天然气动态储量计算方法有哪些种类型有哪些形式_天然气储气量计算公式

1.油田的开发方式有哪些？

2.天然气汽车可以分为哪几类，天然气汽车有什么优点？

3.中国天然气储量，有多少？

4.中国有几大气田

5.中国天然气储量有多少?

6.什么是致密砂岩气?

7.　勘探目标评价与风险分析方法

天然气系古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢转化及变质裂解而产生之气态碳氢化合物，具可燃性，多在油田开原油时伴随而出。 天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，主要成分为甲烷，比重0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性。 天然气公司皆遵照规定添加臭剂（四氢噻吩），以资用户嗅辨。 若天然气在空气中浓度为5%～15%的范围内，遇明火即可发生爆炸，这个浓度范围即为天然气的爆炸极限。爆炸在瞬间产生高压、高温，其破坏力和危险性都是很大的。 依天然气蕴藏状态，又分为构造性天然气、水溶性天然气、煤矿天然气等三种。而构造性天然气又可分为伴随原油出产的湿性天然气、与不含液体成份的干性天然气。 天然气主要有以下几个用途： 1、天然气发电，具有缓解能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径，且从经济效益看，天然气发电的单位装机容量所需投资少，建设工期短，上网电价较低，具有较强的竞争力。 2、天然气化工工业，天然气是制造氮肥的最佳原料，具有投资少、成本低、污染少等特点。天然气占氮肥生产原料的比重，世界平均为80%左右。 3、城市燃气事业，特别是居民生活用燃料。随着人民生活水平的提高及环保意识的增强，大部分城市对天然气的需求明显增加。天然气作为民用燃料的经济效益也大于工业燃料。 4、压缩天然气汽车，以天然气代替汽车用油，具有价格低、污染少、安全等优点。 目前人们的环保意识提高，世界需求干净能源的呼声高涨，各国也透过立法程序来传达这种趋势，天然气曾被视为最干净的能源之一，再加上1990年中东的波斯湾危机，加深美国及主要石油消耗国家研发替代能源的决心，因此，在还未发现真正的替代能源前，天然气需求量自然会增加。 天然气（natural gas) 在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。广义的天然气是指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤撑器和生物生成气等。按天然气在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。只有游离态的天然气经聚集形成天然气藏，才可开发利用。天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。 （1） 天然气 天然气与煤炭、石油并称目前世界一次能源的三大支柱。天然气的蕴藏量和开量都很大，其基本成分是甲烷。它除了是廉价的化工原料外，主要作为燃料使用，它不仅作为居民的生活燃料，而且还被用作汽车、船舶、飞机等交通运输工具的燃料。由于天然气热值高，燃烧产物对环境污染少，被认为是优质洁净燃料。 随着世界经济的发展，石油危机的冲击和煤、石油所带来的环境污染问题日益严重，使能源结构逐步发生变化，天然气的消费量急剧增长。天然气用于联合发电、供冷和供热、燃料电池等方面都具有十分诱人的前途，发达国家都在竞相进行应用开发。 我国的天然气比较丰富，据不完全统计，量约为3.8×1013m3。近年来，我国在勘探、开发和利用方面均有较大的进展。 （2） 液化天然气（LNG） 由于天然气的产地往往不在工业或人口集中地区，因此必须解决运输和储存问题。天然气的主要成分是甲烷，其临界温度为190.58K，在常温下无法仅靠加压将其液化。天然气的液化、储存技术已逐步成为一项重大的先进技术。 目前，液化天然气（LNG）在我国已经成为一门新兴工业，正在迅猛发展。液化天然气（LNG）技术除了用来解决运输和储存问题外，还广泛地用于天然气使用时的调峰装置上。 （3） 液化煤层气 我国是世界煤炭生产大国，煤层气相应的储藏量也很大，储藏量和天然气基本一样。其基本成分是甲烷。它除了是廉价的化工原料外，主要作为燃料使用，它不仅作为居民的生活燃料，而且还被用作汽车、船舶、飞机等交通运输工具的燃料。由于煤层气热值高，燃烧产物对环境污染少，被认为是优质洁净燃料。 将煤层气液化后使用，主要有几方面好处： ① 经济性 投资成本较低，回收快。 ② 安全性 “先气，后煤”的方式已成为发达国家能源利用的基本方式。“先气，后煤”大大提高了煤的安全性。 ③ 政策性 此方式可节约能源，做到能源的彻底利用，符合国家的相关政策。有利于获得的支持。 煤层气液化设备和天然气液化设备基本一样，只是由于大多数煤层气中氧、氮的含量比天然气略高，需要增加一套精馏系统。 （4）液化天然气生产和使用的必要性 液化天然气与天然气比较有以下优点： ①便于贮存和运输 液化天然气密度是标准状态下甲烷的625倍。也就是说，1m3液化天然气可气化成625 m3天然气，由此可见贮存和运输的方便性。 ②安全性好 天然气目前的储藏和运输主要方式是压缩（CNG）。由于压缩天然气的压力高，带来了很多安全隐患。 ③间接投资少 压缩天然气（CNG）体积能量密度约为汽油的26%，而液化天然气（LNG）体积能量密度约为汽油的72%，是压缩天然气（CNG）的两倍还多，因而使用LNG的汽车行程远，相对可大大减少汽车加气站的建设数量。 ④调峰作用 天然气作为民用燃气或发电厂的燃料，不可避免会有需要量的波动，这就要求供应上具有调峰作用。 ⑤环保性 天然气在液化前必须经过严格的预净化，因而LNG中的杂质含量远远低于CNG，为汽车尾气或作为燃料使用时排放满足更加严格的标准（如“欧Ⅱ”甚至“欧Ⅲ”）创造了条件。 天然气（Natural Gas）天然气是埋藏在地下的古生物经过亿万年的高温和高压等作用而形成的可燃气，是一种无色无味无毒、热值高、燃烧稳定、洁净环保的优质能源。天然气其主要成分为甲烷，热值为8500大卡/米3是一种主要由甲烷组成的气态化石燃料。它主要存在于油田和天然气田，也有少量出于煤层。 当非化石的有机物质经过厌氧腐烂时，会产生富含甲烷的气体，这种气体就被称作生物气（沼气）。生物气的来源地包括森林和草地间的沼泽、垃圾填埋场、下水道中的淤泥、粪肥，由细菌的厌氧分解而产生。生物气还包括胃肠涨气（例如：屁），胃肠气最通常来自于牛羊等家畜。 当甲烷散逸到大气层中时，它将是一种直接促使全球变暖愈演愈烈的温室气体。这种飘散的甲烷，就会被视作一种污染物，而不是一种有用的能源。然而，在大气中的甲烷一旦与臭氧发生氧化反应，就会变成二氧化碳和水，因此排放甲烷所导致的温室效应相对短暂。而且就燃烧而言，天然气要比煤这类石炭纪燃料产生的二氧化碳要少得多。甲烷的重要生物形式来源是白蚁、反刍动物（如牛羊）和人类对土地的耕种。据估计，这三者的散发量分别是每年15、75和100百万吨（年散发总量约为1亿吨）。 天然气应用领域 天然气利用领域非常广泛，除了能用于炊事外，还可广泛作为发电、石油化工、机械制造、玻璃陶瓷、汽车、集中空调的燃料或原料。 天然气主要优点 天然气是较为安全的燃气之一，它不含一氧化碳，也比空气轻，一旦泄漏，立即会向上扩散，不易积聚形成爆炸性气体，安全性较高。用天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，因而大大改善环境污染问题；天然气作为一种清洁能源，能减少二氧化硫和粉尘排放量近100%，减少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，并有助于减少酸雨形成，舒缓地球温室效应，从根本上改善环境质量。其优点有： ① 绿色环保：天然气是一种洁净环保的优质能源，几乎不含硫、粉尘和其他有害物 质，燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料，造成温室效应较低，因而能从根本上改善环境质量。 ② 经济实惠：天然气与人工煤气相比，同比热值价格相当，并且天然气清洁干净，能延长灶具的使用寿命，也有利于用户减少维修费用的支出。天然气是洁净燃气，供应稳定，能够改善空气质量，因而能为该地区经济发展提供新的动力，带动经济繁荣及改善环境。 ③ 安全可靠：天然气无毒、易散发，比重轻于空气，不宜积聚成爆炸性气体，是较为安全的燃气。 ④ 改善生活：随着家庭使用安全、可靠的天然气，以及享用港华燃气提供亲切、专业和高效率的售后服务和新式炉具，将会极大改善家居环境，提高生活质量。

油田的开发方式有哪些？

（一）气藏扩散作用

由于天然气浓度梯度差引起的分子扩散是普遍现象，而且扩散量随时间而增大。扩散可以使已聚集高浓度气藏散失，也可以使不含烃的储层中聚集新的气藏。显然对我国古老岩层的早期气藏和裂解气藏都是不利的。有的学者［212］指出：生气高峰出现的地质时代越新越好，因为它还来不及大量扩散损失。扩散作用在中国天然气成藏方面，各家认识不很一致。郝石生认为，扩散作用在天然气运聚过程中可能起主导作用［214］，并提出 “由于烃源岩分布面积大，扩散的天然气量相对较多；天然气圈闭面积小，散失量相对较少。”而且说扩散运移和盖层散失两种过程，前者起更重要的作用。所以对崖13-1和川西平落坝等气藏都按扩散成藏作了计算。但李明诚［215］对川西孝泉气藏进行扩散模拟后，认为由此证明扩散只能是天然气运移的重要方式，但不能形成天然气的聚集。

从各盆地已知垂向上移而形成的气藏分析，主要是断裂运移和高压突破盖层渗漏作用，很难确定那一个次生气藏是由浓度梯度差扩散而成。这些次生气藏多位于强烈逆冲推覆前缘带或位于张性正断层发育区，而在盆内构造稳定区很少出现垂向运移次生气藏。

（二）我国早期气藏扩散损失可能较严重

我国早古生代海相烃源岩面积广、厚度大、品质好。但目前已知古生界气藏大都是很晚才形成的。如四川威远震旦系气藏在印支、燕山期仅有构造雏形，喜马拉雅期出现大型背斜构造后，聚集成丰度不高（约0.5亿m3/km2）但有一定规模的气藏。新疆玛扎塔克O1地层气田，原为海西早期古隆起，海西晚期大型构造上逐步形成的大型油藏。以后裂解为大气田并开始扩散，中新世末强烈构造成为现在的断背斜，深部晚期新生的气和扩散剩余的气，聚集在背斜上形成现在的气田。川东C2—T2地层一系列气藏（C2地层气藏烃源主要为S地层），多半是印支期以后在古隆起和其他圈闭上形成的油气田，经过J—K地层深埋后，逐步裂解为气并开始扩散。燕山晚期运动形成众多幅度高大的背斜构造及裂缝系统，重新组建了许多气田，尤其是碳酸盐岩孔隙发育区，能聚集成储量较大的气田。

据综合分析，我国形成稍为早一点的下古生界而又保存下来的如鄂尔多斯中部大气田。靖边O1地层气田位于古隆起东侧，西部台缘坳陷早古生代烃源岩，在晚古代即开始生油，不断向中部隆起区运移。早中生代曾聚集成大型油藏，逐步向气态裂解。约在K1时期前后，晋陕抬升，鄂尔多斯成为向西微倾的大单斜，气体东移。但受阻于含盐膏相带［166］，在古侵蚀冲沟云岩中形成区域大气藏。由于紧覆其上盖层C—P地层含煤烃岩浓度的抵制，向上扩散能力很弱，而且下古烃源岩埋藏不深，地温梯度不很高，尚可继续生气补充，因此，早期形成的下古生界大气藏，得以保存至今。至于在C—P地层中相继发现的榆林、鸟审旗、苏里格庙、神木、大牛地等大气田，都是J以后在含煤烃源岩紧邻致密砂岩中形成，上石盒子组区域盖层很厚，气的扩散系数较低、扩散时间较短。按郝石生对C—P地层烃源岩模拟［214］，第二次生、排烃高峰在K1时期，晚期仍有一定气源补充。

根据中国烃源岩沉积的地质结构，早古生代有异常丰富的烃源和有利的成藏条件，应有大批早期形成的气藏和裂解气藏。但多年勘查收获甚微，见到最多的是残余沥青。除构造断裂破坏，由于盖层受损，加大了扩散系数。因此地史经历太长的早期气藏的保存条件成为突出的问题。

（三）高质量盖层和储层（超）致密化能抑制气的扩散作用

费克定律主要是气体浓度梯度、扩散面积、扩散时间、扩散系数与扩散量的关系，浓度场占主导地位。通常不涉及孔隙度的关系，费克第一定律和第二定律都没有孔隙度参数。因为一般多孔介质岩石孔隙喉道大于气体分子平均自由程（＞10-7m＝0.1μm），分子碰壁机会很小。但随着岩石微孔和喉道结构曲折度（τ）增加，扩散作用呈级数变化，有些非常致密的岩石甚至连最小的气体分子也难以通过（微小喉道加上喉道壁水膜）。从实际中求得的有效扩散系数（Dc）［216］，孔隙度（Φ）和曲折度（τ）就起决定性作用：

中国油气地质特征

前面提到中国古生界气藏大都是晚期（K1以后）才形成的，这可能与陆内多旋回构造有关。我们用一些篇幅分析全球古生界大型气藏（储量在千亿立方米以上）情况［217］，以加深对问题的认识。约30个古生界大气田中，有25个都是膏盐作盖层，占80％以上，其余几个是优质泥页岩作盖层。有意思是25个膏盐盖层中，上二叠统竟占了75％以上。西欧、北海称蔡希斯坦统，东欧称孔谷阶，甚至美国古生界大气田的盖层也多是上二叠统蒸发岩。说明古生界大气藏能保存下来，与特殊地质时期优质盖层有关。

约30个古生界大气田的形成，一个大构造区往往成群分布同类型大气田，大致分以下几种情况：

（1）西欧、北海的格罗宁根、莱曼、维京、L10、不屈等大气田。气源岩主要为石炭系含煤层组，储层多为P1地层赤底统砂岩，特别重要的是蔡希斯坦（P2）膏盐岩组，最厚可达600～1400m。经历两期构造断层活动，盖层未被破坏，最晚断层在拉腊米运动，气藏最终定型很晚。气层压力梯度约1～1.17，基本都属于常压。

（2）东欧古生界大气田有奥伦堡、谢别林卡、耶卡利莫夫、西克利斯季辛、乌克蒂尔、拉西伏兹等。气源岩大都是C—P地层含煤系页岩，盖层多为著名的孔谷阶厚大膏盐层。据研究，奥伦堡在中、新生代，源岩进入成熟期，生成大量凝析油气，随着断层活动产生振荡运动，使天然气从地层水中脱出，在孔谷阶膏盐层下聚集成藏［217］。气层压力梯度1.14～1.26。

（3）中东古生界大气田如伊朗的坎甘、帕尔斯、纳尔、达拉、比贾尔山口，波斯湾的卡塔北和巴林等。烃源岩为?—P地层页岩，储层多为二叠系灰岩。伊朗古生界大气田的主要盖层为三叠系膏盐层，波斯湾大气田主要盖层为二叠系膏盐层。坎甘曾是世界上第二大气田，是古生界最大的气田，探明原始可储量达5万亿m3。三叠系膏盐组段总厚1200m，其中硬石膏层厚达400m。坎甘是继承性的隆起大背斜。第三纪扎格罗斯褶皱运动，未能破坏盖层的封闭性，只是伴随晚期深埋及增加构造裂缝，石油裂解并提供新的运移通道，从而形成了纯气田。气层原始压力梯度约为2.0，也是古生界大气藏之最。说明极优质盖层下，天然气垂向散失很少，巨大储量得以保存。

（4）北非两个古生界大气田：阿尔拉尔和蒂根图林都属演化程度不高的凝析气和气顶气。烃源岩为?—S地层页岩，储层为D地层砂岩，盖层为膏盐、页岩与煤系。两大气田都位于生油凹陷邻近的继承性隆起斜坡地层圈闭。白垩纪末区域再隆起，中生界受剥蚀，气层埋藏仅2000m，气层压力梯度为1.0左右，有些气层埋藏仅520m，为负压。天然气可能有相当的散失。北非最大的哈西勒迈勒凝析气田，储量为14850×108m3［217］。海西运动大型隆起侵蚀面上三叠系砂岩储层，紧接其上为T—J地层厚大硬石膏和岩盐层，三叠系膏盐层厚达300m，封闭条件非常好。从上述情况分析，这些古生界大气田盖层多很优良，但大气田形成时间大都是中生代晚期和新生代，气藏经历时间短。下面对可能形成较早的大气田做一些深入分析。

（5）西伯利亚古生界大气田。中鲍图宾储层为元古宇鲍图宾砂岩和寒武系奥莎层（主要储层时代与威远气田灯影组同为世界最老储气层）。中鲍图宾大气田烃源岩为里费依系页岩，盖层为?1地层下部膏盐。上维柳依大气田储层为?1地层白云岩和砂岩，烃源岩也是?11地层，盖层则是?2地层膏盐层。两大气田都是基底断块影响所形成的隆起继承性披覆背斜，有利于捕集大量油气。地史上长期处于稳定的地台上，水平挤压应力轻微，主要为几次地壳升降。气藏应为早古生代后期形成。凝析油密度、黏度很低，缺少沥青烯、芳烃、叶啉和钒，说明有机质变质程度较高，为老地层油气演化所具有的特征。S—D2地层沉积后，地壳抬升，大气田后期没有再深埋，目前气藏都不超过2500m，最浅仅1500m。气藏多为常压或负压，现在已构不成对气藏盖层压力突破势态。推测在优良盖层下早期聚集气量更大，压力更高。地史长时期渗漏，现在盖层上、下已平衡甚至负压。扩散作用也很微弱，大气田得以保存至今。

（6）美国古生界大气田。主要分布在北美地台西南陆缘古生界沉积岩发育的地区，以西内地区阿纳达科盆地和二叠盆地为主，情况都非常特殊而又有非常重要的相似点。笔者曾前往参观并听专家们简要介绍。这两个盆地之间有一条相当于海西运动（C2/C1）的强烈褶皱冲断带，对两盆地早期构造起奠基作用；但中、新生代地史长期处于稳定状态（参见图15）。

二叠盆地有4个古生界大气田［218］，其中戈梅兹、帕开特、劳克里吉都位于德拉韦尔台地前缘盆地。主要产层为著名的O1地层埃伦伯格（Eelleburger）白云岩，储层下面没有烃源岩，离基底结晶岩很近。气源层主要为其上的O2地层辛普森海相页岩，而且也是气藏的直接盖层。圈闭主要形成于石炭纪中间的区域构造运动，也就是北部的威契塔和南部的马拉松褶皱冲断运动在盆内的反映，多为基底抬升穹窿。古圈闭形成后，开始聚集大型油藏。二叠纪在德拉韦尔沉积最厚达4000m，深埋后逐步裂解为大气藏，并且有优良的上二叠统膏盐岩作区域盖层。盖层之下还有不少上古生界原生油气藏和来自深部的次生气藏。贾尔马特大气田位于西北陆棚至德拉韦尔盆地的斜坡上，生、储、盖都是二叠系不同部位。坳陷（盆地）区油气生成后，沿单斜上倾方向运移，形成大面积地层圈闭油气藏［219］。下部为油，上方为气，地质储量为2900亿m3。德拉韦尔盆地古生界生烃和烃类演化深度在约4000m以下即为干气。进入中生代以来，构造非常稳定，白垩纪末拉腊米运动离本区较远，没有影响盐下的封闭性。无水平挤压应力显示，升降作用也很缓和。局部保留中、新生界沉积：J3地层仅78m，K地层为0～40m，N1地层为0～30m，Q地层为0～150m［219］。因此可以认定，本区古生界大气田，在二叠纪末已基本形成。成藏后优良的盖层和稳定的构造，使这些大气藏得以保存至今。

西内（中陆）地区两个古生界大气田，情况非常奇异，形成早、埋藏浅，潘汉斗特大气田还直接盖在基底花岗岩上。对本章研究烟囱（扩散）作用是很大的挑战。概述如下：本区为北美陆台古生代西南缘相对活动地区，宾夕法尼亚世（相当C2）前，强烈造山运动形成近东西向威契塔冲断隆起带，前寒武系基底暴露，西延活动带末梢为阿马里洛隆起，即潘汉斗油气田潜山。造山运动后，隆起区大半缺失宾夕法尼亚世地层，而山前断陷阿那达科盆地，海相地层最厚达7000m，烃源十分丰富。二叠系除威契塔主冲断带外，全区都为海相地层披覆，特别是上部岩盐和石膏层，成为重要的区域盖层。大约在古生代末，宾夕法尼亚系和二叠系下部烃源岩进入生油高峰。由于坡度大、储层物性好，油气大规模向隆起带（潘汉斗）和斜坡上的地层岩性圈闭（胡果顿和莫加恩—拉维恩）运移、聚集，隆起高部位为气，低部位有油环。中生代漫长时期构造相当稳定。白垩纪末拉腊米运动，古潜山及西坡都有所抬升，气藏上部地层略有剥蚀，气藏变得更浅，主气层狼营组（P1）白云岩埋深为427～1160m。气藏压力及温度特别低，产层原始压力仅3MPa；盆内大斜坡地层岩性圈闭拉维恩等也属低压气藏，而邻近的盆地深部油气藏则有超压现象。

美国古生界大气田极具特色，我们1980年考察时曾概括为(1)：“古生代沉积时地壳相对活跃，中、新生代则相当稳定。前者有利于油气生成、运移和聚集，后者有利于早期已形成的油气妥为保存。”再加上古生代末期蒸发岩作优良盖层，成为古生界大气田的三个必备条件。也就是油气系统中的 “过充注垂向运移高阻”，加上后期构造稳定。

以上论述了全球主要古生界大气田，其中部分形成于晚近时期，难以表明天然气浓度扩散作用。有些大气藏原始压力偏高，可能还有晚期气源补充。伊朗坎甘古生界气藏压力梯度高达2.0，可见目前气源充注还很强劲。西伯利亚和美国大气田在古生代已形成，虽然气藏压力很低，但仍能保存巨大储量。说明成藏后没有断裂破坏，以及剩余高压突破盖层势能消失后，气的浓度扩散作用仍在进行，但扩散速度逐步下降，因为气藏浓度梯度不断下降。破坏盖层因素消失后，扩散系数也随之下降。如扩散系数减小几个数量级，气藏的寿命可成倍、十倍、百倍的延长。

我国古、中生代海相沉积的后期，海盆往往闭塞而有蒸发岩沉积。因此，在地史晚期构造相对稳定区，仍有可能找到早期成藏的气田。另外，岩层普遍致密化后，碎屑岩孔喉多数小于气体分子平均自由程（0.1μm），扩散速度将减缓，对早期形成的气藏也会起到保护作用。

天然气汽车可以分为哪几类，天然气汽车有什么优点？

随着石油科学和开技术的发展，油田开发方式也在不断进步。在19世纪后半叶和20世纪初，主要以消耗天然能量的方式进行开发油田。直到20世纪三四十年代，人工注水补充能量的开发方式才逐步发展起来，成为石油开发史上的重大突破。但是，目前并不是所有的油田都用注水开发，而是有多种开发方式，归纳起来有以下几种。

一、利用天然能量开发利用天然能量开发是一种传统的开发方式。其优点是投资少、成本低、投产快。只需按照设计的生产井网钻井，无需增加油设备，石油依靠油层自身的能量就可流到地面。因此，它仍是一种常用的开发方式。其缺点是天然能量作用的范围和时间有限，不能适应油田较高的油速度及长期稳产的要求，最终收率通常较低。利用天然能量开发可分为以下几种方式。

1.弹性能量开油层弹性能量的储存和释放过程与弹簧的压缩和恢复相似。油层埋藏在地下几百米至几千米的深处。开发前油层承受着巨大的压力，因此在油层中积蓄了一定的弹性能量。当钻井打开油层进行油时，油层的均衡受压状态遭到破坏。油层岩石颗粒和孔隙中的液体因压力下降而膨胀，将部分原油推挤出来，流向井底喷至地面。随着原油的不断出，油层中压力降低的范围不断扩大，压力降低的幅度不断增加，油层中的弹性能不断减少。一般的砂岩油藏，靠弹性能量仅能出地下储量的1%～5%。

2.溶解气能量开在日常生活中经常可见到这样一种现象，当打开汽水或啤酒瓶盖时，汽水或啤酒会随着气泡一起溢出瓶口。这是因为在制造汽水、啤酒时，加压使汽水、啤酒中溶解了一定数量的二氧化碳气体。当打开瓶盖时，瓶内压力下降，二氧化碳的溶解度减小，很快从汽水、啤酒中分离出来，同汽水、啤酒一起涌出瓶口。溶解气能量开就是利用这个原理。打开油层开始油后，油层压力降低。当其压力低于饱和压力时，在高压下原来溶解在原油中的天然气就分离出来，以自由的气泡存在。在向井底流动的过程中，由于压力越来越低，气泡体积不断膨胀，就沿着油层把原油推向井底。

在利用溶解气能量的开过程中，由于气体比原油容易流动，往往是气体先溢出来。溶解在原油中的天然气量大幅度减少使原油变得越来越稠、流动性越来越差。当油层中溶解的天然气能量消耗完后，油层中还会留下大量的原油。因此，只依靠溶解气能量开，一般只能出原始储量的百分之十几。

3.气顶能量开有些油田在油层的顶部存在气顶。油田投入开发后，含油区的压力将不断下降。当这一压力降传递到气顶时，将引起气顶发生膨胀，气顶中的气体就会侵入到储存原油的孔隙中，将原油驱向生产井井底。

4.水压驱油能量开水压驱油分为边水驱动和底水驱动两种形式，如图4-11所示。无论是边水驱动还是底水驱动，地下油层必须与地面水源沟通，开时才能得到外来水源的补充。如果油田面积小、水压驱动条件好、水的补给量与出的油量平衡，那么在开过程中油田的产油量和地层压力就可以在较长时间内保持稳定，可以获得较好的油田开效果和较高的最终收率。但实际中绝大多数天然水压驱动的油田，外界水源的补给都跟不上能量的消耗，因此开效果不很理想。

图4-11　水压驱油能量开示意图

此外，如果油层具备倾角大、厚度大及渗透性好等条件，原油还可依靠自身的重力将油驱向井底。重力驱油作用往往与其他能量同时存在，但在多数情况下所起的作用不大。

从上面几种情况可以看出，依靠油层自身的天然能量可以出一定的油量。在满足石油产量要求的前提下，根据油层和油田的具体情况，可以利用某种天然能量进行开。

二、保持压力开把原油从地下开出来依靠的是油层内的压力。油层压力就是驱油的动力。在驱油过程中要克服各种阻力，包括油层中细小孔道的阻力、井筒内液柱的重力和管壁摩擦阻力等。油层压力能够克服所有这些阻力，原油才能从地下喷至地面，生产正常运行。前面所介绍的依靠天然能量开一般不能保持油层压力，油田不能长期高产、稳产和实现较高的收率。在长期的油田开实践中，人们找到了一种保持油层压力的方法,就是人工向油层内注水、注气或注入其他溶剂，从而给油层输入外来能量以保持油层压力。

下面介绍人工保持油层压力的具体方法。

1.人工注水人工注水就是在油田开发过程中，人为地把水注入油层中或底水中，以保持或提高油层的压力。目前国内外油田用的注水方式归纳起来主要有四种：边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水。所谓注水方式就是注水井在油藏中所处的部位以及注水井与生产井之间的排列关系。

总的来说，一个油田的注水方式要根据国内外油田的开发经验与本油田的具体特点来确定。应针对不同的油田地质条件选择不同的注水方式。油层性质和构造条件是确定注水方式的主要地质因素。下面分别介绍各种注水方式的定义及其适用条件。

1)边缘注水在边缘注水方式中，注水井排位于构造中油水边缘附近的等高线上，基本上与含油边缘平行。这样可使油水前缘有一个良好的界面，让水向油区均匀推进，实现较高的收率，如图4-12所示。

图4-12　边缘注水示意图

实线—含油外缘；虚线—含油内缘；△—注水井；○—生产井边缘注水方式适用于面积不大(油藏宽度不大于4～5km)、构造比较完整,油层稳定,边部和内部连通性好,油层的流动系数较高的油田。

世界上用边缘注水开发方式比较成功的有前苏联的巴夫雷油田。该油田的面积为80km2，平均有效渗透率是600×10-3μm2，油层比较均匀、稳定，边水活跃。用边缘注水方式后，油层的平均压力稳定在14～15 MPa。在注水后的5年内，原油日产量基本上没有波动。

边缘注水方式的优点是油水界面比较完整，注入水逐步由外向油藏内部推进，因此比较容易控制水线。无水收率和低含水期收率较高，最终收率也很高。适用于边水比较活跃的中小油田。边缘注水方式也有缺点。由于遮挡作用，能够受效的生产井一般不超过三排。当油田较大时，其内部的生产井难以受到注入水的影响。此外，部分注入水可能会发生外溢现象，从而降低注水效果。

2)边内切割注水对于面积大、储量丰富、油层性质稳定的油田，一般用边内切割注水方式。注水井排将油藏分割成若干个相对独立的单元。每个单元称为一个切割区，可以看作是独立的开发单元进行开发和调整，如图4-13所示。

图4-13　边内切割注水示意图

△—注水井；○—生产井用边内切割注水方式的条件是：油层分布面积大,注水井排上可以形成比较完整的切割水线；每个切割区内布置的生产井与注水井之间有较好的连通性；油层具有一定的流动系数，以保证在切割区一定的井排距离内，注入水能比较好地传递到生产井排。

实施边内切割注水时需要经历排液、拉水线和全面注水三个阶段。排液的目的是清除注水井井底周围油层内的污染物，在井底附近造成局部低压带。拉水线就是注水井排上一口井排液，一口井注水，在注水井排上首先形成水线。全面注水就是在拉水线的基础上，把注水井排上的排液井改为注水井，使注水井排上的水线向切割区内的生产井排推进。

国内外一些大油田用边内切割注水方式取得了很好的开发效果。例如，前苏联的罗马什金油田用边内切割注水方式，效果很好，大部分油井保持了自喷生产。美国的面积约为200km2的克利—斯耐德油田，初期依靠弹性能量开，之后转为溶解气驱方式。为了提高油速度和最终收率，后来用了边内切割注水方式，使油田由溶解气驱动改变成水压驱动。结果油层压力得到恢复，大部分油井保持了自喷。我国的大庆油田面积大，其中一些好油层的储量大、油层延伸长度大、油层性质好，占储量80%以上的油砂体都可以延伸到3.0km以上。这些油层用边内切割早期注水的方式开，已取得了很好的开发效果。

边内切割注水方式的优点是：可根据油田的具体地质特征选择最佳的切割井排形式、方向和切割距；可以根据开发期间认识到的油田更详细的地质构造资料，进一步调整为面积注水方式；切割区内生产井排受益情况比边缘注水方式好。

但这种注水方式也有其局限性。第一，不能很好地适应油层的非均质性。对于在平面上油层性质变化较大的油田，往往使相当部分的注水井处于低渗地带，造成注水效率不高。第二，同一切割区内，内排与外排生产井受注入水的影响不同，因而开不均衡。外排井的生产能力大、见水快，而内排井的生产能力不易发挥。第三，注水井排两侧的地质条件不同时，会出现区与区之间的不平衡。

3)面积注水将油层按照一定的几何图形划分成若干个单元，在每个单元的顶点和中心部位分别布置生产井和注水井，从而构成在整个含油区域内的面积注水方式。根据油井和注水井相互位置及构成的井网形状，面积注水可分为四点法、五点法、七点法、九点法、反九点法、正对式排状注水、交错式排状注水等。值得指出的是，不同国家甚至同一国家的不同油田，关于面积井网的命名方法可能会不同。一种是以注水井为中心包括周围的生产井而构成的注水网格来命名，在这个网格中一共有几口井就称为正几点井网，简称几点井网。另一种则以生产井为中心包括周围的注水井而构成的单元来命名。这里我们用第一种命名方法。将正井网中的生产井与注水井的位置对调而得的井网称为反井网。井网的特征可借助于图4-14说明。

图4-14　面积注水井网示意图

△—注水井；○—生产井从图4-14中可以看出：四点井网是由一口注水井和周围的三口生产井构成的。每口注水井影响三口生产井，而每口生产井同时受到六口注水井的影响。该井网的注水井与生产井井数比为2∶1。不同面积井网的井网参数简要列于表4-2中。

表4-2　不同面积井网的井网参数

早期进行面积注水开发时，注水井经过适当排液即可转入注水，并使油田投入全面开发。这种注水方式实质上是把油层分割成许多小单元。一口注水井控制一个单元，并同时影响周围的几口油井。而每口油井又同时在几个方向上受注水井影响。显然，这种注水方式的特点是油速度较高，生产井容易受到注入水的充分影响、见水时间早。

用面积注水方式的条件是：第一，油层分布不规则，多呈透镜状分布；第二，油层的渗透性差,流动系数低；第三，油田面积大,构造不够完整,断层分布复杂；第四，可用于油田后期的强化油，以提高收率；第五，虽然油田具备切割注水或其他注水方式的条件，但为了达到更高的油速度，也可用面积注水方式。

2.人工注气人工注气是在油田开发过程中，用人工方法把气体注入油层中，以保持和提高油层压力。人工注气分为顶部注气和面积注气。顶部注气就是把注气井布置在油藏的气顶上，向气顶中注气以保持油层压力；面积注气是根据需要按某种几何形状在油田的一定位置上部署注气井和油井，进行注气油。

三、开发方式的选择对于具体油田，开发方式的选择原则是：既要合理地利用天然能量又要有效地保持油藏能量，确保油田具有较高的油速度和较长的稳产时间。为此，我们必须进行区域性的调查研究，了解整个水压系统的地质、水文地质特征和油藏本身的地质—物理特征，即必须了解油田有无边水、底水，有无水源供给区，中间是否有断层遮挡和岩性变异现象，油藏有无气顶及气顶的大小等。

当通过预测及研究确定油田天然能量不足时，则考虑向油层注入水、气等驱替工作剂。

注入剂的选择与储集层结构及流体性质有密切关系。当储集层渗透率很低时，注水效果通常较差，油井见效慢。若储集层性质均匀、渗透性好、水敏性粘土矿物少、原油粘度低，注水开发效果就好。当断层或裂隙较多时，注入流体可能会沿断裂处窜入生产井或非生产层。因此，必须搞清断层的走向和裂隙的发育规律，因势利导，以扩大注入剂的驱替面积。

开发过程的控制，即开发速度也会对驱动方式的建立产生重大影响。开发速度过大，由于外排生产井的屏蔽遮挡作用，往往使内部油井难以见效。也可能造成气顶和底水锥进、边水舌进，影响最终收率。开发速度过小又满足不了对产量的要求。

实施人工注水、注气还要考虑注入剂的来源及处理问题。注水必然要涉及水质是否与储集层配伍以及环保等问题。注入冷水、淡水可能会对地下温度、原油物性及粘土矿物产生影响。因而需要考虑是否要加添加剂、是否要进行加热预处理等。

显然，向油层注入驱替剂会增加油田的前期投资、设备和工作量。因此，需要对取该措施所能获得的收率和经济效益进行预测。

人们最初向油层注水，是当油田开了相当长的时间，天然能量接近枯竭的时候，为了进一步出油层中剩余的原油而进行的。这种做法称为晚期注水。在长期的油田开发实践中，人们发现保持油层压力越早，地下能量损耗就越少，能开出的原油也就越多。于是就有意识地在油田开发初期向油层注水以保持压力，这种方法叫早期注水。目前，世界上许多油田都用了早期注水。我国的大庆油田，在总结了国内外油田开发经验和教训的基础上，根据本油田的特点，在油田开发初期就用了边内切割注水保持油层压力的开发方式。生产实践表明：由于油层压力保持在一定水平上，油层能量充足，油田产量稳定。

由于水的来源广、价格便宜、易于处理，而且水驱效果一般比溶解气驱等驱动方式好，我国有条件的油田都用注水方式开发，并取得了显著的经济效益。它是我国现阶段科技水平的产物，今后有待于进一步发展。此外，为了实现有效注水，还应取多方面的措施，尤其是工程工艺方面的措施，以提高水驱效果。

总之，人工保持油层压力的方法，要根据油田的具体情况来确定。

中国天然气储量，有多少？

你好，天然气汽车是以油改天然气为燃料的一种气体燃料汽车。天然气甲烷含量一般在90%以上，是一种很好的汽车发动机燃料。

按照所使用天然气燃料状态的不同，天然气汽车可以分为：

1、压缩天然气汽车。压缩天然气是指压缩到20.7—24.8 MPa的天然气，储存在车载高压气瓶中。压缩天然气是一种无色透明、无味、高热量、比空气轻的气体，主要成分是甲烷。加工成本相对较低，极难液化，汽车最大的缺点是高压钢瓶过重，体积大且储气量小，占去了汽车较多的有效重量，限制了汽车携带燃料的体积，导致汽车连续行驶里程短，另外因钢瓶的存储压力高，也具有一定的危险性;

2、液化天然气汽车。天然气在常压下冷却至-162℃后液化形成，其燃点为650℃，爆炸极限为5%~15%，安全性较高。汽车可以明显的压缩天然气体积，一次充气，可以行驶500km甚至1000km以上，非常适合长途运输使用。汽车在安全、环保、整车轻量化、整车续驶里程方面都具有优势。

3、液化石油气(LPG)是一种在常温常压下为气态的烃类混合物，比空气重，有较高的辛烷值，具有混合均匀、燃烧充分、不积碳、不稀释润滑油等优点，能够延长发动机使用寿命，而且一次载气量大、行驶里程长。

天然气汽车优点

1、燃烧稳定，不会产生爆震，并且冷热起动方便。

2、压缩天然气储运，减压，燃烧都在严格的密封状态下进行，不易发生泄露。另外其储气瓶经过各种特殊的破坏性试验，安全可靠。

3、压缩天然气燃烧安全，积碳少，减少气阻和爆震，有利于延长发动机各部件的使用寿命，减少维修保养次数，大幅度降低维修保养成本。

4、可减少发动机的机油消耗量。

5、使用压缩天然气与汽油相比，可大幅度降低，一氧化碳，二氧化硫，二氧化碳等的排放。并且没有苯，铅等致癌和有毒物质危害人体健康。

希望能帮到你！

中国有几大气田

1. 俄罗斯

俄罗斯拥有世界上最大的天然气储量，达 478,050 亿立方米 (bcm)。俄罗斯也是世界上最大的天然气出口国，估计每年输送 1960 亿立方米的天然气。俄罗斯大力鼓励汽车用天然气。到 2020 年底，俄罗斯天然气工业股份公司是国有控股的自然公司，将拥有 500 个加气站。

2.伊朗

伊朗拥有约 337,210 亿立方米 (bcm)的天然气储量。伊朗是世界上碳氢化合物最丰富的地区之一。伊朗已发现约145个油气田和2个油气藏，该国具有发现更多油气田和油气藏的潜力。由于伊朗目前在其天然气储量中生产的份额如此之小，因此它是未来能够供应大量天然气的少数几个国家之一。

3.卡塔尔

卡塔尔拥有约 240,720 亿立方米 (bcm) 的第三大天然气储量。卡塔尔拥有世界天然气总储量的近 14%。该国的大部分储量位于离岸的北部油田。为扩大天然气出口，重新夺回世界第一大液化天然气出口国的地位，卡塔尔开始在北部油田进行钻探扩建，并将产量提高60%。

4. 美国

美国拥有丰富的天然气储量，储量约为 154,840 亿立方米 (bcm)。美国的大部分主要天然气层位于德克萨斯州、俄克拉荷马州和路易斯安那州。据估计，美国有足够的天然气至少可以再使用 60 年或更长时间。除了自己生产天然气外，美国还通过管道从加拿大和墨西哥进口天然气。

5. 沙特阿拉伯

沙特阿拉伯拥有世界第五大天然气储量，总量约为 92000 亿立方米（bcm）。沙特阿拉伯的大部分天然气都在波斯湾。作为世界上最大的原油出口国，沙特阿拉伯也开始出口天然气。虽然该王国主要依靠石油来发电，但它正转变为 70% 的电力来自天然气。

6.土库曼斯坦

土库曼斯坦天然气储量75040亿立方米，天然气储量居世界第六位。土库曼斯坦拥有多个世界上最大的天然气田，主要位于该国东南部的阿姆河盆地、南部的穆尔加布盆地和该国西部的南里海盆地。2015年，70%以上的天然气出口到中国，土库曼斯坦与中国签订了天然气合同。

7. 阿拉伯联合酋长国

阿拉伯联合酋长国的天然气储量估计为 60,510 亿立方米。阿联酋约 30% 的国内生产总值 (GDP) 直接依赖于石油和天然气产量。2020 年初，在阿布扎比和迪拜之间发现了一个天然气田，其中包含 80 万亿标准立方英尺的天然气。Jebel Ali 气田的发现将有助于阿联酋变得更加能源独立，减少对从卡塔尔进口的天然气的依赖。

8.委内瑞拉

委内瑞拉天然气储量57400亿立方米，居世界第八位，约占世界天然气总储量的3%。委内瑞拉拥有西半球仅次于美国的第二大天然气储量。运输和配送基础设施不足使委内瑞拉无法充分利用其天然气。超过三分之一的天然气总产量被重新注入储层以提高或维持压力，而一小部分被排放或燃烧。

9. 尼日利亚

尼日利亚天然气总储量54750亿立方米。尼日利亚拥有世界第九大天然气储量和非洲最大的天然气储量。尼日利亚的已探明储量是其年消耗量的 306 倍以上，这使该国未来拥有充足的能源。

10. 中国

中国天然气储量54400亿立方米，居世界第十位。过去20年，中国已探明的天然气储量几乎翻了两番。过去五年，中国的天然气消费、生产和进口均大幅增长。尽管如此，中国几乎无法满足其对天然气的需求。这使中国一直依赖从其他国家进口液化天然气或管道天然气。这主要是由于中国主动将工厂和数百万家庭从煤炭转向天然气。

中国天然气储量有多少?

中国目前有三大气田：

一、苏里格气田 ，位于内蒙古鄂尔多斯市境内，累计探明5336.52亿立方米的地质储量，成为中国目前第一特大型气田。

二、普光气田，位于四川省达州宣汉县普光镇，到2008年探明储量达到5000亿立方米至5500亿立方米，是目前国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田。年产能达到120亿立方米净化气，现为中国第二大气田。

三、 元坝气田，于四川省广元、南充和巴中市境内，第一期探明天然气地质储量1592.53亿立方米，是迄今为止国内埋藏最深的海相大气田。它是迄今为止国内埋藏最深的海相大气田。

如果按每户1天用1立方米天然气计算，到2013年元坝气田将有年产17亿立方米净化气的产能，理论上可供约450万户近1400万人一年的用气量。

扩展资料

目前我国气田的分布情况

中国沉积岩分布面积广，陆相盆地多，形成优越的多种天然气储藏的地质条件。根据1993年全国天然气远景量的预测，中国天然气总量达38万亿立方米，陆上天然气主要分布在中部和西部地区，分别占陆上量的43.2%和39.0%。

中国天然气的层系分布以新生界第3系和古生界地层为主，在总量中，新生界占37.3%，中生界11.1%，上古生界25.5%，下古生界26.1%。

天然气的成因类型是，高成熟的裂解气和油田伴生气占占主导地位，分别占总量的28.3%和18.8%，煤层气20.6%，煤层吸附气占27.6%，生物气占4.7%。

中国天然气探明储量集中在10个大型盆地,依次为：渤海湾、四川、松辽、准噶尔、莺歌海-琼东南、柴达木、吐-哈、塔里木、渤海、鄂尔多斯。

百度百科-气田

什么是致密砂岩气?

我国预测煤炭量按不同埋深分别为：1200米以浅为2万亿吨；1500米以浅为3.8～4万亿吨；2000米以浅为5万亿吨。

我国天然气丰富，天然气剩余可储量2万亿立方米，居世界第15位。

20世纪50年代以来，中国石油的地质勘探主要集中在西部的塔里木盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地和东部的松辽盆地、渤海湾盆地。至80年代初期，全国已在19省、市、自治区发现了油、气田，投入开发的达122个。

主要油田有大庆、胜利、大港、任丘、辽河、克拉玛依、冷湖、玉门、吉林和南阳、江汉、江苏等。自18年以来，中国原油的年产量均超过1亿吨，1990年产量1.396亿吨，居世界第5位；稠油产量734万吨，占世界第4位。

在近海大陆架石油勘探中，先后发现了渤海盆地、南黄海盆地、东海盆地、南海珠江口盆地、北部湾盆地和莺歌海盆地6个大型含油盆地，展示了中国海上油气的广阔前景。

　勘探目标评价与风险分析方法

一、致密砂岩气的概念及特征

（一）致密砂岩气的概念

致密砂岩气是一种储集于低渗透—特低渗透致密砂岩储层中的典型的非常规天然气，依靠常规技术难以开，需通过大规模压裂或特殊气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气（李建中等，2012；邹才能等，2011）。

（二）储层特征

致密砂岩储层具有分布面积较广、埋藏深度较大、成岩演化作用复杂、储层物性差、非均质性强及不完全受制于达西定律等特点，最主要的是单井产能一般较低，通常局部地区发育有“甜点”，利用常规技术难以进行开发。与常规砂岩储层相比，致密砂岩气储层具有以下基本特征：

（1）孔隙度与渗透率均较小，喉道小且改造频繁，连通性差。一般来说，致密砂岩的孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD。

（2）成岩后生作用强烈，次生孔隙占重要地位。致密砂岩通常具有沉积速度相对较慢、成岩过程长的特点。由于成岩历史长且成岩序列复杂，往往压实强烈，后生作用明显，原始粒间孔隙减少较多。据统计，其次生孔隙约占总孔隙的30%～50%。

（3）束缚水饱和度较高且变化较大。根据鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40%以上，而Spencer认为致密砂岩储层的束缚水饱和度为45%～70%。

（4）砂体不发育，一般呈透镜状（主要是指“甜点”）。据统计，透镜体产层的天然气占致密砂岩气总储量的43%，这或许是由于透镜状砂体比薄互层状砂体压实率低及溶蚀作用强。

（5）非均质程度高，岩性多样且粒度偏细，自生黏土矿物含量较大，砂泥交互，酸敏明显，驱油效果差，通常伴有裂缝（尤其是微裂缝），层控作用明显。

（6）地层压力异常，变化不一，但毛管压力一般较高。在润湿相饱和度达50%的情况下，通过压汞法和高速离心法测得毛管压力一般大于6.9MPa，气水分布较为复杂（异常高压和异常低压均有可能）（于兴河等，2015）。

二、致密砂岩气的成藏机制

（一）储层成因类型

致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有特殊的特征。Soeder和Randolph（1987）将致密砂岩储层划分出3种类型，即由自生黏土矿物沉淀造成的岩石孔隙堵塞的致密砂岩储层、由于自生胶结物的堵塞而改变原生孔隙的致密砂岩储层和由于沉积时杂基充填原生孔隙的泥质砂岩储层。Shanley等（2004）认为了解常规储层和致密储层之间的岩石学特征对于理解致密储层和预测致密储层是非常关键的；而且指出，致密砂岩储层并不总是由砂岩成分的不成熟、泥质杂基含量高所造成的，在成分成熟度较高的砂岩中一样存在着致密储层。因此，按照砂岩储层的致密成因，可以将致密砂岩储层划分为4种类型（张哨楠，2008）。

1．由自生黏土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层

此类致密储层可以是结构成熟度和成分成熟度均比较高的砂岩，也可以是结构成熟度较高而成分成熟度不高的砂岩。岩石类型为石英砂岩，硅质岩碎屑含量比较高，岩石的分选性好，颗粒之间没有任何黏土杂基存在；但是在埋藏过程中由于自生的伊利石堵塞了颗粒间的喉道，喉道间的连通主要依靠伊利石矿物间的微孔隙，这使得岩石的渗透率极低，然而孔隙度的降低与渗透率相比不太明显，主要形成中孔、低渗的致密储层。

2．胶结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层

在砂岩储层埋藏过程中，由于石英和方解石以胶结物的形式存在于碎屑颗粒之间，极大地降低了储层的孔隙度，储层的渗透率也随之降低，形成低孔、低渗的致密储层。在孔隙中可以保存形成时间比较早的次生孔隙。岩石类型为岩屑石英砂岩，岩石的分选较好，含有少量的长石，孔隙类型主要有长石早期溶蚀形成的粒内溶孔以及高岭石沉淀形成的晶间微孔隙。

3．高含量塑性碎屑因压实作用形成的致密砂岩储层

对于距离物源比较近、沉积环境水体能量不高、沉积物成分比较复杂尤其是塑性和不稳定碎屑含量较高的储层，在埋藏过程中，在没有异常压力形成的条件下，因压实作用使塑性碎屑变形从而呈杂基状充填于碎屑颗粒之间，导致砂岩储层成为致密储层。

4．粒间孔隙被碎屑沉积时的泥质充填形成的致密砂岩储层

在低能条件下或者在浊流条件下，由于沉积水体浑浊或者因水体能量不高，碎屑颗粒间杂基含量比较高，成为泥质砂岩。由于粒间孔隙被杂基所占据，孔隙间的流体交换不顺畅，无论早期还是晚期的溶蚀性流体都很难进入到孔隙中，因此粒间孔隙或者粒内孔隙都不发育；在泥质杂基中，可能发生重结晶或者微弱的溶蚀，形成杂基内的溶蚀微孔隙。

（二）成藏机制

姜振学等根据储层致密化与天然气充注的先后关系将致密砂岩气藏分为2种类型——储层先期致密型（“先成型”）和储层后期致密型（“后成型”）。“先成型”致密砂岩气藏的储层致密化过程发生在烃源岩生排烃高峰期天然气充注之前，并要求孔隙度小于12%，渗透率小于1mD。而“后成型”致密砂岩气藏则以储层后致密为特征。

三、致密砂岩气的开发利用

（一）致密砂岩气的开

1．多级压裂水平井技术

多级压裂水平井技术结合了水平井技术和多级压裂技术的优点，有效改善了近井地带渗流条件，大幅提高了单井控制储量，已成为有效开发致密砂岩油气藏的重要技术手段。通过利用参数对比法、试井曲线形态判别法、裂缝参数分析法等方法，对多级压裂水平井的有关参数进行评价及方案优选。

2．超前注水技术

致密砂岩油气藏的岩性致密，渗流阻力大，而且压力的传导能力很差。所以仅仅依靠天然的能量进行开，其收率很低，而且地层压力很难恢复。因此要保持地层的注平衡，可以用超前注水的方法。

超前注水是指注水井在油井投产前，经过一定时间的注水，使地层压力上升至高于原始地层压力，并建立起有效驱替系统，油层内驱替压力梯度大于启动压力梯度后，油井投产并保持这种状态下开的开发方式。

用超前注水的机理如下：超前注水可以维持地层压力，促使单井获得较高的产量，从而避免了储层渗透率的降低和启动压力梯度的升高；超前注水增大了流体在地层中的渗流速度，有利于提高油相相对渗透率；超前注水会提高油气藏的最终收率。

3．油气藏描述技术

油藏描述总体上分为三种：以测井为主体的油藏描述阶段、多学科协同油藏描述发展阶段、多学科一体化油藏描述阶段。

对致密砂岩气藏进行精细描述，是有效开发这类气藏的基础。目前发展了以提高储层预测和气水识别精度为目标的二维、三维地震技术系列，主要包括构造描述技术、波阻抗反演储层预测技术、地震属性技术、频谱成像技术、三维可视化技术以及地震叠前反演技术。对致密砂岩气藏而言，寻找裂缝发育带，对提高致密储层天然气的储量、提高单井产量有着举足轻重的作用，它直接关系到致密砂岩气藏的经济可性。

4．储层改造技术

在20世纪末，储层改造主要是作为增产措施和解除近井地带地层的伤害、提高近井地带油气层的渗流能力、提高单井产量的重要手段。现阶段，储层改造技术越来越受到重视。中国石油对储层改造技术给予了高度的重视，并设置了多个重大专项，这些条件为储层改造技术的进步和发展提供了坚实的后盾。常见的储层改造技术如下：

（1）加砂压裂技术：在地面用压裂泵车，使井眼内的压力增高，从而克服地层的地应力和岩石张力强度，进而促使岩石破裂，形成人工裂缝。

（2）高能气体压裂技术：通过电缆将高能燃料输送到气层井段，利用点燃气体产生的大体积的燃烧气体，瞬间产生一个破裂压力，撕开多条主裂缝和微裂缝。

（3）喷砂射孔技术：通过油管将高压喷射射孔枪送到目的层段，利用射孔枪喷射产生的高速液体，在岩石中形成一定深度的孔眼。

（4）酸化技术：在地面用高压泵车，从油管内向地层注入一定浓度的酸液，通过酸液与地层中钻井液、滤液和地层中的可酸蚀成分发生化学反应，清除孔隙中污染和扩大孔隙，减小油气流阻力，提高油气井的产量。

5．注气开发技术

注气开发技术大致上可以分为一次接触、多次接触和非混相驱三种，其基本原理是通过注气达到降低油水界面张力，进而提高油田的驱油效率和提高油田的经济效益。

用注气开发技术开发致密砂岩油气藏，首先要选择什么气体作为注入气，现行的注气开发一般选用的是CO2、N2或烃类气体，使用最多的是CO2。CO2气体能有效降低原油黏度，降低残余油饱和度，溶解储层中胶质，提高渗透率。气驱时，气体与原油接触并溶解于原油中，原油的黏度降低、体积膨胀，同时原油和注入气体的界面张力降低，原油中溶解的气体越多，降黏的幅度越大，油气的界面张力越小，气体进入孔隙的阻力越小。

（二）开发利用状况

据统计，目前全球大约有70个盆地中发育致密砂岩气，主要集中在北美、亚太、拉丁美洲、原苏联和中东—北非等地区。全球致密砂岩气量约为210×1012m3，现今技术可开的致密砂岩气储量约为（10.5～24.0）×1012m3。致密砂岩气勘探开发率先取得重大突破的国家是美国，在900个气田中致密砂岩气生产井超过40000口，占美国陆上除了阿拉斯加和夏威夷州外天然气产量的13%。美国致密砂岩气的研究发展迅速，致密砂岩气产量逐年增加，已由1990年的600×108m3增加到2008年的1757×108m3（呙诗阳等，2013）。

我国致密砂岩气量主要分布在陆上含煤系地层的沉积盆地中，共有致密砂岩气地质量（17.0～23.9）×1012m3，技术可量（8.1～11.4）×1012m3，均占全国致密砂岩气总量的86%左右。其中，鄂尔多斯盆地石炭—二叠系致密砂岩气技术可量（2.9～4.0）×1012m3，四川盆地三叠系须家河组致密砂岩气技术可量（2.0～2.9）×1012m3，塔里木盆地侏罗—白垩系致密砂岩气技术可量（1.5～1.8）×1012m3，三者合计技术可量（6.4～8.7）×1012m3，约占全国陆上致密砂岩气总量的78%。按照中国海油确定的近海海域致密砂岩气评价标准（海域按孔隙度5%～15%、渗透率小于10mD划为致密砂岩气，与陆上标准不同），我国东海、莺歌海、珠江口三个近海盆地共有致密砂岩气技术可量（1.1～2.0）×1012m3，约占全国致密砂岩气总量的14%。随着海域含油气盆地地质认识程度的提高和勘探开发技术的进步，海域将是未来致密砂岩气勘探开发的重要接替领域（戴金星等，2012）。

从致密砂岩气赋存的层系看，我国致密砂岩气埋深普遍偏大，中部地区的鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地三叠系须家河组埋深一般为2000～5200m；西部地区的准噶尔、塔里木、吐哈等盆地埋深一般为3800～7000m，塔里木盆地库车地区致密砂岩气埋深甚至可达8000m左右。东部和海上诸盆地致密砂岩气目的层以白垩系、古近系和新近系为主，埋深一般为2000～4500m。

截至2010年底，我国15个致密砂岩大气田探明天然气储量共计28656.7×108m3，占当年全国天然气总探明储量的37.3%，如再加上全国中小型致密砂岩气田储量（1452.5×108m3），我国致密砂岩气探明储量将达30109.2×108m3，占全国天然气总探明储量的39.2%。

由图3-6可见，1990-2010年20年间美国天然气年产气量基本呈增长之势，这主要是由于有致密砂岩气产量增长作支撑（美国储量排名前100的气藏中有58个是致密砂岩气藏）。中国截至2010年底共发现储量大于1000×108m3的大气田18个，其中9个为致密砂岩大气田，总探明地质储量25777.9×108m3，占18个大气田的53.5%。由此可见，中国与美国致密砂岩气储量有相似之处，即致密砂岩气在我国天然气储量中占举足轻重的地位，因此把致密砂岩气作为我国今后一段时间非常规气勘探开发之首是合理的。

图3-6　美国1990-2035年各类天然气历史产量和预测产量结构图

图中百分数为各类天然气占总产气量的比例

四、致密砂岩气的发展趋势

（一）致密砂岩气发展的关键因素

我国致密砂岩气早在20世纪60年代在四川盆地就已有发现，但受认识和技术限制，发展较为缓慢。2005-2011年，我国致密砂岩气地质储量年增3000×108m3，产量年增50×108m3，呈快速增长态势（图3-7）。至2011年年底致密砂岩气累计探明地质储量为3.3×1012m3，已占全国天然气总探明地质储量的40%；可储量1.8×1012m3，约占全国天然气可储量的1/3。2011年致密砂岩气产量达256×108m3，约占全国天然气总产量的1/4，成为我国天然气勘探开发中重要的领域。致密砂岩气的快速发展得益于以下因素。

图3-7　1990-2011年我国致密砂岩气地质储量、产量增长形势图

1．潜力很大

调查表明，我国致密砂岩气重点分布在鄂尔多斯和四川盆地，其次是塔里木、准噶尔和松辽盆地，约占总量的90%。用类比法，初步评估我国致密砂岩气技术可量为10×1012m3左右，目前累计探明率仅18%，加快勘探开发进度，仍具有很大潜力。

2．关键技术已基本过关

近年来，借鉴世界致密砂岩气开的关键技术，包括直井、丛式井、水平井分段压裂技术，我国致密砂岩气开发技术取得长足进步。随着大型压裂改造技术的进步和规模化应用以及生产组织运行管理模式的创新，单井产量大幅提高，成本大大降低，有力地促进了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地川中须家河组等一批大型致密砂岩气田的商业性开发利用。在鄂尔多斯盆地苏里格地区成功开发的经验表明，早期天然气几乎完全不能动用，单井产量极低，一般无自然产能；引入市场化机制后，在中国石油长庆油田主导下，其他油气田企业、相关技术服务企业和大量民营企业进入，大大调动了甲、乙双方的积极性，科技攻关不断取得突破。经过压裂改造，单井产量达到日产（1～2）×104m3，开发产能迅速提升。以苏里格气田为例，共投产2681口气井，平均单井日产量1×104m3，生产动态表明，单井稳产4年，平均单井累产可达到2300×104m3。2011年苏里格气田产量达到121×108m3，储量动用程度逐步提高。总体而言，有序监控下的市场化机制促使我国致密砂岩气开效果有突破性进展。

3．全面动用致密砂岩气地质储量的能力较差

我国致密砂岩气具有大面积分布的特点，但由于当前的天然气价格未到位，我国全面动用致密砂岩气的能力还较差。以苏里格地区为例，按照直井单井产量划分，大于2×104m3/d的为Ⅰ类气，（1～2）×104m3/d的为Ⅱ类气，（0.5～1）×104m3/d的为Ⅲ类气，小于0.5×104m3/d的为表外气，前三类气的储量占到60%，Ⅳ类气的储量达到40%。目前，苏里格地区主要动用的是Ⅰ类气和Ⅱ类气的一部分，Ⅲ类气和表外气的储量基本没有动用，主要原因是在现行天然气价格体系下，开发成本偏高，产出投入比较小，经济效益很差，甚至亏损。

总体上，我国致密砂岩气品位差异较大，全面动用我国致密砂岩气的能力还较差。较好的致密砂岩气，如长庆油田苏里格地区Ⅰ类气，目前开发具有一定的经济效益。Ⅱ、Ⅲ类气和表外气开发的关键难点是品位差、开发成本高、核心技术需要持续攻关。

（二）与页岩气、煤层气发展情况对比

致密砂岩气和页岩气、煤层气的开发步伐相比，其开发速度遥遥领先。虽然在非常规天然气开中，致密砂岩气占绝对优势，煤层气和页岩气只有很少一部分，但致密砂岩气和页岩气、煤层气当前的发展状况却明显不一样。在美国页岩气革命成功后，我国页岩气的地位发生了重大改变，一跃成为独立的矿种，而致密砂岩气只是作为天然气的细小分支而存在。舆论媒体、国内外油气巨头、资本市场对页岩气更是钟爱有加，资本市场概念股横空出世、国土部两轮页岩气招标的推出更是将页岩气的影响力推上顶峰。

从经济效益来看，致密砂岩气有着非常完整的产业链，产运销各环节都不存在障碍，涉足企业的盈利能力也比较可观；而页岩气目前还处在勘探阶段的初期，储量尚不能有效落实，仅中国石化涪陵页岩气田和中国石油长宁—威远页岩气田实现了商业开发，第二轮全国页岩气招标中标的企业均处于前期勘探阶段。从储量来看，页岩气可地质储量达25×1012m3，其开发潜力无可比拟，有望在常规天然气枯竭后成为清洁能源的主要来源。从工程技术方面来看，致密砂岩气开的关键技术已相当成熟，川西、鄂尔多斯深盆、松辽断陷和淮南已实现大规模商业化开；而页岩气开发还处于起步阶段，页岩气对开技术和设备的要求更高，且页岩气开发的地质条件可能更为复杂，现正加紧试验和技术攻关，运输环节也需要更多投入，不过日后页岩气开技术突破，实现了大规模商业开发后，将成为天然气产量来源的主力军。美国页岩气产业的巨大成功为我国提供了诸多可借鉴的经验，国内页岩气产业链一旦突破诸多技术瓶颈也会迎来爆发期；虽然现阶段页岩气炙手可热，但是产量已经有相当规模的致密砂岩气同样需要更多的资本投入，以获取更多产能（文小龙，2015）。

（三）发展前景

目前，我国已经拥有较为成熟的致密砂岩气勘探开发方法和技术，并在鄂尔多斯、四川和塔里木等盆地取得了一系列重要成果，形成了鄂尔多斯盆地上古生界、川中须家河组和塔里木盆地库车深层三大致密砂岩气现实区和松辽盆地、渤海湾盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地等四大致密砂岩气潜力区。根据中国致密砂岩气的基础和目前的勘探开发现状，预计在今后相当长时期内，我国每年将新增致密砂岩气探明地质储量在（2500～3500）×108m3之间；预计到2020年全国致密砂岩气年产量有可能达到600×108m3以上，产量将主要集中在鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地。

总体而言，我国致密砂岩气较丰富，勘探开发技术较为成熟，是非常规天然气最现实的勘探领域。随着致密砂岩气勘探理论和开发技术的进步，致密砂岩气将成为中国天然气工业发展的重要组成部分（李建忠等，2012）。

①张国华等．1998，石油和天然气勘探地质评价规范，北京，中国海洋石油总公司。

勘探目标评价和风险分析方法是石油公司的核心技术之一。自1998年中国海油建立了《石油和天然气勘探地质评价规范》以来，对石油和天然气勘探全过程中的地质评价，尤以其中包括的勘探目标评价和勘探风险分析工作起到了促进作用，是使勘探管理工作与国际接轨的重要技术环节。勘探目标评价与勘探风险分析浸透了商业性理念和相关的评价技术，近期集束勘探方法的产生和更进一步的价值勘探的提出，就是执行这一规范的直接成果。

一、石油和天然气勘探地质评价

油气储量的增长是任何一个油公司生存、发展的根本所在，世界上的各大油气公司，无一不将油气勘探工作放在首位，并把油气风险勘探视为一种商业经营活动，力求勘探工作优质高效，即用有限的资金投入而能获得更多的、有商业开价值的油气储量。

图5-32　油气勘探地质评价程序

中国海油一直在探索一套具有自己特点的油气勘探工作和管理模式，用以具体指导海上油气勘探工作。在总结勘探经验和吸取国外油公司管理经验的基础上，按照勘探工作要革新管理、优化结构、科技进步的指导方针，于1998年编制成此《规范》。它规定了中国海油在石油和天然气勘探全过程中的地质评价阶段及各阶段地质评价的目的、任务、程序、内容以及应用的技术、标准和应用的成果和要求。它适用于中国海油所进行的油气勘探活动中的地质评价工作。

一般而言，石油和天然气勘探地质评价的全过程，系指从某一特定区域的石油地质调查开始，到提交石油（或）和天然气探明储量为止的勘探活动中的地质评价工作。根据油气勘探活动的阶段性和地质评价的目的、任务，又将地质评价全过程进一步划分为区域评价、目标评价和油气藏评价三大阶段，具体阶段划分和工作程序见图5-32，各阶段的具体含义如下。

a．区域评价阶段：即从某一特定的地理区域（可以是盆地、坳陷、凹陷或其中的某一部分）的勘探环境和石油地质调查开始，到决定是否谋求区块油气探矿权为止的地质评价工作全过程。很明显，区域评价阶段的主要目的，在于谋求获得石油和天然气探矿权。

b．目标评价阶段：即从获得区块的油气探矿权后进行勘探目标优选开始，到预探目标钻后地质评价完成为止的地质评价工作全过程。当然，目标评价的主要目的，在于发现商业性油气藏。

c．油气藏评价阶段：即从预探目标的油气藏评价方案开始实施，到提交探明储量为止的地质评价工作全过程。油气藏评价阶段的主要目的，在于落实可供开发的石油和天然气探明储量。

二、区域评价

区域评价一般按资料准备、区域地质特征分析、含油气系统分析和勘探区块选择4个阶段循序进行（图5-33）。四个阶段的具体内容如下。

图5—33　区域评价程序

a．资料准备：为区域评价收集、提供有关投资环境、区域地质背景和各项有关的基础资料。

b．区域地质特征分析：阐明评价区的构造、沉积特点及其发育演化史。

c．含油气系统分析：确定评价区含油气系统及其油气潜力。

d．勘探区块选择：确定有经济开发前景的油气聚集区块，并谋求其油气探矿权。

在评价内容中，主要包括了资料准备，具体为各种资料收集、基础资料的补充和完善、建立区域评价数据库工作；区域地质特征分析，包括区域地层格架的建立、地震资料连片解释、沉积体系及岩相分析、表层构造和断裂体系分析、基底结构和盆地演化特点分析工作；含油气系统分析包括烃源识别、储、盖层特征及时空分布、盆地模拟分析、含油气系统描述等工作；勘探区块选择包括成藏区带评价、有利区块选择、谋求油气探矿权的建议等内容。

评价要求作到成藏区带评价；油气成藏模式预测；潜在量预测；区带勘探风险分析和工程经济概念设计和评价。

最终提交的主要成果包括文字报告的7项内容、27种附图、8类附表及相关专题研究附件。

三、目标评价

目标评价一般按资料准备、勘探目标优选、预探目标钻前评价、预探井随钻分析和预探目标钻后评价5个阶段循序进行（图5-34）。在勘探程度较高的地区，勘探目标优选和预探目标钻前评价可以同步进行；在已知油气成藏区带内则当以圈闭的落实和预探目标钻前评价为重点。

5个阶段主要内容如下。

a．资料准备：为目标评价提供必要的地质背景资料和基础资料。

b．勘探目标优选：优选可供预探的有利含油气圈闭。

c．预探目标钻前评价：提交有经济性开发效益前景的钻探目标及预探井位。

d．预探井随钻分析：发现油气藏及取得必要的地质资料。

e．预探目标钻后评价：对预探目标的石油地质特征进行再认识和总结勘探经验教训，并提交获油气流圈闭的预测储量及进一步评价的方案。

评价内容主要包括资料准备，具体为资料收集、地震资料集和处理、建立目标评价数据库；勘探目标优选包括查明和落实各类圈闭、圈闭的油气成藏条件分析、圈闭的潜在量计算、预探目标优选；预探目标钻前评价包括圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭的潜在量复算、圈闭的地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计和评价、预探井位部署建议、预探井钻井地质设计；预探井随钻分析包括跟踪了解钻井动态、随钻地层分析和对比、随钻油气水分析、钻井设计调整和测试层位建议等；预探目标钻后评价包括预探井钻后基础资料整理和分析、圈闭石油地质再评价、油气藏早期评价等项内容。

其中，十分重要的是要求对预探目标做到：圈闭精细描述、圈闭的油气藏模式预测、圈闭潜在量计算、圈闭地质风险分析、圈闭的工程经济概念设计与评价、预探井位部署建议和预探井钻井地质设计。

要求预探目标钻后评价做到：圈闭的石油地质再评价、油气藏早期评价、预测储量计算、油气藏开发早期工程经济评价和油气藏评价方案建议。

最后要提交预探目标评价报告，内容有预探目标评价及评价井钻探方案文字报告8项内容、附图16种、附表5类。预探目标钻后评价内容包括文字报告5项内容、附图15种、附表14类。

图5-34　目标评价程序

四、油气藏评价

油气藏评价按资料准备、油气藏跟踪评价和探明储量计算3个阶段实施（图5-35）。油气藏评价应是滚动进行的，随着勘探程度的提高和资料的积累，从宏观的油气层分布范围和规模等框架描述到微观的油气储集空间分布和体积等的精细描述，不断提高精度。

图5-35　油气藏评价程序

3个阶段的主要内容如下。

a．资料准备：为油气藏评价提供必要的地质背景资料、基础资料和各种条件。

b．油气藏跟踪评价：探明获油气流圈闭的油气层分布范围、规模和产能。

c．探明储量计算：提交可供商业开的石油和天然气探明储量。

主要评价内容为资料准备包括资料收集、建立油气藏评价数据库；油气藏跟踪评价包括评价井钻井地质设计、评价井随钻分析、评价井完钻跟踪评价、评价方案调整建议、油气藏终止评价报告；探明储量计算包括油气藏结构、储层性质、储层参数、油气藏特征、油气藏静态模型描述、油气藏模式研究、探明储量计算及评价、开发方案概念设计、收率研究、工程经济评价、探明储量报告的编写等。

需要注意的是，工程经济评价要包括勘探和开发工程参数，勘探和开发投资额操作费估算，经济模式和财务参数的选取，内部盈利率、投资回收期、净观值和利润投资比等指标的计算，敏感性和风险分析等内容。

最后应提交油藏终止评价报告和探明储量报告。

油藏终止评价报告包括文字报告6项内容、附图17种、附表23类。

探明储量报告按国家矿产储量委员会的储量规范和储量报告图表格式要求完成。

五、地质风险分析方法

勘探风险分析是石油公司勘探投资决策的重要参数，如前所述，勘探工作地质评价各个阶段都要进行风险分析。当然投资决策并不完全取决于地质风险的高低，还取决于石油公司的资金实力和承受风险的能力，但地质风险毕竟是投资决策中不可稀缺的基本参数。

根据多年勘探实践，并参考外国油公司风险分析经验和方法，我们确立了以地质条件存在概率为核心的地质风险分析方法。

本方法适用于中国海油油气勘探中预测圈闭的钻前评价分析，也可以用于对盆地或凹陷进行量预测时的地质风险分析。

此法的目的在于通过对形成油气藏基本石油地质条件存在的可能性分析，预测或估计目标圈闭的地质成功概率，为勘探目标经济评价和勘探决策提供依据。

一般而言，风险（Risk）通常解释为失败的可能性。油气勘探过程中的风险主要包括地质风险、技术风险、商业风险和政治风险等。地质风险（Geological Risk）指勘探者对勘探目标基本石油地质条件认识不足而导致勘探失败的可能性。而地质成功概率（Probability of Geological Success）或称地质把握系数，是预计目标的圈闭经钻探获得商业性油气发现的概率。地质风险分析（Geological Risk Ana1ysis）则是用概率统计学原理和圈闭评价方法，研究并量化形成油气藏的基本石油地质条件存在的可能性，预测目标圈闭的地质成功概率。

（一）地质风险分析方法

预测地质成功概率的方法有地质条件概率法、历史经验统计法和类比法等多种方法。这里用地质条件概率法，当然，也可以根据具体情况使用多种方法进行比较和互相印正。

1．地质条件概率法的基本依据

a．油气藏的形成需要同时具备烃源、圈闭、储层、盖层和运聚匹配等基本石油地质条件，缺一不可；

b．各项地质条件必须满足彼此互相独立的设；

c．各项地质条件存在概率之积即为该目标圈闭的地质成功概率。

2．地质条件存在概率的取值原则

a．各项地质条件存在概率的求取有多种方法，本规范取由已知与未知的联系来判断未知的原则，并强调占有资料的类别和可靠程度对分析结果的影响。

b．正确分析各项石油地质条件存在概率和资料的可靠程度是测算目标圈闭的地质成功概率的关键。要求必须掌握本区的石油地质条件和资料状况在目标评价总和研究的基础上进行地质风险分析和取值。

c．由于不同地区地质条件千差万别，使用者也可以根据各盆地的实际情况对取标准作适当调整和修改，但应予以说明。

（二）地质风险分析程序

首先对基本石油地质条件进行分析，确定或估计其存在概率；然后计算单层或多层圈闭的地质成功概率。

1．基本石油地质条件分析

a．烃源条件：①根据同盆地、同凹陷或同构造带内油气田分布情况，已钻探圈闭或井的含油气情况，油气苗和其他油气显示情况（地球物理烃类检测、化探、摇感等），确定是否存在成熟的烃源条件；②烃源岩的体积；③烃源岩中有机质的数量和质量；④烃源岩中有机质的成熟度；⑤资料类型和证实成度（地震、录井、钻井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

b．储层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭相同储层的储集能力及优劣成度；②储层的沉积相和储集体类型；③储层的岩性、厚度及分布的连续性；④储层的储集类型和物性条件；⑤储层段是否有同盆地、同凹陷或同构造带内的井可供标定、模拟和对比；⑥资料类型和证实成度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

c．盖层条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内已钻圈闭同类盖层的封闭能力及优劣程度；②盖层的沉积相、岩性、厚度及稳定性；③盖层的封闭类型和垂向封堵能力；④盖层中断层的数量、性质、规模及活动时期；⑤资料类型和证实程度（地震、录井、测井、岩心或露头以及资料的密度和质量）。

d．圈闭条件：①圈闭类型及规模；②同盆地、同凹陷或同构造带内同类型圈闭的含油气情况；③断块、岩性等圈闭的侧向封闭条件和性能；④地震测网的密度和资料的质量。

e．运移条件：①油气运移通道类型，如砂岩输导层、断层面、不整合面、底辟、高压释放带等；②供烃范围内圈闭与有效烃源岩连通的路径及通畅程度；③油气运移的方式、指向和距离。

f．保存条件：①圈闭形成后构造或断裂活动对圈闭封闭条件的影响；②区域水动力条件对油气聚集的影响；③是否遭受过水洗或生物降解破坏作用；④油气是否有过热或非烃气体（CO2、N2等）的潜入；⑤油气扩散作用对油气藏的影响。

g．运聚匹配条件：①同盆地、同凹陷或同构造带内同期的圈闭是否存在油气田或油气藏；②圈闭形成时间与油气主要生成时间、运移时间的关系。

2．地质条件存在概率的评估

使用地质条件存在概率评价标准，来评定目标圈闭各项地质条件的存在概率。

3．目标圈闭地质成功概率计算

a．单层圈闭地质成功概率的计算。

单层圈闭地质成功概率为该层各项地质条件存在概率之积，即：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps为单层圈闭的地质成功概率；Pt为烃源条件的存在概率；Pc为储层条件的存在概率；Pg为盖层条件的存在概率；Pq为圈闭条件的存在概率；Py为运、聚匹配条件的存在概率。

b．多层圈闭地质成功概率的计算。

如果各层圈闭对应的各项地质条件均相互独立，则：

该目标圈闭（构造）至少有一层圈闭获得地质成功，其概率为Pas：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ps1为第一层圈闭的地质成功概率；Ps2为第二层圈闭的地质成功概率；Psn为第n层圈闭的地质成功概率，为了强调主要的钻探目的层，n值一般不大于3。

该目标圈闭各层圈闭均获得地质成功，其概率为Pts：

中国海洋石油高新技术与实践

最后，为了更好地把握主要地质风险因素，提高风险预测水平，并不断完善地质风险分析方法，要求进行钻后相关数据的整理，并按要求填写地质条件的钻探结果和钻后分析，对照钻前预测验证其符合程度，分析钻探成功或失利的原因。

六、集束勘探方法

中国海油入市以来，其经营管理方式迅速与国际接轨。反应在勘探上，也实现并正在实现着一种理念的转变，即由经济遗留的“储量指标”勘探理念——“我为祖国献石油”，向市场经济“经营型”勘探理念——“股东要我现金流”转变。入市后，股市对油公司业绩的衡量标准是现金流，它体现在勘探上不仅是新增储量的多少，而是一系列的经营指标——储量替代率、桶油勘探成本和资本化率。

储量替代率：是指新增探明可储量与当年产量之比。

桶油勘探成本：是指每探明一桶可原油储量所需的勘探费用，包括管理费用、研究费用、物探费用和无经济性发现的钻井费用。这些费用需进入当年勘探成本，叫做成本化。

资本化率：指有经济性发现的钻井费用与总勘探费用之比，这部分费用不进入当年勘探成本，可在油田开发中回收，故称资本化。

储量替代率反映了储量资产的增减。桶油发现成本是衡量勘探经营总体水平的指标，在保持稳定的勘探投人，保证100%储量替代率的前提下，要降低桶油发现成本，就要降低经营管理费用和每公里物探作业费用与每米进尺的钻井费用。当然大的储量发现会导致桶油勘探成本大幅度下降，但除特殊需要，油公司更希望保持股市稳定，无需披露重大储量发现。资本化率反映了油公司所占有的勘探区块（也是一种资产）的质量，它不仅可以降低桶油成本，更重要的是表现所占有的勘探区是否具备一定潜力、储量代替率是否有保障。

要想有多的储量发现就要打更多的井，在保证桶油发现成本承诺的前提下，只有降低单位作业成本。面对发展需要的压力、投资者的压力、服务价格走向市场后的压力，必须走出一条勘探管理新路子，于是集束勘探思路孕育而生。

集束勘探是探索适应市场经济条件下多快好省的勘探新理念，主要包括以下3层含义。

a．集束部署：着眼于一个领域或区带，选择具有代表性的局部构造集中部署，用较少的工作量以求解剖这一领域或区带，达到某一确定的地质目的。

b．集束预探：基于不漏掉任何一个有经济性油气藏为出发点，简化初探井钻井过程中取资料作业和测试，加强完钻过程中的测井工作，以显著提高初探井效率，大幅度降低初探井费用，用简化预探井、加速目标的勘探方法。

c．集束评价：一旦有所发现，则根据地下情况，优选最有意义的发现，迅速形成一个完整评价方案，一次组织实施，缩短评价周期和整个勘探周期。如有商业性，使开发项目得以尽快实施。

集束评价钻探包括两类不同取资料要求的钻井，一类是取全取准资料的井，此类井要充分考虑开发、工程、油藏甚至销售部门的需要，取足取好资料；另一类井是为了解决复杂油气田面上的控制问题，需要简化其中一些环节，作为集束井评价，以求得到以最低的评价费用取全取准资料，保证储量计算和编制ODP方案的需要。

在实施集束勘探一年的时间中，我们针对一个有利区带和目标共钻探集束探井20多口，初步见到以下效果：①储量代替率可望达到151%；②资本化率39%；③桶油发现成本保持在1美元；④完成了历年来最高的和自营勘探投资——16.75亿元；⑤建井周期缩短2/3；⑥每米钻井进尺费用降低40%。

通过一年的实践，主要体会如下。

1．以经济性发现为目的，统筹资料的获取

初探井是以经济性发现为目的的，关键在于证实有一定烃类产能、有一定厚度油气层的存在，精确的测试资料、储层物性资料、原油物性资料都可留在评价井钻探中获取。这就可以在初探井中作到不取心、不测试，从而大大简化钻井程序，达到降低钻井成本的目的。

一般来说初探井的经济成功率只有10%之间，我们可以在90%左右的初探井中实现低成本探井。事实证明用电缆式测试（MDO）、加旋转井壁式取心技术，完全可以保证不漏掉有经济测试价值的油气层。集束评价更有利于有目的地取好油藏评价的资料，在进行了早期油藏评价后，我们对油气藏模式有了基本的认识，就可以有目的地安排油藏评价井资料获取方案，大大减少了盲目性。

2．集束勘探在资料问题上体现了性、目的性

集束勘探“三加三简”的有所为和有所不为的获取资料原则——抓住有无油气，有油气则加强，无油气则从简；突出经济性，有经济性则加强，无经济性则从简；区分主力层与非主力层，主力层则加强，次要层则简化。这样保证了总体资料的质量，减少不必要的繁琐取资料工作量。

3．实现集束勘探要做好技术准备

首先应加强完井电测、简化钻井测试，测井要做好电缆测试（泵抽式取样）、旋转式井壁取心和核磁共振测试的技术准备。

其次，钻井工程借鉴开发生产井优快钻井经验，对初探井简化井身结构，打小井眼，不取心，尽可能保证钻井作业的连续性，提纯钻进时间比例，用集束勘探的办法尽量减少动员费用，在拖航、弃井等环节上提高时效，降低费用，保证稳定的、高质量的泥浆性能，打好优质的规则井眼，创造良好的测井环境。

第三，评价井的测试工作中，要做好直读压力计、多层连作、油管完井等技术准备。

4．集束勘探协调了长期困扰勘探家的三大矛盾

第一，协调了加大勘探工作量与有效控制成本间的矛盾。集束勘探可实现相同的勘探成本下，多打初（预）探井，总体上必然加快勘探进程。如在合同区义务勘探工作量确定的前提下，勘探成本的降低，则意味着抗风险能力的增强。

第二，协调了不同专业间的利益矛盾。长期以来地质家想多取资料——资料越多越好；钻井工程想快——钻完井越快越好；测井公司想省——下井次数越少越好。集束勘探实现了集约性的成本控制，使各专业各得其所。

第三，协调了老石油传统与现实市场经济间理念上的矛盾。在老石油地质家的传统观念中，是取资料越多越好、储量发现越多越好、收率提得越高越好。把这些观念放在市场经济条件下，都会与勘探成本产生冲突，于是这些观念都变成了相对的、有条件的：资料——在保证不同勘探阶段起码质量要求下，取资料的工作量越少越好；储量发现——在保证勘探资本及时回收条件下越多越好，否则无须及时探明；收率——在保证现金流和盈利率条件下越高越好，否则宁可要相对较低的收率；勘探成功率——对油公司来讲，地质成功率毫无意义，油公司只要商业成功率，更关心的是勘探投入的资本化率；储量概念——不能只讲地质储量，对油公司来说更关心可储量，尤其是可作为公司资产的份额可储量。

集束勘探是我们由经济成功转向市场经济时，在经营理念上发生根本变革的表现。一年来的成功实践，不但在中国海油勘探家中产生了巨大观念上的震动，也影响到许多外国作业者，纷纷吸收或效仿集束勘探方法。集束勘探方法的产生，表明我国企业不仅可以进入国际市场，并且完全可以在市场运作中有所发现，有所发明，有所前进，创造出更好的经济效益。

在2002年中国海洋石油勘探年会上，将集束勘探发展为价值勘探的一部分，这是勘探工作进步的表现。这一新生事物的出现，使公司上市后出现了新情况：结束了国有独资的历史，十分关注投资的收益、储量增长的压力、成本的压力等。如此，必须对过去传统的勘探理念进行重新审视：由过去的地质调查研究型，变为经营油气实物的经营型，要创造经营价值。所以，价值勘探是一种以价值为取向的勘探理念，具体地说，每项工作以是否增加公司或股东的价值，作为决策的依据，即勘探的每个环节，以创造出更多的价值作为决策的出发点，勘探工作将围绕价值中心来进行。这也体现了勘探工作本身是发展的、动态的，在勘探工作不断进展中，随时拓宽、发展勘探方法，以促进海洋石油事业不停顿地、持续发展。