浅谈我国天然气资源.doc

浅谈我国天然气资源
石嵩
能源与机械工程学院 南京师范大学 20080204

摘要：本文通过从天然气的特性、我国天然气的储量分布及勘探战略和天然气的开采技术三个方面大体介绍了我国的天然气资源。本文旨在使读者对于天然气资源获得一个感性的认识，同时本文着重强调天然气作为清洁能源的优势，希望我国加强在天然气的勘探、开采、以及使用方面的建设力度，增加天然气在国内能源结构中的占有比例。
关键字：能源；燃气；天然气；储量与分布；开采技术
1. 引言：
燃气作为能源的一个组成部分，是发展国民经济和改善人们生活的重要物质基础。它与固体燃料、液体燃料相比，具有突出的优越性。首先，采用气体燃料有利于保护大气环境，煤炭燃烧时所排放的大量SO2、尘粒、NOx、CO等有害组分严重污染人类赖以生存的环境。有资料表明，大气的主要污染源是煤炭，燃煤造成大气中90﹪的污染物和80﹪的烟尘污染。若以气代煤可减少NOx排放量的80﹪～90﹪，减少SO2排放量95﹪～98﹪，能有效地改善环境。其次，气体燃料有利于提高热效率、节约能源。如用于居民炊事与燃煤相比可提高热效率2倍以上，较燃油提高近1倍。气体燃料用于工业生产还可提高产品的质量和产量，有利于生产自动化，并降低工人的劳动强度提高劳动生产率。由于燃气工业的发展，其应用领域不断扩大，除用于民用、工业用外，还可应用于发电、燃气透平机、内燃机及作为汽车的燃料等[1]。并且燃气可用管道输送，在很大程度上可减轻交通运输的压力。下表是1996年世界几个主要国家能源消耗的结构：
表1 1996年世界几个重要国家能源消耗结构
项 目
世 界
中 国
美 国
日 本
加拿大
俄罗斯
固体
26.9
76.2
24.2
17.6
10.3
19.6
液体
39.5
19.7
39.1
53.8
35.6
21.1
气体
23.5
1.8
26.7
11.8
29.8
52.4
其他
10.1
2.3
10.0
16.8
24.3
6.9
从中可以看出在世界上各个重要的发达国家中，气体燃料占能源总消耗的比重都很大，同时也远远超出我国。我国是一个以煤炭为主要能源的国家，但是燃气具有清洁，高能等诸多优点，所以燃气这有燃料非常值得我国关注并加以大力发展。
燃气按气源分类可分为天然气、人工燃气、液化石油气以及生物气。在本文中笔者主要介绍天然气。
2. 天然气资源
2.1 天然气的特性
天然气是指通常生物化学作用及地质变质作用，在不同的地质条件下生成、运移，并于一定压力下储集在地质构造中的可燃气体。通常根据形成条件不同，分为油田伴生气、气田气及凝析气田气。天然气是一种混合气体，其组成随气田和产气层位不同而异。其中气田气的主要成分为CH4,C2H6以上的烃类较少，同时还含有少量H2S、CO2、N2、H2O以及He、Ar等非烃类组分；油田伴生气的特征是除含大量CH4外，C2H6以上的烃类含量较高；凝析气田除含有大量CH4外，C5H12以上烃类含量较高，并含有汽油和煤油组分。
用天然气作燃料比其他燃料具有更多的优点：容易燃烧，清洁无灰，热值高（3642MJ/m3），燃烧效率高，是最清洁的高能优质天然燃料。无论用于工业、发电、燃气透平机、内燃机，还是用于民用燃料都是非常理想的。天然气既可以单独供给各种加热设备作燃料，也可以和其他地热值燃气混合后供给用户使用。天然气中含有大量的烃类气体，经转化后可得到以H2和CO为主的还原性气体，用于冶炼工业。天然气也是十分重要的基本有机化工原料[2]。
2.2 我国天然气的储量及分布
2.2.1 储量现状[3]
中国是世界上最早发现和利用天然气的国家之一，并在公元13世纪就开发了世界上第一个气田——自流井气田。但是天然气现代化的研究、勘探和开发则比较滞后，近20年才整体启动。因此，中国天然气资源潜力大，储量发现率低，发展天然气工业的前景良好。
截止1999年底，中国（未统计台湾省，下同）探明天然气（仅指气层气，下同）地质储量总计20 635×108m3,其中煤层气为11 174×108m3，占54﹪；油型气为9 461×108m3，占46﹪。可采储量为113 049×108m3，历年累计采出2 836×108m3，剩余可采储量为10 213×108m3。如果把油田溶解气的可采储量3 462×108m3计入内，1999年底中国整个天然气可采储量为16 511×108m3。由于溶解气室随石油开采产出，从属于石油的储量，一般天然气储量不将其包含其内。
到1999年底，中国14个盆地共发现以烃类气为主的有机成因的气田171个，同时还发现二氧化碳为主的无机成因的气田21个，共有气田192个（图1）。
图1 中国天然气田的分布
值得指出的是二氧化碳含量达95﹪以上的气田也具有重要的经济价值，但过去被忽略了。松辽盆地万金塔二氧化碳气田、渤海湾盆地花沟二氧化碳气田、苏北盆地黄桥二氧化碳气田和三水盆地沙头圩二氧化碳气田现已投入开发。
2.2.2 中国天然气资源特点[4]
一．根据中国的天然气地质和经济发展程度，可以简要地把中国分为东部区、中部区、西部区和陆架区四大含气区。分布看，中国天然气资源在区域上分布具有巨大的不均衡性（表2），天然气资源集中分布在远离东部经济发达区的中、西部区，其天然气可采资源分别为4.115×1012m3和3.519×1012m3，两者合计约全国天然气资源量的66.15﹪；其次是海域，中国近海大陆架天然气可采资源约为2.967×1012m3，占全国的25.71﹪；东部区天然气资源相当贫乏，仅占全国的8.14﹪。
表2 中国天然气可采资源量地区及主要盆地分布统计表

地区/盆地
可采资源量/×1012m3
占全国的/﹪
东部区

0.939
8.14
松辽盆地
0.200
1.73
渤海湾盆地
0.421
3.65
中部区

4.115
35.66
鄂尔多斯盆地
2.071
17.95
四川盆地
2.044
17.71
西部区

3.519
30.49
塔里木盆地
2.409
20.88
准噶尔盆地
0.167
1.45
吐-哈盆地
0.073
0.63
柴达木盆地
0.394
3.41
海域

2.967
25.71
莺-琼盆地
2.032
17.61
东海盆地
0.365
3.16
全国

11.54
100.00
从盆地分布看，中国天然气资源也集中分布在少数大型含油气盆地中，其中塔里木、鄂尔多斯、四川和莺-琼四大盆地天然气可采资源量依次为2.409×1012m3、2.071×1012m3、2.044×1012m3和2.032×1012m3,其综合约占全国的3/4（74.15﹪）。从经济开发角度看，这四大盆地将是中国天然气勘测开发最重要的基地。
二．气田规模偏小，世界级大气田较少
勘探实践证明，无论石油还是天然气主要分布在大型、特大型油气田中，它们的发现对储量及产量的增长起关键性作用。因此寻找大型、特大型油气田对油气工业发展极为重要。按世界较流行的划分方案，以可采储量大于10000×1012m3为特大型气田、以大于1000×1012m3
为大型气田的划分标准。如表3所示，根据90年代初的资料，世界现特大气田15个，其可采储量39.82×1012m3，占界天然气储量的35.8﹪；大型气田100个，其可采储量27.84×1012m3,占世界储量的25.1﹪,可见，世界天然气储量的主体是由>1000×1012m3的大型、特大型气田构成，两者合计占60.9﹪。
表3 中国与世界气田规模对比表[5]
世界
中国
规模/108m3
气田数/个
可采储量
/1012m3
可占采储量的比例
/﹪
气田数/个
可采储量
/1012m3
可占采储量的比例
/﹪
>10000
15
39.82
35.8
0
0
0
1000～10000
100
27.84
25.1
3
5577
28.06
>1000
115
67.66
60.9
2
5577
28.06
注：世界值据《世界气田图集》统计(1991)，中国数据据2001年储量公报。
目前，中国气田可采储量大于1000×1012m3的仅有3个，其依次是塔里木盆地的克拉2气田（可采储量1814.02×1012m3）和苏里格气田（可采储量1632.78×1012m3）,其储量合计约占全国气层储量的28.06﹪。
三．气田储量丰度较低，开采难度大，效益相对较低
按国家天然气储量规范规定，天然气储量丰度分为四级，>10×108m2/km2者为高丰度，5×108m2/km2～10×108m2/km2者为中丰度，1×108 m2/km2～5×108m2/km2低丰度，<1×108m2/km2者为特低丰度。
据统计，全国气田平均储量丰度仅为0.79 x108m3/km'，总体上属于特低丰度类型，气田储量丰度以低、特低丰度类型为主。其中，高丰度气田的探明储量占储量的18.74%，中丰度气田的探明储量占储量的8,25%，低丰度气田的探明储量占储量的38.56%，特低丰度气田的探明储置占储量的34.45%，即低丰度和特低丰度气田的探明储量占总储蚤的70%以上。
中国气田规模偏小、丰度偏低，再加上气藏埋深偏大，除了影响储量保证程度以外，更重要的是使勘探开发难度增大，最终影响气价，使气价总体明显偏高。显然，在利用规划中不仅要重视天然气资源量一储量系列的量，还要注意其“质”。
2.2.3 21世纪勘探战略
一．天然气工业必须立足于找寻大、中型气田。中国大中型气田仅占中国气田总数的3.1﹪和25﹪，但拥有中国天然气地质储量的43.8﹪和43.6﹪（表4），说明了大中型气田在中国天然气工业占有的重要地位，中国天然气工业的发展取决于发现更多的大中型气田。
表4中国各类气田比例简表[6]
类 别
特大型
大型
中型
小型
特小型
气田百分数/﹪
0
3.1
25
53.6
18.3
地质储量百分数/﹪
0
43.8
43.6
12.1
0.8
二． 中型气田的前提下实行大、中、小型并举。
三．气勘探的重点是天然气资源最丰富的那些大、中型寒气盆地和领域。这些盆地依次为四川盆地、塔里木盆地、莺歌海-琼东南盆地、鄂尔多斯盆地、东海西湖凹陷、准噶尔盆地、柴达木盆地及渤海湾盆地、松辽盆地。虽然这些盆地在近10年来的天然气勘探已取得了丰富的成果，但仍有丰富的天然气资源有待勘探，可以找到更多的大中型气田。
四．稳油兴气”的总体战略前提下，加快我国天然气工业的发展。近中期我国天然气勘探的总体布局是：立足中部、加快西部、发展海域、深化东部。
五．川、鄂尔多斯、塔里木、莺-琼等4个大型富气盆地的持续勘探，力争在21世纪初期建设成4个万亿立方米级储量的大型天然气基地；加速对东海、松辽、渤海湾、准噶尔、柴达木4个大型富气油盆地天然气勘探，力争在21世纪初建设成4个中型（数亿立方米储量）天然气工业后备基地[7]。
2.3 天然气的开采
天然气埋藏在地下几百米至几十米，要把它开采出来必须打井，井身结构的复杂程度决定于地质复杂情况与井的产量高低。气井井身是由表层套管、技术套管、油层套管及油管组成。在表层套管与井壁之间及表层套管与技术套管之间均用水泥固结，以防止井壁坍塌及地层间气、水串漏。油（气）管悬挂在采油（气）树的油管头。在地面控制气井（油气井）的设备是一套四通（三通）、闸门、针型阀（或油咀）、压力表组成的井口装置，常称为采油树或采气树。安装好井口装置后，一般对气井进行替喷诱导以达到自喷的目的。
2.3.1 天然气开采技术现状
下面就以中石化为例分析不同类型气藏开发现状及存在的问题
中石化气藏按SY/T6168-1995标准的分类，可以分成四种类型：中、高渗砂岩气藏；低渗致密砂岩气藏；凝析气藏和碳酸盐岩气藏。随着天然气开发节奏的不断加快，气田新区地质条件越来越复杂，各个油田经过大力研究，初步形成了低渗透储层改造、排液采气技术、增压开采技术、复杂结构井技术、气井防砂、防堵、防腐等新技术，为气田开发提供了强有力的支持，提高了气田开发水平。但随着开发的深入，暴露出的主要问题是：低渗低压气藏开采配套技术不完善，措施有效率低；凝析气藏的开发技术不完善；缺少高含硫碳酸盐岩气藏的开发技术；中浅层气藏稳产难度大。
胜利油田分公司不同类型气藏开发现状及存在的问题胜利油田的气藏类型按SY/T6168-1995标准的分类，可以分成两大类：一类是中、浅层疏松砂岩水驱气藏；另一类是深层低渗致密砂岩气藏和深层低渗致密凝析气藏。
一、浅层疏松砂岩水驱气藏现在，胜利油田主力气田有陈家庄、垦西等9个气田，共核定产能2.17×108m3/km'，能的90.5%；另外，还有10个低产气田和9个停产气田。这些气田按SY/T6168-1995标准的分类，主要属于中、浅层疏松砂岩水驱气藏，它们面临的主要矛盾是气藏出水、出砂严重，导致低效井井数快速上升。其中，有49口井由于出砂、出水严重，导致关井、有168口井属于低产、低效井，平均产能0.27×104m3/d，主要原因也是出水出砂等原因造成的。只有124口井能够稳定生产。
二、低渗致密砂岩气藏和深层低渗致密凝析气藏对于这类气藏，随着这几年勘探的深入，在孤北古1井、丰深1井获得突破以后，今年，勘探事业部又布置了丰深2、3、4和渤8井等四口探井，目前，正在钻进过程中；东辛采油厂布置了丰深1-X1和丰深1-2两口开发准备井。这类油藏的特点是油藏埋藏深、油藏渗透率低，需要经过压裂改造才能投产[8]。
2.3.2 下一步工作方向[9]
在油田内部，加强科技攻关和技术集成，争取在以下二个方面获得突破，即：
(1)中、浅层疏松砂岩水驱气藏防砂和排水采气技术攻关、技术集成和推广应用根据前面的分析，这类气藏因出水出砂导致的关井或低产井有218口，因此，下一步我们准备搞好这类气藏的调研分析，在调研分析的基础上，搞好这类气藏的技术攻关立项工作。
(2)深层低渗致密砂岩气藏和深层低渗致密凝析气藏开采技术研究。
3．总结[10]
3.1 天燃气工业具备良好的发展基础
我国天然气工业正处在历史上最好的发展阶段，形成了天然气发展的大好局面。一是天然气储产量快速增长。“十五”以来，我国天然气勘探开发已经驶入快车道，先后在四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、莺-琼、东海、松辽等盆地获得天然气大发现，基本形成了川渝、鄂尔多斯、塔里木、柴达木、海上等一批天然气生产基地。2000年～2007年，新增天然气探明储量3.6万亿立方米，年均新增天然气探明储量5199亿立方米。2007年新增天然气探明储量达6545亿立方米，比2006年增长14%，天然气产量从2000年的262亿立方米增长到2007年的693亿立方米，年均增产62亿立方米。2007年我国天然气产量世界排名第九位，首次进入世界前10名，成为世界产气大国。是海外天然气开发利用进展良好。近10多年来，以中国石油、中国石化、中海油三大国有油公司为主体的中国油公司海外业务已遍及全球50多个国家和地区。截至2007年底，三大石油公司在海外已有天然气剩余可采储量4300亿立方米，海外天然气作业产量和权益产量已分别达到80亿立方米和60亿立方米。我国首条跨国天然气管道——中亚天然气管道已开工建设，中俄、中缅天然气管道项目正在论证。LNG引进已有实质性进展，中海油、中石化、中石油三大石油公司已建、在建和规划的国内LNG项目共有16个，其中广东LNG项目已于2006年建成投产，在建的项目有福建莆田、上海洋山、山东青岛、浙江宁波、江苏如东项目，已启动的项目还有辽宁大连、河北唐山项目。2008年我国液化天然气进口总量达300多万吨。三是全国天然气骨干管网已具雏形。自“十五”以来，随着涩宁兰、西气东输、陕京二线、冀宁线、忠武线等重要管线陆续建成，大大改善了我国天然气输气管网格局，目前管道总长度达到3万多公里。川气东送、西气东输二线等骨干管线正在建设，已建成川渝、华北、长江三角洲等地区比较完善的区域性管网，完成了中南、珠三角地区的区域性天然气管网主体框架，初步形成了以国内陆上天然气为主，以海气、引进LNG为补充的多元化供气格局。是天然气市场不断拓展。目前，我国基本形成了东北、环渤海、长江三角洲、中南、西南、东南沿海、西北七大区域不同类型的天然气消费市场，其中西南地区、长江三角洲、环渤海和西北地区是我国天然气主要消费区域，约占全国消费量的70%。我国天然气消费呈现出快速增长态势，天然气消费量从2001年的264亿立方米增加到2007年的673亿立方米，年均增长近70亿立方米。天然气消费结构正在向多元化转变，城市燃气正在成为第一大用气领域，发电用气所占比例也有明显增加。
天然气勘探开发程度低、发展潜力大。我国未来的天然气勘探开发还将继续快速发展，天然气储量将保持高位增长态势，天然气产量将会持续增长。
3.2 天然气勘探开发程度低
到2007年底，我国累计探明气层气可采储量3万亿立方米，可采资源平均探明程度仅16.7%，远低于世界平均水平(60%左右)，还有待发现的常规天然气可采资源量18.4万亿立方米。鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽、柴达木、莺歌海、琼东南和东海陆架盆地的待发现常规天然气可采资源量都超过5000亿立方米，其中塔里木盆地是待发现常规天然气可采资源量最多的盆地。在2007年底以前的已探明地质储量5.86万亿立方米中，已投入开发储量2.2万亿立方米，已开发的储量仅占总储量的37%，还有3.7万亿立方米探明储量待开发。煤层气资源的勘探开发还处在初期阶段，仅有少量探明储量和产量。
3.3 天然气增储上潜力大
2000年以来，我国天然气储量保持了快速的发展势头，近6年新增天然气地质储量连续保持在5000亿立方米以上，预示了天然气勘探发展的美好前景。据有关机构预测，2011年～2020年年均新增气层气地质储量5000亿立方米；2021年～2050年年均增长气层气地质储量4000亿～7000亿立方米。 2010年气层气产量为900亿～950亿立方米，2020年气层气产量为1900亿～2100亿立方米；在2025年左右进入高峰期，高峰气年产量为2400亿～2800亿立方米，能够稳产到2050年以后。预计2010年我国煤层气产量可达100亿立方米，2020年产量超过300亿立方米，2030年达到500亿立方米。
3.4 发展我国天然气的战略举措
未来一段时期，我国天然气工业发展要以保障国家能源供应安全、优化能源结构为出发点，充分利用国内国外两种资源、两个市场，坚持上中下游一体化协调发展，强化科技创新能力，提高资源利用效率，促进我国经济社会的可持续发展。从战略上要加强以下四个方面的工作。
一是立足国内资源，加强天然气资源勘探开发。我国天然气发展首先要立足国内，要把国内天然气资源勘探开发放在首位，加大勘探开发力度，不断发现储量，增加产量，为天然气产业发展提供资源保障。在近中期，国内天然气勘探开发的战略布局是立足中部、发展西部、加快海上、扩大东部，加大以塔里木、四川和鄂尔多斯盆地为重点的八大气区天然气勘探开发力度，不断扩大常规天然气生产规模，实现天然气储量、产量的快速稳步增长，建立和扩大一批大中型天然气勘探开发基地，夯实资源基础。同时积极探索非常规天然气资源，开展非常规天然气资源评价和开发试验，适时推动非常规天然气资源商业化开发，进一步拓宽资源补充和产量增长领域。
二是实施全球资源战略，加快海外天然气引进。引进国外天然气是弥补国内天然气供需缺口，实现气源多元化，供气网络化，提高我国能源供应安全的重要措施。实施全球资源战略，优选目标资源国，积极开展海外天然气勘探开发和贸易等业务，通过管道天然气和LNG等途径，加快海外天然气引进步伐，利用国际市场调剂资源余缺，优化资源配置。针对海外的天然气勘探与开发，需要国家统筹协调，在资金和技术方面采取特殊鼓励政策和措施，减小企业承担的经济风险。通过外交途径妥善处理国际关系，为进入资源国市场和保证其环境稳定创造条件。
三是坚持上中下游一体化，实现天然气产业协调发展。天然气产业的链式结构决定其资源、管网、市场的三位一体性，必须保持资源、管网、市场的配套建设和运行，实现协调发展，提高整体效益。目前我国天然气工业整体上尚处在早期阶段，天然气工业体系尚不成熟，上中下游的发展还不平衡，必须从战略的高度来认识上中下游协调发展的问题，努力完善天然气工业体系，保证整个天然气工业健康顺利发展。根据“西气东输，北气南下，海气登陆，就近供应”原则，加快主干管网、LNG接收站、调峰及储备设施建设，尽快形成覆盖全国的天然气管网和输配系统，实现供气多元化、输配网络化和运行安全化。以国家宏观产业政策为指导，发挥价格的杠杆作用，合理调节产销关系，优化消费结构，促进天然气合理利用，提高天然气产业整体效益。
四是依靠科技进步，提高产业核心竞争力。国内外实践证明，科技创新和进步是推动油气工业发展最重要的推动力，我国“六五”以来开展的天然气科技攻关成果就是很好的证明。我国在天然气勘探开发、管道建设和利用上仍然面临许多难题，如海相天然气勘探理论、高含硫等特殊天然气藏开发技术、煤层气勘探开发理论与技术、天然气管道和利用水平落后于天然气工业发达国家等，这些都是制约我国天然气工业发展的“瓶颈”。因此需要大力加强天然气科技攻关，进一步发展中国天然气地质理论，建立和发展适合中国天然气地质特征的勘探开发技术系列，加强天然气管道建设和技术开发。同时，继续深化天然气科技管理体制机制改革，形成符合市场经济要求和科技发展规律的新机制，优化科技资源配置，做到产、学、研紧密结合，提高产业核心竞争力，为科技创新提供制度保障。
参考文献
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