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国土部:我国油气资源勘探取得重要突破

转载:国土资源部门户网站

油气资源勘探投入保持基本稳定。2012~2016年,全国油气资源勘探投资3442亿元,较上一个五年增加12.6%;油气探井17433口,同比增长0.6%,进尺4418万米,同比增长6.1%。由于国际原油价格自2013年大幅下跌,2016年全国油气资源勘探投资较2012年历史最高峰下降了30%,2017年开始止跌回升。

石油储量持续增长,累计探明亿吨级油田10个。石油勘探发现和落实一批亿吨级储量区,在鄂尔多斯盆地和海域发现姬塬(2012、2013、2015年分别上报了超过1亿吨的石油探明地质储量)、靖安(2012年)、红河(2012年)、新安边(2014年)、南梁(2016年)、环江(2015、2016年)、蓬莱9-1(2012年)等10个亿吨级油田。中西部和海域盆地连续多年处于石油储量增长高峰期,实现了对东部地区的战略接替。

其中,姬塬油田位于鄂尔多斯盆地中西部,五年来陆续在延长组长4+5、长6、延安组、长8、长9等油层勘探取得重大突破,累计新增探明石油地质储量7.02亿吨,为建成千万吨级大油田奠定了坚实的资源基础。新安边油田位于鄂尔多斯盆地中部偏西,发现于2014年底,是我国首个亿吨级以致密油为勘探开发对象的油田,累计新增探明石油地质储量1亿吨。蓬莱9-1油田位于渤海东部海域,是国内第一个中生界花岗岩潜山油田,也是近年来海域发现的最大油田,累计探明石油地质储量2.71亿吨。

此外,在塔里木盆地塔北隆起南部斜坡区发现了顺北油田,多口探井钻获高产工业油气流,如顺北1-3CH井初期日产油达210吨、日产气11万立方米。顺北大油田的发现,实现了“塔河之外找塔河”的战略构想,证实了深大断裂控储层、控运移、控富集的地质认识,扩展了塔里木盆地勘探领域。

在准噶尔盆地通过深勘精查,不断深化地质认识,强化工程技术攻关,在盆地西北部玛湖凹陷东、西斜坡区实施探井131口,获工业油流78口,先后发现8个规模油藏群,累计探明石油地质储量超过2亿吨,玛湖百里新油区轮廓逐步展现,成为重要的油气接续区。

天然气储量快速增长,累计探明千亿方气田13个。天然气勘探取得一系列有战略意义的重大突破,在鄂尔多斯、四川、塔里木盆地和海域发现靖边(2012年)、神木(2014年)、延安(2014年)、苏里格(2016年)、成都(2012年)、安岳(2013、2015、2016年)、克拉苏(2012、2014年)、陵水17-2(2014年)、宁波22-1(2014年)等13个千亿方的气田。作为我国最重要的天然气勘查开发基地,鄂尔多斯苏里格、塔里木盆地库车、四川盆地磨溪—高石梯等地区在新层系连续获得重要发现,初步形成了苏里格、塔北、安岳等万亿立方米世界级规模大气区。

其中,苏里格气田横跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡和伊盟隆起两个构造单元,勘探始于1999年,多年来不断获得新的发现,已累计探明天然气地质储量1.65万亿立方米,是目前我国储量最多的大气田。安岳气田位于四川盆地川中古隆起,是目前我国发现的单体规模最大的整装气藏;2013年磨溪8井区和磨溪21井区寒武系龙王庙组气藏探明地质储量4404亿立方米,磨溪8井寒武系龙王庙组测试获190万立方米/日的高产工业气流;2015年高石1井区震旦系灯四段探明天然气地质储量2171亿立方米;截至2016年底,安岳气田累计探明天然气地质储量1万亿立方米。克拉苏气田位于塔里木盆地库车坳陷,已发现克深2、克深5、克深8等8个气藏;截至2016年底,已累计探明天然气地质储量4379亿立方米,为建设库车大气区提供了重要的资源储备。

此外,分别在东海盆地发现了宁波22-1等两个千亿方气田,在南海琼东南盆地发现了千亿方的陵水17-2气田,实现了海上天然气勘探的新突破。

油气勘探理论与技术进步为油气田的重大发现发挥了关键作用。五年来,火山岩油气藏、碳酸盐油气藏、岩性油气藏、致密碎屑岩、海相天然气、海洋深水等油气勘探开发领域取得重大理论和技术进展。隐蔽油气藏成藏理论及高分辨率地震、测井等配套技术等在油气发现中发挥了关键作用。具有多项自主创新知识产权的12000米超深钻机和第六代深水半潜式钻井平台“海洋石油981”成功开钻,拉开了我国深部和深海油气勘探开发的序幕。

 


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全球能源转型势在必行 中国引领可再生能源市场

       在美国总统特朗普于今年6月初宣布美国正式退出《巴黎协定》后,环境保护、清洁能源以及能源转型再一次成为全球关注和讨论的焦点。越来越多的能源企业以及专家学者认为,全球的能源转型已然开始,无论是从经济效益还是环境保护的角度来说,可再生能源或将逐渐代替化石能源成为市场的“新宠”。然而,不可否认的是,从目前的情况看,虽然能源结构正处于转型之中,但以石油和煤炭为代表的化石能源仍将在相当长的一段时间内占据主要地位。


美国与OPEC双雄争霸

       能源结构的逐步转型并未将化石能源“扫地出门”。英国石油公司(BP)此前发布的2017年《BP世界能源展望》(以下简称《展望》)中指出,石油、天然气以及煤炭仍是当前为世界经济提供动力的主导能源,将占2035年能源总供给的四分之三以上,而美国和石油输出国组织(OPEC)在化石能源的舞台上颇有分庭抗礼之势。

首先,在石油市场方面,近期,美国凭借着页岩油成本的优势,不断冲击着OPEC的龙头地位。美国油服企业贝克休斯的数据显示,截至6月16日当周,美国石油钻井数增加6台,至747台,石油钻井总数连续22周实现增加。与此同时,OPEC方面虽然将减产协议延长9个月至明年3月份,但这份减产协议的实施力度和效果均不甚乐观。加之,近3周以来的卡塔尔“断交风波”仍未有好转,全球石油市场受到冲击。

       其次,在煤炭市场方面,特朗普俨然成为煤炭行业的重要推崇者,寻求重振煤炭产业,并且增加煤炭行业的就业。然而,从数据上看,当前美国的煤炭使用量正在下降。有分析人士认为,煤炭行业衰落主要是因为成本更为低廉的页岩气和天然气的竞争,因此退出《巴黎协定》或将于事无补。

整体来看,国际能源署最新月报显示,5月全球原油供应增加58.5万桶/日至9669万桶/日,其中OPEC国家5月原油产量增加29万桶/日至3208万桶/日,创出年内新高,全球石油库存仍处于高位水平。与此同时,《展望》预测,在未来的20年中,石油需求增速将出现放缓,到2035年,全球所有的石油增长需求均将来自新兴市场。不过考虑到电动汽车、共享汽车和拼车等新型交通出行方式,石油市场长期前景仍存在诸多不确定性。另外,中国作为重要的煤炭消费国,由于近年来已开始转向更为清洁低碳的燃料,《展望》预计,到本世纪20年代中期,煤炭消耗量将达到峰值,而印度则将成为最大的煤炭需求增长市场。


中国引领可再生能源市场

       在特朗普选择“倒退”之时,中国依然坚定地支持《巴黎协定》以及致力于能源转型。中国全国统一碳排放权交易市场开启在即,据BP本月发布的最新统计数据显示,温室气体排放量也在不断下降,中国可再生能源产量也已超过美国成为世界第一。《展望》预计,中国将在未来的20年中成为可再生能源最大的增长来源,其增量将超过欧盟与美国之和。

事实上,可再生能源的发展前景得到了全球广泛的关注。彭博新能源财经在日前发布的一份《2017年新能源展望》中预计,新增可再生能源的投资总额将在2040年达到7.4万亿美元,其中太阳能投资占2.8万亿美元,风电投资占3.3万亿美元。另外,在需求疲软、可再生能源成本低廉等因素的影响下,预计在2040年前欧洲煤炭用量将大幅减少87%,而中国的煤电虽然会在未来10年继续增长20%,但将在2026年达到顶峰。

       《展望》指出,当前全球能源转型的一大特征就是能源结构正在持续地低碳化,并且由于中国的经济结构正在发生转变以及政府对于向低碳清洁能源转型的政策决心,预计中国的能源结构将在未来的20年中发生显著变化。

具体而言,BP预计,中国在全球能源需求中的占比则将从2015年的23%升至2035年的26%,占全球净增长量的35%。而随着中国能源结构的转变,煤炭占比量将从2015年的64%下降至2035年的42%,而大部分减少的煤炭份额将被可再生能源、核能以及水电所替代,在未来20年内将满足中国一半以上的新增能源需求,而这些燃料在中国能源结构中的总占比也将在2035年,从2015年的12%上升至超过25%。

转自:中国石油新闻中心 

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2017年石油行业发展趋势分析

       中国经济正处于快速发展阶段,预计这种趋势仍将延续,经济发展必将推动能源需求增长。油价大家可能关注得比较多。中国作为石油消费大国已成为近年来能源市场的一个关键因素。以下对2017年石油行业发展趋势分析。现在,它作为一个主要原油生产国的作用也越来越受到重视。作为我国国民经济的基础产业和支柱产业,石油化工产业的发展对国民经济的发展具有重要作用。在全球经济发展的新环境下,我国石化产业仍然面临着很多新问题和新矛盾。

       2017-2022年中国石油市场行业细分研究及重点企业深度调查分析报告表明,在面对石油定价方面,不仅要成为消费大国,而且中国也在争取国际油价定价权。据英国《金融时报》报道,中国两家最大的石油企业在中东的影响力正不断扩大。受益于中国经济快速发展所带来的能源消费需求增长,国家对非常规油气能源开发的鼓励,以及三大石油集团走出国门布局海外的能源发展战略等多重因素的影响,油田工程技术服务市场处于快速发展时期。

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石油行业发展趋势

  1、市场区域化特征逐步淡化,民营油服公司市场空间上升。三大石油集团改制上市,追求规模效益的同时注重专业化管理。从区域性发展状态过渡到开放市场,积极引入民营油服公司和外资油服公司参与市场竞争,建立新型合作油田,进一步弱化了各油田服务公司的区域性特征。 民营油田工程技术服务公司受益于国家鼓励民间资本参与石油工业、市场区域化特征淡化,民营油服企业面临的市场空间扩大。

  2、服务开展技术性增强,高端领域服务成为发展方向 国内大部分主力油田均已进入稳产阶段,加大提高采收率技术的研发和应用愈发重要。此外,低渗透油气资源在我国占有重要战略地位,而其开发具有开采难度大、服务技术要求高等特点。油田工程技术服务公司为了赢得市场,愈发重视服务技术水平的提升。 国内高端专业油田技术服务毛利率较高,外资油服公司凭借技术壁垒存在一定程度的垄断。国内油田服务公司想要获得长远发展,增强盈利能力,必须在油田服务高端核心领域取得技术突破。目前我国在部分高端领域已经取得了一定进展。

  3、国内油田服务公司逐步走向海外市场 近年来,我国三大石油集团同样加快海外布局,通过收购、合作开发等方式参与国际油气资源开发,保障国内能源安全。国内油服公司借助三大石油集团走出国门,已经开始尝试开发海外市场,并逐步凭借自身良好的成本控制能力和服务意识获得海外客户的信任。

加强安全生产安全生产也是石油和化工行业的一个薄弱环节。近年来,由于对安全生产重视不够,严重事故频繁发生,给人民生命、财产造成重大损失,在社会上造成了很大的影响。事故的频繁发生,暴露出一些企业安全投入严重不足,工作人员对安全重视不够,生产过程中违规操作,特别是企业主要负责人重生产、轻安全的问题还比较严重。要进一步加强全行业安全生产工作,落实石油和化工有关安全生产的政策法规。强化管理,建立健全安全生产责任制;加强化学危险品安全措施各项整治工作,加强重点危险品的监控和应急救援工作;加强安全生产的科技研究工作,加强安全生产教育培训工作,提高职工的素质。

转自:中国报告大厅

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2016年4季度中国天然气行业景气指数分析报告

中国天然气行业景气指数统计结果显示:

       2016年4季度中国天然气行业景气指数为49.89,与2016年3季度的景气指数45.97有较大幅度上升,季节景气变动系数为1.085,处于一般景气状态。从统计数据看,4季度中国天然气行业景气指数大幅度上升之原因是天然气进出口状态指标和天然气行业专家判断指标提升较快。

       2016年4季度天然气生产企业景气指数为47.29,相对于3季度生产企业景气指数44.0有较大幅度上升,季节景气变动系数为1.075,天然气生产企业生产经营处于一般景气状态。

       2016年4季度国内天然气销售公司运营状况有所改善,天然气销售公司景气指数为54.74,相对于3季度的52.59小幅上升,季节景气变动系数为1.041,处于一般景气状态。

       2016年4季度统计的天然气行业未来一年景气走势指数为54.36,与2016年3季度的51.47相比有一定上升,季节景气变动系数为1.056,未来一年天然气行业处于一般景气状态。

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来源:中国能源网


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  • 2016年3季度中国天然气行业景气指数分析报告

    中国天然气行业景气指数统计结果显示:

           2016年3季度中国天然气行业景气指数为50.89,与2016年2季度的景气指数44.82有较大幅度上升,处于一般景气状态。从统计数据看,3季度中国天然气行业景气指数较大幅度上升之原因是天然气生产企业景气指数和天然气销售公司景气指数上升较快。

           2016年3季度天然气生产企业景气指数为59.6,相对于2季度生产企业景气指数39.21大幅上升,景气状态由较不景气状态转为一般景气状态。从调查数据看,除生产企业员工收入和生产企业价格基本不变之外,3季度的其它指标均有较大幅度上升。

           2016年3季度国内天然气销售公司运营相对平稳,天然气销售公司景气指数为55.66,相对于2季度的49.21有较大幅度上升,处于较景气状态。

           2016年3季度统计的未来一年天然气行业景气走势指数为56.55,与2016年2季度的48.68有较大幅度上升,处于较景气状态。其中天然气生产企业对未来一年天然气景气走势从较悲观转向乐观,天然气行业专家对未来一年天然气景气走势乐观度也有所提升。

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    来源:中国能源网


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  • 2016年2季度中国天然气行业景气指数分析报告

    中国天然气行业景气指数统计结果显示:

           2016年2季度中国天然气行业景气指数为44.82,与2016年1季度的景气指数44.06基本持平,处于较不景气状态。

           2016年2季度天然气生产企业景气指数为39.21,相对于1季度生产企业景气指数36.8略有上升,处于较不景气状态。从调查数据看,2季度生产企业的产能利用和天然气产量有所上升。

           2016年2季度国内天然气销售公司运营相对平稳,天然气销售公司景气指数为49.21,相对于1季度的51.61略有下降,处于一般景气状态。

           2016年2季度统计的未来一年天然气行业景气走势指数为48.68,与2016年1季度的48.58基本持平,处于一般景气状态。其中行业专家对未来一年天然气景气走势从乐观转向中性,天然气生产企业对未来一年天然气景气走势悲观度加剧,天然气销售公司对未来一年天然气景气走势乐观度提升。

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    来源:中国能源网

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  • 2016年1季度中国天然气行业景气指数分析报告

    中国天然气行业景气指数统计结果显示:

           2016年1季度中国天然气行业景气指数为44.06,相对2015年4季度有所下降,处于较不景气状态。

           2016年1季度生产企业景气指数为36.8,相对于2015年4季度大幅下降,处于较不景气状态。受到宏观经济因素影响,生产企业的产能利用和天然气产量下滑明显,由此导致天然气生产企业经营状况不佳。

           2016年1季度国内天然气销售公司运营相对平稳,天然气销售公司景气指数为51.61,与2015年4季度基本持平,处于一般景气状态。

           未来一年天然气行业景气走势指数为48.58,处于一般景气状态。其中行业专家对未来一年天然气走势偏乐观,评定的未来一年天然气行业景气走势指数为61.14,而天然气生产企业和天然气销售公司均对未来一年不甚看好,给出的未来一年天然气行业景气走势指数分别为45.09和48.09。

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    来源:中国能源网


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  • 油气发展“十三五”规划发布

    石油“增储稳产” 天然气提速发展,业内期待已久的石油、天然气行业“十三五”发展纲领性文件终于赶在春节前一周面世。

    1月19日,国家发改委官方网站发布石油、天然气发展“十三五”规划(下称规划),按照“稳油兴气”的发展思路,对此期间我国油气行业的关键目标、重点任务和改革路径作出部署。规划认为,“十三五”期间,我国石油消费将进入新的稳定发展期,预计到2020年,石油产量将继续维持在2亿吨以上,表观消费量达到5.9亿吨,年均增速降至1.52%;而天然气将实现快速增长,到2020年综合保供能力可达3600亿方以上,占一次能源消费比重将提升至8.3%—10%。

    石油消费年增“1.52%”:客观还是悲观?

    规划指出,新常态下我国经济长期向好的基本面没有改变,随着全面深化体制改革的推进和“一带一路”建设、京津冀协同发展战略、长江经济带发展战略的实施,加上大力发展清洁替代能源,推进煤制油、煤制气产业示范,促进生物质可再生替代燃料的开发和利用等,“十三五”时期石油需求仍将稳步增长,但增速进一步放缓,由“十二五”4.83%的年均增速下降至1.52%,预计到2020年,通过推动立足国内“增储稳产”,石油产量将继续维持在2亿吨以上,石油表观消费量达到5.9亿吨,届时石油在一次能源消费中的占比基本稳定在18%左右。

      这与中石油经济技术研究院稍早前发布的《2016年国内外油气行业发展报告》中 “未来原油需求增长空间有限”的观点一致。中石油此前甚至多次在公开场合声称,我国石油消费可能在2025年提前达到峰值,届时石油在一次能源消费结构中的占比将下降到15%。

      根据上述报告,2016年国内原油产量首次出现大幅下降,跌破2亿吨,石油表观消费量为5.56亿吨,同比增2.8%,增速较2015年下降1.5个百分点。报告预计2017年国内石油表观需求量为5.68亿吨,同比增2.1%,增速较2016年下降约0.7个百分点,而原油产量仍将低于2亿吨。

      但在厦门大学中国能源经济政策研究院院长林伯强看来,“十三五”期间石油表观消费量1.52%的年均增速比较悲观。“交通用油是拉动石油消费增长的主要动力,从目前燃油车增速情况看,交通领域用油‘十三五’期间维持大幅增长是可以肯定的。虽然随着经济增速放缓,工业用油可能下降,但居民和服务业用油会上升,且不少化工产品也还是依靠进口,拉动内需空间很大。而随着经济发展缓中趋稳,柴油在此期间也有希望摆脱负增长。此外,就电动汽车和天然气汽车目前发展情况看,‘十三五’期间其对石油的替代作用还很有限。”他说。

    天然气占比“8.3—10%”:不确定性较多

      规划认为,天然气是中国能源转型最为重要和现实的抓手。随着“十三五”期间新型城镇化进程加快,天然气将获得发展新动力。在此背景下,规划提出了“到2020 年,国内天然气综合保供能力达到 3600 亿立方米以上,天然气占一次能源消费比例8.3—10%(2015年5.9%)”的主要发展目标。并将借助大力推动“大气污染治理重点地区等气化工程、天然气发电及分布式能源工程、交通领域气化工程、节约替代工程” 四大利用工程,力争到2020年使天然气占一次能源消费比重提高至10%。

      相较于前不久发布的《中国天然气发展报告2016》以及众多公开文件提出的“到2020年天然气占一次能源消费比例超过10%”的目标, 规划提出的8.3%—10%的高低情景发展目标更显谨慎。“说明政府已认识到当前天然气发展所面临的困境,也认为消费量大幅增加难度较大,按原有发展模式显然无法实现之前目标。” 国家发改委价格监测中心专家刘满平说。

      为促进天然气发展,规划提出了政策支持、配套改革、市场体系建设、基础设施建设、科技装备创新、促进国际合作等8大保障措施。但即便如此,业内专家普遍认为,这并非易事。

      事实上,我国天然气消费增速从2014年开始跌落至个位数增长,2015年又创10年新低,仅为3.7%。根据中石油经研院《2016年国内外油气行业发展报告》,2016年虽有所回升,但天然气表观消费量同比增速仍仅为6.5%,达到2040亿方,占一次能源消费的比重升至6.2%。虽受环保政策和气价竞争力改善提振,预计2017年我国天然气表观消费量仍将难见惊喜,预计同比增速仅为5.9%,达到2162亿方。

      然而据林伯强测算,在2016年天然气消费增速仍在9%以下的情况下,接下来天然气每年需要增长15%,才能满足到2020年达到8%的消费占比。他进一步指出,天然气除需保障供给外,还要创造需求。“可以肯定的是,不改革当前天然气体制架构、理顺天然气价格机制,没有各方强有力的协同推动和大力鼓励天然气利用的政策支持,要想实现天然气大幅增长将是非常困难的。”

      国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源研究室主任洪涛亦指出,天然气要想“上位”,必须要提升竞争力,这意味着气价要下降,还需要强有力的监管、成本监审等行政措施配套。同时也需加强对煤炭(气的主要替代对象)的清洁利用与超排、偷排监管,增加煤炭使用成本。

      虽然目前我国已有80%以上的气量为企业自主协商定价,气价理应根据市场需求变化有升有降。然而洪涛认为,在还没有形成多对多“气气”竞争的情况下,目前所谓的“自主协商”定价是有利于卖方的。如此看来,“管住中间,放开两头”的天然气市场化改革方针在“十三五”期间如何落实,将显得至关重要。

    虽然规划也做出了一些油气市场化改革部署,但受访专家均指出,规划毕竟还只是纲领性文件,改革需要“真枪实弹”,其复杂性无疑为上述天然气发展目标的实现增加更多不确定性。

    来源:中国能源报

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