我国陆上油气勘探开发存在的基本问题与战略思考

　　石油的供需状况，往往影响一个地区乃至全球政治、经济秩序，因而石油战略始终是各国尤其是大国国家战略的重要组成部分。我国石油工业经过新中国成立50多年来各个方面的艰苦努力，虽然成就辉煌，但无论是资源、人才、科技、结构以及国家管理和扶持等诸多方面还存在不少问题。在新的历史时期，我国石油工业既要克服自身的矛盾，又要面对世界石油经济的发展所产生的深远影响，在这种情况下，正确认识我国石油工业发展基本问题，对于确定本世纪初我国陆上油气勘探开发战略具有十分重要的指导作用和现实意义。

一、我国石油工业发展所面临的基本问题与潜力

　　1.资源相对不足、储量增长率呈下降趋势

　　从全球油气分布格局看，我国处于油气富集程度低的地区。根据1994年完成的第二次油气资源评价结果，我国不包括台湾省和南海南部海域的152个盆地和地区石油资源蕴藏总量为940亿吨，其中陆上694亿吨，占资源总量的73.8%。

　　石油资源相对贫乏。根据石油资源特征，国外多家机构预测我国最终可采资源在97亿～158亿吨之间，平均值约124亿吨，国内的预测值稍高于国外预测值，约100亿～158亿吨，平均值约135亿吨。从丰度上看，即使按照135亿吨高值计算，我国可采资源总量也只占全球的4.2%，我国每平方公里沉积岩平均可采资源仅0.12万吨，是世界平均水平的1/3。人均拥有石油可采资源量和人均产量是世界平均水平的1/5，人均仅10吨左右。

　　品质较差的石油资源比例高，勘探难度大。我国石油资源主要分布在中、新生界的白垩系和第三系，其资源量占总资源量的68%。从资源品质上看，粘度大的重油和低渗透石油资源占总资源的43.6%，我国已探明未开发的此类难动用储量高达30亿吨左右，由于储层非均质严重、天然驱动能力较低，开发难度大，需要有更加有效的技术和高成本来开发动用。

　　石油储量增长缓慢。截至2001年底，全国累计探明石油地质储量217.6亿吨，探明可采石油储量52.1亿吨，可采资源的探明程度也只有44%左右，资源探明程度约22%。相对而言，东部地区勘探程度稍高，资源探明程度49.%，渤海湾盆地资源探明程度37%，西部地区勘探程度较低，准噶尔盆地资源探明程度22.3%，塔里木2.5%，鄂尔多斯盆地24.3%，海域4.9%。从储量增长趋势来看，自1980年以来，我国探明储量经历了“六五”期间的高幅高速增长以及“七五”缓慢增长、“八五”储量增长进一步下滑后，进入“九五”储量高幅低速增长期，平均年增储量略大于7亿吨。“六五”期间平均年增储量8.2亿吨，“七五”期间储量增长出现了滑坡，

平均年增储量6.5亿吨；“八五”期间更低，平均年增储量仅为5.1亿吨，储采比年年下降。虽然“九五”期间，随着石油地质理论的深化和勘探技术的提高，勘探成果不断扩大，储量呈稳步增长趋势，年均增长的绝对值达到了7亿吨左右，但从储量增长的构成看，约65%的储量来自于已开发油田的老区。

从目前我国资源潜力和现有勘探开发技术水平来看，我国剩余探明可采资源尚有近75亿吨，如果按美国目前的探明率75%计算，具备探明40亿吨左右可采石油资源的物质基础，可以保证未来20年具备年增可采储量2亿吨的资源背景。但我国保证勘探进入良性循环的资源序列不合理，表现出远景资源量大、预测储量和控制储量少，寻找有利勘探目标越来越困难，在勘探难度不断加大的条件下，探明储量对技术的依赖程度加大，储量接替十分困难。

近期探明储量增长仍然集中在渤海湾、松辽、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、柴达木等盆地中。预计我国陆上储量的增长在“十五”期间仍然具备年增6亿吨的能力，“十五”末至“十一五”达到储量增长高峰，此后将进入储量负增长期。松辽和东部老油田将主要依靠滚动勘探开发增加储量以便尽可能减缓产量递减，西部是陆上储量和产量能否形成接替的关键所在；海域探明储量将主要来自于渤海、珠江口和北部湾三个富油盆地中， 2000～2005年可新增探明石油地质储量6亿吨，2006～2015年间可新增探明石油地质储量10亿吨。预计未来15～20年，如果勘探理论和勘探技术取得突破，我国石油地质储量年均增长约7～8亿吨，“十五”期间全国可新增储量35～40亿吨，2005～2015年间可新增储量50～80亿吨左右，在此基础上，可年均增加可采储量1.6～1.8亿吨左右。如果勘探技术仍然还不能适应复杂地质条件，储量增长将难以达到上述指标。

2.主力油田生产进入稳产后期，产量增长潜力有限

“九五”以来，我国的油气资源勘探不断向新领域、新盆地、新层系延伸，以重大发现与获得更多的优质高效储量为目标，分别在东部、西部和海上取得了一批具有战略意义的重大成果，1997年原油产量达到了1.6亿吨。但近几年，我国的石油产量却一直徘徊在1.6亿吨左右，2001年产量为1.615亿吨,列世界第5位，其中陆上1.427亿吨，占总产量的88.3%。

我国原油生产主要集中在东部的松辽和渤海湾地区，虽然自1990年以来，大庆、胜利油田的产量一直相对稳定，但已没有更多潜力。因而，东部原油产量在全国总产量中的比重不断下降。1990年，东部原油生产占全国总产量的92.2%，1999年已降到了70.5%。西部、中部及海上原油产量目前仍然比东部低很多，

但这些地区产量的增长速度较快，中部原油产量占全国总产量的份额从1990年的1.5%增加到了2001年的5.3%；西部从1990年的6.1 %增加到了2001年的12.6%；海洋原油产量在1990年仅为40万吨， 2001年增长到了1881万吨，占全国总产量的11.6%。虽然中西部地区和近海海域储量和产量增长快，但产量不及全国产量的30%，短期内仍然看不到可以形成产量接替的储量基础。

由于东部主力油田均已进入高含水、高采出程度和高采油速度的“三高”阶段，已采出可采储量70％左右。按照油田稳产规律，这些主力老油田均已进入生产的中后期或后期，即将进入递减阶段。具不完全统计，我国已开发油田只有24%处于上产阶段， 47%的油田已进入稳产后期并开始出现递减，29%的油田处于递减阶段。由于新增储量投入不足，使得近10年我国原油产量年均增长率只有1.2%左右，特别是东部主力油田后备资源不足，今后10年动用可采储量储采比下降了10%以上，储量接替率只有90％左右，原油生产越来越被动。

从生产经营情况看，我国石油产量基本上处于满负荷生产状态，而油气完全成本平均在11～13美元/桶以上，远高于国际平均成本约3美元/桶以上，从经济上来说在高油价时提高产量的空间很小，而低油价时减少产量过大也会因工作量减少效益降低带来一系列不稳定因素；由于至今尚未建立国家战略储备，在石油需求不断增加的严峻形势下，应付国际突发事故和石油短缺的能力也十分有限。

对于未来15～20年我国原油产量增长趋势，国内有多种预测方案，总的来看，对高峰产量的预测结果都小于1.9亿吨，比较趋向一致的观点是高峰产量1.75亿吨左右，产量高峰在2010～2015年。

由于油田开发趋势主要取决于资源投入的趋势，因此未来15～20年内，若保证资源投入产出平衡，可保持稳产在1.6亿吨左右的年产水平。若目前主要油区的欠平衡继续发展，全国的产量可能会有所下降。若未来科技的发展使得储量增长达到预测指标，预计我国原油产量的高峰期将在2010～2015年期间，产量可能达到1.8～1.9亿吨。到2005年、2010年、2015、2020年我国原油产量可能分别达到1.6～1.7亿吨、1.7～1.8亿吨、1.8～1.9亿吨和1.7～1.8亿吨。

3.天然气储量和产量处于快速增长期、市场开发滞后

我国常规天然气资源总量38万亿立方米，其中，陆上占78.6%，海域占8.14%。美国著名地质家C?D?玛斯特预测我国最终可采资源量6.24万亿立方米，我国学者研究指出，最终可采资源量约11.55万亿立方米，其中，气层气10.5万亿立方米，油田溶解气1.05万亿立方米。

我国天然气主要赋存于海相碳酸盐岩、煤系和中新生代陆相盆地等三大领域

，分布于四大含气区，即中部、西北、海域和东部区，分别占天然气总资源量的30.3%、28.7%、21%和21.15%(?)。从资源品质上看，以油型气为主，占69.8%，煤型气29.4%，生物气占0.8%。自上世纪80年代初开始，由于天然气理论的发展、煤成气理论的突破以及大中型气田形成与分布规律的攻关研究，使我国天然气探明储量大幅增长，仅“九五”探明储量就接近于前30年探明储量的总和，表现出强劲的储量增长势头。截止2001年底，累计探明675个常规天然气田（含溶解气），天然气地质储量4.09万亿立方米，其中，气层气3.00万亿立方米，溶解气1.09万亿立方米；天然气可采储量2.35万亿立方米。资源探明率仅10.8%，可采资源探明率也只有20.3%，探明程度很低，勘探潜力大。

近5年我国天然气产量增长迅速，年产量从1997年的174亿立方米增加到2001年的294亿立方米，居全球第14位，年均增长7.5%。目前剩余可采储量1.84万亿立方米，储采比高达63，具备产量增长的物质基础。从2001年天然气生产形势看，陆上产量占主导地位，为252亿立方米，占总产量的85.7%。其中，中部产量占46.7%，主要是气层气，东部产量占23.5%，以溶解气为主，西部产量占8.8%，随着储量和产量的增长，天然气类型将从目前的以溶解气为主逐步向以气层气生产为主过渡。

我国学者对未来天然气产量的预测结果还存在较大的差异。虽然普遍认为产量的高峰时期在2020年左右，但高峰产量预测值变化较大，区间在946～1500亿立方米之间，这也反映了对我国天然气的地质背景及认识程度还需要进行深入的研究。

根据资源基础和储量、产量增长趋势，推测我国天然气产量在2005年可达490～510亿立方米，2010年可达700～740亿立方米，2015年产量达到900亿立方米，2020年达到产量的高峰期，产气1100亿立方米之后进入稳产阶段，2040年以后产量可能逐步下降。

我国天然气利用表现为以产地消费为特征，集中在四川、华北地区。由于基础管网不配套，下游用户不落实，使得川气无法出川，大量天然气富存于地下而不能开发利用，发展表现为下游市场开发滞后的特征。与油田开发不同的是天然气必须上中下游一体化同步考虑、统筹规划。从我国天然气资源分布及消费发展趋势看，市场消费结构将向以气代油、以气发电和城市气化方向发展。由于天然气产地远离消费市场，而本身的开采成本又居高不下，使得长距离输送成本加大，虽然下游用户表现出强大的需求，但也必然受到价格的制约，这个问题不解决，天然气的开发利用必然受到限制。

4.石油工业发展更加依赖于科技创新，储量和产量增长有赖于先进、适用的勘探

开发技术

回顾近20年石油工业发展历史，以计算机为主体、多学科交融的新技术开发与应用，给石油工业带来了突飞猛进的发展，石油地质理论、三维地震技术、成像技术、分支井、斜井及水平井钻井技术、油层改造技术、油藏描述和油藏模拟技术的开发与应用，为世界石油储量的增长、产量的稳定、降低石油开采成本和提高采收率等方面，发挥了不可磨灭的贡献。随着全球发现大油田的机遇减少，勘探领域向地貌更加复杂、环境更加恶劣的地区、深层和深海发展，对高科技的依赖程度将越来越高。为适应这一形势的变化，预计未来10～20年，多维地震采集和处理技术、大位移水平井钻井完井及深海钻探技术、深层压裂改造技术、人工智能、在油藏研究中的虚拟现实技术、纳米技术、以网络技术为载体的信息技术和电子商务等的广泛应用，将大大推动下个世纪世界石油工业发展。

就陆上勘探而言，若按可采资源探明程度75%计算，目前尚拥有待探明石油可采资源40亿吨左右，待探明天然气可采资源约7万亿立方米。由于地质条件复杂，我国大陆古板块小而多，加以演化过程中反复分离、汇集、碰撞和俯冲，赋予我国含油气盆地以复杂的构造和沉积背景，表现出多旋回迭加、多期改造的复合性盆地特征，使得对盆地的认识难度加大，对勘探技术要求高。我国东部地区未探明可采资源量仍然很大，松辽和渤海湾盆地分别占15%和18%，这些资源多分布在凹陷内的斜坡带、潜山或潜山披覆背斜、重力流砂体、滩海以及古生界等有潜力的新领域；而西部地区未探明油气资源高达55%和46%，虽然潜力巨大，但埋藏深、环境恶劣，勘探难度更大，目前的勘探技术已难以适应我国对油气储量增长的需要，需要进一步研究成烃成藏理论、加强在高新技术的研究应用，特别是要缩小我国在仪器装备和软件开发方面与世界先进水平的差距。如三维地震采集及处理，24～36位遥测地震仪，多波多分量地震勘探，包括井壁成像、阵列感应、方位侧向、阵列声波、井间电磁成像、核测井在内的成像技术，包括随钻测井（MWD）和随钻地质导向（LWD）及可变径扶正器在内的大位移钻井综合技术等。

在油气田开发方面，我国已探明投入开发的油气田大部分为中新生代内陆盐湖盆地的河流－三角洲沉积体系，储层非均质性严重，天然驱动能力较低，在东部主力油田面临高含水、高采出程度和后备储量不足的困难形势下，稳油控水和剩余油挖潜的难度越来越大。而针对已探明未动用储量和未来探明储量的现代开发技术，已达不到增加经济可采储量的目的，其不适应性已表现的越来

越明显。因此，需要把我国第一代的早期注水、分层开采技术进行技术改造。通过技术创新，逐步形成一套以强化开采提高采收率，降低生产成本、提高经济效益为核心的先进适用的油气田开发技术体系。

二、对陆上油气勘探开发的战略思考

我国陆上油气的区域差异分布特征，决定了我国陆上石油的区域发展与资源接替战略。要按照东部挖潜力争延长相对稳产期、加大西部投入努力增储上产的发展思路，保障陆上原油稳定生产，年产量保持在1.4亿吨以上。

在上述发展思路的指导下，在战略部署上需要搞好四个结合，即：搞好稳定东部与发展西部的结合，重视石油与加快发展天然气的结合，搞好油气生产与节约利用资源的结合，进一步搞好国内油气勘探开发与积极参与国际化经营获取境外份额油的结合。

没有东部的稳定，全国产量将急剧下滑，供需矛盾会进一步加剧，稳定东部是当前最紧迫的任务，也是为西部实现战略接替赢得宝贵时间的重大举措，而西部复杂的地理地质条件，没有资金、技术的保证，储量增长幅度达不到预期目标，石油工业的发展就会进入萎缩阶段。因此，必须把稳定东部与发展西部放在最重要的位置。

重视并加快发展我国天然气工业，是因为现在的开发利用程度与我国已探明资源存在着明显的差距，利用的程度远落后于欧美等发达国家，甚至比印度尼西亚、马来西亚、印度等国的发展水平还低。无论是适应世界天然气工业发展的形势，还是从我国的实际情况出发，改善能源消费结构等方面，我国都必须从组织上、资金投入上和政策引导上高度重视天然气的发展，实现油气并举。近期要按照一体化综合开发利用要求统筹安排天然气项目，进一步增加天然气可采储量，加快天然气储运基础设施建设步伐，培育天然气应用市场环境。

我国是一个资源相对不足的能源消费大国，能源在我国生产浪费十分严重，能源的利用效率还很低，如果不节约并减少在燃料、发电等行业的石油及油品利用，实施替代计划，我国的供需矛盾会进一步加剧。因此，必须把开源与节流并举，一方面，努力提高油气产量，另一方面，要高度重视节约并合理利用石油资源。

从油气供需形势分析结果看，我国石油天然气资源都不能满足国家经济建设发展的需要。到2015年，我国石油供应的一半和天然气的29%需要依赖国外，全靠进口会给我国增加巨大的外汇压力和安全隐患，通过境外勘探开发获取海外份额油气资源可以作为我国油气资源不足的有效补充。全球丰富的油气资源、较大的利润空间和我国已经具备的勘探开发技术水平为走出国门

，分享世界油气资源创造了有利条件，这也是培养国际化的石油公司、增加新的经济增长点的必然选择。

按照立足中部，发展西部，加强海上的天然气发展思路，以四川、鄂尔多斯盆地气源为主，形成我国天然气生产基地，以塔里木、准葛尔、土哈、柴达木等四大盆地气源作为天然气工业发展的战略接替区，利用莺歌海、琼东南及东海盆地的西湖凹陷和渤海湾盆地近海天然气资源距离沿海工业发达城市近的优势，加强海上天然气勘探开发，在10～15年时间内，统筹规划，稳步发展，逐步建立我国天然气工业体系。

三、战略部署建议

1.强化勘探、增加储量、提高储采比

我国陆上八大含油气盆地石油资源总量553亿吨，占全

国陆上石油总资源量的80%。虽然松辽、东部盆地勘探程度已达50%左右，但从剩余资源分布状况来看，勘探潜力仍然很大，松辽、渤海湾、塔里木、准噶尔等仍将是我国储量增长的主力盆地，资源量320亿吨，占八大盆地剩余资源的89%。

优先发展资源是石油工业发展的关键。若按全世界已进入勘探成熟期的盆地资源转化规律一般为60%左右计算，我国陆上剩余可探明储量尚有146亿吨左右，在未来20年我国陆上石油储量年均增加6~7亿吨的资源基础是有保障的。基于我国陆相地质条件和勘探技术水平，有利勘探方向选择有三个方面：

一是坚持老区、老油田滚动勘探，扩大勘探成果。由于陆相沉积体系岩相变化大，再加上构造复杂断块多，使得对油藏的认识需要不断积累、逐渐深化，可以在进一步对地震资料再认识基础上，重点搞好松辽、渤海湾盆地的滚动勘探和二次勘探工作，开展中深层复杂隐蔽油藏、浅层稠油油藏和深层油气藏的勘探，通过滚动发现新层新块增加储量。同时也要加强滩海和东部新盆地新凹陷的勘探工作，有效补充储量。虽然这些地区资源有限，石油资源量估计20~30亿吨，但探明度低，具备增加储量的潜力，可以作为稳定东部原油产量的有效补充。

二是加大西部地质综合研究和勘探工作力度，大幅度增加储量。广义的西部包括了塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、柴达木和吐哈盆地。西部是我国陆相中长期储量增长的重要战略接替地区，仅准噶尔和塔里木盆地剩余资源就有155.79亿吨，能否实现我国陆上原油产量的稳产增产，取决于西部勘探的重大突破和储量增长幅度。

自1984年9月沙参2井喷出高产油气流以来，16年的西部勘探开发，累计探明储量仅8亿吨左右，同期产量的增长也未能弥补东部产量的递减，储量增长缓慢也预示着勘探难度的巨大，尽管如此，西部作为我国陆上石油储量和产量战略接替的地位不会

改变。虽然塔里木、准噶尔和吐哈盆地具备实现储量战略接替的资源基础，但能否按预期目标突破，还有待于资金、技术等多方面因素的共同作用。塔河油田的发现证实了近油源在古隆起的碳酸岩盐中找大油田的勘探思路符合塔里木盆地的实际情况。从找油的角度看，抓住塔北和塔中隆起带这两个大型有利区带，以地震综合解释为主要手段，提高深井钻探和油层改造技术水平，力争在下古生界碳酸岩盐中发现大中型油田群，并发现与其相配套的石炭系、中生界乃至新生界的油藏系列。

20世纪90年代以来，虽然准噶尔盆地新增石油地质储量只有5.55亿吨，但该盆地的储量和产量增长率均高于全国平均水平，“九五”期间年均储量增长7000万吨以上，增长率4.72%，产量年均增长接近40万吨，增长率4.9%。寻找三叠系－侏罗系坳陷层和石炭－二叠系断陷层原生油藏以及不整合面的下生上储型油藏是主要勘探方向，从近期看，石油勘探的重点是中央隆起带及其斜坡带。如果将准噶尔盆地的勘探程度提高到松辽和渤海湾盆地的水平，至少可以增加7亿吨探明储量，预计累计探明储量将呈阶梯性上升。

鄂尔多斯盆地剩余可采储量从1990年的5849.3万吨上升到1999年的14523.2万吨，由于针对低压低渗透岩性油藏的勘探开发技术取得重大进展，已具备增储上产的有利条件，预计在2010年左右石油产量可达1000万吨以上。

总的来看，10余年的实践和相应的研究，在未来20年内建立以塔里木、准噶尔、鄂尔多斯等大型盆地为主体，强化西北勘探工作，实现储量战略接替的认识更加明朗。

2.合理开发国内资源

合理开发好有限的石油资源，是我国经济、国防建设和石油工业自身发展的共同要求，需要从三个层次上理解合理开发好有限的石油资源。

（1）加强政策引导，经济有效地开发有限石油资源

加强国家对石油勘探开发的宏观指导和行业监管作用，使油气勘探开发能在国家政策指导下，通过储采平衡、储备要求和开采边界条件等技术和经济指标来控制并有效开发石油资源，既要防止乱采资源，又要有效提高现有储量采收率，加大难采储量的动用程度，经济有效的开发好资源。

（2）做好东部老油田的稳产工作

稳定东部是未来5~10年我国陆上石油发展的基础，也是为西部实现战略接替赢得时间的前提。在工作部署上，重点做好以下工作：①加强油藏注水系统改造和注采管理工作提高采收率。我国陆上油田90%以上的产量来自于注水开发，由于层间差异、井间差异、块间差异等因素的影响，提高水驱动用程度还有较大潜力，需要进一步加强油田综合治理，增加可采储量。②

合理加密井网提高采收率。我国油藏类型多，岩性横向变化大，井控储量小，一般井网密度的水驱控制程度和采收率较低，特别是一些低渗透复杂断块油藏更是如此。据不完全统计，我国陆上14个油区，如按1200元/吨油价尚可钻加密井3.8万口，增加可采储量3.0亿吨；如按1100元/吨油价尚可钻加密井3.1万口，增加可采储量2.7亿吨。③加速开展三次采油提高采收率。我国60%以上的已动用石油地质储量适合于进行不同程度的三次采油，通过热采、聚合物混相驱和化学驱，以及微生物等方法，可以使采收率提高近10个百分点。④开展未动用储量的精细评价工作，提高储量动用程度。

截止1999年底，我国尚有近30亿吨低渗难采储量尚未动用。由于目前的技术水平还不能经济有效地开发这部分储量，需要分类评价，提出不同类别的储量在不同开发技术和不同经济界限指标下的动用条件。

（3）有序开发石油资源，搞好西部储量和产量的接替工作

我国陆上石油储量近期增长主要依赖东部老区，由于生产形势不容乐观，从稳定东部的需要出发，即使发现较大规模的油田，也必须投入开发以弥补东部产量的递减。西部作为我国陆上石油储量和产量的战略接替区，已发现的储量也可能受地理环境、地质条件、运输、加工条件等原因所限制而不能投入开发。

3.加快发展天然气工业

天然气作为洁净、高效的优质能源在世界范围内得到了广泛重视和迅速发展。20世纪世界生产力的发展历程，显示出优化能源结构的巨大作用，我国长期以煤炭为主体的能源结构已经严重影响了生产效率的提高，并且给本已十分严重的环境问题带来了巨大的压力。20世纪后半期乃至21世纪前20～30年可称为石油时代，石油在一次能源结构中居主要地位，但从21世纪中、后期发展趋势看，石油的地位将为天然气取代。加快发展天然气工业既是国家经济建设和环境保护的客观要求，也是我国石油工业发展的历史必然。我国天然气资源分布格局决定了我国天然气工业也必须按区域进行发展。就陆上而言，则要按立足中部、发展西部、强化东部的勘探开发思路，形成3个万亿立方米级储量的大型天然气生产基地，建设2～3个大型天然气工业基地，使天然气年产量在2020年达到900～1100亿立方米的远景目标；按照生产、集输、应用一体化要求进行统筹规划，稳步实施，逐步建立我国天然气工业体系，坚持“以气代油、以气发电、城市气化”的消费结构优化战略，使天然气在我国一次能源消费结构中的比例从1999年的2.6%上升到2020年的8%左右。

（1）立足中部

中部以四川、鄂尔多斯两大盆地为主，成气地

质条件优越，具有明显的天然气资源优势，油少气多，油气产量当量比0.57：1，是我国近期天然气增储上产的最重要地区。中部位于中国腹部，工业相对发达、人口密度大，天然气消费市场已初具规模，已拥有80亿立方米/年的用户，又紧邻东部工业发达区，具备比西部更优越的天然气东输条件。因此，加强中部天然气勘探开发意义重大，不仅满足了本地区经济发展的需要，而且可以缓解东部工业发达区能源供需矛盾。四川盆地已经建设成我国最大的天然气产地，是四川及盆地周边地区经济中的支柱产业。90年代以来，天然气探明储量大幅增长，储采比由1990年底的13.7迅速上升到2001年底的29.5，特别是大型气田的储采比由原来的9.3增至50左右，是储量增长的主要来源。寻找大中型气田是保持储量增长的勘探重要目标，在策略上加大川东碳酸盐岩领域的勘探力度，进一步扩大川西碎屑岩领域，把川北新区作为后备领域，形成天然气勘探的良性循环，为天然气稳产增产奠定坚实的物质基础。

由于天然气下游市场开发难度大，使产气量始终处于小幅增长状态，近10年来，天然气产量年均增长仅3亿立方米左右。随着“川气出川”工程的启动并实施，需要5～10年时间，通过沿长江中下游地区加强输气管网辐射力度，与建立天然气化工基地配套工程进行一体化考虑，择优选择天然气重点项目，使川气从生产、集输到应用达到良性循环。

鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，面积37万平方千米，是一个稳定沉积、多旋回的克拉通盆地，上下古生界为该盆地两套主力气源和储层，目前已初步具备形成1万亿立方米储量的气区雏形，已探明天然气储量8192亿立方米。但该区位于经济欠发达区，气田大规模开发需要铺设长距离输气管线，1997年竣工的靖边－北京、靖边－西安、靖边－银川三条输气干线年输气能力可达30亿立方米，由于下游市场开发滞后，2001年产气仅33.35亿立方米，使气田开发和管输成本加大，影响气田开发综合效益。

在勘探部署上，横向上向气田北部、东部及南部甩开勘探，扩大奥陶系顶部风化壳含气面积，增加后备储量，纵向上继续在上下古生界勘探新领域，寻找新的含气层系，提高储量丰度。在开发与利用方面，加快落实下游用户，加速气田全面投产的进度已成为当务之急。需要有5～10年时间，与四川盆地气资源来共同构架我国天然气应用的骨架体系，形成长江沿线、华北地区天然气应用市场。

（2）发展西部

西部包括塔里木、准葛尔、吐哈及柴达木盆地，天然气资源10.76亿立方米，占全国天然气资源总量的10.76%。本地区地

质背景十分复杂，构造运动强烈，油气埋深偏大，多在3000米以下，特别是塔里木盆地古生界油气埋深可达5000米。加之自然地理条件恶劣、勘探难度大、总体上还处于勘探初期，发现大型油气田的概率大，是我国未来油气工业发展的战略接替区。

近几年来，西部地区天然气储量大幅增长，仅塔里木盆地就已探明6000亿立方米储量以上。但由于人口稀少、工业欠发达、天然气利用极其有限，而距离东部工业发达区遥远，这种资源地与消费市场的不平衡，使得天然气开发严重滞后。随着“西气东输”工程的全面实施，对西部天然气的勘探开发将产生积极的推动作用，但从天然气勘探开发到应用的历程来看，市场培育到成熟需要有5～10年的时间，下游市场开发的规模和速度是“西气东输”工程的重要风险因素。可以预计：21世纪前10年天然气的开发利用只能立足中部，西部作为战略接替区的地位将在2010年后显得更加重要。因此，西部天然气发展的总体战略是：以拿储量为重点，为西气东输工程提供资源保障，把天然气开发与管道建设和下游市场开发同步规划、整体考虑，通过经济、法规等手段，采取有利于放开、有利于激活市场的积极措施，加大培育天然气应用市场的力度。

（3）强化东部

东部区包括松辽、渤海湾等众多中新生代断陷型和断陷-凹陷型盆地和大部分中、下扬子海相碳酸盐岩地区，其中以松辽、渤海湾两大盆地为主。由于断裂发育，形成大型气田的地质条件欠佳，是以溶解气为主要气源的地区，累计探明天然气地质储量10098.51亿立方米，其中，溶解气占68%左右。由于近10年来新增探明储量少，仅占全国同期新增储量的5%左右，天然气产量到2001年也只有69亿立方米，其中溶解气占60%，储采比下降快，目前只有24左右。

东部地区工业发达、人口稠密，优质能源需求呈强劲增长趋势，虽然天然气勘探难度大、天然气开发成本较高，但输送距离短、并可以利用华北地区已经具备的输气管网，仅松辽、渤海湾盆地剩余资源就有3万亿立方米左右，仍然具备进一步挖潜开发的潜力。

在勘探开发策略上，一是要进一步挖掘现有气层气和溶解气潜力，提高采收率，力求稳产，稳定现有用户；二是加大深层气的勘探开发力度，搞好储量的接替工作；三是加强新区、新层系勘探，寻找东部天然气的战略接替区。

（作者单位 集团公司经济技术研究院）