油气勘探开发中的沉积学创新与挑战

孙龙德，方朝亮，李峰，朱如凯，张云辉，袁选俊，贾爱林，高兴军，苏玲（. 中国石油天然气股份有限公司；. 中国石油勘探开发研究院）

油气勘探开发中的沉积学创新与挑战

孙龙德1，方朝亮1，李峰1，朱如凯2，张云辉1，袁选俊2，贾爱林2，高兴军2，苏玲2
（1. 中国石油天然气股份有限公司；2. 中国石油勘探开发研究院）

摘要：根据沉积学研究进展及在实践中的应用成效，梳理未来油气勘探开发对沉积储集层研究的需求，并提出未来研究的重点方向和领域。近年来，中国沉积学研究取得多项重要成果：建立跨重大构造期沉积盆地岩相古地理与浅水三角洲砂体发育新模式，扩展了油气勘探领域；深水沉积砂体分布规律的新认识促使深水—超深水区与湖盆中心持续获得重大油气发现；深层—超深层储集层发育机理的新认识拓展油气勘探开发深度；富有机质页岩发育模式与非常规储集层研究新进展，促进非常规油气勘探开发取得重大突破；多尺度开发地质建模有效预测剩余油分布。沉积储集层研究的新技术与新方法为沉积学理论发展及其工业化应用提供了基础。未来沉积学研究中，应发展传统沉积学、创新细粒沉积学和非常规储集层地质学，为沉积原型盆地恢复、富有机质页岩富集区评价、有利储集层预测和有利目标区优选提供依据，推动沉积学不断创新。图3参46

关键词：沉积学；细粒沉积；深层—超深层储集层；深水沉积；非常规储集层；储集层构型

0　引言

近年来，中国沉积学研究在区域岩相古地理、沉积体系的S2S（源-渠-汇）分析方法[1-4]、浅水三角洲砂体发育模式、地震沉积学[5-6]、现代沉积对比和砂体内部构成定量研究[7]、层序地层标准化[8-9]、小克拉通海相碳酸盐岩储集层沉积学、海相与陆相细粒沉积、 富有机质页岩发育模式、泥页岩储集层储集空间表征及储集性、深层—超深层储集层、现代超咸水环境中微生物白云岩形成、古代微生物白云岩储集层与岩溶储集层、边缘海海域深水沉积体系、不同沉积类型砂 体储集层构型、沉积学研究新技术新方法[3,10-11]等方面 取得了大量研究成果，有效指导了中国石油工业的发展。本文通过分析近年国内外油气勘探开发进展与趋势，结合油气沉积储集层研究新进展在勘探开发实践中的应用成效，梳理了未来油气勘探开发实践对沉积储集层研究的需求，提出了沉积储集层研究的重点方向和领域。

1　全球油气产量发展趋势

随着沉积学研究的不断深入，其对油气勘探开发和储量增长的作用日益重要。油气勘探开发领域的不断拓展也促进了沉积学的理论创新和技术进步。当前，全球油气勘探开发呈现如下形势：常规油气稳定发展，是产量的主体；海洋油气持续增长，是增长量的主体；非常规油气快速增长，是未来增产的重点（见图1）。2000—2012年，全球新增原油探明储量698×108t、天然气探明储量420×108t（油当量）[12-15]。海域是常规油气新增储量的重要领域：2000—2012年新增储量中海域油气占55%，2012年达90%。天然气是常规油气新增储量的主体：2000—2012年新增储量中天然气占61%，2012年占70%。非常规油气逐渐成为全球油气供应的重要组成部分，2011年世界非常规原油产量6.98×108t，占世界原油产量的17%，其中，重油和油砂油6.72×108t、致密油0.25×108t、油页岩油0.014 6× 108t；2011年世界非常规天然气产量7 805×108m3，占世界天然气产量的24%，其中页岩气1 920×108m3、煤层气565×108m3、致密气5 320×108m3[12-18]。

图1　全球油气产量发展趋势图（据文献[图12　-图15　]）

2　区域岩相古地理格局与砂体发育新模式

2.1 重大构造期沉积盆地的区域岩相古地理格局

将沉积学与构造地质学相结合，野外勘察与室内分析相结合，应用沉积学理论、技术和方法解决盆地原型问题。野外基础工作包括区域性勘察、剖面精细测量、地层与岩性对比、沉积结构构造与物源分析、重矿物分析、古环境分析等。室内分析工作包括：将(U-Th)/He低温热年代学应用于沉积学，利用矿物晶体中放射性4He分布规律约束热历史（最低至30 ℃），研究造山带剥蚀与沉积盆地沉积过程、地貌演化、物源以及气候与构造对地貌影响等[2-4]；根据沉积碎屑记录、多种元素及同位素组成、矿物和地球化学特征等信息，重建不同历史时期的古气候与古地理格局。

2.2 浅水三角洲砂体发育模式

大型敞流坳陷湖盆浅水三角洲与砂质碎屑流沉积模式的提出对解释湖盆中心砂体的形成与分布有重要意义，同时指导了鄂尔多斯、松辽、渤海湾等盆地湖盆中心区的油气勘探与开发[17,19-23]。近年来，笔者基于鄱阳湖等现代湖盆考察和水槽模拟实验，结合遥感信息，开展了浅水三角洲生长模式的研究。

水槽实验表明，浅水三角洲以水下分流河道沉积为主，其次是河口砂坝。河床坡降比、分流河道携带泥砂的粒径、分流河道截面形状等因素对浅水三角洲砂体的形成与发育有重要影响：河床坡降越大，进入湖区的沉积物速度越快，沉积物的总量越多，河口处越容易形成三角洲，反之则不利于三角洲的形成；分流河道携带的泥砂粒径越大，越不易往下游沉积，更不易在三角洲的前缘及更下游部位沉积，反之则有利于三角洲的发育；宽浅型分流河道极易被冲刷改道，加速变迁，窄深型分流河道相对来说稳定得多。

三角洲砂体以沿分流河道前积为主，砂体平均宽厚比为41～76，形态介于舌状和鸟足状之间。三角洲前缘“朵叶体”的动态生长模式为：浅水三角洲骨架砂体呈“树枝状”—“结网状”生长，分流河道不断生长，成为供砂通道，砂体连续沉积，天然堤控制砂体的分布[23]。此模式的建立为松辽、鄂尔多斯等盆地沉积砂体的预测提供了理论支持（见图2）。

图2　浅水三角洲生长模式与松辽盆地典型实例

3　深水沉积砂体分布规律新认识

近年来，深水沉积理论研究取得显著进展[4,18]：目前研究方法包括露头、地震、测井、岩心和实验模拟技术等，开展了定性、半定量的深水沉积控制因素分析，深化了物源、古地貌、水动力条件等因素对深水沉积控制作用的认识。深水沉积类型、深水区构造（深水褶皱冲断带、塑性相关构造、内斜坡盆地等）等研究取得重要进展，沉积物重力流研究进入以碎屑流研究为理论核心的新阶段：水下碎屑流“滑水”搬运机制、砂质碎屑流识别标志和流变学性质及其非水道沉积模式都取得了重要进展。深水沉积体系主要储集层类型有朵叶体、水道和天然堤。

深水沉积研究成果广泛应用于全球被动陆缘深水油气勘探中，包括巴西东部海域大坎普斯盆地盐下、西非与南美东转换带、东非鲁武马和坦桑尼亚海岸盆地、东地中海列维坦盆地、北海Horda台地、墨西哥湾深水盆地、墨西哥苏雷斯特盆地、里海海域滨里海与南里海盆地、印度东海岸KG盆地和澳大利亚西北大陆架等多个被动陆缘的超深水区，获得了重大油气发现[12-16,24]。中国鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地和松辽盆地等深水沉积区勘探也取得重要进展。

4　深层—超深层储集层发育机理新认识

分析深层碎屑岩储集层发育机理与主控因素认为：①深层—超深层储集层普遍低渗、致密，压实和胶结作用是导致低渗的主控因素；②深层—超深层储集层在整体低渗背景下仍发育“优质高孔隙度储集层”，可形成具商业价值的油气藏，“优质高孔隙度储集层”与早期超压、油气充注和溶蚀作用密切相关[25]。

中国塔里木、四川和鄂尔多斯三大盆地的古老海相白云岩储集层呈规模分布。通过研究相对海平面变化与白云石化关系，认为海平面下降对白云岩发育具有重要控制作用，建立地层层序与白云岩发育之间的关系，对白云岩储集层预测有重要意义。同时对微生物碳酸盐岩给予了高度关注：微生物碳酸盐岩是埋藏深、时代老的碳酸盐岩储集层中非常重要的一类，是中国前寒武系和下古生界的主要储集层类型，油气资源潜力大[26]。本次研究主要涉及微生物碳酸盐岩露头和岩心识别、微生物岩的镜下鉴定、分类和储集层表征等。目前对微生物碳酸盐岩的研究仍有一些疑难问题未解决，需要加大研究力度，如微生物碳酸盐岩的沉积环境和沉积模式、沉积相序结构概念、储集层岩石学类型等。

中国发育大面积岩溶储集层，已建立主要岩溶储集层发育模式[25]。通过分析油田水和白云石、方解石等矿物的主微量元素、稀土元素、同位素（C、O、Sr）组成可判断碳酸盐岩岩溶储集层、白云岩储集层的溶蚀流体来源和白云石化流体来源，为成岩环境恢复与白云石化机理研究提供基础。结合洞穴充填物的地层、岩相、碎屑组分、重矿物、主微量元素、稀土元素及U-Pb定性与定量分析，并考虑区域构造背景、沉积岩相背景，可确定岩溶储集层洞穴的演化时限，为储集层评价提供依据。碳酸盐台地灰岩坑的形成与断层、酸性流体运移、海底暴露、地表水注入有关，其研究有助于古岩溶油气勘探开发。

深层—超深层储集层发育机理与主控因素的新认识，使得深层—超深层油气勘探开发取得重要进展。2000年以来，海上6 000 m以深发现油气藏51个，陆上6 000 m以深发现油气藏39个，深层—超深层已成为中国陆上油气勘探重大接替领域[12-14, 25]。

5　细粒沉积模式与非常规储集层研究新进展

随着油气工业进入常规与非常规油气并重的勘探阶段，细粒沉积岩（粒径小于0.1 mm的颗粒含量大于50%的沉积岩）研究正引起重视。无论从分布规模还是分布年代来看，泥页岩都是主要的沉积岩类型。针对页岩层系油气勘探，富有机质页岩形成机制、矿物组成、储集特征、有机质赋存状态、生排烃机理等成为 非常规油气地质研究的前沿和重点[7-11,27-30]。

5.1 富有机质页岩发育模式

国内外学者对富有机质页岩成因进行了广泛研究，并建立了海相富有机质页岩成因模式，如水体分层的黑海模式、高生产力的上升洋流模式等。这些模式概括了高生产力、强还原环境、适中的沉积速率和黏土矿物含量（表面吸附）等主控因素对海相富有机 质页岩形成的控制作用[31-38]。

近年来，结合露头勘查、岩心分析和镜下观察，笔者对鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段、松辽盆地白垩系青山口组等典型盆地富有机质页岩的岩相类型及其岩石组成、纹层结构等微观特征进行解剖，认为长7段、青山口组泥页岩为暗色泥岩、油页岩、粉砂质泥岩、泥灰岩与少量粉砂岩组成的薄互层，垂向非均质性强，含有介形虫、叶肢介、双壳类、鱼鳞等化石，发育“两元”（黏土-有机质）和“三元”（粉砂-黏土-有机质）纹层结构。黑色页岩中发育大量波状层理、断续波状层理、脉状层理、压扁层理等沉积构造，表明其形成期间周期性底流活跃，有机质为顺层分布型、局部富集型和分散型。泥页岩形成于半深湖—深湖环境，干酪根以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，Ro值为0.7%～1.2%，TOC值为1.4%～25.6%，S1值为1.15～21.6 mg/g，氯仿沥青“A”含量为0.25%～1.50%，含油率3.5%～ 6.0%，滞留烃占总生油量的20%～50%，资源潜力大。

进一步研究发现，鄂尔多斯盆地长7段泥页岩发育在深湖—半深湖环境（Co元素分析显示水深为50～120 m），主要有机质显微组分和分子地球化学指标均显示低等菌藻类为主要生物源；无机B、Sr/Ba以及伽马蜡烷含量均显示水体为淡水环境；Pr/Ph、V/（V+Ni）、Ni/Co、黄铁矿含量显示沉积物形成于缺氧还原环境，甚至出现H2S层；富含Mo、Cu、U、V和Pb元素，可能与凝灰质的富营养盐促进生物勃发、导致高生产力有关，高生产力导致水体缺氧，从而保存有机质，因此建立了长7段泥页岩在火山灰促进下的高生产力-厌氧环境保存的形成模式。

长7段泥页岩分布区有4种沉积相与岩相模式：①深湖相宁静水体泥页岩分布区，以页岩为主，有机碳含量高，干酪根为Ⅰ型，主要受湖流作用影响；②砂质碎屑流背景的深湖相泥页岩分布区，页岩、砂岩互层，有机碳含量高，干酪根为Ⅰ—Ⅱ1型，受重力流影响；③前三角洲背景的半深湖相泥页岩分布区，以泥岩、粉砂质泥岩为主，有机碳含量低，干酪根以Ⅱ型为主，主要受喷流作用影响；④河流—三角洲平原炭质泥页岩分布区，以炭质泥岩为主，有机碳含量高，干酪根主要为Ⅱ—Ⅲ型。

图3　三类盆地湖相富有机质页岩成因模式

通过研究不同类型盆地黑色页岩的岩相，建立了3类湖相富有机质页岩的成因模式（见图3）：坳陷湖盆为中央坳陷区大面积缺氧环境的水体分层模式，富有机质页岩横向分布相对稳定，且范围广；断陷湖盆为洼陷区缺氧环境的水体分层模式，富有机质页岩厚度大，横向变化大；前陆湖盆为坳陷区缺氧环境的水体分层模式，富有机质页岩厚度大，斜坡区发育煤系富有机质页岩。研究认为深湖—半深湖页岩形成于水体相对安静的环境，以细粒物质垂直沉降为主，凝絮作用形成的有机质团粒加速了沉积物堆积，同时水体分层造成底水缺氧，有利于有机质保存；间歇性海水入侵带来的营养物质促使生物勃发，提供大量有机质；水体咸化加快黏土矿物的沉降，且有利于沉积物中有机质的保存和富集。

5.2 泥页岩储集层储集空间表征及储集能力

非常规致密储集层纳米级孔喉系统的发现，增加了储集空间类型，拓展了致密油气、页岩油气勘探新领域[39]。中国陆相泥页岩储集特征为：①泥页岩发育典型纹层结构，脆性矿物-黏土矿物-有机质在三维空间有序分布，纳米级孔喉系统和平行层理缝构成储集空间主体，孔隙类型包括粒间孔、粒内孔和有机质孔，以黏土矿物粒间孔为主，占总孔隙度50%左右，有机质孔占总孔隙度30%左右，孔喉直径主要为50～300 nm，局部发育微米级孔隙[40-43]。②泥页岩微观孔喉系统整体具有连通性，主体连通格架由粒间孔、有机质孔和层理缝组成，连通率大于60%，局部发育孤立孔隙。③泥页岩脆性指数较高，石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物平均含量达41%，黏土矿物含量低于50%，其中准噶尔盆地二叠系芦草沟组黏土矿物含量低于30%，高脆性指数保证了后期压裂的有效性。④泥页岩内黄铁矿发育，其含量与TOC值呈良好的正相关关系，环境扫描电镜显示黄铁矿周围有残留烃富集；残留液态烃在泥页岩中以吸附态和游离态分布，在有机质内部和表面以吸附态为主，而在黄铁矿晶间孔、黏土矿物和脆性矿物中为吸附态和游离态，在层理缝内以游离态为主。⑤低成熟泥页岩的成岩物理模拟实验表明，泥页岩孔隙发育受热演化、黏土矿物含量和机械压实作用控制。大孔、中孔和微孔的比孔容随温度增加具有不同的变化趋势。随着模拟实验温度和压力增加，大孔的比孔容先增加后降低，微孔的比孔容则是先降低后增加，中孔的比孔容是先降低后增加。残留烃含量随温度（成熟度）升高，先增加后减小，在350 ℃时达到最大值150 mg/g。有机质纳米孔的演化受有机质显微组分和成熟度控制，随着演化成熟度的升高而增加。

6　多尺度开发地质建模

6.1 不同沉积类型砂体储集层构型

随着中高渗油藏注水开发进入开发后期阶段，剩余油分布描述由层间剩余油和井间剩余油富集区向单砂体内部剩余油分布转变，砂体构型和砂体内部结构解剖成为储集层描述重点。

精细解剖沉积露头和密井网区资料，与现代沉积进行对比分析，并通过水槽实验验证，获得不同尺度砂体构型的分布规律和地质统计学参数，指导砂体内剩余油分布预测。目前，笔者主要建立了浅水三角洲、曲流河、辫状河和冲积扇等4种主要砂体的单砂体储集层构型模型。以曲流河砂体为例，主要依据废弃河道形态及其与点坝的空间组合关系来划分单砂体，在单砂体内部表征不同期次砂质侧积体间泥质侧积层的倾角、倾向、延伸距离等参数，以此为依据建立曲流河点坝构型模型，从而预测受侧积层遮挡而产生的砂体内的剩余油分布[21-23]。

6.2 数字化储集层表征

精细油气藏描述与地质建模方法分为8个步骤[44]：①沉积背景和沉积环境分析，其中沉积机制与成因研究是关键，重点分析储集层的发育、分布规律；②等时地层格架与精细构造研究，以高分辨率层序地层学理论为指导，通过井震联合，并结合动态资料建立等时地层格架、进行精细构造解释；③细分沉积微相，识别成因单元砂体，确定砂体的空间展布形态、叠置模式，建立储集层沉积模型；④确定成因单元砂体规模、发育频率等参数，建立原型模型地质知识库，为井间砂体预测提供定量参数；⑤进行沉积模式与砂体分布控制的高分辨率地震储集层预测，三维地震资料的分频处理解释技术具有识别薄储集层的技术优势；⑥综合建立砂体成因单元构型模型，采用储集层构型分析技术，进一步精细刻画储集层内部结构特征；⑦开展储集层物性参数与流体分布规律研究；⑧运用三维可视化技术建立储集层地质模型，并预测剩余油分布。

6.3 动态裂缝控制剩余油新模式

由于低渗—特低渗油藏渗流能力弱，补充地层能量所需时间长，因此多采用超前注水或同步注水方式开发，且注采比较高。这就会导致注水前缘憋压，地层破裂产生裂缝或使得天然裂缝开启，被称为动态裂缝[45]。随着开发时间延长，裂缝不断延伸或新裂缝开启，使生产井含水量快速上升。认识和描述动态裂缝，以及受其控制的剩余油分布是低渗—特低渗油藏开发中后期的重要研究内容。基于砂体展布和地应力场分布研究，通过油井和注水井动态分析，结合生产测井资料，查实油井注水见效层位和水淹程度，精细刻画水淹程度，建立动态裂缝分布模型，表征剩余油分布特征。动态裂缝导致生产井在剖面和平面不同方向上的水淹程度差异很大，致使剩余油呈条带状分布。

7　沉积储集层研究新技术与新方法

沉积储集层的研究手段已由传统沉积学和岩石学研究向多学科、多信息方向发展，沉积模式与高精度地球物理技术结合可直观揭示和定量描述沉积体空间展布。数字技术应用范围越来越广，现代沉积、露头、岩心、剖面等大数据库为“数字凹陷”、“数字盆地”的建立提供了数据支撑，已建立的数字岩心分析技术为非常规储集层体积压裂、“工厂化”作业等提供基础信息。沉积储集层研究新技术、新方法包括以下7个方面。

①地震沉积学分析技术：该技术在中国陆相地层和海相地层沉积相研究中得到广泛应用，成功应用于四川盆地须家河组、渤海湾盆地沙河街组和珠江口盆地等不同沉积体系的水道沉积地貌分析。地震岩性学（90°相位化）分析技术在浊积扇、三角洲沉积体系的形貌整体识别中发挥了重要作用[5-6]。

②遥感沉积学分析技术：应用遥感技术持续观察现代湖盆、河流、三角洲沉积演化，详细刻画河道迁移、湖盆岸线变化、砂坝迁移等沉积过程。分析河道及砂坝迁移规律，建立基于沉积过程的沉积相模式。

③数值模拟沉积相建模技术：由于基于两点统计的建模方法、基于对象的建模方法、基于多点统计的建模方法和基于过程的建模方法快速发展，建立的沉积相模型越来越准确，越来越有效地指导油气开发方案的制定。

④数字露头研究技术：数字雷达、探地雷达、XRF （X射线荧光光谱）扫描技术、3D X射线扫描技术、显微光谱技术等技术的应用和发展，使得沉积学在微观、定量化研究等方面取得重大进展。XRF扫描技术分析可实现精度小于年的短周期沉积过程研究，利用3D X射线扫描技术可开展细粒沉积学研究[7]。

⑤数字岩心分析技术：针对致密储集层孔喉细微，常规方法表征难的特点，应用场发射扫描电镜、双束扫描电镜及CT成像等高分辨率测试技术，结合常规测试，实现致密油储集层微米—纳米级多尺度孔隙、喉道的精细识别及表征；采用高精度扫描与图像拼接技术精细刻画致密油储集层孔喉特征；利用CT扫描结合数字岩心算法对微米—纳米级孔喉进行定量表征；建立的致密油储集层分类评价新方法，可反映储集层宏观特征、孔隙结构、生产能力和储集层的非均质性[11,40-43]。

⑥裂缝评价预测技术：通过刻画裂缝型储集层的裂缝密度、裂缝宽度、裂缝孔隙度等参数，实现对裂缝型、裂缝-孔隙型储集层，尤其是碳酸盐岩孔-洞-缝型储集层的精细描述；裂缝分析技术可实现对碳酸盐岩岩溶地貌的预测。

⑦碳酸盐岩储集层刻画技术：针对风化壳型、缝洞型礁滩体和构造型礁滩相碳酸盐岩储集层，分别采用古地貌精细刻画技术、地质-测井-地震一体化分期次建模技术和沉积微相与构造结合的气水分布描述技术，对不同类型碳酸盐岩储集层进行精细刻画，解决了不同类型碳酸盐岩气藏描述中的关键技术难点。

8　结论

面对油气勘探开发领域中多方面挑战，需要持续开展沉积学研究，发展传统沉积学，创新细粒沉积学和非常规储集层地质学，为沉积原型盆地恢复、富有机质页岩富集区评价、有利储集层预测和有利目标区评价优选提供依据。

未来油气沉积学研究应重点发展以下领域：宏观上，从地球系统角度建立全球沉积盆地大数据库，包括盆地构造背景、地层层序、烃源岩、储集层分布等，以揭示常规、非常规油气资源的有序聚集规律；微观上，从纳米尺度研究油气预测与开采技术，如应用纳米CT观测纳米孔喉系统，研究纳米驱油气剂、微生物驱油方法等提高采收率技术，开展纳米尺度细粒沉积的非常规储集层研究，以及未来领域虚拟现实（通过虚拟技术实现对未来开发的模拟）等。

常规-非常规油气工业发展面临着传统粗粒沉积机理、常规孔隙储集层成因及常规圈闭成藏模式、传统地球物理方法应用、传统资源储量评价、直井钻探技术及开采方式等方面的挑战，因此需要加大细粒沉积与非常规储集层、深层、海域等方面的沉积学研究。邹才能等人提出非常规油气地质学概念，核心研究储集层有效性及储集层含油性，重点研究岩性、物性、脆性、含油性、烃源岩特性与应力各向异性“六性”及匹配关系[46]。

随着开发对象日趋复杂和开发阶段的不断延伸，尤其在低渗—超低渗油气藏和非常规油气开发中储集层压裂改造技术的应用越来越普遍，应将地质与岩石力学等研究交叉和融合，建立并优化砂体展布、井网、地应力和人工裂缝间的匹配关系，提升改造效果和油气开发水平。

油气田开发后期的高含水阶段，各种注入介质会造成流体场、温度场、压力场变化，同时储集层地质条件也发生动态变化。需要融合不同尺度的精细表征成果，指导剩余油开发并提高采收率：不断发展完善不同沉积类型、不同尺度构型单元的地质知识库和建模技术；建立多尺度开发的地质模型；由“静态储集层沉积”研究向“动态储集层沉积”研究发展。

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联系作者：朱如凯（1968-），男，湖南双峰人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事沉积学与储集层地质学方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心，邮政编码：100083。E-mail：zrk@petrochina.com.cn

（编辑 林敏捷 王大锐）

Innovations and challenges of sedimentology in oil and gas exploration and development

Sun Longde1, Fang Chaoliang1, Li Feng1, Zhu Rukai2, Zhang Yunhui1, Yuan Xuanjun2, Jia Ailin2, Gao Xingjun2, Su Ling2
(1. PetroChina Company Limited, Beijing 100007, China; 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)

Abstract:Based on the development of sedimentology and its application effects in practice, research demands on the sedimentary reservoirs in the oil and gas exploration and development in the future are summarized, and key research fields and directions of the future are put forward as well. Recently, sedimentology in China has achieved a number of accomplishments: Lithofacies paleogeography of depositional basins during significant tectonic movements and a new model of sandbody in shallow water delta have been built, expanding the fields of oil and gas exploration. New knowledge of deep-water sedimentary sandbody distribution has sustained significant discoveries in(ultra-)deep water area and lake basin center. New cognition of(ultra-)deep reservoir mechanism extends the depth of oil and gas exploration and development. New progress of development pattern of organic-rich shale and study of unconventional reservoirs make a series of major breakthroughs in unconventional oil and gas exploration and development. Multi-scale development geological modeling predicts effectively the distribution of remaining oil. New techniques and methods of sedimentary reservoirs provide a foundation for the development of the sedimentology theory and its industrial application. In the future development of sedimentology, it is necessary to make progress in traditional sedimentology, to innovate fine-grained sedimentology and unconventional reservoir geology and to provide a foundation for sedimentary prototype basin restoration, organic-rich shale area evaluation, favorable reservoir prediction and favorable target area optimization, promoting the continuous innovations on sedimentology.

Key words:sedimentology; fine-grained sediment;(ultra-)deep reservoir; deep water sediment; unconventional reservoir; reservoir configuration

收稿日期：2014-05-05 修回日期：2015-01-26

作者简介：第一孙龙德（1963-），男，山东寿光人，中国工程院院士，中国石油天然气股份有限公司教授级高级工程师，主要从事中国石油天然气股份有限公司科研生产管理工作。地址：北京市东城区东直门北大街9号，中国石油天然气股份有限公司，邮政编码：100007。E-mail：sld@petrochina.com.cn

DOI:10.11698/PED.2015.02.01

文章编号：1000-0747(2015)02-0129-08

文献标识码：A

中图分类号：TE122

基金项目：国家科技重大专项（2011ZX05001-002）；国家重点基础研究发展计划（973）项目（2009CB219304）