中国非常规天然气资源分布及开发现状

王　南，裴　玲，雷丹凤，曾　博

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.中国石油非常规油气重点实验室，河北廊坊065007；3.国家能源页岩气研发（实验）中心，河北廊坊065007；4.中国石油长庆油田分公司资本运营部，陕西西安710018）

中国非常规天然气资源分布及开发现状

王南1，2，3，裴玲4，雷丹凤1，2，3，曾博1，2，3

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.中国石油非常规油气重点实验室，河北廊坊065007；3.国家能源页岩气研发（实验）中心，河北廊坊065007；4.中国石油长庆油田分公司资本运营部，陕西西安710018）

中国天然气资源丰富，储量和产量增长潜力巨大。在未来的5～10a，常规天然气仍在天然气开发中处于统治地位，但非常规天然气也在天然气长期发展历程中起着越来越重要的作用。目前中国非常规油气的勘探开发仍处于起步阶段，国土资源部及3大国有石油公司已经在不同程度上针对致密气、煤层气和页岩气等非常规天然气进行了资源评价。评价结果显示：2012年中国致密气总资源量为16×1012m3，年产量为320×108m3/a，已进入大型商业化开发阶段；截至2011年12月底，中国煤层气累积探明地质储量为4155×108m3，储量和产量均较少，正处在工业化和商业化开发的早期阶段；页岩气因为没有探明储量，现处于初步探索阶段，相关机构及组织对中国页岩气资源进行了初步评价，并在四川建立了页岩气示范区开展实践研究；天然气水合物同样受到了很大重视，已经根据不同勘探程度，分层次对南海和青藏高原天然气水合物资源进行勘查。为有效开发中国非常规天然气资源，必须进一步深入地质理论研究和资源储量评估，集成系列的配套工程技术，并对工程技术进行试验和示范，使资源开发与环境保护的矛盾得以妥善解决。

非常规天然气 致密气 煤层气 页岩气 天然气水合物 资源量 储量 开发现状

中国天然气资源丰富，资源量为56×1012m3，增储上产潜力巨大。2012年，中国天然气勘查新增探明地质储量为9612×108m3，同比增长33%；天然气产量由1998年的223×108m3增至2012年的1068× 108m3，年均增长率为27%；2012年非常规天然气产量已达445×108m3，接近全年天然气产量的50%。

常规天然气的快速发展为中国非常规天然气的勘探开发奠定了基础。常规天然气勘探开发中的气藏描述技术、钻完井工艺技术、增产改造技术、采气工艺技术和集输处理技术，可为非常规天然气资源的勘探开发提供技术基础［1］。目前建成的克拉2、苏里格、榆林和靖边等产能超过10×108m3的14个大气田，形成的塔里木、长庆、西南上百亿立方米的3大气区，均可为非常规天然气的有效开发提供示范作用。为此，在借鉴常规天然气勘探开发经验的同时，确定非常规天然气的资源分布，探讨非常规天然气的开发现状、进展及存在问题，以期为下步中国非常规天然气的商业化开发奠定基础。

1　非常规天然气资源分布

中国天然气消费量增长迅速，常规天然气的产量已不足以满足快速增长的需求。因此政府和各大石油企业十分重视对非常规天然气资源的勘探开发。通过近年来的勘探开发实践，初步认为中国非常规天然气资源丰富，开发潜力巨大。在不同程度上对包括致密气、煤层气、页岩气和天然气水合物等非常规天然气进行了资源评价，目前致密气和煤层气已进入商业化开发阶段，而对页岩气的资源调查及评价还在进行当中，天然气水合物虽然起步较晚，但勘察结果显示其资源潜力巨大，在未来能源战略中也占有重要地位。

1.1致密气

中国致密气广泛分布于鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔、松辽等10余个盆地，有利勘探面积约为32×104km2，勘探开发潜力巨大［2］。据中国石油2012年估计，中国致密气总资源量约为16×1012m3。其中，鄂尔多斯盆地和四川盆地是中国致密气资源最为富集的2个地区［3］。鄂尔多斯盆地致密气总资源量约为10.37×1012m3，其中可采资源量约为4×1012m3。2013年，鄂尔多斯盆地致密砂岩气总产量为212×108m3。四川盆地须家河组致密气成藏范围大，资源分布广，可供勘探面积可达16×104m3；据2012年最新资源评价结果，须家河组致密气资源量为6.1×1012m3，目前探明可采储量约为7000×108m3。

1.2煤层气

2006年国土资源部对埋深小于2000m的煤层气资源量的估算结果表明：中国煤层气总资源量约为36.8×1012m3；8个盆地的资源量均大于1×1012m3，合计为28×1012m3，占全国的76%，主要分布于中西部地区［4］。截至2011年12月，中国煤层气累积探明地质储量为4155×108m3，主要集中在山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘；其资源探明程度低，占总资源量的1.13%。

在中国东北和西北地区，规模较小的含煤层系主要形成于陆相沉积，属于低煤级煤，瓦斯含量较低。在南部地区，煤层规模有限，分散分布，而且由于后期构造运动的破坏，使煤层分布较为零散。华北地区的煤层气主要分布在鄂尔多斯盆地东部、二连盆地和山西沁水盆地，这些地区煤层较为密集，含气量高，资源量超过7×1012m3，为主要勘探目标区［5］。

1.3页岩气

中国页岩气资源丰富，广泛分布于海相和陆相沉积盆地，全国范围内不同地质历史时期均存在页岩气资源。近年来，全球多家研究机构组织对中国页岩气资源进行了初步评估，评估结果（表1）虽然存在一定差异，但普遍认同中国页岩气资源潜力丰富，资源量大。目前，全球范围内，页岩气资源开发主要以海相沉积盆地为主，中国海相地层沉积面积超过455×104km2，陆上海相沉积面积约为330×104km2［6］。初步估算海相地区页岩气地质资源量为28.9× 1012～35.1×1012m3，按15%的可采系数估算，可采资源量可达4.3×1012～5.3×1012m3。

表1　中国页岩气资源评估结果Table1　EvaluationresultsofChinashalegasresource

中国海相沉积主要分布在华北地区、塔里木地区和南方地区。其中，华北地区的页岩气主要赋存在厚度和资源丰度较低的寒武系、奥陶系、石炭系和二叠系［7］；塔里木盆地的页岩气主要在寒武系和奥陶系，埋深超过4000m，开发较为困难；南方地区的页岩气主要赋存在寒武系、奥陶系和志留系页岩层中［8］，其中志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组单层厚度为30～50m，底部具有高自然伽马和高总有机碳含量等特征，是页岩气开发的有利目标层系［9］。

现阶段页岩气勘探主要集中在南方海相页岩，以川鄂—湘黔、黔南—桂中、黔东—黔西、苏浙皖、川东南—黔中、渝东南和渝东北的寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组2套海相页岩为主要页岩气勘探目标区。四川盆地及其周边地区是南方海相页岩的主要分布区，总面积约为7.2×104km2，估计资源量为9.5×1012m3，已经成为中国页岩气勘探开发的主要区域。

1.4天然气水合物

中国天然气水合物资源主要分布在东海海域、南海海域、东北冻土区和青藏高原冻土区。从1997年开始，中国对天然气水合物开展了前期研究［10］，1999年在政府部门支持下，启动了天然气水合物的海上勘查项目，2002年对青藏高原冻土区开展研究，设立了天然气水合物调查研究项目。据不完全估算，中国天然气水合物总资源量约为83.66×1012m3，其中南海海域、东海海域、青藏高原冻土区和东北冻土区分别约为64.97×1012，3.38×1012，12.5×1012和2.8×1012m3。

2　非常规天然气发展现状

2.1致密气

2000年以来，以苏里格气田为代表的致密气田，通过技术创新，已初步实现了商业化、规模效益化开发，展示了中国致密气开发的良好前景。2012年，中国致密气年产量为320×108m3/a，比2011年增加25%，占中国天然气总产量的30%，鄂尔多斯盆地作为致密气主要产建区，其产量已占中国致密气产量的80%以上。致密气具有平面上大面积分布、纵向上多层叠置、丰度相对较低和井控储量较小等特点。中国已发现的致密气藏可分为透镜体多层叠置型、层状型和块状型3种类型［11］。

鄂尔多斯盆地苏里格气藏是典型的透镜体多层叠置型致密气藏，盆地中北部面积为5×104km2，总资源量为6.6×1012m3［12］。截至2013年1月，累积探明储量超过3×1012m3。已开发的苏里格气田直井和水平井平均单井产量分别为1×104和6×104m3/d。2010年，苏里格气田产量为105×108m3，成为中国储量和产能规模最大的气田，预测2014年该气田产量将超过246×108m3。

四川盆地须家河组气藏是典型的层状型致密气藏［13］，其储层为辫状河三角洲相厚层砂岩，累积厚度达300m，分布稳定，构造高部位含水饱和度为50%～55%，构造低部位含水饱和度为60%～65%。四川盆地中部须家河组致密砂岩储层面积约为6×104km2，总资源量为3.4×1012m3，探明可采储量为5000×108m3。目前，以构造高部位为主，优选富集区已优先投入开发，平均单井产量为2.1×104m3/d。

松辽盆地登娄库组气藏是典型的层状型致密气藏。其储层为辫状河三角洲多层砂泥岩互层沉积，分布稳定，气层厚度大于50m。松辽盆地南部广泛分布致密砂岩储层，2012年探明长岭气田致密气储量为206×108m3；该气田采用水平井开发，单井产量达7×104m3/d，已进入规模化建设阶段。

塔里木盆地山前侏罗系依南气田是典型的块状型致密气田。其储层以辫状河三角洲平原亚相（砂地比大于0.55）和辫状河三角洲前缘亚相（砂地比小于0.35）为主，储层厚度为200～300m，横向上分布稳定，平均孔隙度为5.2%～9.6%。

目前中国已掌握和应用的致密气有效开发关键技术主要包括：富集区预测与优化布井技术、低成本快速钻井技术、增产改造技术、井下节流与低压地面集输技术、排水采气技术和数字化管理技术［14］。

2.2煤层气

中国煤层气自2008年开始进入快速发展阶段。2011年，中国抽采煤层气为115×108m3，利用量为53×108m3，地面煤层气钻井总数约6000余口，主要分布在鄂尔多斯盆地东部、二连盆地、准噶尔盆地、山西沁水盆地和四川盆地等地区。2011年中国建成煤层气地面产能为30×108m3/a，年产量为23× 108m3/a，在沁水、鄂东、阜新、铁法等地区已实现了商业化生产。

中国山西省拥有丰富的煤层气资源，埋深小于2000m的地质资源量约为10×1012m3［15］，其中沁水和河东煤气田资源量分别为5×1012和4×1012m3，占全省煤层气资源量的90%。目前在山西省境内已经有包括中国3大国有石油公司在内的数十家中外石油公司开展煤层气勘探开发业务。截至2011年底，山西省煤层气累积探明地质储量被证实约为3600×108m3，占中国煤层气累积探明地质储量的87%，年生产能力达25×108m3，占中国煤层气产量的83%。

沁水盆地南部樊庄—郑庄区块已探明煤层气地质储量为832×108m3；截至2013年，中国石油已在沁南地区完钻了多口直井和多分支水平井，建成产能8×108m3。配套地面建设、中央处理厂，外输管线建设也已全面铺开，建成了以沁水为首站到西气东输阳城增压站的外输管线，全长为44km，2009年后输气量为120×104m3/d。

随着煤层气实现商业化开发，中国已经掌握部分煤层气有效开发技术，主要包括高煤阶煤层气选区评价技术、煤层气直井压裂技术、定向羽状水平井开发技术、低渗透煤层气井排水采气技术和煤层气地面工程工艺技术。

2.3页岩气

中国于2005年开始与国外公司在四川盆地开展了页岩气联合评价［16］。2007年，已经完成页岩气有利区的筛选，并开始进行钻井取心。2010年，国家能源局成立了国家能源页岩气研发（实验）中心，并于次年开始实施国家示范区项目。2011年12月，国土资源部正式将页岩气列为第172种矿产，并按单独矿种进行投资管理。中国石油开展了选区评价和地质勘查工作，优选出了长宁—威远、昭通、富顺—永川3个有利作业区，确定2015年实现页岩气产量为26×108m3。中国石化在黔东、皖南和川东等地区优选了建南、黄平和涟源等有利区块作业，将2015年规划目标由15×108m3调整至50×108m3［17］。中海油在皖浙等地区开展了页岩气前期勘探工作。延长油矿页岩气工作主要集中在鄂尔多斯盆地东南部。中联煤在山西沁水盆地确定了寿阳、沁源等页岩气有利区。据国土资源部统计，截至2013 年7月，中国已钻页岩气井90多口，50%为水平井，共有32口井测试后获页岩气工业气流。中国石油2010年完钻中国第1口页岩气勘探评价井（威201井），2011年完成第1口页岩气水平井（威201-H1井）分段压裂，2013年开展了工厂化平台钻井的尝试。截至2013年底，中国石油示范区已有5口页岩气水平井初期产量超过10×104m3/d，直井和水平井的单井产量最高分别为1.2×104和15×104m3/d。中国石油与壳牌合作区的水平井阳201-H2井产量达43×104m3/d［18］。截至2013年6月，中国石化在重庆涪陵示范区共试产8口井，初期产量超过1×104m3/d的气井为6口，其中1口水平井测试产量达55×104m3/d。目前正在建设涪陵页岩气示范区，生产商品气量为80×104～120×104m3/d。延长石油已经在鄂尔多斯盆地东南部完成24口页岩气井，其中直井19口，丛式井3口，水平井2口，直井单井产量为1700～2000m3/d，水平井单井产量为1.7×104m3/d。

2.4天然气水合物

自2005年以来，中国在天然气水合物钻探取心技术、勘查技术等诸多方面取得了新进展。针对冻土区天然气水合物研发了系列钻具、钻杆、辅助器具、泥浆冷却装置及相关的工艺方法，钻进过程中运用低温泥浆、泥浆冷却技术、大直径绳索取心钻进工艺，快速获得岩心，从而减少水合物的分解时间，为冻土区天然气水合物的勘探提供了有力的技术保障。

2007年，在中国南海北部神狐海域，中国地质调查局成功收集到天然气水合物的实物样品，使中国成为首个在南海海域获取天然气水合物实物样品的国家。该水合物样品采自于海底183～225m处，呈分散浸染状分布，含水合物层段厚度为18～34m，水合物饱和度为20%～43%，释放出的气体中甲烷含量达99.7%～99.8%。

2009年9月，中国在青海发现天然气水合物，这是世界上第1次在中低纬度冻土区发现天然气水合物。同年10月，中国自主研发的世界第1艘配置较完善的综合性地质地球物理调查船“海洋六号”在广州下水，开始对中国海域的天然气水合物进行进一步的勘探。2010年，“海洋六号”调查船上搭载了中功率可控源电磁发射机，在南海东沙群岛海域开展首次深海条件下用于天然气水合物探测的海洋可控源电磁探测试验。

从2011年开始，中国正式启动新的国家天然气水合物计划，根据不同勘探程度，分层次对南海海域和青藏高原冻土区天然气水合物资源进行勘查，通过进一步勘查与评价，锁定富集区域，为今后中国海域及冻土区天然气水合物开采及开发利用、实现产业化奠定基础［19］。

3　非常规天然气发展前景和存在问题

3.1发展前景

在当前形势下，常规天然气在未来5～10a仍然在天然气开发中处于统治地位。但从长期来看，资源潜力更加巨大的非常规天然气将发挥越来越重要的作用。目前，致密气已探明的储量巨大，具备进一步开发的条件；而煤层气的开发已经走上正轨，其发展速度也在逐渐加快；页岩气还处于资源评价和先期试点阶段。

据WoodMackenzie和中国国土资源部等研究机构预测，2015年中国天然气产量将达到1500× 108m3，其中致密气、煤层气和页岩气产量分别为300×108，100×108和30×108m3，非常规天然气产量达430×108m3，占生产总量的28.6%；到2030年，预计中国天然气产量可达2500×108～3000×108m3，其中致密气、煤层气和页岩气产量分别为400×108～600× 108，300×108～400×108和300×108～500×108m3，非常规天然气产量可达1000×108～1500×108m3，约占生产总量的50%。

3.2存在问题

资源评价缺乏统一标准改进并深化非常规天然气成藏理论尤为重要，目前中国除了对煤层气资源初步评价外，全国范围内的页岩气和致密气的资源调查和评价尚未完成，针对非常规天然气的评价方法还存在一定的不确定性。各机构、公司对页岩气资源量的评价仍存在很大差异。

关键工程技术有待突破为了有效开发非常规天然气，必须加快对工程技术和实验技术的突破，如地球物理技术、钻完井技术、水平井分段压裂技术等［20］。中国非常规天然气开发面临勘探及开发成本高、单井产量低及投资收益低等不利因素，如何加快关键技术的突破、提高单井产量、降低开发成本以及实现非常规天然气的整体发展和规模化利用是未来几年非常规天然气开发的关键［21-22］。

资源开发需注重环境保护大规模开发非常规天然气通常需要规划多口生产井，这将占据巨大的地表面积，并需要大量的清水完成储层改造。但中国非常规天然气资源一般分布在西部沙漠地区和南部人口较密集的区域，不利于开发。正确处理资源开发与环境保护的冲突，实现绿色和可持续发展已成为目前亟需解决的问题。

4　结束语

中国非常规天然气资源量仍未完全确定，其中致密气、页岩气和天然气水合物的资源评价还没有统一标准，资源量还无法落实。需要建立非常规天然气资源评价统一标准和规范，并对非常规天然气的资源潜力进行总体评价。

中国致密气和煤层气已实现规模化开发，逐渐成为非常规天然气的主体。中国3大国有石油公司已初步掌握相关开发技术，但对致密气多层评价和多级压裂、煤层气羽状水平井钻完井等技术仍需更深入的研究。

新技术的研究和应用推动了非常规天然气的发展，对页岩气田开发作用尤为显著。但中国页岩气地质条件与美国、加拿大等国家存在较大差别，其理论认识和先进技术也不能照搬。因此，需要不断对技术进行引进、研发及实践，以为本土规模化开发页岩气做好技术储备。

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编辑常迎梅

Analysisofunconventionalgasresourcesdistributionand developmentstatusinChina

WangNan1，2，3，PeiLing4，LeiDanfeng1，2，3，ZengBo1，2，3

（1.LangfangBranch，PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExplorationand Development，LangfangCity，HebeiProvince，065007，China；2.PetroChinaKeyLaboratoryofUnconventionalOilandGasResources，LangfangCity，HebeiProvince，065007，China；3.NationalEnergyShaleGasResearch&Development（Experiment）Center，LangfangCity，HebeiProvince，065007，China；4.CapitalOperationDepartment，PetroChinaChangqingOilfieldCompany，Xi’anCity，ShannxiProvince，710018，China）

ThereisabundantnaturalgasresourceinChinawithhugereservesandincreasingproductionpotential.Inthe next5-10years，conventionalgaswillbestillinthedominantplaceofgasdevelopment.However，unconventionalgaswill playamoreandmoreimportantroleinthelong-termprocessofnaturalgasdevelopment.Atpresent，theexplorationand developmentofunconventionaloilandgasisstillatthestartingstageinChina.MinistryofLandandResourcesandthree Chinesestate-ownedoilcompanieshavealreadystartedtomakeevaluationsonunconventionalgasresourceoftightgas，CBMandshalegasinvaryingdegrees.In2012，thetotalChinesetightgasresourceprovenreserveswere16×1012m3，and theproductionwas320×108m3/a.Tightgasdevelopmenthadenteredthedevelopmentstageoflargecommercialization.By theendofDecember2011，CBMprovenreserveswereabout4155×108m3.ThelessreservesandproductionshowedCBM wasstillinitsearlystageofindustrializationandcommercialization.Shalegasexplorationisstillatitsinitialstagesinceit hasnoprovenreserves.Someresearchinstitutionshaveonlyevaluatedshalegasinitiallyinsomeareasandestablished demonstrationareasinSichuantocarryoutpracticeresearch.Naturalgashydrateshavealsobeenpaidmoreattention.ThenaturalgashydratesdevelopinginSouthChinaSeaandtheQinghai-Tibetplateauhavebeenprospectedhierarchicallyaccordingtodifferentexplorationdegrees.Inordertodevelopunconventionalgasresourceseffectively，itisparticularlyimportanttocarryoutgeologicaltheoryresearchandreservesassessment，integrateaseriesofengineeringtechniqueswhich havebeentestedanddemonstratedtosolveproperlythecontradictioncreatedbetweenresourceexploitationandenvironmentalprotectionatthesametime.

unconventionalgas；tightgas；coalbedmethane；shalegas；naturalgashydrate；gasresources；reserve；developmentstatus

TE122.2

A

1009-9603（2015）01-0026-06

2014-12-03。

王南（1982—），男，陕西西安人，工程师，硕士，从事非常规天然气储层评价、经济分析方面的研究。联系电话：（010）69213398，E-mail：Wn215@petrochina.com.cn。

国家科技重大专项“页岩气勘探开发关键技术研究项目”（2011ZX05018），国家“973”计划“中国南方海相页岩气高效开发的基础研究”（2013CB228000）。