0 引言
天然气作为优质燃料和清洁化石能源，在我国能源结构调整中发挥着越来越重要的作用［1］。鉴于我国天然气的资源禀赋和经济发展阶段，国内天然气产量与消费量的增速差距不断加大，保障国内天然气稳定供应已经成为我国天然气产业的重要使命。李剑等［2］主要从消费和需求侧预测了2030年我国天然气产业发展前景，宏观上提出了加大天然气勘探开发力度、加快互联互通体系建设、理顺价格机制和市场管控4个方面的产业发展建议。陆家亮等［3］、王建良等［4］以公开报道的资源量和储量数据为基础，根据广义翁氏模型、灰色—哈伯特组合模型、产量构成法、储采比控制法等方法，主要从资源的角度，预测了我国天然气产量的发展趋势和峰值，不足之处在于：①未考虑理论技术的进步和局限；②未细化到具体气田和不同开发阶段气藏的分类预测。本文通过对比中美天然气的发展特点，分析我国天然气勘探开发面临的主要挑战，依据探明储量增长和技术进步，分已建成气田、在建上产气田和勘探新区3种类型预测常规天然气产量趋势，分致密气、页岩气、煤层气3种类型预测非常规天然气产量趋势，进一步降低影响产量预测的不确定性因素，提升我国天然气相关产业中长期发展布局的可靠性。
1 中国天然气消费及供给格局
1.1 中国天然气消费量
进入“十三五”，我国GDP平均增速保持6%以上，一次能源消费总量由2015年的43×108 t标准煤增长至2019年的48.6×108 t标准煤，伴随着国家经济持续快速发展和能源结构转型的快速推进，天然气在我国一次能源消费中的比例由2015年的6.0%上升至2019年的8.4%，年均增长283×108 m3，年均增速达到12%以上，2019年天然气消费量已达3 067×108 m3［5］。
1.2 中国天然气消费结构
从天然气消费结构来看，随着城镇化、农村地区“煤改气”以及环保驱动工业用气不断增加，天然气消费增量将继续释放，2019年城市燃气、工业和发电用气仍是天然气消费增长的主力，分别占天然气消费总量的38%、34%和20%，化工用气占比8%。由于“煤改气”涉及的北方地区冬季清洁取暖计划目前已规划至2021年，预计未来两年我国天然气需求增长动力将主要来自城市燃气。
1.3 中国天然气供给格局
为满足快速增长的天然气消费，保障天然气供给安全，我国逐步建成由国产气、沿海进口LNG和中亚A/B/C管线、中缅管线、中俄管线进口管道气的多元化供给格局［8］。通过形式的多元化（进口LNG和管道气）、路线的多样化（建立西北、西南、东北和沿海四大进口通道）、国家的多样化（土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、俄罗斯、缅甸、卡塔尔等国家）进行境外天然气的进口，分散进口风险，提高了进口气的供给安全［9］。截至2019年底，我国投产的中亚A/B/C管线、中缅管线、中俄东线多条进口管道最大输气能力1 050×108 m3/a，东南沿海22座进口LNG接收站设计接收能力近7 300×104 t/a。我国进口天然气基础设施建设已进入快速发展期，需从全局考虑天然气供需形势，合理安排进口气源，科学规划进口管线和LNG接收站的建设，未来相当长一段时间内国产气仍是我国天然气供给的基石，因此，为对进口气做出科学合理规划，必须准确地预测我国天然气勘探开发发展趋势。
2 中美天然气勘探开发历程对比
2.1 美国天然气勘探开发历程
第一阶段（1945—1970年）：常规气快速增长期。美国常规天然气田主要集中在墨西哥湾沿岸、西部内陆和二叠盆地三大区域，主要储层集中分布在古近系—新近系的砂岩以及白垩系、二叠系、石炭系砂岩与灰岩交互沉积储层中，以中小型气田为主。原始地质储量大于1 000×108 m3的17个大气田中，13个气田的埋深小于3 500 m。特别是1945—1970年，美国天然气从陆上发展到墨西哥湾近海，开发技术和储产量快速增长，一直处于世界领先地位，1970年常规气产量达到高峰，年产量为6 086×108 m3，致密气和煤层气刚刚起步，年产量仅有50×108 m3。
第二阶段（1970—2008年）：常规气与非常规气并重发展期。1970年以后，美国开始对致密气、页岩气、煤层气开发出台税收抵免政策，大大提高了非常规气产量。西部和西南部新墨西哥州San Juan盆地、科罗拉多州Piceance盆地、怀俄明州Greater Green River盆地是美国致密气的主要产区，2008年美国致密气产量达到高峰，年产量为1 913×108 m3。同期，东部Black Warrior盆地浅煤层和San Juan盆地深煤层规模开发，煤层气产量也达到高峰，年产量为540×108 m3。米歇尔能源公司经过多年的摸索和实践，将3D地震成像、水平井钻井、大型水力压裂和微地震压裂成像4项关键技术引入并完善到Barnett页岩气勘探开发实践中，推动Barnett区块页岩气规模上产至400×108 m3/a，助推美国页岩气产量达到600×108 m3/a以上，年增速超过50%。2008年非常规气产量首次超过常规气产量，美国天然气正式进入非常规时代。
第三阶段（2008年至今）：页岩气快速增长期。2008年以后，随着页岩气开发关键技术的成熟与推广，美国页岩气呈现爆发式增长，TX-LA-MS Salt盆地Haynesville区块，东部Appalachian盆地Marcellus区块、Utica区块，Western Gulf盆地Eagle Ford区块，Permian盆地Delaware区块及Arkoma盆地Fayetteville区块等主力页岩气区块相继投入规模开发，在全球掀起了“页岩气革命”的热潮，2015年页岩气产量突破4 000×108 m3，在美国天然气总产量中的比例首次超过50%，标志着美国进入页岩气时代。2019年美国页岩气产量再创新高，达到7 140×108 m3，占美国天然气总产量的75%，引领美国成为天然气净出口国［11］。
2.2 中国天然气勘探开发历程
我国是最早利用天然气的国家，西汉时期已有临邛火井，16世纪开发的四川自流井气田，是大规模开发的第一个气田，但天然气生产仅用作采卤制盐的燃料，地域局限于四川自贡市自流井地区，钻井深度也均小于200 m。1835年在四川自贡市大安区阮家坝山下由人工钻凿的燊海井，成为世界上最早挖掘的天然气深井，井深1 001.42 m，既产卤，又产气。早期发现和利用的天然气田均为浅层构造灰岩气藏。
第一阶段（1949—1976年）为发展起步期。依托四川盆地开发利用天然气的经验，新中国天然气工业在四川发展起步，主要以四川盆地二叠系、三叠系的小型构造气藏为主，天然气产量从不足1×108 m3增长到100×108 m3以上。
第二阶段（1977—1998年）为缓慢增长期。以1977年底在相国寺首次钻遇石炭系气藏为标志，由此揭开了川东石炭系气藏勘探开发的序幕，发现并开发了一批中小型裂缝—孔隙型背斜构造气藏。四川盆地天然气的规模发现和开发，逐步带动了鄂尔多斯、塔里木、渤海湾等盆地天然气的勘探开发，如鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系马五1古风化壳溶蚀白云岩气藏、塔里木盆地柯克亚、渤海湾盆地黄骅坳陷板桥中渗砂岩边底水凝析气藏等，奠定了我国中浅层构造型边底水气藏的勘探开发技术基础，同时随着原油产量的增加，溶解气产量也快速增加，1998年天然气产量增长到220×108 m3以上。
第三阶段（1999年至今）为快速增长期。1998年7月1日中国石油天然气总公司与中国石油化工总公司重组，形成中国石油天然气集团公司（简称“中石油”）与中国石油化工集团公司（简称“中石化”）两大上中下游一体化的油气公司，两者的竞争关系推动了我国天然气勘探开发进程。2005年前，前陆冲断带构造天然气成藏理论、大面积源储共生砂岩天然气成藏理论的突破，相继指导了以克拉2、迪那2为代表的库车深层构造型大气区，以苏里格、大牛地、榆林、子洲、神木为代表的鄂尔多斯上古低渗—致密砂岩型大气区，以徐深、克拉美丽为代表的火山岩气藏的系列重大发现，奠定了我国以中浅层碳酸盐岩为主的单一气藏类型向多种复杂类型气藏转变的发展格局。2005年以后，有机质接力生气理论、全过程生烃模式及连续型“甜点区”油气聚集理论的提出，指导了安岳、元坝等深层古老碳酸盐岩大气田、克拉苏超深层碎屑岩气藏及涪陵、长宁—威远等页岩气藏的发现和突破，引领我国天然气工业形成常规与非常规并重的勘探开发格局。按照“发现一类、攻关一类、成熟配套一类”的开发理念，攻关形成高精度三维地震、水平井、大规模压裂改造三项核心关键技术利器，建成了我国陆上鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地3个超大型天然气生产基地。其中，鄂尔多斯盆地和四川盆地2个生产基地探明储量超过5×1012 m3、年产量超过500×108 m3，塔里木盆地探明储量超过2×1012 m3、年产量超过300×108 m3，厚植了我国天然气未来持续上产的基础和潜力。
2.3 中美天然气发展对比与启示
由于剩余资源量不足，美国常规天然气产量在1970年达到顶峰后开始较快速地下滑，虽然采取了致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气开发的税收抵免政策，出现了非常规气和常规气并重的局面，但非常规气产量的增长仍无法弥补常规气产量的下降，故在1970年后，美国天然气产量经历了较长时间的停滞期。直到21世纪初，由水力压裂等技术革新引发的“页岩气革命”使美国页岩气产量快速增长，美国天然气产量又进入第二个快速增长期。
美国天然气勘探开发经验表明，非常规气对常规气产量的接替是保障天然气产量持续增长的必然进程。美国非常规气的接替带有一定的被动性，而目前中国非常规天然气的快速发展已形成对常规天然气产量的“主动接替”格局，即在常规天然气产量仍处于增长阶段时，依靠先进开发技术的引进和攻关，短期实现了非常规天然气的接替增长。未来一段时期，中国天然气勘探开发将一直处于常规天然气与非常规天然气并重发展的总体格局。
3 中国天然气勘探开发面临的挑战
3.1 资源劣质化成为常态
2005年以来，我国新发现气田以深层—超深层、复杂碳酸盐岩和非常规气为主［13］。近15年发现的常规优质大气田仅有库车山前克深构造带克深气田群、川中古隆起寒武系—震旦系安岳气田和川东上二叠统—下三叠统元坝气田，优质大气田发现难度和发现周期进一步加大。2006—2019年新增探明储量11.5×1012 m3，其中，常规低品位（含低渗强非均质碳酸盐岩、超深层致密含水碎屑岩、火山岩、基岩等）和非常规气储量占比超过70%，特别是近5年，占比逐年增加，2019年超过80%，其中页岩气占比53%、致密气占比19%、常规低品位占比8.6%。探明储量高峰增长与探明储量劣质化将成为常态。
3.2 深层—超深层等复杂气藏开发技术不成熟或效率低
常规气藏和非常规气深层化是必然趋势［14］。对于超深层气藏的勘探开发，目前技术发展空间较大，需求非常迫切。如超深层高精度三维地震成像技术，安全快速钻井技术，裂缝型致密储层改造技术，高温、高压、高含硫堵水、控水、排水技术，高抗硫大排量增压技术等。
非常规气开发技术和效益与国外差距较大，如我国页岩气开发在钻完井速度、施工质量、单位成本和实施效果等方面均落后于北美（表1），除储层条件本身具有一定的差异外，主要原因是旋转导向等核心技术和组织方式等方面与北美存在加大差距，北美全部采用油公司主导的日费制，重要技术环节均采用全球招标，优选最先进的技术服务公司，保障实施进度、施工质量和实施效果，而国内以大包为主，成本、技术和质量受制于承包方，且难以改变。
表1 中美页岩气关键开发参数对比Table 1 Comparison of key parameters of shale gas development between China and the United States |
| 参数指标 | 北美 | 中国 | 对比（北美/中国） |
|---|---|---|---|
| 生产厚度/m | 15~20 | 10~15 | 基本相当 |
| 单台钻机每年钻井/口 | 25~40 | 3~4 | 8~10倍 |
| 平均水平段长度/m | 2 000~ 2 200 | 1 500~1 600 | 1.3倍 |
| 一趟钻进尺/m | 2 500 | 250 | 10倍 |
| 水平段钻速/（m/d） | 1 000~ 1 500 | 30~50 | 30倍 |
| 每压裂段簇数 | 7~8 | 3~5 | 基本相当 |
| 簇间距/m | 5~6 | 8~10 | |
| 单井EUR/（108 m3） | 3~5 | 0.9~1.2 | 3~4倍 |
3.3 常规低品位及非常规气开发效益差
截至2019年，我国天然气累计探明地质储量超过16.0×1012 m3，其中，常规低品位及非常规气累计探明储量约8.0×1012 m3，占比约50%，未来这一比例将进一步增大。按照不同气区不同气价和不同生产成本，评价2019年我国非效益产量约70×108 m3，占比3.9%，主要包括低品位碳酸盐岩、火山岩II+III类区、川中须家河组和鄂尔多斯盆地上古高含水区致密气、低品位煤层气、超深层低丰度气藏、海相页岩气III类区和陆相及海陆过渡相页岩气低效区等。如川中须家河组、鄂尔多斯盆地上古高含水区致密气仅有25%的气井单井累积产量达到了效益边界；页岩气井不考虑补贴情况下，按照目前单井投资，要实现8%的基准收益率，井均EUR需超过1.0×108 m3，存在较大挑战［15］。
3.4 稳产与上产工作量大，工作量组织与管理难度大
以中石油为例，保持中石油1 200×108 m3以上的年产量规模持续上产至2035年达到产量规模（1 600~1 800）×108 m3，每年需新建产能300×108 m3以上，是“十三五”年均新建产能规模的1.5倍；年均钻井数量4 000口，每年工作量是“十三五”钻完井总工作量的2倍以上。特别是塔里木盆地超深层和川南地区页岩气钻井数量多，钻井周期长，对70型以上大功率钻井的需求量大，工作协调组织难度大。巨大工作量的组织过程中，还需要考虑和协调非资源非技术因素，如采矿权登记、采矿权内用地审批、泥石流、滑坡、地震等地质灾害等，这些因素多，且部分因素不可控，组织管理存在较大挑战。
3.5 安全环保风险大
建设美丽中国，构建绿色和谐家园，是我国现阶段发展的主基调。新的安全法和环保法对油气开发的要求更高，安评和环评更加细化，审批手续多。钻井、压裂施工对构造敏感区的影响、大量钻井废液和岩屑处理等难度不断增加。部分与保护区重叠的矿权，虽然国家多部门协调后，可以进行油气开发，但对安全环保的要求更为苛刻。以四川盆地为例，中石油矿权区与保护区重叠面积超过2.0×104 km2，约占14%，资源量近4.0×1012 m3。中石化也存在矿权与保护区重叠的类似情况。同时川渝地区人口稠密、环境敏感，安全环保和生产建设管控难度大。
安全环保风险较大的勘探开发领域以页岩气和海域天然气为代表。页岩气勘探开发涉及水资源消耗、水污染控制、返排液、钻井液及固废处理等多个环保领域。海域天然气安全环保主要面临气田建设过程中的减排压力和废弃流体的高昂处置费用等挑战。此外，减少温室气体（如甲烷、二氧化碳）和有害气体（如硫化氢）的排放，已成为全球天然气勘探开发和集输领域共同面临的挑战，未来将成为天然气安全环保领域的重要议题。
4 天然气勘探开发理论技术及发展方向
伴随着风险与挑战，天然气勘探开发理论技术不断突破，引领储量和产量的持续增长。新理论、新技术、新工艺的更新换代将不断加快，逐步向精细化、一体化和智能化转变［16］。
4.1 天然气勘探理论技术及发展方向
1949年后，我国天然气工业从四川起步发展，1979年前主要油型气理论指导勘探发现，发现以中小型气藏为主。1979年煤成气理论的提出，奠定了我国陆相天然气地质理论基础。20世纪80—90年代，大中型气田勘探开发实践中形成的理论体系逐步成熟，2000年前后，前陆冲断带构造天然气成藏理论、大面积岩性气藏形成理论、深层碳酸盐岩成藏理论、叠合盆地油气富集理论、有机质接力生气理论指导了我国以常规气藏为主的持续发现，2000—2008年年均新增探明储量5 000×108 m3以上。2010年前后，全过程生烃模式、古老碳酸盐岩成藏理论、连续型“甜点区”油气聚集理论指导了深层、超深层碳酸盐岩气藏、海相页岩气等非常规天然气的战略突破［17-18］，2009年至今，年均新增探明储量8 000×108 m3以上，预计未来10~15年仍将保持探明储量高峰增长。
在系列理论技术推动下，鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地成为陆上最具成长性的天然气生产基地，特别是鄂尔多斯盆地和四川盆地逐步呈现出含气层系多、埋藏深度跨度和累积厚度大、常规和非常规气叠置分布，天然气资源异常丰富的超级盆地的特点。鄂尔多斯盆地主力含气层系从古生界到中生界均有发育［19-20］，地层厚度可达1 000 m以上，资源类型包括常规气、致密气、煤层气、页岩气等多种类型，以低渗透和致密砂岩气为主，成为我国最大的天然气生产基地。四川盆地含气层系较为古老，从前寒武系到中生界数千米厚的地层中发育数十套含气层系［21］，常规气、页岩气、致密气、煤层气资源富集，特别是近年碳酸盐岩大型气藏和页岩气的连续突破，天然气累计探明储量近4×1012 m3，其中页岩气累计探明储量近1.8×1012 m3，成为我国天然气探明储量最大的盆地，常规气和非常规气均具有很好的增长潜力［22］。
打造纵向多层系、常规与非常规多类型油气藏一次性立体勘探和整体勘探模式，避免或减少单层系多轮次勘探的重复投入，是未来超级盆地勘探的主要发展方向，超级盆地多期次叠合成藏理论将成为未来天然气勘探的重要指导理论，实现同一盆地内不同油气藏类型、不同层系油气藏的立体勘探。几大超级油气盆地中，四川盆地未来立体勘探重点领域为川中震旦系—寒武系和川西北二叠系—三叠系海相碳酸盐岩、三叠系—侏罗系非常规油气等；鄂尔多斯盆地重点领域包括寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩气藏和上古生界煤系气；塔里木盆地重点勘探领域为北部坳陷震旦系—寒武系碳酸盐岩气藏和天山南麓前陆冲断带陆相深层气藏。未来风险勘探工作中，非常规气的占比将逐渐提高，源储共生富集理论将指导致密气、页岩气重点领域勘探，如鄂尔多斯盆地周缘及东部致密气勘探、四川盆地川中—川西沙溪庙组致密气、鄂尔多斯盆地东部海陆过渡相页岩气等。
4.2 天然气开发理论技术及发展方向
近10年，我国天然气开发在陆上鄂尔多斯、四川、塔里木三大盆地取得重大进展，未来开发潜力可期［25］。鄂尔多斯盆地是我国最大的致密气生产基地，探明并开发了中国规模最大的气田——苏里格致密大气田（探明地质储量超过2.0×1012 m3，2019年产量超过250×108 m3），2019年天然气产量520×108 m3，攻关多层系立体开发与大幅度提高采收率技术［26-27］，支撑鄂尔多斯盆地上产600×108 m3并保持长期稳产。四川盆地是我国最大的海相碳酸盐岩（高含硫）和海相页岩气的生产基地，发现并开发了中国单体规模最大的整装深层海相碳酸盐岩气田——安岳大气田 （探明地质储量约为1.0×108 m3，2019年产量超过130×108 m3）［28］，发现并开发了中国埋藏最深的生物礁气田——元坝大气田（探明地质储量超过2 000×108 m3，2019年产量近40×108 m3）［29］，高效建成了中国第一个100×108 m3高含硫大气田——普光大气田（探明地质储量近4 000×108 m3，2019年产量近70×108 m3）［30］，高效建成了中国第一个100×108 m3大型页岩气田——涪陵大气田（探明地质储量超过6 000×108 m3，2019年产量超过60×108 m3）［31］，2019年天然气产量为486×108 m3，攻关完善深层碳酸盐岩气藏和深层海相页岩气有效开发技术，支撑四川盆地年产千亿方国家战略生产基地建设［32］。塔里木盆地是我国超深层气田开发的典范，发现并开发了中国最深（平均产层中深超过7 000 m）的陆相碎屑岩大气田——克深大气田（探明地质储量近7 000×108 m3，2019年产量超过90×108 m3），2019年天然气产量近300×108 m3，持续攻关超深层气藏高效开发技术［33］，不断拓展我国超深层气藏新领域。
大气田是我国天然气稳产、上产的主力。未来随着一批大气田进入开发中后期，防水控水开发将成为大气田稳产的工作重心，如以克拉2为代表的块状边底水气藏、克深2等裂缝型边底水致密气藏、苏里格西区含水致密砂岩气藏和以龙王庙气藏为代表的大型碳酸盐岩边底水气藏均为含水大型气田。未来在原位防水控水采气高效开发理论的指导下，运用水侵评价、控水治水优化、低成本排水采气等技术手段，有望实现大型气田延长稳产期2~3年，采收率提高5%~8%。
随着非常规天然气逐渐成为我国天然气产量增长的主角，未来非常规天然气“体积开发”技术系列将成为天然气开发领域重点发展技术。在大型含油气盆地常规—非常规油气共生富集理论、深层海相页岩气富集机理与分布规律、非海相页岩气富集机理与分布规律等理论的指导下，重点发展以大数据、高精度、可视化为核心的地质—物探—钻井一体化“甜点区”预测与评价关键技术，以长水平段井优快钻完井及大规模体积压裂改造为核心的提高单井产量关键技术和以井网优化和立体多层多井平台式“工厂化”为核心的提高采收率关键技术。
随着《中华人民共和国环境保护法》的深入实施，我国在天然气开发生产领域的环境监管力度将逐渐与国际接轨。随着欧美多个国家禁止水力压裂并相继推出油气生产近零排放行动计划，未来我国对天然气开发和生产过程中的环境监管将会加强。未来我国天然气开发过程中将通过一系列技术对策达到高环保标准，如海域天然气减少复杂钻井液用量、钻井液回收再利用减少废气量；页岩气开发中，自主研发易降解的压裂液，钻井液循环利用或处理达标后固化填埋；此外，天然气开发和集输过程中将严格控制甲烷气体泄漏，减少温室效应。参考国外天然气环保监管经验，我国对天然气勘探开发过程中安全环保信息披露的监管力度将增强，如水力压裂微地震监控数据、钻井和压裂中所加入化合物、流体存放数据、废物处理流程等关键信息将通过网络向公众及时公开。
5 中国天然气产量趋势预测
我国天然气地质资源量为173×1012 m3（不含天然气水合物），累计探明率小于20%，总体处于勘探早中期［34］。预计2035年前，我国年均新增探明储量7 000×108 m3左右，累计新增探明11.5×1012 m3，其中，常规气、非常规气分别新增探明4×1012 m3和7.5×1012 m3。随着致密气和页岩气的规模开发，我国天然气已进入常规与非常规并重的发展阶段，因此产量趋势预测按照常规气和非常规气2类进行论证。
5.1 不同类型气藏产量预测方法与原则
本文选用产量构成法进行产量预测，即以气田/区块为基本单元，依据不同类型气藏在不同开发阶段的生产规律、剩余可采储量的可靠性等指标，测算每个基本单元的产量潜力，进而按时间叠加得到不同年份的总产量规模。该方法结合了地质与气藏工程专业研究认识和开发规划方法，预测结果比较可靠。
目前我国已开发的常规气田540多个，开发阶段差异较大，故将常规气田分为已建成气田、在建上产气田和勘探新区3类。已建成气田根据已探明储量和气藏生产动态，预测产量趋势，进入递减期后，产量按照6%~12%的年综合递减率下降，并结合不同类型气藏经验采收率加以约束。在建上产气田，首先复算探明地质储量、动态储量和单井指标，与开发方案进行对比，若与方案基本一致，以方案产量剖面为准，否则根据实际储量和指标情况，分析上产趋势。勘探新区，根据气藏类型，参照中国石油《天然气开发管理纲要》标准，确定采气速度及不同产量规模的稳产年限，递减期产量类比同类气藏开发特征进行预测。
近年，我国非常规天然气探明储量和产量增长迅猛，特别是致密气和页岩气，未来整体仍处于储产量快速增长期，因此3种非常规气单独进行预测。致密气以苏里格气田年产量综合递减率20%计算年弥补递减和净新增产量，页岩气以川南页岩气田年产量综合递减率35%计算年弥补递减和净新增产量，煤层气按年新增产量（2~3）×108 m3计算。
我国溶解气产量较为稳定，2020—2035年为（86~90）×108 m3/a。总体，天然气年产量预测公式如下：
式中： ，n为常规气田个数，常规已建气田、常规在建气田和常规新区气田产量预测方法有所不同； 当年新投产井产量； （1- ； 上年煤层气产量 。
5.2 常规气产量趋势预测
我国已开发气田中，大部分气田属于已建成方案设计规模的气田，2020年产量865×108 m3，占全国总产量的45%左右，总体处于开发中后期，其中榆林、靖边、元坝等气田通过层系接替或扩边保持稳产，其他主力气田年综合递减率5%~8%，预测2035年产量维持340×108 m3。我国在建上产气田16个，主力气田主要包括四川盆地震旦系深层、下二叠统栖霞组—茅口组深层、川东北高含硫、塔里木克拉苏构造带和海域5个领域，2020年计划产量258×108 m3，预计2035年上产435×108 m3，动用新增探明储量1×1012 m3。以陆上三大盆地和海域为重点，突出四川盆地下古生界—震旦系、塔里木盆地库车、南海等重点领域区带实施集中勘探，加大新区新领域风险勘探与甩开预探，2020—2035年预计勘探新区可新增探明储量3×1012 m3。预计2025年、2030年、2035年分别贡献产量240×108 m3、395×108 m3和590×108 m3。勘探新区产量影响因素较多，具有较大的不确定性。3种常规天然气产量预测见图3。
5.3 非常规气产量趋势预测
煤层气产量保持缓慢增长。我国煤层气开发利用大致可划分为井下抽放—试验勘探—技术引进—规模开发4个阶段。2005 年以后，我国才开始大规模的对煤层气进行商业开发。以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为主要建产区的中高阶煤层气率先获得突破，开发技术逐步成熟配套，2020年预计产量42×108 m3，依靠中高煤阶完善井网、措施增产及排采优化技术，2035年可缓慢上产至85×108 m3，动用新增探明储量0.5×1012 m3（图4）。低煤阶开发初步在二连盆地吉尔格朗图获得局部井点突破，一旦技术成熟配套，煤层气产量有望进一步增加。
5.4 我国天然气产量趋势预测
2035年前，我国天然气持续上产的趋势不会改变，常规气与非常规气并重发展的格局不会改变，但由于常规气优质接替资源的发现难度越来越大，新增储量中非常气资源比例不断增加，常规气产量由增速放缓转向稳定或小幅递减，非常规气保持快速增长，预计2035年我国天然气产量达到2 600×108 m3，其中非常规气产量占比44%以上（表2），2035年后我国天然气将进入真正的非常规时代。国内天然气产量的预测，为我国合理布局进口管道和沿海LNG接收站建设和规模提供了关键依据。
表2 中国天然气产量预测Table 2 The forecast of natural gas production in China |
| 类型 | 产量/（108 m3） | |||
|---|---|---|---|---|
| 2020年 | 2025年 | 2030年 | 2035年 | |
| 合计 | 1 900 | 2 270 | 2 500 | 2 600 |
| 常规气 | 1 134 | 1 290 | 1 385 | 1 360 |
| 非常规气 | 680 | 890 | 1 025 | 1 150 |
| 溶解气 | 86 | 90 | 90 | 90 |
6 结论
随着能源结构调整和绿色环保理念的不断深入，我国天然气消费需求持续旺盛，天然气产业发展主要取决于供给侧。国内天然气产量是我国天然气产业发展的根基，也是产业布局的基础。
对比中美天然气发展特点，我国非常规气发展时机把握好，发展速度快，已形成对常规气“主动接替”的宏观态势。认清目前资源劣质化、开发技术效率低、新开发气田开发效益差、工作量组织与管理难度大、安全环保风险大等挑战，梳理勘探开发理论技术进展与发展方向，评价常规与非常规天然气勘探增储和开发上产潜力，预测2035年常规天然气产量维持在1 360×108 m3，非常规天然气产量上升至1 150×108 m3，加上溶解气90×108 m3，国内天然气总产量达到2 600×108 m3，为我国能源结构调整及天然气基础设施布局提供决策依据。
甘公网安备 62010202000678号
