□ 汪 紅 范旭強

進入21世紀，我國天然氣工業(yè)步入快速發(fā)展階段，產、儲量雙雙呈現(xiàn)快速增長態(tài)勢，天然氣新增探明地質儲量自2003年后基本保持在5000億立方米/年以上的較高水平（圖1）。其中，國家2018年提出“大力提升國內勘探開發(fā)力度”后，年新增探明地質儲量更是升至8000億立方米以上高峰水平。2001—2020年，我國天然氣產量由306億立方米增加到1889億立方米（圖2），增長了5倍，年均增長10%。隨著我國能源結構優(yōu)化調整，能源轉型進程加快，預計我國天然氣消費將持續(xù)快速增長。面對新增儲量中致密氣、頁巖氣等非常規(guī)資源占比升高、生產企業(yè)控壓成本壓力越來越大的現(xiàn)狀，本文就我國天然氣勘探開發(fā)如何破解成本、效益、技術之困，提出相關分析和建議。

圖1 2001年以來我國新增探明天然氣地質儲量

圖2 2001—2020年我國天然氣產量

我國天然氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀

截至2020年底，我國累計探明天然氣地質儲量19.6萬億立方米，探明率僅7%。資源主要分布在中西部的鄂爾多斯、四川、塔里木等三大盆地，其他地區(qū)如柴達木、珠江口，以及松遼盆地等近幾年加快勘探步伐，天然氣儲量增長顯著。

我國天然氣資源表現(xiàn)出三大特點：①資源類型多，除了常規(guī)氣，還有豐富的致密氣、頁巖氣、煤層氣，以及天然氣水合物等；②資源總量豐富，但探明程度低；③資源稟賦較差，多數(shù)資源具有低滲透、低豐度、大埋深、高含硫等特點，海域資源水深大。

從2020年重要天然氣發(fā)現(xiàn)看，除了四川盆地、塔里木盆地及鄂爾多斯盆地等主要產區(qū)年新增天然氣探明地質儲量保持在4000億立方米以上，其他盆地天然氣勘探開發(fā)工作也全面展開，2020年在渤海灣盆地、南海海域、柴達木盆地，以及蘇北盆地等均取得了重要發(fā)現(xiàn)（表1）。

表1 2020年國內重要天然氣發(fā)現(xiàn)

我國天然氣主產區(qū)與資源富集區(qū)域一致，天然氣產量主要集中在鄂爾多斯、四川和塔里木三大盆地，2020年三大盆地天然氣產量總和1346億立方米（含致密氣、頁巖氣，不含煤層氣），占全國天然氣總產量的69%。其中，四川盆地天然氣產量452億立方米，約占全國天然氣總產量的23%；鄂爾多斯盆地產量達564億立方米，占當年天然氣總產量的29%，連續(xù)10年成為全國第一大產氣區(qū)；塔里木盆地天然氣產量330億立方米，占天然氣總產量的17%。

從國內天然氣增儲上產趨勢看，天然氣儲量替代率每年保持在1以上，天然氣產量增速近10年年均10%，2020年增量113億立方米，成為保障供應、綠色發(fā)展的前沿陣地。預計“十四五”期間，國內天然氣勘探開發(fā)仍會保持較快速度發(fā)展，非常規(guī)天然氣勘探生產將成為重要增量部分。

我國非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)前景

1.頁巖氣

我國的頁巖氣開發(fā)起步晚，經過10多年攻關，以四川盆地及其鄰區(qū)為重點，實現(xiàn)了海相頁巖氣資源的規(guī)模開發(fā)，2020年全國頁巖氣產量突破200億立方米大關。其中，中國石油在長寧、威遠和昭通等區(qū)塊獲得頁巖氣產量116億立方米，中國石化在涪陵、威榮頁巖氣田實現(xiàn)頁巖氣產量85億立方米，延長集團實現(xiàn)6億多立方米產量。從2013年到2018年，中國頁巖氣產量用了6年時間實現(xiàn)了100億立方米突破，其后每年一個50億立方米的臺階，用兩年時間實現(xiàn)了年產200億立方米以上的歷史性跨越。

國家重視頁巖氣開發(fā)利用是實現(xiàn)跨越式發(fā)展的推動力。2010年成立了國家頁巖氣研發(fā)（實驗）中心，并在國家科技重大專項中設立頁巖氣攻關項目。2011年，國土資源部將頁巖氣列為獨立礦種，2011年和2012年通過兩輪招標出讓了19個頁巖氣區(qū)塊。2012年，國家發(fā)改委、財政部、國土資源部和國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2011—2015年）》，確立2015年實現(xiàn)頁巖氣65立方米的產量目標。同年，國家發(fā)改委批準設立了涪陵、長寧—威遠、昭通和延安4個國家級頁巖氣示范區(qū)；財政部和國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關于出臺頁巖氣開發(fā)利用補貼政策的通知》，對2012—2015年開發(fā)利用的頁巖氣補貼0.4元/立方米。其后財政部又在2015年發(fā)布《關于頁巖氣開發(fā)利用財政補貼政策的通知》，對2016—2018年開發(fā)利用的頁巖氣補貼0.3元/立方米、2019—2020年開發(fā)利用的頁巖氣補貼0.2元/立方米。2016年，國家能源局發(fā)布《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃（2016—2020年）》，但到2020年力爭實現(xiàn)頁巖氣產量300億立方米的規(guī)劃目標并沒有實現(xiàn)。2018年，財政部、國家稅務總局印發(fā)《關于對頁巖氣減征資源稅的通知》，對2018年4月1日—2021年3月31日生產的頁巖氣減征30%資源稅。2020年，財政部發(fā)布《清潔能源發(fā)展專項資金管理暫行辦法》，明確2020—2024年通過多增多補的方式繼續(xù)給予頁巖氣補貼（圖3）。

圖3 我國頁巖氣開發(fā)歷程

中國石油、中國石化在頁巖氣開發(fā)中發(fā)揮了國有企業(yè)頂梁柱的作用。2011年中國石油在長寧區(qū)塊實施了寧201-H1水平井10段壓裂，獲得頁巖氣測試日產量15萬立方米，拉開了我國頁巖氣從探索性開發(fā)到規(guī)模性生產的序幕。2012年中國石化經過多年探索，在重慶涪陵地區(qū)以五峰組-龍馬溪組頁巖為目的層，鉆探了焦頁1HF水平井，獲得頁巖氣測試產量20.3萬立方米/日，發(fā)現(xiàn)了涪陵頁巖氣田。2013年啟動了涪陵區(qū)塊頁巖氣井組開發(fā)試驗，在國家政策大力支持下，兩家企業(yè)以四川盆地為重點區(qū)域，2013年實現(xiàn)了頁巖氣年產量2億立方米的突破。2014年，中國石化啟動涪陵氣田產能建設，通過兩輪建設，2016年實現(xiàn)頁巖氣產量50億立方米。2017年，實施頁巖氣立體開發(fā)，保障了頁巖氣持續(xù)穩(wěn)產增產，同步啟動威榮氣田產能建設。至2020年底，中國石化累計探明頁巖氣地質儲量9407.72億立方米，并實現(xiàn)了涪陵、威榮區(qū)塊五峰-龍馬溪組海相頁巖氣的有效開發(fā)。

中國石油2014年啟動了川南地區(qū)26億立方米/年的頁巖氣產能建設，2015年頁巖氣產量達到13億立方米。“十三五”期間，中國石油加快了頁巖氣開發(fā)，以長寧、威遠和昭通頁巖氣試驗區(qū)為主實施產能建設，至2020年底，累計探明頁巖氣地質儲量1.21萬億立方米，實現(xiàn)了川南地區(qū)五峰-龍馬溪組海相頁巖氣的有效開發(fā)。

此外，陜西延長石油集團、中國華電集團和神華集團等公司均投入大量資金進行頁巖氣勘探和開發(fā)，在四川盆地以外開展了陸相和海陸過渡相頁巖氣的勘探評價工作。中國頁巖氣有效開發(fā)技術經過攻關和現(xiàn)場試驗趨于成熟，實現(xiàn)了規(guī)模效益開發(fā)，四川盆地3500米以淺的海相頁巖氣已經成為我國天然氣增產的重要組成部分。預計到“十四五”末，我國頁巖氣產量將達到300億立方米。

2.致密氣

我國致密氣資源主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼、塔里木、渤海灣、吐哈和準噶爾等盆地。其發(fā)展歷程經歷了探索起步、規(guī)模發(fā)現(xiàn)和快速上產階段。

探索起步階段（2000年以前）：四川盆地西北部中壩地區(qū)1972年首次發(fā)現(xiàn)三疊系須家河組致密氣田，隨后雖然發(fā)現(xiàn)了多個小型致密氣田，但當時均按低滲氣藏開發(fā)，限于技術適應性差，開發(fā)進程緩慢。規(guī)模發(fā)現(xiàn)階段（2000—2005年）：鄂爾多斯盆地上古生界勘探獲得重大突破，集中發(fā)現(xiàn)了蘇里格、大牛地等氣田，受地質認識和技術經濟條件制約，上產緩慢?？焖偕袭a階段（2006年至今）：以蘇里格氣田“5+1”合作開發(fā)模式和體制創(chuàng)新為源頭，降成本開發(fā)思路及主體配套技術的逐步成熟，以蘇里格氣田為代表的致密氣開發(fā)進入規(guī)模上產階段，2014年蘇里格氣田產量超過230億立方米，成為中國最大的天然氣田。同年，國家發(fā)布“致密砂巖氣地質評價方法”國家標準，確定了致密氣層界定、資源評價與產能評價等標準和規(guī)范。“十三五”期間，鄂爾多斯盆地神木、黃龍等一批致密氣田的發(fā)現(xiàn)和投產，加速了我國致密氣開發(fā)的進程。

致密氣是當前我國重要的非常規(guī)天然氣資源，是接替、支撐天然氣規(guī)模上產的重要力量。我國致密氣分布面積大，聚集具有連續(xù)性。在理論認識與技術創(chuàng)新推動下，中國致密氣發(fā)展迅猛，儲量和產量均出現(xiàn)高峰期增長，探明并開發(fā)了鄂爾多斯盆地萬億立方米級致密氣區(qū)。據(jù)中國石油第4次資源評價，我國致密氣有利區(qū)面積32.46萬平方公里，地質資源量為21.85萬億立方米，技術可采資源量為10.92萬億立方米。2020年全國致密氣產量477億立方米，占天然氣總產量的25%，其中鄂爾多斯盆地是最大的致密氣產區(qū)，蘇里格、大牛地、神木、延長、鄂東等致密砂巖氣田的產量約占致密氣產量的90%。

3.煤層氣

我國煤層氣的開發(fā)包括地面開采和地下抽采兩種形式，在此僅討論地面開采煤層氣的前景。我國煤層氣開發(fā)已經經歷了30多年的發(fā)展，其歷程主要分為3個階段：研發(fā)階段（1981—1995年）：20世紀80年代初，國內開展了煤層氣資源和基本地質條件的研究，在30多個煤層氣目標區(qū)進行了前期研究和評價，引進吸收了國外理論和技術，90年代初啟動煤層氣勘探，在柳林、大城地區(qū)取得煤層氣試采突破。試驗階段（1996—2003年）：1996年中聯(lián)煤層氣公司成立，煤層氣產業(yè)走向專業(yè)化開發(fā)道路。全面啟動了煤層氣富集高滲規(guī)律、地質控制因素和勘探靶向區(qū)的系統(tǒng)研究，開采技術與生產試驗取得重大進展，單井產氣量實現(xiàn)突破，沁水盆地無煙煤儲層工業(yè)性氣流突破了國際傳統(tǒng)認識。沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣發(fā)現(xiàn)了大型煤層氣田。商業(yè)開發(fā)階段（2004年至今）：在國家政策推動下，煤層氣開發(fā)企業(yè)對煤層氣開發(fā)投入加大，產業(yè)發(fā)展進入規(guī)模開發(fā)階段。鉆井工作量、探明儲量、產量均快速上升，但2012年之后由于經濟增速放緩、油價走低及開發(fā)效果未達預期等因素影響，煤層氣產量增速放緩，經歷了較長一段時期的調整。

經過近40年的研究開發(fā)實踐，我國已基本形成以直井/叢式井壓裂和水平井適度壓裂為主的勘探開發(fā)技術系列，建成沁水、鄂爾多斯盆地東緣兩大產業(yè)基地，蜀南、遼寧阜新等外圍地區(qū)小規(guī)模開發(fā)。至2020年底，我國累計探明煤層氣地質儲量7300億立方米，主要分布在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣。據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2020年我國煤層氣產量102億立方米（含部分地下抽采氣）。

天然氣勘探開發(fā)的政策需求與挑戰(zhàn)

天然氣作為優(yōu)質燃料和清潔化石能源，在我國能源結構優(yōu)化調整中發(fā)揮著越來越重要的作用。鑒于我國天然氣的資源稟賦和當前經濟發(fā)展階段，國內天然氣產量與消費量的增速差距不斷加大，保障國內天然氣穩(wěn)定供應已經成為推動我國天然氣工業(yè)快速發(fā)展的關鍵?！笆濉睍r期，我國GDP平均增速保持在6%以上，一次能源消費總量由2015年的43億噸標準煤增長至2020年的49.2億噸標準煤，伴隨著國家經濟持續(xù)快速發(fā)展和能源結構調整的快速推進，天然氣在我國一次能源消費中的比例由2015年的6%上升至2020年的9%。“十四五”期間，隨著我國“雙碳”目標的提出和綠色發(fā)展理念的貫徹，天然氣消費需求將持續(xù)旺盛，國內天然氣快速增產將成為我國油氣工業(yè)實現(xiàn)清潔綠色高質量發(fā)展的根基。

我國天然氣勘探開發(fā)保持了10多年的快速發(fā)展，勘探生產中的一些矛盾和問題正逐步顯現(xiàn)。

一是資源品質持續(xù)下降，開發(fā)成本難控。隨著油氣勘探開發(fā)程度的提高和領域的擴展，地質地貌條件日益復雜，資源品質不斷下降，劣質化趨勢加劇，天然氣快速增儲上產難度不斷加大。評價結果顯示，國內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。近10年新發(fā)現(xiàn)氣田儲量規(guī)模不斷下降，“零、碎、散”特點明顯。年新增探明儲量中低滲—特低滲儲量占70%以上；中深層儲量占比超過40%。在現(xiàn)有技術水平和體制、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)的經濟性依然較差。

二是天然氣資源勘探開發(fā)的政策體系和機制仍不健全。對于非經濟性天然氣開發(fā)支持政策無法覆蓋，國內一些高成本、高風險、潛力大的天然氣資源開發(fā)缺少靈活有效的支持政策，如三類致密氣開發(fā)成本高于頁巖氣，卻缺乏優(yōu)惠政策，已有的支持政策側重于直接財政補貼或稅費減免，方式單一。

三是天然氣勘探開發(fā)投入不足，增產跟不上消費的快速增長，對外依存度持續(xù)上升。油氣上游領域市場化改革不斷推進，但進入上游領域的非油氣企業(yè)對資源稟賦認識不足，加上持續(xù)低油價低氣價影響，以及資源品質差，開發(fā)難度大，導致勘探開發(fā)投資不足，工作量下降，新建產能規(guī)模減小。據(jù)年報數(shù)據(jù)，2020年，三大石油公司油氣勘探開發(fā)總投資約3200億元，仍然沒有恢復到2013年高油價時約4300億元的高峰水平。

四是科技進步與創(chuàng)新能力不能滿足增儲上產需要，制約了天然氣加快勘探開發(fā)的步伐。我國天然氣開發(fā)技術尤其是非常規(guī)、海上天然氣開發(fā)的“卡脖子”技術問題仍然未能解決。其中，深水油氣資源開發(fā)核心技術和關鍵裝備，特別是水下生產系統(tǒng)依賴進口受制于人；部分致密砂巖氣的開發(fā)依然受困于技術難題，規(guī)模開發(fā)面臨艱巨挑戰(zhàn)；埋深超過3500米的深部頁巖氣資源潛力大，但缺乏配套技術，尚不能實現(xiàn)規(guī)模開發(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；技術問題仍是煤層氣開發(fā)緩慢的主要原因之一，深部和低煤階煤層氣開發(fā)技術仍處于研究探索階段。

多措并舉推進天然氣開發(fā)

從現(xiàn)有資源情況看，我國天然氣資源豐富，常規(guī)非常規(guī)種類齊全，總探明程度低，產量增長有資源基礎。據(jù)中國石油最新一輪油氣資源評價結果顯示，全國天然氣地質資源量為281萬億立方米，技術可采資源量112萬億立方米。分類型看，常規(guī)氣（含致密氣）地質資源量為147萬億立方米，其中技術可采資源量為83萬億立方米；頁巖氣地質資源量為106萬億立方米，其中技術可采資源量為19萬億立方米；煤層氣地質資源量為28萬億立方米，其中技術可采資源量為9萬億立方米。至2020年底，全國累計探明天然氣地質儲量為19.6萬億立方米，探明率僅7%，整體處于勘探早期階段；累計探明頁巖氣地質儲量為2萬億立方米，探明率僅為1.9%；累計煤層氣地質儲量0.73萬億立方米，探明率為2.6%，非常規(guī)天然氣勘探總體處于開發(fā)初期。

對此，提出以下建議：

一是繼續(xù)加大天然氣勘探力度，推進探明儲量持續(xù)增長。加強勘探，堅持“常非并舉、海陸并進”的原則，持續(xù)加大國內勘探投入，以塔里木、鄂爾多斯、四川等陸上主力盆地和渤海、東海、南海等海域為重點，加強重點氣區(qū)的滾動勘探，加大新區(qū)、新層系的風險勘探，深化老區(qū)擴邊挖潛勘探，實現(xiàn)天然氣儲量持續(xù)增長，夯實天然氣增產基礎。

二是加強非常規(guī)資源的探明。系統(tǒng)研究致密油氣富集規(guī)律，加強老區(qū)擴邊和新區(qū)、新層系勘探，客觀分級評價致密油氣資源，明確致密氣的資源接替戰(zhàn)略地位。致密氣儲集層多為納米級孔喉系統(tǒng)，限制了浮力在運聚中的作用，以滲流擴散作用為主運移距離短，距離烴源巖近，雖然資源規(guī)模大，但可供開發(fā)的有效資源比例低。需要深化和細化資源規(guī)模和結構評價，開展資源分類，建立有序接替序列。

8月13日，中原油田普光氣田清溪儲氣庫壓縮機吊裝完成。白國強 攝

三是加大重大理論、關鍵技術研發(fā)與攻關力度，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)等領域天然氣勘探開發(fā)的重大理論、技術及裝備方面的共性問題，建立國家科研攻關平臺，健全以企業(yè)為主、產學研優(yōu)勢互補的科技機制，增強科技創(chuàng)新能力，加快解決制約天然氣開發(fā)的關鍵理論、技術問題。重點攻克致密氣、頁巖氣和煤層氣高效開發(fā)關鍵技術瓶頸，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)的科技創(chuàng)新和攻關研究，盡快實現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)突破。加大低煤階、多而薄煤層、深層和構造復雜區(qū)科技攻關力度，加強煤層氣新技術開發(fā)示范，確保新建產能到位率不斷上升，實現(xiàn)高質量發(fā)展。

四是健全完善天然氣資源開發(fā)政策，統(tǒng)籌推進天然氣開發(fā)與生態(tài)環(huán)境保護統(tǒng)籌協(xié)調發(fā)展。加大對致密氣、頁巖氣、煤層氣等低品位、非常規(guī)資源開發(fā)稅費減免支持的力度，建議考慮資源稅更大程度減免；針對高含水老油田的開發(fā)稅費應大幅削減，對強化開采、低產井予以適當政策支持；延續(xù)對頁巖氣、煤層氣的補貼政策；加大對深水、深層油氣資源開發(fā)的支持力度，加大用地、用海、環(huán)評、安全等非經濟性政策支持力度，提高行政審批效率。