对全国煤层气资源的综合评价，以含气带为单位，对其开发前景进行分类评价，确定包括十大煤层气有利目标区作为煤层气开发的优选区块，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、两淮地区、西部低阶煤地区的煤层气开发有利区块，可作为近期勘探开发的重点工作区。
5.3 制定完整、科学的煤层气开发规划
坚持煤层气上、下游统筹规划、协调发展，评价与勘探相结合、重点突破与规模开发相结合，由浅至深、由易到难、滚动发展；坚持地面规模开发为主、带动煤矿井下抽放，地面开发与井下抽放并举，建立“先采气后采煤”的矿产资源综合开发模式。
5.4 中国石油将把煤层气开发利用纳入公司中长期能源发展规划，重视相关基础设施建设
我国煤层气基础设施弱，特别是没有煤层气长输管网，中国石油将把管线建设纳入公司发展基础建设规划，有计划地投入适度的基建资金，分期实施，以加速我国煤层气产业的形成与发展。
参考文献
[1]刘洪林等.2001.中国煤层气资源及其勘探开发潜力.《石油勘探与开发》，Vol.28，No.1，p9～11
[2]王红岩，刘洪林等.2005.煤层气富集成藏规律.北京：石油工业出版杜
[3]张建博，王红岩等.1999.山西沁水盆地有利区预测[M].徐州：中国矿业大学出版杜
[4]黄盛初等.1998.我国煤层气利用技术现状及前景.《中国煤炭》，No.5，p25～28
[5]赵文智等.2001.中国陆上剩余油气资源潜力及其分布和勘探对策.《石油勘探与开发》，Vol.28，No.1，p1～5
F. 简述创造力的来源 谈谈如何培养创造力
创造力的来源是好奇心，而应试教育很容易磨灭儿童天然的好奇心，成人后容易形成思维定式，即使学历再高，也不过是高级脑力打工者，而不是创造者。
G. 我国海洋油气勘探技术有哪些
一、海洋油气勘探技术形成阶段（1991—1995年）
1.含油气盆地资源评价和勘探目标评价技术
在引进和总结国内外油气资源评价方法的基础上，经过科技攻关掌握了一套具有国际先进水平的油气资源评价新方法和盆地模拟技术。首次在国内建立了一套以地震资料解释为基础、结合少量钻井资料的早期油气资源评价流程；研制了国内第一套在NOVA机上实现定位、构造、速度、数据自动分析的流程，初步实现了资料整理自动化；采用了先进的区域地震地层学分析方法和流程，研究各层岩相古地理演化过程；对生烃、排烃等资源定量评价方法有所创新；提出了TTIQ法及计算机程序，采用了圈闭体积模糊数学法、圈闭供油面积及随机运算概率统计等先进的评价方法，充分体现了国内油气资源评价的新水平。
在一维盆地模拟系统基础上，开发多功能的综合盆地模拟系统。系统耦合了断层生长作用、沉积作用、压实作用、流体流动、烃类生成运移，以及地壳均衡作用、岩石圈减薄和热对流等因素，能从动态的发展角度在二维空间上再现盆地构造演化史、沉降史、沉积史、热演化史、油气生排运聚史。主要特点是：正反演结合、与专家系统结合、与平衡剖面结合，来模拟多相运移、运距模拟三维化及三维可视化等。
此外，在国内首度研制成功了PRES油气资源评价专家系统。该系统从功能上由两部分组成：一是凹陷评价，包括地质类比评价、生油条件评价、储层条件评价和油气运聚评价；二是局部圈闭评价，包括油源评价、封闭条件评价、储集条件评价、保存条件评价及综合评价。系统的第二版本实现了运聚评价子系统与盆地模拟系统的挂接，可在三维状态下进行运聚模拟评价。其研制成功开创了专辑系统技术在石油勘探领域的应用，促进了石油地质专家系统技术的发展。
2.海上地震勘探的资料采集、处理、解释技术
海上地震技术是海上油气勘探开发的主要技术，是涉足研究深度、广度最大、最省钱、最适合海上油气勘探的技术。
在地震资料采集方面通过引进技术和装备，实现了双缆双震源地震采集，研究成功了高分辨率地震采集系统，掌握了先进的海上二维、三维数字地震资料采集及极浅海遥测地震资料采集技术，装备了包括一次采集能力可达240道的数字地震记录系统；电缆中的数字罗盘能准确指示电缆的实时位置；三维采集质量控制的计算机系统，可做5条相邻侧线的面元覆盖，并实时显示和不同偏移距的面元显示，装有可进行实时处理和预处理的解编系统；配备了卫星导航接收机和组合导航系统。
在资料处理解释方面，已掌握运用电子计算机进行常规处理和三维资料处理以及特殊处理技术，广泛应用了地震地层学、波阻抗剖面，尤其检测、垂直地震剖面和数据分析等技术；推广应用计算机绘图系统和解释工作站；掌握了地震模式识别和完善的地震储层预测软件；研制开发了面元均化、多次拟合去噪、道内插等配套处理技术。
一些成功的应用技术具体有：QHDK-48道浅水湖泊地震勘探接收系统，已用于我国浅海和湖泊的地震勘探中；三维P-R分裂偏移技术及其在油气勘探开发中的运用，获国家科技进步二等奖，是一项进行三维地震勘探资料叠后偏移处理，提高了三维波场归位精度和断层分辨能力；海洋物探微导航定位资料处理程序系统，有较强的人机对话功能，在VAX机上可读ARGO、GMS、NOR三种格式的野外带，可对高斯、VTM和兰伯特三种不同投影系统数据进行处理；DZRG处理系统实现了国产阵列机MCIAP2801与引进的VAX-11/780机的连接，从而提高了原主机的使用效率，从30％提高到68％，地震资料处理速度提高了60％～70％，为VAX类计算机配接国产AP机开创了一条新路。
这些技术在海上勘探中，得到过广泛的应用，取得了良好的成绩。在南海大气区勘探中，首次使用高分辨率地震采集技术，为东方1-1气田评价提供了可靠有力的资料依据。
3.数控测井与资料分析处理技术
数控测井是当代测井的高新技术，该系统包括地面测量仪器和相应配套井下仪器适用于裸眼井、生产井以及特殊作业井的测井作业，是一套设备齐全、技术先进、适应性广泛的测井系统。
1985年9月，中国海油与国家经济委员会签订了“数控测井系统”科技攻关项目专题合同。1986年5月提出数控测井系统开发可行性方案报告。1991年在胜利油田进行测井作业，该项目难度大、工艺复杂，各项技术指标接近并达到80年代国际先进水平，证明了HCS-87数控测井地面系统工作可靠、预测资料可信。1991年获得中国海油科技进步一等奖，获国家重大技术装备成果二等奖。
由于实行双兼容，在长达5～6年的科研过程中，可以及时把一些阶段成果用于生产，为测井仪器国产化开辟了一条新路。1991年7月，中国海油与西安石油勘探仪器总厂合作完成数控测井地面系统国产化的任务。为了满足南海大气区勘探高温高压测井的需要，中国海油研制成功了耐温230℃、耐压140兆帕的测井仪，其解释效果与斯伦贝谢公司的解释软件达到的效果相同。
4.复杂地质条件下寻找大中型构造油气田的能力
在早期主要盆地油气资源评价、“七五”富生油凹陷研究和“八五”区域地质勘探综合研究的基础上，我国具备了在复杂地质条件下寻找大中型构造油气田的能力。这些油气田的寻找主要依靠盆地地质条件类比、盆地演化史定量分析和多种地球物理资料处理、解释软件的支持，排除了各种地质因素干扰，还地下构造的真实本来面貌，提高了海上自营勘探能力和勘探成功率。
二、高速高效发展海洋石油（1996—2008年）
经过了20多年勘探开发工作，已经深谙我国自然海况条件，需要我们大力开发核心技术，才能高速高效地发展中国海洋石油业。进入“九五”期间我国海洋石油科技发展以实现公司“三个一千万吨”和降低油桶成本为具体目标，进入了高速、高效、跨越式发展的新阶段。
1.“九五”后三年科技工作的重点
1）解决三大难题
（1）海上天然气勘探。
（2）海上边际油田开发。
（3）提高海上油田采收率。
2）开展四项科技基础工作
（1）建立海上石油天然气行业与企业标准。
（2）建立中国海油信息网络上的科技信息子系统。
（3）开展海上油气田钻采工艺基本技术研究。
（4）开展海洋石油改革与高速发展战略软科学研究。
3）攻克八项高新技术
（1）海上天然气田目标勘探技术。
（2）海上地球物理高分辨率、多波技术。
（3）海洋地球物理测井成像技术等。
（其他技术与勘探无关，故此处不详细列出）
由于上述“三四八”科技规划的实施，在海上油气勘探开发生产建设的科技创新中，取得了一大批优异成绩，充分显示了科技进步产业化的巨大威力。
2.“863”海洋石油进入国家高新技术领域
在《海洋探查与资源开发技术主题》的6个课题研究工作中，中国海油技术达到了创新的纪录。分别是：（1）海上中深层高分辨率地震勘探技术；（2）海洋地球物理测井成像技术；（3）高性能优质钻井液及完井液的研制；（4）精确的地层压力预测和监测技术；（5）高温超压测试技术；（6）海底大位移井眼轨道控制技术。
特别的，在“863”计划“九五”期间27项重大项目中，海洋石油的《莺琼大气区勘探关键技术》更为显著。其中的海上中深层高分辨率地震勘探技术、海上高温超压地层钻井技术、海底大位移井钻井技术、海上成像测井技术等取得了举世瞩目的成就。
“863”计划执行16年间取得了一大批具有世界领先水平的研究成果，突破并掌握了一批关键技术，同时培育了一批高技术产业生长点，为传统产业的改造提供了高技术支撑，更为中国高技术发展形成顶天立地之势提供了巨大的动力。
3.“九五”技术创新硕果
海上中、深层高分辨率地震勘探技术跻身前列，研制了海上多波地震勘探设备，打破了国际技术垄断。研制出的框架式多枪相干组合震源、立足于不叠加或少叠加的处理技术、聚束滤波去多次波等技术，均已达到世界先进水平。
成像测井系列仪器达到了国际90年代中期水平，属于国内先进技术。认可的技术创新有：（1）八臂地层倾角测井仪的八臂液压独立推靠技术；（2）高温高压绝缘短节；（3）薄膜应变型井径与压力传感器；（4）多极子声波测井仪的高温高压单极、偶极，斯通利波换能器；（5）高温专用混合厚膜电路芯片；（6）电阻率扫描测井仪的24电扣极板技术；（7）内置电动扶正、八臂独立机械推靠器技术。
解决了高温超压钻井世界性难题的关键技术，包括高温超压钻完井液、精确的地层压力预测和监测技术、高温超压地层测试技术。
确认高温超压环境可以成藏，莺歌海中深层有良好的砂岩储层和封盖层，二号断裂带是断裂继承性发育带，既要重视古近系断裂批复结构的圈闭，又要注意新近系反转构造及砂岩体的勘探。
三、勘探技术分析
1.海洋石油地质研究与评价
富生油凹陷的分析与评价技术说明了我国近海油气资源分布基本规律，也是油气选区的基本依据。中国近海51个主要生油凹陷，经多次评价共筛选出10个富生油凹陷作为勘探重点。富生油凹陷占总储量发现的84％，其中5个凹陷储量发现超过了1亿吨。
气成藏动力学研究系统，在油气勘探实践中形成的石油地质研究系统，它强调了在烃源体和流体输导体系的框架上，用模型研究和模拟研究正、反演油气生成—运移—聚集的全过程，使油气运移——这一石油地质研究中最薄弱的一环有了可操作研究方法和量化表现。该技术不但使中国海油地质研究跨入世界石油地质高新技术前沿，而且在珠江口盆地的实践中，发现了重要的石油勘探新领域。
三维智能盆地与油气成藏动力学模拟系统，中国自主开发的石油地质综合研究计算机工作平台，这套系统突破了许多高难度的技术课题，实现了三维数字化盆地的建立和油气运移、聚集的模拟。
精细层序地层学研究，引进国外先进技术实现成功应用的典范，大大提高了对地下沉积预测的能力，取得了丰富的应用成果。
勘探目标评价与风险分析方法，石油地质软件科学研究的突出成果，它反映了勘探家由“我为祖国献石油”到“股东要我现金流”的观念性的转化。通过规范勘探管理，将单纯追求探井成功率转变成储量替代率、资本化率、桶油发现成本等全面勘探资本运营管理，使探井建井周期缩短2/3，每米探井进尺费用降低40％。
2.海洋石油地震勘探技术
从1962年至今，我国海上地震勘探技术发展已走过40个春秋，从初期光点记录到24位模数转换多缆多源数字磁带记录；从炸药震源到高分辨率相干空气枪阵列震源；从光学6分定位、罗盘导航到DGPS、无线电声呐综合定位导航；从单次二维地震到非线性多次覆盖三维地震；从“一炮定终生”的无处理地震到运算速度达每秒70亿～80亿次的大规模并行数字处理；从二维模拟处理到全三维数字处理；从NMO速度分析和叠加到DMO速度分析和叠加；从二维叠后射线偏移到全三维叠前波动方程时间偏移至全三维叠前深度偏移；从人工解释绘图到人机交互三维可视化解释绘图；从单一的构造解释到构造、地震地层学和岩性地震学综合解释；从单一的纵波地震勘探到转换多波地震勘探；从常规二维地震作业到高分辨率二维至三维地震作业，我国海上地震勘探技术经历了脱胎换骨的变化，基本上达到了与国际先进技术接轨的水平。海洋石油人多年的耕耘，换来了丰硕的成果：查清我国海域区域地质和有利沉积盆地的分布，为勘探指明方向；查明了盆地主要构造带和局部构造的分布，为油气钻探提供了井位；发现了以蓬莱19-3油田为代表的多个亿吨级大油田和以崖城13-1气田为代表的多个大气田；直接使构造和探井成功率不断提高，分别达到53％和49％；为开发可行性研究、建立油气藏模型、编制OPD报告，提供各种主要参数和地质依据。
上述成果充分证明，海洋物探在海洋石油工业发展中起到了先锋作用，其技术发展是海上油气勘探与开发增储上产的重要手段。
3.海洋石油地球物理测井技术
我国海洋地球物理测井技术，是伴随海洋石油勘探开发成长发展起来的。改革开放以前，海上测井作业只能选用陆地上最先进、最可靠的测井仪器进行。到20世纪80年代，利用国家改革开放赋予海洋石油的优惠政策，有计划地引进国外先进技术与管理模式，1981年成立了中国海洋石油测井公司，并直接引进美国西方阿特拉斯CLS-3700多套技术装备。与此同时，在引进、消化、吸收国外先进技术的基础上，充分利用信息技术的新成果，紧紧抓着技术与学科紧密结合的关键，积极开展数控测井技术研究与开发，逐步形成了研究、制造、作业、解释、培训“五位一体”的机制。先后研制成功HCS-87数控测井和ELIS-I成像测井地面以及部分下井仪器设备。同时，培养了人才、锻炼了队伍，为测井设备的国产化打下了坚实的基础。
4.勘探过程中的海洋环境保护
在开发海上资源的同时也不能忽视海洋环境保护，这是海上油气田勘探开发中不容忽视的一项技术。1996年，中国海洋石油以全新的“健康、安全、环保”理念，实施安全、健康、环保、管理体系，开始步入科技化、规范化、井然有序的法制管理轨道。
安全生产是国家经济建设的重要组成部分，良好的安全生产环境和秩序是经济发展的保障。海洋石油工业有着投资大、技术难度高、环境因素复杂、风险大的特点，一旦出了事故，施救工作非常困难；在小小的平台上，集中了几百套设备和众多人员，一旦发生爆炸起火，人、物将毁于一旦；作业人员日常接触的介质不是易燃，就是易爆，稍有不慎，就会造成海洋环境污染、生态环境损害。因此，加重了安全环保的工作责任，必须建立完善健康安全环保管理体系，才能确保海上油气田安全生产。环境保护贯穿于整个生产过程和生产生活的各个领域，就此建立了完善的健康安全环保机构、安全的法规体系和管理体系，实行全方位、全过程的科学管理。
观测海洋、检测海洋，及时进行海冰、台风、风暴潮、地震等特殊海洋环境的预报，是海洋油气勘探开发生产的不可缺少的条件。为此，开展了广泛深入的观测、监测和预报系统研究及综合、集成、生产应用等工作，形成了海上固定平台水文气象自动调查系统、海洋环境要素数值模拟分析计算和各种灾害监测预报技术，在生产实践中取得了显著成效。
四、发展趋势
随着全球能源需求的不断膨胀，陆上大型油田日益枯竭，于是人们逐渐将目光投向海洋，因为那里有着很多未探明的油气储量。尽管过去由于技术不成熟人们对海洋望而却步，但自深海钻井平台出现后，人类就开始向几百米甚至几千米海洋深处进军。
随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步，深水的概念和范围不断扩大。90年代末，水深超过300米的海域为深水区。目前，大于500米为深水，大于1500米则为超深水。研究和勘探实践表明，深水区油气资源潜力大，勘探前景良好。据估计，世界海上44％的油气资源位于300米以下的水域。随着未来投资的增加，海上油气储量和产量将保持较快增长。其中，深水油气储量增长尤为显著。到2010年，全球深水油气储量可达到40亿吨左右。
面对如此良好的开发前景，我国海洋石油公司也制定了协调发展、科技领先、人才兴起和低成本等4个发展策略。尽快提高中国海油科技竞争力无疑是其中重要的组成部分。就海洋石油勘探部分，我国通过建立中国海油地球物理勘探等技术，通过技术创新与依托工程有机地衔接，创造条件使其发挥知识和技术创新的重要作用。天然气的勘探也需要进一步解决地球物理识别技术、高温超压气田勘探开发技术、非烃气体分布于工业利用等；深水油田的勘探和开发需要深水地球物理采集和处理、深水钻完井技术、深水沉积扇研究、深水生产平台等多种技术。
我国海洋深水区域具有丰富的油气资源，但深水区域特殊的自然环境和复杂的油气储藏条件决定了深水油气勘探开发具有高投入、高回报、高技术、高风险的特点。发展海洋石油勘探技术需要面对如下问题：
（1）与国外先进技术存在很大差距。截至2004年底，国外深水钻探的最大水深为3095米，我国为505米；国外已开发油气田的最大水深为2192米，我国为333米；国外铺管最大水深为2202米，我国为330米。技术上的巨大差距是我国深水油气田开发面临的最大挑战，因此实现深水技术的跨越发展是关键所在。
（2）深水油气勘探技术。深水油气勘探是深水油气资源开发首先要面对的挑战，包括长缆地震信号测量和分析技术、多波场分析技术、深水大型储集识别技术及隐蔽油气藏识别技术等。
（3）复杂的油气藏特性。我国海上油田原油多具高黏、易凝、高含蜡等特点，同时还存在高温、高压、高CO2含量等问题，这给海上油气集输工艺设计和生产安全带来许多难题。当然，这不仅是我们所面临的问题，也是世界石油界面临的难题。
（4）特殊的海洋环境条件。我国南海环境条件特殊，夏季有强热带风暴，冬季有季风，还有内波、海底沙脊沙坡等，使得深水油气开发工程设计、建造、施工面临更大的挑战。我国渤海冬季有海冰，如何防止海冰带来的危害也一直是困扰科研人员的难题。
（5）深水海底管道及系统内流动安全保障。深水海底为高静压、低温环境（通常4℃左右），这对海上和水下结构物提出了苛刻的要求，也对海底混输管道提出了更为严格的要求。来自油气田现场的应用实践表明，在深水油气混输管道中，由多相流自身组成（含水、含酸性物质等）、海底地势起伏、运行操作等带来的问题，如段塞流、析蜡、水化物、腐蚀、固体颗粒冲蚀等，已经严重威胁到生产的正常进行和海底集输系统的安全运行，由此引起的险情频频发生。
（6）经济高效的边际油气田开发技术。我国的油气田特别是边际油气田具有底水大、压力递减快、区块分散、储量小等特点，在开发过程中往往需要考虑采用人工举升系统，这使得许多国外边际油气田开发的常规技术（如水下生产技术等）面临着更多的挑战，意味着水下电潜泵、海底增压泵等创新技术将应用到我国边际油气田的开发中；同时也意味着，降低边际油气田的开发投资，使这些油气田得到经济、有效的开发，将面临更多的、更为复杂的技术难题。
高科技是海洋油气业的重要特征，海洋油气业的发展正是我国石油能源产业“科技领先战略”的最直接体现。只有坚持自主科技创新，才能不断提高我国海洋油气业的核心竞争力。2004年以来，我国在海洋石油的勘探新领域和新技术、提高采收率、边际油田开发、深水油田开发、重质油综合利用、液化天然气与化工、新能源开发、海外勘探开发等领域实现了一系列突破。
2008年，中国海油两项成果获国家科技进步二等奖。其中一项成果是针对中国南海西部海域所存在的高温超压并存、井壁失稳严重等世界级重大钻井技术难题，研发出一套具有自主知识产权的复杂构造钻井关键技术。截至2008年底，这些技术在南海西部海域7个油田以及北部湾盆地、珠江口盆地、琼东南盆地的探井及评价井共计76口井的钻井作业中得到推广应用，并取得了良好效果。钻井井眼复杂事故率从40％～72％降至5％以下，远低于国际上20％的统计指标，井眼报废率也从5％降至0％，不仅节约了可观的钻井直接成本，而且加快了边际油气田的开发，创造了可观的经济效益。该项技术研究与应用大大提高了中国海油的钻井技术水平，扭转了之前该海域复杂井作业技术依赖外国石油公司的历史。
而经过十多年的自主研究，中国海油开发形成了一整套具有自主知识产权的适合海洋石油开发要求的成像测井系统（ELIS）。这是我国自行研制的第一个满足海上石油测井要求的成套技术装备。该系统的研发和产业化打破了国外测井设备对我国海上和世界石油测井市场的长期垄断。截至2008年底，中国海油累计生产装备10套，总值达5亿元人民币，产品已进入国内外作业市场，年服务收入达3.8亿元人民币，创汇2800万美元，效益显著。
同时，中国海油专利申请量和授权量也已进入稳步增长阶段，截至2008年底，中国海油累计获得授权的有效专利达423项，其中发明专利105项。
2008年，中国海油首次获准承担国家“973”计划课题，实现了科学研究层次的新突破。在国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”里，中国海油将承担6个项目和两个示范工程。
H. 油气藏形成的条件和成因类型有哪些
在古生代海相盆地发育过程中,挤压抬升作用使古隆起顶部地层遭受侵蚀,造成早期聚集油气的大量散失,而古陆块活动性大,地壳变形强烈,多期沉降的陆缘坳陷和陆内坳陷又有利于优质烃源岩堆积。挤压抬升所形成的古隆起伴生有溶蚀孔洞和构造裂缝,可以改善储层物性,使古隆起成为晚期生成油气的有利聚集场所。中一新生代,中国大陆受到相邻板块的强烈作用,古老的海相盆地受到强烈改造和破坏,缩小了海相地层的有利勘探范围;中—新生代构造和盆地叠加作用,则使古生界变形强烈、埋藏深度加大并且造成复杂的地貌,增加了海相油气藏的勘探难度。但同时,中—新生代地层的覆盖也是海相地层深埋生烃和古油藏保存的必要条件,在海相油气封盖层未受到严重破坏的地区,具有良好的油气勘探前景。赞同2| 评论