中国天然气资源分布特征与勘探方向

    今我国油气工业的重大进展之一就是天然气上游工业取得了举世瞩目的成就，其主要体现在两个方面：一是天然气探明储量的快速增长，二是大气田的不断发现。从而促进了“西气东输”等天然气重大工程项目的实施，带动了我国天然气整体工业的发展。 

　　天然气探明储量发展状况 

　　天然气探明储量不仅代表着一个地区或一个国家天然气已发现资源的丰富程度，同时也能反映天然气的勘探程度和发展趋势。截止到2001年底，我国累计探明储量30023.88×108m3(不包括溶解气)，可采储量19904.08×108m3。纵观我国天然气探明储量的发展历史及其分布特征，具有以下特点： 

　　　　1.增长速度逐年增大 

　　　　概括而言，我国天然气储量增长大致可分为两大阶段，1990年以前为储量缓慢增长阶段，之后为储量快速增长阶段(图1)。即使在储量快速增长阶段，天然气储量增长速度也是逐渐增大的，例如，1991～1995年五年期间新增天然气可采储量4444×108m3，平均年递增889×108m3；1996—2000年五年期间新增可采储量7898×108m3，平均年递增1579×108m3；2001年天然气新增可采储量达到3500×108m3。勘探实践表明，天然气储量的快速增长有赖于大气田的发现，1990年探明了我国第一个探明储量接近1000×108m3的大气田，之后陆续探明了鄂尔多斯盆地靖边气田、苏里格气田、塔里木盆地克拉2气田、莺一琼盆地东方1—1气田等多个探明储量大于1000×108m3的大气田，使我国天然气探明储量迅速增长。

　　　　2.储采比高 

　　　　至2001年，我国剩余天然气可采储量为16769×108m3，储采比达到56。据法国国际天然气信息中心资料，1999年55个国家统计储采比主要集中在10～30区间；美国相当一段时间天然气储采比保持在10左右；即使一些资源相对过剩的国家储采比一般也低于40。可见我国天然气储采比相对较高，这一方面说明我国天然气储量资源准备充足，另一方面反映了天然气下游工业发展的滞后。天然气工业是一项上下游一体化发展的系统工程。

　　　　3.煤成气比例逐渐增高 

　　　　煤成气是主要的天然气成因类型之一。自从80年代煤成气研究开始至今已经形成了成熟的煤成气地质理论。不仅拓宽了天然气勘探的领域，而且在天然气勘探中获得了明显成效，确定了煤成气在天然气资源中的重要地位。由图2可见，煤成气探明储量所占比例逐年增高，80年代煤成气在天然气总探明储量所占比例仅为百分之十几，至2001年所占比例达到了60％以上，成为了天然气中的主要类型。由此可见，一种正确的地质理论的建立可以给勘探工作带来飞跃性的变化。

　　　　4.探明率低 

　　　　尽管天然气探明储量增长速度较快，但是我国天然气资源的探明程度仍然较低，四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、莺一琼等主要含气盆地天然气探明率均不足10％，即使勘探程度较高的四川盆地天然气探明率仅为9.5％。全国天然气探明率仅为6.4％，比世界主要产油气国家天然气探明率低得多。

　　　　天然气储量资源分布特征 

　　　　天然气聚集规律研究表明，天然气在地下的分布是极不均一的，是受相同的地质条件控制呈聚集区或聚集带分布，我国天然气探明储量的分布特征也证明了这一规律。全国天然气探明储量的80％以上分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木和莺一琼五大盆地，其中前三个盆地天然气探明储量超过了5000×108m3，在上述五大盆地中，天然气勘探取得较大进展并已形成了一定储量规模的地区主要有：鄂尔多斯盆地上古生界、塔里木盆地库车地区、四川盆地川东地区、柴达木盆地三湖地区和莺歌海盆地，这五大气区基本代表了我国天然气勘探的基本面貌。 

　　　　1.鄂尔多斯盆地上古生界 

　　　　自“八五”末期，鄂尔多斯盆地天然气勘探的重点由下古生界转为上古生界，取得了突破性的进展，探明了苏里格、乌审旗、榆林大气田，探明储量大于5000×108m3，形成了一个新的大气区。该区广布型石炭一二叠系海陆交互相含煤层形成了气源充足、储层广布、盖层发育的有利生储盖组合；克拉通背景下的区域性西倾单斜的构造格局提供了稳定的构造环境，形成了大面积分布的层状岩性天然气田。 

　　　　2.塔里木盆地库车坳陷 

　　　　该区位于塔里木盆地北部天山山前，属新生代再生前陆盆地。成排成带的前陆逆冲带叠置在侏罗系一三叠系煤系气源岩之上，断层作为天然气向上运移的主要通道，区域分布的第三系厚层膏泥岩形成良好的区域盖层。90年代分别在库车坳陷南斜坡发现了英买7、牙哈、羊塔克等一批中型凝析气田，2000年在前陆逆冲带盐下发现了陆上第一个高丰度整装大气田克拉2气田，该气田储量丰度达59×108m3／km2，主力储层为下白垩统，气柱高度为448m，单井产能大于200×104m3／d，克拉2大气田的探明为“西气东输”工程实施奠定了资源基础。近年来，又在东秋里塔克构造带获得重大进展，发现了迪那1、2中型气田，东秋8井见到良好显示，预示着该区天然气勘探具有广阔的前景。 

　　　　3.四川盆地川东地区 

　　　　四川盆地是我国最老的气区，天然气探明储量主要分布于川东地区，占全盆地的50％以上。“八五”期间，川东高陡构造石炭系勘探取得重大进展，探明了8个储量大于100×108m3的大中型气田。天然气藏是在开江印支期古隆起控制下经喜山构造运动在高陡背斜中再分配而形成，储层为上石炭统藻砂屑白云岩、角砾状白云岩夹生物灰岩，气源来自志留系黑色泥岩。1995年在渡口河构造三叠系飞仙关组鲕滩储层获得高产工业气流，打开了川东天然气勘探的新领域，并且相继发现了渡口河、铁山坡、罗家寨、金珠坪等鲕滩气藏。目前，飞仙关组已成为川东地区天然气勘探的重要领域。 

　　　　4.柴达木盆地三湖地区 

　　　　三湖地区位于柴达木盆地的中南部，发育有巨厚的咸水湖相夹沼泽相的第四系，最大厚度大于3200m。暗色泥岩、碳质泥岩与砂岩、粉砂岩交互，组成了很好的生储盖组合。该区寒冷的气候条件、高盐度的水体环境以及广泛分布的富含有机质的未成熟烃源岩使其具有生物气形成的得天独厚的地质条件。目前已经探明了3个储量大于400×108m3的气田：台南、涩北一号、涩北二号气田，天然气探明储量占全盆地的91％。 

　　　　5.莺一琼盆地 

　　　　莺一琼盆地为一新生代大陆边缘伸展盆地，下第三系属断陷性质、上第三系属坳陷性质，具明显的双层结构。有利烃源岩和有利储气层均分布在上第三系，源岩有机质类型为海相、湖沼相腐殖一偏腐殖型。1990年在琼东南盆地发现崖13-1大气田，成为我国第一个探明储量约1000×108m3的大气田，之后在莺歌海盆地相继发现了东方1—1、乐东22—1、乐东15—1等超压大中型气田。这些超压气田是由于深部热流体活动、天然气在泥拱背斜带聚集而形成的。莺歌海盆地雄厚的生烃物质基础和成群成带的泥拱背斜带预示着该区天然气勘探具有良好的前景。 

　　　　大气区形成的基本地质条件 

　　　　尽管上述五大气区天然气形成具有各自不同的地质特征，但是它们也有共同之处，这些共同之处也正是大气区形成的基本地质条件。 

　　　　1.大面积分布的高丰度具有一定成熟度的气源岩 

　　　　对于含油气盆地来说，烃源岩普遍存在，但是能形成大气区的烃源岩是有局限的。分布面积广、有机质丰度高、成熟一高成熟的演化程度三者缺一不可，这是大气区形成的根本。勘探实践及地质研究结果表明，我国主要有两大类烃源岩有利于形成大气区，一类是煤系地层，另一类是海相暗色泥岩。 

　　　　煤系是最有利的气源岩已经成为共识，煤系中高丰度的Ⅲ型有机质在热演化的整个过程均有大量天然气形成，其主要生气期应在R。为1.0％一2.0％。上述五大气区中鄂尔多斯盆地石炭一二叠系、塔里木盆地库车坳陷侏罗系及莺一琼盆地上第三系均为含煤地层，且广泛分布，遍及整个盆地或坳陷，为大气区的形成提供充足的气源。我国已发现的克拉2、苏里格、靖边等储量大于1000×108m3的大气田的气源岩均为含煤地层。 

　　　　我国海相暗色泥岩具有有机质丰度高、区域分布稳定、高成熟度的特征，在有利的成藏条件匹配下，有利于形成大气区，例如，四川盆地川东志留系海相暗色泥岩就形成了川东石炭系大气区。 

　　　　2.大面积分布的多套叠置的孔隙型储集层 

　　　　五大气区天然气储集层均以孔隙型为特征，其中，鄂尔多斯盆地上古生界、塔里木盆地库车坳陷、柴达木盆地三湖地区及莺一琼盆地的储层为孔隙砂岩，而四川盆地川东地区石炭系和三叠系飞仙关组为孔隙型碳酸盐岩，其中，石炭系是由于风化淋滤作用而孔洞发育，飞仙关组是由于鲕滩灰岩白云岩化作用及溶蚀作用而孔隙发育。由此可见，孔隙型储集层主要有两大类，一类是孔隙砂岩，另一类是碳酸盐岩古风化壳或颗粒碳酸盐岩。 

　　　　储层的纵横向分布规模也是大气区形成的重要因素，不仅要分布面积广，同时纵向上单层厚度大和多套储层相互叠置。例如，塔里木盆地库车坳陷由下向上发育有侏罗系阿合组和阳霞组、白垩系巴什基奇克组和巴西盖组、下第三系底砂岩及上第三系吉迪克组等多套有利储集层，其中下白垩统砂岩储层分布遍及整个坳陷，厚度可达400m以上，克拉2大气田的主要产层就是下白垩统的巴什基奇克组；鄂尔多斯盆地石炭一二叠系太原组太2、太1、山西组山2、山1、下石盒子组盒8、盒7、盒6、盒5多砂层段相互叠置，遍布盆地中北部，从而使该盆地上古生界含气面积广、产气层位多。 

　　　　3.构造相对稳定区或具有区域塑性盖层的构造活动区 

　　　　由于天然气活动性强、易散失，因此，稳定的构造环境有利于天然气藏的保存，对大气区形成的重要性是显而易见的，如鄂尔多斯盆地。但是，塔里木盆地库车坳陷这样一个褶皱强烈、断层发育的构造活动强的地区，也能形成大规模的天然气聚集，其关键因素在于第三系区域分布的巨厚膏盐层的发育。下第三系膏盐层分布于库车中西部地区，厚度在100～3000m不等，喜山期强烈构造活动形成的断裂在这套塑性盖层之下或内滑脱，不仅使天然气得以保存，而且形成了区域性高压封存箱。由此可见，在构造活动强烈的地区要形成较大规模的天然气聚集，必须发育有良好的区域盖层。 

　　　　4.规模较大的圈闭 

　　　　大规模的圈闭才能形成大气田，而大气田是大气区的组成部分，上述五大气区正是大中型气田最发育的地区，100％的储量大于1000×108m3的气田和50％的储量大于300×108m3的气田分布在这五大气区，其原因之一就是不论是库车、川东的背斜构造、莺歌海盆地的泥拱构造，还是鄂尔多斯盆地的岩性圈闭，规模均较大。 

　　　　天然气勘探有利方向——前陆盆地 

　　　　在我国中西部地区发育着众多的前陆盆地，这些前陆盆地不同于国外典型的前陆盆地，属于一种特殊类型的盆地，是陆内、造山运动形成的产物，以陆内造山带向盆地内冲断推覆为特征，具有很好的盆山耦合关系。沉积充填物主要为中一新生界，沉积特征以陆相河流相、湖沼相、湖相及冲积相为主，这些前陆盆地以含气盆地为主，具有资源丰富高和气田储量丰度高的特点，据全国探明储量大于100×108m3的大中型气田统计，对克拉通、裂谷、前陆三大类型盆地气田的储量丰度进行了对比，结果表明，克拉通盆地的气田储量丰度分布频率高峰值在(2～8)×108m3／km2区间，裂谷盆地气田高峰在(2～16)×108m3／km2，而前陆盆地的气田储量丰度分布频率高峰值在(8～16)×108m3／km2，比前两者高。前陆盆地具有以下天然气成藏的有利条件。 

　　　　1.得天独厚的气源条件 

　　　　中西部前陆盆地中生界含煤地层发育，分布广，厚度大，处于生气高峰期，生气强度大，如库车、准南、川西等前陆盆地生气强度可达(120～150)×108m3／km2，可见前陆盆地具备了形成大气区的物质基础。据统计中国中西部前陆盆地天然气资源量在10×1012m3以上。 

　　　　2.气源岩快速熟化，供气速度强 

　　　　天然气藏的形成实质上是天然气供给与散失的动态平衡过程，因此，供气速度与天然气成藏密切相关，供气速度快则天然气易于聚集成藏。前陆盆地的快速沉降、快速沉积造成烃源岩的快速熟化，在较短的时间内形成大量的天然气。库车、准南、川西前陆盆地烃源岩在各地质时期的生气量研究表明，尽管烃源岩生气阶段跨越的地质时代较长，但最大生气量都集中在某一个时期，这一时期也正是前陆盆地的快速沉降时期。 

　　　　3.多旋回沉积特征形成多套储盖组合 

　　　　由于造山带物源供给充足，前陆盆地普遍发育河流一三角洲及滨湖相砂体，沉积的多旋回性，使这些砂体纵、横向相互叠置连片，成为大气区形成的有利储集层。砂体之间的泥质岩层及煤系为良好的盖层，从而形成了多套储盖组合。 

　　　　4.发育有成排成带的规模较大的构造圈闭 

　　　　由于造山带向盆地的挤压和逆冲，在前陆盆地的前缘带形成沿造山带走向分布的成排成带的背斜构造带，这些构造圈闭面积大、幅度高，为天然气的聚集提供了有利的场所。这些构造带具有由盆地向山前形成时代逐渐变早、逆冲抬升强度逐渐增大、天然气保存条件逐渐变差的趋势，相应的山前构造带的油气成藏期较早，且以油藏为主；而盆地内的构造带油气成藏期相对较晚，以气藏为主。例如，库车、准南前陆盆地油气藏分布的这种分带性非常明显。 

　　　　综上所述，前陆盆地具有大气区形成的基本地质条件，是天然气勘探的重要领域。随着天然气勘探的不断深入，将会展现出可喜景象和广阔的前景。