作者：谢玉洪（ 中国海洋石油总公司 ）
海洋石油工业是石油工业当中一个特殊领域，具有高风险、高科技、高投入的三高特点。海洋石油勘探开发不仅要抗台风、抗海啸、抗巨浪、抗冰冻、防腐蚀，而且还要克服钻探作业过程中遇到地层压力过高发生的井喷、火灾、毒气等危险。海洋石油勘探开发就像开启的潘多拉盒子，充满了风险与挑战。
海洋石油工业第二个特点就是高科技，海洋石油勘探开发涉及材料、船舶、通信、海洋工程、机电设备、交通运输等多个行业，是一项高集成、跨学科、多领域的系统工程。“海洋石油981”是世界上最先进的第六代深水半潜式钻井平台之一，最大作业水深为3000m，最大钻井深度至10000m，可在全球大部分海域作业，该项目获得2014年度国家科学技术进步奖特等奖，充分说明了海洋石油勘探开发的科技含金量。
由于存在高风险、高科技特点，海洋石油注定是一个高投入行业，表现在装备费用高、作业成本高两个方面。海洋石油勘探开发需要特殊的装备设施，如钻井平台以自升式或半潜式平台为主，运输设施以油轮、海底管线为主，另外还需要起重铺管船、三用工作船、补给船等庞大的工程和后勤船队；同时作业成本高，浅水区平均每天钻井综合作业成本约200万元～300万元，深水区则高达500万元以上，1口井钻井、完井约需数十天，因此浅水区单口钻井费用为4000万元～10000万元，而深水区则达20000万元～30000万元。整体来看，海洋油田开发成本是陆地常规油田的6～10倍。
1中国海油油气勘探概况
中国海洋石油总公司是中国最大的海上油气生产商，自1982年成立以来，通过自力更生和对外合作，基本建立起常规作业水深内完整的海洋石油工业体系，并于2010年实现国内海上油气年产5000×104t油当量，建成“海上大庆”。中国海油在国内拥有渤海（天津）、南海西部（湛江）、南海东部（深圳）和东海（上海）4个主要产油地区，同时在山西、云南等省拥有煤层气和页岩气勘探开发区块，另外在印度尼西亚、尼日利亚等20多个国家和地区从事油气勘探或拥有油气权益分成矿区。
1.1国内（海上）油气勘探
中国近海共发育10个新生代沉积盆地,油气勘探总面积约70×104km2。近年来，中国近海勘探工作量总体上投入巨大, 三维地震和钻井工作量大幅度增加,推动了勘探的进程。截至2016年底，国内共有197个油气田储量获国家批准，其中油田144个、气田53个，探明石油原始地质储量为52.22×108m3，可采储量为13.67×108m3，探明天然气原始地质储量为10695×108m3，可采储量为6437×108m3；在生产油气田121个，2016年油气产量为5763×104t油当量，其中，石油产量为4562×104t、天然气产量为120.1×108m3。
中国近海油气资源较丰富，但探明程度较低，同时油气资源分布不均，勘探程度存在差异（表1）。石油资源主要分布在渤海、珠江口、北部湾3个盆地，占总资源量的91%；石油勘探开发主要集中在上述3个盆地，石油探明地质储量占总探明地质储量的99%，探明程度分别达到30%、38%、22%。天然气资源主要集中在东海、珠江口、琼东南、莺歌海4个盆地，占总资源量的86%；天然气勘探开发主要集中在上述4个盆地，天然气探明地质储量占总探明地质储量的76%。其他盆地勘探风险高、成功率低，探明程度也很低。
1.2海外油气勘探
中国海油坚持以突出效益为中心，以管理创新为手段，继续深化对外合作，持续优化全球业务布局。截至2016年底，中国海油在印度尼西亚、尼日利亚、澳大利亚等20多个国家和地区共运营23个勘探项目，获取勘探区块225个，面积为14.7×103km2。在“十二五”期间，海外勘探累计完成探井百余口，采集二维地震约10×103km，采集三维地震约9×103km2，累计发现探明+控制权益可采储量约1×108m3油当量，权益可采储量从约1100×104m3增长到2800×1044m3，增长约2.6倍。通过5年的海外勘探，中国海油海外基本形成了5个储量规模区，包括北非撒哈拉、南大西洋两岸、东非裂谷带和东南亚4个石油储量规模区，1个西非天然气储量规模区，至2016年底，海外勘探累计发现1P+1C权益可采储量2.2×108m3。
1.3非常规油气勘探
随着常规油气资源的快速消耗，新增资源的勘探开发难度增大，全球油气资源勘探开发正在由传统的常规油气为主转为常规与非常规油气并重的局面。截至目前，中国海油在山西、陕西、江西、安徽等10个省份共有非常规区块32个，面积为18212km2，其中探矿区30个，面积为18019km2；采矿区2个，面积为193km2。非常规油气总资源量达2.47×1012m3，其中致密气资源量为0.34×1012m3，煤层气资源量为2.13×1012m3；探明地质储量为3201×108m3，其中致密气地质储量为1476×108m3，煤层气地质储量为1725×108m3；非常规油气资源主要分布于鄂尔多斯盆地及沁水盆地，其中鄂尔多斯东缘占总量的56%，沁水盆地占总量的43%。
2低油价时期勘探策略及勘探进展
2.1国内勘探策略及勘探进展
2.1.1勘探策略
中国近海待发现油气资源量约占总资源量的2/3，具有寻找大中型油气田的物质基础。海上勘探具有高科技、高风险和高投入的特点,在投资效益最大化的市场经济时代，坚持寻找大中型油气田，走高效勘探之路，是中国近海勘探可持续发展的必然选择，特别是在低油价时期，在保证勘探工作量、保持勘探活跃性的同时，应该坚持以“价值勘探”为中心，从注重储量的规模向注重储量的质量转变；以寻找可动用储量为出发点，有效动用沉淀储量。
2.1.2技术保障
2.1.2.1创立适用中国海域油气勘探的地震资料采集处理技术体系
面对勘探对象越来越复杂等诸多难题，在勘探技术方面创立一整套适合中国海域油气勘探的“本土化”的技术体系。例如, 由射线追踪、波动方程照明（三维）和能量分布等表征地震波在目标层的三维传播特性，研发了采集设计技术，指导地震采集，解决了以往复杂构造区地震成像差的问题, 大大提高构造成像的精确程度；叠前深度偏移等地球物理处理解释新技术的大力推广则明显改善了潜山和断块等复杂构造的地震资料深度域成像效果。
为了突破地震勘探频带宽度限制和难以获得低频信息这一世界难题，自主研发了国内领先、国际先进的海洋“犁式”宽频地震采集系统，地震频带达到5个倍频程，实现了产业化生产，打破了外国对中国技术的封锁。海洋宽频勘探技术是解决中深层构造成像问题、提高地震分辨率、实现高精度勘探的重要方法，受海上地震采集方式的制约，宽频带地震数据比较难以获取，常规拖缆地震资料因受海水表面产生的鬼波影响而存在陷频问题，“犁式”电缆采集技术利用不同沉放深度具有不同陷波这一特征获取了宽频信息，实现了宽频采集的目的。在琼东南盆地深水区采用变深度宽频采集技术，使中央水道顶底界面和内幕成像明晰改善，复杂断层断面更加清晰（图1）。
2.1.2.2发展高温高压钻井和深水钻井作业技术体系
高温高压领域和深水探井作业难度大、费用高，是当今钻井技术的难题之一。海上作业环境的限制，使高温高压钻井作业风险更大、困难更多。为进一步解放这两个领域巨大的资源潜力，在作业技术方面开展有针对性的攻关，在作业管理方面采取了一系列有效的措施。
为解决高温高压井安全钻探和提速问题，发展了高温高压多源多机制地层压力预测技术、高温高压井身结构设计技术、高温高压气井井控技术、高温高压井钻井液技术、高温高压井固井技术、钻井提速技术等技术体系。高温高压钻井技术的发展为莺歌海盆地中深层勘探提供了保障。探井平均建井周期由150天降低至45天，单井成本仅为过去的三分之一。实现了国内首个海上高温高压气田的安全高效开发，作业零事故。发展了深水探井高效钻井技术，单井建井周期从64.5天降低至34天，钻井成本从6亿元降为2.3亿元。通过形成深水模块化测试工艺，使单层测试安装拆卸时间由46天减少至14天，费用节省1.8亿元。
2.1.3勘探进展
“十一五”以来，中国海油油气勘探进入了历史发展新时期，探明地质储量稳步增长，陆续发现了30多个大中型油气田，包括一批亿吨级油田和千亿立方米气田；拓展了重要的勘探新领域，在渤海活动断裂带、南海北部深水、莺—琼盆地高温高压层系均获得了一系列重大突破，支撑了公司持续发展。
2.1.3.1渤海活动断裂带油气差异成藏研究突破
20世纪末至21世纪初，以“晚期成藏理论”为指导，在渤海凸起区发现了一批新近系河流相为主的油田，但稠油占比高，开发难度较大。随着凸起区勘探程度的不断提高，待钻构造圈闭越来越少，至2005年，勘探再次陷入困境。近20年来，在渤海地区实现了三维地震资料的全覆盖，利用新技术对三维地震资料进行联片处理，为渤海区域研究和成藏规律的研究奠定了资料基础。同时，转变勘探思路，由凸进凹，将勘探领域从凸起区转向占渤海2/3面积的活动断裂带（图2）,以储层及断裂带差异成藏为突破口展开研究，创建了活动断裂带油气差异富集理论。在上述理论指导下，发现了辽北、辽东、石东、渤东等7个油田群，累计新增探明石油地质储量13×108t。
例如，在新构造运动作用下，辽中凹陷北部不仅发育了大规模的浅层圈闭，而且在新近纪成为整个辽东湾坳陷的沉积沉降中心，改善了辽中凹陷北部的新近系储盖组合。同时辽中地区在新构造运动的作用下，晚期断裂活动增强，为辽中凹陷北部浅层圈闭提供了通畅的油气运移通道，为晚期成藏提供了油气运移的动力，使得辽中凹陷北部新近系具备了良好的成藏条件。在上述认识的指导下，发现了锦州23-2油田。
又如，渤东地区凸起边界长期活动断裂与花岗岩潜山风化壳形成高效的输导体系，指导了蓬莱9-1亿吨级花岗岩潜山油田的发现。蓬莱9-1油田探明石油地质储量为2.28×108m3，是近10年来国内单构造的勘探发现之最。特别需要关注的是，蓬莱9-1油田中生界花岗岩潜山油藏探明石油地质储量为1.84×108m3，含油面积为80.2km2，如此大规模花岗岩油藏在国内尚属首例，在全球范围内也属罕见。
2.1.3.2莺—琼盆地高温高压成藏机理研究突破
莺—琼盆地是南海重要的天然气区。20世纪90年代，在中央底辟构造带先后发现了东方1-1、乐东22-1、乐东8-1等一系列气田和含气构造。由于深层地震资料品质差、地质条件错综复杂、高温高压条件下天然气成藏机理不清晰，莺—琼盆地高温高压中深层领域天然气的勘探工作长期停滞不前。
经过多年的攻关，以莺—琼盆地成盆、成藏机理等理论体系及其相关勘探技术方法体系为核心，精细解剖典型气田和含气构造，研究了高温高压条件下生、储、盖和温压场演化等制约天然气成藏的主控因素，构建高温高压条件下天然气成藏机理与模式，认识到在区域走滑伸展作用下，莺—琼盆地发育深大凹陷，形成了规模巨大的渐新统海陆过渡相及海相烃源岩、中新统厚层海相烃源岩，生烃强度大，气源充足；同时走滑伸展背景下沉积、沉降中心迁移，在盆地中央泥质背景下发育大型重力流储集体，有利于形成岩性圈闭；超压驱动，天然气沿裂隙运移，多期幕式充注，晚期快速成藏；形成“走滑伸展控源控砂、超压裂隙输导、多期叠合”的高温高压天然气成藏模式。
在高温高压天然气成藏机理与模式的指导下，莺—琼盆地天然气勘探取得一系列重大突破，成功发现并评价东方13-2、陵水25-1等大中型优质气田，共发现高温高压领域储量3300×108m3。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，周边被厚层浅海相泥岩所包围，具备岩性圈闭发育的优越地质背景。2012年部署钻探DF13-2-1井，钻杆测试DST求产获得了无阻流量近1000×104m3的高产优质天然气流，进而发现了东方13-2气田，目的层温度为152℃，地层压力系数为1.9，属于典型的高温高压气田，也是继近海发现崖13-1气田、东方1-1气田之后的又一个千亿立方米大气田。
2.1.3.3南海深水区烃源岩和储层两大关键因素特别是储层认识突破
与世界典型深水油气盆地主要发育在离散板块构造背景不同，南海北部深水区处于三大板块会聚背景，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。BP、雪佛龙等多家外国石油公司认为南海北部深水盆地规模小、优质烃源岩和储层缺乏，勘探风险极大。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。
烃源岩是圈闭成藏的物质基础来源。研究表明，受幕式伸展拆离作用控制，除深湖相烃源岩之外，南海北部深水区还发育规模更大的海陆过渡相和海相两套烃源岩，面积超过8×104km2，最大厚度达3000m。大型拆离作用导致地壳强烈薄化，软流圈抬升，形成深水区高热流背景，烃源岩成熟面积大幅增加，地温梯度由3℃/100m增加到5℃/100m，湖相烃源岩成熟面积增加1×104km2，海陆过渡相烃源岩成熟面积增加2.8×104km2，海相烃源岩成熟面积增加2.1×104km2。“盆—源—热”共控，大盆地—广烃源—高热流耦合作用形成了深水区近百亿吨油当量资源，突破外国同行“烃源潜力不足”的认识局限，奠定了深水勘探的物质基础。
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。勘探研究团队从全球深水勘探实践出发，认识到南海北部的地壳强烈薄化影响了琼东南盆地中央坳陷的古地貌与沉积环境，控制了长达425km、宽度9～35km的大型轴向峡谷水道的形成与展布。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，建立了大型轴向峡谷水道多期次块体流—碎屑流—浊积流复合充填样式，钻井证实储层厚度达200m，孔隙度达31.5%，突破了世界深水大型峡谷水道仅局限于垂向发育的认识，发展了深水峡谷水道沉积理论（图3）。
上述认识创新指明了南海北部深水区油气勘探方向，并取得了勘探重大突破。在深水区西部，继2014年发现陵水17-2千亿立方米气田之后，2015年、2016年在深水区再获陵水25-1大型优质气田和陵水18-1/18-2中型优质天然气田，累计探明天然气地质储量为1770×108m3；在深水区东部白云凹陷，相继发现了流花20-2、流花21-2等中型优质油田，探明石油地质储量超过7000×104m3。
（来源：中国石油勘探 2018年1月）
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