碳酸盐岩油气田是全球油气资源的重要组成部分，其储量约占全球常规油气总储量的60%以上。系统梳理 了全球碳酸盐岩大油气田的分布特征，通过典型油气田解剖，总结成藏主控因素，明确了未来勘探新领域。研究表 明：全球碳酸盐岩大油气田主要分布在中东波斯湾盆地、中亚滨里海盆地、北美二叠盆地和巴西桑托斯盆地等地区， 储层时代以中生代—新生代为主。碳酸盐岩大油气田成藏主控因素包括3个方面：沉积背景决定生储盖规模，构造、 成岩改造作用可形成大型油藏/储层，构造稳定性与盖层有效性决定油气藏保存条件。未来勘探应重点关注超深层、 深海、复杂构造区及非常规碳酸盐岩等新领域，这些领域将成为油气资源的重要接替区。

非洲碳酸盐岩分布具有陆缘连片、陆内零星的特征。北非特提斯洋沿岸的裂谷盆地和大陆边缘裂谷盆地， 受白垩纪和新生代大范围海侵影响长期处于陆缘海或陆表海环境，碳酸盐岩非常发育；西非和东非被动大陆边缘盆 地局部存在适合碳酸盐沉积的环境，但受限于大陆架宽度和河流注入，碳酸盐沉积连续性和厚度有限；陆内裂谷和克 拉通盆地多为碎屑岩-碳酸盐岩混合沉积，碳酸盐岩零星分布。碳酸盐岩集中发育在白垩系和新生界，侏罗系局部发 育，前古生界发育极为有限。非洲碳酸盐岩盆地的成藏条件可划分为3种类型：①锡尔特-佩拉杰型。深水泥岩与碳 酸盐岩多层叠置形成多套成藏组合。②刚果-宽扎型。裂谷期湖相泥岩与湖相碳酸盐岩、被动陆缘期海相碳酸盐岩储层 形成有效成藏组合。③埃拉托色尼台地型。台地周缘的海相泥岩-巨厚生物礁储层-上覆蒸发岩形成有效成藏组合。

大型碳酸盐岩油气田一直以来是全球油气研究的热点。IHS资料统计分析表明，非洲大型碳酸盐岩油气田 主要分布于北非锡尔特、佩拉杰、埃拉托色尼和西非下刚果、宽扎等5个盆地，其中锡尔特盆地碳酸盐岩油气储量最 为丰富，占非洲的48.2%。通过对19个大型碳酸盐岩油气田的详细分析，取得以下认识：①晚白垩世—始新世期间， 新特提斯洋和南大西洋打开的被动陆缘海侵是形成非洲大型碳酸盐岩油气藏的前提，主力储层发育在白垩系、古新 统和始新统；②与深水碳酸盐岩不同，冈瓦纳大陆裂解后的浅海沉积环境和低纬度温暖湿润气候控制了储层和烃源 岩的规模展布，形成以生物碎屑灰岩为主要储层，以白云岩、有孔虫灰岩、鲕粒灰岩和礁灰岩为次要储层的多种类型 储层，和以浅海相页岩为主的优质烃源岩；③基准面上升期（低位域—海侵体系域）易于形成多套海相页岩-碳酸盐 岩-页岩生储盖组合，后期在沉积埋藏及构造作用下主要形成构造圈闭和地层-岩性圈闭并成藏；④广泛发育的生物 礁灰岩、颗粒灰岩和白云岩，以及成岩作用控制了大型碳酸盐岩油气田的有效储层和物性条件，大型油藏的储层以 中—高孔和中—低渗为特征，大型气藏的储层以中—低孔和中—高渗为特征。从油气可采储量分布看，非洲碳酸盐 岩仍然具有巨大的勘探空间，接下来的勘探研究可深入借鉴国内碳酸盐岩储层成因与表征方面成熟的理论技术。

宽扎盆地位于西非海岸安哥拉境内及毗邻海域，属于典型的被动陆缘含盐盆地，发育盐下、盐岩和盐上三大 构造层，盐下白垩系湖相碳酸盐岩是宽扎盆地油气勘探的主要方向。盐下构造层整体具有洼隆相间的构造特征，自 东向西，可将盆地划分为内裂谷带、中央隆起带和外裂谷带。盐下湖相碳酸盐岩成藏具有“裂陷控源、隆起控储、盐岩 控盖、优质储层控富”的特征。中央隆起带基底隆起发育，不仅有利于圈闭的形成、碳酸盐岩储层的发育，同时也是油 气运移的指向区，是盐下白垩系碳酸盐岩储层成藏的有利区，优质储层发育是油气勘探的关键。根据新收集的地震 和钻井资料，在探讨盐下湖相碳酸盐岩储层差异分布影响因素的基础上，提出将宽扎盆地盐下成藏组合勘探有利区 聚焦到中央隆起带的北部。 坪区域沉积特征及海岸沉积模式，探究三者对潮汐动态和沉积体系分布的影响，为后续大规模岩性圈闭的油气勘探 开发提供关键依据。应用钻井测井数据、地震资料及沉积过程数值模拟技术，对沉积体系时空演化进行模拟，经定性 描述与定量测量，明确了潮道、潮沟、潮汐砂脊、潮汐砂席等独特沉积单元的分布，揭示了海岸地形与海平面变化对潮 汐沉积砂体的控制作用，构建了障壁海岸、无障壁水下低凸起海岸和无障壁缓坡海岸3种沉积模式，完善了海岸沉积 体系的理论框架。再进一步对数值模拟结果与实际资料进行对比分析，认为低海平面时期障壁海岸砂体呈片状分 布，高海平面时期水下低凸起海岸砂体呈条带状分布。首次明确障壁与水下低凸起沉积环境中的大规模潮汐砂脊和 受限制潮道砂体为油气勘探的重点目标。

巴西桑托斯盆地下白垩统Barra Velha组微生物碳酸盐岩主要形成于高盐碱沉积环境，是近年深水领域油气 勘探开发的热点。然而对于这种特殊环境及成因形成的微生物碳酸盐岩储层特征及其发育主控因素的研究相对薄 弱。通过岩心、薄片、测井和物性测试等资料，系统研究了盆地微生物碳酸盐岩的岩相、储集空间类型和物性，明确了 储层成岩序列以及孔隙演化特征，并探讨优质储层发育的主控因素与模式。研究表明：①桑托斯盆地下白垩统Barra Velha组微生物碳酸盐岩储层主要岩石类型包括叠层石灰岩、球粒微生物岩、层纹岩、砂屑灰岩、砾屑灰岩和角砾灰 岩。纵向上可划分为2个三级层序，主要发育微生物礁、颗粒滩、微生物球粒滩、滩间等4种沉积微相。②储集空间主 要为生物格架孔及生物格架溶孔、粒间孔及粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔以及溶蚀缝，孔隙度和渗透率整体呈正相关 关系，以孔隙型储层为主。微生物礁和颗粒滩沉积微相的储层物性较好，微生物球粒滩和滩间沉积微相的储层物性 相对较差。③明确了微生物碳酸盐岩储层成岩序列及孔隙演化。早成岩阶段，大气水溶蚀、白云石化对储层演化起 到建设性作用；中—晚期热液作用下，断裂附近储层孔隙被硅质充填，对储层起到破坏性作用的同时也增加了储层的 非均质性。④古气候、古水介质、层序及沉积微相类型是控制微生物碳酸盐岩优质储层发育和分布的主要因素；结合 成岩演化，建立了微生物碳酸盐岩储层发育模式。

伏尔加—乌拉尔盆地是东欧地台东缘的典型前陆盆地，常规、非常规油气储量全球占比高，但成盆成储认识 程度低。通过系统调研区域地质资料，基于前中生代不同地质时期的沉积充填特征，对盆地整体演化特征及岩相古 地理格局展开综合分析。结果表明：①伏尔加—乌拉尔盆地经历了伸展拉张、挤压碰撞构造演化阶段，发育陆内裂 谷、被动大陆边缘、弧后坳陷、弧后前陆4个原型盆地类型/阶段。②在不同原型盆地演化过程中，盆地经历了陆相— 海相—陆相的多旋回变化：中—新元古代盆地东部发生沉积作用，以陆相碎屑岩为主；早奥陶世乌拉尔洋开启，东欧 地台发生海侵，以浅海碳酸盐岩发育为主；泥盆纪开始，盆地经历多期海退与海侵交替作用；二叠纪末盆地整体抬升， 遭受剥蚀。③盆地发育 4套成藏组合，多玛尼克相烃源岩为主要烃源岩，海侵阶段的海陆过渡相和滨浅海相为盆内 两套重要的油气储层，穆哈诺沃—埃罗霍夫凹陷和喀山—上卡马坳陷分别为未来非常规和常规油气勘探重点关注的 领域。研究成果为海外油气新项目评价和勘探开发实践提供依据。

中亚阿姆河右岸西部中上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩的开发潜力受限于对台内滩展布的认识。基 于INPEFA与小波变换方法建立卡洛夫阶—牛津阶高频层序地层格架，结合三维地震数据对台内滩的展布及演化特 征进行了系统刻画。研究表明：①研究区卡洛夫阶—牛津阶可划分为5个三级层序和15个四级层序，其中牛津阶由 3个三级层序和9个四级层序组成，层序厚度稳定且区域可对比；卡洛夫阶由2个三级层序和6个四级层序组成，受古 地形差异影响显著，局部发育超覆沉积。②研究区主要发育颗粒灰岩、含颗粒泥粉晶灰岩等 6种岩相。早期为碳酸 盐缓坡模式，水体自西向东加深；晚期过渡为局限台地-蒸发台地模式，发育多套浅滩薄层。③卡洛夫阶—牛津阶沉 积时期水体持续变浅，滩体发育呈阶段性增强。XVac、XVp、XVm 组为滩相发育的高峰期，台内滩总体呈现垂向叠 置、晚期横向连片的特征。

在海陆过渡带平缓斜坡沉积背景下，海平面升降频繁，导致砂岩、白云岩、石灰岩及混积岩在纵向与平面上 呈现复杂的沉积特征，岩性分布规律尚不明确。以伊拉克B油田Asmari组为研究对象，通过岩心观察、显微薄片分析 及钻测井资料综合解释，系统揭示了平缓斜坡背景下复杂岩性发育的主控因素。研究取得以下认识：①Asmari组岩 性可划分为碳酸盐岩、混积岩和陆源碎屑岩3大类，其中混积岩又可细分为8类。基于岩石学特征与测井响应耦合分 析，进一步识别出7种典型岩相组合序列。②岩相空间分布具有显著分带性。研究区西北部与东南部以碳酸盐岩相 的同类组合为主，中部碎屑岩相的同类组合比例显著增加，其余过渡带不同类型混积岩相的组合占比较大。③研究 区古地貌呈现“西北和东南低、中部隆起”的缓坡格局，古隆起主要发育陆源碎屑沉积，古洼地发育碳酸盐沉积，过渡 斜坡带以混合沉积为主。最终建立了平缓斜坡背景下“古地貌形态—海平面波动—物源供给”三因素控制的复杂岩 性发育模式。

海相碳酸盐岩在四川盆地70余年的天然气勘探历程中占据了举足轻重的地位，是现今乃至未来很长一段时 间天然气勘探开发的主要领域。在海相层系整体构造-岩相古地理演化研究的基础上，系统分析总结储层宏观控制 因素及不同层系储层的特殊影响因素，明确四川盆地海相碳酸盐岩规模优质储层的分布规律及勘探方向。研究认 为：①四川盆地海相地层共经历了 4大构造旋回，包括 13次重要的构造运动，其中 11次以隆升为主的构造运动控制 了大型台地/缓坡的沉积特征，而 2次以拉张为主的构造运动则形成了槽-台相间的古地理格局；②四川盆地常规海 相碳酸盐岩储层类型可以简化分为相控型、岩溶型2类，优质储层的发育宏观上受构造作用控制明显，主要分布在古 隆起围斜部位以及古裂陷两侧的地貌高带；③提出 6个未来潜在的碳酸盐岩规模勘探领域：德阳—安岳裂陷槽西侧 灯影组台缘带，川中古隆起东缘下古生界白云石化滩，川西上古生界多层系台缘带，川东宣汉—万州茅二下亚段下部 白云石化滩，川东仪陇—渠县茅三段白云石化滩，蓬溪—武胜台洼边缘及台洼内长兴组礁滩相灰岩。

鄂尔多斯盆地下古生界海相碳酸盐岩是我国重要的天然气勘探领域，但储层非均质性强、成藏主控因素 复杂等问题，严重制约了规模效益勘探开发。综合应用最新勘探成果及区域格架剖面地震资料，从岩相古地理演 化、储层成因类型与主控因素、源储配置关系等基础地质问题入手，揭示了盆地海相碳酸盐岩规模优质储层分布规 律与勘探潜力。主要取得以下成果认识：①盆地早古生代沉积环境经历了混积陆棚→碳酸盐缓坡→镶边台地的完 整演化序列，其中环古隆起及海盆周缘发育的内缓坡颗粒滩相带具有最优异的储集性能。②储层发育受沉积微 相、准同生溶蚀、表生溶蚀及白云石化作用等多因素控制。寒武系—奥陶系发育颗粒滩型、藻丘型、生物扰动型、溶 模孔型和溶蚀孔洞型 5类储层，平面上主要沿古隆起周缘和海盆边缘及坡折带分布。③基于构造-沉积格局、源储 配置关系及封盖条件综合分析，优选出 3 个最具勘探潜力的区带：乌银海盆东侧有利区、宜铜海盆两侧有利区和神 木—米脂台洼西侧有利区，总面积达 10.5×104 km2。研究成果为鄂尔多斯盆地海相碳酸盐岩天然气勘探提供了重 要的理论支撑和勘探方向。

南海新生代广泛发育的碳酸盐台地蕴含了丰富的油气资源，记录了关键的古气候与古环境信息，对揭示研 究区构造演化及沉积响应具有重要的科学意义。基于南海周缘盆地钻井数据、高分辨率地震解译等资料，系统分析 南海新生代碳酸盐台地的时空分布特征，探讨古南海俯冲消亡、新南海渐进式扩张及南海西缘走滑断裂体系对应的 挤压、伸展和走滑构造背景下的构造古地貌、相对海平面升降、物源供给和古气候等对碳酸盐台地的协同控制作用。 研究表明：①根据构造古地貌，南海新生代碳酸盐台地可划分为5大主要台地群，分别为南海北部的东沙台地群、南 海西缘的广乐—西沙台地群、南海西南缘的万安—曾西斜坡带台地群、南海南部的南康台地群以及礼乐—巴拉望台 地群，整体表现为“形成时间东早西晚、南早北晚，主要发育于中新世”的特征。②南海新生代碳酸盐台地群形成于挤 压、伸展和走滑 3种构造背景，每一种构造背景下均发育陆架边缘台地和孤立台地。台地分布主要受控于区域构造 活动及断裂体系、陆源碎屑供给和相对海平面升降：构造背景与断裂系统奠定了台地的空间展布基础和类型；大型河 流—三角洲体系输入的大量陆源碎屑显著抑制陆架边缘台地的生长发育，但对孤立台地影响有限；相对海平面升降 通过控制可容纳空间变化，调控生物礁的生长模式、结构演化和空间分布。研究为南海深水油气资源勘探、全球气候 变化和海洋圈层“固碳”等领域提供了重要的理论支撑。

有关南海新生界碳酸盐岩油气藏形成条件、主控因素及成藏模式的总结与对比的研究相对较少，制约了南 海及同类地区碳酸盐岩油气的勘探。基于构造背景与基底控制因素，将南海碳酸盐台地划分为稳定型、断块型与反 转型等3类，并选取每类台地中的典型油气田进行解剖，分析其源储盖条件、主控因素与成藏模式。研究认为：① 南 海碳酸盐岩油气藏烃源岩多为渐新统及中新统的煤岩和煤系泥岩；储层多为中—上中新统生物礁灰岩、砂屑灰岩，储 层孔隙度主要介于20%~25%，渗透率主体介于(100~200)×10-3 μm2；盖层为晚中新世以来的海相泥岩。② 3类台地具 有不同的成藏模式：稳定型台地碳酸盐岩油气藏为“下生侧储”远距离输导成藏模式；断块型台地碳酸盐岩油气藏为 “下生侧储”近距离输导成藏模式；反转型台地碳酸盐岩油气藏为“下生上储”近距离成藏模式。③ 3类碳酸盐台地具 有不同的潜在勘探领域：稳定型台地侧重于不整合面或砂体之上发育的碳酸盐岩建隆；断块型台地应聚焦于地垒上 与断陷相邻的碳酸盐岩建隆；反转型台地则宜优先关注直接发育于凹陷之上的碳酸盐岩建隆，这也是目前南海最重 要的碳酸盐岩勘探领域。