天然气动态储量计算方法是什么类型呢图片_天然气动态储量计算方法是什么类型呢

1.盆地圈闭发育类型

2.油气储量状况如何？

3.根据地质勘查状态和商业开发程度划分的油气储量

4.能源与能源安全是什么？

5.预测方法体系

6.非常规油气战略调查选区与评价

随着非常规油气勘探开发技术的快速发展，非常规油气评价方法研究越来越受到重视。目前，国内、外非常规油气评价方法比较多(表2-8)，分类也比较混乱。国内的评价方法超过10种，其中致密砂岩气评价方法就多达9种(郭秋麟等，2009;董大忠等，2009)。美国USGS为了便于评价，将油气分为常规和非常规油气两大部分，其中非常规(致密砂岩气、页岩气、煤层气和天然气水合物等)被称为连续型油气，非常规评价方法与连续型油气评价方法基本相同(Schmoker，2002;Olea et al.，2010)。国外最常用的方法是类比法、单井储量估算法、体积法、发现过程法和空间分布预测法等。

以上方法可归纳为类比法、统计法和成因法三大类。类比法:国内常用的类比法是单位面积丰度类比法，这种方法与常规油气评价的类比法相似;国外主要USGS的FORSPAN法及其相应的改进方法。统计法:主要有体积法、“甜点”规模序列模型法、“甜点”发现过程法、单井储量估算法和油气空间分布预测法等，这些方法与常规油气评价法相似。成因法:国内用得较多，主要有盆地模拟法和热解模拟法。下面分别介绍这些方法中有代表性、较特殊的几种方法。

表2-8 国内、外非常规油气评价方法

一、类比法

类比法是USGS的主流评价方法。该方法最早由咨询公司评价员JohnGrace开发(NOGA Assessment Team，1995)。1995年，USGS的Schmoker接管了该方法后对其进行了扩展和改进，在2000年至2002年期间做了大量的应用(Schmoker，2002)。最近几年，Klett等(2003)继承和发展了该方法，特别是在数据库、参数分布、图表输出标准等方面的发展显著，现该方法已达到较为完善的程度。

1.评价单元与最小评价单位

USGS将目标评价层次划分为大区(region)、地质区(geologic province)、总含油气系统(TPS)、评价单元(AU)和最小评价单位(cell)。大区为组织单元，地质区是指具有共同地质属性的空间实体，总含油气系统是指具有共同的生、储、盖、运、圈、保等地质特征的可绘图的实体，评价单元是总含油气系统的一部分，由许多cell组成。在早期的评价网格中cell是指一个矩形网格，在目前的评价网格中cell是指由一口井所控制的排泄区(well drainage area)。

2.主要评价参数

主要评价参数包括:

(1)评价单元总面积(U);

(2)未测试单元总面积占评价单元总面积的百分比(R);

(3)未测试单元面积中具有增加储量潜力的百分比(S);

(4)每个有潜力的未测试cell的面积(Vi);

(5)每个cell的总可储量(Xi);

(6)未测试单元平均产油气比率;

(7)天然气评价单元液/气比率。

以上主要评价参数用于直接计算量。在参数前处理过程中，已有的钻井资料主要用于储层参数(如厚度、含水饱和度、孔隙度、渗透率等)的分布研究、权重系数的确定、最终储量和收率的估算。在缺乏足够的钻井和生产数据的地区，评价参数主要通过类比获得。

3.评价流程

该方法适合于已开发地区的剩余潜力预测。通过模拟每一个cell的参数分布，用相应的参数分布计算cell的量，并汇总为整个评价单元的剩余总量(图2-9)。结果用概率形式表示。评价过程主要有以下4步:

图2-9 连续型油气聚集评价流程

第一步:确定有潜力的未测试单元比例(T)，即:

非常规油气地质学

第二步:计算有潜力的未测试单元面积(W)，即:

非常规油气地质学

第三步:确定有潜力的未测试cell的个数(N)，即:

非常规油气地质学

第四步:计算评价单元总量(Y)，即:

非常规油气地质学

公式中的符号说明见上文“主要评价参数”部分，求解方法均用随机模拟法。

二、随机模拟法

随机模拟法是USGS新推出的方法。2010年12月，Olea等认为传统的类比法存在3点不足:第一，忽略了不同评价单元EUR的空间关系;第二，没有充分挖掘已有数据所隐含的信息;第三，评价结果违背空间分布规律。

针对以上不足，USGS提出了一种新的方法———随机模拟法。该方法与类比法的不同之处有以下几方面:第一，算法的发展，由原来的类比法发展为以统计法为主、类比法为辅的综合评价法，在有井区用序贯高斯算法的随机模拟法;在无井区用类比法，通过类比得到EUR的空间关系及相关参数，然后进行多点模拟。第二，地质建模的发展，在此之前用三角分布来确定参数;现在通过分析空间数据间的关系，用地质统计学方法建立参数空间分布模型。第三，模拟单元用最早的网格单元cell，它与原来的cell有很大的不同，新cell的面积很小，接近于单井控制的排泄区或更小。

新方法根据钻井情况确定两套评价过程，即A过程———在已有钻井地区的评价步骤和B过程———在无钻井地区的评价步骤。

1.A过程———已有钻井地区评价步骤

A过程属统计法，共有11步:第一，选择单元格尺寸和形状等基本评价单位;第二，指定已知井排泄区;第三，建立每口井排泄区的形状和位置模型，每个井排泄区相当于多个相邻单元格的集合体;第四，为每个无产能井限定无产能区范围;第五，通过确定单元格、排泄区、井的关系，为每个网格单元准备一个相应的EUR(最终可储量)数据集;第六，为每个测试单元准备一个包含3条信息的指示数据集，即单元格中心的纵、横坐标和一个指示器，指示器为0表示单元格没有产能，为1表示有产能;第七，如果该区域没有数据或者很少数据，不确定性很大，则需要准备一张克里金估计误差图，并由此确定评价区的边界;第八，用序贯指示随机模拟方法至少模拟100次产能指示器，指明单元格有无产能;第九，用序贯高斯随机模拟方法模拟单元格EUR，模拟次数与指示器的模拟次数相同;第十，利用第八步中生成的图件修正第九步中生成的图件，以上每次模拟结果的发生都是等概率的;第十一，用等概率模型，汇总以上模拟的结果。

2.B过程———无钻井地区评价步骤

B过程属类比法，共有9步:第一，选择地质条件相似的成熟区作为类比刻度区，用A过程模拟，根据模拟图像和经验确定边缘区(评价区)的EUR波动特征;第二，确定评价区边界;第三，变换EUR值的概率分布和训练图像到标准刻度，使其服从均值为0，方差为1的正态分布;第四，利用连续滤波模拟，生成单元格产能的至少100次实现;第五，把实现从正态分布空间反变换到原来的EUR空间;第六，有规律地抽取1%的单元样本，生成一个产能指示数据集。定义数值在d%以下的那些单元为没有产能，以上的单元格有产能，这里d是在类比刻度区中无产能井的比例;第七，运用正态分布对有产能和无产能单元进行条件模拟，生成与第四步相同数量的实现;第八，利用第七步中的实现来修正第五步，得到评价区模拟的最终实现;第九，应用至少100张单元格EUR值等概率图，准备评价，汇总评价结果。

三、单井储量估算法

单井储量估算法是一种典型的统计法，由美国Advanced Resources Informational(ARI)提出，核心是以1口井控制的范围为最小估算单元，把评价区划分成若干最小估算单元，通过对每个最小估算单元的储量计算，得到整个评价区的量数据，即

非常规油气地质学

式中:G为评价区量;qi为单井储量;i为评价区内第i个估算单元;n为评价区内估算单元数;f为钻探成功率。

此方法包括5个关键步骤，即确定评价范围、确定最小估算单元、确定单井储量规模、确定钻探成功率和确定气藏“甜点”。

四、油气空间分布预测法

油气空间分布预测法为特殊统计法，有3种不同的评价方法:一是基于成藏机理和空间数据分析的方法;二是基于地质模型的随机模拟方法(Chen et al.，2006);三是支持向量机的数据分析法(Liu et al.，2010)。以上3种评价方法除了数理统计分析不同外，其思路和评价过程基本相似，仅介绍第一种方法。

1.二维分形模型

由于地质过程的复杂性，无法将油气空间分布以某一精确解析式的形式来描述。已知油气藏本身并不包含未发现油气藏的直接信息，因此用常规地质统计学的随机模拟方法，直接从已知油气藏中提取空间统计信息，预测油气空间分布，其结果往往不尽如人意。但是，如果把已知油气分布和地质变量在空间的相关特征作为随机模拟的限制条件，用统计方法将这种相关特征以概率密度函数近似表达出来，就可提高预测的准确性。

油气空间分布的二维分形模型基于随机模拟技术和傅立叶变换功率谱方法建立，即通过傅立叶变换，把具有分形特征的油气藏分布空间(空间域)转化到傅立叶空间(频率域)中，用功率谱方式来表述油气的空间相关特征。根据分形理论，分形模型研究对象的空间相关特征可由功率谱函数来表达。对于具有分形特征的时间序列，其功率谱函数可表达为时间序列频率的幂函数

非常规油气地质学

式中:f为频率;S为功率谱密度;β为幂因子，称为频谱指数。上式表述的这种随机过程相当于Hurst空间维数H=(β-1)/2的一维分数布朗运动(fBm)。选择不同的β值，即可产生不同分形维数的fBm。对于二维图像或序列，其功率谱S有x和y两个方向的频率变量(u和v)及对应的频谱指数(βx和βy)。对统计特性来说，xy平面上的所有方向都是等价的，当沿着xy平面上的任一方向切割功率谱S时，可用

非常规油气地质学

代替频率f。因此，由式(2-6)可推出各向同性的二维对象随机过程的表达式:

非常规油气地质学

而对于各向异性的对象，可定义H为方位角θ的函数，则其二维分形模型的表达式可写成:

非常规油气地质学

式中:βx和βy分别代表功率谱中x方向和y方向的频谱指数。通过这个表达式就能模拟出油气藏分布空间的新功率谱。

2.修正丰度

二维分形模型中的指数函数H(θ)可以通过实际数据拟合βx和βy后获得。功率谱能量(丰度)越高的油藏，出现的频率越低，反之亦然。这一特点与油气勘探结果相吻合。因此，如果以能量较高的若干数据点为基础进行拟合，结果基本能代表该方向上油气的分布趋势(分形直线)。拟合的直线斜率(绝对值)即为该方向上的频谱指数。分别确定x方向和y方向上的频谱指数βx和βy后，代入二维分形模型中，就能模拟出新的功率谱S。新功率谱已修正了原始功率谱的不足，它包含了所有油气藏(已发现和未发现油藏)丰度的信息。

3.丰度空间分布模拟

确定油气藏在空间的分布位置是油气勘探的首要任务。目前，有许多方法可以预测油气勘探风险，绘制勘探风险图。勘探风险图包含了油气藏可能出现位置等方面的信息。为了把这一信息和丰度信息综合起来，需要做如下信息处理:①空间域转化为频率域。同样，用傅立叶空间变换，把勘探风险图从空间域转化到频率域。这时，除了得到以上提到的功率谱外，还能得到相位谱Ф，相位谱中包含着油气藏位置信息。②从频率域回到空间域。用傅立叶逆变换，把新的丰度功率谱S和勘探风险图的相位谱Ф结合起来，形成新的图。该图就是空间域中的油气分布图，它不仅提供了油气藏的位置，也指出了丰度。

在具体实现中，还需要在一些细节上做技术改进，包括设置经济界限，排除丰度低的没有经济价值的油气藏以及用已钻井数据验证和修正等。

五、连续型致密砂岩气预测方法

这是一种特殊成因法。对于常规储层及常规圈闭气藏，天然气的运移主体服从置换式运移原理，即在天然气向上运移的同时，地层水不断向下运移，形成了气水之间的置换式排驱和运移特点，其驱动力来自于浮力。对于致密砂岩气藏来说，致密储层与气源岩大面积接触，天然气的运移方式表现为气水之间发生的广泛排驱作用和气水界面的整体推进作用，其过程类似活塞式排驱，其运移动力来源于烃源岩的生烃作用，即在生气膨胀力作用下，气水倒置界面得以维持并整体向上运移，从而形成大面积的地层饱含气状态(金之钧等，1999;Schmoke，2002;张金川等，2003a，2003b;解国军等，2004;张柏桥，2006;胡素云等，2007;邹才能等，2009a)。烃源岩层越厚，单位体积生气量越大，产生的压力就越大，形成的致密砂岩气藏规模也就越大。

1.致密砂岩气动力平衡方程

根据致密砂岩气藏的活塞式排驱特点，提出了弱水动力条件下的平衡方程，即天然气运移的阻力包括上覆储层毛细管压力、天然气重力、地层水压力等，驱动力主要为烃源岩生气产生的压力。驱动力和阻力之间的平衡方程为:

非常规油气地质学

式中:pgas为烃源岩中游离相天然气的压力(注入储层的压力)，atm;pc为上覆储层毛细管压力，atm;ρggghg为天然气重力，atm，其中hg为天然气柱高度，m;ρf为上覆储层地层水压力，atm。

在上述平衡方程中:①毛细管压力可用拉普拉斯方程求出;②天然气重力可以直接求出;③地层水压力，在成藏时一般为静水压力，成藏后的压力可用现今压力代替，也可用有效骨架应力模型求解(石广仁，2006);④烃源岩中游离气压力，为烃源岩生气增压后烃源岩中流体和游离相天然气的压力，简称“游离气压力”。

烃源岩大量生气能产生巨大的膨胀压力，这早已被石油地质研究者所共识(李明诚，2004)，但是迄今只有定性描述，未见定量计算模型。显然，在没有生气增压定量计算模型之前是无法真正定量模拟致密砂岩气藏的成藏过程的。

2.烃源层生气增压定量计算模型

超压形成的因素很多，除了生烃作用以外主要有差异压实作用、水热作用等。相比之下，生烃作用和差异压实作用是最主要的两种因素(李明诚，2004)。在地层进入压实成岩之后，特别是孔隙致密之后，压实作用基本停止，此时压实对排烃基本不起作用，而生气作用则成了排气的主要动力。依据气体状态方程，天然气压力(P)、体积(V)和温度(T)三者之间保持动态平衡。在地下高温、高压下，P、V和T三者之间的关系可用研究区的PVT曲线表示。根据这一原理建立的烃源层生气增压定量计算模型为:

非常规油气地质学

式中:Pgas为烃源岩生排气产生的压力，atm;Bg为天然气体积系数，m3/m3;Vp为烃源岩层孔隙体积，m3;Vw为烃源岩层孔隙水体积，m3;Vo为烃源岩层孔隙含油体积，m3;Vg为烃源岩层中游离相天然气体积(地表条件下)，m3;hs为烃源岩层厚度，m3;Φ为烃源岩层的评价孔隙度，小数;Sw为烃源岩层中束缚水饱和度，小数;So为烃源岩层中残余油饱和度，小数;Qgas为单位面积烃源层生成的天然气体积(地表条件下)，m3/km2;Qmiss为单位面积烃源岩层中散失的天然气体积(地表条件下)，m3/km2，包括吸附气、扩散气和溶解气等;Qexp为单位面积烃源层已排出的游离相天然气体积(地表条件下)，m3;初始值为0。

3.模拟步骤

模拟步骤如下:①建立地质模型，以下生、上储模型为例;②在平面上划分网格，网格边界尽可能与构造线(如断层线等)一致;③在纵向上按油气层组细分储层;④计算运移驱动力———烃源岩层中游离相天然气压力;⑤计算运移阻力———细层1的毛细管压力、天然气重力、地层水压力等;⑥比较运移驱动力和运移阻力，如果驱动力小于阻力则不能运移，即该细层1不能成藏，停止对该点的模拟，如果驱动力大于阻力则烃源层中的气能进入细层1，并排挤出细层1中的部分水;⑦天然气进入细层1并达到短暂的平衡后，随着烃源岩层生气量的增加，游离相天然气压力Pgas也在增加，重新计算Pgas，并计算细层2的运移阻力;⑧比较运移驱动力和运移阻力，如果驱动力小于阻力则不能运移，即细层不能成藏，停止对该点的模拟，如果驱动力大于阻力则烃源层中的气能进入细层2，并排挤出细层2中的部分水;⑨重复第⑦和第⑧过程，直到驱动力小于阻力或遇到盖层为止(如果压差超过盖层排替压力，则天然气将会突破盖层散失掉一部分，直到压差小于盖层排替压力，天然气才停止运移);⑩计算天然气聚集量，模拟结束。

4.天然气聚集量计算

进入致密储层的天然气聚集量可用下式表示:

非常规油气地质学

式中:Qgas为储层中天然气聚集量，m3;n为天然气进入到储层中的细层数，自然数;i为储层中的细层号，自然数;q为细层中天然气聚集量，m3;Sw为细层中束缚水饱和度，小数;hi为细层i的平均厚度，m;Ai为细层i的面积，m2;Φi为细层i的平均孔隙度，小数;Bgi为细层i的(地层压力对应的)天然气体积系数，m3/m3。

根据对比驱动力与阻力的关系，如果确定天然气只能进入到细层3，则上式中n为3。另外，细层中束缚水饱和度，可通过类比相邻地区的致密气藏获得，一般在30%～60%之间;天然气体积系数，可根据细层地层压力在PVT曲线上的反插值求得。进入致密储层的天然气还会有一部分损失，如部分溶解在地层水中，还有一部分会以扩散方式向外扩散等。这些损失可以用溶解气公式和扩散气公式计算(郭秋麟等，1998;石广仁，1999)，在不要求高精度时可以不考虑。

5.关键参数

关键参数有:①天然气体积系数与地层压力关系曲线;②束缚水饱和度与孔隙度的关系曲线;③烃源层埋深、厚度、孔隙度、生气量、排气量(游离气量)等;④储层埋深或顶界构造图、等厚图，储层孔隙度等值图、孔喉半径等值图，现今储层流体压力系数等;⑤盖层排替压力。

盆地圈闭发育类型

第一章 油气水的化学组成及物理性质

二、主要问答题

1、简述石油、天然气的元素组成、化合物组成。

2、简述石油的物理性质。

颜色、 相对密度、 粘度、 溶解性、 荧光性、

旋光性、 导电性、 凝固点 等

3、简述天然气的分类。

聚集型--气藏气、气顶气、凝析气等

离散型--溶解气、固态气水合物、煤层气

4、简述油田水的来源及产出状态。

来源：沉积水、渗入水、深成水、转化水

油田水的产出状态：

与油气藏关系分—油层水、上层水、层间水、下层水；

存在状态分--超毛细管水、毛细管水、吸附水；

5、简述油田水的化学组成及油田水的苏林分类。

无机组成（各种离子成分）、有机组成（烃类、酚和有机酸）、

溶解气 及 微量元素；

三个成因系数 Na+ Na+ Cl Cl Na+

、

和

Cl SO24 Mg2 +

Na+＞C1- 大陆水型：硫酸钠水型、重碳酸钠水型、

Na+＜C1- 海洋水型：氯化镁水型、氯化钙水型；

油田水：以氯化钙型为主，重碳酸钠型为次

第二章 现代油气成因理论

二、主要思考题

1、简述石油和天然气的成因、主要依据及学派。

无机生成说--火山喷出气体中有甲烷、乙烷等烃类成分；

实验室中无机物可合成烃类；石油分布常常与深大断裂有关等。

有机生成说--岩石类型分布上； 地质时代分布上；

成分特征上； 某些稀有金属特征； 油层温度特征；

形成时间上； 近代沉积物中观察等。

成因学派：泛宇宙说（宇宙说、地幔脱气说）

地球深部无机合成说（碳化物说、高温生成说、蛇纹石化说）

2、何谓沉积有机质，简述其来源及类型。

--是随无机质点一起沉积并保存下来的生物残留物质；

来源--原地有机质、异地有机质、再沉积的有机质。

3、何谓干酪根？试述干酪根的化学分类及主要特征。

沉积岩中所有不溶于碱、非氧化型酸和非极性有机溶剂的

分散有机质。

4、试述油气生成的条件。

地质条件：大地构造背景、岩相古地理条件、古气候条件

动力条件：温度与时间、催化剂、细菌作用、放射性作用等。

5、试述有机质向油气演化的过程（成烃模式）。

生物化学生气阶段 热催化生油气阶段

热裂解生凝析气阶段 深部高温生气阶段

6、简述生油层的地质特征及主要地化特征。

地质特征：岩性特征、岩相特征等；

地化特征：有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等。

第三章 储集层和盖层

二、主要思考题

1、简述孔隙的分类（孔隙大小及对流体作用分类、成因分类）

2、图示说明典型毛管压力曲线类型及其意义。

铸体薄片法、扫描电镜法、图像分析法、毛管压力曲线法 等

3、简述碎屑岩储集层的储集空间及孔隙结构类型。

原生--原生粒间孔隙、粒内孔隙、填隙物孔隙、成岩裂隙等

次生--孔、缝两类；

大孔粗喉型、大孔细喉型、小孔极细喉型 微孔管束状型

4、试述影响碎屑岩储集层储集性能的因素。

碎屑颗粒的矿物成分、 粒度和分选程度、

排列方式和圆球度、 胶结类型及成分、

成岩作用、 层面与层理面发育程度、

构造作用影响、 砂岩中泥质条带的影响等。

5、简述碎屑岩储集体的成因类型。（沉积环境分类）

6、碳酸盐岩储层储集空间类型及影响其发育的地质因素

原生孔隙、溶蚀孔隙（溶洞）、裂缝；

沉积环境、压实作用、溶蚀作用、白云岩化作用、

重结晶作用、褶皱断裂作用等

7、试述碎屑岩与碳酸盐岩储层储集空间异同。

⑴ 相同点：成因上均有原生、次生分类。

⑵ 差异点：① 孔隙类型差异：碎屑岩主要为粒间孔隙，碳酸盐

岩储集空间类型更具多样性，次生孔隙占据重要地位。

②孔隙形态及分布差异：碎屑岩储集空间形态较规则，分布较均

一，碳酸盐岩储集空间形态多样、变化大，分布不均一。

③控制孔隙发育因素差异：碎屑岩受岩石颗粒大小、形态、分选

等影响较大；碳酸盐岩受沉积环境、次生变化等影响。 教材55页表

8、简述盖层的类型、封闭机理及影响其有效性的因素。

岩性分类：膏盐类、泥质岩类、碳酸盐岩类；

封闭机理：物性封闭、异常压力封闭、烃浓度封闭；

影响因素：主要是岩性、韧性、厚度和连续性。

第四章 油气运移

二、问答题（图示说明题）

1、图示说明静水及动水条件下的测压面及折算压力。

2、图示说明油气运移的过程。(初次运移及二次运移)

3、试述油气初次运移的动力、途径、方向及时期。

压实作用、欠压实作用、蒙脱石脱水作用、流体热增压作用

有机质的生烃作用、渗析作用、其他作用

孔隙 微层理面 微裂缝

4、试述油气二次运移的主要动力和阻力。

浮力、毛细管力、水动力、构造运动力

5、油气二次运移的通道、运移方向及运移的主要时期。

储集层的孔隙和裂缝、断裂、地层不整合面

二次运移是初次运移的继续--连续的过程；

一般，大规模二次运移时期应该是主要生油期之后或同时

发生的第一次构造运动时期。

6、试述影响油气二次运移距离的主要因素。

区域构造背景； 储集层的岩性、岩相变化； 地层不整合

断层分布及其性质； 水动力条件 等。

第五章 油气藏及油气聚集

二、问答题（图示说明题）

1、图示说明溢出点、闭合面积、闭合高度(构造幅度)、

油气边界与含油范围、油气藏(柱)高度。

2、图示说明油气的差异聚集(单一圈闭及系列圈闭)。

3、简述油气藏分类的基本原则及分类方案(图示说明)。

4、试述(大)油气藏形成的基本条件(富集条件)。

油气来源条件（烃源条件）； 生储盖组合及运移条件；

(大容积的)有效的圈闭； 必要的保存条件。

5、何谓生储盖组合，图示说明其类型。

6、何谓圈闭的有效性，如何评价圈闭的有效性？

指在具有油气来源的前提下，圈闭聚集油气的实际能力。

圈闭形成时间与油气运移时间的相应关系；

圈闭所在位置与油源区关系、与油气运移通道的关系；

水动力对圈闭有效性的影响 ……

7、图示说明断层的封闭机理及断层油气藏类型。

对置封闭、泥岩涂抹封闭、颗粒碎裂封闭、成岩封闭

根据断层性质分类：正断层油气藏、逆断层油气藏 ……

根据断层线与储层等高线的组合关系分类：

断鼻油气藏、弧形断层断块油气藏、

交叉断层断块油气藏、多断层切割的复杂断块油气藏。

8、试述断层在油气藏形成中的作用（图示说明）。

断层的封闭作用； 通道和破坏作用。

9、简述含油气盆地的历史地质学分类。

区域构造及沉积史分类--台向斜型、单断坳陷型、

双断坳陷型、 山间坳陷型、 山前坳陷型、

山前坳陷-地台边缘斜坡型、 山前坳陷-中间地块型。

10、简述盆地内构造单元的划分。

一级：坳陷、隆起、斜坡；

亚一级构造：凹陷、凸起、斜坡；

二级：背斜带、断裂带、潜山带、长垣 ……

构造：背斜、断块、鼻状构造、潜山 ……

第六章 油气田勘探

一、问答题

1、简述区域勘探阶段的主要任务。

查明区域地质及石油地质条件；

进行早期含油气远景评价和量估算；

评选出最有利的坳陷(凹陷)和构造带； 提出预探方案。

2、简述圈闭预探阶段的主要任务。

地震详查，编制各主要标准层的构造图；

构造分析和评价；预探井钻探，探明圈闭的含油气性；

查明含油气层位及可能油气藏类型、含油气边界等；

计算预测储量，初步确定工业价值。

3、简述油气评价勘探的主要任务。

进一步探明含油气边界及油气田特性； 提交探明储量；

对油气藏进行综合评价及经济效益预测分析；

为开发方案编制提供地质基础资料及相关参数。

4、简述滚动勘探开发的适用范围及主要优点。

复式油气聚集带(区)或复杂油气田；

减少探井井数，降低勘探成本； 缩短勘探周期；

加强及时分析及对比评价，提高整体效益。

二、基本概念 勘探程序、区域勘探、圈闭预探、

评价勘探、滚动勘探开发

第七章 钻井地质

一、主要概念：参数井、预探井、评价井、岩心录井、

岩屑录井、迟到时间、钻时录井、泥浆录井、气测录井

二、主要问答题

1、图示说明井斜角、井斜方位角、全变化角。

2、试述通过岩心录井及岩心分析可获得哪些信息。

古生物特征； 确定地层时代； 进行地层对比；

观察岩心岩性、沉积构造，恢复沉积环境；

储层岩性、物性、电性、含油气性--四性关系；

生油层特征； 了解构造和断裂情况--如地层接触关系；

检查开发效果，了解开发过程中所必须的资料数据。

3、试述常规地质录井方法及其地质意义。

4、简述岩心描述的主要内容。

岩性； 相标志； 储油物性； 含油气性；

岩心倾角测定、断层观察、地层接触关系 等

5、简述测定岩屑迟到时间常用的方法及真岩屑识别。

理论计算法； 实物测定法； 特殊岩性法

6、简述钻井液的类型及影响钻井液性能的地质因素。

两大类：水基泥浆、油基泥浆

高压油气水层、盐侵、砂侵、粘土层、漏失层 等。

7、如何利用气测资料判断油、气、水层。

半自动气测资料解释、色谱气测解释

第八章 地层对比及油层沉积相研究

一、主要概念： 沉积旋回 岩性标准层 油田标准层

标志层 标准化石 小层平面图 储集单元 测井相

二、主要问答题

1、简述区域地层划分与对比的依据及方法。

2、简述碎屑岩油层划分对比的依据、方法、程序、成果。

依据：岩性特征--岩性及组合; 沉积旋回; 地球物理特征

方法1：沉积旋回--岩性厚度对比法

步骤：利用标准层划分油层组；利用沉积旋回对比砂岩组；

利用岩性和厚度比例对比单油层；连接对比线。

点(关键井)--线(骨干剖面)--面(体)。

方法2：等高程沉积时间单元对比法

步骤：三个环节。

3、试对析油层划分对比与区域地层划分对比的差异。

① 对比区域、对比井段、对比单元的差异：

区域对比--油区内全井段对比；油层对比--油区内含油井段的对比--砂岩组、单砂层。

② 对比依据的差异：区域对比--地震资料、古地磁资料、地层接触关系、古生物资料等

油层对比--岩性特征、沉积旋回、地球物理测井等；

③ 对比方法的差异：区域对比--岩石地层学方法、生物地层学方法、构造学方法、层

序地层学方法等; 油层对比--沉积旋回-岩性厚度对比法、等高程沉积时间单元对比法

④ 对比成果及其应用方面的差异：区域对比--主要用于指导油气勘探，指出有利生、

储油层位及地区等；油层对比--主要用于油气储量计算、指导油气开发及方案调整等。

4、简述碳酸盐岩储集单元的划分原则。

5、试述碎屑岩与碳酸盐岩油层划分与对比的异同。

油层对比的资料（依据）、对比程序、对比方法相似或相同；

油层对比单元的划分不同； 单元界线（等时、穿时）；

对比依据也有一定差异 等。

6、简述油层细分沉积相研究在油田开发中的应用。

深入认识油砂体纵、横向非均质性，掌握地下油水运动规律

掌握高产井的分布规律； 选择调整挖潜对象。

通过A、B、C三口井的地层对比，绘制地质剖面图。

第九章 油田地下构造研究

1、试述井下断层存在的可能标志

及应用这些标志需要注意的问题(图示说明)。

井下地层的重复与缺失、非漏失层泥浆漏失和意外油气显示、

近距离内标准层标高相差悬殊、近距离内同一岩层厚度突变、

短距离内，同层内流体性质等明显差异、

地层倾斜矢量图中的特征。

2、试述地层重复、缺失的地质意义(图示说明)。

钻井过程中若缺失某些地层(地层重复)，能否说明

一定存在正断层(逆断层)？图示说明。

3、何谓断层线图？简述断层线图的编制方法。

4、简述井斜校正的任务及方法（图解法，图示说明）。

5、何谓井位校正？图示说明位移方法。

剖面线与地层走向斜交或垂直

→井位沿地层走向线(等高线)移至剖面线上；

剖面线与地层走向平行→沿地层倾向投影到剖面线上。

6、试述断层封闭性研究内容。(如何判断断层的封闭性)

断面两侧的岩性条件； 断层的力学性质；

断层面及两侧岩层的排驱压力； 断层活动强度；

断层产状与岩层产状配置关系； 单井断点的测井曲线特征；

断层两盘的流体性质及分布； 钻井过程中的显示；

断层活动时期与油气聚集期的关系。

7、简述油气田地下构造图的编制及主要用途。

第十章 地层温度和地层压力

一、基本概念--静水压力、原始油层压力、压力梯度

地层压力、压力系数、异常地层压力

二、主要问答题

1、简述原始油层压力的来源、分布特征及等压图应用。

● 来源：静水压力，其次是天然气压力、地静压力等。

● 分布特征：随油层埋藏深度的增加而加大；

流体性质影响；气柱高度变化对气井压力影响很小。

● 预测新井原始油层压力、计算油藏平均原始油层压力、

判断水动力系统、计算油层弹性能量。

2、图示说明折算压头、折算压力及其计算方法。

3、试述异常地层压力的成因及预测方法。

成岩作用、热力和生化作用、断裂作用、剥蚀作用 ……

地球物理勘探方法；地球物理测井方法，如声波测井；

钻井地质资料分析法--如钻速增大、钻井液温度异常等。

4、简述地温场与油气生成、分布的关系；

影响地温场分布的主要因素。

⑴ 大地构造性质--活动性、地壳厚度等--是具全局性和主导因素。

⑵ 基底起伏--隆起区高地温梯度、坳陷区低地温梯度

⑶ 岩浆活动--活动规模、几何形状、年代等

⑷ 岩性--岩石的导热能力不同

⑸ 盖层褶皱--背斜顶部地温梯度大，翼部地温梯度小

⑹ 断层--封闭性断层或压扭性断层一般导致高异常

⑺ 地下水活动--深部热水至浅层、地表水补给

⑻ 烃类聚集--上方往往存在地温高异常。

思考题： A B C

某背斜油藏已钻3口井，

其中B井产油，A、C井位于

油水边界之外，各井数据

见下表。判断：该油藏两

翼油水界相对高低关系。

A C

原始油层压力 MPa 16 20

油层中部井深 m 2100 2600

井口海拔 m 300 300

水的密度 g/cm3 1.0 1.0

第十一章 石油及天然气储量计算

一、主要概念：工业油气流标准、地质储量、可储量

预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量、收率

二、主要问答题

1、简述远景量及储量的分级(相关概念)。

见后面内容。

2、如何确定油水界面(方法)。

① 利用岩心、测井及试油资料确定油水界面

② 利用压力梯度资料确定流体界面

③ 利用压力资料确定油水界面

④ 利用毛管压力资料确定油水界面

3、简述油层有效厚度的条件及下限标准的确定方法？

油层内具有可动油、在现有工艺技术条件下可提供开发；

测试法、含油产状法、泥浆侵入法 等。

4、试述如何获取储量计算中含油面积数据。

⑴ 应确定油水界面--方法； ⑵ 确定油气藏类型；

⑶ 应确定油层顶界面构造图（断层线）、岩性尖灭线 等；

⑷ 根据油水界面标高及构造图，获取含油面积。

5、图示说明压降法获取天然气地质储量及可储量。

6、简述压降法计算天然气储量的适用条件及影响因素。

单位压降气量非常数--

边水或底水供给、低渗透带补给、异常高压、反凝析作用等

测压和计产不准确； 井身质量不达标。

油气储量的分级和分类

一、原地量分类

--总原地量

推测原地量

未发现原地量

潜在原地量

预测地质储量、 控制地质储量

地质储量

探明地质储量

早期划分的含油气盆地总量：

包括两部分--根据勘探阶段以及对油气田认识程度：

远景量：推测量、潜在量

储量：预测储量、控制储量、探明储量

一、油气储量的分级和分类

1、原地量分类

⑴ 总原地量--指根据不同勘探阶段所提供的地

质、地球物理与分析化验等资料，经综合分析，用针

对性方法估算出的已发现和未发现的储集体中原始储藏

的油、气总量。 ★★

包括：未发现原地量 和 地质储量。

⑵ 未发现原地量

--包括：潜在原地量 和 推测原地量。

⑵ 未发现原地量

● 推测原地量--主要在区域普查或其它勘探阶

段，对有含油气远景的盆地、坳陷、凹陷或区带等推测

的油气储集体，根据地质、物探、化探等资料估算的原

地油气总量。

● 潜在原地量--指在对圈闭预探前期，对已发现

的有利圈闭或区块，根据石油地质条件综合分析和类比，

用圈闭法估算的原地油气总量。

--可作为编制预探中后期部署的依据。

⑶ 地质储量--指在钻探发现油、气后，根据已发现的

油、气藏(田)的地震、钻井、测井和测试等资料估算出

的已知油、气藏(田)中原始储藏的油气总量。 ★★

根据勘探、开发对油气藏的认识程度，分为3级：

预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量

● 预测地质储量--指在圈闭预探阶段，预探井获得了

油、气流或综合评价有油、气层存在时，对有进一步勘探

价值的、可能存在的油气藏(田)，估算得出的、确定性很

低的地质储量。 ★★ ●估算时，应初步查明构造形

态、储层情况，预探井获油气流或钻遇油气层等。

● 控制地质储量--在圈闭预探阶段，预探井获得工业

油(气)流后，并经过初步钻探认为可提供开后，估

算求得的、确定性较大的地质储量。 ★★

◆ 估算时，应初步查明构造形态、储层变化、油气层

分布、油气藏类型、流体性质等。

◆ 相对误差不超过±50%；

◆ 可作评价钻探，编制中、长期开发规划的依据。

● 探明地质储量--指在油气藏评价阶段，经钻探证实

油、气藏(田)可提供开，并能获得经济效益后，估

算出的、确定性较大的地质储量。 ★★

●估算时，应查明油气藏类型、储层类型、驱动类型、

流体性质、分布、产能等。

●相对误差不超过±20%。

●是编制油田开发方案、建设投资决策等的依据。

二、油气储量的分级和分类

2、可量分类

⑴ 可量--指从原地量中可出的油、气数

量。可分为：推测可量、潜在可量。

⑵ 可储量--指从油、气地质储量中可出的油、气

数量。 ★★

探明技术可储量； 探明经济可储量

探明次经济可储量； 控制技术可储量

控制经济可储量； 控制次经济可储量

预测技术可储量

油气储量状况如何？

圈闭为油气聚集的场所，是油气勘探目标。圈闭类型可以划分为构造圈闭和岩性地层圈闭两大类20多个类型。不同盆地发育的圈闭的类型、规模和复杂程度不同，勘探难度不同，对盆地储量、产量增长的影响不同。按盆地发育的圈闭类型可以将盆地划分为构造、岩性地层圈闭发育均衡的含油气盆地，岩性地层圈闭为主、构造圈闭为辅的含油气盆地，构造—岩性地层复合圈闭为主的含油气盆地三大类。

一、构造、岩性地层圈闭发育均衡的盆地

(一)一般特征

同生和后生背斜等正向构造在盆地部分区域发育，形成盆地内部主要正向构造单元，特别是基底断裂带之上往往形成一定规模的正向构造，构造幅度总体不大，背斜两翼倾角总体保持30°以下，没有出现广泛分布的逆断层。

这类盆地构造圈闭、地层、岩性圈闭均较发育，在勘探早期就可以发现背斜等大中型油气藏，随着勘探的深入，大量中小型构造油气藏，地层、岩性油气藏等多类型油气藏逐步探明。这类盆地构造圈闭的量一般在50%以下，地层岩性圈闭量占50%以上。

(二)实例

1.松辽盆地

松辽盆地油气勘探40余年，探明石油地质储量增长经历了跨越式增长、平缓增长和较快速递增三个不同增长阶段。松辽盆地所探明的60×108t左右的石油地质储量中，约10多亿吨储量分布在地层岩性圈闭中，构造圈闭中储量不到50×108t，目前，盆地构造圈闭勘探已经到了晚期，大量新发现的储量主要分布在地层岩性圈闭中。按盆地石油地质量113×108t分析，盆地构造圈闭潜力没有超过50%。

将松辽盆地年石油探明地质储量做5年移动平均处理，得到其油藏类型—储量增长关系图(图5-4-1)。

图5-4-1 松辽盆地油藏类型—储量增长关系图

松辽盆地的储量增长明显具有“双峰”的特点，即勘探的早期阶段就发现了大型长垣背斜构造，进入勘探的中期阶段，随着勘探工作量的增加和勘探方向的转变，又出现了一个新的储量增长高峰，以岩性—地层—构造复合型圈闭和岩性圈闭为主。在已探明的石油地质储量中，构造类油藏的储量占主体，达67.5%，岩性—地层—构造复合类的占26.0%，岩性—地层类的最少，占6.6%。随着勘探的深入，新发现储量将主要来自于岩性—地层—构造类和岩性—地层类油藏。

2.渤海湾盆地

将渤海湾盆地的辽河、冀中、冀东和黄骅坳陷的年石油探明地质储量做5年移动平均处理，得到其油藏类型—储量增长关系图(图5-4-2)。

渤海湾盆地陆上的储量增长也具有“双峰”的特点，但与松辽盆地有很大的不同，在渤海湾盆地陆上第一个储量增长高峰，构造类、构造—岩性—地层复合类和岩性—地层类圈闭都有大量的储量发现，第二个高峰则以构造—岩性—地层复合类圈闭的勘探为主，构造类圈闭也有一定的储量发现，但已呈现下降的趋势。在已探明的石油地质储量中，构造类油藏的储量占主体，达67.5%，构造—岩性—地层复合类的占26.0%，岩性—地层类的最少，占6.6%。随着勘探的深入，新发现的储量将主要来自于构造—岩性—地层类和岩性—地层类油藏。就发展趋势来看，复合类和岩性—地层类圈闭将是未来勘探的主要目标。

图5-4-2 渤海湾盆地陆上油藏类型—储量增长关系图

二、岩性地层圈闭为主、构造圈闭为辅的盆地

(一)一般特征

由于盆地背斜等构造圈闭规模小、数量少，地层岩性圈闭规模大、分布广。这类盆地早期构造勘探阶段的勘探成效不大，只有进入20世纪80年代后，由于开始主动勘探岩性、地层圈闭，才能够体现出这类盆地的勘探价值。

这类盆地构造圈闭中的量小于30%，岩性地层圈比量大于70%。

(二)实例

鄂尔多斯盆地为典型的岩性—地层圈闭为主的含油气盆地。盆地油气勘探工作从1907年至今已走过一个世纪，勘探范围从陕北延长地区扩展到全盆地;勘探深度由露头区浅层扩展到覆盖区深层;勘探对象由背斜油气藏扩展到岩性油气藏;勘探层位由中生界扩展到下古生界、上古生界、中生界多层系复合;勘探方法由单一手段发展到多种手段联合。

将鄂尔多斯盆地的石油和天然气年探明地质储量做5年移动平均处理，得到其油藏类型—储量增长关系图(图5-4-3)和气藏类型—储量增长关系图(图5-4-4)。20世纪80年代以前，石油勘探主要围绕构造圈闭进行，勘探成效不大;80年代后，开始主动勘探岩性—地层圈闭，储量出现跳跃式增长;随着研究深入和技术进步，岩性地层圈闭勘探不断取得突破。

图5-4-3 鄂尔多斯盆地油藏类型—储量增长关系图

图5-4-4 鄂尔多斯盆地气藏类型—储量增长关系图

鄂尔多斯盆地的石油储量增长具有“多峰叠加、主峰突出”的特点，与东部的盆地差异很大，构造类圈闭发现的石油储量始终处于很低的水平，构造—岩性—地层复合类和岩性—地层类圈闭是石油储量增长的主体，岩性—地层类油藏的储量占已探明石油地质储量的74.3%，构造—岩性—地层复合类占22.5%，单纯的构造类仅占3.2%。天然气储量增长基本上呈单峰形态，气藏类型以岩性—地层类占绝对优势。大面积岩性油气藏仍将是鄂尔多斯盆地未来的勘探主要目标。

三、构造—岩性地层复合圈闭为主的盆地

(一)一般特征

盆地受到全面的构造改造，背斜等构造圈闭成排成带分布，背斜带、向斜带相间有规律排列。这类盆地构造改造强、岩性地层圈闭被构造复杂化，构造—岩性地层复合圈闭广泛发育。由于构造改造强度大，部分油气藏可能已经受到破坏，影响了盆地潜力。

四川盆地、柴达木盆地等属于这类盆地。在勘探早期，储量发现集中在构造圈闭，在构造圈闭勘探程度很高以后，储量发现难度增加。进一步勘探目标开始转向构造—岩性复合圈闭和地层岩性圈闭，探明储量明显增加，形成新的储量增长高峰。构造—岩性地层复合圈闭为主的盆地，构造—岩性地层复合圈闭中的量占盆地量的一半以上，单纯的构造圈闭和地层岩性圈闭量在50%以下。

(二)实例

1.四川盆地

将四川盆地天然气年探明地质储量做5年移动平均处理，得到其气藏类型—储量增长关系图(图5-4-5)。20世纪90年代开始，对岩性圈闭的勘探力度加大，2000年发现了罗家寨气田，拉开了大规模开发川东北部下三叠统飞仙关组鲕滩气藏的序幕，随后普光、龙岗等大气田的发现使四川盆地的天然气勘探取得了重大进展。

图5-4-5 四川盆地气藏类型—储量增长关系图

四川盆地的天然气储量增长具有“小峰波动、单峰突进”的特点，构造类圈闭发现的天然气储量呈现小峰波动，年年有发现，但年年储量都不大。20世纪90年代以后，在构造—岩性—地层复合类圈闭发现的储量快速增长，呈现“单峰突进”的态势，而岩性—地层类气藏也出现了上升的趋势。在已探明的天然气地质储量中，构造—岩性—地层复合类气藏占60.7%，构造类占37.0%，岩性—地层类占2.3%。未来复合类和岩性—地层类气藏的储量所占比重还将增加。

2.塔里木盆地

将塔里木盆地的石油和天然气年探明地质储量做5年移动平均处理，得到其油藏类型—储量增长关系图(图5-4-6)和气藏类型—储量增长关系图(图5-4-7)。

图5-4-6 塔里木盆地油藏类型—储量增长关系图

图5-4-7 塔里木盆地气藏类型—储量增长关系图

塔里木盆地的石油储量增长具有“多峰跳跃”的特点，储量增长的连续性比东部盆地差很多，在20世纪90年代，储量发现以构造类油藏为主体，形成一个增长高峰，2000年以来，构造—岩性—地层复合类油藏的储量发现大幅增加，形成了更大的高峰。已探明石油地质储量中构造类油藏占36.4%，构造—岩性—地层复合类油藏占63.3%，岩性—地层类油藏占0.3%。天然气储量增长基本上呈“单峰”形态，气藏类型以构造类为主，还属于勘探的早期阶段。塔里木盆地未来的油气勘探将是构造类圈闭与非构造类圈闭并举的形势。

3.准噶尔盆地

将准噶尔盆地的石油年探明地质储量做5年移动平均处理，得到其油藏类型—储量增长关系图(图5-4-8)。

图5-4-8 准噶尔盆地油藏类型—储量增长关系图

准噶尔盆地的石油储量增长“多峰”的特性非常明显，且在每一个高峰期，不同类型的油藏都有不同程度的增长。已探明石油地质储量中构造—岩性—地层复合类油藏发现的储量为主体，占总量的62.1%，构造类油藏占26.3%，岩性—地层类油藏占11.6%。准噶尔盆地是盆地中三类油藏所发现储量最为平均的一个盆地。未来非构造类圈闭发现的储量所占比重将逐步加大。

4.中小型断陷盆地

以二连盆地为例进行分析，将二连盆地的石油和天然气年探明地质储量做5年移动平均处理，得到其油藏类型—储量增长关系图(图5-4-9)。

图5-4-9 二连盆地油藏类型—储量增长关系图

二连盆地的石油储量增长具有“高峰交替出现”的特点，构造类油藏的石油储量高峰与构造—岩性—地层复合类油藏的石油储量高峰交替出现，且两者占总石油储量的比重相当，构造类油藏的储量占已探明石油地质储量的48.2%，构造—岩性—地层复合类的占49.3%。

表5-4-1 理论、技术、盆地类型、圈闭类型与勘探领域关系

根据地质勘查状态和商业开发程度划分的油气储量

油气储量是油和天然气在地下的蕴藏量，它是油气田勘探成果的综合体现。油气是工业的血液，油气储量是发展石油工业的基础。落实油气的探明程度、预算油气储量的大小是油气田勘探、开发过程中必不可少的一项任务。能否准确及时地提供油气储量，关系到国民经济安排及油田建设投资等重大问题。

一个油气田从发现、探明到开发要经历几个不同的勘探阶段。每个勘探阶段的结束都有反映该阶段勘探成效的油气储量。随着油气勘探阶段的推进，人们对地下油气田地质规律的认识不断深化，得到的油气储量的级别也不断提高。

一、油气储量的分类与分级油气田从发现起，大体经历预探、评价钻探和开发三个阶段。由于各阶段对油气藏的认识程度不同，所计算出的储量的精度也不同，因此需要对油气储量进行分级。

1.油气储量分类储存于地下的原油和天然气，由于地质上的、技术上的以及经济上的各种原因，不能全部出。因而油气储量可分为两大类，即地质储量和可储量。

1)地质储量地质储量是指在地层原始条件下，储集层中原油和天然气的总量。通常以标准状况下的数量来表示。地质储量又可进一步分为三种。

(1) 绝对地质储量：所有油气显示都计算在内的储量，包括不能流动的油气储量。

(2) 可流动的地质储量：指在地层原始条件下，具有生产能力的储集层中原油及天然气的总量。也就是说，不管数量多少，凡是能流动的油气都包括在内的储量。

(3) 可能开的地质储量：是在现有技术和经济条件下，有开价值并能获得社会经济效益的地质储量，即表内储量。在现有技术和经济条件下开，不能获得社会经济效益的地质储量称为表外储量。当原油价格提高、工艺技术改进、成本降低后，某些表外储量可以转变为表内储量。

2)可储量可储量是指在现代工艺技术水平和经济条件下，能从储集层中出的那一部分地质储量。可储量原则上等于地质储量乘以经济收率。显然，可储量是一个不确定的量。随着工艺技术水平、管理水平及油气价格的提高，可储量也会相应提高。

2.油气储量分级油气储量是编制勘探方案、开发方案的主要依据之一。事实上，对于一个较大的油气田，往往不可能一下子把实际储量搞得一清二楚。我国根据勘探、开发各个阶段对油气藏的认识程度，将油气储量划分为探明储量、控制储量和预测储量。

1)预测储量预测储量是Ⅲ级储量，相当于其他矿种的D—E级。预测储量是在地震详查以及其他方法提供的圈闭内，预探井钻探获得油气田、油气层或油气显示后，经过区域地质条件分析和类比，对有利地区按照容积法估算的储量。此时圈闭内的油层变化、油水关系尚未查明。储量参数是由类比方法确定的，因此它只能估算储量的范围，其精度为20%～50%，以此作为进一步详探的依据。

2)控制储量控制储量是Ⅱ级储量，相当于其他矿种的C—D级。控制储量是在某一圈闭内，预探井发现工业油气流后，为获得探明储量，在评价钻探阶段钻了少数评价井后所计算的储量。

该级储量是在地震详查和用勘探新技术查明了圈闭形态，对所钻的评价井已做详细的单井评价，并通过地质和地球物理综合研究，初步确定了油藏类型和储集层的沉积类型，已大体控制含油面积和储集层厚度的变化趋势，对油藏的复杂程度、产能大小和油气质量已做初步评价的基础上计算出的。因此，控制储量的相对计算误差应在50%以内。

3)探明储量探明储量是Ⅰ级储量，是在油气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量。探明储量是在现代技术和经济条件下可开并能获得社会经济效益的可靠储量。探明储量是编制油气田开发方案、进行油气田开发建设投资决策和油气田开发分析的依据。

探明储量按勘探开发程度和油藏复杂程度又分为以下三类：

(1) 已开发探明储量。简称Ⅰ类，相当于其他矿种的A级。已开发探明储量是指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，已经投入开的储量。新油田在开发井网钻完后，就应该计算已开发探明储量，并在开发过程中定期进行复核。

(2) 未开发探明储量。简称Ⅱ类，相当于其他矿种的B级。未开发探明储量是指已完成评价钻探并取得可靠的储量参数后计算的储量。它是编制开发方案和开发建设投资决策的依据，其相对误差应在20%以内。

(3) 基本探明储量。简称Ⅲ类，相当于其他矿种的C级。基本探明储量主要是针对复杂油气藏提出的。对于多含油层系的复杂断块油田、复杂岩性油田和复杂裂缝性油田，在完成地震详查或三维地震并钻了评价井后，在储量参数基本取全，含油面积基本控制的情况下，计算出的储量称为基本探明储量。基本探明储量的相对误差应小于30%。

二、计算储量的容积法对于已经探明和基本探明的油田，为了编制油田的开发方案，确定油田的生产能力和建设规模，必须进行油田的落实和储量计算。

油田储量计算的方法包括容积法、物质平衡法、矿场不稳定试井法、水驱特征曲线法、产量递减法和统计模拟法等。其中容积法应用最广泛，是计算油气藏地质储量的主要方法，适用于不同的勘探开发阶段、圈闭类型、储集类型和驱动方式。其计算结果的可靠程度取决于资料的数量和质量。对于大中型构造的砂岩油气藏，计算精度较高，而对于复杂油气藏的计算准确性较低。

1.油田地质储量原油在地下是储藏在多孔的储集层内，就像海绵里含有水的情况一样。如果想知道一块海绵里含有多少水，首先要计算出海绵的体积，然后计算这块海绵的孔隙体积，这就是储藏在海绵里水的体积。再根据水的密度就可计算出水的质量。然而在储集层的孔隙内，不仅含有原油，还含有束缚水。计算油的体积时要除掉水所占的孔隙体积。由于原油在地层的高温高压作用积有所变化，所以还要换算成地面体积。在我国，原油储量单位通常是104 t或108 t，还需将地面体积换算成质量。因此，按照容积法计算原油储量的公式是：

式中　N——地质储量，104t；A——含油面积，km2；h——油层有效厚度，m；φ——油层有效孔隙度，小数；Soi——原始含油饱和度，小数；ρo——地面原油密度，t/m3；Boi——原始原油体积系数。

油田的储量丰度(Ωo)和单储系数(SNF)，分别表示为：

SNF=N/Ah=100φSoiρo/Boi对于油田，天然气储量可能包含自由气和溶解气。无气顶油藏则仅有溶解气，其大小由下式确定：

式中　Gs——溶解天然气的地质储量，108 m3；Rsi——原始溶解气油比，m3/t。

容积法计算油气储量的原理比较简单，但要准确获得各项地下参数却十分困难。一般来说，6个参数对储量精度的影响是依次减弱的。即含油面积和有效厚度对储量的计算精度影响最大。勘探初期它们往往会出现成倍的误差，应引起特别注意。提交比较可靠的含油面积是地震和地质勘探人员的重要任务。求准其他各项参数是油田地质和测井人员的工作。准确的地质储量是地震、地质、测井和油藏工作人员共同努力的结果。

2.气田地质储量气田的原始地质储量由下式表示：

式中　G——气田的地质储量，108 m3；A——含气面积，km2；h——气层有效厚度，m；φ——气层有效孔隙度；Sgi——平均原始含气饱和度；Bgi——原始天然气体积系数；pi——原始地层压力，MPa；psc——地面标准压力，0.101MPa；Tsc——地面标准温度，293.15 K；T——地层温度，K；Zi——原始气体偏差系数。

因此，将式(2-35)代入式(2-34)可得计算气田地质储量另一个公式：

根据经济技术条件确定气藏的废弃压力后，即可计算出定容封闭性气藏的可储量：

式中　GR——定容封闭气藏的可储量，108 m3；pa——气藏废弃压力，MPa；Za——废弃压力下的气体偏差系数。

三、油气储量的综合评价油气储量开发利用的经济效果不仅和油气储量的大小有关，还取决于油气储量的质量和开发的难易程度。对于油层厚度大、产量高、原油性质好(粘度低、凝固点低、含蜡低)、储集层埋藏浅、油田所处地区交通方便的储量，获得同样的产能所需要的开发建设投资必然少，经济效益必然好。对于油层厚度薄、产量低、油稠、含水高、埋藏深的储量，同样产能所需开发建设的投资必然多，经济效益就要差些。因此，分析勘探效果不仅要看探明了多少储量，还需综合分析探明储量的质量。不分析探明储量的质量，会使勘探工作处于盲目状态。为此，我国颁布的油气储量规范中，明确提出了对探明储量必须进行综合评价。

在油田储量计算完成后，应根据以下内容进行综合分析，进行储量计算的可靠性评价：第一，分析计算储量的各种参数的齐全、准确程度，检查是否达到本级储量的要求；第二，分析储量参数的确定方法；第三，分析储量参数的计算与选用是否合理，并进行几种方法的对比校验；第四，分析油田的地质研究工作是否达到本级储量要求的认识程度。

在储量综合评价中，人们都希望有一个经济评价的分级标准，因为各项自然指标只有落实到经济效果上才能衡量出它们的价值。影响经济指标的因素很多，除油气田本身的地质条件外，还有政治、经济、人文地理等社会因素。在勘探阶段提交储量时，往往计算不出这些因素的影响。因此，在我国颁布的油气田储量规范中，选择了影响经济效益的主要自然因素作为油气储量综合评价的指标。要求各单位申报的油气储量必须按以下五个方面进行综合评价。

1)流度流度定义为油层的渗透率与地下原油的粘度之比。根据流度的大小，对油田和气田的评价见表2-4。

4　根据流度的评价评 价高中低特 低流度,10-3μm2/(mPa·s)>8030～8010～30<102)地质储量丰度根据地质储量丰度，对油田和气田的评价，见表2-5。

5　根据地质储量丰度的评价评 价油田地质储量丰度,104t/km2气田地质储量丰度,108m3/km2高丰度>300>10中丰度100～3002～10低丰度50～100<2特低丰度<5—3)地质储量根据地质储量，对油田和气田的评价，见表2-6。

6　根据地质储量的评价评 价油田地质储量,108t评 价气田地质储量,108m3特大油田>10大型气田>300大型油田1～10中型气田50～300中型油田0.1～1小型气田<50小型油田<0.14)油气产能大小根据油气产能大小，对油田和气田的评价，见表2-7。

7　根据油气产能大小的评价评 价千米井深的稳定日产油量t/(km·d)评 价千米井深的稳定日产气量104m3/(km·d)高产>15高产>10中产5～15中产3～10低产1～5低产<3特低产<15)储集层埋藏深度根据储集层埋藏深度，对油田和气田的评价，见表2-8。

8　根据储集层埋藏深度的评价评 价油田储集层埋藏深度,m气田储集层埋藏深度,m浅层<2000<1500中深层2000～32001500～3200深层3200～40003200～4000超深层>4000>4000思　考　题

1.地球的内部结构如何？

2.什么叫地质作用？地质作用可分为哪两大类？

3.什么叫矿物？什么叫矿产？

4.地壳中分布着哪三大类岩石？它们之间是如何进行循环和转化的？

5.板块构造学说的核心内容是什么？

6.地质构造有哪些基本类型？

7.什么叫地质时代和地质时代单位？地质时代单位有哪些级别？

8.简述地层单位与地质时代单位之间的关系。

9.简述石油和天然气的有机成因说。

10.什么叫生油层、储集层和盖层？储集层分为哪几大类？

11.什么叫岩石的孔隙度？什么是含油饱和度？

12.什么叫岩石的渗透率？什么叫有效渗透率？什么叫相对渗透率？

13.碎屑岩储集层的岩石类型有哪些？其孔隙度一般在什么范围？

14.圈闭可分为哪三大类？

15.什么叫油气运移和油气聚集？什么叫油气藏？

16.根据烃类组成，油气藏可分为哪几类？

17.根据圈闭成因，油气藏可分为哪几类？

18.油气藏中油、气、水的宏观分布如何？简述流体的微观分布。

19.什么叫溶解气油比？

20.什么叫原油的体积系数？原油的体积系数一般大于多少？

21.什么叫天然气的相对密度？

22.什么叫压力系数？压力系数与压力梯度有何区别？

23.什么叫地温梯度？什么是地温级度？

24.油气储量可分为哪两大类？

25.什么叫地质储量？什么是可储量？

26.油气储量可划分为哪？各自的精度大致是多少？

27.什么叫储量丰度？

28.为什么要对油气储量进行综合评价？如何进行综合评价？

能源与能源安全是什么？

根据地质勘查状态和商业开发程度，油和天然气储量可划分为以下类别：A（证实的），B（确定的），G1（估算的），G2（推断的）。

A类（证实储量）——已开发矿藏或其按开发方案已钻开发井网地区的储量。矿藏地质构造的形状和尺寸已确定；流体界面已通过钻井、测试数据和地球物理测井资料验证；岩性成分，油气藏类型，有效储层厚度和含油气净厚度，渗透率、孔隙度性质和含油气饱和度，地层和地面标准条件下烃类的组成与性质，以及油气藏的生产特征参数（开发方式，油、气、凝析油产量，井的产能）等已根据井的生产数据确定；根据充足数据建立的可靠多维地质模型和渗流模型，已对矿藏的地层水力传导性和压电传导性，地层压力、温度，出效率等迸行了研究。矿藏的经济开发已有开发方案为依据，并经过实际开的确认。

A类储量包括：

1）已商业开发油气藏的储量（或其中部分），根据开发方案已钻开发井，实施了规定的开技术与工艺。

2）已商业开发油气藏的储量（或其中部分），由于各种原因，计算时（已钻井地区）尚未投产，但作业运行是经济可行的，不需要大量额外的资本支出；

3）已开发油气藏的储量（或其中部分），应用已商业化提高收率方法可从油气藏的地质储量中额外经济出的部分；

4）由于加密初始生产井网，从油气藏地质储量中额外出的储量。

B类（测定储量）——已探明待开发油气藏的储量（或其部分），已迸行地震或其他高精度方式的勘查，已钻探井、评价井和早期开发井，并获得商业油气流。在油气田地质测试和单井生产测试之后，迸行了油气藏的地质构造、储层岩石的渗透率和孔隙度性质、流体组分和性质、流体动力学特征、井的产量的细致研究。油气藏的测试参数足以建立可靠的地质和渗流模型。油气藏的经济开发已经过试和井测试数据的证实，并有开发方案的验证。

B类储量包括在测试和（或）试过程中获得商业油气流的井所在泄油面积内的油气藏的储量。

G1类（估算储量）——与A类和B类储量相邻井（未测试）泄油面积内的储量，已经可靠的地震或其他高精度方法勘查，有可信的地质-地球物理资料显示油气藏已钻地层的某部位具有商业产能。油气藏的地质勘查程度和地质-地球物理参数足以建立初步的地质模型，计算储量。

如果地质-地球物理信息显示地层与已确定的G1类储量区域是连续的，则可判别为G1类储量。

油气藏的技术开发参数可通过类比已探明区域和其他已开发油气田来确定。

开发的效益可根据同该油气藏已探明区域的类比来确定。

G1类储量包括：

1）矿藏中紧靠A＋B类的未钻探部分的储量，区域为可能的泄油面积；

2）矿藏中未测试井点所在位置的储量，矿藏的产能已经过其他井的测试或开发所证实。

G2类（推断储量）——矿藏中未经钻井勘查和位于未确定与井的连通性的区域的储量。矿藏地质参数的识别与已勘查区域类比，必要的话，可类比同一个含油气地区内具有相似构造的矿藏。已获取的资料要足以构建初步的地质模型和计算储量。储量的技术参数和开发成效根据矿藏已勘查区域或已开发油气田类比。

G2类储量包括：

1）矿藏已确定边界与更高级别储量区之间地区的储量，需有足够的地质地球物理信息证实地层的连通性；

2）已经过井的地球物理测试勘查，但尚未确定生产能力的地层储量。在这种情况下，可合理地认为根据井测试资料，已钻井可以投产；

3）已确定生产能力的矿藏的未钻井构造断块的储量。在这种情况下，已有的地质资料表明，断块岩相特征与矿产已确定区域相似的地层可能具有潜在的生产能力。

在登记过程中，类别储量A、B和G1建议不要与类别G2迸行合并。

根据地质勘查状态来说，石油和天然气的量分为类别D1（圈定的），D2（远景的）和D3（预测的）。

D1类（圈定的）——待钻探圈闭内可能有产能的地层的量。其形态、体积和存在条件根据地质-地球物理测试的结果确定，地层厚度和油气藏性质、组分和油气属性根据已确定油气田类比。

D2类（远景的）——在大面积区域构造区，已确定具有商业含油（气）量的构造-岩性地层和复合地层中的量。推测量的定量评估应根据区域地质、地球物理和地球化学评价的结果，可类比该评价区域已发现的油气藏。

D3类（预测的）——在大面积区域构造区，不确定是否具有商业含油（气）量的构造-岩性复合地层中的量。这些复合地层中的含油（气）量是根据地质、地球物理和地球化学的测试结果迸行预测。该类预测量的定量评估应根据其他已有油气田的成熟勘探区域的地质参数迸行类比。

在修订《油气田储量、推测和预测量分类体系（2005）》的初期，本期望要改变地质储量的计算原则，包括储量类别的确定和几何算法，修订储量类别的参数标准，并按开发的成本效益划分为不同的组别。但同一时期，该分类体系的实施期限被不断延期（至2009和2012年）。截至今天，对《油气田储量、推测和预测分类体系》执行的必要性仍有两种明确的不同观点。

第一种观点来自俄罗斯天然气工业股份公司[30]。该俄罗斯最大的石油和天然气公司表示“公司已经准备过渡到用全球普遍接受的基于PRMS标准的储量分类体系，认为没有必要创建中间的储量计算体系，现行的分类体系可用于国家层面的储量控制和登记”。

第二种观点是在“当前石油和天然气储量商业意义的评价理论与实践”（圣彼得堡）会议[36]结论的基础上形成的，俄罗斯联邦的权威科学与生产研究机构派代表参加了该会议。该观点认为，新开发的石油和天然气储量与预测的分类体系以及其应用的技术方案可以总体上保障俄罗斯油气田的储量按市场经济条件在商业价值上的得以区分。

此外，该分类体系可以用于：

1）评估石油和天然气储量的合理性和可靠性评估；

2）对储量计算参数迸行重要的再评价；

3）核实储量计算对象的勘查程度和油气商业储量的数量（体积）；

4）测试提高价格指标所能额外开的储量；

5）根据估算实际存在的油气量划分俄罗斯含油气区和水源区；

6）确定地下矿权更合理的初始使用费用，该费用有助于补充国家预算。

同时，由于2005分类体系的执行期延长，油气商业价值的评估主要基于地质和技术指标，这与以前相同。因此，国家层面的相当数量的可储量不是真正意义上的可储量，它们的开发不能确保达到可接受的最低盈利水平。

会议通过了迸一步修订该分类体系和其应用技术方法建议的决定，强调了以下必要性：

1）调整石油和与天然气储量经济评价指标的量化值，根据这些调整更新经济评价的技术方法；

2）调整分类方案，用不确定的条件盈利储量组别替代低盈利储量组别，有助于工艺方法和技术的研发和提高投资吸引力和商业流通的参与度；定义高盈利储量组别，其开发将满足石油税的征收；

3）确定技术可储量组别，在考虑油气价格波动条件下，可以考虑潜在的可量的数量；

4）按照新的分类体系更新油气的地质勘查阶段，与其储量类别A、B和G1的定义保持一致；

5）制订适用标准（模式）的技术方法建议，调整油田收率，推荐其计算方法（该技术应附有详细的说明（算法），以便应用）；

6）将储量的定量计算过渡为概率估计（为了在国家层面核定储量，这样的话，储量的地质评估应作为基础）；

7）在经济-地质评价和储量商业价值分类时，要考虑投资的风险，不同矿地质和地理经济条件影响着油气田开发的效益；

8）建立行业有关油气勘探和传输的成本指标管理信息库，提高石油和天然气储量的经济评价计算的客观性；

9）对油气量迸行经济-地质评价，认识其转化为可开发动用储量的技术与经济可能性（量的经济-地质评估结果将有助于调整油气长期开发利用战略，以及完善地下矿权管理的质量）；

10）研究高黏重油和天然沥青的商业储量与远景量的评估方法，以合理确定其数量；

11）在计算天然气和凝析油储量的过程中计算相应的可量（为此，要制定和实施相应的技术方法）。

与会者强调了重新修改和批准《油气储量和预测量分类体系（2005）》的必要性，以便尽快立法实施。

预测方法体系

人们可能为能源量、可持续利用时间而困惑。要进行预测就必须了解能源及其有限性和用途，必须考虑未来的能源开发技术、燃料价格变化以及能源消耗的增长率。

化石燃料中，煤是最容易做出估计的，因为煤矿床通常在一定区域内大面积展布，且常常出露于地表。对石油和天然气的估计比较困难，因为油气藏分散且保存在地面以下数百米到数千米的深度，只有通过勘探才能发现。以现今的技术可以有效开发利用的被称为储量。储量不是一个静态的数字，通过发现新和提高利用的技术方法可以增加储量。

一、术语

用于描述化石燃料状况的术语很多是模糊的。例如，储量、证实储量和未发现等术语被频繁使用，而且在很多场合被不恰当用，因此有必要对这些术语加以区别。地下某一种未被利用或未被发现的量很难预测。由于预测通常基于尚未完成的探查活动，所以，一些经常被遗漏。即使一定数量的某种被确认存在，但是经济和技术因素经常会影响其出量。

美国地质调查局关于石油的分类可通过McKelvey图解简单表达（图1-1）。矩形表示某个地区所拥有的石油。纵轴表示的成本消耗，横轴表示的不确定性。储量处于矩形的左上角，它被定义为通过地质勘探已经确认，并且在现有经济和技术条件下可供开的。未发现的位于图的右侧，而左下角则表示那些已经存在，但由于现阶段成本太高而不能开的。随着新的储量被发现以及开成本的降低，这些数量关系将不断发生变化，同时储量的规模也将改变。储量有时被分为地质储量、探明储量和可储量。地质储量是指在某一确定区域内，没有经过证实的预期的量。探明储量是指在已知地区内，由勘探工程控制的那部分储量。可储量是指在现有的经济技术条件下，能够从已知的油藏中出的那部分储量。

图1-1　McKelvey图：根据地质可靠性和经济可行性对储量和量的分类

许多分析家认为，地质勘探不可替代，可利用的预测不能或者不应该凭借主观臆测，地质问题应该用地质数据来回答。的发现和开发过程会伴随技术进步，的年产量不仅取决于生产成本和市场需求，还取决于生产技术革命。

二、能源

目前，世界能源消费仍旧主要以化石能源为主，其中以石油消费所占比重最大（图1-2）。2015年世界一次能源消费总量为13147.3Mtoe（百万吨油当量），不同能源品种和不同地区存在较大差异：石油、天然气、煤炭三大化石能源消费量分别为4325.5Mtoe、3129.1Mtoe和3839Mtoe，分别占一次能源消费的32.9%、23.8%和29.2%。核能、水电两者尽管近年呈上升趋势，但是在能源总消费中的比重仍然不高，分别只占4.4%和6.8%。

图1-2　20世纪、21世纪世界能源构成及预测（据Edwards, 2001）

能源消费受禀赋和能源生产结构的影响。中东地区油气最为丰富、开成本极低，能源消费几乎全部为石油和天然气；亚太地区煤炭丰富，煤炭在生产结构中占70.6%，使煤炭在能源消费结构中所占比例也相对较高，而石油和天然气比例明显低于世界平均水平；欧洲地区天然气生产略高于石油，达40.6%，欧洲国家以天然气消费最多，达到41.3%。2015年，中国是世界上能源消费最多的国家，达到3014Mtoe，石油、天然气、煤炭的能源消费量占一次能源消费的18.6%、5.9%和63.7%；相比而言，天然气消费量远低于世界平均水平，煤炭消费量远高于世界平均水平。

石油、天然气和煤炭三大化石能源的全球分布很不均衡。全球石油分布差异明显（图1-3）。从东西半球看，约3/4的石油量集中于东半球；从南北半球看，石油主要集中在北半球。从纬度上看，全球油气主要集中在两大纬度带：北纬20°～40°油区，拥有波斯湾及墨西哥湾两大油区和北非产油区，集中了世界51.3%石油储量；北纬50°～70°油区，内有北海油区、伏尔加及西伯利亚油区和阿拉斯加湾油区。从具体国家分布而论，石油探明储量集中分布在少数几个国家。其中储量最多的国家是沙特阿拉伯，达363×108t，占全球的21.9%。储量前10位国家的石油探明储量就占了全球的83%。中国以60×108t石油储量列第9位。从区域角度看，石油分布主要集中在中东地区，储量前5名国家全在中东，包揽了全球61.5%的储量，为“世界油库”。其余产油区按储量依次为：欧洲和原苏联、非洲、中南美、北美和亚太地区。

石油的供应基本上决定于世界少数石油富集的国家，产地分布最主要集中在中东地区，几乎占了世界石油产量的三成。其次是欧洲和原苏联地区，以及北美地区。此外，南美洲、北非也是重要的石油生产地。而亚太地区、非洲大部则是相对的“贫油区”。2011年，产量前10位的国家是俄罗斯、沙特阿拉伯、美国、伊朗、中国、墨西哥、加拿大、委内瑞拉、阿拉伯联合酋长国和科威特，仅此10个国家的石油产量就约占世界的63%。与石油产量布局相比，石油消费的空间布局不同，石油生产消费地区失衡严重。石油生产量仅占世界9.7%的亚太地区，石油消费量竟占世界消费量的29.5%。其次是北美地区（占28.9%）、欧洲和原苏联地区（占24.9%）。这三个地区的消费量总和占世界总量的83.3%。亚太、北美、欧洲是全球最大的三个石油消费地区。

天然气的地域分布主要集中在中东地区、欧洲和原苏联地区，这两个地区占了世界75.8%的天然气储量。其次是亚太地区、北美和北非地区分布较为集中。其他地区储量很少。按国家来说，俄罗斯储量最多，达47.65×1012m3，占世界的26.3%，其次是伊朗和卡塔尔。这3个国家占世界天然气总量的55.8%。储量前10位的国家占76%。天然气产量最丰富的地域主要分布在欧洲和原苏联地区，2015年达17414×108m3，占世界总产量的48.9%；北美地区占世界总产量的28.1%；随后是亚太地区和中东地区；中南美洲、非洲产量极少。天然气消费的布局与生产布局相似。欧洲和原苏联地区拥有丰富天然气，2015年天然气消费量占世界的44.5%。

图1-3　2006年世界石油、天然气和煤炭分布示意图

（据朱孟珏等，2008）

世界煤炭同其他一样，在地区分布上也不均衡。其分布集中于北半球，以欧洲、前苏联地区及亚太地区最为丰富，2015年在全球探明储量中分别占34.8%和32.3%。其次是北美，占27.5%。而非洲、中东和中南美洲则储量极少。以国家论，则以美国、俄罗斯、中国探明储量最多，占世界的57%。储量前10位的国家占世界的91%。相对于石油与天然气，煤炭由于运输条件的限制，大部分是自产自销，生产和消费的地域空间分布基本相同。生产和消费重心集中在亚太地区，产量和消费量都占世界总量的近60%。中国煤炭产量和消费量就占到世界总量的40%、亚太地区的近70%。其次是北美，产量、消费量都占到世界总量的1/5强。欧洲和原苏联地区的产量和消费量也分别达到了世界总量的15%和18%。而中南美洲、非洲、中东地区由于煤炭已探明储量少，因而生产和消费量有限。

世界核能与水电的生产消费主要以自产自销为主，2015年消费总量为1476×106t油当量。核能消费空间分布几乎集中在经济发达的欧美地区。北美和欧洲地区占世界总量的82.3%。其次是亚太地区，占世界总量的16.3%。消费最多的是美国，达189.9×106t油当量，占世界32.6%的份额；其次是法国和中国。水电消费的空间分布较为均衡，除非洲和中东地区很少消费量以外，亚太地区最多，占世界的40.5%；其余依次为欧洲及欧亚大陆（21.8%）、中南美洲（17.1%）以及北美（16.9%）。

三、能源消耗

一种特定的利用不会持续以指数增长直到其消耗殆尽。一般地，一种的开发或利用有一个初始增长阶段；进入矿产开发成熟期，产量逐渐达到最大；随后开始下降，直至耗尽。产量曲线一般呈钟形（图1-4至图1-6）。当一种开始衰竭时，发现和生产变得更加困难，价格上涨，其他开始取代其地位。

图1-4　世界煤年产量变化曲线（据Hubbert, 1962）

图1-5　美国石油预测产量和实际产量的对比（据Hubbert, 1962）

图1-6　美国天然气预测产量和实际产量的对比（据Hubbert, 1962）

这些钟形的产量曲线能用作对可利用周期进行估计，还能对最大产量年份进行预测。图1-4是世界煤产量的曲线。图中曲线预示煤炭足够丰富，可以持续500年以上，在距初始点200年左右尚未达到产量的最高峰。但是对石油和天然气来说，形势完全不同。图1-5表明了美国石油产量的最高峰大致在10年已经出现过，事实也确实如此。图1-6天然气产量曲线也可得出类似的结论，美国天然气产量在13年达到了高峰。天然气产量没有像Hubbert曲线所预测的下降得快。先进的钻探技术、海上矿床以及电力利用和对天然气产业的需求使天然气产量由预测曲线向上偏离。然而，消费量超过产量，进口量一直攀升以至达到2006年天然气消费量的1/5。

受经济发展和人口增长的影响，世界一次能源消费量不断增加。世界能源消费总量与人口几乎呈正相关，亚太地区人口规模和消费量都最大。能源消费还与经济发展水平相关，像非洲等地区虽然人口众多，但能源消费量却很小。人均能源消费量高的国家多是相对经济发展水平高的发达国家，而发展中国家人均能源消费量相对较低。这些国家大体分为四类：第一类是高消费的发达国家，如美国、加拿大、澳大利亚；第二类是中低消费的发达国家，如英国、法国等；第三类是中低消费的发展中国家，大部分国家是这种状况；第四类是像中国、印度、巴西这些国家，能源消费总量虽然位于世界前列，但是人均GDP和人均消费量均低于世界平均水平。

四、节能和环境保护

行为能源需求（强度）是完成一次行为所需要的能量，行为发生频率是行为在一定时间内的动作次数。节约能源的途径通常是对其中因素进行调整。任何行为造成的能耗是两个因素的乘积：

总能耗=行为能源需求（强度）×行为发生频率

提升技术意味着更加有效地使用燃料来执行同样的任务。技术提升是节能最有效的方法，它受物理定律（如热力学第一和第二定律）的制约。通过技术提升，节能仍然存在很大挖潜空间，尤其是针对特定作业改善能源利用效率方面。

节能不是单纯的技术问题，能源消耗也取决于“行为发生频率”。对于可取的措施，存在许多障碍，诸如市场限制（比如不同国家的基本消费状况）。高度强调节能的主要依据是：

（1）相对于其他能源供给技术的研发，节能技术在投资方面最划算。也就是说，多数情况下节约一桶油的成本比另外开一桶油来替代的成本要低。1987年，国际能源机构指出：“在能源节约方面的投资相对于在供给方面的投资所获得的回报更好。”

（2）节约将延长地球上有限的能源的使用寿命。目前全世界有超过一半的发展中国家依靠进口石油来满足其75%或更高的能源需求。节能将为开发可能的可持续性（如太阳能和核能）赢得时间。

（3）节能可减少环境污染。使用更少的能源，空气污染、水污染、辐射污染、热污染、全球变暖和酸雨都会减少。

（4）节能技术比增加供给效果更为快捷。开发一个新煤矿需要2～4年，建设一个汽轮机发电站需要2～3年，建设一个燃煤火力发电厂需要5～7年，建设一个核电站则要用9～11年时间。许多现成的节能技术简单易行，现在就可用，例如建筑物隔热技术。

（5）化石燃料的节约对未来尤其重要，因为其作为化工原料（如制药和塑料）的用途与价值远远超出其作为燃料以产生动力的做法。

五、能源安全

传统的能源安全观，强调以能源供应的充足、持续和价格合理为基本内容，反映的是石油、煤等高碳经济的时代特征。直到今天，世界各国仍普遍将高碳能源的供应、需求、价格、运输和使用等问题的合理安排和实施效果作为本国能源安全的评价标准。第二次世界大战以来，石油在全球能源需求增长中充当着主角。1950年，石油在世界能源消费量中占有的比重不到三分之一，而今天几乎已经占到一半。石油低廉的成本和广泛的用途使其在扩张的经济领域成为首选燃料。过去的几十年中，石油给世界能源和经济格局带来的变化极为迅速。对石油价格按时间序列进行考察，这些国际变化就会突显出来（图1-7）。

图1-7　1947-2009年反映国际政治的世界石油价格变化

（据美国能源信息中心）

定货币稳定，那么油价真正的下跌发生在20世纪五六十年代，这激发了石油消费的快速增长。在这种扩张的早期，大部分的石油生产被大型跨国公司所垄断，然而产油国逐渐取得了对石油操纵的更多控制权。1960年，产油国联合组织——欧佩克（OPEC）成立，由于世界范围的政局变动和石油需求增长，欧佩克的影响力日益扩大。20世纪70年代早期，欧佩克国家在石油销售市场份额增加，他们开始制定出口油价并且从外国公司手中夺回了对石油的控制权。到70和80年代早期，多起政治引起油价连续攀升，政治背景下的油价上涨效应仍然存在。13年10月，阿拉伯—以色列战争（第四次中东战争）爆发，欧佩克中的阿拉伯成员国减少了产量并对包括美国在内的一些西方国家取了石油禁运。石油供应的中断导致世界市场油价增至原来的3倍，从8$/bbl上升到25$/bbl以上（据1985年美元面值计算）。18年和19年的伊朗革命中断了这个国家几乎每天6×106bbl的石油生产，即使其他国家提高产量并取了一些平抑措施，仍然造成了世界石油市场大约2×106bbl/d（MBPD）的短缺，同期油价翻了一番，从大约22$/bbl上升到44$/bbl。

世界能源经济对高油价的反应就是减少能源消费，更有效地利用能源以及寻求发展替代能源。美国于1981年对油价解除管制，产量增加，钻探速度创下空前纪录。作为对高油价的市场反应结果之一是世界对欧佩克的依赖，由1980年的大约28×106bbl/d下降到1985年的大约17×106bbl/d。那段时间，世界石油消费下降了14%。1986年油价几乎降低到原来的1/3，因为欧佩克试图通过增产和降低油价夺回他们在世界石油市场中失去的份额。在不到一年的时间内，沙特阿拉伯将其石油日产量增至3倍，几乎达到6×106bbl/d。1990年8月，伊拉克攻打科威特使得石油价格突然上涨，达到了8年来的最高点。此后由于其他国家（如沙特阿拉伯）石油产量开始大幅提高，油价再次开始下降。1991年1月海湾战争后油价再次大幅下降。

1988年以来，油价在1994年曾降到最低点，因为世界市场石油供应量过饱和。由于欧佩克削减产量以及大多数国家正在经历能源需求的增长期，油价在21世纪初又上涨到了1990年以来的最高点（超过30$/bbl）。接下来的若干年中，能源需求方面的大部分增长极可能来自于东欧和中国，在能源供应方面的增长将主要来自于沙特阿拉伯、科威特和阿拉伯联合酋长国。

在经济全球化背景下，围绕能源的国际竞争与合作都在上升。虽然越来越多的国家重视参与国际能源合作，但能源出口国与消费国之间、能源消费大国之间仍存在复杂的利益与矛盾，国际竞争也在不断加剧。加上国际油价长期居高不下、高位震荡，从长远看，产油国和消费国都将面临巨大压力。唯有国际社会进一步对话与合作，才有可能对其加以综合解决。

能源安全是一个老命题，但经济全球化的发展和维护能源安全的实践却总是不断地赋予它新的内涵。为保障全球能源安全，应该树立和落实互利合作、多元发展、协同保障的非常规能源安全观。新的能源安全观是以可持续发展为出发点，强调环境安全是能源安全战略中的重要组成部分，维护能源安全需要超越高碳能源极限，不断进行多元化发展。新型能源安全观不仅需要战略的新高度、新思维，更需要关注新现象，解决新问题。能源安全问题是一个全球性问题。基于人口、发展和环境综合考虑，只有各国、民间组织、企业、研究机构携手合作，才有可能应对30年、50年后全人类不断面临的挑战。这种合作首先应该是共同努力提高能源消费效率，降低能源使用量。同时，要在新技术、非常规能源的研究上从国家间的合作扩大到企业间的合作，要扩大对非常规能源、可替代能源、可再生能源的研究和实质性投入。

非常规油气战略调查选区与评价

油气储量、产量增长趋势预测的方法大致可以划分为四大类:一是专家评估法;二是统计法，包含时间序列数学模型法和工作量数学模型法;三是类比法;第四类是综合预测法。

一、专家评估法

(一)基本原理

专家评估法是指预测者制作油气趋势预测表格，分发给熟悉业务知识、具有丰富经验和综合分析能力的专家学者，让他们在已有资料的基础上，运用个人的经验和分析判断能力，对油气的未来发展作出性质和程度上的判断，然后经过分析处理，综合专家们的意见，得到预测结果。

(二)实施步骤

1.设计油气趋势预测表格

预测表格主要包含油气储量、产量高峰值及持续时间的预测，以及每五年的平均储量发现和产量情况(表4-1-1)。

2.将表格分发给专家进行预测

选择对我国油气状况比较了解，有较高理论水平和丰富实践经验，在油气评价和战略研究方面卓有成效的专家学者。将表发给专家，并附以相关资料，请专家对表中所列事项作出预测与评价，并给出预测依据。

3.预测结果的分析整理

用统计方法综合专家们的意见。把各位专家的预测结果予以综合、整理、分析，并将结果以图表的形式表现出来。

表4-1-1 发现趋势专家评估法预测表

二、统计法

统计法主要依据已知的油气储量、产量数据，用各类数学模型，进行历史数据的拟合，并预测未来的发展趋势。统计法包括时间序列法、勘探工作量数学模型法、递减曲线分析法、储量—产量历史拟合法和储量—产量双向平衡控制模型法等(表4-1-2)。

三、类比法

(一)方法原理

所谓类比法是指开展低勘探程度盆地的油气储量、产量趋势预测时，以勘探程度较高的盆地作为类比对象，依据预测盆地与类比盆地在盆地类型和油气地质条件的相似性，设预测盆地投入充足勘探开发工作量的情况下，未来一个时间段内能够发现的油气储量和达到的产量。类比法可分为探明速度类比法和图形类比法。

表4-1-2 油气发现趋势预测统计法模型分类表

(二)方法种类

1.速度类比法

以盆地类型为主要划分依据，分别选取松辽、鄂尔多斯、渤海湾、二连、准噶尔、柴达木、吐哈、酒泉、塔里木、苏北和百色盆地作为石油储量发现和产量增长的类比盆地，选取四川、鄂尔多斯、塔里木、吐哈、柴达木、松辽、渤海湾、南襄和百色盆地作为天然气储量发现和产量增长的类比盆地。依据各盆地油气的探明程度与出程度，将以上盆地的勘探开发阶段划分为早期、中期和后期，不同阶段具有不同的油气地质储量的探明速度和可储量的出速度。对低勘探程度盆地进行油气趋势预测时，给定油气储量发现和开始具有产量的起点，类比高勘探程度盆地的探明速度和出速度，预测出未来某一时间单元内(2006～2030年)该盆地油气储量探明状况和产量增长状况。

2.图形类比法

图形类比法是设在有充足的勘探开发工作量基础上，预测盆地和类比盆地具有相似的勘探发现历程与产量增长过程，预测盆地可类比高勘探程度盆地的储量发现和产量增长曲线，使用类比盆地的模型参数以及预测盆地的量数据，即可得到预测盆地油气趋势预测曲线，进而得到2006～2030年储量和产量的数据。

按照类比标准表所选取的盆地，使用龚帕兹模型分别进行储量和产量数据曲线的拟合，得到40个储量类比图形和产量类比图形，以及相应的图形参数a、b。

(三)实施步骤

(1)建立类比标准表:选取勘探程度较高的盆地作为类比盆地，按照盆地类型进行分类，将各盆地的储量发现和产量增长划分为不同的阶段，统计计算各阶段的储量探明速度和产量增长速度，制作类比标准表。

(2)建立类比图形库:根据作为类比盆地的高勘探程度盆地的储量、产量历史数据，用龚帕兹模型进行曲线拟合，得到控制图形形状的参数a和b，分别拟合类比标准表中各盆地的储量和产量曲线，建立类比图形库。

(3)为预测盆地选择合适的类比盆地:预测盆地与类比盆地的盆地类型、地层时代、储层岩性相近，油气地质条件可以类比。

(4)按照类比标准表分别给各预测盆地储量探明速度和产量增长速度赋值，并按盆地实际情况选择对应的持续时间，得到2006～2030年预测盆地累计探明程度、储量以及累计产量。

(5)将预测盆地的量和类比盆地的参数a和b代入龚帕兹公式，得到预测盆地的储量发现和产量增长曲线。

(6)以探明速度和产出速度类比法为主，并考虑图形类比法得到的预测结果，对预测盆地2006～2030年油气发现趋势进行综合分析。

四、综合预测法

(一)方法原理

综合预测法是指以盆地或预测区的潜力为预测基础，分析其勘探开发历程，依据目前所处的勘探开发阶段，确定其未来储量、产量可能出现的高峰值及时间，使用多旋回哈伯特模型，用储比控制的办法，对油气储量、产量进行预测。

1.哈伯特模型

哈伯特模型将油田产量的历史数据与对称的钟形曲线相拟合。哈伯特模型有3个基本的定:

(1)油田投入开发后，产量从0开始随开发时间的延长而上升，并达到一个或多个高峰值。

(2)产量高峰过后，则随开发时间的延长而下降，直至完全衰竭。

(3)当开发时间趋近于无穷时，产量与时间关系曲线下面的面积，等于油田的最终可储量。

在上述条件下，油气田的产量可用累积产量的二次函数表示，其表达式为:

全国油气储量产量增长趋势预测

式中:Q为油气田产量，104t/年(油田)或108m3/年(气田);Np为累积产量，

104t或108m3;a、b为模型参数。S.M.Al－Fattah和陈元千推导出哈伯特模型的累积产量与开发时间的关系式为:

全国油气储量产量增长趋势预测

式中:NR为最终可储量，104t或108m3;t为投产后年份，a;t0为开始投产年份，a;c为模型参数。

式(4－2)表示的是累积产量与时间的关系，实际上是逻辑斯谛模型的一种衍生形式。式(4－2)也可表示为:

全国油气储量产量增长趋势预测

式中:tm为产量高峰年份，a。

式(4－3)两边分别对t求导，得到产量与时间的关系式为:

全国油气储量产量增长趋势预测

式中:Qm为油田年产量高峰值，104t或108m3。

由式(4－4)知，当t=tm时， ，即当油气田年产量达到最高年产量(峰值)时，相应的累积产量应等于最终可储量的50%。

就式(4－4)而言，参数b控制了曲线张口的大小，b值大时，曲线陡峭，张口小，表示预测地区的储量发现或产量增长属于快上快下型，持续时间短，达到高峰后迅速下降;b值小时，曲线平缓，张口大，表明储量或产量平缓增长，高峰时间长，有一个较长的生命周期。

2.多旋回哈伯特模型

多旋回哈伯特模型可表示为:

全国油气储量产量增长趋势预测

式中:i为哈伯特旋回个数;k为哈伯特旋回总数，其他参数同上。

用多旋回哈伯特模型预测石油地质储量和油气产量首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要预测将来可能出现的高峰个数，这需要掌握丰富的地质资料和勘探开发历程，并对油气田的未来发展趋势有比较正确的认识;然后通过最小二乘法进行非线性拟合，确定单个哈伯特模型的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

(二)实施步骤

1.油气储量、产量高峰的基本判断

开展盆地油气储量、产量发展趋势预测是以其油气潜力分析为基础的，盆地的量和探明程度、产出程度基本上决定了油气未来储量、产量上升或下降的态势。因此，依据盆地目前所处的勘探阶段、潜力、历年所发现的储量规模、石油公司的“十一五”规划和中长期发展规划以及专家评估法作出的判断，确定盆地的储量发现高峰是否已过，如果高峰已过，则未来的储量发现将呈现衰减的形势;如果尚未达到高峰，则需要判断高峰出现的时间及高峰值，不同类型盆地的储量高峰所处的勘探阶段不同，但一般出现在探明程度40%～60%时。产量高峰的判断还要考虑油气开发状况，一般比储量高峰晚5～20年。通过专家小组会议确定各盆地的储量、产量高峰。

2.油气储量、产量增长曲线拟合

在确定了盆地储量、产量的高峰后，即可使用多旋回哈伯特或高斯模型进行油气储量、产量曲线的拟合。首先要确定哈伯特旋回的个数，除了已出现的高峰，还要根据未来可能出现的高峰值，选择合适的旋回个数，然后通过最小二乘法进行非线性拟合，精确确定单个哈伯特模型有关高峰值、出现时间及表示曲线形态的参数，最后将多条哈伯特曲线叠加得到总的预测曲线。

3.用储比控制储量、产量之间的关系

首先对预测期内的储比变化趋势进行预测判断，一般而言，高勘探程度盆地的储比呈现下降趋势，而低勘探程度盆地的储比在储量发现高峰之前快速上升。然后对盆地的储量、产量进行预测，用储比控制法控制储量、产量之间的关系。储比控制法是在对预测期内新增动用可储量的预测基础上，用剩余可储量的储比作为控制条件进行产量预测的一种方法。预测期历年的新增可储量，包括老油田提高收率增加的部分和新增动用储量增加的部分。

(三)方法特点

1.预测依据充分

用综合预测法进行盆地油气趋势预测，不是靠以往数据的趋势外推，而是以盆地的油气量为基础，通过潜力分析，定性判断其未来的勘探开发前景。该方法也综合考虑了盆地地质特点、地质理论和勘探开发技术进步、勘探圈闭类型等影响储量、产量增长的内在因素和供需形势、油价、政策以及突发等外在因素，同时参考了石油公司的“十一五”规划和中长期发展规划以及专家评估法作出的趋势判断。因此，预测依据是十分充分的。

2.发挥了专家经验判断的作用

单纯用统计法进行趋势预测，一个很大的弱点就是预测完全受数学模型的约束，很多专家经验的判断无法在预测中体现。而综合预测法既有数学模型的约束，也有专家经验的体现，实现了主客观相结合的预测思路。

3.方法可控性强

使用多旋回模型预测，能够对预测进行有效控制。由于盆地油气储量、产量增长曲线多为多峰的形态，单旋回的预测无法预测出未来高峰的出现，而多旋回模型可以把由于不同原因出现的储量、产量高峰一一表现出来，从而对储量、产量增长结构有更清楚的认识，明了什么时间由于何种的影响使油气储量、产量有了明显的上升或下降。利用软件可方便地实现对多旋回的控制。

五、预测方法创新之处

(一)全面使用了专家评估法

国内外调研分析表明，专家经验是油气发现趋势不可或缺的力量，专家评估法是除统计法和类比法之外的另一大类预测方法。因此，项目办公室专门制作了油气趋势预测的表格，分发给30余位石油界的专家，让专家们在规定的时间内，对我国主要含油气盆地石油天然气发现趋势进行预测，并给出综合分析。

专家们的预测代表了我国石油界对未来油气储量、产量增长的基本判断和普遍看法，这项工作是国内首次开展的一项调查研究工作，既为油气趋势预测研究提供了指导性的意见和参考依据，也是对我国石油工业未来发展思路上的整体把握。

(二)广泛应用了类比法

对于勘探程度相对较低的盆地使用类比法开展油气趋势预测研究。根据评价区与类比区油气地质条件的相似性，按照类比区不同勘探阶段和油气产出阶段具有不同的探明速度和产出速度，判断在未来某一时间段内评价区所处的勘探阶段，用探明速度和产出速度乘以其地质量和可量，即可得到评价区的储量、产量增长趋势。

类比法的建立为低勘探程度地区的油气储量、产量增长趋势预测提供了可行的思路和办法，解决了以往趋势预测只能在高勘探程度地区开展的问题，是预测方法的一大创新之处。

(三)首创并应用了综合预测法

从国内外有关油气趋势预测的现状来看，基本上都属于统计法的范畴，利用各类数学模型，以以往的储量和产量数据进行趋势外推。这种预测受数学模型的约束太大，很多经验的判断也无法在模型中体现出来，对于勘探过程中因勘探新领域突破而带来的储量增长突变无法有效预测。因此，需要一种考虑主客观条件、具有普遍适用性的预测方法。因此，本次研究创立并应用了综合预测法进行油气储量、产量增长趋势预测。该方法预测依据充分，能够发挥专家的经验判断，具有很强的可操作性，在实际应用中取得了很好的效果。

一、部署重点

（一）非常规油气战略调查与选区

1.全国煤层气战略调查与选区

选择主要含煤盆地和盆地群，结合地区性需求，开展重点地区煤层气调查与评价；开展中西部中—低煤阶煤层气调查与评价，华北重点地区煤层气调查与开发前期评价，东北地区煤层气调查与评价，南方地区煤层气调查与评价。落实我国重点地区煤层气情况，优选煤层气勘探开发有利目标，进行大中型煤层气勘探开发前期试验。

2.全国油页岩战略调查与选区

系统调查全国含油页岩盆地油页岩特征、成矿机制、潜力、成矿规律；改造地面低温干馏技术，开展地下裂解（ICP）实验；进行油页岩综合利用与环境保护技术研究；优选出10个含油率较高、量丰富的优质油页岩勘探开发有利目标区；建成5个油页岩勘探开发示范工程基地；研究油页岩分布规律，总结油页岩成矿理论，提出国家油页岩战略目标建议。

3.全国油砂战略调查与选区

揭示大规模油砂成藏的机理和控制因素，弄清优质油砂富集规律，总结油砂成藏理论，为油砂勘探开发提供理论支撑；立足于提高我国的能源安全保障能力，优选出5个左右超5千万吨和5个左右超亿吨地质量的油砂勘探开发有利区，为国家提供油气战略接替的重要地质储备。

4.全国页岩气战略调查与选区

开展全国页岩气普查，结合区域地质普查和研究，初步查明全国页岩气发育的主要层位及分布的主要区域，预测全国页岩气规模；开展重点地区页岩气详查，优选5～10个页岩气勘探开发有利目标区，形成并完善页岩气勘探开发技术系列，实现页岩气发现，建成1～2个勘探开发示范工程基地。

5.典型盆地煤层气勘查试验

部署河东煤田中阶煤煤层气、准噶尔盆地低阶煤煤层气勘查试验工程，探索出一套先进的适宜于我国中、低阶煤煤层气评价体系、勘查方法和相应的工程技术，并在鄂尔多斯、沁水、吐哈、二连、海拉尔等中、低阶煤发育区进行推广。

6.幔源气潜力和成藏条件研究

总结我国已发现幔源气的地球化学特征和分布规律，分析预测我国幔源气主要发育区，初步预测幔源气类型和潜力，总结幔源气成藏条件。

7.松辽盆地油页岩勘探开发利用试验

在以往调查研究的基础上，总结凹陷盆地油页岩成矿规律，建立油页岩重、磁、电及钻探、测井等勘查技术规范，评价技术规范；研发地下原位开发模拟技术；开发油页岩综合利用技术，为大型坳陷盆地油页岩开发利用提供示范工程。

8.渝东—鄂西—黔北页岩气勘查试验

部署页岩气地质综合调查与评价、页岩气调查技术方法试验、页岩气开发工程试验工作，形成页岩气勘查标准方法和开发工程技术体系，并在中上扬子和其他页岩气发育区进行推广。

9.沁水盆地煤层气、致密气和页岩气综合勘查试验工程

开展该盆地煤层气、致密气和页岩气地质综合调查与评价、调查技术方法试验及综合开发工程试验。到2018年，完成该区煤层气、致密气和页岩气地质综合调查与评价，形成油气综合勘查标准方法，初步形成煤层气、致密气和页岩气开发工程技术体系。

10.全国生物气战略调查与选区

深入研究生物气的形成机理和分布规律；初步查明全国生物气发育主要层位、主要分布区域和富集特点，评价全国生物气潜力；研究通过人工干预手段，大幅度提高生物气形成速度的技术；优选5～10个生物气勘探开发有利目标区，建设2～3个人工干预大幅度提高生物气形成速度的试验基地。

（二）非常规油气评价

以非常规油气成矿地质规律研究为基础，跟踪非常规油气勘探最新进展，总结油页岩、油砂等非常规油气的富集和分布规律；分析非常规油气勘探开发技术的发展趋势，确定有针对性的评价方法技术体系；以经济技术研究为基础，结合的赋存条件，制定非常规油气评价标准和技术规范；系统开展全国非常规油气评价，提供客观合理的评价结果；以评价成果为基础，分层次筛选有利勘探区，提出政策建议；积极拓展我国非常规油气勘探领域，提升油页岩、页岩气、煤层气在能源结构中的地位。

（三）陆域冻土区天然气水合物调查评价

在我国祁连山、羌塘盆地、漠河盆地等重点冻土区开展天然气水合物勘查，勘查开发方法研发及试验性开，为我国制定下一步总体部署方案提供决策依据。

1.遥感地质调查

针对冻土区天然气水合物的有关特征，开展青藏高原各项遥感调查和图像解译，结合其他资料从宏观上确定天然气水合物成矿有利区和找矿远景区。初步查明天然气水合物产出的构造背景、储矿围岩等地质条件。

2.地球化学方法试验与地球化学调查

在找矿远景区内开展冻土、冻胀丘、泥火山、气体地球化学、水化学调查方法试验，圈定与天然气水合物有关的地质—地球化学异常区。

3.地球物理方法试验与地球物理调查

在地质—地球化学异常区内开展二维地震和电法的联合调查试验，探测地下高阻层、高速层的分布状况，确定天然气水合物层和冻土层的分布范围。

4.钻探调查和分析技术研究

在已钻获样品的祁连山地区，继续开展钻探，初步确定天然气水合物的空间分布范围。在地质、地球物理、地球化学和遥感地质项调查的基础上，优选井位，开展钻探调查及其配套的测井、样和分析测试技术研究，评价其潜力。

5.开试验与环境效应评估

优选合适的试验区，开展冻土区天然气水合物的试验性开发，开展环境效应评估，为商业性开发奠定基础。

二、部署建议

（一）全国煤层气战略调查与选区

1.工作目标

总体目标：对全国煤层气进行调查评价，分析潜力；落实我国重点地区煤层气情况，优选出20～30个有利目标区，落实储量，提交5～8个勘探接续区。

“十二五”期间：完成全国煤层气调查评价，分析潜力，优选出10个有利目标区，促进3～5个大中型煤层气田的发现。

“十三五”期间：开展重点地区煤层气的调查与选区，分析潜力，优选10～20个有利目标区，促进5～10个大中型煤层气田的发现。

2.工作任务

“十二五”期间：开展中西部、华北重点地区、东北地区、南方地区煤层气调查与评价。研究煤层气富集与分布规律，建立低、中、高阶煤煤层气勘查方法和测试技术，开展水文地质调查。优选有利目标区，实施地球物理勘查和钻井工程，估算储量，提交勘探接续区。

“十三五”期间：全面展开中西部、华北重点地区、东北地区、南方地区煤层气调查与选区，研究煤层气富集与分布规律，优选有利目标区，实施地球物理勘查和钻井工程，估算储量，提交勘探接续区。

（二）全国油页岩战略调查与选区

1.工作目标

总体目标：系统调查全国含油页岩盆地油页岩特征、成矿机制、潜力、成矿规律，评价潜力，优选出10～15个含油率较高、厚度较大的有利目标区，提交5～8个勘探接续区；进行油页岩综合利用与环境保护技术研究。

“十二五”期间：基本查明全国油页岩发育主要层位及主要分布区域，分析预测全国潜力。优选5～8个有利目标区，提交2～3个勘探接续区。进行油页岩综合利用与环境保护技术研究。

“十三五”期间：全面查明全国油页岩赋存状况，评价全国油页岩潜力，优选5～7个有利目标区，提交3～5个勘探接续区。

2.工作任务

“十二五”期间：开展含油页岩盆地区域地质背景研究、油页岩矿床地质综合研究、油页岩成矿条件与机制、油页岩富集规律研究。实施地质井和必要的物化探工作，寻找和发现含油率较高、厚度较大的有利目标区和勘探接续区。

“十三五”期间：进一步开展含油页岩盆地区域地质背景研究、油页岩矿床地质综合研究、油页岩成矿条件与机制、油页岩富集规律研究。寻找和发现含油率较高、厚度较大的有利目标区和勘探接续区。

（三）全国油砂战略调查与选区

1.工作目标

总体目标：系统调查全国含油砂盆地油砂特征、潜力、成矿规律，评价潜力，优选出8～10个含有利目标区，提交3～5个勘探接续区。

“十二五”期间：初步建立油砂成藏理论模型，并针对不同时代不同构造背景下油砂成藏体系，提出大规模优质油砂矿藏预测和评价模型，总结勘探方法、分析测试标准和储量计算方法。初步查明中国油砂分布主要区域、发育主要层位及类型，分析预测中国油砂潜力，评价重点盆地油砂潜力，优选出3～5个有利目标区，提交2～3个勘探接续区。

“十三五”期间：继续深入开展全国油砂调查评价工作，分析全国油砂潜力。优选出2～3个有利目标区，提交1～2个勘探接续区。

2.工作任务

“十二五”期间：通过典型油砂矿的解剖，形成油砂成藏理论和油砂评价体系，发展浅层油砂地震勘探、解释和经济、快速的浅层钻探等勘查技术。通过地面调查、槽探、浅井等勘查方式和样品的分析测试，进行全国油砂调查评价，初步查明我国油砂主要分布区域、发育层位和主要类型，分析预测我国油砂潜力。进行准噶尔、松辽、塔里木、鄂尔多斯、二连盆地和南方地区等油砂重点地区调查，优选有利目标区，提交勘探接续区。

“十三五”期间：继续深入开展全国油砂调查评价工作，分析全国油砂潜力。优选有利目标区，提交勘探接续区。

（四）全国页岩气战略调查与选区

1.工作目标

总体目标：借鉴国外经验，研究我国页岩气成藏地质条件、富集规律，初步查明中国页岩气发育主要层位及分布主要区域，分析预测全国页岩气潜力，研究勘探方法、分析测试标准和储量计算方法；优选10～15个页岩气有利目标区；通过实施钻探工程，估算海、陆相页岩重点发育区页岩气，提交5～8个勘探接续区。

“十二五”期间：利用区域地质调查成果，基本查明全国页岩气发育主要层位及主要分布区域，分析预测全国页岩气潜力。在已发现页岩气的地区，优选5～8个页岩气有利目标区，提交2～3个勘探接续区。开展页岩气地质综合调查与评价技术方法试验。

“十三五”期间：全面查明全国页岩气赋存状况，评价全国页岩气潜力，优选5～7个页岩气有利目标区，提交3～5个勘探接续区。

2.工作任务

“十二五”期间：初步查明页岩气有利分布区和层位，综合分析各个地区的页岩气潜力，预测全国页岩气及勘探前景。在南方中古生界海相、北方中新生界陆相区优选有利目标区，实施战略预探井（含水平井），获取第一手资料和参数数据，总结成藏地质条件、富集规律。在渝东—鄂西—黔北地区，优选目标，开展页岩气地质综合调查与评价技术方法试验。

“十三五”期间：深入开展全国页岩气调查评价工作，系统评价全国潜力。进一步优选有利目标区，实施钻井（含水平井）工程。系统总结页岩气成藏地质条件、富集规律。在华北、东北等岩气发育地区，优选有利目标，开展页岩气地质综合调查与评价技术方法试验。

（五）重点盆地多种共生油气战略调查与选区

1.工作目标

总体目标：系统总结研究多种油气成因联系和共生特征，开展重点盆地多种共生油气调查，优选适合于多种共生油气勘查的技术方法组合。开展重点地区多种共生油气勘查，评价潜力和勘查开前景，优选出5～8个有利目标区，提出建设3～5个多种共生油气勘查开示范区建议。

“十二五”期间：进一步总结多种共生油气富集地质条件、规律。开展重点盆地多种共生油气发育区调查评价和潜力分析，优选2～4个有利目标区，提出建设2～3个多种共生油气勘查开示范区建议。

“十三五”期间：形成多种共生油气潜力评价方法和参数体系；优选3～4个有利目标区，提出建设1～2个多种共生油气勘查开示范区建议。发展多种共生油气勘查开理论认识和技术。

2.工作任务

“十二五”期间：总结多种共生油气富集地质条件、规律，开展重点盆地多种共生油气发育区调查评价和潜力分析，实施地质井，获取第一手资料和参数数据，优选有利目标区，提出勘查开示范区建议。

“十三五”期间：全面总结多种共生油气富集地质条件、规律，系统掌握其发育规律和分布领域；实施地质井，优选有利目标区，推动勘查开示范区的建设。

（六）陆域永久冻土区天然气水合物调查与评价

1.工作现状

天然气水合物是由气体分子与水组成的白色结晶状物质，主要产于海底沉积物和陆域永久冻土带中。这是一种新型的潜在能源，全球量达2.1×1015立方米，是煤炭、石油和天然气总量的两倍，具有巨大的能源开发前景。天然气水合物由于具有能量密度高、分布广、规模大、埋藏浅等特点，且产出的天然气能满足能源、经济、环境和效率需要等特点，是未来石油天然气较理想的战略替代能源。

与海底水合物相比，冻土区水合物的调查、钻探和开发条件相对容易，故迄今为止天然气水合物调查、勘探和开发试验均在陆上冻土区先行试验，待其成功后再推广到海底沉积物中。我国是世界上第三冻土大国，在青藏高原和大兴安岭地区存在着大片冻土区，多年冻土面积达215万平方千米，占国土总面积的22.4%。初步调查研究结果显示，我国冻土区特别是羌塘盆地具备良好的天然气水合物成矿条件和找矿前景，其次是祁连山木里地区、东北漠河盆地和青藏高原的风火山地区等，2008年和2009年在祁连山成功钻获天然气水合物实物样品，取得了找矿工作的重大突破，证实我国冻土区也存在天然气水合物。但我国冻土区存在的问题较多，一是调查研究程度较低，二是技术手段远远不能满足实际需要，三是开发利用尚未提上议事日程，环境效应研究也未引起足够重视。因此，迫切需要对我国冻土区开展进一步调查，尽快查明其潜力，同时开展勘查开发技术的研发和试生产研究，为下一步的调查和最终开发利用奠定基础。

2.工作目标

总体目标：开展祁连山、羌塘盆地和东北漠河盆地等重点冻土区的勘查，尽快查明我国冻土区天然气水合物的分布状况和潜力；开展成矿机理、环境效应等关键科学问题研究和勘查方法技术研发，探讨冻土区天然气水合物独特的成矿机制及其环境效应，集成出符合实际需要的勘查技术，为勘查提供技术支撑；开展冻土区天然气水合物开发利用关键技术研究，选择合适地点开展试生产，为进一步开发利用奠定基础。

“十二五”期间：重点开展祁连山和漠河盆地探查，研究水合物成矿机理和环境效应，开展勘查方法技术研发和试生产研究，完成千里调查评价。

“十三五”期间：重点开展青南藏北冻土区勘查，继续开展试生产研究，完成羌塘盆地天然气水合物潜力调查评价。

3.工作任务

通过调查与研究结合，理论与技术结合等手段，在我国祁连山、羌塘盆地、漠河盆地等重点冻土区开展地质、地球物理、地球化学、钻探等技术为主的天然气水合物勘查，圈定天然气水合物分布区，查明其分布状况及潜力。开展天然气水合物勘查开发方法研发及试验性开，为实现天然气水合物商业性开发奠定基础。探讨我国冻土区天然气水合物的成矿机理和分布规律，揭示其环境效应及其防治对策，为我国制定下一步总体部署方案提供决策依据。

“十二五”期间：以勘查为主，辅以开发利用和方法研发，拟开展的重点工作包括：祁连山冻土区天然气水合物勘查、东北冻土区（漠河盆地）天然气水合物勘查、冻土区天然气水合物勘查技术与装备研发、冻土区天然气水合物开发关键技术与装备研发、我国冻土区天然气水合物试生产。

“十三五”期间：青南藏北冻土区（羌塘盆地）天然气水合物勘查，系统总结冻土区天然气水合物勘查、开发理论与技术。

（七）其他类型油气战略调查

1.工作目标

总体目标：深入研究致密砂岩气、生物气、源岩残留油、水溶气、幔源气等非常规油气的形成机理和分布规律；初步查明致密砂岩气、陆上天然气水合物、生物气、源岩残留油、水溶气、幔源气等油气主要分布区域和富集特点，评价其潜力，探索前瞻性理论及技术方法。针对有条件的，优选有利目标区，争取实现新的发现和突破。

“十二五”期间：总结出致密砂岩气、陆上天然气水合物、生物气、源岩残留油、水溶气、幔源气等非常规油气的形成机理和分布规律，查明致密砂岩气、陆上天然气水合物、生物气、源岩残留油、水溶气、幔源气等油气主要分布区域和富集特点，评价其潜力。开展前瞻性研究和调查工作。

“十三五”期间：针对有条件的，优选有利目标区，争取实现新的发现和突破。前瞻性研究和调查工作取得重要进展。

2.工作任务

“十二五”期间：开展致密砂岩气分布规律和潜力分析研究。开展陆上天然气水合物调查评价，研究陆上天然气水合物的分布状况，初步掌握水合物分布规律，优选有利目标区。开展生物气形成机理与分布规律研究和潜力分析；开展埋藏有机质地质微生物气化试验研究。开展源岩残留油形成机理与分布规律研究；分析预测我国水溶气主要发育区，初步预测幔源气类型和潜力。

“十三五”期间：优选生物气有利目标区，开展埋藏有机质地质微生物气化试验。进行地震调查，实施探井，分析水合物物性特征，评估潜力，优选天然气水合物有利目标区。优选其他类型油气有利目标区。

（八）全国非常规油气综合研究和编图与资料数据集成系统

1.工作目标

总体目标：汇总煤层气、页岩气、油砂、油页岩等非常规油气战略调查与选区资料、数据、图件及研究成果，系统分析全国主要类型非常规油气发育特征、潜力和分布规律，综合研究非常规油气成藏主控因素，形成适用的勘查开技术系列。编制全国非常规油气战略调查与选区系列成果报告和综合图件、图集，建立全国非常规油气数据资料集成系统。

“十二五”期间：总结评述已开展的非常规油气战略调查与选区评价项目阶段成果，优选非常规油气远景区和有利目标区；初步建立非常规油气调查评价技术方法体系；编制综合图件、图集；综合汇总各项目的数据和地质资料，建设非常规油气数据集成系统。建立一体化的数据资料共享平台。

“十三五”期间：全面总结非常规油气战略调查与选区项目成果，进一步优选非常规油气远景区和有利目标区；形成全国非常规油气成果报告、分矿种报告和图件、图集；完善非常规油气数据集成系统。

2.工作任务

“十二五”期间：编写综合研究阶段性成果报告；按不同矿种，总结各项目所取得的重要成果、地质认识及技术方法；开展各类图件的编制工作。汇总各项目数据资料；开发非常规油气数据集成系统。

“十三五”期间：系统总结各类非常规油气战略调查与选区成果，编写综合研究报告；编制全国非常规油气图件、图集；全面开展数据资料汇交，更新完善非常规油气数据集成系统。