塔里木盆地油气勘探开发进展与“西气东输”资源保障

塔里木盆地油气资源丰富， 截至2007年底，中国石油塔里木油田公司在该盆地已累计探明油气田26个，探明石油地质储量约6×10⁸ t、天然气地质储量近1×10¹² m³，建成了年产原油逾600×10⁴ t、天然气150×10⁸ m³、油气当量接近2 000×10⁴ t的生产基地，促成并启动了“西气东输”工程。从天然气资源平面分布看，塔里木盆地具有全盆含气但相对集中的特征，天然气资源主要集中在库车坳陷、中央隆起、塔西南坳陷，上述3个地区的天然气资源量为5×10¹²～6×10¹² m³，是下一步天然气勘探的重点地区；而从天然气资源纵向分布看，该盆地78%的天然气资源量富集在中新生代地层中，台盆区天然气资源主要富集在下古生界寒武系-奥陶系和上古生界石炭系中，前陆区天然气资源主要富集在白垩系、古近系、新近系中。据第三轮全国资源评价结果，该盆地可探明的天然气储量为7.96×10¹² m³，目前的油、气资源探明率均不足15%，勘探前景广阔。“西气东输”工程的实施，将有力地促进塔里木盆地的油气勘探开发，促进西部地区的经济发展，促进中国能源结构和产业结构的调整，改善沿线人民的生活质量，并有效治理大气污染。     

中国煤层气产业新进展

据最近一轮煤层气资源评价结果,我国埋深2000 m以浅的煤层气资源总量为36.81×10¹² m³,与陆上常规天然气资源量相当,位列世界前三甲。中国地面开发煤层气经过十余年的发展,在政府的高度重视和支持下,在煤层气基础理论研究、煤层气勘探开发技术、煤层气商业化生产等方面都取得了突破性进展,为煤层气产业规模化生产奠定了基础。截至2006年底,全国共施工地面煤层气井1573口。我国煤层气井主要分布在晋、陕、蒙地区,其钻井数量占全国钻井总数的80%以上。我国已探明煤层气储量1130.29×10⁸ m³,约占煤层气资源总量的0.3%,其中地面开采探明煤层气地质储量861.65×10⁸ m³,矿井抽放探明煤层气地质储量268.64×10⁸ m³。中国煤层气产业不仅煤层气自营勘探开发实现了跨越式发展,而且对外合作开发煤层气也取得了累累硕果,并逐步形成了一套适合中国煤层气地质特点的煤层气地质评价和常规勘探开发工艺技术。     

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。     

鄂尔多斯盆地天然气储量和产量预测分析

鄂尔多斯盆地的天然气地质储量发现和产量增长的过程具有一定的多峰特征,通过分析盆地天然气资源禀赋、天然气储量和产量的增长历史,并在考虑天然气储量、产量预测影响因素的基础上,选用多峰高斯模型对鄂尔多斯盆地天然气储量、产量进行预测,开展天然气供应能力评价和潜力分析。预测结果表明：鄂尔多斯盆地天然气年探明地质储量在未来20年内总体上呈现先快速上升后缓慢下降趋势,累计探明天然气地质储量约为13×10¹²m³;天然气产量在未来20年内呈现快速增长趋势,年均产量约为1 640×10⁸m³。未来20年鄂尔多斯盆地天然气产量将占全国天然气总产量的20%以上,随着非常规天然气资源的成功勘探与开发,鄂尔多斯盆地对我国油气资源的供应能力将逐步增大。在相当长的时间内,鄂尔多斯盆地的天然气勘探开发将具有广阔的前景。      

“中国石油”天然气勘探开发形势与展望

中国天然气工业正处于大发展的早期阶段。天然气勘探蓬勃发展,天然气开发处于快速发展的初期阶段。新一轮资源评价结果表明,中国天然气资源丰富,勘探潜力大。截止到2005年底,全国探明天然气地质储量4.92×10¹²m³,2005年全国天然气总产量已近500×10⁸m³、2006年全国天然气总产量近600×10⁸m³。中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）所属区块拥有的天然气资源量。占全国的60%左右;截止到2005年底,“中国石油”已探明天然气地质储量近3.6×10¹²m³,2006年“中国石油”天然气年产量达440×10⁸m³。在“十一五”期间,“中国石油”的天然气储量仍将大幅度增长,天然气产量还将快速增加。     

贵州省织纳煤田煤层特征及煤层气资源潜力

贵州省中西部织纳煤田煤层气资源丰富,但煤层气的系统评价工作比较薄弱,为全面分析、评价该区煤层气资源状况、赋存条件,以煤田地质钻孔、煤层气参数井获取的原始资料为基础,对织纳煤田煤层气地质条件,特别是储层含气特征及煤层渗透性等方面进行了研究,并采用体积法对煤层气资源进行了计算和评价。结果表明：①该区煤层主要为中-薄层、中等灰分、低挥发分、相对富氢无烟煤,除了煤层气勘探主力煤层6号煤煤体结构较大程度地受到构造破坏外,其余煤层原生结构较完整;②虽然该区煤储层渗透性相对较低,但区内含煤面积大,煤层气资源丰度较高,含气量较高,煤储层厚度较大,可采性好,具备较有利的煤层气勘探地质条件与可采性;③煤层气总资源量为1 852.91×10⁸ m³,其中埋深1 000 m以浅煤层气资源量为1 436.59×10⁸ m³,大于15 m^3/t含气带资源量为1 484.34×10⁸ m³,潜在煤层气可采资源量为747.65×10⁸ m³。结论认为：比德向斜化乐勘探区在煤层气资源丰度、平均含气量和试井渗透率3个方面优势相对明显,可作为煤层气勘探最有利靶区。     

苏里格地区天然气勘探新进展

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部,勘探面积约4×10⁴ km²。该区地表条件复杂、地震信噪比低,储层岩性复杂、非均质性较强,气层有效厚度较薄、单井产量低,勘探难度较大。近年来,中国石油长庆油田公司通过深化地质综合研究及勘探技术攻关,明确了苏里格气田有效储层分布和天然气富集规律,创新形成了地震有效储层预测、复杂气层测井评价、致密砂岩储层改造等先进适用的勘探技术。勘探目标从砂体预测转向有效储层与含气性预测,通过整体勘探,探明了我国第一个超万亿立方米储量的整装大气田,探明天然气地质储量规模达2.85×10¹²m³,同时在苏里格南部地区形成了新的资源接替区。预计2015年以前,苏里格地区的天然气储量规模可超过3.5×10¹²m³,天然气年产量将达到230×10⁸ m³。     

鄂尔多斯盆地苏里格地区天然气勘探新进展

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，勘探面积约4×10⁴km²。最新研究成果表明，该区二叠系盒8段砂层发育，砂体具有毯式分布特征、岩相具有分带特点，发育3种储层类型，目标勘探应从砂体预测转向气层预测，勘探难度较大。经过近期的整体勘探，已累计发现了我国陆上超万亿立方米储量的整装大气田，在苏里格西区和南部勘探又有了新的发现。苏里格地区天然气成藏条件有利、资源量大、探明率较低，具有形成2×10¹²m³天然气探明地质储量的地质条件，苏里格西区是下一步提交天天然气规模储量的重点地区，苏里格南部则是重要的天然气储量增长接替区。     

煤成气是中国天然气工业的主角

煤成气是中国天然气工业的主角,充分表现在以下3方面：其一,2007年底中国煤成气探明总地质储量为39 583.80×10⁸m³,占全国天然气探明总储量的66.60%;其二,2007年底中国有储量大于300×10⁸m³的大气田41个（除台湾省外）,其中煤成气大气田总地质储量为35 926.74×10⁸m³,占全国探明天然气总储量的60.45%;其三,2007年底中国有四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、莺琼盆地和柴达木盆地5个大产气区,除四川盆地大产气区煤成气产量占26.29%外,其余4个大产气区煤成气产量均占到90%～100%。     

沁水盆地煤岩储层单井产能影响因素

沁水盆地煤层气资源丰富，最新一轮的资源评价结果表明，该区埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量可达3.98×10¹² m³。中联煤层气有限责任公司、中国石油天然气集团公司、蓝焰公司等单位相继在盆地南部的潘庄、寺庄、樊庄等区块获得了煤层气产能；然而该盆地目前煤层气井年产能仍小于20×10⁸ m³，距煤层气大规模产能建设目标差距甚远。由于影响煤层气高产的因素较复杂，导致各井排水采气生产特征差异较大，稳产周期与产能也复杂多变。基于此，重点分析了煤层气井单井产能的主要影响因素。结果表明：盆地煤层气产量较高的井主要分布于煤层厚度大于5 m，含气量大于19 m³/t，含气饱和度高于70%，渗透率为1.0×10^-3 μm²左右，临界解吸压力大于1.8 MPa且地层水动力条件相对较弱的区域。     

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景

鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源,预测1500m以浅煤层气地质资源量约9×1012m3,是中国石油天然气股份有限公司近期勘探开发的重点区域。为弄清该区煤层气的勘探开发前景,在综合分析鄂尔多斯盆地东缘煤系地层,主力煤层的构造、分布,煤储层的物性、饱和度等煤层气基本地质条件及煤层气资源情况的基础上,认为该区的煤层具有较好的含煤性、含气性和可采性;结合煤层气勘探开发实践,对鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区进行了整体评价,提出了渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区。结论认为:鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的"甜点"区。     

中国低煤阶煤层气多元成藏特征及勘探方向

我国低煤阶含煤盆地地质背景复杂,煤层气富集成藏具有自身的特殊性,煤层气勘探一直处于小型试验阶段。为了促进我国低煤阶煤层气的勘探开发,在系统分析、总结我国含煤盆地类型、煤层气成因、赋存状态、富集模式的基础上,梳理了目前勘探开发工作面临的挑战与科研攻关目标,并提出低煤阶煤层气的有利勘探方向。结果表明:(1)我国低煤阶煤层气具有盆地类型多元、煤层气成因类型多元、赋存状态多元、富集类型多元的成藏特征;(2)低煤阶煤层气勘探面临目标区优选、深层煤系气共探共采系统评价、钻完井及增产改造工艺等3个方面的挑战;(3)应加强对煤层气成藏过程及动力学机制、气源成因及其资源贡献、吸附态和游离态煤层气空间分布规律及地质控制因素等的研究攻关,开展煤层气资源有效性和可采性评价,形成一套深部煤系气勘探开发评价方法。结论认为:(1)我国浅层煤层气资源有利勘探区包括二连盆地吉尔嘎朗图、霍林河、白彦花等凹陷,海拉尔盆地伊敏、呼和湖、陈旗等凹陷,鄂尔多斯盆地彬县、焦坪、黄陵、乌审旗东部等地区,以及准噶尔盆地南缘地区;(2)深层煤层气资源则主要分布在准噶尔、吐哈、三塘湖、海拉尔和三江等盆地或盆地群。     

中国天然气大发展——中国石油工业的二次创业

进入21世纪,中国的天然气产量和储量增长迅速。近期在塔里木、鄂尔多斯、四川盆地发现4个规模很大的天然气富集区和一批大型天然气田,是天然气快速发展的基础。按油当量计算,中国天然气产量将达到并可能超过原油产量,2020年天然气年产量将达到2 000亿立方米,2030年前后天然气年产量可超过2 500亿立方米。同时,中国正在积极从国外进口天然气,预计2020年进口量将达到1 100亿立方米,届时中国的天然气消费量将达到3 100亿立方米,约占能源消费结构的10％,将有效改善中国的能源消费结构。     

我国南海天然气开发前景展望

截止到2007年底,我国南海探明天然气地质储量已达到3 235×10⁸ m³,天然气年产量为60×10⁸ m³,占我国海上天然气总产量的88%。在该区的勘探开发实践证实：①我国南海具有丰富的天然气资源;②南海是我国海上最重要天然气生产基地;③深水天然气勘探所获得的重大突破,使得南海天然气勘探开发具备了进一步发展的广阔前景。但是,南海天然气开发也面临着许多挑战：自然环境条件恶劣,勘探开发投资大、成本高,深水勘探开发经验不足,存在海域争端等。对此,应采取以下措施：①继续坚持自营与合作并举,加快南海天然气勘探开发步伐;②以开发荔湾3-1气田为突破口,全面掌握深水勘探开发技术;③建立自己的深水研发和装备队伍;④努力推动南海争议区的共同开发工作进程。结论认为：南中国海蕴藏着丰富的油气资源,有望建成大型天然气生产基地,如果战略目标明确、规划落实、勘探开发资金到位,2020年前后南海有望形成400×10⁸～500×10⁸ m³的天然气年产能力。     

延长探区天然气勘探重大突破及启示

延长石油集团天然气探区位于鄂尔多斯盆地伊-陕斜坡东南部。长期以来,盆地存在“南油北气”的固有认识,导致对延长探区上古生界天然气勘探潜力评价较低。自2003年完钻了第一口真正意义上的天然气探井以来,通过强化地质研究,明确了延长探区位于油气富集的陕北斜坡东部,储集层以水下分流河道砂体、障壁岛砂坝为主,烃源岩广泛发育,泥岩盖层厚度大、分布稳定,天然气资源潜力在7 500×10⁸ m³以上。通过积极推动理论和技术创新,明确提出“优质储层与古流体运聚空间的有效配置决定着天然气富集程度”的成藏认识,成功研发出适合延长探区上古生界致密砂岩气藏的新型VES-CO₂泡沫压裂液体系,取得了探明地质储量超过3 000×10⁸ m³、年产天然气能力达到7.2×10⁸ m³的良好效果,在短时间内取得了天然气勘探的重大突破。此外,还在鄂尔多斯盆地首次发现了具有百万方以上无阻流量的高产气层——石炭系本溪组。     

国内外天然气资源现状与发展趋势

世界天然气资源丰富，2006年剩余天然气探明可采储量为175.08×10¹²m³，产量达到2.84×10¹²m³，随着天然气贸易的逐步全球化，天然气将成为21世纪世界的支柱能源。我国常规和非常规天然气资源相对丰富，资源探明程度低，天然气储量、产量处于快速增长阶段，发展潜力大，但由于市场需求量更大，供需矛盾将长期存在。据专家预测，2020年国内天然气探明地质储量将超过10×10¹²m³，天然气产量将达到1500×10⁸m³左右，国内天然气产量难以满足需求。因此，在强化国内天然气资源勘探的同时，加快发展天然气贸易也势在必行。     

四川盆地天然气发展进入黄金时代

得益于勘探认识的深化和技术的进步,四川盆地近期陆续发现了9个千亿立方米级大气田,截至目前已累计探明天然气储量3.69×10~(12) m~3,天然气年产量位居全国第二位。中石油组织的最新油气资源评价结果表明,四川盆地天然气资源量位居全国各含油气盆地首位,但探明率仅10%,故勘探潜力巨大。几十年来,该盆地已形成了先进的天然气工业技术体系、最完善的天然气区域管网、最成熟的市场,被中石油确定为中国天然气工业基地,故该盆地天然气大发展的各方面条件均已成熟。为此,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)适时推出五大天然气增储上产工程(川中地区多层系滚动勘探开发、川东北高含硫气田安全高效开发、川西北地区深层海相碳酸盐岩气藏勘探与开发示范、川东地区寒武系盐下大型构造气藏探索与发现、蜀南地区页岩气规模效益开发),以助推未来国内最大气区的早日建成。上述工程是实现中石油"西南增长极"的关键,涵盖四川盆地天然气重点、热点、难点领域,平面上几乎覆盖全盆地,纵向上包含多个含气层系。上述工程2020年预计天然气产量介于250×10~8~290×10~8m~3,占西南油气田规划产量300×10~8 m~3的绝大部分;2030年西南油气田有望达产500×10~8~700×10~8 m~3。可以预见,在未来相当长的一段时间内,四川盆地的天然气都将处于发展的黄金时代。     

中国油型盆地油型气成藏条件与勘探潜力

中国天然气主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和柴达木盆地,以煤型气为主,含有部分油型气和少量生物气。中国主要油型盆地具有油多气少的特点,与鄂尔多斯等以产气为主的盆地相比,天然气探明储量和产量也远远不足。全球天然气以油型气为主,且大型油型盆地表现出油气资源俱丰的特征,这与中国天然气类型与勘探现状有明显差异。通过国内外油气勘探成果与认识的调研,在总结油型气勘探领域认识的基础上,对比国内外含油气盆地的成藏条件,对中国油型盆地油型气的生气潜力进行分析,认为中国油型盆地具有巨大的油型气勘探潜力,发展前景广阔,是中国未来天然气勘探的重要方向之一。