什么是低品位石油

⑴ 低品位油气资源潜力

我国油气资源类型多，总量丰富，低品位油气资源潜力巨大。我国低品位石油资源潜力评价重点在于低渗透油气、剩余油气、重油以及页岩气。

1.2.1低品位石油资源潜力

1.2.1.1我国石油资源概况

据新一轮全国油气资源评价结果显示^[14]：我国陆域和近海115个盆地石油远景资源量1086亿吨，其中，陆地934亿吨，近海152亿吨；石油地质资源量765亿吨，其中陆地658亿吨，近海107亿吨；石油可采资源量212亿吨，其中陆地183亿吨，近海29亿吨。截至2008年底，我国累计探明石油地质储量290亿吨，探明程度38%。待探明石油地质资源量为475亿吨，占总地质资源量的62%，待探明石油可采资源量为133亿吨，占总可采资源量的63%。从分布上看，我国总体上的石油资源主要分布在东部、西部和近海，如表1.3所示。我国石油资源处于勘探中期，具有较大的勘探空间和发展潜力。

表1.3 我国石油资源情况表（单位：亿吨）

数据来源：文献[14]。

1.2.1.2低品位石油资源

我国低品位油气资源丰富。据新一轮全国油气资源评价结果显示^[14]：全国低渗透石油远景资源量为537亿吨，占全国石油远景资源量的49%；全国低渗透、重油地质资源量307.4亿吨，约占全国石油地质资源量的40%（不含南海南部）。从地区看，低渗透石油资源广泛分布于全国陆地油气区，而重油则主要分布在东部、西部和近海海域（南海除外），如表1.4所示。从盆地分布看，低渗透油主要分布在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等盆地，约占全国低渗透石油资源的78.7%，而重油则主要分布于渤海湾、准噶尔等盆地，约占全国重油资源的77%，如表1.5，图1.2所示。

表1.4 全国低品位石油资源量表（单位：亿吨）

注：“—”表明缺乏数据，括号内为综合数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。

表1.5 重点盆地石油资源分类表（单位：亿吨）

注：“—”表明缺乏数据，括号内为综合数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。

图1.2 重点盆地低品位石油资源量及比例示意图

注：括号外数据为低品位石油资源量，单位亿吨；括号内数据为低品位资源量占当地油气资源量百分比。

随着勘探开发程度的提高，全国剩余石油资源品位逐渐降低，低品位石油资源所占比例不断增高，日益成为全国油气勘探的主要对象。截至2008年，全国石油剩余资源量799亿吨（远景），其中低渗透（含特低渗透）资源量431亿吨，占剩余石油资源总量的54%，重油占6%^[12]，如图1.3所示。低品位资源，特别是低渗透资源占有越来越重要的地位。

图1.3剩余石油资源品位分布示意图

从勘探成果来看，随着油气勘探的不断发展，我国石油储量不断增加，呈现较大幅度增长，但优质储量增速放缓，低品位储量比例越来越高。以中石油为例，2003～2008年，中石油新增石油探明储量中，低渗透所占比例分别为69.1%、79.3%、70.5%、64.1%、71.3%、87%，平均达到70%以上^[15]。截至2008年底，我国已发现184个低渗透油田，累计探明低渗透石油地质储量141亿吨，可采储量18.9亿吨^[15]。从表1.6可以看出，我国石油年均新增可采储量与年均新增地质储量之比不断降低，由20世纪60年代的0.138降为近年的0.168，采收率也不断降低，由20世纪60年代38%降为近年的27%～28%。这种状况，一方面表明，我国由于新增探明储量中低品位比例不断增加，油气勘探开发难度日益加大；另一方面也表明低品位油气资源储量丰富，具有巨大的开发潜力。

表1.6 1960～2008年全国年均新增石油地质储量和可采储量统计

数据来源：国土资源部油气资源战略研究中心，中国油气资源信息手册，2009。

从低品位石油开发情况来看，我国低品位原油产量逐渐增加。2006～2008年，我国低渗透原油产量比例分别为34.8%，36%，37.6%^[15]。2008年，我国低渗透原油产量0.71亿吨（包括低渗透稠油），占全国总产量的37.6%^[15]。低品位石油资源在油田开发中的地位越来越重要。

1.2.1.3小结

根据国土资源部新一轮油气资源评价成果显示^[14]：我国石油远景资源量为1086亿吨，地质资源量765亿吨，可采资源量212亿吨，处于勘探中期，具有较大的勘探空间和发展潜力。从我国石油资源品位来看，我国低渗透、重油地质资源量307.4亿吨，约占全国石油地质资源量的40%（不含南海南部）；在剩余资源量中，低品位石油资源占60%，其中，我国低渗透（含特低渗透）石油剩余资源量431亿吨，占54%，重油占6%，这表明我国低品位石油资源丰富，勘探潜力巨大。从勘探成果来看，我国年均新增可采储量与年均新增地质储量之比不断降低，采收率也不断降低，表明我国新增探明储量中低品位比例不断增加，具有巨大的开发潜力。从开发情况来看，我国低渗透原油产量比例逐年上升，近三年分别为34.8%，36%，37.6%，表明我国低品位原油正逐渐成为原油开发的主体，在原油生产中占据着重要地位。

1.2.2低品位天然气资源潜力

1.2.2.1我国天然气资源概况

我国天然气比较丰富，随着天然气勘探开发技术的迅猛发展，我国天然气资源量的估算值不断增加，其中低品位天然气所占比例大。

据新一轮全国油气资源评价结果显示^[14]：除南海南部14个盆地外，在我国陆地和近海海域115个含油气盆地中，天然气远景资源量为56万亿立方米，其中陆地43万亿立方米，近海13万亿立方米；天然气地质资源量为35万亿立方米，其中陆地27万亿立方米，近海8万亿立方米；天然气可采资源量22万亿立方米，其中陆地17万亿立方米，近海5万亿立方米，勘探处于早期。截至2008年底，我国已探明各类气田415个，探明天然气地质储量6.5万亿立方米，探明程度19%；待探明天然气地质资源量28.5万亿立方米，占总地质资源量81%，待探明天然气开采资源量为18万亿立方米，占总可采资源量的82%。

从分布上看，我国的天然气资源主要分布在西部的塔里木、鄂尔多斯、四川、柴达木、准噶尔盆地，东部的松辽、渤海湾盆地，以及东部近海海域的渤海、东海和莺—琼盆地。目前这9个盆地远景资源量达46万亿立方米，占全国资源总量的82%；已探明天然气地质储量6.21万亿立方米，占全国已探明天然气地质储量的93%；剩余资源量40万亿立方米，占全国剩余资源量的81%，如表1.7所示^[16]。

表1.7 我国主要盆地天然气资源情况（单位：万亿立方米）

数据来源：文献[16]。

1.2.2.2低渗透天然气资源

从天然气资源品位来看，据新一轮油气资源评价结果显示：低渗透天然气地质资源量为8.37万亿立方米，占天然气地质资源量的23.89%^[16]。在剩余资源量中，全国天然气剩余资源量为49.6万亿立方米（远景），其中低渗透24.8万亿立方米，占剩余天然气资源总量的51%^[12]。在剩余资源中，低渗透天然气资源占有“半壁河山”，如图1.4所示。从分布看，低渗透气主要分布在中、西部地区，主要是鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等，如表1.8所示。

图1.4 剩余天然气资源品位分布示意图

表1.8 全国天然气资源量表

注：“—”表明缺乏数据，以上数据均来自新一轮全国油气资源评价（2007）。

从天然气勘探成果来看^[16]，我国天然气新增探明气田总体以低渗储量为主，并呈逐年增加趋势；低渗储量在新增探明储量中的比例由“八五”末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例明显加大，如图1.5所示。截至2008年底，我国已发现192个低渗透气田，累计探明低渗透天然气地质储量4.1万亿立方米（占天然气累计探明地质储量的63.6%），可采储量2.37万亿立方米，主要分布在中、西部地区^[15]。

图1.5 大中型气田低渗储量占新增探明储量的比例

数据来源：文献[16]。

从低品位天然气的开发情况来看，2008年，我国低渗透天然气产量达320亿立方米，占天然气总产量的42.1%^[17]。2006～2008年，我国低渗透天然气的产量比例逐年上升，分别为39.4%，40.9%，42.1%^[17]。预计我国天然气产量中，低渗透天然气所占比例将持续增大，我国未来天然气产量稳产增产将更多地依靠低渗透天然气。

1.2.2.3页岩气

除常规天然气外，我国蕴藏丰富而且尚未开发或者开发程度极低的非常规油气资源。我国的非常规天然气资源量（仅包含致密砂岩气、煤层气、页岩气和天然气水合物），达280.6万亿立方米，是常规天然气资源量的5.01倍^[18]。随着技术的进步，我国非常规天然气资源的开发潜力越显强大^[18]。

初步研究表明^[19～20]，我国页岩气资源十分丰富，按沉积环境，我国页岩气主要发育在海相和海陆过渡相地层中；按分布区域可划分为南方（包括四川盆地等）、华北（包括鄂尔多斯、渤海湾及南华北等盆地）及西北（包括塔里木、准噶尔等盆地）三大区域。其中南方广大地区的志留系地层中，发育大套黑色页岩，有机碳含量大多达10%～15%，演化程度较高，所形成的泥（页）岩气资源潜力相当可观，华南褶皱带和秦岭褶皱带、扬子准地台等均是勘探的有利区域。

目前，我国尚未开展全国页岩气资源调查评价工作，对页岩气资源状况和潜力还不清楚，但中石油和国外专家学者进行了初步估算。据Rogner（1997）评价中国页岩气资源量100万亿立方米；Kawata，Fujita（2001）等评价，中亚和中国页岩气资源量近99.8万亿立方米（表1.9）；美国科罗拉多矿业学院JohnB.Curtis（2002）评价，中国页岩气资源量15～30万亿立方米^[21]；中石油评价（2009），中国页岩气资源量30.7万亿立方米^[22]。总的看，目前评价显示，我国页岩气资源量30～100万亿立方米，超过国内常规天然气资源量，大致与美国页岩气资源量相当。其中，仅四川盆地威远地区和泸州地区页岩气资源量就高达6.8～8.4万亿立方米，相当于该盆地常规天然气资源总量^[13]。全球页岩气、煤层气和致密砂岩气资源量及其分布如表1.9所示。

表1.9 全球页岩气、煤层气和致密砂岩气资源量及其分布

1.2.2.4小结

根据国土资源部新一轮油气资源评价成果（2007）显示：我国常规天然气中，低渗透天然气地质资源量为8.37万亿立方米，占天然气地质资源量的23.89%，表明我国低品位天然气总量巨大；在剩余资源量中，低渗透（含特低渗透）24.8万亿立方米，占剩余天然气资源总量的51%，表明在待探明资源量中我国低品位天然气比重大，勘探潜力大；在新增探明储量中，低品位天然气的比例由“八五”末的49.6%上升到2008年底的73.5%，比例不断加大；在已探明储量中，低渗透气田累计探明储量4.1万亿立方米，占天然气累计探明地质储量的63.6%；可采储量达2.37万亿立方米，表明我国低品位天然气储量大，开发潜力大；在天然气产量中，2008年我国低渗透天然气产量达320亿立方米，占天然气产量的42.1%，表明我国低品位天然气产量大。此外，我国非常规天然气资源量达280.6万亿立方米，发展潜力巨大。

由于我国地质条件和油气分布复杂，而且经过半个多世纪的勘探开发，大量易于寻找的优质、整装大型油气田已被发现和探明，油气勘探日益转向深层、深水、高原等新区、新领域，向非常规资源发展，勘探难度不断加大，风险越来越大，而且新发现油气田或新探明储量品位不断降低。近年来，相继发现的大型油气田，如苏里格气田、普光气田、龙岗气田、徐深气田、南堡油田等，不是低渗透气、高含硫气，就是稠油等。预计，随着油气勘探深入发展，今后低品位油气资源将日益成为我国油气勘探开发主要对象。

⑵ 什么是石油石油是怎么形成的刚开采的石油不用加工能不能使用

石油又称原油，是从地下深处开采的棕黑色可燃粘稠液体。主要是各种烷烃、环烷烃、芳香烃的混合物。它是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长的演化形成的混合物，与煤一样属于化石燃料。石油主要被用来作为燃油和汽油，燃料油和汽油组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200万年的时间，在现今已发现的油藏中，时间最老的可达到5亿年之久。在地球不断演化的漫长历史过程中，有一些“特殊”时期，如古生代和中生代，大量的植物和动物死亡后，构成其身体的有机物质不断分解，与泥沙或碳酸质沉淀物等物质混合组成沉积层。由于沉积物不断地堆积加厚，导致温度和压力上升，随着这种过程的不断进行，沉积层变为沉积岩，进而形成沉积盆地，这就为石油的生成提供了基本的地质环境。 伴随各种地质作用，沉积盆地中的沉积物持续不断地堆积。当温度和压力达到一定程度后，沉积物中动植物的有机物质转化为碳氧化合物分子，最终生成石油和天然气。

⑶ 石油是什么物质 石油介绍

1、石油又称原油，是一种粘稠的、深褐色（有时有点绿色的）液体。地壳上层部分地区有石油储存。它由不同的碳氢化合物混合组成，其主要组成成分是烷烃，此外石油中还含硫、氧、氮、磷、钒等元素。石油主要被用来作为燃油和汽油，燃料油和汽油组成世界上最重要的一次能源之一。石油也是许多化学工业产品如溶液、化肥、杀虫剂和塑料等的原料。

2、石油是指气态、液态和固态的烃类混合物，具有天然的产状。石油又分为原油、天然气、天然气液及天然焦油等形式，但习惯上仍将“石油”作为“原油”的定义用。

3、简介：石油的性质因产地而异，密度为0.8 -1.0g/cm3，粘度范围很宽，凝固点差别很大（30 ~ -60℃），沸点范围为常温到500摄氏度以上，可溶于多种有机溶剂，不溶于水，但可与水形成乳状液。不过不同的油田的石油的成分和外貌可以区分很大。石油主要被用作燃油和汽油，燃料油和汽油在2012年组成世界上最重要的二次能源之一。

4、石油也是许多化学工业产品如溶剂、化肥、杀虫剂和塑料等的原料。2012年开采的石油88%被用作燃料，其它的12%作为化工业的原料。实际上，石油是一种不可再生原料。石油是一种粘稠的、深褐色液体，被称为“工业的血液”。地壳上层部分地区有石油储存。主要成分是各种烷烃、环烷烃、芳香烃的混合物。是地质勘探的主要对象之一。

⑷ 概念和分类

“低品位”油气资源是一个相对的概念，是相对于已经发现的规模大、丰度高、油质好、单井产量高的“高品位”而言；同时也是相对于技术经济条件而言，是技术经济条件的函数，与经营管理的方式密切相关¹，1因此，世界各国学者根据所在国不同的资源状况和技术经济条件对“低品位”油气资源进行了不同的界定。

1.1.1国外研究与实践

目前，美国等国家一般较少采用“低品位”的概念，因此也就没有对低品位油气资源提出相对统一的概念和分类。通常情况，美国采用“边际”、“非常规”等概念来描述低品位、难动用油气资源，以区别于优质资源。“边际”概念主要是指在一定市场（价格）条件下，采用现有成熟技术不能实现经济开采（满足一定的投资回报率）的石油、天然气储量，包括探明储量规模太小的油气田、规模大但开发难度大的油气田、重（稠）油、剩余油（尾矿）等。“非常规”的概念，则用来描述利用常规技术工艺不能开发的油气资源，如油砂、油页岩、煤层气、页岩气、致密砂岩气等。在实际应用中，这两个概念没有截然分开，存在明显交叉。即便如此，对于任何一种具体的边际储量和非常规资源，美国等国家在研究制定相关政策时，都给予了明确的界定，包括孔隙度、渗透率、密度、粘度等具体的物性、物理指标^[2]。

国外曾把渗透率小于100mD（mD：毫达西，为渗透率单位）的油田划为低渗透油田。随着科学技术的发展，目前通常也把低渗透油田的上限定为50mD，并进一步将低渗透油藏分为以下三种类型^[3～4]：

一类储层渗透率10～50mD，称为低渗透油田。此类储层的特点接近于正常储层。地层条件下含水饱和度为25%～50%。这类储层一般具有工业性自然产能，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的储层保护措施。开采方式及最终采收率与常规储层相似，压裂可进一步提高其产能。

二类储层渗透率1～10mD，称为特低渗透油田。此类储层含水饱和度变化较大，部分为低电阻油层，测井解释难度较大。这类储层自然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。

三类储层渗透率0.1～1mD，它属致密低渗透储层，称为超低渗透油田。由于孔隙半径很小，因而油气很难采出。这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造方能投产。就目前的世界工艺技术水平而言，0.1mD以下的低渗透油藏也是可以开发的，但经济上可能是无效的。

近年来，美国将渗透率低于1.0mD油藏定为低渗透油藏，而将渗透率低于0.01mD的油藏定为特低渗透油藏。美国联邦能源管理委员会根据《美国国会1978年天然气政策法》的有关规定，提出将有效渗透率低于0.1mD的砂岩气藏确定为致密气藏。美国能源部对致密砂岩气藏进一步分类，规定：0.05～0.1mD为致密砂岩气藏；0.001～0.05mD为很致密砂岩气藏；0.0001～0.001mD为极致密砂岩气藏。

1.1.2国内研究与实践

国内对低品位油气的界定比较多，没有形成统一的概念。国家有关部门、一些专家学者分别从不同角度对低品位油气资源进行了描述。

1.1.2.1国家行业标准

国家有关部门从油气藏分类的角度，对一些低品位油气藏进行了定量描述和界定。国家油藏分类（标准编号：SY/T6168-1995）如表1.1所示；国家气藏分类标准（标准编号：SY/T6169-1995）如表1.2所示。

表1.1 国家油藏分类（标准编号：SY/T6168-1995）

表1.2 国家气藏分类标准（标准编号：SY/T6169-1995）

1.1.2.2专家学者界定

国内专家学者也对低品位油气资源的概念和类型做了大量研究。

有的学者借鉴国外标准，从物性指标参数等方面对低渗透油藏概念进行了研究和界定。罗蛰潭等^[5]认为：渗透率低于100mD的储层为低渗透储层。严衡文等在西安国际低渗透油气藏会议上，提出了低渗透储层的划分标准：渗透率大于100mD为好储层；渗透率10～100mD为低渗透储层；0.1～10mD为特低渗透储层。李道品等^[6]提出：渗透率10～50mD为低渗透；渗透率1.0～10mD为特低渗透；渗透率0.1～1.0mD为超低渗透。由中国石油天然气集团公司组织编写的《中国石油勘探开发网络全书》^[7]中规定：渗透率≥10～50mD为低渗透；渗透率≥1.0～10mD为特低渗透；渗透率＜1.0mD为超低渗透。王光付等^[8]提出：有效渗透率10～50mD的油藏为一般低渗透油藏；有效渗透率1～10mD的油藏为特低渗透油藏；有效渗透率0.1～1.0mD的油藏为超低渗透油藏。

李浩和杨海滨主要从经济和技术角度提出了低品位石油储量判断标准，他们认为低品位石油储量就是难动用石油储量^[9]。从经济角度来说，12%的投资收益率是划分储量难动用与否的标准，投资收益率达不到12%的，被定义为难动用储量；将成本利润率小于6%的已开发油藏定义为石油尾矿^[9]。从技术角度说，难动用储量是指在自然条件下由于技术原因开发难度较大的储量，一般又分为3种类型：油藏岩石的物性不好；油品本身特性不好，粘度太大；进入开发后期的难采储量。难动用石油储量具有以下特点：①资源本身物化特性或其储层物性较差，通常其相对密度较大、粘度较高、流动性差、非烃组分含量高，或具有储量丰度低、单井产量低及渗透率低的“三低特征”；②资源本身质量和储集性较好，但分布复杂，或储量规模较小，需要特殊工艺和设备，风险高；③随着技术的发展与油价的变化，可以变为可动用储量；④由于管理体制、管理水平等的不同，储量的可动用性不同。邱中建等认为^[10]：难采储量往往受制于油价的高低，对油价的波动非常敏感，如果油价从18美元/桶增至28美元/桶，那么大部分难采储量都可以动用。而且他们还认为，由于难采储量开采成本高，大型国有石油公司动用它们的积极性往往不高，如果改变经营方式，缩小经营单位，采用股份制，由国有石油公司控股，精打细算，那么大部分难采储量也可以动用。这种经营方式在我国某些地方已经存在，而且可以盈利。如果同时加大科技攻关的力度，降低难采储量开发的成本，那么难采储量也会被动用。

查全衡等^[2]认为“低品位”资源是相对概念，一是相对于已发现的规模大、丰度高、油品好、产量高油气田的“高品位”而言的。“低品位”资源的成因有两种：一种是天然形成的。我国通常将复杂的小断块油气田、稠油油田和低丰度、低渗透油气田的资源称为“低品位”资源。另一种是人为造成的。长期开采后的油气田剩余的资源，大体相当于固体矿藏的“尾矿”，资源品位变差。不过流体矿藏的“尾矿”总量巨大，目前一般占探明地质储量的70%以上。二是相对于技术经济条件而言。“品位”是技术经济条件的函数，随着技术进步、油价上升，“低品位”资源可以成为“高品位”资源，而在油价下降时，“高品位”资源也可以成为“低品位”资源，如图1.1所示。

图1.1 油气资源品位构成三角图

潘继平等^[11]从资源质量、储集物性及分布特征等方面将低品位储量分为以下四大类：①I类，即稠油类。这类资源本身质量比较差。从物理性质上看，密度大，密度一般超过0.934g/cm³，粘度大于100m Pa·s（m Pa·s：毫帕斯卡·秒，为粘度单位），流动性差；从化学性质组分上看，氧、硫、氮等元素、非烃及沥青质含量高，硫元素含量0.4%～1.0%；氮元素0.7%～1.2%，而常规油的硫和氮含量通常分别低于0.4%和0.7%，非烃和沥青质含量高达10%～30%，有的甚至可达50%。通常，这类资源埋藏浅，但储量规模较大。②Ⅱ类，即低渗透类。这类资源本身物化特征较好，但一方面储量丰度低，单井产量低，规模较大，总量较大，另一方面储集物性比较差，孔渗低，渗透一般小于50×10^-3μm²，物性非均质性强，储集空间分布极其复杂，比如裂缝或溶蚀孔隙，总体上，这类储量属于油气贫矿类，主要是由于储层物性特征较差致使其难以动用开采，包括复杂岩性、地层油气藏和裂缝性油气藏。③Ⅲ类，即小油田类。这类资源本身品质及其储集物性较好，但由于单个油气藏（田）面积小、规模小、储量小，或者构造复杂，断裂发育，油水关系复杂的小型断块油藏，常呈成群或成带分布，多为边际油田。由于规模小，开采成本高，风险大，且需要采用先进的钻井技术，如多分支水平井技术和大位移水平井技术。④Ⅳ类，即剩余油类。这类资源是指经过多年生产后的油田所剩余的储量，属于油气“尾矿”，是一种人为生产活动造成的，通常分布在大型老油田，而且总量较大。在经过一次、二次采油后，油藏油水关系复杂，剩余的资源分布规律性差，开发和生产成本较高，通常需要先进有效的油藏经营管理技术，包括精细油藏描述技术和三次采油技术等。

1.1.2.3小结

从上述情况看，国内低品位油气资源的概念总体上包括以下四个方面内容：

一是市场经济条件，即石油价格因素。通常油价越高，越利于低品位油气资源开发利用，低品位资源将向高品位资源转换；反之，油价越低，高品位资源将向低品位资源转换。

二是开发工艺技术条件。技术水平越高、越有效，越有利于低品位油气资源开发利用，低品位资源向高品位资源转换；反之，技术水平低下，高品位资源将向低品位资源转换。

三是政策环境。主要指油气资源开发的各种税费政策，适当有效的鼓励政策有利于低品位资源开发。

四是经营管理水平。主要指企业开发资源的经营管理水平和成本控制能力，较高的经营管理水平和严格的财务管理、成本控制，有利于降本增效和低品位油气资源开发。

从国内外低品位油气资源的概念和界定指标看，随着科技进步和扶持政策的完善，低品位油气资源界定下限越来越低，特别是低渗透油气资源的下限越来越小，从早期的100mD、50mD逐步下降到20mD、10mD，直到目前的1.0mD、0.5mD、0.3mD、0.1mD，低品位资源的范围则越来越广。例如，20世纪80年代，我国采用“常规压裂”等技术只能使10～50mD的低渗透油藏得到有效动用。2000年以来，鄂尔多斯盆地其他油田，采用“整体压裂、超前注水”等技术，使得低于0.5mD以下的特低渗透储量也可以有效动用^[12]。另外，低品位油气资源概念还与油气资源管理体制密切相关。通过对比，可以看出，国外低品位油气资源概念主要从地质和技术方面来确定，特别是储层物性特征、油气资源本身的物理化学参数等客观条件和特征。而国内低品位油气资源概念，特别是学术界，侧重于综合因素，既考虑了储层物性、资源本身特性，也考虑了技术、政策等人为因素和条件。

1.1.3本研究对低品位油气资源的界定与分类

综合考虑国内外低品位油气资源的概念，本研究对低品位油气资源的描述为：低品位油气资源是指在现行体制和一定市场条件（如油价）下，采用常规的经营管理方式，依靠现有成熟工艺技术不能经济开采的探明石油、天然气地质（资源）储量。通常具有渗透率低、丰度小、品质差、规模小、含水率高、单井产量低等一个或多个特征。

1.1.3.1低品位石油资源

具体来说，低品位石油资源主要包括以下几类：

低渗透石油：指有效渗透率小于10mD的储层中的原油资源，具有单井产量低、储量丰度低等特征。细分为一般低渗透（1～10mD）、特低渗透（0.5～1mD）、超低渗透 ＜0.5mD）三类。

稠（重）油：指地层温度条件下，密度大于0.934g/cm³、粘度大于50m Pa·s的原油资源。

剩余油（石油尾矿）：指进入开发生产后期，综合含水率超过90%的油气藏（田）中剩余的石油地质储量，具有含水率高、产量持续递减等特点。

高凝油：指凝固点≥40℃的油藏。

边际小油田：指在目前的开采技术条件下，没有经济效益和难以动用的、储量规模小的油气田。

深水油：指水深超过500m的地下储集层中的石油地质储量。

1.1.3.2低品位天然气资源

具体来说，低品位天然气资源主要包括以下几类：

低渗透砂岩气：指有效渗透率小于1mD的砂岩储层中的天然气资源，具有单井产量低、储量丰度低、分布广等特征。细分为低渗透气（0.1～1mD）、特低渗透气（致密砂岩气）＜0.1mD）两类。

高含非烃气：指硫化氢（H₂S）、二氧化碳（CO₂）或者氮气（N₂）等非烃含量超过5%的天然气资源。

高温高压气：指同时具有地层超压（压力系数＞1.3）和高温（地层温度＞150℃）的天然气。

深水气：指水深超过500m的地下储集层中的天然气地质储量。

页岩气^[13]：指赋存于富含有机质的暗色泥页岩或高碳泥页岩中，主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至包括已生成的液态烃，裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和粘土矿物表面，在一定地质条件下就近聚集，形成页岩气藏。页岩气藏具有如下特点：

第一，与煤层气相似，页岩气藏具有自生自储特点，页岩既是烃源岩，又是储层，没有或仅有极短距离的运移，通常就近聚集成藏，不受构造控制，无圈闭、无清晰的气水界面。

第二，页岩气藏分布受暗色页岩分布控制，面积大，范围广，常呈区域性、连续性分布；页岩气形成温度范围大，在暗色泥页岩热演化的各阶段均可形成，埋藏深度范围大，从浅于200m到深于3000m都有可能有页岩气藏。

第三，页岩气藏储层具有典型的低孔、低渗特征，并随着埋深加大，物性变差。页岩气藏孔隙度一般4%～6%，渗透率一般低于0.001mD，若处于断裂带或裂缝发育带，页岩孔隙度、渗透率增加。

第四，页岩气主要以吸附或游离状态赋存于页岩储层中，其中吸附气含量20%～85%。另外，少量页岩气以溶解状态存在，一般不超过10%。

第五，页岩气藏自然压力低，开发难度大，技术要求高，通常无自然产能，采收率较低，单井产量低，但产量递减速度慢，生产周期长，一般超过30年。

⑸ 什么是低品位石油

通常会把那些低渗透度和低丰度油田，称为低品位油田，由于含油量低或石油熟化程度不好，开采成本很高而不被人们重视。你说的低品位石油应该就是指的这类石油资源吧

⑹ 全国油气资源潜力与勘探领域

一、油气资源潜力

(一)主要盆地石油资源潜力

总体上看，我国沉积盆地发育，油气资源丰富;中、新生代盆地以陆相为主，古生代盆地以海相为主，盆地经过多期叠加和改造，油气成藏和分布规律复杂，地质认识逐步深化，勘探发现呈阶段性，发展空间广阔。

截至2005年底，全国累计探明石油地质储量257.98×10⁸t，探明程度33.72%。待探明石油地质资源量为507.03×10⁸t，占总地质资源量的66.28%，待探明石油可采资源量为142.40×10⁸t，占总可采资源量的67.16%。

石油探明储量主要集中在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口和柴达木等7大盆地，平均探明程度41.42%。待探明石油地质资源也主要分布在这7大盆地，渤海湾盆地最多，为112.74×10⁸t;其次为塔里木和鄂尔多斯盆地，分别为69.13×10⁸t和54.00×10⁸t。7大盆地待探明石油地质资源量共计339.62×10⁸t，占全国的66.98%。渤海湾盆地待探明石油可采资源最多，达28.43×10⁸t;其次是塔里木和松辽盆地，分别为21.77×10⁸t和19.15×10⁸t。7大盆地探明石油可采资源量共计100.44×10⁸t，占全国的70.53%(表6-2-1)。

表6-2-1 全国石油资源盆地分布表 单位:10⁸t

续表

(二)主要盆地天然气资源潜力

截至2005年底，全国累计探明天然气地质储量4.92×10¹²m³，探明程度14.05%。待探明天然气地质资源量为30.11×10¹²m³，占总地质资源量的85.95%，待探明石油可采资源量为18.94×10¹²m³，占总可采资源量的85.97%。

天然气探明储量主要集中在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾等9大盆地，平均探明程度16.24%。待探明天然气地质资源也主要分布在这9大盆地，塔里木盆地最多，为8.14×10¹²m³;其次为四川和东海盆地，分别为4.15×10¹²m³和3.53×10¹²m³。9大盆地探明天然气地质资源量共计24.34×10¹²m³，占全国的80.83%。待探明石油可采资源塔里木盆地最多，为5.36×10¹²m³;其次是四川和东海盆地，分别为2.61×10¹²m³和2.41×10¹²m³。7大盆地探明石油可采资源量共计15.49×10¹²m³，占全国的81.78%(表6-2-2)。

表6-2-2 全国天然气资源盆地分布表 单位:10¹²m³

(三)低勘探程度地区资源潜力

我国115个盆地中Ⅰ类盆地和Ⅱ类盆地石油地质资源量为664.42×10⁸t，天然气地质资源量为32.01×10¹²m³，分别占总量的86.85%和91.39%;低勘探程度盆地(Ⅲ类和Ⅳ类盆地)石油地质资源量为100.59×10⁸t，天然气地质资源量为3.02×10¹²m³，分别占总量的13.15%和8.61%。

低勘探程度盆地中，有石油探明储量的只有彰武、百色、三水、景谷和台西—台西南5个盆地，有天然气探明储量的是百色、陆良、保山、三水和台西—台西南5个盆地。

陆上低勘探程度盆地待探明石油地质资源为100.33×10⁸t，占总地质资源量的99.75%;待探明石油可采资源量为21.29×10⁸t，占总可采资源量的99.78%。待探明石油资源主要分布在青藏区的羌塘、措勤、伦北、可可西里和江孜盆地，中部的河套、银根和巴彦浩特盆地，每个盆地的待探明地质资源量大于2×10⁸t。待探明天然气地质资源量为30116.98×10⁸m³，占总地质资源量的99.86%;待探明天然气可采资源量为17593.70×10⁸m³，占总可采资源量的99.86%。待探明天然气地质资源主要分布在青藏区的羌塘、昌都、措勤和比如盆地以及南方区的楚雄、思茅盆地，每个盆地的待探明地质资源量大于2000×10⁸m³。

其中，青藏地区19个盆地待探明石油资源量为68.9×10⁸t，占全国13%，其中羌塘、措勤盆地分别为51.11×10⁸t;待探明天然气地质资源量为1.7×10¹²m³，占全国的4.8%。该区认识程度低，是今后20年油气勘探开发的战略前景区。

海上低勘探程度盆地待探明石油地质资源为11.22×10⁸t，占总地质资源量的99.56%;待探明天然气地质资源量为8653.75×10⁸m³，占总地质资源量的93.37%。除了台西—台西南盆地有少量油气储量，其他盆地尚未有商业油气储量的发现。

此外，南海南部海域传统疆域内油气资源丰富，石油地质资源量和可采资源量分别为130×10⁸t、43×10⁸t;天然气分别为8.8×10¹²m³、5.5×10¹²m³，主要分布在曾母、万安、北康、中建南、文莱—沙巴等盆地。该区地缘政治复杂，周边国家在我国传统疆域线两侧均进行了大规模的油气勘探开发。其中，14%的石油资源正在被周边国家开发;52%的石油资源处于周边国家已招标和拟招标区域内;余下资源主要分布在深水区，勘探开发面临诸多风险。如若能在未来妥善解决区域合作问题，并具备了深水油气勘探开发的技术，则这一地区将有望成为我国油气勘探开发的又一战略前景区。

(四)石油可采储量增长潜力

1.提高采收率技术在不同勘探开发阶段中的作用

在常规油田开发中、后期，低渗透油田开发早、中期，特低渗透、超低渗透油田开发早期、初期，提高采收率技术手段开始不断应用，不断提高油田采收率，增加可采储量。可采储量随着开发技术进步不断增加。

一般而言，在油气资源的勘探开发过程中，可采储量的增长可划分为三个阶段:在勘探的早期，可采储量的增长主要来自于新区勘探所获得的储量，油气开采依靠地层的自然能量，除非在某些储层条件较差的地区，如鄂尔多斯盆地，开发的初期就需要采取注水等增产措施;在勘探的中期，可采储量的增长既来自于新发现的储量，又来自于提高采收率技术的应用，且后者的比例随着勘探程度的增加而不断提高，如大庆油田三次采用技术的应用;在勘探的后期，新发现储量大幅度减少，可采储量的增长主要来自于老油田的扩边和提高采收率所增加的储量。

2.提高采收率技术的实际应用

(1)油藏精细描述挖掘剩余油、提高采收率。

胜利油田对于整装构造油藏，通过细分韵律层，完善韵律层注采井网;利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油;优化小油砂体注采方式。预计钻加密调整井335口，覆盖地质储量1.7534×10⁸t，可增加可采储量385×10⁴t，提高采收率2.2%。

对于高渗透断块油藏，通过细分开发层系、挖掘层间剩余油;完善复杂小断块注采井网，实现有效注水开发;利用水平井挖掘边底水、薄油层油藏的潜力。预计钻加密调整井1285口，覆盖地质储量7.09×10⁸t，可增加可采储量1500×10⁴t，提高采收率2.1%。

对于中低渗透油藏，通过开展低渗透油藏渗流机理研究，优化合理注采井距，确定优化压裂参数，改善低渗透油藏的开发效果，预计通过整体加密、完善注采井网等措施，覆盖地质储量2.5×10⁸t，可增加可采储量650×10⁴t。

(2)稠油热采新技术提高采收率。

辽河油田曙一区超稠油探明地质储量近2×10⁴t，目前已建成近300×10⁴t的原油生产规模，2006年预计年产原油275×10⁴t，占辽河原油年产量的近1/4，平均单井吞吐已达到9.2个周期，产量递减严重，已处于蒸汽吞吐开采的后期。2005年启动了SAGD技术开采曙一区超稠油的先导试验项目。到2006年12月，曙一区杜84块馆平11.12井组正式转入SAGD技术生产已超过300天。此期间原油产量稳定，日产原油达到120t，预计到年底可累计生产原油10×10⁴t以上，标志着SAGD先导试验在辽河油田初步获得成功。

辽河油田已经开发的区块中，可运用SAGD技术进行开发的资源总量达1×10⁸t，SAGD规模化实施后，预计可增加可采储量3250×10⁴t，将这些区块的采收率由以前的23%提升到50%左右。

辽河油田规划2007～2008年转SAGD开发的有101个井组，实现曙一区超稠油馆陶油层、兴I组、兴VI组SAGD整体开发，建成200×10⁴t原油生产规模，并稳产3年，在年产150×10⁴t以上的规模稳产7年，提高采收率30%。到2010年，SAGD的原油产量将达到190×10⁴t，与蒸汽吞吐对比，增加原油产量112×10⁴t，对辽河油田稳产1200×10⁴t的生产规模的贡献率近10%。通过规模实施和试验，如果达到预期效果，辽河油田SAGD井组将达到260～300个，SAGD在辽河稠油开发上具有广阔的应用前景。

(3)三次采油技术提高采收率。

截至2006年9月25日，大庆油田依靠自主创新，采用世界领先的三次采油技术累计产油突破1×10⁸t，成为世界最大的三次采油技术研发、生产基地。

大庆油田从20世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40年历史。1972年，三次采油技术第一次走出实验室，被应用到生产实践中，取得了良好的技术经济效果，提高采收率5.1个百分点，注入每吨聚合物增产原油153t。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产，自此，以聚合物驱油为主导的三次采油技术应用规模逐年加大。

到2006年8月，大庆油田已投入聚合物驱工业化区块35个，面积达到314.41km²。动用地质储量5.2×10⁸t，总井数5700多口。三次采油技术连续5年产油量超过1000×10⁴t，2006年三次采油年产量达到1215×10⁴t，占大庆油田年原油总产量的27%，工业化区块提高采收率12个百分点，达到50%以上，相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。并可少注水5×10⁸m³，少产水30×10⁸m³。

此外，三元复合驱油技术已从室内研究、先导试验发展到工业化试验，能比水驱提高采收率20个百分点以上。泡沫复合驱是继聚合物驱和三元复合驱之后提高采收率研究取得的最新进展。室内和矿场试验结果表明，该技术能比水驱提高采收率30个百分点左右。

(4)低渗透率油气藏提高采收率。

我国油气新增储量中低渗储量比例逐年提高，其中，中石油当年探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%，低渗油气藏的有效开发对油气产量的影响日益重要。

鄂尔多斯盆地的长庆油田，属于国内典型的低渗透、特低渗透油田。长庆油田采取地层压裂、酸化及油层注水和储层改造等技术，根据不同区块采取特色开发模式，使低渗透油气田得到了高效开发。先后将低渗储层极限推至10毫达西，进而1毫达西，目前工业性开发0.5mD超低渗油藏，并正在进行开展了0.3毫达西超低渗油藏开发试验研究。低渗透油气田的开发使原来一大批难动用储量获得了解放，油气产量快速增长。随着原油产量连续6年以百万吨的速度增长，截至2006年底，长庆油田原油产量达1100×10⁴t，成为又一个千万吨级大油田。

苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，探明储量5336×10⁸m³，为目前我国储量规模最大的整装气田。该气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”特征，经济有效开发的难度非常大。经过长达5年的前期攻关试验，长庆油田公司创新集成了12项经济有效开发特低渗气田的配套技术，使苏里格气田规模有效开发取得了突破性进展。

2006年11月22日，苏里格气田天然气处理厂竣工投运，当年建成的15×10⁸m³产能、30×10⁸m³骨架工程全部并网生产，实现了向京、津地区及周边城市供气。12月28日，苏里格气田外输天然气达到304×10⁴m³，标志着这个当年建设、当年投产的气田具备了年产10×10⁸m³的能力。

3.采收率的动态性

从一次采油到二次采油、三次采油，石油采收率逐步增加;随着提高采收率技术的不断进步，石油采收率还在不断提高。石油采收率具有随着采油阶段的变化和采油技术的提高不断提高的特点。

根据2005年全国油气矿产储量通报，2005年全国石油新增地质储量9.54×10⁸t，新增探明可采储量1.71×10⁸t，标定的采收率不到18%，而同期我国石油水驱采收率的平均值超过24%，标定的采收率偏低，我国目前个别盆地的标定石油可采储量比实际值小，已经出现石油储采比接近1∶1的情况，如珠江口盆地。随着技术进步，现有的地质储量中还有相当一部分可转化为可采储量。如果可采储量的标定还一成不变，会使可采储量与实际值的偏差越来越大。

4.本轮资源评价的可采系数取值与目前采收率相当

新一轮全国油气资源评价的石油可采系数平均值为27.72%，与目前石油采收率27.11%相当，其中，10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。

其中，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重(稠)油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。海域油气资源技术可采系数取值也适当偏小。总体上，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。

5.进一步提高采收率潜力

提高采收率技术大体可分为两类。其一为注水提高采收率技术(IOR)，包括注采井网调整提高采收率技术和注采结构调整提高采收率技术，IOR以水驱技术为基础，其挖掘对象主要为未被水波及的、大尺度的原油富集地带的剩余油;其二为三次采油提高采收率技术(EOR)，EOR通过改变驱替机理来提高采收率，其挖掘对象以水驱后高度分散的小尺度剩余油为主。

目前，我国石油的平均采收率为27.11%，其中，鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中石油和中石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》(2000)研究成果:通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%;渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%;松辽盆地提高16.48%，达到54.86%;塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.11%(表6-2-3)。

表6-2-3 石油可采系数与采收率对比表

二、勘探领域和目标

(一)勘探领域

1.陆相领域

(1)高勘探区。

高勘探区是指勘探时间长，勘探程度高，资源探明率大于50%，精细滚动勘探发现储量比例较大的油区。目前老油区主要包括渤海湾盆地，松辽盆地的长垣、三肇、扶新，准噶尔盆地西北缘以及苏北、南襄、江汉等盆地和地区。统计表明，目前高勘探区每年提交的石油探明储量占全国年增储量的1/4左右，石油产量占全国年产量的2/3，高勘探区在未来发展中仍占有重要地位。

据评价，高勘探区共有石油地质资源量为149×10⁸t、天然气地质资源量为1.54×10¹²m³。截至2005年底，已累计探明石油地质储量110×10⁸t、天然气地质储量0.28×10¹²m³，油气资源探明率分别为74%和18%。尚有石油地质资源量为40×10⁸t、天然气地质资源量为1.26×10¹²m³有待发现，分别占全国待探明资源量的8%和4%，还有一定的油气资源潜力。

近年来，高勘探区精细勘探形成了行之有效的思路和做法，重新认识油气分布规律，转变思路拓展油气勘探领域，积极推广应用先进实用技术，油气勘探取得了显着效果。例如，冀东滩海老堡南1井在奥陶系及中浅层东营组试油获高产工业油流，初步形成一个4×10⁸t级的勘探大场面;大港南部滩海也有多口井获高产油气流，形成一个亿吨级储量规模的勘探场面。高勘探区主要勘探目标为岩性地层油气藏，主要探索领域为深层。

(2)中西部前陆盆地。

前陆盆地主要发育在我国中西部地区，包括准噶尔盆地的西北缘、南缘，塔里木盆地的库车、塔西南，吐哈盆地北缘、柴达木盆地的北缘，西南地区，酒泉盆地南部，鄂尔多斯盆地西缘，四川盆地的川西龙门山、川北米仓山—大巴山和楚雄盆地等前陆盆地。前陆盆地油气资源比较丰富，目前勘探程度总体还比较低，仍处在大发现的早期。全国前陆盆地共有石油地质资源量为62×10⁸t、天然气地质资源量为7.09×10¹²m³。截至2005年底，累计探明石油地质储量25×10⁸t、天然气地质储量0.75×10¹²m³，待探明石油地质资源量为37×10⁸t、天然气地质资源量为6.24×10¹²m³，分别占全国待探明资源量的7%和20%，油气资源潜力还很大。

由于前陆盆地地表地形复杂、地下构造复杂，地震施工、解释及钻探难度都很大，目前除准噶尔盆地西北缘、库车坳陷勘探程度较高并且尚有较大的勘探潜力外，其余盆地勘探程度还很低，勘探潜力很大，应加强技术攻关，加大勘探投入，争取早日突破。今后的勘探重点是准噶尔盆地西北缘、南缘，酒泉盆地，塔里木盆地库车坳陷、西南缘的昆仑山山前，四川盆地西缘、西北缘、吐哈盆地等。

(3)大型陆相凹陷和其他中低勘探领域。

鄂尔多斯上古生界及中生界，准噶尔盆地腹部以及大量的中新生代中小盆地均属于中低勘探程度陆相含油气领域或盆地。由于盆地构造圈闭不发育，鄂尔多斯盆地上古生界天然气资源和中生界石油资源主要赋存在岩性地层圈闭中。准噶尔盆地腹部资源丰富，但目的层埋藏深，油气成藏规律复杂，勘探难度大。大量陆相低勘探中小盆地还有一定资源潜力，需要进一步探索。

2.近海盆地

近海盆地主要生油层系为陆相沉积，主要产油层系在渤海湾为陆相沉积，在珠江口等为海相沉积为主。近海盆地具有陆相—海相过渡性质。

近海盆地包括渤海湾海域、珠江口、北部湾、莺歌海、琼东南和东海等6个盆地，这些盆地已进行钻探，发现了油气田，并投入了规模开发，勘探程度较高。据评价，近海较高勘探程度盆地共有石油地质资源量为96.09×10⁸t、天然气地质资源量为7.17×10¹²m³。截至2005年底，已累计探明石油地质储量24.07×10⁸t、天然气地质储量0.48×10¹²m³，油气资源探明率分别为25.06%和6.64%，尚有石油地质资源量为72.01×10⁸t、天然气地质资源量为6.7×10¹²m³有待发现，分别占全国待探明资源量的14%和22%，油气资源潜力较大。

盆地具有陆相—海相过渡性质。近海盆地勘探程度较松辽、渤海湾等老区低，勘探潜力大，例如，渤海湾海域近年来相继发现新近系大油田，证实了该地区资源潜力的存在。近海盆地目前还处于构造圈闭勘探阶段，岩性地层圈闭勘探刚刚起步。除了已发现的构造类型外，在新近系、古近系的构造—岩性复合类型圈闭、地层和大型岩性圈闭，都可望获得新的发现。

3.海相领域

我国的鄂尔多斯、塔里木、四川等盆地广泛发育海相地层，西藏地区中生界、华南克拉通早中三叠世以下地层也为海相沉积。

近年来，在塔里木、四川、鄂尔多斯盆地海相领域获得了一系列重要发现和突破，展现了海相领域良好的勘探前景。在塔里木盆地发现了轮南—塔河10×10⁸t级奥陶系碳酸盐岩风化壳大油田以及哈得逊、塔中4、东河塘石炭系海相砂岩油田;在四川盆地东北部开江海槽两侧的天然气勘探实现了历史性突破，找到了普光、罗家寨等气田。

据评价，海相领域石油地质资源量为99×10⁸t左右、天然气地质资源量为8.17×10¹²m³。截至2005年底，已累计探明石油地质储量为11×10⁸t、天然气地质储量为0.66×10¹²m³，油气资源探明率分别为11%和8%。尚有石油地质资源量为87×10⁸t、天然气地质资源量为7.51×10¹²m³有待发现，分别占全国待探明资源量的17%和25%，油气资源潜力还很大。塔里木、四川、鄂尔多斯、渤海湾等大型含油气盆地海相领域都有发现经济储量的良好前景，将成为我国陆上未来油气勘探增储上产的重要领域之一。

(二)勘探目标

1.主要勘探圈闭类型

我国主要含油气盆地的圈闭发育特点不同，其中构造圈闭与岩性地层圈闭均衡发育的盆地居多，构造—岩性地层复合圈闭为主的盆地次之，岩性地层圈闭为主的盆地较少。

盆地的不同类型圈闭的勘探程度差别较大，塔里木、准噶尔、珠江口、渤海海域、琼东南、莺歌海、东海等盆地，圈闭发育均衡，目前部分盆地处于构造勘探早中期，部分盆地处于构造圈闭勘探中期，岩性地层圈闭勘探均处于早期或起步阶段，勘探的主要目标还是构造圈闭，岩性地层圈闭处于逐步加强阶段。

松辽、渤海湾陆上等盆地处于勘探中期，圈闭发育均衡，目前处于构造圈闭勘探晚期，岩性地层圈闭勘探中期或早中期，主要勘探目标为岩性地层圈闭。

鄂尔多斯等盆地为构造圈闭不发育，以岩性地层圈闭为主的盆地，目前处于构造圈闭中期，岩性地层圈闭勘探早中期。主要勘探目标为岩性地层圈闭。

四川、柴达木等盆地，为构造—岩性地层复合圈闭为主的盆地，处于构造圈闭勘探中期，构造—岩性地层勘探早中期，主要勘探目标为构造—岩性地层复合圈闭(表6-2-4)。

另外大量中小含油气盆地的构造—岩性复合圈闭也是主要勘探目标。

表6-2-4 主要含油气盆地勘探阶段表

2.潜在储量增长领域

大中型盆地深层和海域中低勘探程度盆地是今后油气储量的主要潜在领域。其中石油勘探的潜在领域有渤海湾盆地滩海和海域、塔里木盆地中央隆起以西、准噶尔盆地古生界、珠江口盆地北部坳陷带等。

天然气勘探的潜在领域有松辽盆地深部断陷、鄂尔多斯盆地下古生界、四川盆地下古生界、塔里木和准噶尔盆地前陆区、珠江口盆地南部坳陷带、东海西湖坳陷和琼东南盆地深水等。

⑺ 促进低品位资源开发利用

我国低品位油气资源较多，勘探开发程度较低，潜力较大。在现有分地区油气差别税率基础上，按资源优劣、开发阶段及不同水深制定税费标准，对低渗透、重油、高含水、深水等低品位油气资源实行差别税率政策，提高石油公司开发低品位油气资源的积极性，促进低品位和难动用油气资源勘探开发利用，确保低品位油气资源进入国家储量产量增长的范畴。