新时代我国油气勘探开发战略格局与2035年展望

门相勇 王陆新 王 越 娄 钰 郭 威

（ 自然资源部油气资源战略研究中心 ）

0 引言

21世纪以来，我国油气勘探开发取得了积极进展，石油探明地质储量持续增长、天然气快速发展；非常规油气实现工业化规模开发，生产规模不断扩大；陆上西部和海域发现了一批大油气田，在我国油气增储上产中的贡献进一步增强，油气勘探开发格局呈现新趋势。与此同时，我国是世界油气消费增长较快的国家，国内石油、天然气产量增长仍落后于同期消费需求增长，油气供需缺口日益增大，2020年我国石油、天然气对外依存度分别达到73%和43%。预计在未来较长一段时期内，由于新的低碳、廉价和商业化能源难以形成规模，油气仍是我国能源消费中不可替代的战略能源资源[1-2]。当前，国内油气增储上产难度加大，勘探目标日趋复杂，开发难度不断增加，国际油气市场不确定性和充分利用“两种资源、两种市场”保障我国油气供应的风险也在加大[3-4]。面对新形势新挑战，在构建国内国际双循环新发展格局中，如何做好国内油气勘探开发“大文章”，夯实我国油气供应基础，是需要认真研究的重大关键问题。本文全面总结21世纪以来我国油气勘探开发格局变化，深入研判未来发展趋势，为科学编制油气发展规划、研究制定中长期发展战略奠定基础。

1 我国油气勘探开发战略格局演变

1.1 天然气大发展，长期“以油为主”的勘探开发格局已经转变为“油气并举”的新格局

（1）我国天然气（含常规和非常规天然气）储量、产量（简称储产量）保持快速增长。

2000年我国天然气新增探明地质储量和年产量分别为5346×108m3和277×108m3，2020年天然气新增探明地质储量和年产量分别为12948×108m3和1888×108m3，年均增长率分别为4.5%和10.1%。“十五”“十一五”“十二五”和“十三五”期间，天然气平均年新增探明地质储量分别达到 5431×108m3、6244×108m3、9629×108m3和11181×108m3（图1），主 要 来 自鄂尔多斯、 四川、塔里木和渤海湾等盆地；天然气平均年产量分别 达 到 375×108m3、775×108m3、1191×108m3和1601×108m3，储产量均呈现持续上升态势。

图1 2000年以来我国油气增储上产情况统计Fig.1 Statistics on domestic oil and gas reserves and production increase since 2000

（2）我国石油储产量前期小幅增长，后期高位波动。

2000年我国石油新增探明地质储量和年产量分 别 为 8.3×108t和 1.60×108t，2020年 石 油 新增探明地质储量和年产量分别为13.24×108t和1.95×108t，年均增长率分别为2.4%和1.0%。其中，2010年石油产量突破2×108t，2015年产量达到2.15×108t的峰值，此后，受低油价影响，石油年产量跌破2×108t[5]。目前，石油储产量均表现出高位波动运行态势，产量有望回升至2×108t/a。“十五”“十一五”“十二五”和“十三五”期间，石油平均年新增探明地质储量分别达到10.0×108t、11.5×108t、12.3×108t和10.4×108t，主要来自鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔、松辽和塔里木等盆地；石油平均年产量分别达到1.71×108t、1.90×108t、2.09×108t和 1.93×108t[6]。

（3）我国“油气并举”的勘探开发战略格局已经形成。

我国石油与天然气新增探明地质储量（油当量）比值从2000年的2.0下降到2020年的1.3，年产量（油当量）比值从2000年的7.2下降到2020年的1.3。综上所述，天然气储产量保持快速增长趋势，石油储产量增长相对稳定，天然气产量（油当量）已经与石油产量基本持平，“油气并举”的新格局已经形成。

1.2 非常规油气大发展，页岩气、煤层气等实现规模开发，“常非并进”的格局正在形成

非常规天然气（包括煤层气和页岩气，不包括致密气）实现了跨越式发展，已成为我国天然气供应增长的重要组成。随着技术进步，我国油气勘探开发对象实现了由“源外”向“源内”的重大转变，“源内”产量快速增长[7-8]。2020年，我国非常规天然气新增探明地质储量和年产量分别为2591×108m3（其中煤层气为673×108m3、页岩气为1918×108m3）和256×108m3（其中煤层气为56×108m3、页岩气为200×108m3），分别占全国天然气新增探明地质储量和年产量的20.0%和13.6%。其中，2020年非常规天然气年产量增速达22.5%，而同期常规天然气产量增速仅为6.7%。2006年，煤层气产量突破1×108m3，煤层气进入规模商业勘探开发阶段[9-10]。“十一五”“十二五”和“十三五”期间煤层气年均新增探明地质储量分别为332×108m3、701×108m3和313×108m3（图2）；煤层气平均年产量分别为7×108m3、16×108m3和 48×108m3。2011 年年底，国务院批准页岩气为新独立矿种，自此以四川盆地为主体的海相页岩气勘探开发进入快速发展阶段。2014—2020年，页岩气共新增探明地质储量20018×108m3，年均为2860×108m3。页岩气产量快速增长，2020年我国页岩气产量达到200×108m3，同比增长29.9%，约占当年全国天然气产量的10.6%，在世界四大页岩气生产国（美国、中国、加拿大和阿根廷）中年产量仅次于美国[11]。

图2 2000年以来我国非常规天然气增储上产情况统计Fig.2 Statistics on domestic unconventional natural gas reserves and production increase since 2000

非常规石油主要指页岩油，我国页岩油已进入工业化开发起步阶段，是我国石油产量回升至2×108t/a并长期稳产的重要希望。我国页岩油在2009年以后才开始实质性勘探开发，目前已在准噶尔、渤海湾、鄂尔多斯、三塘湖、松辽和江汉等盆地获得勘探进展[12-13]。中国石油在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷和渤海湾盆地沧东凹陷初步实现工业化开采，预计2025年可实现页岩油产量250×104t/a，是今后相当长一个时期内支撑原油产量稳定的重要领域。

1.3 陆上西部油气大发展，陆上东部作为石油主产区地位显著下降，“东西联动”的勘探开发格局已经形成

（1）陆上西部是指我国鄂尔多斯盆地和四川盆地及其以西地区，已成为我国油气增储上产的重要地区，其中西部天然气在全国天然气勘探开发格局中处于绝对优势地位。

在“十五”“十一五”“十二五”和“十三五”前4年期间，陆上西部石油年均新增探明地质储量 分别为4.12×108t、5.25×108t、7.34×108t和5.99×108t，分别占同期全国总量的41%、46%、60%和62%；陆上西部石油平均年产量分别为0.38×108t、0.55×108t、0.69×108t和 0.66×108t，分别占同期全国总量的22%、29%、33%和34%，主要产自鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和塔里木盆地。在“十五”“十一五”“十二五”和“十三五”前4年期间，陆上西部常规天然气年均新增探明地质储量分别为 4971×108m3、5352×108m3、6482×108m3和6277×108m3，分别占同期全国总量的87%、84%、83%和85%；陆上西部常规天然气平均年产量分别为 240×108m3、609×108m3、946×108m3和 1148×108m3，分别占同期全国总量的66%、79%、83%和84%，主要产自鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地。其中，深层、超深层油气勘探开发取得了积极进展，先后在塔里木、四川等盆地发现塔河、顺北、哈拉哈塘、克拉2、元坝、安岳和普光等大型油气田，近期以准噶尔盆地高探1井、塔里木盆地满深3井为代表的一批风险探井取得重大突破，揭示了陆上西部深层勘探开发良好前景。综上所述，陆上西部油气储产量对我国油气增储上产的贡献越来越大，尤其是天然气处于绝对优势地位。

（2）陆上东部是中国重要的石油生产基地，但总体处于开发中后期，增储上产能力不断下降。

在“十五”“十一五”“十二五”和“十三五”前4年期间，陆上东部石油年均新增探明地质储量分别 为 3.86×108t、4.87×108t、2.21×108t和 1.84×108t，分别占同期全国总量的39%、42%、18%和19%；陆上东部石油平均年产量分别为1.09×108t、1.04×108t、0.96×108t和0.83×108t，分别占同期全国总量的64%、55%、48%和43%，主要产自渤海湾盆地（陆上）和松辽盆地。

（3）陆上“东西联动”的勘探开发格局已经形成。

陆上东部油气田正在积极采取老区挖潜、提高采收率等措施，最大限度延缓石油产量下降的速度。与此同时，陆上西部加大油气勘探开发力度，2011—2019年，累计发现了姬源、庆城等16个亿吨级油田和安岳、苏里格、克拉苏等16个千亿立方米级气田，分别占全国同期发现个数的94%和76%。“东西联动”的勘探开发战略格局为我国油气供应安全保障做出了积极贡献。

1.4 海域石油大发展，在我国增储上产中地位进一步增强，“陆海统筹”的勘探开发空间格局初步形成

海域油气储产量不断增长，发现了一批大油气田，未来增储上产潜力巨大。在“十五”“十一五”“十二五”和“十三五”前4年期间，海域石油年均新增探明地质储量分别为 1.97×108t、1.38×108t、2.72×108t和1.82×108t，分别占同期全国总量的20%、12%、22%和19%；海域石油平均年产量分别为0.23×108t、0.32×108t、0.41×108t和0.44×108t，分别占同期全国总量的13%、17%、20%和23%。近10年来，我国在渤海、东海和南海海域发现了一批新油气区，其中包括蓬莱19-1亿吨级油田，以及渤中19-6、宁波17-1和陵水17-2等多个千亿立方米级气田[14]。我国深水领域已累计发现14个大中型深水油气田，预计2025年油气产量有望突破1200×104t油当量，增产量约占同期全国的8%[15]。我国海域油气资源丰富，资源探明程度较低，石油探明率平均为22%、天然气为7%，具备可持续发展的资源基础，未来增储上产潜力巨大[16]。由上可知，我国海域油气增储上产能力不断提高，“陆海统筹”的勘探开发空间格局初步形成。

2 油气勘探开发格局发展展望

我国油气勘探开发面临诸多新挑战。从国际上看，在新冠疫情影响下，全球油气市场仍将面临供需双重冲击，国际油价长期中低位波动将成为常态。从国内看，碳达峰、碳中和目标下我国的石油需求规模还将在一段时间内保持高位，天然气需求规模将大幅增加。由于新增资源劣质化、低油价等原因，国内油气产量增速将持续低于需求增长。近年来，国家多次就加强油气勘探开发、保障能源安全等提出明确要求，因此，加大国内油气勘探开发力度将成为今后一段时期的主要工作方向[17]。

根据“十五”“十一五”“十二五”和“十三五”期间油气储量发现数据，利用不同勘探阶段储量发现规律和生命旋回等方法，从资源角度进行油气储产量预测。根据油气资源探明程度不同，勘探阶段大体上可分为早期（探明率小于20%）、中期（探明率为20%～60%）和晚期（探明率大于60%）3个阶段，各阶段储量发现呈现不同特点。早期发现少量油气田或个别较大油气田；中期处于发现大中型油气田阶段，储量保持高位增长；晚期发现的油气田规模较小。生命旋回预测方法是目前运用广泛、技术成熟的储产量趋势预测方法，主要采用龚帕兹模型、高斯模型、HCZ模型和特尔菲法等，结合储产量历史趋势与近年勘探开发进展，综合预测重点区域及全国油气储产量。

截至2020年年底，我国石油资源累计探明率为32.8%，处于勘探中期，21世纪以来每5年的平均探明率为0.78%～0.97%。天然气资源累计探明率为18.7%，处于勘探早期，每5年的平均探明率介于0.59%～0.87%，预计2035年以前，我国石油年均探明率将保持高位，天然气年均探明率总体呈增长态势。从区域看，东部松辽盆地、渤海湾盆地（陆上）和西部鄂尔多斯盆地石油累计探明率较高，均在40%以上。西部鄂尔多斯盆地天然气累计探明率超过30%，四川盆地、塔里木盆地和准噶尔盆地探明率均低于30%，未来仍有较大增储上产潜力。

（1）“油气并举”将在较长时期内成为我国油气发展的主旋律，但天然气产量油当量将逐渐超过石油。

初步判断，2035年以前，我国油气储产量将迈向新台阶，预计石油年均新增探明地质储量达10.6×108t，天然气年均新增探明地质储量达11000×108m3，石油与天然气新增储量（油当量）比值为1.2，勘探格局更加均衡；油气产量总体继续保持“油气并举”格局，但呈现“油稳气增”发展态势，石油产量将长期稳定在2×108t/a左右，天然气年产量将继续保持较快增长，2035年预计达到3100×108m3左右，石油与天然气产量（油当量）比值逐渐降至2025年的1.1，2035年的0.87（图3和图4），天然气产量油当量预计在“十五五”超过石油，成为规模仅次于煤炭的第二大化石能源。

图3 2005—2035年我国石油大区产量及占比Fig.3 China’s oil production and regional distribution from 2005 to 2035

图4 2005—2035年我国天然气大区产量及占比Fig.4 China’s natural gas production and regional distribution from 2005 to 2035

（2）随着油气资源劣质化状况加剧，我国“常非并进”的油气增储上产格局将成为常态，非常规气对产量增量的贡献将超过常规气。

初步判断，2035年以前，我国常规和非常规天然气年均新增探明地质储量分别为7700×108m3和3300×108m3。其中，常规气（含致密气）占比为70%，仍是储量增长主体，但非常规气在天然气上产过程中将发挥更大作用。预计到2035年，非常规气年产量将达到950×108m3，约占全国天然气总量的30.6%，占比较2020年（13.6%）提升2.25倍；到2035年，全国天然气产量将在2020年基础上增加约1200×108m3，其中，非常规天然气在总增量中占比将达到57.8%，天然气总体保持“常非并进”发展格局，但非常规气对产量增长的贡献将逐渐超过常规气，我国天然气将逐渐进入非常规时代[18-19]。此外，我国南海神狐海域天然气水合物勘查、试采进程加快，2020年2月第二轮试采成功突破了水平井钻采技术，有望成为天然气增储上产的战略接替领域。

页岩油是继页岩气之后我国非常规油气勘探开发的又一新热点。其中，中—低成熟度页岩油资源潜力大，是未来勘探开发的重大潜在接续领域。当前，中国石油、吉林大学等机构都在开展原位转化技术研究和先导性实验，已经取得了一定进展。如果原位转化技术和加热工具等核心技术装备工业试验能够取得突破，我国有望实现陆相“页岩油革命”，这对我国油气稳产上产、保障能源安全等具有革命性的战略意义[20]。

（3）“东西联动”“海陆统筹”的格局未来将会更加凸显，陆上西部和海域石油产量将先后超过东部地区。

从储量增长结构看，东部盆地勘探进入中后期，发现整装规模优质储量难度加大，西部盆地剩余资源丰富，石油资源探明率低于30%，天然气资源探明率不到20%，仍具有发现大中型油气田的资源条件，将是我国油气增长的重要接续区[21]，预计未来15年我国新增油气储量中约60%的石油、80%以上的天然气来自西部地区[22]。随着渤海深层、南海深水勘探持续深入，我国海域石油、天然气新增储量将持续增长，占比由2020年的18.8%、8.6%分别提升至2035年的19.3%、12.2%，海域重要性日益凸显。

从产量分布看，到2035年，东部石油产量将继续递减，在全国石油产量中占比将下降至26.3%，西部和海域石油产量将继续增长，占比将分别上升至41.9%和31.8%（图3），有望形成东部、西部和海域“三足鼎立”的勘探开发格局，其中西部石油产量将率先超过东部，成为我国石油供应增长的重要地区。到2035年前，我国天然气产量仍集中于四川、塔里木和鄂尔多斯等盆地[23]，在非常规天然气助力下，预计西部地区天然气产量占比将上升至87.5%，海域和东部合计占比为12.5%（图4），以“西部为主，海域和东部补充”的勘探开发格局更加稳固。

3 结论与建议

21世纪以来，中国油气勘探开发在天然气、非常规、陆上西部和海域石油4个领域实现了大发展，基本形成了“油气并举”“常非并进”“东西联动”和“陆海统筹”的勘探开发战略新格局。

我国将继续保持“油气并举”勘探开发格局，产量呈现“油稳气增”的发展态势。初步判断，2035年以前，我国石油储量仍将保持高位增长，年产量将长期稳定在2×108t左右，有望形成东部、西部和海域“三足鼎立”的勘探开发格局；天然气勘探开发将迈向新台阶，年产量继续保持较快增长，可达3100×108m3左右，更加确立了以“西部为主，东部和海域补充”的勘探开发格局。

未来我国油气勘探开发将呈现新发展趋势。2035年前，我国油气勘探开发有望实现“三大超越”，天然气产量油当量将超越石油，非常规气增产量将超越常规气，陆上西部和海域石油产量将先后超越东部地区。

为提升我国油气供给安全保障水平，提出如下建议:一是强化国家“稳油增气”战略，大力发展天然气，加快向绿色低碳能源转型；二是加大对页岩油气、煤层气等非常规资源的政策支持力度，促进规模效益开发；三是以陆上西部深层和海域深水等新领域为重点，加大油气风险勘探投入，加强关键技术攻关，获得油气勘探战略性突破和油气大发现，为2035年我国基本实现社会主义现代化的远景目标提供强有力的油气安全保障。