我国天然气探明未开发储量评价及 发展对策建议

唐红君 黄金亮 潘松圻 唐 琪 王亚莉

（1.国家油气战略研究中心；2.中国石油天然气集团有限公司咨询中心； 3.中国石油勘探开发研究院）

天然气作为优质高效、绿色清洁的低碳能源，在推动我国能源结构转型和大气污染治理方面充当了主力军。21 世纪以来，天然气消费年均增速快于同期产量增速[1]，供需矛盾加剧。特别是2017 年以来，全国天然气消费呈现爆炸式增长，冬季曾一度出现全国较大范围的“气荒”，引起了党中央和国务院的高度重视[2]。2018 年7 月21 日，习近平总书记做出了大力提升油气勘探开发力度，保障国家能源安全的重要批示[3]，为油气业务发展指明了前进方向。加大勘探开发力度，大力提升国内供应量，努力保障天然气市场稳定供应，是油气企业应当承担的社会与政治责任。

当前，我国天然气探明地质储量动用率为60%左右，动用程度相对较低，不利于国内天然气上产稳产。新形势下，如何提高天然气储量动用程度，在技术可行、经济有效的前提下，加快探明未开发地质储量的有效动用，最大限度减少未开发地质储量存量，将地下储量转化为产量，是油气企业增储上产、实现高质量发展的现实选择。本文旨在分析评价我国天然气探明未开发储量分布特点及可开发潜力，提出未开发储量动用的具体举措与对策建议，为加快推动我国天然气探明未开发储量的动用提供参考。

1 我国天然气探明未开发储量分布及特点

1.1 未开发储量分布

截至2018 年底，全国已探明气田482 个，探明地质储量为12.82×1012m3，其中已开发地质储量8.12×1012m3，未开发地质储量4.70×1012m3。未开发储量规模大，分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、东海和南海盆地（表1），占全国累计天然气探明储量的37%。探明未开发储量主要集中分布在中西部的四川、鄂尔多斯和塔里木盆地，三大盆地储量占比分别为35%、26%、17%，合计占比78%。

表1 截至2018 年底我国天然气探明未开发地质储量[4] （单位：108m3）

1.2 未开发储量特点

我国天然气探明未开发储量相对集中，以低渗透—致密砂岩（渗透率小于5mD）和碳酸盐岩非均质储量为主，其中低渗透—致密砂岩储量占比62.4%，强非均质性碳酸盐岩储量占比26.1%（表1）。

各盆地储量分布特点显著。鄂尔多斯盆地探明未开发储量规模大，以低渗透—致密砂岩气藏为主；盆地探明未开发地质储量1.22×1012m3，其中低渗透—致密砂岩气藏占比97%，以埋深3500m以浅为主，占比85%。四川盆地探明未开发储量以低渗透—致密砂岩气藏和非均质碳酸盐岩气藏为主，气藏埋深普遍较深，盆地探明未开发地质储量1.64×1012m3，其中，低渗透—致密砂岩气藏占比48.6%，碳酸盐岩气藏占比51.4%；气藏埋深大于4500m 的储量占比达到50.3%。塔里木盆地探明未开发储量以塔中碳酸盐岩气藏为主，具有埋深大、非均质性强、开发难度大的特点，盆地探明未开发储量中埋深大于4500m 的占到91%，非均质性极强的碳酸盐岩气藏占比42.0%。松辽盆地探明未开发储量以火山岩气藏为主，非均质性极强，规模开发难度大。海域天然气未开发储量分布在东海和南海，探明未开发储量规模为5484×108m3。东海主要受气藏渗透率较差和国际关系影响，开发受限。

全国天然气探明未开发储量规模大于300×108m3的气田35 个，累计未动用地质储量3.84×1012m3，占比81.8%。据2018 年《全国油气矿产储量通报》，天然气探明未开发地质储量规模大于2000×108m3的气田有4 个，分别是四川盆地安岳气田、塔里木盆地克拉苏气田、塔中I 号气田、鄂尔多斯盆地延安气田，合计未开发地质储量为1.55×1012m3，占全国天然气探明未开发储量的33%；储量规模为（300～2000）×108m3的气田有31 个，未开发地质储量为2.29×1012m3，占全国天然气探明未开发储量的48.8%；储量规模小于300×108m3的气田193个，未开发地质储量为8600×108m3，占全国天然气累计探明未开发储量的18.2%。

总体来看，天然气探明未开发储量品质普遍较差，且各盆地制约因素各有不同。低渗透—致密砂岩气藏和非均质性强的碳酸盐岩气藏是我国探明未开发储量的主体。因此，探明未开发储量呈现“两低两高”特点，即初期产量低、累计产量低、勘探开发成本高、工程技术要求高，制约规模效益开发。

2 探明未开发储量分类评价

2.1 探明未开发储量未动用的原因分析

我国天然气探明未开发储量形成主要有以下4个方面原因：一是因地面设施、交通电力外输等外部条件暂时不具备或建设不到位而形成的短期未动用储量。多见于新油气田新区的开发早期或者少数边远地区，如四川盆地安岳气田、塔里木盆地克拉苏气田当年新增部分探明储量等。据自然资源部《全国油气矿产储量通报》数据，2018年，全国天然气新增地质储量7561×108m3，标定为未动用地质储量为6083×108m3，占当年新增储量的80.5%。

二是长期以来因技术、经济条件限制，无法动用而积压的大量低效或无效储量。受资源品质劣质化影响，探明未开发储量以低品位难动用储量为主。随着我国石油公司海内外上市，开发成本和效益成为各公司与投资者关注的重点，由此积淀了较大规模的低品位探明储量。

三是受客观认识条件和储量考核管理制度影响，储量评价存在一定误差。在我国储量计算规范中，受限于工作量多寡、认识程度深浅，申报探明储量时允许存在一定误差，在进一步充实开发资料后，可定期复算并增加新承认储量，也可核销达不到探明储量标准的储量。由于种种原因，导致部分待核销而未核销储量成为未动用储量。

四是受环保红线、主体功能区划影响，部分探明储量无法动用。随着国家环境保护意识的增强，大量环保红线区占压一定数量的探明储量。

上述这4 个方面原因分别形成了落实近期可动用储量、落实低品位储量、不落实待核销储量与开发受限制储量。

2.2 探明未开发储量经济评价方法

储量经济评价必须遵循以下原则：以全国矿产储量委员会批准的已探明气层气地质储量为评价对象，以当前的技术、投资、成本等经济条件为基准，以内部收益率为分类标准，遵循国家的有关规范、术语及财务准则。

（1）评价模型。用折现现金流法建立探明储量评价模型，根据气田开发的投入与产出建立探明储量技术经济评价现金流量方程，计算气田内部收益率是否达到基准收益率，以判断气田的经济性及储量价值，采用动态评价参数评估储量的远期价值，累计采出的不同级别的经济气量即为经济可采储量。

式中 Ng——天然气地质储量，108m3；

vt——采气速度，%；

fs——天然气商品率，%；

p——天然气价格，元/m3；

N1、N2、N3—— 分别为建产期、稳产期、递减期时间，a；

Cz——开发钻井工程投资，亿元；

Cd——地面系统工程投资，亿元；

Cl——流动资金，亿元；

iO——基准折现率，%；

fk2、fk3、fk4—— 分别为科技进步对降低开发钻井投入、降低地面系统工程投入、降低经营成本的影响系数；

t——时间，a；

Tx——税收，亿元。

（2）储量分类评价标准及评价流程。以内部收益率（IRR）6%、4.9%作为储量不同技术经济类别的分类界限。其中，内部收益率6%代表行业内部项目实现效益开发的基准收益水平[5]，4.9%代表项目仅能偿还银行贷款利息的基本收益水平。因此，将内部收益率大于6%的未动用储量划分为经济储量，内部收益率为4.9%～6%的储量划分为极限经济储量，内部收益率小于4.9%为无效益储量。

根据探明未开发储量的可靠程度和地面开采条件，可综合分为落实储量、开发受限储量、待落实储量和待核销储量4 类。落实储量根据储量经济性，再细分为经济储量、极限经济储量和无效益储量：经济储量为近期可动用储量；极限经济储量和无效益储量统称为不经济储量，但在争取相应的技术经济政策或技术进步后才能开发。开发受限储量是指目前由于受生态保护区和城市规划等限制的部分资源。待落实储量是指经钻探证实气藏复杂，井控和认识程度较低，需进一步投入工作量进行评价落实的储量。待核销储量是指钻探证实地质认识发生重大变化，储量大幅减少，已经不具备进一步评价的资源，基本为无法动用储量（图1）。

（3）主要评价参数设定。储量发现成本以勘探结束、探明储量上报全国矿产储量委员会批准后为评价投资的时间起点。产能投资以历年产能建设投资平均值为基础计算，并参考同类气藏开发方案。采气速度分别按2%、3%、4%计算财务评价效益。建设年限，探明地质储量小于250×108m3，建设期1 年；探明地质储量大于250×108m3，建设期2 年。稳产年限，低渗透—致密气藏以采出地质储量的20%来确定，其他气藏以稳产期采出地质储量的40%来确定；进入递减阶段，递减率取10%。成本及价格以各盆地对应地区公司实际数据类比。

图1 探明未开发储量经济评价分类标准及流程

2.3 探明未开发储量分类评价结果

截至2018 年底，全国天然气探明未开发地质储量为4.6958×1012m3，主要分布在鄂尔多斯、四川和塔里木盆地。其中，落实储量19881×108m3，占42.3%；待落实储量14593×108m3，占31.1%；待核销储量6677×108m3，占14.2%；开发受限储量5807×108m3，占12.4%（表2）。

为测试算法的并行效率，分别选择1，2，3，4个计算节点处理数据，考察在增加节点的情况下，集群运行算法需要的时间。如表1所示，在数据规模较小的情况下，增加计算节点，对算法运行加速效果不明显。如对于数据集USCensus-1，随着计算节点的增加，算法的处理时间在1190s上下浮动，这是由于Hadoop集群启动和调用计算节点需要花费时间；而当数据规模变大时，随着计算节点数量的增加，算法处理数据所消耗的时间也随之减少，且数据量越大加速效果越明显。由此可见，当数据规模较大时，增加处理节点可以显著提高算法对相同规模的数据集的计算能力，同时体现了改进算法具有良好的扩展性。

表2 截至2018 年底我国天然气探明未开发地质储量分类评价结果[4] （单位：108m3）

天然气探明未开发储量中，已落实19881×108m3储量可供未来开发建产，主要分布在四川、鄂尔多斯、塔里木和南海的莺—琼盆地。其中，鄂尔多斯盆地为4403×108m3，四川盆地为7714×108m3，南海为2742×108m3，塔里木盆地为3351×108m3。从开发受限储量规模看，主要集中鄂尔多斯、东海及松辽盆地，其中鄂尔多斯盆地超过3000×108m3。

2.4 探明未开发储量可建产能潜力分析

根据探明未开发储量经济评价结果，结合待开发气田开发方案、不同类型气藏采气速度，参照常规天然气开发潜力评价流程，分析探明未开发储量的开发潜力。2025 年前，主要对未开发储量中落实的经济储量1.29×1012m3进行有序动用；2025 年后，对大部分次经济储量和少量待落实储量进行动用。2030 年前，累计动用地质储量1.99×1012m3，可建产能规模362×108m3/a（表3）。其中，四川盆地动用安岳震旦系碳酸盐岩气藏、罗家寨飞仙关组高含硫气藏、大川中须家河组致密气藏等储量7714×108m3，不同气藏采气速度按1%～6%测算，预计可建产能100×108m3/a；鄂尔多斯盆地动用神木、鄂东、大吉与大牛地致密气储量4403×108m3，可建产能74×108m3/a；塔里木盆地动用库车深层砂岩、塔中碳酸盐岩、阿克砂岩落实储量3351×108m3，可建产能规模60×108m3；莺—琼盆地动用陵水17-2、25-1、东方13-2 等地质储量2368×108m3，可建产能规模89×108m3/a。

表3 全国天然气探明未开发地质储量可建产能测算[4]

3 推动难动用储量开发的举措及政策建议

难动用储量是指在目前经济技术条件下难以大规模高效开发的探明储量，或称为没有达到开发经济边界的储量，通常意义上是探明时间在3 年以上未开发的储量。随着技术进步、管理创新、价格上涨等因素的变化，暂时未开采、无效益的探明储量也能成为可开发储量。本文所指的难动用储量，主要指不经济储量、开发受限储量和待落实储量。2018 年底，我国天然气难动用储量规模达到2.83×1012m3，如何盘活难动用储量，加快难动用储量的开发利用，对我国天然气未来持续上产稳产意义重大。

3.1 深化油气企业改革以推动难动用储量开发

（1）加快石油企业难动用储量的内部流转开发。完善矿权流转决策机制，健全矿权流转管理办法，支持加快石油企业内部矿权流转。为激活内部勘探开发市场，化解资源、人才、技术布局的不平衡问题，部分石油企业已积极探索企业内部矿权流转，综合运用市场化运作、社会化服务、流转区块分公司制、投资计划单列、财务预算单独核定、效益跟踪单独考核等改革举措，已取得一定成效。借鉴已有石油企业内部矿权流转取得的经验，加大国内难动用储量采矿权的流转力度，发挥石油企业之间研究和作业管理等方面的一体化优势，合作共赢，使矿区探明未动用储量最大限度得到有效开发。

（2）积极探索国有石油企业间和国有能源企业间合作试点开发。国家出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》[6]等相关文件，提出放宽对勘查开采准入主体限制，为难动用储量合作开发的合作对象、合作模式选择提供了新的机遇和空间。针对待落实未动用储量中未进入“加快发展七年行动计划”产能建设的部分区块，积极探索国有石油企业之间合作开发。优选若干个合适区块，分阶段采用如产品分成等合作模式开展试点开发，加快探明未动用储量的整体开发步伐。在体制机制逐步完善后，有序开展国有石油企业和国有能源企业之间“中中合作”，化解资源结构布局不平衡问题。

（3）稳步推进国有石油企业混合所有制改革，加大难动用储量合作开发力度。通过持续推进国有石油企业混合所有制改革，鼓励具备条件的石油企业发展股权多元化和多种形式的混合所有制，积极探索与地方政府、民营与外资企业以及社会资本融合发展新模式。在国家总体控制基础上建立科学、合理和严格的市场准入机制，有序引导民间资本、外资参与未动用储量开发，激发企业发展活力。促进企业转化经营机制，强化与国际石油大公司的合作，积极引进国外先进勘探开发技术和科学管理方式。在难动用储量开发方面，探索利用市场化、混改、对外合作、资产运作等多种模式，可以有效解决一批长期已探明未动用气田的开发问题，达到加大加快勘探开发和降本增效的目的。逐步建立以大型国有石油企业为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系，促进天然气产业健康发展。

3.2 加强油气企业体制机制、管理与技术创新

（1）加大企业经营自主权试点范围。充分下放投资计划、方案审批、物资采购等企业经营自主权，制定相关配套政策，为下属地区公司提供政策支持，引导和鼓励各地区公司自主投入、自主经营、自负盈亏，充分调动油田企业的积极性，为实现难动用储量开发提供制度保障。

（2）强化石油企业内部合作开发模式，有效盘活难动用储量。积极转变观念，坚持风险共担、合作共赢原则，推进同一集团公司内各油田分公司与工程服务公司联合攻关，建立责任共担、利益共享的长期战略合作关系和联动机制合作方式，提产能、降成本，降低项目盈亏平衡气价，推动工程服务公司由追求工作量向追求价值量转变，实现油田分公司与工程服务公司目标统一。例如，将工作量定额计价改为按产能核算工程投资，由利润甲方所有改为按两年内超额利润分成（4∶6），充分激发工程服务公司优化降本、提高产能的积极性。

（3）深化工程技术服务和价格市场化改革，提高未动用储量的开发效益。加强对外合作，吸纳社会资金和社会施工队伍，打破“一对一”服务模式，推广“一对N”服务模式；下放施工资质管理权限，扩大油田企业选择施工服务队伍的自主权，推动单位产能建设投资持续下降。建立完善合同约束、优质优价、优速优价、高端特价的市场化运行机制，积极探索区块产能建设、工程项目、专业服务等总包模式；通过优化方案设计、降低管理成本、推进技术进步等措施，提高企业施工效率，降低开发风险与开发成本，加快推进未动用储量的开发。

（4）建立难动用储量有效开发奖励机制，调动企业和科研人员积极性。石油企业出台激励政策，建立未动用储量有效开发特别奖励机制。为充分调动开发探明未动用储量积极性，建议石油企业参照勘探重大发现奖和高效开发奖，设立年度难动用储量有效开发特别奖。同时，持续深化简政放权、扩大地区天然气生产企业的经营自主权改革，使其在产量上主动加压，促进难动用储量有效开发利用。

（5）持续加大科技投入与技术创新，推动探明未动用储量的高效开发。石油企业要加大科技投入，成立专门科研机构开展关键技术持续攻关，重点瞄准低渗透致密气藏、复杂海相气藏、超高温高压、深水气藏等领域开展技术攻关，加大先导试验攻关力度。同时，以现有资料为基础，加强精细油藏解剖，深化成藏认识，持续开展复杂地质条件下的勘探技术攻关，强化试气、试采、储层改造等技术攻关，摸索建立针对性系列技术、工艺。立足技术创新，按照非常规开发理念，注重地质—油藏—工程—经济多专业紧密结合，依靠转变开发方式，努力提高单井评估最终可采储量（EUR），实现未动用储量的规模效益开发。

3.3 加快难动用储量开发的政策建议

（1）摸清全国已探明未开发储量家底，开展储量分类评价与动态管理。建议自然资源部制定统一的探明未开发储量分类评价方法和标准，出台未开发储量价值评估办法和管理运作规程。开展全国探明未动用储量分类评价，明确全国剩余未开发储量分布状况及特点，厘清和界定探明未开发储量中难动用储量界限。对各石油企业难动用储量的类型、数量、位置及其他相关技术指标进行汇总和登记，形成全国难动用储量数据中心。每年对难动用储量区块资料信息进行动态跟踪和调整，及时更新数据信息，实现剩余未开发储量动态管理。加强新增储量评价开发方案管理，提升新增储量可动用性，减少剩余未开发储量的持续积累。

（2）针对长期未开发的难动用储量，建议国家给予差别化财税扶持政策。对长期未动用储量（5年以上）的规模有效开发，建议国家研究出台相关的财税优惠政策，通过减免资源税、消费税和特别收益金、免除开发建设用地征地费以及相关配套地面建设用地土地使用税、执行差异化税率等措施，降低储量动用门槛和企业负担，提高企业技术创新和效益建产积极性。同时，协调中央与地方财税收益，适当加大地方政府财税分配比例，争取地方政府的支持，促进边际难动用储量的科学高效开发。

（3）针对开发受限未动用储量，建立国家能源生产与环保、国防等相关部门协调机制。对探明未动用储量中开发受限的储量，建议国家在环保、用海用地方面适当给予政策性松绑，协调解决环保区或生态敏感区内油气生产的用海用地等矛盾。根据环境敏感区内已探明未开发储量分布，发挥技术优势，合理动用。允许在部分环保限制区开展适当的勘探开发活动，利用大位移定向井、长水平段井等特殊井型进行开发，做到环保区在发展中保护，在保护中发展。建立国家部委、地方政府和油气企业间的海洋保护协调机制，解决南海、东海的用海问题。

（4）规范矿权出让和储量交易机制，促进资源合理配置。完善矿业投资和储量管理体制，健全探明未动用区块竞争出让制度和退出机制，允许油气企业之间以市场化方式进行矿业权转让和储量交易。完善储量转让和储量评估等规则，培育高水平、独立的第三方储量评估机构，促进矿业权流转和储量交易。