2004年底“西气东输”管道工程完工并正式投运，标志着中国天然气产业进入了快速发展期。近10年来(2004—2014年，下同)，中国天然气工业获得了跨越式发展，在勘探开发、管输配套、消费利用等方面都取得了一系列成果，基本形成了比较完整的工业格架，为我国能源结构优化和节能减排作出了重要贡献。

经过近10年的快速发展，中国已跻身世界天然气生产和消费大国的行列，中国与全球天然气市场的融合度以及对全球市场的影响程度都显著增强。但从2014年下半年以来，世界石油市场发生了深刻变化，油价大幅下跌，至今仍在低位徘徊，全球油气市场疲软;与此同时，中国经济增速放缓，资源环境约束趋紧，能源生产与消费革命加快推进，天然气产业发展的内、外部条件也正在发生着深刻变化，既面临新的机遇、又面对新的挑战。

为此，笔者回顾和总结了中国近10年天然气工业快速发展的经验，对天然气产业未来的发展形势进行了分析和研究，进而对天然气勘探开发策略提出了建议，以期面对新常态，把握机遇，及时做出发展思路的调整，确保中国天然气产业长期较快健康发展。

中国天然气工业快速发展回顾

1 勘探不断取得突破，储量高峰增长

从2004年以来，塔里木盆地库车、塔中地区，鄂尔多斯盆地致密砂岩气，四川盆地川中上三叠统须家河组气藏、普光气田、元坝气田、龙王庙组气藏，莺歌海盆地东方13-2等区域的天然气勘探不断取得新突破，天然气储量持续增长，年均探明气层气地质储量超过6000×10^8 m^3，其中可采储量达3600×10^8 m^3，近10年累计探明气层气地质储量6.34×10^12 m^3，超过之前全国累计探明储量之和。

截至2014年底，我国已累计探明气层气地质储量10.45×10^12 m^3，其中可采储量为6.2×10^12 m^3;煤层气勘探持续深入，截止到2014年底，已累计探明煤层气地质储量6266×10^8 m^3;页岩气勘探在四川盆地海相页岩领域获重大发现，2014年涪陵页岩气田首次上报探明地质储量1067×10^8 m^3，最新数据表明，截至2015年10月15日该盆地已获得页岩气储量共计5400×10^8 m^3，其中中石化3800×10^8 m^3、中石油1600×10^8 m^3。近10年储量高峰增长，为天然气产量快速上升奠定了坚实的物质基础。

2 产量快速攀升，步入世界产气大国行列

随着西气东输、陕气东进、川气东送等天然气长输管道的陆续投运，不断打通了连接资源与市场之间的桥梁，克拉2、迪那、苏里格、榆林、普光等一批年产规模超过50×10^8 m^3 的大气田相继建成投产，天然气产量快速攀升，由2004年的410×10^8 m^3 增长到2014年的1296×10^8 m^3，10年增长了2倍多，年均增速达12.2%，年均增量为88.6×10^8 m^3，增速和增量与全球其他国家快速发展阶段相比都位于前列(表1)。中国天然气产量在全球国家中的排名已从2004年的第17位跃升到2014年的第6位。

3 技术不断创新集成，推动复杂气藏规模效益开发

近10年来，针对制约复杂气藏开发的瓶颈问题，设立重大科技攻关项目，大力开展基础研究与现场先导性试验，不断探索创新集成配套技术。

在非均质储层精细描述、水平井分段压裂改造、快速钻井、高酸性气藏安全开发技术以及标准化设计、数字化建设、工厂化作业模式等方面均取得了长足的进步，推动了以苏里格低渗透致密、库车超深层、塔中缝洞型碳酸盐岩、普光高含硫、徐深火山岩等为代表的复杂气藏规模有效开发。技术不断创新集成，占总探明储量70%的复杂类型气藏储量得到了有效开发动用，强劲支撑了中国天然气产量的快速攀升。

4 输配系统建设全面提速，全国性骨干管网基本建成

继2004年底西气东输管道建成投产以来，全国天然气长输管线建设全面提速，西气东输二线、三线、四线，陕京二线、陕京三线，川气东送管线等相继建成投产，截止到2014年底，全国投运天然气骨干管道长度已达8.5×10^4km，主力气区管线联网，基本形成了横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的天然气管网格局;已建成地下储气库(群)20余座，形成天然气调峰能力43×10^8 m^3，地下储气库类型由枯竭凝析油气藏向盐穴储气库、在产气藏多种类型拓展，有效缓解了冬季用气量与调峰能力之间的矛盾，增加了天然气供应链的弹性。

截至2014年底，我国已建成70余座LNG生产工厂，合计产能约为2700×10^4 m3/d;2006年我国第一个LNG 接收终端建成投产(深圳大鹏)，至2014年底我国已建成11座LNG 接收站，合计LNG 接收能力达到4080×10^4t/a，另有近2000×10^4t/a的LNG产能在建。LNG已经成为我国战略储备、调峰和利用国外天然气资源的重要途径。

5 天然气进口快速推进，多元化供气格局基本形成

我国自2006年开始引进LNG，2010年开始引进中亚管道气，近年来在利用国外天然气资源方面取得重大进展，为保障能源安全供应，仍在不断扩大进口气源的数量和范围。2014年我国共进口天然气584×10^8 m^3，其中进口LNG 271×10^8 m^3、管道气313×10^8m^3(图1)。

进口气源涉及全球22个国家，进口气占国内天然气消费量的比例达到31.5%，形成了以国内气为基础、多个进口气源共存的多元化供气格局。

6 天然气消费量快速增长，能源消费占比显著提高

近10年来，中国天然气消费市场快速扩大，消费量迅速增长。2014年天然气市场已扩展到大陆30个省市区，消费量超过1800×10^8 m^3，10年增长了3.5倍，年均增速达16.3%，远高于同期其他能源消费量增速和GDP增速。中国的天然气消费量占全球的比例由2004年的1.5%上升到2014年的5.5%，已成为世界第三大天然气消费国，对全球天然气市场影响力不断凸显。

在消费量迅速增长的同时，天然气消费结构也不断优化，城市燃气和发电用气比例不断增加，化工用气比例大幅下降(图2)。

天然气在我国一次能源消费结构中的比例显著提高，由2004年的2.5%上升到2014年的6%。部分地区已超过10%，其中最高的北京市约为25%，已经超越了世界平均水平(图3)。天然气成为北京地区“APEC蓝”“阅兵蓝”的重要贡献者。

中国天然气行业新常态的基本特征

2014年5月10日，习近平同志在河南考察时指出：“我国发展仍处于重要战略机遇期，我们要增强信心，从当前我国经济发展的阶段性特征出发，适应新常态，保持战略上的平常心态。”在2014年底的中央经济工作会议上，习近平同志详尽分析了中国经济新常态变化趋势，强调：“我国经济发展进入新常态，是我国经济发展阶段性特征的必然反映，是不以人的意志为转移的。

认识新常态、适应新常态、引领新常态，是当前和今后一个时期我国经济发展的大逻辑。”这一重要论断将新常态提升到了国家战略层面。中国经济进入新常态，经济增速从高速增长转为中高速增长、经济结构不断优化、经济增长动力由要素驱动、投资驱动转向创新驱动。新常态的内涵对能源生产消费影响重大，具体到天然气行业，主要有下列基本特征。

1 天然气产量和消费量增速将双双趋缓，供需基本面呈现出宽松态势

据国家发展和改革委员会(以下简称发改委)经济运行调节局发布的数据，2015年上半年我国天然气产量为656×10^8 m^3，同比增长3.8%，天然气消费量约为906×10^8 m^3，同比增长仅为2.1%，产量、消费量增速明显低于前10年的平均增速且这一趋势将维持较长一段时间。

分析认为，我国天然气产量增长趋缓的原因包括：①2010年以前投入的主力气田产量将陆续开始递减;②低渗透—致密气藏产量递减快，要维持气田稳产需要相当规模的新增储量;③随着天然气产量基数的增大，即使有相同的年增量，增长速度也会减小。因此，从资源储备本身来看，中国天然气工业经过近10年的快速发展，本身也到了一个增长乏力的阶段。此外，市场疲软也同时抑制了产量增长的速度。

天然气消费量增速趋缓的主要原因：一方面是受宏观经济趋势的影响，过去10年间由于我国经济快速发展且大力推广清洁能源，天然气消费量增速一直远高于我国GDP增长速度(图4)，然而随着2014年经济增速放缓，传统用能行业对天然气的需求量大幅回落，下游工厂产能下降，导致工业燃料和化工用气量下降，虽然城市燃气、发电用气量有所增加但涨幅有限;另一方面，受2014年下半年以来原油价格持续下跌的影响，成品油、燃料油、液化石油气、煤炭等价格大幅下跌，天然气与替代能源的价差收窄(图5)，经济性优势大幅削弱，部分地区甚至出现了气改煤、气改油的“逆替代”现象。

在国内天然气产量和消费量增速双双趋缓的同时，早期签订的“照付不议”进口天然气长期贸易合同未来几年正处于集中交付的窗口期，短期内供应量非常充足，供需基本面呈现出宽松态势。

2 非常规储层成为勘探开发的主要对象，资源劣质化趋势难以改变

中国天然气资源基础丰厚，过去10年取得了跨越式发展。但我国含油气盆地构造和地质条件复杂，随着勘探开发程度不断提高，新发现储量品位越来越差，近几年，我国新增储量当中低渗透致密砂岩、火山岩和低渗透强非均质性碳酸盐岩气藏的比例超过3/4(图6)。

未来勘探的目标仍集中于鄂尔多斯、四川、塔里木、海上等盆地及非常规领域，尽管不排除有一些类似四川盆地下寒武统龙王庙组的优质天然气储量被发现，但从总体天然气剩余资源量分布情况看，低渗透、深—超深层和复杂储层占比在80%以上，资源劣质化趋势近期难以根本扭转。

3 油价低迷、替代能源价格下降将导致气价下行压力增大

中国天然气定价机制经过多年改革调整后，目前天然气价格与进口燃料油、LPG 价格挂钩，从此天然气定价不再完全由政府决策，而将与能源供求形势相关联。2015年2月发改委下发了《关于理顺非居民民用天然气价格的通知》(发改价格〔2015〕351号)，决定增量气最高门站价格降低440元/10^3 m^3，存量气最高门站价格提高40元/10^3 m^3，2015年4月1号起实现存量气和增量气价格并轨。

并轨后门站价最高的上海、广东为2880元/10^3 m^3，最低的新疆为1850元/10^3 m^3。本次价格调整基于油价90美元/桶，而国际油价自2014年下半年大幅下跌以来，目前在50美元/桶左右低位徘徊，据壳牌、BP等国际知名油公司的预测结果，未来油价走势仍不乐观。在低油价形势下，可替代燃料价格持续走低，我国天然气价格下行压力非常大。

2014年6月国务院办公厅发布的《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》明确要求“有序放开竞争性环节价格，天然气井口价格及销售价格由市场形成”，2014年11月发改委颁布的《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》要求，到2020年天然气消费量占一次能源消费比重将达到10%以上，利用量将达到3600×10^8 m^3。鉴于目前天然气消费市场疲软，完成上述能源行动计划目标非常困难。为刺激需求，加快天然气价格机制改革、下调天然气价格势在必行。

4 严格控制投资、大幅降低成本将成为提升效益的常态化手段

近10年来，随着产量规模和气价的不断上升，天然气产业链效益也同步上升。未来，产量增速趋缓，气价下行可能性极大，天然气效益的两大驱动力已不复存在。

而随资源劣质化趋势的加大，客观上决定了开发成本将越来越高，加上土地征用成本、人工费用、安全环保费用等支出的不断增加，导致生产经营成本刚性增长。因此控投资、降成本将成为提升效益的主要手段，也是油公司普遍采取的措施。

2014年以来，BP、雪佛龙公司相继宣布2015年将资本支出削减13%，以应对油价下跌的困境;另据有关媒体报道，为了应对石油工业最近的困境，各大石油公司已经相继削减了1800亿美元的资本支出，2015年美国天然气钻井数降到了20世纪90年代初期的水平。

在全球石油行业一片萧条的大背景下，我国三大国有石油公司也未能幸免，2015年上半年利润大幅缩水，中石油、中石化、中海油净利润同比下降分别为62.7%、22.0%、56.1%。降本增效、开源节流等成为“三桶油”中期业绩报告中的高频词，而且这也是未来一段时间内提高公司运营水平的主要措施。

新常态下的中国天然气勘探开发策略

当下，气候变化的压力与能源领域新技术发展共同驱动着全球能源大变革，“更多清洁能源、更少二氧化碳”成为能源革命的主旋律。天然气资源充足且作为化石能源中最清洁的能源，是世界各国改善环境和促进经济可持续发展最现实的资源，提高天然气消费比例已成为中国治理大气污染和雾霾的最佳选择。

尽管目前受多重因素的影响，中国的天然气开发利用速度有所减缓，但这仅仅是近10年高速发展之后的调整期，从目前能源结构优化、节能减排、大气污染治理以及美丽中国建设等要求来分析，中国天然气大发展的基本面没有改变，“一带一路”战略为天然气产业的发展提供了广阔的空间和机遇，预计2020年之后将会呈现新一轮的较快发展。

现阶段关键是要坚定信心和主动作为，以“打基础、利长远、功成不必在我”的胸怀，为中国天然气新一轮较快发展蓄势。为此，对新常态下中国天然气勘探开发策略提出以下建议。

1 始终坚持加强勘探，确保工作量和投资到位，不断夯实发展基础

储量是天然气产业赖以生存和发展的基础。我国天然气资源比较丰富，目前总体勘探程度较低，常规天然气资源探明率不到20%、煤层气资源探明率仅1.7%、页岩气资源评价则刚刚起步，国内天然气增储空间非常大。根据世界范围内勘探程度较高的盆地统计分析，油气资源探明率在达到60%以前，均具有储量快速增长的潜力。

近年来在已勘探了近70年的四川盆地仍不断有大气田被发现探明，也充分印证了这一规律。储量的增长与工作量和资金的投入呈正相关，只有加大勘探工作量和资金投入力度，才能保证天然气探明储量的持续增加。因此，建议从国家层面高度重视天然气勘探投入，特别是在油价低迷、企业资金困难时期，国家应从财政和政策方面给予支持，设立国家天然气风险勘探基金，大力倡导有科学依据的勘探冒险活动，不断拓展新区新领域，寻找战略接替区。

企业应加强地质研究，保持有效投入，努力提高勘探成功率，寻找规模优质储量，降低油气发现成本，解决当下的质量效益发展问题。通过国家、企业共同重视勘探，保证勘探工作量和投资到位，不断增加探明储量规模，促进国内天然气产量快速增长，夯实中国天然气供应的基础，实现天然气产业可持续发展。

2 高度重视开发前期评价，突出方案部署设计，把握产能建设节奏

前期评价对完成产建任务、科学开发气田、降低风险等都具有重要作用。壳牌公司在鄂尔多斯盆地长北合作项目中，曾利用2年的时间打1口评价井，将大量的时间用于储层评价、开发技术评价和经济性评价，取得了非常好的效果。

近10年来由于国内天然气市场供不应求的压力以及调峰需要，部分气田评价时间短，有的甚至边评价边建产能，气藏认识程度受限，造成方案设计能力偏高、地面建设和气田能力不匹配等问题，既影响气田开发效果，又造成投资浪费。

在新形势下，应抓住经济放缓、进口气量增加、市场需求压力减轻的有利时机，加强国内气田前期评价研究，深化气藏地质与开发动态认识，落实开发可动用储量，明确开发主体技术，论证单井配产、开发规模和井位部署，强化经济评价，科学编制开发方案，为气田高效开发奠定基础。

同时，紧密结合市场需求，把握好产能建设节奏，既要努力保证市场供应，又不能造成产能闲置，通过项目优化，保障油公司在低油价条件下资金实现最佳配置，效益实现最大化。

3 抓好老气田开发调整顶层设计，突出精细描述和管理，提升整体开发水平

老气田是短中期天然气产量的主体，开发效果的优劣直接影响产量目标的实现。在近10年的快速发展过程中，部分气田由于调峰需要曾经放产，或者实际地质条件比方案设计时的认识有所改变，造成实际产量剖面和方案设计不一致，方案难以指导后期产量安排。

因此，需要统筹考虑，做好老气田开发调整的顶层设计：

①加强动态跟踪分析，科学组织生产-完善气田开发动态监测体系，定期分析气藏生产动态特征，掌握气田开发规律，预测气田开发趋势，核实气井产能，科学合理配产，遏制综合递减;

②有计划地开展老气田精细气藏描述，研究老气田开发潜力-以构造和储层精细描述为基础，研究井间、层间、区块间的连通关系和储量动用程度，重建地质模型，重构地下认识，掌握气藏剩余储量分布特征，开展可动用性分析，提出调整挖潜措施;

③深化气藏周边地质认识，开展滚动扩边补充产能可行性研究和措施试验;

④编制开发调整方案，优化调整开发部署，努力减缓气田产量综合递减，提升气田整体开发水平。

4 加大勘探开发技术攻关力度，突出技术的简化和实用性，有效降低成本[pagebreak]

“科学技术是第一生产力”，面对资源劣质化趋势难以根本扭转的局面，要实现资源的规模有效开发利用，必须依靠技术创新降低成本。因此，技术创新不但一刻都不能停，而且还要以技术的简化和实用为核心不断加码，持续攻关一批关键技术：

①低品位复杂气藏储层精细刻画、三维地质建模、水平井开发优化设计、储层改造、低成本钻采工艺及地面工艺简化优化等技术;

②裂缝性气藏储层定量表征技术，复杂气藏多相渗流理论，复杂结构井气藏工程方法等;

③深层—超深层以及深水优快钻完井技术，水平井分段压裂、大型酸化压裂提高单井产量工程技术;

④非常规天然气可动用资源评价技术、关键工程技术及装备的国产化。优化工艺流程及技术，解决施工问题多、周期长、成本高等不利因素，最终形成系列低成本开发配套技术。

此外，还要密切关注储能技术、以能源互联网为代表的信息化技术的进展，应超前研究其对天然气行业的影响。

5 全面总结近经验教训，突出关键指标论证及设计，加强滚动规划研究

经过近10年的快速发展，中国天然气工业取得了巨大成就，已跨入全球天然气生产和消费大国的行列，在全球天然气市场中的作用和地位不断显现。回顾近10年天然气勘探开发历程，既有成功的喜悦，也有失败和挫折的教训。在新形势下，全面总结快速发展10年的经验教训对于未来的勘探开发有重要的指导意义。要对近10年天然气工业快速发展过程中成功或失败的案例进行全面梳理，选择典型案例写实，深刻剖析成功的经验或失败的原因，以便传承或警示。

要总结不同类型气田储量、产量、投资、成本等关键指标变化规律，评价不同类型气藏勘探开发技术适应性，提出技术创新方向和目标。要总结分析规划计划指标执行情况以及执行过程中存在的问题，以促使决策程序和关键指标确定方法更加科学。在此基础上，进一步结合外部宏观形势变化，突出天然气勘探开发关键指标论证及设计，加强规划滚动研究，提升规划方案的灵活性和可执行性，以此来指导中国天然气长期较快健康发展。