本采暖季，全国多地天然气需求猛增，供给跟不上，闹开了“气荒”。它警示人们：我国的油气供给系统存在明显短板，危及国家能源安全。冬夏季用气量“峰谷差”年年都会出现，一次“调峰”就闹得沸沸扬扬；倘若出现非常情况，我们的“应急”能力豈不更令人担忧。

  “气荒”也暴露了政府这只“看得见的手”，在“集中高效統筹全局，实实在在谋划未来”上的不足。相反，有些部门，干了些不合时宜的、“揠苗助长”的事，放大了“气荒”的负面影响。为了实现绿色发展，“逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系中的主体能源之一”，人们期望在我国一次能源消费中天然气的占比由目前的6％左右提升到10％以上。目前看来2030年以前，国内的产量难以满足需要，天然气对外依存度居高不下的局面不会改变；东部地区主要依靠远程输送的“外来气”(含境外和国内中、西部生产的天然气)的态势不会改变。因而，以东部为重点，尽快建立強有力的全国油气储备体系已经刻不容缓，这是能源供给侧结构性改革中不可或缺的组成部分，也是实现“多能互补”，“产消一体”之前难以逾越的一个发展阶段。为此，国家层面要做好三方面的工作。

一、在深入调研基础上，编制油气供需平衡规划

    我国有丰富的油气资源，油气产量居于世界前列，但是人均占有量很少。这既不同于富油气的俄、美；也不同于贫油气的日、韩。这是我国的国情，是编制规划的出发点。因此，规划要处理好“外来油气”与本地油气的关系；储备与生产的关系；油和气的关系。也就是要着力解决发展“不充分”和“不平衡”问题。以本次“气荒”闹得最凶的京津冀地区为例，依托所在的渤海湾油区建设地区性的油气储备体系，是一个庞大的系统工程，其组成至少应包含：

1、若干接受外来LNG的站、库和槽车

2、若干利用枯竭或开采中、后期气田建成的储气库群

    渤海湾油区，50多年间已由气田中累计采出天然气1000多亿立方米，理论上这些气原来占有的地下空间，都可以成为筛选储气库库址的对象。其中，储层压实效应较小的潜山型气田应该是首选目标；其次是有良好盖层的碎屑岩气田，例如上覄有较厚盐层的文中气田。

3、若干通过“注气采油”形成的储气库群

    通过注气既提高了原油采收率，又有了储气库，这将是“一举两得”的尝试。例如任丘油田，虽然开采了40多年，还有六、七成的石油地质储量用现有开采方法采不出来。该油田由石油地质条件各异的奥陶系楔状、寒武系层状和元古界块状等三个油藏组成的大型潜山油田，进行注气试验有很大的选择余地。

4、若干应急备用气田

    目前，渤海湾油区，气田平均每天产气500万立方米左右。将它们平时不采或少采，作为“调峰”或“应急”的储备气，比新建储气库储存同等数量的天然气，其工作难度和资金投入肯定要小得多。

5、深化勘探，发现新气田

    渤海湾油区，除了第三系的含油气系统工作程度较高外，还有中生界、古生界甚至元古界的含油气系统有待探索。坚持勘探，扩大气源，这是解决无论是“调峰”还是“应急”最根本的出路。当前已发现的牛东、河西务等气田应该抓紧探明，“建而不采”以备不时之需。

6、完善的管网与灵敏的调配系统

二、围绕地下储库建设，组织全国技术攻关

    地下储气库要反复注气和采气，要经受多次強烈的、方向多变应力的长期考验。而且，注气压力远高于地层压力……因而，建库的技术难度远高于气田开发建设的难度。加之，地质体的唯一性，因而每建一个地下储气库，都是技术攻关和创新。建库所需的装备、材料和技术，单靠企业很难解决，也很难降低成本，需要全国统筹安排，形成建地下储库的产业链。

三、完善政策引领

    首先，要形成科学合理的天然气定价机制。天然气要依仗市场这只“看不见的手”大规模顶替煤炭等现有能源，就必需具备价格优势；另一方又要使油气企业“有利可图”，保持充沛的持续发展动力。我国建设地下储气库尚处于起步阶段，同等气量的成本远高于气田气的成本，因而国家应制定专项扶持政策，否则，建库的进程必然差强人意。

    其次，当前多数油气企业，实行职工薪酬与油气产量挂钩制度，因而要将正生产的气田少采或不采；新探明的气田“建而不采”，都需要制度创新。

    第三，基于石油上游业“高投入、长周期”的特点，建议设立“石油勘探开发基金”，在“低油价”时期，保障上游工作不被削弱。

文/查全衡

中国石油咨询中心专家、教授级高级工程师

来源：中能网

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