常规油气勘探程度分析新方法及其应用

李建忠 梁 坤 武 娜 马 卫 佘源琦 杨 慎

（中国石油勘探开发研究院）

油气勘探程度是用于反映油气勘探程度和未来发展潜力的重要指标。客观认识勘探程度对于国家制定正确的产业政策和石油公司制定科学的规划方案都至关重要。目前，国内外油气勘探程度划分方法多样，没有统一的标准[1-9]。埃克森美孚公司等采用地震、钻井、油气发现等指标定性划分勘探程度；潘源敦等采用地震和钻井密度指标定性划分勘探程度[1]；方小东将勘探工作量和资源探明率组合形成勘探程度指数，定量划分勘探程度[2]；贾文瑞、尚尔杰则综合考虑勘探工作量、资源探明率和地质认识程度，定性划分勘探程度[3-4]。总体看，传统的勘探程度划分强调工作量投入、地质认识程度和资源探明率等方面，但由于勘探程度划分方法、依据与标准不同，没有形成被广泛采纳的方案。在实际工作中，由于资源探明率指标操作简单、直观，被广泛应用。但由于资源探明率是探明储量与资源量的比值，而资源量的求取又与评价人员对地下地质情况的熟悉程度、数据充分性以及评价人员认识观有很大关系，资源探明率具有很大的不确定性。

美国页岩油气革命推动油气地质理论认识、勘探开发模式的颠覆性发展，页岩油气呈现出资源规模大、油气藏边界不清晰、勘探增储以区块接替为主等特点，勘探认识与增储规律与常规油气极为不同，一旦选准主力层系和有利区域，可以连续大规模增储。非常规油气是我国未来油气增储上产的重要领域，目前勘探处于起步阶段，资源量变化大，发现点多量少，拟合难度大。因此本文以常规油气为主，探讨常规油气勘探程度划分的新思路和新方法，目的是提供一条可以更加客观认识我国油气勘探程度与资源潜力的方法和途径。

1 传统勘探程度划分的局限性

1.1 传统的勘探程度划分标准

武守诚采用成熟度判定勘探程度[5]。成熟度是指某年末累计探明地质储量和剩余控制储量之和与总资源量的比值，成熟度＞70%为高成熟区；成熟度为30%～70%为成熟区；成熟度≤30%为未成熟区。钱基根据勘探发现过程，按照资源探明率（某年末累计探明地质储量与总资源量的比值）指标判定勘探程度，探明率≤20%为勘探早期阶段；探明率为20%～60%为储量发现高峰阶段；探明率＞60%为勘探萎缩阶段[6]。目前，常用的勘探程度划分标准是上述两者的结合，通常采用资源探明率作为划分指标，资源探明率≤30%为勘探早期阶段，资源探明率为30%～70%为勘探中期阶段，资源探明率＞70%为勘探晚期阶段[10]。按照此模型，整个新增探明储量生命周期呈钟形正态分布（图1）。

图1 目前常用的油气勘探程度划分标准

1.2 传统勘探程度划分存在的问题

资源探明率是一个国家或一个盆地到某一个时间基点时累计探明地质储量与该国家或盆地所拥有资源量的比值。由于累计探明地质储量属于确定值， 资源评价结果的不确定性是影响资源探明率准确性的主要因素。

油气资源评价方法主要包括成因法、类比法和统计法三大类，每种方法都有各自的局限性。成因法的生烃、运移和聚集过程依赖实验和数值模拟，导致生烃率、运移系数和聚集系数等关键参数很难求准。类比法的资源量估算结果的准确性与类比对象的选择、类比系数的确定密切相关，而上述两个参数的选取很大程度上依赖于评价人员的经验，人为的主观影响很难消除。统计法人为干预少，评价结果受历史数据影响较大，但回归模型选择的准确性、历史数据的充分性等都是影响评价结果的重要因素。

由于资源量计算存在较大的不确定性，用资源量数据求取的资源探明率自然也存在不确定性，使得运用资源探明率单一指标判断勘探程度可能会存在较大误区。以全国石油资源量与资源探明率变化为例，2005 年以来，全国石油新增探明地质储量进入新增长高峰，年新增探明地质储量连续10 年超10×108t，至2015 年全国累计探明地质储量为367×108t，较2005 年的256×108t 增长43%，勘探程度进一步提高。但是，如果依据国土资源部2015年公布的资源动态评价结果，全国石油资源量由2005 年的765×108t 增至2015 年的1257×108t，全国石油资源探明率由2005 年的34%降至2015 年的29%。虽发现了很多新储量，但资源探明率不升反降，这与勘探发现历程相悖。按照传统的勘探程度划分标准，我国石油勘探程度由中期阶段变为早期阶段，这显然不符合目前石油勘探的总体形势，未能客观反映石油勘探现状与发现的真实历史。

2 勘探程度划分思路与方法

2.1 勘探程度划分的基本思路

油气勘探是一个实践—认识—再实践—再认识的过程，地下油气资源在不断认识、探索中逐渐清晰明朗，因而探明储量增长趋势、主要目的层变化、油气藏类型、油气藏品质与资源类型在不同勘探程度都会表现出不同特征和规律性，从而为客观判断勘探程度提供了参考依据。总体看，要对一个盆地的油气勘探程度进行客观划分，需要从多方面分析入手。

一是探明储量的变化。从初期勘探到成熟勘探，对地下油气藏分布规律的认识是从未知到有知、从初识到深知、从无规律到有规律，这导致油气藏的发现一定会是从随机发现到有针对性发现的过程，反映在储量增长上，是从大起大落到稳定增长再逐渐减退的过程，可以基于一个盆地或一个国家油气储量的增长变化，达到对勘探程度的定性判断[10-13]。美国常规石油勘探经历了百余年历史，构成一个完整的初期—中期—晚期的勘探程度周期。20 世纪30 年代中期之前为勘探早期，年新增探明储量波动增长；30 年代后期至1990 年，经历了50 余年的储量稳定增长阶段，属于勘探中期；90 年代以来，储量缓慢下降，进入了勘探晚期（图2）。松辽盆地也表现出相似特点，早期以大庆长垣、扶余等大型构造油田发现为主，探明储量跳跃式增长；1970 年以后，长垣两侧大面积岩性油藏成为增储重点，实现了近40 年的稳定增储；2010年以来，增储规模明显下降，特低渗透、致密油成为勘探重点（图3）。

二是勘探目的层的变化。一个盆地在勘探初期，由于油气成藏条件不清、油气分布规律不明，勘探发展会遵循从无目的层到有目的层的变化，储量增长也会从分散到集中，只要关注储量层系分布的变化，将有利于判断勘探发展阶段。中国经过60余年勘探，随着地质认识程度提高，陆上重点盆地主要含油层系基本明确，2019 年全国78%的石油探明地质储量来自三叠系、白垩系、古近系和新近系4 套层系（图4）。

图2 美国常规石油储产量变化历史

图3 松辽盆地历年石油新增探明地质储量直方图

图4 中国历年石油新增探明地质储量含油层系构成图

三是发现油气藏类型的变化。分析世界上多个勘探程度很高的盆地的油气藏类型发现及变化规律，随着勘探程度的加深，一个盆地油气藏类型的发现顺序一般是从构造油气藏到岩性—构造油气藏，再到岩性油气藏。通过统计盆地油气藏主要类型发现趋势，可以帮助判断勘探发展阶段。回顾我国油气勘探历程，1970 年之前以二维地震资料为主，勘探对象主要是易于识别的大型构造圈闭，石油新增探明地质储量中构造油藏占比为90%以上；1970 年以来，随着三维地震、水平井和压裂改造等勘探技术进步，岩性地层等隐蔽性圈闭逐渐成为重要勘探对象，石油新增探明地质储量中构造油藏比例逐渐降低，2019 年岩性地层及低品位储量比例已达75%（图5）。目前，松辽、鄂尔多斯盆地石油新增探明地质储量80%以上来自岩性地层油藏和低品位油藏，准噶尔盆地岩性地层油藏储量占比也在迅速提高。

图5 中国历年石油新增探明地质储量油藏类型构成图

四是油气藏品质与资源类型的变化。据统计，一个盆地最先发现的多数是优质常规资源，随着勘探程度的加深，资源品质会逐渐变差。总体趋势是油气藏规模由大中型油气藏向小型、特小型油气藏转变，油气藏品质由高渗透、中高渗透向低渗透、特低渗透变化，最后可能发展到以非常规资源为主[14-21]。图6 显示了我国历年石油新增探明地质储量渗透率构成，特低渗透—致密储量（渗透率＜5mD）占比逐年增加，“十三五”期间占比达到39%。

图6 中国历年石油新增地质探明储量渗透率构成图

2.2 油气勘探程度划分新方案

综上分析，基于探明地质储量增长表现出的多方面特征，提出油气勘探程度新方案（表1）。新方案除资源探明率外，还包括探明储量增长特征、含油目的层变化、油气藏类型、油气藏品质与规模等指标。与传统的依据资源探明率单一指标划分勘探程度相比，新方案具有4 方面特点：（1）新增探明地质储量增长呈偏正态分布，而非传统的正态分布，这是对全国新增探明石油地质储量历史数据进行拟合得出的新认识；（2）勘探早期阶段结束节点对应的资源探明率为15%，勘探中期资源探明率区间为15%～65%，由此产生了新的变化，即储量增长高峰明显前移，且高峰期对应的年资源探明率大于0.8%；（3）划分标准由资源探明率单一指标扩展为5 项指标，对勘探程度的认识由定量评价转变为定量、定性评价相结合；（5）资源探明率由约束性指标转变为参考指标，勘探程度通过5 项指标综合判断。与过去划分方案相比，新方案显然具有两方面优势：一是将勘探发现规律、地质认识程度等通过储量增长特征加以表征，较好地克服了人为性和主观性；二是通过5 项指标综合判断，最大限度克服了由于资源量计算不确定性带来的阶段划分不准确问题。由于不同盆地油气成藏地质条件存在差异，储量增长特征也会明显不同。因此，在分析不同盆地所处勘探程度时，需要依据各项指标综合进行判断。

表1 常规油气勘探程度划分新方案

3 我国油气勘探程度研判

根据勘探程度划分新方案和标准，对全国及重点盆地石油、天然气勘探程度进行了综合分析。总体上，石油勘探程度相对较高，天然气勘探程度较石油低，且不同盆地的勘探程度存在明显差异。

3.1 我国常规石油勘探程度

从常规石油勘探来看，全国石油新增探明地质储量保持高基值稳定增长，勘探重点领域和含油层系基本明确，岩性地层油藏已成为增储重点，新增储量品质明显下降[22]。按照勘探程度划分新方案，处于勘探中期偏后阶段。从主要含油气盆地看，松辽盆地、渤海湾盆地陆上勘探程度最高，总体已进入勘探晚期，未来勘探以精细勘探为主；渤海海域、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和塔里木盆地石油勘探均进入中期阶段（图7）。表2 对重点盆地勘探程度认识进行了对比，其中旧方案中资源探明率据国土资源部2015 年动态资源评价结果测算。总体看，新方案较旧方案的勘探程度有不同程度提高，松辽盆地、渤海湾盆地陆上由勘探中期阶段提高到勘探晚期阶段，准噶尔盆地、塔里木盆地由勘探早期阶段提高到勘探中期阶段，鄂尔多斯盆地、渤海海域两种方案均为勘探中期阶段。

3.2 我国天然气勘探程度

从常规天然气勘探看，全国新增天然气探明地质储量进入稳定增长阶段，含气层系较为明确，海相碳酸盐岩、前陆冲断带及大面积低渗透砂岩气藏是主要勘探领域[23-27]，按照新的勘探程度划分方案，天然气勘探应处于早—中期阶段。从主要含气盆地看，鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地均已进入勘探中期阶段（图8、表3）。

图7 全国及重点含油盆地勘探程度对比图

表2 全国及重点含油盆地勘探程度认识对比

图8 全国及重点含气盆地勘探程度对比图

表3 全国及重点含气盆地勘探程度认识对比

4 结论与讨论

（1）与传统勘探程度划分相比，基于资源探明率、储量增长趋势、勘探目的层变化、油藏类型变化、储量品质及规模变化5 项指标划分勘探程度的新方法，综合考虑了勘探发现和储量增长特征与规律，体现了勘探实践过程，判别更为科学客观。

（2）根据勘探程度划分新方法和标准研判，我国石油勘探程度相对较高，如果不考虑青藏、南海中南部等地表复杂区，勘探进入中期偏后阶段，规模增储难度增大；天然气勘探程度较低，刚进入早中期阶段，未来发展仍具有较大潜力；东部松辽盆地、渤海湾陆上盆地进入勘探后期，中西部鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔等盆地和渤海湾海域仍处于油气勘探早中期—中期，具备规模增储潜力，是未来勘探发现的重点区域。

（3）5 项指标划分勘探程度的新方法也有一定的局限性。该方法仍无法摆脱认识的局限性，针对理论认识进步带来资源类型拓展、资源量增加等情景，也需要根据认识不断进行修正；另一方面，该方法尚不适用于非常规油气勘探程度的划分，在应用时需将常规油气与非常规油气区别开来，分别做出判断。