促進中國油氣勘探開發對策探討

許 坤鄭冬冬林 爽

（1.中國投資協會能源投資專業委員會；2.穆點市場咨詢（北京）有限公司）

2016年以來，國內原油產量連續第3年下滑，由2015年 的2.15×108t 降 至2018年 的1.89×108t，與上年相比下降1.3%；而中國石油表觀消費量達6.48×108t，較上年增長6.95%；全年原油凈進口量達4.6×108t，與上年相比增長10.9%，石油對外依存度已達70%左右[1]。

2018 年，中國天然氣消費繼續保持強勁增長，繼2017年成為世界最大原油進口國之后，2018 年又超過日本，成為世界最大的天然氣進口國。進口天然氣達1265×108m3，同比大幅增長31.9%，對外依存度升至45.3%。

從中國石油天然氣供需現狀和發展趨勢分析，油氣對外依存度較高，且有繼續增大的趨勢。面對石油天然氣供求矛盾日益突出，給中國油氣勘探開發提出了更高、更緊迫的要求。解決制約我國油氣勘探開發的主要問題是推進油氣增儲上產的關鍵。本文通過分析近年來中國油氣勘探開發現狀、面臨的主要問題，提出促進油氣勘探開發的對策建議。

1 中國油氣勘探開發潛力分析

1.1 油氣資源探明率總體不高，勘探開發潛力 較大

1.1.1 常規石油和天然氣資源探明程度分別處于勘探 中期和早中期，油氣資源潛力較大

截至2017年底，我國常規石油地質資源量為1085.3×108t，探 明 石 油 地 質 儲 量 為390.7×108t，探明率為36%，為勘探中期，資源潛力仍較大，儲量處于穩定增長期；我國常規天然氣地質資源量為70.4×1012m3，探明天然氣地質儲量為14.1×1012m3，探明率為20%，為勘探早中期，資源潛力還很大，儲量處于快速增長期[2]。

1.1.2 近海總體處于勘探早期，是增儲上產的現實領 域；深水處于勘探起步階段，是未來戰略接替 領域

截至2018年，中國近海地區石油資源量為239×108t，待探明資源量為189×108t，天然氣資源量為20.8×1012m3，待探明資源量為19.8×1012m3。深層、超深層資源潛力大，常規油地質資源量為182×108t，常規氣地質資源量為33.4×1012m3，具備發現大型、特大型油氣田的潛力。雖然我國在各海域開展了大范圍的油氣勘探，但勘探程度差異較大，其中，渤海石油和天然氣探明率分別為41.5%和54.6%，南黃海和東海石油和天然氣探明率分別為4.9%和2.5%，南海石油和天然氣探明率分別為6%和1.4%。因此，中國海域勘探開發潛力很大，深水處于勘探起步階段，是未來重要接替領域[3-5]。

1.1.3 西部盆地資源探明程度相對較低，是規模勘探 開發的重點

我國東部盆地探明程度遠大于西部盆地探明程度，松遼盆地已進入勘探晚期，渤海灣盆地陸上也接近勘探晚期，亟需加強風險勘探和非常規油氣勘探，尋找新的接替領域；而西部塔里木、四川、鄂爾多斯、準噶爾等盆地勘探程度相對較低，潛力較大，是近期增儲上產的重點盆地，亟需增加規模可采儲量[6]。

1.1.4 近10 年重大油氣發現較多，為增儲上產奠定了 基礎

根據《全國石油天然氣勘查開采通報》統計，2007—2018年，全國先后獲得29個億噸級以上重大油氣發現，合計新增探明石油地質儲量51.4×108t。勘探發現集中在鄂爾多斯、塔里木、準噶爾、渤海灣、松遼等盆地。

2019年9月，據中國石油發布公告稱，在鄂爾多斯盆地和四川盆地的石油勘探工程有了重大發現。在鄂爾多斯盆地長7生油層內勘探獲得重大發現，新增探明地質儲量3.58×108t，預測地質儲量6.93×108t，發現10×108t 級的慶城大油田。在四川長寧—威遠和太陽區塊新增探明頁巖氣地質儲量7409.71×108m3，累計探明10610.30×108m3，形成了四川盆地萬億立方米頁巖氣大氣區。同月，據中國石化新聞辦表示，鄂爾多斯盆地油氣勘探獲得重大進展，又新增探明儲量442×108m3，至此，位于盆地北部鄂爾多斯市境內的東勝氣田累計探明儲量達1239×108m3。

1.2 剩余未探明資源和剩余未動用儲量潛力較大

我國常規油氣剩余未探明資源潛力較大。截至2017年底，全國累計探明石油地質儲量為389.65×108t，其中探明未開發難動用儲量達54×108t，占累計探明儲量的14%；全國累計探明常規天然氣地質儲量為14.22×1012m3，其中探明未開發難動用儲量為3.7×1012m3，占累計探明儲量的26%。未動用儲量開發潛力較大。以2017年未開發難動用儲量數據為例，如近期（2020年前）、中期（2025年前）分別動用該年全國石油未開發地質儲量（54×108t）的50%和80%，采油速度取0.5%，有可能形成1346×104t 和2152×104t 的年產量。考慮到未開發氣田的開發難度，可設定其地質儲量采氣速度為1.5%，如近期、中期內分別動用全國天然氣未開發地質儲量（3.7×1012m3）的50%、80%，屆時有可能再分別形成276.3×108m3、440.8×108m3的年產量。

1.3 非常規油氣資源潛力大，正在成為油氣增儲 的重要接替領域

1.3.1 我國非常規天然氣資源潛力較大，是天然氣增 儲上產的重要接替領域

截至2017年底，中國致密氣、頁巖氣、煤層氣 地 質 資 源 量 分 別 為22.9×1012m3、122×1012m3、30.1×1012m3，技術可采資源量分別為11.3×1012m3、21.8×1012m3、12.5×1012m3[7]。

致密氣已成為天然氣發展的重要接替領域。近年來，我國致密氣的產量已接近天然氣總產量的1/3，其中，在鄂爾多斯盆地蘇里格地區已形成超4×1012m3大氣區，預計致密氣產量在2020年將達360×108m3。此外，在四川盆地川中—川西地區上三疊統須家河組發現廣安、合川、安岳3個千億立方米氣田，三級儲量超萬億立方米，具有較大的升級動用潛力。

頁巖氣將成為我國天然氣產量增長的重要接替領域。全國埋深4500m 以淺頁巖氣地質資源量為122×1012m3，可采資源量為22×1012m3。截至2018年底，累計探明地質儲量約為1×1012m3，探明率僅為4.5%。近年來，頁巖氣資源勘探開發取得了快速發展，產量快速增長，“十四五”將實現跨越式發展。重慶涪陵焦石壩、四川長寧—威遠和云南昭通等區塊均已提交探明儲量。據中國石油勘探開發研究院2018年統計，四川盆地及周緣3500m 以淺的海相頁巖氣資源量為2×1012m3，2020 年可上產至200×108m3[8]。

煤層氣以中高煤階為主，產量穩定增長。我國埋深2000m 以淺煤層氣地質資源量為30×1012m3，可采資源量為12.5×1012m3，累計探明地質儲量為6928×108m3，探明率僅為5.7%。已建立了30 多個煤層氣勘探開發試驗區，預計2020年產量可達75×108m3，其中，中國石油沁南、鄂東、蜀南筠連3個區域，2020 年可上產40×108m3，二連盆地、雞西、白家海等低煤階區塊也有望獲得規模突破，助推2030年煤層氣產量上產至120×108m3。

1.3.2 致密油規模有效開發取得突破，正在由工業試 驗向規模上產階段發展

截至2018年，我國致密油已形成3個10 億噸級和5個億噸級儲量規模區，主要集中在鄂爾多斯、松遼、準噶爾、柴達木和渤海灣等盆地。2016 年底，中國陸相致密油已建產能為155.3×104t，2017年產量約為150×104t。

我國頁巖油還處于勘查初期，勘探開發潛力巨大。中國頁巖油資源非常豐富，僅次于美國和加拿大，位居世界第三，當前開采技術方面還不夠成熟，不具備規模效益開發的條件。大港油田在渤海灣盆地成功建產兩口頁巖油井，實現陸相中—高成熟度頁巖油突破，大港、新疆、吐哈和長慶被列為頁巖油開發重要示范區[9]。

2 我國油氣勘探開發面臨的困難與挑戰

2.1 富油氣大盆地油氣勘探程度較高，勘探難度大

松遼盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地常規石油資源探明率已分別達到71%、56%、48%，這三大盆地總體進入中—高勘探階段，剩余油氣資源主要為盆地坳陷期發育于斜坡區和凹陷區的低滲透、低豐度巖性油藏和致密油氣藏，以及盆地斷陷期中深層致密砂巖、火山巖、深潛山油氣藏；四川、塔里木、準噶爾、柴達木等盆地總體處于勘探中期階段，除主體構造帶和主要目的層系勘探程度較高外，新領域、新區帶、新層系仍具有很大的勘探潛力[10]。

2.2 新增儲量品位下降，開發難度大

新增探明地質儲量品位不斷降低，造成替換率總體呈下降趨勢。東部和中部的老油區經過20 多年開發，按油田穩產規律，均已進入產量遞減或穩產臨界狀態。同時，所發現的新油田，規模逐漸變小，滲透率逐漸變低，開發難度逐漸加大，可采儲量越來越低。近年來，由于大慶、勝利、遼河等東部老油田勘探程度較高，新增探明儲量不斷減少，儲量替換率不斷下降，沒有優質儲量的規模建產，穩產難度不斷增大，產量遞減較快（表1）。截至2018年，我國石油資源的儲采比（反映技術可采儲量可采年限）僅為13.42，遠低于世界石油平均儲采比50.3。我國常規天然氣產量為1415.12×108m3，儲采比為40.94，低于世界天然氣平均儲采比52.6的水平。

近年來，我國剩余的常規油氣資源品質整體降低。一是新增探明低滲透、特低滲透石油儲量占比達80%～90%，可動用率降低；二是探明未開發儲量品位下降；三是低品位建產比例增加，新井產量遞減幅度大。近年來，中國陸上新區動用儲量中，低、稠、特殊巖性油藏占比高達80%以上。超過35%的剩余石油資源分布在低滲透儲層，25%為致密油和稠油；超過35%的天然氣資源分布在低滲透儲層，25%為致密氣[11]。

新增儲量動用率降低。隨著我國油氣勘探生產不斷推進，隱蔽、復雜油氣藏已成為勘探的主要對象，地表及地質條件復雜地區成為勘探重點目標區。目前東部松遼盆地油氣探明率已達60%以上，勘探難度高；一些西部盆地的油氣資源探明率雖然不高，但面臨構造復雜、低滲透、致密等問題，因此，近年我國油氣的新增儲量多為難動用儲量。

非常規油氣資源勘探開發潛力大，但實現規模有效接替難度較大。由于非常規天然氣儲層非均質性強、儲量豐度低，面臨著規模更小、油氣層更薄、儲層更低滲透、油氣藏更復雜的地質條件，并受到技術和開采成本的制約，有效動用難度較大。

2.3 現有技術難以滿足低品位、非常規油氣勘探 開發需要

在我國油氣資源品位不斷降低、勘探開發難度不斷加大、成本不斷上升和油價中低位運行的新形勢下，目前的勘探開發技術還難以實現規模有效開發。

由于我國非常規油氣資源勘探開發起步晚，關鍵技術尚不成熟。一方面，我國雖然初步掌握了水平井和分段壓裂技術，但儲層預測與評價、實驗室分析測試、完井與儲層改造等關鍵技術仍存在瓶頸；另一方面，引進的國外開發技術不能完全應用于中國復雜的地質條件，鉆井、壓裂等技術裝備水平較低，非常規資源勘探開發關鍵技術長期以來受制于人。

2.4 目前的體制機制難以適應加快油氣勘探開發 的新要求

針對油氣勘探開發現狀，目前國有企業責權不明晰、機制體制不適應、市場化程度低，沒有形成競爭環境。由于油氣勘查開采涉及國家能源安全，一直由國有企業掌握主導權。2015年7月，國土資源部在新疆首次通過招標出讓石油天然氣勘查開采權。然而，截至目前，民營企業的占比仍然微乎其微，而且獲得區塊的資源品位相對較差，同時此類區塊存在成本較高、難度較大的問題，令不少民企望而生畏。更有甚者，一些上市企業在中標后，沒有進行實質性勘探開發，而是依靠中標后股票的上漲獲取收益。

表1 2011—2018年中國新增探明儲量變化趨勢表

礦權流轉不暢，退出區塊再登記率不高。一是招標放出的優質區塊比例不足，使得很多具有勘探、開采能力且競爭力強的企業因為看不到未來利潤或者懼怕較大的勘探開發風險而望而卻步，直接導致退出區塊再登記率不高；二是礦業權退出機制不完善，致使部分油氣資源區塊存在勘探投入不足甚至“跑馬圈地、圍而不采”的現象。

2.5 政策、法制、監管不配套

2.5.1 稅費較高、稅種繁多

當前我國油氣行業要繳納15種稅收、6 種收費，收費種類較多，不符合“正稅清費”的稅制改革方向。這種“費、稅、金同時并存”的稅費體系過于煩瑣復雜，無助于促進資源產品價格改革。此外，相關稅種設置的自由裁量權過大，選擇性執法時有發生，缺乏稅收法定原則和規范稅收執法。

2.5.2 油氣勘探開發法律法規不健全、不適應

我國對于油氣勘探開發中的一些方面或問題仍然沒有法律上的明確規定，如礦業權性質、礦業權出讓合同性質、礦業權出讓合同形式、礦業權受讓方資質、礦業權受讓方違約責任、區塊退還與礦業權撤銷、礦業權轉讓限制和爭議解決機制等。作為行業基本規范的《石油天然氣法》長期缺位。

2.5.3 監管不力，服務或協調不到位

有效的政府監管體系仍在建立，適應油氣行業健康發展要求的市場準入、技術標準和資質管理等仍為空白，油氣行業監管法律政策體系亟待建立等；針對勘探開發過程中的管理問題，如勘探開發與其他礦種、環保、軍事等的矛盾問題，礦權糾紛問題，居民不合理訴求問題及審批周期過長問題等，還缺乏有效的協調手段。

公益性信息難以共享。全球主要國家對資源勘探開發區塊持有者，都有要求其在保護商業秘密和權益年限后按工作階段上交地質資料的規定，成為屬于國家的基礎性、公益性的寶貴信息資源，這對節約勘探開發和相應研究經費、避免重復性工作提供了保障。我國在油氣上相關規定執行力度弱，缺乏一定的可操作性。

非常規資源開發監管不力、監管方式落后。目前我國對于非常規油氣勘查開采的監管總體上同于常規油氣，仍以企業自律為主，缺乏對相關工作系統的監管機制。另外，勘探開發礦權法規不適應非常規油氣勘探開發程序，采礦權審批時間過長。探礦權、采礦權分開設置，即探采分離，而且試采時間偏短，不符合非常規資源開發特點。申請采礦權時，需要提供多項前置性審批材料，而這些前置性批件耗時太長，僅環境影響評價報告就需要1～3年。

3 推進我國油氣勘探開發的措施建議

3.1 加大風險勘探力度

3.1.1 加大風險勘探力度，增加規模有效儲量

建議制定風險勘探優惠政策，鼓勵企業努力開展新領域、新層系和新盆地的勘探。一是國家從企業上繳的利稅中取出一定比例，用于企業風險勘探投入，如獲發現，收回投入以便再投入，如無發現即可沉沒；或者，國家層面可成立油氣風險勘探主管部門，負責未登記礦權區域的風險勘探，一旦發現油氣，需移交給礦權管理部門進行招標。二是政府制定政策，約束企業在各自登記礦權區內每年有一定比例的投入用于風險勘探，以加快新區新領域的油氣發現，并根據勘探難度，以3～5年為期考核風險勘探效益。三是建立國外風險勘探投資保險制度，鼓勵企業“走出去”進行風險勘探[12]。

3.1.2 加強難動用儲量開發技術攻關，提高剩余儲量 動用水平

目前，國內難動用儲量的儲層物性較差、單井產量低、開發成本很高，對此應盡快設立國家科技攻關重大專項，以加強難動用油氣儲量開發，形成適應性開發技術系列，重點加強深層、超深層、超稠油及致密油等油氣藏的有效開發配套技術攻關[13]。

已開發剩余油分布研究和二次三次采油技術攻關。我國中東部老油田已陸續進入開發中后期，大量剩余油因儲層強非均質性的影響而滯留地下，成為實現老油田穩產的重要物質基礎。通過提倡科技采油，為油田高質量發展帶來強勁驅動力，大力實施精準開發，重點發展以“穩油控水”結構調整技術為代表的二次采油技術和以聚合物驅、三元復合驅為代表的三次采油技術，提高原油采收率。

探明未動用儲量的分類評價及有效動用技術攻關。對探明未動用儲量的分類評價，依據不同類別采用不同的開發方案。根據不同公司、企業的評價標準，將參與經濟評價的儲量以企業內部收益率為指標分為近期可開發儲量、低效益一類儲量、低效益二類儲量、暫無效益儲量等類別，并分別制定不同的開發方案。同時加強有效動用技術攻關，建成一定規模的生產能力，促進產量穩定增長[14]。

3.2 深化國企體制機制改革

3.2.1 繼續推進企業內部礦權流轉和“1+N”油氣勘 探開發合作模式，加快油氣勘探開發

礦權內部流轉是我國油氣體制改革倒逼機制的重要結果，有利于保障油氣產量增長。目前，三大國有石油企業擁有眾多礦權因投入不足面臨退出的區塊，實行企業礦權內部流轉，可引導內部資金投向投入不足區塊，有效保住礦權。近年來，中國石油通過礦權流轉使大慶、遼河等東部老油田獲得了新的勘探開發領域，并取得了重要油氣發現[15]。

采用企業內部“1+N”油氣勘探開發合作模式，實現資源共享，有效降低勘探開發風險。面對缺經驗、少技術、高難度、高投入和高風險的新領域，以往大型油公司獨立開采的傳統開發模式效率不高，以“共享資源、共擔風險”為基礎的“1+N”風險合作模式應時而生，在蘇里格致密氣和川南頁巖氣勘探開發中取得了較好效果。建議繼續推廣并完善此模式，推進低品位、非常規油氣勘探開發[16]。

3.2.2 打破企業內部技術服務市場關聯交易格局，形 成開放的內部市場競爭格局，有序推進全面放開

隨著國家石油行業改革步伐加快，繼續逐步提升行業市場化，促進民營油田技術服務企業全方位獲得更多市場機會，逐步嘗試委托具備較高技術水平及較強專業施工能力和項目管理能力的油田技術服務企業，按照總承包模式承接工程技術服務、采油集輸等一系列業務，深入參與難動用油藏開發[17]。

3.3 有序開放油氣上游市場

3.3.1 完善礦權市場化流轉機制，提高政府主管部門 服務水平

完善礦權流轉制度。建議根據油氣勘探開發高投入、高技術、高風險特點，制定相應的準入條件，變高價中標為高資質中標；政府按區塊油氣資源潛力條件分級分類收取合理礦費[17]。

建立有效的礦業權管理制度。首先要明確油氣礦業權的財產權性質及國家與礦業權人之間的法律關系，從而在法律層面上做到對礦業權人既有義務約束，也有投資保護。油氣礦業權出讓合同既是礦業權賦予的文件，也是自然資源部與礦業權人之間的契約。礦業權人的財產權和合同權利受到法律保護，同樣地，如果其違反法律和合同項下的義務和承諾（如最低工作量投入），也要承擔相應的法律后果（如礦業權出讓合同終止、區塊收回）[18]。

推進退出區塊的流轉。推行探礦權有償獲得，提高礦業權使用費標準（可比照國外做法），理順資源收益關系。通過提高探礦權獲得和持有成本，加大區塊退出力度，為其他投資者提供機會。同時，允許企業在滿足法定條件下轉讓礦業權或股份，活躍礦權市場流轉，促進油氣行業上游市場化。

及時發布區塊招標信息，做好礦權流轉服務工作。需要設立專門的部門對區塊招標信息進行公開發布，審查對外發布的招標信息是否全面、準確，發布范圍是否具有廣泛性，參與招標的投標人是否合格，同時提供后續的礦權流轉相關服務工作，保證礦權流轉能夠順利進行。

3.3.2 鼓勵社會多方力量參與低品位和非常規油氣資 源開發

實踐證明，國家需要各類大中小公司組成的“完整產業鏈”。有利于低品位資源充分利用，有利于攻克難開發油區，有利于已廢棄油氣田再投產，有利于開拓新的勘探領域，有利于增加就業崗位，有利于回收“落地油”。美國能源革命的成功，離不開成千上萬個中小公司以各種方式參與低品位、非常規油氣的開發。中國石油通過股份制合作模式，凝聚國企、地方政府和民營企業等多方力量，共同參與四川海相頁巖氣勘探開發，提高了項目運行效率；同時，吸引民企投資，降低了投資風險。企地民股份制合作開發模式是低品位、非常規油氣資源規模效益開發的有效管理模式之一，值得推廣應用[19]。

3.3.3 進一步降低對外合作門檻，吸引有雄厚技術實 力的國際大油公司開展合作

2019 年3 月發布的《中華人民共和國外商投資法》，確立了對外商投資實行準入前國民待遇加負面清單的管理制度，為促進和保護外商投資提供了良好的法制環境。《外商投資準入特別管理措施（負面清單）（2019年版）》取消了石油天然氣勘探開發限于合資、合作的限制，外資可直接參與我國油氣勘探開發，將對我國油氣對外合作產生深遠影響[20]。跨國石油公司大多有著百年的發展歷史，無論技術還是管理經驗都有很多值得我們學習借鑒。如果我們能夠吸收和利用先進適用的管理經驗和技術，將會推動國內低滲透、非常規、灘海、稠油、高含硫油氣等難動用資源的規模效益安全開發利用[21]。

3.4 健全法規，加強監管

3.4.1 進一步降低難采儲量和非常規油氣資源稅費， 制定合理的國家、地方政府稅收比例關系

進一步完善低品位、非常規油氣資源補貼政策。2019年6月財政部發布的《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》“多增多補”“不增不補”“多減多扣”的原則，總體上不利于加快頁巖氣等非常規天然氣的發展。以頁巖氣為例，第一年產量遞減率為60%左右，是常規天然氣單井產量10%遞減率的5～6 倍，穩產難度很大，增產難度更大，迫使頁巖氣開發企業不得不放慢開發節奏。為了保持持續增產，建議將“對未達到上年開采利用量的，按照未達標程度扣減獎補資金”政策條款改為“對未達到上年開采利用量的，不予補貼”。同時建議有關部門盡快制定和頒布《頁巖油地質評價方法》國家標準，并出臺按存量直接對頁巖油進行財政補貼的扶持政策，以促進頁巖油規模效益開發[20]。

進一步降低難采儲量和非常規油氣資源的稅費。非常規油藏開發難度大、生產成本高，經濟效益不理想；老區自然遞減加快及社會成本快速增加，石油企業的收入和利潤水平大受影響。石油企業每年上繳相應稅費后，用于擴大生產再投入的資金就相當有限，國家應進一步加大減稅力度，為石油企業“減負”。

取消常規油氣特別收益金。隨著主力油田進入開發中后期，資源劣質化程度加深，基本處于動用的邊際效益或經濟界限附近，幾乎不存在“特別收益”。繼續征收特別收益金勢必影響這些資源的經濟評價和開發動用，從而直接影響企業穩產和增產能力。建議取消常規油氣特別收益金，提高對上游業務投資的積極性，促進國內油氣增儲上產。

制定合理的國家、地方政府的稅收比例關系。逐步建立由“稅”“礦權收益”和“投資收益”三位一體的油氣資源收益分配格局。借鑒國際上通行的油氣資源開發利益分配結構，將油氣資源收益分為“稅”“礦權收益”和“投資收益”3部分。其中，“稅”按照不同稅種由地方政府和中央政府統一征收，“礦權收益”由油氣礦權和地權的統一所有者獲得，投資收益由投資方獲得[22]。

3.4.2 建立健全油氣勘探開發法律法規，保障油氣企 業依法進行勘探開發

建議加快完善油氣勘探開發行業法律法規，在市場準入條件、市場競爭秩序和政府監管方式等方面做出明確的法律規定，形成具有中國特色的油氣勘探開發法治體系，促進政府監管部門、行業協會、石油石化公司等各司其職，形成規范有序的行業監管體系。

完善礦權管理法律法規。加快修訂《礦產資源法》及相關配套制度，制定《石油和天然氣法》《油氣監管條例》，以及我國對內油氣勘探開發合作管理規定，形成符合我國國情的油氣礦權管理法規體系，做到礦權管理有法可依。

逐步放寬對油氣勘探開采資質的條件限制。從業績經歷、資金實力、技術水平等方面設定油氣勘探開采資質條件，通過招投標競爭方式取得油氣探礦權，通過風險勘探獲得商業性發現后按程序獲得采礦權。修訂“必須經國務院批準”的前提條件，改變“申請在先”的行政審批方式，實行“寬進嚴出”。逐步建立具備資質企業名錄，定期組織資質審核，切實保障礦權市場秩序，形成以國有大型石油公司為主導，多種經濟成分共同組成的多元化礦權結構。

健全礦權監管體系。建立與油氣資源國家一級管理相適應的專業監管機構，制定統一的監管規程，監管機構或中央和省市監管部門要統一規程、統一標準、統一技術操作、統一信息平臺、統一考核評價。要加強專業監管隊伍培訓和建設，把監管重點放在涉及國家利益、公眾利益的關鍵環節，同時堅決制止侵權行為，維護礦權人合法權益，促進實現油氣資源的最大發現、最優開發、最佳利用，杜絕某些行業曾出現的開發秩序混亂、破壞生態環境、安全事故頻發等問題[23]。

3.4.3 建立油氣勘探開發相關協調機制

加快并完善建立油氣勘探開發相關協調機制，處理好油氣勘探開發與其他礦種、環保、軍事區、礦權糾紛、居民不合理訴求及審批周期過長等矛盾和問題，在確保國家安全、環保的前提下，保障各方權益，促進油氣勘探開發。

4 結束語

我國剩余油氣資源總量和儲量規模較大，有促進勘探開發的資源基礎，但常規油氣資源品位不斷降低，勘探開發對象日趨復雜；非常規和深層、深海等油氣主要接替領域規模有效開發難度較大；勘探開發成本不斷上升；油氣勘探開發還沒有形成有效的競爭環境；國家和地方政府還沒有形成完善配套的政策法規和有效的油氣勘探開發監管機制。針對上述制約中國油氣增儲上產的關鍵問題，建議企業層面通過深化國企體制機制改革、有序開放油氣上游市場，國家層面通過政策推動、健全法規及加強監管等，促進我國油氣勘探開發。