储采比和储量替代率是衡量油气公司可持续发展的重要指标[1-4]。储采比是截至到某年底的剩余经济可采储量与当年年产量的比值。储采比数值越大，说明按照当年产量规模来开采，还可以稳定生产的年数越长，越能实现公司的储量接替和可持续发展。储量替代率是年度增加经济可采储量与年产气量的比值。由于对年度增加经济可采储量的理解不同，储量替代率包括广义储量替代率和动用储量替代率两种[5]：
广义储量替代率=(年度新增探明经济可采储量+老区提高采收率增加的经济可采储量)/年产量
动用储量替代率=(年度新区动用地质储量所增加的经济可采储量+老区提高采收率增加的经济可采储量)/年产量
两者对比起来，广义储量替代率中的当年新增探明储量虽然增加了经济可采储量，但不一定当年动用。动用储量替代率反映的是当年产能建设增加的经济可采储量与年产量的关系，更能实际反映气田稳产和可持续发展。目前中石化常用的也是动用储量替代率。
储采比和储量替代率是相互关联的，当储量替代率大于100%时，说明当年新增的经济可采储量超过了由于当年产量导致的剩余经济可采储量的减少，储采比数值比上一年增加；当储量替代率不到100%时，说明当年新增的经济可采储量无法弥补由于当年产量导致的剩余经济可采储量的减少，储采比数值较上一年减少。储量替代率越大，储采比增加越多。储量替代率越小，储采比逐年降低，不利于公司的稳产和可持续发展。
天然气作为低碳、清洁的能源品种之一，具有资源量大、产业化程度高、产业链各环节技术成熟、供应稳定的优势。近年来我国天然气消费快速增长，2016年我国天然气消费量为2 058×108 m3。预计到2020年，天然气消费占能源消费的占比将提高到10%，到2030年，占比将提高到15%左右。天然气在未来能源体系中的比重将越来越大。但在国内天然气消费量持续高增长的情况下，国内天然气产量的增长难以满足需求。研究其储量替代率和储采比，对于如何提高国内天然气资源保障有重要意义。
中石化作为国内三大油气生产商之一，其天然气发展有较长的历史。1998-2009年，随着川西中浅层和大牛地气田的逐步开发，中石化天然气产量稳步上升，年均增长率达7.7%；2010年以来，随着普光、元坝等碳酸盐岩气田的投入开发，大牛地、川西致密气田水平井压裂技术的突破，中石化天然气进入快速发展阶段，产量、储量都迈上新台阶。
“十二五”以来，中石化常规天然气新增动用储量、钻井工作量呈增长趋势，剩余经济可采储量大幅增加。天然气储采比逐年上升，有一定的稳产基础。但储量替代率自2014年开始呈下降趋势，2016年不足100%。其原因是2016年产能建设主要为已有区块滚动扩边和老气田的综合调整，没有大气田投入开发，新增经济可采储量减少。
对中石化各气田按储层岩性、渗透性等因素综合分类可分为5种类型，即低渗致密砂岩气藏、碳酸盐岩气藏、凝析气藏、中高渗砂岩气藏和火山岩气藏。其中，碳酸盐岩气藏和低渗致密砂岩气藏是中石化常规天然气的主要气藏类型，产量占比达84%(见图 1)。
分类统计2016年不同类型气藏的储采比和储量替代率，并进行对比分析。其中，碳酸盐岩气藏储采比最高为16.4，其次为中高渗气藏11.8，低渗致密气藏和凝析气藏中等，火山岩气藏最低为4.0(见表 1)。而储量替代率数值的高低，不仅和新增经济可采储量有关，还和当年产量有关，反映产量和年度增加经济可采储量的相对大小的关系。按气藏类型分析储量替代率，凝析气藏储量替代率最高为299%，低渗致密气藏和火山岩气藏储量替代率中等，碳酸盐岩气藏储量替代率较低，中高渗气藏储量替代率最低。
碳酸盐岩气藏主要在普光气田和元坝海相气田，储量规模大，投产时间短，储采比保持较高的水平。但是由于没有后续资源接替，储量替代率较低。处于稳产后期的普光目前较紧迫。刚建成的元坝气田仍处于稳产期，但如果没有新增储量，“十四五”稳产将面临严峻的挑战。低渗致密砂岩气藏主要在鄂尔多斯盆地、川西中浅层和川西须家河气藏等。“十二五”以来，随着水平井压裂技术的突破，鄂尔多斯盆地和川西中浅层滚动评价建产一体化，每年保持一定的产建规模，有一定的稳产基础。
中高渗砂岩气藏主要在渤海湾盆地，气藏储量规模小，开发时间长，目前多处于开发后期，滚动扩边、老区调整潜力小，因此储量替代率较低。火山岩气藏主要为松南营城组气藏，2007年投入开发至今，目前已到稳产末期，近两年开展精细挖潜，编制调整井方案，动用了部分难动用储量，稳产期可延长4年。但气藏整体储量规模小，储量接替潜力小。凝析气藏主要分布在雅克拉气田、海上气田和渤海湾盆地，其中雅克拉气田年产量占凝析气藏的50%以上。2016年凝析气藏新增经济可采储量主要在河南宝浪气田和海上气田。
参照地质矿产行业标准DZ/T 0217-2005《石油天然气储量计算规范》，对中石化各气藏进行分类统计：大型气藏可采储量为(250~2 500)×108 m3，中型气藏可采储量为(25~250)×108 m3，小型气藏可采储量为(2.5~25)×108 m3，特小型气藏可采储量小于2.5×108 m3。
对中石化各气田按大中小型气藏分类统计分析，气藏从大型到特小型，储采比从14.5降到3.7(见表 2)。中石化大型气田主要分布在普光气田、大牛地气田、元坝海相和川西新场气田。大型气田剩余经济可采储量规模大，储采比较高。中型气藏主要分布在西北雅克拉、东北松南、西南中江、洛带、马井以及江汉建南、杭锦旗等气田。中型气藏储采比为5.8。小型气藏和特小型气藏主要分布在胜利、中原、西北和西南，储采比分别为5.4和3.7。
中型气藏当年新增经济可采储量最多，主要在海上气田和杭锦旗气田。其次为大型气藏，在元坝海相气田和大牛地气田。小型气藏分布零散，主要在河南宝浪气田、海上气田和塔河9区奥陶系气藏等。特小型气藏多为中高渗砂岩气藏，目前处于开发后期，在当今气价下没有新增经济可采储量。
根据气田开发特点可分为4个生产阶段：试采期(上产期)、稳产期、递减初期和递减后期(低压低产期)，见图 2。将中石化气田(藏)按生产阶段划分，目前处于稳产期的气田主要有普光、元坝、中江、松南营城组、海上气田等，储采比为14.3，储量替代率为100%(见表 3)；处于递减初期的气田主要有大牛地、雅克拉、新场沙溪庙组、马井、什邡蓬莱镇组、天外天C等气藏，储采比为9.3，储量替代率为46%；处于递减后期的气田主要为渤海湾盆地、塔河、平湖和滇黔桂等，开发时间长、储量规模小，储采比为5.2，储量替代率仅为19%；处于试采期的主要有四川须家河组、马路背、杭锦旗等气田，储采比为2.1，储量替代率为80%。
由此可见，大型、中型的碳酸盐岩气藏和致密低渗气藏的储量接替能力较高，这些气田目前处于稳产期或递减初期，是中石化的主力气田，对中石化天然气储采比、储量替代率的大小起着决定性的作用。中小型的中高渗砂岩气藏、凝析气藏，储量规模小，开发时间长，大多处于递减后期，压力和产量均低，其可持续发展面临巨大的挑战。
“十二五”是中石化常规天然气快速上产阶段，天然气产量从2010年到2015年平均增长率为139%。天然气新建(增)产能中，新区新建产能占比呈上升趋势，平均保持在80%以上。说明以往天然气产量的增长主要靠新区产能建设。但随着目前未开发储量开采对象日益复杂、优质资源减少，主要靠新区产建来实现天然气产量大幅增长面临挑战。
自“十二五”以来，中石化天然气勘探领域已由陆上转向海域，从常规中高渗砂岩气藏转向碳酸盐岩气藏、致密气和页岩气等。其中，陆上勘探目标逐渐由浅层转向深层、超深层，由大型构造油气藏转向小型复杂隐蔽性油气藏；海域勘探由浅海转向深海、超深海域[6-7]。资源劣质化趋势明显，勘探难度日益增大，整体新增储量规模日益减少。2016年常规天然气新增探明储量最少。
截至2016年底，中石化提交的探明未动用储量和控制储量规模大，但优质资源较少。探明未动用储量主要分布在海域、川西中浅层、川东北、川西深层和大牛地，初步评价经济储量占比仅为7%。控制储量主要分布在杭锦旗、元坝、川西须家河、川西气田，初步评价经济储量占比仅8%。在目前的技术、经济条件下，能够投入建产的优质储量规模小，不能支撑未来天然气的持续快速上产。
近年来，习近平总书记多次召开会议，就能源安全问题进行专题讨论，作出要进一步提升勘探开发力度，保障能源安全的重要批示。为全面贯彻落实习近平总书记重要批示指示精神，中石化做了“两个三年、两个十年”战略部署，开展了七年行动计划研究，均要求常规天然气储采比、储量替代率保持较高的水平。为实现这一目标，保持天然气长期可持续发展，对中石化常规天然气勘探开发策略提出以下建议。
勘探发现新增储量是增加经济可采储量、提高储采比的重要手段。目前，中石化天然气资源勘探程度较低，增储潜力仍然很大。其中，海相碳酸盐岩气藏是未来实现战略突破的主要领域[8]。虽然目前已发现普光、元坝、彭州等大气田，但中石化海相碳酸盐岩领域的勘探程度仍然较低，探明程度更低，仍处于不断发现大型气田的勘探初期。
建议国家层面高度重视海相碳酸盐岩气藏的勘探投入，加强规划和政策引导，推进体制改革和科技创新，针对有战略意义的新区带设立国家风险勘探基金，加快形成战略资源接替区，夯实国内保障基础。企业层面应侧重海相碳酸盐岩气藏的投资规模，积极拓展新区带、新层系。同时，加大勘探技术攻关力度，努力提高勘探成功率，有效降低油气发现成本。通过国家、企业两个层面共同努力，保障海相碳酸盐岩气藏的勘探投资力度，不断增加探明储量规模，实现天然气的可持续发展。
“十二五”以来，致密气藏的规模动用和产量持续增加为中石化持续上产发挥了重要作用，今后仍将是主力开发气藏类型之一。目前，中石化提交致密气藏探明未动用储量占常规天然气的65%，储量规模大。但由于其储层低渗致密、非均质性强，含水饱和度高、气水关系复杂，裂缝和“甜点”控产、单井产能差异大等特点，在目前的技术、经济条件下，大部分储量不能有效开发。如何将这部分储量动用起来，是天然气可持续发展面临的难题之一。为此提出以下几点建议：①建议国家考虑致密气开发特点、市场价格及成本变化等因素，在补贴、税费和金融等方面给予政策支持，营造良好外部环境，推动致密气快速发展。可借鉴美国致密气藏开发的相关政策，如取消价格管制、“高成本气”税款减除、无息和低息投资贷款等[9]；②加强科技攻关，国家、企业设立专项资金支持致密气重点问题和关键技术研发，例如致密低渗砂岩气藏提高采收率技术研究和致密砂岩含水气藏有效开发技术研究等；③积极推进区块流转，引进先进开发技术和管理模式，尽快释放一部分低效储量，提高储量动用程度。
在目前的技术、经济条件下，90%以上的未动用储量无法有效动用。暂无效益储量普遍具有规模相对较小、储层物性差、单井产量低的特点，这部分储量有待于工程工艺技术的进步、成本的降低和气价的提高逐步开发动用。可采取如下措施：
① 加强未动用储量动用界限研究，研究盈亏平衡气价、盈亏单井成本、单井极限经济日产气与可动用储量之间的关系；②加强未动用区块评价优选方法研究，在基本评价单元划分的基础上进行分类评价、筛选排队、风险分析、经济评价，优先动用条件稍好、风险较小的未动用区块；③积极推进区块流转，引进先进开发技术和管理模式，尽快释放一部分低效、无效储量。
目前已投产的大型、中型碳酸盐岩气田和致密低渗气田大多数正处于稳产期，是短、中期天然气产量的主体。如何保证已投产大气田各指标达到方案设计，长期稳产、减缓递减是重要任务。具体措施如下：①完善气田开发动态监测体系，定期分析气藏生产动态特征，科学合理配产[10]，防止或控制水侵；②开展老气田精细气藏描述，研究老气田开发潜力，采集高精度三维地震资料，或对老地震资料进行重新精细处理，重建地质模型，研究储层的连通关系和动用程度，掌握剩余气分布特点和潜力；③编制主力气田老区调整方案，尽可能提高储量动用程度，提升整体开发水平；④对井口压力临近外输压力的气田，编制增压方案，对井口压力降低较多、即将降到外输压力的气田，论证增压的可行性和实施时机，适时实施单井或气田增压措施。
2020, Vol. 49 Issue (1): 62-66
2020, Vol. 49 Issue (1): 62-66