若不及時實現油氣產區、領域的戰略性接替，推動探明可采儲量明顯提高，將導致我國未來近中期可能出現先石油、后天然氣不能穩產甚至較快下降的風險。根據碳達峰、碳中和指標約束下能源需求及其構成的預測成果顯示，今后30-40年仍將有相當數量的油氣需求，其中天然氣將在能源轉型中發揮過渡和橋梁作用，是非化石能源的最佳伙伴。因此，需加大油氣勘探開發力度，持續對新區、新領域實施第三次油氣勘探戰略，保障能源安全。

能源轉型需要油氣支撐

碳達峰、碳中和已成為全球主流社會的共識，世界和我國能源結構將在未來30-40年內出現顛覆性變化，從以化石能源為主體變為以非化石能源為主體。因此，要在大力發展非化石能源的同時，逐步縮減化石能源消費的份額和數量。因此，一些觀點提出了“綠色金融”的概念，不僅提出大幅縮減對化石能源的投資，還要求金融機構不再貸款，導致煤炭、石油是“夕陽產業”等論調出現。但需要注意的是，能源轉型并非一蹴而就，而是需要經過一個漸變的歷史過程。

實現《巴黎協定》的路徑主要有兩條：節能增效以盡可能少的能源消耗滿足人類發展需求；改變能源結構，從以化石能源為主轉變為以非化石能源為主，即能源轉型。

我國能源轉型的路徑必須立足國情、符合國情，從能源結構的現實情況出發探究。受生產力發展程度制約，能源結構從柴薪時代進入化石能源時代，再進入以可再生能源為主的非化石能源時代，其中化石能源時代又分為煤炭時期、石油時期、天然氣時期。有數據顯示，2020年，在我國一次能源消費結構中，煤炭、石油、天然氣占比分別為56.5%、19.6%、8.2%，水電、核電和以風電、光伏發電為主的新能源占比分別為8.1%、2.2%、5.4%，表明我國處在化石能源時代的煤炭時期。相比之下，西北歐一些發達國家已進入天然氣時期。一般來說，時期和時代的更替只能加速而難以跨越。

在能源轉型中，化石能源將從主要作為能源燃料變為主要作為碳基化工原材料，生產出種類更多、價值更高且目前多需大量進口的高端產品；在油氣下游，從目前的煉油、化工“二八開”變為“八二開”；煤化工、油氣化工的占比情況取決于節能環保、降本增效的實際效果。

化石能源承擔為非化石能源調峰補缺的重任。作為非化石能源主力的風電、光伏發電、水電受氣候影響明顯，且難以準確預測，從而形成不規則的峰谷差，再疊加其他負面因素時易造成影響較大的供應危機。而且，非化石能源占比增大時，為保障安全穩定供應所需的調峰補缺等輔助服務呈指數級增大。其中，氣電、油電有較大的靈活性，但價格較高，并已承擔較重的保供壓力；煤電價格較低，但啟動、關停不夠靈話。無論由誰承擔調峰補缺的重任，付出的經濟代價都應由非化石能源承擔并計入經濟運行成本。

可供經濟開發的石油“入不敷出”

全球流行的油氣儲量-產量年報中首先被列出的是各國家/公司的剩余經濟可采儲量并統稱為儲量，被看作是實際存在的資產，也是評估今后油氣儲量和產量走勢的較可靠依據。我國油氣上游以儲量、產量為核心的一系列基本數據反映在每年的《全國油氣礦產儲量通報》（下稱《儲量通報》）中，其基礎是地質儲量，即允許有30%誤差的探明地下油氣蘊藏量，并以其為基本參數對社會公布。同時，在供內部使用的報表中，以標定或預測的采收率×探明地質儲量得到可采儲量。

分析《儲量通報》相關數據可以發現，近10年來，我國石油勘探年新增石油地質儲量相當大，年均值大于 10×108噸，其中2012 年為15.22×108噸。由于這是對外公布石油勘探業績時的首要（往往是唯一）數字，可能使業外人士對勘探形勢產生誤解，即“近年來的石油儲量持續高位增長”，卻并未關注其中存在的問題。

其實，近10年我國新增石油探明地質儲量和經濟可采儲量均呈總體變小的趨勢。如新增原油探明地質儲量前5年年均增儲12.12×108噸，最大值為2012年的15.22×108噸；后5年年均增儲10.28×108噸，最大值為2020年的13.0×108噸，主要原因是勘探難度增大，反映了勘探投入不足和國際油價變化的影響。

同時，根據《儲量通報》給出的原油累計技術可采儲量計算采收率（即與地質儲量的百分比），2010年和2011年分別為28.6%和28.5%，2018年和2019年分別為 26.4%和26.1%（2019年的經濟可采儲量為前兩年的采收率得出的推算值）。筆者根據新增石油探明經濟可采儲量計算采收率，2010年和2011年皆為16.5%，2017年和2018年分別為13.5%和14.1%，2020年為13.0%。這兩組數據均反映了新增石油儲量劣質化。

總體來說，近年來新增石油探明經濟可采儲量與該年產量的比值（儲量補充系數）整體小于1，僅2011年和2012年略大于1。石油剩余經濟可采儲量呈減少趨勢，2016-2018年，新增石油經濟可采儲量均值為1.30×108噸，平均產量為1.79×108噸，儲量替換率僅為0.73。2019、2020年新增經濟可采儲量分別為1.3×108噸、1.69×108噸，原油產量分別為1.89×108噸、1.8×108噸；2019、2020 年儲量補充系數分別為0.65、0.89。若考慮到年新增石油經濟可采儲量實際上有所夸大，那么儲量補充系數小于1的情況將更加突出。

形成以上現象的主要原因在于，經過長期勘探開發的老油氣區新增有經濟效益儲量的難度增大，可供經濟開發的石油“入不敷出”。因此，亟需新區、新領域的戰略接替，獲得更多明顯的經濟效益儲量，保障石油產量穩定或增加。

石油經濟可采儲量有限

石油產業鏈最上游是勘探。在經歷漫長曲折的探尋并投入不菲的資金探明油氣田后，持有者往往要盡快開發，獲得收益以償還/補償前期大量的勘探投入，并獲得繼續發展的資金。一般情況下，持有者會迅速建設產能、完善外輸設施，用不長的時間開發全部已探明儲量，力求盡快提高產量。只有在油氣市場供需基本平衡，特別是供大于需且新開發油氣的市場價難以與已開發的油氣田競爭時，才會將批量探明儲量長期擱置、不予動用。中東和俄羅斯許多大油氣田就出現過類似情況。

相比之下，我國相當數量石油探明儲量長期未開發（動用）的情況特殊，至少從21世紀初就顯示出原油累計未開發儲量及其占比增高的趨勢。2010-2018 年，原油累計未開發地質儲量由73.6億噸增至92.9億噸，增長62.2%，占比由23.7%增至24.4%；原油經濟可采儲量的未開發儲量由8.4增至11.9億噸，增長42.7%，占比由10.9%增至11.9%。2020年經濟可采儲量的未開發儲量達12.9億噸，占比增至13.2%。

我國石油發展的主要矛盾是產量不足、長期需要進口，目前石油進口依存度增至 74%。在復雜多變的國際形勢下，保障能源安全的問題再次擺在我國面前。對此，我國持續進行已探明油氣儲量的開發和未開發儲量的有效動用。在這種情況下，儲量表上卻仍有未開發的近百億噸地質儲量、10余億噸經濟可采儲量，且近10年油氣未開發儲量占各自儲量的比例呈增勢，唯一能說得通的原因是，相當數量的“經濟可采儲量”實際上不能實現有經濟效益的開采。這種實際不可采的儲量既表現在長期存在的未開發儲量中，也多隱藏在剩余的經濟可采儲量中。筆者根據儲量表上的數據計算了10余年來石油未開發經濟可采儲量占全部經濟可采儲量的比例為10-12%。

回顧歷史，上述情況主要源于計劃經濟體制下勘探與開發的條塊分割。勘探強調認識地下的油氣賦存，并以探明的地質儲量作為業績獎懲的標準。即使評價儲量的經濟性，對成本和價格等關鍵參數的估算也不能完全反映實際情況，導致油氣經濟可采儲量失真。隨著能源加快轉型，國際石油產量峰值過后，總需求量將明顯趨低，將使得國際油價趨低，進而提高石油經濟可采的門檻。

在油氣系統報表中，儲產比指剩余可采儲量與當年產量的比值，即在二者都不變的情況下研究油氣在理論上還能開采多少年。根據《儲量通報》計算石油儲產比，2010年為12.1，2018年為14.5，筆者推算2019年為13.3。當按要求將未開發的剩余經濟可采儲量減計時，儲產比將大幅降低，筆者以此方法計算，2010年的儲產比為7.70，2018年為7.73。因此，許多研究者在討論儲產比時，將按《儲量通報》計算的值稱為“表觀儲產比”，以示與真實儲產比的區別。因此，在實際應用中產生了“臨界儲產比”概念，表示當儲產比低于某閾值時，該國家/油氣區生產可能出現快速遞減轉折。在條件較好的國家/油氣區，“臨界儲產比”可選10；在油氣投資和設備難于到位及油氣勘探條件困難的國家/油氣區可選15，目前我國屬于前一種情況。

天然氣儲量產量增長趨于平緩

根據我國相關規范，常規天然氣包括氣層氣和溶解氣。溶解氣的賦存和產出與原油有關且在天然氣總產量中占比較低（2019 年占天然氣產量的 6.3%），在油田開發初期常因利用條件不充分導致部分溶解氣被放空燒掉。因此，筆者僅以氣層氣為對象討論天然氣的形勢變化。

近年來，新增天然氣探明儲量處于緩慢上升中。2010-2018年，新增天然氣探明經濟可采儲量年均增長率為 5.3%，雖與21 世紀初兩位數的年均增長率相比明顯減慢，但與石油開始下降相比具有趨勢性差異。根據《儲量通報》氣層氣累計技術可采儲量計算采收率，21世紀初多在60%以上，此后降至60%以下，如2010年和2011年分別為58.2%和57.5%，2018年和2019年分別為46.0%和47.5%，主要由新增天然氣儲量的品質變差所致。總體來看，新增天然氣儲量質量處于中等水平。

近年來，新增氣層氣探明經濟可采儲量明顯大于年產量，即儲量補充系數大于1，如2010年、2015 年、2018年、2020年分別為2.43、1.67、2.22、2.49。一般情況下，天然氣儲量補充系數高于石油，這與其開發相對滯后有關。天然氣開發要求有完備的產能建設、管輸、儲庫和下游使用系統。這使得2020 年天然氣剩余可采經濟儲量達2010年的1.64倍。

與儲量變化相呼應的，是近年來天然氣產量增長有變緩趨勢。2010-2013年，天然氣產量年均增長率為 7.3%；2014-2020年，年均增長率為4.9%。由此可見，天然氣仍處在儲量產量增長曲線平臺期前半部，但增長勢頭趨于平緩。

同時，近年來，氣層氣各類未開發儲量占比略有增加。其中，2010-2018年，未開發經濟可采儲量占比為10.9-12.7%，總體呈漸增趨勢；2020年達34.5%，未來近中期仍將延續這一趨勢。2010-2014年4年間氣層氣產量年均增長率為12.4%；由于2015年和2016年氣層氣產量下降，2014-2019年5年間年均增長率僅為3.8%，氣層氣產量由快速上升轉入平緩增長。近年來氣層氣儲產比約30。

無論從產量變化趨勢還是儲產比來看，氣層氣均處于增長階段，尚未轉入下降拐點。

頁巖氣增長突出但后勁不足

頁巖氣勘探開發被列入獨立礦種在我國起步較晚，但發展速度快。《儲量通報》在2014年首次列出頁巖氣儲量，其經濟可采儲量為135×108立方米，當年產量僅為11×108立方米。2018年的經濟可采儲量為1313×108立方米，當年產量為109×108立方米。4年間經濟可采儲量年均增長率為76.6%，產量年均增長率達77.8%。2020年頁巖氣產量達200.55×108立方米（占全部天然氣年產量的10.7%）。顯然，頁巖氣起步良好，儲量產量均快速增長，在全部天然氣增長中占據相當大比例。但同時，需注意頁巖氣的生產特點：

頁巖氣產量變化曲線呈 L 形。單井投產最初3、4年高產后快速下降，再轉為長期低產并平緩下降，即使后期采取增產措施也不能改變這一基本特點。

頁巖氣生產采用多平臺叢式井密集排列的工廠式開發，可較快完成全部可采儲量面積覆蓋。此后，雖可通過二次壓裂等技術提高采收率，但產量仍將明顯下降。截至2020年，頁巖氣大規模開發僅5年，但開發面積達40%，而已開發50年余年的氣層氣開發面積為65%，可見其開發程度較高。目前頁巖氣儲量、產量主要集中在四川盆地東南部埋深小于4000m的五峰-龍馬溪組底部。如不盡快改變這種狀況，使頁巖氣產區在平面上、埋深上、層系上有所拓展，待現有產區的初期高產期過后，產量將大幅遞減，將致使頁巖氣難以獲得持續發展。

需重新評價煤層氣的資源潛力

我國煤層氣被列為獨立礦種開發較早。由于我國煤炭儲產量高，因此曾對煤層氣遠景寄予厚望。廣義地說，煤層氣產量包括從地面鉆井達到煤層開發的氣量和從煤礦礦井巷道中抽采的氣量（瓦斯）。但各地在后者開采和利用的統計方法上存在較大差別，難以統一計量，特別是其利用率低，因此尚未被計入《儲量通報》。近年來，煤層氣有以下情況值得關注：

新增地質儲量變化大。2001-2008年，儲量增長幾乎停滯；2009-2010年快速增加，2010年突增至1115×108m3 ；2011年后急劇下降，2019年新增地質儲量僅為64×108m3。年新增煤層氣經濟可采儲量呈同樣趨勢。造成對中起伏的主要原因是，管理體制變化和投資不足。

煤層氣未開發儲量占比高。2010年占比達99.4%，2018-2020年達80%左右。開發實踐表明，造成這種不合理現象的主要原因是儲量計算標準不符實際、儲量審批標準過寬。

近年來煤層氣產量增速明顯下降。根據《儲量通報》相關數據計算，2010-2015年，煤層氣產量年均增長率為38.9%。這使得煤層氣產量連續3個五年計劃沒有達到預定指標，2019年煤層氣產量僅占全國天然氣產量的2.3%。

目前煤層氣儲量、產量的類型構成與資源量研究成果之間存在明顯矛盾。根據資源量計算，我國高、中、低煤階的煤層氣占比基本“三分”，其中高煤階煤層氣占總量的29.7%，目前已探明儲量的96%、產量的88%集中在高煤階；資源量中埋深 1000m以下的煤層氣占比為38.5%，我國煤層氣儲量的97%、產量的94%集中在該區域。這說明我國煤層氣資源量估算存在較大問題，應重新評價我國煤層氣的資源潛力。

盡管我國許多盆地、地區都進行了煤層氣普查和勘探，但目前在國家補貼下可以進行經濟開發的地區僅集中在沁水盆地中南部和鄂爾多斯盆地東緣，兩區的煤層氣產量分別為64.8%和31.0%。因此，要實現煤層氣快速持續發展，需強化基礎研究和完善系列技術，在管理上打通煤系致密氣和煤層氣的勘探開發界限。

如前所述，我國常規和非常規天然氣發展均處于上升期，但不同程度存在發展速度趨緩和可持續發展前景不明確的問題，需認真對待。

我國的油氣供需形勢表明，石油的經濟可采儲量和產量難以保障其長期穩定、持續發展，同時天然氣上升趨緩，這與近中期能源轉型的實際需求存在矛盾。而且，我國在相當低的石油、天然氣占比情況下仍有較高的進口依存度。目前石油對外依存度達74%、天然氣對外依存度達43%，且近中期仍將上升。

我國強調“能源的飯碗必須端在自己手里”“把油桶提在自己手上”。面對百年未有之大變局，且不說近中期大幅、甚至完全實現“電代油”“氫代油”的經濟可行性，僅不斷增長的油氣進口依存度就是明顯短板。因此，針對我國的國情，保持較高的經濟增長速度和發展質量，要求近中期仍需加強油氣勘探開發，不僅要在老油氣田繼續提高采收率、開發未動用儲量，更要及時完成油氣新區、新領域的新一輪勘探戰略，進而實現油氣產量持續增長。

（張抗曾任中石化石油勘探開發研究院總工程師、中國能源研究會常務理事；張立勤系中國地質調查局油氣戰略研究中心研究員）

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