❶ 中国石油钻井最大深度是多少米
中国石油钻井最大深度是8588米。
2月19日，顺北鹰1井完钻井深8588米，创亚洲陆上钻井最深纪录。打破了2月14日顺北5-5H井完钻井深8520米的纪录，相当于从8844米的喜马拉雅山主峰峰顶打到山脚，标志着我国已掌握世界先进的超深井钻井技术。
塔里木盆地地质构造特殊且复杂，其中顺北油气田埋深普遍大于8000米，经鉴定为亚洲陆上最深油气田。为将地下8000米深的原油开采到地面，西北油田从2002年就开始专注于超深井钻井技术。
顺北油气田受断裂运动影响，地层极其复杂，井底温度高。在8000米深的定向井中，钻具“软得像面条”，钻井存在工具造斜能力差、摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大等特点。
(1)中国石油4000m是什么意思扩展阅读
世界及我国超深井发展历程：
1949年，美国钻成世界第一口超深井，井深6255米。
1972年，美国钻成世界第一口特超深井巴登-1井，井深9159米。
1984年，前苏联卡拉3井创世界特超深井纪录，井深12262米（1991年该井侧钻至12869米，至今保持世界最深纪录）。
2009年，美国泰博探井成为全球第二口超万米深井，井深10685米。
截至目前，世界上已钻成超过9000米的特超深井8口，超万米特超深井2口，美国及欧洲的超深井钻井技术处于世界领先水平。
1976年，四川地区女基井，井深6011米。
1997年，新疆地区塔参1井，井深7200米。
2003年，中国石化中4井，井深7220米。
2005年，中国石油英深1井，井深7258米。
2006年，中国石化塔深1井，井深8408米。
2016年，中国石化马深1井，井深8418米。
2018年，中国石化川深1井，井深8420米。
2018年，中国石化顺北蓬1井，井深8450米。
❷ 总听说中石油，中石油是什么意思
中石油是中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”或“中石油”）是于1999年11月5日在中国石油天然气集团公司重组过程中按照根据《公司法》和《国务院关于股份有限公司境外募集股份及上市的特别规定》成立的股份有限公司。
❸ 中口子、扎格高脑、黑鹰山盆地
一、前言
中口子—黑账房盆地、扎格高脑盆地和黑鹰山盆地，属北山盆地群中数量众多的小型盆地中的三个小型盆地，北山盆地群位于甘肃省北部和内蒙古西部，其中中口子—黑账房盆地和扎格高脑盆地位于甘肃省西北部的金塔县和内蒙古自治区西端的额济纳旗境内，南靠金塔—花海盆地，东邻银根—额济纳旗盆地，西为骆驼泉和敦煌盆地，黑鹰山盆地位于扎格高脑盆地和石板井盆地以北、哈布盆地以东(图10-21-1)。面积分别为5300km2、5200km2和6100km2。盆地基底主要由三叠系以前的老地层组成，盆地盖层由侏罗系、白垩系、古近系和新近系地层组成。基底埋深分别约为5000m、4300m和4000m。
北山盆地群中仅中口子—黑账房盆地中进行过石油地质工作，全盆地已完成1∶20万区域地质填图、1∶20万重力、电法普查、1∶10万～1∶5万航空磁测以及1∶5万煤田地质测量(3636km2);二维地震939.218km;油气化探900km2;地质浅井3口总进尺1134.13m，取芯23.82m。盆地西端油砂山一带发现沥青油苗，所钻的3口地质浅井中有2口井获少量稠油(0.5～3.0kg)。扎格高脑盆地、黑鹰山盆地未开展过专门的石油地质工作。
中口子、扎格高脑和黑鹰山盆地油气资源评价报告主体工作由中国石油勘探开发研究院完成。
图10-21-1 盆地分布范围图
一、地质条件
( 一) 构造单元划分
北山盆地群位于天山—阴山构造带，沿石板井—小黄山一线以南地区属塔里木—中朝板块，以北则属哈萨克斯坦板块东端呈半岛状的东延部分。
受海西运动的影响，三叠纪期间，北山地区绝大部分遭受剥蚀，仅在局部接受了沉积; 三叠系末期的印支运动，在北北东—南南西向的拉张应力作用下，形成了一些北西西向的拉张盆地，早、中侏罗世普遍接受了沉积; 晚侏罗世燕山运动，使盆地中的中、下侏罗统遭受褶皱和断裂改造及岩浆进入，只有少量山前及山间坳陷接受了上侏罗统沉积; 晚侏罗世末期，在以北东及北北东向左行剪切应力作用下，形成了一系列呈北东向展布的断裂凹陷，早白垩世接受了一套内陆湖沼相沉积; 晚白垩世末期，
中品子—黑账房盆地划分为七个构造单元，即南泉凹陷、煤窑西山凹陷、黑账房凹陷、月牙山凹陷、炮台山凹陷和红柳大泉凸起、黑石山凸起。其中南泉凹陷、煤窑西山凹陷;扎格高脑盆地划分为五个构造单元;黑鹰山盆地分为十个构造单元(表10-21-1)。
表10-21-1 北山地区构造单元划分一览表
(二)地层发育特征
这三个盆地是在海西褶皱基底上发展起来的中新生代断陷盆地，盆地基底由晚古生界的海相、陆相碎屑岩夹火山岩组成，沉积盖层由侏罗系、白垩系、古近系、新近系及第四系构成，最大沉积厚度为5000m。
下侏罗统分布局限，厚度不稳定，为353～859m，为一套灰—黄褐色冲积相砂砾岩，夹煤线或薄煤层;主要见于中口子盆地的炭窑井东、红柳大泉，与老地层呈不整合接触。
中侏罗统分布广，厚度大，为733～2289m，岩性主要为砾岩、砂岩、深灰色泥岩夹煤层。可分为上下两面，下段主要为含砾粗砂岩、砂岩、粉砂岩及深灰色、黑色泥岩夹煤层，厚337.68m;上段为砂岩、粉砂岩及灰绿色泥岩、紫红色泥岩和黄褐色泥质粉砂岩不等厚互层，并夹有含膏泥岩、砂岩多成透镜体或夹层，厚942.9m。
白垩系本区广泛分布，缺失上统，与侏罗系呈不整合接触。其岩性为一套灰色、灰绿色砂岩、紫红色粉砂质泥岩夹砂岩、砾岩及泥岩、炭质页岩、钙质细砂岩。厚度变化较大，从几十米到数百米不等。
古近系和新近系:盆地大量分布在地表，主要为新近系的上新统苦泉组，岩性以橘红色粉砂质泥岩夹薄层细砂岩，深灰、黄色泥岩夹薄层细砂岩，杂色砂砾岩。
区内第四系主要系洪积物、风积物，低山丘陵坡积物及河湖堆积物和低洼沼泽沉积组成，戈壁滩广泛分布地表。
依据现有资料分析，侏罗系分布广泛，烃源岩发育，是主要勘探目的层。在区域上，相邻的酒泉盆地，白垩系为主要生油岩系，东邻的银—额盆地白垩系下统巴音戈壁组也是主要生储油层，所以白垩系也是区域上的一套重要找油目的层。
(三)烃源岩条件
北山盆地群侏罗系及下白垩统普遍发育暗色泥岩及煤。烃源岩分布具有以暗色泥岩为主，煤与暗色泥岩共生的特点。
侏罗系烃源岩广泛分布，中口子盆地炭窑井东剖面侏罗系分为上、中、下三个统，烃源岩以灰黑色泥岩、页岩、灰黑色炭质页岩，深灰色粉砂质泥岩为主，中下侏罗统夹煤层及煤线。剖面厚2508.32m，暗色泥岩厚1157.67m，占地层总厚的45.99%;南泉剖面厚1100m，暗色泥岩厚158.7m，占地层总厚14.4%;北山煤窑剖面厚289.9m，暗色泥岩厚87.0m，占地层总厚的30%;油砂山剖面厚254.3m，暗色泥岩厚度大于140.0m，占地层总厚的55.1%;金庙沟ZK802井地层厚740m，暗色泥岩厚54m，占地层总厚7.3%。
广泛分布的煤为另一类重要的成烃物质。中口子盆地北山煤窑剖面煤岩厚74.5m，金庙沟剖面煤层厚33.5m，野马泉剖面夹数层煤线。
扎格高脑盆地主要为下白垩统烃源岩，样品主要分布在盆地东北方向的东镜山北凹陷。有机碳8个样品平均值0.3%，氯仿沥青“A”3个样品平均值0.0055%，总烃2个样品平均值11.82ppm，属非烃源岩。
黑鹰山盆地中下侏罗统一块样品，有机碳0.37%，氯仿沥青“A”为0.024%，总烃6.2ppm，属非烃源岩。下白垩统烃源岩有机碳4个样品平均值0.52%，最高值1.08%，2个样品的氯仿沥青“A”和总烃的平均值分别为0.0047%与15.2ppm，属较差烃源岩。
1.有机质丰度特征
中口子盆地分布有侏罗系及下白垩统两套烃源岩。分析表明，中口子盆地侏罗系和下白垩统泥质烃源岩丰度较低，为较差到中等烃源岩，但盆地内的碳质泥岩却有较高的有机碳含量，最高可达3.64%。另一方面，盆地内的煤岩也具有较高的有机质丰度，为较好一类烃源岩，所以高碳泥岩和煤岩可能是中口子盆地的主要烃源岩类型，从烃源岩平面分布看，野马泉和南泉一带烃源岩不发育，有机质丰度较低，向两边的南泉凹陷西部和黑帐房凹陷西南部烃源岩较发育，有机质丰度较高，这可能与烃源岩形成时的沉积环境有关。
中口子盆地侏罗系烃源岩以炭窑井东剖面为代表，单层厚度较大，层数较多，中侏罗统青土井组露头样品有机质丰度已达到中等烃源岩，而且位于该剖面西南方向的油砂山剖面前人曾见到良好显示。在中口子盆地邻侧的潮水盆地已发现青土井浅油藏。盆地内黑帐房凹陷的西南北山煤窑剖面具较好的煤成烃烃源岩。综合评价为好到中等丰度的烃源岩。白垩系C剖面位于盆地南部边缘，丰度较低，推测可能向盆内变好。
2.有机质热演化特征
从平面上看，侏罗系烃源岩有机质成熟度除在金庙沟较低外，在其他盆地各剖面均已进入成熟阶段，相对来讲下白垩统烃源岩在扎格高脑盆地比其他盆地成熟度要高。
在纵向上，下白垩统烃源岩的成熟度普遍要比中下侏罗统的低。在干酪根元素分布图上侏罗系烃源岩的H/C和O/C比值更靠近左下部分布。下白垩统与中下侏罗统成熟度的差别可能是由于在中下侏罗统与下白垩统存在角度不整合，是两个构造层，中下侏罗统的地层的热演化程度较下白垩统地层有利。
3.有机质类型
根据前人资料，在中口子盆地ZK802井中下侏罗统高碳泥岩富氢组分(腐泥组+壳质组)含量大于80%，以腐泥组为主，属Ⅰ型干酪根。盆地西部的油砂山剖面，中下侏罗统类脂组达75%，干酪根为Ⅱ1型。
(四)储集条件
盆地内的侏罗系、白垩系中，储集层较为发育，储集层岩性主要为冲积扇相、河湖相、三角洲相、扇三角洲相、辫状河三角洲相，储集层厚度变化大，稳定性差。储集层具有孔隙类型多、孔隙度、渗透率较低且变化大的特点，储层绝大部分为特低孔特低渗和低孔低渗型储层，储集性普遍较差，属差储层，部分甚至为非储层(表10-21-2)。
表10-21-2 盆地J、K1储集层岩石类型、厚度统计表
(五)盖层条件
本区侏罗系盖层以泥质岩为主，中侏罗统还分布有泥灰岩和膏盐层，剖面上砂泥岩呈频繁互层，具有层数多、分布广的特点。下白垩统盖层也主要为泥质岩，其次为泥灰岩、膏泥岩、膏盐岩，局部具油页岩，同样具层数多、分布广的特点。
但由于新构造运动抬升作用明显，盆地内部隆起区和盆地边缘风化剥蚀作用强烈，因而缺乏区域性盖层。
三、资源评价方法与参数
1.评价层次
中口子—黑账房盆地、扎格高脑盆地和黑鹰山盆地属于中石油负责评价的有一定含油气远景的中小型沉积盆地，本次资源评价按《实施方案》中对中低勘探程度盆地的要求开展工作。三个盆地中仅中口子—黑账房盆地开展过石油地质工作，而扎格高脑盆地和黑鹰山盆地未开展过专门的石油地质工作，资料基础和认识程度均很低。因此本次评价立足于盆地评价，即以盆地为评价单元。
2.评价方法
由于中口子—黑账房、扎格高脑和黑鹰山盆地属中均低勘探程度的盆地，未发现工业油藏，本次评价采用类比法中的面积丰度类比法和成因法中的氯仿沥青“A”法来评价。特别是加强了地质类比参数的研究和地质类比方法的应用。
四、资源评价结果
地质类比法的资源量计算中，采用以下步骤:
(1)地质类比单元的确定:由于中口子—黑账房盆地、扎格高脑盆地和黑鹰山盆地勘探程度低，本次评价以盆地为评价单元，不再细分评价单元;
(2)中口子—黑账房、扎格高脑和黑鹰山盆地与六盘山盆地具有相似的石油地质条件，因此选择六盘山盆地作为类比盆地;
(3)通过对中口子—黑账房、扎格高脑和黑鹰山盆地的五项基本石油地质条件进行系统研究，并按《实施方案》的统一标准进行打分，得到地质综合打分，对类比区六盘山盆地也进行打分，预测区的综合打分与刻度区的综合打分相比得到相似系数;
(4)运用面积丰度类比法的计算公式得到中口子—黑账房、扎格高脑和黑鹰山盆地地质资源量分别为3801×104t、634×104t、317×104t(表10-21-3)。
三个盆地中由于只有中口子—黑帐房盆地资料基础相对较好，因此选用了氯仿沥青“A”法对中口子—黑帐房盆地进行评价。本方法的关键参数运聚系数在与类比区的类比中获得，其值为0.02。氯仿沥青“A”由烃源岩样品实测值统计得到，排烃系数可根据盆地的类型取0.2，计算出中口子—黑帐房盆地地质资源量分别为4453×104t(表10-21-4)。
表10-21-3 类比法计算各盆地石油地质资源量表
表10-21-4 中口子—黑帐房盆地氯仿沥青“A”法计算资源量参数及结果表
通过对以上两种方法计算结果的汇总，得到了盆地的石油地质资源量(表10-21-5)。
表10-21-5 中口子—黑帐房盆地资源量计算汇总表
可采资源量的计算充分考虑了未来技术和认识的进步，首先按照项目办公室要求，根据盆地的具体特点确定“综合含水率达98%，采用三次采油技术”条件下的可采系数为20%，再用地质资源量与可采系数相乘得到可采资源量。计算结果表明，中口子、扎格高脑和黑鹰山盆地石油可采资源量分别为787×104t、127×104t、63×104t(图10-21-2)。
图10-21-2 北山地区三盆地石油资源评价成果图(单位:万t)
远景资源量取值可采纳前期资源评价结果，或本次评价石油地质资源量计算结果5%概率值。根据这个原则，确定中口子、扎格高脑和黑鹰山盆地石油远景资源量分别为5243×104t、455×104t、912×104t。
本次评价的北山地区三个盆地的石油资源主要分布于侏罗系和白垩系，深度为中深层，地理环境为丘陵，石油资源品位均为低渗油。
五、勘探方向
综合分析各盆地生油条件，储集类型及特征，封盖保存条件，盆地类型及大小，区内最有利地区是中口子盆地，烃源岩主要在中下侏罗统的含煤碎屑岩系，侏罗系沉积厚度大，湖相沉积广泛发育，烃源岩丰度较高，类型较好，类型以Ⅲ型为主，有机质热演化达到生烃高峰期。因此，该盆地具备较为充足的油气源条件。具多层系、多类型的储集层，其上的下白垩统沉积可以作为盖层，中下侏罗统烃源岩分别与基岩风化壳—低部砂砾岩、中部粉砂岩、细砂岩及上部砂岩组成下、中、上三套生储盖组合，下白垩统烃源岩与下部砂砾岩组成上生下储的生储盖组合，因此，该盆地生储盖配置关系良好，有利于形成油气藏。因此是本区寻找侏罗系油气藏的有利地区，其中又以中口子盆地的南泉凹陷条件最为优越。
中口子盆地西部油砂山地表见到沥青油苗，钻井见到少量稠油，说明该地具有油气生成、运移和聚集的过程。
该盆地已发现的构造圈闭面积、幅度较大，落实程度较高，有利于捕获油气。因此，该盆地具有良好的勘探前景。
扎格高脑盆地，虽未见侏罗系出露，但通过与相邻的中口子盆地、公婆泉盆地对比，应有较发育的侏罗系沉积，存在较好的生油条件，加上其优越的封盖条件，因此，也是本区寻找侏罗系油气藏的有利地区之一;另外，扎格高脑盆地下白垩统仍存在寻找浅层油气藏的条件。
黑鹰山盆地侏罗系生油岩发育较差。区域上看，黑鹰山盆地是烃源岩较差的地区。勘探的前景相对较差，但在黑鹰山盆地仍存在寻找浅层油气藏条件。
六、小结
中口子、扎格高脑和黑鹰山盆地石油可采资源量分别为787×104t、127×104t、63×104t。
确定中口子、扎格高脑和黑鹰山盆地石油远景资源量分别为5243×104t、455×104t、912×104t。
综合分析各盆地生油条件，储集类型及特征，封盖保存条件，盆地类型及大小，区内最有利地区是中口子盆地。
❹ 大庆油田从发现时钻探了多少米，从发现至今，一共钻探了多少米
先说下前提：目前国内普遍的是开采的是常规油气田资源；其它的非常规的如：页岩油、油砂，稠油，煤层气，页岩气以及可燃冰等非常规油气资源一般在同一区块下同比常规油气资源埋藏深些。
那么，针对你问的问题还是以常规油气来回答吧，这样更有普遍性。在大庆油田和海洋钻井区域，大部分埋藏1000-1500m， 特别是我们过东部南部海域埋藏资源丰富，如果超过1500米则属于深海钻井了；
东部的江苏油田。冀东油田，浙江油田以及中部的中原油田，冀东油田，华北的大港油田等多在1200-2000米，少部分地区则稍微出入些；
中西部中延长油田、 西南油田、川庆钻探工作的大部分地区大多都在1800-3000m，还有西北的吐哈油田，青海油田，大部分的新疆油田工作区等，也有较深的4000米，但很少。
最深的钻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。特别是前两者，绝大多数井都在5000m以上，基本上中国的超深井（6800米以上），以及国内陆地钻探最深的记录 塔4井（8400m）都在这里，当然，目前陆地产量最高的也是该区块。
希望鄙人肤浅回答能够帮助你。
❺ 全国油气资源潜力
评价结果表明，我国待探明石油和天然气资源丰富;待探明石油和天然气资源主要分布在Ⅰ类和Ⅳ类盆地之中，并以Ⅰ类大中型盆地为主，资源风险小。总体上，石油、天然气地质资源探明程度不高，主要含油气盆地勘探还处于中、早期，勘探潜力和勘探领域还很广阔。
一、待探明油气资源总量丰富
1.石油资源
我国待探明石油地质资源为516.52×108t，占总地质资源量的67.52%;待探明石油可采资源量为144.09×108t，占总可采资源量的67.96%。
其中Ⅰ类盆地待探明地质资源量为365.92×108t，可采资源量108.12×108t;Ⅱ类盆地待探明地质资源量为39.00×108t，可采资源量12.12×108t;Ⅲ类盆地待探明地质资源量为2.71×108t，可采资源量为0.74×108t;Ⅳ类盆地待探明地质资源量为108.90×108t，可采资源量为23.12×108t(表6-1-1，图6-1-1)。
表6-1-1 待探明石油资源在不同类别盆地中的分布
图6-1-1 不同类别盆地待探明石油资源分布
资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地有407.63×108t待探明地质资源，120.97×108t待探明可采资源，分别占待探明地质资源和可采资源的78.92%和83.96%。待探明石油资源主要分布在我国东部的松辽和渤海湾盆地(陆上)，中部的鄂尔多斯盆地，西部的塔里木、准噶尔和柴达木盆地，近海海域的渤海湾盆地(海域)，珠江口盆地等8个待探明地质资源量大于10×108t的盆地中(图6-1-2)，待探明地质资源量合计为407.63×108t。青藏地区的羌塘和措勤盆地为Ⅳ类盆地，待探明地质资源量为61.98×108t。
图6-1-2 我国待探明石油地质资源量大于10亿t的盆地
2.天然气资源
我国待探明天然气地质资源量为30.60×1012m3，占总地质资源量的35.03×1012m3的87.37%;待探明天然气可采资源量为19.24×1012m3，占总可采资源量22.03×1012m3的87.31%。
其中，Ⅰ类盆地待探明天然气地质资源量为26.38×1012m3，可采资源量为16.79×1012m3;Ⅱ类盆地待探明地质资源量为0.35×1012m3，可采资源量为0.18×1012m3;Ⅲ类盆地待探明地质资源量为0.18×1012m3，可采资源量为0.09×1012m3;Ⅳ类盆地待探明地质资源量为3.7×1012m3，可采资源量为2.18×1012m3(表6-1-2，图6-1-3)。
表6-1-2 待探明天然气资源在不同类别盆地中的分布
图6-1-3 不同类别盆地天然气资源分布
资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地有待探明天然气地质资源量26.90×1012m3，待探明可采资源量17.06×1012m3，分别占全国待探明地质资源和可采资源总量的87.91%和88.69%。
待探明天然气地质资源主要分布在我国西部的塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、东海、莺歌海和琼东南盆地等8个待探明地质资源量大于1×1012m3的Ⅰ类盆地内(图6-1-4)，这8个盆地待探明地质资源量合计为24.09×1012m3，待探明可采资源量合计为15.36×1012m3，分别占待探明地质资源和可采资源的78.70%和79.83%。
3.油气比例
从评价结果可以看出，我国待探明石油地质资源量516.52×108t，待探明天然气地质资源量30.60×1012m3，相当于244.84×108t油当量(1250m3天然气=1吨油当量)，两者比例为2.11∶1(图6-1-5)。
图6-1-4 我国主要盆地天然气资源分布
图6-1-5 待探明石油天然气地质资源量比较
其中，Ⅰ—Ⅲ类盆地待探明石油地质资源量407.63×108t，待探明天然气地质资源量26.90×1012m3，相当于215.23×108t油当量(1250m3天然气=1t油当量)，两者比例为1.89∶1(图6-1-5)。
按目前可采系数取值结果计算，待探明石油可采资源量为144.09×108t;待探明天然气可采资源量为19.24×1012m3，折算为153.89×108t油当量，两者比例为1∶1.07;其中Ⅰ—Ⅲ类盆地待探明石油可采资源量为120.97×108t;待探明天然气可采资源量为17.06×1012m3，折算为136.49×108t油当量，两者比例分别为1∶1.13(图6-1-6)。
天然气可采资源量比重略大于石油的原因:一是天然气地质资源量的增加，二是石油探明程度比天然气高，三是石油的可采系数低，天然气的可采系数高。
图6-1-6 待探明石油天然气可采资源量比较
二、东部、中西部和近海海域为我国三大含油区
待探明石油地质资源主要分布在东部、中西部和海域(图6-1-7)。其中东部区占29.73%，中西部合计占40.10%，海域占16.34%，三大含油区共占我国待探明石油地质资源的86.18%。
图6-1-7 各大区石油地质资源分布
1.东部
东部油气资源勘探程度较高，资源探明程度达到了52.66%，待探明石油地质资源量为153.56×108t，占我国待探明石油资源的29.73%，待探明石油资源潜力还较大(图6-1-8)。其中，渤海湾盆地(陆上)75.20×108t，松辽盆地44.35×108t，占东部待探明石油地质资源的77.86%，仍是我国石油增储上产的主要盆地。
东部资源主要分布在富油凹陷的构造—岩性、地层—岩性油气藏和深层，油气藏的隐蔽性增强，深层勘探难度增大，需要进行更为深入细致的研究和勘探工作。
图6-1-8 东部主要盆地待探明石油资源分布
2.中西部
中西部石油探明率为20.81%，勘探开发程度低，待探明石油地质资源量为207.17×108t，占我国待探明石油资源的40.10%，石油资源潜力很大。资源主要分布在塔里木、鄂尔多斯和准噶尔盆地，分别为70.88×108t、55.59×108t和35.23×108t，共占中西部待探明石油资源的78.05%(图6-1-9)，为中西部石油勘探的主体。
图6-1-9 中西部主要盆地待探明石油资源分布
其中塔里木盆地和准噶尔盆地腹部石油资源埋藏较深，普遍在4000m以下;鄂尔多斯盆地储层渗透性较差，以50mD以下的低渗油和5mD以下的特低渗油居多;油气成藏规律复杂，研究还有待深入。
3.近海
近海海域石油资源探明率为21.37%，勘探程度较低。待探明石油地质资源量为84.42×108t，占我国待探明石油资源的16.34%。待探明石油资源比较丰富，是新的储量和产量增长点。其中渤海海域待探明石油资源量为40.73×108t，珠江口盆地为16.65×108t，共占近海待探明石油地质资源的67.97%。石油资源主要分布浅海海域，以常规油和重油为主(图6-1-10)。
图6-1-10 近海主要盆地待探明石油资源分布
东部、中西部和近海为我国的三大含油区，待探明石油地质资源量合计为445.15×108t，待探明石油可采资源量合计为129.76×108t。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地中有待探明石油地质资源量407.63×108t，待探明石油可采资源量120.97×108t，为我国待探明石油资源的主体分布区(图6-1-11)。
图6-1-11东部、中西部、近海待探明石油资源分布
三、中西部和近海海域为我国两大气区
待探明天然气地质资源主要分布在中西部和海域(图6-1-12)。其中，中西部待探明天然气地质资源量为18.16×1012m3，占全国的59.36%，近海为7.59×1012m3，占全国的24.79%。这两个地区共占我国待探明天然气地质资源的84.15%。
图6-1-12 各大区待探明天然气资源分布
1.中西部
中西部待探明天然气地质资源量18.16×1012m3，占我国待探明天然气资源的59.36%，探明率为16.3%，天然气资源潜力大。待探明天然气资源中，塔里木盆地为8.20×1012m3，四川盆地为4.36×1012m3，鄂尔多斯盆地为3.21×1012m3，柴达木盆地1.31×1012m3，共占中西部待探明天然气地质资源的94.01%(图6-1-13)，为加快中西部天然气勘探提供了丰富的资源基础。
图6-1-13 中西部主要盆地待探明天然气资源分布
中西部天然气资源的埋藏普遍较深，低渗透天然气资源在鄂尔多斯和四川盆地的比例较大。
2.近海海域
近海海域待探明天然气地质资源量7.59×1012m3，占我国待探明天然气地质资源量的24.79%，探明率为6.36%，主要分布在水深200m以浅的海域(图6-1-14)。其中东海盆地3.53×1012m3，莺歌海盆地1.15×1012m3，琼东南盆地1.01×1012m3，占近海待探明天然气地质资源的75.00%。近海天然气资源主要分布在浅层和中浅层，以常规天然气为主，开发条件相对较好，是开辟东部气源区比较现实的领域。
图6-1-14 近海主要盆地待探明天然气资源分布
中西部和近海待探明天然气地质资源量合计为25.75×1012m3，待探明天然气可采资源量合计为16.49×1012m3(图6-1-15)。其中资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地拥有待探明天然气地质资源量24.50×1012m3，待探明天然气可采资源量15.78×1012m3。中西部和近海是我国待探明天然气资源最丰富的两大含气区，也是加快天然气勘探的主体区。
四、新区、新领域资源潜力可观
本轮资源评价中，除评价了34个已有油气发现的盆地外，还评价了81个尚未有油气发现的Ⅳ类盆地。从基础地质条件分析，包括青藏地区的羌塘、措勤在内的这些盆地多数具有一定的油气潜力和勘探前景，但它们的勘探程度较低。Ⅳ类盆地待探明石油和天然气地质资源量分别为108.90×108t和3.70×1012m3(图6-1-16)。
其中青藏地区的19个盆地，依据地面地质调查资料初步评价，待探明石油资源量68.93×108t，主要分布在羌塘盆地，为50.95×108t，占青藏地区石油资源的73.92%。
图6-1-15 中西部及近海待探明天然气资源分布
图6-1-16 主要Ⅳ类盆地待探明石油资源分布
其他62个中小盆地的待探明石油和天然气地质资源量为39.97×108t和2×1012m3。
目前，Ⅳ类盆地的地质认识程度还很低，资源风险大，特别是部分盆地还缺少可直接证明其油气潜力的钻探资料，需要开展深入的调查评价和成藏条件研究，进一步明确含油气前景。
五、我国沉积盆地油气资源丰富
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6-1-3)。
表6-1-3 全国石油资源盆地分布表 单位:108t
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30.11×1012m3，占总地质资源量的85.95%，待探明天然气可采资源量为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大盆地待探明天然气地质资源量共计24.34×1012m3，占全国的80.83%。待探明天然气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大盆地探明天然气可采资源量共计15.49×1012m3，占全国的81.78%。(表6-1-4)。
表6-1-4 全国天然气资源盆地分布表 单位:1012m3
六、石油可采资源还有增长潜力
1.提高采收率技术的实际应用
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。
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23日，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。
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，采用世界领先的聚合物驱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多年历史。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。
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10mD，进而1mD，目前工业性开发0.5mD超低渗油藏，并正在进行开展了0.3mD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。
2.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保守，已经出现石油储采比接近1∶1甚至小于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。
3.进一步提高采收率潜力
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。
目前，我国石油的平均采收率为27.33%，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37.33%(表6-1-5)。
表6-1-5 石油可采系数与采收率对比表
❻ 中国高酸值原油资源与分布
与国外相比，中国高酸值原油的研究主要侧重在炼油方面，对于其成因和地球化学特征研究报导很少。中国高酸值油的分布主要集中在中国东部的裂谷盆地和西部的前陆盆地，已形成的含油气盆地和油气藏在盆地后期的抬升活动，特别是新生代的构造运动，导致古油藏再次运移、聚集和接近地表，发生不同程度的原油生物降解和氧化过程，形成重质油藏、沥青或地面油砂。
一、东部裂谷盆地高酸值油田分布
中国东部裂谷盆地中高酸值原油分布广泛，如辽河油田、胜利油田、大港油田和蓬莱19－3油田(图8－18;表8－5)，都发现有一定规模的高酸值油田。
中国东部拉张伸展断裂形成的裂谷盆地，在新近纪构造运动中，早期的断层活化，已聚集的油气再次发生运移、重新分配和聚集，形成新的油藏，按形成的次序和过程，原油的生物降解深度和氧化程度呈规律性的变化。例如孤岛油田为一隆起，在古近系超覆，形成浅层披覆构造。从隆起倾没部分的古油藏沿断裂再次运移聚集，分别在古近系上部、新近系各个层段形成次生油气藏。原油从下到上的生物降解和氧化程度逐渐加强，直至形成新近系的重质油藏，原油的酸值随深度变浅而逐渐增高。
中国东部高酸值油藏主要分布在渤海湾、松辽、苏北－南黄海、珠江口盆地，主要富集带有辽河坳陷的大明屯凹陷、西部凹陷，渤中坳陷的渤中凹陷，济阳坳陷的沾化、东营凹陷，松辽盆地的西部斜坡，珠江口盆地的流花11－1等。
二、西部前陆盆地高酸值油田分布
中国西部中新世时受印度板块强烈挤压碰撞，发生区域抬升，围绕克拉通古盆地边缘形成褶皱山系，油气经历了广泛的横向运移，遭到相当程度的逸散和破坏，形成了许多规模不等的沥青封闭重质油藏或油砂。如准噶尔盆地为一大型早海西运动末期形成的复合叠加盆地，晚二叠世开始形成以湖相为主的沉积，厚度达2000～4000m，成为重要的生油岩，二叠－三叠系湖盆西北边缘大型冲积砂砾岩体，直接深嵌于巨厚的生油岩体中。在侏罗－白垩纪，盆地仍持续稳定下沉，石油演化成熟，并开始运移聚集，形成区域性的地层超覆封闭油藏。喜马拉雅期在盆地整体上升过程中，早期逆掩大断裂进一步活动，在西北缘这种上升趋势一直延续到第四纪，使侏罗－白垩系遭到剥蚀，同时使已形成的古油藏具有一定程度的开启，形成边缘广泛的沥青分布，包括沥青湖、沥青脉和油砂，沥青封闭较好的地区形成重质油藏。重质油藏的封闭除沥青封堵外主要为地层超覆不整合因素。油层埋深大多小于600m，油层温度为16～27℃。原油大部分遭到中度稠变，接近地表而遭受严重生物降解和氧化，二环倍半萜、正常甾烷和藿烷已受到明显的消耗。此外，塔里木盆地的塔河油田也是高酸值油藏，其酸值达到4mgKOH/g。
❼ 中国石油的情况
中国石油的情况：截至2017年底，全国石油累计探明地质储量389.65亿吨，剩余技术可采储量35.42亿吨，剩余经济可采储量25.33亿吨。
已证实石油储量：1015亿桶。
石油最终可采资源量：约145亿桶。
每日石油消耗：498万桶。
虽然中国一直都被称为“进口原油大国”，但其实我们国家的石油资源其实也很丰富，虽然发现了大油田，但是由于技术和时间问题，开采量可能不是很大，加上要维持稳定，所以一直都进口大量的原油。按照我国当前的日消耗水平498万桶计算，大约还可以使用56年。
(7)中国石油4000m是什么意思扩展阅读：
我国石油资源分布：
我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地。
从资源深度分布看，我国石油可采资源有80%集中分布在浅层(<2000米)和中深层(2000米～3500米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(<4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。
从地理环境分布看，我国石油可采资源有76%分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74%分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。
从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63%，低渗透资源占28%，重油占9%；天然气可采资源中优质资源占76%，低渗透资源占24%。
参考资料来源：网络-石油
❽ 中国石油煤层气勘探开发实践及发展战略
费安琦 雷怀玉 李景明 赵培华 李延祥
（中国石油天然气股份有限公司 北京 100086）
作者简介：费安琦，男，1946年生，满族，1965年毕业于中国地质大学，主要从事石油、天然气及煤层气勘探开发方面的研究和管理工作。
摘要 根据中国石油天然气股份有限公司煤层气十年勘探经验，系统总结了中国石油在煤层气勘探领域的新认识和新技术，利用这些认识和技术取得了重要勘探成果，发现了三个气田，储备了一大批有利目标区。中国石油在“十一五”期间将加大煤层气的投入，以早日促进煤层气产业化发展。
关键词 煤层气 地质理论 新发现 新领域
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
煤层气主要以甲烷为主，是洁净的天然气资源。煤层气是主要以吸附形式存在于煤层中的非常规天然气。煤层气勘探可以减少采煤的灾害，减缓对大气的污染，更重要的是煤层气是天然气的一个后备资源。中国石油天然气股份有限公司于1994年在原新区勘探事业部成立了煤层气勘探项目经理部，专门立项进行煤层气勘探。十余年以来，先后组织了“九五”总公司煤层气科技攻关和大量煤层气勘探生产项目，参加本项目科技攻关入数达250余人，着眼全国开展了大区评价研究，投资4.5亿元，共钻井80口，开辟了河北大城、山西晋城、大宁三个试验区。获得了一大批煤层气的有利区块，取得了一批突出的技术成果。“十一五”期间公司将进一步加大投入，促进煤层气早日产业化，实现股份公司能源的多元化战略。
1 中国煤层气地质理论有突破性认识
结合中国煤层气地质特点，将煤层气气藏类型划分为承压水封堵、压力封闭、顶板水网络状微渗滤、构造封闭四大类，并指出承压水封堵气藏保存条件好，有利于排水降压，煤层气最富集，是主要勘探目标。
在煤热演化生烃机理上划分为区域岩浆热变质、局部热动力变质、深层水交替热变质、区域压实变质、构造应力变质五种类型，并指出区域岩浆热变质类型的煤层割理发育，物性好，高产条件最优越，是勘探重点。
在煤层气成因类型上由盆地边缘到腹部划分为甲烷风化带、生物降解带、饱和吸附带、低解吸带四种类型，并指出生物降解带埋藏浅、开采中水大气小，甲烷风化带含甲烷气特低，低解吸带煤层埋藏深、物性差、含气饱和度低、可解吸率低，而饱和吸附带是高产富集有利部位。
在煤层气成藏后改造作用中存在水动力洗刷、煤层矿化、构造粉煤、成岩压实、构造变形差异聚集五种主要作用类型，往往构造变形差异聚集作用类型的上倾承压水封闭条件好，下倾部位有充足气源补给，高产富集条件优越，为勘探重点。
2 形成了煤层气勘探配套工艺技术
先后组织了22项煤层气专用勘探技术攻关，以下6项达到国际领先水平。
2.1 煤层绳索式全封闭快速取心技术
为准确求取煤层含气量和提高煤层取心收获率，研制出绳索式取心工具（大通径）及配套设备，包括取心钻头、外管、内管总成、半合式岩心管、悬挂机构、弹卡定位机构、割卡心机构、单动机构、报警装置、差动机构、内外管扶正器、打捞器、绳索提升系统，及通径大于101mm的专用钻具。现场对30口井取心，平均收获率98%以上，煤心保持原始结构，并且出心速度快，由井底割心到地面装罐，700m 井深仅用8～10min，实测含气量可靠。比常规取心速度快20倍，此项技术已获国家发明专利。
2.2 注入/压降试井技术
针对煤层松软、低压、低渗且含有气体和水的特点，引进国外先进的高压低排量（最高注入压力41MPa，最低注入排量2m3/h）注入泵，并配备了先进、可靠的地面泵注系统。建立了适用于不同试验区的测试工艺技术，研制出专用解释系统软件。经现场50多层测试对比，煤层渗透率等参数解释准确性较高。
2.3 大地电位法煤层压裂裂缝监测技术
根据煤层近于非弹性体的特点，建立了室内数学模型和物理模型试验，研制出大地电位法煤层压裂裂缝监测设备和解释软件，可对煤层压裂裂缝延伸方位和长度进行现场直接动态监测和定量解释。经现场60多层测试对比，压裂裂缝监测结果准确性较高，解决了以往煤层压裂水平裂缝无法直观定量评价的难题。该项技术已获国家发明专利。
2.4 井间地震声波层析成像（CT）技术
根据煤层中的纵波速度较低、压裂后其纵波速度进一步降低的特点，采用井间地震声波层析成像技术，描述声波穿过剖面内煤层物性的变化特点，以评价压裂后井间连通状况。经现场测试对比，井间测试结果清晰可靠，解决了以往煤层裂缝不能直观定量评价的难题。
2.5 煤层气测井评价技术
结合试验区煤层气地质特点，研制开发出煤层气测井系列和评价软件，可对含气量、封盖层、工业分析、岩石力学等参数进行定量解释。经28口井200余块样品实验室测试结果对比，含气量误差不超过6%，利用该技术每口井可节约费用20万元。
2.6 煤层气储层模拟技术
引进国外先进的COALGAS、COMET煤层气储层数值模拟软件，针对中国煤层气特点开发应用，可对各种完井方法和开采方式用三维两相的煤储层进行生产拟合和储层参数敏感性分析，能预测开采20年内采气速度、单井和井组产能、合理井距、布井几何形状及井网优化等多项开采指标，评价气藏开发水平和试验区开采效果。并在沁水盆地晋城地区、鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区得到充分应用。
3 利用地质理论和勘探工艺技术，勘探效益显着
3.1 坚持4个层次评价研究取得明显效果
大区评价：评价全国39个含煤盆地68个聚煤单元的煤层气远景资源量，在埋深300～1500m为27.3×1012m3（美国目前18个盆地煤层气远景资源量仅为11×1012m3）。其中4大盆地有利勘探面积7.6×104km2，煤层气远景资源量19×1012m3。
区带评价：优选出鄂尔多斯盆地中部及东部、沁水、冀中—冀东、鲁西—濮阳、豫西、淮南—淮北、六盘水八大有利选区，勘探面积4×104km2，煤层气远景资源量7.1×1012m3。
目标评价：评选出沁水盆地晋城、鄂尔多斯盆地大宁-吉县、韩城、乌审旗六盘水地区格目底及西北等一批有利勘探目标，勘探面积2×104km2，煤层气远景资源量4.4×1012m3。
区块评价：拿下晋城目标樊庄和郑庄区块探明、控制储量及大宁-吉县目标午城区块控制储量。
3.2 发现我国第一个大型煤层气田——沁水气田
1997年10月晋试1井完钻，完钻井深705m，在主要目的层二叠系山西组和石炭系太原组共钻遇煤层6层12m，钻井中煤层气显示良好。1998年2月开始对本井3＃煤试气，日产气稳定在2700m3以上，最高日产气为4050m3，在本区首次获得了稳定的煤层气工业气流。
1998年4～8月通过区块评价研究，在晋试1 井附近钻探了晋1-1、1-2、1-3、1-4、1-5井，与晋试1井共同组成了一个梅花形井组。该井组于1999年4～12月进行了面积法排水降压采气，4口井日产气量稳定在2400～3500m3。
在晋试1井组试气的同时，分别在樊庄和郑庄区块完钻了晋试2、3、4、5、6井，经试气单井单层日产气稳定产量2700～4400m3，最高9780m3。采用COALGAS储层模拟软件预测3＃煤与15＃分压合排单井平均日产气3700～4000m3。
2001年已向国家上交樊庄区块探明含气面积182.22km2，煤层气地质储量352.26×108m3；郑庄区块控制含气面积447.1km2，煤层气地质储量911.2×108m3；该登记区含潜在资源量的总含气面积1090km2，总资源量2656×108m3。
不管是采用常规钻井还是羽状水平井钻井技术，该区煤层气开发都有好的经济效益。陕京和西气东输管线靠近该区，将为改变北京及东部沿海地区大城市环境，带来难以估量的巨大的效益。
3.3 首次在鄂尔多斯东缘发现大型的煤层气田
鄂尔多斯盆地大宁-吉县地区吉试1井于山西组和太原组共钻遇煤层6层累计厚度为17.4m，其中主力煤层厚度5＃煤5.4m，8＃煤8.8m，煤层压力系数1.1～1.2，煤层渗透率10×10-3μm2，5＃煤平均含气量20.7m3/t，含气饱和度91%，8＃煤平均含气量13.8m3/t，含气饱和度77%，5＃煤钻井中自溢水10m3/d，主要地质参数与美国黑勇士盆地高产富集区接近，为我国首次在鄂尔多斯东缘发现的大型中煤阶煤层气田。其中吉试4井煤层总厚7层22.8m，煤层渗透率高达 82×10-3μm2。吉试 5 井 5＃煤厚 6.8m，含气量高达23.2m3/t，含气饱和度 95%，日产气 6629m3。目前初步控制该区在煤层埋深 500～1200m，煤层气含气面积885km2，控制储量800×108m3。
4 中国煤层气开发利用前景展望
21世纪是天然气的世纪，在我国未来几十年内天然气开发将获得飞速的发展。西气东输是煤层气产业发展的一次难得的历史机遇，“西气东输”工程将穿越我国众多的油气盆地和含煤盆地。根据“西气东输”工程的供气能力和设计年限估算，需要1×1012m3的天然气地质储量作保证，但目前常规天然气地质探明储量仅7000×108m3左右，急需补充气源，煤层气作为非常规天然气，其成分95%以上是甲烷，完全可以与天然气混输、混用。同时“西气东输”管线经过的地区也是煤层气资源富集的地区，塔北、鄂尔多斯盆地、沁水盆地、太行山东、豫西、徐淮和淮南等煤层气富集带，总资源量近14×1012m3，而且管线经过的沁水大型煤层气田，已经获得煤层气探明储量，在短期内优先开发这些地区的煤层气资源最具有现实性和可行性。
我国的煤层气工业和其他国家一样，将采用井下抽放和地面排采并行的方式展开，一方面在井下抽放上继续改进技术，提高抽放效率；另一方面大力开展地面排采试验。我国煤层气井下抽放已有50多年的历史，抽放技术成熟，随着环保意识的加强，更多煤层气利用设施的建成投产，以及国家和企业更加注重安全生产，预计未来10年煤矿井下煤层气抽放将会有较大的发展，到2005年井下煤层气抽放量将达到10亿m3，2010年达到14亿m3[2]。
我国煤层气地面开发试验已从单井试验向井组试验过渡，一些煤层气开发项目已显示出商业化开发前景。我国煤层气开发应采取新区与老区相结合、重点突破的原则。首先在资源条件好、勘探程度较高的鄂尔多斯和沁水盆地，进行补充勘探，集中力量开发，使煤层气生产能力在近期内有较大程度的提高，并在开发利用方面形成突破。
根据目前我国煤层气发展速度及政策导向等预测，我国煤层气产量将经过缓慢、快速和稳定三个阶段的增长，预计到2010年我国可探明（1000～2000）×108m3的可利用煤层气储量，建成3～5个煤层气开发示范基地，力争使煤层气产量达（20～30）×108m3，煤层气产业初具规模。预测2000～2010年将是我国煤层气大发展阶段，相当于美国20世纪80年代的水平，因煤层气井产量低，寿命长，必须要有优惠政策来鼓励煤层气的勘探开发，才能使我国煤层气勘探开发在此阶段取得长足进展。我国华北地区可供勘探的煤层气资源量与美国的圣胡安和黑勇士盆地之和相当，但其地质情况较复杂，勘探难度大，预计到2010年全国煤层气产量将达到20×108m3，控制储量为1500×108m3。预测2010～2020年，随着煤层气的勘探开发技术日趋成熟，勘探范围将进一步扩大到华南、东北区及西北地区，预计2020年煤层气产量将达到150×108m3。到2025年，建成5～6个煤层气生产基地，煤层气产量达200×108m3，形成完善的煤层气产业体系。
5 中国石油煤层气发展战略
在“十一五”期间中国石油将立足中东部含煤盆地，用五年的时间形成30×108m3的煤层气产能，为了实现这一目标，应从以下几个方面做好相关工作。
5.1 加大对煤层气的科技投入
我国煤层气资源丰富，洁净气体能源供需缺口大，开发利用煤层气具有紧迫性和必要性。我国煤层气储层与美国相比，大多具有低渗透、低饱和和低储层压力的“三低”特点，煤层气地质条件复杂，开采难度大。中国石油将进一步加大对煤层气的科技投入，一方面加强煤层气成藏理论、经济评价等基础理论研究，注意煤层气科学的系统性；另一方面加大煤层气攻关和示范项目的投入力度，为煤层气开发的突破创造科技支撑。
5.2 根据我国煤层气资源特点与分布，选择有利开发区块
我国煤层气资源特点突出表现为量大面广，具有显着的地区富集性和时域富集性。通过对全国煤层气资源的综合评价，以含气带为单位，对其开发前景进行分类评价，确定包括十大煤层气有利目标区作为煤层气开发的优选区块，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、两淮地区、西部低阶煤地区的煤层气开发有利区块，可作为近期勘探开发的重点工作区。
5.3 制定完整、科学的煤层气开发规划
坚持煤层气上、下游统筹规划、协调发展，评价与勘探相结合、重点突破与规模开发相结合，由浅至深、由易到难、滚动发展；坚持地面规模开发为主、带动煤矿井下抽放，地面开发与井下抽放并举，建立“先采气后采煤”的矿产资源综合开发模式。
5.4 中国石油将把煤层气开发利用纳入公司中长期能源发展规划，重视相关基础设施建设
我国煤层气基础设施弱，特别是没有煤层气长输管网，中国石油将把管线建设纳入公司发展基础建设规划，有计划地投入适度的基建资金，分期实施，以加速我国煤层气产业的形成与发展。
参考文献
[1]刘洪林等.2001.中国煤层气资源及其勘探开发潜力.《石油勘探与开发》，Vol.28，No.1，p9～11
[2]王红岩，刘洪林等.2005.煤层气富集成藏规律.北京：石油工业出版杜
[3]张建博，王红岩等.1999.山西沁水盆地有利区预测[M].徐州：中国矿业大学出版杜
[4]黄盛初等.1998.我国煤层气利用技术现状及前景.《中国煤炭》，No.5，p25～28
[5]赵文智等.2001.中国陆上剩余油气资源潜力及其分布和勘探对策.《石油勘探与开发》，Vol.28，No.1，p1～5
❾ “南海深水油气勘探开发关键技术及装备”重大项目是什么
2006年，为提高我国深海油气勘探开发能力，形成深水海洋油气勘探开发产业链，提升我国海洋油气产业参与国际竞争的能力，推动我国装备制造业向深水高端领域进军，实现我国深海油气勘探开发技术实现跨越式发展，“863”计划海洋技术领域办公室在广泛、深入的战略研究和需求分析的基础上，启动了“南海深水油气资源勘探开发关键技术和装备”重大项目。项目累计投入国拨经费2.43亿元，各承担单位配套投入研发经费4.05亿元，该项目组织吸引了国土资源部、教育部、国家海洋局、中国石油集团、中国海油集团、中国石化集团、中船重工集团等部门和大型集团公司所属工程、技术研究单位、研究院所、高校累计104家单位参与攻关，参与项目研发任务的研究人员达到1690人。
该项目申请专利286项，其中发明专利149项，获得授权专利154项，发明专利45项；获得软件着作权登记65项，发表论文931篇，出版专着6部；制定国家、行业技术标准10项，建立了2个研究基地；培养了一大批我国急需的深水油气勘探开发领域的高层次人才，包括培养博士207人、硕士396人、试验设计、工程的领军人才近百人。项目成果为南海第一批4口深水油气探井及5万多公里深水油气综合地球物理勘探作业提供了技术支持。
“十二五”期间“863”计划海洋技术领域在“十一五”期间“南海深水油气勘探开发关键技术及装备”项目研发成果的基础上，已启动“深水油气勘探开发关键技术及装备”重大项目，计划投入国拨经费4.5亿元。该项目将以企业为课题牵头单位，进一步攻克系列核心关键技术，推动一批重大装备实现产业化，以期为维护我国海洋权益，推动我国油气工业走向深水和海外提供强有力的技术和装备支撑。
“南海深水油气勘探开发关键技术及装备”重大项目重点在深水油气资源勘探、钻完井、海洋工程和安全保障三个方面开展关键技术研究，完成了深水半潜式钻井平台和深水铺管系统设计建造技术的研发，为我国第一艘深水半潜式钻井平台“海洋石油981”和第一艘深水铺管船“海洋石油201”等重大装备提供了技术支撑；自主研制了我国第一套海上高精度地震勘探技术装备，初步形成了适用于南海的深水油气盆地综合地球物理勘探评价技术；研制了深水防喷器、深水钻井隔水管、深水水下井口头等深水核心装备工程样机；研发了具有我国自主知识产权的深水井身结构设计、表层钻井、井控、钻井液、固井、完井测试等关键技术，并成功应用于南海深水油气勘探开发工程；构建了深水油气工程的公共试验平台，具备4000m深水海洋工程试验的能力，新型平台的设计技术和灾害海洋环境下平台安全性评估技术等取得了重要的进展。这些成果初步形成了3000m水深深水油气勘探开发技术能力，为我国实现水深300～3000m的深水油气田的勘探开发提供了技术支撑。