加大我国天然气勘探开发力度的挑战与对策

□ 汪 红 范旭强

进入21世纪，我国天然气工业步入快速发展阶段，产、储量双双呈现快速增长态势，天然气新增探明地质储量自2003年后基本保持在5000亿立方米/年以上的较高水平（图1）。其中，国家2018年提出“大力提升国内勘探开发力度”后，年新增探明地质储量更是升至8000亿立方米以上高峰水平。2001—2020年，我国天然气产量由306亿立方米增加到1889亿立方米（图2），增长了5倍，年均增长10%。随着我国能源结构优化调整，能源转型进程加快，预计我国天然气消费将持续快速增长。面对新增储量中致密气、页岩气等非常规资源占比升高、生产企业控压成本压力越来越大的现状，本文就我国天然气勘探开发如何破解成本、效益、技术之困，提出相关分析和建议。

图1 2001年以来我国新增探明天然气地质储量

图2 2001—2020年我国天然气产量

我国天然气勘探开发现状

截至2020年底，我国累计探明天然气地质储量19.6万亿立方米，探明率仅7%。资源主要分布在中西部的鄂尔多斯、四川、塔里木等三大盆地，其他地区如柴达木、珠江口，以及松辽盆地等近几年加快勘探步伐，天然气储量增长显著。

我国天然气资源表现出三大特点：①资源类型多，除了常规气，还有丰富的致密气、页岩气、煤层气，以及天然气水合物等；②资源总量丰富，但探明程度低；③资源禀赋较差，多数资源具有低渗透、低丰度、大埋深、高含硫等特点，海域资源水深大。

从2020年重要天然气发现看，除了四川盆地、塔里木盆地及鄂尔多斯盆地等主要产区年新增天然气探明地质储量保持在4000亿立方米以上，其他盆地天然气勘探开发工作也全面展开，2020年在渤海湾盆地、南海海域、柴达木盆地，以及苏北盆地等均取得了重要发现（表1）。

表1 2020年国内重要天然气发现

我国天然气主产区与资源富集区域一致，天然气产量主要集中在鄂尔多斯、四川和塔里木三大盆地，2020年三大盆地天然气产量总和1346亿立方米（含致密气、页岩气，不含煤层气），占全国天然气总产量的69%。其中，四川盆地天然气产量452亿立方米，约占全国天然气总产量的23%；鄂尔多斯盆地产量达564亿立方米，占当年天然气总产量的29%，连续10年成为全国第一大产气区；塔里木盆地天然气产量330亿立方米，占天然气总产量的17%。

从国内天然气增储上产趋势看，天然气储量替代率每年保持在1以上，天然气产量增速近10年年均10%，2020年增量113亿立方米，成为保障供应、绿色发展的前沿阵地。预计“十四五”期间，国内天然气勘探开发仍会保持较快速度发展，非常规天然气勘探生产将成为重要增量部分。

我国非常规天然气勘探开发前景

1.页岩气

我国的页岩气开发起步晚，经过10多年攻关，以四川盆地及其邻区为重点，实现了海相页岩气资源的规模开发，2020年全国页岩气产量突破200亿立方米大关。其中，中国石油在长宁、威远和昭通等区块获得页岩气产量116亿立方米，中国石化在涪陵、威荣页岩气田实现页岩气产量85亿立方米，延长集团实现6亿多立方米产量。从2013年到2018年，中国页岩气产量用了6年时间实现了100亿立方米突破，其后每年一个50亿立方米的台阶，用两年时间实现了年产200亿立方米以上的历史性跨越。

国家重视页岩气开发利用是实现跨越式发展的推动力。2010年成立了国家页岩气研发（实验）中心，并在国家科技重大专项中设立页岩气攻关项目。2011年，国土资源部将页岩气列为独立矿种，2011年和2012年通过两轮招标出让了19个页岩气区块。2012年，国家发改委、财政部、国土资源部和国家能源局联合发布了《页岩气发展规划（2011—2015年）》，确立2015年实现页岩气65立方米的产量目标。同年，国家发改委批准设立了涪陵、长宁—威远、昭通和延安4个国家级页岩气示范区；财政部和国家能源局联合发布了《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》，对2012—2015年开发利用的页岩气补贴0.4元/立方米。其后财政部又在2015年发布《关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知》，对2016—2018年开发利用的页岩气补贴0.3元/立方米、2019—2020年开发利用的页岩气补贴0.2元/立方米。2016年，国家能源局发布《页岩气发展规划（2016—2020年）》，但到2020年力争实现页岩气产量300亿立方米的规划目标并没有实现。2018年，财政部、国家税务总局印发《关于对页岩气减征资源税的通知》，对2018年4月1日—2021年3月31日生产的页岩气减征30%资源税。2020年，财政部发布《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》，明确2020—2024年通过多增多补的方式继续给予页岩气补贴（图3）。

图3 我国页岩气开发历程

中国石油、中国石化在页岩气开发中发挥了国有企业顶梁柱的作用。2011年中国石油在长宁区块实施了宁201-H1水平井10段压裂，获得页岩气测试日产量15万立方米，拉开了我国页岩气从探索性开发到规模性生产的序幕。2012年中国石化经过多年探索，在重庆涪陵地区以五峰组-龙马溪组页岩为目的层，钻探了焦页1HF水平井，获得页岩气测试产量20.3万立方米/日，发现了涪陵页岩气田。2013年启动了涪陵区块页岩气井组开发试验，在国家政策大力支持下，两家企业以四川盆地为重点区域，2013年实现了页岩气年产量2亿立方米的突破。2014年，中国石化启动涪陵气田产能建设，通过两轮建设，2016年实现页岩气产量50亿立方米。2017年，实施页岩气立体开发，保障了页岩气持续稳产增产，同步启动威荣气田产能建设。至2020年底，中国石化累计探明页岩气地质储量9407.72亿立方米，并实现了涪陵、威荣区块五峰-龙马溪组海相页岩气的有效开发。

中国石油2014年启动了川南地区26亿立方米/年的页岩气产能建设，2015年页岩气产量达到13亿立方米。“十三五”期间，中国石油加快了页岩气开发，以长宁、威远和昭通页岩气试验区为主实施产能建设，至2020年底，累计探明页岩气地质储量1.21万亿立方米，实现了川南地区五峰-龙马溪组海相页岩气的有效开发。

此外，陕西延长石油集团、中国华电集团和神华集团等公司均投入大量资金进行页岩气勘探和开发，在四川盆地以外开展了陆相和海陆过渡相页岩气的勘探评价工作。中国页岩气有效开发技术经过攻关和现场试验趋于成熟，实现了规模效益开发，四川盆地3500米以浅的海相页岩气已经成为我国天然气增产的重要组成部分。预计到“十四五”末，我国页岩气产量将达到300亿立方米。

2.致密气

我国致密气资源主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木、渤海湾、吐哈和准噶尔等盆地。其发展历程经历了探索起步、规模发现和快速上产阶段。

探索起步阶段（2000年以前）：四川盆地西北部中坝地区1972年首次发现三叠系须家河组致密气田，随后虽然发现了多个小型致密气田，但当时均按低渗气藏开发，限于技术适应性差，开发进程缓慢。规模发现阶段（2000—2005年）：鄂尔多斯盆地上古生界勘探获得重大突破，集中发现了苏里格、大牛地等气田，受地质认识和技术经济条件制约，上产缓慢。快速上产阶段（2006年至今）：以苏里格气田“5+1”合作开发模式和体制创新为源头，降成本开发思路及主体配套技术的逐步成熟，以苏里格气田为代表的致密气开发进入规模上产阶段，2014年苏里格气田产量超过230亿立方米，成为中国最大的天然气田。同年，国家发布“致密砂岩气地质评价方法”国家标准，确定了致密气层界定、资源评价与产能评价等标准和规范。“十三五”期间，鄂尔多斯盆地神木、黄龙等一批致密气田的发现和投产，加速了我国致密气开发的进程。

致密气是当前我国重要的非常规天然气资源，是接替、支撑天然气规模上产的重要力量。我国致密气分布面积大，聚集具有连续性。在理论认识与技术创新推动下，中国致密气发展迅猛，储量和产量均出现高峰期增长，探明并开发了鄂尔多斯盆地万亿立方米级致密气区。据中国石油第4次资源评价，我国致密气有利区面积32.46万平方公里，地质资源量为21.85万亿立方米，技术可采资源量为10.92万亿立方米。2020年全国致密气产量477亿立方米，占天然气总产量的25%，其中鄂尔多斯盆地是最大的致密气产区，苏里格、大牛地、神木、延长、鄂东等致密砂岩气田的产量约占致密气产量的90%。

3.煤层气

我国煤层气的开发包括地面开采和地下抽采两种形式，在此仅讨论地面开采煤层气的前景。我国煤层气开发已经经历了30多年的发展，其历程主要分为3个阶段：研发阶段（1981—1995年）：20世纪80年代初，国内开展了煤层气资源和基本地质条件的研究，在30多个煤层气目标区进行了前期研究和评价，引进吸收了国外理论和技术，90年代初启动煤层气勘探，在柳林、大城地区取得煤层气试采突破。试验阶段（1996—2003年）：1996年中联煤层气公司成立，煤层气产业走向专业化开发道路。全面启动了煤层气富集高渗规律、地质控制因素和勘探靶向区的系统研究，开采技术与生产试验取得重大进展，单井产气量实现突破，沁水盆地无烟煤储层工业性气流突破了国际传统认识。沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘发现了大型煤层气田。商业开发阶段（2004年至今）：在国家政策推动下，煤层气开发企业对煤层气开发投入加大，产业发展进入规模开发阶段。钻井工作量、探明储量、产量均快速上升，但2012年之后由于经济增速放缓、油价走低及开发效果未达预期等因素影响，煤层气产量增速放缓，经历了较长一段时期的调整。

经过近40年的研究开发实践，我国已基本形成以直井/丛式井压裂和水平井适度压裂为主的勘探开发技术系列，建成沁水、鄂尔多斯盆地东缘两大产业基地，蜀南、辽宁阜新等外围地区小规模开发。至2020年底，我国累计探明煤层气地质储量7300亿立方米，主要分布在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘。据国家统计局数据，2020年我国煤层气产量102亿立方米（含部分地下抽采气）。

天然气勘探开发的政策需求与挑战

天然气作为优质燃料和清洁化石能源，在我国能源结构优化调整中发挥着越来越重要的作用。鉴于我国天然气的资源禀赋和当前经济发展阶段，国内天然气产量与消费量的增速差距不断加大，保障国内天然气稳定供应已经成为推动我国天然气工业快速发展的关键。“十三五”时期，我国GDP平均增速保持在6%以上，一次能源消费总量由2015年的43亿吨标准煤增长至2020年的49.2亿吨标准煤，伴随着国家经济持续快速发展和能源结构调整的快速推进，天然气在我国一次能源消费中的比例由2015年的6%上升至2020年的9%。“十四五”期间，随着我国“双碳”目标的提出和绿色发展理念的贯彻，天然气消费需求将持续旺盛，国内天然气快速增产将成为我国油气工业实现清洁绿色高质量发展的根基。

我国天然气勘探开发保持了10多年的快速发展，勘探生产中的一些矛盾和问题正逐步显现。

一是资源品质持续下降，开发成本难控。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，天然气快速增储上产难度不断加大。评价结果显示，国内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。近10年新发现气田储量规模不断下降，“零、碎、散”特点明显。年新增探明储量中低渗—特低渗储量占70%以上；中深层储量占比超过40%。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。

二是天然气资源勘探开发的政策体系和机制仍不健全。对于非经济性天然气开发支持政策无法覆盖，国内一些高成本、高风险、潜力大的天然气资源开发缺少灵活有效的支持政策，如三类致密气开发成本高于页岩气，却缺乏优惠政策，已有的支持政策侧重于直接财政补贴或税费减免，方式单一。

三是天然气勘探开发投入不足，增产跟不上消费的快速增长，对外依存度持续上升。油气上游领域市场化改革不断推进，但进入上游领域的非油气企业对资源禀赋认识不足，加上持续低油价低气价影响，以及资源品质差，开发难度大，导致勘探开发投资不足，工作量下降，新建产能规模减小。据年报数据，2020年，三大石油公司油气勘探开发总投资约3200亿元，仍然没有恢复到2013年高油价时约4300亿元的高峰水平。

四是科技进步与创新能力不能满足增储上产需要，制约了天然气加快勘探开发的步伐。我国天然气开发技术尤其是非常规、海上天然气开发的“卡脖子”技术问题仍然未能解决。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依然受困于技术难题，规模开发面临艰巨挑战；埋深超过3500米的深部页岩气资源潜力大，但缺乏配套技术，尚不能实现规模开发；海陆过渡相、陆相页岩气开发至今未能取得商业化突破；技术问题仍是煤层气开发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研究探索阶段。

多措并举推进天然气开发

从现有资源情况看，我国天然气资源丰富，常规非常规种类齐全，总探明程度低，产量增长有资源基础。据中国石油最新一轮油气资源评价结果显示，全国天然气地质资源量为281万亿立方米，技术可采资源量112万亿立方米。分类型看，常规气（含致密气）地质资源量为147万亿立方米，其中技术可采资源量为83万亿立方米；页岩气地质资源量为106万亿立方米，其中技术可采资源量为19万亿立方米；煤层气地质资源量为28万亿立方米，其中技术可采资源量为9万亿立方米。至2020年底，全国累计探明天然气地质储量为19.6万亿立方米，探明率仅7%，整体处于勘探早期阶段；累计探明页岩气地质储量为2万亿立方米，探明率仅为1.9%；累计煤层气地质储量0.73万亿立方米，探明率为2.6%，非常规天然气勘探总体处于开发初期。

对此，提出以下建议：

一是继续加大天然气勘探力度，推进探明储量持续增长。加强勘探，坚持“常非并举、海陆并进”的原则，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渤海、东海、南海等海域为重点，加强重点气区的滚动勘探，加大新区、新层系的风险勘探，深化老区扩边挖潜勘探，实现天然气储量持续增长，夯实天然气增产基础。

二是加强非常规资源的探明。系统研究致密油气富集规律，加强老区扩边和新区、新层系勘探，客观分级评价致密油气资源，明确致密气的资源接替战略地位。致密气储集层多为纳米级孔喉系统，限制了浮力在运聚中的作用，以渗流扩散作用为主运移距离短，距离烃源岩近，虽然资源规模大，但可供开发的有效资源比例低。需要深化和细化资源规模和结构评价，开展资源分类，建立有序接替序列。

8月13日，中原油田普光气田清溪储气库压缩机吊装完成。白国强 摄

三是加大重大理论、关键技术研发与攻关力度，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天然气勘探开发的重大理论、技术及装备方面的共性问题，建立国家科研攻关平台，健全以企业为主、产学研优势互补的科技机制，增强科技创新能力，加快解决制约天然气开发的关键理论、技术问题。重点攻克致密气、页岩气和煤层气高效开发关键技术瓶颈，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的科技创新和攻关研究，尽快实现商业化开发突破。加大低煤阶、多而薄煤层、深层和构造复杂区科技攻关力度，加强煤层气新技术开发示范，确保新建产能到位率不断上升，实现高质量发展。

四是健全完善天然气资源开发政策，统筹推进天然气开发与生态环境保护统筹协调发展。加大对致密气、页岩气、煤层气等低品位、非常规资源开发税费减免支持的力度，建议考虑资源税更大程度减免；针对高含水老油田的开发税费应大幅削减，对强化开采、低产井予以适当政策支持；延续对页岩气、煤层气的补贴政策；加大对深水、深层油气资源开发的支持力度，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。