2024非常规天然气行业报告：增长前景与技术突破

中国天然气需求维持较快增速

天然气为低碳化石能源，未来需求增长空间广阔

天然气是唯一的低碳化石能源。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2.73%，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。

城市燃气和工业燃料为主要需求，预测天然气发电增长较快。

据中国能源网报道，2023年我国天然气绝对消费量达3773亿立方米，同比增加223亿立方米，增幅6.3%。城镇燃气总用气量1468亿立方米，同比增长147亿立方米；工业燃料用气量1366亿立方米，同比增长18亿立方米；天然气发电用气量638亿立方米，同比增长51亿立方米；化工用气量302亿立方米，同比增长9亿立方米。预测至2025年我国城市燃料领域居民燃气、取暖用气、交通领域平衡发展；工业燃料领域天然气增速放缓；天然气发电调峰需求提升，维持较快发展；化工用气由于氢能产业发展也有所提升，预期2025年四者占比分别达到34%、39%、19%、8%。

预期我国天然气消费量于2040年达峰，约6500-7000亿立方米。近年来，多家中国权威机构发布了“双碳”目标下能源及油气需求预测研究成果。天然气需求将于2030－2040年达峰，集中于2040年左右，峰值为4220亿～7510亿立方米，集中于6500亿～7000亿立方米，天然气需求达峰前增量空间较大，且差异也较大，增量1000亿～4200亿立方米，相差约4倍，充分反映了对未来天然气持续较快发展的共识，但对发展前景存在较大分歧。“十四五”期间，对天然气发展产生制约的最大因素是天然气的气源开发问题，当前，煤炭资源的清洁利用及可再生能源的不断发展仍然是天然气行业发展的竞争者。

天然气保供压力凸显，非常规天然气有望成为重要增长极

天然气进口依赖度维持高位，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。2023年全国天然气产量达到2297亿方，同比增长9.9%。天然气对外依存度在2021年达到最高点44.76%，国内天然气市场长期高比例依赖进口的状态一直持续，天然气在能源安全中压力依然很大。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。

非常规天然气产量占比快速提升。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。

非常规天然气是近期我国天然气新增储量的主体，且探明率明显偏低，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，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%。

非常规天然气开发困难，我国技术进步显著

非常规天然气性质特殊，开发难度大

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。

我国非常规天然气相关理论与技术均取得突破

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项煤层气示范工程。

我国出台相关优惠政策，扶持非常规天然气发展

非常规天然气补贴方式为以增量考核的梯级奖励方式，促进相关企业增产。非常规天然气在资源禀赋、开采技术和开发成本等方面较常规天然气劣势明显，需要一定的政策来保证非常规天然气勘探开发的有序进行。2019年6月，财政部印发了《关于<可再生能源发展专项资金管理暂行办法>的补充通知》，对非常规天然气补贴政策进行了重大调整，按照“多增多补、冬增冬补”的原则，将非常规天然气补贴方式从据实补贴转为以增量考核的梯级奖励方式，以结果为导向，鼓励地方和企业增产上气。

煤层气开采利用量的比例系数是页岩气和致密气（相比2017年的增量部分）的1.2倍。补贴政策调整后，中央财政对于页岩气、煤层气、致密气不再确定定额补贴标准，而是根据地方和中央企业当年奖补气量占全国的比重，切块下达奖补资金，由地方和中央企业根据自身情况，按照有利于非常规天然气开采的原则统筹分配。国家减征资源税，降低企业成本。

2018年3月财政部、国家税务总局发布通知，称为促进页岩气开发利用，有效增加供给，对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%。

2023年9月公告，在2027年12月31日之前，继续对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%。国家部委相关文件多次提到加快非常规油气的规模化开发。2024年国务院印发的《2024-2025年节能降碳行动方案》指出，优化油气消费结构，合理调控石油消费，推广先进生物液体燃料、可持续航空燃料。加快页岩油（气）、煤层气、致密油（气）等非常规油气资源规模化开发。

2016.09页岩气发展规划（2016-2020）能源局到2020年完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术;在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。到2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。

2018.08国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见国务院严格执行油气勘查区块退出机制，全面实行区块竞争性出让，鼓励以市场化方式转让矿业权，完善矿业权转让、储量及价值评估等规则。建立完善油气地质资料公开和共享机制。建立已探明未动用储量加快动用机制，综合利用区块企业内部流转、参照产品分成等模式与各类主体合资合作开发、矿业权企业间流转和竞争性出让等手段，多措并举盘活储量存量。

2019.12自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）自然资源部将油气探矿权由2年延续一次调整为5年延续一次，探矿权每5年延续时退减25%的面积，积极推进“净矿”出让，加快天然气增储上产。

2019.06关于<可再生能源发展专项资金管理暂行办法>的补充通知财政部按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；相应，对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。同时，对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。

2020.06关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见发改委、能源局加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规油气资源勘探开发力度，保障持续稳产增产。

2022.04“十四五”现代能源体系规划发改委、能源局增强油气供应能力。加大国内油气勘探开发，坚持常非并举、海陆并重，强化重点盆地和海域油气基础地质调查和勘探，夯实资源接续基础；加快能源领域关键核心技术和装备攻关，推动绿色低碳技术重大突破，加快能源全产业链数字化智能化升级，统筹推进补短板和锻长板，加快构筑支撑能源转型变革的先发优势。

2023.09关于继续实施页岩气减征资源税优惠政策的公告财政部为促进页岩气开发利用，有效增加天然气供给，在2027年12月31日之前，继续对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%。

致密气

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。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）