全国石油天然气资源勘查开采情况通报（2017年度）

全国石油天然气资源勘查开采情况通报（2017年度）

2017年，国际油价稳步上升，油气行业逐渐回暖。全国油气资源勘查开采投资触底回升，实物工作量增长明显。油气勘查取得重要成果，新增两个亿吨级油田和两个千亿方页岩气田。油气开采呈现“油降气升”态势，石油产量小幅下滑，天然气产量较快增长，我国首次海域天然气水合物试采成功。

一、油气勘查开采投入触底回升，实物工作量大幅增长

2017年全国油气（包括石油、天然气、页岩气、煤层气和天然气水合物）勘查与开采投资分别为597.46亿元和1629.02亿元，同比增长13.3%和22.2%；采集二维地震3.8万千米，同比下降27.4%，三维地震3.3万平方千米，同比增长23.1%；完成探井2728口和开发井20696口，同比分别增长0.5%和31.1%。

二、新增石油与天然气探明地质储量均有所下降

由于2015年以来勘查投资大幅下降，全国石油与天然气探明地质储量明显下滑。2017年，全国石油与天然气新增探明地质储量均降至近10年来的最低点。石油新增探明地质储量8.77亿吨，其中，新增大于1亿吨的盆地有3个，分别是鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地海域；新增大于1亿吨的油田有2个，分别为鄂尔多斯盆地的华庆油田和姬塬油田。截至2017年底，全国石油累计探明地质储量389.65亿吨，剩余技术可采储量35.42亿吨，剩余经济可采储量25.33亿吨。

天然气新增探明地质储量5553.8亿立方米，其中，新增大于1000亿立方米的盆地有1个，为鄂尔多斯盆地。截至2017年底，全国累计探明天然气地质储量14.22万亿立方米，剩余技术可采储量5.52万亿立方米，剩余经济可采储量3.91万亿立方米。

三、石油产量小幅下滑，天然气产量增长较快

2017年全国石油产量1.92亿吨，同比下降4.1%。产量大于1000万吨的盆地有渤海湾（含海域）、松辽、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口和塔里木盆地，合计1.73亿吨，占全国总量的90.5%。

全国天然气产量1330.07亿立方米，连续7年超过千亿方，同比增长8.0%。其中，产量大于30亿立方米的盆地有鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木、松辽和珠江口盆地，合计1070.34亿立方米，占全国总量的88.0%。

截至2017年底，全国已探明油气田1009个。其中，油田734个，气田275个。累计生产石油67.67亿吨，累计生产天然气1.94万亿立方米。

四、油气基础地质调查取得突破性进展，“十三五”全国油气资源评价全面展开

2017年我国成功实施了海域天然气水合物首次试采，创造了持续时间最长、产气总量最大的试采世界纪录，取得了理论、技术、工程、装备的自主创新，实现了历史性突破，向产业化迈出了关键一步。

油气基础地质调查取得重要进展。南方页岩气调查获得突破，优选了15个页岩气有利区，鄂宜页1HF井、鄂阳页1HF井、鄂宜页2HF井等获页岩气重要发现，实现了由长江上游向长江中游的战略拓展。新疆温宿新温地1、2井，辽宁阜新辽阜地2井均获得工业油流。黔西六盘水地区杨煤参1井、川南宜宾地区川高参1井获煤层气工业气流。

“十三五”全国油气资源评价全面展开。完成了致密油气、页岩气、煤层气等关键评价参数研究。经济可采性、生态环境允许程度评价方法研究取得重要进展。初步完成了海域深水（300米以深）和银额盆地油气资源潜力评价。

五、常规油气勘查取得多项新突破，不断开辟储量增长新领域

常规油气勘查在鄂尔多斯、塔里木、四川等盆地取得十多项重要成果。鄂尔多斯盆地继续保持储量高增长态势，新增华庆和姬塬两个亿吨级油田，陕北志丹地区长8、长9油层组石油勘探取得重要发现，夯实了陕北老区持续稳产的资源基础；四川盆地兴探1井雷口坡组天然气勘探获重大发现，开辟了川西地区勘探新领域；塔里木盆地库车克拉苏—大北构造带发现克深24、大北11、博孜3三个含气构造，顺北地区顺北5号断裂带奥陶系石油勘探获重要新发现；准噶尔盆地西北缘中拐北斜坡上乌尔禾组玛湖8、玛湖013、克017井日产超百吨，发现新的亿吨级储量规模区；柴达木盆地阿尔金山前尖北斜坡风险勘探发现了新的含气区带，拓展了天然气勘探领域；渤海海域深层天然气勘探取得重要突破，渤中凹陷“BZ19-6-2Sa井”测试日产油135吨、气18万立方米；珠江口盆地陆丰凹陷古近系勘探单井自喷日产油404吨。

六、页岩气储量产量大幅增长，煤层气产量平稳上升

2017年全国页岩气勘探开发投入92.5亿元，完钻探井34口、开发井106口。新增页岩气探明地质储量3767.6亿立方米，其中，四川盆地威远地区新增探明页岩气地质储量1565亿立方米，涪陵气田的江东、平桥区块新增探明储量2202亿立方米，为涪陵百亿立方米产能建设奠定了坚实的资源基础。全国页岩气产量89.95亿立方米，较上年增长14.1%。

2017年全国煤层气勘探开发投入24.19亿元，共钻探井123口、开发井506口。新增煤层气探明地质储量104.8亿立方米，同比减少81.8%，地面开发的煤层气产量47.04亿立方米，同比增长4.6%。

七、油气勘查开采理论与技术的进步，促进了油气储量产量的增长

勘查理论与技术的进步是油气勘查不断取得新发现的重要保障。天然气水合物系统成藏理论和试采技术方法体系的创新为天然气水合物试采的历史性突破打下了坚实基础；砾岩油区成藏理论和勘探技术创新助推玛湖凹陷大油气区发现；特低渗—致密砂岩气藏开发动态物理模拟系统研发取得重大进展，有效指导致密气开发；针对顺北特深油气田、四川深部气田钻完井技术攻关，大幅缩短了钻井周期；复杂断块油气富集规律认识创新，促进渤中西洼亿吨级优质油田群发现。

开采技术的创新促进了油气田高效开发。创新页岩气勘探开发工程技术，大幅降低了单井综合成本，创新形成了页岩气地质综合分析与产能概率性评价技术；积极探索“一趟钻”钻井新技术，优质储层钻遇率提高至90%以上，钻井周期缩短50%以上；形成了长水平井分段分簇体积压裂改造技术及“工厂化”作业模式，工程作业效率提高30%，建井成本降低近30%。南海高温高压钻完井关键技术取得重大突破，钻井成功率达到100%，平均钻井周期由175天降至52天，使我国跻身于世界海上高温高压钻完井技术先进行列。

八、油气资源管理规范有序，管理方式不断创新

加强油气矿业权审批登记管理。严格依法依规，主动优化服务，严格区块退出。截至2017年12月底，全国共有石油天然气（含煤层气、页岩气）探矿权941个，面积328.46万平方千米；采矿权762个，面积16.03万平方千米。其中，对外合作探矿权33个，对外合作采矿权38个。加强勘查区块投入考核，对于勘查投入不足的区块，2017年共注销核减面积24.97万平方千米，2013—2017年共核减勘查区块面积91万平方千米，这一举措有力地促进了石油企业科学部署工作、优化矿业权配置、加快勘探进程。

贯彻落实《中共中央国务院关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，稳步推进油气勘查开采体制改革。积极开展页岩气区块出让工作，委托贵州省政府拍卖出让正安页岩气勘查区块；继续推进新疆油气勘查开采改革试点，委托新疆维吾尔自治区政府挂牌出让柯坪南、温宿、温宿西三个油气勘查区块；实施煤层气矿业权审批改革试点，将煤层气委托审批下放试点从山西扩大到山西、新疆、贵州等六省（区），山西省国土资源厅完成了10个煤层气勘查区块的招标出让；经国务院批准，天然气水合物成为我国第173个矿种。

加强油气勘查开采监管与服务。按照“双随机一公开”原则，在2017年5月随机抽取了87个油气勘查开采项目，在2017年底之前由各省（区、市）完成实地核查任务。根据核查结果，按照相关规定，将其中32个勘查项目列入异常名单，1个侵权开采项目按民事侵权纠纷案处理。

报告系统研究了我国煤层气形成的地质背景，分析了影响煤层气富集的主要因素，总结了我国煤层气资源规模和分布特征，优选出56个煤层气富集区带。分析了国内外煤层气资源勘查开发状况、技术现状以及存在的技术问题，建立了煤层气勘查开采选区的评价参数体系，开展了山西、河南、内蒙古、新疆四个省（区）煤层气勘查开采特定区块选区工作，划定了煤层气勘查开采特定区域，优选出一批可供国家部署煤层气勘查、开采特定区块，阐明了煤层气勘查开采特定区的内涵，圈定并评价了二十二个煤层气勘查开采特定选区，供上级决策使用。

阐述了煤层气与煤炭矿业权重叠的情况并分析了矿业权重叠的原因， 研究确定了煤层气与煤炭勘查开采接替时空配置关系，开展了煤层气管理、技术、政策等方面综合研究，提出了全国煤炭与煤层气资源综合勘查开采部署建议，为政府宏观决策提供了依据，为划定煤层气勘查开采特定区域提供了选区建议。

资源勘查工程就业方向

政府、事业类单位：资源勘查、石油开采、资源评价、资源管理。

资源勘查工程考研方向

地质工程、矿产普查与勘探、矿物学、岩石学、矿床学、地质资源与地质工程、地球化学。 2100433B