天然气开采进展缓慢

014年以来，我们的勘探工作量显著下降”
     
中国石油第四次油气资源评价结果显示，当前我国常规天然气、致密气、页岩气、煤层气地质资源量分别为78.4万亿方、21.9万亿方、80.2万亿方和29.8万亿方，合计达210.3万亿方，技术可采资源量分别为48.4万亿方、10.9万亿方、12.9万亿方、12.5万亿方，合计84.7万亿方，占资源评价总量的40%。
     
但截至2017年，我国已探明天然气地质储量仅为14.4万亿方，占技术可采储量的17%。
     
除去大量未探明天然气储量，《中国天然气发展报告（2018）》数据显示，当前我国已探明天然气储量中未动用占比超过44%，即使在当前的技术水平下，剩余的经济可采储量仍有3.9万亿立方米，其中大部分资源的开发成本相对于中缅管道进口气等仍具有明显的价格优势。
     
在多位业内专家看来，这与近几年我国天然气勘探开发投入减少不无关系。
    
 “国际油价持续低位徘徊以及现行油气上游体制机制的束缚，导致企业勘探开发投资能力不足、意愿不强，制约天然气快速增储上产。”自然资源部油气资源战略研究中心战略规划研究室主任潘继平说。
     
徐博也表示：“2014年以来，我们的勘探工作量显著下降。很多新增的天然气产量也都只是弥补了老气田产气量的衰减，所以总的产量上不来。”
     
数据显示，与2013年相比，2016年全国油气勘探和开发投资分别下降了32.9%和53.6%，天然气开发井数量和进尺分别下降了61.9%和51.1%。

“我国天然气资源品质下降导致开发成本偏高，经济可采储量偏低”
     

一方面勘探开发投入不足，另一方面，我国天然气开采正面临资源品质持续下降的困境。“新增储量品质差，虽然看起来很多，但以现有的开采技术来看并不经济，多数沦为难以动用的储量。”徐博说。
     
据了解，我国待探明天然气资源量中，致密气占比约25.2%，深水、深层资源合计占近一半；新增天然气储量中，中低丰度气藏储量超过60%。而作为我国天然气上产主阵地的鄂尔多斯盆地，其致密气储层被形象地誉为“磨刀石”，多数新增储量难以有效动用。资源品质的不断下降，使天然气采收率由2003年的64%下降至2017年的56%。
     
同时，被EIA认为是未来天然气产量增长主体的页岩气在中国也并非如想象中的那么美好。继康菲与壳牌两大巨头退出中国页岩气市场后，BP也已计划退出位于四川的两个页岩气区块，这也可以佐证我国页岩气新增储量品质差、开发成本高。而我国煤层气资源量虽为全球第三，但由于煤层气低品位、低丰度、低效益原因，开发规模有限。
     
据介绍，美国页岩气井口价仅为0.6—0.7元/立方米，而我国常规天然气成本就高约0.8元/立方米左右，页岩气开发成本更是超过1.0元/立方米。
     
“我国天然气资源品质下降导致开发成本偏高，经济可采储量偏低，这也对我国油气开采技术水平提出更高要求。”潘继平表示。

 “引入竞争，增加投入，****程度激活资源潜力”
     

虽然面临诸多问题，但在多位专家看来，我国天然气增储上产潜力巨大。
     
“总体上借助于积极的体制改革、技术进步及政策支持，加强新增储量开发和未开发储量动用，提高采收率和非常规气开发等方法，可实现年均增产100亿—120亿方，显著提高天然气供应能力。”潘继平说。
     
徐博也呼吁，要加大勘探开发投入，尤其是技术研发投入，以破解我国天然气新增储量品质下降和开发成本偏高的现状，“比如，4500米以下的页岩气开发技术，我们虽然有，但是相对于这么难采的储量来讲，以现在的技术开采，成本非常高。”
     
不过当前我国95%的油气矿业权仍集中在少数企业，开发主体少、竞争不足的现状也制约着资源的有效开发。
     
对此，潘继平建议：“要不断深化油气体制改革，构建充分竞争多元化油气勘探开发市场体系，积极探索以市场化方式推进油气矿权流转，引入竞争，增加投入，****程度激活资源潜力。另外，加强重大理论关键技术研发与攻关，推进资源规模效益开发。”