突破发展瓶颈不断推进天然气增储上产

潘继平 　　自然资源部油气资源战略研究中心战略规划研究室主任

近年来，伴随天然气消费持续高速增长，保障天然气供应的压力明显加大，迫切需要加大国内天然气勘探开发，提高国产气供应能力，增强能源安全。同时，国内天然气上游发展面临系列瓶颈问题，制约增储上产。

天然气储产量持续较快增长，但持续增储上产遭遇瓶颈

天然气储产量持续较快增长。统计显示，2008～2018年，全国合计新增天然气(含非常规，下同)探明地质储量9.51万亿立方米，约占全国天然气累计探明地质储量的63.1%，天然气产量翻了一番，由780亿立方米增加到1575亿立方米，年均增长7.3%，约为同期世界天然气产量增速的3倍。总体上，过去10年是我国天然气上游发展最快、储产量增幅最大的时期，产量位居世界第6名，成为世界天然气产量增长最快的国家之一。

统计显示，2008～2018年，常规气新增探明地质储量合计达7.86万亿立方米，约占全国常规气累计探明地质储量的52.2%；常规气产量由775亿立方米增加到1414亿立方米，年均增长6.2%，年均增产58.1亿立方米。页岩气快速发展，2014年首次获得工业探明储量，截至2018年底累计探明储量增至10455亿立方米；页岩气产量由13亿立方米增加到108.8亿立方米，年均增产19.2亿立方米，约占同期全国年均天然气增产量的34.5%。煤层气勘探开发呈现历史较好态势，2008～2018年，合计新增探明储量5990亿立方米，约占累计探明储量的84%；产量由5亿立方米增加到52亿立方米，建成了鄂东、沁水等煤层气勘探开发基地。

增储上产遭遇发展瓶颈。瓶颈一：油气上游市场化改革滞后，油气矿权仍高度集中在极少数企业，而且油气矿权缺乏有效流转机制，竞争不够，在很大程度上导致投资不足，制约天然气快速增储上产。尽管探矿权竞争性出让试点进行了多次，并取得了一定进展，但至今尚未出台规范性、制度性文件，导致油气区块投放滞后于资源勘探的实际需要。

瓶颈二：科技进步与创新能力不足，制约了天然气快速增储上产。深水资源开发核心技术和关键装备依赖进口；部分致密砂岩气、火山岩等特殊气藏缺乏有效开采技术工艺，至今难以实现规模效益开发。深部页岩气、海陆过渡相、陆相页岩气和煤层气开发同样受制于关键技术问题。同时，科技创新不足还体现在勘探思路和认识的固化、僵化，导致一些地区油气勘探徘徊不前，而勘探思路的创新常常导致新的重大发现。因此，勘探突破有时不能简单取决于投入多少，思路僵化、认识局限，投入越多风险越大。

瓶颈三：资源品质持续下降，快速增储上产难度加大。统计显示，近10年全国新增天然气储量中，低渗—特低渗储量超过70%；中低丰度储量超过60%；采收率下降了由64%下降至56%，下降了约8个百分点，同时生产井加深了700～1200米。埋深大、水深大、超高温高压、勘探对象更加复杂等日益成为油气勘探常态。

瓶颈四：目前，天然气开发成本普遍偏高，深层气、深水气、部分致密气以及页岩气、煤层气开发经济性较差，大规模上产依然面临加大成本压力。据不完全统计，目前Ⅲ类致密气开发综合成本为1.2～1.5元/立方米，页岩气为0.9～1.2元/立方米，4000米以深页岩气无法实现效益开发，煤层气为1.5～2.2元/立方米。资源品质下降、技术制约、经营管理水平低等因素导致天然气开发成本过高，进而制约增储上产。

瓶颈五：资源开发政策亟待完善，生态环境保护与资源开发之间矛盾凸显。一是资源开发支持政策体系和机制不健全，6月，财政部出台鼓励致密气开发的补贴政策，但用地、用海等支持政策不足。二是资源管理政策不健全，矿权重叠、探采分离等在很大程度上制约了煤层气、页岩气等非常规资源开发。三是资源开发利益分配机制不合理，企地关系不协调，严重制约资源开发。四是亟待统筹生态环境保护与资源开发利用的关系。资源开发中的生态环境保护有待进一步加强；部分生态红线、自然保护区的划定存在不科学、不合理等问题，对油气生产造成相当程度的影响。

天然气资源潜力较大，增储上产前景较好

资源勘探程度总体较低，持续高位增储有潜力。据评价(国土资源部，2015年)，全国常规气可采资源量50.3万亿立方米，页岩气可采资源量22万亿立方米，煤层气可采资源量12.5万亿立方米。截至2018年底，全国累计探明常规气可采储量7.9万亿立方米，探明率达15.7%，整体处于快速发展的勘探早—中期阶段，资源潜力较大。累计探明页岩气可采储量为2495亿立方米，探明率仅1.1%，累计探明煤层气可采储量3253亿立方米，探明率2.6%，非常规气总体处于勘探初期阶段。

坚持“常非并举、海陆并进、深浅结合”的战略方向，围绕塔里木、鄂尔多斯、四川等重点盆地，突出深部海相碳酸盐岩、致密砂岩、前陆区、深水区等重点领域，加大新区、新层系风险勘探，深化老区挖潜勘探，加强页岩气、煤层气勘探，实现储量持续高位增长，夯实天然气增产的储量基础。

资源开采利用程度低，持续较快增产前景大。截至2018年底，全国累计生产常规气2.1万亿立方米，探明可采储量采出程度26.4%，如按可采资源量计，开采程度约4.0%。总体上，常规天然气资源开采程度总体较低，而且非常规气资源开采程度更低，具有较大、现实的增产潜力。

加快新增储量和探明未开发储量的有效动用，推进新建产能增产。统计显示，2010～2018年，常规气储量替代率平均为238%，具有较大增产空间。截至2018年底，全国常规气探明未开发地质储量超过5万亿立方米，加强未开发储量的有效动用，特别是实现对低品位储量、深部资源规模效益开发。页岩气、煤层气是未来天然气增产的重要来源。煤层气探明储量动用程度较低，不足20%，产能建设缓慢，增产潜力大，“十四五”煤层气有望迎来较快增产。伴随着技术瓶颈的突破，深部页岩气、海陆过渡相页岩气开发成本不断下降，实现4000米以深页岩气商业化规模开发，预计“十四五”页岩气将保持较快发展。

总体上，借助于积极的体制改革、技术进步及政策支持，同时借助于勘探开发思路的创新，加强新增储量开发和未开发储量动用、提高采收率和非常规气开发等，实现年均增产100亿～120亿立方米，预计2020年全国天然气总产量1800亿～1900亿立方米；2025年有望达到2300亿～2500亿立方米，国内天然气供应能力明显提高。

深化改革完善政策、破除发展瓶颈，推进天然气增储上产

不断深化油气体制改革，构建充分竞争、多元化油气勘探开发市场体系。积极探索以市场化方式推进油气矿权流转；鼓励石油企业内部、石油企业之间的矿权流转，推进石油企业与其他各类所有制企业之间的矿权流转。基于矿权登记及其经济价值评估，探索构建油气矿业权交易市场；继续加大区块退出力度，推进矿权竞争出让常态化；推进油气上游主辅分离，形成真正的勘探开发工程技术服务市场。加强监管，理顺监管体制机制，切实发挥地方作用，加强监管专业队伍建设，完善监管依据和标准规范。

强化油气资源风险勘探，推进勘探大发现，增强增储上产发展后经。风险勘探是油气可持续发展，特别是增储上产的基础。2018年，全国油气风险勘探投入不足20亿元，约占全国勘探总投入的3.0%，该比例世界平均水平超过5%，甚至高达10%。加大风险勘探投入，确保每年要完成一定规模的风险探井。可以采用多种方式设立油气风险勘探基金，专项用于支持高风险领域的油气勘探。同时，如风险勘探资金来自国有资产投资，建议在相应的国有资产考核中留有出足够的容错空间，允许风险勘探失败。

加强油气地质理论创新，强化关键技术研发，推进难动用资源规模效益开发。鼓励油气地质理论认识和勘探思路创新，勇于打破僵化思维，自我革新，在实践中积极探索、尝试，推进塔西南、南黄海等久攻不克地区或领域早日实现战略性突破，同时开拓新领域。重点攻克致密油气、页岩油气和煤层气高效开发关键技术体系；加强深部页岩气、陆相页岩气和低煤阶煤层气开发方面的科技创新和攻关研究；进一步提高储层改造和深水勘探开发关键技术和核心装备的国产化程度。

健全完善油气资源开发政策，统筹推进油气开发与生态环境保护协调发展。完善油气矿业权配置与管理，促进多种共伴生资源综合开发。贯彻执行好对页岩气、煤层气的补贴政策；加大对深水、深层油气资源开发的支持力度；加大用地、用海、环评、安全等非经济性政策支持力度，同时支持地方以多种方式参与油气资源开发利用；加大对非常规资源、低品位资源开发的金融支持力度，健全完善相应的融投资机制；加大统筹协调油气资源勘探开发与生态环境保护的关系，油气开发要进一步做好生态环境保护，实现在保护中开发，在开发中保护。