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行业资讯
中国天然气资源足 潜力大 挑战多
发布时间:2018-4-2 字号: 点击数:
   (供热制冷 荐)新世纪以来,我国天然气勘探开发取得了显著成绩,生产供应能力大幅提升,为天然气产业快速发展奠定了资源基础。近年来,清洁低碳能源转型的进程不断加快,对天然气资源勘探开发和生产供应能力提出了更高的要求。

   1. 天然气资源潜形势分析

   在独特的地质背景下,我国沉积盆地发育,且大多经历了多期次构造演化,决定了油气地质特征复杂,天然气类型多,资源总量丰富,潜力大,但禀赋差,勘探开发难度大。

   据全国油气资源动态评价成果(国土资源部,2015年),我国常规天然气地质资源量90.3万亿立方米,可采资源量50.1万亿立方米,其中约72%分布在四川、鄂尔多斯、塔里木等三大盆地及近海海域,约14%分布在柴达木、松辽、准噶尔和渤海湾等盆地。截至2017年底,全国累计探明天然气地质储量14.3万亿立方米,待探明资源量76万亿立方米,探明率15.8%,整体处于勘探早期,天然气勘探前景广阔。

   全国页岩气地质资源量122万亿立方米,可采资源量22万亿立方米;全国煤层气地质资源量30万亿立方米,可采资源量12.5万亿立方米。天然气水合物资源潜力可观。截至2017年底,累计探明页岩气、煤层气地质储量为9209亿立方米、7033亿立方米,探明率分别为0.7%、2.3%。非常规天然气勘探尚处于起步阶段,潜力大。

   2. 开发与生产供应现状

   勘探发现与储量


    截至2017年底,我国先后发现和探明了3个万亿方级、25个千亿方级以上气田(区),大多分布在鄂尔多斯、四川、塔里木等盆地及近海海域。截至2017年底,全国累计探明天然气地质储量14.3万亿立方米,探明程度15.8%,处于早期勘探阶段。

   2001~2015年间,新增天然气探明地质储量9.67万亿立方米,占全国累计探明地质储量74.3%,年均新增储量规模每五年上新台阶。2016~2017年,年均新增天然气探明地质储量6410亿立方米,仍保持高位增长。天然气年新增探明地质储量自2003年以来连续15年保持在5000亿立方米以上。

   统计显示,“十二五”以来,年新增经济可采储量是同年产量的1.8~3.3倍,储量替代率明显高于同期世界平均水平(1.6),储采比不断增加,具备了快速上产储量基础。

   截至2017年底,我国累计探明页岩气地质储量9209亿立方米,累计探明煤层气地质储量7033亿立方米,为加快产能建设奠定了资源基础。目前,已建立了涪陵、长宁-威远、昭通等国家级海相页岩气示范区和延安陆相国家级页岩气示范区,形成了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气探区。在南海神狐海域成功进行了天然气水合物试采,拓展了资源空间。

   开发与产量

   伴随投入大幅增加和探明储量的高位增长,我国加快了天然气开发与产能建设步伐,产量持续快速增长。统计显示,2001~2017年,全国天然气产量由303亿立方米增加到1474亿立方米(含非常规气),增长了近5倍,年均增长10.3%,约为同期世界天然气产量增速的5~6倍,天然气供应能力显著提高,世界排名由第17名提升至第6名,成为名副其实的世界天然气生产大国。

   尽管受低油价影响,2015~2016年,天然气产能建设放缓,产量增速放慢,年均增长约2.6%,约为同期世界天然气产量增速的2倍。受经济形势好转、煤改气及严冬等因素影响,2017年天然气需求快速增长,产量同比增长8.5%。

    目前,我国形成了以“三大四中”为主的“西气东输、海气登陆、常非并举”多元互补天然气生产供应格局,包括年产量超过200亿立方米的长庆、新疆和川渝3个大型气区和年产量超过40亿立方米的海域、青海、松辽和渤海湾4个中型气区。其中,3个大型气区常规气产量约占全国产量的80%,4个中型气区约占18%。

   鄂尔多斯、四川和塔里木是我国天然气生产的主力盆地,分别约占全国非常规天然气产量快速增长,由2013年的31亿立方米增加到2017年的137亿立方米,已成为天然气生产供应的重要组成部分。

   其中,页岩气开发实现了历史性突破,建成了涪陵、长宁—威远和昭通等三大页岩气产区,形成了100亿立方米产能,产量快速增长,2017年达90.1亿立方米,成为继美国、加拿大之后世界第三个实现页岩气工业化开发的国家。煤层气产量持续增加。

   “十二五”期间,煤层气开发较快发展,产量翻了一番,由20.7亿立方米增加到44.5亿立方米,2017年达47亿立方米,建成了沁水和鄂尔多斯盆地东缘两个煤层气开发生产基地。

   3. 面临的问题及对策建议

   问题与挑战

   我国天然气资源品质总体不高,且劣质化趋势加剧。目前我国待探明常规天然气地质资源量中超过80%属于低渗、深层、深水以及高含硫气等资源,勘探开发难度大,风险高;近一半待探明资源分布在深层、超深层等领域。

    关键技术和装备总体落后,制约了资源开发领域。复杂地质条件下天然气成藏理论有待完善,深层、火山岩气藏勘探开发核心技术缺乏,深水油气开发关键技术与装备仍然以进口为主。

   页岩气、煤层气开发工程技术取得突破性进展,但与世界先进水平相比仍有较大差距,相应的规模效益开发关键技术体系尚未形成;深部页岩气、陆相页岩气开发关键技术远未突破;相当规模的致密砂岩气开发受关键技术制约。

   天然气开发支持政策体系不健全,支持力度不够。对于品位低、动用难度大、成本高的常规天然气探明储量,缺乏相应的相关财政补贴和税费减免政策;相当规模的致密砂岩气储量,缺乏政策支持,加上技术制约,导致开发效益低,增产潜力受限。

   对于页岩气开发,目前总体经济效益依然较低,远未形成具有竞争力的生产供应,减少甚至取消相应的财政补贴,不利于更大规模开发页岩气。煤层气开发的支持政策有待完善。天然气水合物开发的支持政策尚为空白。总体上,现有的政策不足以支撑实现天然气快速增储上产,建议借鉴新能源补贴政策的支持力度。

   竞争不足投入不够,不利于天然气增储上产。近年来,油气上游市场化改革取得了突破,但充分竞争、多元供应的上游市场格局远未形成,在很大程度上导致勘探开发投入不足,制约了天然气资源潜力的开发。同时,在持续低油价冲击下,油气勘探开发投入大幅下降,天然气产能建设规模大幅下降。

   对策建议

   一是加大天然气开发的政策支持力度,尽快研究出台致密气、深层气等补贴支持政策。在已有支持政策基础上,抓紧出台致密气开发补贴政策,分类分档次补贴不同类型致密气开发,完善补贴方式,同时给予资源税减免政策。

   对深层气资源开发给予资源税减免、财政补贴等政策扶持,按埋深分类实施不同补贴标准;设立深层油气风险勘探基金。对深水油气田开发暂时免征资源税,同时按照水深分类给予财政补贴,设立深水风险勘探基金,支持深海油气勘探。研究延续并适度加大页岩气、煤层气补贴政策。深化价格改革,优化天然气价格政策,使得上游气价保持在合理水平。

   二是加强油气地质理论和关键技术创新,降低成本,提高开发效益。着力提高已开发常规气田采收率和资源开发利用效率。加强深部页岩气、陆相页岩气地质理论等关键技术攻关,积极研究适合山区页岩气高效开发的关键技术支撑体系。加强煤层气规模开发、复杂储层煤层气高效增产等技术攻关。

   三是加大油气资源管理体制机制改革力度,激活油气资源潜力。积极稳步推进油气勘查开采体制改革,有序放开市场准入,不断引入竞争,激活潜力,促进勘查开采。完善创新勘查区块退出机制,加大退出力度,努力形成一批具有较高价值、资源基础较好的区块,用于公开出让,吸引投资。

   建立健全探矿权、储量评估等规则,促进矿业权流转。针对探明储量开发程度较低的问题,着重探索采矿权及其探明储量的流转,盘活存量资源,使其成为现实产量。

   4. 前景展望

   未来天然气增储上产的发展前景取决于如何发挥资源总量大的优势,激活资源潜力。
   一是按照目前技术水平、现行体制机制和已有政策条件,我国天然气勘探开发与生产供应发展艰难,增储上产有限,特别是增产能力难以显著提高。预计未来3~5年,天然气产量的年均增幅保持在90亿~120亿立方米(含非常规气);2020年达1850亿~1900亿立方米。2018年产量预计达1600亿~1650亿立方米。

   二是在技术水平不断取得突破,有关政策不断完善,油气体制改革深入推进的条件下,我国天然气勘探开发有望获得较大发展,生产供应能力显著提高。预计未来3~5年,天然气产量年均增量150亿~200亿立方米(含非常规气);2020年达到1950亿~2050亿立方米。


来源:国土资源部油气资源战略研究中心研究员 潘继平  hm
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