再论海相沉积是中国石油工业未来的希望

李国玉，陈启林，白云来，廖建波

（1.中国石油集团公司，北京100011；2.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020）

再论海相沉积是中国石油工业未来的希望

李国玉1，陈启林2，白云来2，廖建波2

（1.中国石油集团公司，北京100011；2.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020）

中国海相沉积分布广泛，古老碳酸盐岩是勘探规模储量发现的主要领域，在四川盆地的震旦系与寒武系、塔里木盆地的寒武系与奥陶系以及鄂尔多斯盆地的奥陶系均发现了规模储量。古老碳酸盐岩油气资源丰富，泥质烃源岩生烃潜力大，古隆起背景上油藏类型多，未来的油气勘探要集中在大型古隆起复式油气聚集带、区域不整合面控制的地层溶蚀带、台缘带礁滩体及与蒸发岩共生的台内颗粒滩等重点领域。四川盆地广泛分布的海相黑色页岩沉积是页岩气勘探的重要领域，非常规油气勘探前景广阔。

海相沉积；碳酸盐岩；泥质烃源岩；复式油气聚集带；地层溶蚀带

0 引言

没有非常吸引人的油气勘探新领域，就不可能发现新的大油气区。1996—1998年间，笔者和许多勘探家基于对中国海相沉积盆地基本地质条件的分析，认为21世纪在中国海相沉积发现的油气资源将绝不逊色于我们今天在陆相沉积中取得的巨大成绩［1］。这些认识和观点是基于“天生盆地必有油”的理论，基于对中国华北、西北和南方震旦系、寒武系碳酸盐岩成藏条件的评价，基于俄罗斯东西伯利亚古老地层勘探取得突破后对比中国地质条件获得的启发等得出的［2-4］。地质认识上的深化回答了长期争论的古老碳酸盐岩埋藏深度大、年代老、生油争论多及遭破坏严重等成藏问题。近年来，中国海相碳酸盐岩油气勘探不断取得重大突破，在四川盆地的震旦系与寒武系、塔里木盆地的寒武系与奥陶系及鄂尔多斯盆地的奥陶系均发现了规模储量，揭示了深层碳酸盐岩新层系的勘探潜力。2006—2010年，四川、塔里木以及鄂尔多斯三大盆地海相碳酸盐岩累计新增探明石油储量6.5亿t，天然气储量6 400亿m3［5］。近3年来，在四川盆地乐山—龙女寺古隆起高石梯—磨溪构造带，高石1井在震旦系获得百万立方米高产气流；在塔里木盆地哈拉哈塘地区和塔中北部斜坡的鹰山组，发现了储量达5～10亿t的油气富集区块［5］。2013年中国石油天然气股份有限公司在川中加里东古隆起安岳气田磨溪区块探明了特大整装气藏，经国土资源部审定，安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明地质储量4 403.8亿m3，技术可采储量3 082亿m3［6］，这是目前中国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏，揭示了中国下古生界—震旦系巨大的油气勘探潜力。天然气规模储量的发现，对中国能源结构的改善具有重大意义。

回顾中国几代石油人对碳酸盐岩油气藏勘探的曲折历史不难发现，近年来这些规模优质储量的发现是建立在强化基础研究、重新评价和认识烃源岩条件、发展和形成深层油气成藏理论以及大幅度提升工程技术等基础上而取得的，也是勘探家坚定信心、矢志找油精神的硕果。笔者从分析中国海相地层油气资源和油气地质条件的特殊性出发，重点梳理震旦系—寒武系和奥陶系碳酸盐岩油气成藏的有利条件，并为中国碳酸盐岩油气勘探的方向提出建议。

1 中国海相沉积资源丰富

中国沉积岩分布面积广，中国大陆及毗邻海域的沉积岩面积为670×104km2，其中中、新生代沉积岩分布面积为548×104km2，古生代沉积出露地面的面积为120×104km2，古生代海相沉积主要分布在塔里木、华北、扬子及羌塘盆地或地区［1-4］。

自20世纪80年代，中国先后开展了3次资源评价工作。第一次对中国143个盆地和第二次对中国150个盆地油气资源评价的石油资源量分别为744亿t和940亿t，天然气资源量分别为33万亿m3和38万亿m3；第三次资源评价结果表明，中国陆域和近海115个盆地石油远景资源量为1 086亿t，天然气远景资源量为56万亿m3［1-2］。随着对地质条件认识的不断深入，资源评价的结果也越来越科学和接近实际，地质认识的深入带来了油气资源的大幅度增加，尤其表现在天然气资源量的增加上。

资源评价中，无论采用地质类比法、统计法或成因法等哪种方法，其资料基础和地质认识的程度决定了评价结果的可信度［7］。勘探程度高的地区和层系，资料较全，参数选取的代表性和准确度增高，评价结果更加接近于实际地质情况，因此可信度高；勘探程度低的地区和层系，资料较少，参数选取的代表性和准确度降低，评价结果与实际地质情况会有偏差，因此可信度有所下降，但也表明蕴含更大的勘探前景。中国的油气勘探和世界油气勘探一样，先易后难，先浅层后深层。中国叠合盆地浅层以中—新生界陆相沉积为主，深层以古生界海相沉积为主，勘探的不均衡性导致中、新生界勘探程度高，而古生界勘探程度低。因此，资源评价中对中、新生代盆地和层系的评价精度高，而对叠合盆地深层和碳酸盐岩层系的评价由于地质认识不足，还存在较多的不确定性，资源评价的结果尚不能反映出真实的资源状况。中国已开展的3次资源评价中均未对致密油气和页岩气等非常规资源进行评价和计算，对古老碳酸盐岩的资源评价由于受资料丰富程度的限制，评价的资源量远远小于实际的资源量。因此，中国实际的油气资源量应远大于这3次资源评价的结果，而新增的资源量主要是蕴藏在深层古老碳酸盐岩地层中的油气和致密地层中的非常规油气。

资源评价中对烃源岩的认识程度也影响了评价的准确性。近年来，对碳酸盐岩烃源灶的研究取得了新进展，提出了源岩中滞留的分散液态烃在高—过成熟阶段裂解成气，使烃源岩在深埋、高演化条件下有机质“接力成气”的成烃模式。海相碳酸盐岩中滞留的分散液态烃在高—过成熟阶段（镜质体反射率Ro为1.6%～3.2%）发生热裂解生气，在特定的演化阶段发生液态烃向气态烃的转化，并以甲烷为最终产物，是重要的气源灶［8］，表明海相碳酸盐岩烃源岩生烃历史比以往认定的时间更长，且在热演化程度高的情况下可持续生成天然气。因此，古生界碳酸盐岩油气资源量会大大超过以往资源量评价时所确定的资源量。深层—超深层是未来油气勘探的重要领域，以4 500～6 000 m为深层标准，大于6 000 m为超深层标准，中国石油探区范围内深层油气资源潜力为220～300亿t油当量［9］，古老碳酸盐岩丰富的油气资源是中国今后油气规模储量发现的基础。

2 古老碳酸盐岩泥质烃源岩生烃潜力大

深层海相碳酸盐岩沉积范围广，岩相类型多，岩石类型复杂。我国在震旦系、寒武系和奥陶系海相沉积的四川、塔里木和鄂尔多斯三大重点盆地的勘探表明，岩石类型主要有灰岩、泥质灰岩、白云岩、泥岩和页岩等，沉积环境从深海到滨浅海，不同相带发育的岩石类型不同，形成了相控生储盖的不同组合分布特征。从震旦系、寒武系到奥陶系，还原环境条件下沉积的黑色泥岩和页岩是主要的烃源岩，泥质碳酸盐岩也是重要的烃源岩。

图1 四川盆地下古生界—上元古界地层与生储盖组合图Fig.1 Formation and source-reservoir-cap assemblage of Lower Paleozoic-Upper Proterozoic in Sichuan Basin

震旦系是中国南方和华北地区发育的第一套海相烃源岩层系，主要分布在扬子地区和华北北部地区，此外在塔里木盆地也有分布。中国南方扬子地区陡山沱组以泥岩为主，夹少量泥灰岩和灰岩；灯影组以白云岩和灰岩为主，夹少量泥岩和泥灰岩（图1）。震旦系烃源岩表现为有机碳含量高、热演化程度高的特点。如上扬子地区四川盆地东南缘遵义松林剖面陡山沱组厚约50 m（未见底）的泥岩TOC大多在1%以上，最高达3%；扬子地区震旦系剖面均表现为泥岩好于灰岩；下扬子地区安徽休宁蓝田剖面陡山沱组泥岩TOC最高达10%以上［10］。四川盆地震旦系陡山沱组页岩和泥质岩厚度为20～200 m，TOC为0.95%～1.70%，Ro大于3%；震旦系灯影组泥质岩和藻白云岩厚度为10～30 m，TOC为0.8%～2.2%，Ro为2.2%～3.5%［3-5］。华北地区震旦系发育串岭沟组烃源岩，TOC为1.47%，Ro为1.00%～1.45%，下马岭组和洪水庄组泥岩属好烃源岩［3］。震旦系烃源岩的高有机碳含量和高热演化程度决定了天然气规模储量的物质基础和勘探潜力。

图2 塔里木盆地塔东2井地层与生储盖组合图Fig.2 Formation and source-reservoir-cap assemblage of Tadong 2 well in Tarim Basin

寒武系海相沉积在中国的分布范围更加广泛，在四川、塔里木（图2）和鄂尔多斯三大盆地中均普遍发育烃源岩，但生烃潜力具有差异性。扬子地区四川盆地下寒武统筇竹寺组泥岩发育，高科1井TOC多大于1%；贵州北部遵义地区方深1井寒武系泥岩TOC最高达8.02%［10］；磨溪地区钻井揭示筇竹寺组页岩和泥页岩厚度为20～140 m，TOC为1.0%～3.5%，Ro为2.0%～4.8%［3-5］，表明中国南方地区寒武系烃源岩条件好。塔里木盆地台盆区塔中低凸起北侧和满加尔凹陷高有机质丰度、高—过成熟的泥质岩厚度为30～200 m，TOC最高达2.43%，Ro最高大于3%［11］。塔里木盆地东部塔东2井揭示了寒武系良好的泥岩烃源岩（图2）。塔东2井泥质灰岩和泥岩厚达200 m，大多数泥岩有机碳含量较高，22个泥岩样品的平均TOC达到3.2%，最高达到7.62%［10］，Ro为1.2%～3.6%，预测在满加尔等凹陷稳定分布，从有机碳指标对比来看，超过了俄罗斯东西伯利亚的烃源岩条件［3］。鄂尔多斯盆地寒武系地层也具有良好的烃源岩条件［12-13］：陕西宝鸡岐山剖面揭示了良好的储盖组合（图3）；洛南张湾剖面寒武系东坡组底部发育一套厚约60 m的过成熟气源岩，灰黑色粉砂质板岩TOC为0.55%，Ro为4.46%。

图3 陕西岐山寒武系露头剖面地层综合柱状图Fig.3 Stratigraphic column of crop of Cambrian in Qishan area

奥陶系海相沉积在塔里木盆地是主要的烃源岩层系，在鄂尔多斯盆地也有分布。塔里木盆地中—下奥陶统黑土凹组、中奥陶统却尔却克组和上奥陶统均发育页岩和泥质岩，各组累计厚度分别为20～200 m，50～150 m和50～100 m，暗色泥页岩TOC最高达到7.6%，Ro为0.8%～3.2%，是塔里木盆地主要的烃源岩层系。鄂尔多斯盆地奥陶系古风化壳发现了以靖边气田为代表的大型不整合气藏［14］，这些气藏的烃源岩主要为石炭系—二叠系海相煤系地层的烃源岩；奥陶系平凉组页岩和泥质岩厚度为50～350 m，处于高—过成熟演化阶段［15］，是奥陶系自生自储的烃源岩。

此外，中国四川盆地志留系龙马溪组和二叠系龙潭组均发育泥页岩烃源岩；鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系泥页岩和煤系地层是靖边气田主要的烃源岩。

3 古隆起背景上的油藏类型多

碳酸盐岩油气藏的勘探工作和陆相盆地一样，经历了碳酸盐岩构造勘探、潜山岩溶勘探和整体勘探阶段，对其成藏规律的认识逐步深入。四川、塔里木和鄂尔多斯三大盆地碳酸盐岩成藏的基本特征是：烃源岩控制了油气资源的分布，古隆起和斜坡背景控制了油气藏的分布，优质储层控制了油气的富集，多期油气成藏控制了油气相态的有序性分布。这些大型叠合盆地碳酸盐岩油气藏呈现出纵向上多层系含油气、横向上多类型油藏叠加连片的大型化特征［15-16］。如塔里木盆地塔中、塔北地区寒武系—奥陶系多层系叠加连片成藏，四川盆地呈现出不同区带从震旦系、寒武系到二叠系、三叠系多层系成藏满盆含油气的态势。

塔里木盆地古隆起背景上的油藏类型多，构造背景、有利相带、缝洞系统和烃源岩的有效配置形成了多类型的油藏类型，且复合叠加连片。如塔里木盆地在塔中、塔北古隆起上发现了多种类型的油气藏，以台缘礁滩型、风化壳型、孤立洞穴和缝洞型以及构造-岩性型4种类型为主，有效供烃范围内的优质储层油气富集程度高，风化壳与礁滩体优质储层段叠置连片形成了油气富集区；哈拉哈塘地区，从潜山高部位向低部位，岩溶带呈现顺层展布特征，该区奥陶系斜坡区低部位岩溶储层与缝洞型储层控制的油气藏，单个缝洞型储层规模大小不一，但整体规模较大，受断裂、暗河等多种有利储层控制，预计石油储量达到5亿t［17］。风化壳顺层岩溶带和台缘有利带组合控制了油气的富集和高产。塔中地区鹰山组层间风化壳和上奥陶统良里塔格组与中、下奥陶统鹰山组间大型层间风化壳，呈大面积连片含油气态势，探明和控制储量合计为4.5亿t，为塔中地区最大的碳酸盐岩凝析气田；英买力地区寒武系白云岩潜山风化壳储层油气勘探潜力也较大。塔中台地北缘上奥陶统良里塔格组镶边台缘带，适合造礁生物的生长，发育台缘礁丘、粒屑滩和灰泥丘等有利储层，伴随着阶段性构造沉降和海平面的变化，形成了台缘带有利的礁滩体储层和滩间海的细粒沉积多旋回沉积组合，形成多套有效储盖组合，总体上表现为礁滩体储层纵向叠置、横向连片的特征［18］。

四川盆地发育川中古隆起和泸州古隆起，乐山—龙女寺古隆起为上扬子地区受隐伏断裂控制的大型古隆起，受北东向华蓥山断裂、龙泉山断裂和龙门山断裂等主控断裂的控制。基底的差异隆升导致了古隆起的迁移与演化，多期的同沉积和剥蚀作用为形成规模展布的风化壳储层和白云岩储层奠定了良好基础。从威远到高石梯、磨溪构造，灯影组和寒武系油藏叠加连片展布（图4），在古隆起背景上，从构造高部位的威远构造气藏，到构造低部位的磨溪低幅度构造油气藏、不整合面和储层控制的岩性油气藏等［19］，均呈现出构造背景控制成藏展布、有利储盖组合控制油藏规模和优质储层控制油藏富集程度的基本地质特征。

图4 四川盆地磨溪—威远构造成藏剖面Fig.4 Reservoir section of Moxi—Weiyuan structure in Sichuan Basin

图5 鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳成藏模式Fig.5 Reservoir section of Ordovician crust in Ordos Basin

鄂尔多斯盆地奥陶系古风化壳岩溶油气藏受有效储层展布的控制，古构造背景和岩溶储层控制了油藏分布（图5）。石炭系煤系地层烃源岩与有效储层的有效配置形成了油气藏，形成了马家沟组灰岩上组合和中下组合2套主要的含油气层系。其中，上组合是靖边气田的主体，在马家沟组灰岩上组合马五13和马五12等小层形成了白云岩储层控制的油气藏；中下组合在古隆起东侧的马五5—马五10亚段和盐下白云岩（姚38井区）形成了有效储盖组合，实现了白云岩岩性油气藏的勘探突破。古风化壳发育期古隆起周边马家沟组多个层段暴露地表，遭受风化淋滤，有利于溶蚀孔洞的形成，而不同地理位置遭受风化淋滤的层系不同，进而形成了纵向上多层系、横向上复合连片的成藏特征［20］。如在古隆起东部，奥陶系岩溶古地貌与上古生界煤系地层相配合可形成地层-岩性圈闭（图5），从而形成地层-岩性圈闭油气藏。

4 古生界和元古界重点勘探领域

中国古老碳酸盐岩油气藏的勘探潜力大，油气勘探要立足大盆地、寻找构造大背景、主攻构造-岩性复合大区带。以四川、塔里木和鄂尔多斯盆地为重点，持续开展大型古隆起复式油气聚集带、区域不整合面控制下的地层溶蚀带、台缘带礁滩体及与蒸发岩共生的台内颗粒滩等重点领域的勘探，实现规模储量的新发现。此外，逐步加强对扬子和华北等地区的整体评价，强化羌塘盆地的基础研究，准备接替领域。

4.1 大型古隆起复式油气聚集带

中国三大盆地的古隆起演化具有长期继承性发育的特征。塔里木盆地台盆区塔中、塔北和塔东古隆起，四川盆地川中古隆起与泸州古隆起以及鄂尔多斯盆地中央古隆起带，均具有继承性发育的特征，是油气运移的长期指向带，在不同的演化阶段其构造高部位发生了不同程度的迁移，但古隆起继承性发育的特征明显［16-19］。这些演化特征决定了古隆起背景上不同时期的构造圈闭叠合发育，在构造高部位主要发育构造圈闭，在斜坡区发育断层遮挡的断鼻和断块等各类圈闭和岩性圈闭。多期次的构造运动和多期成藏及调整改造，使油气藏的分布规律变得复杂。复式油气聚集的特征受构造、储层及保存条件等多因素的控制，其中保存条件决定了油气藏的规模。如四川盆地寒武系筇竹寺组盖层分布稳定，形成了良好的成藏组合，斜坡带勘探前景广阔，因此研究工作要有针对性地深化认识，推动勘探发现。古隆起斜坡带是形成大型地层-岩性油气藏的有利区，包括中国四川盆地乐山—龙女寺古隆起及斜坡带、开江—泸州古隆起斜坡，塔里木盆地塔北南缘和塔中北斜坡、麦盖提斜坡以及鄂尔多斯盆地中央古隆起的两翼。

4.2 区域不整合面控制下的地层溶蚀带

构造运动形成的区域不整合控制了大型地层油气藏的发育。受沉积相带和优势淋滤作用通道等的控制，岩溶储层以层状或似层状大面积分布。多期构造运动除形成风化壳外，还形成了地层剥蚀与尖灭带；多期海侵、海退形成了大型地层超覆带，有效改善了储层物性。塔里木盆地震旦系和寒武系的区域不整合，以及奥陶系良里塔格组、吐木休克组、一间房组和鹰山组层间岩溶等，都具备形成大型地层油气藏的有利条件；四川盆地震旦纪与寒武纪之间发生的桐湾运动形成区域不整合，紧邻不整合在局限台地分布区形成颗粒滩和云坪等有利相带，从而形成了优质储层的连片分布，勘探领域广泛；鄂尔多斯盆地震旦系与寒武系、寒武系与奥陶系之间均形成了区域不整合，邻近古隆起呈现出整体云化的趋势，多期短期海侵旋回形成的马五5、马五7和马五9等亚段为夹在海退蒸发岩中有利于滩相白云岩储层发育的沉积［20-21］，是油气勘探的重要领域。

4.3 台缘带礁滩体及与蒸发岩共生的台内颗粒滩

受控于沉积相带和古地貌环境的台缘带礁滩体与台内颗粒滩是岩性油气藏重要的勘探领域，其中台缘带礁滩体包括四川盆地震旦系—寒武系长兴组—飞仙关组台缘带、塔里木盆地寒武系—奥陶系台缘带以及鄂尔多斯盆地西缘和南缘的寒武系—奥陶系台缘带等［15-17］。生物礁滩体与颗粒滩呈带状或层状展布，与蒸发岩共生且易白云岩化，储层物性好。环凹展布的礁滩体紧邻生烃中心，成藏条件优越［22］。震旦系灯影组白云岩孔洞型优质储层从威远气田到龙女寺构造均十分发育，寒武系龙王庙组颗粒滩体分布面积超过2×104km2，勘探前景十分广阔。

5 海相黑色页岩是页岩气的重点勘探领域

中国海相沉积中发育富有机质页岩，具备页岩气形成和富集的条件，是重要的非常规页岩气勘探领域。页岩气勘探以上扬子地区最为有利。如1966年在四川盆地威远构造上钻探的威5井，在古生界寒武系筇竹寺组海相页岩中获得日产气2.46万m3［23］，预示了良好的勘探潜力；四川盆地寒武系和震旦系海相沉积中黑色页岩发育，其特点是分布面积广、累计厚度大、热演化程度高及埋藏深度适中（目的层埋深小于3 000 m）的有利勘探区范围较广。在四川盆地焦石坝地区和云南昭通地区上奥陶统—志留系五峰组—龙马溪组取得了良好的勘探效果。构造控制下的沉积演化分析表明，四川盆地早寒武世时期遭受海侵，处于半局限—半开阔的深水陆棚环境，寒武系筇竹寺组以黑色页岩沉积为主，富有机质页岩分布面积约18.5×104km2，厚200～600 m，有效页岩厚度约150 m，TOC最高达4.68%，页岩含气量为0.13～5.02 m3/t［23］。分析化验资料表明，四川盆地南部下寒武统筇竹寺组海相沉积中泥质深水陆棚微相中页岩的有机质丰度、有机质吸附气量、游离气量乃至总气量在陆棚各微相中均占优势地位。泥质深水陆棚微相页岩近40%的吸附气量大于0.5 m3/t，近70%的游离气量大于1 m3/t，30%的游离气量大于2 m3/t，80%，45%和20%的总含气量分别高于1 m3/t，2 m3/t和3 m3/t［24］，是重要的页岩气勘探层系。上奥陶统—志留系五峰组—龙马溪组富有机质页岩是页岩气勘探的主要层系，分布面积约13.7×104km2，页岩最厚达500 m，有效厚度为40～125 m，TOC最高达7.12%［23］。页岩气成藏的有利条件是高有机碳含量与高孔隙度、高有效含气饱和度呈良好的耦合关系［25］。有机质孔隙是页岩气最重要的储集空间，页岩脆性和储层“甜点”控制了页岩气的富集高产。

6 结束语

对中国古老碳酸盐岩沉积和成藏的分析研究表明，古老碳酸盐岩油气资源丰富、泥质烃源岩生烃潜力大、古隆起背景上油藏类型多，黑色页岩的页岩气勘探潜力大，再次论证了古老碳酸盐岩是中国石油工业发展的希望。油气勘探要以四川、塔里木和鄂尔多斯盆地为重点，开展大型古隆起复式油气聚集带、区域不整合面控制的地层溶蚀带、台缘带礁滩体及与蒸发岩共生的台内颗粒滩等重点领域的勘探。海相沉积黑色页岩是非常规页岩气勘探的重要领域。研究工作要强化保存条件的评价研究，突出天然气勘探，这对改善中国能源结构具有重要意义。今后应逐步加强对扬子和华北等地区的整体评价，强化羌塘盆地的基础研究，积极准备接替领域。

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（本文编辑：王会玲）

Marine sediment：The future expectation of China’s petroleum industry

LI Guoyu1，CHEN Qilin2，BAI Yunlai2，LIAO Jianbo2
（1.China National Petroleum Corporation，Beijing 100011，China；2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China）

Marine sediment developed widely in China,and ancient carbonate rock is the main exploration field for large-scale reservoir.Large-scale reservoir reserves were found in the Sinian and Cambrian in Sichuan Basin,in the Cambrian and Ordovician in Tarim Basin and in the Ordovician in Ordos Basin.The ancient carbonate rock is characterized by abundant oil and gas resources,great hydrocarbon generation potential of argillaceous source rocks and various reservoir types in palaeohigh.Oil and gas exploration in the future should be concentrated in the multiple oil and gas accumulation belt in large-scale paleohigh,formation dissolution belt controlled by regional unconformity, reef flat in platform margin and particle beach symbiotic with evaporate.Marine black shale sediment widely developed in Sichuan Basin is an important field for shale gas exploration,and there are great prospects of unconventional oil and gas exploration.

marine sediment；carbonate rocks；argillaceous source rocks；multiple oil and gas accumulation belt；formation dissolution belt

TE121.3+2

A

1673-8926（2014）06-0001-07

2014-07-23；

2014-09-18

李国玉（1930-），男，俄罗斯自然科学院院士，教授，主要从事石油地质理论研究及油气勘探领域的管理工作。地址：（100011）北京市西城区安德路112号801室。E-mail：liguoyu801@gmail.com。