中国石油油气资源潜力分析与勘探选区思考

胡素云，李建忠，王铜山，汪泽成，杨 涛，李 欣，侯连华，袁选俊，朱如凯，白 斌，卓勤功

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

“十三五”以来国内油气勘探取得大发现的难度日益增大，油气勘探不断向深层—超深层、复杂油气藏、非常规等领域延伸[1-4]，新增储量在规模上保持基本稳定，但老区周边滚动挖潜增储、复杂隐蔽性油藏等已经成为主要增储目标，发现的油藏类型以致密低渗、稠油、特殊岩性油藏为主，规模增储的难度进一步增大[1]。因此，厘清勘探形势、明确油气资源储量规模、确定有利勘探区是勘探业务高质量发展的重要前提。本文以近10年来油气勘探实践、地质理论认识与关键技术发展等资料为基础，立足当前国内油气勘探新形势、新要求，梳理了中国石油油气勘探形势、挑战及对策，分析了剩余油气资源潜力及分布特点，论述了中国石油探区未来油气勘探重点领域、方向和区带，以期为保障我国能源安全、减缓油气供给压力、推动油气勘探规划部署提供借鉴。

1 中国石油近年勘探形势与挑战

1.1 油气勘探形势

近年来，我国油气安全形势日益严峻，油气勘探开发面临重大挑战[5-6]。首先是国际局势多变，油价持续在中低价位徘徊。特别是2020年以来，全球石油供求结构失衡叠加“新冠疫情”影响，国际油价持续低位运行。随着石油减产协议达成，国际油价有小幅回升，但全球原油供需矛盾仍待化解。预计未来几年仍有可能维持在每桶50～70美元以下，低于很多国家的生产成本。

其次，我国油气对外依存度持续攀升。近几年，受资源赋存条件变差、油气勘探成本增高、资源经济效益欠佳、上游投资不足等因素影响，国内原油产量连续下降。2018年，我国原油净进口量为4.6×108t，同比增长10.9%，原油对外依存度达到70.5%，较上年提高2.5个百分点。同时，国内石油表观消费6.25×108t，首次突破6×108t(图1)。我国天然气的对外依存度也大幅攀升。在环保政策、“煤改气”等政策影响下，全年天然气消费量约为2 766×108m3。我国全年天然气进口量为1 254×108m3，对外依存度超过40%(图1)。预计未来几年我国油气对外依存度还将继续上升，构建全面开放条件下的油气安全保障体系，提升国际油气市场话语权，成为当务之急。

图1 我国石油和天然气对外依存度变化趋势Fig.1 Trends in external dependence of oil and natural gas in China

2020年第十三届全国人民代表大会第三次会议的政府工作报告再次重点强调，要保障能源安全。推动煤炭清洁高效利用，发展可再生能源，完善石油、天然气、电力产供销体系，提升能源储备能力。习近平总书记作出大力提升油气勘探开发力度、保障国家能源安全等系列重要指示，站在保障国家能源安全战略高度，为我国石油下一步做好石油勘探开发工作指明了方向、提供了遵循目标，既是明确要求，也是殷切期望，更是极大鞭策。中国石油作为国有重要骨干企业和我国石油生产供应主导企业，大力提升国内勘探开发力度，努力保障国家能源安全，是义不容辞的重大责任，也是公司实现高质量发展、建设具有全球竞争力世界一流企业的内在需要。目前国家能源局制定的油气行业增储上产的“七年行动计划”正在有序开展实施，着眼保障国家能源安全，大力推进油气勘探开发，全面加强天然气产供储销体系建设，确保2022年我国原油产量重上2×108t。

1.2 油气勘探面临挑战

当今世界正处于地缘多极化、经济全球化、社会智慧化、文化多样化的大变革与大调整期。中国作为全球最大的石油吸收市场、最具潜力的天然气吸收市场和重要的油气生产国，如何应对内外环境变化，不断加大油气资源勘探开发力度，以最大限度满足新时期国家安全与国民经济持续健康发展的需要，是摆在石油地质学家和工程技术大师面前亟待回答的命题。总体来看，我国石油未来勘探主要面临4个方面的挑战：

(1)常规油气总资源量依然丰富，但分布相对分散。目前我国石油的资源量为1 085.57×108t，探明储量在398.54×108t，剩余资源量达687.03×108t。我国天然气资源量为55.89×1012m3，探明储量15.26×1012m3，剩余资源量达40.63×1012m3(图2)。虽然剩余资源丰富，但资源分布相对分散，如渤海湾盆地剩余24.5×108t中高渗资源，分布于9个层系60个层单元，发现优质储量难度很大。

图2 我国主要盆地石油与天然气资源量及探明储量Fig.2 Oil and gas resources and proved reserves in major basins of China

(2)勘探程度总体较高，发现新储量难度加大。采用探明率、储量增长特征、目的层变化、油藏类型、储量品质等5个因素，综合划分勘探阶段后发现，我国石油和天然气总体处于勘探中晚期(图3)。石油勘探总体进入中—中后期阶段，松辽、渤海湾盆地进入勘探晚期，鄂尔多斯盆地进入勘探中期偏后，塔里木、准噶尔盆地进入勘探中期。天然气勘探总体处于早—中期阶段，全国和三大含气盆地(四川、鄂尔多斯、塔里木盆地)则均已进入勘探中期阶段。勘探程度越高，发现新储量的难度越大。

图3 中国石油主要盆地石油和天然气勘探程度Fig.3 Oil and gas exploration degree in CNPC’s main basins

(3)重大领域接替尚不明朗，可持续发展面临挑战。2000年以来，中国石油油气勘探增储领域没有发生根本性变化。岩性地层、成熟探区仍是石油增储的主体，“十二五”以来占比接近85%。天然气则仍以岩性地层、碳酸盐岩和前陆三大领域为主，“十二五”以来占比70%。四大增储领域并未发生本质改变，变化的是理论认识的深化和勘探技术的换代发展。

(4)低品位、非常规油气成为增储重点，效益发展面临挑战。我国新增探明油气储量中，低渗透、低丰度、非常规等低品质储量占比持续走高(图4)。低渗—致密石油储量占比由“十五”期间的68%增长到“十二五”期间的79%，2018年占比达92%；低渗—非常规天然气储量占比由“十五”期间的72%增长到“十二五”期间的92%，2018年占比高达99%。非常规油气是近期及未来增储上产的生力军。目前，国内致密气形成了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组两大规模储量区，产量突破300×108m3；页岩气实现从无到有，形成了威远、长宁两大页岩气生产基地，探明天然气地质储量4 447×108m3，2018年页岩气产量达43×108m3，目前正在加快建产，预计到2020年底产量将达到120×108m3。国内非常规油气勘探程度低，但剩余资源丰富，随着工程技术不断进步，将逐渐成为中国石油近期及未来最现实的接替领域和增储重点，具有较好发展潜力和前景。创新换代发展技术、实现低品位资源规模效益开发是确保勘探突破、提升勘探效益的重要保障。

图4 中国石油2000年以来各领域石油与天然气新增探明储量变化Fig.4 Changes in new proven reserves of CNPC oil and natural gas in various fields since 2000

1.3 油气勘探重要举措及成效

为应对油气安全的严峻形势和重大挑战，中国石油采取五大举措强力推进油气勘探：①提出高效勘探新理念，引领勘探工作；②召开盆地技术座谈会，明确勘探方向；③加大风险勘探投入，寻求战略突破；④推进矿权区内部流转，激发勘探活力；⑤强化研究和技术攻关，保障勘探发现。

上述重大举措的贯彻实施，推动油气勘探取得4个方面重要成果，为保障国家能源安全做出了贡献：①油气勘探取得了10项战略发现和10项重大突破，开辟了新的接替领域、拓展了增储上产主战场；②在中西部地区五大盆地集中勘探落实15个规模储量区，新增石油天然气储量占比分别为59%和66%，增储建产资源基础进一步夯实；③东部地区松辽、渤海湾盆地精细勘探落实了19个效益储量区，“十三五”以来新增探明储量2.4×108t，三级储量近10×108t，奠定了老区持续稳产的资源基础；④推动油气探明储量持续保持高位增长，新增石油探明储量连续14年超6×108t，奠定了原油稳产的资源基础；新增天然气探明储量连续13年超4 000×108m3，天然气快发展资源基础进一步夯实，2019年天然气年产量达到1 180×108m3以上。

2 中国石油探区剩余油气资源潜力

2.1 常规油气剩余资源潜力

“十三五”全国油气资源评价结果表明，中国石油矿权区内常规石油地质资源量481.75×108t，剩余石油资源278.12×108t；常规天然气地质资源量39.62×1012m3，剩余天然气资源33.97×1012m3。剩余石油资源主要集中在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔及柴达木等六大盆地[7-11]，剩余资源合计188.29×108t，占到总剩余资源的80%。剩余资源以渤海湾与准噶尔盆地最多，分别为47.70×108t和46.47×108t，其次是松辽盆地与塔里木盆地，分别为35.95×108t和35.72×108t(图5)。剩余天然气资源主要集中在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔及柴达木等七大盆地，剩余资源合计28.24×1012m3，占到总剩余资源的97%。四川盆地最为富集，剩余资源10.48×1012m3，其次是塔里木盆地，剩余资源7.55×1012m3(图5)。

图5 中国石油矿权区常规剩余石油和天然气地质资源盆地分布Fig.5 Distribution of remaining conventional oil and gas resources in basins in CNPC’s mining areas

2.2 非常规油气剩余资源潜力

非常规油气资源包括致密油、页岩油、致密砂岩气、页岩气及煤层气资源[7-9]。中国石油矿权区内致密油总地质资源量107.59×108t，剩余资源68.29×108t；页岩油总地质资源量200.88×108t，剩余资源198.23×108t；致密砂岩气总地质资源量18.41×1012m3，剩余资源14.72×1012m3；页岩气总地质资源量39.71×1012m3，剩余资源39.39×1012m3；煤层气总地质资源量20.96×1012m3，剩余资源20.56×1012m3。

根据“十三五”资源评价对致密油的定义，源外致密储层中的石油为致密油。致密油探明程度在非常规油气资源中相对较高，探明率为37%，但剩余资源依然丰富，主要分布在鄂尔多斯、松辽及渤海湾盆地(表1)。其中，鄂尔多斯盆地致密油剩余资源为34.90×108t，主要发育在三叠系延长组6段与8段；松辽盆地致密油剩余资源16.37×108t，主要发育在白垩系泉头组4段；渤海湾盆地致密油剩余资源9.68×108t，主要发育在古近系沙河街组。3个盆地剩余致密油资源占到总剩余致密油资源的89%。

表1 不同盆地中国石油矿权区非常规油气剩余资源分布Table 1 Distribution of remaining unconventional oil and gas resources in CNPC’s mining areas in different basins

页岩油为源内油藏，包括源内致密储层与纯页岩中的资源。整体探明程度很低，探明率仅1%，剩余资源规模较大，达到198.23×108t(表1)，其中包括纯页岩类资源76.05×108t。剩余资源主要集中在鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段、松辽盆地白垩系青山口组一、二段、渤海湾盆地古近系沙河街组、准噶尔盆地二叠系及四川盆地侏罗系，5个盆地剩余页岩油资源185.34×108t，占总剩余资源的93%，以鄂尔多斯盆地最富集，剩余页岩油资源59.49×108t。此外，页岩油地质资源量尽管较大，但可采系数低，在10%以下，一般在5%～8%之间，说明可采资源量较低。

致密砂岩气探明率为20%，剩余致密砂岩气资源14.72×1012m3，主要集中在鄂尔多斯盆地石炭—二叠系、四川盆地三叠系须家河组、松辽盆地白垩系及塔里木盆地侏罗系。4个盆地剩余致密气资源13.49×1012m3，占总剩余资源的92%，以鄂尔多斯盆地最富集，剩余致密气资源8.48×1012m3。

页岩气仅在四川盆地与滇黔北坳陷龙马溪组上交探明储量，探明率0.8%。剩余资源主要分布在四川盆地与塔里木盆地，剩余资源分别为28.01×1012m3和7.92×1012m3，占到总剩余资源的91%。四川盆地页岩气主要分布在寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组及二叠系龙潭组。塔里木盆地页岩气主要分布在寒武系、奥陶系与侏罗系。

煤层气资源在我国分布较广，埋深多在2 000 m以浅，资源规模较大，且仅在沁水与鄂尔多斯盆地上交了探明储量，总体探明率只有2%。剩余资源主要集中在鄂尔多斯、沁水、准噶尔、塔里木、海拉尔、二连与吐哈等盆地。以中低煤阶资源为主，为15.26×1012m3，占到煤层气总资源的72.8%。

总体来看，尽管非常规油气资源量很大，但受技术限制目前尚难以完全动用，只能作为未来的战略资源。

2.3 剩余油气资源分布领域

资源评价结果表明，我国陆上常规剩余油气资源主要分布在岩性—地层(碎屑岩)、复杂构造(碎屑岩)、海相碳酸盐岩、前陆冲断带四大重点领域[9-12]。其中，陆上剩余石油资源主要分布在岩性—地层(碎屑岩)、复杂构造(碎屑岩)两大领域，陆上剩余天然气资源主要分布在海相碳酸盐岩、前陆冲断带两大领域(表2)。

表2 中国石油矿权区陆上常规油气资源分布Table 2 Distribution of onshore conventional oil and gas resources in CNPC’s mining areas

陆上常规石油地质资源量469.45×108t，剩余石油资源265.82×108t；常规天然气地质资源量34.81×1012m3，剩余天然气资源29.16×1012m3。从探明程度来看，陆域常规石油探明率较高，达到42.27%，总体已达到中等勘探程度。其中岩性—地层(碎屑岩)领域剩余地质资源205.62×108t，复杂构造领域剩余地质资源164.75×108t，两者合计剩余资源量370.37×108t，占陆上剩余石油资源的78%。前陆冲断带、海相碳酸盐岩、复杂岩性(潜山、火山岩、湖相碳酸盐岩)等领域剩余石油地质资源量合计99.08×108t，占陆上剩余石油资源的22%。我国陆上常规天然气剩余地质资源34.81×1012m3，其中海相碳酸盐岩领域剩余地质资源17.99×1012m3，前陆冲断带领域剩余地质资源6.70×1012m3，两者合计剩余资源量24.69×1012m3，占陆上剩余天然气资源的71%。岩性—地层(碎屑岩)、复杂构造、复杂岩性(潜山、火山岩、湖相碳酸盐岩)等领域剩余天然气地质资源量合计10.12×1012m3，占陆上剩余资源的29%。

此外，随着地质认识的深化与勘探技术的进步，油气勘探逐渐向深层、超深层推进。我国深层油气资源丰富，其中深层(>4500m)石油资源量304.08×108t，占全国石油总资源的28%；深层天然气资源量29.12×1012m3，占全国天然气总资源量的52%。中国石油探区内，深层石油资源量179.4×108t，占中国石油资源总量的29%；深层天然气资源量16.97×1012m3，占中国石油总资源量的56%。

3 中国石油油气勘探选区思考

近期勘探实践和研究表明，深层海相碳酸盐岩、岩性地层、前陆冲断带深层下组合以及页岩油等四大领域是中国石油未来油气勘探突破发现和规模增储的重点[13-16]。

3.1 深层海相碳酸盐岩

深层海相碳酸盐岩已成为我国油气勘探突破发现、增储建产的重要领域[17-21]。碳酸盐岩石油探明储量占比由“十五”以来的8%～13%，至“十五五”预计达到14%～16%；天然气占比由“十五”以来的24%～35%，至“十五五”将达到40%左右。以往的碳酸盐岩油气勘探以古隆起、台缘带等领域为重点方向，发现了一批大中型油气田，成为规模增储主战场。随着勘探的深入，广泛分布的台内滩能否规模成藏，将决定深层碳酸盐岩勘探潜力与未来发展方向。

我国古老小克拉通的特殊性，决定了深层碳酸盐岩台内滩的勘探地位举足轻重。我国含油气盆地是在小型克拉通块体基础上发育起来的，块体规模偏小，稳定性偏差，构造—沉积分异性强。克拉通边缘多卷入变形，现存台缘带多位于裂陷周缘，宽度一般为4～10 km。而台内滩分布相对宽缓(100～300 km)，以陆表海沉积为主，颗粒滩发育，分布广、面积大。研究表明，深层碳酸盐岩台内滩具备形成大油气田的3个有利条件：

(1)广泛发育的烃源岩为台内滩大面积成藏奠定了物质基础：三大盆地海相层系发育多套总有机碳含量高、厚度大、分布广的主力烃源岩(图6)。其中四川盆地4套泥页岩、碳质泥岩烃源岩，总有机碳含量1.04%～6.52%，均值2.58%，累积厚度750～950 m，面积19×104km2；鄂尔多斯盆地2套泥页岩、泥质灰岩烃源岩，总有机碳含量0.50%～2.91%，均值1.03%，累积厚度20～160 m，面积8×104km2；塔里木盆地2套泥岩、泥质灰岩烃源岩，总有机碳含量1.24%～9.52%，均值1.45%，累积厚度170～450 m，面积26×104km2。此外，克拉通内台凹/盐凹内发育的局部烃源岩、中新元古代裂谷内发育的前寒武系烃源岩均可作为台内滩油气供给的重要补充。

图6 我国三大海相盆地主力烃源岩分布Fig.6 Distribution of main source rocks in three marine basins in China

(2)3类台内滩经建设性成岩改造可形成规模储层(图7)。受台内构造—沉积分异作用控制，小克拉通发育3类台内滩，分别为古隆起斜坡、盐凹周缘以及台凹周缘颗粒滩。初步预测三大盆地有12套层系发育台内滩，面积约(23～45)×104km2。如塔里木古隆起斜坡区发育的寒武系颗粒滩相白云岩，面积达11×104km2、鄂尔多斯盆地奥陶系中下部组合的马三段盐凹周缘颗粒滩面积(1.5～2.0)×104km2、川中洗象池组新发现的重庆—宜宾台凹周缘颗粒滩面积约5×104km2。

图7 海相小克拉通3类台内滩储层发育模式Fig.7 Development models of three types of intra-platform shoal reservoirs in small marine cratons

(3)台内滩发育3种类型成藏组合，分别是近源成藏组合、断裂沟通型成藏组合以及自生自储型成藏组合，均可规模成藏。近源成藏组合的特点是紧邻源灶，成藏条件好，发现大油气田几率大，如四川盆地川中台内灯影组和川中—川北沧浪铺组、塔里木盆地塔中肖尔布拉克组等；断裂沟通型成藏组合的特点是源在下、滩体在上，断裂输导，如四川盆地川中洗象池组、鄂尔多斯盆地奥陶系中下组合等；自生自储型成藏组合的特点是台凹烃源岩与储集层间互发育，碳酸盐岩层系内幕成藏，如四川盆地茅口组茅一段、雷口坡组雷一、雷三段、鄂尔多斯盆地盐洼中下部组合等。

深层碳酸盐岩油气勘探综合评价提出16个有利勘探区带，近期增储潜力1.5×1012m3以上，现实区带包括川中震旦系、塔中—塔北奥陶系、鄂尔多斯奥陶系等。未来深层海相碳酸盐岩油气勘探有领域、有目标。

3.2 前陆冲断带深层下组合

我国中西部地区发育14个前陆冲断带，勘探历史悠久，历经了三大发展阶段。1998年以前，地表—浅部构造勘探，发现了独山子、依奇克里克、柯克亚等中小油气田。1998年至2015年，探索中组合，发现克拉2、克深大气田，库车白垩系全面突破；川西北双探1井二叠系突破；准南发现霍10、玛河等油气田。2016年以来，探索深层下组合，准南高探1井获日产千方以上高产，秋里塔格中秋1井获高产，展示良好前景[22-24]。

前陆冲断带下组合具备形成大油气田的6个有利条件：

(1)前陆层系主力烃源岩偏下，下组合更靠优质源灶。如准噶尔南部的侏罗系主力烃源岩，厚500～1 300 m，总有机碳含量为0.5%～4.0%，Ro为0.6%～2.2%，生气强度大于30×108m3/km2的面积约2×104km2。

(2)前陆冲断带下组合具备发育规模储集体的有利条件，如准南冲断带下组合(图8)在前陆初期物源区古地形坡度总体平缓，奠定了规模储层发育的地质基础：侏罗纪天山隆升幅度低，天山南北坡度尽管有差异，但差异不大，都发育河流—三角洲沉积，可以形成规模储集体；白垩纪以来随着天山隆升，北陡南缓趋势逐步加强，天山北(准南)以发育近源短轴扇三角洲为主，砂体横向变化较大；南部(库车)发育辫状河三角洲沉积，砂体分布较稳定。

图8 天山南北冲断带下组合砂体发育模式Fig.8 Sand body development pattern in lower assemblage of North-south Thrust Belt, Tianshan Mountain

(3)3类成储机制使得冲断带下组合发育规模有效储层：①早期浅埋、晚期快速深埋+构造运动叠加改造，7 000 m以下超深层仍可以发育规模有效储层；②高温压条件下砂岩快速溶蚀，深部仍发育有效储层；③晚期构造侧向挤压与强超压，深部储层颗粒破裂造缝，孔隙有效沟通。

(4)深部滑脱层可以成为重要区域盖层，下组合成藏更有效。模拟实验揭示埋深增大、温压增高，盐岩/泥岩塑性增加，封闭能力增强，而深部泥岩/盐岩既是滑脱层又是封盖层，提升了下组合勘探潜力。如准噶尔南缘的南下组合白垩系吐谷鲁群泥岩盖层厚500～2 000 m，模拟实验揭示3 200 m以深泥岩由脆性变形向半塑性变形转变，封盖能力趋好。

(5)多滑脱冲断，下组合可以发育相对完整的大构造。物理模拟实验结果表明多层滑脱冲断带的中浅层多发育通天断裂，构造相对破碎，但深层/下组合构造相对完整，冲断带深层与冲断作用相关的构造圈闭发育。

(6)冲断带下组合发育3种成藏模式，都可形成大油气田：①以库车深层为代表的叠瓦构造型油气成藏模式，冲断带坐在源灶之上、构造圈闭成排成带、含盐地层直接封盖，盐下近源的断背斜、断块、背斜等构造圈闭油气聚集，重点区带包括库车克拉苏构造带、秋里塔格构造带和川西北双鱼石构造带等；②以阿尔金山前断裂带为代表的走滑冲断构造型成藏模式，具有天然气运聚指向区、基岩潜山圈闭和含膏地层封盖的良好成藏条件，重点区带包括阿尔金山前带、昆北断阶带和塔西南山前带等；③以准南为代表的多滑脱叠置型构造成藏模式，特点是油源断裂沟通灶源，泥岩滑脱层有效盖封，重点区带包括准南乌奎背斜带、川西北冲断带等。

前陆冲断带下组合也是未来勘探突破发现的重要领域。现实领域要精细勘探、扩大规模，如克拉—克深、博孜—大北、英雄岭等。接替领域要加快推进、重点突破，如乌奎构造带、秋里塔格、川西北等。探索领域要加强准备、风险探索，如塔西南山前、大巴山前、准西北掩伏带等。

3.3 岩性地层油气藏

岩性地层油气藏是近年石油探明储量增长主体，占比近80%。而富油气凹陷斜坡带成为近期石油勘探规模增储的主战场[25-27]。总体看，盆地类型不同，斜坡区岩性地层油气藏富集规律不同。在坳陷盆地中(图9a)，沉积坡折带控制三角洲和重力流砂体的分布，砂体与烃源岩交互接触可大面积成藏，具有岩性地层圈闭发育、近源或源上成藏为主的成藏特点，以及中斜坡三角洲前缘大面积成藏和低斜坡砂质碎屑流等岩性油气藏的富集规律。断陷湖盆中(图9b)，复杂断裂斜坡带发育多种类型砂体，断裂与砂体复合疏导可高效成藏，具有构造—岩性圈闭为主和近源或源内成藏为主的成藏特点，以及中—高斜坡发育构造—岩性和地层油藏、低斜坡发育岩性油藏为主的富集规律。

图9 坳陷(a)与断陷(b)湖盆沉积—成藏模式Fig.9 Deposition and accumulation models of depression (a) and fault depression (b) lake basins

对岩性地层油气藏勘探应当重点关注以下3个方面：

(1)关注西部地区陆相湖盆近物源砂砾岩油藏。①受“大流域物源、高势差地貌、季节性洪水、多级坡折”四大地质要素控制，斜坡区广泛发育近源规模砂砾岩扇体，如准噶尔玛湖凹陷，面积约8 000 km2，砂砾岩扇体群面积约4 500 km2，黄羊泉与夏子街扇三角洲面积约2 500 km2。②受酸、碱性流体成岩系统控制，砂砾岩扇群物性并不差，如玛湖砂砾岩扇群，二叠—三叠系的酸性成岩系统中有机酸溶蚀增孔，扇三角洲前缘带储层大面积分布。③油源断裂沟通下伏源灶，形成大面积下生上储岩性油气藏，如玛湖坳陷湖盆近物源斜坡带砾岩油藏。

(2)关注斜坡区滩坝砂油气藏。①坳陷、断陷及前陆盆地斜坡都发育规模滩坝砂体，如东营凹陷南斜坡滩坝砂勘探，近期新增含油面积528 km2，储量2.2×108t。②滩坝砂有3种成因模式，沿斜坡带大面积分布，如以鄂尔多斯长8为代表的浪控型滩坝砂，叠合面积约5 500 km2，长82滩坝砂探明储量2.9×108t，控制储量与预测储量共计2.1×108t，待发现资源3×108t以上。

(3)关注斜坡区大型地层油气藏。①区域不整合控制油气宏观分布，受区域不整合控制，斜坡区可能发育大型岩性地层油气藏。②构造转换期受区域不整合控制，往往纵向上多期砂体相互叠置，平面上复合连片，如玛湖凹陷P3w—T3bⅡ级层序发育4期砂体，叠合面积约8 000 km2。③湖泛与扇间泥岩立体封堵再加上断层输导，有利于大面积成藏，如玛湖凹陷斜坡带近期在上乌尔禾组已落实探明储量2.5×108t，三级储量5×108t；下乌尔禾组勘探获得重要发现。

富油气凹陷斜坡区岩性地层油气藏也是未来石油勘探增储重点领域，目前在15个富油气凹陷中有17个斜坡带是近期增储潜力区，其中现实区带10个、接替区带5个、准备区带2个，未来增储潜力19.5×108t。

3.4 页岩油

页岩油是我国重要的战略接替资源[28]，按热成熟度分为中高和中低成熟度页岩油2种类型(图10)[28]。中低成熟度页岩油潜力巨大，是重大战略性接替资源，勘探开发技术需先导试验验证和完善。中高成熟度页岩油资源现实性好，技术成熟度较高，但勘探潜力尚需开发试采明确。选准甜点区/段，是推动页岩油领域发展的关键。

图10 页岩油成熟度划分据文献[28]修改。Fig.10 Classification of shale oil maturity

中高成熟度页岩油是近期石油勘探的重要接替领域，其甜点区/段选择需注意4点：①加强有机质类型研究，明确流体性质，评价资源可采性。不同类型有机质生油气量有差异，决定了气油比及烃类流动性。有机质类型和热成熟度影响流体性质、气油比与地层压力，决定页岩油资源的可采性。②重视页岩纹层结构非均质性评价，寻找有利“甜点段”。有机质纹层越发育的油页岩，总有机碳含量越高，排烃效率也越高，高总有机碳含量源岩的排烃与滞留烃量均大，是形成中高成熟度页岩油的基础。③关注“甜点段”岩石类型，选准有利“甜点段”。测试分析与地质统计表明，湖相碳酸盐岩、混积岩分布稳定，纹层状岩相储集性能最好，是主要产层，如沧东凹陷孔二段灰云岩储集性最好，孔隙度2.09%～12.4%，平均5.8%。④将高精度常规测井与核磁测井结合，快速准确评价“甜点段”，是储层连通性和原油可动性评价最有效方法。

中低成熟度页岩油作为未来发展的战略接替资源，其甜点区选择要注意3个方面：

(1)需要考虑与中高成熟度页岩油开采方式上的差异。中高成熟度页岩油热成熟度1.0%～1.5%，石油烃类已经形成，采用水平井体积改造技术可以开采。中低成熟度页岩油热成熟度0.5%～1.0%，液态烃、未转化有机质并存窗口，液态烃油质较稠、有机物呈固态—半固态，水平井体积改造技术难以有效开发，需要人工加热方式使地层中多类有机物发生向油气转化才能有效开发。原位转化技术是中低成熟度页岩油效益开发的核心技术。

(2)中低成熟度页岩油有利区优选必须考虑原位转化技术适用条件：①总有机碳含量尽量高，一般大于6%，越大越好，Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根；②集中段厚度尽可能大，一般大于15 m，净地比大于0.8；③热演化程度(Ro)适中，一般在0.5%～1.0%；④埋深尽可能浅、分布范围尽可能大，一般小于3 000 m，连续分布面积大于50 km2；⑤目的层段具较好顶底板条件，遮挡层厚度大于2 m；⑥断层及地层水方面，断层不发育，地层含水小于5%，无活动水。

(3)页岩总有机碳含量、连续厚度是选区关键参数，依据其取值标准(表3)，中国石油目前完成了鄂尔多斯、松辽盆地选区研究，为中低成熟度页岩油先导试验选区提供了有利目标支撑。

表3 页岩油原位转化先导试验区优选关键参数和标准Table 3 Optimized key parameters and criteria for pilot test area of in situ conversion of shale oil

4 结论与建议

4.1 结论

(1)中国石油剩余油气资源潜力丰富、勘探前景广阔。石油剩余资源主要分布在鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾、松辽、塔里木等五大盆地，占石油剩余资源的86.2%，剩余资源量均大于30×108t；天然气剩余资源主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地，占天然气剩余资源的74.1%。

(2)深层海相碳酸盐岩、岩性地层、前陆冲断带下组合以及页岩油等四大领域是中国石油未来油气勘探突破发现和规模增储的重点：深层海相碳酸盐岩已成为油气勘探突破发现、增储建产的现实领域，广泛发育的台内滩油气勘探及增储潜力大；前陆冲断带深层下组合是未来勘探突破发现的重要领域；富油气凹陷斜坡区岩性地层油气藏是未来石油勘探增储的重点领域；页岩油是重要的战略接替资源，中低成熟度页岩油是重大战略性接替资源，勘探开发技术需先导试验验证和完善，中高成熟度页岩油资源现实性好，技术成熟度较高但勘探潜力尚需开发试采明确。

4.2 建议

面对新形势，中国石油应当牢记使命担当，竭尽全力做好油气勘探决策支持、重大接替领域评价与推举、基础理论与评价技术研发、油田勘探技术支持与服务4项重点工作，助力公司高效勘探和高质量发展：

(1)强化重点盆地/地区集中勘探，确保加快勘探目标实现；

(2)强化成熟探区精细勘探，确保效益增储；

(3)强化风险勘探领域与目标准备，确保战略发现；

(4)强化核心技术攻关，为勘探发现提供技术保障。

致谢：本文撰写过程中得到了中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司、科技管理部、勘探开发研究院等单位领导的大力支持，赵文智院士、邹才能院士、马新华教授、杜金虎教授、何海清教授等专家给予了具体指导与帮助，在此一并深致谢忱！