【石油观察家】常规-非常规天然气理论、技术及前景

　　中国天然气进入跨越式发展的黄金时期，成为向清洁能源过渡不可逾越的桥梁。通过对中国天然气发展现状、理论技术、潜力前景进行重点研究和阐述，结果表明，①全球天然气剩余探明可采储量186×1012 m3，储采比为52.4，具备长期加快发展的资源基础；②提出了常规-非常规天然气地质学内涵，其形成分布具有10 条规律，天然气勘探地质形成以不同气源为核心的常规圈闭“单体型”大气田成藏理论、以不同岩类储集层为核心的非常规“连续型”甜点区聚集理论，天然气开发地质形成以常规“控制水侵”为核心的构造气藏开发理论、以“人工气藏”为核心的非常规天然气开发理论；③中国天然气地质资源量达263×1012 m3，整体探明率不足2%，天然气储产量将持续增长，预计2030年前年增探明地质储量约为（6000～7000）×108m3，预计2030年常规、非常规气产量均有望达到1000×108 m3 左右，消费量可达5500×108 m3，天然气对外依存度可能超过55%，2050年可能达到70%；④提出中国未来天然气发展应加大资源规模区勘探力度、提高非常规气开发效益、增强储气库调峰与LNG规模建设等10条措施。图7

　　世界能源从固态（木柴+煤炭）、液态（石油）向气态（天然气）转变。化石能源低碳化、新能源规模化、能源系统智能化正在成为能源工业发展的新趋势（见图1）。应对气候变化，加快推进能源的低碳化转型已成全球共识，主要途径是控制与降低化石能源的碳排放量，并大力发展可再生能源等非化石能源。化石能源较长时间内仍将作为主体能源保持增长，但总能源中占比将逐步下降，天然气占比将大幅提升（2016年天然气占世界一次能源消费的比例已达24%），能源结构将发生显著变化。预测未来能源发展，天然气在全球一次能源消费中的比例先后超越煤炭、石油，在2030年后成为占比最高的单类型化石能源，发挥主体能源作用（见图1）。构建全球绿色、清洁现代化能源体系，天然气将在一定时期内发挥不可替代的作用。提高天然气竞争力是优化中国能源结构的关键问题。

　　世界油气工业的勘探开发领域，正持续从占油气资源总量20%的常规油气，向占油气资源总量80%的非常规油气延伸。非常规油气在全球油气产量中的作用和地位不断加强，继油砂、致密气和煤层气等资源规模有效开发之后，近年来“非常规油气”又实现了页岩气、致密油产量的高速增长。2016年，全球石油产量43.8×108t（其中非常规石油占12%），全球天然气产量为3.55×1012 m3（其中非常规天然气占24%）。2016年美国非常规油气产量为7.81×108 t油当量，占油气总产量的63.3%，其中非常规气占总量46%（页岩气产量为4447×108m3，致密气为1200×108m3，煤层气为380×108m3），非常规油占总量17.3%（致密油产量2.13×108t）。FortWorth盆地Barnett页岩气 田作为非常规油气对常规油气的第一次诞生地，2016年实现产量345×108 m3；二叠盆地作为非常规油气第二次自我降低成本的根据地，是美国致密油、页岩气唯一保持产量增长的盆地，2016年致密油产量5600×104 t、页岩气产量730×108 m3，Midland坳陷Wolfcamp是目前发现的全球最大的连续型油气聚集层系。2016年中国非常规油气产量6600×104 t油当量，占油气总产量的20%，其中非常规气占天然气总量的33%，非常规油占石油总量的10%。具体到各种非常规油气资源类型，2016年致密油产量为150×104 t、油页岩油为70×104 t、稠油为1500×104 t、油砂为220×104 t；致密气为330×108 m3、页岩气为78×108 m3、煤层气为45×108 m3。非常规油气性突破，具有重大理论科学意义。

　　非常规油气的成功工业化，突破了经典石油天然气地质学的5个传统认识：①是源内滞留页岩油气形成工业性聚集，突破了页岩是烃源岩而非储集层的传统认识；②是近源微纳米级储集层致密油气有效开采，突破了毫微米级孔隙是储集层充注下限传统认识；③是油气“甜点区”大面积连续型分布，突破了依靠浮力油气成藏受圈闭边界限制的传统认识；④是非常规油气水平井平台式体积压裂“人造渗透率”，突破了依靠达西渗流开发的传统认识；⑤是常规～非常规油气系统共生有序整体开发，突破了只针对单一油气类型评价和开采的传统认识。常规-非常规油气有序聚集、共生伴生、差异富集，应整体评价、协同开发。

　　中国天然气进入跨越式发展的黄金时期，成为向清洁能源过渡不可逾越的桥梁。20世纪90年代，中国天然气业务从地方产业发展成为全国性业务，通过近30年的发展，常规天然气理论技术基本完善，非常规天然气蓬勃发展，经历了陕京一线气田和西气东输一线投产、第一座LNG 接收站投运、苏里格气田规模建产、中亚进口管道投运、页岩气开始跨越式发展等一系列里程碑事件。

　　本文结合近70年中国天然气发展历程和现状，系统阐述天然气勘探开发理论技术，重点剖析天然气发展的资源潜力潜力和前景展望，提出主要发展举措。

　　全球天然气资源丰富，具备长期加快发展的资源基础。①天然气剩余探明可采储量丰富，至2016年底，全球累计探明天然气可采储量为296×1012m3，累计采出天然气110×1012 m3，采出比例37%；剩余探明可采储量为186×1012m3，年产量为3.55×1012m3，储采比为52.4[1]。②常规天然气勘探潜力依然可观。全球常规天然气可采资源量近470×1012m3，至2016年累计探明常 规天然气可采储量为280×1012m3，仍有40%未探明。③非常规天然气发展潜力很大。全球致密气、煤层气和页岩气3类非常规天然气可采资源量约920×1012 m3，水合物天然气可采资源量（2000～3000）×1012m3，是常规气的8倍以上。不包括水合物，至2016年底，非常规气累积探明可采储量约16×1012m3，探明率不足1%，累积采出量约7.7×1012 m3。④常规-非常规大气田发现是天然气发展的资源主体。一百多年的天然气发现史，各类大气田异彩纷呈（见表1），支撑着天然气 工业持续发展。

　　全球天然气产区储量产量结构较不均衡。①全球剩余探明可采储量呈“二大、四小”分布格局，“二大” 为中东和欧洲及欧亚（以俄罗斯和中亚为主），分别为80×1012m3、56.7×1012m3，占总量的73%；“四小” 为亚太、非洲、北美和中南美，分别为17.5×1012 m3、14.3×1012 m3、11.1×1012 m3 和7.7×1012 m3。②2016年全球天然气产量为3.55×1012 m3，产量也呈“二大、四小”分布格局，“二大”为欧洲及欧亚和北美，分别为1×1012m3、9484×108m3，“四小”为中东6378×108m3、亚太5 799×108 m3、非洲2 083×108 m3、中南美1770×108 m3。③不同区域储产量结构性差异突出表现在北美和中东地区。北美产量高、而剩余可采储量少，储采比仅为11.7；中东剩余可采储量丰富，产量相对较低，储采比达到125，是北美储采比的10倍以上。其 他地区储采比依次为非洲68、欧洲及欧亚56，中南美43、亚太30。④主要天然气生产国也存在储量产量结构性差异（见图2）。

　　全球十大天然气生产国总产量2.4×1012 m3，占总产量68%；十大天然气储量国剩余可采总储量147×108 m3，占总量79%；北美储采比较低，中东储采比较高，土库曼斯坦是储采比最高的国家，达262。随着勘探程度提高，新发现的常规陆上天然气田规模有变小的趋势，未来新增常规天然气资源将更多来自深水、极地等开采难度更大的地区，如西伯利亚北部及其北延的架、黑海架、中东及挪威海上地区；随着开采技术进步与开采成本降低，亚太、北美和中南美地区非常规天然气产量比例将大幅提升。

　　全球天然气供需关系呈现3种类型发展新格局，LNG加快增长是天然气贸易的鲜明特点。①各区域天然气产量和消费量关系可划分为平衡型、出口型和进口型3种类型。欧洲及欧亚属区内平衡型，俄罗斯、中亚、挪威是主要产气国，为区内各国提供管道气。北美和中南美也属区内平衡型，管道气是主要贸易方式。美国天然气管网系统发达，干线/a。中东属出口型，LNG是主要贸易方式。非洲也属出口型，向全球供应LNG，向欧洲南部提供管道气。亚太属进口型，除中国从中亚和缅甸进口管道气和东南亚国家之间的管道气外，LNG已成为亚太天然气贸易的主体，占贸易量的80%。②全球天然气贸易以LNG的加快增长为特点，LNG推动不同区域天然气贸易价格差逐步缩小。2016年全球天然气单边贸易量为1.08×1012 m3，占天然气总产量的30%，其中管道气7375×108 m3，同比增长4%，LNG天然气3466×108m3，同比增长6.5%。未来5年，LNG天然气将增加至5000×108 m3 以上，贸易占比由30%提高到40%，卡塔尔、澳大利亚、美国、俄罗斯等均将加强LNG供应[7]。美国建成LNG接收站11座，接收能力达1.32×108 t/a。③储气库成为重要调峰能力的方式，国外一般占年消费比例的15%。如美国拥有419座地下储气库，2016年总工作气量1364×108 m3，占年消费比例17.5%。俄罗斯运行地下储气库25座，有效库容740×108 m3，冬季日产量在6×108 m3左右，占天然气日总产量的1/3。中国12座地下储气库（群）2017年调峰能力仅占年消费量比例的4.2%。

　　中东、中亚—俄罗斯天然气开发潜力和东亚新兴市场将是影响全球天然气产业变革的主力。①美国的驱动力将逐步下降。美国目前已进入非常规气开发阶段，非常规气占总产量的80%，储采比仅为12，需投入大量新钻井来保持产量稳定。美国推动页岩气二次，拟将天然气总产量增加到8900×108 m3，若难以撬动亚洲市场，持续发展动力将逐步下降。②欧洲主体天然气产量呈逐年下降趋势，市场趋于饱和。受欧洲市场限制，未来俄罗斯产量增长将主要依赖中俄天然气管线的建设和投运。中亚以土库曼斯坦为代表，持续发展潜力很大。③中东将迎来发展新契机。受地缘等影响，中东天然气开发利用受限，产量的地位远未达到储量的地位，加快发展天然气将提振中东经济，中国“一带一路”战略也将提供发展新动力。

　　①发展起步期（1949~1975年），年产量从1000万立方米增长到100×108 m3，四川盆地多个小型气田是产量主体，初步建成川渝输气管网。②缓慢增长期（1976～2000年），年产量从100×108m3增长到300×108 m3，油气工业呈现“重油轻气”特点，发现了一些小型气田，油田伴生气（溶解气）产量增加，占总产量40%。③快速增长期（2001年以来），年产量由 300×108 m3 快速增长到1300×108 m3 以上，年均增速10.6%，建成以鄂尔多斯、塔里木、四川和南海4大生产基地为代表的工业格局（见图4）；油气工业呈现“油 气并重”特点，即将进入“稳油增气”新时期。截至2016年底，全国发现气田509个，其中陆上气田483个、海上气田26个，累计探明天然气地质储量12.9×1012m3，其中常规气8.2×1012 m3、非常规气4.7×1012 m3。

　　气年产量918×108 m3，非常规气年产量453×108 m3。天然气管网逐步完善，输配能力稳步增加，总体呈外需型发展态势。①天然气管网初具规模。至2016年底，管道长度10×104 km，其中，国家基干管道2.43×104 km、国家支干线 km、省网干线 km、省网支线 km。长输管道和油气田周边天然气管道供应能力达到3500×108m3。形成了川渝地区、华北地区、长三角等相对完善的区域性管网。已建成中亚进口天然气管道A/B/C线和中缅进口天然气管道，进口能力670×108 m3。中俄天然气管道东线。②地下储气库、LNG接收站建设不断加强。至2017年底，已投产地下储气库12座，形成年调峰能力100×108 m3，占年消费量比例4.2%。全国投产LNG接收站13座，接收能力5480×104 t/a。③天然气需求持续增长。2000 年以来，消费量增速16%明显高于产量增速10.9%，2007年开始成为净进口国，2017年消费量突破2 400×108 m3，一次能源消费占比突破7%。2017 年进口气926×108 m3，占总消费量38.6%，其中进口管道气427×108 m3，进口LNG天然气499×108 m3，中亚、中缅、中俄管道气和沿海LNG4大进口通道发挥了保障作用。参照俄罗斯和美国天然气百年发展历程，中国正处于天然气产业的快速发展期（见图5）。发展天然气离不开稳定气源供给、管道建设支撑和成熟市场培育。美国天然气快速发展期约35年（1938～1973年），中国地域与美国相仿，国民经济和天然气产业的更快速发展将缩短这一进程，预计将用25年（2001～2025）。