2015年世界天然气市场数据分析及发展前景与挑战

　　天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体（包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等）。而人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。

　　天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层。它是优质燃料和化工原料。

　　天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。

　　随着世界经济的迅速发展，人口数量的不断增加，能源消费量不断增长，温室气体和各种有害物质的排放量激增，人类生存环境趋于变差。面对上述挑战，清洁且热值高的天然气能源日益受到重视，发展天然气工业已经成为世界各国改善环境和促进经济可持续发展的最佳选择。

　　一、全球天然气工业现状与发展趋势

　　1、全球天然气工业发展现状

　　2012年我国的一次能源消费总量为27.35×108t油当量，其中煤炭、石油和天然气占主体。据统计，煤炭消费量为18.73×108t油当量，约占68%；石油消费量为4.84×108t，占18%；天然气消费量为1438×108ｍ3（约合1.30×108t油当量），占4.8％。上述3种化石能源的消费量约占我国一次能源消费总量的91%，但从其各自消费量看，煤炭仍是我国能源消费的主体，天然气占我国一次能源消费总量的比例并不高，与国际天然气平均消费量占比（24%）相比，差距较大。

　　从全球天然气生产状况与消费情况看，全球天然气产量与消费量基本持平。2012年全球生产天然气3.36×1012m3，消费量为3.31×1012m3。目前，全球天然气生产具有很强的不均衡性，美国、俄罗斯、伊朗、卡塔尔、加拿大、挪威、中国、沙特阿拉伯、阿尔及利亚和印度尼西亚这10个天然气产量排名前十位的国家，2012年天然气产量合计为2.23×1012m3，约占全球天然气总产量的66.4%。2012年中国年产气量为1072×108ｍ3，位居全球第七位。

　　据《2016BP世界能源统计年鉴》数据显示：2015年世界天然气产量3538.649969十亿立方平米，同比增长2.18%。2010-2015年世界天然气日产量总体保持上涨的态势。

2010-2015年世界天然气日产量规模走势

2010-2015年世界天然气消费量规模走势

　　2015年世界天然气产量相当于3538.649969百万吨原油，同比增长了2.2%。

2010-2015年世界天然气产量规模走势

　　2015年世界天然气消费量为3468.648852十亿立方平米，同比增长1.7%。

2010-2015年世界天然气消费量情况

　　全球天然气工业还有进一步发展的资源基础。根据美国联邦地质调查局（USGS）对世界常规油气资源的评价，全球有剩余常规石油（含天然气液）技术可采资源量2550×108t，剩余常规天然气技术可采资源量462×1012m3根据USGS的定义，剩余技术可采资源量包括剩余可采储量、待发现技术可采资源量、储量增长。全球非常规天然气资源丰富，未来勘探开发潜力大，根据USGS的评价，全球非常规天然气（煤层气、致密气、页岩气）剩余技术可采资源量合计为328×1012m3，其中亚太地区占39.5%。

全球非常规天然气剩余技术可采资源量区域 分布图

　　能源需求已成为全球普遍关注的热点。近年来，有多个机构和组织开展了能源发展趋势预测，其中最具代表性的预测当属国际能源组织（IEA）。据IEA的预测，在各国积极控制能源需求与严格的能源政策指导下，预计到2035年前后，全球一次能源需求总量将达到172×108t油当量，年均增长1.2%。其中，化石能源（石油、天然气、煤）仍然将处于主导地位，约占能源消费总量的75%，可再生能源的地位将会逐步提高，预计可占能源消费总量的25％左右。根据IEA的预测结果，2020年全球天然气产量将达到3.94×1012ｍ3，2035年将达到4.96×1012m3。

　　2、全球天然气工业发展趋势

　　纵观全球天然气市场与运输状况，天然气工业发展将呈现以下5个方面的趋势。

　　2.1 全球天然气消费量将持续快速增长，其中亚太地区增长速度最快

　　据ＢＰ公司的统计，2012年经济合作与发展组织（ＯＥＣＤ）国家的天然气消费量为1.59×1012m3，比2011年增长2.5%；其天然气消费量占全球天然气消费总量的47.92%。非ＯＥＣＤ国家天然气消费量为1.73×1012m3，比2011年增长2.0%，后者占全球天然气消费总量的52.08%。

　　从天然气地域消费情况看，除欧洲和欧亚大陆消费量下降外，其他地区的消费量均呈现出稳步增长的态势。特别是亚太地区，2001-2012年天然气消费量占世界消费总量的比重从2001年的12.5％快速增加到2012年的18.86%，成为全球天然气消费量增长最快的地区。

　　2.2 2035年前全球天然气消费量仍将持续增长，消费重心已向东半球转移

　　从天然气消费地域状况看，未来全球天然气需求量都将呈增长态势，但需求量增长速度快慢不一。ＯＥＣＤ国家增长速度相对缓慢，增量将主要来自以中国、印度为代表的新兴经济体，亚太、中东地区是全球天然气消费量增长最快的地区，占世界天然气消费总量的比重将逐渐增大，消费重心逐渐向东半球移动的趋势日渐明显。北美、欧洲等成熟市场的天然气需求量的增长虽然相对缓慢，但其占世界天然气消费总量的比重仍然将会是最大。

2035年世界天然气需求量分地区情况

　　2.3 全球天然气贸易量快速增长，预计2035年贸易总量占消费的比重将超过1/3

　　目前，全球天然气市场仍以区域内资源利用为主，跨区域资源利用为辅。2012年，全球天然气贸易量为1.0334×1012ｍ3，占天然气消费量的比重为31%，接近1/3。其中管道气贸易量为7055×108ｍ3，占总贸易量的68.3%；LNG贸易量为3279×108ｍ3，占总贸易量的31.7％。

2012年世界天然气贸易流向图

　　根据IEA预测，预计到2035年，世界天然气贸易总量将达到约1.2×1012m3，与2010年的6750×108ｍ3相比增长约80%，超过预测同时期的天然气产量增长速度（50%）。2011年，区域间管道输气占天然气总贸易量的58%，如果将短距离的区域内管道输气考虑在内，管道输气的比例将达到68%。

　　随着欧洲至中国和欧洲管道、里海至欧洲和印度管道的修建，预计至2035年，管道输气贸易量仍将占全球区域间天然气贸易总量的50%。LNG的贸易量也将在2035年增长到超过5750×108ｍ3，占天然气总贸易量的比例也将由2011年的42％增至50%。

　　未来中国将是天然气贸易量快速增长的国家。预计我国天然气贸易量将从2010年的150×108ｍ3增加到2035年的2260×108ｍ3，到2025年中国将成为位列欧洲之后的第二大进口国，到2035年中国将成为全球最大的LNG进口国，进口量将占全球LNG供应量的1/3。

2035年分地区天然气净进口直方图

　　2.4 全球天然气价格将呈现区域性特征

　　与原油不同，天然气市场具有区域性特点，从天然气消费市场看，全球主要有北美、欧洲和亚太3个消费市场。但从天然气市场价格看，尚未形成全球性基准价，其主要的价格形式有6种，其中气对气竞争、油价指数以及政府监管这3种定价机制占世界天然气定价方法（按消费价）的90％左右。

　　从天然气价格水平看，目前北美价格水平最低、东亚最高、欧洲居中。美、欧、亚三个地区天然气年均价格比由2011年的1.0：2.3：3.8扩大到2012年的1.0：3.3：6.0。美国Henryhub年均天然气价格为2.82美元/MMBtu（Btu，英热单位，1Btu≈1055Ｊ，下同），同比下降29.7％，创21世纪以来最低水平。英国ＮBＰ价格基本稳定在8～10美元/ＭＭBtu，年均价格为9.43美元/ＭＭBtu，同比增长4.4%。亚太地区、日本的LNG进口价格依然保持全球最高水平，年均价格为16.9美元/ＭＭBtu，同比增长15.8%。

　　2.5 全球天然气管道建设将持续保持快速发展

　　随着世界天然气需求量的快速增长，天然气管道行业发展势头强劲。截至2013年底，全球在役的长距离油气管道［2005年以来投产且长度在400英里（约合643.7km）以上］64条，总长度约为8.1×104km；天然气管道34条，天然气管道总里程为4.18×104km，占世界油气管道总里程的51.6%，并且主要来自亚太和俄罗斯中亚地区。

　　二、中国天然气工业的现状与发展趋势

　　1、中国天然气工业现状

　　我国已发现各类沉积盆地505个，目前国家已批准矿权作业区块1746块，共计面积435.4×104kｍ2。据2005年全国新一轮油气资源评价结果，我国常规油气可采资源量：石油为255×108t、天然气为27×1012ｍ3。我国非常规油气资源也很丰富，根据初步评价结果，我国的非常规油气资源量与常规油气资源量基本持平，随着勘探的深入，非常规油气资源量还有进一步提升的空间。

　　经过半个多世纪的艰辛勘探，我国已发现油气田900个，其中油田660个、气田240个；探明石油地质储量324×108t、探明天然气地质储量8.3×1012m3；剩余石油可采储量31.6×108t、剩余天然气可采储量3.86×1012m3。2012年全国生产原油2.08×108t、天然气1072×108ｍ3，石油产量世界排名第4、天然气产量世界排名第7。

　　从我国天然气工业发展看，虽然我国天然气利用拥有相当悠久的历史，但天然气工业则是随着石油工业的发展而发展起来的，起步相对较晚。自“八五”以来，随着我国天然气基础地质研究不断取得突破性认识，天然气工业开始进入快速发展阶段。特别是近10年，我国天然气工业处于高速发展时期且发展速度越来越快。从年增储量规模看，“九五”期间年均探明天然气地质储量861×108ｍ3，“十五”期间年均探明天然气地质储量增加到4305×108ｍ3，“十一五”期间年探明地质天然气地质储量5358×108ｍ3，年均探明天然气地质储量“十一五”是“九五”的6.2倍。

　　从天然气产量变化看，近10年也是我国天然气产量的快速增长期，天然气产量年均增长11.6%；在世界天然气产量排位中也在不断攀升，2000年年产天然气272×108ｍ3，居世界第19位；2012年年产天然气1072×108ｍ3，居世界第7位。

　　目前，我国已初步形成2大油区、2大油气区、2大气区。其中，鄂尔多斯、新疆地区2大油气区年产天然气516×108ｍ3，占中国天然气年产量的48%；四川盆地与南海北部2大气区年产天然气312×108ｍ3，占中国天然气年产量的29%。显然这2大油气区和2大气区是我国天然气生产的主力军，其天然气产量占到了全国天然气总产量的77%。

　　2、　中国天然气工业发展趋势

　　但伴随着我国国民经济的快速发展、人们生活水平的提高以及环境保护的压力，我国天然气工业发展面临难得的机遇。随着天然气成藏理论认识与勘探技术的进步与发展，预计相当长时期内我国天然气工业仍将继续保持快速发展的态势。据IEA2012年的预测结果，2025年我国天然气年产量将突破2000×108ｍ3，达到2170×108ｍ3；2035年将突破3000×108ｍ3，达到3180×108ｍ3。

IEA预测中国天然气产量增长趋势

　　三、中国天然气资源与主要勘探领域

　　1、天然气资源分布特征

　　根据前述，我国目前拥有石油可采资源量255×108t、天然气可采资源量27×1012m3，油气资源比较丰富。

　　根据剩余资源领域评价结果，我国油气资源具有明显的不均衡性。从剩余常规资源领域分布看，无论是剩余常规石油资源、还是常规天然气资源，都主要分布在岩性地层、前陆盆地冲断带、叠合盆地深层（包括碳酸盐岩、火山岩等）、成熟探区和海域等几大领域（表）。显然这几大领域仍是我国油气勘探的重点。

　　从剩余资源潜力与领域看，未来天然气发展潜力可能比石油更好。岩性地层、前陆冲断带构造、深层碳酸盐岩与火山岩和成熟探区深层常规天然气资源量目前探明程度不高，还有大幅增加天然气储量和产量的基础与潜力。同时，有赖于特定的地质条件，使得我国非常规天然气资源量也很丰富。根据相关评价结果，我国非常规天然气地质资源量介于188×1012～196×1012m3，技术可采资源量超过45×1012m3。

　　现阶段，我国天然气勘探开发以常规资源为主，非常规资源开发利用尚处在探索阶段，预计未来随着非常规天然气开发利用技术的进步与发展，我国天然气工业发展节奏将会进一步加快。

　　2、未来油气勘探领域

　　近年来，中国立足岩性地层油气藏、前陆盆地、叠合盆地中下部组合以及成熟探区富油气凹陷（区带）精细勘探4大领域，同时加强非常规油气探索，以地质认识为指导，依靠先进适用新技术，油气勘探取得了丰硕成果。特别是天然气资源开发利用，在叠合盆地深层碳酸盐岩风化壳地层油气藏、前陆冲断带深层以及非常规天然气等领域显示出巨大的勘探潜力，是未来天然气勘探开发的重点。

　　2、1 碳酸盐岩风化壳地层油气藏

　　我国塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地广泛发育碳酸盐岩风化壳地层油气藏。根据初步评价，三大盆地发育11个碳酸盐岩岩溶区带，油气资源量介于116.5×108～132.5×108t油当量，勘探潜力非常大。

　　2、1．1 塔里木盆地塔北地区碳酸盐岩风化壳地层油气藏

　　塔里木盆地塔北地区是一个长期发展的大型继承性古隆起，勘探面积约3.5×104kｍ2。塔北地区碳酸盐岩勘探自20世纪80年代初沙参2井突破发现雅克拉油气田后，20世纪90年代碳酸盐岩勘探获得重大突破，发现了储量规模超过10×108t的轮南-塔河大油气田。

　　近年来，随着地质认识的不断发展以及勘探技术的不断进步，塔北隆起南缘油气勘探获得了新的突破与发现，勘探范围已经扩展到斜坡低部位，勘探深度已经突破7000m。截至2012年底，塔北地区碳酸盐岩累计探明石油地质储量15.6×108t，成为我国陆上海相碳酸盐岩层系发现油气储量规模最大的油气田。

　　塔里木盆地古生界发育中下寒武统和中上奥陶统两套广覆式分布的烃源岩，塔北地区为紧邻哈拉哈塘和轮南-草湖主力生烃凹陷的长期继承性古隆起，烃源条件优越。

　　奥陶系鹰山组、一间房组和良里塔格组广泛发育礁滩复合体，受多期顺层和层间岩溶作用的叠加改造，岩溶缝洞体发育，形成风化壳和内幕两类岩溶缝洞型储集体，各类岩溶缝洞体纵向上相互叠置、平面上复合连片，分布面积大，横向较稳定，缝洞储层分布相对集中。

　　桑塔木组泥岩、石炭系泥质岩盖层区域性分布，与下伏奥陶系岩溶缝洞储层构成良好的储盖组合。油气成藏具有多期生烃、多期充注、多期成藏的特点，油气分布不受局部构造控制，受成层性较好的岩溶储层段控制明显，具有明显的地层型油气藏特征，分布范围相对较大。

　　近期，中国石油天然气股份有限公司于塔北隆起南缘哈拉哈塘地区勘探发现了储量规模超5×108t的哈拉哈塘大油田，勘探范围已由早期的隆起上斜坡拓展到隆起下斜坡，勘探面积增加1倍以上。目前的研究成果认为，塔里木盆地奥陶系鹰山组、一间房组和良里塔格组岩溶储层广泛分布，塔中地区北斜坡奥陶系岩溶储层已经获得勘探突破，满西地区也有发育岩溶储层的基础与条件，塔北-满西-塔中-塔东可能为整体含油气、局部富集的大地层油气区。如果这种含油气格局被勘探所证实，那么其勘探场面将会相当大。制约勘探发展的关键技术瓶颈是缝洞储层的预测、刻画与有利富集区块评价。

　　2、1.2 鄂尔多斯盆地下古生界

　　鄂尔多斯盆地是一个富油更富气的大型含油气盆地，盆地面积达37×104kｍ2。下古生界碳酸盐岩有利勘探面积约4×104kｍ2，天然气地质资源量为2.55×1012m3。盆地碳酸盐岩勘探自20世纪80年代末发现靖边大气田后，至2012年，盆地奥陶系风化壳白云岩储层累计探明天然气地质储量6552×108ｍ3，展示出碳酸盐岩风化壳储层良好的天然气勘探前景。

　　该盆地碳酸盐岩以奥陶系马家沟组风化壳白云岩储层为主要目的层，石炭-二叠系宽缓的滨海平原环境沉积形成的煤系地层具有厚度大、分布广、有机碳含量高、热演化程度高、生气强度大的特点，大面积分布的上覆上古生界石炭-二叠系煤系地层为下伏奥陶系碳酸盐岩成藏提供了丰富的气源和封盖条件。

　　下古生界寒武-奥陶系的稳定沉积经历了长期的抬升剥蚀与风化淋滤作用，自西向东马五1亚段-马五10亚段-马四段等依次剥露地表，马五5亚段地层剥露区风化壳白云岩储层与上覆煤系地层直接接触，构成良好的上生下储式储盖组合，源储配置良好。马家沟组马五段白云岩向东上倾方向相变为泥晶灰岩，形成有效封堵，有利于地层-岩性气藏的形成。研究表明，该带剥露面积大，占据整个盆地的中部地区，并且暴露面均被巨厚的石炭-二叠系优质烃源岩所覆盖，有利于油气面状供烃，形成的风化壳油气藏大面积分布。

　　“十一五”以来，该盆地碳酸盐岩勘探以奥陶系风化壳岩溶储层大面积分布、整体含气认识为指导，加强靖边气田西部岩溶带研究与评价，2010年苏51Ｈ井于马五段风化壳白云岩储层获工业气流；2011-2012年奥陶系中组合马五5亚段落实6个天然气有利富集区，形成新的千亿立方米储量规模；同时马五6－10亚段获得新的发现，下组合也见到好的苗头，展示出该盆地碳酸盐岩风化壳多层系叠合、复合连片的含气新格局，勘探潜力大，是近期鄂尔多斯盆地碳酸盐岩最现实的天然气勘探领域之一。

　　2、2 深层勘探领域

　　我国发育的含油气盆地以叠合盆地为主，往往发育中浅层和深层两套含油气系统。根据国家新一轮油气资源评价成果，我国深层剩余石油地质资源量为277.1×108t、剩余天然气地质资源量为26.62×1012m3。

　　近期中国石油深层油气勘探于四川盆地的川中古隆起震旦-寒武系碳酸盐岩、塔里木盆地的库车坳陷前陆冲断带碎屑岩和塔北、塔中地区碳酸盐岩以及渤海湾盆地深层古潜山、莺歌海盆地中深层等领域都获得了重大突破，资源规模与前景良好。预计随着地质认识深入与勘探技术进步，深层油气资源将在我国未来油气工业发展中做出重要贡献。

　　2、2.1 塔里木盆地库车克拉苏深层碎屑岩

　　塔里木盆地库车前陆盆地勘探面积约2.85×104kｍ2，拥有石油地质资源量12.5×108t、天然气地质资源量3.6×1012m3，是我国重要的天然气勘探开发基地，成为“西气东输”工程主力气源。克拉苏构造带是库车前陆冲断带最为重要的天然气富集区带，以古近系盐下地层为主要勘探目的层，1998年在克拉苏背斜带发现了中国陆上最大的高丰度碎屑岩大气田-克拉2气田，促进了“西气东输”工程的启动。

　　但随后针对盐下中浅层勘探部署的一批探井相继失利，直到2008年基于盐下深层大构造部署的克深2井获高产气流，深层天然气的勘探潜力才被揭示。

　　克拉苏复杂构造带处于库车坳陷三叠系与侏罗系生烃中心，两套煤系烃源岩厚度大、分布广、有机质含量高、热演化程度高，晚期快速深埋与快速成熟生烃，构造带烃类充注强度大，奠定了深层天然气规模成藏资源基础。

　　白垩系巴什基奇克组扇三角洲前缘相带分布范围很广，克拉苏构造带整体处于三角洲前缘近端相带，微相类型以水下分流河道、河口坝为主，砂体纵向上相互叠置、横向上复合连片，稳定分布，晚期快速埋藏、巨厚膏盐岩有效保存储集孔隙，构造强挤压，天然裂缝发育，高角度裂缝、丛状孔隙、线状孔喉的组合具备高产稳产基础。

　　处于古近纪系和新近系2套厚数百米至数千米的膏盐岩覆盖区，巨厚盐岩深埋、挤压条件下产生密闭罐效应，形成高效封堵。喜马拉雅运动的造山动力，南北向相对单一的挤压背景，受巨厚盐层控制，盐下中生界构造层差异滑脱，形成相对宽缓的叠瓦状冲断带，深层构造成排成带展布。下生、中储、上盖组合时空匹配性好，构造演化与油气充注时空一致性高，持续挤压抬升背景，深层盐下圈闭持续强充注，形成异常高压、大面积、高丰度聚集成藏条件。

　　近期以成藏认识为指导，加强深层碎屑岩勘探，克拉苏构造带主体基本控制克深2气田规模，探明天然气地质储量近3000×108ｍ3；克深8井再获新发现，天然气资源规模达1491×108ｍ3；甩开勘探冲断带西段阿瓦特区块，阿瓦3井获得重要突破。目前，仅克深构造带新增三级天然气地质储量就超过8000×108ｍ3，深层万亿立方米勘探场面逐渐揭示。预计随着勘探的深入和发展，库车深层天然气将在我国天然气工业发展中做出更大贡献。

　　2.2.2 四川盆地川中古隆起震旦-寒武系碳酸盐岩

　　四川盆地震旦系-寒武系是我国克拉通盆地最古老的含油气层系之一，其油气勘探始于20世纪50年代中期，迄今已近60年。2011年高石1井在震旦系灯影组获天然气重大发现后，中石油针对高石梯-磨溪构造开展了整体勘探和研究，发现了储量规模近万亿立方米的大气区。

　　油气地质综合研究指出，四川盆地震旦系-寒武系具备形成大气区的有利条件：桐湾-加里东运动以来的多幕构造运动形成多套岩溶风化壳储层；桐湾期侵蚀古地貌快速充填形成优质泥质烃源岩，源储配置好；龙王庙组环古隆起分布的大面积颗粒滩相白云岩储集体发育；晚燕山期前古隆起继承发育，为油气运聚的有利场所，形成大面积古油藏群；磨溪-高石梯等古今构造叠合区油气富集，古隆起斜坡带发育大面积岩性-地层气藏群。

　　基于四川盆地大川中地区二、三维地震资料预测，仅在川中地区，龙王庙组储层厚度大于20m的分布面积就达4350kｍ2，勘探潜力巨大；灯影组灯四段、灯二段两套风化壳岩溶储层大面积分布，灯四段为构造-地层复合圈闭气藏，以海拔－5050ｍ圈定有利含气面积4400kｍ2，勘探潜力巨大。随着勘探的发展，可望形成以磨溪-高石梯主体构造及其斜坡带大面积连片含气的局面。由此观之，稳定克拉通盆地内大型古隆起是寻找大气田的重要目标区，古隆起背景下的地层-岩性油气藏群仍是油气勘探的重要领域。

　　2、2.3 莺歌海盆地中深层碎屑岩

　　莺歌海盆地位于中国南海海南岛以西、中南半岛以东海域，海水深度小于100m，为一个走向北西、似菱形、面积约9.87×104kｍ2的高温、高压新生代含油气盆地。

　　研究成果表明，莺歌海盆地古近系、新近系面积大，沉积岩厚度达17km，发育始新统、渐新统和中新统3套烃源岩，处于高地温环境，地温梯度介于3.50～4.25℃/100m，热演化程度高，烃源岩处于成熟-高成熟阶段，富油更富气。盆地储集层十分发育，自下而上发育基岩古潜山风化壳、陵三段滨海相砂岩、三亚组-梅山组浅海相砂岩、三亚组-梅山组浅海相砂岩碳酸盐岩生物礁、黄流组海相砂岩、莺歌海组浅海相砂岩以及莺歌海组深海浊集岩等7套储集层。新近纪以来断裂活动不发育，海平面发生大规模升降，沉积了大套巨厚泥岩作为区域盖层，油气保存条件好。

　　2000年以前，盆地油气勘探相继发现了东方1－1、东方22－1、东方15－1这3个气田，累计探明天然气地质储量1606.64×108ｍ3。2000年以来，加大中深层油气成藏与储层预测研究，2010年东方1－1－14井发现西部物源海底扇优质储层；2012年东方13－2－1井钻探发现东方13－2构造中深层黄流组一段气层。该气藏水深64～70m，目的层埋深2500～2650m；储层为黄流组中深层海底扇砂岩，平面呈纺锤形，以原生孔隙为主，孔隙度平均为17%、渗透率平均为20～40ｍＤ，压力系数介于1.68～1.82，为高压气藏。

　　012年新增天然气探明储量531×108ｍ3，累计探明天然气地质储量679×108ｍ3，三级储量超千亿立方米，是中国海域自营区勘探发现的最大气田。从近期的评价结果看，盆地中深层广泛发育海底扇，中深层勘探潜力大，是未来盆地天然气勘探增储的重要领域。

　　2、3 非常规油气

　　随着国际油价的持续走高、油气需求量不断攀升以及北美地区非常规油气资源开发获得的巨大成功，全球已经进入常规油气稳步上产、非常规油气快速发展的新阶段。近年来，全球非常规油气勘探开发在致密气、煤层气、页岩气、致密油等领域相继获得重大突破，非常规油气产量占全球油气总产量的比例已快速增至10％左右。

　　特别是页岩气、致密油连续获得重大突破，成为非常规油气发展的典型代表。2012年美国页岩气产量为2710×108ｍ3，约占美国天然气总产量的40%；致密油产量已达0.97×108t，约占美国石油总产量的22%。页岩气、致密油等非常规油气业务的快速发展，使得美国油气对外依存度大幅下降。非常规油气资源的勘探开发越来越受到人们的青睐，已经成为全球普遍关注的重点与热点。

　　我国特定的油气地质背景，具备形成非常规油气资源的基础与条件。近期的研究结果表明，我国广泛发育的致密油气受3大地质因素控制：

　　①我国广泛发育的砂泥岩地层，往往泥页岩与薄层砂岩互层状大面积分布且发育的泥页岩具有高生烃潜力和排烃效率，这是致密油气规模形成的基础；

　　②致密储层储集性能主要受沉积相、成岩相、裂缝三大地质因素综合控制；

　　③生烃增压、微裂缝沟通微-纳米孔是致密油气富集的关键。

　　我国非常规油气资源，特别是致密油气普遍发育。如致密油包括鄂尔多斯盆地的延长组长7段、准噶尔盆地的吉木萨尔二叠系卢草沟组、四川盆地川中侏罗系、济阳坳陷古近系沙河街组、南襄盆地泌阳凹陷核桃园组、二连盆地阿兰凹陷腾一段等，致密气包括鄂尔多斯上古生界、四川盆地上三叠统须家河组、松辽盆地深层下白垩统营城组等，页岩气包括四川盆地蜀南下寒武统筇竹寺组等。

　　近10年我国致密油气勘探取得了突破性进展，致密气已经成为天然气增储上产的重要贡献者，年均新增天然气地质储量3110×108ｍ3，约占同期天然气新增探明储量的52%，2012年致密气产量约300×108ｍ3，约占全国天然气总产量的28%。致密油在四川、准噶尔、南襄等盆地也有突破。煤层气初步建成沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘2个生产基地。页岩气在四川盆地蜀南海相地层多口井获工业气流，工业化实验区建设也取得重大进展。上述成绩充分展示了我国非常规油气资源良好的勘探开发前景。

　　三、中国天然气市场与运输

　　随着中国能源需求量的不断增加，天然气消费量持续保存快速增长的态势，占一次能源消费量的比重也不断提高，天然气进口量占总消费量比例也在快速攀升。据统计，2000年以来，中国天然气消费量年均增长16%，2012年达到1471×108ｍ3。

　　目前，中国天然气消费区域正在由产地向跨区域消费转变，长江三角洲、环渤海、东南沿海等经济发达地区天然气消费量占全国消费总量的40%，消费已覆盖所有省会城市。占一次能源消费结构的比重，也由2000年的2.4％提高到5.4%，但仍明显低于世界24%、亚洲11％的平均水平。为满足国内天然气需求，天然气进口量增长迅速，天然气进口量占年消费量的比例也从2005年的1.7%，上升到了2012年的28.9%。

　　分析认为，导致中国天然气消费量快速增长的原因如下：

　　1、中国能源利用结构不断优化，天然气在能源消费结构中的比例不断增大；

　　2、随着国民经济的快速发展，人们生活水平的改善，生活用气增长速度加快，用气人口由2000年的2581万人增至2012年超过2亿人；

　　3、中国天然气消费结构发生新的变化，前期以化工用气和油气田生产工业燃料用气为主，现今城市燃气比重由18％上升至39%、工业燃料由41％下降至29%、发电用气从4％上升至18%、化工用气从37％降至14%。

　　中国天然气价格改革也在稳步推进。2010年以前，中国天然气价格改革的主要方式是调整天然气出厂价和管输价，但国内气价仍远低于国外可比气价和进口气价格。

　　2011年12月26日，国家发展和改革委员会在广东省和广西壮族自治区开展试点，将传统的以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”定价。2012年，安徽、浙江、四川、南京等省市实施城市天然气价格联动以及综合价格、阶梯气价等多种定价方式。同时，还在上海推出了天然气现货交易平台。

　　目前，天然气管网等基础设施初成体系。截至2012年底，建成西气东输、川气东送、陕京线、忠武线、涩宁兰等一批长距离输气干线，管道总里程超过5.5×104km，总输气能力超过1600×108ｍ3/ａ。基本形成横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气网络。

　　已经形成多元供气的市场格局。目前，以形成储气能力约25×108ｍ3，占全国天然气消费总量的1.7%。已建成6座LNG接收站，2012年LNG接收能力1880×104t/ａ。

　　目前在建LNG接收站7座，2015年中国LNG接收能力将达到4000×104t/ａ。

　　四、中国天然气工业的前景与挑战

　　1、中国天然气工业发展前景

　　过去10年既是我国天然气生产快速发展的10年，也是天然气工业体系逐步发展完善的10年。从天然气工业发展看，2012年我国在世界天然气探明可采储量的排名从2000年的第19位升至13位，天然气产量的排名已从2000年的第16位升至第7位，天然气消费量的排名居世界第3位。

　　预计未来20年我国天然气需求量还将保持快速增长。根据多方预测，2020年和2030年我国天然气年产量约为3500×108ｍ3和5000×108ｍ3。未来我国将形成以国内为主的供气格局，非常规气将成为供应的重要来源。2020年供应能力约为4000×108ｍ3，国内产量超过2500×108ｍ3，其中非常规气占23%；2030年供应能力超过5000×108ｍ3，国内产量3500×108ｍ3，其中非常规气占31%。

　　2、中国天然气工业发展面临的挑战

　　中国天然气工业的发展呈现出机遇与挑战并存的状况。首先，从面临的机遇看，随着国民经济的快速发展与人们生活水平的不断提高，天然气需求量不断攀升，为我国天然气工业快速发展提供了良好的发展机遇。其次，我国天然气产量增长与需求量相比，仍有较大差距，未来天然气发展将面临以下几个方面的挑战：

　　①需求量快速增长与保障供应能力的矛盾将长期存在；

　　②国内天然气勘探开发难度增加，常规与非常规天然气开发并举；

　　③国外进口天然气量快速增长，对外依存度和保供难度增大；

　　④天然气管网和储气库等基础设施仍有待大力发展；

　　⑤国家天然气定价机制和管理体制亟待完善。

　　3、中国天然气工业发展对策

　　1）将天然气作为我国21世纪重点发展的主要能源。天然气是一种洁净能源已经成为共识，进一步全面加快国内天然气工业发展，最大限度夯实国内天然气资源供应基础地位，同时大力开发利用国际天然气资源，有助于全面提升天然气供应保障能力。

　　2）我国天然气资源比较丰富，加大国内天然气勘探开发投资，坚持常规与非常规天然气开发并举，加强天然气勘探开发理论研究和工程装备技术研发攻关。

　　3）加强海外天然气资源勘探与收购，建立稳定的天然气贸易与供应通道，确保我国天然气供应安全。

　　4）天然气基础设施建设是天然气工业健康发展的重要保障，国家应给予优惠政策支持，尽快建成遍及全国的天然气管网和储气库等基础设施，为天然气工业持续发展创造条件。

　　5）价格是制约天然气工业发展的重要因素，国家应尽快完善天然气定价机制，推动天然气工业良性发展。

　　5、结论与建议

　　基于前面的分析，对我国天然气工业发展有以下认识：

　　①我国油气资源相对丰富，储量持续保持高峰增长，未来通过进一步增加投入，加强理论技术攻关，油气工业仍将保持良好发展态势；

　　②我国油气资源分布具有较强的不均衡性，岩性地层、前陆、海相碳酸盐岩和成熟探区等领域剩余油气储量仍很丰富，仍是储量增长的重点领域；

　　③我国油气资源品位日渐变差，新增储量中低品位占主体，预计随着勘探程度的不断提高、勘探深度不断增加，油气勘探成本总体上升势头明显；

　　④致密油气日渐成为非常规资源勘探重点，致密油、海相页岩气勘探突破，煤层气稳步发展，非常规油气显现出良好发展前景；

　　⑤随着勘探程度的不断增加，勘探难度加大，勘探新发现与储量增长更加依赖理论技术进步，三维地震、水平井和压裂等工程技术作用更加突出；

　　⑥从勘探发现潜力看，地层油气藏、深层、海域深水和非常规是未来寻找大油气田的重点勘探领域；

　　⑦我国非常规油气资源丰富，目前已经获得重大突破，预计随着技术的不断进步，很快将迎来非常规油气大发展新阶段，需要认真学习国外非常规资源勘探开发先进经验，科学组织，大力推进。

　　为推进我国天然气工业快速发展，提出如下建议：

　　1）认真做好典型已发现气藏（田）解剖研究，特别是典型气藏解剖与不同类型气藏成藏机理等基础地质条件分析，深化天然气成藏认识。

　　2）我国已经开展了多轮次油气资源评价研究，面对新形势，需要组织以非常规油气为重点的新一轮油气资源评价研究，真正搞清我国的资源家底。

　　3）我国天然气资源富集程度差异很大，需要加强天然气形成地质条件与区域评价，优选有利勘探层系与区带供勘探实践选择。

　　4）技术已经成为制约天然气业务发展的关键，建议大力发展符合中国地质特点的水平井技术、储层压裂改造技术和地震技术，包括装备、专业队伍，作为未来工程装备战略重点，为天然气快速发展提供有效的技术支撑。

　　5）针对中国天然气资源品位总体偏低的特点，建议探索低品位资源有效开发利用组织管理新模式，探索小公司灵活管理模式，完善勘探生产管理体系，走低成本发展之路。

　　6）走技术创新、精细化管理之路，探索批量化、标准化、工厂化开发模式，最大限度地降低勘探生产成本。

　　7）加强与国外石油公司、服务公司以及国际组织合作交流，借鉴国际先进经验生产管理经验，提升勘探开发水平。