中國石化國內常規(guī)天然氣儲采比現(xiàn)狀與可持續(xù)發(fā)展方向

杜靜 薄兵

1.中國石化勘探開發(fā)研究院 2.中國石油勘探開發(fā)研究院

儲采比和儲量替代率是衡量油氣公司可持續(xù)發(fā)展的重要指標[1-4]。儲采比是截至到某年底的剩余經(jīng)濟可采儲量與當年年產量的比值。儲采比數(shù)值越大，說明按照當年產量規(guī)模來開采，還可以穩(wěn)定生產的年數(shù)越長，越能實現(xiàn)公司的儲量接替和可持續(xù)發(fā)展。儲量替代率是年度增加經(jīng)濟可采儲量與年產氣量的比值。由于對年度增加經(jīng)濟可采儲量的理解不同，儲量替代率包括廣義儲量替代率和動用儲量替代率兩種[5]：

廣義儲量替代率=(年度新增探明經(jīng)濟可采儲量+老區(qū)提高采收率增加的經(jīng)濟可采儲量)/年產量

動用儲量替代率=(年度新區(qū)動用地質儲量所增加的經(jīng)濟可采儲量+老區(qū)提高采收率增加的經(jīng)濟可采儲量)/年產量

兩者對比起來，廣義儲量替代率中的當年新增探明儲量雖然增加了經(jīng)濟可采儲量，但不一定當年動用。動用儲量替代率反映的是當年產能建設增加的經(jīng)濟可采儲量與年產量的關系，更能實際反映氣田穩(wěn)產和可持續(xù)發(fā)展。目前中石化常用的也是動用儲量替代率。

儲采比和儲量替代率是相互關聯(lián)的，當儲量替代率大于100%時，說明當年新增的經(jīng)濟可采儲量超過了由于當年產量導致的剩余經(jīng)濟可采儲量的減少，儲采比數(shù)值比上一年增加；當儲量替代率不到100%時，說明當年新增的經(jīng)濟可采儲量無法彌補由于當年產量導致的剩余經(jīng)濟可采儲量的減少，儲采比數(shù)值較上一年減少。儲量替代率越大，儲采比增加越多。儲量替代率越小，儲采比逐年降低，不利于公司的穩(wěn)產和可持續(xù)發(fā)展。

天然氣作為低碳、清潔的能源品種之一，具有資源量大、產業(yè)化程度高、產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)技術成熟、供應穩(wěn)定的優(yōu)勢。近年來我國天然氣消費快速增長，2016年我國天然氣消費量為2 058×108m3。預計到2020年，天然氣消費占能源消費的占比將提高到10%，到2030年，占比將提高到15%左右。天然氣在未來能源體系中的比重將越來越大。但在國內天然氣消費量持續(xù)高增長的情況下，國內天然氣產量的增長難以滿足需求。研究其儲量替代率和儲采比，對于如何提高國內天然氣資源保障有重要意義。

1 中石化國內天然氣儲采比、儲量替代率特點

中石化作為國內三大油氣生產商之一，其天然氣發(fā)展有較長的歷史。1998-2009年，隨著川西中淺層和大牛地氣田的逐步開發(fā)，中石化天然氣產量穩(wěn)步上升，年均增長率達7.7%；2010年以來，隨著普光、元壩等碳酸鹽巖氣田的投入開發(fā)，大牛地、川西致密氣田水平井壓裂技術的突破，中石化天然氣進入快速發(fā)展階段，產量、儲量都邁上新臺階。

“十二五”以來，中石化常規(guī)天然氣新增動用儲量、鉆井工作量呈增長趨勢，剩余經(jīng)濟可采儲量大幅增加。天然氣儲采比逐年上升，有一定的穩(wěn)產基礎。但儲量替代率自2014年開始呈下降趨勢，2016年不足100%。其原因是2016年產能建設主要為已有區(qū)塊滾動擴邊和老氣田的綜合調整，沒有大氣田投入開發(fā)，新增經(jīng)濟可采儲量減少。

1.1 不同氣藏類型分析

對中石化各氣田按儲層巖性、滲透性等因素綜合分類可分為5種類型，即低滲致密砂巖氣藏、碳酸鹽巖氣藏、凝析氣藏、中高滲砂巖氣藏和火山巖氣藏。其中，碳酸鹽巖氣藏和低滲致密砂巖氣藏是中石化常規(guī)天然氣的主要氣藏類型，產量占比達84%(見圖1)。

分類統(tǒng)計2016年不同類型氣藏的儲采比和儲量替代率，并進行對比分析。其中，碳酸鹽巖氣藏儲采比最高為16.4，其次為中高滲氣藏11.8，低滲致密氣藏和凝析氣藏中等，火山巖氣藏最低為4.0(見表1)。而儲量替代率數(shù)值的高低，不僅和新增經(jīng)濟可采儲量有關，還和當年產量有關，反映產量和年度增加經(jīng)濟可采儲量的相對大小的關系。按氣藏類型分析儲量替代率，凝析氣藏儲量替代率最高為299%，低滲致密氣藏和火山巖氣藏儲量替代率中等，碳酸鹽巖氣藏儲量替代率較低，中高滲氣藏儲量替代率最低。

表1 不同類型氣藏的儲采比和儲量替代率現(xiàn)狀氣藏類型產量占比/%儲采比儲量替代率/%中高滲砂巖氣藏111.837低滲致密砂巖氣藏388.390凝析氣藏117.1299碳酸鹽巖氣藏4616.444火山巖氣藏44.062

碳酸鹽巖氣藏主要在普光氣田和元壩海相氣田，儲量規(guī)模大，投產時間短，儲采比保持較高的水平。但是由于沒有后續(xù)資源接替，儲量替代率較低。處于穩(wěn)產后期的普光目前較緊迫。剛建成的元壩氣田仍處于穩(wěn)產期，但如果沒有新增儲量，“十四五”穩(wěn)產將面臨嚴峻的挑戰(zhàn)。低滲致密砂巖氣藏主要在鄂爾多斯盆地、川西中淺層和川西須家河氣藏等?！笆濉币詠恚S著水平井壓裂技術的突破，鄂爾多斯盆地和川西中淺層滾動評價建產一體化，每年保持一定的產建規(guī)模，有一定的穩(wěn)產基礎。

中高滲砂巖氣藏主要在渤海灣盆地，氣藏儲量規(guī)模小，開發(fā)時間長，目前多處于開發(fā)后期，滾動擴邊、老區(qū)調整潛力小，因此儲量替代率較低?；鹕綆r氣藏主要為松南營城組氣藏，2007年投入開發(fā)至今，目前已到穩(wěn)產末期，近兩年開展精細挖潛，編制調整井方案，動用了部分難動用儲量，穩(wěn)產期可延長4年。但氣藏整體儲量規(guī)模小，儲量接替潛力小。凝析氣藏主要分布在雅克拉氣田、海上氣田和渤海灣盆地，其中雅克拉氣田年產量占凝析氣藏的50%以上。2016年凝析氣藏新增經(jīng)濟可采儲量主要在河南寶浪氣田和海上氣田。

1.2 不同氣藏規(guī)模分析

參照地質礦產行業(yè)標準DZ/T 0217-2005《石油天然氣儲量計算規(guī)范》，對中石化各氣藏進行分類統(tǒng)計：大型氣藏可采儲量為(250～2 500)×108m3，中型氣藏可采儲量為(25～250)×108m3，小型氣藏可采儲量為(2.5～25)×108m3，特小型氣藏可采儲量小于2.5×108m3。

1.2.1 氣藏從大到小，儲采比呈下降趨勢

對中石化各氣田按大中小型氣藏分類統(tǒng)計分析，氣藏從大型到特小型，儲采比從14.5降到3.7(見表2)。中石化大型氣田主要分布在普光氣田、大牛地氣田、元壩海相和川西新場氣田。大型氣田剩余經(jīng)濟可采儲量規(guī)模大，儲采比較高。中型氣藏主要分布在西北雅克拉、東北松南、西南中江、洛帶、馬井以及江漢建南、杭錦旗等氣田。中型氣藏儲采比為5.8。小型氣藏和特小型氣藏主要分布在勝利、中原、西北和西南，儲采比分別為5.4和3.7。

表2 大中小型氣藏的儲采比和儲量替代率現(xiàn)狀氣藏級別產量占比/%儲采比儲量替代率/%大型6814.5 84中型195.8 192小型125.4 186特小型13.7 0

1.2.2 中、小型氣藏儲量替代率最高，特小型氣藏儲量替代率為0

中型氣藏當年新增經(jīng)濟可采儲量最多，主要在海上氣田和杭錦旗氣田。其次為大型氣藏，在元壩海相氣田和大牛地氣田。小型氣藏分布零散，主要在河南寶浪氣田、海上氣田和塔河9區(qū)奧陶系氣藏等。特小型氣藏多為中高滲砂巖氣藏，目前處于開發(fā)后期，在當今氣價下沒有新增經(jīng)濟可采儲量。

1.3 不同生產階段分析

根據(jù)氣田開發(fā)特點可分為4個生產階段：試采期(上產期)、穩(wěn)產期、遞減初期和遞減后期(低壓低產期)，見圖2。將中石化氣田(藏)按生產階段劃分，目前處于穩(wěn)產期的氣田主要有普光、元壩、中江、松南營城組、海上氣田等，儲采比為14.3，儲量替代率為100%(見表3)；處于遞減初期的氣田主要有大牛地、雅克拉、新場沙溪廟組、馬井、什邡蓬萊鎮(zhèn)組、天外天C等氣藏，儲采比為9.3，儲量替代率為46%；處于遞減后期的氣田主要為渤海灣盆地、塔河、平湖和滇黔桂等，開發(fā)時間長、儲量規(guī)模小，儲采比為5.2，儲量替代率僅為19%；處于試采期的主要有四川須家河組、馬路背、杭錦旗等氣田，儲采比為2.1，儲量替代率為80%。

表3 不同生產階段氣藏的儲采比和儲量替代率現(xiàn)狀氣藏級別產量占比/%儲采比儲量替代率/%穩(wěn)產期2014.3 100遞減初期339.3 46遞減后期45.219試采期32.1 80

由此可見，大型、中型的碳酸鹽巖氣藏和致密低滲氣藏的儲量接替能力較高，這些氣田目前處于穩(wěn)產期或遞減初期，是中石化的主力氣田，對中石化天然氣儲采比、儲量替代率的大小起著決定性的作用。中小型的中高滲砂巖氣藏、凝析氣藏，儲量規(guī)模小，開發(fā)時間長，大多處于遞減后期，壓力和產量均低，其可持續(xù)發(fā)展面臨巨大的挑戰(zhàn)。

2 中石化常規(guī)天然氣可持續(xù)發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)

“十二五”是中石化常規(guī)天然氣快速上產階段，天然氣產量從2010年到2015年平均增長率為139%。天然氣新建(增)產能中，新區(qū)新建產能占比呈上升趨勢，平均保持在80%以上。說明以往天然氣產量的增長主要靠新區(qū)產能建設。但隨著目前未開發(fā)儲量開采對象日益復雜、優(yōu)質資源減少，主要靠新區(qū)產建來實現(xiàn)天然氣產量大幅增長面臨挑戰(zhàn)。

2.1 新增探明儲量規(guī)模日益減少，嚴重制約著天然氣可持續(xù)發(fā)展

自“十二五”以來，中石化天然氣勘探領域已由陸上轉向海域，從常規(guī)中高滲砂巖氣藏轉向碳酸鹽巖氣藏、致密氣和頁巖氣等。其中，陸上勘探目標逐漸由淺層轉向深層、超深層，由大型構造油氣藏轉向小型復雜隱蔽性油氣藏；海域勘探由淺海轉向深海、超深海域[6-7]。資源劣質化趨勢明顯，勘探難度日益增大，整體新增儲量規(guī)模日益減少。2016年常規(guī)天然氣新增探明儲量最少。

2.2 目前未動用儲量中優(yōu)質資源不足，難以支撐持續(xù)規(guī)模建產

截至2016年底，中石化提交的探明未動用儲量和控制儲量規(guī)模大，但優(yōu)質資源較少。探明未動用儲量主要分布在海域、川西中淺層、川東北、川西深層和大牛地，初步評價經(jīng)濟儲量占比僅為7%?？刂苾α恐饕植荚诤煎\旗、元壩、川西須家河、川西氣田，初步評價經(jīng)濟儲量占比僅8%。在目前的技術、經(jīng)濟條件下，能夠投入建產的優(yōu)質儲量規(guī)模小，不能支撐未來天然氣的持續(xù)快速上產。

3 提高儲采比的幾個建議

近年來，習近平總書記多次召開會議，就能源安全問題進行專題討論，作出要進一步提升勘探開發(fā)力度，保障能源安全的重要批示。為全面貫徹落實習近平總書記重要批示指示精神，中石化做了“兩個三年、兩個十年”戰(zhàn)略部署，開展了七年行動計劃研究，均要求常規(guī)天然氣儲采比、儲量替代率保持較高的水平。為實現(xiàn)這一目標，保持天然氣長期可持續(xù)發(fā)展，對中石化常規(guī)天然氣勘探開發(fā)策略提出以下建議。

3.1 加強海相碳酸鹽巖氣藏的勘探規(guī)劃，積極拓展新區(qū)帶、新層系

勘探發(fā)現(xiàn)新增儲量是增加經(jīng)濟可采儲量、提高儲采比的重要手段。目前，中石化天然氣資源勘探程度較低，增儲潛力仍然很大。其中，海相碳酸鹽巖氣藏是未來實現(xiàn)戰(zhàn)略突破的主要領域[8]。雖然目前已發(fā)現(xiàn)普光、元壩、彭州等大氣田，但中石化海相碳酸鹽巖領域的勘探程度仍然較低，探明程度更低，仍處于不斷發(fā)現(xiàn)大型氣田的勘探初期。

建議國家層面高度重視海相碳酸鹽巖氣藏的勘探投入，加強規(guī)劃和政策引導，推進體制改革和科技創(chuàng)新，針對有戰(zhàn)略意義的新區(qū)帶設立國家風險勘探基金，加快形成戰(zhàn)略資源接替區(qū)，夯實國內保障基礎。企業(yè)層面應側重海相碳酸鹽巖氣藏的投資規(guī)模，積極拓展新區(qū)帶、新層系。同時，加大勘探技術攻關力度，努力提高勘探成功率，有效降低油氣發(fā)現(xiàn)成本。通過國家、企業(yè)兩個層面共同努力，保障海相碳酸鹽巖氣藏的勘探投資力度，不斷增加探明儲量規(guī)模，實現(xiàn)天然氣的可持續(xù)發(fā)展。

3.2 加強致密氣藏政策支持和體制改革，提高儲量的動用程度

“十二五”以來，致密氣藏的規(guī)模動用和產量持續(xù)增加為中石化持續(xù)上產發(fā)揮了重要作用，今后仍將是主力開發(fā)氣藏類型之一。目前，中石化提交致密氣藏探明未動用儲量占常規(guī)天然氣的65%，儲量規(guī)模大。但由于其儲層低滲致密、非均質性強，含水飽和度高、氣水關系復雜，裂縫和“甜點”控產、單井產能差異大等特點，在目前的技術、經(jīng)濟條件下，大部分儲量不能有效開發(fā)。如何將這部分儲量動用起來，是天然氣可持續(xù)發(fā)展面臨的難題之一。為此提出以下幾點建議：①建議國家考慮致密氣開發(fā)特點、市場價格及成本變化等因素，在補貼、稅費和金融等方面給予政策支持，營造良好外部環(huán)境，推動致密氣快速發(fā)展。可借鑒美國致密氣藏開發(fā)的相關政策，如取消價格管制、“高成本氣”稅款減除、無息和低息投資貸款等[9]；②加強科技攻關，國家、企業(yè)設立專項資金支持致密氣重點問題和關鍵技術研發(fā)，例如致密低滲砂巖氣藏提高采收率技術研究和致密砂巖含水氣藏有效開發(fā)技術研究等；③積極推進區(qū)塊流轉，引進先進開發(fā)技術和管理模式，盡快釋放一部分低效儲量，提高儲量動用程度。

3.3 加強未動用儲量動用界限及評價方法研究， 積極推進區(qū)塊流轉

在目前的技術、經(jīng)濟條件下，90%以上的未動用儲量無法有效動用。暫無效益儲量普遍具有規(guī)模相對較小、儲層物性差、單井產量低的特點，這部分儲量有待于工程工藝技術的進步、成本的降低和氣價的提高逐步開發(fā)動用?？刹扇∪缦麓胧孩偌訌娢磩佑脙α縿佑媒缦扪芯浚芯坑澠胶鈿鈨r、盈虧單井成本、單井極限經(jīng)濟日產氣與可動用儲量之間的關系；②加強未動用區(qū)塊評價優(yōu)選方法研究，在基本評價單元劃分的基礎上進行分類評價、篩選排隊、風險分析、經(jīng)濟評價，優(yōu)先動用條件稍好、風險較小的未動用區(qū)塊；③積極推進區(qū)塊流轉，引進先進開發(fā)技術和管理模式，盡快釋放一部分低效、無效儲量。

3.4 重視老區(qū)精細管理、調整挖潛，最大限度地提高采收率

目前已投產的大型、中型碳酸鹽巖氣田和致密低滲氣田大多數(shù)正處于穩(wěn)產期，是短、中期天然氣產量的主體。如何保證已投產大氣田各指標達到方案設計，長期穩(wěn)產、減緩遞減是重要任務。具體措施如下：①完善氣田開發(fā)動態(tài)監(jiān)測體系，定期分析氣藏生產動態(tài)特征，科學合理配產[10]，防止或控制水侵；②開展老氣田精細氣藏描述，研究老氣田開發(fā)潛力，采集高精度三維地震資料，或對老地震資料進行重新精細處理，重建地質模型，研究儲層的連通關系和動用程度，掌握剩余氣分布特點和潛力；③編制主力氣田老區(qū)調整方案，盡可能提高儲量動用程度，提升整體開發(fā)水平；④對井口壓力臨近外輸壓力的氣田，編制增壓方案，對井口壓力降低較多、即將降到外輸壓力的氣田，論證增壓的可行性和實施時機，適時實施單井或氣田增壓措施。