车-天然气四川课件-13

我国天然气勘探开发前景,车长波杨虎林姜文利二七年十月十三日,引言,长期以来，世界天然气与石油产量始终呈平行上升的增长态势，但近年天然气增长势头快于石油,引言,中国天然气产量长期处于缓慢增长，进入21世纪呈现了快速增长的势头,引言,20世纪90年代以来，塔里木、鄂尔多斯、四川盆地及海域天然气勘探连续获得重大突破，一批大中型气田相继发现，储量和产量进入快速增长阶段。“陕京一线”、“陕京二线”、“西气东输”等长输骨干管线相继建成，促进了天然气工业的跨越式发展，为我国天然气勘探开发利用带来了广阔的前景。,引言,未来世界天然气呈现五大趋势：天然气产量在40-50年后超过石油产量天然气价格逐步攀升并接近石油价格天然气市场集中在气化城市和气代油天然气的运输储藏更加便捷化天然气欧佩克及期货贸易将成为可能,提纲,一、勘探开发现状二、资源潜力分布三、勘探开发前景四、问题与建议,一、勘探开发现状,（一）勘探开发成果（二）理论技术进步（三）管线发展建设,勘探开发现状,勘探开发成果,1.探明储量快速增长,“八五”期间新增地质储量近7000亿立方米，“九五”期间新增地质储量超过11500亿立方米，“十五”新增地质储量24338亿立方米，2006年新增地质储量5632亿立方米，增长势头明显,近年先后发现了克拉2、苏里格、大牛地、普光、庆深、荔湾31等地质储量规模上千亿立方米的大型气田。实现了四川海相、松辽深部火成岩和海域深水三大领域的重大突破,勘探开发现状,勘探开发成果,2.勘探成果丰硕,苏里格大牛地,普光,庆深,克拉2,3.世界排名逐步靠前,截至2006年底，累计探明天然气（含溶解气）地质储量66923亿立方米，累计探明天然气技术可采储量37781亿立方米，累计采出量7772亿立方米，剩余天然气可采储量30009亿立方米2006年我国天然气产量585亿立方米，列世界第11位，比前一年前进了3位,勘探开发现状,勘探开发成果,4.产量快速增长,勘探开发现状,勘探开发成果,多元化成气理论、晚期成藏理论、前陆盆地天然气富集成藏理论、高陡构造成藏模式、岩性气藏成藏模式和天然气聚集区带理论等勘探理论的的发展与完善扩大了勘探领域地层流体复杂相态理论、天然气和凝析气地下渗流理论与气藏描述等开发理论的发展与完善指导了天然气的开发,1.勘探开发理论新进展,勘探开发现状,理论技术进步,复杂地区地震勘探技术系列、储层横向预测技术、测井技术、天然气钻井完井技术和高压气井测试技术等勘探技术的进步，使过去无法识别的资源得到了勘探发现天然气低孔渗气层改造技术、天然气低成本开采技术、地下储气库工程技术和煤层气勘探开发技术的进步，大大提高了开发效率,2.勘探开发技术新进展,勘探开发现状,理论技术进步,近年来，陕京一线、涩宁兰、西气东输、陕京二线、忠武线、海上东方海南等骨干输气管网相继建成投产，部分地区城市间输气管网逐步展开，使我国天然气管道总里程达到2.4万千米，初步形成了连接资源与市场的管输网络，提高了资源配置能力，社会效益显著。西气东输二线、川气东送、东南沿海城市间LNG接收站及管网建设、地下储气库工程等重大输气储运管网正在实施、规划中。以管输为纽带的上中下游一体化天然气产业正在逐步形成。预计到“十一五”末，我国天然气管道总里程将接近5万千米。,勘探开发现状,管线发展建设,提纲,一、勘探开发现状二、资源潜力分布三、勘探开发前景四、问题与建议,1.天然气资源总量丰富,资源潜力分布,资源量及分布,依据新一轮全国油气资源评价成果，我国天然气地质资源量超过35万亿立方米，可采资源量大于20万亿立方米，总体探明程度不足15%,天然气资源主要分布在西部、中部和近海三个大区。地质资源量分别占全国的33%、29%、23%；可采资源量分别占全国的34%、29%、24%,2西部、中部和近海海域是三大天然气区,资源潜力分布,资源量及分布,天然气资源量大区分布,天然气资源主要分布于新生界、中生界地层，地质资源量分别为13万亿立方米、11万亿立方米，分别占全国总量的38%和32%,3天然气资源主要分布在中生界和新生界,资源潜力分布,资源量及分布,天然气资源量层系分布,从浅层、中深层、深层至超深层地质资源量分别占全国总量的24%、29%、31%和16%；可采资源量分别占全国的22%、30%、31%和17%,4埋藏普遍较深,资源潜力分布,资源量及分布,天然气资源量深度分布,天然气资源在浅海、沙漠、山地分布占多，分别占全国的18%、16%、16%；其次为平原、戈壁、丘陵、黄土塬；高原和深海较少，湖沼和滩海最少,5浅海、沙漠、山地分布较多,资源潜力分布,资源量及分布,天然气资源量地理环境分布,提纲,一、勘探开发现状二、资源潜力分布三、勘探开发前景四、问题与建议,在未来25年里我国的天然气勘探将继续保持目前的探明速度，年均可达40005000亿立方米。,1储量增长预测,勘探开发前景,全国储量、产量增长预测,未来我国天然气产量呈现跨越式增长，预测20062015年天然气产量增长速度较快，2010年达到1000亿立方米，2020年达到1700亿立方米，2030年达到2300亿立方米，之后还将呈上升趋势。,2产量增长预测,勘探开发前景,全国储量、产量增长预测,勘探开发前景,塔里木盆地储量增长预测,“十一五”期间年均约750亿方，2020年左右达到850亿方左右；之后缓慢下降，2026-2030年间年均探明天然气地质储量约600亿方左右。到2030年，天然气探明程度23-35%。,勘探开发前景,四川盆地储量增长预测,地质储量在“十一五”期间将保持年均近2000亿方的水平，“十二五”期间开始逐步下降，从年均1200亿方，下降到2026-2030年间的730亿方左右。,勘探开发前景,鄂尔多斯盆地储量增长预测,探明地质储量将在“十一五”年平均约1000亿方的水平上平稳下降，“十二五”年平均960亿方，2026-2030年间年均探明天然气地质储量约700亿方左右。,勘探开发前景,塔里木盆地产量增长预测,产量在2030年前一直保持上升趋势，从“十一五”期间的年均160亿方，逐步上升，到2026-2030年间，年均天然气产量达到500亿方以上。到2030年，天然气储采比为16.3,勘探开发前景,四川盆地产量增长预测,在2030年前一直保持上升趋势，“十一五”期间年均230亿方左右，到2026-2030年，年均接近400亿方，2030年产量预计达到500亿方。到2030年天然气探明程度达到63-83%，储采比在27以上,勘探开发前景,鄂尔多斯盆地产量增长预测,天然气产量继续上升，在“十一五”期间年均约100亿方；2025-2030年年均达到240亿方。到2030年储采比在41以上,渤海湾盆地油气产量（油当量）,万吨,勘探开发前景,松辽盆地油气产量（油当量）,）,勘探开发前景,鄂尔多斯盆地油气产量（油当量）,勘探开发前景,塔里木盆地油气产量（油当量）,勘探开发前景,四川盆地油气产量（油当量）,勘探开发前景,全国油气产量（油当量）,勘探开发前景,重点盆地油气产量（油当量）增长趋势,勘探开发前景,提纲,一、勘探开发现状二、资源潜力分布三、勘探开发前景四、问题与建议,基础性地质调查评价力度不够，缺少地球物理、科探井等前期勘查投入；跨学科、跨部门的重大油气基础理论联合攻关不足；尚没有建立完善的基础性地质调查和风险勘探投入机制,1基础地质工作薄弱,问题与建议,面临的主要问题,海相地层油气地质理论不成熟，难以指导我国复杂的海相地层油气勘探；主要高新技术和设备属模仿、跟踪式，具有自主知识产权的科技成果少；关键技术和装备研发能力弱，国际竞争能力不足,2科技创新能力不足,问题与建议,面临的主要问题,国家对天然气主干管网和基础设施缺乏投资，管输能力有限；城市间天然气管网建设不足；总体上管道少、分布不均，未形成全国性管网；市场开发政策引导滞后，井口气价偏低，城市用气垄断，市场监管乏力，抑制天然气上中下游的协调发展,3天然气上中下游发展不协调,问题与建议,面临的主要问题,资源是基础，管道是桥梁，市场是前提。,东部天然气市场发达2005年450亿方，占90%2010年800亿方，占80%,中西部天然气资源丰富：资源量21.7万亿立方米，占62%已探明储量3.98万亿立方米，占80%,距离10004000千米,问题与建议,4.资源远离市场，管线运输繁重,国内天然气价格整体偏低，对于资源稀缺的全国不能形成稀缺的价格，导致鼓励消费造成资源浪费。天然气资源开发与资源所在地利益分配矛盾突出，地方受益偏小，导致中央石油企业与地方的矛盾加深,5天然气价格偏低及利益分配矛盾突出,问题与建议,面临的主要问题,完善基础地质工作投入机制，增强公益性服务功能；加大前期地质调查评价，增加地球物理、科探井等实物工作量，对新区、新领域进行调查评价，获取基础地质资料，为商业性勘探开发创造条件。,1.加强基础地质工作,问题与建议,建议,以海相地层、东部深层以及南方碳酸盐岩等新区、新领域为目标，开展跨学科、跨部门的全盆地或大区域勘探开发攻关。对深水钻井平台、高原、高寒和高含硫等勘探开发设备及关键技术进行攻关，对低渗气提高采收率技术进行攻关。加强天然气地质理论与气田分布规律研究，加强天然气储量技术经济评价和天然气勘探规划部署研究，提高天然气勘探开发利用的整体科技水平。,2.提高勘探开发的科技水平,问题与建议,建议,加速天然气骨干管网建设，尽快形成地区和城市间管网体系。实施“海气上岸”工程，形成纵横南北、连接东西、穿越沿海主要经济发达省份和城市的输气管网系统。实现天然气管网独立运营，推进LNG进口。对引进国外天然气管道、使用LNG的管道和国内输气管道进行统一规划、建设、联网，并在适当地区建设储气库，形成全国天然气和LNG产、运、销网络，以达到安全平稳供气。,3.加快管网建设,问题与建议,建议,应该采取有效措施，降低城市输配费用和用气成本，增加城市用气、气代油用气等。同时，通过建立生态恢复补偿机制，增加高污染燃料使用者的费用支出，提升天然气竞争力，培育