中国陆上剩余油气资源潜力及其分布和勘探对策

自20世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个、气田150个.截至1999年底，累计探明石油地质储量205.65×10?8t、天然气(不含溶解气)地质储量2.06×1012m3；1999年年产原油1.6×108t、天然气234×1012m3.近年在渤海海域发现了储量达6×108t的蓬莱19?3大油田，在大港探区发现了千米桥潜山亿吨级大气田，在塔里木盆地库车坳陷发现并探明了储量达2506×1012m3的克拉2大气田，在准噶尔盆地三个泉隆起发现储量超亿吨的陆9井大油田，南缘发现储量超0.5亿吨的卡因迪克大油田。这表明，我国油气勘探仍处在方兴未艾的发展阶段，前景十分良好。

　　经过半个世纪的奋斗和发展，我国石油工业从无到有。我国石油地质工作者在学习世界先进经验和理论的同时，不断总结并发展了符合中国石油地质特点的陆相生油理论、复式油气聚集理论和煤成烃理论等石油地质理论，有效地指导了我国的油气勘探实践；形成了综合配套的油气勘探技术系列(包括地面地质调查技术、地球物理勘探技术、井筒技术和石油地质实验技术，以及盆地模拟-区带评价-圈闭评价的油气资源评价技术)。理论和技术进步为我国石油工业发展作出了巨大贡献，目前不仅能够客观评价油气资源量和储量，对油气聚集有利区带的评价也更为准确，提高了钻探成功率和勘探效益。

　　我国石油工业在国民经济发展中起着重要作用。新世纪中国石油工业发展前景不仅取决于国内剩余油气资源的潜力与质量，也取决于油气勘探技术的开发和应用。本文分析我国陆上剩余油气资源潜力及其分布和勘探前景，在此基础上对勘探发展的技术需求进行分析，希望对制定未来的油气勘探战略有所助益。

　　陆上剩余油气资源潜力和分布

　　我国约有500多个沉积盆地，其中面积大于200km2、沉积岩厚度大于1000m的中、新生代盆地有424个，总面积约527×104km2.我国油气资源丰富，据全国油气资源评价结果，石油总资源量为940×108t(陆上694×108t，海域246×108t)，天然气总资源量为38×1012m3(陆上30×1012m3，海域8×1012m3)。

　　1陆上剩余油气资源地域分布

　　截至1998年底，我国陆上石油地质储量探明率为26.9%，天然气地质储量探明率为5.4%，总体看探明程度较低。东部地区相对高一些，如松辽盆地石油探明率为43.6%，天然气探明率为6.48%；渤海湾盆地石油探明率为42.5%，天然气探明率为5.1%.全国陆上未探明的资源还很丰富，剩余石油资源的42.4%分布在东部油区，46.0%分布在西部油气区；剩余天然气资源的37.0%分布在中部四川和鄂尔多斯盆地，28.1%分布在塔里木盆地(见表1)。

　　2陆上剩余油气资源分布特点

　　我国陆上剩余油气资源主要分布在大型叠合盆地，分布很不均衡。渤海湾、松辽、塔里木、准噶尔这四大盆地拥有的剩余石油资源量占全国陆上剩余石油总资源量的65.3%.全国天然气资源探明率还很低，剩余资源量近28.38×1012m3，其中28.8%分布在塔里木盆地、23.8%分布在四川盆地、3.6%分布在鄂尔多斯盆地。

　　陆上39%的剩余石油资源和57%的剩余天然气资源分布在深层。到目前为止，我国陆上已探明石油储量的94%分布在中浅层，埋藏浅于3500m的剩余石油资源量约309×108t，约占剩余石油总资源量的61%，主要分布在东部油区，说明东部中浅层仍是发现新储量的重点层系。埋藏深于3500m的剩余石油资源量为198×108t，约占剩余石油总资源量的39%，主要分布在西部油气区，这部分资源的勘探程度、探明率都很低，因此深层也是未来发现新增储量的重点层系之一(见表2)。

　　陆上天然气资源的42.7%分布浅于3500m ，32.5%分布深度为3500～4500m ，24.8%分布深于4500m (见表2)。深部天然气资源主要分布在塔里木、准噶尔、四川和鄂尔多斯盆地，探明程度很低。

　　复杂地表环境区剩余油、气资源占相当大比例(见表3)。全国陆上石油资源中的189.2×108t(占27.26%)分布在山地、黄土塬、沙漠和滩海、沼泽地区，其中未探明的石油资源占全国剩余石油资源的20.13%；全国天然气资源中的25.44×1012m3(占85.1%)分布在地理条件复杂的海域(渤海湾)、沙漠(塔中、塔北、准噶尔腹部和二连部分地区)、山地(楚雄、十万大山、兰坪、思茅)、黄土塬(鄂尔多斯)和高原(青藏)地区，其中未探明天然气资源占全国剩余天然气资源的86.7%.

　　因此，未来油气勘探难度加大，技术要求更高，需要依靠科学与技术进步降低成本，保持上游生产效益。

　　3剩余油气资源的质量分析

　　(1)剩余石油资源的质量

　　分析石油资源质量主要从以下三方面进行。首先，分析已投入勘探工作量与发现探明储量的关系得到石油资源转化率，按石油资源转化率将资源划分为A 、B 、C 、D四级(由A到D代表资源质量从优质到极差)，对石油资源按勘探难易归类；第二，在目前油价条件下，按投入与产出相抵原则确定零效益资源的下限，以此为标准分割剩余石油资源(在零效益资源下限之上的资源是可继续勘探的，之下的资源应暂缓勘探或属不确定资源)，将可继续勘探资源量作为今后勘探部署与编制战略规划的主要参考内容；第三，按1949年以来的储量增长趋势，利用龚巴兹方法预测全国最终可探明石油储量，从中减去已探明部分，余数作为可勘探资源。用此方法预测，全国陆上剩余石油资源中有190×108t是可以继续勘探的，暂缓勘探或属不确定资源有317×108t，二者分别占剩余石油资源总量的37%和63%，大致比例为1∶1.7.

　　该预测结果从现有资料与认识水平出发，虽然全国剩余石油资源总量中可转化石油资源占的比例偏低，但总数并不少。今后立足国内石油勘探，最大限度地满足国民经济发展对原油的需求，是有资源基础的。但由于剩余石油资源的质量变差，获取难度加大与隐蔽性增加，未来石油工业发展面临的挑战是艰巨的。

　　(2)剩余天然气资源的质量

　　陆上天然气大规模勘探开发还刚刚开始，剩余天然气资源达28.38×1012m3，预计其中有10×10?12～12×1012m3可以转化为可供勘探和可转化为探明储量的资源。

　　4油气资源量有增大的趋势

　　近50年世界和美国油气资源明显增加，大大超出以往的预测。同时，随着技术进步和勘探开发成本的降低，现今难以开采的油气资源将转化为可采储量。

　　我国近几年的勘探实践已经揭示，1996年前完成的全国第二轮油气资源评价对陆上一些主要含油气盆地的资源量估算偏低。由表4可见，鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地的石油资源量都有上升，塔里木盆地库车坳陷不仅天然气资源量增加，石油资源量也有很大变化。柴达木盆地在青科1井揭示厚700m的侏罗系优质烃源岩后，油气资源量也增长很多，柴西南与东部三湖地区的石油和天然气资源量因烃源岩范围扩大而有很大增长。可以预计，随着勘探发展与地质认识深化，我国可转化的剩余石油资源总量还会增加，总量不会低于300×108t.

　　我国陆上油气勘探面临的挑战

　　我国油气在21世纪的发展面临诸多严峻挑战，主要可归结为五方面。

　　1陆上剩余石油资源质量变差

　　如上述，全国剩余油气资源中，有不少于190×10?8～300×108t石油资源可以继续勘探。其中约200×10?8～230×108t的石油资源量分布在陆上，是属于可以继续勘探、转化为探明储量的，但其质量总体变差；而且常规资源中，分布于深层、隐蔽目标中和沙漠、山地、黄土塬复杂地表条件的资源比例也比较大。要继续发现新储量，对发现成本和对勘探技术的要求都有很大的挑战性。

2老油区新发现油气田的规模变小

　　2老油区新发现油气田的规模变小

　　我国主要含油气盆地的勘探都长达10～50年，松辽盆地资源探明率已达50%以上，渤海湾盆地陆上资源探明率近40%，主要的大型构造圈闭基本已钻探，未来勘探大型油气田的目标主要是深层、山前复杂构造带和新层系。20世纪我国发现油藏的规模，60年代平均为1.15×108t，70～80年代平均为0.12×108t，90年代平均为0.05×108t，老油区新发现油田的规模在逐年变小。因此需要有新勘探思路，开拓新层系和新圈闭类型。

　　3新探区勘探难度加大且远离市场

　　新探区资源潜力较大，但地面和地下地质条件更加复杂。东部探区将向滩海发展，以深层小断块、隐蔽圈闭为主要勘探对象；西部探区向山地、沙漠和黄土塬地区扩展，以深层、高陡构造和碳酸盐岩为主要勘探目标。从目前消费状况来看，中长远油气消费市场仍然在我国东部地区，中西部勘探投入和油气运输费用将远大于东部。

　　4勘探成本将逐渐提高

　　勘探成本包括物探、探井、钻井、探区建设等费用，其中探井和物探成本占总勘探成本的70%左右。近10年来整个勘探成本平均年增长5%，其中物探成本上升了17%、探井成本上升了11.5%.预计2005年整个勘探成本将上升到36.53元/t，2010年将上升到71.82元/t。

　　5资源评价方法需要完善

　　全国第二轮油气资源评价用42种方法计算了全国150个盆地的油、气资源量，全国总资源量则用蒙特卡罗法汇总。但是，由于这些盆地勘探程度不同，尤其是多旋回叠合盆地深层的海相层系经历构造运动多、生烃成藏与调整破坏次数多，地质认识不一，资源量计算方法应有很大不同，因此计算结果横向可比性差。勘探进展和地质认识的提高已经充分说明，资源评价需要有统一的规范和软件系统，同时要与国际接轨。目前中国石油天然气股份公司正在开展这一工作，有望解决这一问题。

　　勘探对策分析

　　要解决中国石油工业面临的挑战，首先要出台激励政策，鼓励加强国内油气勘探的风险投入，多找探明储量，使原油产量在较长时期内稳定并力争稳中有升。还要加大开发和利用天然气资源的力度与节奏，这既可改善环境，又可减缓原油需求增长过快的压力。同时鼓励三大油公司走出去分享国际优质油气资源。要制定长期石油安全战略规划，力求原油进口多元化，并积极落实我国原油中长期稳定供应的货源，使国家能源构成和布局安全、合理。

　　1加大风险勘探力度

　　油气勘探是投入、风险和知识与技术密集度都很高的项目。油气勘探和大的发现要有过程，油气藏最终被发现要以正确的认识和勘探技术及投入的到位为保证。随着效益成为油公司的主要考核指标，各油田分公司在风险很大、回报可能也很大的目标勘探过程中，既难以短时间内筹措大量资金，同时失败的风险也使得决策者难以下决心将大量资金集中于一个目标上，这将导致后备资源不足。建议建立分层面的风险勘探优惠政策：①国家从油公司上缴的利税中拿出一定比例，用于油公司风险勘探投入，如获发现，收回投入以便再投入，如无发现即可沉没；②政府制定政策，约束油公司每年有一定比例的投入用于纯风险勘探，以准备后备储量，风险勘探以3～5年为期考核效益；③建立风险勘探基金，鼓励油公司走出去搞风险勘探。一句话，要鼓励和刺激油公司努力开展新领域、新层系和新盆地的勘探。

　　2大力开展油气勘探基础理论问题研究

　　我国总石油资源的40%以上埋藏深于3500m ，其中又有一半以上埋藏深于4500m.因此研究在高温(150～250℃)、高压(地层压力50～150MPa)条件下烃类的生成、运移机理与赋存相态以及油气藏形成条件，对于有效地发现和利用巨大的深层-超深层的油气资源意义十分重要。我国石油资源的77.9%和天然气资源的85.2%分布在大型叠合盆地，这些盆地一般发育了古生界、中生界与新生界三大套沉积层序，盆地演化时间跨度长达几亿甚至十几亿年，油气生成、运移和聚集均经过了反复变化，要预测这类油气资源分布，必须研究解决一系列的石油地质理论难题，诸如烃源岩二次生烃、自然条件下煤成油催化环境与煤系油气藏形成条件、多源油气识别、成岩后的排烃机理与烃移入后的储油空间演化等。另外，我国陆上大型沉积盆地底层都发育古生界海相层序，这套层序时代老、热演化程度高、构造变动频繁、原型盆地保存差、烃源岩有机质丰度低、灰岩比例偏大等，与国外海相沉积的石油地质条件差异较大，排烃与成藏机理及成藏规模还不十分清楚，理论上的认识不足直接制约着对这套层序的勘探。总之，需要大力开展一系列油气勘探基础理论问题攻关，只有上述问题得到解决，才能使理论上的油气勘探接替层系变为现实的勘探层系和增储目标。

　　3注重油气勘探技术的开发

　　只有对未来油气勘探的主要领域与CNPC主业的经营战略有客观和清醒的理解，才能对21世纪前十年油气勘探的地质理论与技术需求有高屋建瓴的认识。在未来5～10年，油气勘探的五个主要领域为：①富油气凹(坳)陷内部与斜坡区大面积分布的低幅度地层?岩性和岩性油气藏；②低渗透资源的效益型储量；③叠合盆地前陆区复杂构造；④深层有利区带与目标；⑤海相层序有利成藏组合及区带。共同存在的理论与技术问题是：①叠合盆地油气潜力与分布的评价体系；②深层与复杂勘探目标的客观成像与描述；③隐蔽圈闭空间结构与储集体几何形态的客观识别与描述；④中-低容积、低-特低渗储量的增效改造；⑤破碎与高地应力条件下深层目标的高效稳定钻井；⑥低阻、轻质与超-近平衡钻井液柱条件下有效判识油层；⑦原始地层可动液测井评价。

　　21世纪前十年油气勘探开发主业发展战略既涉及在国内市场保持和发展整体技术水平，也涉及是否具备参与国际化经营的竞争实力。世界各大石油公司获取技术的主要做法是：①至关公司未来兴衰的核心技术一定要自己组织力量开发，并作为核心机密加以保护。当一项独有技术已经被其他公司掌握，在市场上可以获得时，公司就将其出售，同时保留对技术核心部分升级和改进的权利，以在同行中保持领先地位。②如果从市场获取一些高效又通用的技术比自己开发更省钱，就花钱购买而不自己开发。

　　以下，根据在21世纪前十年CNPC主业油气勘探涉及的主要领域地质特点和参与市场竞争对技术的需要，提出对技术需求的粗浅看法。

　　(1)叠合盆地油气勘探配套的综合评价体系

　　该综合评价体系是集石油地质综合研究与各项分析评价技术于一体的软件体系。在石油地质综合研究层次上，包括盆地分析、含油气系统划分与评价、区带评价分析与圈闭优选等；在技术构成上，包括从数据存储、调用与高速使用到不同级别资源评价与盆地模拟，以及从区带优选与圈闭评价到风险分析与经济评价、决策分析、规划部署。这一体系以多个平台与数据库的联结为基本构架，可实现不同层次、不同环节上的研究工作交互与成果共享，研究结论向评价的转化是自动宏观的。系统可将调用的数据信息转化为有形地质目标，依据基本图件和数据进行经济性分析。建立这一体系的核心问题是CNPC内部要规范数据存储的格式和要求，统一软件工具与成果的技术标准。如果在此基础上建立了全CNPC共享的数据与图形库，不同层面的分析研究工作就都能在高速分析大量数据并比较多方案的基础上进行，从而保持研究结论的新颖性、客观性和实用价值。

　　(2)CNPC通用的经济评价软件体系

　　按符合市场经济规律运作的经济评价体系是保证科学决策的重要工具，使决策者能在项目实施之前清楚地分析投资的回报率与预期盈亏。经济评价是各大油公司的核心机密，各大油公司都有自己的经济评价体系与现金流动计算标准，主体投资流向都以经济评价和风险分析的结论为依据。建立CNPC通用的经济评价体系，可以先从市场上选择国外油公司的通用软件，在应用过程中对软件消化发展，重点修改不适用于国内油气勘探的部分，同时开发有自己特点的现金流计算公式并确定参数标准，最后形成CNPC的经济评价软件体系。

　　(3)继续做好与油气勘探有关的三项描述

　　多年油气勘探实践与大量实例证明，对于高效益地成功勘探，以下三个环节的技术进步与系统配套地科学选择技术是至关重要的：一是地震资料采集，这是获取高信噪比资料、对地下目标客观处理和成像的基础，该环节技术进步将会带来对一大批勘探目标的重新认识；二是推广应用圈闭、储集层与油藏描述技术，这将会大大减少探井的风险，加快资源向储量的转化；三是油层的保护、发现和改造，决定着探井有无发现和已发现储量能否经济性地动用。在此基础上，继续做好与油气勘探有关的以下三项描述并发展相应技术，是有效发现储量和提高效益的重要保证。

　　①地下复杂与隐蔽目标(包括高陡构造、盐下构造、基岩内幕、复杂断裂带、小断块、地层与岩性圈闭以及深层低幅度构造等)的描述。对这类目标客观成像的第一步是采集高信噪比的地震资料，并在此基础上进行高质量的处理和解释。首先应在深入了解地质背景与历史的情况下，建立客观反映地下地质情况的地质模型，并通过野外试验提供正确的数据采集施工方案；然后选择好地球物理属性参数并建立数学模型，在此基础上做好深度偏移处理，客观分析地下目标形态与位置。这套方法是减少探井风险行之有效的方法，需在探索中逐步总结推广。

　　②复杂储集层油气藏(薄层互层低渗透油层、火山岩油层与泥岩裂缝和灰岩风化壳等非均质性很强的油气层)的描述。复杂油层(藏)的勘探、开发困难很大，或者其油气资源分布规律难于预测和认识，或者其形态难于描述和追踪，需要综合钻井、测井、试油与地震资料特殊处理和多参数综合判别分析技术，既对目标进行成像描述，又分析含油气性的平面变化，然后两者结合选择有利的钻探井位。这类描述首先需要有行之有效的地球物理采集和处理技术，保证对目标客观成像，然后应用地球物理综合技术判别分析含油气性，在此基础上通过精心安排探井井位，快速识别和评价油藏。经多年实践，已有成熟的针对不同目标的描述技术，应积极推广使用，加快这类油气储量的勘探开发。

　　③含油气性描述技术。通过与含油气性检测有关的地震属性分析技术与时间推移地震技术，以及诸如神经网络、模式识别与分形几何等理论技术，判别分析地震属性包含的与地下流体性质有关的众多信息，认识地下烃类流体的性质及平面分布的非均质性。

　　(4)筛选保护与发现油层的技术系列

　　油层保护与油层改造方面的技术进步，将会最大限度地保护油层和发现油层，最大限度地动用储量。要针对我国低渗透、非均质油层敏感性与轻质油层的特点，研究行之有效的钻井液和录井、测井系列，研究油层改造措施，既控制人工压裂造缝的长度和方位，又预测天然裂缝的方位和分布。

　　同时，还必须针对我国的油气地质条件，开展测井技术应用基础和高新技术研究，建立适合中国油气地质特点的测井新理论、新方法、新技术，解决长期制约我国油气资源勘探的重大测井技术难题。

　　钻井技术的使用也是关系油气藏能否及时发现的重要一环。针对我国叠合盆地油质轻、录井显示弱、储集层质量差和山前构造带地应力高、地层破碎等现实情况，采用优质钻井液和欠平衡钻井、地质导向钻井以及降低扭矩、摩阻与套悬浮和波纹管防塌等钻井技术，对保证钻井安全与速度和及时发现油层，都具有重要作用。

　　我国剩余油气资源相对丰富，但资源质量偏差，勘探难度加大。在未来10年的油气勘探中，不仅要开展应用基础理论研究，建立风险勘探优惠政策和措施，还需要进一步发展配套的勘探技术。发展叠合盆地与油气藏形成、分布及潜力预测方面有关地质理论和建立配套评价技术体系，无论是从拓展勘探领域、将油气资源有效转化为现实储量的角度，还是从建立既有油公司特色又适合中国盆地特点的评价技术体系的角度，都是最为重要的，需要针对叠合盆地的特殊性，做扎实细致的综合研究工作。此外，经济评价与决策分析系统也亟待开发和普及。为了有效地发现地质家基于研究提出的有利勘探区中的油气储量，既需要做好勘探目标、储集层几何形态与含油气性的描述，又要用好井筒技术，以保证勘探的高效益。