徐旭輝,周卓明,宋振響,楊國橋

1.中國石化 石油物探技術(shù)研究院,南京 211103;2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所,江蘇 無錫 214126

目前我國油氣自給率低,對外依存度高,油氣供應(yīng)安全風險增大。國家歷來非常重視油氣資源工作,截止到“十三五”,已先后完成5次全國范圍的油氣資源評價工作,且歷次資源評價成果積極推動了我國的油氣勘探開發(fā)進程,并指導(dǎo)了一批規(guī)模發(fā)現(xiàn)與突破。最近一次的“新一輪全國油氣資源評價(2007)”已過去十多年,在這期間隨著勘探開發(fā)進展和理論技術(shù)進步,比如海相碳酸鹽巖油氣勘探理論、油氣地質(zhì)分析測試技術(shù)等發(fā)展,深化了對油氣資源潛力的認識,從國家到油公司都亟需了解各類資源的分布狀況,摸清家底。為此,國家組織開展了“十三五”油氣資源評價工作。

針對中國石化探區(qū)(2016年底礦權(quán)),基于近十多年來取得的油氣勘探新進展、地質(zhì)新認識,結(jié)合實驗、工程技術(shù)進步和全國“十三五”油氣資源評價工作需求,開展了探區(qū)內(nèi)常規(guī)、非常規(guī)油氣資源評價工作[1],取得了一系列研究進展,主要有:①建立完善了常規(guī)、非常規(guī)油氣資源評價方法及參數(shù)體系,重點發(fā)展了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的TSM盆地模擬資源評價系統(tǒng)等方法技術(shù)流程,并形成了TSM和PertoV等系統(tǒng)平臺;②系統(tǒng)開展了不同油氣資源類型典型刻度區(qū)解剖工作,獲取了詳實可靠的資評關(guān)鍵參數(shù),為成因法和類比法應(yīng)用奠定了堅實基礎(chǔ);③遵循國家統(tǒng)一組織、統(tǒng)一思路、統(tǒng)一方法、統(tǒng)一標準、統(tǒng)一進度、統(tǒng)一發(fā)布等“六統(tǒng)一”評價原則,全面系統(tǒng)開展了中國石化探區(qū)油氣資源潛力評價;④結(jié)合效益勘探和綠色發(fā)展理念,開展油氣資源經(jīng)濟性評價,明確待探明技術(shù)可采資源量經(jīng)濟性及其分布,明確生態(tài)紅線對油氣勘探開發(fā)和資源的影響,并開展紅線外生態(tài)風險評價,為國家能源環(huán)保政策制定提出措施建議;⑤在“地質(zhì)—經(jīng)濟—生態(tài)”三位一體化評價基礎(chǔ)上,分析了油氣資源分布特征,指出了有利勘探方向。

1 評價思路與方法

1.1 總體評價思路

在開展“十三五”油氣資源評價時,主要面臨四方面的挑戰(zhàn):一是國家要求系統(tǒng)開展“全范圍、全層系、全領(lǐng)域”的油氣資源評價,中國石化需開展探區(qū)所屬近50個盆地/地區(qū)全部含油氣層系(震旦系—第四系)、7種油氣資源類型的系統(tǒng)評價;二是中國石化探區(qū)多位于盆地的邊緣地帶,且面臨區(qū)塊分散、面積不均、勘探程度差異大等不利因素,導(dǎo)致落實區(qū)帶及區(qū)塊資源量難度大;三是資評方法參數(shù)及軟件平臺不統(tǒng)一,盡管前期開展過多輪資源評價工作,但各盆地/地區(qū)資源評價方法及關(guān)鍵參數(shù)取值差異大,且采用的資源評價軟件平臺不一致,導(dǎo)致資源評價結(jié)果可比性差;四是前期資源評價主要注重地質(zhì)資源量估算,對油氣資源的經(jīng)濟性考慮不夠,未開展過生態(tài)環(huán)境允許程度評價,缺乏統(tǒng)一的經(jīng)濟及生態(tài)評價方法,需要開展“地質(zhì)—經(jīng)濟—生態(tài)”三位一體的油氣資源評價。

在“十三五”全國油氣資源評價總體指導(dǎo)思想下,按照常規(guī)與非常規(guī)并重,數(shù)量、質(zhì)量、生態(tài)并舉的原則,制定了具體評價流程及方案[1]。首先根據(jù)待評價區(qū)油氣成藏地質(zhì)條件,落實評價單元及待評價的油氣資源類型;根據(jù)待評價區(qū)勘探程度和地質(zhì)資料豐富程度,分別確定適用于常規(guī)、非常規(guī)油氣的資源評價方法;通過符合“勘探程度高、資源探明程度高、地質(zhì)認識程度高”條件的刻度區(qū)解剖,獲取成因法及類比法應(yīng)用中的資源評價關(guān)鍵參數(shù)(運聚系數(shù)、資源豐度等)及類比法評價參數(shù)體系;采用多種(保證每個評價單元至少2種以上)資源評價方法,綜合開展常規(guī)、非常規(guī)油氣地質(zhì)資源量計算。其次在地質(zhì)資源量基礎(chǔ)上開展地質(zhì)可采資源量計算,并采用勘探全成本法或?qū)＜屹x值法,落實不同類型油氣的待探明可采資源量經(jīng)濟性及分布;同時開展油氣資源的生態(tài)環(huán)境允許程度評價。最后在“地質(zhì)—經(jīng)濟—生態(tài)”三位一體綜合評價基礎(chǔ)上,落實探區(qū)待探明油氣資源潛力及分布特征,明確有利勘探方向(圖1)。

圖1 中國石化“十三五”油氣資源評價技術(shù)路線

1.2 主要資源評價方法及系統(tǒng)

從評價思路可以看出,地質(zhì)資源量評價仍是評價的重點,也是基礎(chǔ),而開展地質(zhì)資源量計算最關(guān)-鍵的是要確定合適的評價方法及關(guān)鍵參數(shù),這直接影響到資源評價結(jié)果的合理性。

目前,國內(nèi)外在常規(guī)、非常規(guī)油氣資源評價方面研究進展較快,也形成了各自獨立的評價方法體系[2],主要包括統(tǒng)計法、成因法和類比法;并采用適用于不同類型油氣的資源評價方法(表1)。常規(guī)油氣資源評價中“三大類”評價方法均采用,尤其是成因法歷來是我國常規(guī)油氣資源評價中的主流評價方法[3],也是本次研究的重點方法。與常規(guī)油氣相比,非常規(guī)油氣在形成演化過程及油氣富集規(guī)律等方面存在較大差異,資源評價主要采用統(tǒng)計法中的體積法、(小面元)容積法以及類比法中的EUR類比法和資源豐度類比法,而在常規(guī)油氣資源評價中得到廣泛應(yīng)用的成因法則較少采用[4-6]。

表1 全國“十三五”常規(guī)、非常規(guī)油氣資源評價方法

在中國石化探區(qū),“十三五”油氣資源評價包括常規(guī)油氣和非常規(guī)油氣兩大類:常規(guī)油氣包括常規(guī)油、天然氣兩類;非常規(guī)油氣包括致密油、頁巖油、致密砂巖氣、頁巖氣和煤層氣等五類。常規(guī)油氣重點評價了陸上和海域39個盆地/地區(qū),非常規(guī)油氣評價了30個盆地/地區(qū)(致密油氣7個、頁巖油5個、頁巖氣7個、煤層氣11個)。根據(jù)待評價盆地/地區(qū)勘探程度及地質(zhì)認識,分別選取了統(tǒng)計法、成因法和類比法中的多種具體評價方法,開展常規(guī)油氣地質(zhì)資源量計算。在評價方法方面,重點開展了成因法中的TSM盆地模擬法[7]和統(tǒng)計法中的地質(zhì)帕萊托法[8],同時加大了盆地模擬法的應(yīng)用力度,對滿足開展盆地模擬的盆地/地區(qū),特別是勘探和研究程度相對較高、地質(zhì)認識較清楚的盆地和地區(qū),均使用TSM盆地模擬法,輔以統(tǒng)計法和類比法(表2)。本文對20個盆地采用TSM盆地模擬法;對于高勘探程度區(qū)帶/評價單元,主要采用統(tǒng)計法中的地質(zhì)帕萊托法(涉及10個盆地/地區(qū))和油藏規(guī)模序列法;而對于低勘探程度區(qū)帶/評價單元,主要采用面積資源豐度類比法(23個盆地/地區(qū))。最后根據(jù)不同資源評價方法,估算資源量的可靠程度進行特爾斐加權(quán),得到最終的地質(zhì)資源量評價結(jié)果。

表2 中國石化探區(qū)“十三五”常規(guī)油氣資源評價方法應(yīng)用情況

在非常規(guī)油氣資源評價中,除采用傳統(tǒng)的體積法、類比法和動態(tài)法外,還嘗試建立了基于TSM盆地模擬的非常規(guī)油氣資源評價方法,并在部分盆地/地區(qū)開展了典型應(yīng)用。從非常規(guī)油氣資源評價方法應(yīng)用情況(表3)來看,致密油氣主要采用統(tǒng)計法中的分級容積法、曲面積分法和類比法中的分級資源豐度類比法開展地質(zhì)資源量估算,對四川盆地和鄂爾多斯盆地重點探區(qū)還采用了TSM盆地模擬法開展評價;頁巖油主要采用成因法中的熱解“S1”法、氯仿瀝青“A”法和類比法開展評價,對江漢、松遼和蘇北盆地重點探區(qū)嘗試采用了TSM盆地模擬法開展評價;頁巖氣資源評價主要采用統(tǒng)計法中的含氣量法、體積法和分級資源豐度類比、EUR類比法等開展評價,對松遼、四川盆地和中揚子等重點探區(qū)還采用了TSM盆地模擬法開展評價。同樣對不同資源評價方法估算的資源量進行加權(quán)平均后得到最終的地質(zhì)資源量。

表3 中國石化探區(qū)“十三五”非常規(guī)油氣資源評價方法應(yīng)用情況

中國石化TSM盆地模擬及資源評價研究團隊一直致力于油氣資源評價技術(shù)方法研究和軟件平臺研發(fā),并在此輪評價中采用了TSM盆地模擬資源評價系統(tǒng)(V2.0版),實現(xiàn)了動態(tài)、定量模擬盆地地質(zhì)作用和油氣響應(yīng)過程,構(gòu)建了“常規(guī)—非常規(guī)”一體化資源評價系統(tǒng),落實了重點盆地/地區(qū)的常規(guī)—非常規(guī)油氣地質(zhì)資源潛力及其分布特征。

1.3 重點資評方法進展及參數(shù)研究

本輪油氣資源評價中廣泛采用了成因法、統(tǒng)計法和類比法,各資評方法均取得了一定的進展,尤其取得了成因法資源評價關(guān)鍵參數(shù)及刻度區(qū)解剖方面的研究進展。

1.3.1 成因法資源評價關(guān)鍵參數(shù)

近年來,隨著非常規(guī)油氣勘探的突破和“進源勘探”[9]“常規(guī)—非常規(guī)油氣有序聚集”[4]“全油氣系統(tǒng)”[10]等油氣地質(zhì)新理論的提出,油氣勘探從之前的常規(guī)為主到目前的常規(guī)、非常規(guī)并重。盡管常規(guī)、非常規(guī)油氣在分布特征、源儲組合、運移方式、聚集機理、滲流特征等方面存在顯著差異[4],但從成因看,常規(guī)、非常規(guī)油氣具有同源性,只是由于成烴演化過程的差異和后期賦存在不同的儲集層系中[1]。本次資評中,在基于TSM盆地模擬的常規(guī)—非常規(guī)油氣資源一體化評價技術(shù)中,有效利用地層孔隙熱壓模擬實驗技術(shù)[11-12]。通過實驗開展烴源巖生—排—滯留烴產(chǎn)率研究,為成因法計算常規(guī)、非常規(guī)油氣地質(zhì)資源量夯實基礎(chǔ)。之前,該參數(shù)主要通過黃金管模擬實驗獲取,但由于黃金管實驗無法增加壓力因素,且為全封閉體系,難以真實反映地下狀態(tài),特別是深層—超深層烴源巖除地層溫度較高外,地層壓力一般也達到了高壓甚至超壓狀態(tài),對烴源巖生、排烴過程及產(chǎn)率均有較大的影響?；跓N源巖有限空間(PVT-L-t共控)的地層孔隙熱壓模擬實驗技術(shù)[11],可開展在保留烴源巖原始礦物組成結(jié)構(gòu)和有機質(zhì)賦存狀態(tài)、在與孔隙空間接近的生烴空間(V)中完全充滿高壓液態(tài)水(L)、同時考慮到與地質(zhì)條件相近的靜巖壓力(常壓至200 MPa)和地層流體壓力(常壓至150 MPa)(P)條件下所進行的有機質(zhì)高溫(最高模擬溫度600 ℃)(T)、短時間(t)熱解生烴反應(yīng)及可控壓差的生、排、滯留烴模擬實驗,模擬結(jié)果更符合實際地質(zhì)條件下的生、排烴演化過程。

在本次資評實施過程中,系統(tǒng)整理了采自國內(nèi)外14個盆地/地區(qū)未熟—低熟烴源巖樣品52個,并補充開展國內(nèi)外12個低成熟樣品的地層孔隙熱壓模擬實驗分析,特別是我國中西部疊合盆地海相古老烴源巖熱演化程度一般達到高—過成熟演化階段,前期缺少對應(yīng)類型烴源巖的生、排烴產(chǎn)率數(shù)據(jù),導(dǎo)致資源評價結(jié)果可信度不高。本文采集了四川盆地廣元地區(qū)茅一段低成熟泥灰?guī)r樣品,加拿大西加盆地海相泥頁巖樣品,開展了2個樣品的地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗。

從模擬實驗結(jié)果來看,海相不同類型烴源巖生、排、滯留烴模式基本一致,但生、排、滯留產(chǎn)率存在差異。四川廣元泥灰?guī)r滯留油產(chǎn)率隨成熟度(Ro)增高呈現(xiàn)先升高后降低的趨勢,滯留油產(chǎn)率在Ro為1.0%時達最高值(約270 mg/g),之后隨熱演化程度逐步進入原油裂解演化階段,導(dǎo)致滯留油產(chǎn)率降低;排出油產(chǎn)率在Ro為1.1%～1.5%時達到峰值(約125 mg/g),之后由于原油發(fā)生裂解產(chǎn)率逐漸降低;總油產(chǎn)率在Ro約為1.1%時達到峰值(約400 mg/g),烴氣產(chǎn)率在高—過熟演化階段達-到峰值(約400 mg/g)(圖2a)。西加盆地海相混合型泥頁巖滯留油產(chǎn)率在Ro約為0.85%時即達最高值(約190 mg/g),排出油產(chǎn)率在Ro為0.9%～1.2%時達到峰值(約350 mg/g),總油產(chǎn)率在Ro約為0.95%時達到峰值(約480 mg/g),烴氣產(chǎn)率在高—過熟演化階段達到峰值(約400 mg/g)(圖2b)。與四川廣元泥灰?guī)r相比,西加盆地泥頁巖生排油產(chǎn)率明顯偏高,特別是排出油產(chǎn)率明顯高于泥灰?guī)r樣品,此外,泥頁巖總體具有“早生早排、生—排油期窗口相對窄”的特點。

圖2 海相不同類型烴源巖完整的生—排—滯留烴演化曲線

通過對整理和補充采集到的64個未熟—低成熟樣品進行分地區(qū)、分層系、分有機質(zhì)類型、分巖性的梳理[1],系統(tǒng)獲取了陸相不同有機質(zhì)類型和海相不同巖相類型烴源巖的生、排、滯留烴產(chǎn)率曲線,在此基礎(chǔ)上形成了適合各盆地/地區(qū)實際地質(zhì)情況的生—排—滯留烴產(chǎn)率模型,為油氣資源評價提供了重要參數(shù)。

1.3.2 基于典型刻度區(qū)解剖的資源評價關(guān)鍵參數(shù)

刻度區(qū)解剖歷來是油氣資源評價中的重點工作之一,解剖內(nèi)容主要圍繞油氣成藏條件、資源量及刻度區(qū)資源評價關(guān)鍵參數(shù)三項內(nèi)容展開,解剖成果為成因法、類比法應(yīng)用提供關(guān)鍵參數(shù)(如運聚系數(shù)、資源豐度等)。

刻度區(qū)通常是指油氣資源評價中用于建立評價區(qū)類比標準、符合勘探程度較高、地質(zhì)規(guī)律認識程度高、油氣資源探明率高或資源分布清楚的地質(zhì)單元。平面上可以將盆地、凹陷、油氣運聚單元、區(qū)塊或區(qū)帶作為一個刻度區(qū);縱向上一個刻度區(qū)可以包含一個成藏組合、一個含油氣層系,也可以是多個成藏組合或含油氣層系的疊合?！笆濉庇蜌赓Y源評價中主要根據(jù)不同油氣資源類型成藏特點,優(yōu)選符合“三高”特征的典型地區(qū),針對7個領(lǐng)域28種類型系統(tǒng)建立了78個刻度區(qū)(或重點解剖區(qū))。其中常規(guī)油氣刻度區(qū)55個,包含碎屑巖領(lǐng)域刻度區(qū)40個,碳酸鹽巖型刻度區(qū)14個,潛山斷溶+風化殼巖溶型刻度區(qū)1個。致密油刻度區(qū)2個,分別為鄂爾多斯盆地的鎮(zhèn)徑、延長區(qū)塊級砂巖型。致密氣刻度區(qū)5個,集中在四川盆地和鄂爾多斯盆地,大牛地、杭錦旗為混源充注型,四川盆地致密氣主要為源內(nèi)充注型。頁巖氣刻度區(qū)11個,其中海相10個,主要分布在四川盆地及周緣;陸相1個,為川北元壩侏羅系頁巖氣刻度區(qū)。頁巖油刻度區(qū)3個,分別為溱潼凹陷北港阜二段,潛江凹陷新溝咀組和潛江凹陷王廠構(gòu)造帶。煤層氣刻度區(qū)2個,為延川南二疊系和織金上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M。

以四川盆地元壩長興組臺緣礁灘孔隙型氣藏為例開展刻度區(qū)解剖。元壩氣田是我國首個超深層生物礁大氣田,也是目前國內(nèi)規(guī)模最大、埋深最深的生物礁氣田[13]。元壩氣田主要產(chǎn)層是長興組臺緣礁灘相白云巖儲集層,為一大型的巖性圈閉,氣藏具有“一礁、一灘、一圈閉、一氣藏”的特點[14]。截至2017年,長興組累計探明含氣面積278.93 km2,提交探明儲量1 943.1×108m3,預(yù)測儲量329.40×108m3。研究表明,碳酸鹽巖油氣二次運移存在“近源運移”和“斷裂—孔縫遠源運移”2種模式,碳酸鹽巖油氣藏近源聚集界限多為10 km[15],此范圍內(nèi)油氣成藏概率較大,元壩氣田構(gòu)造區(qū)構(gòu)造變形弱、斷裂不發(fā)育,油氣運聚多以上二疊統(tǒng)烴源巖的“近源供氣”為主,確定有利儲層外延10 km為元壩長興組刻度區(qū)的邊界。元壩長興組天然氣主要來自北部廣元—旺蒼地區(qū)上二疊統(tǒng)深水陸棚相的吳家坪組與大隆組烴源巖,儲層中普遍見固體瀝青,天然氣主要表現(xiàn)為原油裂解氣的特點。氣藏的演化階劃分為晚三疊世—早侏羅世的古油藏形成階段、中侏羅世—早白堊世的古油藏原油裂解階段和晚白堊世—現(xiàn)今的氣藏調(diào)整改造定型階段[16]。

元壩氣田長興組各井區(qū)氣藏屬于同一油氣成藏體系,通過對元壩氣田長興組歷年發(fā)現(xiàn)的探明儲量進行統(tǒng)一梳理,針對13個油藏分別采用統(tǒng)計法中的地質(zhì)帕萊托法和油藏規(guī)模序列法開展刻度區(qū)資源量預(yù)測,估算結(jié)果分別為2 395.89×108m3和2 657.27×108m3,特爾菲加權(quán)評價出刻度區(qū)天然氣地質(zhì)資源量2 526.58×108m3;結(jié)合TSM盆地模擬法計算得到刻度區(qū)內(nèi)上二疊統(tǒng)烴源巖累計生氣量為33 060×108m3,獲得刻度區(qū)天然氣運聚系數(shù)為7.64%。以10 km作為刻度區(qū)邊界,刻度區(qū)面積為2 476.37 km2,該刻度區(qū)“區(qū)帶級”資源豐度為1.02×108m3/km2。

刻度區(qū)解剖除可以提供運聚系數(shù)、資源豐度等資源評價關(guān)鍵參數(shù)外,還可以通過刻度區(qū)成藏主控要素分析,建立類比評價參數(shù)體系,為低勘探程度區(qū)類比法應(yīng)用提供重要依據(jù)。類比評價參數(shù)體系與參數(shù)賦值標準是類比法應(yīng)用的前提,類比評價的主要內(nèi)容是成藏條件的分析,類比參數(shù)主要考慮油氣源條件、儲層條件、圈閉條件、保存條件和油氣成藏配置條件,各個條件下面又考慮了不同的二級要素。不同要素對油氣成藏作用的貢獻不同,在實際應(yīng)用中要根據(jù)油氣成藏條件的系統(tǒng)解剖,明確對油氣聚集成藏起主要作用的要素,對主要要素給予更高的權(quán)重。如針對臺緣礁灘型氣藏,其主要受控于生物礁灘儲層的分布,在類比評價參數(shù)體系中給予儲層較高的權(quán)重。根據(jù)刻度區(qū)類型的不同,中國石化“十三五”油氣資源評價共建立了10余種類比參數(shù)體系,為類比法應(yīng)用奠定了堅實基礎(chǔ)。

1.4 經(jīng)濟與生態(tài)評價方法

本輪油氣資源評價中突出了油氣資源經(jīng)濟可采性和生態(tài)環(huán)境允許程度評價的內(nèi)容,更注重評估那些真正具有經(jīng)濟效益,且現(xiàn)實可動用開發(fā)的資源。

1.4.1 油氣資源經(jīng)濟可采性評價

在油氣資源地質(zhì)評價和資源量估算基礎(chǔ)上,以已開發(fā)油氣田和已申報探明儲量油氣田為刻度區(qū),基于當前經(jīng)濟、技術(shù)水平,充分考慮探明儲量區(qū)油氣品質(zhì)、儲層物性、埋深、地理環(huán)境等地質(zhì)因素,以及探明成本、視開發(fā)成本、視經(jīng)營成本、棄置費和營業(yè)稅金及附加費等經(jīng)濟性指標,采用勘探開發(fā)全成本法(已提交探明儲量的高勘探程度區(qū))和專家賦值法(中低勘探程度區(qū))(圖1)開展7種類型(常規(guī)油、常規(guī)氣、致密油、致密氣、頁巖油、頁巖氣、煤層氣)油氣資源的經(jīng)濟性評價,明確不同類型油氣資源在6個關(guān)鍵油氣價格區(qū)間(天然氣價格區(qū)間:≤0.50、0.5～1.0、1.0～1.5、1.5～2.0、2.0～2.5、>2.50 元/m3;石油價格區(qū)間:≤40、40～50、50～65、65～80、80～100、>100 美元/桶)的經(jīng)濟可采性,分析重點盆地不同油氣資源類型的主要勘探開發(fā)成本。

為合理獲取不同油氣資源類型經(jīng)濟評價關(guān)鍵參數(shù),本輪評價中系統(tǒng)開展了重點盆地不同油氣資源類型共計108個經(jīng)濟評價刻度區(qū)的勘探開發(fā)全成本分析?？潭葏^(qū)的選取主要是根據(jù)不同類型油氣資源評價單元的地理環(huán)境、埋深、油氣品質(zhì)、物性、儲量豐度及勘探程度,選取已提交探明儲量的區(qū)塊作為刻度區(qū)。通過經(jīng)濟評價刻度區(qū)解剖,根據(jù)規(guī)定的財務(wù)內(nèi)部收益率,建立產(chǎn)量、勘探投資、開發(fā)投資、經(jīng)營成本、稅費、所得稅等經(jīng)濟評價參數(shù)的數(shù)據(jù)庫,確定勘探開發(fā)全成本與油氣藏類型、分布深度、孔隙度、滲透率等地質(zhì)要素之間的關(guān)系,提供經(jīng)濟評價的類比參數(shù)體系。對于沒有刻度區(qū)的低勘探程度區(qū)帶,借用鄰區(qū)或有相似性條件的區(qū)帶參數(shù)進行類比取值,綜合開展評價。目前,中國石化在常規(guī)油氣領(lǐng)域已提交大量的探明儲量區(qū)塊,為油氣資源經(jīng)濟評價奠定了基礎(chǔ),各油田分公司根據(jù)探區(qū)實際情況建立經(jīng)濟評價刻度區(qū),并開展了系統(tǒng)評價;而在非常規(guī)(頁巖油氣和煤層氣)領(lǐng)域提交探明儲量相對較少,除少數(shù)區(qū)塊外,主要采用類比法開展經(jīng)濟評價。

1.4.2 生態(tài)環(huán)境允許程度評價

“十三五”全國油氣資源評價首次將生態(tài)環(huán)境允許程度評價納入到油氣資源評價工作中。生態(tài)環(huán)境允許程度評價主要內(nèi)容及流程見圖3,主要是通過相關(guān)政府部門,收集國家生態(tài)保護紅線資料和數(shù)據(jù),建立生態(tài)環(huán)境保護基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫,根據(jù)生態(tài)紅線劃定情況,落實生態(tài)保護重點區(qū)域內(nèi)資源潛力,確定生態(tài)保護重點區(qū)域與礦業(yè)權(quán)重疊情況,分析生態(tài)環(huán)境保護對勘探開發(fā)的影響,測算滿足生態(tài)環(huán)保條件的可開發(fā)油氣資源量,并分析資源潛力;對生態(tài)紅線外油氣資源,主要采用綜合風險評價法,采用定量與定性相結(jié)合、定性為主的評價方法開展生態(tài)環(huán)境風險評價,主要是針對油氣資源類型、品質(zhì)與地質(zhì)因素,分析在勘探開發(fā)活動中可能產(chǎn)生的對生態(tài)環(huán)境的影響,預(yù)測可能造成生態(tài)、水、大氣、土壤環(huán)境污染的風險大小,依據(jù)評價結(jié)果劃分高風險區(qū)、中風險區(qū)和低風險區(qū),識別主要潛在風險,并提出相應(yīng)的防范措施與建議。

圖3 生態(tài)環(huán)境允許程度評價流程及內(nèi)容

2 油氣資源特征與勘探有利方向

2.1 總體資源展布特征

“十三五”油氣資源評價結(jié)果顯示,中國石化探區(qū)內(nèi)石油地質(zhì)資源量合計為391.53×108t,以常規(guī)油資源為主,地質(zhì)資源量占總量的73.4%,致密油地質(zhì)資源量僅占總量的4.9%,頁巖油地質(zhì)資源量占總量的21.7%;天然氣地質(zhì)資源量合計為74.35×1012m3,以常規(guī)氣和頁巖氣為主,二者所占比例基本相當,其中,常規(guī)氣占總量的42.9%,頁巖氣占總量的38.6%,致密氣占總量的15.7%,煤層氣占總量的2.8%。

從分布來看,探區(qū)內(nèi)地質(zhì)資源量超過百億噸油當量的盆地有4個,分別為四川盆地、塔里木盆地、渤海灣盆地和東海陸架盆地,充分體現(xiàn)出大盆地的巨大勘探潛力;地質(zhì)資源量介于(10～100)×108t油當量的盆地/地區(qū)有10個,分別為鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地、四川盆地周緣、松遼盆地、江漢盆地、蘇北盆地、黔南坳陷、瓊東南盆地、南盤江坳陷和南華北盆地(圖4)。

圖4 中國石化探區(qū)不同盆地資源量分布

2.2 深層—超深層常規(guī)油氣資源分布特征及有利方向

根據(jù)我國不同地區(qū)盆地性質(zhì),東部地區(qū)埋藏3 500～4 500 m為深層,大于4 500 m為超深層;中西部地區(qū)4 500～6 000 m為深層,大于6 000 m為超深層。中國石化探區(qū)油氣資源縱向深度上分布不均,東部油氣資源主體分布在中層—淺層領(lǐng)域,深層—超深層常規(guī)油、氣地質(zhì)資源量分別為21.01×108t和0.74×1012m3,分別占總量的14.6%和36.8%,占比相對較低(圖5a);而中西部深層—超深層常規(guī)油、氣地質(zhì)資源量分別為78.21×108t和15.7×1012m3,分別占總量的62.3%和78.3%,資源潛力巨大,尤其是常規(guī)氣主體分布在深層—超深層領(lǐng)域。

圖5 中國石化東部探區(qū)(a)和中西部探區(qū)(b)常規(guī)油氣深度分布與探明情況

從油氣探明儲量(截至2018年底,下同)及探明率來看,中西部深層常規(guī)油探明儲量為0.13×108t,探明率僅為0.60%;超深層常規(guī)油探明儲量為13.72×108t,探明率為24.44%,遠低于東部地區(qū)中淺層探明率(圖5),深層—超深層常規(guī)油資源主要分布在塔里木和準噶爾盆地,尤以塔里木盆地資源潛力最大。中西部地區(qū)深層常規(guī)氣探明儲量為0.50×1012m3,探明率為8.86%;超深層常規(guī)氣探明儲量為0.25×1012m3,探明率僅為2.48%,遠低于東部中淺層探明率(圖5),主要分布在塔里木和四川盆地。

以塔里木盆地為例(圖6),資源主體分布在深層—超深層領(lǐng)域,深層—超深層常規(guī)油、氣地質(zhì)資源量分別占總量的92.3%和96.7%;而深層常規(guī)油、氣探明率僅分別為1.1%和1.36%,超深層常規(guī)油、氣探明率也僅為29.24%和0.56%。因此,深層—超深層常規(guī)油氣是塔里木盆地未來的重點勘探領(lǐng)域。

圖6 塔里木盆地中國石化探區(qū)常規(guī)油氣深度分布與探明情況

總體看來,中國石化陸域探區(qū)深層—超深層常規(guī)油氣資源潛力大,探明率低,特別是四川及塔里木盆地等大盆地,絕大多數(shù)資源分布在深層—超深層碳酸鹽巖領(lǐng)域,是下一步勘探的重點突破領(lǐng)域。

2.3 非常規(guī)領(lǐng)域油氣資源分布特征及有利方向

中國石化探區(qū)內(nèi)非常規(guī)油(致密油和頁巖油)地質(zhì)資源量約占石油資源總量的26.56%,非常規(guī)氣(致密氣、頁巖氣和煤層氣)地質(zhì)資源量占天然氣資源總量的57.14%,尤以頁巖氣資源量最大,其次為致密氣,探區(qū)內(nèi)煤層氣地質(zhì)資源量也達到了2.11×1012m3。

中國石化探區(qū)致密油探明儲量僅為2.56×108t(主要集中在鄂爾多斯盆地),探明率約為13.40%;頁巖油僅江漢盆地探明319.23×104t,剩余資源潛力巨大;致密氣探明儲量為1.21×1012m3(集中在鄂爾多斯和四川盆地),探明率為10.35%;頁巖氣在四川盆地探明儲量為0.73×1012m3,探明率僅2.54%;煤層氣探明儲量208.03×108m3(延川南),探明率僅為0.95%(圖7)?？傮w來說,非常規(guī)油氣探明率較常規(guī)油氣更低,以四川盆地為例,非常規(guī)油氣類型主要為致密氣和頁巖氣,其中致密氣地質(zhì)資源量達6.42×1012m3,探明率僅為9.16%;頁巖氣地質(zhì)資源量為13.61×1012m3,探明率僅為5.33%。

圖7 中國石化陸域探區(qū)非常規(guī)油氣地質(zhì)資源量構(gòu)成與探明情況

總體看來,中國石化及國內(nèi)其他油公司在非常規(guī)油氣領(lǐng)域的勘探總體仍處于起步階段,油氣探明程度低,剩余資源潛力巨大,是未來油氣增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域。近兩年,中國石化在頁巖油氣勘探發(fā)展迅速,在濟陽坳陷、蘇北盆地取得了陸相頁巖油的重大突破;頁巖氣除繼續(xù)擴大四川盆地五峰組—龍馬溪組勘探外,也不斷在深層、常壓及新層系等領(lǐng)域取得新突破。

2.4 海域油氣資源分布特征及有利方向

根據(jù)海域?qū)嶋H情況,本輪資評僅評價了海域探區(qū)內(nèi)常規(guī)油、常規(guī)氣兩種類型資源,評價結(jié)果表明,常規(guī)油、氣地質(zhì)資源量分別為18.02×108t和10.82×1012m3,表現(xiàn)為油少氣多,油、氣分別占總量的14%和86%;主要分布在東海陸架盆地的西湖凹陷,占中國石化海域探區(qū)總油氣資源規(guī)模的65%,其次為東海南部地區(qū),占22%,瓊東南盆地占11%,其余各盆地探區(qū)內(nèi)資源占比不到3%(圖8)。從埋深看,常規(guī)油淺層、中層、深層和超深層比例大致相當,常規(guī)氣以大于3 500 m的深層和超深層為主(圖9)。截至2018年底,海域探區(qū)內(nèi)常規(guī)油、氣探明率分別為2.59%和3.0%(圖8),遠低于陸域東部地區(qū)常規(guī)油、氣的探明率,表明海域探區(qū)具備廣闊的油氣勘探前景,特別是海域深層、超深層常規(guī)氣領(lǐng)域,是下步增儲上產(chǎn)的重要方向。

圖8 中國石化海域油氣地質(zhì)資源量構(gòu)成與探明情況

圖9 中國石化海域常規(guī)油(a)、常規(guī)氣(b)深度分布

2.5 經(jīng)濟及生態(tài)評價

根據(jù)油氣資源的經(jīng)濟性評價,以65 美元/桶為平衡油價,中國石化探區(qū)待探明常規(guī)油技術(shù)經(jīng)濟可采資源量為22.67×108t,其中深層—超深層領(lǐng)域為7.53×108t,占33.2%,海域由于勘探開發(fā)成本相對較高,待探明常規(guī)油技術(shù)經(jīng)濟可采資源量僅為0.72×108t(圖10a);以1.5 元/m3為平衡氣價,探區(qū)內(nèi)待探明常規(guī)氣技術(shù)經(jīng)濟可采資源量為6.36×1012m3,其中深層—超深層領(lǐng)域為2.26×1012m3,占35.5%,而海域探區(qū)待探明常規(guī)氣技術(shù)經(jīng)濟可采資源量為2.54×1012m3,占40.0%(圖10b)。

圖10 中國石化探區(qū)常規(guī)油(a)、常規(guī)氣(b)在不同油價下待探明可采資源量經(jīng)濟性分布

從不同油氣資源類型勘探開發(fā)成本來看,在低于65 美元/桶油價時,約54.3%的常規(guī)油具有經(jīng)濟效益;35.9%的頁巖油具備經(jīng)濟效益,主要分布在渤海灣和蘇北盆地;僅1.03%的致密油具經(jīng)濟效益,主要分布在四川盆地侏羅系(圖11a)。在低于1.5 元/m3氣價時,約52.0%的常規(guī)氣具經(jīng)濟效益;78.5%的致密氣具經(jīng)濟效益,主要分布在鄂爾多斯盆地;約38.0%的頁巖氣具經(jīng)濟效益,主要分布在四川盆地及周緣地區(qū);僅10.1%的煤層氣具經(jīng)濟效益,主要分布在滇東黔西和川南黔北地區(qū)二疊系(圖11b)。從數(shù)據(jù)分析看,探區(qū)勘探開發(fā)成本總體較高,油氣資源經(jīng)濟性相對較差,尤其是非常規(guī)油氣資源在現(xiàn)今技術(shù)條件下經(jīng)濟動用難度仍較大,效益勘探面臨巨大挑戰(zhàn)。

圖11 中國石化探區(qū)石油(a)、天然氣(b)待探明可采資源量經(jīng)濟性分布比例

根據(jù)生態(tài)環(huán)境允許程度評價,探區(qū)陸域生態(tài)紅線重疊區(qū)內(nèi)石油(含致密油和頁巖油)地質(zhì)資源量約為41.9×108t,占總量的10.7%;重疊區(qū)外主要為中低風險資源,其中致密油存在22.74%左右的高風險資源,主要分布在鄂爾多斯盆地(圖12a)。生態(tài)紅線重疊區(qū)內(nèi)天然氣地質(zhì)資源量約為7.57×1012m3,占總量的10.2%;重疊區(qū)外均存在一定比例的高風險資源,尤其是四川盆地及周緣頁巖氣生態(tài)風險程度總體較高(圖12b),勘探開發(fā)面臨的生態(tài)環(huán)保壓力較大。

圖12 中國石化陸域探區(qū)石油(a)、天然氣(b)資源量生態(tài)評價結(jié)果分布比例

3 結(jié)論與建議

(1)“十三五”油氣資源評價遵循“六統(tǒng)一”的評價原則,建立完善了“常規(guī)—非常規(guī)”“地質(zhì)—經(jīng)濟—生態(tài)”2個一體化資源評價體系和平臺,系統(tǒng)開展了典型刻度區(qū)解剖等關(guān)鍵參數(shù)研究;突出經(jīng)濟性和生態(tài)環(huán)境風險評價,提供了5個價格節(jié)點、6大區(qū)間的全成本數(shù)據(jù)以及生態(tài)紅線內(nèi)資源分布情況和紅線外環(huán)境風險。

(2)明確了中國石化探區(qū)油氣資源分布特征,提出深層—超深層常規(guī)和非常規(guī)油氣領(lǐng)域為下一步勘探的有利方向;探區(qū)油氣勘探開發(fā)成本總體較高,資源經(jīng)濟性相對較差,效益勘探面臨挑戰(zhàn);而生態(tài)紅線疊合區(qū)內(nèi)油、氣資源占比均約為10%,疊合區(qū)外,除四川盆地及周緣頁巖氣生態(tài)風險程度總體較高外,總體以中低風險為主,對油氣勘探有一定影響。

(3)保障能源安全,端牢能源飯碗,必須持續(xù)大力提高油氣自主供應(yīng)能力,隨著勘探進展及油氣成藏理論的豐富完善,有必要每五年開展油氣資源的動態(tài)評價工作,為國家摸清資源家底,也為油公司勘探部署動態(tài)地提供指導(dǎo)與支撐。同時,應(yīng)開展礦業(yè)權(quán)空白區(qū)油氣資源潛力動態(tài)評價,持續(xù)優(yōu)選有勘探潛力的出讓區(qū)塊,加大油氣勘查開采力度。

致謝:本文是在中國石化“十三五”油氣資源評價成果基礎(chǔ)上撰寫而成,資源評價工作是在中國石油化工股份有限公司油田勘探開發(fā)事業(yè)部組織下,石油勘探開發(fā)研究院牽頭,十二家油田企業(yè)共同參與完成的,在此一并表示感謝。

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻/Authors’Contributions

徐旭輝、周卓明參與論文研究思路設(shè)計;徐旭輝、周卓明、宋振響完成論文結(jié)構(gòu)搭建;徐旭輝、周卓明、宋振響、楊國橋參與論文寫作和修改。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

The study was designed by XU Xuhui and ZHOU Zhuoming. The paper structure was constructed by XU Xuhui, ZHOU Zhuoming and SONG Zhenxiang. The manuscript was drafted and revised by XU Xuhui, ZHOU Zhuoming, SONG Zhenxiang and YANG Guoqiao. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.