中国的油气藏分布及其特点

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网上有关“中国的油气藏分布及其特点 ”话题很是火热,小编也是针对中国的油气藏分布及其特点寻找了一些与之相关的一些信息进行分析 ,如果能碰巧解决你现在面临的问题,希望能够帮助到您 。

中国的油气藏分布及其特点:

中国大中型油田主要分布在裂谷型盆地中,大中型油田主要分布在克拉通盆地和山前盆地中;陆相生烃岩是中国大中型油气田的主要生烃岩 ,生烃岩从早古生代到新生代都有,南中国海和东中国海的古近系和新近系,中国北方的侏罗系和石炭系--二叠系是中国的主要生气层 ,古近系,新近系,白垩系 ,侏罗系 ,三叠系,二叠系是中国的主要生油层;大中型气田的储集层主要为陆源层(中砂岩,细砂岩和砂砾岩) ,其成因类型为扇三角洲和三角洲体系,碳酸盐储集层主要为裂缝型 、风化壳型;油气藏盖层主要为均质泥岩,油气成藏期较晚 ,绝大多数大中型油气田形成于新生代,在早生代地层中仍有相当储量的油气田未被发现。中国油气资源潜力丰富,大多数盆地的油气田处于开发的早中期 ,发现大中型油气田的可能性是很大地。

中国的油气储量和世界大多数国家一样主要分布在大中型油气田中 。自上世纪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。以下是我国主要的陆上石油产地。

大庆油田:

位于黑龙江省西部 ,松嫩平原中部,地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间 。油田南北长140公里,东西最宽处70公里 ,总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战 ,1963年形成了600万吨的生产能力,当年生产原油439万吨,对实现中国石油自给自足起到了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田 。目前 ,大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上 。

胜利油田:

地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带,主要分布在东营 、滨洲、德洲、济南 、潍坊、淄博、聊城 、烟台等8个城市的28个县(区)境内,主要开采范围约4.4平方公里 ,是我要第二大油田。

辽河油田:

主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田,建成兴隆台 、曙光、欢喜岭、锦州 、高升、沈阳、茨榆坨 、冷家、科尔沁等9个主要生产基地,地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市(地)32县(旗) ,总面积10万平方公里,产量居全国第三位 。

克拉玛依油田:

地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田,以克拉玛依为主 ,开发了15个油气田,建成了792万吨原油配套生产能力(稀油603.1万吨,稠油188.9万吨) ,从1900年起 ,陆上原油产量居全国第四位。

四川油田:

地处四川盆地,已有60年的历史,发现油田12个 。在盆地内建成南部、西南部 、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半 ,是我国第一大气田。

华北油田:

位于河北省中部冀中平原的任丘市,包括京、冀 、晋、蒙区域内油气生产区 。1975年,冀中平原上的一口探井任4喷出日产千吨高产工业油流 ,发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年原油产量达到1723万吨,为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年,保持年产量原油1千万吨达10年之久 。目前原油产量约400多万吨。

大港油田:

位于天津市大港区 ,其勘探地域辽阔,包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地,总勘探面积34629平方公里 ,其中大港探区18628平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区,形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力 。目前,发现了千米桥等上亿吨含油气构造 ,为老油田的增储上产开辟了新的油气区 。

中原油田:

地处河南省濮阳地区 ,于1975年发现,经过20年的勘探开发建设,已累计探明石油地质储量4.55亿吨 ,探明天然气地质储量395.7亿立方米,累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。

吉林油田:

地处吉林省扶余地区,油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开 ,先后发现并探明了18个油田,其中扶余 、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田,油田生产已达到年产原油350万吨以上 ,形万了原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模 。

河南油田:

地处豫西南的南阳盆地,矿区横跨南阳 、驻马店、平顶山三地市,分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田 ,探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。

长庆油田:

勘探区域主要在陕甘宁盆地,勘探总面积约37万平方公里 。油气勘探开发建设始于1970年,先后找到了油气田22个 ,其中油田19个 ,累计探明油气地质储量54188.8万吨(含天然气探明储量2330.08亿立方米),目前已成为我国主要的天然气产区,并成为北京天然气的主要输送基地。

江汉油田:

是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江 、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省境内衡阳市 。先后发现24个油气田 ,探明含油面积139.6平方公里、含气面积71.04平方公里,累计生产原油2118.73万吨 、天然气9.54亿立方米。

江苏油田:

油区主要分布在江苏的扬州、盐城、淮阴 、镇江4个地区8个县市,已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷 。

青海油田:

位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里 ,沉积面积12万平方公里,具有油气远景的中新生界沉积面积约9.6万平方公里。目前,已探明油田16个 ,气田6个 。

塔里木油田:

位于新疆南部的塔里木盆地 。东西长1400公里,南北最宽外520公里,总面积56万平方公里 ,是我国最大和内陆盆地。中部是号称“死亡之海”的塔克拉玛干大沙漠。1988年轮南2井喷出高产油气流后,经过7年的勘探,已探明9个大中型油气田、26个含油气构造 ,累计探明油气地质储量3.78亿吨 ,具备年产500万吨原油;100万吨凝折、25亿立方米天然气的资源保证 。

吐哈油田:

位于新疆吐鲁番 、哈密盆地境内,负责吐鲁番、哈密盆地的石油勘探。盆地东西长600公、南北宽130公里,面积约5。3万平方公里 。于1991年2月全面展开吐哈石油勘探开发会战。截止1995年底 ,共发现鄯善 、温吉桑等14个油气油田和6个含油气构造探明含油气面积178.1平方公里,累计探明石油地质储量2.08亿吨 、天然气储量731亿立方米。

玉门油田:

位于甘肃玉门市境内,总面积114.37平方公里 。油田于1939年投入开发 ,1959生产原油曾达到140.29万吨,占当年全国原油产量的50.9。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10的优异成绩。誉为中国石油工业的摇篮 。

除陆地石油资源外,我国的海洋油气资源也十分丰富。中国近海海域发育了一系列沉积盆地 ,总面积达近百万平方公里,具有丰富的含油气远景。这些沉积盆地自北向南包括:渤海盆地、北黄海盆地、南黄海盆地 、东海盆地、冲绳海槽盆地、台西盆地 、台西南盆地、台西南盆地、台东盆地 、珠江口盆地、北部湾盆地、莺歌海——琼东南盆地 、南海南部诸盆地等 。中国海上油气勘探主要集中于渤海、黄海、东海及南海北部大陆架 。

1966年联合国亚洲及远东经济委员会经过对包括钓鱼岛列岛在内的我国东部海底资源的勘察,得出的结论是 ,东海大陆架可能是世界上最丰富的油田之一,钓鱼岛附近水域可以成为“第二个中东”。据我国科学家1982年估计,钓鱼岛周围海域的石油储量约为30亿~70亿吨。还有资料反映 ,该海域海底石油储量约为800亿桶 ,超过100亿吨 。

南海海域更是石油宝库。中国对南海勘探的海域面积仅有16万平方千米,发现的石油储量达52.2亿吨,南海油气资源可开发价值超过20亿万元人民币 ,在未来20年内只要开发30,每年可以为中国GDP增长贡献1~2个百分点。而有资料显示,仅在南海的曾母盆地 、沙巴盆地 、万安盆地的石油总储量就将近200亿吨 ,是世界上尚待开发的大型油藏,其中有一半以上的储量分布在应划归中国管辖的海域 。经初步估计,整个南海的石油地质储量大致在230亿至300亿吨之间 ,约占中国总资源量的三分之一,属于世界四大海洋油气聚集中心之一,有“第二个波斯湾 ”之称。据中海油2003年年报显示 ,该公司在南海西部及南海东部的产区,截至2003年底的石油净探明储量为6.01亿桶,占中海油已探明储量的42.53。

到目前为止 ,渤海湾地区已发现7个亿吨级油田 ,其中渤海中部的蓬莱19-3油田是迄今为止中国最大的海上油田,又是中国目前第二大整装油田,探明储量达6亿吨 ,仅次于大庆油田 。至2010年,渤海海上油田的产量将达到5550万吨油当量,成为中国油气增长的主体。

从以上来看 ,我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木 、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口 、柴达木和东海陆架八大盆地,其可采资源量172亿吨,占全国的81.13%;天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯 、东海陆架、柴达木、松辽 、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地 ,其可采资源量18.4万亿立方米,占全国的83.64%。

从资源深度分布看,我国石油可采资源有80%集中分布在浅层(<2000米)和中深层(2000米~35 00米) ,而深层(3500米~4500米)和超深层(<4500米)分布较少;天然气资源在浅层、中深层 、深层和超深层分布却相对比较均匀 。

从地理环境分布看,我国石油可采资源有76%分布在平原 、浅海、戈壁和沙漠,天然气可采资源有74%分布在浅海、沙漠 、山地、平原和戈壁。

从资源品位看 ,我国石油可采资源中优质资源占63% ,低渗透资源占28%,重油占9%;天然气可采资源中优质资源占76%,低渗透资源占24%。

截至2004年底 ,我国石油探明可采储量67.91亿吨,待探明可采资源量近144亿吨,石油可采资源探明程度32.03% ,处在勘探中期阶段,近中期储量发现处在稳步增长阶段;天然气探明可采储量2.76万亿立方米,待探明可采资源量19.24万亿立方米 ,天然气可采资源探明程度仅为12.55%,处在勘探早期阶段,近中期储量发现有望快速增长

页岩气开发现状及开采技术分析

我国油气藏因圈闭的成因、形态类型 、遮挡条件、储集层的特点、烃类和流体性质等的不同 ,可分为构造 、地层、岩性、水动力及复合型多种类型,但其上方均存在着比较清晰的浅层水文地球化学效应 。浅层水化学效应,应理解为地下水化学成分同油气聚集和油气藏之间存在着某种成生联系 ,使水化学指标高(或低)于区域背景值 ,异常的空间范围或面积,大部分位于油气田上方 。在前述的有关章节里,涉及某些个别的典型探例 ,现以盆地为单元讨论不同类型油气藏上方浅层水文地球化学效应的特点与规律。

(一)松辽盆地

该盆地北部曾进行过以概查为主体的地球化学剖面测量,其中有两条剖面线自西而东穿过8个油田(图5-84)。重烃 、荧光光谱和ΔC的含量,在大庆长垣上明显高于背景值 ,而向东西两侧的各二级构造单元逐渐降低,从总体上讲西部明显高于东部(表5-45) 。以ΔC指标为例,统计资料表明 ,在二级构造单元的局部背景上,已知油田显示高强度、低衬度和低强度、高衬度两种类型异常(表5-46)。在地球化学异常的上方,浅层地下水的矿化度 、可溶气态烃及苯酚及其同系物均有异常点出现 ,只是背景较低(可溶烃平均含量4.57μL/L;苯酚为0.51mg/L),异常点比较分散。

图5-84 松辽盆地东西向地球化学剖面

扶余一号构造位于东南隆起区登娄库背斜的北端,构造形态呈穹窿状 ,储层为下白垩统泉四段 ,埋藏深度浅(110~470m),有利于水化学异常的形成 。油田水为Cl-· 离子组合,含有较丰富的有机组分和微量元素 ,矿化度低于其他相邻油田(表5-47)。

表5-45 松辽盆地不同构造单元指标丰度特征

表5-46 已知油田上方ΔC含量特征 单位:%

(据大庆石油研究院,1995)

表5-47 不同油田扶余油层水化学成分均值 单位:mg/L

油田内潜水化学成分显示较强的异常,多数组分远远高于区域平均值和背景值(表5-48)。该含油构造地下水比较活跃 ,冲刷作用相对较强,影响或稀释了上部潜水中某些组分的富集,即使这样 ,许多指标在油田上方仍然形成了比较完整的水化学异常(图5-85) 。并且与其他地球化学方法圈定的异常在空间上相吻合。从图5-86看出,整个构造被ΔC等值线为1.00%值所包围,以2.50%为异常下限 ,其异常主要展布于构造边缘或油田外围呈环状分布,异常平均强度高达3.52%,衬度为1.40。

表5-48 扶余油田潜水中有机组分参数表

(据高洪发 ,1985)

图5-85 扶余油田Ⅰ号构造潜水中氨含量等值线

农安含油气构造位于德惠坳陷的背斜带上 ,它是在上侏罗纪断块隆起的基础上发育起来的 。轴部主要由白垩系下统(泉头组 、青山口组、姚家组)组成,缺失白垩系上统。据泉头组顶面绝对高程所圈定的构造呈NE-SW向,分为北部和南部两个高点 ,前者主要产天然气,后者则主要产油。断裂比较发育,新构造运动使该区仍处于拱形隆起的正地形 ,有利于浅层水化学异常的形成 。油田水化学成分为低烃类 ,Cl--Na+和Cl-· 型,矿化度比较低 。

图5-86 扶余油田1号构造ΔC异常立体图

(据汤玉平 ,1997)

本区在地貌上为河谷冲积平原,研究目的层主要为全新统和上更新统孔隙潜水,含水层为砂或砂砾层 ,水位埋藏深度1~5m。浅层地下水中有机组分在该构造上有比较集中、较高强度的异常。从表5-49和图5-87看出:可溶气态烃较为灵敏地指示了油气藏的位置,特别是重烃,在产气的构造北高点异常范围较大 ,而构造南高点上异常点分布比较集中 。构造上方甲烷的碳同位素为-40.93‰~-26.56‰ ,属深层热烈解成因气。酚异常点主要集中分布在构造的南部,构造北部仅有零星异常点出现。紫外吸收光谱(260nm和310nm)反映的轻芳组分主要集中在构造北部 。荧光光谱具有北轻南重的特点,同构造内北气南油的性质有关。甲苯及其他苯系物也显示异常 ,但异常面积较大。

表5-49 农安含油构造潜水中有机组分异常参数

图5-87 松辽盆地农安含油气构造潜水中有机组分异常图

1—泉头组顶面等高线(m);2—甲苯异常;3—重烃异常;4—紫外吸收光谱异常

总之,潜水中水化学指标在含油气构造上有不同程度的异常显示,尤其是有机指标有明显的异常反映 ,与非油区有较大的差异(组分和含量),它们是预测油气藏的重要指标或标型组分 。从上述看出,气藏形成的浅层水化学异常 ,较油藏形成的异常范围偏大,某些指标的敏感性较强。由于本区处于地下水交替的活跃带,水化学成分(元素)遭受较强的淋滤作用 ,对异常的强度有一定的影响。

(二)江汉盆地

该盆地内以潜江凹陷油气勘探程度最高,已发现了广华 、高场、钟市等10多个油田 。油田水具有矿化度高(152~340g/L)、水型多变(以 Na2SO4型为主,也有 NaHCO3 ,CaCl2 ,MgCl2型) 、微量元素多(钾盐、卤水浓度高)等特点。各油田上方的潜水中,均发现水化学异常,举例如下。

1.高场油田

选取烃类(包括水溶烃和吸附烃)气体中的重烃为主要指标 ,荧光光谱为次要指标,ΔC和热释汞为参考指标,用叠合的方法圈定了异常 ,其特征如下 。

1)主要指标异常分布于油田的外侧,次要指标异常则主要位于油田的边缘,异常模式以边缘晕为主、顶端晕为辅的半环状异常(图5-88) 。

图5-88 高场油田重烃异常图

2)异常形态与油田基本一致 ,而异常面积大于油田。该油田是典型的沿断裂分布的鼻状构造油藏,浩口断层对油气的遮挡和断鼻构造对油气的圈闭等,是油气藏形成的基本条件。由于盐岩地层塑性流动以及高矿化度卤水的“盐桥”作用 ,导致断层裂隙被充填,使断层对油气运移起到了阻挡作用,故在油藏上方沿断裂走向方向及浩口断层的下降盘上方无化探异常 。鼻状构造上断层上倾方向的通道作用和油水边界上底水的上渗作用 ,使油气向上迁移扩散 ,从而在油藏上方形成了多指标块环结合以环为主的异常模式。但由于断层另一侧(西侧)的油田水不发育,故无高值异常或异常点出现。

2.潭26井-7井含油区块

潭26井是以背斜为主体的含油构造,潭7井为向北抬升的断块 ,二者之间被近东西向断裂所分割,目前已在潜四段上部和潜三段下部发现工业油流,油藏受断鼻 、断块和部分岩性所控制 。原油性质以轻质油和稠油为主 ,油源主要来自蚌湖和王场两个潜江组生油凹陷。油层埋藏深度650~1800m,其上分布有灰、浅灰色石膏质泥岩、灰质泥岩及页岩。该区内地质构造复杂 、盐岩发育、河堤夹持,自然地理条件较差 。

为查明浅层效应的晕源关系 ,对潭26井钻井岩心进行了系统的地球化学分析。在含油层段出现高强度化探异常段,自下而上具有明显的垂向微运移梯度。主要地球化学指标在纵向呈现有规律的变化,如烃类气体的异构比等 ,从深到浅有三个从高到低的变化阶段,变化范围值在0.5~0.75之间 。就油气微运移而言,属于扩散—渗透的过渡类型。许多指标的高值点主要分布在油层上部 ,说明该井在纵向上有运移的迹象。甲烷碳同位素的变化范围为-39.30‰~-49.87‰ ,一方面说明本井油气的生成是有机质演化的结果,另一方面与浅层沉积物中的 δ13C1值接近,同位素的分馏现象是油气纵向微运移的证据之一 。

主要水化学指标在油田上方不同程度的存在着异常 ,并且与无油气的空构造有明显的差异(表5-50) 。本区压榨水与和浅层地下水化学成分一样,在油田上方和无油区的差异,是由于油气藏的影响和改造浅层地球化学场的结果 ,它们从不同的侧面提供了深部油气向浅层运移的信息。

表5-50 压榨水化学成分均值对比表

水中溶解烃类气体与矿化度呈正相关关系,与土介质的化探指标叠合为连片异常,分布在油田的边缘 ,组成环状异常。

(三)济阳坳陷

油气地球化学概查与普查工作,覆盖了济阳坳陷的主要次级构造单元 。在40余个不同性质的油气田(包括普通原油、重质油和天然气)上方,均出现了化探异常。值得提及的是 ,非烃类二氧化碳气藏上方的浅层地球化学效应不仅很强,而且在指标组合等方面有别于烃类矿床。以花沟地区为例,讨论非烃类CO2气藏与油型烃类气藏的近地表地球化学异常特征与区别 。

花沟地区在区域构造上位于东营凹陷西南部和惠民凹陷东南部的交汇处。构造上以高青大断层为界 ,北部为上升盘的青城凸起 ,南部为下降盘的花沟断鼻带与花沟向斜。本区已查明存在两种成因有别,性质不同的气藏,即东部为油型烃类气藏 ,西部为非烃类CO2气藏 。在这两个气藏上方均存在着水化学异常,其共同特点是:多数指标超过区域背景值,个别指标强度高 、衬度值大 ,单指标异常点集中,由散点异常组合成一个较完整的环状异常,在平面上表现为与气藏范围相吻合的综合异常。除上述共同点外 ,二者存在着显著不同的地球化学特征,主要表现在以下几个方面。

1)异常形态与性质有别 。CO2气藏区烃类气体(甲烷与重烃)异常相对弱,异常面积小而散。CO2异常面积占主导地位 ,而且水中溶解的CO2与土介质中吸附的CO2异常吻合程度高。油型烃类气藏区甲烷与重烃异常强度大,异常点相对集中 。CO2异常相对较弱,连片性较差 ,以点状异常为主 。在异常形态上 ,前者环状异常为主,后者以环-块结合为主(表5-51)。

表5-51 不同气源区水化学异常参数对比表

2)主要指标含量与相关性有差别。据CO2气藏383个样品和烃类气藏288个样品分别统计,主要特征参数及指标间相关系数列于表5-52和表5-53 。从中看出 ,烃类气藏异常的甲烷 、重烃、汞的均值与标准偏差均高于CO2气藏异常,而CO2和CaCO3却低于CO2气藏异常,反映了二者异常源的区别。不同类型气藏异常内指标间的相关系数区别较大 ,前者为正相关,后者为负相关。其差异是由气藏成因决定的 。

表5-52 油型气藏异常区指标特征参数

表5-53 二氧化碳气藏异常区指标特征参数

3)荧光光谱特征不同。不同性质气田异常的三维荧光主峰强度相差1倍之多(图5-89;表5-54)。同步荧光强度相差1-2倍(表5-55) 。

表5-54 不同成因气藏三维荧光特征参数对比表

(据刘伟等,2004)

4)CO2碳同位素的区别。区内δ13CCO2值的变化范围是-20.65‰~-16.42‰。油型气藏上方水化学异常的 δ13CCO2平均值为-19.7‰ ,而二氧化碳气藏上的 δ13CCO2重于-12‰,显示幔源无机成因气的特点 。

综上所述,两种不同成因气藏的浅层地球化学效应 ,在水化学组分和指标上,显示不同的特点。

(四)海域含油气盆地

我国从边缘海至深海,围绕着石油、天然气 、CO2和天然气水合物等能源调查 ,开展了地球化学勘查工作 ,主要研究目的层是海底表层沉积物(包括柱状样)、不同水深的海水(包括沉积物间隙水)及海洋表层大气等。但调查精度较低,均属于概查阶段 。在水化学中应用的指标主要有:水中溶解烃类气体、苯—酚及其同系物 、荧光光谱、紫外吸收光谱、微量元素 、水中汞、pH-Eh等 。在渤海、黄海 、东海及南海四大海域,以剖面布点的形式 ,采集水样和沉积物样。各海区的地球化学背景资料,如表5-56所示。

图5-89 不同成因气藏三维荧光图谱

(据刘伟等,2004)

表5-55 不同成因气藏同步荧光强度对比表(INT)

(据刘伟等 ,2004)

我国海域地球化学调查,由于比例尺较小,已知油气田上方的浅层水文地球化学效应 ,多以剖面或点状异常的形式出现 。

1)珠江口盆地。已知含油构造上底层海水的烃类气体、荧光光谱、海水汞以及大气汞 、沉积物的热释汞与吸附烃等,都有较强的异常显示,其含量远远大于区域背景值和已知无油气的空构造(表5-57)。以汞为例 ,含油构造(L)与空构造(H)之间的含量均值比变化范围为1.88~4.56,平均为2.76倍;中位数比在2.98~3.96,平均为3.32倍;异常衬度比在1.17~2.67 ,平均为2.05倍 。这些反映不同油气信息的倍数说明 ,含油构造上汞异常比空构造上方汞异常高2倍以上。惠州凹陷的HL21和HL27含油构造上底层海水和表层海水中汞形成复合程度很高的叠合异常(图5-90)。

表5-56 我国海域地球化学特征表

注:干燥系数=(甲烷/全烃)×100

表5-57 含油构造与非含油构造地球化学参数对比

(据周蒂,1995)

2)莺歌海盆地 。东方1-1-1和1-1-2两个含油气构造海底沉积物和海水中烃类气体含量高,存在着明显的分异效应(图5-91) ,高于背景的点比较集中,属于热裂解成因的湿气场,与近代生物地球化学作用生成的干气场有质的区别。水中荧光强度大 ,以轻组分为主,F360nm/F405nm值大于1(图5-92),是典型的天然气藏所致。碳同位素介于-36‰~-28‰之间 。

3)南沙海域万安盆地大熊(Dai Hung)和椰子(Dua-1X)油田 ,海水中汞都存在极强的异常(图5-93)。

4)北黄海盆地。东部凹陷606含油构造,白垩系和侏罗系沉积厚度大(达3000m),具有良好的油气成藏条件 。606井侏罗系日产原油60 t 。该构造上海底沉积物间隙水和低层大气的烃类高值点相吻合(表5-58)。间隙水甲烷高于区域背景值1倍多 ,异常比较突出。

图5-90 珠江口盆地HL21 、HL27油气藏上方的汞浓度曲线

(据陈汉宗,1997)

图5-91 莺歌海盆地烃类气体分异效应图

图5-92 同步荧光扫描图

图5-93 万安盆地西南部汞量和异常分布图

(据陈汉宗,1997)

表5-58 间隙水与低层大气中烃含量 单位:μL/L

(据龚建明等 ,2005)

通过不同深度取样试验证明 ,从近海底沉积物上方(距1~2m),到当地有效海浪底以下深度范围内,海水化学成分(包括与油气有关的烃类组分)基本是稳定的 ,变化幅度很小,可满足油气地球化学调查的需要,为今后开展深海油气水化学研究提供了采样深度的依据 。

上述的实例说明 ,油气田上方水化学异常是普遍存在的客观规律,它们是油气垂向微运移的产物。通过浅层水化学效应的研究,评价盆地的含油气远景 ,寻找油气藏是有理论基础和实践证明的有效勘探技术方法。

中国石油工业的发展现状

史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 102249 2.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储层结构复杂,多为低孔、低渗型 ,开发技术要求很高 。本文简述了国内外页岩气开发现状,分析了页岩气成藏机理以及开发特点,重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术 ,包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术 、完井技术以及压裂技术这几个方面 ,其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。

关键词: 页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术

作者简介: 史进,1983 年生,男 ,汉族,山东淄博人,中国石油大学 ( 北京) 石油天然气工程学院博士生 ,主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作 。E mail: shijin886@163. com,电话: 18901289094。

Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas

SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun

( 1. Petroleum engineering institute,China University of Petroleum ,Beijing 102249, 2. China United Coalbed Methane Co. ,Ltd.  ,Beijing 100011,China)

Abstract: The shale gas is a kind of non conventional with giant amount of reserves,but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability  ,so it needs advanced technology. This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad ,analyses the gas generation and development characteristic of shale gas,mainly introduces gas exploration and development of technology,including reservoir e- valuation technology ,horizontal well stimulation techniques,completion technology as well as fracturing tech- niques. At last,the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.

Keywords: Shale gas; development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.

1 前言

地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同 ( 图1)  ,随着全球能源的需求量增大,页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集[1] 。世界页岩气资源很丰富 ,但尚未得到广泛勘探开发,根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来,页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同 ,所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别 。

图1 各种油气资源分布示意图

2 国内外页岩气勘探开发现状

2.1 国外页岩气开发情况

国外的页岩气开发以美国为主,美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家 。美国第一口页岩气井可追溯1821年,钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩[2] ,井深仅8.2m。19世纪80年代 ,美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场,在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃 。直到20世纪70年代末,因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起 ,页岩气研究受到高度重视,当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来,页岩气勘探开发技术不断提高 ,并得到了广泛应用。同时加密的井网部署,使页岩气的采收率提高了20%,年生产量迅速攀升 。2004年美国页岩气年产量为200×108m3 ,约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口,页岩气年产量450×108m3,约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测 ,2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13% 。图2是美国页岩气资源分布图。

美国的页岩气能够得到快速发展,技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂,这样降低了成本 ,减少对地层的伤害 ,但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井,长度从750m增加到了1600m 。(3)10至20段,甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然 ,这也离不开国家政策的支持,20世纪70年代末,美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策 ,而得克萨斯州自20世纪90年代初以来,对页岩气的开发不收生产税 。

除了美国,加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家 ,其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地,横穿萨克斯其万省的近四分之二 、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带 。另外,Willislon盆地也是潜在的气源盆地 ,上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测,在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。

图2 美国的页岩气资源分布

2.2 中国页岩气开发现状

2009年以前,我国的页岩气开发以勘探为主 ,2009年12月 ,才正式启动页岩气钻井开发项目[3] 。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15~30)×1012m3,中值23.5×1012m3,与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年 ,我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿~300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中新生界两大重点层系 。在平面上可划分为南方 、西北、华北东北及青藏等4个页岩气大区。其中,南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。

我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区[4],分布稳定 ,埋藏深度浅,有机质丰度高 。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区,中新生代发育众多陆相湖盆 ,泥页岩地层广泛发育,页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中古生界 、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区 。

3 页岩气开发特点分析

3.1 页岩气成藏机理

页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征,但又与这两者有显著的区别(表1) ,显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中,赋存方式和成藏类型的改变,使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程 ,吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列 。成藏条件和成藏机理变化 ,岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用 。

表1 页岩气与其他天然气资源对比分析

3.2 页岩气开发特点

页岩气储层显示低孔 、低渗透率的物性特征,气流的阻力比常规天然气大。因此,页岩气采收率比常规天然气低[5]。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上 ,而页岩气仅为5%~40% 。但页岩气开发虽然产能低,但具有开采寿命长和生产周期长的优点,页岩气井能够长期以稳定的速率产气 ,一般开采寿命为30~50年,美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示,Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。

页岩气中气体主要分为吸附态和游离态 ,和煤层气相似,但页岩气中的吸附气的比例较低,有的只有30%左右[6] ,裂缝中的水很少,主要为游离态的压缩气,页岩气的生产可以分为两个过程 ,第一个过程是压力降到临界解吸压力以前 ,产出的只有游离态的气体,它的生成基本与低渗透天然气无异,这个过程也是页岩气地层压力降低的过程 ,第二个过程是压力降到临界解吸压力以后,这时基质中的气体开始解吸出来,与裂缝中的气体一起被采出 ,所以产气量会达到一个峰值,如图3所示,但是由于吸附气占的比例并不大 ,所以产气量又很快下降,最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气,因为和煤层气不同的是 ,采气降压不可能使储层的压力降得很低。

图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图

4 主要页岩气勘探开发技术

页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术 、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术最为重要 。

4.1 储层评价技术

页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据,包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征[7]。单独的GR不能很好地识别出粘土 ,干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值 。成像测井可以识别出裂缝和断层 ,并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率 、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试TOC和吸附等温曲线 ,以此得到页岩含气量 。

4.2 水平井钻井技术

页岩气储层的渗透率低,气流阻力比传统的天然气大得多,并且大多存在于页岩的裂缝中 ,为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力,使页岩气尽可能多的流入井筒,因此开采可使用水平钻井技术 ,并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说,水平段越长,最终采收率就越高。

水平井的成本比较高 ,但其经济效益也比较高,页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例,水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多 。在采用水平井增产技术过程中 ,水平井位与井眼方位一般选在有机质富集 ,热数度比较高 、裂缝发育程度好的区域及方位 。

4.3 完井技术

页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中,用组合式桥塞分隔各段[8],分别进行射孔或压裂 ,这是页岩气水平井最常用的完井方法,但因需要在施工中射孔、坐封桥塞 、钻桥塞,也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井 。该工艺利用伯努利原理 ,从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石,达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业,免去下封隔器或桥塞 ,缩短完井时间。

4.4 压裂技术

据统计,完井后只有5%的井具有工业气流,55%的井初始无阻流量没有工业价值 ,40%的井初期裸眼测试无天然气流,这是因为页岩气埋深大,渗透率过低 。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采 ,因此页岩气压裂技术 ,主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。

4.4.1 水平井分段压裂技术

在水平井段采用分段压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终采收率 ,同时节约成本 。最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段,目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223[9]井经过7段水力压裂措施改造后,增产效果显著 ,页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用,使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围 ,是目前美国页岩气快速发展最关键的技术 。

图4 Barnett页岩压裂模式示意图

4.4.2 重复压裂

当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降,导致气体产量大幅下降时,重复压裂能重建储层到井眼的线性流 ,恢复或增加生产产能,可使估计最终采收率提高8%~10%,可采储量增加30% ,是一种低成本增产方法 ,压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期,这是因为重复压裂可以发生再取向(图5),在原有裂缝的基础上 ,还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实[10],重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加储量,远低于收购天然气储量0.54美元/mcf或发现和开发天然气储量0.75美元/mcf的平均成本。

图5 重复压裂再取向

4.4.3 同步压裂

同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施 ,作业者在相隔152~305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂 。由于页岩储层渗透性差,气体分子能够移动的距离短,需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中 。同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法 ,来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。目前已发展成三口井,甚至四口井同时压裂,采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。

4.4.4 裂缝综合监测技术

页岩气井压裂后 ,地下裂缝极其复杂,需要有效的方法来确定压裂作业效果,获取压裂诱导裂缝导流能力 、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息 ,改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能 ,并提高天然气采收率 。

利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术,可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络,评价压裂作业效果 ,实现页岩气藏管理的最佳化[11]。该技术有以下优点:①测量快速,方便现场应用;②实时确定微地震事件的位置;③确定裂缝的高度 、长度 、倾角及方位;④具有噪音过滤能力。

作为目前美国最活跃的页岩气远景区,沃斯堡盆地Barnett页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性 。2005年 ,美国Chesapeake[12]能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上,准确地确定了NewarkEast气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性,改善了对压裂效果的评价。

5 中国页岩气开发亟需解决的问题

5.1 地质控制条件评价

我国页岩气勘探才刚刚起步 ,尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对,但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别,如四川盆地的页岩气层埋深比美国大 ,美国的页岩气层深度在800~2600m,四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系 。应重点研究我国页岩发育的构造背景 、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量 、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素) 、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等) 、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式,系统研究我国页岩气资源分布规律 、资源潜力和评价方法参数体系等。

5.2 战略选区

作为可商业规模化开采的页岩气 ,战略选区是页岩气勘探开发前的基础性 、前瞻性工作 ,除了地质控制因素的考虑,还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%~2.5%之间、埋深介于200~3000m之间 、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术;对于湖相富含有机质泥页岩,重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系 。

5.3 技术适应性试验

美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术 、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术 、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果 ,还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术,使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量 。

5.4 环保因素的考虑

对Barnett页岩开采地区的研究表明,钻井和压裂需要大量的水资源 ,2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水,2007年这一用量增长了10倍多,约60%~80%的水会返回地面 ,其中含有大量的化学物质或放射性元素,会造成水污染,因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题 。

6 结论

(1)美国页岩气的高速发展表明 ,除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外,主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用,使页岩开发领域在纵向和横向上延伸 ,单井产量上了新台阶;重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位 ,能够改善储层渗流能力,延长页岩气井高产时期;裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状,有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况 ,实现气藏管理的最佳化。

(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价 、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑,从而推动中国页岩气产业的快速发展。

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一 、中国石油工业的特点

1.油气储产量不断增长

近年来 ,中国石油企业加大勘探开发力度,油气储产量稳中有升,诞生了一批大型油气生产基地 。

中国石油天然气股份有限公司油气新增探明石油地质储量连续3年超过5亿吨 ,新增天然气三级储量超过3000亿立方米;先后在鄂尔多斯等盆地发现4个重大油气储量目标区 ,落实了准噶尔盆地西北缘等7个亿吨级以上石油储量区和苏里格周边等3个数千亿立方米的天然气储量区。经独立储量评估,2006年中国石油天然气集团公司(以下简称“中石油”)实现石油储量接替率1.097,天然气储量接替率4.37 ,均超过了预期目标,为油气产量的持续稳定增长提供了资源基础与此同时,中石油一批较大油气田相继投入开发 ,油气业务实现持续增长。长庆油田原油产量一举突破1000万吨,标志着中国石油又一个千万吨级大油田诞生 。地处鄂尔多斯盆地的中国储量最大 、规模最大的低渗透苏里格气田投入开发,成为世界瞩目的焦点。塔里木油田的天然气产量突破100亿立方米 ,西气东输资源保障能力增强。西南油气田的年产油气当量突破1000万吨,成为我国第一个以气为主的千万吨级油气田,也是国内第6个跨入千万吨级的大油气田 。2006年 ,中石油新增原油生产能力1222万吨,天然气生产能力91亿立方米。

中国石油化工股份有限公司在普光外围、胜利深层、东北深层等油气勘探获得一批重要发现。全年新增探明石油储量2.3亿吨,探明天然气储量约1600亿立方米 ,新增石油可采储量约4500万吨 ,天然气可采储量约739亿立方米 。2006年4月3日,中国石油化工集团公司(以下简称“中石化 ”)正式对外宣布发现了迄今为止中国规模最大 、丰度最高的特大型整装海相气田———普光气田,受到国内外广泛关注。经国土资源部审定 ,普光气田到2005年末的累计探明可采储量为2511亿立方米,技术可采储量为1883.04亿立方米根据审定结果,该气田已具备商业开发条件 ,规划到2008年实现商业气量40亿立方米以上,2010年实现商业气量80亿立方米。

中国海洋石油有限公司2006年在中国海域共获得10个油气发现,其中包括中国海域的第一个深水发现———荔湾3-1 ,并有6个含油气构造的评价获得成功 。该公司2006年实现储量替代率199%,年内新增净探明储量4676万吨油当量 。截至2006年年底,中国海洋石油有限公司共拥有净探明储量约3.56亿吨油当量。

2006年 ,全国共生产原油1.84亿吨,同比增长1.7%;生产天然气585.5亿立方米,同比增长19.2%其中 ,中石油生产原油1.07亿吨 ,再创历史新高;生产天然气442亿立方米,连续两年增幅超过20%;中石油的油气产量分别占国内油气总产量的58%和76%。连同海外权益油在内,当年中石油的油气总产量达到1.49亿吨油当量 ,同比增长4.9% 。中石化原油生产量超过4000万吨,同比增长2.28%;生产天然气超过70亿立方米,同比增长15.6%。中石化“走出去”战略获得重要进展。预计海外权益油产量达到450万吨 ,增长了1.2倍 。随着中国海洋石油有限公司的涠州6-1油田、曹妃甸油田群、惠州19-1油田 、渤中34-5、歧口17-2东、惠州21-1等油气田的先后投产,全年该公司共生产油气4033万吨油当量,较上年增长3.4% ,比3年前增长了21%。

2.经济效益指标取得进展

近年来,国际油价持续高涨,2007年底一度接近100美元/桶。在高油价的拉动下 ,中国石油工业的油气勘探开发形势较好,收获颇丰 。2006年,中国石油行业(包括原油和天然气开采业 、石油加工业)全年实现现价工业总产值20132亿元 ,工业增加值6371亿元 ,产品销售收入19982亿元,利润3227亿元,利税4713亿元 ,分别较上年增长26.3%、35.8%、27.8% 、18.2%和22.2%

2006年,三大国家石油公司突出主营业务的发展,在全力保障国民经济发展对油气需求的同时 ,创造了良好的经营业绩,各项主要经济指标再创新高,经济实力显著增强。但是 ,受油价下降等多方面因素的影响,各公司的利润增幅均有大幅降低。尤其是中石油,该公司2005年的利润增长了38% ,但2006年仅增长4.3% 。中国海洋石油总公司(以下简称“中海油”)的利润增长率也下降了一半以上。

3.炼油和乙烯产能快速增长

近年来,国内油品需求增长较上年加快。面对持续增长的市场需求,中国炼油行业克服加工能力不足、国内成品油价格和进口成品油价格倒挂、检修任务繁重等困难 ,精心组织生产 ,主要装置实现满负荷生产 。2006年全年共加工原油3.07亿吨,比上年增长6.3%,但增幅回落了0.2个百分点 。其中 ,中石油加工原油1.16亿吨,增长4.8%;中石化加工原油1.46亿吨,增长4.6%。

全年全国共生产成品油1.82亿吨 ,比上年增长4.5%,增幅同比回落2.6个百分点。其中,汽油产量为5591.4万吨 ,比上年增长3.7%;柴油产量为11653.4万吨,比上年增长5.5%;煤油产量为960万吨,比上年下降2.9% 。中石油生产成品油7349万吨 ,比上年增长3.3%。其中汽油产量为2408.3万吨,增长4.81%;柴油产量为4605.17万吨,增长2.53%;煤油产量为333.45万吨 ,增长4.8%。中石化约生产成品油1.6亿吨 。其中汽油产量为2546.0万吨 ,增长1.37%;柴油产量为6161.58万吨,增长5.83%;煤油产量为635.40万吨,下降4.15%(表1-1)。

由于乙烯需求的快速增长 ,我国加快了乙烯产能建设的步伐。2006年我国乙烯总产量达到941.2万吨,增长22.2% 。其中,中石油的产量为207万吨 ,增长9.5%;中石化为633万吨,增长15.3%,排名世界第4位。长期以来 ,我国的乙烯领域为中石化 、中石油两大集团所主导,但随着中海油上下游一体化战略的推进,尤其是中海壳牌80万吨乙烯项目于2006年年初建成投产后 ,其在2006年的乙烯产量就达到了64.62万吨。我国乙烯生产三足鼎立的格局已现雏形(表1-2) 。

表1-1 2006年全国原油加工量和主要油品产量单位:万吨

注:①由于统计口径不统一,煤油数据略有出入;②中国海洋石油总公司2006年的燃料油产量为626.1万吨,比上年增长10.7%。资料来源:中国石油和化学工业协会。

表1-2 2006年中国乙烯产量单位:万吨

资料来源:三大石油集团及股份公司网站 。

2005年国家发布了《乙烯工业中长期发展专项规划》和《炼油工业中长期发展专项规划》 ,使我国炼化工业的发展方向更为明确 ,势头更加迅猛 。我国一大批炼化项目建成投产或启动。吉林石化70万吨/年 、兰州石化70万吨/年、南海石化80万吨/年、茂名石化100万吨/年乙烯新建或改扩建工程建成投产;抚顺石化100万吨/年 、四川80万吨/年、镇海炼化100万吨/年乙烯工程,以及天津石化100万吨/年乙烯及配套项目开工建设。2009年镇海炼化100万吨/年乙烯工程投产后,镇海炼化具有2000万吨/年炼油能力和100万吨/年乙烯生产能力 ,成为国内炼化一体化的标志性企业 。值得一提的是,总投资为43.5亿美元、国内最大的合资项目———中海壳牌南海石化项目的投产,标志着中国海油的上下游一体化发展迈出实质性步伐 ,结束了中海油没有下游石化产业的历史。

2006年是多年来中国炼油能力增长最快的一年。大连石化新1000万吨/年 、海南石化800万吨/年炼油项目,以及广州石化1300万吨/年炼油改扩建工程相继建成投产;大连石化的年加工能力超过了2000万吨,成为国内最大的炼油生产基地 。与此同时 ,广西石化1000万吨/年炼油项目也已开工建设。可以看出,我国的炼化工业正在向着基地化、大型化、一体化方向不断推进。

2006年,我国成品油销售企业积极应对市场变化 ,加强产运销衔接,优化资源流向,继续推进营销网络建设 ,努力增加市场资源投放量 。中石油全年销售成品油7765万吨 ,同比增长1.3%,其中零售量达4702万吨,同比增长23.3%。中石化销售成品油1.12亿吨 ,增长6.7%。中石油加油站总数达到18207座,平均单站日销量7.8吨,同比增长16.7% 。中石化的加油站数量在2006年经历了爆发式增长 ,通过新建 、收购和改造加油站、油库,进一步完善了成品油网络,全年新增加油站800座 ,其自营加油站数量已经达到2.8万座,排名世界第3位。

4.国际合作持续发展

近年来,中国国有石油公司在海外的油气业务取得了进展 ,尤其是与非洲国家的油气合作有了很大发展,合作的国家和地区不断扩大。

中石油海外油气业务深化苏丹、哈萨克斯坦和印度尼西亚等主力探区的滚动勘探,稳步开展乍得等地区的风险勘探 ,全年新增石油可采储量6540万吨 。同时加强现有项目的稳产 ,加快新项目上产,形成了苏丹1/2/4区 、3/7区及哈萨克斯坦PK三个千万吨级油田 。2006年,中石油完成原油作业量和权益产量分别为5460万吨和2807万吨 ,同比分别增长1877万吨和804万吨;天然气作业产量为57亿立方米,权益产量为38亿立方米,同比约分别增长17亿立方米和10亿立方米在苏丹 ,中石油建成了世界上第一套高钙、高酸原油延迟焦化装置,3/7区长输管道工程也投入运营;该公司还新签订乍得、赤道几内亚和乌兹别克斯坦等9个项目合同,中标尼日利亚4个区块;海外工程技术服务新签合同额31.9亿美元 ,业务拓展到48个国家,形成了7个规模市场。在国内,中石油与壳牌共同开发的长北天然气田已正式投入商业生产 ,并向外输送天然气。

中石化“走出去 ”获得重要进展 。2006年,中石化完成海外投资约500亿元,获得俄罗斯乌德穆尔特石油公司49%的股权 ,正在执行的海外油气项目达到32个 ,初步形成发展较为合理的海外勘探和开发布局。中石化全年新增权益石油可采储量5700万吨,权益产量达到450万吨。该公司还积极开拓海外石油石化工程市场,成功中标巴西天然气管道 、伊朗炼油改造等一批重大工程项目 。在国内 ,中石化利用其在下游领域的主导地位,与福建省 、埃克森美孚及沙特阿美在2007年年初成立了合资企业“福建联合石油化工有限公司 ”、“中国石化森美(福建)石油有限公司”。两个合资企业的总投资额约为51亿美元,成为中国炼油、化工及成品油营销全面一体化中外合资项目。项目将把福建炼化的原油加工能力提高到1200万吨/年 ,主要加工来自沙特的含硫原油;同时建设80万吨/年的乙烯裂解装置,并在福建省管理和经营大约750个加油站和若干个油库 。此前,中石化与BP合资的上海赛科90万吨/年乙烯 、同巴斯夫公司合资的扬巴60万吨/年乙烯项目已于2005年建成投产。

目前 ,在政府能源外交的推动下,中国企业“出海找油”的战略已初见成效。但随着资源国对石油资源实行越来越严格的控制,中国企业在海外寻油的旅途上也将面临更多的困难与障碍 。

5.管道网络建设顺利进行

我国油气管道网络建设继续顺利推进 ,并取得了丰硕的成果。目前,我国覆盖全国的油气骨干管网基本形成,部分地区已建成较为完善的管网系统。

原油管道:阿拉山口—独山子原油管道建成投产 ,使中国首条跨国原油管道———中哈原油管道全线贯通 ,正式进入商业运营阶段;总长度为1562千米的西部原油成品油管道中的原油干线已敷设完成 。

成品油管道:国家重点工程———西部原油成品油管道工程中的成品油管道建成投产,管道全长1842千米,年设计量为1000万吨;干支线全长670千米、年输量300万吨的大港—枣庄成品油管道开工建设;中石化的珠三角成品油管道贯通输油 ,管道全长1143千米,设计年输量为1200万吨,将中石化在珠三角地区所属的茂名石化、广州石化 、东兴炼厂和海南石化等炼油基地连接在一起 ,有利于资源共享,优势互补,对于提高中石化在南方市场的竞争力有着重要意义 。

2006年是中国液化天然气(LNG)发展史上的里程碑。中国第一个LNG试点项目———广东液化天然气项目一期工程投产并正式进入商业运行;一期工程年接收量为260万吨的福建液化天然气项目与印度尼西亚签署了液化天然气的购销协议 ,资源得到落实;一期工程年进口量为300万吨的上海液化天然气项目开工建设,并与马来西亚签订了液化天然气购销协议。在我国,经国家核准的液化天然气项目有10余个 。在能源供应日趋紧张、国际天然气价格持续走高的情况下 ,气源问题将成为制约中国LNG项目发展的最大瓶颈。

6.科技创新投入加大

科学技术是第一生产力,也是石油企业努力实现稳定、有效 、可持续发展的根本。2005年中石油高端装备技术产品研发获得重大突破,EI-Log测井装备和CGDS-I近钻头地质导向系统研制成功 。这两项完全拥有自主知识产权的产品均达到或接近国际先进水平 ,打破了外国公司对核心技术的垄断。中石油全年共申请专利800余项 ,获授权专利700项,7项成果获国家科技进步奖和技术发明奖,登记重要科技成果600项。2006年 ,中石油优化科技资源配置、加快创新体系建设令人瞩目 。按照“一个整体、两个层次 ”的架构,相继组建了钻井工程技术研究院 、石油化工研究院,使公司层面的研究院已达到8家 ,覆盖公司10大主体专业、支撑7大业务发展的20个技术中心建设基本完成,初步形成“布局合理、特色鲜明 、精干高效 、协同互补”的技术创新体系。

中石化基本完成了生产欧Ⅳ标准清洁成品油的技术研究,为油品质量升级储备了技术;油藏综合地质物理技术、150万吨/年单段全循环加氢裂化技术等重大科技攻关项目顺利完成;空气钻井、高效柴油脱硫催化剂等一批技术得到应用;一批自主开发的技术成功应用于新建或改造项目 ,特别是海南炼油 、茂名乙烯的建成投产,标志着中石化自主技术水平和工程开发能力迈上了一个新台阶。中石化及合作单位的“海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光气田的发现”的理论和技术成果,带动了四川盆地海相深层天然气储量增长高峰 ,推动了南方海相乃至中国海相油气勘探的快速发展,是中国海相油气勘探理论的重大突破,获得了2006年度国家科技进步一等奖 。2006年 ,中石化共申请专利1007项 ,获得中国专利授权948项,其中发明专利占74%;申请国外专利97项,获得授权61项。

中海油2006年的科技投入超过20亿元 ,约占销售收入的1.3%,产生了一批有价值的科技成果。“渤海海域复杂油气藏勘探 ”、“高浓缩倍率工业冷却水处理及智能化在线(远程)监控技术”荣获2006年国家科技进步二等奖 。渤海复杂油气藏勘探理论和技术研究取得突破,发现 、盘活了锦州25-1南、旅大27-2等一批渤海复合油气藏和特稠油油群 ,该公司的海上稠油开发技术达到了世界先进水平 。

7.加强可再生能源发展

我国国有石油公司明显加强了可再生能源的发展,尤其是在生物柴油的开发上有了实质性的突破,彰显了从石油公司向能源公司转型的决心和勇气。

中石油与四川省政府签订了合作开发生物质能源框架协议 ,双方合作的目标是“共同实施‘四川省生物质能源产业发展规划’,把四川建设成‘绿色能源’大省、清洁汽车大省;‘十一五’共同建成年60万吨甘薯燃料乙醇 、年产10万吨麻风树生物柴油规模”;与国家林业局签署了合作发展林业生物质能源框架协议,并正式启动云南、四川第一批面积约为4万多公顷的林业生物质能源林基地建设 ,建成后可实现每年约6万吨生物柴油原料的供应能力。到“十一五 ”末,中石油计划建成非粮乙醇生产能力超过200万吨/年,达到全国产能的40%以上;形成林业生物柴油20万吨/年商业化规模;支持建设生物质能源原料基地达40万公顷以上 ,努力成为国家生物质能源行业的领头军 。

中石化年产2000吨生物柴油的试验装置已在其位于河北省的生物柴油研发基地建成 ,成为迄今国内具有领先水平的标志性试验装置,为我国生物柴油产业开展基础性研究和政策制定,提供了强有力技术平台与支撑。中国海洋石油基地集团有限公司与四川攀枝花市签订了“攀西地区麻风树生物柴油产业发展项目”备忘录 ,计划投资23.47亿元,建设年产能为10万吨的生物柴油厂。

目前,我国生物柴油的发展十分迅猛 ,但存在鱼龙混杂的现象 。国有大企业介入生物柴油领域,不仅可以提高企业自身的可持续发展能力,对整个生物柴油行业的规范化发展也是很有益的。

二、中国石油工业存在的问题

1.油气资源探明程度低 ,人均占有量低

我国油气资源丰富,但探明程度较低,人均占有量也较低。根据全国6大区115个含油盆地新一轮油气资源评价的结果 ,我国石油远景资源量为1085.57亿吨,其中陆地934.07亿吨,近海151.50亿吨;地质资源量765.01亿吨 ,其中陆地657.65亿吨 ,近海107.36亿吨;可采资源量212.03亿吨,其中陆地182.76亿吨,近海29.27亿吨 。尽管我国油气资源比较丰富 ,但人均占有量偏低。我国石油资源的人均占有量为11.5~15.4吨,仅为世界平均水平73吨的1/5~1/6;天然气资源的人均占有量为1.0万~1.7万立方米,是世界平均水平7万立方米的1/5~1/7。与耕地和淡水资源相比 ,我国人均占有油气资源的情形更差些

2.油气资源分布不均

全国含油气区主要分布情况是:东部,主要包括东北和华北地区;中部,主要包括陕 、甘、宁和四川地区;西部 ,主要包括新疆、青海和甘肃西部地区;西藏区,包括昆仑山脉以南 、横断山脉以西的地区;海上含油气区,包括东南沿海大陆架及南海海域 。

根据目前油气资源探明程度 ,从东西方向看,油气资源主要分布在东部;从南北方向上看,绝大部分油气资源在北方。这种油气资源分布不均衡的格局 ,为我国石油工业的发展和油气供求关系的协调带来了重大影响。从松辽到江汉和苏北等盆地的东部老油区占石油储量的74% ,以鄂尔多斯和四川盆地为主体的中部区占5.77%,西北区占13.3%,南方区占0.09% ,海域占6.63% 。而海域中渤海占全国储量的4% 。2000年,随着更多的渤海大中型油田被探明,海上也表现出石油储量北部多于南部的特点。

目前 ,我国陆上天然气主要分布在中部和西部地区,分别占陆上资源量的43.2%和39.0%。天然气探明储量集中在10个大型盆地,依次为:渤海湾 、四川、松辽、准噶尔 、莺歌海-琼东南、柴达木、吐-哈 、塔里木、渤海、鄂尔多斯 。资源量大于l万亿立方米的有塔里木 、鄂尔多斯、四川、珠江口 、东海、渤海湾、莺歌海 、琼东南 、准噶尔9个盆地 ,共拥有资源量30.7万亿立方米

3.供需差额逐渐加大

最近5年,石油消费明显加快。2006年全国石油消费量达到3.5亿吨,比2000年净增1.24亿吨。

到2020年前 ,我国经济仍将保持较高速度发展,工业化进程将进一步加快,特别是交通运输和石油化工等高耗油工业的发展将明显加快 。此外 ,城镇人口将大幅上升 ,农村用油的比重也将增加。多种因素将使我国石油需求继续保持快速增长。在全社会大力节油的前提下,如果以平均每年的石油需求量大体增加1000万吨的规模估计,到2020年 ,我国石油需求量将接近5亿吨;进口量3亿吨左右,对外依存度(进口量占总消费量的比率)约60%,超过国际上公认的50%的石油安全警戒线 。我国石油安全风险将进一步加大

4.原油采收率较低 ,成本居高不下

俄罗斯的原油平均采收率达40%,美国为33%~35%,最高达70% ,北海油田达50%,国外注水大油田的采收率为50%左右。我国的平均采收率大大低于这一水平。原油包括发现成本、开发成本、生成成本 、管理费用和财务费用等在内的完全成本,目前与国际大石油公司相比 ,我国原油的完全成本非常高 。1998年,中石油和中石化重组之前,我国的石油天然气产量一直作为国家指令性计划指标 ,为保证产量任务的完成 ,在资金不足的情况下,只有将有限资金投向油气田开发和生产;而在新增可动用储量不足的情况下,只有对老油田实行强化开采 ,造成油田加速进入中后开发期,综合含水上升很快,大大加速了操作费用的上升。重组后的中石油 ,职工总数很多,原油加工能力不高,这就导致人工成本太高 ,企业组织形式不合理,管理水平不高。各油田及油田内部各单位管理机构臃肿,管理层次很多 。预算的约束软 ,乱摊乱进名目不少 。在成本管理上,没有认真实行目标成本管理,加之核算制度不够严格和科学 ,有时还出现成本不实的现象。

5.石油利用效率总体不高

我国既是一个石油生产大国 ,又是一个石油消费大国,同时也是一个石油利用效率不高的国家。以2004年为例,我国GDP总量为1.9万亿美元 ,万美元GDP消耗石油1.6吨 。这个数字是当年美国万美元石油消费量的2倍,日本的3倍,英国的4倍。目前 ,国内生产的汽车发动机,百公里油耗设计值比发达国家同类车要高10%~15%。我国现阶段单车平均年耗油量为2.28吨,比美国高21% ,比德国高89%,比日本高115% 。要把我国2020年的石油总消费量控制在5亿吨以内,就要求在过去15年石油消费的平均增长水平上 ,每年降低25%以上。以上情况,一方面,说明我国节约用油的潜力很大;另一方面 ,也反映出节约、控制石油消费过快增长的难度相当大

6.石油科技水平发展较低

我国石油科技落后于西方发达国家 ,科研创新能力更差。基础研究水平差,大部分基础研究工作只是把国外较为成熟的理论和方法在我国加以具体运用 。如地震地层学、油藏描述 、水平井技术和地层损害等。另外,国外还有许多先进理论尚未引起国内足够的重视 ,如自动化钻井、小井眼钻井、模糊理论在油藏工程中的应用等。基础研究的这种局面表现为我国科研工作的创新能力差,缺乏后劲,技术创新能力不足 ,科技成果转化率不高,科技进步对经济增长的贡献率低 。

关于“中国的油气藏分布及其特点”这个话题的介绍,今天小编就给大家分享完了 ,如果对你有所帮助请保持对本站的关注!

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    2025年08月05日
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  • sqyy
    sqyy 2025年07月25日

    我是易佳号的签约作者“sqyy”!

  • sqyy
    sqyy 2025年07月25日

    希望本篇文章《中国的油气藏分布及其特点》能对你有所帮助!

  • sqyy
    sqyy 2025年07月25日

    本站[易佳号]内容主要涵盖:国足,欧洲杯,世界杯,篮球,欧冠,亚冠,英超,足球,综合体育

  • sqyy
    sqyy 2025年07月25日

    本文概览:网上有关“中国的油气藏分布及其特点”话题很是火热,小编也是针对中国的油气藏分布及其特点寻找了一些与之相关的一些信息进行分析,如果能碰巧解决你现在面临的问题,希望能够帮助到您。中...

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