中海油拟开发伊朗第二大气田

椐权威人士证实，中海油公司正与伊朗政府就开发伊朗北帕尔斯（Northern Pars）天然气田进行谈判。伊朗已与中海油签署了一份价值160亿美元的协议，内容包括开发伊朗北帕尔斯天然气田和建设液化天然气输送设施，用以将液化天然气出口至中国。伊朗是全球天然气储量最多的国家之一，而中国是伊朗第二大能源买家，仅次于日本。据估计，北帕尔斯天然气田的天然气储量在48万亿立方英尺左右，是伊朗第二大天然气项目。该国最大的天然气项目为南帕尔斯天然气田海上气田，规模比北帕尔斯天然气田大得多。目前，中石化集团正与伊朗就一份25年的液化天然气合同，以及伊朗Yadavaran油田开发事宜进行洽谈。双方在2004年下半年曾签署了一项价值1000亿美元、为期25年的液化天然气开采和出口协议。     

中海油160亿美元签约开发伊朗第二大气田

中国海洋石油总公司有关负责人日前向新华社记者汪实，中海油已与伊朗方面签署一份价值160亿美元的液化天然气合作谅解备忘录，开发伊朗北帕尔斯油气田、建设液化天然气输送设施，用以将液化天然气出口至中国。     

中国天然气跨越式发展与大气田开发关键问题探讨

进入21世纪以来,中国的天然气业务呈现出跨越式发展的态势,主要表现为储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛、国际地位越来越重要。未来20年中国的天然气发展前景广阔,预计2030年国内天然气产量潜力为3 000×108～5 000×108 m3,消费量潜力约6 000×108 m3,天然气占我国一次能源消费比例将达到15%左右。大气田是勘探开发的主体,也是大幅提高国内生产能力、降低对外依存度和保障供气安全的关键。为此,从科学开发、效益开发和稳定供气3个方面综合考虑,针对中国大气田的稳产期、稳产方式和动态监测等关键问题进行了探讨。结论认为：①大气田必须有较长的稳产期,一般在10年以上;②对中高渗透整装大气田宜采用单井控压定产的方式保持长期稳产,而对低渗透复杂气藏应采用单井定压、井间接替的方式实现气田长期稳产;③对于大气田要加强动态监测,特别是对于超深高压高产气藏要投放永久式井下压力计连续监测压力动态;④对于大面积低渗透、低产气藏,需发展低成本气井产量监测技术,以便掌握每一口气井的流态,制订相应的调整挖潜措施;⑤对于边底水气藏,要部署10%~15%的监测井,重点监测水体的活动规律,尽可能设法减少地层水对气藏开发效果的影响。     

中国第一大气田横空出世

2000年中国石油长庆油田分公司,在位于鄂尔多斯盆地的内蒙古伊克昭盟地区发现了一个特大型气田——苏里格气田。该气田天然气地质储量达到5 000×108 m3以上,其中2000年已探明储量2 204×108 m3（可采储量1 632×108 m3）,并已通过评审验收。预计今年将完成其余3 000×108 m3的天然气储量升级和评审。据现已掌握的资料和专家预测,苏里格气田最终可累计探明天然气储量可达7 000×108 m3以上,不仅是中国第一大气田,而且将列入世界知名大气田行列之中。 地质综合研究和钻探资料表明,苏里格气田具有含气面积大、储量丰度高、气层物性好、…     

中国储量千亿立方米以上气田天然气地球化学特征

至2003年底,中国发现6个千亿立方米以上储量规模的大气田,其中5个在鄂尔多斯盆地(苏里格、乌审旗、榆林、大牛地、靖边),1个在塔里木盆地(克拉2)。根据150个气样的组分、143个气样烷烃碳同位素和21个气样氦同位素的分析数据,这些大气田天然气具有以下地球化学特征①高含烷烃气,低含二氧化碳。烷烃气含量均在90%以上,多数在95%以上,二氧化碳含量基本低于3%,主要在1.5%之下。②烷烃碳同位素组成重,具有煤成气特征。δ13C1值为-38.5‰～-26.2‰,主峰值为-35‰～-32‰;δ13C2值为-35.3‰～-17.8‰,一般为-28‰～-24‰;δ13C3值为-29.9‰～-19.1‰,一般为-27‰～-23‰;δ13C4值为-25.6‰～-20.3‰,一般为-23.5‰～-22‰;δ13CiC4>δ13CnC4。大气田气源岩是石炭系-二叠系和中、下侏罗统煤系。③3He/4He值为n×10-7～n×10-8,具壳源氦特征。CH4/3He为n×1010～n×1011,说明CH4为有机成因。图5表6参41     

中国大气田勘探方向

国家新一轮资源评价的结果表明，中国的天然气资源量为56×10¹²m³，由于天然气资源勘探程度低，目前资源探明率平均为10%，所以今后天然气勘探发展潜力大。截至2006年底，全国已发现天然气藏 223 个，探明天然气地质储量5.4×10¹²m³，其中探明地质储量1000×10⁸m³以上的大气田有9个。中国目前发现的天然气储量主要分布在扬子、塔里木和华北三大古板块，它们的探明天然气地质储量占全国总储量的70%，大气田也主要分布在这三大古板块之中。中国三大古板块长期处于构造相对稳定区，海相烃源岩发育，有多套储集层；发育以膏盐岩为主的盖层；存在大型构造、地层圈闭，具有形成大气田的有利条件。三大古板块之中的川渝区、塔里木区和鄂尔多斯区已发现了大量的天然气田。这些区块也是中国天然气未来勘探的重点目标。     

科维克京大气田有望提前开发

位于伊尔库茨克的科维克京大气田，1987年发现，上世纪90年代的天然气储量（C级）估计为1310亿立方米，现估计为2万亿立方米。     

《中国大气田及其气源》出版

由我国著名的天然气地质地球化学家戴金星院士主持，集一批年轻的专家学者共同编著的《中国大气田及其气源》一书近日由科学出版社出版。本书是我国历届天然气科技攻关研究的结晶，是我国天然气工业快速发展的缩影和天然气地质地球化学理论最新进展的体现。     

中国气田天然气中汞的成因模式

汞是天然气中一种常见的有害元素,中国含气盆地构造背景复杂,天然气类型多样,不同气田汞含量差异很大。为搞清中国气田汞含量分布特征及天然气中汞的成因模式,对中国陆上八大含气盆地近500多口气井开展了汞含量检测和分析。研究表明天然气汞含量差异很大,不仅表现在不同含气盆地之间和同一含气盆地的不同构造部位之间,而且表现在不同产气层埋藏深度之间及不同天然气类型之间。中国高含汞天然气主要分布在构造活动相对较强的拉张断陷盆地及前陆盆地的深层。松辽盆地高含二氧化碳井汞含量数据表明天然气中的汞不可能为幔源成因\.通过对煤的汞含量和产气率分析认为,作为生气母质的煤可以为高含汞天然气的形成提供充足的汞源。富含汞的气源岩、充足的热力和必要的保存温度是高含汞天然气形成的3个必要条件。结合汞的物理、化学特征和煤的沉积、埋藏和演化过程,可将天然气中汞的形成划分为5个演化阶段,即搬运、沉积、埋藏、释放和保存。     

中国陆上石油天然气勘探开发现状及展望——中国的陆相盆地不仅可以形成世界级的大油田，也可以形成克拉2这样的大气田

中国陆相石油地质特点 中国位于欧亚大陆板块东部，其东为太平洋板块，南部为印度板块，中新生代构造是三大板块活动的结果。太平洋板块向西俯冲、消减，使中国大陆东部地区拉张裂陷，形成一系列裂谷盆地。西南侧印度板块向北碰撞挤压，使中国大陆中西部隆起，形成巨型挤压型盆地。     

2000年以来中国大气田勘探开发特征

截至2013年底,中国共探明51个大气田,天然气储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛。总结2000年以来中国大气田勘探、开发的特征,可以为发现更多的大气田提供借鉴和思路。中国大气田勘探特征:仅发现于沉积面积大于10×10~4km~2的盆地,已在9个盆地中探明了大气田;2005年前大气田探明天然气总储量较少,为2.708588×10~(12)m~3,之后则较大,2013年底探明天然气总储量为8.168377×10~(12)m~3;大气田储量丰度最大的和最小的相差超过86倍,储量丰度最大的克拉2气田为59.05×10~8m~3/km~2,最小的靖边气田为0.684×10~8m~3/km~2;深度介于3000~4500m的大气田探明储量比例大,占总储量的46.11%。中国大气田开发特征:大气田的产量是中国天然气工业的支柱,2013年大气田总产量达922.72×10~8m~3,占全国天然气总产量的76.3%;大气田的产量中以煤成气为主,2013年大气田中煤成气总产量为710.13×10~8m~3,煤成气占全国大气田总产量的77.0%;关键大气田(苏里格、靖边、大牛地、普光、克拉2等气田)的产量是支撑产气大国的基石。     

中国与煤成气相关的大型、特大型气田分布特征及启示

与煤成气相关的大型、特大型气田是中国天然气储量的主体。中国含煤盆地众多,但是只有少数大、中型含煤盆地具有形成大型、特大型气田的地质条件。含煤岩系沉积后的构造地质环境对形成煤成气藏的影响更为重要。生气高峰期及成藏期越晚,越快、越有利于含煤盆地转化成为含气（油）盆地,越有利于形成大型、特大型煤成气田。以类前陆型、克拉通内坳陷型及陆缘断陷型含煤-含气（油）盆地勘探前景最好。鄂尔多斯盆地,四川盆地中部、西部和东北部,塔里木盆地北部（库车坳陷）,东海盆地西湖凹陷,莺琼盆地,柴达木盆地北部和三湖区,准噶尔盆地北部和南部,松辽盆地深部及南海北部深水区等含煤盆地,仍然是21世纪近、中期中国天然气储、产量保持快速增长的重点地区。     

中国天然气地质与地球化学研究对天然气工业的重要意义

近10a来中国天然气工业迅速发展，至2007年底已探明天然气地质总储量6×10^12m^2，同时年产量增长速率越来越大，从1976年年产100×10^8m^3到2005年年产500×10^8m^3，每增加100×10^8m^3所需时间分别是20a、5a、3a和1a多。中国天然气地质和地球化学研究对天然气工业的重要意义主要在于：20世纪70年代末提出煤系是好的气源岩，强调煤系成烃以气为主，以油为辅，开辟了煤成气勘探新领域，使中国煤成气储量从其前仅占天然气总储量9％提高到目前的70％；在大气田形成的半定量和定量主控因素及天然气聚集区带研究基础上，提前4～11a预测出中国目前11个探明储量在1000×10^8m^3以上大气田中的7个；飞仙关组气藏气源具有多样性，推测川北巴中地区存在一个龙潭组煤成气生气中心，是发现煤成气大气田的有利地区。图12表3参86     

全球不同类型大型气藏的开发特征及经验

据AAPG的资料,全球已发现的370个大气田集中分布在西西伯利亚盆地、波斯湾盆地、扎格罗斯盆地、卡拉库姆盆地、墨西哥湾盆地、卡那封盆地以及东西伯利亚盆地,分布在上述盆地的大型气藏占总数量的45%,其储量占到大气田储量的68.3%。在分析所有大型气藏资料的基础上,研究了大型气藏的数量、储量、地区、地层、圈闭类型、深度、发现时间等特征。依据"实用性、针对性和科学性"分类原则,围绕岩性、厚度、规模、物性、压力、流体等因素将大型气藏划分为5种类型:1厚层整装高渗透砂岩气藏,规模大、储层厚、物性好、或存在边底水;2低渗透砂岩气藏,规模大、物性差、一般不存在边底水;3边底水裂缝型碳酸盐岩气藏,规模大、裂缝发育、存在边底水;4高温、高压、高含硫"三高"气藏;5凝析气藏,压力温度异常、相态复杂、常常发生反凝析现象。厘清大型气藏的分布特征为我国天然气藏的勘探指明了方向,总结出的不同类型大型气藏的开发特征也为相同类型气藏的经济、高效、安全开发提供了宝贵的经验。     

边际油田开发技术现状、挑战与对策

中国陆上边际油田主要包括低渗透、稠油和复杂断块等特殊类型难采油田。中国在难采边际储量的开发方面进行了大量的研究和现场试验，积累了一些成功的经验，初步建立难采边际油田经济有效的开发技术。近年新发现的油田绝大部分属于特低渗、低产、低丰度、高黏度等边际油田，开采难度增大。因此，迫切需要加强地质和工程基础研究，加强技术创新，积极探索针对不同油藏的开发模式和策略，积累经验，转变观念，创立科学、实用和有效的技术措施。边际油田开发最核心的问题是经济问题，因此必须因地制宜，降低成本，简化钻采工艺、地面工艺和流程，借鉴其他类型油藏的开发技术，提高边际油田经济效益。参34     

面向绿色发展的中国天然气科学体系构建

推动天然气能源产业快速发展的核心动力是天然气科学技术的发展,构建面向绿色发展的天然气科学体系对天然气能源产业可持续发展具有重要的理论和实践意义。为此,依据能源科学体系的基本架构和天然气产业链技术需求特点,应用系统论和组合原理,提炼出由基础结构和复合结构组成的我国天然气科学基本框架。基础结构有3类：①基于能源科学基本分类的天然气科学体系基本结构,包含基础理论、工程技术、经济科学和管理科学等方面;②基于天然气产业链的科学技术基本结构,表现在天然气勘探、天然气开发、天然气储运、天然气营销、天然气利用5个领域的科学技术;③基于天然气工业发展要素创新的科学技术基本结构,如天然气环境学、天然气政治学、天然气政策学等。复合结构也有3类：基础型与产业链型复合、基础型与发展要素型复合、产业链型与发展要素型复合。最后提出了促进中国天然气科学体系建设的策略。     

中国碳酸盐岩大气田硫化氢分布特征及成因

具有工业价值的硫化氢气藏可为硫磺产品提供重要资源。对中国目前发现的8个碳酸盐岩大气田中硫化氢气体的含量特征分析表明,含硫化氢气藏主要分布在三叠系,在二叠系、石炭系、奥陶系、寒武系和震旦系也有不同程度的分布。硫化氢含量较高的气田和层位普遍发育硫酸盐岩,这是控制天然气藏硫化氢含量的关键因素,温度和时间也是重要的影响因素。中国碳酸盐岩大气田中的硫化氢是由硫酸盐还原和烃类裂解生成的。     

中国天然气开发技术进展及展望

在国际油价低位徘徊、国家大力发展绿色能源的背景下,天然气已成为中国油气工业的主营核心业务,其产量及消费量快速攀升,作用更加凸显。为了继续推动中国天然气业务的加速发展,在分析近年来天然气产业发展历程、总结天然气开发技术新进展的基础上,明确了我国天然气开发所面临的挑战,并从产量、需求量、进口量及未来天然气地位等4个方面对中国天然气工业的发展前景进行了展望。研究结果表明:(1)"十二五"以来,我国天然气消费量快速增长、供应多元化、储产量稳定增长、开发效益显著;(2)天然气开发技术在深层天然气开发、大型气田开发调整、致密气提高采收率、页岩气及煤层气开发、工程技术及开发决策体系等6个方面都取得了技术突破,创新能力显著提升;(3)随着开发程度的深入,受政策、环境的影响及地质条件制约,天然气持续规模效益开发将面临优质储量比例降低、气田开发成本升高、非常规气藏效益开发难度加大、上游效益进一步压缩、主力气田稳产能力减弱和市场竞争愈发激烈等诸多挑战。结论认为,未来我国将进入非常规气与常规气并重的发展阶段,天然气需求旺盛且消费结构呈现多元化趋势,天然气进口量逐年攀升且对外依存度不断加大,天然气将成为我国能源结构调整的主要增长点。