Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 1: 1 - 16

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.12.019

2021-2025 is a period of great development of China's natural gas industry： Suggestions on the exploration and development of natural gas during the 14th Five-Year Plan in China

  • Jin-xing DAI , 1 ,
  • Yun-yan NI , 1 ,
  • Da-zhong DONG , 1 ,
  • Sheng-fei QIN 1 ,
  • Guang-you ZHU 1 ,
  • Shi-peng HUANG 1 ,
  • Cong YU 1 ,
  • De-yu GONG 1 ,
  • Feng HONG 1 ,
  • Yan-ling ZHANG 1 ,
  • Zeng-min YAN 1 ,
  • Quan-you LIU 2 ,
  • Xiao-qi WU 2 ,
  • Zi-qi FENG 3
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 2. Petroleum Exploration＆ Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China
  • 3. China University of Petroleum （East China），Qingdao 266580，China

Received date: 2020-12-10

  Revised date: 2021-01-06

  Online published: 2021-02-04

Supported by

The Science and Technology Project of China National Petroleum Corporation(2013B-0601)

The Consultation and Evaluation Project of Earth Sciences Division of Chinese Academy of Sciences(2018-G01-B-005)

The Basic Research and Strategic Reserve Technology Research Fund of the Affiliated Institutions of China National Petroleum Corporation(2017D-5008-08)

The Project of the Department of Natural Resources of Sichuan Province, China(2018-2020)

The Major Science and Technology Project of China National Petroleum Corporation(2019B-04)

The Outstanding Youth Program of National Natural Science Foundation of China(41625009)

Fold

Highlights

Among the world's 10 major gas producing countries， only the United States， Russia and Iran have annual gas production of 2 500×108 m3 or more. China is expected to have gas output of 2 500×108 m3 in 2025. There are three bases for the great development of natural gas industry in China： Firstly， the natural gas resources are rich and the proved rate is low and only 8.6%， so it has the resource advantage for faster development； Secondly， over the past 35 years， natural gas production continues to grow， with the growth advantage for faster development； Finally， since 2006， the remaining recoverable reserves of natural gas are increasing year by year， showing the reserve advantage for faster development. In recent 10 years， China's annual natural gas production growth rate， remaining recoverable reserves and reserve production ratio of natural gas support that China's annual gas production in 2025 will reach 2 500×108 m3. Suggestions for accelerating natural gas exploration and development during the 14th Five-Year Plan Period： （1） Opening new exploration and development fields of Carboniferous-Permian shale gas in Ordos Basin； （2） Explore three potential large gas districts with hidden coal measures in the northern Tianshan Piedown Depression， Qaidam Depression and Xihu Sag； （3） Accelerate the development of seven large gas fields with proved reserves over 1 000×108 m3， such as Lingshui 17-2 Gas Field； （4） Increasing the drilling of gas wells and ultra-deep exploration wells.

Cite this article

Jin-xing DAI , Yun-yan NI , Da-zhong DONG , Sheng-fei QIN , Guang-you ZHU , Shi-peng HUANG , Cong YU , De-yu GONG , Feng HONG , Yan-ling ZHANG , Zeng-min YAN , Quan-you LIU , Xiao-qi WU , Zi-qi FENG . 2021-2025 is a period of great development of China's natural gas industry： Suggestions on the exploration and development of natural gas during the 14th Five-Year Plan in China[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(1) : 1 -16 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.12.019

0 引言

能源是国民经济发展和人民生活不可缺少的基础物资。但伴随着能源的不断使用也面临一些环境问题，如全球气温增高、温室气体排放量日益增多（2019年全球向大气中排放二氧化碳量达364×108 t）、环境污染严峻等，这就要求能源绿色化。2019年世界化石能源消费比例为84.8%，非化石能源消费仅占15.2%［1］，这种以化石能源为主的状态估计还要延续许多年。因此，化石能源仍是相当年份的主体能源。在煤、石油和天然气等化石能源中，仅天然气为绿色能源，因为获得同样热值，天然气产生的二氧化硫仅分别是煤和石油的0.14%和0.25%；产生的灰分分别是煤和石油的0.68%和7.14%；产生的一氧化碳分别是煤和石油的3.45%和6.25%［2］。因此，天然气是环境污染的克星，是化石能源的骄子，必须加速对其勘探开发。
2020年，中国国家主席习近平宣布中国实施《巴黎协定》重大措施：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”，“2060年前实现碳中和”，“绿色经济是人类发展的潮流” ［3-4］。这些重要指示，为更迅速地发展中国天然气工业指明了方向和提供了动力。中石油在“十四五”发展规划中明确提出实现中国“天然气强国”的目标，是落实习近平主席上述指示的重大决策。
本文在系统总结中国天然气资源量与探明程度、天然气年产量增长特征以及天然气剩余可采储量与增长规律的基础上，与世界产气大国作了相应对比，深入分析中国天然气产量增长潜力，明确2025年年产气量2 500×108 m3的发展目标，提出加快天然气勘探开发建议，以期推动中国“十四五”实现天然气工业大发展。

1 天然气工业大发展的关键依据及重要条件

天然气工业大发展的基础是要拥有丰富的天然气资源。要成为产气大国，丰富的可采储量是根本。中国天然气工业基本具有上述的基础和根本。

1.1　中国天然气资源丰富而探明率低，具备更快发展天然气的资源优势

中国天然气的资源丰富度如何？探明率多大？生产潜能高低？针对这些问题，只有与世界上产气大国相比较，才能获得科学的和有根据的认识。为此，笔者编制了世界年产气量1 000×108 m3级以上的10个产气大国图表（图1，表1）［5-10］。图1中1 000×108 m3级单元选定以年产气量接近或超过1 000×108 m3，差数最小年产量为该级别。如在统计时段中国没有一年的年产气量正好为1 000×108 m3，2010年产气量967.6×108 m3，2011年产气量1 030.6×108 m3，由于2011年产气量与1 000×108 m3的差数比2010年的小，故2011年是标志中国年产气量为1 000×108 m3级的年份。2 000×108 m3级与更大级数以此类推选定其年产气年份。由表1可见：世界10个产气大国天然气可采资源量均丰富，最多为俄罗斯达153.8×1012 m3，最少为英国6.6×1012 m3。中国天然气可采资源量为85.4×1012 m3，世界排名第二。在天然气可采资源量大于50×1012 m3的5个国家（俄罗斯、中国、伊朗、美国和卡塔尔）中，除中国外，其他四国年产气量均超2 000×108 m3。从可采资源量分析，中国已具备年产量超2 000×108 m3的条件。表1中卡塔尔2019年产气量虽然为1 781.3×108 m3，但其2017年产气量已达2 236.6×108 m3，不是资源问题而是由于销售原因导致产量下降了。
图1 世界年产气量1 000×108 m3以上十国分布（国家位置不同色柱代表该国历年曾经达到的产量级别，色柱加斜线则表示历年曾经达到但现在没达到的产量级别）

Fig.1 Distribution map of the ten countries with annual gas output of more than 1 000×108 m3 in the world（The color bars for different countries indicate the production levels achieved in previous years， the slash bars indicate the production levels that have been achieved in previous years but are not reached now）

表1 世界年产气量1 000×108 m3级以上的十大产气国重要勘探开发参数

Table 1 Important exploration and development parameters of the world's top ten gas producing countries with an annual production capacity of over 1 000×108 m3

国家 总可采资源量［5］/（1012 m3） 2019年底 探明累计 可采储量 /（1012 m3） 2019年 年产1 000×108 m3级 沉积岩 面积［10］/（104 km2） 总可采 资源丰度 /（104 m3/km2） 探明累计可采 储量丰度 /（104 m3/km2）

探明

率 /%

常规 非常规 总量 产量［7］/（108 m3） 排名 产量 /（108 m3） 年份
美国 31.9 39.0 70.9 52.454 9 11 579.4［8］ 1 995 1943 803 882.9 653.2 74.0
俄罗斯 123.8 30.0 153.8 76.247 0 6 790.4 2 1 086 1964 1 060 1 450.9 719.3 49.6
伊朗 65.2 11.9 77.1 36.492 6 2 441.6 3 994.8 2008 67.7 11 388.5 5 390.3 47.3
卡塔尔 53.0 0 53.0 25.938 8 1 781.3 4 1 098 2010 4.3 123 255.8 60 322.8 48.7
中国 48.4 37.0 85.4［5］ 7.365 7 1 761.7［9］ 5 1 027.1 2011 574.8 1 485.7 128.1 8.6
加拿大 14.7 15.8 30.5 9.046 7 1 731.0 6 987 1987 647.5 471.0 139.7 29.7
澳大利亚 11.4 14.5 25.9 4.672 9 1 534.6 7 1 104.2 2017 630 411.1 74.2 18.0
挪威 7.0 0 7.0 3.712 4 1 143.9 8 991.6 2008 13.1 5 343.5 2 833.9 53.0
沙特 20.4 8.9 29.3 10.658 3 1 136.4 9 992.3 2015 149 1 966.4 715.3 36.4
英国 6.6 0 6.6 1.974 4 396.3 19 958.7 1998 37.4 1 764.7 527.9 29.9

注：探明率=探明累计可采储量/总可采资源量；总可采资源丰度=总可采资源量/沉积岩面积；探明累计可采储量丰度=探明累计可采储量/沉积岩面积

由表1可见：中国天然气探明率在十大产气国中是最低的，仅为8.6%，最高的是美国为74.0%，一般为30%以上。如果以美国的探明率计算，中国未来可探明累计可采储量为63.3×1012 m3，当然中国天然气地质条件比美国复杂，其累计可采储量应不及美国。如果以国外9个产气大国中的2个最低探明率的澳大利亚18.0%和加拿大29.7%计算，中国未来可探明累计可采储量分别是15.4×1012 m3和25.4×1012 m3，分别是中国2019年探明累计可采储量的2.1倍和3.4倍。所以中国未来天然气年产量提高潜力大。

1.2　中国天然气产量持续增长，具备更快发展天然气的增长优势

1949年新中国成立时年产气量仅0.117×108
m3［11-12］，人年均享气0.020 6 m3，是个贫气国［13］。1979年煤成气理论出现，使指导中国天然气勘探的理论由油型气的“一元论”转为油型气和煤成气的“二元论”，开辟了煤成气勘探新领域［14-17］；页岩气理论在中国的快速发展［18-24］以及深层天然气开始勘探与开发［25-30］，为中国天然气工业发展提供理论依据和方向，开启天然气产业的大发展，2019年产气量为1 761.7×108 m3，人年均享用国产气125.83 m3。1970年以来中国人均使用国产气量提高了6 108倍，从贫气国跃为世界第5产气大国（表1）。
中国自1985年之后，即从国家第一个天然气科技攻关“中国煤成气的开发研究”结束的1985年开始直至2019年的35年中，年产气量一直逐年上升。以中国2005年年产气量近500×108 m3（499.5×108 m3），成为当年世界第11位产气大国［13］为界，其前20年为年增长平缓期，之后为年增长迅速期（图2）。中国天然气年产量35年来逐年上升，就连当今世界排名第1至第4位的产气大国美国、俄罗斯、伊朗和卡塔尔也有所不及。由表2可见：这4个产气大国近10年中均有2至4个年次的产气量是负增长。在表2的世界年产气量曾达1 000×108 m3级的10个大国中，除中国外，其他9个国家近十年中年产量都有负增长，挪威和英国负增长各达5年次。这说明中国天然气产量正处于高峰发展期，“十四五”将持续在高峰期。
图2 1949—2019年中国天然气（包括煤成气）年产量统计及产量增长阶段划分

Fig.2 Annual production statistics of natural gas （including coal-derived gas） in China from 1949 to 2019 and division of production growth stages

表2 近十年来世界主要天然气产气大国年新增天然气产量

Table 2 New annual natural gas production in the world's major natural gas producing countries over the past decade

国家 新增天然气产量/（108 m3）
2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年
美国 146.80 458.90 440.70 -32.00 439.70 474.20 -128.80 21.20 2 509.91 1 010.03
俄罗斯 1 089.30 142.40 19.80 279.70 -328.00 5.20 39.30 430.50 -140.77 99.32
伊朗 402.70 340.60 -109.00 -21.20 0.00 0.00 0.30 -0.30 803.17 58.28
卡塔尔 348.40 72.90 25.50 -7.10 854.00 -159.70 -14.70 367.70 -471.73 16.41
中国 115.90 63.00 41.60 98.30 131.10 44.50 22.60 111.60 122.40 159.00
加拿大 -12.70 8.00 -50.50 36.90 15.50 41.30 135.10 126.50 36.72 -59.27
澳大利亚 28.80 -2.90 34.50 21.90 79.80 -54.80 32.40 541.60 196.83 233.61
挪威 25.20 -50.40 129.30 -55.60 -3.20 109.40 30.00 20.50 -30.03 -69.01
沙特 -18.30 59.90 68.80 10.50 0.00 0.00 0.00 0.00 271.50 15.44
英国 -27.30 -120.70 -87.60 -43.30 0.00 0.00 5.90 32.70 21.59 -8.90

1.3　中国天然气剩余可采储量逐年上扬，具备更快发展天然气的储量优势

天然气剩余可采储量的多少和逐年变化趋势，是衡量一个国家天然气工业发展的重要指标，丰富的剩余可采储量及其逐年上扬趋势，是成为产气大国的根本条件。反之则难以成为产气大国或只能为短暂产气大国，例如英国在1999—2004年曾是年产气量（1 011.7~1 157.9）×108 m3的短暂产气大国，之所以能成为产气大国是因为其在北海南部发现数个大气田并强化开发的结果，之所以“短暂”是因为在这6年年产1 000×108 m3时剩余可采储量很少，仅为（7 590~5 890）×108 m3，并处于逐年下降态势。中国从“十一五”至“十三五”期间剩余可采储量雄厚并基本保持逐年上升的有利态势（图3），即从2006年剩余可采储量23 638×108 m3至2019年为43 364×108 m3，14年间剩余可采储量翻了近一番。如此雄厚且逐年上升的剩余可采储量，使中国2011年年产气量达1 000×108 m3级，剩余可采储量为28 869×108 m3；2017年年产气量超1 500×108 m3，剩余可采储量39 073×108 m3，故中国是长寿的产气大国（图2）。美国是最长寿的产气大国，从1943年年产气量达1 000×108 m3级至2019年年产气量11 579.4×108 m3连续高产时间达76年。美国年产气量1 000×108 m3级和1 500×108 m3级时的剩余可采储量分别为31 152×108 m3和49 240×108 m3，比中国稍大，而中国与俄罗斯相比则稍高（图4）。由此对比可见，中国也将是一个长寿的产气大国。
图3 中国“十一五”至“十三五”期间历年天然气剩余可采储量统计

Fig.3 Statistics of China's remaining recoverable natural gas reserves from the 11th to the 13th five-year plans

图4 世界主要产气大国年产气量（1 000~2 500）×108 m3天然气剩余可采储量分布

Fig.4 Distribution of residual recoverable natural gas reserves of the world's major gas producing countries with annual gas production of （1 000-2 500）×108 m3

1.4　预测2025年中国年产气量达2 500×108 m3级

近两年不同学者或单位对中国“十四五”至“十六五”的产气量作了预测：2025年产气量在（2 050~2 600）×108 m3 ［31-41］（表3）。以2020年产气量为1 890×108 m3［42］计算，“十三五”中国年均新增产气量为108.8×108 m3，比“十二五”年均新增产气量75.1×108 m3高33.7×108 m3。若以“十三五”年均增量推算，2025年中国年产气量（2 050~2 300）×108 m3的方案显然不妥。根据前述指出中国天然气资源探明率很低，仅有8.6%，可知天然气可探明潜力大；近35年来全国产气量连年上升；近15年来天然气剩余可采储量也逐年上扬的有利条件，以及世界10个产气大国年产气量1 000×108 m3、1 500×108 m3、2 000×108 m3和2 500×108 m3级在相对年次的剩余可采储量和储采比的对比（图4，图5）可知，中国2025年年产气量达2 500×108 m3级具有以下充分条件。
表3 不同学者对中国未来天然气年产量预测

Table 3 Different scholars forecast the future annual production of natural gas in China

预测者 预测年产量/（108 m3）
2025年 2030年 2035年
潘继平［31］ 2 300~2 500
王玉青［32］ 2 800
赵文智［33］ 2 800
陆家亮等［34-35］ 2 100~2 450 2 550~3 000 2 800~3 300
贾承造［36］ 2 050 2 400 2 600~3 000
郭焦锋［37］ 2 600
戴金星［38］ 2 400 3 400
孟莹［39］ 3 000
阿列克谢洛桑［40］ 3 000
刘贵洲等［41］ 2 400 2 700
图5 世界主要产气大国年产气量（1 000~2 500）×108 m3级与储采比分布

Fig.5 The distribution of reserve-production ratio of the world’s major gas producing countries with annual gas production（1 000-2 500）×108 m3

1.4.1　近10年天然气产量增长率表明中国具备上产2 500×108 m3级趋势

根据国家统计局有关数据［9］，中国“十二五”年均增产气量75.1×108 m3，“十三五”年均增产气量108.8×108 m3。中国天然气产量逐年增加且增加幅度也越来越大（图2），“十二五”只有一年，即2014年增产气量131.1×108 m3，而“十三五”则有4年年增产气量大于100×108 m3，增加最多的为2019年159×108 m3，故“十四五”期间的新增产气量要大于“十三五”期间的544×108 m3，达610×108 m3，即年均新增产气量122×108 m3（热值相当年增产1 100×104 t油），2025年年产气量可达2 500×108 m3级，这是经努力而有把握实现的目标。

1.4.2　中国天然气剩余可采储量具备上产2 500×108 m3级条件

图4是年产气量1 000×108 m3级、1 500×108 m3级、2 000×108 m3级和2 500×108 m3级时美国、俄罗斯、伊朗、卡塔尔、加拿大、中国、澳大利亚和英国当年的剩余可采储量对比，据此可预测某国某级别某年度的产气量。在1 000×108 m3级时各国的剩余可采储量在26.0×1012 m3（伊朗）至7 546×108 m3（英国）之间。从图4可见，凡是剩余可采储量在2.8×1012 m3及其以上的国家，其后的天然气年产量均上升至1 500×108 m3级，只有英国剩余可采储量太低（0.8×1012 m3），2019年产量下降为396.3×108 m3；同样，达到1 500×108 m3级时各国剩余可采储量从31.8×1012 m3至2.7×1012 m3，剩余可采储量最小仅为2.7×1012 m3的加拿大，也进入到了1 500×108 m3级。从图4也可见世界2 000×108 m3级产气大国只有5个（美国、俄罗斯、伊朗、卡塔尔和加拿大），剩余可采储量从31.8×1012 m3（伊朗）至1.7×1012 m3（加拿大）。加拿大产气量从2000年的2 004×108 m3至2004年的2 030×108 m3，剩余可采储量相应为17 266×108 m3至16 027×108 m3。之后从2005年至2019年气产量均未超过1 800×108 m3，由此可见剩余可采储量1.7×1012 m3是2 000×108 m3级界限值，小于界限值年产气则不能超2 000×108 m3级。中国2019年剩余可采储量已超过1.7×1012 m3界限值并达43 364×108 m3（图3），故中国已具有成为2 000×108 m3级的剩余可采储量的基础。
由图4还可见：世界2 500×108 m3级产气国仅有3个：美国、俄罗斯和伊朗。剩余可采储量从32×1012 m3（伊朗）至6.3×1012 m3（美国）。美国1955年产气2 524×108 m3成为2 500×108 m3级国家，该年剩余可采储量63 351×108 m3，1955年之后美国年产量一直处于上升态势，这说明剩余可采储量6.3×1012 m3不是2 500×108 m3级产气国界限值而应该比该值更低。中国2019年剩余可采储量43 364×108 m3（图3），国家未公布2020年底天然气剩余可采储量数据，在此借用2019年增加剩余可采储量为2 289×108 m3，故至2020年底我国天然气剩余可采储量为45 653×108 m3。据“十四五”天然气发展规划，累计新增可采储量2.0×1012 m3，故2025年中国剩余可采储量可达6.565 3×1012 m3。此可采储量值比美国成为2 500×108 m3级时的6.3×1012 m3高，因此在2025年中国具备成为2 500×108 m3级国家的剩余可采储量条件。
图4按年产气从1 000×108 m3、1 500×108 m3、2 000×108 m3和2 500×108 m3级对应剩余可采储量是上升或下降，可分2种类型：上升型有美国、俄罗斯、伊朗和中国，前3国均成为2 500×108 m3级产气大国，故中国也将成为2 500×108 m3级产气大国；下降型仅有加拿大，未成为2 500×108 m3级国家。

1.4.3　天然气储采比支持中国上产2 500×108 m3级

图5显示凡是储采比大于17.2的产气大国，其后年份天然气产量都增加，例如加拿大1993年产气1 564.7×108 m3，处于1 500×108 m3级的储采比为17.2，从1994年至2008年的产量都大于1 564.7×108 m3；美国、俄罗斯和伊朗在1 000×108 m3、1 500×108 m3、2 000×108 m3和2 500×108 m3共4个级别的储采比都大于17.2，故产气量处于持续上升状态；卡塔尔、中国和澳大利亚仅有2个级别的储采比但也皆大于17.2，产气量也具有梯级上升的潜力。但英国在1 000×108 m3级时储采比仅为7.2，加拿大在2 000×108 m3级时储采比为8.6，上文已指出该两国其后年份产量一直下降。所以可用储采比预测一个国家年产量升降的动态规律。由图5可见：中国1 000×108 m3级和1 500×108 m3级的储采比分别为27.8和26.4，根据储采比值预测中国今后天然气应处于上升阶段，图2已反映了此特征。美国1955年产气量2 524×108 m3时储采比为25.1（图5），比中国的稍低，这从侧面说明中国具有年产气量2 500×108 m3的储采比条件。
以上从中国天然气探明率、剩余可采储量和储采比与世界上9个产气大国作了对比，从而得出中国在2025年具有年产气量2 500×108 m3级的有利条件，也就是说中国将在“十四五”跻身成为世界年产气量2 500×108 m3级的大国。

1.5　“十四五”中国将成为热值当量天然气超过石油的产气大国

预测“2030年前中国原油产量有望维持2×108 t，天然气产量稳步提升”［43］。从图6可见：近10年中国的石油在2010—2015年间年产油量2×108 t以上，2015年最高达2.145×108 t，在2016—2019年年产油量下降为2×108 t以下［44］，2018年仅产1.891×108 t［9］。若2025年石油产量维持在2×108 t，相同热值比情况下1 111 m3天然气相当1 t石油，则2025年中国产气量2 500×108 m3就相当于2.250×108 t石油。因此，“十四五”中国将成为热值当量天然气超过石油的产气大国，即气油比为1∶0.88。目前世界上的领土大国也是第一和第二产气大国的美国和俄罗斯，2019年气油热值比分别为1∶0.90和1∶0.93，均属气超油的产气大国［45］。
图6 中国近十年原油产量（据中国矿产资源报告，2020）［44］

Fig.6 China's crude oil production in the past decade （according to China Mineral Resources Report， 2020）［44］

2 天然气勘探开发建议

对现有大气田和主力产气层扩边扩层增储是重要的，但为了在“十四五”至“十六五”期间中国天然气工业大发展和上新台阶，就必须要开辟新的大气区和新的产气层。

2.1　开辟鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系泥页岩气藏勘探新领域

至今世界上已发现和开发的页岩气均为腐泥型页岩气，都是由Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根形成的自源型页岩气［18-24，45-49］，尚未发现由Ⅲ型干酪根生成的煤系泥页岩气藏。开辟发现煤系泥页岩气藏，不仅理论上意义重大，同时开辟了新的页岩气类型，中国已有发现煤系泥页岩气藏的端倪。
鄂尔多斯盆地是中国第一产气盆地，近5年来年产气量均在400×108 m3以上（表4）。2019年实际上已成为中国年产气量超500×108 m3的大气区，目前主产气层是大面积广泛展布的石盒子组致密砂岩层，其气源岩为本溪组、太原组和山西组含煤地层［50-53］。因此，鄂尔多斯盆地目前开发是来自煤系气源岩的它源气——非常规致密气，而至今自源的腐殖型泥页岩气则几乎仍未予大量勘探并获得储量。鄂尔多斯盆地至2019年底天然气探明地质储量49 833.7×108 m3（技术可采储量26 147×108 m3），主要在石盒子组致密砂岩中。近年来鄂尔多斯盆地东部延长—大宁—吉县在以山西组为主的27口井泥页岩层段测试，其中17口直井获泥页岩气流2 000~10 000 m3/d，13口水平井获泥页岩气流5 000~60 000 m3/d，展现出煤系泥页岩气的良好前景和很好潜力。估算鄂尔多斯盆地煤系泥页岩气资源量为7×1012 m3。关于同源的自源气和它源气的储量规模关系，可以用20世纪80年代至21世纪初，四川盆地主力产气层石炭系黄龙组它源气和自源气、志留系龙马溪组页岩气［54］关系来说明。至2019年底黄龙组累计探明地质储量1 603×108 m3；龙马溪组累计探明地质储量18 099.9×108 m3（技术可采储量4 333.8×108 m3），即自源页岩气的探明地质储量是黄龙组它源气的11倍多。
表4 鄂尔多斯盆地2015—2019年产气井数、产气量和单井日产量

Table 4 The number of gas wells, gas production and daily production per well in Ordos Basin from 2015 to 2019

年份 天然气井数/口 当年天然气产量/（108 m3） 天然气井单井日产量/［m3/（d·口）］
2015 11 841 421.45 9 751.35
2016 12 527 417.07 9 121.56
2017 14 171 424.45 8 206.03
2018 16 979 451.76 7 289.58
2019 18 675 494.08 7 248.43
据此推测：鄂尔多斯盆地自源气即煤系页岩气储量规模也可能超过目前主力产气层石盒子组（它源气），这是个十分值得加强勘探和研究的层系，将可能是未来接替目前石盒子组它源气的主力生产层。

2.2　攻克3个隐伏煤系广布的潜在大气区

中国天然气勘探实践证明：凡是有隐伏煤系广布的盆地或地区，许多都成为盛产煤成气的大气区，发现大量大气田，例如鄂尔多斯盆地、塔里木盆地库车坳陷、四川盆地、莺琼盆地［15-16，50-53］。国外在隐伏煤系广布的盆地也发现了许多大气田：俄罗斯西西伯利亚盆地北部广布波库尔组含煤地层，以赛诺曼阶砂岩为主力产层，其在近40年来成为世界主要产气区，发现了世界第三大气田——乌连戈伊气田等7个探明储量1×1012 m3以上超大型气田，至2017年总原始可采储量达28.383 8×1012 m3，而其中乌连戈伊等5个超大型气田至2015年底累计产气量14.597 8×1012 m3［54］；位于中亚土库曼斯坦和乌兹别克斯坦的阿姆河盆地中—下侏罗统含煤地层广泛分布，该盆地被称为仅次于西西伯利亚盆地和波斯湾盆地的世界第三大含气盆地［55］，在此发现了世界第二大气田——尤勒坦大气田等3个储量大于1×1012 m3的大气田［54］，是中国西部进口天然气的来源；中欧盆地地腹广泛埋藏石炭系维士法阶含煤地层。因此在德国西部、荷兰和英国北海南部发现大量煤成气田，其中包括储量2.5×1012 m3的格罗宁根大气田［56］。

2.2.1　攻克北天山山前坳陷隐伏中-下侏罗统煤系潜在大气区

北天山山前坳陷（冲断带）位于准噶尔盆地南部，面积约2.3×104 km2，中—下侏罗统含煤地层在中心区域累计厚度达600~800 m，厚度>100 m的面积约为46 000 km2，在生气中心最大生气强度为100×108 m3/km2［51］，具有形成大气区的潜力，中国全国第四次资源评价显示天然气资源量达0.98×1012 m3。早在“六五”国家重点科技攻关项目“煤成气的开发研究”实施时，就评价该区中—下侏罗统煤系在地腹连片埋藏，具有面积大、保存好的特点，故推测煤成气资源远景最佳［57］。原石油工业部部长王涛［15］在1997年也指出该区“煤成气前景极佳”。但由于该处构造复杂，目的层很深，故至今仅发现呼图壁和玛河2个中型气田和少量出气点，探明天然气地质储量仅为346×108 m3，探明率仅有3.5%。与此形成鲜明对比的是，位于天山南麓，与该区一山之隔的库车坳陷，其天然气主力气源同样来自中—下侏罗统煤系烃源岩，2019年已探明地质储量13 318.51×108 m3，产气量达260.27×108 m3，是我国大产气区之一，这从一个侧面说明该区将成为产气大区的前景光明。2020年12月16日，呼探1井在白垩系清水河组7 367~7 382 m井段获高产气流和油流：气61.9×104 m3/d、轻质油106.5 m3/d［58］。天然气δ13C1值为-31.5‰，δ13C2值为-24.4‰，表明其气源明显是来自煤系的煤成气。这是在该区首次获得天然气勘探重大突破和发现，只要今后加强超深井（深度>6 000 m）和构造等研究，成为大气区指日可望。

2.2.2　攻克柴北坳陷隐伏中-下侏罗统煤系潜在大气区

柴北坳陷位于柴达木盆地中部稍偏北，包括西部赛昆凹陷、东部鸭湖—哑叭尔构造带和马海凸起，面积21 241.3 km2，其中赛昆凹陷面积最大，为10 386.7 km21，约占坳陷的一半，而且中—下侏罗统煤系比东部2个构造单元埋藏深，含气潜力更好。中—下侏罗统煤系烃源岩主要分布在柴北坳陷西部，面积达2.05×104 km2。下侏罗统为沼泽相，烃源岩为煤、炭质泥岩和暗色泥页岩，一般厚度为500~700 m，最大厚度可达2 000 m，呈大面积连片分布，干酪根以Ⅱ—Ⅲ型为主，是生气好的烃源岩。中侏罗统为一套淡水湖相烃源岩，后受燕山运动影响尚未深埋，分布面积（1.2×104 km2）和厚度整体弱于下侏罗统烃源岩，干酪根以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，局部有Ⅰ型，以生油为主。下侏罗统天然气地质资源量13 053.9×108 m3（可采资源量达6 892.5×108 m3），而中侏罗统天然气地质资源量和可采资源量则很少，分别为251×108 m3和132.5×108 m3，因此下侏罗统是主要气源岩。在该坳陷内及其边缘已发现以下侏罗统煤系为气源（图7）的东坪大气田及南八仙、马北、马海、盐湖及尖北等中小型气田，特别值得指出的是，传统上一直认为属于柴西南坳陷众多油田的伴生气中［59］，也出现具有δ13C2值大于-28‰的煤成气［60］，说明下侏罗统煤系气源岩在柴达木盆地具大区域生气过程，故显示了该煤系连续潜伏区具备勘探大气区的良好前景。
图7 柴达木盆地柴北坳陷天然气成因鉴别［59-60］①

Fig.7 Genetic identification of natural gas in Chaibei Depression， Qaidam Basin［59-60］①

2.2.3　攻克西湖凹陷隐伏古近系—新近系煤系潜在大气区

西湖凹陷位于东海盆地东部的浙东坳陷中。东海盆地是全球古近系—新近系聚煤区的一部分［61］，由于含煤地层是全天候气源，所以该盆地是亚洲东缘煤成气聚集域中一个重要的煤成气盆地［62］。邓运华等［63］认为浙东坳陷位于中国近海2个油气带里的外含气带。浙东坳陷烃源岩主要是古近系—新近系含煤地层，目前研究、勘探和发现的气田主要是在西湖凹陷。西湖凹陷面积约5.9×104 km2［16］，是东海盆地新生代含煤层系发育最全的，也是生气岩最发育的地区，气源岩主要有始新统平湖组、渐新统花港组、中新统龙井组、玉泉组和上新统柳浪组，这些烃源岩层系有机质均为Ⅲ型干酪根。工业煤成气（油）田烃源岩主要是平湖组，次为花港组。平湖组为近海含煤层系，据钻井统计，暗色泥岩最厚达864.5 m，占地层总厚度的58.7%~87.7%，据地质资料推测，暗色泥岩厚度为250~1 800 m，其中厚度1 000 m区分布面积超过2×104 km2［16］。西湖凹陷煤层体积为0.4×104 km3［16］，煤的生烃量约占总生烃量的1/4~1/3［64］。东海盆地天然气技术可采资源量为24 753×108 m3［6］，其中主要在西湖凹陷，总资源量为23 770×108 m3［50］，至2019年底共发现17个煤成气田和凝析油气田，其中宁波17-1和宁波22-1为2个储量在1 000×108 m3以上的大气田。共探明天然气地质储量2 448.6×108 m3，探明率低，仅为12.4%，同时勘探程度很低，探井密度还不到0.001口/km2，但以生气为主的含煤地层气源岩却多达5套，故加强勘探，今后可成为大气区。

2.3　加速陵水17-2气田等探明地质储量1 000×108 m3以上的7个大气田的开发，增加年产气100×108 m3

勘探开发和研究大气田是加速发展天然气工业的重要途径，2019年底中国探明地质储量大于1 000×108 m3的大气田36个，其产量和储量分别占中国当年天然气总产量和储量的65.2%和76.2%，由此可见，这些大气田在中国天然气工业发展中具有举足轻重的作用。但在36个大气田中至2019年底未投入或几乎未投入开发的有7个（陵水17-2、宁波17-1、宁波22-1、渤中19-6、合川、广安和米脂），其中前4个大气田未投入开发，后3个大气田几乎未投入开发，至今累计产气量仅84.25×108 m3，故7个大气田采出率仅占总技术可采储量4 770.59×108 m3的1.76%，加速开发这些大气田能使我国年增产气100×108 m3。

2.4　增加气井和超深层气探井的钻探

即使天然气资源和储量都十分丰富的国家，如果没有足够的气井开发作保障，也很难成为产气大国，实现天然气工业稳定和加速发展。据生产井数量和单井产量，世界产气大国可分为2类：一类为多井低产型，如美国；另一类为少井高产型，如俄罗斯。
美国在1989—2019年的31年间，气井数基本逐年增加，1989年气井262 483口，2014年气井数最多达586 213口。美国1989—2016年单井日产量逐年降低，从4 643 m3/（d·口）下降至3 556.5 m3/（d·口），而2017—2019年则反之，气井数有所下降但单井日产量则上升（表5），这可能与钻井开发技术和工艺提高有关。
表5 美国1989—2019年气井产量、气井数和单井日产量

Table 5 The gas production, number of gas wells and daily gas production per well in the United States from 1989 to 2019

年份 气井产量/（108 m3） 在产井数/口 单井日产量/［m3/（d·口）］ 年份 气井产量/（108 m3） 在产井数/口 单井日产量/［m3/（d·口）］
1989 4 448.25 262 483 4 642.96 2005 4 947.47 425 887 3 182.70
1990 4 545.86 269 790 4 616.33 2006 5 095.77 440 516 3 169.24
1991 4 535.68 276 987 4 486.32 2007 5 375.04 452 945 3 251.20
1992 4 577.38 276 014 4 543.52 2008 5 670.96 476 652 3 259.59
1993 4 726.40 282 152 4 589.38 2009 5 771.75 493 100 3 206.86
1994 4 913.27 291 773 4 613.52 2010 5 941.26 487 627 3 338.09
1995 4 893.72 298 541 4 490.99 2011 6 391.42 574 593 3 047.50
1996 5 022.65 301 811 4 559.37 2012 6 959.28 577 916 3 299.18
1997 5 052.87 310 971 4 451.69 2013 6 829.41 572 742 3 266.87
1998 5 020.15 316 929 4 339.72 2014 7 194.01 586 213 3 362.19
1999 4 980.98 302 421 4 512.43 2015 7 469.13 574 530 3 561.76
2000 5 019.46 341 678 4 024.82 2016 7 420.84 571 659 3 556.50
2001 5 133.67 373 304 3 767.67 2017 7 666.69 539 875 3 890.65
2002 5 038.94 387 772 3 560.16 2018 9 294.16 512 675 4 966.78
2003 5 063.56 393 327 3 527.03 2019 10 269.98 491 205 5 728.14
2004 5 064.53 406 147 3 416.36
表6是中石油及其在鄂尔多斯盆地（中石油长庆油田公司）、四川盆地（中石油西南油气田公司）和塔里木盆地（中石油塔里木油田公司）3个产气区近10年来气井数、年产量和单井日产量统计。由表6可见：中石油及其3个油气田公司，2010—2019年气井产量和气井数基本上逐年增加而单井日产量则逐年减少。但3个油田公司单井日产量不同，以致密气为主的长庆油田公司单井产气量最低为7 115 m3/（d·口），而塔里木油田公司最高达179 653 m3/（d·口）。中石油2019年产气量占中国总产气量的约2/3，所以中石油单井日产量15 425 m3/（d·口）基本反映了整个中国的状态，虽然2019年单井产量比美国5 728.14 m3/（d·口）（表4）高1.7倍，但仍属于低产井，所以中国也是多井低产国家。根据15 425 m3/（d·口）计算，2025年中国年产气量达2 500×108 m3级每年需增产122×108 m3，需要每年增加产气井2 167口，再根据单井日产气逐年降低，推测每年要增加气井数约2 300口，而近5年中石油年增加气井数仅为1 350口（表6），所以其他油气公司要每年增气井约950口，才能达每年增加2 300口，其中中国石油即“十四五”要新增气井6 750口。多井低产出现在非常规气产量占大比例的国家：美国和中国2019年非常规气分别占总产气量的80.2%和43.3%。
表6 中石油及其长庆油田、西南油气田和塔里木油田分公司2010－2019年气井产量、气井数和单井日产量

Table 6 Gas well production, number of gas wells and daily production per well of PetroChina and its Changqing, Southwest and Tarim oilfields branch companies from 2010 to 2019

年份 中石油 中石油长庆油田公司
气井产量/（108 m3） 在产井数/口

单井日产量/

［m3/（d·口）］

 气井产量/（108 m3） 在产井数/口

单井日产量/

［m3/（d·口）］
2010 658.23 7 220 24 977.29 209.74 4 354 13 197.96
2011 694.15 8 402 22 634.72 256.73 5 388 13 054.49
2012 736.57 9 847 20 493.52 287.39 6 531 12 055.78
2013 825.10 11 230 20 129.44 344.18 7 700 12 246.34
2014 890.59 12 617 19 338.87 378.67 9 009 11 515.59
2015 895.96 13 325 18 421.63 371.90 9 762 10 437.39
2016 922.71 14 065 17 973.50 358.04 10 542 9 305.06
2017 980.50 15 366 17 482.13 366.77 11 803 8 513.41
2018 1 040.06 17 938 15 885.22 385.15 13 932 7 573.89
2019 1 129.91 20 069 15 424.97 411.34 15 839 7 115.09
年份 中石油西南油气田公司 中石油塔里木油田公司
气井产量/（108 m3） 在产井数/口

单井日产量/

［m3/（d·口）］

 气井产量/（108 m3） 在产井数/口

单井日产量/

［m3/（d·口）］

2010 153.62 1 377 30 563.92 174.19 213 224 054.15
2011 142.06 1 394 27 920.44 164.90 243 185 919.61
2012 131.52 1 505 23 941.78 188.84 302 171 316.52
2013 126.08 1 543 22 386.65 217.90 332 179 813.58
2014 137.26 1 510 24 904.25 230.34 383 164 766.26
2015 154.84 1 388 30 562.53 233.61 386 165 811.91
2016 190.06 1 248 41 724.64 233.80 405 158 160.80
2017 210.25 1 220 47 214.46 251.58 395 174 494.75
2018 226.33 1 277 48 557.06 263.94 440 164 348.57
2019 268.65 1 418 51 905.75 281.31 429 179 653.16
少井高产的产气大国有俄罗斯、伊朗和卡塔尔等，其特点是以产出常规气为主，均拥有超1×1012 m3的超大型气田。俄罗斯有11个超大型气田，其中乌连戈伊气田为世界第三大气田。1991年俄罗斯生产气井64 000口，产气6 430×108 m3［10］，平均单井年产气量1 004.7×104 m3，单井日产气量27 526 m3。其中乌连戈伊气田1989年产气3 300×108 m3［65］，只有1 000口气井，平均单井年产气量为3.3×108 m3，单井日均产气904 109 m3，成为世界单井平均日产气量最高的大气田。
一般把埋深大于6 000 m、4 500~6 000 m和浅于4 500 m地层分别称为超深层、深层和中浅层。由于中浅层钻井成本低、技术要求相对不高，油气勘探程度很高，未来发现油气田的概率低。反之，深层和超深层今后发现油气田的概率则高；再加上一般在深层至超深层由腐泥型源岩生成的油会裂解为气，故也会导致深层特别是超深层发现气田的概率大，使其成为今后勘探天然气的主要层系。中国深层—超深层油气资源量为763×108 t油当量，占全国油气资源总量的35%，而探明程度不到15%，存在巨大的勘探潜力［66］。近年来中国超深层天然气勘探取得重大进展，如已在塔里木盆地发现克深、大北、博孜等大气田，使其在2020年成为年产气超300×108 m3的大气区。角探1井（四川盆地）在寒武系沧浪铺组发现新的高产含气层，蓬探1井（四川盆地）、呼探1井（准噶尔盆地）均在超深层获高产气流，为新的气区和大气田揭开了序幕。所以超深层天然气勘探潜力大，前景好，应加强。这不仅为中国“十四五”天然气大发展助力，还对“十五五”天然气继续发展有重大意义。2015—2019年中国钻6 000 m以上超深层气探井和气井305口，“十四五”要增至400口，塔里木盆地和四川盆地会有更多超深气井发现更多超深层气田，北天山山前坳陷和柴北坳陷也有足量超深气井能开辟出更多超深层新气区。

3 结论

（1）世界上有年产气量达1 000×108 m3或以上国家10个（俄罗斯、美国、伊朗、卡塔尔、中国、加拿大、澳大利亚、挪威、沙特和英国），但年产气量达2 500×108 m3级国家只有美国、俄罗斯和伊朗。“十四五”是中国天然气工业大发展时期，2025年中国将可成为年产气量达2 500×108 m3级的产气大国。
（2）中国天然气大发展的3个依据：①天然气资源丰富且探明率低，具备更快发展的资源优势。在世界10个产气大国中，中国天然气可采资源量85.4×1012 m3，世界排名第二。世界天然气可采资源量大于50×1012 m3的国家只有5个，目前除中国外，其余4个国家的天然气年产量都已超过了2 000×108 m3。世界天然气可采资源探明率美国最高为74.0%，中国最低为8.6%，所以中国提高天然气探明率有很大潜力。若以世界10个产气大国中天然气资源探明率较低的澳大利亚（18%）和加拿大（29.7%）计算，中国未来可探明累计可采储量分别为15.4×1012 m3和25.4×1012 m3，分别是中国2019年探明累计可采储量的2.1倍和3.4倍，所以“十四五”期间中国天然气年产量进一步增长潜力大。②天然气产量持续增长，具备更快发展的产量增长优势。新中国成立初期中国是个贫气国，1979年煤成气理论出现，开辟了煤成气勘探新领域，2005年中国成为产气大国。1985年以来的35年中国天然气年产量不断上升， 2019年成为世界排名第5的产气大国。中国天然气产量正处于高峰发展期，“十四五”将继续保持高位发展优势。③天然气剩余可采储量逐年上升，具备更快发展的储量优势。剩余可采储量是衡量产量增长潜力的关键指标，雄厚的剩余可采储量及逐年上扬的有利状态，是成为产气大国的重要条件。中国从“十一五”到“十三五”，天然气剩余可采储量一直呈逐年上升态势，2006年剩余可采储量为2.4×1012 m3，2019年为4.3×1012 m3，14年间剩余探明可采储量翻了近一番。雄厚且逐年有增加的剩余可采储量，为我国天然气产量更快增长并保持产气大国地位提供了保障。
（3）2025年中国天然气产量达到2 500×108
m3的有利条件。不同学者或单位预测2025年我国产气量为（2 050～2 600）×108 m3，经过与国外产气大国对比，以2 500×108 m3方案为佳，其依据如下：①近10年天然气产量增长率表明中国具备上产2 500×108 m3的条件。中国“十二五”和“十三五”年均增产气分别为75.1×108 m3和108.8×108 m3，“十四五”只要争取年增长122×108 m3至2025年产气就可达2 500×108 m3，届时在中国热值当量将出现气超油，即气油比为1∶0.88。②天然气剩余可采储量具备上产2 500×108 m3的条件。目前世界年产气量超过2 500×108 m3的美国、俄罗斯和伊朗，其剩余可采储量为（6.3~33）×1012 m3。2020年中国剩余可采储量4.565 3×1012 m3。据“十四五”天然气发展规划中国要新增可采储量2.0×1012 m3，故2025年中国剩余可采储量达6.565 3×1012 m3，具备了上产2 500×108 m3条件。③天然气储采比支持中国上产2 500×108 m3。世界天然气产气大国储采比研究指出：凡储采比大于17.2，天然气年产量都将保持持续增长。目前，中国天然气储采比为26.4~27.8，远大于17.2，由此预测中国具有年产2 500×108 m3的储采比条件。
（4）“十四五”加快中国天然气勘探开发的建议：①开辟鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系泥页岩气勘探开发新领域，为接替目前石盒子组主产层而准备将来主产气层；②攻克3个隐伏煤系广布的潜在大气区：即北天山山前坳陷隐伏中—下侏罗统煤系潜在大气区、柴北坳陷隐伏中—下侏罗统煤系潜在大气区和西湖凹陷隐伏古近系—新近系煤系潜在大气区；③加速陵水17-2气田等7个探明地质储量1 000×108 m3以上的大气田开发，增加年产气100×108 m3；④增加气井和超深层探井钻探。

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