苏里格地区天然气勘探新进展

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部,勘探面积约4×10⁴ km²。该区地表条件复杂、地震信噪比低,储层岩性复杂、非均质性较强,气层有效厚度较薄、单井产量低,勘探难度较大。近年来,中国石油长庆油田公司通过深化地质综合研究及勘探技术攻关,明确了苏里格气田有效储层分布和天然气富集规律,创新形成了地震有效储层预测、复杂气层测井评价、致密砂岩储层改造等先进适用的勘探技术。勘探目标从砂体预测转向有效储层与含气性预测,通过整体勘探,探明了我国第一个超万亿立方米储量的整装大气田,探明天然气地质储量规模达2.85×10¹²m³,同时在苏里格南部地区形成了新的资源接替区。预计2015年以前,苏里格地区的天然气储量规模可超过3.5×10¹²m³,天然气年产量将达到230×10⁸ m³。     

煤成气是中国天然气工业的主角

煤成气是中国天然气工业的主角,充分表现在以下3方面：其一,2007年底中国煤成气探明总地质储量为39 583.80×10⁸m³,占全国天然气探明总储量的66.60%;其二,2007年底中国有储量大于300×10⁸m³的大气田41个（除台湾省外）,其中煤成气大气田总地质储量为35 926.74×10⁸m³,占全国探明天然气总储量的60.45%;其三,2007年底中国有四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、莺琼盆地和柴达木盆地5个大产气区,除四川盆地大产气区煤成气产量占26.29%外,其余4个大产气区煤成气产量均占到90%～100%。     

中国大气田勘探方向

国家新一轮资源评价的结果表明，中国的天然气资源量为56×10¹²m³，由于天然气资源勘探程度低，目前资源探明率平均为10%，所以今后天然气勘探发展潜力大。截至2006年底，全国已发现天然气藏 223 个，探明天然气地质储量5.4×10¹²m³，其中探明地质储量1000×10⁸m³以上的大气田有9个。中国目前发现的天然气储量主要分布在扬子、塔里木和华北三大古板块，它们的探明天然气地质储量占全国总储量的70%，大气田也主要分布在这三大古板块之中。中国三大古板块长期处于构造相对稳定区，海相烃源岩发育，有多套储集层；发育以膏盐岩为主的盖层；存在大型构造、地层圈闭，具有形成大气田的有利条件。三大古板块之中的川渝区、塔里木区和鄂尔多斯区已发现了大量的天然气田。这些区块也是中国天然气未来勘探的重点目标。     

中国陆上天然气地质特征与勘探领域

中国陆上含天然气盆地主要有克拉通盆地、前陆盆地、陆内裂谷（断陷-拗陷）盆地和走滑（拉分）盆地。发育煤层、陆相暗色泥岩、海相暗色泥岩和海相碳酸盐岩4类气源岩;储层主要为碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩储层,以中-低孔渗为主;天然气藏类型多样,主要发育构造气藏、构造-岩性气藏、地层-岩性气藏和裂缝性气藏4种类型。不同类型盆地大气田形成的主控因素不同,如克拉通盆地大气田主要受古隆起、台缘礁滩、大型缓坡等因素控制。中国陆上已形成鄂尔多斯、塔里木、川渝、柴达木及东部5大气区,天然气田（藏）从前寒武系、古生界、中生界至新生界均有分布;从盆地类型看,以克拉通盆地和前陆盆地资源最为丰富。天然气下一步勘探重点领域较多,在克拉通盆地、前陆盆地及裂谷盆地（松辽盆地深层）,评价有利勘探区带（块）33个,勘探面积为84.6×10⁴km²,资源潜力近50.9×10¹²m³,体现了广阔的勘探前景;天然气勘探接替领域主要有生物气、煤层气和页岩气等,在中国勘探潜力较大,是未来勘探的重点。     

苏里格大型致密砂岩气藏形成条件及勘探技术

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部,勘探面积约40000 km²,主要发育低渗、低压、低丰度的大型致密气藏。经过10余年的勘探,发现了目前我国最大的天然气田--苏里格气田,探明天然气地质储量2.85×10¹² m³。总结其成藏地质条件和勘探技术发现,平缓的构造与烃源岩广覆式分布、稳定的沉积与储集体大面积分布、建设性成岩作用与相对高渗储层分布、天然气近距离运聚成藏与高的聚集效率等因素是苏里格大型致密气藏形成的主要控制因素;全数字地震勘探、复杂气层测井精细评价、致密砂岩储层改造等技术是苏里格大型致密气藏勘探开发的关键技术。     

苏里格气田成藏条件及勘探开发关键技术

截至2017年,鄂尔多斯盆地苏里格地区有利勘探面积为5.5×10⁴km²,天然气总资源量近6.0×10¹²m³,已探明(含基本探明)储量为4.77×10¹²m³,已建成产能为230×10⁸m³/a的天然气生产规模,是中国陆上发现的储量最大的天然气田。多年研究表明:①苏里格气田产层主要为上古生界二叠系石盒子组8段和山西组1段,为典型的致密砂岩气藏;②石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组广泛发育的煤系地层为气藏提供了充足的气源;③发育"敞流型"湖盆三角洲沉积模式,平缓底形、多源供砂、强水动力、多期叠加控制着大面积储集砂体的分布;④储层为河流-三角洲相砂岩,物性较差、非均质性强,平均孔隙度为4 % ~12 % ,平均渗透率为0.01~1 mD;⑤气藏具有广覆式生烃、弥漫式充注、近距离运聚、大面积成藏等特征;⑥气藏压力系数为0.62~0.90,属低压气藏,单井产量低;⑦沙漠区全数字地震技术、黄土塬非纵地震技术、测井精细评价技术、致密砂岩储层改造技术、水平井开发技术是苏里格气田勘探开发的关键技术。     

鄂尔多斯盆地天然气勘探形势与发展前景

近年来鄂尔多斯盆地天然气勘探不断取得突破与进展,继下古生界奥陶系发现第一个10¹¹m³级大气田(靖边气田)以来,在上古生界又发现了榆林、苏里格、乌审旗等多个10¹¹m³级大气田和子洲整装含气富集区,天然气勘探态势良好,累计探明储量已达1.3×10¹²m³。勘探实践和综合研究表明,该盆地后备资源充足,勘探潜力较大。其中,盆地东部多层系复合含气区、靖边古潜台周围、盆地南部、盆地西北部以及煤层气和生物气是天然气勘探发展的重要领域,未来10年可望再新增(5~10)×10¹¹m³的天然气探明储量,天然气勘探前景良好。     

“中国石油”天然气勘探开发形势与展望

中国天然气工业正处于大发展的早期阶段。天然气勘探蓬勃发展,天然气开发处于快速发展的初期阶段。新一轮资源评价结果表明,中国天然气资源丰富,勘探潜力大。截止到2005年底,全国探明天然气地质储量4.92×10¹²m³,2005年全国天然气总产量已近500×10⁸m³、2006年全国天然气总产量近600×10⁸m³。中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）所属区块拥有的天然气资源量。占全国的60%左右;截止到2005年底,“中国石油”已探明天然气地质储量近3.6×10¹²m³,2006年“中国石油”天然气年产量达440×10⁸m³。在“十一五”期间,“中国石油”的天然气储量仍将大幅度增长,天然气产量还将快速增加。     

延长石油集团非常规天然气勘探开发进展

延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO₂泡沫压裂技术、液态CO₂/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×10⁸m³,古生界致密砂岩气地质储量3000×10⁸m³,目前的天然气生产能力已达到6×10⁸ m³/a,基本打破南油北气的开发局面。     

中国西部叠合盆地天然气勘探前景

中国西部各个古板块在2个世代的沉积和3个构造体系域的控制下形成了中国西部古生代克拉通盆地和中新生代叠合盆地,其中叠合盆地的天然气资源量达30×10¹²m³;21世纪初中国天然气储量、产量的快速增长主要依靠对中国西部叠合盆地的研究和勘探。认为中国西部盆地的叠合造就了中国西部天然气多源、多阶、多期的成藏组合和十分复杂的分布格局,西部叠合盆地存在3个主要的勘探领域即克拉通下部层序、克拉通上部层序和前陆盆地。预测了今后西部叠合盆地大气田勘探的主要区带,提出了西部主要叠合盆地天然气勘探的领域和潜力。     

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。     

中国生物气-低熟气藏形成条件与潜力分析

根据文献资料统计分析，生物气-低熟气资源约占世界天然气资源的14．5％。生物气一低熟气气藏的形成与分布的特点为：①气藏分布符合“源控论”，气藏距气源岩较近。②有机质以腐殖型为主并保存良好，时代新、沉降幅度较大并具还原水介质条件的沉积盆地有利于生物气形成，气候寒冷、水介质微成对有机质保存有利。③盆地内构造活动相对平静、盖层稳定发育、不整合面少的区块有利于形成生物气一低熟气气藏。④气藏有多种圈闭类型，以古隆起或同沉积构造最为有利。⑤三角洲滨海相、滨浅湖（海）相沉积生储盖层组合优越，有利于形成生物气一低熟气气藏。对比中国及世界的地质条件，推测中国的生物气一低熟气资源量约为6万亿m^2，是具重要价值的找气新领域。根据中国4个生物气低熟气气田的勘探实例，认为中国的中、新生代陆相沉积盆地生成生物气低熟气资源潜力巨大，应加强相应的研究和勘探工作。图2表2参13     

鄂尔多斯盆地中生界石油勘探实践及主要认识

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地,油气资源丰富,勘探前景广阔。其中,三叠系延长组发育典型的低渗透—致密油藏,勘探难度大。50年来,持续深化鄂尔多斯盆地中生界油藏地质研究,提出了侏罗系油藏群成藏理论、内陆坳陷湖盆大型岩性油藏成藏理论和陆相页岩油成藏理论,实现3次战略转移,发现4个储量超过10×10⁸ t的常规油气区和1个储量达20×10⁸ t的页岩油接替区,探明石油储量连续10 年年均增长超3×10⁸ t,成为中国增储上产速度最快的油区,原油年产量占中国的12.5%,可供其他同类型盆地的油气勘探借鉴。     

中国致密岩油气资源潜力及勘探方向

中国是世界上最早发现致密岩油的国家之一,1907年就在鄂尔多斯盆地延1井上三叠统发现了致密岩油,1989年又在该盆地石炭—二叠系发现了致密砂岩大气田——靖边气田。之后,在四川、准噶尔、松辽、渤海湾等多个盆地也相继发现了致密岩油气。中国致密岩油气具有多层系分布的特征,几乎在所有大中型盆地内均有发育,油气资源十分丰富,勘探开发潜力巨大,估算的中国致密岩油资源量为(280~300)×10~8 t、致密岩天然气资源量为(66~70)×10~(12) m~3。特别是近年来,中国致密岩油气的储量和产量较快增长。为此,在综合分析中国致密岩油气形成的地质条件、成藏条件、油气富集“甜点”的主要控制因素和指标、致密岩油气分布规律、油气资源潜力及面临挑战等的基础上,认为目前中国国内致密岩油气勘探开发技术已较为成熟,可作为中国非常规油气发展之首选。     

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系大型气藏特征与聚集模式

四川盆地震旦系—寒武系具有良好的油气成藏条件,但由于地层时代早、经历构造运动次数多,大型气田勘探难度增大。自1964年发现威远震旦系大型气田后,历经49年的艰苦探索,于2013年在磨溪地区寒武系龙王庙组发现了中国迄今为止单个规模最大的整装特大型气田——安岳气田,探明天然气地质储量4 404×108 m3,且高石梯—磨溪地区震旦系灯影组和寒武系龙王庙组气藏的三级储量之和超过万亿立方米。天然气组分、轻烃、储层沥青丰度等证据均表明这些天然气主要为原油裂解型干气,甲烷含量为82.65%~97.35%,乙烷含量为0.01%~0.29%;低氮(0.44%~6.13%)、低氦(0.01%~0.06%),中—低含硫化氢为主(0.62~61.11g/m3)。气藏压力由震旦系的常压(压力系数为1.07~1.13)逐渐增高至寒武系龙王庙组的高压(压力系数为1.53~1.70),气藏温度137.5~163.0℃;气藏圈闭类型包括构造型、构造-地层和构造-岩性复合型。桐湾期大型继承性稳定古隆起、大面积分布的古老烃源岩、大面积孔洞型优质储层、大型古油藏裂解及良好保存条件的有效配置造就了震旦系—寒武系天然气的规模富集。根据古油藏原油裂解之前的古构造格局、沥青丰度及现今气藏分布特点,将裂解气藏聚集类型划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类。上述认识对四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探领域的拓展具有重要指导意义。     

中国海域油气勘探前景展望

中国海域面积超过300×10⁴ km²,共发育了38个中新生代盆地,总面积达140.5×10⁴ km²,其中近海盆地有11个,面积为73.4×10⁴ km²,油气资源十分丰富。从中国海域油气勘探取得的重大进展、多时代多类型盆地叠加、多套烃源岩组合、多时代成藏组合、多种油气藏类型以及非常规油气资源等方面,论述了中国海域油气勘探的潜力。结论认为：①新生界油气资源量预计将会成倍增加;②中生界油气资源量与新生界油气资源量相当,将是我国海域油气勘探的重要层位之一;③上古生界的石炭系-中三叠统烃源岩厚度大、丰度较高,具有丰富的油气资源;④尚有地层-岩性、生物礁、古潜山、火山岩等类型的油气藏等待去发现,油气前景广阔;⑤2007年已在南海北部发现了天然气水合物,表明这类资源十分丰富,另外,页岩气前景也被看好。中国海域油气勘探潜力巨大,勘探领域广泛,将是今后我国油气工业发展主要接替地区之一。     

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胜利油气区位于渤海湾伸展盆地的济阳坳争和昌潍坳陷的潍北凹陷，是我国东部无机成因非烃类气的富集区，目前已发现二氧化碳气藏个，探明气储量一百余亿立方米，揭示该区具勘探非烃类气藏的较大前景。为进一步寻找非烃类气藏，对该区二氧化碳气藏的成藏条件和分布规律进行了研究。     

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组含气页岩地质特征及资源评价

为了摸清鄂尔多斯盆地上三叠统延长组页岩气的勘探潜力,通过野外露头调查、钻井岩心观察、老井资料复查,结合有机地球化学和岩石学分析、含气量现场解析测试等手段,系统开展了延长组含气页岩段展布特征、岩石矿物学特征、有机地球化学特征、储层特征、含气性等地质特征分析,明确了该区中生界含气（油）页岩的主要赋存层段为延长组长4+5、长7、长9段,其中长7段页岩品质条件最好;延长组湖相页岩分布面积较广,厚度大,干酪根类型为腐泥型,有机碳含量高、分布差异性大,吸附能力强,含气量值与海相页岩相当。在地质评价基础上,以含气泥页岩段作为评价单元,采用体积法计算出长9段含气页岩段的地质资源量为0.414 5×10¹² m³,长7段为1.150 6×10¹² m³,长4+5段为0.255 1×10¹² m³;其中长7段资源量占延长组总资源量的63%,可作为盆地页岩气勘探开发的优先选择层段。结论认为：鄂尔多斯盆地延长组页岩气资源量巨大,是未来值得重视的天然气勘探开发新领域。     

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。     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...