创新勘探开发模式 提升我国油气勘探开发力度

■ 张大伟

（自然资源部咨询研究中心，北京 100034）

落实习近平总书记关于提升勘探开发力度的重要批示，既要强化对重要意义的认识，更要有实实在在的“落地”措施。遵循油气发展规律，针对我国油气资源禀赋条件和勘探开发现状，创新油气勘探开发模式，是提高我国油气可持续供给能力，实现增储增产增效，推进上游油气改革的重要举措。

1 设立四川盆地及周缘页岩气综合试验区，保障我国天然气可持续供给

页岩气是我国加大勘探开发力度的主战场和最现实领域。借鉴自贸区建设经验，在页岩气勘探开发已经取得成效的四川盆地及周缘（四川、重庆、贵州和云南、湖南、湖北部分地区），设立页岩气综合试验区（以下简称“试验区”），是保障未来我国天然气供给的必然选择。

这一地区经过10年的探索与实践，奠定了可行的基础。一是资源落实程度高。该地区页岩气地质资源量为65万亿立方米，可采资源量为10万亿立方米，约占全国的一半。已实现突破的龙马溪组有利区面积为7.5万平方公里，其核心区面积为3.5万平方公里，可采资源量为3万亿立方米。此外，尚待突破的牛蹄塘组、须家河组、自流井组有利区面积在4万平方公里以上，可采资源量合计约5万亿立方米。我国目前的页岩气产量都来自这一地区，并实现了商业化开采。二是勘探开发技术成熟。我国已创新形成了页岩气藏综合评价、山地条件下页岩气水平井组优快钻井、长水平井分段压裂试气、试采开发配套、绿色开发与风险管控等具有特色的页岩气配套技术体系，实现了3500米以浅页岩气藏的高效开发。自主研发的可移动式钻机、电动压裂设备、桥塞等达到国际领先水平。三是环境影响基本可控。该地区水系发育，水资源丰富，可提供页岩气大规模开发所需用水。只要严格按照操作规程作业，不会造成地下水和地表污染。四是投入产出效益好。页岩气生产企业效益尚佳。

以2020年为元年，用10年时间，探明页岩气地质储量15万亿立方米，可采储量6万亿立方米以上；页岩气年产量2000～2500亿立方米并能稳产30年；形成试验区内良性互动的运行机制与体制，把试验区建设成为我国页岩气主产区、技术创新攻关区、装备制造聚集区、综合利用商务区、油气改革先行先试区。到2030年可使我国天然气对外依存度控制在50%以下。

一是创新体制机制。统筹试验区组织管理,构建各种所有制经济主体平等进入，公平参与市场竞争、使用生产要素，同等受到法律保护的体制环境。组织开展关键技术联合攻关，建立页岩气公共服务信息资源共享平台，地质资料全部汇交。

二是评价落实开发区块。根据资源类型和开采条件，在试验区内划分出9个页岩气开发重点片区，分为三类。一类区即五峰—龙马溪组，优选2万平方公里；二类区即常压、超深区块及自流井组，优选1万平方公里；三类区即龙潭组、须家河组，各优选0.5万平方公里。

三是重新配置区内的油气区块。在试验区范围内，正在开采和已建设产能的区块仍由石油企业勘探开发。上述情况之外，一类区中的页岩气拟开发区块，按200至300平方公里为单元划分出若干个开发区块，先由中石油、中石化按10年排产选择区块，剩余区块统一组织招标。到2030年实现产量2000～2500亿立方米，平均年钻采2000口以上页岩气井，10年共计20000口井，动用面积2万平方公里。

四是统一用地、用水审批和建设基础设施。统一试验区内页岩气用地、用水审批。管网实行公平准入，在区内统一规划和建设通往钻井平台的道路、网电、输气管网、供水、废渣处理等相关设施。

五是实行统一环境监管。借鉴美国页岩气开发环境监管标准和经验，研究制定页岩气开发环境监管标准体系。在环保标准不降低的前提下，环评按区块或连片每年审批一次。

六是给与特殊政策扶持。中央财政加大页岩气公益性项目投资和对页岩气基础设施建设项目贷款的贴息扶持。页岩气开发资金，由页岩气开发企业自筹30%，70%由银行给予政策性贷款，并由国家贴息。对一类区页岩气企业实行2年的每立方米0.2元补贴，对4000米以深及常压页岩气等难采气藏和二、三类区页岩气开采企业实行5年的补贴。

七是兼顾各方面利益。试验区内凡中石油或中石化已拥有油气矿业权的页岩气拟重新配置区块，其享有不超过10%的分成权益，但须无保留地提供地质资料等。页岩气开发企业须在资源所在市县注册，所有税收全部留给市县政府。

八是成立试验区协调机制。由国务院牵头，国家有关部委和相关的省市政府建立页岩气试验区协调机制。组建试验区管理委员会，作为页岩气试验区协调机制的办事机构。以试验区所在省市为单元设立片区。

2 建设若干个页岩油示范区，提高石油持续供给能力

页岩油是我国加大勘探开发力度的主攻方向和最重要的接替领域。借鉴重庆涪陵、四川长宁—威远、陕西延安页岩气示范区建设经验，在页岩油勘探开发已经取得成效的新疆三塘湖盆地和吉木萨尔、鄂尔多斯盆地和大港、大庆、胜利、江汉等地建设页岩油示范区（以下简称“示范区”）。明确示范区建设的总体思路、预期目标以及示范内容等。

我国页岩油资源丰富，但勘探开发尚处在起步阶段，全国页岩油资源评价优选出页岩油有利区58个，面积为15759平方公里，有利区页岩油地质资源量397.46亿吨，可采资源量34.98亿吨。我国在鄂尔多斯、三塘湖、准噶尔、吐哈、渤海湾、松辽、四川盆地取得了页岩油勘探开发关键技术重要进展，综合成本得到有效控制，实现了规模开发。

以2020年为元年，用5年时间，探明页岩油地质储量20亿吨，年产量约4000～5000万吨以上；形成我国页岩油规模化生产和理论创新、技术创新、管理创新的基地。为提供石油供给能力，并在全国推广提供先行先试经验。

一是落实资源，优选甜点。开展页岩油资源分级评价和地质与工程甜点定量评价，落实经济可采资源。

二是提产增效，有效开发。开展页岩油有效开发关键技术、提高单井产量和采收率技术和原位转化核心技术与装备攻关，实现勘探开发工程一体化、“工厂化”作业管理模式。推动中高成熟度页岩油实现成功勘探开发，加快低熟页岩油原位转化先导试验。

三是优化管理，绿色开发。参照页岩气示范区建设经验，明确管理模式、作业机制，探索效益开发和低成本的路径，保护土地资源、水资源等生态环境资源。

四是企地合作，加强监管。成立地方合资公司，将企业发展与地方政府利益融为一体，积极参与公共设施建设和社会公益事业，创造工作条件和机会，解决当地人员就业，惠及地方。探索页岩油勘探开发监管的路径。

五是政府指导，政策支持。参照页岩气综合试验区的做法，简化示范区内页岩油用地、用水审批和环评手续。国家对页岩油开发企业给予政策性贷款，并由国家贴息。对页岩油开采企业实行一定的补贴。

3 加大已探明低品位难动用油气储量开发力度，实现油气降本上产

低品位难动用储量是指低渗透、低压力系数、低丰度油气藏，是已经“到手”资源，是我国加大勘探开发力度储量已落实的领域。截至2017年底，国内探明未开发难动用的石油储量达到54亿吨，约占总储量的14%；探明未开发难动用天然气储量3.7亿立方米，约占总储量的30%。新增探明储量中低渗和特低渗占比高达70%以上。由于储层物性差、单井产量低、投入大、开发成本高、经济效益差，大部分储量未能有效动用，致使大量勘探投资被积压。

一是鼓励开发低品位难动用油气储量并向市场分批推出区块。盘点和优选难动用油气储量区块，一方面鼓励石油企业在承诺加大开发投入的前提下优先动用这部分油气储量；另一方面，分批推出难动用储量，实行市场竞争性出让，发挥多种市场主体的积极性和优势。给与持有难动用储量石油企业一定的补偿。同时，鼓励石油企业与其他投资主体合作开发。

二是设立低品位难动用储量开发国家科技攻关专项。重点加强低品位难动用储量的有效开发技术和装备攻关，形成适应性开发技术系列，持续提高低品位油气藏的“甜点”识别和单井产能，降低开采成本，实现规模有效动用。

三是给予一定的政策支持。加大难低品位动用储量开发支持力度，对开发企业实行补贴。实现难动用储量的有效开发，尽快转化为油气产量。

4 综合勘探综合开发煤系地层气，扩大天然气勘探开发领域

煤系地层气是指生成并以各种方式赋存于煤系地层中的各种类型天然气，通常包括煤层气、页岩气、致密气以及常规天然气等。煤系地层气是我国深入挖掘油气资源潜力、集约利用资源的重要领域。

我国煤系地层气资源丰富，煤系地层中埋深1500米以浅的煤层气、4500米以浅的页岩气以及5000米以浅的致密气可采资源累计可达20.8～22.8万亿立方米，具有广阔的开发前景。上述多种类型气体在煤系地层中表现为多层叠置特点，以往仅对煤系地层中较厚的煤层气、页岩气、致密气进行单独勘查开采，忽略了单层厚度薄、含气量大、纵向叠置、交叉分布、难以单独开采的多类型天然气资源共生特点，使这部分天然气资源没有得到应有的重视。

到2025年争取获得煤系地层气三级地质储量10万亿立方米，探明3万亿立方米的煤系地层气储量，建成500亿立方米的规模产能，形成一批生产基地。

一是开展煤系气综合勘查与选区评价。研究煤系地层气的形成与聚集条件，查明全国煤系地层结构及横向变化，初步掌握煤系地层空间展布，获得相应地质参数，初步优选出煤系地层气有利区。

二是开展煤系地层气综合勘探开发技术攻关。探索不同成藏组合类型的储层评价、压裂技术、支撑剂优选、产能分析等共采模式，开展钻井、测井、固井和储层改造等多气合采关键技术攻关。形成煤系地层气综合勘探综合开发的关键技术体系并推广应用。

三是实施煤系地层气综合勘探开发示范工程。在重庆、云南、安徽、贵州等选择有利地区，开展煤系地层气综合勘探综合开发，多气共探共采，形成煤系地层气合采高效采气工艺，研发相应的设备及其配套技术，做好商业性开发实验。

四是政策支持。研究并制定煤系地层气相关政策，鼓励煤系地层气勘探开发。

5 加大国内现有油气区块勘探开发投入，实现增储增产增效

采取切实措施保持高强度稳定投入，东部建产油田力争稳产，稳产油田力争上产；西部油田要保证产能建设力度和速度。扎实推进重大投资和重点油气田建设。在有待开发的新区块，坚持以寻找大中型油气田为主线，创新勘探思路，深入做好区域油气地质研究，攻克关键技术，增加储量发现，在更复杂油气层、更深海域不断取得新突破。

6 推进上游油气改革，为促进我国油气勘探开发提供保障

一是尽快推出一批油气矿业权竞争性出让区块。总结近年来新疆常规油气、山西煤层气、贵州正安页岩气竞争性出让试点经验，按照资源类型，分期分批推出资源落实且有前景的区块，采取竞争性出让方式，鼓励具备相应能力的企业和社会资本进入勘探开发市场。

二是调整并严格油气区块最低勘查投入。现行最低投入标准过低，即在取得油气探矿权第三年按每年每平方公里1万元投入，这是20多年前确定的，与当前的物价、技术和经济发展水平不符。建议按每年每平方公里3万元确定勘查最低投入，未达到最低投入的，按未完成的比例退出区块。

三是建立和完善油气储量或矿业权流转制度。我国固体矿业权流转制度已实行20多年，而油气矿业权至今不能流转。2017年石油企业探索了油气区块内部流转，取得了明显的成效。应尽快建立油气矿业权流转制度，由政府主管部门制定规则和监督管理办法，自律性行业协会制定油气资源储量和矿业权及价值评估指南，培育和监管评估机构。