中国非常规天然气开发现状与前景及政策建议

OLICY RESEARCH中国非常规天然气开发现状与前景及政策建议潘继平

( 自然资源部油气资源战略研究中心）

摘　要：近年来，中国非常规天然气勘探开发实现了较快发展，特别是页岩气相继获得重要突破，储产量明显提高，日益成为中国天然气增储上产的重要来源，但依然面临政策和技术层面的困境和挑战，增储上产乏力。总体上，中国煤层气页岩气等非常规天然气勘探开发尚处于初期阶段，具有持续快速发展、实现大幅增储上产的资源基础和潜力。加快非常规资源开发的挑战与机遇并存。基于技术和政策两个层面的情景分析结果表明，未来中国非常规天然气开发前景充满不确定性。为加强非常规资源开发和推进油气增储上产，在不断强化关键技术和工程装备的攻关同时，更需要坚定不移推进油气体制改革，不断完善有关政策，打造确实能促使油气增储上产的体制和政策快车道。关键词：非常规天然气；煤层气；页岩气；勘探开发；前景；障碍；政策建议Status quo, prospects and policy suggestions for unconventional natural gas E&D in ChinaPAN Jiping(Strategical Research Center of Oil and Gas Resources of Ministry of Natural Resources, PRC)Abstract：In recent years, China’s unconventional natural gas E&D has achieved rapid development, especially shale gas has made important breakthroughs one after another, and the reserve & production has significantly increased. However, China still faces difficulties and challenges in terms of policies and technologies, and the weak increase in storage and production. In general, China’s unconventional natural gas E&D, such as coalbed methane and shale gas, is still in its early stage and has the resource base and potential for rapid development and substantial increase in reserves and production while coexistent challenges and opportunities of E&D. The result of scenario analysis based on technology and policy shows that the prospect of unconventional gas development in China is full of uncertainty. In order to strengthen the development of unconventional resources and promote the increase of oil and gas storage and production, we need to continue strengthening the key technology and engineering equipment, unswervingly promote the reform of oil and gas system, keep improving the relevant policies, and create a fast approach to facilitate the increase of oil & gas reserve and production system and policy.Key words：unconventional natural gas; coalbed methane; shale gas; exploration & development; prospects; barrier; policy suggestions51

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随着清洁低碳能源转型进程加快，中国天然气消费快速增长，保障天然气供应安全的形势日益严峻，迫切需要加大国内天然气资源开发，提高生产供应能力。加强非常规天然气资源开发利用是增强中国天然气供应安全的战略选择。近年来，中国非常规气勘探开发取得了重大进展和显著成绩，成为国内天然气增产增供的重要来源，但依然面临政策和技术层面的困境和挑战，发展不协调、不充分、质量和效益不高的问题依然突出，制约其快速发展和大幅增储上产。1󰀁中国非常规天然气勘探开发现状

近年来，中国非常规天然气勘探开发实现了较快发展，特别是页岩气相继获得重要突破，储产量明显提高，日益成为中国天然气增储上产的重要来源。１．１　勘探现状

1.1.1󰀁煤层气勘探成效显著伴随着一系列激励和扶持政策的出台，过去10年中国煤层气勘探成效显著，相继发现一批煤层气田，探明储量明显增加。据统计，截至2017年底，中国共设置煤层气探矿权118个，面积约4.626万平方千米，全国共发现了26个煤层气田，累计探明煤层气地质储量6345亿立方米，累计探明技术可采储量3193亿立方米，累计探明经济可采储量2537亿立方米[1]，形成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等煤层气主力探区。其中，“十二五”以来新增储量约占累计探明储量的2/3以上。近年来，南方煤层气勘探首次在四川盆地南部筠连区块取得突破，获得规模储量；在内蒙古二连盆地吉煤4井、黑龙江鸡西盆地鸡煤参1井、新疆准南地区新乌参1井相继获得煤层气工业气流。1.1.2󰀁页岩气勘探获得重大突破中国页岩气勘探起步于“十二五”，快速发展并取得重大突破。截至2018年6月底，中国共设置了52

46个探矿权，面积约11.6万平方千米，在四川盆地及周边先后发现并落实了涪陵、长宁－威远、昭通等页岩气田，累计探明页岩气地质储量10450亿立方米。其中，涪陵页岩气地质储量6008亿立方米，长宁－威远页岩气地质储量3201亿立方米。在南方复杂构造区也获得页岩气勘探突破，在贵州正安的安页1井和湖北宜昌的鄂宜页1井，均获得高产页岩气流，有望建成一定规模页岩气田。3500米以深页岩气勘探取得突破，中国石化涪陵页岩气田江东区块埋深3500～4000米，完钻并试井14口，测试日产量1.8万～31.6万立方米；中国石油川南地区足201-H1井，完钻井深3925米，水平段1526米，测试日产气45.67万立方米。此外，陕北地区陆相页岩气勘探实现突破，并获得规模储量。１．２　开发现状

1.2.1󰀁煤层气产量稳步增长截至2017年底，中国煤层气采矿权13个，面积约1992平方千米，累计完钻直井、水平井约1.75万口[1]，共建成产能95亿立方米/年，累计生产煤层气约280亿立方米，约占累计探明地质储量、技术可采储量的4.4%和9.1%。“十二五”以来，中国煤层气地面开采产量稳定增长，产量从2010年的15.7亿立方米增至2017年的50亿立方米，年均增长12.4%，年均增产约5.0亿立方米，建成了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气开发生产基地，潘庄、樊庄、潘河等重点开发项目相继建成投产，在鄂东延川南区块实现了中深层煤层气规模上产。2017年沁水盆地煤层气产量为34.0亿立方米，占全国煤层气产量的68.0%；鄂尔多斯盆地东缘煤层气产量为11.3亿立方米，约占22.6%。初步统计，2018年全国煤层气产量达56亿立方米，比上年增长约12%。1.2.2󰀁页岩气产量快速增加2012年位于涪陵的焦页1井获得突破以来，在国家规划的引导和积极财税、科技攻关等政策支持下，中国迅速实现了页岩气工业化开发。截至2017年底，全国设置页岩气采矿权只有2个，面积约709平方千米，相继在重庆、川南、黔北、陕北设置了4个国家级页岩气开发示范区或试验区，共建成产能150亿立方米/年。中国页岩气产量从2013年的2亿立方米增至2017年的92亿立方米，成为中国天然气生产的重要组成部分，建成了涪陵、长宁－威远、昭通等页岩气产业基地。2017年，涪陵地区页岩气产量为60亿立方米，长宁－威远产量为25亿立方米。同时，页岩气开发技术取得重要进展，已具备3500米以浅页岩气自主开发能力，主要设备国产化程度显著提高，“工厂化”作业模式进入规模应用，开发成本不断下降。2018年，页岩气产量继续快速增加，初步统计达110亿立方米，比上年增长20%。其中，重庆涪陵页岩气产量保持在60亿立方米以上；云南昭通页岩气开发示范区建设快速推进，全年生产页岩气10.4亿立方米；川南页岩气开发取得重大突破，日产量一度达到2011万立方米，全年页岩气产量将超过40亿立方米。近年来，非常规天然气产量在中国天然气总产量中的占比显著提升，日益成为天然气增产增供的重要来源。2014年，全国非常规天然气产量50亿立方米，约占全国天然气总产量的3.9%，3年后的2017年，非常规天然气产量和占比分别提高到142亿立方米和9.6%（见图1），预计2018年该比例提高到10.3%。2󰀁中国非常规天然气资源开发的有利条件与机遇

２．１　天然气供求矛盾加剧，进口大幅攀升，为非

常规资源开发带来发展动力

2017年，中国天然气产量为1480亿立方米（含非常规），进口946亿立方米，消费2386亿立方米，对外依存度达39.6%，比上年提高了4.6个百分点。2018年，产量为1573亿立方米（不含地方煤层气产量），进口量1254亿立方米，消费量2766亿立方政策研究

OLICY RESEARCH亿立方米%160煤层气产量12.0140页岩气产量

160非常规占比（右轴）

10.01008.0806.0604.040202.0

0

0.0

2006200720082009201020112012201320142015

20162017󰀁年图1　2006－2017年中国页岩气煤层气产量及其占比

数据来源：国家能源局、国家统计局等

米，对外依存度攀升至45.3%[2]。预计未来相当长一段时间，随着生态文明建设的深入推进，能源转型进程加快，中国天然气消费将持续快速增长，迫切需要加大包括非常规在内的天然气资源勘探开发力度，大力推进增储上产，不断增加国产天然气供应，增强国家能源安全。２．２　国家做出深化油气体制改革和加大勘探开发

力度等重大决策，助推非常规资源开发2017年5月，国家发布《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，明确要求完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力[3]。同年6月，国家公布的《矿业权出让制度改革方案》明确规定[4]，除特殊情形外，矿业权一律以招标挂牌拍卖方式出让，由市场判断勘查开采风险，决定矿业权出让收益。建立累进动态的探矿权占用费制度，以及动态调整的采矿权占用费和最低勘查投入制度。下放矿业权审批权限，强化监管服务。国家有关部门积极探索非常规油气资源管理改革，将煤层气探矿权和储量中等及以下规模煤层气采矿权下放至地方，先在山西试点，后推广至6省区。山西省出台了一系列促进煤层气开发的政策，包括用地支持、矿业权审批和监管、煤层气试采、矿权重叠等。2018年7月，国家再次明确要求，加大国内油气53

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勘探开发力度，保障国家能源安全。油气行业积极贯彻国家有关重大决策部署，克服困难，努力加大投入，大幅增加包括页岩气等非常规资源的勘探开发工作量，推进油气增储上产。国家主要石油企业对未来常规、非常规油气发展制定了积极的发展规划。２．３　国家出台非常规资源开发的有关政策和规

划，扶持和鼓励非常规资源开发

“十一五”以来，国家陆续出台了支持非常规油气资源开发的系列法规政策，制定了发展规划，极大促进了页岩气、煤层气的开发利用和产业发展。其中，提高煤层气补贴标准，明确将“十三五”期间煤层气开采利用中央财政补贴标准从0.2元/立方米提高到0.3元/立方米（财建〔2016〕31号），并对煤层气勘探开发项目进口物资免征进口税收和进口环节增值税（财关税〔2016〕45号）；调整页岩气补贴标准，明确2016－2018年页岩气开发补贴标准调整为0.3元/立方米，2019－2020年为0.2元/立方米（财建〔2015〕112号）；减免页岩气资源税，自2018年4月1日至2021年3月31日，对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%（财税〔2018〕26号）。2018年6月10日起，理顺了居民用气门站价格，实现了居民用气和非居民用气门站价格并轨（发改价格规〔2018〕794号），提高了包括非常规气在内的天然气生产企业的积极性。２．４　具备了加快非常规资源开发的产业基础和发

展经验以及一定技术条件

经过多年探索，中国已经在煤层气开发方面积累了相当的经验，在地质认识、资源评价、钻完井、开发工艺、压裂改造、测试、排采生产等方面，针对鄂东、沁水等具体地区，形成了相对成熟的煤层气勘探开发技术体系，形成了两大煤层气开发生产基地，同时南方煤层气勘探开发取得突破，初步探索形成了有针对性的开发技术。在页岩气开发方面，通过引进与自主创新相结54

合，在地质调查与资源评价、“甜点”优选与评价、井工厂、水平井、体积压裂、测试、生产等方面，针对重庆涪陵、川南等地区，探索形成了适合中国地质特征的中浅层页岩气勘探开发技术体系，建成了涪陵、长宁、威远、昭通等页岩气田。另外，鄂西震旦系页岩气勘探取得突破，拓展了页岩气领域；陕北陆相页岩气勘探获得重大进展，探明规模储量，为实现陆相页岩气商业开发打下了基础。总体上，这些发展机遇和有利条件，为今后加大非常规资源开发奠定了基础，带来了前所未有的发展机遇。3󰀁中国非常规天然气资源开发面临的主要困境与挑战

３．１　非常规资源开发的经济性总体较差，投资下降

总体上，由于单井产量过低，中国煤层气开发成本过高，经济效益差，加上补贴依然难以实现盈亏平衡，企业积极性不高，投资愿望下降。中国煤层气直井单井产量平均为994立方米/日，约为美国的1/4[1]；2017年煤层气开发综合成本大多在1.5～1.8元/立方米，计入0.3元/立方米的补贴，基本处于微利甚至亏损状态。加上持续低油价的冲击，导致中国煤层气勘探开发投资不断下降。统计显示，2012－2017年，煤层气勘探投入强度由6.36万元/平方千米下降至3.24万元/平方千米[1]，降幅约50%，勘探开发总投入也由75亿元下降至24.2亿元，降幅约68%。尽管随着技术进步，页岩气开发成本不断下降，但总体依然较高，特别是在复杂地形地貌、地质条件下，综合开发成本较高，经济性依然较差。埋深3500～4000米深部页岩气开发成本较好，但至今尚未实现商业化开发。2017年，中国页岩气开发综合成本普遍在1.0～1.3元/立方米，总体偏高，勘探开发投资由2014年的150.4亿元下降至2017年的92.5亿元，降幅38.5%，完钻探采井由400口左右下降至不足150口。３．２　关键技术与重大装备的瓶颈日益凸显

中国含煤地层普遍经历了多期次构造运动，后期破坏程度大，导致构造煤发育，煤层气资源赋存条件比较复杂，不同地区煤层气地质特征差异大，且埋深普遍较大，1000～2000米煤层气地质资源量约占62.8%。这些特点决定了中国煤层气开发面临一系列关键技术瓶颈，尽管在一些地区形成了相对成熟的开发技术，但总体而言，中国煤层气勘探开发技术仍处于起步和试验阶段，而且在某些地区相对成熟的开发技术难以在其他地区有效复制应用，大大制约了煤层气开发。在页岩气开发方面，虽然目前中国已形成了3500米以浅海相页岩气开发主体技术和大型压裂设备，但是海相深层、常压和陆相页岩气资源开发均面临明显的关键技术瓶颈，从而制约页岩气持续快速增储上产。其中，埋深超过3500米的深层页岩气，由于页岩储层非均质性更强，含气性、产量差异性更强，施工压力高、水平应力差异系数大，目前主体开发技术尚处于攻关阶段。常压海相页岩气的储层、含气特征、地应力分布与超压－高压海相气存在较大差异，应力变低，优快钻井和有效压裂技术尚未形成。陆相页岩具有“两高三低”特点：“高吸附气比例、高粘土矿物含量”和“低热演化程度、低地层压力、低脆性矿物含量”，地质条件更为复杂，开采工程工艺技术要求更高。陆相页岩水平井水平段地质导向难度大；地层压力较低，压裂液返排率低，影响了单井产量，难以实现效益开采。３．３　体制机制障碍与政策困境日益突出

3.3.1󰀁矿业权配置问题矿业权配置问题主要体现在矿权过于集中，缺乏有效退出机制，矿权不能有效按照市场方式流转等，由此制约了非常规资源开发的市场竞争，很大程度上导致投入不足，加上矿权投放本身就不足，因此不利于非常规资源开发。统计显示，截至2017政策研究

OLICY RESEARCH年底，全国煤层气探矿权面积4.63万平方千米，其中约76%归属中国石油、中联煤层气有限责任公司，约21%归属各地方企业；全国页岩气探矿权面积11.6万平方千米，约80%归属中国石油、中国石化。近年来，国家加大了对常规油气探矿权勘查投入督查力度，并形成了比较有效的区块退出机制，但对于煤层气探矿权区块缺乏有效退出机制，相应的勘查投入最低标准20年未作调整，矿权持有成本过低，导致部分煤层气区块被长期圈占而未得到有效勘查。尽管国家有关法规和政策对探矿权采矿权转让做出了明确规定（国务院令242号），但由于缺乏有效的市场流转机制，截至目前，全国尚无任何常规、非常规油气矿权流转实例。只是在石油企业（矿权人）内部进行了矿权流转，但这并不是真正意义的矿权流转，因为矿权人没有发生变化，变化的只是矿权人所属不同勘查实施单位。近年来，除试点省份通过公开招标或拍卖等方式出让少量区块外，国家有关部门没有开展任何非常规资源区块招标活动，限制了区块投放，或区块投放过于缓慢，不利于中国页岩气、煤层气的勘查开采。3.3.2󰀁矿业权重叠问题中国独特的多旋回构造演化和沉积特征导致常规油气、页岩气、煤层气及其他矿产资源在垂向空间、层系分布上普遍叠置，而中国油气资源管理制度又是分矿种设置矿权，由此导致多种油气矿权重叠。目前，主要体现在四川盆地及周缘页岩气与常规油气矿权、煤炭矿权重叠，鄂尔多斯盆地煤层气与煤炭矿权重叠。尽管国家有关部门出台了相关政策（国土资发〔2007〕96号、国土资发〔2012〕159号等），试图解决矿权重叠问题，但收效并不理想。对于煤层气与煤炭的矿权、页岩气与常规油气的矿权归属同一开发主体的情况，依然是采煤优先、常规油气优先，煤炭企业开发其煤炭区块内的煤层气积极性依然不高，在缺乏政府督导下，石油企业开发其常规油气区块内页岩气的积极性也不55

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高，导致优质的煤层气、页岩气区块未能得到充分有效开发。对于煤层气与煤炭矿权归属不同开发主体的情况，遵循“先气后煤”的原则，页岩气与常规油气综合开发的难度更大。因此，矿权重叠问题依旧是制约非常规资源开发的重要因素，不利于非常规资源的开发和增储上产，也不利于各类能源矿产资源综合勘查开采。3.3.3󰀁资源管理政策不完善一是探矿权、采矿权分开设置，即探采分离，而且试采时间偏短，不符合煤层气、页岩气等非常规资源开发特点。非常规资源开发需要较长时间排采降压，试采后，才能提交探明储量报告，才能准确评估产能和产量，进而申请采矿权。另外，在申请采矿权时，需要提供多项前置性审批材料，而这些前置性批件耗时太长，仅环境影响评价报告就需要1～3年。二是非常规资源开发的监管不力，监管方式落后。对于非常规油气勘查开采的监管，总体上等同于常规油气监管，仍以企业自律为主。近年来，页岩气探矿权区块中标企业普遍没有完成规定或承诺的勘查投入和工作量，却没有按照有关要求和规定受到应有的处罚。对煤层气探矿权区块勘查开采的监管则更加薄弱，至今尚未开展一次煤层气专项督查，对其投入、工作量的核实亟待加强。针对矿业权人年度勘查开采信息，国家有关部门建立了“双随机一公开”制度，一定程度上加强了监管，但对于具体投入和工作量仍以其自行填报材料为主，核查力度不够，核查专业化水准也有待提高。三是管理效率总体较低。由于需要提供的材料和手续过多，程序过于繁琐，探矿权、采矿权审批登记效率有待进一步提高。3.3.4󰀁政策配套和协调问题制约发展这里主要指各种油气资源开发与生态环境、用地征地、安全生产等方面的政策协调和配套关系。近年来，随着生态文明建设力度加大、安全生产要求提高和土地制度调整，有关政策的不配套、不协56

调问题日益成为制约非常规资源开发和增储上产的关键问题。一是自然保护区/生态红线的划定、环境保护评估等，与油气资源开发在政策上不协调，呈现对立之势和矛盾状态。自然保护区范围划定的科学性有待提高，而且退出保护区机制和节奏有待完善。二是非常规油气资源开发与用地征地政策不协调。资源开发用地不合理、效率低等现象依然存在，征用地方式也有待完善，即使在合规条件下，用地审批时间长，征地效率低，明显影响资源开发进展。其中一个主要原因是地方从非常规资源开发中得不到合理利益，普遍成为本地资源开发的旁观者，难以介入支持相应的资源开发。3.3.5󰀁政策支持机制与方式落后长期以来，对非常规资源开发的政策支持主要侧重于直接的财政补贴，这在非常规资源开发早期阶段是必要的。但是，支持政策过于强调直接财政补贴，往往忽视其他同等重要甚至更重要的政策诉求，因此亟待创新非常规资源开发的政策支持机制和方式。鉴于非常规资源开发自身的特点，需要在公益性地质调查、技术创新、融投资、生态环境、安全生产、用地征地、重大项目立项等多方面予以支持。目前这些领域的支持政策比较薄弱，已有的支持政策主要是针对具体问题，一事一议，临时性强，不成体系，而且以部门规章、地方性法规为主，统管长远的全国性、制度性政策体系建设严重滞后。4󰀁中国非常规天然气资源潜力与开发前景

４．１　资源基础和潜力大

中国沉积盆地具有独特的区域地质背景，普遍经历了漫长而复杂的多期次构造演化，盆地类型众多，形成了多类型非常规天然气资源，资源总量丰富，但禀赋复杂，开发难度大。据2015年国土资源部数据[5-6]，全国页岩气地质资源量为122万亿立方米，可采资源量为22万亿立方米；煤层气地质资源量为30.1万亿立方米，可采资源量为12.5万亿立方米。截至2017年底，全国累计煤层气地质储量为6345亿立方米，技术可采储量为3193亿立方米，资源探明率分别为2.1%和2.6%；截至2018年6月底，全国累计探明页岩气地质储量为10450亿立方米，技术可采储量为2504亿立方米，资源探明率分别为0.8%和1.1%。总体上，中国煤层气、页岩气勘探开发尚处于初期阶段，资源基础和潜力大，增储上产的潜力大。４．２　开发前景充满不确定

国内外实践表明，非常规油气资源具有丰度低、分布广、面积大、多种资源共伴生，普遍需要压裂改造后才能生产，早期开发成本高等不同于常规资源开发的鲜明特点。这些特点决定了非常规资源开发对政策环境和技术创新更为敏感。展望未来中国煤层气、页岩气的增储上产前景，需要一定的政策环境和技术条件。本文主要采用情景分析法展望到2035年中国煤层气和页岩气开发前景。在经济社会总体持续稳定发展的大背景下，本文主要考虑政策、技术等层面的因素，分三种情景描述未来中国非常规天然气资源开发前景。情景1：油气体制改革取得重大进展和显著成效，形成一整套相互配套、协调发展的常规、非常规油气资源开发政策体系，同时重大关键技术与装备得到顺利、及时攻克和解决。在这种情景下，非常规资源开发获得持续快速发展，储产量持续大幅增长。预计到2025年非常规气产量约占全国天然气总产量的25%以上，2035年该比例将达到40%。情景2：油气体制改革取得明显进展，但成效不明显；有针对性的非常规资源开发政策有所改善，但是政策的配套性、协调性问题依然存在；在关键技术与装备研发方面不断取得进展，但相对缓慢。在这种情景下，非常规资源开发基本延续目前的发展态势。预计到2025年非常规气产量约占全国天然气总产量的20%，2035年该比例将达到30%。政策研究

OLICY RESEARCH情景3：油气体制改革进展总体缓慢，特别是上游改革滞后，油气资源开发政策不配套、不协调的困境和制约日益突出；系列关键技术与装备问题始终未能顺利、及时解决和攻克。在这种情景下，非常规资源开发、增储上产缓慢，甚至不及目前发展态势。预计2025年非常规气产量约占全国天然气总产量的16%，2035年该比例不超过25%。总体上，中国页岩气、煤层气等非常规天然气具有持续快速发展、担当天然气增储上产的资源基础和潜力，但发展前景充满不确定性。5󰀁结论与建议

近年来，中国非常规天然气勘探开发实现了较快发展，特别是页岩气相继获得重要突破，储产量明显提高，日益成为中国天然气增储上产的重要来源，但受制于技术制约和体制、政策困境，增储上产乏力，对保障国家能源安全的贡献依旧较低。总体上，中国煤层气、页岩气等非常规天然气勘探开发尚处于初期阶段，具有持续快速发展、大幅增储上产的资源基础和潜力。未来加快中国非常规资源开发，挑战与机遇并存，发展前景充满不确定性。基于非常规天然气资源开发现状和面临的困境与问题，按照国家能源革命战略和油气体制改革方案的总体要求，坚持问题导向和目标导向相结合，为加强非常规资源开发，推进油气增储上产，增强国家能源安全，需要立足当前，着眼长远，清晰战略定位，不断强化关键技术和工程装备攻关，同时坚定不移持续推进油气体制改革，加快构建系统性、综合性、长期稳定、配套协调的油气资源政策体系，构建油气资源增储上产的制度保障和政策快车道。５．１　深化油气上游体制改革

深化中国油气上游体制机制改革，加大矿业权竞争性出让力度，推进矿业权流转，不断促进投57

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资。短期看，应抓紧总结经验教训，完善矿权竞争出让机制，加大矿权投放力度，扩大试点省份招标范围，组织开展全国性区块招标，加快形成定期的非常规探矿权区块招标机制。同时适度提高区块持有成本，加强监管，完善区块退出机制，严格执行有关中标合同和规定。加快探索非常规资源探明储量（采矿权）市场化流转，探索矿权不变情况下探明储量合作开发机制。从中长期看，加快油气探明储量确权登记，加快探索储量经济价值评估机制，构建包括非常规资源在内的油气矿业权二级市场。这些政策措施的根本目的在于，让各类油气矿业权流转起来，只有在市场中流动起来才能实现增值增储增产。５．２　创新油气矿业权管理机制

创新中国油气矿业权管理体制机制，探索符合非常规资源特点的矿权管理模式，进一步解决矿权重叠问题，促进非常规资源开发，推进能源资源综合勘查开采。1）在现有政策基础上，总结推广解决煤层气、煤炭矿权重叠的成功经验和模式，进一步完善有关政策，研究拟定有关监管督查指标，切实推进煤炭煤层气综合勘查开采，促进煤层气开发利用；2）完善有关政策，明确规定常规油气矿权人综合开采其常规油气区块内非常规资源，并研究拟订具体可操作的监管督查指标，例如油气资源综合开发利用率；3）对于煤炭、煤层气、页岩气、致密气等多种能源资源叠置共生的区块，在一定条件下，要求矿权人制订综合勘查开采方案，明确责任义务，对多种能源资源进行综合勘查开采，并加大监管力度；4）积极探索非常规资源探采合一的矿权管理模式，实现二证合一，推进探采一体化，短期看，应在总结试点经验基础上，加快研究出台延长非常规资源开发试采期政策，可考虑2～3年；5）简化审批要件，优化程序，提高非常规资源矿权审批登记效率；6）进一步推进“放管服”（简政放权、放管结合、优化服务），扩大非常规资源管理权限58

下放试点范围，同时加强对试点省份的指导、技术培训等服务工作。５．３　完善政策支持机制和方式

在规范资源开发的同时切实促进开发。加强非常规资源开发的经济性支持政策，强调非经济性支持政策，着重做好不同政策之间的协调和配套。1）加大非常规资源开发与土地管理、生态环境保护、安全生产管理等领域政策的统筹协调，在符合有关规定的情况下，加大对非常规资源开发的用地支持、环评支持，科学合理确定自然保护区，真正实现在保护中开发，在开发中保护；2）加大基础性、共性的地质理论、关键技术与重大装备的攻关支持力度，引导、鼓励和支持企业加大自主技术创新力度；3）加强非常规资源公益性地质调查与评价，夯实资源基础，促进资源开发；4）继续加大经济性支持政策，延续对页岩气、煤层气开发的财政补贴，尽快出台部分致密气（三类）开发补贴政策，加大非常规资源开发税费减免力度，创新非常规资源勘探开发项目融投资模式，加大金融支持力度。５．４　完善非常规资源开发利益分配机制

充分发挥资源地积极性，促进非常规资源开发。进一步合理分配油气资源开发收益，鼓励支持地方以多种方式参与资源开发，推动资源开发与地方经济发展相互促进。1）鼓励资源地企业参与非常规资源开发利用，考虑混合所有制改革等方式，支持地方国有、民营企业以多种方式参与资源开发，让地方成为资源开发的参与者、受益者，而不是旁观者；2）非常规资源开发企业注册要充分考虑地方经济发展的需要，根据实际需要当地注册，留税于地方，互利互惠，资源开发与地方经济共同发展；3）完善非常规资源开发的税费收入分配政策，调整中央与地方的税收分配比例，适度扩大地方占比，进一步调动地方参与并支持非常规资源开发的积极性和主动性。５．５　加强监管，构建央地联合监管新机制

构建中央与地方联合监管新体制机制，着力提高监管专业化水平。加强非常规资源勘探开发监管，行业自律和政府监管相结合，维护勘探开发市场秩序，提高资源开发利用水平，规范并促进油气资源开发，保护生态环境，促进地方发展。1）着重完善监管依据和标准规范，根据行业发展、形势变化，不断调整完善监管技术标准与规范；2）加强专业化监管队伍建设，提高监管水平和效率，对监管人员实行专业、技术资质化管理，将资深地质、技术、工程、环保、安全等领域有经验的专业人才充实到监管队伍；3）理顺监管体制机制，切实发挥地方政府在资源开发中的监管作用，探索构建由国家有关部门主导（指导）、各资源地政府具体实施的监管新机制。５．６　加强关键技术与装备的攻关与研发

加强对制约非常规资源开发的关键技术与装备的攻关与研发，加快形成适合中国地质特点的非常规资源开发核心技术体系，为非常规资源开发持续快速发展、增储上产，提供强有力的技术支撑。1）加大对非常规资源开发关键技术与装备研发的支持，继续设立国家科技计划（例如重大专项），加强支持海相深层和常压、陆相页岩气、构造煤层气、低阶煤煤层气等资源高效开发技术攻关和核心装备研发，进一步落实储量，同时通过不断提高技术水平推动页岩气开发成本持续下降，保障非常规政策研究

OLICY RESEARCH资源效益和可持续开发；2）完善产学研相结合的科研共享平台，对共性、关键技术问题开展联合攻关，成果共享；3）完善科研支持机制，国家有关部门着力营造保护知识、尊重知识、尊重创新、保护创新的良好机制，中央财政侧重支持基础性、共性的重大科学、技术与装备的攻关与研发，同时发挥企业科技创新的主体作用，引导企业加大科技创新投入。参考文献：

[1] 门相勇, 韩征, 宫厚健, 等. 新形势下中国煤层气勘探开发面临的挑战与机遇[J]. 天然气工业, 2018, 38 (9): 10-16.[2] 刘朝全, 姜学峰, 主编. 2018年国内外油气行业发展报告[M]. 北京：石油工业出版社, 2019.

[3] 中共中央 国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》[EB/OL]. 2017-05-21. http://www.gov.cn/zhengce/2017-05/21/content_5195683.htm?gs_ws=tsina_636312136803880184.

[4] 中共中央办公厅 国务院办公厅关于印发《矿业权出让制度改革方案》的通知[EB/OL]. 2017-02-27. http://gzkg.jxgtt.gov.cn/resource/uploadfile/gzkg/201805/20180502105955398.pdf

[5] 国土资源部油气资源战略研究中心, 等. 页岩气资源动态评价[M]. 北京：地质出版社, 2017.

[6] 国土资源部油气资源战略研究中心, 等. 煤层气资源动态评价[M]. 北京：地质出版社, 2017.

收稿日期：2019-02-17编　　辑：王立敏编　　审：周　勇

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