作者：郭 威1 潘继平1,2 娄 钰1
1. 国土资源部油气资源战略研究中心 2. 国土资源部国土资源战略研究重点实验室
油气资源保护与合理利用事关国家现代化建设的全局。2016年11 月，中华人民共和国国土资源部（以下简称国土资源部）印发了《全国矿产资源规划（2016-2020年）》，同年12月，中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）印发了《石油发展“十三五”规划》《天然气发展“十三五”规划》，国家能源局印发了《页岩气发展规划（2016-2020年）》等文件。上述规划是油气资源勘查开采领域的纲领性文件，对保障资源安全供应、推进利用方式转变、促进行业持续健康发展具有重要的指导作用。目前，我国油气及相关领域规划实施过程中存在着重编制、轻实施、弱监管等突出问题。开展规划实施评估，找出规划编制及实施的不足之处和薄弱环节，发现油气资源勘查开采中的趋势性、苗头性、风险性问题，提出改善规划实施效果的意见和建议，对于维护国家资源安全、规范资源勘查开发意义重大。
1 规划实施背景与形势
自2008年金融危机以来，世界经济总体低迷，复苏乏力，据国际货币基金组织（IMF ）统计，2016年世界经济增长率为3.1%，经济下行风险不断增加。在此期间，美国页岩油气开发取得巨大的成功，全球油气供需宽松，国际油价暴跌并长期低位震荡，2016年布伦特和WTI 原油期货年均价格分别为45.13美元/ 桶和43.47美元/ 桶，比2015年分别降低8.47美元/ 桶和5.29美元/ 桶。低油价的局面造成全球油气勘探开发投入持续下降，2016年国际石油公司上游支出同比减少24%，并已连续两年大幅度削减开支。与此同时，世界能源结构转型进程加快，发展低碳清洁能源已成为全球共识。
我国经济发展也在这一时期进入新常态，产业升级与结构调整加快，随着能源革命战略深入推进，能源产业发展整体放缓，产量和消费量的增速明显下降，市场总体宽松。据统计，21世纪的前10年，我国一次能源消费量年均增长9.4%，2011-2015年增速则下降为3.7%，2016年增速降为1.4%。特别是煤炭的消费量，在一次能源结构中的比例持续下降，能源转型进程不断加快。2017年5 月21日，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，正式拉开油气体制改革的序幕，能源体制改革进入关键时期。
2 规划目标与主要任务
2.1 “十三五”期间年均规划目标
相关规划提出：2016 —2020 年，我国年均新增石油、常规天然气、煤层气、页岩气探明地质储量分别为 10 ×108 t 、6 000×108m3 、840×108m3、2 000× 108m3；石油储采比保持在 12 以上，天然气储采比达到30 ；到 2020 年，石油年产量稳定在 2×108t，常规天然气年产量增加到 1 700×108m3，煤层气地面开发产量达 160×108m3，页岩气产量 300×108m3。
2.2 油气资源勘查开采规划部署
根据相关规划部署安排，“十三五”期间我国重点开展以下几方面工作：①稳定国内石油供应，东部地区以松辽盆地、渤海湾盆地为重点，加强精细勘探开发，增储挖潜，减缓老油田产量递减；西部以塔里木、鄂尔多斯、准噶尔等盆地为重点，探明优质资源储量，实现增储稳产、力争上产；海域按照“做强渤海、拓展南海、加快东海、探索黄海及其他海域”的部署，加快海洋石油勘探开发，保持老油田持续稳产，加快新区产能建设，大力提升海域石油产量。②大力发展天然气，陆域以塔里木、柴达木、鄂尔多斯、四川等盆地为重点，海域以南海为重点，加大天然气勘查开发力度。③加强页岩气调查评价与勘查，开展四川长宁—威远、重庆涪陵、贵州遵义—铜仁、云南昭通、陕西延安等地区页岩气勘查开发示范等。
3 年度目标完成情况评估
3.1 上游投入下降，油气储量保持高位增长
受低油价的持续影响，2016年我国油气资源勘查投资下降明显，但各石油公司积极调结构、降成本，有力地保障了我国油气探明地质储量的高位增长（表1）。2016年，我国石油探明地质储量增长9.14×108 t，完成年度规划目标的91.40% ；常规天然气探明地质储量增长7 265.59×108m3，完成年度规划目标的121.09%；煤层气新增探明地质储量576.12×108m3，同比增长20.9 倍；页岩气无新发现，与2015年持平。
3.1.1 上游投入继续下降，开发投入降幅明显大于勘探
统计显示，2016年全国油气勘探开发累计投入同比下降34.6%，相比2014年降幅达52.5%。其中，全年勘探总投入同比下降14.9% ；全年开发总投入1 120.4 亿元，同比下降40.8%，为历年最大降幅。值得注意的是，2014年以来，尽管勘探投资持续下降，但勘探投入在整个上游投入中的占比却由2014年的21.6% 提高到31.3% 。这表明，在持续低油价的严峻形势下，石油企业在不断削减上游投入的同时努力稳定勘探投入。
3.1.2 石油探明储量持续增长
2016 年，我国新增石油探明地质储量9.14 ×108t，同比降低18.3%，储量增长继续保持高峰态势。但新增石油探明地质储量也是继2007—2015年连续9 年后，首次回落到10×108t以下。新增探明地质储量大于1×108t的大油田2 个，为鄂尔多斯盆地的南梁油田和环江油田。目前我国石油勘探处于中早期，未来仍有较大的资源潜力，随着勘探技术提高和理论发展，有望保持储量高位增长。
3.1.3 常规天然气储量保持高位增长
2016年我国常规天然气新增探明地质储量7 265.59×108m3，连续14年新增探明地质储量超过5 000×108m3，保持了储量高峰增长态势。新增探明地质储量大于1 000×108m3的大气田2 个，分别是鄂尔多斯盆地苏里格气田和四川盆地安岳气田。
3.1.4 页岩气勘查获得重要发现
四川盆地永川地区页岩气勘探取得重大突破，永页1HF井试获最高产量14.12×104m3/d ；丁页3HF井钻遇优质页岩，有望实现商业突破。贵州黔北区块安页1 井获得高产工业气流。陕西延长石油初步形成陆相页岩气地质综合评价技术，初步落实页岩气储量约1 600×108m3。
3.2 石油产量明显下降，油气产能建设大幅下滑
2016年，在低油价、高成本、低效益及廉价进口石油等重压之下，国内石油产量结束了“只上不下”的态势，天然气产量略有下降（表2）。
3.2.1 石油产量较大幅度下滑
2016年全年我国石油产量1.997×108t ，同比减产约1 486×104t ，降幅为6.93%，为金融危机以来首次减产，减产幅度超历史水平（图1）。
受低油价和投资持续下降的影响，2016年我国石油产能建设大幅下滑，全年完成约 1 410×104t ，比“十二五”年均产能建设减少600×104t ，降幅约30%。
3.2.2 常规天然气产量稳中略降
受进口天然气和市场销售影响，我国常规天然气开发与增产步伐放缓（图2）。2016年全年常规天然气产量为1 231.72×108m3，较2015年减少11 .85×108m3，降幅约0.96%。
受持续投入大幅下降和市场销售的影响，2016年天然气产能建设步伐大幅放缓，全年完成天然气产能建设约90×108m3，相比“十二五”年均产能建设下降100×108m3，降幅约50%。
3.2.3 煤层气产量稳步增长
2016年全国煤层气（含煤矿瓦斯）抽采量为168.51×108m3，同比减少1.5%，利用量80.13×108m3，同比增长2.8%。其中，井下瓦斯抽采量为123.55×108m3，同比减少2.5%，地面煤层气产量为44.95×108m3，同比增加1.6%。
3.2.4 页岩气产量大幅增长，产能建设顺利
2016年全国页岩气产量为78.82×108m3，同比大幅增长76.3%。其中，中石化涪陵页岩气田产量为50.37×108m3，占全国总产量的63.9%。中石油页岩气产量为28.45×108m3，同比增长118.2%，其中，长宁区块产量为16.26×108m3，威远区块产量为6.57×108m3，其他区块产量为5.62×108m3。
产能建设方面，中石化涪陵国家级页岩气示范区已完成50×108m3/a 产能建设目标，二期50×108m3/a 产能建设正式启动，这是国内首个实现商业开发的大型页岩气田建成投产，标志着国内页岩气开采加速迈进大规模商业化阶段。中石油长宁—威远国家级页岩气示范区建成产能35×108m3/a ，发展完善了3 500 m 以浅体积压裂主体工艺，井均测试日产量由8.15×104m3提高至22.80×104m3 。
4 规划主要任务实施进展评估
4.1 石油勘探成效显著
东部地区增储挖潜成效显著。2016年，中石油在松辽盆地中浅层石油勘探取得重要进展，整体落实亿吨级储量规模；在渤海湾盆地落实储量规模约3 000×104t ，首次在石炭系太原组获高产，发现了新的潜山含油层系；辽河西部凹陷石油勘探取得重要进展，大洼—海外河沙三段、中生界整体落实储量规模约2 500×104t。
西部地区取得了重要石油勘探发现。中石油在鄂尔多斯盆地环江、合水新发现系列含油富集区，为实现“西部大庆”5 000×104 t 长期稳产提供了新的规模资源；在准噶尔盆地环玛湖石油勘探取得重大发现，落实控制加预测储量1.3×108t ；在柴达木盆地英西地区整体形成亿吨级储量规模，狮1-2、狮205、狮1-3 向1 井3 口井相继获得千吨高产油气流。中石化在塔里木盆地塔河油田外围顺北地区评价勘探取得重大突破，提交控制储量2 600×104t ；发现了塔河之外新的油气富集带——顺北大油气田，实现了“塔河之外找塔河”的战略构想。
实现海域油田勘探开发一体化。按照“做强渤海、拓展南海、加快东海、探索黄海及其他海域”的战略部署，中石化在北部湾海域“涠4 井”取得油气重大发现，试获日产超1 000m3的高产油流；中海油在恩平凹陷西北部打开新的构造带，在辽东南洼等新区新领域勘探取得突破。
4.2 常规天然气勘探获得新发现
鄂尔多斯盆地苏里格气田外围天然气勘探取得重要进展，南三区新获工业气流，落实基本探明天然气地质储量3300×108m3；盆地中东部碳酸盐岩新层系天然气勘探取得重要发现，获日产10×104m3以上的工业气流，为未来勘探准备了新的领域和一定的资源。塔里木盆地新增天然气探明地质储量3000×108m3，开辟了塔西南潜山勘探新领域。四川盆地落实探明天然气地质储量1700×108m3。
4.3 非常规天然气勘探取得新进展
2016年，我国开辟了黔北正安、四川雅安、四川大竹等13个共计6×104km2勘查新区。贵州正安、湖北宜昌页岩气调查获得重大突破，初步形成两个勘查示范基地。其中，安页 1 井在南方盆外首获稳定高产工业气流，鄂阳页1 井获得“四层楼”式重要发现。永川地区页岩气勘探取得重大突破，有望实现商业突破。长宁—威远、昭通国家级示范区页岩气开发建设成效显著。2016年，以四川、重庆等地区为重点，页岩气产量突破70×108m3。
此外，沁水盆地南缘、鄂尔多斯盆地东部煤层气清洁利用成效明显，在神府区块北部盒 8 段发现厚气层，气层厚度优于南部；临兴、神木区块千五段均获得工业气流。
5 评估反映的主要问题
5.1 国际油价持续低位运行，抑制了国内油气勘探开发的积极性
近年来国际油价持续走低给油气勘探开发领域带来了巨大的压力，投资积极性受到抑制。为应对低油价影响，国内石油企业大幅削减勘探开发的投资，减少钻井、地震施工等工作量，放缓了产能建设和投产进程。低油价环境下的企业有效措施不多，导致部分规划目标完成难度较大。
据统计，我国石油开发综合平均成本为60美元/ 桶。虽然截至2016年底，国际油价已经突破50美元/ 桶，但国内油气田生产绝大部分仍处于亏损状态。低油价使油田的盈利能力锐减，个别油田收不抵支，生存面临极为严峻考验。未来一段时期内，除受国际油价影响外，国内油气勘探开发还将面临诸多挑战，如勘探领域不断向低、深、难的方向发展；地面条件日趋复杂，如对技术、安全环保要求越来越高等。
5.2 天然气产销矛盾突出，严重制约产业快速发展
一方面，国内天然气消费量增速回落、进口LNG能力集中释放、中亚天然气进入国内市场等因素给我国天然气市场带来很大的冲击，新建产能得不到充分释放。另一方面，在现行体制机制的条件下，环保政策落实不到位，天然气清洁、绿色的环保优势无法得到充分的体现。同时，新能源成本明显下降，竞争力增强，导致了天然气消费量增速下降，市场发展受挫，出现了滞销、“弃气”的现象。以中石化为例，2015年影响产量40×108m3，2016年上半年影响产量12×108m3。
5.3 油气资源品位不断下降，勘探开发难度加大、成本攀升
一方面，随着勘探程度不断提高，新增油气储量品位逐渐下降，低渗透率油藏储量比例超过75%，低渗透率、低丰度、深层、深水资源已经成为油气储量增长的重要来源，勘探难度日益增大，油田开发逐渐进入高含水、高采出程度、低丰度、低产量的“双高双低”阶段，安全环保、节能减排压力加大。
另一方面，我国油气勘探工程成本和发现成本呈上升趋势，勘探投资风险不断增大。其中，石油企业的平均发现成本由2000年0.55美元/ 桶，逐步上升到2016年的1.99美元/ 桶，上涨260%。
5.4 规划目标设定前瞻性不够，影响了规划任务的科学部署与有效实施
由于国内外形势复杂多变，在制定规划目标时，资源供需形势研判稍显不足，导致规划目标制定前瞻性不够，如石油产量指标与实际存在较大的偏差。同时，由于规划实施机制不够完善，导致储量增长等部分规划指标在设置时过于保守，难以发挥应有的宏观导向作用，需设定科学合理的目标区间和范围。
6 结论与建议
1）2016年度规划执行情况总体较好，油气企业克服困难，努力保障勘探投入，基本完成了“十三五”规划年均新增油气储量的目标，并获得了一系列新的重要油气发现。但综合原油价格走势、现行体制及技术条件等因素，完成“十三五”全国石油、天然气新增探明地质储量的规划目标仍然存在一定的挑战。
2）2016年全国油气资源勘探开发投资继续大幅下降，导致油气产能建设大幅下降，石油产量明显下降，天然气产量也呈下降趋势，“十三五”全国原油、天然气资源年开采量规划目标实现难度较大，油气可持续发展形势严峻。
3）面对低油价的持续影响，为防止国内油气发展大滑坡，危及国家能源资源安全，建议全面深化体制改革，强化科技创新，不断降低开发成本，激发活力，稳定并努力增加勘查开采投入，努力保持油气储量高峰增长，稳定石油、增加天然气产能建设，提高国内能源资源保障能力。
4）完善规划实施保障机制：①按照经济、环保和安全的原则，建立油气勘查开采规划目标动态调整机制；②扩大规划实施评估范围，将规划实施监管、绩效评估、配套管理改革进展等纳入评估范围，提升规划实施评估深度和广度，提升油气资源发展质量和效益；③引入第三方评估机制，保障评估结果客观公正。
（来源：天然气工业 2017年第8期）
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