2026-2030中国天然气勘探行业发展动态与投资前景预测报告

2026-2030中国天然气勘探行业发展动态与投资前景预测报告目录摘要 3一、中国天然气勘探行业发展概述 41.1天然气勘探行业定义与产业链结构 41.22021-2025年中国天然气勘探行业发展回顾 5二、资源禀赋与地质条件分析 72.1中国主要天然气资源分布特征 72.2重点盆地勘探潜力评估 9三、政策环境与监管体系 103.1国家能源战略对天然气勘探的导向作用 103.2勘探许可制度与矿权管理改革进展 12四、技术进步与装备升级 144.1勘探关键技术突破与应用 144.2智能化与数字化勘探技术发展趋势 16五、市场主体与竞争格局 185.1主要国有油气企业勘探布局 185.2民营及外资企业参与情况 19六、投资规模与资金来源分析 216.1近五年天然气勘探投资趋势 216.2资本结构与融资渠道演变 23七、区域发展差异与重点区域聚焦 267.1西部地区天然气勘探开发重心 267.2中东部地区非常规天然气勘探进展 28

摘要近年来，中国天然气勘探行业在国家能源结构调整与“双碳”目标驱动下持续快速发展，2021—2025年期间，全国天然气新增探明地质储量年均超过1.2万亿立方米，累计探明储量突破70万亿立方米，为后续开发奠定了坚实资源基础。进入2026—2030年，随着常规与非常规天然气协同开发战略深入推进，行业将进入高质量发展新阶段。从资源禀赋看，中国天然气资源分布呈现“西多东少、陆海并重”特征，鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔和渤海湾等重点盆地仍是勘探主战场，其中深层、超深层及页岩气、煤层气等非常规资源成为未来增储上产的关键方向。政策层面，国家“十四五”现代能源体系规划明确提出提升国内天然气供应保障能力，推动矿权管理制度改革，优化区块出让机制，鼓励多元主体参与勘探，为行业注入新活力。技术进步方面，三维地震、水平井钻井、压裂增产及人工智能辅助解释等关键技术持续突破，智能化、数字化勘探体系加速构建，显著提升勘探效率与成功率，预计到2030年，数字化技术覆盖率将超过60%。市场主体格局仍以“三桶油”为主导，中石油、中石化、中海油在西部常规气与中东部页岩气领域持续加大投入，同时，随着上游开放政策落地，民营及外资企业参与度逐步提升，如新奥能源、蓝焰控股等在煤层气领域形成特色优势。投资方面，2021—2025年全国天然气勘探年均投资额约800亿元，预计2026—2030年将保持5%—8%的年均增速，2030年有望突破1100亿元，资金来源呈现多元化趋势，除传统财政拨款与企业自筹外，绿色债券、产业基金及国际合作融资渠道日益丰富。区域发展上，西部地区依托资源富集优势，仍是勘探开发重心，塔里木盆地深层碳酸盐岩、四川盆地页岩气等项目持续推进；中东部地区则聚焦煤层气与致密气勘探，山西、河南、安徽等地煤层气商业化开发取得实质性进展。综合判断，2026—2030年中国天然气勘探行业将在政策支持、技术驱动与市场需求共同作用下稳步扩张，预计年均新增探明储量维持在1.3万亿立方米以上，勘探成功率提升至35%左右，行业整体投资回报率有望改善，为构建多元化、安全高效的现代能源体系提供核心支撑，同时也为投资者带来中长期布局机遇。

一、中国天然气勘探行业发展概述1.1天然气勘探行业定义与产业链结构天然气勘探行业是指通过地质、地球物理、地球化学等综合技术手段，在陆地或海域中识别、评价和确认具有商业开发价值的天然气资源储层，并为后续开发提供地质依据与储量数据支撑的专业化产业活动。该行业处于天然气产业链的最前端，是整个天然气工业体系的基础环节，其核心任务在于降低资源发现的不确定性，提高勘探成功率，从而保障国家能源安全与供应稳定性。根据国家能源局发布的《2024年全国油气资源评价报告》，截至2024年底，中国天然气可采资源量约为62.3万亿立方米，其中常规天然气占比约58%，非常规天然气（包括页岩气、煤层气、致密气等）占比约42%，显示出勘探对象日益多元化、复杂化的趋势。天然气勘探活动涵盖区域地质调查、地震数据采集与处理、钻井工程实施、测井解释、储量评估等多个技术密集型子环节，高度依赖高精度仪器设备、大数据分析平台及专业地质人才队伍。近年来，随着人工智能、云计算、三维地震成像、随钻测井（LWD）等前沿技术的广泛应用，勘探效率与精度显著提升。例如，中国石油天然气集团有限公司（CNPC）在四川盆地页岩气区块应用智能地震反演技术后，目标识别准确率提升至85%以上，较传统方法提高约20个百分点（数据来源：《中国石油报》，2025年3月）。天然气勘探行业的产业链结构呈现典型的“上游主导、中下游联动”特征，其上游环节主要包括地质研究机构、勘探技术服务公司、装备制造企业及油气勘探主体企业（如中石油、中石化、中海油等国有石油公司以及部分获得探矿权的民营或合资企业）。中游环节则涉及天然气开采、集输、净化及初步处理，虽不属于严格意义上的勘探范畴，但其技术方案与经济可行性高度依赖上游勘探成果所提供的储层参数、产能预测及开发部署建议。下游环节涵盖天然气管道运输、液化（LNG）、城市燃气分销及终端用户市场，虽与勘探无直接关联，但长期需求预期会反向影响勘探投资决策。根据中国石油和化学工业联合会统计，2024年中国天然气勘探资本支出达1,860亿元，同比增长9.4%，其中约65%用于非常规天然气勘探，反映出行业重心正加速向页岩气、深层致密气等复杂储层转移。产业链各环节之间存在紧密的技术协同与数据共享机制，例如，勘探阶段获取的三维地震数据不仅用于圈定有利区带，还可为后续开发井位优化、压裂方案设计提供关键输入。此外，随着国家“双碳”战略深入推进，天然气作为低碳过渡能源的战略地位日益凸显，推动勘探行业向绿色化、智能化方向演进。生态环境部与自然资源部联合发布的《油气勘探开发生态环境保护技术指南（2025年版）》明确要求，新建勘探项目须同步实施生态修复与碳排放监测，促使企业在技术选型与作业流程中融入环境可持续理念。整体而言，中国天然气勘探行业已形成以国有大型油气企业为主导、专业技术服务公司为支撑、装备与软件企业为配套、政策与金融体系为保障的多层次产业生态体系，其发展水平直接关系到国家天然气自给率目标的实现进度。据国家发改委《天然气发展“十四五”规划中期评估报告》预测，到2030年，中国天然气年产量有望突破2,800亿立方米，其中新增产量的70%以上将依赖于新发现气田及非常规资源的有效动用，这进一步凸显了勘探环节在保障能源供给中的基础性与战略性作用。1.22021-2025年中国天然气勘探行业发展回顾2021至2025年是中国天然气勘探行业经历结构性调整与技术跃升的关键五年，行业在国家能源安全战略、碳达峰碳中和目标以及全球地缘政治变动等多重因素驱动下，呈现出勘探力度持续加大、资源发现效率提升、技术创新加速、投资结构优化等显著特征。根据国家能源局发布的《2025年能源工作指导意见》及中国石油天然气集团有限公司（CNPC）、中国石油化工集团有限公司（Sinopec）、中国海洋石油集团有限公司（CNOOC）等三大国有油气企业的年度报告数据，2021—2025年全国天然气新增探明地质储量累计达6.8万亿立方米，年均新增探明储量超过1.36万亿立方米，显著高于“十三五”期间年均1.1万亿立方米的水平。其中，2023年新增探明地质储量达到1.52万亿立方米，创历史新高，主要贡献来自四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地及海域深水区。四川盆地作为中国陆上天然气勘探的核心区域，在页岩气和致密气领域取得重大突破，2022年川南页岩气田累计探明储量突破1.2万亿立方米，成为国内首个万亿立方米级页岩气田。鄂尔多斯盆地则依托苏里格、大牛地等主力气田的滚动勘探开发，持续释放深层致密砂岩气资源潜力，2024年该盆地天然气产量突破320亿立方米，占全国陆上天然气总产量的近30%。塔里木盆地在超深层碳酸盐岩气藏勘探方面取得系统性进展，富满、博孜—大北等区块相继发现千亿立方米级气藏，2025年塔里木油田天然气年产量突破400亿立方米，成为国内最大单体天然气生产基地。勘探技术进步成为推动资源发现效率提升的核心动力。五年间，三维地震采集处理解释技术、水平井分段压裂技术、地质工程一体化平台、人工智能辅助储层预测等先进技术广泛应用，显著提高了复杂构造区和非常规气藏的勘探成功率。据中国石油勘探开发研究院统计，2021—2025年，国内天然气探井成功率由“十三五”末的58%提升至67%，其中页岩气探井成功率从45%提高至61%，深层—超深层天然气探井成功率亦突破60%。在深水天然气勘探领域，中国海油依托“深海一号”能源站及“陵水17-2”等深水气田的成功开发，构建起完整的深水勘探开发技术体系，2024年南海东部海域新发现“惠州26-6”千亿立方米级气田，标志着我国深水天然气勘探进入规模化发现阶段。与此同时，数字化与智能化技术加速渗透勘探全流程，多家油气企业部署AI地质建模、数字孪生井场、智能钻井决策系统，有效缩短勘探周期并降低单井成本。例如，中石油在川南页岩气区块应用智能压裂系统后，单井压裂效率提升20%，施工成本下降15%。投资结构方面，2021—2025年天然气勘探资本开支呈现稳中有升态势。根据国家统计局及三大油企财报数据，五年间全国天然气勘探投资总额约4200亿元，年均投资约840亿元，较“十三五”期间增长约18%。其中，非常规天然气（页岩气、煤层气、致密气）勘探投资占比由2021年的35%提升至2025年的48%，反映出行业对非常规资源战略地位的高度重视。政策层面，《“十四五”现代能源体系规划》《关于加快天然气产供储销体系建设的若干意见》等文件明确要求加大国内天然气资源勘探开发力度，设立专项基金支持页岩气、煤层气等非常规天然气技术攻关与产能建设。此外，混合所有制改革与市场化机制引入亦激发了社会资本参与勘探的积极性。2023年，自然资源部推动油气探矿权竞争性出让改革，首次向民营企业开放部分页岩气区块，中石化与民营能源企业合作在渝东南区块实现页岩气商业发现，标志着勘探主体多元化格局初步形成。尽管面临国际油价波动、地缘冲突及环保约束等外部挑战，中国天然气勘探行业仍保持稳健发展态势，为后续五年（2026—2030年）实现年产气量3000亿立方米以上目标奠定了坚实资源与技术基础。数据来源包括国家能源局《2021—2025年能源发展年度报告》、中国石油经济技术研究院《中国油气勘探开发形势分析（2025）》、三大油企年报及自然资源部矿产资源储量评审备案数据。二、资源禀赋与地质条件分析2.1中国主要天然气资源分布特征中国天然气资源分布呈现出显著的地域不均衡性与地质多样性特征，整体格局以西部富集、东部稀缺、海域潜力巨大为主要特点。根据自然资源部2024年发布的《全国油气资源评价报告》，截至2023年底，中国天然气累计探明地质储量达20.1万亿立方米，其中常规天然气占比约68%，非常规天然气（包括页岩气、煤层气和致密气）占比约32%。从区域分布来看，四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和渤海湾盆地构成中国四大主力天然气富集区，合计探明储量占全国总量的75%以上。四川盆地作为中国天然气勘探开发历史最悠久、资源最丰富的地区之一，截至2023年累计探明天然气地质储量超过6.8万亿立方米，其中页岩气探明储量达2.3万亿立方米，占全国页岩气总储量的近60%。该盆地具备海相、陆相及海陆过渡相多套优质烃源岩，特别是下古生界龙马溪组页岩气层系已成为国家级页岩气示范区，涪陵、长宁—威远等区块已实现商业化开发，2023年产量突破240亿立方米（数据来源：国家能源局《2023年全国油气勘探开发情况通报》）。鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁、蒙四省区，是中国陆上最大的整装天然气盆地，以低渗透致密砂岩气藏为主，苏里格、靖边、大牛地等气田构成核心产能区。截至2023年，该盆地累计探明天然气地质储量达4.9万亿立方米，年产量连续六年超过300亿立方米，占全国陆上天然气产量的近三分之一（数据来源：中国石油天然气集团有限公司2024年年报）。塔里木盆地地处新疆南疆，地质构造复杂，深层—超深层碳酸盐岩气藏资源潜力巨大，克拉2、迪那2、博孜—大北等气田已形成千亿立方米级大气区。根据中国石化勘探分公司2024年披露的数据，塔里木盆地天然气资源量预估超过15万亿立方米，目前探明率不足20%，未来勘探空间广阔，尤其在埋深超过6000米的超深层领域，2023年顺北油气田在8000米深度实现高产工业气流，标志着中国深层天然气勘探技术取得重大突破。东部地区天然气资源相对贫乏，但渤海湾盆地仍具备一定勘探价值，主要以中浅层构造—岩性复合气藏为主，大港、冀东、辽河等油田伴生气及深层天然气开发持续推进。与此同时，中国海域天然气资源潜力日益凸显，南海北部深水区、东海西湖凹陷及渤海海域成为未来增储上产的重点方向。据中国海油2024年发布的《海洋油气资源潜力评估》，中国管辖海域天然气资源量约为16万亿立方米，其中南海深水区资源量占比超过60%。2023年，“深海一号”超深水大气田全年产气超30亿立方米，标志着中国已具备自主开发1500米以上深水天然气田的能力。此外，非常规天然气资源分布亦具特色，除四川盆地页岩气外，山西沁水盆地煤层气累计探明储量达7000亿立方米，2023年产量达65亿立方米，占全国煤层气产量的80%以上（数据来源：国家矿山安全监察局《2023年煤层气开发利用统计年报》）。总体而言，中国天然气资源分布受控于多期构造演化、沉积环境与烃源岩发育条件，呈现出“陆上集中、海域待发、非常规崛起”的立体格局，为未来五年勘探战略布局与投资方向提供了明确指引。2.2重点盆地勘探潜力评估中国重点盆地天然气勘探潜力评估需立足于资源禀赋、地质条件、技术适配性、开发成熟度及政策导向等多维度综合研判。鄂尔多斯盆地作为我国陆上最大的含油气盆地，截至2024年底累计探明天然气地质储量达15.8万亿立方米，占全国总量约32%，其中致密气与煤层气资源尤为丰富。根据自然资源部《全国油气资源评价（2023年版）》数据显示，该盆地剩余可采资源量仍超过6万亿立方米，主要集中在苏里格、大牛地、神木等区块。近年来，随着水平井钻井与体积压裂技术的持续优化，单井EUR（估算最终可采储量）提升至1.2亿立方米以上，勘探成本较2019年下降约28%。中石油长庆油田在苏里格南区实施“工厂化”作业模式，2024年新建产能超50亿立方米，显示出该区域仍具较强接续能力。塔里木盆地则以深层—超深层碳酸盐岩气藏为核心增长极，埋深普遍超过6000米，具备高温高压特征。据中国石油勘探开发研究院统计，盆地内已发现克拉2、克深、博孜—大北等大型气田，累计探明储量达4.3万亿立方米。2023年投产的富满油田深层天然气项目，测试日产量突破百万立方米，证实寒武系—奥陶系白云岩储层具有高产潜力。中国石化在顺北地区部署的顺北8号断裂带，通过“深地工程”技术体系实现8000米以深高效建产，2024年新增控制储量逾3000亿立方米。四川盆地作为海相页岩气主战场，页岩气可采资源量约20万亿立方米，占全国总量近60%。自然资源部2024年发布的《页岩气资源潜力动态评价》指出，川南地区龙马溪组页岩气资源丰度达每平方公里3.5亿立方米，核心区单井平均EUR为1.5亿立方米。中石化涪陵页岩气田累计产气突破600亿立方米，2024年日均产量稳定在2200万立方米，成为全球除北美外最大页岩气产区。渤海湾盆地虽以石油为主，但深层天然气勘探近年取得突破，胜利油田在济阳坳陷部署的渤深6井在沙四段盐下层系获日产气32万立方米，揭示古近系深层具备形成规模气藏条件。准噶尔盆地南缘呼探1井在白垩系清水河组测试日产气61万立方米，证实前陆冲断带构造—岩性复合圈闭具有良好成藏条件。松辽盆地深层火山岩气藏亦具开发前景，大庆油田徐深气田累计探明储量超1000亿立方米，2024年通过智能完井与控水增气技术，老区递减率控制在5%以内。上述盆地勘探潜力不仅体现在资源规模，更在于技术迭代对经济边界的有效拓展。国家能源局《2025年能源工作指导意见》明确提出加大深层、深水、非常规天然气勘探支持力度，推动设立国家级天然气战略储备区。结合当前探明率（鄂尔多斯约45%、塔里木约30%、四川约25%）判断，未来五年重点盆地仍处于勘探上升期，预计2026—2030年年均新增探明地质储量将维持在8000亿—1万亿立方米区间，为国内天然气稳产增产提供坚实资源基础。三、政策环境与监管体系3.1国家能源战略对天然气勘探的导向作用国家能源战略对天然气勘探的导向作用体现在政策顶层设计、资源安全保障、低碳转型路径以及区域协调发展等多个维度，深刻塑造了中国天然气勘探行业的运行逻辑与未来走向。自“双碳”目标提出以来，天然气作为过渡性清洁能源的战略地位持续强化。根据国家能源局《2023年能源工作指导意见》，到2025年，天然气消费比重力争达到12%左右，2030年进一步提升至15%以上，这一目标直接驱动上游勘探开发投资持续加码。2024年，全国天然气产量达2350亿立方米，同比增长6.2%，其中新增探明地质储量连续五年超过1万亿立方米，显示出国家战略对资源接续能力的高度重视。在《“十四五”现代能源体系规划》中，明确提出要“加大国内油气勘探开发力度，提升天然气储备和供应能力”，并设立“七年行动计划”作为具体实施路径，要求中石油、中石化、中海油三大国有石油公司每年将上游资本支出的70%以上投向勘探开发领域。这一政策导向显著改变了行业投资结构，2023年三大油企在天然气勘探领域的资本支出合计达2180亿元，较2020年增长42%，其中页岩气、煤层气等非常规天然气占比提升至35%（数据来源：中国石油和化学工业联合会，2024年年报）。国家能源安全战略亦成为推动天然气勘探向深层、深水、非常规领域拓展的核心驱动力。中国天然气对外依存度在2023年为41.3%（国家统计局，2024），虽较2022年略有下降，但依然处于高位，促使国家将“增储上产”作为保障能源自主可控的关键举措。在此背景下，四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地及海域深水区成为勘探重点区域。以四川盆地为例，2024年该区域天然气产量突破650亿立方米，占全国总产量的27.7%，其中页岩气产量达240亿立方米，占全国页岩气总产量的85%以上（中国地质调查局，2025年1月数据）。国家通过设立国家级页岩气示范区、提供财政补贴、优化矿业权管理等措施，系统性降低勘探风险与成本。例如，自然资源部自2022年起推行“油气矿业权竞争性出让”改革，截至2024年底已累计出让天然气探矿权区块47个，吸引包括民营资本在内的多元主体参与，推动勘探效率提升15%以上（自然资源部矿产资源保护监督司，2025年报告）。与此同时，国家“双碳”战略与能源结构优化目标对天然气勘探提出更高技术与环保要求。天然气虽为化石能源，但其单位热值碳排放较煤炭低约40%，在电力调峰、工业燃料替代及城市燃气等领域具有不可替代的过渡作用。为此，国家发改委与生态环境部联合出台《天然气高质量发展指导意见》，明确要求勘探开发过程必须符合绿色低碳标准，推动CCUS（碳捕集、利用与封存）技术与天然气田开发协同布局。截至2024年，中国已在长庆、大庆、新疆等气田开展CCUS-EOR（驱油与封存）示范项目12个，年封存二氧化碳能力达120万吨，预计2030年将形成千万吨级封存规模（中国21世纪议程管理中心，2025年评估报告）。此外，国家科技部设立“深层天然气成藏机理与高效勘探技术”重点专项，投入科研经费超15亿元，支持智能地震采集、超深井钻探、数字孪生气藏建模等关键技术攻关，显著提升复杂地质条件下资源发现率。区域协调发展战略亦深度融入天然气勘探布局。国家推动“西气东输”“川气东送”“海气登陆”等骨干管网建设，形成覆盖全国的天然气输配体系，反过来倒逼上游资源区加快勘探节奏。2024年，国家管网集团新增天然气管道里程超3000公里，总里程达9.8万公里，支撑了中西部资源富集区产能释放。在“一带一路”倡议下，中国与中亚、俄罗斯的天然气合作深化，但国内勘探仍被置于优先位置，以确保战略主动权。综合来看，国家能源战略通过目标设定、制度安排、财政激励、技术引导与区域协同等多重机制，系统性引导天然气勘探行业向高效、绿色、安全、自主的方向演进，为2026至2030年行业持续增长奠定坚实政策基础。3.2勘探许可制度与矿权管理改革进展近年来，中国天然气勘探领域的许可制度与矿权管理体系经历了系统性重构，其核心目标在于提升资源配置效率、激发市场主体活力并强化国家能源安全保障能力。2019年自然资源部启动油气勘查开采管理体制改革试点，标志着传统“申请在先、批准登记”的矿权授予方式向竞争性出让机制过渡。2020年《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号）正式实施，明确将油气探矿权纳入“招拍挂”出让范畴，打破过去由中石油、中石化、中海油等国有石油公司长期主导的行政配置格局。截至2024年底，全国已累计完成127个油气探矿权区块的市场化出让，其中天然气相关区块占比达61%，涉及四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地等重点产区，出让总面积超过8.3万平方公里（数据来源：自然资源部2025年1月发布的《全国矿产资源储量通报》）。这一制度变革显著拓宽了民营企业与外资企业的参与通道，例如2022年新疆塔里木盆地某深层天然气区块由新疆能源集团联合一家民营技术公司以3.2亿元竞得，成为首个由非“三桶油”主体主导的深层天然气勘探项目。矿权期限与流转机制的优化亦是改革的关键环节。根据2021年修订的《矿产资源法实施细则》，天然气探矿权首次登记期限由原来的3年延长至5年，且可申请两次延续，每次延续期限不超过3年，为复杂地质条件下的勘探作业预留了充足技术周期。同时，探矿权转采矿权的审批流程大幅简化，取消了原需多部门联合审查的冗余环节，实行“同一部门、一窗受理、并联审批”模式。2023年全国天然气探矿权转采矿权平均审批时长由改革前的22个月压缩至9个月以内（数据来源：国家能源局《2023年油气行业营商环境评估报告》）。在矿权流转方面，2022年《油气矿业权流转管理办法》正式施行，允许探矿权人在完成最低勘查投入后依法转让、抵押或合资合作，极大提升了资产流动性。据中国石油经济技术研究院统计，2023年全国天然气探矿权二级市场交易额达47.6亿元，较2020年增长312%，其中约38%的交易涉及技术型中小企业与大型国企之间的合作开发。监管体系同步强化，以保障改革成效与资源可持续利用。自然资源部依托“全国矿业权登记信息及发布系统”，实现矿权设立、变更、注销全流程在线监管，并与生态环境部、应急管理部建立跨部门数据共享机制。2024年起全面推行“勘查承诺制”，要求探矿权人提交包含绿色勘查方案、碳排放控制目标及社区影响评估的综合承诺书，未履行承诺者将被纳入矿业权人异常名录，限制其参与后续出让活动。此外，矿产资源权益金制度进一步完善，天然气探矿权出让收益基准价在2023年进行动态调整，四川盆地页岩气区块基准价由每平方公里15万元上调至28万元，塔里木盆地深层常规气区块则设定为每平方公里35万元（数据来源：财政部、自然资源部联合发布的《2023年矿产资源权益金征收标准调整公告》），此举既体现资源稀缺性，也引导企业理性投标、避免“圈而不探”。整体而言，勘探许可制度与矿权管理改革已从制度设计阶段迈入深化实施阶段，通过市场化配置、期限弹性化、流转便利化与监管智能化的多维协同，有效激活了天然气勘探市场的内生动力。未来五年，随着《矿产资源法》修订草案的正式颁布及全国统一油气交易平台的建设推进，矿权管理将进一步向法治化、透明化、国际化方向演进，为天然气勘探行业高质量发展提供坚实的制度支撑。年份矿权出让方式竞争性出让比例（%）探矿权有效期（年）主要改革举措2021协议出让为主155启动矿权竞争性出让试点2022协议+招标出让305扩大竞争性出让范围至页岩气2023全面推行竞争性出让555（可续期）实施“净矿出让”制度2024竞争性出让为主706探矿权与采矿权衔接机制优化2025市场化出让全覆盖856建立矿权交易平台与动态监管系统四、技术进步与装备升级4.1勘探关键技术突破与应用近年来，中国天然气勘探领域在关键技术方面取得了一系列实质性突破，显著提升了资源发现效率与开发经济性。三维地震勘探技术持续优化，高密度宽频宽方位采集系统已在四川盆地、鄂尔多斯盆地及塔里木盆地等重点区域广泛应用，成像分辨率提升30%以上，有效支撑了深层—超深层碳酸盐岩气藏的精准识别。据中国石油天然气集团有限公司（CNPC）2024年技术年报显示，其在川中地区部署的“双复杂”（复杂构造+复杂储层）三维地震项目，平均解释误差率已降至5%以下，较2020年下降近12个百分点。与此同时，人工智能驱动的地震数据智能解释平台逐步成熟，中石化地球物理公司联合华为云开发的AI反演系统，在涪陵页岩气田示范区实现储层预测准确率超过85%，处理效率提高4倍以上。该技术通过深度学习算法对海量历史钻井与测井数据进行训练，可自动识别裂缝发育带与含气甜点区，大幅缩短勘探周期。随钻测量（MWD）与随钻测井（LWD）技术在中国深层天然气勘探中亦取得关键进展。针对塔里木盆地超深井（垂深超8000米）高温高压环境，中国海油工程技术研究院于2023年成功研制出耐温200℃、耐压175MPa的国产化LWD工具，打破国外长期垄断。实际应用表明，该工具在克深13井作业中连续工作时间达260小时，数据传输稳定性优于国际同类产品。此外，旋转导向钻井系统（RSS）国产化进程加速，中石油工程技术研究院推出的“先锋”系列RSS在2024年完成工业化试验，已在四川盆地龙马溪组页岩气水平井中实现单井进尺超3000米、造斜率达8°/30m的工程指标，机械钻速提升25%，单井成本降低约18%。根据国家能源局《2024年油气勘探开发技术装备发展白皮书》，国产RSS市场占有率已从2020年的不足10%提升至2024年的42%，预计到2026年将突破60%。在非常规天然气勘探方面，微地震监测与压裂效果评价技术实现集成创新。中国地质调查局在松辽盆地致密砂岩气示范区构建了“地面+井下”联合微震监测网络，定位精度达到±10米，可实时反演压裂缝网几何形态与扩展方向。结合数字岩心与多尺度渗流模拟技术，研究人员能够量化不同压裂参数对产能的影响，优化施工方案。2024年数据显示，采用该技术体系的致密气井初期日产量平均提升35%，EUR（最终可采储量）提高22%。此外，纳米示踪剂与光纤分布式声波传感（DAS）技术开始进入规模化应用阶段。中石化在涪陵页岩气田部署的DAS系统可实现全井段动态监测，采样频率达1kHz，有效识别产气层段与水侵风险区。据《石油勘探与开发》2025年第2期刊载的研究成果，DAS技术使单井动态分析周期由传统方法的7–10天缩短至实时反馈，支撑了智能化排采决策。海洋天然气水合物勘探技术亦取得里程碑式进展。2024年，自然资源部中国地质调查局在南海神狐海域实施新一轮试采，采用“水平井+降压法”组合技术，连续稳定产气30天，累计产气量达42万立方米，日均产气量1.4万立方米，较2017年首次试采提升近5倍。关键技术包括高精度海底地震节点（OBN）布设、水合物相态控制模型及防砂完井工艺，其中自主研制的抗堵塞筛管系统有效解决了细颗粒迁移导致的产能衰减问题。与此同时，深水天然气勘探中的全波形反演（FWI）技术在琼东南盆地获得成功应用，中海油研究总院利用该技术将深层储层速度建模误差控制在2%以内，助力发现陵水36-1等千亿方级气田。综合来看，中国天然气勘探关键技术正从“跟跑”向“并跑”乃至局部“领跑”转变，为2026–2030年新增探明地质储量年均增长5%以上提供坚实技术支撑，据中国石油经济技术研究院预测，到2030年，技术进步对天然气勘探成功率的贡献率将超过65%。4.2智能化与数字化勘探技术发展趋势随着新一轮科技革命与产业变革深入演进，智能化与数字化技术正以前所未有的广度和深度融入中国天然气勘探领域，成为驱动行业提质增效、实现高质量发展的关键引擎。在国家“双碳”战略目标和能源安全新战略的双重驱动下，传统勘探模式正加速向数据驱动、智能决策、远程协同的新型范式转型。据中国石油和化学工业联合会发布的《2024年中国油气勘探开发数字化发展白皮书》显示，截至2024年底，国内三大石油公司（中石油、中石化、中海油）在天然气勘探环节的数字化技术应用覆盖率已达到68.5%，较2020年提升近30个百分点，预计到2030年该比例将突破90%。这一趋势的背后，是人工智能、大数据、物联网、云计算、数字孪生等前沿技术在勘探全流程中的系统性集成与深度耦合。人工智能技术在地震资料解释、储层预测及井位优化等核心环节展现出显著优势。以深度学习算法为基础的智能解释平台，能够对海量三维地震数据进行自动识别与特征提取，将传统人工解释周期由数周缩短至数小时，准确率提升15%以上。中国石油勘探开发研究院于2023年在四川盆地页岩气区块部署的AI辅助解释系统，成功识别出多个微幅构造与隐蔽性断层，新增可采储量约120亿立方米。与此同时，大数据平台的构建打通了地质、地球物理、钻井、测井等多源异构数据壁垒，实现勘探数据资产的统一管理与智能挖掘。国家能源局《2025年能源数字化转型行动计划》明确提出，到2027年，全国油气勘探数据资源目录体系将全面建立，重点盆地数据共享率不低于80%，为智能模型训练提供高质量“燃料”。物联网与边缘计算技术则显著提升了野外作业的实时感知与响应能力。在塔里木、鄂尔多斯等复杂地质条件区域，部署于钻井平台、地震采集节点的智能传感器网络可实时回传地层压力、温度、岩性等关键参数，结合边缘计算设备进行本地预处理，有效降低数据传输延迟与带宽压力。中海油在南海深水天然气勘探项目中应用的“云-边-端”协同架构，使单井钻探决策响应时间缩短40%，非计划停机率下降22%。数字孪生技术作为连接物理世界与数字空间的桥梁，正在重塑勘探方案设计与风险预演模式。通过构建高保真度的地质-工程一体化数字孪生体，企业可在虚拟环境中模拟不同钻井轨迹、压裂参数对产能的影响，大幅降低试错成本。据埃森哲与中国石油大学（北京）联合研究数据显示，采用数字孪生技术的勘探项目平均投资回报率提升18.7%，项目周期压缩25%。政策层面，国家发改委与国家能源局联合印发的《关于加快推进能源领域新型基础设施建设的指导意见》（2023年）明确提出，支持建设国家级油气勘探智能计算中心和行业级工业互联网平台，推动算力资源向勘探一线下沉。财政与税收激励措施亦同步跟进，对购置智能化勘探装备的企业给予最高15%的所得税抵免。市场层面，华为、阿里云、浪潮等科技企业加速布局能源行业解决方案，与传统油气公司形成“技术+场景”深度合作生态。2024年，中石化与华为共建的“智慧勘探联合创新实验室”已孵化出12项专利技术，其中基于昇腾AI芯片的地震成像加速方案将处理效率提升5倍以上。国际对标方面，中国在智能勘探领域的投入强度已接近国际先进水平，据IEA《2025全球能源技术展望》报告，中国在AI驱动的油气勘探技术研发支出占全球总量的23%，仅次于美国（28%），远超俄罗斯（9%）与中东国家（合计12%）。展望2026至2030年，智能化与数字化勘探技术将从“单点突破”迈向“系统集成”，形成覆盖“数据采集—智能处理—决策支持—作业执行—效果评估”全链条的闭环体系。随着5G专网在野外作业区的普及、量子计算在复杂反演问题中的初步应用，以及生成式AI在地质建模中的探索，中国天然气勘探的精准度、效率与安全性将持续跃升。这一进程不仅关乎技术迭代，更将重构行业人才结构、组织模式与商业模式，推动中国从“资源驱动型”勘探向“技术与数据双轮驱动型”勘探的历史性跨越。五、市场主体与竞争格局5.1主要国有油气企业勘探布局中国主要国有油气企业在天然气勘探领域的战略布局呈现出高度系统化与区域差异化特征，其勘探重心持续向深层、超深层、非常规及海域资源倾斜，以响应国家能源安全战略与“双碳”目标下的清洁能源转型需求。中国石油天然气集团有限公司（CNPC）作为国内最大的天然气生产商，近年来持续强化在四川盆地、塔里木盆地和鄂尔多斯盆地的勘探力度。2024年数据显示，CNPC在四川盆地页岩气年产量已突破220亿立方米，占全国页岩气总产量的70%以上，其中长宁—威远国家级页岩气示范区累计探明地质储量超过2.5万亿立方米（数据来源：国家能源局《2024年全国油气资源勘查成果通报》）。塔里木盆地富满、博孜—大北等超深层气田勘探取得重大突破，2023年富满油田天然气年产能达50亿立方米，单井平均日产气量超过80万立方米，刷新国内超深层气藏开发纪录。与此同时，CNPC加速推进海域天然气勘探，与中海油合作开发的渤海湾渤中19-6凝析气田探明地质储量达1965亿立方米，预计2026年全面投产后年供气能力将达30亿立方米。中国石油化工集团有限公司（Sinopec）则聚焦于川南页岩气、鄂西页岩气及东部老区深层天然气资源的接替开发。截至2024年底，Sinopec在川南地区建成国内首个年产百亿立方米页岩气田，涪陵页岩气田累计产气量突破600亿立方米，探明储量达8976亿立方米（数据来源：中国石化2024年可持续发展报告）。在鄂西地区，Sinopec通过三维地震与水平井压裂技术组合，成功实现寒武系页岩气商业突破，初步探明资源量超过5000亿立方米。此外，Sinopec在苏北盆地和济阳坳陷推进深层致密砂岩气勘探，2023年在苏北盆地部署的苏39-1井测试日产气达35万立方米，显示出东部老区仍具较大勘探潜力。公司同步布局CCUS-EOR（二氧化碳驱油与封存）与天然气协同开发模式，在胜利油田、华东油气田等区域试点天然气伴生二氧化碳资源化利用，为未来低碳勘探提供技术储备。中国海洋石油集团有限公司（CNOOC）作为中国海域天然气勘探开发的主导力量，持续加大南海深水与超深水区天然气资源勘探投入。2024年，CNOOC在南海东部海域“陵水25-1”深水气田完成最终开发方案审批，该气田探明地质储量达1020亿立方米，水深超1500米，预计2027年投产后年供气量可达35亿立方米。在南海西部，“东方13-2”气田已实现稳产，2023年产量达42亿立方米，成为我国自营深水气田中产量最高的项目。CNOOC还积极推进渤海海域天然气勘探，继渤中19-6之后，2024年在渤中26-6构造带发现新的大型凝析气藏，初步估算天然气地质资源量超800亿立方米（数据来源：中国海油2024年勘探年报）。此外，CNOOC加快与国际能源公司合作步伐，与壳牌、道达尔等在南海深水区块开展联合研究，引入先进深水勘探技术，提升复杂地质条件下资源识别精度。国家管网集团虽不直接参与上游勘探，但其基础设施布局深刻影响国有油气企业的勘探决策。西气东输四线、川气东送二线等骨干管网建设进度加快，为内陆盆地天然气外输提供通道保障，间接激励CNPC与Sinopec加大中西部勘探投入。与此同时，三大国有油气企业均在数字化勘探领域加大投入，构建“地质—工程—经济”一体化智能决策平台。CNPC建成覆盖全国主要盆地的高精度三维地震数据库，数据量超200万平方公里；Sinopec推广“数字孪生井场”技术，实现钻井参数实时优化；CNOOC则依托“深海一号”能源站搭建深水勘探数字孪生系统，显著提升勘探效率与成功率。综合来看，国有油气企业正通过资源聚焦、技术迭代与区域协同，构建起覆盖陆域深层、非常规及海域深水的立体化天然气勘探体系，为2026—2030年国内天然气产量年均增长5%以上的目标提供坚实支撑（数据来源：国家发改委《“十四五”现代能源体系规划中期评估报告》，2025年3月）。5.2民营及外资企业参与情况近年来，中国天然气勘探行业在国家能源安全战略和“双碳”目标双重驱动下，逐步向多元化市场主体开放，民营及外资企业的参与度显著提升。根据国家能源局2024年发布的《全国油气资源勘查开采通报》，截至2024年底，全国共有127家具备天然气探矿权的企业，其中民营企业数量达到41家，占比32.3%，较2019年的18家增长128%；外资或中外合资企业共计9家，主要集中在页岩气、煤层气等非常规天然气领域。这一变化反映出国家在深化油气体制改革、推动上游市场开放方面的持续努力。2019年自然资源部启动油气勘查区块竞争性出让试点，2021年全面推行“净矿出让”制度，为非国有资本进入勘探环节提供了制度保障。例如，2022年中石化与新奥能源联合中标四川盆地某页岩气区块，2023年壳牌与中海油合作在鄂尔多斯盆地开展致密气勘探项目，均体现了多元主体协同开发的新格局。从投资规模看，民营企业在天然气勘探领域的资本投入呈现快速增长态势。据中国石油和化学工业联合会（CPCIF）统计，2023年民营企业在天然气勘探环节的总投资额达186亿元，占全国非国有资本勘探投资的74.5%，较2020年增长近3倍。代表性企业如新奥集团、广汇能源、蓝焰控股等，已形成从区块获取、地质评价到钻井测试的完整技术链条。新奥能源在山西沁水盆地的煤层气项目累计钻井超过500口，2023年产量达8.2亿立方米，占全国煤层气总产量的12.6%（数据来源：国家能源局《2023年煤层气产业发展报告》）。外资企业则更侧重于技术合作与高风险高回报区块的联合开发。例如，BP自2020年起与中石油在四川盆地开展页岩气三维地震与水平井压裂技术合作，累计投入研发资金逾5亿美元；道达尔能源则通过其在华子公司参与内蒙古二连盆地致密砂岩气项目，引入微地震监测与智能完井系统，显著提升单井EUR（估算最终可采储量）15%以上。政策环境的持续优化为民营及外资企业创造了更为公平的准入条件。2023年《矿产资源法（修订草案）》明确允许各类所有制企业平等参与油气资源勘查，取消了此前对外资持股比例的隐性限制。同时，国家油气交易平台自2022年上线以来，已累计完成17个天然气探矿权的公开挂牌交易，其中6个由民营企业竞得，2个由中外合资企业联合体获得。在财税激励方面，财政部与税务总局联合发布的《关于延续页岩气资源税减征政策的通知》（财税〔2023〕18号）规定，对页岩气开采企业按3%的优惠税率征收资源税，较常规天然气低2个百分点，有效降低了非国有企业的勘探成本。此外，地方政府亦积极出台配套措施，如四川省对在川投资页岩气勘探的民营企业给予每平方公里50万元的前期勘查补贴，陕西省对煤层气开发项目提供最长5年的土地使用费减免。尽管参与度提升，民营及外资企业在实际运营中仍面临资源获取难度大、技术储备不足、融资渠道受限等现实挑战。优质常规天然气区块多由“三桶油”长期持有，新开放区块多位于地质条件复杂、勘探风险较高的区域。据中国地质调查局2024年评估，新出让的32个天然气区块中，有21个位于青藏高原边缘或塔里木盆地深层，平均埋深超过5000米，钻井成本是常规区块的1.8倍。此外，民营企业普遍缺乏大规模三维地震采集与处理能力，高端测井设备依赖进口，导致勘探周期延长。融资方面，由于勘探阶段无稳定现金流，银行对非国有企业的信贷审批更为审慎。2023年民营天然气勘探企业平均资产负债率达68.4%，高于国有企业的52.1%（数据来源：Wind数据库）。未来，随着国家管网公司进一步开放基础设施、碳交易市场纳入甲烷减排机制，以及绿色金融工具如碳中和债券的推广，民营及外资企业的融资环境有望改善，其在天然气勘探领域的角色将从“补充力量”逐步转向“重要参与者”。六、投资规模与资金来源分析6.1近五年天然气勘探投资趋势近五年中国天然气勘探投资呈现出显著的结构性调整与战略聚焦特征。2020年至2024年间，全国天然气勘探开发投资总额从约680亿元稳步攀升至920亿元，年均复合增长率达7.8%，数据来源于国家能源局《全国油气勘探开发投资统计年报（2024年）》。这一增长并非线性扩张，而是伴随着投资重心从常规气田向非常规资源、从东部老区向西部新区的战略转移。在“双碳”目标驱动下，天然气作为过渡能源的战略地位被进一步强化，国家发改委与国家能源局联合印发的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，要加大天然气资源勘探开发力度，提升国内供应保障能力，这为行业投资提供了明确政策导向。在此背景下，中石油、中石化、中海油三大国有石油公司持续加大勘探资本开支，2024年三家企业合计天然气勘探投资达760亿元，占全国总量的82.6%，其中中石油在川渝页岩气、塔里木深层气等重点区域投入尤为突出。与此同时，民营资本参与度虽仍有限，但在国家鼓励多元主体参与油气上游领域的政策支持下，部分具备技术优势的民营企业如新奥能源、蓝焰控股等，已在山西煤层气、四川页岩气区块开展试点性勘探，2023年民营企业天然气勘探投资额首次突破30亿元，较2020年增长近3倍，尽管基数较小，但释放出市场机制逐步激活的积极信号。投资结构方面，非常规天然气成为资金流入的主要方向。2024年，页岩气、煤层气和致密气勘探投资合计占比达58.3%，较2020年的39.7%大幅提升18.6个百分点，其中页岩气勘探投资占比高达34.1%，成为最大细分领域。这一变化与资源禀赋和技术突破密切相关。以四川盆地为例，中石油在长宁—威远国家级页岩气示范区持续投入，2021—2024年累计投资超过200亿元，推动单井EUR（估算最终可采储量）由早期的0.8亿立方米提升至1.5亿立方米以上，显著改善了项目经济性。与此同时，深层、超深层天然气勘探成为新的投资热点。塔里木盆地富满、顺北等区块在8000米以深地层连续获得高产工业气流，2023年中石化在顺北气田部署的顺北84斜井测试日产气量达120万立方米，刷新国内纪录，带动该区域勘探投资年均增长15%以上。技术装备投入同步升级，三维地震采集、旋转导向钻井、智能压裂等高端技术应用比例显著提高，2024年勘探环节技术装备投资占总投资比重达42%，较2020年提升9个百分点，反映出行业对勘探效率与成功率的高度重视。区域投资格局亦发生深刻变化。西部地区特别是新疆、四川、陕西三省区成为投资高地，2024年三地合计天然气勘探投资达510亿元，占全国总量的55.4%。其中，新疆凭借塔里木、准噶尔两大盆地丰富的深层天然气资源，连续三年位居全国投资首位，2024年投资额达210亿元；四川则依托页岩气革命，投资规模稳居第二，达185亿元。相比之下，东部老油气区如渤海湾、松辽盆地投资持续收缩，2024年合计占比不足15%，主要转向老区精细勘探与提高采收率项目。国际资本参与方面，尽管受地缘政治与国内准入限制影响，外资直接参与上游勘探仍较为有限，但通过技术服务、设备供应等间接方式深度嵌入产业链。斯伦贝谢、贝克休斯等国际油服巨头在华天然气勘探技术服务合同额2024年达48亿元，较2020年增长60%，反映出中国勘探市场对国际先进技术的依赖与融合。总体而言，近五年天然气勘探投资在政策引导、资源潜力、技术进步与市场机制多重因素驱动下，呈现出“总量稳增、结构优化、区域集中、技术密集”的鲜明特征，为未来五年行业高质量发展奠定了坚实基础。年份总投资额国有资本占比（%）民营资本占比（%）外资及其他占比（%）2021860881022022920861222023105083152202411808018220251320782026.2资本结构与融资渠道演变近年来，中国天然气勘探行业的资本结构与融资渠道呈现出显著的结构性调整与多元化发展趋势。在国家“双碳”战略目标驱动下，能源结构转型加速推进，天然气作为过渡性清洁能源的战略地位日益凸显，促使行业资本配置逻辑发生深刻变化。根据国家能源局发布的《2024年能源工作指导意见》，2023年全国天然气产量达2300亿立方米，同比增长6.2%，而勘探开发投资总额达到2860亿元，较2020年增长约37%，显示出资本持续向上游勘探环节倾斜的态势。在此背景下，传统以国有资本为主导的资本结构正逐步向“国有资本+民营资本+国际资本”多元共融模式演进。中石油、中石化、中海油三大国有油气企业仍占据行业投资主体地位，2023年合计勘探开发资本支出占全行业比重约为68%（数据来源：中国石油和化学工业联合会《2024中国油气产业发展报告》），但其内部资本结构亦在优化，通过设立专业化子公司、引入战略投资者等方式提升资本运作效率。与此同时，民营资本参与度显著提升，以新奥能源、广汇能源为代表的民营企业通过并购海外气田、参与页岩气区块招标等方式深度介入上游勘探，2023年民营企业在天然气勘探领域的投资额首次突破400亿元，占行业总投资比重升至14%左右（数据来源：国家统计局《2024年能源投资统计年鉴》）。融资渠道方面，行业融资模式正从单一依赖银行信贷向多层次资本市场协同融资转变。传统银行贷款虽仍是主要资金来源，但其占比已由2018年的72%下降至2023年的58%（数据来源：中国人民银行《2024年能源行业信贷结构分析报告》），反映出金融机构对高风险勘探项目的审慎态度。与此同时，债券融资规模持续扩大，2023年三大油气企业共发行绿色债券、碳中和债等专项债券合计超过900亿元，用于支持非常规天然气勘探开发项目（数据来源：Wind金融数据库）。股权融资亦取得突破性进展，2022年中海油回归A股后募资322亿元，成为当年全球最大IPO之一，资金主要用于深水天然气田勘探；2023年中石化旗下勘探板块启动分拆上市计划，进一步拓宽权益融资通道。此外，产业基金与PPP模式在特定项目中发挥重要作用，例如国家绿色发展基金联合地方政府设立的页岩气开发专项基金，已累计撬动社会资本超200亿元，重点投向四川、重庆等页岩气富集区（数据来源：财政部《2024年政府和社会资本合作项目统计公报》）。值得注意的是，随着ESG投资理念在中国资本市场的普及，绿色金融工具对天然气勘探项目的适配性增强。2023年，中国境内发行的与天然气勘探相关的可持续发展挂钩债券（SLB）规模达156亿元，较2021年增长近3倍（数据来源：中国银行间市场交易商协会《2024年绿色债券市场发展报告》），反映出资本市场对低碳能源项目的偏好正在重塑行业融资生态。国际资本的参与亦在政策松绑与市场开放背景下逐步深化。自2019年国家取消油气勘探开发领域外资准入限制以来，壳牌、道达尔、埃克森美孚等国际能源巨头通过合资、技术服务、区块合作等方式重返中国上游市场。2023年，中外合资天然气勘探项目投资额达185亿元，同比增长22%，主要集中于深海天然气与致密气领域（数据来源：商务部《2024年外商投资能源行业白皮书》）。此类合作不仅带来资金，更引入先进勘探技术与风险管理经验，间接优化了项目的资本效率。未来五年，在“十四五”能源规划延续性政策支持下，预计行业资本结构将进一步向市场化、国际化、绿色化方向演进。据中国宏观经济研究院预测，到2030年，天然气勘探行业年均投资额将维持在3000亿元以上，其中非国有资本占比有望提升至25%，绿色债券与股权融资合计占比或超过40%（数据来源：《中国能源发展展望2025》，中国宏观经济研究院，2024年12月）。这一演变趋势将显著提升行业资本配置效率，为天然气勘探产能释放与技术突破提供坚实支撑，同时也对企业的资本运作能力、风险控制水平及ESG信息披露提出更高要求。年份自有资金银行贷款债券融资股权融资/PPP等202152028040202022550300551520236203208525202468035011040202575038013060七、区域发展差异与重点区域聚焦7.1西部地区天然气勘探开发重心西部地区作为中国天然气资源最为富集的战略区域，近年来持续成为国家能源安全保障体系中的核心板块。根据自然资源部2024年发布的《全国油气资源评价报告》，西部地区天然气可采资源量约为22.6万亿立方米，占全国总量的68.3%，其中塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和准噶尔盆地四大主力含气区合计贡献超过85%的资源潜力。塔里木盆地凭借深层—超深层碳酸盐岩和碎屑岩储层优势，截至2024年底累计探明天然气地质储量达6.1万亿立方米，中石油塔里木油田公司2025年产量已突破350亿立方米，预计2026年将迈入年产400亿立方米新台阶。鄂尔多斯盆地则依托致密气与煤层气协同开发模式，2024年天然气产量达320亿立方米，占全国总产量的21.5%，其中长庆油田作为主力开发单位，已建成国内最大致密气生产基地，单井平均EUR（估算最终可采储量）提升至0.8亿立方米以上，显著高于行业平均水平。四川盆地页岩气开发持续提速，2024年页岩气产量达240亿立方米，同比增长12.8%，中国石化涪陵页岩气田与中石油长宁—威远国家级页岩气示范区合计贡献全国页岩气总产量的70%以上，根据中国石油经济技术研究院预测，2026年四川盆地页岩气年产量有望突破300亿立方米。准噶尔盆地则在玛湖凹陷、吉木萨尔页岩油伴生气及深层天然气勘探方面取得突破性进展，2024年天然气产量达6