中国天然气需求维持较快增速
天然气是低碳化石能源。中国进入增量与存量替代并存的能源发展阶段，天然气肩负安全供给与绿色低碳双重使命。天然气主要成分是烷烃，甲烷含量 95%以上，具有清洁低碳属性，是化石能源中相对低碳品种，天气标准热值与石油接近，远高于煤炭。在等热值情况下，燃烧天然气排放二氧化碳、氮氧化物、二氧化硫和粉尘量远低于石油和煤炭，是实现世界能源消费结构转型的关键。
由于资源禀赋限制，我国天然气在一次能源中占比较低，但增增长空间巨大。煤炭一直是我国最大的主体能源，但地位在逐步下降，消费占比由 2010 年超 70%的最高峰降低为 2020 年的60.69%。石油在一次能源中消费占比稳定在 20%左右。天然气在三种化石能源中占比最小，但发展速度很快，在一次能源中占比由1990 年的 1.47%增长至 2020 年的 7.57%。与世界平均水平相比，我国天然气在一次能源中占比较低，未来天然气在我国有着广阔的发展空间。
我国天然气需求预期维持高增。典型天然气市场发展历程基本都包含启动期、发展期和成熟期。从典型国家天然气发展历程可以发现，积极的政策、丰富的资源、完善的基础设施及合理的价格是天然气快速增长的主要驱动力。典型国家从启动期到成熟期通常要半个世纪以上，快速发展期一般经历30 年左右。目前中国天然气市场仍处在快速发展期。从 2001 年开始，中国的的天然气进入新时代，开始进入快速发展期，建成以鄂尔多斯、塔里木、四川和南海 4 大生产基地为代表的工业格局。2010 年中国天然气消费量突破1000 亿立方米，2022 年受疫情影响，天然气表观消费量为 3638 亿方，同比下滑2.7%，为近20 年来首次出现负增长。2023 年我国天然气需求呈现恢复性增长，全年天然气消费量为 3900 亿立方米，同比增长7.2%。按照十四五现代能源体系规划，2025 年天然气消费量将达到 4200-4600 亿立方米，复合增速达到7%左右，天然气的消费峰值预计出现在 2040 年，约为 7000 亿立方米。
自产气产量增速不及消费增速，天然气保供压力凸显。随着“增储上产七年行动计划”的持续推进，全国天然气产量快速增长，但是近几年由于受到疫情影响，国内产量增速有所放缓。2022 年全国天然气产量达到 2178 亿方，同比增长 6%。未来我国将继续立足国内保障供应安全，推进天然气持续稳步增长，国家能源局预计我国天然气产量在 2025 年将达到 2300 亿立方米以上，2040 年以及以后较长时期稳定在3000亿立方米以上水平。天然气对外依存度在 2021 年达到最高点 44.76%。国内市场长期高比例依赖进口的状态将一直持续，天然气在能源安全中压力依然很大，保供压力凸显。
非常规天然气成为天然气产量重要增长极。2016 年开始，受低油价冲击，国内油气勘探开发投资持续下降，天然气对外依存度快速攀升，国家能源安全隐患加剧。2019 年，国家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”，国内石油企业加大勘探开发资金和科技投入力度，上游勘探成果密集显现。天然气方面，我国煤层气、页岩气等非常规天然气资源非常丰富，具有很好的勘探开发前景。2018-2023 年，非常规天然气产量快速增长，非常规天然气（致密气、页岩气、煤层气）产量占全国天然气总产量的比例由不足35%提升到约 43%，成为天然气产量重要增长极。未来，随着勘探开发不断拓展和工程技术进步，非常规天然气的产量和经济性有望继续提升，有望成为未来我国天然气供应的重要组成部分。
我国以页岩气为代表的非常规天然气探明率明显偏低，有较大增储空间。随着勘探程度的不断提高，天然气优质储量发现难度越来越大，低渗透致密气、页岩气等非常规天然气成为新增储量的主体。“十五”期间非常规天然气新增储量占比为 72%，“十二五”时增长到 92%，2019 年为 100%，预计至2030 年占比将持续超 95%。 截至 2020 年底，全国累计探明天然气地质储量 19.61 万亿立方米，探明率仅7.00%。其中常规天然气和致密气探明地质储量为 16.88 万亿立方米，探明率为 11.48%；页岩气探明地质储量为2.00万亿立方米，探明率为 1.91%；煤层气探明地质储量为 0.73 万亿立方米，探明率为2.61%。中国致密气、页岩气、煤层气均处于勘探的早中期，是未来天然气增储上产的主力。
中国非常规天然气产量预计 2035 年占比达 50%。中国已经成为世界第 4 大天然气生产国与第3 大天然气消费国。随着勘探开发程度的加深，目前勘探开发区域已拓展至全国大部分区域，主要包括四川、鄂尔多斯、塔里木、准格尔、柴达木、松辽、渤海湾等盆地。在中国天然气开发过程中，陆上常规气构成了天然气产量的主体，产量占比近 60%。2023 年中国天然气产量 2297 亿立方米，其中常规气1308 亿立方米、致密气600 亿立方米、页岩气 250 亿立方米、煤层气 139 亿立方米。预测到 2035 年中国的天然气产量将在3000亿立方米水平稳产，其中，常规气产量为 1500 亿立方米、致密气产量为 700 亿立方米、页岩气产量为600亿立方米、煤层气产量为 200 亿立方米。中国非常规天然气资源十分丰富，未来产量的占比将有望超过50%。
中国非常规天然气是未来增储上产重要方向
非常规油气是指用传统技术无法获得自然工业产量、需用新技术改善储集层渗透率或流体黏度等手段才能经济开采的油气，非常规油气包括油砂、油页岩、致密油气、页岩油气、煤层气、天然气水合物等多种类型。非常规油气有两个关键标志（1）油气大面积连续分布，圈闭界限不明显；（2）无自然工业稳定产量，达西渗流不明显。非常规油气在流动方式上与常规油气十分不同。总的来说，开发过程中油气在储层中的流动可以分为达西流动、局限达西流动、滑脱流动、扩散 4 种流动模式。对于致密油气与页岩油气来说，其在开发过程中主要体现为局限达西流动。渗流机理上的差异直接导致了常规油气与非常规油气开发思路的不同。
非常规油气开采困难，需通过井间接替实现稳产增产。非常规油气储集层致密，一般无自然工业产量，需采用人工改造、大量钻井、多分支井或水平井等针对性的开采技术提高产能，主要具有8 大开采特征：（1）油气连续性区域分布，局部发育“甜点”；（2）无统一油气水界面，产量有高有低；（3）开发方案编制主要基于油气外边界确定和资源预测；（4）典型的“L”型生产曲线，第 1 年递减率超50%，长期低产稳产；（5）需打成百上千口井，没有真正“干井”；（6）采收率较低，一次开采为主，靠井间接替；（7）以水平井体积压裂与平台式工厂化生产为主；（8）没有地质风险，但效益有高低。一般非常规致密储集层水平井体积压裂后，全生命周期油气生产可分为 4 个阶段，可分为高产期，产量递减期、低产低效期、低产无效期。独特的开采特征，决定了非常规油气开采追求累计产量、实现全生命周期的经济效益最大化、生产区油气产量稳定或增长主要通过井间接替实现。
近年来，非常规地质理论引领非常规领域勘探开发突破，实现非常规气飞跃式发展。中国非常规天然气产业已形成重要战略格局，是中国天然气增储上产战略接替领域和主力军，页岩气取得重大突破，致密气高速增量发展，煤层气（煤岩气）取得重大进展。近年来我国非常规天然气领域取得立一系列成果：致密气方面：创新大型致密砂岩气“集群式”富集规律理论认识，揭示了重点盆地致密气成藏规律，致密气累计探明地质储量近 6 万亿立方米；创新形成了低渗—致密天然气开发理论与有效开发关键技术，突破水平井桥塞分段多簇压裂等规模效益开发瓶颈；页岩气方面：创新形成“沉积成岩控储、保存条件控藏、优质储层控产”的“三控”页岩气富集理论，实现了页岩气新领域勘探突破。截至2022 年底，全国页岩气累计探明地质储量 2.89 万亿立方米，发现涪陵、威远、长宁、昭通、泸州、威荣、永川、綦江8 个气田，建成涪陵、长宁-威远、昭通 3 个国家级产业示范区；煤层气方面：创立中低阶煤层气（煤岩气）“多源成藏”富集、中深层煤层气（煤岩气）与煤系气“同源叠置”立体成藏等理论认识突破形成低成本勘探重大技术，创新高效开发重大技术，建成沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘国家级煤层气（煤岩气）产业基地。推动了从中浅层向深层开发拓展，在沁水盆地和鄂尔多斯盆地等建设 7 项煤层气（煤岩气）示范工程。
我国致密气勘探处于早中期，鄂尔多斯盆地是致密气开发重点。致密气为覆压基质渗透率不高于0.1mD的砂岩类气藏，相比常规天然气，致密气储层非均质性强、有效砂体小、孔隙度和渗透率低，规模效益开发难度大。我国致密气广泛分布，各大盆地中均有发育。根据中国石油第四次油气资源评价结果，我国陆上致密气总资源量 21.85 万亿立方米，其中，鄂尔多斯盆地上古生界 13.32 万亿立方米，占总资源量的60%以上，四川、松辽、塔里木盆地均超过 1 万亿立方米，其他盆地零星分布。截至2020 年底，我国陆上致密气探明地质储量 5.49 万亿立方米，探明率仅为 25.1%，仍处于勘探早中期，探明储量具备进一步增加的潜力。鄂尔多斯盆地致密气产量超过全国致密气总产量的 90%，是我国当前致密气开发的核心区，未来也将是致密气开发的主力。相对于非常规天然气中的煤层气和页岩气，致密砂岩气具有储量落实程度高、储层认识相对清楚、已形成适用的开发技术体系、开发风险相对较低的优势，勘探开发潜力巨大。
我国致密气勘探开发经历了 4 个阶段：（1）探索起步阶段（1971-1995 年）：1971 年在四川盆地首次发现中坝致密气田，随后发现多个小型致密气田，当时按照低渗、特低渗气藏的开发方式进行勘探开发，但进程较为缓慢；（2）资源规模发现阶段（1996-2005 年）：在鄂尔多斯盆地上古生界的勘探获得重大突破，集中发现了苏里格、大牛地、米脂等致密气藏，但受当时技术、投资等制约，产量增长速度缓慢；（3）产量快速上升阶段（2006-2014 年）：随着储层优选、钻完井技术等主体开发技术的进步，以及管理和体制的创新，促进了以苏里格气田为代表的致密气藏开发进入大发展阶段；（4）稳步发展阶段（2015 年至今）：致密气开发持续承受天然气价格低位影响，但随着工程技术新装备、新工艺的不断研发和推广应用，致密气勘探开发保持稳步发展。
我国形成了致密气规模效益开发系列关键技术。在致密气钻完井技术方面，我国科研工作者围绕致密气效益开发、剩余资源挖潜等方向，通过持续攻关，创新形成大井丛工厂化钻井提速提效技术、长水平段水平井快速钻井技术、小井眼钻完井技术、侧钻井技术、气体钻井技术等，使我国致密气水平井迈上5000米水平段新台阶，钻井时效、单井产量稳步提高，有效提升了致密气开发效益。针对鄂尔多斯盆地致密气形成致密气长水平段水平井优快钻井技术 2010-2020 年间，长庆油田致密气水平井平均单井水平段长由1064米提高到 1271 米，钻井周期由 94.35 天缩短至 45.1 天，钻井效率大大提高。“十三五”期间，通过开展大平台整体设计、大井丛防碰绕障、多钻机联合作业、钻井液循环利用等技术攻关试验与应用，持续推广工厂化作业模式的应用并升级完善钻井配套技术，形成“多层系、立体式、多井型、大井丛”的致密气开发模式。以上技术都有效提高了致密气的开发效率。
我国致密气开采技术对标北美仍有较大提升空间。以水平井钻井技术指标对比看，我国钻井周期目前需45天，而北美仅需 7-10 天。国内平均水平段长度为 1200-1500 米，而北美则可达1500-3000 米。我国钻机转速也仅为北美的 1/3-1/2。国外大井丛工厂化钻井技术已形成标准化、规模化的应用模式。目前，国外单平台可钻超过 30 口水平井，致密油气双分支井分段压裂数量超过 80 段，建井周期较常规模式缩短达到63.3%，我国在此方面仍有较大提升空间。
我国致密气远景产量规模可达 700-800 万亿立方米。截至 2020 年底，我国天然气累计探明地质储量17.2万亿立方米，其中致密气探明储量 5.49 万亿立方米，占总探明储量的 32%。近10 年来，致密气占天然气总探明储量的比例不断增加，但与致密气资源量相比探明率仍然偏低，仍具有较大的增长潜力与空间。截至 2020 年底，我国开发已动用的探明致密气储量 2.39 万亿立方米 ，剩余未动用储量3.10 万亿立方米，探明已动用储量按照采收率 50% 计算，则可采储量规模为 1.20 万亿立方米，目前已采出0.44 万亿立方米，探明已动用剩余可采储量为 0.76 万亿立方米；探明未动用储量 3.1 万亿立方米，按采收率35%-40%计算，探明未动用可采储量 1.09-1.24 万亿立方米。致密气已探明剩余可采储量共计1.86-2.00 万亿立方米，具备 2030-2035 年上产至 800 亿立方米并稳产 10 年以上的资源基础。
根据中国石油第四次资源评价结果，我国致密气探明率处于偏低水平（仅为25.1%），与成熟探区50.0%左右的探明率相比具有进一步提升的空间。预测未来我国致密气的可新增探明储量5 万亿立方米，主要集中在鄂尔多斯盆地和四川盆地。未来新增探明储量是确保我国致密气进一步稳产的资源基础，按采收率30%-35% 计算，新增探明部分的天然气可采储量介于 1.50-1.75 万亿立方米，可支撑我国致密气700-800万亿立方米年产规模，并持续稳产至 2050—2060 年。
美国是最早进行页岩气研究的国家，并通过页岩气实现了能源独立。页岩气赋存于富含有机质的泥页岩层段中，以吸附气、游离气和溶解气的状态储藏，主体上可形成自生自储的连续性气藏。页岩气需要借助人工水力压裂等特殊工艺将页岩层段压裂开，形成网状体积裂缝才能有效生产。作为油气资源的一个新领域，页岩气的勘探开发和利用得到世界各国越来越多的重视。美国是最早进行页岩气研究的国家，也是全球成功实现页岩气商业开发的国家之一。2000 年以来，美国依靠科技研发和管理创新掀起了“页岩气革命”，使其由天然气进口大国转变为出口大国，深刻地改变了世界能源的供给格局。
中国页岩气开发处于起步阶段，新区带、新层系及新类型领域发展空间广阔。中国发育海相、海-陆过渡相和陆相 3 类富有机质页岩，页岩气地质资源量 105.7 万亿立方米，分布在前寒武系—新生界的10余套地层中。目前除四川盆地五峰组-龙马溪组外，随着页岩气地质理论认识的深化与勘探评价技术的进步以及页岩气规模效益开发经验的不断积累和成熟，中国页岩气勘探不断在四川、鄂尔多斯等盆地，湖北宜昌、贵州安场等地区的“三新”领域中取得突破，初步形成了“海-陆并举、盆山并进”的页岩气勘探新格局。中国页岩气勘探领域广、资源潜力大，正逐渐凸显出良好发展前景。至 2023 年底在四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组探明 8 个大型页岩气田及 1 个小型页岩气田，探明页岩气地质储量2.96 万亿立方米，建成页岩气产能 450 亿立方米/年，年产页岩气 250 亿立方米。
将中国页岩气勘探开发大概分为三个阶段：（1）合作借鉴阶段（2007—2009 年）：此阶段国内学者引入美国页岩气概念，在地质评价的基础上，明确了四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组两套页岩是中国页岩气的工作重点，找到了长宁、威远和昭通页岩气有利区，并启动了产业化示范区建设。（2）自主探索结算（2010-2013 年）：明确了四川盆地海相五峰组-龙马溪组页岩气的开发价值，发现了蜀南和涪陵两大页岩气区，是中国页岩气产业的发展突破阶段。（3）工业化开发阶段（2014年以来）：此阶段中国页岩气有效开发技术逐渐趋于成熟， 埋深 3500 米以浅页岩气资源实现了有效开发，埋深3500 米以深页岩气开发取得了突破进展。
中国在页岩气压裂技术方面实现了独立自主。页岩气藏属于“人造气藏”，由于具有低孔隙度、低渗透率特性，页岩气井基本无自然产能，需要采用“水平井＋体积压裂”技术构建地层中的三维流动体才能实现其有效开发。自涪陵页岩气田投入商业开发以来，历经 10 余年的艰苦攻关与反复实践，中国已经成为全球第二个全面掌握页岩气开发核心技术的国家，实现了页岩气储层改造理论与技术从无到有、从引进来到自主化的跨越式发展；在基础理论研究、压裂材料、人工裂缝监测、压裂工艺技术等方面，创新形成了与我国地质条件相匹配的页岩气储层改造理论与技术体系。其中压裂工艺国内从最初的技术引进到技术国产化，形成体积压裂 1.0 工艺技术版本，再到目前以体积压裂 2.0 工艺技术为统领，初步建立了与我国地质特征相匹配的页岩气压裂技术体系。
中国页岩气压裂技术与开采技术仍有较大提升空间，将带动页岩气产量上升。新一代页岩气压裂技术将会以技术精细化、智能化为创新发展方向，通过工艺改造和材料定制化、裂缝控制与表征精细化、压裂设计与实施智能化发展，着力开发体积压裂 3.0 工艺，支撑页岩气储量高质量开发。借助于地下光纤监测、人工智能大数据和数字化井场等新技术，页岩气开发成本有望继续降低。页岩中吸附态甲烷占比为40%-60%，由于 CO2在页岩中的吸附能力是甲烷的 2-20 倍，向页岩气藏中注入 CO2在置换甲烷、大幅度提高页岩气采收率的同时，还能封存 CO2、减缓温室效应。据估算，页岩气储层可以封存的CO2量为页岩气储量的2-5倍。这一技术在可以提高页岩气采收率的同时还有突出的环境效益，有广阔的发展空间和应用前景。
目前页岩气勘探开发重点为新区新领域勘探开发和老区挖潜及提高采收率。新区勘探：新区新领域主要指的是尚未获得大规模商业开发的页岩气藏，四川盆地侏罗系自流井组和凉高山组、寒武系筇竹寺组以及二叠系龙潭组、吴家坪组和大隆组等均已获得页岩气流，下一步需要加强对富集高产层段和高产区的试验攻关。在四川盆地三叠系须家河组，鄂尔多斯盆地三叠系延长组和奥陶系乌拉力克组，塔里木盆地寒武系玉尔吐斯组、奥陶系萨尔干组和黑土凹组、石炭系卡拉沙依组，南华北盆地石炭系-二叠系山西组-太原组等页岩层系也获得了良好的气显示或气流，下一步需要开展井组试验，明确高产层段、高产区，探索发展有针对性的工程工艺和开发技术。老区挖潜：截至 2023 年底，在四川盆地及其周缘提交了2.96 万亿立方米页岩气探明储量，而根据已有井产量计算的采收率约为 20%，考虑到目前页岩气井主要穿行在五峰组至龙马溪组底部 10-15 米的层段，纵向上尚有大段未动用，井网布置、压裂方案和采气工艺等尚有进一步优化的空间。因此可以通过平面上加密井、纵向上加密层段等手段强提高页岩气采收率。2030 年我国页岩气产量有望达到 400 亿立方米。我国已在松辽盆地建成东部“陆上石油大庆”、鄂尔多斯盆地建成西部“常规-非常规油气大庆”，未来将在四川盆地建成“常规-非常规天然气大庆”，简称“川渝天然气大庆”。2019 年四川盆地天然气总产量为 504 亿立方米，其中页岩气占51%。预计2025 年全国页岩气产量 300 亿立方米，将主要来自四川盆地，占其天然气总产量的 43%。海相深层页岩气产量具备再建设产能 300 亿立方米以上的条件。“十四五”期间，埋深介于 3500-4000 米的海相页岩气开发技术将基本过关，考虑 20 年稳产的要求可以上产 100 亿立方米每年，以支撑 2025 年全国页岩气产量达到300亿立方米。若埋深介于 4000-4500m 海相页岩气开发技术获得突破，2030 年全国海相页岩气产量有望达到400亿立方米。海相超深层和低压低丰度页岩气开发突破以后，既可以弥补中浅层和部分深层的页岩气产量递减，又可以作为海相页岩气长期稳产的“接替者”。
煤层气是指在成煤过程中有机质经过生物化学热解作用、以吸附、溶解和游离状态赋存与煤层之中的天然气。煤层气空气浓度达到 5%-16%时，遇明火爆炸，是煤矿瓦斯爆炸事故的根源。在采煤之前如果先开采煤层气，煤矿瓦斯爆炸率将降低 70%-85%。因此开发利用煤层气，可以变害为利，保障煤矿的安全生产，整体改善煤炭生产的经济效益。 我国煤层气资源丰富，分布范围广。我国 2000m 以浅煤层气资源储量为 30.05 万亿立方米，资源总量位居世界第三。中国共有 42 个主要聚煤盆地，其中煤层气地质资源量超万亿立方米以上的有10 个，按资源量大小排名分别是鄂尔多斯盆地、沁水盆地、滇东黔西盆地、准噶尔盆地、天山盆地、川南黔北盆地、塔里木盆地、海拉尔盆地、二连盆地以及吐哈盆地。从全国范围看，这 10 个盆地煤层气地质及可采资源总量占比均超过 80%，地质资源总量近 26 万亿立方米，可采资源总量达 11 万亿立方米。地质资源量及可采资源量排名全国前三的依次为鄂尔多斯盆地、沁水盆地和滇东黔西盆地。煤层气在煤层厚度较大、资源丰富的地区，煤层气的储量较大，开发潜力也较大。我国煤层气产业经过 30 多年的探索攻关在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘成功建立了两大煤层气产业基地，煤层气产业初具规模。
我国煤层气开发主要分为 3 个阶段：（1）“十一五”期间（2006 年-2010 年）：主要发展钻完井技术和水平井分段压裂改造技术，提高钻井速率、完井质量以及压裂增产效果，研究欠平衡钻井技术、高效排水采气技术与煤层气测井技术。截止 2010 年，国内建成煤层气勘探区 48 个、开采与试采区6 个，施工煤层气井约 5400 口，加快沁水盆地和鄂尔多斯盆地煤层气产业化基地建设。（2）“十二五”期间（2011 年-2015年）：开发增产技术与设备研发，强化开发过程中排采安全监控与管理。截止 2015 年，国内新增煤层气井约11300口，新增煤层气探明地质储量 3504 亿立方米，形成沁水盆地和鄂尔多斯盆地煤层气商业化开发中心。（3）“十三五”期间（2016 年-2020 年）：煤层气开发迈向低阶煤储层评价与深部煤层增产改造，针对国内煤层纵向多层叠纸特征研究多煤层分压合采技术，结合互联网、人工智能等技术发展智能化压裂和排采技术，降低开发过程中对环境的影响。
国内煤层气增长技术在钻完井、压裂改造、排水采气等方面取得重要突破。我国科研工作者通过借鉴、引进和研发，掌握了一套煤层气开发技术。我国煤层气勘探开发经历了借鉴常规油气资源开发技术、引进国外煤层气勘探开发技术和研究与国内煤层特征相适应的勘探开发技术三个阶段，在不断地探索与试验中，逐渐形成了适合我国煤层气效益开发的增产技术。由早期的直井裸眼洞穴完井、活性水/泡沫压裂、简单机械抽采，逐渐发展到可实现煤层气有效增产的以水平井、U 型井和多分支水平井为核心的钻完井技术，以水平井分段压裂、直井水力波及压裂、直井分层压裂、转向重复压裂为主的压裂技术、以负压排采、平衡排采、合层排采为核心的排采技术，促进国内煤层气产业发展。
煤层气未来发展方向为中浅层新区域开发及深层煤层气规模化开发。中国煤层气地质资源量超过1万亿立方米的大型含煤层气盆地（群）共有 10 个，包括鄂尔多斯、沁水、滇东黔西、准噶尔、天山、川南黔北、塔里木、海拉尔、二连、吐哈等，总资源量 25.55 万亿立方米，占全国的 85%。目前已投入规模建产并实现有效开发的产业基地主体位于沁水盆地和鄂尔多斯盆地，其他 8 个盆地（群）虽未开发但具有实现规模有效开发的资源基础，发展前景广阔。鄂尔多斯盆地东缘（简称鄂东缘）大宁—吉县区块吉深6-7平01井在 2000 m 以深的深部（层）煤储集层获日产 10.1 万立方米高产工业气流，标志着深部（层）煤层气勘探开发的重大突破，中国煤层气总资源量有望成倍增加，为煤层气产业规模快速发展提供了新动能。地下煤气化合理协调了煤层气和煤炭开采，有望实现煤层气的增产。煤炭地下气化是一种集煤炭和煤层气开发于一体的安全、环保、高效、经济的能源开采技术，该技术将煤层作为气化炉，通入气化剂并合理控制煤原位燃烧产生甲烷、氢气、一氧化碳等可燃合成气体。作为煤炭原位开采的新技术，地下煤气化具有开采环境封闭、污染排放小等优点，突破传统煤层气“排水-降压-解吸-扩散-渗流”开采模式，有效实现煤层气的增产。截止目前，国内在山东孙村煤矿、山东肥城曹庄煤矿、山东新汶鄂庄煤矿、甘肃安口煤矿、黑龙江省依兰煤矿等多个矿区开展煤炭地下气化试验研究，逐渐发展形成了长壁式气流法气化、渗透式煤炭地下气化和控制后退注气点煤炭地下气化等多种成熟的煤炭地下气化工艺。
中国煤层气产业实施近期和长远“两步走”发展战略。第 1 步，将 2030 年之前分为两个阶段，第1阶段到 2025 年，实现理论与技术的新突破，完成国家“十四五”规划目标年产100 亿立方米，坚定产业发展信心；第 2 阶段 2025 年到 2030 年，形成针对大部分地质条件的适用性技术，进一步扩大产业规模，实现年产 300 亿立方米，在天然气总产量中占有重要地位。第 2 步为 2030 年之后的长远时期，逐步实现1000亿立方米大产业战略。
公司非常规天然气开发进程稳步推进，规划明确
公司非常规天然气资源丰富。公司矿权区页岩气、致密气及煤层气资源量分别为46.7 万亿立方米、19.96万亿立方米、13.4 万亿立方米。经过续探索攻关，公司在鄂尔多斯、四川、松辽、准噶尔、渤海湾、三塘湖、柴达木等盆地非常规油气获得突破。截至 2020 年底，公司累计探明页岩气地质储量1.1 万亿立方米、致密气地质储量 2.7 万亿立方米、煤层气地质储量 0.7 万亿立方米。
公司非常规天然气储量及产能快速增长。“十三五”期间，以非常规油气为代表的低品位资源逐渐成为公司勘探开发的主体，非常规天然气占新增油气探明储量的 90%以上。截至 2020 年底，页岩气、致密气及煤层气产能建设分别达 243 亿立方米、481 亿立方米和 18.2 亿立方米，主要分布在四川盆地古生界志留系-奥陶系、鄂尔多斯盆地上古生界。公司非常规油气开发不仅伴随着“量”的增加，更是实现了“质”的提升。重点项目推进顺利，四川盆地古生界志留系—奥陶系页岩气采用“控压配产”理念，平均单井最终可采储量（EUR）由 0.9 亿立方米提升至 1.2 亿立方米。
“十四五”期间公司非常规天然气将由 30%增长至 50%。“十四五”期间公司天然气增量部分主要来自非常规资源，预计非常规天然气产量比“十三五”末增长 3 倍，增长量远超天然气总增量。“十四五”期间页岩气预计在川南中-深层 3500-4000m 探明或基本探明储量 4 万亿立方米，新建产能350 亿立方米，完钻水平井 2000 余口，2025 年产量达到 270-300 亿立方米，建成长宁、威远、昭通等页岩气开发国家级示范区；致密气在鄂尔多斯等区新增探明储量 1.4 万亿立方米，新建产能 655 亿立方米，钻井近7000 口，2025年产量达到 400-450 亿立方米，建设苏里格、神木、庆阳、宜川-黄龙等重点产区。煤层气新增探明储量1100亿立方米，新建产能 21 亿立方米，钻井近 2000 口，2025 年产量达到 30 亿立方米。
长庆油田是公司生产致密气的主力单位。长庆油田已陆续开发靖边、榆林、苏里格、青石峁等14个气田，气田属于“低渗、低压、低丰度”气藏。截至 2022 年底，长庆油田已投产气井2.5 万余口，年天然气产量突破 500 亿立方米（致密气产量 385 亿立方米），长庆油田近年来在“钻井小井眼、压裂提产改造、一体化完井、智能气井、老井挖潜、新区新层系”等气田采气工艺方面技术攻关及开发实践取得的进步及新进展，为长庆气区的稳产及长远发展提供了较好的技术保障。按照长庆油田中长期远景规划，天然气产量将持续快速上产。
苏里格气田就是长庆油田最具代表性的“三低”气田。技术方面：自 2006 年开发以来，苏里格气田逐步形成了适用于苏里格致密气田开发的 12 项特色技术，解决了低渗、低压、低丰度的“三低”致密气藏有效开发难题。针对苏里格气田致密气藏气井地层能量弱、开发递减速度快的难题，科研人员将致密气井全生命周期划 分成投产初期段、连续生产段、措施连续生产段、间歇生产段以及废弃5 个阶段，形成了致密气全生命周期技术。积累了开发经验和技术方案。近 10 年，长庆致密气采收率从20%提高到35%，高效建成国内首个 30 亿立方米致密气水平井整体开发示范区；管理方面：按照中国石油“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的重大决策，长庆油田将苏里格气田已探明的区域分成若干区块，在中国石油内部招标引入 5 个合作单位共同开发，分 3 期 完成 20 个区块的合作开发，创新形成“5+1”模式。这一合作开发模式把合作纳入市场机制，打破了集团公司下属分公司划区经营的体制制约，使优质资源得到最大限度整合。预计苏里格气田预期能够以 300 亿立方米/年的规模实现长期稳产。神木气田是长庆油田向首都北京供气的主力气源地之一，也是长庆油田主要上产区。这个气田属于鄂尔多斯盆地典型的“三低”气藏，经过多专业多领域联合攻关，精细刻画多层系气藏构造、地层、物性及有效储层展布规律，该气田探索形成以“立体式、大井丛、水平井、气煤同采”为主的地质开发技术，有效突破了多层系致密气藏效益开发的难题，单井丛辖井数 5.9 口，建成年产能规模18.2 亿方的“气煤互让同采”创新示范区和米 7-24 水平井立体开发示范区，助推气田整体开发方式由“追求单井效果”向“追求气藏效果”转变，提质增效成果显著。2022 年神木气田具备了年产 50 亿方的产能。
公司在页岩气储量产量位于全国第一。2020 年至 2022 年公司新增天然气产量的30%为页岩气，页岩气已经成为公司油气增储上产的重要力量。储量方面，公司在中深层和深层形成两个万亿立方米页岩气大气区，为页岩气从非常规迈入常规化开发提供了先决条件。生产方面，2010 年中国第一口页岩气井-威201井由公司开发，并获得页岩气测试产量，助推页岩气在 2011 年被正式批准为我国第172 个独立矿种。公司实现了川南地区五峰组—龙马溪组海相页岩气的有效开发。2014 年，中国石油启动了川南地区26 亿立方米/年页岩气产能建设，2015 年实现页岩气产量 13 亿立方米。“十三五”期间，中国石油加快页岩气开发步伐，以长宁、威远和昭通埋深 3500m 以浅页岩气资源为主实施产能建设工作，截至2019 年底，累计探明页岩气地质储 1061 亿立方米，2019 年生产页岩气 80.3 亿立方米，2022 年公司生产页岩气140 亿立方米。
公司在页岩气理论技术、组织管理方面引领国内页岩气开发。公司已形成涵盖页岩油气地质评价、开发、工程的三大技术序列和以页岩油气平面甜点评价、地质体精细建模、地质工程一体化方案设计等为代表的十项关键技术，开发研制了系列自动化钻机、电驱压裂装备、连续管作业装备、旋转地质导向钻井系统等设备。在这些技术及装备支持下，公司页岩气勘探实现了飞跃。以井深方面为例，川渝页岩气井平均井深从 2018 年的 4841 米增长到 2021 年的 5039 米。公司深入推进页岩油气高效勘探效益开发，加快从“技术可行”向“经济可行”转变，创新形成了以“项目全生命周期管理，一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数字化转型、绿色化发展”为内涵的“一全六化”管理模式，同时推进大井丛、平台化、工厂化作业模式和“一队多机”服务模式，助推页岩油气规模开发效益建产。
公司西南油气田公司为已建成千万吨级页岩气产区，正加快建设第二个百亿立方米级气田。2023年，中石油西南油气田公司页岩气产量达到 128.7 亿立方米，标志着公司建成千万吨级页岩气产区，西南油气田着力推动页岩气勘探开发“中深层长期稳产、深层加快建产、新层系战略增储”齐头并进，在中深层方面，西南油气田不断深化油公司模式，形成“三统一、全共享、创一流”“川南页岩气效益开发二十三条”管理新模式，发展完善川南 3500 米以浅页岩气勘探开发关键技术体系，高效建成国内首个“万亿储量百亿产量”页岩气田，夯实中深层稳产基础。在深层方面，西南油气田持续完善平台高产模式，聚焦深层钻井提速、压裂提产等方面，深化科技攻关，加大现场试验力度，着力推动技术迭代升级，“控复杂、提产量”先导试验取得良好成效，钻井提速、压裂和试油提产提效等工作稳步推进，为加快建设深层第二个百亿立方米气田提供了有力支撑。在新层系方面，西南油气田加快推动新层系页岩气勘探评价与开发先导试验，优选地质工程“双甜点”区，精细做好开发单元划分，形成有针对性的开发技术策略，有力保障页岩气勘探取得新突破。
公司煤层气业务主要由华北油田分公司和煤层气公司开展。华北油田公司：依托沁水盆地丰富的煤层气资源，立足高水平科技自立自强，连续多年进行技术创新攻关，建成了中国石油煤层气领域的第一个开采先导试验基地，创建了高煤阶煤层气疏导开发方式，新建水平井单井日产量大幅提高，高产井比例达到48%以上，产能到位率达到 95%以上。截至 2022 年 6 月，华北油田公司在山西沁水盆地的煤层气井口日产气量和日外输商品气量均突破 550 万立方米，年地面抽采能力超过20 亿立方米，力争2025 年将年地面抽采能力提升至 30 亿立方米。至此，华北油田将建成全国最大的煤层气田。煤层气公司：2021 年，煤层气公司的大-吉煤层气田提交 1122 亿方煤层气地质储量，成为国内首个煤层埋深大于2000 米、储量超过千亿方、高丰度的整装大型煤层气田。2022 年，黄河东开展扩边评价、黄河西实施滚动勘探，继续落实规模增储有利目标，随着深部（层）煤层气产能建设启动，煤层气产量将呈现大幅度增长。2023 年10 月，煤层气公司吉平 2H 投产后日产气量达到最高 6.7 万方，6 万方以上已稳产一周。标志着鄂尔多斯盆地陆相沉积深层 5 号煤岩气勘探获得重大突破。据初步评估，鄂尔多斯盆地深层 5 号煤煤岩气资源量约10 万亿方，勘探开发前景广阔。
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