提升勘探開發力度集團公司

Ⅰ 必須堅持與石油企業勘探各有側重、合理分工，促進油氣勘探開發

這一輪戰略選區工作，堅持與石油企業勘探合理分工，有序銜接，站在國家層面上，結合我國油氣地質條件和石油企業對油氣有利目標區、勘探後續接替區的需求，進行統籌部署、立項論證、組織實施，努力做到與全國礦產資源規劃和地質勘查規劃以及油氣基礎地質調查部署相契合，與石油企業的勘探規劃和對重大油氣地質問題的關注以及對油氣有利目標區、勘探後續接替區的期待相契合，各有側重、合理分工，有序銜接，既解決了廣泛關注的問題，又讓石油企業得到了實實在在可利用的成果和資料，贏得了石油企業的廣泛支持，促進了油氣勘探開發。

實踐證明，要進一步加大油氣資源戰略選區工作力度並不斷取得成效，就必須堅持圍繞國家利益、服務石油企業和社會，找准油氣資源戰略選區與石油企業勘探開發的結合點和切入點，把促進油氣勘探開發作為服務對象，使油氣資源戰略選區與石油企業勘探開發相互促進。

Ⅱ 積極推進勘探開發「走出去」

開展境外油氣資源戰略調查與評價，引導、鼓勵國內油氣公司投資開發境外油氣資源，在海外建成若干個穩定的石油勘查開發基地，堅持把拓展國際市場，開辟新領域作為加快國際業務發展的重要途徑。在極其復雜的國際環境和艱苦的作業條件下，積極實施重點市場和重點客戶戰略，樹立新形象。規避市場風險和經濟風險，及時調整部署，將新項目開發重點集中在不利因素對投資回報影響較小的開發項目上，扎實有序地推進管理體制、經營機制創新，促進國際化經營管理逐步走向科學化和規范化。為實現境外油氣資源供給多元化提供支撐。

Ⅲ 中國石油蘭化和中國石油化工集團公司西北石油局有沒有關系

一個是煉油的，一個是產油的，一個是中石油的，一個是中石化的，兩者已經分家很多年了，西北局只管油田生產石油，而蘭州化工是下游煉化企業，往大里說同屬石油系統，實際上沒多大關聯

Ⅳ 新疆廣匯實業投資（集團）有限責任公司的能源開發

能源 開發產業涉及能量資源調查、勘探、計劃、設計，到施工建設、開采加工全過程的能源開發，已逐步成為廣匯集團新的主導產業。集團以上市公司廣匯股份為清潔能源產業的承載平台，充分利用國內外兩種資源，已形成以LNG、煤炭、石油為核心產品，能源物流為支撐的天然氣液化、煤化工、石油天然氣勘探開發三大能源業務；通過對能源領域大力度的投資，廣匯旗下的上市公司廣匯股份已經成功轉型為以清潔能源為主的上市企業，在滬市已有不凡表現。
內部結構資源獲取及勘探成果——煤炭：集團現有哈密、阿勒泰兩大煤區，伊吾、白石湖、黑頂山、淖東、阿勒安道五大煤田，勘探儲量累計超過129.7億噸；正在建設白石湖1600萬噸、黑頂山500萬噸、淖東3000萬噸、阿勒安道1200萬噸四大煤礦。
資源獲取及勘探成果——石油、天然氣：2008年9月，廣匯集團與哈薩克TBM公司合作，共同經營石油和天然氣資源的勘探、開發、生產等。2009年4月，在境外投資57.06億元建設「齋桑油氣綜合開發項目」，開發東哈州齋桑油氣區塊。該氣塊位於哈薩克的東哈薩克州，緊鄰我區吉木乃縣，合同區面積8326平方公里 。根據國際儲量評估公司（NSAI）的評估結果，齋桑油氣區塊原油地質資源量11.878億噸，天然氣地質資源量964億方。最新勘探工作表明，齋桑沼澤地、淺層湖區及靠近吉木乃縣的瑪斯卡亞區域潛力很大，潛力高於評價預期。
重點項目情況——1、鄯善液化天然氣公司
2003年9月，投資15.75億元在鄯善建設並成功運營年產5億方LNG項目，產品主要作為城市燃氣管網的調峰、城市交通以及特殊工業用戶，源源不斷的將這一清潔能源銷往全國約46個城市，截止2010年底，已累計利用吐哈油田伴生氣源20.86億立方米，現已發展成為國內經營規模最大的陸基LNG生產供應商。
廣匯LNG運輸車隊 廣匯目前擁有國內最大的LNG運輸車隊，在LNG車輛運營管理方面具有豐富的經驗，運輸配送體系完善。
重點項目情況—— 2、哈密淖毛湖煤化工
2007年5月，在哈密地區伊吾縣投資建設一期年產120萬噸甲醇/85萬噸二甲醚、5億方液化天然氣項目，於2010年3月26日獲得國家發改委核准批復，被列為國家《石化產業調整和振興規劃》鼓勵的大型煤基二甲醚裝置示範工程。一期項目投資總額已超過150億元（含配套煤炭、水利資源項目與物流項目），工期歷時4年，預計2011年9月全面投料聯動試車。項目二期規劃繼續新增投資287.5億元，建設年產300萬噸甲醇/100萬噸烯烴、15.2億方煤制液化天然氣裝置。計劃二期項目於2011年四季度開工建設,一、二期投產後共形成年銷售收入約210億元，解決就業10000人，所有項目建成後，哈密伊吾縣淖毛湖將成為中國最大的煤化工生產基地之一。
重點項目——3、齋桑油氣綜合開發項目
勘探開發規劃：2015年產能達到500萬噸/年原油、10億方/年天然氣；2020年產能達到1000萬噸/年原油、30億方/年天然氣；
天然氣產能規劃： 2011年8月，5億方/年天然氣投產；2015年天然氣產能10億方/年；2020年天然氣產能30億方/年；
稠油產能規劃： 淺層：平均井深1300米，蒸汽吞吐試采獲得成功，初始產量40噸/天；2011年達到20萬噸，2015年達到200萬噸並持續穩產;深層：井深范圍為1700-3000米；2015年達到200萬噸，2020年達到500萬噸； 滾動勘探及擴邊：在11個勘探區力爭勘探突破增儲，加大開發力度；2015年達到100萬噸，2020年達到300萬噸。
重點項目情況——4、吉木乃LNG項目
吉木乃LNG項目建設進展 吉木乃年產5億方LNG項目已完成投資2.2億元，工程設計工作完成了90%，LNG儲罐外罐安裝工作完成了70%，消防等輔助配套工程完成了60%。2010年獲得國家發改委對跨境天然氣管道的批復，2011年完成輸氣管線的建設；
吉木乃LNG項目2011年計劃 2011年5月進行長周期設備安裝；8月底開始單機調試，11月底正式投產，2011年計劃繼續追加投資4億元。
重點項目情況——5、富蘊煤炭綜合開發項目
廣匯集團利用阿勒泰地區富蘊縣喀姆斯特區域豐富的煤炭資源以及烏倫古河的水利資源，進行煤炭的綜合轉化深加工。配套水利工程建設及生活區基礎建設工作已全面展開。2011年4月全面展開一期工程180萬噸/年煤制油、40億方/年煤制氣項目建設；由於煤制氣產品的特殊性，主要依靠管線輸送，項目建設進度要與管線建設相匹配。廣匯確定項目建設「先油後氣」，煤制油項目於2014年8月完工，2015年6月完成煤制氣項目建設。
重點項目情況——6、能源物流項目
2010年5月1日淖柳公路正式開工，9月28日正式通車。新建柳溝至淖毛湖公路，位於甘肅瓜州縣、肅北縣和新疆伊吾縣境內，公路全長479.88公里 ，其中哈密境內258.86公里，甘肅境內221.2公里，總造價7.5億元（包括沿途配套設施與加油、加氣站）年運量為1500—2500萬噸。這是新疆首條投入運營的「疆煤東運」公路專線，同時也為當地農副產品通過此路實現快捷運輸大大縮短了運距，運輸優勢非常顯著。2011年淖柳公路計劃實現煤炭總運量600萬噸，2012年實現總運量1500萬噸，使新疆淖毛湖煤田的大規模開發進入實質性階段。
圍繞煤炭外運銷售配套的能源物流項目已全面展開，為新疆煤炭銷往河西走廊及全國市場做好「大物流」准備。 「淖紅鐵路」已納入國家十二五規劃，計劃2011年動工，2013年建成。
計劃在柳溝、甘肅和寧夏分別建設煤炭中轉物流節點，江蘇啟東建立能源中轉碼頭。柳溝物流園預計在2011年6月建成；啟東能源中轉碼頭已初步劃定港口用地1995畝，岸線1050米，已在當地建成一座LNG加註站。
新疆廣匯集團和上海申能集團將斥資373億元在寧夏中衛市建設「廣申工業城」綜合項目，計劃總投資373億元，主要包括六個子項目：分別是建設先期1500萬噸、終期5000萬噸煤炭物流集散地，百萬千瓦超超臨界空冷發電機組，25萬立方米液化天然氣轉運分銷中心，60座液化天然氣和壓縮天然氣加註站，35萬噸煤化工副產品的精深加工系列產品項目和28.6公里鐵路專用線。
淖紅鐵路設計為雙線重軌電氣化鐵路，自甘新交界的蘭新鐵路紅柳河車站引出，折向西北，沿東天山邊緣西行至伊吾縣淖毛湖鎮，全長325.26公里。淖毛湖礦區煤炭專用鐵路正線全長120.25公里，設車站8處。
重點項目——7、氣化南疆、北疆阿勒泰惠民工程
2010年8月，受國家能源局委託，廣匯股份分布式LNG能源供應模式和中石油管道天然氣供應模式被共同用於解決南疆地區居民的用氣問題。根據國家能源局下發的《國家能源局關於印發加快解決南疆三地州能源供應實施意見的通知》（國能規劃[2010]125號）要求，廣匯股份承擔喀什、和田、克州氣化工程，具體負責LNG生產運輸、分布式天然氣站點等設施的建設經營；同時主動承擔了對北疆阿勒泰地區的氣化惠民工程，造福新疆各民族群眾。
廣匯氣化項目 2010年9月6日，廣匯股份氣化南疆工程示範項目開工；12月1日，廣匯股份氣化阿勒泰項目舉行各縣城點火儀式；12月29日，廣匯股份在遭受特大泥石流災害的甘肅舟曲縣舉行了氣化開工儀式；
2010年12月30日，氣化南疆喀什示範項目 順利通氣點火。
重點項目——8、國家「863」車用燃氣推廣
2009年，承擔國家「863科技攻關計劃」，通過與國內知名廠家科研機構合作，建立自有知識產權，並投資15億元，在新疆及河西走廊地區實施「863車用燃氣」項目推廣，形成LNG燃料中重型車輛的產業化推廣路徑。計劃2010-2012年，建成300座LNG加註站，推廣應用LNG燃料車達到1萬輛。預計年消耗LNG量為6-8億方，可實現每年二氧化碳減排43萬噸。
由廣匯起草並建立以下四項企業標准:
《液化壓縮天然氣汽車加氣站設計與施工標准》Q/XJGH001.2009
《撬裝式液化天然氣（LNG）汽車加氣站技術規范》Q/XJGH1002.2009
《液化天然氣（LNG）汽車加氣站設計與施工規范》Q/XJG H1003.2009
《撬裝式液化壓縮天然氣（L-CNG）汽車加氣站技術規范》Q/XJGH1004.2010
新疆「十二五」發展規劃正式發布，《新疆維吾爾自治區國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要》發布，就石油、天然氣、煤炭、煤化工以及鐵路、管道等內容進行規劃：
十二五目標
到2015年，原油產量達到3300萬噸，天然氣450億立方米，油氣當量超過6500萬噸；原油加工能力3800萬噸，石油儲備庫容1300萬立方米。
到2015年，新疆煤炭產能達到4億噸以上，外運5000萬噸。
到2015年，建成煤制尿素260萬噸、煤制二甲醚80萬噸、煤制天然氣600億立方米、煤制油360萬噸、煤制烯烴100萬噸、煤制乙二醇100萬噸；「十二五」期間新增煤焦化生產能力800萬噸。

Ⅳ 陝西延長石油集團油氣勘探公司的發展展望

（一）以省內勘探為基礎，石油勘探有序推進。 一是省內勘探進一步深化。加大各探區勘探力度，發現了較好油層顯示，增加了含油麵積，深化了對探區儲層分布規律的認識。同時，完成了明年探井的現場踏勘工作。
二是省外勘探有序進行。完成了二維地震採集，進一步查清了省外區塊的構造特徵，落實了窪槽面積和基底埋深，為下一步勘探提供了科學依據。完成了井位論證工作，開鑽5口，完井2口，發現了較好油氣顯示。
三是試油工作取得明顯成效。採用油管抽汲技術，提高了強排效率，各層位均不同程度見到油氣顯示，試油產量大幅度提高。
（二）以試氣工作為重點，天然氣勘探獲得新發現。
一是天然氣鑽探快速推進。加大鑽前協調力度，加快勘探步伐，在石盒子組、山西組、本溪組不同程度的見到氣層顯示，山2、山1、盒8含氣顯示相對較好，形成了本區的主力氣層。
二是試氣工作取得較大突破。嚴把試氣作業質量關，完成新井新層試氣20口22層，舊井新層試氣7口8層。南部區域本溪組獲得重大發現。
三是加快采氣站建設步伐。成立了單井組采氣站建設領導小組，完成了站內地面附屬物建設，工藝設備正在試運行，預計10月底投產見氣。（三）積極開展項目評價和項目研究，國際勘探取得新進展。
一是完成了馬達加斯加項目綜合評價。簽訂了共同投資合作勘探開發、經營油氣資源協議，起草了馬達加斯加項目合資公司合同和章程，成立了馬達加斯加項目部，完成了馬國3113區塊井位論證報告和工作人員出國培訓，目前正准備上鑽，派駐監理。
二是認真做好泰國油氣勘探前期准備工作。收集、翻譯、整理有關泰國油氣勘探開發資料，配合研究院做好前期研究、技術論證和區塊評價，完成了項目中標工作，正在著手起草泰國項目合同和制定2009年的勘探部署方案。
三是啟動了天然氣勘探聯合研究項目。與有關公司就合作方式、勘探規模、技術轉讓和資源評價等問題進行了交流與磋商，完成了初期聯合研究，近期可提交初步成果。
（四）加強鑽井作業管理，工藝技術水平得到進一步提高。
一是實行鑽井隊伍專業化管理。堅持統一標准、統一管理、統一價格、統一結算的「四統一」原則，積極引進外協作業隊伍，建立了公平有序、效率為先的競爭機制。
二是強化鑽井質量監督。實行理論考試、現場考評、單井評價相結合的監督考評辦法，落實技術措施，開展跟蹤服務，強化現場管理，鑽井質量明顯提高。
三是加快鑽井進度。堅持抓早動快的工作思路，克服了工作量大、施工戰線長、鑽機搬遷頻繁等困難，創造了鑽井新紀錄，為完成全年油氣勘探任務贏得了主動權。
（五）深入開展「管理發展年」活動，企業管理得到進一步加強。
一是建立健全各項管理制度。制定了目標責任、招投標、施工作業等方面的管理制度，實行「三考一掛兩否決」的目標責任制考核辦法，建立了專業管理指標考核體系。設立了機關職能部門組織機構，明確了部門職責，理順了管理體制。
二是加強財務運行管理。完成了機關財務機構的組建和基層單位財務的劃轉工作，建立了符合企業管理的財務運行體系。加強財務信息化管理，規范會計基礎工作，提高了經營管理水平。
三是強化基礎管理。堅持公開、公平、公正原則，全面推行招標采購制度。實行重點項目領導包干負責制，保證了項目建設的順利進行。推行泥漿材料「代儲直銷」辦法，提高了施工作業質量。嚴把資質審查關、入井材料關和作業質量關，規范了外協作業市場。制定了內審工作暫行規定和基建工程審計暫行辦法，規范了審計行為。認真做好「四定」工作，完善了「五險一金」參保體系。優化人力資源配置，妥善安置招聘大學生、技校畢業生和延安辦事處分流人員共164人。深入開展「整頓勞動紀律、轉變工作作風」活動和大幹三個月勞動競賽活動，建立了良好的生產秩序和工作秩序。
四是切實做好安全環保工作。建立了各類事故應急預案和防範預案，加大隱患排查治理力度，開展安全檢查14次，排查、整改各類隱患52項，實現了安全生產無事故。實行泥漿等廢棄物的固化處理，有效的杜絕了環境污染。
（六）加大技術攻關力度，技術創新能力顯著增強。
一是加強鑽井工藝研究。調整鑽井液體系和配方，改進井身結構，調整測井項目，縮短了建井周期，提高了鑽井速度。
二是加強儲層改造工藝研究。與長慶、中石化大牛地氣田合作，優化壓裂設計，提高水質標准，優選低密度陶粒，引進井溫測井和裂縫地震監測技術，取得了明顯效果。
三是加快科研項目實施進度。落實科研項目14項，簽訂合同12項。完成了2007年天然氣地震解釋處理工作，部分成果已應用到今年第二批井位部署中。部分探區凹陷圈閉優選項目取得了初步研究成果，相關登記區地質調查和羌塘盆地油氣早期評價等項目正在實施之中。
（七）加強黨的建設和企業文化建設，和諧企業創建步伐進一步加快。
一是成立了石油、天然氣勘探開發部及鑽井工程部3個基層黨委，建立了8個黨支部，舉辦了副處級以上領導幹部學習十七大精神培訓班，黨的組織建設得到進一步加強。二是召開公司領導班子民主生活會，制定了黨風廉政建設責任制考核、責任追究實施辦法及工程施工作業隊伍監督管理等制度，參與工程建設及物資采購招標等工作，有效的發揮了監督職能。三是創辦了《油氣勘探通訊》，加大對外宣傳力度，營造了健康向上的輿論氛圍。四是積極開展抗震救災募捐活動，累計向災區捐款142530元。認真做好職工暑期慰問工作，有力地調動了廣大職工的生產積極性。五是舉辦了卡啦OK、演講、健美操和乒乓球比賽等活動，豐富了職工業余文化生活。六是成立了維護穩定領導小組，制定了維穩工作措施，深入開展矛盾大排查、大調處活動，確保了奧運期間的安全穩定。
2008年陝西省工商行政管理局命名該公司為省級「守合同重信用」企業。

Ⅵ 確定發展思路是推進頁岩氣勘探開發的重要前提

在我國頁岩氣勘探開發起步階段，需要解放思想，統一認識，統籌謀劃，結合實際，確定我國頁岩氣的發展思路：即深入貫徹落實科學發展觀，尊重市場經濟規律和油氣地質工作規律，依靠市場引導、政策推動、技術進步、體制創新，加大頁岩氣勘探開發力度，加快研發頁岩氣勘探開發核心技術，盡快落實資源，形成規模產量，推動頁岩氣產業健康快速發展，滿足我國天然氣消費不斷增長的需求，促進能源結構優化，提高我國天然氣供給安全和保障能力，促進經濟社會又好又快發展。

在頁岩氣勘探開發中，一是堅持統籌規劃，突出重點原則。充分發揮規劃的調控作用，整體規劃全國頁岩氣勘探開發，重點部署「十二五」期間頁岩氣勘探開發工作任務，力爭促進「十三五」頁岩氣大規模快速發展；二是堅持調查先行，加強勘探的原則。對我國頁岩氣資源潛力進行調查評價，優選頁岩氣富集遠景區和有利目標區，探明頁岩氣儲量，為頁岩氣建產提供儲量基礎；三是堅持技術創新，實現突破的原則。加快引進國外先進成熟技術，加大消化吸收再創新力度，同時進一步加強自主研發和創新力度，形成適合我國地質條件的頁岩氣勘探開發的核心配套工程技術系列和頁岩氣調查、勘探開發標准體系；四是堅持開放市場，政策支持的原則。加強頁岩氣勘探開發管理，創造開放的競爭環境。引入市場機制，實行頁岩氣探礦權招標和合同管理，逐步推進頁岩氣勘探開發投資主體多元化。通過市場競爭和加強監管，推動頁岩氣勘探開發盡快起步，加快我國頁岩氣產業化。

Ⅶ 　形成海上油氣勘探開發生產四大能力

通過對外合作和自營勘探開發的大量實踐，在十大配套技術的基礎上，初步形成了中國海上油氣勘探、開發、生產的四大能力。

一、復雜地質條件下尋找大、中型構造油氣田的能力

中國海域石油地質條件與近海陸地有直接的、密切的聯系，盆地的含油氣性質也由陸地影響到海區。當然，我國東部各沉積盆地含油氣的復雜性，也直接影響到海域。

中國海域在早期主要盆地油氣資源評價、「七五」富生油凹陷研究和「八五」區域地質勘探綜合研究的基礎上，我們具備了在復雜地質條件下——不同時代、不同類型（改造型、疊合型）、多旋迴沉積、多生儲蓋組合、多期構造演化、復雜盆地背景、多斷層切割、多斷塊構造條件——尋找大、中型構造油氣田的能力。這些油氣田的尋找主要依靠盆地地質條件類比、盆地演化史定量分析和多種地球物理資料處理、解釋軟體的支持，排除了各種地質因素干擾，還地下構造的真實本來面貌。如在鶯歌海盆地中央構造帶研究中，通過地震資料的疊前深度偏移處理，消除了低密度物質造成構造頂部下陷的假象，從而發現了天然氣儲量數百億立方米的東方1-1大型天然氣田、樂東15-1中型天然氣田，提高了海上自營勘探能力和勘探成功率。

二、自營開發海上油氣田的能力

我國海上到1995年已投入開發的18個油氣田中，有4個是自營勘探開發的。通過實踐和與外國石油公司合作，加上近幾年技術開發和組織攻關活動，解決了一系列開發技術難點，海洋石油人逐漸掌握了海上油氣田評價、開采技術，提高了自營開發、生產海上油氣田的能力和水平。1990～1995年，自營油田動用地質儲量占海上總動用儲量的百分比，從2.87%上升到26.2%，年產油量所佔比重從5%上升到25%，可見自營開發油氣田的能力在逐年迅速增長。

對於新油氣田，重點抓按時投產工作，以提高生產能力。特別在管理上，重視三大控制：進度、質量、費用，使新油氣田投產工作做到高速、優質和有序地開展。如錦州20-2凝析氣田自1979年開始鑽探、1984～1988年滾動勘探評價到1989年完成總體開發方案設計，總共歷時10年，先後鑽預探井5口、評價井7口，取心長281m，油田范圍內進行了38井次DST測試，11項1540樣次分析化驗和11個PVT樣品分析工作，大量、豐富的基礎資料使對地質情況有了清晰的認識：錦州20-2凝析氣藏是一個受斷層控制的被覆構造，頂部凹凸不平，形成南、中、北三個獨立的高點；儲層發育，岩性類型多，油氣層分屬4套地層、5種岩性，儲油物性變化大；具有異常高壓、具底油和底水的塊狀凝析氣藏；受構造和岩性控制，是一個開發難度比較大的氣田。1989年完成總體開發方案設計，1990年開始實施，根據下游工程年產30×10⁴t合成氨對上游年產3.5×10⁸m³天然氣的要求，共建4座生產平台14口生產井，海上生產的油氣，通過48.6km海底管線送往陸地終端和氣體處理廠。氣田投產至今壓力下降平穩、供氣穩定，保證了下游生產用氣。1992年投產後，由於ODP方案得當，生產後彈性產率從1.7倍上升到17倍。有幾口井出現了黑油，現正採取措施控制錐進和排黑油試驗。

再如位於北部灣海域的潿洲11-4油田，於1978年自營鑽探灣5井首次發現工業油流。構造類型為披覆背斜，主要儲層為上第三系角尾組二段和下洋組，油層物性好，油質中偏重，屬於受構造和岩性控制的底水油藏。由於探井少，在編制總體開發方案時有兩個問題沒有認識清楚：一是油水界面低滲緻密層的緻密程度及分布范圍能否阻擋或延緩底水的上升；二是水體和天然能量的大小。因此，在鑽開發井過程中，加強了隨鑽油藏描述技術的實施，從而加深了對油藏的認識，調整部分開發井位和方式。在儲層研究中，充分利用地震道積分剖面，對油水界面低滲緻密層的進一步研究，認為在開發區范圍內，該層普遍存在，將對緩解底水的錐進起到重要作用。因此，對部分生產井的射孔方案作了調整，射開程度由原來的30%上升到50%～70%，使單井產能得到提高。短期試采證明底水能量足以滿足開發的需要，於是，將原方案設計的5口注水井調為生產井，增加了油田產能，節省了費用。1996年油田年產油84× 10⁴t，累計產油233×10⁴t，到2000年油田生產近8年，累計採油627×10⁴t，采出程度27.73%，油田含水66.17%，獲得了巨大的經濟效益。

又如綏中36-1油田是個大型油田，在實施生產試驗區完井作業工作中，克服了油層厚（單井總厚逾300m，平均單層厚105m）、井斜（最大64°）、滲透率差別大（同層變化在100～6000MD之間）等難點，完成生產井任務後，發現地質模式與方案結論一致；油層分布穩定，連續性好；儲量增加（從4918×10⁴t增加到5754×10⁴t）；單井產能高於設計值（設計為80t/d，實際為100t/d）；能量旺盛，可以晚注水。我們通過生產試驗區為油田整體開發提供了科學的依據和技術准備。綏中36-1油田的高效開發是多項先進技術配套集成的結果，2001年油田二期工程6個平台、185口井全部探測，全油田總井數249口，年產油350×10⁴t，累計採油1330×10⁴t。

對於老油氣田，我們注意適時調整ODP方案，補充完善開發技術政策，採取合理開采工藝，加強生產管理，精心組織停產和檢修工作。

最復雜的油田如曹妃甸1-6油田，為殘丘狀潛山構造油藏，產層為太古宙結晶花崗岩，具有雙重介質、高滲、高產、底水、塊狀、古潛山特點。通過延長測試後，於1995年5月以兩口生產井方式投產，初期日產1000t，但是僅僅8天時間，含水上升到24.5%，原油日產從926t急劇下降到563t，盡管採取了堵水、補孔等措施，但地下情況太復雜，致使單井日產低於操作費最低限產產量137t而被迫停產。盡管如此，我們也從中學到了許多有用的知識和經驗教訓。

三、承包海上技術作業服務的國際競爭能力

中國海油所屬各專業技術公司（鑽井、物探、測井、船舶、平台、工程、設計、技術服務等），通過技術引進和技術開發，已形成配套的技術服務能力，可以參加國際市場的競爭。

如在石油技術方面，「八五」期間共完成16項技術攻關課題，使其技術有了很大的進步，現在已能配套完成海上鑽井作業的各種技術服務工作。

又如在物探方面，「八五」期間共完成46項科技技術改造項目工作，其中有23項已達到國際水平或國內先進水平。5年來該公司由於重視科研工作，積極地促進科技成果轉化為生產力，在立項的23個項目中，創產值1.3億元人民幣，創匯620萬美元；獲得利潤710萬元人民幣，80萬美元；節約資金967萬元人民幣，144萬美元。

四、開拓海外油氣資源的發展能力

中國的油氣資源並不豐富，面對國民經濟發展對能源日益增加的需求，開拓發展海外油氣資源可以為國家增加後備儲量，也是中國海油發展戰略之一，是利用國外資金和資源發展、壯大海洋石油事業的有效途徑。

通過十多年的對外合作，我們已熟悉相關國際慣例和經營方式，具備一定的對外合作經驗；有素質較高的管理、科研、設計、建造和施工隊伍；與國際公司和金融界有良好的合作關系和信譽；有海上勘探、開發、生產作業比較齊全、先進的裝備；有必要的資金和國內外融資能力。

在具備這些條件的基礎上，我們在地域上選擇與我國有良好關系的豐富產油區——亞太地區；在礦產選擇上，以油為主；在方法步驟上，以油田開發或改造項目起步；堅持經濟效益第一的原則。在眾多項目信息中，經過相互比較、詳細分析和廣泛篩選，於1994年成功購買了印度尼西亞馬六甲區塊32.58%的股份。該區塊為一已經開發30多年的海陸連片的老油田群，仍有一定剩餘儲量和新區勘探擴大儲量的潛力。只需注入一定資金、加強管理、改進開采技術，油田仍然可以生產若干年，並且預計在幾年之內即可收回投資，獲得純粹的利潤油收益。

此舉動打開了開拓海外市場的大門，也向未來建設跨國公司邁出了堅實的一步。

Ⅷ 中國煤層氣勘探開發現狀與發展前景

徐鳳銀 劉 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周曉紅

（中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028）

摘 要：「清潔化、低碳化」 是全球趨勢。加快煤層氣勘探開發步伐，對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣 環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要戰略意義。中國對煤層氣開發力度不斷加大，出台了價格優惠、 稅收優惠、開發補貼、資源管理、礦權保護等一系列鼓勵政策，形成中石油、晉煤集團、中聯煤三大煤層氣 企業，但目前產業整體規模較小。針對礦權問題，形成3種促進採煤采氣協調發展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技術上已初步形成適合不同煤階和不同地質條件下煤層氣的勘探開發配套技術，建成了高水平的煤層氣實驗室，並在800m以深地區、低階煤儲層的開發等領域有實質性突破。

到2010年底，全國共鑽煤層氣井5426口，探明煤層氣地質儲量2900多億立方米。累建產能超過30× 10⁸m³/a，年產量15×10⁸m³，商品氣量11.8×10⁸m³。建成管輸、壓縮/液化能力56×10⁸m³/a。截至2011年 6月，全國煤層氣日產量超過400×10⁴m³。已建或在建了較完善的煤層氣管網。沁南、韓城、大寧-吉縣及 保德四個有利區都緊鄰已有天然氣主幹管線。

中國煤層氣資源豐富，潛力大、前景好，加大研發力度，依靠技術進步，特別建議加強四個方面的工作： 一是根據資源分布研究與調整對策；二是國家政策落實和企業間的相互合作須進一步加強；三是在提高單井 產量和整體效益方面強化技術攻關；四是建立統一的信息平台，避免無序競爭和重復性投資。這將會大大促 進煤層氣產業快速發展。

關鍵詞：中國；煤層氣；開發；產業；技術；現狀；前景

Exploration ＆ Development Status and Prospects For China's Coal Bed Methane

Xu Fengyin，Liu Lin，Zeng Wenting，DongYushan，Li Yanxiang，Zhou Xiaohong

（PetroChina CBM Co.，Ltd，Beijing 100028，China）

Abstract：A global trend of ＂Clean and low-carbon＂ has been formed.To speed up CBM exploration and development is of significant importance to rece coal mine gas accidents，to protect atmospheric environment and to improve energy structure.Greater efforts have been exerted to CBM development，given a series of encouraging policies，i.e.favourable price，tax preferences，development subsidy，resource management and mineral right protection.Three major CBM enterprises emerged including PetroChina，JAMG，and CUCBM，while the current instrial scale is relatively small.Considering the exploration right issues，3 cooperation modes are developed to promote the coordinated development of gas extraction and coal mining such as Qinnan mode，Lu'an mode and Sanjiao mode.Regarding technologies，a couple of exploration and development technologies are developed，tailored for various rank coal methane and for different geological conditions，and a high-profile CBM lab was built.Besides，some substantial breakthroughs have been made in exploring CBM buried deeper than 800m and in low-rank coal bed methane development.

By the end of year 2010，5，426 CBM wells have been drilled，about 290 bcm of the geological reserves proved.An annual proction capacity of over 3 bcm were accumulatively built for surface extraction，procing 1.5 bcm/a，with 1.18 bcm of commercial proction and 5.6 bcm/a for pipeline transportation，CNG and LNG capacity.The nationwide CBM yield has exceeded 4 million cubic meters per day by June，2011.Four favorable blocks，like Qinnan，Hancheng，Daning-jixian and Baode all get close to the major existing pipelines.

China is rich in CBM resources，with great potentials and promising prospects.Thus，the following four suggestions are proposed：to work out proposals based on resource distribution；to further coordinate governmental policies and entrepreneur performance；to strive to make technological breakthroughs in increasing single well yield and in promoting integrated economic efficiency；to establish a unified information platform to avoid disorderly competition and repeated investment.All these four proposals are likely to stimulate the progress of CBM instry.

Key words：China；CBM；development；instry；technology；status；prospects

引言

煤層氣俗稱瓦斯，成分主要是甲烷，形成於煤化過程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤層水中三種賦存形式，以吸附狀態為主。當煤層生烴量增大或外界溫度、壓力條件改 變時，三種賦存形式可以相互轉化。「清潔化、低碳化」 是全球趨勢，能源轉型和低碳經濟已成為世界 各國經濟社會發展的重要戰略。

煤層氣開發利用具有「一舉三得」 的優越性。首先它是一種清潔、高效、安全的新型能源，燃燒 幾乎不產生任何廢氣，有利於優化能源結構，彌補能源短缺；再者，瓦斯是煤礦安全「第一殺手」，它 的開發有利於煤礦安全生產，減少煤礦瓦斯事故；同時它也是一種強烈溫室效應氣體，溫室效應是CO₂ 的20倍，開發煤層氣可以有效減少溫室效應。總體體現出經濟、安全和環保三大效益。加快煤層氣勘 探開發步伐，對減少煤礦瓦斯事故、保護大氣環境、改善能源結構、保障能源安全具有重要戰略意義。煤層氣的開采方式分為井下抽采與地面抽采兩種方式。地面抽採在鑽完井、測錄井、壓裂、排采、集輸 工藝上與常規油氣開采技術基本相同。

1 世界煤層氣資源及產業現狀

1.1 資源分布

全世界埋深小於2000m的煤層氣資源量約為260×10¹²m³，主要分布在俄羅斯、加拿大、中國、美 國、澳大利亞等國家（圖1）。

圖1 全世界煤層氣資源分布情況

1.2 產業現狀

目前，美國、加拿大、澳大利亞等 國家煤層氣產業發展趨於成熟。美國自 20世紀80年代以來，有14個含煤盆地 投入煤層氣勘探開發，現已探明可采儲 量3×10¹²m³。2009年，煤層氣生產井 5萬余口，產量542×10⁸m³。煤層氣產 量占天然氣總產量比重日益增大，2009 年煤層氣產量比例達到9％。加拿大煤 層氣產業發展迅猛。1987年開始勘探，2002年規模開發，2009年生產井7700 口，產量達60×10⁸m³。澳大利亞也已 形成工業規模。主要分布在東部悉尼、蘇拉特、鮑恩三個含煤盆地，2005年生產井數1300口，產量 12×10⁸m³，2009年產量達48×10⁸m³。

1.3 技術現狀

通過長期的理論與技術研發，目前國際上形成4大主體技術，4項工程技術。4大主體技術包括： 地質選區理論和高產富集區預測技術，煤層氣儲層評價技術，空氣鑽井、裸眼洞穴完井技術，多分支水 平井鑽井技術。

4項工程技術包括：連續油管鑽井、小型氮氣儲層改造技術，短半徑鑽井和U形水平井技術，注氮 氣、二氧化碳置換煤層氣增產技術，採煤采氣一體化技術。

2 中國煤層氣產業現狀

2.1 勘探開發現狀

受美國、加拿大、澳大利亞等國家煤層氣快速發展的影響，加之國家出台一系列優惠政策，中國煤 層氣開發規模和企業迅速發展，已形成中國石油、晉煤集團、中聯煤三大主要煤層氣生產企業。

到2010年底，全國共鑽煤層氣井5426口，探明煤層氣地質儲量2900多億立方米。累建產能超過 30×10⁸m³/年，地面抽采實現年產量15×10⁸m³，商品氣量11.8×10⁸m³。建成管輸、壓縮/液化能力 56×10⁸m³/a。截至2011年6月，全國煤層氣日產量超過400×10⁴m³。

中國石油：2010年12月，商務部等四部委宣布為進一步擴大煤層氣開采對外合作，新增中國石 油、中國石化以及河南省煤層氣公司三家企業作為第一批試點單位。目前中國石油登記煤層氣資源超過 3×10¹²m³，探明地質儲量佔全國64％，重點分布在沁水、鄂東兩大煤層氣盆地。近幾年來，積極開展 煤層氣前期評價、勘探選區及開發先導試驗，投資力度大幅度增加，發現沁水、鄂東兩大千億立方米規 模以上煤層氣田，逐步形成沁南、渭北、臨汾與呂梁四個區塊的開發格局。截止到2010年底，商品氣 量近4×10⁸m³。

通過幾年的探索，與煤炭企業和地方政府合作，形成3種促進採煤采氣協調發展的合作模式。即： 沁南模式：礦權重疊區協議劃分，分別開發，雙方開展下游合作；潞安模式：整體規劃、分步實施，共 同維護開采秩序，避免重復性投資；三交模式：先採氣、後採煤，共同開發。這些模式得到張德江副總 理和國家有關部委的肯定。

已建或在建了較完善的煤層氣管網。沁南、韓城、大寧-吉縣及保德四個有利區都緊鄰已有天然氣 主幹管線（圖2）。

建成了高水平的煤層氣實驗室，測試樣品涵蓋全國絕大多數煤層氣勘探開發區，工作量佔全國 80％，技術水平居國內領先。

主要實驗技術包括：含氣量測試技術，等溫吸附測試技術，煤儲層物性分析技術，煤層壓裂傷害測 試技術等。

晉煤集團：到2010年底，完成鑽井2510口，地面抽采產量達到9×10⁸m³。建成寺河-晉城10× 10⁸m³/a輸氣管線；參股建成晉城-博愛輸氣管線。與香港港華共同投資組建煤層氣液化項目日液化量 可達25×10⁴m³；投產120兆瓦煤層氣發電廠。開發地區涉及山西沁水、陽泉、壽陽、西山，甘肅寧 縣，河南焦作等。

中聯煤並中海油：中聯煤目前有礦權面積2×10⁴km²，其中對外合作區塊面積達1.6×10⁴km²。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成國家沁南高技術產業化示範工程，以及端氏國家油氣戰略選區示範 工程。

目前完成鑽井672口，投產230口，日產氣50×10⁴m³。2010年，中海油通過收購中聯煤50％股 份，成功介入煤層氣勘探開發，為發展煤層氣產業打下了基礎。

圖2 中國石油天然氣主幹管網示意圖

阜新煤業：阜新煤炭礦業集團與遼河石油勘探局合作，開展了三種煤層氣合作開采模式，顯著提高 了整體開發效益。三種開發模式包括：未采區短半徑水力噴射鑽井見到實效；動采區應用地面負壓抽采 技術，實現了煤氣聯動開采；采空區穿越鑽井取得成功。2010年已鑽井52口，日產氣10×10⁴m³，商 品氣量3226×10⁴m³，建成CNG站3座，主要供盤錦、阜新市CNG加氣站。

中石化：煤層氣礦權區主要為沁水盆地北部和順區塊及鄂東延川南區塊。2010年完成鑽井34口，產氣84×10⁴m³，目前日產氣近3000m³。2010年，華東局與淮南礦業簽署了 「煤層氣研究開發合作意 向書」，在淮南潘謝礦區優選出100km²有利區塊，共同開發煤層氣資源。2011年，與澳大利亞太平洋 公司在北京簽署了一項框架協議，雙方確立了非約束性關鍵商務條款。

其他：龍門、格瑞克、遠東能源及亞美大陸等合資公司及其它民企紛紛介入煤層氣勘探開發，加大 產能建設規模，其中亞美大陸目前日產氣19.7×10⁴m³。

總體來看，沁水盆地南部成為我國煤層氣開發的熱點，共建產能近25×10⁸m³/a，目前日產氣近 380×10⁴m³，實現大規模管網外輸和規模化商業運營，初步形成產運銷上下游一體化的產業格局。

2.2 政府優惠政策與技術支持

為了鼓勵煤層氣產業發展，中國政府出台了一系列優惠政策，包括價格優惠、稅收優惠、開發補 貼、資源管理及礦權保護等等（表1），取得了明顯效果。

表1 中國政府鼓勵煤層氣產業發展的優惠政策

與此同時，在技術層面也給予了強有力的支持。2007年以來，國家發改委專門組建了煤層氣開發 利用、煤礦瓦斯治理兩個國家工程研究中心，科技部設立了 「大型油氣田及煤層氣開發」 國家科技重 大專項。中國石油成立了專業煤層氣公司，並設立「煤層氣勘探開發關鍵技術與示範工程」 重大科技 專項。這些都為煤層氣產業發展與技術進步創造了條件。

2.3 技術現狀

我國的地質條件和美國等有所區別。目前，煤層氣開發都源於美國最早的理論。隨著規模化深入開 發，現場實驗了很多不同類型煤階和煤體結構、構造條件、水文地質條件下的煤層氣儲存特點。已經證 明，這套理論是否完全適合中國煤層氣地質條件還有待進一步證實。針對中國不同盆地地質條件研發的 不同的勘探開發技術，有些已經取得了突破性進展。

2.3.1 地質上有新認識

有利區評價方法有新突破：通過煤岩特徵、含氣量、滲透率、產氣量等地質綜合研究，建立起富集 高產區評價標准，提出了產能建設區開發單元的劃分標准和方法。

800m以深煤層氣井產量有突破：一般認為，隨著煤層埋深的增加壓力隨之增大，滲透率急劇減小、 產氣量也隨之減少。目前國內商業開發深度都在800m以淺地區。隨著勘探開發的深入推進，800m以 深井也獲得了工業氣流（最高產氣量2885m³/d）（圖3），但煤層產氣規律尚不清楚，正在通過加強研 究及大井組排采試驗得以證實。

圖3 800m以深井排采曲線

煤儲層滲透率普遍較低，儲層保護是關鍵：煤儲存條件的研究是煤層氣開發關鍵的制約因素。沁水 盆地3＃煤滲透率（0.013～0.43）×10^-3μm²，平均0.112×10^-3μm²；鄂東（0.22～12）×10^-3μm²，平均1×10^-3μm²。總體來看，煤層物性差、非均質性強，因此，鑽井過程中加強儲層保護是關鍵。鑽 井、壓裂過程中應盡量採用對井筒周圍煤儲層的危害小的欠平衡鑽井及低傷害壓裂液。

2.3.2 現場管理有新措施

高煤階開發井網井距有新探索。由於我國高煤階煤層氣儲層物性與外國有較大差異，開發證實一直 沿用的300m×300m井距不完全適合，主要表現在高產井數少，達產率低，產量結構不合理。為此，通 過精細地質研究，以提高單井產量為目標，對不同井距產氣效果數值模擬並進行先導試驗，探索了高煤 階煤層氣開發的200m×200m井網和井距。與此同時，在水平井的下傾部位實施助排井也初見成效。

2.3.3 工程技術配套有新進展

三維地震勘探：韓城地區實施100km²三維地震，資料品質明顯好於二維，小斷層的刻畫更加清晰（圖4），有效地指導了井網部署。

圖4 韓城地區三維與二維剖面對比

羽狀水平井鑽井：通過市場化運作，打破了 外國公司在羽狀水平井施工領域的壟斷地位，擺 脫了羽狀水平井鑽井完全依賴外國公司的局面，成本大幅度降低。

壓裂配套工藝：在對煤層實驗分析的基礎 上，結合大量的壓裂實踐，形成以 「變排量、低 傷害」 為原則，「高壓井處理技術、分層壓裂技 術」 等新工藝，採用低密度支撐劑、封上壓下、 一趟管柱分壓兩層等工藝技術。

排采技術：形成緩慢、穩定、長期、連續八 字原則；為培養高產井形成三個關鍵環節：液面 控制、套壓控制、煤粉控制；針對低成本戰略，形成井口排采設備的兩種組合：電動機＋抽油 機，氣動機＋抽油機。

地面集輸處理：標准化設計、模塊化建設、 自動化管理，基本實現低成本高效運營。

2.4 利用現狀

2009年全國建成6家煤層氣液化廠，液化產能260×10⁴m³/d，2010年為300×10⁴m³/d，2020年 可達到700×10⁴m³/d。除此之外，還主要用於低濃度瓦斯發電，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤層氣和煤礦瓦斯開發利用產業體系。

2.5 存在問題

技術上：技術是制約目前產業進展緩慢的主要問題。目前存在的主要問題包括：煤層氣高滲富集區 的控氣因素，符合我國煤層氣地質條件、用以指導生產實踐的開發理論，適合我國地質條件的完井、壓 裂、排采等關鍵技術與相應設備等。

管理上：主要包括：煤層氣、煤炭礦權重疊，先採氣、後採煤、發電上網等政策實施困難較多，對 外合作依賴程度高，自營項目受到限制，管道規模小，市場分散、不確定性大等。

3 煤層氣發展前景與建議

隨著國民經濟的發展，天然氣需求快速增長為煤層氣發展提供了機會。2000年以來，天然氣年均 增長速度達到16％（圖5），2009年底，全國天然氣消費總量875×10⁸m³，2010年，天然氣需求量超 過1400×10⁸m³，供應能力約1000×10⁸m³。2015年，預計天然氣需求量2600×10⁸m³，供應能力只有 1600×10⁸m³，到2020年，天然氣缺口將超過1000×10⁸m³，這就為煤層氣等非常規氣的發展提供了 空間。

3.1 發展前景

據有關規劃，到2015年，全國地面開發煤層氣產量將達到100×10⁸m³；2020年，天然氣產量約 2020×10⁸m³，其中非常規天然氣產量達到620×10⁸m³，地面開發煤層氣將達到200×10⁸m³。

圖5 2000～2008年中國天然氣消費量變化趨勢

與此同時，各相關企業也制定了 「十二五」 發展目標（表2）。

表2 全國重點地區及企業煤層氣地面開發預測表

上述目標能否順利實現，前景如何，勘探開發及產業規模能否迅速發展，主要取決於國家政策的進 一步落實以及幾大主要企業的投入。尤為重要的是這些企業針對煤層氣賦存條件的技術進步與突破，而 非資金問題，這一點必須引起高度重視。中國石油將會進一步加大投入，促進煤層氣產業快速發展。主 要加大沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東部兩個重點產業基地的勘探開發力度，積極探索外圍盆地煤層氣 開發配套技術。預計：2012年新增探明煤層氣地質儲量2000×10⁸m³，為建產能提供資源保障；2013 年建成生產能力45×10⁸m³/年，2015年產量達到45×10⁸m³，商品量40×10⁸m³，成為國內第一煤層氣 生產企業。同時，成為業務技術主導者、規范標准制定者、行業發展領跑者。到2020年，煤層氣商品 量預計達到100×10⁸m³，成為中國石油主營業務重要組成部分和戰略經濟增長點。

3.2 對策與建議

3.2.1 根據資源分布研究與調整對策

全國埋深小於2000m的煤層氣總資源量為36.8×10¹²m³，可采資源量約10.8×10¹²m³。資源量大 於1×10¹²m³盆地有8個，資源量合計28×10¹²m³，佔全國76％，主要分布於中西部地區。埋藏深度小 於1000m的資源量為14×10¹²m³，是目前開發的主要資源。低階煤煤層氣資源量佔43％，但目前主要 開發的是中高階煤煤層氣資源。因此，現在必須加強對西部地區中深層（埋深大於800m）和中低階煤 煤層氣開發的研究與開發試驗力度，力求更大范圍的實質性突破。

3.2.2 國家政策落實和企業間的相互合作須進一步加強

完善相關政策措施，制定煤層氣、煤炭開發統一規劃，做到無縫銜接，切實落實「先採氣、後采 煤」，實現資源充分利用。採煤采氣3種合作方式還需要進一步擴展；積極推進煤層氣產業發展與煤礦 瓦斯防治一體化合作。

3.2.3 在提高單井產量和整體效益方面強化技術攻關

針對煤層氣勘探開發關鍵技術需要加強攻關。進一步研發針對煤層氣地質特點而形成配套合適的鑽 探、壓裂、排采、管輸等專有設施和設備，加大發展羽狀水平井開發關鍵技術力度。

3.2.4 建立統一的信息平台，避免無序競爭和重復性投資

強化信息渠道，實現資源共享，避免無序競爭和重復性投資。建立煤層氣行業統一的信息管理系統 是一項非常重要的基礎工作。包括兩方面內涵：企業內部應加強煤層氣田的數字化建設，國家層面應加 強行業技術與產業信息的統計和交流發布，為煤層氣行業提供統一的信息化建設標准。

結束語

低碳經濟是我國能源經濟發展的必由之路。為了從源頭上減少碳排放，引領能源結構和產業多元 化，天然氣供需缺口將長期存在，對煤層氣需求會不斷增加。中國煤層氣資源豐富，目前產業整體規模 小，但潛力大、前景好。加大研發力度，依靠技術進步，將大大促進煤層氣產業快速發展。

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Ⅸ 加強煤層氣勘探開發管理

嚴格執行煤層氣資源一級管理，針對目前煤層氣開發利用中缺乏協調，條塊分割嚴重的問題，理清各方面利益關系，理清煤層氣和煤炭關系。

實行綜合勘探、綜合開發和綜合利用，在保證國家對煤炭和天然氣正常需求的情況下，建議煤層氣優先於煤炭和常規天然氣勘探開發。對煤層氣生產企業予以同等國民待遇，在體制和機制上，採用市場化運作方式，要吸引和鼓勵國有石油公司的資金、技術、設備和人才投入煤層氣產業。要建立煤礦抽采利用煤層氣剛性機制。從政策和體制上協調煤炭企業、煤層氣企業、石油天然氣企業之間在煤層氣資源管理和開發利用中的利益關系。必須堅持國家為主，地方和企業積極參與支持的政策，共同推動煤層氣產業的發展。同時，嚴格煤層氣對外合作管理，依據標准合同，及時做好煤層氣合作區塊核減工作。完善煤層氣地質綜合勘探開發技術規范、資源量預測評價規范、儲量評定規范以及其他相應的技術規范等。

Ⅹ 海洋礦產資源勘查區劃建議

4.1.1 區劃的原則

4.1.1.1 以服務經濟與社會需求原則

國土資源部和中國地調局領導多次指出：「近年來，我國經濟快速發展，石油、煤、鐵、銅、鋁等重要礦產的消費量大幅增長。礦產資源的消耗量增長速度大於儲量增長速度，出現了『寅吃卯糧』的情況。一些關系國計民生的重要礦產資源，特別是油氣資源嚴重短缺，已成為經濟社會可持續發展的大瓶頸、大制約。」因此，海洋礦產資源勘查開發區劃必須堅持以國家需求為導向。

我國管轄海域油氣資源勘探開發區劃以海域各盆地剩餘資源量的大小進行排列，依次為：①增儲上產主力產區——渤海盆地；②後備儲量接替區——南海北部陸架珠江口盆地；③戰略後備儲量准備區——東海陸架盆地的基隆凹陷及海礁凸起，其次是黃海盆地；④南海中南部海域是中外共同勘探開發區域。

我國近海建築砂礫石勘查開發區劃主要考慮以下5種因素：①海砂的主要類型；②海砂的分布與資源量；③海砂開採的經濟性需求；④海砂開採的環境限制；⑤礦政管理與管轄海域區域地質調查規劃的銜接。綜合考慮上述5種影響因素，特別是海砂需求的市場驅動，我國建築砂礫石勘查開發區劃可以分為與主要沿海經濟區相關的3個區域分別為：①珠江三角洲區域；②長江三角洲區域；③黃、渤海區域。

天然氣水合物資源勘查區劃則根據勘查的程度劃分為2個區域分別為：①南海北部陸坡；②東海沖繩海槽及陸坡區。

4.1.1.2 當前利益與長遠利益兼顧原則

海洋礦產資源勘查開發區劃要兼顧當前利益和長遠利益，既重視當前經濟效益好的海洋礦產資源的開發利用，也要重視將來有潛力的礦產資源的研究。例如，國家在加大海洋油氣勘探開發力度的同時，也不放鬆對21世紀的新能源——天然氣水合物資源的調查評價、實驗模擬和綜合研究，為2010年前提供可勘探獲儲量的靶區做好准備。

4.1.1.3 資源開發與環境並重原則

1992年聯合國環發大會確立了可持續發展的思想，強調了發展經濟與環境保護及治理的重要性。目前海洋環境惡化和海洋自然災害日益嚴重（如海岸侵蝕、海水侵入、地面沉降和由地震引發的海嘯等）應引起高度重視。我國政府已將可持續發展列為一項基本國策，強調實施海洋開發，加強生態環境保護建設，大力發展環保產業，加強重點區域、海域污染防治和城市環境綜合整治。提高海洋礦產資源開發利用的環保意識，力求使海洋礦產資源開發利用既能滿足我國經濟快速增長的需求，又能符合國家環保規范，做到海洋礦產資源開發與海洋環境保護並舉，實現可持續開發利用的目標。

4.1.1.4 資源綜合開發利用原則

發展循環經濟，建設資源節約型、環境友好型社會是我們始終應遵循的基本指導方針。為了使海洋礦產資源開發服務於社會，滿足我國國民經濟的快速增長，同時又能保護海洋環境，實現可持續發展。海洋礦產資源勘查開發區劃應以同類或不同類礦產資源合並考慮為原則。例如，海洋油氣的勘查開發可以與天然氣水合物的勘查開發同步進行，既可增加產量，又可減少環境污染。

4.1.2 礦產資源勘查區劃建議

4.1.2.1 油氣勘探開發區劃

從各盆地剩餘資源量來說，當數渤海盆地尚未發現資源量最多，東海陸架盆地次之，珠江口盆地第3，鶯歌海、瓊東南盆地位居第4，沖繩海槽盆地第5，北部灣盆地第6，黃海3個盆地排在最後。這也決定了我國海域油氣資源勘探開發區劃與規劃的順序（圖4.1、圖4.2，表4.1）。

圖4.1 中國海域盆地油氣勘探規劃圖（渤海、黃海及東海）

圖4.2 中國海域盆地油氣勘探規劃圖（南海海域）

表4.1 我國海洋油氣重點調查評價區建議

4.1.2.2 天然氣水合物勘查區劃（表4.2）

表4.2 我國海洋天然氣水合物調查評價區建議

1）增儲上產主力產區。從盆地剩餘資源量、目前石油新增地質儲量及油氣剩餘可采儲量指標分析，渤海及周邊是當前增儲上產最具潛力地區之一。據國家專項工作評價，渤海海域擁有103.00億～104.00億噸油當量的油氣資源，至今已在該區發現了40.00億噸油當量的地質儲量，盆地內剩餘資源潛力巨大。在渤海盆地中又以渤中坳陷為勘探重點，其次是遼東灣坳陷和埕寧隆起。預計我國海域近幾年的增儲上產主要就在渤海盆地內獲得。2007年5月，中國石油天然氣集團公司宣布，在渤海灣津塘黃驊灘海曹妃甸港區發現儲量規模高達10.23億噸的南堡大油田。

2）後備儲量接替區。後備儲量接替最為現實的區域將是南海北部陸架珠江口盆地。目前珠江口盆地已將掌握的探明儲量全部動用，僅有PY4-2、PY5-1和幾個小含油氣構造儲量經評價後還可提升少量探明儲量外，近幾年來一直未找到新的接替後備儲量。因此，除近期開發的WC13-1/2油田能接替一部分產量任務外，整個珠江口盆地的油氣產量遞減的局面尚難改變。因此，加強珠二坳陷及其神狐低凸起區勘探以尋找新的儲量接替區就顯得非常迫切。

3）戰略後備儲量准備區。海域戰略後備儲量准備區首選是東海陸架盆地的基隆凹陷及海礁凸起，其次是黃海盆地。從剩餘資源量指標分析，東海陸架盆地應是未來幾年勘探重點海區，從油氣地質條件分析，由於基隆凹陷比西湖凹陷發育更多的新生界海相地層，其油氣地質條件及資源潛力均優於西湖凹陷。近年由於釣魚島和東海中日海域劃界爭議，造成我國在東海基隆凹陷的資源調查工作受阻，至今尚未能在該凹陷投入鑽探工作量，甚至地震測線網密度也僅5千米×5千米。西湖凹陷南部春曉氣田群（距中間線僅5千米）的開發引起了日方對東海油氣的極大關注，並於2004～2005年投資建造三維地震船，計劃勘探開發東海油氣資源。我國無論從後備戰略儲量接替的准備，還是為海域劃界准備基礎資料都應加緊東海基隆凹陷的油氣勘查工作。位於東海陸架盆地西部的海礁凸起，雖然無海域劃界的問題，但據有關資料分析，西湖凹陷內生成的烴有相當一部分已運移到海礁凸起上，且該凸起上中新統中上部及上新統下部有2套相當穩定的泥岩段分布，為良好的區域蓋層，使西湖凹陷運移到該凸起上的油氣得以保存。

4）中外共同勘探開發區。南海中南部海域是中外共同勘探開發區域。我國在南海的油氣開發，目前僅在南海北部陸架區的珠江口、北部灣及鶯-瓊盆地，而南海周邊國家在我國南海中南部傳統斷續疆界線內不斷強化其油氣資源勘探開發活動，並已形成巨大產能。而我國在南海中南部海域至今尚未開展實質性的勘探開發活動。

目前，我國3大油公司在南海主要沉積盆地進行了油氣礦業權登記，共有206個勘查區塊，面積123.48萬平方千米。

1）南海北部陸坡。廣州海洋地質調查局將南海北部陸坡勘查區劃分為11個區塊：台西南、東沙南、神狐東、西沙海槽、西沙北、西沙南、中建南、萬安北、北康北、南沙中、禮樂東。其中，西沙海槽、神狐、東沙已完成4個航次的天然氣水合物調查，是「十一五」的首選靶區（圖4.3）。

2）東海沖繩海槽。青島海洋地質研究所將東海沖繩海槽勘查區劃分為3個區塊：沖繩海槽北部、沖繩海槽中部和沖繩海槽南部。其中，沖繩海槽中南部已完成1個航次的天然氣水合物調查（圖4.4）。

4.1.2.3 建築砂礫石勘查開發區劃

我國海洋建築砂礫石勘查開發區劃主要考慮以下5種因素：①海砂的主要類型；②海砂的分布與資源量；③海砂開採的經濟性需求；④海砂開採的環境限制；⑤礦政管理的需要與管轄海域區域地質調查規劃的銜接。為此，將管轄海域資源勘查劃分為3個區域9個區塊，國土資源部和中國地調局已安排了礦產資源補償費和地質大調查經費設立了調查評價專項，分期逐年逐塊進行調查評價工作，預計2012年完成海上全部區塊的調查，2015年前完成資源評價（表4.3）。

圖4.3 南海天然氣水合物資源遠景及規劃圖

圖4.4 東海沖繩海槽天然氣水合物資源遠景及規劃圖

表4.3 我國近海建築砂礫石勘查開發區建議

1）海砂的主要類型。我國擁有漫長的海岸線和廣袤的淺海陸架，蘊藏豐富的海砂資源。海砂分布受水動力、地貌、地質及海面升降等因素控制。根據沉積環境，大體可以分為海岸帶、近岸淺海和大陸架3個海砂堆積體系。

2）海砂的分布與資源量。從分布水深看，海岸帶海砂分布在0～15米水深范圍，近岸淺海海砂分布在5～50米水深，陸架海砂分布在50～150米水深。海砂的分布與沙礫質海岸類型密切相關，砂質海岸長度佔大陸海岸線總長的25.6%，包括海南、台灣2島在內，全國沙礫質海岸主要有9段。在中國大陸10個沿海省（區、市），砂質海岸線長占海岸線全長比例前6位是：山東（1321.9千米）、廣東（1005.1千米）、福建（455.3千米）、遼寧（315.4千米）、廣西（204.6千米）、河北（150.8千米）。

3）海砂開採的經濟性需求。海砂的3大用途包括海洋工程填料、建築用砂、海灘養護。海砂的需求與沿海經濟發展密切相關，在我國珠江三角洲經濟帶、長江三角洲經濟帶和環渤海經濟圈，海砂的需求呈現逐年增長趨勢，目前主要為海洋工程填料和建築用砂，海灘養護應成為潛在需求。同時，海砂的市場需求還來自日本、韓國等鄰國拉動，海砂的國際需求值得關注。海砂開採的經濟性還包括開采技術的發展和開采成本方面的考慮，目前發達國家的海砂開采技術已可以達到開采水深50～100米的海砂。

4）海砂開採的環境限制。海砂開采不當會直接造成環境破壞，主要包括海岸侵蝕、海水入侵以及與海洋漁業之間的沖突等。因此，海岸帶海砂特別是海灘砂不宜開采，陸架海砂因調查程度的限制不能確定合適的目標區域進行開采，因此近岸淺海領海基線以外20～100米水深的海砂應是今後尋找和開採的主要目標。

5）礦政管理與管轄海域區域地質調查規劃。我國陸架重點地區補充調查的最大精度為1∶50萬，「十五」期間已經完成。1∶100萬海洋區域地質調查以及重點海岸帶1∶25萬環境地質調查將在「十一五」期間逐步展開，涉及海岸帶地區的還有「908」專項調查等。上述調查僅提供區域地質背景資料，對於海砂所需要的大比例尺地質調查（國外通常為1∶5萬）無法提供足夠精度的資源評價數據。

綜合考慮上述5種影響因素特別是海砂需求的市場驅動，我國建築砂礫石勘查開發區劃可以分為與主要沿海經濟區相關的3個區域分別為：①珠江三角洲區域；②長江三角洲區域；③黃海、渤海區域（表4.4，圖4.5、圖4.6）。

表4.4 中國近海海砂重點調查區塊資源量簡表

1）珠江三角洲區域。相鄰行政區包括廣東、廣西、海南、台灣，主要城市有廣州、香港、澳門、海口以及主要由中等城市組成的城市群。該區域經濟發達、開發活動頻繁，大型海洋工程在建或籌建項目眾多。從海岸帶類型來看，該地區存在5段砂質海岸：①粵東岬灣型砂質為主的海岸；②粵西岬灣型砂質為主的海岸；③廣西岬灣型砂質海岸；④海南島岬灣型砂礫質海岸；⑤台灣島西部砂礫質海岸。這些岸段以華南山地、丘陵為地貌背景，幾十米厚的花崗岩風化殼提供了豐富的砂礫石來源，眾多短源河流將砂礫石輸運到海岸帶及相鄰淺海沉積，是海砂勘查、開採的理想場所。

2）長江三角洲區域。包括江蘇、浙江、福建和上海，特別是以上海為中心的長江三角洲城市群經濟增長迅速，其經濟實力已超過了珠江三角洲和環渤海地區。區域經濟發展使之對建築用砂的需求持續增長，目前建築用砂主要來自河砂或山砂，海砂成為潛在選擇。從海岸帶類型來看，該地區北部以粉砂、淤泥質海岸為主，腹地則主要為沖積平原，上海南部則以基岩海岸為主，浙江南部與福建山地丘陵直臨東海，海岸帶范圍狹小，在鄰近淺海區域有海砂分布，但缺少大面積分布的砂體。

3）黃海、渤海區域。包括山東、江蘇北部、河北和遼寧，海域包括黃海和渤海，該區域北部屬於環渤海經濟帶，目前是我國第3大集約程度高的經濟協作區域。重要城市包括北京、天津、唐山和遼東半島城市群以及膠東半島城市群。從海岸帶類型來看，該地區的膠東半島以及延伸到江蘇北部的區域存在多處砂質海灘，山東半島西起萊州灣並包括整個膠東半島，向南延伸至江蘇連雲港，總長1800多千米。由於山東半島突出於黃海之中，海岸線比較曲折，大量的花崗岩山地丘陵和短小河流提供了較多的粗粒物質。渤海北側砂質海岸有遼東灣東部的砂礫質海岸和遼西-冀北砂質海岸，前者從復縣東崗至蓋縣蓋平角，沿岸分布有前震旦紀混合花崗岩和花崗閃長岩丘陵、侵蝕平原，為海岸帶提供了大量的砂礫石來源，後者北起遼寧興城，南至河北灤河口，背靠混合花崗岩剝蝕平原和燕山山脈，10幾條短小的山溪性河流，提供大量粗粒物質。

4.1.2.4 地下淡水和地下鹵水開發區劃

1）地下淡水。在長江口以南（包括長江口）沿海地區水資源總體比較豐富，長江口以北沿海地區地表水資源相對缺乏，水資源短缺。因此，根據水資源的總體豐富程度把沿海地區地下淡水資源的開發劃分為長江口以南地區和長江口以北地區。

2）地下鹵水。我國沿海地區地下鹵水的凈儲量、儲層結構及水化學特徵隨著各海區岸段的不同存在著一定的差異，這與鹵水賦存區所經歷的第四紀古海洋環境、古氣候環境、地貌及構造活動的演化歷史密切相關，並受地下水和地表水體混合作用的影響。結合沿岸地區的地質地貌特徵、第四紀地層分布和已有的勘探研究程度等，沿海地區地下鹵水的開發可劃分為：南方華南及東南沿岸濱海區和北方黃海、渤海沿岸濱海區。根據現有的研究程度和鹵水富集的區域分布，在黃海、渤海沿岸濱海區又可劃分為鹵水廣泛分布的渤海沿岸濱海地區和南黃海沿岸濱海區。

圖4.5 中國近海海砂資源調查區劃與規劃圖（渤海、黃海、東海海域）

圖4.6 中國近海海砂資源調查區劃與規劃圖（南海海域局部）

4.1.2.5 海底煤田勘查開發區劃

由於龍口北皂煤礦地質構造較復雜，斷層比較發育，為了擴大採煤區，增加儲量和產量，2002年北皂煤礦首次針對海上煤田開展了高精度三維地震勘探。勘探面積為6.44平方千米，工區水深為0～12米，目的層埋深為809米。勘探目的要求查清煤層中落差為3～5米的斷層與褶曲，以便向北進一步擴大其採煤區，查明整個海底煤田的范圍、煤層及可采厚度和計算探明儲量，為煤田開采設計最佳方案提供依據。

4.1.3 礦產資源開發與經濟發展、環境保護的關系

改革開放以來，我國沿海地區海洋礦產資源的勘查開發，特別是近海域油氣資源的勘探開發，海上油氣工業迅猛發展，在我國海洋產業經濟中的比重列居第4位，對海洋經濟發展起著重要作用。然而，沿岸地區地方性的民采（建築砂礫等）大多數都是無序無度的濫挖亂采，嚴重破壞海洋生態環境和造成海岸侵蝕。

近海油氣開發迅猛發展，石油鑽井平台向周圍海域泄漏原油和油污水。渤海、東海、南海北部油氣開發區油污染程度逐年上升。污染海區大多超出漁業水質標准，最高超標達幾十倍，對漁業資源、水產養殖業和濱海旅遊業造成了嚴重影響。

為此，在規劃海洋礦產資源開發過程中，應嚴格執行《礦產資源法》的有關規定，在礦產項目開發前必須做出環境保護評價，在開發過程中始終要注重生態環境保護，做到礦產資源可持續開發利用，生態環境可修復利用。