能源转型中的中国油气

张 抗 张立勤

（1.中石化石油勘探开发研究院；2.中国地质调查局油气资源调查中心）

从环境保护和经济与社会的可持续发展出发，中国政府承诺在2030年实现“碳达峰”（即二氧化碳排放量达峰）、2060年前实现“碳中和”（碳排放量与吸收量基本相当）。实现“双碳”目标已成为全社会共识，中国能源构成必须在未来三四十年内有颠覆性的变化，由以化石能源为主体转变为以非化石能源为主体[1]。为此，首先要“去煤减油”，进而大幅度缩减天然气在能源消费中的份额和数量。油气是“夕阳产业”的议论再度掀起，一些人提出“绿色金融”的概念，缩减对化石能源投资、金融机构不再给其贷款[2]。完成能源转型绝非一蹴而就之事，而要经过一个渐变的历史过程。即使在碳达峰后，化石能源作为燃料的作用逐步下降，但作为碳基化工原材料的作用仍不可或缺。天然气作为能源转型中的“过渡能源”将发挥重要作用，近中期天然气占能源构成的比例还会有所上升[3]。从我国国情和能源构成的现实出发，为保障能源供应安全和经济可持续发展，化石能源仍将起着不可或缺的重要作用，在当前阶段，油气产量还应有所上升。为了弄清中国油气现状和提出能源转型下的发展对策，必须对基本数据进行认真分析，本文将以此为出发点对论题做初步的讨论。

1 我国油气储量产量体系“特色”

1.1 我国经济可采储量划分

了解油气发展状况需要使用权威机构发布的储量产量公报。如：了解世界油气能源发展大多要参考bp公司的《世界能源统计年鉴》，研究中国油气上游情况须应用各年度《全国油气矿产储量通报》（简称《储量通报》）。为此必须要了解所引用数据的基本概念，认识其储量－产量体系的特色。全球通行的储量－产量年报起点就是该国家/公司的剩余经济可采储量并直呼为储量，它作为实际存在的资产，成为各种经济类报表的基础数据。新中国建国初期处于计划经济体制，《储量通报》的基础数据是地质储量，即探明地下油气蕴藏量，并作为基本参数对外公布。在对内的报表中，以标定的采收率计算可采储量，并依据累计可采储量和累计产量，计算出剩余可采储量[4]。

在我国从计划经济向市场经济转型的过程中，由于此前的可采储量是用技术方法设定的，其中相当一部分可采储量在当前情况下难以获得经济效益而未被开发（动用）。于是从2006年起，可采储量被细分为技术可采储量和经济可采储量，并相应地列出剩余技术可采储量和剩余经济可采储量。但实际工作中并没有严格贯彻经济核算的要求，《储量通报》列出的经济可采储量仍存在相当数量的实际不可采储量未能实施开发，致使这一新方案未能起到指导生产作用而招致许多非议。2019年，储量表中取消了经济可采储量类别和相应栏目。笔者为了研究需要，按前两年经济可采储量与技术可采储量的比例关系推算出2019年相应的经济可采储量推测值（表1中以蓝色表示）。在世界通用报表和相关论述中，储量仅是指仍保存在地下待采出的有经济价值的可采储量，即剩余（经济）可采储量。显然，我国油气储量体系带有新中国成立初期承袭原苏联计划经济体制的浓重烙印[5]。

表1 2010—2020年原油勘探新增储量和剩余经济可采储量、年产量、储产比

1.2 我国储量通报中的资源分类

国外储产量报表流行的分类是二分或者三分。二分为液态、气态，即石油、天然气；三分增加一个天然气液，即凝析油，其在地下为气态，地表的温压下为液态。我国将石油分为原油和凝析油，天然气分为气层气和溶解气，近年出现了常规油气和非常规油气的问题。储量主管部门新设立了页岩气、煤层气、天然气水合物等新矿种，并已分别列入《储量通报》。由于种种原因尚未把公认属于非常规油气的致密（砂岩）油、致密（砂岩）气和页岩油列为单独矿种，其储量产量也未在《储量通报》中反映。在研究和实际工作中，某些常规与非常规油气界限存在歧见，页岩油与致密油的概念混乱，致使共生/伴生的页岩气和页岩油被分属于两大类。未被列为单独矿种的几种非常规油气也没有公认的储产量数据，《储量通报》的这种现状给工作带来一定困难[6]。

2 近年来我国石油形势分析

2.1 原油储量变化

在我国油气储量产量分类中，石油包括原油加凝析油。凝析油的储存和生产与天然气的关系更加密切，且其产量在石油总产量中所占份额甚小（2019年为2.5%）。为了更确切地反映石油生产形势和计算上的方便，表1和表2及相应文字均仅引用了原油数据。分析相关数据可得到以下几点认识。

表2 2010—2020年原油累计探明储量中未开发储量及占比

（1）近年来，我国勘探年新增地质储量相当大，年均值大于10×108t，其中2012年达15.22×108t。由于这是对外公布石油业绩时的首要（往往是唯一的）数字[7]，可能使业外人士对勘探形势形成误解，即所谓“10年来的油气储量持续高位增长”。

（2）近年新增探明地质储量和经济可采储量均有总体变小的趋势。以新增探明地质储量计，前6年平均年增储12.12×108t，最大值为2012年的15.22×108t；后5年平均年增储10.28×108t，最大值为2020年的13.0×108t。主要原因是勘探难度增大，也反映了勘探投入不足。

（3）按《储量通报》给出的累计技术可采储量的采收率（即其与地质储量的百分比），2010年和2011年分别为28.6%和28.5%，2018年和2019年分别为26.4%和26.1%。而笔者依据新增探明经济可采储量所计算的采收率，2010年和2011年皆为16.5%，2017年和2018年分别为13.5%和14.1%，这在一定程度上反映了新增储量的劣质化。

（4）近年来，年新增探明经济可采储量整体上小于年产量（即储量替换率小于1）。2010—2018年的9年中，除2011年和2012年外，新增探明经济可采储量皆小于相应年度产量（表1中的相应栏目中以红字表示）。特别是2016—2018年，3年新增经济可采储量均值仅为1.30×108t，平均产量为1.79×108t，储量替换率仅为0.73。如果注意到表1所给出的年新增经济可采储量实际有所夸大，那么储量替换率小于1的情况就更加突出。2020年新增探明地质储量13.00×108t，新增探明技术可采储量2.04×108t。

笔者以2018年技术可采储量与经济可采储量的比例关系推算，2019年新增经济可釆储量约为1.30×108t（表1中该数字及相应的推断数字用蓝色表示），明显小于该年产量1.89×108t。尽管新增探明地质储量在2018年、2019年、2020年有所回升，并不能改变2016年以来年产量小于2×108t、产量补充系数小于1的趋势。

形成以上各种现象的主要原因在于，经过长期勘探开发的老油气区提高新增有经济效益储量的难度增大，可供经济开发的石油“入不敷出”。亟需新区新领域的战略接替，获得更多有明显经济效益的储量以保障产量的稳定或增加。

2.2 原油未开发储量

石油产业链的上游是油气勘探。在经历了漫长曲折的探寻并投入不菲资金探明油气田（其标志是经权威方认可第一批探明储量）后，油气田持有者总要尽快投入开发，取得收益以偿还/补偿前期大量投入，并取得继续经营发展的资金。一般情况下，会迅速建设产能，完善外输设施，用不长的时间动用全部已探明储量，力求尽快提高产量。在油气市场上供需基本平衡，特别是供大于需且新开发油气的市场价难以与已开发油气田竞争时，才会将批量探明储量长期搁置不予动用[8]。中东和俄罗斯的许多大油气田就出现了类似情况。

我国相当数量油气探明储量长期未开发（动用）的情况相当特殊，至少从21世纪初就显示出累计未开发储量及其占比增高的趋势[9-10]。从表2数据看，2010―2018年，累计未开发地质储量增长了62.2%，其占比由23.7%增至24.4%；技术可采储量的未开发储量增长了30.1%，其占比由15.8%增至16.1%；经济可采储量的未开发储量增长了42.7%，其占比由10.9%增至11.9%。2020年，经济可采储量的未开发储量占比增至13.2%。

中国油气发展历程表明，近年的主要矛盾是产量不足长期需要进口石油，2020年石油进口依存度增至73%。在复杂多变的国际形势下，如何保障我国能源安全的问题再次摆在我们面前，需要持续付出艰苦努力，进行已探明油气储量的开发和未开发储量的有效动用[11-12]。而在储量表上却保有未开发的近百亿吨地质储量、10余亿吨经济可采储量，且近10年未开发储量占各自储量的比例值仍呈增势，唯一可说得通的原因是探明储量中存在“水分”，即有相当数量的“经济可采储量”实际不可采。这种实际不可采的储量既表现在长期存在的未开发储量中，也隐藏在剩余经济可采储量中[13]。表2数据表明，剩余经济可采储量（基本是国外储量表所引用的中国储量）可能被夸大了10%～12%。

回顾历史，上述情况主要源于计划经济体制下勘探与开发的条块分割。勘探仅强调地下油气赋存，并以探明地质储量的多少作为业绩奖惩标准。即使评价储量的经济性，对成本和价格等关键参数的估算不能反映实际情况变化，造成经济可采储量失真。在“双碳”指标广泛为各国所接受后，国际油气需求普遍趋低，国际油价亦会总体偏低（布伦特原油多年均价可能为50美元/bbl左右）[14]。按照储量规范的严格要求，这部分虚高的探明经济可采储量应该在储量复算时被核减，但近年的储量计算、复算中并没有做到这一点[6]。未来面临能源转型，国际石油产量峰值过后，总需求量将处于更明显的趋低局面，国际油价趋低将使经济可采的门槛提高，油气经济可采储量虚高将产生更大误导。

2.3 石油产量和储产比

我国近年石油储量增长趋势的变化直接影响着产量变化，产量变化曲线在经历了相当时间的平缓上升后，已转入平缓下降。2012年是新增储量峰值年，2015年原油/石油产量也达到峰值（表1）。数据充分说明，对处于“壮年”后期的产油国、油气区、油气田来说，经济可采储量的增长是其产量持续稳定/增长的前提条件。对于中国这样的大国来说，不断提高已探明储量的开发（动用）率和已投入开发储量的采收率，是需要长期付出极大努力的工作，可归属为生产的战术性接替。产量达到峰值后若无战略性接替，会使产量总体处于降势，且下降速度将逐渐加大[15-16]。

在油气系统报表中，储产比指剩余可采储量与当年产量比值，表征为在二者都不变的情况下所讨论的油气还能开采多少年。按《储量通报》计算的石油储产比，2010年其值为12.1，2018年为14.5，2019年按笔者推算为 13.3。当按要求将未开发剩余经济可采储量减计时，所计算的储产比值也会大幅降低，笔者以此方法计算，2010年储产比为7.70，2018年为7.73。故许多人（包括笔者）在讨论储产比时，将按《储量通报》计算的值称为“表观储产比”[17]，以示与真实储产比值有所区别。在实际应用中还产生了“临界储产比”的概念，表示当储产比低于某阈值时，该国家/油气区的生产可出现快速递减转折。在条件较好的国家/油气区，“临界储产比”可选10，而在油气投资和设备难于到位和油气勘探条件困难的条件下可选15[18]。中国目前应属于前一种情况[19]。

2.4 页岩油

页岩油产于生烃层的页岩层系之内并常成为高产的“甜点”。由于岩性致密且其“甜点”层中含有粉砂质白云岩、粉砂质页岩等，被有些人称为致密油。我国未将页岩油列为单独矿种，而将其储量产量数据并入常规油气的统计。与美国页岩油多为海相页岩中的轻质油不同，我国页岩油主要赋存于储层非均质性较强的陆相地层，具有烃源岩成熟度低、气油比低和流度低等特点，经济开发困难。目前主要在鄂尔多斯盆地中部延长组长7段（庆城油田）、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组（吉庆油田）获得规模储量（探明地质储量超过10×108t），并已建立庆城、吉庆等国家级页岩油示范区。此外，在渤海湾盆地孔店组、沙三段、沙四段，松辽盆地青山口组，三塘湖盆地条湖组、芦草沟组，四川盆地侏罗系等，都有不同储量规模的发现和建产，2020年全国页岩油产量已超过200×104t[20-25]。

综合以上分析可以认为，如果不及时实现产区/领域的战略性接替（包括作为新领域的页岩油规模开发）使探明可采储量有明显提高，我国在未来近中期将有出现石油产量较快速下降的可能。

3 近年来我国天然气形势分析

3.1 气层气储量变化

按我国相关规范，常规天然气包括气层气和溶解气。溶解气主要与原油有关且在天然气中占比较低（2019年占天然气产量的6.3%），故笔者仅以气层气作对象来讨论天然气形势变化，分析表3可以得到以下认识。

表3 2010—2020年气层气勘探新增储量、年产量和储产比

（1）近年新增天然气探明储量处在缓慢上升中。2010―2018年，新增探明经济可采储量年增率为5.3%，虽然与21世纪初两位数的年增率相比明显减慢，但与石油的开始下降具有趋势性差异。

（2）按《储量通报》的气层气累计技术可采储量计算采收率，21世纪初多在60%以上，如2000年和2001年分别为63.6%和66.3%；近10年则均在60%以下，如2010年和2011年分别为58.2%和57.5%，2018年和2019年分别为56.5%和55.6%。而且，常规天然气采收率皆有变小的趋势，这一变化主要由新增储量的品质变差所致，如气层气2018年的采收率仅为46.8%。总体上看，新增储量的质量仍处于中等水平。

（3）近年的年新增气层气探明经济可采储量明显大于年产量，即储量替换率明显大于1，如2010年、2015年、2018年分别为2.43、1.67、2.22；2018年的剩余可采经济储量达到2010年的2.18倍。

（4）与储量变化相呼应，近年天然气产量增长有变缓的趋势。2010—2013年，产量平均年增长率为7.3%；2013—2020年，平均年增率为4.9%。综上所述，天然气仍处在储量产量增长曲线平台期前半部，但增长势头趋于平缓。

3.2 气层气未开发储量

近年，在气层气各类储量中均有未开发储量存在，其所占比例相对稳定，仅略有增加。依据表4数据，2010―2018年，未开发经济可采储量占比为10.9%～12.7%，总体呈渐增之势；2020年这一比例达到34.5%。在全球能源转型总体供大于需的背景下，长期来看天然气国际价格总体趋降，所以，不但现在计算的未动用储量的大部分（12%左右）仍然难以被动用，而且不能动用的天然气储量占比还会提高。从开发实际看，这部分储量亦应从（经济）可采储量中扣除。

表4 2010—2020年气层气在储量中未开发储量及占比

3.3 气层气产量和储产比

2010―2014年4年间气层气产量平均年增率为12.4%。由于2015年和2016年产量下降，2014―2019年5年间平均年增率仅为3.8%，气层气产量由快速上升转入平缓增长。需要指出，2015年起页岩气产量快速上升，使2020年天然气总产量达到1925×108m3[25]，给人以天然气产量较快增长的印象。表3显示，近年气层气储产比约为30。总之，无论从产量变化趋势还是从储产比来看，天然气发展仍然处于较快增长阶段，尚未转入下降拐点；若考虑包括页岩气、煤层气在内的全部天然气，这一结论则更加明显。

3.4 页岩气

页岩气勘探开发在我国起步较晚，但发展速度较快。《储量通报》2014年首次列出页岩气储量，其经济可采储量为135×108m3，当年产量仅为11×108m3；2018年经济可采储量为1313×108m3，当年产量为109×108m3。4年间经济可采储量年增率为76.6%，产量年增率达77.8%。2020年页岩气产量达到200.55×108m3（已占天然气年产量10.69%）。虽然页岩气起步良好，储量产量均有快速增长，其增长在全部天然气增长中占有相当大的比例，但必须注意页岩气的生产特点：

（1）页岩气产量变化曲线呈L形。单井投产最初三四年高产，之后快速下降，再后转为长期低产并平缓下降。

（2）页岩气生产采用多平台丛式井密集排列的工厂式开发，较快地完成全部可采储量面积的覆盖。此后，虽可采用二次压裂等技术提高采收率，但产量将会明显下降。

目前，页岩气储量产量仅局限在四川盆地东南部埋深小于4000m的五峰—龙马溪组底部，如不尽快改变这种情况，页岩气将难以获得持续发展。还应注意，美国在新冠肺炎疫情和油气低价冲击下，许多页岩油气区块被迫减产，日闲置产能以数百万桶油当量计。许多中小企业破产，即使“页岩气之父” 切萨皮克公司也未能幸免[26]。美国和中国的开发实践表明，页岩油气开发高技术、高成本，经济门槛要求较高，这是其持续发展必须注意的约束条件。

3.5 煤层气

我国煤层气开发着手较早。由于煤炭储产量较高，而且研究证明我国常规天然气来源于煤成气的比例较高，故对我国煤层气远景曾寄予相当高的期望。广义地说，煤层气产量包括从地面钻井达到煤层所开发气量和从煤矿矿井巷道中抽采气（俗称瓦斯）量。但后者各地在开采和利用的统计方法上存在较大差别而难以统一计量，特别是其利用率甚低，目前尚未被计入《储量通报》煤层气储产量。近年煤层气发展形势有以下几点特别值得关注：

（1）年新增地质储量大起大落变化很大。2001―2008年，储量增长几乎陷入停滞状态；2009年和2010年快速增加，2010年突增至1115×108m3；2011年后开始急剧下降，2019年新增地质储量仅为64×108m3。与之相应，表5显示年新增经济可采储量也出现了同样趋势。

表5 2010―2020年煤层气储量和年产量变化

（2）多年各类累计储量中未开发者占比甚高。与气层气未开发储量占比相比，煤层气开发实践表明，其储量计算标准明显不符合实际，储量审批标准失之过宽，水分甚大。

（3）近年煤层气产量增速明显下降。按《储量通报》数据计算，2010―2015年，产量平均年增率为 38.9%；2015―2019年，产量平均年增率为9.7%；2020年煤层气产量同比增长6.7%。煤层气产量已连续3个五年计划没有达到预定指标，2019年煤层气产量仅占全国天然气产量2.3%。

（4）目前的储量产量分布与资源量研究成果存在明显矛盾。按资源量计算，我国高、中、低煤阶的煤层气占比基本上“三分天下”，高煤阶煤层气占煤层气资源总量的29.7%，但目前已探明储量的96%、产量的88%集中在高煤阶中；资源量中埋深1000m以浅者占38.5%，而我国煤层气储量的97%、产量的94%集中于此。

（5）尽管在全国许多盆地、地区进行了普查勘探，目前在国家补贴下可以进行经济开发的地区仅集中在沁水盆地中南部和鄂尔多斯盆地东缘3处互不相联的地点上，两区产量占全国95.9%，分别为64.8%和31.0%[27]。数十年来，煤层气的进展很不顺利，要获得煤层气快速持续发展，还需要强化基础研究和完善技术系列，还有许多工作要做[28]。

4 我国能源转型中油气地位预测

我国“双碳”目标下，由国家能源局和清华大学相关课题组牵头，多个单位参与共同研究，对2030年、2050年我国一次能源进行预测[29-30]。表6反映的这些预测虽然是初步的，但在半定量和定性认识上仍具有较好的参考价值。

表6 2030年和2050年一次能源需求量预测

（1）降低煤炭在一次能源的比例和消费量是一项很繁重的任务。2020―2030年，煤炭在一次能源的比例年均要降1.17%，2030―2050年，年均要降3.96%；2050年，煤炭消费量仅为2020年的9.5%。要在30年中使煤炭从一次能源首位降至倒数第二位（仅大于核能的3.7%），这是一个涉及经济、社会多方面艰难的颠覆性变化。我国能源转型将逐步加快，要坚持“稳中求进”的原则。非化石能源的发展需要一个复杂的过程，要保证能源安全和经济稳定发展，必须坚持“先立后破”的原则。

（2）在能源转型过程中，化石能源不仅要“减”，还要重视“转”。化石能源要由主要作为能源燃料，转为主要作为碳基化工原材料，生产出种类更多、价值更高且目前多需大量进口的高端产品。在石油下游，要由目前的炼油、化工“二八开”转变为“倒二八开”。至于煤化工、油气化工的比例如何，要在发展实践中看谁更节能环保、降本增效而定。

（3）石油需求量在2030―2050年会有大幅下降。除了寄希望于节能外，这个任务将主要由能源替代来完成，特别是主要用于交通运输的成品油将逐渐被清洁电力和绿氢代替[31]。如果2020―2030年我国石油年产量为2×108t，那么石油进口依存度仍将在70%以上；如果2030―2050年石油年产量为1.5×108t，那么石油进口依存度将为45%左右。如果不进行油气生产的战略性接替，我国油气生产难以有这么长时期的持续性，过高的油气对外依存度对我国能源安全有潜在威胁，特别是在若干负面因素叠加的情况下。

（4）在能源转型过程中，首先被替代的应是煤炭，其次是石油。考虑到已经很高的石油进口依存度，在转型初期要求增加石油产量便是一个合理的要求。天然气对环境相对友好，转型初期仍然处于持续增长的阶段[29]。2020―2030年，天然气需求增长速度可能达4.2%；2030―2050年，天然气仍需要持续增长，以当量值计，应超过对石油的需求。我国由化石能源时代的石油时期进入天然气时期，为能源向非化石能源时代转型奠定基础。从天然气发展趋势看，与石油情况类似，也需要战略性接替，应以开拓新区新领域来满足持续增长的需求。

5 油气工业持续发展的必要性和实现路径探讨

5.1 进一步加强油气勘探开发的必要性

2030年实现碳达峰，并未对各国的能源构成作出具体规定，而是要求此后碳排放量转为降低；碳中和也并不是简单地要求以非化石能源代替化石能源，而是要求在尽快发展非化石能源的同时，实现化石能源的碳减排，并被人为的碳捕集和自然界的碳汇相抵消（清零）。

中国尚属发展中国家，在能源发展中处于煤炭仍占能源消费总量一半以上的时期。油气工作者常说，勘探开发程序只能加快不能逾越，这个道理同样适合于我国经济发展和能源转型的客观过程。我们必须尽快完成化石能源时代由煤炭时期向石油时期、天然气时期的转变，而后才能进入非化石能源时代。在能源转型过程中，首先被削减掉的是小型分散落后的能源企业。产业链延伸的大规模现代化化石能源企业相对容易做到碳减排封存与利用（CCUS），能源转型势必将促进企业节能减排、降本提效。

一个经济发展很不平衡、人口居世界首位的第二大经济体，用三四十年时间完成发达国家百余年的发展历程，这本身就是世界的奇迹，是中国对世界的巨大贡献。我国按时完成碳达峰、碳中和目标的决心是坚定的，但具体道路需要根据我国实际情况非常认真慎重地探讨。对油气工业来说，我们必须力争做到以强化畅通的国内大循环促进国内国际双循环。战争中常讲“料敌从难”，在保障国家能源安全的战略性问题上，也要有应对若干负面因素叠加带来困境的对策。

我们强调“要把饭碗端在自己手里”，也要强调把“油桶提在自己手上”。面临百年未有之大变局，必须要充分保障我国的能源安全。且不说近中期大幅度甚至完全“电代油”“氢代油”的经济可行性和对国防的影响，仅70%以上的石油进口依存度就是安全的短板。天然气虽然保有比石油高的剩余可采储量和储产比，仍难以满足持续发展的要求，而且也面临不断增高的进口依存度（2010年为11.6%，2020年已达43.1%）[31]。针对我国特殊的国情，近中期仍然必须加强油气勘探开发，要完成新区新领域开拓的第三次战略展开[32]，这是我们踏上能源转型之路仍须大力发展油气的必要抉择。

5.2 进一步发展油气勘探开发的可能性

我国油气工业发展经历了两次大的战略性展开，石油产量跃上2×108t，天然气取得巨大发展，保障了我国经济的持续发展。21世纪初，我国油气发展速度变缓，油气对外依存度开始快速增加，第三次战略展开的指导思想开始酝酿，由地质矿产部牵头筹划此工作。国家拨款支持了产学研结合的专项研究队伍并实施了一批战略勘查的勘探工作。2010年以来，我国三大石油公司继续深入工作，逐步形成了新区新领域开拓的战略指向[33]，可简要归结为以下几个方向：

（1）主要大中型盆地内部和边缘的深层、超深层新领域。西部、中部、东部老盆地新领域的重大发现，有的已经在“十三五”后期储产量增加中起到了重要作用。

（2）海域的海相中生界。物探和参数井已证实，该套地层的广泛存在并发育多套含油气系统。许多研究者都注意到，海相中生界有着世界最重要的油气赋存。

（3）塔里木—华北断块区以北的北部（或称天山—兴蒙构造带）的上古生界有良好的含油气远景。准噶尔、吐哈、三塘湖等盆地上古生界的油气田只是其已被证实的部分。

（4）西藏高原。羌塘地块中生界—古生界及其两侧的断陷带新生界发现油气田，有不同类型的油气突破。

（5）非常规油气中的页岩油气、致密油气和煤层气。

笔者建议，强化科技攻关，继续加大新区新领域及非常规油气的勘探开发力度，实现我国油气增储上产目标。特别需要指出，上述优选目标的勘探成果中天然气占有相当大的分量，有助于天然气在能源转型中充分发挥过渡和桥梁作用，并成为非化石能源的最佳伙伴[34]。