四川盆地天然气

中国天然气之都—四川达州秦为胜四川达州是四川盆地天然气田的富集区，境内天然气资源量达3.8万亿立方米，占全国总量的10%，其中累计探明储量超过5500亿立方米，是继新疆塔里木、内蒙古鄂尔多斯气田之后最具开发潜力的大气田。

达州普光气田位于四川省达州宣汉县普光镇，已探明储量3560.72亿立方米，是目前国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田。

到2008年探明储量达到5000亿立方米至5500亿立方米，年产能达到120亿立方米净化气，现为中国第二大特大型气田。

地位仅次于内蒙古鄂尔多斯市境内苏里格气田。

近年来，该市立足于得天独厚的天然气资源优势，响亮地提出了把达州建设成为“中国西部天然气能源化工基地”的宏伟目标。

如今，这里已成为投资开发的热土，吸引了重庆、云南、上海、广州、香港、台湾以及美国、法国、新加坡等国内外大型化工企业前来考察、投资，一批重大产业和基础设施项目已陆续动工建设。

达州市宣汉普光气田、达州市天然气能源化工产业区等建设稳步推进，“十一五”期间，达州投资总额有望突破2000亿元。

达州，正依托天然气化工能源快速蜕变和崛起。

投总人口650万的四川省达州市，正面临着一种前所未有的历史机遇：从去年起，中石化、中石油、齐鲁石化等能源巨头正在践行“十一五”期间投资不低于1000亿元在达州建设庞大的天然气产业集群的诺言，而与此相关的，正是达州市位居全国第三、远景储量高达3.8万亿立方米的资源“富矿”。

达州宣汉县4271平方公里的县域面积内，75%以上的地表下均有丰沛的天然气涌动，是川东北含气构造带的核心。

已探明各类含气构造46个，连片储层达3750平方公里，预测资源量1.5万亿立方米。

普光气田，是我国川东北地区发现的迄今为止国内规模最大、丰度最高的特大型整装海相气田，到2008年预计探明储量将达到5000至5500亿立方米，年产能将达到120亿立方米净化气，这也是国内目前发现的5个2000亿立方米以上的大气田之一。

四川盆地天然气资源分布及利用四川盆地是中国大型富含天然气盆地之一,是一个典型的多期构造叠合盆地。

盆地经历了两大构造沉积旋回,即震旦纪—中三叠世被动大陆边缘构造演化阶段和晚三叠世—始新世前陆盆地及拗陷演化阶段,沉积了巨厚的震旦纪—中三叠世海相碳酸盐岩(4～7 km) 、晚三叠世早期海陆过渡相(300～400 m) 和晚三叠世中期—始新世陆相碎屑岩(2～5 km) 。

四川盆地纵向上发育了中生界陆相成藏系统、上古生界海相成藏系统及下古生界海相成藏系统三大成藏系统,有效勘探面积约18 ×104 km2 。

四川盆地的大规模勘探始于1953 年[ 1 ] ,相继发现了威远、大池干、罗家寨等大中型气田,建成了中国第一个产能超过100 ×108 m3 的天然气生产基地。

2001年以来,又先后发现了普光、广安、合川和新场等大型气田,据统计,2002 —2008 年,年平均探明天然气储量均超过1000 ×108 m3 ,形成了四川盆地天然气勘探又一个高峰期。

基本明确了震旦系、石炭系、二叠系、三叠系等主要含气层系,形成了川东、川西、川南和川中4 个含气区[ 223 ] 。

近10 年来,四川盆地天然气勘探开发的迅速发展主要表现为: ①探明天然气储量快速增长; ②天然气年产量不断增加; ③发现了一批大型、特大型气田; ④勘探向深层超深层及新领域不断拓展。

随着“川气东送”工程的建成投产,四川盆地天然气工业又进入了一个新的发展时期。

大中型气田分布特征截至2008 年底,国土资源部矿产储量委员会公布。

图1 四川盆地油气田分布简图四川盆地已发现125 个天然气田(图1) ,累计探明天然气地质储量172251.02 ×108 m3。

其中,探明储量大于300×108m3的大型气田有14 个,累计探明天然气地质储量125431.26×108 m3 ,大型气田探明储量占盆地天然气总探明储的72.18 %;探明储量(100～300)×108 m3的中型气田有13 个,累计探明天然气地质储量25491.42×108m3 ,中型气田探明储量占盆地天然气总探明储量的14.18 %。

我国的天然气资源现状我国天然气的勘探、开发和利用都相对比较落后，已探明可采储量仅占世界的1.2%，目前年产量200亿立方米，预计到2000年达到250亿立方米/年。

我国天然气地质资源量估计超过38万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量7-10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。

陆上资源主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。

此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。

1.四川盆地的天然气是我国开采较早、储量较丰富的资源，基本可在满足四川省和重庆直辖市需求的同时，通过管道外送部分剩余气量。

主要市场是武汉，预计可供气20-30亿立方米/年。

2.陕甘宁气田是我国陆上最大的天然气整装资源，可采储量超过3000亿立方米，目前主要通过北京、西安和银川三条管线外送。

输气能力分别为：北京方向660mm900km，30亿立方米/年，供北京、天津、河北；西安426mm480km，8-9亿立方米/年，银川426mm300km，3-4亿立方米/年。

该资源已具备建设第二条东送管道的条件，今后市场主要可能是北京、天津和河北以及华东地区。

3.塔里木盆地和青海的天然气资源十分丰富，具有较好的开采前景，预计可采储量与陕甘宁气田相当，今后主要靠管道经兰州、西安东送，主要市场为长江三角洲地区。

4.南海天然气资源蕴藏品质最佳，气田储量集中，单井产量大。

现已通过海底管道年输香港29亿立方米，主要用于发电。

还有部分天然气送海南岛三亚的一座100MW燃机电厂和化肥厂使用。

南海的资源开发前景看好，但海上天然气开发难度较大，同时在一定程度也受到地缘政治因素的制约，因此，暂不宜进行大规模开发利用。

5.东海地区的勘探工作一度受一些政策的影响而比较迟缓，但从现在工作成果看，资源储量看好。

在钱塘江口以外的平湖气田发现的部分天然气资源正在供应上海，主要满足城市居民的生活用气。

但东海资源的情况与南海情况相近，也暂不宜进行大规模开发利用。

我国陆上四大天然气区秦为胜据全国天然气远景资源量的预测，中国天然气总资源量达38万亿m3，陆上天然气主要分布在中部和西部地区，分别占陆上资源量的43.2%和39.0%。

我国陆地天然气主要分布在四川盆地、陕甘宁、塔里木盆地、黄土高原等地区，总的格局是西多东少，北多南少。

其中，新疆、川渝、鄂尔多斯、山西为我国的四大气区。

一、四川盆地是我国天然气开发最早，储量最大的地区四川盆地是中国大型富含天然气盆地之一，自公元2200多年前在四川盆地发现了天然气以来，经过2000多年的勘测开采，四川的天然气储量和产量仍居全国首位。

后经多次勘探，查明四川省天然气预测资源储量达六万亿立方米，相当于六十亿吨原油的储量。

四川达州是四川盆地天然气田的富集区，境内天然气资源量达3.8万亿立方米，占全国总量的10%，其中累计探明储量超过5500亿立方米，是继新疆塔里木、内蒙古鄂尔多斯气田之后最具开发潜力的大气田。

四川盆地天然气的大规模勘探始于1953 ,相继发现了威远、大池干、罗家寨等大中型气田,建成了中国第一个产能超过100亿m3的天然气生产基地。

在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。

四川盆地天然气不仅储量居全国第一，目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大产气区。

2001年以来,又先后发现了普光、广安、合川和新场等大型气田,据统计,2002 —2008 年,年平均探明天然气储量均超过1000亿m3 ,形成了四川盆地天然气勘探又一个高峰期。

基本明确了震旦系、石炭系、二叠系、三叠系等主要含气层系,形成了川东、川西、川南和川中4 个含气区。

四川盆地天然气丰富的原因如下：①四川盆地在地质历史时期曾经生物种类丰富，从现今出土的化石等可知。

四川盆地动植物种类繁盛，拥有大量的有机生物体生存。

后来由于地壳运动，地面下沉，各种生物被埋覆在地下。

经过时间的演变，有机质分解，慢慢形成石油和天然气。

②、在地质历史时期该地地壳运动曾经呈下降趋势，这样有机质才会被掩埋覆盖，保证成油气环境。

四川盆地海相碳酸盐岩天然气资源量储量转换规律战薇芸1　刘辉1　陈尘1　李海涛1　吴雪峰1　未勇21.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院2.中国石油西南油气田公司摘　要　分析油气资源潜力、预测新增探明储量规模是合理编制储量、产量规划方案、制定中长期发展战略的基础。

根据资源量、储量转换规律可以进一步评价、落实资源升级潜力。

通过研究已升级气藏储量转换规律，分析各项储量计算参数与储量在升级转换中的相关性，明确影响储量升级转换的关键因素并计算转换率。

根据已发现圈闭，利用圈闭钻探成功率、储量计算参数升级转换率测算资源量、储量升级转换率，最终预测新增探明储量规模。

该方法以资源量、储量升级规律为依据，以目前勘探发现为基础，可以较为精确地预测新增储量规模。

研究结果表明：①含气面积是引起储量升级变化的最关键因素，其次是有效储层厚度、有效孔隙度、含气饱和度等参数；②储量升级中，构造气藏含气面积变化最小，岩性气藏含气面积变化最大，储量丰度变化相对较小；③四川盆地海相碳酸盐岩从资源量到预测储量转换率43%左右，三级储量转换率介于60%～75%；④根据资源量、储量升级转换率，以可升级圈闭为基础，预测四川盆地海相碳酸盐岩可新增探明储量约1.8×1012 m3。

关键词　四川盆地　海相碳酸盐岩　资源潜力　转换规律　储量参数　储量升级转换率　新增储量预测DOI：10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2020.04.005Rules on conversion of natural-gas reserves to resources inmarine carbonate rocks, Sichuan BasinZhan Weiyun1, Liu Hui1, Chen Chen1, Li Haitao1, Wu Xuefeng1, and Wei Yong2(1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Si-chuan 610041, China；2. PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China) Abstract: Both analyzing oil and gas resource potential and predicting additional proven reserves are the foundation to reasonably compile reserve and production plans and formulate middle- and long-term development strategies. The upgrading potential of oil and gas resources can be evaluated and confirmed further according to conversion rules on resources and reserves. Based on an in-vestigation on these rules of upgraded gas reservoirs, the correlation of upgrading conversion between reserve calculation parameters and reserves was analyzed. Then, the key factors affecting this conversion were clarified, and the conversion rate was calculated. The resource and reserve upgrading conversation rate was calculated according to discovered traps, combined with the success rate of trap drilling and the upgrading conversion rate of reserve calculation parameters, and eventually the additional proved reserves were predicted. With resource and reserve upgrading rules as the basis and the current exploration discoveries as the foundation, the above ways can predict the additional reserves more accurately. Results show that, (1) gas-bearing area is the most important factor affecting reserve upgrading, followed by effective reservoir thickness, porosity, and gas saturation; (2) for reserve upgrading, the gas-bearing area variation of structural reservoirs is the smallest and that of lithologic ones is the largest. And the reserve abundance varies less;(3) the conversion rate of predicted reserves from the resources in marine carbonate rocks of Sichuan Basin is about 43%, and the con-version rate of 3P reserves ranges from 60% to 75%; and (4) based on the upgradable traps, it is predicted according to the resource and the reserve upgrading conversion rate that the additional proved reserves in these carbonate rocks is about 1.8×1012 m3. Keywords: Sichuan Basin; Marine carbonate rock; Resource potential; Conversion rule; Reserve parameter; Reserve upgrading con-version rate; Prediction of additional reserves．基金项目：中国石油西南油气田公司科学研究与技术项目“四川盆地天然气发展战略—资源储量产量转化规律及增长趋势预测研究”（编号：20190310-03）。

四川盆地天然气资源分布及利用四川盆地是中国大型富含天然气盆地之一,是一个典型的多期构造叠合盆地。

盆地经历了两大构造沉积旋回,即震旦纪—中三叠世被动大陆边缘构造演化阶段和晚三叠世—始新世前陆盆地及拗陷演化阶段,沉积了巨厚的震旦纪—中三叠世海相碳酸盐岩(4～7 km) 、晚三叠世早期海陆过渡相(300～400 m) 和晚三叠世中期—始新世陆相碎屑岩(2～5 km) 。

四川盆地纵向上发育了中生界陆相成藏系统、上古生界海相成藏系统及下古生界海相成藏系统三大成藏系统,有效勘探面积约18 ×104 km2 。

四川盆地的大规模勘探始于1953 年[ 1 ] ,相继发现了威远、大池干、罗家寨等大中型气田,建成了中国第一个产能超过100 ×108 m3 的天然气生产基地。

2001年以来,又先后发现了普光、广安、合川和新场等大型气田,据统计,2002 —2008 年,年平均探明天然气储量均超过1000 ×108 m3 ,形成了四川盆地天然气勘探又一个高峰期。

基本明确了震旦系、石炭系、二叠系、三叠系等主要含气层系,形成了川东、川西、川南和川中4 个含气区[ 223 ] 。

近10 年来,四川盆地天然气勘探开发的迅速发展主要表现为: ①探明天然气储量快速增长; ②天然气年产量不断增加; ③发现了一批大型、特大型气田; ④勘探向深层超深层及新领域不断拓展。

随着“川气东送”工程的建成投产,四川盆地天然气工业又进入了一个新的发展时期。

大中型气田分布特征截至2008 年底,国土资源部矿产储量委员会公布。

图1 四川盆地油气田分布简图四川盆地已发现125 个天然气田(图1) ,累计探明天然气地质储量172251.02 ×108 m3。

其中,探明储量大于300×108m3的大型气田有14 个,累计探明天然气地质储量125431.26×108 m3 ,大型气田探明储量占盆地天然气总探明储的72.18 %;探明储量(100～300)×108 m3的中型气田有13 个,累计探明天然气地质储量25491.42×108m3 ,中型气田探明储量占盆地天然气总探明储量的14.18 %。

四川盆地香溪群有水气藏天然气储量计算方法向传刚1陆正元1李建兵1张亚洲2(11成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,四川成都610059;21长庆油田分公司第一采油厂,陕西延安716000) 摘　要　四川盆地香溪群有水气藏气井普遍产水甚至水淹停喷,生产困难,采出程度较低,为了进一步挖掘各产水气井的开采潜力,采用更适合该区局限水体特征的物质平衡方法计算天然气储量,在计算过程中忽略了水侵量的大小。

计算结果表明地下储量较大,部分产水气井和水淹井尚有较大开采潜力。

关键词　四川盆地　香溪群　有水气藏　物质平衡法　排水采气 香溪群储层主要分布于四川盆地中部及西北地区,为低孔低渗储层,地下气水储集体为局限发育的裂缝-孔隙性系统,水体为局限水体,具有可排性。

针对这种局限小范围封闭性有水缝洞性气藏,前人研究指出在进行储量计算时应考虑产出水量[1],而早期采用的压降法却忽略了水体的大小,使计算的储量偏小,影响了储量计算精度。

同时由于隔气式底水气驱作用,地下尚有可观储量。

为了进一步挖掘各产水气井的开采潜力,有必要采用更适合香溪群储层的储量计算方法重新计算,以期产水气井采取更果断的排水采气措施。

采用考虑了局限水体的物质平衡方法计算天然气储量,其包括了系统内相互连通的储气空间的所有天然气储量,储量更接近真实储量。

31　地质特征111　储集体为局限发育的裂缝-孔隙系统四川盆地香二、香四和香六层是香溪群主要的油气储集层系,以中、粗粒长石石英砂岩为主,粒间含多种类型杂基和胶结物,物性较差,属低孔、低渗致密砂岩储层,具有高度非均质性。

储集空间为致密砂岩的相对高孔段和裂缝组成的裂缝-孔隙系统。

由于储层岩石致密和高度非均质性,这种裂缝-孔隙系统所控制的储集空间范围较小,横向延伸规模有限,储集空间具有局限性。

112　水体为局限水体且能量有限四川盆地香溪群气藏各井之间产能悬殊,与产水气井海拔相当的部位可钻遇干井。

以遂南气田为例(见图1),遂南构造产气井均分布于单斜构造上,无统一的气水界面[2,3],有高部位产水、低部位产气的气水分布特征,如遂8井产纯气,而比它海拔更高的遂12井却是气水同产。

四川盆地页岩气成藏地质条件页岩气作为一种清洁、高效的能源，日益受到全球。

我国对页岩气的勘探和开发也给予了高度重视。

四川盆地作为我国页岩气资源丰富的地区之一，其页岩气成藏地质条件备受。

本文将围绕四川盆地页岩气成藏地质条件展开分析，以期为相关研究提供参考。

四川盆地位于我国西南地区，地处四川省和重庆市，是我国重要的石油和天然气产区。

盆地内地形复杂，山脉、丘陵和高原等地貌交错分布。

四川盆地的形成始于2亿年前的三叠纪，经历了多次构造运动和沉积作用，形成了丰富的油气资源。

四川盆地内的地层结构复杂，由志留纪到第三纪地层均有发育。

其中，志留纪和二叠纪地层为页岩气的主要储层。

这些地层在沉积环境中处于适宜的古地理和古气候条件，为页岩气的形成提供了有利的环境。

四川盆地的气源条件十分优越，其中古生物化石和有机质是页岩气形成的主要来源。

在适宜的温度和压力条件下，这些有机质会发生降解和裂解，形成大量的页岩气。

同时，四川盆地的煤系地层也为页岩气的形成提供了丰富的气源。

四川盆地的地质构造特征对页岩气的形成和聚集具有重要影响。

该地区经历了多次构造运动，形成了多种类型的岩石类型，包括砂岩、泥岩和灰岩等。

这些岩石类型为页岩气的形成提供了物质基础，同时页岩中的多种矿物成分也对页岩气的生成和储集产生影响。

储层物性是影响页岩气成藏的重要因素之一。

四川盆地内的页岩储层具有较好的物性条件，包括高渗透率、高孔隙度和低含水饱和度等特征。

这些特征有利于页岩气的保存和开采。

本文从四川盆地的地理和历史背景出发，对页岩气成藏地质条件进行了详细分析。

结果表明，四川盆地具备了志留纪和二叠纪地层发育、优越的气源条件、复杂的地质构造和岩石类型以及良好的储层物性等有利条件。

这些条件为四川盆地页岩气成藏提供了良好的地质环境。

但是，针对不同地区的具体条件，仍需进一步深入研究，为页岩气的勘探和开发提供科学依据。

随着全球对清洁能源的需求不断增长，页岩气作为一种重要的清洁能源备受。

四川盆地天然气资源分布及利用四川盆地是中国大型富含天然气盆地之一,是一个典型的多期构造叠合盆地。

盆地经历了两大构造沉积旋回,即震旦纪—中三叠世被动大陆边缘构造演化阶段和晚三叠世—始新世前陆盆地及拗陷演化阶段,沉积了巨厚的震旦纪—中三叠世海相碳酸盐岩(4～7 km) 、晚三叠世早期海陆过渡相(300～400 m) 和晚三叠世中期—始新世陆相碎屑岩(2～5 km) 。

四川盆地纵向上发育了中生界陆相成藏系统、上古生界海相成藏系统及下古生界海相成藏系统三大成藏系统,有效勘探面积约18 ×104 km2 。

四川盆地的大规模勘探始于1953 年[ 1 ] ,相继发现了威远、大池干、罗家寨等大中型气田,建成了中国第一个产能超过100 ×108 m3 的天然气生产基地。

2001年以来,又先后发现了普光、广安、合川和新场等大型气田,据统计,2002 —2008 年,年平均探明天然气储量均超过1000 ×108 m3 ,形成了四川盆地天然气勘探又一个高峰期。

基本明确了震旦系、石炭系、二叠系、三叠系等主要含气层系,形成了川东、川西、川南和川中4 个含气区[ 223 ] 。

近10 年来,四川盆地天然气勘探开发的迅速发展主要表现为: ①探明天然气储量快速增长; ②天然气年产量不断增加; ③发现了一批大型、特大型气田; ④勘探向深层超深层及新领域不断拓展。

随着“川气东送”工程的建成投产,四川盆地天然气工业又进入了一个新的发展时期。

大中型气田分布特征截至2008 年底,国土资源部矿产储量委员会公布。

图1 四川盆地油气田分布简图四川盆地已发现125 个天然气田(图1) ,累计探明天然气地质储量172251.02 ×108 m3。

其中,探明储量大于300×108m3的大型气田有14 个,累计探明天然气地质储量125431.26×108 m3 ,大型气田探明储量占盆地天然气总探明储的72.18 %;探明储量(100～300)×108 m3的中型气田有13 个,累计探明天然气地质储量25491.42×108m3 ,中型气田探明储量占盆地天然气总探明储量的14.18 %。

四川气田—中国最大天然气工业基地胡经国四川盆地不但出产石油而且出产天然气，故有四川油气田之称。

然而，四川油气田以出产天然气为主，故亦称四川气田。

它是中国最大的天然气田，并已建成中国最大的天然气工业基地。

天然气是一种重要的能源矿产资源。

就其用途而言，它不仅是一种优质能源，而且是一种重要的多用途化工原料。

天然气具有易开采、成本低、采收率高、利用方便、污染小等优点。

因此，世界上许多国家都加快了天然气勘探和开发利用的步伐。

从而，优化了能源结构，缓和了能源紧张状况，促进了天然气工业的发展，改善了对外贸易，取得了良好的经济和社会效益。

近40年来，特别是近10年来，中国十分重视四川气田天然气的勘探和开发利用。

四川气田在勘探、采气、输气、含硫天然气净化（脱硫）、贮气和配气等方面都取得了很大的成就。

在此基础上形成了中国最大的、比较完善的天然气工业体系，为四川经济的发展做出了重大的贡献。

四川气田天然气勘探取得了丰硕的成果。

勘探表明，在整个四川盆地内，天然气资源分布十分广泛。

四川气田已成为包括川东、川南、川西南和川中以及川西和川北等开发区的、巨大的气田体系。

四川气田产（储）层众多，其地层分布也十分广泛。

在四川盆地的侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、奥陶系、寒武系和前寒武系等地层中，都有产（储）气层分布。

例如，侏罗系有川西地区的一些气田，三叠系有邓井关和自流井等气田，二叠系有阳高寺等气田，石炭系有卧龙河和双家坝等气田，奥陶系有川南地区的一些气田，前寒武系有威远气田等。

四川气田产（储）气层在岩性分布上，不但有砂岩气田，而且有碳酸盐岩气田。

近年来，在川东地区陆续钻遇了一些上二叠统长兴组的礁型气藏。

但是，其储气层不是海绵礁架灰岩，而是由礁架岩或礁滩岩风化而成的所谓砂糖状白云岩（生物残余、结晶粗大的白云岩）。

例如，忠县石宝寨1井，邻水板东4井，长寿双龙15井，垫江卧龙河117井，其储气层都是砂糖状白云岩。

上二叠统如此，在川东、川西南的中寒武统和上寒武统以及奥陶系也是如此。

四川盆地天然气资源分布及利用四川盆地是中国大型富含天然气盆地之一,是一个典型的多期构造叠合盆地。

盆地经历了两大构造沉积旋回,即震旦纪—中三叠世被动大陆边缘构造演化阶段和晚三叠世—始新世前陆盆地及拗陷演化阶段,沉积了巨厚的震旦纪—中三叠世海相碳酸盐岩(4～7 km) 、晚三叠世早期海陆过渡相(300～400 m) 和晚三叠世中期—始新世陆相碎屑岩(2～5 km) 。

四川盆地纵向上发育了中生界陆相成藏系统、上古生界海相成藏系统及下古生界海相成藏系统三大成藏系统,有效勘探面积约18 ×104 km2 。

四川盆地的大规模勘探始于1953 年[ 1 ] ,相继发现了威远、大池干、罗家寨等大中型气田,建成了中国第一个产能超过100 ×108 m3 的天然气生产基地。

2001年以来,又先后发现了普光、广安、合川和新场等大型气田,据统计,2002 —2008 年,年平均探明天然气储量均超过1000 ×108 m3 ,形成了四川盆地天然气勘探又一个高峰期。

基本明确了震旦系、石炭系、二叠系、三叠系等主要含气层系,形成了川东、川西、川南和川中4 个含气区[ 223 ] 。

近10 年来,四川盆地天然气勘探开发的迅速发展主要表现为: ①探明天然气储量快速增长; ②天然气年产量不断增加; ③发现了一批大型、特大型气田; ④勘探向深层超深层及新领域不断拓展。

随着“川气东送”工程的建成投产,四川盆地天然气工业又进入了一个新的发展时期。

大中型气田分布特征截至2008 年底,国土资源部矿产储量委员会公布。

图1 四川盆地油气田分布简图四川盆地已发现125 个天然气田(图1) ,累计探明天然气地质储量172251.02 ×108 m3。

其中,探明储量大于300×108m3的大型气田有14 个,累计探明天然气地质储量125431.26×108 m3 ,大型气田探明储量占盆地天然气总探明储的72.18 %;探明储量(100～300)×108 m3的中型气田有13 个,累计探明天然气地质储量25491.42×108m3 ,中型气田探明储量占盆地天然气总探明储量的14.18 %。