中國天然氣工業發展回顧與前景展望

李 鷺 光

中國石油天然氣股份有限公司

0 引言

邁入21世紀以來，中國天然氣產業獲得了跨越式發展：國內天然氣產量從2000年的274×108m3上升到2020年的1 925×108m3，天然氣消費量從2000年的247×108m3快速增長到2020年的3 262×108m3，躋身世界天然氣生產、消費大國行列[1-3]；天然氣對外依存度也逐年上升，2020年已超過40%。近期，在世界處于百年未有之大變局的深度演變和能源結構加速轉型的大背景下，地緣政治環境復雜化、能源供應安全面臨考驗、碳達峰目標和碳中和愿景的提出，既給中國天然氣工業大發展帶來了挑戰，同時也提供了前所未有的空間和機遇。為此，及時總結回顧我國天然氣工業發展歷程及所取得的成果和經驗，進而準確預見未來，對于我們堅定信心、抓住機遇、直面挑戰，推進我國天然氣業務持續快速發展和實現“雙碳”目標都具有重大的意義。

1 中國天然氣工業發展歷程與所取得的成果

1.1 發展歷程

回顧我國天然氣工業的發展歷程，以天然氣年產量為考量指標，大致可以分為以下3個階段[2,4]。

1）發展起步階段，從1949年到1977年，歷時28年，我國天然氣工業在四川盆地發展起步，天然氣年產量從0.1×108m3逐步增加到100×108m3，全國累計探明天然氣地質儲量不到2 000×108m3。

2）緩慢增長期，從1977年到2001年，歷時24年，全國天然氣年產量穩步上升到303×108m3，累計探明天然氣地質儲量為3.4×1012m3。這一階段，溶解氣和氣層氣產量齊頭并進。

3）快速增長期，自2001年到2020年，歷時19年，全國天然氣產量年均增長83.4×108m3，2020年達到1 925×108m3，全國累計探明天然氣地質儲量達19.61×1012m3。特別是中國共產黨第十八次全國代表大會以來，國內天然氣業務加快發展，“十三五”期間，年產量連續5年“換”百字頭，分別為 1 369×108m3、1 480×108m3、1 602×108m3、1 754×108m3、1 925×108m3，年均增幅為 9.4%（圖 1）。

圖1 中國天然氣工業發展歷程簡圖

1.2 所取得的成果

1.2.1 天然氣勘探開發領域不斷拓展，氣藏類型多樣，天然氣資源量評價結果連續翻番

隨著理論的創新和勘探開發技術的突破，我國天然氣勘探開發領域不斷拓展，從以四川盆地為主的區域性產業發展成為包括陜西、甘肅、新疆、青海、云南、東三省、華北地區等全國大部分地區的全國性產業。天然氣勘探開發對象從構造氣藏向巖性氣藏拓展，從單一碳酸鹽巖氣藏向常規碎屑巖氣藏、疏松砂巖氣藏、低滲透致密氣藏、火山巖氣藏、頁巖氣、煤層氣等多種類型氣藏拓展；氣藏埋藏深度從中淺層向深層、超深層拓展。天然氣資源量從1986年第一輪全國油氣資源評價算起，每10年新增天然氣資源量在10×1012m3左右，隨著非常規天然氣勘探開發獲得突破，據中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）最新一輪的油氣資源評價結果，其天然氣可采資源量更是躍升至111.5×1012m3[5-6]。

1.2.2 天然氣探明儲量持續高位增長，三大盆地集中勘探形成4個萬億立方米規模增儲大場面

勘探立足戰略性、全局性、前瞻性重大領域和重大目標，突出新領域、新區帶、新層系、新類型，精細論證，加大對重點盆地的勘探部署力度，天然氣勘探成效顯著——全國連續19年新增天然氣探明地質儲量超過5 000×108m3，四川、鄂爾多斯、塔里木3個盆地累計探明天然氣地質儲量均超過2×1012m3；松遼、柴達木、東海、渤海灣、瓊東南、鶯歌海、準噶爾、珠江口等盆地及渤海海域累計探明天然氣地質儲量均超過1 000×108m3，奠定了天然氣產量快速增長的資源基礎[7-8]。形成了以下4個天然氣探明地質儲量超過1×1012m3的大場面：①鄂爾多斯盆地蘇里格氣田致密砂巖氣藏大型儲量區，累計探明天然氣地質儲量2.07×1012m3；②塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇構造帶深層和超深層氣藏大型儲量區，累計探明天然氣地質儲量1.5×1012m3；③四川盆地安岳氣田深層碳酸鹽巖氣藏大型儲量區，累計探明天然氣地質儲量1.3×1012m3；④四川盆地川渝頁巖氣藏大型儲量區，累計探明天然氣地質儲量接近2×1012m3。

1.2.3 天然氣產量快速攀升，建成3個年產量超過300×108m3的大氣區

2020年全國天然氣產量達1 925×108m3，連續5年年均增長量超過110×108m3。其中，中國石油的天然氣產量為1 306×108m3，占全國天然氣總產量的67.8%，較2019年凈增118×108m3，創歷史新高；中國石油天然氣產量當量達到1.04×108t油當量，首次超過石油，油氣產量結構進一步優化，向綠色低碳轉型取得重要進展；建成了塔里木盆地、四川盆地、鄂爾多斯盆地3個年產氣量超過300×108m3的天然氣生產基地。

1.2.4 非常規天然氣實現跨越式發展，成為天然氣產量增量的主體

隨著天然氣勘探開發理論和技術的突破，天然氣開發對象由常規構造型氣藏向非常規致密氣、煤層氣和頁巖氣拓展[9]（圖2），非常規天然氣逐漸成為天然氣上產的主力軍，特別是“十三五”期間我國進入了常非并舉發展的新階段，非常規天然氣取得了長足的發展，全國年均新建產能中的70%左右為非常規天然氣。2020年我國非常規天然氣產量為756.8×108m3，占全國天然氣總產量的39.3%，其中，致密氣476.8×108m3、頁巖氣201×108m3、煤層氣79×108m3。2020年中國石油的致密氣、頁巖氣、煤層氣三類非常規天然氣合計產量為497.8×108m3，較上年的增幅為13.3%，非常規天然氣產量在中國石油天然氣總產量中的占比由上年度的36.3%增至38.1%；非常規天然氣產量年凈增量為66.4×108m3，占中國石油2020年天然氣產量總凈增量的56.3%。

圖2 中國天然氣歷年產量構成圖

1.2.5 天然氣勘探開發理論和技術不斷發展，形成了十大類型氣藏開發配套技術系列

進入21世紀以來，創新發展了古老碳酸鹽巖氣藏成藏理論、大面積低滲透致密砂巖氣藏成藏理論、前陸沖斷帶深層構造天然氣成藏理論和海相頁巖氣成藏理論；深化發展了循環注氣保壓開采理論、異常高壓氣藏開發理論和氣藏控壓開采理論；高精度三維地震儲層預測技術、深井超深井鉆完井技術、水平井優快鉆井技術、體積壓裂改造技術和高含硫氣藏開發技術等的進步，以及深井和深水工程裝備的不斷完善配套，有力地支撐了安岳、元壩、蘇里格、克拉蘇、涪陵、威遠、長寧、陵水17-2等大氣田的發現和建設，保障了天然氣儲量的高峰增長[10-14]和產量的快速攀升。

經過多年的探索與積累，創新形成了致密砂巖氣藏、碳酸鹽巖氣藏、異常高壓氣藏、凝析氣藏、火山巖氣藏、疏松砂巖氣藏、高含硫氣藏、基巖氣藏、頁巖氣藏、煤層氣藏等十大類型氣藏開發特色技術系列，有力地支撐了天然氣產業的快速發展。如形成了以蘇里格氣田為代表的大井叢、多井型、工廠化、直井多層、水平井多段壓裂的致密氣藏開發技術系列，該氣田年產氣230×108m3已連續穩產8年[15]；形成了以安岳氣田為代表的甜點預測、大斜度井、適度規模酸壓改造的大型碳酸鹽巖氣藏高效開發技術系列，安岳氣田的下寒武統龍王廟組氣藏年產氣90×108m3已連續穩產5年[16]，臺緣帶震旦系燈影組氣藏2020年底年產氣能力達到60×108m3；形成了以克拉蘇氣田為代表的垂直鉆井技術防斜打快、精細控壓、先進PDC鉆頭提速等超深高壓氣藏開發技術系列，塔里木氣區年產量超越300×108m3[17]；形成了以涪陵、長寧、威遠為代表的頁巖氣開發地質綜合評價技術、開發優化技術、水平井優快鉆井技術、水平井體積壓裂技術、工廠化作業技術、高效清潔開采技術六項開發主體技術系列，四川盆地中淺層頁巖氣年產量突破200×108m3，準備了川南深層第二個萬億立方米天然氣儲量接替區，規模加快發展的態勢已經形成[18]。多項新技術的規模化推廣應用，為天然氣增儲上產發揮了重要的作用。

1.2.6 儲運設施協同發展，產運儲銷體系日趨完善

2004年西氣東輸一線工程投產，拉開了我國天然氣產業大發展的序幕[19]。隨著天然氣上游業務的快速發展，天然氣管網建設也同步進入了快速建設的新階段。至2020年，全國天然氣長輸管道總里程近8.3×104km，建成了以西氣東輸管道系統、陜京管道系統、忠武管道、川氣東送管道等國內跨省市管道為主干，以冀寧線、淮武線、蘭銀線、中貴線等為聯絡線的全國骨干輸氣管網[20]；同時，為了引進國外天然氣資源，中國石油建成了中亞管道、中緬管道、中俄東線管道等長輸進口天然氣管道，形成了橫跨東西、縱貫南北、聯通海外的天然氣管道格局。2019年國家進行油氣體制機制改革，成立了國家石油天然氣管網集團有限公司，以便于統籌協調、互聯互通，我國的天然氣供應能力將得到進一步提升[21]。

與此同時，地下儲氣庫（以下簡稱儲氣庫）和LNG接收站也在加速建設，儲氣調峰能力不斷增強。截至2020年底，我國已建成LNG接收站22座，總接收能力達到8 860×104t/a；已建成14座儲氣庫（群），設計總工作氣量237×108m3，形成了儲氣調峰能力142×108m3，占全國天然氣消費量的4.4%，2020年采氣量為92.6×108m3，冬季最高日采氣量達到1.5×108m3。其中，中國石油建成了以大張坨、呼圖壁、雙6、相國寺、金壇等為代表的儲氣庫群10座（枯竭氣藏型9座、鹽穴型1座），設計總工作氣量為189×108m3，設計注氣規模為0.9×108m3/d、采氣規模為1.6×108m3/d，儲氣調峰能力達到124×108m3，占全國儲氣庫總調峰能力的88%，占中國石油天然氣銷售量的6.7%；高峰日采氣量達1.34×108m3，高峰日注氣量達0.7×108m3。

天然氣需求量快速增長，2020年全國天然氣消費量達3 262×108m3，國內天然氣產運儲銷體系日趨完善。

1.2.7 中國天然氣產銷量位居世界前列，在全球的地位和影響日益突出

經過近20年的快速發展，中國已躋身世界天然氣產量、消費量大國。據中國石油經濟技術研究院的數據，2020年中國天然氣產量、消費量分別位居世界第4位、第3位（圖3、4），中國天然氣交易中心快速發展，已經建成上海、重慶和深圳天然氣交易中心，成立了浙江天然氣交易平臺，海南擬成立期貨交易所開展天然氣期貨業務，市場化機制逐步建立，中國在世界天然氣工業中的地位和影響日益凸顯[22]。

圖3 2020年天然氣產量世界前10位國家排名圖

圖4 2019—2020年天然氣消費量世界前10位國家排名圖

2 中國天然氣勘探開發形勢和面臨的挑戰

2.1 勘探開發形勢

2.1.1 “雙碳”目標為天然氣大發展創造了前所未有的機遇

2016年簽訂巴黎氣候協定之后，業內專家預測2035年中國天然氣需求量將超過6 000×108m3[23]。2020年全球碳中和步伐加快，我國將采取更加有力的政策和措施，力爭于2030年前二氧化碳排放量達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和目標，清潔低碳能源結構轉型進一步加快[24-25]。我國是世界上最大的煤炭消費國，煤炭在一次能源消費結構中的占比達57%，實現“雙碳”目標首先就要降低煤炭消費量。天然氣作為一種優質、高效、清潔的低碳化石能源，同時具有資源穩定和開發利用技術成熟的優勢，是中長期具有現實競爭力的優質資源，可與核能以及風、光、水、地熱等可再生能源形成良性互補[26]，我國天然氣消費量及其增速有望進一步提高。

2.1.2 我國天然氣勘探處于早中期，增儲潛力大

我國天然氣類型多樣，資源豐富[27]。據中國石油最新一輪油氣資源評價結果，我國天然氣總地質資源量高達280.76×1012m3，其中技術可采資源量為111.52×1012m3。分門別類來看，常規氣（含致密氣）地質資源量為146. 96×1012m3，其中技術可采資源量為83.46×1012m3；頁巖氣地質資源量為105.72×1012m3，其中技術可采資源量為19.36×1012m3；煤層氣地質資源量為28.08×1012m3，其中技術可采資源量為 8.70×1012m3。

我國天然氣剩余資源量豐富，總體探明程度低，勘探潛力巨大。截至2020年底，全國累計探明天然氣地質儲量19.61×1012m3，探明率僅7.00%。其中常規天然氣和致密氣探明地質儲量為16.88×1012m3，探明率為11.48%；頁巖氣探明地質儲量為2.00×1012m3，探明率為1.91%；煤層氣探明地質儲量為0.73×1012m3，探明率為2.61%（表1）。基于與國外同行業發展歷程的對比結果，分析認為我國天然氣勘探整體處于早中期，未來仍有發現大中型氣田的資源條件。

表1 中國天然氣資源量與探明儲量匯總表

2.1.3 上產新區目標落實，已開發主力氣田整體處于穩產階段，“十四五”期間國內天然氣儲量產量將繼續快速增長

我國天然氣近期增儲上產主要集中在四川、鄂爾多斯、塔里木、松遼、準噶爾5個盆地的海相碳酸鹽巖、低滲透致密砂巖、前陸盆地、海域和非常規等5個領域，近期陸上已在20個區帶獲得戰略性突破，天然氣資源潛力近30.6×1012m3（其中頁巖氣為12.4×1012m3），可以實現儲量規模接替（表2），預計每年可增加探明天然氣地質儲量8 000×108～10 000×108m3。

表2 “十三五”以來突破的中國陸上20個天然氣資源潛力帶匯總表

博孜—大北、克深周緣、川中、金秋、慶陽、宜川—黃龍、渤中19-6、瀘州、川東北等一批大中型新氣田按照勘探開發一體化、地質工程一體化的工作模式，正加快評價和建設，將陸續在“十四五”期間達產；克拉2、迪那2、蘇里格、靖邊、榆林、神木、大牛地、澀北、安岳、普光、涪陵、長寧、威遠、昭通等一批已開發主力氣田通過內部挖潛調整、滾動擴邊、綜合治理等措施，在“十四五”期間將整體處于穩產階段，是國內天然氣上產穩產的“壓艙石”（表3）。

表3 “十四五”國內主力氣田及其建產目標統計表

2.2 所面臨的挑戰

2.2.1 勘探對象日趨復雜，資源劣質化趨勢加劇，規模效益開發難度增加

2.2.1.1 近年新增天然氣儲量主要為低滲透致密氣、頁巖氣等非常規天然氣

隨著勘探程度的不斷提高，天然氣優質儲量發現難度越來越大，低滲透致密氣、頁巖氣等非常規天然氣成為新增儲量的主體，由“十五”的占比72%增長到“十二五”的92%，2019年達到100%，2020年為98%，預計未來10年占比將超過95%（圖5）。

圖5 1998—2030年中國石油新增天然氣探明儲量構成圖

2.2.1.2 勘探開發對象由中淺層轉向深層—超深層

主力勘探開發領域四川、塔里木盆地目的層埋深已達6 000～7 000 m，甚至超過8 000 m，塔里木盆地庫車山前單個圈閉天然氣資源量降至100×108m3左右（圖6），對勘探開發技術和成本控制提出了較大的挑戰[28]。

圖6 中國石油塔里木盆地庫車山前已發現氣藏天然氣儲量規模和氣藏中部埋深變化圖

2.2.1.3 非常規氣產量規模不斷攀升，天然氣整體開發效益變差

致密氣單井產量低，井均日產量在1×104m3左右，穩產期只有2～3年，產量年遞減率超過20%；頁巖氣初期產量雖然較高，但產量遞減快，年遞減率高達50%左右，每采出單位氣量所需投資較高，單位完全成本遠高于常規天然氣平均水平。非常規天然氣是今后天然氣上產的主體，主要依靠每年不斷大批量鉆新井，投資規模大，規模效益開發難度加大。

2.2.2 主力構造氣藏將集中進入產量遞減階段，持續上產壓力大

21世紀前10年建成的主力優質氣田已陸續進入產量遞減階段。川東石炭系、克拉2、英買力、靖邊、澀北等氣田主體區已經進入產量遞減階段，榆林、普光、迪那2等重點氣田步入穩產末期。這些氣田規模大、效益好，是天然氣持續上產的基石，隨著部分主力氣田集中進入產量遞減階段，持續上產壓力逐年增大（圖7）。

圖7 我國部分主力氣田天然氣年產量變化趨勢圖

2.2.3 高端裝備和材料依賴進口，制約了中國天然氣產業的可持續發展

天然氣增儲上產高度依賴于旋轉導向鉆井、隨鉆測井、大位移水平井鉆探、大規模“井工廠”開采及大型海上油氣綜合鉆探平臺、深海油氣開采等關鍵裝備，但受限于基礎理論、基礎原材料、精密儀器、高端設備制造等方面的不足，短期內依靠自主創新取得重大突破難度較大，而通過從國外引進消化吸收先進技術和裝備又面臨著國際政治關系復雜、知識產權保護、核心技術出口限制、商業合作不暢等諸多困難。因此在未來一段時間內，關鍵裝備自主化程度不足仍然是制約中國天然氣可持續發展的關鍵因素之一。

2.2.4 適用于未來建產主力區塊的針對性技術還存在著短板，制約了天然氣規模效益建產的進度

未來油氣勘探開發目標多為深層、高壓、海上、非常規，對技術要求高，目前技術、裝備尚不能完全滿足開發需要。深層、超深層碳酸鹽巖氣藏開發所需的高溫、高壓、高含硫堵水、控水、控硫工藝技術和高抗硫、大排量增壓裝備等不足；海上新發現氣田多為深水氣田、高溫高壓氣田、低滲透—近致密氣田、中深層氣田，由于在工程裝備、鉆完井技術等方面存在著較大的技術挑戰，開發成本遠高于陸地氣田；深層頁巖氣開發所需的核心技術與裝備不能完全滿足需要，體積改造技術和高精度甜點段精細評價技術需要發展完善，如地質導向關鍵工具還需進口、超長水平段PDC鉆頭不能完全滿足“一趟鉆”的要求、深井鉆塞難度大、無限級數分段壓裂技術不成熟，海陸過渡相及陸相頁巖氣在資源前景、甜點區/段、富集規律、高產主控因素等方面需要進一步試驗探索；致密氣提高采收率配套新技術、儲層高精度預測與提高單井產量技術需要進一步完善；煤層氣增產技術、深部煤系地層“三氣”綜合開發技術等還需要攻關。

2.2.5 非技術制約因素增多，影響了工作實施節奏

礦權改革影響油公司可持續發展戰略部署。2019年出臺的《關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）》新政進入實施階段，礦業權競爭出讓、25%硬退減等一系列政策落地，油公司油氣探礦權面臨著大面積退減的壓力，油氣勘探開發可持續發展面臨著嚴峻的挑戰。

財稅政策可持續性問題。針對非常規天然氣補貼優惠政策僅執行到2023年，并且補貼政策不能延續，將直接影響到未來非常規天然氣上產的規模。

資源地訴求增多，征地用地審批困難、補償賠償費用大幅度提高，環境影響評估等項目審批周期長，對工作實施節奏和效益造成了很大的影響。

3 中國天然氣發展前景與發展建議

“雙碳”目標為中國天然氣大發展提供了前所未有的機遇[29-31]，為了保障國家能源安全，實現經濟發展與環境保護雙重目標，需要持續加大國內天然氣勘探開發力度。

3.1 勘探前景

我國天然氣近期增儲目標主要集中在四川、鄂爾多斯、塔里木、松遼、準噶爾盆地的巖性地層、海相碳酸鹽巖、前陸盆地和非常規等四大領域的13個現實區帶，其中鄂爾多斯、四川、塔里木等盆地及南海北部、東海海域為5個萬億立方米級的天然氣增儲區，準噶爾、渤海灣、柴達木等盆地為3個千億立方米級的天然氣增儲區。預計2021—2040年全國新增探明天然氣地質儲量介于16×1012～20×1012m3，其中，常規氣新增10×1012～12×1012m3，頁巖氣新增6.0×1012～7.5×1012m3，煤層氣新增0.5×1012m3（表4）。2040年底常規氣可采資源探明率為16.2%，頁巖氣可采資源量探明率為8.6%，煤層氣可采資源量探明率為7.6%（表5）。

表4 中國未來新增天然氣地質儲量前景展望表 單位：1012 m3

表5 中國天然氣資源探明率展望表

3.2 開發前景

按照加快西部、發展海域、拓展東部的天然氣發展戰略，堅持常非并舉、深淺并重，推進天然氣產量持續較快增長，形成西氣東輸、海氣登陸、東部就近消費的天然氣開發格局。

根據資源基礎和勘探前景，綜合考慮可持續發展，預測全國天然氣產量2025年將達到2 300×108～2 520×108m3，其中常規氣（含致密氣）1 900×108～2 000×108m3， 頁 巖 氣 300×108～ 400×108m3， 煤層氣100×108～120×108m3。2030年前后天然氣產量將達到峰值2 900×108～3 300×108m3，并保持該規模到2040年以后，其中，常規氣（含致密氣）2 200×108～ 2 300×108m3， 頁 巖 氣 600×108～800×108m3，煤層氣 100×108～ 200×108m3（表 6）。

表6 中國天然氣產量發展展望表 單位：108 m3

3.3 發展建議

3.3.1 保持勘探持續穩定投入，確保勘探持續突破發現

儲量是天然氣業務發展的基石，實踐證明勘探投入與儲量增長有著良好的相關性，低油價背景下應堅定信心、保持勘探投入，尋找大突破大發現，為天然氣穩產上產提供資源儲備。同時，進一步加強風險勘探，主攻海相碳酸鹽巖、前陸沖斷帶、巖性地層、頁巖油氣、新區、海域等六大方向，加強持續探索，為天然氣可持續發展提供資源良性接替。

3.3.2 強化科技攻關，依靠技術和管理創新突破勘探禁區，提高氣田開發效益

要進一步加強復雜地表條件地震勘探技術攻關，加大低頻可控震源的應用力度，加強高精度重磁電、微生物檢測等技術在新區新領域勘探中的應用，強化地震資料的處理解釋攻關，不斷優化完善處理技術和方法，提高資料質量，精準落實勘探目標；加強對碳酸鹽巖、火山巖、非常規油氣儲層等測井評價技術攻關，解決復雜儲層評價和特殊油氣層識別難題，為壓裂改造和精準測試提供可靠的依據。

持續強化鉆完井技術攻關，進一步縮短鉆井周期、不斷提升低成本開發效果；持續攻關提高單井產量技術，開展包括超深層壓裂改造、長水平段密集高效壓裂工藝、大平臺多層系立體開發模式等技術；持續完善大井組、平臺化、工廠化集約式產能建設新模式，降低開發成本；持續攻關深海生產系統的自主化研發，包括深水浮式平臺系泊系統及IMMS監測系統、FLNG裝置和核心關鍵設備、深水半潛式平臺動力定位系統關鍵設備等。

3.3.3 加強對已開發氣田的綜合治理，提高氣田最終采收率

切實抓好已開發氣田穩產工作中的三大任務——“綜合施策控制遞減，創新驅動提高采收率，滾動挖潛夯實資源基礎”。強化主力氣田管理，均衡調控、科學合理配產，將單井治理與區塊整體治水有機結合，有效降低綜合遞減率。調整老氣田開發規模，對于龍王廟組、克拉2、迪那2等大型整裝優質氣田，參照國外類似氣田合理采氣速度2%～3%，有效控制產量遞減，增強穩產能力；主動防水控水，延緩水侵速度，開展排水采氣和增壓開采，降低廢棄壓力，增加經濟可采儲量，提高氣田采收率；滾動挖潛，在氣田里面找氣田，氣田上下找氣田，氣田周邊找氣田，增加儲量動用，實現接替穩產。

3.3.4 統籌優化國內外氣源、常規與非常規供氣構成，提高應對供氣風險的能力

隨著天然氣進口量持續攀升，國產氣保障供應安全的壓力突增，國內氣田提產、壓產操作越來越頻繁，影響氣田開發效果。須加強應急對策研究，統籌國內外氣源、常規與非常規供氣情景以及中下游輸配系統調節能力研究，提高供氣方案的靈活性和可操作性，保障供氣安全。同時主力氣田開發方案設計時應增加產氣波動可行性研究，并設計一定應急備用能力，提前做好應急情景下氣田產量應對預案。

3.3.5 對非常規天然氣持續給予稅收優惠、補貼政策支持，加快非常規氣規模效益上產

埋深4 000 m以深頁巖氣資源，在目前的技術經濟條件下，基本無效益或效益很差，若補貼0.2～0.3元/m3，可以盤活大部分埋深4 000 m以深無效益頁巖氣儲量；同時，2018年國家首次將致密氣納入補貼范圍，自2019年起非常規天然氣不再按定額標準進行補貼，實施多增多補政策，由于致密氣產量基數較大，補貼政策對新投產井補貼作用有限，部分Ⅱ類區和Ⅲ類區依然無法動用，若要實現致密氣長期穩產上產，必須要有可持續的補貼優惠政策支持。