1　天然氣發(fā)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(diào)整和優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)中發(fā)揮更大作用。

按照國家能源發(fā)展戰(zhàn)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(yù)計年消費量將達(dá)到3000億m3。天然氣具有熱值高、價格低的特征，國家近期連續(xù)推出多項天然氣市場改革政策，也將進(jìn)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(yīng)主要由自產(chǎn)氣、進(jìn)口管道氣和進(jìn)口LNG組成。目前，大部分天然氣產(chǎn)量來自國內(nèi)自產(chǎn)氣，中石油、中石化、中海油等三大石油公司均提出加快發(fā)展天然氣的戰(zhàn)略。中石油處于天然氣生產(chǎn)的主體地位，約占國內(nèi)產(chǎn)量份額的70%。

對進(jìn)口管道氣而言，雖然長貿(mào)合同保障長期穩(wěn)定供應(yīng)，但價格和長距離輸送降低了其競爭能力。LNG的快速發(fā)展使天然氣洲際貿(mào)易規(guī)模化，并進(jìn)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(nèi)LNG則形成了央企、地方企業(yè)、民營企業(yè)多元化競爭格局。從價格和靈活性上來看，競爭優(yōu)勢排序為LNG、自產(chǎn)氣、進(jìn)口管道氣。

天然氣產(chǎn)量由常規(guī)氣、非常規(guī)氣(包括致密氣、煤層氣及頁巖氣等)組成。總體表現(xiàn)為常規(guī)氣穩(wěn)定發(fā)展，非常規(guī)天然氣快速上產(chǎn)的特征。常規(guī)天然氣在一定的時間內(nèi)將保持穩(wěn)定發(fā)展，并在較長時間內(nèi)仍將保持國內(nèi)主體地位。未來天然氣產(chǎn)量將保持持續(xù)增長的趨勢，但產(chǎn)量結(jié)構(gòu)將發(fā)生重大變化，非常規(guī)天然氣占比將逐漸增加(圖2)。

天然氣儲量與產(chǎn)量穩(wěn)定增長，為保證供氣能力奠定了堅實基礎(chǔ)。天然氣工業(yè)歷經(jīng)近70年3個階段的跨越式發(fā)展，已建成鄂爾多斯、塔里木、四川、海域等4大天然氣生產(chǎn)基地，探明儲量占全國總量的89%，產(chǎn)量占全國總量的87%。

天然氣開發(fā)指標(biāo)總體良好，氣層氣動用地質(zhì)儲量8.4萬億m3，已累計產(chǎn)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(wěn)定發(fā)展基礎(chǔ)。

2　天然氣開發(fā)技術(shù)新進(jìn)展

技術(shù)的不斷進(jìn)步，推動了天然氣開發(fā)從單一氣藏到復(fù)雜類型氣藏，從常規(guī)氣藏到非常規(guī)氣藏的轉(zhuǎn)變。氣藏描述、產(chǎn)能評價、鉆完井、儲層改造和采氣工藝等技術(shù)的綜合發(fā)展，支撐了蘇里格、克拉2、靖邊等不同類型氣藏的成功開發(fā)。

“十三五”期間，開發(fā)形勢發(fā)生了較大變化，主要表現(xiàn)為：新增探明儲量結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，深層、低滲—致密、非常規(guī)成為主體，開發(fā)難度加大;主力氣田相繼進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，穩(wěn)產(chǎn)與提高采收率成為技術(shù)攻關(guān)的主要方向;非常規(guī)天然氣開發(fā)突破瓶頸技術(shù)，開發(fā)規(guī)模快速增長;提高單井產(chǎn)量和開發(fā)效益對工程技術(shù)提出更高的要求;對氣田開發(fā)規(guī)劃的指導(dǎo)性和開發(fā)指標(biāo)的科學(xué)性提出了更高的要求。在新形勢下，天然氣開發(fā)技術(shù)取得以下主要進(jìn)展。

2.1深層氣藏開發(fā)技術(shù)顯著提升，產(chǎn)建新領(lǐng)域規(guī)模發(fā)展

中西部盆地深層/超深層氣藏開辟了天然氣增儲上產(chǎn)新領(lǐng)域，以四川盆地下寒武統(tǒng)龍王廟組、上震旦統(tǒng)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(shù)系列。

2.1.1深層碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)

針對四川盆地龍王廟組、燈影組氣藏巖溶儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、氣水分布復(fù)雜的特點，形成4項主體開發(fā)技術(shù)：①白云巖巖溶儲層描述技術(shù)，創(chuàng)新提出顆粒灘、丘灘體巖溶發(fā)育模式，建立不同類型儲層地震識別方法，形成高產(chǎn)井布井技術(shù);②裂縫—孔洞型有水氣藏開發(fā)優(yōu)化技術(shù)，強(qiáng)化不同類型水侵特征研究，開展水侵監(jiān)測與調(diào)控，降低水侵風(fēng)險;③大斜度井/水平井叢式井組開發(fā)技術(shù)，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(shè)模式，采用全新設(shè)計理念，形成氣田建設(shè)速度、智能化水平、安全環(huán)保的新典范。2016年龍王廟組氣藏110億m3產(chǎn)能全面建成，燈影組氣藏18億m3產(chǎn)能建設(shè)穩(wěn)步推進(jìn)，奠定了中國石油西南油氣田公司300億m3戰(zhàn)略氣區(qū)的上產(chǎn)基礎(chǔ)。

2.1.2深層致密砂巖氣藏群開發(fā)技術(shù)

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(yè)難度大的特點，發(fā)展了4項主體開發(fā)技術(shù)：①以構(gòu)造建模為核心的氣藏描述技術(shù)，通過寬方位三維地震落實構(gòu)造形態(tài)，建立不同構(gòu)造部位裂縫發(fā)育模式，優(yōu)化井位;②以垂直鉆井系統(tǒng)國產(chǎn)化為核心的快速鉆井技術(shù)，自主研發(fā)垂直鉆井系統(tǒng)、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(wǎng)壓裂為核心的儲層改造技術(shù)，重點針對Ⅱ、Ⅲ類儲層，采用縫網(wǎng)酸壓和加砂壓裂進(jìn)行增產(chǎn)，單井日產(chǎn)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(fā)優(yōu)化技術(shù)，突破超高壓氣井投撈式壓力測試技術(shù)，滾動評價斷塊氣藏連通性，優(yōu)化開發(fā)井?dāng)?shù)，實現(xiàn)稀井高產(chǎn)。2016年，大北—克深氣田群年產(chǎn)量突破70億m3，是塔里木氣區(qū)在克拉2、迪那2氣田開發(fā)調(diào)整后，保持氣區(qū)持續(xù)上產(chǎn)的主力氣田。

2.2大型氣藏開發(fā)調(diào)整技術(shù)不斷完善，進(jìn)一步提高了開發(fā)效果

“十三五”期間天然氣開發(fā)進(jìn)入上產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)并重發(fā)展階段，很多大型氣田進(jìn)入開發(fā)調(diào)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(wěn)產(chǎn)模式。

2.2.1擴(kuò)邊及新層系動用，滾動接替穩(wěn)產(chǎn)模式

多層系含氣、不發(fā)育邊底水、分布范圍廣的大型巖性氣藏，滾動開發(fā)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(fā)育的特征，主力產(chǎn)層為下奧陶統(tǒng)馬家溝組五段，保持年產(chǎn)天然氣55億m3規(guī)模穩(wěn)產(chǎn)了13年，是長慶氣區(qū)穩(wěn)產(chǎn)的主力氣田之一。重點開發(fā)技術(shù)包括薄層水平井開發(fā)技術(shù)和富集區(qū)優(yōu)選評價技術(shù)。通過毛細(xì)溝槽與小幅度構(gòu)造刻畫，實現(xiàn)2m薄層水平井開發(fā)，推動了外圍擴(kuò)邊區(qū)每年5億～6億m3彌補(bǔ)遞減產(chǎn)能建設(shè)，同時深化上古生界氣層富集區(qū)優(yōu)選，落實儲量2441億m3，是“十三五”穩(wěn)產(chǎn)的主要接替儲量。這些技術(shù)實現(xiàn)了氣田擴(kuò)邊及新層系的動用，實現(xiàn)了滾動接替穩(wěn)產(chǎn)。

2.2.2優(yōu)化指標(biāo)，調(diào)整規(guī)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(yōu)化氣井指標(biāo)和生產(chǎn)規(guī)模，防止邊底水錐進(jìn)，達(dá)到一次井網(wǎng)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(wěn)產(chǎn)帶來困難。克拉2氣田采取稀井高產(chǎn)開發(fā)模式，調(diào)峰能力強(qiáng)，高峰年產(chǎn)量達(dá)到110億m3以上，發(fā)揮了西氣東輸主力氣田調(diào)峰保供作用。主要通過水侵動態(tài)分析技術(shù)可建立高壓氣井水侵判別模式，形成千萬節(jié)點大型數(shù)模水侵動態(tài)預(yù)警機(jī)制;通過均衡開發(fā)技術(shù)可進(jìn)一步優(yōu)化采氣速度，調(diào)整開發(fā)規(guī)模。這些技術(shù)的應(yīng)用實現(xiàn)了開發(fā)指標(biāo)優(yōu)化和氣田均衡開采。

2.2.3治水、控砂、多層系協(xié)調(diào)動用穩(wěn)產(chǎn)模式

澀北氣田是典型的疏松砂巖氣藏，高峰年產(chǎn)氣量達(dá)到65億m3，目前穩(wěn)產(chǎn)規(guī)模約50億m3，是青海氣區(qū)穩(wěn)產(chǎn)的基石。氣藏氣層多達(dá)上百個，發(fā)育多套氣水系統(tǒng)，具有氣藏出砂出水、儲量動用不均、穩(wěn)產(chǎn)難度大的特點。重點形成了多套井網(wǎng)分層系開采技術(shù)及綜合治水與防砂技術(shù)，劃分為5個開發(fā)層系，地面井網(wǎng)密度達(dá)到5.1口/km2，減小了多層系干擾，實現(xiàn)了氣藏均衡開發(fā)，形成以連續(xù)油管沖砂為主的工藝技術(shù)，優(yōu)化了壓裂充填防砂工藝參數(shù)，提高了防砂效果。

2.3致密氣藏提高采收率技術(shù)不斷升級，有效支撐規(guī)模穩(wěn)產(chǎn)

蘇里格氣田的成功開發(fā)引領(lǐng)了中國致密氣規(guī)模化發(fā)展進(jìn)程。氣田目前累積投產(chǎn)9000余口井、年產(chǎn)量規(guī)模在220億～230億m3，占全國總產(chǎn)氣量的16%。“十三五”進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，針對多井低產(chǎn)、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(shù)系列。

2.3.1大面積低豐度氣藏開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)

通過刻畫砂體規(guī)模尺度、壓裂改造范圍及氣井泄壓半徑，進(jìn)行井距優(yōu)化;在評價砂體幾何形態(tài)、地應(yīng)力方位的基礎(chǔ)上，明確井網(wǎng)幾何形態(tài);論證不同儲量豐度區(qū)塊的經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度;形成以直井井網(wǎng)為主，主力層集中型儲層采用水平井開發(fā)的井型組合。通過密井網(wǎng)區(qū)開發(fā)先導(dǎo)試驗，證實富集區(qū)加密的開發(fā)效益仍優(yōu)于非富集區(qū)的動用，論證了不同品位儲量區(qū)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(chǔ)井網(wǎng)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(shù)

結(jié)合地質(zhì)、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(shù)：明確了氣井工作制度優(yōu)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(biāo)老井側(cè)鉆可提高1%～2%，低產(chǎn)期排水采氣可提高2%～3%，即提高采收率綜合配套技術(shù)可在井網(wǎng)優(yōu)化的基礎(chǔ)上再提升采收率5%～8%。

2.4頁巖氣、煤層氣開發(fā)技術(shù)日趨成熟，提產(chǎn)降本效果顯著

近年來，3500m以淺的海相頁巖氣開發(fā)技術(shù)基本成熟配套，產(chǎn)量迅速攀升，2016年實現(xiàn)產(chǎn)量27億m3以上;煤層氣產(chǎn)量也穩(wěn)步增長，中高煤階開發(fā)技術(shù)已經(jīng)成熟配套，低煤階開發(fā)首次獲得突破。兩類非常規(guī)氣藏主體開發(fā)技術(shù)系列進(jìn)展分述如下。

2.4.1頁巖氣開發(fā)技術(shù)

2.4.1.1基于開發(fā)尺度的頁巖氣儲層評價技術(shù)

形成了主力開發(fā)層段小層劃分技術(shù)，將縱向上研究尺度從幾十米精細(xì)到幾米，優(yōu)化靶體位置至下志留統(tǒng)龍馬溪組龍一11小層，同時形成了動態(tài)儲量標(biāo)定地質(zhì)儲量技術(shù)，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(tǒng)五峰組—龍一段儲量豐度約12.3億m3/km2。這些技術(shù)為頁巖氣有效開發(fā)提供了地質(zhì)依據(jù)(圖3)。

2.4.1.2 3500m以淺鉆完井及儲層改造技術(shù)

四川盆地及周緣3500m以淺頁巖氣資源量為2萬億m3，經(jīng)過5年來的攻關(guān)和試驗，完鉆水平井233口，開發(fā)技術(shù)基本成熟配套，主要包括：以旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向為核心的優(yōu)快鉆井技術(shù)、以低黏滑溜水+低密度支撐劑為核心的體積改造技術(shù)及以大井組工廠化作業(yè)為核心的工程實施技術(shù)，使單井綜合成本降低到5500萬元以內(nèi)，支撐了頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)。

2.4.1.3氣井開發(fā)指標(biāo)評價及生產(chǎn)制度優(yōu)化技術(shù)

建立了微裂縫+次裂縫+主裂縫多級次復(fù)合裂縫模型，形成概率性產(chǎn)能預(yù)測方法，提出了若干關(guān)鍵開發(fā)指標(biāo)，有效指導(dǎo)了頁巖氣井生產(chǎn)。評價頁巖氣井單井累積產(chǎn)量平均為8070萬m3，首年日產(chǎn)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(zhì)應(yīng)力敏感定量描述方法，評價放壓與控壓兩種生產(chǎn)方式對單井累積產(chǎn)量的影響。明確了最優(yōu)生產(chǎn)方式，指出采用控壓生產(chǎn)單井累積產(chǎn)量可提高逾30%。

2.4.1.4頁巖氣開發(fā)井距優(yōu)化技術(shù)

提出有效裂縫長度動態(tài)預(yù)測方法，形成基于產(chǎn)量干擾分析的開發(fā)井距優(yōu)化技術(shù)。研究表明，長寧—威遠(yuǎn)、昭通區(qū)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(fā)技術(shù)

中國目前已實現(xiàn)中高階煤層氣開發(fā)，主要開發(fā)技術(shù)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(shù)、以水平井鉆完井和壓裂增產(chǎn)改造為主的提高單井產(chǎn)能技術(shù)、以排采和防煤粉技術(shù)為主的井筒排采技術(shù)及以生產(chǎn)剖面測試和動態(tài)監(jiān)測為主的開發(fā)調(diào)整技術(shù)，助推了煤層氣產(chǎn)業(yè)穩(wěn)定發(fā)展。另一方面，低煤階煤層氣開發(fā)技術(shù)也獲得重要進(jìn)展，二連盆地吉煤4井應(yīng)用填砂分層、低濃度胍膠技術(shù)，首次在低煤階取得重大突破，有助于解放中石油礦權(quán)區(qū)內(nèi)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(fā)新領(lǐng)域。

2.5工程技術(shù)升級發(fā)展，有力支撐降本增效

天然氣開發(fā)的快速推進(jìn)，很大程度上受益于中國天然氣工程技術(shù)的進(jìn)步和發(fā)展。核心技術(shù)國產(chǎn)化、成本的大幅降低助推了天然氣的效益開發(fā)，主要形成3個方面技術(shù)系列。

2.5.1大井組—多井型—工廠化鉆井規(guī)模化應(yīng)用

近年來，天然氣開發(fā)井型從直井、叢式井，發(fā)展到平臺水平井，目前天然氣鉆完井實現(xiàn)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(fā)的典型代表，研發(fā)三維繞障、三維水平井軌跡控制、低摩阻鉆井液等配套技術(shù)，最大單平臺混合井組達(dá)15口井。至2016年底，多井型大井組累計應(yīng)用1200個井叢，節(jié)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(guī)改造為主，體積改造是近年來興起的新性儲層改造技術(shù)。經(jīng)過攻關(guān)實踐，中國自主研發(fā)的體積改造技術(shù)成熟配套，已實現(xiàn)規(guī)模化應(yīng)用，與“工廠化”作業(yè)模式結(jié)合，成為非常規(guī)低成本開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)。其主體技術(shù)為大通徑橋塞分段壓裂技術(shù)和低黏滑溜水液體體系，配套技術(shù)包括橋塞泵送與分簇射孔、連續(xù)混配與連續(xù)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(shù)已達(dá)到國際領(lǐng)先水平，實現(xiàn)了從技術(shù)模仿到技術(shù)引領(lǐng)的轉(zhuǎn)變。2016年累計現(xiàn)場試驗10井次，壓裂141段，成功率達(dá)100%。

2.5.3形成適應(yīng)多氣藏類型的采氣工藝技術(shù)系列

針對不同類型氣藏的開發(fā)特征形成了相應(yīng)的排水采氣技術(shù)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(shù)，疏松砂巖氣藏形成泡排、井間互聯(lián)氣舉技術(shù)，火山巖氣藏形成泡沫排水、速度管柱技術(shù)，四川石炭系老氣田采用電潛泵排水采氣技術(shù)。橇裝式、移動式排水采氣設(shè)備的試驗與應(yīng)用，增加了排水采氣的靈活性，節(jié)約了成本。

2.6建立開發(fā)決策體系，有效支撐天然氣科學(xué)發(fā)展

隨著氣田開發(fā)程度的不斷深入，逐步建立了較科學(xué)、完善的天然氣開發(fā)決策體系：標(biāo)定了主要類型氣藏在不同開發(fā)階段的關(guān)鍵指標(biāo)體系，包括單位壓降采氣量、產(chǎn)量、采出程度等，為氣藏開發(fā)設(shè)計提供了依據(jù)(表1);形成大型氣田群長期穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策，以氣田群整體開發(fā)效益最大化為原則，優(yōu)化設(shè)計，實現(xiàn)了主力氣田與衛(wèi)星氣田間的協(xié)同開發(fā);建立了一套能夠快速評價、突出效益、風(fēng)險可控的開發(fā)戰(zhàn)略規(guī)劃決策支撐系統(tǒng)，包括多情景供氣規(guī)模分析模型及全生命周期氣藏技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價方法，支撐了公司戰(zhàn)略規(guī)劃決策的有效制定。

3　天然氣開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

隨著開發(fā)的深入、油價的下跌和政策、環(huán)境的影響，受地質(zhì)條件制約，國內(nèi)氣層優(yōu)質(zhì)儲量比例降低，氣田開發(fā)成本升高，非常規(guī)氣藏效益開發(fā)難度加大，上游效益進(jìn)一步壓縮，主力氣田穩(wěn)產(chǎn)能力減弱，市場競爭越發(fā)激烈。結(jié)合技術(shù)、效益及管理等幾方面，總結(jié)了中國天然氣開發(fā)面臨的6項挑戰(zhàn)。

3.1儲量與產(chǎn)量的比例發(fā)生變化，保持增速面臨挑戰(zhàn)

新增探明儲量與當(dāng)年產(chǎn)量比例由2005年的8降低到目前的5左右，持續(xù)上產(chǎn)的資源保障能力有所下降。新增儲量中，低滲—致密等非常規(guī)儲量占70%以上，優(yōu)質(zhì)儲量比例偏低，平均標(biāo)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(dāng)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(chǎn)量的高速增長，未來中國將進(jìn)入產(chǎn)量穩(wěn)定增長期。

3.2主力氣田穩(wěn)產(chǎn)能力較弱，穩(wěn)產(chǎn)形勢面臨挑戰(zhàn)

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

3.3氣田開發(fā)成本逐年上升，開發(fā)效益面臨挑戰(zhàn)

隨著資源品位的降低和開發(fā)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(yè)發(fā)展歷程來看，依靠價格上升拉動的利潤增長不可持續(xù)。隨著技術(shù)發(fā)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(guī)氣開發(fā)取得突破，技術(shù)效益面臨挑戰(zhàn)

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

3.5天然氣效益鏈分配不均，上游效益面臨挑戰(zhàn)

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

天然氣供給氣源呈現(xiàn)多元化。在國際氣源供給方面，進(jìn)口管道氣、LNG均對自產(chǎn)氣形成了競爭。多份長貿(mào)合同的簽訂保障了進(jìn)口管道氣的長期穩(wěn)定供應(yīng)，進(jìn)口LNG的價格優(yōu)勢對自產(chǎn)氣的供應(yīng)形成了挑戰(zhàn)，波羅的海干散貨運價指數(shù)(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(nèi)氣源供給方面，形成了央企、地方企業(yè)、民營企業(yè)多元化競爭的天然氣產(chǎn)業(yè)格局，地方政府積極參與，建設(shè)的LNG接收站主導(dǎo)了購銷一體的布局結(jié)構(gòu)，民企經(jīng)營具有更強(qiáng)的靈活性。

4　天然氣發(fā)展前景展望

立足天然氣開發(fā)歷程和國內(nèi)外開發(fā)形勢，從產(chǎn)量、需求、進(jìn)口及未來天然氣地位等4個方面對中國天然氣工業(yè)發(fā)展進(jìn)行展望。

4.1天然氣產(chǎn)量迅速攀升，常規(guī)氣與非常規(guī)氣并舉

2016年中國天然氣總產(chǎn)量1371億m3，2020年預(yù)計1800億m3，2030年預(yù)計2520億m3，將進(jìn)入常規(guī)與非常規(guī)并重的發(fā)展階段，表現(xiàn)為常規(guī)氣穩(wěn)定發(fā)展、致密氣長期穩(wěn)產(chǎn)、頁巖氣快速上產(chǎn)、煤層氣穩(wěn)步推進(jìn)的發(fā)展態(tài)勢。常規(guī)氣2016年產(chǎn)量918億m3，2020年預(yù)計1115億m3，2030年預(yù)計1300億m3。非常規(guī)氣2016年產(chǎn)量453億m3，2020年預(yù)計685億m3，2030年預(yù)計1220億m3，其中頁巖氣是產(chǎn)量增長主體。

4.1.1常規(guī)氣穩(wěn)定發(fā)展

常規(guī)氣2017—2020年發(fā)展要充分結(jié)合新區(qū)突破、在建氣田上產(chǎn)與已開發(fā)氣田穩(wěn)產(chǎn)，其中塔里木氣區(qū)克深—大北氣田群、庫車山前勘探新區(qū)預(yù)計2020年新增產(chǎn)量50億m3，四川氣區(qū)川中震旦系、川東北高含硫、川西海相預(yù)計2020年新增產(chǎn)量120億m3，深海海域預(yù)計2020年新增產(chǎn)量30億m3。2020—2030年，目前已開發(fā)的常規(guī)氣田大部分已進(jìn)入遞減期，新發(fā)現(xiàn)氣田品質(zhì)差，新建產(chǎn)能主要彌補(bǔ)遞減，2030年保持產(chǎn)量緩慢增長至1300億m3。

4.1.2致密氣長期穩(wěn)產(chǎn)

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(qū)上產(chǎn)，預(yù)計致密氣產(chǎn)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(qū)緩慢上產(chǎn)至400億m3。蘇里格外圍主要包括蘇里格東部及南部滾動擴(kuò)邊，預(yù)計2020年新增產(chǎn)量8億m3。神木氣田及盆地東部一期、二期方案設(shè)計規(guī)模18億m3，預(yù)計2020年產(chǎn)量35億m3，新增產(chǎn)量24億m3。

4.1.3頁巖氣快速上產(chǎn)

依靠深層突破，中國頁巖氣將迎來跨越式發(fā)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(chǎn)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(dá)20000km2，技術(shù)和效益突破后，預(yù)計2030年產(chǎn)量可上升到600億～800億m3。

4.1.4煤層氣穩(wěn)步推進(jìn)

煤層氣以中高煤階為主，預(yù)計產(chǎn)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(qū)域2020年可上產(chǎn)40億m3，其他公司區(qū)塊可由2016年28億m3上產(chǎn)至2020年35億m3。二連盆地、雞西、白家海等低煤階區(qū)塊有望獲得規(guī)模突破，助推2030年煤層氣產(chǎn)量上產(chǎn)120億m3。

4.2天然氣需求旺盛，消費結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)多元化

預(yù)計2020年國內(nèi)天然氣需求量將為3000億m3，2030年需求量將達(dá)5220億m3。與發(fā)達(dá)國家相比，中國工業(yè)、發(fā)電及居民用氣比例處于較低水平，未來天然氣消費結(jié)構(gòu)將呈現(xiàn)多元化發(fā)展：在節(jié)能減排政策的促進(jìn)下，發(fā)電和工業(yè)燃料氣代煤將加速，有望成為消費主體;城鎮(zhèn)化持續(xù)推進(jìn)，城市燃?xì)庀M量將隨之穩(wěn)定增長;在城鎮(zhèn)化和價格優(yōu)勢兩個因素的驅(qū)動下，天然氣交通仍有發(fā)展?jié)摿Α?/p>

預(yù)計到2020年，中國天然氣消費結(jié)構(gòu)中，發(fā)電、工業(yè)燃料、城市燃?xì)饧敖煌ㄟ\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(jìn)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(jìn)口管道氣、進(jìn)口LNG迎來新的機(jī)遇。長期貿(mào)易合同保障了進(jìn)口管道氣的長期穩(wěn)定供應(yīng)，進(jìn)口LNG的快速發(fā)展使天然氣洲際貿(mào)易規(guī)模化，并進(jìn)一步縮小了國際三大消費市場的價格差距。進(jìn)口氣包括中亞的管道氣以及廣東大鵬和福建進(jìn)口的LNG。中國天然氣進(jìn)口量預(yù)計2020年達(dá)到1200億m3，對外依存度達(dá)到40%，2030年進(jìn)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(jié)構(gòu)調(diào)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(zhuǎn)型的主力軍。近年來天然氣需求完善，發(fā)展迅猛，在能源結(jié)構(gòu)中的比例上升到6.2%，但遠(yuǎn)低于世界平均水平。相關(guān)規(guī)劃明確提出，到2020年天然氣在中國一次能源消費比重將達(dá)到10%。

未來中國將進(jìn)入常規(guī)氣與非常規(guī)氣并重的發(fā)展階段。天然氣需求持續(xù)旺盛，將呈現(xiàn)出以發(fā)電氣、工業(yè)燃料氣、城市燃?xì)饧敖煌ㄟ\輸氣為主體的消費結(jié)構(gòu)多元化。