全国油气资源潜力 我国具有很大资源潜力吗？
评价结果表明，我国待探明石油和天然气资源丰富;待探明石油和天然气资源主要分布在Ⅰ类和Ⅳ类盆地之中，并以Ⅰ类大中型盆地为主，资源风险小。总体上，石油、天然气地质资源探明程度不高，主要含油气盆地勘探还处于中、早期，勘探潜力和勘探领域还很广阔。
一、待探明油气资源总量丰富
1.石油资源
我国待探明石油地质资源为516.52×108t，占总地质资源量的67.52%;待探明石油可采资源量为144.09×108t，占总可采资源量的67.96%。
其中Ⅰ类盆地待探明地质资源量为365.92×108t，可采资源量108.12×108t;Ⅱ类盆地待探明地质资源量为39.00×108t，可采资源量12.12×108t;Ⅲ类盆地待探明地质资源量为2.71×108t，可采资源量为0.74×108t;Ⅳ类盆地待探明地质资源量为108.90×108t，可采资源量为23.12×108t(表6-1-1，图6-1-1)。
表6-1-1 待探明石油资源在不同类别盆地中的分布
图6-1-1 不同类别盆地待探明石油资源分布
资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地有407.63×108t待探明地质资源，120.97×108t待探明可采资源，分别占待探明地质资源和可采资源的78.92%和83.96%。待探明石油资源主要分布在我国东部的松辽和渤海湾盆地(陆上)，中部的鄂尔多斯盆地，西部的塔里木、准噶尔和柴达木盆地，近海海域的渤海湾盆地(海域)，珠江口盆地等8个待探明地质资源量大于10×108t的盆地中(图6-1-2)，待探明地质资源量合计为407.63×108t。青藏地区的羌塘和措勤盆地为Ⅳ类盆地，待探明地质资源量为61.98×108t。
图6-1-2 我国待探明石油地质资源量大于10亿t的盆地
2.天然气资源
我国待探明天然气地质资源量为30.60×1012m3，占总地质资源量的35.03×1012m3的87.37%;待探明天然气可采资源量为19.24×1012m3，占总可采资源量22.03×1012m3的87.31%。
其中，Ⅰ类盆地待探明天然气地质资源量为26.38×1012m3，可采资源量为16.79×1012m3;Ⅱ类盆地待探明地质资源量为0.35×1012m3，可采资源量为0.18×1012m3;Ⅲ类盆地待探明地质资源量为0.18×1012m3，可采资源量为0.09×1012m3;Ⅳ类盆地待探明地质资源量为3.7×1012m3，可采资源量为2.18×1012m3(表6-1-2，图6-1-3)。
表6-1-2 待探明天然气资源在不同类别盆地中的分布
图6-1-3 不同类别盆地天然气资源分布
资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地有待探明天然气地质资源量26.90×1012m3，待探明可采资源量17.06×1012m3，分别占全国待探明地质资源和可采资源总量的87.91%和88.69%。
待探明天然气地质资源主要分布在我国西部的塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、东海、莺歌海和琼东南盆地等8个待探明地质资源量大于1×1012m3的Ⅰ类盆地内(图6-1-4)，这8个盆地待探明地质资源量合计为24.09×1012m3，待探明可采资源量合计为15.36×1012m3，分别占待探明地质资源和可采资源的78.70%和79.83%。
3.油气比例
从评价结果可以看出，我国待探明石油地质资源量516.52×108t，待探明天然气地质资源量30.60×1012m3，相当于244.84×108t油当量(1250m3天然气=1吨油当量)，两者比例为2.11∶1(图6-1-5)。
图6-1-4 我国主要盆地天然气资源分布
图6-1-5 待探明石油天然气地质资源量比较
其中，Ⅰ—Ⅲ类盆地待探明石油地质资源量407.63×108t，待探明天然气地质资源量26.90×1012m3，相当于215.23×108t油当量(1250m3天然气=1t油当量)，两者比例为1.89∶1(图6-1-5)。
按目前可采系数取值结果计算，待探明石油可采资源量为144.09×108t;待探明天然气可采资源量为19.24×1012m3，折算为153.89×108t油当量，两者比例为1∶1.07;其中Ⅰ—Ⅲ类盆地待探明石油可采资源量为120.97×108t;待探明天然气可采资源量为17.06×1012m3，折算为136.49×108t油当量，两者比例分别为1∶1.13(图6-1-6)。
天然气可采资源量比重略大于石油的原因:一是天然气地质资源量的增加，二是石油探明程度比天然气高，三是石油的可采系数低，天然气的可采系数高。
图6-1-6 待探明石油天然气可采资源量比较
二、东部、中西部和近海海域为我国三大含油区
待探明石油地质资源主要分布在东部、中西部和海域(图6-1-7)。其中东部区占29.73%，中西部合计占40.10%，海域占16.34%，三大含油区共占我国待探明石油地质资源的86.18%。
图6-1-7 各大区石油地质资源分布
1.东部
东部油气资源勘探程度较高，资源探明程度达到了52.66%，待探明石油地质资源量为153.56×108t，占我国待探明石油资源的29.73%，待探明石油资源潜力还较大(图6-1-8)。其中，渤海湾盆地(陆上)75.20×108t，松辽盆地44.35×108t，占东部待探明石油地质资源的77.86%，仍是我国石油增储上产的主要盆地。
东部资源主要分布在富油凹陷的构造—岩性、地层—岩性油气藏和深层，油气藏的隐蔽性增强，深层勘探难度增大，需要进行更为深入细致的研究和勘探工作。
图6-1-8 东部主要盆地待探明石油资源分布
2.中西部
中西部石油探明率为20.81%，勘探开发程度低，待探明石油地质资源量为207.17×108t，占我国待探明石油资源的40.10%，石油资源潜力很大。资源主要分布在塔里木、鄂尔多斯和准噶尔盆地，分别为70.88×108t、55.59×108t和35.23×108t，共占中西部待探明石油资源的78.05%(图6-1-9)，为中西部石油勘探的主体。
图6-1-9 中西部主要盆地待探明石油资源分布
其中塔里木盆地和准噶尔盆地腹部石油资源埋藏较深，普遍在4000m以下;鄂尔多斯盆地储层渗透性较差，以50mD以下的低渗油和5mD以下的特低渗油居多;油气成藏规律复杂，研究还有待深入。
3.近海
近海海域石油资源探明率为21.37%，勘探程度较低。待探明石油地质资源量为84.42×108t，占我国待探明石油资源的16.34%。待探明石油资源比较丰富，是新的储量和产量增长点。其中渤海海域待探明石油资源量为40.73×108t，珠江口盆地为16.65×108t，共占近海待探明石油地质资源的67.97%。石油资源主要分布浅海海域，以常规油和重油为主(图6-1-10)。
图6-1-10 近海主要盆地待探明石油资源分布
东部、中西部和近海为我国的三大含油区，待探明石油地质资源量合计为445.15×108t，待探明石油可采资源量合计为129.76×108t。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地中有待探明石油地质资源量407.63×108t，待探明石油可采资源量120.97×108t，为我国待探明石油资源的主体分布区(图6-1-11)。
图6-1-11东部、中西部、近海待探明石油资源分布
三、中西部和近海海域为我国两大气区
待探明天然气地质资源主要分布在中西部和海域(图6-1-12)。其中，中西部待探明天然气地质资源量为18.16×1012m3，占全国的59.36%，近海为7.59×1012m3，占全国的24.79%。这两个地区共占我国待探明天然气地质资源的84.15%。
图6-1-12 各大区待探明天然气资源分布
1.中西部
中西部待探明天然气地质资源量18.16×1012m3，占我国待探明天然气资源的59.36%，探明率为16.3%，天然气资源潜力大。待探明天然气资源中，塔里木盆地为8.20×1012m3，四川盆地为4.36×1012m3，鄂尔多斯盆地为3.21×1012m3，柴达木盆地1.31×1012m3，共占中西部待探明天然气地质资源的94.01%(图6-1-13)，为加快中西部天然气勘探提供了丰富的资源基础。
图6-1-13 中西部主要盆地待探明天然气资源分布
中西部天然气资源的埋藏普遍较深，低渗透天然气资源在鄂尔多斯和四川盆地的比例较大。
2.近海海域
近海海域待探明天然气地质资源量7.59×1012m3，占我国待探明天然气地质资源量的24.79%，探明率为6.36%，主要分布在水深200m以浅的海域(图6-1-14)。其中东海盆地3.53×1012m3，莺歌海盆地1.15×1012m3，琼东南盆地1.01×1012m3，占近海待探明天然气地质资源的75.00%。近海天然气资源主要分布在浅层和中浅层，以常规天然气为主，开发条件相对较好，是开辟东部气源区比较现实的领域。
图6-1-14 近海主要盆地待探明天然气资源分布
中西部和近海待探明天然气地质资源量合计为25.75×1012m3，待探明天然气可采资源量合计为16.49×1012m3(图6-1-15)。其中资源风险小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类盆地拥有待探明天然气地质资源量24.50×1012m3，待探明天然气可采资源量15.78×1012m3。中西部和近海是我国待探明天然气资源最丰富的两大含气区，也是加快天然气勘探的主体区。
四、新区、新领域资源潜力可观
本轮资源评价中，除评价了34个已有油气发现的盆地外，还评价了81个尚未有油气发现的Ⅳ类盆地。从基础地质条件分析，包括青藏地区的羌塘、措勤在内的这些盆地多数具有一定的油气潜力和勘探前景，但它们的勘探程度较低。Ⅳ类盆地待探明石油和天然气地质资源量分别为108.90×108t和3.70×1012m3(图6-1-16)。
其中青藏地区的19个盆地，依据地面地质调查资料初步评价，待探明石油资源量68.93×108t，主要分布在羌塘盆地，为50.95×108t，占青藏地区石油资源的73.92%。
图6-1-15 中西部及近海待探明天然气资源分布
图6-1-16 主要Ⅳ类盆地待探明石油资源分布
其他62个中小盆地的待探明石油和天然气地质资源量为39.97×108t和2×1012m3。
目前，Ⅳ类盆地的地质认识程度还很低，资源风险大，特别是部分盆地还缺少可直接证明其油气潜力的钻探资料，需要开展深入的调查评价和成藏条件研究，进一步明确含油气前景。
五、我国沉积盆地油气资源丰富
总体上看，我国沉积盆地发育，油气资源丰富;中新生代盆地以陆相为主，古生代盆地以海相为主，盆地经过多期叠加和改造，油气成藏和分布规律复杂，地质认识逐步深化，勘探发现呈阶段性，发展空间广阔。
截至2005年底，全国累计探明石油地质储量257.98×108t，探明程度33.72%。待探明石油地质资源量为507.03×108t，占总地质资源量的66.28%，待探明石油可采资源量为142.40×108t，占总可采资源量的67.16%。
石油探明储量主要集中在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口和柴达木等7大盆地，平均探明程度41.42%。待探明石油地质资源也主要分布在这7大盆地，渤海湾盆地最多，为112.74×108t，其次为塔里木和鄂尔多斯盆地，分别为69.13×108t和54.00×108t;7大盆地待探明石油地质资源量共计339.62×108t，占全国的66.98%。渤海湾盆地待探明石油可采资源最多，达28.43×108t，其次是塔里木和松辽盆地，分别为21.77×108t和19.15×108t;7大盆地探明石油可采资源量共计100.44×108t，占全国的70.53%。(表6-1-3)。
表6-1-3 全国石油资源盆地分布表 单位:108t
截至2005年底，全国累计探明天然气地质储量4.92×1012m3，探明程度14.05%。待探明天然气地质资源量30.11×1012m3，占总地质资源量的85.95%，待探明天然气可采资源量为18.94×1012m3，占总可采资源量的85.97%。
天然气探明储量主要集中在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾等9大盆地，平均探明程度16.24%。待探明天然气地质资源也主要分布在这9大盆地，塔里木盆地最多，为8.14×1012m3，其次为四川和东海盆地，分别为4.15×1012m3和3.53×1012m3;9大盆地待探明天然气地质资源量共计24.34×1012m3，占全国的80.83%。待探明天然气可采资源塔里木盆地最多，为5.36×1012m3，其次是四川和东海盆地，分别为2.61×1012m3和2.41×1012m3;7大盆地探明天然气可采资源量共计15.49×1012m3，占全国的81.78%。(表6-1-4)。
表6-1-4 全国天然气资源盆地分布表 单位:1012m3
六、石油可采资源还有增长潜力
1.提高采收率技术的实际应用
油藏精细描述挖掘剩余油、提高采收率。胜利油田对于整装构造油藏，通过细分韵律层，完善韵律层注采井网;利用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油;优化小油砂体注采方式。预计钻加密调整井335口，覆盖地质储量1.7534×108t，可增加可采储量385×104t，提高采收率2.2%。
对于高渗透断块油藏，通过细分开发层系、挖掘层间剩余油;完善复杂小断块注采井网，实现有效注水开发;利用水平井挖掘边底水、薄油层油藏的潜力。预计钻加密调整井1285口，覆盖地质储量7.09×108t，可增加可采储量1500×104t，提高采收率2.1%。
对于中低渗透油藏，通过开展低渗透油藏渗流机理研究，优化合理注采井距，确定优化压裂参数，改善低渗透油藏的开发效果预计通过整体加密、完善注采井网等措施，覆盖地质储量2.5×108t，可增加可采储量650×104t。
稠油热采新技术提高采收率。辽河油田曙一区超稠油探明地质储量近2×104t，目前已建成近300×104t的原油生产规模，2006年预计年产原油275×104t，占辽河原油年产量的近1/4，平均单井吞吐已达到9.2个周期，产量递减严重，已处于蒸汽吞吐开采的后期。2005年启动了SAGD技术开采曙一区超稠油的先导试验项目。到2006年12月23日，曙一区杜84块馆平11.12井组正式转入SAGD技术生产已超过300天。此期间原油产量稳定，日产原油达到120t，预计到年底可累计生产原油10×104t以上，标志着SAGD先导试验在辽河油田初步获得成功。
三次采油技术提高采收率。截至2006年9月25日，大庆油田依靠自主创新，采用世界领先的聚合物驱三次采油技术累计产油突破1×108t，成为世界最大的三次采油技术研发、生产基地。
大庆油田从20世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40多年历史。1972年，三次采油技术第一次走出实验室被应用到生产实践中，取得了良好的技术经济效果，提高采收率5.1个百分点，注入每吨聚合物增产原油153t。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产，自此，以聚合物驱油为主导的三次采油技术应用规模逐年加大。
到2006年8月，大庆油田已投入聚合物驱工业化区块35个，面积达到314.41km2。动用地质储量5.2×108t，总井数5700多口。三次采油技术连续5年产油量超过1000×104t，2006年三次采油年产量达到1215×104t，占大庆油田年原油总产量的27%，工业化区块提高采收率12个百分点，达到50%以上，相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。并可少注水5×108m3，少产水30×108m3。
此外，三元复合驱油技术已从室内研究、先导试验发展到工业化试验，能比水驱提高采收率20个百分点以上。泡沫复合驱是继聚合物驱和三元复合驱之后提高采收率研究取得的最新进展。室内和矿场试验结果表明，该技术能比水驱提高采收率30个百分点左右。
低渗透率油气藏提高采收率。我国油气新增储量中低渗储量比例逐年提高，其中，中石油当年探明低渗储量占探明总储量的比例已上升到近70%，低渗油气藏的有效开发对油气产量的影响日益重要。
鄂尔多斯盆地的长庆油田，属于国内典型的低渗透、特低渗透油田。长庆油田采取地层压裂、酸化及油层注水和储层改造等技术，根据不同区块采取特色开发模式，使低渗透油气田得到了高效开发。先后将低渗储层极限推至10mD，进而1mD，目前工业性开发0.5mD超低渗油藏，并正在进行开展了0.3mD超低渗油藏开发试验研究。低渗透油气田的开发使原来一大批难动用储量获得了解放，油气产量快速增长。随着原油产量连续6年以百万吨的速度增长，截至2006年底，长庆油田原油产量达1100×104t，成为又一个千万吨级大油田。
苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，探明储量5336×108m3，为目前我国储量规模最大的整装气田。该气田属于非均质性极强的致密岩性气田，呈现出典型的“低渗、低压、低丰度、低产”特征，经济有效开发的难度非常大。经过长达5年的前期攻关试验，长庆油田公司创新集成了12项经济有效开发特低渗气田的配套技术，使苏里格气田规模有效开发取得了突破性进展。
2006年11月22日，苏里格气田天然气处理厂竣工投运，当年建成的15×108m3产能、30×108m3骨架工程全部并网生产，实现了向京、津地区及周边城市供气。12月28日，苏里格气田外输天然气达到304×104m3，标志着这个当年建设、当年投产的气田具备了年产10×108m3的能力。
2.采收率的动态性
从一次采油到二次采油、三次采油，石油采收率逐步增加;随着提高采收率技术的不断进步，石油采收率还在不断提高。石油采收率具有随着采油阶段的变化和采油技术的提高不断提高的特点。
根据2005年全国油气矿产储量通报，2005年全国石油新增地质储量9.54×108t，新增探明可采储量1.71×108t，标定的采收率不到18%，而同期我国石油水驱采收率的平均值超过24%，标定的采收率偏低，我国目前个别盆地的标定石油可采储量保守，已经出现石油储采比接近1∶1甚至小于1的情况，如珠江口盆地。随着技术进步，现有的地质储量中还有相当一部分可转化为可采储量。如果可采储量的标定还一成不变，会使可采储量与实际值的偏差越来越大。
3.进一步提高采收率潜力
新一轮全国油气资源评价的石油可采系数平均值为27.72%，与目前石油采收率27.11%相当，其中10个重点盆地的石油可采系数为28.70%，其他盆地的石油可采系数为24.16%。其中，低品位资源，包括低渗碎屑岩、低渗碳酸盐岩和重(稠)油，其可采系数取值范围为10%～16%，比常规油资源的可采系数低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系数一般取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。青藏地区诸盆地，可采系数也取相应评价单元类型可采系数标准的最低值。海域油气资源技术可采系数取值也适当偏小。总体上，本轮资源评价石油可采系数取值可靠，对可采资源量的评价留有一定余地。
目前，我国石油的平均采收率为27.33%，其中:鄂尔多斯盆地石油的平均采收率为17.87%，渤海湾盆地为23.72%，松辽盆地为38.38%，塔里木盆地为20.1%。根据中石油和中石化的《中国陆上已开发油田提高采收率第二次潜力评价及发展战略研究》(2000)研究成果:通过各种提高采收率方法技术，鄂尔多斯盆地石油采收率可以提高10.1%，达到27.97%;渤海湾盆地提高12.84%，达到36.56%;松辽盆地提高16.48%，达到54.86%;塔里木盆地也可提高10%，达到30.1%。在提高采收率技术条件下，按平均采收率提高10%，全国石油的平均采收率可达到37.33%(表6-1-5)。
表6-1-5 石油可采系数与采收率对比表
古生界勘探难度较大，认识程度较低，可能低估了油气资源潜力~
世界油气资源不论在地域分布上还是在不同时代地层中的分布都极不均衡，这一现象几十年来一直为中外石油地质学家所关注。最近20年的油气地质研究和勘探实践已明确显示，油气储量分布的不均衡性在不同规模的地质单元（全球、大陆、盆地）中普遍存在，这是一个基本的地质事实。但勘探程度和研究程度对实际油气资源分布的认识也有相当大的影响，这也是不争的事实。
不同研究者统计世界油气资源的分布，总体上看法基本一致，中、新生界均占明显优势。但时间较新、数据较全的统计结果常显示出中生界的储量占比例较大。这是否意味着古生界油气的勘探难度较中、新生界大，因而勘探发现亦相对滞后于中、新生界?按哈尔布蒂（Halbouty）1970年的统计结果，世界古生界石油资源占 8%，天然气占 25%，油当量占13%；涅斯捷罗夫1975年的统计结果，古生界占9%；据博伊斯（Bois）1982年的统计结果，古生界石油资源占14%，天然气占 28.6%，油当量占 20.5%；据克莱米与乌米谢克（Klemme和 Ulmishek，1991）统计，古生界（包括元古宇）所生成的油气储量占世界总储量的26.9%，而以古生界（包括新元古界）为储层的油气储量也达到世界总储量的20.5%。可见，随着时间的推移和获取资料的增多，古生界中油气资源的数量在增加，这从一个侧面间接反映了古生界所蕴含油气资源潜力的未全知性。
图1-2 全国油气资源层系分布图
中国三个主要古生代海相沉积盆地均被中、新生代地层覆盖，埋藏深度较大，经历了长期的改造，造成地层变形复杂。目前对其石油地质条件和最终资源潜力的认识还不很透彻。随着认识程度的提高，预计总的油气资源潜力可能增加。与第一次资源评价结果相比，第二次资源评价结果全国石油资源总量净增了 195.8×108 t，天然气总资源量净增了4.44×1012 m3 ，其根本原因就是地质认识的提高。但中国石油资源主要分布于中、新生代陆相盆地，这一基本格局预计不会有根本改变，与国外油气资源主要分布于海相盆地明显不同。
按照国际上对油气田富集程度的通常分类标准，我国属于油气资源总量比较丰富的国家，我国资源有较大潜力。预测储量稳定增长期可达20年。历时5年于2008年完成的新一轮全国油气资源评价结果显示：我国油气资源总量比较丰富，陆域和近海115个盆地的石油远景资源量为1086亿吨，地质资源量765亿吨，可采资源量212亿吨(其中陆上183亿吨，近海29亿吨)。截至2008年底，可采石油资源探明程度为37.3%。按照国际通行划分标准，探明程度小于30%，为勘探早期阶段，30%～60%为勘探中期阶段，大于60%为勘探晚期阶段。总体上看，我国石油勘探刚进入中期阶段，还有较大的资源潜力。
根据2008年发布的最新资源评价结果，我国天然气(气层气和溶解气)远景资源量56万亿立方米，地质资源量35万亿立方米，可采资源量22万亿立方米。截至2008年，累计探明天然气技术可采储量4.4万亿立方米，可采资源探明程度仅为20%，正处于勘探早期阶段，待探明的可采天然气资源量达17.6万亿立方米，资源潜力还很大。在相当长的一段时期内，天然气探明储量仍将有大幅度增长。
根据国外多数国家天然气勘探发展的经验，当可采资源探明率在10%～45%的时候，天然气储量将进入快速增长阶段。我国天然气正处在储量迅速增长的高峰期和大气田的发现期。“八五”计划期间新增天然气探明可采储量7000亿立方米，“九五”计划期间则增加了1.15万亿立方米，“十五”计划期间增加近2万亿立方米。根据这一发展趋势，只要坚持加大勘探力度，不断探索，预测到2020年我国累计天然气探明可采储量可达6万亿立方米以上。
另外，我国非常规油气资源也比较丰富，发展潜力很大。油页岩折合成页岩油地质资源量476亿吨，可回收页岩油120亿吨；油砂油地质资源量60亿吨，可采资源量23亿吨。通过有针对性的技术攻关，将来这些资源可以作为石油资源可持续发展的补充资源。
煤层气作为一种特殊的非常规天然气资源，是常规天然气最现实、最可靠的替代能源之一。我国煤层气资源比较丰富，最新评价的地质资源量为37万亿立方米，可采资源量为11万亿立方米。目前，中国石油、中联煤层气公司、晋煤集团等，已在沁水盆地南部进行商业开发。
我国的页岩气资源也很丰富，开发潜力很大。据美国能源信息署2011年4月对全球32个国家48个页岩气盆地进行资源评估的初始结果，我国页岩气资源地质储量100万亿立方米，可采资源量36万亿立方米，商业化前景乐观。
全国油气资源潜力
答：我国待探明石油地质资源为516.52×108t,占总地质资源量的67.52%;待探明石油可采资源量为144.09×108t,占总可采资源量的67.96%。 其中Ⅰ类盆地待探明地质资源量为365.92×108t,可采资源量108.12×108t;Ⅱ类盆地待探明地质资源量为39.00×108t,可采资源量12.12×108t;Ⅲ类盆地待探明地质资源量为2.71×108t,可采...
低品位油气资源潜力
答：我国油气资源类型多,总量丰富,低品位油气资源潜力巨大。我国低品位石油资源潜力评价重点在于低渗透油气、剩余油气、重油以及页岩气。 1.2.1 低品位石油资源潜力1.2.1.1 我国石油资源概况 据新一轮全国油气资源评价结果显示[14]:我国陆域和近海115个盆地石油远景资源量 远景资源量:指在区域勘探过程中根据少量概略的地质...
全国油气资源潜力与勘探领域
答：海上低勘探程度盆地待探明石油地质资源为11.22×108t,占总地质资源量的99.56%;待探明天然气地质资源量为8653.75×108m3,占总地质资源量的93.37%。除了台西—台西南盆地有少量油气储量,其他盆地尚未有商业油气储量的发现。 此外,南海南部海域传统疆域内油气资源丰富,石油地质资源量和可采资源量分别为130×108t、43×10...
我国油气资源丰富,潜力较大
答：1.石油资源潜力较大 常规石油远景资源量1086×108t，地质资源量765×108t，可采资源量212×108t。截至2009年，累计探明石油地质储量302.55×108t，待探明石油地质资源量462.45×108t，地质资源量平均探明程度39.6%，累计探明技术可采储量80.69×108t，探明程度38.1%，勘探进入中期。常规石油资源主要...
低品位油气资源潜力
答：我国低品位石油资源潜力评价重点在于低渗透油气、剩余油气、重油以及页岩气。 1.2.1低品位石油资源潜力 1.2.1.1我国石油资源概况 据新一轮全国油气资源评价结果显示[14]:我国陆域和近海115个盆地石油远景资源量1086亿吨,其中,陆地934亿吨,近海152亿吨;石油地质资源量765亿吨,其中陆地658亿吨,近海107亿吨;石油可采资源...
油气资源潜力再认识
答：鉴于研究区不同盆地均以盆地范围整体勘探为主,油气的生成、运移、聚集过程均在盆地/坳陷/凹陷内发生、发展和完成,因此,本次资源潜力评价是在对咸化环境烃源岩生、排烃效率及油气成藏规律的新认识的基础上,以成因法为主要手段重新评估东部老区主要凹陷的资源潜力。 (二)主要富烃凹陷资源潜力再认识 成因法资源潜力...
油气可采资源潜力分析
答：因此,本轮资源评价石油可采系数取值可靠,对可采资源量的评价留有一定余地。 四、油气可采资源潜力 我国陆地和近海海域115个含油气盆地待探明石油可采资源量为144×108t,占总可采资源量的68%;待探明天然气可采资源量为19.3×1012m3,占总可采资源量的87.6%。待探明油气可采资源主要分布在东部新近系、深层、古潜...
中国石油工业发展现状及前景怎么样?
答：(1)油气资源丰富,发展潜力较大。国际上通常用“资源量”、“储量”、“可采储量”和“剩余探明储量”等概念来描述和界定油气资源的多少。油气资源量是指聚集在地下岩层中的油气总量,它会因发现条件的变化而变化。储量是指经过勘探证实了的并在现有条件下有经济价值的资源。可采储量则是指在现代经济技术条件下能够...
我国油气地质勘探发展规律与资源潜力
答：首先还是要加强国内油气勘探,使国内油气储量、产量保持上升势头,我国石油天然气的常规资源量有潜力,石油产是量尚未达高峰年,天然气已探明可采储量高不足最终可采资源量的 25%,预测年产量在千亿立方米以上,我国是个人口大国,油气年消费量仍在上升,需要在世界石油市场上进口,但决不能像美国那样每年消费掉 8 亿吨...
中国海相盆地油气勘探潜力分析
答：表1 中国主要海相盆地油气资源量简表 从计算结果中可以看出,第一,海相油气资源量中天然气大于石油,勘探对象以气为主。第二,海相盆地油气资源丰度差别很大,整体不富局部富甚至很富。第三,海相领域具有巨大的油气资源潜力。 4.2 勘探现状与勘探潜力分析 中国几代石油人均对海相领域倾注了大量心血。海相油气勘探走过了一...
