2019年川渝地区天然气勘探开发进展及2020年展望

何晋越 魏 微 党雪霈 乔玲茜 何涓涓

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.中国石油西南油气田公司工程技术研究院，四川 成都 610051；3.重庆燃气集团沙坪坝分公司，重庆 401332；4.中国石油川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部，四川 成都 610051；5.中国石油西南油气田公司重庆气矿，重庆 401147）

0 引言

2019 年，我国川渝地区天然气勘探开发取得重大进展，全年新增天然气探明储量近1×1012m3，占全国总增量的70%［1］；高效探明川南页岩气、安岳气田两大万亿立方米大气区［2］；生产天然气近500 ×108m3，占全国总产量的近三成［3］；页岩气快速上产，产量较上年增长近50%。鉴于2020 年初提出的“成渝地区双城经济圈”势必有力推动川渝地区经济高质量发展［4］，新冠疫情和低油价对川渝地区天然气勘探开发影响有限，预计2020 年川渝地区天然气勘探开发形势将继续向好，天然气探明储量、产量均保持较快增长。

1 勘探成果丰富，新增探明储量近万亿立方米

1.1 新增天然气探明储量占全国七成

截至2019 年底，川渝地区共发现安岳、普光、元坝、川南、涪陵等132个气田。其中，探明地质储量达到1 000×108m3的气田有10 个，区域累计天然气探明储量达5.86×1012m3。

2019 年川渝地区新增天然气探明储量9 841 ×108m3，占全国新增天然气探明储量的70%。中国石油、中国石化两大石油公司在川渝地区均有重大勘探成果，全年新增天然气探明储量合计近1×1012m3（表1），在其各自公布的2019年度十大油气勘探成果中，川渝地区的天然气勘探成果分别占据2 席和3席［5-6］。

表1 2019年川渝地区天然气探明储量统计表

1.2 中国石油高效探明川南页岩气田、安岳气田两大万亿立方米大气区

中国石油在川渝地区形成川南页岩气田和安岳气田两个探明储量万亿级气区，川中古隆起北斜坡、陆相页岩油气风险勘探见到新苗头，川西火山岩勘探取得重大新进展，陆相致密气勘探取得重要新成效，展示了良好的勘探潜力。

1）川南页岩气勘探形成万亿立方米大气区。在加大三维地震部署和加强甜点区评价的基础上，近两年中国石油强化大规模勘探评价和开发试验工作，在长宁—威远和太阳区块新增探明页岩气地质储量7 409.71 × 108m3，累计探明地质储量1.06 ×1012m3，形成了四川盆地万亿立方米页岩气大气区。

2）安岳气田勘探形成万亿立方米大气区。中国石油在川中古隆起台内斜坡区震旦系天然气勘探取得重要成果。甩开预探龙女寺上震旦统灯影组灯四段获重要新发现，开辟台内规模增储新区块；高磨台内灯四段气藏精细评价取得重要新进展；灯二段构造气藏首口水平井试验取得成功，灯二段储量有效升级。由灯影组和龙王庙组组成的安岳气田，新增天然气探明储量953×108m3，累计探明天然气储量1.04×1012m3。

1.3 中国石化页岩气和致密气勘探均有重要突破

中国石化在四川盆地南川盆缘复杂构造区常压页岩气和綦江东溪构造深层页岩气勘探取得重要突破，落实了2个千亿立方米规模增储阵地，新获近1 000×108m3常规天然气探明储量；致密气勘探方面取得重要新发现；永川南区深层页岩气、川西中浅层勘探取得天然气商业发现。

1）綦江东溪构造深层页岩气勘探取得重大突破。中国石化在綦江东溪构造部署的东页深1HF 井试获日产天然气31.1×104m3，突破了深层页岩水平应力差异大、难以形成复杂缝网的难关，评价落实东溪构造4 500 m 以浅深层资源超1 000×108m3，有望推动川东南深层近1 000×1012m3资源规模的页岩气实现商业开发，对我国深层页岩气勘探开发具有示范引领意义。

2）南川常压页岩气勘探实现重大商业发现。中国石化在南川东胜构造部署的胜页2HF 井试获日产天然气32.8 × 104m3，10 口井平均测试日产天然气17.2 × 104m3，预计新增探明储量超过1 000 × 108m3，新建产能4.5 × 108m3以上，实现了当年发现、当年探明、当年启动产能建设，为涪陵页岩气田持续稳产上产奠定了资源基础，对推动四川盆地周缘复杂构造区常压页岩气勘探具有重要意义。

3）崇州上三叠统须家河组须三段致密气勘探取得重要突破。中国石化在成都凹陷南部斜坡部署的安阜1井须三段试获日产天然气6×104m3，新增天然气预测地质储量752×108m3，实现了致密岩性气藏源内深盆气新类型和须三段新层系勘探的重要突破，展现出川西地区须三段具有“源储共生、广覆式成藏、差异富集”的良好成藏条件。初步评价了崇州— 洛带地区须三段有利圈闭天然气资源量为2 500×108m3。这将有力地推动川西新类型致密气的规模增储建产。

2 天然气产量快速增长，页岩气上产势头强劲

2.1 页岩气成为增产主力

2019年，川渝地区天然气总产量为493.7×108m3（不含煤层气），约占全国天然气产量的28%，较2018 年增产75.9 × 108m3，同比增长18.2%。其中，四川省天然气产量为395.8×108m3，占川渝地区天然气总产量的80.2%，重庆市天然气产量为97.9×108m3，占川渝地区天然气总产量的19.8%（表2）；页岩气产量为154.8×108m3，同比增长48.7%，占天然气总产量的31.4%，较2018 年占比提升6.4 个百分点，页岩气逐渐成为川渝地区天然气增产的主力。

表2 2019年川渝地区天然气产量统计表 单位：108m3

2.2 生产主体多元，中国石油产量总体提升更快

2019 年，中国石油在川渝地区的天然气产量达到284×108m3，同比增长25.5%，占川渝地区天然气总产量的57.6%，占比提升3.6 个百分点。其中，中国石油西南油气田公司天然气产量占川渝地区天然气总产量的54.4%。中国石化在川渝地区天然气产量达到209.7 × 108m3，同比增长9.5%，占川渝地区天然气总产量的42.4%。其中，中国石化江汉油田涪陵页岩气公司占川渝地区天然气总产量的13%（表3）。

2.3 天然气开发提速，多个气田实现里程碑式跨越

1）安岳气田天然气年生产能力突破150 × 108m3。中国石油所属安岳气田主力区块为高石梯—磨溪区块，主力气层为灯影组和龙王庙组。龙王庙组气藏是我国规模最大的海相碳酸盐岩整装气藏，年产气90×108m3，长期稳产基础扎实，震旦系气藏具备建成年产能60×108m3的能力。2019年底，安岳气田日产气超过4 100 × 104m3，已全面建成150 × 108m3的年产能。2019年全年产气121×108m3。

表3 川渝地区天然气生产主体及2019年产量分布表

2）川南页岩气田全面建成国内最大页岩气田。川南页岩气田涵盖长宁—威远和昭通两个国家级页岩气示范区，主力产区为长宁—威远和太阳区块，由中国石油负责开发。2019 年，川南页岩气田年产量达80.3×108m3，同比增长88%，日产气量最高达3 097 × 104m3，年产能跃上100 × 108m3的新台阶，全面建成了国内最大的页岩气田。2020 年川南页岩气田预计将生产天然气120×108m3，建成国内首个产量达100×108m3的页岩气田，此后力争每5 年增产100×108m3以上。

3）普光气田投产10 年累计产气逾800×108m3。普光气田由中国石化负责开发，是目前国内最大的高含硫气田。自2009年10月投产以来，累计生产混合天然气814×108m3，通过川气东送管道向长江经济带供应天然气573×108m3，占川气东送管道总供气量的62%［7］。2019 年，全年生产混合天然气91 ×108m3，净化气71×108m3，硫磺192.5×104t。

4）涪陵页岩气田累计产气超300×108m3。涪陵页岩气田是中国首个实现商业开发的页岩气田，资源量为2.1×1012m3，由中国石化负责开发。涪陵焦石坝区块，2019 年新投产71 口井，总井数为439口，年产页岩气64.4×108m3，累计产气量为289.6×108m3。南川区块自2016 年进驻以来，累计投产44口井，2019 年生产页岩气8.1 × 108m3，累计产气13.5×108m3。自涪陵页岩气田发现以来，已累计产气量达303.1×108m3。

5）中国石化正式获得威荣页岩气田采矿权。2019 年，中国石化正式获得威荣页岩气田采矿权，是继涪陵页岩气田礁石坝区块之后，中国石化取得的第二个页岩气采矿权［9］。威荣页岩气田一期项目共部署8 个平台54 口井，2019 年建成产能10 × 108m3。丁山—东溪区块国内首口埋深大于4 200 m的高产页岩气井—— 东页深1 井，试获日产31 × 104m3高产气流，埋深超4 000 m页岩气井压裂工艺技术获得突破。截至2019 年，威荣页岩气田投产10 口井，日产气量达75×104m3。

3 2020年川渝地区天然气勘探开发形势继续向好

3.1 川渝地区天然气资源量丰富，勘探潜力巨大

1）四川盆地天然气资源量居全国第一。根据国家自然资源部组织的“十三五”资源评价，四川盆地天然气总资源量为39.94×1012m3。其中，常规天然气资源量为14.33 × 1012m3，致密气资源量为3.98×1012m3，页岩气资源量为21.63×1012m3，是我国天然气勘探开发最具潜力的盆地（图1）。四川盆地是常规气、非常规气“双富集”气区，资源量分别占全国的23%和26%，通过加大深层气、致密气和页岩气开发，未来四川盆地天然气生产量约占国内总产量的1／3，页岩气有望超过常规气成为主力气源［10］。

图1 全国主要盆地天然气资源量统计图

2）勘探处于早中期，常规天然气和页岩气勘探均前景广阔。根据国家自然资源部组织的“十三五”资源评价，四川盆地常规气和非常规气资源量均位居全国首位，常规气和致密气在下古生界—震旦系、下二叠统、火山岩、礁滩、雷口坡、石炭系、侏罗系和须家河组均有较大的勘探潜力，页岩气待发现资源丰富，四川盆地具备近期继续保持储量增长高峰期的潜力。目前四川盆地探明率仅14.7%，相比美国二叠盆地探明率60%、苏联蒂曼-伯朝拉盆地探明率43%、加拿大阿尔伯达盆地探明率28%，四川盆地还处于勘探的早中期［11］。

常规天然气资源方面，四川盆地海相碳酸盐岩在下古生界—震旦系、下二叠统、中三叠统雷口坡组、二叠系三叠系礁滩等层系天然气资源丰富，且每个层系均存在多个有利勘探区块，常规气和致密气总资源量达18.31 × 1012m3，探明率仅22%，勘探潜力大。页岩气资源方面，资源量达21.63 × 1012m3，探明率不足8%，资源潜力巨大。四川盆地是一个历经多期构造运动，由海相克拉通盆地与陆相前盆地组成的大型叠合盆地，盆地及周缘广泛发育六套海相、海陆过渡相及陆相页岩地层［12］，海相下寒武统筇竹寺组和上奥陶统五峰组—龙马溪组储层参数最好，勘探开发程度较高，是当前有利的勘探开发层系［13］。

3.2 新冠疫情和低油价对川渝地区天然气勘探开发的冲击较小

2020 年开年以来，新冠疫情爆发导致国内一个时期内大面积停工停业［14］，海外疫情发酵及产油国博弈导致国际油价暴跌，我国天然气生产量和需求量增速双双放缓，但天然气行业长期向好的趋势没有改变［15］。受疫情和低油价叠加影响，一季度我国天然气产量为483×108m3，同比增长9.1%，增幅较去年同期收窄0.8 个百分点；天然气表观消费量为823×108m3，同比增长6.9%，增幅较去年同期收窄4.7个百分点［16］。疫情停工期间，川渝地区天然气勘探受到一定影响，部分勘探工作出现停滞，但天然气生产一直有序开展，产量仅出现小幅度下跌。随着国内疫情逐步得到控制，四川省和重庆市都于2020年2月上旬开始有序复工，社会各行业生产经营逐步恢复正常，天然气勘探开发也走上正轨。为保障国家能源安全，确保全年勘探开发任务保质保量完成，川渝地区各大天然气生产主体都加大了勘探开发力度，大部分企业天然气产量已恢复甚至超过去年同期水平，新冠疫情和低油价对川渝地区天然气勘探开发的冲击较小。

3.3 2020年天然气总产量将跨越500×108 m3大关

2019 年，安岳气田年生产能力突破150 × 108m3，川南页岩气田日产量超过3 000×104m3，年产能突破100×108m3。涪陵页岩气、普光气田也具备年产100×108m3天然气的能力。中国石油川渝地区企业已建成超过300×108m3的天然气产能，中国石化川渝地区企业已建成超过200 × 108m3的天然气产能［17］。此外，四川盆地天然气管道、地下储气库等基础设施十分完备［18］，勘探开发技术整体国内领先，具备下一步快速增储上产的基础条件。2019年，国家能源局已开展《四川盆地千亿立方米天然气产能建设专项规划》编制［19］，将四川盆地作为国家大力提升油气勘探开发力度和天然气增储上产的主战场。预计到2030 年，四川盆地天然气产量将达到1 000 × 108m3，约占国内总产量的1／3，将有可能超过鄂尔多斯、塔里木等盆地的天然气产量，成为全国最大的现代化天然气生产基地，建成中国的“气大庆”［20-21］。

2020年，预计川渝地区天然气产量为549×108m3，约占全国天然气产量的29.8%，同比增长11.2%，远高于2020 年全国天然气6%的产量年增长率。其中，页岩气产量超过200 × 108m3，年增长率超过29%，占川渝地区总产量的36%以上。从生产主体来看，中国石油西南油气田公司的产量为310×108m3，中国石油浙江油田公司的产量为16×108m3，中国石油大庆油田公司的产量为2×108m3；中国石化西南油气分公司的产量为71×108m3，中国石化江汉油田涪陵页岩气公司的产量为70×108m3，中国石化中原油田普光分公司的产量持续稳产在约70×108m3，中国石化华东油气分公司的产量继续扩大到约10×108m3。

4 结束语

川渝地区天然气资源量巨大，勘探开发程度较低，前景广阔。目前川渝地区的天然气勘探开发处于快速发展阶段，2019 年新增天然气探明储量、天然气产量均位居全国前列，预计2020 年将会延续这一趋势，勘探开发形势继续向好。根据国家能源局以及川渝地区各天然气生产主体规划，川渝地区在今后一段时期都将处于天然气产业大发展时期，将逐步发展成为全国最大的现代化天然气生产基地。