中國天然氣勘探開發(fā)增儲上產(chǎn)潛力及其政策建議

潘繼平 婁 鈺 王陸新

（自然資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心，北京 100034）

0 引言

近10年，中國天然氣勘探開發(fā)取得顯著成績，獲得一系列重大發(fā)現(xiàn)，探明儲量持續(xù)高位增長，產(chǎn)量較快增長。同時，中國清潔低碳能源轉(zhuǎn)型進程加快，天然氣消費快速增長，保障天然氣供應(yīng)安全形勢日趨嚴峻。根據(jù)中央關(guān)于大力提升油氣勘探開發(fā)力度的戰(zhàn)略部署，貫徹國務(wù)院關(guān)于促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展的文件精神，迫切需要進一步加強天然氣勘探開發(fā)，不斷實現(xiàn)增儲上產(chǎn)，增強能源安全。

1 天然氣供需總體形勢

1.1 天然氣儲產(chǎn)量大幅增加，供應(yīng)能力持續(xù)增強

21世紀以來，我國天然氣快速發(fā)展，儲產(chǎn)量持續(xù)快速增長。統(tǒng)計顯示，2003-2017年連續(xù)15年年新增探明地質(zhì)儲量超過5 000×108m3，進入持續(xù)高位增長階段（圖1）。其中，2007-2016年新增探明地質(zhì)儲量合計達7.15×1012m3，占全國累計探明天然氣地質(zhì)儲量的50.4%。

2001-2017年 ，我國天然氣（含非常規(guī)氣）產(chǎn)量由303 × 108m3增至1 480 × 108m3（圖2），增長了近5倍，年均增長10.4%，世界排名由第18名提升至第6名，成為名副其實的天然氣生產(chǎn)大國，也是21世紀以來世界天然氣產(chǎn)量增長最快的國家之一。其中，增量居世界第4，排在美國、伊朗、卡塔爾之后；增速為世界第2，僅次于卡塔爾（12.2%）。

圖1 中國天然氣年新增探明地質(zhì)儲量統(tǒng)計直方圖

圖2 2001-2017年全國天然氣產(chǎn)量與增長率圖

《中國天然氣發(fā)展報告（2018）》顯示，2017年國內(nèi)天然氣產(chǎn)量增加超100×108m3，達1 480×108m3，同比增長8.2%。其中，常規(guī)氣產(chǎn)量達1 339×108m3，同比增長8.1%；頁巖氣產(chǎn)量達92.0×108m3，同比增長14.3%；煤層氣產(chǎn)量達49.6×108m3、利用量達44×108m3，分別同比增長9.2%、13.8%。另外，煤制氣產(chǎn)量為26.3 × 108m3，同比增長34.3%［1］。

另據(jù)《全國油氣礦產(chǎn)儲量通報（2017）》（自然資源部）統(tǒng)計，全國天然氣產(chǎn)量主要集中分布于鄂爾多斯、四川、塔里木等三大盆地，2017年三大盆地天然氣產(chǎn)量總和達1 220×108m3，占全國天然氣總產(chǎn)量的82.5%。其中，四川盆地天然氣產(chǎn)量達395×108m3（含頁巖氣92×108m3），約占全國天然氣總產(chǎn)量的26.8%；鄂爾多斯盆地產(chǎn)量達455×108m3（含煤層氣15×108m3），約占全國天然氣總產(chǎn)量的30.5%，連續(xù)9年為全國第一大產(chǎn)氣區(qū)；塔里木盆地天然氣產(chǎn)量為370×108m3，約占全國天然氣總產(chǎn)量的25.1%。

1.2 天然氣需求過快增長，供需缺口加大，進口量大幅攀升

2001-2017年 ，全國天然氣消費量從274×108m3增加到2 386×108m3，年均增長14.5%，比同期產(chǎn)量增速高出4個百分點（2017年高7個百分點），供需增量、增速剪刀差均越來越大，對外依存度快速攀升。統(tǒng)計顯示，我國從2007年開始規(guī)模進口天然氣，此后10年內(nèi)，對外依存度快速攀升至39%左右，2015-2017年3年提升了近10個百分點。與此同時，中國天然氣儲備體系建設(shè)卻嚴重滯后，儲備能力嚴重不足，基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互通程度不夠。據(jù)《中國天然氣發(fā)展報告（2018）》，截至2017年底，全國儲氣庫工作氣量僅77×108m3，約占全國天然氣表觀消費總量的3.2%，遠低于12%～15%的世界平均水平。在這種情況下，中國天然氣快速發(fā)展面臨日益嚴峻的安全形勢。按照目前天然氣開發(fā)態(tài)勢，考慮天然氣消費增速趨緩，預(yù)計“十三五”末，國內(nèi)天然氣生產(chǎn)供應(yīng)缺口將達到1 500×108m3左右，對外依存度將達到45%左右。鑒于儲備能力建設(shè)短期達不到相當(dāng)比例，屆時天然氣保供壓力會更大，安全形勢會更加突出，因此迫切需要加大國內(nèi)開發(fā)，加快推進天然氣進一步增儲上產(chǎn)增供。

2 面臨的挑戰(zhàn)與問題

2.1 油氣體制改革滯后，投入不足，天然氣增產(chǎn)跟不上消費快速增長步伐

近年來，油氣上游領(lǐng)域市場化改革探索取得積極進展，但開放程度依然十分有限，超過95%的油氣礦權(quán)仍集中在極少數(shù)企業(yè)，而且油氣礦權(quán)在礦權(quán)人之間缺乏有效流轉(zhuǎn)機制，充分競爭、有序開發(fā)的勘探開發(fā)市場格局遠未形成，競爭活力不夠，加上持續(xù)低油價的影響，以及資源品質(zhì)下降，開發(fā)難度加大，導(dǎo)致勘探開發(fā)投資不足，工作量大幅減少，探明儲量增幅下降，新建產(chǎn)能規(guī)模下降。統(tǒng)計顯示，2017年，全國油氣勘探開發(fā)投資2 213.5億元，同比增長18.9%，但遠低于2013年的高峰值3 660.1億元，比“十二五”年均投資規(guī)模下降30%。2016-2017年年均新增天然氣儲量6 410×108m3，比“十二五”年均新增儲量規(guī)模下降18.3%，天然氣新建產(chǎn)能規(guī)模明顯下降。

2.2 資源品質(zhì)持續(xù)下降，開發(fā)成本過高，天然氣快速增儲上產(chǎn)難度不斷加大

隨著油氣勘探開發(fā)程度的提高和領(lǐng)域的擴展，地質(zhì)地貌條件日益復(fù)雜，資源品質(zhì)不斷下降，劣質(zhì)化趨勢加劇。據(jù)評價顯示，全國剩余天然氣資源中超過80%屬于低滲、深層、深水以及高含硫氣田。統(tǒng)計顯示，近10年來全國新發(fā)現(xiàn)油氣田的儲量規(guī)模不斷下降，小碎散的特點日益明顯，且低品位比例呈上升趨勢。年新增探明儲量中低滲—特低滲儲量占70%以上；中低豐度儲量占比超過60%；中深層儲量占比超過40%；采收率持續(xù)下降，由2003年的64%下降至2017年的56%，下降了約8個百分點。在現(xiàn)有技術(shù)水平和體制、政策環(huán)境下，天然氣開發(fā)成本普遍偏高，頁巖氣、煤層氣及部分致密氣開發(fā)的經(jīng)濟性依然較差。據(jù)不完全統(tǒng)計，2017年Ⅲ類致密氣開發(fā)綜合成本為（1.2～1.5元）／m3，頁巖氣為（0.9～1.2元）／m3，煤層氣為（1.5～2.2元）／m3，除了資源品質(zhì)下降、開發(fā)成本過高的內(nèi)在因素外，從事資源開發(fā)的企業(yè)經(jīng)營管理水平、效率較低也是影響天然氣增儲上產(chǎn)的重要因素。

2.3 科技進步與創(chuàng)新能力不能滿足加快勘探開發(fā)的需要，制約了天然氣快速增儲上產(chǎn)

近年來，我國油氣開發(fā)科技研發(fā)取得長足進步，形成了自主特色的深水、深層及非常規(guī)資源勘探開發(fā)技術(shù)體系，但總體上技術(shù)進步與創(chuàng)新能力滯后于資源開發(fā)的實際需要，制約了天然氣快速增儲上產(chǎn)。其中，深水油氣資源開發(fā)核心技術(shù)和關(guān)鍵裝備，特別是水下生產(chǎn)系統(tǒng)依賴進口，受制于人；部分致密砂巖氣的開發(fā)，包括四川盆地須家河致密氣和鄂爾多斯盆地Ⅲ類致密氣等，受困于技術(shù)問題，難以實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)；埋深超過3 500～4 000 m的深部頁巖氣資源潛力大，但缺乏有效的配套技術(shù)，包括深部頁巖氣甜點預(yù)測與壓裂技術(shù)等，導(dǎo)致成本過高，尚不能規(guī)?；_發(fā)；海陸過渡相、陸相頁巖氣開發(fā)至今未能取得商業(yè)化突破；技術(shù)問題是煤層氣發(fā)展緩慢的主要原因之一，深部和低煤階煤層氣開發(fā)技術(shù)仍處于探索階段；配套關(guān)鍵技術(shù)的不足導(dǎo)致火山巖等特殊氣藏采收率過低，難以實現(xiàn)高效開發(fā)。

2.4 資源開發(fā)政策體系不健全不協(xié)調(diào)，不利于天然氣開發(fā)和生態(tài)環(huán)境保護

一是天然氣資源勘探開發(fā)的政策體系和機制不健全。相當(dāng)規(guī)模的成本高、風(fēng)險高、潛力大的天然氣資源開發(fā)缺少有力而靈活多樣的支持政策。據(jù)不完全統(tǒng)計，約為1.0×1012m3的Ⅲ類致密氣開發(fā)成本高過頁巖氣，卻缺乏有效支持政策；已有的支持政策側(cè)重于直接的財政補貼或者稅費減免，方式單一，而對于非經(jīng)濟性支持政策嚴重不足。天然氣勘探開發(fā)關(guān)鍵理論、技術(shù)和核心裝備研發(fā)扶持力度有限，亟需加大政策支持力度。二是資源管理政策不健全，主要體現(xiàn)為礦權(quán)重疊、探采分離等，在很大程度上制約了天然氣特別是煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)資源的開發(fā)。三是亟待統(tǒng)籌生態(tài)環(huán)境保護與資源開發(fā)利用的關(guān)系。資源開發(fā)在生態(tài)環(huán)境保護方面的重視程度依然不夠，污染、破壞環(huán)境的開發(fā)生產(chǎn)活動依然在個別油氣開發(fā)生產(chǎn)活動中存在；部分生態(tài)紅線、自然保護區(qū)的劃定存在不科學(xué)、不合理、隨意性等問題，相當(dāng)規(guī)模已發(fā)現(xiàn)、已建產(chǎn)油氣田（區(qū)）被劃入具有較低生態(tài)價值的保護區(qū)，而且沒有明確退出過渡期，對油氣生產(chǎn)造成相當(dāng)程度的影響。

3 增儲上產(chǎn)的潛力與前景

3.1 勘探增儲潛力與前景

1）天然氣資源豐富，探明程度低，儲量增長有資源基礎(chǔ)。據(jù)2015年全國油氣資源動態(tài)評價結(jié)果顯示，全國天然氣（含致密氣）地質(zhì)資源量為90.3×1012m3，可采資源量為50.1×1012m3；頁巖氣地質(zhì)資源量為122×1012m3，可采資源量為22×1012m3；煤層氣地質(zhì)資源量為30.1×1012m3，可采資源量為12.5×1012m3。截至2017年底，全國累計探明天然氣地質(zhì)儲量為14.2×1012m3，探明率達15.7%，整體處于快速發(fā)展的勘探早期階段；累計探明頁巖氣地質(zhì)儲量為9 209×108m3（截至2018年6月底，已超過1.0×1012m3），探明率僅0.8%，累計煤層氣地質(zhì)儲量6 345×108m3，探明率為2.1%，非常規(guī)氣勘探總體尚處于初期起步階段。

2）加強天然氣勘探，推進探明儲量持續(xù)高位增長。通過加強勘探，堅持“常非并舉、海陸并進”的原則，堅持“勘探為龍頭、儲量為根本”，持續(xù)加大國內(nèi)勘探投入，以塔里木、鄂爾多斯、四川等陸上主力盆地和海域為重點，加強重點氣區(qū)勘探，加大新區(qū)、新層系風(fēng)險勘探，深化老區(qū)挖潛勘探，實現(xiàn)天然氣儲量持續(xù)高位增長，夯實天然氣增產(chǎn)的儲量基礎(chǔ)。初步預(yù)測，2018-2025年，以常規(guī)氣為主，加上非常規(guī)資源，全國新增天然氣探明地質(zhì)儲量將保持高位增長，年均新增探明地質(zhì)儲量有望達到（1.0～1.2）×1012m3，其中常規(guī)天然氣年均新增儲量達0.9×1012m3左右，且超過65%來自鄂爾多斯、四川、塔里木等三大主力盆地。

3.2 開發(fā)增產(chǎn)潛力與前景

1）新發(fā)現(xiàn)和新增儲量的產(chǎn)能建設(shè)。通過加強勘探不斷獲得新發(fā)現(xiàn)，年新增儲量保持高位增長，為加快產(chǎn)能建設(shè)，增加天然氣產(chǎn)量提供了儲量基礎(chǔ)，是新氣田開發(fā)，實現(xiàn)天然氣增產(chǎn)的主要來源。預(yù)計2018-2025年，通過勘探新發(fā)現(xiàn)增加可供動用儲量（5～6）× 1012m3，可年均建成產(chǎn)能（500～600）× 108m3，形成相當(dāng)規(guī)模的增產(chǎn)空間。

2）探明未開發(fā)儲量開發(fā)增產(chǎn)。統(tǒng)計顯示，2010-2016年，常規(guī)氣儲量替代率平均值為262%，年新增經(jīng)濟可采儲量遠超過當(dāng)年產(chǎn)量，2017年儲量替代率也達到127%，具有現(xiàn)實天然氣增產(chǎn)空間。截至2017年底，全國天然氣探明未開發(fā)地質(zhì)儲量超過5×1012m3，借助于技術(shù)進步、礦權(quán)流轉(zhuǎn)和適度政策支持，完全可釋放這部分資源潛力，預(yù)計在3～5年可增產(chǎn)天然氣（200～300）×108m3。其中，加強致密氣開發(fā)是天然氣增產(chǎn)增供的重要現(xiàn)實領(lǐng)域，以鄂爾多斯盆地上古生界、四川盆地須家河組、松遼盆地登婁庫組、渤海灣盆地深層、塔里木盆地深層為重點，超過萬億立方米的非效益難動用儲量，亟待在技術(shù)和政策的支持下實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)。

3）已開發(fā)氣田提高采收率挖潛增產(chǎn)。通過內(nèi)部井網(wǎng)調(diào)整、補充產(chǎn)能井、滾動擴邊建產(chǎn)、井間加密等措施，挖潛建產(chǎn)，改善開發(fā)效果，減緩產(chǎn)量遞減，提高采收率，努力增加產(chǎn)量?！笆濉逼陂g，通過內(nèi)部調(diào)整挖潛年均建產(chǎn)超過80×108m3，“十三五”后期，已開發(fā)氣田年均挖潛建產(chǎn)100×108m3左右，預(yù)計“十四五”期間，通過內(nèi)部調(diào)整、精細開發(fā)、挖潛建產(chǎn)等可普遍提高中西部已開發(fā)氣田采收率，使之成為穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的重要來源。

4）非常規(guī)資源開發(fā)成為增產(chǎn)重要來源。頁巖氣、煤層氣等勘探開發(fā)程度低，具有較大的增產(chǎn)潛力，是天然氣增產(chǎn)的重要領(lǐng)域和來源。目前頁巖氣探明未開發(fā)儲量超過2 000×108m3，而且總體采收率較低，有一定提升空間，預(yù)計2020年頁巖氣產(chǎn)量可達220×108m3以上。隨著深部頁巖氣、海陸過渡相和陸相頁巖氣開發(fā)成本下降，“十四五”期間頁巖氣將保持較快發(fā)展。煤層氣探明儲量動用程度較低，產(chǎn)能建設(shè)緩慢，采收率低，增產(chǎn)潛力大，預(yù)計“十四五”期間煤層氣有望迎來較快發(fā)展。

總體上，大幅增加投入，通過新增儲量開發(fā)、未開發(fā)儲量動用、已開發(fā)氣田提高采收率等措施，借助于積極的開發(fā)政策（礦權(quán)流轉(zhuǎn)）、技術(shù)進步及適度支持政策，綜合預(yù)計到2020年全國天然氣產(chǎn)量可達2 000×108m3左右，總體達到“十三五”規(guī)劃目標(biāo)；2025年天然氣產(chǎn)量有望達到2 500×108m3左右，國內(nèi)資源供應(yīng)保障能力顯著提高。

4 政策與措施建議

4.1 不斷深化油氣體制改革，構(gòu)建充分競爭、多元化油氣勘探開發(fā)市場體系

貫徹落實國發(fā)〔2018〕31號《國務(wù)院關(guān)于促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》，深化油氣勘查開采管理體制改革，促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展［2］。一是積極探索以市場化方式推進油氣礦權(quán)流轉(zhuǎn)，不斷引入競爭，增加投入，激活存量資源。分3個層次：① 鼓勵主要石油企業(yè)內(nèi)部的礦權(quán)流轉(zhuǎn)；② 鼓勵主要石油企業(yè)之間的油氣礦權(quán)流轉(zhuǎn)，釆用不同思路和方法勘查開采油氣；③ 主要石油企業(yè)與其他各類所有制企業(yè)之間的礦權(quán)流轉(zhuǎn)。在礦權(quán)登記基礎(chǔ)上，基于經(jīng)濟價值評估，探索構(gòu)建油氣礦業(yè)權(quán)交易市場。二是繼續(xù)加大區(qū)塊退出力度，增加區(qū)塊持有成本，結(jié)合公益地質(zhì)調(diào)查和選區(qū)，加大礦權(quán)競爭性出讓力度，推進礦權(quán)競爭性出讓常態(tài)化。同時，完善油氣礦業(yè)權(quán)配置與管理，促進多種共伴生資源綜合開發(fā)，提高開發(fā)效率。三是在油氣勘探市場體系建設(shè)中，積極推進油氣上游主輔分離，形成真正的勘探開發(fā)工程技術(shù)服務(wù)市場。四是加強監(jiān)管，理順監(jiān)管體制機制，切實發(fā)揮地方作用，加強監(jiān)管專業(yè)隊伍建設(shè)，完善監(jiān)管依據(jù)和標(biāo)準規(guī)范。五是加強并完善油氣勘探開發(fā)投資考核機制，特別是風(fēng)險勘探考核機制，留出容錯空間。

4.2 進一步擴大對外開放，對外資全面放開國內(nèi)油氣資源勘探開發(fā)

一方面，允許外資持有油氣礦權(quán)，取消陸上、海上兩個對外合作專營權(quán)，完善對外合作合同和機制。另一方面，在允許外國石油企業(yè)與國內(nèi)石油企業(yè)同臺平等競爭的同時，可以考慮通過完善石油合同等方式確保油氣資源國家所有者權(quán)益，進而促進國內(nèi)油氣勘探開發(fā)、增儲上產(chǎn)，同時推進“一帶一路”建設(shè)，構(gòu)建開放條件下的能源安全保障機制。

4.3 加強重大理論、關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)與攻關(guān)，推進資源規(guī)模效益開發(fā)

針對深層—超深層、深水和非常規(guī)等領(lǐng)域油氣勘探開發(fā)的重大理論、技術(shù)及裝備方面的共性問題，建立國家級科研平臺，健全以企業(yè)為主、產(chǎn)學(xué)研優(yōu)勢互補的科技攻關(guān)機制，增強科技創(chuàng)新能力，著力解決制約天然氣開發(fā)的關(guān)鍵理論、技術(shù)問題。重點攻克致密油氣、頁巖油氣和煤層氣高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)體系，不斷降低成本，推進規(guī)模效益開發(fā)。加強深部頁巖氣、陸相頁巖氣和低煤階煤層氣開發(fā)方面的科技創(chuàng)新和攻關(guān)研究，力爭早日實現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)突破。進一步提高儲層改造和深水勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)和核心裝備的國產(chǎn)化程度。加強天然氣水合物勘探開發(fā)基礎(chǔ)理論和關(guān)鍵技術(shù)研究［3-4］。

4.4 健全完善油氣資源開發(fā)政策，統(tǒng)籌推進油氣開發(fā)與生態(tài)環(huán)境保護協(xié)調(diào)發(fā)展

大幅削減高含水老油田開發(fā)稅費，并對強化采油、低產(chǎn)井予以適當(dāng)支持；加大對稠油、致密油、致密氣、頁巖油氣、煤層氣等低品位、非常規(guī)資源開發(fā)稅費減免支持力度，可以考慮全免其資源稅，由此而增加的油氣產(chǎn)量適當(dāng)向地方傾斜；延續(xù)對頁巖氣、煤層氣的補貼政策，對致密氣、致密油、頁巖油開發(fā)予以適度補貼支持；加大對深水、深層油氣資源開發(fā)的支持力度，以稅費減免為主。加大用地、用海、環(huán)評、安全等非經(jīng)濟性政策支持力度，提高行政審批效率。同時，堅決貫徹中央關(guān)于生態(tài)環(huán)境保護的戰(zhàn)略決策，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)油氣資源勘探開發(fā)與生態(tài)環(huán)境保護的關(guān)系，自然保護區(qū)、生態(tài)紅線的確定要充分考慮油氣開發(fā)增強國家能源安全的現(xiàn)實需要，油氣開發(fā)要進一步做好生態(tài)環(huán)境保護，實現(xiàn)在保護中開發(fā)，在開發(fā)中保護，統(tǒng)籌推進資源開發(fā)與生態(tài)環(huán)境保護協(xié)調(diào)發(fā)展。合理分配油氣資源開發(fā)收益，鼓勵支持地方以多種方式參與資源開發(fā)利用，留稅于地方，互利互惠，共同發(fā)展。