新形势下矿储联动管理运行新机制实践探索

姜萌蕾，舒 坤，胡志胜，宋红霞，杨爱生

（中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆 哈密 839009）

0 引 言

近年来，国家油气体制改革进程不断推进[1]，特别是矿业权市场化[2]、区块退还机制[3]、生态保护[4-5]、依法合规管控等相关政策出台，自然资源部不断完善监管机制，加大监管力度，严禁以探代采等违法违规现象，油田公司矿业权工作面临“取证难、保护更难”的严峻形势[6-7]。为了尽快适应当前改革的新形势、新要求，A 油田公司在矿业权工作中及时转变观念，坚持“守土有责”和“依法合规”理念，加强矿业权合规化管理，加快重点领域探明储量升级及后续“探转采”工作，加大矿业权区块评价力度。通过不断实践探索，形成一系列矿业权储量联动（以下简称“矿储联动”）管理运行新机制的有利做法，在有利矿业权区块保护、规模增加采矿权面积、矿业权内部流转与优化配置区勘探发现等方面取得了显著成效。

1 研究背景

2019 年12 月31 日，自然资源部印发《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7 号）（以下简称“7 号文”），推进矿业权出让制度、油气勘查开采管理、储量管理3 大方面11 项改革，2020 年5 月1 日起实施，有效期三年。该制度全面推进矿业权竞争性出让、严格控制矿业权协议出让、积极推进“净矿”出让、实行同一种矿种探矿权采矿权出让登记同级管理、开放油气勘查开采市场、实行油气探采合一制度、调整探矿权期限、落实探矿权到期执行25%硬退减等重大改革举措[8-9]，对国内油气勘探开发企业产生重大影响[10]。了解油气矿业权改革动向[11]，研究矿业权管理策略[12]，正确把握革新方向，才能更好地促进油气产业高质量发展。因此，本文基于A 油田公司矿业权管理实践探索研究，从油田公司勘探开发实际出发，提出进一步深化油气矿业权管理改革建议。

2020 年底，A 油田公司存量探矿权面积4.26 万km2，通过执行第一轮探矿权延续25%硬退减政策后，存量探矿权面积急剧缩减，油田生存和发展空间被严重压缩（图1）。由于历史原因，A 油田公司采矿权近十年无较大变化，截至2020 年底，转采率（采矿权面积/矿业权总面积）仅为2.5%，矿业权保护形势异常严峻。

图1 A 油田公司探区探矿权面积变化Fig.1 Area changes in exploration rights of the oilfield company A

7 号文实施以来，矿业权竞争性出让（招、拍、挂）形势异常激烈[13-14]。2021 年，新疆维吾尔自治区出让的18 个油气探矿权中，中国石油天然气集团有限公司仅获得1 个，中国石油化工集团有限公司获得7 个。其中的有利区块竞争激烈，例如准噶尔盆地大有区块172 km2，成交价格近1.8 亿元；塔里木盆地尉犁西1 区块1 551 km2，成交价格近10.6 亿元。三轮次18个油气探矿权出让面积1.5×104km2，成交总金额高达36.5 亿元。面对严峻的形势，A 油田公司对矿业权管理提出了更高的要求，切实加大优质矿业权保护的工作力度，建立和完善公司矿业权管理评价机制，定期评估，进退有序，夯实公司发展的根基。

与此同时，自然资源部不断完善监管体系[15]，全面将矿业权相关业务纳入联合监管范围，加强了油气矿业权监管，加大了处罚力度，正在修订的《矿业权人勘查开采信息管理办法》将8 种情形列入异常名录，1 个异常名录3 年内或1 年内3 个以上未完成整改的，将进入严重失信名单，限制或禁止新矿业权申请等经营活动。因此，积极探索新形势下矿业权工作有利做法，加强公司矿业权合规管理制度建设势在必行。

2 矿业权管理运行新机制实践探索

根据7 号文的规定，矿业权管理运行机制主要在加强矿储联动管理、探采合一报备制度化、储量矿业权转换无缝衔接以及完善油田矿业权管理体系建设等方面进行了探索和优化，提高了矿业权管理工作的可操作性，使矿业权管理工作更进一步贴近生产实际。

2.1 矿储联动，矿业权流转和优化配置区块勘探取得重要进展

针对矿业权严峻的形势要求，积极转变思想、一体化统筹，按照矿业权是基础、储量是资产、部署是手段的原则，进一步加强矿储联动管理（图2），力求新发现，加快储量升级和探明转采。转变矿业权与储量相互独立工作的思想观念，树立矿储一体的工作理念，以勘探部署为手段，深化地质研究，科学部署井位，加快油气资源发现和评价升级。根据储量升级条件，合理安排加快探矿权区块内新增控制、预测油气储量区块评价节奏，及时将已探明油气储量区块转为采矿权。同时合理安排部署，解决关键地质问题，综合评价，科学决策矿业权退减方案，最大限度地保护优质矿业权。

图2 矿储联动流程Fig.2 Linkage of mineral rights and reserves

2019—2022 年，A 油田公司取得集团公司内部矿业权流转和优化配置区块近万平方千米，利用技术优势和人员优势，加强矿储联动，新区勘探开发步伐加快，取得两项突破，两项进展。

一是吉木萨尔凹陷全油气系统整体勘探取得重要进展，发现了3 个整装含油新区带。吉木萨尔凹陷经历了海西构造运动、印支构造运动、燕山构造运动、喜马拉雅构造运动等多期构造运动。海西构造运动晚期，东部古西凸起向上抬升。中生代印支构造运动期，在盆地边缘挤压、腹部拉张应力以及上覆岩层压力的共同作用下，主要表现为走滑态的应力状态，在二叠系末三叠系发育一系列大型走滑断裂。吉木萨尔凹陷北坡和南坡各发育几组近东西走向的逆冲断裂，发育较早，持续时间长，断开地层多，平面延伸长，早期活动比较剧烈，石炭系断距较大，二叠系及其以上地层断距比较小，控制了凹陷构造格局和油气运移；近南北走向具有走滑性质的断裂发育较晚，切割东西走向断裂，控制了局部地区地层沉积，使构造单元复杂化。吉木萨尔凹陷整体围绕二叠系芦草沟组优质烃源岩发育页岩油-致密油-常规砂岩油藏三层楼结构，平面上由凹陷中部向边缘依次分布页岩油-致密油-常规砂岩油藏三个带，整体呈“源储耦合、有序聚集”的成藏模式，二叠系亿吨级储量区基本落实。

二是风险勘探获重大突破，阜康断裂带东段吉南凹陷发现亿吨级整装砂岩油藏。阜康断裂带位于准南缘东段，西段勘探程度较高，已发现甘河油气田、三台油气田等，A 油田矿业权区位于东段，勘探程度低。2021 年在阜康断裂带东段部署风险探井，探索二叠系勘探潜力。针对井井子沟组试油，5 mm 油嘴自喷日产油20.3 m3，后期泵抽稳定在30 m3，发现二叠系井井子沟组油藏。井井子沟组油藏为源储侧接、超压驱动的大型岩性油藏，目前已提交三级储量1亿余吨，除井井子沟组油藏外，吉南凹陷具有八道湾组、韭菜园组、梧桐沟组、芦草沟组等多套含油层系，含油范围错迭分布，纵向上发育4 套常规砂岩油藏、1 套非常规页岩油藏，有利于常非并举、立体勘探。

三是甩开探索石树沟凹陷平地泉组页岩油藏获重要进展。矿业权流转后，重新认识平地泉组二段，发育一套粉砂岩，夹在生油岩中间，分布稳定、具备页岩油成藏条件。通过钻探，首次在平二段获得油流，具有初期高产，后期持续低产、稳产的试采特征，流转区块新层系勘探见到好苗头。

四是探索石钱滩凹陷石炭系近源成藏组合，首次发现海相碎屑岩天然气藏。石钱滩凹陷位于克拉美丽山前，凹陷结构下断上坳、西断东超，石钱滩组划分为两个三级层序，经历完整低位域-海侵域-高位域演化。海侵域发育烃源岩，高位域为泥岩盖层，低位楔、陡坡扇、缓坡扇、重力流储集体类型丰富，构成良好成藏组合。矿业权流转后部署SQ1 井在石炭系石钱滩组中途测试日产气6.3×104m3，天然气勘探取得重要突破。

2.2 探采合一报备制度化，有效解决合规开采问题

近年来，随着我国依法治国力度的加大，油气勘查开采合规管控力度也在不断加大。一般就常规油气而言，从勘探、发现油气、提交探明储量、产能评价建设，具有阶段性、时序性和长期性客观规律，一般为3～5 年。而前期申报采矿权所需要件多、周期长、难度大，一般为2～3 年，在探矿权2 年延续期内难以完成。“油气发现后可办理为期一年试采，且已申报过的试采区内不得再次办理试采”及“任何未取得采矿权进行的开采活动均属无证开采的违法行为”的规定与油气勘探开发特点之间的矛盾导致存在无证开采违法现象风险。

自然资源部推进油气体制改革，论证油气试采一年的不合理性和油气勘探生产实际需求，并且根据办理采矿权时间周期长、要件多、要件办理难度大等实际情况，推进和实施探采合一等油气矿业权管理制度，合理衔接勘探和开采工作。油气探采合一制度是指油气矿业权人发现可供开采的油气资源，完成试油（气）作业后决定继续开采的，在30 日内向有登记权限的自然资源主管部门提交探采合一计划表后可以进行开采。报告探采合一计划5 年内，矿业权人应当签订采矿权出让合同，依法办理采矿权登记。报告探采合一计划超过5 年，未转采矿权仍继续开采的，按照违法采矿处理。矿业权人完成试油（气）作业后决定不再继续开采的，以及5 年内开采完毕或无法转采并停止开采的，不再办理采矿权登记。

油气探采合一制度对需要较长试采时间油田的前期开采给予了合法性支持，解决了探矿权开采合规性问题，既符合油气从勘探发现到投入开发周期长的问题，也规避了目前转采要件多、办证周期长的问题，总体是利于石油企业快速高效开发利用油气资源，同时也进一步规范和提高了对合法开采的要求。

矿业权人根据常规油气藏和致密油、致密气、页岩油、页岩气、煤层气等非常规油气藏勘探开发的不同规律，论证新发现资源区块勘探开发潜力，合理确定报备时间和报备区范围，按规定时限向有登记权限的自然资源主管部门进行报告并取得回执，在回执许可时间，及时开展跟踪报备区勘查开采动态、开展转采登记、追踪转采进展等相关工作。同时针对已报备区块，通过评价研究，对能够完成探转采的项目提出评价部署建议和升级探明储量计划；对存在风险的项目建议相关研究室深化油藏研究，尽快落实下一步工作计划，避免违法开采风险；对于无法升级探明或者无法转采的报备项目，提出申请终止报备建议，到期关井停止开采（图3）。

图3 报备区五年规划和提前预警机制流程Fig.3 Flow of the reporting area’s five-year plan and early warning mechanism

2.3 储采无缝衔接，提高采矿登记效率

采矿权登记主要有新立、延续、变更（扩大矿区范围、缩小矿区范围、开采主矿种与开采方式、采矿权人名称、转让）、注销等4 种类型。油气采矿权新立、延续、变更（扩大）时，储量备案证明、开发利用方案和矿山地质环境保护及土地复垦方案是必备要件，也是准备工作的重点。

采矿权登记原流程各要件采用接力式办理，时间较长。2021 年开始，自然资源部调整申报流程，可同步编制开发利用方案、土地复垦方案。根据政策变化，优化采矿权申报流程，突破采矿权申报要件办理流程长、环节多的壁垒，提高办证效率，申报周期从平均27 个月缩短到平均14 个月（图4）。

图4 采矿权登记要件准备流程Fig.4 Flow of preparing the important registration documents of mining rights

采矿权申报工作从前置要件准备到申报的过程比较费时，涉及部门多、专业广、周期长，需统筹考虑超前谋划新区转采工作，及时启动探采矿权申办要件办理，加强与相关部门沟通协调，提高要件质量，争取申报材料一次性通过审查，有效提高转采速度。针对探明储量转采整改项目，通过与开发部、生产运行处、对应生产项目室相互沟通，编制倒计时时间表，推动探转采工作有序进行，按期完成探转采计划。

2.4 完善矿业权管理体系，为油田合规勘探开发保驾护航

1）整合研究，建立完善体制机制规范矿业权管理。通过分析政策变化对油田公司矿业权管理带来的挑战和机遇，加强和规范油田公司矿业权管理工作[16-17]，建立完善新形势下矿业权工作运行体制机制，适应矿业权相关主管部门的宏观监督和管理要求，提高矿业权管理工作水平，维护公司的合法权益，及时修订矿业权管理办法，按照“职能、技术、支撑”三级管理模式，公司成立矿业权工作领导小组，由公司主要领导任组长，勘探管理部门、开发管理部门、规划计划管理部门、财务管理部门、法律事务管理部门、土地管理部门、公共关系管理部门、环保管理部门、科技管理部门、档案管理部门、油田保卫部门、勘探开发研究等单位的主管领导为矿业权工作领导小组成员，代表公司全面负责矿业权管理工作。其中，勘探事业部为探矿权管理部门、开发事业部为采矿权管理部门、研究院为矿业权技术支撑单位，工作任务层层分解，责任到人，形成齐抓共管的矿管局面。

突出人才梯队建设，强化专业化矿业权管理队伍。构建了由首席专家、企业技术专家、一二级工程师、青年技术骨干为主的“塔式”矿业权专家队伍体系，为油田公司实施矿业权战略储备人才。设立矿业权研究科研专题，加强政策解读、能力培训、素质提升，以适应国家矿业权体制改革的要求，培养矿业权专业人才。同时制定了矿业权研究配套激励政策，充分激发矿业权研究队伍能动性。

明确工作界限和职责，确立矿业权技术支撑单位在矿业权管理工作中的核心纽带作用、核心参谋作用，形成采矿权工作和探矿权工作2 个大循环、6个重要衔接，促进油田矿业权管理的良性循环，坚持保有利、退有序，最大限度保护优质探矿权，最大限度申办采矿权，做到合法合规开采，确保公司利益最大化。

2）加强技术支撑，优化矿业权区块评价方法。矿业权是资源型企业生存与发展之本，矿业权调整探矿权延续期限和延续时硬性退减规定比例面积的规定，一方面有利于勘探开发统筹考虑开展工作，总体上是为了促进勘探开发节奏，尽快发现储量投入开发，但客观上增加了勘探认识和实施实物工作的难度。因此，必须加快勘探节奏和探转采力度，合理应用规则减少矿业权持有期内潜力区块的丢失，并积极获得新的探矿权。同时盆地基础研究、预探评价部署和有利矿业权评价紧密结合，切实优化勘探部署，准确开展矿业权分类评价，确保优质矿业权不丢。

通过第一轮的退减使存量探矿权面积大幅缩减，但质量结构也得到不断优化，有利矿业权面积占比也越来越高，后续继续强制性退减的背景下，退减区筛选难度将越来越大，开展精细评价才能相对有效地避免优质探矿权的提前流失。

现有油气探矿权区块评价技术规范侧重于以地质单元评价为基础，通过选取评价参数和建立评价标准，采用参数计算和专家经验评价相结合的评价方法，分析矿业权区块的构成及其勘探价值，取得两级评价成果，落实关键地质问题。存在对于地表条件的影响因素考虑的权重较低，对于矿业权区块的经济价值以及社会价值的评估不足，对于邻区勘探发现新的苗头无法体现在评价结果里等问题。

通过不断实践探索，基本形成了适用的矿业权区块综合精细评价方法，以地质单元评价为基础，充分应用已有勘探资料和研究成果，对矿业权区块的资源条件、勘探开发条件、石油地质条件、经济价值评价[18]及综合价值评价等进行综合性评估（图5），以规避矿业权进退决策中的系统性风险，为科学合理制定矿业权保护勘探部署方案、矿业权退减方案、新区块竞争方案等提供决策支持。在实际操作中，加强和政府相关部门的联系，了解并掌握探区内无法勘查开采施工区的分布状况（城市建设规划区、基本农田、水源地、国家重要建设项目压覆情况等），编制核减预案充分考虑矿业权区块内无法勘探区和难作业区情况，合理使用退减政策，优先使用已退出保护地抵扣，其次退减无法勘探区和难作业区，最后退减低勘探潜力区。

图5 矿业权区块综合精细评价结构Fig.5 Comprehensive and detailed evaluation structure of mining rights blocks

建立矿业权区块长效动态精细评价机制，加强低勘探程度区和新区勘探力度，紧密结合地质研究、勘探部署、钻探动态等最新成果，科学做好探矿权区块滚动精细评价，及时调整评价结论。同时不断完善评价参数、评价标准体系，系统开展矿业权区块分类排队，在评价成果基础上完成矿业权区块勘探部署、区块退减等方案，为矿业权决策提供支持。

3）建立定期自查自改制度，确保开采依法合规。建立自查机制，针对已有的采矿权，与各部门积极沟通，自查有无越界开采、环境敏感区重叠破坏、采矿侵权等现象，每年通过“定单位、定内容、定时间”，推进矿业权风险负面清单一一消项（表1）。同时加强地质资料汇交工作，根据探矿权和采矿权的状态，以及申报类型的不同要求，按照国家地质资料汇交相关规定及时对地质资料进行归类、整理、规范性审查并整改合格后报送资料中心。

表1 A 油田公司矿业权风险整改内容Table 1 Mining rights risk rectification of oilfield company A

矿业权年检是年度矿业权管理最重要的工作之一，自然资源部通过年检的方式管理和检查矿业权持有人履行法定职责情况，油田公司通过提交年检报告反馈和证明履行法定职责情况，自然资源部通过现场检查来验证年检报告的真实性和实际情况。油田公司认真完成年检报告和迎检工作至关重要。矿业权管理人员充分认识矿业权年检工作的重要性，认真贯彻落实有关年检政策精神，以矿业权区块为对象，细致收集整理年度矿业权开采信息，客观分析、规范填报，按时保质完成矿业权年检工作并向社会公示。同时，结合相关政策和要求，综合考虑矿业权到期延续、计划部署、新政出台等因素，梳理填报探矿权内探明储量、试采情况、动用情况、转采计划安排及问题所在，适时促进公司加快采矿权申办进程，统计分析未动用采矿权区块及原因，及时提出矿保风险预警及保护措施。

3 实施效果

7 号文立足矿产资源勘查开采存在的突出问题，将先行先试的一些成熟、可行的经验吸纳进来，上升到矿产资源管理制度层面，为矿产资源法修改探索积累实践经验。2023 年7 月26 日，自然资源部印发实施了《自然资源部关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》（国土资规〔2023〕6 号）（以下简称“6号文”），7 号文同时废止。6 号文进一步适应国内经济形势和国外环境变化，落实中央关于矿产资源管理改革、加强重要能源矿产资源国内勘探开发和增储上产的要求，同时遵循地质工作规律，回应社会、企业诉求，保留了原7 号文的框架结构和主要内容，重点对矿业权出让、探矿权退减政策、油气探采报备制度等内容进行了修改完善。通过适应变革、不断探索、一体统筹、矿储联动，使得A 油田公司矿业权核减、储量升级、探转采等工作更加流畅。

1）申报周期缩短。采矿权申报要件准备周期由27 个月缩短到14 个月，极大缩短了申报周期，2021—2022 年油田公司共计新增采矿权面积404 km2，增幅43.9%，为油田可持续发展提供了产量阵地。同时积极落实探采合一制度，报告新发现储量区块，安排储量升级计划，保证依法合规开采，规避无证开采风险。

2）矿业权保护取得新进展。盆地基础研究、预探评价部署和有利矿业权评价紧密结合，切实优化勘探部署，矿业权内部流转与优化配置区油气勘探开发取得一系列进展。探矿权区块综合精细评价，明确可利用矿业权区域范围，准确开展矿业权分类，优先利用保护区抵扣政策，其次退减保护区，第三利用同盆地置换政策，退减勘探潜力相对较小区域，最大限度保护探区优质矿业权，较好地完成了首轮探矿权登记工作。通过三年的工作，利用已退减保护区抵扣面积2 434 km2，退减保护区重叠面积400 km2，同盆地置换退减低勘探潜力区面积6 566 km2，最大限度保护了有利矿业权。

3）合法合规勘查的基础进一步夯实。根据已变化的探采矿权，及时向档案馆提交汇交的资料清单，及时完成地质资料补汇交，规避进入油气监管异常名录。对探矿权范围内“三区三线”（“三区”是指城镇空间、农业空间、生态空间三种类型的国土空间；“三线”分别对应在城镇空间、农业空间、生态空间划定的城镇开发边界、永久基本农田、生态保护红线三条控制线）压覆情况进行统计分析研究，涉及保护区面积2 638 km2、基本农田面积2 268 km2、城市规划用地面积480 km2，针对油田勘探开发生产影响较大的区域，积极与地方沟通，协调合理划分，同时向集团公司建议对所压覆的矿业权区块进行部署调整，保证下步油田勘探开发工作顺利进行，确保油田依法合规勘查开采。

4 认识与建议

1）新政下探矿权保有的难度大。按照7 号文规定，预计第二轮核减后，A 油田公司的探矿权面积将不足首设面积的50%，工作战场大幅缩减，许多目标或领域还不能有清晰的认识结论就可能被迫退出。从目前的实践来看，硬核减25%的规定不太适应油气勘探开发向深层和致密油、页岩油等非常规油气藏转移后钻井周期长、提产技术攻关周期长的特点，这些特点在客观上拉长了勘探周期和认识周期，增加了勘探风险和勘探成本，不利于矿业权人开展持续系统性的工作，发现更多非常规储量。

2）2023 年7 月26 日，6 号 文 印 发 实 施，有 效期5 年，规定申请探矿权延续登记时应当扣减勘查许可证载明面积的20%，油气探矿权可以扣减同一盆地的该探矿权人其他区块同等面积，但新出让的油气探矿权5 年内不得用于抵扣该探矿权人其他区块应扣减面积。新规定适当调小了探矿权核减比例，同时由扣减首设面积变化为证载面积，在一定程度上缓解了油气田公司的矿业权保护压力，但是矿业权形势依然严峻。建议油田公司积极争取矿业权内部流转与优化配置区块，合理调配资源和人才技术力量，促进优质矿业权区块资源加快动用，实现企业资源有效接替[19-20]。

3）采矿权的新立，从前置要件准备到申报的过程比较费时，牵扯到勘探开发、环保和生产运行等多个环节，必须统筹考虑，提前谋划，建议组织相关单位和人员进一步研究论证矿业权储量中长期重点工作，结合勘探评价和开发建产部署，统筹考虑开采报备、探明升级、开发建产、转采申报、矿业权延续、资料汇交等重点事项，编制计划进度，明确时间节点，细化责任分工，加强矿业权工作进展动态跟踪，更好地衔接矿业权储量管理和勘探开发各项工作，协调推进节奏。

4）地方政府多举措加快煤层气勘查开发进程，在油气矿业权内挂牌出让煤层气区块，侵害了油气矿业权权益，严重影响涉煤区块正常的油气勘探开发秩序。建议进一步厘清明确煤层气的矿业权归属及优先级，避免发生利益纠纷和侵权现象，维护油气矿业权人合法权益，保障油气、煤层气资源良好有序开发。