【石油观察家】中国石油天然气股份有限公司“十二五”油气勘探发现与“十三五”展望

2016-09-24 06:46:00 0

中石油 十二五

文|杜金虎  中国石油勘探与生产分公司

文|杨涛 李欣  中国石油集团科学技术研究院


“十二五”是中国石油勘探业务快速发展的历史时期,油气地质理论认识创新发展,钻井、地震、储层改造等工程技术飞速革新,油气勘探不断取得重大发现,形成了15个油气规模储量区,油气储量持续高峰增长,天然气迈入大发展阶段。


1 “十二五”油气勘探成果


1.1 油气勘探形成15个规模储量区

“十二五”期间,中国石油形成了15个规模储量区。其中,石油形成8个亿吨级规模储量区,天然气形成7个千亿立方米级规模储量区。8个石油规模储量区共探明地质储量24.3×108t,占“十二五”总探明储量的69%,包括鄂尔多斯盆地姬塬、志靖—安塞、环江、新安边,以及准噶尔盆地西北缘、塔里木盆地哈拉哈塘、松辽盆地岩性油藏、柴达木盆地英雄岭。其中,鄂尔多斯盆地姬塬地区多层系、多区域立体勘探获得成功,“十二五”期间共探明石油地质储量9.06×108t,累计探明石油地质储量达到13.1×108t;新发现的环江油田新增探明石油地质储量1.11×108t;新发现的中国第一个亿吨级致密油油田——新安边油田新增探明石油地质储量1.01×108t。塔里木盆地哈拉哈塘地区拓展了海相碳酸盐岩层间岩溶勘探领域,突破7500m原油赋存界限,累计探明石油地质储量2.53×108t。准噶尔盆地西北缘环玛湖斜坡三叠系百口泉组六大扇三角洲均获突破,二叠系和石炭系也获发现,“十二五”期间累计探明石油地质储量3.63×108t,以斜坡带岩性油藏为主的百里油区初具规模。

7个天然气规模储量区共探明地质储量1.72×1012m3,占“十二五”总探明储量的76%,包括四川盆地高石梯—磨溪、鄂尔多斯盆地苏里格、塔里木盆地库车3个万亿立方米大气区,以及鄂尔多斯盆地东部、靖边、龙岗和柴达木东坪。其中,四川盆地高石梯—磨溪地区的寒武系龙王庙组和震旦系灯影组天然气,自2011年高石1井获得突破,“十二五”新增探明天然气地质储量6605×108m3,实现了勘探领域的重大突破,成为西南油气田未来上产的关键。鄂尔多斯盆地上古生界苏里格气田向西、向南不断扩展,“十二五”探明天然气地质储量1717×108m3,累计探明天然气地质储量1.27×1012m3,三级储量达到5×1012m3,在盆地东部已展现出多层系万亿立方米大气区雏形,盆地西南缘、东南缘亦相继突破,鄂尔多斯盆地上古生界满盆含气已经成为现实;鄂尔多斯盆地下古生界在靖西风化壳新增探明天然气地质储量2210×108m3,靖西中上组合发现一批日产百万立方米的高产井,盆地东部和西南部的风化壳与靖边盐下勘探亦获突破。塔里木盆地库车深层高陡构造天然气成排成带展布,“十二五”发现了克深6、克深8、克深9、大北3、博孜1等14个气藏,勘探深度突破8000m,新增探明天然气地质储量5485×108m3,三级储量超万亿立方米,通过东延西展、北扩南展,库车前陆冲断带成为中国规模最大的深层万亿立方米气区。

1.2 油气探明储量保持高峰增长

储量增长高峰期工程持续取得新进展,年均新增探明石油、天然气地质储量分别达到7.0×108t 和4514×108m3。“十二五”期间累计探明石油地质储量35×108t,年均新增7.0×108t,探明石油地质储量连续10 年超6×108t,助推原油产量稳中有升,原油产量从“十一五”末的1.05×108t 上升至2014年高峰阶段的1.14×108t(图1)。“十二五”期间累计探明天然气地质储量2.26×1012m3,年均新增4514×108m3,探明天然气地质储量连续9 年超4000×108m3,推动了天然气快速发展,天然气产量从“十一五”末的725×108m3 上升至2014 年高峰阶段的955×108m3(图2),年增57×108m3,增幅为8%。现阶段,石油和天然气探明地质储量成为中国石油历史上持续时间最长、总量最高的高峰期,创造了最好时期和最好水平。

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2 “十二五”油气勘探地质认识与技术创新


“十二五”期间,由于海相碳酸盐岩 “四古控藏”、碎屑岩岩性地层大面积成藏、前陆冲断带超深层高效成藏、非常规油气等新地质认识的创新发展,以及宽频、宽方位、高密度(以下简称“两宽一高”)地震采集、处理和解释一体化技术、水平井体积压裂等新技术的蓬勃发展,油气探明储量持续高峰增长,油气勘探领域并无实质性变化,新增探明储量仍以海相碳酸盐岩、碎屑岩岩性地层、前陆冲断带、致密油气等领域为主,各领域储量占比有所变化[4]。

2.1 创新形成海相碳酸盐岩“四古控藏”新认识,海相碳酸盐岩成为勘探亮点,发现安岳等大型油气田

“十二五”期间,立足塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地,初步形成海相碳酸盐岩“四古控藏”新认识和海相碳酸盐岩储层精细识别与优快钻完井技术,勘探成效显著,发现了安岳、靖西风化壳、哈拉哈塘等大型油气田,累计探明天然气地质储量9643×108m3,占总探明储量的43%,海相碳酸盐岩有望成为中国最具潜力的天然气勘探领域。

2.1.1 海相碳酸盐岩“四古控藏”新认识

通过多学科联合技术攻关,持续创新地质认识,建立了海相碳酸盐岩“四古控藏”新认识,即古裂陷、古丘滩体、古圈闭、古隆起时空有效配置控制特大型海相碳酸盐岩气田的形成与富集。其中,古老克拉通台内裂陷的发现(图3),突破了克拉通构造稳定、沉积相单一的传统认识,揭示小克拉通盆地内裂陷发育优质烃源岩,控制生烃中心,对克拉通盆地深层古老层系油气资源潜力评价有重要意义。台内裂陷侧翼可形成规模较大的台缘带丘滩体,是优质储层规模分布有利区,对深层海相碳酸盐岩规模储层分布预测有重要意义。古圈闭控制油气成藏与保存。古隆起控制油气聚集与油气藏演化。新理论有效指导了安岳大气田发现,推动勘探由古隆起高部位向低部位、由构造气藏向岩性地层气藏、由单一气层向多气层三大转变,促进了塔里木盆地塔北隆起哈拉哈塘、鄂尔多斯盆地古隆东侧奥陶系中组合等勘探突破。

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2.1.2 海相碳酸盐岩储层精细识别与优快钻完井技术

通过科技攻关,自主研发了以“海相碳酸盐岩储层精细识别与流体预测、快速钻井与储层改造技术”为核心的适用技术,为碳酸盐岩油气田高效勘探开发提供了有力的技术保障。

海相碳酸盐岩储层精细识别与流体预测技术:针对碳酸盐岩岩性复杂、地震成像精度低、储层有效评价与流体判别难等问题,攻关形成了高密度宽频采集与保真保幅高分辨率成像处理技术、古地貌恢复及地震波形分类技术、岩溶缝洞型储集体地震描述技术、复杂孔喉储层流体判别技术等关键技术,四川川中龙王庙组储层预测符合率从76% 提高到85%,流体预测符合率从67% 提高到85%。

海相碳酸盐岩快速钻井与储层改造技术:针对纵向上多产层、多压力系统、井壁稳定性差、岩石可钻性差、钻速慢以及埋藏深、储层致密、非均质性强、气藏高温高压等难点,攻关形成井深结构优化、高效PDC 钻头优化、钻井液优化、精细控压钻井、可降解暂堵球等快速钻井与储层改造技术,四川川中龙王庙组专层井钻井周期由202天缩短到97天,酸化测试产量增长4~10倍。

2.1.3 海相碳酸盐岩成为勘探最大亮点,贡献了近一半天然气探明储量

“十二五”期间,新增石油探明地质储量中海相碳酸盐岩占比8%,略高于“十五”和“十一五”比例(图4a);新增天然气探明地质储量中,海相碳酸盐岩占比43%,约占天然气总探明储量的“半壁江山”,较“十一五”增加了23%(图4b),四川、塔里木、鄂尔多斯三大盆地海相碳酸盐岩均取得重要进展。四川盆地川中古隆起下古生界—震旦系获得重大突破(图5、图6),发现中国单体储量规模最大的安岳大气田。其中,磨溪区块龙王庙组气藏具有“两大、两高、三好”的特点:“两大”即含气面积超过800km2,探明天然气地质储量4403×108m3;“两高”即气井产量高——生产井日产百万立方米,压力高——压力系数为1.65;“三好”即天然气品质好——甲烷含量在96%以上、效益好、开发效果好,开发仅用3 年时间,已建成110×108m3天然气年生产能力,预计总体规模将超过150×108m3

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鄂尔多斯盆地靖西风化壳、靖西中下组合和盆地东部岩溶残丘勘探获得重要突破,展现了万亿立方米储量规模。塔里木盆地塔北隆起海相碳酸盐岩勘探获得重大进展,探明石油地质储量2.5×108t,建成了百万吨级的哈拉哈塘油田。

2.2 深化大面积岩性地层成藏新认识,岩性地层油气藏始终是石油勘探的主体

“十二五”期间,在大面积岩性地层成藏新认识和层序地层学工业化制图与研究技术的推动下,碎屑岩岩性地层油气藏在鄂尔多斯盆地姬塬、陕北、环江及准噶尔盆地西北缘环玛湖斜坡等地区获得重要进展,共探明石油地质储量28.8×108t,占石油总探明储量的65%,仍是石油勘探的主体。

2.2.1 大面积岩性地层成藏新认识

广覆式烃源岩、区域性多套储层、“三明治”式高压充注、相对宽缓的斜坡背景“四要素”有机配置控制岩性大油气区形成的成藏新认识,拓展了勘探思路,实现了由盆缘勘探向满盆勘探、立体勘探的转变。以鄂尔多斯盆地石油勘探为例。①广覆式烃源岩可提供丰富的油气资源。大面积发育中生界延长组长7 段、长9 段湖相油页岩、上古生界石炭系—二叠系海陆交互相煤系和下古生界奥陶系海相泥灰岩、泥页岩等4 套烃源岩。其中长7 段油页岩厚度为10~50m, 有机碳含量(TOC)为10%~30%,生油强度达(400~500)×104t/km2, 生油潜力巨大。②多套大面积储层是规模成藏的基础。中生界延长组浅水三角洲砂岩储层含油有利区达2.5×104km2,延长组退覆式三角洲砂岩储层含油有利区达1.0×104km2。③“三明治”式源储结构+ 高压充注为油气近源聚集提供动力。烃源岩生烃产生的压力与储层间的压差高达6~15MPa,成为油气就近向砂岩储层中充注的动力源泉(图7)。④斜坡背景有利于油气大面积聚集。盆地中部地层坡度为0.5°~1.5°,构造平缓,为多套烃源岩及浅水三角洲砂体大面积发育创造了有利的古地理环境,为油气大面积聚集提供了地质背景。

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大面积岩性地层成藏理论的建立,推动了鄂尔多斯盆地姬塬、准噶尔盆地西北缘环玛湖斜坡等岩性油气藏的勘探。

2.2.2 精细岩性体评价识别技术和层序地层学工业化制图与研究技术

通过攻关低渗透薄储层地震处理解释、高分辨率层序地层对比、大比例尺制图等核心技术,精细基准面旋回的识别与层序划分,精准落实了砂体,有效指导了勘探。

以松辽盆地扶杨油层为例。①低渗透薄储层地震处理解释技术。以高精度组合静校正、炮检域分步反褶积、非对称走时叠前时间偏移和有效炮检距优化叠加等4项关键技术为核心,改善了复杂表层结构条件下的地震资料成像效果,拓宽了有效频带,提高了地震资料的分辨率,提高了断层与薄储层的地震波场成像精度,为储层预测奠定了良好基础。②高分辨率层序地层对比技术。针对扶余油层河道砂体,应用河流相等时对比方法,将长垣扶余油层纵向上划分了7个四级层序、29 期河道。③大比例尺制图技术。基于建立联井基干地震剖面网、建立高精度层序地层格架、岩心分析、测井分析、单井分析、剖面对比、地震分析7个层级的研究,明确河道砂体地质模型,编制扶余油层29期河道的大比例尺河道类型及砂体分布图,确定了砂体分布与规模,指导了勘探工作的顺利实施。

2.2.3 岩性地层油藏仍是石油储量发现的主体,贡献了65% 的石油探明储量

“十二五”期间,在鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾等盆地勘探取得重要进展,形成6个亿吨级规模储量区,碎屑岩岩性地层油藏仍是石油增储主体,在新增石油探明储量中,占比由“十一五”的48%增加至65%(图4a)。其中,鄂尔多斯盆地姬塬多层系立体勘探不断拓展,2015年原油产量达到965×104t,建成了千万吨级大油田;环江新发现了亿吨级整装油田,实现了北部姬塬油田和南部西峰油田长8油层含油连片,并有望建成百万吨新油田。长庆油田石油储量和产量快速增长,“十二五”累计探明石油地质储量达到17.5×108t, 占中国石油总探明储量的49.9%;“十二五”生产原油1.17×108t, 占中国石油原油产量的21%(图8)。准噶尔盆地西北缘地区年增探明石油地质储量超5000×104t,三叠系百口泉组油藏环玛湖斜坡六大扇三角洲均获突破,形成百里新油区。

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2.3 创建前陆冲断带“四位一体”超深层高效成藏新认识,库车形成中国首个超深层万亿立方米大气区

“十二五”期间,在超深层高效成藏新认识、山地超深层复杂构造地震勘探和钻井技术的推动下,前陆冲断带勘探领域以库车为主,共探明天然气地质储量5485×108m3,占中国石油总探明储量的五分之一,成为天然气勘探的重点领域。

2.3.1 前陆冲断带“四位一体”超深层高效成藏新认识

“十二五”创新形成了“叠被式”烃源岩、超深层有效储层、巨厚膏盐岩和叠瓦式构造“四位一体”超深层高效成藏新认识:①通过生烃强度研究,揭示出库车前陆烃源岩受冲断带多期推覆,烃源岩“叠被式”叠加,叠置厚度为300~500m,生气强度为(350~400)×108m3/km2,是非叠置区的两倍以上,突破了传统烃源岩平面式分布的思维限制,提升了勘探潜力。②储层形成机理研究证实,储层晚期快速深埋和巨厚膏盐岩利于孔隙保持,且应力控制裂缝发育,盐下褶皱应力中和面以上处于张性环境,储层孔隙度可达5%~10%,6000~8000m超深层具备储层条件。③研究揭示膏盐岩分布面积达1.9×104km2, 厚度为500~2000m,形成巨厚盖层,有效封盖了深层超压油气。④创新发展挤压型盐相关构造理论,构建前陆冲断带“盐上顶蓬构造、盐下冲断叠瓦”构造组合样式(图9),克拉苏构造带盐下深层解释发现7排37个大型构造圈闭,总面积为1544km2

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2.3.2 山地超深层复杂构造地震勘探和快速钻井技术

针对山地表层地质结构复杂、激发接收条件差、信噪比低、波场复杂的特点,研发了由“山地宽方位较高密度三维地震采集、起伏地表TTI各向异性叠前深度偏移处理和前陆复杂构造区相控速度建场”3项关键技术组合形成的山地超深层复杂构造地震勘探技术。设计、实施4000km2连片山地三维地震,覆盖次数由120次提高到400次以上,接收道数大于10000道,采集纵横比大于0.7,解决了盐下深层成像质量差、偏移归位不准等问题,地震资料品质大幅提高,落实一批重要勘探目标,原始资料一级品率从60% 提高到80%以上,圈闭识别和预测精度大幅提升,钻探检验深度误差由原来的8% 降至3%。

针对高陡地层、巨厚复合盐层、多个压力系统、超深高温高压目的层等多重难题,发展了以个性化PDC钻头、垂直钻井系统、抗高温高密度油基钻井液等3项关键技术为核心的高温高压复合岩层高陡地层超深钻井配套技术,解决了高陡超深层安全快速钻井难题,实现了7000m超深井钻井常态化,克深902井在8038m完钻,成为中国石油获得工业气流最深的一口井。同时,事故复杂率从攻关初期的30%降低到8%以下,平均钻井周期由647天缩短至318天(图10),确保了勘探发现,提高了生产时效。

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2.3.3 库车前陆冲断带形成中国首个超深层万亿立方米大气区

“十二五”期间,新增探明天然气地质储量中,前陆冲断带占22%(图4b)。其中,库车前陆冲断带探明天然气地质储量5485×108m3,占中国石油总探明储量的20%,形成中国首个超深层万亿立方米大气区。库车前陆冲断带突破了6000~8000m 超深层钻完井技术关、温度大于180℃的高温关、压力系数大于1.7的高压关和高陡构造地震采集与钻完井技术关。特别是克深气田群具有单井产量高(日产大于50×104m3)、质量好(甲烷含量97.6%)、开发效果好、气层厚度大(85~135m)、单体规模大( 大于600×108m3)、单井控制储量大(大于100×108m3)“一高、两好、三大”的特点。目前,库车前陆冲断带累计探明天然气地质储量超过1×1012m3,形成了“中部以天然气为主、东西两端油气并举”的300多千米的巨型油气区(图11)。2015年,库车前陆冲断带总产气量达到183×108m3,其中新建的克深气田产量达到60×108m3,为西气东输工程提供了重要的资源保障。

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2.4 突破传统油气藏理念,借助水平井体积压裂技术,页岩气、致密油等非常规油气成为勘探热点

非常规油气是指用传统技术无法获得自然工业产量、需用新技术改善储层渗透率或流体黏度等才能经济开采、连续或准连续型聚集的油气资源。“十二五”期间,页岩气和致密油两种新类型的油气勘探受纳米孔喉、连续与非连续聚集等新认识和水平井体积压裂等新技术的强力推动,获得质的突破,继致密气和煤层气之后,二者也建成了工业化生产基地。

2.4.1 非常规油气新认识突破了传统的储层、圈闭和成藏理念

非常规油气包括源内滞留的页岩油和页岩气、近源分布的致密油、致密气、页岩气、煤层气、页岩油等资源,突破了传统的砂岩、碳酸盐岩等储层概念。非常规油气聚集运移距离一般较短,为初次运移或短距离二次运移,突破了传统的油气需经过二次运移、圈闭聚集的成藏概念。非常规油气发育大规模纳米级孔喉系统,储层孔喉直径上限为1000nm,页岩气流动最小孔喉直径为5nm,致密油气储层孔喉直径主要为25~800nm,突破了以往未经验证的纳米级油气赋存尺度。非常规油气主要分布在源内或近源的盆地中心、斜坡等负向构造单元,大面积“连续”或“准连续”分布,局部富集,突破了传统的二级构造带控制油气分布概念,有效勘探范围可扩展至全盆地,油气具有大面积分布、丰度不均一特征。

2.4.2 水平井体积压裂技术成为突破利器

针对储层致密、流动能力差的特点,通过水平井体积压裂技术实现“立体”改造,形成规模网络裂缝,最大限度提高单井产量。“十二五”期间,形成了水力喷砂、速钻桥塞、封隔器滑套、裸眼封隔器等5套水平井分段压裂技术及配套工具(图12),水平井改造井数从2010年的257口增加至目前年超1000口,最大水平井段长3056m,单井最多分压达到26段。鄂尔多斯盆地西233和庄183两个试验区共20口水平井已全部投产,试油产量全部超过100m3/d,试采初期单井平均日产油13.99t,目前日产油9.99t,为直井平均产量的2~5倍;单井累计产量得到大幅提高,已有9口井单井累计产油突破1×104t,最高达到1.95×104t(阳平7 井),其中4口井保持自喷生产,呈现出良好的稳产潜力。

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2.4.3 工厂化标准化勘探作业成为发展趋势

“十二五”期间,随着重视环境保护、提高生产效率理念的加强,各油田公司开展了一系列的勘探作业方式革新。在地面建设阶段即推广标准化、模块化,生态环境脆弱区、地表条件复杂区、非常规油气区推广应用平台丛式井钻井,对集中部署钻井地区采用工厂化作业,对表层可采用小型钻机批钻。通过勘探组织实施过程中的管理创新,各作业环节紧密衔接,大幅提高了作业效率,有效降低了工程成本,并实现环境友好发展。

2.4.4 致密气产量占三分之一,页岩气、致密油快速起步发展

“十二五”期间,致密气探明储量占比较“十一五”有所降低,但仍占总量的30%,仍是天然气勘探的重点(图4b)。页岩气和致密油实现了单井突破与工业起步,有望成为原油产量稳步增长、天然气产量快速发展的接替资源。

截至2015年底,中国石油累计探明致密气地质储量3×1012m3,形成了苏里格、鄂尔多斯盆地东部、川中须家河3个万亿立方米规模储量区,重点气田有鄂尔多斯盆地苏里格、神木、榆林、子洲等气田、四川盆地须家河组广安等气田、松辽盆地长岭等气田,2015年产量约318×108m3,占中国石油天然气总产量的33%,成为天然气上产的主力。中国石油已发现页岩气主要分布在四川盆地及其周缘,志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组海相页岩是最有利的勘探开发层系。2011年钻探第一口页岩气水平井—— 威201-H1井并压裂获气,“十二五”在长宁、威远、昭通三大示范区探明地质储量1635.31×108m3,2015年示范区日产量突破700×104m3,页岩气年产量达到13×108m3,实现了从无到有的快速发展。

中国石油致密油探区主要分布在陆上七大盆地,以陆相湖盆沉积为典型特征。致密油勘探相对较晚,整体尚处于探索和起步阶段。2012—2013年,中国石油组织召开了两次具有里程碑意义的“致密油气勘探推进会”,优选出鄂尔多斯盆地上三叠统延长组、准噶尔盆地二叠系芦草沟组等8个试验区进行探索,至2015年底,共建成产能约130×104t。其中,在鄂尔多斯长7段致密油庄183、西233等4个示范区建成产能115×104t,探明了中国第一个亿吨级致密油田——新安边油田;在松辽盆地垣平1、龙26 与齐平2等3个试验区建成产能9.51×104t。2015 年中国石油致密油产量为122×104t,有望成为原油生产的重要补充。


3 “十三五”油气勘探前景展望


“十二五”期间,中国石油勘探新认识、新技术持续创新,保持了探明储量发现高峰,开辟了上游业务新时代。“十三五”面对低油价、勘探难度增大等新形势和挑战,业务发展任重道远。

3.1 油气勘探面临新挑战

3.1.1 面临严峻的外部形势

从2014年下半年开始,布伦特油价由100美元/bbl以上, 至2016年初跌至35美元/bbl以下,2015年年底国内非居民天然气的最高门站价格降低0.70元/m3,对公司上游业务带来巨大冲击。在美国原油出口解禁、随后的伊朗解禁、全球经济疲软等多重不利因素影响下,油价短期不会快速反弹回升,公司效益将继续受到影响。同时,随着新的安全生产法和环境保护法的颁布实施,对工程技术、成本控制带来更高要求。

3.1.2 油气勘探对象更趋复杂

从油气勘探领域来看,仍以海相碳酸盐岩、碎屑岩岩性地层、前陆冲断带、致密油气等四大领域为主,但由于油气勘探深度增大、剩余资源品质降低,有利目标优选、油气层识别等研究难度增大,地震、钻井、测试等施工难度增大,对勘探带来更大挑战。表现为探井成功率呈下降态势,从“十五”的50% 降至“十一五”的45%,“十二五”再度下降至41%。

从油气勘探深度看,呈持续增加态势。“十二五”中国石油探井井深持续增大。其中,东部地区冀中坳陷2011年完钻的牛东1井井深达到6027m,富油凹陷勘探深度均持续增大,如歧口凹陷近5年平均井深达到4041m,较“十一五”平均增加约800m。中西部地区井深增幅更大,四川盆地安岳地区主攻方向从“十二五”三叠系须家河组转向震旦系和寒武系龙王庙组两套目的层,钻井深度分别达到5200~5900m和4600~5400m,平均井深为5282m,较“十一五”平均增加约1500m,导致探井成本较“十一五”平均增加30%以上。塔里木油田探井平均井深2008年突破6000m,2014年平均达到6891m, 其中库车坳陷克深构造带突破了8000m,哈拉哈塘区块接近8000m。

从储量品质发现趋势来看,呈总体变差态势:①新增储量物性变差,表现为渗透率显著下降,“十五”、“十一五”、“十二五”探明低渗—特低渗石油地质储量分别占总探明量储量的68%、69%、78%(图13),探明低渗—特低渗天然气地质储量分别占总探明量储量的72%、96%、88%。②探明储量采收率总体呈下降态势,“十五”、“十一五”、“十二五”,石油平均采收率分别为20.9%、20.2%、18.0%,天然气平均采收率分别为64.2%、54.3%、59.5%(图14)。

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3.2 油气勘探潜力

3.2.1 总体处于中期阶段,未来仍具有较大资源潜力

(1)油气勘探总体处于中期。中国石油探区内累计探明石油地质储量225×108t,探明率为35.7%,处于勘探中—高阶段,仍处于增长高峰期;中国石油探区累计探明天然气地质储量7.95×1012m3,探明率为26.3%(图15),处于勘探早期与中期过渡阶段,未来将持续高峰增长。

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(2)重点盆地勘探程度不一,仍均具较大剩余潜力。松辽盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地的剩余石油资源量均大于50×108t,鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地剩余石油资源量为(30~50)×108t,柴达木盆地和吐哈盆地剩余石油资源量均大于10×108t;鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地剩余天然气资源量均大于4×1012m3,柴达木盆地、松辽盆地和渤海湾盆地剩余天然气资源量为(1~4)×1012m3,虽然各盆地勘探阶段不均衡,但大型盆地仍具有较大勘探潜力。

(3)地质认识、勘探技术创新进展,拓展了勘探领域,资源潜力进一步增大。以鄂尔多斯盆地为例,第二次资源评价石油地质资源量为19×108t,第三次资源评价为86×108t,2012年全国动态资源评价结果为128.5×108t,增加573%;第二次资源评价天然气地质资源量为4×1012m3,第三次资源评价结果为10.7×1012m3,2012年全国动态资源评价结果为15×1012m3,增加263%,多次评价油气资源总量均有较大幅度增加。

3.2.2 油气勘探苗头众多,预示仍具有较大勘探潜力

“十二五”期间年均4~5个大发现,共有重大发现24个。其中,高石1井等重要发现已经形成现实规模储量区,仍有12项发现仅是点的突破,未来有望形成规模储量接替区(表1)。其中,天然气重要发现有10项,以海相碳酸盐岩为主,包括鄂尔多斯盆地奥陶系盐下统74井、鄂尔多斯盆地秦祁海槽麟探1 井、四川盆地川西北二叠系双探1井、川中栖霞组—洗象池组的磨溪31x1井、塔里木盆地寒武系盐下中深1井等。石油重要发现有2项,均为碎屑岩岩性地层油藏,包括准噶尔盆地西北缘下二叠统—石炭系达探1井和柴达木盆地乌南扎探1井。

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3.2.3 油气勘探仍有发现优质储量的潜力

未来油气勘探对象总体更趋复杂,但由于中国大型叠合盆地经历多期构造沉积演化,发育多套不同类型烃源岩、多类型储层和多变的生储盖组合,油气分布具有多层系富集的特点,油气储量发现也呈“多峰、多阶段”增长。因此,虽然油气勘探程度较高,但在勘探实践中仍能发现优质规模储量。“十二五”期间,在四川盆地安岳、柴达木盆地英东、准噶尔盆地玛北等区块新发现储量有变好的趋势。如柴达木盆地“十一五”期间探明石油地质储量中45%为特低渗储量(1mD ≤渗透率<5mD),2014—2015年英东探明石油地质地质储量7804×108t、小梁山探明石油地质储量3359×104t,其渗透率均大于50mD,“十二五”探明储量中特低渗储量比例下降至38.9%。

3.2.4 多方法综合预测未来储量仍可保持高值增长

综合运用HCZ、哈伯特等预测方法,预计2030年以前,年增探明石油地质储量保持在(5~6)×108t;2030年以前, 年增探明天然气地质储量5000×108m3(图16)。

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3.3 油气勘探发展战略

3.3.1 发展思路与目标

认真贯彻落实能源革命与能源战略行动计划,坚持资源战略,油气并重、陆海并进、常非并举,突出重点项目,合理匹配储量、产量、工作量、投资、效益目标,通过技术创新和管理创新,走低成本、效益勘探之路,努力发现优质高效规模储量,“十三五”保持油气储量持续高峰增长,夯实油气生产的资源基础,为增强中国油气供应能力、保障国家能源安全发挥主导作用。

3.3.2 重点布局

“十三五”立足10个石油增储现实区带,保持“十二五”储量增长水平。其中鄂尔多斯盆地以镇北—合水、华庆、陕北、姬塬4个区块为重点,预计探明石油地质储量12.5×108t;准噶尔盆地以环玛湖斜坡岩性地层油藏为重点,预计探明石油地质储量(4~5)×108t,渤海湾盆地斜坡区岩性和松辽盆地扶杨油层(含致密油)均探明石油地质储量(3~5)×108t,塔里木盆地塔北和柴达木盆地柴西南均探明石油地质储量2×108t 左右。

天然气立足9个增储现实区带,继续保持储量快速增长。其中鄂尔多斯盆地古生界、四川盆地川中古隆起震旦系—寒武系、塔里木盆地库车克拉苏构造带均探明天然气地质储量5000×108m3 以上,塔里木盆地塔中、鄂尔多斯盆地下古生界均探明天然气地质储量1000×108m3 左右,柴达木盆地阿尔金—祁连山前、松辽盆地深层均探明天然气地质储量500×108m3

3.3.3 发展举措

(1)突出资源战略,不断夯实资源储量发展基础。深化地质认识,重点加强大盆地与富油气凹陷的综合地质研究,努力寻找效益规模储量;加大风险勘探力度,加强新领域探索,努力开辟战略接替领域;稳步推进致密油气等非常规油气领域勘探,加强后备接替领域的准备。

(2)加强科技创新,不断提高技术支撑和保障能力。以寻找和落实有利圈闭为目标,强化“两宽一高”、低频采集、高分辨率等关键地震技术攻关,加强老资料反复处理、精细处理、目标处理;以发现和保护油气层为目标,强化深井、超深井、复杂井、水平井等钻探技术攻关,在提高钻井速度与质量的同时,努力降低工程成本;以提高单井产量为目标,强化水平井体积压裂技术攻关,实现具有自主知识产权的配套技术和装备工具的升级换代。

(3)加强管理创新,不断提高工作实效和盈利能力。持续推进重大开发试验,抓好成熟技术工业化推广,探索战略性接替技术,努力提高储量动用程度与采收率;持续推进勘探开发一体化,抓好勘探开发一体化复合人才的培养和专业队伍的建设,加强勘探与开发、地质与工程、技术与经济、生产与环保等方面高度融合,促进上游业务持续科学发展。


4 结语


“十二五”期间,中国石油地质认识和工程技术持续创新发展,形成了海相碳酸盐岩“四古控藏”、碎屑岩岩性地层大面积成藏、前陆冲断带“四位一体”超深层高效成藏、非常规油气成藏等地质新认识,以及“两宽一高”地震采集、水平井体积压裂等新技术,推动了油气勘探的不断发现和突破,确保了探明储量持续高峰增长,开辟了上游业务新时代。

“十三五”面对低油价、“新两法”实施等外部环境变化新形势和勘探开发对象日趋复杂、资源品位变差等诸多内部挑战,勘探难度日益增大。立足资源基础,坚定勘探信心,通过理论、技术、管理创新,中国石油“十三五”能够保持油气储量持续高峰增长,能够发现更多优质规模储量,为上游业务有质量、有效益、可持续发展提供资源保障,为保障国家能源安全做出更大贡献。

致谢:感谢中国石油勘探与生产分公司、各油气田公司和中国石油集团科学技术研究院在本文编写过程中提供的大力支持和帮助。(来源:《中国石油勘探》2016年3月 21卷第2期)



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