2014年全国天然气产量为1329亿立方米

<正>日前从国土资源部了解到,根据初步统计,2014年全国石油产量为2.1×10~8t,净增长138×10~4t,同比增长0.7%,年产量连续5年保持在2×10~8t以上,整体呈稳中有升的态势。2014年,全国天然气产量为1 329×10~8 m~3,净增长132×10~8 m~3,同比增长10.7%。其中,常规天然气产量为1 280×10~8 m~3,净增长114×10~8 m~3,同比增长9.8%,年产量连续4年保持在1 000×10~8 m~3以上;煤层气产量为36×10~8 m~3,同比增长23.3%;页岩气产量为13×10~8 m~3,同比增长5.5倍。全国油气当量达3.3×10~8t,净增长1 193×10~4t,同比增长3.7%。     

塔里木盆地九年油气勘探历程与回顾(续完)

在1995、1996两年勘探低潮中,塔里木的油气勘探坚持区域展开,进行不懈探索,寻找新的含油气带;同时集思广益,总结教训,认真思考,组织勘探技术攻关,结果带来了1997～1998年的两大突破,在台盆区发现了和田河(620×10~8m~3)、在库车坳陷发现了克拉2号(2000×10~8m~3)两个大气田,碳酸盐岩的油气勘探也取得了重要进展。文章从认识论和方法论的角度,总结了塔里木九年油气勘探的五点经验教训,展望了盆地在近期内累计探明5000×10~8m~3天然气,首先成为我国天然气战略接替基地的前景。     

中国石油“九五”油气勘探回顾及目前勘探形势与潜力分析

“九五”期间中国石油油气勘探取得了重大进展。石油勘探总体保持了持续发展的势头,天然气勘探进入了快速发展阶段。新发现油田49个,气田31个,新增探明石油地质储量24.42×10~8t,天然气9187×10~8m~3,这些成果的取得与股份公司管理、各油田分公司努力以及采用先进适用的主导勘探技术是分不开的,虽然油气勘探工作仍面临着许多困难,但从资源潜力、勘探技术进步及近期发展趋势看,都具有持续发展的势头,为“十五”期间油气勘探打下了坚实的基础。并指出了“十五”油气勘探的主攻目标和天然气勘探的主攻区域。     

渤海湾海域石油勘探开发今年将有新突破

1998年,海洋石油总公司油气勘探开发可望在渤海湾地区取得新突破,预计全年将探明石油地质储量6000×10~4t,天然气地质储量100×10~8m~3。渤海湾地区油气储藏非常丰富,勘探开发前景广阔。目前累计原油年生产能力已达220×10~4t,天然气年生产能力达3.7×10~8m~3。中国海洋石油渤海公司在渤海湾地区正以整体串联方式加快开发储量达2亿多吨的渤海中部地区两座大型海上油田,并确定其海底原油管道从唐山京唐港上岸,形成     

2000年以来中国大气田勘探开发特征

截至2013年底,中国共探明51个大气田,天然气储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛。总结2000年以来中国大气田勘探、开发的特征,可以为发现更多的大气田提供借鉴和思路。中国大气田勘探特征:仅发现于沉积面积大于10×10~4km~2的盆地,已在9个盆地中探明了大气田;2005年前大气田探明天然气总储量较少,为2.708588×10~(12)m~3,之后则较大,2013年底探明天然气总储量为8.168377×10~(12)m~3;大气田储量丰度最大的和最小的相差超过86倍,储量丰度最大的克拉2气田为59.05×10~8m~3/km~2,最小的靖边气田为0.684×10~8m~3/km~2;深度介于3000~4500m的大气田探明储量比例大,占总储量的46.11%。中国大气田开发特征:大气田的产量是中国天然气工业的支柱,2013年大气田总产量达922.72×10~8m~3,占全国天然气总产量的76.3%;大气田的产量中以煤成气为主,2013年大气田中煤成气总产量为710.13×10~8m~3,煤成气占全国大气田总产量的77.0%;关键大气田(苏里格、靖边、大牛地、普光、克拉2等气田)的产量是支撑产气大国的基石。     

2014年四川盆地天然气产量超过270亿立方米

<正>随着元坝气田、磨溪区块龙王庙组特大气藏等的逐渐建成投产,加上页岩气产量上升,2014年四川盆地天然气产量超270×10~8m~3,创历史新高。通过高水平建设磨溪区块龙王庙组特大气藏,强力推进页岩气示范区建设及积极实施老气田挖潜工程三管齐下,2014年生产天然气137×10~8m~3,同比增产10×10~8m~3;通过加速推进元坝气田产能建设和川西地区天然气增储上产,2014年生产天然气超33.5×10~8m~3;2014年普光气田天然气产量超103×10~8m~3。     

常规-非常规天然气理论、技术及前景

中国天然气进入跨越式发展的黄金时期,成为向清洁能源过渡不可逾越的桥梁。通过对国内外天然气发展现状、理论技术、潜力前景进行重点研究和阐述,结果表明:(1)全球天然气资源丰富,剩余探明可采储量186×10~(12) m~3,储采比为52.4,具备长期加快发展的资源基础;(2)提出了常规-非常规天然气地质学内涵,其形成分布具有10条规律,天然气勘探地质形成以不同气源为核心的常规圈闭"单体型"大气田成藏理论、以不同岩类储集层为核心的非常规"连续型"甜点区聚集理论,天然气开发地质形成以常规"控制水侵"为核心的构造气藏开发理论、以"人工气藏"为核心的非常规天然气开发理论;(3)中国天然气地质资源量(不含天然气水合物)达210×10~(12) m~3,整体探明率不足2%,天然气储产量将持续增长,预计2030年前年增探明地质储量约为(6 000～7 000)×10~8 m~3,预计2030年常规、非常规气产量均有望达到1 000×10~8 m~3左右,消费量需求可达5 500×10~8 m~3,天然气对外依存度可能达到64%,2050年可能达到70%;(4)提出中国未来天然气发展应加大资源规模区勘探力度、提高非常规气开发效益、增强储气库调峰与LNG(液化天然气)规模建设等10条措施。     

土库曼斯坦油田资源及发展规划剖析

土库曼斯坦天然气资源丰富,是中亚地区最大的天然气生产国和出口国。通过调研该国油气资源、生产状况、石化工业概况、油气管线运输以及相关发展政策可以进一步了解该国能源状况。该国天然气和石油探明储量分别高达17.5×10~(12)m~3和10×10~8t,天然气出口管道主要有俄罗斯、伊朗、中国3个方向共4条管线,4大加工企业设计年处理油气总量约1 800×10~4t。加大油气勘探开发力度、提高油气产量、増强油气加工能力和积极吸引外资是其油气发展领域的主要政策。     

中国天然气发展态势及战略预判

北美非常规天然气产量的增长改变了全球供给格局,使天然气供应总体宽松,贸易中心东移。在分析国内外能源发展态势的基础上,结合世界天然气大市场发展态势分析了中国天然气发展的大形势,多方位、多角度研判了中国天然气的发展状况:(1)天然气需求增长强劲,2050年需求量将达到6 500×10~8~7 000×10~8 m~3;(2)2030年天然气产量可能的高、中、低3种峰值情景分别为1 800×10~8 m~3、2 000×10~8 m~3、2 200×10~8 m~3;(3)陆上管道气极限供给能力在1 600×10~8 m~3左右;(4)LNG将成为填补天然气需求量缺口的主要途径;(5)在国产气、管道气峰值基本明确的前提下,未来LNG、储气库气将在我国整个天然气工业产业链中发挥极其重要的作用。进而从中国的基本国情出发,提出了对未来天然气发展战略的初步思考:(1)提速国内油气生产能力、管道输送能力、LNG与储油气库能力等"三个能力"建设;(2)在人工智能和大数据的基础上分析油气供给和消费特征,建立中国油气"安全消费峰值"预警体系;(3)从我国"富煤、贫油、少气"的能源资源国情出发,急速推进煤炭清洁化工业技术和新能源主体工业技术的提前突破;(4)把握国内外能源发展形势,全方位战略布局国家能源安全格局,加快煤炭、油气和新能源"三足鼎立"新时代的到来。     

本期导读

正"四川盆地天然气勘探重大进展专题"特约栏目主编杨跃明正高级工程师(中国石油西南油气田公司地质勘探首席专家、本刊第八届编委会执行副主任):四川盆地常规、非常规油气资源富集,是我国天然气资源最为丰富的盆地。"十二五"以来,该盆地天然气勘探开发取得重大进展,天然气储量、产量持续快速增长,新增天然气探明储量超1×10~(12)m~3,新建产能150×10~8m~3/a,成为我国天然气勘探的热点和新的增长极。     

2014中国油气产业蓝皮书发布

<正>2014年3月18日,中国石油企业协会发布《2014中国油气产业发展分析与展望报告蓝皮书》。该书对2013年国际、国内油气产业发展状况进行了分析,并对2014年的发展趋势作出展望。蓝皮书显示:2013年我国生产原油2.08×108 t,比上年增长1.7%;天然气产量1 129.4×108 m3,比上年增长9.1%。我国油气生产企业着眼资源可持续性,加大油气勘探力度,2013年实现油气动用储量替代率100%。     

世界石油储量和产量形势分析

据阿吉普公司向32届地质大会提交的《2004世界油气回顾》一书,2003年,全球石油产量9.24×10~9L/d(38.77×10~8t/a),天然气产量2.62×10~(12)m~3,石油剩余可采储量1.31×10~(14)L(约1527×10~8t)。全球石油和天然气的储量、产量和消费量有明显的地域特征:北美、西欧和亚太发达国家的油气储量小于产量,产量又小于消费量;中东、非洲、拉美和亚太发展中国家的油气储量大于产量,产量又大于消费量。由此分出明显的油气消费区域和油气资源供给区域。     

我国煤层气储量有望大幅增加

<正>2015年2月国家能源局发布了《煤层气勘探开发行动计划》(以下简称计划),其中提出,到2020年,我国将新增煤层气探明地质储量1×10~(12)m~3;煤层气(煤矿瓦斯)抽采量力争达到400×10~8 m~3。相对于2014年的170×10~8 m~3,未来5年,我国煤层气抽采量将增长1倍多。《计划》提出,400×10~8 m~3的抽采目标中,地面开发200×10~8 m~3,基本全部利用;煤矿瓦斯抽采200×10~8 m~3,利用率60%以上。到2020年,我国将建成3~4个煤层气产业化基地,重点煤矿区基本形成煤层气与煤矿瓦斯共采格局。《计划》提出,将出台完善扶持政策,严格落实煤层气市场定价机制,研究提高煤层气开发财政补贴标准,制定低浓度瓦斯利用鼓励政策,督促天然气基础设施公平开放,鼓励社会资本参与勘探开发和基础设施建设。     

中石油走向海洋的战略思考

我国南海海域拥有丰富的油气资源,特别是拥有极为丰富的天然气水合物,开发南海油气资源既是国家的意志,也是国人的期盼。文章介绍了当前世界海洋油气勘探开发达到的技术水平和取得的成就,并明确指出,海洋已成为全球油气资源的战略接替区,勘探开发技术日臻成熟,海上油气新发现已经超过陆上,2010年,全球新增可采储量40.97×108t,其中海洋为33.65×108t,占全球新增可采储量的82.14%,海上油气产量分别达到全球油气总产量的39%和34%;走向海洋是我国资源接替的战略选择,早下决心比较主动。作者从战略的高度分析了加快南海油气资源勘探开发的必要性和紧迫性,呼吁中石油、中海油等特大型国有石油企业担当起此项义不容辞的责任,尽早启动针对南海深水勘探开发技术的科研攻关及装备配置的工作。     

我国已基本形成页岩气勘探开发关键技术与配套装备体系

<正>我国页岩气资源丰富、禀赋较好。经过近10年的勘探开发实践、技术攻关和理论探索,我国页岩气开发的资源可获得性、技术可行性和经济可及性均得到了比较充分的论证,已奠定良好的发展基础,基本具备了大规模商业性开发的条件。国土资源部油气资源战略研究中心2012年组织全国27家科研院所,对我国陆地上55个盆地或地区的页岩气资源量进行了测算。结果显示,我国有利页岩气勘探面积为150×10~4km~2,页岩气地质资源量为134.42×10~(12)m~3,技术可采资源量为25.08×10~(12)m~3。预计我国页岩气产量2015年将超过50×10~8m~3,2020年有望突破300×10~8m~3,占国产天然气比重达15%左右。     

中国天然气工业发展回顾与前景展望

为了更好地推进中国天然气业务的持续有效快速发展和"双碳"目标的按期实现,总结回顾了中国天然气工业发展所取得的一系列成果和经验,分析了能源环境政策对天然气产业发展的影响,剖析了国内天然气勘探开发形势,展望了我国天然气勘探开发前景,并提出了相关发展建议。研究结果表明:在巴黎气候协定承诺和碳达峰、碳中和的战略环境下,中国天然气产业面临的发展机遇前所未有;国内天然气资源基础丰厚、资源探明率低、增储上产目标领域明确,与此同时,由于资源复杂化、勘探开发成本升高,天然气规模效益上产难度亦增加;尽管如此,为了保障国家能源安全,实现经济发展与环境保护双重目标,国家坚持大力提升国内油气勘探开发力度,按照当前天然气新增探明储量的增长态势,预计到2040年全国将新增天然气探明地质储量16×10~(12)～20×10~(12 )m~3,2030年左右天然气年产量达到峰值目标2 900×10~8～3 300×10~8m~3,届时国内天然气可采资源探明率在14%左右,发展目标具备可持续性。为了实现上述发展目标,提出以下5点建议:(1)保持天然气勘探开发持续稳定投入,确保勘探持续获得新突破和新发现、开发能够在弥补产量递减的同时保持产量箭头向上;(2)强化科技攻关,依靠技术和管理创新突破勘探禁区、提高气田开发效益;(3)加强对已开发气田的综合治理,提高气田最终采收率;(4)统筹优化国内外气源、常规与非常规天然气构成,提高应对供气风险的能力;(5)对非常规天然气持续给予税收优惠和补贴政策支持,加快非常规天然气规模效益上产。     

鄂尔多斯盆地新领域油气勘探发现与前景展望

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地,油气资源丰富,中国石油长庆油田公司经过50余年勘探实践,创新形成了内陆坳陷湖盆大型三角洲、陆相致密砂岩气、奥陶系岩溶古地貌等成藏地质理论,2022年油气产量跨越6 500×10⁴ t油气当量,其中天然气年产量首次突破500×10⁸ m³,建成了中国第一大油气生产基地和第一大天然气产区。近年来,长庆油田公司为进一步夯实油气持续稳产上产的资源基础,不断深化地质综合研究,强化技术攻关,加大新区新领域风险勘探力度,油气勘探取得丰硕成果。通过创新中生界延长组长7₃纹层型页岩油和新层系长8₂滩坝型致密油成藏理论认识,新增石油规模储量为4×10⁸ t;创新盆地奥陶系盐下、太原组致密灰岩和盆地西缘乌拉力克页岩油气成藏理论,新增天然气规模储量超4 000×10⁸ m³;同时攻关形成了地球物理、压裂等一系列非常规油气勘探新技术,油气勘探取得重大发现,预计盆地新增石油资源潜力(20～40)×10     

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。     

中国天然气产量峰值研究及建议

天然气产量峰值研究,对于国家能源战略制定、天然气产业链协调发展、油公司投资决策等都具有重要的意义。为此,从天然气资源地质与开发特点出发,利用多种方法分析研究了中国常规气(含致密气)、煤层气和页岩气的产量峰值。结果表明:(1)2035年中国天然气总产量将达到2800×10~8~3300×10~8 m~3、2050年将达到3300×10~8~4100×10~8 m~3;(2)预测期内,中国常规气产量峰值可见,煤层气和页岩气产量峰值则需持续跟踪研究;(3)考虑到未来天然气水合物勘探开发的突破,中国天然气产量增长潜力较大、前景光明。为实现能源转型和节能减排的战略目标、保证安全平稳供气,必须及时研究判断国际政治、经济、能源发展形势,谋划全球天然气战略布局。依据对中国天然气供需形势的分析结果,提出了4点建议:(1)加大对国内深层、深水、非常规等类型天然气资源的勘探开发,巩固国内天然气供给的主导地位;(2)高度重视海外天然气资源利用战略布局,采取多种方式保障国内天然气市场的供应安全;(3)加快对天然气水合物的开发评价,扩大并夯实天然气产量峰值的资源基础;(4)加强天然气峰值产量滚动研究,不断增强在国际竞争中的软实力。     

中国石油工业上游前景与未来理论技术五大挑战

中国石油工业上游取得了举世瞩目的成就,在资源困难的条件下原油年产量保持在2×10⁸t水平,天然气产量实现了快速增长,2022年的天然气产量达2 200×10⁸m³。中国已成为世界第四大产气国。通过探讨中国石油天然气的勘探开发形势,分析中国石油工业上游面临的理论技术挑战,展望了未来中国石油工业的发展前景。中国油气勘探开发已全面进入深层、深水、非常规领域。预测直到2035年中国的原油产量将在2×10⁸t稳产,天然气产量将在3 000×10⁸m³稳产。中国石油工业上游的发展面临着来自深层、深水、非常规、老油气田提高采收率以及碳捕集与封存(CCS)/碳捕集、利用与封存(CCUS)五大领域的理论与技术挑战。未来石油工业的发展将更多地依靠深层、深水、非常规领域的油气地质理论和技术创新。形成新一代适应深层、深水、非常规油气勘探开发的理论、技术、装备与高效施工作业队伍是目前实现油气高效益、低成本开发的关键。先进的适应深层、深水、非常规油气勘探开发,以及老油田提高采收率和C...