阜新创业路中国石油油价-阜新市中石油加油站优惠一览表

1.青海油田面试问什么

2.杭瑞高速北到成都需要多久时间

3.我国煤层气开发利用现状、产业发展机遇与前景

4.油气勘探开发成效显著

青海油田面试问什么

青海油田面试，面试官根据自我介绍问问题，问家庭状况，大学的经历，对公司的了解，行业发展，职业规划。青海石油管理局有限公司所属集团是中国石油天然气集团有限公司。地址位于青海省海西州茫崖花土沟镇创业路。

杭瑞高速北到成都需要多久时间

驾车路线：全程约939.7公里

起点：中国石油(禄裱加油...

1.从起点向正东方向出发，行驶100米，直行进入杭瑞高速公路

2.沿杭瑞高速公路行驶27.3公里，朝昆明绕城/武定/曲靖/玉溪方向，稍向右转上匝道

3.沿匝道行驶2.7公里，直行进入昆明绕城高速公路

4.沿昆明绕城高速公路行驶25.0公里，朝武定/昆明/G5方向，稍向右转进入乌龟山立交

5.沿乌龟山立交行驶1.2公里，过乌龟山立交约1.2公里后，直行进入武昆高速公路

6.沿武昆高速公路行驶55.8公里，直行进入京昆高速公路

7.沿京昆高速公路行驶266.3公里，直行进入西攀高速公路

8.沿西攀高速公路行驶160米，直行进入京昆高速公路

9.沿京昆高速公路行驶414.3公里，直行进入成渝环线高速公路

10.沿成渝环线高速公路行驶138.9公里，直行进入成渝环线高速公路

11.沿成渝环线高速公路行驶270米，直行进入创业路

12.沿创业路行驶1.5公里，过永丰立交桥，直行进入永丰路

13.成都市内驾车方案

1) 沿永丰路行驶1.2公里，过衣冠庙立交桥，直行进入洗面桥街

2) 沿洗面桥街行驶810米，过左侧的银谷基业约50米后，稍向左转进入浆洗街

3) 沿浆洗街行驶730米，过南门桥约100米后，直行进入下南大街

4) 沿下南大街行驶230米，直行进入中南大街

5) 沿中南大街行驶80米，过左侧的人事局人才培训大厦约90米后，直行进入上南大街

6) 沿上南大街行驶210米，右转进入红照壁街

7) 沿红照壁街行驶210米，左转进入人民南路

8) 沿人民南路行驶350米，过右侧的四川省电力公司综合楼约70米后，右前方转弯进入东御街

9) 沿东御街行驶60米，过右侧的成都远东百货天府店北门，稍向左转进入人民中路

10) 沿人民中路行驶110米，过右侧的麦当劳广场餐厅约140米后，左转进入蜀都大道

11) 沿蜀都大道行驶260米，到达终点(在道路右侧)

终点：成都市

我国煤层气开发利用现状、产业发展机遇与前景

冯三利

（中联煤层气有限责任公司 北京 100011）

作者简介：冯三利，1956年生，男，高级工程师，现任中联煤层气有限责任公司副总经理，地址：北京市安外大街甲88号，邮编：100011。

摘要 文章从煤层气资源、技术及政策等方面介绍了我国煤层气开发利用现状，阐明了我国煤层气勘探开发存在的问题，并详细分析了当前促进我国煤层气快速发展的机遇，最后对我国煤层气开发利用的前景进行了客观展望。

关键词 煤层气 现状 机遇 前景

Status，OPPortunities and DeveloPment ProsPects of China's CBM Industry

Feng Sanli

（China United Coalbed Methane CorP.Ltd.，Beijing 100011）

Abstract：The article introduced the status of development and utilization of China's CBM from CBM resources，technology and some policies respectively.Some issues of exploration and development of CBMwere also listed in this article.Based on the analysis on the various opportunities that China's CBM industry is faced with under new policy environment of China，the author finally looked into the future prospects of CBMdevelopment and utilization in China.

Keywords：CBM；status；opportunities；prospects

煤层气，俗称煤矿瓦斯，是近一二十年来在世界上崛起的新型能源，是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，其成分与常规天然气基本相同，甲烷含量大于90%，发热量大于8000kcal/m3，完全可以作为与常规天然气同等质量的优质能源和化工原料。同时煤层气在煤矿生产中又是一种有害气体，对煤矿安全生产造成巨大威胁，并且随着煤矿的开采，大量的煤层气排放到大气中又会对环境造成严重污染，是仅次于二氧化碳的主要温室气体来源。所以，开发利用煤层气这一洁净能源，对于优化我国的能源结构、减少温室气体排放、减轻大气污染、解决煤矿安全生产以及实现我国国民经济可持续发展都具有重大的现实意义。

美国是最先取得煤层气商业化开发成功的国家，2004年年产量达到500×108m3，比我国同年天然气年产量还多。近几年来加拿大煤层气产业发展迅猛，从2003年的1×108m3发展到2005年超过30×108m3，此外澳大利亚、印度近年来煤层气也得到了快速发展。

1 我国煤层气开发利用现状

1.1 煤层气资源/储量状况

我国是世界上第一煤炭生产大国，煤炭资源量巨大，同时我国的煤层气资源也十分丰富，2000年由中联煤层气有限责任公司承担的国家计委一类项目“全国煤层气资源评价报告”，预测我国陆上烟煤和无烟煤煤田中，在埋深300～2000m 范围内煤层气资源量为31.46×1012m3，与我国陆上天然气资源量相当，位居世界第三位，见表1所示。

表1 世界主要产煤国家的煤层气资源（埋深2000m以浅）

*《全国煤层气资源评价报告》，中联煤层气有限责任公司，2000年

截至目前，我国已探明煤层气地质储量1023.08×108m3，其中以地面开发为主探明储量754.44×108m3，矿井抽放为主探明储量268.64×108m3，见表2。

表2 我国煤层气探明地质储量一览表

1.2 勘探开发技术现状

经过“六五”到“九五”，特别是“十五”国家科技攻关项目的实施，同时通过学习国外煤层气勘探开发成功经验，结合我国煤田地质特点，我国煤层气从选区评价到勘探开发技术方面取得了长足发展，形成了一系列具有自主知识产权的煤层气勘探开发技术体系，基本掌握了煤层气勘探开发的常规技术。这些技术主要包括：

——煤层气开发有利地区选区评价技术

——绳索取心技术

——清水钻开煤层技术

——水力携砂压裂技术

——清洁压裂液携砂压裂技术

——氮气泡沫压裂技术

——欠平衡钻井和完井技术

——多分支水平井钻井和排采技术

——煤矿井下定向多分支长钻孔抽采技术

1.3 煤层气地面开发情况

我国的煤层气地面勘探开发经过十余年的实践，已取得了重大突破。其中具代表性的实现小规模商业性煤层气地面开发的项目如下：

（1）山西沁水枣园井组煤层气开发试验项目：2003年4月枣园井组开始向外供气。该井组共有生产试验井15口，建有日压缩能力3.6×104m3的小型CNG压缩站和日发电400 kW的小型煤层气发电站，实现了小规模煤层气商业化开发、集输、储运和利用。

（2）辽宁阜新刘家井组煤层气开发项目：阜新项目1999～2001年在阜新刘家井田钻井8口，形成小型井网，单井平均产气量为3000m3/d以上。

（3）山西晋城潘庄煤层气地面开发项目：1992年，在山西沁水潘庄地区施工了7口煤层气生产试验井，排采效果较好。2004～2005年期间在潘庄井田施工了150口煤层气井，压裂排采70口井，日产煤层气约10×104m3。该项目已建成完备的集输管网、集气站和压缩站。

（4）山西沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程——潘河先导性试验项目（简称潘河项目）：该项目是国家发改委批准立项的国家煤层气开发利用高技术产业化示范工程。计划施工900口煤层气井，分三期完成。第一期施工150口煤层气生产试验井，2006年完成，建成一个年产煤层气约1×108m3的煤层气生产示范基地；第二期计划施工400口煤层气生产井，产能达4×108m3/a；第三期计划施工350口煤层气生产井，产能达7×108m3/a。到2005年底，已完成100口井的钻井、40口井的压裂和地面工程建设，已于2005年11月1日正式开始对外供压缩煤层气，日产气约7×104m3。

（5）山西省沁水县端氏煤层气开发示范工程：该项目是中联煤层气有限责任公司承担的全国油气资源战略选区与评价项目中的一个重点项目。该项目的目的是通过在端氏地区用多分支水平井钻井工艺开采煤层气，评价其煤层气生产潜力，并形成以多分支井钻井技术开采煤层气的一整套开采工艺技术。继2005年中联公司在山西省端氏区块3煤成功地实施一口多分支水平井后，2006年又在该区15 煤成功地实施了另一口多分支水平井，经过排采试验，目前单井日产量已达7000m3以上，预测日单井产能将达到4×104m3以上。该项目的成功将对我国高效开发煤层气资源，特别是针对高瓦斯矿区在采煤之前快速抽采利用煤层气资源，遏制煤矿重大瓦斯事故方面具有十分重要的意义。

1.4 矿井瓦斯（煤层气）抽放利用

据统计，到2004年年底国有重点煤矿建有煤矿瓦斯地面抽采系统308 套，井下移动抽采系统272套，瓦斯抽采量18.66×108m3（见图1），抽采率26.5%。45户安全重点监控煤炭企业的瓦斯抽采量为16.95×108m3，年抽采量超过1×108m3的矿区有阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城、抚顺等，其中山西阳泉、安徽淮南、辽宁抚顺等3个高瓦斯矿区瓦斯抽放量占全国的1/3。

图1 2001～2004年国有重点煤矿瓦斯抽采总量直方图

目前井下抽放煤层气利用量较低，不足50%，主要是矿区居民用气和自备发电，少部分用于福利事业及工业原料，很大一部分排空，这部分资源浪费很大，开发利用的空间也很大，应该引起政府有关部门和有关企业的重视。

1.5 现行优惠政策

一是开发利用煤层气征收5%的增值税，不抵扣进项税额；二是实行“两免三减半”——中外合作开采煤层气的企业，从开始获利年度起，第一年和第二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收企业所得税；三是勘探、开采煤层气项目所需进口物资比照石油、天然气的进口税收政策执行；四是煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定等。

1.6 我国煤层气勘探开发存在的问题

（1）煤层气开发利用政策扶持力度不够。开发利用煤层气的社会综合效益要远远大于它的经济效益，特别是在煤层气产业发展的初期，政府应该给予更多的优惠政策，鼓励企业从事煤层气的勘探开发。美国煤层气产业的快速发展，早期政府的鼓励政策起到了决定性的作用。

（2）煤层气勘探开发和科技投入过低而且分散，一些关键技术和设备有待提高。煤层气是一种高投入、高风险、高技术的产业，要掌握它的基本赋存规律和开发技术，必须有较大的前期投入和较先进的仪器设备。

（3）煤层气勘探开发与煤炭、油气勘探区块冲突逐渐显现。煤与煤层气是共伴生的关系，采煤与采气必须有机结合才能协调发展，否则不仅浪费资源、污染环境，而且还威胁煤矿安全。

（4）基础管网薄弱。我国天然气基础管网比较薄弱，煤层气企业不仅要建设井田内部管网，还要考虑长输管网建设，无形中增加了企业的生产成本，影响了企业的经济效益和开发煤层气的积极性，加之我们的市场机制还不够完善，气价相对油价过低也是影响煤层气发展的重要因素。

2 促进我国煤层气快速发展的机遇与前景

2.1 中央政府高度重视和关心煤层气产业的发展

总理明确提出：“开发和利用煤层气既可治理瓦斯，又可利用能源，一举两得，应该加大科研、勘探、开发的力度。”2006年6月15日办公厅颁发了国办发[2006]47号《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，将为我国煤层气的快速发展起到巨大的推动作用。

2.2 能源、环境、煤矿安全生产迫切需要加快煤层气开发利用

我国油气资源短缺，但煤层气资源丰富，是目前最现实的天然气接替资源；我国又是产煤大国，在我国，高瓦斯和瓦斯突出矿井占46%以上，每年由于瓦斯事故给国家财产和入民生命造成巨大损失，同时由于采煤每年向大气排放的甲烷达120×108m3以上，造成了巨大的环境压力和资源的浪费，因此，先采气、后采煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产和节约能源。

2.3 政府己制定了煤层气“十一五”发展规划

以往没有统一的国家煤层气开发利用的专项规划，煤层气规划分列在煤炭、石油等行业中，规划不系统，落实不好，这也是影响我国煤层气快速发展的因素之一。近期，国家发改委已组织有关部门制定了全国“十一五”煤层气开发利用规划，到2010年全国煤层气（煤矿瓦斯）产量达100×108m3，其中地面开发煤层气产量50×108m3，煤矿井下抽采煤层气50×108m3，获得新增煤层气探明储量3000×108m3，总投资300×108元（含勘探、开发、管网、科研），实现煤层气产业化，国家规划的制定，明确了煤层气产业的发展目标，为政府制定煤层气产业政策提供了依据，将引导企业从事煤层气产业投资，加快煤层气产业的发展步伐。

2.4 煤层气国家工程研究中心的建立将促进煤层气关键技术的研制和推广应用

2006年3月6日，国家发改委以发改高技[2006]368号文，批复同意由中联煤层气有限责任公司牵头联合有关单位共同组建煤层气开发利用国家工程研究中心。该中心将围绕煤层气开发利用重大技术需求，建设我国煤层气勘探开发、加工利用的技术研发和工程化试验设施，把煤层气产业的重大科研成果进行完整的工程化和集成化应用研究，消化、吸收引进的先进技术，建立适合我国地质条件的煤层气开发利用工程技术体系，为行业间提供一个合作交流的平台，成为煤层气行业入才培养的基地，为煤层气开发利用相关企业提供技术支持和服务，推动煤层气产业的整体技术进步。

2.5 煤层气开发技术日臻完善，一些关键技术己有所突破

2.5.1 煤层气井空气/雾化钻井技术

该技术在美国煤层气田开发中普遍采用，已占开发井的90%以上，它的优点是钻井周期短（2～4d），效率高、成本低，对煤层伤害小。国家“十五”科技攻关项目《煤层气欠平衡钻井技术研究》，结合中国煤层气地质特点，开发出空气钻井设计软件，形成了空气钻井系列技术，目前已在山西潘河示范项目中广泛使用，使钻井周期由原来的15 d以上缩短到不足5d，不仅降低了施工成本，而且避免了钻井液对储层的伤害。

2.5.2 多分支水平井钻井、排采技术

美国的多分支水平井一开始就是结合煤矿规划实施的，一般在5年内可以实现80%～85%的瓦斯采收率，这样可以极大地改善采煤作业环境，促进煤矿安全生产，其综合经济效益与社会效益十分明显。我国煤矿瓦斯事故多发，煤层渗透率低，急需推广此项技术，以保证煤矿安全生产，节约清洁能源。2004年11月，奥瑞安公司设计和组织施工的DNP02多分支水平井正式投入生产并实现了预期工艺和产能双重突破，煤层中水平井眼总进尺达8000m，单井日产稳定在2×104m3以上，中联公司承担的油气战略选区端氏水平井示范项目已分别在3煤和15煤成功实施两口多分支水平井，预测单井产能在2×104m3以上。

2.5.3 煤矿井下水平长钻孔抽采技术

通过国家“十五”攻关项目研究，利用国产钻机使井下长钻孔达500m 水平距离，用进口钻机在国内试验已使最大孔深达到了1002m，班进尺最高达到了400m。此项技术的推广应用不仅可以促进煤矿安全生产，还可大大提高煤炭企业生产效率。

2.5.4 煤层气储层改造技术

储层改造在煤层气开发中是一个关键环节，目前在沁水盆地主要用清水加砂压裂方法。清洁压裂液技术已在韩城井组实验获得成功，在沈北矿区针对褐煤利用小型洞穴完井技术进行改造，为低阶煤煤层气开发积累了经验，特别是氮气泡沫压裂在潘河示范项目通过两口井实验获得了巨大成功，经过排采显示，比相同条件下煤层气井产量成倍增加，具有很好的推广利用前景。

2.6 沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目将有力推动我国煤层气产业发展

2004年底国家发改委批准实施该示范工程项目，该项目位于山西沁水县境内，含气面积24.2km2，示范内容包括钻井、增产改造、煤层气集输、增压、数据传输、地面工程建设等。目前第一期100口钻井已完工，40口生产井已经运行半年多，整个设施运行平稳，产气情况良好。通过对煤层气地面开发全过程试验，积累煤层气开发技术和管理经验，为推动我国煤层气资源的大规模商业化利用将起到积极的示范作用，特别是为沁水盆地煤层气田的大规模开发获得了第一手资料，打下了良好基础。

2.7 清洁发展机制（CDM）推动煤矿区煤层气开发利用

《京都议定书》于2005年2月生效，清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》所规定的发达国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。它的核心是允许发达国家和发展中国家进行基于投资项目的“经证明的减排量（CERs）”的转让与获得。煤层气开发利用是实施CDM项目的重要领域。煤层气的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是二氧化碳的21倍，目前国际碳指标每吨为5～10 美元。我国煤矿区煤层气平均抽放率目前仅为32%，2004年抽放量为18.6×108m3，煤层气利用量不足一半。如果通过CDM机制引进资金和技术支持，对煤层气产业自身发展和推动煤矿区煤层气利用将起到积极的促进作用。

2.8 基础管网设施不断完善

天然气输送管道缺乏，是制约我国煤层气发展的一项重要外部条件。随着“西气东输”管线的运行，为相关地区煤层气勘探开发利用提供了一个大发展的良好契机。“西气东输”管线沿途经过我国多个主要煤田，如新疆准南煤田、山西河东煤田、沁水煤田和淮南煤田等，这些煤田是我国煤层气资源条件很好的地区，也是目前我国煤层气勘探开发的热点地区。另外，陕京复线的建设、山西省规划的煤层气管线的实施，也将为煤层气的集输利用提供良好的基础条件。

3 结语

综上所述，在我国，丰富的煤层气资源为我们提供了良好的物质基础，国民经济的快速发展提供了巨大的市场需求，煤矿井下瓦斯抽放已经积累了几十年的经验，地面勘探开发煤层气也有十多年的历史，煤层气勘探开发的技术手段日臻完善和成熟。目前中央政府高度重视煤层气的开发，制定了煤层气的专门发展规划，批准成立了煤层气开发利用国家工程研究中心，颁发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》的文件，规定了一系列鼓励和加快煤层气勘探开发和利用的有力措施，煤层气开发的外部环境越来越好，为我国煤层气产业的跨越式发展创造了良好的机遇。根据我国目前煤层气产业发展的状况和发展趋势，到2010年完全可以实现煤层气“十一五”发展规划确定的目标，以沁水盆地为重点，实现地面开发煤层气年产50×108m3，煤矿井下抽采煤层气50×108m3，为煤矿安全生产服务，为构建社会主义和谐社会贡献一份力量。

参考文献

[1]冯三利、叶建平主编.2003.中国煤层气勘探开发关键技术研究.国家“十五”攻关科研报告

[2]冯三利、叶建平主编.2005.中国煤层气勘探开发配套技术研究.国家“十五”攻关科研报告

[3]中联煤层气有限责任公司.2000.沁水盆地煤层气田新增煤层气储量报告，内部资料

油气勘探开发成效显著

我国在世界103个产油国中，属于油气资源“比较丰富”的国家，油气资源总的特点是总量丰富，品质一般，分布不均，油气比相近，石油总量略高于天然气。

2.1.1 勘探投入增长，成果显著

2007年全国石油天然气勘查投资大幅度增长，达541.89亿元，较2006年的447.02亿元增加了94.87亿元，增幅达到21.2%，约为“十五”年均勘查投资的2倍。从各石油公司勘查投入的比例看，中国石油天然气集团公司占57.9%，中国石油化工股份有限公司占27.9%，中国海洋石油占10.8%，陕西延长石油（集团）有限责任公司占2.2%，中联煤层气有限责任公司占1.2%。

2007年各石油公司遵循油气并举的勘探思路，加强岩性地层、前陆盆地、海相碳酸盐岩等复杂油气藏勘探，取得重大成果，松辽、渤海湾、鄂尔多斯、四川、塔里木和准噶尔等盆地获得重要发现，落实了一批油气储量，实现了油气储量的高位增长。

冀东南堡油田是2007年油气勘探的最大亮点，提交探明石油地质储量4.45亿吨，三级油气地质储量油当量油达到11.80亿吨。长庆苏里格气田新增基本探明天然气地质储量5652.00亿立方米（此前已提交探明储量5336.52亿立方米），初步形成了我国第一个三级储量超过万亿立方米的巨型气田。

2.1.2 油气储量稳定增长

2.1.2.1 石油

2007年全国新增探明石油地质储量12.31亿吨，较2006年增加了2.82亿吨，增幅29.8%，比“十五”年均增长25.1%，是继1961年（20.60亿吨）、2004年（12.65亿吨）之后的第3个高峰年。全国新增探明技术可采储量2.47亿吨，较2006年增加了0.74亿吨，增幅42.8%。

至2007年年底，全国石油累计探明地质储量277.40亿吨，同比增长4.6%，石油资源探明程度达35.0%；累计探明技术可采储量76.72亿吨，同比增长3.4%；剩余技术可采储量28.33亿吨，同比增长2.7%，储采比15.2。

2007年全国石油新增探明地质储量大于5000万吨的盆地有渤海湾、松辽、鄂尔多斯和塔里木，合计新增探明地质储量11.38亿吨，占全国总量的92.7%，同比增长58.2%；新增探明技术可采储量2.29亿吨，占全国总量的92.1%，同比增长59.4%。其中，渤海湾盆地陆上由于冀东南堡油田的重大突破，新增探明地质储量同比增长了151.0%，新增探明技术可采储量同比增长了141.1%；渤海海域也有大幅增长，新增探明地质储量同比增长了88.0%，新增探明技术可采储量同比增长了82.9%；鄂尔多斯和塔里木盆地的新增储量保持了持续增长的势头。

2.1.2.2 天然气

2007年全年新增探明天然气地质储量6119.03亿立方米，为历史上第2个高峰年，较2006年增加了487.48亿立方米，增幅8.7%，比“十五”年均增长14.1%。新增探明技术可采储量2926.65亿立方米，较2006年下降了262.60亿立方米，降幅8.2%，主要原因是探明的储量中溶解气比例大。

至2007年年底，全国天然气累计探明地质储量7.39万亿立方米，同比增长9.7%；累计探明技术可采储量4.13万亿立方米，同比增长8.4%；剩余技术可采储量3.27万亿立方米，同比增长7.8%。

2007年全国天然气新增探明地质储量大于500.00亿立方米的盆地有松辽、四川、鄂尔多斯、塔里木和渤海湾，合计新增探明地质储量5902.47亿立方米，占全国总量的96.5%，同比增长15.1%；新增探明技术可采储量2831.07亿立方米，占全国总量的96.7%，同比下降7.0%。其中，松辽盆地增长最多，2007年新增探明地质储量2012.03亿立方米，新增探明技术可采储量989.36亿立方米；由于冀东南堡溶解气储量增加了536.08亿立方米，从而使渤海湾陆上新增天然气探明地质储量649.89亿立方米，新增探明技术可采储量149.52亿立方米；而四川、鄂尔多斯和塔里木盆地的新增储量较2006年有明显下降。

2.1.3 石油产量持续稳定增长

2007年，全国石油产量稳定增长，全年累计生产石油1.86亿吨，比“十五”年均产量增长8.0%。其中，中国石油天然气集团公司生产原油1.08亿吨，占全国的57.9%；中国石油化工股份有限公司生产原油0.41亿吨，占22.1%；中国海洋石油总公司生产原油0.27亿吨，占14.4%；延长石油（集团）有限责任公司生产原油0.10亿吨，占5.5%，其他企业23.6万吨，占0.1%。

2007年全国石油产量大于1000万吨的盆地有渤海湾、松辽、鄂尔多斯、塔里木、珠江口和准噶尔盆地，合计产量1.76亿吨，占全国总量的94.5%，同比增长1.47%。除松辽、珠江口盆地石油产量较上年减少外，其余均稳定增长。其中，渤海湾陆上2007年产量5315.41万吨，同比增长0.41%；渤海湾海域1417.22万吨，同比增长0.66%；鄂尔多斯盆地2505.02万吨，同比增长11.60%；塔里木盆地1179.26万吨，同比增长9.46%；准噶尔盆地1251.93万吨，同比增长3.66%。

全国石油产量由2001年的1.59亿吨增加到2007年的1.86亿吨，年均增加450万吨；其中2007年较2006年净增200万吨，同比增长1.1%，2006年较2005年净增300万吨，同比增长1.7%，可见石油产量增长速度变慢。

截至2007年年底，石油累计采出量48.20亿吨，2007年石油产量列世界第5位。

2.1.4 天然气产量快速增加

2007年全国天然气产量大于30.00亿立方米的盆地有松辽、渤海湾、四川、鄂尔多斯、塔里木和柴达木盆地，合计产量593.13亿立方米，占全国总量的85.58%，同比增长21.46%。天然气增幅较大的盆地有塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木和松辽盆地。其中，松辽盆地2007年产量30.49亿立方米，同比增长10.99%；四川盆地产量172.32亿立方米，同比增长10.77%；鄂尔多斯盆地124.63亿立方米，同比增长39.75%；塔里木盆地163.65亿立方米，同比增长37.69%；柴达木盆地34.02亿立方米，同比增长38.86%。

2.1.5 煤层气勘探开发刚刚起步

1996年以来，煤层气勘探开发工作起步，10多年来先后在30多个地区进行了钻井评价，在沁水、鄂尔多斯、阜新、准噶尔等10个盆地和地区取得勘探进展；国家级沁南潘庄煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目和阜新煤层气开发试验项目等4个项目先后进入煤层气商业化开发示范阶段；同时，煤矿区煤层气开发利用也取得进展。

截至2007年年底，探明地质储量1130.30亿立方米。通过钻探和试采评价，目前已确定沁水盆地和鄂尔多斯盆地为2个重点勘探盆地。沁水盆地晋城潘庄煤层气先导试验项目6口多分支水平井的排采，达到了国内日产煤层气的最高水平，其中单井最高日产量达到9万立方米，总日产气量达30万立方米。2007年，煤层气累计产量约2.93亿立方米。

2.1.6 油砂勘探开发还没有真正起步

我国油砂尚处于普查与初步研究阶段。近几年，随着油价的不断升高，石油公司、科研院所、民企等许多机构也开始了油砂的调查、勘探和开采。

中国石油天然气集团公司从2003年开始投入大量的人力、物力进行大量的科学研究，于2006年开展了准噶尔盆地红山嘴红砂6井区油砂水洗工艺小试，完成了红山嘴红砂6井区1万吨产能油砂中试厂可行性论证。2007年，中国石油天然气集团公司在油砂水洗工艺上取得了重大进展。提出了油砂水洗分离4大机理，为新一代高效、低成本水洗配方的优选缩短了研发周期。研制了日处理能力10吨的油砂水洗分离装置，对西北缘油砂进行为期3个月的分离实验，水洗效率85.0%以上，实现18.5吨油砂可分离出1吨油砂油良好效果。进行了日处理200吨油砂的水洗分离放大工艺方案设计，初步确定采用2条生产线，单条生产线日处理200吨油砂，按照18.5吨产1吨油的效果，2008年2条生产线可以实现5000吨油产量。

此外，内蒙古图牧吉地区可供开采的含油10.0%以上的油砂储量为1.04亿吨，可供开采的油砂量为1350万立方米（含油量357.5万吨），该区油砂资源储量大、品质高、赋存浅、油砂层厚，宜于露天开采。恒源矿业公司已在图牧吉建成了油砂分离的生产线，并进行了试生产。

2.1.7 油页岩勘查开发再度升温

我国油页岩勘查程度较低，只有近39.0%的油页岩含矿区勘查程度达到勘探和详查程度，大部分处于普查和预查阶段。油页岩查明资源主要分布在吉林省农安、登娄库、长岭，辽宁省抚顺、朝阳，广东省茂名、高州、电白，海南省儋州等地。

地质、煤炭、石油、冶金、化工、建材等部门都进行过油页岩勘查工作，工作水平基本停留在20世纪50～60年代，由于大庆油田的发现，致使油页岩提炼成本相对较高，勘查工作基本停滞。2005年以来，随着全国油页岩资源评价项目的开展，吉林省地质调查院和中国石油天然气集团公司在吉林省和内蒙古区的3个矿点开展了初步勘查工作。

我国开发利用油页岩已有70多年的历史，20世纪50年代为我国油页岩开发利用的繁盛时期，页岩油产量曾占我国整个石油产量的一半。抚顺页岩油的产量从1952年的年生产页岩油22.61万吨，到1959年年生产页岩油达到72.00万吨，成为我国第1个人造石油生产基地，也是当时世界上最大的页岩油生产基地；20世纪60～90年代为我国油页岩发展的停滞时期；2004年以来，油页岩开发利用再度升温，吉林桦甸、辽宁抚顺、广东茂名、吉林罗子沟、山东黄县等油页岩相继投入开发。

2007年全国共生产页岩油35.00万吨，产自辽宁省和吉林省。其中，辽宁抚顺2007年页岩油产量30.00万吨，吉林桦甸2.00万吨，吉林汪清3.00万吨；大庆油田在柳树河盆地完成了3.00万吨页岩油的中试。山东龙口也准备引进日本的炼油设备，开展油页岩的炼制。广东茂名开采的油页岩主要用于发电，目前电厂正在建设当中。

2.1.8 天然气利用不平衡

2007年，我国一次能源消费结构中，天然气只占有3.3%，而全球天然气在一次能源中的比重达到近1/4。随着我国天然气探明储量及产量的稳步增长，天然气在我国一次能源中的比重将稳步提升。国际原子能机构在一份关于21世纪能源的研究报告认为，约在2040年，世界天然气供应将超过石油和煤炭，在一次能源消费中的比重将达到51.0%，成为名副其实的“第一能源”。但是，天然气的广泛利用，必须有相应的政策出台，以鼓励甚至强制天然气的利用。

我国“十一五”期间的能源发展目标是：2010年，我国一次能源消费总量控制目标为27.00亿吨标准煤左右，年均增长4.0%。煤炭、石油、天然气、核电、水电、其他可再生能源分别占一次能源消费总量的66.1%、20.5%、5.3%、0.9%、6.8%和0.4%。

煤炭、石油在我国一次能源消费结构中的比重将下降，天然气在我国一次能源中的比重将稳步提升。在我国原油进口依存度不断提高的情况下，油价高涨使我国石化企业承受着较大的成本压力。在预计未来几年油价继续高涨的情况下，降低石油在一次能源中消费比重，有助于缓解我国进口原油的压力。天然气与煤炭、石油相比，具有清洁、无污染的优点，在油价持续高涨的情况下，天然气的优势得以显现。

2.1.9 天然气水合物调查研究取得初步进展

2001年，中国地质调查局在财政部的支持下，广州海洋地质调查局继续在南海北部海域进行天然气水合物资源的调查与研究，计划在东沙群岛附近海域开展高分辨率多道地震调查3500千米，在西沙海槽区进行沉积物取样及配套的地球化学异常探测35个站位及其他多波束海底地形探测、海底电视摄像与浅层剖面测量等。

2002年1月18日，批准设立了“我国海域天然气水合物资源调查与评价”专项（简称“118”专项），执行时间为2002～2010年，承担单位是国土资源部中国地质调查局。

“118”专项自启动以来，先后组织调查船6艘共20个航次，重点在南海北部陆坡西沙、神狐、东沙及琼东南等4个海域，有重点分层次地开展了天然气水合物资源调查与评价，并在神狐海域实施了钻探工程，获取了天然气水合物实物样品。

2007年，主要在南海北部琼东南海域重点目标区、南海西部陆坡区，开展了海域天然气水合物资源调查，完成多道地震、水深测量各5015千米，地质取样202个站次；在综合分析地震、地质和地球化学等资料信息基础上，优选东沙海域天然气水合物钻探目标区3个，神狐海域天然气水合物钻探目标区2个；提出了东沙海域天然气水合物钻探井位6个，神狐海域钻探井位8个。

2007年5月1日，在南海北部陆坡首钻获取了天然气水合物实物样品，实现了我国海域天然气水合物调查的战略突破，为南海北部陆坡天然气水合物资源远景评价及成藏机理和分布规律研究提供了第一手资料和基础。据现场资料显示，钻井岩心中多个层段含水合物，含水合物的沉积层厚度达40多米，通过对钻探取样、测井和地震资料的综合分析，初步预测该区天然水合物总资源量大于100亿吨油当量。