国内天然气上游业务发展形势与中长期发展战略研究

2019-01-08佘源琦杨桂茹邵丽艳

天然气技术与经济 2018年6期

关键词：矿权气藏勘探

佘源琦李剑杨桂茹杨慎邵丽艳

（中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007）

0 引言

中国天然气业务正进入快速发展的黄金时期，在全球能源大变革背景和国内能源发展新形势下，国内天然气上游业务正面临一系列新的问题与挑战。因此，开展产业新形势分析，对谋划布局国内天然气上游业务中长期发展、提供战略指导具有重要的意义。

1 国内天然气上游业务发展现状与机遇

1.1 天然气上游业务已进入第三阶段的快速发展时期

进入21世纪以来，国内天然气勘探进入快速发展期，常规气与非常规气并进，累计新增探明储量14×1012m3，占总探明储量的85%；天然气勘探在深层碎屑岩、海相碳酸盐岩、火山岩、海域等常规气领域及致密气、页岩气、煤层气等非常规领域取得了一系列重大发现和进展，推动了天然气储量快速增长［1-2］（图1）。“十五”、“十一五”、“十二五”期间年均新增探明储量分别达到5 362×108m3、6 140×108m3、7 841×108m3。天然气产量进入第三阶段快速增长期，以鄂尔多斯、塔里木、四川、南海四大气区为主的天然气生产格局迅速形成，产量增长连创新高，年产气量平均增速11%，2017年达到1 480×108m3（图2）。

图1 中国天然气勘探阶段与探明储量增长历程图

图2 中国天然气产量增长历程图

1.2 国内天然气上游业务具备长期增势发展基础

中国石油第四次全国油气资源评价（2013-2015年）数据显示，国内天然气勘探正处于早中期阶段。陆上常规气资源量41×1012m3，目前整体探明率13%；海域资源量37×1012m3，目前探明率4%；除鄂尔多斯外，其余各大盆地探明程度皆低于20%；形成了包括海相碳酸盐岩、致密砂岩、前陆、页岩气、煤层气、海域在内的六大重点勘探领域（图3）。四川、鄂尔多斯、塔里木三大盆地是当前天然气勘探的主体。按照储量增长趋势预测并结合勘探领域潜力分析认为：我国天然气年增探明储量仍处于高峰增长阶段，天然气储量2030年以前仍将保持高增长态势。剩余可采储量中，近50%未动用，储采比较高（图4）；具备天然气持续增产潜力（国际上普遍认为天然气储采比大于20即具备快速上产的基础）。

图3 中国石油第四次资源评价全国天然气资源量分盆地、领域分布图

图4 中国天然气历年剩余可采储量与储采比变化图

1.3 天然气上游业务迎来新的历史发展机遇

目前，全国性主干管网和分支管网已基本建成并不断扩充，城市燃气、工业用气、化工等天然气消费领域增量持续上升，天然气消费增速明显高于产量增速，天然气对外依存度快速攀升，供需矛盾日益突出［3-4］。自2012年党的十八大提出“美丽中国”的发展目标以来，国家从绿色、环保的高度给予天然气一系列产业鼓励政策，将大力发展国内天然气产业上升至保障国家能源安全的重要战略高度，奠定了天然气业务重大利好形势；2018年国家就立足国内加强油气勘探开发、保障我国能源安全、加快天然气产供储销体系建设作出一系列重要批示与指示，为天然气上游业务带来新的历史发展机遇。

2 国内天然气上游业务面临形势与挑战

国内天然气上游业务历经数十年发展，在勘探开发领域认知内涵等方面发生了一系列深刻变化，正面临日趋复杂的新形势和发展挑战。

2.1 理论与技术进步不断拓展勘探开发领域

我国天然气勘探历经近70年的发展，形成了自成体系的陆相煤成气、高演化裂解气等基础理论和具有中国特色的前陆、碳酸盐岩、致密砂岩、火山岩、页岩气等大气田成藏地质理论。烃源岩生烃门限、储层物性下限不断突破传统的储层、圈闭和成藏认识，不断明确常规-非常规资源有序聚集、共生伴生、差异富集规律，大幅扩展了勘探领域与勘探范围［5-6］。工程技术领域形成了包括山前宽线大组合、黄土塬、戈壁、深层地震采集、叠前处理及超深高温、高压钻完井等应对多类型天然气勘探开发领域的配套技术序列。理论与技术的不断进步持续深化资源潜力认识，助推天然气勘探开发实现由浅层向深层、由简单到复杂的不断突破。

2.2 勘探开发持续趋向低、深、难发展

随着勘探开发程度不断加深，其对象也发生了深刻变化。天然气剩余资源结构持续变化，新增探明天然气储量中特低渗-致密储量比例由“十一五”的22%增长至“十二五”的59%，资源品质持续向分散、致密、难采的方向变化，低品位资源成为储量增长主体。气藏类型向更复杂、更隐蔽类型变化。自“十二五”后两年以来，岩性、地层和复杂构造气藏累计探明储量占80%以上［7-8］。

深部层系资源日益成为天然气重点发展方向。除中浅层探明率达到40%之外，其余深度段皆小于5%；层系分布分析显示：除二叠系探明率在30%左右，其他均低于20%（图5）。

综上分析，国内天然气勘探开发面临4个方面主要挑战：① 剩余资源低品位比例持续增长；② 复杂气藏类型与比例不断增加；③ 资源接替日益向深层发展；④ 山地、沙漠、戈壁等不利地表环境增多。

图5 分深度、层位天然气探明储量与剩余资源量分布图

2.3 非常规气资源认识与规模开发存在较大不确定性

目前国内页岩气勘探开发活动主要集中在四川盆地及其周缘地区，其它盆地资源总体认识程度较低。国内外各机构对国内页岩气资源量预测结果相差较大，主要原因是中国尚缺少大量的勘探开发数据和类比刻度区，且我国页岩气资源赋存特征与国外差异较大［9-10］。目前页岩气勘探开发已在四川盆地示范区取得试验性突破，但规模化勘探开发仍面临理论和技术两大挑战：① 全国性页岩气形成与富集机理尚不明晰；目前真正实现商业化、规模化勘探开发的页岩气井主要集中于四川盆地及邻区的五峰组-龙马溪组中，其它区域参数井较少，整体认识程度较低，资源量存在较大不确定性。② 规模化开发仍存在技术瓶颈，完全成本仍较高；页岩气储层精细地震识别与预测、水平井地质导向、大规模压裂及效果监测评估、高效、集约化、“工厂化”生产模式等多项技术仍需要强化攻关。目前技术水平情景下多数区带仍处在低效益或无效益阶段，且对政策扶持依赖性较高。

2.4 矿权与环保政策影响加大

近年来国家对生态保护、节能减排要求不断提高，监管力度不断加强。新《环保法》实施以来，各省区为发展地方经济，重新划定水资源、草原、野生动植物等各类保护区，导致土地征借难度加大、费用大幅上升、安全环保风险评估周期大幅延长，企地关系协调困难，新建扩建项目用地审批手续繁杂，程序增多、周期长，以致部分项目无法继续实施，影响项目建设进度，大量矿权区块因被保护区覆盖而导致勘探开发活动终止。

矿权方面，长期以来对于油气上游领域开放矿权的呼声日益高涨，外界普遍认为国内主要油气企业存在矿产资源“圈而不探，探而不采”现象。2017年5月，国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，该政策具体到油气企业就是开发矿权流转，实行竞争性开发。中西部天然气勘探领域普遍面临埋藏深、地表地下条件极为复杂、勘探发现难度大、周期长；目前探矿权考核年限为2年，主要油气企业均存在一大批近期难以见到勘探苗头的探区，因高风险、投入不足而出现探矿权面积大幅退减现象。

2.5 总体效益形势呈下行态势，各地区项目效益分化严重

随着天然气勘探开发日益向低、深、难方向发展，上游业务平均效益呈现下行态势。勘探开发难度及成本快速上升形成效益瓶颈，制约勘探开发部署，一批复杂气田受效益限制难以实现规模勘探开发［11-12］。同时，由于东西部地区资源禀赋差异较大，资源日益劣质化、成本上行与效益下行不断压缩利润空间，导致各地区勘探开发项目效益分化严重，一批老区形势异常严峻，部分地区资源接替困难，产量下滑迅速，经营形式严峻。

3 新形势下国内天然气上游业务中长期发展建议

3.1 超前预判国际产业形势冲击与影响

近年来，全球LNG产业快速发展，产能迅速扩张，全球供需基本面日趋宽松。国内进口天然气虽然持续受到不稳定地缘政治的影响，但总体上利用国外天然气资源的条件显著改善。在当前技术水平情景下，国内天然气大幅增产难度加大，国内资源供给能力不足、保供成本持续上升［13-15］。据此判断：国内上游勘探开发必将受到国际市场的冲击。天然气对外依存度将持续上升，依靠国内资源调节峰谷差能力更加不足，上游效益形势将更加严峻。必须超前做好形势判断与预估，合理评估风险冲击，谋划布局新情景下国内上游长远发展战略。

3.2 发展关键核心技术，依靠技术创新与集成实现复杂气藏效益开发

地质新认识与工程新技术不断创新发展拓展了天然气勘探纵向深度与平面范围；过去认为无效的领域和无效的储量在新的理论和技术指导下不断取得突破。但国内资源不断劣质化的趋势难以改变，要实现规模有效开发利用，必须依靠技术创新来大幅降低成本，降低单位产出投资规模、提升效益，才能实现可持续发展。应重点发展一批核心关键技术并不断通过集成化创新降低关键技术与措施使用成本，这些技术主要包括：① 复杂气藏储层精细刻画、三维地质建模、地质导向井、可控储层改造、低成本钻采工艺及地面工艺简化优化等；② 碳酸盐岩、火山岩等特殊类型气藏储层预测和识别、烃类检测等；③ 山前复杂构造带建模和地球物理识别，控压钻井，盐层、高倾斜地层防斜快速钻井一体化集成；④深层-超深层及深水完井技术、水平井分段、切割式储层改造等提产配套技术集成。

3.3 加强特殊气藏与非常规气扶持政策

资源禀赋决定中国天然气产量迈上的新台阶必须依靠大力发展非常规气。但如本文前述，国内非常规气资源量仍存在较大不确定性，有利区带尚待进一步评价优选，经济效益仍需深入评估。因此，需要加大非常规气勘探与评价力度，为开发上产奠定基础。目前非常规气资源受技术水平与成本影响，整体经济效益较低，必须依靠财政补贴才能实现现有效益。天然气产业政策应充分考虑其低碳、环保带来的社会价值，加大政策支持力度；目前，国家虽已经出台一系列税费优惠政策鼓励非常规气的开发，但总体上支持力度不够、效果有限、针对性不强、政策缺位明显。建议国家在进一步完善并落实好现有优惠政策的基础上，加大对页岩气、超低渗透致密砂岩气等非常规气财税扶持。同时，减免一定资源税，返还一定比例增值税、抵扣科技研发试验费用等，保障复杂、特殊气藏满足最低效益可持续发展要求。

3.4 推动绿色矿山建设，加大矿权、储量流转及市场化力度

油气企业应当牢固树立绿色发展理念，全面推进绿色矿山建设，建立完善绿色发展指标体系。推进泥浆不落地、清洁作业等技术应用，严格保护矿权内的生态功能区和环境敏感脆弱区。国家在政策层面，应进一步理顺油气企业资源开发与环境保护关系，统一规范和科学指导各级自然保护区设置，严格界定自然保护区范围和功能区调整。同时，结合油气勘探开发特点，明确各区域对油气勘查开采工作的环保要求，允许在一定范围内科学合理地开展油气资源勘查开采活动；在各类环境保护区或城镇规划区的边界，允许企业优选资源，利用大位移定向井、长水平段井等特殊井型进行开发，提高保护区边界区域储量动用程度。

矿权改革方面，油气企业应当不断摒弃传统的“画地而为”思维，结合企业内部各单位资源、技术、队伍差异与各自优势，采取矿权和储量流转方式，充分调动优势与积极性，增加上游活跃程度。中国石油已于2017年启动东西部油田矿权的内部流转，采取勘探区块和未动用储量区块“1+1捆绑”模式，实行新体制、新机制，投资计划单列、单独考核，实现市场化运作、社会化服务，目前已取得较好勘探开发效果，缓解了老区资源接替不足、中西部地区矿保难度大的矛盾。与此同时，建议国家实现矿权差异化管理。根据地区油气地质条件的复杂性、特殊性，以及勘探的规律性、周期性，适当延长矿权考核年限，便于石油企业统筹规划、合理安排勘探活动。

3.5 实施序列化勘探开发部署，强化规划实施与机制创新

在面临一系列发展挑战的情况下，上游业务应加强资源的经济效益分类，充分预计各项目的目标效益、全生命周期成本，建立合理经济综合价值评价标准，强化部署区带优选；在领域分类基础上，综合资源潜力、储量可动用程度、储量升级率、勘探开发综合成本等关键指标开展整体评价；依据评价结果，针对不同探区发展形势与特征，实施不同勘探策略。在认识相对清晰、剩余可探明储量成规模领域设立重点项目，开展“集中勘探”，依靠规模部署工作量，提交规模储量。针对老区及复杂领域勘探目标差异大、效益分化严重的问题，强化效益导向，实行差异投资管理，投资向高效项目集中，有序控制低效项目投资，调减剩余储量不足、成本快速攀升的中后期阶段项目。审慎部署认识程度低、潜力不明、控制累计投入高、成本快速上升、目标准备不足勘探区，避免整体效益下行。开发上尊重气藏生产规律，合理评估采气速度与产量规模，最大限度地提高气藏采收率；管理上，推广鄂尔多斯盆地苏里格气田“5+1”模式和西南页岩气多边合作开发经验，探索油气生产企业和工程服务单位联合、甲乙方合作开发等多种合作机制，不断扩大市场化程度，最大限度激活低成本开发活力。