提升勘探开发力度集团公司

Ⅰ 必须坚持与石油企业勘探各有侧重、合理分工，促进油气勘探开发

这一轮战略选区工作，坚持与石油企业勘探合理分工，有序衔接，站在国家层面上，结合我国油气地质条件和石油企业对油气有利目标区、勘探后续接替区的需求，进行统筹部署、立项论证、组织实施，努力做到与全国矿产资源规划和地质勘查规划以及油气基础地质调查部署相契合，与石油企业的勘探规划和对重大油气地质问题的关注以及对油气有利目标区、勘探后续接替区的期待相契合，各有侧重、合理分工，有序衔接，既解决了广泛关注的问题，又让石油企业得到了实实在在可利用的成果和资料，赢得了石油企业的广泛支持，促进了油气勘探开发。

实践证明，要进一步加大油气资源战略选区工作力度并不断取得成效，就必须坚持围绕国家利益、服务石油企业和社会，找准油气资源战略选区与石油企业勘探开发的结合点和切入点，把促进油气勘探开发作为服务对象，使油气资源战略选区与石油企业勘探开发相互促进。

Ⅱ 积极推进勘探开发“走出去”

开展境外油气资源战略调查与评价，引导、鼓励国内油气公司投资开发境外油气资源，在海外建成若干个稳定的石油勘查开发基地，坚持把拓展国际市场，开辟新领域作为加快国际业务发展的重要途径。在极其复杂的国际环境和艰苦的作业条件下，积极实施重点市场和重点客户战略，树立新形象。规避市场风险和经济风险，及时调整部署，将新项目开发重点集中在不利因素对投资回报影响较小的开发项目上，扎实有序地推进管理体制、经营机制创新，促进国际化经营管理逐步走向科学化和规范化。为实现境外油气资源供给多元化提供支撑。

Ⅲ 中国石油兰化和中国石油化工集团公司西北石油局有没有关系

一个是炼油的，一个是产油的，一个是中石油的，一个是中石化的，两者已经分家很多年了，西北局只管油田生产石油，而兰州化工是下游炼化企业，往大里说同属石油系统，实际上没多大关联

Ⅳ 新疆广汇实业投资（集团）有限责任公司的能源开发

能源 开发产业涉及能量资源调查、勘探、计划、设计，到施工建设、开采加工全过程的能源开发，已逐步成为广汇集团新的主导产业。集团以上市公司广汇股份为清洁能源产业的承载平台，充分利用国内外两种资源，已形成以LNG、煤炭、石油为核心产品，能源物流为支撑的天然气液化、煤化工、石油天然气勘探开发三大能源业务；通过对能源领域大力度的投资，广汇旗下的上市公司广汇股份已经成功转型为以清洁能源为主的上市企业，在沪市已有不凡表现。
内部结构资源获取及勘探成果——煤炭：集团现有哈密、阿勒泰两大煤区，伊吾、白石湖、黑顶山、淖东、阿勒安道五大煤田，勘探储量累计超过129.7亿吨；正在建设白石湖1600万吨、黑顶山500万吨、淖东3000万吨、阿勒安道1200万吨四大煤矿。
资源获取及勘探成果——石油、天然气：2008年9月，广汇集团与哈萨克斯坦TBM公司合作，共同经营石油和天然气资源的勘探、开发、生产等。2009年4月，在境外投资57.06亿元建设“斋桑油气综合开发项目”，开发东哈州斋桑油气区块。该气块位于哈萨克斯坦的东哈萨克州，紧邻我区吉木乃县，合同区面积8326平方公里 。根据国际储量评估公司（NSAI）的评估结果，斋桑油气区块原油地质资源量11.878亿吨，天然气地质资源量964亿方。最新勘探工作表明，斋桑沼泽地、浅层湖区及靠近吉木乃县的玛斯卡亚区域潜力很大，潜力高于评价预期。
重点项目情况——1、鄯善液化天然气公司
2003年9月，投资15.75亿元在鄯善建设并成功运营年产5亿方LNG项目，产品主要作为城市燃气管网的调峰、城市交通以及特殊工业用户，源源不断的将这一清洁能源销往全国约46个城市，截止2010年底，已累计利用吐哈油田伴生气源20.86亿立方米，现已发展成为国内经营规模最大的陆基LNG生产供应商。
广汇LNG运输车队 广汇目前拥有国内最大的LNG运输车队，在LNG车辆运营管理方面具有丰富的经验，运输配送体系完善。
重点项目情况—— 2、哈密淖毛湖煤化工
2007年5月，在哈密地区伊吾县投资建设一期年产120万吨甲醇/85万吨二甲醚、5亿方液化天然气项目，于2010年3月26日获得国家发改委核准批复，被列为国家《石化产业调整和振兴规划》鼓励的大型煤基二甲醚装置示范工程。一期项目投资总额已超过150亿元（含配套煤炭、水利资源项目与物流项目），工期历时4年，预计2011年9月全面投料联动试车。项目二期规划继续新增投资287.5亿元，建设年产300万吨甲醇/100万吨烯烃、15.2亿方煤制液化天然气装置。计划二期项目于2011年四季度开工建设,一、二期投产后共形成年销售收入约210亿元，解决就业10000人，所有项目建成后，哈密伊吾县淖毛湖将成为中国最大的煤化工生产基地之一。
重点项目——3、斋桑油气综合开发项目
勘探开发规划：2015年产能达到500万吨/年原油、10亿方/年天然气；2020年产能达到1000万吨/年原油、30亿方/年天然气；
天然气产能规划： 2011年8月，5亿方/年天然气投产；2015年天然气产能10亿方/年；2020年天然气产能30亿方/年；
稠油产能规划： 浅层：平均井深1300米，蒸汽吞吐试采获得成功，初始产量40吨/天；2011年达到20万吨，2015年达到200万吨并持续稳产;深层：井深范围为1700-3000米；2015年达到200万吨，2020年达到500万吨； 滚动勘探及扩边：在11个勘探区力争勘探突破增储，加大开发力度；2015年达到100万吨，2020年达到300万吨。
重点项目情况——4、吉木乃LNG项目
吉木乃LNG项目建设进展 吉木乃年产5亿方LNG项目已完成投资2.2亿元，工程设计工作完成了90%，LNG储罐外罐安装工作完成了70%，消防等辅助配套工程完成了60%。2010年获得国家发改委对跨境天然气管道的批复，2011年完成输气管线的建设；
吉木乃LNG项目2011年计划 2011年5月进行长周期设备安装；8月底开始单机调试，11月底正式投产，2011年计划继续追加投资4亿元。
重点项目情况——5、富蕴煤炭综合开发项目
广汇集团利用阿勒泰地区富蕴县喀姆斯特区域丰富的煤炭资源以及乌伦古河的水利资源，进行煤炭的综合转化深加工。配套水利工程建设及生活区基础建设工作已全面展开。2011年4月全面展开一期工程180万吨/年煤制油、40亿方/年煤制气项目建设；由于煤制气产品的特殊性，主要依靠管线输送，项目建设进度要与管线建设相匹配。广汇确定项目建设“先油后气”，煤制油项目于2014年8月完工，2015年6月完成煤制气项目建设。
重点项目情况——6、能源物流项目
2010年5月1日淖柳公路正式开工，9月28日正式通车。新建柳沟至淖毛湖公路，位于甘肃瓜州县、肃北县和新疆伊吾县境内，公路全长479.88公里 ，其中哈密境内258.86公里，甘肃境内221.2公里，总造价7.5亿元（包括沿途配套设施与加油、加气站）年运量为1500—2500万吨。这是新疆首条投入运营的“疆煤东运”公路专线，同时也为当地农副产品通过此路实现快捷运输大大缩短了运距，运输优势非常显著。2011年淖柳公路计划实现煤炭总运量600万吨，2012年实现总运量1500万吨，使新疆淖毛湖煤田的大规模开发进入实质性阶段。
围绕煤炭外运销售配套的能源物流项目已全面展开，为新疆煤炭销往河西走廊及全国市场做好“大物流”准备。 “淖红铁路”已纳入国家十二五规划，计划2011年动工，2013年建成。
计划在柳沟、甘肃和宁夏分别建设煤炭中转物流节点，江苏启东建立能源中转码头。柳沟物流园预计在2011年6月建成；启东能源中转码头已初步划定港口用地1995亩，岸线1050米，已在当地建成一座LNG加注站。
新疆广汇集团和上海申能集团将斥资373亿元在宁夏中卫市建设“广申工业城”综合项目，计划总投资373亿元，主要包括六个子项目：分别是建设先期1500万吨、终期5000万吨煤炭物流集散地，百万千瓦超超临界空冷发电机组，25万立方米液化天然气转运分销中心，60座液化天然气和压缩天然气加注站，35万吨煤化工副产品的精深加工系列产品项目和28.6公里铁路专用线。
淖红铁路设计为双线重轨电气化铁路，自甘新交界的兰新铁路红柳河车站引出，折向西北，沿东天山边缘西行至伊吾县淖毛湖镇，全长325.26公里。淖毛湖矿区煤炭专用铁路正线全长120.25公里，设车站8处。
重点项目——7、气化南疆、北疆阿勒泰惠民工程
2010年8月，受国家能源局委托，广汇股份分布式LNG能源供应模式和中石油管道天然气供应模式被共同用于解决南疆地区居民的用气问题。根据国家能源局下发的《国家能源局关于印发加快解决南疆三地州能源供应实施意见的通知》（国能规划[2010]125号）要求，广汇股份承担喀什、和田、克州气化工程，具体负责LNG生产运输、分布式天然气站点等设施的建设经营；同时主动承担了对北疆阿勒泰地区的气化惠民工程，造福新疆各民族群众。
广汇气化项目 2010年9月6日，广汇股份气化南疆工程示范项目开工；12月1日，广汇股份气化阿勒泰项目举行各县城点火仪式；12月29日，广汇股份在遭受特大泥石流灾害的甘肃舟曲县举行了气化开工仪式；
2010年12月30日，气化南疆喀什示范项目 顺利通气点火。
重点项目——8、国家“863”车用燃气推广
2009年，承担国家“863科技攻关计划”，通过与国内知名厂家科研机构合作，建立自有知识产权，并投资15亿元，在新疆及河西走廊地区实施“863车用燃气”项目推广，形成LNG燃料中重型车辆的产业化推广路径。计划2010-2012年，建成300座LNG加注站，推广应用LNG燃料车达到1万辆。预计年消耗LNG量为6-8亿方，可实现每年二氧化碳减排43万吨。
由广汇起草并建立以下四项企业标准:
《液化压缩天然气汽车加气站设计与施工标准》Q/XJGH001.2009
《撬装式液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》Q/XJGH1002.2009
《液化天然气（LNG）汽车加气站设计与施工规范》Q/XJG H1003.2009
《撬装式液化压缩天然气（L-CNG）汽车加气站技术规范》Q/XJGH1004.2010
新疆“十二五”发展规划正式发布，《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》发布，就石油、天然气、煤炭、煤化工以及铁路、管道等内容进行规划：
十二五目标
到2015年，原油产量达到3300万吨，天然气450亿立方米，油气当量超过6500万吨；原油加工能力3800万吨，石油储备库容1300万立方米。
到2015年，新疆煤炭产能达到4亿吨以上，外运5000万吨。
到2015年，建成煤制尿素260万吨、煤制二甲醚80万吨、煤制天然气600亿立方米、煤制油360万吨、煤制烯烃100万吨、煤制乙二醇100万吨；“十二五”期间新增煤焦化生产能力800万吨。

Ⅳ 陕西延长石油集团油气勘探公司的发展展望

（一）以省内勘探为基础，石油勘探有序推进。 一是省内勘探进一步深化。加大各探区勘探力度，发现了较好油层显示，增加了含油面积，深化了对探区储层分布规律的认识。同时，完成了明年探井的现场踏勘工作。
二是省外勘探有序进行。完成了二维地震采集，进一步查清了省外区块的构造特征，落实了洼槽面积和基底埋深，为下一步勘探提供了科学依据。完成了井位论证工作，开钻5口，完井2口，发现了较好油气显示。
三是试油工作取得明显成效。采用油管抽汲技术，提高了强排效率，各层位均不同程度见到油气显示，试油产量大幅度提高。
（二）以试气工作为重点，天然气勘探获得新发现。
一是天然气钻探快速推进。加大钻前协调力度，加快勘探步伐，在石盒子组、山西组、本溪组不同程度的见到气层显示，山2、山1、盒8含气显示相对较好，形成了本区的主力气层。
二是试气工作取得较大突破。严把试气作业质量关，完成新井新层试气20口22层，旧井新层试气7口8层。南部区域本溪组获得重大发现。
三是加快采气站建设步伐。成立了单井组采气站建设领导小组，完成了站内地面附属物建设，工艺设备正在试运行，预计10月底投产见气。（三）积极开展项目评价和项目研究，国际勘探取得新进展。
一是完成了马达加斯加项目综合评价。签订了共同投资合作勘探开发、经营油气资源协议，起草了马达加斯加项目合资公司合同和章程，成立了马达加斯加项目部，完成了马国3113区块井位论证报告和工作人员出国培训，目前正准备上钻，派驻监理。
二是认真做好泰国油气勘探前期准备工作。收集、翻译、整理有关泰国油气勘探开发资料，配合研究院做好前期研究、技术论证和区块评价，完成了项目中标工作，正在着手起草泰国项目合同和制定2009年的勘探部署方案。
三是启动了天然气勘探联合研究项目。与有关公司就合作方式、勘探规模、技术转让和资源评价等问题进行了交流与磋商，完成了初期联合研究，近期可提交初步成果。
（四）加强钻井作业管理，工艺技术水平得到进一步提高。
一是实行钻井队伍专业化管理。坚持统一标准、统一管理、统一价格、统一结算的“四统一”原则，积极引进外协作业队伍，建立了公平有序、效率为先的竞争机制。
二是强化钻井质量监督。实行理论考试、现场考评、单井评价相结合的监督考评办法，落实技术措施，开展跟踪服务，强化现场管理，钻井质量明显提高。
三是加快钻井进度。坚持抓早动快的工作思路，克服了工作量大、施工战线长、钻机搬迁频繁等困难，创造了钻井新纪录，为完成全年油气勘探任务赢得了主动权。
（五）深入开展“管理发展年”活动，企业管理得到进一步加强。
一是建立健全各项管理制度。制定了目标责任、招投标、施工作业等方面的管理制度，实行“三考一挂两否决”的目标责任制考核办法，建立了专业管理指标考核体系。设立了机关职能部门组织机构，明确了部门职责，理顺了管理体制。
二是加强财务运行管理。完成了机关财务机构的组建和基层单位财务的划转工作，建立了符合企业管理的财务运行体系。加强财务信息化管理，规范会计基础工作，提高了经营管理水平。
三是强化基础管理。坚持公开、公平、公正原则，全面推行招标采购制度。实行重点项目领导包干负责制，保证了项目建设的顺利进行。推行泥浆材料“代储直销”办法，提高了施工作业质量。严把资质审查关、入井材料关和作业质量关，规范了外协作业市场。制定了内审工作暂行规定和基建工程审计暂行办法，规范了审计行为。认真做好“四定”工作，完善了“五险一金”参保体系。优化人力资源配置，妥善安置招聘大学生、技校毕业生和延安办事处分流人员共164人。深入开展“整顿劳动纪律、转变工作作风”活动和大干三个月劳动竞赛活动，建立了良好的生产秩序和工作秩序。
四是切实做好安全环保工作。建立了各类事故应急预案和防范预案，加大隐患排查治理力度，开展安全检查14次，排查、整改各类隐患52项，实现了安全生产无事故。实行泥浆等废弃物的固化处理，有效的杜绝了环境污染。
（六）加大技术攻关力度，技术创新能力显著增强。
一是加强钻井工艺研究。调整钻井液体系和配方，改进井身结构，调整测井项目，缩短了建井周期，提高了钻井速度。
二是加强储层改造工艺研究。与长庆、中石化大牛地气田合作，优化压裂设计，提高水质标准，优选低密度陶粒，引进井温测井和裂缝地震监测技术，取得了明显效果。
三是加快科研项目实施进度。落实科研项目14项，签订合同12项。完成了2007年天然气地震解释处理工作，部分成果已应用到今年第二批井位部署中。部分探区凹陷圈闭优选项目取得了初步研究成果，相关登记区地质调查和羌塘盆地油气早期评价等项目正在实施之中。
（七）加强党的建设和企业文化建设，和谐企业创建步伐进一步加快。
一是成立了石油、天然气勘探开发部及钻井工程部3个基层党委，建立了8个党支部，举办了副处级以上领导干部学习十七大精神培训班，党的组织建设得到进一步加强。二是召开公司领导班子民主生活会，制定了党风廉政建设责任制考核、责任追究实施办法及工程施工作业队伍监督管理等制度，参与工程建设及物资采购招标等工作，有效的发挥了监督职能。三是创办了《油气勘探通讯》，加大对外宣传力度，营造了健康向上的舆论氛围。四是积极开展抗震救灾募捐活动，累计向灾区捐款142530元。认真做好职工暑期慰问工作，有力地调动了广大职工的生产积极性。五是举办了卡啦OK、演讲、健美操和乒乓球比赛等活动，丰富了职工业余文化生活。六是成立了维护稳定领导小组，制定了维稳工作措施，深入开展矛盾大排查、大调处活动，确保了奥运期间的安全稳定。
2008年陕西省工商行政管理局命名该公司为省级“守合同重信用”企业。

Ⅵ 确定发展思路是推进页岩气勘探开发的重要前提

在我国页岩气勘探开发起步阶段，需要解放思想，统一认识，统筹谋划，结合实际，确定我国页岩气的发展思路：即深入贯彻落实科学发展观，尊重市场经济规律和油气地质工作规律，依靠市场引导、政策推动、技术进步、体制创新，加大页岩气勘探开发力度，加快研发页岩气勘探开发核心技术，尽快落实资源，形成规模产量，推动页岩气产业健康快速发展，满足我国天然气消费不断增长的需求，促进能源结构优化，提高我国天然气供给安全和保障能力，促进经济社会又好又快发展。

在页岩气勘探开发中，一是坚持统筹规划，突出重点原则。充分发挥规划的调控作用，整体规划全国页岩气勘探开发，重点部署“十二五”期间页岩气勘探开发工作任务，力争促进“十三五”页岩气大规模快速发展；二是坚持调查先行，加强勘探的原则。对我国页岩气资源潜力进行调查评价，优选页岩气富集远景区和有利目标区，探明页岩气储量，为页岩气建产提供储量基础；三是坚持技术创新，实现突破的原则。加快引进国外先进成熟技术，加大消化吸收再创新力度，同时进一步加强自主研发和创新力度，形成适合我国地质条件的页岩气勘探开发的核心配套工程技术系列和页岩气调查、勘探开发标准体系；四是坚持开放市场，政策支持的原则。加强页岩气勘探开发管理，创造开放的竞争环境。引入市场机制，实行页岩气探矿权招标和合同管理，逐步推进页岩气勘探开发投资主体多元化。通过市场竞争和加强监管，推动页岩气勘探开发尽快起步，加快我国页岩气产业化。

Ⅶ 　形成海上油气勘探开发生产四大能力

通过对外合作和自营勘探开发的大量实践，在十大配套技术的基础上，初步形成了中国海上油气勘探、开发、生产的四大能力。

一、复杂地质条件下寻找大、中型构造油气田的能力

中国海域石油地质条件与近海陆地有直接的、密切的联系，盆地的含油气性质也由陆地影响到海区。当然，我国东部各沉积盆地含油气的复杂性，也直接影响到海域。

中国海域在早期主要盆地油气资源评价、“七五”富生油凹陷研究和“八五”区域地质勘探综合研究的基础上，我们具备了在复杂地质条件下——不同时代、不同类型（改造型、叠合型）、多旋回沉积、多生储盖组合、多期构造演化、复杂盆地背景、多断层切割、多断块构造条件——寻找大、中型构造油气田的能力。这些油气田的寻找主要依靠盆地地质条件类比、盆地演化史定量分析和多种地球物理资料处理、解释软件的支持，排除了各种地质因素干扰，还地下构造的真实本来面貌。如在莺歌海盆地中央构造带研究中，通过地震资料的叠前深度偏移处理，消除了低密度物质造成构造顶部下陷的假象，从而发现了天然气储量数百亿立方米的东方1-1大型天然气田、乐东15-1中型天然气田，提高了海上自营勘探能力和勘探成功率。

二、自营开发海上油气田的能力

我国海上到1995年已投入开发的18个油气田中，有4个是自营勘探开发的。通过实践和与外国石油公司合作，加上近几年技术开发和组织攻关活动，解决了一系列开发技术难点，海洋石油人逐渐掌握了海上油气田评价、开采技术，提高了自营开发、生产海上油气田的能力和水平。1990～1995年，自营油田动用地质储量占海上总动用储量的百分比，从2.87%上升到26.2%，年产油量所占比重从5%上升到25%，可见自营开发油气田的能力在逐年迅速增长。

对于新油气田，重点抓按时投产工作，以提高生产能力。特别在管理上，重视三大控制：进度、质量、费用，使新油气田投产工作做到高速、优质和有序地开展。如锦州20-2凝析气田自1979年开始钻探、1984～1988年滚动勘探评价到1989年完成总体开发方案设计，总共历时10年，先后钻预探井5口、评价井7口，取心长281m，油田范围内进行了38井次DST测试，11项1540样次分析化验和11个PVT样品分析工作，大量、丰富的基础资料使对地质情况有了清晰的认识：锦州20-2凝析气藏是一个受断层控制的被覆构造，顶部凹凸不平，形成南、中、北三个独立的高点；储层发育，岩性类型多，油气层分属4套地层、5种岩性，储油物性变化大；具有异常高压、具底油和底水的块状凝析气藏；受构造和岩性控制，是一个开发难度比较大的气田。1989年完成总体开发方案设计，1990年开始实施，根据下游工程年产30×10⁴t合成氨对上游年产3.5×10⁸m³天然气的要求，共建4座生产平台14口生产井，海上生产的油气，通过48.6km海底管线送往陆地终端和气体处理厂。气田投产至今压力下降平稳、供气稳定，保证了下游生产用气。1992年投产后，由于ODP方案得当，生产后弹性产率从1.7倍上升到17倍。有几口井出现了黑油，现正采取措施控制锥进和排黑油试验。

再如位于北部湾海域的涠洲11-4油田，于1978年自营钻探湾5井首次发现工业油流。构造类型为披覆背斜，主要储层为上第三系角尾组二段和下洋组，油层物性好，油质中偏重，属于受构造和岩性控制的底水油藏。由于探井少，在编制总体开发方案时有两个问题没有认识清楚：一是油水界面低渗致密层的致密程度及分布范围能否阻挡或延缓底水的上升；二是水体和天然能量的大小。因此，在钻开发井过程中，加强了随钻油藏描述技术的实施，从而加深了对油藏的认识，调整部分开发井位和方式。在储层研究中，充分利用地震道积分剖面，对油水界面低渗致密层的进一步研究，认为在开发区范围内，该层普遍存在，将对缓解底水的锥进起到重要作用。因此，对部分生产井的射孔方案作了调整，射开程度由原来的30%上升到50%～70%，使单井产能得到提高。短期试采证明底水能量足以满足开发的需要，于是，将原方案设计的5口注水井调为生产井，增加了油田产能，节省了费用。1996年油田年产油84× 10⁴t，累计产油233×10⁴t，到2000年油田生产近8年，累计采油627×10⁴t，采出程度27.73%，油田含水66.17%，获得了巨大的经济效益。

又如绥中36-1油田是个大型油田，在实施生产试验区完井作业工作中，克服了油层厚（单井总厚逾300m，平均单层厚105m）、井斜（最大64°）、渗透率差别大（同层变化在100～6000MD之间）等难点，完成生产井任务后，发现地质模式与方案结论一致；油层分布稳定，连续性好；储量增加（从4918×10⁴t增加到5754×10⁴t）；单井产能高于设计值（设计为80t/d，实际为100t/d）；能量旺盛，可以晚注水。我们通过生产试验区为油田整体开发提供了科学的依据和技术准备。绥中36-1油田的高效开发是多项先进技术配套集成的结果，2001年油田二期工程6个平台、185口井全部探测，全油田总井数249口，年产油350×10⁴t，累计采油1330×10⁴t。

对于老油气田，我们注意适时调整ODP方案，补充完善开发技术政策，采取合理开采工艺，加强生产管理，精心组织停产和检修工作。

最复杂的油田如曹妃甸1-6油田，为残丘状潜山构造油藏，产层为太古宙结晶花岗岩，具有双重介质、高渗、高产、底水、块状、古潜山特点。通过延长测试后，于1995年5月以两口生产井方式投产，初期日产1000t，但是仅仅8天时间，含水上升到24.5%，原油日产从926t急剧下降到563t，尽管采取了堵水、补孔等措施，但地下情况太复杂，致使单井日产低于操作费最低限产产量137t而被迫停产。尽管如此，我们也从中学到了许多有用的知识和经验教训。

三、承包海上技术作业服务的国际竞争能力

中国海油所属各专业技术公司（钻井、物探、测井、船舶、平台、工程、设计、技术服务等），通过技术引进和技术开发，已形成配套的技术服务能力，可以参加国际市场的竞争。

如在石油技术方面，“八五”期间共完成16项技术攻关课题，使其技术有了很大的进步，现在已能配套完成海上钻井作业的各种技术服务工作。

又如在物探方面，“八五”期间共完成46项科技技术改造项目工作，其中有23项已达到国际水平或国内先进水平。5年来该公司由于重视科研工作，积极地促进科技成果转化为生产力，在立项的23个项目中，创产值1.3亿元人民币，创汇620万美元；获得利润710万元人民币，80万美元；节约资金967万元人民币，144万美元。

四、开拓海外油气资源的发展能力

中国的油气资源并不丰富，面对国民经济发展对能源日益增加的需求，开拓发展海外油气资源可以为国家增加后备储量，也是中国海油发展战略之一，是利用国外资金和资源发展、壮大海洋石油事业的有效途径。

通过十多年的对外合作，我们已熟悉相关国际惯例和经营方式，具备一定的对外合作经验；有素质较高的管理、科研、设计、建造和施工队伍；与国际公司和金融界有良好的合作关系和信誉；有海上勘探、开发、生产作业比较齐全、先进的装备；有必要的资金和国内外融资能力。

在具备这些条件的基础上，我们在地域上选择与我国有良好关系的丰富产油区——亚太地区；在矿产选择上，以油为主；在方法步骤上，以油田开发或改造项目起步；坚持经济效益第一的原则。在众多项目信息中，经过相互比较、详细分析和广泛筛选，于1994年成功购买了印度尼西亚马六甲区块32.58%的股份。该区块为一已经开发30多年的海陆连片的老油田群，仍有一定剩余储量和新区勘探扩大储量的潜力。只需注入一定资金、加强管理、改进开采技术，油田仍然可以生产若干年，并且预计在几年之内即可收回投资，获得纯粹的利润油收益。

此举动打开了开拓海外市场的大门，也向未来建设跨国公司迈出了坚实的一步。

Ⅷ 中国煤层气勘探开发现状与发展前景

徐凤银 刘 琳 曾雯婷 董玉珊 李延祥 周晓红

（中石油煤层气有限责任公司，北京 100028）

摘 要：“清洁化、低碳化” 是全球趋势。加快煤层气勘探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气 环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。中国对煤层气开发力度不断加大，出台了价格优惠、 税收优惠、开发补贴、资源管理、矿权保护等一系列鼓励政策，形成中石油、晋煤集团、中联煤三大煤层气 企业，但目前产业整体规模较小。针对矿权问题，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即：沁南模 式、潞安模式和三交模式。在技术上已初步形成适合不同煤阶和不同地质条件下煤层气的勘探开发配套技术，建成了高水平的煤层气实验室，并在800m以深地区、低阶煤储层的开发等领域有实质性突破。

到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过30× 10⁸m³/a，年产量15×10⁸m³，商品气量11.8×10⁸m³。建成管输、压缩/液化能力56×10⁸m³/a。截至2011年 6月，全国煤层气日产量超过400×10⁴m³。已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及 保德四个有利区都紧邻已有天然气主干管线。

中国煤层气资源丰富，潜力大、前景好，加大研发力度，依靠技术进步，特别建议加强四个方面的工作： 一是根据资源分布研究与调整对策；二是国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强；三是在提高单井 产量和整体效益方面强化技术攻关；四是建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资。这将会大大促 进煤层气产业快速发展。

关键词：中国；煤层气；开发；产业；技术；现状；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

煤层气俗称瓦斯，成分主要是甲烷，形成于煤化过程中，主要有吸附在煤孔隙表面、分布在煤孔隙 及裂隙、溶解在煤层水中三种赋存形式，以吸附状态为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改 变时，三种赋存形式可以相互转化。“清洁化、低碳化” 是全球趋势，能源转型和低碳经济已成为世界 各国经济社会发展的重要战略。

煤层气开发利用具有“一举三得” 的优越性。首先它是一种清洁、高效、安全的新型能源，燃烧 几乎不产生任何废气，有利于优化能源结构，弥补能源短缺；再者，瓦斯是煤矿安全“第一杀手”，它 的开发有利于煤矿安全生产，减少煤矿瓦斯事故；同时它也是一种强烈温室效应气体，温室效应是CO₂ 的20倍，开发煤层气可以有效减少温室效应。总体体现出经济、安全和环保三大效益。加快煤层气勘 探开发步伐，对减少煤矿瓦斯事故、保护大气环境、改善能源结构、保障能源安全具有重要战略意义。煤层气的开采方式分为井下抽采与地面抽采两种方式。地面抽采在钻完井、测录井、压裂、排采、集输 工艺上与常规油气开采技术基本相同。

1 世界煤层气资源及产业现状

1.1 资源分布

全世界埋深小于2000m的煤层气资源量约为260×10¹²m³，主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美 国、澳大利亚等国家（图1）。

图1 全世界煤层气资源分布情况

1.2 产业现状

目前，美国、加拿大、澳大利亚等 国家煤层气产业发展趋于成熟。美国自 20世纪80年代以来，有14个含煤盆地 投入煤层气勘探开发，现已探明可采储 量3×10¹²m³。2009年，煤层气生产井 5万余口，产量542×10⁸m³。煤层气产 量占天然气总产量比重日益增大，2009 年煤层气产量比例达到9％。加拿大煤 层气产业发展迅猛。1987年开始勘探，2002年规模开发，2009年生产井7700 口，产量达60×10⁸m³。澳大利亚也已 形成工业规模。主要分布在东部悉尼、苏拉特、鲍恩三个含煤盆地，2005年生产井数1300口，产量 12×10⁸m³，2009年产量达48×10⁸m³。

1.3 技术现状

通过长期的理论与技术研发，目前国际上形成4大主体技术，4项工程技术。4大主体技术包括： 地质选区理论和高产富集区预测技术，煤层气储层评价技术，空气钻井、裸眼洞穴完井技术，多分支水 平井钻井技术。

4项工程技术包括：连续油管钻井、小型氮气储层改造技术，短半径钻井和U形水平井技术，注氮 气、二氧化碳置换煤层气增产技术，采煤采气一体化技术。

2 中国煤层气产业现状

2.1 勘探开发现状

受美国、加拿大、澳大利亚等国家煤层气快速发展的影响，加之国家出台一系列优惠政策，中国煤 层气开发规模和企业迅速发展，已形成中国石油、晋煤集团、中联煤三大主要煤层气生产企业。

到2010年底，全国共钻煤层气井5426口，探明煤层气地质储量2900多亿立方米。累建产能超过 30×10⁸m³/年，地面抽采实现年产量15×10⁸m³，商品气量11.8×10⁸m³。建成管输、压缩/液化能力 56×10⁸m³/a。截至2011年6月，全国煤层气日产量超过400×10⁴m³。

中国石油：2010年12月，商务部等四部委宣布为进一步扩大煤层气开采对外合作，新增中国石 油、中国石化以及河南省煤层气公司三家企业作为第一批试点单位。目前中国石油登记煤层气资源超过 3×10¹²m³，探明地质储量占全国64％，重点分布在沁水、鄂东两大煤层气盆地。近几年来，积极开展 煤层气前期评价、勘探选区及开发先导试验，投资力度大幅度增加，发现沁水、鄂东两大千亿立方米规 模以上煤层气田，逐步形成沁南、渭北、临汾与吕梁四个区块的开发格局。截止到2010年底，商品气 量近4×10⁸m³。

通过几年的探索，与煤炭企业和地方政府合作，形成3种促进采煤采气协调发展的合作模式。即： 沁南模式：矿权重叠区协议划分，分别开发，双方开展下游合作；潞安模式：整体规划、分步实施，共 同维护开采秩序，避免重复性投资；三交模式：先采气、后采煤，共同开发。这些模式得到张德江副总 理和国家有关部委的肯定。

已建或在建了较完善的煤层气管网。沁南、韩城、大宁-吉县及保德四个有利区都紧邻已有天然气 主干管线（图2）。

建成了高水平的煤层气实验室，测试样品涵盖全国绝大多数煤层气勘探开发区，工作量占全国 80％，技术水平居国内领先。

主要实验技术包括：含气量测试技术，等温吸附测试技术，煤储层物性分析技术，煤层压裂伤害测 试技术等。

晋煤集团：到2010年底，完成钻井2510口，地面抽采产量达到9×10⁸m³。建成寺河-晋城10× 10⁸m³/a输气管线；参股建成晋城-博爱输气管线。与香港港华共同投资组建煤层气液化项目日液化量 可达25×10⁴m³；投产120兆瓦煤层气发电厂。开发地区涉及山西沁水、阳泉、寿阳、西山，甘肃宁 县，河南焦作等。

中联煤并中海油：中联煤目前有矿权面积2×10⁴km²，其中对外合作区块面积达1.6×10⁴km²。截 至2010年底，在沁水盆地潘河建成国家沁南高技术产业化示范工程，以及端氏国家油气战略选区示范 工程。

目前完成钻井672口，投产230口，日产气50×10⁴m³。2010年，中海油通过收购中联煤50％股 份，成功介入煤层气勘探开发，为发展煤层气产业打下了基础。

图2 中国石油天然气主干管网示意图

阜新煤业：阜新煤炭矿业集团与辽河石油勘探局合作，开展了三种煤层气合作开采模式，显著提高 了整体开发效益。三种开发模式包括：未采区短半径水力喷射钻井见到实效；动采区应用地面负压抽采 技术，实现了煤气联动开采；采空区穿越钻井取得成功。2010年已钻井52口，日产气10×10⁴m³，商 品气量3226×10⁴m³，建成CNG站3座，主要供盘锦、阜新市CNG加气站。

中石化：煤层气矿权区主要为沁水盆地北部和顺区块及鄂东延川南区块。2010年完成钻井34口，产气84×10⁴m³，目前日产气近3000m³。2010年，华东局与淮南矿业签署了 “煤层气研究开发合作意 向书”，在淮南潘谢矿区优选出100km²有利区块，共同开发煤层气资源。2011年，与澳大利亚太平洋 公司在北京签署了一项框架协议，双方确立了非约束性关键商务条款。

其他：龙门、格瑞克、远东能源及亚美大陆等合资公司及其它民企纷纷介入煤层气勘探开发，加大 产能建设规模，其中亚美大陆目前日产气19.7×10⁴m³。

总体来看，沁水盆地南部成为我国煤层气开发的热点，共建产能近25×10⁸m³/a，目前日产气近 380×10⁴m³，实现大规模管网外输和规模化商业运营，初步形成产运销上下游一体化的产业格局。

2.2 政府优惠政策与技术支持

为了鼓励煤层气产业发展，中国政府出台了一系列优惠政策，包括价格优惠、税收优惠、开发补 贴、资源管理及矿权保护等等（表1），取得了明显效果。

表1 中国政府鼓励煤层气产业发展的优惠政策

与此同时，在技术层面也给予了强有力的支持。2007年以来，国家发改委专门组建了煤层气开发 利用、煤矿瓦斯治理两个国家工程研究中心，科技部设立了 “大型油气田及煤层气开发” 国家科技重 大专项。中国石油成立了专业煤层气公司，并设立“煤层气勘探开发关键技术与示范工程” 重大科技 专项。这些都为煤层气产业发展与技术进步创造了条件。

2.3 技术现状

我国的地质条件和美国等有所区别。目前，煤层气开发都源于美国最早的理论。随着规模化深入开 发，现场实验了很多不同类型煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。已经证 明，这套理论是否完全适合中国煤层气地质条件还有待进一步证实。针对中国不同盆地地质条件研发的 不同的勘探开发技术，有些已经取得了突破性进展。

2.3.1 地质上有新认识

有利区评价方法有新突破：通过煤岩特征、含气量、渗透率、产气量等地质综合研究，建立起富集 高产区评价标准，提出了产能建设区开发单元的划分标准和方法。

800m以深煤层气井产量有突破：一般认为，随着煤层埋深的增加压力随之增大，渗透率急剧减小、 产气量也随之减少。目前国内商业开发深度都在800m以浅地区。随着勘探开发的深入推进，800m以 深井也获得了工业气流（最高产气量2885m³/d）（图3），但煤层产气规律尚不清楚，正在通过加强研 究及大井组排采试验得以证实。

图3 800m以深井排采曲线

煤储层渗透率普遍较低，储层保护是关键：煤储存条件的研究是煤层气开发关键的制约因素。沁水 盆地3＃煤渗透率（0.013～0.43）×10^-3μm²，平均0.112×10^-3μm²；鄂东（0.22～12）×10^-3μm²，平均1×10^-3μm²。总体来看，煤层物性差、非均质性强，因此，钻井过程中加强储层保护是关键。钻 井、压裂过程中应尽量采用对井筒周围煤储层的危害小的欠平衡钻井及低伤害压裂液。

2.3.2 现场管理有新措施

高煤阶开发井网井距有新探索。由于我国高煤阶煤层气储层物性与外国有较大差异，开发证实一直 沿用的300m×300m井距不完全适合，主要表现在高产井数少，达产率低，产量结构不合理。为此，通 过精细地质研究，以提高单井产量为目标，对不同井距产气效果数值模拟并进行先导试验，探索了高煤 阶煤层气开发的200m×200m井网和井距。与此同时，在水平井的下倾部位实施助排井也初见成效。

2.3.3 工程技术配套有新进展

三维地震勘探：韩城地区实施100km²三维地震，资料品质明显好于二维，小断层的刻画更加清晰（图4），有效地指导了井网部署。

图4 韩城地区三维与二维剖面对比

羽状水平井钻井：通过市场化运作，打破了 外国公司在羽状水平井施工领域的垄断地位，摆 脱了羽状水平井钻井完全依赖外国公司的局面，成本大幅度降低。

压裂配套工艺：在对煤层实验分析的基础 上，结合大量的压裂实践，形成以 “变排量、低 伤害” 为原则，“高压井处理技术、分层压裂技 术” 等新工艺，采用低密度支撑剂、封上压下、 一趟管柱分压两层等工艺技术。

排采技术：形成缓慢、稳定、长期、连续八 字原则；为培养高产井形成三个关键环节：液面 控制、套压控制、煤粉控制；针对低成本战略，形成井口排采设备的两种组合：电动机＋抽油 机，气动机＋抽油机。

地面集输处理：标准化设计、模块化建设、 自动化管理，基本实现低成本高效运营。

2.4 利用现状

2009年全国建成6家煤层气液化厂，液化产能260×10⁴m³/d，2010年为300×10⁴m³/d，2020年 可达到700×10⁴m³/d。除此之外，还主要用于低浓度瓦斯发电，居民生活，合成氨、甲醛、甲醇、炭 黑等化工原料，已逐步建立起煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。

2.5 存在问题

技术上：技术是制约目前产业进展缓慢的主要问题。目前存在的主要问题包括：煤层气高渗富集区 的控气因素，符合我国煤层气地质条件、用以指导生产实践的开发理论，适合我国地质条件的完井、压 裂、排采等关键技术与相应设备等。

管理上：主要包括：煤层气、煤炭矿权重叠，先采气、后采煤、发电上网等政策实施困难较多，对 外合作依赖程度高，自营项目受到限制，管道规模小，市场分散、不确定性大等。

3 煤层气发展前景与建议

随着国民经济的发展，天然气需求快速增长为煤层气发展提供了机会。2000年以来，天然气年均 增长速度达到16％（图5），2009年底，全国天然气消费总量875×10⁸m³，2010年，天然气需求量超 过1400×10⁸m³，供应能力约1000×10⁸m³。2015年，预计天然气需求量2600×10⁸m³，供应能力只有 1600×10⁸m³，到2020年，天然气缺口将超过1000×10⁸m³，这就为煤层气等非常规气的发展提供了 空间。

3.1 发展前景

据有关规划，到2015年，全国地面开发煤层气产量将达到100×10⁸m³；2020年，天然气产量约 2020×10⁸m³，其中非常规天然气产量达到620×10⁸m³，地面开发煤层气将达到200×10⁸m³。

图5 2000～2008年中国天然气消费量变化趋势

与此同时，各相关企业也制定了 “十二五” 发展目标（表2）。

表2 全国重点地区及企业煤层气地面开发预测表

上述目标能否顺利实现，前景如何，勘探开发及产业规模能否迅速发展，主要取决于国家政策的进 一步落实以及几大主要企业的投入。尤为重要的是这些企业针对煤层气赋存条件的技术进步与突破，而 非资金问题，这一点必须引起高度重视。中国石油将会进一步加大投入，促进煤层气产业快速发展。主 要加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个重点产业基地的勘探开发力度，积极探索外围盆地煤层气 开发配套技术。预计：2012年新增探明煤层气地质储量2000×10⁸m³，为建产能提供资源保障；2013 年建成生产能力45×10⁸m³/年，2015年产量达到45×10⁸m³，商品量40×10⁸m³，成为国内第一煤层气 生产企业。同时，成为业务技术主导者、规范标准制定者、行业发展领跑者。到2020年，煤层气商品 量预计达到100×10⁸m³，成为中国石油主营业务重要组成部分和战略经济增长点。

3.2 对策与建议

3.2.1 根据资源分布研究与调整对策

全国埋深小于2000m的煤层气总资源量为36.8×10¹²m³，可采资源量约10.8×10¹²m³。资源量大 于1×10¹²m³盆地有8个，资源量合计28×10¹²m³，占全国76％，主要分布于中西部地区。埋藏深度小 于1000m的资源量为14×10¹²m³，是目前开发的主要资源。低阶煤煤层气资源量占43％，但目前主要 开发的是中高阶煤煤层气资源。因此，现在必须加强对西部地区中深层（埋深大于800m）和中低阶煤 煤层气开发的研究与开发试验力度，力求更大范围的实质性突破。

3.2.2 国家政策落实和企业间的相互合作须进一步加强

完善相关政策措施，制定煤层气、煤炭开发统一规划，做到无缝衔接，切实落实“先采气、后采 煤”，实现资源充分利用。采煤采气3种合作方式还需要进一步扩展；积极推进煤层气产业发展与煤矿 瓦斯防治一体化合作。

3.2.3 在提高单井产量和整体效益方面强化技术攻关

针对煤层气勘探开发关键技术需要加强攻关。进一步研发针对煤层气地质特点而形成配套合适的钻 探、压裂、排采、管输等专有设施和设备，加大发展羽状水平井开发关键技术力度。

3.2.4 建立统一的信息平台，避免无序竞争和重复性投资

强化信息渠道，实现资源共享，避免无序竞争和重复性投资。建立煤层气行业统一的信息管理系统 是一项非常重要的基础工作。包括两方面内涵：企业内部应加强煤层气田的数字化建设，国家层面应加 强行业技术与产业信息的统计和交流发布，为煤层气行业提供统一的信息化建设标准。

结束语

低碳经济是我国能源经济发展的必由之路。为了从源头上减少碳排放，引领能源结构和产业多元 化，天然气供需缺口将长期存在，对煤层气需求会不断增加。中国煤层气资源丰富，目前产业整体规模 小，但潜力大、前景好。加大研发力度，依靠技术进步，将大大促进煤层气产业快速发展。

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Ⅸ 加强煤层气勘探开发管理

严格执行煤层气资源一级管理，针对目前煤层气开发利用中缺乏协调，条块分割严重的问题，理清各方面利益关系，理清煤层气和煤炭关系。

实行综合勘探、综合开发和综合利用，在保证国家对煤炭和天然气正常需求的情况下，建议煤层气优先于煤炭和常规天然气勘探开发。对煤层气生产企业予以同等国民待遇，在体制和机制上，采用市场化运作方式，要吸引和鼓励国有石油公司的资金、技术、设备和人才投入煤层气产业。要建立煤矿抽采利用煤层气刚性机制。从政策和体制上协调煤炭企业、煤层气企业、石油天然气企业之间在煤层气资源管理和开发利用中的利益关系。必须坚持国家为主，地方和企业积极参与支持的政策，共同推动煤层气产业的发展。同时，严格煤层气对外合作管理，依据标准合同，及时做好煤层气合作区块核减工作。完善煤层气地质综合勘探开发技术规范、资源量预测评价规范、储量评定规范以及其他相应的技术规范等。

Ⅹ 海洋矿产资源勘查区划建议

4.1.1 区划的原则

4.1.1.1 以服务经济与社会需求原则

国土资源部和中国地调局领导多次指出：“近年来，我国经济快速发展，石油、煤、铁、铜、铝等重要矿产的消费量大幅增长。矿产资源的消耗量增长速度大于储量增长速度，出现了‘寅吃卯粮’的情况。一些关系国计民生的重要矿产资源，特别是油气资源严重短缺，已成为经济社会可持续发展的大瓶颈、大制约。”因此，海洋矿产资源勘查开发区划必须坚持以国家需求为导向。

我国管辖海域油气资源勘探开发区划以海域各盆地剩余资源量的大小进行排列，依次为：①增储上产主力产区——渤海盆地；②后备储量接替区——南海北部陆架珠江口盆地；③战略后备储量准备区——东海陆架盆地的基隆凹陷及海礁凸起，其次是黄海盆地；④南海中南部海域是中外共同勘探开发区域。

我国近海建筑砂砾石勘查开发区划主要考虑以下5种因素：①海砂的主要类型；②海砂的分布与资源量；③海砂开采的经济性需求；④海砂开采的环境限制；⑤矿政管理与管辖海域区域地质调查规划的衔接。综合考虑上述5种影响因素，特别是海砂需求的市场驱动，我国建筑砂砾石勘查开发区划可以分为与主要沿海经济区相关的3个区域分别为：①珠江三角洲区域；②长江三角洲区域；③黄、渤海区域。

天然气水合物资源勘查区划则根据勘查的程度划分为2个区域分别为：①南海北部陆坡；②东海冲绳海槽及陆坡区。

4.1.1.2 当前利益与长远利益兼顾原则

海洋矿产资源勘查开发区划要兼顾当前利益和长远利益，既重视当前经济效益好的海洋矿产资源的开发利用，也要重视将来有潜力的矿产资源的研究。例如，国家在加大海洋油气勘探开发力度的同时，也不放松对21世纪的新能源——天然气水合物资源的调查评价、实验模拟和综合研究，为2010年前提供可勘探获储量的靶区做好准备。

4.1.1.3 资源开发与环境并重原则

1992年联合国环发大会确立了可持续发展的思想，强调了发展经济与环境保护及治理的重要性。目前海洋环境恶化和海洋自然灾害日益严重（如海岸侵蚀、海水侵入、地面沉降和由地震引发的海啸等）应引起高度重视。我国政府已将可持续发展列为一项基本国策，强调实施海洋开发，加强生态环境保护建设，大力发展环保产业，加强重点区域、海域污染防治和城市环境综合整治。提高海洋矿产资源开发利用的环保意识，力求使海洋矿产资源开发利用既能满足我国经济快速增长的需求，又能符合国家环保规范，做到海洋矿产资源开发与海洋环境保护并举，实现可持续开发利用的目标。

4.1.1.4 资源综合开发利用原则

发展循环经济，建设资源节约型、环境友好型社会是我们始终应遵循的基本指导方针。为了使海洋矿产资源开发服务于社会，满足我国国民经济的快速增长，同时又能保护海洋环境，实现可持续发展。海洋矿产资源勘查开发区划应以同类或不同类矿产资源合并考虑为原则。例如，海洋油气的勘查开发可以与天然气水合物的勘查开发同步进行，既可增加产量，又可减少环境污染。

4.1.2 矿产资源勘查区划建议

4.1.2.1 油气勘探开发区划

从各盆地剩余资源量来说，当数渤海盆地尚未发现资源量最多，东海陆架盆地次之，珠江口盆地第3，莺歌海、琼东南盆地位居第4，冲绳海槽盆地第5，北部湾盆地第6，黄海3个盆地排在最后。这也决定了我国海域油气资源勘探开发区划与规划的顺序（图4.1、图4.2，表4.1）。

图4.1 中国海域盆地油气勘探规划图（渤海、黄海及东海）

图4.2 中国海域盆地油气勘探规划图（南海海域）

表4.1 我国海洋油气重点调查评价区建议

4.1.2.2 天然气水合物勘查区划（表4.2）

表4.2 我国海洋天然气水合物调查评价区建议

1）增储上产主力产区。从盆地剩余资源量、目前石油新增地质储量及油气剩余可采储量指标分析，渤海及周边是当前增储上产最具潜力地区之一。据国家专项工作评价，渤海海域拥有103.00亿～104.00亿吨油当量的油气资源，至今已在该区发现了40.00亿吨油当量的地质储量，盆地内剩余资源潜力巨大。在渤海盆地中又以渤中坳陷为勘探重点，其次是辽东湾坳陷和埕宁隆起。预计我国海域近几年的增储上产主要就在渤海盆地内获得。2007年5月，中国石油天然气集团公司宣布，在渤海湾津塘黄骅滩海曹妃甸港区发现储量规模高达10.23亿吨的南堡大油田。

2）后备储量接替区。后备储量接替最为现实的区域将是南海北部陆架珠江口盆地。目前珠江口盆地已将掌握的探明储量全部动用，仅有PY4-2、PY5-1和几个小含油气构造储量经评价后还可提升少量探明储量外，近几年来一直未找到新的接替后备储量。因此，除近期开发的WC13-1/2油田能接替一部分产量任务外，整个珠江口盆地的油气产量递减的局面尚难改变。因此，加强珠二坳陷及其神狐低凸起区勘探以寻找新的储量接替区就显得非常迫切。

3）战略后备储量准备区。海域战略后备储量准备区首选是东海陆架盆地的基隆凹陷及海礁凸起，其次是黄海盆地。从剩余资源量指标分析，东海陆架盆地应是未来几年勘探重点海区，从油气地质条件分析，由于基隆凹陷比西湖凹陷发育更多的新生界海相地层，其油气地质条件及资源潜力均优于西湖凹陷。近年由于钓鱼岛和东海中日海域划界争议，造成我国在东海基隆凹陷的资源调查工作受阻，至今尚未能在该凹陷投入钻探工作量，甚至地震测线网密度也仅5千米×5千米。西湖凹陷南部春晓气田群（距中间线仅5千米）的开发引起了日方对东海油气的极大关注，并于2004～2005年投资建造三维地震船，计划勘探开发东海油气资源。我国无论从后备战略储量接替的准备，还是为海域划界准备基础资料都应加紧东海基隆凹陷的油气勘查工作。位于东海陆架盆地西部的海礁凸起，虽然无海域划界的问题，但据有关资料分析，西湖凹陷内生成的烃有相当一部分已运移到海礁凸起上，且该凸起上中新统中上部及上新统下部有2套相当稳定的泥岩段分布，为良好的区域盖层，使西湖凹陷运移到该凸起上的油气得以保存。

4）中外共同勘探开发区。南海中南部海域是中外共同勘探开发区域。我国在南海的油气开发，目前仅在南海北部陆架区的珠江口、北部湾及莺-琼盆地，而南海周边国家在我国南海中南部传统断续疆界线内不断强化其油气资源勘探开发活动，并已形成巨大产能。而我国在南海中南部海域至今尚未开展实质性的勘探开发活动。

目前，我国3大油公司在南海主要沉积盆地进行了油气矿业权登记，共有206个勘查区块，面积123.48万平方千米。

1）南海北部陆坡。广州海洋地质调查局将南海北部陆坡勘查区划分为11个区块：台西南、东沙南、神狐东、西沙海槽、西沙北、西沙南、中建南、万安北、北康北、南沙中、礼乐东。其中，西沙海槽、神狐、东沙已完成4个航次的天然气水合物调查，是“十一五”的首选靶区（图4.3）。

2）东海冲绳海槽。青岛海洋地质研究所将东海冲绳海槽勘查区划分为3个区块：冲绳海槽北部、冲绳海槽中部和冲绳海槽南部。其中，冲绳海槽中南部已完成1个航次的天然气水合物调查（图4.4）。

4.1.2.3 建筑砂砾石勘查开发区划

我国海洋建筑砂砾石勘查开发区划主要考虑以下5种因素：①海砂的主要类型；②海砂的分布与资源量；③海砂开采的经济性需求；④海砂开采的环境限制；⑤矿政管理的需要与管辖海域区域地质调查规划的衔接。为此，将管辖海域资源勘查划分为3个区域9个区块，国土资源部和中国地调局已安排了矿产资源补偿费和地质大调查经费设立了调查评价专项，分期逐年逐块进行调查评价工作，预计2012年完成海上全部区块的调查，2015年前完成资源评价（表4.3）。

图4.3 南海天然气水合物资源远景及规划图

图4.4 东海冲绳海槽天然气水合物资源远景及规划图

表4.3 我国近海建筑砂砾石勘查开发区建议

1）海砂的主要类型。我国拥有漫长的海岸线和广袤的浅海陆架，蕴藏丰富的海砂资源。海砂分布受水动力、地貌、地质及海面升降等因素控制。根据沉积环境，大体可以分为海岸带、近岸浅海和大陆架3个海砂堆积体系。

2）海砂的分布与资源量。从分布水深看，海岸带海砂分布在0～15米水深范围，近岸浅海海砂分布在5～50米水深，陆架海砂分布在50～150米水深。海砂的分布与沙砾质海岸类型密切相关，砂质海岸长度占大陆海岸线总长的25.6%，包括海南、台湾2岛在内，全国沙砾质海岸主要有9段。在中国大陆10个沿海省（区、市），砂质海岸线长占海岸线全长比例前6位是：山东（1321.9千米）、广东（1005.1千米）、福建（455.3千米）、辽宁（315.4千米）、广西（204.6千米）、河北（150.8千米）。

3）海砂开采的经济性需求。海砂的3大用途包括海洋工程填料、建筑用砂、海滩养护。海砂的需求与沿海经济发展密切相关，在我国珠江三角洲经济带、长江三角洲经济带和环渤海经济圈，海砂的需求呈现逐年增长趋势，目前主要为海洋工程填料和建筑用砂，海滩养护应成为潜在需求。同时，海砂的市场需求还来自日本、韩国等邻国拉动，海砂的国际需求值得关注。海砂开采的经济性还包括开采技术的发展和开采成本方面的考虑，目前发达国家的海砂开采技术已可以达到开采水深50～100米的海砂。

4）海砂开采的环境限制。海砂开采不当会直接造成环境破坏，主要包括海岸侵蚀、海水入侵以及与海洋渔业之间的冲突等。因此，海岸带海砂特别是海滩砂不宜开采，陆架海砂因调查程度的限制不能确定合适的目标区域进行开采，因此近岸浅海领海基线以外20～100米水深的海砂应是今后寻找和开采的主要目标。

5）矿政管理与管辖海域区域地质调查规划。我国陆架重点地区补充调查的最大精度为1∶50万，“十五”期间已经完成。1∶100万海洋区域地质调查以及重点海岸带1∶25万环境地质调查将在“十一五”期间逐步展开，涉及海岸带地区的还有“908”专项调查等。上述调查仅提供区域地质背景资料，对于海砂所需要的大比例尺地质调查（国外通常为1∶5万）无法提供足够精度的资源评价数据。

综合考虑上述5种影响因素特别是海砂需求的市场驱动，我国建筑砂砾石勘查开发区划可以分为与主要沿海经济区相关的3个区域分别为：①珠江三角洲区域；②长江三角洲区域；③黄海、渤海区域（表4.4，图4.5、图4.6）。

表4.4 中国近海海砂重点调查区块资源量简表

1）珠江三角洲区域。相邻行政区包括广东、广西、海南、台湾，主要城市有广州、香港、澳门、海口以及主要由中等城市组成的城市群。该区域经济发达、开发活动频繁，大型海洋工程在建或筹建项目众多。从海岸带类型来看，该地区存在5段砂质海岸：①粤东岬湾型砂质为主的海岸；②粤西岬湾型砂质为主的海岸；③广西岬湾型砂质海岸；④海南岛岬湾型砂砾质海岸；⑤台湾岛西部砂砾质海岸。这些岸段以华南山地、丘陵为地貌背景，几十米厚的花岗岩风化壳提供了丰富的砂砾石来源，众多短源河流将砂砾石输运到海岸带及相邻浅海沉积，是海砂勘查、开采的理想场所。

2）长江三角洲区域。包括江苏、浙江、福建和上海，特别是以上海为中心的长江三角洲城市群经济增长迅速，其经济实力已超过了珠江三角洲和环渤海地区。区域经济发展使之对建筑用砂的需求持续增长，目前建筑用砂主要来自河砂或山砂，海砂成为潜在选择。从海岸带类型来看，该地区北部以粉砂、淤泥质海岸为主，腹地则主要为冲积平原，上海南部则以基岩海岸为主，浙江南部与福建山地丘陵直临东海，海岸带范围狭小，在邻近浅海区域有海砂分布，但缺少大面积分布的砂体。

3）黄海、渤海区域。包括山东、江苏北部、河北和辽宁，海域包括黄海和渤海，该区域北部属于环渤海经济带，目前是我国第3大集约程度高的经济协作区域。重要城市包括北京、天津、唐山和辽东半岛城市群以及胶东半岛城市群。从海岸带类型来看，该地区的胶东半岛以及延伸到江苏北部的区域存在多处砂质海滩，山东半岛西起莱州湾并包括整个胶东半岛，向南延伸至江苏连云港，总长1800多千米。由于山东半岛突出于黄海之中，海岸线比较曲折，大量的花岗岩山地丘陵和短小河流提供了较多的粗粒物质。渤海北侧砂质海岸有辽东湾东部的砂砾质海岸和辽西-冀北砂质海岸，前者从复县东岗至盖县盖平角，沿岸分布有前震旦纪混合花岗岩和花岗闪长岩丘陵、侵蚀平原，为海岸带提供了大量的砂砾石来源，后者北起辽宁兴城，南至河北滦河口，背靠混合花岗岩剥蚀平原和燕山山脉，10几条短小的山溪性河流，提供大量粗粒物质。

4.1.2.4 地下淡水和地下卤水开发区划

1）地下淡水。在长江口以南（包括长江口）沿海地区水资源总体比较丰富，长江口以北沿海地区地表水资源相对缺乏，水资源短缺。因此，根据水资源的总体丰富程度把沿海地区地下淡水资源的开发划分为长江口以南地区和长江口以北地区。

2）地下卤水。我国沿海地区地下卤水的净储量、储层结构及水化学特征随着各海区岸段的不同存在着一定的差异，这与卤水赋存区所经历的第四纪古海洋环境、古气候环境、地貌及构造活动的演化历史密切相关，并受地下水和地表水体混合作用的影响。结合沿岸地区的地质地貌特征、第四纪地层分布和已有的勘探研究程度等，沿海地区地下卤水的开发可划分为：南方华南及东南沿岸滨海区和北方黄海、渤海沿岸滨海区。根据现有的研究程度和卤水富集的区域分布，在黄海、渤海沿岸滨海区又可划分为卤水广泛分布的渤海沿岸滨海地区和南黄海沿岸滨海区。

图4.5 中国近海海砂资源调查区划与规划图（渤海、黄海、东海海域）

图4.6 中国近海海砂资源调查区划与规划图（南海海域局部）

4.1.2.5 海底煤田勘查开发区划

由于龙口北皂煤矿地质构造较复杂，断层比较发育，为了扩大采煤区，增加储量和产量，2002年北皂煤矿首次针对海上煤田开展了高精度三维地震勘探。勘探面积为6.44平方千米，工区水深为0～12米，目的层埋深为809米。勘探目的要求查清煤层中落差为3～5米的断层与褶曲，以便向北进一步扩大其采煤区，查明整个海底煤田的范围、煤层及可采厚度和计算探明储量，为煤田开采设计最佳方案提供依据。

4.1.3 矿产资源开发与经济发展、环境保护的关系

改革开放以来，我国沿海地区海洋矿产资源的勘查开发，特别是近海域油气资源的勘探开发，海上油气工业迅猛发展，在我国海洋产业经济中的比重列居第4位，对海洋经济发展起着重要作用。然而，沿岸地区地方性的民采（建筑砂砾等）大多数都是无序无度的滥挖乱采，严重破坏海洋生态环境和造成海岸侵蚀。

近海油气开发迅猛发展，石油钻井平台向周围海域泄漏原油和油污水。渤海、东海、南海北部油气开发区油污染程度逐年上升。污染海区大多超出渔业水质标准，最高超标达几十倍，对渔业资源、水产养殖业和滨海旅游业造成了严重影响。

为此，在规划海洋矿产资源开发过程中，应严格执行《矿产资源法》的有关规定，在矿产项目开发前必须做出环境保护评价，在开发过程中始终要注重生态环境保护，做到矿产资源可持续开发利用，生态环境可修复利用。