摘要面对油价下跌的国际形势和新冠疫情影响，中国海油以落实习近平同志大力提升国内油气勘探开发力度指示精神为引领，坚持大中型油气田发现，实施“立足关键、动态调整、适度甩开”的勘探策略，展开成熟区、挖潜油田围区、拓展新区，努力寻找可动用优质储量，在渤海湾盆地浅层及潜山、珠江口盆地古潜山及油田周边滚动等领域取得了重要勘探突破，实现了中国海洋油气勘探的高质量发展。针对中国海域油气勘探面临的挑战，提出了低油价时代中国海油油气勘探策略及攻关方向。
关键词中国海油;油气勘探;低油价;策略;进展;思考
中国海洋油气是当前海洋能源的重要组成部分，也是支撑海洋强国建设的基础[1]。“十三五”期间，中国海油通过加强地质研究、提升作业管理，不断提高勘探成功率，在中国海域成熟区、双深双高双新领域(深水深层、高温高压、新区新领域)勘探都取得了长足进展[2-4]，获得渤中19-6等九大油气发现。2020年是我国“十三五”规划收官之年，“七年行动计划”承上启下的关键之年。突如其来的新冠肺炎疫情和国际油价下跌的挑战，使得油气勘探形势变得极为严峻，中国海油针对坚决打好疫情防控阻击战、增储上产进攻战、应对低油价挑战主动战进行了全面的部署。以获取经济可采储量为目标，以提高探井成功率、降低发现成本为宗旨，优化部署、提升管理、提质增效，严控投资和成本，以低成本取得了丰硕的油气勘探成果，确保“七年行动计划”顺利实施，保障了国家能源安全。本文总结了2020年中国海油在低油价背景下的勘探策略及油气勘探重要进展，提出了近期油气勘探策略及攻关方向。
1勘探策略
2020年新冠肺炎疫情的暴发给全球石油市场带来深远影响，全球石油需求坍塌式下降，应对油价下跌，油气勘探需以低成本获取更优质储量，保障可持续发展。中国海油积极调整策略，注重技术革新，实现油气勘探的提质增效。
1.1勘探部署
1)突出规划引领，确保“七年行动计划”实施。将勘探规划与储量规划、勘探部署密切结合，动态调整勘探节奏。
2)梳理资源潜力，集中勘探投资。优化勘探部署原则：一是向勘探成效高的领域倾斜，提高勘探成功率;二是强化勘探开发一体化，加快储量向产量转化;三是加大天然气勘探，提升天然气资源供给能力;四是择机探索新领域，寻找储量接替区。
3)发现规模储量，提高勘探效益。制定了“立足关键、动态调整、适度甩开、加快一体化”勘探策略，聚焦关键勘探项目推动成熟区高效勘探，强化技术创新提高新区新领域勘探成效，开展规模滚动勘探加快储采转化进程，推动勘探开发开采一体化建设。
1.2技术支撑
随着勘探强度增加，勘探成效下滑明显，成本显著升高，低油价背景下提质增效是油气勘探的关键。提升勘探效益从两个方面入手：一是以强化勘探关键技术攻关，提升勘探成功率;二是发展安全高效的钻井技术和变革作业模式，进一步降低作业成本。
1.2.1加强地震勘探关键技术攻关
加强地震采集参数设计，提出基于经济技术一体化的变观测系统采集设计。综合效果、效率和成本等因素确定最佳经济方案，根据地质条件差异变观测系统设计施工，降低二次三维地震勘探综合成本，破解复杂观测系统效率低、成本高的矛盾。
相关期刊推荐：《中国海上油气》(双月刊)创刊于1989。是由中国海洋石油总公司主管、中海石油研究中心主办的石油及天然气科学综合性技术期刊(国内外公开发行，重点报道我国海洋石油和天然气科学的重大研究成果。
加强地震资料处理技术攻关[5-8]。围绕中深层、潜山顶面和内幕地震成像品质改善及裂缝性储层预测等问题，采用自主研发、平行处理、生产与科研相结合等多种攻关途径，推动宽照明地震采集设计和观测系统优化[9-11]、宽方位高精度地震处理、潜山裂缝性储层预测和综合解释等核心技术体系建设，指导了文昌9-7、陵水25-1W等目标钻探。
1.2.2建立安全高效的钻井技术系列
1)创新中深层软硬交互地层高效钻井关键技术[12-14]。该技术系列包括花岗岩地层钻井提速技术和抗高温防水锁无固相储层保护钻井液设计。渤海湾潜山探井的钻井成本由4.61万元/m降为1.80万元/m，综合提效18%;惠州26-6古潜山地层探井，平均机械钻速提升30%，加速了勘探领域向中深层拓展进程。
2)发展浅层探井综合提速技术[15-16]。井筒瘦身技术，实现了隔水导管与表层套管“二合一”、技术套管与目的层“二合一”，提升了钻井效率;国产化单筒三井井口采油树技术，创新双占位钻具工艺、浅层分离定向钻井，实现2500m当量钻井周期8.75d，提效24.1%、降本15.6%;小井眼技术，平均钻井周期较常规井眼缩短19.86%，泥浆使用量和岩屑排放量减少41.2%。
1.2.3推广高效作业技术
1)建立潜山储层的作业技术系列。包括潜山界面精准卡层技术、“双烃组分”流体识别技术和裂缝储层电缆地层靶向取样技术等，整体提高了作业效率，实现26口井/34次多重潜山卡层“零失误”、变质岩潜山储层有效性评价及产能预测准确率进一步提高。
2)创新针对性的测试技术。浅层疏松砂岩井下控温-控砂稠油测试技术体系[17-18]，包括井下测试管柱控温技术、稠油高压物性(PVT)取样技术和稠油测试配套计量技术，解放了渤海稠油、恩平和陆丰区块上部高含蜡原油的测试产能问题，实现了800～4000mPa·s稠油测试作业常规化，大幅提升了稠油油藏的评价效率，降低评价成本;探索深层碳酸盐岩潜山储层改造技术，释放了古生界潜山低渗储量;通过非酸缓速解堵体系、降阻络合酸体系组合，解决了深部底层带来的高温腐蚀严重、管柱摩阻大等难题，如KL10-1N-2d井产能由酸压前4.3×104m3提升至酸压后14.7×104m3，增产2.4倍。
1.3管理保障
建立基于“收益-风险”的勘探项目运行管理模式。以勘探项目为核心，推行集勘探部署与动态调整、勘探目标评价与钻前论证、作业实施与预算管控、技术攻关与成果转化为一体的勘探项目运行管理，以实时跟踪、定期回顾、及时调整的动态管理，推动勘探部署不断优化。
以“精细管理、制度优化、创新增效”为主题，创新多元作业方式协同的作业管理模式。推动基于多专业联合作业的技术攻关及跨部门协同管理，创建“1+N”复杂断块集束钻探、“工厂式”集成化作业、“N+1”滚动勘探等多元作业方式，提高作业各环节控制能力及资源利用率，实现低经济门槛的、区域资源共享的勘探作业集约化管理。
2勘探进展
2.1多措并举，推动成熟区高效勘探
2.1.1集束评价，低成本落实渤海海域垦利6-1亿吨级大型油田
垦利6-1油田位于渤海海域莱北低凸起，2020年继续集束评价。采用“1+N”复杂断块集束钻探模式(图1)，通过小井眼、井身结构“瘦身”、取心卡层等技术创新，多专业协同管理，实时优化地质资料获取项目和主井眼套管下深等作业方案，缩短工期，40天完成18口井钻探，发现石油地质储量超过1亿t，平均钻井成本0.78万元/m，桶油发现成本1.62美元/bbl，实现了低成本勘探。同时，加快油田建设，实现了当年完成勘探评价、当年完成开发方案设计、当年完成投产基本设计，计划2021年底投产，建成高峰产能超过250万t。
垦利6-1油田的发现，揭示莱北低凸起南部和东北部两大“汇聚脊”为新近系油气规模性聚集提供了良好的运移条件，为环渤中凹陷其他地区新近系明化镇组大型岩性圈闭勘探提供了借鉴[19-21]。2020年下半年，在渤中地区浅层岩性领域获得5个商业或潜在商业油气发现，展现了该领域广阔的勘探前景。
2.1.2风险探井快速评价，获得南海东部惠州26-6大中型复式油气田发现
在珠江口盆地富烃的惠西南老油区，十年来一直没有新突破。通过系统研究，首次明确了南海北部海域中生代陆缘岩浆弧成山机制(图2)，建立了断-溶联控古潜山风化裂缝带和内幕裂缝带成储机制，并形成了古潜山“甜点因子”孔隙形状表征与优势方位融合微断层预测技术，确立了南海北部油型盆地断-压双控、宽窗强势供烃、晚期高效充注的天然气成藏模式[22-23]。指导发现了惠州26-6大中型复式油气藏，实现了惠西南地区“双古”领域的勘探突破。2019年底，首钻HZ26-6-1井成功，之后快速部署8口井展开评价，落实探明地质储量超过5000万m3油当量，实现了当年战略发现、当年勘探突破、当年评价展开。
惠州26-6大型油气田是珠江口盆地古潜山新领域勘探和浅水区天然气勘探的首次重大突破，展示了泛潜山油气藏(即古潜山—古近系复式油气藏)的巨大潜力，拉开了珠江口盆地富烃洼陷周缘深埋潜山凝析气勘探帷幕。惠州26洼天然气资源量3139×108m3，预测天然气圈闭资源量864×108m3，具有巨大的勘探潜力。
2.1.3推进渤中19-6及围区拓展评价，渤中13-2油田复合潜山获领域性勘探突破
渤中19-6油气田发现后，继续在渤中凹陷周缘进行油气勘探。通过烃源岩、储集层、输导体系及成藏期次等关键油气成藏要素的系统研究，明确了渤中西次洼共计发育沙三段、沙一段及东三—东二下段等3套烃源，周缘构造带发育中生界火山岩及太古界变质岩裂缝型储层和古近系—新近系三角洲—河流相砂岩孔隙型储层[24-25]。洼陷生成的油气沿断层和不整合面向斜坡带运移至周缘构造带内聚集成藏，形成了3套油气成藏组合，具有复式油气成藏特点。提出中生界覆盖区变质岩潜山“印支成山-燕山造缝-喜山活化”多元应力叠加控储机制，建立复合型潜山优质储层发育模式，明确优质储层发育区，突破中生界覆盖区潜山难以形成优质储层的传统认识，明确以潜山为主的复式油气聚集带是渤海海域盆地重要的油气富集形式[26-27]。渤中19-6气田北扩勘探，获得中生界覆盖区渤中13-2太古界勘探大发现(图3)。渤中13-2油田目前整体探明储量超过1亿t。中生界覆盖区太古界的勘探突破，拓展了渤海潜山勘探领域，对渤海一系列类似潜山勘探具有重要的指导意义。
2.1.4创新构造认识，珠江口盆地西部原油勘探获历史性突破
珠江口盆地西部油气成藏条件复杂，长期以来勘探未能突破，成效低迷，去年单井探明储量已下滑至21.8×104m3。通过地震资料重处理技术攻关，以斜滑断层地质模式为指导，应用地震属性体、等时切片等技术，精细解释断层(图4)，精细落实圈闭;以构造转换带控藏理论为指导，重新解析文昌9-7构造成藏要素，剖析南断裂分段张扭特征，建立文昌A洼“内气-外油”差异聚集模式，明确洼陷外带是原油主要富集区。WC9-7-1井钻遇珠海组油层85.6m，WC9-7-1Sa井油层93.7m，测试日产原油297m3，新增原油探明地质储量约600×104m3。创下了10年来珠江口盆地西部单井探明储量最大、发现油层最厚、珠海组测试产量最高等多项新纪录，不仅打开了文昌凹陷勘探新局面，同时展现了文昌A凹原油广阔的勘探前景，周边潜力约8500×104m3，开拓了在珠江口盆地西部找油新领域。
2.2适时甩开，领域勘探开拓油气发现新方向
2.2.1岩性勘探获油气重大发现
1)渤海湾盆地古近系多个湖底扇岩性油藏勘探取得成功。以“汇聚脊”理论为指导，创新迭代谱反演精准储层预测技术，辽中西斜坡古近系岩性勘探获重大突破。LD10-6-2井钻遇124.5m油气层，是渤海油田古近系岩性勘探单井最大油气层厚度。测试为高产凝析气层，产油212.64m3/d，产气403011m3/d，气油比1895。随后拓展旅大10-5/6古近系岩性油藏勘探，成功打开了古近系岩性油气藏勘探新局面，将有力推动环渤中、辽北等地区的岩性油气藏勘探(石油潜在资源量5000×104m3)，有望在辽中凹陷西斜坡建立大中型岩性轻质油气田[28]。
2)涠西南凹陷流一段湖底扇勘探获突破。近十几年湖底扇等岩性体勘探逐渐成为热点[29-31]。涠西南凹陷是北部湾盆地第一个被证实的富生烃凹陷，是南海北部重要的原油生产基地。随着油气勘探程度的不断提高，涠西南凹陷内构造圈闭几乎钻探殆尽，油气勘探逐渐向岩性等隐蔽性油气藏转移，流沙港组一段(简称流一段)在涠西南凹陷中心发育湖底扇群，是该区岩性油气藏勘探的重要层系。早期针对流一段湖底扇砂体勘探取得了一定的成果[32]。通过老井复查，WZ12-1W-1井3148～3199m井段岩性为泥质粉砂岩，其底部杂乱地质体并非都是泥岩，预测可能发育优质储层，加上超压保护，物性可能比较好。通过对涠西南凹陷B洼流一段高位体系域湖底扇沉积特征、形成条件及成因模式等深入研究，提出了B洼流一段上层序内发育砂质碎屑流沉积的新认识;且B洼流一段上层序被成熟烃源岩包裹，与深湖相泥岩形成了自生、自储、自盖的成藏组合，具有近源成藏的特点，成藏条件优越。WZ12-1-13d井的钻探，揭示近80m厚砂岩，油层垂厚57m，揭示流一段上层序湖底扇岩性圈闭具备较大勘探潜力(图5)。
3)琼东南盆地深水中央峡谷外梅山组海底扇天然气勘探获得领域突破。以梅山组作为勘探层系，历经20余年，钻探10个构造11口井，一直未获商业规模的发现。通过深化区域沉积认识、改进地球物理属性识别技术，创新深水大型海底扇岩性圈闭群识别评价技术，揭示了梅山组具有“源内大型构造脊控汇聚、垂向沟源断裂/裂隙带+侧向砂岩控输导、有效圈闭控富集”的天然气富集规律。LS25-1W-2井在黄流、梅山组发现气层41.9m，梅山组孔隙度22.6%，测压平均流度28.1mD/(mPa·s)，烃类气含量97%～98%，首获规模性商业发现，打开了琼东南盆地深水区梅山组海底扇勘探新领域。研究表明乐东-陵水凹陷梅山组海底扇成群成带分布，勘探潜力大。
2.2.2秦南凹陷新区勘探获得油气突破
渤海海域秦南凹陷北部，历经30余年勘探，钻4口探井，仅发现三级地质储量约1000×104t，整体勘探程度低。2020年钻探了QHD22-3-1井，在东三段—沙三段发现油层37.9m，钻遇沙三段烃源岩有机质类型为Ⅱ1—Ⅰ型(图6)，有机质丰度TOC平均值大于1.5%、最大值达7.62%，证实了秦南东洼发育优质烃源岩。秦南凹陷发育规模性圈闭群，预测资源规模8×108t，该凹陷将成为渤海油气勘探新战场。——论文作者：谢玉洪
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