四川盆地未来十年天然气工业发展展望

张 道 伟

中国石油西南油气田公司

0 引言

“十一五”以来，得益于天然气勘探开发理论和技术的长足进步，四川盆地常规天然气、非常规天然气（页岩气、致密气）不断取得新的发现和突破，天然气储量、产量持续高峰增长，产运储销一体化体系日益完善，对川渝云贵及区外市场的天然气保供能力逐年增强，有力落实了国家“大力提升国内油气勘探开发力度”的指示精神。未来，国家将实施“碳达峰、碳中和”的能源战略，坚持“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，四川省也提出了建设中国“天然气大庆”（以下简称“气大庆”）的目标，给四川盆地天然气工业的发展指明了方向。为了推动四川盆地未来10年实现天然气工业高质量大发展，笔者系统总结了该盆地的含油气地质特征、天然气资源基础、产量增长特征、目前所处的发展阶段，深入分析了该盆地天然气勘探开发潜力，明确了2030年四川盆地天然气年产量将超过1 000×108m3，其中中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）天然气年产量将达到800×108m3的发展目标，提出了加快天然气勘探开发的工作建议和高质量发展的最优路径，以期在“新的历史阶段、以新的发展理念、构建新的发展格局”，在国家能源结构绿色转型中发挥重要的作用。

1 四川盆地天然气发展趋势战略预判

1.1 四川盆地是大型叠合盆地，满盆含气

中国陆上主要有7大含油气盆地，依据含油气类型可以划分为“五油三气”，天然气主要分布在其中的四川、鄂尔多斯、塔里木盆地。2020年上述3个盆地天然气合计产量占全国总产量的75%左右。

四川盆地是在上扬子克拉通基础上发展起来的海相克拉通与陆相前陆盆地叠合的大型盆地（图1），现今属于环青藏高原盆山体系，面积为18×104km2，是中国陆上第三大含油气盆地。四川盆地有着6亿年的漫长地史，海相、陆相两套沉积盖层累计厚度超过1×104m，海相克拉通持续时间长、地层厚度介于4 000～7 000 m。先后经历了扬子、加里东、海西、印支、燕山、喜马拉雅等6期构造运动，在印支期初具雏形，于喜马拉雅期定形[1-4]。现今该盆地内部形成了6大构造单元：川北低缓构造带、川中平缓构造带、川东高陡构造带、川西低陡构造带、川南低陡构造带、川西南低褶构造带。

图1 华南上扬子地区大地构造格局图

四川盆地具有满盆含气的特点，共计发育6套广覆式分布的优质烃源层（海相4套、陆相2套），11套油气成藏组合（海相8套、陆相3套），已发现29套工业油气产层（常规、致密油气产层26个，页岩气产层2个，火山岩产层1个），总体具有油气成藏组合多、产层多、气藏类型多的特点。已发现200余个气田及含气构造，其中储量超过1 000×108m3的大气田有12个（海相8个、陆相4个），2020年后者产气量占该盆地总产气量的75%以上。大气田中，海相气田产气量占比达95%，具有明显的优势[5-6]。四川盆地区域上已经形成了以深层常规气为主的川中气区、以页岩气为主的川南气区、以中高含硫气藏为主的川东气区、以龙门山前超深层常规气和火山岩气藏为主的川西气区（图2）。上述四大气区是目前该盆地天然气勘探开发的主阵地，也是未来实现天然气上中下游产业升级的主战场[7]。

图2 四川盆地天然气勘探成果图

1.2 天然气总资源量居全国首位，勘探处于早中期，发展潜力大

根据全球各含油气盆地天然气储量、产量的增长规律，以探明率为基础，通常将天然气的发展分为4个阶段：①勘探初期（探明率不足10%），产量上升一般较缓慢；②勘探中期（探明率介于10%～45%），是大气田的主要发现时期，天然气产量迅速上升；③勘探成熟期（探明率介于45%～65%），新发现以小气田为主，储量增长低于勘探中期，进入高产稳产期；④勘探高成熟期（探明率超过65%），储量增长速度减缓，产量呈下降趋势。经统计，全球年产气量超1 000×108m3的国家共有9个，探明率一般在30%以上[8]；中国2020年产气量为1 925×108m3，探明率最低，仅为8.6%。

根据自然资源部新近完成的“十三五”全国油气资源评价结果，四川盆地天然气总资源量达39.94×1012m3，其中可采资源量为12.45×1012m3，居全国首位。截至2020年底，该盆地天然气探明地质储量为6.02×1012m3，探明率仅15%（图3），处于勘探早中期。按照进入勘探成熟期的门槛值（探明率45%）估算，四川盆地进入成熟盆地的标志储量是17.97×1012m3，还有近11.95×1012m3的增长空间。如果按照最高探明率60%（美国二叠盆地）来计算，四川盆地天然气累计探明地质储量则可达24×1012m3，为目前的4倍，证明其天然气勘探潜力大、持续上产资源基础扎实。

图3 中国主要盆地天然气资源量及四川盆地与国外成熟盆地天然气探明率对比图

1.3 天然气储量、产量进入快速增长期，储量品质不断提升

1949年新中国成立以后，作为中国天然气工业的摇篮，四川盆地历经了以下3个发展阶段（图4）：① 探索起步阶段（1953—1977年），以川南裂缝型气藏为主要勘探开发对象，累计探明天然气地质储量1 227×108m3，年均探明51×108m3，年产量突破50×108m3；②稳步增长阶段（1978—2004年），以大中型整装气田为目标，累计新增天然气探明地质储量6 328×108m3，年均探明243×108m3，年产量跨越100×108m3，成为国内首个百亿立方米气区；③发展壮大阶段（2005年至今），天然气储、产量高峰增长，发现海相碳酸盐岩、陆相致密气、海相页岩气12个储量超过1 000×108m3大气田，获得2个万亿立方米储量级气区[9]，累计探明天然气储量4.65×1012m3，年均探明3 100×108m3，是第二阶段的12.8倍，2020年天然气年产量为565×108m3，期间净增423.49×108m3，约占全国天然气产量总增量的30%，年均增长率为9.7%。

图4 四川盆地天然气发展历程图

回顾历史，四川盆地在前两个发展阶段实现年产气100×108m3用时50年，进入发展壮大时期，随着储量的高峰增长、储量品质持续提升，天然气年产量跨越的步伐不断加快，从100×108m3到300×108m3用时13年，从300×108m3到500×108m3用时仅5年。

1.4 天然气储产结构配置合理，四川盆地整体可上产天然气1 000×108 m3以上

天然气作为一种相对清洁的能源将在“碳达峰、碳中和”进程中发挥重要的作用，也是中国能源行业长期发展的战略重点[9-13]。四川盆地天然气产量增长具有多峰的特征，近年来，对该盆地的天然气年产量峰值进行了深入研究，结合该盆地天然气资源量估值和历史储量、产量发展变化规律，建立了符合四川盆地天然气发展特征的产量峰值预测模型，验证了2020年左右上产500×108m3，预测2030—2035年前后该盆地天然气年产量峰值可达1 000×108～1 200×108m3，并且高峰产量区间可保持 15年[14-15]（图 5）。

图5 四川盆地天然气年产量预测图（现有技术经济水平下）

参照全球产气大国天然气发展的历程，在年产量达到1 000×108m3级时，大部分国家（澳大利亚、美国、中国、俄罗斯、加拿大）当时的天然气剩余可采储量都在3×1012m3左右，所对应的天然气储采比在30左右[16]（图6）。截至2020年底，四川盆地天然气剩余可采储量已近2×1012m3，储采比约为35。结合该盆地中长期发展规划，预计到2030年其天然气剩余可采储量将超过3×1012m3，储采比将保持在30以上，可以支撑四川盆地天然气年产量达到1 000×108m3级，未来10年天然气储量、产量有望实现跨越式发展[9]。

图6 全球主要产气大国年产量达到1 000×108 m3级时所对应的剩余可采储量与储采比柱状图

1.5 理论技术先进，建立了我国第一个完整的天然气工业体系

在四川盆地从事天然气勘探开发作业的中石油、中石化所辖相关企业具有完整的物探、测井、钻完井、储层改造、井下作业、净化、安全环保及油气地质综合研究与气藏工程研究等先进适用理论技术系列；形成了蛛网式的管网系统和配套地下储气库，成为我国能源战略通道西南枢纽；建成了“三横、三纵、三环、一库”天然气采集、净化、输配、销售系统，输气管道距离合计近5×104km，年输配气能力超过600×108m3，上连3 000余座采（集）气站、18座净化厂，下接大中型工业及公用事业用户10 000余家、2 500余万户居民，通过忠武线（重庆忠县—湖北武汉）、中贵线（宁夏中卫—贵州贵阳）、川气东送管线（四川达州—上海市）与全国管网互连互通，形成了“覆盖川渝、联通全国、内外互通、战略储备”的天然气产运储销格局。

四川盆地整体建成了上中下游一体化的天然气工业体系，川渝地区天然气资源、输气管网与用气市场高度重合，历经近70年的发展，形成了独具特色、完整开放的川渝地区天然气产运储销一体化运营模式，在川渝地区一次能源消费结构中，天然气占比在16%左右，远高于8%的全国平均水平。未来，充分依托雄厚的资源基础和一体化的运营模式，不断深化地企协调与合作，实现与地方政府共同规划、开发、布局天然气市场，促进地方经济繁荣，可以为四川盆地天然气工业的发展创造更加有利的市场环境[17-19]。

2 奋力建设中国第一大气区

2009年以前，四川盆地天然气年产量曾领跑中国半个世纪。近年来，随着普光、安岳、元坝、涪陵、长宁、威远等气田的相继建成，该盆地天然气年产量又重回全国第一[14]，未来将上产至1 000×108m3/a以上，油气当量在8 000×104t/a左右，建成中国第一大气区。西南油气田拥有该盆地3/4以上的天然气资源量，未来将持续加大天然气勘探开发力度，加快“气大庆”建设，在国家能源革命和构建安全高效的现代能源体系中发挥重要的作用[17-18]。

2.1 西南油气田天然气可以上产至800×108 m3

西南油气田目前已形成“海陆并举（海相领域与陆相领域）、常非并举（常规气与非常规气）、构造与岩性并举（构造圈闭与岩性圈闭）”的天然气勘探开发新格局，预测天然气最终可采储量 介 于 5×1012～ 6×1012m3， 年 产 量 峰 值 介 于800×108～ 900×108m3， 在 2030年 左 右 进 入 产量峰值区。其中常规气+致密气预计可以上产至400×108m3/a，页岩气预计可以上产至400×108m3/a。

2.1.1 以安岳气田为代表的常规气，是天然气增储上产的主力

目前西南油气田常规气年产量超过200×108m3，其中川中古隆起安岳气田生产能力为150×108m3/a。

川中古隆起位于四川盆地中西部，是该盆地常规天然气资源最富集的地区，面积约6.5×104km2，震旦系—下古生界发育优质烃源岩，4套孔隙(孔洞）型储层，天然气总资源量超过5×1012m3。2011—2012年高石1井、磨溪8井取得天然气勘探重大突破，发现了安岳特大型气田，2013年发现“德阳—安岳大型克拉通内裂陷”，创新了古老碳酸盐岩油气成藏理论，将四川盆地乃至上扬子区的油气地质理论向前推进了一大步[18]。已整体控制有利含气范围7 500 km2，累计探明天然气储量1.15×1012m3，预计未来安岳气田将整体探明天然气储量1.5×1012m3。截至2020年底，该气田已建成150×108m3的年生产能力，累计产气量超过600×108m3，树立了大气田建设的新典范。

探索川中古隆起斜坡区，安岳气田以北蓬探1井震旦系灯影组二段测试获气，勘探又获重大突破，发现太和含气区及该盆地新的含气层系，区域纵向上多套层系立体含气，平面上大范围整体含气，展现出万亿立方米天然气储量前景[20]（图2）。依据安岳气田灯四段气藏的开发指标来预测，太和含气区整体具备上产天然气150×108m3/a以上的潜力。

未来，川中古隆起有望建成3×1012m3天然气储量、300×108m3年产量的特大型气田。

2.1.2 以长宁、威远气田为代表的页岩气，是天然气规模上产的重点

中国页岩气有利勘探面积超过43×104km2，评价页岩气可采资源量介于12.8×1012～31.2×1012m3，其中海相页岩气约占2/3，主要分布在四川盆地及其邻区，中石油矿权内页岩气资源量为15.1×1012m3。该盆地内的页岩气主产区位于川南、川东地区，主产层为奥陶系五峰组—志留系龙马溪组[21-23]。川南地区富有机质页岩厚度介于30～70 m，大面积连续稳定分布，页岩储层品质优、含气性好，TOC介于2.5%～4.5%，游离气含量介于50%～76%，区域构造稳定，保存条件较好，具备页岩气连续富集成藏的优越条件。

西南油气田是国内页岩气勘探开发的先行者，经过15年的探索实践，历经评层选区、先导试验、示范区建设和工业化开采4个阶段，创造了多项国内第一的记录；创建了页岩气“甜点层”高产、古地理控制“甜点层”分布、超压区高产理论，形成了埋深3 500 m以浅海相页岩气规模效益开发的6项主体技术（地质综合评价、开发优化、优快钻完井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发，下同），打造了3个工业化开采区（长宁、威远、泸州）和1个突破区（渝西），在川南建成了目前国内最大的页岩气生产基地（图7）。在埋深3 500 m以浅已累计探明页岩气储量1.06×1012m3，2020年页岩气产量突破100×108m3，通过区块拓展和补充开发井，未来可以实现100×108m3/a长期稳产。

图7 四川盆地不同埋深页岩气有利区分布图

2018年以来，川南页岩气勘探开发向深层挺进，泸203井（垂深3 893 m）测试产量为138×104m3/d，单井评估的最终可采储量（EUR）为2.5×108m3；泸州、渝西区块多口埋深在4 000 m左右的井获得20×104～50×104m3/d的页岩气测试产量，展示出深层页岩气巨大的勘探开发潜力，预计未来埋深3 500 m以深页岩气可上产至300×108m3/a。

综合上述分析认为，四川盆地未来可以建成4×1012m3储量、400×108m3年产能力的页岩气生产基地。

2.1.3 以金秋气田为代表的陆相致密气，是加快天然气上产的新领域

四川盆地陆相致密气主要分布在上三叠统及其以上地层，含油气层系包括三叠系须家河组，侏罗系沙溪庙组、蓬莱镇组、遂宁组、珍珠冲段等。沙溪庙组是目前天然气勘探开发的重点层系，天然气资源量为3.66×1012m3，其中天然气探明储量仅527.66×108m3，探明率只有1.4%。

2018年以来，整体评价沙溪庙组致密气勘探开发潜力，认识到川西—川中地区沙溪庙组河道砂体大面积分布，具备油气大规模成藏的有利地质条件。纵向上叠置发育23期河道（图8），储层累计厚度介于20～70 m，孔隙度主要介于8%～14%，气源主要来自须家河组，生烃强度介于20×108～40×108m3/km2。优质烃源、优质河道砂体、多级断裂体系共同控制了油气成藏富集，总体上为“一河一藏”或“一河多藏”的岩性气藏，压力系数介于0.45～2.05且具有西高东低的特征。

图8 四川盆地中部地区沙溪庙组致密气河道砂组平面分布图

川中核心建产区的金秋气田勘探开发一体化实践成效显著，通过三轮工艺试验攻关，水平井天然气测试产量从5×104m3/d提高到48×104m3/d，初步估算川中核心建产区天然气资源规模达1.3×1012m3，预测可以新获天然气探明储量规模6 000×108m3、建产规模30×108～50×108m3/a。通过持续向西、向东扩展，整个陆相致密气领域最终可探明天然气储量超过1×1012m3，建产规模达100×108m3/a。

2.1.4 四川盆地“四新”领域，是天然气接替上产的潜力区

海相碳酸盐岩、海相碎屑岩、陆相致密气以及火山岩等新领域、新层系、新区块、新类型（以下简称“四新领域”）是寻找天然气规模储量的重点目标。

“古裂陷、古隆起、古侵蚀面”对四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田形成分布起着关键性的控制作用。具备规模资源潜力的“四新领域”主要分布在上述大型地质单元中。以德阳—安岳古裂陷和川中古隆起为核心的震旦系—下古生界是持续寻找天然气规模储量的重点领域。德阳—安岳裂陷槽内发育的灯影组规模残丘群，被寒武系筇竹寺组优质烃源岩包裹，源储配置好，具备天然气规模成藏条件，是天然气勘探的新领域。消亡期德阳—安岳古裂陷及加里东末期的古侵蚀面控制形成的寒武系沧浪铺组滩相白云岩储层是勘探的新层系。川中古隆起斜坡带寒武系龙王庙组、洗象池组滩相发育区叠加加里东末期古侵蚀面是天然气勘探的新区带。中二叠统茅口组是天然气规模储量接替领域，川北—川中地区沿古裂陷（台洼）边缘发育的相控型滩相孔隙型储层是天然气勘探的新区带，川南地区古岩溶控制的岩溶孔洞型（孔隙型）储层是天然气勘探的新类型。

志留系小河坝组是四川盆地海相碎屑岩勘探层系之一，主要分布在川东南地区，预测砂体大面积发育，下伏志留系龙马溪组泥质烃源岩发育，具备天然气大面积成藏的有利条件，钻探已证实具有良好的含气性，是潜在的天然气勘探新领域。

基于前陆盆地层序划分新认识，川中—川西过渡带须家河组发育多期次大规模三角洲体，源储配置佳，是须家河组天然气勘探的新区带。侏罗系自流井组珍珠冲段沿湖盆周缘发育大型河流、三角洲相河道砂岩体，是天然气勘探的新层系。

川西地区爆发相火山碎屑岩大面积分布，发育优质孔隙型储层，天然气成藏条件优越，测试已获高产工业气流，具有类型新、储层厚度大、物性好、丰度高、规模大等特点，是重要的天然气勘探新领域。

2.2 完善内外部管网，建成千亿立方米天然气管网综合输配能力

以构建适应西南油气田天然气业务发展的管网体系为目标，建成满足气田生产、市场供应、季节调峰和富余气外输需求的“产运储销”一体化高效运行管网，提升四川盆地天然气管网系统整体输配能力、灵活性和可靠性[15-16]。未来10年，将新建输气管道2 700 km，形成“四横、三纵、两库群、千亿规模”管网格局，管网集输规模达到1 000×108m3/a。在满足川渝地区需求的基础上，向北调往国网参与西气东输调峰，向东辐射中南地区，向南供应云贵地区，天然气外输能力为600×108m3/a。

深化天然气管道业务与数字化、智能化的融合，提升管控能力与管理效率，建设安全可靠的智能化管道，2030年初步建成智能化管网，与国家管网（国家石油天然气管网集团有限公司所辖管网）实现高效协同运行。人均管理管道里程由2.3 km提高到4.5 km以上，提高95%。

2.3 加快地下储气库建设，建成中国西南的储气中心

地下储气库是天然气产业链不可或缺的重要组成部分，欧美天然气消费发达国家储气库的工作气量一般占天然气消费量的10%～15%。我国的天然气消费量稳步上升，2020年天然气表观消费量为3 259.3×108m3，其中进口天然气为1.02×108t，天然气对外依存度高达43%，现有储气设施工作气量仅占天然气消费量的5%。随着天然气消费量的逐年攀升，总储气能力不足成为我国亟待补齐的短板。为了保障安全平稳供气和国家能源安全，需要加大储气能力的建设。

西南油气田已形成了储气库“筛选、评价、建设、管理”的一体化配套体系。在四川盆地内筛选出了17个地质条件有利、可改建地下储气库的气藏，估算工作气量为200×108m3/a。相国寺储气库于2013年6月注气投运，工作气量为22.8×108m3/a，铜锣峡气田、黄草峡气田改建储气库先导试验建设基本完成，牟家场、老翁场气田正开展注气试验。预计到2030年，将建成储气库工作气量56×108m3/a，以满足天然气消费调峰的需求。

2.4 大力拓展终端市场，持续培育中国最成熟的天然气市场

经过多年的发展，川渝天然气市场先后走过了1956—1975年的零星用气阶段，1976—1997年的区域市场用气阶段，到目前已从川渝地区扩展到包括云南、广西、贵州在内的整个西南地区，天然气行业利用率超过80%，成为目前国内最成熟的区域市场之一。天然气利用集中在工业、商业、民用、化工等领域，产业集群已具有一定的规模。未来拓市增销按照“区内做优、区外做大、终端做强”的思路展开，打造千亿立方米级的高质量天然气市场供应能力。

1）区内做优。川渝两地制定加快推动成渝地区双城经济圈建设，坚定不移走生态优先、绿色发展之路，推进国家清洁能源示范省建设的决策部署，西南油气田将进一步深化地企合作，打造绿色产业集群，提高化石能源清洁高效利用水平，进一步降低煤炭消费量比重，2030年前，天然气在满足川渝区域消费需求的同时，可以完全取代煤炭消费量，推动煤炭消费量率先实现“碳达峰”（四川省2020年的煤炭消费量为7 400×104t，折算成天然气为397×108m3，2025年该省天然气即可取代煤炭）。

2）区外做大。在滇黔桂地区以市场为导向，支撑开发新项目，已拓展云南楚雄、贵州开阳等区外市场，有序推进煤改气、分布式能源、LNG业务的发展[24]。富余气400×108m3左右进入全国管网，在冬季保供和季节调峰中发挥作用。

3）终端做强。以建设国内一流燃气终端为目标，持续打造“铂金终端 ”（具备天然气上下游一体化优势的天然气企业的终端销售业务，终端指用户是最终消费者，铂金终端比黄金终端更重视价值提升能力和市场竞争能力），坚持“燃气联合（天然气细分市场的城市燃气业务与工业用气、交通用气等其他细分市场的联合发展）、气电融合（天然气发电与水力发电、燃煤发电、风电和光伏等可再生能源发电互相融合）、交通混合（柴油、汽油、LNG、CNG、锂电池电动车充电及换电、氢燃料电池汽车加氢等业务全面发展，打造综合加能站）、多能集合（在交通领域建设综合加能站，在工业园区和城市综合体提供冷能、热能、电能、节能等多种能源服务）”的发展方向，促进终端专业化、规模化、效益化发展。以资源优势引导地方政府出台市场开发有利政策，加快完善LNG站点布局和CNG站点业务拓展，推动天然气资源从化工初级产品向精细化工[25]、氢能、新材料等高端、高附加值产业延伸，提升天然气二次、三次增值能力，推动天然气化工等大型项目尽快落地，同时借助上海、重庆石油天然气交易平台，扩大市场化交易量。

3 努力实现天然气工业高质量发展

3.1 西南油气田天然气工业全产业链完整，高质量发展尚有很大的空间

中国政府网（www.gov.cn）2020年12月21日发布的《新时代的中国能源发展》白皮书指出：坚定不移地推进能源高质量发展，增强能源安全保障能力。当前，西南油气田站上了300×108m3年产量的历史新起点，在国家提出新发展理念的时代背景下，天然气行业正处于大发展的黄金机遇期。然而分析天然气工业全产业链，目前还存在着一些制约其高质量发展的瓶颈，主要包括：①上游勘探开发对象日趋复杂，常规大气田集中在深层、超深层，类型多样化、发现难度大、建设周期长，开发易受水侵影响；埋深3 500 m以深海相页岩气开发还处于探索阶段，深层页岩气地质工程条件更为复杂，开发难度更大，实现效益开发需持续开展技术攻关；致密气规模效益开发主体技术还处于攻关阶段，大面积叠置的河道砂体精细刻画、含气性检测、富气甜点区评价、高产井的工艺技术还有待于进一步攻关。②中游储运、输配、天然气干线的布局、储存与调峰还要结合上产区域及盆地的地形地貌作进一步研究论证；储气库的建设、运营，特别是在川南地区部署的地下储气库属于全国首次建设的裂缝型储气库，相关技术还有待于完善。③下游的市场引领和价值创造能力还不够强，天然气资源利用还处于化工初级产品阶段，增值能力还较弱。

总之，成本上行与效益下行矛盾凸显，西南油气田天然气工业高质量发展还有较大的提升空间，必须坚持高质量的勘探开发、高效益的经营管理、高标准的绿色发展、高水平的合作共享，走低成本高质量发展之路。

3.2 走理论技术创新之路，支撑高质量的天然气快速增储上产

回顾四川盆地近70年的油气勘探开发历程，有两条重要的启示：①每一次新的大发现，都是地质认识飞跃和勘探技术突破的必然结果；②每一次大发现，必将迎来油气工业的一次大发展。未来，要站在整个上扬子地台区的高度，从更广阔的时空研究四川盆地，坚持科技创新，集中优势力量攻关重大理论和关键技术，提高自主创新能力和行业技术引领能力，以新的、更大的油气发现引领天然气工业的发展。

立足全盆地、全层系、常规和非常规，把握四川盆地这一大型古老超压多层系含油气盆地的特殊性，从石油天然气地质学出发，深入研究原型盆地，进一步梳理油气系统。主要做法包括：①强化常规气研究的整体性和系统性，不断完善深层海相碳酸盐岩天然气成藏理论，形成复杂构造的地球物理勘探技术，以深层、超深层优快钻完井为核心的工程技术，针对气藏一般低孔、低渗、高温、高压、含硫、有水的特点，持续开展开发甜点区优选、高产井模式建立和整体治水对策研究，完善超深高温含硫气藏安全清洁高效开发配套技术，以支撑常规气稳步增产；②页岩气不断完善六大主体技术（见前述），持续升级换代钻完井和压裂技术，向钻得“更深、更长、更快、更好”的目标迈进，不断提高深层储层钻遇率、单井产量和EUR，以支撑页岩气战略性上产；③开展致密油气成藏富集机理研究和甜点区评价，形成具有四川盆地特色的陆相多期河道砂岩气藏规模成藏理论技术，整体研究推进地质—工程—经济一体化发展模式，以支撑致密气快速效益增产。

未来10年，西南油气田天然气勘探开发主体技术要达到国际先进水平，勘探效率、单井产量将在目前的基础上提升20%～30%，天然气发现成本从“十三五”的1.34美元/桶下降到1.10美元/桶，下降幅度为18%，1×108m3产能投资从“十三五”的2.1亿元下降到2.0亿元以下，科技进步贡献率在70%以上。

3.3 走管理创新之路，持续提升核心竞争力与综合实力

在天然气储量产量规模快速增长的时期，充分发挥管理的优势作用尤为重要。西南油气田通过协调规模、速度、效益三者的辩证关系，推进“油公司”改革，优化管理资源配置，实现全产业链的数字化转型升级，开创天然气工业高质量发展的新局面。

1）全面推进“油公司”改革。“油公司”集中资源发展主营业务，将工程技术、装备制造等业务在全球范围内招标，从而达到成本的最低化、效率和效益的最大化：①以卓越的管理理念引领生产和管理流程化，构建100%覆盖业务层面的科学高效制度体系；②搭建人力资源配置调剂平台，推动用工方式转型升级，以“中石油主体+市场化补充”的方式保障工程装备队伍，促进内部竞争，扩大外部开放，提升全员劳动生产率；③进一步推进“油公司”模式下的科研体系建设，充分调动科研人员的积极性、主动性和创造性。

2）高效推进数字化转型发展。埃森哲咨询公司与世界经济论坛发布的《数字化转型倡议：油气行业白皮书》指出：全球领先的油气公司把数字化转型作为企业降低成本、更快更好地做出决策、提高效率的重要战略举措。数字技术与油气产业的结合，正推动油气行业商业模式和生态系统的重构，获取企业新的竞争力。西南油气田信息化建设起步于20世纪90年代，通过近30年的持续建设，已完成全部38个作业区数字化气田建设，建立了覆盖勘探、开发、生产运行、管道、营销、科研协同、经营办公等全业务链的信息支撑平台，建成长宁和龙王庙两个“智能油气田”示范区。在发展的进程中，以数据共享和应用集成为重点，加快推进全业务链数字化转型，完善数据治理体系和构建全业务链的数据生态，不断提升生产经营的效率和效益。

3）通过“油公司”改革和数字化转型，预计到2030年前后，西南油气田将建成国际一流的“油公司”管理模式，建成世界一流的智能油气区——百万吨油气当量用工人数由目前的1 200人下降到310人左右，下降近75%，达到国际先进油公司的水平；劳动生产率增幅达3.7倍，在国内油气田企业中处于领先地位。

4 助力“双碳”战略目标的实现

国家已经提出“2030年碳达峰、2060年碳中和”战略目标，能源结构绿色转型将全面提速，天然气作为目前最现实的、可持续稳定供应的、最清洁的低碳化石能源，在能源行业中的重要性愈加凸显。

4.1 走绿色发展之路，打造绿色能源西南模式

西南油气田建设绿色能源综合性公司，既是落实国家“碳达峰、碳中和”战略决策的必然之举，更是实现公司转型升级的必由之路。

按照中石油作出的“清洁替代、战略接替、绿色转型”总体部署，结合川渝地区资源禀赋、管网和市场特点及优势，以天然气为主导，打造“天然气+水风光电”“天然气+氢能”“天然气+化工新材料”融合发展的“绿色能源西南模式”，努力建设成为“业务多元、产品多样”的绿色能源综合性公司。能源生产企业既是清洁能源的生产者也是耗能大户，正视大规模上产与碳达峰之间存在的矛盾，通过“内降外增”的方式，借助大发展契机走好绿色发展之路：①在气田内部大力发展天然气分布式能源、压差发电[26]、分布式光伏、余热利用等技术，做好内部节能降耗和清洁替代；②以天然气融合发展为主线[27]，做好业务延伸和绿色转型。未来10年，实现“外供绿色零碳能源超过自身消耗的化石能源”，同时逐年降低川渝地区煤炭消费比重，最终实现天然气对煤炭的全部替代。

4.2 走开放式发展之路，树立共建共享典范

走开放式的发展之路，充分利用外部资源，打造地企共建的环境优势，实现战略跨越，是促进天然气产业规模快速发展的最优路径。西南油气田开放式的发展体现在下述两个方面。

1）实施开放式的创新模式。以院士专家工作站、重点实验平台、与高校[中国石油大学（北京）、中国石油大学（华东）、西南石油大学、成都理工大学、长江大学、清华大学互联网研究院]共建的六大特色技术研究中心为基础，加强与业内技术力量、国外高水平的石油公司合作，借脑引智，以外部优势力量补齐自身的短板。

2）与资源地合作共享发展成果。近年来，西南油气田在合资合作开发、资源地供应保障等方面持续探索共享机制，天然气产业增加值对川渝地区生产总值的贡献度从原来的4.9%增至目前的5.7%。未来将持续深化天然气上游业务股权合资合作，大力推动天然气终端市场合作开发，积极推进页岩气、致密气等企地利益共享机制建设，坚持“开发一个气田，带动一方经济，造福一方百姓”的发展理念，在生产建设过程中统筹推进乡村基础设施建设，持续发挥一体化优势，着力构建企业有效益、政府获收益、群众得利益、环境有增益的天然气开发新格局，带动四川盆地天然气产业规模快速发展。

未来10年，西南油气田加快开放式创新，推动天然气行业理论技术从要素驱动、投资驱动向创新驱动转型，践行“共享”的发展理念，预计天然气产业增加值将再翻一番。

5 结论

1）四川盆地是一个富饶而“年轻”的盆地，满盆含气，有着6亿年的漫长演化历史、近40×1012m3的天然气资源量，历经近70年的勘探开发，仍屡有重大发现，天然气探明率仅15%，勘探处于早中期，表现出较大的天然气勘探开发潜力。近年来，川中、川东深层常规气，川南页岩气，川中—川西浅层致密气发现了多个大气田，天然气储量产量进入高峰增长阶段，2020年天然气产量居全国主产气区首位，增量占全国的42.76%，未来仍将保持强劲的增长势头。

2）在全球范围内，天然气年产量超1 000×108m3的国家有9个，达到千亿立方米级时，天然气剩余可采储量在3×1012m3左右，储采比在30︰1左右。目前四川盆地天然气剩余可采储量约为2×1012m3，预计未来10年将超过3×1012m3，储产结构良好，天然气工业大发展的资源基础扎实。

3）未来，随着勘探开发理论技术水平的不断进步，预计大气田还将不断被发现，通过对四川盆地天然气产量峰值模型进行深入的研究，结合天然气最终可采储量估值和历史储量产量发展规律，预测该盆地天然气峰值年产量介于1 000×108～1 200×108m3，在2030年前后进入峰值区。

4）西南油气田已形成“海陆并举、常非并举、构造与岩性并举”的勘探开发新格局，2030年天然气年产量将达到800×108m3，届时天然气产运储销一体化工业体系基本实现现代化，可有力保障川渝云贵地区和国家天然气消费需求，带动四川盆地天然气产业规模快速发展。

5）西南油气田坚持“创新引领”“管理提升”“绿色和谐”“合作共赢”的最优发展路径，推动天然气全产业链转型升级，实现高质量效益发展。未来10年，四川盆地将进入天然气工业高质量、高效益发展的新“黄金时代”。