胡素云，李建忠，王銅山，汪澤成，楊 濤，李 欣，侯連華，袁選俊，朱如凱，白 斌，卓勤功

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

“十三五”以來國內油氣勘探取得大發(fā)現的難度日益增大，油氣勘探不斷向深層—超深層、復雜油氣藏、非常規(guī)等領域延伸[1-4]，新增儲量在規(guī)模上保持基本穩(wěn)定，但老區(qū)周邊滾動挖潛增儲、復雜隱蔽性油藏等已經成為主要增儲目標，發(fā)現的油藏類型以致密低滲、稠油、特殊巖性油藏為主，規(guī)模增儲的難度進一步增大[1]。因此，厘清勘探形勢、明確油氣資源儲量規(guī)模、確定有利勘探區(qū)是勘探業(yè)務高質量發(fā)展的重要前提。本文以近10年來油氣勘探實踐、地質理論認識與關鍵技術發(fā)展等資料為基礎，立足當前國內油氣勘探新形勢、新要求，梳理了中國石油油氣勘探形勢、挑戰(zhàn)及對策，分析了剩余油氣資源潛力及分布特點，論述了中國石油探區(qū)未來油氣勘探重點領域、方向和區(qū)帶，以期為保障我國能源安全、減緩油氣供給壓力、推動油氣勘探規(guī)劃部署提供借鑒。

1 中國石油近年勘探形勢與挑戰(zhàn)

1.1 油氣勘探形勢

近年來，我國油氣安全形勢日益嚴峻，油氣勘探開發(fā)面臨重大挑戰(zhàn)[5-6]。首先是國際局勢多變，油價持續(xù)在中低價位徘徊。特別是2020年以來，全球石油供求結構失衡疊加“新冠疫情”影響，國際油價持續(xù)低位運行。隨著石油減產協議達成，國際油價有小幅回升，但全球原油供需矛盾仍待化解。預計未來幾年仍有可能維持在每桶50～70美元以下，低于很多國家的生產成本。

其次，我國油氣對外依存度持續(xù)攀升。近幾年，受資源賦存條件變差、油氣勘探成本增高、資源經濟效益欠佳、上游投資不足等因素影響，國內原油產量連續(xù)下降。2018年，我國原油凈進口量為4.6×108t，同比增長10.9%，原油對外依存度達到70.5%，較上年提高2.5個百分點。同時，國內石油表觀消費6.25×108t，首次突破6×108t(圖1)。我國天然氣的對外依存度也大幅攀升。在環(huán)保政策、“煤改氣”等政策影響下，全年天然氣消費量約為2 766×108m3。我國全年天然氣進口量為1 254×108m3，對外依存度超過40%(圖1)。預計未來幾年我國油氣對外依存度還將繼續(xù)上升，構建全面開放條件下的油氣安全保障體系，提升國際油氣市場話語權，成為當務之急。

圖1 我國石油和天然氣對外依存度變化趨勢Fig.1 Trends in external dependence of oil and natural gas in China

2020年第十三屆全國人民代表大會第三次會議的政府工作報告再次重點強調，要保障能源安全。推動煤炭清潔高效利用，發(fā)展可再生能源，完善石油、天然氣、電力產供銷體系，提升能源儲備能力。習近平總書記作出大力提升油氣勘探開發(fā)力度、保障國家能源安全等系列重要指示，站在保障國家能源安全戰(zhàn)略高度，為我國石油下一步做好石油勘探開發(fā)工作指明了方向、提供了遵循目標，既是明確要求，也是殷切期望，更是極大鞭策。中國石油作為國有重要骨干企業(yè)和我國石油生產供應主導企業(yè)，大力提升國內勘探開發(fā)力度，努力保障國家能源安全，是義不容辭的重大責任，也是公司實現高質量發(fā)展、建設具有全球競爭力世界一流企業(yè)的內在需要。目前國家能源局制定的油氣行業(yè)增儲上產的“七年行動計劃”正在有序開展實施，著眼保障國家能源安全，大力推進油氣勘探開發(fā)，全面加強天然氣產供儲銷體系建設，確保2022年我國原油產量重上2×108t。

1.2 油氣勘探面臨挑戰(zhàn)

當今世界正處于地緣多極化、經濟全球化、社會智慧化、文化多樣化的大變革與大調整期。中國作為全球最大的石油吸收市場、最具潛力的天然氣吸收市場和重要的油氣生產國，如何應對內外環(huán)境變化，不斷加大油氣資源勘探開發(fā)力度，以最大限度滿足新時期國家安全與國民經濟持續(xù)健康發(fā)展的需要，是擺在石油地質學家和工程技術大師面前亟待回答的命題。總體來看，我國石油未來勘探主要面臨4個方面的挑戰(zhàn)：

(1)常規(guī)油氣總資源量依然豐富，但分布相對分散。目前我國石油的資源量為1 085.57×108t，探明儲量在398.54×108t，剩余資源量達687.03×108t。我國天然氣資源量為55.89×1012m3，探明儲量15.26×1012m3，剩余資源量達40.63×1012m3(圖2)。雖然剩余資源豐富，但資源分布相對分散，如渤海灣盆地剩余24.5×108t中高滲資源，分布于9個層系60個層單元，發(fā)現優(yōu)質儲量難度很大。

圖2 我國主要盆地石油與天然氣資源量及探明儲量Fig.2 Oil and gas resources and proved reserves in major basins of China

(2)勘探程度總體較高，發(fā)現新儲量難度加大。采用探明率、儲量增長特征、目的層變化、油藏類型、儲量品質等5個因素，綜合劃分勘探階段后發(fā)現，我國石油和天然氣總體處于勘探中晚期(圖3)。石油勘探總體進入中—中后期階段，松遼、渤海灣盆地進入勘探晚期，鄂爾多斯盆地進入勘探中期偏后，塔里木、準噶爾盆地進入勘探中期。天然氣勘探總體處于早—中期階段，全國和三大含氣盆地(四川、鄂爾多斯、塔里木盆地)則均已進入勘探中期階段?？碧匠潭仍礁?，發(fā)現新儲量的難度越大。

圖3 中國石油主要盆地石油和天然氣勘探程度Fig.3 Oil and gas exploration degree in CNPC’s main basins

(3)重大領域接替尚不明朗，可持續(xù)發(fā)展面臨挑戰(zhàn)。2000年以來，中國石油油氣勘探增儲領域沒有發(fā)生根本性變化。巖性地層、成熟探區(qū)仍是石油增儲的主體，“十二五”以來占比接近85%。天然氣則仍以巖性地層、碳酸鹽巖和前陸三大領域為主，“十二五”以來占比70%。四大增儲領域并未發(fā)生本質改變，變化的是理論認識的深化和勘探技術的換代發(fā)展。

(4)低品位、非常規(guī)油氣成為增儲重點，效益發(fā)展面臨挑戰(zhàn)。我國新增探明油氣儲量中，低滲透、低豐度、非常規(guī)等低品質儲量占比持續(xù)走高(圖4)。低滲—致密石油儲量占比由“十五”期間的68%增長到“十二五”期間的79%，2018年占比達92%；低滲—非常規(guī)天然氣儲量占比由“十五”期間的72%增長到“十二五”期間的92%，2018年占比高達99%。非常規(guī)油氣是近期及未來增儲上產的生力軍。目前，國內致密氣形成了鄂爾多斯盆地上古生界、四川盆地須家河組兩大規(guī)模儲量區(qū)，產量突破300×108m3；頁巖氣實現從無到有，形成了威遠、長寧兩大頁巖氣生產基地，探明天然氣地質儲量4 447×108m3，2018年頁巖氣產量達43×108m3，目前正在加快建產，預計到2020年底產量將達到120×108m3。國內非常規(guī)油氣勘探程度低，但剩余資源豐富，隨著工程技術不斷進步，將逐漸成為中國石油近期及未來最現實的接替領域和增儲重點，具有較好發(fā)展?jié)摿颓熬?。?chuàng)新換代發(fā)展技術、實現低品位資源規(guī)模效益開發(fā)是確?？碧酵黄啤⑻嵘碧叫б娴闹匾Ｕ?。

圖4 中國石油2000年以來各領域石油與天然氣新增探明儲量變化Fig.4 Changes in new proven reserves of CNPC oil and natural gas in various fields since 2000

1.3 油氣勘探重要舉措及成效

為應對油氣安全的嚴峻形勢和重大挑戰(zhàn)，中國石油采取五大舉措強力推進油氣勘探：①提出高效勘探新理念，引領勘探工作；②召開盆地技術座談會，明確勘探方向；③加大風險勘探投入，尋求戰(zhàn)略突破；④推進礦權區(qū)內部流轉，激發(fā)勘探活力；⑤強化研究和技術攻關，保障勘探發(fā)現。

上述重大舉措的貫徹實施，推動油氣勘探取得4個方面重要成果，為保障國家能源安全做出了貢獻：①油氣勘探取得了10項戰(zhàn)略發(fā)現和10項重大突破，開辟了新的接替領域、拓展了增儲上產主戰(zhàn)場；②在中西部地區(qū)五大盆地集中勘探落實15個規(guī)模儲量區(qū)，新增石油天然氣儲量占比分別為59%和66%，增儲建產資源基礎進一步夯實；③東部地區(qū)松遼、渤海灣盆地精細勘探落實了19個效益儲量區(qū)，“十三五”以來新增探明儲量2.4×108t，三級儲量近10×108t，奠定了老區(qū)持續(xù)穩(wěn)產的資源基礎；④推動油氣探明儲量持續(xù)保持高位增長，新增石油探明儲量連續(xù)14年超6×108t，奠定了原油穩(wěn)產的資源基礎；新增天然氣探明儲量連續(xù)13年超4 000×108m3，天然氣快發(fā)展資源基礎進一步夯實，2019年天然氣年產量達到1 180×108m3以上。

2 中國石油探區(qū)剩余油氣資源潛力

2.1 常規(guī)油氣剩余資源潛力

“十三五”全國油氣資源評價結果表明，中國石油礦權區(qū)內常規(guī)石油地質資源量481.75×108t，剩余石油資源278.12×108t；常規(guī)天然氣地質資源量39.62×1012m3，剩余天然氣資源33.97×1012m3。剩余石油資源主要集中在松遼、渤海灣、鄂爾多斯、塔里木、準噶爾及柴達木等六大盆地[7-11]，剩余資源合計188.29×108t，占到總剩余資源的80%。剩余資源以渤海灣與準噶爾盆地最多，分別為47.70×108t和46.47×108t，其次是松遼盆地與塔里木盆地，分別為35.95×108t和35.72×108t(圖5)。剩余天然氣資源主要集中在松遼、渤海灣、鄂爾多斯、四川、塔里木、準噶爾及柴達木等七大盆地，剩余資源合計28.24×1012m3，占到總剩余資源的97%。四川盆地最為富集，剩余資源10.48×1012m3，其次是塔里木盆地，剩余資源7.55×1012m3(圖5)。

圖5 中國石油礦權區(qū)常規(guī)剩余石油和天然氣地質資源盆地分布Fig.5 Distribution of remaining conventional oil and gas resources in basins in CNPC’s mining areas

2.2 非常規(guī)油氣剩余資源潛力

非常規(guī)油氣資源包括致密油、頁巖油、致密砂巖氣、頁巖氣及煤層氣資源[7-9]。中國石油礦權區(qū)內致密油總地質資源量107.59×108t，剩余資源68.29×108t；頁巖油總地質資源量200.88×108t，剩余資源198.23×108t；致密砂巖氣總地質資源量18.41×1012m3，剩余資源14.72×1012m3；頁巖氣總地質資源量39.71×1012m3，剩余資源39.39×1012m3；煤層氣總地質資源量20.96×1012m3，剩余資源20.56×1012m3。

根據“十三五”資源評價對致密油的定義，源外致密儲層中的石油為致密油。致密油探明程度在非常規(guī)油氣資源中相對較高，探明率為37%，但剩余資源依然豐富，主要分布在鄂爾多斯、松遼及渤海灣盆地(表1)。其中，鄂爾多斯盆地致密油剩余資源為34.90×108t，主要發(fā)育在三疊系延長組6段與8段；松遼盆地致密油剩余資源16.37×108t，主要發(fā)育在白堊系泉頭組4段；渤海灣盆地致密油剩余資源9.68×108t，主要發(fā)育在古近系沙河街組。3個盆地剩余致密油資源占到總剩余致密油資源的89%。

表1 不同盆地中國石油礦權區(qū)非常規(guī)油氣剩余資源分布Table 1 Distribution of remaining unconventional oil and gas resources in CNPC’s mining areas in different basins

頁巖油為源內油藏，包括源內致密儲層與純頁巖中的資源。整體探明程度很低，探明率僅1%，剩余資源規(guī)模較大，達到198.23×108t(表1)，其中包括純頁巖類資源76.05×108t。剩余資源主要集中在鄂爾多斯盆地三疊系延長組7段、松遼盆地白堊系青山口組一、二段、渤海灣盆地古近系沙河街組、準噶爾盆地二疊系及四川盆地侏羅系，5個盆地剩余頁巖油資源185.34×108t，占總剩余資源的93%，以鄂爾多斯盆地最富集，剩余頁巖油資源59.49×108t。此外，頁巖油地質資源量盡管較大，但可采系數低，在10%以下，一般在5%～8%之間，說明可采資源量較低。

致密砂巖氣探明率為20%，剩余致密砂巖氣資源14.72×1012m3，主要集中在鄂爾多斯盆地石炭—二疊系、四川盆地三疊系須家河組、松遼盆地白堊系及塔里木盆地侏羅系。4個盆地剩余致密氣資源13.49×1012m3，占總剩余資源的92%，以鄂爾多斯盆地最富集，剩余致密氣資源8.48×1012m3。

頁巖氣僅在四川盆地與滇黔北坳陷龍馬溪組上交探明儲量，探明率0.8%。剩余資源主要分布在四川盆地與塔里木盆地，剩余資源分別為28.01×1012m3和7.92×1012m3，占到總剩余資源的91%。四川盆地頁巖氣主要分布在寒武系筇竹寺組、志留系龍馬溪組及二疊系龍?zhí)督M。塔里木盆地頁巖氣主要分布在寒武系、奧陶系與侏羅系。

煤層氣資源在我國分布較廣，埋深多在2 000 m以淺，資源規(guī)模較大，且僅在沁水與鄂爾多斯盆地上交了探明儲量，總體探明率只有2%。剩余資源主要集中在鄂爾多斯、沁水、準噶爾、塔里木、海拉爾、二連與吐哈等盆地。以中低煤階資源為主，為15.26×1012m3，占到煤層氣總資源的72.8%。

總體來看，盡管非常規(guī)油氣資源量很大，但受技術限制目前尚難以完全動用，只能作為未來的戰(zhàn)略資源。

2.3 剩余油氣資源分布領域

資源評價結果表明，我國陸上常規(guī)剩余油氣資源主要分布在巖性—地層(碎屑巖)、復雜構造(碎屑巖)、海相碳酸鹽巖、前陸沖斷帶四大重點領域[9-12]。其中，陸上剩余石油資源主要分布在巖性—地層(碎屑巖)、復雜構造(碎屑巖)兩大領域，陸上剩余天然氣資源主要分布在海相碳酸鹽巖、前陸沖斷帶兩大領域(表2)。

表2 中國石油礦權區(qū)陸上常規(guī)油氣資源分布Table 2 Distribution of onshore conventional oil and gas resources in CNPC’s mining areas

陸上常規(guī)石油地質資源量469.45×108t，剩余石油資源265.82×108t；常規(guī)天然氣地質資源量34.81×1012m3，剩余天然氣資源29.16×1012m3。從探明程度來看，陸域常規(guī)石油探明率較高，達到42.27%，總體已達到中等勘探程度。其中巖性—地層(碎屑巖)領域剩余地質資源205.62×108t，復雜構造領域剩余地質資源164.75×108t，兩者合計剩余資源量370.37×108t，占陸上剩余石油資源的78%。前陸沖斷帶、海相碳酸鹽巖、復雜巖性(潛山、火山巖、湖相碳酸鹽巖)等領域剩余石油地質資源量合計99.08×108t，占陸上剩余石油資源的22%。我國陸上常規(guī)天然氣剩余地質資源34.81×1012m3，其中海相碳酸鹽巖領域剩余地質資源17.99×1012m3，前陸沖斷帶領域剩余地質資源6.70×1012m3，兩者合計剩余資源量24.69×1012m3，占陸上剩余天然氣資源的71%。巖性—地層(碎屑巖)、復雜構造、復雜巖性(潛山、火山巖、湖相碳酸鹽巖)等領域剩余天然氣地質資源量合計10.12×1012m3，占陸上剩余資源的29%。

此外，隨著地質認識的深化與勘探技術的進步，油氣勘探逐漸向深層、超深層推進。我國深層油氣資源豐富，其中深層(>4500m)石油資源量304.08×108t，占全國石油總資源的28%；深層天然氣資源量29.12×1012m3，占全國天然氣總資源量的52%。中國石油探區(qū)內，深層石油資源量179.4×108t，占中國石油資源總量的29%；深層天然氣資源量16.97×1012m3，占中國石油總資源量的56%。

3 中國石油油氣勘探選區(qū)思考

近期勘探實踐和研究表明，深層海相碳酸鹽巖、巖性地層、前陸沖斷帶深層下組合以及頁巖油等四大領域是中國石油未來油氣勘探突破發(fā)現和規(guī)模增儲的重點[13-16]。

3.1 深層海相碳酸鹽巖

深層海相碳酸鹽巖已成為我國油氣勘探突破發(fā)現、增儲建產的重要領域[17-21]。碳酸鹽巖石油探明儲量占比由“十五”以來的8%～13%，至“十五五”預計達到14%～16%；天然氣占比由“十五”以來的24%～35%，至“十五五”將達到40%左右。以往的碳酸鹽巖油氣勘探以古隆起、臺緣帶等領域為重點方向，發(fā)現了一批大中型油氣田，成為規(guī)模增儲主戰(zhàn)場。隨著勘探的深入，廣泛分布的臺內灘能否規(guī)模成藏，將決定深層碳酸鹽巖勘探潛力與未來發(fā)展方向。

我國古老小克拉通的特殊性，決定了深層碳酸鹽巖臺內灘的勘探地位舉足輕重。我國含油氣盆地是在小型克拉通塊體基礎上發(fā)育起來的，塊體規(guī)模偏小，穩(wěn)定性偏差，構造—沉積分異性強。克拉通邊緣多卷入變形，現存臺緣帶多位于裂陷周緣，寬度一般為4～10 km。而臺內灘分布相對寬緩(100～300 km)，以陸表海沉積為主，顆粒灘發(fā)育，分布廣、面積大。研究表明，深層碳酸鹽巖臺內灘具備形成大油氣田的3個有利條件：

(1)廣泛發(fā)育的烴源巖為臺內灘大面積成藏奠定了物質基礎：三大盆地海相層系發(fā)育多套總有機碳含量高、厚度大、分布廣的主力烴源巖(圖6)。其中四川盆地4套泥頁巖、碳質泥巖烴源巖，總有機碳含量1.04%～6.52%，均值2.58%，累積厚度750～950 m，面積19×104km2；鄂爾多斯盆地2套泥頁巖、泥質灰?guī)r烴源巖，總有機碳含量0.50%～2.91%，均值1.03%，累積厚度20～160 m，面積8×104km2；塔里木盆地2套泥巖、泥質灰?guī)r烴源巖，總有機碳含量1.24%～9.52%，均值1.45%，累積厚度170～450 m，面積26×104km2。此外，克拉通內臺凹/鹽凹內發(fā)育的局部烴源巖、中新元古代裂谷內發(fā)育的前寒武系烴源巖均可作為臺內灘油氣供給的重要補充。

圖6 我國三大海相盆地主力烴源巖分布Fig.6 Distribution of main source rocks in three marine basins in China

(2)3類臺內灘經建設性成巖改造可形成規(guī)模儲層(圖7)。受臺內構造—沉積分異作用控制，小克拉通發(fā)育3類臺內灘，分別為古隆起斜坡、鹽凹周緣以及臺凹周緣顆粒灘。初步預測三大盆地有12套層系發(fā)育臺內灘，面積約(23～45)×104km2。如塔里木古隆起斜坡區(qū)發(fā)育的寒武系顆粒灘相白云巖，面積達11×104km2、鄂爾多斯盆地奧陶系中下部組合的馬三段鹽凹周緣顆粒灘面積(1.5～2.0)×104km2、川中洗象池組新發(fā)現的重慶—宜賓臺凹周緣顆粒灘面積約5×104km2。

圖7 海相小克拉通3類臺內灘儲層發(fā)育模式Fig.7 Development models of three types of intra-platform shoal reservoirs in small marine cratons

(3)臺內灘發(fā)育3種類型成藏組合，分別是近源成藏組合、斷裂溝通型成藏組合以及自生自儲型成藏組合，均可規(guī)模成藏。近源成藏組合的特點是緊鄰源灶，成藏條件好，發(fā)現大油氣田幾率大，如四川盆地川中臺內燈影組和川中—川北滄浪鋪組、塔里木盆地塔中肖爾布拉克組等；斷裂溝通型成藏組合的特點是源在下、灘體在上，斷裂輸導，如四川盆地川中洗象池組、鄂爾多斯盆地奧陶系中下組合等；自生自儲型成藏組合的特點是臺凹烴源巖與儲集層間互發(fā)育，碳酸鹽巖層系內幕成藏，如四川盆地茅口組茅一段、雷口坡組雷一、雷三段、鄂爾多斯盆地鹽洼中下部組合等。

深層碳酸鹽巖油氣勘探綜合評價提出16個有利勘探區(qū)帶，近期增儲潛力1.5×1012m3以上，現實區(qū)帶包括川中震旦系、塔中—塔北奧陶系、鄂爾多斯奧陶系等。未來深層海相碳酸鹽巖油氣勘探有領域、有目標。

3.2 前陸沖斷帶深層下組合

我國中西部地區(qū)發(fā)育14個前陸沖斷帶，勘探歷史悠久，歷經了三大發(fā)展階段。1998年以前，地表—淺部構造勘探，發(fā)現了獨山子、依奇克里克、柯克亞等中小油氣田。1998年至2015年，探索中組合，發(fā)現克拉2、克深大氣田，庫車白堊系全面突破；川西北雙探1井二疊系突破；準南發(fā)現霍10、瑪河等油氣田。2016年以來，探索深層下組合，準南高探1井獲日產千方以上高產，秋里塔格中秋1井獲高產，展示良好前景[22-24]。

前陸沖斷帶下組合具備形成大油氣田的6個有利條件：

(1)前陸層系主力烴源巖偏下，下組合更靠優(yōu)質源灶。如準噶爾南部的侏羅系主力烴源巖，厚500～1 300 m，總有機碳含量為0.5%～4.0%，Ro為0.6%～2.2%，生氣強度大于30×108m3/km2的面積約2×104km2。

(2)前陸沖斷帶下組合具備發(fā)育規(guī)模儲集體的有利條件，如準南沖斷帶下組合(圖8)在前陸初期物源區(qū)古地形坡度總體平緩，奠定了規(guī)模儲層發(fā)育的地質基礎：侏羅紀天山隆升幅度低，天山南北坡度盡管有差異，但差異不大，都發(fā)育河流—三角洲沉積，可以形成規(guī)模儲集體；白堊紀以來隨著天山隆升，北陡南緩趨勢逐步加強，天山北(準南)以發(fā)育近源短軸扇三角洲為主，砂體橫向變化較大；南部(庫車)發(fā)育辮狀河三角洲沉積，砂體分布較穩(wěn)定。

圖8 天山南北沖斷帶下組合砂體發(fā)育模式Fig.8 Sand body development pattern in lower assemblage of North-south Thrust Belt, Tianshan Mountain

(3)3類成儲機制使得沖斷帶下組合發(fā)育規(guī)模有效儲層：①早期淺埋、晚期快速深埋+構造運動疊加改造，7 000 m以下超深層仍可以發(fā)育規(guī)模有效儲層；②高溫壓條件下砂巖快速溶蝕，深部仍發(fā)育有效儲層；③晚期構造側向擠壓與強超壓，深部儲層顆粒破裂造縫，孔隙有效溝通。

(4)深部滑脫層可以成為重要區(qū)域蓋層，下組合成藏更有效。模擬實驗揭示埋深增大、溫壓增高，鹽巖/泥巖塑性增加，封閉能力增強，而深部泥巖/鹽巖既是滑脫層又是封蓋層，提升了下組合勘探潛力。如準噶爾南緣的南下組合白堊系吐谷魯群泥巖蓋層厚500～2 000 m，模擬實驗揭示3 200 m以深泥巖由脆性變形向半塑性變形轉變，封蓋能力趨好。

(5)多滑脫沖斷，下組合可以發(fā)育相對完整的大構造。物理模擬實驗結果表明多層滑脫沖斷帶的中淺層多發(fā)育通天斷裂，構造相對破碎，但深層/下組合構造相對完整，沖斷帶深層與沖斷作用相關的構造圈閉發(fā)育。

(6)沖斷帶下組合發(fā)育3種成藏模式，都可形成大油氣田：①以庫車深層為代表的疊瓦構造型油氣成藏模式，沖斷帶坐在源灶之上、構造圈閉成排成帶、含鹽地層直接封蓋，鹽下近源的斷背斜、斷塊、背斜等構造圈閉油氣聚集，重點區(qū)帶包括庫車克拉蘇構造帶、秋里塔格構造帶和川西北雙魚石構造帶等；②以阿爾金山前斷裂帶為代表的走滑沖斷構造型成藏模式，具有天然氣運聚指向區(qū)、基巖潛山圈閉和含膏地層封蓋的良好成藏條件，重點區(qū)帶包括阿爾金山前帶、昆北斷階帶和塔西南山前帶等；③以準南為代表的多滑脫疊置型構造成藏模式，特點是油源斷裂溝通灶源，泥巖滑脫層有效蓋封，重點區(qū)帶包括準南烏奎背斜帶、川西北沖斷帶等。

前陸沖斷帶下組合也是未來勘探突破發(fā)現的重要領域。現實領域要精細勘探、擴大規(guī)模，如克拉—克深、博孜—大北、英雄嶺等。接替領域要加快推進、重點突破，如烏奎構造帶、秋里塔格、川西北等。探索領域要加強準備、風險探索，如塔西南山前、大巴山前、準西北掩伏帶等。

3.3 巖性地層油氣藏

巖性地層油氣藏是近年石油探明儲量增長主體，占比近80%。而富油氣凹陷斜坡帶成為近期石油勘探規(guī)模增儲的主戰(zhàn)場[25-27]?？傮w看，盆地類型不同，斜坡區(qū)巖性地層油氣藏富集規(guī)律不同。在坳陷盆地中(圖9a)，沉積坡折帶控制三角洲和重力流砂體的分布，砂體與烴源巖交互接觸可大面積成藏，具有巖性地層圈閉發(fā)育、近源或源上成藏為主的成藏特點，以及中斜坡三角洲前緣大面積成藏和低斜坡砂質碎屑流等巖性油氣藏的富集規(guī)律。斷陷湖盆中(圖9b)，復雜斷裂斜坡帶發(fā)育多種類型砂體，斷裂與砂體復合疏導可高效成藏，具有構造—巖性圈閉為主和近源或源內成藏為主的成藏特點，以及中—高斜坡發(fā)育構造—巖性和地層油藏、低斜坡發(fā)育巖性油藏為主的富集規(guī)律。

圖9 坳陷(a)與斷陷(b)湖盆沉積—成藏模式Fig.9 Deposition and accumulation models of depression (a) and fault depression (b) lake basins

對巖性地層油氣藏勘探應當重點關注以下3個方面：

(1)關注西部地區(qū)陸相湖盆近物源砂礫巖油藏。①受“大流域物源、高勢差地貌、季節(jié)性洪水、多級坡折”四大地質要素控制，斜坡區(qū)廣泛發(fā)育近源規(guī)模砂礫巖扇體，如準噶爾瑪湖凹陷，面積約8 000 km2，砂礫巖扇體群面積約4 500 km2，黃羊泉與夏子街扇三角洲面積約2 500 km2。②受酸、堿性流體成巖系統控制，砂礫巖扇群物性并不差，如瑪湖砂礫巖扇群，二疊—三疊系的酸性成巖系統中有機酸溶蝕增孔，扇三角洲前緣帶儲層大面積分布。③油源斷裂溝通下伏源灶，形成大面積下生上儲巖性油氣藏，如瑪湖坳陷湖盆近物源斜坡帶礫巖油藏。

(2)關注斜坡區(qū)灘壩砂油氣藏。①坳陷、斷陷及前陸盆地斜坡都發(fā)育規(guī)模灘壩砂體，如東營凹陷南斜坡灘壩砂勘探，近期新增含油面積528 km2，儲量2.2×108t。②灘壩砂有3種成因模式，沿斜坡帶大面積分布，如以鄂爾多斯長8為代表的浪控型灘壩砂，疊合面積約5 500 km2，長82灘壩砂探明儲量2.9×108t，控制儲量與預測儲量共計2.1×108t，待發(fā)現資源3×108t以上。

(3)關注斜坡區(qū)大型地層油氣藏。①區(qū)域不整合控制油氣宏觀分布，受區(qū)域不整合控制，斜坡區(qū)可能發(fā)育大型巖性地層油氣藏。②構造轉換期受區(qū)域不整合控制，往往縱向上多期砂體相互疊置，平面上復合連片，如瑪湖凹陷P3w—T3bⅡ級層序發(fā)育4期砂體，疊合面積約8 000 km2。③湖泛與扇間泥巖立體封堵再加上斷層輸導，有利于大面積成藏，如瑪湖凹陷斜坡帶近期在上烏爾禾組已落實探明儲量2.5×108t，三級儲量5×108t；下烏爾禾組勘探獲得重要發(fā)現。

富油氣凹陷斜坡區(qū)巖性地層油氣藏也是未來石油勘探增儲重點領域，目前在15個富油氣凹陷中有17個斜坡帶是近期增儲潛力區(qū)，其中現實區(qū)帶10個、接替區(qū)帶5個、準備區(qū)帶2個，未來增儲潛力19.5×108t。

3.4 頁巖油

頁巖油是我國重要的戰(zhàn)略接替資源[28]，按熱成熟度分為中高和中低成熟度頁巖油2種類型(圖10)[28]。中低成熟度頁巖油潛力巨大，是重大戰(zhàn)略性接替資源，勘探開發(fā)技術需先導試驗驗證和完善。中高成熟度頁巖油資源現實性好，技術成熟度較高，但勘探潛力尚需開發(fā)試采明確。選準甜點區(qū)/段，是推動頁巖油領域發(fā)展的關鍵。

圖10 頁巖油成熟度劃分據文獻[28]修改。Fig.10 Classification of shale oil maturity

中高成熟度頁巖油是近期石油勘探的重要接替領域，其甜點區(qū)/段選擇需注意4點：①加強有機質類型研究，明確流體性質，評價資源可采性。不同類型有機質生油氣量有差異，決定了氣油比及烴類流動性。有機質類型和熱成熟度影響流體性質、氣油比與地層壓力，決定頁巖油資源的可采性。②重視頁巖紋層結構非均質性評價，尋找有利“甜點段”。有機質紋層越發(fā)育的油頁巖，總有機碳含量越高，排烴效率也越高，高總有機碳含量源巖的排烴與滯留烴量均大，是形成中高成熟度頁巖油的基礎。③關注“甜點段”巖石類型，選準有利“甜點段”。測試分析與地質統計表明，湖相碳酸鹽巖、混積巖分布穩(wěn)定，紋層狀巖相儲集性能最好，是主要產層，如滄東凹陷孔二段灰云巖儲集性最好，孔隙度2.09%～12.4%，平均5.8%。④將高精度常規(guī)測井與核磁測井結合，快速準確評價“甜點段”，是儲層連通性和原油可動性評價最有效方法。

中低成熟度頁巖油作為未來發(fā)展的戰(zhàn)略接替資源，其甜點區(qū)選擇要注意3個方面：

(1)需要考慮與中高成熟度頁巖油開采方式上的差異。中高成熟度頁巖油熱成熟度1.0%～1.5%，石油烴類已經形成，采用水平井體積改造技術可以開采。中低成熟度頁巖油熱成熟度0.5%～1.0%，液態(tài)烴、未轉化有機質并存窗口，液態(tài)烴油質較稠、有機物呈固態(tài)—半固態(tài)，水平井體積改造技術難以有效開發(fā)，需要人工加熱方式使地層中多類有機物發(fā)生向油氣轉化才能有效開發(fā)。原位轉化技術是中低成熟度頁巖油效益開發(fā)的核心技術。

(2)中低成熟度頁巖油有利區(qū)優(yōu)選必須考慮原位轉化技術適用條件：①總有機碳含量盡量高，一般大于6%，越大越好，Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根；②集中段厚度盡可能大，一般大于15 m，凈地比大于0.8；③熱演化程度(Ro)適中，一般在0.5%～1.0%；④埋深盡可能淺、分布范圍盡可能大，一般小于3 000 m，連續(xù)分布面積大于50 km2；⑤目的層段具較好頂底板條件，遮擋層厚度大于2 m；⑥斷層及地層水方面，斷層不發(fā)育，地層含水小于5%，無活動水。

(3)頁巖總有機碳含量、連續(xù)厚度是選區(qū)關鍵參數，依據其取值標準(表3)，中國石油目前完成了鄂爾多斯、松遼盆地選區(qū)研究，為中低成熟度頁巖油先導試驗選區(qū)提供了有利目標支撐。

表3 頁巖油原位轉化先導試驗區(qū)優(yōu)選關鍵參數和標準Table 3 Optimized key parameters and criteria for pilot test area of in situ conversion of shale oil

4 結論與建議

4.1 結論

(1)中國石油剩余油氣資源潛力豐富、勘探前景廣闊。石油剩余資源主要分布在鄂爾多斯、準噶爾、渤海灣、松遼、塔里木等五大盆地，占石油剩余資源的86.2%，剩余資源量均大于30×108t；天然氣剩余資源主要分布在鄂爾多斯、四川、塔里木三大盆地，占天然氣剩余資源的74.1%。

(2)深層海相碳酸鹽巖、巖性地層、前陸沖斷帶下組合以及頁巖油等四大領域是中國石油未來油氣勘探突破發(fā)現和規(guī)模增儲的重點：深層海相碳酸鹽巖已成為油氣勘探突破發(fā)現、增儲建產的現實領域，廣泛發(fā)育的臺內灘油氣勘探及增儲潛力大；前陸沖斷帶深層下組合是未來勘探突破發(fā)現的重要領域；富油氣凹陷斜坡區(qū)巖性地層油氣藏是未來石油勘探增儲的重點領域；頁巖油是重要的戰(zhàn)略接替資源，中低成熟度頁巖油是重大戰(zhàn)略性接替資源，勘探開發(fā)技術需先導試驗驗證和完善，中高成熟度頁巖油資源現實性好，技術成熟度較高但勘探潛力尚需開發(fā)試采明確。

4.2 建議

面對新形勢，中國石油應當牢記使命擔當，竭盡全力做好油氣勘探決策支持、重大接替領域評價與推舉、基礎理論與評價技術研發(fā)、油田勘探技術支持與服務4項重點工作，助力公司高效勘探和高質量發(fā)展：

(1)強化重點盆地/地區(qū)集中勘探，確保加快勘探目標實現；

(2)強化成熟探區(qū)精細勘探，確保效益增儲；

(3)強化風險勘探領域與目標準備，確保戰(zhàn)略發(fā)現；

(4)強化核心技術攻關，為勘探發(fā)現提供技術保障。

致謝：本文撰寫過程中得到了中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產分公司、科技管理部、勘探開發(fā)研究院等單位領導的大力支持，趙文智院士、鄒才能院士、馬新華教授、杜金虎教授、何海清教授等專家給予了具體指導與幫助，在此一并深致謝忱！