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文|梁坤 等 中国石油勘探开发研究院 储量是石油上游业务赖以生存和发展的基础。储量的多寡、品位的高低在影响石油产量的同时，对勘探开发的成本、组织方式和技术工艺水平提出了不同的要求。深入分析中国陆上石油储量特征和发展趋势，结合中国实际情况，积极主动地调整勘探开发策略，对于中国石油行业实现可持续发展具有重要意义。 一、中国陆上石油储量特征及变化趋势 1. 陆上石油新增储量主要特征 中国陆上石油勘探经过上世纪50年代末开始的“战略东移”、90年代起实施的“稳定东部、发展西部”重大战略调整，在松辽、渤海湾、江汉、鄂尔多斯、塔里木等盆地的石油勘探开发先后取得重大突破，推动中国陆上石油储量持续稳定增长，年均新增石油地质储量由60年代的3.61亿吨增至2000年以来的8.98亿吨（见下图）。截至2013年底，中国陆上累积探明石油地质储量达到306.6亿吨。回顾储量增长历史，中国陆上石油新增储量呈现如下特征。 （1）新增储量由构造油藏转向岩性地层油藏，构造油藏渐入尾声 20世纪60年代，松辽盆地构造油藏是储量增长主体；20世纪70-80年代，渤海湾盆地断块油藏、潜山油藏等成为储量增长的主要贡献者；90年代以来，松辽盆地和鄂尔多斯盆地岩性油藏、塔里木盆地碳酸盐岩地层油藏逐渐成为储量增长主体。总体看，90年代中期以后，岩性地层油藏在新增储量中占比超过50%，并呈稳步上升态势，近5年占比达到81%（见下图）。 （2）埋藏深度以中浅层为主，但深层－超深层比重波动上升 同一盆地，石油勘探总体延续先易后难、先浅后深的规律。但对不同盆地，受地质条件影响，油藏埋藏深度差异明显。松辽盆地油藏埋深普遍小于1800米；鄂尔多斯盆地油藏在3000米以内；准噶尔西北缘油藏以中浅层为主；渤海湾盆地中深层占有一定比例；塔里木盆地以深层－超深层为主。2000年以来，随着渤海湾盆地勘探向深层扩展、塔里木盆地石油规模发现，深层－超深层占比达到18.7%，较以往有较大提升（见下图）。 （3）低渗－特低渗储量比重快速上升，近5年特低渗储量占比达到67% 松辽盆地扶杨油层、鄂尔多斯盆地三叠系延长组岩性油藏均为典型的低渗－特低渗油藏，同时，随着渤海湾盆地、准噶尔盆地勘探向斜坡和湖盆中心扩展，储层渗透率呈下降趋势。2000年以来，受勘探发现转变特别是鄂尔多斯盆地大发展推动，低渗－特低渗储量占比迅速上升，已成为储量增长主体（见下图）。 2. 陆上石油新增储量变化趋势 中国陆上新增探明石油地质储量总体呈现“数量上升、质量下降”的变化态势。从中国陆上石油勘探阶段和盆地间接替看，“十三五”期间，新增储量有望保持稳定，但储量劣质化趋势难以逆转。 （1）中国陆上石油总体勘探程度不高，但考虑勘探实际情况，新增储量以稳为主 中国陆上石油远景资源量934亿吨，目前探明率是31.5%。按照储量发现规律，未来新增探明地质储量仍具有较大增长空间。但考虑到青藏地区生态环境脆弱，气候条件恶劣，121亿吨石油资源短时间内尚无法转化为储量；众多小盆地资源分散，远景资源规模均在10亿吨以下，且多在5亿吨以下，发现大油田的概率小，119亿吨石油远景资源量对新增储量贡献弱。扣除上述两部分资源，中国陆上石油探明率达到44%，进入勘探中期阶段，新增储量以稳为主。 （2）岩性地层油藏、超深层碳酸盐岩缝洞油藏为主要勘探对象，储量劣质化难以逆转 松辽盆地剩余资源中，50%以上位于低渗、低丰度扶杨油层；鄂尔多斯盆地新增储量渗透率已降至1毫达西（mD）以内；渤海湾盆地探明率达到67.5%，小断块和凹陷中心岩性油藏成为勘探重点；准噶尔盆地勘探向玛湖凹陷斜坡岩性油藏扩展；塔里木盆地远景资源量113.6亿吨，探明率16.5%，勘探前景大，但由于勘探目标以古生界碳酸盐岩缝洞油藏为主，储层非均质性极强，且主体埋深超过6000米。上述事实决定了“十三五”期间中国陆上石油新增储量品位劣质化趋势难以逆转。 （3）致密油藏有望加入新增储量序列，进一步强化储量劣质化程度 近年来，随着水平井+体积压裂工艺技术发展，致密油逐渐成为现实勘探领域。目前，中国陆上鄂尔多斯、松辽、准噶尔等多个盆地致密油勘探获得重大进展。未来，随着勘探进一步发展，中国陆上石油勘探将经历构造油藏、岩性地层油藏和非常规石油三个发展阶段。致密油等非常规石油有望逐渐加入新增储量序列。由于致密油等非常规石油属于低品位资源，致密油的勘探开发不能扭转新增储量劣质化趋势。 从上述分析看，“十三五”期间，大面积低渗、低丰度岩性地层油藏仍将是增储重点，复杂碳酸盐岩缝洞油藏地位趋升，连续型致密油藏日益成为勘探热点。中国陆上新增储量数量以稳为主，储量品质持续变差。 二、中国陆上石油储量变化带来的影响 事物变化发展遵从由量变到质变的过程。随着油藏类型转变，低渗、特低渗等低品位储量成为勘探开发的主体目标，这会在不同程度上对先前适用的勘探开发理念、思路和做法带来重大影响。具体地说，中国陆上石油储量变化将给上游业务发展带来四方面影响。 1. 勘探评价方法和部署思路重大调整 伴随勘探对象从构造油藏转变为岩性地层油藏，石油勘探突破了“定凹选带”、“占高点”等传统认识，跳出二级构造带，在斜坡和凹陷低部位找油，并在勘探实践中形成了“四图叠合”岩性地层油藏有利区评价方法。目前，中国陆上致密油勘探已经起步，致密油藏突破了圈闭界限，呈现大面积连续分布特征，“甜点”区评价优选成为勘探工作重点，已初步形成以优质烃源岩和储层集中发育段为基础，“七性关系”评价为手段的甜点预测方法。 与构造油藏和岩性地层油藏相比，致密油藏具备大面积连续分布特征，在地质认识相对清楚的区域，地质风险大幅降低，探井成功率极高。以美国为例，2000年以来，随着非常规油气勘探兴起，探井成功率由30%左右稳步攀升至近年来的60%～70%（见下图）。受此影响，勘探部署思路已由寻找含油圈闭、控制储量规模，向着寻找富集区块、探索高产工艺的方向转变。 2. 油藏开发理念和模式发生重大转变 递减是油藏开发必须面对的现实，但由于递减受储层物性、原油性质等多方因素影响，即使是相同类型的油藏，其递减规律也各不相同。但从大趋势上看，储量品位越差，单井初始产量越低，递减率越高。 大庆喇萨杏油田是典型的中高渗砂岩油藏，直井初期单井日产油可达30～60吨，递减相对缓慢；长庆油田三叠系延长组属于低渗－特低渗油藏，直井压裂后初期单井日产油5～10吨，第一年递减率可达10%～15%；致密油藏为代表的非常规石油，单井无自然工业产能，通过水平井压裂初期单井日产可达20～40吨，第一年递减率可达50%以上（见下图）。 油藏产量递减是由单井递减构成的。由于单井递减规律存在差异，不同品位油藏的开发过程是不同的。 中高品位油藏可以在加密调整后，通过实施二次、三次采油，实现高产稳产目标，油藏产量剖面呈现上升、高产稳产和下降三个阶段；致密油藏只能依靠井间接替，实现快速上产和一定时期的稳产，由于前期已实施大规模储层改造，一旦井网完成，增产稳产措施较少，产量迅速转为递减。从中高品位油藏到致密油藏，油田开发由追求高产、稳产，转变为初期高产和单井较高累积采油量，开发理念和模式产生质的变化。 3. 勘探开发阶段工艺技术重要性凸显 低品位油田的初始产量低，技术工艺成为提高单井产量，实现规模效益开发的关键。长庆油田是中国典型的低渗－特低渗油田，伴随压裂技术工艺从20世纪60、70年代小型压裂改造到80、90年代“深穿透、饱添砂”大型压裂改造再到近年来的水平井体积压裂，开发油田渗透率下限由80年代的10毫达西左右降至目前0.4毫达西，从“井井有油、井井不流”到建成“西部大庆”，压裂技术的持续攻关功不可没。 美国非常规油气大规模开发也得益于水平井体积压裂技术的成熟应用。随着非常规石油逐渐进入勘探开发序列，勘探阶段需要借助储层改造工艺技术验证“甜点”区的开发效果；开发阶段需要借助储层改造工艺技术实现规模效益开发。可以预见，随着低品位储量和非常规石油成为勘探开发的主体对象，以长水平段水平井和体积压裂技术为代表的工艺技术的重要性将日益凸显。 4. 项目现金流发生显著变化 与常规油藏勘探开发依靠直井不同，低品位油藏勘探阶段采用直井控制规模，水平井+体积压裂提高单井产量，开发阶段规模应用水平井+体积压裂实现效益开发。由于水平井钻井成本高，体积压裂需要大量资金，低品位油藏勘探开发前期投入较常规油藏要大。 在投资回收阶段，低品位油藏经过大规模储层改造，单井初始产量高，现金流由负转正较快，通过批量钻井，能在较短的时间内达到正现金流峰值，但递减幅度大，持续时间短，使得低品位油藏项目勘探开发周期较短。 需要指出的是，低品位油藏虽然前期投资规模更大，但由于勘探阶段地质风险大幅降低，依靠技术工艺进步和作业流程优化，在高油价下，一个井组，甚至一口井都可以成为一个盈利单元，这使低品位油藏开发的投资门槛大幅降低。 三、中国陆上石油效益开发的建议 面对低品位储量，必须依靠勘探、开发、工程的高度融合和管理体制创新，大幅提高劳动生产率实现规模效益开发。为更好地适应未来低品位储量开发要求，笔者提出以下建议。 1. 实施勘探开发工程一体化 为提高劳动生产率，加快勘探开发节奏，勘探阶段需要在寻找甜点的同时，综合运用工程技术手段，验证开发可行性；开发方案设计需要在批量钻井和大规模体积压裂的同时，优化水平井和体积压裂参数。由于工程技术贯穿始终，建议实施勘探开发工程一体化，在实际工作中统一综合研究、统一工作部署、统一生产运行。 2. 稳步推进项目负责制 低品位储量开发需要多学科融合，多工种协同作业。建议在油田公司层面先行试点管理体制改革，打破勘探、开发、工程纵向管理模式，实施项目负责制，将勘探、开发、工程相关人员在项目内实现有效融合，促进管理扁平化，提高工作效率。在试点的基础上，随着条件成熟，实施集团公司层面自上而下的改革，以适应低品位储量勘探开发的需要。 3. 充分发挥市场机制 在工程技术服务队伍选择上，打破地域分割局面，大力推进项目招标，依靠市场力量，降低勘探开发成本。油田公司层面要尽快形成适应各自探区的作业流程、作业规范和作业标准，强化地质、工程监督等专业人才培养，形成运作规范、竞争有序、监督有效、成本低廉的低品位储量勘探开发局面。 4. 优化工作流程 借鉴美国“工厂化”作业模式，以提高工作效率、缩短钻完井周期、节约勘探开发成本为核心，以标准化、批量化和流水作业为切入点，探索适合各自探区的工作流程优化方案，依靠流程优化，提高作业效率，降低作业成本。 5. 强化全生命周期效益评价 低品位资源勘探开发的地质风险降低，但由于前期资金投入规模大，效益风险加大。同时，由于低品位资源勘探开发项目的周期缩短，财务指标需要调整。建议加强效益指标的厘定与优选，并强化项目全生命周期效益评价，实现效益开发目标。（原载《国际石油经济》，其他作者为张国生，武娜） |
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