我国南海天然气开发前景展望

截止到2007年底,我国南海探明天然气地质储量已达到3 235×10⁸ m³,天然气年产量为60×10⁸ m³,占我国海上天然气总产量的88%。在该区的勘探开发实践证实：①我国南海具有丰富的天然气资源;②南海是我国海上最重要天然气生产基地;③深水天然气勘探所获得的重大突破,使得南海天然气勘探开发具备了进一步发展的广阔前景。但是,南海天然气开发也面临着许多挑战：自然环境条件恶劣,勘探开发投资大、成本高,深水勘探开发经验不足,存在海域争端等。对此,应采取以下措施：①继续坚持自营与合作并举,加快南海天然气勘探开发步伐;②以开发荔湾3-1气田为突破口,全面掌握深水勘探开发技术;③建立自己的深水研发和装备队伍;④努力推动南海争议区的共同开发工作进程。结论认为：南中国海蕴藏着丰富的油气资源,有望建成大型天然气生产基地,如果战略目标明确、规划落实、勘探开发资金到位,2020年前后南海有望形成400×10⁸～500×10⁸ m³的天然气年产能力。     

中国天然气勘探开发60年的重大进展

通过对1949年到2009年60年来中国天然气探明储量和产量增长情况的分析,总结了煤成气理论的意义和勘探成就,梳理了大气田的勘探开发成果和意义。研究认为60年以来,中国天然气勘探开发取得了突破性进展:1）储量上从贫气国跃为世界前列国。1949年中国天然气探明地质储量只有3.85×10 ⁸ m ³ ,2009年超过了7×10 ¹² m ³ 。2）天然气年产量跃为世界第七。1949年中国天然气产量只有1117×10 ⁴ m ³ ,2009年则达852×10 ⁸ m ³ 。3）煤成气理论推进了中国天然气勘探开发的快速发展。1979年中国煤成气理论的出现,开辟了天然气勘探的一个新领域,使指导天然气勘探理论从“一元论”发展为“二元论”。4）勘探开发大气田是快速发展中国天然气工业的重要途径。至2009年底中国共发现44个大气田,大气田总储量占全国的80.5%,天然气年产量占全国的66.4%。60年间中国天然气的勘探开发取得了重大成就。       

苏里格低渗透气田开发技术最新进展

苏里格气田发现于2000年,2010年天然气产量达到10５×１０^８ｍ^３,生产能力达到135×10⁸ m³/a,是我国目前储量和产量最大的整装气田。该气田储层物性差,非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现高效开发。面对该气田的开发难题,以生产试验区为载体进行了针对低渗透气田高效开发技术的攻关,形成了12项开发配套技术。最近两年在精细气藏地质描述技术、丛式井和水平井开发技术、储层改造等关键技术上又取得了新的突破,应用效果良好,初步探索出了适合苏里格低渗透气田高效开发的方法,为今后苏里格气田年产230×10⁸ 3/a开发目标和持续发展提供了技术保障。     

高含硫气田钻井工程技术难点及应对措施——以土库曼斯坦阿姆河气田为例

阿姆河右岸气田是土库曼斯坦主要产气区之一。为保障2006年中国政府同土库曼斯坦政府签署的300×10⁸ m³天然气供应合同的顺利实施,首先对该合同区块过去勘探开发历程以及地质、工程情况作了深入分析,总结了该区块存在的工程难点、风险,并重点研究了钻井作业速度低和钻井报废的原因;然后,提出了满足高产气井的合理井身结构设计方案和井控装置配套方案,以及各层套管需要解决的地质工程难点,最后,制订了第三、四次开钻钻进控制盐水浸、膏盐溶解、膏盐缩径、井涌井喷等工程风险的应对技术措施。从2008年5月第1口井开钻到2012年5月,共钻井48口,无1口井报废,成功率达100%,平均建井周期156.75 d,平均机械钻速3.17 m/h,创造了该区钻井记录,形成了适合阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田的一整套钻井技术。     

三个创新助推川渝地区天然气开发业务快速发展

中国石油西南油气田公司重组改制成立10年来,天然气开发呈现跨越式发展,产量增长近一倍,2004年产量过100×10⁸ m³,2006年油气当量突破一千万吨,四川油气田成为国内首个以天然气生产为主的千万吨级大油气田。所取得的发展成果与始终坚持“三个创新”是分不开的。①思想创新,不断拓展开发新领域：创新开发思路,上三叠统须家河组低渗透气藏实现规模效益开发;创新开发建设模式,高含硫气田安全清洁开发有序推进;立体开发与滚动勘探开发相结合,老气田开发新领域见到实效。②科技创新,集成发展了五大技术系列：提高气田采收率配套技术、低渗透气藏规模效益开发配套技术、高含硫气田安全清洁开发配套技术、钻井提速工程配套技术、地面建设工程配套技术。③管理创新,优化资源配置：勘探开发一体化,加快了开发建设步伐;精细管理挖潜,老气田实现持续稳产;统筹规划,加快建设,生产系统保障能力大幅提升;深化作业机制改革,提高气田开发效益;产运销一体化管理保障供气,切实履行了政治、经济、社会“三大责任”。     

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。     

塔里木盆地油气勘探开发进展与“西气东输”资源保障

塔里木盆地油气资源丰富， 截至2007年底，中国石油塔里木油田公司在该盆地已累计探明油气田26个，探明石油地质储量约6×10⁸ t、天然气地质储量近1×10¹² m³，建成了年产原油逾600×10⁴ t、天然气150×10⁸ m³、油气当量接近2 000×10⁴ t的生产基地，促成并启动了“西气东输”工程。从天然气资源平面分布看，塔里木盆地具有全盆含气但相对集中的特征，天然气资源主要集中在库车坳陷、中央隆起、塔西南坳陷，上述3个地区的天然气资源量为5×10¹²～6×10¹² m³，是下一步天然气勘探的重点地区；而从天然气资源纵向分布看，该盆地78%的天然气资源量富集在中新生代地层中，台盆区天然气资源主要富集在下古生界寒武系-奥陶系和上古生界石炭系中，前陆区天然气资源主要富集在白垩系、古近系、新近系中。据第三轮全国资源评价结果，该盆地可探明的天然气储量为7.96×10¹² m³，目前的油、气资源探明率均不足15%，勘探前景广阔。“西气东输”工程的实施，将有力地促进塔里木盆地的油气勘探开发，促进西部地区的经济发展，促进中国能源结构和产业结构的调整，改善沿线人民的生活质量，并有效治理大气污染。     

“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。     

中国大中型气田天然气聚集效率及其主控因素

中国60余个大中型气田天然气地质储量、含气面积和成藏时期的统计结果表明,中国大中型气田的聚集效率差别很大。据此将中国大中型气田分为高、中、低效3种类型:高效大中型气田天然气聚集效率大于100×10⁶m³/(Ma·km²);中效大中型气田天然气聚集效率为10×10⁶～100×10⁶m³/(Ma·km²);低效大中型气田天然气聚集效率小于10×10⁶m³/(Ma·km²)。中国大中型气田天然气聚集效率主要受源岩生气强度、天然气输导速度、封盖能力和天然气成藏期相对早晚等因素的共同控制。即源岩生气强度越大,天然气输导速度越大,盖层封盖能力综合评价指标越大和天然气成藏时期越晚,天然气聚集效率越高;反之则越低。     

中国天然气勘探开发前景

根据新一轮全国油气资源评价成果，我国天然气资源丰富，资源量达35.03×10¹² m³，其中可采资源量为22.03×10¹² m³，主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾等9个盆地。通过对中国天然气资源勘探开发现状和资源潜力的深入剖析，预测了中国天然气储量和产量未来的增长趋势：2030年前，中国天然气探明地质储量将保持高速增长，年均探明天然气4 500×10⁸ m³；天然气产量将快速上升，预计2010年将达到1 000×10⁸ m³，2020年接近2 000×10⁸ m³，2030年达到2 500×10⁸ m³。进而指出了我国天然气的主要勘探领域是中西部叠合盆地的前陆和克拉通古隆起、渤海湾和松辽盆地的深层以及海域盆地，沁水盆地和鄂尔多斯盆地的东缘是煤层气勘探开发的有利区。最后，提出了促进中国天然气产业发展的建议：加强基础地质工作、实施重大科技攻关、适当提高天然气价格、加快天然气管网建设、加快煤层气产业发展，持续开展资源动态评价工作。     

四川油气田天然气开发技术新进展

2000年以来，四川油气田天然气业务呈快速发展态势，天然气产量年均增长率超过了10%。面对高含硫气田开发延后、上三叠统须家河组气藏规模有效开发技术难度大和老气田递减明显加快等困难，在须家河组气藏规模有效开发等“三大攻坚战”和老气田挖潜这四大开发领域内，大力开展技术集成和创新，获得了精细气藏描述等九项独具特色的技术新进展，推动了天然气业务的快发展。特别是2007年在高含硫气田22×10⁸m³产量未能兑现的条件下，依靠技术创新和老气田挖潜，仍然实现了年产气144.71×10⁸m³的目标，较2006年净增11.56×10⁸m³，增幅达到8.7%。     

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。     

关键技术突破，集成技术创新，实现苏里格气田规模有效开发

苏里格气田发现于2000年,目前天然气日产量已突破1000×10⁴m³,是中国石油天然气主力上产区之一。该气田储层呈薄互层、非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现有效开发。面对该气田的开发难题,以试生产试验区为载体进行了为期4年的开发前期评价,开展了地震-地质综合研究及钻采、地面工艺试验,对六项关键技术集中攻关取得突破,探索出了适合苏里格气田开发的低成本路子,集成创新了12项开发配套技术,形成了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的“四化”工作思路,成功地实现了对苏里格气田的规模开发,为今后该气田2×10¹²m³储量大规模开发和持续发展提供了技术保障。     

安全、平稳、高效开发塔里木盆地天然气

塔里木盆地是中国最大的含油气盆地，天然气资源丰富，天然气勘探开发处于早期阶段，是“西气东输”工程的供气源头。中国石油塔里木油田公司在该盆地天然气开发过程中始终坚持依靠科技，强化管理，确保了天然气开发生产的安全、平稳、高效。自2004年正式向“西气东输”工程供气以来，塔里木盆地天然气开发形势快速发展，至2007年底，已建成以克拉2气田为龙头的共计5个天然气生产基地，天然气产量平稳快速上升，2007年天然气产量超过150×10⁸ m³，已经具备向“西气东输”工程稳定供气的条件，履行了对国家和社会的承诺，实现了经济、政治、社会三大责任。     

中国大气田勘探领域与前景

2000-2010年,中国共发现大型气田19个,累计探明天然气地质储量达5.98×10¹²m³,开展大气田勘探领域的研究,对于解决储量接替问题、保障国家能源安全等都具有十分重要的意义。为此,分析了大气田形成的气源基础,认为中国天然气资源量大（70.44×10¹²m³）,分布相对集中于松辽、四川、塔里木、鄂尔多斯等7个含油气盆地,层系上主要分布于中生界和上古生界。总结了大气田的分布规律：①中国陆上沉积盆地多具有旋回叠加地质结构特征,古生界与中生界过渡时期的区域海陆沉积旋回形成间互分布的广覆式煤层、砂岩和泥岩,垂向上控制着大气田的分布层位;②烃源岩是大气田形成与分布的决定性因素,生气强度大于10×10⁸ m³/km2的稳定沉积、高效聚集区也能形成大气田;③区域盖层严格控制着大气田的分布。依据天然气的资源潜力、大气田的分布规律和各盆地的天然气勘探现状,认为未来大气田主要有5个勘探领域：致密砂岩领域、礁滩和岩溶领域、火山岩领域、内陆板块活动边缘快速沉积盆地领域和煤层气-页岩气领域。     

柴达木盆地天然气开发技术进展

青海气区是我国陆上的大气区之一，现已累计探明天然气地质储量3046.57×10⁸m³，可采储量1619.31×10⁸m³。该区的主力气田--涩北气田为第四系生物成因气田，具有特殊的地质条件，主要表现在气藏埋藏浅、储层岩性疏松、含气井段长、气层层数多、气水分布复杂、气田开发难度大。通过实施科技创新战略，积极探索和试验新工艺、新技术，气田开发水平得到了提高。为此，系统总结了2001年以来青海气区天然气开发技术的进展：低阻气层识别技术水平不断提高，天然气增储效果显著；疏松砂岩取心技术的突破，完成了大批岩心分析试验项目，推动了储层评价、气水关系等深入研究；开发层系及射孔单元的划分、井网部署、多层合采射孔层位优化、多层合采气井合理配产等方面的研究进展，使气藏工程研究及方案设计水平得到了提高。     

四川盆地大中型天然气田分布特征与勘探方向

四川盆地是中国最早开展天然气勘探开发和综合利用的地区。经过50多年的工业性勘探开发,发现了27个大中型气田,建成了中国第一个超100×10⁸m³ 产能的天然气生产基地。勘探及研究表明,四川盆地大中型气田主要集中分布在二叠系和三叠系,以孔隙型、裂缝-孔隙型气藏为主,并已形成了几个大型气田群。认识创新、思路创新和技术进步是四川盆地勘探发展的关键。通过总结四川盆地大中型气田的分布特征,进一步探讨了盆地勘探发展的方向,指出川东及川西的深层超深层、川东及川中陆相中浅层、山前带、嘉陵江组鲕滩和大型区域不整合等是下步勘探的重点领域。     

塔中地区海相碳酸盐岩特大型油气田发现的关键技术

塔中隆起海相碳酸盐岩成藏地质异常复杂,地面条件极其艰苦,油气勘探开发面临世界级难题挑战。经过15 年艰苦攻关,发展了海相碳酸盐岩油气成藏理论：古隆起及斜坡控藏控储、多成因叠合复合缝洞系统地质模型、多充注点多期次大面积复式混源成藏理论;创新了海相油气勘探开发配套技术：大漠区超深层碳酸盐岩地震采集处理、缝洞量化雕刻、烃类检测、高产稳产井部署、超深高温碳酸盐岩钻井完井工艺、缝洞型碳酸盐岩储集层大型酸压改造等配套技术。运用上述理论及技术查明了塔中隆起奥陶系碳酸盐岩十亿吨级凝析气田,已探明中国奥陶系第一个礁滩复合体大型油气田,3×10⁸ t 油气规模基本落实,100×10⁴ t 产能初步建成;发现了塔中北坡鹰山组层间岩溶大型凝析气田,7×10⁸ t 油气规模逐步明朗,400×10⁴ t 产能建设全面启动。创新成果丰富了海相油气地质理论,推动了关键技术的进步。     

中国石化油气勘探回顾与展望

“十五”期间,中国石化油气勘探取得重大进展。发现并快速探明国内最大的海相碳酸盐岩天然气田--普光气田,并逐步探明了塔河特大型海相古岩溶油田,石油勘探实现持续稳定增长,天然气勘探实现快速发展,新增探明石油地质储量13.1×10⁸t,探明天然气地质储量6 825.9×10⁸m³;在理论和技术方面,陆相隐蔽油气藏地质理论与勘探技术系列日趋完善,海相碳酸盐岩油气藏地质理论与勘探技术系列初步形成;在管理方面积极探索了新的体制和机制,特别是在新区风险勘探方面形成了“集团化决策、项目化管理、市场化运行、社会化服务”的管理模式,有效地支持了油气勘探的大突破、大发现,为中国石化“十一五”乃至更长时期的油气资源战略的实施搭建了一个坚实的平台。     

建设综合性国际能源公司保障我国油气供应安全

为推进中国石油天然气行业发展、维护国家能源战略安全，中国石油天然气集团公司提出努力建成具有国际竞争力的跨国经营企业--综合性国际能源公司。规划到2015年形成综合性国际能源公司的总体架构，年营业总收入达到2万亿元人民币，国内外油气总产量当量达到4×10⁸ t，国内外原油加工量超过2×10⁸ t。到2020年，建成世界一流的综合性国际能源公司。今后一个时期该集团公司将：①继续加强国内油气勘探开发，提高油气生产能力；②有序高效发展炼油化工业务，努力保障市场稳定供应；③扩大海外勘探开发规模，建立长期稳定的油气合作区；④加快转变经济发展方式，实现安全发展、清洁发展、节约发展。