中國海油近海油氣勘探實踐與思考*

（中國海洋石油集團有限公司 北京 100010）

全球油氣勘探領(lǐng)域受地質(zhì)環(huán)境影響正在弱化，逐漸呈現(xiàn)出向深水、深層、非常規(guī)、北極等新區(qū)、新領(lǐng)域轉(zhuǎn)移的趨勢[1]。我國海域是重要的石油天然氣生產(chǎn)基地和勘探領(lǐng)域[2]，隨著近海海域勘探程度的不斷增高，基于目前認識可供選擇的勘探目標規(guī)模變小、油氣豐度降低、隱蔽性增加、油品變差，勘探成效呈下降趨勢，而且隨著勘探目標向新區(qū)新領(lǐng)域、深水深層、高溫高壓（簡稱“雙新雙深雙高”）領(lǐng)域拓展[3]，勘探深度加大、目標更為隱蔽、儲層物性更差、工程技術(shù)難度也逐漸加大。為了破解勘探成效與海洋石油工業(yè)高風險、高科技、高投入相矛盾的困境，中國海油在“價值勘探”的指導思想下，從理論認識、勘探技術(shù)及管理等3個方面不斷攻關(guān)創(chuàng)新，取得了顯著的成效?；诳碧降刭|(zhì)理論認識突破，指導了海洋勘探向深層、深水、高溫高壓領(lǐng)域拓展；致力于海上勘探關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，為勘探向“雙新雙高雙深”領(lǐng)域拓展提供了技術(shù)支撐；創(chuàng)新勘探管理模式提高勘探成效，破解了海洋石油勘探的高成本的困局。近年在渤海灣盆地潛山、瓊東南盆地深水區(qū)、珠江口盆地陽江凹陷等多個領(lǐng)域取得了重要勘探突破，為我國海洋石油可持續(xù)發(fā)展奠定了基礎。本文主要從理論突破、技術(shù)創(chuàng)新及管理提效等方面對近3年來中國近海油氣勘探實踐成果進行了總結(jié)，并指出了我國海洋油氣勘探的前景和攻關(guān)方向。

1 地質(zhì)理論認識創(chuàng)新是拓展勘探領(lǐng)域的源動力

中國石油工業(yè)的實踐證明，每一個重大地質(zhì)理論與認識突破都指引了新的勘探方向[4]，同時不斷的勘探實踐又為理論認識創(chuàng)新提供了不竭的動力源泉，如陸相生油學說的創(chuàng)立突破了“中國貧油論”，古潛山成藏理論的創(chuàng)立突破了基巖找油禁區(qū)，大型巖性油氣成藏理論[5]的創(chuàng)立突破了單一“構(gòu)造圈閉”找油觀點。近3年來，中國海油依托國家重大專項與“十三五”科技攻關(guān)項目，致力于地質(zhì)基礎理論研究，并結(jié)合勘探實踐不斷完善和地質(zhì)認識不斷提升，逐步形成了中國近海不同盆地的地質(zhì)理論認識，指導了海上油氣勘探向“雙新雙深雙高”領(lǐng)域拓展。

1.1 地質(zhì)理論認識創(chuàng)新，引領(lǐng)了勘探實踐的突破

1.1.1 深埋潛山成藏理論創(chuàng)新，引領(lǐng)了渤中19-6大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)

渤中19-6大型潛山凝析氣藏及其周邊潛山勘探實踐[6]，就是通過理論認識創(chuàng)新引領(lǐng)勘探突破的實例?；诘厍蛭锢碣Y料、構(gòu)造和沉積研究等，初步認識到該構(gòu)造區(qū)具有“早期聚油-后期聚氣-多期成藏”的成藏模式[7]；在BZ19-6-1井鉆探后，通過成藏機理的攻關(guān)研究，獲得了渤海灣深層太古界變質(zhì)巖潛山大型凝析氣田地質(zhì)理論的突破，并在不斷勘探實踐中首次提出了渤中凹陷晚期快速沉降控制大面積爆發(fā)式生氣機理和應力主導的深層古老變質(zhì)巖“優(yōu)勢礦物-多期應力-雙向流體”三元共控成儲機理[8]（圖1），創(chuàng)新提出了晚期構(gòu)造強活動區(qū)超壓動力封閉的天然氣富集成藏模式，明確了渤中凹陷具有1.9×1012m3的天然氣資源潛力，引領(lǐng)了渤中凹陷太古界深埋潛山大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)，實現(xiàn)了超級油型盆地尋找大氣田的歷史跨越，奠定了天然氣將成為渤海灣盆地新的能源增長極。

圖1 渤中19-6太古界潛山三元共控立體網(wǎng)狀成儲模式（據(jù)文獻[8]修改）Fig.1 Ternary co-controlled three-dimensional network formation mode of BZ 19-6 Archaeozoic buried hill in Bohai sea（revised after reference[8]）

深埋潛山成藏理論創(chuàng)新推動了中國近海潛山油氣勘探進展，在渤海灣盆地旅大25-1、曹妃甸2-2以及南海深水區(qū)永樂8-1、惠州26-6等潛山都獲得了勘探突破。

1.1.2 巖性圈閉成藏理論與認識創(chuàng)新，促進了巖性油氣藏勘探的深入

隨著勘探研究工作的不斷深入，勘探方向從尋找構(gòu)造油氣藏向?qū)ふ規(guī)r性圈閉等隱蔽性油氣藏轉(zhuǎn)變。渤海灣盆地歧口凹陷[9]、遼河西部凹陷斜坡區(qū)巖性油氣藏勘探[10-11]實踐表明，斜坡區(qū)存在大中型巖性油氣藏的形成條件，引導了海域勘探向勘探程度低的斜坡區(qū)轉(zhuǎn)變。

渤海灣萊北低凸起緩坡帶，是從黃河口凹陷南側(cè)中洼到萊北低凸起方向的一個連續(xù)抬升的寬緩大斜坡，并被正斷層切割成斷階帶。研究表明，在古近系構(gòu)造背景控制下該地區(qū)油氣可以差異富集，明下段沉積早期存在油氣容納空間背景，具備形成河道集中發(fā)育疊合連片的沉積條件，能夠形成規(guī)模性巖性圈閉，從而突破了以往認為明下段砂體規(guī)模小、分布孤立的傳統(tǒng)認識。萊北低凸起具備形成億噸級油田的成藏條件，首鉆墾利6-1及墾利10-1北構(gòu)造獲得了勘探成功。

在東海西湖凹陷平湖斜坡帶，從沉積層序、地震反演及油氣成藏等方面進行持續(xù)攻關(guān)，認為平湖組沉積期盆地類型是弧后弱伸展作用下的斷-拗轉(zhuǎn)換盆地，斷拗轉(zhuǎn)換期多種成因形成坡折[12]；通過對平湖組沉積期成盆過程重塑，確認了西湖凹陷為富生烴洼陷且有效烴源巖面積占整個盆地的85%，明確了煤系地層在斜坡帶和凹陷中北部具有廣覆式分布及富氫煤系早期大量生油、晚期持續(xù)生氣的特征，提出了在深層尋找優(yōu)質(zhì)巖性油氣藏的勘探新思路，實現(xiàn)了從構(gòu)造勘探向巖性勘探的戰(zhàn)略轉(zhuǎn)變，指導了N構(gòu)造巖性圈閉群領(lǐng)域性突破（圖2），證實了西湖凹陷西斜坡巖性油氣藏的勘探潛力。

圖2 西湖凹陷平湖斜坡帶寶武區(qū)巖性圈閉發(fā)育模式及N構(gòu)造實例Fig.2 Development model of lithologic trap in Baowu area of Pinghu slope belt and example of N structure in Xihu sag，the East China Sea

1.2 基礎科學理論突破，推動了勘探理論認識的創(chuàng)新

1.2.1 原位天然氣水溶解度實驗突破，指導了高溫高壓領(lǐng)域天然氣成藏模式的建立

鶯瓊盆地是南海重要的天然氣探區(qū)。20世紀90年代，高分辨率地震勘探技術(shù)支撐了底辟構(gòu)造帶的勘探，先后發(fā)現(xiàn)了東方1-1、樂東22-1、樂東8-1等一系列氣田和含氣構(gòu)造，發(fā)現(xiàn)天然氣探明地質(zhì)儲量1.6×1011m3，但隨著這類構(gòu)造鉆探完畢，勘探再次陷入困境。

通過開展地層溫壓條件下原位天然氣在水中的溶解度實驗和古溫壓演化模擬研究，明確了在5500m以淺、220℃以下條件天然氣能夠游離成藏[13]，建立了鶯歌海盆地“動態(tài)生氣-裂隙輸導-海扇儲集-超壓封蓋”四元耦合成藏、翼部富集的天然氣成藏模式?；诟邷馗邏簵l件下天然氣游離成藏的理論認識，指導了鶯瓊盆地大中型高溫高壓氣田的發(fā)現(xiàn)[14]，在底辟翼部發(fā)現(xiàn)了東方13等大中型高溫高壓氣田，探明天然氣地質(zhì)儲量2.58×1011m3，建成了中國海上第一個高溫高壓大氣田。近年來，通過重點攻關(guān)鶯歌海盆地中新統(tǒng)大型重力流儲集體發(fā)育的必要條件與沉積特征，明確了該區(qū)大型儲集體發(fā)育規(guī)律及有利勘探區(qū)帶，認為樂東10區(qū)水道體具備形成千億立方米氣田的成藏條件，首鉆樂東10-1區(qū)獲得勘探成功。

1.2.2 “盆-源-熱”共控、源-斷耦合差異成藏機理研究，促進了地質(zhì)理論認識的創(chuàng)新

基于構(gòu)造、烴源巖、儲層和油氣成藏模式研究，促進了南海北部陸緣深水油氣地質(zhì)理論認識的創(chuàng)新[14-15]。高溫快速生烴機理及大盆地-廣烴源-高熱流耦合作用（“盆-源-熱”共控），明確了深水區(qū)可以形成近百億噸油當量資源，突破了外國同行“烴源潛力不足”的認識局限，奠定了深水油氣勘探物質(zhì)基礎；水道砂巖儲集-垂向裂隙輸導-晚期充注的軸向峽谷成藏模式，突破了世界深水大型峽谷水道僅局限于垂向發(fā)育的認識，發(fā)展了深水峽谷水道沉積理論，確定了永樂區(qū)、寶島區(qū)、陵水凹陷深水天然氣勘探三大領(lǐng)域，在瓊東南盆地深水區(qū)中央峽谷水道先后發(fā)現(xiàn)了陵水17-2、陵水25-1、陵水18-1等氣田，探明天然氣地質(zhì)儲量近1億方油當量，開辟了海域深水天然氣勘探的新領(lǐng)域。

源-斷耦合差異控藏理論認識的創(chuàng)新明確了珠江口盆地陽江東凹的勘探潛力。陽江凹陷位于珠江口盆地珠一坳陷北部，北接海南隆起，南鄰文昌A洼，東鄰恩平凹陷。自20世紀80年代開展勘探以來，經(jīng)過對外合作、自營勘探等30多年的勘探歷程，該地區(qū)均未獲得規(guī)模儲量發(fā)現(xiàn)。基于洼陷構(gòu)造-沉積演化差異性及源-斷耦合差異控藏理論的認識創(chuàng)新，認為陽江東凹陷發(fā)育半深湖—深湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖，并具備一定的資源潛力[16-17]；基于此，確定恩平斷裂背斜構(gòu)造帶為突破方向，首選油源斷裂在空間上匹配關(guān)系好的恩平20斷裂背斜構(gòu)造帶鉆探獲得了成功[18]。經(jīng)過一年多的勘探評價，該地區(qū)發(fā)現(xiàn)探明石油地質(zhì)儲量約5 000×104m3。

2 關(guān)鍵瓶頸技術(shù)突破是高效勘探的手段

2.1 “本土化”地震采集處理技術(shù)體系創(chuàng)立，支撐了勘探新領(lǐng)域的突破

近年來，針對中深層古近系、潛山勘探領(lǐng)域，開展了以寬方位、高密度、富低頻為基礎的技術(shù)攻關(guān)，創(chuàng)立了適合中國海域油氣勘探的“本土化”地震采集處理技術(shù)體系，解決了以往中深層與深水地震資料品質(zhì)差、復雜構(gòu)造區(qū)地震成像差的問題，提高了構(gòu)造成像精度，極大地支撐了勘探新領(lǐng)域的突破[19-22]。

2.1.1 三維地震采集觀測系統(tǒng)共聚焦定量評價技術(shù)

三維地震采集觀測系統(tǒng)共聚焦定量評價技術(shù)是通過分析目的層的分辨能力、聚焦度、面元尺度、性價比等定量參數(shù)和偏移成像效果，實現(xiàn)對面元尺度、覆蓋次數(shù)的定量評價和優(yōu)選，為三維地震勘探觀測系統(tǒng)及其參數(shù)的優(yōu)選與設計提供了一種新的量化分析法[23]。以潛山裂縫儲層優(yōu)化為目的，提出了以目標成像為核心的高效三維共聚焦點定量分析技術(shù)，可針對不同地層進行采集參數(shù)優(yōu)化，并對以往的采集參數(shù)進行評價，為高質(zhì)量的三維采集提供了技術(shù)支持（圖3）。應用表明，針對深層潛山所設計的最優(yōu)性價比、寬方位高密度采集方案，最小面元達到了12.5 m×12.5 m，潛山內(nèi)幕地震信噪比提高了30%。

2.1.2 “犁形”纜寬頻深水地震采集技術(shù)

針對深水地震資料頻帶較窄且缺低頻、坡折帶下方反射能量弱、鬼波陷頻效應突出等問題，自主研發(fā)了海洋“犁式”寬頻地震采集系統(tǒng)[24]，利用不同沉放深度具有不同陷波點這一特征獲取寬頻信息，地震頻帶達到5個倍頻程，有效提升了中深層成像質(zhì)量，打破了外國對我國的技術(shù)封鎖。該項技術(shù)已在南海東部、南海西部、東海地區(qū)得到廣泛應用，其中瓊東南盆地深水區(qū)應用表明，中央水道頂?shù)捉缑婧蛢?nèi)幕成像質(zhì)量明顯改善，復雜斷層斷面更為清晰。

圖3 三維共聚焦定量分析技術(shù)流程及聚焦成像效果Fig.3 3D quantitative analysis&image resolution of focal beams

2.1.3 海上中深層潛山地震成像及表征技術(shù)

基于海上中深層潛山的地球物理處理與解釋技術(shù)體系，改善了潛山和斷塊等復雜構(gòu)造的地震資料深度域成像效果。針對中深層信噪比低、成像質(zhì)量差的問題，開展了以聯(lián)合多次波建模衰減、寬方位各向異性疊前深度偏移為核心的技術(shù)攻關(guān)，改善了斷層、基底成像效果及洼陷內(nèi)幕沉積充填特征，在中深層潛山、火成巖等復雜地區(qū)取得了更好的成像效果。例如，創(chuàng)新提出的各向異性介質(zhì)波動方程保幅成像技術(shù)，突出了裂縫地震響應特征，使目的層地震有效頻帶拓寬15 Hz，斷層識別率提升2倍以上；創(chuàng)新提出的基于方位楊氏模量和泊松比的各向異性儲層表征技術(shù)[25]，通過對裂縫發(fā)育尺度、方向和連通性進行表征，提高了潛山內(nèi)幕裂縫預測精度，實現(xiàn)了潛山風化帶有效儲層預測。據(jù)統(tǒng)計，該項技術(shù)的應用顯著改善了渤中29-4、渤中19-6等油氣田中深層成像質(zhì)量，預測裂縫儲層發(fā)育段與實鉆結(jié)果符合率達95%（表1）。

2.1.4 海上深水中深層低信噪比區(qū)成像處理技術(shù)

針對海上深水中深層復雜儲層，研發(fā)出低信噪比區(qū)成像處理系列技術(shù)，使得中深層地震資料信噪比顯著提升，為井位目標評價研究提供了技術(shù)支撐。例如，各向異性深度偏移技術(shù)和寬頻處理技術(shù)，解決了南海西部樂東10區(qū)儲層信噪比低的問題；針對模糊區(qū)的Q吸收補償偏移成像技術(shù)[26]，推動了南海西部寶島—陵水陸坡帶一系列勘探目標評價，有效改善了南海東部流花—白云區(qū)中深層地震資料重處理后的資料品質(zhì)；針對橫向速度變化較快、復雜構(gòu)造地區(qū)的斷控-地質(zhì)構(gòu)造約束的速度建模技術(shù)，使得文昌9區(qū)中深層、樂東區(qū)中深層和流花區(qū)中深層等低信噪比區(qū)地震資料成像質(zhì)量得到了顯著改善（圖4）。

表1 渤中19-6氣田潛山裂縫儲層預測吻合度統(tǒng)計Table1 Statistics accuracy for fracture reservoir prediction of BZ19-6 gas field

圖4 瓊東南盆地樂東區(qū)陸坡帶地震資料處理對比Fig.4 Comparison of different processing method for slope belt of Ledong area in Qiongdongnan basin

2.2 針對不同地層的鉆井及工程作業(yè)技術(shù)體系形成，促進了勘探領(lǐng)域的拓展

隨著海域勘探向“雙新雙深雙高”領(lǐng)域拓展，鉆井及地質(zhì)作業(yè)技術(shù)也面臨著一系列的挑戰(zhàn)，極限溫壓、窄壓力窗口、復雜斷塊及潛山儲層等一系列工程技術(shù)瓶頸問題制約了勘探進程。近年來，通過科研攻關(guān)和生產(chǎn)實踐的不斷探索，形成了針對不同地層的鉆井及工程作業(yè)技術(shù)體系，很好地促進了勘探領(lǐng)域的拓展。

2.2.1 復雜斷塊“1+N”鉆探模式

建立了成熟區(qū)大中型復雜斷塊油氣藏集束作業(yè)模式，保持了低成本優(yōu)勢。對于構(gòu)造砂體疊合性差、成藏規(guī)律復雜、斷塊細碎、單井控制儲量小的復雜斷塊構(gòu)造，采用“1+N”鉆探模式[27]，利用定向井、多底井兼顧多個目標，減少鉆井平臺的動復員費，節(jié)省鉆井進尺，解決了評價井數(shù)多、作業(yè)成本高等難題，大幅提升了評價效率。例如，渤海墾利6-1構(gòu)造評價采用了“1+N”鉆探模式（6側(cè)/16口），平均鉆井周期僅6.16 d（圖5），作業(yè)費用明顯低于常規(guī)探井，累計節(jié)省鉆井成本超過1億元，即節(jié)省5～7口井的鉆井費用。

2.2.2 超高溫高壓鉆井作業(yè)技術(shù)

圖5 墾利6-1構(gòu)造當量鉆井周期對比圖Fig.5 KL 6-1 structure equivalent drilling cycle comparison diagram

創(chuàng)建了超高溫高壓鉆井作業(yè)技術(shù)體系，為優(yōu)質(zhì)安全高效的鉆井作業(yè)提供了技術(shù)支撐。通過技術(shù)攻關(guān)，研制出高溫高壓多源多機制地層壓力預測技術(shù)、井身結(jié)構(gòu)設計技術(shù)、井控技術(shù)、鉆井液技術(shù)、固井技術(shù)及鉆井提速技術(shù)等技術(shù)體系[28-31]，解決了高溫高壓井安全鉆探和提速問題。其中，多源多機制異常壓力預測方法的預測精度從傳統(tǒng)方法的70%提高到95%（圖6）；微壓差定量連續(xù)循環(huán)控制鉆井系統(tǒng)使井下事故率由65%降至5%以下；“五防”“自修復”水泥漿體系，環(huán)保型水基雙效鉆完井液和系列提速工具等，使南海高溫高壓井工期由175 d降至52 d，費用降低達70%。2019年東方13-2高溫高壓氣田成功開發(fā)，所投產(chǎn)的油氣當量超千立方米井有3口，其中DF13-2-A2H井水平段長達513 m，創(chuàng)造了海上高溫高壓水平井段長度的作業(yè)紀錄。

圖6 常規(guī)方法與壓力成因法預測的地層壓力對比圖Fig.6 The correlation of formation pressure predicted by conventional method and pressure genetic method

2.2.3 深水探井高效鉆井作業(yè)技術(shù)

針對深水探井鉆探成本高、風險大等挑戰(zhàn)，從降本、提速等方面探索建立了以深水表層批量鉆井和模塊化測試等關(guān)鍵技術(shù)為核心的深水探井高效鉆井作業(yè)技術(shù)，大幅提升了作業(yè)效率，鉆探成本也得到了有效控制。例如，采用移位平臺拖曳隔水管技術(shù)實現(xiàn)了探井表層批鉆，創(chuàng)新提出了深水弱成巖地層井壁主動強化技術(shù)，安全鉆進風險降低了83.3%；研制了以耐溫抗壓防沖蝕為核心的測試模塊化工藝，可承受天然氣220×104m3/d的產(chǎn)能考驗，創(chuàng)造了中國海上油氣井單層測試最高記錄。另外，近期瓊東南盆地深水區(qū)LS15-2-1井的鉆探成功，實現(xiàn)了深水高溫高壓領(lǐng)域的突破（壓力系數(shù)2.02 sg、靜態(tài)壓力窗口0.11 sg）。

2.2.4 海上多層潛山鉆井作業(yè)技術(shù)

針對渤海深埋潛山探井目的層埋深大、溫度高、存在兩到三層潛山界面，地層可鉆性差，容易出現(xiàn)井漏、作業(yè)周期長等工程難題，研發(fā)形成了適用于渤海中深層天然氣安全環(huán)保高效勘探開發(fā)的鉆完井關(guān)鍵技術(shù)體系。例如，海上深部硬地層快速無傷害鉆井關(guān)鍵技術(shù)采用高強度變質(zhì)花崗巖異形齒PDC鉆頭和扭矩自適應高陡防斜鉆具組合[32]，機械鉆速可提高5倍。應用表明，2019年渤中19-6構(gòu)造2 500 m當量鉆井平均周期已由2018年的45.85 d降至34.26 d，鉆井效率提高了25.3%（表2）；所研發(fā)的210℃抗高溫助排型無固相儲層鉆井液體系實現(xiàn)了“零傷害”，潛山測試表皮系數(shù)由45.8降到0，滲透率提高了13%。

表2 渤中19-6構(gòu)造高陡防斜鉆具組合與鄰井常規(guī)提速鉆具組合機械鉆速對比Table2 Comparison of mechanical drilling rate between the BZ19-6 structure and the conventional combination of adjacent wells

2.3 地質(zhì)作業(yè)技術(shù)不斷取得進步，破解了潛山勘探與稠油測試中的難題

2.3.1 “鉆-錄-巖-流”四維深層潛山界面卡層技術(shù)

“鉆-錄-巖-流”四維深層潛山界面卡層技術(shù)是指綜合鉆井工程參數(shù)、元素錄井參數(shù)[33-34]、巖性鑒別及特征礦物、烴組分流體相指征參數(shù)的綜合分析技術(shù)，即通過對巖性可鉆性變化、地層元素遷移及富集規(guī)律、特征巖性及指征礦物識別、儲層流體相識別等多信息綜合分析來確定潛山界面深度。該項技術(shù)可預測厚度小于2 m的層界面，實現(xiàn)了精準控制進山深度，在保證鉆井施工安全的同時減少了地質(zhì)循環(huán)次數(shù)。2019年渤中19-6構(gòu)造及圍區(qū)探井平均進山深度絕對誤差約為5.05 m，潛山界面卡準率已從2018年的50%提升到100%，平均地質(zhì)循環(huán)次數(shù)為2.33次，相比2018年減少了50%，單井節(jié)約時間近6 h，為潛山油氣藏勘探順利開展打下堅實基礎（表3）。

2.3.2 裂縫性儲層多元控制地層取樣技術(shù)

研制出裂縫性儲層多元控制地層取樣技術(shù)，解決了潛山層段巖性復雜、非均質(zhì)性極強的孔洞/縫儲層空間的流體性質(zhì)評價難題。該項技術(shù)包括潛山裂縫儲層測井取樣靶向技術(shù)和潛山裂縫儲層測井取樣多元控制提效技術(shù)，目前已形成裂縫型電纜地層現(xiàn)場取樣作業(yè)推薦流程（圖7），在渤中19-6、渤中13-2、旅大25-1、墾利25-2等多個潛山構(gòu)造共計12口井進行了取樣作業(yè)，作業(yè)成功率達83.3%，有效地層流體樣品獲取成功率66.7%，平均作業(yè)時間由原來的12 h減少到6 h，提效顯著。

2.3.3 井下控溫-控砂稠油測試技術(shù)

通過技術(shù)攻關(guān)、技術(shù)引進和設備研制，形成了井下測試管柱控溫技術(shù)[35]、稠油高壓物性（PVT）取樣技術(shù)和稠油測試配套計量技術(shù)，解決了稠油測試中井筒流動、PVT取樣、分離計量的三大難題。這些技術(shù)成功應用于渤海稠油、南海東部高凝油儲層測試中，解放了渤海稠油、南海東部恩平及陸豐區(qū)塊上部高含蠟原油測試產(chǎn)能問題。2019年針對渤海稠油測試中出砂“防砂即堵、不防即埋”的瓶頸難題，進一步創(chuàng)新做法，轉(zhuǎn)變思路為“由防轉(zhuǎn)控”，在遼東灣探區(qū)LD27-1-2d井測試獲得了54.8 m3/d的產(chǎn)量，創(chuàng)造了該地區(qū)低地溫高黏稠油測試產(chǎn)能的最高紀錄，成功盤活了旅大27-1構(gòu)造沉睡近15年的地質(zhì)儲量，其中1井及2d井區(qū)探明地質(zhì)儲量約1 600×104t，三級地質(zhì)儲量約2 500×104t。

表3 渤中19-6構(gòu)造及圍區(qū)探井潛山層界面卡取情況統(tǒng)計Table3 Interface prediction of buried mountains of exploration wells in BZ 19-6 structure and its surrounding area

圖7 裂縫型電纜地層現(xiàn)場取樣作業(yè)推薦流程Fig.7 Recommended procedure for field sampling of fracture formation

3 勘探管理創(chuàng)新是提高勘探成效的保障

3.1 強化戰(zhàn)略引領(lǐng)，保障了高質(zhì)量發(fā)展

在國內(nèi)近?！皟r值勘探”的戰(zhàn)略引領(lǐng)下，以尋找大中型油氣田為主線，制定了以勘探新增儲量、勘探成效及提質(zhì)增效成績?yōu)槟繕说目己酥笜?，成功引領(lǐng)了如渤中19-6、渤中29-6、樂東10-1、恩平20、墾利6-1等多個大中型優(yōu)質(zhì)整裝油氣田的勘探發(fā)現(xiàn)。近年來，國內(nèi)近海中型規(guī)模以上油氣田的經(jīng)濟可采儲量發(fā)現(xiàn)占比持續(xù)提升，2019年占比達到82%，為完成勘探儲量任務奠定了扎實基礎。特別是中國東部最大氣田——渤中19-6凝析氣田，其凝析油儲量占全國的1/3，將為環(huán)渤海灣地區(qū)的經(jīng)濟發(fā)展發(fā)揮重要作用。

3.2 實行差異化勘探管理，推進了勘探進程

長期以來，中國海油勘探一直實行“集中決策，分散實施”的管理原則，即全公司一盤棋，統(tǒng)一部署、統(tǒng)一調(diào)配。近年來，不斷優(yōu)化管理權(quán)限，實行差異化管理，推動了勘探進程。

3.2.1 優(yōu)化滾動勘探與評價勘探的管理權(quán)限

滾動勘探由所屬單位負責實施。以開發(fā)生產(chǎn)需求為導向，在油氣田周邊10 km范圍內(nèi)尋找可動用儲量，推進勘探開發(fā)一體化，確保油田的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)。2019年，渤海、南海東部、南海西部滾動勘探成效顯著，新增探明儲量近億立方米油當量。通過渤海高產(chǎn)探井直接轉(zhuǎn)試采和潿西南地區(qū)滾動勘探，當年產(chǎn)量貢獻數(shù)萬立方米，有力支撐了從儲量到產(chǎn)量的快速轉(zhuǎn)換。

評價勘探由所屬單位提出整體評價方案，總部組織專家評估后批準，再由所屬單位主導油氣田評價，縮短評價周期。在這一政策指導下，2019年渤中19-6、渤中29-6及陽江東凹等油氣田實現(xiàn)了高效評價，實現(xiàn)儲量規(guī)模超億立方米油當量，進一步夯實了儲量基礎。

3.2.2 建立風險勘探機制

建立決策、參謀、執(zhí)行的風險勘探機制，確定了成熟區(qū)和領(lǐng)域性風險勘探的管理流程。通過由總部主抓、研究中心牽頭，相關(guān)成本指標不考核分公司、儲量貢獻計入分公司的管理方式，激發(fā)了研究中心的干勁，放開了分公司的“手腳”，優(yōu)化了總部的戰(zhàn)略決策，三者協(xié)同驅(qū)動，促進了風險勘探的高效開展。2019年，中國海油的風險勘探商業(yè)+潛在商業(yè)發(fā)現(xiàn)成功率達到了22%。

3.3 建立勘探科技驅(qū)動機制，推動了創(chuàng)新發(fā)展

通過不斷探索，建立了科研驅(qū)動、分級管理、階梯激勵、全員創(chuàng)新的勘探科技驅(qū)動機制。從國家重大專項到勘探生產(chǎn)性科研攻關(guān)，從理論到技術(shù)解決勘探難題，同時通過系統(tǒng)激勵，提高科研人員的積極性。

3.3.1 建立國家重大專項“頂天立地”、全海域一盤棋的管理方式

“頂天立地”是指國家重大專項的研究既要有國際水準、達到國內(nèi)領(lǐng)先的水平，同時技術(shù)攻關(guān)要解決海域面臨的問題，落實到井位、井眼和儲量上。對于勘探類國家重大專項，要在勘探重大專項管理辦公室的統(tǒng)一組織下，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、分塊實施，實現(xiàn)全海域一盤棋?！笆濉逼陂g，國家重大專項完成率高，其科研成果促進了儲量的發(fā)現(xiàn)。

3.3.2 推進生產(chǎn)性科研攻關(guān)

對于勘探實踐中關(guān)鍵技術(shù)問題的解決，以一般生產(chǎn)性科研項目為抓手，每年按照一定的勘探投資費用比例設立項目，解決生產(chǎn)急需問題，及時服務勘探實踐，實現(xiàn)了當年立項、當年完成的目標。同時，通過設立重大生產(chǎn)性科研項目，解決了勘探中遇到的重大戰(zhàn)略問題。

3.3.3 打造階梯激勵機制

進一步細化了勘探科研人員激勵機制，把個人技術(shù)能力的成長和職業(yè)通道中階層的遞進結(jié)合起來進行綜合激勵，打造了階梯激勵機制。設立了針對初級技術(shù)人員的基層青年小微技術(shù)獎和針對中層技術(shù)人員的勘探專項技術(shù)創(chuàng)新獎，并將小微技術(shù)獎和勘探專項技術(shù)創(chuàng)新獎與已有的集團公司科技進步獎進行相互銜接，形成了針對不同梯隊科技人員的激勵階梯，快速培養(yǎng)了大批的優(yōu)秀勘探人才，使勘探事業(yè)在高質(zhì)量發(fā)展中長盛不衰。

4 未來中國海域勘探思考

中國海油在深水、古近系、巖性勘探、中古生界潛山等領(lǐng)域的突破，為海域油氣產(chǎn)量的增長奠定了基礎。據(jù)最新一輪油氣資源評價結(jié)果[36]，我國海洋油氣資源豐富，還處于勘探階段，有很大的可勘探空間。但未來勘探突破方向的確定，需要新的地質(zhì)理論突破、勘探技術(shù)創(chuàng)新及管理模式變革。

4.1 我國近海具有可持續(xù)發(fā)展的油氣資源基礎

1）未來我國近海主要盆地儲量增長潛力仍然很大。

據(jù)最新一輪油氣資源評價結(jié)果，中國近海石油地質(zhì)資源量244×108t，天然氣22×1012m3，主要集中于渤海、珠江口、北部灣等3個盆地，占近海石油地質(zhì)資源量的86%；天然氣地質(zhì)資源量主要分布于東海、珠江口、瓊東南、鶯歌海、渤海等5個盆地，占近海天然氣地質(zhì)資源量的96%。截至2018年底，中國近海累計探明石油地質(zhì)儲量53×108t，累計探明天然氣地質(zhì)儲量14.37×1011m3，油氣資源探明程度相對較低，具備可持續(xù)發(fā)展的資源基礎。

2）深海是我國海上未來油氣發(fā)展的潛力區(qū)。

據(jù)文獻[37]統(tǒng)計資料（表4），全球常規(guī)油氣資源總探明率為72%，其中海域探明率為57%；2018年全球常規(guī)油氣主要發(fā)現(xiàn)多數(shù)來自深海，其中新發(fā)現(xiàn)油當量儲量在1億桶以上的有21個（81.1億桶），而深水區(qū)有11個（41.8億桶）；在深水、頁巖氣、致密油等非常規(guī)資源的項目中，深水項目的投資回報率最高（平均達15%）。我國深海石油地質(zhì)資源量為154.19×108t，可采資源量為54.54×108t；天然氣地質(zhì)資源量為31.76×1012m3，可采資源量為23.21×1012m3。可見，我國深海待發(fā)現(xiàn)油氣資源潛力巨大，未來勘探前景可觀，尚有多個盆地未進行實質(zhì)性勘探開發(fā)，是未來油氣勘探開發(fā)的潛力區(qū)。因此，走向深海是中國海油長遠發(fā)展的必然選擇。

表4 2018年全球大型油氣深水勘探新發(fā)現(xiàn)[37]Table4 New discoveries of large-scale deepwater oil and gas exploration in the world in 2018[37]

4.2 基于價值勘探理念的風險領(lǐng)域探索

中國海油的海域油氣勘探領(lǐng)域逐漸走向多元化[38]，初步形成了深淺層兼顧、油氣并舉、常規(guī)和非常規(guī)并重的局面。今后的勘探將從尋找儲油氣層到生油氣層，從尋找局部構(gòu)造到大面積圈閉，從尋找構(gòu)造油藏、巖性油氣藏到非常規(guī)“連續(xù)型”油氣聚集區(qū)，應加大基于價值勘探理念的風險領(lǐng)域探索。

未來幾年，應繼續(xù)大力提升原油勘探力度及堅定天然氣勘探戰(zhàn)略。對于中國近海，將繼續(xù)探索潛在富生烴凹陷新區(qū)，如渤海邊緣凹陷、西湖凹陷西斜坡高帶等；對于南海深水區(qū)，將在永樂區(qū)、寶島區(qū)、陵水凹陷等3個千億立方米氣區(qū)展開勘探。另外，要加快遠海油氣領(lǐng)域（禮樂、萬安、南薇西等盆地）的勘探進程，同時積極推進天然氣水合物勘探。

4.3 勘探領(lǐng)域突破需要夯實基礎科學理論研究

立足于實踐的科學理論不僅對既有實踐規(guī)律的把握，也有對未來發(fā)展的科學判斷?；A科學理論的研究尤為重要。例如，在沉積學方面，應加強沉積地球化學在大時空尺度的應用與探索，深化對關(guān)鍵地質(zhì)時期地球環(huán)境—生物協(xié)同演化以及沉積礦產(chǎn)和化石能源的形成與演化等研究[39]；在構(gòu)造學方面，應加強巖石圈—地幔動力學模式和“板塊”運動模式等研究[40]。更重要的是，在基礎科學理論突破的基礎上，創(chuàng)新地質(zhì)認識并應用于勘探實踐，將為勘探思路的轉(zhuǎn)變指明方向。

4.4 聚焦“雙深雙高”勘探關(guān)鍵技術(shù)的創(chuàng)新方向

對于深層、超深水、鹽下及水合物等儲層，應加強儲層預測技術(shù)、潛山裂縫性儲層流體評價技術(shù)、低孔滲油氣藏儲層改造技術(shù)[41]、高溫高壓油氣藏固井技術(shù)、水合物勘探等關(guān)鍵核心技術(shù)攻關(guān)。

對于超深水領(lǐng)域，中國海油還在探索之中，昂貴的勘探成本需要更高的勘探成功率來保障投資回報率，因此地質(zhì)研究仍是重中之重。近年來，借助“十三五”課題，開展了遠海深水區(qū)油氣資源潛力與大中型油氣田勘探方向、大中型油氣田成藏理論及地震勘探配套技術(shù)等一系列研究，為中國海油走向遠海超深水勘探提供了技術(shù)保障?！笆奈濉逼陂g，將重點開展超深水地震采集處理、高效安全低成本鉆井作業(yè)等技術(shù)攻關(guān)以及配套的深水生產(chǎn)平臺、水下生產(chǎn)系統(tǒng)等海洋深水超深水油氣開發(fā)高端海洋裝備研發(fā)。

4.5 探索勘探開發(fā)一體化的管理體系

美國頁巖油的成功，展現(xiàn)了一種綜合的創(chuàng)新模式[42]，包括油氣公司、服務及裝備、資本市場等，是一個依靠完善市場化體系支撐的系統(tǒng)。未來我國海洋勘探將面臨更高風險、更高成本的挑戰(zhàn)，因此，在今后進一步推進中國海油勘探高質(zhì)量發(fā)展的過程中，需要加快推動體制機制改革，創(chuàng)新更加具有針對性的差異化勘探管理策略，在加大領(lǐng)域勘探同時，推動高效評價及勘探開發(fā)一體化的進程，提升區(qū)域勘探開發(fā)的整體價值。

4.6 智能勘探是勘探高質(zhì)量發(fā)展的助力

未來我國海洋油氣勘探高質(zhì)量發(fā)展，需要借助IT技術(shù)，減少簡單的、重復性工作。因此，以數(shù)字化、智能化為基礎，創(chuàng)新地質(zhì)研究、工程作業(yè)及全過程管理的智能勘探模式，是中國海油未來勘探經(jīng)濟高效發(fā)展的方向，也是中國海油建立全面感知、整體協(xié)同、科學決策、自主優(yōu)化的海上智能油田的必須選擇。

5 結(jié)束語

中國海油近海油氣勘探實踐證明，地質(zhì)理論認識創(chuàng)新、關(guān)鍵瓶頸技術(shù)突破及勘探管理創(chuàng)新是勘探高質(zhì)量發(fā)展的必要條件。今后幾年，中國海油將在大力提升勘探開發(fā)力度的指示精神下，加強海洋油氣勘探技術(shù)攻關(guān)，創(chuàng)新勘探管理模式，推動海洋油氣勘探經(jīng)濟高效發(fā)展；繼續(xù)踐行價值勘探理念，加大國內(nèi)海上風險領(lǐng)域勘探力度，積極探索新區(qū)新領(lǐng)域，拓展南海深水區(qū)勘探，為保障國家能源安全貢獻力量。