促进中国油气勘探开发对策探讨
2019-02-27坤郑冬冬林
许 坤郑冬冬林 爽
（1.中国投资协会能源投资专业委员会；2.穆点市场咨询（北京）有限公司）
2016年以来，国内原油产量连续第3年下滑，由2015年 的2.15×108t 降 至2018年 的1.89×108t，与上年相比下降1.3%；而中国石油表观消费量达6.48×108t，较上年增长6.95%；全年原油净进口量达4.6×108t，与上年相比增长10.9%，石油对外依存度已达70%左右[1]。
2018 年，中国天然气消费继续保持强劲增长，继2017年成为世界最大原油进口国之后，2018 年又超过日本，成为世界最大的天然气进口国。进口天然气达1265×108m3，同比大幅增长31.9%，对外依存度升至45.3%。
从中国石油天然气供需现状和发展趋势分析，油气对外依存度较高，且有继续增大的趋势。面对石油天然气供求矛盾日益突出，给中国油气勘探开发提出了更高、更紧迫的要求。解决制约我国油气勘探开发的主要问题是推进油气增储上产的关键。本文通过分析近年来中国油气勘探开发现状、面临的主要问题，提出促进油气勘探开发的对策建议。
1 中国油气勘探开发潜力分析
1.1 油气资源探明率总体不高，勘探开发潜力 较大
1.1.1 常规石油和天然气资源探明程度分别处于勘探 中期和早中期，油气资源潜力较大
截至2017年底，我国常规石油地质资源量为1085.3×108t，探 明 石 油 地 质 储 量 为390.7×108t，探明率为36%，为勘探中期，资源潜力仍较大，储量处于稳定增长期；我国常规天然气地质资源量为70.4×1012m3，探明天然气地质储量为14.1×1012m3，探明率为20%，为勘探早中期，资源潜力还很大，储量处于快速增长期[2]。
1.1.2 近海总体处于勘探早期，是增储上产的现实领 域；深水处于勘探起步阶段，是未来战略接替 领域
截至2018年，中国近海地区石油资源量为239×108t，待探明资源量为189×108t，天然气资源量为20.8×1012m3，待探明资源量为19.8×1012m3。深层、超深层资源潜力大，常规油地质资源量为182×108t，常规气地质资源量为33.4×1012m3，具备发现大型、特大型油气田的潜力。虽然我国在各海域开展了大范围的油气勘探，但勘探程度差异较大，其中，渤海石油和天然气探明率分别为41.5%和54.6%，南黄海和东海石油和天然气探明率分别为4.9%和2.5%，南海石油和天然气探明率分别为6%和1.4%。因此，中国海域勘探开发潜力很大，深水处于勘探起步阶段，是未来重要接替领域[3-5]。
1.1.3 西部盆地资源探明程度相对较低，是规模勘探 开发的重点
我国东部盆地探明程度远大于西部盆地探明程度，松辽盆地已进入勘探晚期，渤海湾盆地陆上也接近勘探晚期，亟需加强风险勘探和非常规油气勘探，寻找新的接替领域；而西部塔里木、四川、鄂尔多斯、准噶尔等盆地勘探程度相对较低，潜力较大，是近期增储上产的重点盆地，亟需增加规模可采储量[6]。
1.1.4 近10 年重大油气发现较多，为增储上产奠定了 基础
根据《全国石油天然气勘查开采通报》统计，2007—2018年，全国先后获得29个亿吨级以上重大油气发现，合计新增探明石油地质储量51.4×108t。勘探发现集中在鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、渤海湾、松辽等盆地。
2019年9月，据中国石油发布公告称，在鄂尔多斯盆地和四川盆地的石油勘探工程有了重大发现。在鄂尔多斯盆地长7生油层内勘探获得重大发现，新增探明地质储量3.58×108t，预测地质储量6.93×108t，发现10×108t 级的庆城大油田。在四川长宁—威远和太阳区块新增探明页岩气地质储量7409.71×108m3，累计探明10610.30×108m3，形成了四川盆地万亿立方米页岩气大气区。同月，据中国石化新闻办表示，鄂尔多斯盆地油气勘探获得重大进展，又新增探明储量442×108m3，至此，位于盆地北部鄂尔多斯市境内的东胜气田累计探明储量达1239×108m3。
1.2 剩余未探明资源和剩余未动用储量潜力较大
我国常规油气剩余未探明资源潜力较大。截至2017年底，全国累计探明石油地质储量为389.65×108t，其中探明未开发难动用储量达54×108t，占累计探明储量的14%；全国累计探明常规天然气地质储量为14.22×1012m3，其中探明未开发难动用储量为3.7×1012m3，占累计探明储量的26%。未动用储量开发潜力较大。以2017年未开发难动用储量数据为例，如近期（2020年前）、中期（2025年前）分别动用该年全国石油未开发地质储量（54×108t）的50%和80%，采油速度取0.5%，有可能形成1346×104t 和2152×104t 的年产量。考虑到未开发气田的开发难度，可设定其地质储量采气速度为1.5%，如近期、中期内分别动用全国天然气未开发地质储量（3.7×1012m3）的50%、80%，届时有可能再分别形成276.3×108m3、440.8×108m3的年产量。
1.3 非常规油气资源潜力大，正在成为油气增储 的重要接替领域
1.3.1 我国非常规天然气资源潜力较大，是天然气增 储上产的重要接替领域
截至2017年底，中国致密气、页岩气、煤层气 地 质 资 源 量 分 别 为22.9×1012m3、122×1012m3、30.1×1012m3，技术可采资源量分别为11.3×1012m3、21.8×1012m3、12.5×1012m3[7]。
致密气已成为天然气发展的重要接替领域。近年来，我国致密气的产量已接近天然气总产量的1/3，其中，在鄂尔多斯盆地苏里格地区已形成超4×1012m3大气区，预计致密气产量在2020年将达360×108m3。此外，在四川盆地川中—川西地区上三叠统须家河组发现广安、合川、安岳3个千亿立方米气田，三级储量超万亿立方米，具有较大的升级动用潜力。
页岩气将成为我国天然气产量增长的重要接替领域。全国埋深4500m 以浅页岩气地质资源量为122×1012m3，可采资源量为22×1012m3。截至2018年底，累计探明地质储量约为1×1012m3，探明率仅为4.5%。近年来，页岩气资源勘探开发取得了快速发展，产量快速增长，“十四五”将实现跨越式发展。重庆涪陵焦石坝、四川长宁—威远和云南昭通等区块均已提交探明储量。据中国石油勘探开发研究院2018年统计，四川盆地及周缘3500m 以浅的海相页岩气资源量为2×1012m3，2020 年可上产至200×108m3[8]。
煤层气以中高煤阶为主，产量稳定增长。我国埋深2000m 以浅煤层气地质资源量为30×1012m3，可采资源量为12.5×1012m3，累计探明地质储量为6928×108m3，探明率仅为5.7%。已建立了30 多个煤层气勘探开发试验区，预计2020年产量可达75×108m3，其中，中国石油沁南、鄂东、蜀南筠连3个区域，2020 年可上产40×108m3，二连盆地、鸡西、白家海等低煤阶区块也有望获得规模突破，助推2030年煤层气产量上产至120×108m3。
1.3.2 致密油规模有效开发取得突破，正在由工业试 验向规模上产阶段发展
截至2018年，我国致密油已形成3个10 亿吨级和5个亿吨级储量规模区，主要集中在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、柴达木和渤海湾等盆地。2016 年底，中国陆相致密油已建产能为155.3×104t，2017年产量约为150×104t。
我国页岩油还处于勘查初期，勘探开发潜力巨大。中国页岩油资源非常丰富，仅次于美国和加拿大，位居世界第三，当前开采技术方面还不够成熟，不具备规模效益开发的条件。大港油田在渤海湾盆地成功建产两口页岩油井，实现陆相中—高成熟度页岩油突破，大港、新疆、吐哈和长庆被列为页岩油开发重要示范区[9]。
2 我国油气勘探开发面临的困难与挑战
2.1 富油气大盆地油气勘探程度较高，勘探难度大
松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地常规石油资源探明率已分别达到71%、56%、48%，这三大盆地总体进入中—高勘探阶段，剩余油气资源主要为盆地坳陷期发育于斜坡区和凹陷区的低渗透、低丰度岩性油藏和致密油气藏，以及盆地断陷期中深层致密砂岩、火山岩、深潜山油气藏；四川、塔里木、准噶尔、柴达木等盆地总体处于勘探中期阶段，除主体构造带和主要目的层系勘探程度较高外，新领域、新区带、新层系仍具有很大的勘探潜力[10]。
2.2 新增储量品位下降，开发难度大
新增探明地质储量品位不断降低，造成替换率总体呈下降趋势。东部和中部的老油区经过20 多年开发，按油田稳产规律，均已进入产量递减或稳产临界状态。同时，所发现的新油田，规模逐渐变小，渗透率逐渐变低，开发难度逐渐加大，可采储量越来越低。近年来，由于大庆、胜利、辽河等东部老油田勘探程度较高，新增探明储量不断减少，储量替换率不断下降，没有优质储量的规模建产，稳产难度不断增大，产量递减较快（表1）。截至2018年，我国石油资源的储采比（反映技术可采储量可采年限）仅为13.42，远低于世界石油平均储采比50.3。我国常规天然气产量为1415.12×108m3，储采比为40.94，低于世界天然气平均储采比52.6的水平。
近年来，我国剩余的常规油气资源品质整体降低。一是新增探明低渗透、特低渗透石油储量占比达80%～90%，可动用率降低；二是探明未开发储量品位下降；三是低品位建产比例增加，新井产量递减幅度大。近年来，中国陆上新区动用储量中，低、稠、特殊岩性油藏占比高达80%以上。超过35%的剩余石油资源分布在低渗透储层，25%为致密油和稠油；超过35%的天然气资源分布在低渗透储层，25%为致密气[11]。
新增储量动用率降低。随着我国油气勘探生产不断推进，隐蔽、复杂油气藏已成为勘探的主要对象，地表及地质条件复杂地区成为勘探重点目标区。目前东部松辽盆地油气探明率已达60%以上，勘探难度高；一些西部盆地的油气资源探明率虽然不高，但面临构造复杂、低渗透、致密等问题，因此，近年我国油气的新增储量多为难动用储量。
非常规油气资源勘探开发潜力大，但实现规模有效接替难度较大。由于非常规天然气储层非均质性强、储量丰度低，面临着规模更小、油气层更薄、储层更低渗透、油气藏更复杂的地质条件，并受到技术和开采成本的制约，有效动用难度较大。
2.3 现有技术难以满足低品位、非常规油气勘探 开发需要
在我国油气资源品位不断降低、勘探开发难度不断加大、成本不断上升和油价中低位运行的新形势下，目前的勘探开发技术还难以实现规模有效开发。
由于我国非常规油气资源勘探开发起步晚，关键技术尚不成熟。一方面，我国虽然初步掌握了水平井和分段压裂技术，但储层预测与评价、实验室分析测试、完井与储层改造等关键技术仍存在瓶颈；另一方面，引进的国外开发技术不能完全应用于中国复杂的地质条件，钻井、压裂等技术装备水平较低，非常规资源勘探开发关键技术长期以来受制于人。
2.4 目前的体制机制难以适应加快油气勘探开发 的新要求
针对油气勘探开发现状，目前国有企业责权不明晰、机制体制不适应、市场化程度低，没有形成竞争环境。由于油气勘查开采涉及国家能源安全，一直由国有企业掌握主导权。2015年7月，国土资源部在新疆首次通过招标出让石油天然气勘查开采权。然而，截至目前，民营企业的占比仍然微乎其微，而且获得区块的资源品位相对较差，同时此类区块存在成本较高、难度较大的问题，令不少民企望而生畏。更有甚者，一些上市企业在中标后，没有进行实质性勘探开发，而是依靠中标后股票的上涨获取收益。
表1 2011—2018年中国新增探明储量变化趋势表
矿权流转不畅，退出区块再登记率不高。一是招标放出的优质区块比例不足，使得很多具有勘探、开采能力且竞争力强的企业因为看不到未来利润或者惧怕较大的勘探开发风险而望而却步，直接导致退出区块再登记率不高；二是矿业权退出机制不完善，致使部分油气资源区块存在勘探投入不足甚至“跑马圈地、围而不采”的现象。
2.5 政策、法制、监管不配套
2.5.1 税费较高、税种繁多
当前我国油气行业要缴纳15种税收、6 种收费，收费种类较多，不符合“正税清费”的税制改革方向。这种“费、税、金同时并存”的税费体系过于烦琐复杂，无助于促进资源产品价格改革。此外，相关税种设置的自由裁量权过大，选择性执法时有发生，缺乏税收法定原则和规范税收执法。
2.5.2 油气勘探开发法律法规不健全、不适应
我国对于油气勘探开发中的一些方面或问题仍然没有法律上的明确规定，如矿业权性质、矿业权出让合同性质、矿业权出让合同形式、矿业权受让方资质、矿业权受让方违约责任、区块退还与矿业权撤销、矿业权转让限制和争议解决机制等。作为行业基本规范的《石油天然气法》长期缺位。
2.5.3 监管不力，服务或协调不到位
有效的政府监管体系仍在建立，适应油气行业健康发展要求的市场准入、技术标准和资质管理等仍为空白，油气行业监管法律政策体系亟待建立等；针对勘探开发过程中的管理问题，如勘探开发与其他矿种、环保、军事等的矛盾问题，矿权纠纷问题，居民不合理诉求问题及审批周期过长问题等，还缺乏有效的协调手段。
公益性信息难以共享。全球主要国家对资源勘探开发区块持有者，都有要求其在保护商业秘密和权益年限后按工作阶段上交地质资料的规定，成为属于国家的基础性、公益性的宝贵信息资源，这对节约勘探开发和相应研究经费、避免重复性工作提供了保障。我国在油气上相关规定执行力度弱，缺乏一定的可操作性。
非常规资源开发监管不力、监管方式落后。目前我国对于非常规油气勘查开采的监管总体上同于常规油气，仍以企业自律为主，缺乏对相关工作系统的监管机制。另外，勘探开发矿权法规不适应非常规油气勘探开发程序，采矿权审批时间过长。探矿权、采矿权分开设置，即探采分离，而且试采时间偏短，不符合非常规资源开发特点。申请采矿权时，需要提供多项前置性审批材料，而这些前置性批件耗时太长，仅环境影响评价报告就需要1～3年。
3 推进我国油气勘探开发的措施建议
3.1 加大风险勘探力度
3.1.1 加大风险勘探力度，增加规模有效储量
建议制定风险勘探优惠政策，鼓励企业努力开展新领域、新层系和新盆地的勘探。一是国家从企业上缴的利税中取出一定比例，用于企业风险勘探投入，如获发现，收回投入以便再投入，如无发现即可沉没；或者，国家层面可成立油气风险勘探主管部门，负责未登记矿权区域的风险勘探，一旦发现油气，需移交给矿权管理部门进行招标。二是政府制定政策，约束企业在各自登记矿权区内每年有一定比例的投入用于风险勘探，以加快新区新领域的油气发现，并根据勘探难度，以3～5年为期考核风险勘探效益。三是建立国外风险勘探投资保险制度，鼓励企业“走出去”进行风险勘探[12]。
3.1.2 加强难动用储量开发技术攻关，提高剩余储量 动用水平
目前，国内难动用储量的储层物性较差、单井产量低、开发成本很高，对此应尽快设立国家科技攻关重大专项，以加强难动用油气储量开发，形成适应性开发技术系列，重点加强深层、超深层、超稠油及致密油等油气藏的有效开发配套技术攻关[13]。
已开发剩余油分布研究和二次三次采油技术攻关。我国中东部老油田已陆续进入开发中后期，大量剩余油因储层强非均质性的影响而滞留地下，成为实现老油田稳产的重要物质基础。通过提倡科技采油，为油田高质量发展带来强劲驱动力，大力实施精准开发，重点发展以“稳油控水”结构调整技术为代表的二次采油技术和以聚合物驱、三元复合驱为代表的三次采油技术，提高原油采收率。
探明未动用储量的分类评价及有效动用技术攻关。对探明未动用储量的分类评价，依据不同类别采用不同的开发方案。根据不同公司、企业的评价标准，将参与经济评价的储量以企业内部收益率为指标分为近期可开发储量、低效益一类储量、低效益二类储量、暂无效益储量等类别，并分别制定不同的开发方案。同时加强有效动用技术攻关，建成一定规模的生产能力，促进产量稳定增长[14]。
3.2 深化国企体制机制改革
3.2.1 继续推进企业内部矿权流转和“1+N”油气勘 探开发合作模式，加快油气勘探开发
矿权内部流转是我国油气体制改革倒逼机制的重要结果，有利于保障油气产量增长。目前，三大国有石油企业拥有众多矿权因投入不足面临退出的区块，实行企业矿权内部流转，可引导内部资金投向投入不足区块，有效保住矿权。近年来，中国石油通过矿权流转使大庆、辽河等东部老油田获得了新的勘探开发领域，并取得了重要油气发现[15]。
采用企业内部“1+N”油气勘探开发合作模式，实现资源共享，有效降低勘探开发风险。面对缺经验、少技术、高难度、高投入和高风险的新领域，以往大型油公司独立开采的传统开发模式效率不高，以“共享资源、共担风险”为基础的“1+N”风险合作模式应时而生，在苏里格致密气和川南页岩气勘探开发中取得了较好效果。建议继续推广并完善此模式，推进低品位、非常规油气勘探开发[16]。
3.2.2 打破企业内部技术服务市场关联交易格局，形 成开放的内部市场竞争格局，有序推进全面放开
随着国家石油行业改革步伐加快，继续逐步提升行业市场化，促进民营油田技术服务企业全方位获得更多市场机会，逐步尝试委托具备较高技术水平及较强专业施工能力和项目管理能力的油田技术服务企业，按照总承包模式承接工程技术服务、采油集输等一系列业务，深入参与难动用油藏开发[17]。
3.3 有序开放油气上游市场
3.3.1 完善矿权市场化流转机制，提高政府主管部门 服务水平
完善矿权流转制度。建议根据油气勘探开发高投入、高技术、高风险特点，制定相应的准入条件，变高价中标为高资质中标；政府按区块油气资源潜力条件分级分类收取合理矿费[17]。
建立有效的矿业权管理制度。首先要明确油气矿业权的财产权性质及国家与矿业权人之间的法律关系，从而在法律层面上做到对矿业权人既有义务约束，也有投资保护。油气矿业权出让合同既是矿业权赋予的文件，也是自然资源部与矿业权人之间的契约。矿业权人的财产权和合同权利受到法律保护，同样地，如果其违反法律和合同项下的义务和承诺（如最低工作量投入），也要承担相应的法律后果（如矿业权出让合同终止、区块收回）[18]。
推进退出区块的流转。推行探矿权有偿获得，提高矿业权使用费标准（可比照国外做法），理顺资源收益关系。通过提高探矿权获得和持有成本，加大区块退出力度，为其他投资者提供机会。同时，允许企业在满足法定条件下转让矿业权或股份，活跃矿权市场流转，促进油气行业上游市场化。
及时发布区块招标信息，做好矿权流转服务工作。需要设立专门的部门对区块招标信息进行公开发布，审查对外发布的招标信息是否全面、准确，发布范围是否具有广泛性，参与招标的投标人是否合格，同时提供后续的矿权流转相关服务工作，保证矿权流转能够顺利进行。
3.3.2 鼓励社会多方力量参与低品位和非常规油气资 源开发
实践证明，国家需要各类大中小公司组成的“完整产业链”。有利于低品位资源充分利用，有利于攻克难开发油区，有利于已废弃油气田再投产，有利于开拓新的勘探领域，有利于增加就业岗位，有利于回收“落地油”。美国能源革命的成功，离不开成千上万个中小公司以各种方式参与低品位、非常规油气的开发。中国石油通过股份制合作模式，凝聚国企、地方政府和民营企业等多方力量，共同参与四川海相页岩气勘探开发，提高了项目运行效率；同时，吸引民企投资，降低了投资风险。企地民股份制合作开发模式是低品位、非常规油气资源规模效益开发的有效管理模式之一，值得推广应用[19]。
3.3.3 进一步降低对外合作门槛，吸引有雄厚技术实 力的国际大油公司开展合作
2019 年3 月发布的《中华人民共和国外商投资法》，确立了对外商投资实行准入前国民待遇加负面清单的管理制度，为促进和保护外商投资提供了良好的法制环境。《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019年版）》取消了石油天然气勘探开发限于合资、合作的限制，外资可直接参与我国油气勘探开发，将对我国油气对外合作产生深远影响[20]。跨国石油公司大多有着百年的发展历史，无论技术还是管理经验都有很多值得我们学习借鉴。如果我们能够吸收和利用先进适用的管理经验和技术，将会推动国内低渗透、非常规、滩海、稠油、高含硫油气等难动用资源的规模效益安全开发利用[21]。
3.4 健全法规，加强监管
3.4.1 进一步降低难采储量和非常规油气资源税费， 制定合理的国家、地方政府税收比例关系
进一步完善低品位、非常规油气资源补贴政策。2019年6月财政部发布的《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》“多增多补”“不增不补”“多减多扣”的原则，总体上不利于加快页岩气等非常规天然气的发展。以页岩气为例，第一年产量递减率为60%左右，是常规天然气单井产量10%递减率的5～6 倍，稳产难度很大，增产难度更大，迫使页岩气开发企业不得不放慢开发节奏。为了保持持续增产，建议将“对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金”政策条款改为“对未达到上年开采利用量的，不予补贴”。同时建议有关部门尽快制定和颁布《页岩油地质评价方法》国家标准，并出台按存量直接对页岩油进行财政补贴的扶持政策，以促进页岩油规模效益开发[20]。
进一步降低难采储量和非常规油气资源的税费。非常规油藏开发难度大、生产成本高，经济效益不理想；老区自然递减加快及社会成本快速增加，石油企业的收入和利润水平大受影响。石油企业每年上缴相应税费后，用于扩大生产再投入的资金就相当有限，国家应进一步加大减税力度，为石油企业“减负”。
取消常规油气特别收益金。随着主力油田进入开发中后期，资源劣质化程度加深，基本处于动用的边际效益或经济界限附近，几乎不存在“特别收益”。继续征收特别收益金势必影响这些资源的经济评价和开发动用，从而直接影响企业稳产和增产能力。建议取消常规油气特别收益金，提高对上游业务投资的积极性，促进国内油气增储上产。
制定合理的国家、地方政府的税收比例关系。逐步建立由“税”“矿权收益”和“投资收益”三位一体的油气资源收益分配格局。借鉴国际上通行的油气资源开发利益分配结构，将油气资源收益分为“税”“矿权收益”和“投资收益”3部分。其中，“税”按照不同税种由地方政府和中央政府统一征收，“矿权收益”由油气矿权和地权的统一所有者获得，投资收益由投资方获得[22]。
3.4.2 建立健全油气勘探开发法律法规，保障油气企 业依法进行勘探开发
建议加快完善油气勘探开发行业法律法规，在市场准入条件、市场竞争秩序和政府监管方式等方面做出明确的法律规定，形成具有中国特色的油气勘探开发法治体系，促进政府监管部门、行业协会、石油石化公司等各司其职，形成规范有序的行业监管体系。
完善矿权管理法律法规。加快修订《矿产资源法》及相关配套制度，制定《石油和天然气法》《油气监管条例》，以及我国对内油气勘探开发合作管理规定，形成符合我国国情的油气矿权管理法规体系，做到矿权管理有法可依。
逐步放宽对油气勘探开采资质的条件限制。从业绩经历、资金实力、技术水平等方面设定油气勘探开采资质条件，通过招投标竞争方式取得油气探矿权，通过风险勘探获得商业性发现后按程序获得采矿权。修订“必须经国务院批准”的前提条件，改变“申请在先”的行政审批方式，实行“宽进严出”。逐步建立具备资质企业名录，定期组织资质审核，切实保障矿权市场秩序，形成以国有大型石油公司为主导，多种经济成分共同组成的多元化矿权结构。
健全矿权监管体系。建立与油气资源国家一级管理相适应的专业监管机构，制定统一的监管规程，监管机构或中央和省市监管部门要统一规程、统一标准、统一技术操作、统一信息平台、统一考核评价。要加强专业监管队伍培训和建设，把监管重点放在涉及国家利益、公众利益的关键环节，同时坚决制止侵权行为，维护矿权人合法权益，促进实现油气资源的最大发现、最优开发、最佳利用，杜绝某些行业曾出现的开发秩序混乱、破坏生态环境、安全事故频发等问题[23]。
3.4.3 建立油气勘探开发相关协调机制
加快并完善建立油气勘探开发相关协调机制，处理好油气勘探开发与其他矿种、环保、军事区、矿权纠纷、居民不合理诉求及审批周期过长等矛盾和问题，在确保国家安全、环保的前提下，保障各方权益，促进油气勘探开发。
4 结束语
我国剩余油气资源总量和储量规模较大，有促进勘探开发的资源基础，但常规油气资源品位不断降低，勘探开发对象日趋复杂；非常规和深层、深海等油气主要接替领域规模有效开发难度较大；勘探开发成本不断上升；油气勘探开发还没有形成有效的竞争环境；国家和地方政府还没有形成完善配套的政策法规和有效的油气勘探开发监管机制。针对上述制约中国油气增储上产的关键问题，建议企业层面通过深化国企体制机制改革、有序开放油气上游市场，国家层面通过政策推动、健全法规及加强监管等，促进我国油气勘探开发。
