1　天然氣發展概況

中國天然氣消費量快速提高，從2010年至2016年由1112億m3上升至2100億m3，在能源消費中的比例由4%提高至6.2%(圖1)。但與主要能源消費大國相比，中國清潔能源消費比例明顯偏低，天然氣將在調整和優化能源結構中發揮更大作用。

按照國家能源發展戰略，2020年中國天然氣占能源消費比重由目前的6%提高到10%，預計年消費量將達到3000億m3。天然氣具有熱值高、價格低的特征，國家近期連續推出多項天然氣市場改革政策，也將進一步降低終端用戶使用成本，從而使天然氣對其他能源的競爭力更加凸顯。

中國天然氣供應主要由自產氣、進口管道氣和進口LNG組成。目前，大部分天然氣產量來自國內自產氣，中石油、中石化、中海油等三大石油公司均提出加快發展天然氣的戰略。中石油處于天然氣生產的主體地位，約占國內產量份額的70%。

對進口管道氣而言，雖然長貿合同保障長期穩定供應，但價格和長距離輸送降低了其競爭能力。LNG的快速發展使天然氣洲際貿易規模化，并進一步縮小了北美、歐洲及亞太等國際三大消費市場的價格差距;國內LNG則形成了央企、地方企業、民營企業多元化競爭格局。從價格和靈活性上來看，競爭優勢排序為LNG、自產氣、進口管道氣。

天然氣產量由常規氣、非常規氣(包括致密氣、煤層氣及頁巖氣等)組成。總體表現為常規氣穩定發展，非常規天然氣快速上產的特征。常規天然氣在一定的時間內將保持穩定發展，并在較長時間內仍將保持國內主體地位。未來天然氣產量將保持持續增長的趨勢，但產量結構將發生重大變化，非常規天然氣占比將逐漸增加(圖2)。

天然氣儲量與產量穩定增長，為保證供氣能力奠定了堅實基礎。天然氣工業歷經近70年3個階段的跨越式發展，已建成鄂爾多斯、塔里木、四川、海域等4大天然氣生產基地，探明儲量占全國總量的89%，產量占全國總量的87%。

天然氣開發指標總體良好，氣層氣動用地質儲量8.4萬億m3，已累計產氣1.45萬億m3，動用程度56%，剩余可采儲量5.4萬億m3，儲采比為39，具備長期穩定發展基礎。

2　天然氣開發技術新進展

技術的不斷進步，推動了天然氣開發從單一氣藏到復雜類型氣藏，從常規氣藏到非常規氣藏的轉變。氣藏描述、產能評價、鉆完井、儲層改造和采氣工藝等技術的綜合發展，支撐了蘇里格、克拉2、靖邊等不同類型氣藏的成功開發。

“十三五”期間，開發形勢發生了較大變化，主要表現為：新增探明儲量結構發生變化，深層、低滲—致密、非常規成為主體，開發難度加大;主力氣田相繼進入穩產期，穩產與提高采收率成為技術攻關的主要方向;非常規天然氣開發突破瓶頸技術，開發規模快速增長;提高單井產量和開發效益對工程技術提出更高的要求;對氣田開發規劃的指導性和開發指標的科學性提出了更高的要求。在新形勢下，天然氣開發技術取得以下主要進展。

2.1深層氣藏開發技術顯著提升，產建新領域規模發展

中西部盆地深層/超深層氣藏開辟了天然氣增儲上產新領域，以四川盆地下寒武統龍王廟組、上震旦統燈影組深層碳酸鹽巖氣藏、塔里木盆地大北—克深多斷塊深層致密砂巖氣藏為代表。主要形成兩項技術系列。

2.1.1深層碳酸鹽巖氣藏開發技術

針對四川盆地龍王廟組、燈影組氣藏巖溶儲層非均質性強、氣水分布復雜的特點，形成4項主體開發技術：①白云巖巖溶儲層描述技術，創新提出顆粒灘、丘灘體巖溶發育模式，建立不同類型儲層地震識別方法，形成高產井布井技術;②裂縫—孔洞型有水氣藏開發優化技術，強化不同類型水侵特征研究，開展水侵監測與調控，降低水侵風險;③大斜度井/水平井叢式井組開發技術，增大井筒與儲層接觸面積;④大型氣田模塊化、橇裝化、智能化建設模式，采用全新設計理念，形成氣田建設速度、智能化水平、安全環保的新典范。2016年龍王廟組氣藏110億m3產能全面建成，燈影組氣藏18億m3產能建設穩步推進，奠定了中國石油西南油氣田公司300億m3戰略氣區的上產基礎。

2.1.2深層致密砂巖氣藏群開發技術

針對塔里木盆地大北—克深多斷塊氣藏儲層描述和工程作業難度大的特點，發展了4項主體開發技術：①以構造建模為核心的氣藏描述技術，通過寬方位三維地震落實構造形態，建立不同構造部位裂縫發育模式，優化井位;②以垂直鉆井系統國產化為核心的快速鉆井技術，自主研發垂直鉆井系統、油基鉆井液、抗沖擊和抗研磨性PDC鉆頭等，使鉆井周期和成本大幅下降;③以縫網壓裂為核心的儲層改造技術，重點針對Ⅱ、Ⅲ類儲層，采用縫網酸壓和加砂壓裂進行增產，單井日產氣量由不足30萬m3提高到50萬m3以上;④以超高壓壓力測試為核心的開發優化技術，突破超高壓氣井投撈式壓力測試技術，滾動評價斷塊氣藏連通性，優化開發井數，實現稀井高產。2016年，大北—克深氣田群年產量突破70億m3，是塔里木氣區在克拉2、迪那2氣田開發調整后，保持氣區持續上產的主力氣田。

2.2大型氣藏開發調整技術不斷完善，進一步提高了開發效果

“十三五”期間天然氣開發進入上產與穩產并重發展階段，很多大型氣田進入開發調整期，如靖邊、克拉2和澀北等氣田，針對這些氣田形成3種主體穩產模式。

2.2.1擴邊及新層系動用，滾動接替穩產模式

多層系含氣、不發育邊底水、分布范圍廣的大型巖性氣藏，滾動開發潛力大，代表氣田位鄂爾多斯盆地靖邊氣田。靖邊氣田具有上、下古生界多套氣層發育的特征，主力產層為下奧陶統馬家溝組五段，保持年產天然氣55億m3規模穩產了13年，是長慶氣區穩產的主力氣田之一。重點開發技術包括薄層水平井開發技術和富集區優選評價技術。通過毛細溝槽與小幅度構造刻畫，實現2m薄層水平井開發，推動了外圍擴邊區每年5億～6億m3彌補遞減產能建設，同時深化上古生界氣層富集區優選，落實儲量2441億m3，是“十三五”穩產的主要接替儲量。這些技術實現了氣田擴邊及新層系的動用，實現了滾動接替穩產。

2.2.2優化指標，調整規模，均衡開采模式

針對邊底水活躍的大型整裝塊狀氣藏，核心是優化氣井指標和生產規模，防止邊底水錐進，達到一次井網采收率最大化。若采氣速度過高，會造成個別氣井水淹、氣藏非均勻水侵，給氣田穩產帶來困難。克拉2氣田采取稀井高產開發模式，調峰能力強，高峰年產量達到110億m3以上，發揮了西氣東輸主力氣田調峰保供作用。主要通過水侵動態分析技術可建立高壓氣井水侵判別模式，形成千萬節點大型數模水侵動態預警機制;通過均衡開發技術可進一步優化采氣速度，調整開發規模。這些技術的應用實現了開發指標優化和氣田均衡開采。

2.2.3治水、控砂、多層系協調動用穩產模式

澀北氣田是典型的疏松砂巖氣藏，高峰年產氣量達到65億m3，目前穩產規模約50億m3，是青海氣區穩產的基石。氣藏氣層多達上百個，發育多套氣水系統，具有氣藏出砂出水、儲量動用不均、穩產難度大的特點。重點形成了多套井網分層系開采技術及綜合治水與防砂技術，劃分為5個開發層系，地面井網密度達到5.1口/km2，減小了多層系干擾，實現了氣藏均衡開發，形成以連續油管沖砂為主的工藝技術，優化了壓裂充填防砂工藝參數，提高了防砂效果。

2.3致密氣藏提高采收率技術不斷升級，有效支撐規模穩產

蘇里格氣田的成功開發引領了中國致密氣規模化發展進程。氣田目前累積投產9000余口井、年產量規模在220億～230億m3，占全國總產氣量的16%。“十三五”進入穩產期，針對多井低產、采收率偏低(約30%)的特點，以提高儲量動用程度和氣田采收率為核心，形成了兩項技術系列。

2.3.1大面積低豐度氣藏開發井網優化技術

通過刻畫砂體規模尺度、壓裂改造范圍及氣井泄壓半徑，進行井距優化;在評價砂體幾何形態、地應力方位的基礎上，明確井網幾何形態;論證不同儲量豐度區塊的經濟極限井網密度;形成以直井井網為主，主力層集中型儲層采用水平井開發的井型組合。通過密井網區開發先導試驗，證實富集區加密的開發效益仍優于非富集區的動用，論證了不同品位儲量區的合理動用順序，明確了加密至4口/km2后采收率可由600m×800m基礎井網的30%提高為45%～50%，提升了15%～20%。

2.3.2致密氣藏提高采收率配套技術

結合地質、氣藏工程及改造工藝，形成了致密氣藏提高采收率的一系列配套技術：明確了氣井工作制度優化可提高采收率1%[10]，老井未動用層改造可提高1%～2%，有利目標老井側鉆可提高1%～2%，低產期排水采氣可提高2%～3%，即提高采收率綜合配套技術可在井網優化的基礎上再提升采收率5%～8%。

2.4頁巖氣、煤層氣開發技術日趨成熟，提產降本效果顯著

近年來，3500m以淺的海相頁巖氣開發技術基本成熟配套，產量迅速攀升，2016年實現產量27億m3以上;煤層氣產量也穩步增長，中高煤階開發技術已經成熟配套，低煤階開發首次獲得突破。兩類非常規氣藏主體開發技術系列進展分述如下。

2.4.1頁巖氣開發技術

2.4.1.1基于開發尺度的頁巖氣儲層評價技術

形成了主力開發層段小層劃分技術，將縱向上研究尺度從幾十米精細到幾米，優化靶體位置至下志留統龍馬溪組龍一11小層，同時形成了動態儲量標定地質儲量技術，評價四川盆地長寧動用層段儲量豐度約4.13億m3/km2，上奧陶統五峰組—龍一段儲量豐度約12.3億m3/km2。這些技術為頁巖氣有效開發提供了地質依據(圖3)。

2.4.1.2 3500m以淺鉆完井及儲層改造技術

四川盆地及周緣3500m以淺頁巖氣資源量為2萬億m3，經過5年來的攻關和試驗，完鉆水平井233口，開發技術基本成熟配套，主要包括：以旋轉地質導向為核心的優快鉆井技術、以低黏滑溜水+低密度支撐劑為核心的體積改造技術及以大井組工廠化作業為核心的工程實施技術，使單井綜合成本降低到5500萬元以內，支撐了頁巖氣規模有效開發。

2.4.1.3氣井開發指標評價及生產制度優化技術

建立了微裂縫+次裂縫+主裂縫多級次復合裂縫模型，形成概率性產能預測方法，提出了若干關鍵開發指標，有效指導了頁巖氣井生產。評價頁巖氣井單井累積產量平均為8070萬m3，首年日產6.5萬～10萬m3，初始年遞減率46%～62%，前3年遞減率逐步下降到30%。形成裂縫、儲層基質應力敏感定量描述方法，評價放壓與控壓兩種生產方式對單井累積產量的影響。明確了最優生產方式，指出采用控壓生產單井累積產量可提高逾30%。

2.4.1.4頁巖氣開發井距優化技術

提出有效裂縫長度動態預測方法，形成基于產量干擾分析的開發井距優化技術。研究表明，長寧—威遠、昭通區塊井距可從目前的400～500m縮小至300m，井控儲量采出程度可由25%提高到35%左右。

2.4.2煤層氣開發技術

中國目前已實現中高階煤層氣開發，主要開發技術基本成熟，包括：以地球物理和儲層評價為主的煤儲層描述技術、以水平井鉆完井和壓裂增產改造為主的提高單井產能技術、以排采和防煤粉技術為主的井筒排采技術及以生產剖面測試和動態監測為主的開發調整技術，助推了煤層氣產業穩定發展。另一方面，低煤階煤層氣開發技術也獲得重要進展，二連盆地吉煤4井應用填砂分層、低濃度胍膠技術，首次在低煤階取得重大突破，有助于解放中石油礦權區內6.75萬億m3、占總量的51%低煤階煤層氣資源，開辟了煤層氣勘探開發新領域。

2.5工程技術升級發展，有力支撐降本增效

天然氣開發的快速推進，很大程度上受益于中國天然氣工程技術的進步和發展。核心技術國產化、成本的大幅降低助推了天然氣的效益開發，主要形成3個方面技術系列。

2.5.1大井組—多井型—工廠化鉆井規模化應用

近年來，天然氣開發井型從直井、叢式井，發展到平臺水平井，目前天然氣鉆完井實現了大井組工廠化的根本性變革，鉆井周期大幅縮短，降低了成本、提高了效率。在鄂爾多斯盆地東部，形成多井型大井組立體開發的典型代表，研發三維繞障、三維水平井軌跡控制、低摩阻鉆井液等配套技術，最大單平臺混合井組達15口井。至2016年底，多井型大井組累計應用1200個井叢，節約了大量土地。

2.5.2儲層改造工藝、工具裝備不斷取得新突破

以往儲層改造工藝以直井多層和水平井多段常規改造為主，體積改造是近年來興起的新性儲層改造技術。經過攻關實踐，中國自主研發的體積改造技術成熟配套，已實現規模化應用，與“工廠化”作業模式結合，成為非常規低成本開發的關鍵技術。其主體技術為大通徑橋塞分段壓裂技術和低黏滑溜水液體體系，配套技術包括橋塞泵送與分簇射孔、連續混配與連續輸砂、壓裂液回收利用等。在工具裝備方面，中國自行研制的可溶橋塞壓裂技術已達到國際領先水平，實現了從技術模仿到技術引領的轉變。2016年累計現場試驗10井次，壓裂141段，成功率達100%。

2.5.3形成適應多氣藏類型的采氣工藝技術系列

針對不同類型氣藏的開發特征形成了相應的排水采氣技術系列。如低壓低豐度低滲氣藏形成泡沫排水、速度管柱、柱塞氣舉等系列技術，疏松砂巖氣藏形成泡排、井間互聯氣舉技術，火山巖氣藏形成泡沫排水、速度管柱技術，四川石炭系老氣田采用電潛泵排水采氣技術。橇裝式、移動式排水采氣設備的試驗與應用，增加了排水采氣的靈活性，節約了成本。

2.6建立開發決策體系，有效支撐天然氣科學發展

隨著氣田開發程度的不斷深入，逐步建立了較科學、完善的天然氣開發決策體系：標定了主要類型氣藏在不同開發階段的關鍵指標體系，包括單位壓降采氣量、產量、采出程度等，為氣藏開發設計提供了依據(表1);形成大型氣田群長期穩產技術對策，以氣田群整體開發效益最大化為原則，優化設計，實現了主力氣田與衛星氣田間的協同開發;建立了一套能夠快速評價、突出效益、風險可控的開發戰略規劃決策支撐系統，包括多情景供氣規模分析模型及全生命周期氣藏技術經濟評價方法，支撐了公司戰略規劃決策的有效制定。

3　天然氣開發面臨的挑戰

隨著開發的深入、油價的下跌和政策、環境的影響，受地質條件制約，國內氣層優質儲量比例降低，氣田開發成本升高，非常規氣藏效益開發難度加大，上游效益進一步壓縮，主力氣田穩產能力減弱，市場競爭越發激烈。結合技術、效益及管理等幾方面，總結了中國天然氣開發面臨的6項挑戰。

3.1儲量與產量的比例發生變化，保持增速面臨挑戰

新增探明儲量與當年產量比例由2005年的8降低到目前的5左右，持續上產的資源保障能力有所下降。新增儲量中，低滲—致密等非常規儲量占70%以上，優質儲量比例偏低，平均標定采收率呈下降趨勢。儲量替代率是年新增探明可采儲量與當年開采消耗儲量的比值，反映儲量的接替能力，已由4.5以上逐年降低至2.5左右，制約了產量的高速增長，未來中國將進入產量穩定增長期。

3.2主力氣田穩產能力較弱，穩產形勢面臨挑戰

根據國內天然氣資源特點，除少數氣田具有自然穩產能力外(如榆林南、克拉2)，大部分氣田穩產都需要新建產能來彌補，主要包括蘇里格、靖邊、疏松砂巖、火山巖等。蘇里格氣田已進入穩產期，氣田綜合遞減率平均20%左右，保持每年250億m3穩產，每年需彌補遞減產能50億m3，效益穩產面臨挑戰。澀北氣田為典型的疏松砂巖氣田，開發的主要挑戰為出水和壓力下降，目前近40%的層組產量遞減率大于10%，整體綜合遞減率近5年在8%左右，長期穩產面臨挑戰。

3.3氣田開發成本逐年上升，開發效益面臨挑戰

隨著資源品位的降低和開發難度的增大，公司天然氣完全成本由2011年的631元/千m3上升到2015年的883元/千m3，成本上漲252元/千m3，而氣價同期上漲300元/千m3，即氣價上升所帶來的利潤增益幾乎被成本的上升所抵消。從全球資源型企業發展歷程來看，依靠價格上升拉動的利潤增長不可持續。隨著技術發展與管理提升，綜合成本降低是必然趨勢，例如美國致密油綜合成本由2013年的70美元/桶降低到目前的30美元/桶左右。

3.4非常規氣開發取得突破，技術效益面臨挑戰

中國非常規氣開發取得了長足的進步，但與北美對比來看，在鉆完井、壓裂改造技術以及單井開發效果等方面依然存在著較大差距(表2)，在技術瓶頸突破以前，進一步降低鉆井與壓裂周期面臨挑戰。目前公司頁巖氣開發綜合投資5500萬元左右，考慮實際補貼，仍處于邊際效益，隨著補貼的降低，效益開發面臨挑戰。

3.5天然氣效益鏈分配不均，上游效益面臨挑戰

天然氣效益鏈分配不均，上游利潤偏低。以長慶氣區為例，將天然氣從平均埋深3500m的復雜致密儲層中采出，平均生產利潤為0.4元/m3，而陜京線下游管道運輸、北京燃氣終端銷售平均利潤分別為0.35元/m3和0.6元/m3。下游工業用戶用氣價格中，省網與城市管網配氣費占40%～50%，終端銷售企業利潤高于天然氣生產與輸送部分。公司近期仍以進一步控制成本、增加效益為主;中長期要強化產、運、銷國家政策中利潤切割的爭取與引導，力爭上游利潤在總產業鏈中的比例。

3.6天然氣供給氣源多元化，市場競爭面臨挑戰

天然氣供給氣源呈現多元化。在國際氣源供給方面，進口管道氣、LNG均對自產氣形成了競爭。多份長貿合同的簽訂保障了進口管道氣的長期穩定供應，進口LNG的價格優勢對自產氣的供應形成了挑戰，波羅的海干散貨運價指數(BDI)由高峰期10000以上降到1000左右，大幅降低了LNG的運輸成本。

在國內氣源供給方面，形成了央企、地方企業、民營企業多元化競爭的天然氣產業格局，地方政府積極參與，建設的LNG接收站主導了購銷一體的布局結構，民企經營具有更強的靈活性。

4　天然氣發展前景展望

立足天然氣開發歷程和國內外開發形勢，從產量、需求、進口及未來天然氣地位等4個方面對中國天然氣工業發展進行展望。

4.1天然氣產量迅速攀升，常規氣與非常規氣并舉

2016年中國天然氣總產量1371億m3，2020年預計1800億m3，2030年預計2520億m3，將進入常規與非常規并重的發展階段，表現為常規氣穩定發展、致密氣長期穩產、頁巖氣快速上產、煤層氣穩步推進的發展態勢。常規氣2016年產量918億m3，2020年預計1115億m3，2030年預計1300億m3。非常規氣2016年產量453億m3，2020年預計685億m3，2030年預計1220億m3，其中頁巖氣是產量增長主體。

4.1.1常規氣穩定發展

常規氣2017—2020年發展要充分結合新區突破、在建氣田上產與已開發氣田穩產，其中塔里木氣區克深—大北氣田群、庫車山前勘探新區預計2020年新增產量50億m3，四川氣區川中震旦系、川東北高含硫、川西海相預計2020年新增產量120億m3，深海海域預計2020年新增產量30億m3。2020—2030年，目前已開發的常規氣田大部分已進入遞減期，新發現氣田品質差，新建產能主要彌補遞減，2030年保持產量緩慢增長至1300億m3。

4.1.2致密氣長期穩產

依靠鄂爾多斯盆地蘇里格氣田外圍、神木氣田及盆地東部的新區上產，預計致密氣產量由2016年330億m3增加到2020年的360億m3，2020—2030年依靠勘探新區緩慢上產至400億m3。蘇里格外圍主要包括蘇里格東部及南部滾動擴邊，預計2020年新增產量8億m3。神木氣田及盆地東部一期、二期方案設計規模18億m3，預計2020年產量35億m3，新增產量24億m3。

4.1.3頁巖氣快速上產

依靠深層突破，中國頁巖氣將迎來跨越式發展。四川盆地及周緣3500m以淺的海相頁巖氣資源量2萬億m3，可工作面積3500km2，2020年可上產220億～260億m3;3500～4500m海相頁巖氣資源量10萬億m3，可工作面積達20000km2，技術和效益突破后，預計2030年產量可上升到600億～800億m3。

4.1.4煤層氣穩步推進

煤層氣以中高煤階為主，預計產量可由2016年44億m3增加至2020年75億m3，其中中石油沁南、鄂東、蜀南筠連3個區域2020年可上產40億m3，其他公司區塊可由2016年28億m3上產至2020年35億m3。二連盆地、雞西、白家海等低煤階區塊有望獲得規模突破，助推2030年煤層氣產量上產120億m3。

4.2天然氣需求旺盛，消費結構呈現多元化

預計2020年國內天然氣需求量將為3000億m3，2030年需求量將達5220億m3。與發達國家相比，中國工業、發電及居民用氣比例處于較低水平，未來天然氣消費結構將呈現多元化發展：在節能減排政策的促進下，發電和工業燃料氣代煤將加速，有望成為消費主體;城鎮化持續推進，城市燃氣消費量將隨之穩定增長;在城鎮化和價格優勢兩個因素的驅動下，天然氣交通仍有發展潛力。

預計到2020年，中國天然氣消費結構中，發電、工業燃料、城市燃氣及交通運輸分別占24.5%、32.0%、26.4%和16.3%，到2030年分別占30.0%、25.6%、20.2%和15.0%。

4.3天然氣進口量上升，對外依存度加大

在全球能源市場供需寬松的背景下，進口管道氣、進口LNG迎來新的機遇。長期貿易合同保障了進口管道氣的長期穩定供應，進口LNG的快速發展使天然氣洲際貿易規模化，并進一步縮小了國際三大消費市場的價格差距。進口氣包括中亞的管道氣以及廣東大鵬和福建進口的LNG。中國天然氣進口量預計2020年達到1200億m3，對外依存度達到40%，2030年進口量將為2700億m3左右，對外依存度將超過50%。

4.4天然氣將成為能源結構調整的主要增長點

天然氣作為最具潛力的清潔能源，是能源轉型的主力軍。近年來天然氣需求完善，發展迅猛，在能源結構中的比例上升到6.2%，但遠低于世界平均水平。相關規劃明確提出，到2020年天然氣在中國一次能源消費比重將達到10%。

未來中國將進入常規氣與非常規氣并重的發展階段。天然氣需求持續旺盛，將呈現出以發電氣、工業燃料氣、城市燃氣及交通運輸氣為主體的消費結構多元化。