“十三五”以來四川盆地天然氣產業發展成效及前景展望

吳裕根 門相勇 婁 鈺 王陸新

自然資源部油氣資源戰略研究中心

0 引言

天然氣在全球能源轉型過程中具有重要的戰略地位和作用，已經成為我國重要的低碳能源。據多家機構預測，近中期我國天然氣消費量仍將保持較快的增長趨勢，2025 年達 4 300×108～ 4 500×108m3，2030 年 介 于 5 500×108～ 6 000×108m3，2040 年前后進入 6 500×108～ 7 000×108m3的平臺期。而我國天然氣（含煤層氣、煤制氣）產量2025年預計達 2 300×108m3，2030 年預計介于 2 800×108～3 000×108m3，2040 年 以 后 較 長 時 間 穩 定 在3 000×108m3。在天然氣生產量增長速度遠遠落后于需求量的情況下，我國天然氣對外依存度將長期超過50%，能源保障面臨嚴峻挑戰[1-3]。因此，總結國內天然氣產業的發展經驗、做好主要產氣區域下一步發展的規劃，對提升我國天然氣自給能力、保障天然氣供給安全具有重要的意義。

1 天然氣在能源轉型過程中的重要地位

在全球范圍內，雖然各國資源稟賦與技術優勢各不相同，能源轉型路徑也有差異，但總體上均秉持“減煤、穩油、增氣、大力發展可再生能源”的轉型思路，高度重視天然氣在能源轉型過程中的作用[4]。相關統計顯示，2007—2020年天然氣在美國一次能源消費總量中的占比提升了11%達34%，稍低于石油的35%，成為美國第二大消費能源，并且仍處于上升趨勢。近期的歐洲能源危機也表明，在現階段可再生能源還無法填補傳統化石能源的缺口，天然氣仍然是最現實的選擇。2021年，天然氣在世界一次能源消費總量中占比達24.4%（圖1），是唯一保持增長的化石能源。根據《BP能源展望》，全球天然氣消費量年均增速達2%，預計到2040年有望成為全球第一大能源。

圖1 不同類型能源消費量占世界一次能源消費總量比例圖

長期以來，我國形成了“一大一中多小”的能源消費結構。2021年我國全年能源消費總量達52.4×108t標準煤，其中煤炭在一次能源消費總量中的占比達56.0%，石油為18.5%，天然氣為8.9%，水電、核電、風電等新能源合計16.6%。雖然天然氣等清潔能源占比較小，但隨著“雙碳”目標的逐步實施，其消費量將會快速增長。在可再生能源尚未獲得突破性發展的階段，天然氣將成為我國在實現碳排放盡早達峰的同時又保障能源供給安全的關鍵和必然選擇。

2 四川盆地天然氣產業發展成效

四川盆地在我國天然氣產業的發展中具有重要地位，是我國主要的天然氣生產基地之一，目前該區域天然氣累計生產量超 7 000×108m3，占全國天然氣累計生產量的26.7%，位居各產氣盆地首位。同時，該區域也是我國天然氣資源潛力最大和技術積累最深厚的區域之一，特別是在頁巖氣等非常規資源開發的過程中，形成了明顯的產業優勢。充分利用好四川盆地的資源和技術優勢，對引領和推動我國天然氣產業的整體發展具有重要的意義。

“十三五”以來，相關部門出臺了一系列政策促進天然氣產業的發展。2017年7月，國家發展和改革委員會出臺《關于加快天然氣利用的意見》，明確提出逐步將天然氣培育成我國現代清潔能源體系的主體能源，2030年天然氣在我國一次能源消費總量中的占比達10%。2018年7月，國務院印發《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》，提出加快調整能源結構，構建清潔低碳高效能源體系，抓好天然氣產供儲銷體系建設等。這些政策為近幾年四川盆地天然氣產業的快速發展創造了良好的外部環境，區域內天然氣產業發展也獲得了巨大的成效。

2.1 儲量產量快速增長，引領天然氣產業發展

“十三五”期間，四川盆地天然氣儲量大幅增長。隨著深層超深層天然氣、頁巖氣和致密砂巖氣的勘探持續獲得突破，四川盆地天然氣資源基礎不斷夯實。截至2020年底，四川盆地累計新增天然氣探明地質儲量6.2×1012m3。其中，常規天然氣新增儲量 4.2×1012m3，頁巖氣 2×1012m3，煤層氣近160×108m3。2016—2020年，四川盆地天然氣新增探明地質儲量近2.2×1012m3，對全國天然氣儲量增長的貢獻率達39%，位居全國第一（表1）。其中，常規天然氣新增探明地質儲量超過0.7×1012m3，頁巖氣近 1.5×1012m3，煤層氣近 160×108m3。

表1 “十三五”期間全國主要盆地天然氣儲產量增速表

同時，四川盆地天然氣產量也獲得快速增長。2020 年，四川盆地天然氣產量達 545×108m3，較2015年增長了86.4%，年均增長13.3%，對“十三五”全國天然氣產量增長貢獻率達51.7%。其中，常規天然氣產量達343.2×108m3，較2015年底增長38.6%，年均增長6.7%；頁巖氣產量達200.6×108m3，較2015年底增長3.5倍，年均增長35.0%，成為全國天然氣快速上產的重要動力；煤層氣開發實現了從無到有的突破[5-6]，年產量接近 1.3×108m3。

2021年，四川盆地天然氣儲、產量繼續保持快速增長態勢。天然氣新增探明地質儲量增長近1×1012m3，其中70%為頁巖氣。2021年四川盆地天然氣產量增長近12%，突破600×108m3，其中，常規天然氣產量增長約10%，頁巖氣增長約14%，分別貢獻增量的一半。

2.2 常規、非常規并重，多個氣區增儲上產成效顯著

“十三五”以來，四川盆地常規和非常規天然氣勘探取得一系列進展和突破。深層海相碳酸鹽巖氣藏快速增儲上產。川中古隆起深層天然氣增儲上產取得顯著成效。其中，安岳氣田龍王廟組氣藏、燈影組氣藏建成“萬億儲量、百億產量”產氣區，累計探明地質儲量 1.2×1012m3，產量達 150×108m3；川中古隆起北斜坡新區新層系勘探取得重大突破，多口評價井獲高產氣流，有望形成新的萬億立方米級儲量大氣區[7-8]。川西超深層勘探取得突破，“十三五”期間三疊系雷口坡組探明超1 000×108m3的川西氣田[9]，預計 2023 年產能達 20×108m3[10-11]。元壩、羅家寨等氣田加大產能建設，產量快速增長，2016—2020年產量分別年均增長16.0%和57.4%；普光氣田產量穩中有增，年均增長2.4%。

致密砂巖氣增儲上產獲得新突破，有望形成可規模建產的萬億立方米級儲量大氣區。“十三五”以來，沙溪廟組勘探開發取得重大突破，具備規模效益開發的基礎。金秋氣田多口評價井獲高產工業氣流，累計探明地質儲量近 1 000×108m3[12]；中江氣田累計探明超 1 000×108m3；天府氣區落實千億立方米級規模儲量區[13]。截至2020年底，沙溪廟組和須家河組致密砂巖氣累計探明地質儲量1.36×1012m3[14]。2018年以來，須家河組效益開發取得良好效果，有望推動前期難動用致密砂巖氣規模有效建產。隨著對須家河組致密砂巖氣優質儲層重新評價、氮氣鉆井和壓裂開發技術攻關，新場、通南巴、安岳等多地區打出一批高產井[15]，難動用儲量開發攻關取得突破[16]，初步形成致密砂巖氣藏精細描述及綜合評價技術體系，通過理論技術攻關有望實現須家河組規模有效建產。

2.3 由中深層向深層突破，頁巖氣勘探開發獲重大進展

“十三五”以來，四川盆地中深層（3500 m以淺）頁巖氣實現規模效益開發，形成超1×1012m3探明儲量規模的大氣區。四川盆地東部建成北美之外最大的頁巖氣田——涪陵氣田，累計新增探明地質儲量 超 4 000×108m3，2020 年 產 量 近 78×108m3， 較2015年增長近1.5倍；四川盆地南部建成長寧、威遠、昭通等頁巖氣大氣田，累計探明地質儲量近1.1×1012m3，2020 年產量達到 100×108m3，較 2015年增長近10倍。

頁巖氣勘探開發實現了從中深層向深層（3 500 m以深）、超壓向常壓的重大突破。深層頁巖氣已成為增儲上產的重要領域，有望近期形成新的萬億立方米級儲量大氣區。“十三五”以來，以威榮、瀘州為代表的深層頁巖氣田新增探明地質儲量近6 400×108m3，年產量已超過30×108m3，成為“十四五”及未來重要的增儲上產區域。常壓頁巖氣勘探開發實現重大突破，南川常壓頁巖氣已累計探明地質儲量近1 500×108m3，建成產能超過 15×108m3[17]。

2.4 理論技術持續積累，建成特色理論體系和工程技術系列

經過多年探索與積累，四川盆地的天然氣生產企業在天然氣產業各個環節積累了深厚的理論認識和實踐經驗，形成了特色理論體系和工程技術系列，有力支撐了四川盆地天然氣快速增儲上產。一是形成了大型碳酸鹽巖氣藏高效開發技術系列，有效支撐了安岳氣田百億立方米產能建設。建立特大型低幅構造縫洞型有水氣藏整體治水技術，保障了龍王廟組氣藏連續6年穩產90×108m3；創新古老風化殼氣藏儲層精細描述技術、大斜度水平井特色鉆井技術、差異化分段酸壓技術，支撐了安岳氣田燈四氣藏60×108m3產能規模并實現長期穩產。二是形成了中深層海相頁巖氣勘探地質理論和規模效益開發技術，有效支撐了涪陵、長寧、威遠等頁巖氣田開發。“十三五”期間，深化了海相頁巖氣“甜點區”和“甜點段”地質理論[18-20]，有力地支撐了頁巖氣勘探突破。建立了地質綜合評價、頁巖氣開發優化、水平井優快鉆井、水平井體積壓裂、工廠化作業和高效清潔開發六大主體技術，水平井多段壓裂等關鍵工程技術指標大幅提升[21]。創新發展了焦石壩頁巖氣立體開發提高采收率技術，將區塊整體采收率由12.3%提升至23.6%[9,22]，新區立體井網部署和老區立體加密調整技術具有良好的應用前景。三是探索創新深層、常壓頁巖氣勘探開發特色技術體系。針對深層頁巖氣地質特征，初步形成了適合深層頁巖氣的甜點預測、優快鉆井、體積壓裂和有效采氣等特色技術體系，取得了深層頁巖氣開發效益突破[23]。針對常壓頁巖氣低產的問題，持續攻關并初步探索形成常壓頁巖氣井網優化部署方案、排采工藝體系、低成本鉆井技術、高效壓裂技術體系[17]，在優選目標、提高單井產量和降低成本等方面取得顯著成果[23]。四是創新地質工程一體化技術，支撐了頁巖氣、致密砂巖氣高效開發。應用地質工程一體化思路和方法，通過精細地質研究打造“透明”非常規氣藏，指導井位優化部署設計、鉆井壓裂工程實施，形成非常規天然氣高產井部署模式、優快鉆井技術體系和高效壓裂改造工藝體系[13,24]。

2.5 管網布局完善，形成成熟基礎設施體系

四川盆地天然氣管網設施建設較成熟，初步建成了“三橫、三縱、三環”管網系統，管道長度4.2×104km，年輸配能力 400×108m3，上游連接2 600座采氣站、16座凈化廠，下游連接大中型工業及公用事業用戶超過1萬家、居民超過2 500萬戶，形成了成熟的天然氣生產、輸配、消費體系[25]。天然氣管網通過忠武線、中貴線和川氣東送管線與全國管網互連互通，形成了川渝地區與全國天然氣市場互通的格局。

區域內儲氣能力快速增長。已建成西南地區首座地下儲氣庫——相國寺儲氣庫，日調峰能力1 917×104m3；在建銅鑼峽、黃草峽、牟家坪—老翁場等地下儲氣庫；規劃布局沙坪場、萬順場等地下儲氣庫。四川盆地正加快形成以儲氣庫為主、氣田調峰、LNG儲備為輔的綜合性調峰系統，預計2025年儲氣調峰能力達 70×108m3，2030年超過100×108m3。

2.6 天然氣利用體系完備，天然氣精細化工產業快速發展

依托四川盆地天然氣資源優勢，川渝地區形成了我國最成熟的區域性天然氣消費市場，廣泛地應用于城市燃氣、工業原料、工業燃料、交通運輸及發電等。2021年川渝地區消費天然氣約392×108m3，約占全國天然氣消費總量的11%。截至2021年底，四川和重慶城鎮居民燃氣普及率均超過95%。

川渝地區形成了全國最大規模的天然氣化工產業基地，并不斷推進天然氣深加工發展。自20世紀60年代起，在國家政策大力支持下，天然氣化工產業開始在川渝地區快速發展。隨著天然氣資源優勢逐步擴大，天然氣化工規模以上企業超過1 000家，形成了四川瀘州、達州、遂寧等重要天然氣化工產業基地和重慶長壽、涪陵、萬州三大化工園區，化肥等傳統化工產品的產能居全國前列。近年來，川渝地區加大力度支持延伸天然氣產業鏈，發展天然氣精細化工，傳統化工比重顯著下降。精細化工產值已占四川省化工總產值的47%，成為四川油氣化工產業新的增長點[26]。據《重慶市化工產業高質量發展行動規劃（2021—2025年）》顯示，重慶已初步構建起高端聚烯烴等合成材料產業鏈，建成了全球最大己二酸生產基地，合成材料制造占比由2.9%提高至7.7%。

3 四川盆地天然氣產業面臨的主要問題

當前，四川盆地天然氣產業發展面臨的主要問題仍然是資源賦存條件復雜、勘探開發技術適應性不強及配套政策措施不完善等因素。

3.1 多期地質構造使資源賦存條件復雜

四川盆地是一個典型的多期構造疊合盆地，經歷了兩大構造沉積旋回，盆地構造改造強，褶皺構造在盆地內全面發育。多期地質構造對油氣藏影響較大，存在資料品質差、成藏條件復雜等地質條件問題，同時在作業過程中也存在目標落實難度大、難以展開形成規模勘探等問題。四川盆地油氣藏分布深度跨度大，淺層、中層、深層、超深層均有發現，圈閉發育不均衡，巖性、地層等非構造圈閉被構造復雜化，再加上地表為典型的山地地形，起伏劇烈，勘探開發難度大。

3.2 工程技術和關鍵設備仍需攻關

未來四川盆地天然氣主要資源陣地將向深層、常壓、新區新層系等領域拓展，面臨著地質條件更加復雜、壓裂難度大、單井產量低、流體相態復雜等諸多困難，效益開發的主體工藝還有待進一步攻關。深層頁巖氣田因儲層埋深大、地應力復雜等特點，工程實施過程中經常發生套管變形、井間壓竄等復雜情況，高溫條件下常規旋轉導向工具適應性不強，深層“一趟鉆”技術尚未形成；淺層頁巖氣地層壓力低、產量低，尚未形成成熟高效、經濟低成本的排采配套工藝，需要進一步試驗攻關；致密砂巖氣藏資源品位低，單井產量遞減快，經濟效益波動大，在提高單井產量技術、EUR技術儲備等方面還需要進一步攻關。

3.3 支持配套政策措施有待完善

由于天然氣產業鏈較長，涉及天然氣產業企業較多，缺乏著眼于整個盆地的國家級天然氣產業發展戰略定位和重大項目支持；由于山高溝深平地少，城鄉規劃區與有利區重疊，加之不同地方對產能建設用林、用地有關規定理解不一等原因，影響部分勘探項目和產建項目用地用林審批周期長，批復難度大；接替資源規模效益建產面臨巨大挑戰，深層天然氣（頁巖氣）、致密砂巖氣是四川盆地重要的接替資源，受資源條件更加復雜和工程技術難度大等因素影響，尚不能完全實現規模效益開發，缺乏針對性強的補貼政策。

4 四川盆地天然氣產業發展形勢展望與建議

四川盆地天然氣資源非常豐富，居全國之首。據最近一次全國油氣資源動態評價，四川盆地常規天然氣（含致密砂巖氣）地質資源量達20.7×1012m3，約占全國總量的22.4%；頁巖氣地質資源量71.8×1012m3，約占全國總量的 51.7%。截至 2020年底，四川盆地常規天然氣累計探明地質儲量近4.2×1012m3，探明程度20%；頁巖氣累計探明地質儲量2×1012m3，探明程度3%。總體來看，四川盆地天然氣勘探開發仍處于早中期。

4.1 四川天然氣迎來良好的發展機遇，產量有望持續快速增長

四川盆地天然氣勘探開發迎來良好的發展機遇。“十四五”時期，川渝地區雙城經濟圈配套政策逐步落地，西部大開發、長江經濟帶等多重政策疊加，川渝地區經濟社會發展有望保持快速增長，對清潔低碳能源的需求量將快速增長，促進天然氣上游投資增長。國家能源局、地方政府分別提出了千億立方米天然氣產能建設和打造中國“氣大慶”目標，四川、重慶兩地政府簽訂了《共同推進成渝地區雙城經濟圈能源一體化高質量發展合作協議》，加大投資統籌推進川渝地區天然氣大開發。四川盆地天然氣勘探開發迎來了良好的發展機遇，有望保持快速增儲上產。

4.2 規劃層面建議立足6個萬億立方米級氣區建設，深化地質認識尋找“甜點”

四川盆地天然氣具備持續增儲上產的現實基礎，存在6個萬億立方米級大氣區。一是加強未開發儲量區產能建設，推動燈四氣藏、棲霞組—茅口組氣藏上產，保持安岳氣田萬億立方米級儲量區平穩增產；二是加快川中古隆起斜坡區勘探開發突破，推動建成新的深層碳酸鹽巖萬億立方米級儲量大氣區；三是推動川西二、三疊系勘探開發和普光、元壩、羅家寨等老氣田建產，保障萬億立方米級儲量老氣區穩產增產；四是以五峰組—龍馬溪組為重點，推動老氣區立體加密調整，中深層頁巖氣勘探開發保持長期穩產在200×108m3；五是深化深層和常壓頁巖氣地質理論和效益開發技術攻關，推動深層和常壓頁巖氣新的萬億立方米級儲量區和百億立方米級產能建設；六是以川中、川西油氣有利富集區為重點，加強立體勘探開發，推動建成新的致密砂巖氣萬億立方米級儲量大氣區。預計2 030年前四川盆地天然氣產量將保持快速增長態勢，2025年天然氣產量達到 750×108～ 800×108m3，2030年產量超過1 000×108m3。建議以上述 6 個萬億立方米級儲量區為主戰場，圍繞碳酸鹽巖、致密砂巖氣、頁巖氣等勘探領域，強化復雜構造處理解釋攻關、構造建模及儲層研究，完善油氣甜點預測和地震地質導向配套技術，力爭新發現一批大中型氣田。

4.3 技術層面建議加強攻關，解決“卡脖子”問題

建議加大理論技術創新力度，持續加強深層、常壓、新區新層系等重點領域配套技術攻關，重點包括旋轉地質導向、深層高溫高壓、套管易變形問題等。加快配套形成深層頁巖氣勘探開發關鍵技術、常壓頁巖氣低成本開發技術、陸相和海陸過渡適應性勘探開發技術等，為天然氣產業持續發展提供理論技術支撐。

4.4 政策層面建議加大配套支持，推動行業發展

建議著眼提升保障國家能源安全能力，將四川盆地天然氣發展納入國家能源優先發展戰略和重大建設項目，加強企地合作，盡快將四川盆地打造成為我國首個年產超過1 000×108m3的天然氣大氣區。縮短用地、用林等各類手續辦理周期，進一步明確審批標準，優化審批流程，加快審批進度，條件允許時提供一站式各類手續辦理服務。針對深層天然氣（頁巖氣）、致密砂巖氣等開發難度較大的接替資源提供針對性強的財政補貼等激勵政策，為快速增儲上產創造良好的政策環境。

5 結論

“十三五”以來四川盆地天然氣產業發展邁上新臺階，天然氣快速增儲上產，引領全國天然氣增長。常規天然氣勘探開發成效顯著，致密砂巖氣規模效益開發取得突破，中深層頁巖氣實現規模效益開發，深層、常壓頁巖氣勘探開發取得重大進展。在產量和儲量快速增長的同時，也形成了特色理論體系和工程技術序列。展望未來，四川盆地具有天然氣資源豐富，氣藏類型多、分布廣，勘探開發技術和管網等基礎設施日趨完善等有利條件，在國家大力發展清潔能源的背景下具有良好的發展前景。做好區域天然氣產業發展規劃、深化地質認識、加強關鍵技術攻關、加大配套政策支持，天然氣產業有望再上新臺階。