隐蔽油气藏资源潜力预测方法探讨与初步应用

隐蔽油气藏形成演化过程和成因机理十分复杂,为了提高油气资源评价的可信度,为高层次的决策提供科学依据,应综合利用多种方法,如发现过程模型反演法、成藏门限理论正演计算法以及综合预测法。运用这些方法对济阳坳陷隐蔽油气藏的资源潜力进行了预测,结果显示:济阳坳陷还有20.24×10⁸t以上的隐蔽油气藏储量待发现,占剩余可探明储量的75%以上。其中,东营凹陷和沾化凹陷待发现隐蔽油气藏分别为7.83×10⁸t和3.53×10⁸t,车镇凹陷和惠民凹陷为3.78×10⁸t和3.52×10⁸t。平面上,隐蔽油气藏主要分布在储量丰度较高、探明储量较低的成藏体系内;层位上,沙河街组四段及其以上目的层勘探程度虽高仍是隐蔽油气藏储量增加的重点层位;类型上,岩性透镜体油气藏、不整合遮挡油气藏及古潜山油气藏是隐蔽油气藏今后勘探的重要类型。     

油气成藏门限研究及其在济阳坳陷中的应用

成藏门限从定量角度阐述油气藏形成与分布规律。它是指确定的成藏体系内形成油气聚集所需要损耗的最低烃量,包括源岩残留、储层滞留、盖前排失、围岩损耗、水溶流失和扩散等6个方面。地史过程中,油气生成量达到或超过成藏体系内能够损耗的最低烃量时,油气聚集作用才能开始进行。在源岩生油气总量一定的情况下,成藏体系内油气的成藏时间、运聚烃量和油气藏最大规模等都受成藏门限的制约。对济阳坳陷28个成藏体系的应用研究表明,油大量聚集成藏前最低损耗烃量介于0.36×10⁸～18.4×10⁸t,它主要随排烃强度、油气运聚范围和目的层的倾角的增大而增大,随砂地比、构造变动次数和剥蚀厚度的增大而减小。济阳坳陷最有利的成藏体系包括沾化凹陷的渤南-孤岛成藏体系,东营凹陷的中央背斜带、北部陡坡带、滨县凸起南坡、王家港-八面河和惠民凹陷的中央背斜带以及车镇凹陷的义和庄凸起北坡、车镇凹陷北等,它们均已进入成藏门限,远景资源量2.18×10⁸～6.31×10⁸t,能够形成的最大油气藏储量规模可达0.16×10⁸～4.79×10⁸t。     

非常规油气有关概念、分类及资源潜力

尽管非常规油气的勘探开发已引起广泛重视,但对其概念的理解目前还存在一定差异,对其分类也未见有系统讨论。根据对非常规油气地质及开采特征的分析,将非常规油气定义为在油气藏特征与成藏机理方面有别于常规油气藏、采用传统开采技术通常不能获得经济产量的油气矿藏。非常规油气的内涵比连续油气聚集的含义广,后者是非常规油气资源中重要的组成部分,但不是全部。系统的分类研究表明,非常规油气可按其赋存相态分为气、液、固3类;按储层类型分为致密油气、页岩油气和煤层气;按油气分布特点或圈闭特征分为连续型、准连续型和不连续型;按源-储关系分为源内型和源外型;按成因分为原生型和次生型。初步分析认为,我国非常规石油原地资源量估计在720×10⁸t左右,可采资源量约为210×10⁸t（不包括致密油和页岩油）,与常规石油资源量大体相当;非常规天然气原地资源量可能在320×10¹²m³左右,其中仅致密气、煤层气和页岩气3种主要非常规天然气的原地资源量可能高达175×10¹²m³左右,可采资源量估计在70×10¹²m³左右,相当于常规天然气可采资源量的3~4倍。另外,根据油气资源形成条件与成藏特征,提出了新的资源三角图的概念,将油气资源分为不连续的常规油气、准连续的致密油气和连续型聚集的源内油气3级,据此预测在致密储层发育的含油气盆地,致密油气的资源量虽可能小于页岩油气和煤层气等烃源岩层内聚集的油气资源数量,但可能大于常规油气的资源量。由于致密油气资源潜力大,储层条件相对好于其他非常规油气,因此建议我国非常规油气的勘探开发首先应以致密油气为主攻目标,其次应加强煤层气的勘探开发,同时积极开展页岩气资源潜力评价与先导试验研究。     

我国常规与非常规天然气资源潜力、重点领域与勘探方向

常规与非常规天然气在新层系、新领域勘探获得一批重大突破,但新增储量品质下降,非常规进入储量序列,亟需明确常规与非常规天然气资源潜力,明确剩余天然气资源的重点勘探领域与有利勘探方向。为此,中石油以近十几年来的油气勘探成果、地质认识成果与资料积累成果为基础,攻关形成常规与非常规油气资源评价方法技术体系,系统开展了第四次油气资源评价,评价结果显示我国常规天然气地质资源量为78×10¹²m³,相比第三次油气资源评价增长8×10¹²m³;非常规天然气资源主要包括致密气、页岩气、煤层气及天然气水合物4类,其中致密气地质资源量为21.86×10¹²m³(致密气评价范围不包括济阳、东濮、南襄、苏北等),页岩气地质资源量为80.21×10¹²m³,煤层气地质资源量为29.82×10¹²m³,天然气水合物地质资源量为153.06×10¹²m³。陆上常规剩余天然气资源主要分布在岩性—地层(碎屑岩)、海相碳酸盐岩、前陆冲断带及复杂构造等四大重点领域,并且以海相碳酸盐岩、前陆冲断带2个领域为主。海域天然气资源主要集中在海域构造、生物礁和深水岩性3个领域。海相碳酸盐岩、前陆、岩性地层、复杂构造和南海天然气资源量合计剩余59.83×10¹²m³,占全国剩余天然气资源量的94%。在此基础上优选出常规现实有利目标区带10个,致密气有利目标区带4个、煤层气4个、页岩气6个。     

塔里木盆地油气储量及其分布特征

油气储量是油气勘探的重要成果之一。油气储量的增长、变化和分布规律是对一个盆地勘探历程和未来油气勘探潜力的综合反映。塔里木盆地的油气勘探自20世纪80年代中期开始进入一个新的发展阶段,油气储量持续不断地增长。截止到2001年底,塔里木盆地累计探明石油地质储量5.38×10⁸t,天然气地质储量6131.95×10⁸m³。石油与天然气资源探明程度分别为4.65%及5.39%,探明程度较低,依然具有较大的油气勘探潜力。塔里木盆地已发现的油气田,以中型油田和大型气田为主,油田的储量丰度为低-中丰度,气田的储量丰度以中-高丰度为主。塔里木盆地已获油气地质储量在构造单元和层位上呈明显的不均一性。已发现的石油地质储量主要分布在沙雅隆起和卡塔克隆起,分布层位主要为奥陶系、石炭系、三叠系和第三系;已获天然气储量主要分布在库车凹陷,分布层位主要为白垩系和第三系。     

最终可探明储量预测——以潜江凹陷王广油气聚集区为例

应用油气藏规模序列和广义帕莱托两种统计方法，对潜江凹陷王广油气聚集区油气藏分布、油气藏个数、最终可探明储量及剩余可探明储量进行了研究.结果表明，该区预测的油气藏总数100～108个，最终可探明储量为（6272.36～6862.05）×10⁴t，待发现油藏个数为61～69个，待发现探明储量为（2092.96～2682.65）×10⁴t，剩余探明储量中，以小于50×10⁴t的油气藏为主。分析认为：①油气藏规模序列法适用于一个完整的、独立的盆地（凹陷）和成藏体系，如果勘探程度高、资源分布清楚，则效果更佳，是一个比较实用的评价方法；②广义帕莱托分布模型考虑了勘探程度对油气藏规模分布特征参数的影响，适用于不同类型、不同勘探程度的盆地（凹陷）和成藏体系。     

济阳坳陷前第三系油气勘探前景

济阳坳陷前第三系发育下古生界碳酸盐岩、上古生界煤系、中生界侏罗系煤系3套烃源岩系。其中,上古生界煤系最好。因此,济阳坳陷前第三系自生自储型油气藏应以勘探天然气为主,层系上以上古生界含气系统为主,兼探中生界含油气系统。孤北古1气藏的地质特征及成藏过程表明,上古生界自生自储天然气藏成藏有赖于深凹区存在较厚的上古生界烃源岩、大型构造背斜圈闭背景和良好的生储盖配置。经有利生烃区分布、储层及盖层条件和圈闭类型等因素评价,济阳凹陷上古生界的7个有利勘探区带分别为沾化凹陷的孤北、孤南、罗家和郭局子、东营凹陷的金家和林樊家以及车镇凹陷的车西;4个较有利区带分别为沾化凹陷的埕东和义南、东营凹陷的南坡和惠民凹陷南坡。     

对中国石油可采资源量的讨论

中国的油气资源量的实际含义与国际通用的概念有很大的差别,这就容易造成混乱和误导。为此,特把中国的资源量称为地质资源量,在对其进行经济有效性校正和预测采收率的校正后之所得称为可采资源量,后者大致可与国际上的资源量相对比。按2000年的探明储量和石油地质资源量1035×10⁸t,计算其可采资源量为116.1×10⁸t,相应的资源探明程度为52.2%。将不同专家不同时期的16个带有独立性的测算值平均,其值为132.5×10⁸t。以当量值相比较,中国石油可采资源量略高于天然气。无论就资源量还是就待探明的可采资源量计,东部都占首位,其次为西北和大陆架。     

东濮凹陷CO2气资源潜力评价

东濮凹陷在下古生界奥陶系风化壳与下古近系Es₃¹地层发现了高含CO₂气层，通过气源对比分析，古近系Es₃¹的有机气体来源下第三系碎屑岩地层生成的油型气，CO₂则来源于石炭-二叠系的煤在二次生烃中伴生CO₂气与海相碳酸盐岩高温分解的无机CO₂混合形成的；对东濮凹陷两类CO₂气源岩高温模拟实验可知，石炭-二叠系煤生气能力是奥陶系灰岩的9倍，煤生成的气体70%~80%为甲烷，含少量的CO₂，而灰岩90%以上为CO₂气，煤是东濮凹陷最重要的气源岩；通过计算认为：东濮凹陷CO₂气的资源量为980×10⁸m³，相当于常规天然气资源量的1/4，具有较大的资源潜力。     

关于中国油气资源潜力的几个问题

通过多种方法,对中国的油气资源潜力、中长期的石油需求和目前油气勘探阶段等问题进行了分析研究,结果为中国的油气资源探明程度很低,石油勘探尚处在发现高峰期,天然气勘探处在发现早期;仅用某个时间段的单因素趋势诸如消费指数、GDP增长关联系数等进行油气的需求预测,将得出误差较大的预测结果。预计到2020年,国内可以新增探明石油地质储量160×10⁸～200×10⁸t,新增探明天然气地质储量8×10¹²～10×10¹²m³;中国石油进口量占消费总量的比例将会控制在40%以内。中国的石油可采资源量不小于260×10⁸t。中国目前油气资源需求的主要矛盾体现在:一是资源潜力还很大,二是资源的发现速度仍然比较慢。加快油气的发现速度、降低能耗、调整能源结构是当务之急。因此,一方面政府应加快出台一系列激励油气发现和调整能源消费的相关政策,另一方面石油公司则应继续加大新区油气勘探的投入,提高油气资源的探明速度和油气资源的转化程度,提高国内油气产量占总消费量的比例,减缓石油进口比例过高带来的压力,维护国家的石油战略安全。     

我国天然气勘探现状及方向

近年来,随着我国天然气勘探在一些重点领域、区带和层系取得突破,我国天然气储量和产量的增长很快,2005年我国天然气产量近500×10⁸m³,截至2005年底全国共累计探明天然气地质储量49536×10⁸m³,目前我国天然气勘探进入快速增长的阶段。2005年以来天然气勘探主要在以下领域取得了突破和进展：松辽盆地深层、塔里木盆地塔中I号坡折带、川中上三叠统、鄂尔多斯盆地古生界。从近年来的勘探进展看,天然气勘探区包括四种类型：①资源潜力清楚,含气面积迅速扩大;②资源潜力基本清楚,但勘探成果进展缓慢;③地质条件认识有待深入,但勘探效果较好;④地质条件复杂,勘探历程曲折。研究表明,天然气富集区主要受控于煤成气或裂解气两大气源、大面积分布的孔隙型储层、大型构造或岩性地层圈闭、优质区域性盖层等。由于我国天然气勘探程度仍然不高,天然气大场面的勘探前景并不完全明朗,不同地区差别较大。未来的中国天然气勘探要立足于大油气田,并根据勘探现状和地质认识分层次部署。     

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。     

渤海湾盆地浅层油气勘探与主要勘探方向

渤海湾盆地浅层油气勘探由来已久,最早可追溯到５０年代中期华北找油之初。数十年来,浅层油气勘探无论在储量还是产量上都取得了一定的成效,迄今为止,浅层（上第三系）油气藏的探明储量已占到渤海湾盆地总探明储量的１３％。更为宝贵的是,通过勘探实践获得了一系列重要的地质认识,从而促进了渤海海域油气勘探的发展。目前在渤海海域已有油气探明储量的９个凹陷中,浅层油气藏的储量比例高达６２．４％。研究认为,凹陷主要发育期和构造活动类型是控制浅层油气藏分布的重要因素。近几年的钻探已初步揭示,渤中凹陷是渤海湾盆地时代最新、上第三系最厚的凹陷,又是块断运动较发育的地区。勘探实践已经证明并将继续证明,在渤中凹陷将会找到更多类似于ＰＬ１９－３的大、中型油气田。     

南美洲油气资源与勘探开发潜力

南美洲是世界上重要的油气产区之一,目前年产油气总量在3×108t以上(油当量),剩余探明原油可采储量为134×108t,剩余探明天然气可采储量为7×1012m3,储产比远远高于世界平均水平,其中委内瑞拉、巴西、厄瓜多尔、哥伦比亚、秘鲁等国具有较大的油气勘探开发潜力。通过讨论南美洲的地质背景,从盆地分析出发,将南美洲沉积盆地分为5个类型,并讨论它们的分布特征与含油气性的差别。根据南美洲各国油气资源状况和勘探程度,认为南美洲必将成为目前及未来若干年内全球油气勘探的热点;无论从资源状况还是投资环境看,南美洲各国均是中国在对外合作勘探开发的国家地区中占有极强吸引力的地区之一。     

垦东凸起上第三系油气成藏特征及勘探技术

垦东凸起四周临近生烃凹陷,油气资源丰富。上第三系披覆沉积在中生界之上,在被覆构造背景下,发育了构造、岩性、岩性－构造等多种类型圈闭。垦东凸起可划分为３个油气运聚系统,油藏类型以构造、岩性－构造油藏为主。主要含油层系为馆陶组上亚段。断层发育程度、构造部位、储集层岩性是控制油气分布的主要因素。运用测井约束反演技术,对上第三系储集层的空间展布进行了分析和描述。     

从渤海湾盆地海陆对比看渤海海域天然气勘探前景

渤海湾盆地包括陆区和海域 (渤海海域 )两部分。油气勘探揭示 ,渤海湾盆地以产油为主 ,目前陆区所发现的气藏多为小型气藏 ,单个气藏的储量一般低于 5 0亿 m3,并以伴生气为主 ,4个储量较大的气田 (探明储量超过10 0亿 m3)主要为煤型气或高—过成熟气。渤海海域在油气勘探过程中也不断有气田发现 ,其中 JZ2 0 - 2气田已投入开发。与周缘陆区相比 ,海域天然气藏形成条件优越 ,其原因在于 :(1)自渐新世以来 ,整个渤海湾盆地的沉积中心逐渐向海域迁移 ,致使海域第三系沉积巨厚 (最大厚度超过万米 ) ;(2 )海域处于地幔隆起的核心地带 ,大地热流值较周缘陆区高 ;(3)海域比周缘陆区多一套东营组下段烃源岩 ,其生气能力较强 ;(4 )海域盖层条件比周缘陆区好 (海域第三系发育两套区域盖层 )。据近期资源评价结果 ,海域天然气资源量为 12 2 93亿 m3,但目前探明程度很低 ,随着勘探程度的不断提高 ,相信海域将会有更多、更大的气藏被发现     

中国石化东部探区潜山油气藏勘探前景

潜山油气藏是中国石化东部探区重要的油气藏类型,其成藏条件受控于多种因素。从潜山的成山过程来看,先成潜山比后成潜山经历的溶蚀作用强,储层条件较好;从潜山储层的岩性来看,碳酸盐岩比碎屑岩更易遭受溶蚀,且储集空间易于保存;构造应力对潜山储层有一定的改善作用,表现在断裂和褶皱有利于裂缝和地下溶蚀的发育;潜山储层与上覆烃源岩和盖层之间的就近配置利于油气进入潜山圈闭而成藏。下一步的勘探应分3个层次进行:一是深化济阳坳陷,扩大储量规模;二是突破东濮凹陷和苏北盆地,形成新的场面;三是探索南襄盆地和江汉盆地,积极寻找新的领域。     

渤海湾盆地资源潜力和进一步勘探方向的探讨

从目前勘探现状来看,渤海湾(陆上)盆地属于油气勘探的成熟盆地,但资源量的研究表明,目前探明储量为85亿多吨,与总资源量190亿t相距甚远,探明程度仅为45%.以往的勘探工作集中于下第三系沙河街组地层.文中探讨了渤海湾盆地下第三系烃源岩的分布在纵向和横向上与油气成藏的联系,渤海湾盆地构造演化过程与油气成藏的关系,以及渤海湾盆地更深层次下古生界地层的烃源岩成藏的可能性,提出了“普查浅层,滚动中间(下第三系),探索深层”的勘探战略.     

黄骅坳陷天然气资源潜力与勘探开发对策

黄骅坳陷的天然气勘探始终是与石油勘探同时进行的。新一轮资源评价结果表明:本区天然气资源丰富,探明程度较低,剩余资源潜力较大;这些资源主要分布在板桥、歧口凹陷大于3 500 m的深层。同时,本区上古生界煤系地层分布范围也很广,煤成气资源也十分丰富。因此,为实现大港油田天然气生产的良性循环,应坚持科技创新和油气并举的原则,加快对黄骅坳陷天然气新领域的勘探步伐,加快气田(藏)的高效开发和老区的滚动挖潜。     

中国近海油气勘探历程回顾

中国近海油气勘探始于1957年,1978年对外开放以来发展迅速,勘探效率大幅度提高,大油气田的相继发现,为海洋油气高产稳产提供了资源保障,连片成带小油田群的滚动勘探开发,也有很好的经济效益,无论是从投入的工作量和资源探明程度,还是从近几年不断有大油田发现来看,中国近海油气勘探都还处于初期阶段,发展潜力巨大。