“十四五”油气增储上产进展与“十五五”展望

勘探开发投资大幅增加

“十四五”以来，我国石油行业为推进油气增储上产不断增加投入，加大油气勘探开发力度。据自然资源部统计，“十四五”以来，全国油气勘探开发投入大幅增加，年均投资规模高达3543亿元，比“十三五”年均投资规模增长约36.0%，比历史投资高峰的“十二五”年均投资规模增长约14.0%。其中，2023年全国油气勘探、开发投入分别达937亿元、3029亿元，均创历史最高水平，分别同比增长13.8%、11.4%。随着投资增加，勘探开发工作量明显增加。三维地震勘探工作量连续3年增加，2023年高达约4.89万平方千米，创历史新高；钻井深度持续加大，超深探井数不断增加。

发现了7个亿吨大油田、9个千亿方大气田

伴随投入和工作量增加，“十四五”以来，全国油气勘探取得喜人成绩，探明了一批大中型油气田，在新区新领域获得一系列重大突破，进一步拓展了油气勘探领域。统计显示，“十四五”前3年，即2021—2023年，全国油气勘探先后发现7个亿吨级油田、4个千亿方常规气田（含致密气）、2个千亿方深层页岩气田、3个千亿方（深）煤层气田。其中，在塔里木盆地探明落实了富满、顺北等超亿吨深层大油气田和库车大北千亿方气田，先后在川西、鄂东发现了合兴场、临兴等千亿方气田，在渤海发现了4个亿吨级大油田（含全球最大变质岩油田——渤中26-6），分别在珠江口盆地、琼东南盆地发现了开平南油田（首个深水深层亿吨油田）、陵水36-1气田（首个深水超浅层千亿方气田）。

在页岩油、深层页岩气、深部煤层气等非常规新领域实现了重大突破和发现，形成了新疆吉木萨尔、长庆庆城、胜利济阳、大庆古龙等多个亿吨以上陆相页岩油区，在川渝地区发现了泸州、綦江2个千亿方深层页岩气田，在鄂尔多斯盆地东缘、北部发现了大宁—吉县、神木—府谷、纳林河—米脂北3个千亿方深部煤层气田。

伴随勘探发现，“十四五”以来，全国新增油气探明地质储量创历史新高。据自然资源部统计，2021—2023年，全国年均新增石油探明地质储量约14.25亿吨，创历史纪录，分别高出“十二五”“十三五”年均增储约16.3%、37.2%。其中，页岩油新增探明储量超过15亿吨，成为陆上石油勘探增储的重要领域。同期，全国年均新增天然气（含非常规）探明地质储量约1.4万亿立方米，创历史纪录。其中，常规气年均增储约9400亿立方米，页岩气、煤层气年均增储分别约3200亿立方米、1360亿立方米，均超过“十二五”“十三五”年均增储规模。

石油产量重回2亿吨，天然气产量连续7年增产超百亿立方米

“十四五”以来，为实现油气持续上产，石油企业不断加大开发力度，加快油气田开发和产能建设步伐，加强低渗、稠油等低品位储量开发，提高储量动用率，同时优化调整在产油气田开发生产方案，强化稳油控水，控制递减率、提高采收率，努力实现老油气田稳产。

统计显示，2019—2023年，全国年均新建石油产能约2270万吨，与产能建设历史高峰期“十二五”的年均产能建设规模（约2285万吨）相当。其中，2021—2023年，年均新建产能约2200万吨，总体保持了强劲产能建设势头，为石油持续增产提供了产能基础。天然气产能建设态势更加强劲，2019—2023年，年均新建产能约400亿立方米，比“十二五”年均新建产能高出82%；2021—2023年，天然气产能建设进入新高潮，2022年达478亿立方米，2023年也超过400亿立方米，为天然气持续大幅上产提供了有力支撑。值得注意的是，页岩气产能建设呈持续下行态势，2023年新建产能比“十三五”末（2020年）下降约36%；煤层气产能建设大幅增加，2023年新建产能比2020年增加了约150%。

石油产量重回2亿吨大关并稳步上产。据国家统计局数据，2019—2023年，全国石油产量实现了连续5年增产，年均增产400万吨，2022年时隔6年重回2亿吨大关，2023年进一步增至2.09亿吨。其中，海上石油成为全国石油增产的主要来源。统计显示，近5年，海上石油累计增产约1350万吨，约占同期全国石油增产量的68%。其中，“十四五”前3年，年均增产约340万吨，约占同期全国石油增产量的85%。据国家统计局数据，2024年前9个月全国石油产量约1.60亿吨，同比增长2.0%，预计全年产量约2.13亿吨。

伴随勘探突破和新增储量的大幅增加，页岩油快速发展，先后建成新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳等三个国家级页岩油开发示范基地，2023年页岩油产量超过400万吨，5年合计增产超230万吨，约占同期全国石油增产量的12%，年均增产45万吨以上，日益成为陆上石油增产的重要来源。

天然气产量连续7年增产过百亿立方米。据国家统计局数据，2019—2023年，全国天然气（含致密气，下同）产量增加约720亿立方米，年均增产144亿立方米，年均增速7.7%。其中，2023年全国天然气产量达2324亿立方米，同比增产123亿立方米，实现了连续7年增产百亿立方米。统计显示，超过80%的增产量主要来自川渝地区（四川盆地）、陕蒙晋（鄂尔多斯盆地）地区和新疆（塔里木盆地）。据国家统计局数据，2024年前9个月全国天然气产量1830亿立方米，同比增长6.6%，预计全年产量约2480亿立方米。

页岩气、煤层气等非常规气产量持续增加。据国家统计局数据，2019—2023年，全国页岩气、煤层气产量合计增加了约200亿立方米，年均增产约40亿立方米，约占同期全国天然气增产量的27.8%，在全国天然气总产量中占比达16.7%，提升了5个百分点以上。值得注意的是，2021—2023年，页岩气产量增长总体乏力，年均增产不足17亿立方米，明显低于“十三五”年均增产量（24亿立方米）；同时，煤层气产量呈现快速增产势头，尽管国家统计局和国家能源局对2023年煤层气产量统计差别较大，前者为139亿立方米，后者约为118亿立方米，但二者增产量均为20亿立方米左右，创煤层气年增产量的历史纪录。

关键技术创新取得新突破，工程装备取得重大进展

勘探技术装备创新取得新突破。“十四五”以来，油气地质认识创新与技术进步对油气勘探新发现、新突破的重要性更加凸显。伸展—走滑复合断裂带深部油气地质理论认识和技术创新，开创了渤海以深层潜山、浅层岩性为主的油气勘探新局面，荣获国家科技进步奖二等奖。“海经”“海脉”深水地震勘探装备和“璇玑”旋转导向钻井技术的成功研发，直接推动了南海北部深水油气勘探发现。万米钻机技术装备的突破使我国成功迈入万米超深层油气勘探新阶段。

开发生产技术装备取得重大进展。“十四五”以来，海上油气工程装备国产化取得重大突破，形成了一系列海上油气“大国重器”。首次采取“半潜式生产储卸油平台+水下生产系统+海底管道”的全海式开发模式，成功建造了全球首座10万吨级深水半潜式生产/储卸油平台——“深海一号”能源站，实现了3项世界级创新、攻克13项关键核心装备国产化难题，标志着我国海洋油气勘探开发能力实现向1500米超深水的历史性跨越，获国家科技进步奖一等奖。自主设计建造了深水超大型导管架“海基一号”“海基二号”并陆续成功安装投产，填补了我国导管架固定平台开发300米级水深油气田的能力空白，开创了我国中深水海域油气开发新模式。亚洲首艘圆筒型FPSO“海葵一号”成功安装投产，集原油生产、存储、外输等功能于一体，进一步提升了我国在FPSO领域的行业话语权，实现了流花11-1/流花4-2碳酸盐岩大油田二次开发，使老油田焕发新生命，成为海上石油稳产上产的重要来源。自主研发首套浅水水下生产系统，为有效撬动数亿吨难动用石油储量提供了国产化技术装备。成功研发500米级深水水下生产系统，大幅提升我国深水油气开发能力，打破西方国家对该领域的长期垄断。页岩油开发技术取得重大突破，实现了陆相页岩油大规模商业化开发。其中，中国石油长庆油田创新形成了“短闷、强排、控采”全生命周期技术，开发效果显著改善，大幅提升储量动用程度，2023年页岩油产量207万吨，连续5年保持30万吨增长。

资源品质下降加大油气勘探开发和增储上产难度

在勘探发现和增储方面，常规优质资源探明率较高，普遍进入勘探中后期，中、东部陆上和部分海上主力富烃凹陷探明率普遍超过50%；剩余资源和勘探目标要么散碎、规模小，难以实现规模效益勘探，要么埋深更大、海域更深，地质条件更复杂，大中型油气田发现难度更大。开发和产能建设方面，新增储量品质持续下降，规模效益开发难度越来越大。统计显示，“十四五”以来，尽管年均新增油气探明地质储量规模较大，但新增可采储量占比却不断下降，其中石油平均约为16%，低于“十三五”平均水平；常规气平均约为42%，比“十三五”平均水平下降4个百分点以上。中低丰度储量占比高达80%左右，（特）低渗透储量占比高达95%以上。同时，受制于技术、成本及政策因素，大量（超）深层、超稠油、超低渗透等难动用储量，规模效益开发和上产难度和风险加大。东部老油田（区）稳产难度持续加大，挖潜成本攀升。

受油气地质认识与关键技术能力制约更加突出

油气地质认识的局限和关键技术的瓶颈，比过去任何时候都更加束缚资源勘探发现和产能建设。受地质认识与关键技术等制约，部分具备资源条件、风险高的有利目标区始终未能取得重大战略性突破，未能形成预期大场面。技术问题日益成为油气上产的关键瓶颈。受关键技术制约，大规模低品位难动用探明油气地质储量，以及潜力巨大的深层页岩气、陆相页岩油气、深部煤层气，无法实现规模效益开发。东部老油田稳产面临强化采油、提高采收率技术挑战，用于驱油驱气的CCUS-EOR/EGR产业发展因技术瓶颈导致成本过高。海上超浅层气藏和天然气水合物开发面临技术制约。部分工程技术与装备、部分关键零部件和材料，依然依赖进口，受制于人。

矿业权政策对油气勘探开发提出了新要求新挑战

近年来，国家大力实施油气矿业权改革，以空前力度退减区块面积，开展探矿权竞争性出让。鉴于勘查区块退出、探矿权竞争出让等改革政策的不完善，政策环境日趋严峻，导致承担国家增储上产主责的勘探空间大幅缩减，不利于油气增储上产。随着新产能建设力度加大，用地用海需求不断攀升，征用难度加大、成本高，手续办理效率低，不利于加快勘探开发步伐，相应管理制度及政策亟待完善。自然保护区生态保护红线与油气勘查区块、开发生产作业区的大面积重叠给油气增储上产带来新挑战。海上油气开发与新能源开发间的矛盾影响海上油气产能建设。深水、深层及低边稠等低品位、非常规资源开发成本不断攀升，亟须国家加大经济政策支持力度。

值得注意的是，国际低油价仍是影响油气勘探开发和增储上产的关键性外部因素。未来国际油价走势将影响油气勘探开发投入和产能建设。“双碳”目标下，绿色油气勘探开发压力加大。争议海域的限制是影响海上油气勘探发现的重要因素。

石油资源潜力依然较大，产量有望高位稳中有升

保持定力持续加大勘探力度，石油增储前景可期。勘探实践表明，尽管我国石油资源勘探程度越来越高，大中型油田发现难度越来越大，但资源潜力依然较大，未来勘探增储前景可期。截至2023年底，全国石油平均探明率约37%，整体进入勘探中期阶段，如扣除未获商业发现的中小盆地群，大中型主力含油气盆地的石油平均探明率提升至44%左右，依然整体处于勘探中期阶段，具备持续高位增储的资源潜力。初步预计，“十四五”后2年和“十五五”，即2024—2030年，全国石油勘探年均新增探明地质储量10亿吨以上，不断夯实产能建设的储量基础。中西部鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、柴达木和海域的渤海、珠江口等大型含油气盆地是勘探增储的“主力阵地”，东部松辽、渤海湾等大型盆地待探明资源量高达150亿—180亿吨，精细挖潜勘探潜力不可忽视。从领域和类型看，来自成熟探区、已发现油气区的勘探增储占比将攀升至70%左右，而完全来自新区、新领域的增储占比降至30%左右，页岩油将在多个盆地取得更大规模勘探突破，日益成为石油勘探增储的重要来源。

加大产能建设力度和提高采收率，石油产量高位稳中有升。基于持续的高位勘探增储，加上超百亿吨探明未开发储量，考虑提高采收率的巨大潜力，借助于国家政策支持、技术进步，未来石油开发和生产潜力较大，石油产量可长期稳定在2亿吨，如在一定国际油价下，石油产量依然有一定上升空间。其中，“十四五”后期，石油产量将延续近年增产态势，到2025年，石油产量将达2.15亿吨以上，有望创历史纪录；“十五五”期间，如国际油价保持在80美元/桶以上，在技术进步和支持政策的加持下，石油产量可保持稳步上产，年均增产300万吨左右，到2030年可攀升至2.30亿吨左右，再创历史新高。如果国际油价震荡于60—80美元/桶，在同等技术和政策条件下，石油产量将稳定在2.05亿—2.10亿吨；如国际油价长期徘徊在50—60美元/桶，石油产量将总体稳定在2亿吨左右。

从开发和生产格局上，海域、中西部继续成为石油增产主战场；东部老油区采收率持续提高，生产韧性增强，可避免大幅减产；页岩油开发获得较快发展，成为石油增产重要来源之一。仍有约30%产量来自东部老油区，约70%产自中西部、海域；页岩油产量不断增加，2025年可达600万吨以上，2030年有望达1200万—1500万吨。全国超过50%的石油增产量来自渤海、鄂尔多斯盆地，二者产量合计将约占全国石油总产量的35%以上。

持续加大勘探开发力度，天然气产量持续大幅增加

天然气资源潜力巨大，勘探持续高位增储。天然气资源勘探程度总体相对较低，全国平均探明率约22%，整体进入勘探早—中期阶段，正处于持续高位增储时期，资源潜力大，增储前景广阔。页岩气、煤层气等非常规资源勘探程度较低，探明率普遍不足10%，总体处于勘探早期阶段，增储潜力大。初步预计，“十四五”后2年和“十五五”，即2024—2030年，借助于技术创新，常规气（含致密气）增储规模8000亿—9000亿立方米，非常规气增储贡献将越来越大，为加大产能建设奠定坚实储量基础。区域格局上，中西部是天然气勘探发现和增储的主要来源，超80%的增储规模来自四川、鄂尔多斯、塔里木等三大主力盆地，海域天然气勘探取得更大突破，相继建成南海北部、渤海—黄海等两个万亿方储量规模大气区。领域类型上，深水、深层、非常规等将继续主导天然气勘探新发现，风险勘探在潜力大、久攻不克的低勘探程度地区将取得重大战略性突破，深层页岩气、深部煤层气将成为非常规资源勘探增储的主要领域，特别是深部煤层气将继续在中西部、南方取得重大发现，天然气水合物有望取得历史性突破，获得工业规模储量。

加强气田开发和产能建设，产量持续大幅增加。截至目前，全国天然气探明储量开发动用程度相对较低，剩余储量规模较大，叠加持续高位增储，未来天然气开发储量基础比较坚实，同时借助于技术进步和国家政策支持，实现低品位资源规模效益开发，中长期天然气增产前景良好。初步预计，“十四五”后期至“十五五”时期，天然气产量将延续近几年增长态势，年均增加100亿立方米以上，2025年将达2600亿立方米左右，2030年进一步增产至3100亿立方米以上。从生产格局上，陕蒙晋（鄂尔多斯盆地）、川渝（四川盆地）、新疆（塔里木盆地）等地区仍为天然气增产主战场，其产量合计约占全国天然气总产量的80%，其中川渝和陕蒙晋有望建成2个千亿方产量超大型产气区，海域产量显著增加，占比将进一步提升。从资源类型上，常规气（含致密气）产量在2025年可超过2100亿立方米，2030年产量将达到2400亿立方米以上，年均增产70亿—90亿立方米；深层、超深层将成为页岩气增产主要领域，在新领域、新层系将形成重要产能接替，页岩气开发将突破瓶颈期，预计2030年产量为400亿立方米左右。随着深部煤层气规模效益开发，煤层气产能建设加速，2030年产量将超过330亿立方米。天然气水合物开发可能取得商业突破。

“十四五”以来，我国油气勘探开发和增储上产取得显著成绩，国产油气供应能力明显提升。而且我国油气开发利用程度总体较低，资源潜力巨大，未来中长期增储上产前景良好。同时也要看到，加大油气勘探开发力度，面临一系列突出问题和挑战。“十五五”及中长期，为持续推进油气勘探开发和增储上产，迫切需要深化改革，不断完善有关政策和措施。

继续从国家层面推进油气勘探开发和增储上产。建议总结分析近几年油气增储上产的经验，加强油气行业形势分析研判，把握当前和未来油气发展趋势，根据党的二十大精神及国家相关重大决策部署，加快研究制定“十五五”油气发展规划、中长期油气增储上产发展战略，明确目标，制定实施方案并出台配套改革政策措施，从而构建市场机制和国家行政命令相结合的增储上产新机制，继续从国家层面深入推进国产油气开发生产能力提升行动，持续增强国家油气安全保障能力。

加快构建持续推进油气增储上产的体制机制。深化油气资源管理体制改革，完善勘查区块退出机制，推动区块退出与油气勘探发现之间互动良性发展，完善油气勘查区块探矿权出让机制，加大区块投放力度。推进生态环境保护与增储上产协调发展，加快建立完善油气开发用地用海制度，相应政策适度向油气开发倾斜。积极探索油气矿业权流转，加快建立油气矿业权二级市场，推进石油央企间、石油央企与其他企业间的矿权流转，实现多层级、多类型、多模式油气矿权流转，激发上游市场活力。加快构建和完善油气勘探开发工程与技术服务市场，健全和完善地质资料汇交和共享使用机制。

构建新型油气增储上产科技创新体制机制。随着资源品质下降和地质工程问题复杂性加剧，油气地质理论、技术创新在推进增储上产中的关键作用日益突出。面向未来中长期，实施新一轮国家重大油气科技攻关工程，着力解决制约油气增储上产的重大地质理论、关键技术、“卡脖子”装备设备等问题。健全完善油气科技创新协同机制，以重大油气勘探开发项目为依托，建立跨学科、跨领域的创新联合体，形成协同攻关合力。激发科技创新活力，健全完善油气创新平台体系，发挥主要石油企业科技攻关主力军的作用，集中优势资源突破制约增储上产的关键核心技术与装备，鼓励中小企业参与国家重大油气科技攻关，专注单项技术，掌握独门绝技。

加大政策支持力度降低增储上产风险与成本。鼓励和支持油气风险勘探，由中央财政牵头，联合石油央企及各类投资主体，设立国家风险油气勘探专项，支持风险勘探和科探井项目，重点支持资源潜力大、勘探程度低的新区勘探，着力寻找大中型油气田，揭示新的勘探领域，拓展资源空间。降低油气探矿权、采矿权区块出让收益标准，切实鼓励勘探开发投入。延续并完善现行非常规资源开发补贴政策，精准补贴支持页岩油、深层页岩气、深部煤层气开发。另外，持续提升生产经营管理水平，持续降低国产气增储上产成本，增强应对市场风险的能力，掌握增储上产的主动权，提升市场竞争力。

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