天然气行业发展概述

第一节 天然气发展概述

一、天然气简介

天然气系古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢转化及变质裂解而产生之气态碳氢化合物，具可燃性，多在油田开采原油时伴随而出。

天然气作为石油的伴侣，虽然在组成上都是以碳氢化合物为主要成份的，但天然气的生成条件要比石油更为多样化。就生成阶段来说，石油要达到一定深度才能大量生成，而天然气从浅到深都能生成；就物质来源来说，生成石油主要以水中浮游的动、植物或称腐泥型有机质为主，而生成天然气，除此以外还可以有高等植物或称腐植型的有机质，有有机成因的，也有无机成因的，这种多样化的成气条件为我们提供了更为广阔的找气领域。

二、LNG、CNG与LPG

1、LNG

LNG是液化天然气（LiquefiedNaturalGas）的简称，被公认是地球上最干净的能源。其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。LNG主要成分是甲烷，气化后比空气轻，万一泄漏时，很容易扩散至大气中，是一种安全的能源。LNG在液化过程中，已将硫、二氧化碳、水分等除去，因此，燃烧时，不会因硫分而造成空气污染，是一种干净清洁的能源，且具有很高的热值。LNG液化后体积缩小为气态的1／600，便于储存与运输，又可利用海水很简单地将之气化，是非常方便高效率的能源。LNG在常温下约有836焦耳／千克的冷能，可用来发电、空气液化及食品冷冻。

世界上环保先进国家都在推广使用LNG。除了用作发电厂、工厂、家庭用户的燃料外，其中所含的甲烷可用作制造肥料、甲醇溶剂及合成醋酸等化工原料；另外其所含的乙烷和丙烷可经裂解而生成乙烯及丙烯，是塑料产品的重要原料。

此外，超低温的LNG在大气压力下转变为常温气态的过程中，可提供大量的冷能，将这些冷能回收，还可以利用于6种低温用途上：使空气分离而制造液态氧、液态氮，液化二氧化碳、干冰制造，利用冷能进行发电，制造冷冻食品或使用于冷冻仓库，橡胶、塑料、铁屑等产业废弃物的低温破碎处理，海水淡化。

2、CNG

压缩天然气(CompressedNaturalGas,简称CNG)是天然气加压(超过3,600磅/平方英寸)并以气态储存在容器中。它与管道天然气的组分相同。CNG可作为车辆燃料利用。LNG可以用来制作CNG，这种以CNG为燃料的车辆叫做NGV（NaturalGasVehicle）。与生产CNG的传统方法相比，这套工艺要求的精密设备费用更低，只需要约15%的运作和维护费用。

3、LPG

液化石油气（LiquefiedPetroleumGas，简称LPG）是由炼厂气或天然气（包括油田伴生气）加压、降温、液化得到的一种无色、挥发性气体。由炼厂气所得的液化石油气，主要成分为丙烷、丙烯、丁烷、丁烯，同时含有少量戊烷、戊烯和微量硫化合物杂质。由天然气所得的液化气的成分基本不含烯烃。液化石油气主要用作石油化工原料，用于烃类裂解制乙烯或蒸气转化制合成气，可作为工业、民用、内燃机燃料。其主要质量控制指标为蒸发残余物和硫含量等，有时也控制烯烃含量。液化石油气是一种易燃物质，空气中含量达到一定浓度范围时，遇明火即爆炸。

三、天然气的特性

天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分为甲烷，也包括一定量的乙烷、丙烷和重质碳氢化合物。还有少量的氮气、氧气、二氧化碳和硫化物。另外，在天然气管线中还发现有水分。

甲烷的分子结构是由一个碳原子和四个氢原子组成，燃烧产物主要是二氧化碳和水。

与其它化石燃料相比，天然气燃烧时仅排放少量的二氧化碳粉尘和极微量的一氧化碳、碳氢化合物、氮氧化物，因此，天然气是一种清洁的能源。

四、天然气的用途

天然气主要可用于发电，以天然气为燃料的燃气轮机电厂的废物排放水平大大低于燃煤与燃油电厂，而且发电效率高，建设成本低，建设速度快；另外，燃气轮机启停速度快，调峰能力强，耗水量少，占地省。

天然气也可用作化工原料。以天然气为原料的一次加工产品主要有合成氨、甲醇、炭黑等近20个品种，经二次或三次加工后的重要化工产品则包括甲醛、醋酸、碳酸二甲酯等50个品种以上，天然气占氮肥生产原料的比重，世界平均为80%左右。以天然气为原料的化工生产装置投资省、能耗低、占地少、人员少、环保性好、运营成本低。

天然气广泛用于民用及商业燃气灶具、热水器、采暖及制冷，也用于造纸、冶金、采石、陶瓷、玻璃等 行业 ，还可用于废料焚烧及干燥脱水处理。随着人民生活水平的提高及环保意识的增强，大部分城市对天然气的需求明显增加。天然气作为民用燃料的经济效益也大于工业燃料。

压缩天然气汽车，以天然气代替汽车用油。天然气汽车的一氧化碳、氮氧化物与碳氢化合物排放水平都大大低于汽油、柴油发动机汽车，不积碳，不磨损，运营费用很低，是一种环保型汽车。

第二节 我国天然气储量现状

一、中国天然气资源分布情况

天然气储量不仅代表着一个地区或一个国家天然气已发现资源的丰富程度，同时也能反映天然气的勘探程度和发展趋势。我国累计探明储量30023.88×108m3(不包括溶解气)，可采储量19904.08×108m3。

天然气聚集规律 研究 表明，天然气在地下的分布是极不均一的，是受相同的地质条件控制呈聚集区或聚集带分布，我国天然气探明储量的分布特征也证明了这一规律。全国天然气探明储量的80％以上分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木和莺一琼五大盆地，其中前三个盆地天然气探明储量超过了5000×108m3，在上述五大盆地中，天然气勘探取得较大进展并已形成了一定储量规模的地区主要有：鄂尔多斯盆地上古生界、塔里木盆地库车地区、四川盆地川东地区、柴达木盆地三湖地区和莺歌海盆地，这五大气区基本代表了我国天然气勘探的基本面貌。

1.鄂尔多斯盆地上古生界

自“八五”末期，鄂尔多斯盆地天然气勘探的重点由下古生界转为上古生界，取得了突破性的进展，探明了苏里格、乌审旗、榆林大气田，探明储量大于5000×108m3，形成了一个新的大气区。该区广布型石炭一二叠系海陆交互相含煤层形成了气源充足、储层广布、盖层发育的有利生储盖组合；克拉通背景下的区域性西倾单斜的构造格局提供了稳定的构造环境，形成了大面积分布的层状岩性天然气田。

2.塔里木盆地库车坳陷

该区位于塔里木盆地北部天山山前，属新生代再生前陆盆地。成排成带的前陆逆冲带叠置在侏罗系一三叠系煤系气源岩之上，断层作为天然气向上运移的主要通道，区域分布的第三系厚层膏泥岩形成良好的区域盖层。90年代分别在库车坳陷南斜坡发现了英买7、牙哈、羊塔克等一批中型凝析气田，2000年在前陆逆冲带盐下发现了陆上第一个高丰度整装大气田克拉2气田，该气田储量丰度达59×108m3／km2，主力储层为下白垩统，气柱高度为448m，单井产能大于200×104m3／d，克拉2大气田的探明为“西气东输”工程实施奠定了资源基础。近年来，又在东秋里塔克构造带获得重大进展，发现了迪那1、2中型气田，东秋8井见到良好显示，预示着该区天然气勘探具有广阔的前景。

3.四川盆地川东地区

四川盆地是我国最老的气区，天然气探明储量主要分布于川东地区，占全盆地的50％以上。“八五”期间，川东高陡构造石炭系勘探取得重大进展，探明了8个储量大于100×108m3的大中型气田。天然气藏是在开江印支期古隆起控制下经喜山构造运动在高陡背斜中再分配而形成，储层为上石炭统藻砂屑白云岩、角砾状白云岩夹生物灰岩，气源来自志留系黑色泥岩。1995年在渡口河构造三叠系飞仙关组鲕滩储层获得高产工业气流，打开了川东天然气勘探的新领域，并且相继发现了渡口河、铁山坡、罗家寨、金珠坪等鲕滩气藏。目前，飞仙关组已成为川东地区天然气勘探的重要领域。

4.柴达木盆地三湖地区

三湖地区位于柴达木盆地的中南部，发育有巨厚的咸水湖相夹沼泽相的第四系，最大厚度大于3200m。暗色泥岩、碳质泥岩与砂岩、粉砂岩交互，组成了很好的生储盖组合。该区寒冷的气候条件、高盐度的水体环境以及广泛分布的富含有机质的未成熟烃源岩使其具有生物气形成的得天独厚的地质条件。目前已经探明了3个储量大于400×108m3的气田：台南、涩北一号、涩北二号气田，天然气探明储量占全盆地的91％。

5.莺一琼盆地

莺一琼盆地为一新生代大陆边缘伸展盆地，下第三系属断陷性质、上第三系属坳陷性质，具明显的双层结构。有利烃源岩和有利储气层均分布在上第三系，源岩有机质类型为海相、湖沼相腐殖一偏腐殖型。1990年在琼东南盆地发现崖13-1大气田，成为我国第一个探明储量约1000×108m3的大气田，之后在莺歌海盆地相继发现了东方1-1、乐东22-1、乐东15-1等超压大中型气田。这些超压气田是由于深部热流体活动、天然气在泥拱背斜带聚集而形成的。莺歌海盆地雄厚的生烃物质基础和成群成带的泥拱背斜带预示着该区天然气勘探具有良好的前景。

我国石油、天然气资源分布图

二、“十五”期间我国探明天然气储量大增

“十五”期间，我国探明天然气储量大幅增长，累计探明天然气地质储量2.6万亿立方米，较“九五”期间增加1.4万亿立方米，增长117%；探明石油地质储量稳定增长，累计探明44亿吨，较“九五”期间增加5亿吨，增长13%。

“十五”期间，我国发现苏里格、大牛地、普光、子洲-清涧、庆深等5个探明地质储量大于1000亿立方米的气田，发现塔河、蓬莱19-3、西峰、志靖-安塞、渤中25-1S、大情字井、陆梁、曹妃甸11-1等8个探明地质储量大于1亿吨的油田。

“十五”期间我国油气资源勘探累计投资1370亿元，施工探井9465口，勘探力度显著加大，油气探明储量增长较快。其中，渤海湾(含海域)、塔里木、鄂尔多斯、松辽、准噶尔盆地石油储量增长明显；塔里木、鄂尔多斯、四川、松辽、柴达木等盆地天然气储量显著增加。

油气资源勘探为油气生产提供了可靠的资源保障。我国天然气产量由2000年的272亿立方米增加到2005年的500亿立方米，年均增加45亿立方米，年均增长13%。我国原油产量由2000年的1.63亿吨增加到2005年的1.815亿吨，年均增加370万吨，年均增长2.17%，储采比保持在14：1左右。

三、国内油气资源发展回顾

随着我国国民经济持续快速发展，石油供需矛盾越来越凸显出来，油气资源短缺已成为经济社会发展的制约因素。特别是国际原油进入高油价时期以来，我国油气资源的发展状况已成为中国政府和石油工业界十分重视和关注的焦点。

面对全球高油价的态势，中石油、中石化、中海油三大石油公司按照可持续发展油气资源战略 研究 提出的目标，加快了各项战略措施的实施，利用高油价的机遇，加大了国内石油资源的勘探开发力度，加快了天然气的发展，并以各种方式加快了“走出去”的进度，努力增强油气资源自给能力。

三大石油公司利用高油价的机遇，加大了产能建设的投入，用西部和海上增加的产量接替东部递减的产量已收到明显的效果。从政府有关部门发布的公报看，近五年来，新增石油地质探明储量东部油区已由2000年占全国总量的43%，下降到2004年的32．7%，而西部和海上油区分别由33%上升到42．8%和24%上升到24．5%。2005年的石油探明地质储量超过10亿吨。原油产量，东部油区已由2000年的72．2%下降到2005年的59%；西部和海上油区则分别由2000年的16．6%和11．2%上升到2005年的24．6%和16．4%。2005年原油产量超过1．8亿吨。

天然气勘探开发探明储量和产量保持了快速发展的势头。中国天然气新一轮资源评价 研究 成果表明，可采资源量是上一轮的1．57倍，增加了57%，达到22万亿立方米。由于环保对清洁能源需求的加大，加之高油价的影响，使天然气产业成为一个新的经济增长点。因此，三大石油公司加大了对天然气的勘探开发，根据三大石油公司1～11月份的天然气勘探开发进展情况预测，预计2005年天然气新增探明储量仍在5000亿立方米左右，天然气产量将会超过500亿立方米。

实施“深化东部、加快西部、发展海域、探索新区”的勘探战略，获得一批新的重大成果。

以岩性地层(隐蔽)油藏为主的勘探已成为石油储量增长的重点领域。继渤海湾盆地(陆上)以胜利、华北、辽河等油田为代表获得重要发现后，特别是2005年，松辽、四川和鄂尔多斯、准噶尔等盆地，先后发现了超亿吨级储量规模的勘探目标有5个，千亿立方米的储量规模气田勘探目标3个。据统计，近几年在每年新增探明石油储量中，岩性地层油藏的储量比例已超过50%，东部油区已超过70%，天然气的探明储量将有70%左右来自该领域。

海相碳酸盐岩油气勘探继续获重大突破。塔河一轮南油田继续在扩大，可新增石油探明储量1亿吨以上。目前石油储量规模已超过12亿吨，成为中国最大的海相碳酸盐岩缝洞型岩溶储层油田。四川盆地的东北部宣汉－达县地区普光气田的规模进一步扩大，探明天然气储量达到2000亿立方米，成为四川盆地最大的气田。

以渤海为重点的海域及滩海地区新发现了3个亿吨级石油储量规模的勘探目标，准噶尔盆地冲断带继续获得新的重大成果。松辽盆地北部地区深层天然气勘探获重大突破。先后有多口探井在侏罗系的火山岩和砂砾岩储层中获得高产工业气流。2005年提交天然气探明储量1000亿立方米左右，这是在中国东部，也是在松辽盆地首次发现的大气田，对加强东部、松辽和渤海盆地深层的天然气勘探有着重要意义。

四、我国石油天然气探明程度远低于世界水平

我国陆上石油资源平均探明程度仅为24.88%，天然气平均探明程度只有10.38%，远低于世界50%和40%的平均水平，而海上的勘探开发仍处于初始阶段。

近年来，石油作为战略物资的地位日益凸显，国际上围绕石油资源的竞争和博弈将更趋激烈。但归根结底，石油资源的竞争，是科技实力的竞争。

从我国石油工业发展来看，石油科技的每次进步，都推动了油气储量的持续增长。上世纪六七十年代陆相石油地质理论的创建，使我国相继发现大庆、胜利等一批特大型油气田；八十年代高含水油田改善水驱和三次采油等技术很大程度上提高了油田开发水平，尤其是创造了大庆油田连续２７年５０００万吨高产稳产的世界奇迹；九十年代我国西部多个久攻不下的盆地实现大突破，使西部油气当量产量由１９９０年的１６２３万吨猛增到２００５年的７２２８万吨。同时，炼油化工技术也不断取得发展。目前我国炼油和乙烯生产能力已跃升至世界的第２和第３位。

第三节 原油天然气资源税税额调整情况介绍

原油资源税税额标准由原来的8-30元/吨调整为14-30元/吨；天然气资源税税额标准由原来的2-15元/千立方米调整为7-15元/千立方米。

在原油领域，税额征收标准被分为每吨30元、28元、24元、22元、18元、16元和14元七个等级。

在天然气领域，税额标准为每千立方米15元、14元、13元、12元、9元和7元六个等级。

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