中国海油“十二五”油气勘探进展及“十三五”展望

1 中国海洋油气勘探历程概述

中国海洋石油勘探起步于20世纪中叶，改革开放前曾历经了数十年的艰难探索，但仅获得一些小型油气发现。得益于中国海洋石油工业的对外合作，20世纪80年代以来，一大批国际知名石油公司纷纷进入中国海域展开了合作勘探，应用当时国际最先进的海洋油气勘探技术首次展开了规模油气勘探，采集了大量的地球物理和地质资料，钻探了一批探井，但成功者寥寥，失利后相继退出。外方普遍认为，中国海域新生代陆相盆地演化复杂、盆地间横向差异性显著、缺乏发育大中型油气田的石油地质条件，油气勘探的风险极大。

与此同时，中国几代海洋石油勘探工作者坚持不懈在中国海域——自己的“家园”辛勤耕耘，不畏艰难、潜心研究、创新认识、勇于探索，一大批海洋石油勘探人才在对外合作中迅速成长，在外方勘探失利退出的地区屡获重大发现。中国海域自营勘探也由此从无到有、从弱到强，并逐渐引领了中国海域的油气勘探，并为拓展海外奠定了坚实基础。

2 “十二五”中国海油油气勘探进展

“十二五”以来，中国海油油气勘探进入了历史最好时期（图1）：①油气储量发现再创历史新高，陆续发现了一批包括亿吨级油田和千亿立方米气田在内的大中型油气田；②拓展了重要的勘探新领域，在南海北部深水、渤海活动断裂带、莺—琼盆地高温高压层系均获得了一系列重大突破。

2.1 创新地质认识，转变勘探思路，渤海油气勘探硕果累累

“十二五”期间，在渤海地区全面覆盖三维地震的基础上，应用联片三维地震新资料，着重加强了区域研究，创新了地质认识，创建了活动断裂带油气差异富集理论，指导勘探及时转变了思路，新发现蓬莱9-1、秦皇岛33-1南、秦皇岛29-2东等一批亿吨级优质油气田，累计新增石油地质储量近14×10⁸m³，其中稠油仅占20％，改变了过去以稠油为主的储量结构。

2.1.1 老构造新认识，旅大6-2“起死回生”

旅大6-2构造位于渤海辽东湾海域中南部辽中凹陷东陡坡带。该构造处于郯庐断裂带上，整体为依附于辽中一号走滑大断层形成的半背斜构造；受右旋走滑作用的影响，该构造北东向和近东西向调节断层发育，并将该构造分为多个断块。

旅大6-2油田的第一口探井LD6-2-1井于2006年6月钻探，在东营组三段发现油层，之后针对东营组三段目的层又钻探了LD6-2-2井和LD6-2-3井，但效果不理想。2009年，通过重新研究和认识，提出应将勘探目的层由东营组三段转移至东营组二段，但由于该构造位于郯庐断裂带上，且断裂的产状较陡，当时的地震资料无法准确落实东营组二段构造。2011年，对该构造区三维地震资料重新进行了针对性的叠前深度偏移处理，重新落实了构造。2012年，以东营组二段为目的层的LD6-2-4井、LD6-2-5井、LD6-2-6井、LD6-2-7井均获得了较好的发现，其中LD6-2-5井油气层厚度累计达175.4m（图2）。东营组二段勘探的成功，使该油田“起死回生”，同时进一步深化了对辽中凹陷陡坡带成藏模式的认识，将推进处于同一构造带上的旅大12-1等构造的勘探最终有望在旅大6—旅大12构造带上再形成一个大型油田群。

2.1.2 明确成藏主控因素，渤海再获优质大型油田

秦皇岛29-2东构造发育在渤海石臼坨凸起东倾没端，位于石臼坨凸起北侧边界断裂下降盘的断坡带上，南依石臼坨凸起428构造，北临秦南凹陷的东南洼（已被证实为富生烃洼陷），西侧紧邻秦皇岛29-2油田。精细解释结果表明，该构造沙一段、沙二段发育由凸起北侧雁行边界断层所夹持的构造和超覆地层共同组成的构造—地层复合型圈闭。

自2009年钻探QHD29-2E-1井以来，秦皇岛29-2东构造先后钻探4口评价井。2012年1月，为了进一步探索沙一段、沙二段储层横向变化情况及油气成藏模式，落实该构造整体储量规模，钻探了QHD29-2E-3评价井，但全井未见油气显示，该井的钻探失利使得秦皇岛29-2东构造的评价一度陷入困境。反复对比研究表明，储层因素成为该区成藏主控因素的关键，在进一步研究了该构造富砂和控藏机理后，认为在QHD29-2E-1、QHD29-2E-2井区的东侧发育来自石臼坨凸起的扇三角洲沉积，储层发育。在此认识的指导下，钻探了QHD29-2E-4井，在明下段、馆陶组、东二下亚段和沙河街组均有油层分布，油层累计厚度达225.5m，其中沙河街组主要目的层酸化后测试获得了平均日产超过1000m³的高产油流，且油质好。

秦皇岛29-2东构造评价的成功，宣告了在渤海石臼坨凸起东陡坡带地区又获得了一个优质大型油田。

2.1.3 辽东凸起北段新近系勘探获得重大突破

锦州23区位于辽东凸起北段，紧邻辽中凹陷北洼，发育一系列受边界断层控制的复杂断块圈闭。尽管辽中凹陷是渤海海域早期被证实的4个富生烃凹陷之一，但辽东凸起北段从20世纪90年代开始先后经过３轮的自营与合作勘探，共在11个构造钻探13口探井，一直没有获得突破。已钻的13口探井主要分布在凹陷内的古近系和凸起上的潜山与新近系，分析认为储盖组合和油气输导体系是成藏条件的两个核心因素。因此，近几年重点针对这两个方面加强了研究工作，最终通过整体解剖，转变勘探思路，获得了突破。

研究表明，新近纪以来辽中北洼是下辽河坳陷的汇水中心，新近系馆陶组和明化镇组为辫状河—曲流河沉积，发育多期富泥沉积，形成了多套较好的储盖组合，砂岩厚度大、储层物性好的认识已得到该区钻井的证实。因此，锦州23区主要勘探目的层系由古近系沙河街组和东营组转向新近系馆陶组和明化镇组。

锦州23-2构造的西侧发育一系列北东东向小断层组成的次级断裂带。该构造区新近系断层数量明显多于古近系，且晚期断裂有明显的活化期，有利于油气运移（图3）。通过优选，钻探了JZ23-2N-1井和JZ23-2-1井，均获得了较好油气发现，证实了该区的成藏条件和勘探潜力。

2.1.4 认识创新与技术创新推动渤海潜山勘探取得突破

（1）多轮资源评价结果认为，渤中凹陷天然气资源潜力较大，但经过多年勘探始终没有取得突破性进展。渤中21-2构造位于渤中凹陷西南斜坡带，周边已有探井30余口，共发现5个油气田和4个含油气构造，在古近系—新近系和潜山均有油气发现，证实了该区为富油气区带。2011年本着整体研究、重点突破的原则，以初步明确潜山储量规模和勘探潜力为目的，钻探了BZ21-2-1科学探索井。

BZ21-2-1井是渤海第一口超5000m的深井，历时131天，总进尺5141m，进入古生界石灰岩潜山279m，最终在东营组及古生界测井解释油层4.9m、气层142.7m，其中潜山气层超过100m。渤中21-2深埋低潜山勘探的成功，拓展了渤海海域勘探的新领域，如辽西潜山带、辽东潜山带、渤东潜山带、渤中西坡潜山带、渤中南坡潜山带、渤南潜山带等，也坚定了在渤中凹陷寻找大中型气田的信心。

（2）蓬莱9-1构造位于渤海东部海域庙西北凸起之上，是新近系明化镇组、馆陶组披覆在中生界花岗岩潜山上的半背斜和潜山组成的大型复合圈闭。2000年，Phillips公司钻探PL9-1-1井获得了油气发现，但因评价无经济性而放弃。2009年，该矿区回归自营勘探后，经过重新研究与认识，通过针对性测试技术组合创新，在渤海首次发现中生界花岗岩潜山大油田—蓬莱9-1油田，这是国内最大的中生界花岗岩潜山油田，也是近年来国内单体油田储量规模之最。

研究表明，蓬莱9-1潜山是早凸晚盖型的特高潜山，其花岗岩潜山储层经历了长时间的暴露，长期受地表风化和地表水的渗流溶蚀作用，储集空间垂向分带明显，其中上部以孔隙型储集空间为主，横向连通性好，是潜山主要的含油层段，其成藏模式为“似层状”模式（图4）。同时，郯庐断裂带的新生代右旋走滑作用及多期相关构造运动进一步改造了潜山储层，潜山内幕断层以北西向为主，多期不同方向的应力作用对潜山内幕大量裂缝的发育起到关键作用。

此外，测试技术的进步也为蓬莱9-1潜山油藏的成功评价做出了重要贡献。特别是PL9-1-5井在测试作业中采用了“砾石充填防砂+双空心抽油杆闭路循环水加热+全井筒保温”技术组合，获得了日产110m³的高产油流，创造了渤海探井稠油测试日产之最，推动了蓬莱9-1大型油田的成功评价。

2.2 南海北部深水油气成藏理论与油气勘探获历史性重大突破

南海北部深水盆地发育在周边三大板块汇聚背景下，位于南海边缘海的北缘，其成盆—成烃—成藏条件与世界典型被动大陆边缘深水盆地迥异，与相邻陆架盆地也存在明显差异。多家外国石油公司在南海北部深水盆地勘探失利后认为其盆地规模小，油气勘探潜力不清，缺乏大中型构造圈闭发育，勘探风险很大。通过坚持不懈的扎实区域研究和基础研究，提出了南海北部大陆边缘发育大型拆离深水盆地，改变了以往认为仅发育小型断陷盆地的认识。成藏研究也取得原创性认识，特别是烃源岩和储层两大关键因素认识上的突破，推动了深水勘探取得了历史性重大突破，获得了陵水17-2千亿立方米大气田等重大发现。

琼东南盆地的勘探经历了曲折复杂的过程，陵水凹陷的重大勘探突破实现了中国发现的第一个自营勘探的深水高产气田。在勘探过程中主要有以下4点认识上的突破或技术上的进步。

2.2.1 自我否定，突破现有生烃理论

烃源岩是圈闭成藏的物质基础来源。中外部分专家认为南海西部深水区烃源岩埋深过大，已过大量生排烃期，生烃能力面临枯竭的可能，而失去勘探价值。勘探研究团队考虑到深水凹陷中普遍存在超压现象，且超压的存在对烃源岩生烃会产生影响这一情况，开展了崖城组煤样模拟生气实验，取得了高温高压早期抑制生烃、晚期促进生烃的新认识，由此拓宽了烃源岩的生气范围；在此基础上建立合理热史模型进行盆地模拟，发现深水诸凹陷主体处于主生气窗，烃源岩正大量生气，具有良好的生烃条件。

2.2.2 创新认识，探寻多种储集类型

储层是深水区圈闭成藏的关键因素。南海西部深水区埋深大，古近系目的层物性差；新近系水深大、物源匮乏，盆地周缘无大江、大河，难以形成三角洲等大型优质储集体，储层发育条件似乎先天不足，多口井未钻遇优质储层更增加了这份担心。勘探研究团队从全球深水勘探实践出发，认识到盆地坡折之下的深水区是重力流储层发育的理想场所，认为储层落实工作需从传统寻找古近系三角洲、滨海相储层转变为落实新近系重力流储层。在重力流理论指导下，应用宏观与微观结合物源分析技术、三维可视化储层沉积相研究技术综合分析，落实了中央峡谷浊积水道砂、海底扇等一批有利储集体，指出中央峡谷具有分段式发育、多期次充填和多物源供给沉积模式特征，是深水最有利的储层发育区。

2.2.3 蚂蚁体追踪技术，寻找断裂与裂隙

输导体系是烃源岩与储集体之间的桥梁。深水区新近系储集体与古近系烃源岩之间隔着上千米泥质地层，油气运移难度大。研究人员认识到深水区晚期存在新构造运动，形成了一些晚期断层、微裂隙和底辟。因此利用蚂蚁体追踪等技术展开全面仔细搜索，系统地进行断裂与底辟发育情况、发育规模，以及砂体连通性分析，精细落实了深水区的输导体系。

2.2.4 建立油气成藏模式，钻探获得重大发现

应用高精度地震资料，在精细研究的基础上，提出了纵向多套砂体叠置成藏的新认识，替代了以往中央峡谷顶部单层成藏的旧思维；建立了深水区“古生新储、纵向运移、重力流储集、半深海泥岩封盖”的成藏模式。在当初举步维艰的南海西部深水区，发现了烃源、储层、运移配置良好的14个钻探目标。

陵水17-2气田的发现及气体组分分析成果证实了陵水凹陷崖城组煤系烃源岩发育，且达到大量排烃阶段；证实了陵水凹陷为富生烃凹陷，勘探潜力巨大。通过对陵水17-2气田储层物性分析，揭示中央峡谷黄流组重力流储层发育且物性优良，证实了在远离大陆的深海远源端同样具备发育优质储层的条件，排除了中外勘探人员对深水储集体的质疑。陵水17-2气田的发现，证实了黄流组储集体地震属性异常与含油气性有着较好的对应关系，可以为其他类似目标的勘探提供借鉴，能有效地指导中央峡谷及相关领域更进一步的勘探（图5）。

2.3 南海西部莺歌海盆地高温高压天然气成藏理论与天然气勘探重大突破

高温高压成藏理论的创新和作业管理与技术手段的提高，促进了东方13-1和东方13-2气田的发现。南海西部的莺歌海—琼东南盆地在历次资源评价中被认为是万亿立方米大气区，但其天然气勘探长期受到高温高压的困扰，在20世纪80—90年代发现了崖13-1和东方1-1两个千亿立方米大气田后，天然气勘探一直未能获得新的突破。一方面，高温高压条件下天然气成藏机理不明，能否富集成藏存在争议，另一方面，高温高压领域勘探作业技术也制约了勘探的进程。通过几代海油人坚持不懈的努力，2011年在莺歌海盆地中央底辟带中层发现了东方13-1气田，2012年，以此为契机，在高温高压天然气成藏机理研究方面获得了重要的理论突破，同时莺歌海盆地中深层优质储层研究也取得了创新性认识，指导勘探又获得了东方13-2气田的发现，其中DF13-2-1井在Ⅰ气组测试获得了日产120×10⁴m³的高产气流，其储量规模还在继续评价和扩大，整个东方13区大气田的天然气地质储量有望超过1000×10⁸m³。

东方13-2构造位于东方13-1气田西南，其黄流组一段自西向东发育海底扇，超覆尖灭于东方13-1底辟构造的翼部，周边被厚层浅海泥岩所包围，具备岩性圈闭发育的优越地质背景。盆地西侧来源的蓝江三角洲为优质储层的形成创造了条件，其储层为辫状水道、主水道、分支水道等有利沉积微相类型，岩性为中孔、低—中渗纯净细砂岩，成岩作用分析属于中等强度压实、弱胶结、弱溶解成岩相。黄流组一段上部至莺歌海组二段下部发育大套浅海泥岩，直接盖在海底扇细砂岩之上，不仅厚度大，而且岩性纯，受压实程度较高，分布范围较广，泥岩突破压力较高（3～5MPa），并且本身具有一定超压（压力系数为1.5～1.7），是优质的区域盖层，为东方13区超压气藏的形成提供了有效封盖。东方13-2岩性圈闭群下方存在大量的微断裂，充气后极易造成地震模糊带（即所谓的“气烟囱”），是莺歌海盆地底辟带之外的重要油气运移通道。研究表明，储层、盖层、微断裂“三元耦合控藏”是东方13区黄流组超压气藏形成的新模式（图6）。

2.4 北部湾盆地再发现一个富烃凹陷

潜在富烃凹陷是中国海域油气勘探的重要领域，继“十一五”期间证实辽西凹陷、恩平凹陷和秦南凹陷等为富油凹陷之后，“十二五”期间获得突破的北部湾盆地乌石凹陷等，证实了多个新富烃凹陷。

乌石17-2构造位于北部湾盆地乌石凹陷东区中央反转构造带，西距乌石16-1油田约3km，主要目的层由近东西向的断层分割成北、中、南3个断块。

乌石17-2构造脊为油气运移的有利指向，乌石17-2构造东区多口井在流三段Ⅰ、Ⅱ油组钻遇厚层油层，但因储量规模不足尚不能开发。而乌石17-2构造西区高点所在圈闭具有似背斜形态，圈闭类型好，埋藏浅，处在油气运移的必经之路上，总体潜在资源量大，具有较大的勘探潜力，是进一步扩大乌石凹陷储量规模的有利区带（图7）。

2013年钻探的评价井WS17-2-8Sa井，测井解释油层98.6m、差油层15.3m、气层15.8m、差气层5.0m，对流三段、流二段进行测试均获得商业油气发现。乌石17-2的评价成功，不仅证实了乌石凹陷的勘探潜力，而且可带动周围乌石16-1、乌石16-2、乌石17-1等含油气构造的联合开发。乌石17-2大油田的发现，证实了乌石凹陷为富生烃凹陷，使北部湾盆地的富油凹陷由一个增到两个，扩展了石油勘探新区。

3 “十二五”中国海油勘探技术进展

地震资料是油气勘探重要的基础资料，地震资料的品质直接影响到地质认识以及油气勘探的成功率。中国近海经过多年勘探，主要的含油气盆地勘探程度已较高，逐渐走向深层、深水、隐蔽圈闭勘探领域。无论是深层、深水、复杂断裂带，以及基底的成像问题，还是岩性圈闭勘探的分辨率问题，都是影响勘探研究的重要制约因素。

面对上述问题，“十二五”期间，结合中国海域盆地的特殊地质条件，从采集和处理两个方面入手，引入宽频、高密度等采集处理方法，有效改善了地震资料品质。

3.1 海洋地震采集处理新技术

3.1.1 宽频采集处理技术在深水勘探中的应用

南海深水区凹陷埋藏深、水深变化大、海底地形崎岖、断裂复杂、局部火成岩屏蔽，地震资料品质欠佳，特别是中深层资料信噪比较低、反射能量弱，断层和基底成像差等难题，直接制约了深水资源评价及钻探目标的优选。

宽频地震作为提高地震成像精度的重要方法，已经成为石油物探的研究热点。海上宽频地震勘探技术不但能改善盐下、玄武岩下等深层构造成像，还能提高薄层、隐蔽圈闭、特殊岩性体等难识别油区成像品质，因而能够提高地震资料的解释精度，帮助寻找遗漏油藏，降低勘探风险（图8、图9）。

“十二五”以来，海上宽频地震采集技术取得了迅猛发展，针对不同地质条件，针对性应用了上下双缆采集、倾斜电缆采集、双检电缆采集、四分量拖缆采集等多种方法。

应用宽频采集处理技术的主要目的是解决深水区地震资料低频信息不足的问题。其基本原理就是压制电缆鬼波和震源鬼波，消除鬼波陷波效应，达到拓宽频带，特别是丰富低频信息，以此来提高解释精度，改善深部复杂构造、小圈闭成像，为地质研究提供更可靠的数据（图10）。

例如，琼东南盆地深水区采用变深度缆宽频采集技术，使得浅层频谱更宽，成像更清晰。浊积水道顶、底界和内幕成像明显改善；次级水道刻画更加清晰。断点干脆，断面清晰，归位准确，微小断裂及复杂断块识别能力增强。中央水道两侧的浊积砂岩亮点反射特征突出，更易识别，推动了琼东南盆地深水勘探的重大突破（图11）。

3.1.2 高密度三维地震改善基底成像

“十二五”期间，高密度高分辨三维地震采集技术在中国近海多个地区得到了应用。采集上缩小了资料的面元尺寸，同时优化了震源、电缆等施工参数；同时，进行有针对性的高分辨处理。成果资料在横向和纵向分辨率上都有很大提高，反映的地质信息更为丰富，有效改善了断层、基底成像及地层接触关系等方面。

在渤海海域加密测线空间采样密度，电缆间距缩小到50m，震源中心距离缩小到25m，采集面元为6.25m×12.5m。优化震源和电缆沉放深度，时间采样密度采用1ms采样。在处理过程中采取了遵循保幅、保护有效信号频宽的原则，对资料进行了精细处理，同时增加速度分析的密度，以提高处理精度。通过上述工作，高密度高分辨三维地震资料在横向和纵向分辨率上都有较大提高（图12），有助于提高对断裂系统的认识能力，地质信息更为丰富，在进一步的勘探开发中具有广泛的应用前景。

3.2 海洋高温高压钻井技术

3.2.1 海上高温高压钻井技术

莺—琼盆地高温高压领域是天然气重点勘探领域，资源潜力巨大。但莺—琼盆地中深层具有温度高（150℃）、井底压力高（地层压力系数大于2.0）和安全压力窗口窄（孔隙压力和破裂压力安全窗口压力系数仅0.3）的特点，加之海上作业环境的限制，给钻井作业带来很大挑战。研究表明，高温高压钻井作业风险因素较多，采取单一措施很难满足高温高压钻井作业要求。例如，高温高压地层因安全压力窗口窄，迫使采用非常规井身结构；高密度钻井液性能调控难，高温易使钻井液处理剂裂解，造成体系性能恶化；高密度水泥浆注水泥期间易发生井漏、插旗杆等复杂情况，同时因泥饼清除困难，影响固井胶结质量。

近年来，针对莺—琼盆地中深层的地质特征，中海石油（中国）有限公司湛江分公司先后在地层压力预测、井身结构设计、套管选材、钻井提速、固井及钻井液等方面进行了一系列技术攻关研究，并通过现场的实践和优化，逐步摸索形成了一套适应于莺歌海盆地高温高压地层特点的新的钻井技术体系（图13），并在该地区中深层高温高压井钻井作业中取得成功应用，从而实现了该地区高温高压探井钻井作业时效高、事故率低、费用控制合理的目标，为莺歌海盆地东方13-1和东方13-2气田的发现起到了关键作用。

目前这一技术体系已推广到琼东南盆地具有高温高压特征地层的钻井作业中，取得了良好的应用效果，可为类似地区高温高压井的钻井作业提供借鉴。

3.2.2 深水钻井技术

深水钻井技术挑战多，风险极大。南海深水钻井面临的主要挑战是：浅层气和浅层流、深水低温、深水井控技术、缺乏深水作业经验和南海的灾害环境。深水钻井技术装备及深水钻井作业经验的缺乏，严重制约了南海深水油气藏勘探开发。

“十二五”期间，中国海油广泛开展对外合作，通过“产、学、研”相结合的方式，加大研究力度，在短时间内掌握了深水钻井的核心技术，从浅层流控制措施、钻井液优选、水泥浆优选、深水钻井井控措施、建立台风应急预案等方面，给出了技术对策；打破了西方少数国家技术垄断的局面，为中国深水油气勘探开发提供了有效的技术支撑。

在琼东南盆地深水区和珠江口盆地深水区成功且高效实施了千米水深锚泊作业钻井和动力定位钻井；深水探井采用表层批钻作业模式，减少作业工期；使用深水探井转生产井方案，降低后续开发成本；成功优化深水探井井身结构作业，减少下16in非常规尾管段、固井及相应的起下钻、组合钻具等时间。通过一系列技术手段的使用，大幅度提高了深水探井作业时效，降低了深水探井费用，促进了中国深水勘探的快速发展。

3.3 海洋稠油测试技术

稠油在渤海盆地分布广泛，储量规模巨大。由于稠油密度大、黏度高、流动性差，开发产量低、难度大。为了攻克稠油产量这一难题，中国海油针对地层条件、原油性质开展专项攻关。通过不断认识与实践，在旅大5-2N油田创新组合防砂与机采技术，稠油测试获得日产超百吨产能。

LD5-2N-2井油层特点：地层疏松（地层岩石胶结能力差，疏松）、原油黏度高（50℃时为36518mPa·s）、相对密度大（20℃时为1.006）、油层温度低（油层位置1000m上下温度为40℃）。测试技术组合主要包括以下三方面：一是“裸眼”射孔，大压差淘砂，砾石充填防砂工艺；二是多元热流体热采技术，通过水加热汽化，形成N₂、CO₂、水蒸气、热水等组成的高压多元热流体混合物，加上起泡剂、降黏剂等，形成多元泡沫热流体，注入井下、油层，对稠油进行加热降黏；三是螺杆泵泵抽，全井筒保温加温工艺。

稠油开发热采技术在LD5-2N-2井测试的成功应用，开创了特稠油、超稠油测试新技术。该井作业成功解放了亿吨级稠油储量。

4 “十三五”展望

4.1 油气勘探面临的新挑战

中国海油中长期规划提出2020年国内海上油气总产量要达到7000×10⁴t，实现该规划目标，油气储量任务艰巨，对勘探提出诸多新的挑战。

近海4个海域7大成熟盆地内勘探成效显著，但各海域和盆地面临的形势也各有不同。渤海海域基本完成了三维地震资料全覆盖，古近系、新近系大中型构造圈闭基本已钻完，探明率为34%，处于储量增长高峰阶段后期，地层—岩性、潜山油气藏是储量增长的重要领域。珠江口盆地东部原油探明率为24%，仍处在储量增长的上升期，富生油凹陷浅层及古近系“甜点”预测面临挑战。东海盆地针对中深层—超深层低渗区气层勘探仍然存在很多技术难题。莺—琼盆地中深层高温高压区的储层预测、气层检测、CO₂识别上难度很大。南海北部深水区油气勘探程度仍然很低，寻找深水大中型油气藏的地质、地球物理技术手段仍待突破。

中深层油气勘探技术急需突破。中深层地震资料品质尚不能完全满足勘探需要，如何提高中深层地震资料品质成为亟待解决的问题。深水大中型油气藏勘探技术有待进一步发展。目前深水区油气探明率仍然较低，仍需通过技术攻关拓展大中型油气田勘探领域。由于深水区的钻探费用极其昂贵，目前深水勘探仍然处于起步阶段。古潜山油气藏勘探技术有待提高。针对潜山油气地质的基础研究工作还相对较为薄弱，地震资料采集、处理的针对性不强，还没有形成潜山勘探组合技术，潜山油气成藏规律还处于摸索之中。隐蔽油气藏勘探大有潜力可挖。与陆地成熟区相比，隐蔽油气藏勘探仍有巨大潜力可以挖，需要具备更高品质的资料、并针对不同地区特点、不同类型隐蔽圈闭发展专门的技术。非常规油气资源勘探刚刚起步。中国海油在非常规油气领域，特别是页岩油气领域正在积极地进行全球部署和战略合作。中国海油对致密气勘探起步相对较晚，迫切需求大力发展致密气勘探开发关键技术。中国海油自2010年进入煤层气领域以来，面临着煤层气资源探明率低、单井产量低、总体效益差的现实问题，制约着公司煤层气板块的健康可持续发展。

4.2 油气勘探潜力

根据新一轮全国油气资源评价结果、2008—2010年全国油气资源动态评价结果、2013年全国油气资源动态评价结果，渤海、珠江口、北部湾三大盆地石油地质资源量均在数十亿吨以上，占中国海域石油地质资源量的90%；东海、珠江口、琼东南、莺歌海四大盆地天然气地质资源量均在万亿立方米以上，占中国近海天然气地质资源量的92%。

近海主要盆地资源探明程度相对较低，待探明资源潜力巨大，具备可持续发展的资源基础，储量增长空间仍然很大。截至2013年底，中国近海石油、天然气探明率分别为25%、7%，石油待探明资源主要分布于渤海、珠江口、北部湾三大盆地，占中国近海石油待探明资源量的88%；天然气待探明资源主要分布于东海、珠江口、琼东南、莺歌海、渤海五大盆地，占中国近海天然气待探明资源量的92%。

4.3 油气勘探方向

剩余油气资源分布决定了“十三五”海洋油气勘探的主攻方向将从简单的构造油气藏向复杂的地层—岩性油气藏拓展，从浅层向中深层、潜山拓展，从浅水区向深水区拓展，从常温常压区向高温高压区拓展，从常规油气藏向低渗油气藏拓展。“十三五”期间，中国海域油气勘探主攻领域有3个：一是以渤海为代表的成熟区的原油勘探领域，如潜在富烃凹陷、地层—岩性、潜山、中深层等。二是南海天然气勘探领域，包括珠江口、琼东南盆地深水区，南海中南部盆地，也包括莺歌海、琼东南盆地的高温高压天然气勘探领域。三是以东海盆地西湖凹陷为代表的低渗透油气藏勘探领域。勘探领域的变化和难度的增加，需要不断创新地质理论认识，发展适用技术，解决勘探中面临的实际困难。

5 结语

“十二五”期间，中国近海的油气勘探再创历史最好成绩，延续了“十一五”的良好勘探形势，为中国海油更好发展奠定了坚实的储量基础。但也必须清醒地看到勘探工作面临的严峻形势。“十三五”，中国海油应继续坚持寻找大中型油气田的勘探思路，不断优化风险投资组合，进一步强化石油勘探，大力推进南海深水天然气勘探力度，加强稠油和低孔渗油气藏的攻关，争取油气勘探能继续获取大的发现。

版权声明 | 来源：《中国石油勘探》；作者：朱伟林等；原题目：中国海洋石油总公司“十二五”油气勘探进展及“十三五”展望版权归原作者所有。

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