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2008年7月16日 ⁄ 暗潮 石油综合 ⁄ 评论数 0+ ⁄ 被围观 +

摘 要:以地质储量大于亿吨为准,统计2004年中国大油田的地质和可采储量的规模、区域、丰度和油质等的构成,产量的规模、储产比等的构成,进而将他们与1984年相应数据作对比。以评价大油田在全国的地位、分析采收率的变化、讨论不同地区的发展趋势以及探明新的大型油田的可能性。认为某些地区大油田中重质油份额较高源于隆起区在晚期成藏中的聚集和破坏作用。
大油田是石油储、产量的主体,他的状况对石油工业的发展趋势有决定性的影响。按我国的《石油储量规范》(GBn 269-88)对油田规模分为4级:1~10×108t为大型、>10×108t为特大型(亦可称巨型)。在工作中常把大型和巨型泛称为大油田。对油田规模国际上尚无统一标准:有按储量划分的,也有按产量划分的;有以公制也有以桶为单位划分的(他们的分级界限都取各自的整倍数)。但不管采取何标准其储量均以油田的探明可采储量为依据[1]。需要强调指出的是,在我国的某些研究中,以中国按地质储量所划分的级别、丰度等与国际上按可采储量所计算的数据作简单的对比,常引起误会。故笔者在本文中补充了以可采储量数据对大油田所作的分析。
在时间的选取上笔者以1984年作起点。这不仅因为他是可以获得分油田准确数据的最早年份,而且也是我国东部油区储、产量形势变化的转折点。此后东部油区进入了新增可采储量与年产量相近、剩余可采储量在23×108t上下变化相对平衡的阶段,他进一步导致1988年后东部年产量的下降[2]。1984年以塔里木沙参2井喷出高产油气流为契机,促使“稳定东部、发展西北和海上”的战略方针逐渐为人们所接受。显然,对1984年以来的20年的对比也是对在深化改革开放背景下实施这一方针成果的回顾。
1  大油田储量和区域构成的变化
1.1东部老油区
东部老油区的主体是松辽和渤海湾两盆地。松辽盆地1984年已有一个巨型油田(大庆①)、地质储量约27×108t,两个(朝阳沟和扶余)大型油田;到2004年不仅巨型油田储量②上升到44.×108t,而且在其外围探明的大型油田由9个上升到21个。1984年已发现的油田在持续的勘探开发中储量不断地增长,有的成为大型,如松辽盆地的宋芳屯1984年储量为3230×104t、2000年升为8487×104t、2004年为11125×104t、迈入大型油田行列。东部区一些大型油田在补充勘探中储量大幅度增长,如渤海湾盆地的孤东油田2004年储量(27185×104t)为1984年(12691×104t)的2.4倍;但也有个别油田经复核储量有所降低,如任邱,1984年表上为57881×104t、后期核减为40652×104t。渤海湾盆地新进入大型油田序列的油田多为复杂断块油藏、勘探难度大,其中以东辛油田为典型,在相当长的时间内探明储量逐渐累积而达到亿吨以上。在1984年江淮区三盆地(南襄、江汉和苏北)无大型油田,其后南襄盆地的双河油田储量由8146×108t上升到10176×104t,迈入大型之列。总体看来东部老区大型和巨型油田的地质和可采储量2004年分别为1984年的2.1和1.6倍(表1、2)。显然,后期发现的大油田和老油田新增的储量采收率较低。
表1   1984年大型、巨型油田及储量其所占份额


项目

东部老区

西北区

油田数

地质储量

可采储量

产量

油田数

地质储量

可采储量

产量

大、巨型油田

12

518452

242099

6016.1

1

60994

15673

328.8

全区油田

150

784651

325117

10729.1

50

140993

30979

691.3

占全区份额/%

8.0

66.1

74.5

56.1

2.0

43.3

50.6

47.6

除东部和西北区外其他区未发现大型油田,表内储、产量单位为104t

表2   2004年大型、巨型油田占同区储量份额


项  目

东  部  老  区

西  北  区

海      域

地质储量

可采储量

产 量

地质储量

可采储量

产量

地质储量

可采储量

产量

大油田

32

1092851

377551

7737

9

272122

55807

1778

6

119241

21029

869

全区油田

373

1704470

514243

10783

142

527083

110262

3370

71

226244

48067

2444

占全区比/%

8.6

64.1

73.4

71.8

6.3

51.6

50.6

52.8

8.5

52.7

43.7

35.6

1.2西北区
西北区的勘探开发早于东部,且50年就探明大型油田克拉玛依。但此后,油气勘探重点“战略东移”,其勘探工作几乎陷于停顿。到80年代,相对于东部,他又成为待开拓的“新区”,许多盆地和领域还要从普查做起。20年的勘探使大型油田的数目由1个增加到9个,准噶尔的百口泉、柴达木的尕斯库勒和鄂尔多斯的延长被培育成大型,而准噶尔的陆梁、塔里木的塔河、鄂尔多斯的安塞、靖安和西峰则为新发现的大型油田。2004年西北区大型油田的地质和可采储量分别为1984年的4.47倍和3.56倍。与东部老区相同,西北区新增大油田储量采收率也有所降低;但与之不同的是大油田储产量在全区的份额却有所提高。值得注意的西北区的大型油田大部份为非背斜或岩性油藏,其中以鄂尔多斯和塔里木(塔河油田)为最典型[4]。
1.3海域
在80年代初海域的探明储量仅分布在渤海,最大的埕北油田当时仅有可采储量521×104t。1987年在渤海发现绥中36-1,在南海珠江口盆地发现流花11-1两油田,其后的勘探证实为大型油田[5]。1994年上述两个大型油田储量已占海上的76.%,然而仅绥中36-1的小块实验区生产、产量占海上的10.8%。虽然长期以珠江口盆地为海域主要产油区,但6个大型油田中的5个分布在渤海。他们都是重油,因而开发滞后。直到2004年海上大型油田储量、产量所占同区的比例仍然明显低于东部老区和西北区(表2)。
1.4大油田在全国中的地位
在1985年、1988年后东部老区的剩余可采储量、产量呈现减少之势。之所以能保持剩余可采储量和产量的总体递减率较低[6],大型油田的增储上产起了关键性的作用。这种发展势头直到近年仍然存在,如松辽盆地的宋芳屯、扶余,大情字井3个大型油田,2004年比2000年共增储55.6%,增幅达1.4×108t,其中大情字井由储量3345×104t的中型偏小油田而跃升为大型油田。东部大油田的总体趋势已处在减产中,但与中、小型油田相比其下降速度却较慢(或可挖掘的潜力较大),因而它的产量在全区中的比例明显高于地质储量所占比例,这点与其他两区不同。仅大庆巨型油田占东部老区和全国产量的比就分别达41.6%和25.0%。
大型油田在西北和海上的新区战略接替中亦起着主力作用,但相比之下,其占的比例却明显的低于东部。这启示我们在“新区”仍有发现更多大油田的可能,该区近几年的发展势头也说明了这点。以鄂尔多斯盆地为例,与2000年相比安塞、靖安的储量共增加33.0%、增幅1.63×108t,延长由6197×104t升到11206×104t,进入大型行列,新发现的西峰油田储量也达到17624×104t。塔里木盆地直到1990年后期才发现塔河油田,按地质储量计他已成为全国第3大油田。
2004年大型和巨型油田数为47个、占全国油田总数7.8%,但其地质储量,可采储量和产量分别占60.1%、67.5%和60.1%。而20年前,大油田数为13个、占油田总数的6.0%,油田储、产量的上列的3个参数分别为62.1%、72.2%和55.4%。
2  2004年大油田的地质构成
由地质因素所决定的油田基本数据主要有面积、累计探明的地质和可采储量,他们和由此而产生的一些参数反映了其“原始”的地质特点。
2.1规模构成
《石油储量规范》给出了按地质储量划分的规模级别。为了研究的深入,笔者又把大型油田(1~10×108t)细分为三级。在按可采储量分级时,笔者按中国的情况在本文中还把0.5×108t和0.1×108t作为划分两个更低级别的下限(表3)。
全国仅有一个巨型油田(大庆),大油田中的91.5%属于地质储量1~5×108t的范围内,但其中规模级别最低的(1~2×108t)占全国油田数的63.8%。从地区上看,大部份(61.8%)大油田分布在东部老油区(表3)。
表3    2004年不同规模的大型、巨型油田的分布

地  区

合 计

地质储量/108t

可采储量/108t

>10

>5

>2

>1

>10

>1

>0.5

>0.1

西北

9

 

2

2

5

 

1

3

5

海域

6

 

 

2

4

 

 

2

4

松辽

10

1

 

 

9

1

 

 

9

渤海湾

21

 

1

9

11

 

5

5

11

江淮

1

 

 

 

1

 

 

 

1

东部老区

32

1

1

9

21

1

5

5

21

全国

47

1

3

13

30

1

6

10

30

全国比例/%

100

2.1

6.4

27.7

63.8

2.1

12.8

21.3

63.8

不同规模大油田的储量构成见表4。以地质储量计,巨型油田占全国大油田储量的30.0%;储量5~10×108t者仅有3个(克拉玛依、塔河和曙光),但以上4个油田却占全国储量的42.6%。从全国和各大区看,两个低级别大油田所具有的储量数相近。海上最大的油田蓬莱19-3为3.24×108t,其次绥中36-1为2.88×108t。海上油田规模不够大,与他的勘探开发经济边际值高有关,许多在陆上有开采价值的中、小油田,许多大油田中的相对薄和低产的油层却因达不到海上的经济要求而不能被计入储量。
表4   2004年不同规模的大型、巨型油田地质和可采储量所占份额

项目

地质储量

可采储量

>10×108t

>5×108t

>2×108t

>1×108t

>10×108t

>1×108t

>0.5×108t

>0.1×108t

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

东部区

444889

40.7

51444

4.7

272958

25.0

323560

29.6

213334

56.6

66146

17.5

37756

9.9

60315

16.0

西北

 

 

135965

50.0

65843

24.2

70312

25.8

 

 

21230

38.0

19315

34.6

15262

27.4

海域

 

 

 

 

61292

51.4

57949

48.6

 

 

 

 

11993

57.0

9030

43.0

全国

444889

30.0

187409

12.6

400093

27.0

451821

30.4

213334

46.9

87376

19.2

69064

15.2

84607

18.7

2.2丰度构成
按《石油储量规范》的规定,以地质储量计算的丰度(单位104t/km2),分为高、中、低、特低4级(表5)。为了突出某些油田低丰度的特点,笔者又特别把特低丰度小于10者单独划出,他仅出现在按可采储量计算的丰度中。前已指出,列出可采储量的丰度是为了与国际对比。
大油田的储量丰度一般是较高的(这是他们之所以规模大的因素之一)。从全国看,高丰度和中丰度者的储量分别占大油田总量的49.4%和33.5%,低和特低丰度者共占17.1%。可以与之对比的是笔者对1998年全国油田储量丰度的分级的统计,其高、中丰度储量所占比例分别是33.4%和43.1%,低和特低丰度者的储量共占23.5%[7]。
海域大油田的丰度值相当高,他的6个大型油田中没有中、低丰度者。西北区却与之相反,他9个大型油田中没有高丰度者;4个中丰度者分布在柴达木(尕斯库勒)和准噶尔;4个低丰度者1个在塔里木(塔河)、3个在鄂尔多斯盆地;特低丰度的安塞(45.8×104t/km2)是鄂尔多斯盆地储量最大的油田。显然,鄂尔多斯盆地的大油田以丰度低为特征,以1998年的资料统计该盆地全部油田中,低和特低丰度的储量分别占73.9%和25.8%、中丰度者仅占0.2%[7]。
表5   2004年全国及各主要大区大型和巨型油丰度(104t/km2)分布表

丰 度

>300(高)

100~300(中)

50~100(低)

10~50

<10

项  目

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

东部老区

地质

7

628260

57.5

17

358052

32.8

3

44214

4.0

5

62317

5.7

 

 

 

可采

 

 

 

5

261187

69.2

8

55240

14.6

12

44172

11.7

7

16952

4.5

西北

地质

 

 

 

4

124880

45.9

4

112572

41.4

1

34668

12.7

 

 

 

可采

 

 

 

 

 

 

2

6495

11.6

4

34823

62.4

3

14489

26.0

海域

地质

5

104750

87.8

1

14491

12.2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

可采

 

 

 

2

11999

57.1

2

4857

23.1

2

4173

19.8

 

 

 

全国

地质

12

733010

49.4

22

497423

33.5

7

156786

10.6

6

46985

6.5

 

 

 

可采

 

 

 

7

273186

60.1

12

66592

14.7

18

83168

18.3

10

31441

6.9

东部老油区的两个主体盆地在大油田丰度构成上有很大差别。渤海湾盆地(陆上)高和中丰度者分别占大油田储量的35.6%和64.4%,没有低和特低丰度者(这一点恰与海上一致)。而松辽盆地则除巨型油田(大庆)为高丰度外,大型油田中仅早期探明的扶余油田为中丰度,低和特低丰度分别占大油田储量的7.8%和11.0%。以可采储量丰度看更明确的显示:巨型油田为高丰度,而缺少中丰度者;9个油田中7个可采储量丰度小于10×104t/km2,而他们都是位于中央隆起外围的坳陷或斜坡上的岩性油藏(表6),同样可以把表5的东部区与1998年的东部所有油田的丰度构成对比,前者高丰度油田储量份额(57.5%)高于后者(39.1%),而低和特低丰度者(9.7%)却少于后者(19.7%)[7]。
表6    2004年松辽和渤海湾盆地(陆上)大型和巨型油田丰度分布表

丰  度

>300

100~300

50~100

10~50

<10

项  目

个数

104t

个数

104t

个数

104t

个数

104t

个数

104t

松 辽

地质

1

444889

1

15494

3

44214

5

62317

 

 

可采

 

 

1

213134

 

 

2

7247

7

16952

渤海湾

地质

6

183371

15

332382

 

 

 

 

 

 

可采

 

 

3

43585

8

55240

10

36925

 

 

2.3油质构成
按地面原油密度大小,把原油性质分为轻、中、重,超重四级。轻质与中质,中质与重质的分界点分别为0.87q/cm3和0.92 q/cm3。≥1 q/cm3者为超重质,在我国大油田中仅有渤海湾盆地的乐安属此。笔者在本文中将超重与重质合在一起统计。在储量表中一般以油田为单位注明整体上的原油性质。有个别大油田不同部份油质不同时,则以个数0.5计并分别统计他的储量归属,如渤海湾盆地的文留和北大港两油田。
从全国的大油田地质储量看,轻质油占一半、重质油占31.8%,但由于重质油的采收率低,若以可采储量计,轻质油占61.9%,重质油占21.9%(表7)。笔者曾统计1998年的全国油田油质构成,其重(包括超重)、中、轻质油储量比例为15.4%、34.9%、49.6%。二组数据相对比,则发现大油田的重质油明显增多,亦即其油质偏差。笔者认为这是由于大油田分布在相对隆起区,而我国油气田以晚期、甚至超晚期成藏为特点,相对隆起区(特别是发育在其高部位的披覆背斜)受到后期氧化水洗作用更大程度的影响而使油质变稠重。海上大油田全部为重质就是因为他们所在的隆起晚新生代受到较强的改造破坏作用[8]。
西北区的重质油储量比例高于全国,就在于其两个最大的油田(克拉玛依和塔河)都是重质的。克拉玛依的重油是多期形成的,而塔河的重油则主要由于晚海西期印支期的古风化—水洗作用[9]。

表7   2004年全国及大区大型、巨型油田不同油质所占比例

项目

地质储量

可采储量

重质油

中质油

轻质油

重质油

中质油

轻质油

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

东部区

7.5

216439

19.7

9.5

228079

20.9

15

648333

59.4

7.5

50583

13.4

9.5

66797

17.7

15

260172

68.9

西北

2

135965

50.0

2

27262

10.0

5

108893

40.0

2

27908

50.0

2

7029

12.6

5

20870

37.4

海域

6

119241

100

 

 

 

 

 

 

6

21029

100

 

 

 

 

 

 

全国

15.5

471645

31.8

11.5

255341

17.2

20

757226

51.0

15.5

99520

21.9

11.5

73826

16.2

2.0

281042

61.9

有的油田由两种性质的原油,则分别记为0.5个(如大港和文留)
东部老油区大油田的重质油储量比例低,且主要集中于渤海湾盆地的辽河坳陷和济阳坳陷(表8)。辽河坳陷的重油比例高也是由于3个重质油油田是储量排名1、2、4位的大油田,他们位于斜坡带的较高位置,既是油气运聚指向也是近地表的地下水活跃带。济阳坳陷的重油油田如孤岛、孤东等,其重油形成因素与相邻的渤海海区是基本一致的。
表8  2004年渤海湾盆地辽河、济阳坳陷大型油田中不同油质所占比例
 

 

项目

地质储量

可采储量

重质油

中质油

轻质油

重质油

中质油

轻质油

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

104t

%

辽河

3

108018

71.7

1

10500

7.0

2

32034

21.3

3

24692

73.2

1

1910

5.6

2

7172

21.2

济阳

4

93787

38.9

5

147605

61.1

 

 

 

4

20409

30.9

5

45700

69.1

 

 

 

限于篇幅,本文不可能对大油田的生产状况及剩余可采储量进行全面分析,仅拟从2004年的产量和储产比①及与此相关的采出程度,作粗略讨论。
3.1大油田的产量分级
笔者从实际情况出发将大油田2004年产量划分成4个级别以进行分类研究(表9),我国多数大油田规模在2×108t上下,以地质储量的2%来开采其年产量也应在400×104t左右。笔者把大型油田年产油大于100×104t和巨型油田年产油大于1000×104t都划为生产基本正常的类型。此外还有27个(占大油田数57.4%)的产量偏低,这类油田主要分布在东部老油区,他们可分属以下情况。
1)低丰度低渗油田开发难度大
这类油田在松辽盆地和鄂尔多斯盆地较多。以松辽的肇州和头台为例:肇州油田勘探开发难度很大,1990年储量2922×104t、到1996年上升到11675×104t,1998年才生产18.3×104t、2002年降到10.3×104t、2004年产33.9×104t,以此计采油速度为0.19%;头台油田1990年代中期至今年产一直为10余万吨,以最高年计采油速度不到0.02%。这种带有边际性的油田储量动用难,已动用的产量低且稳产难。如情况稍好的朝阳沟油田,最高可产140×104t(如1998年),采油速度才为0.86%,但到2004年迅速降为90×104t。鄂尔多斯的靖边、2004年安塞油田分别产油299×104t和288×104t,采油速度也仅为0.96%和0.54%,这类油田数量不少,剩余可采储量较大,其合理开发是今后的重要攻关方向。
表9    2004年大型、巨型油田产量的分级及其所占比例

地区

>1000×104t

>100×104t

>50×104t

10~50×104t

104t

104t

104t

104t

东部老区

1

4158

53.7

10

2400

31.0

14

958

12.4

7

22.1

2.9

西 北

 

 

 

5

1512

85.0

3

239

13.4

1

27

1.6

海 域

 

 

 

4

782

80.0

1

59

6.8

1

28

3.2

全 国

1

4158

40.0

19

4694

45.2

18

1126

12.1

9

277

2.7

2)老油田已进入低产期
这类油田作为各地区的主力油田已进行了较长期的开发。其产量早已越过了峰值,油田生命进入第三阶段(快速递减期)、甚至到达第四阶段(低产衰亡期)[3]。以任邱油田为例,他发现后就投入高速开发,1979年前后达到年产1200×104t左右。但此后迅速递减,1984年降至798×104t,1990年代产量在百万吨上下,2004年降到45.6×104t。近年来的递减速度放慢正是生命第四阶段低水平上相对稳产的典型表现。胜坨油田在1977年前后产量达730×104t左右,在2000年以来降到300×104t的低台阶。随着开发的延续,这类已越过了生产高峰的大油田将越来越多。
3.2大油田的储产比分级
笔者按2004年各大油田的储产比将其分为三个级别(表10)。需要说明的是储产比15的意义。近年来,万吉业和笔者分别提出建立稳产临界(或警戒)储产比的尝试。意为储产比小于临界(警戒)值,油田(或油区)的稳产就可能出现问题[7]。研究发现,情况不同,这个值可有相当大的上下浮动。但在一般情况下,储产比降到15左右就应当引起认真地关注了。从这个角度上看,储产比15是有一定的参考价值的。

表10    2004年不同储产比的大型、巨型油田产量比例

项目

>50

>15

<15

104t

%

104t

%

104t

%

松辽

3

96.5

2.1

5

306.3

6.6

2

4226.2

91.3

渤海湾

1

14.2

0.5

8

688.7

22.7

12

2335.9

76.8

东部老区

4

110.7

1.4

13

995.0

12.9

15

6631.4

85.7

西北

1

59.7

3.4

7

1199.7

67.4

1

518.8

29.2

海域

1

27.9

3.2

3

371.8

42.8

2

469.2

54.0

全国

6

198.3

1.9

23

2566.5

24.8

18

7619.4

73.3

我国大油田的储产比多数在15~50之间。需要特别关注的是更高和更低两种情况。储产比大于50的6个油田都是由于2004年的产量特别低,其中由于低丰度低渗难开发的油田有4个:松辽的肇州、头台、大情字井和鄂尔多斯的西峰。后两个又迭加着刚探明储量,2004年还未及建设更大产能的情况。渤海湾盆地的月海油田和海上的渤中25-1S油田也是因为滩海和海上产能建设难和探明时间很短而致产量低。储产比小于15的油田多因为长期开发而导致采出程度高、剩余可采储量大幅度减小所致。如松辽的扶余储产比8.8,其采出程度达85.2%;渤海湾盆地的欢喜岭、孤岛、孤东的储产比分别为5.3、1.1和0.87,其采出程度分别为84.9%、97.1%和97.0%。少数储产比小于15的油田是因为产量和采油速度较高,如渤海湾的冷家堡和海上的绥中36-1两个重油油田,2004年储产比分别为5.2和10.2,可采储量采油速度分别为6.5%和5.8%,其采出程度已分别达66.0%和40.7%。这些储产比小于15的油田,储量占大油田的73.3%,他们如何更合理的进行开发显然会对我国的长期稳产起相当大的影响。
作为本文的结语,笔者强调以上分析的几点启示。(1)东部老油区进入相对稳产阶段后仍有相当大的潜力,某些油田增储使之成为大型油田,并且还可有重大发现。而西北和海上大油田的比例偏低,他在勘探成熟度提高的过程中可望有更多重大发现。(2)必须正视新发现油田中低丰度、低渗及稠油储量升高的现象,也必须攻克这类油田开发中的难题。此外还要注意越来越多已越过生命峰值油田的挖潜。上述问题直接影响到石油产量保持较长期的稳定或有所增加这一战略目标的实现。
参考文献
1  胡文海、陈冬晴,美国油气田分布规律和勘探经验(M),北京:石油工业出版社,1995,445~510
2  张抗,1986年以来我国石油剩余可采储量变化分析(J),中国石油勘探,2002,7(4),1~8、14
3  张抗,油气田的生命周期和战术战略接替(M),北京:地质出版社,2000,1~288
4  康玉柱(主编),中国新疆地区油气地区特征及资源评价(M),乌鲁木齐:新疆科技卫生出版社,2001,100~315
5  邱中健、龚再升(主编),中国油气勘探•第四卷•近海油气田(M),北京:地质出版社,石油工业出版社,1999,964~1008
6  张抗,从近20年来东部剩余可采储量变化看老油区的潜力(J),中国石油勘探,2003,8(2),1~12
7  张抗、周总瑛、周庆凡,中国石油天然气发展战略(M),北京:地质出版社、石油工业出版社、中国石化出版社,2002,139~293
8  龚再升,中国近海含油气盆地新构造运动和油气成藏(J),石油与天然气地质,2004,25(2),133~138
9  张抗,塔河油田性质和塔里木碳酸盐岩油气勘探方向,石油学报(J),2001,22(4),1~6
 

 
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