中国天然气勘探开发增储上产潜力及其政策建议

潘继平 娄 钰 王陆新

（自然资源部油气资源战略研究中心，北京 100034）

0 引言

近10年，中国天然气勘探开发取得显著成绩，获得一系列重大发现，探明储量持续高位增长，产量较快增长。同时，中国清洁低碳能源转型进程加快，天然气消费快速增长，保障天然气供应安全形势日趋严峻。根据中央关于大力提升油气勘探开发力度的战略部署，贯彻国务院关于促进天然气协调稳定发展的文件精神，迫切需要进一步加强天然气勘探开发，不断实现增储上产，增强能源安全。

1 天然气供需总体形势

1.1 天然气储产量大幅增加，供应能力持续增强

21世纪以来，我国天然气快速发展，储产量持续快速增长。统计显示，2003-2017年连续15年年新增探明地质储量超过5 000×108m3，进入持续高位增长阶段（图1）。其中，2007-2016年新增探明地质储量合计达7.15×1012m3，占全国累计探明天然气地质储量的50.4%。

2001-2017年 ，我国天然气（含非常规气）产量由303 × 108m3增至1 480 × 108m3（图2），增长了近5倍，年均增长10.4%，世界排名由第18名提升至第6名，成为名副其实的天然气生产大国，也是21世纪以来世界天然气产量增长最快的国家之一。其中，增量居世界第4，排在美国、伊朗、卡塔尔之后；增速为世界第2，仅次于卡塔尔（12.2%）。

图1 中国天然气年新增探明地质储量统计直方图

图2 2001-2017年全国天然气产量与增长率图

《中国天然气发展报告（2018）》显示，2017年国内天然气产量增加超100×108m3，达1 480×108m3，同比增长8.2%。其中，常规气产量达1 339×108m3，同比增长8.1%；页岩气产量达92.0×108m3，同比增长14.3%；煤层气产量达49.6×108m3、利用量达44×108m3，分别同比增长9.2%、13.8%。另外，煤制气产量为26.3 × 108m3，同比增长34.3%［1］。

另据《全国油气矿产储量通报（2017）》（自然资源部）统计，全国天然气产量主要集中分布于鄂尔多斯、四川、塔里木等三大盆地，2017年三大盆地天然气产量总和达1 220×108m3，占全国天然气总产量的82.5%。其中，四川盆地天然气产量达395×108m3（含页岩气92×108m3），约占全国天然气总产量的26.8%；鄂尔多斯盆地产量达455×108m3（含煤层气15×108m3），约占全国天然气总产量的30.5%，连续9年为全国第一大产气区；塔里木盆地天然气产量为370×108m3，约占全国天然气总产量的25.1%。

1.2 天然气需求过快增长，供需缺口加大，进口量大幅攀升

2001-2017年 ，全国天然气消费量从274×108m3增加到2 386×108m3，年均增长14.5%，比同期产量增速高出4个百分点（2017年高7个百分点），供需增量、增速剪刀差均越来越大，对外依存度快速攀升。统计显示，我国从2007年开始规模进口天然气，此后10年内，对外依存度快速攀升至39%左右，2015-2017年3年提升了近10个百分点。与此同时，中国天然气储备体系建设却严重滞后，储备能力严重不足，基础设施互联互通程度不够。据《中国天然气发展报告（2018）》，截至2017年底，全国储气库工作气量仅77×108m3，约占全国天然气表观消费总量的3.2%，远低于12%～15%的世界平均水平。在这种情况下，中国天然气快速发展面临日益严峻的安全形势。按照目前天然气开发态势，考虑天然气消费增速趋缓，预计“十三五”末，国内天然气生产供应缺口将达到1 500×108m3左右，对外依存度将达到45%左右。鉴于储备能力建设短期达不到相当比例，届时天然气保供压力会更大，安全形势会更加突出，因此迫切需要加大国内开发，加快推进天然气进一步增储上产增供。

2 面临的挑战与问题

2.1 油气体制改革滞后，投入不足，天然气增产跟不上消费快速增长步伐

近年来，油气上游领域市场化改革探索取得积极进展，但开放程度依然十分有限，超过95%的油气矿权仍集中在极少数企业，而且油气矿权在矿权人之间缺乏有效流转机制，充分竞争、有序开发的勘探开发市场格局远未形成，竞争活力不够，加上持续低油价的影响，以及资源品质下降，开发难度加大，导致勘探开发投资不足，工作量大幅减少，探明储量增幅下降，新建产能规模下降。统计显示，2017年，全国油气勘探开发投资2 213.5亿元，同比增长18.9%，但远低于2013年的高峰值3 660.1亿元，比“十二五”年均投资规模下降30%。2016-2017年年均新增天然气储量6 410×108m3，比“十二五”年均新增储量规模下降18.3%，天然气新建产能规模明显下降。

2.2 资源品质持续下降，开发成本过高，天然气快速增储上产难度不断加大

随着油气勘探开发程度的提高和领域的扩展，地质地貌条件日益复杂，资源品质不断下降，劣质化趋势加剧。据评价显示，全国剩余天然气资源中超过80%属于低渗、深层、深水以及高含硫气田。统计显示，近10年来全国新发现油气田的储量规模不断下降，小碎散的特点日益明显，且低品位比例呈上升趋势。年新增探明储量中低渗—特低渗储量占70%以上；中低丰度储量占比超过60%；中深层储量占比超过40%；采收率持续下降，由2003年的64%下降至2017年的56%，下降了约8个百分点。在现有技术水平和体制、政策环境下，天然气开发成本普遍偏高，页岩气、煤层气及部分致密气开发的经济性依然较差。据不完全统计，2017年Ⅲ类致密气开发综合成本为（1.2～1.5元）／m3，页岩气为（0.9～1.2元）／m3，煤层气为（1.5～2.2元）／m3，除了资源品质下降、开发成本过高的内在因素外，从事资源开发的企业经营管理水平、效率较低也是影响天然气增储上产的重要因素。

2.3 科技进步与创新能力不能满足加快勘探开发的需要，制约了天然气快速增储上产

近年来，我国油气开发科技研发取得长足进步，形成了自主特色的深水、深层及非常规资源勘探开发技术体系，但总体上技术进步与创新能力滞后于资源开发的实际需要，制约了天然气快速增储上产。其中，深水油气资源开发核心技术和关键装备，特别是水下生产系统依赖进口，受制于人；部分致密砂岩气的开发，包括四川盆地须家河致密气和鄂尔多斯盆地Ⅲ类致密气等，受困于技术问题，难以实现商业开发；埋深超过3 500～4 000 m的深部页岩气资源潜力大，但缺乏有效的配套技术，包括深部页岩气甜点预测与压裂技术等，导致成本过高，尚不能规模化开发；海陆过渡相、陆相页岩气开发至今未能取得商业化突破；技术问题是煤层气发展缓慢的主要原因之一，深部和低煤阶煤层气开发技术仍处于探索阶段；配套关键技术的不足导致火山岩等特殊气藏采收率过低，难以实现高效开发。

2.4 资源开发政策体系不健全不协调，不利于天然气开发和生态环境保护

一是天然气资源勘探开发的政策体系和机制不健全。相当规模的成本高、风险高、潜力大的天然气资源开发缺少有力而灵活多样的支持政策。据不完全统计，约为1.0×1012m3的Ⅲ类致密气开发成本高过页岩气，却缺乏有效支持政策；已有的支持政策侧重于直接的财政补贴或者税费减免，方式单一，而对于非经济性支持政策严重不足。天然气勘探开发关键理论、技术和核心装备研发扶持力度有限，亟需加大政策支持力度。二是资源管理政策不健全，主要体现为矿权重叠、探采分离等，在很大程度上制约了天然气特别是煤层气、页岩气等非常规资源的开发。三是亟待统筹生态环境保护与资源开发利用的关系。资源开发在生态环境保护方面的重视程度依然不够，污染、破坏环境的开发生产活动依然在个别油气开发生产活动中存在；部分生态红线、自然保护区的划定存在不科学、不合理、随意性等问题，相当规模已发现、已建产油气田（区）被划入具有较低生态价值的保护区，而且没有明确退出过渡期，对油气生产造成相当程度的影响。

3 增储上产的潜力与前景

3.1 勘探增储潜力与前景

1）天然气资源丰富，探明程度低，储量增长有资源基础。据2015年全国油气资源动态评价结果显示，全国天然气（含致密气）地质资源量为90.3×1012m3，可采资源量为50.1×1012m3；页岩气地质资源量为122×1012m3，可采资源量为22×1012m3；煤层气地质资源量为30.1×1012m3，可采资源量为12.5×1012m3。截至2017年底，全国累计探明天然气地质储量为14.2×1012m3，探明率达15.7%，整体处于快速发展的勘探早期阶段；累计探明页岩气地质储量为9 209×108m3（截至2018年6月底，已超过1.0×1012m3），探明率仅0.8%，累计煤层气地质储量6 345×108m3，探明率为2.1%，非常规气勘探总体尚处于初期起步阶段。

2）加强天然气勘探，推进探明储量持续高位增长。通过加强勘探，坚持“常非并举、海陆并进”的原则，坚持“勘探为龙头、储量为根本”，持续加大国内勘探投入，以塔里木、鄂尔多斯、四川等陆上主力盆地和海域为重点，加强重点气区勘探，加大新区、新层系风险勘探，深化老区挖潜勘探，实现天然气储量持续高位增长，夯实天然气增产的储量基础。初步预测，2018-2025年，以常规气为主，加上非常规资源，全国新增天然气探明地质储量将保持高位增长，年均新增探明地质储量有望达到（1.0～1.2）×1012m3，其中常规天然气年均新增储量达0.9×1012m3左右，且超过65%来自鄂尔多斯、四川、塔里木等三大主力盆地。

3.2 开发增产潜力与前景

1）新发现和新增储量的产能建设。通过加强勘探不断获得新发现，年新增储量保持高位增长，为加快产能建设，增加天然气产量提供了储量基础，是新气田开发，实现天然气增产的主要来源。预计2018-2025年，通过勘探新发现增加可供动用储量（5～6）× 1012m3，可年均建成产能（500～600）× 108m3，形成相当规模的增产空间。

2）探明未开发储量开发增产。统计显示，2010-2016年，常规气储量替代率平均值为262%，年新增经济可采储量远超过当年产量，2017年储量替代率也达到127%，具有现实天然气增产空间。截至2017年底，全国天然气探明未开发地质储量超过5×1012m3，借助于技术进步、矿权流转和适度政策支持，完全可释放这部分资源潜力，预计在3～5年可增产天然气（200～300）×108m3。其中，加强致密气开发是天然气增产增供的重要现实领域，以鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组、松辽盆地登娄库组、渤海湾盆地深层、塔里木盆地深层为重点，超过万亿立方米的非效益难动用储量，亟待在技术和政策的支持下实现规模效益开发。

3）已开发气田提高采收率挖潜增产。通过内部井网调整、补充产能井、滚动扩边建产、井间加密等措施，挖潜建产，改善开发效果，减缓产量递减，提高采收率，努力增加产量。“十二五”期间，通过内部调整挖潜年均建产超过80×108m3，“十三五”后期，已开发气田年均挖潜建产100×108m3左右，预计“十四五”期间，通过内部调整、精细开发、挖潜建产等可普遍提高中西部已开发气田采收率，使之成为稳产增产的重要来源。

4）非常规资源开发成为增产重要来源。页岩气、煤层气等勘探开发程度低，具有较大的增产潜力，是天然气增产的重要领域和来源。目前页岩气探明未开发储量超过2 000×108m3，而且总体采收率较低，有一定提升空间，预计2020年页岩气产量可达220×108m3以上。随着深部页岩气、海陆过渡相和陆相页岩气开发成本下降，“十四五”期间页岩气将保持较快发展。煤层气探明储量动用程度较低，产能建设缓慢，采收率低，增产潜力大，预计“十四五”期间煤层气有望迎来较快发展。

总体上，大幅增加投入，通过新增储量开发、未开发储量动用、已开发气田提高采收率等措施，借助于积极的开发政策（矿权流转）、技术进步及适度支持政策，综合预计到2020年全国天然气产量可达2 000×108m3左右，总体达到“十三五”规划目标；2025年天然气产量有望达到2 500×108m3左右，国内资源供应保障能力显著提高。

4 政策与措施建议

4.1 不断深化油气体制改革，构建充分竞争、多元化油气勘探开发市场体系

贯彻落实国发〔2018〕31号《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，深化油气勘查开采管理体制改革，促进天然气协调稳定发展［2］。一是积极探索以市场化方式推进油气矿权流转，不断引入竞争，增加投入，激活存量资源。分3个层次：① 鼓励主要石油企业内部的矿权流转；② 鼓励主要石油企业之间的油气矿权流转，釆用不同思路和方法勘查开采油气；③ 主要石油企业与其他各类所有制企业之间的矿权流转。在矿权登记基础上，基于经济价值评估，探索构建油气矿业权交易市场。二是继续加大区块退出力度，增加区块持有成本，结合公益地质调查和选区，加大矿权竞争性出让力度，推进矿权竞争性出让常态化。同时，完善油气矿业权配置与管理，促进多种共伴生资源综合开发，提高开发效率。三是在油气勘探市场体系建设中，积极推进油气上游主辅分离，形成真正的勘探开发工程技术服务市场。四是加强监管，理顺监管体制机制，切实发挥地方作用，加强监管专业队伍建设，完善监管依据和标准规范。五是加强并完善油气勘探开发投资考核机制，特别是风险勘探考核机制，留出容错空间。

4.2 进一步扩大对外开放，对外资全面放开国内油气资源勘探开发

一方面，允许外资持有油气矿权，取消陆上、海上两个对外合作专营权，完善对外合作合同和机制。另一方面，在允许外国石油企业与国内石油企业同台平等竞争的同时，可以考虑通过完善石油合同等方式确保油气资源国家所有者权益，进而促进国内油气勘探开发、增储上产，同时推进“一带一路”建设，构建开放条件下的能源安全保障机制。

4.3 加强重大理论、关键技术研发与攻关，推进资源规模效益开发

针对深层—超深层、深水和非常规等领域油气勘探开发的重大理论、技术及装备方面的共性问题，建立国家级科研平台，健全以企业为主、产学研优势互补的科技攻关机制，增强科技创新能力，着力解决制约天然气开发的关键理论、技术问题。重点攻克致密油气、页岩油气和煤层气高效开发关键技术体系，不断降低成本，推进规模效益开发。加强深部页岩气、陆相页岩气和低煤阶煤层气开发方面的科技创新和攻关研究，力争早日实现商业化开发突破。进一步提高储层改造和深水勘探开发关键技术和核心装备的国产化程度。加强天然气水合物勘探开发基础理论和关键技术研究［3-4］。

4.4 健全完善油气资源开发政策，统筹推进油气开发与生态环境保护协调发展

大幅削减高含水老油田开发税费，并对强化采油、低产井予以适当支持；加大对稠油、致密油、致密气、页岩油气、煤层气等低品位、非常规资源开发税费减免支持力度，可以考虑全免其资源税，由此而增加的油气产量适当向地方倾斜；延续对页岩气、煤层气的补贴政策，对致密气、致密油、页岩油开发予以适度补贴支持；加大对深水、深层油气资源开发的支持力度，以税费减免为主。加大用地、用海、环评、安全等非经济性政策支持力度，提高行政审批效率。同时，坚决贯彻中央关于生态环境保护的战略决策，统筹协调油气资源勘探开发与生态环境保护的关系，自然保护区、生态红线的确定要充分考虑油气开发增强国家能源安全的现实需要，油气开发要进一步做好生态环境保护，实现在保护中开发，在开发中保护，统筹推进资源开发与生态环境保护协调发展。合理分配油气资源开发收益，鼓励支持地方以多种方式参与资源开发利用，留税于地方，互利互惠，共同发展。