能源轉型中的中國油氣

張 抗 張立勤

（1.中石化石油勘探開發(fā)研究院；2.中國地質調查局油氣資源調查中心）

從環(huán)境保護和經濟與社會的可持續(xù)發(fā)展出發(fā)，中國政府承諾在2030年實現“碳達峰”（即二氧化碳排放量達峰）、2060年前實現“碳中和”（碳排放量與吸收量基本相當）。實現“雙碳”目標已成為全社會共識，中國能源構成必須在未來三四十年內有顛覆性的變化，由以化石能源為主體轉變?yōu)橐苑腔茉礊橹黧w[1]。為此，首先要“去煤減油”，進而大幅度縮減天然氣在能源消費中的份額和數量。油氣是“夕陽產業(yè)”的議論再度掀起，一些人提出“綠色金融”的概念，縮減對化石能源投資、金融機構不再給其貸款[2]。完成能源轉型絕非一蹴而就之事，而要經過一個漸變的歷史過程。即使在碳達峰后，化石能源作為燃料的作用逐步下降，但作為碳基化工原材料的作用仍不可或缺。天然氣作為能源轉型中的“過渡能源”將發(fā)揮重要作用，近中期天然氣占能源構成的比例還會有所上升[3]。從我國國情和能源構成的現實出發(fā)，為保障能源供應安全和經濟可持續(xù)發(fā)展，化石能源仍將起著不可或缺的重要作用，在當前階段，油氣產量還應有所上升。為了弄清中國油氣現狀和提出能源轉型下的發(fā)展對策，必須對基本數據進行認真分析，本文將以此為出發(fā)點對論題做初步的討論。

1 我國油氣儲量產量體系“特色”

1.1 我國經濟可采儲量劃分

了解油氣發(fā)展狀況需要使用權威機構發(fā)布的儲量產量公報。如：了解世界油氣能源發(fā)展大多要參考bp公司的《世界能源統計年鑒》，研究中國油氣上游情況須應用各年度《全國油氣礦產儲量通報》（簡稱《儲量通報》）。為此必須要了解所引用數據的基本概念，認識其儲量－產量體系的特色。全球通行的儲量－產量年報起點就是該國家/公司的剩余經濟可采儲量并直呼為儲量，它作為實際存在的資產，成為各種經濟類報表的基礎數據。新中國建國初期處于計劃經濟體制，《儲量通報》的基礎數據是地質儲量，即探明地下油氣蘊藏量，并作為基本參數對外公布。在對內的報表中，以標定的采收率計算可采儲量，并依據累計可采儲量和累計產量，計算出剩余可采儲量[4]。

在我國從計劃經濟向市場經濟轉型的過程中，由于此前的可采儲量是用技術方法設定的，其中相當一部分可采儲量在當前情況下難以獲得經濟效益而未被開發(fā)（動用）。于是從2006年起，可采儲量被細分為技術可采儲量和經濟可采儲量，并相應地列出剩余技術可采儲量和剩余經濟可采儲量。但實際工作中并沒有嚴格貫徹經濟核算的要求，《儲量通報》列出的經濟可采儲量仍存在相當數量的實際不可采儲量未能實施開發(fā)，致使這一新方案未能起到指導生產作用而招致許多非議。2019年，儲量表中取消了經濟可采儲量類別和相應欄目。筆者為了研究需要，按前兩年經濟可采儲量與技術可采儲量的比例關系推算出2019年相應的經濟可采儲量推測值（表1中以藍色表示）。在世界通用報表和相關論述中，儲量僅是指仍保存在地下待采出的有經濟價值的可采儲量，即剩余（經濟）可采儲量。顯然，我國油氣儲量體系帶有新中國成立初期承襲原蘇聯計劃經濟體制的濃重烙印[5]。

表1 2010—2020年原油勘探新增儲量和剩余經濟可采儲量、年產量、儲產比

1.2 我國儲量通報中的資源分類

國外儲產量報表流行的分類是二分或者三分。二分為液態(tài)、氣態(tài)，即石油、天然氣；三分增加一個天然氣液，即凝析油，其在地下為氣態(tài)，地表的溫壓下為液態(tài)。我國將石油分為原油和凝析油，天然氣分為氣層氣和溶解氣，近年出現了常規(guī)油氣和非常規(guī)油氣的問題。儲量主管部門新設立了頁巖氣、煤層氣、天然氣水合物等新礦種，并已分別列入《儲量通報》。由于種種原因尚未把公認屬于非常規(guī)油氣的致密（砂巖）油、致密（砂巖）氣和頁巖油列為單獨礦種，其儲量產量也未在《儲量通報》中反映。在研究和實際工作中，某些常規(guī)與非常規(guī)油氣界限存在歧見，頁巖油與致密油的概念混亂，致使共生/伴生的頁巖氣和頁巖油被分屬于兩大類。未被列為單獨礦種的幾種非常規(guī)油氣也沒有公認的儲產量數據，《儲量通報》的這種現狀給工作帶來一定困難[6]。

2 近年來我國石油形勢分析

2.1 原油儲量變化

在我國油氣儲量產量分類中，石油包括原油加凝析油。凝析油的儲存和生產與天然氣的關系更加密切，且其產量在石油總產量中所占份額甚小（2019年為2.5%）。為了更確切地反映石油生產形勢和計算上的方便，表1和表2及相應文字均僅引用了原油數據。分析相關數據可得到以下幾點認識。

表2 2010—2020年原油累計探明儲量中未開發(fā)儲量及占比

（1）近年來，我國勘探年新增地質儲量相當大，年均值大于10×108t，其中2012年達15.22×108t。由于這是對外公布石油業(yè)績時的首要（往往是唯一的）數字[7]，可能使業(yè)外人士對勘探形勢形成誤解，即所謂“10年來的油氣儲量持續(xù)高位增長”。

（2）近年新增探明地質儲量和經濟可采儲量均有總體變小的趨勢。以新增探明地質儲量計，前6年平均年增儲12.12×108t，最大值為2012年的15.22×108t；后5年平均年增儲10.28×108t，最大值為2020年的13.0×108t。主要原因是勘探難度增大，也反映了勘探投入不足。

（3）按《儲量通報》給出的累計技術可采儲量的采收率（即其與地質儲量的百分比），2010年和2011年分別為28.6%和28.5%，2018年和2019年分別為26.4%和26.1%。而筆者依據新增探明經濟可采儲量所計算的采收率，2010年和2011年皆為16.5%，2017年和2018年分別為13.5%和14.1%，這在一定程度上反映了新增儲量的劣質化。

（4）近年來，年新增探明經濟可采儲量整體上小于年產量（即儲量替換率小于1）。2010—2018年的9年中，除2011年和2012年外，新增探明經濟可采儲量皆小于相應年度產量（表1中的相應欄目中以紅字表示）。特別是2016—2018年，3年新增經濟可采儲量均值僅為1.30×108t，平均產量為1.79×108t，儲量替換率僅為0.73。如果注意到表1所給出的年新增經濟可采儲量實際有所夸大，那么儲量替換率小于1的情況就更加突出。2020年新增探明地質儲量13.00×108t，新增探明技術可采儲量2.04×108t。

筆者以2018年技術可采儲量與經濟可采儲量的比例關系推算，2019年新增經濟可釆儲量約為1.30×108t（表1中該數字及相應的推斷數字用藍色表示），明顯小于該年產量1.89×108t。盡管新增探明地質儲量在2018年、2019年、2020年有所回升，并不能改變2016年以來年產量小于2×108t、產量補充系數小于1的趨勢。

形成以上各種現象的主要原因在于，經過長期勘探開發(fā)的老油氣區(qū)提高新增有經濟效益儲量的難度增大，可供經濟開發(fā)的石油“入不敷出”。亟需新區(qū)新領域的戰(zhàn)略接替，獲得更多有明顯經濟效益的儲量以保障產量的穩(wěn)定或增加。

2.2 原油未開發(fā)儲量

石油產業(yè)鏈的上游是油氣勘探。在經歷了漫長曲折的探尋并投入不菲資金探明油氣田（其標志是經權威方認可第一批探明儲量）后，油氣田持有者總要盡快投入開發(fā)，取得收益以償還/補償前期大量投入，并取得繼續(xù)經營發(fā)展的資金。一般情況下，會迅速建設產能，完善外輸設施，用不長的時間動用全部已探明儲量，力求盡快提高產量。在油氣市場上供需基本平衡，特別是供大于需且新開發(fā)油氣的市場價難以與已開發(fā)油氣田競爭時，才會將批量探明儲量長期擱置不予動用[8]。中東和俄羅斯的許多大油氣田就出現了類似情況。

我國相當數量油氣探明儲量長期未開發(fā)（動用）的情況相當特殊，至少從21世紀初就顯示出累計未開發(fā)儲量及其占比增高的趨勢[9-10]。從表2數據看，2010―2018年，累計未開發(fā)地質儲量增長了62.2%，其占比由23.7%增至24.4%；技術可采儲量的未開發(fā)儲量增長了30.1%，其占比由15.8%增至16.1%；經濟可采儲量的未開發(fā)儲量增長了42.7%，其占比由10.9%增至11.9%。2020年，經濟可采儲量的未開發(fā)儲量占比增至13.2%。

中國油氣發(fā)展歷程表明，近年的主要矛盾是產量不足長期需要進口石油，2020年石油進口依存度增至73%。在復雜多變的國際形勢下，如何保障我國能源安全的問題再次擺在我們面前，需要持續(xù)付出艱苦努力，進行已探明油氣儲量的開發(fā)和未開發(fā)儲量的有效動用[11-12]。而在儲量表上卻保有未開發(fā)的近百億噸地質儲量、10余億噸經濟可采儲量，且近10年未開發(fā)儲量占各自儲量的比例值仍呈增勢，唯一可說得通的原因是探明儲量中存在“水分”，即有相當數量的“經濟可采儲量”實際不可采。這種實際不可采的儲量既表現在長期存在的未開發(fā)儲量中，也隱藏在剩余經濟可采儲量中[13]。表2數據表明，剩余經濟可采儲量（基本是國外儲量表所引用的中國儲量）可能被夸大了10%～12%。

回顧歷史，上述情況主要源于計劃經濟體制下勘探與開發(fā)的條塊分割?？碧絻H強調地下油氣賦存，并以探明地質儲量的多少作為業(yè)績獎懲標準。即使評價儲量的經濟性，對成本和價格等關鍵參數的估算不能反映實際情況變化，造成經濟可采儲量失真。在“雙碳”指標廣泛為各國所接受后，國際油氣需求普遍趨低，國際油價亦會總體偏低（布倫特原油多年均價可能為50美元/bbl左右）[14]。按照儲量規(guī)范的嚴格要求，這部分虛高的探明經濟可采儲量應該在儲量復算時被核減，但近年的儲量計算、復算中并沒有做到這一點[6]。未來面臨能源轉型，國際石油產量峰值過后，總需求量將處于更明顯的趨低局面，國際油價趨低將使經濟可采的門檻提高，油氣經濟可采儲量虛高將產生更大誤導。

2.3 石油產量和儲產比

我國近年石油儲量增長趨勢的變化直接影響著產量變化，產量變化曲線在經歷了相當時間的平緩上升后，已轉入平緩下降。2012年是新增儲量峰值年，2015年原油/石油產量也達到峰值（表1）。數據充分說明，對處于“壯年”后期的產油國、油氣區(qū)、油氣田來說，經濟可采儲量的增長是其產量持續(xù)穩(wěn)定/增長的前提條件。對于中國這樣的大國來說，不斷提高已探明儲量的開發(fā)（動用）率和已投入開發(fā)儲量的采收率，是需要長期付出極大努力的工作，可歸屬為生產的戰(zhàn)術性接替。產量達到峰值后若無戰(zhàn)略性接替，會使產量總體處于降勢，且下降速度將逐漸加大[15-16]。

在油氣系統報表中，儲產比指剩余可采儲量與當年產量比值，表征為在二者都不變的情況下所討論的油氣還能開采多少年。按《儲量通報》計算的石油儲產比，2010年其值為12.1，2018年為14.5，2019年按筆者推算為 13.3。當按要求將未開發(fā)剩余經濟可采儲量減計時，所計算的儲產比值也會大幅降低，筆者以此方法計算，2010年儲產比為7.70，2018年為7.73。故許多人（包括筆者）在討論儲產比時，將按《儲量通報》計算的值稱為“表觀儲產比”[17]，以示與真實儲產比值有所區(qū)別。在實際應用中還產生了“臨界儲產比”的概念，表示當儲產比低于某閾值時，該國家/油氣區(qū)的生產可出現快速遞減轉折。在條件較好的國家/油氣區(qū)，“臨界儲產比”可選10，而在油氣投資和設備難于到位和油氣勘探條件困難的條件下可選15[18]。中國目前應屬于前一種情況[19]。

2.4 頁巖油

頁巖油產于生烴層的頁巖層系之內并常成為高產的“甜點”。由于巖性致密且其“甜點”層中含有粉砂質白云巖、粉砂質頁巖等，被有些人稱為致密油。我國未將頁巖油列為單獨礦種，而將其儲量產量數據并入常規(guī)油氣的統計。與美國頁巖油多為海相頁巖中的輕質油不同，我國頁巖油主要賦存于儲層非均質性較強的陸相地層，具有烴源巖成熟度低、氣油比低和流度低等特點，經濟開發(fā)困難。目前主要在鄂爾多斯盆地中部延長組長7段（慶城油田）、準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組（吉慶油田）獲得規(guī)模儲量（探明地質儲量超過10×108t），并已建立慶城、吉慶等國家級頁巖油示范區(qū)。此外，在渤海灣盆地孔店組、沙三段、沙四段，松遼盆地青山口組，三塘湖盆地條湖組、蘆草溝組，四川盆地侏羅系等，都有不同儲量規(guī)模的發(fā)現和建產，2020年全國頁巖油產量已超過200×104t[20-25]。

綜合以上分析可以認為，如果不及時實現產區(qū)/領域的戰(zhàn)略性接替（包括作為新領域的頁巖油規(guī)模開發(fā)）使探明可采儲量有明顯提高，我國在未來近中期將有出現石油產量較快速下降的可能。

3 近年來我國天然氣形勢分析

3.1 氣層氣儲量變化

按我國相關規(guī)范，常規(guī)天然氣包括氣層氣和溶解氣。溶解氣主要與原油有關且在天然氣中占比較低（2019年占天然氣產量的6.3%），故筆者僅以氣層氣作對象來討論天然氣形勢變化，分析表3可以得到以下認識。

表3 2010—2020年氣層氣勘探新增儲量、年產量和儲產比

（1）近年新增天然氣探明儲量處在緩慢上升中。2010―2018年，新增探明經濟可采儲量年增率為5.3%，雖然與21世紀初兩位數的年增率相比明顯減慢，但與石油的開始下降具有趨勢性差異。

（2）按《儲量通報》的氣層氣累計技術可采儲量計算采收率，21世紀初多在60%以上，如2000年和2001年分別為63.6%和66.3%；近10年則均在60%以下，如2010年和2011年分別為58.2%和57.5%，2018年和2019年分別為56.5%和55.6%。而且，常規(guī)天然氣采收率皆有變小的趨勢，這一變化主要由新增儲量的品質變差所致，如氣層氣2018年的采收率僅為46.8%?？傮w上看，新增儲量的質量仍處于中等水平。

（3）近年的年新增氣層氣探明經濟可采儲量明顯大于年產量，即儲量替換率明顯大于1，如2010年、2015年、2018年分別為2.43、1.67、2.22；2018年的剩余可采經濟儲量達到2010年的2.18倍。

（4）與儲量變化相呼應，近年天然氣產量增長有變緩的趨勢。2010—2013年，產量平均年增長率為7.3%；2013—2020年，平均年增率為4.9%。綜上所述，天然氣仍處在儲量產量增長曲線平臺期前半部，但增長勢頭趨于平緩。

3.2 氣層氣未開發(fā)儲量

近年，在氣層氣各類儲量中均有未開發(fā)儲量存在，其所占比例相對穩(wěn)定，僅略有增加。依據表4數據，2010―2018年，未開發(fā)經濟可采儲量占比為10.9%～12.7%，總體呈漸增之勢；2020年這一比例達到34.5%。在全球能源轉型總體供大于需的背景下，長期來看天然氣國際價格總體趨降，所以，不但現在計算的未動用儲量的大部分（12%左右）仍然難以被動用，而且不能動用的天然氣儲量占比還會提高。從開發(fā)實際看，這部分儲量亦應從（經濟）可采儲量中扣除。

表4 2010—2020年氣層氣在儲量中未開發(fā)儲量及占比

3.3 氣層氣產量和儲產比

2010―2014年4年間氣層氣產量平均年增率為12.4%。由于2015年和2016年產量下降，2014―2019年5年間平均年增率僅為3.8%，氣層氣產量由快速上升轉入平緩增長。需要指出，2015年起頁巖氣產量快速上升，使2020年天然氣總產量達到1925×108m3[25]，給人以天然氣產量較快增長的印象。表3顯示，近年氣層氣儲產比約為30。總之，無論從產量變化趨勢還是從儲產比來看，天然氣發(fā)展仍然處于較快增長階段，尚未轉入下降拐點；若考慮包括頁巖氣、煤層氣在內的全部天然氣，這一結論則更加明顯。

3.4 頁巖氣

頁巖氣勘探開發(fā)在我國起步較晚，但發(fā)展速度較快。《儲量通報》2014年首次列出頁巖氣儲量，其經濟可采儲量為135×108m3，當年產量僅為11×108m3；2018年經濟可采儲量為1313×108m3，當年產量為109×108m3。4年間經濟可采儲量年增率為76.6%，產量年增率達77.8%。2020年頁巖氣產量達到200.55×108m3（已占天然氣年產量10.69%）。雖然頁巖氣起步良好，儲量產量均有快速增長，其增長在全部天然氣增長中占有相當大的比例，但必須注意頁巖氣的生產特點：

（1）頁巖氣產量變化曲線呈L形。單井投產最初三四年高產，之后快速下降，再后轉為長期低產并平緩下降。

（2）頁巖氣生產采用多平臺叢式井密集排列的工廠式開發(fā)，較快地完成全部可采儲量面積的覆蓋。此后，雖可采用二次壓裂等技術提高采收率，但產量將會明顯下降。

目前，頁巖氣儲量產量僅局限在四川盆地東南部埋深小于4000m的五峰—龍馬溪組底部，如不盡快改變這種情況，頁巖氣將難以獲得持續(xù)發(fā)展。還應注意，美國在新冠肺炎疫情和油氣低價沖擊下，許多頁巖油氣區(qū)塊被迫減產，日閑置產能以數百萬桶油當量計。許多中小企業(yè)破產，即使“頁巖氣之父” 切薩皮克公司也未能幸免[26]。美國和中國的開發(fā)實踐表明，頁巖油氣開發(fā)高技術、高成本，經濟門檻要求較高，這是其持續(xù)發(fā)展必須注意的約束條件。

3.5 煤層氣

我國煤層氣開發(fā)著手較早。由于煤炭儲產量較高，而且研究證明我國常規(guī)天然氣來源于煤成氣的比例較高，故對我國煤層氣遠景曾寄予相當高的期望。廣義地說，煤層氣產量包括從地面鉆井達到煤層所開發(fā)氣量和從煤礦礦井巷道中抽采氣（俗稱瓦斯）量。但后者各地在開采和利用的統計方法上存在較大差別而難以統一計量，特別是其利用率甚低，目前尚未被計入《儲量通報》煤層氣儲產量。近年煤層氣發(fā)展形勢有以下幾點特別值得關注：

（1）年新增地質儲量大起大落變化很大。2001―2008年，儲量增長幾乎陷入停滯狀態(tài)；2009年和2010年快速增加，2010年突增至1115×108m3；2011年后開始急劇下降，2019年新增地質儲量僅為64×108m3。與之相應，表5顯示年新增經濟可采儲量也出現了同樣趨勢。

表5 2010―2020年煤層氣儲量和年產量變化

（2）多年各類累計儲量中未開發(fā)者占比甚高。與氣層氣未開發(fā)儲量占比相比，煤層氣開發(fā)實踐表明，其儲量計算標準明顯不符合實際，儲量審批標準失之過寬，水分甚大。

（3）近年煤層氣產量增速明顯下降。按《儲量通報》數據計算，2010―2015年，產量平均年增率為 38.9%；2015―2019年，產量平均年增率為9.7%；2020年煤層氣產量同比增長6.7%。煤層氣產量已連續(xù)3個五年計劃沒有達到預定指標，2019年煤層氣產量僅占全國天然氣產量2.3%。

（4）目前的儲量產量分布與資源量研究成果存在明顯矛盾。按資源量計算，我國高、中、低煤階的煤層氣占比基本上“三分天下”，高煤階煤層氣占煤層氣資源總量的29.7%，但目前已探明儲量的96%、產量的88%集中在高煤階中；資源量中埋深1000m以淺者占38.5%，而我國煤層氣儲量的97%、產量的94%集中于此。

（5）盡管在全國許多盆地、地區(qū)進行了普查勘探，目前在國家補貼下可以進行經濟開發(fā)的地區(qū)僅集中在沁水盆地中南部和鄂爾多斯盆地東緣3處互不相聯的地點上，兩區(qū)產量占全國95.9%，分別為64.8%和31.0%[27]。數十年來，煤層氣的進展很不順利，要獲得煤層氣快速持續(xù)發(fā)展，還需要強化基礎研究和完善技術系列，還有許多工作要做[28]。

4 我國能源轉型中油氣地位預測

我國“雙碳”目標下，由國家能源局和清華大學相關課題組牽頭，多個單位參與共同研究，對2030年、2050年我國一次能源進行預測[29-30]。表6反映的這些預測雖然是初步的，但在半定量和定性認識上仍具有較好的參考價值。

表6 2030年和2050年一次能源需求量預測

（1）降低煤炭在一次能源的比例和消費量是一項很繁重的任務。2020―2030年，煤炭在一次能源的比例年均要降1.17%，2030―2050年，年均要降3.96%；2050年，煤炭消費量僅為2020年的9.5%。要在30年中使煤炭從一次能源首位降至倒數第二位（僅大于核能的3.7%），這是一個涉及經濟、社會多方面艱難的顛覆性變化。我國能源轉型將逐步加快，要堅持“穩(wěn)中求進”的原則。非化石能源的發(fā)展需要一個復雜的過程，要保證能源安全和經濟穩(wěn)定發(fā)展，必須堅持“先立后破”的原則。

（2）在能源轉型過程中，化石能源不僅要“減”，還要重視“轉”?；茉匆芍饕鳛槟茉慈剂?，轉為主要作為碳基化工原材料，生產出種類更多、價值更高且目前多需大量進口的高端產品。在石油下游，要由目前的煉油、化工“二八開”轉變?yōu)椤暗苟碎_”。至于煤化工、油氣化工的比例如何，要在發(fā)展實踐中看誰更節(jié)能環(huán)保、降本增效而定。

（3）石油需求量在2030―2050年會有大幅下降。除了寄希望于節(jié)能外，這個任務將主要由能源替代來完成，特別是主要用于交通運輸的成品油將逐漸被清潔電力和綠氫代替[31]。如果2020―2030年我國石油年產量為2×108t，那么石油進口依存度仍將在70%以上；如果2030―2050年石油年產量為1.5×108t，那么石油進口依存度將為45%左右。如果不進行油氣生產的戰(zhàn)略性接替，我國油氣生產難以有這么長時期的持續(xù)性，過高的油氣對外依存度對我國能源安全有潛在威脅，特別是在若干負面因素疊加的情況下。

（4）在能源轉型過程中，首先被替代的應是煤炭，其次是石油?？紤]到已經很高的石油進口依存度，在轉型初期要求增加石油產量便是一個合理的要求。天然氣對環(huán)境相對友好，轉型初期仍然處于持續(xù)增長的階段[29]。2020―2030年，天然氣需求增長速度可能達4.2%；2030―2050年，天然氣仍需要持續(xù)增長，以當量值計，應超過對石油的需求。我國由化石能源時代的石油時期進入天然氣時期，為能源向非化石能源時代轉型奠定基礎。從天然氣發(fā)展趨勢看，與石油情況類似，也需要戰(zhàn)略性接替，應以開拓新區(qū)新領域來滿足持續(xù)增長的需求。

5 油氣工業(yè)持續(xù)發(fā)展的必要性和實現路徑探討

5.1 進一步加強油氣勘探開發(fā)的必要性

2030年實現碳達峰，并未對各國的能源構成作出具體規(guī)定，而是要求此后碳排放量轉為降低；碳中和也并不是簡單地要求以非化石能源代替化石能源，而是要求在盡快發(fā)展非化石能源的同時，實現化石能源的碳減排，并被人為的碳捕集和自然界的碳匯相抵消（清零）。

中國尚屬發(fā)展中國家，在能源發(fā)展中處于煤炭仍占能源消費總量一半以上的時期。油氣工作者常說，勘探開發(fā)程序只能加快不能逾越，這個道理同樣適合于我國經濟發(fā)展和能源轉型的客觀過程。我們必須盡快完成化石能源時代由煤炭時期向石油時期、天然氣時期的轉變，而后才能進入非化石能源時代。在能源轉型過程中，首先被削減掉的是小型分散落后的能源企業(yè)。產業(yè)鏈延伸的大規(guī)模現代化化石能源企業(yè)相對容易做到碳減排封存與利用（CCUS），能源轉型勢必將促進企業(yè)節(jié)能減排、降本提效。

一個經濟發(fā)展很不平衡、人口居世界首位的第二大經濟體，用三四十年時間完成發(fā)達國家百余年的發(fā)展歷程，這本身就是世界的奇跡，是中國對世界的巨大貢獻。我國按時完成碳達峰、碳中和目標的決心是堅定的，但具體道路需要根據我國實際情況非常認真慎重地探討。對油氣工業(yè)來說，我們必須力爭做到以強化暢通的國內大循環(huán)促進國內國際雙循環(huán)。戰(zhàn)爭中常講“料敵從難”，在保障國家能源安全的戰(zhàn)略性問題上，也要有應對若干負面因素疊加帶來困境的對策。

我們強調“要把飯碗端在自己手里”，也要強調把“油桶提在自己手上”。面臨百年未有之大變局，必須要充分保障我國的能源安全。且不說近中期大幅度甚至完全“電代油”“氫代油”的經濟可行性和對國防的影響，僅70%以上的石油進口依存度就是安全的短板。天然氣雖然保有比石油高的剩余可采儲量和儲產比，仍難以滿足持續(xù)發(fā)展的要求，而且也面臨不斷增高的進口依存度（2010年為11.6%，2020年已達43.1%）[31]。針對我國特殊的國情，近中期仍然必須加強油氣勘探開發(fā)，要完成新區(qū)新領域開拓的第三次戰(zhàn)略展開[32]，這是我們踏上能源轉型之路仍須大力發(fā)展油氣的必要抉擇。

5.2 進一步發(fā)展油氣勘探開發(fā)的可能性

我國油氣工業(yè)發(fā)展經歷了兩次大的戰(zhàn)略性展開，石油產量躍上2×108t，天然氣取得巨大發(fā)展，保障了我國經濟的持續(xù)發(fā)展。21世紀初，我國油氣發(fā)展速度變緩，油氣對外依存度開始快速增加，第三次戰(zhàn)略展開的指導思想開始醞釀，由地質礦產部牽頭籌劃此工作。國家撥款支持了產學研結合的專項研究隊伍并實施了一批戰(zhàn)略勘查的勘探工作。2010年以來，我國三大石油公司繼續(xù)深入工作，逐步形成了新區(qū)新領域開拓的戰(zhàn)略指向[33]，可簡要歸結為以下幾個方向：

（1）主要大中型盆地內部和邊緣的深層、超深層新領域。西部、中部、東部老盆地新領域的重大發(fā)現，有的已經在“十三五”后期儲產量增加中起到了重要作用。

（2）海域的海相中生界。物探和參數井已證實，該套地層的廣泛存在并發(fā)育多套含油氣系統。許多研究者都注意到，海相中生界有著世界最重要的油氣賦存。

（3）塔里木—華北斷塊區(qū)以北的北部（或稱天山—興蒙構造帶）的上古生界有良好的含油氣遠景。準噶爾、吐哈、三塘湖等盆地上古生界的油氣田只是其已被證實的部分。

（4）西藏高原。羌塘地塊中生界—古生界及其兩側的斷陷帶新生界發(fā)現油氣田，有不同類型的油氣突破。

（5）非常規(guī)油氣中的頁巖油氣、致密油氣和煤層氣。

筆者建議，強化科技攻關，繼續(xù)加大新區(qū)新領域及非常規(guī)油氣的勘探開發(fā)力度，實現我國油氣增儲上產目標。特別需要指出，上述優(yōu)選目標的勘探成果中天然氣占有相當大的分量，有助于天然氣在能源轉型中充分發(fā)揮過渡和橋梁作用，并成為非化石能源的最佳伙伴[34]。