什麼是低品位石油

⑴ 低品位油氣資源潛力

我國油氣資源類型多，總量豐富，低品位油氣資源潛力巨大。我國低品位石油資源潛力評價重點在於低滲透油氣、剩餘油氣、重油以及頁岩氣。

1.2.1低品位石油資源潛力

1.2.1.1我國石油資源概況

據新一輪全國油氣資源評價結果顯示^[14]：我國陸域和近海115個盆地石油遠景資源量1086億噸，其中，陸地934億噸，近海152億噸；石油地質資源量765億噸，其中陸地658億噸，近海107億噸；石油可采資源量212億噸，其中陸地183億噸，近海29億噸。截至2008年底，我國累計探明石油地質儲量290億噸，探明程度38%。待探明石油地質資源量為475億噸，占總地質資源量的62%，待探明石油可采資源量為133億噸，占總可采資源量的63%。從分布上看，我國總體上的石油資源主要分布在東部、西部和近海，如表1.3所示。我國石油資源處於勘探中期，具有較大的勘探空間和發展潛力。

表1.3 我國石油資源情況表（單位：億噸）

數據來源：文獻[14]。

1.2.1.2低品位石油資源

我國低品位油氣資源豐富。據新一輪全國油氣資源評價結果顯示^[14]：全國低滲透石油遠景資源量為537億噸，佔全國石油遠景資源量的49%；全國低滲透、重油地質資源量307.4億噸，約佔全國石油地質資源量的40%（不含南海南部）。從地區看，低滲透石油資源廣泛分布於全國陸地油氣區，而重油則主要分布在東部、西部和近海海域（南海除外），如表1.4所示。從盆地分布看，低滲透油主要分布在松遼、渤海灣、鄂爾多斯、准噶爾等盆地，約佔全國低滲透石油資源的78.7%，而重油則主要分布於渤海灣、准噶爾等盆地，約佔全國重油資源的77%，如表1.5，圖1.2所示。

表1.4 全國低品位石油資源量表（單位：億噸）

註：「—」表明缺乏數據，括弧內為綜合數據，以上數據均來自新一輪全國油氣資源評價（2007）。

表1.5 重點盆地石油資源分類表（單位：億噸）

註：「—」表明缺乏數據，括弧內為綜合數據，以上數據均來自新一輪全國油氣資源評價（2007）。

圖1.2 重點盆地低品位石油資源量及比例示意圖

註：括弧外數據為低品位石油資源量，單位億噸；括弧內數據為低品位資源量占當地油氣資源量百分比。

隨著勘探開發程度的提高，全國剩餘石油資源品位逐漸降低，低品位石油資源所佔比例不斷增高，日益成為全國油氣勘探的主要對象。截至2008年，全國石油剩餘資源量799億噸（遠景），其中低滲透（含特低滲透）資源量431億噸，占剩餘石油資源總量的54%，重油佔6%^[12]，如圖1.3所示。低品位資源，特別是低滲透資源佔有越來越重要的地位。

圖1.3剩餘石油資源品位分布示意圖

從勘探成果來看，隨著油氣勘探的不斷發展，我國石油儲量不斷增加，呈現較大幅度增長，但優質儲量增速放緩，低品位儲量比例越來越高。以中石油為例，2003～2008年，中石油新增石油探明儲量中，低滲透所佔比例分別為69.1%、79.3%、70.5%、64.1%、71.3%、87%，平均達到70%以上^[15]。截至2008年底，我國已發現184個低滲透油田，累計探明低滲透石油地質儲量141億噸，可采儲量18.9億噸^[15]。從表1.6可以看出，我國石油年均新增可采儲量與年均新增地質儲量之比不斷降低，由20世紀60年代的0.138降為近年的0.168，採收率也不斷降低，由20世紀60年代38%降為近年的27%～28%。這種狀況，一方面表明，我國由於新增探明儲量中低品位比例不斷增加，油氣勘探開發難度日益加大；另一方面也表明低品位油氣資源儲量豐富，具有巨大的開發潛力。

表1.6 1960～2008年全國年均新增石油地質儲量和可采儲量統計

數據來源：國土資源部油氣資源戰略研究中心，中國油氣資源信息手冊，2009。

從低品位石油開發情況來看，我國低品位原油產量逐漸增加。2006～2008年，我國低滲透原油產量比例分別為34.8%，36%，37.6%^[15]。2008年，我國低滲透原油產量0.71億噸（包括低滲透稠油），佔全國總產量的37.6%^[15]。低品位石油資源在油田開發中的地位越來越重要。

1.2.1.3小結

根據國土資源部新一輪油氣資源評價成果顯示^[14]：我國石油遠景資源量為1086億噸，地質資源量765億噸，可采資源量212億噸，處於勘探中期，具有較大的勘探空間和發展潛力。從我國石油資源品位來看，我國低滲透、重油地質資源量307.4億噸，約佔全國石油地質資源量的40%（不含南海南部）；在剩餘資源量中，低品位石油資源佔60%，其中，我國低滲透（含特低滲透）石油剩餘資源量431億噸，佔54%，重油佔6%，這表明我國低品位石油資源豐富，勘探潛力巨大。從勘探成果來看，我國年均新增可采儲量與年均新增地質儲量之比不斷降低，採收率也不斷降低，表明我國新增探明儲量中低品位比例不斷增加，具有巨大的開發潛力。從開發情況來看，我國低滲透原油產量比例逐年上升，近三年分別為34.8%，36%，37.6%，表明我國低品位原油正逐漸成為原油開發的主體，在原油生產中占據著重要地位。

1.2.2低品位天然氣資源潛力

1.2.2.1我國天然氣資源概況

我國天然氣比較豐富，隨著天然氣勘探開發技術的迅猛發展，我國天然氣資源量的估算值不斷增加，其中低品位天然氣所佔比例大。

據新一輪全國油氣資源評價結果顯示^[14]：除南海南部14個盆地外，在我國陸地和近海海域115個含油氣盆地中，天然氣遠景資源量為56萬億立方米，其中陸地43萬億立方米，近海13萬億立方米；天然氣地質資源量為35萬億立方米，其中陸地27萬億立方米，近海8萬億立方米；天然氣可采資源量22萬億立方米，其中陸地17萬億立方米，近海5萬億立方米，勘探處於早期。截至2008年底，我國已探明各類氣田415個，探明天然氣地質儲量6.5萬億立方米，探明程度19%；待探明天然氣地質資源量28.5萬億立方米，占總地質資源量81%，待探明天然氣開采資源量為18萬億立方米，占總可采資源量的82%。

從分布上看，我國的天然氣資源主要分布在西部的塔里木、鄂爾多斯、四川、柴達木、准噶爾盆地，東部的松遼、渤海灣盆地，以及東部近海海域的渤海、東海和鶯—瓊盆地。目前這9個盆地遠景資源量達46萬億立方米，佔全國資源總量的82%；已探明天然氣地質儲量6.21萬億立方米，佔全國已探明天然氣地質儲量的93%；剩餘資源量40萬億立方米，佔全國剩餘資源量的81%，如表1.7所示^[16]。

表1.7 我國主要盆地天然氣資源情況（單位：萬億立方米）

數據來源：文獻[16]。

1.2.2.2低滲透天然氣資源

從天然氣資源品位來看，據新一輪油氣資源評價結果顯示：低滲透天然氣地質資源量為8.37萬億立方米，占天然氣地質資源量的23.89%^[16]。在剩餘資源量中，全國天然氣剩餘資源量為49.6萬億立方米（遠景），其中低滲透24.8萬億立方米，占剩餘天然氣資源總量的51%^[12]。在剩餘資源中，低滲透天然氣資源佔有「半壁河山」，如圖1.4所示。從分布看，低滲透氣主要分布在中、西部地區，主要是鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、准噶爾盆地等，如表1.8所示。

圖1.4 剩餘天然氣資源品位分布示意圖

表1.8 全國天然氣資源量表

註：「—」表明缺乏數據，以上數據均來自新一輪全國油氣資源評價（2007）。

從天然氣勘探成果來看^[16]，我國天然氣新增探明氣田總體以低滲儲量為主，並呈逐年增加趨勢；低滲儲量在新增探明儲量中的比例由「八五」末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例明顯加大，如圖1.5所示。截至2008年底，我國已發現192個低滲透氣田，累計探明低滲透天然氣地質儲量4.1萬億立方米（占天然氣累計探明地質儲量的63.6%），可采儲量2.37萬億立方米，主要分布在中、西部地區^[15]。

圖1.5 大中型氣田低滲儲量佔新增探明儲量的比例

數據來源：文獻[16]。

從低品位天然氣的開發情況來看，2008年，我國低滲透天然氣產量達320億立方米，占天然氣總產量的42.1%^[17]。2006～2008年，我國低滲透天然氣的產量比例逐年上升，分別為39.4%，40.9%，42.1%^[17]。預計我國天然氣產量中，低滲透天然氣所佔比例將持續增大，我國未來天然氣產量穩產增產將更多地依靠低滲透天然氣。

1.2.2.3頁岩氣

除常規天然氣外，我國蘊藏豐富而且尚未開發或者開發程度極低的非常規油氣資源。我國的非常規天然氣資源量（僅包含緻密砂岩氣、煤層氣、頁岩氣和天然氣水合物），達280.6萬億立方米，是常規天然氣資源量的5.01倍^[18]。隨著技術的進步，我國非常規天然氣資源的開發潛力越顯強大^[18]。

初步研究表明^[19～20]，我國頁岩氣資源十分豐富，按沉積環境，我國頁岩氣主要發育在海相和海陸過渡相地層中；按分布區域可劃分為南方（包括四川盆地等）、華北（包括鄂爾多斯、渤海灣及南華北等盆地）及西北（包括塔里木、准噶爾等盆地）三大區域。其中南方廣大地區的志留系地層中，發育大套黑色頁岩，有機碳含量大多達10%～15%，演化程度較高，所形成的泥（頁）岩氣資源潛力相當可觀，華南褶皺帶和秦嶺褶皺帶、揚子准地台等均是勘探的有利區域。

目前，我國尚未開展全國頁岩氣資源調查評價工作，對頁岩氣資源狀況和潛力還不清楚，但中石油和國外專家學者進行了初步估算。據Rogner（1997）評價中國頁岩氣資源量100萬億立方米；Kawata，Fujita（2001）等評價，中亞和中國頁岩氣資源量近99.8萬億立方米（表1.9）；美國科羅拉多礦業學院JohnB.Curtis（2002）評價，中國頁岩氣資源量15～30萬億立方米^[21]；中石油評價（2009），中國頁岩氣資源量30.7萬億立方米^[22]。總的看，目前評價顯示，我國頁岩氣資源量30～100萬億立方米，超過國內常規天然氣資源量，大致與美國頁岩氣資源量相當。其中，僅四川盆地威遠地區和瀘州地區頁岩氣資源量就高達6.8～8.4萬億立方米，相當於該盆地常規天然氣資源總量^[13]。全球頁岩氣、煤層氣和緻密砂岩氣資源量及其分布如表1.9所示。

表1.9 全球頁岩氣、煤層氣和緻密砂岩氣資源量及其分布

1.2.2.4小結

根據國土資源部新一輪油氣資源評價成果（2007）顯示：我國常規天然氣中，低滲透天然氣地質資源量為8.37萬億立方米，占天然氣地質資源量的23.89%，表明我國低品位天然氣總量巨大；在剩餘資源量中，低滲透（含特低滲透）24.8萬億立方米，占剩餘天然氣資源總量的51%，表明在待探明資源量中我國低品位天然氣比重大，勘探潛力大；在新增探明儲量中，低品位天然氣的比例由「八五」末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例不斷加大；在已探明儲量中，低滲透氣田累計探明儲量4.1萬億立方米，占天然氣累計探明地質儲量的63.6%；可采儲量達2.37萬億立方米，表明我國低品位天然氣儲量大，開發潛力大；在天然氣產量中，2008年我國低滲透天然氣產量達320億立方米，占天然氣產量的42.1%，表明我國低品位天然氣產量大。此外，我國非常規天然氣資源量達280.6萬億立方米，發展潛力巨大。

由於我國地質條件和油氣分布復雜，而且經過半個多世紀的勘探開發，大量易於尋找的優質、整裝大型油氣田已被發現和探明，油氣勘探日益轉向深層、深水、高原等新區、新領域，向非常規資源發展，勘探難度不斷加大，風險越來越大，而且新發現油氣田或新探明儲量品位不斷降低。近年來，相繼發現的大型油氣田，如蘇里格氣田、普光氣田、龍崗氣田、徐深氣田、南堡油田等，不是低滲透氣、高含硫氣，就是稠油等。預計，隨著油氣勘探深入發展，今後低品位油氣資源將日益成為我國油氣勘探開發主要對象。

⑵ 什麼是石油石油是怎麼形成的剛開採的石油不用加工能不能使用

石油又稱原油，是從地下深處開採的棕黑色可燃粘稠液體。主要是各種烷烴、環烷烴、芳香烴的混合物。它是古代海洋或湖泊中的生物經過漫長的演化形成的混合物，與煤一樣屬於化石燃料。石油主要被用來作為燃油和汽油，燃料油和汽油組成目前世界上最重要的一次能源之一。 石油的生成 研究表明，石油的生成至少需要200萬年的時間，在現今已發現的油藏中，時間最老的可達到5億年之久。在地球不斷演化的漫長歷史過程中，有一些「特殊」時期，如古生代和中生代，大量的植物和動物死亡後，構成其身體的有機物質不斷分解，與泥沙或碳酸質沉澱物等物質混合組成沉積層。由於沉積物不斷地堆積加厚，導致溫度和壓力上升，隨著這種過程的不斷進行，沉積層變為沉積岩，進而形成沉積盆地，這就為石油的生成提供了基本的地質環境。 伴隨各種地質作用，沉積盆地中的沉積物持續不斷地堆積。當溫度和壓力達到一定程度後，沉積物中動植物的有機物質轉化為碳氧化合物分子，最終生成石油和天然氣。

⑶ 石油是什麼物質 石油介紹

1、石油又稱原油，是一種粘稠的、深褐色（有時有點綠色的）液體。地殼上層部分地區有石油儲存。它由不同的碳氫化合物混合組成，其主要組成成分是烷烴，此外石油中還含硫、氧、氮、磷、釩等元素。石油主要被用來作為燃油和汽油，燃料油和汽油組成世界上最重要的一次能源之一。石油也是許多化學工業產品如溶液、化肥、殺蟲劑和塑料等的原料。

2、石油是指氣態、液態和固態的烴類混合物，具有天然的產狀。石油又分為原油、天然氣、天然氣液及天然焦油等形式，但習慣上仍將「石油」作為「原油」的定義用。

3、簡介：石油的性質因產地而異，密度為0.8 -1.0g/cm3，粘度范圍很寬，凝固點差別很大（30 ~ -60℃），沸點范圍為常溫到500攝氏度以上，可溶於多種有機溶劑，不溶於水，但可與水形成乳狀液。不過不同的油田的石油的成分和外貌可以區分很大。石油主要被用作燃油和汽油，燃料油和汽油在2012年組成世界上最重要的二次能源之一。

4、石油也是許多化學工業產品如溶劑、化肥、殺蟲劑和塑料等的原料。2012年開採的石油88%被用作燃料，其它的12%作為化工業的原料。實際上，石油是一種不可再生原料。石油是一種粘稠的、深褐色液體，被稱為「工業的血液」。地殼上層部分地區有石油儲存。主要成分是各種烷烴、環烷烴、芳香烴的混合物。是地質勘探的主要對象之一。

⑷ 概念和分類

「低品位」油氣資源是一個相對的概念，是相對於已經發現的規模大、豐度高、油質好、單井產量高的「高品位」而言；同時也是相對於技術經濟條件而言，是技術經濟條件的函數，與經營管理的方式密切相關¹，1因此，世界各國學者根據所在國不同的資源狀況和技術經濟條件對「低品位」油氣資源進行了不同的界定。

1.1.1國外研究與實踐

目前，美國等國家一般較少採用「低品位」的概念，因此也就沒有對低品位油氣資源提出相對統一的概念和分類。通常情況，美國採用「邊際」、「非常規」等概念來描述低品位、難動用油氣資源，以區別於優質資源。「邊際」概念主要是指在一定市場（價格）條件下，採用現有成熟技術不能實現經濟開采（滿足一定的投資回報率）的石油、天然氣儲量，包括探明儲量規模太小的油氣田、規模大但開發難度大的油氣田、重（稠）油、剩餘油（尾礦）等。「非常規」的概念，則用來描述利用常規技術工藝不能開發的油氣資源，如油砂、油頁岩、煤層氣、頁岩氣、緻密砂岩氣等。在實際應用中，這兩個概念沒有截然分開，存在明顯交叉。即便如此，對於任何一種具體的邊際儲量和非常規資源，美國等國家在研究制定相關政策時，都給予了明確的界定，包括孔隙度、滲透率、密度、粘度等具體的物性、物理指標^[2]。

國外曾把滲透率小於100mD（mD：毫達西，為滲透率單位）的油田劃為低滲透油田。隨著科學技術的發展，目前通常也把低滲透油田的上限定為50mD，並進一步將低滲透油藏分為以下三種類型^[3～4]：

一類儲層滲透率10～50mD，稱為低滲透油田。此類儲層的特點接近於正常儲層。地層條件下含水飽和度為25%～50%。這類儲層一般具有工業性自然產能，但在鑽井和完井中極易造成污染，需採取相應的儲層保護措施。開采方式及最終採收率與常規儲層相似，壓裂可進一步提高其產能。

二類儲層滲透率1～10mD，稱為特低滲透油田。此類儲層含水飽和度變化較大，部分為低電阻油層，測井解釋難度較大。這類儲層自然產能一般達不到工業性標准，需壓裂投產。

三類儲層滲透率0.1～1mD，它屬緻密低滲透儲層，稱為超低滲透油田。由於孔隙半徑很小，因而油氣很難采出。這類儲層已接近有效儲層的下限，幾乎沒有自然產能，需進行大型壓裂改造方能投產。就目前的世界工藝技術水平而言，0.1mD以下的低滲透油藏也是可以開發的，但經濟上可能是無效的。

近年來，美國將滲透率低於1.0mD油藏定為低滲透油藏，而將滲透率低於0.01mD的油藏定為特低滲透油藏。美國聯邦能源管理委員會根據《美國國會1978年天然氣政策法》的有關規定，提出將有效滲透率低於0.1mD的砂岩氣藏確定為緻密氣藏。美國能源部對緻密砂岩氣藏進一步分類，規定：0.05～0.1mD為緻密砂岩氣藏；0.001～0.05mD為很緻密砂岩氣藏；0.0001～0.001mD為極緻密砂岩氣藏。

1.1.2國內研究與實踐

國內對低品位油氣的界定比較多，沒有形成統一的概念。國家有關部門、一些專家學者分別從不同角度對低品位油氣資源進行了描述。

1.1.2.1國家行業標准

國家有關部門從油氣藏分類的角度，對一些低品位油氣藏進行了定量描述和界定。國家油藏分類（標准編號：SY/T6168-1995）如表1.1所示；國家氣藏分類標准（標准編號：SY/T6169-1995）如表1.2所示。

表1.1 國家油藏分類（標准編號：SY/T6168-1995）

表1.2 國家氣藏分類標准（標准編號：SY/T6169-1995）

1.1.2.2專家學者界定

國內專家學者也對低品位油氣資源的概念和類型做了大量研究。

有的學者借鑒國外標准，從物性指標參數等方面對低滲透油藏概念進行了研究和界定。羅蟄潭等^[5]認為：滲透率低於100mD的儲層為低滲透儲層。嚴衡文等在西安國際低滲透油氣藏會議上，提出了低滲透儲層的劃分標准：滲透率大於100mD為好儲層；滲透率10～100mD為低滲透儲層；0.1～10mD為特低滲透儲層。李道品等^[6]提出：滲透率10～50mD為低滲透；滲透率1.0～10mD為特低滲透；滲透率0.1～1.0mD為超低滲透。由中國石油天然氣集團公司組織編寫的《中國石油勘探開發網路全書》^[7]中規定：滲透率≥10～50mD為低滲透；滲透率≥1.0～10mD為特低滲透；滲透率＜1.0mD為超低滲透。王光付等^[8]提出：有效滲透率10～50mD的油藏為一般低滲透油藏；有效滲透率1～10mD的油藏為特低滲透油藏；有效滲透率0.1～1.0mD的油藏為超低滲透油藏。

李浩和楊海濱主要從經濟和技術角度提出了低品位石油儲量判斷標准，他們認為低品位石油儲量就是難動用石油儲量^[9]。從經濟角度來說，12%的投資收益率是劃分儲量難動用與否的標准，投資收益率達不到12%的，被定義為難動用儲量；將成本利潤率小於6%的已開發油藏定義為石油尾礦^[9]。從技術角度說，難動用儲量是指在自然條件下由於技術原因開發難度較大的儲量，一般又分為3種類型：油藏岩石的物性不好；油品本身特性不好，粘度太大；進入開發後期的難采儲量。難動用石油儲量具有以下特點：①資源本身物化特性或其儲層物性較差，通常其相對密度較大、粘度較高、流動性差、非烴組分含量高，或具有儲量豐度低、單井產量低及滲透率低的「三低特徵」；②資源本身質量和儲集性較好，但分布復雜，或儲量規模較小，需要特殊工藝和設備，風險高；③隨著技術的發展與油價的變化，可以變為可動用儲量；④由於管理體制、管理水平等的不同，儲量的可動用性不同。邱中建等認為^[10]：難采儲量往往受制於油價的高低，對油價的波動非常敏感，如果油價從18美元/桶增至28美元/桶，那麼大部分難采儲量都可以動用。而且他們還認為，由於難采儲量開采成本高，大型國有石油公司動用它們的積極性往往不高，如果改變經營方式，縮小經營單位，採用股份制，由國有石油公司控股，精打細算，那麼大部分難采儲量也可以動用。這種經營方式在我國某些地方已經存在，而且可以盈利。如果同時加大科技攻關的力度，降低難采儲量開發的成本，那麼難采儲量也會被動用。

查全衡等^[2]認為「低品位」資源是相對概念，一是相對於已發現的規模大、豐度高、油品好、產量高油氣田的「高品位」而言的。「低品位」資源的成因有兩種：一種是天然形成的。我國通常將復雜的小斷塊油氣田、稠油油田和低豐度、低滲透油氣田的資源稱為「低品位」資源。另一種是人為造成的。長期開采後的油氣田剩餘的資源，大體相當於固體礦藏的「尾礦」，資源品位變差。不過流體礦藏的「尾礦」總量巨大，目前一般占探明地質儲量的70%以上。二是相對於技術經濟條件而言。「品位」是技術經濟條件的函數，隨著技術進步、油價上升，「低品位」資源可以成為「高品位」資源，而在油價下降時，「高品位」資源也可以成為「低品位」資源，如圖1.1所示。

圖1.1 油氣資源品位構成三角圖

潘繼平等^[11]從資源質量、儲集物性及分布特徵等方面將低品位儲量分為以下四大類：①I類，即稠油類。這類資源本身質量比較差。從物理性質上看，密度大，密度一般超過0.934g/cm³，粘度大於100m Pa·s（m Pa·s：毫帕斯卡·秒，為粘度單位），流動性差；從化學性質組分上看，氧、硫、氮等元素、非烴及瀝青質含量高，硫元素含量0.4%～1.0%；氮元素0.7%～1.2%，而常規油的硫和氮含量通常分別低於0.4%和0.7%，非烴和瀝青質含量高達10%～30%，有的甚至可達50%。通常，這類資源埋藏淺，但儲量規模較大。②Ⅱ類，即低滲透類。這類資源本身物化特徵較好，但一方面儲量豐度低，單井產量低，規模較大，總量較大，另一方面儲集物性比較差，孔滲低，滲透一般小於50×10^-3μm²，物性非均質性強，儲集空間分布極其復雜，比如裂縫或溶蝕孔隙，總體上，這類儲量屬於油氣貧礦類，主要是由於儲層物性特徵較差致使其難以動用開采，包括復雜岩性、地層油氣藏和裂縫性油氣藏。③Ⅲ類，即小油田類。這類資源本身品質及其儲集物性較好，但由於單個油氣藏（田）面積小、規模小、儲量小，或者構造復雜，斷裂發育，油水關系復雜的小型斷塊油藏，常呈成群或成帶分布，多為邊際油田。由於規模小，開采成本高，風險大，且需要採用先進的鑽井技術，如多分支水平井技術和大位移水平井技術。④Ⅳ類，即剩餘油類。這類資源是指經過多年生產後的油田所剩餘的儲量，屬於油氣「尾礦」，是一種人為生產活動造成的，通常分布在大型老油田，而且總量較大。在經過一次、二次採油後，油藏油水關系復雜，剩餘的資源分布規律性差，開發和生產成本較高，通常需要先進有效的油藏經營管理技術，包括精細油藏描述技術和三次採油技術等。

1.1.2.3小結

從上述情況看，國內低品位油氣資源的概念總體上包括以下四個方面內容：

一是市場經濟條件，即石油價格因素。通常油價越高，越利於低品位油氣資源開發利用，低品位資源將向高品位資源轉換；反之，油價越低，高品位資源將向低品位資源轉換。

二是開發工藝技術條件。技術水平越高、越有效，越有利於低品位油氣資源開發利用，低品位資源向高品位資源轉換；反之，技術水平低下，高品位資源將向低品位資源轉換。

三是政策環境。主要指油氣資源開發的各種稅費政策，適當有效的鼓勵政策有利於低品位資源開發。

四是經營管理水平。主要指企業開發資源的經營管理水平和成本控制能力，較高的經營管理水平和嚴格的財務管理、成本控制，有利於降本增效和低品位油氣資源開發。

從國內外低品位油氣資源的概念和界定指標看，隨著科技進步和扶持政策的完善，低品位油氣資源界定下限越來越低，特別是低滲透油氣資源的下限越來越小，從早期的100mD、50mD逐步下降到20mD、10mD，直到目前的1.0mD、0.5mD、0.3mD、0.1mD，低品位資源的范圍則越來越廣。例如，20世紀80年代，我國採用「常規壓裂」等技術只能使10～50mD的低滲透油藏得到有效動用。2000年以來，鄂爾多斯盆地其他油田，採用「整體壓裂、超前注水」等技術，使得低於0.5mD以下的特低滲透儲量也可以有效動用^[12]。另外，低品位油氣資源概念還與油氣資源管理體制密切相關。通過對比，可以看出，國外低品位油氣資源概念主要從地質和技術方面來確定，特別是儲層物性特徵、油氣資源本身的物理化學參數等客觀條件和特徵。而國內低品位油氣資源概念，特別是學術界，側重於綜合因素，既考慮了儲層物性、資源本身特性，也考慮了技術、政策等人為因素和條件。

1.1.3本研究對低品位油氣資源的界定與分類

綜合考慮國內外低品位油氣資源的概念，本研究對低品位油氣資源的描述為：低品位油氣資源是指在現行體制和一定市場條件（如油價）下，採用常規的經營管理方式，依靠現有成熟工藝技術不能經濟開採的探明石油、天然氣地質（資源）儲量。通常具有滲透率低、豐度小、品質差、規模小、含水率高、單井產量低等一個或多個特徵。

1.1.3.1低品位石油資源

具體來說，低品位石油資源主要包括以下幾類：

低滲透石油：指有效滲透率小於10mD的儲層中的原油資源，具有單井產量低、儲量豐度低等特徵。細分為一般低滲透（1～10mD）、特低滲透（0.5～1mD）、超低滲透 ＜0.5mD）三類。

稠（重）油：指地層溫度條件下，密度大於0.934g/cm³、粘度大於50m Pa·s的原油資源。

剩餘油（石油尾礦）：指進入開發生產後期，綜合含水率超過90%的油氣藏（田）中剩餘的石油地質儲量，具有含水率高、產量持續遞減等特點。

高凝油：指凝固點≥40℃的油藏。

邊際小油田：指在目前的開采技術條件下，沒有經濟效益和難以動用的、儲量規模小的油氣田。

深水油：指水深超過500m的地下儲集層中的石油地質儲量。

1.1.3.2低品位天然氣資源

具體來說，低品位天然氣資源主要包括以下幾類：

低滲透砂岩氣：指有效滲透率小於1mD的砂岩儲層中的天然氣資源，具有單井產量低、儲量豐度低、分布廣等特徵。細分為低滲透氣（0.1～1mD）、特低滲透氣（緻密砂岩氣）＜0.1mD）兩類。

高含非烴氣：指硫化氫（H₂S）、二氧化碳（CO₂）或者氮氣（N₂）等非烴含量超過5%的天然氣資源。

高溫高壓氣：指同時具有地層超壓（壓力系數＞1.3）和高溫（地層溫度＞150℃）的天然氣。

深水氣：指水深超過500m的地下儲集層中的天然氣地質儲量。

頁岩氣^[13]：指賦存於富含有機質的暗色泥頁岩或高碳泥頁岩中，主要以吸附或游離狀態存在的非常規天然氣資源。在埋藏溫度升高或有細菌侵入時，暗色泥頁岩中的有機質，甚至包括已生成的液態烴，裂解或降解成氣態烴，游離於基質孔隙和裂縫中，或吸附於有機質和粘土礦物表面，在一定地質條件下就近聚集，形成頁岩氣藏。頁岩氣藏具有如下特點：

第一，與煤層氣相似，頁岩氣藏具有自生自儲特點，頁岩既是烴源岩，又是儲層，沒有或僅有極短距離的運移，通常就近聚集成藏，不受構造控制，無圈閉、無清晰的氣水界面。

第二，頁岩氣藏分布受暗色頁岩分布控制，面積大，范圍廣，常呈區域性、連續性分布；頁岩氣形成溫度范圍大，在暗色泥頁岩熱演化的各階段均可形成，埋藏深度范圍大，從淺於200m到深於3000m都有可能有頁岩氣藏。

第三，頁岩氣藏儲層具有典型的低孔、低滲特徵，並隨著埋深加大，物性變差。頁岩氣藏孔隙度一般4%～6%，滲透率一般低於0.001mD，若處於斷裂帶或裂縫發育帶，頁岩孔隙度、滲透率增加。

第四，頁岩氣主要以吸附或游離狀態賦存於頁岩儲層中，其中吸附氣含量20%～85%。另外，少量頁岩氣以溶解狀態存在，一般不超過10%。

第五，頁岩氣藏自然壓力低，開發難度大，技術要求高，通常無自然產能，採收率較低，單井產量低，但產量遞減速度慢，生產周期長，一般超過30年。

⑸ 什麼是低品位石油

通常會把那些低滲透度和低豐度油田，稱為低品位油田，由於含油量低或石油熟化程度不好，開采成本很高而不被人們重視。你說的低品位石油應該就是指的這類石油資源吧

⑹ 全國油氣資源潛力與勘探領域

一、油氣資源潛力

(一)主要盆地石油資源潛力

總體上看，我國沉積盆地發育，油氣資源豐富;中、新生代盆地以陸相為主，古生代盆地以海相為主，盆地經過多期疊加和改造，油氣成藏和分布規律復雜，地質認識逐步深化，勘探發現呈階段性，發展空間廣闊。

截至2005年底，全國累計探明石油地質儲量257.98×10⁸t，探明程度33.72%。待探明石油地質資源量為507.03×10⁸t，占總地質資源量的66.28%，待探明石油可采資源量為142.40×10⁸t，占總可采資源量的67.16%。

石油探明儲量主要集中在渤海灣、松遼、塔里木、鄂爾多斯、准噶爾、珠江口和柴達木等7大盆地，平均探明程度41.42%。待探明石油地質資源也主要分布在這7大盆地，渤海灣盆地最多，為112.74×10⁸t;其次為塔里木和鄂爾多斯盆地，分別為69.13×10⁸t和54.00×10⁸t。7大盆地待探明石油地質資源量共計339.62×10⁸t，佔全國的66.98%。渤海灣盆地待探明石油可采資源最多，達28.43×10⁸t;其次是塔里木和松遼盆地，分別為21.77×10⁸t和19.15×10⁸t。7大盆地探明石油可采資源量共計100.44×10⁸t，佔全國的70.53%(表6-2-1)。

表6-2-1 全國石油資源盆地分布表 單位:10⁸t

續表

(二)主要盆地天然氣資源潛力

截至2005年底，全國累計探明天然氣地質儲量4.92×10¹²m³，探明程度14.05%。待探明天然氣地質資源量為30.11×10¹²m³，占總地質資源量的85.95%，待探明石油可采資源量為18.94×10¹²m³，占總可采資源量的85.97%。

天然氣探明儲量主要集中在塔里木、四川、鄂爾多斯、東海、柴達木、松遼、鶯歌海、瓊東南和渤海灣等9大盆地，平均探明程度16.24%。待探明天然氣地質資源也主要分布在這9大盆地，塔里木盆地最多，為8.14×10¹²m³;其次為四川和東海盆地，分別為4.15×10¹²m³和3.53×10¹²m³。9大盆地探明天然氣地質資源量共計24.34×10¹²m³，佔全國的80.83%。待探明石油可采資源塔里木盆地最多，為5.36×10¹²m³;其次是四川和東海盆地，分別為2.61×10¹²m³和2.41×10¹²m³。7大盆地探明石油可采資源量共計15.49×10¹²m³，佔全國的81.78%(表6-2-2)。

表6-2-2 全國天然氣資源盆地分布表 單位:10¹²m³

(三)低勘探程度地區資源潛力

我國115個盆地中Ⅰ類盆地和Ⅱ類盆地石油地質資源量為664.42×10⁸t，天然氣地質資源量為32.01×10¹²m³，分別占總量的86.85%和91.39%;低勘探程度盆地(Ⅲ類和Ⅳ類盆地)石油地質資源量為100.59×10⁸t，天然氣地質資源量為3.02×10¹²m³，分別占總量的13.15%和8.61%。

低勘探程度盆地中，有石油探明儲量的只有彰武、百色、三水、景谷和台西—台西南5個盆地，有天然氣探明儲量的是百色、陸良、保山、三水和台西—台西南5個盆地。

陸上低勘探程度盆地待探明石油地質資源為100.33×10⁸t，占總地質資源量的99.75%;待探明石油可采資源量為21.29×10⁸t，占總可采資源量的99.78%。待探明石油資源主要分布在青藏區的羌塘、措勤、倫北、可可西里和江孜盆地，中部的河套、銀根和巴彥浩特盆地，每個盆地的待探明地質資源量大於2×10⁸t。待探明天然氣地質資源量為30116.98×10⁸m³，占總地質資源量的99.86%;待探明天然氣可采資源量為17593.70×10⁸m³，占總可采資源量的99.86%。待探明天然氣地質資源主要分布在青藏區的羌塘、昌都、措勤和比如盆地以及南方區的楚雄、思茅盆地，每個盆地的待探明地質資源量大於2000×10⁸m³。

其中，青藏地區19個盆地待探明石油資源量為68.9×10⁸t，佔全國13%，其中羌塘、措勤盆地分別為51.11×10⁸t;待探明天然氣地質資源量為1.7×10¹²m³，佔全國的4.8%。該區認識程度低，是今後20年油氣勘探開發的戰略前景區。

海上低勘探程度盆地待探明石油地質資源為11.22×10⁸t，占總地質資源量的99.56%;待探明天然氣地質資源量為8653.75×10⁸m³，占總地質資源量的93.37%。除了台西—台西南盆地有少量油氣儲量，其他盆地尚未有商業油氣儲量的發現。

此外，南海南部海域傳統疆域內油氣資源豐富，石油地質資源量和可采資源量分別為130×10⁸t、43×10⁸t;天然氣分別為8.8×10¹²m³、5.5×10¹²m³，主要分布在曾母、萬安、北康、中建南、汶萊—沙巴等盆地。該區地緣政治復雜，周邊國家在我國傳統疆域線兩側均進行了大規模的油氣勘探開發。其中，14%的石油資源正在被周邊國家開發;52%的石油資源處於周邊國家已招標和擬招標區域內;餘下資源主要分布在深水區，勘探開發面臨諸多風險。如若能在未來妥善解決區域合作問題，並具備了深水油氣勘探開發的技術，則這一地區將有望成為我國油氣勘探開發的又一戰略前景區。

(四)石油可采儲量增長潛力

1.提高採收率技術在不同勘探開發階段中的作用

在常規油田開發中、後期，低滲透油田開發早、中期，特低滲透、超低滲透油田開發早期、初期，提高採收率技術手段開始不斷應用，不斷提高油田採收率，增加可采儲量。可采儲量隨著開發技術進步不斷增加。

一般而言，在油氣資源的勘探開發過程中，可采儲量的增長可劃分為三個階段:在勘探的早期，可采儲量的增長主要來自於新區勘探所獲得的儲量，油氣開采依靠地層的自然能量，除非在某些儲層條件較差的地區，如鄂爾多斯盆地，開發的初期就需要採取注水等增產措施;在勘探的中期，可采儲量的增長既來自於新發現的儲量，又來自於提高採收率技術的應用，且後者的比例隨著勘探程度的增加而不斷提高，如大慶油田三次採用技術的應用;在勘探的後期，新發現儲量大幅度減少，可采儲量的增長主要來自於老油田的擴邊和提高採收率所增加的儲量。

2.提高採收率技術的實際應用

(1)油藏精細描述挖掘剩餘油、提高採收率。

勝利油田對於整裝構造油藏，通過細分韻律層，完善韻律層注采井網;利用水平井技術挖掘正韻律厚油層頂部剩餘油;優化小油砂體注采方式。預計鑽加密調整井335口，覆蓋地質儲量1.7534×10⁸t，可增加可采儲量385×10⁴t，提高採收率2.2%。

對於高滲透斷塊油藏，通過細分開發層系、挖掘層間剩餘油;完善復雜小斷塊注采井網，實現有效注水開發;利用水平井挖掘邊底水、薄油層油藏的潛力。預計鑽加密調整井1285口，覆蓋地質儲量7.09×10⁸t，可增加可采儲量1500×10⁴t，提高採收率2.1%。

對於中低滲透油藏，通過開展低滲透油藏滲流機理研究，優化合理注采井距，確定優化壓裂參數，改善低滲透油藏的開發效果，預計通過整體加密、完善注采井網等措施，覆蓋地質儲量2.5×10⁸t，可增加可采儲量650×10⁴t。

(2)稠油熱采新技術提高採收率。

遼河油田曙一區超稠油探明地質儲量近2×10⁴t，目前已建成近300×10⁴t的原油生產規模，2006年預計年產原油275×10⁴t，占遼河原油年產量的近1/4，平均單井吞吐已達到9.2個周期，產量遞減嚴重，已處於蒸汽吞吐開採的後期。2005年啟動了SAGD技術開采曙一區超稠油的先導試驗項目。到2006年12月，曙一區杜84塊館平11.12井組正式轉入SAGD技術生產已超過300天。此期間原油產量穩定，日產原油達到120t，預計到年底可累計生產原油10×10⁴t以上，標志著SAGD先導試驗在遼河油田初步獲得成功。

遼河油田已經開發的區塊中，可運用SAGD技術進行開發的資源總量達1×10⁸t，SAGD規模化實施後，預計可增加可采儲量3250×10⁴t，將這些區塊的採收率由以前的23%提升到50%左右。

遼河油田規劃2007～2008年轉SAGD開發的有101個井組，實現曙一區超稠油館陶油層、興I組、興VI組SAGD整體開發，建成200×10⁴t原油生產規模，並穩產3年，在年產150×10⁴t以上的規模穩產7年，提高採收率30%。到2010年，SAGD的原油產量將達到190×10⁴t，與蒸汽吞吐對比，增加原油產量112×10⁴t，對遼河油田穩產1200×10⁴t的生產規模的貢獻率近10%。通過規模實施和試驗，如果達到預期效果，遼河油田SAGD井組將達到260～300個，SAGD在遼河稠油開發上具有廣闊的應用前景。

(3)三次採油技術提高採收率。

截至2006年9月25日，大慶油田依靠自主創新，採用世界領先的三次採油技術累計產油突破1×10⁸t，成為世界最大的三次採油技術研發、生產基地。

大慶油田從20世紀60年代開始研發三次採油技術，至今已有40年歷史。1972年，三次採油技術第一次走出實驗室，被應用到生產實踐中，取得了良好的技術經濟效果，提高採收率5.1個百分點，注入每噸聚合物增產原油153t。1996年，三次採油技術首次在薩爾圖油田實現了工業化生產，自此，以聚合物驅油為主導的三次採油技術應用規模逐年加大。

到2006年8月，大慶油田已投入聚合物驅工業化區塊35個，面積達到314.41km²。動用地質儲量5.2×10⁸t，總井數5700多口。三次採油技術連續5年產油量超過1000×10⁴t，2006年三次採油年產量達到1215×10⁴t，佔大慶油田年原油總產量的27%，工業化區塊提高採收率12個百分點，達到50%以上，相當於找到了一個儲量上億噸的新油田。並可少注水5×10⁸m³，少產水30×10⁸m³。

此外，三元復合驅油技術已從室內研究、先導試驗發展到工業化試驗，能比水驅提高採收率20個百分點以上。泡沫復合驅是繼聚合物驅和三元復合驅之後提高採收率研究取得的最新進展。室內和礦場試驗結果表明，該技術能比水驅提高採收率30個百分點左右。

(4)低滲透率油氣藏提高採收率。

我國油氣新增儲量中低滲儲量比例逐年提高，其中，中石油當年探明低滲儲量占探明總儲量的比例已上升到近70%，低滲油氣藏的有效開發對油氣產量的影響日益重要。

鄂爾多斯盆地的長慶油田，屬於國內典型的低滲透、特低滲透油田。長慶油田採取地層壓裂、酸化及油層注水和儲層改造等技術，根據不同區塊採取特色開發模式，使低滲透油氣田得到了高效開發。先後將低滲儲層極限推至10毫達西，進而1毫達西，目前工業性開發0.5mD超低滲油藏，並正在進行開展了0.3毫達西超低滲油藏開發試驗研究。低滲透油氣田的開發使原來一大批難動用儲量獲得了解放，油氣產量快速增長。隨著原油產量連續6年以百萬噸的速度增長，截至2006年底，長慶油田原油產量達1100×10⁴t，成為又一個千萬噸級大油田。

蘇里格氣田位於內蒙古境內的毛烏素沙漠，探明儲量5336×10⁸m³，為目前我國儲量規模最大的整裝氣田。該氣田屬於非均質性極強的緻密岩性氣田，呈現出典型的「低滲、低壓、低豐度、低產」特徵，經濟有效開發的難度非常大。經過長達5年的前期攻關試驗，長慶油田公司創新集成了12項經濟有效開發特低滲氣田的配套技術，使蘇里格氣田規模有效開發取得了突破性進展。

2006年11月22日，蘇里格氣田天然氣處理廠竣工投運，當年建成的15×10⁸m³產能、30×10⁸m³骨架工程全部並網生產，實現了向京、津地區及周邊城市供氣。12月28日，蘇里格氣田外輸天然氣達到304×10⁴m³，標志著這個當年建設、當年投產的氣田具備了年產10×10⁸m³的能力。

3.採收率的動態性

從一次採油到二次採油、三次採油，石油採收率逐步增加;隨著提高採收率技術的不斷進步，石油採收率還在不斷提高。石油採收率具有隨著採油階段的變化和採油技術的提高不斷提高的特點。

根據2005年全國油氣礦產儲量通報，2005年全國石油新增地質儲量9.54×10⁸t，新增探明可采儲量1.71×10⁸t，標定的採收率不到18%，而同期我國石油水驅採收率的平均值超過24%，標定的採收率偏低，我國目前個別盆地的標定石油可采儲量比實際值小，已經出現石油儲采比接近1∶1的情況，如珠江口盆地。隨著技術進步，現有的地質儲量中還有相當一部分可轉化為可采儲量。如果可采儲量的標定還一成不變，會使可采儲量與實際值的偏差越來越大。

4.本輪資源評價的可采系數取值與目前採收率相當

新一輪全國油氣資源評價的石油可采系數平均值為27.72%，與目前石油採收率27.11%相當，其中，10個重點盆地的石油可采系數為28.70%，其他盆地的石油可采系數為24.16%。

其中，低品位資源，包括低滲碎屑岩、低滲碳酸鹽岩和重(稠)油，其可采系數取值范圍為10%～16%，比常規油資源的可采系數低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系數一般取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。青藏地區諸盆地，可采系數也取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。海域油氣資源技術可采系數取值也適當偏小。總體上，本輪資源評價石油可采系數取值可靠，對可采資源量的評價留有一定餘地。

5.進一步提高採收率潛力

提高採收率技術大體可分為兩類。其一為注水提高採收率技術(IOR)，包括注采井網調整提高採收率技術和注采結構調整提高採收率技術，IOR以水驅技術為基礎，其挖掘對象主要為未被水波及的、大尺度的原油富集地帶的剩餘油;其二為三次採油提高採收率技術(EOR)，EOR通過改變驅替機理來提高採收率，其挖掘對象以水驅後高度分散的小尺度剩餘油為主。

目前，我國石油的平均採收率為27.11%，其中，鄂爾多斯盆地石油的平均採收率為17.87%，渤海灣盆地為23.72%，松遼盆地為38.38%，塔里木盆地為20.1%。根據中石油和中石化的《中國陸上已開發油田提高採收率第二次潛力評價及發展戰略研究》(2000)研究成果:通過各種提高採收率方法技術，鄂爾多斯盆地石油採收率可以提高10.1%，達到27.97%;渤海灣盆地提高12.84%，達到36.56%;松遼盆地提高16.48%，達到54.86%;塔里木盆地也可提高10%，達到30.1%。在提高採收率技術條件下，按平均採收率提高10%，全國石油的平均採收率可達到37.11%(表6-2-3)。

表6-2-3 石油可采系數與採收率對比表

二、勘探領域和目標

(一)勘探領域

1.陸相領域

(1)高勘探區。

高勘探區是指勘探時間長，勘探程度高，資源探明率大於50%，精細滾動勘探發現儲量比例較大的油區。目前老油區主要包括渤海灣盆地，松遼盆地的長垣、三肇、扶新，准噶爾盆地西北緣以及蘇北、南襄、江漢等盆地和地區。統計表明，目前高勘探區每年提交的石油探明儲量佔全國年增儲量的1/4左右，石油產量佔全國年產量的2/3，高勘探區在未來發展中仍佔有重要地位。

據評價，高勘探區共有石油地質資源量為149×10⁸t、天然氣地質資源量為1.54×10¹²m³。截至2005年底，已累計探明石油地質儲量110×10⁸t、天然氣地質儲量0.28×10¹²m³，油氣資源探明率分別為74%和18%。尚有石油地質資源量為40×10⁸t、天然氣地質資源量為1.26×10¹²m³有待發現，分別佔全國待探明資源量的8%和4%，還有一定的油氣資源潛力。

近年來，高勘探區精細勘探形成了行之有效的思路和做法，重新認識油氣分布規律，轉變思路拓展油氣勘探領域，積極推廣應用先進實用技術，油氣勘探取得了顯著效果。例如，冀東灘海老堡南1井在奧陶系及中淺層東營組試油獲高產工業油流，初步形成一個4×10⁸t級的勘探大場面;大港南部灘海也有多口井獲高產油氣流，形成一個億噸級儲量規模的勘探場面。高勘探區主要勘探目標為岩性地層油氣藏，主要探索領域為深層。

(2)中西部前陸盆地。

前陸盆地主要發育在我國中西部地區，包括准噶爾盆地的西北緣、南緣，塔里木盆地的庫車、塔西南，吐哈盆地北緣、柴達木盆地的北緣，西南地區，酒泉盆地南部，鄂爾多斯盆地西緣，四川盆地的川西龍門山、川北米倉山—大巴山和楚雄盆地等前陸盆地。前陸盆地油氣資源比較豐富，目前勘探程度總體還比較低，仍處在大發現的早期。全國前陸盆地共有石油地質資源量為62×10⁸t、天然氣地質資源量為7.09×10¹²m³。截至2005年底，累計探明石油地質儲量25×10⁸t、天然氣地質儲量0.75×10¹²m³，待探明石油地質資源量為37×10⁸t、天然氣地質資源量為6.24×10¹²m³，分別佔全國待探明資源量的7%和20%，油氣資源潛力還很大。

由於前陸盆地地表地形復雜、地下構造復雜，地震施工、解釋及鑽探難度都很大，目前除准噶爾盆地西北緣、庫車坳陷勘探程度較高並且尚有較大的勘探潛力外，其餘盆地勘探程度還很低，勘探潛力很大，應加強技術攻關，加大勘探投入，爭取早日突破。今後的勘探重點是准噶爾盆地西北緣、南緣，酒泉盆地，塔里木盆地庫車坳陷、西南緣的昆侖山山前，四川盆地西緣、西北緣、吐哈盆地等。

(3)大型陸相凹陷和其他中低勘探領域。

鄂爾多斯上古生界及中生界，准噶爾盆地腹部以及大量的中新生代中小盆地均屬於中低勘探程度陸相含油氣領域或盆地。由於盆地構造圈閉不發育，鄂爾多斯盆地上古生界天然氣資源和中生界石油資源主要賦存在岩性地層圈閉中。准噶爾盆地腹部資源豐富，但目的層埋藏深，油氣成藏規律復雜，勘探難度大。大量陸相低勘探中小盆地還有一定資源潛力，需要進一步探索。

2.近海盆地

近海盆地主要生油層系為陸相沉積，主要產油層系在渤海灣為陸相沉積，在珠江口等為海相沉積為主。近海盆地具有陸相—海相過渡性質。

近海盆地包括渤海灣海域、珠江口、北部灣、鶯歌海、瓊東南和東海等6個盆地，這些盆地已進行鑽探，發現了油氣田，並投入了規模開發，勘探程度較高。據評價，近海較高勘探程度盆地共有石油地質資源量為96.09×10⁸t、天然氣地質資源量為7.17×10¹²m³。截至2005年底，已累計探明石油地質儲量24.07×10⁸t、天然氣地質儲量0.48×10¹²m³，油氣資源探明率分別為25.06%和6.64%，尚有石油地質資源量為72.01×10⁸t、天然氣地質資源量為6.7×10¹²m³有待發現，分別佔全國待探明資源量的14%和22%，油氣資源潛力較大。

盆地具有陸相—海相過渡性質。近海盆地勘探程度較松遼、渤海灣等老區低，勘探潛力大，例如，渤海灣海域近年來相繼發現新近系大油田，證實了該地區資源潛力的存在。近海盆地目前還處於構造圈閉勘探階段，岩性地層圈閉勘探剛剛起步。除了已發現的構造類型外，在新近系、古近系的構造—岩性復合類型圈閉、地層和大型岩性圈閉，都可望獲得新的發現。

3.海相領域

我國的鄂爾多斯、塔里木、四川等盆地廣泛發育海相地層，西藏地區中生界、華南克拉通早中三疊世以下地層也為海相沉積。

近年來，在塔里木、四川、鄂爾多斯盆地海相領域獲得了一系列重要發現和突破，展現了海相領域良好的勘探前景。在塔里木盆地發現了輪南—塔河10×10⁸t級奧陶系碳酸鹽岩風化殼大油田以及哈得遜、塔中4、東河塘石炭系海相砂岩油田;在四川盆地東北部開江海槽兩側的天然氣勘探實現了歷史性突破，找到了普光、羅家寨等氣田。

據評價，海相領域石油地質資源量為99×10⁸t左右、天然氣地質資源量為8.17×10¹²m³。截至2005年底，已累計探明石油地質儲量為11×10⁸t、天然氣地質儲量為0.66×10¹²m³，油氣資源探明率分別為11%和8%。尚有石油地質資源量為87×10⁸t、天然氣地質資源量為7.51×10¹²m³有待發現，分別佔全國待探明資源量的17%和25%，油氣資源潛力還很大。塔里木、四川、鄂爾多斯、渤海灣等大型含油氣盆地海相領域都有發現經濟儲量的良好前景，將成為我國陸上未來油氣勘探增儲上產的重要領域之一。

(二)勘探目標

1.主要勘探圈閉類型

我國主要含油氣盆地的圈閉發育特點不同，其中構造圈閉與岩性地層圈閉均衡發育的盆地居多，構造—岩性地層復合圈閉為主的盆地次之，岩性地層圈閉為主的盆地較少。

盆地的不同類型圈閉的勘探程度差別較大，塔里木、准噶爾、珠江口、渤海海域、瓊東南、鶯歌海、東海等盆地，圈閉發育均衡，目前部分盆地處於構造勘探早中期，部分盆地處於構造圈閉勘探中期，岩性地層圈閉勘探均處於早期或起步階段，勘探的主要目標還是構造圈閉，岩性地層圈閉處於逐步加強階段。

松遼、渤海灣陸上等盆地處於勘探中期，圈閉發育均衡，目前處於構造圈閉勘探晚期，岩性地層圈閉勘探中期或早中期，主要勘探目標為岩性地層圈閉。

鄂爾多斯等盆地為構造圈閉不發育，以岩性地層圈閉為主的盆地，目前處於構造圈閉中期，岩性地層圈閉勘探早中期。主要勘探目標為岩性地層圈閉。

四川、柴達木等盆地，為構造—岩性地層復合圈閉為主的盆地，處於構造圈閉勘探中期，構造—岩性地層勘探早中期，主要勘探目標為構造—岩性地層復合圈閉(表6-2-4)。

另外大量中小含油氣盆地的構造—岩性復合圈閉也是主要勘探目標。

表6-2-4 主要含油氣盆地勘探階段表

2.潛在儲量增長領域

大中型盆地深層和海域中低勘探程度盆地是今後油氣儲量的主要潛在領域。其中石油勘探的潛在領域有渤海灣盆地灘海和海域、塔里木盆地中央隆起以西、准噶爾盆地古生界、珠江口盆地北部坳陷帶等。

天然氣勘探的潛在領域有松遼盆地深部斷陷、鄂爾多斯盆地下古生界、四川盆地下古生界、塔里木和准噶爾盆地前陸區、珠江口盆地南部坳陷帶、東海西湖坳陷和瓊東南盆地深水等。

⑺ 促進低品位資源開發利用

我國低品位油氣資源較多，勘探開發程度較低，潛力較大。在現有分地區油氣差別稅率基礎上，按資源優劣、開發階段及不同水深制定稅費標准，對低滲透、重油、高含水、深水等低品位油氣資源實行差別稅率政策，提高石油公司開發低品位油氣資源的積極性，促進低品位和難動用油氣資源勘探開發利用，確保低品位油氣資源進入國家儲量產量增長的范疇。