我国油气资源潜力大,2017年我国页岩气发展有亮

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中国产业经济信息网消息,在2017年度国家科学技术奖励大会上,“涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发”项目获科技进步一等奖。在业内人士看来,页岩气项目获奖在意料之中。根据EIA的全球调查显示,我国页岩气储量为36.1万亿立方米,比美国还要多出近12万亿立方米。作为世界三大页岩气生产国之一,我国页岩气发展一直备受关注,特别是在今冬这场席卷全国的气荒下,页岩气作为非常规天然气再次被业内寄予厚望。记者对过去一年国内页岩气产业发展情况进行盘点注意到,2017年我国页岩气在资源调查评价、勘探开采等方面均有新突破。 多省开始“摸家底” 2017年,国土资源部发布重磅消息称,我国将建设长江经济带页岩气勘探开发基地,涵盖四川、贵州、湖北、湖南、江苏、安徽等整个长江流域。数据显示,长江经济带地区页岩气可采资源潜力为14.58万亿立方米,占全国的58%。过去一年,上述省份纷纷公布了自己的页岩气地质普查结果,显示储量喜人。 重庆市通过开展全市页岩气资源调查评价,页岩气资源量估算达13.7万亿立方米,是国内页岩气最富集的地区之一。 四川省启动页岩气资源调查评价,首次对全省页岩气情况进行全面摸底,包含四川盆地、西昌盆地、盐源盆地等省内所有可能产气的区域,探明页岩气储量近2600亿立方米。 湖北省方面,根据江汉油田最新开采报告,全省页岩气预测资源储量为9.48万亿立方米,居全国第5位,页岩气勘查有利区面积7.9万平方千米,居全国第4位。其中,位于宜昌市的“鄂宜页1井”经过测试,单井每日获得产量6.02万立方米、无阻气量每日达到12.38万立方米的高产页岩气流。湖北省预测本省页岩气资源潜力还将增大,排名将会提升到全国前三名。 湖南省方面,根据去年12月举行的湖南部省合作地质调查研讨会的信息,全省已查明页岩气资源量达9.2万亿立方米左右,约占全国资源储量的7%,排全国第6位。 安徽省方面,截至2017年底,共圈定页岩气远景区8处,优选有利勘查区9个,预测页岩气资源量3.37万亿立方米,页岩层累计厚度300米至500米,是全国页岩气五大优选地区之一。 而贵州省方面,最近在勘探阶段安页1井获得了4个地质层系的页岩气、油气重大突破性成果,估算其控制范围内天然气资源量达千亿立方米。 深入推进勘探开采 据国土资源部矿产资源储量评审中心主任张大伟介绍,预计2017年我国页岩气产量达到100亿立方米,仅次于美国和加拿大,位居世界第三。记者了解到,目前,国内页岩气投入商业勘探开发主要有五大区块:一是涪陵勘探开发区。开发作业者为中石化江汉油田,估计其地质资源量4767亿立方米,目前建成产能约75亿立方米。二是长宁勘探开发区。开发作业者为中石油西南油气田分公司。 估计其地质资源量1.9万亿立方米,2017年新建产能15亿立方米。 三是富顺—永川勘探开发区。该区块为中石油与壳牌合作区块,开发区主体位于四川省境内。目前已初步落实有利区面积约1000平方千米,地质资源量约5000亿立方米。四是威远勘探开发区。开发作业者为中石油西南油气田分公司,地质资源量约3.9万亿立方米。五是昭通勘探开发区,为国家级页岩气示范区,作业者为中石油浙江油田。地质资源量4965亿立方米,年产能为5.5亿立方米,目前气田已进入生产阶段。 2017年,国内主要页岩气开发区块深入推进勘探开采工作,页岩气产量稳步上涨。 涪陵页岩气田去年完成254口页岩气井一井一策的编制,全年产气量达60.04亿立方米,同比增长20%。其中的焦页1HF井,累计产气突破1亿立方米,是国内生产时间最长的页岩气井。 长宁—威远区块,2017年共投产163口页岩气井,生产井158口,日产页岩气800万立方米,年产气24.73亿立方米,占中石油西南油气田公司页岩气总产量的98.9%。 中石油浙江油田在四川昭通区块的页岩气产量达到约5亿多立方米。中石油合计产气30.21亿立方米,占全国产量的约33%。目前,YS108H2平台测试页岩气日产量突破115万立方米,其中单井最高产量为35万立方米,最低产量为25万立方米。2017年,该区块共生产页岩气超5亿立方米。永川—荣昌区块规划的页岩气年产能力将达20亿立方米。2017年计划建设13个勘探开发平台,上半年开工建设7个,其中永页1井进入采气阶段,日产气6.5万立方米。7~10月启动6个平台建设,钻井总数已达到25~30口。 出台规划确定目标 2017年,为促进页岩气产业发展,相关省市及企业纷纷出台规划,确定发展目标。 四川省政府与国土资源部、中石油、中石化召开“四方会议”,商讨川南地区页岩气勘查开发试验区实施方案。计划到2020年,川南累计探明页岩气地质储量3000亿~5000亿立方米,年产量100亿立方米。安徽出台矿产资源五年规划指出,安徽省将因地制宜推进煤层气、页岩气等非常规能源开发,加快推进页岩气找矿工程,到2020年,基本完成全省页岩气资源潜力调查与评价,掌握页岩气资源潜力与分布,优选1至2个页岩气远景区进行先导性试验。根据《重庆市页岩气产业发展规划(2015-2020年)》规划,到2020年,要实现页岩气产业累计投资1654亿元,并实现页岩气产能300亿立方米/年,全产业链产值1440亿元,外输页岩气140亿立方米。另外,贵州、湖南、湖北、青海等省都在加大页岩气勘探投入力度,争取能在我国天然气需求快速上升的时期分得天然气开发的一杯羹。 业内人士认为,这些规划展示了地方政府在页岩气方面的雄心壮志,将在一定程度上促进了页岩气产业的飞速发展。不仅地方政府希望在页岩气领域大有作为,主要作业企业更是如此。 中石油规划,到2020年,在四川盆地及其周边实现页岩气产量120亿立方米。其中,中石油西南油气田公司100亿立方米,中石油浙江油田公司20亿立方米。这意味着2017~2020年的年均增长率超过40%。远景规划方面,到2025年,中石油西南油气田公司规划实现页岩气年产300亿立方米;到2030年实现页岩气年产500亿立方米。 中石化则立足于重庆涪陵页岩气田,精耕细作,并向周边发展。根据规划,中石化在2020年至少会形成150亿到180亿立方米页岩气的产量。

记者在11月1日召开的国土资源部全国油气资源动态评价成果新闻发布会上了解到,党的十六大以来的十年,是我国油气勘探开发形势最好的十年,我国累计新增探明石油地质储量112.2亿吨,累计新增探明天然气地质储量5.8万亿立方米, 非常规油气勘探开发初见成效。

为及时准确掌握我国油气资源潜力变化情况,继2003~2007年国土资源部、国家发展改革委员会和财政部联合组织开展新一轮全国油气资源评价之后,国土资源部再部署,分阶段组织对全国主要含油气盆地开展动态评价。2010年完成鄂尔多斯等6个盆地的评价,2011年完成东北地区的评价,2012年完成新疆地区的评价,2014年重点对新一轮全国油气资源评价以来尚未开展过动态评价以及动态评价后资源量有较大变化的油田探区进行评价。2015年,对已经动态评价过的盆地或地区进行系统梳理汇总,对四川盆地、海域和非常规油气资源进行重点评价,在此基础上,形成对全国油气资源潜力的新认识。

内容提示:我国的“十二五”发展纲要明确提出加大石油、天然气资源勘探开发力度,促进天然气快速增长,推动页岩气、煤层气非常规油气资源开发利用。

据悉,十年来,全国油气勘探投入由2002年的221亿元增加到2011年的714亿元,增长2.2倍。累计新增探明石油地质储量112.2亿吨,占1949年以来累计探明储量的1/3,相继探明华庆、塔河、蓬莱19-3等15个地质储量大于1亿吨的油田。累计生产原油18亿吨,占1949年以来的1/3。年产量由2002年的1.6亿吨增加到2011年的2.03亿吨,由世界第五位上升到第四位。

一、我国油气资源总量丰富

日前,国家能源委员会专家咨询委员会委员孙茂远表示,我国页岩气“十二五”规划已初步成型,有望近期发布。在总体发展目标上,规划提出,到2015年基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价,探明页岩气地质储量1万亿立方米,可采储量2千亿立方米,年产量达65亿立方米。

天然气累计新增探明地质储量5.8万亿立方米,占1949年以来累计探明储量的3/5,相继探明苏里格、普光、徐深等14个地质储量大于1000亿立方米的气田,初步形成了苏里格、塔北等万亿立方米世界级规模大气区。累计生产天然气6095亿立方米,占1949年以来的1/2。年产量由2002年的229亿立方米增加到2011年的1013亿立方米,由世界第18位上升到第六位。

石油地质资源量1257亿吨、可采资源量301亿吨,包括致密油地质资源量147亿吨、可采资源量15亿吨。天然气地质资源量90.3万亿立方米、可采资源量50.1万亿立方米,包括致密气地质资源量22.9万亿立方米、可采资源量11.3万亿立方米。与2007年全国油气资源评价结果相比,石油地质与可采资源量分别增加了64%和42%,天然气资源量分别增加了158%和127%。资源量大幅增长的原因主要是勘查投入的增长带来工作量的增加,地质认识的深化和技术进步拓展了勘探领域。

孙茂远是在“2011第二届非常规天然气亚洲峰会”上做出上述表述的。他表示,“相比煤层气规划的变数,页岩气规划已起草完毕。”

非常规油气勘探开发初见成效:其中,煤层气勘探取得突破,煤层气全国累计探明地质储量4176亿立方米。沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发取得突破性进展。 2011年地面煤层气产量20亿立方米,煤矿井下抽放量85亿立方米,煤层气初步进入产业化、商业化阶段;页岩气勘探开发开始起步:全面开展了全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选评价,启动了川渝黔鄂页岩气资源战略调查先导实验区建设,全国页岩气资源勘探开发累计钻探页岩气井62口。此外,油页岩、油砂资源勘查取得积极进展。

二、非常规资源潜力可观

建设19个重点勘探开发区

全国埋深4500米以浅页岩气地质资源量122万亿立方米,可采资源量22万亿立方米,具有现实可开发价值的有利区可采资源量5.5万亿立方米,主要分布在四川盆地及周缘。埋深2000米以浅煤层气地质资源量30万亿立方米,可采资源量12.5万亿立方米,具有现实可开发价值的有利区可采资源量4万亿立方米,主要分布在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西盆地北部和准噶尔盆地南部。

页岩气是指从页岩层开采出来的天然气,是一种重要的非常规天然气资源。随着我国天然气缺口的增大,煤层气、页岩气等非常规气体能源开始受到重视。目前我国页岩气产业尚处于起步阶段,产业发展程度与美国、加拿大等发达国家存在一定差距。

三、重点地区天然气资源大幅增长

我国的“十二五”发展纲要明确提出加大石油、天然气资源勘探开发力度,促进天然气快速增长,推动页岩气、煤层气非常规油气资源开发利用。

四川盆地天然气地质资源量20.7万亿立方米、可采资源量11.2万亿立方米,与2007年评价相比,分别增加了15.3万亿立方米和7.8万亿立方米,分别增长了285%和227%。近海海域各盆地天然气地质资源量20.8万亿立方米、可采资源量12.2万亿立方米,与2007年评价相比,分别增加了12.7万亿立方米和6.9万亿立方米,分别增长了157%和132%。此外,鄂尔多斯、塔里木等盆地天然气资源量也有较大增长。

据介绍,2009年我国启动和实施完成了第一口页岩气战略调查井,初步摸清了我国部分地区发育的多套富有机质页岩层系,优选出27个页岩气富集有利区,初步建立了资源评价方法。

四、稳油增气有基础

孙茂远表示,“十二五”时期,除上述指标外,我国页岩气将完成二维地震4.3万千米,三维地震4300平方千米,调查井50口,各类探井150口,水平井990口,初步形成符合我国地质特点的页岩气勘探开发核心技术体系,形成一系列国家级页岩气技术标准和规范。

全国待探明石油地质资源量885亿吨,待探明天然气地质资源量77万亿立方米,剩余油气资源丰富。2015年,全国石油天然气勘探开发取得新进展,产量稳中有增,非常规天然气展现出加快发展势头。未来按照“稳油增气,发展非常规”的思路,重点在大型盆地的新层系、新领域和海域深水寻找优质储量,可以实现油气增储上产。

与此同时,“十二五”期间,我国将在页岩气资源潜力调查评价和页岩气勘探开发布局两方面有所突破。

五、全国油气资源勘探开发潜力较大

其中,在页岩气资源潜力调查评价方面,设立“全国页岩气资源潜力调查评价”国家专项,分区、分层次开展最有潜力调查。将我国陆域页岩气区域划分为华北、东北、西北、上扬子及滇黔桂、中下扬子及东南和青藏五个页岩气资源调查评价区。

预计2030年之前,我国年探明石油地质储量仍将保持较高的水平,年均探明储量10亿吨,产量保持平缓态势,维持2.1亿吨水平。综合考虑常规天然气、致密气、煤层气和页岩气,预计2030年之前,我国天然气探明地质储量还将处于高峰增长阶段,年均探明储量7000亿立方米,产量保持较快增长,但增长速度有所下降,到2030年达到3000亿立方米。

而在页岩气勘探开发布局上,以四川、重庆、山西、辽宁等省为重点,建设鄂西渝东、川西、川东北、南川等19个页岩气重点勘探开发区。

1 基本情况总体原则

永利集团官方网站,“我国页岩气产业尚处于资源调查阶段,勘探开发工作刚刚起步,要实现页岩气大规模商业化开发还有很长的路要走。”孙茂远说,但我国页岩气资源丰富,开发潜力巨大。

以党的十八大和十八届三中、四中、五中全会精神为指导,紧密围绕经济社会发展大局,适应全面深化改革新要求,以提高我国油气资源对经济社会可持续发展的保障能力为目标,以规范的资源评价方法、技术和基础数据为支撑,以国有石油公司勘探开发工作为基础,充分利用已经取得的资源评价成果,采取主管部门组织,专家技术把关,政产学研相结合的工作方式,突出重点,运用比较分析、专家咨询指导的评价模式,总结我国近年常规和非常规油气资源勘探新进展与地质理论新认识,绘制、更新基础地质图件,全面、准确、客观地评价我国石油与天然气资源潜力,预测2016~2030年油气资源储量、产量增长趋势,为更好地调查评价、规划、管理、保护与合理利用油气资源,为国家编制经济社会发展规划和能源中长期发展规划提供科学依据。

宏华集团高级石油地质工程师梁仲才告诉记者,目前国内开发一口页岩气井大约需要4000万人民币,在勘探开发方面,目前还有待国家出台实质性的财政税收扶持政策。

目标任务

孙茂远建议,页岩气补贴政策可以比照煤层气补贴政策执行,包括采气补贴,两权使用费探矿权和采矿权的减免,扶持我国页岩气产业的发展。

以新一轮全国油气资源评价为基础,认真总结近年来我国常规和非常规油气勘探开发的新成果、新进展和新认识,对已开展过动态评价但近几年确实有重大变化的盆地或地区进行新的评价,对已经评价过的盆地或地区进行系统梳理汇总,对页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气进行重点评价。在此基础上,获得常规和非常规油气资源的地质资源量和可采资源量,分析预测油气储量产量增长趋势,提出促进油气资源勘探开发的政策建议,形成对全国油气资源潜力的新认识。

据介绍,“十三五”期间,我国还将大幅度提高19个重点勘探开发区的储量和产量规模;同时,拓展鄂尔多斯、准格尔、塔里木、渤海湾等勘探开发领域,到2020年,页岩气年产量力争达到800亿立方米。

工作重点

对珠江口、北部湾、琼东南、莺歌海等近海海域进行评价,对四川盆地的页岩气、震旦和寒武系海相常规天然气进行评价,梳理分析松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木等30多个主要盆地油气资源潜力,对页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气进行重点评价。

组织实施

本次动态评价,是按照国土资源部总体部署和要求,由国土资源部油气资源战略研究中心会同中石油勘探院、中石油勘探院廊坊分院、中石化勘探院、中石化勘探院无锡所、中石化油田事业部、中海油研究总院、中海油湛江分公司、中海油深圳分公司、中联公司研究中心、延长石油研究院、中国石油大学、中国地质大学、中国矿业大学等单位共同实施。

评价思路

常规和非常规油气资源评价结果均包括地质资源量和可采资源量两个系列,根据油气勘探开发进展,确定盆地、坳陷、领域或重点层系作为评价单元,并针对不同评价单元的地质特征和勘探程度,确定各自的评价方法。常规油气资源评价主要采用统计法、类比法,适当应用成因法,主要参数包括运聚系数、可采系数、油气资源丰度等;致密油气评价主要采用小面元用容积法和EUR类比法,主要参数包括排聚系数、类比系数和EUR等;页岩气和煤层气评价以体积法为主,类比法和统计法等为辅,主要参数包括含气面积、有效厚度和含气量等。评价过程强调多种方法的配套性、实用性和针对性,所用参数具有相对统一性、合理性,为资源评价奠定了良好的基础。

主要成果

系统全面总结近年来我国主要含油气盆地油气勘探开发的新成果、新进展和新认识,丰富完善了资源评价的方法参数体系,评价了常规和非常规油气资源地质资源量和可采资源量,分析预测了油气储量产量增长趋势,提出了促进油气资源勘探开发的政策建议。

2 勘探进展

近年来,随着勘探投入的增加和勘探技术的进步,获得了较大的勘探进展,推动地质认识不断深化,促进油气勘探开发工作的快速发展。

近海主要在渤海海域、东海、珠江口、北部湾、琼东南、莺歌海等盆地获得较大的勘探进展。渤海勘探成效显著,发现蓬莱9-1、旅大21-2两个亿吨级大油田及多个五千万吨级油田,油田周边滚动勘探效果显著;东海天然气勘探获历史性突破,发现宁波22-1、17-1两个千亿方级大气田;琼东南盆地深水区天然气勘探获重大突破,发现陵水17-2千亿方级大气田;北部湾盆地涠西南滚动勘探持续扩大储量规模,发现乌石17-2大型油田;莺歌海盆地高温高压领域天然气勘探获重大突破,发现东方13-1/13-2大气田;珠江口盆地深水区围绕白云凹陷勘探,陆续发现流花29-1、流花29-2、流花27-1等中小型气田和流花20-2、流花21-2高产中型油藏。

四川盆地海陆相、各层系、各区块均有新的发现和突破。川中古隆起区磨溪—高石梯地区取得重大突破,发现了震旦系—寒武系特大型海相气藏,是我国迄今单体规模最大的气藏,具有形成万亿方整装大气田的潜力;川东北元坝地区二叠系—三叠系礁滩体气藏勘探取得重大进展;川中—川西须家河组致密气藏勘探取得一系列成果,在广安、安岳、合川获得千亿方的探明储量;四川盆地页岩气勘探也取得了丰硕的成果,中石化重庆涪陵区块探明首个千亿方整装页岩气田,中石油建成长宁—威远、滇黔北昭通2个国家级页岩气示范区,并提交探明储量。

煤层气勘探开发持续稳步推进,已建立了30多个煤层气勘探开发试验区。以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点,加快实施了山西柿庄南、柳林和陕西韩城等煤层气勘探项目,推动了安徽、河南、四川、贵州、甘肃和新疆等省区煤层气勘探,初步探索了滇东黔西高应力区煤层气资源勘探开发的有效途径,在山西沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、辽宁铁法和阜新盆地等取得了煤层气商业性开发的成功。

致密油勘探开发取得了良好开端,在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、柴达木和渤海湾等盆地形成了3个10亿吨级和5个亿吨级储量规模区,发现了我国第一个致密油田——新安边油田;致密气勘探开发取得可喜成就,在鄂尔多斯盆地苏里格地区形成超4万亿方大气区,在四川盆地川中—川西地区上三叠统须家河组发现广安、合川、安岳3个千亿方气田,三级储量超万亿方。

页岩气勘探开发取得重大突破,重庆涪陵焦石坝区块和四川长宁-威远区块均提交探明储量,实现了工业开发。勘探开发活动主要集中在四川盆地及周缘、鄂尔多斯盆地内的页岩气示范区以及主要分布于四川盆地周缘、中扬子地区、黔南地区、南华北盆地的页岩气招标区内。

此外,松辽、塔里木、准噶尔等盆地和地区也取得了一定的勘探开发进展。

3 评价成果

石油地质资源量1257亿吨,可采资源量301亿吨

石油地质资源量1257亿吨、可采资源量301亿吨,包括致密油地质资源量147亿吨、可采资源量15亿吨。其中,陆上石油地质资源量1018亿吨、可采资源量230亿吨;近海地质资源量239亿吨、可采资源量71亿吨。与2007年全国油气资源评价结果相比,石油地质资源量、可采资源量分别增加492亿吨和89亿吨,增幅分别为64%和42%。

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图1 全国石油资源分布图

天然气地质资源量增90.3万亿立方米,可采资源量50.1万亿立方米

天然气地质资源量90.3万亿立方米、可采资源量50.1万亿立方米,包括致密气地质资源量22.9万亿立方米、可采资源量11.3万亿立方米。其中,陆上天然气地质资源量69.4万亿立方米、可采资源量37.9万亿立方米,近海地质资源量20.9万亿立方米、可采资源量12.2万亿立方米。与2007年全国油气资源评价结果相比,天然气地质资源量、可采资源量分别增加55.3万亿立方米和28.1万亿立方米,增幅分别为158%和127%。

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图2 全国天然气资源分布图

全国煤层气地质资源量30万亿立方米,可采资源量12.5万亿立方米

埋深2000米以浅煤层气地质资源量30.1万亿立方米,可采资源量12.5万亿立方米,与2007年全国油气资源评价结果相比,煤层气地质资源量减少了6.8万亿立方米,可采资源量增加了1.6万亿立方米。

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图3 全国煤层气资源分布图

全国页岩气地质资源量122万亿立方米,可采资源量22万亿立方米

全国埋深4500米以浅页岩气地质资源量121.8万亿立方米,可采资源量21.8万亿立方米,对比2011年完成的《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》评价结果,地质与开采资源量分别减少了12.6万亿立方米与3.3万亿立方米,减少幅度分别为9.35%与13.03%。

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图4 全国页岩气资源分布图

油气资源品质整体变差

全国待探明石油地质资源量885亿吨,84%的资源分布在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、珠江口、柴达木、北部湾盆地8个大盆地。随着高品质石油资源逐步开采消耗,剩余资源品质整体降低,超过35%的资源分布在低渗储层,25%为致密油和稠油,20%分布在海域深水。待探明天然气地质资源量77万亿立方米,88%的资源分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、柴达木、东海、琼东南、莺歌海、珠江口9大盆地,超过35%的资源分布在低渗储层,25%为致密气,20%以上位于海域深水。勘探对象日趋复杂,勘探开发成本提高。

非常规资源具有现实可开发价值的比例不高

当前经济技术条件下,可有效开发的页岩气有利区可采资源量5.5万亿立方米,只占总量的25%,主要分布在四川盆地及其周缘。煤层气有利区可采资源量4万亿立方米,占总量的30%,主要分布在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西盆地北部和准噶尔盆地南部。

4 增长因素石油天然气资源量变化原因分析

与2007年评价相比,本次评价资源量出现大幅增长的主要因素有三点。首先,勘探投入和工作量的持续增加,2014年,全国石油天然气勘查投资742.44亿元,较2007年的541.89亿元大幅增长了200.55亿元,勘查投入大幅增长带来工作量的增加,全国完钻探井3503口,总进尺886.80万米,完成二维地震勘探87853千米,三维地震43535平方千米;其次,勘探理论的突破和地质认识逐渐深化,海相碳酸盐岩、岩性地层、前陆盆地、高原咸化湖盆、致密油气成藏理论的突破,成熟探区精细勘探理论与技术的发展,使勘探开发领域不断扩展;此外,技术进步大大降低了资源的门槛,水平井钻探、压裂技术,海洋深水钻探装备等的快速发展,使得过去不被认为是资源的,现在得到了有效的利用,资源向着更低渗透率、更大埋深、更大水深迈进。

煤层气资源量变化原因分析

本次煤层气资源评价结果变化主要原因是含气量的变化和埋深变化。与新一轮全国煤层气资源评价时相比,本次评价是在全国超过15000口钻井资料基础上开展的一次评价,实测含气量数据大大增加,数据可信度增强。实测数据表明,低煤阶含气盆地普遍存在含气量降低情况,以西部的准噶尔盆地、吐哈、三塘湖盆地最为明显。此外,埋深变化造成资源量变化,在新一轮全国煤层气资源评价时,塔里木盆地计算的是埋深2000米以浅的三叠系和侏罗系煤层。本次评价,结合实际连井剖面和煤层展布规律分析,塔里木埋深2000米以浅基本已无三叠纪地层,而侏罗系煤层气资源主要集中在盆地边缘极小范围内,评价面积较新一轮减少了85.5%,从而导致塔里木盆地资源量大幅减少。

页岩气资源量变化原因分析

从沉积相来看,本次页岩气资源评价结果变化主要体现在海相进展大,资源量占比增长明显。海相页岩测试的含气量高于之前的预测,志留系龙马溪组海相页岩气资源量相对较为落实,埋深、含气量、页岩有效厚度等关键评价参数可靠程度较高。生气范围小、含气量低导致陆相页岩气资源潜力有限,评价面积和页岩厚度等关键参数的减小导致资源量评价结果变小。海陆过渡相页岩气单井产量低,资源前景不明确,评价面积和含气量等关键参数的减小导致资源量评价结果变小。

从层系来看,本次页岩气资源评价结果变化主要体现在二叠系和志留系页岩气资源量的明显增加,以及寒武系、泥盆系、侏罗系、白垩系和古近系页岩气资源量的明显减少。自2011年以来,泥盆系、侏罗系、白垩系以及古近系页岩气勘探没有明显进展,总体认为这几个层系页岩气地质条件较差,潜力不大,计算的页岩气资源量明显减少。随着勘探开发的不断推进,下寒武统页岩气保存条件复杂、含气量低,含气饱和度低,尤其是四川盆地围缘页岩气氮气含量高,甲烷含量低,因此,此次评价寒武系页岩气资源量较少明显。由于近年来志留系和二叠系页岩气勘探开发取得显著进展,特别是志留系页岩气已大规模商业开发,对资源的认识更为深入,获得的基础数据更为全面,因此,与2011年评价结果相比,志留系和二叠系页岩气资源量增加明显。

5 趋势预测

综合分析,预计2030年之前,我国年探明石油地质储量仍将保持较高的水平,年均探明储量10亿吨,石油产量保持平缓态势,维持2.1亿吨水平。综合考虑常规天然气、致密气、煤层气和页岩气,预计2030年之前,我国天然气探明地质储量还将处于高峰增长阶段,年均探明储量7000亿立方米,天然气产量保持较快增长,但增长速度有所下降,到2020年,全国天然气总产量为2100亿立方米,2025年为2600亿立方米,2030年达到3000亿立方米。

石油储量、产量趋势预测

2030年之前,我国年探明石油地质储量仍保持较高的水平,其中2016~2020年年均探明储量11.03亿吨;2021~2030年年均探明10.18亿吨。2016~2030年可累计探明储量157亿吨,年均探明储量10.47亿吨。按石油地质资源量1257.13亿吨(包括常规石油与致密油)考虑,2030年的资源探明程度为42.4%,属于勘探的中期。

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图5 全国石油探明地质储量增长趋势预测图

2025年之前,全国石油产量保持平缓增长态势,2020年产量可达2.17亿吨,2025年为2.18亿吨,2030年下降到2.09亿吨。

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图6 全国石油产量增长趋势预测图

天然气储量、产量趋势预测

2030年之前,我国天然气地质储量还处于高峰增长阶段,其中2016~2020年年均探明储量6960亿立方米;2021~2030年年均探明7268亿立方米。2016~2030年可累计探明储量10.75万亿立方米,年均探明储量7166亿立方米。按天然气地质资源量90.29万亿立方米(包括常规气与致密气)考虑,2030年的资源探明程度为25.0%,属于勘探的早中期,仍然具有很大的潜力。

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图7 全国天然气探明地质储量增长趋势预测图

2016~2030年全国天然气产量保持较快增长,但增长速度有所下降。到2020年天然气产量可达1785亿立方米,2025年为2116亿立方米,2030年达到2365亿立方米。

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图8 全国天然气产量增长趋势预测图

煤层气储量、产量趋势预测

2030年之前,我国的煤层气年探明地质储量仍保持平稳增长态势,2016~2020年可累计探明超过3500亿立方米,年均700亿立方米,2021~2030年随着勘探技术的进步和领域扩展,可累计探明超过9400亿立方米,年均946亿立方米。2016~2030年可累计探明1.3万亿立方米,是目前累计探明储量的2倍。

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图9 全国煤层气探明地质储量预测图

综合考虑地面开发的煤层气产量与矿井煤层气抽采量,可以得到2030年之前我国总的煤层气产量预测结果:2020年可达到251亿立方米,2025年达到330亿立方米,2030为370亿立方米,总体呈现稳步上升的态势(图10)。

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图10 全国煤层气产量综合预测图

页岩气储量、产量趋势预测

页岩气勘探开发工作起步晚,但发展迅速。预计2016~2020年全国可累计探明页岩气地质储量1万亿立方米,年均2000亿立方米;2020年之后,随着技术的发展和勘探领域的扩展,页岩气储量还将保持较高的增长速度,预计2021~2030年全国可累计探明页岩气地质储量2万亿立方米,年均2000亿立方米。预计2020年增长到200亿立方米左右,2025年达到350亿立方米,2030为500亿立方米,总体呈现稳步上升的态势。

6 勘探重点石油天然气勘探重点

以新领域、新类型、新地区、新深度为主攻方向,加强深层油气、海相碳酸盐岩、海域深水、南海南部海域的勘探,稳定东部老油田产量,促进西部和海域油气产量的持续增长,实现“东部可持续、西部快发展、海域大突破”的勘探开发格局。

1.东部成熟探区精细勘探

松辽盆地石油勘探应重点加强中央坳陷区剩余资源的深化勘探,以大庆长垣及周边、三肇凹陷扶杨油层、长岭凹陷葡萄花油层为主;天然气勘探以徐家围子、长岭、英台、王府和梨树断陷为重点,加大勘探力度,实现规模增储;松辽盆地白垩统致密油气也具有一定勘探潜力。渤海湾盆地陆上的油气勘探应重点围绕富油气凹陷,实施油气并举,深浅兼顾,突出岩性地层、潜山、滩海三大领域,深化地质认识,实施精细勘探。此外,渤海湾盆地束鹿凹陷、沧东凹陷和辽河西部凹陷雷家地区古近系也是致密油的有利勘探区。

2.中部盆地深化勘探开发

四川盆地天然气重点勘探川东飞仙关组、龙岗、元坝台缘、通南巴构造带长兴组—飞仙关组鲕滩礁滩、川西陆相、川东北中浅层、川中震旦系、寒武系、三叠系须家河等,拿到一批千亿立方米大气田;川中和川西地区上三叠统须家河组是未来致密气勘探开发的重点。鄂尔多斯盆地落实姬塬、陕北、华庆、西峰及周边等四个石油上产区,加快勘探盐池、彭阳等多个含油有利区,长9、长10两个新有利层系及陇东、新安边等14个含油有利区。继续加强苏里格及

其外围、东部神木—子洲、西南缘陇东、东南缘宜川—黄龙地区等地区天然气勘探,争取上古生界致密气多层系满盆含气连片,形成10万亿方级超大气区。

3.西部盆地快速发展

准噶尔盆地未来油气资源重点领域主要有玛湖凹陷东西斜坡带岩性—地层油藏、阜东斜坡带岩性油藏、沙湾西斜坡带岩性油藏、南缘山前断褶带构造气藏、陆东地区石炭系气藏。塔里木盆地油气勘探主攻库车坳陷大北—克拉苏构造带、乌什凹陷、秋里塔格构造带、塔北隆起塔河地区、轮南地区、哈拉哈塘凹陷及塔中I号坡折带中西部,库车东部致密气具有一定勘探潜力。柴达木盆地油气勘探以昆仑山前西段、阿尔金山前东段、祁连山前西段长期发育的古隆起、古斜坡区为重点,积极探索柴西古—新近系富烃凹陷周缘及柴北缘下侏罗统凹陷周缘岩性及致密油气藏。

4.近海海域寻求突破

按照“做强渤海、拓展南海、加快东海、探索黄海”的勘探开发布局,加快海洋油气资源勘探开发。渤海以环辽中凹陷、环渤中凹陷、黄河口凹陷西南斜坡等富烃凹陷精细勘探为主,推动绥中—旅大构造、石臼坨凸起等油田区滚动勘探,加快辽西中洼、秦南凹陷、莱州湾凹陷等多个潜在富烃凹陷勘探,深化中深层及隐蔽圈闭勘探,推动潜山勘探,加强天然气勘探。南海北部石油勘探坚持以富烃凹陷及其有利区带为主要勘探方向,重点加强珠江口盆地珠一坳陷、珠三坳陷、东沙隆起、北部湾盆地涠西南凹陷和乌石凹陷等领域的勘探,实现原油稳产上产。在莺歌海盆地东方区、乐东区、琼东南盆地大崖城区和深水区四大天然气重点勘探领域,力争实现四个千亿方天然气探明地质储量规模。

煤层气勘探重点

煤层气勘探在加强沁水盆地南部勘探的同时,积极向盆地北部扩展;深化鄂尔多斯盆地东缘的柳林、韩城等勘探项目,加快大宁—吉县、保德—河曲、临兴的煤层气勘探,积极扩展神府、准格尔、彬县—长武的勘探。此外,将勘探范围进一步扩大到华南、东北及西北地区。煤层气开发继续以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点,在沁水盆地建成并持续开发寺河、潘河、成庄、潘庄、赵庄等项目,完成大宁、郑庄、柿庄南等项目,加快建设马必、寿阳、和顺等项目。在鄂尔多斯盆地东缘建成柳林、韩城、三交、大宁—吉县、保德、延川南等项目。开展安徽、河南、四川、贵州、新疆等省区煤层气开发试验,力争取得突破。

页岩气勘探重点

我国页岩气勘探开发存在九大重点领域,可滚动建设80个页岩气勘查开发区。在“十二五”勘探开发成果基础上,“十三五”期间重点围绕四川盆地及周缘、鄂尔多斯盆地南部领域,加快川东南涪陵焦石坝、川南长宁—威远、昭通、富顺—永川和鄂南延长页岩气正建产区产能建设;加大四川盆地及周缘和鄂尔多斯盆地直罗—张家湾陆相页岩气整体评价,优选目标开展勘探评价和开发试验,针对其中能达到经济有效开发水平的目标,部署批量开发井;同时积极准备四川盆地二叠系、中下扬子海相层系、大华北地区石炭—二叠系、塔里木盆地海相层系和东部断陷盆地(渤海湾、松辽等)深层陆相页岩气领域,拓展页岩气勘探开发后备阵地,开展页岩气资源调查与选区评价。

7 政策建议

1.夯实理论技术研究

石油地质条件复杂化和资源隐蔽性的加剧,需要进一步加强基础油气地质理论研究,深化资源展布、富集类型、源储配置等方面的研究,重点分析非常规油气成藏机理和模式,着重解决制约油气勘查的重大地质问题,构建对我国油气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的地质理论体系。围绕制约油气开发的关键技术及装备,加大对相关技术研究的支持力度,选取典型试验区进行现场攻关试验,培养和建立高层次技术人才队伍,加快科技攻关,实现自主创新、自主研发,构筑先进的技术平台。通过加强基础地质理论和勘探开发技术研究,夯实未来发展基础,确保资源的经济、环保、有效开发。

2.强化地质调查评价

随着勘探开发工作向新领域、新类型、新方向扩展,需要加强我国油气基础地质调查评价工作,查明油气资源潜力,落实资源分布,优选油气勘查有利区带,为后续勘探开发提供靶区。拓展资源评价内涵,细化评价单元,实施资源分类分级评价,进行评价结果经济性分析,建立油气勘探开发的生态环境影响评价要素和方法体系,积极探索生态评价。针对非常规油气资源,实施勘查开发示范,研究制定资源界定标准、勘查开发规程、技术和储量标准体系等。选择不同盆地类型、沉积相环境、构造特征的勘查靶区,实施勘查示范工程建设,逐步形成适合我国地质特点的勘查开发模式,快速推进我国非常规油气的商业化进程。

3.加快非常规油气勘探开发

将加快非常规油气资源勘探开发提升为国家重大能源战略,着力提高非常规油气资源在国内能源供给中的重要作用。大力推动致密油和页岩油气勘探开发,稳步推进煤层气、页岩气商业化、规模化发展,积极探索天然气水合物试采开发,加强油页岩综合利用与原位开采技术攻关,实施油砂开发炼制工程。提高优质能源保障水平,保护生态环境,促进能源资源的清洁、高效和安全利用与可持续发展,为经济稳定增长提供支撑。

(来源:中国国土资源报)

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