石油地质局最近在
㈠ 美国石油地质理论的发展历程
美国石油勘探工作开始时，是沿着油苗露头钻井的。后来，随着勘探地区的扩展，逐渐引入了地质科学。1900年以后，通过勘探实践，积累和丰富了知识，石油地质学科脱颖而出，成为地质学中一个特殊而重要的分支。
1860年以后，以H.D.Rogers为首的一批地质学家提出了石油海相生成、背斜储集，以及后来形成定碳比理论的有关基础知识。但是当时的勘探者并没有给予应有的重视，指导探井的主要方法仍是近油苗、地形高、油线、沿溪谷，以及其他各种掺杂迷信的方法。
1858年，J.P.Lesley引入了利用标准层进行构造作图的方法，1870年此方法被成功地用于石油构造的填图。1861年，美国的地质学家I.C.White发表文章，第一次明确提出了背斜是油气聚集的场所[29，30]。自1885年以后，I.C.White和E.Orton以大量实例论述石油的背斜储集、有机生成、储层的孔隙度和渗透率等一整套有关石油地质理论，并按照这种理论在西弗吉尼亚州的Mannington钻了一口探井。探井的成功证实了White等人理论的正确，但这些理论仍然没有为当时大多数的勘探者和地质学家们所接受，一直经过了8年的反复实践和争论，White等人的理论才得到普遍的承认。背斜理论的提出，标志着石油地质学的诞生。1915年，美国地质局总地质师D.White在美国科学院宣读了定碳比理论，认为可以由定碳比所测出的岩石变质程度来判断一个地区的含油远景。第一次世界大战后，随着石油勘探和石油地质学的进展，为了搞清地层对比，引入了古生物学和微古生物学。
通过背斜理论的长期应用实践，人们发现油气聚集的场所不仅包括背斜，还包括其他类型的场所，于是逐步形成了圈闭找油理论。这成为20世纪20～60年代找油的主要理论。在这段时期内的油气勘探工作，包括地质与勘探，都是仅仅围绕寻找各种类型的圈闭，查明有利于圈闭形成的各种地质环境，包括后来的围绕区域性隆起找油。圈闭聚油理论的形成，说明地质学家们已经注意到了局部的油气聚集规律。随着对地层圈闭勘探的深入发展，为了解决岩性和地层对比问题，又发展了岩石学和电测井技术。
1930年以后，现代石油地质学的概念已基本形成。现代石油地质概念在美国已基本形成的主要标志是美国石油地质学家协会(AAPG)发表的一系列有关的专门著作：1929年底发表的《美国的典型构造油田》；1934年发表的《石油地质问题》文集，阐明了有关石油生成、运移、聚集等的基本概念；1941年出版的《典型地层油气田》。这些基本认识构成了现代石油地质学的框架。后来，在石油勘探以及与石油地质有关的各个专门领域里，都有了很大的进展，如沉积学、地层学和构造地质学、地球化学等。有关各种勘探手段和实验室分析技术的发展速度更是日新月异，使人目不暇接，如地震勘探、钻探、测井、测试、遥感等。计算机技术的进展，使石油勘探开发各方面的技术都上了一个新的台阶。
20世纪60年代，被誉为“地球科学的一场革命”的板块学说诞生了。它用极其丰富的事实和证据，说明了地壳的发展与演化。由于板块之间的相对运动，即离散、聚敛及转换，形成了不同的结合带，如以正断层为主的离散型板块的裂谷带，聚敛型板块俯冲和碰撞造成的冲断带，以及走向滑动断层为主的转换型板块结合带。板块学说很快就为石油地质界所接受，并用它来解释沉积盆地的发生和发展，以及和油气藏的关系。
20世纪70年代以后，石油地质学的新理论、新方法层出不穷。以板块构造学说为核心的全球大地构造理论迅速发展，带动了沉积盆地成因机制、沉积类型和油气赋存条件的研究，加深了对油气与沉积盆地密切关系的了解，使从含油气盆地原型的角度进行油气远景评价得以迅速发展。地质学家可以从全球角度利用古地理的再造来重塑盆地的发生发展历史，可以通过盆地的分类来整体动态地评价沉积盆地的含油气远景。
盆地发育的古气候、古纬度直接控制了烃源岩的发育，因而也明显控制了油气资源的分布，以板块构造理论为基础的全球古地理再造，可以通过恢复不同地质历史时期大陆的相对位置。它使人们能够从全球板块构造格局角度来研究世界油气资源的时空分布，也使人们可以从盆地所处的大地构造位置来进行盆地的分类，对盆地或者盆地体系进行油气资源的类比及远景预测。
自从1972年W.D.Dow提出了“石油系统”一词以来，“含油气系统”的概念和技术也已经由探索走向成熟[31～33]。含油气系统是模拟油气生成、运移、聚集和保存的最合适单元，借助盆地五史模拟方法，能够更加准确地模拟油气生成、运移、聚集历史，定量预测资源量规模及其在三维空间的分布。
20世纪80年代后期，在沉积学、地层学和地震勘探技术不断发展，资料不断积累的基础上，一门新兴学科——层序地层学又发展起来，它是由以P.Vail为代表的埃克森生产研究公司的研究人员根据被动大陆边缘沉积特征提出的[34，35]。层序地层学十分强调层序划分和地层对比的等时性，这是它区别于生物地层学、岩性地层学、地震地层学的主要标志之一。层序地层学在勘探程度低的地区，可以更精确地对盆地范围进行年代地层学划分，进行古地理再造，建立盆地三维地质结构，正确恢复盆地的沉积充填和演化历史，为盆地模拟服务。
进入20世纪90年代以后，随着美国计算机技术的迅猛发展，油气地质理论研究的总趋势向着精细、定量，多学科相互结合、相互渗透的方向发展。含油气系统理论得到了进一步完善，而且还发展了高分辨率层序地层学和全息地层学。随着油气地质理论的不断发展，勘探技术也将相应提高。表2.2列出了20世纪美国石油地质理论的发展历程。
表2.2 20世纪美国主要石油地质理论发展历程[36]
㈡ 中部地区石油地质概况
2001年，中国石油化工股份有限公司在准噶尔盆地中部注册登记了4个区块：中部1区块、中部2区块、中部3区块、中部4区块，在本书分别简称为中1区块、中2区块、中3区块、中4区块，位于盆地的深凹陷区，其勘探目的层主要为白垩系—侏罗系。
本书主要是以中2区块、中3区块、中4区块的资料为主要来源，研究准噶尔盆地中部侏罗系的油气成藏特征。中2区块目前只有一口钻井，成1井，完钻层位八道湾组，未穿。中3区块完钻的井有永1井、永2井、永6井、金1井、屯1井。永1井完钻井深6400m，层位为八道湾组，未穿；永2井和永6井钻至西山窑组，未穿；由于在白垩系与侏罗系之间发育不整合，永1井、永2井、永6井缺失头屯河组。金1井、屯1井只达到白垩系吐谷鲁群，没有钻遇侏罗系。中4区块完钻的井有董1井、董2井、董3井。董1井完钻井深5723.11m，完钻层位西山窑组(未穿)。完钻井董2井深5785.00m，八道湾组，未穿。董3井完钻井深6630.00m，下统三工河组(未穿)。
准噶尔盆地中石化中部探区包括中部1，2，3，4区块。由于这4个区块均位于盆地内的凹陷区，构造活动相对比较弱，因此，整个中部区块断裂和褶皱构造均不发育，构造特征相对简单。
2.3.1 断裂
中部4个区块断裂不发育，区内没有发育大的断层，基本上以层间小断层为主。其中，在中部1区块存在着有争议的几条规模较大的断层(有人认为是煤层尖灭线)，在中部2区块内部没有发现断层，仅在东南邻区发育了白家海断裂；中部3区块断层发育相对较少，只是在该区块南部的奎屯南、沙湾东背斜构造和邻区独山子、安集海等地区发育了规模较大的逆冲断层；中部4区块内目前发现断层30多条，几乎全部是侏罗系内部的层间小断层，只有个别断层向上断开了白垩系，其形成期主要在燕山期；断层性质以逆断层为主，偶见正断层；断层走向以北西向为主，其倾向为南西或北东。
2.3.2 褶皱构造
腹部探区中部各区块由于处在凹陷的深部位，受构造运动的影响比较弱，褶皱构造不十分发育，主要形成了横跨盆地腹部中部地区的大型、宽缓的车-莫古隆起，并在隆起构造的背景上发育了一些局部低幅度背斜和鼻状构造。同时，盆地在中生界沉积过程中受八大水系的控制，发育有一系列的(扇)三角洲沉积体系，因此，中部区块发育了较多的岩性圈闭和地层圈闭。
侏罗纪沉积期，由于腹部地区燕山构造运动弱，本区侏罗系为大型缓坡推进型三角洲沉积体系，故岩性圈闭也比较发育。燕山末期—喜马拉雅期，由于发生区域性掀斜作用，构造圈闭幅度减小，有的圈闭甚至消失，这也就形成了目前低幅度背斜圈闭和小断层控制的断块圈闭主要分布于二叠系凸起的侏罗系中。
由于各区块的沉积、构造演化不尽一致，圈闭发育特点也不尽相同。
中1区块、中2区块早期发育部分构造圈闭，中晚期发育大量的岩性和地层圈闭。而对于主体位于凹陷的中1区块来说，侏罗系主要发育岩性圈闭；二叠系、三叠系的低幅度背斜圈闭则主要分布于二叠系隆凹接合部的莫西庄、沙窝地和征沙村等局部地区。
中3区块的构造圈闭较中1，2区块发育，而且集中于南部奎屯南—沙湾东一带，层位主要为中新生界，北部发育地层、岩性圈闭。
中4区块侏罗系内部发育较多的层间断层，形成了多个低幅度构造圈闭，其中以断块和断鼻圈闭为主，而侏罗系内部发育有大量的岩性圈闭，白垩系内部则以断层圈闭和岩性圈闭为主。这充分表明圈闭的发育与构造和沉积演化有十分密切的关系，各区块所处的构造位置和沉积特征的差异性，造成圈闭发育的不平衡性。
2.3.3 车-莫古隆起的形成演化
车-莫古隆起的构造演化划分为6个阶段：
2.3.3.1 初始发育阶段(J1s)
在三工河组沉积时期，车-莫古隆起开始发育。在车-莫古隆起的南、北两翼，三工河组下部层系内砂体自北向南前积叠置，说明三工河组沉积早期隆升程度很小(或没有隆升)，对沉积没有控制作用；三工河组上部层系内砂体在隆起南翼地震剖面上表现为自南向北叠置。三工河组沉积晚期车-莫古隆起已具雏形，并影响三工河组二段以上地层沉积。而层拉平三工河组后，八道湾组以下地层在原隆起高点的厚度反而大于两侧厚度，说明八道湾组沉积时车-莫古隆起尚未发育。
2.3.3.2 逐渐隆升阶段(J2x)
西山窑组内煤层自隆起中心向两翼呈退覆尖灭现象，说明J2x沉积时期最大湖泛面逐渐缩小，残留煤层等厚图也反映了向两翼厚度增大的趋势。西山窑组原始沉积厚度等值线图上存在3个独立高点，厚度240～280m。上述现象反映西山窑组沉积时期，车-莫古隆起已在逐渐隆升，但隆升的幅度可能不大。
2.3.3.3 强烈隆升阶段(J2t)
西山窑组沉积之后，隆升强度增大，头屯河组与西山窑组之间存在削蚀接触关系，说明古隆起曾遭受剥蚀。头屯河组残存地层楔状尖灭的梯度大于西山窑组楔状尖灭的梯度，也暗示头屯河组沉积时期隆升的幅度在增大，致使古隆起之上头屯河组沉积的厚度减小。从头屯河组原始沉积厚度等值线图上可看出，不但古隆起显著扩大，而且存在多个孤立的高点，厚度减薄，约为150～200m。
2.3.3.4 剥蚀改造阶段(J3)
车-莫古隆起上及盆地腹部缺失上侏罗统，而盆地南缘却存在齐古组-喀拉扎组，这说明车-莫古隆起遭受了剥蚀、改造，形成白垩系底界削截头屯河组、西山窑组底界等现象。在古隆起的西南缘，受红车断裂压扭性活动影响，古隆起遭受改造，断裂上盘剥蚀强烈，致使侏罗系—二叠系剥蚀殆尽，石炭系出露地表。利用地层厚度趋势外推法、声波时差测井曲线法估算白垩系不整合面下伏地层的总剥蚀厚度达650m。
图2.3 车-莫古隆起演化历史图
(据漆家福，2005)
2.3.3.5 隐伏埋藏阶段(K—E)
至白垩世沉积时期，整个准噶尔盆地已基本被夷平，车-莫古隆起下伏埋藏，但仍然具有北东-南西向展布的低幅度背斜形态，只是在上白垩统—古近系沉积时期，高点逐渐向北迁移。
2.3.3.6 调整定位阶段(N—Q)
中部2，4区块位于车-莫古隆起的东侧，侏罗纪两区块均处在东倾的斜坡之上，但随着白垩系的沉积逐渐演变为西倾斜坡；而南北向上两区块则一直处在南倾斜坡之上。从平面上分析，中部2，4区块在车-莫古隆起的影响下，由原来的东南倾演变为现今的西南倾，构造变动相对较小。
由上述分析可以看出，车-莫古隆起对中部1区块的构造变动影响最大，而对于中部2，3，4区块的构造变动影响相对较小。这种构造变动将会对中部区块的沉积储层的分布、局部构造圈闭的形成及油气成藏和调整起到一定的控制作用。
㈢ 石油地质特征
一、生油条件
江汉盆地构造发育的两个断陷阶段的中、晚期和两个坳陷阶段的早、中期，分别发育了各具特点的生油层系，即上白垩统渔洋组、古新统沙市组上段、下始新统新沟嘴组下段及上始新统至渐新统下部潜江组等生油层系。现仅就新沟嘴组下段和潜江组两生油层作简要介绍。
下始新统新沟嘴组下段为构造拗陷阶段的沉积，生油层分布面积广，为8649km2，但厚度薄，一般150～300m，最厚350m。平面上，生油层厚度具有北薄南厚，东薄西厚的特点，缺乏明显的生油深洼陷，相对以江陵凹陷的梅愧桥-虎渡河-资福寺向斜带，潜江凹陷的周矶-总口向斜带及沔阳凹陷的峰口地区，生油层较厚。
上始新统至渐新统下部潜江组生油层属第二个断陷-坳陷构造旋回沉积，由于差异沉降，发育了咸淡水介质两种环境沉积的生油层。据统计，潜江组暗色泥岩分布面积8590km2，总体积为4415Gm3。由于盆地后期回返抬升作用不均衡，平面上形成7个孤立的成熟生油岩分布区，总面积1459km2，体积为610Gm3。
以潜江凹陷为例，潜江组和新沟嘴组生油层地球化学特征仍有一定的差别，比较而言，潜江组有机质丰度高，达到较好-好生油岩级别，母质类型主要为腐泥-腐殖型和腐殖-腐泥型；新沟嘴组有机质丰度虽不及潜江组，多达到较好-较差生油岩级别，母质类型以腐殖型和腐泥-腐殖型为主。
由于剖面岩性不一，潜江凹陷不同层系生油岩的有机质热演化特征有别。新沟嘴组主要为砂、泥岩剖面，地温梯度较高，平均每100m为3.1～3.5℃；潜江组盐韵律发育，地温梯度较低，平均每100m为2.7℃。
江汉盐湖环境，水介质含盐度高，易于形成强还原条件，十分有利于有机质的保存，而且盐系沉积速率大(达0.32mm/a)，使生油层迅速掩埋，烃类转化率很高。因此，仍能生成较丰富的石油。
二、储油条件
江汉盆地储集层以砂岩为主，还有泥灰岩、白云质泥岩、玄武岩及致密砂岩等次要储集层。
新沟嘴组储集层：砂岩分布面积11000km2，主要分布于江陵、潜江、沔阳3个凹陷。平面上，砂岩具有北厚南薄、西厚东薄的特点。纵向上，砂岩中分布于新沟嘴组下段，可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个油组。总的看来，沉积相带控制了砂岩的发育，并对物性好坏有一定影响。江陵凹陷北部砖桥、后港一带，为三角洲平原相区，分流河道砂岩发育，是好的储集岩分布区；沙市—李埠一线以北地区，属三角洲前缘相，发育水下分流河道砂、河口坝、天然堤及远岸沙坝等，属较好储集岩分布区。潜江凹陷的泽口、渔薪地区，属滨湖滩砂相，是较差储集岩分布区；老新、拖谢一带及新沟地区属远岸湖滩砂相区，为差储集岩分布区。
潜江组储集层：砂岩主要分布在潜江、江陵、小板3个凹陷，面积约6078km2，砂岩一般厚度50～400m，其中具渗透性的砂岩30～300m，以近物源的大路口、钟市两地区砂岩较发育，厚度达500m 以上。主要岩性以粉、细砂岩为主，仅近物源区有少量中粒砂岩。
潜江组纵向上，自上而下从潜一段至潜四段，砂岩分布面积越来越大。且物性逐渐变差。潜江组纵向上可划分为24个油组，39个砂组，由于沉积时水动力条件的差异，各砂组发育程度不一，分布面积有大有小，其中以潜12砂组分布面积最大，为1206km2，从平面上看，以近物源的凹陷北部的钟市、潭口、渔薪等地砂岩较发育，自北而南各砂组、砂层依次减薄、尖灭。
三、圈闭条件
1.构造圈闭少
区域拉张应力环境，断裂活动控制了盆地构造的形成、发育，局部构造多与断层有关；此外，由于盐系地层发育，因其塑性上拱，也形成了部分构造。总的看来，盆地局部构造不发育，构造圈闭数量少。已发现的构造圈闭有背斜、断鼻、断块三种类型，又以后两种类型为主，如潜江组全盆地共发现60个构造圈闭，其中断鼻占72%；新沟嘴组全盆地共发现113个构造圈闭，其中断鼻占65%，断块占28%。平面上，背斜构造多分布于各凹陷的中部，且多与盐系地层上拱有关；断鼻多见于盆地边缘，呈花边状分布。
盆地构造圈闭虽然数量少，但聚油能力较高，如潜江凹陷已探明的70%石油地质储量位于构造圈闭内，其原因是：构造圈闭内往往是多油组多层含油，含油井段长，油层厚度大，且常具多种油藏类型等优越的聚油条件。
2.非构造圈闭众多
江汉盐湖沉积岩性岩相变化大。砂层总的变化规律是厚砂层比薄砂层变化快，而砂层越厚变化越快，一般以厚度1～2m砂岩分布较稳定。纵向上同一砂组往往是下部砂层变化快，上部砂层较稳定。
潜江凹陷潜江组39个砂组，上百个砂层的平面分布不一，形态多种多样，有舌状、指状、树枝状、席状、带状、透镜状等，造成砂岩分区内各砂组、砂层的尖灭线错综复杂，在构造条件的配合下，形成了广泛分布的岩性圈闭，成群成带分布，如凹陷北部靠近物源的钟市、潭口地区，发育盐湖陡坡三角洲、沿岸坝等砂体形成的地层、岩性圈闭；凹陷中部的王、广、浩断裂构造带，发育砂岩舌状体、透镜体与构造、断层配合形成的构造-岩性圈闭和与盐丘有关的地层圈闭及裂隙圈闭；凹陷东南斜坡的张港、潜江、熊口一带是区域性砂岩尖灭带，在斜坡上形成众多的岩性圈闭。
四、保存条件
潜江凹陷潜江组盐湖沉积，膏盐发育，油气保存条件好，表现在：①盐岩分布区内普遍具数米厚的油浸泥岩，非渗透性强。②盐岩分隔作用，造成潜江组纵向上含油层位多(已发现22个油组含油)，井段长(油层埋深最浅为738.6m，最深为3518.4m)，油气较分散。③已发现的上百条大大小小正断层，不论落差大小，只要形成圈闭，对油气都具较好的封堵、遮挡作用，仅个别大断层(如潜北)由于断层的后期活动，出现少量的油气调整。
新沟嘴组属砂泥岩剖面，保存条件亦好，油气受到破坏、散失的现象少见。
五、油藏形成条件及分布规律
江汉盐湖盆地油藏除具备一般盆地油藏形成的地质条件外，还有其自身的特点，主要表现在油源条件上，盐湖沉积的生油层和储集层，纵向上被多个盐岩层所分隔，平面上又被断层分割成若干区块，造成油气运移聚集纵向受盐层所阻，横向受断层所限，油气是以分层系分区进行运移聚集的。砂岩体与生油岩体的配置关系、砂岩体的输导能力及圈闭的聚油能力决定了油藏的规模和含油丰度。一般以以下两种情况叠置较好：①砂体主体部位叠置于生油岩体之上，砂体分布区内具构造圈闭或侧翼上倾尖灭形成岩性圈闭，形成较丰富油藏。②生油深洼陷内的浊积体-透镜体，具良好供油条件。
在油气分布规律上，江汉盐湖盆地与一般淡水盆地基本一致，表现在：①生油深洼陷(有利区)控制油气分布。如蚌湖向斜是江汉盆地潜江组生油深洼陷，其生成石油量占全盆地潜江组生油量的90%以上。②有利相带内继承性发育的二级构造带具有多种多样的油藏类型，常常整体含油，是油气聚集的最有利地带。如位于蚌湖生油洼陷南缘的王、广、浩断裂构造带，已发现10 多种油藏类型，纵向多油组(13个)，平面上叠合连片(＞30km2)，含油丰度较大(平均37万t/km2)。
总之，江汉盐湖盆地的石油地质条件可归纳为如下特点：生多(总生油量多)排少(排烃量少)；构造圈闭不发育，岩性及其他非构造圈闭众多；油气保存条件好，以生油深洼陷周缘油气最丰富；油气分布具“广、多、薄、散、杂、碎”的特点(即“广”，在成熟生油岩分布区内均有油气显示；“多”，含油油组多，油藏类型多；“薄”，油层薄，一般1～3m；“散”，纵向上分散，井段长；“杂”，油田内层系复杂；“碎”，构造上断层多，以致块小，油藏规模亦小)。
㈣ 地矿部石油海洋地质局事业转企业
地质工作体制和机制的变化，集中表现了要把一部分事业性质的地勘单位，逐步转化为企业。这个企业包括继续从事地质工作的地勘企业，也包括形成探采结合的矿业企业和其他多种经营的企业。其中原地矿部石油海洋地质局整体转为石油企业，就是这次体制、机制改革最成功的实例，即中国新星石油公司的诞生，其具体的改革过程如下。
一、根据改革所确定的企业构架，实行企业财务制度
事业单位与企业单位的区别在于:是事业单位，一定有一个主办单位，由这个主办单位向它下达任务，并提供相应的经费，通过完成任务，核销其经费;凡是企业单位，一定有一个或若干个出资者，由出资者授权经营，确保资本的保值和增值。可见，二者的根本区别在于核算制度，事业单位实行报销制度，企业单位实行资本金制度。因此，一个单位由事业向企业转化，首先应当改变核算制度。而新星石油公司正是这样做的。
新星石油公司的企业构架是:将原地矿部石油地质海洋地质局本部，改成中国新星石油有限责任公司;将局所属的地区局，分别改成分公司和子公司，其中西北局、东北局改成分公司，中南局、西南局、华北局、华东局、上海局、广州局等，改成子公司。
根据企业构架，财政部于1996年以财基字［1996］3号文，批复执行企业财务制度。主要内容是:
(1)从1996年1月1日起，执行工业企业财务会计制度，其中对该公司承担的国家地质勘查、油气勘探项目，应加强财务管理，补充设置有关会计科目，进行核算和反映。
(2)该公司由地矿部授权，建立国家资本金，并按规定核实资本金，保证国有资产的保值增值。从1996年1月1日起，由国家地质勘探费、国家基本建设拨款及使用油气开发基金形成资产部分的，首先增加资本公积，待一定期限再增国家资本金。
(3)鉴于该公司由事业单位转为企业，油气勘探工作资金来源有一定困难，同意该公司在过渡期间内，暂按油气销售收入的12%，提取储量有偿使用费，计入生产成本。
(4)同意提取油田维护费，具体执行由该公司编制各油田提取计划，报经财政部批准后，下达到所属企业执行，在生产成本中据实列支。
(5)国家地质勘探费形成的地质成果对外有偿转让所得收入，增加油气勘探开发基金。
建立油气勘探开发基金的目的是为了加快油气勘探开发步伐，扩大油气地质成果，逐步形成“以油养油，以气养气”的良性循环。基金的来源有①按油气销售收入12%提取的储量有偿使用费，②以地质成果资料有偿转让净收入转入，③从税后利润转入，④经批准返还的税费转入等。基金的用途是①用于弥补地质勘探费用的不足;②用于油气勘探项目的投入，扩大油气地质成果;③用于油气田试釆的技术措施、科学研究等。
上述规定的第3、第4、第5条，作为过渡办法已经终止，财政部已经按照国际惯例修订了石油行业的财会政策，新星石油公司从2001年开始执行。
根据当时财政部的批复，原地矿部石油局制定了“执行企业财务制度实施办法”，其中有关内容的规定是:
(1)建立资本金制度。总公司(有限责任公司)接受地矿部授权，对其全部国有资产享有法人财产权，建立国家资本金，并自主经营全部财产。
(2)总公司将国有资产以法人名义投入地区子公司及直属子公司，由各子公司建立法人资本金;具有独立法人资格的专业工程公司或多种经营企业，接受地区子公司的法人财产投入，建立法人资本金。
(3)由国家地质勘探费拨款投入，国家其他专项拨款投入、基本建设基金拨款投入，及油气勘探开发基金形成的固定资产(含油气井资产)增加资本公积。
(4)各级公司取得的国家地质勘探费拨款、科研三项费用拨款等，以及提取或拨入的油气勘探开发基金，在未核销或未形成资产前，视同长期负债。
(5)国拨地勘费对上按国家规定办理，对下近期实行部分资本化，逐步达到实行全部资本化管理。建立勘探风险补偿制度，逐步形成勘探经费良性循环的机制。
(6)勘探经费按项目经费、经常性经费和转产经费三大类，实行项目管理或预算管理。
二、根据公司所确定的“增储上产、加快发展”战略，抓好资金筹集
由事业单位转为企业，起步阶段关键是抓发展，此间的发展是持续生存的条件，没有发展就很难继续生存下去。因为作为事业单位的终结，最主要的标志是主办单位的撤出，代之是资本的出资者。而主办单位和出资者的最大区别是:主办单位提供的是经费，承受者完成既定任务之后，即可核销，如此往复，不存在生存危机;而出资者提供的是资本，授权经营之后要承担保值增值的责任，如果不能保值，就会出现生存危机。地勘单位由事业向企业转化，虽然由主办单位换成了出资者，但是主办单位留给地勘单位可用于生产经营的资本，却很难保证它继续生存和发展的需要。在这种情况下，由事业转化为企业，必须有一个过渡期，通过过渡期，一方面国家通过各种优惠政策，促使国有资本逐步增加;另一方面企业通过对资本的经营，经济实力不断增强。只有这样，才能顺利完成过渡。
新星石油公司经过五年的努力，基本完成了由事业向企业的过渡。这期间，人均净资产由6万元，增加到14万元。即使这样，它与石油总公司相比还差很远。
新星石油公司起步阶段确定的“增储上产、加快发展”的战略，正是体现了以发展求生存的思想。首先它明确了主业，即从事油气勘探和开发是公司主导产品，而勘探又是开发的前提，开发是勘探的目的。在油气产品需求比较旺盛的条件下，勘探提供可供开发的油气储量，就成为新星石油公司求发展的最主要的制约因素。而勘探需要大量资金，如何筹措这些资金，便是新星石油公司管理工作的头号任务。
从1996年到2000年，新星石油公司实现的投资规模如表2－3所示。
表2－3 新星石油公司投资规模(1996～2000)单位:万元
如此大规模的投资，其资金是如何筹措的呢?主要做法是:
(1)在内部改革投资机制。在勘探投资方面，改革了勘探费单纯依靠国家拨款的作法，实行公司总部与地区局拼盘投入，即根据勘探项目的性质不同，实行不同的拼盘比例:
1)国家专项，由国家专项拨款统一安排专款专用。
2)区域评价项目，投资由总公司统一安排，风险由总公司承担，成果归总公司所有。
3)区带工业勘探项目，经费全部按贷款方式运作，资金由总公司承担80%、地区公司承担20%，风险和成果按出资比例分配。
4)滚动勘探开发项目，资金全部自筹，风险自行承担。
拼盘办法的执行，发挥了上、下两个积极性，增加了勘探资金来源，加大了投资力度。该公司1996年的地勘投资为5.4亿元，而2000年为13.5亿元，增加了1.3倍，有力地保证了“增储上产”的需要。
在基建投资方面，停止内部无偿拨款，对非生产性设备由总公司所属单位自行解决;对生产性设备，经同意后，总公司与所属单位五五分摊;对大型设备，由总公司统一购入，对下租赁。实行这套办法以后，改变了基层单位盲目购置设备的情况，加快了设备更新速度，提高了设备的利用率。
(2)实行多种方法筹资，鼓励负债经营。勘探投资除了用国拨地勘费和专项拨款外，还实行了储量使用费、油田维护费，用于勘探投入，甚至还动用了油田资产折旧。即使这样，仍然不能满足发展的需要，不得不鼓励负债经营。但负债经营的原则必须坚持两条:第一，必须有比较好的远景，不能用于风险比较大的项目;第二，必须控制负债率。全公司的银行借款，从1996年的6.8亿元，增长到2000年的36亿元，但资产负债率仅从1996年的40%，增长到2000年的46.5%，完全在可控制的范围内。
(3)筹集资金重点在自我积累。为了增加所属企业的自我积累能力，公司在对下考核业绩时，没有将利润作为主要指标，而是将企业内部积累作为考核重点。所谓内部积累，就是把公司的油气成本划分三大块，一是操作成本，包括直接材料费、人工费、井下作业及测试费、其他直接费，这些是必须当期支付的，不可能形成内部积累;二是摊提成本，包括油井及油建折旧、油田维护费、递延资产摊销，勘探投入摊提，其他摊提等，这些资金一经形成，企业在再生产中是完全可以支配的，是企业真正的实力;三是期间费用，包括管理费用、财务费用、销售费用和税金，这些也是当期必须支付的。此外，在成本之外，还有利润，它也是可以用于再生产的资金。上述的摊提成本加利润，就是内部积累。新星石油公司的内部积累，从1996年的8.7亿元，增长到2000年的21.7亿元，五年实现内部积累69.7亿元，占五年投资总额的55.3%，可见，资金来源主要在内部。
三、根据所确定的生产经营目标的需要，加强全面预算管理
全面预算管理包括两大部分，一是财务预算，二是资金预算。每项预算都由一系列表格和文字说明所组成。
(一)关于财务预算
主要包括4项内容，即资产、负债和权益指标预测;收入、成本费用、利润和利税指标预测;主要产品产量、收入和成本指标预测;其他主要财务指标预测。
(1)资产、负债和权益指标预测，包括:①计划年度:资产总量要达到的水平，它比上年实际净增减量，其中具体列出增减的项目，如银行借款、国家基建拨款、勘查投入转为资产、其他增减因素等;②负债总量达到的水平，它比上年实际的增减量、增减比例，其中具体列出增减项目，如银行借款(长期和短期)、各种应付款的增减因素等;③净资产达到的水平，它比上年实际的增减量、增减比例，并具体列出增减的因素;④最后计算出资产负债率，确定是否可以接受。
(2)收入、成本费用、利润和利税指标预测，包括:①计划年度生产经营总收入达到的水平，并具体列出主要收入项目;②总生产经营成本费用支出控制的水平，并具体列出生产经营成本、销售费用、销售税金、管理费用、财务费用、营业外收支净额等预测;③利润总额达到的水平，其中列出主要产品和劳务利润，其他产业利润;④所得税预计;⑤净利润预计;⑥利润总额预计。
(3)主要产品产量、收入和成本指标预测，包括计划年度预计达到的油气总产量、商品率，以及主要承担的单位;油气成本的控制水平，其中操作成本、摊提成本和期间费用的控制水平以及承担单位的落实。
(4)其他主要财务指标的预测，包括计划年度生产增加值的预安排，经营现金净流量的预安排，保值增值率的预安排，资本收益率的预安排，总资产报酬率的预安排，全员劳动生产率和人均工资的预安排等。
上述预算指标都要细化，并落实到所属单位和总部有关职能部门。
(二)关于资金预算
主要分两大类，即资金来源与支出。
(1)资金的来源预测，包括:①国家拨款。新星石油公司在由事业向企业过渡期间，仍然保有国家预算拨款，这是相对稳定的收入。但是逐年减少，其中地勘费每年减少1亿元，最终停留在基数1.8亿元的基础上，不再减少，用于老职工的养老金。其他还有科技三项费用，资源补偿费和基本建设拨款。②油气收入的再投入，主要是指油气成本中的摊提费用，如储量使用费、油田维护费、勘探投入摊销，递延资产摊销、油田资产折旧、其他资金等，都要逐项做出预安排。③除油田资产之外的其他各种资产折旧，也是再投入资金的重要来源，要逐个单位做出预安排。此外，还有动用以前年度结存货币资金，职工住房周转金等，也作为资金来源，进行预安排。
(2)资金支出预测，即各项投资的预安排，如:①勘探投资，这是大头;②开发投资，这也是大头;③科研投资;④土建投资;⑤设备更新购置投资;⑥技术改造投资;⑦多种经营投资;⑧前期费用;⑨机动费用;⑩经常性经费;瑏瑡结转项目投资等。
(3)上述资金的来源与支出，经过平衡以后一般都是有缺口的，而解决缺口的主要途径是银行借款。但对贷款总规模总公司是严格控制的，即控制资产负债率。在使用银行贷款时，对地质勘查投入“尽量不给”。勘查投入主要用油再投入和国家拨款安排，这样做比较稳妥。
四、在新的石油行业财会政策下，降低油气综合成本是求生存、求发展的关键
(1)财政部已经按照国际惯例修订了我国石油行业的财会政策。新的财务政策主要是对油气成本核算办法进行了改革，取消了在成本中提取储量使用费和油田维护费的做法，采用国际通行的“成果法”核算油气成本，即将勘探投入中钻井成功的有效部分资本化，形成固定资产，通过每年计提折耗的方式分摊计入成本。钻井的无效投入部分、物探工作支出、科研费用及其他勘探费用作为期间费用全部进入当期损益。这种作法，勘探投入的效果好坏，对当期油气生产的效益影响巨大。也就是说，勘探投资规模不再取决于能否筹集到多少资金，而是取决于油气勘探生产综合成本的承受能力、取决于当前目标利润指标和中长期目标利润。
根据这一变化，他们首先对计划年度油气产量、商品率和油气市场价格进行预测，计算油气销售收入。其次，确定年度计划利润目标，再根据目标利润，计算、确定油气总成本和单位成本目标。然后，将总成本和单位成本目标进行分解:①确定需要支付的现金成本，包括操作成本、期间费用中的管理费用、财务费用和销售费用等;②确定摊提成本，包括油气井资产折旧和递延资产摊销;③根据总成本和扣除上述现金成本和摊提成本后，剩下的是可计入损益的勘探费用的最高限额。再次，根据成功的勘探井支出转油气井资产和计入损益的勘探费用支出，确定总的勘探投资规模。
(2)新的制度，突出了对成本的控制。与油气产品相关的成本有五个指标:①油气综合成本，即开采每吨原油发生的支出，包括操作成本、摊提成本、期间费用;②现金成本，即综合单位成本中需要支付现金的成本，包括现金操作成本、管理费用、财务费用和销售费用等;③储量成本，即探明每吨油气储量发生的勘探支出;④产能建设成本，即建成每百万吨产能发生的油气开发支出;⑤勘探开发成本，即发现每吨原油或每方天然气经济可采储量发生的勘探支出和开发支出。这五个成本是相互牵制、互为关联的。油气单位综合生产成本是其他各个成本控制指标的落脚点，随着其他成本指标的上升而增加、降低而减少，在产量和市场油价确定的情况下可以直接反映油气利润水平。现金成本是油气单位综合生产成本的组成部分，反映各油气生产单位经营性的现金流出量，只有降低现金成本支出才能增加单位的现金净流入量，增加单位自我发展的能力。储量成本和产能建设成本直接反映油气生产单位的勘探、开发投资效益，通过油气井资产折旧、递延资产摊销和勘探费用支出来影响油气单位综合成本。勘探开发成本是储量成本和产能建设成本的结合体，它要求油气的勘探规模和开发规模有规律、成比例、协调地开展，综合体现当前利益和长远利益的平衡关系。所有这些关系要求各单位必须讲成本、讲投资效益，充分考虑勘探、开发投资规模对油气成本的影响，加强对现金成本的控制，通过降低各个环节的成本来降低油气单位综合生产成本，提高经济效益。
(3)采取切实有效措施，降低成本提高效益。他们的做法是:①加强研究、精心部署。勘探是提高整体效益的关键，新的形势要求他们在勘探决策中必须精心部署，加强综合研究。部署和决策的失误是最大的浪费，在油田勘探开发中必须把好部署决策关。②依靠科技进步，提高勘探开发井的命中率，提高勘探投资效益。紧跟世界石油工业科技发展水平，积极采用适合公司情况的新理论、新技术、新设备、新工艺、新材料，是他们生存和发展的基础，也是降低综合成本的必要条件。强调要兼顾好眼前和长远，全局和局部利益，处理好成本控制和科技进步的关系，树立依靠科技降低成本的管理观念。③切实加强工程施工管理，提高施工质量。他们强调要重视工程施工的管理，千方百计减少工程事故，提高施工质量，提高工作效率。对开发项目必须优化设计方案，严格技术把关，强化施工监理，降低开发成本。④加强日常管理，采取措施，切实降低生产操作成本和期间费用，通过提高工作效率，降低人工成本，降低各种原材料消耗，降低管理费用，降低财务成本，节约一滴油，节约一滴水。
五、从新星石油公司事业转企业中得到的启示
新星石油公司是从事石油天然气勘查和开发的，它的产品(只要成本低于价格)是销路畅通的，从这一点说新星的经验具有局限性。但是作为原来的事业单位，整体向企业转化，它的许多做法又具有普遍意义。
(1)在保持原来事业单位待遇不变的前提下(注意，不是性质不变)，下决心由事业单位转为企业，并且从财会制度转起，义无反顾。在他们转制期间，国家财政原来拨给他们的地勘费、基本建设投资，科技三项费用、科学事业费、工交事业费、资源补偿费、资源保护费等，照给不误。他们深知，如果作为事业单位的既定条件已经限制后(如基数不变)，再按事业的路子走，是没有作为的。
(2)以企业为动力，立足于发展，用发展求生存，不是用“保持事业性质不变”求生存。他们懂得，作为石油天然气的企业，事业单位留给他们的老底，即人均6万元资产是不够的，只有通过向国家要政策(国家财政各种拨款不变)，并且通过企业机制运作，用好用足这些政策，求得发展，才能取得生存条件。果然，经过5年的努力，他们的人均资产已经由6万元增加到14万元，基本完成了由事业向企业的过渡。
(3)抓发展，必须具体落实在产业上，即首先要制定企业发展战略，明确主导产品和关键环节。新星公司的主导产品就是石油天然气，关键环节就是地质勘查，因此他们提出“增储上产，加速发展”的战略。所谓增储上产，就是只有增加储量，才能把产量搞上去，而增加储量，就是加强地质勘查，而地质勘查，不仅风险大，周期也长，这就必须以总公司为单元，统一部署和指挥油气勘查和开发，并把两个油气远景比较好的地质局，直接掌握在总部手中，组建成分公司，从体制上保证发展战略的实现。
(4)抓主业发展，必须有资金保证，因为这里所说的发展，是把经济规模做大，而为此，必须有大量资金投放。新星公司5年筹措资金126亿元，平均每年25亿元，其中除四分之一是银行贷款外，主要靠内部动员:他们的基本做法是在机制上调动公司总部和子公司、分公司两个积极性;在核算上强调增加摊提费用，而不是单纯鼓励增加利润，5年实现摊提费用50.1亿元，实现利润19.7亿元，二者之和为69.8亿元，占总投资的63%。
(5)大量的内部资金积累，是靠严格的管理实现的。新星公司的主要管理措施是，全面的预算管理，用财务预算保证资金预算。通过财务预算，把计划期的总资产、总负债以及资产负债率确定下来;把主要产品产量、总收入，成本费用和利税要达到的指标确定下来，并且落到实处，来保证内部积累的顺利完成。同时又用严格的资金支出预算，保证重点项目的投入，保证投资效益。最后他们用生产增加值、经营现金净流量、资产保值增值率、资本收益率、总资产报酬率、全员劳动生产率、人均工资水平等指标，来保证企业的综合效益。
(6)真正的油气企业、勘查投入是靠矿产品成本补偿，并与矿产品开发构成良性循环(其他矿产也一样)，新星公司从2001年起，实行新的石油行业财会政策，已是体现探采良性循环的要求，要做到这一点，必须严格控制油气综合成本。而这个综合成本，是倒算出来的，即首先预测销售收入、销售利润，然后再算出综合成本，对算出的综合成本能不能实现，就成为企业生存和发展的关键，能实现，就可以在油气市场上占有份额;不能实现，就可能被挤出油气市场。因此，成本和费用管理，是企业的生存线、生命线。
以上六条经验，对所有企业化经营的地勘单位来说，都是有参考价值的，关键在于怎么去落实。
㈤ 石油地质条件综合分析
（一）烃源岩条件
1.有机质丰度
冀中地区有机质丰度的分布表现出不均一性。北部京101井区丰度值普遍偏高，其雾迷山组第八岩性段的深灰-灰黑色白云岩其TOC为0.18%—0.33%，氯仿沥青“A”含量（76—109）×10-6；洪水庄组黑色页岩的丰度值是本区最高的，其TOC为0.30%—1.12%，氯仿沥青“A”（86—106）×10-6，与燕山西段相同层位有显著差别；铁岭组灰色-深灰色白云岩 TOC含量0.08%—0.48%，一般0.28%—0.43%，氯仿沥青“A”（54—347）×10-6；下马岭组有机质丰度与燕山西段相同层位相比要差许多，其TOC仅为0.36%—0.73%，氯仿沥青“A”为（91—287）×10-6，但仍为本区仅次于洪水庄组的烃源岩。
除冀中北部外，其它地区有机质丰度相对偏低（表6—14）。高于庄组有机碳含量0.09%；雾迷山组TOC值平均为0.07%，氯仿沥青“A”87×10-6；铁岭组白云岩平均有机碳0.17%，氯仿沥青“A”121×10-6。
表6—14冀中地区中、新元古界烃源岩有机质丰度
图6—6冀中地区中、新元古代—早古生代地层简图
以京101井剖面为例，地化分析结果表明各烃源岩成熟度均较高，至少进入高成熟阶段。
下马岭组：Tmax主要介于480—490℃之间，HI均小于20,A/C为2.5%—8.0%，显示了较高的成熟度，因而认为处于高成熟阶段中-晚期。
铁岭组：Tmax值介于485—501℃之间，HI亦可达13—15，又有较高的沥青“A”含量。干酪根在镜下呈棕褐、褐色、黑色，干酪根红外光谱图上2920㎝-1和1460㎝-1峰近于消失，故认为其热演化程度也达到高成熟阶段中、晚期。
洪水庄组：H/C原子比0.24—0.46,Tmax介于525—549℃之间，可能进入过成熟阶段。
雾迷山组（雾四段）：Tmax介于485—503℃之间，HI亦可达到6—17,A/C为2.8%—5.5%，其演化程度低于洪水庄组，但略高于铁岭组，达到高成熟阶段晚期。
古地温研究表明，本地区有机质进入成熟期的时间较晚，到二叠纪末时，各烃源岩层地温低于门限温度10.8—19.3℃，都没有成熟。早第三纪末各烃源岩层地温达到82.6—90.3℃，超过门限温度27.4—37.2℃，说明本区中、新元古界烃源岩进入早第三纪后才开始大量生油。早第三纪以后，本区的中、新元古界烃源岩基本处于深埋地下的状态，地温逐渐增高，有机质不断演化，到晚第三纪末，烃源岩层地温达90.0—97.7℃，表明有机质演化到高成熟阶段早期或中期阶段（郝石生等，1990）。
（二）生储盖条件
（1）高于庄组-雾迷山组-洪水庄组组合：主要生油岩为高于庄和雾迷山组.在冀中平泉双洞背斜雾迷山组发现多处原生油苗，冀中任28井也在封闭的晶洞中发现了原油，经分析与双洞油苗相似，证明其自身可以生油。从生油指标看，冀中地区雾迷山组平均有机碳0.07%，沥青“A”87×10-6（不包括京101井），而北部京101井指标最高，有机碳0.18%—0.33%，平均0.26%，沥青“A”（76—106）×10-6，平均92×10-6。高于庄组仅马64井作过分析，其有机碳为0.09%，沥青“A”544×10-6。白云岩缝洞发育，特别是在冀中中部雾迷山组顶部剥蚀面，已被大量钻井证实为一好的储集层。洪水庄组为一套黑色页岩，是良好的生油层和盖层，发育于霸县以北，厚0—72m，由南向北增厚。
2.洪水庄组-铁岭组-下马岭组组合：洪水庄组及下马岭组以暗色泥页岩为主，据京101井分析，有机碳平均值分别为0.85%和0.49%，沥青“A”分别为94和200×10-6。铁岭组以白云岩为主，冀中地区平均有机碳0.17%，沥青“A”121×10-6，其中以北部最高，京101井平均有机碳0.31%，沥青“A”185×10-6，是冀中地区碳酸盐岩有机质丰度最高的，这与冀北平泉于该组中发现油苗最多一致。白云岩质纯，裂缝较发育，顶部风化壳淋滤溶蚀孔发育，储集条件更为优越。上覆的龙山组、下马岭组页岩为良好的盖层，因此这是一理想的生储盖组合，这一组合主要分布在武清-霸县一线以北。
（三）构造发展与原生油气藏的关系
1.冀中地区几个主要构造发展阶段
本区从中元古代至新生代大体经历了四个不同运动形式的发展阶段。
（1）中-新元古代至古生代的升降运动阶段：冀中地区从中元古代至中奥陶世为相对稳定的整体沉降阶段，沉积了巨厚的海相碳酸盐岩地层，此后整体上升，使沉积间断了1.3亿年，到中石炭世才又大面积沉降，接受了石炭二叠纪海陆交互相至陆相沉积。本阶段经历了多次构造运动，如蓟县纪末的芹峪运动，青白口纪末的蓟县运动以及奥陶世中期以后的大规模造陆运动。运动的性质主要以区域升降为主，没有明显的褶皱变形，因此对冀中地区的构造格局没有大的影响。
（2）中生代褶断运动阶段：本时期构造运动强烈，其特点主要以褶皱、断裂为主并有岩浆活动。冀中平原四周边缘的构造体系也主要形成于这一阶段。同时在冀中平原内部形成了以大兴-牛驼-高阳-宁晋-广宗为主体的一个大型背斜隆起带，称中央隆起带，长轴北东-北北东向。这个隆起带在印支期已具雏形。从钻井揭示的情况来看，中生界仅分布在隆起的两侧及南北两端。西侧主要分布在北京、保定、石家庄等凹陷，称西部凹陷带；东侧分布在武清-大城-邱县一带，称东部凹陷带。而沉积中心主要受北西西向的断裂控制，如武清凹陷受宝坻断裂控制；临清坳陷受大名断裂控制。白垩纪时期运动十分强烈，主要以褶皱为主，除中央隆起带进一步加强以外，在东部凹陷带沿天津-沧州-武城一带形成复式背斜隆起带——沧县隆起，在西部凹陷形成无极-藁城背斜带，而在中央隆起和沧县隆起之间，形成了武清-文安、里坦-阜城、南宫-邱县向斜带，与此同时，沧东、沧西、大城东等与褶皱平行的北北东向断裂开始活动。
（3）晚白垩世至早第三纪断裂发育阶段：是冀中坳陷的主要发育阶段。燕山期形成的褶皱隆起，使地形起伏明显，因此早期（晚白垩世-早始新世）沉积物常以山麓洪积及河床冲积相粗碎屑为主；晚期北北东向正断层增多，并向纵深发展，造成断陷和块体翘倾，沿大断裂往往有玄武岩喷溢，使燕山期形成的背斜遭到破坏，如沧县复背斜，由于沧东、沧西断裂的活动，变成以单斜为主的块体。中央隆起带的南北两端由于牛东断裂、河西务断裂和宁晋断裂、新河断裂的活动，分别使北端变为西倾单斜，南端变为东倾单斜，而断裂的下降盘成为断陷，沉积了河流-湖泊相的碎屑岩，发育了一套生油建造，成为新生古储的潜山油藏的主要油源。
（4）晚第三纪-第四纪微弱升降运动阶段：断裂趋于消失，结束了隆坳相间的构造格局，代之出现以区域沉降为特点的坳陷式盆地，普遍接受了河流相为主的碎屑沉积。
上述发展对油气的生成、聚集和保存有十分密切的关系，尤其第二和第三发展阶段，主要表现在油气生成时间与圈闭的形成、破坏的相互关系上。
2.构造发展与油气的关系
根据郝石生等（1982）用大地热流值计算的不同层系的古地温梯度，计算出各地的古地温，进而推算生油岩大致成熟时间。从各时代生油岩成熟时间表（表6—15）上可以看出：
表6—15冀中地区中、新元古界烃源岩成熟时间
中生界沉积发育区的石家庄、武清、临清地区，元古界生油岩多在中生代以前成熟，早于燕山期圈闭的形成，配置关系不好，不利于油气的保存。晚白垩世-早第三纪的断块运动除使燕山期形成的背斜圈闭遭到一定程度的破坏，使少量成藏的元古界成熟油气进一步遭受破坏。新生代的继续沉陷以及地温梯度的增加可造成元古界的油气进一步演化，元古界所生成的油气可能演化变质，故该区总的来说不利于元古界油气的保存。
缺失早第三纪沉积的沧县隆起，元古界生油岩于石炭、二叠纪成熟至中生代达到生油高潮，与燕山期的构造圈闭相配置，在适当的封盖条件下其自生型油气藏有可能保存下来。
缺失中生代沉积的中央隆起带，元古界生油岩大部在石炭二叠纪沉积过程中成熟，但成油后长期隆起遭受剥蚀，使隆起较高的地区如高阳背斜轴部分元古界地层剥光，失去盖层，油气逸散，至燕山运动背斜圈闭定型后，油气已保留无几。
（四）原生油气藏形成条件的探讨
1.中、新元古界原生油气藏形成条件
油气藏形成的基本地质条件，不外乎生、储、盖、运、圈、保等几项内容，对于古老的碳酸盐岩原生油气藏，以上要求条件更高和更严格，对华北来说最主要的是生油条件和保存条件。
（1）有机质的丰度：中、新元古界由南向北明显增高，这显然与该时期的沉积中心在冀北坳陷有关，故在选择勘探目标时，首先应确定在有机质丰度较高利于生油的北部地区或中部地区。
（2）保存条件：主要从两方面考虑，一是盖层条件，二是构造圈闭条件，着重于燕山期形成的背斜圈闭经早第三纪断块运动后的完整程度。冀中地区除中部以外，大部地区存在下寒武统及石炭二叠系两套区域性盖层，另外在冀中北部还有洪水庄组及下马岭组页岩作盖层，南部馆陶-堂邑一带奥陶系所夹石膏层是最理想的盖层。本区燕山期形成的主要构造有高阳背斜、无极-藁城背斜、沧县复背斜、刘村背斜、馆陶和堂邑背斜等，这些背斜在早第三纪断块运动中遭到不同程度的破坏。破坏最甚的是沧县复背斜，其主体仅保留了一个半背斜形态，其次是馆陶、堂邑背斜，被切成地垒状。保存最好的是高阳背斜和无极-藁城背斜及刘村背斜。但与盖层条件配置较好的构造仅有无极-藁城背斜及馆陶背斜，下古生界之上有石炭二叠系或中生界覆盖，其余多被第三系地层所盖，这对前第三纪生成的油气有逸散的可能。至于非背斜区，一是牛南断裂以北的西倾单斜断块区，一是衡水断裂与清河断裂之间的东倾单斜断块区。这种单斜断块对中生代生成的油气有破坏作用，只有在早第三纪及其以后生成的油气有形成“古生古储”潜山油藏的可能。
㈥ 石油地质特征
一、烃源岩
1.烃源岩分布与基本特征
东巴伦支盆地的主要烃源岩发育于三叠系和侏罗系内。
（1）三叠系烃源岩
东巴伦支盆地最优质的烃源岩分布于下、中三叠统。在三叠纪期间，东巴伦支地区沉积速率很快，达到15cm/ka，其沉积有机质主要为腐殖型。其中Ⅲ型有机质烃源岩分布于南巴伦支坳陷的南部地区。在该坳陷的北部以及鲁德罗夫鞍部，Ⅲ型有机质逐步过渡为混合型有机质。北巴伦支坳陷中央受南部河流系统的影响较小，主要发育Ⅱ型有机质。
三叠系烃源岩的总体特征为，总有机碳含量变化较大，最大值为20%，一般为2%～8%，氢指数范围为200～500 mg/g TOC。Ⅱ/Ⅲ型干酪根决定了三叠系烃源岩以生气为主。在埋藏最深的坳陷轴部地区，可能大量生成了天然气和凝析气。
（2）侏罗系烃源岩
在东巴伦支盆地，上侏罗统页岩主要以富含有机质的“黑色页岩”为主，该套页岩相当于西西伯利亚上侏罗统巴热诺夫烃源岩。晚侏罗世气候温暖潮湿，海平面达到最高，在北极地区局部形成了底水循环受限制的条件。在水深达数百米的深水盆地中沉积了数十米厚的深灰色到黑色海相含沥青质页岩。Gramberg et al.（2004）报道，在南巴伦支坳陷中央，上侏罗统页岩的总有机质含量达到12%～14%，局部可高达17%。在坳陷的边缘下降到2.2%～2.5%。Ⅱ型有机质烃源岩位于坳陷的沉积中心，而Ⅲ型有机质烃源岩位于此盆地的边缘。
根据有机质丰度，东巴伦支盆地的下、中侏罗统烃源岩为次要烃源岩，但由于成熟度较高，在局部地区其可能贡献较大。东巴伦支盆地的下侏罗统诺德梅拉组发育三角洲平原相，并逐渐过渡为薄煤层和炭质页岩，其总有机碳含量为1%～4%，类型以Ⅲ型干酪根为主。斯诺威特气田（挪威）的烃类可能就来自于诺德梅拉组。
2.烃源岩成熟度
三叠系烃源岩的有机质成熟度在南巴伦支坳陷南部不到0.5%，向北到北巴伦支和南巴伦支坳陷沉积中心增加到0.95%～1.14%。上侏罗统烃源岩还未达到生油的成熟度；其成熟度最高只达到0.5%，在埋藏最深地区（2300～2500m）可达到0.49%～0.67%。
二、储集层
东巴伦支盆地的储集层范围从下三叠统到上侏罗统，主要为卡洛阶和伏尔加阶砂岩。
1.三叠系储集层
在东巴伦支盆地及其相邻的蒂曼-伯朝拉盆地北部地区，三叠系储集层的岩性、厚度和储集层性质变化很快。储集层沉积相多变，从河流-冲积相到三角洲相，再到深海相均有发育，地震资料显示下中三叠统“楔状沉积体”的沉积水深大致为1200 m。由于快速沉积和矿物成分成熟度低，这些侧向分布不稳定的砂岩储集层物性较差，孔隙度一般在15%～18%之间，渗透率为18～30 mD。这些天然气藏平均仅占总圈闭体积的30%，储集层处于超压状态。
2.侏罗系储集层
下侏罗统和中侏罗统为高砂地比的海相和三角洲相。上侏罗统为厚度较大的深海相页岩，煤层通常局部分布。从三叠纪到侏罗纪，沉积速率明显下降，侏罗系最大厚度为2km。侏罗系有效产层厚度范围从8～76m，孔隙度在15%～25%之间，渗透率范围在数百到上千毫达西。在最大的施托克曼诺夫气田有4套叠合的砂岩储集层。中-上侏罗统储集层性质从西往东变差，在Krestovaya-1井地区完全尖灭。位于南巴伦支坳陷南缘的探井也证实侏罗系储集层发生尖灭。
三、盖层
东巴伦支盆地内广泛发育了中生代海相和陆相页岩，这些页岩为良好的局部和区域性盖层，盖层单元从三叠系到下白垩统都有分布。
下-中三叠统互层页岩和层内页岩为同时代超压储集层提供了局部和半区域性盖层。
中-上侏罗统内发育了3套页岩盖层：①上卡洛阶-伏尔加阶区域性盖层，最大钻遇厚度为438 m；②巴通阶-卡洛阶半区域性盖层，厚达300 m；③上阿连阶-下巴柔阶区域性盖层，由两套页岩组成，最大总厚度为85 m。上覆的尼欧克姆统部分也是一个泥质层序（Gramberg et al.，2004）。
上覆尼欧克姆统也是一个以泥岩为主的层序，是潜在的区域性盖层。
四、圈闭
巴伦支盆地内构造圈闭的发育与3个不同的构造幕相关，这些构造幕影响了东巴伦支盆地的油气捕集。二叠纪-三叠纪裂谷作用阶段，盆地主要形成与断层相关的构造圈闭。三叠纪的挤压作用，可能与新地岛的隆起和逆掩断层作用有关，盆地主要形成与挤压作用相关的背斜圈闭。第三纪（古、新近纪）中期反转，盆地发生了NW-SE向挤压构造作用，在坳陷边缘地区形成了大型隆起构造，早期的伸展断层也发生了反转活动，相对于向盆地一侧下降的断裂带处于上盘位置，盆地主要形成与晚白垩世或第三纪（古、新近纪）的反转背斜相关的构造圈闭，其圈闭构造几何形态较简单。在鲁德罗夫隆起上也发育了具有晚期生长特征的大型背斜，但目前还无法确定这些特征是与挤压还是扭压有关。
㈦ 库泰盆地石油地质特征与勘探潜力
韩冰姚永坚李学杰
（广州海洋地质调查局广州510760）
第一作者简介：韩冰（1983—），男，硕士，助理工程师，现从事海洋地质研究工作。
摘要库泰盆地是东南亚最富油气盆地之一，属于被动大陆边缘拉张型盆地，发育始新世以来的地层，其构造演化分为裂陷期、拗陷期和挤压反转期三个阶段；盆地发育多套早中新世—早上新世的海相三角洲相烃源岩，其中主力烃源岩为巴厘巴板群的煤系地层和炭质页岩；主要储集层为巴厘巴板群和Kampung Baru群的碎屑岩和碳酸盐岩；盖层为渐新统海相页岩及中新统—现代三角洲层序中的层内页岩；圈闭包括背斜、构造—地层复合圈闭和地层圈闭。油气聚集以侧向运移为主，发育四套主要含油气组合。综合研究表明，库泰盆地拥有丰富的油气资源和优越的成藏条件，盆地勘探远景区主要为深水区浊积砂岩和礁体以及发育于盆地南、北侧翼的碳酸盐岩。
关键词库泰盆地石油地质特征勘探潜力烃源岩
1盆地概况
库泰盆地位于印度尼西亚加里曼丹岛东部，面积约16.5×104km2，其中陆上面积占67%，海域面积占33%，为印度尼西亚最大的沉积盆地[1]。盆地东南延伸至望加锡海峡，北至芒卡利哈山脉，东邻卡拉马－拉里昂盆地，南与派特诺斯特陆架相接，西南以斯赫瓦纳隆起为界，西至中加里曼丹群岛，西北部则以古晋凸起为界（图1）。
库泰盆地自1897年开始油气勘探以来，相继在盆地陆区发现了Handil、Tunu、Peciko、Pam aguan和Sangatta Sangkim ah等多个世界级大型油气田。随着盆地陆上油气勘探逐渐成熟，勘探活动开始转向海域区。Unocal公司在库泰盆地海域区相继发现了Gendang、Gendalo、Janaka、北Bangka和Aton油气田。2000年以来，Unocal公司已将油气勘探扩展到超深水区。
2地质构造特征
2.1新生代地层
库泰盆地发育于前古近纪基底之上，主要为始新世—第四纪沉积地层（图2，图3）。新生代地层最大沉积厚度可达14000m[1]，前古近纪基底埋深达6～8 km。
基底：为前中始新世地层，与古近系呈角度不整合。盆地西、南部基底是巽他克拉通大陆基底的一部分，由变质岩、沉积岩、火山岩和花岗岩、辉长岩及花岗侵入体等组成，系石炭—二叠纪至白垩纪的产物[2]。盆地北部基底为与中婆罗洲造山带有关的造山带复合体的一部分，由白垩系至中始新统的燧石、玄武岩、浊积岩、不稳定陆架沉积及破碎的镁铁岩和超镁铁岩组成。
图1 库泰盆地地理位置示意图Fig.1 Geographical position of Kutai Basin
中－上始新统：不整合于白垩系变质基底之上，为一套向上变细的碎屑岩层序，其底部为陆源砂岩，顶部为海相页岩。中始新统底部为砾岩、砾状砂岩及火山岩，向上渐变为砂、泥岩夹煤层，顶部发育火山岩。上始新统以海相灰岩为主。
渐新统：由深海相泥岩、页岩夹砂岩及石灰岩组成。盆内以陆架至深海页岩沉积为主，盆缘高地以碳酸盐岩沉积为主。
中新统：底部由黑色炭质页岩组成，偶夹薄层细砂岩，为一套半深海相沉积。向上变为陆棚边缘相生物碎屑灰岩，陆坡－半深海相粉砂、砂岩和泥岩互层。
上新统：由砂岩、粉砂岩、页岩和煤层组成，属近海－三角洲相沉积；在远海区为页岩和粉砂岩，夹薄层砂岩和灰岩。
盆地西部由陆相－三角洲相－滨海相碎屑岩夹煤层组成；东部为浅海相粘土、砂和生物碎屑。
图2 库泰盆地地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Kutai Basin
2.2构造特征及构造演化
库泰盆地可分为西部陆上的上库泰次盆和东部海域的下库泰次盆。上库泰次盆为马哈坎三角洲的陆上部分，由一系列闭合背斜和宽缓向斜组成的复背斜（图4）。下库泰次盆为马哈坎三角洲的海上部分，至少具有两期变形事件，中中新世以前表现为挤压褶皱和逆冲褶皱，而上中新世以来仅受张性断裂作用。下库泰次盆的沉积盖层厚度超过9000m，新近系厚度在6000m以上，是油气勘探的主要对象。
库泰盆地由望加锡海峡和菲律宾海在中始新世拉伸张裂而形成[2]，属于被动大陆边缘张裂型盆地。其构造演化可分为三个阶段：中—晚始新世裂陷期、晚始新世—渐新世拗陷期和早中新世至今挤压反转期（图5）。
图3 库泰盆地岩石地层（据S.J.Moss等，1999）Fig.3 Lithostratigraphy of the Kutai Basin
裂陷期：在伸展应力场作用下，盆地初始裂陷形成隔离的地堑、半地堑（图5a，图5b），以低分选粗碎屑岩沉积为主。物源主要来自盆地芒卡利哈凸起、巽他克拉通和古晋凸起。盆地西部裂谷为冲积扇相沉积，而东部为海相沉积[3]。随着持续的裂陷、海侵作用及伴随区域沉降，盆地西部裂谷由陆相沉积逐步过渡为滨岸—浅海沉积，最终为半深海沉积环境。
拗陷期：始新世末，望加锡海峡扩张停止，东加里曼丹内部构造应力恢复平静，库泰盆地进入了拗陷期（图5c）。此阶段盆地周缘地形起伏较小，物源供给受到限制，盆地以海相页岩和灰岩沉积为主。晚渐新世，盆地仍以深海相环境为主，沉积了浅海至半深海相粘土和页岩。盆地四周为浅海相碎屑岩和少量碳酸盐岩沉积。
挤压反转期：早中新世开始，库泰盆地古近纪地层在构造活动改造下发生了强烈反转。在NW—SE向挤压应力场作用下，古晋凸起继续抬升，盆地西部褶皱成山（图5d）。此期物源主要来自盆地西部的晚渐新世构造运动抬升的中生代燧石和浊积岩以及古近纪沉积物。
3石油地质条件
3.1烃源岩
库泰盆地已发现的烃源岩来自早中新世—早上新世的海侵和海退三角洲沉积物，主要分布在Bebulu、巴厘巴板和Kampung Baru三个群中，可划分为煤、炭质页岩、海相页岩和高碳质粉砂泥岩等四种类型（表1）。潜力烃源岩为盆地演化裂陷期的始新世海相页岩。
图4 库泰盆地上库泰次盆构造特征图Fig.4 Structural feature map of Upper sub-basin,Kutai Basin
煤：煤质烃源岩发育于马哈坎三角洲，主要有两种类型。黑煤形成于上三角洲平原的沼泽环境下的树木植被，其TOC值为50%～80%。褐煤形成于三角洲平原环境，母质主要来自沼泽和湖内的孢子、苔类和藻类。
炭质页岩：发育于从三角洲前缘到有潮汐作用的三角洲平原。TOC 值为2%～10%，氢指数HI值可达300，潜在生烃率为60mg/g，具有极好的生烃潜力。
图5 库泰盆地构造演化图（剖面位置见图4）（据I.R.Cloke,1999）Fig.5 Structural evolution diagram of Kutai Basin（for location see Fig.4）
海相页岩：发育于前三角洲、开放浅海陆棚、大陆斜坡和深海环境。TOC值为0.5%～1%,HI一般都小于100，局部达到150，但生油潜力低。
高炭质粉砂泥岩：为深水区主要的烃源岩，利用油气地球化学分析其母质为陆生植物碎片[4]。其总有机碳含量为1%～2%,HI值为50～180，主要为Ⅲ型干酪根，生烃潜力中等—好。
库泰盆地的地热梯度范围为21～55℃/km，平均为32℃/km。盆地热成熟度深度变化较大，在不同地区有差异。在盆地中部，热成熟深度平均为3500m（图6），生油窗大部分在三角洲体以下以及古近系相当的一部分。在盆地的翼部，烃源岩在较浅的地方显示出成熟，石油窗的深度约为2900m。因此，库泰盆地烃源岩生油和生气窗的深度分别在3500～4000m和5000～6000m，从生烃灶到储层的初次运移沿碎屑岩通道由东往西进行。该盆地也证实晚期的二次运移以油气通过砂体之间侧向运移为主，少数通过断层作垂向运移。
表1 库泰盆地烃源岩层位、岩性、时代表Table 1 Source rocks of Kutai basin
图6 库泰盆地地层剖面图Fig.6 S tratigraphic section of Kutai Basin
（始新世拉张期、渐新世坳陷期、中新世—全新世反转期烃源岩成熟度）
3.2储集层
库泰盆地主要储层是早中新世—上新世的巴厘巴板群和Kampung Baru群的碎屑岩和中新统碳酸盐岩。始新统砂岩孔隙度为13%～25%，渗透率高达450μm2，也可作为良好的储集层。
中中新世—上新世碎屑岩：早中新世主要储层单元由近海—河流、三角洲和大陆架深水扇组成。三角洲中最有远景为东西走向的分流河道、潮水优势的三角洲前缘和水道砂。孔隙度为20%～35%，渗透率为100～10000μm2。
深水浊积岩：盆地底部的层序由泥石流、盆底扇和河道堤岸复合体等组成。单独的砂岩堆积体在叠置层系中横向上可以延伸超过10 km，孔隙度大于25%，渗透率超过1 D。
碳酸盐岩礁体：形成于早始新世—全新世。碳酸盐岩体相互叠置，厚度10～1000m不等。储集空间主要由溶蚀作用形成的次生孔隙，孔隙度和渗透性偶尔因构造裂隙有所增加。
3.3盖层
渐新统海相页岩及中新统－现代三角洲中的层内页岩可作为库泰盆地良好的区域盖层。
上渐新统页岩提供了局部和区域的垂向封盖。下－中中新统互层的炭质页岩以及中中新统互层的页岩和煤构成了半区域性封闭。上中新统－上新统页岩封盖同时代砂岩储层。库泰盆地的断层封闭一般是无效封闭。例如，在Mutiara、Sambutan、Semberah和Tamborah油田均发现了断层泄漏现象。
3.4圈闭特征
库泰盆地的圈闭包括背斜、构造－地层复合圈闭（断裂－碳酸盐岩建造）和地层圈闭（碳酸盐岩建造和砂岩尖灭带）（图7）[5]。构造型包括背斜、断背斜、滚动背斜以及与页岩底辟构造作用有关的背斜和有断层分隔的对称背斜等。构造－地层型包括断层遮挡的拉长状、非对称背斜；地层圈闭被页岩覆盖和限制的河道及点砂坝、伴有背斜轴脊断裂并含有薄层透镜砂体的背斜等。
图7 库泰盆地构造－地层圈闭Fig.7 Structural-stratigraphic trap of Kutai Basin
3.5油气成藏主控因素
库泰盆地由于受沉降作用及三角洲进积的影响，聚集了很厚的有机沉积物，再加上快速的埋藏和较高的地温梯度构成良好的生烃条件。中中新统巴厘巴板群和局部地区Kampung Baru群中的炭质页岩和煤系地层构成了库泰盆地最主要的烃源岩。
在马哈坎三角洲，最新模式表明油气运移以侧向为主（图8），流体从东向西进行水平流动且至今仍在进行，水动力机制受地层中砂岩含量的控制。垂向运移是次要的，而且只发生在受断层切割的构造以及砂层垂向连通较好的地区。所生成的油气也可通过位于每个三角洲旋回前积层的指状砂坝的多孔输导层运移到储集层之中。
图8 马哈坎三角洲油气运移图解（据谯汉生等，2004）Fig.8 Hydrocarbon migrateon of Mahakam Delta（After Qiao,2004）
4勘探潜力
4.1含油气组合
库泰盆地发育四套有利的主要含油气组合。
上中新统－上新统含油气组合：该含油气组合可采储量占全盆地的39%。圈闭为受断层切割或未被断层切割的背斜，储集层以三角洲平原和前缘的砂岩为主，盖层为该层之上的页岩。
中中新统含油气组合：迄今为止，该含油气组合占全盆地可采储量的57%，包括构造和构造－地层油气藏。背斜圈闭主要为断背斜滚动背斜。
下中新统含油气组合：该含油气组合可采储量占全盆地的2%。圈闭为受断层切割或未被断层切割的背斜、或背斜－地层圈闭。储集层主要为河流、三角洲或滨海相砂岩，同时发育有浅海碳酸盐岩储集层；盖层为层内页岩。
上始新统－下渐新统含油气组合：该含油气组合储量占该盆地可采储量小于2%，圈闭主要为碳酸盐岩建造。
4.2主力勘探方向
库泰盆地在经历裂陷、拗陷、反转构造演化的背景下，新近纪沉积了丰富的浅海、深海及三角洲相碎屑岩和石灰岩，为油气的生成和储集提供了雄厚的物质基础。中中新世以来的挤压反转，又为油气储集提供了构造及构造—地层圈闭。
库泰盆地的地质资源量为3908.6×106t油当量，其中石油1107.9×106t，天然气34879×108m3；探明石油和天然气储量分别为589.6×106t和18561×108m3；石油和天然气待发现资源量分别为518.3×106t和16318×108m3。因此，库泰盆地油气资源潜力大，未来勘探应以天然气资源为主。
通过以上分析，认为未来主力勘探方向主要为：
深水区域：Unocal公司已在深水区有了重大的油气发现。深水海域勘探程度仍很低，深水区上中新统－上新统斜坡河道、斜坡扇基底和中新统大陆架边缘礁体均有较大勘探潜力。
礁圈闭：盆地北侧翼和南侧翼发育的大量碳酸盐和礁相。据报道，在礁体中至少发现2个天然气田（Dian和R agat），根据钻井揭示，礁体有效净产油层约34m。
参考文献
[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]谯汉生，于兴河.裂谷盆地石油地质，北京：石油工业出版社，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 石油地质局最近在塔里木盆地发明了大型储油构造改病句
1. 石油地质局最近在塔里木盆地发明了大型储油构造.
改为：石油地质局最近在塔专里木盆地发现了属大型储油构造.
病因：搭配不当
2.今年,我国的粮食和小麦获得了大丰收.
改为：今年,我国的粮食获得了大丰收.
或者：今年,我国的小麦获得了大丰收.
病因：分类不当
㈨ 拉布达林盆地石油地质特征
（一）盆地概况
拉布达林盆地位于内蒙古自治区东北部呼伦贝尔市境内，盆地呈北东向长条状展布，横跨额尔古纳市和陈巴尔虎旗。地理坐标东经118°30′～121°30′，北纬49°20′～50°00′，盆地长约210km，宽约57km，面积14460km2，石油矿产勘探登记区块面积3022.07km2，石油远景资源量为1.23×108t。主要工作量为全盆地1∶10万重磁，457.78km 二维地震和1口探井。
（二）地层和沉积特征
拉布达林盆地基底岩性主要由华力西期、燕山期花岗岩、上古生界石炭系浅变质岩、下古生界寒武系变质岩构成。盖层主要为中侏罗统南平组，下白垩统塔木兰沟组、上库力组、依列克得组、大磨拐河组（可能含南屯组、铜钵庙组）和第四系。其中南平组、大磨拐河组为沉积岩地层，塔木兰沟组、上库力组、依列克得组为火山岩夹沉积岩地层。
地层对比表明，拉布达林盆地上库力组相当于大杨树盆地九峰山组。野外地质调查过程中，在上库力东南山剖面的上库力组中也发现了沉积岩。沉积岩中含有动植物化石，该套化石与九峰山组的化石可以进行对比，可能具有相类似的烃源岩发育。
（三）构造特征及演化
1.重磁解释的基底深度和构造格局
（1）基底深度
重磁解释拉布达林盆地基底埋深在0～4.2km 之间，其中北东走向的巴彦哈达凹陷为全盆地规模最大、基底埋深最深的次级凹陷，该凹陷中正常沉积岩及兴安岭群火山岩的厚度都比较大。另外，该坳陷的哈达图凹陷基底埋深可达3km，由于火山岩已在该区出露，预计该凹陷主要由各类兴安岭群火山岩充填，为全盆地最厚。F3断裂以北的盆地北部地区基岩埋深相对较浅，构造轴向明显受北西向断裂控制，呈现北西走向，基底埋深一般在0～2.7km 之间，区内可进一步分为凹凸相间的4个二级构造单元。盖层主要为兴安岭群火山岩，最深处在盆地西北部的上护林凹陷处，可达2.7km。
（2）构造格局
重磁解释拉布达林盆地基底断裂27条，其中北东向13条，北西向14条。北东向断裂最为发育，规模大是区内的主导构造方向，沿该断裂系发育多个北东走向的沉降凹陷和兴安岭群火山岩，控制了盆地的总体构造格局和侏罗系火山活动。北西向断裂一般切割、错开北东向断裂，并对盆地北部断陷活动及展布特征起到较明显的控制作用，其活动和发育时代应比北东向断裂系要晚，其对二级构造单元内部起着分块作用，使本区构造复杂化。盆地基底形态具有自南向北坳隆相间的格局，以F3断裂为界的盆地南部地区主要构造轴向为北东走向，为全盆地面积最大的坳陷区，区内可进一步分为两凹一凸3个二级构造单元。
（3）火山岩分布特征
重磁解释盆地内火山岩分布可以划分为两个区域，一个分布于盆地西南部，F2大断裂东侧的巴彦哈达凹陷及盆地南部地区，面积不大。该区火山岩被上覆地层覆盖，最大埋深大于2000m，火山岩厚度一般在1000～3000m 之间，最大厚度在哈达图以北凹陷。另一个分布于盆地中、北部广大地区，该区火山岩绝大多数已出露地表，如东北部地区、东南部地区，以及中部地区等等，仅局部地区，如中部额尔古纳市以南地带上覆约200～400m 厚的大磨拐河组，火山岩被上覆地层覆盖，最大埋深大于1000m。
（4）沉积岩分布特征
重磁解释盆地内沉积岩主要分布在凹陷深度最大的巴彦哈达凹陷，以及陈巴尔虎旗凹陷、拉布达林－上库力一带的凹陷中。在巴彦哈达地区沉积岩最大厚度1800m，一般厚度在600～800m；在陈巴尔虎旗凹陷沉积岩厚度在0～600m，而在拉布达林－上库力一带的凹陷中沉积岩厚度仅为0～350m。
2.地震解释的构造特征
（1）构造格局
区内构造样式相对较为简单，主要是在拉张应力作用下形成的西断中凹向东抬起的箕状断陷，中部被东深西浅的反向断阶带不明显分割，形成西南部深而窄、东北部浅而宽两个深洼陷区。
各层构造格局基本一致，中部地层埋藏较深，向东西两侧抬升。区内断裂主要以北东向延展为主。主要构造基本集中在西侧控陷断裂带附近，几个较大的三级构造基本沿主干断裂的延伸方向发育，表现为背斜、断背斜（断鼻）、断块等。
巴彦哈达凹陷在工区内主要表现为巴彦哈达向斜，呈北东向长条状展布，长约70km，西南部宽约7km，东北部宽约28km，面积可达1100km2以上，发育西南、东北两个局部洼地，西南洼地最深海拔－5800m，东北洼地最深海拔－4100m。向斜在深层（T5-1—T4-3层）主要为断陷特征，浅层逐渐呈现坳陷特点，由深至浅向斜幅度逐渐变小，向斜中心基本一致。
（2）局部构造
1989年，二维地震概查解释了巴彦哈达断陷巴彦哈达（T4）、西戈力吉（T3、T5）两个正向局部构造，共计3个层圈闭。本次解释正向局部构造6个、总面积138.2km2，解释层圈闭15个、总面积272.6km2，其中新发现层圈闭14个、总面积265.8km2。其中，可靠层圈闭4个、总面积106.2km2；较可靠层圈闭3个、面积为67.5km2；不可靠层圈闭8个、总面积98.9km2，其中新发现7个、总面积92.1km2，重查1个、面积6.8km2。主要局部构造描述如下。
1）鄂伦池构造
鄂伦池构造位于巴彦哈达与包鲁都尔两个向斜之间的脊部，是以鄂伦池凸起为背景、以西侧的LB1号控陷断裂为遮挡形成的断背斜，在T4、T4-1两层发育，由508.0、511.0两条平行测线控制，较为可靠。在T4层上以海拔500m 等高线圈闭，面积为24.3km2，幅度320m，构造走向90°。在T4-1层上以海拔250m 等高线圈闭，面积为34.5km2，幅度270m，构造走向130°。
2）巴彦哈达构造
巴彦哈达构造位于LB1号控陷断裂下降盘一侧，是LB1号控陷断裂切割巴彦哈达向斜西北斜坡形成的断背斜，在T4、T4-1、T4-2、T4-3等4层发育，由多条主测线及508.0联络测线控制，可靠程度较高。在T4层上以海拔－50m 等高线圈闭，面积为44.9km2，幅度725m，构造走向50°。在T4-1层上以海拔－450m 等高线圈闭，面积为14.6km2，幅度640m，构造走向50°。在T4-2层上以海拔－800m 等高线圈闭，面积为38.9km2，幅度710m。在T4-3层上以海拔－1300m 等高线圈闭，面积为7.8km2，幅度310m，构造走向50°。
3）西戈力吉构造
西戈力吉构造处于巴彦哈达向斜北部，多由单条测线控制，可靠程度较低。在T4层上位于91.0线520.0桩号附近，以海拔550m 等高线圈闭，面积为8.8km2，幅度45m。在T4-1层上位于514.0线93.0桩号附近，以海拔50m 等高线圈闭，面积为11.9km2，幅度160m。在T4-2层上位于514.0线93.0桩号附近，以海拔－900m 等高线圈闭，面积为8.7km2，幅度310m，可与T4-1层叠置。在T5层上位于511.0线94.0桩号附近，以海拔－2100m 等高线圈闭，面积为6.8km2，幅度220m。在T5-1层上位于511.0线94.0桩号附近，以海拔－3700m 等高线圈闭，面积为15.8km2，幅度520m，可与T5层叠置。
3.构造演化
通过区内剖面构造发育史分析，可将本区构造演化过程分为以下4个阶段。
（1）中侏罗世时期
晚石炭世末期，构造运动剧烈，本区域发生强烈褶皱变形，断裂构造广泛发育，结束了地槽发展的历史。在随后的二叠纪—早侏罗世漫长的地质历史中，本区域一直处于上升隆起和剥蚀夷平状态，地形已呈现出准平原化的地貌景观。中侏罗世时期，由于太平洋板块对欧亚板块的挤压和俯冲作用，受滨太平洋构造域的影响，在燕山早期构造运动作用下，本区形成了一些强烈剥蚀的隆起区与迅速堆积的断陷区。首先在巴彦哈达断陷堆积了湖相碎屑岩夹火山碎屑岩建造；其后，燕山运动影响范围不断扩大，向东南方向发育，形成了白音扎拉嘎、阔空多鲁山和肯盖里断陷，继续接受沉积，形成了一套河湖相碎屑岩建造——南平组。在此时期，各断陷之间互相隔绝，独立成盆，沉积最大厚度在巴彦哈达断陷。各断陷沉积物以中粗粒为主，地层中暗色泥岩、煤层较发育，是本区域主力生油岩系。本区南平组厚度200～1300m，凹陷内以岩浆岩为主，边部有一定沉积岩分布。中侏罗世末，燕山运动再次活动，结束了本区湖相沉积的历史。
（2）早白垩世早期
早白垩世早期，由于裂隙和地幔上隆造成陆壳熔融并上涌，受北东向、近东西向和北西向断裂控制，本区火山活动非常活跃，火山活动以裂隙式和中心式喷发为主，喷溢和侵入式次之。首先，上地幔的基性和中基性岩浆溢出地表，形成塔木兰沟组；之后，中酸性和酸性岩浆也开始沿断裂带继续活动，溢出或喷出地表形成吉祥峰组，没有溢出地表的形成吉祥峰组次火山岩；最后，在本区域南部沿断裂喷溢了中－基性岩浆，形成了七一牧场组。至此，燕山活动火山喷发第一阶段基本结束，现代地貌的基本轮廓也在此形成，地壳逐渐稳定，进入剥蚀期；这时，大量的陆源碎屑物质充填了一些含水盆地及不含水的洼地，形成了木瑞组的沉积。本区只解释有塔木兰沟组，厚度0～1200m，岩浆岩比较发育，亦有部分沉积岩分布，应具一定生油条件。这个间断时间之后，燕山期火山喷发第二阶段开始活动，主要是断裂活动和大规模的火山作用，爆发了一些偏酸性或酸性的火山熔岩和碎屑岩，形成了上库力组；其后沿主干断裂，又有小规模、小范围的火山活动，形成了中－基性岩层的依列克得组，至此燕山期火山喷发全部结束，进入短暂的稳定期。本区上库力组分为上、下两段。上库力组下段分布于工区中、东部，区内厚度0～550m，以岩浆岩为主。上库力组上段，区内厚度0～1250m，凹陷内以岩浆岩为主。本区依列克得组厚度0～1000m，以正常沉积岩为主。
（3）早白垩世晚期
早白垩世晚期的构造活动大为减弱，地壳持续上升，本区大部处于隆升剥蚀状态，盆地内只有巴彦哈达－白音扎拉嘎断陷接受沉积，形成一套含煤、菱铁矿的碎屑建造——大磨拐河组，沉积物中富含有机质。早白垩世末期，燕山晚期构造变动，使早白垩世地层发生了轻微的变形，形成开阔的褶皱构造。本区大磨拐河组（可能含南屯组、铜钵庙组）厚100～1100m，基本为正常沉积岩。
（4）新生代
古近纪和新近纪时期，本区处于大规模缓慢隆起剥蚀状态，没有接受沉积。第四纪，本区处于大规模缓慢的间歇性升降运动中，且以上升为主，只在宽缓的坳陷中接受了冲积、洪积、风积等砾石层、亚粘土、腐殖土、风成砂及湖沼沉积的黑色淤泥等。本区第四系主要分布在平原草地区和平原沼泽区。
（四）石油地质条件
根据对拉布达林盆地油气形成条件分析，古生界石炭系是分布最广的一套地层，石炭系由一套浅海、半深海和海陆交互相的碳酸盐岩组成，含有一定的有机物质，厚度约1500m。盆地内盖层兴安岭群主要为一套火山碎屑沉积，但在火山喷发间隙中尚有一定厚度的正常碎屑岩沉积，如上库力组下部不同程度地见有粉砂岩、砾岩、泥岩。白垩系下统大磨拐河组上部含煤碎屑岩沉积段，相当于邻区海拉尔盆地的大磨拐河组，其由湖泊沼泽相粉砂岩、泥岩夹多层煤组成，厚800m，具有较好的油气形成条件。
综合上述，晚古生代石炭纪时期，拉布达林盆地接受浅海、海陆交互相沉积，有利于有机质向石油转化。中生代以来燕山运动，盆地以断块差异升降活动为主，沿大断裂产生长期快速沉降的深断陷，为形成较大的湖泊沼泽，以及大量有机质的生存和保存提供了良好的条件。
1.烃源岩
拉布达林盆地烃源岩有3套，即下白垩统大磨拐河组、下白垩统上库力组和古生界石炭系。大磨拐河组为一套河湖相含煤细碎屑岩沉积建造，煤田钻孔揭示，岩性为中细砂岩、黑色泥岩夹多层煤，厚度大于600m，据综合物探资料解释最大厚度达1000m，分布于其洛图屯断陷内。从相关的地化分析资料看，盆地内大磨拐河组的暗色泥岩具有一定的生油能力。有机碳值为0.44%～4.28%，平均为1.75%，氯仿沥青“A”值为0.043%～0.14%，平均为0.072%，生烃潜量（S1+S2）值为0.24%～10.99%，平均为2.92%，综合评价已达到中等生油岩标准。有机质类型属Ⅲ类，演化程度较低，镜质体反射率值为0.42%～0.85%，处于低成熟阶段。地层对比表明，拉布达林盆地上库力组相当于大杨树盆地九峰山组。野外地质调查过程中，在上库力东南山剖面的上库力组中也发现了沉积岩。沉积岩中含有动植物化石，该套化石与九峰山组的化石可以进行对比，可能发育有相类似的烃源岩。尤其是拉布达林盆地的上库力组与大杨树盆地九峰山组可比，表明了该盆地是值得探索的有利地区之一。盆地西南部巴彦哈达凹陷基底埋藏相对较深，暗色泥岩相对发育，有机质较丰富，且转化程度高，是该盆地目前勘探的主要地区。
2.储层
拉布达林盆地储层可能为砂岩和裂缝两种类型，以砂岩储层为主。大磨拐河组的储层物性也较好，孔隙度值为12.9%～27.2%，平均值为15.6%，渗透率（0.02～6.73）×10-3μm2，平均值为0.79×10-3μm2。胶结类型以孔隙式为主。本区由于构造运动频繁，断裂具有继承性、多期活动性，断裂十分发育，断层、裂缝不仅作为油气运移的良好通道，而且在有良好局部盖层存在下，亦可作为储层。
（五）有利区带预测
从利用综合物探资料解释的基底深度来看，拉布达林盆地基底埋深在0～4200m，最深处在巴彦哈达断陷，为4.2km，沉积岩厚度为600～1800m，与地震解释基本一致。综合分析认为，区内中侏罗统是油气生、储、盖组合较好的层位，下白垩统火山岩层是油气储盖条件较好的层位，下白垩统依列克得组与大磨拐河组也具有较好的生、储、盖组合条件。其中依列克得组与大磨拐河组下部以正常沉积岩为主，其地震剖面特征以平行反射结构为主，应属稳定沉积，按一般地震相－沉积相的解释，应为半深湖相，烃源岩发育的可能性最大，埋藏适中，应是近期勘探工作的重点层位。同时，对火山岩地层的含油性也应予以重视。海拉尔盆地红旗凹陷海参6井在兴安岭群浅灰色玄武岩裂缝中见5.215m的油斑，测试获2L原油，分析油源是来自玄武岩下的黑色泥岩。大杨树盆地杨参1井在井段560～2038.0m 等多处见到8层含油显示，含油岩性有玄武岩、凝灰岩、粉砂岩和辉绿岩等，试油结果日产油0.017t，日产气74m3。海拉尔盆地多年的勘探实践表明，断陷盆地油气以短距离横向运移为主，成熟烃源岩区控制了油气藏的分布。据此推断，本区的重点含油气地区应为巴彦哈达向斜西南、东北两个局部洼地，其中西南洼地更为有利（图3-39）。
（六）拉1井钻探成果
拉1井位于内蒙古自治区陈巴尔虎旗北西55km 处，构造位置在拉布达林盆地其洛图屯断坳巴彦哈达凹陷，是1口预探井，于2007年3月10日开钻，于5月21日完钻，设计井深2900m，完钻井深2900m。钻探目的是建立盆地地层层序，了解沉积岩的时代、厚度、岩性、岩相及分布概况，了解烃源岩发育的主要层位、厚度、生油指标及变化情况，了解储、盖层岩性、物性、厚度，沉积条件及分布情况，对本区含油气远景进行评价。
钻遇的地层有白垩系下统塔木兰沟组（2900～2364m）、上库力组（2364～1562m）、依列克得组（1562～1066m）、大磨拐河组（1066～40m）和第四系（40～0m）。大磨拐河组岩性主要为黑灰、深灰色泥岩；依列克得组、上库力组、塔木兰沟组等主要为一套火山碎屑沉积，在火山喷发间隙中发育一定厚度的碎屑岩沉积，未见泥岩。
拉1井统计结果，大磨拐河组暗色泥岩较发育，累计厚度达到了745m，单层最大厚度480m，泥地比为72.48%，泥地比高，单层厚度大，暗色泥岩质纯。14块样品中有机碳含量最小为1.731%，最大为2.96%，平均为2.175%，已经达到我国陆相盆地较好生油岩的标准。氯仿沥青“A”的含量远远没有达到0.1的标准，最大仅为0.0334%，平均为0.0151%，生烃潜量在1.26～9.25mg/g之间，平均为3.13mg/g，为差生油岩标准。14块样品干酪根显微组分鉴定结果为Ⅱ2、Ⅲ型干酪根。有机元素检测结果显示，H/C 在0.6～0.8之间，O/C 在0.1～0.2之间，判断为Ⅱ2、Ⅲ型干酪根，综合分析大磨拐河组烃源岩有机质类型为Ⅱ2、Ⅲ偏腐殖型。大磨拐河组烃源岩14块样品Ro值平均为0.52%，处于低成熟阶段。Pr/Ph>1，平均为1.08，说明较不稳定的姥鲛烷相对于较稳定的植烷具有优势，没有大部分降解，进一步说明有机质的热演化还没有达到成熟程度。OEP平均值为2.06%（OEP<1.45），也说明了生油有机质处于低成熟阶段。
图3-39 拉布达林盆地有利区预测图
从整个盆地综合物探解释情况看，盆地储层主要是兴安岭群火山岩顶面以上的砂岩（主要为大磨拐河组，局部很可能存在南屯组），盆地的正常沉积岩主要分布在凹陷深度最大的巴彦哈达凹陷，以及陈巴尔虎旗凹陷，拉布达林－上库力一带的凹陷中，在巴彦哈达地区大磨拐河组以下兴安岭群火山岩顶面以上存在着1000m 厚的沉积岩。分析预测盆地局部区域的火山岩也可作为油气有利的储集体。
分析表明，拉1井大磨拐河组泥岩最大单层厚度480m，为分布较广的良好盖层。而依列克德组火山岩与砾岩交互沉积，为分布在局部区域的良好盖层。
综合分析认为拉1井烃源岩的有机质丰度不高，评价达到中—差等标准，有机质类型为Ⅱ＋Ⅲ型，有机质成熟度较低，生油能力和砂岩的储集性能都比较差。
总的来看，拉布达林盆地的含油气远景一般，需要做更进一步的勘探工作。
㈩ 国内外石油和地质部门常用软件简介
(一)石油和地理信息系统常用软件
国内外石油和地理信息系统现有的相关软件如表8-1所示。其中,Geo Map适用于制作各种地质平面图、剖面图、统计图、三角图、地理图和工程平面图,是广泛应用于石油勘探与开发、地质、煤炭、林业、农业等领域的CAD软件之一;MapGIS是工具型地理信息系统软件,可对数字、文字、地图遥感图像等多源地学数据进行采集、管理、综合空间分析及可视化表示,可制作具有出版精度的复杂地质图,进行海量无缝地图数据库管理,具有强大的图形编辑功能;SDI CGM Editor是CGM绘图工具,包括图形转换及拼图;SDI CGM Office是显示、转换CGM文件格式、复制/粘贴CGM图形到 Microsoft Office、批量和交互进行各种图形格式间相互转化的功能软件;Larson CGM Studio是强有力的CGM制作、编辑、组合工具;CARBON包括Intell Explore(井分析工具)和BendLinkEx(油藏分析工具)两部分;Surfer是一个十分流行的功能强大的基于 Windows的三维绘图软件;兰德马克(LandMark)属于大型地震综合解释软件;Discovery是基于 Windows,方便研究人员桌面使用的一体化油藏描述、解释软件;EarthVision是当今用途广泛的三维地质建模及三维可视化软件系统。
表8-1 国内外石油和地理信息系统现有的相关软件及其功能
续表
(二)服务于地质钻探设计计算的软件现状
20世纪80年代以来,随着计算机技术的迅猛发展,国外首先开发的钻探设计计算软件是为定向井设计、计算提供辅助分析手段的软件。我国也于1982年初,由地质矿产部组织勘探技术研究所、探矿工程研究所、探矿工艺研究所、无锡钻探工具厂和电子工业部49所以及重点地质队(安徽省地矿局337队、江西省地矿局912队)对重点项目“螺杆钻受控定向配套器具与施工工艺”开展攻关研究。经3年多的努力,在钻孔弯曲规律与防治,定向钻孔设计、计算、微机应用、造斜工具、定向仪器、造斜金刚石钻头,以及一整套施工工艺等方面都取得了突破性进展和多项科研成果,使受控定向钻探进入实用阶段。当前,我国地质定向钻探技术水平已进入先进国家行列。在定向井设计、计算软件研发方面也取得了显著进展。其中北京怡恒阳光科技发展有限公司研发的“Navigator定向井水平井轨迹设计及计算分析软件”在国内石油钻井工程中应用广泛,它可以帮助定向井工程师合理地设计井眼轨道,并可在钻井施工过程中进行实钻计算和轨迹分析,其主界面如图8-1。
图8-1 Navigator定向井水平井轨迹设计及计算分析软件主界面
煤炭科学研究总院西安研究院与北京合康公司合作研发了一套适合水平孔设计计算的随钻测量软件系统,其主界面如图8-2。
图8-2 煤炭科学研究总院西安研究院与北京合康公司研发的随钻测量系统软件主界面
考虑到国内外现有的定向井设计计算软件绝大多数是根据石油行业规范进行研发的,石油钻井设计原则及方法与地质钻孔设计有着显著差异,在地矿行业难以直接推广应用。而西安煤炭研究院与北京合康公司合作研发的软件只有轨迹计算功能,没有涉及自然弯曲规律分析、柱状图的生成以及受控定向轨迹的设计等问题,因此该软件的应用有一定的局限性。安徽省地矿局313地质队根据国内地矿行业的自身特点及定向钻探施工工艺,与中国地质大学(武汉)合作研发了适合我国地质矿产行业的钻孔设计与轨迹动态监控系统,使计算机软件技术更好地为深部钻探优化设计、钻孔轨迹动态监控、数据处理、钻孔质量控制和钻探资料档案管理服务,为探矿工作者提供技术支持。