2024年中國石油研究報告：非常規(guī)天然氣業(yè)務將迎來快速發(fā)展

2024年中國石油研究報告：非常規(guī)天然氣業(yè)務將迎來快速發(fā)展評論：中國天然氣需求維持較快增速天然氣是低碳化石能源。中國進入增量與存量替代并存的能源發(fā)展階段，天然氣肩負安全供給與綠色低碳雙重使命。天然氣主要成分是烷烴，甲烷含量95%以上，具有清潔低碳屬性，是化石能源中相對低碳品種，天氣標準熱值與石油接近，遠高于煤炭。在等熱值情況下，燃燒天然氣排放二氧化碳、氮氧化物、二氧化硫和粉塵量遠低于石油和煤炭，是實現(xiàn)世界能源消費結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的關鍵。由于資源稟賦限制，我國天然氣在一次能源中占比較低，但增增長空間巨大。煤炭一直是我國最大的主體能源，但地位在逐步下降，消費占比由2010年超70%的最高峰降低為2020年的60.69%。石油在一次能源中消費占比穩(wěn)定在20%左右。天然氣在三種化石能源中占比最小，但發(fā)展速度很快，在一次能源中占比由1990年的1.47%增長至2020年的7.57%。與世界平均水平相比，我國天然氣在一次能源中占比較低，未來天然氣在我國有著廣闊的發(fā)展空間。我國天然氣需求預期維持高增。典型天然氣市場發(fā)展歷程基本都包含啟動期、發(fā)展期和成熟期。從典型國家天然氣發(fā)展歷程可以發(fā)現(xiàn)，積極的政策、豐富的資源、完善的基礎設施及合理的價格是天然氣快速增長的主要驅(qū)動力。典型國家從啟動期到成熟期通常要半個世紀以上，快速發(fā)展期一般經(jīng)歷30年左右。目前中國天然氣市場仍處在快速發(fā)展期。從2001年開始，中國的的天然氣進入新時代，開始進入快速發(fā)展期，建成以鄂爾多斯、塔里木、四川和南海4大生產(chǎn)基地為代表的工業(yè)格局。2010年中國天然氣消費量突破1000億立方米，2022年受影響，天然氣表觀消費量為3638億方，同比下滑2.7%，為近20年來首次出現(xiàn)負增長。2023年我國天然氣需求呈現(xiàn)恢復性增長，全年天然氣消費量為3900億立方米，同比增長7.2%。按照十四五現(xiàn)代能源體系規(guī)劃，2025年天然氣消費量將達到4200-4600億立方米，復合增速達到7%左右，天然氣的消費峰值預計出現(xiàn)在2040年，約為7000億立方米。自產(chǎn)氣產(chǎn)量增速不及消費增速，天然氣保供壓力凸顯。隨著“增儲上產(chǎn)七年行動計劃”的持續(xù)推進，全國天然氣產(chǎn)量快速增長，但是近幾年由于受到影響，國內(nèi)產(chǎn)量增速有所放緩。2022年全國天然氣產(chǎn)量達到2178億方，同比增長6%。未來我國將繼續(xù)立足國內(nèi)保障供應安全，推進天然氣持續(xù)穩(wěn)步增長，國家能源局預計我國天然氣產(chǎn)量在2025年將達到2300億立方米以上，2040年以及以后較長時期穩(wěn)定在3000億立方米以上水平。天然氣對外依存度在2021年達到最高點44.76%。國內(nèi)市場長期高比例依賴進口的狀態(tài)將一直持續(xù)，天然氣在能源安全中壓力依然很大，保供壓力凸顯。非常規(guī)天然氣成為天然氣產(chǎn)量重要增長極。2016年開始，受低油價沖擊，國內(nèi)油氣勘探開發(fā)投資持續(xù)下降，天然氣對外依存度快速攀升，國家能源安全隱患加劇。2019年，國家能源局正式實施油氣行業(yè)增儲上產(chǎn)“七年行動計劃”，國內(nèi)石油企業(yè)加大勘探開發(fā)資金和科技投入力度，上游勘探成果密集顯現(xiàn)。天然氣方面，我國煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)天然氣資源非常豐富，具有很好的勘探開發(fā)前景。2018-2023年，非常規(guī)天然氣產(chǎn)量快速增長，非常規(guī)天然氣（致密氣、頁巖氣、煤層氣）產(chǎn)量占全國天然氣總產(chǎn)量的比例由不足35%提升到約43%，成為天然氣產(chǎn)量重要增長極。未來，隨著勘探開發(fā)不斷拓展和工程技術進步，非常規(guī)天然氣的產(chǎn)量和經(jīng)濟性有望繼續(xù)提升，有望成為未來我國天然氣供應的重要組成部分。我國以頁巖氣為代表的非常規(guī)天然氣探明率明顯偏低，有較大增儲空間。隨著勘探程度的不斷提高，天然氣優(yōu)質(zhì)儲量發(fā)現(xiàn)難度越來越大，低滲透致密氣、頁巖氣等非常規(guī)天然氣成為新增儲量的主體?！笆濉逼陂g非常規(guī)天然氣新增儲量占比為72%，“十二五”時增長到92%，2019年為100%，預計至2030年占比將持續(xù)超95%。截至2020年底，全國累計探明天然氣地質(zhì)儲量19.61萬億立方米，探明率僅7.00%。其中常規(guī)天然氣和致密氣探明地質(zhì)儲量為16.88萬億立方米，探明率為11.48%；頁巖氣探明地質(zhì)儲量為2.00萬億立方米，探明率為1.91%；煤層氣探明地質(zhì)儲量為0.73萬億立方米，探明率為2.61%。中國致密氣、頁巖氣、煤層氣均處于勘探的早中期，是未來天然氣增儲上產(chǎn)的主力。中國非常規(guī)天然氣產(chǎn)量預計2035年占比達50%。中國已經(jīng)成為世界第4大天然氣生產(chǎn)國與第3大天然氣消費國。隨著勘探開發(fā)程度的加深，目前勘探開發(fā)區(qū)域已拓展至全國大部分區(qū)域，主要包括四川、鄂爾多斯、塔里木、準格爾、柴達木、松遼、渤海灣等盆地。在中國天然氣開發(fā)過程中，陸上常規(guī)氣構(gòu)成了天然氣產(chǎn)量的主體，產(chǎn)量占比近60%。2023年中國天然氣產(chǎn)量2297億立方米，其中常規(guī)氣1308億立方米、致密氣600億立方米、頁巖氣250億立方米、煤層氣139億立方米。預測到2035年中國的天然氣產(chǎn)量將在3000億立方米水平穩(wěn)產(chǎn)，其中，常規(guī)氣產(chǎn)量為1500億立方米、致密氣產(chǎn)量為700億立方米、頁巖氣產(chǎn)量為600億立方米、煤層氣產(chǎn)量為200億立方米。中國非常規(guī)天然氣資源十分豐富，未來產(chǎn)量的占比將有望超過50%。中國非常規(guī)天然氣是未來增儲上產(chǎn)重要方向非常規(guī)油氣是指用傳統(tǒng)技術無法獲得自然工業(yè)產(chǎn)量、需用新技術改善儲集層滲透率或流體黏度等手段才能經(jīng)濟開采的油氣，非常規(guī)油氣包括油砂、油頁巖、致密油氣、頁巖油氣、煤層氣、天然氣水合物等多種類型。非常規(guī)油氣有兩個關鍵標志（1）油氣大面積連續(xù)分布，圈閉界限不明顯；（2）無自然工業(yè)穩(wěn)定產(chǎn)量，達西滲流不明顯。非常規(guī)油氣在流動方式上與常規(guī)油氣十分不同?？偟膩碚f，開發(fā)過程中油氣在儲層中的流動可以分為達西流動、局限達西流動、滑脫流動、擴散4種流動模式。對于致密油氣與頁巖油氣來說，其在開發(fā)過程中主要體現(xiàn)為局限達西流動。滲流機理上的差異直接導致了常規(guī)油氣與非常規(guī)油氣開發(fā)思路的不同。非常規(guī)油氣開采困難，需通過井間接替實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)。非常規(guī)油氣儲集層致密，一般無自然工業(yè)產(chǎn)量，需采用人工改造、大量鉆井、多分支井或水平井等針對性的開采技術提高產(chǎn)能，主要具有8大開采特征：（1）油氣連續(xù)性區(qū)域分布，局部發(fā)育“甜點”；（2）無統(tǒng)一油氣水界面，產(chǎn)量有高有低；（3）開發(fā)方案編制主要基于油氣外邊界確定和資源預測；（4）典型的“L”型生產(chǎn)曲線，第1年遞減率超50%，長期低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)；（5）需打成百上千口井，沒有真正“干井”；（6）采收率較低，一次開采為主，靠井間接替；（7）以水平井體積壓裂與平臺式工廠化生產(chǎn)為主；（8）沒有地質(zhì)風險，但效益有高低。一般非常規(guī)致密儲集層水平井體積壓裂后，全生命周期油氣生產(chǎn)可分為4個階段，可分為高產(chǎn)期，產(chǎn)量遞減期、低產(chǎn)低效期、低產(chǎn)無效期。獨特的開采特征，決定了非常規(guī)油氣開采追求累計產(chǎn)量、實現(xiàn)全生命周期的經(jīng)濟效益最大化、生產(chǎn)區(qū)油氣產(chǎn)量穩(wěn)定或增長主要通過井間接替實現(xiàn)。近年來，非常規(guī)地質(zhì)理論引領非常規(guī)領域勘探開發(fā)突破，實現(xiàn)非常規(guī)氣飛躍式發(fā)展。中國非常規(guī)天然氣產(chǎn)業(yè)已形成重要戰(zhàn)略格局，是中國天然氣增儲上產(chǎn)戰(zhàn)略接替領域和主力軍，頁巖氣取得重大突破，致密氣高速增量發(fā)展，煤層氣（煤巖氣）取得重大進展。近年來我國非常規(guī)天然氣領域取得立一系列成果：致密氣方面：創(chuàng)新大型致密砂巖氣“集群式”富集規(guī)律理論認識，揭示了重點盆地致密氣成藏規(guī)律，致密氣累計探明地質(zhì)儲量近6萬億立方米；創(chuàng)新形成了低滲—致密天然氣開發(fā)理論與有效開發(fā)關鍵技術，突破水平井橋塞分段多簇壓裂等規(guī)模效益開發(fā)瓶頸；頁巖氣方面：創(chuàng)新形成“沉積成巖控儲、保存條件控藏、優(yōu)質(zhì)儲層控產(chǎn)”的“三控”頁巖氣富集理論，實現(xiàn)了頁巖氣新領域勘探突破。截至2022年底，全國頁巖氣累計探明地質(zhì)儲量2.89萬億立方米，發(fā)現(xiàn)涪陵、威遠、長寧、昭通、瀘州、威榮、永川、綦江8個氣田，建成涪陵、長寧-威遠、昭通3個國家級產(chǎn)業(yè)示范區(qū)；煤層氣方面：創(chuàng)立中低階煤層氣（煤巖氣）“多源成藏”富集、中深層煤層氣（煤巖氣）與煤系氣“同源疊置”立體成藏等理論認識突破形成低成本勘探重大技術，創(chuàng)新高效開發(fā)重大技術，建成沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣國家級煤層氣（煤巖氣）產(chǎn)業(yè)基地。推動了從中淺層向深層開發(fā)拓展，在沁水盆地和鄂爾多斯盆地等建設7項煤層氣（煤巖氣）示范工程。我國致密氣勘探處于早中期，鄂爾多斯盆地是致密氣開發(fā)重點。致密氣為覆壓基質(zhì)滲透率不高于0.1mD的砂巖類氣藏，相比常規(guī)天然氣，致密氣儲層非均質(zhì)性強、有效砂體小、孔隙度和滲透率低，規(guī)模效益開發(fā)難度大。我國致密氣廣泛分布，各大盆地中均有發(fā)育。根據(jù)中國石油第四次油氣資源評價結(jié)果，我國陸上致密氣總資源量21.85萬億立方米，其中，鄂爾多斯盆地上古生界13.32萬億立方米，占總資源量的60%以上，四川、松遼、塔里木盆地均超過1萬億立方米，其他盆地零星分布。截至2020年底，我國陸上致密氣探明地質(zhì)儲量5.49萬億立方米，探明率僅為25.1%，仍處于勘探早中期，探明儲量具備進一步增加的潛力。鄂爾多斯盆地致密氣產(chǎn)量超過全國致密氣總產(chǎn)量的90%，是我國當前致密氣開發(fā)的核心區(qū)，未來也將是致密氣開發(fā)的主力。相對于非常規(guī)天然氣中的煤層氣和頁巖氣，致密砂巖氣具有儲量落實程度高、儲層認識相對清楚、已形成適用的開發(fā)技術體系、開發(fā)風險相對較低的優(yōu)勢，勘探開發(fā)潛力巨大。我國致密氣勘探開發(fā)經(jīng)歷了4個階段：（1）探索起步階段（1971-1995年）：1971年在四川盆地首次發(fā)現(xiàn)中壩致密氣田，隨后發(fā)現(xiàn)多個小型致密氣田，當時按照低滲、特低滲氣藏的開發(fā)方式進行勘探開發(fā)，但進程較為緩慢；（2）資源規(guī)模發(fā)現(xiàn)階段（1996-2005年）：在鄂爾多斯盆地上古生界的勘探獲得重大突破，集中發(fā)現(xiàn)了蘇里格、大牛地、米脂等致密氣藏，但受當時技術、投資等制約，產(chǎn)量增長速度緩慢；（3）產(chǎn)量快速上升階段（2006-2014年）：隨著儲層優(yōu)選、鉆完井技術等主體開發(fā)技術的進步，以及管理和體制的創(chuàng)新，促進了以蘇里格氣田為代表的致密氣藏開發(fā)進入大發(fā)展階段；（4）穩(wěn)步發(fā)展階段（2015年至今）：致密氣開發(fā)持續(xù)承受天然氣價格低位影響，但隨著工程技術新裝備、新工藝的不斷研發(fā)和推廣應用，致密氣勘探開發(fā)保持穩(wěn)步發(fā)展。我國形成了致密氣規(guī)模效益開發(fā)系列關鍵技術。在致密氣鉆完井技術方面，我國科研工作者圍繞致密氣效益開發(fā)、剩余資源挖潛等方向，通過持續(xù)攻關，創(chuàng)新形成大井叢工廠化鉆井提速提效技術、長水平段水平井快速鉆井技術、小井眼鉆完井技術、側(cè)鉆井技術、氣體鉆井技術等，使我國致密氣水平井邁上5000米水平段新臺階，鉆井時效、單井產(chǎn)量穩(wěn)步提高，有效提升了致密氣開發(fā)效益。針對鄂爾多斯盆地致密氣形成致密氣長水平段水平井優(yōu)快鉆井技術2010-2020年間，長慶油田致密氣水平井平均單井水平段長由1064米提高到1271米，鉆井周期由94.35天縮短至45.1天，鉆井效率大大提高?！笆濉逼陂g，通過開展大平臺整體設計、大井叢防碰繞障、多鉆機聯(lián)合作業(yè)、鉆井液循環(huán)利用等技術攻關試驗與應用，持續(xù)推廣工廠化作業(yè)模式的應用并升級完善鉆井配套技術，形成“多層系、立體式、多井型、大井叢”的致密氣開發(fā)模式。以上技術都有效提高了致密氣的開發(fā)效率。我國致密氣開采技術對標北美仍有較大提升空間。以水平井鉆井技術指標對比看，我國鉆井周期目前需45天，而北美僅需7-10天。國內(nèi)平均水平段長度為1200-1500米，而北美則可達1500-3000米。我國鉆機轉(zhuǎn)速也僅為北美的1/3-1/2。國外大井叢工廠化鉆井技術已形成標準化、規(guī)模化的應用模式。目前，國外單平臺可鉆超過30口水平井，致密油氣雙分支井分段壓裂數(shù)量超過80段，建井周期較常規(guī)模式縮短達到63.3%，我國在此方面仍有較大提升空間。我國致密氣遠景產(chǎn)量規(guī)模可達700-800萬億立方米。截至2020年底，我國天然氣累計探明地質(zhì)儲量17.2萬億立方米，其中致密氣探明儲量5.49萬億立方米，占總探明儲量的32%。近10年來，致密氣占天然氣總探明儲量的比例不斷增加，但與致密氣資源量相比探明率仍然偏低，仍具有較大的增長潛力與空間。截至2020年底，我國開發(fā)已動用的探明致密氣儲量2.39萬億立方米，剩余未動用儲量3.10萬億立方米，探明已動用儲量按照采收率50%計算，則可采儲量規(guī)模為1.20萬億立方米，目前已采出0.44萬億立方米，探明已動用剩余可采儲量為0.76萬億立方米；探明未動用儲量3.1萬億立方米，按采收率35%-40%計算，探明未動用可采儲量1.09-1.24萬億立方米。致密氣已探明剩余可采儲量共計1.86-2.00萬億立方米，具備2030-2035年上產(chǎn)至800億立方米并穩(wěn)產(chǎn)10年以上的資源基礎。根據(jù)中國石油第四次資源評價結(jié)果，我國致密氣探明率處于偏低水平（僅為25.1%），與成熟探區(qū)50.0%左右的探明率相比具有進一步提升的空間。預測未來我國致密氣的可新增探明儲量5萬億立方米，主要集中在鄂爾多斯盆地和四川盆地。未來新增探明儲量是確保我國致密氣進一步穩(wěn)產(chǎn)的資源基礎，按采收率30%-35%計算，新增探明部分的天然氣可采儲量介于1.50-1.75萬億立方米，可支撐我國致密氣700-800萬億立方米年產(chǎn)規(guī)模，并持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)至2050—2060年。美國是最早進行頁巖氣研究的國家，并通過頁巖氣實現(xiàn)了能源獨立。頁巖氣賦存于富含有機質(zhì)的泥頁巖層段中，以吸附氣、游離氣和溶解氣的狀態(tài)儲藏，主體上可形成自生自儲的連續(xù)性氣藏。頁巖氣需要借助人工水力壓裂等特殊工藝將頁巖層段壓裂開，形成網(wǎng)狀體積裂縫才能有效生產(chǎn)。作為油氣資源的一個新領域，頁巖氣的勘探開發(fā)和利用得到世界各國越來越多的重視。美國是最早進行頁巖氣研究的國家，也是全球成功實現(xiàn)頁巖氣商業(yè)開發(fā)的國家之一。2000年以來，美國依靠科技研發(fā)和管理創(chuàng)新掀起了“頁巖氣革命”，使其由天然氣進口大國轉(zhuǎn)變?yōu)槌隹诖髧?，深刻地改變了世界能源的供給格局。中國頁巖氣開發(fā)處于起步階段，新區(qū)帶、新層系及新類型領域發(fā)展空間廣闊。中國發(fā)育海相、海-陸過渡相和陸相3類富有機質(zhì)頁巖，頁巖氣地質(zhì)資源量105.7萬億立方米，分布在前寒武系—新生界的10余套地層中。目前除四川盆地五峰組-龍馬溪組外，隨著頁巖氣地質(zhì)理論認識的深化與勘探評價技術的進步以及頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)經(jīng)驗的不斷積累和成熟，中國頁巖氣勘探不斷在四川、鄂爾多斯等盆地，湖北宜昌、貴州安場等地區(qū)的“三新”領域中取得突破，初步形成了“海-陸并舉、盆山并進”的頁巖氣勘探新格局。中國頁巖氣勘探領域廣、資源潛力大，正逐漸凸顯出良好發(fā)展前景。至2023年底在四川盆地及周緣五峰組-龍馬溪組探明8個大型頁巖氣田及1個小型頁巖氣田，探明頁巖氣地質(zhì)儲量2.96萬億立方米，建成頁巖氣產(chǎn)能450億立方米/年，年產(chǎn)頁巖氣250億立方米。將中國頁巖氣勘探開發(fā)大概分為三個階段：（1）合作借鑒階段（2007—2009年）：此階段國內(nèi)學者引入美國頁巖氣概念，在地質(zhì)評價的基礎上，明確了四川盆地上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組和下寒武統(tǒng)筇竹寺組兩套頁巖是中國頁巖氣的工作重點，找到了長寧、威遠和昭通頁巖氣有利區(qū)，并啟動了產(chǎn)業(yè)化示范區(qū)建設。（2）自主探索結(jié)算（2010-2013年）：明確了四川盆地海相五峰組-龍馬溪組頁巖氣的開發(fā)價值，發(fā)現(xiàn)了蜀南和涪陵兩大頁巖氣區(qū)，是中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展突破階段。（3）工業(yè)化開發(fā)階段（2014年以來）：此階段中國頁巖氣有效開發(fā)技術逐漸趨于成熟，埋深3500米以淺頁巖氣資源實現(xiàn)了有效開發(fā)，埋深3500米以深頁巖氣開發(fā)取得了突破進展。中國在頁巖氣壓裂技術方面實現(xiàn)了獨立自主。頁巖氣藏屬于“人造氣藏”，由于具有低孔隙度、低滲透率特性，頁巖氣井基本無自然產(chǎn)能，需要采用“水平井＋體積壓裂”技術構(gòu)建地層中的三維流動體才能實現(xiàn)其有效開發(fā)。自涪陵頁巖氣田投入商業(yè)開發(fā)以來，歷經(jīng)10余年的艱苦攻關與反復實踐，中國已經(jīng)成為全球第二個全面掌握頁巖氣開發(fā)核心技術的國家，實現(xiàn)了頁巖氣儲層改造理論與技術從無到有、從引進來到自主化的跨越式發(fā)展；在基礎理論研究、壓裂材料、人工裂縫監(jiān)測、壓裂工藝技術等方面，創(chuàng)新形成了與我國地質(zhì)條件相匹配的頁巖氣儲層改造理論與技術體系。其中壓裂工藝國內(nèi)從最初的技術引進到技術國產(chǎn)化，形成體積壓裂1.0工藝技術版本，再到目前以體積壓裂2.0工藝技術為統(tǒng)領，初步建立了與我國地質(zhì)特征相匹配的頁巖氣壓裂技術體系。中國頁巖氣壓裂技術與開采技術仍有較大提升空間，將帶動頁巖氣產(chǎn)量上升。新一代頁巖氣壓裂技術將會以技術精細化、智能化為創(chuàng)新發(fā)展方向，通過工藝改造和材料定制化、裂縫控制與表征精細化、壓裂設計與實施智能化發(fā)展，著力開發(fā)體積壓裂3.0工藝，支撐頁巖氣儲量高質(zhì)量開發(fā)。借助于地下光纖監(jiān)測、人工智能大數(shù)據(jù)和數(shù)字化井場等新技術，頁巖氣開發(fā)成本有望繼續(xù)降低。頁巖中吸附態(tài)甲烷占比為40%-60%，由于CO2在頁巖中的吸附能力是甲烷的2-20倍，向頁巖氣藏中注入CO2在置換甲烷、大幅度提高頁巖氣采收率的同時，還能封存CO2、減緩溫室效應。據(jù)估算，頁巖氣儲層可以封存的CO2量為頁巖氣儲量的2-5倍。這一技術在可以提高頁巖氣采收率的同時還有突出的環(huán)境效益，有廣闊的發(fā)展空間和應用前景。目前頁巖氣勘探開發(fā)重點為新區(qū)新領域勘探開發(fā)和老區(qū)挖潛及提高采收率。新區(qū)勘探：新區(qū)新領域主要指的是尚未獲得大規(guī)模商業(yè)開發(fā)的頁巖氣藏，四川盆地侏羅系自流井組和涼高山組、寒武系筇竹寺組以及二疊系龍?zhí)督M、吳家坪組和大隆組等均已獲得頁巖氣流，下一步需要加強對富集高產(chǎn)層段和高產(chǎn)區(qū)的試驗攻關。在四川盆地三疊系須家河組，鄂爾多斯盆地三疊系延長組和奧陶系烏拉力克組，塔里木盆地寒武系玉爾吐斯組、奧陶系薩爾干組和黑土凹組、石炭系卡拉沙依組，南華北盆地石炭系-二疊系山西組-太原組等頁巖層系也獲得了良好的氣顯示或氣流，下一步需要開展井組試驗，明確高產(chǎn)層段、高產(chǎn)區(qū)，探索發(fā)展有針對性的工程工藝和開發(fā)技術。老區(qū)挖潛：截至2023年底，在四川盆地及其周緣提交了2.96萬億立方米頁巖氣探明儲量，而根據(jù)已有井產(chǎn)量計算的采收率約為20%，考慮到目前頁巖氣井主要穿行在五峰組至龍馬溪組底部10-15米的層段，縱向上尚有大段未動用，井網(wǎng)布置、壓裂方案和采氣工藝等尚有進一步優(yōu)化的空間。因此可以通過平面上加密井、縱向上加密層段等手段強提高頁巖氣采收率。2030年我國頁巖氣產(chǎn)量有望達到400億立方米。我國已在松遼盆地建成東部“陸上石油大慶”、鄂爾多斯盆地建成西部“常規(guī)-非常規(guī)油氣大慶”，未來將在四川盆地建成“常規(guī)-非常規(guī)天然氣大慶”，簡稱“川渝天然氣大慶”。2019年四川盆地天然氣總產(chǎn)量為504億立方米，其中頁巖氣占51%。預計2025年全國頁巖氣產(chǎn)量300億立方米，將主要來自四川盆地，占其天然氣總產(chǎn)量的43%。海相深層頁巖氣產(chǎn)量具備再建設產(chǎn)能300億立方米以上的條件。“十四五”期間，埋深介于3500-4000米的海相頁巖氣開發(fā)技術將基本過關，考慮20年穩(wěn)產(chǎn)的要求可以上產(chǎn)100億立方米每年，以支撐2025年全國頁巖氣產(chǎn)量達到300億立方米。若埋深介于4000-4500m海相頁巖氣開發(fā)技術獲得突破，2030年全國海相頁巖氣產(chǎn)量有望達到400億立方米。海相超深層和低壓低豐度頁巖氣開發(fā)突破以后，既可以彌補中淺層和部分深層的頁巖氣產(chǎn)量遞減，又可以作為海相頁巖氣長期穩(wěn)產(chǎn)的“接替者”。煤層氣是指在成煤過程中有機質(zhì)經(jīng)過生物化學熱解作用、以吸附、溶解和游離狀態(tài)賦存與煤層之中的天然氣。煤層氣空氣濃度達到5%-16%時，遇明火爆炸，是煤礦瓦斯爆炸事故的根源。在采煤之前如果先開采煤層氣，煤礦瓦斯爆炸率將降低70%-85%。因此開發(fā)利用煤層氣，可以變害為利，保障煤礦的安全生產(chǎn)，整體改善煤炭生產(chǎn)的經(jīng)濟效益。我國煤層氣資源豐富，分布范圍廣。我國2000m以淺煤層氣資源儲量為30.05萬億立方米，資源總量位居世界第三。中國共有42個主要聚煤盆地，其中煤層氣地質(zhì)資源量超萬億立方米以上的有10個，按資源量大小排名分別是鄂爾多斯盆地、沁水盆地、滇東黔西盆地、準噶爾盆地、天山盆地、川南黔北盆地、塔里木盆地、海拉爾盆地、二連盆地以及吐哈盆地。從全國范圍看，這10個盆地煤層氣地質(zhì)及可采資源總量占比均超過80%，地質(zhì)資源總量近26萬億立方米，可采資源總量達11萬億立方米。地質(zhì)資源量及可采資源量排名全國前三的依次為鄂爾多斯盆地、沁水盆地和滇東黔西盆地。煤層氣在煤層厚度較大、資源豐富的地區(qū)，煤層氣的儲量較大，開發(fā)潛力也較大。我國煤層氣產(chǎn)業(yè)經(jīng)過30多年的探索攻關在沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣成功建立了兩大煤層氣產(chǎn)業(yè)基地，煤層氣產(chǎn)業(yè)初具規(guī)模。我國煤層氣開發(fā)主要分為3個階段：（1）“十一五”期間（2006年-2010年）：主要發(fā)展鉆完井技術和水平井分段壓裂改造技術，提高鉆井速率、完井質(zhì)量以及壓裂增產(chǎn)效果，研究欠平衡鉆井技術、高效排水采氣技術與煤層氣測井技術。截止2010年，國內(nèi)建成煤層氣勘探區(qū)48個、開采與試采區(qū)6個，施工煤層氣井約5400口，加快沁水盆地和鄂爾多斯盆地煤層氣產(chǎn)業(yè)化基地建設。（2）“十二五”期間（2011年-2015年）：開發(fā)增產(chǎn)技術與設備研發(fā)，強化開發(fā)過程中排采安全監(jiān)控與管理。截止2015年，國內(nèi)新增煤層氣井約11300口，新增煤層氣探明地質(zhì)儲量3504億立方米，形成沁水盆地和鄂爾多斯盆地煤層氣商業(yè)化開發(fā)中心。（3）“十三五”期間（2016年-2020年）：煤層氣開發(fā)邁向低階煤儲層評價與深部煤層增產(chǎn)改造，針對國內(nèi)煤層縱向多層疊紙?zhí)卣餮芯慷嗝簩臃謮汉喜杉夹g，結(jié)合互聯(lián)網(wǎng)、人工智能等技術發(fā)展智能化壓裂和排采技術，降低開發(fā)過程中對環(huán)境的影響。國內(nèi)煤層氣增長技術在鉆完井、壓裂改造、排水采氣等方面取得重要突破。我國科研工作者通過借鑒、引進和研發(fā)，掌握了一套煤層氣開發(fā)技術。我國煤層氣勘探開發(fā)經(jīng)歷了借鑒常規(guī)油氣資源開發(fā)技術、引進國外煤層氣勘探開發(fā)技術和研究與國內(nèi)煤層特征相適應的勘探開發(fā)技術三個階段，在不斷地探索與試驗中，逐漸形成了適合我國煤層氣效益開發(fā)的增產(chǎn)技術。由早期的直井裸眼洞穴完井、活性水/泡沫壓裂、簡單機械抽采，逐漸發(fā)展到可實現(xiàn)煤層氣有效增產(chǎn)的以水平井、U型井和多分支水平井為核心的鉆完井技術，以水平井分段壓裂、直井水力波及壓裂、直井分層壓裂、轉(zhuǎn)向重復壓裂為主的壓裂技術、以負壓排采、平衡排采、合層排采為核心的排采技術，促進國內(nèi)煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。煤層氣未來發(fā)展方向為中淺層新區(qū)域開發(fā)及深層煤層氣規(guī)模化開發(fā)。中國煤層氣地質(zhì)資源量超過1萬億立方米的大型含煤層氣盆地（群）共有10個，包括鄂爾多斯、沁水、滇東黔西、準噶爾、天山、川南黔北、塔里木、海拉爾、二連、吐哈等，總資源量25.55萬億立方米，占全國的85%。目前已投入規(guī)模建產(chǎn)并實現(xiàn)有效開發(fā)的產(chǎn)業(yè)基地主體位于沁水盆地和鄂爾多斯盆地，其他8個盆地（群）雖未開發(fā)但具有實現(xiàn)規(guī)模有效開發(fā)的資源基礎，發(fā)展前景廣闊。鄂爾多斯盆地東緣（簡稱鄂東緣）大寧—吉縣區(qū)塊吉深6-7平01井在2000m以深的深部（層）煤儲集層獲日產(chǎn)10.1萬立方米高產(chǎn)工業(yè)氣流，標志著深部（層）煤層氣勘探開發(fā)的重大突破，中國煤層氣總資源量有望成倍增加，為煤層氣產(chǎn)業(yè)規(guī)?？焖侔l(fā)展提供了新動能。地下煤氣化合理協(xié)調(diào)了煤層氣和煤炭開采，有望實現(xiàn)煤層氣的增產(chǎn)。煤炭地下氣化是一種集煤炭和煤層氣開發(fā)于一體的安全、環(huán)保、高效、經(jīng)濟的能源開采技術，該技術將煤層作為氣化爐，通入氣化劑并合理控制煤原位燃燒產(chǎn)生甲烷、氫氣、一氧化碳等可燃合成氣體。作為煤炭原位開采的新技術，地下煤氣化具有開采環(huán)境封閉、污染排放小等優(yōu)點，突破傳統(tǒng)煤層氣“排水-降壓-解吸-擴散-滲流”開采模式，有效實現(xiàn)煤層氣的增產(chǎn)。截止目前，國內(nèi)在山東孫村煤礦、山東肥城曹莊煤礦、山東新汶鄂莊煤礦、甘肅安口煤礦、黑龍江省依蘭煤礦等多個礦區(qū)開展煤炭地下氣化試驗研究，逐漸發(fā)展形成了長壁式氣流法氣化、滲透式煤炭地下氣化和控制后退注氣點煤炭地下氣化等多種成熟的煤炭地下氣化工藝。中國煤層氣產(chǎn)業(yè)實施近期和長遠“兩步走”發(fā)展戰(zhàn)略。第1步，將2030年之前分為兩個階段，第1階段到2025年，實現(xiàn)理論與技術的新突破，完成國家“十四五”規(guī)劃目標年產(chǎn)100億立方米，堅定產(chǎn)業(yè)發(fā)展信心；第2階段2025年到2030年，形成針對大部分地質(zhì)條件的適用性技術，進一步擴大產(chǎn)業(yè)規(guī)模，實現(xiàn)年產(chǎn)300億立方米，在天然氣總產(chǎn)量中占有重要地位。第2步為2030年之后的長遠時期，逐步實現(xiàn)1000億立方米大產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略。公司非常規(guī)天然氣開發(fā)進程穩(wěn)步推進，規(guī)劃明確公司非常規(guī)天然氣資源豐富。公司礦權區(qū)頁巖氣、致密氣及煤層氣資源量分別為46.7萬億立方米、19.96萬億立方米、13.4萬億立方米。經(jīng)過續(xù)探索攻關，公司在鄂爾多斯、四川、松遼、準噶爾、渤海灣、三塘湖、柴達木等盆地非常規(guī)油氣獲得突破。截至2020年底，公司累計探明頁巖氣地質(zhì)儲量1.1萬億立方米、致密氣地質(zhì)儲量2.7萬億立方米、煤層氣地質(zhì)儲量0.7萬億立方米。公司非常規(guī)天然氣儲量及產(chǎn)能快速增長。“十三五”期間，以非常規(guī)油氣為代表的低品位資源逐漸成為公司勘探開發(fā)的主體，非常規(guī)天然氣占新增油氣探明儲量的90%以上。截至2020年底，頁巖氣、致密氣及煤層氣產(chǎn)能建設分別達243億立方米、481億立方米和18.2億立方米，主要分布在四川盆地古生界志留系-奧陶系、鄂爾多斯盆地上古生界。公司非常規(guī)油氣開發(fā)不僅伴隨著“量”的增加，更是實現(xiàn)了“質(zhì)”的提升。重點項目推進順利，四川盆地古生界志留系—奧陶系頁巖氣采用“控壓配產(chǎn)”理念，平均單井最終可采儲量（EUR）由0.9億立方米提升至1.2億立方米?！笆奈濉逼陂g公司非常規(guī)天然氣將由30%增長至50%?！笆奈濉逼陂g公司天然氣增量部分主要來自非常規(guī)資源，預計非常規(guī)天然氣產(chǎn)量比“十三五”末增長3倍，增長量遠超天然氣總增量?！笆奈濉逼陂g頁巖氣預計在川南中-深層3500-4000m探明或基本探明儲量4萬億立方米，新建產(chǎn)能350億立方米，完鉆水平井2000余口，2025年產(chǎn)量達到270-300億立方米，建成長寧、威遠、昭通等頁巖氣開發(fā)國家級示范區(qū)；致密氣在鄂爾多斯等區(qū)新增探明儲量1.4萬億立方米，新建產(chǎn)能655億立方米，鉆井近7000口，2025年產(chǎn)量達到400-450億立方米，建設蘇里格、神木、慶陽、宜川-黃龍等重點產(chǎn)區(qū)。煤層氣新增探明儲量1100億立方米，新建產(chǎn)能21億立方米，鉆井近2000口，2025年產(chǎn)量達到30億立方米。長慶油田是公司生產(chǎn)致密氣的主力單位。長慶油田已陸續(xù)開發(fā)靖邊、榆林、蘇里格、青石峁等14個氣田，氣田屬于“低滲、低壓、低豐度”氣藏。截至2022年底，長慶油田已投產(chǎn)氣井2.5萬余口，年天然氣產(chǎn)量突破500億立方米（致密氣產(chǎn)量385億立方米），長慶油田近年來在“鉆井小井眼、壓裂提產(chǎn)改造、一體化完井、智能氣井、老井挖潛、新區(qū)新層系”等氣田采氣工藝方面技術攻關及開發(fā)實踐取得的進步及新進展，為長慶氣區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)及長遠發(fā)展提供了較好的技術保障。按照長慶油田中長期遠景規(guī)劃，天然氣產(chǎn)量將持續(xù)快速上產(chǎn)。蘇里格氣田就是長慶油田最具代表性的“三低”氣田。技術方面：自2006年開發(fā)以來，蘇里格氣田逐步形成了適用于蘇里格致密氣田開發(fā)的12項特色技術，解決了低滲、低壓、低豐度的“三低”致密氣藏有效開發(fā)難題。針對蘇里格氣田致密氣藏氣井地層能量弱、開發(fā)遞減速度快的難題，科研人員將致密氣井全生命周期劃分成投產(chǎn)初期段、連續(xù)生產(chǎn)段、措施連續(xù)生產(chǎn)段、間歇生產(chǎn)段以及廢棄5個階段，形成了致密氣全生命周期技術。積累了開發(fā)經(jīng)驗和技術方案。近10年，長慶致密氣采收率從20%提高到35%，高效建成國內(nèi)首個30億立方米致密氣水平井整體開發(fā)示范區(qū)；管理方面：按照中國石油“引入市場競爭機制，加快蘇里格氣田開發(fā)步伐”的重大決策，長慶油田將蘇里格氣田已探明的區(qū)域分成若干區(qū)塊，在中國石油內(nèi)部招標引入5個合作單位共同開發(fā)，分3期完成20個區(qū)塊的合作開發(fā)，創(chuàng)新形成“5+1”模式。這一合作開發(fā)模式把合作納入市場機制，打破了集團公司下屬分公司劃區(qū)經(jīng)營的體制制約，使優(yōu)質(zhì)資源得到最大限度整合。預計蘇里格氣田預期能夠以300億立方米/年的規(guī)模實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)。神木氣田是長慶油田向首都北京供氣的主力氣源地之一，也是長慶油田主要上產(chǎn)區(qū)。這個氣田屬于鄂爾多斯盆地典型的“三低”氣藏，經(jīng)過多專業(yè)多領域聯(lián)合攻關，精細刻畫多層系氣藏構(gòu)造、地層、物性及有效儲層展布規(guī)律，該氣田探索形成以“立體式、大井叢、水平井、氣煤同采”為主的地質(zhì)開發(fā)技術，有效突破了多層系致密氣藏效益開發(fā)的難題，單井叢轄井數(shù)5.9口，建成年產(chǎn)能規(guī)模18.2億方的“氣煤互讓同采”創(chuàng)新示范區(qū)和米7-24水平井立體開發(fā)示范區(qū)，助推氣田整體開發(fā)方式由“追求單井效果”向“追求氣藏效果”轉(zhuǎn)變，提質(zhì)增效成果顯著。2022年神木氣田具備了年產(chǎn)50億方的產(chǎn)能。公司在頁巖氣儲量產(chǎn)量位于全國第一。2020年至2022年公司新增天然氣產(chǎn)量的30%為頁巖氣，頁巖氣已經(jīng)成為公司油氣增儲上產(chǎn)的重要力量。儲量方面，公司在中深層和深層形成兩個萬億立方米頁巖氣大氣區(qū)，為頁巖氣從非常規(guī)邁入常規(guī)化開發(fā)提供了先決條件。生產(chǎn)方面，2010年中國第一口頁巖氣井-威201井由公司開發(fā)，并獲得頁巖氣測試產(chǎn)量，助推頁巖氣在2011年被正式批準為我國第172個獨立礦種。公司實現(xiàn)了川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣的有效開發(fā)。2014年，中國石油啟動了川南地區(qū)26億立方米/年頁巖氣產(chǎn)能建設，2015年實現(xiàn)頁巖氣產(chǎn)量13億立方米?！笆濉逼陂g，中國石油加快頁巖氣開發(fā)步伐，以長寧、威遠和昭通埋深3500m以淺頁巖氣資源為主實施產(chǎn)能建設工作，截至2019年底，累計探明頁巖氣地質(zhì)儲1061億立方米，2019年生產(chǎn)頁巖氣80.3億立方米，2022年公司生產(chǎn)頁巖氣140億立方米。公司在頁巖氣理論技術、組織