天然气资源开发利用水平调查评估现状与建议——以中国石油天然气集团有限公司为例

崔永平 陈京元 季丽丹 郭建林 庚 勐

1.中国石油勘探与生产分公司 2.中国石油西南油气田公司 3.中国石油勘探开发研究院

0 引言

油气资源节约和高效利用贯穿于中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）天然气资源开发利用全过程，本着“创新、协调、绿色、开放、共享”的理念[1]，在天然气开采、回收和综合利用的重点环节，构建科学合理的调查评估内容、方式和指标要求。通过对标评估，查找差距，以问题导向找短板，明确改进措施，以目标引领深化天然气开发管理和技术创新，不断推进天然气开发业务提质增效和高质量发展。

2016 年12 月28 日，原国土资源部、国家发展和改革委员会、工业和信息化部、财政部、国家能源局联合印发了《矿产资源开发利用水平调查评估制度工作方案》[2]。2017 年8 月10 日，原国土资源部办公厅印发了《矿产资源开发利用水平调查评估试点工作办法》（以下简称《办法》）[3]。根据《办法》要求，原国土资源部选择石油、天然气及9 个非油气矿种（煤、铁、铜、铝土矿、稀土、金、萤石、石墨、水泥用灰岩），在全国7 个省份和中国石油、中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化）、中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）3 个单位部署了矿产资源开发利用水平调查评估试点工作[4]。2020 年6 月3 日，自然资源部矿产资源保护监督司印发了《关于协助开展石油、天然气、二氧化碳气开发利用“三率”指标调查的函》[5]，其中委托河北省自然资源厅承担二氧化碳气“三率”指标研究工作，委托自然资源部油气中心联合中国石油、中国石化、中国海油及陕西延长石油（集团）有限责任公司承担石油、天然气“三率”（采收率、回收率、共伴生资源利用率）指标试行情况的评估工作。为此,中国石油立即组织其下属12 家油田公司开展了273 个天然气田（藏）的资源开发利用水平调查评估工作，明确了矿产资源开发利用水平调查的内容、程序及实地核查方法，初步建立了评估指标体系，进而开展开发利用水平的达标评估。在调查评估过程中，发现了诸多亟待解决的问题，并由此提出了思考与建议，以期为天然气资源开发利用水平调查评估体系进一步完善提供支撑。

1 中国石油的天然气开发形势

中国石油下属12 家油田公司具有天然气开采业务[6]，截至2019 年底，中国石油累计发现气田（藏）273 个，累计探明天然气地质储量为11.34×1012m3，其中，气层气累计探明地质储量9.88×1012m3，煤层气累计探明地质储量0.40×1012m3，页岩气累计探明地质储量1.06×1012m3。天然气资源主要分布于鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、四川盆地、柴达木盆地、松辽盆地、准噶尔盆地等[7-8]。进入21 世纪以来，中国石油的天然气产业发生了巨大变化，天然气储量持续高速增长，近10 年每年新增天然气探明地质储量均超过5 000×108m3，其中2019 年新增天然气探明地质储量达到历史高峰，为1.24×1012m3，其中，气层气新增探明地质储量4 998.98×108m3，页岩气新增探明地质储量7 409.71×108m3。同时，中国石油的天然气产量也快速增长，2017 年天然气产量超过1 000×108m3，达1 033×108m3，2020 年达到1 306×108m3（图1），天然气产量油当量首次超越原油，并且未来增长潜力仍然稳定。天然气加快发展，对“稳油争气”“气代煤”、改善大气环境及优化能源结构，必将产生积极深远的影响。同时，在目前低油价背景下，天然气资源作为中国石油提质增效的核心资产，其业务成为最具成长性、战略性、价值性的主营业务，为保障国家能源安全也提供了重要支撑[9-10]。

图1 中国石油的天然气年产量统计图

中国石油的天然气开发形成了“316 格局”，即“三大一中六小”的格局，其中，“三大”是指长庆油田公司（以下简称长庆油田）、塔里木油田公司（以下简称塔里木油田）和西南油气田公司（以下简称西南油气田）3 个油田公司，其工作区域分别位于鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地，“一中”是指青海油田公司（以下简称青海油田），其工作区域位于柴达木盆地，“六小”是指大庆油田公司（以下简称大庆油田）、新疆油田公司（以下简称新疆油田）、煤层气有限责任公司（以下简称煤层气公司）、华北油田公司（以下简称华北油田）、浙江油田公司（以下简称浙江油田）、吉林油田公司（以下简称吉林油田）[11-12]。截至2019 年底，长庆油田天然气探明地质储量为3.84×1012m3，塔里木油田天然气探明地质储量为1.90×1012m3，西南油气田天然气探明地质储量为3.48×1012m3（包含页岩气探明地质储量8 723.80×108m3），“三大”公司天然气探明地质储量占中国石油的天然气探明地质储量的81.31%。2020 年， 长 庆 油 田 年 产 天 然 气448.50×108m3、塔里木油田年产天然气311.00×108m3、西南油气田年产天然气318.20×108m3，“三大”公司天然气年产量占比达82.52%（图2）；青海油田年产天然气64.00×108m3，该油田年产天然气量连续10 年超过50×108m3；“六小”公司天然气年产量均超过10×108m3。中国石油年新增天然气探明地质储量中，大部分属于“三大”公司，2000 年以来，“三大”公司对中国石油年新增天然气探明地质储量的贡献率平均为81%（图3）。在天然气年产量构成中，大部分也来自“三大”公司，并且占比逐年提高，由2005 年的69%增至2020 年的82%（图4）。

图2 中国石油下属油田公司2020 年天然气产量统计图

图3 中国石油年新增天然气探明地质储量统计图

图4 中国石油2000—2020 年天然气年产量统计图

2 中国石油的天然气“三率”指标评估现状

2.1 天然气采收率

天然气采收率是可采储量占投入开发地质储量的百分比[13]。可采储量为在现有工程技术条件下，能够从气藏中采出的天然气累计产量。天然气采收率是气田开发水平评估的重要参数，反映的是在现有开发技术条件下，天然气资源的开发水平。

国内外气田开发实践表明，天然气采收率与气藏类型、开发技术等关系密切。气藏类型不同，其采收率也存在差异。气驱气藏的采收率高于水驱气藏，中高渗透气藏的采收率高于低渗透气藏。对于水驱气藏而言，水体越活跃，气井见水时间越早，最终采收率也越低。统计中国石油下属12 家油田公司273个气田（藏）数据，2016—2019 年天然气采收率主要介于45%～65%，平均为59.02%（图5）。

图5 中国石油的天然气采收率统计图

根据驱动方式和储层物性条件，将气藏划分为活跃水驱气藏、次活跃水驱气藏、不活跃水驱气藏、低渗透气藏、特低渗透气藏5 种类型[13]。如图6 所示，中国石油这5 类气藏平均天然气采收率均超过最低标准，尤其低渗透气藏、特低渗透气藏，对应天然气采收率分别高出现行最低标准28.10%和37.89%。

图6 中国石油5 类天然气藏平均采收率统计图

2.2 天然气回收率

天然气回收率定义为经过集输、净化等工艺处理后的天然气量占天然气工业产量的百分比[13]。而实际上，天然气工业产量是经过集输、净化等工艺处理后，进入集输管网和就地利用的全部气量，主要包括外销气量（天然气商品量）、生产自用气量和损耗气量。因此，建议天然气回收率应该基于天然气商品量＋生产自用气量或损耗气量进行计算，即天然气回收率为天然气商品量与生产自用气量之和占天然气工业产量之比，或者损耗气量占天然气工业产量的百分比与1 的差值，天然气回收率计算方法的选择根据各个生产单位的统计数据来确定。

统计中国石油下属12 家油田公司273 个气田（藏）2016—2019 年数据，天然气回收率主要介于96%～100%，平均为98.16%（图7）。根据天然气回收率最低标准为96%[13]，各油田公司2016—2019年天然气回收率均达标，达标率为100%。

图7 中国石油的天然气回收率统计图

2.3 共伴生资源利用率

2.3.1 凝析油

凝析油利用率为从天然气中回收的凝析油量占采出天然气中所含凝析油总量的百分比[13]。由于天然气采取密闭管输系统输送，凝析油基本全部被利用。2016—2019 年，中国石油凝析油利用率普遍较高，介于97%～100%，平均为99.92%（图8-a），凝析油利用率最低标准为95%[13]，中国石油凝析油利用率全部达标，达标率为100%。

2.3.2 硫化氢

硫化氢利用率为从天然气中回收的硫化氢量占采出天然气中所含硫化氢总量的百分比[13]。中国石油高度重视含硫气田（藏）的开发，在塔里木油田的塔中、和田河气田、长庆油田的靖边气田、西南油气田的罗家寨气田等含硫气田（藏）的天然气处理厂安装了硫黄回收装置，实现对硫黄的回收[14-15]。该指标能够反映天然气共伴生资源硫化氢的开发利用水平。

2016—2019 年，中国石油长庆油田、西南油气田、塔里木油田部分气田（藏）含硫化氢，硫化氢利用率介于92%～100%，平均为96.21%，2016—2019年中国石油硫化氢利用率分别为93.14%、94.21%、95.63%、96.21%（图8-b）。基于硫化氢利用率最低标准为95%[13]，2018—2019 年中国石油硫化氢利用率达标。

2.3.3 二氧化碳

图8 中国石油共伴生资源利用率统计图

二氧化碳利用率是从天然气中回收的二氧化碳量占采出天然气中所含二氧化碳总量的百分比[13]。中国石油大部分气田（藏）天然气二氧化碳含量均较低，在不回收的情况下，天然气气质也能够达到大气污染物排放标准，吉林油田长岭Ⅰ号气田营城组气藏、塔里木油田阿克气田二氧化碳含量相对较多。阿克气田目前正处于建产阶段，建成后通过有效脱除天然气中的二氧化碳，使天然气气质达到大气污染物排放标准，但是脱除的二氧化碳目前还无法实现有效利用，只能选井就地回注。长岭Ⅰ号气田营城组气藏回收的二氧化碳用于相邻油田的二氧化碳驱采油，二氧化碳回收利用效果较好。总体看来，影响二氧化碳利用率的因素较多，评价二氧化碳利用率的指标需综合考虑。

2016—2019 年，吉林油田的二氧化碳平均利用率为82.20%，中国石油的二氧化碳利用率平均为66.97%（图8-c），根据二氧化碳利用率最低标准（95%）[13]，中国石油二氧化碳利用率尚未达标。目前，仅吉林油田长岭Ⅰ号气田营城组气藏的二氧化碳利用率较高，将采出的二氧化碳收集后，应用于相邻油田的二氧化碳驱采油，由于该油田对二氧化碳的需求有波动，而长岭Ⅰ号气田营城组气藏采出的富余二氧化碳气量没有其他经济有效的回收途径，故该气藏二氧化碳利用率有波动。总体看来，二氧化碳利用率还需要结合地理位置、经济因素等实际情况进行灵活处理。

2.3.4 氦气

氦气利用率是从天然气中回收的氦气量占采出天然气中所含氦气总量的百分比[13]。氦气资源具有较高的回收价值，是重要的航天工业物质，但中国石油绝大部分气田（藏）天然气氦气含量较低，在不回收的情况下，天然气气质也能达到大气污染物排放标准。西南油气田威远震旦系气藏和塔里木油田和田河气田，天然气中氦气含量较高[16-17]。其中，西南油气田对威远震旦系气藏采出天然气中氦气进行了回收利用，2016—2019 年氦气利用率介于30%～50%（图8-d），未达到最低标准（95%）[13]。塔里木油田和田河气田氦气已完成回收方案设计，预计于“十四五”期间实施。

3 天然气“三率”指标变化趋势

总体看来，中国石油的天然气“三率”指标基本稳定在某数值附近。主要原因是在进行气田（藏）开发方案设计时，就会考虑到天然气采收率、天然气回收率、共伴生资源利用率等指标，共伴生资源若能利用则尽可能利用。气田（藏）一旦投产，天然气回收率、共伴生资源利用率基本无大的变化。随着气田（藏）持续开发，动静态资料逐渐丰富，对气藏的认识越来越深入，采收率会有所变化，但变化在短期内也不会显现。

2016—2019 年中国石油的天然气采收率基本稳定在60%左右（图5），各油田天然气回收率也较稳定（图7）。2016—2019 年，除凝析油利用率基本不变（99.83%～99.92%）（图8-a），硫化氢、二氧化碳、氦气等共伴生资源利用率变化较明显，整体呈上升趋势（图8-b ～d），展示出中国石油对天然气共伴生资源的开发利用水平逐步提高；吉林油田采出天然气的二氧化碳利用率整体呈上升趋势，指标趋好（图8-c）；西南油气田采出天然气的氦气利用率略有波动（图8-d），该油田重视对氦气资源的回收利用，预计氦气利用率将有较大提升。

自2016 年天然气“三率”指标实施以来，中国石油为了提高天然气采收率、天然气回收率、共伴生资源利用率，一些新技术得到了推广、应用。如在天然气地质与气藏工程方面，气藏储渗单元精细表征技术、大型低渗透致密气藏储量分级动用技术[18]、产量干扰约束下的开发井网优化技术[19]、气田群整体开发指标优化技术、深层储层静动态描述技术、采气速度与采气结构优化技术、异常井治理与主动控排水技术、气藏评价技术等被广泛应用；在地面工艺方面，开展橇装化、模块化，骨架先行等工作来提高“三率”指标；在信息化建设方面，长庆油田（苏里格气田）、西南油气田[20]等实现了井站无人值守，通过在线计量、自动录入，生产数据能够及时准确传递给科研管理人员，提高了工作效率。

4 关于天然气“三率”指标的最低标准设置的建议

针对天然气“三率”指标的最低标准设置，有以下4 点建议。

4.1 天然气藏类型

建议调整特低渗透气藏为致密气藏，同时增加页岩气、煤层气两种类型。因此，气藏类型划分为活跃水驱气藏、次活跃水驱气藏、不活跃水驱气藏、低渗透气藏、致密气藏、页岩气藏、煤层气藏7 种类型。

4.2 天然气采收率

由于构造、岩性特征复杂，储层非均质性强，不活跃水驱气藏采收率差异也较大，目前最低标准（70%）偏高，建议将不活跃水驱气藏采收率最低标准降低10%，设置为60%；而对于低渗透、特低渗透气藏而言，随着近年来储层改造和低成本开发技术的进步，这两类气藏的开发效果不断提升，目前其采收率最低标准（30%、14%）偏低，建议将低渗透气藏采收率最低标准提高10%，设置为40%，将特低渗透气藏（致密气藏）采收率最低标准提高10%，设置为24%（表1，其中I 表示水侵替换系数，ER表示采收率）。

表1 不同类型气藏天然气采收率最低标准统计表

4.3 天然气回收率

由于天然气的利用包含销售和自用两部分，将天然气回收率定义为商品量与自用气量之和占天然气工业产气量的百分比，更符合现场实际。

4.4 共伴生资源利用率

考虑到资源含量高低与利用价值不同，应该基于气田位置，成本投入与经济效益进行综合分析，不宜“一刀切”追求所有共伴生资源的高利用率，建议取消共伴生资源利用率考核标准。同时，根据不同时期的资源价值，增加新的共伴生资源利用率考核标准。

5 结论

1）2016—2019 年中国石油的天然气采收率平均为59.02%，五类气藏平均天然气采收率均超过最低标准；天然气回收率平均为98.16%，各油田天然气回收率全部达标；中国石油共伴生资源利用率具有差异性，综合考虑资源利用价值、气田位置、经济效益等因素，二氧化碳、氦气等共伴生资源未进行全部利用；凝析油利用率平均为99.92%，全部达标；中国石油仅长庆油田、西南油气田、塔里木油田的部分气田（藏）天然气含硫化氢，硫化氢利用率平均为96.21%，2018—2019 年中国石油硫化氢利用率达标；2016—2019 年中国石油二氧化碳利用率平均为66.97%；中国石油西南油气田对威远震旦系气藏采出天然气中氦气进行了回收利用，2016—2019 年氦气利用率介于30%～50%。中国石油的天然气“三率”指标总体较好。

2）天然气“三率”指标是评价是国家矿产资源利用高质量发展与绿色矿山建设的基本要求，也是促进气田开发技术创新、提升开发水平的有效途径。油田公司应该建立常态化、标准化的天然气开发利用水平调查评估制度，并将“三率”指标评估纳入天然气开发年度常规工作。