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中国不少盆地或地区具备深盆气形成的基本地质条件，鄂尔多斯盆地石炭—二叠系勘探已发现大型深盆气气田。6个盆地（凹陷）深盆气的远景资源量初步估算可达100×1012m3。国外研究及勘探经验表明，在目前技术条件下可勘探开发的有效资源量只占远景资源量的10%～20%，随着勘探开发技术的提高，可利用的有效资源量占远景资源量的比例会不断有所提高。欲有效勘探开发国内深盆气资源，需采取的主要对策是：①深化深盆气成藏地质条件和成藏机制的研究；②建立和完善针对薄层致密砂岩气层的横向预测技术；③钻探中采用保护气层的欠平衡钻井和防污染措施，开发上重点发展分层压裂、多层合采和低成本的开发技术。     

我国天然气勘探开发技术研究现状和21世纪初叶发展展望

“七五”以来，我国天然气勘探开发取得了很大进展，初步形成了一套基本满足当前天然气勘探开发需要的技术系列。文中主要从天然气勘探的地球物理技术，勘探评价技术，室内分析测试技术，开发技术以及煤层气勘探开发技术等方面，对我国天然气勘探开发技术现状进行了较系统的研究和评述，在此基础上，展望２１世纪初叶天然气勘探开发技术的发展。     

世界非常规天然气的储量及开采现状

非常规天然气是指致密砂岩气（TSG）、煤层气（CBM）、页岩气（SG）,天然气水合物、高压气（水溶气）和深层气,世界非常规天然气资源潜力非常巨大,具有广阔的开发前景．文中详细阐述了非常规天然气的组成和定义,以及致密砂岩气、煤层气、页岩气和天然气水合物在世界的分布、储量和开采现状等,认为非常规天然气的开采到目前为止还是比较有限．新的技术还需进一步研究,而且开采过程中所面临的储层损害和环境问题也有待解决．但随着油气勘探开发技术的进一步发展,必然会实现非常规天然气的有效开采,这对于满足目前日益增长的能源需求越来越重要,非常规天然气必将成为新一代环保、高效的优质替代能源。     

坚持对外合作与自营相结合大力开发非常规天然气资源——中国经济快速发展带来了能源需求增长，勘探开发对外合作为高效开发致密砂岩气发挥了示范作用，而目前页岩气的勘探开发正处于起步探索阶段

中国经济快速发展带来了能源需求增长,由于常规油气的增长有限,今后将主要依赖于致密砂岩气、页岩气和煤层气等非常规油气的增长,但目前国内非常规油气勘探开发技术和管理与国外先进技术存在较大差距。勘探开发对外合作为高效开发致密砂岩气发挥了示范作用,长庆长北和四川川中八角场气田对外合作项目即是很好的例证,其在实现开发的同时还成功引入了水平井及多级压裂新理念、新技术和新管理方法。北美的非常规勘探开发技术已经比较成熟。我国页岩气勘探开发处于起步探索阶段,可采用对外合作与自营结合的方式进行开发。     

天然气开发技术现状、挑战及对策

中国天然气资源丰富，预测远景资源量达48万亿m^3。截至2004年底，全国累计探明天然气地质储量4．41万亿m^3。其中约70％分布在中西部地区的塔里木、四川、鄂尔多斯和柴达木盆地。目前已成功开发了四川、长庆、塔里木克拉2、柴达木涩北等气田，形成了陆上四大气区，2004年全国天然气产量达408亿m^3。数十年来，中国气藏开发技术不断发展，已初步形成的主体开发技术包括碳酸盐岩气藏开发技术、低渗透气藏开发技术、中低含硫气藏开发技术、异常高压气藏开发技术、凝析气藏循环注气开发技术等。但近年新发现的气藏类型复杂多样，其有效、高效开发和已开发气田的稳产尚面临较大挑战，需要进一步发展和完善超高压气藏高产高效安全生产技术、低渗低产气藏大型压裂及水平井采气技术、多层疏松砂岩气藏控砂及堵水技术、高含硫气藏安全高效开发及防腐和净化技术、凝析气藏循环注气技术等，以适应这些气藏开发的需要。参19     

中国致密砂岩气开发工程技术与实践

致密砂岩气是非常规天然气的主要类型。根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征,可划分为3种主要类型:透镜体多层叠置致密砂岩气、多层状致密砂岩气及块状致密砂岩气。前2种类型以提高单井产量、降低开发成本为技术目标形成了系列开发技术,推动了致密气的规模化发展。针对透镜体多层叠置致密砂岩气,形成了以优化布井、多级加砂压裂、井下节流与低压地面集输为特点的开发技术。针对多层状致密砂岩气,形成了以富集区预测与评价、水平井整体开发和排水采气为特点的开发技术。中国致密砂岩气具有广阔的发展前景,但仍面临诸多技术挑战,包括提高储量动用程度和采收率、进一步提高单井产量、新类型和难动用储量的开发、气田稳产接替与开发后期气井管理等。     

值得重视的非常规资源——水溶气——访中国石油勘探开发研究院天然气研究专家秦胜飞博士

目前全球已进入非常规油气勘探开发阶段,继煤层气之后,页岩气、致密气、致密油也已相继纳入重要的研究、勘探和开发领域.还有一种非常规天然气虽然资源量非常巨大,但被重视的程度很不够,那就是水溶气——溶解在水中的烃类气体.水溶气的勘探开发在我国已经开始,为了使更多的读者认识这种非常规资源,我特意采访了中国石油勘探开发研究院天然气研究专家秦胜飞博士.     

页岩气开发技术与策略综述

页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储藏层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高,需要大量的技术资金和人员投入。重点介绍了国内外页岩气勘探开发技术,主要包括储层评价技术(测井和取心)、水平井增产技术(多分支井水平井和对接连通水平井)、射孔优化技术以及压裂增产技术;分析了国内在页岩气研究开发中存在的主要问题,指出了当前页岩气开发技术的发展趋势。     

中国非常规天然气资源前景

非常规天然气资源主要包括煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气等.中国非常规天然气资源潜力巨大,具有广阔的开发前景.随着经济和技术条件的改善,它们将逐渐转化为常规天然气.通过对中国非常规气成藏条件的分析,结合国外勘探开发和产量预测经验,预测了中国非常规天然气的资源前景及未来的产量趋势.中国非常规天然气资源量为200×1012～380×1012m3,远远超过了现今的常规天然气储量;15～20a后,煤层气和致密砂岩气将逐渐转化为常规天然气;30～50a后,页岩气和水溶气将成为常规天然气的重要组成部分;50～1OOa后,甲烷水合物将会成为天然气勘探开发的重点.     

煤层气勘探开发设备配套方案建议

目前煤层气勘探开发虽取得突破,但在煤层气勘探开发专用设备配套方面还没有形成一套全面的配套方案。对煤层气勘探开发与石油天然气勘探开发技术进行了对比,提出了煤层气专业设备的配套方案建议。     

世界海相碳酸盐岩油气勘探开发现状与展望

当前国际能源供需矛盾突出,能源安全日益成为各国关注的焦点,碳酸盐勘探开发聚焦了世界的目光。主要大国出于经济和政治利益的考虑,加大对碳酸盐油气勘探开发的投入。世界碳酸盐岩油气探明可采总量为1 434.5×108t油当量,其中探明可采石油750.1×108t油当量,探明可采天然气684.4×108t油当量。世界碳酸盐岩油气田313个,其中油田208个,气田105个。中国碳酸盐岩探明石油15.2×108t油当量,探明率为6.5%,探明天然气1.36×108m3,探明率为28.65%。碳酸盐岩油气勘探方法有地质法、地球物理法、地球化学勘探法、钻井法。开发成熟技术有多分支井技术、定向射孔技术、压裂酸化技术等。通过对世界碳酸盐岩资源勘探开发现状研究,实现碳酸盐岩资源优化利用,改善勘探开发效果,必将为全球碳酸盐岩资源的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。     

中国页岩气勘探开发面临的问题与对策

为加快中国页岩气产业的发展步伐,探讨了中国页岩气勘探开发面临的问题,并提出相应的应对措施。分析认为,页岩气要成为中国天然气勘探开发的后备领域,形成产业化规模并为调整和优化能源结构、缓减天然气供需矛盾作出贡献,至少需要解决4个问题：①中国是否存在页岩气;②页岩气的单井产量有多高;③页岩气藏的规模有多大;④开采页岩气的成本是否划算。四川盆地长宁、威远地区钻获丰富的页岩气,初步回答了中国有无页岩气的问题,但是,中国页岩气的勘探开发还面临着资源、环境、技术、成本和政策等5个方面的挑战：①页岩气资源评价、储量计算和产能预测的方法需要探索,页岩气资源量、储量和产能尚不清楚;②中国页岩气勘探开发受环境制约,环保要求高;③页岩气的评价技术和核心工艺技术还不完全掌握;④成本是制约页岩气效益开发的关键因素;⑤现有天然气勘探开发的一些技术标准不适应页岩气勘探开发,中国缺少发展页岩气产业的系统扶持政策等。针对上述问题,建议当前应当做好矿权秩序维护、科技攻关、政策扶持、标准制订、先导试验区建设和体制创新等工作。     

页岩气资源勘探开发历史及现状

在化石能源为世界主体能源,全球进入难动用储量开发时代的背景下,页岩气的成功开发对于北美的能源供给有着举足轻重的影响,美国的天然气供给实现了自给自足,并在世界范围内掀起了天然气革命。页岩气是21世纪的巨大资源,具有储量丰富、清洁廉价和能够长期供给的优点。但在中国乃至世界范围内,针对其进行的勘探和开发工作并不足,对页岩气的利用也只是冰川一角。中国页岩气资源潜力巨大,如能成功开发,不仅可以缓解当前的油气资源短缺现状,甚至可以改变油气资源格局和能源结构,对国家能源安全和经济发展具有重要的意义。页岩气的经济开发是必须且亟需解决的问题;页岩气储量巨大,如能成功开发,其产量也将是巨大的,并会随着开发的进行逐年大幅增长;中国页岩气资源丰富,政策支持良好,勘探开发前景广阔,但同时存在着地质条件复杂、关键技术难突破的问题,需在借鉴北美成功经验的同时,结合中国页岩储集层实际,开创出独具中国特色的页岩气勘探开发之路。     

中国煤系天然气共探合采的战略选择与发展对策

我国煤系气资源潜力巨大,开发利用前景广阔,加快煤系气共探合采的进程对于保障国家能源安全具有重要的战略意义。为此,通过对煤系气资源特点、我国煤系气资源潜力和试采成果、相关管理制度及产业政策的剖析,探讨了我国煤系天然气共探合采作为重要战略选择的依据,梳理了制约其发展的关键问题并提出了相应的对策建议。研究结果表明:①我国具有显著的煤系天然气资源优势,但因综合认识和实践经验不足,共探合采探索起步较晚;②近年来煤系天然气共探合采获得快速发展,但也暴露出理论技术不成熟、管理制度不健全和产业政策不完善等问题,以此为导向摸索共探合采的发展对策十分关键。结论认为:发展煤系气共探合采是促进我国天然气产业可持续发展的重要战略选择,需要从以下方面统筹协调:①以专业技术团队和专项综合试验区引领理论技术不断提高;②基于资源特点,统筹煤系天然气的综合管理,扫清制度障碍;③优化配套产业政策和激励手段,多措并举推动煤系天然气共探合采进程。     

四川盆地侏罗系陆相页岩油气富集条件及勘探方向

四川盆地侏罗系发育3套半深湖亚相富有机质页岩,具有叠置发育、广覆分布的特征,半深湖亚相页岩具有“高TOC、高孔隙度、高含气量”的特点。四川盆地侏罗系多口井、多个层段的陆相页岩油气近期取得勘探新突破,勘探潜力巨大、资源丰富,是继五峰组—龙马溪组海相页岩气之后的重点资源接替领域。经过细粒岩综合评价研究发现其具有强非均质性,通过建立“四元”岩相划分方案,明确了陆相页岩油气富集高产主控因素：半深湖亚相富有机质页岩提供了物质基础、良好的构造保存及高压条件是关键、适宜的热演化程度及微裂缝发育有利于油气富集及烃类流动、地质—工程一体化研究是高产的保障。侏罗系陆相页岩油气资源潜力大、天然气当量为6.0×10¹²m³,占四川盆地天然气总资源量的27.7%,是“十四五”(2021—2025年)期间增储上产的重要领域。川东北地区多层页岩叠置发育、川南地区半深湖亚相页岩大面积展布,是重要的勘探有利区,其中,中国石油化工集团有限公司所属矿权区的天然气总资源量为2.94×10¹²m³、原油为12.03×10⁸     

蜀南地区天然气地质特征及勘探方向

为寻找四川盆地南部老探区（以下简称蜀南地区）下一步勘探有利区带,系统分析确认该区基本地质特征,具有：多期构造旋回发展演化,沉积层系相对完整,多源供烃、多储层层系及圈闭类型、多期成藏及多个含油气系统等特点。通过对老井重新认识,结合勘探成效及研究成果,认为近期蜀南地区研究和勘探的重点是：①深化二叠系、三叠系勘探是目前“增储、上产”的关键;②主攻上三叠统须家河组气藏是近期天然气储量大幅度增加的重点;③古隆起外围雷口坡组是近期找气的重点层系;④下古生界及震旦系是寻找天然气发现的新领域;⑤页岩气藏将是蜀南地区非常规油气勘探开发的新领域。     

中国非常规天然气资源基础与开发技术

中国非常规天然气资源丰富,合理有效地开发可为中国经济的可持续发展提供能源保障。致密砂岩气藏远景资源量超过12×1012 m3,已经实现规模开发;煤层气勘探在高阶煤中取得突破;页岩气研究刚刚起步,四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等具有良好的页岩气成藏和开发条件;在中国南海多处发现天然气水合物存在的证据。但是,由于非常规天然气地质条件具有复杂性和特殊性,现有的部分勘探开发技术适用性差、不够成熟,加之低渗透储层单井产量低等因素,严重制约了非常规天然气开发利用的步伐。因此应加强以下工作：研发不同类型致密砂岩气藏的开发技术;优选煤层气有利目标区及扩大勘探开发规模;研发适合高阶煤层气田的高效勘探开发关键技术;调查页岩气资源分布并查明成藏主控因素;开展天然气水合物资源评价。     

鄂尔多斯盆地石油勘探地质理论与实践

鄂尔多斯盆地中生界延长组主要发育“低渗、低压、低丰度”的“三低”油藏,油藏受优质烃源岩和大型储集砂体控制。勘探实践中,突破了传统的理论认识和勘探思路,不断创新和完善了低渗透油藏勘探理论体系,构建了曲流河三角洲成藏模式、辫状河三角洲成藏模式、多层系复合成藏模式、坳陷湖盆中部成藏模式和致密油成藏模式等,不断开创了石油勘探的新局面。包括:以曲流河三角洲成藏理论为指导,在陕北地区找到了储量超10×108t的大型含油区带;构建盆地西南辫状河三角洲成藏模式,在陇东地区发现了储量规模达10亿吨级的整装大油田;创建多层系复合成藏模式,在姬塬地区落实了超15亿吨级的规模储量;创立内陆坳陷湖盆中部成藏理论,在华庆地区勘探中取得重大突破;大力推进致密油地质研究与技术攻关,在鄂尔多斯盆地形成了新的规模储量接替区。通过创新地质理论、突破关键技术、推行勘探开发一体化和转变发展方式,提高了“三低”油田的综合勘探效益,夯实了低渗透油田快速发展的资源基础,取得了巨大的经济和社会效益。      

鄂尔多斯盆地低渗透—致密气藏储量分类及开发对策

鄂尔多斯盆地低渗透—致密气藏储量规模虽大,但储层物性差、非均质性强、储量动用程度低且差异大,要实现气藏的长期稳产及效益开发难度大。为此,以该盆地5个主力气田为研究对象,以效益开发为导向,以内部收益率为核心评价指标,结合动、静态特征对低渗透—致密气藏进行储量评价单元划分、储量分类评价和储量接替序列的建立,并针对不同类型的储量提出相适应的开发技术对策。研究结果表明:①该盆地单井动态储量小、产气量低,产气类型可以划分为多层协同供气和单层主力供气两种;②基于地质条件和单井动态特征相近的原则,结合开发管理区块分布情况,将该盆地内5个主力气田划分为11个储量评价单元,以内部收益率30%、8%和5%作为界限,把储量评价单元划分为高效、效益、低效和难动用4种储量类型;③以内部收益率8%为有效开发的基准,将其对应的井均估算最终开采量(EUR)与各个储量评价单元实际的井均EUR对比,按照效益由高到底的顺序,建立了储量评价单元经济有效动用序列;④高效储量适宜采取增压开采和局部井网调整对策,效益储量需通过井网加密提高储量动用程度,低效储量应采取富集区优选、滚动开发对策,难动用储量需加大技术攻关以实现效益开发。结论认为,该研究成果有助于提高鄂尔多斯盆地天然气储量的动用程度,可以为该盆地天然气长远开发战略的制订提供技术支撑。     

能源转型中的中国油气

“碳达峰、碳中和”目标下,探讨我国能源转型中油气在能源结构中的地位,首先要分析其近年发展趋势。近10年,我国新增石油地质储量和经济可采储量呈变小趋势,导致储量替换率多年小于1;2015—2017年石油年产量呈降势,目前仍低于2×10⁸t。深入分析储量未开发率发现,经济可采储量约10%~12%在现有条件下不可采,真实储产比已降到稳产阈值10以下。目前,我国天然气虽处于增长曲线平台期前半部,增势趋于平缓,但也存在部分经济可采储量实际不可采的问题。如果不及时实现产区/领域的战略性接替,使探明可采储量有明显提高,我国未来近中期有可能出现先石油、后天然气不能稳产,甚至较快速下降的风险。依据“双碳”指标约束下能源需求及其构成预测成果,分析到21世纪中期的油气需求数量及其在能源构成中占比。天然气在能源转型中起过渡和桥梁作用,是非化石能源的最佳伙伴。为此,必须加强油气勘探,对新区新领域实施第三次战略展开。