石油地質局最近在
㈠ 美國石油地質理論的發展歷程
美國石油勘探工作開始時，是沿著油苗露頭鑽井的。後來，隨著勘探地區的擴展，逐漸引入了地質科學。1900年以後，通過勘探實踐，積累和豐富了知識，石油地質學科脫穎而出，成為地質學中一個特殊而重要的分支。
1860年以後，以H.D.Rogers為首的一批地質學家提出了石油海相生成、背斜儲集，以及後來形成定碳比理論的有關基礎知識。但是當時的勘探者並沒有給予應有的重視，指導探井的主要方法仍是近油苗、地形高、油線、沿溪谷，以及其他各種摻雜迷信的方法。
1858年，J.P.Lesley引入了利用標准層進行構造作圖的方法，1870年此方法被成功地用於石油構造的填圖。1861年，美國的地質學家I.C.White發表文章，第一次明確提出了背斜是油氣聚集的場所[29，30]。自1885年以後，I.C.White和E.Orton以大量實例論述石油的背斜儲集、有機生成、儲層的孔隙度和滲透率等一整套有關石油地質理論，並按照這種理論在西弗吉尼亞州的Mannington鑽了一口探井。探井的成功證實了White等人理論的正確，但這些理論仍然沒有為當時大多數的勘探者和地質學家們所接受，一直經過了8年的反復實踐和爭論，White等人的理論才得到普遍的承認。背斜理論的提出，標志著石油地質學的誕生。1915年，美國地質局總地質師D.White在美國科學院宣讀了定碳比理論，認為可以由定碳比所測出的岩石變質程度來判斷一個地區的含油遠景。第一次世界大戰後，隨著石油勘探和石油地質學的進展，為了搞清地層對比，引入了古生物學和微古生物學。
通過背斜理論的長期應用實踐，人們發現油氣聚集的場所不僅包括背斜，還包括其他類型的場所，於是逐步形成了圈閉找油理論。這成為20世紀20～60年代找油的主要理論。在這段時期內的油氣勘探工作，包括地質與勘探，都是僅僅圍繞尋找各種類型的圈閉，查明有利於圈閉形成的各種地質環境，包括後來的圍繞區域性隆起找油。圈閉聚油理論的形成，說明地質學家們已經注意到了局部的油氣聚集規律。隨著對地層圈閉勘探的深入發展，為了解決岩性和地層對比問題，又發展了岩石學和電測井技術。
1930年以後，現代石油地質學的概念已基本形成。現代石油地質概念在美國已基本形成的主要標志是美國石油地質學家協會(AAPG)發表的一系列有關的專門著作：1929年底發表的《美國的典型構造油田》；1934年發表的《石油地質問題》文集，闡明了有關石油生成、運移、聚集等的基本概念；1941年出版的《典型地層油氣田》。這些基本認識構成了現代石油地質學的框架。後來，在石油勘探以及與石油地質有關的各個專門領域里，都有了很大的進展，如沉積學、地層學和構造地質學、地球化學等。有關各種勘探手段和實驗室分析技術的發展速度更是日新月異，使人目不暇接，如地震勘探、鑽探、測井、測試、遙感等。計算機技術的進展，使石油勘探開發各方面的技術都上了一個新的台階。
20世紀60年代，被譽為「地球科學的一場革命」的板塊學說誕生了。它用極其豐富的事實和證據，說明了地殼的發展與演化。由於板塊之間的相對運動，即離散、聚斂及轉換，形成了不同的結合帶，如以正斷層為主的離散型板塊的裂谷帶，聚斂型板塊俯沖和碰撞造成的沖斷帶，以及走向滑動斷層為主的轉換型板塊結合帶。板塊學說很快就為石油地質界所接受，並用它來解釋沉積盆地的發生和發展，以及和油氣藏的關系。
20世紀70年代以後，石油地質學的新理論、新方法層出不窮。以板塊構造學說為核心的全球大地構造理論迅速發展，帶動了沉積盆地成因機制、沉積類型和油氣賦存條件的研究，加深了對油氣與沉積盆地密切關系的了解，使從含油氣盆地原型的角度進行油氣遠景評價得以迅速發展。地質學家可以從全球角度利用古地理的再造來重塑盆地的發生發展歷史，可以通過盆地的分類來整體動態地評價沉積盆地的含油氣遠景。
盆地發育的古氣候、古緯度直接控制了烴源岩的發育，因而也明顯控制了油氣資源的分布，以板塊構造理論為基礎的全球古地理再造，可以通過恢復不同地質歷史時期大陸的相對位置。它使人們能夠從全球板塊構造格局角度來研究世界油氣資源的時空分布，也使人們可以從盆地所處的大地構造位置來進行盆地的分類，對盆地或者盆地體系進行油氣資源的類比及遠景預測。
自從1972年W.D.Dow提出了「石油系統」一詞以來，「含油氣系統」的概念和技術也已經由探索走向成熟[31～33]。含油氣系統是模擬油氣生成、運移、聚集和保存的最合適單元，藉助盆地五史模擬方法，能夠更加准確地模擬油氣生成、運移、聚集歷史，定量預測資源量規模及其在三維空間的分布。
20世紀80年代後期，在沉積學、地層學和地震勘探技術不斷發展，資料不斷積累的基礎上，一門新興學科——層序地層學又發展起來，它是由以P.Vail為代表的埃克森生產研究公司的研究人員根據被動大陸邊緣沉積特徵提出的[34，35]。層序地層學十分強調層序劃分和地層對比的等時性，這是它區別於生物地層學、岩性地層學、地震地層學的主要標志之一。層序地層學在勘探程度低的地區，可以更精確地對盆地范圍進行年代地層學劃分，進行古地理再造，建立盆地三維地質結構，正確恢復盆地的沉積充填和演化歷史，為盆地模擬服務。
進入20世紀90年代以後，隨著美國計算機技術的迅猛發展，油氣地質理論研究的總趨勢向著精細、定量，多學科相互結合、相互滲透的方向發展。含油氣系統理論得到了進一步完善，而且還發展了高解析度層序地層學和全息地層學。隨著油氣地質理論的不斷發展，勘探技術也將相應提高。表2.2列出了20世紀美國石油地質理論的發展歷程。
表2.2 20世紀美國主要石油地質理論發展歷程[36]
㈡ 中部地區石油地質概況
2001年，中國石油化工股份有限公司在准噶爾盆地中部注冊登記了4個區塊：中部1區塊、中部2區塊、中部3區塊、中部4區塊，在本書分別簡稱為中1區塊、中2區塊、中3區塊、中4區塊，位於盆地的深凹陷區，其勘探目的層主要為白堊系—侏羅系。
本書主要是以中2區塊、中3區塊、中4區塊的資料為主要來源，研究准噶爾盆地中部侏羅系的油氣成藏特徵。中2區塊目前只有一口鑽井，成1井，完鑽層位八道灣組，未穿。中3區塊完鑽的井有永1井、永2井、永6井、金1井、屯1井。永1井完鑽井深6400m，層位為八道灣組，未穿；永2井和永6井鑽至西山窯組，未穿；由於在白堊系與侏羅系之間發育不整合，永1井、永2井、永6井缺失頭屯河組。金1井、屯1井只達到白堊系吐谷魯群，沒有鑽遇侏羅系。中4區塊完鑽的井有董1井、董2井、董3井。董1井完鑽井深5723.11m，完鑽層位西山窯組(未穿)。完鑽井董2井深5785.00m，八道灣組，未穿。董3井完鑽井深6630.00m，下統三工河組(未穿)。
准噶爾盆地中石化中部探區包括中部1，2，3，4區塊。由於這4個區塊均位於盆地內的凹陷區，構造活動相對比較弱，因此，整個中部區塊斷裂和褶皺構造均不發育，構造特徵相對簡單。
2.3.1 斷裂
中部4個區塊斷裂不發育，區內沒有發育大的斷層，基本上以層間小斷層為主。其中，在中部1區塊存在著有爭議的幾條規模較大的斷層(有人認為是煤層尖滅線)，在中部2區塊內部沒有發現斷層，僅在東南鄰區發育了白家海斷裂；中部3區塊斷層發育相對較少，只是在該區塊南部的奎屯南、沙灣東背斜構造和鄰區獨山子、安集海等地區發育了規模較大的逆沖斷層；中部4區塊內目前發現斷層30多條，幾乎全部是侏羅系內部的層間小斷層，只有個別斷層向上斷開了白堊系，其形成期主要在燕山期；斷層性質以逆斷層為主，偶見正斷層；斷層走向以北西向為主，其傾向為南西或北東。
2.3.2 褶皺構造
腹部探區中部各區塊由於處在凹陷的深部位，受構造運動的影響比較弱，褶皺構造不十分發育，主要形成了橫跨盆地腹部中部地區的大型、寬緩的車-莫古隆起，並在隆起構造的背景上發育了一些局部低幅度背斜和鼻狀構造。同時，盆地在中生界沉積過程中受八大水系的控制，發育有一系列的(扇)三角洲沉積體系，因此，中部區塊發育了較多的岩性圈閉和地層圈閉。
侏羅紀沉積期，由於腹部地區燕山構造運動弱，本區侏羅系為大型緩坡推進型三角洲沉積體系，故岩性圈閉也比較發育。燕山末期—喜馬拉雅期，由於發生區域性掀斜作用，構造圈閉幅度減小，有的圈閉甚至消失，這也就形成了目前低幅度背斜圈閉和小斷層控制的斷塊圈閉主要分布於二疊系凸起的侏羅系中。
由於各區塊的沉積、構造演化不盡一致，圈閉發育特點也不盡相同。
中1區塊、中2區塊早期發育部分構造圈閉，中晚期發育大量的岩性和地層圈閉。而對於主體位於凹陷的中1區塊來說，侏羅系主要發育岩性圈閉；二疊系、三疊系的低幅度背斜圈閉則主要分布於二疊系隆凹接合部的莫西庄、沙窩地和征沙村等局部地區。
中3區塊的構造圈閉較中1，2區塊發育，而且集中於南部奎屯南—沙灣東一帶，層位主要為中新生界，北部發育地層、岩性圈閉。
中4區塊侏羅系內部發育較多的層間斷層，形成了多個低幅度構造圈閉，其中以斷塊和斷鼻圈閉為主，而侏羅系內部發育有大量的岩性圈閉，白堊系內部則以斷層圈閉和岩性圈閉為主。這充分表明圈閉的發育與構造和沉積演化有十分密切的關系，各區塊所處的構造位置和沉積特徵的差異性，造成圈閉發育的不平衡性。
2.3.3 車-莫古隆起的形成演化
車-莫古隆起的構造演化劃分為6個階段：
2.3.3.1 初始發育階段(J1s)
在三工河組沉積時期，車-莫古隆起開始發育。在車-莫古隆起的南、北兩翼，三工河組下部層系內砂體自北向南前積疊置，說明三工河組沉積早期隆升程度很小(或沒有隆升)，對沉積沒有控製作用；三工河組上部層系內砂體在隆起南翼地震剖面上表現為自南向北疊置。三工河組沉積晚期車-莫古隆起已具雛形，並影響三工河組二段以上地層沉積。而層拉平三工河組後，八道灣組以下地層在原隆起高點的厚度反而大於兩側厚度，說明八道灣組沉積時車-莫古隆起尚未發育。
2.3.3.2 逐漸隆升階段(J2x)
西山窯組內煤層自隆起中心向兩翼呈退覆尖滅現象，說明J2x沉積時期最大湖泛面逐漸縮小，殘留煤層等厚圖也反映了向兩翼厚度增大的趨勢。西山窯組原始沉積厚度等值線圖上存在3個獨立高點，厚度240～280m。上述現象反映西山窯組沉積時期，車-莫古隆起已在逐漸隆升，但隆升的幅度可能不大。
2.3.3.3 強烈隆升階段(J2t)
西山窯組沉積之後，隆升強度增大，頭屯河組與西山窯組之間存在削蝕接觸關系，說明古隆起曾遭受剝蝕。頭屯河組殘存地層楔狀尖滅的梯度大於西山窯組楔狀尖滅的梯度，也暗示頭屯河組沉積時期隆升的幅度在增大，致使古隆起之上頭屯河組沉積的厚度減小。從頭屯河組原始沉積厚度等值線圖上可看出，不但古隆起顯著擴大，而且存在多個孤立的高點，厚度減薄，約為150～200m。
2.3.3.4 剝蝕改造階段(J3)
車-莫古隆起上及盆地腹部缺失上侏羅統，而盆地南緣卻存在齊古組-喀拉扎組，這說明車-莫古隆起遭受了剝蝕、改造，形成白堊系底界削截頭屯河組、西山窯組底界等現象。在古隆起的西南緣，受紅車斷裂壓扭性活動影響，古隆起遭受改造，斷裂上盤剝蝕強烈，致使侏羅系—二疊系剝蝕殆盡，石炭系出露地表。利用地層厚度趨勢外推法、聲波時差測井曲線法估算白堊系不整合面下伏地層的總剝蝕厚度達650m。
圖2.3 車-莫古隆起演化歷史圖
(據漆家福，2005)
2.3.3.5 隱伏埋藏階段(K—E)
至白堊世沉積時期，整個准噶爾盆地已基本被夷平，車-莫古隆起下伏埋藏，但仍然具有北東-南西向展布的低幅度背斜形態，只是在上白堊統—古近系沉積時期，高點逐漸向北遷移。
2.3.3.6 調整定位階段(N—Q)
中部2，4區塊位於車-莫古隆起的東側，侏羅紀兩區塊均處在東傾的斜坡之上，但隨著白堊系的沉積逐漸演變為西傾斜坡；而南北向上兩區塊則一直處在南傾斜坡之上。從平面上分析，中部2，4區塊在車-莫古隆起的影響下，由原來的東南傾演變為現今的西南傾，構造變動相對較小。
由上述分析可以看出，車-莫古隆起對中部1區塊的構造變動影響最大，而對於中部2，3，4區塊的構造變動影響相對較小。這種構造變動將會對中部區塊的沉積儲層的分布、局部構造圈閉的形成及油氣成藏和調整起到一定的控製作用。
㈢ 石油地質特徵
一、生油條件
江漢盆地構造發育的兩個斷陷階段的中、晚期和兩個坳陷階段的早、中期，分別發育了各具特點的生油層系，即上白堊統漁洋組、古新統沙市組上段、下始新統新溝嘴組下段及上始新統至漸新統下部潛江組等生油層系。現僅就新溝嘴組下段和潛江組兩生油層作簡要介紹。
下始新統新溝嘴組下段為構造拗陷階段的沉積，生油層分布面積廣，為8649km2，但厚度薄，一般150～300m，最厚350m。平面上，生油層厚度具有北薄南厚，東薄西厚的特點，缺乏明顯的生油深窪陷，相對以江陵凹陷的梅愧橋-虎渡河-資福寺向斜帶，潛江凹陷的周磯-總口向斜帶及沔陽凹陷的峰口地區，生油層較厚。
上始新統至漸新統下部潛江組生油層屬第二個斷陷-坳陷構造旋迴沉積，由於差異沉降，發育了鹹淡水介質兩種環境沉積的生油層。據統計，潛江組暗色泥岩分布面積8590km2，總體積為4415Gm3。由於盆地後期回返抬升作用不均衡，平面上形成7個孤立的成熟生油岩分布區，總面積1459km2，體積為610Gm3。
以潛江凹陷為例，潛江組和新溝嘴組生油層地球化學特徵仍有一定的差別，比較而言，潛江組有機質豐度高，達到較好-好生油岩級別，母質類型主要為腐泥-腐殖型和腐殖-腐泥型；新溝嘴組有機質豐度雖不及潛江組，多達到較好-較差生油岩級別，母質類型以腐殖型和腐泥-腐殖型為主。
由於剖面岩性不一，潛江凹陷不同層系生油岩的有機質熱演化特徵有別。新溝嘴組主要為砂、泥岩剖面，地溫梯度較高，平均每100m為3.1～3.5℃；潛江組鹽韻律發育，地溫梯度較低，平均每100m為2.7℃。
江漢鹽湖環境，水介質含鹽度高，易於形成強還原條件，十分有利於有機質的保存，而且鹽系沉積速率大(達0.32mm/a)，使生油層迅速掩埋，烴類轉化率很高。因此，仍能生成較豐富的石油。
二、儲油條件
江漢盆地儲集層以砂岩為主，還有泥灰岩、白雲質泥岩、玄武岩及緻密砂岩等次要儲集層。
新溝嘴組儲集層：砂岩分布面積11000km2，主要分布於江陵、潛江、沔陽3個凹陷。平面上，砂岩具有北厚南薄、西厚東薄的特點。縱向上，砂岩中分布於新溝嘴組下段，可劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三個油組。總的看來，沉積相帶控制了砂岩的發育，並對物性好壞有一定影響。江陵凹陷北部磚橋、後港一帶，為三角洲平原相區，分流河道砂岩發育，是好的儲集岩分布區；沙市—李埠一線以北地區，屬三角洲前緣相，發育水下分流河道砂、河口壩、天然堤及遠岸沙壩等，屬較好儲集岩分布區。潛江凹陷的澤口、漁薪地區，屬濱湖灘砂相，是較差儲集岩分布區；老新、拖謝一帶及新溝地區屬遠岸湖灘砂相區，為差儲集岩分布區。
潛江組儲集層：砂岩主要分布在潛江、江陵、小板3個凹陷，面積約6078km2，砂岩一般厚度50～400m，其中具滲透性的砂岩30～300m，以近物源的大路口、鍾市兩地區砂岩較發育，厚度達500m 以上。主要岩性以粉、細砂岩為主，僅近物源區有少量中粒砂岩。
潛江組縱向上，自上而下從潛一段至潛四段，砂岩分布面積越來越大。且物性逐漸變差。潛江組縱向上可劃分為24個油組，39個砂組，由於沉積時水動力條件的差異，各砂組發育程度不一，分布面積有大有小，其中以潛12砂組分布面積最大，為1206km2，從平面上看，以近物源的凹陷北部的鍾市、潭口、漁薪等地砂岩較發育，自北而南各砂組、砂層依次減薄、尖滅。
三、圈閉條件
1.構造圈閉少
區域拉張應力環境，斷裂活動控制了盆地構造的形成、發育，局部構造多與斷層有關；此外，由於鹽系地層發育，因其塑性上拱，也形成了部分構造。總的看來，盆地局部構造不發育，構造圈閉數量少。已發現的構造圈閉有背斜、斷鼻、斷塊三種類型，又以後兩種類型為主，如潛江組全盆地共發現60個構造圈閉，其中斷鼻佔72%；新溝嘴組全盆地共發現113個構造圈閉，其中斷鼻佔65%，斷塊佔28%。平面上，背斜構造多分布於各凹陷的中部，且多與鹽系地層上拱有關；斷鼻多見於盆地邊緣，呈花邊狀分布。
盆地構造圈閉雖然數量少，但聚油能力較高，如潛江凹陷已探明的70%石油地質儲量位於構造圈閉內，其原因是：構造圈閉內往往是多油組多層含油，含油井段長，油層厚度大，且常具多種油藏類型等優越的聚油條件。
2.非構造圈閉眾多
江漢鹽湖沉積岩性岩相變化大。砂層總的變化規律是厚砂層比薄砂層變化快，而砂層越厚變化越快，一般以厚度1～2m砂岩分布較穩定。縱向上同一砂組往往是下部砂層變化快，上部砂層較穩定。
潛江凹陷潛江組39個砂組，上百個砂層的平面分布不一，形態多種多樣，有舌狀、指狀、樹枝狀、席狀、帶狀、透鏡狀等，造成砂岩分區內各砂組、砂層的尖滅線錯綜復雜，在構造條件的配合下，形成了廣泛分布的岩性圈閉，成群成帶分布，如凹陷北部靠近物源的鍾市、潭口地區，發育鹽湖陡坡三角洲、沿岸壩等砂體形成的地層、岩性圈閉；凹陷中部的王、廣、浩斷裂構造帶，發育砂岩舌狀體、透鏡體與構造、斷層配合形成的構造-岩性圈閉和與鹽丘有關的地層圈閉及裂隙圈閉；凹陷東南斜坡的張港、潛江、熊口一帶是區域性砂岩尖滅帶，在斜坡上形成眾多的岩性圈閉。
四、保存條件
潛江凹陷潛江組鹽湖沉積，膏鹽發育，油氣保存條件好，表現在：①鹽岩分布區內普遍具數米厚的油浸泥岩，非滲透性強。②鹽岩分隔作用，造成潛江組縱向上含油層位多(已發現22個油組含油)，井段長(油層埋深最淺為738.6m，最深為3518.4m)，油氣較分散。③已發現的上百條大大小小正斷層，不論落差大小，只要形成圈閉，對油氣都具較好的封堵、遮擋作用，僅個別大斷層(如潛北)由於斷層的後期活動，出現少量的油氣調整。
新溝嘴組屬砂泥岩剖面，保存條件亦好，油氣受到破壞、散失的現象少見。
五、油藏形成條件及分布規律
江漢鹽湖盆地油藏除具備一般盆地油藏形成的地質條件外，還有其自身的特點，主要表現在油源條件上，鹽湖沉積的生油層和儲集層，縱向上被多個鹽岩層所分隔，平面上又被斷層分割成若干區塊，造成油氣運移聚集縱向受鹽層所阻，橫向受斷層所限，油氣是以分層系分區進行運移聚集的。砂岩體與生油岩體的配置關系、砂岩體的輸導能力及圈閉的聚油能力決定了油藏的規模和含油豐度。一般以以下兩種情況疊置較好：①砂體主體部位疊置於生油岩體之上，砂體分布區內具構造圈閉或側翼上傾尖滅形成岩性圈閉，形成較豐富油藏。②生油深窪陷內的濁積體-透鏡體，具良好供油條件。
在油氣分布規律上，江漢鹽湖盆地與一般淡水盆地基本一致，表現在：①生油深窪陷(有利區)控制油氣分布。如蚌湖向斜是江漢盆地潛江組生油深窪陷，其生成石油量佔全盆地潛江組生油量的90%以上。②有利相帶內繼承性發育的二級構造帶具有多種多樣的油藏類型，常常整體含油，是油氣聚集的最有利地帶。如位於蚌湖生油窪陷南緣的王、廣、浩斷裂構造帶，已發現10 多種油藏類型，縱向多油組(13個)，平面上疊合連片(＞30km2)，含油豐度較大(平均37萬t/km2)。
總之，江漢鹽湖盆地的石油地質條件可歸納為如下特點：生多(總生油量多)排少(排烴量少)；構造圈閉不發育，岩性及其他非構造圈閉眾多；油氣保存條件好，以生油深窪陷周緣油氣最豐富；油氣分布具「廣、多、薄、散、雜、碎」的特點(即「廣」，在成熟生油岩分布區內均有油氣顯示；「多」，含油油組多，油藏類型多；「薄」，油層薄，一般1～3m；「散」，縱向上分散，井段長；「雜」，油田內層系復雜；「碎」，構造上斷層多，以致塊小，油藏規模亦小)。
㈣ 地礦部石油海洋地質局事業轉企業
地質工作體制和機制的變化，集中表現了要把一部分事業性質的地勘單位，逐步轉化為企業。這個企業包括繼續從事地質工作的地勘企業，也包括形成探采結合的礦業企業和其他多種經營的企業。其中原地礦部石油海洋地質局整體轉為石油企業，就是這次體制、機制改革最成功的實例，即中國新星石油公司的誕生，其具體的改革過程如下。
一、根據改革所確定的企業構架，實行企業財務制度
事業單位與企業單位的區別在於:是事業單位，一定有一個主辦單位，由這個主辦單位向它下達任務，並提供相應的經費，通過完成任務，核銷其經費;凡是企業單位，一定有一個或若干個出資者，由出資者授權經營，確保資本的保值和增值。可見，二者的根本區別在於核算制度，事業單位實行報銷制度，企業單位實行資本金制度。因此，一個單位由事業向企業轉化，首先應當改變核算制度。而新星石油公司正是這樣做的。
新星石油公司的企業構架是:將原地礦部石油地質海洋地質局本部，改成中國新星石油有限責任公司;將局所屬的地區局，分別改成分公司和子公司，其中西北局、東北局改成分公司，中南局、西南局、華北局、華東局、上海局、廣州局等，改成子公司。
根據企業構架，財政部於1996年以財基字［1996］3號文，批復執行企業財務制度。主要內容是:
(1)從1996年1月1日起，執行工業企業財務會計制度，其中對該公司承擔的國家地質勘查、油氣勘探項目，應加強財務管理，補充設置有關會計科目，進行核算和反映。
(2)該公司由地礦部授權，建立國家資本金，並按規定核實資本金，保證國有資產的保值增值。從1996年1月1日起，由國家地質勘探費、國家基本建設撥款及使用油氣開發基金形成資產部分的，首先增加資本公積，待一定期限再增國家資本金。
(3)鑒於該公司由事業單位轉為企業，油氣勘探工作資金來源有一定困難，同意該公司在過渡期間內，暫按油氣銷售收入的12%，提取儲量有償使用費，計入生產成本。
(4)同意提取油田維護費，具體執行由該公司編制各油田提取計劃，報經財政部批准後，下達到所屬企業執行，在生產成本中據實列支。
(5)國家地質勘探費形成的地質成果對外有償轉讓所得收入，增加油氣勘探開發基金。
建立油氣勘探開發基金的目的是為了加快油氣勘探開發步伐，擴大油氣地質成果，逐步形成「以油養油，以氣養氣」的良性循環。基金的來源有①按油氣銷售收入12%提取的儲量有償使用費，②以地質成果資料有償轉讓凈收入轉入，③從稅後利潤轉入，④經批准返還的稅費轉入等。基金的用途是①用於彌補地質勘探費用的不足;②用於油氣勘探項目的投入，擴大油氣地質成果;③用於油氣田試釆的技術措施、科學研究等。
上述規定的第3、第4、第5條，作為過渡辦法已經終止，財政部已經按照國際慣例修訂了石油行業的財會政策，新星石油公司從2001年開始執行。
根據當時財政部的批復，原地礦部石油局制定了「執行企業財務制度實施辦法」，其中有關內容的規定是:
(1)建立資本金制度。總公司(有限責任公司)接受地礦部授權，對其全部國有資產享有法人財產權，建立國家資本金，並自主經營全部財產。
(2)總公司將國有資產以法人名義投入地區子公司及直屬子公司，由各子公司建立法人資本金;具有獨立法人資格的專業工程公司或多種經營企業，接受地區子公司的法人財產投入，建立法人資本金。
(3)由國家地質勘探費撥款投入，國家其他專項撥款投入、基本建設基金撥款投入，及油氣勘探開發基金形成的固定資產(含油氣井資產)增加資本公積。
(4)各級公司取得的國家地質勘探費撥款、科研三項費用撥款等，以及提取或撥入的油氣勘探開發基金，在未核銷或未形成資產前，視同長期負債。
(5)國撥地勘費對上按國家規定辦理，對下近期實行部分資本化，逐步達到實行全部資本化管理。建立勘探風險補償制度，逐步形成勘探經費良性循環的機制。
(6)勘探經費按項目經費、經常性經費和轉產經費三大類，實行項目管理或預算管理。
二、根據公司所確定的「增儲上產、加快發展」戰略，抓好資金籌集
由事業單位轉為企業，起步階段關鍵是抓發展，此間的發展是持續生存的條件，沒有發展就很難繼續生存下去。因為作為事業單位的終結，最主要的標志是主辦單位的撤出，代之是資本的出資者。而主辦單位和出資者的最大區別是:主辦單位提供的是經費，承受者完成既定任務之後，即可核銷，如此往復，不存在生存危機;而出資者提供的是資本，授權經營之後要承擔保值增值的責任，如果不能保值，就會出現生存危機。地勘單位由事業向企業轉化，雖然由主辦單位換成了出資者，但是主辦單位留給地勘單位可用於生產經營的資本，卻很難保證它繼續生存和發展的需要。在這種情況下，由事業轉化為企業，必須有一個過渡期，通過過渡期，一方面國家通過各種優惠政策，促使國有資本逐步增加;另一方面企業通過對資本的經營，經濟實力不斷增強。只有這樣，才能順利完成過渡。
新星石油公司經過五年的努力，基本完成了由事業向企業的過渡。這期間，人均凈資產由6萬元，增加到14萬元。即使這樣，它與石油總公司相比還差很遠。
新星石油公司起步階段確定的「增儲上產、加快發展」的戰略，正是體現了以發展求生存的思想。首先它明確了主業，即從事油氣勘探和開發是公司主導產品，而勘探又是開發的前提，開發是勘探的目的。在油氣產品需求比較旺盛的條件下，勘探提供可供開發的油氣儲量，就成為新星石油公司求發展的最主要的制約因素。而勘探需要大量資金，如何籌措這些資金，便是新星石油公司管理工作的頭號任務。
從1996年到2000年，新星石油公司實現的投資規模如表2－3所示。
表2－3 新星石油公司投資規模(1996～2000)單位:萬元
如此大規模的投資，其資金是如何籌措的呢?主要做法是:
(1)在內部改革投資機制。在勘探投資方面，改革了勘探費單純依靠國家撥款的作法，實行公司總部與地區局拼盤投入，即根據勘探項目的性質不同，實行不同的拼盤比例:
1)國家專項，由國家專項撥款統一安排專款專用。
2)區域評價項目，投資由總公司統一安排，風險由總公司承擔，成果歸總公司所有。
3)區帶工業勘探項目，經費全部按貸款方式運作，資金由總公司承擔80%、地區公司承擔20%，風險和成果按出資比例分配。
4)滾動勘探開發項目，資金全部自籌，風險自行承擔。
拼盤辦法的執行，發揮了上、下兩個積極性，增加了勘探資金來源，加大了投資力度。該公司1996年的地勘投資為5.4億元，而2000年為13.5億元，增加了1.3倍，有力地保證了「增儲上產」的需要。
在基建投資方面，停止內部無償撥款，對非生產性設備由總公司所屬單位自行解決;對生產性設備，經同意後，總公司與所屬單位五五分攤;對大型設備，由總公司統一購入，對下租賃。實行這套辦法以後，改變了基層單位盲目購置設備的情況，加快了設備更新速度，提高了設備的利用率。
(2)實行多種方法籌資，鼓勵負債經營。勘探投資除了用國撥地勘費和專項撥款外，還實行了儲量使用費、油田維護費，用於勘探投入，甚至還動用了油田資產折舊。即使這樣，仍然不能滿足發展的需要，不得不鼓勵負債經營。但負債經營的原則必須堅持兩條:第一，必須有比較好的遠景，不能用於風險比較大的項目;第二，必須控制負債率。全公司的銀行借款，從1996年的6.8億元，增長到2000年的36億元，但資產負債率僅從1996年的40%，增長到2000年的46.5%，完全在可控制的范圍內。
(3)籌集資金重點在自我積累。為了增加所屬企業的自我積累能力，公司在對下考核業績時，沒有將利潤作為主要指標，而是將企業內部積累作為考核重點。所謂內部積累，就是把公司的油氣成本劃分三大塊，一是操作成本，包括直接材料費、人工費、井下作業及測試費、其他直接費，這些是必須當期支付的，不可能形成內部積累;二是攤提成本，包括油井及油建折舊、油田維護費、遞延資產攤銷，勘探投入攤提，其他攤提等，這些資金一經形成，企業在再生產中是完全可以支配的，是企業真正的實力;三是期間費用，包括管理費用、財務費用、銷售費用和稅金，這些也是當期必須支付的。此外，在成本之外，還有利潤，它也是可以用於再生產的資金。上述的攤提成本加利潤，就是內部積累。新星石油公司的內部積累，從1996年的8.7億元，增長到2000年的21.7億元，五年實現內部積累69.7億元，佔五年投資總額的55.3%，可見，資金來源主要在內部。
三、根據所確定的生產經營目標的需要，加強全面預算管理
全面預算管理包括兩大部分，一是財務預算，二是資金預算。每項預算都由一系列表格和文字說明所組成。
(一)關於財務預算
主要包括4項內容，即資產、負債和權益指標預測;收入、成本費用、利潤和利稅指標預測;主要產品產量、收入和成本指標預測;其他主要財務指標預測。
(1)資產、負債和權益指標預測，包括:①計劃年度:資產總量要達到的水平，它比上年實際凈增減量，其中具體列出增減的項目，如銀行借款、國家基建撥款、勘查投入轉為資產、其他增減因素等;②負債總量達到的水平，它比上年實際的增減量、增減比例，其中具體列出增減項目，如銀行借款(長期和短期)、各種應付款的增減因素等;③凈資產達到的水平，它比上年實際的增減量、增減比例，並具體列出增減的因素;④最後計算出資產負債率，確定是否可以接受。
(2)收入、成本費用、利潤和利稅指標預測，包括:①計劃年度生產經營總收入達到的水平，並具體列出主要收入項目;②總生產經營成本費用支出控制的水平，並具體列出生產經營成本、銷售費用、銷售稅金、管理費用、財務費用、營業外收支凈額等預測;③利潤總額達到的水平，其中列出主要產品和勞務利潤，其他產業利潤;④所得稅預計;⑤凈利潤預計;⑥利潤總額預計。
(3)主要產品產量、收入和成本指標預測，包括計劃年度預計達到的油氣總產量、商品率，以及主要承擔的單位;油氣成本的控制水平，其中操作成本、攤提成本和期間費用的控制水平以及承擔單位的落實。
(4)其他主要財務指標的預測，包括計劃年度生產增加值的預安排，經營現金凈流量的預安排，保值增值率的預安排，資本收益率的預安排，總資產報酬率的預安排，全員勞動生產率和人均工資的預安排等。
上述預算指標都要細化，並落實到所屬單位和總部有關職能部門。
(二)關於資金預算
主要分兩大類，即資金來源與支出。
(1)資金的來源預測，包括:①國家撥款。新星石油公司在由事業向企業過渡期間，仍然保有國家預算撥款，這是相對穩定的收入。但是逐年減少，其中地勘費每年減少1億元，最終停留在基數1.8億元的基礎上，不再減少，用於老職工的養老金。其他還有科技三項費用，資源補償費和基本建設撥款。②油氣收入的再投入，主要是指油氣成本中的攤提費用，如儲量使用費、油田維護費、勘探投入攤銷，遞延資產攤銷、油田資產折舊、其他資金等，都要逐項做出預安排。③除油田資產之外的其他各種資產折舊，也是再投入資金的重要來源，要逐個單位做出預安排。此外，還有動用以前年度結存貨幣資金，職工住房周轉金等，也作為資金來源，進行預安排。
(2)資金支出預測，即各項投資的預安排，如:①勘探投資，這是大頭;②開發投資，這也是大頭;③科研投資;④土建投資;⑤設備更新購置投資;⑥技術改造投資;⑦多種經營投資;⑧前期費用;⑨機動費用;⑩經常性經費;瑏瑡結轉項目投資等。
(3)上述資金的來源與支出，經過平衡以後一般都是有缺口的，而解決缺口的主要途徑是銀行借款。但對貸款總規模總公司是嚴格控制的，即控制資產負債率。在使用銀行貸款時，對地質勘查投入「盡量不給」。勘查投入主要用油再投入和國家撥款安排，這樣做比較穩妥。
四、在新的石油行業財會政策下，降低油氣綜合成本是求生存、求發展的關鍵
(1)財政部已經按照國際慣例修訂了我國石油行業的財會政策。新的財務政策主要是對油氣成本核算辦法進行了改革，取消了在成本中提取儲量使用費和油田維護費的做法，採用國際通行的「成果法」核算油氣成本，即將勘探投入中鑽井成功的有效部分資本化，形成固定資產，通過每年計提折耗的方式分攤計入成本。鑽井的無效投入部分、物探工作支出、科研費用及其他勘探費用作為期間費用全部進入當期損益。這種作法，勘探投入的效果好壞，對當期油氣生產的效益影響巨大。也就是說，勘探投資規模不再取決於能否籌集到多少資金，而是取決於油氣勘探生產綜合成本的承受能力、取決於當前目標利潤指標和中長期目標利潤。
根據這一變化，他們首先對計劃年度油氣產量、商品率和油氣市場價格進行預測，計算油氣銷售收入。其次，確定年度計劃利潤目標，再根據目標利潤，計算、確定油氣總成本和單位成本目標。然後，將總成本和單位成本目標進行分解:①確定需要支付的現金成本，包括操作成本、期間費用中的管理費用、財務費用和銷售費用等;②確定攤提成本，包括油氣井資產折舊和遞延資產攤銷;③根據總成本和扣除上述現金成本和攤提成本後，剩下的是可計入損益的勘探費用的最高限額。再次，根據成功的勘探井支出轉油氣井資產和計入損益的勘探費用支出，確定總的勘探投資規模。
(2)新的制度，突出了對成本的控制。與油氣產品相關的成本有五個指標:①油氣綜合成本，即開采每噸原油發生的支出，包括操作成本、攤提成本、期間費用;②現金成本，即綜合單位成本中需要支付現金的成本，包括現金操作成本、管理費用、財務費用和銷售費用等;③儲量成本，即探明每噸油氣儲量發生的勘探支出;④產能建設成本，即建成每百萬噸產能發生的油氣開發支出;⑤勘探開發成本，即發現每噸原油或每方天然氣經濟可采儲量發生的勘探支出和開發支出。這五個成本是相互牽制、互為關聯的。油氣單位綜合生產成本是其他各個成本控制指標的落腳點，隨著其他成本指標的上升而增加、降低而減少，在產量和市場油價確定的情況下可以直接反映油氣利潤水平。現金成本是油氣單位綜合生產成本的組成部分，反映各油氣生產單位經營性的現金流出量，只有降低現金成本支出才能增加單位的現金凈流入量，增加單位自我發展的能力。儲量成本和產能建設成本直接反映油氣生產單位的勘探、開發投資效益，通過油氣井資產折舊、遞延資產攤銷和勘探費用支出來影響油氣單位綜合成本。勘探開發成本是儲量成本和產能建設成本的結合體，它要求油氣的勘探規模和開發規模有規律、成比例、協調地開展，綜合體現當前利益和長遠利益的平衡關系。所有這些關系要求各單位必須講成本、講投資效益，充分考慮勘探、開發投資規模對油氣成本的影響，加強對現金成本的控制，通過降低各個環節的成本來降低油氣單位綜合生產成本，提高經濟效益。
(3)採取切實有效措施，降低成本提高效益。他們的做法是:①加強研究、精心部署。勘探是提高整體效益的關鍵，新的形勢要求他們在勘探決策中必須精心部署，加強綜合研究。部署和決策的失誤是最大的浪費，在油田勘探開發中必須把好部署決策關。②依靠科技進步，提高勘探開發井的命中率，提高勘探投資效益。緊跟世界石油工業科技發展水平，積極採用適合公司情況的新理論、新技術、新設備、新工藝、新材料，是他們生存和發展的基礎，也是降低綜合成本的必要條件。強調要兼顧好眼前和長遠，全局和局部利益，處理好成本控制和科技進步的關系，樹立依靠科技降低成本的管理觀念。③切實加強工程施工管理，提高施工質量。他們強調要重視工程施工的管理，千方百計減少工程事故，提高施工質量，提高工作效率。對開發項目必須優化設計方案，嚴格技術把關，強化施工監理，降低開發成本。④加強日常管理，採取措施，切實降低生產操作成本和期間費用，通過提高工作效率，降低人工成本，降低各種原材料消耗，降低管理費用，降低財務成本，節約一滴油，節約一滴水。
五、從新星石油公司事業轉企業中得到的啟示
新星石油公司是從事石油天然氣勘查和開發的，它的產品(只要成本低於價格)是銷路暢通的，從這一點說新星的經驗具有局限性。但是作為原來的事業單位，整體向企業轉化，它的許多做法又具有普遍意義。
(1)在保持原來事業單位待遇不變的前提下(注意，不是性質不變)，下決心由事業單位轉為企業，並且從財會制度轉起，義無反顧。在他們轉制期間，國家財政原來撥給他們的地勘費、基本建設投資，科技三項費用、科學事業費、工交事業費、資源補償費、資源保護費等，照給不誤。他們深知，如果作為事業單位的既定條件已經限制後(如基數不變)，再按事業的路子走，是沒有作為的。
(2)以企業為動力，立足於發展，用發展求生存，不是用「保持事業性質不變」求生存。他們懂得，作為石油天然氣的企業，事業單位留給他們的老底，即人均6萬元資產是不夠的，只有通過向國家要政策(國家財政各種撥款不變)，並且通過企業機制運作，用好用足這些政策，求得發展，才能取得生存條件。果然，經過5年的努力，他們的人均資產已經由6萬元增加到14萬元，基本完成了由事業向企業的過渡。
(3)抓發展，必須具體落實在產業上，即首先要制定企業發展戰略，明確主導產品和關鍵環節。新星公司的主導產品就是石油天然氣，關鍵環節就是地質勘查，因此他們提出「增儲上產，加速發展」的戰略。所謂增儲上產，就是只有增加儲量，才能把產量搞上去，而增加儲量，就是加強地質勘查，而地質勘查，不僅風險大，周期也長，這就必須以總公司為單元，統一部署和指揮油氣勘查和開發，並把兩個油氣遠景比較好的地質局，直接掌握在總部手中，組建成分公司，從體制上保證發展戰略的實現。
(4)抓主業發展，必須有資金保證，因為這里所說的發展，是把經濟規模做大，而為此，必須有大量資金投放。新星公司5年籌措資金126億元，平均每年25億元，其中除四分之一是銀行貸款外，主要靠內部動員:他們的基本做法是在機制上調動公司總部和子公司、分公司兩個積極性;在核算上強調增加攤提費用，而不是單純鼓勵增加利潤，5年實現攤提費用50.1億元，實現利潤19.7億元，二者之和為69.8億元，占總投資的63%。
(5)大量的內部資金積累，是靠嚴格的管理實現的。新星公司的主要管理措施是，全面的預算管理，用財務預算保證資金預算。通過財務預算，把計劃期的總資產、總負債以及資產負債率確定下來;把主要產品產量、總收入，成本費用和利稅要達到的指標確定下來，並且落到實處，來保證內部積累的順利完成。同時又用嚴格的資金支出預算，保證重點項目的投入，保證投資效益。最後他們用生產增加值、經營現金凈流量、資產保值增值率、資本收益率、總資產報酬率、全員勞動生產率、人均工資水平等指標，來保證企業的綜合效益。
(6)真正的油氣企業、勘查投入是靠礦產品成本補償，並與礦產品開發構成良性循環(其他礦產也一樣)，新星公司從2001年起，實行新的石油行業財會政策，已是體現探采良性循環的要求，要做到這一點，必須嚴格控制油氣綜合成本。而這個綜合成本，是倒算出來的，即首先預測銷售收入、銷售利潤，然後再算出綜合成本，對算出的綜合成本能不能實現，就成為企業生存和發展的關鍵，能實現，就可以在油氣市場上佔有份額;不能實現，就可能被擠出油氣市場。因此，成本和費用管理，是企業的生存線、生命線。
以上六條經驗，對所有企業化經營的地勘單位來說，都是有參考價值的，關鍵在於怎麼去落實。
㈤ 石油地質條件綜合分析
（一）烴源岩條件
1.有機質豐度
冀中地區有機質豐度的分布表現出不均一性。北部京101井區豐度值普遍偏高，其霧迷山組第八岩性段的深灰-灰黑色白雲岩其TOC為0.18%—0.33%，氯仿瀝青「A」含量（76—109）×10-6；洪水庄組黑色頁岩的豐度值是本區最高的，其TOC為0.30%—1.12%，氯仿瀝青「A」（86—106）×10-6，與燕山西段相同層位有顯著差別；鐵嶺組灰色-深灰色白雲岩 TOC含量0.08%—0.48%，一般0.28%—0.43%，氯仿瀝青「A」（54—347）×10-6；下馬嶺組有機質豐度與燕山西段相同層位相比要差許多，其TOC僅為0.36%—0.73%，氯仿瀝青「A」為（91—287）×10-6，但仍為本區僅次於洪水庄組的烴源岩。
除冀中北部外，其它地區有機質豐度相對偏低（表6—14）。高於庄組有機碳含量0.09%；霧迷山組TOC值平均為0.07%，氯仿瀝青「A」87×10-6；鐵嶺組白雲岩平均有機碳0.17%，氯仿瀝青「A」121×10-6。
表6—14冀中地區中、新元古界烴源岩有機質豐度
圖6—6冀中地區中、新元古代—早古生代地層簡圖
以京101井剖面為例，地化分析結果表明各烴源岩成熟度均較高，至少進入高成熟階段。
下馬嶺組：Tmax主要介於480—490℃之間，HI均小於20,A/C為2.5%—8.0%，顯示了較高的成熟度，因而認為處於高成熟階段中-晚期。
鐵嶺組：Tmax值介於485—501℃之間，HI亦可達13—15，又有較高的瀝青「A」含量。乾酪根在鏡下呈棕褐、褐色、黑色，乾酪根紅外光譜圖上2920㎝-1和1460㎝-1峰近於消失，故認為其熱演化程度也達到高成熟階段中、晚期。
洪水庄組：H/C原子比0.24—0.46,Tmax介於525—549℃之間，可能進入過成熟階段。
霧迷山組（霧四段）：Tmax介於485—503℃之間，HI亦可達到6—17,A/C為2.8%—5.5%，其演化程度低於洪水庄組，但略高於鐵嶺組，達到高成熟階段晚期。
古地溫研究表明，本地區有機質進入成熟期的時間較晚，到二疊紀末時，各烴源岩層地溫低於門限溫度10.8—19.3℃，都沒有成熟。早第三紀末各烴源岩層地溫達到82.6—90.3℃，超過門限溫度27.4—37.2℃，說明本區中、新元古界烴源岩進入早第三紀後才開始大量生油。早第三紀以後，本區的中、新元古界烴源岩基本處於深埋地下的狀態，地溫逐漸增高，有機質不斷演化，到晚第三紀末，烴源岩層地溫達90.0—97.7℃，表明有機質演化到高成熟階段早期或中期階段（郝石生等，1990）。
（二）生儲蓋條件
（1）高於庄組-霧迷山組-洪水庄組組合：主要生油岩為高於庄和霧迷山組.在冀中平泉雙洞背斜霧迷山組發現多處原生油苗，冀中任28井也在封閉的晶洞中發現了原油，經分析與雙洞油苗相似，證明其自身可以生油。從生油指標看，冀中地區霧迷山組平均有機碳0.07%，瀝青「A」87×10-6（不包括京101井），而北部京101井指標最高，有機碳0.18%—0.33%，平均0.26%，瀝青「A」（76—106）×10-6，平均92×10-6。高於庄組僅馬64井作過分析，其有機碳為0.09%，瀝青「A」544×10-6。白雲岩縫洞發育，特別是在冀中中部霧迷山組頂部剝蝕面，已被大量鑽井證實為一好的儲集層。洪水庄組為一套黑色頁岩，是良好的生油層和蓋層，發育於霸縣以北，厚0—72m，由南向北增厚。
2.洪水庄組-鐵嶺組-下馬嶺組組合：洪水庄組及下馬嶺組以暗色泥頁岩為主，據京101井分析，有機碳平均值分別為0.85%和0.49%，瀝青「A」分別為94和200×10-6。鐵嶺組以白雲岩為主，冀中地區平均有機碳0.17%，瀝青「A」121×10-6，其中以北部最高，京101井平均有機碳0.31%，瀝青「A」185×10-6，是冀中地區碳酸鹽岩有機質豐度最高的，這與冀北平泉於該組中發現油苗最多一致。白雲岩質純，裂縫較發育，頂部風化殼淋濾溶蝕孔發育，儲集條件更為優越。上覆的龍山組、下馬嶺組頁岩為良好的蓋層，因此這是一理想的生儲蓋組合，這一組合主要分布在武清-霸縣一線以北。
（三）構造發展與原生油氣藏的關系
1.冀中地區幾個主要構造發展階段
本區從中元古代至新生代大體經歷了四個不同運動形式的發展階段。
（1）中-新元古代至古生代的升降運動階段：冀中地區從中元古代至中奧陶世為相對穩定的整體沉降階段，沉積了巨厚的海相碳酸鹽岩地層，此後整體上升，使沉積間斷了1.3億年，到中石炭世才又大面積沉降，接受了石炭二疊紀海陸交互相至陸相沉積。本階段經歷了多次構造運動，如薊縣紀末的芹峪運動，青白口紀末的薊縣運動以及奧陶世中期以後的大規模造陸運動。運動的性質主要以區域升降為主，沒有明顯的褶皺變形，因此對冀中地區的構造格局沒有大的影響。
（2）中生代褶斷運動階段：本時期構造運動強烈，其特點主要以褶皺、斷裂為主並有岩漿活動。冀中平原四周邊緣的構造體系也主要形成於這一階段。同時在冀中平原內部形成了以大興-牛駝-高陽-寧晉-廣宗為主體的一個大型背斜隆起帶，稱中央隆起帶，長軸北東-北北東向。這個隆起帶在印支期已具雛形。從鑽井揭示的情況來看，中生界僅分布在隆起的兩側及南北兩端。西側主要分布在北京、保定、石家莊等凹陷，稱西部凹陷帶；東側分布在武清-大城-邱縣一帶，稱東部凹陷帶。而沉積中心主要受北西西向的斷裂控制，如武清凹陷受寶坻斷裂控制；臨清坳陷受大名斷裂控制。白堊紀時期運動十分強烈，主要以褶皺為主，除中央隆起帶進一步加強以外，在東部凹陷帶沿天津-滄州-武城一帶形成復式背斜隆起帶——滄縣隆起，在西部凹陷形成無極-藁城背斜帶，而在中央隆起和滄縣隆起之間，形成了武清-文安、里坦-阜城、南宮-邱縣向斜帶，與此同時，滄東、滄西、大城東等與褶皺平行的北北東向斷裂開始活動。
（3）晚白堊世至早第三紀斷裂發育階段：是冀中坳陷的主要發育階段。燕山期形成的褶皺隆起，使地形起伏明顯，因此早期（晚白堊世-早始新世）沉積物常以山麓洪積及河床沖積相粗碎屑為主；晚期北北東向正斷層增多，並向縱深發展，造成斷陷和塊體翹傾，沿大斷裂往往有玄武岩噴溢，使燕山期形成的背斜遭到破壞，如滄縣復背斜，由於滄東、滄西斷裂的活動，變成以單斜為主的塊體。中央隆起帶的南北兩端由於牛東斷裂、河西務斷裂和寧晉斷裂、新河斷裂的活動，分別使北端變為西傾單斜，南端變為東傾單斜，而斷裂的下降盤成為斷陷，沉積了河流-湖泊相的碎屑岩，發育了一套生油建造，成為新生古儲的潛山油藏的主要油源。
（4）晚第三紀-第四紀微弱升降運動階段：斷裂趨於消失，結束了隆坳相間的構造格局，代之出現以區域沉降為特點的坳陷式盆地，普遍接受了河流相為主的碎屑沉積。
上述發展對油氣的生成、聚集和保存有十分密切的關系，尤其第二和第三發展階段，主要表現在油氣生成時間與圈閉的形成、破壞的相互關繫上。
2.構造發展與油氣的關系
根據郝石生等（1982）用大地熱流值計算的不同層系的古地溫梯度，計算出各地的古地溫，進而推算生油岩大致成熟時間。從各時代生油岩成熟時間表（表6—15）上可以看出：
表6—15冀中地區中、新元古界烴源岩成熟時間
中生界沉積發育區的石家莊、武清、臨清地區，元古界生油岩多在中生代以前成熟，早於燕山期圈閉的形成，配置關系不好，不利於油氣的保存。晚白堊世-早第三紀的斷塊運動除使燕山期形成的背斜圈閉遭到一定程度的破壞，使少量成藏的元古界成熟油氣進一步遭受破壞。新生代的繼續沉陷以及地溫梯度的增加可造成元古界的油氣進一步演化，元古界所生成的油氣可能演化變質，故該區總的來說不利於元古界油氣的保存。
缺失早第三紀沉積的滄縣隆起，元古界生油岩於石炭、二疊紀成熟至中生代達到生油高潮，與燕山期的構造圈閉相配置，在適當的封蓋條件下其自生型油氣藏有可能保存下來。
缺失中生代沉積的中央隆起帶，元古界生油岩大部在石炭二疊紀沉積過程中成熟，但成油後長期隆起遭受剝蝕，使隆起較高的地區如高陽背斜軸部分元古界地層剝光，失去蓋層，油氣逸散，至燕山運動背斜圈閉定型後，油氣已保留無幾。
（四）原生油氣藏形成條件的探討
1.中、新元古界原生油氣藏形成條件
油氣藏形成的基本地質條件，不外乎生、儲、蓋、運、圈、保等幾項內容，對於古老的碳酸鹽岩原生油氣藏，以上要求條件更高和更嚴格，對華北來說最主要的是生油條件和保存條件。
（1）有機質的豐度：中、新元古界由南向北明顯增高，這顯然與該時期的沉積中心在冀北坳陷有關，故在選擇勘探目標時，首先應確定在有機質豐度較高利於生油的北部地區或中部地區。
（2）保存條件：主要從兩方面考慮，一是蓋層條件，二是構造圈閉條件，著重於燕山期形成的背斜圈閉經早第三紀斷塊運動後的完整程度。冀中地區除中部以外，大部地區存在下寒武統及石炭二疊系兩套區域性蓋層，另外在冀中北部還有洪水庄組及下馬嶺組頁岩作蓋層，南部館陶-堂邑一帶奧陶系所夾石膏層是最理想的蓋層。本區燕山期形成的主要構造有高陽背斜、無極-藁城背斜、滄縣復背斜、劉村背斜、館陶和堂邑背斜等，這些背斜在早第三紀斷塊運動中遭到不同程度的破壞。破壞最甚的是滄縣復背斜，其主體僅保留了一個半背斜形態，其次是館陶、堂邑背斜，被切成地壘狀。保存最好的是高陽背斜和無極-藁城背斜及劉村背斜。但與蓋層條件配置較好的構造僅有無極-藁城背斜及館陶背斜，下古生界之上有石炭二疊系或中生界覆蓋，其餘多被第三系地層所蓋，這對前第三紀生成的油氣有逸散的可能。至於非背斜區，一是牛南斷裂以北的西傾單斜斷塊區，一是衡水斷裂與清河斷裂之間的東傾單斜斷塊區。這種單斜斷塊對中生代生成的油氣有破壞作用，只有在早第三紀及其以後生成的油氣有形成「古生古儲」潛山油藏的可能。
㈥ 石油地質特徵
一、烴源岩
1.烴源岩分布與基本特徵
東巴倫支盆地的主要烴源岩發育於三疊系和侏羅系內。
（1）三疊系烴源岩
東巴倫支盆地最優質的烴源岩分布於下、中三疊統。在三疊紀期間，東巴倫支地區沉積速率很快，達到15cm/ka，其沉積有機質主要為腐殖型。其中Ⅲ型有機質烴源岩分布於南巴倫支坳陷的南部地區。在該坳陷的北部以及魯德羅夫鞍部，Ⅲ型有機質逐步過渡為混合型有機質。北巴倫支坳陷中央受南部河流系統的影響較小，主要發育Ⅱ型有機質。
三疊系烴源岩的總體特徵為，總有機碳含量變化較大，最大值為20%，一般為2%～8%，氫指數范圍為200～500 mg/g TOC。Ⅱ/Ⅲ型乾酪根決定了三疊系烴源岩以生氣為主。在埋藏最深的坳陷軸部地區，可能大量生成了天然氣和凝析氣。
（2）侏羅系烴源岩
在東巴倫支盆地，上侏羅統頁岩主要以富含有機質的「黑色頁岩」為主，該套頁岩相當於西西伯利亞上侏羅統巴熱諾夫烴源岩。晚侏羅世氣候溫暖潮濕，海平面達到最高，在北極地區局部形成了底水循環受限制的條件。在水深達數百米的深水盆地中沉積了數十米厚的深灰色到黑色海相含瀝青質頁岩。Gramberg et al.（2004）報道，在南巴倫支坳陷中央，上侏羅統頁岩的總有機質含量達到12%～14%，局部可高達17%。在坳陷的邊緣下降到2.2%～2.5%。Ⅱ型有機質烴源岩位於坳陷的沉積中心，而Ⅲ型有機質烴源岩位於此盆地的邊緣。
根據有機質豐度，東巴倫支盆地的下、中侏羅統烴源岩為次要烴源岩，但由於成熟度較高，在局部地區其可能貢獻較大。東巴倫支盆地的下侏羅統諾德梅拉組發育三角洲平原相，並逐漸過渡為薄煤層和炭質頁岩，其總有機碳含量為1%～4%，類型以Ⅲ型乾酪根為主。斯諾威特氣田（挪威）的烴類可能就來自於諾德梅拉組。
2.烴源岩成熟度
三疊系烴源岩的有機質成熟度在南巴倫支坳陷南部不到0.5%，向北到北巴倫支和南巴倫支坳陷沉積中心增加到0.95%～1.14%。上侏羅統烴源岩還未達到生油的成熟度；其成熟度最高只達到0.5%，在埋藏最深地區（2300～2500m）可達到0.49%～0.67%。
二、儲集層
東巴倫支盆地的儲集層范圍從下三疊統到上侏羅統，主要為卡洛階和伏爾加階砂岩。
1.三疊系儲集層
在東巴倫支盆地及其相鄰的蒂曼-伯朝拉盆地北部地區，三疊系儲集層的岩性、厚度和儲集層性質變化很快。儲集層沉積相多變，從河流-沖積相到三角洲相，再到深海相均有發育，地震資料顯示下中三疊統「楔狀沉積體」的沉積水深大致為1200 m。由於快速沉積和礦物成分成熟度低，這些側向分布不穩定的砂岩儲集層物性較差，孔隙度一般在15%～18%之間，滲透率為18～30 mD。這些天然氣藏平均僅占總圈閉體積的30%，儲集層處於超壓狀態。
2.侏羅系儲集層
下侏羅統和中侏羅統為高砂地比的海相和三角洲相。上侏羅統為厚度較大的深海相頁岩，煤層通常局部分布。從三疊紀到侏羅紀，沉積速率明顯下降，侏羅系最大厚度為2km。侏羅系有效產層厚度范圍從8～76m，孔隙度在15%～25%之間，滲透率范圍在數百到上千毫達西。在最大的施托克曼諾夫氣田有4套疊合的砂岩儲集層。中-上侏羅統儲集層性質從西往東變差，在Krestovaya-1井地區完全尖滅。位於南巴倫支坳陷南緣的探井也證實侏羅系儲集層發生尖滅。
三、蓋層
東巴倫支盆地內廣泛發育了中生代海相和陸相頁岩，這些頁岩為良好的局部和區域性蓋層，蓋層單元從三疊繫到下白堊統都有分布。
下-中三疊統互層頁岩和層內頁岩為同時代超壓儲集層提供了局部和半區域性蓋層。
中-上侏羅統內發育了3套頁岩蓋層：①上卡洛階-伏爾加階區域性蓋層，最大鑽遇厚度為438 m；②巴通階-卡洛階半區域性蓋層，厚達300 m；③上阿連階-下巴柔階區域性蓋層，由兩套頁岩組成，最大總厚度為85 m。上覆的尼歐克姆統部分也是一個泥質層序（Gramberg et al.，2004）。
上覆尼歐克姆統也是一個以泥岩為主的層序，是潛在的區域性蓋層。
四、圈閉
巴倫支盆地內構造圈閉的發育與3個不同的構造幕相關，這些構造幕影響了東巴倫支盆地的油氣捕集。二疊紀-三疊紀裂谷作用階段，盆地主要形成與斷層相關的構造圈閉。三疊紀的擠壓作用，可能與新地島的隆起和逆掩斷層作用有關，盆地主要形成與擠壓作用相關的背斜圈閉。第三紀（古、新近紀）中期反轉，盆地發生了NW-SE向擠壓構造作用，在坳陷邊緣地區形成了大型隆起構造，早期的伸展斷層也發生了反轉活動，相對於向盆地一側下降的斷裂帶處於上盤位置，盆地主要形成與晚白堊世或第三紀（古、新近紀）的反轉背斜相關的構造圈閉，其圈閉構造幾何形態較簡單。在魯德羅夫隆起上也發育了具有晚期生長特徵的大型背斜，但目前還無法確定這些特徵是與擠壓還是扭壓有關。
㈦ 庫泰盆地石油地質特徵與勘探潛力
韓冰姚永堅李學傑
（廣州海洋地質調查局廣州510760）
第一作者簡介：韓冰（1983—），男，碩士，助理工程師，現從事海洋地質研究工作。
摘要庫泰盆地是東南亞最富油氣盆地之一，屬於被動大陸邊緣拉張型盆地，發育始新世以來的地層，其構造演化分為裂陷期、拗陷期和擠壓反轉期三個階段；盆地發育多套早中新世—早上新世的海相三角洲相烴源岩，其中主力烴源岩為巴厘巴板群的煤系地層和炭質頁岩；主要儲集層為巴厘巴板群和Kampung Baru群的碎屑岩和碳酸鹽岩；蓋層為漸新統海相頁岩及中新統—現代三角洲層序中的層內頁岩；圈閉包括背斜、構造—地層復合圈閉和地層圈閉。油氣聚集以側向運移為主，發育四套主要含油氣組合。綜合研究表明，庫泰盆地擁有豐富的油氣資源和優越的成藏條件，盆地勘探遠景區主要為深水區濁積砂岩和礁體以及發育於盆地南、北側翼的碳酸鹽岩。
關鍵詞庫泰盆地石油地質特徵勘探潛力烴源岩
1盆地概況
庫泰盆地位於印度尼西亞加里曼丹島東部，面積約16.5×104km2，其中陸上面積佔67%，海域面積佔33%，為印度尼西亞最大的沉積盆地[1]。盆地東南延伸至望加錫海峽，北至芒卡利哈山脈，東鄰卡拉馬－拉里昂盆地，南與派特諾斯特陸架相接，西南以斯赫瓦納隆起為界，西至中加里曼丹群島，西北部則以古晉凸起為界（圖1）。
庫泰盆地自1897年開始油氣勘探以來，相繼在盆地陸區發現了Handil、Tunu、Peciko、Pam aguan和Sangatta Sangkim ah等多個世界級大型油氣田。隨著盆地陸上油氣勘探逐漸成熟，勘探活動開始轉向海域區。Unocal公司在庫泰盆地海域區相繼發現了Gendang、Gendalo、Janaka、北Bangka和Aton油氣田。2000年以來，Unocal公司已將油氣勘探擴展到超深水區。
2地質構造特徵
2.1新生代地層
庫泰盆地發育於前古近紀基底之上，主要為始新世—第四紀沉積地層（圖2，圖3）。新生代地層最大沉積厚度可達14000m[1]，前古近紀基底埋深達6～8 km。
基底：為前中始新世地層，與古近系呈角度不整合。盆地西、南部基底是巽他克拉通大陸基底的一部分，由變質岩、沉積岩、火山岩和花崗岩、輝長岩及花崗侵入體等組成，系石炭—二疊紀至白堊紀的產物[2]。盆地北部基底為與中婆羅洲造山帶有關的造山帶復合體的一部分，由白堊系至中始新統的燧石、玄武岩、濁積岩、不穩定陸架沉積及破碎的鎂鐵岩和超鎂鐵岩組成。
圖1 庫泰盆地地理位置示意圖Fig.1 Geographical position of Kutai Basin
中－上始新統：不整合於白堊系變質基底之上，為一套向上變細的碎屑岩層序，其底部為陸源砂岩，頂部為海相頁岩。中始新統底部為礫岩、礫狀砂岩及火山岩，向上漸變為砂、泥岩夾煤層，頂部發育火山岩。上始新統以海相灰岩為主。
漸新統：由深海相泥岩、頁岩夾砂岩及石灰岩組成。盆內以陸架至深海頁岩沉積為主，盆緣高地以碳酸鹽岩沉積為主。
中新統：底部由黑色炭質頁岩組成，偶夾薄層細砂岩，為一套半深海相沉積。向上變為陸棚邊緣相生物碎屑灰岩，陸坡－半深海相粉砂、砂岩和泥岩互層。
上新統：由砂岩、粉砂岩、頁岩和煤層組成，屬近海－三角洲相沉積；在遠海區為頁岩和粉砂岩，夾薄層砂岩和灰岩。
盆地西部由陸相－三角洲相－濱海相碎屑岩夾煤層組成；東部為淺海相粘土、砂和生物碎屑。
圖2 庫泰盆地地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Kutai Basin
2.2構造特徵及構造演化
庫泰盆地可分為西部陸上的上庫泰次盆和東部海域的下庫泰次盆。上庫泰次盆為馬哈坎三角洲的陸上部分，由一系列閉合背斜和寬緩向斜組成的復背斜（圖4）。下庫泰次盆為馬哈坎三角洲的海上部分，至少具有兩期變形事件，中中新世以前表現為擠壓褶皺和逆沖褶皺，而上中新世以來僅受張性斷裂作用。下庫泰次盆的沉積蓋層厚度超過9000m，新近系厚度在6000m以上，是油氣勘探的主要對象。
庫泰盆地由望加錫海峽和菲律賓海在中始新世拉伸張裂而形成[2]，屬於被動大陸邊緣張裂型盆地。其構造演化可分為三個階段：中—晚始新世裂陷期、晚始新世—漸新世拗陷期和早中新世至今擠壓反轉期（圖5）。
圖3 庫泰盆地岩石地層（據S.J.Moss等，1999）Fig.3 Lithostratigraphy of the Kutai Basin
裂陷期：在伸展應力場作用下，盆地初始裂陷形成隔離的地塹、半地塹（圖5a，圖5b），以低分選粗碎屑岩沉積為主。物源主要來自盆地芒卡利哈凸起、巽他克拉通和古晉凸起。盆地西部裂谷為沖積扇相沉積，而東部為海相沉積[3]。隨著持續的裂陷、海侵作用及伴隨區域沉降，盆地西部裂谷由陸相沉積逐步過渡為濱岸—淺海沉積，最終為半深海沉積環境。
拗陷期：始新世末，望加錫海峽擴張停止，東加里曼丹內部構造應力恢復平靜，庫泰盆地進入了拗陷期（圖5c）。此階段盆地周緣地形起伏較小，物源供給受到限制，盆地以海相頁岩和灰岩沉積為主。晚漸新世，盆地仍以深海相環境為主，沉積了淺海至半深海相粘土和頁岩。盆地四周為淺海相碎屑岩和少量碳酸鹽岩沉積。
擠壓反轉期：早中新世開始，庫泰盆地古近紀地層在構造活動改造下發生了強烈反轉。在NW—SE向擠壓應力場作用下，古晉凸起繼續抬升，盆地西部褶皺成山（圖5d）。此期物源主要來自盆地西部的晚漸新世構造運動抬升的中生代燧石和濁積岩以及古近紀沉積物。
3石油地質條件
3.1烴源岩
庫泰盆地已發現的烴源岩來自早中新世—早上新世的海侵和海退三角洲沉積物，主要分布在Bebulu、巴厘巴板和Kampung Baru三個群中，可劃分為煤、炭質頁岩、海相頁岩和高碳質粉砂泥岩等四種類型（表1）。潛力烴源岩為盆地演化裂陷期的始新世海相頁岩。
圖4 庫泰盆地上庫泰次盆構造特徵圖Fig.4 Structural feature map of Upper sub-basin,Kutai Basin
煤：煤質烴源岩發育於馬哈坎三角洲，主要有兩種類型。黑煤形成於上三角洲平原的沼澤環境下的樹木植被，其TOC值為50%～80%。褐煤形成於三角洲平原環境，母質主要來自沼澤和湖內的孢子、苔類和藻類。
炭質頁岩：發育於從三角洲前緣到有潮汐作用的三角洲平原。TOC 值為2%～10%，氫指數HI值可達300，潛在生烴率為60mg/g，具有極好的生烴潛力。
圖5 庫泰盆地構造演化圖（剖面位置見圖4）（據I.R.Cloke,1999）Fig.5 Structural evolution diagram of Kutai Basin（for location see Fig.4）
海相頁岩：發育於前三角洲、開放淺海陸棚、大陸斜坡和深海環境。TOC值為0.5%～1%,HI一般都小於100，局部達到150，但生油潛力低。
高炭質粉砂泥岩：為深水區主要的烴源岩，利用油氣地球化學分析其母質為陸生植物碎片[4]。其總有機碳含量為1%～2%,HI值為50～180，主要為Ⅲ型乾酪根，生烴潛力中等—好。
庫泰盆地的地熱梯度范圍為21～55℃/km，平均為32℃/km。盆地熱成熟度深度變化較大，在不同地區有差異。在盆地中部，熱成熟深度平均為3500m（圖6），生油窗大部分在三角洲體以下以及古近系相當的一部分。在盆地的翼部，烴源岩在較淺的地方顯示出成熟，石油窗的深度約為2900m。因此，庫泰盆地烴源岩生油和生氣窗的深度分別在3500～4000m和5000～6000m，從生烴灶到儲層的初次運移沿碎屑岩通道由東往西進行。該盆地也證實晚期的二次運移以油氣通過砂體之間側向運移為主，少數通過斷層作垂向運移。
表1 庫泰盆地烴源岩層位、岩性、時代表Table 1 Source rocks of Kutai basin
圖6 庫泰盆地地層剖面圖Fig.6 S tratigraphic section of Kutai Basin
（始新世拉張期、漸新世坳陷期、中新世—全新世反轉期烴源岩成熟度）
3.2儲集層
庫泰盆地主要儲層是早中新世—上新世的巴厘巴板群和Kampung Baru群的碎屑岩和中新統碳酸鹽岩。始新統砂岩孔隙度為13%～25%，滲透率高達450μm2，也可作為良好的儲集層。
中中新世—上新世碎屑岩：早中新世主要儲層單元由近海—河流、三角洲和大陸架深水扇組成。三角洲中最有遠景為東西走向的分流河道、潮水優勢的三角洲前緣和水道砂。孔隙度為20%～35%，滲透率為100～10000μm2。
深水濁積岩：盆地底部的層序由泥石流、盆底扇和河道堤岸復合體等組成。單獨的砂岩堆積體在疊置層系中橫向上可以延伸超過10 km，孔隙度大於25%，滲透率超過1 D。
碳酸鹽岩礁體：形成於早始新世—全新世。碳酸鹽岩體相互疊置，厚度10～1000m不等。儲集空間主要由溶蝕作用形成的次生孔隙，孔隙度和滲透性偶爾因構造裂隙有所增加。
3.3蓋層
漸新統海相頁岩及中新統－現代三角洲中的層內頁岩可作為庫泰盆地良好的區域蓋層。
上漸新統頁岩提供了局部和區域的垂向封蓋。下－中中新統互層的炭質頁岩以及中中新統互層的頁岩和煤構成了半區域性封閉。上中新統－上新統頁岩封蓋同時代砂岩儲層。庫泰盆地的斷層封閉一般是無效封閉。例如，在Mutiara、Sambutan、Semberah和Tamborah油田均發現了斷層泄漏現象。
3.4圈閉特徵
庫泰盆地的圈閉包括背斜、構造－地層復合圈閉（斷裂－碳酸鹽岩建造）和地層圈閉（碳酸鹽岩建造和砂岩尖滅帶）（圖7）[5]。構造型包括背斜、斷背斜、滾動背斜以及與頁岩底辟構造作用有關的背斜和有斷層分隔的對稱背斜等。構造－地層型包括斷層遮擋的拉長狀、非對稱背斜；地層圈閉被頁岩覆蓋和限制的河道及點砂壩、伴有背斜軸脊斷裂並含有薄層透鏡砂體的背斜等。
圖7 庫泰盆地構造－地層圈閉Fig.7 Structural-stratigraphic trap of Kutai Basin
3.5油氣成藏主控因素
庫泰盆地由於受沉降作用及三角洲進積的影響，聚集了很厚的有機沉積物，再加上快速的埋藏和較高的地溫梯度構成良好的生烴條件。中中新統巴厘巴板群和局部地區Kampung Baru群中的炭質頁岩和煤系地層構成了庫泰盆地最主要的烴源岩。
在馬哈坎三角洲，最新模式表明油氣運移以側向為主（圖8），流體從東向西進行水平流動且至今仍在進行，水動力機制受地層中砂岩含量的控制。垂向運移是次要的，而且只發生在受斷層切割的構造以及砂層垂向連通較好的地區。所生成的油氣也可通過位於每個三角洲旋迴前積層的指狀砂壩的多孔輸導層運移到儲集層之中。
圖8 馬哈坎三角洲油氣運移圖解（據譙漢生等，2004）Fig.8 Hydrocarbon migrateon of Mahakam Delta（After Qiao,2004）
4勘探潛力
4.1含油氣組合
庫泰盆地發育四套有利的主要含油氣組合。
上中新統－上新統含油氣組合：該含油氣組合可采儲量佔全盆地的39%。圈閉為受斷層切割或未被斷層切割的背斜，儲集層以三角洲平原和前緣的砂岩為主，蓋層為該層之上的頁岩。
中中新統含油氣組合：迄今為止，該含油氣組合佔全盆地可采儲量的57%，包括構造和構造－地層油氣藏。背斜圈閉主要為斷背斜滾動背斜。
下中新統含油氣組合：該含油氣組合可采儲量佔全盆地的2%。圈閉為受斷層切割或未被斷層切割的背斜、或背斜－地層圈閉。儲集層主要為河流、三角洲或濱海相砂岩，同時發育有淺海碳酸鹽岩儲集層；蓋層為層內頁岩。
上始新統－下漸新統含油氣組合：該含油氣組合儲量占該盆地可采儲量小於2%，圈閉主要為碳酸鹽岩建造。
4.2主力勘探方向
庫泰盆地在經歷裂陷、拗陷、反轉構造演化的背景下，新近紀沉積了豐富的淺海、深海及三角洲相碎屑岩和石灰岩，為油氣的生成和儲集提供了雄厚的物質基礎。中中新世以來的擠壓反轉，又為油氣儲集提供了構造及構造—地層圈閉。
庫泰盆地的地質資源量為3908.6×106t油當量，其中石油1107.9×106t，天然氣34879×108m3；探明石油和天然氣儲量分別為589.6×106t和18561×108m3；石油和天然氣待發現資源量分別為518.3×106t和16318×108m3。因此，庫泰盆地油氣資源潛力大，未來勘探應以天然氣資源為主。
通過以上分析，認為未來主力勘探方向主要為：
深水區域：Unocal公司已在深水區有了重大的油氣發現。深水海域勘探程度仍很低，深水區上中新統－上新統斜坡河道、斜坡扇基底和中新統大陸架邊緣礁體均有較大勘探潛力。
礁圈閉：盆地北側翼和南側翼發育的大量碳酸鹽和礁相。據報道，在礁體中至少發現2個天然氣田（Dian和R agat），根據鑽井揭示，礁體有效凈產油層約34m。
參考文獻
[1]Awang Harun Satyana,Djoko Nugroho,Imankardjo Surantoko.Tectonic controls on the hydrocarbon habitats of the Barito,Kutei,and Tarakan Basins,Eastern Kalimantan,Indonesia.Journal of Asian Earth Science,1999,17:99～122
[2]I.R.Cloke,S.J.Moss,J.Craig.Structural controls on the evolution of the Kutai Basin,East Kalimantan.Journal of Asian Earth Science,1999,17:137～156
[3]S.J.Moss,John L.C.Chambers.Tertiaryfacies architecture in the Kutai Basin,Kalimantan,Indonesia.Journal of Asian Earth Science,1999,17:157～181
[4]Arthur Saller,Rui Lin,John Dunham.Leaves in turbidite sands:The main source of oil and gas in the deep-water Kutei Basin,Indonesia.AAPG Bulletin.2006,90（10）:1585～1608
[5]譙漢生，於興河.裂谷盆地石油地質，北京：石油工業出版社，2004
Petroleum Geologic Feature and Exploration Potential of Kutai Basin
Han Bing,Yao Yongjian,Li Xuejie
（Guangzhou Marine Geological Survey,Guangzhou,510760）
Abstract:Kutai Basin,an extensional passive continental margin basin,is one of the richest petro-liferous basins in SE Asia.It develops all strata since Eocene,and it can be divided into three structural stages:rifting,depression and com pressional inversion.Kutai Basin develops several sets of source rock of marine delta from early Miocene to early Pliocene.Coals and carbonaceous shales in the Middle Miocene Balibaban group are the chief source rocks.The mai nre servoirs are clastic rock and carbonate rock in Balibaban group and Kam pung Baru group.Excellent seals are provided by marine shales and intraform ational shales.Trap styles include anticlines,stratigraphic-structural com bination traps and stratigraphic traps.The main type of hydrocarbon accumulation is lateral migration.There are four main plays.In tegrated study indicates that Kutai Basin has a large amunt of oil and gas and excellent reservoir forming conditions.Turbidite sandstones and reef bodies in deep water and carbonate rocks in south and north basin are exploration prospects in Kutai basin.
Key words:Kutai basin;petroleum geology;exploration potential;hydrocarbon source rock
㈧ 石油地質局最近在塔里木盆地發明了大型儲油構造改病句
1. 石油地質局最近在塔里木盆地發明了大型儲油構造.
改為：石油地質局最近在塔專里木盆地發現了屬大型儲油構造.
病因：搭配不當
2.今年,我國的糧食和小麥獲得了大豐收.
改為：今年,我國的糧食獲得了大豐收.
或者：今年,我國的小麥獲得了大豐收.
病因：分類不當
㈨ 拉布達林盆地石油地質特徵
（一）盆地概況
拉布達林盆地位於內蒙古自治區東北部呼倫貝爾市境內，盆地呈北東向長條狀展布，橫跨額爾古納市和陳巴爾虎旗。地理坐標東經118°30′～121°30′，北緯49°20′～50°00′，盆地長約210km，寬約57km，面積14460km2，石油礦產勘探登記區塊面積3022.07km2，石油遠景資源量為1.23×108t。主要工作量為全盆地1∶10萬重磁，457.78km 二維地震和1口探井。
（二）地層和沉積特徵
拉布達林盆地基底岩性主要由華力西期、燕山期花崗岩、上古生界石炭系淺變質岩、下古生界寒武系變質岩構成。蓋層主要為中侏羅統南平組，下白堊統塔木蘭溝組、上庫力組、依列克得組、大磨拐河組（可能含南屯組、銅缽廟組）和第四系。其中南平組、大磨拐河組為沉積岩地層，塔木蘭溝組、上庫力組、依列克得組為火山岩夾沉積岩地層。
地層對比表明，拉布達林盆地上庫力組相當於大楊樹盆地九峰山組。野外地質調查過程中，在上庫力東南山剖面的上庫力組中也發現了沉積岩。沉積岩中含有動植物化石，該套化石與九峰山組的化石可以進行對比，可能具有相類似的烴源岩發育。
（三）構造特徵及演化
1.重磁解釋的基底深度和構造格局
（1）基底深度
重磁解釋拉布達林盆地基底埋深在0～4.2km 之間，其中北東走向的巴彥哈達凹陷為全盆地規模最大、基底埋深最深的次級凹陷，該凹陷中正常沉積岩及興安嶺群火山岩的厚度都比較大。另外，該坳陷的哈達圖凹陷基底埋深可達3km，由於火山岩已在該區出露，預計該凹陷主要由各類興安嶺群火山岩充填，為全盆地最厚。F3斷裂以北的盆地北部地區基岩埋深相對較淺，構造軸向明顯受北西向斷裂控制，呈現北西走向，基底埋深一般在0～2.7km 之間，區內可進一步分為凹凸相間的4個二級構造單元。蓋層主要為興安嶺群火山岩，最深處在盆地西北部的上護林凹陷處，可達2.7km。
（2）構造格局
重磁解釋拉布達林盆地基底斷裂27條，其中北東向13條，北西向14條。北東向斷裂最為發育，規模大是區內的主導構造方向，沿該斷裂系發育多個北東走向的沉降凹陷和興安嶺群火山岩，控制了盆地的總體構造格局和侏羅系火山活動。北西向斷裂一般切割、錯開北東向斷裂，並對盆地北部斷陷活動及展布特徵起到較明顯的控製作用，其活動和發育時代應比北東向斷裂系要晚，其對二級構造單元內部起著分塊作用，使本區構造復雜化。盆地基底形態具有自南向北坳隆相間的格局，以F3斷裂為界的盆地南部地區主要構造軸向為北東走向，為全盆地面積最大的坳陷區，區內可進一步分為兩凹一凸3個二級構造單元。
（3）火山岩分布特徵
重磁解釋盆地內火山岩分布可以劃分為兩個區域，一個分布於盆地西南部，F2大斷裂東側的巴彥哈達凹陷及盆地南部地區，面積不大。該區火山岩被上覆地層覆蓋，最大埋深大於2000m，火山岩厚度一般在1000～3000m 之間，最大厚度在哈達圖以北凹陷。另一個分布於盆地中、北部廣大地區，該區火山岩絕大多數已出露地表，如東北部地區、東南部地區，以及中部地區等等，僅局部地區，如中部額爾古納市以南地帶上覆約200～400m 厚的大磨拐河組，火山岩被上覆地層覆蓋，最大埋深大於1000m。
（4）沉積岩分布特徵
重磁解釋盆地內沉積岩主要分布在凹陷深度最大的巴彥哈達凹陷，以及陳巴爾虎旗凹陷、拉布達林－上庫力一帶的凹陷中。在巴彥哈達地區沉積岩最大厚度1800m，一般厚度在600～800m；在陳巴爾虎旗凹陷沉積岩厚度在0～600m，而在拉布達林－上庫力一帶的凹陷中沉積岩厚度僅為0～350m。
2.地震解釋的構造特徵
（1）構造格局
區內構造樣式相對較為簡單，主要是在拉張應力作用下形成的西斷中凹向東抬起的箕狀斷陷，中部被東深西淺的反向斷階帶不明顯分割，形成西南部深而窄、東北部淺而寬兩個深窪陷區。
各層構造格局基本一致，中部地層埋藏較深，向東西兩側抬升。區內斷裂主要以北東向延展為主。主要構造基本集中在西側控陷斷裂帶附近，幾個較大的三級構造基本沿主幹斷裂的延伸方向發育，表現為背斜、斷背斜（斷鼻）、斷塊等。
巴彥哈達凹陷在工區內主要表現為巴彥哈達向斜，呈北東向長條狀展布，長約70km，西南部寬約7km，東北部寬約28km，面積可達1100km2以上，發育西南、東北兩個局部窪地，西南窪地最深海拔－5800m，東北窪地最深海拔－4100m。向斜在深層（T5-1—T4-3層）主要為斷陷特徵，淺層逐漸呈現坳陷特點，由深至淺向斜幅度逐漸變小，向斜中心基本一致。
（2）局部構造
1989年，二維地震概查解釋了巴彥哈達斷陷巴彥哈達（T4）、西戈力吉（T3、T5）兩個正向局部構造，共計3個層圈閉。本次解釋正向局部構造6個、總面積138.2km2，解釋層圈閉15個、總面積272.6km2，其中新發現層圈閉14個、總面積265.8km2。其中，可靠層圈閉4個、總面積106.2km2；較可靠層圈閉3個、面積為67.5km2；不可靠層圈閉8個、總面積98.9km2，其中新發現7個、總面積92.1km2，重查1個、面積6.8km2。主要局部構造描述如下。
1）鄂倫池構造
鄂倫池構造位於巴彥哈達與包魯都爾兩個向斜之間的脊部，是以鄂倫池凸起為背景、以西側的LB1號控陷斷裂為遮擋形成的斷背斜，在T4、T4-1兩層發育，由508.0、511.0兩條平行測線控制，較為可靠。在T4層上以海拔500m 等高線圈閉，面積為24.3km2，幅度320m，構造走向90°。在T4-1層上以海拔250m 等高線圈閉，面積為34.5km2，幅度270m，構造走向130°。
2）巴彥哈達構造
巴彥哈達構造位於LB1號控陷斷裂下降盤一側，是LB1號控陷斷裂切割巴彥哈達向斜西北斜坡形成的斷背斜，在T4、T4-1、T4-2、T4-3等4層發育，由多條主測線及508.0聯絡測線控制，可靠程度較高。在T4層上以海拔－50m 等高線圈閉，面積為44.9km2，幅度725m，構造走向50°。在T4-1層上以海拔－450m 等高線圈閉，面積為14.6km2，幅度640m，構造走向50°。在T4-2層上以海拔－800m 等高線圈閉，面積為38.9km2，幅度710m。在T4-3層上以海拔－1300m 等高線圈閉，面積為7.8km2，幅度310m，構造走向50°。
3）西戈力吉構造
西戈力吉構造處於巴彥哈達向斜北部，多由單條測線控制，可靠程度較低。在T4層上位於91.0線520.0樁號附近，以海拔550m 等高線圈閉，面積為8.8km2，幅度45m。在T4-1層上位於514.0線93.0樁號附近，以海拔50m 等高線圈閉，面積為11.9km2，幅度160m。在T4-2層上位於514.0線93.0樁號附近，以海拔－900m 等高線圈閉，面積為8.7km2，幅度310m，可與T4-1層疊置。在T5層上位於511.0線94.0樁號附近，以海拔－2100m 等高線圈閉，面積為6.8km2，幅度220m。在T5-1層上位於511.0線94.0樁號附近，以海拔－3700m 等高線圈閉，面積為15.8km2，幅度520m，可與T5層疊置。
3.構造演化
通過區內剖面構造發育史分析，可將本區構造演化過程分為以下4個階段。
（1）中侏羅世時期
晚石炭世末期，構造運動劇烈，本區域發生強烈褶皺變形，斷裂構造廣泛發育，結束了地槽發展的歷史。在隨後的二疊紀—早侏羅世漫長的地質歷史中，本區域一直處於上升隆起和剝蝕夷平狀態，地形已呈現出準平原化的地貌景觀。中侏羅世時期，由於太平洋板塊對歐亞板塊的擠壓和俯沖作用，受濱太平洋構造域的影響，在燕山早期構造運動作用下，本區形成了一些強烈剝蝕的隆起區與迅速堆積的斷陷區。首先在巴彥哈達斷陷堆積了湖相碎屑岩夾火山碎屑岩建造；其後，燕山運動影響范圍不斷擴大，向東南方向發育，形成了白音扎拉嘎、闊空多魯山和肯蓋里斷陷，繼續接受沉積，形成了一套河湖相碎屑岩建造——南平組。在此時期，各斷陷之間互相隔絕，獨立成盆，沉積最大厚度在巴彥哈達斷陷。各斷陷沉積物以中粗粒為主，地層中暗色泥岩、煤層較發育，是本區域主力生油岩系。本區南平組厚度200～1300m，凹陷內以岩漿岩為主，邊部有一定沉積岩分布。中侏羅世末，燕山運動再次活動，結束了本區湖相沉積的歷史。
（2）早白堊世早期
早白堊世早期，由於裂隙和地幔上隆造成陸殼熔融並上涌，受北東向、近東西向和北西向斷裂控制，本區火山活動非常活躍，火山活動以裂隙式和中心式噴發為主，噴溢和侵入式次之。首先，上地幔的基性和中基性岩漿溢出地表，形成塔木蘭溝組；之後，中酸性和酸性岩漿也開始沿斷裂帶繼續活動，溢出或噴出地表形成吉祥峰組，沒有溢出地表的形成吉祥峰組次火山岩；最後，在本區域南部沿斷裂噴溢了中－基性岩漿，形成了七一牧場組。至此，燕山活動火山噴發第一階段基本結束，現代地貌的基本輪廓也在此形成，地殼逐漸穩定，進入剝蝕期；這時，大量的陸源碎屑物質充填了一些含水盆地及不含水的窪地，形成了木瑞組的沉積。本區只解釋有塔木蘭溝組，厚度0～1200m，岩漿岩比較發育，亦有部分沉積岩分布，應具一定生油條件。這個間斷時間之後，燕山期火山噴發第二階段開始活動，主要是斷裂活動和大規模的火山作用，爆發了一些偏酸性或酸性的火山熔岩和碎屑岩，形成了上庫力組；其後沿主幹斷裂，又有小規模、小范圍的火山活動，形成了中－基性岩層的依列克得組，至此燕山期火山噴發全部結束，進入短暫的穩定期。本區上庫力組分為上、下兩段。上庫力組下段分布於工區中、東部，區內厚度0～550m，以岩漿岩為主。上庫力組上段，區內厚度0～1250m，凹陷內以岩漿岩為主。本區依列克得組厚度0～1000m，以正常沉積岩為主。
（3）早白堊世晚期
早白堊世晚期的構造活動大為減弱，地殼持續上升，本區大部處於隆升剝蝕狀態，盆地內只有巴彥哈達－白音扎拉嘎斷陷接受沉積，形成一套含煤、菱鐵礦的碎屑建造——大磨拐河組，沉積物中富含有機質。早白堊世末期，燕山晚期構造變動，使早白堊世地層發生了輕微的變形，形成開闊的褶皺構造。本區大磨拐河組（可能含南屯組、銅缽廟組）厚100～1100m，基本為正常沉積岩。
（4）新生代
古近紀和新近紀時期，本區處於大規模緩慢隆起剝蝕狀態，沒有接受沉積。第四紀，本區處於大規模緩慢的間歇性升降運動中，且以上升為主，只在寬緩的坳陷中接受了沖積、洪積、風積等礫石層、亞粘土、腐殖土、風成砂及湖沼沉積的黑色淤泥等。本區第四系主要分布在平原草地區和平原沼澤區。
（四）石油地質條件
根據對拉布達林盆地油氣形成條件分析，古生界石炭系是分布最廣的一套地層，石炭系由一套淺海、半深海和海陸交互相的碳酸鹽岩組成，含有一定的有機物質，厚度約1500m。盆地內蓋層興安嶺群主要為一套火山碎屑沉積，但在火山噴發間隙中尚有一定厚度的正常碎屑岩沉積，如上庫力組下部不同程度地見有粉砂岩、礫岩、泥岩。白堊系下統大磨拐河組上部含煤碎屑岩沉積段，相當於鄰區海拉爾盆地的大磨拐河組，其由湖泊沼澤相粉砂岩、泥岩夾多層煤組成，厚800m，具有較好的油氣形成條件。
綜合上述，晚古生代石炭紀時期，拉布達林盆地接受淺海、海陸交互相沉積，有利於有機質向石油轉化。中生代以來燕山運動，盆地以斷塊差異升降活動為主，沿大斷裂產生長期快速沉降的深斷陷，為形成較大的湖泊沼澤，以及大量有機質的生存和保存提供了良好的條件。
1.烴源岩
拉布達林盆地烴源岩有3套，即下白堊統大磨拐河組、下白堊統上庫力組和古生界石炭系。大磨拐河組為一套河湖相含煤細碎屑岩沉積建造，煤田鑽孔揭示，岩性為中細砂岩、黑色泥岩夾多層煤，厚度大於600m，據綜合物探資料解釋最大厚度達1000m，分布於其洛圖屯斷陷內。從相關的地化分析資料看，盆地內大磨拐河組的暗色泥岩具有一定的生油能力。有機碳值為0.44%～4.28%，平均為1.75%，氯仿瀝青「A」值為0.043%～0.14%，平均為0.072%，生烴潛量（S1+S2）值為0.24%～10.99%，平均為2.92%，綜合評價已達到中等生油岩標准。有機質類型屬Ⅲ類，演化程度較低，鏡質體反射率值為0.42%～0.85%，處於低成熟階段。地層對比表明，拉布達林盆地上庫力組相當於大楊樹盆地九峰山組。野外地質調查過程中，在上庫力東南山剖面的上庫力組中也發現了沉積岩。沉積岩中含有動植物化石，該套化石與九峰山組的化石可以進行對比，可能發育有相類似的烴源岩。尤其是拉布達林盆地的上庫力組與大楊樹盆地九峰山組可比，表明了該盆地是值得探索的有利地區之一。盆地西南部巴彥哈達凹陷基底埋藏相對較深，暗色泥岩相對發育，有機質較豐富，且轉化程度高，是該盆地目前勘探的主要地區。
2.儲層
拉布達林盆地儲層可能為砂岩和裂縫兩種類型，以砂岩儲層為主。大磨拐河組的儲層物性也較好，孔隙度值為12.9%～27.2%，平均值為15.6%，滲透率（0.02～6.73）×10-3μm2，平均值為0.79×10-3μm2。膠結類型以孔隙式為主。本區由於構造運動頻繁，斷裂具有繼承性、多期活動性，斷裂十分發育，斷層、裂縫不僅作為油氣運移的良好通道，而且在有良好局部蓋層存在下，亦可作為儲層。
（五）有利區帶預測
從利用綜合物探資料解釋的基底深度來看，拉布達林盆地基底埋深在0～4200m，最深處在巴彥哈達斷陷，為4.2km，沉積岩厚度為600～1800m，與地震解釋基本一致。綜合分析認為，區內中侏羅統是油氣生、儲、蓋組合較好的層位，下白堊統火山岩層是油氣儲蓋條件較好的層位，下白堊統依列克得組與大磨拐河組也具有較好的生、儲、蓋組合條件。其中依列克得組與大磨拐河組下部以正常沉積岩為主，其地震剖面特徵以平行反射結構為主，應屬穩定沉積，按一般地震相－沉積相的解釋，應為半深湖相，烴源岩發育的可能性最大，埋藏適中，應是近期勘探工作的重點層位。同時，對火山岩地層的含油性也應予以重視。海拉爾盆地紅旗凹陷海參6井在興安嶺群淺灰色玄武岩裂縫中見5.215m的油斑，測試獲2L原油，分析油源是來自玄武岩下的黑色泥岩。大楊樹盆地楊參1井在井段560～2038.0m 等多處見到8層含油顯示，含油岩性有玄武岩、凝灰岩、粉砂岩和輝綠岩等，試油結果日產油0.017t，日產氣74m3。海拉爾盆地多年的勘探實踐表明，斷陷盆地油氣以短距離橫向運移為主，成熟烴源岩區控制了油氣藏的分布。據此推斷，本區的重點含油氣地區應為巴彥哈達向斜西南、東北兩個局部窪地，其中西南窪地更為有利（圖3-39）。
（六）拉1井鑽探成果
拉1井位於內蒙古自治區陳巴爾虎旗北西55km 處，構造位置在拉布達林盆地其洛圖屯斷坳巴彥哈達凹陷，是1口預探井，於2007年3月10日開鑽，於5月21日完鑽，設計井深2900m，完鑽井深2900m。鑽探目的是建立盆地地層層序，了解沉積岩的時代、厚度、岩性、岩相及分布概況，了解烴源岩發育的主要層位、厚度、生油指標及變化情況，了解儲、蓋層岩性、物性、厚度，沉積條件及分布情況，對本區含油氣遠景進行評價。
鑽遇的地層有白堊系下統塔木蘭溝組（2900～2364m）、上庫力組（2364～1562m）、依列克得組（1562～1066m）、大磨拐河組（1066～40m）和第四系（40～0m）。大磨拐河組岩性主要為黑灰、深灰色泥岩；依列克得組、上庫力組、塔木蘭溝組等主要為一套火山碎屑沉積，在火山噴發間隙中發育一定厚度的碎屑岩沉積，未見泥岩。
拉1井統計結果，大磨拐河組暗色泥岩較發育，累計厚度達到了745m，單層最大厚度480m，泥地比為72.48%，泥地比高，單層厚度大，暗色泥岩質純。14塊樣品中有機碳含量最小為1.731%，最大為2.96%，平均為2.175%，已經達到我國陸相盆地較好生油岩的標准。氯仿瀝青「A」的含量遠遠沒有達到0.1的標准，最大僅為0.0334%，平均為0.0151%，生烴潛量在1.26～9.25mg/g之間，平均為3.13mg/g，為差生油岩標准。14塊樣品乾酪根顯微組分鑒定結果為Ⅱ2、Ⅲ型乾酪根。有機元素檢測結果顯示，H/C 在0.6～0.8之間，O/C 在0.1～0.2之間，判斷為Ⅱ2、Ⅲ型乾酪根，綜合分析大磨拐河組烴源岩有機質類型為Ⅱ2、Ⅲ偏腐殖型。大磨拐河組烴源岩14塊樣品Ro值平均為0.52%，處於低成熟階段。Pr/Ph>1，平均為1.08，說明較不穩定的姥鮫烷相對於較穩定的植烷具有優勢，沒有大部分降解，進一步說明有機質的熱演化還沒有達到成熟程度。OEP平均值為2.06%（OEP<1.45），也說明了生油有機質處於低成熟階段。
圖3-39 拉布達林盆地有利區預測圖
從整個盆地綜合物探解釋情況看，盆地儲層主要是興安嶺群火山岩頂面以上的砂岩（主要為大磨拐河組，局部很可能存在南屯組），盆地的正常沉積岩主要分布在凹陷深度最大的巴彥哈達凹陷，以及陳巴爾虎旗凹陷，拉布達林－上庫力一帶的凹陷中，在巴彥哈達地區大磨拐河組以下興安嶺群火山岩頂面以上存在著1000m 厚的沉積岩。分析預測盆地局部區域的火山岩也可作為油氣有利的儲集體。
分析表明，拉1井大磨拐河組泥岩最大單層厚度480m，為分布較廣的良好蓋層。而依列克德組火山岩與礫岩交互沉積，為分布在局部區域的良好蓋層。
綜合分析認為拉1井烴源岩的有機質豐度不高，評價達到中—差等標准，有機質類型為Ⅱ＋Ⅲ型，有機質成熟度較低，生油能力和砂岩的儲集性能都比較差。
總的來看，拉布達林盆地的含油氣遠景一般，需要做更進一步的勘探工作。
㈩ 國內外石油和地質部門常用軟體簡介
(一)石油和地理信息系統常用軟體
國內外石油和地理信息系統現有的相關軟體如表8-1所示。其中,Geo Map適用於製作各種地質平面圖、剖面圖、統計圖、三角圖、地理圖和工程平面圖,是廣泛應用於石油勘探與開發、地質、煤炭、林業、農業等領域的CAD軟體之一;MapGIS是工具型地理信息系統軟體,可對數字、文字、地圖遙感圖像等多源地學數據進行採集、管理、綜合空間分析及可視化表示,可製作具有出版精度的復雜地質圖,進行海量無縫地圖資料庫管理,具有強大的圖形編輯功能;SDI CGM Editor是CGM繪圖工具,包括圖形轉換及拼圖;SDI CGM Office是顯示、轉換CGM文件格式、復制/粘貼CGM圖形到 Microsoft Office、批量和交互進行各種圖形格式間相互轉化的功能軟體;Larson CGM Studio是強有力的CGM製作、編輯、組合工具;CARBON包括Intell Explore(井分析工具)和BendLinkEx(油藏分析工具)兩部分;Surfer是一個十分流行的功能強大的基於 Windows的三維繪圖軟體;蘭德馬克(LandMark)屬於大型地震綜合解釋軟體;Discovery是基於 Windows,方便研究人員桌面使用的一體化油藏描述、解釋軟體;EarthVision是當今用途廣泛的三維地質建模及三維可視化軟體系統。
表8-1 國內外石油和地理信息系統現有的相關軟體及其功能
續表
(二)服務於地質鑽探設計計算的軟體現狀
20世紀80年代以來,隨著計算機技術的迅猛發展,國外首先開發的鑽探設計計算軟體是為定向井設計、計算提供輔助分析手段的軟體。我國也於1982年初,由地質礦產部組織勘探技術研究所、探礦工程研究所、探礦工藝研究所、無錫鑽探工具廠和電子工業部49所以及重點地質隊(安徽省地礦局337隊、江西省地礦局912隊)對重點項目「螺桿鑽受控定向配套器具與施工工藝」開展攻關研究。經3年多的努力,在鑽孔彎曲規律與防治,定向鑽孔設計、計算、微機應用、造斜工具、定向儀器、造斜金剛石鑽頭,以及一整套施工工藝等方面都取得了突破性進展和多項科研成果,使受控定向鑽探進入實用階段。當前,我國地質定向鑽探技術水平已進入先進國家行列。在定向井設計、計算軟體研發方面也取得了顯著進展。其中北京怡恆陽光科技發展有限公司研發的「Navigator定向井水平井軌跡設計及計算分析軟體」在國內石油鑽井工程中應用廣泛,它可以幫助定向井工程師合理地設計井眼軌道,並可在鑽井施工過程中進行實鑽計算和軌跡分析,其主界面如圖8-1。
圖8-1 Navigator定向井水平井軌跡設計及計算分析軟體主界面
煤炭科學研究總院西安研究院與北京合康公司合作研發了一套適合水平孔設計計算的隨鑽測量軟體系統,其主界面如圖8-2。
圖8-2 煤炭科學研究總院西安研究院與北京合康公司研發的隨鑽測量系統軟體主界面
考慮到國內外現有的定向井設計計算軟體絕大多數是根據石油行業規范進行研發的,石油鑽井設計原則及方法與地質鑽孔設計有著顯著差異,在地礦行業難以直接推廣應用。而西安煤炭研究院與北京合康公司合作研發的軟體只有軌跡計算功能,沒有涉及自然彎曲規律分析、柱狀圖的生成以及受控定向軌跡的設計等問題,因此該軟體的應用有一定的局限性。安徽省地礦局313地質隊根據國內地礦行業的自身特點及定向鑽探施工工藝,與中國地質大學(武漢)合作研發了適合我國地質礦產行業的鑽孔設計與軌跡動態監控系統,使計算機軟體技術更好地為深部鑽探優化設計、鑽孔軌跡動態監控、數據處理、鑽孔質量控制和鑽探資料檔案管理服務,為探礦工作者提供技術支持。