❶ 中國石油鑽井最大深度是多少米
中國石油鑽井最大深度是8588米。
2月19日，順北鷹1井完鑽井深8588米，創亞洲陸上鑽井最深紀錄。打破了2月14日順北5-5H井完鑽井深8520米的紀錄，相當於從8844米的喜馬拉雅山主峰峰頂打到山腳，標志著我國已掌握世界先進的超深井鑽井技術。
塔里木盆地地質構造特殊且復雜，其中順北油氣田埋深普遍大於8000米，經鑒定為亞洲陸上最深油氣田。為將地下8000米深的原油開採到地面，西北油田從2002年就開始專注於超深井鑽井技術。
順北油氣田受斷裂運動影響，地層極其復雜，井底溫度高。在8000米深的定向井中，鑽具「軟得像面條」，鑽井存在工具造斜能力差、摩阻扭矩大、井眼軌跡控制難度大等特點。
(1)中國石油4000m是什麼意思擴展閱讀
世界及我國超深井發展歷程：
1949年，美國鑽成世界第一口超深井，井深6255米。
1972年，美國鑽成世界第一口特超深井巴登-1井，井深9159米。
1984年，前蘇聯卡拉3井創世界特超深井紀錄，井深12262米（1991年該井側鑽至12869米，至今保持世界最深紀錄）。
2009年，美國泰博探井成為全球第二口超萬米深井，井深10685米。
截至目前，世界上已鑽成超過9000米的特超深井8口，超萬米特超深井2口，美國及歐洲的超深井鑽井技術處於世界領先水平。
1976年，四川地區女基井，井深6011米。
1997年，新疆地區塔參1井，井深7200米。
2003年，中國石化中4井，井深7220米。
2005年，中國石油英深1井，井深7258米。
2006年，中國石化塔深1井，井深8408米。
2016年，中國石化馬深1井，井深8418米。
2018年，中國石化川深1井，井深8420米。
2018年，中國石化順北蓬1井，井深8450米。
❷ 總聽說中石油，中石油是什麼意思
中石油是中國石油天然氣股份有限公司（簡稱「中國石油」或「中石油」）是於1999年11月5日在中國石油天然氣集團公司重組過程中按照根據《公司法》和《國務院關於股份有限公司境外募集股份及上市的特別規定》成立的股份有限公司。
❸ 中口子、扎格高腦、黑鷹山盆地
一、前言
中口子—黑賬房盆地、扎格高腦盆地和黑鷹山盆地，屬北山盆地群中數量眾多的小型盆地中的三個小型盆地，北山盆地群位於甘肅省北部和內蒙古西部，其中中口子—黑賬房盆地和扎格高腦盆地位於甘肅省西北部的金塔縣和內蒙古自治區西端的額濟納旗境內，南靠金塔—花海盆地，東鄰銀根—額濟納旗盆地，西為駱駝泉和敦煌盆地，黑鷹山盆地位於扎格高腦盆地和石板井盆地以北、哈布盆地以東(圖10-21-1)。面積分別為5300km2、5200km2和6100km2。盆地基底主要由三疊系以前的老地層組成，盆地蓋層由侏羅系、白堊系、古近系和新近系地層組成。基底埋深分別約為5000m、4300m和4000m。
北山盆地群中僅中口子—黑賬房盆地中進行過石油地質工作，全盆地已完成1∶20萬區域地質填圖、1∶20萬重力、電法普查、1∶10萬～1∶5萬航空磁測以及1∶5萬煤田地質測量(3636km2);二維地震939.218km;油氣化探900km2;地質淺井3口總進尺1134.13m，取芯23.82m。盆地西端油砂山一帶發現瀝青油苗，所鑽的3口地質淺井中有2口井獲少量稠油(0.5～3.0kg)。扎格高腦盆地、黑鷹山盆地未開展過專門的石油地質工作。
中口子、扎格高腦和黑鷹山盆地油氣資源評價報告主體工作由中國石油勘探開發研究院完成。
圖10-21-1 盆地分布范圍圖
一、地質條件
( 一) 構造單元劃分
北山盆地群位於天山—陰山構造帶，沿石板井—小黃山一線以南地區屬塔里木—中朝板塊，以北則屬哈薩克板塊東端呈半島狀的東延部分。
受海西運動的影響，三疊紀期間，北山地區絕大部分遭受剝蝕，僅在局部接受了沉積; 三疊系末期的印支運動，在北北東—南南西向的拉張應力作用下，形成了一些北西西向的拉張盆地，早、中侏羅世普遍接受了沉積; 晚侏羅世燕山運動，使盆地中的中、下侏羅統遭受褶皺和斷裂改造及岩漿進入，只有少量山前及山間坳陷接受了上侏羅統沉積; 晚侏羅世末期，在以北東及北北東向左行剪切應力作用下，形成了一系列呈北東向展布的斷裂凹陷，早白堊世接受了一套內陸湖沼相沉積; 晚白堊世末期，
中品子—黑賬房盆地劃分為七個構造單元，即南泉凹陷、煤窯西山凹陷、黑賬房凹陷、月牙山凹陷、炮台山凹陷和紅柳大泉凸起、黑石山凸起。其中南泉凹陷、煤窯西山凹陷;扎格高腦盆地劃分為五個構造單元;黑鷹山盆地分為十個構造單元(表10-21-1)。
表10-21-1 北山地區構造單元劃分一覽表
(二)地層發育特徵
這三個盆地是在海西褶皺基底上發展起來的中新生代斷陷盆地，盆地基底由晚古生界的海相、陸相碎屑岩夾火山岩組成，沉積蓋層由侏羅系、白堊系、古近系、新近系及第四系構成，最大沉積厚度為5000m。
下侏羅統分布局限，厚度不穩定，為353～859m，為一套灰—黃褐色沖積相砂礫岩，夾煤線或薄煤層;主要見於中口子盆地的炭窯井東、紅柳大泉，與老地層呈不整合接觸。
中侏羅統分布廣，厚度大，為733～2289m，岩性主要為礫岩、砂岩、深灰色泥岩夾煤層。可分為上下兩面，下段主要為含礫粗砂岩、砂岩、粉砂岩及深灰色、黑色泥岩夾煤層，厚337.68m;上段為砂岩、粉砂岩及灰綠色泥岩、紫紅色泥岩和黃褐色泥質粉砂岩不等厚互層，並夾有含膏泥岩、砂岩多成透鏡體或夾層，厚942.9m。
白堊系本區廣泛分布，缺失上統，與侏羅系呈不整合接觸。其岩性為一套灰色、灰綠色砂岩、紫紅色粉砂質泥岩夾砂岩、礫岩及泥岩、炭質頁岩、鈣質細砂岩。厚度變化較大，從幾十米到數百米不等。
古近系和新近系:盆地大量分布在地表，主要為新近系的上新統苦泉組，岩性以橘紅色粉砂質泥岩夾薄層細砂岩，深灰、黃色泥岩夾薄層細砂岩，雜色砂礫岩。
區內第四系主要系洪積物、風積物，低山丘陵坡積物及河湖堆積物和低窪沼澤沉積組成，戈壁灘廣泛分布地表。
依據現有資料分析，侏羅系分布廣泛，烴源岩發育，是主要勘探目的層。在區域上，相鄰的酒泉盆地，白堊系為主要生油岩系，東鄰的銀—額盆地白堊系下統巴音戈壁組也是主要生儲油層，所以白堊系也是區域上的一套重要找油目的層。
(三)烴源岩條件
北山盆地群侏羅系及下白堊統普遍發育暗色泥岩及煤。烴源岩分布具有以暗色泥岩為主，煤與暗色泥岩共生的特點。
侏羅系烴源岩廣泛分布，中口子盆地炭窯井東剖面侏羅系分為上、中、下三個統，烴源岩以灰黑色泥岩、頁岩、灰黑色炭質頁岩，深灰色粉砂質泥岩為主，中下侏羅統夾煤層及煤線。剖面厚2508.32m，暗色泥岩厚1157.67m，佔地層總厚的45.99%;南泉剖面厚1100m，暗色泥岩厚158.7m，佔地層總厚14.4%;北山煤窯剖面厚289.9m，暗色泥岩厚87.0m，佔地層總厚的30%;油砂山剖面厚254.3m，暗色泥岩厚度大於140.0m，佔地層總厚的55.1%;金廟溝ZK802井地層厚740m，暗色泥岩厚54m，佔地層總厚7.3%。
廣泛分布的煤為另一類重要的成烴物質。中口子盆地北山煤窯剖面煤岩厚74.5m，金廟溝剖面煤層厚33.5m，野馬泉剖面夾數層煤線。
扎格高腦盆地主要為下白堊統烴源岩，樣品主要分布在盆地東北方向的東鏡山北凹陷。有機碳8個樣品平均值0.3%，氯仿瀝青「A」3個樣品平均值0.0055%，總烴2個樣品平均值11.82ppm，屬非烴源岩。
黑鷹山盆地中下侏羅統一塊樣品，有機碳0.37%，氯仿瀝青「A」為0.024%，總烴6.2ppm，屬非烴源岩。下白堊統烴源岩有機碳4個樣品平均值0.52%，最高值1.08%，2個樣品的氯仿瀝青「A」和總烴的平均值分別為0.0047%與15.2ppm，屬較差烴源岩。
1.有機質豐度特徵
中口子盆地分布有侏羅系及下白堊統兩套烴源岩。分析表明，中口子盆地侏羅系和下白堊統泥質烴源岩豐度較低，為較差到中等烴源岩，但盆地內的碳質泥岩卻有較高的有機碳含量，最高可達3.64%。另一方面，盆地內的煤岩也具有較高的有機質豐度，為較好一類烴源岩，所以高碳泥岩和煤岩可能是中口子盆地的主要烴源岩類型，從烴源岩平面分布看，野馬泉和南泉一帶烴源岩不發育，有機質豐度較低，向兩邊的南泉凹陷西部和黑帳房凹陷西南部烴源岩較發育，有機質豐度較高，這可能與烴源岩形成時的沉積環境有關。
中口子盆地侏羅系烴源岩以炭窯井東剖面為代表，單層厚度較大，層數較多，中侏羅統青土井組露頭樣品有機質豐度已達到中等烴源岩，而且位於該剖面西南方向的油砂山剖面前人曾見到良好顯示。在中口子盆地鄰側的潮水盆地已發現青土井淺油藏。盆地內黑帳房凹陷的西南北山煤窯剖面具較好的煤成烴烴源岩。綜合評價為好到中等豐度的烴源岩。白堊系C剖面位於盆地南部邊緣，豐度較低，推測可能向盆內變好。
2.有機質熱演化特徵
從平面上看，侏羅系烴源岩有機質成熟度除在金廟溝較低外，在其他盆地各剖面均已進入成熟階段，相對來講下白堊統烴源岩在扎格高腦盆地比其他盆地成熟度要高。
在縱向上，下白堊統烴源岩的成熟度普遍要比中下侏羅統的低。在乾酪根元素分布圖上侏羅系烴源岩的H/C和O/C比值更靠近左下部分布。下白堊統與中下侏羅統成熟度的差別可能是由於在中下侏羅統與下白堊統存在角度不整合，是兩個構造層，中下侏羅統的地層的熱演化程度較下白堊統地層有利。
3.有機質類型
根據前人資料，在中口子盆地ZK802井中下侏羅統高碳泥岩富氫組分(腐泥組+殼質組)含量大於80%，以腐泥組為主，屬Ⅰ型乾酪根。盆地西部的油砂山剖面，中下侏羅統類脂組達75%，乾酪根為Ⅱ1型。
(四)儲集條件
盆地內的侏羅系、白堊系中，儲集層較為發育，儲集層岩性主要為沖積扇相、河湖相、三角洲相、扇三角洲相、辮狀河三角洲相，儲集層厚度變化大，穩定性差。儲集層具有孔隙類型多、孔隙度、滲透率較低且變化大的特點，儲層絕大部分為特低孔特低滲和低孔低滲型儲層，儲集性普遍較差，屬差儲層，部分甚至為非儲層(表10-21-2)。
表10-21-2 盆地J、K1儲集層岩石類型、厚度統計表
(五)蓋層條件
本區侏羅系蓋層以泥質岩為主，中侏羅統還分布有泥灰岩和膏鹽層，剖面上砂泥岩呈頻繁互層，具有層數多、分布廣的特點。下白堊統蓋層也主要為泥質岩，其次為泥灰岩、膏泥岩、膏鹽岩，局部具油頁岩，同樣具層數多、分布廣的特點。
但由於新構造運動抬升作用明顯，盆地內部隆起區和盆地邊緣風化剝蝕作用強烈，因而缺乏區域性蓋層。
三、資源評價方法與參數
1.評價層次
中口子—黑賬房盆地、扎格高腦盆地和黑鷹山盆地屬於中石油負責評價的有一定含油氣遠景的中小型沉積盆地，本次資源評價按《實施方案》中對中低勘探程度盆地的要求開展工作。三個盆地中僅中口子—黑賬房盆地開展過石油地質工作，而扎格高腦盆地和黑鷹山盆地未開展過專門的石油地質工作，資料基礎和認識程度均很低。因此本次評價立足於盆地評價，即以盆地為評價單元。
2.評價方法
由於中口子—黑賬房、扎格高腦和黑鷹山盆地屬中均低勘探程度的盆地，未發現工業油藏，本次評價採用類比法中的面積豐度類比法和成因法中的氯仿瀝青「A」法來評價。特別是加強了地質類比參數的研究和地質類比方法的應用。
四、資源評價結果
地質類比法的資源量計算中，採用以下步驟:
(1)地質類比單元的確定:由於中口子—黑賬房盆地、扎格高腦盆地和黑鷹山盆地勘探程度低，本次評價以盆地為評價單元，不再細分評價單元;
(2)中口子—黑賬房、扎格高腦和黑鷹山盆地與六盤山盆地具有相似的石油地質條件，因此選擇六盤山盆地作為類比盆地;
(3)通過對中口子—黑賬房、扎格高腦和黑鷹山盆地的五項基本石油地質條件進行系統研究，並按《實施方案》的統一標准進行打分，得到地質綜合打分，對類比區六盤山盆地也進行打分，預測區的綜合打分與刻度區的綜合打分相比得到相似系數;
(4)運用面積豐度類比法的計算公式得到中口子—黑賬房、扎格高腦和黑鷹山盆地地質資源量分別為3801×104t、634×104t、317×104t(表10-21-3)。
三個盆地中由於只有中口子—黑帳房盆地資料基礎相對較好，因此選用了氯仿瀝青「A」法對中口子—黑帳房盆地進行評價。本方法的關鍵參數運聚系數在與類比區的類比中獲得，其值為0.02。氯仿瀝青「A」由烴源岩樣品實測值統計得到，排烴系數可根據盆地的類型取0.2，計算出中口子—黑帳房盆地地質資源量分別為4453×104t(表10-21-4)。
表10-21-3 類比法計算各盆地石油地質資源量表
表10-21-4 中口子—黑帳房盆地氯仿瀝青「A」法計算資源量參數及結果表
通過對以上兩種方法計算結果的匯總，得到了盆地的石油地質資源量(表10-21-5)。
表10-21-5 中口子—黑帳房盆地資源量計算匯總表
可采資源量的計算充分考慮了未來技術和認識的進步，首先按照項目辦公室要求，根據盆地的具體特點確定「綜合含水率達98%，採用三次採油技術」條件下的可采系數為20%，再用地質資源量與可采系數相乘得到可采資源量。計算結果表明，中口子、扎格高腦和黑鷹山盆地石油可采資源量分別為787×104t、127×104t、63×104t(圖10-21-2)。
圖10-21-2 北山地區三盆地石油資源評價成果圖(單位:萬t)
遠景資源量取值可採納前期資源評價結果，或本次評價石油地質資源量計算結果5%概率值。根據這個原則，確定中口子、扎格高腦和黑鷹山盆地石油遠景資源量分別為5243×104t、455×104t、912×104t。
本次評價的北山地區三個盆地的石油資源主要分布於侏羅系和白堊系，深度為中深層，地理環境為丘陵，石油資源品位均為低滲油。
五、勘探方向
綜合分析各盆地生油條件，儲集類型及特徵，封蓋保存條件，盆地類型及大小，區內最有利地區是中口子盆地，烴源岩主要在中下侏羅統的含煤碎屑岩系，侏羅系沉積厚度大，湖相沉積廣泛發育，烴源岩豐度較高，類型較好，類型以Ⅲ型為主，有機質熱演化達到生烴高峰期。因此，該盆地具備較為充足的油氣源條件。具多層系、多類型的儲集層，其上的下白堊統沉積可以作為蓋層，中下侏羅統烴源岩分別與基岩風化殼—低部砂礫岩、中部粉砂岩、細砂岩及上部砂岩組成下、中、上三套生儲蓋組合，下白堊統烴源岩與下部砂礫岩組成上生下儲的生儲蓋組合，因此，該盆地生儲蓋配置關系良好，有利於形成油氣藏。因此是本區尋找侏羅系油氣藏的有利地區，其中又以中口子盆地的南泉凹陷條件最為優越。
中口子盆地西部油砂山地表見到瀝青油苗，鑽井見到少量稠油，說明該地具有油氣生成、運移和聚集的過程。
該盆地已發現的構造圈閉面積、幅度較大，落實程度較高，有利於捕獲油氣。因此，該盆地具有良好的勘探前景。
扎格高腦盆地，雖未見侏羅系出露，但通過與相鄰的中口子盆地、公婆泉盆地對比，應有較發育的侏羅系沉積，存在較好的生油條件，加上其優越的封蓋條件，因此，也是本區尋找侏羅系油氣藏的有利地區之一;另外，扎格高腦盆地下白堊統仍存在尋找淺層油氣藏的條件。
黑鷹山盆地侏羅系生油岩發育較差。區域上看，黑鷹山盆地是烴源岩較差的地區。勘探的前景相對較差，但在黑鷹山盆地仍存在尋找淺層油氣藏條件。
六、小結
中口子、扎格高腦和黑鷹山盆地石油可采資源量分別為787×104t、127×104t、63×104t。
確定中口子、扎格高腦和黑鷹山盆地石油遠景資源量分別為5243×104t、455×104t、912×104t。
綜合分析各盆地生油條件，儲集類型及特徵，封蓋保存條件，盆地類型及大小，區內最有利地區是中口子盆地。
❹ 大慶油田從發現時鑽探了多少米，從發現至今，一共鑽探了多少米
先說下前提：目前國內普遍的是開採的是常規油氣田資源；其它的非常規的如：頁岩油、油砂，稠油，煤層氣，頁岩氣以及可燃冰等非常規油氣資源一般在同一區塊下同比常規油氣資源埋藏深些。
那麼，針對你問的問題還是以常規油氣來回答吧，這樣更有普遍性。在大慶油田和海洋鑽井區域，大部分埋藏1000-1500m， 特別是我們過東部南部海域埋藏資源豐富，如果超過1500米則屬於深海鑽井了；
東部的江蘇油田。冀東油田，浙江油田以及中部的中原油田，冀東油田，華北的大港油田等多在1200-2000米，少部分地區則稍微出入些；
中西部中延長油田、 西南油田、川慶鑽探工作的大部分地區大多都在1800-3000m，還有西北的吐哈油田，青海油田，大部分的新疆油田工作區等，也有較深的4000米，但很少。
最深的鑽探深度大部分都在新疆，如塔河油田、塔里木油田，少部分的新疆油田。特別是前兩者，絕大多數井都在5000m以上，基本上中國的超深井（6800米以上），以及國內陸地鑽探最深的記錄 塔4井（8400m）都在這里，當然，目前陸地產量最高的也是該區塊。
希望鄙人膚淺回答能夠幫助你。
❺ 全國油氣資源潛力
評價結果表明，我國待探明石油和天然氣資源豐富;待探明石油和天然氣資源主要分布在Ⅰ類和Ⅳ類盆地之中，並以Ⅰ類大中型盆地為主，資源風險小。總體上，石油、天然氣地質資源探明程度不高，主要含油氣盆地勘探還處於中、早期，勘探潛力和勘探領域還很廣闊。
一、待探明油氣資源總量豐富
1.石油資源
我國待探明石油地質資源為516.52×108t，占總地質資源量的67.52%;待探明石油可采資源量為144.09×108t，占總可采資源量的67.96%。
其中Ⅰ類盆地待探明地質資源量為365.92×108t，可采資源量108.12×108t;Ⅱ類盆地待探明地質資源量為39.00×108t，可采資源量12.12×108t;Ⅲ類盆地待探明地質資源量為2.71×108t，可采資源量為0.74×108t;Ⅳ類盆地待探明地質資源量為108.90×108t，可采資源量為23.12×108t(表6-1-1，圖6-1-1)。
表6-1-1 待探明石油資源在不同類別盆地中的分布
圖6-1-1 不同類別盆地待探明石油資源分布
資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地有407.63×108t待探明地質資源，120.97×108t待探明可采資源，分別占待探明地質資源和可采資源的78.92%和83.96%。待探明石油資源主要分布在我國東部的松遼和渤海灣盆地(陸上)，中部的鄂爾多斯盆地，西部的塔里木、准噶爾和柴達木盆地，近海海域的渤海灣盆地(海域)，珠江口盆地等8個待探明地質資源量大於10×108t的盆地中(圖6-1-2)，待探明地質資源量合計為407.63×108t。青藏地區的羌塘和措勤盆地為Ⅳ類盆地，待探明地質資源量為61.98×108t。
圖6-1-2 我國待探明石油地質資源量大於10億t的盆地
2.天然氣資源
我國待探明天然氣地質資源量為30.60×1012m3，占總地質資源量的35.03×1012m3的87.37%;待探明天然氣可采資源量為19.24×1012m3，占總可采資源量22.03×1012m3的87.31%。
其中，Ⅰ類盆地待探明天然氣地質資源量為26.38×1012m3，可采資源量為16.79×1012m3;Ⅱ類盆地待探明地質資源量為0.35×1012m3，可采資源量為0.18×1012m3;Ⅲ類盆地待探明地質資源量為0.18×1012m3，可采資源量為0.09×1012m3;Ⅳ類盆地待探明地質資源量為3.7×1012m3，可采資源量為2.18×1012m3(表6-1-2，圖6-1-3)。
表6-1-2 待探明天然氣資源在不同類別盆地中的分布
圖6-1-3 不同類別盆地天然氣資源分布
資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地有待探明天然氣地質資源量26.90×1012m3，待探明可采資源量17.06×1012m3，分別佔全國待探明地質資源和可采資源總量的87.91%和88.69%。
待探明天然氣地質資源主要分布在我國西部的塔里木、四川、鄂爾多斯、柴達木、松遼、東海、鶯歌海和瓊東南盆地等8個待探明地質資源量大於1×1012m3的Ⅰ類盆地內(圖6-1-4)，這8個盆地待探明地質資源量合計為24.09×1012m3，待探明可采資源量合計為15.36×1012m3，分別占待探明地質資源和可采資源的78.70%和79.83%。
3.油氣比例
從評價結果可以看出，我國待探明石油地質資源量516.52×108t，待探明天然氣地質資源量30.60×1012m3，相當於244.84×108t油當量(1250m3天然氣=1噸油當量)，兩者比例為2.11∶1(圖6-1-5)。
圖6-1-4 我國主要盆地天然氣資源分布
圖6-1-5 待探明石油天然氣地質資源量比較
其中，Ⅰ—Ⅲ類盆地待探明石油地質資源量407.63×108t，待探明天然氣地質資源量26.90×1012m3，相當於215.23×108t油當量(1250m3天然氣=1t油當量)，兩者比例為1.89∶1(圖6-1-5)。
按目前可采系數取值結果計算，待探明石油可采資源量為144.09×108t;待探明天然氣可采資源量為19.24×1012m3，折算為153.89×108t油當量，兩者比例為1∶1.07;其中Ⅰ—Ⅲ類盆地待探明石油可采資源量為120.97×108t;待探明天然氣可采資源量為17.06×1012m3，折算為136.49×108t油當量，兩者比例分別為1∶1.13(圖6-1-6)。
天然氣可采資源量比重略大於石油的原因:一是天然氣地質資源量的增加，二是石油探明程度比天然氣高，三是石油的可采系數低，天然氣的可采系數高。
圖6-1-6 待探明石油天然氣可采資源量比較
二、東部、中西部和近海海域為我國三大含油區
待探明石油地質資源主要分布在東部、中西部和海域(圖6-1-7)。其中東部區佔29.73%，中西部合計佔40.10%，海域佔16.34%，三大含油區共占我國待探明石油地質資源的86.18%。
圖6-1-7 各大區石油地質資源分布
1.東部
東部油氣資源勘探程度較高，資源探明程度達到了52.66%，待探明石油地質資源量為153.56×108t，占我國待探明石油資源的29.73%，待探明石油資源潛力還較大(圖6-1-8)。其中，渤海灣盆地(陸上)75.20×108t，松遼盆地44.35×108t，占東部待探明石油地質資源的77.86%，仍是我國石油增儲上產的主要盆地。
東部資源主要分布在富油凹陷的構造—岩性、地層—岩性油氣藏和深層，油氣藏的隱蔽性增強，深層勘探難度增大，需要進行更為深入細致的研究和勘探工作。
圖6-1-8 東部主要盆地待探明石油資源分布
2.中西部
中西部石油探明率為20.81%，勘探開發程度低，待探明石油地質資源量為207.17×108t，占我國待探明石油資源的40.10%，石油資源潛力很大。資源主要分布在塔里木、鄂爾多斯和准噶爾盆地，分別為70.88×108t、55.59×108t和35.23×108t，共佔中西部待探明石油資源的78.05%(圖6-1-9)，為中西部石油勘探的主體。
圖6-1-9 中西部主要盆地待探明石油資源分布
其中塔里木盆地和准噶爾盆地腹部石油資源埋藏較深，普遍在4000m以下;鄂爾多斯盆地儲層滲透性較差，以50mD以下的低滲油和5mD以下的特低滲油居多;油氣成藏規律復雜，研究還有待深入。
3.近海
近海海域石油資源探明率為21.37%，勘探程度較低。待探明石油地質資源量為84.42×108t，占我國待探明石油資源的16.34%。待探明石油資源比較豐富，是新的儲量和產量增長點。其中渤海海域待探明石油資源量為40.73×108t，珠江口盆地為16.65×108t，共占近海待探明石油地質資源的67.97%。石油資源主要分布淺海海域，以常規油和重油為主(圖6-1-10)。
圖6-1-10 近海主要盆地待探明石油資源分布
東部、中西部和近海為我國的三大含油區，待探明石油地質資源量合計為445.15×108t，待探明石油可采資源量合計為129.76×108t。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地中有待探明石油地質資源量407.63×108t，待探明石油可采資源量120.97×108t，為我國待探明石油資源的主體分布區(圖6-1-11)。
圖6-1-11東部、中西部、近海待探明石油資源分布
三、中西部和近海海域為我國兩大氣區
待探明天然氣地質資源主要分布在中西部和海域(圖6-1-12)。其中，中西部待探明天然氣地質資源量為18.16×1012m3，佔全國的59.36%，近海為7.59×1012m3，佔全國的24.79%。這兩個地區共占我國待探明天然氣地質資源的84.15%。
圖6-1-12 各大區待探明天然氣資源分布
1.中西部
中西部待探明天然氣地質資源量18.16×1012m3，占我國待探明天然氣資源的59.36%，探明率為16.3%，天然氣資源潛力大。待探明天然氣資源中，塔里木盆地為8.20×1012m3，四川盆地為4.36×1012m3，鄂爾多斯盆地為3.21×1012m3，柴達木盆地1.31×1012m3，共佔中西部待探明天然氣地質資源的94.01%(圖6-1-13)，為加快中西部天然氣勘探提供了豐富的資源基礎。
圖6-1-13 中西部主要盆地待探明天然氣資源分布
中西部天然氣資源的埋藏普遍較深，低滲透天然氣資源在鄂爾多斯和四川盆地的比例較大。
2.近海海域
近海海域待探明天然氣地質資源量7.59×1012m3，占我國待探明天然氣地質資源量的24.79%，探明率為6.36%，主要分布在水深200m以淺的海域(圖6-1-14)。其中東海盆地3.53×1012m3，鶯歌海盆地1.15×1012m3，瓊東南盆地1.01×1012m3，占近海待探明天然氣地質資源的75.00%。近海天然氣資源主要分布在淺層和中淺層，以常規天然氣為主，開發條件相對較好，是開辟東部氣源區比較現實的領域。
圖6-1-14 近海主要盆地待探明天然氣資源分布
中西部和近海待探明天然氣地質資源量合計為25.75×1012m3，待探明天然氣可采資源量合計為16.49×1012m3(圖6-1-15)。其中資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地擁有待探明天然氣地質資源量24.50×1012m3，待探明天然氣可采資源量15.78×1012m3。中西部和近海是我國待探明天然氣資源最豐富的兩大含氣區，也是加快天然氣勘探的主體區。
四、新區、新領域資源潛力可觀
本輪資源評價中，除評價了34個已有油氣發現的盆地外，還評價了81個尚未有油氣發現的Ⅳ類盆地。從基礎地質條件分析，包括青藏地區的羌塘、措勤在內的這些盆地多數具有一定的油氣潛力和勘探前景，但它們的勘探程度較低。Ⅳ類盆地待探明石油和天然氣地質資源量分別為108.90×108t和3.70×1012m3(圖6-1-16)。
其中青藏地區的19個盆地，依據地面地質調查資料初步評價，待探明石油資源量68.93×108t，主要分布在羌塘盆地，為50.95×108t，占青藏地區石油資源的73.92%。
圖6-1-15 中西部及近海待探明天然氣資源分布
圖6-1-16 主要Ⅳ類盆地待探明石油資源分布
其他62個中小盆地的待探明石油和天然氣地質資源量為39.97×108t和2×1012m3。
目前，Ⅳ類盆地的地質認識程度還很低，資源風險大，特別是部分盆地還缺少可直接證明其油氣潛力的鑽探資料，需要開展深入的調查評價和成藏條件研究，進一步明確含油氣前景。
五、我國沉積盆地油氣資源豐富
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6-1-3)。
表6-1-3 全國石油資源盆地分布表 單位:108t
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30.11×1012m3，占總地質資源量的85.95%，待探明天然氣可采資源量為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大盆地待探明天然氣地質資源量共計24.34×1012m3，佔全國的80.83%。待探明天然氣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大盆地探明天然氣可采資源量共計15.49×1012m3，佔全國的81.78%。(表6-1-4)。
表6-1-4 全國天然氣資源盆地分布表 單位:1012m3
六、石油可采資源還有增長潛力
1.提高採收率技術的實際應用
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。
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23日，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。
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，採用世界領先的聚合物驅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多年歷史。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。
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10mD，進而1mD，目前工業性開發0.5mD超低滲油藏，並正在進行開展了0.3mD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。
2.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保守，已經出現石油儲采比接近1∶1甚至小於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。
3.進一步提高採收率潛力
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。
目前，我國石油的平均採收率為27.33%，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37.33%(表6-1-5)。
表6-1-5 石油可采系數與採收率對比表
❻ 中國高酸值原油資源與分布
與國外相比，中國高酸值原油的研究主要側重在煉油方面，對於其成因和地球化學特徵研究報導很少。中國高酸值油的分布主要集中在中國東部的裂谷盆地和西部的前陸盆地，已形成的含油氣盆地和油氣藏在盆地後期的抬升活動，特別是新生代的構造運動，導致古油藏再次運移、聚集和接近地表，發生不同程度的原油生物降解和氧化過程，形成重質油藏、瀝青或地面油砂。
一、東部裂谷盆地高酸值油田分布
中國東部裂谷盆地中高酸值原油分布廣泛，如遼河油田、勝利油田、大港油田和蓬萊19－3油田(圖8－18;表8－5)，都發現有一定規模的高酸值油田。
中國東部拉張伸展斷裂形成的裂谷盆地，在新近紀構造運動中，早期的斷層活化，已聚集的油氣再次發生運移、重新分配和聚集，形成新的油藏，按形成的次序和過程，原油的生物降解深度和氧化程度呈規律性的變化。例如孤島油田為一隆起，在古近系超覆，形成淺層披覆構造。從隆起傾沒部分的古油藏沿斷裂再次運移聚集，分別在古近繫上部、新近系各個層段形成次生油氣藏。原油從下到上的生物降解和氧化程度逐漸加強，直至形成新近系的重質油藏，原油的酸值隨深度變淺而逐漸增高。
中國東部高酸值油藏主要分布在渤海灣、松遼、蘇北－南黃海、珠江口盆地，主要富集帶有遼河坳陷的大明屯凹陷、西部凹陷，渤中坳陷的渤中凹陷，濟陽坳陷的沾化、東營凹陷，松遼盆地的西部斜坡，珠江口盆地的流花11－1等。
二、西部前陸盆地高酸值油田分布
中國西部中新世時受印度板塊強烈擠壓碰撞，發生區域抬升，圍繞克拉通古盆地邊緣形成褶皺山系，油氣經歷了廣泛的橫向運移，遭到相當程度的逸散和破壞，形成了許多規模不等的瀝青封閉重質油藏或油砂。如准噶爾盆地為一大型早海西運動末期形成的復合疊加盆地，晚二疊世開始形成以湖相為主的沉積，厚度達2000～4000m，成為重要的生油岩，二疊－三疊系湖盆西北邊緣大型沖積砂礫岩體，直接深嵌於巨厚的生油岩體中。在侏羅－白堊紀，盆地仍持續穩定下沉，石油演化成熟，並開始運移聚集，形成區域性的地層超覆封閉油藏。喜馬拉雅期在盆地整體上升過程中，早期逆掩大斷裂進一步活動，在西北緣這種上升趨勢一直延續到第四紀，使侏羅－白堊系遭到剝蝕，同時使已形成的古油藏具有一定程度的開啟，形成邊緣廣泛的瀝青分布，包括瀝青湖、瀝青脈和油砂，瀝青封閉較好的地區形成重質油藏。重質油藏的封閉除瀝青封堵外主要為地層超覆不整合因素。油層埋深大多小於600m，油層溫度為16～27℃。原油大部分遭到中度稠變，接近地表而遭受嚴重生物降解和氧化，二環倍半萜、正常甾烷和藿烷已受到明顯的消耗。此外，塔里木盆地的塔河油田也是高酸值油藏，其酸值達到4mgKOH/g。
❼ 中國石油的情況
中國石油的情況：截至2017年底，全國石油累計探明地質儲量389.65億噸，剩餘技術可采儲量35.42億噸，剩餘經濟可采儲量25.33億噸。
已證實石油儲量：1015億桶。
石油最終可采資源量：約145億桶。
每日石油消耗：498萬桶。
雖然中國一直都被稱為「進口原油大國」，但其實我們國家的石油資源其實也很豐富，雖然發現了大油田，但是由於技術和時間問題，開采量可能不是很大，加上要維持穩定，所以一直都進口大量的原油。按照我國當前的日消耗水平498萬桶計算，大約還可以使用56年。
(7)中國石油4000m是什麼意思擴展閱讀：
我國石油資源分布：
我國石油資源集中分布在渤海灣、松遼、塔里木、鄂爾多斯、准噶爾、珠江口、柴達木和東海陸架八大盆地；天然氣資源集中分布在塔里木、四川、鄂爾多斯、東海陸架、柴達木、松遼、鶯歌海、瓊東南和渤海灣九大盆地。
從資源深度分布看，我國石油可采資源有80%集中分布在淺層(<2000米)和中深層(2000米～3500米)，而深層(3500米～4500米)和超深層(<4500米)分布較少；天然氣資源在淺層、中深層、深層和超深層分布卻相對比較均勻。
從地理環境分布看，我國石油可采資源有76%分布在平原、淺海、戈壁和沙漠，天然氣可采資源有74%分布在淺海、沙漠、山地、平原和戈壁。
從資源品位看，我國石油可采資源中優質資源佔63%，低滲透資源佔28%，重油佔9%；天然氣可采資源中優質資源佔76%，低滲透資源佔24%。
參考資料來源：網路-石油
❽ 中國石油煤層氣勘探開發實踐及發展戰略
費安琦 雷懷玉 李景明 趙培華 李延祥
（中國石油天然氣股份有限公司 北京 100086）
作者簡介：費安琦，男，1946年生，滿族，1965年畢業於中國地質大學，主要從事石油、天然氣及煤層氣勘探開發方面的研究和管理工作。
摘要 根據中國石油天然氣股份有限公司煤層氣十年勘探經驗，系統總結了中國石油在煤層氣勘探領域的新認識和新技術，利用這些認識和技術取得了重要勘探成果，發現了三個氣田，儲備了一大批有利目標區。中國石油在「十一五」期間將加大煤層氣的投入，以早日促進煤層氣產業化發展。
關鍵詞 煤層氣 地質理論 新發現 新領域
Practice and Strategy of CBM Exploration and Development of PetroChina
Fei Anqi，Lei Huaiyu，Li Jingming，Zhao Peihua，Li Yanxiang
（PetroChina Company Limited，Beijing 100086）
Abstract：Based on the CBM exploration experience of PetroChina for ten years，some new knowledge and technologies for CBM exploration from PetroChina were systemically summarized in this paper.PetroChina achieved important CBM exploration results in the light of these knowledge and technologies and discovered three CBM fields and reserved lots of favorable CBM perspective areas.During the eleventh five-year plan，PetroChina will double the investment of CBM to early realize the successful development of China's CBM instry.
Key words：CBM；geology theory；new discovery；new field
前言
煤層氣主要以甲烷為主，是潔凈的天然氣資源。煤層氣是主要以吸附形式存在於煤層中的非常規天然氣。煤層氣勘探可以減少採煤的災害，減緩對大氣的污染，更重要的是煤層氣是天然氣的一個後備資源。中國石油天然氣股份有限公司於1994年在原新區勘探事業部成立了煤層氣勘探項目經理部，專門立項進行煤層氣勘探。十餘年以來，先後組織了「九五」總公司煤層氣科技攻關和大量煤層氣勘探生產項目，參加本項目科技攻關入數達250餘人，著眼全國開展了大區評價研究，投資4.5億元，共鑽井80口，開辟了河北大城、山西晉城、大寧三個試驗區。獲得了一大批煤層氣的有利區塊，取得了一批突出的技術成果。「十一五」期間公司將進一步加大投入，促進煤層氣早日產業化，實現股份公司能源的多元化戰略。
1 中國煤層氣地質理論有突破性認識
結合中國煤層氣地質特點，將煤層氣氣藏類型劃分為承壓水封堵、壓力封閉、頂板水網路狀微滲濾、構造封閉四大類，並指出承壓水封堵氣藏保存條件好，有利於排水降壓，煤層氣最富集，是主要勘探目標。
在煤熱演化生烴機理上劃分為區域岩漿熱變質、局部熱動力變質、深層水交替熱變質、區域壓實變質、構造應力變質五種類型，並指出區域岩漿熱變質類型的煤層割理發育，物性好，高產條件最優越，是勘探重點。
在煤層氣成因類型上由盆地邊緣到腹部劃分為甲烷風化帶、生物降解帶、飽和吸附帶、低解吸帶四種類型，並指出生物降解帶埋藏淺、開采中水大氣小，甲烷風化帶含甲烷氣特低，低解吸帶煤層埋藏深、物性差、含氣飽和度低、可解吸率低，而飽和吸附帶是高產富集有利部位。
在煤層氣成藏後改造作用中存在水動力洗刷、煤層礦化、構造粉煤、成岩壓實、構造變形差異聚集五種主要作用類型，往往構造變形差異聚集作用類型的上傾承壓水封閉條件好，下傾部位有充足氣源補給，高產富集條件優越，為勘探重點。
2 形成了煤層氣勘探配套工藝技術
先後組織了22項煤層氣專用勘探技術攻關，以下6項達到國際領先水平。
2.1 煤層繩索式全封閉快速取心技術
為准確求取煤層含氣量和提高煤層取心收獲率，研製出繩索式取心工具（大通徑）及配套設備，包括取心鑽頭、外管、內管總成、半合式岩心管、懸掛機構、彈卡定位機構、割卡心機構、單動機構、報警裝置、差動機構、內外管扶正器、打撈器、繩索提升系統，及通徑大於101mm的專用鑽具。現場對30口井取心，平均收獲率98%以上，煤心保持原始結構，並且出心速度快，由井底割心到地面裝罐，700m 井深僅用8～10min，實測含氣量可靠。比常規取心速度快20倍，此項技術已獲國家發明專利。
2.2 注入/壓降試井技術
針對煤層松軟、低壓、低滲且含有氣體和水的特點，引進國外先進的高壓低排量（最高注入壓力41MPa，最低注入排量2m3/h）注入泵，並配備了先進、可靠的地面泵注系統。建立了適用於不同試驗區的測試工藝技術，研製出專用解釋系統軟體。經現場50多層測試對比，煤層滲透率等參數解釋准確性較高。
2.3 大地電位法煤層壓裂裂縫監測技術
根據煤層近於非彈性體的特點，建立了室內數學模型和物理模型試驗，研製出大地電位法煤層壓裂裂縫監測設備和解釋軟體，可對煤層壓裂裂縫延伸方位和長度進行現場直接動態監測和定量解釋。經現場60多層測試對比，壓裂裂縫監測結果准確性較高，解決了以往煤層壓裂水平裂縫無法直觀定量評價的難題。該項技術已獲國家發明專利。
2.4 井間地震聲波層析成像（CT）技術
根據煤層中的縱波速度較低、壓裂後其縱波速度進一步降低的特點，採用井間地震聲波層析成像技術，描述聲波穿過剖面內煤層物性的變化特點，以評價壓裂後井間連通狀況。經現場測試對比，井間測試結果清晰可靠，解決了以往煤層裂縫不能直觀定量評價的難題。
2.5 煤層氣測井評價技術
結合試驗區煤層氣地質特點，研製開發出煤層氣測井系列和評價軟體，可對含氣量、封蓋層、工業分析、岩石力學等參數進行定量解釋。經28口井200餘塊樣品實驗室測試結果對比，含氣量誤差不超過6%，利用該技術每口井可節約費用20萬元。
2.6 煤層氣儲層模擬技術
引進國外先進的COALGAS、COMET煤層氣儲層數值模擬軟體，針對中國煤層氣特點開發應用，可對各種完井方法和開采方式用三維兩相的煤儲層進行生產擬合和儲層參數敏感性分析，能預測開采20年內采氣速度、單井和井組產能、合理井距、布井幾何形狀及井網優化等多項開采指標，評價氣藏開發水平和試驗區開采效果。並在沁水盆地晉城地區、鄂爾多斯盆地大寧-吉縣地區得到充分應用。
3 利用地質理論和勘探工藝技術，勘探效益顯著
3.1 堅持4個層次評價研究取得明顯效果
大區評價：評價全國39個含煤盆地68個聚煤單元的煤層氣遠景資源量，在埋深300～1500m為27.3×1012m3（美國目前18個盆地煤層氣遠景資源量僅為11×1012m3）。其中4大盆地有利勘探面積7.6×104km2，煤層氣遠景資源量19×1012m3。
區帶評價：優選出鄂爾多斯盆地中部及東部、沁水、冀中—冀東、魯西—濮陽、豫西、淮南—淮北、六盤水八大有利選區，勘探面積4×104km2，煤層氣遠景資源量7.1×1012m3。
目標評價：評選出沁水盆地晉城、鄂爾多斯盆地大寧-吉縣、韓城、烏審旗六盤水地區格目底及西北等一批有利勘探目標，勘探面積2×104km2，煤層氣遠景資源量4.4×1012m3。
區塊評價：拿下晉城目標樊庄和鄭庄區塊探明、控制儲量及大寧-吉縣目標午城區塊控制儲量。
3.2 發現我國第一個大型煤層氣田——沁水氣田
1997年10月晉試1井完鑽，完鑽井深705m，在主要目的層二疊系山西組和石炭系太原組共鑽遇煤層6層12m，鑽井中煤層氣顯示良好。1998年2月開始對本井3＃煤試氣，日產氣穩定在2700m3以上，最高日產氣為4050m3，在本區首次獲得了穩定的煤層氣工業氣流。
1998年4～8月通過區塊評價研究，在晉試1 井附近鑽探了晉1-1、1-2、1-3、1-4、1-5井，與晉試1井共同組成了一個梅花形井組。該井組於1999年4～12月進行了面積法排水降壓采氣，4口井日產氣量穩定在2400～3500m3。
在晉試1井組試氣的同時，分別在樊庄和鄭庄區塊完鑽了晉試2、3、4、5、6井，經試氣單井單層日產氣穩定產量2700～4400m3，最高9780m3。採用COALGAS儲層模擬軟體預測3＃煤與15＃分壓合排單井平均日產氣3700～4000m3。
2001年已向國家上交樊庄區塊探明含氣面積182.22km2，煤層氣地質儲量352.26×108m3；鄭庄區塊控制含氣面積447.1km2，煤層氣地質儲量911.2×108m3；該登記區含潛在資源量的總含氣面積1090km2，總資源量2656×108m3。
不管是採用常規鑽井還是羽狀水平井鑽井技術，該區煤層氣開發都有好的經濟效益。陝京和西氣東輸管線靠近該區，將為改變北京及東部沿海地區大城市環境，帶來難以估量的巨大的效益。
3.3 首次在鄂爾多斯東緣發現大型的煤層氣田
鄂爾多斯盆地大寧-吉縣地區吉試1井於山西組和太原組共鑽遇煤層6層累計厚度為17.4m，其中主力煤層厚度5＃煤5.4m，8＃煤8.8m，煤層壓力系數1.1～1.2，煤層滲透率10×10-3μm2，5＃煤平均含氣量20.7m3/t，含氣飽和度91%，8＃煤平均含氣量13.8m3/t，含氣飽和度77%，5＃煤鑽井中自溢水10m3/d，主要地質參數與美國黑勇士盆地高產富集區接近，為我國首次在鄂爾多斯東緣發現的大型中煤階煤層氣田。其中吉試4井煤層總厚7層22.8m，煤層滲透率高達 82×10-3μm2。吉試 5 井 5＃煤厚 6.8m，含氣量高達23.2m3/t，含氣飽和度 95%，日產氣 6629m3。目前初步控制該區在煤層埋深 500～1200m，煤層氣含氣面積885km2，控制儲量800×108m3。
4 中國煤層氣開發利用前景展望
21世紀是天然氣的世紀，在我國未來幾十年內天然氣開發將獲得飛速的發展。西氣東輸是煤層氣產業發展的一次難得的歷史機遇，「西氣東輸」工程將穿越我國眾多的油氣盆地和含煤盆地。根據「西氣東輸」工程的供氣能力和設計年限估算，需要1×1012m3的天然氣地質儲量作保證，但目前常規天然氣地質探明儲量僅7000×108m3左右，急需補充氣源，煤層氣作為非常規天然氣，其成分95%以上是甲烷，完全可以與天然氣混輸、混用。同時「西氣東輸」管線經過的地區也是煤層氣資源富集的地區，塔北、鄂爾多斯盆地、沁水盆地、太行山東、豫西、徐淮和淮南等煤層氣富集帶，總資源量近14×1012m3，而且管線經過的沁水大型煤層氣田，已經獲得煤層氣探明儲量，在短期內優先開發這些地區的煤層氣資源最具有現實性和可行性。
我國的煤層氣工業和其他國家一樣，將採用井下抽放和地面排采並行的方式展開，一方面在井下抽放上繼續改進技術，提高抽放效率；另一方面大力開展地面排采試驗。我國煤層氣井下抽放已有50多年的歷史，抽放技術成熟，隨著環保意識的加強，更多煤層氣利用設施的建成投產，以及國家和企業更加註重安全生產，預計未來10年煤礦井下煤層氣抽放將會有較大的發展，到2005年井下煤層氣抽放量將達到10億m3，2010年達到14億m3[2]。
我國煤層氣地面開發試驗已從單井試驗向井組試驗過渡，一些煤層氣開發項目已顯示出商業化開發前景。我國煤層氣開發應採取新區與老區相結合、重點突破的原則。首先在資源條件好、勘探程度較高的鄂爾多斯和沁水盆地，進行補充勘探，集中力量開發，使煤層氣生產能力在近期內有較大程度的提高，並在開發利用方面形成突破。
根據目前我國煤層氣發展速度及政策導向等預測，我國煤層氣產量將經過緩慢、快速和穩定三個階段的增長，預計到2010年我國可探明（1000～2000）×108m3的可利用煤層氣儲量，建成3～5個煤層氣開發示範基地，力爭使煤層氣產量達（20～30）×108m3，煤層氣產業初具規模。預測2000～2010年將是我國煤層氣大發展階段，相當於美國20世紀80年代的水平，因煤層氣井產量低，壽命長，必須要有優惠政策來鼓勵煤層氣的勘探開發，才能使我國煤層氣勘探開發在此階段取得長足進展。我國華北地區可供勘探的煤層氣資源量與美國的聖胡安和黑勇士盆地之和相當，但其地質情況較復雜，勘探難度大，預計到2010年全國煤層氣產量將達到20×108m3，控制儲量為1500×108m3。預測2010～2020年，隨著煤層氣的勘探開發技術日趨成熟，勘探范圍將進一步擴大到華南、東北區及西北地區，預計2020年煤層氣產量將達到150×108m3。到2025年，建成5～6個煤層氣生產基地，煤層氣產量達200×108m3，形成完善的煤層氣產業體系。
5 中國石油煤層氣發展戰略
在「十一五」期間中國石油將立足中東部含煤盆地，用五年的時間形成30×108m3的煤層氣產能，為了實現這一目標，應從以下幾個方面做好相關工作。
5.1 加大對煤層氣的科技投入
我國煤層氣資源豐富，潔凈氣體能源供需缺口大，開發利用煤層氣具有緊迫性和必要性。我國煤層氣儲層與美國相比，大多具有低滲透、低飽和和低儲層壓力的「三低」特點，煤層氣地質條件復雜，開采難度大。中國石油將進一步加大對煤層氣的科技投入，一方面加強煤層氣成藏理論、經濟評價等基礎理論研究，注意煤層氣科學的系統性；另一方面加大煤層氣攻關和示範項目的投入力度，為煤層氣開發的突破創造科技支撐。
5.2 根據我國煤層氣資源特點與分布，選擇有利開發區塊
我國煤層氣資源特點突出表現為量大面廣，具有顯著的地區富集性和時域富集性。通過對全國煤層氣資源的綜合評價，以含氣帶為單位，對其開發前景進行分類評價，確定包括十大煤層氣有利目標區作為煤層氣開發的優選區塊，沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、兩淮地區、西部低階煤地區的煤層氣開發有利區塊，可作為近期勘探開發的重點工作區。
5.3 制定完整、科學的煤層氣開發規劃
堅持煤層氣上、下游統籌規劃、協調發展，評價與勘探相結合、重點突破與規模開發相結合，由淺至深、由易到難、滾動發展；堅持地面規模開發為主、帶動煤礦井下抽放，地面開發與井下抽放並舉，建立「先採氣後採煤」的礦產資源綜合開發模式。
5.4 中國石油將把煤層氣開發利用納入公司中長期能源發展規劃，重視相關基礎設施建設
我國煤層氣基礎設施弱，特別是沒有煤層氣長輸管網，中國石油將把管線建設納入公司發展基礎建設規劃，有計劃地投入適度的基建資金，分期實施，以加速我國煤層氣產業的形成與發展。
參考文獻
[1]劉洪林等.2001.中國煤層氣資源及其勘探開發潛力.《石油勘探與開發》，Vol.28，No.1，p9～11
[2]王紅岩，劉洪林等.2005.煤層氣富集成藏規律.北京：石油工業出版杜
[3]張建博，王紅岩等.1999.山西沁水盆地有利區預測[M].徐州：中國礦業大學出版杜
[4]黃盛初等.1998.我國煤層氣利用技術現狀及前景.《中國煤炭》，No.5，p25～28
[5]趙文智等.2001.中國陸上剩餘油氣資源潛力及其分布和勘探對策.《石油勘探與開發》，Vol.28，No.1，p1～5
❾ 「南海深水油氣勘探開發關鍵技術及裝備」重大項目是什麼
2006年，為提高我國深海油氣勘探開發能力，形成深水海洋油氣勘探開發產業鏈，提升我國海洋油氣產業參與國際競爭的能力，推動我國裝備製造業向深水高端領域進軍，實現我國深海油氣勘探開發技術實現跨越式發展，「863」計劃海洋技術領域辦公室在廣泛、深入的戰略研究和需求分析的基礎上，啟動了「南海深水油氣資源勘探開發關鍵技術和裝備」重大項目。項目累計投入國撥經費2.43億元，各承擔單位配套投入研發經費4.05億元，該項目組織吸引了國土資源部、教育部、國家海洋局、中國石油集團、中國海油集團、中國石化集團、中船重工集團等部門和大型集團公司所屬工程、技術研究單位、研究院所、高校累計104家單位參與攻關，參與項目研發任務的研究人員達到1690人。
該項目申請專利286項，其中發明專利149項，獲得授權專利154項，發明專利45項；獲得軟體著作權登記65項，發表論文931篇，出版專著6部；制定國家、行業技術標准10項，建立了2個研究基地；培養了一大批我國急需的深水油氣勘探開發領域的高層次人才，包括培養博士207人、碩士396人、試驗設計、工程的領軍人才近百人。項目成果為南海第一批4口深水油氣探井及5萬多公里深水油氣綜合地球物理勘探作業提供了技術支持。
「十二五」期間「863」計劃海洋技術領域在「十一五」期間「南海深水油氣勘探開發關鍵技術及裝備」項目研發成果的基礎上，已啟動「深水油氣勘探開發關鍵技術及裝備」重大項目，計劃投入國撥經費4.5億元。該項目將以企業為課題牽頭單位，進一步攻克系列核心關鍵技術，推動一批重大裝備實現產業化，以期為維護我國海洋權益，推動我國油氣工業走向深水和海外提供強有力的技術和裝備支撐。
「南海深水油氣勘探開發關鍵技術及裝備」重大項目重點在深水油氣資源勘探、鑽完井、海洋工程和安全保障三個方面開展關鍵技術研究，完成了深水半潛式鑽井平台和深水鋪管系統設計建造技術的研發，為我國第一艘深水半潛式鑽井平台「海洋石油981」和第一艘深水鋪管船「海洋石油201」等重大裝備提供了技術支撐；自主研製了我國第一套海上高精度地震勘探技術裝備，初步形成了適用於南海的深水油氣盆地綜合地球物理勘探評價技術；研製了深水防噴器、深水鑽井隔水管、深水水下井口頭等深水核心裝備工程樣機；研發了具有我國自主知識產權的深水井身結構設計、表層鑽井、井控、鑽井液、固井、完井測試等關鍵技術，並成功應用於南海深水油氣勘探開發工程；構建了深水油氣工程的公共試驗平台，具備4000m深水海洋工程試驗的能力，新型平台的設計技術和災害海洋環境下平台安全性評估技術等取得了重要的進展。這些成果初步形成了3000m水深深水油氣勘探開發技術能力，為我國實現水深300～3000m的深水油氣田的勘探開發提供了技術支撐。