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全国石油天然气资源勘查开采通报（2020年度）
2020年，自然资源部认真落实习近平总书记关于大力提升油气勘探开发力度，保障能源安全的重要批示精神，积极推进油气探采一体化、探矿权竞争出让等勘查开采管理制度改革措施落地，全国油气勘查取得多项重要突破。油气探明储量增加，新增2个亿吨级油田、1个千亿方级天然气田、1个千亿方级页岩气田；油气开采继续呈现“油稳气增”态势，石油产量连续两年稳步增长，天然气产量较快增长；油气地质调查工作取得重要进展。同时，受新冠肺炎疫情、低油价等不利因素影响，油气勘查开采完成投资下降、工作量减少。
一、石油和天然气新增探明储量大幅增加
2020年，全国油气（包括石油、天然气、页岩气、煤层气和天然气水合物）完成勘查投资710.24亿元，同比下降12.0%；采集二维地震3.0万千米、三维地震4.27万平方千米，同比下降41.6%和9.3%；完成探井2956口、进尺839.42万米，同比分别增长2.1%和2.9%。
石油新增探明地质储量13.22亿吨，同比增长17.7%，2018年以来保持持续增长。其中，新增探明地质储量大于1亿吨的盆地有4个，分别是鄂尔多斯、渤海湾（含海域）、准噶尔和塔里木盆地；新增探明地质储量大于1亿吨的油田有2个，分别为鄂尔多斯盆地的庆城油田和准噶尔盆地的昌吉油田。
天然气新增探明地质储量10514.58亿立方米，同比增长30.0%。其中，新增探明地质储量大于1000亿立方米的盆地有3个，分别为鄂尔多斯、塔里木和四川盆地。新增探明地质储量大于1000亿立方米的气田有1个，为塔里木盆地的克拉苏气田。
页岩气新增探明地质储量1918.27亿立方米，同比下降74.9%，新增探明储量来自四川盆地涪陵页岩气田。
煤层气新增探明地质储量673.13亿立方米，同比增长950.5%，新增探明储量来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。
截至2020年底，全国已探明油气田1060个（其中油田771个，天然气田289个），页岩气田7个，煤层气田28个，二氧化碳气田3个。累计探明石油、天然气、页岩气和煤层气地质储量分别为422.00亿吨、16.88万亿立方米、2.00万亿立方米和7259.11亿立方米。
二、石油和煤层气产量持续稳步增长，天然气产量增长较快，页岩气产量大幅增长
2020年全国油气完成开采投资2249.48亿元，同比下降11.0%；完成开发井17297口、3579.70万米，同比分别下降26.1%和31.1%。
石油产量1.95亿吨，连续2年稳步增长，同比增长2.1%，其中，产量大于1000万吨的盆地有渤海湾（含海域）、松辽、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木和珠江口盆地，合计1.81亿吨，占全国总量的92.6%。
全国常规天然气产量1618.22亿立方米，连续2年超过1500亿立方米，同比增长7.2%，其中，产量大于50亿立方米的盆地有鄂尔多斯、四川、塔里木、珠江口、柴达木和松辽盆地，合计产量达1499.67亿立方米，占全国总量的89.6%。
全国页岩气产量200.55亿立方米，同比增长30.4%，产量主要来自四川盆地及周缘。2020年地面开发煤层气产量为57.67亿立方米，同比增长5.6%，产量主要来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。
截至2020年底，全国累计生产石油73.50亿吨，累计生产天然气2.38万亿立方米，累计生产页岩气691.30亿立方米，累计生产煤层气288.66亿立方米。
三、油气基础地质调查取得重要进展，“十三五”全国油气资源评价取得新认识
在新区、新层系、新类型等新领域取得重要进展。一是松辽盆地陆相页岩油气调查取得重要突破，南部梨树断陷吉梨页油1井首次在沙河子组获得日产7.6万方工业气流，取得陆相页岩气新层系和新类型调查重要突破；北部三肇凹陷松页油3井在常压、中低热演化泥页岩储层获得工业油流，开拓了页岩油调查新区。二是长江经济带下游安徽地区、中游湘中地区、上游云南大关和贵州丹寨等地区页岩气地质调查取得新进展。三是塔里木盆地西北缘新苏地1井在志留系两层压裂获得工业气流，志留系新层系油气调查取得新进展。四是煤层气调查在鸡西盆地煤矿采动区、采空区和外围深层的黑鸡地4井、黑鸡地3井、黑鸡地1井突破工业气流关，开辟了以煤系气为主的非常规油气资源调查新领域。五是南海神狐海域天然气水合物第二轮试采成功实现了从“探索性试采”向“试验性试采”跨越。六是南黄海、东海、南海北部等重点海域新区、新层系油气资源调查取得新进展。
全面分析总结了“十三五”全国油气资源评价结果，得出以下几点认识：一是陆上油气资源具备加大勘探开发力度的基础；二是大盆地仍是陆上油气勘探主战场；三是陆上剩余油气资源品质总体偏差，增储上产难度大，深层是重大发现主阵地；四是海域常规油气资源品质较好，近海是常规油气增产的现实领域；五是非常规油气资源潜力大，是未来增储上产的战略接替领域，技术突破是关键；六是常规和非常规油气资源经济性评价实现了地质资源与经济性可采资源对应衔接，技术创新和提高经营管理效率是降本增效、实现规模效益勘探开发的关键。
四、常规油气勘查深度不断加大；页岩油气勘查在陆相、常压和复杂构造区取得突破性进展
常规油气勘探主要在塔里木、准噶尔、四川、珠江口、松辽等大型含油气盆地的新区、新层系获多项重大突破。塔里木盆地轮探1井在井深8200米寒武系盐下获日产油134吨、气4.59万方，地质理论认识上首次突破了8000米超深层石油勘探的“死亡线”；满深1井在井深7600米获日产油624吨、气37万方高产油气流，富满区块落实亿吨级规模储量；顺北地区新区带顺北57X、顺北71X等井取得重大突破，为顺北油田10亿吨资源阵地落实奠定了基础。准噶尔盆地阜康凹陷风险探井康探1井取得突破，盆地东部有望形成5亿吨以上规模油区；盆地南缘中段下组合深大构造风险探井呼探1井在清水河组获高产油气流，展现了盆地规模增储“油气并进”新格局。四川盆地川中古隆起北斜坡蓬探1井、角探1在震旦-寒武系天然气勘探取得重大战略突破，有望在四川盆地形成第二个万亿方大气区；川东地区寒武系新层系平桥1井风险勘探取得重大突破，开辟了四川盆地东部海相勘探新领域。珠江口盆地惠州26-6构造在古近系-古潜山及浅水区天然气勘探取得惠州地区自营勘探最大发现，开创了“双古”勘探新领域。
非常规油气勘查方面，松辽盆地北部古页油平1井在青一段获日产油38.1方、气1.3万方，英页1HF井青一段获日产油36.1方、气4416方，陆相页岩油勘探取得重大战略性突破，有望成为大庆百年油田建设的重要战略资源。四川盆地川东南复兴地区涪页10HF井在侏罗系东岳庙试获日产气5.58万方、油17.6方的工业油气流，实现侏罗系陆相页岩油气新领域勘探重大突破；川东南武隆地区隆页3HF井在五峰-龙马溪组试获日产气7.2万方，实现常压页岩气新区带勘探重大突破；川东南道真向斜真页1HF井在五峰-龙马溪组常压地层试获日产气7.49万方，实现盆缘复杂构造区新区带页岩气勘探重要突破。
五、油气勘查开采理论创新与技术进步促进了油气储量产量的双增长
勘查理论创新与技术进步是油气勘查不断取得新发现的重要保障。风险勘探评价技术创新引领了油气勘探实现战略性突破，有效指导满深1、轮探1、蓬探1、角探1、呼探1、康探1等井勘探取得重大突破；超深断溶体成藏模式等理论新认识引领并指导顺北、富满等地区油气勘探取得新突破；大面积、高丰度页岩气富集理论指导了川南形成万亿方大气区；国内首次成功研制形成了三维感应成像测井仪器与配套处理技术，实现了各向异性储层评价突破；单点高密度地震物探技术不断完善并推广应用取得优质增效好效果，“四提”钻井工程技术有力支撑油气勘探取得新突破，超深井钻井超高温定向工程技术突破性进展在顺北油气田超深井钻探取得显著成效；渤海南部勘探老区地质理论创新高效指导垦利6-1、渤中29-6、渤中36-1等大中型油田发现；惠西南“双古”勘探理论技术创新指导惠州26-6新领域油气取得重大发现；断陷盆地高效勘探技术指导了北部湾高成熟探区优质储量的发现；地质新认识和工程技术创新指导鄂尔多斯盆地陆相页岩气单井产量取得突破；甜点精细刻画技术应用为鄂尔多斯东缘致密气提质增效提供了理论支撑。
开采技术的创新促进了油气田的高效开发。纳米驱油技术助力长庆油田低渗/超低渗老油藏挖潜降本增油；立体式大平台水平井钻井技术助推庆城页岩油规模开发；针对不同类型油气田开发的特色钻井工艺技术助力页岩气、致密砂岩气等油气田开发提质降本增效；压裂改造技术创新有效支撑了涪陵页岩气、华北致密气效益上产稳产；海上复杂河流相油田高效开发关键技术创新有力保障了渤海油田持续稳产及高效开发；中深层低渗气藏高效开发技术突破推动了西湖凹陷黄岩区低渗气田增储上产；储层综合评价技术在延安气田产能建设中取得良好效果；煤层气井排采制度创新与增产措施技术助力柿庄北煤层气开发提质增效。
六、油气资源管理规范有序，管理改革取得实质性进展
贯彻落实党中央、国务院关于深化油气体制改革、大力提升油气勘探开发力度精神，落实《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号），明确探矿权人发现可供开采油气资源可通过自然资源部门户网站进行报告的办法，划定可互相抵扣区块面积的“同一盆地”的边界范围。指导山西自然资源厅制定山西省煤层气勘查开采管理办法、“三气”综合开发试点工作方案等改革试点工作。
持续推进油气勘查区块竞争出让，组织编制《油气矿产探矿权出让选区要求（试行）》，规范了油气探矿权区块设置条件、分类标准、地质资料清单要求、区块基本信息表的标准要求。筛选出贵州省6个页岩气区块开展油气矿业权竞争出让试点。持续推进油气勘查开采示范区建设，积极推进川南、黔北、鄂西等地页岩气勘查开采，研究湖北省等页岩气区块出让，联合国家能源局设立了新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油开发示范区。
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