“十四五”油氣增儲上產進展與“十五五”展望

中國海洋石油集團能源經濟研究院  潘繼平 王萌

“十四五”以來，我國大力推進油氣增儲上產“七年行動計劃”，取得顯著成績，油氣生產供應能力明顯提升，為保障國家能源安全作出積極貢獻，同時也面臨諸多新問題。在“十四五”即將收尾之際，總結分析“十四五”油氣勘探開發進展，深入剖析面臨的新挑戰，站在新的起點展望未來油氣增儲上產前景，研究配套政策措施，對編制“十五五”油氣規劃、研究油氣中長期發展戰略具有重要而現實的意義。

油氣增儲上產成績顯著，生產供應能力明顯提升

勘探開發投資大幅增加

“十四五”以來，我國石油行業為推進油氣增儲上產不斷增加投入，加大油氣勘探開發力度。據自然資源部統計，“十四五”以來，全國油氣勘探開發投入大幅增加，年均投資規模高達3543億元，比“十三五”年均投資規模增長約36.0%，比歷史投資高峰的“十二五”年均投資規模增長約14.0%。其中，2023年全國油氣勘探、開發投入分別達937億元、3029億元，均創歷史最高水平，分別同比增長13.8%、11.4%。隨著投資增加，勘探開發工作量明顯增加。三維地震勘探工作量連續3年增加，2023年高達約4.89萬平方千米，創歷史新高；鉆井深度持續加大，超深探井數不斷增加。

發現了7個億噸大油田、9個千億方大氣田

伴隨投入和工作量增加，“十四五”以來，全國油氣勘探取得喜人成績，探明了一批大中型油氣田，在新區新領域獲得一系列重大突破，進一步拓展了油氣勘探領域。統計顯示，“十四五”前3年，即2021—2023年，全國油氣勘探先后發現7個億噸級油田、4個千億方常規氣田（含致密氣）、2個千億方深層頁巖氣田、3個千億方（深）煤層氣田。其中，在塔里木盆地探明落實了富滿、順北等超億噸深層大油氣田和庫車大北千億方氣田，先后在川西、鄂東發現了合興場、臨興等千億方氣田，在渤海發現了4個億噸級大油田（含全球最大變質巖油田——渤中26-6），分別在珠江口盆地、瓊東南盆地發現了開平南油田（首個深水深層億噸油田）、陵水36-1氣田（首個深水超淺層千億方氣田）。

在頁巖油、深層頁巖氣、深部煤層氣等非常規新領域實現了重大突破和發現，形成了新疆吉木薩爾、長慶慶城、勝利濟陽、大慶古龍等多個億噸以上陸相頁巖油區，在川渝地區發現了瀘州、綦江2個千億方深層頁巖氣田，在鄂爾多斯盆地東緣、北部發現了大寧—吉縣、神木—府谷、納林河—米脂北3個千億方深部煤層氣田。

伴隨勘探發現，“十四五”以來，全國新增油氣探明地質儲量創歷史新高。據自然資源部統計，2021—2023年，全國年均新增石油探明地質儲量約14.25億噸，創歷史紀錄，分別高出“十二五”“十三五”年均增儲約16.3%、37.2%。其中，頁巖油新增探明儲量超過15億噸，成為陸上石油勘探增儲的重要領域。同期，全國年均新增天然氣（含非常規）探明地質儲量約1.4萬億立方米，創歷史紀錄。其中，常規氣年均增儲約9400億立方米，頁巖氣、煤層氣年均增儲分別約3200億立方米、1360億立方米，均超過“十二五”“十三五”年均增儲規模。

石油產量重回2億噸，天然氣產量連續7年增產超百億立方米

“十四五”以來，為實現油氣持續上產，石油企業不斷加大開發力度，加快油氣田開發和產能建設步伐，加強低滲、稠油等低品位儲量開發，提高儲量動用率，同時優化調整在產油氣田開發生產方案，強化穩油控水，控制遞減率、提高采收率，努力實現老油氣田穩產。

統計顯示，2019—2023年，全國年均新建石油產能約2270萬噸，與產能建設歷史高峰期“十二五”的年均產能建設規模（約2285萬噸）相當。其中，2021—2023年，年均新建產能約2200萬噸，總體保持了強勁產能建設勢頭，為石油持續增產提供了產能基礎。天然氣產能建設態勢更加強勁，2019—2023年，年均新建產能約400億立方米，比“十二五”年均新建產能高出82%；2021—2023年，天然氣產能建設進入新高潮，2022年達478億立方米，2023年也超過400億立方米，為天然氣持續大幅上產提供了有力支撐。值得注意的是，頁巖氣產能建設呈持續下行態勢，2023年新建產能比“十三五”末（2020年）下降約36%；煤層氣產能建設大幅增加，2023年新建產能比2020年增加了約150%。

石油產量重回2億噸大關并穩步上產。據國家統計局數據，2019—2023年，全國石油產量實現了連續5年增產，年均增產400萬噸，2022年時隔6年重回2億噸大關，2023年進一步增至2.09億噸。其中，海上石油成為全國石油增產的主要來源。統計顯示，近5年，海上石油累計增產約1350萬噸，約占同期全國石油增產量的68%。其中，“十四五”前3年，年均增產約340萬噸，約占同期全國石油增產量的85%。據國家統計局數據，2024年前9個月全國石油產量約1.60億噸，同比增長2.0%，預計全年產量約2.13億噸。

伴隨勘探突破和新增儲量的大幅增加，頁巖油快速發展，先后建成新疆吉木薩爾、大慶古龍、勝利濟陽等三個國家級頁巖油開發示范基地，2023年頁巖油產量超過400萬噸，5年合計增產超230萬噸，約占同期全國石油增產量的12%，年均增產45萬噸以上，日益成為陸上石油增產的重要來源。

天然氣產量連續7年增產過百億立方米。據國家統計局數據，2019—2023年，全國天然氣（含致密氣，下同）產量增加約720億立方米，年均增產144億立方米，年均增速7.7%。其中，2023年全國天然氣產量達2324億立方米，同比增產123億立方米，實現了連續7年增產百億立方米。統計顯示，超過80%的增產量主要來自川渝地區（四川盆地）、陜蒙晉（鄂爾多斯盆地）地區和新疆（塔里木盆地）。據國家統計局數據，2024年前9個月全國天然氣產量1830億立方米，同比增長6.6%，預計全年產量約2480億立方米。

頁巖氣、煤層氣等非常規氣產量持續增加。據國家統計局數據，2019—2023年，全國頁巖氣、煤層氣產量合計增加了約200億立方米，年均增產約40億立方米，約占同期全國天然氣增產量的27.8%，在全國天然氣總產量中占比達16.7%，提升了5個百分點以上。值得注意的是，2021—2023年，頁巖氣產量增長總體乏力，年均增產不足17億立方米，明顯低于“十三五”年均增產量（24億立方米）；同時，煤層氣產量呈現快速增產勢頭，盡管國家統計局和國家能源局對2023年煤層氣產量統計差別較大，前者為139億立方米，后者約為118億立方米，但二者增產量均為20億立方米左右，創煤層氣年增產量的歷史紀錄。

關鍵技術創新取得新突破，工程裝備取得重大進展

勘探技術裝備創新取得新突破。“十四五”以來，油氣地質認識創新與技術進步對油氣勘探新發現、新突破的重要性更加凸顯。伸展—走滑復合斷裂帶深部油氣地質理論認識和技術創新，開創了渤海以深層潛山、淺層巖性為主的油氣勘探新局面，榮獲國家科技進步獎二等獎。“海經”“海脈”深水地震勘探裝備和“璇璣”旋轉導向鉆井技術的成功研發，直接推動了南海北部深水油氣勘探發現。萬米鉆機技術裝備的突破使我國成功邁入萬米超深層油氣勘探新階段。

開發生產技術裝備取得重大進展。“十四五”以來，海上油氣工程裝備國產化取得重大突破，形成了一系列海上油氣“大國重器”。首次采取“半潛式生產儲卸油平臺+水下生產系統+海底管道”的全海式開發模式，成功建造了全球首座10萬噸級深水半潛式生產/儲卸油平臺——“深海一號”能源站，實現了3項世界級創新、攻克13項關鍵核心裝備國產化難題，標志著我國海洋油氣勘探開發能力實現向1500米超深水的歷史性跨越，獲國家科技進步獎一等獎。自主設計建造了深水超大型導管架“海基一號”“海基二號”并陸續成功安裝投產，填補了我國導管架固定平臺開發300米級水深油氣田的能力空白，開創了我國中深水海域油氣開發新模式。亞洲首艘圓筒型FPSO“海葵一號”成功安裝投產，集原油生產、存儲、外輸等功能于一體，進一步提升了我國在FPSO領域的行業話語權，實現了流花11-1/流花4-2碳酸鹽巖大油田二次開發，使老油田煥發新生命，成為海上石油穩產上產的重要來源。自主研發首套淺水水下生產系統，為有效撬動數億噸難動用石油儲量提供了國產化技術裝備。成功研發500米級深水水下生產系統，大幅提升我國深水油氣開發能力，打破西方國家對該領域的長期壟斷。頁巖油開發技術取得重大突破，實現了陸相頁巖油大規模商業化開發。其中，中國石油長慶油田創新形成了“短悶、強排、控采”全生命周期技術，開發效果顯著改善，大幅提升儲量動用程度，2023年頁巖油產量207萬噸，連續5年保持30萬噸增長。

面臨日益突出的新挑戰與困境

資源品質下降加大油氣勘探開發和增儲上產難度

在勘探發現和增儲方面，常規優質資源探明率較高，普遍進入勘探中后期，中、東部陸上和部分海上主力富烴凹陷探明率普遍超過50%；剩余資源和勘探目標要么散碎、規模小，難以實現規模效益勘探，要么埋深更大、海域更深，地質條件更復雜，大中型油氣田發現難度更大。開發和產能建設方面，新增儲量品質持續下降，規模效益開發難度越來越大。統計顯示，“十四五”以來，盡管年均新增油氣探明地質儲量規模較大，但新增可采儲量占比卻不斷下降，其中石油平均約為16%，低于“十三五”平均水平；常規氣平均約為42%，比“十三五”平均水平下降4個百分點以上。中低豐度儲量占比高達80%左右，（特）低滲透儲量占比高達95%以上。同時，受制于技術、成本及政策因素，大量（超）深層、超稠油、超低滲透等難動用儲量，規模效益開發和上產難度和風險加大。東部老油田（區）穩產難度持續加大，挖潛成本攀升。

受油氣地質認識與關鍵技術能力制約更加突出

油氣地質認識的局限和關鍵技術的瓶頸，比過去任何時候都更加束縛資源勘探發現和產能建設。受地質認識與關鍵技術等制約，部分具備資源條件、風險高的有利目標區始終未能取得重大戰略性突破，未能形成預期大場面。技術問題日益成為油氣上產的關鍵瓶頸。受關鍵技術制約，大規模低品位難動用探明油氣地質儲量，以及潛力巨大的深層頁巖氣、陸相頁巖油氣、深部煤層氣，無法實現規模效益開發。東部老油田穩產面臨強化采油、提高采收率技術挑戰，用于驅油驅氣的CCUS-EOR/EGR產業發展因技術瓶頸導致成本過高。海上超淺層氣藏和天然氣水合物開發面臨技術制約。部分工程技術與裝備、部分關鍵零部件和材料，依然依賴進口，受制于人。

礦業權政策對油氣勘探開發提出了新要求新挑戰

近年來，國家大力實施油氣礦業權改革，以空前力度退減區塊面積，開展探礦權競爭性出讓。鑒于勘查區塊退出、探礦權競爭出讓等改革政策的不完善，政策環境日趨嚴峻，導致承擔國家增儲上產主責的勘探空間大幅縮減，不利于油氣增儲上產。隨著新產能建設力度加大，用地用海需求不斷攀升，征用難度加大、成本高，手續辦理效率低，不利于加快勘探開發步伐，相應管理制度及政策亟待完善。自然保護區生態保護紅線與油氣勘查區塊、開發生產作業區的大面積重疊給油氣增儲上產帶來新挑戰。海上油氣開發與新能源開發間的矛盾影響海上油氣產能建設。深水、深層及低邊稠等低品位、非常規資源開發成本不斷攀升，亟須國家加大經濟政策支持力度。

值得注意的是，國際低油價仍是影響油氣勘探開發和增儲上產的關鍵性外部因素。未來國際油價走勢將影響油氣勘探開發投入和產能建設。“雙碳”目標下，綠色油氣勘探開發壓力加大。爭議海域的限制是影響海上油氣勘探發現的重要因素。

“十五五”油氣勘探開發和增儲上產前景可期

石油資源潛力依然較大，產量有望高位穩中有升

保持定力持續加大勘探力度，石油增儲前景可期。勘探實踐表明，盡管我國石油資源勘探程度越來越高，大中型油田發現難度越來越大，但資源潛力依然較大，未來勘探增儲前景可期。截至2023年底，全國石油平均探明率約37%，整體進入勘探中期階段，如扣除未獲商業發現的中小盆地群，大中型主力含油氣盆地的石油平均探明率提升至44%左右，依然整體處于勘探中期階段，具備持續高位增儲的資源潛力。初步預計，“十四五”后2年和“十五五”，即2024—2030年，全國石油勘探年均新增探明地質儲量10億噸以上，不斷夯實產能建設的儲量基礎。中西部鄂爾多斯、塔里木、準噶爾、柴達木和海域的渤海、珠江口等大型含油氣盆地是勘探增儲的“主力陣地”，東部松遼、渤海灣等大型盆地待探明資源量高達150億—180億噸，精細挖潛勘探潛力不可忽視。從領域和類型看，來自成熟探區、已發現油氣區的勘探增儲占比將攀升至70%左右，而完全來自新區、新領域的增儲占比降至30%左右，頁巖油將在多個盆地取得更大規模勘探突破，日益成為石油勘探增儲的重要來源。

加大產能建設力度和提高采收率，石油產量高位穩中有升。基于持續的高位勘探增儲，加上超百億噸探明未開發儲量，考慮提高采收率的巨大潛力，借助于國家政策支持、技術進步，未來石油開發和生產潛力較大，石油產量可長期穩定在2億噸，如在一定國際油價下，石油產量依然有一定上升空間。其中，“十四五”后期，石油產量將延續近年增產態勢，到2025年，石油產量將達2.15億噸以上，有望創歷史紀錄；“十五五”期間，如國際油價保持在80美元/桶以上，在技術進步和支持政策的加持下，石油產量可保持穩步上產，年均增產300萬噸左右，到2030年可攀升至2.30億噸左右，再創歷史新高。如果國際油價震蕩于60—80美元/桶，在同等技術和政策條件下，石油產量將穩定在2.05億—2.10億噸；如國際油價長期徘徊在50—60美元/桶，石油產量將總體穩定在2億噸左右。

從開發和生產格局上，海域、中西部繼續成為石油增產主戰場；東部老油區采收率持續提高，生產韌性增強，可避免大幅減產；頁巖油開發獲得較快發展，成為石油增產重要來源之一。仍有約30%產量來自東部老油區，約70%產自中西部、海域；頁巖油產量不斷增加，2025年可達600萬噸以上，2030年有望達1200萬—1500萬噸。全國超過50%的石油增產量來自渤海、鄂爾多斯盆地，二者產量合計將約占全國石油總產量的35%以上。

持續加大勘探開發力度，天然氣產量持續大幅增加

天然氣資源潛力巨大，勘探持續高位增儲。天然氣資源勘探程度總體相對較低，全國平均探明率約22%，整體進入勘探早—中期階段，正處于持續高位增儲時期，資源潛力大，增儲前景廣闊。頁巖氣、煤層氣等非常規資源勘探程度較低，探明率普遍不足10%，總體處于勘探早期階段，增儲潛力大。初步預計，“十四五”后2年和“十五五”，即2024—2030年，借助于技術創新，常規氣（含致密氣）增儲規模8000億—9000億立方米，非常規氣增儲貢獻將越來越大，為加大產能建設奠定堅實儲量基礎。區域格局上，中西部是天然氣勘探發現和增儲的主要來源，超80%的增儲規模來自四川、鄂爾多斯、塔里木等三大主力盆地，海域天然氣勘探取得更大突破，相繼建成南海北部、渤海—黃海等兩個萬億方儲量規模大氣區。領域類型上，深水、深層、非常規等將繼續主導天然氣勘探新發現，風險勘探在潛力大、久攻不克的低勘探程度地區將取得重大戰略性突破，深層頁巖氣、深部煤層氣將成為非常規資源勘探增儲的主要領域，特別是深部煤層氣將繼續在中西部、南方取得重大發現，天然氣水合物有望取得歷史性突破，獲得工業規模儲量。

加強氣田開發和產能建設，產量持續大幅增加。截至目前，全國天然氣探明儲量開發動用程度相對較低，剩余儲量規模較大，疊加持續高位增儲，未來天然氣開發儲量基礎比較堅實，同時借助于技術進步和國家政策支持，實現低品位資源規模效益開發，中長期天然氣增產前景良好。初步預計，“十四五”后期至“十五五”時期，天然氣產量將延續近幾年增長態勢，年均增加100億立方米以上，2025年將達2600億立方米左右，2030年進一步增產至3100億立方米以上。從生產格局上，陜蒙晉（鄂爾多斯盆地）、川渝（四川盆地）、新疆（塔里木盆地）等地區仍為天然氣增產主戰場，其產量合計約占全國天然氣總產量的80%，其中川渝和陜蒙晉有望建成2個千億方產量超大型產氣區，海域產量顯著增加，占比將進一步提升。從資源類型上，常規氣（含致密氣）產量在2025年可超過2100億立方米，2030年產量將達到2400億立方米以上，年均增產70億—90億立方米；深層、超深層將成為頁巖氣增產主要領域，在新領域、新層系將形成重要產能接替，頁巖氣開發將突破瓶頸期，預計2030年產量為400億立方米左右。隨著深部煤層氣規模效益開發，煤層氣產能建設加速，2030年產量將超過330億立方米。天然氣水合物開發可能取得商業突破。

有關政策與措施建議

“十四五”以來，我國油氣勘探開發和增儲上產取得顯著成績，國產油氣供應能力明顯提升。而且我國油氣開發利用程度總體較低，資源潛力巨大，未來中長期增儲上產前景良好。同時也要看到，加大油氣勘探開發力度，面臨一系列突出問題和挑戰。“十五五”及中長期，為持續推進油氣勘探開發和增儲上產，迫切需要深化改革，不斷完善有關政策和措施。

繼續從國家層面推進油氣勘探開發和增儲上產。建議總結分析近幾年油氣增儲上產的經驗，加強油氣行業形勢分析研判，把握當前和未來油氣發展趨勢，根據黨的二十大精神及國家相關重大決策部署，加快研究制定“十五五”油氣發展規劃、中長期油氣增儲上產發展戰略，明確目標，制定實施方案并出臺配套改革政策措施，從而構建市場機制和國家行政命令相結合的增儲上產新機制，繼續從國家層面深入推進國產油氣開發生產能力提升行動，持續增強國家油氣安全保障能力。

加快構建持續推進油氣增儲上產的體制機制。深化油氣資源管理體制改革，完善勘查區塊退出機制，推動區塊退出與油氣勘探發現之間互動良性發展，完善油氣勘查區塊探礦權出讓機制，加大區塊投放力度。推進生態環境保護與增儲上產協調發展，加快建立完善油氣開發用地用海制度，相應政策適度向油氣開發傾斜。積極探索油氣礦業權流轉，加快建立油氣礦業權二級市場，推進石油央企間、石油央企與其他企業間的礦權流轉，實現多層級、多類型、多模式油氣礦權流轉，激發上游市場活力。加快構建和完善油氣勘探開發工程與技術服務市場，健全和完善地質資料匯交和共享使用機制。

構建新型油氣增儲上產科技創新體制機制。隨著資源品質下降和地質工程問題復雜性加劇，油氣地質理論、技術創新在推進增儲上產中的關鍵作用日益突出。面向未來中長期，實施新一輪國家重大油氣科技攻關工程，著力解決制約油氣增儲上產的重大地質理論、關鍵技術、“卡脖子”裝備設備等問題。健全完善油氣科技創新協同機制，以重大油氣勘探開發項目為依托，建立跨學科、跨領域的創新聯合體，形成協同攻關合力。激發科技創新活力，健全完善油氣創新平臺體系，發揮主要石油企業科技攻關主力軍的作用，集中優勢資源突破制約增儲上產的關鍵核心技術與裝備，鼓勵中小企業參與國家重大油氣科技攻關，專注單項技術，掌握獨門絕技。

加大政策支持力度降低增儲上產風險與成本。鼓勵和支持油氣風險勘探，由中央財政牽頭，聯合石油央企及各類投資主體，設立國家風險油氣勘探專項，支持風險勘探和科探井項目，重點支持資源潛力大、勘探程度低的新區勘探，著力尋找大中型油氣田，揭示新的勘探領域，拓展資源空間。降低油氣探礦權、采礦權區塊出讓收益標準，切實鼓勵勘探開發投入。延續并完善現行非常規資源開發補貼政策，精準補貼支持頁巖油、深層頁巖氣、深部煤層氣開發。另外，持續提升生產經營管理水平，持續降低國產氣增儲上產成本，增強應對市場風險的能力，掌握增儲上產的主動權，提升市場競爭力。