在迷你系列“页岩气神话和现实”三部曲中的第二部分里，我想论述的问题是围绕页岩气这一新型资源的一系列核心问题中的一个：页岩气究竟是便宜还是贵？上周，在安得烈蒙特福德的“Bishop Hill”博客上的激烈讨论中，我声称页岩气是贵的，而非便宜。这一观点引发了一系列长篇大论的怀疑和反对。
    相反观点认为，页岩气便宜而且很便宜。因为使用页岩气还可以节省许多钻探和输送页岩气所需的钢管的费用，以及制造钢管所需的人工费。
    根据前期对页岩气成本所做的一些调查，我认为保本价格可能在4美元到8美元/千立方英尺之间（每一千立方英尺的价格大致相当于每百万英制热量单位的价格，即美元/百万btu）。一个应注意到的极其重要的情况是：如果是在欧洲，目前4美元到8美元的价格是便宜的；如果是在日本则是非常便宜的；但是如果是在北美，这个价格很贵（图1）。因此，对全生命周期生产成本简单地做出贵或便宜的结论不是一个明智的方式。

图1  全球天然气年平均价格的变化（据英国石油公司）

北美页岩气开发、福岛核事故和液化天然气的短缺是推动价格变化的几个主要因素。右边的灰色栏显示美国页岩气保本价格的最小值、最大值和中值（据贝克研究所Ken Medlock）。如果是在日本，这3种价格都非常便宜，但在美国却会被认为是很高的价格，基本上仍然高于美国当前的现货价格（每百万英热量单位3.85美元）。
   

    在对已公布的页岩气全生命周期盈亏成本估计数字进行更详细的分析前，这里将首先非常简要地概述美国页岩气生产的历史和页岩气产量惊人的增长速度。因为了解过去，有助于理解现在，并有可能预见未来。

   一、美国页岩气产量

    图2显示了David Hughes编制的美国页岩气产量增长的历史。可以看出，美国页岩气主要产自Haynesville、Barnett、Marcellus和Fayetteville这4个地区（图2和图3）。页岩气产量已经从2007年每天约40亿立方英尺增长到2012年每天约260亿立方英尺！页岩气产量的增长对美国天然气总产量有实质的影响，美国天然气总产量从1995年～2002年每月2万亿立方英尺的稳定水平增长到2012年每月2.5万亿立方英尺（图4）。一些人认为这是美国向能源独立的迈进，然而也有人认为受成本和递减率的影响，这可能是一个能源泡沫。

图2  2000～2012年美国各地区页岩气产量累计
（产量从21世纪初的停滞状态到现在惊人的每天250亿立方英尺）

图3  美国和加拿大主要页岩气和石油产地（资料来源：美国能源信息署）

图4  自1993年以来美国不同类型天然气产量的变化（基于美国能源信息署数据制作）
2006年数据系列的异常是因为页岩气数据的引入。在此之前，页岩气产量包括在传统的干气产量中。2011年末，页岩气占美国天然气总产量的32%。据David Hughes的调查结果，页岩气产量到2012年末已占美国天然气总产量的40%（图2）。

    美国页岩气产量的超常增长并不是偶然发生的。从2003年开始美国钻探工业进入超速发展期，到2008年夏天钻探设备总数是2003年的两倍多，达到2000台（图5）。大多数钻探设备是开采天然气的，把图5、图2和图4结合起来，就会明显地看到越来越多的钻机把开采页岩气作为目标，这是以常规天然气产量的减少为代价的，其维持多年的稳定水平从2007年开始下降（图5）。2008年8月金融危机爆发后，钻探活动急剧减少，因为当时所有人都在评估今后全球金融体系的格局。美国的钻探活动在2009和2010年迅速恢复。随后又开始了从页岩气开采向页岩油开采的大转移（图5）。金融危机以前，大约有400台石油钻机，1600台天然气钻机。现在是大约1400台石油钻机，400台天然气钻机。

图5  美国贝克休斯油田服务公司提供的美国钻机数与美国能源信息署提供的天然气总产量对比

    1995年以来，美国钻探队伍的规模已经从大约700台钻探设备增长到2000台。在很长一段时间里，美国增长的钻探工作量仅仅能够弥补减少的工作量，从而维持总体工作量不下降的局面，直至钻探行业把目标转向页岩。与开采非常成熟的常规天然气相比，新的页岩气开采项目显然给公司带来了更高的产量回报。是否页岩气开采也能给公司带来更高的经济回报尚待分晓。有证据显示天然气总产量在过去的24个月里始终维持在一个稳定水平上。
    油气公司从开采天然气转向开采石油的原因很简单。页岩气的生产过剩使价格从2008年6月的超过13美元/千立方英尺下降到2012年4月的不到2美元/千立方英尺（图6）。在相同的时间段里，石油价格要高得多，从而激励了页岩气开采向页岩油开采的大转移。不到2美元/千立方英尺的天然气价格对于美国消费者和经济增长来说是一个异想天开的数字，但却导致了埃克森美孚公司首席执行官Rex Tillerson的著名宣告：“今天我们的财产全部化为乌有”。他在纽约外交关系理事会的一次发言里说，“我们没赚到钱，账面上都是红色赤字。”

图6  亨利中心天然气现货价格（资料来源：美国能源信息署）

    欧洲和亚洲各国政府对美国的低价格羡慕不已，因为福岛核事故和2012年液化天然气供应量的下降导致了国际市场上天然气短缺，使价格飙升到历史最高水平，同时也导致了不同地区天然气价格的巨大差距（图1）。美国天然气价格下降到小于2美元/千立方英尺的情况制造了一个错觉，即页岩气是便宜的。但实际上是生产过剩使得美国天然气价格大跌至公司可以获益的水平以下。这种情况对社会是不利的，因为社会的生存有赖于可以赢利的能源工业，但社会没有意识到这一点。

   二、页岩气的实际成本是多少？

    在北美，页岩气的全生命周期实际生产成本是多少？没有单一的和简单的回答，有大量的变量需要考虑：
     1. 气井的最终回收率（EUR）
     2. 钻井的沉没成本
     3. 土地成本
     4. 管道、加工设备和运输至市场的成本
     5. 税和权利金
     6. 付出利息和利率
     7. 公司日常管理费
    不同州之间在某些变量上的差异是很大的，例如税制，北美和欧洲之间税制差异更大。在以下给出的各种各样的评估结果里，在某些情况下还不清楚是否使用了全生命周期经济评估法或“远期点”（point-forward）经济评估法。下面是莱斯大学贝克研究所能源研究中心资深总监Ken Medlock的评估结果。
    “一些井每千立方英尺只投入2.65美元成本就可以盈利，其它的需要投入8.10美元……中值是4.85美元。”

图7  Ruud Weijermars在其学术论文中指出，美国不同产地的页岩气最低价格在每千立方英尺4到6美元之间。

左图：2007～2011年美国主要的页岩气产区的产量；右图：美国主要页岩气产区的盈亏平衡点边际价格

    图1中已标示了上述3个价格。图7引自一项学术研究的结果，显示最低成本为每千立方英尺4到6美元。
    页岩气分析和评论家Arthur Berman在其2012年的论文中指出，按8%的贴现率计算，美国Barnett、Fayetteville和Haynesville三地生产的页岩气的全生命周期成本超过了8美元。Berman认为公司一直在高估最终回收率，因此相对成本实际上比公司公布的要高。按天然气的现价计，美国所有页岩气产区都是非盈利的。
   一家主要石油公司的前首席执行官说：一切都取决于页岩气的价格。如果价格在每千立方英尺4～5美元，则页岩气产量会很高。
    总之，情况似乎很明显，如果价格低于每千立方英尺2美元，则整个页岩气行业就无利可图。现有的证据表明，贝克研究所Ken Medlock对页岩气价格的估计是比较合理的。各个公司的利润率取决于他们总体业务的质量。只有时间能够证明Weijermars和Berman估计的高价格是否会因页岩气产量低于当前的预测量而实现。但这是一个极端不稳定和活跃的行业，效率一直在提升，因此对成本，尤其是今后成本的预测极其困难。

   三、美国页岩气的未来

    有迹象显示，美国页岩气产量增长速度的急剧放缓已经开始导致美国天然气总产量增速放缓。在过去24个月内，美国天然气总产量始终稳定在一个水平上可能就是证据（图5）。令人惊奇的是开采速率下降之后，产气量继续上升。部分是由于开采与输送系统之间的时间滞差。气井需要等管道接通，任何时候都有储备的新井闲置在那里等待连接管道。而且钻井效率也提高了，水力压裂和完井技术也正在改善，类似宾夕法尼亚州Marcellus的一些地区，生产的热点地区正在被发现和钻探。以下这段话引自“傻瓜投资指南”网：
    根据贝克休斯的数据，相当多公司都在采用垫块钻井方法。因此北美地区2013年第三季度的钻井工作量比2012年第一季度高出15%不应该感到惊讶。
根    据美国能源信息署的数据，在美国北达科他州的巴肯页岩区，今年新井每台钻机的日产油量预计将提高将近一倍。去年的日产油量略高于250桶，而今年12月的日产油量估计可达到496桶。同样，在德克萨斯州的老鹰堡页岩区，新井每台钻机的日产量预计可从去年的约200桶增加至今年的413桶。
    这样一来，油气的供求似乎有可能实现平衡。400台钻机能够生产出足够多的石油以弥补天然气产量的下降。美国对廉价天然气的需求已经提高了，还需要从加拿大进口少量天然气。在现在市场条件下，很难想象还会有钻机从开采石油转向开采天然气。因此，合理的预测似乎是：石油产量的增长可能会停下来，甚至在中期可能逆转，这种情况将持续到天然气价格回升到某个水平上，足以使上述在巴肯和老鹰堡页岩区开采石油的钻机又转向开采页岩气。
    页岩气开采效率的惊人增长速度肯定会在达到某个水平后放缓。从长远看，产量将取决于能够发现多少高效和高产的气井。只要新井的质量继续高于老井，那么页岩气的奇迹似乎将永远继续下去。
    根据上面的分析，美国天然气价格可能将继续上涨，并在短期内升至每千立方英尺5美元。市民可能会因此而抱怨，但应该认识到只有把价格维持在这个水平，页岩气开采业才有可能至少在一段时期内繁荣发展，美国经济才会受益。按照5美元/立方英尺的价格，那些拥有低成本、高效率气井的公司可以赚许多钱，而那些只有高成本、低效率气井的公司则可能无利可图。

　　为及时准确掌握我国油气资源潜力，继2003~2007年国土资源部、国家发改委和财政部联合组织开展新一轮全国油气资源评价（以下简称“新一轮”）之后，国土资源部安排部署，分阶段组织对全国主要含油气盆地开展动态评价。2010年完成鄂尔多斯等6个盆地的评价，2011年完成东北地区（包括内蒙古东部）的评价，2012年完成新疆地区的评价，并对2030年前油气储量产量增长趋势进行了预测。2013年，重点对新一轮全国油气资源评价以来尚未开展过动态评价的华北、中原、河南、江苏、江汉、青海、玉门、东海等8个油田探区，以及动态评价后资源量有较大变化的冀东、大港油田探区和渤海海域、南海中南部主要含油气盆地进行了新的动态评价。到2014年底，完成了又一轮全国油气资源潜力系统评价，得到最新全国评价成果。

　　一是我国油气资源总量丰富。全国石油地质资源量1085亿吨、可采资源量268亿吨，与2007年评价结果相比，分别增加了320亿吨、56亿吨，增长42％和26％；已累计探明360亿吨，探明程度33％，处于地质勘探中期。天然气地质资源量68万亿立方米，可采资源量40万亿立方米，与2007年评价结果相比，分别增加了33万亿立方米、18万亿立方米，增长了94％和82％；已累计探明12万亿立方米，探明程度18％，处于地质勘探早期。

　　二是天然气资源潜力大于石油。截至2014年底，全国石油和天然气分别累计采出62亿吨、1.5万亿立方米，剩余可采资源量分别为206亿吨、38.5万亿立方米。按照1111立方米天然气折算1吨石油，天然气剩余可采资源量约为石油的1.7倍，未来我国将进入天然气储量产量快速增长的发展阶段。

　　三是油气资源主要集中在大型含油气盆地。渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口等主要含油气盆地的石油资源量、储量和产量贡献超过80％。鄂尔多斯、四川、塔里木盆地和海域等四大气区的天然气资源量、储量和产量贡献超过80％。

　　四是油气资源勘查开采成本增大。剩余的常规油气资源品质较差，低渗透、大埋深、深水的油气和稠油、高含硫天然气等低品质资源比重逐年增高。由于这些资源的勘查开采利用难度大，均需要采用高新技术，增大了成本。

　　五是全国油气资源勘探开发潜力较大。趋势预测结果表明，2030年前，全国石油储量仍保持较高水平，年均探明10亿吨以上，产量保持2亿吨以上，稳中有升，天然气储量保持高速增长态势，年均探明6000亿立方米，产量快速增长，预计2030年产量可达3000亿立方米。

　　一、基本情况

　　（一）总体原则

　　以党的十八大和十八届三中全会精神为指导，紧密围绕经济社会发展大局，适应全面深化改革新要求，以提高我国油气资源对经济社会可持续发展的保障能力为目标，以规范的资源评价方法、技术和基础数据为支撑，以国有石油公司勘探开发工作为基础，充分利用已经取得的资源评价成果，采取主管部门组织，专家技术把关，政产学研相结合的工作方式，突出重点，运用比较分析、专家咨询指导的评价模式，全面、准确、客观地评价我国常规石油与天然气资源潜力，预测2015~2030年油气资源储量、产量增长趋势，为更好地调查评价、规划、管理、保护与合理利用油气资源，为国家编制经济社会发展规划和能源中长期发展规划提供科学依据。

　　（二）目标任务

　　全国油气资源动态评价（2013）工作，以新一轮全国油气资源评价为基础，认真总结近年来评价地区油气勘探开发的新成果、新进展和新认识，丰富完善了资源评价的方法参数体系，主要评价了石油、天然气地质资源量和可采资源量，分析预测了油气储量产量增长趋势，提出了促进油气资源勘探开发的政策建议。

　　（三）工作重点

　　本次动态评价主要针对近年来在油气勘探领域取得较大进展，以及新一轮全国油气资源评价以来尚未开展过动态评价的盆地和地区。选取渤海湾盆地冀东、大港油田探区和渤海海域、南海中南部主要含油气盆地，以及渤海湾盆地华北油田探区、渤海湾盆地中原油田探区、南襄、江汉、苏北、柴达木、酒泉、东海、二连、雅布赖等盆地和地区开展油气资源动态评价。

　　（四）组织实施

　　本次动态评价，是按照国土资源部总体部署和要求，由国土资源部油气资源战略研究中心会同中石油大港油田、中石油华北油田、中石油冀东油田、中石化中原油田、中海油天津分公司、中石油青海油田、中石油玉门油田、中石化河南油田、中石化江汉油田、中石化江苏油田、中石化上海分公司、中海油研究总院、中国石油大学（北京）等单位共同实施（图1）。

　　（五）评价思路

　　石油天然气评价地质资源量和可采资源量两个系列，并根据油气勘探开发进展，确定盆地、坳（凹）陷、领域或重点层系作为评价单元；在总体沿用“新一轮”评价方法的基础上，针对不同评价单元的地质特征和勘探程度，确定各自的评价方法，主要采用统计法、类比法，适当应用成因法，强调多种方法的配套性、实用性和针对性。评价参数依据评价方法和资源类型制定，所用参数具有相对统一性、合理性，本次评价重点通过刻度区的建立与解剖，获取了运聚系数、可采系数等关键参数取值，分析影响关键参数的主要地质因素，建立统一地质模型，掌握关键参数在不同评价地区的特征，明确其在不同地区的应用条件和取值标准，为资源评价奠定了良好的基础。

　　（六）主要成果

　　总结近年来评价地区油气勘探开发的新成果、新进展和新认识，丰富完善了资源评价的方法参数体系，主要评价了石油、天然气地质资源量和可采资源量，分析预测了油气储量产量增长趋势，提出了促进油气资源勘探开发的政策建议。评价结果表明：全国油气资源潜力较大，渤海海域油气资源大幅增长，东部老油田仍有潜力可挖。

　　二、勘探进展

　　随着地质认识的深化、勘探技术的进步和勘探开发程度的不断提高，本次评价盆地和地区的油气资源勘探有了新的突破和新的发现。

　　渤海海域辽东湾地区勘探取得重大进展，辽西低凸起绥中36-1大油田外围发现第二个亿吨级稠油油田旅大5-2N构造，辽中凹陷南部陡坡带旅大6-2构造带有望成为又一个亿吨级油田群，辽东凸起带北段锦州23-2构造也获重大发现，渤中地区石臼坨凸起秦皇岛33-1南油田浅层获亿吨级资源发现，渤南地区黄河口凹陷南斜坡获得新突破，成熟区探明储量大幅增长。此外，在庙西北洼发现蓬莱15-2亿吨级大油田，边缘洼陷勘探开辟了渤海海域油气资源增长新区，秦南凹陷陡坡带发现秦皇岛29-2亿吨级轻质油气田，科学探索井BZ21-2-1完成渤海第一口超5000米的深井，揭示了渤中凹陷天然气勘探前景。

　　柴达木盆地油气勘探在昆北断阶带实现重大突破，昆北油田累计探明石油地质储量上亿吨；狮子沟—英雄岭构造带开拓油气勘探主战场，西段探明狮子沟、花土沟、游园沟三个油田，东段发现了英东一号油气田；阿尔金山前东段东坪1区块、东坪3区块、牛1区块拉开天然气勘探序幕。

　　此外，其他盆地和地区也取得了一定的勘探进展，例如，渤海湾盆地大港油田探区岐口凹陷埕北断坡区勘探取得新突破，形成5亿吨级大型油气富集带；华北油田探区冀中凹陷勘探发现饶阳凹陷蠡县斜坡中北段、马西—肃宁地区和文安斜坡三个亿吨级规模储量区；中原油田探区文明寨油田在中生界试获高产油流，取得了中生界三叠系砂岩裂缝型油气藏勘探的重大突破。二连盆地阿尔凹陷发现了阿尔油田，新增控制加预测石油地质储量上亿吨；江汉盆地江陵凹陷发现万城断裂带、荆州背斜带、南部斜坡带等三个千万吨级增储新区带，潜江凹陷发现钟潭断裂构造带、毛场斜坡带等两个千万吨级增储新区带；苏北盆地高邮深凹带戴南组隐蔽油藏、高邮凹陷戴南组和泰州组原生油藏、成熟探区勘探取得重要的发现和进展；玉门油田在雅布赖盆地的致密油勘探获得一定进展，但是整体已处于开发后期，面对较大的稳产压力。

　　三、评价成果

　　（一）石油地质资源量增长22.70%

　　本次动态评价盆地和地区石油地质资源量257.29亿吨，可采资源量58.49亿吨；与上次资源评价结果相比，石油地质资源量增加了47.60亿吨，可采资源量增加了4.40亿吨，分别增长22.7%和8.13%；其中增加量最大的是渤海海域，地质资源量增加了27.63亿吨，其次为柴达木盆地，增加了16.70亿吨，渤海湾盆地的冀中坳陷增加了9.87亿吨；南堡凹陷地质资源量减少了9.56亿吨，黄骅坳陷减少了4.22亿吨。

　　（二）天然气地质资源量增长87.73%

　　本次动态评价盆地和地区天然气地质资源量12.77万亿立方米，可采资源量6.79万亿立方米；与最近的资源评价结果相比，天然气地质资源量增加了5.97万亿立方米，可采资源量增加了2.69万亿立方米，分别增长了87.73%和65.40%；其中柴达木盆地地质资源量增加了1.74万亿立方米，南华北盆地增加了0.67万亿立方米。

　　（三）全国石油地质资源量1085亿吨，天然气地质资源量68万亿立方米

　　通过本次评价，全国石油地质资源量为1084.77亿吨，较全国油气资源动态评价（2012）的1037.17亿吨增加了47.60亿吨，增幅为4.59%；可采资源量为268.38亿吨，较全国油气资源动态评价（2012）的263.98亿吨增加了4.40亿吨，增幅为1.67%（图2、图3）。

　　全国天然气地质资源量为68.11万亿立方米，较全国油气资源动态评价（2012）的62.14万亿立方米增加了5.97万亿立方米，增幅9.61%，天然气可采资源量为40.11万亿立方米，较全国油气资源动态评价（2012）的37.42万亿立方米增加了2.69万亿立方米，增幅7.19%（图4、图5）。

　　四、增长因素

　　（一）勘探投入和工作量持续增长

　　“十一五”以来，我国油气勘探投资呈现持续增长态势，2013年全国勘探投资785.56亿元，较2006年的447.02亿元大幅增长了338.54亿元。全国2006~2013年累计钻探井2.76万口，2013年全国钻探井3863口，比2006年的2592口增加1271口。全国2006~2013年累计完成二维地震8.68万km，累计完成三维地震31.09万km2，2013年为4.89万km2，比2006年的2.91万km2增加了1.98万km2。

　　本次评价工作中，2006~2013年期间，渤海海域完成钻探井320口、二维地震2711km、三维地震40771km2，2013年为5074km2，比2006年的2488km2增加了104%，共探明石油地质储量12.04亿吨，占累计探明储地质储量的41%，探明天然气地质储量741.7亿立方米，占累计探明地质储量的44.86%。柴达木盆地完成钻探井293口、二维地震9186km、三维地震4747km2，共计探明石油地质储量1.78亿吨，占累计探明地质储量的35%，探明天然气地质储量713亿立方米，占累计探明地质储量的19%。其他盆地或地区的勘探投入和工作量均有不同程度的增长。

　　勘探投入大幅增长带来工作量的增加，推动了勘探开发的突破，亿吨级的大型油气田接连发现。

　　（二）勘探理论的突破和地质认识逐渐深化

　　地层岩性油气藏、隐蔽型潜山油气藏等油气理论的突破，使得勘探领域不断扩展、地质认识不断深化，不同盆地和地区结合区域地质特点，形成具有特色的勘探新理论，带来了油气资源领域的不断拓展，资源量得到增加。

　　渤海海域辽东湾地区滚动评价和区域甩开均取得重大进展，辽西凸起区油气分布连片增加，渤中凹陷是海域主力生烃凹陷，凹陷内构造—岩性、中深层等资源潜力大，渤南地区黄河口凹陷围绕浅层构造—岩性领域和复杂断块开展滚动勘探，使黄河口凹陷基本证实“满凹含油”，盆地边缘凹陷的突破和发现，拓展了渤海海域油气勘探空间，小型凹陷也将是资源增长重要领域，此外，渤中凹陷深层天然气显示良好的勘探潜力。

　　柴达木盆地开展油气成藏模式研究，源外古隆起、古斜坡油气成藏模式认为油气藏分布与古构造关系密切，此理论突破了以往“源外构造区不利于油气成藏”的认识，指导勘探不但发现了柴北缘马北隆起区油气田，而且分别在昆仑山前、阿尔金山前和祁连山前获得突破。源上晚期构造成藏模式认为受喜山晚期新构造运动强烈影响，研究提出盆地腹部“构造多期推覆叠加，断层纵向接力输导，油藏晚期复式聚集”新模式，指导勘探发现英东中浅层亿吨级油田，打破了以往新构造区“早期成藏、晚期调整、次生为主”难以形成大油气田的传统认识。此外还建立了富烃凹陷周缘斜坡区源内岩性成藏模式和生物气动态成藏模式。

　　渤海湾盆大港油田以斜坡区岩性油气成藏理论为指导，按照“评价断阶区、预探高斜坡”的勘探思路，在低断阶及高斜坡实施重点勘探，并取得突破；华北油田以富油凹陷“洼槽聚油”理论新认识为指导，深化地层岩性油藏形成条件和富集规律研究，构建多种地层岩性油藏新模式，通过深化隐蔽型潜山成藏机理研究，发现一系列高产高效潜山及内幕油藏；苏北油田完善了高邮深凹隐蔽油藏勘探理论，建立“多级坡折或缓坡”和“单级坡折或陡坡”两类隐蔽圈闭成藏模式，指出不同模式下岩性油藏勘探领域。

　　（三）工程技术进步大大降低了资源的门槛

　　最近几年，勘探开发工程技术得到了很大的提高，过去很多不被认为是资源的，现在也得到了有效的利用，使得资源向更低渗透率、更深埋深、更大水深迈进。

　　在地震方面，完全自主知识产权的宽方位、宽频带、高密度地震勘探配套技术实现商业化应用；在钻完井方面，工厂化钻完井与储层改造作业技术、深井超深井优快钻完井技术、氮气欠平衡和油钻杆完井技术的进步，促进了在主要盆地的勘探工作；在测井方面，应用测井数字岩心技术实现了油气层测井评价的准确、高效和一体化，非均质碳酸盐岩有效储层测井识别技术在塔里木、长庆等油气田应用效果显著；海上油田超大型平台浮托技术取得突破、在渤海油气田开发和南海深水荔湾3-1气田建设中成功得到应用。

　　五、趋势预测

　　综合分析，按目前发展态势，预测2015~2030年，我国石油储量产量稳定增长，累计探明地质储量200亿吨，2020年、2030年产量分别达到2.3亿吨、2.5亿吨；天然气储量产量快速增长，累计探明地质储量12万亿立方米，2020年、2030年产量分别达到2000亿立方米、3000亿立方米。综合煤层气、页岩气等非常规油气资源储量产量增长趋势，2020年全国油气当量接近5亿吨，2030年达到7亿吨。

　　东部以松辽、渤海湾盆地为重点，主要是挖潜稳产，通过积极发展先进采油技术，努力提高原油采收率，产量保持基本稳定，2030年，东部老油田的油气当量保持在1.5亿~1.8亿吨，占全国近30％。中西部以鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔等盆地为重点，逐步成为油气增储上产接替区，2020年鄂尔多斯盆地建成亿吨级油气生产基地，2030年新疆地区建成亿吨级油气生产区，西部油气当量可达3.5亿~4亿吨，占全国的50％以上。海域以渤海、东海和南海北部等为重点，通过开拓深水和南海中南部海域油气资源勘查，2030年，油气当量1.2亿~1.5亿吨，占全国的20％。

　　（一）石油储量

　　2030年之前，我国的年探明石油地质储量仍保持较高的水平，其中2014~2015年年均探明储量12.35亿吨，2016~2020年年均探明储量12.57亿吨；2021~2030年年均探明11.68亿吨。2014~2030年可累计探明储量204亿吨，年均探明储量12.04亿吨。按石油地质资源量1084.77亿吨考虑，2030年的资源探明程度为51.7%，属于勘探的中期（图6）。

　　（二）石油产量

　　2030年之前，全国石油产量保持平稳，2015年产量可达2.14亿吨，2020年2.24亿吨，2025年2.30亿吨，2030年2.28亿吨，峰值产量将超过2.3亿吨。2016~2030年每五年的年均产量为2.20亿吨、2.28亿吨、2.30亿吨。到2030年，全国累计产油99.42亿吨，按石油可采资源量268.38亿吨考虑，2030年石油开采程度为37.0%，仍然处于开发中期（图6）。

　　（三）天然气储量

　　2030年之前，我国的天然气年探明地质储量仍保持“十五”以来的高速增长态势，其中2014~2015年年均探明地质储量6421亿立方米，2016~2030年每五年天然气年均探明地质储量为6104亿立方米、6143亿立方米、6059亿立方米。到2030年，全国可累计探明20.63万亿立方米，按天然气地质资源量68.11万亿立方米考虑，2030年的资源探明程度为30.3%，进入勘探中期（图7）。

　　（四）天然气产量

　　2030年之前，我国的天然气年产量将持续快速增长，2015年产量可达1430亿立方米，2020年1980亿立方米，2025年2360亿立方米，2030年2510亿立方米，预计峰值产量可接近3000亿立方米。2016~2030年每五年的年均产量为1768亿立方米、2230亿立方米、2469亿立方米。到2030年，全国累计产气4.84万亿立方米，按天然气可采资源量40.11万亿立方米考虑，2030年天然气开采程度为12.1%，属于开发的早中期。

　　六、勘探重点

　　（一）海域有较大增储空间

　　从动态评价（2013）结果看，海域是石油、天然气资源量增长最显著的地区。其中渤海海域石油地质资源量较动态评价（2010）增长了33.4%，渤海海域今后仍坚持以富烃凹陷为主要勘探方向，隐蔽油气藏及潜山为重要勘探领域，同时要兼顾天然气勘探；环渤中、辽中、黄河口等富烃凹陷斜坡区、中深层构造—岩性领域、潜在富烃凹陷等是有利勘探方向。

　　（二）老油田新增储量重点在挖潜

　　渤海湾盆地的大港、华北、冀东、中原等油田，以及河南、江汉、江苏、玉门等油田经历了40年以上，最高到80年的勘探开发历程，油田获得新发现的难度大、储量规模小。但通过本次评价来看，老油田仍然具有较大的潜力，也是我国石油产量稳定发展的重要支撑。大港油田沧东凹陷岩性油气藏、歧口凹陷歧北斜坡、板桥斜坡与古生界天然气等领域是近期勘探重点；华北油田饶阳、霸县、廊固等凹陷的岩性油气藏、深潜山及潜山内幕是勘探重点；冀东油田南堡凹陷高北斜坡、南部缓坡带和北部陡坡带的中深层构造岩性油气藏是重要勘探领域；中原油田的东濮凹陷中央隆起带深层、洼陷带深层、深层潜山、西南洼陷、兰聊断裂带为重要勘探领域；河南油田泌阳凹陷北部斜坡核三下段、南部陡坡带小型砂砾岩油藏有较大增储潜力；对江汉油田应滚动勘探潜江凹陷潜江组砂岩油藏，展开勘探新沟嘴组砂岩油藏、江陵凹陷白垩系次生油气藏，评价江陵凹陷荆沙组次生油气藏，探索陈沱口、小板凹陷勘探潜力；江苏油田的高邮凹陷、金湖凹陷、溱潼凹陷和海安凹陷仍是勘探的主战场，内斜坡、复杂断裂带和隐蔽油藏为重要勘探领域。

　　（三）新区新领域有望形成接替

　　从评价结果看，老油田的新层系和新类型（如致密油气）、西部盆地的新区和海上的新区、新层系有望形成重要的勘探接替。从老油田看，大港油田沧东孔二段致密油、古生界碎屑岩潜山可作为中长期勘探领域，河南油田泌阳凹陷的页岩油和江苏油田金湖、高邮等凹陷以及江汉油田潜江凹陷潜江组的页岩油也是未来的重要勘探领域；从西部柴达木盆地看，山前古隆起、古斜坡区是勘探的重点，富烃凹陷周缘斜坡区岩性及致密油气是值得重点探索的区域，而富烃凹陷相邻的断阶带深层、盆内大型晚期构造带和基岩勘探领域是需要加强研究的新区、新领域；从海上看，东海盆地的深层致密气和中生界天然气潜力巨大，是未来勘探的重要方向。

　　七、政策建议

　　(一)加强油气基础地质调查评价

　　一是大力加强我国油气基础地质调查评价工作，查明油气资源潜力，优选油气勘查有利区带。二是继续实施全国油气资源动态评价，加快油气资源信息化建设，提升油气资源管理支撑能力与社会化服务水平。三是加强大型含油气盆地综合研究与整体评价，着重解决制约油气勘查的重大地质问题，提出勘查战略方向和新思路。四是针对我国致密油气等非常规油气的地质复杂性和难采性，加强地质理论研究、富集易采区预测技术攻关。五是开展油气资源调查评价新技术和新方法的研究、引进、示范和推广及相关技术规范与标准研制等，加强公益性、基础性资料的社会化服务。

　　(二)加大油气勘查开发投入

　　一是加大财政投入力度，重点开展工作程度较低区块的地质工作，寻找后备资源区。二是通过油气基础地质调查、战略选区、资源评价等基础性公益性工作，优选出有利目标区，编制油气矿业权设置方案，降低商业性勘探风险，引导和带动石油企业加大勘查开发投入。三是完善法规和经济调节相结合的区块管理机制，适度提高油气探矿权采矿权使用费标准，提高区块持有成本，研究提高最低勘查投入标准，促使勘查投入不足、进展缓慢的矿业权人退出区块；以市场竞争方式配置探矿权，按照企业承诺勘查期内的投入和工作量，作为监督考核的依据，促进石油企业加大勘查开发投入。四是通过油气体制改革，逐步放开油气勘查开采市场，引入更多的市场主体，拓宽油气勘查开发投资渠道。

　　(三)加快非常规油气勘查开发

　　确立科学的油气资源观，把提升非常规油气资源的战略地位作为保障我国能源可持续供给的重要举措。实施非常规油气开发利用顶层设计，建立完善的制度保障体系，做到有序开发，科学发展。非常规油气资源勘探开发实施“一级发证、两级监管、部省联招、属地注册”的管理方式，以区块竞争性出让为突破口，允许符合条件的非国有资本进入，逐步形成竞争性开发机制。统筹规划、加强勘探、重视开发、深化应用，努力实现勘探开发、技术应用和下游市场的良性互动，促进非常规油气资源的优化配置。