四川盆地未來十年天然氣工業發展展望

張 道 偉

中國石油西南油氣田公司

0 引言

“十一五”以來，得益于天然氣勘探開發理論和技術的長足進步，四川盆地常規天然氣、非常規天然氣（頁巖氣、致密氣）不斷取得新的發現和突破，天然氣儲量、產量持續高峰增長，產運儲銷一體化體系日益完善，對川渝云貴及區外市場的天然氣保供能力逐年增強，有力落實了國家“大力提升國內油氣勘探開發力度”的指示精神。未來，國家將實施“碳達峰、碳中和”的能源戰略，堅持“創新、協調、綠色、開放、共享”的新發展理念，四川省也提出了建設中國“天然氣大慶”（以下簡稱“氣大慶”）的目標，給四川盆地天然氣工業的發展指明了方向。為了推動四川盆地未來10年實現天然氣工業高質量大發展，筆者系統總結了該盆地的含油氣地質特征、天然氣資源基礎、產量增長特征、目前所處的發展階段，深入分析了該盆地天然氣勘探開發潛力，明確了2030年四川盆地天然氣年產量將超過1 000×108m3，其中中國石油西南油氣田公司（以下簡稱西南油氣田）天然氣年產量將達到800×108m3的發展目標，提出了加快天然氣勘探開發的工作建議和高質量發展的最優路徑，以期在“新的歷史階段、以新的發展理念、構建新的發展格局”，在國家能源結構綠色轉型中發揮重要的作用。

1 四川盆地天然氣發展趨勢戰略預判

1.1 四川盆地是大型疊合盆地，滿盆含氣

中國陸上主要有7大含油氣盆地，依據含油氣類型可以劃分為“五油三氣”，天然氣主要分布在其中的四川、鄂爾多斯、塔里木盆地。2020年上述3個盆地天然氣合計產量占全國總產量的75%左右。

四川盆地是在上揚子克拉通基礎上發展起來的海相克拉通與陸相前陸盆地疊合的大型盆地（圖1），現今屬于環青藏高原盆山體系，面積為18×104km2，是中國陸上第三大含油氣盆地。四川盆地有著6億年的漫長地史，海相、陸相兩套沉積蓋層累計厚度超過1×104m，海相克拉通持續時間長、地層厚度介于4 000～7 000 m。先后經歷了揚子、加里東、海西、印支、燕山、喜馬拉雅等6期構造運動，在印支期初具雛形，于喜馬拉雅期定形[1-4]。現今該盆地內部形成了6大構造單元：川北低緩構造帶、川中平緩構造帶、川東高陡構造帶、川西低陡構造帶、川南低陡構造帶、川西南低褶構造帶。

圖1 華南上揚子地區大地構造格局圖

四川盆地具有滿盆含氣的特點，共計發育6套廣覆式分布的優質烴源層（海相4套、陸相2套），11套油氣成藏組合（海相8套、陸相3套），已發現29套工業油氣產層（常規、致密油氣產層26個，頁巖氣產層2個，火山巖產層1個），總體具有油氣成藏組合多、產層多、氣藏類型多的特點。已發現200余個氣田及含氣構造，其中儲量超過1 000×108m3的大氣田有12個（海相8個、陸相4個），2020年后者產氣量占該盆地總產氣量的75%以上。大氣田中，海相氣田產氣量占比達95%，具有明顯的優勢[5-6]。四川盆地區域上已經形成了以深層常規氣為主的川中氣區、以頁巖氣為主的川南氣區、以中高含硫氣藏為主的川東氣區、以龍門山前超深層常規氣和火山巖氣藏為主的川西氣區（圖2）。上述四大氣區是目前該盆地天然氣勘探開發的主陣地，也是未來實現天然氣上中下游產業升級的主戰場[7]。

圖2 四川盆地天然氣勘探成果圖

1.2 天然氣總資源量居全國首位，勘探處于早中期，發展潛力大

根據全球各含油氣盆地天然氣儲量、產量的增長規律，以探明率為基礎，通常將天然氣的發展分為4個階段：①勘探初期（探明率不足10%），產量上升一般較緩慢；②勘探中期（探明率介于10%～45%），是大氣田的主要發現時期，天然氣產量迅速上升；③勘探成熟期（探明率介于45%～65%），新發現以小氣田為主，儲量增長低于勘探中期，進入高產穩產期；④勘探高成熟期（探明率超過65%），儲量增長速度減緩，產量呈下降趨勢。經統計，全球年產氣量超1 000×108m3的國家共有9個，探明率一般在30%以上[8]；中國2020年產氣量為1 925×108m3，探明率最低，僅為8.6%。

根據自然資源部新近完成的“十三五”全國油氣資源評價結果，四川盆地天然氣總資源量達39.94×1012m3，其中可采資源量為12.45×1012m3，居全國首位。截至2020年底，該盆地天然氣探明地質儲量為6.02×1012m3，探明率僅15%（圖3），處于勘探早中期。按照進入勘探成熟期的門檻值（探明率45%）估算，四川盆地進入成熟盆地的標志儲量是17.97×1012m3，還有近11.95×1012m3的增長空間。如果按照最高探明率60%（美國二疊盆地）來計算，四川盆地天然氣累計探明地質儲量則可達24×1012m3，為目前的4倍，證明其天然氣勘探潛力大、持續上產資源基礎扎實。

圖3 中國主要盆地天然氣資源量及四川盆地與國外成熟盆地天然氣探明率對比圖

1.3 天然氣儲量、產量進入快速增長期，儲量品質不斷提升

1949年新中國成立以后，作為中國天然氣工業的搖籃，四川盆地歷經了以下3個發展階段（圖4）：① 探索起步階段（1953—1977年），以川南裂縫型氣藏為主要勘探開發對象，累計探明天然氣地質儲量1 227×108m3，年均探明51×108m3，年產量突破50×108m3；②穩步增長階段（1978—2004年），以大中型整裝氣田為目標，累計新增天然氣探明地質儲量6 328×108m3，年均探明243×108m3，年產量跨越100×108m3，成為國內首個百億立方米氣區；③發展壯大階段（2005年至今），天然氣儲、產量高峰增長，發現海相碳酸鹽巖、陸相致密氣、海相頁巖氣12個儲量超過1 000×108m3大氣田，獲得2個萬億立方米儲量級氣區[9]，累計探明天然氣儲量4.65×1012m3，年均探明3 100×108m3，是第二階段的12.8倍，2020年天然氣年產量為565×108m3，期間凈增423.49×108m3，約占全國天然氣產量總增量的30%，年均增長率為9.7%。

圖4 四川盆地天然氣發展歷程圖

回顧歷史，四川盆地在前兩個發展階段實現年產氣100×108m3用時50年，進入發展壯大時期，隨著儲量的高峰增長、儲量品質持續提升，天然氣年產量跨越的步伐不斷加快，從100×108m3到300×108m3用時13年，從300×108m3到500×108m3用時僅5年。

1.4 天然氣儲產結構配置合理，四川盆地整體可上產天然氣1 000×108 m3以上

天然氣作為一種相對清潔的能源將在“碳達峰、碳中和”進程中發揮重要的作用，也是中國能源行業長期發展的戰略重點[9-13]。四川盆地天然氣產量增長具有多峰的特征，近年來，對該盆地的天然氣年產量峰值進行了深入研究，結合該盆地天然氣資源量估值和歷史儲量、產量發展變化規律，建立了符合四川盆地天然氣發展特征的產量峰值預測模型，驗證了2020年左右上產500×108m3，預測2030—2035年前后該盆地天然氣年產量峰值可達1 000×108～1 200×108m3，并且高峰產量區間可保持 15年[14-15]（圖 5）。

圖5 四川盆地天然氣年產量預測圖（現有技術經濟水平下）

參照全球產氣大國天然氣發展的歷程，在年產量達到1 000×108m3級時，大部分國家（澳大利亞、美國、中國、俄羅斯、加拿大）當時的天然氣剩余可采儲量都在3×1012m3左右，所對應的天然氣儲采比在30左右[16]（圖6）。截至2020年底，四川盆地天然氣剩余可采儲量已近2×1012m3，儲采比約為35。結合該盆地中長期發展規劃，預計到2030年其天然氣剩余可采儲量將超過3×1012m3，儲采比將保持在30以上，可以支撐四川盆地天然氣年產量達到1 000×108m3級，未來10年天然氣儲量、產量有望實現跨越式發展[9]。

圖6 全球主要產氣大國年產量達到1 000×108 m3級時所對應的剩余可采儲量與儲采比柱狀圖

1.5 理論技術先進，建立了我國第一個完整的天然氣工業體系

在四川盆地從事天然氣勘探開發作業的中石油、中石化所轄相關企業具有完整的物探、測井、鉆完井、儲層改造、井下作業、凈化、安全環保及油氣地質綜合研究與氣藏工程研究等先進適用理論技術系列；形成了蛛網式的管網系統和配套地下儲氣庫，成為我國能源戰略通道西南樞紐；建成了“三橫、三縱、三環、一庫”天然氣采集、凈化、輸配、銷售系統，輸氣管道距離合計近5×104km，年輸配氣能力超過600×108m3，上連3 000余座采（集）氣站、18座凈化廠，下接大中型工業及公用事業用戶10 000余家、2 500余萬戶居民，通過忠武線（重慶忠縣—湖北武漢）、中貴線（寧夏中衛—貴州貴陽）、川氣東送管線（四川達州—上海市）與全國管網互連互通，形成了“覆蓋川渝、聯通全國、內外互通、戰略儲備”的天然氣產運儲銷格局。

四川盆地整體建成了上中下游一體化的天然氣工業體系，川渝地區天然氣資源、輸氣管網與用氣市場高度重合，歷經近70年的發展，形成了獨具特色、完整開放的川渝地區天然氣產運儲銷一體化運營模式，在川渝地區一次能源消費結構中，天然氣占比在16%左右，遠高于8%的全國平均水平。未來，充分依托雄厚的資源基礎和一體化的運營模式，不斷深化地企協調與合作，實現與地方政府共同規劃、開發、布局天然氣市場，促進地方經濟繁榮，可以為四川盆地天然氣工業的發展創造更加有利的市場環境[17-19]。

2 奮力建設中國第一大氣區

2009年以前，四川盆地天然氣年產量曾領跑中國半個世紀。近年來，隨著普光、安岳、元壩、涪陵、長寧、威遠等氣田的相繼建成，該盆地天然氣年產量又重回全國第一[14]，未來將上產至1 000×108m3/a以上，油氣當量在8 000×104t/a左右，建成中國第一大氣區。西南油氣田擁有該盆地3/4以上的天然氣資源量，未來將持續加大天然氣勘探開發力度，加快“氣大慶”建設，在國家能源革命和構建安全高效的現代能源體系中發揮重要的作用[17-18]。

2.1 西南油氣田天然氣可以上產至800×108 m3

西南油氣田目前已形成“海陸并舉（海相領域與陸相領域）、常非并舉（常規氣與非常規氣）、構造與巖性并舉（構造圈閉與巖性圈閉）”的天然氣勘探開發新格局，預測天然氣最終可采儲量 介 于 5×1012～ 6×1012m3， 年 產 量 峰 值 介 于800×108～ 900×108m3， 在 2030年 左 右 進 入 產量峰值區。其中常規氣+致密氣預計可以上產至400×108m3/a，頁巖氣預計可以上產至400×108m3/a。

2.1.1 以安岳氣田為代表的常規氣，是天然氣增儲上產的主力

目前西南油氣田常規氣年產量超過200×108m3，其中川中古隆起安岳氣田生產能力為150×108m3/a。

川中古隆起位于四川盆地中西部，是該盆地常規天然氣資源最富集的地區，面積約6.5×104km2，震旦系—下古生界發育優質烴源巖，4套孔隙(孔洞）型儲層，天然氣總資源量超過5×1012m3。2011—2012年高石1井、磨溪8井取得天然氣勘探重大突破，發現了安岳特大型氣田，2013年發現“德陽—安岳大型克拉通內裂陷”，創新了古老碳酸鹽巖油氣成藏理論，將四川盆地乃至上揚子區的油氣地質理論向前推進了一大步[18]。已整體控制有利含氣范圍7 500 km2，累計探明天然氣儲量1.15×1012m3，預計未來安岳氣田將整體探明天然氣儲量1.5×1012m3。截至2020年底，該氣田已建成150×108m3的年生產能力，累計產氣量超過600×108m3，樹立了大氣田建設的新典范。

探索川中古隆起斜坡區，安岳氣田以北蓬探1井震旦系燈影組二段測試獲氣，勘探又獲重大突破，發現太和含氣區及該盆地新的含氣層系，區域縱向上多套層系立體含氣，平面上大范圍整體含氣，展現出萬億立方米天然氣儲量前景[20]（圖2）。依據安岳氣田燈四段氣藏的開發指標來預測，太和含氣區整體具備上產天然氣150×108m3/a以上的潛力。

未來，川中古隆起有望建成3×1012m3天然氣儲量、300×108m3年產量的特大型氣田。

2.1.2 以長寧、威遠氣田為代表的頁巖氣，是天然氣規模上產的重點

中國頁巖氣有利勘探面積超過43×104km2，評價頁巖氣可采資源量介于12.8×1012～31.2×1012m3，其中海相頁巖氣約占2/3，主要分布在四川盆地及其鄰區，中石油礦權內頁巖氣資源量為15.1×1012m3。該盆地內的頁巖氣主產區位于川南、川東地區，主產層為奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組[21-23]。川南地區富有機質頁巖厚度介于30～70 m，大面積連續穩定分布，頁巖儲層品質優、含氣性好，TOC介于2.5%～4.5%，游離氣含量介于50%～76%，區域構造穩定，保存條件較好，具備頁巖氣連續富集成藏的優越條件。

西南油氣田是國內頁巖氣勘探開發的先行者，經過15年的探索實踐，歷經評層選區、先導試驗、示范區建設和工業化開采4個階段，創造了多項國內第一的記錄；創建了頁巖氣“甜點層”高產、古地理控制“甜點層”分布、超壓區高產理論，形成了埋深3 500 m以淺海相頁巖氣規模效益開發的6項主體技術（地質綜合評價、開發優化、優快鉆完井、體積壓裂、工廠化作業、清潔開發，下同），打造了3個工業化開采區（長寧、威遠、瀘州）和1個突破區（渝西），在川南建成了目前國內最大的頁巖氣生產基地（圖7）。在埋深3 500 m以淺已累計探明頁巖氣儲量1.06×1012m3，2020年頁巖氣產量突破100×108m3，通過區塊拓展和補充開發井，未來可以實現100×108m3/a長期穩產。

圖7 四川盆地不同埋深頁巖氣有利區分布圖

2018年以來，川南頁巖氣勘探開發向深層挺進，瀘203井（垂深3 893 m）測試產量為138×104m3/d，單井評估的最終可采儲量（EUR）為2.5×108m3；瀘州、渝西區塊多口埋深在4 000 m左右的井獲得20×104～50×104m3/d的頁巖氣測試產量，展示出深層頁巖氣巨大的勘探開發潛力，預計未來埋深3 500 m以深頁巖氣可上產至300×108m3/a。

綜合上述分析認為，四川盆地未來可以建成4×1012m3儲量、400×108m3年產能力的頁巖氣生產基地。

2.1.3 以金秋氣田為代表的陸相致密氣，是加快天然氣上產的新領域

四川盆地陸相致密氣主要分布在上三疊統及其以上地層，含油氣層系包括三疊系須家河組，侏羅系沙溪廟組、蓬萊鎮組、遂寧組、珍珠沖段等。沙溪廟組是目前天然氣勘探開發的重點層系，天然氣資源量為3.66×1012m3，其中天然氣探明儲量僅527.66×108m3，探明率只有1.4%。

2018年以來，整體評價沙溪廟組致密氣勘探開發潛力，認識到川西—川中地區沙溪廟組河道砂體大面積分布，具備油氣大規模成藏的有利地質條件。縱向上疊置發育23期河道（圖8），儲層累計厚度介于20～70 m，孔隙度主要介于8%～14%，氣源主要來自須家河組，生烴強度介于20×108～40×108m3/km2。優質烴源、優質河道砂體、多級斷裂體系共同控制了油氣成藏富集，總體上為“一河一藏”或“一河多藏”的巖性氣藏，壓力系數介于0.45～2.05且具有西高東低的特征。

圖8 四川盆地中部地區沙溪廟組致密氣河道砂組平面分布圖

川中核心建產區的金秋氣田勘探開發一體化實踐成效顯著，通過三輪工藝試驗攻關，水平井天然氣測試產量從5×104m3/d提高到48×104m3/d，初步估算川中核心建產區天然氣資源規模達1.3×1012m3，預測可以新獲天然氣探明儲量規模6 000×108m3、建產規模30×108～50×108m3/a。通過持續向西、向東擴展，整個陸相致密氣領域最終可探明天然氣儲量超過1×1012m3，建產規模達100×108m3/a。

2.1.4 四川盆地“四新”領域，是天然氣接替上產的潛力區

海相碳酸鹽巖、海相碎屑巖、陸相致密氣以及火山巖等新領域、新層系、新區塊、新類型（以下簡稱“四新領域”）是尋找天然氣規模儲量的重點目標。

“古裂陷、古隆起、古侵蝕面”對四川盆地海相碳酸鹽巖大中型氣田形成分布起著關鍵性的控制作用。具備規模資源潛力的“四新領域”主要分布在上述大型地質單元中。以德陽—安岳古裂陷和川中古隆起為核心的震旦系—下古生界是持續尋找天然氣規模儲量的重點領域。德陽—安岳裂陷槽內發育的燈影組規模殘丘群，被寒武系筇竹寺組優質烴源巖包裹，源儲配置好，具備天然氣規模成藏條件，是天然氣勘探的新領域。消亡期德陽—安岳古裂陷及加里東末期的古侵蝕面控制形成的寒武系滄浪鋪組灘相白云巖儲層是勘探的新層系。川中古隆起斜坡帶寒武系龍王廟組、洗象池組灘相發育區疊加加里東末期古侵蝕面是天然氣勘探的新區帶。中二疊統茅口組是天然氣規模儲量接替領域，川北—川中地區沿古裂陷（臺洼）邊緣發育的相控型灘相孔隙型儲層是天然氣勘探的新區帶，川南地區古巖溶控制的巖溶孔洞型（孔隙型）儲層是天然氣勘探的新類型。

志留系小河壩組是四川盆地海相碎屑巖勘探層系之一，主要分布在川東南地區，預測砂體大面積發育，下伏志留系龍馬溪組泥質烴源巖發育，具備天然氣大面積成藏的有利條件，鉆探已證實具有良好的含氣性，是潛在的天然氣勘探新領域。

基于前陸盆地層序劃分新認識，川中—川西過渡帶須家河組發育多期次大規模三角洲體，源儲配置佳，是須家河組天然氣勘探的新區帶。侏羅系自流井組珍珠沖段沿湖盆周緣發育大型河流、三角洲相河道砂巖體，是天然氣勘探的新層系。

川西地區爆發相火山碎屑巖大面積分布，發育優質孔隙型儲層，天然氣成藏條件優越，測試已獲高產工業氣流，具有類型新、儲層厚度大、物性好、豐度高、規模大等特點，是重要的天然氣勘探新領域。

2.2 完善內外部管網，建成千億立方米天然氣管網綜合輸配能力

以構建適應西南油氣田天然氣業務發展的管網體系為目標，建成滿足氣田生產、市場供應、季節調峰和富余氣外輸需求的“產運儲銷”一體化高效運行管網，提升四川盆地天然氣管網系統整體輸配能力、靈活性和可靠性[15-16]。未來10年，將新建輸氣管道2 700 km，形成“四橫、三縱、兩庫群、千億規模”管網格局，管網集輸規模達到1 000×108m3/a。在滿足川渝地區需求的基礎上，向北調往國網參與西氣東輸調峰，向東輻射中南地區，向南供應云貴地區，天然氣外輸能力為600×108m3/a。

深化天然氣管道業務與數字化、智能化的融合，提升管控能力與管理效率，建設安全可靠的智能化管道，2030年初步建成智能化管網，與國家管網（國家石油天然氣管網集團有限公司所轄管網）實現高效協同運行。人均管理管道里程由2.3 km提高到4.5 km以上，提高95%。

2.3 加快地下儲氣庫建設，建成中國西南的儲氣中心

地下儲氣庫是天然氣產業鏈不可或缺的重要組成部分，歐美天然氣消費發達國家儲氣庫的工作氣量一般占天然氣消費量的10%～15%。我國的天然氣消費量穩步上升，2020年天然氣表觀消費量為3 259.3×108m3，其中進口天然氣為1.02×108t，天然氣對外依存度高達43%，現有儲氣設施工作氣量僅占天然氣消費量的5%。隨著天然氣消費量的逐年攀升，總儲氣能力不足成為我國亟待補齊的短板。為了保障安全平穩供氣和國家能源安全，需要加大儲氣能力的建設。

西南油氣田已形成了儲氣庫“篩選、評價、建設、管理”的一體化配套體系。在四川盆地內篩選出了17個地質條件有利、可改建地下儲氣庫的氣藏，估算工作氣量為200×108m3/a。相國寺儲氣庫于2013年6月注氣投運，工作氣量為22.8×108m3/a，銅鑼峽氣田、黃草峽氣田改建儲氣庫先導試驗建設基本完成，牟家場、老翁場氣田正開展注氣試驗。預計到2030年，將建成儲氣庫工作氣量56×108m3/a，以滿足天然氣消費調峰的需求。

2.4 大力拓展終端市場，持續培育中國最成熟的天然氣市場

經過多年的發展，川渝天然氣市場先后走過了1956—1975年的零星用氣階段，1976—1997年的區域市場用氣階段，到目前已從川渝地區擴展到包括云南、廣西、貴州在內的整個西南地區，天然氣行業利用率超過80%，成為目前國內最成熟的區域市場之一。天然氣利用集中在工業、商業、民用、化工等領域，產業集群已具有一定的規模。未來拓市增銷按照“區內做優、區外做大、終端做強”的思路展開，打造千億立方米級的高質量天然氣市場供應能力。

1）區內做優。川渝兩地制定加快推動成渝地區雙城經濟圈建設，堅定不移走生態優先、綠色發展之路，推進國家清潔能源示范省建設的決策部署，西南油氣田將進一步深化地企合作，打造綠色產業集群，提高化石能源清潔高效利用水平，進一步降低煤炭消費量比重，2030年前，天然氣在滿足川渝區域消費需求的同時，可以完全取代煤炭消費量，推動煤炭消費量率先實現“碳達峰”（四川省2020年的煤炭消費量為7 400×104t，折算成天然氣為397×108m3，2025年該省天然氣即可取代煤炭）。

2）區外做大。在滇黔桂地區以市場為導向，支撐開發新項目，已拓展云南楚雄、貴州開陽等區外市場，有序推進煤改氣、分布式能源、LNG業務的發展[24]。富余氣400×108m3左右進入全國管網，在冬季保供和季節調峰中發揮作用。

3）終端做強。以建設國內一流燃氣終端為目標，持續打造“鉑金終端 ”（具備天然氣上下游一體化優勢的天然氣企業的終端銷售業務，終端指用戶是最終消費者，鉑金終端比黃金終端更重視價值提升能力和市場競爭能力），堅持“燃氣聯合（天然氣細分市場的城市燃氣業務與工業用氣、交通用氣等其他細分市場的聯合發展）、氣電融合（天然氣發電與水力發電、燃煤發電、風電和光伏等可再生能源發電互相融合）、交通混合（柴油、汽油、LNG、CNG、鋰電池電動車充電及換電、氫燃料電池汽車加氫等業務全面發展，打造綜合加能站）、多能集合（在交通領域建設綜合加能站，在工業園區和城市綜合體提供冷能、熱能、電能、節能等多種能源服務）”的發展方向，促進終端專業化、規模化、效益化發展。以資源優勢引導地方政府出臺市場開發有利政策，加快完善LNG站點布局和CNG站點業務拓展，推動天然氣資源從化工初級產品向精細化工[25]、氫能、新材料等高端、高附加值產業延伸，提升天然氣二次、三次增值能力，推動天然氣化工等大型項目盡快落地，同時借助上海、重慶石油天然氣交易平臺，擴大市場化交易量。

3 努力實現天然氣工業高質量發展

3.1 西南油氣田天然氣工業全產業鏈完整，高質量發展尚有很大的空間

中國政府網（www.gov.cn）2020年12月21日發布的《新時代的中國能源發展》白皮書指出：堅定不移地推進能源高質量發展，增強能源安全保障能力。當前，西南油氣田站上了300×108m3年產量的歷史新起點，在國家提出新發展理念的時代背景下，天然氣行業正處于大發展的黃金機遇期。然而分析天然氣工業全產業鏈，目前還存在著一些制約其高質量發展的瓶頸，主要包括：①上游勘探開發對象日趨復雜，常規大氣田集中在深層、超深層，類型多樣化、發現難度大、建設周期長，開發易受水侵影響；埋深3 500 m以深海相頁巖氣開發還處于探索階段，深層頁巖氣地質工程條件更為復雜，開發難度更大，實現效益開發需持續開展技術攻關；致密氣規模效益開發主體技術還處于攻關階段，大面積疊置的河道砂體精細刻畫、含氣性檢測、富氣甜點區評價、高產井的工藝技術還有待于進一步攻關。②中游儲運、輸配、天然氣干線的布局、儲存與調峰還要結合上產區域及盆地的地形地貌作進一步研究論證；儲氣庫的建設、運營，特別是在川南地區部署的地下儲氣庫屬于全國首次建設的裂縫型儲氣庫，相關技術還有待于完善。③下游的市場引領和價值創造能力還不夠強，天然氣資源利用還處于化工初級產品階段，增值能力還較弱。

總之，成本上行與效益下行矛盾凸顯，西南油氣田天然氣工業高質量發展還有較大的提升空間，必須堅持高質量的勘探開發、高效益的經營管理、高標準的綠色發展、高水平的合作共享，走低成本高質量發展之路。

3.2 走理論技術創新之路，支撐高質量的天然氣快速增儲上產

回顧四川盆地近70年的油氣勘探開發歷程，有兩條重要的啟示：①每一次新的大發現，都是地質認識飛躍和勘探技術突破的必然結果；②每一次大發現，必將迎來油氣工業的一次大發展。未來，要站在整個上揚子地臺區的高度，從更廣闊的時空研究四川盆地，堅持科技創新，集中優勢力量攻關重大理論和關鍵技術，提高自主創新能力和行業技術引領能力，以新的、更大的油氣發現引領天然氣工業的發展。

立足全盆地、全層系、常規和非常規，把握四川盆地這一大型古老超壓多層系含油氣盆地的特殊性，從石油天然氣地質學出發，深入研究原型盆地，進一步梳理油氣系統。主要做法包括：①強化常規氣研究的整體性和系統性，不斷完善深層海相碳酸鹽巖天然氣成藏理論，形成復雜構造的地球物理勘探技術，以深層、超深層優快鉆完井為核心的工程技術，針對氣藏一般低孔、低滲、高溫、高壓、含硫、有水的特點，持續開展開發甜點區優選、高產井模式建立和整體治水對策研究，完善超深高溫含硫氣藏安全清潔高效開發配套技術，以支撐常規氣穩步增產；②頁巖氣不斷完善六大主體技術（見前述），持續升級換代鉆完井和壓裂技術，向鉆得“更深、更長、更快、更好”的目標邁進，不斷提高深層儲層鉆遇率、單井產量和EUR，以支撐頁巖氣戰略性上產；③開展致密油氣成藏富集機理研究和甜點區評價，形成具有四川盆地特色的陸相多期河道砂巖氣藏規模成藏理論技術，整體研究推進地質—工程—經濟一體化發展模式，以支撐致密氣快速效益增產。

未來10年，西南油氣田天然氣勘探開發主體技術要達到國際先進水平，勘探效率、單井產量將在目前的基礎上提升20%～30%，天然氣發現成本從“十三五”的1.34美元/桶下降到1.10美元/桶，下降幅度為18%，1×108m3產能投資從“十三五”的2.1億元下降到2.0億元以下，科技進步貢獻率在70%以上。

3.3 走管理創新之路，持續提升核心競爭力與綜合實力

在天然氣儲量產量規模快速增長的時期，充分發揮管理的優勢作用尤為重要。西南油氣田通過協調規模、速度、效益三者的辯證關系，推進“油公司”改革，優化管理資源配置，實現全產業鏈的數字化轉型升級，開創天然氣工業高質量發展的新局面。

1）全面推進“油公司”改革。“油公司”集中資源發展主營業務，將工程技術、裝備制造等業務在全球范圍內招標，從而達到成本的最低化、效率和效益的最大化：①以卓越的管理理念引領生產和管理流程化，構建100%覆蓋業務層面的科學高效制度體系；②搭建人力資源配置調劑平臺，推動用工方式轉型升級，以“中石油主體+市場化補充”的方式保障工程裝備隊伍，促進內部競爭，擴大外部開放，提升全員勞動生產率；③進一步推進“油公司”模式下的科研體系建設，充分調動科研人員的積極性、主動性和創造性。

2）高效推進數字化轉型發展。埃森哲咨詢公司與世界經濟論壇發布的《數字化轉型倡議：油氣行業白皮書》指出：全球領先的油氣公司把數字化轉型作為企業降低成本、更快更好地做出決策、提高效率的重要戰略舉措。數字技術與油氣產業的結合，正推動油氣行業商業模式和生態系統的重構，獲取企業新的競爭力。西南油氣田信息化建設起步于20世紀90年代，通過近30年的持續建設，已完成全部38個作業區數字化氣田建設，建立了覆蓋勘探、開發、生產運行、管道、營銷、科研協同、經營辦公等全業務鏈的信息支撐平臺，建成長寧和龍王廟兩個“智能油氣田”示范區。在發展的進程中，以數據共享和應用集成為重點，加快推進全業務鏈數字化轉型，完善數據治理體系和構建全業務鏈的數據生態，不斷提升生產經營的效率和效益。

3）通過“油公司”改革和數字化轉型，預計到2030年前后，西南油氣田將建成國際一流的“油公司”管理模式，建成世界一流的智能油氣區——百萬噸油氣當量用工人數由目前的1 200人下降到310人左右，下降近75%，達到國際先進油公司的水平；勞動生產率增幅達3.7倍，在國內油氣田企業中處于領先地位。

4 助力“雙碳”戰略目標的實現

國家已經提出“2030年碳達峰、2060年碳中和”戰略目標，能源結構綠色轉型將全面提速，天然氣作為目前最現實的、可持續穩定供應的、最清潔的低碳化石能源，在能源行業中的重要性愈加凸顯。

4.1 走綠色發展之路，打造綠色能源西南模式

西南油氣田建設綠色能源綜合性公司，既是落實國家“碳達峰、碳中和”戰略決策的必然之舉，更是實現公司轉型升級的必由之路。

按照中石油作出的“清潔替代、戰略接替、綠色轉型”總體部署，結合川渝地區資源稟賦、管網和市場特點及優勢，以天然氣為主導，打造“天然氣+水風光電”“天然氣+氫能”“天然氣+化工新材料”融合發展的“綠色能源西南模式”，努力建設成為“業務多元、產品多樣”的綠色能源綜合性公司。能源生產企業既是清潔能源的生產者也是耗能大戶，正視大規模上產與碳達峰之間存在的矛盾，通過“內降外增”的方式，借助大發展契機走好綠色發展之路：①在氣田內部大力發展天然氣分布式能源、壓差發電[26]、分布式光伏、余熱利用等技術，做好內部節能降耗和清潔替代；②以天然氣融合發展為主線[27]，做好業務延伸和綠色轉型。未來10年，實現“外供綠色零碳能源超過自身消耗的化石能源”，同時逐年降低川渝地區煤炭消費比重，最終實現天然氣對煤炭的全部替代。

4.2 走開放式發展之路，樹立共建共享典范

走開放式的發展之路，充分利用外部資源，打造地企共建的環境優勢，實現戰略跨越，是促進天然氣產業規模快速發展的最優路徑。西南油氣田開放式的發展體現在下述兩個方面。

1）實施開放式的創新模式。以院士專家工作站、重點實驗平臺、與高校[中國石油大學（北京）、中國石油大學（華東）、西南石油大學、成都理工大學、長江大學、清華大學互聯網研究院]共建的六大特色技術研究中心為基礎，加強與業內技術力量、國外高水平的石油公司合作，借腦引智，以外部優勢力量補齊自身的短板。

2）與資源地合作共享發展成果。近年來，西南油氣田在合資合作開發、資源地供應保障等方面持續探索共享機制，天然氣產業增加值對川渝地區生產總值的貢獻度從原來的4.9%增至目前的5.7%。未來將持續深化天然氣上游業務股權合資合作，大力推動天然氣終端市場合作開發，積極推進頁巖氣、致密氣等企地利益共享機制建設，堅持“開發一個氣田，帶動一方經濟，造福一方百姓”的發展理念，在生產建設過程中統籌推進鄉村基礎設施建設，持續發揮一體化優勢，著力構建企業有效益、政府獲收益、群眾得利益、環境有增益的天然氣開發新格局，帶動四川盆地天然氣產業規模快速發展。

未來10年，西南油氣田加快開放式創新，推動天然氣行業理論技術從要素驅動、投資驅動向創新驅動轉型，踐行“共享”的發展理念，預計天然氣產業增加值將再翻一番。

5 結論

1）四川盆地是一個富饒而“年輕”的盆地，滿盆含氣，有著6億年的漫長演化歷史、近40×1012m3的天然氣資源量，歷經近70年的勘探開發，仍屢有重大發現，天然氣探明率僅15%，勘探處于早中期，表現出較大的天然氣勘探開發潛力。近年來，川中、川東深層常規氣，川南頁巖氣，川中—川西淺層致密氣發現了多個大氣田，天然氣儲量產量進入高峰增長階段，2020年天然氣產量居全國主產氣區首位，增量占全國的42.76%，未來仍將保持強勁的增長勢頭。

2）在全球范圍內，天然氣年產量超1 000×108m3的國家有9個，達到千億立方米級時，天然氣剩余可采儲量在3×1012m3左右，儲采比在30︰1左右。目前四川盆地天然氣剩余可采儲量約為2×1012m3，預計未來10年將超過3×1012m3，儲產結構良好，天然氣工業大發展的資源基礎扎實。

3）未來，隨著勘探開發理論技術水平的不斷進步，預計大氣田還將不斷被發現，通過對四川盆地天然氣產量峰值模型進行深入的研究，結合天然氣最終可采儲量估值和歷史儲量產量發展規律，預測該盆地天然氣峰值年產量介于1 000×108～1 200×108m3，在2030年前后進入峰值區。

4）西南油氣田已形成“海陸并舉、常非并舉、構造與巖性并舉”的勘探開發新格局，2030年天然氣年產量將達到800×108m3，屆時天然氣產運儲銷一體化工業體系基本實現現代化，可有力保障川渝云貴地區和國家天然氣消費需求，帶動四川盆地天然氣產業規模快速發展。

5）西南油氣田堅持“創新引領”“管理提升”“綠色和諧”“合作共贏”的最優發展路徑，推動天然氣全產業鏈轉型升級，實現高質量效益發展。未來10年，四川盆地將進入天然氣工業高質量、高效益發展的新“黃金時代”。