辽河西部凹陷雷家地区沙四段油气资源结构特征

油气资源结构是指不同类型油气资源量的大小及空间配置关系,其研究结果能为勘探决策提供重要支撑。辽河西部凹陷中北部雷家地区沙河街组四段发育优质烃源岩和多种类型储层,形成常规、非常规石油协同发育,低熟、成熟石油混合聚集特征。在成藏要素综合分析的基础上,研究了雷家地区沙四段常规油、致密油、页岩油空间分布特征。结合盆地模拟法、小面元容积法、EUR分布类比法、体积法估算雷家地区沙四段生烃量、排烃量、滞留量和聚集量,详细研究了沙四段资源定量组成及分布特征,建立沙四段油气资源结构模型。结果表明,雷家地区沙四段以生油为主,页岩油分布在洼陷中心,致密油环绕页岩油分布,常规油聚集在页岩油和致密油分布区外围。缓坡带_洼陷带_陡坡带剖面上,依次分布低熟稠油、低熟_成熟混源致密油、成熟页岩油和成熟常规油。沙四段烃源岩总生油量为12.9×10⁸t,总的石油地质资源量为10.45×10⁸t。其中,页岩油地质资源量为7.51×10⁸t,占比71.9%;致密油地质资源量为2.25×10⁸t,占比21.5%;常规油地质资源量为0.69×10⁸t,占比6.6%。页岩油、致密油、常规油地质资源量的比例约为11∶3∶1。     

全球油气资源潜力与分布

采用以成藏组合为单元的常规、非常规油气资源评价方法,对全球主要含油气盆地(不含中国)的常规油气资源和7种类型的非常规资源油气地质与资源潜力进行评价,首次获得了具有自主知识产权的资源评价数据。经评价计算,全球常规石油可采资源量为5 350.0×10~8 t、凝析油可采资源量为496.2×10~8 t、天然气可采资源量为588.4×10~(12) m~3;其中剩余油气2P(证实储量+概算储量)可采储量为4 212.6×10~8 t,已知油气田可采储量增长量为1 531.7×10~8t,待发现油气可采资源量为3 065.5×10~8 t。全球非常规石油可采资源量为4 209.4×10~8 t、非常规天然气可采资源量为195.4×10~(12) m~3。评价结果表明,全球常规与非常规油气资源仍然丰富。     

原位转化页岩油资源潜力评价方法及其应用

地下原位转化页岩油的资源潜力巨大,是中国油气的战略接替资源。依据生烃理论和化学动力学原理,提出了原位转化页岩油的资源潜力评价模型,推导了页岩原位转化后有机质孔隙度的估算模型。经过关键参数研究,结合实验分析,获得鄂尔多斯盆地评价区延长组7油层组(长7油层组)页岩原位转化后的剩余生烃潜力为79.92~197.78 mg/g,平均为134.67 mg/g;转化产出物的油气比为7∶3。结果揭示:①长7油层组页岩的原位转化页岩油核心区面积为16 932 km²,转化页岩油的总资源当量为494.0×10⁸t,其中,液态烃为345.8×10⁸t,气态烃为148.2×10⁸t(油当量),可采总量按65 % 的经验可采系数换算后为321.1×10⁸t;②核心区平均新增有机质孔隙度为5.9 % ,最大可达17.9 % ;③甜点区主要分布在鄂尔多斯盆地正宁地区以东、环县地区以东和庆城地区附近。研究方法可为原位转化页岩油资源潜力评价与长7油层组页岩油的现场先导试验提供参考。     

中国页岩油资源评价方法与资源潜力探讨

鉴于我国页岩油在类型划分、评价方法、评价参数标准和资源潜力预测等方面存在较大分歧的现状，将页岩油划分为夹层页岩油、纯页岩油和原位转化页岩油三大类。根据这三大类页岩油明显不同的赋存与形成特征，分别建立了相应的容积法、基于热解烃S₁含量体积法、基于氢指数变化的生烃量法资源量计算方法模型，并确定各种方法模型的关键参数及参数下限标准，最后按照统一的参数标准评价了我国主要盆地页岩层系的三大类页岩油资源量。我国纯页岩油、夹层页岩油、原位转化页岩油地质资源量分别为145.4×10⁸, 95.1×10⁸,708.2×10⁸ t,可采资源量分别为9.4×10⁸,7.1×10⁸,460.3×10⁸ t。评价结果表明，我国页岩油资源丰富，是推动国内原油增产稳产的重要接替领域。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油资源评价

近期,新疆油田非常规致密油领域获得重大突破,有效推动了我国非常规油气勘探。准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油储集岩主要由泥质粉(细)砂岩、白云质粉(细)砂岩和砂屑白云岩组成,纵向上集中发育为上、下2段,下段以粉砂岩为主,上段以湖相云质岩为主,具有典型的咸化湖相沉积特征。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组优质烃源岩发育,致密储层大面积连续分布,且具有纵向上“源储共生”、横向上连续分布的源储组合关系;致密油成藏主要受优质烃源岩分布、致密储层物性、含油饱和度控制,沿致密储层集中段富集。基于上述特征,采用小面元、EUR评价方法计算凹陷上、下2段致密油的地质资源量约为20×10⁸t,技术可采资源量约为1.15×10⁸t;其中较为现实的Ⅰ类资源量约为2.5×10⁸t,技术可采资源量为0.16×10⁸t。吉木萨尔凹陷致密油作为典型咸化湖盆地源内互层致密油类型,开展芦草沟组致密油刻度区解剖,获取地质评价与资源评价关键参数,将为类似非常规致密油区块资源评价提供类比及借鉴依据。     

美国常规油气资源现状与未来的勘探潜力

由美国内政部所属的美国地质调查局（USGS）和美国矿产管理署（MMS）对其油气资源现状、构成及未来勘探潜力进行资源评价,结果表明,美国陆上和海域待发现常规技术可采油气资源尚有113.7×108t和14.9×10¹²m³,现有油气田可增加的油气储量105.5×10⁸t和10.2×10¹²m³,另外还有39.7×10⁸t和4.6×10¹²m³的剩余探明油气储量（表1）。     

海陆相页岩型页岩油地质特征的差异与甜点评价——以北美二叠盆地Wolfcamp D页岩油与松辽盆地古龙页岩油为例

全球页岩油技术可采资源量为2512×10⁸t,2021年页岩层系原油累计产量达3.9×10⁸t,已成为全球油气勘探开发的重要领域之一。根据地质条件和沉积特征,中国陆相页岩层系储层“甜点”分为夹层型、混积型与页岩型3类,其中夹层型、混积型已是国内外页岩油勘探开发主体。近期,页岩型页岩油也实现了勘探突破,但急需深化甜点评价,为实现效益开发提供依据。因此,文章尝试以北美二叠盆地海相石炭系Wolfcamp D段和松辽盆地古龙陆相白垩系青山口组两套页岩型页岩油地质特征对比为基础,探讨页岩型页岩油甜点评价关键指标,为中国陆相页岩型页岩油勘探开发提供借鉴。对比认为两套页岩岩性均以高黏土矿物、高石英的长英质页岩和黏土质页岩为主,具有地层超压、油质偏轻且脆性矿物含量较高的相近地质特征;但古龙页岩储集空间为与大量黏土矿物相关的有机质孔—页理缝复合的双重空间,连通性较Wolfcamp D段页岩好,有机碳丰度则略低于Wolfcamp D段页岩。Wolfcamp D页岩油地质甜点为有机碳丰度较高的黏土质泥页岩和硅质泥页岩,结合页岩压裂效果,工程甜点确定为富含生物硅的富...     

非常规油气有关概念、分类及资源潜力

尽管非常规油气的勘探开发已引起广泛重视,但对其概念的理解目前还存在一定差异,对其分类也未见有系统讨论。根据对非常规油气地质及开采特征的分析,将非常规油气定义为在油气藏特征与成藏机理方面有别于常规油气藏、采用传统开采技术通常不能获得经济产量的油气矿藏。非常规油气的内涵比连续油气聚集的含义广,后者是非常规油气资源中重要的组成部分,但不是全部。系统的分类研究表明,非常规油气可按其赋存相态分为气、液、固3类;按储层类型分为致密油气、页岩油气和煤层气;按油气分布特点或圈闭特征分为连续型、准连续型和不连续型;按源-储关系分为源内型和源外型;按成因分为原生型和次生型。初步分析认为,我国非常规石油原地资源量估计在720×10⁸t左右,可采资源量约为210×10⁸t（不包括致密油和页岩油）,与常规石油资源量大体相当;非常规天然气原地资源量可能在320×10¹²m³左右,其中仅致密气、煤层气和页岩气3种主要非常规天然气的原地资源量可能高达175×10¹²m³左右,可采资源量估计在70×10¹²m³左右,相当于常规天然气可采资源量的3~4倍。另外,根据油气资源形成条件与成藏特征,提出了新的资源三角图的概念,将油气资源分为不连续的常规油气、准连续的致密油气和连续型聚集的源内油气3级,据此预测在致密储层发育的含油气盆地,致密油气的资源量虽可能小于页岩油气和煤层气等烃源岩层内聚集的油气资源数量,但可能大于常规油气的资源量。由于致密油气资源潜力大,储层条件相对好于其他非常规油气,因此建议我国非常规油气的勘探开发首先应以致密油气为主攻目标,其次应加强煤层气的勘探开发,同时积极开展页岩气资源潜力评价与先导试验研究。     

苏北盆地溱潼凹陷古近系陆相页岩油成藏地质特征及资源潜力

苏北盆地溱潼凹陷常规原油的探明率超过40%,资源接替面临较大挑战。与中国其他盆地相比，溱潼凹陷具有“碎、小、贫、深”的特点，其内泥页岩的有机质丰度低，总有机碳(TOC)含量普遍低于1.5%。近年来，通过深化成藏基础地质研究，初步明确了页岩油成藏的主控因素，包括特殊的有机显微组分类型、有利的岩相组合、复杂的立体孔缝系统、良好的保存条件和较好的可改造性，建立了苏北盆地溱潼凹陷页岩油动态成藏模式，建立了低TOC含量陆相页岩油“甜点”评价指标，为页岩油的勘探开发奠定了理论基础。通过部署实施风险探井，SD1井测试获得最高产油量50.9 t/d,自喷累计产油量为1.5×10⁴t,实现了苏北盆地陆相页岩油勘探的重大突破，展现出阜宁组二段(阜二段)页岩油良好的勘探开发前景。资源评价结果认为，溱潼凹陷阜二段页岩油的有利区面积为420 km²,资源量为2.95×10⁸t。溱潼凹陷页岩油的勘探突破改变了中国陆相页岩油的评价标准，提振了中国东部小型陆相盆地页岩油增储建产的信心，具有重要的理论和现实意义。     

对我国石油可采资源量的预测研究

回顾了世界上现行的可采资源量预测方法,总结分析了在我国石油勘探开发过程中大型油气田的发现规律及储采比变化规律,探讨了累积发现可采储量、累积产量与可采资源量三者之间的内在关系及储采比的变化对它们的影响.在此基础上,利用累积发现的可采储量与累积产量建立了预测可采资源量的有效方法———全程历史拟合法和储采比递减阶段曲线拟合法.利用上述两种方法预测出中国石油的经济可采资源量为107.8×10⁸t,次经济的可采储量约为(27～36)×10⁸t,还对部分油区的可采资源量进行了预测.预测结果表明,两种方法对比使用,能获得较好的预测效果.     

对中国石油可采资源量的讨论

中国的油气资源量的实际含义与国际通用的概念有很大的差别,这就容易造成混乱和误导。为此,特把中国的资源量称为地质资源量,在对其进行经济有效性校正和预测采收率的校正后之所得称为可采资源量,后者大致可与国际上的资源量相对比。按2000年的探明储量和石油地质资源量1035×10⁸t,计算其可采资源量为116.1×10⁸t,相应的资源探明程度为52.2%。将不同专家不同时期的16个带有独立性的测算值平均,其值为132.5×10⁸t。以当量值相比较,中国石油可采资源量略高于天然气。无论就资源量还是就待探明的可采资源量计,东部都占首位,其次为西北和大陆架。     

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千米桥潜山位于北大港构造带东北倾没端大张坨断层上升盘 ,夹持于大张坨和港西断层之间 ,总构造面积约 10 0km2 。部署的 8口井中 ,板深 8、板深 7井试采 ,在奥陶系获得高产油气流。文中根据千米桥潜山凝析油气藏储集层特征和构造研究结果 ,进行板深 7、板深 8潜山凝析油气藏的产量预测。利用现金流量法预测千米桥板深 7、板深 8潜山凝析油气藏经济可采储量和经济采收率 ,当油价为 12 2 0元 /t,预测出凝析油和干气的经济可采储量分别为 114.0× 10 4 t和 71.4× 10 8m3 ;凝析油和干气的经济采收率分别为 2 1.90 %和 46 .73%。用概率分布方法进行风险性评价 ,评价出凝析油的三种经济可采储量即可能储量、概算储量、证实储量分别为 119.9× 10 4 t,115 .4× 10 4 t,10 8.1× 10 4 t;干气的三种经济可采储量分别为 75 .2× 10 8m3 ,71.9× 10 8m3 ,6 6 .6× 10 8m3 。并对经济可采储量进行了不确定性因素分析。     

中美石油产量与可采储量预测

用3W、3Y1、b^t(c)因子型、b^tt^c因子型4种增长曲线计算和预测了中国和美国石油产量变化,计算了它们的可采储量及剩余可采储量。对比表明,4种增长曲线计算的产量—累积产量关系与实际数据拟合得相当好,其中美国用4种增长曲线的计算结果更加一致。分析表明b^tt^c因子型增长曲线的性能略优于其余3种增长曲线。用b^tt^c因子型增长曲线计算美国石油峰值产量发生在1975年,年产5.0077×10⁸t,实际峰值产量发生在1970年,年产5.3088×10⁸t,两者比较接近。计算中国石油峰值产量发生在2002年,年产1.6265×10⁸t,实际峰值产量发生在1998年,年产1.6082×10⁸t,两者也比较接近。计算还表明。中国石油可采储量为79×10⁸t,1999年剩余可采储量44×10⁸t;美国石油可采储量312×10⁸t,1999年剩余可采储量52×10⁸t.     

海外陆相页岩油地质特征与资源潜力

中国陆相页岩油资源丰富,历经十余年的基础研究、重点地区攻关和选区评价,在技术创新、工业化试验与试生产、规模性开发等方面均取得了显著进展,是未来油气勘探的接替领域.通过对全球典型陆相页岩油地质特征、资源潜力、开发现状进行系统调研和分析,为我国陆相页岩油地质评价和勘探开发部署提供参考.结果表明:①美国尤因塔盆地Utelan...     

中国“十二五”油气勘探开发规划目标后评估及“十三五”目标预测

在中国"十二五""十三五"两个五年规划交替之际,国际油气市场形势发生了巨大变化,开展"十二五"油气勘探开发规划目标后评估,对于科学合理编制"十三五"各类油气发展专项规划具有重要的意义。评估结果认为,"十二五"期间,全国油气勘探开发规划目标完成情况总体较好,但尚有差距:①石油年产量目标2×10~8 t超额完成、而储量目标65×10~8 t相差6.4%,天然气储量目标3.5×10~(12)m~3超额完成、年产量1 385×10~8 m~3目标相差6.2%;②非常规气规划目标完成情况相对较差,其中页岩气好于煤层气。新常态下,油气消费量增速放缓、油价暴跌、资源品位下降及统计口径的变化是导致"十二五"油气勘探开发部分规划目标未能完成的主要因素。预测结果表明,"十三五"期间,在国际油价介于50~70美元/桶的条件下,国内年均新增常规石油、天然气探明地质储量将分别为10.0×10~8~12.0×10~8 t、6 000×10~8~8 000×10~8 m~3;年均新增探明页岩气、煤层气地质储量将分别为1 000×10~8~2 000×10~8m~3、500×10~8~1 000×10~8 m~3;国内石油年产量将保持在约2.0×10~8 t;到2020年,天然气年产量将介于1 800×10~8~2 000×10~8 m~3,其中页岩气年产量将达200×10~8 m~3,煤层气年产量将达150×10~8 m~3。     

近年中国油气勘探开发形势及发展建议

近年来,中国的石油年新增探明储量明显下降,以致出现新增可采储量小于当年产量的情况,年产量也连续5年降至2×10⁸t以下。2015—2019年的平均勘探开发投资处于低谷是近年来石油储量、产量处于降势的原因之一。中国天然气快速发展期的出现比石油晚一个"相位",目前仍处在快速发展的平台上。中国页岩气近10年来已获得良好的起步,但应看到已获得的探明储量仅限于四川盆地东南部的五峰组—龙马溪组页岩。鄂尔多斯盆地西南部延长组7油层组已获得页岩油探明储量并开始建设开发实验区,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油也获得重大突破并有望在储量、产量上取得大的进展,但应注意到中国页岩油的开发难度大、经济开发门槛高。致密(砂岩)油气是近期中国非常规油气中可望获得较快进展的领域,其中,鄂尔多斯盆地和四川盆地是其增储上产的主力地区。煤层气的进展与最初的期望差距较大,需要对其赋存条件和开发技术作认真研究。建议尽快实施油气生产的新一轮战略接替评价,并提出了5个优选区和领域;倡议设立勘探基金以支持开拓性的勘查项目,提出应以服务市场经济为导向对储量审定的相关规范进行补充修改。     

近年中国油气勘探开发形势及发展建议

近年来,中国的石油年新增探明储量明显下降,以致出现新增可采储量小于当年产量的情况,年产量也连续5年降至2×10⁸t以下。2015—2019年的平均勘探开发投资处于低谷是近年来石油储量、产量处于降势的原因之一。中国天然气快速发展期的出现比石油晚一个"相位",目前仍处在快速发展的平台上。中国页岩气近10年来已获得良好的起步,但应看到已获得的探明储量仅限于四川盆地东南部的五峰组—龙马溪组页岩。鄂尔多斯盆地西南部延长组7油层组已获得页岩油探明储量并开始建设开发实验区,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油也获得重大突破并有望在储量、产量上取得大的进展,但应注意到中国页岩油的开发难度大、经济开发门槛高。致密(砂岩)油气是近期中国非常规油气中可望获得较快进展的领域,其中,鄂尔多斯盆地和四川盆地是其增储上产的主力地区。煤层气的进展与最初的期望差距较大,需要对其赋存条件和开发技术作认真研究。建议尽快实施油气生产的新一轮战略接替评价,并提出了5个优选区和领域;倡议设立勘探基金以支持开拓性的勘查项目,提出应以服务市场经济为导向对储量审定的相关规范进行补充修改。     

中国石化探区油气储量增长趋势

基于中石化探区常规石油天然气历年新增探明储量数据和发现历程,结合“十一五”石油天然气储量目标与勘探计划部署,选用了逻辑斯蒂、龚帕兹及哈伯特3 种预测模型,预测了中石化探区未来25 年常规油气储量增长趋势。在目前勘探矿权区块没有大增或大减,勘探投入增长力度基本保持稳定的条件下,预计2006—2010 年中石化探区累积新增石油探明储量11.28×10⁸ t,累积新增天然气探明储量7 100×108 m³;2011—2015 年石油为10.75×10⁸ t,天然气为7 359×10m³;2016—2020 年石油为10.70×10⁸ t,天然气为7 792×108 m³;2021—2025 年石油为9.08×10⁸ t,天然气为6 422×108m³;2026—2030 年石油为6.81×10⁸ t,天然气为4 495×108 m³. 表明了中石化探区油气勘探具有良好前景。     

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。