马新华 胡 勇 王富平

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所

0 引言

作为世界上最早开发天然气的地区，四川盆地是中国现代天然气工业的摇篮，同时也是中国最早形成完整、成熟天然气产业链的地区，长期引领全国天然气产业的发展。中国石油天然气集团有限公司（以下简称中石油）在四川盆地60余年的天然气产业建设历程中，逐渐形成了上游勘探开发、中游集输储存、下游销售利用紧密结合的一体化发展模式。这也是中国天然气工业发展的缩影与见证。随着我国深化油气体制改革的持续推进，该模式的实践经验可为全国的天然气工业发展提供借鉴。

为此，结合四川盆地天然气产业产、输、用环节一体性的特点，提炼了该地区天然气产业一体化发展中采取的创新举措，总结了创新推进这一发展模式所取得的成效，以期为我国天然气产业健康可持续发展提供参考。

1 四川盆地天然气产业的发展历程

四川盆地天然气产业的发展先后经历了4个主要阶段[1]：第一阶段（1953—1977年）初步形成了国内首个天然气工业基地，其主要特点是在两次石油会战之后，形成初具规模的天然气生产基地，用气市场覆盖了川东、川南、川西等地区。第二阶段（1978—2004年）基本形成了完整的天然气产业链，该阶段四川盆地建成了千万吨级油当量大气区，形成了较为完善的大型区域性环形输配气管网，用气市场覆盖四川盆地大部分区域、开始向外辐射并初步形成市场体系。第三阶段（2005—2015年）该区域天然气产业链快速发展完善，初步形成完整产业科技创新体系，生产与供应能力大幅度提升，战略大气区雏形初现。在该阶段，四川盆地建成了300×108m3/a的配套管网以及西南地区首个地下储气库，成为西南能源战略枢纽；同时，该区域也成为国内领先的天然气利用示范区，区域内行业利用率超过80%。第四阶段（2016年至今）该区域着重建设战略大气区和现代天然气市场，其主要目标为力争在“十三五”末期建成西南战略大气区，启动天然气储备中心建设，推动天然气交易中心发挥资源配置功能，形成区域性现代天然气市场。

2 四川盆地天然气产业一体化发展的必要性

四川盆地天然气产业的一体化是在60多年产业发展的基础上逐步形成的，是一种适应该区域天然气产业发展特征与环境的独特经济发展战略与管理模式。多年的实践结果表明，四川盆地的天然气产业一体化既是产业发展的地域性和客观性要求，也是在实践中基于对一体化发展优势的认识而进行的运用和强化。

首先，四川盆地天然气资源、管网与市场高度重合，形成了天然气产业上中下游在物理实体上的整体结构。这是产业一体化发展的客观要求，也是根本动因。根据天然气资源分布而逐步建成的川渝环形输气管网，是国内最为复杂的区域性大型环形输气管网，决定了该区域天然气市场的发展方向——依托于骨干管网进行支线建设，逐步拓展市场。最终，各种天然气利用产业围绕环形管网最终形成了川渝地区发达的天然气利用产业。

其次，回顾四川盆地天然气产业一体化发展的历史，无论是“以产定销”还是“以销定产”等方案的实施，都具有充分的灵活性，能够快速响应，不仅降低了供气成本，还能在保障供气安全和应对突发事件等方面发挥重要的作用。

最后，有效益、有质量、有速度地打造“中石油西南增长极”以及实现“现代化天然气工业基地建设”的目标，都需要有效统筹协调资源、管网、储气库和市场等多个方面。天然气产业一体化发展的协调、保障与支撑将会有效地促进四川省、重庆市建设清洁能源大省（市）。

3 四川盆地天然气产业一体化发展创新

四川盆地天然气产业一体化发展创新主要体现在通过产业链一体化协同创新发展、一体化技术创新支撑、一体化管理创新保障等方面的有效实践，实现了产业价值最大化、资源配置最优化、产业协调可持续的发展目标。

3.1 产业链一体化协同创新发展

根据产业经济发展的相关理论，产业一体化发展是一个极其复杂的综合性问题，也是产业链各环节及期间多要素协同作用促使产业整体功能价值提升的系统性问题。天然气产业整体价值提升需要产业链上中下游所有环节按照业务要素组合、协同发展（图1）才能真正实现。因此，产业链一体化协同是四川盆地天然气产业一体化发展的核心组成部分，是以天然气勘探、开发、输送、储存、销售、利用等产输销主要环节为对象进行的多环节间要素组合协调，通过多方面的互动、协调与优化，实现了产业链整体价值的最大化和功能的最优化。

图1 天然气产业链一体化协同体系图

在四川盆地天然气产业链一体化发展的过程中，资源供应的保障是关键，通过勘探开发一体化的实施，勘探与开发结合成一个整体，降低了勘探的盲目性，缩短了建产周期，提升了天然气资源向产量转化的效率。完善基础设施建设是市场开拓和保障供应安全的最重要手段，通过输送储存一体化的实施，统筹管网和储气调峰设施的建设和运行，提升了管网的安全水平和资源的调配能力，保障了气田平稳生产和用户稳定用气。合理有序开发和布局高效的天然气利用产业集群是促进天然气产业一体化发展的重要路径，通过销售与利用一体化实施，把天然气销售向利用端延伸，积极打造黄金终端，培育高端利用产业，增强了天然气的市场竞争力，稳固了市场份额，推动了天然气利用价值的增值。通过天然气上中下游一体化协同发展，同步的管网建设和市场发展畅通了上游生产后路，灵活的产销联动有效应对了市场供需形势的变化，推动了天然气量效齐升。

3.2 一体化技术创新支撑

在创新驱动发展战略和“创新、协调、绿色、开放、共享”的理念指引下，科技创新作为提高社会生产力和综合国力的战略支撑被摆在了国家发展全局的核心位置。同时，科技创新也是油气行业高质量发展的内在需求与现实选择，是天然气产业一体化发展的坚实保障与必要支撑。基于天然气产业链技术体系创新与技术进步，实现科技创新驱动产业发展的第一生产力作用，是天然气产业一体化技术创新支撑的要义所在。

图2 天然气产业一体化技术支撑体系图

一体化技术创新支撑主要是针对天然气资源开发利用各环节所需技术而言的，包括天然气勘探开发技术、输送储存技术、市场销售技术等（图2）。通过天然气勘探开发技术创新，在地质勘探、工程技术、气藏工程、采气工程和地面工程（原料气集输与净化）技术等方面形成系统的特色技术体系，推动了四川盆地常规天然气和非常规天然气资源的勘探开发，提升了天然气供应能力；通过天然气输送储存技术创新，形成了管网运行调配、地下储气库建设、管道完整性管理、天然气计量等方面的特色技术，推动建成了蛛网式管网和储备体系，形成了高效快捷的天然气储运枢纽，提升了天然气管网运行保障能力；通过天然气市场销售技术创新，在天然气市场开发、市场营销、客户服务、终端利用等方面，形成了市场需求预测、市场风险评估、客户评价、气价承受力测算等一系列方法、策略和措施，推动提升了市场研判能力、市场优化能力和效益提升能力，促进了天然气资源最优化利用。上中下游全产业链的一体化技术创新，为天然气产业链各环节高质量协同发展和实现整体效益最大化提供了有力的技术支撑。

同时，在大数据时代来临和能源技术革命的背景下，在技术创新过程中充分引入和运用信息化、数字化和智能化手段，充分运用集成化和平台化技术，能够统筹和优化全产业链的战略与规划、技术与经济、管理与决策，提供现代化信息技术动力。

3.3 一体化管理创新保障

天然气产业一体化管理创新通过宏观战略框架搭建、生产运营、精神文化等产业发展所需的多方面管理手段与管理措施的综合创新与管理提升，实现了企业深化改革创新，从而推动了产业高质量可持续发展。

一体化管理创新保障是四川盆地天然气产业一体化发展顺利实施的重要保障，包含了战略规划、体制机制、运行调配、责任体系、企业文化、企地协同等六个方面的一体化管理（图3）。战略规划一体化布局就是通过规划体系一体化管理、战略规划上中下游一体化部署、战略规划实施一体化推进，实现油气田平稳可控发展、资源高效配置、进度合理掌控。体制机制一体化构建就是通过将各种资源、要素由条块分散向一体化统筹转变，由要素松散结合向全要素集成融合转变，形成产业链融合深度发展格局，大幅度提升专业化管理水平、盘活人力资源，提高运转效率和市场响应速度。生产运行一体化调配就是按照“按效排产、以效定销、产销联动、安全保供”的思路，上中下游统一管理，统筹考虑资源配置、管网管控和市场保供，助推企业增储上产、扩销增效。责任体系一体化落实就要统筹保障国家能源安全、促进生态文明建设、践行社会责任等方面的责任担当，促进企业与社会的和谐发展。企业文化一体化建立就是形成从天然气的发现到利用各个环节的天然气文化体系，以天然气文化为引领，为企业一体化发展提供强大动力。“艰苦奋斗，求实创新”的川油精神是川油天然气企业文化的精髓和核心要素。企地协同一体化推动就是油气田企业与地方政府建立战略合作关系，统筹平衡油气勘探开发建设与地方天然气综合利用，实现地方和企业共同发展。

通过战略规划一体化布局、体制机制一体化构建、生产运行一体化调配的实施，促进了天然气产业一体化管理模式的有序运行和协同一致，同时也促进了整体管理功效的发挥与升级。通过责任体系一体化落实、企业文化一体化建立、企地协同一体化推动，为天然气产业一体化发展提供了重要的内生动力，推动产业一体化管理发挥最大潜力。通过一体化管理创新六个方面的实践，实现产业链中两层次、全方位的管理创新目标，为天然气产业整体效益最大化提供了坚实的保障。

图3 天然气产业一体化管理创新体系图

4 四川盆地天然气产业一体化发展成效

实践表明，上中下游一体化是中石油在四川盆地发展天然气工业的突出特点[2]。经过60多年的发展，四川盆地天然气产业在勘探开发、基础设施建设和利用产业培育等方面均取得了巨大的成就，形成了国内最为完整和发达的天然气产业链，上中下游一体化特色鲜明，并在体制改革、科技与管理创新等方面走在了行业前列，成为中国天然气行业的代表。为此，以中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）为例，总结四川盆地天然气产业一体化发展成效。

4.1 一体化协同促进天然气增储上产工程建设

4.1.1 连续15年储量高峰增长

天然气生产的效益，依赖于气井高产、稳产和高采收率，其基础就在于整装、高丰度、优质、可快速动用的天然气储量。四川盆地气藏“低孔隙度、低渗透率、低丰度”的基本特点，迫使油气勘探必须坚持以孔隙型储层为对象、大中型气田为目标，力求实现效益勘探。西南油气田立足叠合盆地油气成藏的基本特点，多年来持续开展重新认识工作——重新认识储层特性、重新认识成藏条件、重新认识油气藏分布规律、重新认识资源潜力，形成了一系列天然气富集成藏的规律性认识。在地质认识不断深化的基础上，立足解放思想、创新实践、规模发现、整体评价，对全盆地58个层区带与13个刻度区按层系配对逐一进行油气成藏条件的类比分析，实现了四川盆地天然气勘探的大发展。天然气探明储量连续15年保持平均每年1 000×108m3以上的高峰增长（图4），为四川盆地天然气产量持续增长和天然气产业高质量发展奠定了坚实的资源基础。

4.1.2 高效建成国内首个百亿立方米特大型气田

通过大力实施勘探开发一体化发展，实现了储量向产量的快速转化，打造了少井高产、高效开发的新样板，开创了速度和效益双赢的新局面，高效建成国内首个百亿立方米特大型气田——安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏（以下简称龙王庙组气藏）。3个月完成试采方案、6个月完成开发概念设计、12个月完成开发方案编制，3个月建成单井100×104m3/a产能投产，10个月建成投产10×108m3/a试采工程，15个月建成投产40×108m3/a产能建设工程，24个月全面建成110×108m3/a开发工程。从龙王庙组气藏发现到建成年产能110×108m3的大气田，耗时仅34个月。同时，西南油气田边摸索边创新，最终探索出一套特大型气藏高效开发的新模式，揭开了中石油特大型整装气藏开发的新篇章。

4.1.3 打造页岩气等非常规油气资源效益增长极

深入推进产业链一体化协同发展实践，历经10余年评层选区、先导实验、示范区建设和工业化开采等4个阶段的探索实践，西南油气田在川南地区的页岩气勘探开发取得了重大进展[3]：建成了50×108m3/a的产能、掌握了页岩气有效开发的方法手段、落实了持续发展的资源基础、完成了体系建设，先后建立了长宁—威远和昭通国家级页岩气示范区 ；建成了 30×108m3/a 产能、实现了 3 500 m以浅页岩气资源的高效开发，深层页岩气效益开发取得了重大突破，全面打造出页岩气资源效益增长极，川南地区现已成为中石油最大的页岩气生产基地[4]。2018年冬季保供期间，川南地区页岩气日产量超过2 000×104m3，有效地缓解了全国冬季天然气供应紧张的问题，产销量同比增长明显，获得了显著的社会效益。

图4 四川盆地历年天然气储量、产量变化图

4.2 一体化引领天然气市场稳健发展与安全供应

4.2.1 推进形成了全国最成熟的区域天然气市场

四川盆地气源和市场紧密结合，下游产业链完整，利用方式多样，是国内天然气市场最成熟的地区[5]。中石油在四川盆地内生产的天然气供应四川省、重庆市以及云南水富市和贵州赤水市千余家大中型工业用户、2 500多万户居民家庭以及1万多家公用事业用户，同时还外输至湖南、湖北等地区。

2017年，川渝地区共消费天然气约300×108m3，约占全国天然气市场消费总量的12.5%，天然气消费量名列全国第一。区域内天然气用气行业门类齐全，天然气的利用价值在川渝地区得到了淋漓尽致的发挥。用户中既有为城镇居民提供生活和商业服务供气的城市燃气公司，也有化工、建材、冶金、机械、电力等工业部门，形成了一条完整、系统的天然气利用链，发展了一批以天然气为原料或燃料的优势产业或支柱产业[6]。

4.2.2 拥有国内最完善的天然气区域输配管网系统

中石油在四川盆地现有集输和燃气管道4.2×104km，综合输配能力超过300×108m3/a。气田区域及与其连接的“三横、三纵、三环、一库”的天然气骨干管网系统，具备高低压分输、输配分离的功能，构成了天然气上、中、下游业务一体化管理的物质基础。完善的管网在天然气产运储销一体化运营中发挥了核心作用，有利于高效培育市场，促进川渝地区形成发达的利用产业，有效协调天然气生产、销售和市场开发，形成完善的区域天然气产业链。天然气骨干管网通过中贵线和忠武线，从东、南、北3个方向与全国管网连接，形成了“川气自用、外气补充、内外互供、战略储备”的格局，内外互联互通，实现川渝地区与全国天然气市场一盘棋。川渝地区的管网在国家西南地区能源战略通道中居中枢地位，也为打造全国“一张网”天然气供应体系提供了重要的支撑[7]。相国寺储气库的采出气通过相旱线（相国寺储气库集气站—渝北运销部旱土站）进入川渝管网供应给川渝地区，在冬春用气高峰发挥了重要的调峰保供作用。

4.2.3 建成技术指标国内领先的储气库

相国寺储气库是国家“十二五”重要能源战略部署项目。以天然气产业一体化发展模式为指引，西南油气田利用川渝盆地几十年勘探开发成果，从数百个采出程度较高的气藏中优选出相国寺气田石炭系气藏，并将其改建成枯竭气藏型地下储气库。

相国寺储气库综合考虑气库自身调峰产能、长输管线供气能力和下游市场需求量，实现了输送储存与销售利用一体化，有效承担了天然气调峰、应急以及国家战略储备任务。相国寺储气库的库容量与工作气量均位居全国前列，调峰能力国内领先；单位工作气量建设投资远小于同类型储气库。建成后，相国寺储气库成功应对2016年、2017年重大应急调峰事件，有效地支援了北方地区的冬季供气。

4.3 一体化增强科技创新驱动活力动力

4.3.1 建立了独具盆地特色的天然气勘探开发技术体系

通过勘探开发一体化的技术创新，西南油气田建立了适应四川盆地特色的天然气富集成藏理论。在复杂深层碳酸盐岩油气藏、低渗透碎屑岩气藏、高含硫气藏和页岩气勘探开发等方面，20余项技术达到国际先进水平。通过勘探实践形成裂缝圈闭成藏理论、高陡构造变形机制及成藏理论、特低渗透致密油气富集成藏理论、叠合盆地古老碳酸盐岩多期成藏理论等四大成果，发现了川南下二叠统、川东石炭系、川中—川西致密气、二叠系和三叠系礁滩、川中安岳震旦系—下古生界、川西北上古生界等标志性气藏。同时，形成了多类型、复杂、有水气田开发理论技术系列，引领中国天然气开发技术的进步。

综合形成了三大勘探开发主体工程技术系列，保障天然气业务的快速发展，包括三大技术系列：①天然气成藏要素刻画、气藏精细描述地球物理配套技术系列，深层构造误差从3%降至2%，储层预测符合率提高到80%。实现了盆地深层复杂构造成像、不同类型圈闭识别、有利储集体精细雕刻及定量描述。②深井、超深井、长水平段水平井安全快速钻完井配套技术系列，钻成深度达8 060 m的五探1井；川西7 000 m以深钻井周期缩短至300天以内，高磨地区开发井钻井周期控制在140天以内，保障了深层、超深层海相碳酸盐岩气藏的安全快速钻探。③以提高单井产量为核心的储层改造技术系列，改造效果显著，单井产量大幅度提高，龙王庙组气藏测试产量提高2～4倍，高磨灯四段气藏提高2～6倍，川西超深层井均测试产量提高16.5%，支撑了深层海相碳酸盐岩气藏效益勘探开发[8]。

4.3.2 构建了完善的天然气产业科技创新研发体系

中石油在四川盆地60余年的天然气产业一体化发展实践，培育了支撑有力、国内领先的天然气产业科技创新研发体系：牵头完成了包括国内首个天然气国际标准在内的100多项国家、行业标准，引领了全国天然气工业标准的制定；建设了数字化油气田，建立了覆盖勘探开发、工程技术、经营管理等各个领域的信息网络系统，有力地提升了管理水平和效率[9]。

以西南油气田为例，构建了完整开放的科研体系，包括五院一所（勘探开发研究院、天然气研究院、工程技术研究院、安全环保与技术监督研究院、页岩气研究院、天然气经济研究所）、两个联合团队（西南物探研究院、四川盆地研究中心），与多所高校开展了合作；建立了国家和中石油重点实验室2个，中石油先导试验基地1个；组建了西南油气田院士（专家）工作站。

4.4 一体化推进区域经济社会和谐稳定发展

4.4.1 推动川渝地区能源结构优化与发展变革

四川盆地大量的天然气消费利用，不但提高了地区工业产品质量和人民生活质量，更重要的是减轻了企业和社会能源消费对煤炭和成品油的依赖程度，优化了能源消费结构[10]。一直以来，川渝地区都是全国各省、市能源消费结构中天然气所占份额最高的省、市，而煤炭消费量比例则比全国平均水平低约5%。2017年，天然气在全国一次能源消费结构中的比例为7.2%，而川渝地区的天然气在一次能源消费结构中的比例则高达15%，超过了挪威、芬兰、希腊、瑞士、新加坡等经济发达国家和亚太地区的平均水平（10.6%），接近日本（16.6%）和韩国（14.9%），城镇气化率则达到87%，名列全国前茅。

四川盆地天然气一体化发展，带动了地区相关产业的发展，引领了区域经济新的增长。现在，天然气已渗透到川渝地区各行各业和人民生活的各个方面。在川渝地区物资生产部门全部65个行业中，有52个行业使用到天然气；在非物质生产部门全部的26个行业中，有22个行业使用到天然气。凡是用气量大的行业和企业，基本上都是四川省的重点行业和企业，天然气消费利用量直接关系到这些行业和企业的产值、利润和产品质量。

4.4.2 推进川渝地区生态环境改善和生态文明建设

与煤炭相比，天然气燃烧利用的最大优势之一是其环境效益。在同等热值条件下，燃烧天然气排放的二氧化碳、二氧化硫和粉尘分别是燃烧煤的57%、1/700和1/1 478。四川盆地天然气一体化发展，对推进川渝地区生态环境改善和生态文明建设起到重要的作用，成为绿色经济增长的新引擎，为地区生态文明建设和节能减排做出了重要的贡献。2008—2017年，中石油在四川盆地生产的天然气可替代2.06×108t标准煤（1 kg 标准煤 =29.27 MJ），气代煤可减少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、粉尘等排放量分别为 2.05×108t、0.15×108t、0.07×108t和 1.4×108t，综合减排量达3.67×108t，给四川盆地乃至全国带来了更多的“天然气蓝”。

5 四川盆地天然气产业一体化发展展望

纵观全球天然气产业的发展趋势，都经历了从管制发展向市场化发展转变的历程，我国天然气市场化改革是国家的大政方针，也是行业发展的必然趋势，必须坚定不移推进市场化改革，发挥中央企业在上游开采的主力军作用，保障天然气供应安全。然而，天然气产业链涉及上游勘探开发、中游管道输送、下游天然气利用，无论哪一个环节出现短板或不均衡发展，都有可能造成产业链发展不协调、供需失衡，不利于产业的协调发展[11]。对于资源生产与消费高度重叠的特殊区域，采取一体化运营管理的模式仍有一定的特殊性与必要性，有助于和谐企地关系，推动上游勘探开发与中游的管道储运设施建设。这是市场化改革中的共性与个性的关系，彼此并行不悖[12]。

当前，国家能源安全和行业发展的需求，催生了中国天然气产业发展不断优化和提升的强大需要。四川盆地作为中国四大气区之一，担负着十分重大的责任。中石油正着力于打造西南增长极，在四川盆地建设现代化天然气工业基地，预计2020年天然气年产量超过 300×108m3，2025 年达 500×108m3，到2030年建成国内最大的现代化天然气工业基地。同时，也必须清楚地看到，天然气快速上产需要一体化布局管道建设和市场培育；需要一体化统筹优化各类要素资源配置，提升运行效率和效益；需要加大推进企地协同，形成企地共建共享的良好发展局面，确保勘探开发的有序推进，促进地方经济发展。因此，在四川盆地天然气大发展的黄金时期[13]，继承和发展天然气产业一体化的发展模式，意义重大且影响深远。

回顾中石油在四川盆地过去60年来的发展历程，在生产地与消费地无法明确分割的情况下，创造性形成的天然气产业一体化发展模式对于保障川渝地区天然气市场供应、推动企地合作、调节供需关系功不可没[14]；放眼未来，在市场化改革的背景下，这一特色方式仍然具有继承与进一步发展的需要，发扬其所长有助于实现天然气主体能源功能价值，推进四川盆地天然气产业高质量发展，进而为保障国家能源安全作出应有的贡献。