对中国石油可采资源量的讨论

中国的油气资源量的实际含义与国际通用的概念有很大的差别 ,这就容易造成混乱和误导。为此 ,特把中国的资源量称为地质资源量 ,在对其进行经济有效性校正和预测采收率的校正后之所得称为可采资源量 ,后者大致可与国际上的资源量相对比。按 2 0 0 0年的探明储量和石油地质资源量 10 3 5× 10 8t,计算其可采资源量为116 1× 10 8t,相应的资源探明程度为 5 2 2 %。将不同专家不同时期的 16个带有独立性的测算值平均 ,其值为13 2 5× 10 8t。以当量值相比较 ,中国石油可采资源量略高于天然气。无论就资源量还是就待探明的可采资源量计 ,东部都占首位 。

1980年以来我国石油剩余可采储量变化分析

近20余年来全国剩余可采储量的变化可分为三个时期。1987年前呈升势。1988～1994年总体呈降势,1995～2000年再度增加。2000年相当上次峰值(1997年)的103.36％。但1997年后剩余可采储量年增量一直呈降势,导致2001年剩余可采储量重又出现负增长。我国储量增长已经进入相对稳定的壮年期,峰年增幅明显下降。除去复算的影响,在勘探效益有所提高、产量大致稳定条件下,剩余可采储量的增减明显受勘探工作量的制约。

渤海海域和滩海勘探工作的新进展及发展方向

渤海湾盆地是陆海统一的大型裂谷盆地 ,陆地和海域有共同的油气生聚规律。但其沉积中心有序地向海域中部迁移 ,生储油层系向东增多、变新 ,含油气性更好。海域的渤中凹陷和滩涂—极浅海是近期内增储上产的两大领域。它们的进展说明 ,随时间推移 ,在我国新生代东部近海盆地和陆架盆地普遍存在沉积中心向外转移的现象。因而建议同时强化对渤海两个领域的勘探 ,开拓南黄海和南海北部上陆坡地区及加强东海陆架盆地东带的勘探工作。

对中国天然气可采资源量的讨论

我国的油气资源量的实际含义与国际通用的概念有很大的差别 ,这就容易造成混乱和误导。为此 ,特把我国的资源量称为地质资源量 ,在对其进行经济有效性校正和预测采收率的校正后之所得称为可采资源量 ,后者大致可与国际上的资源量相对比。笔者按 2 0 0 0年的探明储量和天然气地质资源量 47 32× 10 12 m3 ,计算其可采资源量为 11 4 42× 10 12 m3 。将不同专家不同时期的 15个对可采资源量的测算值平均 ,其值为 9 6 6× 10 12 m3 。按笔者的计算天然气的资源探明程度为 18%,气可采资源量的当量值略低于石油。

从三分钱的争论看气价对中国天然气发展的影响——中国降低管输天然气成本的出路探讨

每立方米的气价上调0.03元牵动了川渝地区的支柱性产业,也启发人们去探求其中蕴含的实质性问题。在天然气上下游一体化的发展链条中,资源是基础,管线是联系上下游的组带,价格是整个系统能否经济运作的关键。对气价和下游用户(特别是作为用户主体的工业用户)的承受能力问题不进行认真求实的论证,或者认为可以在管线建成之后再讨论,都将埋下重大隐患。降低天然气的成本,可以首先开采丰度最高、成本最低的气田,使进入管线前的井口价有所降低。因此,今后应将天然气勘探开发的重点移向我国中部和已铺设管线的两侧。从政府来说,一方面积极协调上下游各方面的利益,一方面大幅度减低天然气上下游企业的税赋,特别是在其发展的初期给予经济上的扶持,将是一条可行的办法,也符合持续发展的长远利益。此外,还可以考虑将化工和发电企业适当移近气田以缩小管输距离,以及通过环保立法,将污染带来的环境影响计入企业生产成本,从而促进天然气的消费。

21世纪初期中国天然气工业发展框架

预测了2020年前我国天然气储量、产量、消费量和进口量;提出了建设鄂尔多斯、四川、塔里木、莺琼四个大型和东海、柴达木、准噶尔中南部及吐哈、渤海和环渤海四个中型天然气工业基地的建议;对全国天然气输气干线布局提出了初步设想并讨论了发展战略中的几个问题,强调中部地区的勘探开发;将天然气上中下游及各环节间的关系概括为:资源是基础、管线作纽带,市场定产销、价格是关键;国内是基础、进口作补充,政策作引导、规划走在前。

向广阔的世界海洋石油市场进军

我国大陆架油气勘探形势简析 1.1990年以来海上石油生产的两个阶段 1990年我国海上石油开发还处于刚起步阶段，总产量126.6×10^4t,占全国石油产量的0.9%。此后以珠江口盆地迅速上产为主，

IEA:世界石油和天然气的开采前景

世界石油和天然气需求增长的压力将长期存在,而在油气供应来源、开采成本和消费价格等方面都存在极大的不确定性。当前石油供应的最紧迫风险并不是全球石油资源的紧缺,而是在需要投资的地方缺乏应有的投资。尽管上游油气行业的名义投资额一直在快速增长,但其中很多是为了对付成本上升和现有油田加速减产而耗费的。此外,大多数投资都用在高成本储量的勘探和开发上,因为很多重要的油气资源国都日益依赖国家石油公司,国际石油公司已经很难获得便宜的油气资源。世界多数地区的石油资源都在减少,而且所有地区的产量都在加速下降,因此要想以合理的价格满足世界需求,关键在于能否增加勘探开发成本低的国家的石油产量。无论是资源潜力还是需求压力,天然气的情形都要好于石油,但类似的矛盾也不同程度地存在。

疏水支撑剂两相导流能力实验研究

室内支撑剂导流能力测试能定性认识支撑剂导流能力,对现场压裂支撑剂优选具有重要的指导意义。目前,支撑剂导流能力评价多依据单相(水相或油相)导流能力测试结果,评价结果对现场指导性有着一定的局限。运用FCES-1裂缝导流仪对三种疏水支撑剂的水相、油相及两相导流能力进行了实验研究。首先通过对比疏水支撑剂与普通陶粒的单相导流实验结果,对各疏水支撑剂的疏水性能进行分析评价。随后,配置具有现场类比性的模拟乳化液对不同铺砂浓度条件(5 kg/m2、10kg/m2)的疏水支撑剂两相导流能力进行测试分析。实验结果表明,随着闭合压力的增加,各支撑剂导流能力均逐步降低;随铺砂浓度的增加而略有增加。同时,疏水支撑剂的油相导流能力大于水相导流能力,并且由于乳化液的堵塞作用,单相导流能力均大于两相导流能力。

鄂尔多斯晚三叠世湖盆异重流沉积新发现

水下重力流沉积作为重要的油气储层,已成为当前学术研究和油气工业共同关注的焦点。在鄂尔多斯盆地南部延长组长7~长6油层组深湖相沉积中,发现一种不同于砂质碎屑流沉积和滑塌浊积岩的重力流成因砂岩。其沉积特征为一系列向上变粗的单元(逆粒序层)和向上变细的单元(正粒序层)成对出现;每一个粒序层组合内部的泥质含量变化(高—低—高)与粒度变化一致;上部正粒序层与下部逆粒序层之间可见层内微侵蚀界面;砂岩与灰黑色纯泥岩、深灰色粉砂质泥岩互层;粉砂质泥岩层内也表现出类似的粒度变化特征。通过岩芯观察和薄片鉴定,认为该岩石组合形成于晚三叠世深湖背景下的异重流(hyperpycnal flow)沉积。其沉积产物——hyperpycnite(异重岩?)以发育逆粒序和层内微侵蚀面而区别于其它浊积岩,逆粒序代表洪水增强期的产物,上部的正粒序层为洪水衰退期的沉积,逆粒序—正粒序的成对出现代表一次洪水异重流事件沉积旋回;层内微侵蚀面是洪峰期流速足以对同期先沉淀的逆粒序沉积层侵蚀造成的。鄂尔多斯盆地延长组异重岩的发现,不仅为探索陆相湖盆环境下的异重流沉积提供了一个范例,而且对于深水砂体成因研究、储层预测和油气勘探具有理论和现实意义。

地球化学烃场效应及影响化探异常的因素

地球化学烃场随时间演化及地质作用(温度场、应力场、水动力场)的变化而发生空间上的转移,作为现今地球化学烃场的地下聚集体和深部烃类物质场源的油气藏,其演化过程也是深部烃场场源(油气藏)与场内介质进行物质交换与能量转移的过程,这必将带来场内介质(岩层、岩性等)的变化,进而在油气藏分布区域形成地球化学烃场效应。油气藏上方化探异常是地球化学烃场效应最为直接的近地表表现形式之一,影响化探异常的因素是:油气藏属性特征、化探指标属性特征(指标物理化学性质)、输导体系(地层、构造)、近地表介质条件等。油气化探实例说明:滤波数据处理技术、多方法和多指标的组合匹配使用可降低非深部烃源因素对化探异常的影响,提高化探异常反映深部油气藏的真实性和可靠性。

油气化探方法稳定性和异常重现性分析——以松辽盆地东南隆起区十屋断陷为例

根据松辽盆地东南隆起区十屋断陷已知油气田上方的重复实验结果,对酸解烃、热释烃、物上气、ΔC等方法的稳定性和异常重现性问题进行研究和探讨。研究结果表明,各项化探指标两次测量结果在含量上具有一定的稳定性,在空间分布上区域变化的相似性说明了化探指标异常区域具有可重现性特征。油气田上方各指标的中高值异常重现性高,背景区为较低的浓度值。

我国天然气资源特点与市场开拓对策

我国天然气资源量、探明储量、剩余可采储量及产量的分布很不平衡,经济发达的东部地区,特别是东南部地区资源最少,而中部(四川和鄂尔多斯两盆地)和西部(主要是西北的塔里木、柴达木和准噶尔三盆地)地区资源相对集中,已发现天然气田的规模偏小,丰度偏低,这些是造成我国气价偏高的客观原因。同时,由于我国的天然气用户,特别是工业用户的价格承受能力偏低,造成天然气市场开拓难度大。建议将勘探开发的重点首先放在中部地区,并把勘探方向调整到靠近经济发达区和输气管线的高丰度大气田上,全方位努力降低成本,降低用户气价,加强上下游一体化的协调,实施货税优惠,以政策引导市场的发展。

世界巨型气田近十年的变化分析

20世纪 90年代初可采储量 (文中储量皆指可采储量 )大于 1万亿立方米的巨型气田有 16个 ,最大的乌连戈依 (Urengoy)气田 8.0 5万亿立方米。 10年来巨型气田的数目、储量及占全球气储量的比例都有明显增加 ,其中俄罗斯占了较大的份额。 2 1世纪初巨型气田增至 2 2个 ,占全球气储量约 4 0 %。其中最大的北方—南帕尔斯(North -SouthPars)跨越卡塔尔和伊朗国界 ,储量 13.4 5万亿立方米 ,和占第 2位的乌连戈依气田 (储量 10 .2万亿立方米 )共约占世界储量的 14 % ;2～ 10万亿立方米的气田 10个 ,占世界储量的 18.4 %。已发现气田储量的持续增长 ,占巨型气田储量增长和世界天然气储量增长的重要份额 ,如乌连戈伊和北方气田增储分别为 2 .15万亿立方米和 8.4万亿立方米。上世纪 90年代发现的 76个大油气田中气的比例明显大于石油和凝析油 ,这个增长势头至少将持续到 2 0 2 0年左右。

京津冀地区天然气产业制约因素分析

为促进京津冀地区天然气产业的持续健康发展,文章研究了资源基础、调峰能力、用户构成及价格体系等实际情况,从鄂尔多斯盆地的天然气资源状况和京津冀消费态势出发,分析了京津冀地区天然气产业一体化发展中的主要制约因素,并提出相应的对策建议,为制定相应的能源政策提供依据。

化探技术在隐蔽油气藏勘探中的应用

正确认识化探技术在隐蔽油气藏勘探中的有效性和总结成功的隐蔽油气藏勘探实例,对我国现阶段隐蔽油气藏勘探具有十分重要的作用和意义。选择渤海湾盆地临南某断块隐蔽油气藏,利用化探精查技术对研究区化探样品酸解烃甲烷、重烃指标地球化学场特征进行描述和研究:该区存在稳定的酸解烃甲烷、重烃指标地球化学场,两酸解烃指标地球化学场亦具有良好的空间重现性,它们均以稳定的环状异常模式有效地指示了下伏断块隐蔽油气藏,该断块隐蔽油气藏的油气渗漏(油气微渗漏、夏口断层油气渗漏)与油气藏上方两酸解烃指标异常间存在着"因果"关系。鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地等地区油气化探实例说明:化探技术在这些地区隐蔽油气藏勘探中取得良好应用效果的基础是化探方法选择、有效化探指标的选取和组合、化探指标综合异常信息提取、探区相关石油地质认识等多种因素的紧密结合。临南断块隐蔽油气藏油气化探的研究认识和鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地等地区隐蔽油气藏的化探实例表明:化探技术可在隐蔽油气藏勘探中发挥重要作用。

油气化探地球化学场分析及研究

地球化学场除具有时间、空间要素,还具有环境约束条件特征,因此,其函数表达式应为Gij=Fij(X,Y,Z,T,C)。油气化探地球化学场是成烃物质油气地球化学场动态演化阶段中因油气勘探需要而在特殊时期设定的,通过油气化探地球化学场分析,研究化探指标物质量(质量、数量)在不同区域空间上的变化,进而为油气勘探服务;油气化探地球化学场因研究内容、目的、目标以及研究方法、手段、范围的不同可划分为多种不同类型地球化学场;微观和宏观、区域和局部、动态和静态相结合的理念应始终贯穿于油气化探地球化学场研究,油气化探地球化学场的客观分析和研究可为油气化探的勘探应用提供理论分析依据。