陆上低勘探程度盆地
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发布时间：2022-04-24 05:50
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时间：2023-08-17 22:09
一、盆地总体特点
(一)数量多、资源量较大、分布广
我国陆上115个盆地的总面积为329.3×104km2。其中Ⅰ类和Ⅱ类盆地23个，面积184.2×104km2，占陆上评价盆地的55.9%;低勘探程度盆地(Ⅲ类和Ⅳ类盆地)共81个，面积达145.1×104km2，占陆上评价盆地的44.1%。
我国陆上115个盆地的石油地质资源量为765.01×108t，天然气地质资源量为35.03×1012m3。其中Ⅰ类盆地和Ⅱ类盆地石油地质资源量为664.42×108t，天然气地质资源量为32.01×1012m3，分别占陆上评价盆地的86.85%和91.39%;低勘探程度盆地(Ⅲ类和Ⅳ类盆地)石油地质资源量为100.59×108t，天然气地质资源量为3.02×1012m3，分别占陆上评价盆地的13.15%和8.61%。陆上81个低勘探程度盆地在东部、中部、西部、南方和青藏都有分布，分布范围广。
(二)盆地发育以中新生代为主
我国陆上81个低勘探程度盆地总体发育时代相对较晚，以中、新生代发育的盆地为主。其中，中生代—新生代发育的盆地28个，新生代发育的盆地27个，中生代发育的盆地23个，分别占勘探盆地总个数的34.6%、33.3%和28.4%。东部地区发育新生代及中、新生代沉积盆地;西部地区盆地发育相对较早，中生代盆地及晚古生代至中生代盆地较为发育(表9-1-1)。
表9-1-1 我国陆上低勘探程度盆地按发育时代统计表
续表
(三)多数盆地面积小，油气资源量不大
全国陆上81个低勘探程度盆地统计表明，盆地面积大于>10×104km2的盆地有4个，占5%;盆地面积为10×104～5×104km2的盆地有2个，占2%;盆地面积为5×104～1×104km2的盆地有25个，占31%;盆地面积小于1×104km2的盆地有50个，占62%(图9-1-1)。
图9-1-1我国陆上低勘探程度盆地面积分布统计图
从石油地质资源量分布统计看，大于5×108t的盆地有2个，仅占2%;5×108～1×108t的盆地有14个，占17%;1×108～0.5×108t的盆地有5个，占6%;小于0.5×108t的盆地有60个，占74%(图9-1-2)。从天然气地质资源量分布统计看，大于5000×108m3的盆地有1个，仅占1%;5000×108～1000×108m3的盆地有7个，占9%;1000×108～500×108m3的盆地有6个，占7%;小于0.5×108t的盆地有67个，占83%(图9-1-3)。
(四)总体勘探程度低，地下不明朗因素多
全国陆上81个低勘探程度盆地勘探程度相差甚大，总体勘探程度较低(表9-1-2)。目前已开发的盆地5个，总面积达14736km2;已交探明储量的盆地6个，面积达15800km2;做过地震工作并已钻探的盆地有29个，面积达603430km2;做过地震工作但未钻探的盆地7个，面积145100km2;仅进行过少量的重、磁、电工作的盆地有34个，面积672266km2。因此，多数盆地的勘探程度比较低。
长期以来，受这些盆地低勘探程度以及盆地地表和地下地质条件复杂的制约，多数盆地石油地质条件的认识程度还相当低，对地下情况的认识往往依据不多的露头和精度较低的重、磁、电资料推测而来，仅有少部分盆地的评价来自于有限的钻井和并不系统的地震资料，因此，关于多数盆地的认识还是很低的。
图9-1-2 我国陆上低勘探程度盆地石油地质资源量分布统计图
图9-1-3 我国陆上低勘探程度盆地天然气地质资源量分布统计图
表9-1-2 中国陆上沉积盆地勘探状况统计表
二、资源潜力
(一)资源潜力可观
全国陆上低勘探程度盆地石油地质资源量为100.59×108t，可采资源量为21.34×108t，分别占全国的13.15%和10.07%;天然气地质资源量为30159.47×108m3，可采资源量为17618.70×108m3，分别占全国的8.61%和8.00%。
其中东部区、中部区、西部区、南方区和青藏区石油地质资源量分别为8.71×108t、8.57×108t、11.68×108t、2.02×108t、69.61×108t，可采资源量分别为2.28×108t、2.19×108t、2.47×108t、0.40×108t、14.00×108t;天然气地质资源量分别为2974.62×108m3、695.58×108m3、1989.09×108m3、7575.82×108m3、16924.36×108m3，可采资源量分别为1328.67×108m3、411.06×108m3、1164.26×108m3、4446.30×108m3、10268.42×108m3(表9-1-3)。
表9-1-3 陆上低勘探程度盆地油气资源评价结果数据表
陆上低勘探程度盆地勘探程度普遍偏低，有石油探明储量的只有彰武、百色、三水和景谷4个盆地，有天然气探明储量的是百色、陆良、保山和三水4个盆地，待探明石油和天然气资源丰富，勘探潜力和勘探领域还很广阔。
陆上低勘探程度盆地待探明石油地质资源为100.33×108t，占总地质资源量的99.75%;待探明石油可采资源量为21.29×108t，占总可采资源量的99.78%。待探明石油资源主要分布在青藏区的羌塘、措勤、伦北、可可西里和江孜盆地，中部的河套、银根和巴彦浩特盆地，每个盆地的待探明地质资源量大于2×108t。
待探明天然气地质资源量为30116.98×108m3，占总地质资源量的99.86%，待探明天然气可采资源量为17593.70×108m3，占总可采资源量的99.86%。待探明天然气地质资源主要分布在青藏区的羌塘、昌都、措勤和比如盆地以及南方区的楚雄、思茅盆地，每个盆地的待探明地质资源量大于2000×108m3。
(二)油气勘探前景广阔
随着我国陆上盆地，特别是大型盆地油气勘探程度的不断加深，突破的难度越来越大，寻找勘探前景较好的接替领域非常必要。从资源量和资源丰度看，尚有部分外围盆地与已突破的中小盆地比较接近，因此具备突破的资源潜力;从勘探程度看，我国陆上低勘探程度盆地多数勘探程度很低，具备勘探空间和油气突破的可能;勘探技术的进步和石油地质综合研究水平的提高为从这些盆地中优选出前景较好的区带和目标提供了技术保障。
以西部的吐哈盆地、河西走廊中的酒泉盆地等的勘探过程为例，这些盆地油气勘探均经历过几上几下的反复，甚至两三代人的努力才最终取得突破。其中的勘探技术手段的进步、综合研究水平的提高和锲而不舍的钻研精神是这些盆地勘探成功的关键。再比如东部的海拉尔盆地、二连盆地等，勘探理论创新和勘探技术进步为它们的不断突破创造了条件。海拉尔盆地的勘探在最初的十多年中，形势较为低迷。从1998年开始，加大了三维地震勘探力度，创新思维，形成了海拉尔断陷盆地找油的新思路，突破复杂断块地震准确成像与认识评价技术，2001年在海拉尔盆地探明了这个盆地的第一个油田———呼和诺仁油田，提交优质石油储量1336×104t。2002年7月底，又部署钻探了贝16井，试油获得日产125.82t高产油流，估算断块地质储量超过2500×104t，从而发现了一个高产高丰度的油藏，展示了海拉尔盆地的良好勘探前景。
通过采用全新思路重新评价制约上述盆地油气勘探的关键因素，以综合研究为主导，重新认识这些盆地。同时，随着勘探技术水平的提高，过去某些勘探手段的禁区如黄土塬、复杂山地的地震勘探技术已经取得很大的进展，补充资料重新认识的基础已经具备，相信这些盆地中部分盆地仍具备较大的勘探价值与突破潜力，有望成为我国油气资源的重要战略补充区。
三、陆上低勘探程度盆地油气综合评价
(一)油气综合评价标准
在本次资评总体设计中提出的盆地类比评价参数体系与参数取值标准的基础上，针对油气资源发现趋势预测的特点，结合陆上低勘探程度盆地的具体地质特点，建立了陆上低勘探程度盆地油气综合评价标准。
主要考虑了盆地规模、油气成藏条件、资源条件、勘探工作基础条件和勘探工程技术风险等5个条件。前3个条件是决定盆地油气资源潜力和发现趋势的内在条件，后2个条件是反映油气储量发现、产能建设的外在条件。其中，盆地规模包括盆地类型、盆地面积和沉积岩厚度等3个因素;油气成藏条件包括源岩条件中的源岩厚度、源岩沉积环境、源岩热演化程度和干酪根类型等4个因素，储集条件包括储层岩性、储层沉积环境、孔隙度和渗透率等4个因素，圈闭条件包括圈闭类型、圈闭空间位置和圈闭幅度等3个因素，保存条件包括盖层岩性、盖层厚度和构造强度等3个因素，匹配关系包括区域盖层与源岩排烃、圈闭形成与源岩排烃和生储盖配置等3个因素;资源条件包括地质资源量和资源丰度等2个因素;勘探工作基础条件包括勘探程度和油气显示等2个因素;勘探工程技术风险包括目的层深度、地面条件和技术需求等3个因素。
按优劣程度，建立各个因素一级(1～0.75分)、二级(0.75～0.5分)、*(0.5～0.25分)和四级(0.25～0分)等4个级别的取值标准(表9-1-4)。
(二)综合评分计算方法
盆地油气综合评分等于盆地规模、油气成藏条件、资源条件、勘探工作基础条件和勘探工程技术风险等5个条件评价得分的加权乘积，权值是根据各条件对盆地综合评价的影响大小所赋予的一个系数。即:
全国油气储量产量增长趋势预测
式中:P—盆地评价得分
Pi—单项条件得分
qi—单项条件的权值
单项条件评分等于其子项因素的加权和，权值是根据子项因素对所属条件的影响大小所赋予的一个系数。即:
全国油气储量产量增长趋势预测
式中:Pi—单项条件得分
Pij—子项因素得分
qij—子项因素的权值
ni—子项因素的个数
(三)评价结果
通过评价，将我国陆上81个低勘探程度盆地分为一级、二级、*和四级等4个级别。
1.一级盆地
一级盆地综合评分大于0.1，包括彰武、河套、羌塘、银根、赤峰、民和、伊犁、三江、大杨树、巴彦浩特和鄱阳等11个盆地。这类盆地油气地质条件相对好，油气资源潜力大，11个盆地的石油地质资源量为68.07×108t，天然气地质资源量为8093×108m3，勘探潜力大，进一步勘探风险相对小。预测这些盆地未来20～30年内可以提交一定数量的油气储量和产量。
2.二级盆地
二级盆地综合评分为0.1～0.05，包括百色、南华北、三水、花海、洛阳—伊川、六盘山、柴窝堡、措勤、伦坡拉、句容—常州、延吉、陆良、景谷、阜新、楚雄、洞庭、金衢、保山、望江、漠河、清江、胶莱、茂名和库木库里等24个盆地。这类盆地油气地质条件相对较好，油气资源潜力较大，24个盆地的石油地质资源量为20.57×108t，天然气地质资源量为9888×108m3，勘探潜力较大，进一步勘探风险相对较小。预测这些盆地未来20～30年内可以提交一定数量的油气储量。
3.*盆地
*盆地综合评分为0.05～0.001，包括中口子、勃利、精河、汶泗、昌都、兰枰—思茅、民乐、麻阳、银川、朝阳—北票、虎林、苏干湖、西宁、库米什、建昌—喀左、雅布赖、岗巴—定日、比如、和什托洛盖、大尤尔都斯、索尔库里、陇西、可可西里、伦北、兴海、塔城、江孜—羊卓雍错、汾渭、马莲泉、巴里坤、昭苏、天水、塔什库尔干、哈拉湖、黑鹰山、塔什库勒、托云和拉萨等38个盆地。这类盆地具有一定的石油地质条件和油气资源基础，但勘探潜力不明，进一步勘探风险大。预测这些盆地未来20～30年内提交油气储量的可能性小。
表9-1-4 陆上低勘探程度盆地油气综合评价标准表
4.四级盆地
四级盆地综合评分小于0.001，包括扎格高脑、青海湖、戈木错、帕度错、日喀则、双湖、沱沱河和扎达—波林等8个盆地。这类盆地油气地质条件差，基本不具备油气资源基础，无勘探潜力。
四、油气储量、产量增长趋势预测
(一)分类预测原则
鉴于我国陆上81个低勘探程度盆地在油气资源量、勘探程度等方面存在较大差异，需要予以分类预测，以盆地综合评价结果为基础，设立资源量门槛值，并对青藏地区的盆地进行单独预测。
1.综合评价结果
一级盆地储量发现的预测时间定为2006～2030年，具有油气产量的时间定为2010年以后;二级盆地只进行储量发现的预测，时间为2011～2030年，不进行产量的预测;有油气产量的二级盆地百色、保山、景谷、陆良、三水等其储量发现和产量增长的预测时间都定为2006～2030年。*盆地和四级盆地认为这类盆地在2030年以前提交油气储量的可能性小，不予预测。
2.资源量状况
我国陆上低勘探程度盆地资源量大小不一，因此设立资源量门槛值，一部分油气资源量较低的盆地不进行发现趋势的预测。
综合评价为一级和二级的盆地中，石油地质资源量小于1000×104t，天然气地质资源量小于100×108m3的盆地不予预测，因此，清江和茂名盆地不进行石油储量的预测，洞庭和胶莱盆地不进行天然气储量的预测。
3.勘探阶段
油气勘探工作是一项以发现和探明油气田为宗旨的系统工程，这项工程并非一蹴而就，它是分阶段、按步骤依次进行的。明确划分勘探阶段，正确认识勘探阶段之间相互关系，认清不同勘探阶段所应采用的勘探技术方法和需要完成的勘探任务，遵循科学的勘探程序，是油气勘探实践中一项重要的基本原则。
在81个盆地当中，Ш类盆地包括彰武—黑山、三水、百色、保山、景谷、陆良、延吉、赤峰、句容—常州、柴窝堡、伦坡拉等11个盆地，其中百色、保山、景谷、陆良4个盆地目前有油气产量，其储量发现和产量增长的预测时间都定为25年;其余的盆地或有油气储量，或有少量产量，或者获得了工业油气流，但目前还缺乏大规模产能建设的条件，此类盆地储量发现的预测时间定为25年，具有油气产量的时间定为2010年以后。
4.青藏地区单独预测
青藏地区为高原高海拔地区，地理环境较为恶劣，对油气勘探开发的要求更高，考虑目前的油气勘探开发技术水平和此地区的油气地质认识，将羌塘盆地油气储量发现的时间定为2015年之后，有油气产量的时间定为2025年之后，而措勤盆地油气储量发现的时间定为2020年之后，没有预测油气产量。
(二)预测的前提条件
1.保证勘探工作量的投入
陆上81个低勘探程度盆地中大多数都已开展了一定的勘探工作，勘探的起始时间以20世纪六七十年代为主，像民和盆地更是从1935年就开始了油气的勘查工作。但除了百色等盆地有比较持续的勘探工作量，其他盆地的勘探进程时断时续，部分盆地只是进行了地质、地震普查，部分也只有少量钻井，缺乏地震、钻井等实物工作量持续稳定的投入。因此，对低勘探程度盆地进行发现趋势预测的一个重要前提就是在未来20～30年内需要勘探工程量的不断投入，某些有利区块需要加大三维地震工作量，进行圈闭评价，部署一定数量的探井，实现勘探的突破。
2.油气资源量在预测期间不发生重大变化
油气资源量的认识在勘探的不同阶段存在一个较大的变动过程，例如，海拉尔盆地在1986年进行的第一轮油气资源评价与1994年所进行的二轮资源评价结果相比，二轮石油总资源量增加了61.6%，2002年三次油气资源评价石油总资源量是一轮的2.17倍。因此，某些盆地在未来20～30年内由于勘探程度的提高，其资源量认识会有所改变。本次各个盆地的发现趋势预测采用新一轮资评得到的资源量数据，预测的前提就是资源量在预测时间段内不发生重大变化。
3.不排除重大发现的可能，预测为平均值
采用类比法和统计法进行盆地油气资源增长趋势预测，只是对未来一个时间段内油气储量发现和产量增长平均值的预测，不排除有重大发现的可能。
(三)石油储量、产量增长趋势预测结果
分别类比高勘探程度的盆地，对我国陆上81个低勘探程度盆地中的一级盆地进行了油气储量和产量的预测，对二级盆地进行了油气储量的预测。
从石油地质储量增长预测情况来看，2006～2010年可累计探明1000×104t，储量发现都来自于一级盆地;2010年以后随着二级盆地不断有储量发现，总的储量增加较快，2011～2015年可累计探明18042.0×104t;2015年以后，探明速度明显加快，每五年的累计储量逐渐变大，2016～2020年为24234.0×104t，2021～2025年为26827.0×104t，2026～2030年为27850.0×104t。
从石油产量增长预测情况来看，2006～2010年，五年的累计产量为27.8×104t，2010年的产量为5.6×104t，来自于百色、景谷盆地;2010年之后一级盆地的石油产量开始增长起来，2011～2015年累计产量100.0×104t，2016～2020年为250.0×104t，2021～2025年为500.0×104t，2026～2030年为600.0×104t，而2015年、2020年、2025年和2030年的年产量分别是20×104、50×104、100×104和120×104t。至2030年，全国陆上低勘探程度盆地的累计产量为1477.8×104t，将在我国石油产量中占有越来越大的份额(表9-1-5)。
表9-1-5 陆上低勘探程度盆地石油储量、产量增长趋势预测结果表
(四)天然气储量、产量增长趋势预测结果
从天然气地质储量增长预测情况来看，2006～2010年可累计探明56.7×108m3，储量发现来自于一级盆地;2010年以后储量增加迅速，2011～2015年的累计探明储量为502.3×108m3;2015年以后，盆地的探明速度加快，每五年的累计储量变大，2016～2020年为750×108m3，2021～2025年为750×108m3，2026～2030年为1000×108m3。
从天然气产量增长预测情况来看，2006～2010年，五年的累计产量为3.1×108m3，2010年的产量为0.6×108m3，来自于百色、陆良、保山盆地;2010年之后一级盆地的天然气产量开始增长，2011～2015年、2016～2020年、2021～2025年这三个五年的累计产量分别是18.1×108、50×108、100×108m3，2015年、2020年和2025年当年的产量分别为3.6×108、10×108、20×108m3;2025年以后，考虑到羌塘盆地的天然气资源可能投入开发，预测2026～2030年累计产量为280×108m3，2030年的年产量达70×108m3。总体来说，低勘探程度盆地的天然气储量、产量对全国贡献率较小(表9-1-6)。
表9-1-6 陆上低勘探程度盆地天然气储量、产量趋势预测结果表
(五)勘探开发前景较好的盆地
彰武、河套、羌塘、银根等11个综合评价较高的一级盆地有望在未来20～30年内取得勘探突破，也是81个陆上低勘探程度盆地油气储量、产量增长的主要盆地。清江、洛阳—伊川等二级盆地也会在未来的天然气勘探中取得一定的储量发现。
羌塘、河套、银根等盆地是未来石油储量、产量增长的主体。至2030年累计探明石油地质储量最多的是羌塘盆地，达1.11×108t;大于1×108t的有河套和银根盆地，大于0.1×108t的有六盘山、民和、三江等18个盆地。累积石油产量大于100×104t的有河套、民和、银根盆地;大于50×104t的有羌塘、三江、大杨树等8个盆地。
巴彦浩特、羌塘、清江等盆地是未来天然气储量、产量增长的主体。累计探明天然气地质储量最多的是巴彦浩特盆地，达395.79×108m3;其次为羌塘盆地，为350.00×108m3;大于100×108m3的还有清江、洛阳—伊川、银根等8个盆地。累积可获得天然气产量最多的是羌塘盆地，达84×108m3;其次为民和、三江和巴彦浩特盆地，都大于60×108m3。
