中国石油化工股份有限公司近期勘探进展与资源发展战略

金之钧 蔡勋育 刘金连 张 宇 程 喆

（ 1 中国石化石油勘探开发研究院；2 中国石化油田勘探开发事业部 ）

近年来，中国石化面对国际油价低位新常态、能源供需格局新变化，以油气发现和商业发现为中心，立足大盆地、聚焦大目标，突出重点、分清层次，全力推进高效勘探，在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、东部断陷盆地以及新区勘探取得了战略性突破和规模增储。“十三五”期间，在勘探对象日趋复杂、国际油价低位徘徊、天然气消费低迷、资源环境约束多重因素叠加下，油气勘探工作将依靠理论、技术、管理创新，持续推进老区精细勘探、新区新领域突破发现工程，以不断夯实可持续发展的资源基础。

1 勘探进展

1.1 塔里木盆地海相勘探发现顺北油田

塔里木盆地是中国重要的石油天然气生产基地，也是中国石化第二大油区。继塔河油田整体探明开发之后，按照“三个塔河”的战略构想进一步加强了新区、新领域、新层系的探索，先后在麦盖提斜坡的玉北地区、顺托果勒低隆起顺南—顺托[1]、顺北地区取得了一系列重大油气发现。特别是亿吨级顺北大油气田的发现，打破了以塔河油田为代表的缝洞体串珠和高点找油的传统地质认识，证实了断裂带也是油藏储集有效空间，“断溶体油藏”富集高产，具备规模建产能力。

2014年以来，在顺托果勒低隆起东北部顺北1号断裂带的顺北1井和顺北1-1H井相继获得油气发现和高产突破之后[2-3]，通过勘探开发一体化滚动评价，精细解剖顺北1断裂带，先后部署实施6口滚动评价井测试均获高产工业油气流，单井平均日产原油135t、天然气5×104m3，2016年新增三级石油地质储量1．31×108t，其中新增探明石油地质储量1386×104t、控制石油地质储量5086×104t、预测石油地质储量6600×104t，实现了“塔河之外找塔河”的战略构想。2017年在5号断裂带实施顺北5井再次取得突破，完井测试日产原油160m3、天然气8557m3。同时，中国石油在此构造带实施的跃满20井也获得高产工业油气流，进一步证实了环阿满过渡带地区良好的勘探开发前景。

顺北油田为晚期充注形成的轻质—挥发性未饱和油藏，埋藏深度大（＞7300m)、含油高度大（500m），原油具有低密度（0．786～0．825g/cm3）、低凝固点（＜-34～4℃）、低黏度（2．04～3．25mPa·s）、低硫（0．09%～0．149%）、含蜡（1．89%～5．30%）、中低气油比（40～423）的特征。环阿满过渡带从顺南、顺托、顺北1井区到顺北5井区，油气藏具有干气—凝析气—挥发油—轻质油依次变化的东气西油分布特征。

顺北油田奥陶系油藏具有整体含油气、局部富集的特征，深大断裂具有“控储、控藏、控富”的特点（图1）。主干断裂带储层发育，油气富集程度高；断裂带分段性明显，拉分段和挤压段储层相对较发育；主干断裂带内部分隔性强，顺北1井区划分为4个井组进行的开发实验表明，井组与井组之间分隔、井组内部连通，各主干断裂带储集体连通程度是控制单井产能的关键要素。

图1 塔里木盆地南北向地质剖面图

顺北地区深大断裂发育分布广，数量多，目前已落实18条北东向、北西向深大断裂带，断裂带有利面积约为4800km2，初步估算资源量17×108t油当量，其中石油资源量为12×108t，天然气资源量为5000×108m3，有望在“十三五”实现规模增储上产，2017年将在顺北1和顺北5两个断裂带上建成（30～40）×104t的原油产能。

1.2 四川盆地西部海陆相天然气勘探快速发展

1.2.1 海相勘探发现彭州气田

四川盆地中三叠统雷口坡组油气勘探始于20世纪70年代，经过40多年的勘探，仅发现了以中坝(探明天然气地质储量约为86×108m3）、磨溪（探明天然气地质储量约为254×108m3）为代表的少量中小型气藏及含气构造，全盆地未找到规模大型气藏或气藏群。

继普光、元坝大型海相气田发现后，在川西新场构造带部署实施了科探井川科1井，在雷口坡组顶部风化壳获得了86．8×104m3/d的高产气流，拉开了川西海相勘探的序幕。2012年孝深1井、新深1井均揭示雷口坡组发育优质储层，其中新深1井测试获68×104m3/d高产气流。随后在新场构造带南、北斜坡及龙门山山前带甩开部署了都深1井、潼深1井和彭州1井，3口井证实了雷口坡组优质储层在川西地区广泛分布。其中，彭州1井雷口坡组完井测试获121×104m3/d的高产工业气流，取得了龙门山山前带海相勘探的重大发现。

2014年按照主攻龙门山山前带金马—鸭子河构造带落实气藏规模、力争发现海相大气田的部署思路，部署了鸭深1井和羊深1井，实钻揭示储层累计厚度达100m以上，溶蚀孔洞发育。两口井测试分别获得天然气无阻流量81．96×104m3/d、104．23×104m3/d，新增控制天然气地质储量为1764．97×108m3，预测天然气地质储量为1732．3×108m3，成为川西海相近期规模建产的最重要区带。

川西海相雷口坡组的发现，打破了雷口坡组气藏烃源岩供烃不足的固有认识，形成了规模储层发育和多源、多期成藏的新认识，总体具有“多源多期供烃、白云岩溶蚀控储、构造—地层圈闭控藏、隆起带斜坡带富集”的成藏特点[4-5]。川西雷口坡组顶为“两隆两凹两斜坡”构造格局，隆起带、斜坡带分布区域广、面积大、幅度高，是地史上油气调整、运聚的有利指向区带；川西雷口坡组潟湖相黑灰色泥微晶云岩、藻白云岩、石灰岩具有良好的生烃潜力，资源量达1．95×1012m3，具备形成大中型气田的资源基础；二叠系及以下海相层系发育5套烃源岩，生烃潜力大，地质资源量达2．46×1012m3，是雷口坡组气藏的有力补充。雷四段潮坪相白云岩孔隙性储层，厚度大、分布广、含气性好，是雷口坡组目前最重要的勘探层段；雷二段、雷三段台缘滩相储层，是雷口坡组重要勘探领域。“十三五”期间，按照“展开隆起带、突破斜坡带、探索新层系”的部署思路，力争进一步扩大油气发现和商业发现。以龙门山山前带和新场构造带为重点目标，预计新增探明地质储量（1800～2700）×108m3，新建产能（40～50）×108m3。

1.2.2 陆相勘探取得侏罗系商业发现

四川盆地陆相碎屑岩领域发育良好的生储盖组合，其中中国石化在川西坳陷相继发现新场、洛带、中江、成都等多个气田，截至2016年底保有天然气三级地质储量1．35×1012m3。其中，深层须家河组保有三级地质储量7379．8×108m3，中浅层侏罗系保有三级地质储量 6136．28×108m3。

川西坳陷陆相深层须家河组由于埋藏深、储层致密、气水关系复杂，现有经济技术条件下，实现效益开发面临诸多难题。中浅层侏罗系埋藏较浅，受烃源岩+烃源断层的发育、相对优质储层分布和断—砂配置关系的控制，具有“通源、优储、佳配富集”的特点[6]。综合评价马井—什邡蓬莱镇组、东坡侏罗系、成都凹陷沙溪庙组、龙门山前侏罗系、川东北中下侏罗统油气成藏条件较好，为实现商业发现的主要方向。

2016年以来，聚焦中浅层侏罗系，围绕高效勘探，在东坡中江—回龙构造通过地质、物探、工程结合，加强“地质甜点”、“工程甜点”的精细描述，大力实施勘探开发一体化，部署实施的中江109D井、江沙206HF井、知新105井、知新103井测试均获得工业气流，实现了规模效益增储开发，形成了8．3×108m3/a生产能力，成为陆相重要的增储上产阵地。

1.2.3 二叠系火成岩新领域勘探取得好苗头

中二叠世末，峨眉地裂运动造成川西—川西南一带发育大面积分布的火山岩，以玄武岩为主，由南向北厚度逐渐减薄。2017年，部署在川西坳陷东坡的永胜1井首次揭示了一套优质火山碎屑岩储层，取心段孔洞发育。储层岩性主要为含集块火山角砾岩、凝灰质角砾岩、含角砾凝灰岩。储集空间主要为粒间溶孔，以砾间孔为主，溶孔多呈串珠状及网状排列，岩心溶蚀孔洞发育，储层物性好。钻井过程中，火山碎屑岩段储层气显示强烈，其中，气层3层80m，含气层4层61m。测井共解释气层2层44．6m，含气层1层9m，气水同层4层144．1m，揭示了一个新的勘探领域。

川西地区火山岩储层主要为“丘状、杂乱”的地震反射特征，具有火山喷溢堆积“中间厚、两边薄”的地震相。永胜1井发育3套储层，上储层地震响应特征为宽缓波谷加波峰，横向上不同火山机构储层发育特征有差异，在同一火山机构内连续发育，不同火山机构间隔层明显、储层不连通，中下储层横向变化大、不易识别（图2）。根据三维资料描述预测，火山碎屑岩储层发育，厚度大于60m的面积约为230km2，展示了良好的勘探前景。

图2 永胜1井火成岩地震反射特征

1.3 准噶尔盆地西北缘多层系勘探稳定增储

准噶尔盆地西北缘长期处于隆升状态，位于昌吉凹陷和四棵树凹陷油气运移有利指向区[7]，通过对四棵树凹陷油气资源重新评价，八道湾组石油地质资源量为4．7×108t，奠定了准噶尔盆地西北缘多层系发现的资源基础。

通过近年勘探实践，改变了早期的单含油层系（沙湾组）、单圈闭类型（岩性圈闭）、单稀油油藏勘探的认识束缚，形成了“双凹供烃、复式输导、岩性控圈、源外成藏、成带分布、立体富集”的成藏模式，构建了多层系含油、多类型油藏、多相态油藏立体勘探的格局。目前已发现三级石油地质储量2．5×108t，剩余地质资源量6．9×108t。该区油藏埋藏在2000m以内，相对较浅，易于开发动用，春光油田和春风油田已建成200×104t/a的产能。

沙湾组是主力勘探开发层系，各砂组尖灭线控制了沙湾组岩性油气藏的“带状”分布格局。目前沙湾组已逐步进入高成熟勘探阶段，勘探“三新”领域不断推进，纵向上由细分层系到细分层组，拓展了排691、排692、排693、排695、排604-1、排703等地层油藏范围，2016年新增控制石油地质储量1611．16×104t；平面上由描述外部河道侧缘尖灭扩展到内部多期河道侧缘尖灭，2016年春98井、106井相继钻探成功，进一步证实了内部河道尖灭带的勘探潜力。

石炭系油藏主要为断块火山岩油藏，油柱高度大，侏罗系毯砂对接的断块含油性好，发育裂缝—孔隙性储层。东翼为稠油油藏，目前新增控制石油地质储量6101×104t，规划建产3．2×104t。西翼为稀油油藏，2016年以来，苏13井测试获得日产油9．96t，苏1-13井中途测试折算日产油21．0m3，新增预测石油地质储量4332×104t，成为下步增储上产重点地区。

另外，古近系、白垩系地层—岩性油藏具有相似的成藏条件，能够形成规模储量。2016年春153E侧1井在白垩系钻遇普通稠油油藏，日产油5t左右；2017年春111井钻遇白垩系油层4层18．4m、差油层3层12．7m。通过分级评价，在油田东部白垩系落实了一批有利目标，钻探发现白垩系油藏，新增预测石油地质储量1431×104t。

1.4 鄂尔多斯盆地杭锦旗天然气勘探持续发现

鄂尔多斯盆地中国石化探区内天然气勘探主要集中在北部地区。2005年以来，通过勘探开发一体化结合和开发先导试验，顺利实现大牛地气田的勘探开发[8]，截至2016年底大牛地气田累计探明天然气地质储量为4545．63×108m3，当年天然气产量为35．17×108m3，在整体探明大牛地气田之后，近年来勘探向资源禀赋条件差的杭锦旗地区转移。

杭锦旗探区位于鄂尔多斯盆地北部，横跨伊盟隆起、伊陕斜坡和天环坳陷3个构造单元，古生界资源量为1．13×1012m3。针对该区存在烃源岩、储层、成藏条件差异较大的困难，重点深化了源储配置及构造背景控制的天然气成藏模式与富集规律认识，明确了西部超覆尖灭带地层—岩性复合气藏区、中部断层—岩性复合气藏区以及东北部鼻隆构造—岩性复合气藏区的成藏特征与勘探潜力；针对不同成藏区的特点，形成适用的勘探技术方法与勘探思路，杭锦旗区块勘探顺利展开，发现东胜气田，累计探明天然气地质储量为163×108m3，控制天然气地质储量为6006×108m3，预测天然气地质储量为2219×108m3。

杭锦旗中西部近源大型岩性气藏目标区具有近源充注、叠加连片、含气饱和度高、储量丰度高的特点。2016年以来，优选断裂带以南源储双优配置、侧向封堵条件有利区，勘探开发一体化集中部署，取得重要商业发现，落实了一个3000×108m3的规模储量区。其中，十里加汗西部锦86井区落实盒1段控制地质储量685．05×108m3，在独贵加汗盒3段落实预测地质储量433．52×108m3。2017年预计在独贵加汗盒3段、太原组新增控制地质储量600×108m3以上。

1.5 东部断陷盆地精细勘探全面推进

东部断陷盆地发育东营、沾化、惠民、东濮等18个富油凹陷，面积为7．0×104km2，经过60余年的勘探开发，全面进入高勘探程度、高资源探明程度、高认识程度的“三高”阶段。近年来，油气勘探坚定“成熟探区不成熟、经验突围有资源”信念，在深化地质特征、成藏规律、勘探技术差异研究基础上，以新理论、新方法和新技术为引领，深挖剩余资源潜力，精细评价重点增储区带，大力加强“三新”领域勘探，寻找规模效益储量阵地[9-10]。

一是对比地质条件，从勘探程度差异中明确资源潜力，在低勘探程度的海安凹陷，下凹、上坡、立体勘探中浅层，发现张家垛和曲塘两个千万吨级的含油区带，累计提交探明地质储量1353×104t，建产能20×104t；在高探明程度的新北油田，向深部多类型拓展，寻找馆下段微幅构造油藏和沙河街组地层油藏，新增控制石油地质储量740×104t、预测石油地质储量1133．57×104t。二是立足精细挖潜，从成藏有序性中寻找增储方向[11]，研究认为老油田主要位于构造带、沉积体系主体，而构造转换带、沉积结合部、地层突变带等存在若干储量“空白区”，其不是资源空白区，而是资料、认识、技术“空白区”，是勘探增储潜力区，在东营北带构造转换带发现新的近岸水下扇体，新增控制地质储量718×104t、预测地质储量1031×104t；在渤南洼陷沉积结合部，发现新的浊积岩圈闭群，新增探明和控制地质储量3010×104t，实现了主力含油层系储量连片；在溱潼西斜坡，发现南华阜三段浅层构造—岩性圈闭群，落实商业储量350×104t，新建产能8．7×104t。三是创新理论技术，从“三新”发现中拓展增储阵地，其中，东营凹陷早期成藏认识带动尚店南部地区近30年勘探新突破；远源优势运聚新思路取得盆缘多类型油藏发现，青西地区打破40年勘探沉寂；多序级不整合新认识取得盆缘地层油藏突破，呈现东营、沾化、车镇等超剥带多层系整带含油趋势；潜山多期成因机制新认识取得济阳坳陷多类型潜山商业发现；扭张—走滑构造带模型建立带来高邮、金湖、东濮、高青等地区断块圈闭群发现；河道砂体精细油藏模型建立带来埕岛北部千万吨级商业发现；叠前深度逆时偏移新技术取得高青上古生界潜山30年来新发现等。在以上创新攻关基础上，有望在东部断陷盆地年度新增控制石油地质储量 1×108t。

1.6 四川盆地及其周缘页岩气勘探快速建产

中国石化一直致力于页岩气勘探开发，2009年启动页岩气勘探评价，通过不断的勘探实践和理论创新，2012年11月28日焦页1HF井试获20．3×104m3/d的高产页岩气流，在较短时间内实现了页岩气勘探重大突破，拉开了中国石化页岩气开发序幕。2013年以来，通过勘探开发一体化实施，在涪陵页岩气田实施两期三维地震和7口探井，同时产能建设从实验井组到一期焦石坝50×108m3/a再到二期江东、平桥50×108m3/a迅速展开；截至2016年底累计探明地质储量为3806×108m3，技术可采储量为 951．5×108m3。截至 2017年 4月，涪陵页岩气田累计完成试气井288口，累计建成产能 72．9×108m3/a，累计产气 113．1×108m3，高效建成国内首个大型页岩气田。涪陵页岩气田有望形成5000×108m3规模以上的大气田，成为中国石化上游效益增长点，实现了页岩气跨越式发展。同时，涪陵气田开发带动了四川盆地页岩气的勘探突破，在永川、威远、丁山、武隆、东胜等地区五峰组—龙马溪组，井研—犍为筇竹寺组实施了一批探井，取得了一批页岩气勘探新发现，其中，威页1HF井、永页1HF井、隆页1HF井、丁页2 HF井在龙马溪组日产气量分别为 17．5×104m3、14．1×104m3、4．6×104m3、10．5×104m3，金页1HF井在筇竹寺组日产气量为5．95×104m3。

通过勘探开发实践，进一步明确了四川盆地及周缘志留系是“十三五”页岩气勘探开发的主阵地，形成了页岩气富集高产新认识[12-15]。一是优质页岩是页岩气富集的物质基础，下志留统龙马溪组优质页岩形成于深水陆棚相沉积环境，分布在川中、黔中、雪峰古隆所围限坳陷的中心部位，具有厚度大、有机质含量高[14]、有机孔隙发育、硅质矿物含量高等特征。二是构造保存是页岩气富集核心，断裂发育特征、构造样式和变形强度影响了页岩气保存，压力系数是页岩保存条件的直接体现，川南、川东南及盆缘稳定向斜区压力系数较高，页岩气保存条件较好。三是压裂增产是页岩气高产的关键，优选“高TOC、高脆性”的甜点段作为水平井穿行轨迹、垂直最大主应力方向作为水平井方位，获得最优压裂改造效果，是实现高产的关键。自主形成了南方页岩气资源评价和页岩气藏开发评价技术、复杂地质地表条件下页岩气优快钻井技术、长水平井高效分段压裂试气技术、页岩气清洁生产技术等一系列勘探开发关键技术，为中国页岩气的快速发展奠定了长效基础。

1.7 外围新区勘探不断取得重要发现

进一步加强新区的探索与拓展，先后在北部湾盆地涠西南凹陷、银额盆地新区取得重要油气发现，拓宽了勘探新领域。

1.7.1 涠西南凹陷石油勘探取得重要新发现

涠西南凹陷是北部湾盆地勘探程度最高、油气发现最多的富油凹陷。近年来，通过圈闭精细解释与地质综合研究，在涠西南低凸起西斜坡南段，发现一个向西倾伏并受断层控制的近东西伸展的鼻状构造（涠11-5W），其“构造脊”延伸至次凹供烃中心，有利于油气运聚。2015年按照“追源找脊”思路，部署涠4井钻探获得成功，两个层段测试分别获得日产油1458m3、气7．18×104m3和日产油1349m3、气7．59×104m3的高产工业油气流。2016年为追踪涠三段高产油层的分布，进一步扩大油气资源规模，同时继续探索涠四段及流沙港组含油气情况，实施了涠6井，两个层段测试也获得日产油 682．2m3、气 4．68×104m3和日产油 300．9m3、气0．583×104m3的高产油气流（图3），进一步证实涠西南凹陷涠洲组可形成相对富集的高产油藏，打开了涠西区块的油气勘探局面。2016年新增探明石油地质储量507．5×104t、控制石油地质储量172．42×104t、预测石油地质储量 957．37×104t。研究认为，涠三段、涠四段三角洲砂体发育，埋藏较浅、储层物性好，是获得高产的关键；近源、输导有利、断裂封挡和盖层保存条件好是油气成藏的主控因素；涠西区块包括西部断裂带、南部低凸起、中央洼陷带、东部斜坡带和北部扭张带，以发育断块、岩性圈闭为主，流二段有效烃源岩分布在中央洼陷带，初步落实区带资源量2．7×108t，有较大的勘探潜力。

图3 涠4井—涠6井油藏剖面图

1.7.2 银额盆地新区石油勘探取得重要新发现

银额盆地面积为12．3×104km2，是国内陆上油气勘探程度最低的盆地之一，2013年通过国土部竞争性出让招标取得探矿权。通过野外地质调查、三期沙漠地震攻关、盆地演化及烃源岩发育研究，2016年优选出务桃亥区块拐子湖凹陷中洼斜坡带部署了参数井——拐参1井。该井在下白垩统碎屑岩及基底见显示共计64．38m/42层，测井解释油层27．1m/11层、低产油层18．2m/12层、气层1．1m/1层、含气层9．3m/2层，巴音戈壁组 3419．4～3460．5m 井段射孔压裂试油，日产油51．67m3，日产气7290m3；2mm油嘴试采，日产油21．74m3，日产气2369m3，截至2016年底，累计产油1724t，累计产气27．9×104m3。

拐参1井获得工业油气流，进一步提升了银额盆地勘探价值。2016年落实巴音戈壁组预测含油面积为31．09km2，新增预测石油地质储量为 2684．6×104t。

2 发展战略

2.1 形势与挑战

一是低油价下经营形势严峻。2011—2014年中国石化上游板块利润占总利润的54%以上，自2014年下半年以来，受国际油价断崖式下跌和天然气市场低迷的严重冲击，利润出现大幅下滑，2015年首次从盈利转为亏损。

二是石油储量替代率受油价影响较大。2011—2013年高油价时期，石油基本达到储采平衡，替代率稳定在100%左右；2014年下半年油价开始断崖式下跌，受油价暴跌和低油价下可供经济有效动用储量及调整工作量大幅减少的影响，石油新增经济可采储量随之下降，2015年和2016年石油储量替代率连续两年为负（图4）。特别是成熟探区新发现多以深层低渗透油藏、超稠油油藏和小型缝洞体碳酸盐岩油藏等为主，开发难度加大，资源接替困难。

图4 中国石化近6年剩余经济可采储量及储量替代率变化图

三是天然气产销矛盾突出。影响天然气发展的因素，包括资源准备、管网建设、市场需求、价格定位和政策支撑等，特别是由于进口LNG能力集中释放，中亚天然气进入国内市场，对国内天然气发展冲击较大，制约了发现投入和建产上产。

四是勘探开发面临技术瓶颈。在向新领域探索中，勘探开发所需技术亟待攻关。在勘探上持续推进高精度三维地震勘探技术、提高地震资料品质的山前带地震勘探技术、超深井优快钻井技术、复杂储层识别描述与预测技术、提高单井产能储层改造技术等关键技术攻关，助推高效发现；在开发上加快3500m以深页岩气适用开发技术、致密油藏效益开发技术、强敏感中低渗特超稠油油藏热采工艺技术、超深层低渗油藏有效开发技术、东部复杂断块油藏提高采收率技术、深层页岩油气勘探开发技术攻关，助力快速动用。

2.2 应对低油价的主要做法

面对油田板块前所未有的生存困境与可持续发展危机，中国石化党组提出“坚决遏制油气完全成本上升势头，遏制石油储量替代率下滑势头”的总要求。实现油田板块可持续发展，核心是资源，关键是勘探！面对严峻形势，中国石化主动作为、创新发展，探索形成了应对低油价的4个有效勘探对策：

一是突出观念转变，面对生存发展困局，摒弃规模速度情结和等靠高油价幻想，立足提高发展质量和效益，在发展理念上实现了“两个转变”。从油气发现向商业发现转变，从重视储量数量向重视储量质量和储量价值转变。

二是突出高效勘探，把战略突破和规模发现作为主攻方向，强化基础研究、科学论证部署，加强项目实施全过程管控。勘探思路上提出“三个更加注重”，更加注重大盆地、富油气区带勘探；更加注重风险勘探和新区预探；更加注重天然气勘探。勘探部署上践行“三不打”，不具备战略引领意义的风险井不打；圈闭不落实的预探井不打；不新增商业开发储量的评价井不打。

三是突出价值引领，建立以地质风险和经济效益评价为核心的勘探部署决策平台，通过圈闭和预探井、勘探评价项目和地震部署项目统一优选平台进行统一排队，优选勘探项目。

四是突出创新驱动，坚持问题与需求导向，加大页岩气、四川盆地海相、塔里木盆地深层等新区、新领域勘探瓶颈技术攻关。建设完善技术管理体系，加强技术可行性论证、加强方案设计优化。

2.3 发展潜力

中国石化探区石油地质资源量为290．4×108t，目前累计探明石油地质储量为87．63×108t，保有控制石油地质储量为12．9×108t，预测石油地质储量为17．97×108t，剩余石油资源量为 202．77×108t，资源探明程度为30%，处于勘探中期阶段，具备持续发展的资源基础。东部富油凹陷重点探区虽然勘探程度高达49．4%，已经处于勘探中后期，勘探难度逐步加大，但在层系上、平面上存在着勘探程度、资源发现程度的不均衡，在勘探类型上隐蔽油气藏类型多，在2011—2016年新增控制、预测石油地质储量中，岩性油气藏、地层油气藏储量分别占新增控制石油地质储量及预测石油地质储量的61．6%、65%，也呈现出勘探发现的长期性。

天然气地质资源量为22．1×104m3，累计探明天然气地质储量为2．31×104m3，保有控制天然气地质储量为2．13×104m3，预测天然气地质储量为2．07×104m3，剩余天然气资源量为 19．8×104m3，资源探明程度为10．2%，处于勘探早期阶段，具备快速发展的潜力。其中，四川盆地、鄂尔多斯盆地天然气资源探明率分别为16%、22．9%，东海陆架、塔里木盆地天然气资源探明率分别为5．04%、5．23%，天然气资源丰度高，升级潜力较大。

东部断陷盆地、海相碳酸盐岩、中西部碎屑岩、海域和页岩气等具有丰富的油气资源（表1），是未来油气勘探的主战场，具备年均新增控制石油地质储量2×108t、天然气地质储量2000×108m3的资源潜力。

表1 中国石化五大领域资源探明程度及发展潜力表

2.4 发展方向

2.4.1 东部断陷盆地

东部断陷盆地发育东营、沾化、惠民、东濮等18个富油凹陷，石油地质资源量为140×108t，天然气地质资源量为2．5×104m3。截至2016年底，累计探明石油地质储量为68．9×108t、天然气地质储量为5359×108m3。东部陆相断陷盆地普遍具有断裂活动强烈、多物源、近源沉积、岩相和岩性变化大的特点[16]，与此伴生的多是与岩性变化和地层超覆有关的非构造圈闭以及特殊类型的地层圈闭和潜山圈闭，蕴藏着丰富的油气资源。近年来，随着隐蔽油气藏勘探理论与层序地层学技术方法的发展完善[17]，隐蔽油气藏已经成为主要的勘探对象，在年度探明储量中的比例不断增加，仍是中国石化储量增长和建产的主阵地[18]。“十二五”以来，东部油区全面深化隐蔽油气藏勘探，先后发现了青南、三合村、张家垛等岩性油气藏、地层油气藏，探明石油地质储量为4．45×108t，占同期新增探明石油地质储量的40．3%；新区新建产能为486．7×104t，占同期新建产能的37．4%；原油产量为1．9×108t，占同期原油产量的75．8%。2016年原油产量为2718×104t，占同期中国石化原油产量的 76．3%。

虽然东部富油凹陷石油资源探明率平均为49．4%，但剩余资源量较大、剩余资源丰度较高，其中剩余石油地质资源量为70．65×108t，剩余天然气地质资源量为2．45×1012m3，剩余资源丰度平均为10．2×104t/km2，增储领域广阔，系统配套好，相对成熟的勘探实践经验、理论技术有助于实现资源快速转化，仍然是持续深化勘探、寻找优质储量的主要阵地（图5）。因此以济阳等富油凹陷为重点，深化主力油气区精细评价勘探，持续探索“三新”领域（低勘探区带、层系以及新类型），具备年均新增控制石油地质储量1×108t的潜力。其中古潜山、浅层次生岩性圈闭、地层圈闭、盆缘小洼陷、深层岩性圈闭成为“三新”领域关注的重点对象。

图5 中国石化东部富油凹陷剩余资源量及剩余资源丰度

2.4.2 海相碳酸盐岩

中国海相碳酸盐岩分布范围广阔，油气资源丰富，主要集中在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地[19-22]。中国石化海相碳酸盐岩领域主要分布在四川、塔里木、鄂尔多斯三大盆地及南方地区，其中塔里木盆地石油地质资源量为45．6×108t，塔里木盆地、四川盆地天然气地质资源量为6．46×1012m3。

“十二五”以来，海相领域取得了良好进展，在四川盆地川西地区雷口坡组发现了彭州气田，在塔里木盆地顺托地区发现了顺北油田，快速高效地探明了元坝超深层生物礁气田并形成了40×108m3天然气产能基地，塔河油区奥陶系储量规模持续扩大。2011—2016年累计新增探明石油地质储量为3×108t，占同期中国石化新增探明石油地质储量的27%；新增探明天然气地质储量为2469×108m3，占同期中国石化新增探明天然气地质储量的30%。截至2016年底，海相领域累计探明石油地质储量13．36×108t、天然气地质储量8047×108m3，分别占中国石化探明地质储量的24．5%和61．3%，海相领域已经成为增储上产的主阵地，具备年均新增控制石油地质储量5000×104t、天然气地质储量500×108m3的潜力。

海相领域油气田具有规模整装、资源丰度高、剩余资源潜力大的特点，总体上处于大发现、大发展阶段[23-27]。中国石化在海相领域积累了丰富的理论技术、实践经验，为海相领域发展提供了重要保障。根据近期勘探进展、剩余资源、目标准备和工程技术适应程度，海相碳酸盐岩领域勘探重点是战略展开塔里木盆地顺北、川西雷口坡组，战略突破塔河深层和塔中—顺南奥陶系、四川盆地二叠系和寒武系—震旦系、中扬子海相、鄂尔多斯盆地海相，战略准备塔里木盆地寒武系、四川盆地山前带。

2.4.3 中西部碎屑岩

随着不断攻克储层物性下限的水平井、体积压裂等关键技术的进步，中国中西部碎屑岩领域勘探开发快速发展，尤其是低品位、低丰度资源以及致密油气的勘探开发潜力得到释放，是中国未来较为现实的接替资源，通过进一步加大勘探开发力度和技术应用，致密油气将发挥重要作用[28-29]。

鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、四川盆地等盆地的致密油气资源丰富，是未来勘探的重点，中国石化探区石油地质资源量为55．6×108t，天然气地质资源量为7．6×1012m3。“十二五”以来，碎屑岩领域油气勘探快速推进，分别探明了千亿立方米级的成都气田、亿吨级的红河油田和春风油田，以及泾河、渭北、新场3个中型油气田；控制了元坝中浅层、哈拉德、春晖3个中型油气田。2011—2016年，新增探明石油地质储量为3．46×108t，占同期中国石化新增探明石油地质储量的 31．5%；2016年原油产量为 208．9×108t，占同期中国石化原油产量的5．9%。2011—2016年新增探明天然气地质储量为4081×108m3，占同期中国石化新增探明天然气地质储量的50%；2016年常规天然气产量为64．8×108m3，占同期中国石化常规天然气产量的42．5%。

重点盆地碎屑岩领域储层致密，储量品质较差。“十二五”以来新增储量中，低渗透占比63%、稠油占比33%、稀油占比4%。因此，寻找优质可动用储量，加快建产步伐是勘探重中之重的工作。

根据资源条件、目标准备及工程技术适应程度，重点盆地碎屑岩领域石油勘探主攻方向是准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地南部，天然气勘探主攻方向是鄂尔多斯盆地、四川盆地，具备年均新增控制石油地质储量3000×104t、控制天然气地质储量1000×108m3的增储规模（表2）。

2.4.4 发展页岩油气是实现可持续发展的有效途径

北美页岩油气革命，扭转了世界能源供给的格局，实践证明，页岩油气也是中国石化增储上产和可持续发展的重要领域。

表2 中国石化中西部盆地碎屑岩领域勘探潜力表

通过强化页岩气地质评价、富集规律等基础研究，攻关深层和常压页岩气钻完井、压裂测试等瓶颈技术[30-31]，新落实2～3个产能建设新阵地，并在常压、深层、新层系等页岩气领域取得突破。目前四川盆地五峰组—龙马溪组4000m以浅已评价落实资源规模万亿立方米以上，为“十三五”页岩气持续规模建产提供了资源基础；盆地周缘志留系深层、常压页岩气是下步增储的重要领域；新层系是未来页岩气拓展的重要方向（表3）。

中国石化页岩油也具有较广阔的资源前景，目前在济阳坳陷、苏北盆地、泌阳凹陷和潜江凹陷老井复查中，有900多口井页岩层段见到油气显示，95口井获工业油流。济阳坳陷新义深9井、义182井、义186井、义187井、罗42井、牛52井等井在常规勘探中，已经在泥页岩段获得高产工业油流，其中新义深9井累计产油11346t；潜江凹陷王场地区潜江组盐间也开展了试采试验，试采井51口，累计产油超过10×104t，其中有2口井累计产油超过1×104t、5口井超过5000t，呈现出页岩油勘探极大的发展潜力；估算页岩油资源量为64．76×108t，其中东部地区页岩油资源量为46．17×108t，西部地区页岩油资源量为 18．59×108t（表 4）。

表3 中国石化重点盆地页岩气攻关领域及方向

下步将在前期成烃机制、储集条件以及富集机理研究认识的基础上，进一步深化页岩油基础研究和油藏评价；开展页岩油商业油流攻关和开发井组试验；落实页岩油勘探开发储量阵地。初步将页岩油气勘探突破方向划分为3个层次：中—高成熟度高压区（潜江凹陷、济阳坳陷深凹区等）；中—高成熟度常压—低压区（泌阳凹陷等）；中—低成熟度页岩油层系（鄂尔多斯盆地、金湖凹陷）。

3 结语

低油价以来，中国石化勘探工作紧密围绕公司发展战略，持续推进突破发现与规模增储工程，实现了石油持续稳定和天然气快速上产。在面临资源禀赋日益变差、国际油价持续低迷等多重挑战下，中国石化应进一步解放思想、扎实工作，以“突破增储、效益稳产、技术创新、综合降本”为目标，油气并举，常规和非常规并重，大打勘探进攻战，不断扩大东部断陷盆地、海相碳酸盐岩、重点盆地碎屑岩和页岩气等四大领域的资源优势主战场，努力开辟油气勘探新局面，为保障国家能源安全作出新贡献。

表4 中国石化重点盆地页岩油资源潜力表

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