“十三五”以来四川盆地天然气产业发展成效及前景展望

吴裕根 门相勇 娄 钰 王陆新

自然资源部油气资源战略研究中心

0 引言

天然气在全球能源转型过程中具有重要的战略地位和作用，已经成为我国重要的低碳能源。据多家机构预测，近中期我国天然气消费量仍将保持较快的增长趋势，2025 年达 4 300×108～ 4 500×108m3，2030 年 介 于 5 500×108～ 6 000×108m3，2040 年前后进入 6 500×108～ 7 000×108m3的平台期。而我国天然气（含煤层气、煤制气）产量2025年预计达 2 300×108m3，2030 年预计介于 2 800×108～3 000×108m3，2040 年 以 后 较 长 时 间 稳 定 在3 000×108m3。在天然气生产量增长速度远远落后于需求量的情况下，我国天然气对外依存度将长期超过50%，能源保障面临严峻挑战[1-3]。因此，总结国内天然气产业的发展经验、做好主要产气区域下一步发展的规划，对提升我国天然气自给能力、保障天然气供给安全具有重要的意义。

1 天然气在能源转型过程中的重要地位

在全球范围内，虽然各国资源禀赋与技术优势各不相同，能源转型路径也有差异，但总体上均秉持“减煤、稳油、增气、大力发展可再生能源”的转型思路，高度重视天然气在能源转型过程中的作用[4]。相关统计显示，2007—2020年天然气在美国一次能源消费总量中的占比提升了11%达34%，稍低于石油的35%，成为美国第二大消费能源，并且仍处于上升趋势。近期的欧洲能源危机也表明，在现阶段可再生能源还无法填补传统化石能源的缺口，天然气仍然是最现实的选择。2021年，天然气在世界一次能源消费总量中占比达24.4%（图1），是唯一保持增长的化石能源。根据《BP能源展望》，全球天然气消费量年均增速达2%，预计到2040年有望成为全球第一大能源。

图1 不同类型能源消费量占世界一次能源消费总量比例图

长期以来，我国形成了“一大一中多小”的能源消费结构。2021年我国全年能源消费总量达52.4×108t标准煤，其中煤炭在一次能源消费总量中的占比达56.0%，石油为18.5%，天然气为8.9%，水电、核电、风电等新能源合计16.6%。虽然天然气等清洁能源占比较小，但随着“双碳”目标的逐步实施，其消费量将会快速增长。在可再生能源尚未获得突破性发展的阶段，天然气将成为我国在实现碳排放尽早达峰的同时又保障能源供给安全的关键和必然选择。

2 四川盆地天然气产业发展成效

四川盆地在我国天然气产业的发展中具有重要地位，是我国主要的天然气生产基地之一，目前该区域天然气累计生产量超 7 000×108m3，占全国天然气累计生产量的26.7%，位居各产气盆地首位。同时，该区域也是我国天然气资源潜力最大和技术积累最深厚的区域之一，特别是在页岩气等非常规资源开发的过程中，形成了明显的产业优势。充分利用好四川盆地的资源和技术优势，对引领和推动我国天然气产业的整体发展具有重要的意义。

“十三五”以来，相关部门出台了一系列政策促进天然气产业的发展。2017年7月，国家发展和改革委员会出台《关于加快天然气利用的意见》，明确提出逐步将天然气培育成我国现代清洁能源体系的主体能源，2030年天然气在我国一次能源消费总量中的占比达10%。2018年7月，国务院印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，提出加快调整能源结构，构建清洁低碳高效能源体系，抓好天然气产供储销体系建设等。这些政策为近几年四川盆地天然气产业的快速发展创造了良好的外部环境，区域内天然气产业发展也获得了巨大的成效。

2.1 储量产量快速增长，引领天然气产业发展

“十三五”期间，四川盆地天然气储量大幅增长。随着深层超深层天然气、页岩气和致密砂岩气的勘探持续获得突破，四川盆地天然气资源基础不断夯实。截至2020年底，四川盆地累计新增天然气探明地质储量6.2×1012m3。其中，常规天然气新增储量 4.2×1012m3，页岩气 2×1012m3，煤层气近160×108m3。2016—2020年，四川盆地天然气新增探明地质储量近2.2×1012m3，对全国天然气储量增长的贡献率达39%，位居全国第一（表1）。其中，常规天然气新增探明地质储量超过0.7×1012m3，页岩气近 1.5×1012m3，煤层气近 160×108m3。

表1 “十三五”期间全国主要盆地天然气储产量增速表

同时，四川盆地天然气产量也获得快速增长。2020 年，四川盆地天然气产量达 545×108m3，较2015年增长了86.4%，年均增长13.3%，对“十三五”全国天然气产量增长贡献率达51.7%。其中，常规天然气产量达343.2×108m3，较2015年底增长38.6%，年均增长6.7%；页岩气产量达200.6×108m3，较2015年底增长3.5倍，年均增长35.0%，成为全国天然气快速上产的重要动力；煤层气开发实现了从无到有的突破[5-6]，年产量接近 1.3×108m3。

2021年，四川盆地天然气储、产量继续保持快速增长态势。天然气新增探明地质储量增长近1×1012m3，其中70%为页岩气。2021年四川盆地天然气产量增长近12%，突破600×108m3，其中，常规天然气产量增长约10%，页岩气增长约14%，分别贡献增量的一半。

2.2 常规、非常规并重，多个气区增储上产成效显著

“十三五”以来，四川盆地常规和非常规天然气勘探取得一系列进展和突破。深层海相碳酸盐岩气藏快速增储上产。川中古隆起深层天然气增储上产取得显著成效。其中，安岳气田龙王庙组气藏、灯影组气藏建成“万亿储量、百亿产量”产气区，累计探明地质储量 1.2×1012m3，产量达 150×108m3；川中古隆起北斜坡新区新层系勘探取得重大突破，多口评价井获高产气流，有望形成新的万亿立方米级储量大气区[7-8]。川西超深层勘探取得突破，“十三五”期间三叠系雷口坡组探明超1 000×108m3的川西气田[9]，预计 2023 年产能达 20×108m3[10-11]。元坝、罗家寨等气田加大产能建设，产量快速增长，2016—2020年产量分别年均增长16.0%和57.4%；普光气田产量稳中有增，年均增长2.4%。

致密砂岩气增储上产获得新突破，有望形成可规模建产的万亿立方米级储量大气区。“十三五”以来，沙溪庙组勘探开发取得重大突破，具备规模效益开发的基础。金秋气田多口评价井获高产工业气流，累计探明地质储量近 1 000×108m3[12]；中江气田累计探明超 1 000×108m3；天府气区落实千亿立方米级规模储量区[13]。截至2020年底，沙溪庙组和须家河组致密砂岩气累计探明地质储量1.36×1012m3[14]。2018年以来，须家河组效益开发取得良好效果，有望推动前期难动用致密砂岩气规模有效建产。随着对须家河组致密砂岩气优质储层重新评价、氮气钻井和压裂开发技术攻关，新场、通南巴、安岳等多地区打出一批高产井[15]，难动用储量开发攻关取得突破[16]，初步形成致密砂岩气藏精细描述及综合评价技术体系，通过理论技术攻关有望实现须家河组规模有效建产。

2.3 由中深层向深层突破，页岩气勘探开发获重大进展

“十三五”以来，四川盆地中深层（3500 m以浅）页岩气实现规模效益开发，形成超1×1012m3探明储量规模的大气区。四川盆地东部建成北美之外最大的页岩气田——涪陵气田，累计新增探明地质储量 超 4 000×108m3，2020 年 产 量 近 78×108m3， 较2015年增长近1.5倍；四川盆地南部建成长宁、威远、昭通等页岩气大气田，累计探明地质储量近1.1×1012m3，2020 年产量达到 100×108m3，较 2015年增长近10倍。

页岩气勘探开发实现了从中深层向深层（3 500 m以深）、超压向常压的重大突破。深层页岩气已成为增储上产的重要领域，有望近期形成新的万亿立方米级储量大气区。“十三五”以来，以威荣、泸州为代表的深层页岩气田新增探明地质储量近6 400×108m3，年产量已超过30×108m3，成为“十四五”及未来重要的增储上产区域。常压页岩气勘探开发实现重大突破，南川常压页岩气已累计探明地质储量近1 500×108m3，建成产能超过 15×108m3[17]。

2.4 理论技术持续积累，建成特色理论体系和工程技术系列

经过多年探索与积累，四川盆地的天然气生产企业在天然气产业各个环节积累了深厚的理论认识和实践经验，形成了特色理论体系和工程技术系列，有力支撑了四川盆地天然气快速增储上产。一是形成了大型碳酸盐岩气藏高效开发技术系列，有效支撑了安岳气田百亿立方米产能建设。建立特大型低幅构造缝洞型有水气藏整体治水技术，保障了龙王庙组气藏连续6年稳产90×108m3；创新古老风化壳气藏储层精细描述技术、大斜度水平井特色钻井技术、差异化分段酸压技术，支撑了安岳气田灯四气藏60×108m3产能规模并实现长期稳产。二是形成了中深层海相页岩气勘探地质理论和规模效益开发技术，有效支撑了涪陵、长宁、威远等页岩气田开发。“十三五”期间，深化了海相页岩气“甜点区”和“甜点段”地质理论[18-20]，有力地支撑了页岩气勘探突破。建立了地质综合评价、页岩气开发优化、水平井优快钻井、水平井体积压裂、工厂化作业和高效清洁开发六大主体技术，水平井多段压裂等关键工程技术指标大幅提升[21]。创新发展了焦石坝页岩气立体开发提高采收率技术，将区块整体采收率由12.3%提升至23.6%[9,22]，新区立体井网部署和老区立体加密调整技术具有良好的应用前景。三是探索创新深层、常压页岩气勘探开发特色技术体系。针对深层页岩气地质特征，初步形成了适合深层页岩气的甜点预测、优快钻井、体积压裂和有效采气等特色技术体系，取得了深层页岩气开发效益突破[23]。针对常压页岩气低产的问题，持续攻关并初步探索形成常压页岩气井网优化部署方案、排采工艺体系、低成本钻井技术、高效压裂技术体系[17]，在优选目标、提高单井产量和降低成本等方面取得显著成果[23]。四是创新地质工程一体化技术，支撑了页岩气、致密砂岩气高效开发。应用地质工程一体化思路和方法，通过精细地质研究打造“透明”非常规气藏，指导井位优化部署设计、钻井压裂工程实施，形成非常规天然气高产井部署模式、优快钻井技术体系和高效压裂改造工艺体系[13,24]。

2.5 管网布局完善，形成成熟基础设施体系

四川盆地天然气管网设施建设较成熟，初步建成了“三横、三纵、三环”管网系统，管道长度4.2×104km，年输配能力 400×108m3，上游连接2 600座采气站、16座净化厂，下游连接大中型工业及公用事业用户超过1万家、居民超过2 500万户，形成了成熟的天然气生产、输配、消费体系[25]。天然气管网通过忠武线、中贵线和川气东送管线与全国管网互连互通，形成了川渝地区与全国天然气市场互通的格局。

区域内储气能力快速增长。已建成西南地区首座地下储气库——相国寺储气库，日调峰能力1 917×104m3；在建铜锣峡、黄草峡、牟家坪—老翁场等地下储气库；规划布局沙坪场、万顺场等地下储气库。四川盆地正加快形成以储气库为主、气田调峰、LNG储备为辅的综合性调峰系统，预计2025年储气调峰能力达 70×108m3，2030年超过100×108m3。

2.6 天然气利用体系完备，天然气精细化工产业快速发展

依托四川盆地天然气资源优势，川渝地区形成了我国最成熟的区域性天然气消费市场，广泛地应用于城市燃气、工业原料、工业燃料、交通运输及发电等。2021年川渝地区消费天然气约392×108m3，约占全国天然气消费总量的11%。截至2021年底，四川和重庆城镇居民燃气普及率均超过95%。

川渝地区形成了全国最大规模的天然气化工产业基地，并不断推进天然气深加工发展。自20世纪60年代起，在国家政策大力支持下，天然气化工产业开始在川渝地区快速发展。随着天然气资源优势逐步扩大，天然气化工规模以上企业超过1 000家，形成了四川泸州、达州、遂宁等重要天然气化工产业基地和重庆长寿、涪陵、万州三大化工园区，化肥等传统化工产品的产能居全国前列。近年来，川渝地区加大力度支持延伸天然气产业链，发展天然气精细化工，传统化工比重显著下降。精细化工产值已占四川省化工总产值的47%，成为四川油气化工产业新的增长点[26]。据《重庆市化工产业高质量发展行动规划（2021—2025年）》显示，重庆已初步构建起高端聚烯烃等合成材料产业链，建成了全球最大己二酸生产基地，合成材料制造占比由2.9%提高至7.7%。

3 四川盆地天然气产业面临的主要问题

当前，四川盆地天然气产业发展面临的主要问题仍然是资源赋存条件复杂、勘探开发技术适应性不强及配套政策措施不完善等因素。

3.1 多期地质构造使资源赋存条件复杂

四川盆地是一个典型的多期构造叠合盆地，经历了两大构造沉积旋回，盆地构造改造强，褶皱构造在盆地内全面发育。多期地质构造对油气藏影响较大，存在资料品质差、成藏条件复杂等地质条件问题，同时在作业过程中也存在目标落实难度大、难以展开形成规模勘探等问题。四川盆地油气藏分布深度跨度大，浅层、中层、深层、超深层均有发现，圈闭发育不均衡，岩性、地层等非构造圈闭被构造复杂化，再加上地表为典型的山地地形，起伏剧烈，勘探开发难度大。

3.2 工程技术和关键设备仍需攻关

未来四川盆地天然气主要资源阵地将向深层、常压、新区新层系等领域拓展，面临着地质条件更加复杂、压裂难度大、单井产量低、流体相态复杂等诸多困难，效益开发的主体工艺还有待进一步攻关。深层页岩气田因储层埋深大、地应力复杂等特点，工程实施过程中经常发生套管变形、井间压窜等复杂情况，高温条件下常规旋转导向工具适应性不强，深层“一趟钻”技术尚未形成；浅层页岩气地层压力低、产量低，尚未形成成熟高效、经济低成本的排采配套工艺，需要进一步试验攻关；致密砂岩气藏资源品位低，单井产量递减快，经济效益波动大，在提高单井产量技术、EUR技术储备等方面还需要进一步攻关。

3.3 支持配套政策措施有待完善

由于天然气产业链较长，涉及天然气产业企业较多，缺乏着眼于整个盆地的国家级天然气产业发展战略定位和重大项目支持；由于山高沟深平地少，城乡规划区与有利区重叠，加之不同地方对产能建设用林、用地有关规定理解不一等原因，影响部分勘探项目和产建项目用地用林审批周期长，批复难度大；接替资源规模效益建产面临巨大挑战，深层天然气（页岩气）、致密砂岩气是四川盆地重要的接替资源，受资源条件更加复杂和工程技术难度大等因素影响，尚不能完全实现规模效益开发，缺乏针对性强的补贴政策。

4 四川盆地天然气产业发展形势展望与建议

四川盆地天然气资源非常丰富，居全国之首。据最近一次全国油气资源动态评价，四川盆地常规天然气（含致密砂岩气）地质资源量达20.7×1012m3，约占全国总量的22.4%；页岩气地质资源量71.8×1012m3，约占全国总量的 51.7%。截至 2020年底，四川盆地常规天然气累计探明地质储量近4.2×1012m3，探明程度20%；页岩气累计探明地质储量2×1012m3，探明程度3%。总体来看，四川盆地天然气勘探开发仍处于早中期。

4.1 四川天然气迎来良好的发展机遇，产量有望持续快速增长

四川盆地天然气勘探开发迎来良好的发展机遇。“十四五”时期，川渝地区双城经济圈配套政策逐步落地，西部大开发、长江经济带等多重政策叠加，川渝地区经济社会发展有望保持快速增长，对清洁低碳能源的需求量将快速增长，促进天然气上游投资增长。国家能源局、地方政府分别提出了千亿立方米天然气产能建设和打造中国“气大庆”目标，四川、重庆两地政府签订了《共同推进成渝地区双城经济圈能源一体化高质量发展合作协议》，加大投资统筹推进川渝地区天然气大开发。四川盆地天然气勘探开发迎来了良好的发展机遇，有望保持快速增储上产。

4.2 规划层面建议立足6个万亿立方米级气区建设，深化地质认识寻找“甜点”

四川盆地天然气具备持续增储上产的现实基础，存在6个万亿立方米级大气区。一是加强未开发储量区产能建设，推动灯四气藏、栖霞组—茅口组气藏上产，保持安岳气田万亿立方米级储量区平稳增产；二是加快川中古隆起斜坡区勘探开发突破，推动建成新的深层碳酸盐岩万亿立方米级储量大气区；三是推动川西二、三叠系勘探开发和普光、元坝、罗家寨等老气田建产，保障万亿立方米级储量老气区稳产增产；四是以五峰组—龙马溪组为重点，推动老气区立体加密调整，中深层页岩气勘探开发保持长期稳产在200×108m3；五是深化深层和常压页岩气地质理论和效益开发技术攻关，推动深层和常压页岩气新的万亿立方米级储量区和百亿立方米级产能建设；六是以川中、川西油气有利富集区为重点，加强立体勘探开发，推动建成新的致密砂岩气万亿立方米级储量大气区。预计2 030年前四川盆地天然气产量将保持快速增长态势，2025年天然气产量达到 750×108～ 800×108m3，2030年产量超过1 000×108m3。建议以上述 6 个万亿立方米级储量区为主战场，围绕碳酸盐岩、致密砂岩气、页岩气等勘探领域，强化复杂构造处理解释攻关、构造建模及储层研究，完善油气甜点预测和地震地质导向配套技术，力争新发现一批大中型气田。

4.3 技术层面建议加强攻关，解决“卡脖子”问题

建议加大理论技术创新力度，持续加强深层、常压、新区新层系等重点领域配套技术攻关，重点包括旋转地质导向、深层高温高压、套管易变形问题等。加快配套形成深层页岩气勘探开发关键技术、常压页岩气低成本开发技术、陆相和海陆过渡适应性勘探开发技术等，为天然气产业持续发展提供理论技术支撑。

4.4 政策层面建议加大配套支持，推动行业发展

建议着眼提升保障国家能源安全能力，将四川盆地天然气发展纳入国家能源优先发展战略和重大建设项目，加强企地合作，尽快将四川盆地打造成为我国首个年产超过1 000×108m3的天然气大气区。缩短用地、用林等各类手续办理周期，进一步明确审批标准，优化审批流程，加快审批进度，条件允许时提供一站式各类手续办理服务。针对深层天然气（页岩气）、致密砂岩气等开发难度较大的接替资源提供针对性强的财政补贴等激励政策，为快速增储上产创造良好的政策环境。

5 结论

“十三五”以来四川盆地天然气产业发展迈上新台阶，天然气快速增储上产，引领全国天然气增长。常规天然气勘探开发成效显著，致密砂岩气规模效益开发取得突破，中深层页岩气实现规模效益开发，深层、常压页岩气勘探开发取得重大进展。在产量和储量快速增长的同时，也形成了特色理论体系和工程技术序列。展望未来，四川盆地具有天然气资源丰富，气藏类型多、分布广，勘探开发技术和管网等基础设施日趋完善等有利条件，在国家大力发展清洁能源的背景下具有良好的发展前景。做好区域天然气产业发展规划、深化地质认识、加强关键技术攻关、加大配套政策支持，天然气产业有望再上新台阶。