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。     

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。     

中国陆上四大天然气产区

凡年产天然气在60×10~8m~3(相当年产油500×10~4t)以上盆地(地区)称为大产气区。中国陆上按年产量从大至小有鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和柴达木盆地四个大产气区。鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和柴达木盆地大产气区煤成气或煤型生物气的产量占86%以上,其气组分为烷烃气占95%以上的经济效益高的优质气;四川盆地大产气区以产含H~2S油型气为主,页岩气次之,煤成气最少。四大产气区2017年底共累计探明气层气地质储量100 450×10~8m~3,年产量为1 060. 5×10~8m~3,分别占全国气层气地质储量和年产量的82. 97%和85. 99%,因此,四大产气区气层气的储量和年产量是中国天然气工业发展的主要保证和基地。     

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。     

持续低油价对中国油气工业体系的影响分析及对策

持续低油价严重冲击了我国的油气工业体系,同时也对国家能源安全造成了重大影响,为确保我国油气工业体系的健康发展、寻求应对措施,从分析现阶段低油价的起因入手,以国际能源机构及政府官方披露的数据为依据,对全球油气主要生产国近年油气发展情况、能源政策和未来发展趋势进行了研究。结果发现,某超级大国的油气政策是造成全球油价低位运行的主要原因之一。预计2020年、2030年中国的石油消费量将分别达到6.0×10~8t和6.8×10~8t、天然气消费量将分别达到3 300×10~8m~3和5 200×10~8m~3。为减少中国的油气对外依存度,需保持对油气行业的上游投资,加大科技攻关力度,确保油气生产系统的平稳运行。从中国国家能源战略安全的角度出发,提出了以下对策:①目前需确保我国石油2×10~8t的年产量"底线",国内天然气年产量在2030年力争达到2 700×10~8m~3左右,以此作为我国长远的天然气产量"底线";②谋划石油工业上游业务的长期发展,确保油气风险勘探投资、低渗透致密油气藏及页岩油气藏开发技术攻关试验区建设、科技攻关创新等"三个不能停";③中石油、中石化、中海油需在逆境中求得改革发展,借助"一带一路"的契机,打造国际化技术服务公司;④推进新能源业务,谋划从油公司向综合性能源公司的转变升级。     

四川盆地天然气资源潜力

近年来,四川盆地常规和非常规天然气勘探取得一系列进展和突破,地质认识和资源潜力等不断更新,急需对四川盆地天然气资源开展综合评价,进一步摸清天然气资源,为加快四川盆地天然气勘探开发提供依据。梳理总结四川盆地近10年来的勘探进展,确定评价资源类型,明确评价目标和评价方法,评价得到常规天然气地质资源量20.69×1012m~3,可采资源量11.20×1012m~3,包括致密气地质资源量5.87×1012m~3,可采资源量2.35×1012m~3;页岩气地质资源量57.46×1012m~3,可采资源量10.01×1012m~3,并总结天然气资源分布规律,分析评价结果与以往相比变化原因。研究结果表明,四川盆地天然气资源丰富、潜力巨大,勘探开发前景广阔,未来应加强深层、超深层勘探,推进多层系立体勘探,加快发展非常规油气勘探,力争实现天然气持续快速发展。要继续保持天然气勘探快速发展态势,必须加强油气地质理论、勘探开发技术、资源调查评价和管理体制改革等多个方面研究。     

2014年我国国内油气产量目标

<正>2014年全国能源工作会议报告日前全文公布,提出要加快石油天然气发展,提高安全保障能力,提出要按照常规非常规并举、陆上海上并重的方针,加强油气资源勘探开发,提升油气自给能力。2014年,国内原油产量要达到2.1×10~8t,天然气(不含煤制气)产量要达到1 310×10~8m~3,其中页岩气产量15×10~8m~3、煤层气(煤矿瓦斯)抽采量180×10~8m~3。报告要求,要做好深层、近海和深水油气田勘探,以松辽、渤海湾、鄂尔多斯、西北、四川和海上6大油气生产基地为重点,切实提高油气资源探明率和采收率,     

四川盆地天然气产量增长趋势预测

天然气产量预测研究,对于国家能源战略制定、区域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,从四川盆地天然气资源地质与开发特点出发,选取适宜四川盆地特点的3种预测模型,通过对翁氏模型、Weibull模型、灰色预测模型算法的改进,开展四川盆地天然气产量预测研究。模型预测结果表明:①三种预测模型对四川盆地天然气产量发展趋势都有着较乐观的预测结果。由于各自数学原理不同,预测结果中峰值时间、峰值产气量、峰值产气量发生时的累积产气量存在差异。②三种模型预测2030年的年产气量在(786～856)×10~8 m~3之间,符合四川盆地天然气的发展形势,其预测结果可靠。③改进翁氏模型预测产量峰值时间出现在2047年,峰值产量1 453.28×10~8m~3;改进Weibull模型预测产量峰值时间出现在2051年,峰值产量1 750.38×10~8 m~3;改进灰色预测模型预测产量峰值时间出现在2050年,峰值产量1 828.64×10~8 m~3。     

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。     

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...     

本期导读

正自2010年中国南方海相页岩气率先在四川盆地南部上奥陶统五峰组一下志留统龙马溪组获得突破以来,川南地区现已建成200×108 m~3产量、万亿立方米探明储量的页岩气田,取得了一系列丰硕成果。特别是,2020年泸203井深层五峰组一龙马溪组获得了137.90×104 m~3/d页岩气测试产量,揭示出川南深层海相页岩气是未来该盆地天然气产量增长的主体。2021年,适逢"十四五"规划开局之年,为了全面展示中国南方海相页岩气勘探开发所取得的最新成果、展望与探讨深层页岩气核心科学与勘探实际问题,为"十四五"开篇奠定良好的基础,特策划组织了本期"中国深层页岩气勘探开发专辑"。     

鄂尔多斯盆地长庆气区天然气开发前景

目前天然气在我国一次能源消费结构中占比偏低,对外依存度较高。中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田)所在的鄂尔多斯盆地长庆气区是我国四大天然气生产基地之一,承担着保障民生用气、促进社会经济健康发展的重要职责。近年来,长庆油田积极落实"大力提升国内油气勘探开发力度"指示精神,制定了二次加快发展战略,2020年天然气年产量达到448.5×10~8 m~3、油气当量突破6 000×10~4t,夯实了"西部大庆"的行业地位。为了进一步促进长庆气区天然气持续稳产、实现提质增效的目标,概述了长庆气区天然气勘探开发情况,分析了天然气开发的形势与挑战,制定了开发技术对策,指明了天然气开发前景。研究结果表明:(1)长庆气区天然气勘探开发经历了4个阶段,形成了低渗透碳酸盐岩、低渗透砂岩、致密砂岩3种类型气藏开发的主体技术;(2)该区天然气开发正面临着已开发气田储量动用程度不充分、产量递减较快、剩余未开发储量分布复杂等6项挑战,进而有针对性地提出了井网加密、扩边增储、次产层挖潜、气井精细管理等26条开发技术对策;(3)该区天然气开发的发展方向和目标是老气田稳产和新区上产并重、常规气与非常规气攻关并举。结论认为,长庆气区天然气年产量将保持稳中有升的良好态势,"十四五"期末将突破500×10~8 m~3且保持长期稳产,将助力我国能源消费结构优化和"双碳"目标的实现。     

第一届天然气地球科学论坛在杭州举行

<正>在天然气地质理论,特别是煤成气理论的指导下,中国天然气工业得到飞速发展,煤系及其相关地层发现的大气田数量和天然气地质储量快速增加,大大促进了中国天然气储量和产量的迅速增长,使中国从贫气国迈向产气大国。截至2011年底,中国天然气探明总地质储量达83377.6×10~8m~3,年产量为1025×10~8m~3,已成为世界第七大产气国。但随着勘探程度的不断提高,勘探对象日趋复杂,天然气勘探难度也不断加大。勘探对象从以前的以常规气为主逐渐向非常     

理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设

"十二五"以来,中国石化西南油气分公司面对日益复杂的勘探开发对象和扭亏创效的巨大挑战,坚持科技创新,发展完善了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论,形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术,创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。上述理论创新和技术进步有力支撑了四川盆地川西陆相碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气、川东北元坝海相碳酸盐岩等领域的重大突破,发现了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区,探明了2个、建成了3个大中型气田,天然气储产量创历史新高。"十三五"期间,将重点攻关深层海相碳酸盐岩气藏勘探开发、深层页岩气商业开发、高含硫气田安全开发和开发老区气藏提高采收率技术,到"十三五"末天然气年产量力争达到(100~120)×10~8 m~3。     

中国石化“十三五”天然气勘探进展与前景展望

"十三五"以来,中国石油化工股份有限公司(以下简称中国石化)全面贯彻落实"四个革命、一个合作"能源安全新战略和"大力提升国内油气勘探开发力度"重要批示的精神,油气勘探工作以战略突破与规模增储为核心,加强理论与技术创新,大打高质量勘探进攻仗,取得了一批重要的油气勘探成果。为了加快推动中国石化天然气业务的发展,在全面梳理"十三五"以来天然气勘探成果,理论、技术进展的基础上,展望了未来中国石化天然气勘探的方向和发展潜力。研究结果表明:(1)"十三五"以来,中国石化坚持"海相陆相并举、常规非常规并重"的战略部署,按照"做大海相常规气、做强海相页岩气、做优陆相致密气"的思路,创新发展了我国南方海相页岩气、中西部海相碳酸盐岩、中西部致密碎屑岩领域的油气成藏理论;(2)攻关形成了基于储层识别描述与甜点预测为核心的三维地震勘探技术,攻关集成了深层/超深层钻完井、酸压测试、长水平井压裂与超大功率电动成套压裂、易钻复合桥塞等配套装备与工具;(3)在海相页岩、海相碳酸盐岩、陆相致密碎屑岩等3大领域取得了一系列天然气勘探成果,新增天然气探明储量1.006 8×10~(12) m~3,为中国石化天然气产量快速增长提供了优质资源保障;(4)展望未来,中国石化探区具有较雄厚的天然气资源基础,我国中西部海相碳酸盐岩、中西部致密碎屑岩、海域深层碎屑岩、东部成熟探区深层碎屑岩与火成岩等领域是其天然气勘探发展的主要方向。结论认为,"十四五"期间,预计中国石化可新增天然气探明储量1.16×10~(12)～1.36×10~(12) m~3,可以为我国天然气大发展夯实资源基础。     

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。     

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。     

基于多峰高斯模型的天然气产量趋势预测

峰值预测模型是目前广泛应用的中长期产量趋势预测方法。四川盆地天然气产量增长呈多峰态的特点,采用多峰高斯模型,在产量—时间序列中引入最终可采储量作为边界条件,并首次运用于四川盆地中石油西南气区(以下简称西南气区)中长期产量趋势研究中,定量的进行全生命周期预测。结果表明:(1)针对西南气区天然气产量呈波浪式前进的特点,多峰高斯模型可以进行全程、精细的拟合;(2)最终可采储量(URR)是决定未来产量趋势的主控因素,通过天然气开发潜力分析,估算西南气区最终可采储量为(4.1~4.5)×10~(12) m~3;(3)引入边界后,预测结果与勘探开发实际吻合度更高,在未来30年,西南气区天然气产量将快速增长,产量峰值(700~760)×10~8 m~3,稳产20年以上,具有广阔的开发前景。     

大庆油田天然气连续8年保持增长

<正>从大庆油田开发部获悉,2018年,大庆油田提前11天完成集团公司下达的生产天然气41.8×10~8m~3、销售天然气27.2×10~8m~3的年度产销任务,全年生产天然气43.4×10~8m~3,销售天然气28.4×10~8m~3。这是大庆油田天然气产量连续8年保持增长,继2017年迈上40×10~8m~3新台阶之后,产气量再次提高,其中新增流转区块合川气田产气2.3×10~8m~3,松辽盆地深层气产量增加1.3×10~8m~3。天然气业务是大庆油田