未来5年乃至更长时期，中国能源大转型十分迫切。当前最现实、最可行、最有潜力，能为大众接受且基础设施条件较好的清洁能源，非天然气莫属。虽然我国页岩气开发起步较晚，但却是继美、加之后第三个形成规模和产业的国家，产量近期可达百亿立方米能级。目前，我国页岩气储量排名世界第一。同时，随着页岩气开采成本的逐步降低、产能的快速释放，页岩气开发还将进入急剧增长期，或将开启一个全新的页岩气时代。
为此，中国石化报记者专访中国工程院院士、中国石化科学技术委员会资深委员康玉柱，请他谈一谈对中国天然气勘探开发的现状认识和前景展望。
根据国际能源署(IEA)日前发布的天然气市场报告，到2019年，作为全球需求驱动力的中国将成为世界头号天然气进口国，天然气净进口量将直逼欧盟水平。
康玉柱介绍，从全球范围来看，天然气资源十分丰富。2015年全球天然气可采资源量为815万亿立方米，其中，常规天然气可采资源量为471万亿立方米，非常规天然气可采资源量为344万亿立方米。
在我国，天然气资源潜力同样巨大。全国常规天然气地质资源量90万亿立方米、可采资源量50万亿立方米。2015年与2007年全国油气资源评价结果相比，天然气地质与可采资源量分别增加了158%和127%。
截至2017年，全国累计探明常规天然气地质储量14万亿立方米，探明程度19%，处于勘探早期；累计探明技术可采储量6.9万亿立方米，剩余技术可采储量5.2万亿立方米，累计采出常规天然气1.7万亿立方米。全国煤层气累计探明地质储量6500亿立方米，剩余探明技术可采储量3100亿立方米。我国页岩气累计探明地质储量近万亿立方米，另外，不少地层新层系尚未计算。
我国天然气产量逐年增加，国产气已实现常规、非常规等多元供应局面。2017年产气1430亿立方米，年均增速为12%。煤层气经过20多年的发展已初具规模，2017年全国煤层气抽采量150亿立方米、产量(地面抽采)60亿立方米，同比增长17%。页岩气勘探开发自2011年获得工业性突破以来，得到了快速发展，2017年页岩气产量达80多亿立方米。进口气已实现管道气和LNG等多渠道供应格局。资源进口国达10个以上，对外依存度为39%，2017年进口气量为650亿立方米。
康玉柱指出，虽然潜力巨大，但我国天然气勘探开发也存在四个问题。
首先是天然气资源认识不清。我国油气资源虽经过多次评价，但由于地质条件复杂和勘探程度不断提高，油气资源量也在不断变化。不少地区如华北、东北、青藏及广大南方地区古生界和海域中、古生界油气资源量一直未计算。
其次是由于我国油气地质条件十分复杂，多期构造运动形成的断裂、褶皱强烈，多次多方向叠加复合使天然气保存条件十分复杂。随着天然气勘探开发的深入，天然气的保存条件和甜点区的预测难度增大。
再次是随着天然气勘探开发的深入，天然气埋藏深度也在不断增加。常规天然气从原来4000米增加到7600米，甚至到7900米；页岩气从3000米增加到4000米；致密气从3000米增加到4000米，如我国东部地区石炭-二叠致密气埋藏深度大多在4000米左右。
最后是天然气勘探开发的仪器装备不足，关键部件不能自给。由此导致天然气勘探开发经济效益有待提高，特别是非常规的煤层气、页岩气、致密气等勘探开发成本较高，经济效益较差。
在我国2015年新一轮油气资源评价中，全国115个盆地油气地质资源总量为1275亿吨，天然气为90万亿立方米。这一资源量只是现阶段研究程度和油气勘探程度相对较低的情况下计算的结果，虽然对当前油气勘探工作起到了重要的指导作用，但从战略上讲不能代表我国实际的油气资源状况。
在评价中，尚有不少地区和层位还未计算资源量，如东北、华北地区石炭-二叠系，准噶尔盆地石炭系及其以下地层，柴达木盆地及走廊地区石炭-二叠系，青藏地区古生界，南方地区的古生界、海域的中、古生界等。同时，天然气水合物资源潜力大，在南海、东海及黄海均有分布，初步计算以南海为主的天然气资源量达100万亿～150万亿立方米。另外第四系生物气十分丰富，如柴达木盆地及我国东部沿海地区，小于100米的生物气资源可观。这些领域和层系在今后的勘探开发实践中需要予以关注。（文/程力沛 中国石化报）
