2018年, 第29卷, 第10期　刊出日期：2018-10-10

  

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综述与评述
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  我国常规与非常规天然气资源潜力、重点领域与勘探方向

  郑民, 李建忠, 吴晓智, 王社教, 郭秋麟, 于京都, 郑曼, 陈宁生, 易庆

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1383-1397. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.09.006

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  常规与非常规天然气在新层系、新领域勘探获得一批重大突破，但新增储量品质下降，非常规进入储量序列，亟需明确常规与非常规天然气资源潜力，明确剩余天然气资源的重点勘探领域与有利勘探方向。为此，中石油以近十几年来的油气勘探成果、地质认识成果与资料积累成果为基础，攻关形成常规与非常规油气资源评价方法技术体系，系统开展了第四次油气资源评价，评价结果显示我国常规天然气地质资源量为78×10¹²m³，相比第三次油气资源评价增长8×10¹²m³；非常规天然气资源主要包括致密气、页岩气、煤层气及天然气水合物4类，其中致密气地质资源量为21.86×10¹²m³(致密气评价范围不包括济阳、东濮、南襄、苏北等)，页岩气地质资源量为80.21×10¹²m³，煤层气地质资源量为29.82×10¹²m³，天然气水合物地质资源量为153.06×10¹²m³。陆上常规剩余天然气资源主要分布在岩性—地层(碎屑岩)、海相碳酸盐岩、前陆冲断带及复杂构造等四大重点领域，并且以海相碳酸盐岩、前陆冲断带2个领域为主。海域天然气资源主要集中在海域构造、生物礁和深水岩性3个领域。海相碳酸盐岩、前陆、岩性地层、复杂构造和南海天然气资源量合计剩余59.83×10¹²m³，占全国剩余天然气资源量的94%。在此基础上优选出常规现实有利目标区带10个，致密气有利目标区带4个、煤层气4个、页岩气6个。
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  我国深层天然气资源潜力、勘探前景与有利方向

  于京都, 郑民, 李建忠, 吴晓智, 郭秋麟

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1398-1408. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.005

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  深层天然气是我国油气勘探的重要战略领域，探明程度低（仅为18.46%），目前在进一步理清资源总量，明确资源分布特点，优选有利勘探方向等方面存在重要的研究价值。通过梳理深层天然气资源勘探开发现状，利用成因、类比及统计等研究方法，以中石油第四次油气资源评价成果为基础，开展分析，揭示深层天然气资源总量巨大，占据深层油气主导地位，达20.31×10¹²m³，占天然气总资源量的55%；分布上具有非均衡性，相对集中分布在四川盆地、塔里木盆地及松辽盆地（三者合计占比约为76.70%）；岩性领域上以碳酸盐岩为主，占深层天然气探明储量的57.27%，主要对应于中西部古生代克拉通海相层系；剩余深层天然气资源勘探潜力可观，达16.56×10¹²m³，四川、松辽、塔里木三大盆地合计约占76.07%，其中松辽断陷群侏罗系—白垩系火山岩、川中古隆起震旦系—寒武系丘滩相白云岩、川北—川西北长兴组—飞仙关组礁滩相石灰岩及白云岩、川西泥盆系—下二叠统白云岩、塔中奥陶系丘滩相白云岩及库车坳陷白垩系碎屑岩是我国深层天然气的有利勘探方向，具有广阔的勘探前景。
天然气地质学
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  渤海湾盆地歧口凹陷中深层天然气成藏条件与资源潜力

  肖敦清, 姜文亚, 蒲秀刚, 王娜, 岳云福, 孙超囡, 代昆, 滑双君

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1409-1421. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.012

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  近年来随着勘探目标向中深层拓展，在渤海湾盆地歧口凹陷不仅发现大规模的石油资源，同时发现700多亿立方米的天然气资源。深层烃源岩热演化与储集层物性特征的差异，决定了深层常规、非常规气藏并存，且以4 700m深度为界，该深度以下主体为致密砂岩气。利用成因法、类比法等方法综合计算，歧口凹陷古近系常规天然气资源规模超过3 500×10⁸m³，主要分布在板桥次凹，致密砂岩气资源量为1 760×10⁸m³，主要分布在歧北次凹中深层。通过天然气成藏条件综合评价，进一步揭示了深层优质烃源岩、高演化程度和大规模砂体三大因素有利于天然气规模富集，是深层烃类资源的主要赋存状态。板桥斜坡深层、歧北斜坡深层为深层气勘探的有利目标区，尤其是处于气源中心区、具有一定构造背景、砂体发育的沙二段是深层气现阶段勘探最现实的领域。
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  渤海湾盆地辽河坳陷天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  王延山, 胡英杰, 黄双泉, 康武江, 陈永成

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1422-1432. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.022

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  辽河坳陷已进入高勘探程度阶段，近年来几乎没有上报天然气探明储量。辽河坳陷还有多少剩余常规天然气资源？是否具备致密气、页岩气形成条件，其资源前景如何？这是勘探家十分关心的科学问题。以往的资源评价成果不能给出令人信服的结论。从天然气成藏静态要素—气源岩条件、储集条件和盖层条件入手，阐述了辽河坳陷具备形成致密气、页岩气的地质条件，应用稳定碳同位素等技术手段进行气源分析，揭示了天然气成藏主控因素，建立了辽河坳陷常规及致密气、页岩气成藏模式。在此基础上开展了新一轮天然气资源评价。评价结果认为辽河坳陷不仅还有2 000×10⁸m³ 剩余常规天然气资源，还有约5 000×10⁸m³非常规天然气资源有待发现。指出了榆树台—盖州滩、兴隆台、大平房—葵花岛构造带是常规天然气勘探有利区带，深层潜山、火山岩是主要勘探目标，西部凹陷南段洼陷带及东部凸起是致密气、页岩气勘探有利区。
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  渤海湾盆地冀中坳陷天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  钟雪梅, 王建, 李向阳, 王权, 董雄英, 马学峰, 张国伟

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1433-1442. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.014

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  自中国第三次资源评价以来，渤海湾盆地冀中坳陷北部新钻井揭示了深层发育厚层烃源岩，并且牛东潜山、杨税务潜山等相继获得重要突破，预示着冀中北部具有较好的天然气勘探前景，有必要对天然气资源潜力重新评价。通过冀中北部天然气藏地质条件综合研究表明，充足的气源是天然气富集的物质基础，二级构造带是天然气的主要富集带，优质盖层是天然气富集的关键，总结建立了新生古储、自生自储及下生上储3种类型的成藏模式。按照“层、区带”的研究思路，综合盆地模拟、类比法及统计法等多方法开展常规天然气资源评价。结果表明：冀中坳陷总生气量达到19.5×10⁸m³，具备较强供气能力，天然气总地质资源量约为3 300×10⁸m³，剩余天然气主要分布在冀中坳陷北部廊固凹陷、霸县凹陷及武清凹陷古近系深层及潜山领域，剩余地质资源约为3 000×10⁸m³。依据成藏地质条件分析及剩余资源规模，综合评价优选出廊固凹陷中西部、河西务构造带、苏桥文安地区、码头—泗村店潜山带为冀中坳陷天然气增储上产的有利区带。<
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  松辽盆地北部深层天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  白雪峰, 梁江平, 张文婧, 付丽, 彭建亮, 薛涛, 杨立伟, 刘继莹

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1443-1454. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.006

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  通过对深层天然气形成的地质条件的研究认为，松辽盆地北部深层由多个断陷组成，发育东部、中部、西部3个断陷带，东部断陷带徐家围子断陷地层厚度大、埋藏适中，是勘探重点；断陷期沙河子组湖相泥岩厚度大，分布范围广，生烃条件优越，是主要烃源岩；以基岩、火山岩和碎屑岩为储集层，在登娄库组二段与泉头组一段—二段区域盖层控制下发育上部、中部、下部3套生储盖组合，以中部组合为主；发育基岩风化壳、源储一体致密气、源内火山岩、古隆起带盖层4种成藏模式，营城组火山岩和沙河子组致密砂砾岩是主要含气层系。在地质条件分析基础上，采用成因法、类比法重新计算主要断陷、重点勘探层系资源量累计15 885.67×10⁸m³。依据地质条件及剩余资源规模等因素，进一步明确了下步勘探层次及方向：在徐家围子断陷可通过“精细火山岩，加快致密气”扩大储量规模；在莺山—双城断馅、古中央隆起带加大甩开力度，扩大勘探成果；在林甸—古龙等断陷加强风险勘探，力争实现突破。
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  松辽盆地南部重点断陷天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  王颖, 邓守伟, 范晶, 邹晓品, 杨静

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1455-1464. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.09.007

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  3次资源评价后对松辽盆地南部天然气的认识发生了巨大的变化，原有的认识已远不能满足勘探需要，因此重新系统认识松辽盆地南部深层天然气潜力能有效指导松辽盆地南部天然气勘探方向。松辽盆地南部深层天然气主要包括碎屑岩气藏、火山岩气藏及致密砂岩气藏3种类型，按照气藏类型的不同，针对8个重点断陷共划分了20个评价单元，建立了英台断陷碎屑岩、火山岩及致密砂岩气3个类比刻度区，以类比法为主，成因法为辅，同时针对非常规资源增加了蒙特卡罗法对各个评价单元的资源潜力进行了评价。结果表明，松辽盆地南部深层重点断陷天然气总资源量为20 365×10⁸m³，其中碎屑岩气藏资源量为1 966×10⁸m³，火山岩气藏资源量为5 431×10⁸m³，致密砂岩气藏资源量为12 969×10⁸m³。通过研究认为松辽盆地南部深层天然气剩余资源主要分布于长岭、德惠等重点断陷，致密砂岩气藏是下步重点勘探领域。
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  鄂尔多斯盆地天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  姚泾利, 胡新友, 范立勇, 刘新社, 季海锟,

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1465-1474. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.008

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  近年来随着勘探不断深入，勘探目标向中深层和致密气藏拓展，需要对鄂尔多斯盆地的资源现状、类型和数量进行全新的认知。分析了盆地天然气成藏地质条件，建立了下古生界碳酸盐岩气和上古生界致密砂岩气成藏模式，明确了天然气富集规律。同时，为了满足精细勘探的需求，在 “层区带” 划分的基础上，优选和细化评价参数，采用小面元容积法、EUR类比法等6种方法，评价盆地天然气地质资源量为15.68×10¹²m³，剩余地质资源量为8.79×10¹²m³。其中，常规气剩余地质资源量为1.67×10¹²m³，非常规气剩余地质资源量为7.12×10¹²m³。预测了剩余资源层系及地区分布规律，分层次优选了有利勘探目标区带。
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  四川盆地常规天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  朱华, 杨光, 苑保国, 应丹琳, 戴鑫, 周红飞, 徐世琦, 谈健康

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1475-1485. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.011

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  四川盆地纵向上从震旦系—侏罗系共发现了包括常规天然气、致密气、页岩气、致密油4种类型的工业油气流，其中常规气主要发育于中三叠统雷口坡组及其以下的海相碳酸盐岩地层中，为了预测四川盆地常规天然气未来勘探方向，在系统总结四川盆地常规天然气地质条件、成藏富集规律的基础上，评价盆地常规天然气资源潜力，明确剩余资源空间分布。结果表明：①四川盆地具有构造分区明显、4套广覆式烃源层、多套大面积孔隙型储层发育的常规天然气地质条件；②常规天然气富集主要受优质烃源岩、台缘和台内高能滩相、古构造和成藏组合等因素的控制，具有大气田近源分布、相带控储、古侵蚀面改善储渗条件、继承性古隆起控制油气富集和运移、优越的成藏组合有利于形成大中型气藏等特点；③基于盆地常规天然气地质条件，立足于“层”，运用成因法、统计法及特尔菲综合法，预测四川盆地常规天然气地质资源量为12.5×10¹²m³。结合剩余资源空间分布特征，指出了四川盆地未来的总体勘探方向是：层系上主攻灯影组、龙王庙组及中二叠统勘探领域；区块上发展川中、川东地区，挖潜川南地区，开拓川西、川北地区。
  
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  柴达木盆地北缘天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  马达德, 袁莉, 陈琰, 周飞, 吴志雄, 雷涛, 朱军

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1486-1496. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.09.009

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  柴达木盆地天然气资源丰富，包括柴西古近系—新近系油型气、柴北缘侏罗系煤型气及柴东第四系生物气、新近系热成因气及石炭系煤型气。近几年，柴北缘侏罗系煤型气获得突破，勘探潜力大。通过对柴北缘天然气地质条件的分析，总结了富烃凹陷区古隆起、源外古隆起—古斜坡、源上晚期构造带3类成藏模式，优选类比法和成因法客观评价了柴北缘天然气资源，计算得出天然气地质资源总量为11 457.5×10⁸m³。在此基础上，结合勘探现状，理清了剩余资源及其分布，剩余天然气地质资源量为10 671.28×10⁸m³，主要分布于鄂博梁—葫芦山区块及阿尔金山前东段区带。根据研究成果，指出鄂博梁—冷湖构造带、阿尔金山前东段、中下侏罗统凹陷—斜坡区是柴北缘天然气勘探有利目标区。
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  塔里木盆地天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  黄少英, 杨文静, 卢玉红, 张科, 赵青, 凡闪

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1497-1505. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.09.012

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  塔里木盆地天然气资源丰富，在库车坳陷、塔中隆起和塔北隆起勘探成效显著。目前塔里木盆地天然气勘探拓展需求日益增加，需要对盆地天然气形成地质条件进行深化总结，分析盆地天然气资源潜力，更好地指导勘探工作。为此，对塔里木盆地前陆区、台盆区常规天然气和非常规天然气形成地质条件进行分析，明确不同地区和不同类型天然气形成主要控制因素，并总结不同地区天然气成藏模式。详细介绍了塔里木盆地第四次油气资源评价过程中常规天然气和非常规天然气评价方法及结果。最新评价结果显示，塔里木盆地常规天然气资源量为117 398.96×10⁸m³，非常规天然气（包括致密砂岩气和页岩气）资源量约为3×10¹²m³。并对盆地剩余天然气分布特征进行分析，指出剩余天然气分布的主要构造单元和层系，为进一步明确塔里木盆地今后天然气勘探方向提供了科学依据。
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  塔里木盆地库车坳陷东部地区下侏罗统储层特征及其主控因素

  李国欣, 易士威, 林世国, 高阳, 李明鹏, 李德江, 王昌勇

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1506-1517. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.09.015

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  塔里木盆地库车坳陷东部地区下侏罗统具有良好的勘探前景，已有勘探成果表明研究区内储层特征差异性较大，储层发育的主控因素亟需研究。主要根据野外露头观测及岩心观察，对库车坳陷东部地区下侏罗统沉积相进行了研究，并结合铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、镜质体反射率（RO）、孔隙度及渗透率等分析测试成果，对下侏罗统储层岩石学特征、成岩作用特征及储层发育主控因素进行了详细研究。研究表明：库车坳陷东部地区下侏罗统主要发育辫状河及辫状河三角洲沉积，局部发育扇三角洲沉积；储层成分成熟度较低，主要为长石岩屑砂岩及岩屑砂岩，残余原生粒间孔及次生溶孔为主要的储集空间类型，储层总体呈自东向西逐渐变差的趋势；储层先后经历多期成岩作用的影响，其中压实作用和胶结作用对储层伤害最大，溶蚀作用及破裂作用则对储层有明显改善作用；储层目前处于中成岩阶段B期—晚成岩阶段，可划分为溶蚀—原生粒间孔隙相、溶蚀破裂相、碳酸盐致密胶结相及致密压实相4种成岩相，溶蚀—原生粒间孔隙相储层最好，次为溶蚀破裂相储层；储层物性同时受到物源、沉积相及成岩作用的影响和控制，主河道发育区原始粒间孔隙较为发育，而较低的花岗岩岩屑和塑性岩屑含量则有利于粒间孔隙的保存和次生溶孔的形成，研究区东部和中部储层物性相对最好，应作为勘探的重点区域。
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  准噶尔盆地天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  杨海波, 王屿涛, 郭建辰, 何文军, 蓝文芳

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1518-1530. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.013

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  准噶尔盆地是西部大型叠合含油气盆地，油气资源丰富，但油气发现程度差别较大。从已发现的天然气藏分布入手，分析成藏条件，总结成藏模式，预测有利的天然气勘探领域与区带，指导盆地天然气勘探。分析认为，盆地主要发育石炭系、二叠系(佳木河组)、侏罗系3套气源岩，从石炭系至古近系发育5套天然气储盖组合。气藏具有独立、近源成藏特点，盆地天然气成藏主要有2种模式：源内—自生自储—不整合面—断裂原生成藏模式，以陆东—五彩湾石炭系为代表，是盆地主要成藏模式；近源—下生上储—挤压背斜带—断裂次生成藏模式，以南缘山前古近系为代表。有利勘探领域主要有：陆东—五彩湾(以石炭系为主)、南缘山前冲断带(侏罗系—古近系)、中拐凸起带(以二叠系为主)以及盆地深层(以石炭系、二叠系为主)。加大这些领域天然气勘探是实现该盆地油气并举的重要保障。
  
  
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  吐哈盆地天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

  张品, 苟红光, 龙飞, 佘家朝, 王志勇, 金颖

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1531-1541. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.08.021

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  近年来，吐哈盆地常规和非常规天然气勘探不断获得新突破，地质认识和资源潜力等不断更新，急需对其资源潜力开展综合评价，进一步摸清天然气资源潜力及规模，为加快吐哈盆地天然气勘探开发提供依据。吐哈盆地天然气主要分布于J₁b—J₂x¹⁺²、J₂x³⁺⁴、J₂s—J₂q、J₃k，K₁s、Esh 6个层系。通过大量实验分析数据，采用数理统计的方法对生烃条件、储层物性、储盖组合配置及成藏模式等成藏地质条件进行系统研究，认为其烃源岩主要为侏罗系西山窑组、八道湾组煤系烃源岩，其生烃强度较大的地区位于台北凹陷主体沉降区，具备形成大气田的物质基础。储集层主要为辫状河三角洲分流河道的粗砂岩，总体上以低孔低渗为主，这些砂体横向变化大，连通性差。常规天然气成藏主要受构造和岩性控制，根据控制因素差异划分为4种成藏模式，分别为正向分异、逆向分异、垂向分异及混合型油气成藏模式。非常规致密砂岩气成藏主要受沉积及成岩作用控制，在大面积低孔低渗储层广泛分布的背景下，局部发育渗透性较好的甜点。采用类比法、统计法及特尔菲加权法综合得到常规天然气地质资源量为2 434.57×10⁸m³，剩余资源量为1 412.56×10⁸m³，水西沟群致密气采用丰度类比法、小面元容积法、快速评价法计算出地质资源量为5 087.66×10⁸m³，可采资源量为1 940.6×10⁸m³。通过剩余资源量、剩余资源丰度分布指出了5个天然气有利勘探方向。
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  南海海域新生界沉积盆地天然气成藏条件及资源前景

  王彬, 张强, 吕福亮, 杨涛涛, 杨志力, 孙国忠, 吴敬武,

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 1542-1552. https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2018.09.013

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  000年以来，南海油气勘探开发快速发展，特别是深水区获得了重大天然气发现，但对该区的天然气资源认识程度较低，出现了勘探实践与南海资源评价结果不符的情况。因此，需要系统开展南海海域天然气资源评价，科学地认识南海海域天然气资源潜力。在归纳南海油气勘探新进展及油气地质新认识的基础上，总结了构造型、生物礁地层型、深水沉积岩性型及基岩潜山型4类天然气成藏模式，将台西南、北部湾、珠江口、琼东南、莺歌海、中建南、双峰、万安、南薇西、北康、曾母、文莱沙巴、南薇东、礼乐及西北巴拉望等15个主要沉积盆地作为资源评价对象；选择“以多参数类比法为主、以成因法和统计法为辅”的资源评价方法，建立了万安、文莱沙巴和珠江口等3个类比刻度区，代表断陷、走滑和前陆3类不同类型的沉积盆地，通过刻度区精细解剖，系统获得了南海天然气资源面积丰度等关键参数，最终利用特尔斐法综合，预测15个主要沉积盆地的天然气地质资源量为31.85×10¹²m³，明确了南海常规天然气勘探潜力及未来勘探方向。
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  《天然气地球科学》2018-10期封面及目次

  《天然气地球科学》-期封面及目次

  天然气地球科学. 2018, 29(10): 8101-8102.

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