非常规油气资源（共6篇）
非常规油气资源 篇1
摘要：随着常规油气资源的日益枯竭, 非常规油气资源将在保证我国能源安全的任务中发挥越来越重要的作用。虽然我国非常规油气资源储量十分丰富, 但是目前并没有形成系统的财税政策来促进非常规油气资源产业的发展。本文采用系统思考的方法, 应用因果回路图作为分析工具, 探讨非常规油气资源产业财税政策的影响机理, 在对财税政策作用机理深入理解的基础上, 提出促进我国非常规油气资源产业发展的财税政策建议。
关键词：非常规油气产业,财税政策,影响机理
一、引言
随着世界经济的不断发展, 对能源需求的不断增加, 油气资源的稳定保障成为一个国家能源安全需要考虑的重要问题。进入21世纪以来, 全球范围内探明新增常规油气资源储量的增长速度明显放缓, 而非常规油气资源的勘探开发速度却保持快速增长的态势。非常规油气资源是在常规开采技术下不能开采出来的油气资源, 主要包括煤层气、页岩气、致密油、油砂等。
我国非常规油气资源的储量十分巨大, 仅页岩气的储量就达到30万亿~100万亿方, 位列世界第四, 煤层气的资源量也十分丰富, 资源储量位列世界前三位。加快利用丰富的非常规油气资源对于改变我国的能源结构、保证我国的能源安全具有重要的意义。目前我国已经出台《页岩气十二五规划》、《关于加快煤层气 (煤矿瓦斯) 抽采利用的若干意见》等多项政策文件促进非常规油气的开发, 但是国家还没有形成系统的财税政策确保非常规油气资源产业的稳定发展。
本文采用系统思考的方法对非常规油气资源产业的财税政策影响进行动态分析, 探讨非常规油气资源产业财税政策的影响机理, 在对财税政策作用机理深入理解的基础上, 提出促进我国非常规油气资源产业发展的财税政策建议。
二、基于系统分析的非常规油气资源产业财税政策影响机理研究
1. 系统分析模型。
约翰·斯特曼和彼得·圣吉将福瑞斯特教授创立的系统动力学应用于思维模式的研究, 建立了系统思考理论。所谓的系统思考, 就是将事件的因果关系及其影响机理进行全面的考虑, 采用整体思维处理动态负责问题。通过将事件放到系统中进行思考来扩大人的思考时间与空间。
因果回路图是进行系统思考的重要工具。在因果回路图中包含多个变量, 变量之间的影响关系由正负箭头进行表示。由因果链中正负箭头的个数可以决定因果链的极性。当因果回路图为正反馈, 独立变量的变化会导致其他变量的同向变化;当因果回路图为负反馈, 独立变量的变化会导致其他变量的反向变化。本文将使用因果回路图作为分析工具, 对财税政策影响我国非常规油气资源产业的机理进行分析。
2. 财政政策对非常规油气资源产业发展的影响机理分析。
政府可以通过政府投资、财政补贴等财政激励政策加大对非常规油气产业勘探、开发、生产等环节的投资与支持, 进而促进非常规油气产业的发展。图1为财政政策对非常规油气产业影响因果回路图。从图1中可以看出对非常规油气资源产业勘探投资的增加会提高非常规油气探明储量及可采储量的数量, 从而提升了企业开采非常规油气的意愿;开采数量的增加也直接影响到非常规油气资源产业内非常规油气资源的生产与销售, 非常规油气产量的增加会使油气价格下降, 进而导致预期价格的降低;石油企业在决定是否勘探开发新的油气田或者增产原有油气田的时候会受预期价格的影响, 如果预期价格不高, 那么企业只会开发一些现有油田, 而不会投入新的资金用于勘探活动。
2007年国家出台《财政部关于煤层气 (瓦斯) 开发利用补贴的实施意见》和《国家发展和改革委员会关于煤层气价格管理的通知》对煤层气的开发利用进行了财政补贴和价格管制。随后国家便对煤层气发电制定了优先上网、开采补贴0.2元/立方米的政策措施, 这些措施的实施使得煤层气的产量在2007之后大幅上升。2008年我国煤层气的产量为50亿立方米, 2010年产量就达到了100亿立方米。所以说财政优惠政策的实施对非常规油气产业的发展具有重要作用。
3. 税费政策对非常规油气产业发展的影响机理分析。
非常规油气产业的税费政策主要包括增值税、营业税、消费税、资源税、石油特别收益金、矿产资源补偿费以及其他税费等, 图2为不同种类的税费政策对非常规油气产业影响的因果回路图。
(1) 资源税。非常规石油天然气资源属于国家能源矿产, 需要使用从价定率缴纳相应的资源税。从图2中看出, 非常规油气价格上涨会增加企业缴纳的资源税额, 资源税的增加会导致营业税金及附加的上涨, 从而增加了石油企业的生产成本, 导致非常规油气的价格上涨, 形成非常规油气价税协同增长的增强回路 (R1) ;非常规油气价格的增长会直接影响到非常规油气的勘探、开发、生产。从长远看油气资源价格呈现上涨趋势, 而资源税是按照价格的一定比例进行征收, 价格上涨会促进资源税的上涨, 从而直接增加了油气开采企业的成本, 这一部分成本能否通过价格上涨转嫁出去或者通过技术创新降低成本进行内部消化, 直接影响着非常规油气产业的勘探、开发和生产活动。目前我国非常规油气产业资源税方面的优惠政策只实施在煤层气上, 其他非常规油气并没有享受到资源税的减免政策。煤层气近几年的发展速度明显要高于其他非常规油气, 这与资源税的减免有一定的关系。
(2) 矿产资源补偿费。矿产资源补偿费是为了维护国家对矿产资源的财产权益, 促进矿产资源的勘查、合理开发和保护征收的一种费用。国家增加非常规油气矿产资源补偿费会提高石油企业的生产成本, 生产成本的增加会促进油气价格的上升, 因为补偿费是按照销售收入的比例进行征收, 油气价格的上升又会导致矿产资源补偿费的增加, 形成增强回路 (R2) 。目前我国只对部分非常规油气例如页岩气实行了矿产资源补偿费减免政策, 但是对煤层气、油页岩等并没有优惠政策。
(3) 石油特别收益金。石油特别收益金是当国内原油销售价格超过一定水平时, 国家按一定比例从石油开采企业销售国产原油所获得的超额收入中征收的特别收入。石油特别收益金是按照原油超额收入的一定比例进行征收, 政府降低非常规石油特别收益金的征收比率或者起征点, 会导致石油企业的成本费用增加, 进而推动石油价格的上升;石油价格的上升又会增加到石油特别收益金的缴纳, 从而形成石油特别收益金和油气价格上的增强回路 (R3) 。在石油特别收益金方面, 我国目前还没有对非常规油气资源实施税费优惠政策。
(4) 流转税。流转税是对商品或劳务的流转额进行征收的一种税, 非常规油气资源产业流转税主要是营业税、增值税、消费税等。消费税按照从量定额和从价定率计征, 营业税和增值税分别按照从价计征和从价定率进行征收。同资源税相同, 非常规油气价格上涨会增加企业缴纳的流转税额, 流转税的增加会导致营业税金及附加的上涨, 从而增加了石油企业的生产成本, 导致非常规油气的价格上涨, 形成非常规油气价税协同增长的增强回路 (R4) 。2007年1月1日起, 对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策。但在营业税方面, 财政部已经明确表示营业税是红线不能动摇不能减免。目前我国非常规油气同常规油气缴纳的营业税率相同, 而增值税率均为13%。
(5) 其他税费。其他税费包括领取探矿权、采矿权许可证登记费、环境监测费、环境治理补偿费、污染物排放费、水资源费等费用, 这些费用通过影响企业的生产成本进而影响到油气价格的高低。这些费用增了石油企业的生产成本, 会影响到非常规油气产业勘探、开发和生产。
三、促进我国非常规油气产业发展的财税政策建议
1. 增加财政支出, 加大基础设施建设。
财政支出会影响到非常规油气资源的建设力度。积极的财政政策会引导资金进入非常规油气资源产业的勘探、开发和利用领域。非常规油气资源产业目前处于产业发展初期, 很多非常规油气开采项目需要先进行基础设施的投入才能进行后续工作。因此我国需要制定积极的非常规油气资源产业政策, 加大其基础建设。首先, 要扩大产业直接扶持力度, 推动产业和谐发展。财政通过直接拨款、补助产业的勘探开发, 对一些风险较大的活动进行财政扶持。其次, 扩大非常规油气的支持范围, 推动产业的整体发展。非常规油气产业属于一个大型综合产业, 其领域众多, 需要技术广泛。对非常规油气产业的发展不能只对其中某一环节进行扶持, 而应扩大扶持面, 保持产业发展的连贯性。最后, 运用多种财政工具, 促进非常规油气产业融资能力提高。可以通过政府融资担保、财政补贴、设立专项资金等多种财政工具, 促进产业融资能力提升。制定明晰的引进民间资本和外资的政策, 引导企业加大投资力度, 解决制约非常规油气资源发展的资金和技术瓶颈问题。
2. 提升技术创新的税收激励, 降低非常规油气开采成本。
技术创新是产业发展的重要前提, 对处于产业发展初期的产业来说更是如此。谁掌握了核心技术, 谁就在竞争中取得了先机。目前我国只掌握了小部分非常规油气开发的技术, 大部分的非常规油气开采技术并不成熟。我国非常规油气资源产业优惠政策主要集中在勘探开发上, 针对产业技术还没有出台扶持政策予以帮助。因此, 获得非常规油气开采的核心技术, 必须在深刻把握产业发展特征和创新能力的基础上, 加大其税收扶持力度。
第一, 加快增值税扩围的步伐, 对创新技术的应用给予增值税优惠。第二, 发挥关税对非常规油气产业自主创新的调节作用。加快培育非常规油气产业自主创新能力既要靠产业自力更生, 又要借助技术的吸收引进。非常规油气资源具有独特的形成、富集与分布规律, 应使用财政杠杆推动产学研的结合, 积极开展天然气水合物、油砂、煤层气等非常规资源勘探开发技术的研发。
3. 以成熟经验做指导, 建立优惠政策体系。
目前在我们国家非常规油气资源中煤层气的勘探开发已经较为较为成熟, 在发展过程中也积累了一定的经验。国家先后出台多个文件促进煤层气产业的发展。2013年在以往优惠政策和实施经验的基础上, 我国针对煤层气产业出台了《煤层气产业政策 (征询意见稿) 》, 里面涉及市场准入、产业布局、勘探开发等多个方面。因此我国应借鉴以往经验, 抓紧构建非常规油气资源产业的优惠政策体系, 具体来说:一是在国家层面尽快制定非常规油气资源战略发展规划。非常规油气资源具有一定的发展潜力和重要战略意义, 需从长远性、战略性来用好资源。二是要根据不同种类非常规油气的特点制定区别的财税优惠政策, 区别对待。非常规油气的种类很多, 每个种类都有他自身的特点, 应根据非常规油气自身的特性制定差别的税率制度。
参考文献
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对非常规油气及相关术语的讨论 篇2
美国页岩气革命取得了令能源界振奋的成果，其中之一是使人看到油气产量可持续上升且在21世纪中期非常规油气可与常规油气的产量平起平坐二分天下的可能[1]。非常规油气作为正蓬勃发展的新领域，产生了一些新术语，其中有些术语有多解、歧义的现象，甚至在使用中形成混乱。笔者认为有必要予以讨论、澄清。
1.非常规油气(unconventional petroleum)
常规油气的近义词是传统油气，即以石油地质学的传统理论、方法、技术可以进行经济开发的石油和天然气。如果说理论、方法比较抽象，不易把握，那么常规油气的简明含义就是以限定的技术条件可以开发并取得经济效益的油气，在此条件下难以获经济效益的就是非常规油气。显然，这是以技术经济上的尺度对所有油气类型的二分，似乎是非此即彼。
但一提到“限定的”技术水平和经济可采性门槛就须给出一个特定的时间区间。在2005年出版的《地球科学大辞典·应用学科卷》石油天然气地质学部分中收有常规油气和非常规油气词条，其中关于时间的规定为“目前”[2]。这显然值得商榷。“目前”这一提法的时间限定相当模糊，即使以出版的2005年计也不妥。非常规油气概念的流行约在20世纪70—80年代及其后，此前的相当长期间油气开采的技术发展较缓慢。两次石油危机大大促进了石油科技的研发，使油气成藏和开采理论、钻井、井下作业、储层改造等技术水平快速提高，导致许多类难采油气的经济门限大幅降低，迎来了非常规油气的大发展。因此，业内逐渐达成共识，将常规油气和非常规油气界定所依据的经济可采与否的着眼点放在20世纪70—80年代[3]。
现在许多非常规油气已具有可开采性，甚至还可进一步说，某些非常规油气的开采成本可能并不一定高于某些处于开采后期的常规油气田。美国页岩气的成本大幅度降低就导致美国天然气的整体价格成为世界各大区中最低者。我们说非常规油气中的某一类型现在可投入经济开发也只是一般性的说法。如说重油是可采的非常规油，并不意味着其全部都可采。当其密度和黏稠度加大、丰度降低、埋深增大时，可采性降低，可使其开发成本明显高于经济门限。可以说对所有非常规油气类型来说，都存在着继续向其难采领域开拓的问题。
显然，非常规油气与常规油气的划分界线带有一定的模糊性和过渡性，他们的具体性质和特点随时间推移和技术水平的不同可有一定的变化。
2.致密油气(tight petroleum)
从石油地质学的基本概念上看，油气储层可以包括众多岩石类型：常见的有砂岩类、碳酸盐岩类、煤(岩)层、火山岩类。他们可以因成岩作用而逐渐致密化。凡是在致密岩石中赋存的油气，广义地说，都可称为致密油气。在目前已投入工业性开发的致密油气包括致密砂岩、页岩和煤层中的油气。广义的致密储层的范围太大，其中油气的开发技术必有很大差异，生产中必须再区分类别、各寻对策。当各具特征的致密岩石和其中油气的勘探开发形成独立的研究和生产分支并被获得独立的称谓后(如煤层中的气特称为煤层气)，其最主要最常见的类型——致密砂岩油气便被凸显出来。它成为致密类储层的代表，甚至同义词。进而约定成俗地省去了砂岩二字。这样一来，致密储层和致密油、致密气就可以理解为以砂岩为主体的致密粗碎屑岩系及其中的油、气。这就是生产中流行的狭义概念。
近年来在西方(特别是美国)的生产和研究中出现了一个值得注意的倾向：在统计非常规气储量、产量值时，其值包括致密(砂岩)气、煤层气、页岩气三项的和，这显然使用了致密气的狭义概念；而对非常规石油来说，却使用了致密油的广义概念，与常规石油储、产量并列的是致密油的储、产量。这对使用其数字的非专业人士带来许多困惑，但只要分析一下图表和相应文字即可以掌握其实际所指。后者列举其增值的主要产层、产地往往所指恰为页岩油。
3.页岩气(shale gas)和页岩油(shale oil)
在美国，页岩油气已成为发展最快的非常规油气类型。但在中国，页岩油气勘探刚起步时，却遇到了什么是页岩的小争论。部分人从地质学术语的严格定义出发，认为中国很少有真正的暗色页岩，却存在不少暗色泥岩，甚至建议称为“泥页岩气”。在讨论给页岩气开发以补贴时，有人提出对其夹层凡厚度大于1米者均应从页岩气计量中去除，不给予补贴。出现上述情况的原因主要在于不了解学科研究中严格细致分类的术语与流行的社会语言间的差别。先了解一下页岩气革命起源地美国的实际情况。在其工业开发中，页岩气中的页岩指以泥质岩为主体的暗色细碎屑岩系。强调是一套“岩系”就允许其含有各类夹层，甚至夹有其他岩类相当发育的岩性段。显然，如果真按教科书上狭义页岩的定义来套，美国很大一部分页岩油气就要被“开除”了。按传统概念曾被勘探家“置之度外”的整个页岩层系在现阶段都要被刮目相看，作为重要找油气目的层对待，何必用夹层及其厚度来削足适履、作茧自缚呢。
作为石油地质学家的常识，油气是可以伴生和共生的[4]。在典型情况下，暗色页岩内的可生烃有机质随埋深增大，成岩作用的加深在热演化中生成油气。首先在较低温度时主要形成生物气。温度升高时有机质进入成熟期主要生成油，伴生部分气。温度进一步升高时有机质过熟，其生成的烃就以气为主且已生成的石油也被裂解成气，随温度升高由湿气变干气以致近于纯甲烷。在页岩层系内，地下的气被采出地表时，温度压力降低，会导致一部分气态烃变成液态烃，将其分离出来就是凝析油(condensate oil)。在商业上，这是价值更高的一种原油。当页岩气价降低时，为保障盈利人们可采取措施多产页岩油：一方面控制页岩气井的井下压力使之多产凝析油，另一方面向该页岩层中有机质热成熟度降低(埋深更浅)处布井以多产石油。这就导致近年来美国页岩油，乃至整个石油产量的快速提高。
前已提及，在讨论非常规油时，西方常使用致密油的广义概念，甚至主体可以是页岩油。2013年5月国际能源署(IEA)于巴黎召开了其能源展望工作组的专题会议，名为“致密油革命的未来”(the future of tight liquids revolution)。这里用liquids涵盖了液态的petroleum。会议指出其tight liquids包括两部分：NGLs(natural gas liquids 天然气液) 和LTO(light tight oil轻质致密油)。LTO即对(广义)致密油加上轻质的限定。而NGLs的主体为凝析油，即前面曾提到过的与页岩气相伴生者，亦为轻质油。这类术语显示出目前作为非常规油开发的致密油有轻质性的限定。这就道破了致密储层中油气开发的奥妙。在难采的致密储层中，气的分子小、流动性大，首先实现经济开发的是致密气，而后才是致密油。油的分子越大、越黏稠、采出越难，因而，以目前技术来看，能在致密类储层中实现经济开发的只能是其中油质相对轻的部分。于是致密油便顺理成章地获得了轻质的定语。油质趋重、流动性趋差者经济开采更困难，应是今后致密油进一步开拓的指向。
4.油页岩(oil shale)
油页岩是一种高灰分的固体可燃有机沉积岩，人工加温干馏可获得液态和气态烃[5]。严格说，作为固体矿产资源的油页岩中不含原油，即使干馏产出的液态烃也不应称为页岩油，而是汽油、柴油等油品(products)。回顾1949年之前，它的中译名“油母页岩”倒是更贴切的称谓。因而，在《地球科学大辞典·应用学科卷》对油页岩的第一种解释中“含液态及气态的碳氢化合物”[2]是不确切的。至于在勘探中常规定的油页岩储量(折合)油吨，也应理解为是理论上可能产油品的总量，并不能等同于一般石油的可采储量。要注意到不仅相当多的干馏厂达不到此产油率，且一部分油页岩并不用来炼油而直接燃烧发电并综合利用。
参 考 文 献
[1]张抗. 页岩气革命带来油气地质学和勘探学的重大创新[J]. 石油科技论坛，2012，31(6)：37-41.
[2]地球科学大辞典编委会.地球科学大辞典·应用学科卷·石油天然气地质学[M].北京：地质出版社，2005.
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非常规油气资源 篇3
1 非常规油气资源的定义
从开发方式对非常规油气界定是目前使用较为广泛的一种方法。Etherington等认为非常规油气藏是指未经大型增产措施或特殊开采过程而不能获得经济产量的油气藏。目前, 非常规油气类型包括 (超) 稠油、致密砂岩气、致密砂岩油、页岩气、煤层气、页岩油、油砂、油页岩、可燃冰等。当前国内经济技术条件下, 致密油气、稠油已得到大规模商业开发, 煤层气、页岩油/气的开发技术基本成熟并进行试验性开发, 油页岩、油砂、可燃冰等由于开发成本或技术难度较高, 仍处于探索阶段。
2 非常规油气资源的基本特征
一般认为, 非常规油气资源的基本特征是“储量丰度低、储层渗透率低、油气大面积连续分布、圈闭特征不明显”[2]。
2.1 油气藏品质差且开发成本高
由于油气藏品质差, 开采难度大, 新井型的钻探及储层改造的成本高, 直接影响了非常规油气资源的开发经济效益。在技术取得突破性进展前, 必须强烈依赖于政府的财政补贴与优惠政策[3], 以增强技术储备。
2.2 储层致密并连续分布
常规油气是浮力驱动形成的矿藏, 其分布受构造圈闭或岩性圈闭控制而呈不连续分布形式;而非常规油气则是非浮力驱动形成的矿藏, 其分布不受构造、岩性圈闭控制, 呈区域性连续分布形式[4]。
2.3 工程技术要求高
与常规油气资源相比, 非常规油气藏由于储层致密、丰度低等特征, 在勘探、开采等环节均有特殊的技术要求。页岩油气的开采需要在 (多分支) 水平井钻井技术、多级分段清洁压裂技术等钻探、压裂领域取得突破;超稠油开采则需要进行井型与高温蒸气波及范围的综合性创新;煤层气地面开发则需重视钻探、压裂环节中储层保护技术的研究。
2.4 环境污染隐患大
由于非常规油气资源开采过程的特殊性, 其生产过程带来的环境隐患也高于常规油气资源。油砂在挖掘、蒸馏过程中可能会影响地下水质、破坏地表植被、消耗大量能源、释放温室气体等。据统计, 油砂油提炼过程所产生的二氧化碳是常规石油生产的三倍, 且需耗费大量天然气资源。页岩气作为清洁能源, 但压裂过程耗水量较大, 单井所用的超过5000m3的压裂液中所含各种化学成分, 会对地下水、空气、生态环境造成污染。
3 非常规油气资源的分类特征及开发措施
非常规油气资源在勘探、开发中, 根据开发对象的不同, 可以根据物理状态、储层物性、储层岩性、沉积相的不同, 将其分类研究, 也产生与之相适应的开发措施。
3.1 按物理状态分类
根据物理状态将油气资源分为液态、气态及固态 (超稠油、油砂、可燃冰) 。液态的致密油开发需要水驱工艺提高采收率, 而气态的致密气、页岩气开发则需注意钻井过程中的井喷及集输管线冰堵等。因原油的利用价值高, 因此三千米甚至更深的致密油井仍可具有经济效益, 但低产的煤层气井多小于1500米。固态的超稠油通过200℃以上的水蒸气进行热驱开采, 而油砂一般通过地面或井下挖掘, 通过蒸馏提取获取原油。
3.2 按储层物性分类
根据储层物性可分为超低渗、低渗、中渗、高渗等, 其中高渗的非常规油气藏一般为稠油油藏, 除热驱外, 还可借助其高渗透率进行出砂冷采;低渗、超低渗储层则需要进行压裂、酸化改造才能开采, 而且压裂过程中需注意储层保护, 以免堵塞油气渗流通道。
3.3 按储层岩性分类
根据储层岩性的不同可分为砂岩、泥页岩、煤层等。致密砂岩、泥页岩储层均关注其脆性矿物石英的含量, 石英含量越高, 储层脆性越大, 压裂效果好;煤层作为塑性体, 结合煤层割理, 相对其他储层的压裂中滤失较大, 需要根据煤层特性进行煤层气的合理开发, 利用大排量活性水压裂、空气动力造洞穴及精细化排采技术, 形成长期有效的储层裂缝网络, 使其得到高效开发。
3.4 按沉积相分类
根据沉积相的不同, 可分为扇三角洲相、滨海相、深湖相、辫状河三角洲相等。滨海相沉积体中, 应寻找潮间带这样水动力强、泥质含量低的砂岩储层;深湖相环境则应注重湖心位置或湖中隆起部位, 还原环境的暗色泥岩是良好的页岩油/气储层, 在咸湖条件下, 白云质、灰质等碳酸盐岩含量较高, 白云质/灰质泥岩储层极可能形成有利的裂缝性油藏[5];辫状河三角洲的分流间湾一般发育碳质泥岩或煤层, 可成为页岩气或煤层气储层。
4 非常规油气资源开发的前景展望
非常规油气资源开发, 是一项伴随社会发展而必然发生的趋势。原油价格从2003年前的不足30美元/桶增长到2008年后的超过100美元/桶, 使页岩气、煤层气等非常规天然气开发具有经济效益。随着经济社会发展, 对能源需求的再次增长, 页岩油、油页岩、油砂甚至可燃冰等资源也将投入商业性开发。在国内, 湖北、湖南、江西、广东等油气资源匮乏的南方中生界地层分布地区, 也将进行页岩气、页岩油勘探开发, 实现能源本地供应的愿景。
摘要：当前, 油气田开发理论体系将稀油油藏称为常规油气资源, 而稠油、煤层气、页岩气、页岩油、油砂、可燃冰等均归为非常规油气资源。从资源量看, 非常规油气比己发现的常规油气多一至两个数量级。非常规油气资源的物理状态、储层物性、储层岩性及沉积环境等因素的不同, 对其开发方式有极大影响。
关键词：非常规油气资源,资源特征,开发方式
参考文献
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非常规油气开发技术标准分析 篇4
1 页岩气与致密油 (气)
页岩气是从页岩层中开发出来的, 主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中, 以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中。页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征, 气流的阻力比常规天然气大, 需要实施储层压裂改造才能实现有效开发[1]。致密油 (气) 主要是指与生油岩层互层共生或紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩储集层中聚集的油气资源。虽然储集层物性较差, 但源储一体或紧邻, 含油气条件好, 储量大, 是继页岩气之后的又一勘探热点领域[2]。美国主要采用水平井多段压裂技术开发页岩气, 采用直井多层技术开发致密油 (气) , 开发成本低, 经济效益高。中国的页岩气、致密油 (气) 的地质 (埋藏深度) 和地面条件 (大多为山区或丘陵地带且水资源不足) 与美国有很大不同, 因此必须在学习国外相关技术标准的基础上, 结合常规油气藏开发经验, 逐步制订适合国内开发条件的标准。页岩气与致密油 (气) 钻井技术与常规油气藏区别不大, 压裂技术是开发页岩气和致密油 (气) 的主要技术。压裂技术相关的API标准见表1。
其中API HF1《Hydraulic Fracturing Operations-Well Construction and Integrity Guidelines, First Edition》、API HF2《Water Management Associated with Hydraulic Fracturing, First Edition》和API HF3《Practices for Mitigating Surface Impacts Associated with Hydraulic Fracturing, First Edition》主要适用于页岩气压裂作业, 对于其他类型资源压裂作业的重要区别也进行了说明。API HF1强调了水力压裂井对钻井作业的要求, 特别是表层固井的层间封隔问题, 对于直井、定向井和水平井均适用。API HF2给出了水力压裂作业过程中压裂液的获得、适用、管理、处理和废弃的最佳作法, 不适用于钻井和生产作业。API HF3在最大程度地降低油气开发对地表水、土壤和生态系统等的影响方面给出了指导性建议。API RP 41为优选水力压裂设备提供了技术支持。API RP 19C和API RP 19D对支撑剂相关性能的测定进行了统一。
目前国内压裂技术方面行业标准见表2。
压裂用水是压裂作业面临的重大困难, 美国页岩气埋深2 000m左右, 钻井作业和压裂作业总用水量约20 000t, 其中压裂作业用水量最大可占90%。如前所述, 我国页岩气埋深更深且水资源不足, 由此产生的一系列技术和环境保护问题 (如压裂产生的废液对浅层水、土壤和生态系统的影响) 不容忽视, 但目前相关的国内行业标准尚属空白。
海上施工条件、作业成本等与陆地均存在较大差异, 如设备连接及摆放、压裂液配制、压裂规模、压裂后处理及环保要求等方面, 因此适合海上压裂作业的设计和施工标准也需尽快制定。
国内行业标准与之前相比, 已进行了多次整合, 如SY/T 5289-2008《油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法》[3]整合修订了SY/T 5289-2000《油井压裂效果评价方法》、SY/T 5836-1993《中深井压裂设计施工方法》和SY/T 6088-1994《深井压裂工艺作法》[4], 但部分标准仍较分散, 需整合以便于标准管理和执行, 如压裂液添加剂等相关标准。
2 煤层气
煤层气是指可以开发利用的、在煤层及其周围岩石中自生自储的以甲烷为主的天然气。煤层气已成为非常规天然气开发的重要领域, 全球75个有煤炭储量国家中已有35个国家进行了煤层气开发技术研发。与国外煤层气资源相比, 国内煤岩构造复杂、埋藏深、压力、渗透率和饱和度低, 且基础研究不足, 缺乏相应开发标准 (大多仍参照常规油气开发标准) , 因此不能完全移植国外开发经验。国内现有煤层气国家标准和行业标准见表3。
从表3可以看出, 随着国内煤层气勘探开发进程的逐步加快, 国家煤炭工业局、国土资源部、国家能源局、国家安全生产监督管理总局和国家质量监督检验检疫总局对相关作业已建立了一些标准, 但目前国内煤层气开发主要以直井压裂和“U”形井开发为主, 国内标准主要以钻井为主, 对于煤层气完井、储层改造工艺、排采、效果评估、作业机具等方面尚未形成系统的标准。各生产单位可结合自身在国内煤层气开发的经验, 在上述标准的指导原则下对国家标准和行业标准进行细化, 提高标准可操作性, 并逐步健全煤层气勘探开发标准体系。
3 稠油
稠油指黏度大于50m Pa·s, 或在油层温度下脱气原油黏度为1 000~10 000m Pa·s的高黏度重质原油。因其黏度高、密度大, 国外一般都称之为重油。稠油资源在国内一直被作为常规油气资源进行开发, 技术难度主要为稠油热采技术, 面临的主要问题见表4。
目前国内稠油开发相关技术标准见表5。
另外海上稠油开发环境与陆地相比, 存在诸多的差异 (埋深、井型、井深、井身结构、平台面积、成本、安全等) , 主要差异见表6, 因此不能直接照搬陆地现有标准, 必须完善适合海上稠油开发的相关技术标准。
4 天然气水合物
天然气水合物是一种由水分子和天然气混合物在一定条件 (合适的温度、压力、气体饱和度、水的盐度等) 下形成的类冰的、非化学计量的、笼形结晶化合物, 因其外观象冰一样而且遇火即可燃烧, 所以又被称作“可燃冰”或“固体瓦斯”和“气冰”。海洋环境中, 天然气水合物一般出现在水深大于300m的深水陆坡环境[5]。天然气水合物资源量是所有已知化石燃料资源量的2倍多, 发展前景非常大。中国自20世纪90年代开始关注国外有关天然气水合物的研究, 1997年开始启动天然气水合物资源的专项调查———“西太平洋气体水合物找矿前景与方法的调研”的专项调查, 1998年加入ODP计划, 2002年在南海发现了大面积含天然气水合物标志层BSR, 2008年在青海木里地区发现天然气水合物, 2013年在广东沿海珠江口盆地东部海域首次钻获高纯度天然气水合物。
目前在天然气水合物开发方面, 国内外还没有形成任何相关的技术标准, 主要是做一些探讨性的研究和试验。针对天然气水合物与常规油气在钻采技术方面的差异, 下一步国内可在取心、固井、套管选择、开发方式等方面开展技术研究。
5 结论
1) 压裂技术是页岩气和致密油 (气) 开发的关键技术, 国内还需要制定压裂相关的环境保护和海上作业标准。
2) 国内煤层气开发标准以钻井为主, 需补充完井、储层改造、排采、效果评估、作业机具等方面标准。
3) 稠油开发主要技术为稠油热采, 需完善适合海上稠油开发的相关技术标准。
4) 天然气水合物开发尚处于技术研究和试验阶段, 国内可在取心、固井、套管选择、开发方式等方面开展技术研究。
参考文献
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[3]SY/T 5289-2008油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法[S].
[4]SY/T 6088-1994深井压裂工艺作法[S].
非常规油气资源 篇5
我国是世界上最大的发展中国家, 目前正处于经济快速发展的重工业化阶段, 经济的快速发展在很大程度依赖着资源消费的增加。据相关统计得出, 我国原油消耗量从2001年的22838万吨增长到2012年的47613万吨, 增长率超过77%。根据中国统计年鉴, 我国石油对外依存度状况, 从2001年的0.3左右到2012年的0.56以上。这一严峻的形势要求我国必须双管齐下, 在实行转变产业结构、建立资源节约型社会的同时, 必须加大海外石油合作力度, 这样才能确保我国石油安全。我国是一个油气资源相对短缺的国家, 与日俱增的油气消费量导致了我国对外石油依存度的不断上升, 给我国的油气安全带来了极大的隐患。而我国非常规油气资源相对较为丰富, 如果加大非常规油气资源开发力度, 将在一定程度上改变我国油气资源不足的状况。为探索非常规油气资源开发国际合作的有效途径, 加快我国非常规油气资源开发的步伐, 先要分析非常规油气开发的国际合作动因与阻力, 才能提出具有针对性的措施和方法。本文拟重点分析非常规油气开发的国际合作动因与阻力, 为我国非常规油气开发的国际合作提供有益的参考。
二、非常规油气国际合作开发的动因分析
油气资源短缺和维护我国油气安全是我们不得不面对和解决的重大问题。在当前国际石油市场变幻莫测, 国际油价高位震荡的局势下, 我们维护油气安全的一个重要途径就是必须放眼全球, 积极寻求油气资源合作开发。综合分析来看, 非常规油气合作的动因主要有以下几个方面:
一是资源国非常规油气资源丰富。目前世界各国加强资源开发, 一些国家的非常规油气资源的发现储量极为丰富, 为非常规油气开发的国际合作提供了资源基础。以土库曼斯坦为例, 最近几年, 虽然土库曼斯坦每年的石油产量都比较大, 但是探明储量却仍然在逐渐上升。这主要是因为土库曼斯坦一直重视本国油气产业发展, 不断扩大油气探勘工作, 保证了油气开发项目的扩大再生产。另外, 该国非常规油气资源也极其丰富, 土库曼斯坦已发现的油田超过35个、另外还有82个含天然气的凝析油田, 目前有24个油田和42个天然气凝析油田正处于开发阶段, 有4个天然气凝析油田处于准备开采阶段, 另外还有14个油田和39个天然气凝析油田处于勘探过程中, 具有较大的合作开发潜力。
二是资源国具有良好的合作环境。对于国际合作而言, 最重要的环境就是政治环境、经济环境和文化环境。我国开展对外油气合作, 制定油气合作战略是, 必须考虑合作对象的政治环境。一个国家 (地区) 是否有稳定的政府来治理, 是否有发生骚乱的可能, 是否具有爆发战争的危险性, 是否存在恐怖主义行为等, 都是外国投资者首要考虑的因素。若一国 (地区) 的政治稳定性不好, 时常爆发战争或者骚乱, 即便合作项目的经济收益和其他条件都较好, 具备长期战略目标的外国石油公司也不敢贸然行事, 以免生命、财产受到意想不到的损失。如果资源国的国内政治局势比较稳定, 社会秩序较为良好, 为中土油气合作的发展及双边经贸活动的顺利开展奠定了基础。资源国为外国石油公司提供了较为优惠的税收政策, 且税外费很少, 对于投资者来说, 其税收政策在石油资源国中是比较好的。虽然国家存在腐败现象, 但这不影响石油合作项目的开展。就文化环境而言, 如果民风淳朴, 居民思想观念较为保守。各民族之间和睦相处, 没有较大的民族冲突问题。民族宗教势力对整个社会影响不大, 不会对现有国家政权构成威胁。宏观经济发展方面而言, 资源国全国经济正处于全面发展时期, 一些主要的经济指标都有较大程度的增长。对外贸易发展速度很快, 不仅增长速度较快, 而且未来发展形势也比较好。因此, 本国经济发展需要给两国开展对外合作留下了较好的空间。
三是具有双边利益。以土库曼斯坦为例, 由于这个国家所处的地理位置属于内陆环境, 其严重缺乏海上交通路线, 没有优质的出海口是其发展过程中一直难以解决的问题。因此其在不断的探索与钻研中将目光投放到亚欧大陆桥的建设上, 希望通过修建亚欧大陆桥弥补其海上运输的缺陷与不足, 提高其本国的运输能力进而提升本国经济的发展。中国在亚欧大陆桥的建设中处于关键的位置, 其是中亚与世界联系的纽带, 是建立亚欧大陆桥的关键位置之一。因此在进行亚欧大陆桥的建设过程中土库曼斯坦积极的寻求与中国合作的机会, 在油气开采等方面其表现的尤为主动。当然这种油气开采上的合作对于土库曼斯坦也是十分有利的, 其可以以此为契机打开中国市场, 跟中国建立起长期的合作关系, 通过能源的交易获取经济上的利益, 这种互利互惠的方式符合现代国际社会倡导的双赢思想, 有利于不同国家的共同发展。但是值得注意的是我国是能源消耗大国, 在过去的很长一段时间里我国的能源都采取相对单一的进口方式, 这从长远的发展来看不利于维护我国的石油安全, 容易造成我给对外国在油气资源上的依赖, 因此我给近年来一直在寻求一种可以有效解决这一问题的方法。与图库曼斯坦进行合作后, 其在资源上具有着充分的优势, 同时其在地理位置上也比其他石油输出国家更加的便利, 更重要的是由于双方合作关系日益稳固, 能源交易量逐步攀升有效的打破了我给油气资源进口单一的格局, 有利于缓解我国石油安全问题上的压力。与此同时, 土库曼斯坦由于其自身具有着一定的特性, 其对于我国经济的发展有着一定的推动作用, 迎合了我国当前产业升级, 战略转型的经济发展方向, 因此加强与土库曼斯坦的合作是我国当前社会发展的有益选择, 其将对我国社会经济、政治、文化等多方面产生正面、良性的引导, 促进我给经济的稳步发展。
三、非常规油气国际合作开发的阻力分析
油气是当今世界最重要的能源之一, 其对一个国家的经济发展以及居民生活都有着重要的影响作用, 因此在进行国际间的合作过程中, 大多数国家都避免进行油气勘探与开采方面的合作。就当前世界石油勘探与发展的状况而言, 在进行石油的开发过程中尤其是涉及国际合作, 跨国贸易等方面的油气开采, 一般都要经过复杂的论证, 以及受到来自各方因素的影响。因此想要高效快捷的进行非常规油气合作开发几乎是不可能, 其在实行的过程中经常会遇到各种意想不到的阻力, 影响其合作开发的进行, 甚至导致其合作开发的失败。经过对这些阻力进行系统的分析与整合, 我们可以明显的发现, 在进行非常规油气国际合作的过程中, 具有着如下几个方面的阻力。
1. 外部因素
随着现代世界环境发展变化日趋恶略, 能源危机严重影响了世界各国的生存与发展。石油的勘探与开采受到了国际社会的普遍关注。土库曼斯坦由于其蕴含着丰富的油气资源, 因此在其进行开发与国际间合作的过程中, 经常会触及其周边各国以及世界上一些发达国家的敏感神经。就目前来看, 俄罗斯, 欧盟以及美国等超级大国都对土库曼斯坦的油气资源极为关注。以美国而言其对石油等化石燃料的需求量仅次于中国, 为了缓解本国油气资源不足的问题, 其一直在寻求国际间合作的机会, 希望通过国际合作的方式, 满足国内对油气资源的需要, 维护美国经济的持续增长。但是由于中国经济的不断飞速发展, 在短短几十年的时间里, 中国已经跃然成为了世界强国之一, 这使得美国产生了一定的危机意识, 为了巩固其在世界上的地位, 以及其对石油资源的垄断, 其一直在通过各种途径遏制中国在国际社会中寻求石油开发的合作机会, 妄图通过这种方式, 阻止中国与国际上的石油输出国家进行石油开采的合作, 美国的这种行为成为了造成中国进行非常规油气开发的国际合作的外部阻力, 是目前中国急需沟通解决的重要问题之一。
就目前国际社会的发展形势来看除了老牌强国产生影响阻力外, 新兴发展起来的国家也给我寻求国际间油气合作带来了一定的负面影响。其中最为典型的代表就是印度。印度近几年来在经济文化政治等方面都在进行着长足的发展, 并开始向中亚等地区进行发展, 在其发展的过程中印度本国难以有效的满足其本国的能源需求, 因此印度也在积极的寻求与世界上一些油气输出国家进行国际间的合作, 土库曼斯坦以及其周边的一些石油输出国家已经与印度建立起了一定的合作关系, 并且这种关系还在不断的深化发展中, 这对于我国的发展产生了一定的影响, 印度在能源开发合作上的不断扩张, 将直接阻碍我给在国际上进行油气开发合作的脚步。印度在发展油气开发国际合作的过程中不仅对我国的能源供给产生了威胁, 同时其对我给社会的稳定也带来了一定的影响, 尤其是在新疆地区由于其地处我给边疆, 与中亚各国联系紧密, 印度在中亚进行大规模的发展, 带动了中亚国家的同时也直接影响了我国的新疆地区, 为恐怖分子的活动创造了机会, 为维护我国社会的稳定造成了一定的隐患。
日本是亚洲唯一的发达国家其与我国相邻, 在外交和经济发展方面都对我国产生着一定的影响。日本由于其本国国土面积狭小, 自然条件受限, 因此其一直是资源紧缺的国家, 在不断发展的过程中, 其一直依靠能源的进口来维持本国经济的发展。经过长期的观察我们可以清楚的看到日本在进行国际间合作的过程中, 其具有着一定的目的性, 且这种目的性并不仅局限于经济领域, 其对于其他国家的政治也有所涉及, 长期发展下来使得日本在中亚等许多地区, 拥有了大量稳固的海外石油供应基地, 其真正的实现了石油进口的多元化。日本在石油开发合作方面的经验值得我们学习, 但是其不断的发展壮大, 也对我国的石油安全造成影响, 不利于我国开展国际间的油气开采合作。
2. 内部因素
造成我给非常规油气开发的国际合作阻力不仅包括国际间的因素, 我国自身存在的问题也不容小视。我国自改革开发之间短短几十年的时间里虽然在各项建设中均取得了令人瞩目的成绩, 但是由于缺乏国际间合作的经验, 因此在进行国际油气开采的过程中仍存在着一定的缺点与不足。这种缺点与不足具体表现在人才的缺失, 工作人员能力不足等方面。虽然目前我国政府已经意识到这一问题的重要性, 但是由于缺乏专门的培训教育, 因此在短时间内仍很难弥补人才不足的现象。就目前来看我国在对外进行国际间合作的人员在个人能力以及管理方法上都与其他国家存在着一定的差异性, 需要在经验以及知识等方面进行进一步的积累, 避免产生不必要的错误。
除了缺乏专业人才外我国石油企业也存在的一定的问题, 首先来说我国石油企业在数量上存在着明显的不足现象, 可以进行国际间合作的企业寥寥无几。其次我国国有企业在经营与管理上也存在着一定的滞后性, 无法与国际上的大型跨国企业进行接轨。在与国际企业进行沟通与交流的过程中经常会出现一些观念上以及经营习惯上的差异。具体来说在进行非常规油气开发的国际合作过程中经常会出现以下几个方面的问题:一是忽视管理工作的重要性。在进行国际间合作的过程中, 我给企业一般习惯于在实际的工程项目上下工夫, 更加侧重于工程的施工, 维护, 使用等。而对于具体的管理工作等经常会存在一定的轻忽性造成管理上的漏洞, 例如公司内部管理松散, 缺乏有效的管理监督制度等。这些在实际的合作过程中不仅会给合作对象带来不良的影响, 同时也会对合作的发展产生阻碍。二是缺乏对经营效益对重视。石油是国家发展中所需的重要能源其在开发及经营都受到国家的统一管理, 因此石油企业在我国皆为国家垄断型企业, 其在经营的过程中有着足够的经营效益保障, 因此我国石油企业在工作的过程中, 只知低头干活却不知抬头看路。将这套方法应用到国际间的合作中去, 很容易造成合作过程中的问题, 损害我国石油企业的利益。
四、结论
非常规油气资源 篇6
1 油气资源概况
1.1 含油气盆地分布
澳大利亚大陆共发育48个沉积盆地, 按不同时代及不同构造类型可划分为五类:西部及西北沿海主要为中生代拉张盆地区, 大陆中部为元古宇-古生界克拉通内部盆地区, 中东部为晚古生代与中、新生代叠合盆地区, 晚中生代-新生代拉张盆地主要位于澳大利亚大陆南部及东南部[1]。此外大陆内部还发育一系列面积小、沉积厚度薄的次要沉积盆地。约20个盆地部分或全部位于海上, 14个盆地内有油气发现。主要含油气盆地位于西北大陆架北卡那封盆地、布劳斯盆地、波拿巴盆地及东南部吉普斯兰盆地[2,3,4]。油气产层在早古生代到新生代地层中均有分布, 以中生代及新生代地层为主[1]。
1.2 油气资源禀赋
澳大利亚大陆油气资源包括原油、凝析油、液化石油气 (LPG) 及天然气, 已探明储量以常规天然气为主, 原油相对贫乏。据BP公司2015年公布最新资料, 截至2014年底, 澳大利亚原油、凝析油及LPG探明可采储量4×109吨, 占全球原油探明储量的0.2%, 原油储采比24.3年。其中, 原油约占24%, 凝析油占51%, LPG约占25%;天然气探明储量3.7万亿方, 占全球原油探明储量的2%, 位居全球第十位, 天然气储采比67.6年[5]。
原油探明可采储量集中分布在北卡那封盆地 (56.7%) 、吉普斯兰盆地 (21.2%) 及波拿巴盆地 (14.8%) , 约10%的原油储量分布于阿马迪厄斯盆地、鲍恩盆地、库珀盆地、Eromanga盆地及佩斯盆地等。凝析油集中分布于布劳斯盆地 (39.7%) 、北卡那封盆地 (36.4%) 、波拿巴盆地 (15.1%) 及吉普斯兰盆地 (5.6%) 。LPG主要分布于布劳斯盆地 (24.2%) 、北卡那封盆地 (41.8%) 、波拿巴盆地 (16%) 及吉普斯兰盆地 (11.1%) 。
天然气探明储量集中在北卡那封盆地 (58.7%) 、布劳斯盆地 (20.5%) 及波拿巴盆地 (12.8%) 。三个盆地天然气储量占比达92%, 位于大陆中部及东部等地区的阿马迪厄斯盆地、库珀盆地、奥特韦盆地等天然气储量仅占8%。
1.3 澳大利亚油气供需情况
澳大利亚是石油净进口国、天然气出口国。据BP公司2015年上半年公布资料, 澳大利亚2014年累计产原油1940万吨, 同比增长6.5%;原油消费4550万吨, 同比下降2.9%;原油缺口2610万吨, 占原油消费的57%。从近10年原油进口量来看, 澳大利亚原油对外依存度不断攀升, 进口主要来自阿联酋、马来西亚、越南和巴布亚新几内亚。2014年累计产天然气553亿方, 同比增长3.6%。消费292亿方, 同比下降0.1%。天然气出口261亿方, 同比增长7.3%。天然气主要以LNG的形式出口到中国、日本、韩国及中国台湾等地。截至2014年底, 澳大利亚已成为全球第三大LNG出口国。
2 澳大利亚LNG项目
2.1 项目简况
2014年澳大利亚全年以LNG形式共出口天然气316亿方, 为仅次于卡塔尔和马来西亚的全球第三大LNG出口国。截至2015年6月底, 该国共有在产LNG项目4个、在建LNG项目6个, 待建LNG项目4个, 以及14个规划项目。4个在产项目共8条生产线, 产能3980万吨/年。6个在建项目中有3个项目预计在2015年下半年投产, 届时产能将提升至6510万吨。
2.2 中澳天然气合作现状
随着我国天然气缺口不断增加及国内天然气产量增速放缓, 为保障我国能源供应安全、完善能源消费结构及改善环境质量, 近年来我国天然气进口持续攀升。数据显示, 2014年国内天然气产量达1241.1亿方, 同比增长6.9%, 增速趋缓。其中, 2014年全年从澳大利亚进口天然气52亿方, 占该国LNG出口总额的16.5%。2006-2014年我国已累计从澳大利亚以LNG形式进口天然气376.7亿方, 主要来自该国西北大陆架LNG项目[5]。
近10年来, 澳大利亚LNG产业蓬勃发展。综合地缘、成本、生产及供应能力、政治经济环境等多方面因素, 中澳积极开展LNG清洁能源领域合作。项目建成投产后, 有望进一步确保未来澳大利亚对我国保持稳定的LNG气源供应, 有力的促进国家能源安全。
3 中澳油气合作前景展望
中澳油气合作始于2006年深圳大鹏液化天然气项目, 此后, 中澳天然气合作势头迅猛。随着我国能源结构的不断优化, 天然气需求及供需缺口将进一步增大, 同时, 澳大利亚作为全球LNG产能增长最快的国家, 随着多个LNG项目的建成投产, 中澳LNG领域合作必将持续深入, 实现澳大利亚对我国天然气的稳定、长期供给, 有效保障我国能源安全。
4 结论
(1) 澳大利亚油气资源禀赋为“富气、贫油”, 已探明天然气可采储量大, 以大陆西北及东南近海海域常规天然气为主。大陆内部常规油气资源规模小、探明程度高, 储量增长潜力较小。天然气储量增长点主要位于西北大陆架北卡那封盆地、波拿巴盆地及布劳斯盆地深水区域, 勘探潜力巨大, 但截至目前勘探难度大, 成本高, 风险相对较高。
(2) 澳大利亚天然气主要以LNG出口到日本、韩国、中国及中国台湾等地。2014年出口量已达316亿方。该国是LNG产能增长最快的国家, 目前有在产LNG项目4个, 在建项目6个, 预计2017年在建项目投产后, LNG出口量将达8600万吨, 从而超过卡塔尔跃居世界第一位。
(3) 澳大利亚是中国重要的LNG进口国之一, 该领域长期稳定合作将是未来两国油气领域合作重点之一。对澳天然气领域合作有利于实现澳大利亚对我国天然气的稳定、长期供给, 有利于我国进口LNG及管道进口天然气的多气源、多地区供应良性格局的形成, 有效保障我国能源安全。
摘要：澳大利亚富天然气而贫油, 是原油净进口国及天然气出口国, 油气资源领域国际合作前景广阔。研究表明, 该国天然气已探明可采储量达3.7万亿方, 位居全球第十位, 天然气储采比67.6年。已探明可采储量主要位于西北大陆架及东南部吉普斯兰盆地近海海域。大陆内部常规油气资源储量规模小, 探明程度高, 储量增长潜力有限, 有利储量增长点为西北大陆架深水海域, 以天然气为主。澳大利亚政治、经济及社会环境稳定, 投资环境较好。深水海域天然气勘探及LNG为澳大利亚未来国际油气合作最具前景的两个领域, 但海域天然气勘探成本高, 风险相对较大。澳大利亚LNG项目发展势头迅猛, 出口主要面向亚洲国家及地区, 预计2017年左右对外出口将达到8600万吨。LNG项目为未来中澳两国油气合作的重点领域。
关键词：油气资源潜力,澳大利亚,LNG深水油气,战略选区
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