天然气上游业务迎来新的历史发展机遇期

□ 李 剑

总体上，国内天然气剩余资源量大，具备长期增势发展的资源基础和开发潜力。

西北油田加大天然气勘探开发力度。吴昉 摄

我国是天然气储量和产量大国。近年来，随着国内天然气消费市场的不断发展，天然气的勘探开发也在不断提速。综合来看，国内天然气上游业务具备长期增储上产潜力，但是仍然面临着一些技术和政策方面的不确定性。

系列理论与技术突破推动天然气勘探开发快速发展

进入21世纪以来，天然气勘探进入快速发展期，以鄂尔多斯、塔里木、四川、海域四大气区为主的天然气生产格局迅速形成，产量增长连创新高，年产气量平均增速11%，常规气与非常规气开始并进发展。

胜利99101井队在顺北蓬1井紧张施工。张俊 摄

在天然气勘探领域，历经近70年发展实践，形成一系列具有中国特色的天然气地质理论，指导我国天然气勘探获得系列重大发现。形成了成体系的陆相煤成气、高演化裂解气等基础理论和前陆、碳酸盐岩、致密砂岩、火山岩、页岩气等大气田成藏地质理论。在天然气成因领域，由传统油型气理论发展形成煤成气理论，“接力生气、多种岩溶”等认识推动海相碳酸盐岩勘探重点由台缘带向台内滩、由风化壳向层间和顺层岩溶延伸，展现深层海相碳酸盐岩勘探的巨大潜力。在分布规律认识上，由传统构造圈闭型向岩性、连续型过渡。烃源岩生烃门限、储层物性下限不断突破传统认识。尤其是非常规气的革命性突破，改变了传统的储层、圈闭和成藏理念和认识。新理论、新认识，揭示了常规—非常规资源有序聚集、共生伴生、差异富集规律，大幅扩展了勘探领域与勘探范围，展现了巨大的勘探潜力。

一系列天然气地质理论的提出及成藏理论的不断完善持续深化中国天然气资源潜力认识，助推一批大气区不断取得新发现，推动了天然气储量快速增长。“十五”“十一五”“十二五”期间年均新增探明储量分别达到5362亿、6140亿、7841亿立方米。尤其是“十二五”以来，页岩气进入储量增长序列，展现非常规天然气广阔勘探前景。2017年，中国南海北部天然气水合物试采获得突破，开辟了未来天然气勘探又一重要新领域。截至2017年底，我国天然气勘探已在四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、准噶尔、松辽等陆上及海上12个大盆地11套层系获突破，发现气田509个；累计探明地质储量14万亿立方米，世界排名第9。

在工程技术领域形成了包括山前宽线大组合、黄土塬、戈壁、深层地震采集、叠前处理及超深高温、高压钻完井等应对中国多类型天然气勘探开发的配套技术序列，助推天然气勘探开发实现由浅层向深层、由简单到复杂的不断突破。

在天然气开发领域，常规天然气勘探开发理论与配套技术体系基本完善；形成了大型常规构造气藏“控制水侵”开发理论，构建深层高压气藏均衡开发、碳酸盐岩气藏控水稳气开发、疏松砂岩气藏防砂治水开发、低渗气藏规模化井网一次性部署开发、火山岩气藏细分单元开发、海上气藏深水平台开发等6类常规气藏开发技术体系。非常规天然气蓬勃发展，勘探开发技术快速发展。以鄂尔多斯、塔里木、四川、南海四大气区为主的天然气生产格局迅速形成，产量增长连创新高，年产气量平均增速11%，2017年达到1480亿立方米，目前已成为世界第六大产气国。

总体上，国内天然气剩余资源量大，具备长期增势发展的资源基础和开发潜力。据中国石油第四次全国油气资源评价（2013～2015），我国天然气勘探正处于早中期阶段。陆上常规气资源量41万亿立方米，目前整体探明率13%，海域资源量37万亿立方米，目前探明率4%；除鄂尔多斯外，其余各大盆地探明程度皆低于20%。形成了包括海相碳酸盐岩、致密砂岩、前陆、页岩气、煤层气、海域在内的六大重点勘探领域。可采资源量中，全国常规天然气可采资源量48.4万亿立方米，非常规天然气可采资源量36.3万亿立方米；非常规气可采资源量中致密气10.9万亿立方米、页岩气12.9万亿立方米、煤层气12.5万亿立方米；此外，天然气水合物可采资源量初步估算53万亿立方米。按照储量增长趋势预测并结合勘探领域潜力分析认为，我国天然气年增探明储量仍处于高峰增长阶段，天然气储量2030年以前仍将保持高峰增长态势。开发潜力上，目前剩余天然气储量基础比较雄厚，近50%储量未动用，目前天然气储采比较高；国际上普遍认为，天然气储采比大于20即具备快速上产的基础；因此，我国天然气上游业务具备长期增储上产潜力。

国内天然勘探开发业务存在的主要问题

国内天然气上游业务历经数十年发展，在勘探开发领域、认知内涵等方面发生了一系列深刻变化，上游业务正面临日趋复杂的新形势和发展问题：

一是勘探开发持续趋向低、深、难方向发展。随着勘探开发程度不断加深，其对象也发生了深刻变化；由简单构造气藏转向复杂类型气藏、岩性-地层气藏，由中浅层转向深层、超深层，由常规气藏转向非常规气藏等，对地质理论、工程技术要求越来越高，对成本控制、效益可持续发展带来挑战。天然气剩余资源历经多年的勘探开发已发生深刻的结构性变化，低品位资源成为储量增长主体。新增探明天然气储量中，特低渗-致密储层储量比例大幅增长，由“十五”的22%增长至“十二五”的59%。资源品质持续向分散、致密、难采的方向变化。气藏类型由以碎屑岩、构造型为主向岩性、地层、复杂构造为主的更隐蔽类型变化，由岩性地层、海相碳酸盐岩、前陆等三大领域向湖盆中心、深层层间和顺层岩溶、超深层前陆构造拓展。特别是“十二五”后两年以来，岩性、地层和复杂构造气藏探明储量占比达80%以上。资源与深度分布状况分析显示，深部层系资源日益成为天然气重点发展方向。剩余资源低渗透比例持续增长、岩性-地层气藏、复杂类型储层比例增大、山地、沙漠、戈壁等不利地表环境增多，新的挑战对勘探开发工作的精细程度、工程技术要求不断提高。

二是以页岩气为主的非常规气资源认识与规模开发仍存在较大不确定性。目前国内页岩气勘探开发活动主要集中在四川盆地及其周缘地区，对其他盆地资源总体认识程度较低。国内外各机构对国内页岩气资源量预测结果相差较大，主要原因是中国尚缺少大量的勘探开发数据和类比刻度区，且我国页岩气资源赋存特征与国外差异较大。目前页岩气勘探开发已在四川盆地示范区取得试验性突破，但规模化勘探开发仍面临两大挑战:①形成与富集机理尚不明晰，资源量存在较大不确定性。目前真正实现商业、规模化勘探开发的页岩气井主要集中于四川盆地及邻区的五峰组-龙马溪组中，其他区域参数井较少，整体认识程度较低，资源量存在较大不确定性。②勘探开发技术仍存在瓶颈，完全成本仍较高。页岩气储层精细地震识别与预测、水平井地质导向、大规模压裂及效果监测评估、高效、集约化、“工厂化”生产模式等多项技术仍需要强化攻关。以目前技术水平情景评估，多数区带仍处在低效益或无效益阶段，且对政策扶持依赖性较高。

三是上游业务面临矿权、环保政策影响加大。近年来，国家对生态保护、安全环保、节能减排要求不断提高，监管力度不断加强。新《环保法》实施以来，各省区为发展地方经济，重新划定水资源、草原、野生动植物等各类保护区，导致土地征借难度加大、费用大幅上升、安全环保风险评估周期大幅延长，企地关系协调困难，新建扩建项目用地审批手续繁杂，程序增多、周期长，导致部分项目无法继续实施，影响项目建设进度，大量矿权区块因被保护区覆盖而导致勘探开发活动终止。主要油气企业处于各类敏感区的油气资源、设施、产量数量较大，对上游业务发展造成较大影响。矿权方面，长期以来对于油气上游领域开放矿权的呼声日益高涨，外界普遍认为国内主要油气企业存在矿产资源“圈而不探，探而不采”现象。2017年5月，国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，该政策具体到油气企业就是开发矿权流转，实行竞争性开发。中西部天然气勘探领域普遍面临埋藏深大、地表地下条件极为复杂、勘探发现难度大、周期长；目前探矿权考核年限为2年，导致中西部天然气勘探领域存在一大批近期难以见到勘探苗头的探区因高风险、投入不足，出现探矿权面积大幅退减现象。油气探矿权是企业实现可持续发展的基础，不断增加的资源发现难度与严峻矿权形势进一步增加上游业务发展难度。

四是中西部一批重点复杂气藏开发仍面临技术瓶颈，难以实现效益开发。我国中西部一批未来增储上产重点气藏基本属于构造复杂、岩性多变、多压力系统特征；随着天然气勘探开发不断向中西部深层-超深层、低渗-特低渗、致密、复杂构造、非常规领域延伸，上游勘探开发成本呈刚性上升趋势。此外，由于地面、施工环境持续向山地、沙漠、海域、城镇以及河湖水系、草原、风景区、自然保护区等复杂条件地区变化，上游业务平均效益呈现下行态势。技术水平不足、勘探开发难度及成本快速上升形成效益瓶颈，制约勘探开发部署，一批复杂气田受效益限制难以实现规模勘探开发。资源日益劣质化、成本上行与效益下行不断压缩利润空间，导致勘探开发项目效益分化严重，部分地区产量递减快、资源接替困难，经营形式严峻。勘探开发难度及成本快速上升形成效益瓶颈，一批复杂气田受效益限制难以实现效益勘探开发。复杂气藏低效形势仅靠单一技术突破难以扭转，必须通过技术创新与集成降低综合成本，才能实现复杂气藏的规模有效勘探开发。

东胜气田100天外输天然气2.7亿立方米。图为员工对天然气外输设备进行操作。胡庆明 摄

我国天然气上游业务未来发展有3个方向

国内天然气上游业务正迎来新的历史发展机遇期。在天然气供给领域，1997年陕京一线投产，标志着我国天然气产业从地方发展为全国性业务；2004～2005年西气东输一线和克拉2气田投产，改变了我国天然气供应格局。2006年我国第一座LNG接收站投运，改变我国天然气市场格局；2007年苏里格致密气田规模建产，开辟我国非常规气规模勘探开发序幕。2010年中亚进口管道投运，进一步改变了我国天然气产业布局。2013年页岩气开始快速发展，将引领我国进入非常规气新时代。在天然气消费领域，随着全国性主干管网和分支管网的持续扩展和投运，我国天然气消费规模持续扩大，已成为世界第三大天然气消费国。2000年以来我国天然气消费量增速明显高于产量增速，年均增速14.1%。2007年开始，我国成为天然气净进口国，至2017年对外依存度达到39.8%。

党的十八大提出“美丽中国”的发展目标，奠定了天然气开发和利用重大利好形势。国家能源发展战略、“十三五油气发展规划”、煤改气等系列重大政策，将助推天然气事业发展。按照国家天然气发展规划目标，2020年天然气在一次能源中的消费比例将由目前的5.9%提高到8.3%～10%，表观消费量将达到3600亿立方米。天然气已经成为我国能源消费的重要组成部分，我国经济社会发展对天然气的需求仍将继续保持刚性增长。2018年国家主席习近平、总理李克强等中央领导同志就立足国内加强油气勘探开发、保障我国能源安全、加快天然气产供储销体系建设作出一系列重要批示与指示，进一步将大力发展国内天然气产业上升至保障国家能源安全的重要战略高度。随着国家产业支持政策不断完善、能源清洁化战略持续推进、能源供给侧改革深化、城市化进程加快、天然气应用领域不断拓展，天然气上游业务正迎来新的历史发展机遇。

新形势下，未来天然气上游业务应重点瞄准三个发展方向：

一是积极发展关键核心技术，依靠技术创新与集成实现复杂气藏效益开发。理论与技术进展带来了勘探理念与内涵的深刻变化。地质新认识与工程新技术不断创新发展，拓展了天然气勘探纵向深度与平面范围；过去认为无效的领域和无效的储量在新的理论和技术指导下不断取得突破。但国内资源日趋劣质化的趋势难以改变，要实现规模有效开发利用，必须依靠技术创新大幅降低成本，降低单位出产出投资规模、提升效益，才能实现可持续发展。应重点发展一批核心关键技术并不断通过集成化创新降低关键技术与措施使用成本，主要包括:复杂气藏储层精细刻画、三维地质建模、地质导向井、可控储层改造、低成本钻采工艺及地面工艺简化优化等；碳酸盐岩、火山岩等特殊类型气藏储层预测和识别、烃类检测等；山前复杂构造带建模和地球物理识别，控压钻井，盐层、高倾斜地层防斜快速钻井一体化集成；深层-超深层及深水完井技术、水平井分段、切割式储层改造等提产配套技术集成。

二是加强非常规气评价，同时加强特殊气藏与非常规气扶持政策。据最新资源评价认识及勘探开发形势分析认为，国内天然气资源中，常规气是目前保持天然气稳产的重要基础，非常规气是国内天然气上产的重要补充。资源禀赋决定中国天然气产量迈上的新台阶必须依靠大力发展非常规气。我国非常气资源量巨大，但如本文前述，资源量仍存在较大不确定性，有利区带尚待进一步评价优选，经济效益仍需深入评估。因此，仍需加大非常规气勘探与评价力度，为开发上产奠定基础。同时，目前非常规气资源受技术水平与高成本影响，整体经济效益较低，必须依靠财政补贴才能实现有效益。天然气产业政策应充分考虑其低碳、环保带来的社会价值，加大政策支持力度；目前，国家虽已经出台一系列税费优惠政策鼓励非常规气的开发，但总体上支持力度不够、效果有限、针对性不强、政策缺位明显。建议国家在进一步完善并落实好现有优惠政策的基础上，加大对页岩气、超低渗透致密砂岩气等非常规气财税扶持。同时，减免一定资源税，返还一定比例增值税、抵扣科技研发试验费用等，保障复杂、特殊气藏满足最低效益可持续发展要求。

三是推进绿色矿山建设，加大矿权、储量流转及市场化力度。这已成为新形势下的发展潮流。随着“美丽中国”发展理论日益贯彻，环保要求日益提高。油气企业应当牢固树立绿色发展理念，全面推进绿色矿山建设，建立完善绿色发展指标体系，大规模推进清洁作业等技术应用，严格保护矿权内的生态功能区和环境敏感脆弱区。矿权改革方面，国家与企业正不断摒弃传统的“画地而为”思维，开始结合企业内部各单位资源、技术、队伍差异与各自优势，采取矿权和储量流转方式，增加上游活跃程度。中国石油已于2017年启动东西部油田矿权的内部流转，采取勘探区块和未动用储量区块“1+1捆绑”模式，实行新体制、新机制，投资计划单列、单独考核，实现市场化运作、社会化服务，目前已取得较好勘探开发效果，缓解了老区资源接替不足、中西部地区矿保难度大的矛盾。