煤層氣項目投資建議書2_20140814

1、石樓南煤層氣項目投資意見書石樓南煤層氣項目投資意見書北京盛達瑞豐投資管理有限公司北京盛達瑞豐投資管理有限公司20142014年年8 8月月目錄 投資價值分析 標的資產估值概要 天然氣產業(yè)政策及發(fā)展簡析 標的-石樓南煤層氣區(qū)塊簡析交易核心概要 目標公司：Reflection Oil & Gas Partners Ltd （納維斯島） 目標區(qū)塊：山西省石樓南區(qū)塊，位于山西省石樓縣、隰（x）縣境內，鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶南部，南北長46km，東西寬22km，面積1,003.742 平方公里（km2） 標的估值：10億元RMB 本基金投資：投資額2億元，持股20% 退出方式：上市公司承諾2.5年內

2、收購 擔保方式：上市公司大股東擔保2.5年內未退出回購，保障本基金單利15%回報，陳氏夫婦二人承擔無限連帶責任交易結構標的企業(yè)本基金原股東上市公司大股東上市公司20%35%45%上市公司收購上市公司發(fā)行股份上市公司現(xiàn)金收購上市公司發(fā)行股份擔保15%/年交易結構-說明 PE投資n本基金、上市公司大股東聯(lián)合向標的企業(yè)投資n企業(yè)估值10億元RMB，其中本基金投資2億元占股20%，上市公司大股東占35%n標的企業(yè)為境外企業(yè)，境外股權轉讓，境內支付轉讓款 上市公司收購n投資2.5年內，上市公司收購標的企業(yè)，收購評估值預計在20億-40億之間n其中本基金為現(xiàn)金收購，直接套現(xiàn)實現(xiàn)退出 大股東擔保n大股東承諾

3、，如2.5年內上市公司未實現(xiàn)收購，基金有權選擇，要求大股東按單利15%/年回購投資份額n如上市公司收購后，本基金收益不足單利15%/年，大股東差額補足n上市公司實際控制人陳氏夫婦，對承諾承擔無限連帶責任投資方案方案一n境內設立專項有限合伙基金A，境外按投資人出資同比例設立境外SPV公司B，境外SPV公司B受讓標的公司股權，境內有限合伙基金A以人民幣支付股權轉讓款。n此方案的優(yōu)點在于：（1）投資人在項目退出時，直接在境外獲得美元，合理合法途徑完成資產轉移到境外；（2）稅收優(yōu)惠，境外SPV公司B注冊在與中國簽署稅收互免國家/地區(qū)，同時注冊地本身稅負成本極低。方案二n境內設立專項有限合伙基金A，直接

4、作為投資持股主體及轉讓款支付主體。n此方案的優(yōu)點在于：（1）投資人在項目退出時，獲得人民幣資產/現(xiàn)金；（2）如以上市公司發(fā)行股份方式收購，則可分享股票增值收益，同時鎖定期為1年；（3）關于稅收處置，基金本身注冊在境內稅收成本優(yōu)惠幅度較大的地方，同時，成本在標的總估值10億元以內的部分，由轉讓方承擔，投資人只需承擔投資增值部分稅負。方案一與方案二可同時執(zhí)行，投資人可根據(jù)自身特點及需求選擇，最終與GP確定選擇何種方案基金架構投資時間：2014年9月前認購起點：100萬人民幣投資形式：以專項有限合伙制基金形式投資，盛達瑞豐擔任普通合伙人（GP），客戶擔任有限合伙人（LP）管理費：價內收取，有限合伙制

5、基金向GP一次性支付投資額的6%業(yè)績分成：有限合伙制基金未來的凈利潤中，GP分取其中20%作為業(yè)績分成；其余部分，LP按各自出資比例分取專項有限合伙制基金投資人（LP）盛達瑞豐（GP）被投企業(yè)管理費返還約定 管理費按3年一次性收取6%，考慮到項目投資周期可能低于3年，在項目退出后，按項目實際投資期取整確定最終管理費，超額部分退還投資人。 根據(jù)不同期限，即：（1）如實際投資期在0年-1年（含）之間，則按1年收取管理費，退還兩年管理費；（2）如實際投資期在1年-2年（含）之間，則按2年收取管理費，退還第三年管理費；（3）如實際投資期超過2年，則管理費按3年收取。收益預測上市公司收購時標的評估值本基

6、金總回報率本基金年化回報率LP總回報率LP年化回報率20億100.00%40.00%74.00%29.60%25億150.00%60.00%114.00%45.60%30億200.00%80.00%154.00%61.60%35億250.00%100.00%194.00%77.60%40億300.00%120.00%234.00%93.60%注： 1、投資周期2.5年； 2、管理費一次性6%； 3、GP后端分成20%投資亮點上市公司明確2.5年內現(xiàn)金收購，投資周期控制在3年以內收購成功，投資收益預計在2-4倍上市公司大股東承諾保證本基金保底年化15%收益上市公司實際控制人承擔無限連帶責任區(qū)塊具

7、有形成致密砂巖氣、煤層氣、頁巖氣、風化殼型氣等多種類型天然氣資源豐富，具有較好的天然氣勘探前景，可形成年產能達到5-6億方中型氣田規(guī)模自2011年以來，相關部門出臺了多項政策促進天然氣、煤氣層、頁巖氣的發(fā)展全球天然氣需求正處在高速發(fā)展階段目錄 投資價值分析 標的資產估值概要 天然氣產業(yè)政策及發(fā)展簡析 標的-石樓南煤層氣區(qū)塊簡析估值概要根據(jù)目前的時間和資金情況：1、在2015年69月審批下來500700億方（儲量價值52.575億元）探明儲量，其中天然氣200300億方(儲量價值3045億元)、煤層氣提交300400億方（儲量價值22.530億元）。同時形成年1億方產能（日30萬方規(guī)模）。歸屬公

8、司（60%權益）的儲量價值31.545億元，也要考慮年2億現(xiàn)金收入的溢價，整體估值應該高。2、在2016年79月新增探明儲量200300億方，累計達到7001000億方探明儲量，并形成年35億方產能（日100150萬方）。歸屬公司（60%權益）的儲量價值4565億元，也要考慮年68億現(xiàn)金收入的溢價，整體估值應該在80億元以上即1315億美元。3、之后上市公司可以連續(xù)三年，每年上交不低于200億方探明儲量，并最終形成2030億方年產能。注：根據(jù)可比交易（后文），我們煤層氣儲量價格可以按0.075元，屬中低估值，也只是中石油勘探成本的3倍；致密氣/天然氣的儲量價格按0.15元計算，也屬中低估值。臨

9、區(qū)儲量概念臨區(qū)永和18井片區(qū)2014年6月預審通過儲量，含氣面積114平方公里，主力氣層盒八和山西組的探明儲量為158億立方米，實際豐度系數(shù)為1.386。根據(jù)臨區(qū)申報儲量的情況，煤層氣的儲量豐度一般在1.52.0之間，而我們更接近大寧吉縣區(qū)塊，煤層氣的儲量豐度不低于1.8。致密氣的儲量豐度一般在1.051.4之間，我們可以取信1.15。據(jù)此我們有效面積中煤層氣不低于500平方公里，致密氣不低于700平方公里。石路南累計上交探明儲量在1700億方是個大概率事件，取決于工作量的投入。臨區(qū)儲量概念三交區(qū)塊探明儲量面積 282.9km2探明地質儲量 435.43108m3可采儲量 217.71108m

10、3資源豐度1.54108m3/Km2北部100Km2儲量2014年提交已提交儲量面積 三交區(qū)塊探明儲量臨區(qū)儲量概念大寧吉縣區(qū)塊之桃園區(qū)塊2011年申報儲量范圍443.12億方222.72km2 （豐度系數(shù)1.9896）20億方概念設計范圍 勘探開發(fā)處考慮到探明儲量未正式評審、儲量區(qū)范圍和10億方產能建設范圍可能會有變化，建議根據(jù)實際情況適當擴大評估范圍，邊界盡量采用直線劃定。 建議第一次評估范圍不宜過大，以目前開發(fā)方案建產范圍作為評估范圍，先取得該區(qū)的采礦證，待下一步規(guī)模建產擴大時再辦理擴大范圍的采礦證，難度相對較小。部署開發(fā)平面面積146km2動用儲量為286.66108m3臨汾地區(qū)桃園區(qū)塊

11、10億方產能建設及20億方概念設計部署圖可比交易：臨近區(qū)塊的近期交易情況序號區(qū)塊名稱項目公司區(qū)塊面積(k)PSC分成比例資源性質區(qū)塊中方收購方收購股份收購時探明儲量（m）收購對價其他1三交奧潤安能源383.20270%煤層氣中石油中國油氣100%收購要約1年內提交不低于287億23.4億元港幣（要約估值不低于27.3億港幣）收購1年后交435.43億m，獎1.56億港幣2三交北中澳112449%煤層氣/致密氣中石油MI能源51%無1億美元及勘探期后續(xù)投資開發(fā)期按股份比例投資3臨興187464.75%煤層氣中聯(lián)無4柳林富地柳林183.82450%煤層氣中聯(lián)惠博普50%164.68億2088萬美元

12、(約1.29億人民幣)18倍市盈率收購5潘莊亞美大陸141.850%煤層氣中聯(lián)？100%204.31億最新一輪私募估值6.27億美元6馬必898.270%煤層氣中石油3P約566億7石樓西中海沃邦152478%致密氣中石油山西商人100%無26億人民幣勘探開發(fā)生產全投資8古交古交國盛55256%煤層氣中聯(lián)中房股份90%214.28億不超過8.1億人民幣區(qū)塊整體作價9.15億可比交易：臨近區(qū)塊的近期交易情況（續(xù)）1、中國油氣（港股702）收購的儲量價格折合0.1165港幣每立方米（2010年）；惠博普（國內002554）收購價格折合0.0313人民幣每立方米（2013年，高負債收購）；中房股份（

13、國內600890）收購價格0.075人民幣每立方米（2014年）。2、中海油收購中聯(lián)煤儲量按0.20元每立方米支付對價。（以上均為煤層氣資源交易價格）3、2010年中石化收購母公司儲量資產每桶18美元；2010年中石化收購瑞士石油儲量資產每桶13.51美元。中石油收購海外儲量基本在812.5美元每桶。根據(jù)中石油上市公司換算標準，1桶原油相當于170立方米天然氣。取中石油的價格折合天然氣儲量價格0.30590.4779元每立方米，天然氣一般折合是原油的0.40.7倍，根據(jù)不同時期原油價格及地理位置和生產條件，給出的價格在0.12240.3345元每立方米。4、另外，中石油上市公司每億立方米天然氣

14、探明儲量綜合成本是240.11328.31萬元。也就是儲量價格至少是勘探成本的幾倍，才合理。 根據(jù)以上情況，我們煤層氣的儲量價格可以按0.075元，屬于中低估值，也只是中石油勘探成本的3倍；致密氣的儲量價格按0.15元計算，也屬于中低估值。目錄 投資價值分析 標的資產估值概要 天然氣產業(yè)政策及發(fā)展簡析 標的-石樓南煤層氣區(qū)塊簡析多項政策支持天然氣產業(yè)發(fā)展自2011年以來，相關部門出臺了多項政策促進天然氣、煤氣層、頁巖氣的發(fā)展。分布時間政策文件出臺單位主要內容2011.1.22山西省“十二五”規(guī)劃綱中共山西省委將加快“四氣”開發(fā)和利用的產業(yè)化進程。按照規(guī)劃，到2015年山西的煤層氣、天然氣、焦爐

15、煤氣、煤制天然氣供氣總量將達到218億立方米，總利用量達到111億立方米；2020年，山西省“四氣”年供氣量達到379億立方米。2011.3.17 _國土資源部 國土資源部啟動“全國頁巖氣資源潛力調查評價及有利區(qū)優(yōu)選”項目，分五個大區(qū)開展資源潛力調查，開展勘探開發(fā)技術方法規(guī)范標準研究。 2011.12.30關于設立首批找礦突破戰(zhàn)略行動整裝勘查區(qū)的公告 國土資源部、國務院 國土資源部發(fā)布 2011年第 30號公告，國務院批準頁巖氣為新的獨立礦種。 2012.1.4煤層氣開發(fā)利用 “十二五”規(guī)劃國家能源局規(guī)劃明確提出，2015年，煤層氣（煤礦瓦斯）產量達到300億立方米，其中地面開發(fā)160億立方米

16、，新增煤層氣探明地質儲量1萬億立方米，地面煤層氣產量90億至110億立方米，井下抽采煤層氣產量125億立方米。建成沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業(yè)化基地。2012.3.12頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（20112015年）國家能源局 規(guī)劃 2015年頁巖氣產量 65億立方米，力爭 2020年產量達到 6001000億立方米，并給予頁巖氣0.4元/立方米的財政補貼。 2012.10.26加強頁巖氣資源勘查開采和監(jiān)督管理有關工作的通知國土資源部 鼓勵社會各類投資主體依法進入頁巖氣勘查開采領域。申請人不具有石油天然氣或氣體礦產勘查資質的，可以與具有相應地質勘查資質的勘查單位合作開展頁巖氣勘查、開采。201

17、2/11/1關于出臺頁巖氣開發(fā)利用補貼政策的通知 財政部 中央財政對頁巖氣開采企業(yè)給予補貼，20122015年的補貼標準為 0.4元/立方米，地方財政可根據(jù)當?shù)仨搸r氣開發(fā)利用情況對頁巖氣開發(fā)利用給予適當補貼。 多項政策支持天然氣產業(yè)發(fā)展（續(xù)） 分布時間政策文件出臺單位主要內容2012.11.15天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃 國家發(fā)改委到 2015年，探明頁巖氣地質儲量 6000億立方米，可采儲量 2000億立方米，頁巖氣產量 65億立方米?；就瓿扇珖搸r氣資源潛力調查與評價，攻克頁巖氣勘探開發(fā)關鍵技術。 2013.1.1能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃 國務院 以煤層氣、頁巖氣、頁巖油等礦種區(qū)塊招標為突破

18、口，允許符合條件的非國有資本進入，推動形成競爭性開發(fā)機制。 2013.6.28關于調整天然氣價格的通知 國家發(fā)改委 自 2013年 7月 10日起在全國范圍內實施凈回值定價機制，嘗試對頁巖氣、煤層氣和進口液化天然氣（LNG）等進行市場化定價。 2013.10.30頁巖氣產業(yè)政策 國家能源局頁巖氣開發(fā)納入國家戰(zhàn)略性新興產業(yè)，加大對頁巖氣勘探開發(fā)等的財政扶持力度；對頁巖氣生產企業(yè)直接進行補貼；鼓勵地方財政根據(jù)情況對頁巖氣生產企業(yè)進行補貼；對頁巖氣開采企業(yè)減免礦產資源補償費、礦權使用費；頁巖氣勘探開發(fā)等鼓勵類項目項下進口的國內不能生產的自用設備按現(xiàn)行有關規(guī)定免征關稅。 2014.1.262014年能

19、源工作指導意見 國家能源局總結推廣中石化涪陵示范區(qū)經驗，加快頁巖氣示范區(qū)建設，力爭在川渝地區(qū)加快勘探開發(fā)步伐，在湘鄂、云貴和蘇皖等地區(qū)取得突破。2014年實現(xiàn)頁巖氣生產量 15億立方米。2014.2.24油氣管網設施公平開放監(jiān)管辦法（試行） 國家能源局鼓勵和引導民間資本進入石油天然氣領域，從事頁巖氣等非常規(guī)油氣資源開發(fā)業(yè)務。促進油氣管網設施公平開放。2014.3.21階梯氣價指導意見國家發(fā)改委 要求 2015年底所有通氣城市建立階梯氣價制度； 2014.3.30天然氣基礎設施建設與運營管理辦法國家發(fā)改委 鼓勵、支持各類資本參與投資建設納入統(tǒng)一規(guī)劃的天然氣基礎設施。鼓勵、支持天然氣基礎設施相互連

20、接。全球天然氣需求正處在高速發(fā)展階段石油在全球一次能源消耗中比例連續(xù) 14年下降2030年天然氣有望在世界能源消耗占比中超過煤炭全球非常規(guī)天然氣資源量巨大，約為常規(guī)石油天然氣資源量的 1.65倍，其中天然氣水合物所占比例最大達37%。目前，已經商業(yè)開發(fā)的頁巖氣、煤層氣、致密氣三種非常規(guī)天然氣資源總量就達 921.7 萬億立方米，其中頁巖氣資源量為456萬億立方米，占非常規(guī)天然氣總量的49%，煤層氣和致密砂巖氣資源量分別為256.1 萬億立方米與 209.6 萬億立方米，在非常規(guī)天然氣中的比例分別為28%與23%。據(jù)AAPG統(tǒng)計表明，在當前技術條件下全球常規(guī)天然氣可采儲量為436.1萬億立方米，

21、目前探明程度為 50%，隨著天然氣勘探理論與開發(fā)技術的進步，非常規(guī)天然氣將成為天然氣資源的重要來源 。非常規(guī)天然氣將成為天然氣供給的重要來源全球非常規(guī)天然氣儲量結構（不包含天然氣水合物）資料來源：An assessment of world hy drocarbon resources,1997非常規(guī)天然氣是保障中國油氣增產的重要途徑根據(jù)國家能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃目標，2015年國家一次能源生產能力為36.6億噸標準煤， 20102015年年均增長 4.3%。 其中2015年石油生產能力為2億噸，與2010年的產量持平，煤炭生產能力 41億噸，年均增長4.8%，非化石能源生產能力 4.7億噸標

22、準煤，年均增長10.9%，天然氣生產能力 1565億立方米，年均增長 10.5%。表 ：“十二五”時期能源生產與供應主要目標中國頁巖氣發(fā)展?jié)摿薮笪覈烊粴赓Y源地質儲量結構 我國天然氣資源技術可采儲量結構 20122014年 4月頁巖氣鉆井數(shù)量中國頁巖氣產能情況（截至 2014年6月）目錄 投資價值分析 標的資產估值概要 天然氣產業(yè)政策及發(fā)展簡析 標的-石樓南煤層氣區(qū)塊簡析石樓南區(qū)塊情況概述 石樓區(qū)塊煤層氣礦權分布圖 石樓區(qū)塊煤層氣礦權分布圖 石樓南合同區(qū)塊位于山西省石樓縣、隰（x）縣境內。位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶南部，南北長46km，東西寬22km，面積1,003.742 平方公里（k

23、m2） 石樓南區(qū)塊情況概述2006年3月，目標公司聘請斯倫貝謝對石樓南區(qū)塊煤層氣儲量進行了評估，儲量報告中核定探明儲量（P1）、控制儲量（P2）均為0，預測煤層氣資源量（中等估計）為1,364.88方具2014年5月，目標公司管理層根據(jù)截止2012年底的勘探數(shù)據(jù)對石樓南儲量及資源量進行了估計，其中致密砂巖氣資源量1,500億方左右，煤層氣資源量1,211億方2012年4月，目標公司與中聯(lián)煤聘請東方地球物理公司研究院長慶分院 對基于2011年石樓南區(qū)塊地震資料進行處理解釋，報告中計算該區(qū)塊砂巖天然氣資源量約為1,446.98億方，煤層氣總資源量約為707億方 管理層計劃于2014年底至2015年

24、申報儲量約100多平方公里 管理層計劃于2015年后申報儲量約300至500平方公里 計劃2014年新增投資1.6-2億元，進行SSL4/10井區(qū)70110平方公里及SSL8/9井區(qū)240280平方公里詳勘及提交探明儲量，完成SSL4/10井區(qū)先導試驗 計劃2015年新增投資8.7-16.3億元，進行SSL1/6井區(qū)320380平方公里詳勘及提交探明儲量，完成SSL4/10井區(qū)及SSL8/9井區(qū)商業(yè)開發(fā) 計劃2016年新增投資0.2-6.5億元，完成剩余面積及煤層氣補充勘探及提交探明儲量，完成SSL1/6井區(qū)商業(yè)開發(fā)及全區(qū)其他部分擴大產能 儲量、資源量評估及儲量申報計劃注釋: 除預計的自201

25、4年6月底至2015年年底勘探開發(fā)預計支出人民幣1.74萬元以外，管理層未能提供最新的未來持續(xù)勘探、開發(fā)、商業(yè)生產的的計劃，以上計劃信息為2013年預計的未來三年預算信息 未來三年規(guī)劃（注釋）200620122013201420152016項目產權情況合同簽訂：瑞弗萊克油氣有限責任公司與中聯(lián)煤層氣有限責任公司于2006年2月17日在北京簽訂中華人民共和國山西省石樓南地區(qū)煤層氣資源開采產品分成合同 中華人民共和國商務部于2006年4月13日“商務部關于同意中華人民共和國山西省石樓南地區(qū)煤層氣資源開采產品分成合同的批復”（商資批20061058號），確定合同生效日，確定瑞弗萊克油氣有限責任公司合法

26、經營主體資格及分成比例：p中聯(lián)煤公司40%，瑞弗萊克60%；p合同期限：30年，2006年7月1日2036年6月30日p分為5年勘探期、2年開發(fā)期、不超過20年的生產期變更情況：2011年6月23日后“合同”中方變更為中國石油天然氣集團公司。雙方與2012年7月簽署協(xié)議，約定將勘探期延長到2015年12月31日石樓南區(qū)塊：產權中方為中石油，合作方瑞弗萊克（趙志新）合作期限：2006年4月13日至2036年6月30日勘探期延至：2006年4月13日至2015年12月31日開發(fā)期：2年開采期：19年項目產權情況中方更換為中石油后，可以增加礦種-油氣，如下面臨區(qū)的礦權一樣。合同主要條款內容簡介 瑞弗

27、萊克油氣有限責任公司是100%合同者主體并確定為作業(yè)者；產品分成比例，中聯(lián)公司（中石油）40%/瑞弗萊克60%；合同期限，30年（即2006年7月1日至2036年6月30日，分為：5年勘探期、2年開發(fā)期、不超過20年的生產期；其中勘探期可以延長兩次，每次不超過2年 ）；區(qū)塊面積：1011平方公里（二次合同修改調整為1003.742平方公里）。 勘探期間勘探費用由瑞弗萊克投資，擁有100%勘探權益；進入開發(fā)期后雙方按分成比例共同投資，預算投資款共同提前打入作業(yè)者賬戶，逾期匯入按倫敦同業(yè)銀行利率加5%支付違約金。項目管理采用聯(lián)合管理委員會（聯(lián)管會JMC）的形式，中外雙方對等人數(shù)組成，形成決議，由作

28、業(yè)者負責操作。費用回收，勘探費用優(yōu)先回收，但不計利息。開發(fā)及生產投資，投入次月按年9%復利計利息，回收是投資與利息同時回收。先回收成本及投資，然后分成。資金籌措，合同者可以以自己的權益作為抵押籌措資金，要通知中方但不損害中方利益。產品銷售瑞弗萊克自由處理，如果無法銷售，中方有義務兜底購買。合同煤層氣概念寬泛，指煤層及臨近地層的甲烷氣（國家稅務局、財政部定義的煤層氣同樣是指賦存于煤層及其圍巖中與煤炭資源伴生的非常規(guī)天然氣 ）?？碧竭M展 石油鉆井12口：石1、SSL1、SSL2、SSL3、SSL4、SSL5、 SSL6、 SSL7、 SSL9、SSL10、SSL11、 SSL12煤田鉆孔5口：ZK

29、1、ZK2、普1、普2、MD1試氣壓裂3口4層：盒3段：SSL2井8、9號層；本溪組：SSL5井60號層、SSL11井52號層時間二維地震條/km石油鉆井口/m煤田鉆孔口/m試氣壓裂口/層綜合研究2006年以前2/58.41/15254/57882006-2009年5/54.46煤層氣資源評價2010年14/221.662/30471/1構造解釋、儲層預測、油氣地質條件分析2011年17/344.446/96793/32012年1/1500二維地震處理解釋2013年2/62.583/5129完鉆井分析、工藝研究合計40/741.5412/193805/72883/4地貌以黃土塬和溝谷為特征泥漿

30、池勘探進展石樓南區(qū)井位圖一、概況一、概況SSL9井SSL11SSL4井SSL10井井SSL3井SSL1井SSL6井SSL7井SSL8井SSL2井SSL5井SSL12勘探進展2013年2014年SSL10石樓南區(qū)塊山西組中下部砂厚圖SSL10山1段 井段1261.01269.5m厚8.5m，頂界海拔-203.9m。 粗砂巖，詳見SSL10鉆探成果經鉆探發(fā)現(xiàn)了含氣豐度較高的王家坡凸起巖性-構造氣藏勘探進展新增控制儲量14.7108m3砂巖厚度10 m等值線閉合砂帶呈北東南西向展布東西寬12km南北長10.55km面積20.1km2勘探進展石樓南區(qū)塊完鉆井致密砂巖氣顯示統(tǒng)計表層位層位錄井顯示錄井顯示

31、測井解釋成果測井解釋成果含氣層含氣層（m/層）層）氣測異常氣測異常氣層氣層（m/層）層）差氣層差氣層（m/層）層）合計合計（m/層）層）TGmaxC1maxBG千541.5/196.089 5.907 0.098 8.3/136.2/1544.5/16盒121.0/73.851 3.788 0.106 13.2/213.2/2盒219.6/73.726 3.417 0.721 20.4/620.4/6盒351.6/1310.456 10.456 0.463 17.9/440.6/1058.5/14盒444.9/178.237 8.090 0.173 2.6/110.4/313.0/4盒520.

32、6/96.809 6.066 0.524 2.7/120.2/222.9/3盒627.2/94.769 4.528 0.135 25.3/525.3/5盒722.0/82.043 2.043 0.398 10.4/410.4/4盒889.0/267.584 6.406 0.454 6.4/226.1/532.5/7山271.0/1562.532 61.194 3.200 2.3/14.3/16.6/2本溪組5.0/213.2/313.2/3合計合計480.4/15340.2/10224.9/57265.1/67試氣情況兩年來，石樓南區(qū)塊共試3口井4個層，即SSL-02井兩層、SSL-05井一層

33、、SSL-11井一層儲層發(fā)育特征鄂爾多斯盆地上古生界天然氣分布鄂爾多斯盆地上古生界天然氣分布石千峰組石千峰組上石盒子組上石盒子組下石盒子組下石盒子組山西組山西組太原組太原組本溪組本溪組0.51.24.41.546.943.137.944.55.05.45.54.11020304050氣層氣層含氣層含氣層（）（）層位地質條件分析構造位置 鄂爾多斯盆地劃分為六個二級構造單元：n伊盟隆起n西緣掩沖帶n天環(huán)坳陷n陜北斜坡n渭北隆起n晉西撓褶帶石樓南區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶南部，是古生界構造巖性氣藏和煤層氣藏勘探的潛力區(qū)。地質條件分析-構造本區(qū)目的層系為下古生界奧陶系碳酸鹽巖和上古生界石炭二疊

34、系碎屑巖石千峰組：千1段千5段（含氣層）石盒子組：（含氣層） 盒1段盒4段（上石盒子組） 盒5段盒8段（下石盒子組）山西組：山1段山2段（含氣層）太原組本溪組地質條件-構造大地構造位于鄂爾多斯盆地晉西撓褶帶。區(qū)域構造大致呈向西傾波狀起伏的單斜，構造走向近南北向，斷裂主要以SN、NE向逆斷層為主 從Tc2地震（8#煤頂，本溪組頂）反射層構造來看，總體構造格局表現(xiàn)為“一隆一凹”。石樓背斜帶南北長45km，東西寬5-16km，東翼陡西移緩，幅度40-120m；曹村洼陷帶南北長25km，東西寬10km左右，幅度20-80m，其中，曹村背斜帶東西寬3-6km地質條件-構造斷裂特征 區(qū)內共發(fā)現(xiàn)斷層23條，

35、都為逆斷層，傾角3565，走向為SN、NNE、NW向，斷距較大，10m(5ms)270m(140ms)，延伸距離最小1.5km，最大35km 小斷層多形成于加里東-海西期，切割反射層位Tc-Tp8（盒8段）或To-Tp2h3（盒3段） 大斷層多形成于燕山期，早期為基底斷裂，后期逆沖、切割反射層位To-Tt或Tg-Tpt（三疊系），根據(jù)地表資料，部分大斷層切穿地表，其兩側地層明顯撓曲變形石樓南地區(qū)地震反射層Tc2斷裂系統(tǒng)圖地質條件-烴源巖與生儲蓋組合烴源巖以煤系地層為主 石樓地區(qū)石炭-二疊系煤層及暗色泥巖發(fā)育，厚度100200m，煤層鏡質組反射率（Ro）1.88%2.14%。有機碳含量高，達到高

36、成熟過成熟階段；具有廣覆式生烴的特征，本區(qū)晚侏羅世至早白堊世烴源巖達到生排氣高峰時，生氣強度較大，為26-28 108m3/km2 ，為該區(qū)古生界天然氣成藏奠定了物質基礎。生氣強度大于20億方/km2即有可能形成大中型氣田（戴金星等，2007）多種儲層類型 下古生界奧陶系碳酸鹽巖主要為馬家溝組風化殼儲層；石炭-二疊系為致密砂巖儲層，自下而上劃分為石炭系本溪組，二疊系太原組、山西組、石盒子組、石千峰組一套區(qū)域蓋層、多套局部蓋層 區(qū)域蓋層：石千峰組石盒子組中上部厚層泥巖，在區(qū)域上大面積、穩(wěn)定分布，是該區(qū)上古生界氣層的主要蓋層 局部蓋層：內部砂泥巖互層，多套泥巖三種生儲蓋組合類型：三種生儲蓋組合類型

37、：n 自生自儲：下石盒子組，山西組，太原組，本溪組砂巖與間互的暗色泥巖和煤層、厚層泥巖蓋層構成自生自儲儲蓋組合n 下生上儲：千5、盒3的砂巖與下部暗色泥巖和煤層烴源巖、上部厚層泥巖蓋層構成下生上儲儲蓋組合n 上生下儲：上古生界的暗色泥巖與煤層烴源巖層與奧陶系碳酸鹽巖儲集層側向接觸，與本溪組泥巖構成上生下儲蓋組合地質條件-沉積與儲集砂體石樓南地區(qū)晚石炭早中二疊世，經歷了海陸交互相淺水三角洲河流湖泊三角洲沉積演化。儲層主要為潮道（本溪組）、障壁砂壩（太原組）、三角洲分流河道砂體（山西組）、網狀河道砂（石盒子組），物源來自北部。山西組下石盒子組地質條件-沉積與儲集砂體單砂體在縱向上疊置；各單砂體橫向

38、變化大SSL12SSL3SSL1S地質條件-沉積與儲集砂體山山23段砂體展布特征段砂體展布特征 山西中下部砂體為淺水三角洲河道砂體，規(guī)模相對較小，厚度為5-10m，自西向東發(fā)育5條近南北向展布的砂帶主砂帶名稱寬度（km)厚度（m)完鉆井石樓-SSL21-35-10SSL11、SSL122Zk2-石11-65-15Zk2、石1黃家莊-SSL61-105-15SSL1、SSL6曹村東-隰縣東2-85-15普2井東1-45-10石樓南區(qū)塊二疊系山西組山23段砂巖厚度圖地質條件-沉積與儲集砂體盒8段砂體展布特征 盒8段砂體為三角洲河道砂體，規(guī)模較大，厚度為5-25m，自西向東發(fā)育7條近南北向展布的砂帶

39、石樓南區(qū)塊二疊系石盒子組盒8段砂巖厚度圖主砂帶名稱寬度（km)厚度（m)完鉆井ZK1-SSL53-75-15ZK1、SSL11、SSL2、SSL5ZK2-SSL3西2-45-15ZK2、石1石1井東-SSL12-105-20SSL1、SSL6、SSL7曹村-普12-65-15普1曹村東-普23-75-15普2普2井東2-45-15普2井東5km3-45-15地質條件-沉積與儲集砂體千5段砂體展布特征 石千峰組千5段砂體主要為河道砂體，規(guī)模大，厚度為15-25m，自西向東發(fā)育4條近南北向展布的砂帶石樓南區(qū)塊二疊系石千峰組千5段砂巖厚度圖主砂帶名稱寬度（km)厚度（m)完鉆井Zk1西-SSL53-

40、615-20SSL11、SSL2、SSL05石1-SSL13-1015-25ZK2、石1、SSL3、SSL1曹村-隰縣3-815-25普1普2井東4-515-20地質條件-圈閉與氣藏類型 圈閉類型巖性圈閉 本區(qū)儲集體主要集中在千5段、盒3段、盒6段、盒7段、盒8段、山1段、山23段、太原組、本溪組，其次在奧陶系馬家溝組馬五1+2風化殼儲層。鄰區(qū)在上下古發(fā)現(xiàn)了大量的巖性氣藏，工區(qū)地質條件與鄰區(qū)有很強的可比性 斷層遮擋圈閉 本區(qū)內斷層的發(fā)育成為煤型天然氣藏形成的一個條件。工區(qū)內斷層性質是逆斷層，且未斷穿石千峰組地層，是氣藏封閉的有利條件 背斜圈閉 本區(qū)內構造發(fā)育，是背斜氣藏發(fā)育有利區(qū)。煤成烴在擴散

41、運移過程中，如果具有合適的地質條件，在背斜構造中就會聚集成藏，形成背斜型氣藏地質條件-圈閉與氣藏類型以巖性氣藏、構造巖性復合氣藏為主以巖性氣藏、構造巖性復合氣藏為主或者，構造背景上的巖性氣藏或者，構造背景上的巖性氣藏氣藏主控因素：河道砂體分布、斷裂疏導與封堵、后期破壞保存盒8段：砂體厚度穩(wěn)定，分布廣山2段，北部暗色泥巖與煤層發(fā)育，南部砂巖較發(fā)育儲量評估預測資源量670億方，預測探明儲量223-268億方，預測可采儲量111.5-134.0億方預測資源量1211億方，預測探明儲量為363.4-637.3億方，預測可采儲量181.7-318.7億方一定規(guī)模，有潛力一定規(guī)模，有潛力儲量評估（一）1、

42、致密砂巖氣藏的儲量計算 按50%計算可采儲量為115.5-134億方，按儲量規(guī)范，可達中型氣田規(guī)模（25-250億方可采儲量，可建5-6億方年產能）計算方法區(qū)塊名稱類比法容積法分區(qū)帶采用的計算方法資源豐度類比法儲量豐度類比法預測探明儲量108m3容積法108m3儲量豐度類比法資源量108m3資源豐度108m3/km2預測探明儲量108m3探明系數(shù)%預測探明儲量108m3資源豐度108m3/km2預測探明儲量108m3豐度參數(shù)108m3/km2石樓南部區(qū)塊6700.6720133530501982640.66200.5267.3石樓南部區(qū)塊石樓背斜77.3103.0曹村洼陷74.899.70.6

43、5隰縣背斜39.352.40.55小計191.4255.1區(qū)塊預測探明儲量平均值268231234223儲量評估（一） 三種方法：類比法、容積法、分區(qū)塊按儲量豐度、容積法儲量評估（一）a. 類比法資源量和探明儲量計算 鑒于目前石樓南部區(qū)塊的勘探概況，我們采用蘇里格氣田的資源豐度（蘇里格氣田面積4.0106km2，總資源量為3.81012m3）0.95108m3作為資源量計算的基礎參數(shù)，考慮斜坡帶和撓褶帶所處構造位置和地質條件的差異（地質條件包括構造條件、氣層埋藏深度、氣層保存條件、蓋層條件），資源豐度按70%取值，則石樓南部區(qū)塊的資源豐度為0.67108m3，勘探面積按1000 km2計算，資

44、源量為670108m3。再按中國陸上石油資源量折算探明儲量的范圍30%50%計算，則石樓南部區(qū)塊預測可探明天然氣地質儲量為201335108m3。 蘇里格氣田儲量豐度（探明儲量5378108m3/含氣面積5715.9km2）0.94108m3/km2，考慮斜坡帶和撓褶帶所處構造位置和地質條件的差異（地質條件包括構造條件、氣層埋藏深度、氣層保存條件、蓋層條件），探明儲量豐度按70%取值，則石樓南部區(qū)塊的探明儲量豐度為0.66108m3/km2，有利勘探面積（相當于含氣面積）按300 400km2計算，則預測可探明天然氣地質儲量198264108m3。儲量評估（一）b. 容積法計算探明儲量容積法公

45、式為： 預測探明儲量=0.01含氣面積（Ag）儲層有效厚度(H)有效孔隙度()飽和度(Sgi)/體積系數(shù)(Bgi).據(jù)地礦行業(yè)標準“石油天然氣儲量計算規(guī)范（2005）” 參數(shù)選?。?含氣面積(Ag)：300400 km2； 氣層厚度（H）：13.95m（測井解釋的氣層按實際厚度計算，測井解釋的差氣層按30%折算成氣層）。 本區(qū)含氣層系主要選取本溪組、山2段、盒18段、千5段； 孔隙度()：8.87%； 含氣飽和度(Sgi)：62.1%； 原始天然氣體積系數(shù)（Bgi）：指原始地層條件下氣體體積、溫度、原始氣體偏差系數(shù)與地面條件下氣體壓力、溫度的比值。此值按經驗一般1.11.2，本區(qū)取中間值1.1

46、5 計算結果：預測天然氣探明儲量=0.01300km213.95m8.8762.1/1.15=200.5108m3預測天然氣探明儲量=0.01400km213.95m8.8762.1/1.15=267.3108m3儲量評估（一）c. 分區(qū)帶按儲量豐度、容積法計算天然氣地質儲量 石樓西部區(qū)塊（既石樓背斜帶）：面積382.5 km2，具備8口井的地質資料、鉆井資料、測井資料和解釋氣層、差氣層的厚度資料，在儲量計算方法上采用容積法。參數(shù)的選?。汉瑲饷娣e115.7154.2 km2（按探明系數(shù)3040%）、氣層厚度為13.95m、孔隙度為8.87%、氣體飽和度62.1%、氣體體積系數(shù)1.15。石樓東部

47、區(qū)塊（既曹村低背斜帶）和石樓東南區(qū)塊（既隰縣背斜帶）由于缺少鉆井資料，采用儲量豐度類比法計算探明儲量。上述區(qū)塊由于所處構造位置和條件的不同，采用的儲量豐度值也略有差異。曹村低背斜帶面積383.24 km2，氣藏埋藏相對較深，保存條件好，盒1盒8砂體發(fā)育，儲量豐度參考蘇里格氣田桃七區(qū)塊（0.58108m3/km2）、蘇20區(qū)塊（0.571.08108m3/km2，平均值0.83108m3/km2）和神木氣田（0.390.7108m3/km2，平均值0.55108m3/km2）資料，取蘇里格氣田三個區(qū)塊的平均值0.65108m3/km2作為該帶的儲量豐度，探明系數(shù)取3040%，則曹村低背斜帶含氣面積為115.0153.3 km2。隰縣背斜帶面積238 km2。該帶雖然盒1盒8段砂體發(fā)育，但埋藏相對較淺。另外，受構造擠壓，背斜褶皺強度大，斷裂發(fā)育，氣藏的保存條件相對較差。為此，取神木氣田平均值0.55108m3/km2作為該帶的儲量豐度值，探明系數(shù)取3040%，則隰縣背斜帶含氣面積為71.495.2 km2計算結果：石樓背斜帶：0