全国油气资源潜力与勘探领域

中国海相盆地油气勘探潜力分析~

何治亮　王琳　罗传容　易荣龙
（中国石化荆州新区勘探研究所，湖北荆州　434100）
【摘要】　中国海相领域的勘探成效将从深层次上影响中国21世纪能源供给能力和能源结构的调整步伐。中国海相地层形成于4个建造旋回，经历了4期主要改造事件，根据其发育展布和赋存方式可大致划分为海域区、东部区、中西部区、青藏区。多旋回的叠加与改造是中国海相盆地共同的特点，不同的只是叠加改造的方式。由复式烃源与多期生烃、“改造型”储层、复式封闭体系与保存条件、复式输导网络、复合圈闭、复式油气聚集区构成的复式油气系统是中国海相成藏的基本特点。中国海相领域具有巨大的油气资源潜力，但资源丰度差别很大，且天然气大于石油。海相盆地众多，可供勘探的范围极为广阔。建议采用“整体分析评价、分层次动态部署、重点科技攻关与综合勘探、滚动勘探开发”等原则开展海相领域油气勘探工作。
【关键词】　海相领域；多旋回盆地；复式油气系统；资源潜力
21世纪初期，中国油气储量和产能的持续增长将依靠4个方面：东部陆上白垩系、第三系陆相盆地稳中求升；西部三叠系、侏罗系煤系地层的增储上产；海域陆相盆地的加速开发；海相领域的重大发现与突破。其中，海相领域的勘探成效将从深层次上影响中国21世纪能源供给能力和能源结构的调整步伐。
中国海相油气勘探领域已得到了国内外石油界的广泛重视。经过“六五”以来各石油勘探开发单位卓有成效的工作以及国家科技攻关项目和各公司相关科研项目的实施，在勘探开发成果、勘探开发技术和地质理论及认识上均取得了令世人瞩目的成果。20世纪80年代后期以来，海相领域的油气勘探陆续取得了一系列具有战略意义的突破，为今后取得更大的突破奠定了坚实的基础。中国海相地层展布范围广，资源潜力大，具备形成大型甚至特大型油气田的地质条件，决定了今后大规模勘探开发的可行性。但海相地层形成时代老，海相盆地经历的后期改造多，导致了复杂的油气成藏条件、相对复杂的地表条件和勘探深度较大等，加之海相领域的整体勘探程度低，传统勘探评价思路存在局限性，使过去的工作存在一定的盲目性，勘探效益不高。中国的海相领域的油气勘探工作，既是挑战，更是机遇。
1　中国海相盆地的地质背景
据统计，我国海相沉积分布总面积大于4561800km2，其中陆上海相盆地数28个，面积3308530km2，海域海相盆地22个，面积1253270km2。
中国海相地层形成于4个建造旋回，经历了4期主要改造事件，根据其发育展布和赋存方式可大致划分为4个大区。
1.1　四个建造旋回
1.1.1　Z— 旋回
属古生代古亚洲洋体系。构成一个完整的开合旋回，是中国展布最广泛的海相层系。其消失的古大洋包括北天山、南天山—大兴安岭洋，西昆仑—东昆仑、祁连—秦岭洋，华南洋，其间的地块广泛沉积了厚度不等的海相地层，其间包括多套优质烃源岩。
1.1.2　D— 旋回
属于古生代古亚洲洋体系。构成了一个相对完整的开合旋回。由于整体属板块聚敛环境，早期的拉张不完全。在早期闭合的大洋处形成一些窄洋盆，块体内形成了小型陆内裂谷。不同地块海相地层发育差异性很大。华北地块以海陆过渡相煤系地层为主，华南地区则以海相碳酸盐岩沉积为主。
1.1.3　 —k1旋回
属于特提斯洋体系。北部地区随着海水向东西两侧的退出转变为陆相环境。南部地区经历了较完整的开合旋回，形成了从裂谷-初始洋-聚敛体制下的弧后边缘海-残余弧后盆地-前陆盆地等原型系列。随着特提斯洋的闭合，海水向南、东、西3个方向退出，中国陆上大部分地区转化为陆相环境。
1.1.4　K2—N旋回
属于太平洋-印度洋体系。仅西藏南部、新疆塔里木等地存在特提斯残留海或近海短时间海侵形成的海湾环境。东南部及沿海陆架地区的裂谷及走滑盆地偶被海侵。晚新生代东海、南海转变为海相环境。
1.2　四大改造事件
1.2.1　加里东晚期事件
形成了多个加里东造山带。中国大部分地区发生褶皱、隆升，沿造山带发生了广泛的花岗岩侵入活动。加里东期形成的超过100×108t储量的油气田遭到不同程度的改造和破坏。
1.2.2　海西晚期事件
较加里东事件弱，形成了多个海西期造山带。岩浆活动较强烈。在经过挤压褶皱隆升后不久，下沉被多个前陆盆地叠加。所形成的油气藏遭到过改造和破坏，但程度相对较弱。
1.2.3　燕山事件
它是深刻地影响中国区域地质格局的事件。表现为造山带的重新活动、地块内部的多方式的构造变形及广泛的岩浆活动。主要由两期事件构成。中侏罗世末，西伯利亚板块向南的推挤形成向南突出的蒙古弧。早白垩世末，太平洋古陆向西的推挤形成向西北突出的华南弧。燕山事件总体来看东部变形较西部强。
1.2.4　喜马拉雅晚期事件
主要起因于印度板块向北的强烈推挤。西部以挤压变形为主。东部则由于块体向太平洋方向蠕散及深部原因，以伸展变形与走滑变形为主。是已形成油气藏的改造与再次聚集的主要时期。
1.3　四个大区
经过多旋回盆地的叠加和多期次的变盆改造过程，中国海相领域表现出不同的地层发育与赋存方式、不同的构造变形样式、不同的成藏系统，因而表现出不同的油气资源潜力和勘探前景。通过分析和比较，中国重力图上所呈现的3条重力梯度带是多旋回演化历史中形成的具有丰富地质内涵的界线，可作为海相勘探领域的分区界线。
所分出的4个大区分别为：海域区——包括东海、南海等区域；东部区——大兴安岭—太行山—武陵山以东的陆地区及黄海及渤海海域；中西部区——西昆仑—祁连山—龙门山一线以北以东的区域，分布有塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、四川等大型盆地；青藏区——新生代快速隆升的区域，包括滇西、川西、青海、西藏等。
2　海相盆地的基本特点——多旋回盆地
除了中国海域晚新生代的海相盆地外，其他海相地层大部分形成于古生代和早中生代，沉积后经过了多期次的抬升、沉降和复杂的褶皱、断裂、岩浆活动与变质作用，多旋回的叠加与改造是中国海相盆地共同的特点，不同的只是叠加改造的方式[1～3]。
中国的“克拉通”仅相当于北美、非洲板块1/20左右，显生宇以来经历了从南纬30°到北纬40°左右的长距离漂移及旋转。在与哈萨克斯坦、西伯利亚、西太平洋、印度、印支-南海等大大小小的板块以及更小尺度的地体间的分离、敛合、拼贴、碰撞过程中，形成了多变的地球动力学背景。这种背景是这些板块内部和边缘成盆与变盆、叠加与改造的内在动力。同时，导致了盆地演化历史中多变的热体制。
中国海相盆地具有条块分割的基底结构，发育网络状的断裂体系，具有极强的不均一性，构成了盆地演化过程中不稳定的边界条件。
在从洋陆板块构造体制向大陆板内体制转化的过程中，古生代构造演化的南北分割性和中、新生代构造演化东西的差异性导致了不同的叠加与改造方式。如塔里木盆地主体在古生代为整体沉降，间以弱改造的整叠加，产生了几个多期复合的古隆起。中生代则表现为盆地边缘沉降、沉积为主的镶嵌叠加方式。新生代又统一为南北两大前陆盆地所构成的大型复合盆地，呈披覆叠加方式。下扬子盆地在古生代与塔里木盆地类似，中生代表现为强烈的挤压变形，新生代为强烈的伸展断裂活动。呈NE向排列的断凹和断凸呈雁形排列，将统一的古生界地层改造成条块分割的格局。统一与分割是两类海相盆地叠加方式的鲜明特点，相对稳定性与活动性成为中西部与其他地区盆地的两种风格[4]。
油气盆地包括3种含义——构造原型、地层实体、油气水赋存的空间。就东部弱改造的新生代盆地而言，常常表现为三位一体。而对以古生界为主的海相盆地而言，构造原型盆地的部分可能已卷入到造山带之中或因抬升而被剥蚀。而保留下来地层实体盆地因构造变形分割、差异升降等原因，具有多个相对独立的油气水流体赋存单元——流体盆地。也正是这些流体盆地，构成了海相领域的具体勘探对象。它们具有较完整的海相地层的保存，变形改造较弱，整体具备顶封和封闭性边界，一般上覆有中新生界沉积。这是一个可能保存早期形成油气同时也具备后期油气生成-运移-聚集-保存的地质单元，既是一个“复杂”或“复式”的油气系统，当然也是一个油气的“保存单元”[5]。
多旋回的改造与叠加过程导致了广泛存在的复合变形作用，形成了不同尺度的复合构造[6]。大至一个叠加的盆地（也称复合盆地），小至一组节理，组成了丰富多彩的复合构造样式。构造变形是把双刃剑。复合变形与复合构造控制了油气的生成、运移、聚集、保存、散失与调整过程，是海相盆地油气规模聚集和大量散失的主要因素。如塔河油田、五百梯气田所处构造都属典型的复合构造。江苏地区句容盆地深层的双重堆叠背形构造，苏北盆地负反转的控凹断裂，则属破坏性的复合构造。
3　海相成藏的基本特点——复式油气系统
3.1　复式烃源与多期生烃
从塔河油田所在的阿克库勒油气区产于奥陶系、石炭系和三叠系的油气性质来看，可能存在多区、多层、多期、多类型的油源，根据流体包裹体的研究，塔河地区可能存在不少于3期的生烃过程。鄂尔多斯北部和川东地区油气藏可能也具有多期、多层系的烃源。有别于陆相盆地的复式烃源。
现有的干酪根热降解学说及相应的排烃理论的局限性已为越来越多的学者所注意[7]。早期形成的大量低熟油和高演化的古老烃源所形成的正常原油均与传统的生排烃理论相悖。可溶有机质成烃、晶包有机质成烃、原油及沥青降解与热裂解成烃、热稳定性较高的有机质晚期成烃，均有学者提及[8]。有人认为五百梯气田的气是由印支-燕山早期形成的油裂解而成。而塔中北坡及哈拉哈塘等志留系近100×108t储量的古油藏可能是塔中及阿克库勒地区油气的重要来源之一。
已压实的泥质岩及碳酸盐岩的排烃机制尚不十分清楚。构造抬升剥蚀减压、烃类形成所造成的高压、碳酸盐岩的压溶作用及晶析作用排烃，是有别于传统压实排烃的一些排烃机制。
在现在所开展的海相资源预测研究中，由于传统评价思路的制约，我们可能过低估算了部分Ⅰ类母质烃源的生烃量（实验证实，颗石藻产烃量是其他藻类的6～15倍），也可能过高估计了部分烃源二次生排烃的规模，特别是有效聚集的规模。
3.2　“改造型”储层
在海相领域的几个重大突破中，油气田储层的储集空间多为后期改造作用所形成。鄂尔多斯中部大气田属古岩溶储层，塔河油田奥陶系也属裂缝及古岩溶储层。川东石炭系是一套经过云南运动改造，发育次生裂缝-溶蚀孔隙的优质储层。塔河油田奥陶系储层形成于一个多期复合变形区，发育多组裂缝系统以及海西早期为主的强烈的岩溶作用，形成了一种“小尺度”上具极强的非均质性，而“大尺度”（经酸化压裂后，探井、开发井的探索范围扩大）上则具相对均质性的优质储集空间。尽管该油田油质较重，但大部分井都能稳产。这些主要受控于构造变形及表生地质作用形成的层状或层控储层或储集体，我们称之为“改造型”储层。
由于年代老，埋藏深，大部分原生孔隙往往因压实、压溶、胶结等成岩作用而大大减少。因此，重视与不整合面有关的古岩溶储层和与褶皱及断裂活动有关的裂缝性储层的探索与研究，是海相油气勘探的重要环节。
3.3　复式封闭体系与保存条件
海相领域的保存条件是公认最重要的成藏条件。由于成岩影响，早期泥质岩盖层封盖能力明显降低，加上断裂及裂缝的发育，导致海相地层的整体封盖能力急剧变差。
也有许多地区还存在优质的盖层。苏北志留系高家边组因伊利石化而呈脆性，但部分井段却钻遇软泥岩并发生缩孔现象。塔河下石炭统的巴楚组，开江地区下二叠统梁山组均属较好的直接盖层。
是否有具高压异常的间接盖层是海相油气大规模聚集的重要条件之一。塔河地区石炭—二叠系内存在的异常高压（压力系数1.2～1.4）是其下奥陶系规模聚集的必要条件。沿异常高压带的薄弱带和边缘，油气向上运移并聚集于石炭系、三叠系、侏罗系及白垩系地层之中。开江地区嘉陵江组二段为一间接优质盖层，其下气藏压力系统为1.4～2.2，为流体异常高压层，构成了良好的区域封闭条件。南盘江地区上泥盆统存在低电阻泥岩，江汉沉湖地区下二叠统—石炭系存在地层异常压力，这些现象值得重视。由直接盖层和异常高压带能构成高效的复式封闭体系。
后期的变形及抬升往往使早期的封闭系统被部分或完全破坏，能否重建封闭是再次成藏的前提。塔河地区早石炭世的快速海侵导致了巴楚组泥岩直接覆盖于奥陶系之上，构成了良好的储盖配置。东河塘油田及雅克拉气田、川东、鄂尔多斯的气田也是重建封闭后的产物。苏北黄桥CO2气田，三水沙头圩CO2气田也都是重建封闭后发生的聚集与保存。
早期形成的油气藏的保存，即受控于区域的保存环境，更取决于局部的保存条件。就层状盖层封闭保存系统而言，油气的保存并不由最好的盖层分布区决定，而取决于同一封闭系统中差盖层的封闭保存能力，由层状盖层＋断层和不整合面构造的封闭系统，其保存能力多由断层或不整合面的封闭能力确定（油气封闭的木桶效应）。
3.4　复式输导网络
海相多旋回盆地的多期复杂构造变形作用形成了复杂的断裂及不整合系统。它们穿越多个单一油气系统，是形成复式油气系统的必要条件。这些多期开启与封闭的构造形迹组合与渗透性地层一起构成了复杂的油气运移系统。如塔里木盆地北部隆起区存在由多期断裂和不整合面所构成的输导网络，使多期多源形成的油气横向上沿断裂和不整合面成带成片富集成藏，纵向上沿断裂多层聚集。沿一些倾没于生烃区的构造脊和鼻状构造，常构成油气二次运移的“汇烃脊”，在油气资源丰度较低的地区，位于“汇烃脊”的圈闭充注能力高，而非“汇烃脊”上圈闭则充满度低或无油气。
3.5　复合圈闭
研究证实，塔河下奥陶统油藏属阿克库勒古隆起控制的大型构造-地层复合圈闭，陕甘宁大气田属中央古隆起控制的巨型构造-地层复合圈闭，五百梯气田则属开江古隆起控制地层-构造复合圈闭，川西地区新场气田也属典型构造-岩性复合圈闭，鄂尔多斯北部上古生界的天然气主要聚集鼻状在构造与河道砂所构成的构造-岩性复合圈闭。川东地区针对71个石炭系不同类型的圈闭进行了钻探，发现气藏42个，成功率57.5%。其中断层圈闭钻探11个，因断层具开启性全部产水。而地层-构造复合圈闭钻探12个，发现气藏10个，成功率83.3%[9]。
加强复合圈闭的研究，深入开展复合圈闭的落实、描述、分析与评价，对海相盆地的油气发现将产生重要的作用。
3.6　复式油气聚集区
在渤海湾陆相盆地勘探实践中，我国石油工作者创造性地提出了“复式油气聚集区”的理论[10]。在海相领域的油气发现中，在同一个构造区带内，常常发现多产层、多圈闭类型、多油气类型甚至多压力系统的油气田（藏），构成具有内在成因联系的油气田群（带）。海相复式油气聚集区与陆相“复式油气聚集区”即相似又不同，表现得更丰富多彩。如塔里木盆地阿克库勒凸起、川东开江古隆起、鄂尔多斯中部大气田均属形成于复式油气系统的典型的复式油气聚集区。
4　中国海相盆地勘探潜力分析
4.1　油气资源量
油气资源量是开展勘探选区评价的重要参考资料。20世纪80年代和90年代初，由原中国天然气总公司和原地质矿产部开展了全国范围的油气资源评价。随着许多领域勘探工作的不断深入，油气资源量又分别进行了调整和补充。由于勘探及研究程度的不同，加之所采取的资源量计算方法不同，同一区域或盆地的资源量往往差别很大。就一个盆地而言，甚至可能导致两种完全不同结论。1994年CNPC计算海相领域（不含海域）资源量为326×108t油当量。根据“八五”以来最近的计算结果，主要海相盆地的油气资源量总体达600×108t以上（表1）[11～13]，几乎超过1倍。

表1　中国主要海相盆地油气资源量简表

从计算结果中可以看出，第一，海相油气资源量中天然气大于石油，勘探对象以气为主。第二，海相盆地油气资源丰度差别很大，整体不富局部富甚至很富。第三，海相领域具有巨大的油气资源潜力。
4.2　勘探现状与勘探潜力分析
中国几代石油人均对海相领域倾注了大量心血。海相油气勘探走过了一条充满希望的曲折之路，既有过成功的喜悦，也有过挫折后的反思。经过艰苦卓绝的勘探与研究工作，已取得了丰富的勘探及研究成果。
（1）发现了一大批中型油气田，累计获石油地质储量大于10×108t，形成了2000×104t的油气产能，已成为中国石油工业不可或缺的的组成部分。尤其是塔里木、四川、准噶尔等盆地一批优质储量的发现，产生了可观的经济效益，建成了几个今后发展能依托的石油基地。
（2）对海相地层的发育展布与赋存方式已基本掌握，估算了海相领域的油气资源量，对不同地区和盆地的油气资源结构和油气资源丰度已形成初步认识，对坚定海相领域的勘探信心和今后的战略选区均具有积极的作用。
（3）在认识到海相领域复杂性的同时，已掌握了许多海相领域成盆、成烃和成藏的内在规律，创造性地提出了一批针对海相领域的地质理论和思路，丰富了石油地质学的内涵，为今后的油气勘探奠定了理论基础。
（4）形成了一批先进有效的勘探技术方法系列，如山地、黄土源、荒漠及高陡地层、盐下的地震勘探技术，超深水平井，欠平衡钻井，高陡地层、巨厚盐层、多压力系统钻井技术及一批针对性的测井、测试技术，深井酸压技术，储层横向预测技术，复杂油气藏描述技术等，为今后勘探提供重要的技术保证。

表2　中国主要海相盆地油气探明程度简表

（资料截止1998年，仅供参考）
勘探效果不甚理想，除了与认识不到位、采用技术方法不配套等原因外，宏观上海相领域的复杂性（事实上已超过中国陆相盆地）和勘探工作量的明显不足、勘探及研究投入不够，是最主要的原因。如中国南方共打井868井，但只有59口井大于3000m，真正打海相地层的480口井中、打古潜山的有166口。华北钻入古生界的井达1509口，但这些探井均以新生古储的古潜山为勘探对象，真正打原生油气藏的几乎没有[10、11]。塔里木、鄂尔多斯、四川等重点盆地资源量的探明程度均不到10%（表2），勘探余地很大。关键是要在总结海相油气成藏及富集规律的基础上找准主攻领域和具体勘探目标，通过选择先进配套的勘探技术系列和构建一个高效的勘探及决策系统，去实现勘探目的。
中国海相可供勘探的范围极为广阔，盆地众多。中国海相油气领域不仅勘探程度很低，而且极不平衡。建议采用“整体分析评价、分层次动态部署、重点科技攻关与综合勘探，滚动勘探开发”等原则开展海相领域油气勘探工作。
“技术进步和丰富的想象力可以定期开拓新领域”[14]。事实上，关于中国海相领域的所有工作还只是开始，我们面临的领域还很广阔。
参考文献
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1.中国陆上油气资源主要分布在大型叠合盆地
已有的资源评价结果和40余年油气勘探与重大油气发现的实践都表明，叠合盆地控制了我国主要的油气资源和油气储量发现与产量构成的主体，已经是并且今后仍将是我国找油找气勘探的重点领域。据全国第二次油气资源评价结果，中国陆上石油总资源694×108 t，天然气29.9×1012 m3。其中，渤海湾、松辽、塔里木、准噶尔等8个大型叠合盆地，拥有油、气总资源量552.87×108 t和 24.82×1012 m3 ，分别占 79.6%和 83.0%（表1-3）。探明油气储量也主要分布在大型叠合盆地中。截止2000 年底，8 个大型叠合盆地探明油、气储量分别为189.47×108 t 和 2.18×1012 m3 ，分别占全国总探明油、气储量的 89.0%和85.3%，分别占全国陆上油、气储量的95.3%和99.5%。
表1-3 中国陆上主要叠合盆地油气资源和探明储量表


注：资料截至2000年底。
这些大型叠合盆地未探明油气资源较丰富，仍是我国今后油气勘探的主战场。渤海湾、松辽、塔里木、准噶尔四个叠合盆地拥有剩余石油资源量约322×108 t，占陆上剩余石油总资源量的63.2%。我国天然气资源探明率较低，剩余资源约 28.38×1012 m3 ，主要分布在塔里木、四川和鄂尔多斯3个大型叠合盆地，占陆上剩余天然气资源的66.6%。
大型叠合盆地的沉积厚度大，深层勘探具有较大潜力，拥有形成大型油气田的条件。迄今为止，我国陆上已探明石油储量的94%分布在中浅层，埋深小于3500 m的剩余石油资源约309×108 t，占剩余石油总资源的61%，主要分布于东部地区，说明东部中浅层仍是深化勘探、发现新储量的重点层系。与此同时，深层也存在相当规模的剩余石油资源。埋深大于3500 m的剩余石油资源总量约198×108 t，占39%，主要分布于西部油气区。这部分石油资源的探明程度与认识水平都很低，是未来西部勘探的重点层系。天然气总资源量的42.7%分布在埋深小于3500 m的地层中，32.5%分布在深度3500～4500 m的地层中，24.8%分布在深度大于4500 m的地层中，深层天然气资源潜力超过中浅层。
2.剩余油气资源的质量与分布
截止到2000年底，全国陆上已探明石油地质储量 198.79×108 t，探明天然气地质储量2.19×1012 m3 （不含溶解气）。按二次资源评价统计，我国油气资源的探明率分别为28.6%和7.3%。未探明的石油和天然气资源量还分别有495×108 t和27.7×1012 m3。
根据40余年油气勘探投入与发现的对应关系，我们对未发现油气资源的质量作了分析，也基于统计分析从历年探明储量发现规模预测了未来发现的趋势，间接分析中国最终可探明油气储量的总量。同时，根据最近10 年油气勘探与石油地质认识进展，对勘探找油气最有利和最现实的地区和目标逐一进行梳理，进而对未来发现潜力作出估算。总体评价结果是，在全国未探明的油气资源中石油大约还有（200～250）×108 t是可以探明的，大约占剩余未探明石油资源总量的40%～50%，天然气大约还有（10～15）×1012 m3 是可以继续勘探并可被有经济性探明的。上述有经济性的未探明石油和天然气资源量，主体都分布在大型叠合盆地中。因此，叠合盆地不仅控制了我国已经探明石油和天然气储量与产量的主体，而且控制了未探明油气资源的主体，在未来油气储量发现与产量建设中将继续处于主导地位。研究叠合盆地的石油地质特征与勘探技术不单单是对以往勘探成果和认识的总结和升华，而且对未来有效发现叠合盆地中的油气资源也有着十分现实的指导和促进作用。

一、油气资源潜力

(一)主要盆地石油资源潜力

总体上看，我国沉积盆地发育，油气资源丰富;中、新生代盆地以陆相为主，古生代盆地以海相为主，盆地经过多期叠加和改造，油气成藏和分布规律复杂，地质认识逐步深化，勘探发现呈阶段性，发展空间广阔。

截至2005年底，全国累计探明石油地质储量257.98×10⁸t，探明程度33.72%。待探明石油地质资源量为507.03×10⁸t，占总地质资源量的66.28%，待探明石油可采资源量为142.40×10⁸t，占总可采资源量的67.16%。

石油探明储量主要集中在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口和柴达木等7大盆地，平均探明程度41.42%。待探明石油地质资源也主要分布在这7大盆地，渤海湾盆地最多，为112.74×10⁸t;其次为塔里木和鄂尔多斯盆地，分别为69.13×10⁸t和54.00×10⁸t。7大盆地待探明石油地质资源量共计339.62×10⁸t，占全国的66.98%。渤海湾盆地待探明石油可采资源最多，达28.43×10⁸t;其次是塔里木和松辽盆地，分别为21.77×10⁸t和19.15×10⁸t。7大盆地探明石油可采资源量共计100.44×10⁸t，占全国的70.53%(表6-2-1)。

表6-2-1 全国石油资源盆地分布表 单位:10⁸t

续表

(二)主要盆地天然气资源潜力

截至2005年底，全国累计探明天然气地质储量4.92×10¹²m³，探明程度14.05%。待探明天然气地质资源量为30.11×10¹²m³，占总地质资源量的85.95%，待探明石油可采资源量为18.94×10¹²m³，占总可采资源量的85.97%。

天然气探明储量主要集中在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾等9大盆地，平均探明程度16.24%。待探明天然气地质资源也主要分布在这9大盆地，塔里木盆地最多，为8.14×10¹²m³;其次为四川和东海盆地，分别为4.15×10¹²m³和3.53×10¹²m³。9大盆地探明天然气地质资源量共计24.34×10¹²m³，占全国的80.83%。待探明石油可采资源塔里木盆地最多，为5.36×10¹²m³;其次是四川和东海盆地，分别为2.61×10¹²m³和2.41×10¹²m³。7大盆地探明石油可采资源量共计15.49×10¹²m³，占全国的81.78%(表6-2-2)。

表6-2-2 全国天然气资源盆地分布表 单位:10¹²m³

(三)低勘探程度地区资源潜力

我国115个盆地中Ⅰ类盆地和Ⅱ类盆地石油地质资源量为664.42×10⁸t，天然气地质资源量为32.01×10¹²m³，分别占总量的86.85%和91.39%;低勘探程度盆地(Ⅲ类和Ⅳ类盆地)石油地质资源量为100.59×10⁸t，天然气地质资源量为3.02×10¹²m³，分别占总量的13.15%和8.61%。

低勘探程度盆地中，有石油探明储量的只有彰武、百色、三水、景谷和台西—台西南5个盆地，有天然气探明储量的是百色、陆良、保山、三水和台西—台西南5个盆地。

陆上低勘探程度盆地待探明石油地质资源为100.33×10⁸t，占总地质资源量的99.75%;待探明石油可采资源量为21.29×10⁸t，占总可采资源量的99.78%。待探明石油资源主要分布在青藏区的羌塘、措勤、伦北、可可西里和江孜盆地，中部的河套、银根和巴彦浩特盆地，每个盆地的待探明地质资源量大于2×10⁸t。待探明天然气地质资源量为30116.98×10⁸m³，占总地质资源量的99.86%;待探明天然气可采资源量为17593.70×10⁸m³，占总可采资源量的99.86%。待探明天然气地质资源主要分布在青藏区的羌塘、昌都、措勤和比如盆地以及南方区的楚雄、思茅盆地，每个盆地的待探明地质资源量大于2000×10⁸m³。

其中，青藏地区19个盆地待探明石油资源量为68.9×10⁸t，占全国13%，其中羌塘、措勤盆地分别为51.11×10⁸t;待探明天然气地质资源量为1.7×10¹²m³，占全国的4.8%。该区认识程度低，是今后20年油气勘探开发的战略前景区。

海上低勘探程度盆地待探明石油地质资源为11.22×10⁸t，占总地质资源量的99.56%;待探明天然气地质资源量为8653.75×10⁸m³，占总地质资源量的93.37%。除了台西—台西南盆地有少量油气储量，其他盆地尚未有商业油气储量的发现。

此外，南海南部海域传统疆域内油气资源丰富，石油地质资源量和可采资源量分别为130×10⁸t、43×10⁸t;天然气分别为8.8×10¹²m³、5.5×10¹²m³，主要分布在曾母、万安、北康、中建南、文莱—沙巴等盆地。该区地缘政治复杂，周边国家在我国传统疆域线两侧均进行了大规模的油气勘探开发。其中，14%的石油资源正在被周边国家开发;52%的石油资源处于周边国家已招标和拟招标区域内;余下资源主要分布在深水区，勘探开发面临诸多风险。如若能在未来妥善解决区域合作问题，并具备了深水油气勘探开发的技术，则这一地区将有望成为我国油气勘探开发的又一战略前景区。

(四)石油可采储量增长潜力

1.提高采收率技术在不同勘探开发阶段中的作用

在常规油田开发中、后期，低渗透油田开发早、中期，特低渗透、超低渗透油田开发早期、初期，提高采收率技术手段开始不断应用，不断提高油田采收率，增加可采储量。可采储量随着开发技术进步不断增加。

一般而言，在油气资源的勘探开发过程中，可采储量的增长可划分为三个阶段:在勘探的早期，可采储量的增长主要来自于新区勘探所获得的储量，油气开采依靠地层的自然能量，除非在某些储层条件较差的地区，如鄂尔多斯盆地，开发的初期就需要采取注水等增产措施;在勘探的中期，可采储量的增长既来自于新发现的储量，又来自于提高采收率技术的应用，且后者的比例随着勘探程度的增加而不断提高，如大庆油田三次采用技术的应用;在勘探的后期，新发现储量大幅度减少，可采储量的增长主要来自于老油田的扩边和提高采收率所增加的储量。

2.提高采收率技术的实际应用

(1)油藏精细描述挖掘剩余油、提高采收率。

胜利油田对于整装构造油藏，通过细分韵律层，完善韵律层注采井网;利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油;优化小油砂体注采方式。预计钻加密调整井335口，覆盖地质储量1.7534×10⁸t，可增加可采储量385×10⁴t，提高采收率2.2%。

对于高渗透断块油藏，通过细分开发层系、挖掘层间剩余油;完善复杂小断块注采井网，实现有效注水开发;利用水平井挖掘边底水、薄油层油藏的潜力。预计钻加密调整井1285口，覆盖地质储量7.09×10⁸t，可增加可采储量1500×10⁴t，提高采收率2.1%。

对于中低渗透油藏，通过开展低渗透油藏渗流机理研究，优化合理注采井距，确定优化压裂参数，改善低渗透油藏的开发效果，预计通过整体加密、完善注采井网等措施，覆盖地质储量2.5×10⁸t，可增加可采储量650×10⁴t。

(2)稠油热采新技术提高采收率。

辽河油田曙一区超稠油探明地质储量近2×10⁴t，目前已建成近300×10⁴t的原油生产规模，2006年预计年产原油275×10⁴t，占辽河原油年产量的近1/4，平均单井吞吐已达到9.2个周期，产量递减严重，已处于蒸汽吞吐开采的后期。2005年启动了SAGD技术开采曙一区超稠油的先导试验项目。到2006年12月，曙一区杜84块馆平11.12井组正式转入SAGD技术生产已超过300天。此期间原油产量稳定，日产原油达到120t，预计到年底可累计生产原油10×10⁴t以上，标志着SAGD先导试验在辽河油田初步获得成功。

辽河油田已经开发的区块中，可运用SAGD技术进行开发的资源总量达1×10⁸t，SAGD规模化实施后，预计可增加可采储量3250×10⁴t，将这些区块的采收率由以前的23%提升到50%左右。

辽河油田规划2007～2008年转SAGD开发的有101个井组，实现曙一区超稠油馆陶油层、兴I组、兴VI组SAGD整体开发，建成200×10⁴t原油生产规模，并稳产3年，在年产150×10⁴t以上的规模稳产7年，提高采收率30%。到2010年，SAGD的原油产量将达到190×10⁴t，与蒸汽吞吐对比，增加原油产量112×10⁴t，对辽河油田稳产1200×10⁴t的生产规模的贡献率近10%。通过规模实施和试验，如果达到预期效果，辽河油田SAGD井组将达到260～300个，SAGD在辽河稠油开发上具有广阔的应用前景。

(3)三次采油技术提高采收率。

截至2006年9月25日，大庆油田依靠自主创新，采用世界领先的三次采油技术累计产油突破1×10⁸t，成为世界最大的三次采油技术研发、生产基地。

大庆油田从20世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40年历史。1972年，三次采油技术第一次走出实验室，被应用到生产实践中，取得了良好的技术经济效果，提高采收率5.1个百分点，注入每吨聚合物增产原油153t。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产，自此，以聚合物驱油为主导的三次采油技术应用规模逐年加大。

到2006年8月，大庆油田已投入聚合物驱工业化区块35个，面积达到314.41km²。动用地质储量5.2×10⁸t，总井数5700多口。三次采油技术连续5年产油量超过1000×10⁴t，2006年三次采油年产量达到1215×10⁴t，占大庆油田年原油总产量的27%，工业化区块提高采收率12个百分点，达到50%以上，相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。并可少注水5×10⁸m³，少产水30×10⁸m³。

此外，三元复合驱油技术已从室内研究、先导试验发展到工业化试验，能比水驱提高采收率20个百分点以上。泡沫复合驱是继聚合物驱和三元复合驱之后提高采收率研究取得的最新进展。室内和矿场试验结果表明，该技术能比水驱提高采收率30个百分点左右。

(4)低渗透率油气藏提高采收率。

我国油气新增储量中低渗储量比例逐年提高，其中，中石油当年探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%，低渗油气藏的有效开发对油气产量的影响日益重要。

鄂尔多斯盆地的长庆油田，属于国内典型的低渗透、特低渗透油田。长庆油田采取地层压裂、酸化及油层注水和储层改造等技术，根据不同区块采取特色开发模式，使低渗透油气田得到了高效开发。先后将低渗储层极限推至10毫达西，进而1毫达西，目前工业性开发0.5mD超低渗油藏，并正在进行开展了0.3毫达西超低渗油藏开发试验研究。低渗透油气田的开发使原来一大批难动用储量获得了解放，油气产量快速增长。随着原油产量连续6年以百万吨的速度增长，截至2006年底，长庆油田原油产量达1100×10⁴t，成为又一个千万吨级大油田。

苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，探明储量5336×10⁸m³，为目前我国储量规模最大的整装气田。该气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”特征，经济有效开发的难度非常大。经过长达5年的前期攻关试验，长庆油田公司创新集成了12项经济有效开发特低渗气田的配套技术，使苏里格气田规模有效开发取得了突破性进展。

2006年11月22日，苏里格气田天然气处理厂竣工投运，当年建成的15×10⁸m³产能、30×10⁸m³骨架工程全部并网生产，实现了向京、津地区及周边城市供气。12月28日，苏里格气田外输天然气达到304×10⁴m³，标志着这个当年建设、当年投产的气田具备了年产10×10⁸m³的能力。

3.采收率的动态性

从一次采油到二次采油、三次采油，石油采收率逐步增加;随着提高采收率技术的不断进步，石油采收率还在不断提高。石油采收率具有随着采油阶段的变化和采油技术的提高不断提高的特点。

根据2005年全国油气矿产储量通报，2005年全国石油新增地质储量9.54×10⁸t，新增探明可采储量1.71×10⁸t，标定的采收率不到18%，而同期我国石油水驱采收率的平均值超过24%，标定的采收率偏低，我国目前个别盆地的标定石油可采储量比实际值小，已经出现石油储采比接近1∶1的情况，如珠江口盆地。随着技术进步，现有的地质储量中还有相当一部分可转化为可采储量。如果可采储量的标定还一成不变，会使可采储量与实际值的偏差越来越大。

4.本轮资源评价的可采系数取值与目前采收率相当

新一轮全国油气资源评价的石油可采系数平均值为27.72%，与目前石油采收率27.11%相当，其中，10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。

其中，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重(稠)油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。海域油气资源技术可采系数取值也适当偏小。总体上，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。

5.进一步提高采收率潜力

提高采收率技术大体可分为两类。其一为注水提高采收率技术(IOR)，包括注采井网调整提高采收率技术和注采结构调整提高采收率技术，IOR以水驱技术为基础，其挖掘对象主要为未被水波及的、大尺度的原油富集地带的剩余油;其二为三次采油提高采收率技术(EOR)，EOR通过改变驱替机理来提高采收率，其挖掘对象以水驱后高度分散的小尺度剩余油为主。

目前，我国石油的平均采收率为27.11%，其中，鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中石油和中石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》(2000)研究成果:通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%;渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%;松辽盆地提高16.48%，达到54.86%;塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.11%(表6-2-3)。

表6-2-3 石油可采系数与采收率对比表

二、勘探领域和目标

(一)勘探领域

1.陆相领域

(1)高勘探区。

高勘探区是指勘探时间长，勘探程度高，资源探明率大于50%，精细滚动勘探发现储量比例较大的油区。目前老油区主要包括渤海湾盆地，松辽盆地的长垣、三肇、扶新，准噶尔盆地西北缘以及苏北、南襄、江汉等盆地和地区。统计表明，目前高勘探区每年提交的石油探明储量占全国年增储量的1/4左右，石油产量占全国年产量的2/3，高勘探区在未来发展中仍占有重要地位。

据评价，高勘探区共有石油地质资源量为149×10⁸t、天然气地质资源量为1.54×10¹²m³。截至2005年底，已累计探明石油地质储量110×10⁸t、天然气地质储量0.28×10¹²m³，油气资源探明率分别为74%和18%。尚有石油地质资源量为40×10⁸t、天然气地质资源量为1.26×10¹²m³有待发现，分别占全国待探明资源量的8%和4%，还有一定的油气资源潜力。

近年来，高勘探区精细勘探形成了行之有效的思路和做法，重新认识油气分布规律，转变思路拓展油气勘探领域，积极推广应用先进实用技术，油气勘探取得了显著效果。例如，冀东滩海老堡南1井在奥陶系及中浅层东营组试油获高产工业油流，初步形成一个4×10⁸t级的勘探大场面;大港南部滩海也有多口井获高产油气流，形成一个亿吨级储量规模的勘探场面。高勘探区主要勘探目标为岩性地层油气藏，主要探索领域为深层。

(2)中西部前陆盆地。

前陆盆地主要发育在我国中西部地区，包括准噶尔盆地的西北缘、南缘，塔里木盆地的库车、塔西南，吐哈盆地北缘、柴达木盆地的北缘，西南地区，酒泉盆地南部，鄂尔多斯盆地西缘，四川盆地的川西龙门山、川北米仓山—大巴山和楚雄盆地等前陆盆地。前陆盆地油气资源比较丰富，目前勘探程度总体还比较低，仍处在大发现的早期。全国前陆盆地共有石油地质资源量为62×10⁸t、天然气地质资源量为7.09×10¹²m³。截至2005年底，累计探明石油地质储量25×10⁸t、天然气地质储量0.75×10¹²m³，待探明石油地质资源量为37×10⁸t、天然气地质资源量为6.24×10¹²m³，分别占全国待探明资源量的7%和20%，油气资源潜力还很大。

由于前陆盆地地表地形复杂、地下构造复杂，地震施工、解释及钻探难度都很大，目前除准噶尔盆地西北缘、库车坳陷勘探程度较高并且尚有较大的勘探潜力外，其余盆地勘探程度还很低，勘探潜力很大，应加强技术攻关，加大勘探投入，争取早日突破。今后的勘探重点是准噶尔盆地西北缘、南缘，酒泉盆地，塔里木盆地库车坳陷、西南缘的昆仑山山前，四川盆地西缘、西北缘、吐哈盆地等。

(3)大型陆相凹陷和其他中低勘探领域。

鄂尔多斯上古生界及中生界，准噶尔盆地腹部以及大量的中新生代中小盆地均属于中低勘探程度陆相含油气领域或盆地。由于盆地构造圈闭不发育，鄂尔多斯盆地上古生界天然气资源和中生界石油资源主要赋存在岩性地层圈闭中。准噶尔盆地腹部资源丰富，但目的层埋藏深，油气成藏规律复杂，勘探难度大。大量陆相低勘探中小盆地还有一定资源潜力，需要进一步探索。

2.近海盆地

近海盆地主要生油层系为陆相沉积，主要产油层系在渤海湾为陆相沉积，在珠江口等为海相沉积为主。近海盆地具有陆相—海相过渡性质。

近海盆地包括渤海湾海域、珠江口、北部湾、莺歌海、琼东南和东海等6个盆地，这些盆地已进行钻探，发现了油气田，并投入了规模开发，勘探程度较高。据评价，近海较高勘探程度盆地共有石油地质资源量为96.09×10⁸t、天然气地质资源量为7.17×10¹²m³。截至2005年底，已累计探明石油地质储量24.07×10⁸t、天然气地质储量0.48×10¹²m³，油气资源探明率分别为25.06%和6.64%，尚有石油地质资源量为72.01×10⁸t、天然气地质资源量为6.7×10¹²m³有待发现，分别占全国待探明资源量的14%和22%，油气资源潜力较大。

盆地具有陆相—海相过渡性质。近海盆地勘探程度较松辽、渤海湾等老区低，勘探潜力大，例如，渤海湾海域近年来相继发现新近系大油田，证实了该地区资源潜力的存在。近海盆地目前还处于构造圈闭勘探阶段，岩性地层圈闭勘探刚刚起步。除了已发现的构造类型外，在新近系、古近系的构造—岩性复合类型圈闭、地层和大型岩性圈闭，都可望获得新的发现。

3.海相领域

我国的鄂尔多斯、塔里木、四川等盆地广泛发育海相地层，西藏地区中生界、华南克拉通早中三叠世以下地层也为海相沉积。

近年来，在塔里木、四川、鄂尔多斯盆地海相领域获得了一系列重要发现和突破，展现了海相领域良好的勘探前景。在塔里木盆地发现了轮南—塔河10×10⁸t级奥陶系碳酸盐岩风化壳大油田以及哈得逊、塔中4、东河塘石炭系海相砂岩油田;在四川盆地东北部开江海槽两侧的天然气勘探实现了历史性突破，找到了普光、罗家寨等气田。

据评价，海相领域石油地质资源量为99×10⁸t左右、天然气地质资源量为8.17×10¹²m³。截至2005年底，已累计探明石油地质储量为11×10⁸t、天然气地质储量为0.66×10¹²m³，油气资源探明率分别为11%和8%。尚有石油地质资源量为87×10⁸t、天然气地质资源量为7.51×10¹²m³有待发现，分别占全国待探明资源量的17%和25%，油气资源潜力还很大。塔里木、四川、鄂尔多斯、渤海湾等大型含油气盆地海相领域都有发现经济储量的良好前景，将成为我国陆上未来油气勘探增储上产的重要领域之一。

(二)勘探目标

1.主要勘探圈闭类型

我国主要含油气盆地的圈闭发育特点不同，其中构造圈闭与岩性地层圈闭均衡发育的盆地居多，构造—岩性地层复合圈闭为主的盆地次之，岩性地层圈闭为主的盆地较少。

盆地的不同类型圈闭的勘探程度差别较大，塔里木、准噶尔、珠江口、渤海海域、琼东南、莺歌海、东海等盆地，圈闭发育均衡，目前部分盆地处于构造勘探早中期，部分盆地处于构造圈闭勘探中期，岩性地层圈闭勘探均处于早期或起步阶段，勘探的主要目标还是构造圈闭，岩性地层圈闭处于逐步加强阶段。

松辽、渤海湾陆上等盆地处于勘探中期，圈闭发育均衡，目前处于构造圈闭勘探晚期，岩性地层圈闭勘探中期或早中期，主要勘探目标为岩性地层圈闭。

鄂尔多斯等盆地为构造圈闭不发育，以岩性地层圈闭为主的盆地，目前处于构造圈闭中期，岩性地层圈闭勘探早中期。主要勘探目标为岩性地层圈闭。

四川、柴达木等盆地，为构造—岩性地层复合圈闭为主的盆地，处于构造圈闭勘探中期，构造—岩性地层勘探早中期，主要勘探目标为构造—岩性地层复合圈闭(表6-2-4)。

另外大量中小含油气盆地的构造—岩性复合圈闭也是主要勘探目标。

表6-2-4 主要含油气盆地勘探阶段表

2.潜在储量增长领域

大中型盆地深层和海域中低勘探程度盆地是今后油气储量的主要潜在领域。其中石油勘探的潜在领域有渤海湾盆地滩海和海域、塔里木盆地中央隆起以西、准噶尔盆地古生界、珠江口盆地北部坳陷带等。

天然气勘探的潜在领域有松辽盆地深部断陷、鄂尔多斯盆地下古生界、四川盆地下古生界、塔里木和准噶尔盆地前陆区、珠江口盆地南部坳陷带、东海西湖坳陷和琼东南盆地深水等。

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