Ⅰ 石油開發地質環境狀況及其對能源開發的影響研究
石油不僅是人類主要的能源之一，也是人類環境污染源之一。據資料統計，每年有800多萬噸石油進入世界環境，污染土壤、地下水、河流和海洋。隨著黃土高原地區石油的大量開采利用，該地區呈現採油麵積大、油井多、產量低、開發技術落後等特點。它對自然環境帶來的污染日趨嚴重，直接影響到該地區的生態與生存條件。局部地區情況已經極為嚴重，已威脅到當地的農業生產和農民的生存環境。石油類物質已成為該地區的重點污染物之一，區內土壤、河流等已不同程度的遭到石油類的污染。
一、鄂爾多斯盆地主要含油氣系統
鄂爾多斯盆地是多旋迴的疊合含油氣盆地，地跨陝、甘、寧、晉、內蒙古5省(區)，面積32萬km2，顯生宙沉積巨厚。盆地基底為太古宙—古元古代變質岩系，中、新元古代為裂陷槽盆地，沉積物為淺海碎屑岩—碳酸鹽岩裂谷充填型;早古生代為克拉通盆地，沉積物為陸表海碳酸鹽岩台地型;晚古生代—中三疊世為克拉通坳陷盆地，沉積物由濱海碳酸鹽岩型過渡為陸相碎屑岩台地型;晚三疊世—白堊紀為大型內陸坳陷盆地，沉積物為陸內湖泊、河流相沉積型;新生代整體上升，盆地主體為平緩西傾的大斜坡，沉積物為三趾馬紅土和巨厚的風成黃土;周緣有斷陷盆地發生和發展。盆地內已勘探開發的4套含油氣系統均屬地層-岩性油氣藏。
1.上三疊統延長組岩油藏含油系統
最早勘探開發的延長組含油系統烴源岩以延長組深湖相及淺湖相黑色泥岩、頁岩和油頁岩為主，生烴中心分布在盆地南部馬家灘—定邊—華池—直羅—彬縣范圍，油源岩最厚達300～400m，有利生油區面積達6萬km2(圖3-3)，儲集岩圍繞生油凹陷分布，北翼緩坡帶有定邊、吳旗、志丹、安塞和延安等5個大型三角洲及三角洲前緣砂體，南翼較陡坡帶則發育環縣和西峰等堆積速率較快的河流相砂體及水下沉積砂體。儲滲條件靠裂縫及濁沸石次生孔隙改善，圈閉靠壓實構造，遮擋靠岩性在上傾方向的側變。
2.下侏羅統延安組砂岩油藏含油系統
延安組砂岩油藏以淡水—微鹹水湖相沉積的上三疊統延長組烴源岩為主要油源岩，屬混合型乾酪根;以沼澤相煤系沉積的侏羅系延安組為輔助烴源岩，屬腐殖型乾酪根，陝北南部的衣食村煤系更以含油率高為特徵。三疊紀末期，印支運動使鄂爾多斯盆地整體抬升。在三疊系頂部形成侵蝕地貌，以古河道形式切割延長組。規模最大的甘陝古河由西南向東北匯聚慶西古河、寧陝古河和直羅古河，開口向南延伸(圖3-4)。印支期侵蝕面的占河道切割了延長組，成為油氣下溢通道，溢出侵蝕面的油氣首先向古河床內的富縣組和延安組底砂岩運移和聚集，也向延安組上部各砂岩體及古河床兩側的邊灘砂體中運移、聚集，以壓實構造和大量岩性圈閉為其主要圈閉形式。
圖3-3 鄂爾多斯盆地晚三疊世延長組沉積期沉積相圖
3.奧陶系馬家溝組碳酸鹽岩含氣系統
鄂爾多斯盆地奧陶系陸表海淺海碳酸鹽岩的烴源岩主要為微晶及泥晶灰岩、泥質灰岩、泥質雲岩及膏雲岩，厚達600～700m。生烴中心:東部在榆林—延安一帶，西部在環縣—慶陽一帶，產生腐泥型裂解氣。加里東運動使鄂爾多斯盆地整體抬升，經受130Ma的風化剝蝕，導致奧陶系頂面形成準平原化的古岩溶地貌，盆地中部靖邊一帶分布有南北走向的寬闊潛台，周緣有潛溝和窪地，在上覆石炭系煤系鐵鋁土岩的封蓋和東側奧陶系鹽膏層的側向遮擋雙重作用下，古潛台成為天然氣運移聚集的大面積隱蔽圈閉(圖3-5)。
4.石炭-二疊系煤系含氣系統
鄂爾多斯盆地石炭系為河湖相和潮坪相沉積，二疊系為海陸過渡相和內陸河湖相沉積，以碎屑岩為主，僅石炭系有少量碳酸鹽岩。烴源岩主要為石炭系太原組和下二疊統山西組的煤系，顯微組成為鏡質體與絲質體，乾酪根屬腐殖型，煤層氣的組分以甲烷為主。北部東勝、榆林地區煤層厚20m，暗色泥岩厚50～90m，范圍約7萬km2;南部富縣、環縣地區煤層厚5～10m，暗色泥岩厚10～100m，范圍約6萬km2。儲集體以砂岩為主，主要物源區在北部大青山、鳥拉山一帶，各層砂體疊置，蔚為壯觀。山西組沉積中心位於盆地南部洛川—慶陽一帶，以盆地北部砂體最發育，共有6條大砂體向盆地內延伸，各條大砂體內部受古河網控制，呈現復雜的條帶狀。儲滲條件靠裂縫及後生成岩作用改善，圈閉靠壓實構造及上傾方向的岩性遮擋。
圖3-4 鄂爾多斯盆地早侏羅世甘陝古河示意圖
二、石油開發引起的主要地質環境問題
(一)石油類污染物的產生
在石油的勘探開發過程中，從地質勘探到鑽井及石油運輸的各個環節中，由於工作內容多，工序差別大，施工情況復雜，管理水平不一，以及設備配置和環境狀況的差異，使得污染源的情況比較復雜。石油開採的每一個環節都可能產生石油類污染物(圖3-6)。
石油開采不同作業期所產生的石油類污染物具體描述如下:
1.鑽井期
在油田進行鑽井作業時，會產生含有石油類污染物的鑽井廢水及含油泥漿。這是鑽井過程中，由沖洗地面和設備的油污、起下鑽作業時泥漿流失、泥漿循環系統滲漏而產生。廢水含抽濃度在50～1200mg/L之間，水量從幾噸至數十噸不等。另外，有些情況下，在達到高含油層前，要經過一定數量的低含油地層，從而引起油隨鑽井泥漿一起帶至地面。同時，一經到達高含油層，地壓較高時少量高濃度油可能噴出。
圖3-5 鄂爾多斯盆地奧陶系頂面古地貌圖(據范正平等，2000)
圖3-6 石油開采過程中石油類污染物的來源及污染途徑示意圖
2.採油期
採油期(包括正常作業和洗井)，排污包括採油廢水和洗井廢水。在地下含油地層中，石油和水是同時存在的，在採油過程中，油水同時被抽到地面，這些油水混合物被送進原油集輸系統的選油站進行脫水，脫鹽處理。被脫出來的廢水即採油廢水，又稱「采出水」。由於採油廢水是隨原抽一起從油層中開采出來，經原油脫水處理而產生，因此，這部分廢水不僅含有在高溫高壓的油層中溶進了地層中的多種鹽類和氣體，還含有一些其他雜質。更為主要的是，由於選油站脫水效果的影響，這部分廢水中攜帶有原油———石油類污染物;另外，在研究流域范圍內，也存在採用重力分離等簡單的脫水方法，並多見於單井脫水的油井。一般地，油井採油廢水含抽濃度在數千mg/L，單井排放量平均為數十m3/d。洗井廢水是對注水井周期性沖洗產生的污水或由於油井在開采一段時間後，由於設備損壞、油層堵塞、管道腐蝕等原因需要進一步大修或洗井作業而產生的含油廢水。
3.原油貯運過程的滲漏
原油在貯存、裝運過程中由於滲漏而產生落地原油，以及原油在管道集中輸運過程的一些中間環節均有可能造成一定數量的原油泄漏或產生含油廢水。
4.事故污染
事故污染包括自然因素和人為因素兩種情況:自然事故包括井噴，設備故障和採用車輛運輸時山體滑坡引發的交通事故而造成原油泄漏。延安地區地表黃土結構鬆散、水力沖刷劇烈，由於山體滑坡而導致的污染事故更為頻繁。人為事故指各種人為因素造成採油設備、輸油管線被破壞及原油車輛運輸時，人為交通事故引起的翻車等污染事故。事故污染具有產污量大、危害嚴重，難以預測的特點。
(二)石油開采過程中對水土環境的影響
在石油的各個環節都可以產生污染，污染對象以土壤為主，其次為地表水體，地下水的污染以間接污染為主，在鄂爾多斯盆地沒有明顯指標顯示石油泄漏或滲透污染了地下水，即地下水中沒有檢測出有石油類污染物。但在石油開發過程中，地下水的水質發生了明顯變化，礦化度明顯增加，其他指標也發生了很大變化。
1.對土壤的影響
(1)落地原油對土壤環境的影響
大量的泄漏原油進入土壤中後，會影響土壤中微生物的生存，造成土壤鹽鹼化，破壞土壤結構，增加石油類污染物含量。原油泄漏後，原油在非滲透性基岩及黏重土壤中污染(擴展)面積較大，而疏鬆土質中影響擴展范圍較小。特別強調的是，黏重土壤多為耕作土，原油覆於地表會使土壤透氣性下降，土壤肥力降低。在最初發生泄漏事故時，原油在土壤中下滲至一定深度，隨泄漏歷時的延長，下滲深度增加不大，根據在隴東油田和陝北油田等實地調查表明，落地原油一般在土壤內部50cm以上深度內積聚，因此，原油泄漏後主要污染土壤的耕作層。
(2)石油類污染物在土壤中的垂直滲透規律
鄂爾多斯盆地氣候乾燥，降雨量少，地表多為戈壁砂礫覆蓋，土壤發育不良，含沙量高，因此，在該盆地進行油田開發，其產生的石油類污染物更容易沿土壤包氣帶下滲遷移，危害生態環境。其遷移速度決定於土壤對污染物的吸附能力。一般原油比重小於1，長期在土壤中既不是靜止不動，又不類似於可溶性物質上下迅速遷移。為了弄清油類物質在土壤中的遷移狀況，採用野外取樣分析的方法，對石油類污染物在油田區土壤中的遷移規律進行了研究。
分別對隴東西峰油田和慶城油田的井場附近土壤剖面中石油類物質的含量進行了測定，測定結果見表3-5至表3-7。
表3-5 慶城油田石油類污染物在土層中的縱向分布情況
表3-6 西峰油田石油類污染物在土層中的縱向分布情況
表3-7 陝北安塞杏2井放噴池附近石油類在土層中的縱向分布情況
由表3-5至表3-7可知，由於土壤的吸附等作用，石油類污染物隨土層縱向剖面距離的增大，其含量逐漸降低，尤其是50cm以內污染物降低得很快。石油類污染物主要積聚在土壤表層80cm以內，而且一般很難下滲到2m以下。長慶油田所在區域多為風沙土和灰棕漠土壤，顆粒較粗，結構較鬆散，孔隙率比較高，垂直滲透系數較一般土壤大。但由於西北各油田所在地氣候乾旱，降雨量少，土壤中含水率很低，使污染物的遷移滲透作用大大減弱，又很少有大量降水的淋濾作用，因此油田開發過程中產生的這些落地原油只積聚在土壤表層，滲透程度較淺，對深層土壤影響較小。
2.對地表水體的影響
鄂爾多斯油田地跨陝、甘、寧3省(區)，境內主要水系有3個，即甘肅隴東馬蓮河水系、陝西延安延河水系、陝西靖邊無定河水系。石油開發過程中這三大水系都不同程度地受到了污染。
隴東石油開發區地表水最主要的污染物是COD和氯化物，其中COD污染最嚴重，14個樣品中全部超標，環江超標尤其嚴重;氯化物污染指數除葫蘆河、固城川及蒲河各樣點中的未超標之外，其餘均超標，也以環江為最。pH值均未超標;石油類除環江韓家灣斷面嚴重超標外，其餘樣品的石油類介於0.04～0.3mg/L;揮發酚除柔遠河華池悅樂斷面超標1倍之外，其餘未超標;環江洪德橋由於地質原因，TDS含量非常高，這部分苦水下泄影響了下游水質，但隨著下游水量增加，礦化度逐漸降低。
總體來看，在隴東地區環江和馬蓮河幹流的污染最為嚴重的，其次是柔遠河，蒲河污染最輕。環江與馬蓮河幹流已不能滿足Ⅲ類水體功能使用要求，柔遠河和蒲河已不能滿足Ⅱ類水體功能使用要求。
根據吳旗縣水文站從1987年至1992年的水文資料(表3-8)，可以看出在石油資源大規模開發前北洛河上遊河水中的硫酸鹽，氯離子、六價鉻含量年均值已超過國家標准Ⅲ類標准，尤其是氯化物含量和硫酸鹽含量超過標准2～3倍，礦化度均大於1000，大部分為高TDS水，而且總硬度在500～600mg/L之間，超標嚴重。
表3-8 吳旗縣水文站水質監測數值統計單位:mg·L－1
洛河上游地區水質礦化度及各種鹽類含量超標與洛河上游地下水補給區的白堊系、第三系(古、新近系)地層含鹽有關，地下水本身礦化度或含鹽量高。吳起地區的白於山南緣存在吳起古湖，乾枯後形成含鹽地層，在地下水補給時將大量鹽分輸入洛河。吳起西北方向定邊地區存在大量鹽池及含鹽地層，鹽分進入地下水向東南方向補給也不容忽視。90年代以來，石油資源大規模開發之後，TDS、六價鉻、氨氮、氯化物、高錳酸鹽指數、硫酸鹽、總硬度等均呈明顯的上升趨勢，說明目前的洛河上游「高鹽、高礦化度(TDS)、高硬度」是在本地較高的基礎上進一步水質污染造成的。
陝北地區，石油開發區地表水體中六價鉻均超標，其他重金屬均未超標，揮發酚大部分都不超標，只有兩個樣品超標，超標分別為1.8，0.6倍，相對而言，化學需氧量和氨氮超標率大一點。氯化物超標最嚴重，超標率達到了63%，其次為硫酸鹽，硫酸鹽有一半多斷面超標，接下來是硝酸鹽和總磷，氟化物全部不超標。
表3-9是2006年、2007年長慶油田公司安塞油田開發區地面水中有害物監測結果。其中對環境污染最嚴重是石油類，最大超標32倍，硫化物最大超標120倍，揮發酚最大超標4.2倍，COD最大超標1.71倍，BOD5最大超標5.23倍。其中超標嚴重地點主要在王窯水庫、杏子河馮莊上游。從表3-9可以看出，2007年8月監測數據超標情況比2006年4月監測數據值高。
表3-9 長慶油田公司安塞油田區地面水中有害物監測結果表單位:mg·L－1
3.對地下水的影響
鄂爾多斯盆地地下水埋藏較深，結合上述土壤和地表水體污染特徵來看，落地原油和石油廢水對地下水沒有影響，石油開發對地下水的影響主要是注水井對地下水的影響，這主要在石油開發過程中，大量掠去地下水，改變了地下水環境。
(1)地下水污染狀況
在隴東油區，各主要油田區塊的地下水由於採油活動使得地下水中的指標超標嚴重(表3-10)。馬嶺油田地下水中氨氮超標最為嚴重，監測結果全部超標，六價鉻6個監測點位中有5個超標或接近標准值;氯化物也有超標現象。華池油田地下水有1個監測點位的大腸菌群指標嚴重超標;各點COD均超標或接近標准值。樊家川油田地下水中氨氮、六價鉻、氯化物、細菌總數、大腸菌群全部超標，其中，大腸菌群污染最為嚴重;另外，氟化物也有超標現象。總體上講，屬較差水質，不適合人類飲用。這些污染與石油開發有很大關系，但是也存在其他的污染因素。
表3-10 隴東油區地下水水質指標表單位:mg·L－1
總體來說，隴東油田地下水的主要污染物是COD，56.25%超過國家Ⅲ類標准，其次是氯化物，31.43mg/L;pH值未超過國家Ⅲ類標准;石油類全部未檢出;礦化度變化范圍為452.67～15736.00mg/L。
陝北地區石油類、六價鉻、氯化物、硝酸鹽、硫酸鹽部分超標，其餘的測試項目均未超標;個別地區石油類超標十倍多，部分井水和泉水六價鉻超標，不是很嚴重;部分樣品氯化物超標較嚴重，最高超標500倍。硝酸鹽有1個井水樣超標。泉水的pH值較大，井水次之，油層水最小(表3-11)。
表3-11 陝北地區地層水與河水TDS、硬度、氯離子含量對比表
續表
將各地的地下水與其地表水的礦化度、硬度、氯離子進行對比分析，以揭示地下水的地表水的相互關系。表中選取的河水水樣是根據地層水的樣點位置選取的，在地層水的附近。選取井水、泉水與相應的河流水進行對比，可以看出井水的TDS、硬度、氯離子的含量都比河水低，從其他指標看來地下水的水質也優於同一地區的地表水，這與在調查中發現的當地居民基本飲用地下水的情況相一致。
陝西靖邊安塞油田位於大理河上游，從1990年到2006年，靖邊青陽岔215km2的范圍內先後打成近千口油井，致使這里的淺層地下水滲漏，深層高鹽水上溢，地下水資源衰竭，加之民采混亂，蜂窩式的濫采，使油層、水層相互滲透污染，80%的水井乾枯，部分能出水的水井水質苦澀，不能飲用。
(2)注水井對地下水的影響分析
以隴東地區為例，目前，隴東油田共有7座采出水處理廠，采出水經處理後回注地層，主要工藝流程為:沉降罐脫出水—除油罐除油—過濾—絮凝—殺菌—回注。
污水回注層位是直羅組(深度約1000m以下)。地層中夾有多層較厚的泥質粉砂岩與泥岩等弱透水層或不透水層，貫通上下岩層的導水構造極不發育，回注水不大可能突破不透水層向上部地層運移和滲透，更不可能進入潛水層與地表水。同時，直羅組砂岩層孔隙度大(19%～22%)，納水容量大，以注水井為基點，影響半徑500m范圍內，僅按射孔段砂岩平均厚度30m(直羅組砂岩層厚達200～340m)計算，孔隙體積約為500萬m3時。可見，選擇直羅組作為回注層是合理可行的，在壓力驅使下采出水回注直羅組地層後，不大可能突破多層隔水層而污染地下水。
采出水在回注前必須處理達到《地下水質量標准》(GB/T14848—1993)Ⅲ類標准值，這樣與深層承壓水水質無明顯差異，某些組分還低於地下承壓水水質，故不可能對深部承壓水產生不良影響。此外注水的水體是隨原油的開采來自深層地層，經過原油脫水處理後，它的體積遠遠小於開采時含水原油體積，再返注於作業區深部地層，有利於原油采空區的填充，不大可能因此引起水文地質與工程地質條件的改變。
但是，采出水處理後一般含有較高的礦化度與硬度，並含有一定的DO，H2S，CO2，硫酸鹽還原菌和腐生菌。因此在回注過程中易產生沉澱而堵塞污水處理系統及地層孔隙，導致注水不暢，嚴重時易造成采出水迴流污染地表水及地下潛水。DO，H2S，CO2和厭氧菌還可能造成污水處理系統及管線的腐蝕穿孔，也有可能使采出水向非注水層滲漏，引起地下水污染。
通過野外調查，鄂爾多斯盆地在石油開采過程中，用處理後的污水作為回注水的量實際上很少，大部分回注水還是採油部門通過購買當地的淡水資源(TDS含量小於1.5mg/L)進行回注，該盆地需要回注水的量很大，這樣大量的佔用了當地極為寶貴的淡水資源。
4.對植被影響
石油勘探開發是對地層油藏不斷認識發展的過程，不僅擴大了人類活動的范圍，更使原先無人到達或難以進入的地區變的可達和易進入，尤其是生態環境脆弱地區，對於黃土丘陵溝壑區、戈壁風沙區來說，灌木、蒿草在維持該地區生態系統平衡方面具有很重要的作用，地表剝離引起的植被破壞，短時間內很難恢復。從用地構成看，井場、站(所)對植被是點狀影響，道路、集輸管道是線狀影響，線狀影響遠大於點狀影響;從用地方式看，臨時用地植被可採取人工和自然恢復，永久性用地則完全被人工生態系統代替，雖然經人工植樹種草，植被覆蓋率上升，但可能造成遺傳均化，生態系統功能減弱。
石油生產過程產生的污染物對生長在土壤上植被資源也同樣產生影響，污染物超過植物耐污臨界點和適應性，將導致局部脆弱生態系統的惡化。對於荒漠戈壁沙灘植被來講，自然更新很慢，及不易恢復。一般來說，採油、試油等過程中產生的落地原油在地表1m以內積聚，在1m以下土壤中含油量很少，一般不會污染地表水層，對區域地下水基本不產生影響。油田產生的廢水、含醇廢水經專門收集處理達標後，除部分生活污水用於綠化外，其餘全部回注奧陶系，不外排。
同樣，由於石油輸送是密閉式地下管道輸送，也不會對植被造成影響。當原油泄漏時，在管道壓力的作用下，原油噴發而出，加上自然風力影響，原油噴濺在周圍植物體表上，直接造成植物污染，情況嚴重的造成植物枯竭，死亡。輸油壓力越大，噴濺范圍越廣，污染越嚴重。
三、地質環境問題對石油開發的影響
石油開采破壞生產環境、增加了生產成本、引發所在生產地居民和生產單位的矛盾。油田道路與管線的修建，對山區方向來的洪水有一定的阻擋作用，水通過自然沖溝自流而下，而道路和管線則起到一定的阻擋和匯集作用，改變洪水流向，形成局部地段較大的洪水，會產生新的水蝕。而經污染的高礦化度的水必定會加速這種水蝕，縮短了石油管線等的使用壽命。
基於石油生產及運輸(管道)的特點，不會像煤炭開采一樣造成比較大的較明顯的地質問題(塌陷、滑坡、泥石流、荒漠化)，不會形成嚴重的事故(如坍塌)而造成的人員及財產損失。它對地質環境的危害相對緩和(與煤炭資源開采相比)。然而其對水體、土壤、氣體、作物的影響，必定會危害原本和諧的生態環境，引起當地居民的強烈不滿。在沒有給當地政府和居民帶來良好經濟效益的時候，石油的開采及煉化過程必定會步履維艱，如建設征地、勞動力僱傭等。而這些會直接減緩甚或停止生產的順利進行，從而加大了生產成本;另外，石油開采和生產引起當地土地和水資源的損失，嚴重影響了當地居民的生存狀態，反過來，當地群眾為了奪回屬於自己的土地和水資源，阻礙石油部門的開采活動。
Ⅱ 石油地質人員在石油行業是最好的職業嗎不是的話在石油做什麼待遇發展最好
地質人員是不錯的職業，因為地質是石油勘探階段的崗位，不管有沒有油，最後能不能打生產井，都需要地質人員。說白了，地質人員比鑽井採油崗位的人員需求更大。
地質包含的內容較多，有開發地質、綜合地質研究，地質建模，沉積相分析，地層研究，還有地震資料解釋、測井資料解釋、試井解釋等，有些偏現場，像本科和大專生畢業之後一般是從現場做起。一種是偏研究方向，室內工作為主，要求一些常用的地質軟體熟練。這些崗位發展都很不錯。
Ⅲ 石油勘探技術就業前景怎樣
石油與天然氣地質勘探技術專業就業前景
石油與天然氣地質勘探技術專業的就業前景還是不錯的，石油化工主要面向於下游的煉化，比較固定，算半辦公室工作，勘探和儲運類似於石油工程點，一個是前期的找油氣；一個是油氣運輸和儲存，要是能進石油公司的研究院好點。如果能力夠的話升職也是比較快的，當然了薪資待遇也會提高。石油與天然氣地質勘探技術專業屬於資源開發與測繪中石油與天然氣類專業，這個專業的就業率是比較高的，但是不太適合女生，因為工作的環境都是比較艱苦的荒山野嶺、戈壁沙漠等等，勞動強度大，男生的就業就相對來說很好了，只是要能堅持住就好了。
Ⅳ 我國油氣地質勘探發展規律與資源潛力
康 一 孑
油氣資源是近幾年來是國內關注的焦點，不少媒體以至中央電視台節目中，都提出了對我國石油天然氣資源不足而擔心，認為探明的儲量難於滿足需求，並具體舉出我國石油、天然氣的探明可采儲量為 24. 3 億噸、2. 2 萬億立方米 ( 2003年底資料) 以上可采儲量為剩餘可采儲量，是個動態數字，用發展規律來分析，我國從上世紀九十年代中的十年來，每年的石油探明可采儲量都是 24 億噸左右，產量由 1. 5 億噸逐步升至 1. 68 億噸，而天然氣在 1995 年的探明可采儲量為 0. 7萬億立方米，到 2003 年翻了兩番，年產量從 180 億立方米升到 255 億立方米，增長的潛力較大。縱觀世界和一些主要產油國也有類似的情況，例如美國石油可采資源量較大 ( 為 350 億噸) ，在 1975 年達到產油高峰期，年產原油 5. 3 億噸，以後就逐步下降，從 20 世紀 90 年代初到 21 世紀初，產油量為 3 億噸左右，這 10年間，其石油探明可采儲量 ( 即剩餘可采儲量) 也都在 30 億噸左右。世界 1978年第一次石油危機時，年產量達 32 億噸，當年石油剩餘可采儲量僅 500 億噸左右，但一直到 1990 年左右，而石油探明可采儲量則上升到 1000 億噸以上，到2000 年則為 1400 億噸左右，因此採油量在達到 45 億噸時，儲采比也在 30 以上。
石油和天然氣是化石能源，自上世紀初開始應用，到 40 年代起逐步代替煤，成為主要能源，到七八十年代在能源消費結構中達到 60% 以上，為工業化發展起了重要作用。化石能源存在於地球歷史 5 億 ～6 億年到幾百萬年間的沉積地層中，是不可再生的，蘊藏量有限度，在今後一定時間內總要枯竭。因此，在能源內不能只用石油，要有替代能源和新能源，並應早做准備。但是，世界上在本世紀中，我國在近 20 年內，石油天然氣仍然是重要能源。近幾年石油價格的猛烈上漲，是有其復雜因素造成，並不是油氣資源短缺，這是許多經濟學家所承認的。
我國從 20 世紀 50 年代起，在油氣地質勘探中不斷有所發現，產、儲量在世界上佔有一定地位，近 10 多年來，石油產量在沙特、伊朗、俄羅斯、美國之下，是在年產 1. 5 億噸以上的國家中，占據在第五至第九之間的位置。我國 50 多年中，在石油天然氣地質勘探中是有一些發展規律需要歸納總結。
一、地質勘探工作上的地質理論、方向、方法和勘探程序
20 世紀 50 年代初，油氣產、儲量都很低，且受陸相不能生油，勘探力量非常薄弱的基礎上起步。首先在我國是以陸相地層為主的條件下，提出陸相地層也能生油的理論鼓舞下，建立了在陸相地層內找油的信心並加以實現，成為世界一大創舉。其次，是在中央政府的倡導下，以區域勘探為先驅，統一三大部門 ( 石油部門、地質部和中科院) 的力量，甩開東部新區 ( 松遼和渤海灣盆地) 的戰略部署，在較快的時間內打開局面，建立起我國石油工業基地。但在具體工作上，地質勘探走了不少彎路，油田和儲量不是那麼容易找到和發現的，如區域勘探上的 「區域展開和重點突破」，鑽探井中的五位一體 ( 地質、鑽井、地震、測井和實驗室) ，鑽探井中資料的取全取准，鑽探中失敗教訓的總結等。20 世紀 50 年代曾鑽探了松遼、渤海灣、鄂爾多斯、柴達木、四川、塔里木等盆地，結果只有前兩個成功並獲得大油田和較多儲量，其他 4 個盆地雖然有小油田和少儲量，但基本上是失敗的，這是多因素所造成的，將在後面闡述。目前總結的是，只靠單一因素是找不到油氣的，例如柴達木、四川、塔里木盆地構造明顯又多，但很多鑽探失敗，鄂爾多斯盆地基本為單斜除個別地域外沒有構造，但沉積古地理在一些地方形成三角洲，又找到大型儲量上幾億噸的油田。總之，要找到油田和儲量是要下功夫的，不論是過去和將來，不能認為: 簡單和容易找的油田和儲量已找得差不多了，今後都是很難找的了。
據統計，我國中、新生界以陸相為主，石油主要蘊藏於白堊系、侏羅系和三疊系中，渤海灣盆地及沿海大陸架主要是第三系，海相石炭系和奧陶系以塔里木盆地為主，此外四川的海相石炭系、二疊系和三疊系蘊藏有大量天然氣，塔里木的陸相的白堊系、第三系，鄂爾多斯的海相奧陶系和海陸交互相的石炭系—二疊系都蘊藏了大量天然氣。
二、科技進步使我們找到更多油氣田
地質、地震、鑽井、測井、測試等各方面技術的發展，有力地推動了油氣勘探工作的發展，取得了豐碩成果。特別地震技術的提高，從二維、三維到各種計算機的應用，使人們對地下深層構造以及岩相古地理都有所認識，測井的成像技術對識別油氣層的能力提高，鑽井在高陡構造和地形復雜地區能定靶鑽井，完井試油的酸化壓裂技術改變油層產油能力等，都在尋找油氣田提高儲量上發揮了重要作用。而這些在過去根本無法發現油氣田。幾個明顯的例子: 例一: 准噶爾、塔里木盆地中央的沙漠地帶，自 20 世紀 80 年代後進行了地震大剖面工作，才了解了地質構造，並進行鑽井，發現了一系列油氣田，這在過去是不可能的。例二，塔里木盆地北部庫車坳陷早在 50 年代鑽井就發現了一個依希克里克小油田，後因構造復雜，地面地下不一致，鑽井也過不了關，幾十年都解決不了，直到 90年代通過地震工作才將地下構造搞清，鑽井也解決了定向鑽井的問題，才發現克拉 2 號大氣田，成為我國豐度最大產量高的最大氣田。例三: 四川是我國天然氣發現最早的盆地，但川東地區構造陡，地面地下不一致，找不到地下構造高點，只發現了一些小氣田，到 80 年代解決了地震搞清地下構造高點、鑽井定向打井的技術，並明確了石炭系儲層良好的高產氣田，一些構造帶成串的氣田形成上千億立方米的儲量，改變了四川產氣的面貌。例四: 鄂爾多斯盆地三疊系大面積上億噸油田的發現，主要得益於地層岩相古地理的研究。就在安塞油田有儲量而產量低、經濟價值不高的時候，採取了井下增產措施———酸化、壓裂，並獲得成功，使產量提至經濟效益以上，油田活了，整個鄂爾多斯盆地上升至年產原油千萬噸以上，改變了整個盆地的評價。
80 年代還有一個重要措施，就是科學探索井的擬定和實施，這也是科學研究探索區域勘探的一個辦法，在 10 口科探井成功了兩口，這就是鄂爾多斯盆地的陝參 1 井和吐哈盆地的台參 1 井，解決了這兩個盆地的出氣和出油，成為打開一個地區新局面的重大發現，這種發現鑽井少而意義大，應引起極大的重視。
三、大的沉積盆地與油氣儲量、產量的關系密切
石油天然氣均分布於各沉積盆地內，據專家統計，世界共有含油氣盆地 400多個，大型盆地 ( 一般大於 10 萬平方千米) 具有高儲量高產量 ( 20 世紀末的資料) ，年產是上億噸 ( 探明可采儲量在 50 億噸以上) 的盆地有 8 個，年產量上5000 萬噸 ( 探明可采儲量 20 億噸以上) 的盆地 28 個，其中我國有 2 個 ( 松遼、渤海灣盆地) 。我國共 400 多個沉積盆地，有油氣遠景的約 120 個，其中有油氣田的 25 個，大型沉積盆地陸上有 9 個 ( 8 個有油氣田) 。陸上已有油氣田的 8 個大型盆地，松遼、渤海灣兩盆地在勘探前期 ( 5 ～15 年內) 就已探明可采儲量 20億噸，其他 4 個盆地則歷經艱險，有的經過 40 年甚至 70 年以上的勘探才探明 5億 ～10 億噸可采儲量 ( 包括天然氣儲量的油當量) 年採油量 ( 含天然氣產量的油當量) 超過 1000 萬噸。
鄂爾多斯盆地很具有代表性，從 1908 年開始勘探，到 1950 年只有延長、永坪兩個小油田，年產油不足 1 萬噸，20 世紀 50 ～ 70 年代在盆地四周及中心做過勘探工作，由於對沉積相進行了研究，才發現了侏羅系河流相的次生油藏，突破中型油田的產油關。80 年代經科學探索井鑽探和三疊系沉積相研究分析，找到了奧陶系大氣田和湖相三角洲的三疊系大油田，這時的探明可采儲量石油達到 3 億噸，天然氣達到了 7000 億立方米 ( 相當 7 億噸油當量) ，石油氣年產量 1500 萬噸，天然氣 50 億立方米以上 ( 2005 年) 。
塔里木盆地是我國陸上最大的沉積盆地，面積 56 萬平方千米，石油勘探工作是在1950 年中蘇石油公司時開始的，由於中央是沙漠，開始只是在北部庫車坳陷和南部西南坳陷進行，因為勘探條件復雜，幾上幾下，到 20 世紀 80 年代才扎扎實實地對盆地開展了區域勘探，首先在北部輪南地區發現三疊系和侏羅系油藏，又在奧陶系和石炭系見到油田，並在塔中隆起上探明中型石炭系砂岩油藏，但由於後期破壞，大部分構造不含油，使短期內找到大油田、高儲量的希望落空。20 世紀末至本世紀初在庫車坳陷探明克拉 2 大氣田、塔北隆起探明塔河大油田 ( 奧陶系) ，才使在塔里木盆地能找到更多油、氣田，更多油氣儲量成為現實，但塔里木還有很多空白地區和許多找油氣的新領域等待我們去發現。
准噶爾盆地和四川盆地也是油氣勘探的老區，50 年來也走了不少彎路，近20年又有新發現，油、氣儲量明顯增加，老盆地煥發了青春。准噶爾盆地1955 年發現了西北緣克拉瑪依大油田，探明地質儲量 7 億噸以上，是新中國成立後發現的第一個大油田。近 20 年全盆地處處開花，在盆地中部、東部、南部都有新發現，累計探明地質儲量達 17 億噸以上 ( 可采儲量達 4 億噸) ，年產量上千萬噸。四川盆地主要產氣，但在1958 年川中有三個構造噴出高產油流，開展了找油會戰，由於是裂縫產油，石油勘探一直沒有突破，而四川盆地在三疊系、二疊系中的裂縫天然氣很發育，曾達到年產 60 億立方米的規模，但由於儲量不易計算，川氣不能出川。1978 年後，石炭系砂岩氣層及侏羅系、二疊系岩性氣藏的發現，天然氣地質儲量達到 8000 億立方米以上，探明剩餘可采天然氣儲量在 3000 億立方米以上，天然氣年產量達 100 億立方米以上。
四、油氣資源潛力與能源戰略
當今世界石油價格猛漲至 50 ～60 美元/桶或更高，國內油氣需求上升速度大於油氣產量上升速率，近年石油年進口量已超過 1 億噸，地質勘探工作如何應對這種局面。首先還是要加強國內油氣勘探，使國內油氣儲量、產量保持上升勢頭，我國石油天然氣的常規資源量有潛力，石油產是量尚未達高峰年，天然氣已探明可采儲量高不足最終可采資源量的 25%，預測年產量在千億立方米以上，我國是個人口大國，油氣年消費量仍在上升，需要在世界石油市場上進口，但決不能像美國那樣每年消費掉 8 億噸以上石油 ( 自己生產 3 億噸) ，天然氣 6000 億立方米以上 ( 自己生產 4000 億立方米) ，佔世界能源生產總量的 20%以上。
我國非常規油氣資源也有一筆不小的數量，首先是石油，我們的稠油、油礦及低滲透油層潛力存在，如准噶爾、松遼、二連、渤海灣、四川等盆地早就有發現，但是由於開發成本高，技術不過關，沒有開發，稠油在准噶爾盆地西北緣也開發了一部分，其經濟價值甚至高於正常原油。油頁岩早在新中國成立前就曾煉制，其數量 ( 儲量) 甚為可觀，當油氣十分奇缺時，我們也應當考慮。非常規天然氣在世界上及國內一直考慮的煤層氣和可燃冰 ( 天然氣水合物) 是很重要的接替物，美國早在 20 世紀 90 年代就年產煤層氣 300 億立方米以上，可燃冰更是數量巨大，在我國油氣能源緊張的情況下，更應及早動手勘探開發。當然在我國目前情況下，節能降耗也是必須進行的，在我國人均 GDP 只有 1000 多美元的情況下，就發展了 4000 多萬輛汽車 ( 其中私人小汽車佔一半以上) ，年用掉原油 1. 3億噸，相當我國年進口石油的全部，是值得考慮的。從全世界角度考慮，幾十年內，化石能源不會短缺，但從目前開始，就應考慮一個問題， 「今後只用石油這個能源嗎?」世界在今後一個長時期後，肯定要用 「可再生能源」，可再生能源中的太陽能、風能、核能、生物能、氫能……將是今後的主要的。如我們在使用生物能、風能、太陽能、核能中已經獲得一些結果。如何改變我們目前能源消費結構中，煤占 67. 7%，油氣占 25. 3%，其他只佔 7% 的現狀，從現在起就要開始努力。
Ⅳ 全國油氣資源潛力
評價結果表明，我國待探明石油和天然氣資源豐富;待探明石油和天然氣資源主要分布在Ⅰ類和Ⅳ類盆地之中，並以Ⅰ類大中型盆地為主，資源風險小。總體上，石油、天然氣地質資源探明程度不高，主要含油氣盆地勘探還處於中、早期，勘探潛力和勘探領域還很廣闊。
一、待探明油氣資源總量豐富
1.石油資源
我國待探明石油地質資源為516.52×108t，占總地質資源量的67.52%;待探明石油可采資源量為144.09×108t，占總可采資源量的67.96%。
其中Ⅰ類盆地待探明地質資源量為365.92×108t，可采資源量108.12×108t;Ⅱ類盆地待探明地質資源量為39.00×108t，可采資源量12.12×108t;Ⅲ類盆地待探明地質資源量為2.71×108t，可采資源量為0.74×108t;Ⅳ類盆地待探明地質資源量為108.90×108t，可采資源量為23.12×108t(表6-1-1，圖6-1-1)。
表6-1-1 待探明石油資源在不同類別盆地中的分布
圖6-1-1 不同類別盆地待探明石油資源分布
資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地有407.63×108t待探明地質資源，120.97×108t待探明可采資源，分別占待探明地質資源和可采資源的78.92%和83.96%。待探明石油資源主要分布在我國東部的松遼和渤海灣盆地(陸上)，中部的鄂爾多斯盆地，西部的塔里木、准噶爾和柴達木盆地，近海海域的渤海灣盆地(海域)，珠江口盆地等8個待探明地質資源量大於10×108t的盆地中(圖6-1-2)，待探明地質資源量合計為407.63×108t。青藏地區的羌塘和措勤盆地為Ⅳ類盆地，待探明地質資源量為61.98×108t。
圖6-1-2 我國待探明石油地質資源量大於10億t的盆地
2.天然氣資源
我國待探明天然氣地質資源量為30.60×1012m3，占總地質資源量的35.03×1012m3的87.37%;待探明天然氣可采資源量為19.24×1012m3，占總可采資源量22.03×1012m3的87.31%。
其中，Ⅰ類盆地待探明天然氣地質資源量為26.38×1012m3，可采資源量為16.79×1012m3;Ⅱ類盆地待探明地質資源量為0.35×1012m3，可采資源量為0.18×1012m3;Ⅲ類盆地待探明地質資源量為0.18×1012m3，可采資源量為0.09×1012m3;Ⅳ類盆地待探明地質資源量為3.7×1012m3，可采資源量為2.18×1012m3(表6-1-2，圖6-1-3)。
表6-1-2 待探明天然氣資源在不同類別盆地中的分布
圖6-1-3 不同類別盆地天然氣資源分布
資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地有待探明天然氣地質資源量26.90×1012m3，待探明可采資源量17.06×1012m3，分別佔全國待探明地質資源和可采資源總量的87.91%和88.69%。
待探明天然氣地質資源主要分布在我國西部的塔里木、四川、鄂爾多斯、柴達木、松遼、東海、鶯歌海和瓊東南盆地等8個待探明地質資源量大於1×1012m3的Ⅰ類盆地內(圖6-1-4)，這8個盆地待探明地質資源量合計為24.09×1012m3，待探明可采資源量合計為15.36×1012m3，分別占待探明地質資源和可采資源的78.70%和79.83%。
3.油氣比例
從評價結果可以看出，我國待探明石油地質資源量516.52×108t，待探明天然氣地質資源量30.60×1012m3，相當於244.84×108t油當量(1250m3天然氣=1噸油當量)，兩者比例為2.11∶1(圖6-1-5)。
圖6-1-4 我國主要盆地天然氣資源分布
圖6-1-5 待探明石油天然氣地質資源量比較
其中，Ⅰ—Ⅲ類盆地待探明石油地質資源量407.63×108t，待探明天然氣地質資源量26.90×1012m3，相當於215.23×108t油當量(1250m3天然氣=1t油當量)，兩者比例為1.89∶1(圖6-1-5)。
按目前可采系數取值結果計算，待探明石油可采資源量為144.09×108t;待探明天然氣可采資源量為19.24×1012m3，折算為153.89×108t油當量，兩者比例為1∶1.07;其中Ⅰ—Ⅲ類盆地待探明石油可采資源量為120.97×108t;待探明天然氣可采資源量為17.06×1012m3，折算為136.49×108t油當量，兩者比例分別為1∶1.13(圖6-1-6)。
天然氣可采資源量比重略大於石油的原因:一是天然氣地質資源量的增加，二是石油探明程度比天然氣高，三是石油的可采系數低，天然氣的可采系數高。
圖6-1-6 待探明石油天然氣可采資源量比較
二、東部、中西部和近海海域為我國三大含油區
待探明石油地質資源主要分布在東部、中西部和海域(圖6-1-7)。其中東部區佔29.73%，中西部合計佔40.10%，海域佔16.34%，三大含油區共占我國待探明石油地質資源的86.18%。
圖6-1-7 各大區石油地質資源分布
1.東部
東部油氣資源勘探程度較高，資源探明程度達到了52.66%，待探明石油地質資源量為153.56×108t，占我國待探明石油資源的29.73%，待探明石油資源潛力還較大(圖6-1-8)。其中，渤海灣盆地(陸上)75.20×108t，松遼盆地44.35×108t，占東部待探明石油地質資源的77.86%，仍是我國石油增儲上產的主要盆地。
東部資源主要分布在富油凹陷的構造—岩性、地層—岩性油氣藏和深層，油氣藏的隱蔽性增強，深層勘探難度增大，需要進行更為深入細致的研究和勘探工作。
圖6-1-8 東部主要盆地待探明石油資源分布
2.中西部
中西部石油探明率為20.81%，勘探開發程度低，待探明石油地質資源量為207.17×108t，占我國待探明石油資源的40.10%，石油資源潛力很大。資源主要分布在塔里木、鄂爾多斯和准噶爾盆地，分別為70.88×108t、55.59×108t和35.23×108t，共佔中西部待探明石油資源的78.05%(圖6-1-9)，為中西部石油勘探的主體。
圖6-1-9 中西部主要盆地待探明石油資源分布
其中塔里木盆地和准噶爾盆地腹部石油資源埋藏較深，普遍在4000m以下;鄂爾多斯盆地儲層滲透性較差，以50mD以下的低滲油和5mD以下的特低滲油居多;油氣成藏規律復雜，研究還有待深入。
3.近海
近海海域石油資源探明率為21.37%，勘探程度較低。待探明石油地質資源量為84.42×108t，占我國待探明石油資源的16.34%。待探明石油資源比較豐富，是新的儲量和產量增長點。其中渤海海域待探明石油資源量為40.73×108t，珠江口盆地為16.65×108t，共占近海待探明石油地質資源的67.97%。石油資源主要分布淺海海域，以常規油和重油為主(圖6-1-10)。
圖6-1-10 近海主要盆地待探明石油資源分布
東部、中西部和近海為我國的三大含油區，待探明石油地質資源量合計為445.15×108t，待探明石油可采資源量合計為129.76×108t。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地中有待探明石油地質資源量407.63×108t，待探明石油可采資源量120.97×108t，為我國待探明石油資源的主體分布區(圖6-1-11)。
圖6-1-11東部、中西部、近海待探明石油資源分布
三、中西部和近海海域為我國兩大氣區
待探明天然氣地質資源主要分布在中西部和海域(圖6-1-12)。其中，中西部待探明天然氣地質資源量為18.16×1012m3，佔全國的59.36%，近海為7.59×1012m3，佔全國的24.79%。這兩個地區共占我國待探明天然氣地質資源的84.15%。
圖6-1-12 各大區待探明天然氣資源分布
1.中西部
中西部待探明天然氣地質資源量18.16×1012m3，占我國待探明天然氣資源的59.36%，探明率為16.3%，天然氣資源潛力大。待探明天然氣資源中，塔里木盆地為8.20×1012m3，四川盆地為4.36×1012m3，鄂爾多斯盆地為3.21×1012m3，柴達木盆地1.31×1012m3，共佔中西部待探明天然氣地質資源的94.01%(圖6-1-13)，為加快中西部天然氣勘探提供了豐富的資源基礎。
圖6-1-13 中西部主要盆地待探明天然氣資源分布
中西部天然氣資源的埋藏普遍較深，低滲透天然氣資源在鄂爾多斯和四川盆地的比例較大。
2.近海海域
近海海域待探明天然氣地質資源量7.59×1012m3，占我國待探明天然氣地質資源量的24.79%，探明率為6.36%，主要分布在水深200m以淺的海域(圖6-1-14)。其中東海盆地3.53×1012m3，鶯歌海盆地1.15×1012m3，瓊東南盆地1.01×1012m3，占近海待探明天然氣地質資源的75.00%。近海天然氣資源主要分布在淺層和中淺層，以常規天然氣為主，開發條件相對較好，是開辟東部氣源區比較現實的領域。
圖6-1-14 近海主要盆地待探明天然氣資源分布
中西部和近海待探明天然氣地質資源量合計為25.75×1012m3，待探明天然氣可采資源量合計為16.49×1012m3(圖6-1-15)。其中資源風險小的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類盆地擁有待探明天然氣地質資源量24.50×1012m3，待探明天然氣可采資源量15.78×1012m3。中西部和近海是我國待探明天然氣資源最豐富的兩大含氣區，也是加快天然氣勘探的主體區。
四、新區、新領域資源潛力可觀
本輪資源評價中，除評價了34個已有油氣發現的盆地外，還評價了81個尚未有油氣發現的Ⅳ類盆地。從基礎地質條件分析，包括青藏地區的羌塘、措勤在內的這些盆地多數具有一定的油氣潛力和勘探前景，但它們的勘探程度較低。Ⅳ類盆地待探明石油和天然氣地質資源量分別為108.90×108t和3.70×1012m3(圖6-1-16)。
其中青藏地區的19個盆地，依據地面地質調查資料初步評價，待探明石油資源量68.93×108t，主要分布在羌塘盆地，為50.95×108t，占青藏地區石油資源的73.92%。
圖6-1-15 中西部及近海待探明天然氣資源分布
圖6-1-16 主要Ⅳ類盆地待探明石油資源分布
其他62個中小盆地的待探明石油和天然氣地質資源量為39.97×108t和2×1012m3。
目前，Ⅳ類盆地的地質認識程度還很低，資源風險大，特別是部分盆地還缺少可直接證明其油氣潛力的鑽探資料，需要開展深入的調查評價和成藏條件研究，進一步明確含油氣前景。
五、我國沉積盆地油氣資源豐富
總體上看，我國沉積盆地發育，油氣資源豐富;中新生代盆地以陸相為主，古生代盆地以海相為主，盆地經過多期疊加和改造，油氣成藏和分布規律復雜，地質認識逐步深化，勘探發現呈階段性，發展空間廣闊。
截至2005年底，全國累計探明石油地質儲量257.98×108t，探明程度33.72%。待探明石油地質資源量為507.03×108t，占總地質資源量的66.28%，待探明石油可采資源量為142.40×108t，占總可采資源量的67.16%。
石油探明儲量主要集中在渤海灣、松遼、塔里木、鄂爾多斯、准噶爾、珠江口和柴達木等7大盆地，平均探明程度41.42%。待探明石油地質資源也主要分布在這7大盆地，渤海灣盆地最多，為112.74×108t，其次為塔里木和鄂爾多斯盆地，分別為69.13×108t和54.00×108t;7大盆地待探明石油地質資源量共計339.62×108t，佔全國的66.98%。渤海灣盆地待探明石油可采資源最多，達28.43×108t，其次是塔里木和松遼盆地，分別為21.77×108t和19.15×108t;7大盆地探明石油可采資源量共計100.44×108t，佔全國的70.53%。(表6-1-3)。
表6-1-3 全國石油資源盆地分布表 單位:108t
截至2005年底，全國累計探明天然氣地質儲量4.92×1012m3，探明程度14.05%。待探明天然氣地質資源量30.11×1012m3，占總地質資源量的85.95%，待探明天然氣可采資源量為18.94×1012m3，占總可采資源量的85.97%。
天然氣探明儲量主要集中在塔里木、四川、鄂爾多斯、東海、柴達木、松遼、鶯歌海、瓊東南和渤海灣等9大盆地，平均探明程度16.24%。待探明天然氣地質資源也主要分布在這9大盆地，塔里木盆地最多，為8.14×1012m3，其次為四川和東海盆地，分別為4.15×1012m3和3.53×1012m3;9大盆地待探明天然氣地質資源量共計24.34×1012m3，佔全國的80.83%。待探明天然氣可采資源塔里木盆地最多，為5.36×1012m3，其次是四川和東海盆地，分別為2.61×1012m3和2.41×1012m3;7大盆地探明天然氣可采資源量共計15.49×1012m3，佔全國的81.78%。(表6-1-4)。
表6-1-4 全國天然氣資源盆地分布表 單位:1012m3
六、石油可采資源還有增長潛力
1.提高採收率技術的實際應用
油藏精細描述挖掘剩餘油、提高採收率。勝利油田對於整裝構造油藏，通過細分韻律層，完善韻律層注采井網;利用水平井技術挖掘正韻律厚油層頂部剩餘油;優化小油砂體注采方式。預計鑽加密調整井335口，覆蓋地質儲量1.7534×108t，可增加可采儲量385×104t，提高採收率2.2%。
對於高滲透斷塊油藏，通過細分開發層系、挖掘層間剩餘油;完善復雜小斷塊注采井網，實現有效注水開發;利用水平井挖掘邊底水、薄油層油藏的潛力。預計鑽加密調整井1285口，覆蓋地質儲量7.09×108t，可增加可采儲量1500×104t，提高採收率2.1%。
對於中低滲透油藏，通過開展低滲透油藏滲流機理研究，優化合理注采井距，確定優化壓裂參數，改善低滲透油藏的開發效果預計通過整體加密、完善注采井網等措施，覆蓋地質儲量2.5×108t，可增加可采儲量650×104t。
稠油熱采新技術提高採收率。遼河油田曙一區超稠油探明地質儲量近2×104t，目前已建成近300×104t的原油生產規模，2006年預計年產原油275×104t，占遼河原油年產量的近1/4，平均單井吞吐已達到9.2個周期，產量遞減嚴重，已處於蒸汽吞吐開採的後期。2005年啟動了SAGD技術開采曙一區超稠油的先導試驗項目。到2006年12月23日，曙一區杜84塊館平11.12井組正式轉入SAGD技術生產已超過300天。此期間原油產量穩定，日產原油達到120t，預計到年底可累計生產原油10×104t以上，標志著SAGD先導試驗在遼河油田初步獲得成功。
三次採油技術提高採收率。截至2006年9月25日，大慶油田依靠自主創新，採用世界領先的聚合物驅三次採油技術累計產油突破1×108t，成為世界最大的三次採油技術研發、生產基地。
大慶油田從20世紀60年代開始研發三次採油技術，至今已有40多年歷史。1972年，三次採油技術第一次走出實驗室被應用到生產實踐中，取得了良好的技術經濟效果，提高採收率5.1個百分點，注入每噸聚合物增產原油153t。1996年，三次採油技術首次在薩爾圖油田實現了工業化生產，自此，以聚合物驅油為主導的三次採油技術應用規模逐年加大。
到2006年8月，大慶油田已投入聚合物驅工業化區塊35個，面積達到314.41km2。動用地質儲量5.2×108t，總井數5700多口。三次採油技術連續5年產油量超過1000×104t，2006年三次採油年產量達到1215×104t，佔大慶油田年原油總產量的27%，工業化區塊提高採收率12個百分點，達到50%以上，相當於找到了一個儲量上億噸的新油田。並可少注水5×108m3，少產水30×108m3。
此外，三元復合驅油技術已從室內研究、先導試驗發展到工業化試驗，能比水驅提高採收率20個百分點以上。泡沫復合驅是繼聚合物驅和三元復合驅之後提高採收率研究取得的最新進展。室內和礦場試驗結果表明，該技術能比水驅提高採收率30個百分點左右。
低滲透率油氣藏提高採收率。我國油氣新增儲量中低滲儲量比例逐年提高，其中，中石油當年探明低滲儲量占探明總儲量的比例已上升到近70%，低滲油氣藏的有效開發對油氣產量的影響日益重要。
鄂爾多斯盆地的長慶油田，屬於國內典型的低滲透、特低滲透油田。長慶油田採取地層壓裂、酸化及油層注水和儲層改造等技術，根據不同區塊採取特色開發模式，使低滲透油氣田得到了高效開發。先後將低滲儲層極限推至10mD，進而1mD，目前工業性開發0.5mD超低滲油藏，並正在進行開展了0.3mD超低滲油藏開發試驗研究。低滲透油氣田的開發使原來一大批難動用儲量獲得了解放，油氣產量快速增長。隨著原油產量連續6年以百萬噸的速度增長，截至2006年底，長慶油田原油產量達1100×104t，成為又一個千萬噸級大油田。
蘇里格氣田位於內蒙古境內的毛烏素沙漠，探明儲量5336×108m3，為目前我國儲量規模最大的整裝氣田。該氣田屬於非均質性極強的緻密岩性氣田，呈現出典型的「低滲、低壓、低豐度、低產」特徵，經濟有效開發的難度非常大。經過長達5年的前期攻關試驗，長慶油田公司創新集成了12項經濟有效開發特低滲氣田的配套技術，使蘇里格氣田規模有效開發取得了突破性進展。
2006年11月22日，蘇里格氣田天然氣處理廠竣工投運，當年建成的15×108m3產能、30×108m3骨架工程全部並網生產，實現了向京、津地區及周邊城市供氣。12月28日，蘇里格氣田外輸天然氣達到304×104m3，標志著這個當年建設、當年投產的氣田具備了年產10×108m3的能力。
2.採收率的動態性
從一次採油到二次採油、三次採油，石油採收率逐步增加;隨著提高採收率技術的不斷進步，石油採收率還在不斷提高。石油採收率具有隨著採油階段的變化和採油技術的提高不斷提高的特點。
根據2005年全國油氣礦產儲量通報，2005年全國石油新增地質儲量9.54×108t，新增探明可采儲量1.71×108t，標定的採收率不到18%，而同期我國石油水驅採收率的平均值超過24%，標定的採收率偏低，我國目前個別盆地的標定石油可采儲量保守，已經出現石油儲采比接近1∶1甚至小於1的情況，如珠江口盆地。隨著技術進步，現有的地質儲量中還有相當一部分可轉化為可采儲量。如果可采儲量的標定還一成不變，會使可采儲量與實際值的偏差越來越大。
3.進一步提高採收率潛力
新一輪全國油氣資源評價的石油可采系數平均值為27.72%，與目前石油採收率27.11%相當，其中10個重點盆地的石油可采系數為28.70%，其他盆地的石油可采系數為24.16%。其中，低品位資源，包括低滲碎屑岩、低滲碳酸鹽岩和重(稠)油，其可采系數取值范圍為10%～16%，比常規油資源的可采系數低5%～20%。低勘探程度的中小盆地，可采系數一般取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。青藏地區諸盆地，可采系數也取相應評價單元類型可采系數標準的最低值。海域油氣資源技術可采系數取值也適當偏小。總體上，本輪資源評價石油可采系數取值可靠，對可采資源量的評價留有一定餘地。
目前，我國石油的平均採收率為27.33%，其中:鄂爾多斯盆地石油的平均採收率為17.87%，渤海灣盆地為23.72%，松遼盆地為38.38%，塔里木盆地為20.1%。根據中石油和中石化的《中國陸上已開發油田提高採收率第二次潛力評價及發展戰略研究》(2000)研究成果:通過各種提高採收率方法技術，鄂爾多斯盆地石油採收率可以提高10.1%，達到27.97%;渤海灣盆地提高12.84%，達到36.56%;松遼盆地提高16.48%，達到54.86%;塔里木盆地也可提高10%，達到30.1%。在提高採收率技術條件下，按平均採收率提高10%，全國石油的平均採收率可達到37.33%(表6-1-5)。
表6-1-5 石油可采系數與採收率對比表
Ⅵ 請問如今學地質石油與天然氣勘探的本科畢業生未來就業如何，將來工作是做什麼讀研與本科就業有何差距
我是石油勘探專業的人（研究生畢業）！現在做的也是這方面的工作！淺談下我的看法：
1.本科生就業的有如下幾個方向：一是到國內各個油田工作；二是到石油勘探開發等私企去工作、如銳浪等；三是到國外的公司，就是總說的外企，如鳳凰公司、Landmark公司等（但是相對難一些） 以上三方面的差別是：各個油田也就是國企，比較穩定，福利待遇比較好，但是工資不是很高，現在本科生的基本工資是2300-2400左右，研究生是2710，私企工資高些，但是福利不如國企！外企就不用說了，掙的錢是最多的！
2.將來的工作：不一定跟你的專業是一致的，你分到哪裡就干什麼！如：分到物探了，就干野外採集、或者處理、解釋之類的，測井也是一樣的，或者野外或者數解中心，地質的基本都是室內！
3.讀研與本科生的差距：先說說二者在單位的差別吧，你就知道了！1研究生與本科生待遇差別就是基本工資的幾百塊錢，至於單位的重視程度什麼的基本都是一樣的，因為都是新員工！2職稱：本科生是5年平工程師，研究生是三年，但是想想讀研還有三年呢，就比本科生晚了一年；3.在單位的話，學到的東西會比在學校讀研要多些！4.要說往上爬的話，如果關系背景都相同的兩個人，人家看中的是你的工作能力而不是學歷！
綜上所述：我的建議是如果你只想好好的工作，之後學好東西往上爬的話而且不想考博士的話，就不要讀研，直接參加工作！如果你想要更好的發展，而且將來會考博士的話，建議讀研！