2013-2017年中國液化天然氣(LNG)行業(yè)市場研究與預(yù)測報告

匯智聯(lián)恒2013-20172013-2017年中國液化天然氣（LNG）行業(yè)市場研究與預(yù)測報告匯智聯(lián)恒2013匯智聯(lián)恒20132013-2017年中國液化天然氣（LNG）行業(yè)市場研究與預(yù)測報告[鍵入文檔副標(biāo)題]報告目錄報告目錄 1圖表目錄 15第一章 液化天然氣的相關(guān)概述 1第一節(jié) 天然氣的概述 1一、 人工煤氣、液化石油氣、天然氣的比較 1二、 天然氣的形成及分類 1三、 天然氣的性質(zhì)和特點 3四、 天然氣的運輸與置換 4第二節(jié) 液化天然氣（LNG） 7一、 LNG基本概念 7二、 LNG的物理性質(zhì)及優(yōu)點 7三、 LNG供氣系統(tǒng)的主要設(shè)備 9四、 LNG的主要用途 11第三節(jié) 世界天然氣資源及其勘探開發(fā) 11一、 全球的天然氣儲量 11二、 世界海洋油氣資源分布的特點 14三、 世界海洋油氣勘探開發(fā)呈出新特點 15四、 全球油氣資源勘探開發(fā)市場發(fā)展趨向 16第四節(jié) 中國的天然氣資源 20一、 中國天然氣資源豐富潛力巨大 20二、 中國的天然氣資源分布 20三、 中國近海天然氣分布與勘探 22四、 中國天然氣資源分布特點 23第二章 世界天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展動態(tài)分析 28第一節(jié) 國際天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展 28第二節(jié) 中國天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展分析 28一、 中國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展概況 28二、 中國天然氣市場的特點及影響因素 29三、 中國天然氣勘探開發(fā)發(fā)展形勢分析 32四、 我國天然氣產(chǎn)業(yè)利用狀況分析 33五、 中國天然氣利用的政策環(huán)境 34六、 中國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑明晰 34第三節(jié) 中國天然氣產(chǎn)業(yè)存在的問題 34一、 天然氣行業(yè)急需統(tǒng)規(guī)劃資源配置 34二、 中國天然氣工業(yè)存在隱性憂患 35三、 國內(nèi)天然氣工業(yè)發(fā)展存在的矛盾 36四、 我國天然氣定價機制改革亟需推進 36第四節(jié) 促進天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的對策 39第三章 世界液化天然氣產(chǎn)業(yè)主要地區(qū)運行走勢分析 42第一節(jié) 亞澳地區(qū) 42一、 澳大利亞主要LNG項目 42二、 韓國私營企業(yè)與進口權(quán) 42三、 日韓液化天然氣的需求 43四、 澳大利亞LNG出口預(yù)測 43五、 印尼供應(yīng)商角度透析LNG伙伴關(guān)系 43第二節(jié) 美洲和歐洲地區(qū) 47一、 歐洲與美國競爭液化天然氣的供應(yīng)來源 47二、 歐洲LNG項目面臨成本上漲 47三、 俄羅斯天然氣布局世界液化天然氣市場 48四、 委內(nèi)瑞拉計劃成為全球主要LNG出口國 49五、 美國和歐洲LNG需求預(yù)測 50六、 2014年前歐洲液化天然氣進口迅速增長 50第三節(jié) 非洲地區(qū) 50一、 非洲地區(qū)加快天然氣資源開發(fā) 50二、 非洲國家加大液化天然氣的生產(chǎn)力度 51三、 近十年尼日利亞LNG出口情況 52四、 阿爾及利亞建該國最大LNG廠 52第四節(jié) 中東地區(qū) 52一、 卡塔爾謀求增加液化天然氣生產(chǎn)能力 52二、 伊朗國內(nèi)的主要液化天然氣項目 53三、 2020年伊朗將成為全球主要液化天然氣出口國 53四、 中東液化天然氣出口預(yù)測 54第四章 中國液化天然氣業(yè)運行環(huán)境分析 55第一節(jié) 中國宏觀經(jīng)濟環(huán)境分析 55一、 2012年中國GDP增長情況分析 55二、 2012年工業(yè)經(jīng)濟發(fā)展形勢分析 56三、 2012年全社會固定資產(chǎn)投資分析 57四、 2012年社會消費品零售總額分析 58五、 2012年城鄉(xiāng)居民收入與消費分析 59六、 2012年對外貿(mào)易的發(fā)展形勢分析 60第二節(jié) 中國液化天然氣業(yè)政策環(huán)境分析 61一、 《天然氣商品量管理暫行辦法》 61二、 《石油天然氣管道保護條例》 61三、 《石油天然氣管道安全監(jiān)督與管理暫行規(guī)定》 61四、 《我國天然氣利用政策》 62第三節(jié) 中國液化天然氣業(yè)社會環(huán)境分析 62第五章 國際液化天然氣產(chǎn)業(yè)運行態(tài)勢分析 64第一節(jié) 世界液化天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展 64一、 世界LNG工業(yè)的發(fā)展歷程 64二、 全球一體化的LNG產(chǎn)業(yè) 65三、 世界LNG貿(mào)易進入新階段 66四、 全球LNG產(chǎn)業(yè)鏈逐步形成新的經(jīng)營模式 66第二節(jié) 全球液化天然氣市場概況 67一、 液化天然氣市場正從買方市場轉(zhuǎn)向賣方市場 67二、 世界LNG貿(mào)易狀況分析 67三、 全球液化天然氣市場發(fā)展新特點 67四、 全球LNG現(xiàn)貨貿(mào)易發(fā)展?fàn)顩r分析 68五、 全球LNG貿(mào)易方式更趨靈活 69第三節(jié) 世界LNG工業(yè)發(fā)展前景分析 69第六章 中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)運行走勢分析 71第一節(jié) 中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展背景 71一、 中國能源結(jié)構(gòu)需要做重大的換代轉(zhuǎn)型 71二、 LNG在中國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整中的戰(zhàn)略作用綜述 72三、 中國應(yīng)加大液化天然氣發(fā)展力度緩解能源緊張 73第二節(jié) 中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展存在的問題 74一、 中國LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的主要問題 74二、 氣源是中國LNG產(chǎn)業(yè)的最大障礙 76三、 中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的挑戰(zhàn) 76四、 中國LNG發(fā)展有待解決的兩個問題 77第三節(jié) 中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展對策 78一、 LNG產(chǎn)業(yè)的發(fā)展需處理五個關(guān)系 78二、 加快中國LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展的對策 79三、 中國液化天然氣發(fā)展的政策建議 80第七章 中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)市場運行綜述 82第一節(jié) 中國液化天然氣的發(fā)展概況 82一、 國內(nèi)的LNG項目發(fā)展概況 82二、 我國LNG產(chǎn)業(yè)的發(fā)展?fàn)顩r 83三、 中國東南沿海地區(qū)液化天然氣的發(fā)展 85四、 國內(nèi)外LNG價差將推進我國氣價改革 86第二節(jié) 液化成本上升對中國LNG產(chǎn)業(yè)發(fā)展的影響探析 87一、 國際液化天然氣市場的變化和誘因 87二、 LNG項目液化成本大幅上漲的原因 88三、 LNG液化項目成本的未來走勢分析 89四、 液化項目成本上升對LNG行業(yè)的影響分析 90五、 液化成本上漲帶來新的市場環(huán)境的應(yīng)對措施 91第三節(jié) 中國液化天然氣小區(qū)氣化的發(fā)展分析 92一、 國內(nèi)LNG小區(qū)氣化發(fā)展的有利條件 92二、 中國LNG小區(qū)氣化的發(fā)展概況 94三、 中國LNG小區(qū)氣化發(fā)展的注意問題 95第八章 中國液化天然氣市場運行態(tài)勢透析 98第一節(jié) 中國液化天然氣市場概況 98一、 液化天然氣將成中國天然氣市場的主力軍 98二、 中國LNG現(xiàn)貨貿(mào)易嘗試和發(fā)展 98三、 我國進口現(xiàn)貨液化天然氣價格狀況 100四、 中國LNG市場競爭格局 100第二節(jié) 中國部分地區(qū)液化天然氣市場發(fā)展?fàn)顩r 106一、 珠角地區(qū)LNG的潛在需求分析 106二、 深圳口岸液化天然氣等進口情況 106三、 海南發(fā)展LNG汽車有優(yōu)勢 106第三節(jié) 中國液化天然氣利用分析 106一、 LNG的冷能利用概況 106二、 中國LNG冷能利用存在的障礙及建議 107三、 中國LNG發(fā)電面臨的難題與對策分析 109第四節(jié) 中國液化天然氣市場發(fā)展面臨的問題及對策 111一、 液化天然氣市場發(fā)展有待管網(wǎng)分離 111二、 中國液化天然氣進口價格困局亟需破解 113三、 我國LNG市場的應(yīng)對措施 114第九章 中國液化天然氣進口數(shù)據(jù)統(tǒng)計情況 116第一節(jié) 中國液化天然氣進口統(tǒng)計 116第二節(jié) 中國液化天然氣進出口價格分析 117第十章 中國天然氣開采行業(yè)運行經(jīng)濟指標(biāo)監(jiān)測與分析 118第一節(jié) 中國天然氣開采行業(yè)數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析 118第二節(jié) 中國天然氣開采行業(yè)最新數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析 119一、 企業(yè)數(shù)量與分布 119二、 銷售收入 120三、 利潤總額 121四、 從業(yè)人數(shù) 121第三節(jié) 中國天然氣開采行業(yè)投資狀況監(jiān)測 122一、 行業(yè)資產(chǎn)區(qū)域分布 122二、 主要省市投資增速對比 122第十一章 中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)鏈的分析 123第一節(jié) LNG在多氣源供氣中作用以及地位的綜述 123一、 液化天然氣的特點 123二、 利用液化天然氣提高供氣的安全性 125三、 LNG接收站的建設(shè) 127第二節(jié) 中國LNG供應(yīng)鏈的概述 131一、 LNG供應(yīng)鏈的演變 131二、 非體化供應(yīng)鏈 133三、 終端自由進網(wǎng)政策 134四、 天然氣合成油（GTL） 134第三節(jié) LNG在中國的產(chǎn)業(yè)鏈 135一、 LNG工廠 135二、 LNG接收終端 137三、 LNG運輸槽車 137四、 LNG運輸船 138五、 LNG的應(yīng)用 140第四節(jié) 中國LNG產(chǎn)業(yè)鏈成本及定價策略的簡析 142一、 LNG產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)成本分析 142二、 LNG下游用戶的定價策略 144第五節(jié) 中國LNG產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展策略 148一、 與沿海石化產(chǎn)業(yè)鏈聯(lián)合整創(chuàng) 148二、 與東輸和陸路進口管網(wǎng)聯(lián)接整合 150三、 與國際LNG產(chǎn)業(yè)企業(yè)進行戰(zhàn)略合作 151四、 加快LNG產(chǎn)業(yè)鏈的研發(fā)與國際合作 151五、 加速下游產(chǎn)業(yè)鏈和市場廣泛度培育 152第十二章 廣東LNG項目分析 156第一節(jié) 廣東LNG項目工程的發(fā)展 156第二節(jié) 廣東LNG項目下游氣價問題探討 159第三節(jié) 廣東LNG試點工程風(fēng)險探討 160一、 項目建設(shè)的必要性和有利條件 160二、 項目的經(jīng)濟性分析 163三、 項目的風(fēng)險和不確定因素 164第十三章 中國其他地區(qū)LNG項目動態(tài) 167第一節(jié) 福建 167一、 福建LNG項目歷程 167二、 福建LNG項目建設(shè)進展 167三、 福建LNG項目順利步入運營期 167第二節(jié) 上海 168第三節(jié) 江蘇 168第四節(jié) 山東 169第五節(jié) 其他省市LNG項目的發(fā)展 171第十四章 中國液化天然氣部分重點企業(yè)分析 173第一節(jié) 連云港新奧燃?xì)庥邢薰?173一、 企業(yè)概況 173二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 173三、 企業(yè)盈利能力分析 174四、 企業(yè)償債能力分析 174五、 企業(yè)運營能力分析 174六、 企業(yè)成長能力分析 175第二節(jié) 河南中原綠能高科有限責(zé)任公司 175一、 企業(yè)概況 175二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 175三、 企業(yè)盈利能力分析 176四、 企業(yè)償債能力分析 176五、 企業(yè)運營能力分析 176六、 企業(yè)成長能力分析 177第三節(jié) 中國石油長慶油田公司 177一、 企業(yè)概況 177二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 178三、 企業(yè)盈利能力分析 178四、 企業(yè)償債能力分析 179五、 企業(yè)運營能力分析 179六、 企業(yè)成長能力分析 179第四節(jié) 烏審旗天然氣公司 179一、 企業(yè)概況 179二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 180三、 企業(yè)盈利能力分析 180四、 企業(yè)償債能力分析 180五、 企業(yè)運營能力分析 180六、 企業(yè)成長能力分析 181第五節(jié) 潮州市華豐造氣廠有限公司 181一、 企業(yè)概況 181二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 181三、 企業(yè)盈利能力分析 181四、 企業(yè)償債能力分析 182五、 企業(yè)運營能力分析 182六、 企業(yè)成長能力分析 182第六節(jié) 上海金地石化有限公司 182一、 企業(yè)概況 182二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 183三、 企業(yè)盈利能力分析 183四、 企業(yè)償債能力分析 183五、 企業(yè)運營能力分析 183六、 企業(yè)成長能力分析 184第七節(jié) 新海能源（珠海）有限公司 184一、 企業(yè)概況 184二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 184三、 企業(yè)盈利能力分析 185四、 企業(yè)償債能力分析 185五、 企業(yè)運營能力分析 185六、 企業(yè)成長能力分析 185第八節(jié) 上海石油天然氣有限公司 186一、 企業(yè)概況 186二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 186三、 企業(yè)盈利能力分析 187四、 企業(yè)償債能力分析 187五、 企業(yè)運營能力分析 187六、 企業(yè)成長能力分析 187第九節(jié) 浙江省天然氣開發(fā)有限公司 188一、 企業(yè)概況 188二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 188三、 企業(yè)盈利能力分析 188四、 企業(yè)償債能力分析 189五、 企業(yè)運營能力分析 189六、 企業(yè)成長能力分析 189第十節(jié) 岳陽興長石化股份有限公司 189一、 企業(yè)概況 189二、 企業(yè)主要經(jīng)濟指標(biāo)分析 190三、 企業(yè)盈利能力分析 190四、 企業(yè)償債能力分析 191五、 企業(yè)運營能力分析 191六、 企業(yè)成長能力分析 191第十五章 中國液化天然氣的投資機會與風(fēng)險分析 192第一節(jié) 中國液化天然氣投資背景 192一、 全球天然氣市場需求巨大 192二、 中國天然氣市場供需緊張 194三、 中國天然氣產(chǎn)業(yè)前景廣闊 196四、 外商投資西氣東輸優(yōu)惠多 198第二節(jié) 中國液化天然氣投資機會 199一、 液化天然氣（LNG）逐漸成為全球的投資熱點 199二、 LNG產(chǎn)業(yè)須加快投資保障供應(yīng) 200三、 LNG產(chǎn)業(yè)正越來越受到中國重視 200四、 中國液化天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展正當(dāng)時 200第三節(jié) 中國液化天然氣投資風(fēng)險 201一、 全球LNG競爭加劇帶來巨大的風(fēng)險 201二、 液化天然氣工業(yè)發(fā)展未來將面臨的風(fēng)險 201三、 供應(yīng)鏈結(jié)構(gòu)對液化天然氣風(fēng)險的影響 204第十六章 中國液化天然氣的發(fā)展趨勢預(yù)測分析 224第一節(jié) 國際液化天然氣的發(fā)展前景 224一、 世界3大液化天然氣購買國將面臨LNG短缺 224二、 未來全球液化天然氣市場發(fā)展格局 224三、 全球LNG市場預(yù)測 225第二節(jié) 中國液化天然氣的發(fā)展趨勢 225一、 我國多個LNG項目將投產(chǎn) 225二、 中國LNG替代石油的趨向分析 226三、 中國LNG產(chǎn)業(yè)未來布局 227

圖表目錄TOC\h\z\c"圖表"圖表1：人工煤氣、液化石油氣、天然氣對比表 1圖表2：2011年世界主要國家天然氣儲量排名單位：億立方米 11圖表3：我國天然氣資源分布 21圖表4：中國近海天然氣分布 22圖表5：中國油氣資源示意圖 24圖表6：中國天然氣資源分布統(tǒng)計 25圖表7：不同地區(qū)天然氣資源所占比例 26圖表8：不同盆地天然氣資源所占比例 27圖表9：2008-2012年我國國內(nèi)生產(chǎn)總值情況單位：萬億 55圖表10：中國人均國內(nèi)生產(chǎn)總值變化趨勢圖 56圖表11：2008-2012年我國工業(yè)增加值及增長率 57圖表12：2008-2012年我國全社會固定資產(chǎn)投資及增長率 58圖表13：2008-2012年我國消費品零售總額及增長率 58圖表14：2008-2012年我國農(nóng)村居民人均可支配收入及增長率單位：元/% 59圖表15：2008-2012年我國城鎮(zhèn)居民人均可支配收入及增長率單位：元/% 59圖表16：2008-2012年我國貨物進出口總額 60圖表17：LNG項目液化成本構(gòu)成圖 88圖表18：我國石油“三巨頭”圈地LNG加氣站 101圖表19：我國石油“三巨頭”爭奪氣源資源 103圖表20：2010-2012年深圳口岸LNG進口數(shù)據(jù)統(tǒng)計 106圖表21：2009-2012年我國液化天然氣進口量及增長情況統(tǒng)計 116圖表22：2009-2012年我國液化天然氣進口金額及增長情況統(tǒng)計 117圖表23：2009-2012年我國液化天然氣進口均價 117圖表24：2008-2012年我國天然氣產(chǎn)量及增長情況統(tǒng)計 118圖表25：2008-2012年我國天然氣消費量統(tǒng)計 119圖表26：2008-2012年我國天然氣開采行業(yè)企業(yè)數(shù)量及增長情況統(tǒng)計 119圖表27：企業(yè)數(shù)量地區(qū)分布情況 119圖表28：2008-2012年我國石油天然氣開采行業(yè)收入及增長情況統(tǒng)計 120圖表29：2008-2012年我國石油天然氣開采行業(yè)利潤及增長情況統(tǒng)計 121圖表30：2008-2012年我國天然氣開采行業(yè)從業(yè)人數(shù)及增長情況統(tǒng)計 121圖表31：行業(yè)資產(chǎn)區(qū)域分布 122圖表32：2012年主要省市投資增速變化情況 122圖表33LNG原料氣質(zhì)量要求 123圖表34：國商品天然氣質(zhì)量指標(biāo) 123圖表35：液化天然氣產(chǎn)業(yè)鏈 124圖表36：LNG接收站流程 128圖表37：LNG儲罐選型比較 129圖表38：LNG產(chǎn)業(yè)鏈成本構(gòu)成 142圖表39：美國及世界天然氣消費組成 153圖表40：2009-2012年連云港新奧燃?xì)庥邢薰窘?jīng)濟指標(biāo)單位：千元 173圖表41：2009-2012年連云港新奧燃?xì)庥邢薰居芰?174圖表42：2009-2012年連云港新奧燃?xì)庥邢薰緝攤芰?174圖表43：2009-2012年連云港新奧燃?xì)庥邢薰具\營能力 174圖表44：2009-2012年連云港新奧燃?xì)庥邢薰境砷L能力 175圖表45：2009-2012年河南中原綠能高科有限責(zé)任公司經(jīng)濟指標(biāo)單位：千元 175圖表46：2009-2012年河南中原綠能高科有限責(zé)任公司盈利能力 176圖表47：2009-2012年河南中原綠能高科有限責(zé)任公司償債能力 176圖表48：2009-2012年河南中原綠能高科有限責(zé)任公司運營能力 176圖表49：2009-2012年河南中原綠能高科有限責(zé)任公司成長能力 177圖表50：2009-2012年中國石油長慶油田公司經(jīng)濟指標(biāo)單位：千元 178圖表51：2009-2012年中國石油長慶油田公司盈利能力 178圖表52：2009-2012年中國石油長慶油田公司償債能力 179圖表53：2009-2012年中國石油長慶油田公司運營能力 179圖表54：2009-2012年中國石油長慶油田公司成長能力 179圖表55：2009-2012年烏審旗天然氣公司經(jīng)濟指標(biāo)單位：千元 180圖表56：2009-2012年烏審旗天然氣公司盈利能力 180圖表57：2009-2012年烏審旗天然氣公司償債能力 180圖表58：2009-2012年烏審旗天然氣公司運營能力 180圖表59：2009-2012年烏審旗天然氣公司成長能力 181圖表60：2009-2012年潮州市華豐造氣廠經(jīng)濟指標(biāo)單位：千元 181圖表61：2009-2012年潮州市華豐造氣廠盈利能力 181圖表62：2009-2012年潮州市華豐造氣廠償債能力 182圖表63：2009-2012年潮州市華豐造氣廠運營能力 182圖表64：2009-2012年潮州市華豐造氣廠成長能力 182圖表65：2009-2012年上海金地石化有限公司經(jīng)濟指標(biāo)單位：千元 183圖表66：2009-2012年上海金地石化有限公司盈利能力 183圖表67：2009-2012年上海金地石化有限公司償債能力 183圖表68：2009-2012年上海金地石化有限公司運營能力 183圖表69：2009-2012年上海金地石化有限公司成長能力 184圖表70：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司經(jīng)濟指標(biāo)單位：千元 184圖表71：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司盈利能力 185圖表72：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司償債能力 185圖表73：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司運營能力 185圖表74：2009-2012年新海能源（珠海）有限公司成長能力 185圖表75：2009-2012年上海石油天然氣有限公司經(jīng)濟指標(biāo)單位：千元 186圖表76：2009-2012年上海石油天然氣有限公司盈利能力 187圖表77：2009-2012年上海石油天然氣有限公司償債能力 187圖表78：2009-2012年上海石油天然氣有限公司運營能力 187圖表79：2009-2012年上海石油天然氣有限公司成長能力 187圖表80：2009-2012年浙江省天然氣開發(fā)有限公司經(jīng)濟指標(biāo)單位：千元 188圖表81：2009-2012年浙江省天然氣開發(fā)有限公司盈利能力 188圖表82：2009-2012年浙江省天然氣開發(fā)有限公司償債能力 189圖表83：2009-2012年浙江省天然氣開發(fā)有限公司運營能力 189圖表84：2009-2012年浙江省天然氣開發(fā)有限公司成長能力 189圖表85：2009-2012年興長石化股份有限公司經(jīng)濟指標(biāo)單位：萬元 190圖表86：2008-2011年興長石化股份有限公司盈利能力 190圖表87：2008-2011年興長石化股份有限公司償債能力 191圖表88：2008-2011年興長石化股份有限公司運營能力 191圖表89：2008-2011年興長石化股份有限公司成長能力 191圖表90：完全一體化的傳統(tǒng)供應(yīng)鏈模式 205圖表91：一體化的賣方、買方集團、船運公司相對獨立的供應(yīng)鏈模式 206圖表92：LNG供應(yīng)鏈中的買方、賣方的交叉參股趨勢 207圖表93：正在發(fā)展的非一體化供應(yīng)結(jié)構(gòu) 208圖表94：解除管制的天然氣市場，但汽化環(huán)節(jié)不能自由進網(wǎng) 211圖表95：天然氣液化項目的合同框架 211圖表96：GTL與LNG：市場的多元化和價格風(fēng)險 213圖表97：國際LNG行業(yè)SWOT態(tài)墊分析一般因素 214圖表98：新建天然氣液化廠機會——風(fēng)險因素 219圖表99：新建LNG汽化廠機會——風(fēng)險因素 220圖表100：新建天然氣液化廠風(fēng)險分析圖 221圖表101：降低風(fēng)險措施目標(biāo)示意圖 222圖表102：假想新建天然氣液化廠機會分析圖 222圖表103：利用機會措施目標(biāo)示意圖 223液化天然氣的相關(guān)概述天然氣的概述人工煤氣、液化石油氣、天然氣的比較圖表SEQ圖表\*ARABIC1：人工煤氣、液化石油氣、天然氣對比表不同點人工煤氣液化石油氣天然氣主要成分烷烴、烯烴、芳烴、一氧化碳和氫等可燃?xì)怏w丙烷、丙烯、丁烯、丁烷甲烷工作壓力1.0KPa2.8KPa2.0KPa供氣方式管道鋼瓶管道資料來源：匯智聯(lián)恒天然氣的形成及分類1、天然氣的形成天然氣與石油生成過程既有聯(lián)系又有區(qū)別：石油主要形成于深成作用階段，由催化裂解作用引起，而天然氣的形成則貫穿于成巖、深成、后成直至變質(zhì)作用的始終；與石油的生成相比，無論是原始物質(zhì)還是生成環(huán)境，天然氣的生成都更廣泛、更迅速、更容易，各種類型的有機質(zhì)都可形成天然氣——腐泥型有機質(zhì)則既生油又生氣，腐植形有機質(zhì)主要生成氣態(tài)烴。因此天然氣的成因是多種多樣的。歸納起來，天然氣的成因可分為生物成因氣、油型氣和煤型氣。生物成因氣—指成巖作用（階段）早期，在淺層生物化學(xué)作用帶內(nèi)，沉積有機質(zhì)經(jīng)微生物的群體發(fā)酵和合成作用形成的天然氣。其中有時混有早期低溫降解形成的氣體。生物成因氣出現(xiàn)在埋藏淺、時代新和演化程度低的巖層中，以含甲烷氣為主。油型氣包括濕氣（石油伴生氣）、凝析氣和裂解氣。它們是沉積有機質(zhì)特別是腐泥型有機質(zhì)在熱降解成油過程中，與石油一起形成的，或者是在后成作用階段由有機質(zhì)和早期形成的液態(tài)石油熱裂解形成的。煤型氣是指煤系有機質(zhì)（包括煤層和煤系地層中的分散有機質(zhì)）熱演化生成的天然氣。煤田開采中，經(jīng)常出現(xiàn)大量瓦斯涌出的現(xiàn)象，如四川合川縣一口井的瓦斯突出，排出瓦斯量竟高達(dá)140萬立方米，這說明，煤系地層確實能生成天然氣。煤型氣是一種多成分的混合氣體，其中烴類氣體以甲烷為主，重?zé)N氣含量少，一般為干氣，但也可能有濕氣，甚至凝析氣。有時可含較多Hg蒸氣和N2等。2、天然氣的分類天然氣主要分類在石油地質(zhì)學(xué)中，通常指油田氣和氣田氣。其組成以烴類為主，并含有非烴氣體。廣義的天然氣是指地殼中一切天然生成的氣體，包括油田氣、氣田氣、泥火山氣、煤層氣和生物生成氣等。按天然氣在地下存在的相態(tài)可分為游離態(tài)、溶解態(tài)、吸附態(tài)和固態(tài)水合物。只有游離態(tài)的天然氣經(jīng)聚集形成天然氣藏，才可開發(fā)利用。天然氣主要用途是作燃料，可制造炭黑、化學(xué)藥品和液化石油氣，由天然氣生產(chǎn)的丙烷、丁烷是現(xiàn)代工業(yè)的重要原料。天然氣主要由氣態(tài)低分子烴和非烴氣體混合組成。（1）液化天然氣天然氣在常壓下，冷卻至約-162℃時，則由氣態(tài)變成液態(tài)，稱為液化天然氣（英文LiquefiedNaturalGas，簡稱LNG）。LNG的主要成分為甲烷，還有少量的乙烷、丙烷以及氮等。（2）液化石油氣液化石油氣是石油產(chǎn)品之一。英文名稱liquefiedpetroleumgas，簡稱LPG。是由煉廠氣或天然氣（包括油田伴生氣）加壓、降溫、液化得到的一種無色、揮發(fā)性氣體。由煉廠氣所得的液化石油氣，主要成分為丙烷、丙烯、丁烷、丁烯，同時含有少量戊烷、戊烯和微量硫化合物雜質(zhì)。由天然氣所得的液化氣的成分基本不含烯烴。由于天然氣的產(chǎn)地往往不在工業(yè)或人口集中地區(qū)，因此必須解決運輸和儲存問題。天然氣的主要成分是甲烷，其臨界溫度為190.58K，在常溫下無法僅靠加壓將其液化。天然氣的液化、儲存技術(shù)已逐步成為一項重大的先進技術(shù)。目前，液化天然氣（LNG）在中國已經(jīng)成為一門新興工業(yè)，正在迅猛發(fā)展。液化天然氣（LNG）技術(shù)除了用來解決運輸和儲存問題外，還廣泛地用于天然氣使用時的調(diào)峰裝置上。（3）液化煤層氣中國是世界煤炭生產(chǎn)大國，煤層氣相應(yīng)的儲藏量也很大，儲藏量和天然氣基本一樣。其基本成分是甲烷。它除了是廉價的化工原料外，主要作為燃料使用，它不僅作為居民的生活燃料，而且還被用作汽車、船舶、飛機等交通運輸工具的燃料。由于煤層氣熱值高，燃燒產(chǎn)物對環(huán)境污染少，被認(rèn)為是優(yōu)質(zhì)潔凈燃料。天然氣的性質(zhì)和特點1、天然氣是一種易燃易爆氣體，和空氣混合后，溫度只要達(dá)到550℃就燃燒。在空氣中，天然氣的濃度只要達(dá)到5-15%就會爆炸。2、天然氣無色，比空氣輕，不溶于水。一立方米氣田天然氣的重量只有同體積空氣的55%左右，一立方米油田伴生氣的重量，只有同體積空氣的75%左右。3、天然氣的主要成分是甲烷，本身無毒，但如果含較多硫化氫，則對人有毒害作用。如果天然氣燃燒不完全，也會產(chǎn)生一氧化碳等有毒氣體。4、天然氣的熱值較高，一立方米天然氣燃燒后發(fā)出的熱量是同體積的人工煤氣（如焦?fàn)t煤氣）的兩倍多，即35.6-41.9兆焦/立方米（約合8500-10000千卡/立方米）。5、天然氣可液化，液化后其體積將縮小為氣態(tài)的六百分之一。每立方米天然氣完全燃燒需要大約十立方米空氣助燃。6、一般油田伴生氣略帶汽油味，含有硫化氫的天然氣略帶臭雞蛋味。天然氣的主要成分是甲烷，甲烷本身是無毒的，但空氣中的甲烷含量達(dá)到10%以上時，人就會因氧氣不足而呼吸困難，眩暈虛弱而失去知覺、昏迷甚至死亡。天然氣中如含有一定量的硫化氫時，也具有毒性。硫化氫是一種具有強烈臭雞蛋味的無色氣味，當(dāng)空氣中的硫化氫濃度達(dá)到0.31毫克/升時，人的眼、口、鼻就會受到強烈的刺激而造成流淚、怕光、頭痛、嘔吐；當(dāng)空氣中的硫化氫含量達(dá)到1.54毫克/升時，人就會死亡。因此，國家規(guī)定：對供應(yīng)城市民用的天然氣，每立方米中硫化氫含量要控制在20毫克以下。天然氣的運輸與置換1、天然氣運輸天然氣的運輸是指將天然氣由開采地運送到使用地。由于我國的天然氣資源遠(yuǎn)離天然氣需求中心，而且從總體上來說我國并不具備豐富的天然氣資源，因此天然氣的運輸十分重要，通過運輸將國內(nèi)、外天然氣運送至天然氣消費城市。天然氣運輸有兩種方式，一種是為長輸管道，另一種為通過槽車、槽船、火車等方式。陸上及近海天然氣的輸送一般采用管道運輸，對于跨洋的長距離天然氣輸送，多采用液化天然氣方式進行運輸。使用何種方式，主要取決于運輸成本的經(jīng)濟性和可行性，當(dāng)然，兩種方式經(jīng)?；ハ嘟Y(jié)合。目前，我國長輸管道目前已達(dá)2萬公里左右的規(guī)模。我國2006-1010年規(guī)劃新建9000公里、2010-2015年規(guī)劃新建11000公里。海上運輸采用的LNG槽船的特點在于特制的球形或艙型儲罐，具有保溫和隔熱作用。單船運輸規(guī)模約在5-6萬噸左右。早在70年代初，日本使用特殊的公路槽車運送LNG.國內(nèi)經(jīng)過20多年的發(fā)展，已具備LNG、CNG槽車自行建設(shè)和開發(fā)的能力，具備了相當(dāng)?shù)纳a(chǎn)和科研規(guī)模。天然氣運輸?shù)睦щy和成本——它要么通過管道輸送，要么轉(zhuǎn)化為液化天然氣——意味著很多天然氣資源，尤其是偏遠(yuǎn)地區(qū)的資源，太過昂貴而無法使用。泰勒表示，這項新技術(shù)有助于拯救這些“被困”的資源——在世界范圍內(nèi)不斷增加供應(yīng)，使更多的國家變成生產(chǎn)者。2、天然氣置換由于天然氣是干氣、無雜質(zhì)、輸送壓力較高、熱值較高，所以當(dāng)前的運行設(shè)施若要滿足運行天然氣介質(zhì)，必須進行適當(dāng)?shù)母脑旎蚋鼡Q，要進行大量、細(xì)致的前期準(zhǔn)備工作——從改造工程量、時間以及管線狀況等因素綜合考慮，對原有戶內(nèi)管道必須進行改造和重新進行氣密性試驗。民用戶戶內(nèi)管道及設(shè)施改造含戶內(nèi)管道除銹刷膠、閥門改造、燃?xì)獗斫宇^、試壓點火等工作；原有民用戶戶內(nèi)旋塞閥（立管、表前、灶前）不適應(yīng)運行天然氣，極易發(fā)生漏氣，需全部更換為燃?xì)鈱Ｓ们蜷y；戶內(nèi)管道視情況而定，原則上不更換。對于鍍鋅管螺紋連接的，所有螺紋連接處須先除銹清除雜物再涂刷NJ-1天然氣置換專用密封膠，并進行氣密性試驗根據(jù)天然氣的性質(zhì)，使用天然氣后燃?xì)獗淼牧砍贪l(fā)生變化，為保證天然氣計量準(zhǔn)確，對原有民用戶戶內(nèi)為單管煤氣表的用戶置換前須進行改造，更換為雙管表或采用IC卡燃?xì)獗?。民用戶無熱水器用戶更換為J1.6立方米IC卡燃?xì)獗恚袩崴饔脩舾鼡Q為J2.5立方米IC卡燃?xì)獗?。人工煤氣燃器具與天然氣燃器具不具互換性，為滿足運行天然氣，必須進行改造或更換。灶具改造工作將于置換前后兩次上門，置換前改造一個燃燒器，置換后再次上門改造另一個燃燒器。灶具改造主要是更換燃燒器火蓋、改造噴嘴和T型管等，并提供單眼天然氣灶具供用戶周轉(zhuǎn)使用。由于灶具陳舊或不適宜改造的，合肥燃?xì)饧瘓F統(tǒng)一配置了“安然”牌普通的和嵌入式等低、中、高不同檔次的天然氣灶具供用戶選擇購買更換。從安全、熱效率、使用效果等方面考慮，建議民用戶將灶具一次性淘汰全部更換為天然氣灶具。在前期準(zhǔn)備工作完成后，可進行天然氣置換工作。根據(jù)天然氣與人工煤氣的技術(shù)特性，結(jié)合其它城市的經(jīng)驗，采用“直通車”方法――由天然氣直接置換人工煤氣。在置換當(dāng)天，天然氣置換將在不影響非轉(zhuǎn)換區(qū)域供氣的情況下，切斷轉(zhuǎn)換區(qū)域的管網(wǎng)系統(tǒng)與人工煤氣管網(wǎng)系統(tǒng)的輸配聯(lián)系，然后降低轉(zhuǎn)換區(qū)域內(nèi)人工煤氣管網(wǎng)的壓力。并向轉(zhuǎn)換區(qū)域輸入天然氣，人工煤氣在預(yù)先設(shè)定的放散點放散，直至煤氣取樣濃度達(dá)到要求。合肥燃?xì)饧瘓F置換時確保不影響團體戶的使用，民用戶影響使用不超過24小時。置換實施時，為保障安全，嚴(yán)格采取人員準(zhǔn)入制。只有佩戴燃?xì)饧瘓F公司統(tǒng)一核發(fā)的工作證的工作人員才能進入置換區(qū)域現(xiàn)場。工作證上印有紅、藍(lán)色的合肥燃?xì)饧瘓F標(biāo)識和“合肥燃?xì)狻?，?biāo)識下方印有紅色字體的“天然氣置換工作證”字樣、工作人員的姓名及編號，旁邊為工作人員本人的彩色照片。在置換時，用戶對未佩帶此卡的人員可拒絕入戶。置換時嚴(yán)格堅持每戶入戶檢查點火制度，一戶置換不合格或其它原因未完成，該單元暫停供氣。在置換過程中，換閥—刷膠—改造—點火—氣密性測試等，工作人員必須入戶4—5次，務(wù)必提請用戶在約定的時間留人在家。對長期無人居住的房屋，請相互轉(zhuǎn)告戶主。液化天然氣（LNG）LNG基本概念LNG是英語液化天然氣（liquefiednaturalgas）的縮寫。主要成分是甲烷。LNG無色、無味、無毒且無腐蝕性，其體積約為同量氣態(tài)天然氣體積的1/600，LNG的重量僅為同體積水的45%左右，熱值為52MMBtu/t（1MMBtu=2.52×10^8cal）。LNG的物理性質(zhì)及優(yōu)點1、LNG物理性質(zhì)LNG主要成分是甲烷（90%以上）、乙烷、氮氣（0.5-1%）及少量C3～C5烷烴的低溫液體。LNG是由天然氣轉(zhuǎn)變的另一種能源形式。1、LNG的主要成份為甲烷，化學(xué)名稱為CH4，還有少量的乙烷C2H6、丙烷C3H8以及氮N2等其他成份組成。2、臨界溫度為-82.3℃。3、沸點為-162.5℃，著火點為650℃。4、液態(tài)密度為0.420～0.46T/m3，氣態(tài)密度為0.68-0.75kg/Nm3。5、氣態(tài)熱值38MJ/m3，液態(tài)熱值50MJ/kg。6、爆炸范圍：上限為15%，下限為5%。7、辛烷值A(chǔ)STM：130。8、無色、無味、無毒且無腐蝕性。9、體積約為同量氣態(tài)天然氣體積的1/625。2、LNG優(yōu)點天然氣在液化過程中進一步得到凈化，甲烷純度更高，幾乎不含二氧化碳和硫化物，且無色無味、無毒。液化天然氣優(yōu)勢液化天然氣與天然氣比較有以下優(yōu)點：1、便于貯存和運輸液化天然氣密度是標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下甲烷的625倍。也就是說，1m3液化天然氣可氣化成625m3天然氣，由此可見貯存和運輸?shù)姆奖阈浴?、安全性好天然氣目前的儲藏和運輸主要方式是壓縮（CNG）。由于壓縮天然氣的壓力高，帶來了很多安全隱患。3、間接投資少壓縮天然氣（CNG）體積能量密度約為汽油的26%，而液化天然氣（LNG）體積能量密度約為汽油的72%，是壓縮天然氣（CNG）的兩倍還多，因而使用LNG的汽車行程遠(yuǎn)，相對可大大減少汽車加氣站的建設(shè)數(shù)量。4、調(diào)峰作用天然氣作為民用燃?xì)饣虬l(fā)電廠的燃料，不可避免會有需要量的波動，這就要求供應(yīng)上具有調(diào)峰作用。5、環(huán)保性天然氣在液化前必須經(jīng)過嚴(yán)格的預(yù)凈化，因而LNG中的雜質(zhì)含量遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于CNG，為汽車尾氣或作為燃料使用時排放滿足更加嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn)（如“歐Ⅱ”甚至“歐Ⅲ”）創(chuàng)造了條件。LNG供氣系統(tǒng)的主要設(shè)備1、液化甲烷船跨洋運輸LNG的專用船2、LNG儲罐儲存LNG用低溫儲罐，其結(jié)構(gòu)由內(nèi)罐和外罐構(gòu)成，中間填充隔熱材料。儲罐的容量一般為20000-70000噸/個。（1）內(nèi)罐使用薄低溫鋼板制成，具有液密性，可僥性的內(nèi)容器，它必須把液壓頭傳遞給隔熱層。用作薄膜的材料必須具有在低溫條件下不脆化的特征，井具有足夠的韌性和良好的加工性能。LNG內(nèi)罐，通常用鎳鋼、不銹鋼或鋁合金。（2）隔熱層隔熱層是將液壓頭傳遞給外罐體的同時，還起著減少氣化量，縮小罐體內(nèi)外壁溫差、減輕由此產(chǎn)生的溫差應(yīng)力的作用。另外它還有固定“薄膜”內(nèi)罐的作用。因此要求隔熱層導(dǎo)熱率小，而且具有足夠的強度。能滿足這些條件的材料有硬質(zhì)泡沫氨基甲酸、乙酯、泡沫玻璃，珍珠巖等。（3）外罐（又稱罐體）外罐就是能承受各種負(fù)荷的外殼，它必須具有足夠的強度，一般可用：鋼制壁、鋼筋混凝土和預(yù)應(yīng)力混凝土壁。3、LNG泵——輸送LNG的專用泵；——放置在儲罐里的為潛液泵；——安置在系統(tǒng)中的為LNG輸送泵，必須耐低溫。4、蒸發(fā)氣壓縮機為了保持LNG罐內(nèi)的壓力不超高，必須將LNG罐內(nèi)自然氣化的天然氣抽出，以保證LNG儲罐內(nèi)的壓力不超高。LNG儲罐的壓力不大于0.01Mpa（表壓）。5、LNG氣化器利用海水或空氣作為熱源的板式換熱器，或排管狀氣化器，使LNG氣化成氣態(tài)天然氣，以供給外部管網(wǎng)，輸送到用戶。6、加臭裝置7、流量計8、調(diào)壓器9、海水泵（以及相關(guān)的控制儀表）10、LNG汽車槽車用于近距離的運輸。LNG的主要用途1、作為清潔燃料汽化后供城市居民使用，具有安全、方便、快捷、污染小的特點。2、作代用汽車燃料使用。采用LNG作為汽車發(fā)動機燃料，發(fā)動機僅需作適當(dāng)變動，運行不僅安全可靠，而且噪聲低污染小，特別是在排放法規(guī)日益嚴(yán)格的今天，以LNG作為燃料的汽車，排氣明顯改善。據(jù)資料報道：與壓縮天然氣（CNG）比較，在相同的行程和運行時間條件下，對于中型和中重型車輛而言，LNG汽車燃料成本要低20%，重量要輕2/3，同時，供燃系統(tǒng)裝置的成本也至少低2/3?？梢宰C明，將天然氣液化并以液態(tài)儲運是促使它在運輸燃料中應(yīng)用的最經(jīng)濟有效的方法。3、作為冷源用于生產(chǎn)速冷食品，以及塑料，橡膠的低溫粉碎等，也可用于海水淡化和電纜冷卻等。4、作為工業(yè)氣體燃料，用于玻殼廠、工藝玻璃廠等行業(yè)。世界天然氣資源及其勘探開發(fā)全球的天然氣儲量圖表SEQ圖表\*ARABIC2：2011年世界主要國家天然氣儲量排名單位：億立方米排名國家儲量1俄羅斯47572562伊朗33074263卡塔爾25202134沙特阿拉伯8027875美國7716646土庫曼斯坦7504017阿聯(lián)酋6089158委內(nèi)瑞拉5524659尼日利亞51100310阿爾及利亞45024011印度尼西亞39944012伊拉克31579113中國30299214哈薩克斯坦24069515馬來西亞23503116埃及21860717挪威20068318烏茲別克斯坦18406119科威特17981320加拿大17274521利比亞14950022荷蘭13025823印度11537824烏克蘭11043625阿塞拜疆8495126阿曼8495127澳大利亞7886328巴基斯坦7538029越南6994330墨西哥4903431也門4785632巴西4169733文萊3907734特立尼達(dá)和多巴哥3811535阿根廷3788536秘魯3528637安哥拉3099938泰國2998539緬甸2831740玻利維亞2814741以色列1982242東歐33360343英國2559944敘利亞2406945孟加拉國1953946德國1755747巴布亞新幾內(nèi)亞2265448喀麥隆1350749哥倫比亞1132750莫桑比克1274351其他123032世界總計18823276歐佩克9093019數(shù)據(jù)來源：匯智聯(lián)恒世界海洋油氣資源分布的特點隨著全球油氣需求的快速增長和陸上油氣資源危機問題的日漸突出，海洋油氣資源無論對整個世界石油工業(yè)，還是對未來世界經(jīng)濟的發(fā)展，都有非常重要的意義。世界海洋蘊藏著極其豐富的油氣資源，其石油資源量約占全球石油資源總量的34%。世界海洋油氣與陸上油氣資源一樣，分布極不均衡。在四大洋及數(shù)十處近海海域中，石油、天然氣含量最豐富的數(shù)波斯灣海域，約占總貯量的一半左右；第二位是委內(nèi)瑞拉的馬拉開波湖海域；第三位是北海海域；第四位是墨西哥灣海域；其次是亞太、西非等海域。目前，在世界海洋中已找到了581處油田。其中，歐洲和地中海25個，北海110個，意大利、北亞得里海20個，黑海和里海17個，南美洲43個，非洲近海27個，西非近海85個，波斯灣60個，印度次大陸沿岸海域2個，遠(yuǎn)東近海23個，印度和馬來西亞近海15個，澳大利亞東部和新西蘭近海3個，澳大利亞西北大陸架12個，南部吉普斯蘭德海盆19個，北海近海44個，美國墨西哥灣16個。世界海洋油氣勘探開發(fā)呈出新特點近年來，全球海洋油氣勘探取得了豐碩的成果。在波斯灣、墨西哥灣、北海地區(qū)，海洋石油勘探開發(fā)取得了最富有成效的業(yè)績；在俄羅斯北部海域、南中國海及印尼沿海、巴西坎波斯盆地也發(fā)現(xiàn)了較豐富的石油天然氣資源，且部分油氣田已開發(fā)；在西非深海勘探也不斷有新的發(fā)現(xiàn)，里海地區(qū)也發(fā)現(xiàn)不少大型油田?？梢哉f，近年來全球油氣新發(fā)現(xiàn)中較大的發(fā)現(xiàn)主要位于海上，海洋石油儲量和產(chǎn)量在全球石油產(chǎn)量中所占的份額也在不斷增加。海洋石油勘探已成為世界各大石油公司競爭的一個熱點領(lǐng)域。目前，海洋油氣勘探開發(fā)范圍已從淺海、半淺海延伸到深海。隨著勘探和開發(fā)難度的增加，海洋油氣勘探開發(fā)越來越離不開先進科學(xué)技術(shù)的支撐。近幾年，海洋勘探已廣泛使用三維地震技術(shù)和海上多維多分量勘探技術(shù)等，促進了勘探效率的提升。井筒技術(shù)也比陸上發(fā)展要快些，主要使用長距離水平鉆井及分支水平鉆井技術(shù)等。分析當(dāng)前國際海洋油氣勘探情況，呈現(xiàn)出以下一些特點。一是海上三維地震與陸上相比，具有成本低、速度快的特點。近年來，各大公司在深海油氣勘探開發(fā)中，一般都不做二維地震，大多直接做三維地震。二是海洋油氣勘探開發(fā)的大部分費用花在平臺上，海洋石油平臺的建設(shè)費用非常高，減少平臺的建設(shè)是海洋油氣勘探開發(fā)提高效益的重大課題?！昂Ｉ系氖玛懮限k”，鉆井盡量采用大位移井、多底井、分支井等，大大提高了深海油氣勘探生產(chǎn)的效益。三是鑒于海洋油氣勘探的高投入和高風(fēng)險，深海油氣勘探一般立足于尋找大圈閉，發(fā)現(xiàn)大油氣田。全球油氣資源勘探開發(fā)市場發(fā)展趨向以石油、天然氣勘探開發(fā)理論及其配套技術(shù)體系為核心的石油工程在世界石油工業(yè)150余年的發(fā)展過程中，不但加速了新油氣資源的發(fā)現(xiàn)，極大地滿足了社會發(fā)展對油氣能源的需求，也促進了油氣藏開采技術(shù)的提高，為世界各國經(jīng)濟和社會持續(xù)發(fā)展提供了不竭的動力。因此，從歷史演化角度分析當(dāng)前石油、天然氣勘探開發(fā)工程面臨的問題與挑戰(zhàn)，總結(jié)在國內(nèi)外石油工程近年來的工程、技術(shù)發(fā)展趨勢，對于預(yù)測石油工程未來發(fā)展方向，確定我國油氣勘探開發(fā)工程戰(zhàn)略具有一定的借鑒意義。進入新世紀(jì)，特別是低碳、環(huán)保、可持續(xù)發(fā)展日益成為人類與自然和諧發(fā)展的今天，石油工程在面臨巨型油氣藏發(fā)現(xiàn)概率逐年降低，成熟盆地潛力巨大和非常規(guī)油氣資源為勘探開發(fā)熱點的格局下，石油、天然氣勘探開發(fā)工程主要的發(fā)展趨勢包括以下幾個方面。1、提高采收率。自從1905年賓西法尼亞Bradford油田進行注水開發(fā)試驗、1911年Dunn油田進行注氣提高采收率現(xiàn)場作業(yè)以來，如何大幅度提高油氣藏采收率就成為了油田工程的一個永恒主題。目前，提高石油、天然氣采收率技術(shù)主要是以可動油為目標(biāo)的改善采油技術(shù)（IOR）和以不可動油為目標(biāo)的強化采油技術(shù)（EOR）。改善采油技術(shù)以通過采用適宜的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井技術(shù)改善地下水動力條件和增加波及體積技術(shù)，使大尺度未被驅(qū)替介質(zhì)波及到的、處于封閉狀態(tài)的剩余油流動起來。強化采油技術(shù)則是以高度分散且常規(guī)驅(qū)替介質(zhì)難以波及的小尺度剩余油為對象，通過降低巖石～油～水界面張力，改善油層流體流度比，使小尺度剩余油流動的技術(shù)方法。EOR技術(shù)主要包括熱采技術(shù)、注氣技術(shù)、化學(xué)驅(qū)三大技術(shù)和微生物采油技術(shù)。熱采技術(shù)是在美國、加拿大廣泛應(yīng)用，注氣技術(shù)是應(yīng)用程度僅次于熱采的另一項EOR技術(shù)，它不僅可用于新油藏的開發(fā)，也可作為三次采油的手段用于水驅(qū)后油藏提高采收率。2、開發(fā)低滲透油氣藏。自美國1871年發(fā)現(xiàn)低滲透Bradford油田以來，國際上把滲透率在0.1毫達(dá)西至50毫達(dá)西之間的油藏界定為低滲透油藏。近年來，針對低滲透油藏低豐度、低壓、低產(chǎn)的“三低”特點和分布廣泛、油氣資源蘊藏豐富的實際，如何經(jīng)濟有效開發(fā)低滲透油氣藏已成為世界石油工程共同關(guān)注的重點和難點。目前，國外低滲透油田開發(fā)過程中已在高分辨率地震技術(shù)、多分量地震勘探技術(shù)、四維地震勘探技術(shù)、裂縫識別、壓裂新技術(shù)、裝備和軟件、水平井和復(fù)雜結(jié)構(gòu)井井下隨鉆測量和控制技術(shù)、小井眼鉆采工藝、蛇形鉆井工藝、注氣等技術(shù)方面取得突破。我國在油藏精細(xì)描述、微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究、富集區(qū)優(yōu)選、超前注水、開發(fā)壓裂等一些特色領(lǐng)域以及勘探開發(fā)技術(shù)的集成應(yīng)用方面形成了獨特的技術(shù)體系。3、大力開發(fā)天然氣。自上世紀(jì)70年代以來，特別是隨著新氣田的發(fā)現(xiàn)和天然氣藏勘探、開發(fā)技術(shù)的重大突破及深?？碧介_發(fā)技術(shù)水平的提高，國內(nèi)外天然氣探明儲量近年來大幅度持續(xù)增加。深層氣和非常規(guī)氣（煤層氣、致密氣、頁巖氣等）也逐漸成為勘探開發(fā)的主要對象。我國在不同類型天然氣藏勘探、開發(fā)方面，逐步形成了快速鉆井、多分枝水平井鉆井、分層壓裂、排水采氣、防砂治水、井下節(jié)流和中低壓集輸?shù)瘸墒炫涮准夹g(shù)體系。4、深海、深層、極地油氣資源。在人類居住的地球上，稱得上極限的無非是四個方面，即極地的寒冷、深海的高壓、高山的缺氧、沙漠的高溫。全球油氣勘探開發(fā)在征服極限。近年來，隨著勘探、開發(fā)技術(shù)的完善，特別自上世紀(jì)70年代以來，分布于深海、深層、極地等極端環(huán)境下的大型、甚至巨型油氣藏逐漸成為勘探開發(fā)工程發(fā)展的主要方向。深海主要在墨西哥灣、巴西海域、尼日利亞海域、南中國海域取得了突破性進展。深層油氣勘探可鉆深達(dá)10000多米，深層勘探以國際石油公司為主栽技術(shù)取得了實質(zhì)性的突破，中國在深層近年也做了積極的探索。極端地帶如西伯利亞凍土地帶、阿拉斯加州、北極、青藏高原、沙漠無人區(qū)等也取得了突破。中國塔里木沙漠油氣勘探開發(fā)規(guī)模走向了更成熟的發(fā)展階段。5、油氣資源二次開發(fā)。進入新世紀(jì)，中國石油針對注水開發(fā)老油田開發(fā)效益降低和剩余可采儲量依然豐富的矛盾和現(xiàn)實，以“重建地下認(rèn)識體系、重構(gòu)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)、重組地面工藝流程”為核心的“二次開發(fā)”工程為大幅度提高老油田采收率、整體改善老油田開發(fā)效果指明了發(fā)展方向。單砂體刻畫、層系細(xì)分及井網(wǎng)重組研究，作為“三重”技術(shù)體系的核心基礎(chǔ)內(nèi)容，在“二次開發(fā)”工程探索與實踐中，起著極為重要技術(shù)支撐作用。SAGD/蒸汽驅(qū)技術(shù)、CO2驅(qū)技術(shù)、稀油熱采技術(shù)、深部調(diào)驅(qū)技術(shù)、油水井動態(tài)調(diào)控技術(shù)、套管補貼技術(shù)已成為成熟的“二次開發(fā)”技術(shù)體系。中國石油二次開發(fā)工程煥發(fā)了老油田青春，油氣采收率大幅度提高，遼河油田曙一區(qū)SAGD13個生產(chǎn)井組，水平井日產(chǎn)油由轉(zhuǎn)驅(qū)前的100t/d左右最高上升到600t/d左右，平均單井日產(chǎn)油達(dá)到40t/d以上，含水由轉(zhuǎn)驅(qū)初期的85%左右下降到75%左右，采油速度由0.6%上升到3%以上，階段采出程度7.6%，達(dá)到國外同類油藏開發(fā)先進水平。新疆克拉瑪依礫巖油藏二次開發(fā)試驗區(qū)日產(chǎn)油由實施前的260t/d提高到1030t/d。吉林扶余油田采收率由27%提高到36%。6、非常規(guī)油氣資源。從世界范圍來講，非常規(guī)油氣資源是極其豐富的，是常規(guī)油氣的最佳補充能源。據(jù)美國能源部能源信息署統(tǒng)計，世界頁巖油資源量可達(dá)4110億噸，比傳統(tǒng)石油資源量多50%以上，世界油砂可采資源量約為1171億噸，占世界石油可采總量的32%，已經(jīng)成為世界能源結(jié)構(gòu)的重要組成部分。全球頁巖氣資源量為456.24萬億立方米，致密氣資源量為209.72萬億立方米。加拿大油砂商業(yè)化開采2006年產(chǎn)量已達(dá)7280萬噸，美國2006年煤層氣年產(chǎn)量已達(dá)600億立方米。煤層氣以吸附形式為主，賦存在煤層中的一種天然氣，具有自生自儲、無明顯氣水界面、大面積連續(xù)特征，具有低產(chǎn)、長期穩(wěn)產(chǎn)的特征；。據(jù)國際能源署統(tǒng)計，全球煤層氣資源量超過260萬億方，其中俄羅斯、美國、加拿大、澳大利亞和中國煤層氣資源量均超過10萬億方。頁巖氣年產(chǎn)量超過200億立方米，致密砂巖氣年產(chǎn)量超過1000億立方米。針對非常規(guī)油氣藏成藏條件復(fù)雜，儲層致密，非均質(zhì)性強，不同類型資源各具特點的實際。國內(nèi)外在非常規(guī)油氣資源開發(fā)過程中初步形成了特色技術(shù)體系，例如頁巖氣井低密度支撐劑壓裂技術(shù)、頁巖氣井二次壓裂技術(shù)、油頁巖干餾技術(shù)、油砂干餾工藝等。這些特色技術(shù)極大促進了非常規(guī)油氣資源開發(fā)，也是未來石油發(fā)展的主要方向和趨勢。中國的天然氣資源中國天然氣資源豐富潛力巨大，我國的天然氣資源是比較豐富的，最新的油氣資源評價表明，全國天然氣資源量為47萬億m3，可探明的資源量為22萬億m3（按可探明率46.8%計）。經(jīng)評估，天然氣可采資源量為14萬億m3（按可采率63.6%計）。截至2007年，我國天然氣探明儲量已達(dá)4.7萬億m3，探明可采儲量3.1萬億m3，顯示出我國天然氣雄厚的資源潛力和良好的發(fā)展前景。從現(xiàn)在到2020年我國可新增天然氣可采儲量3萬億m3以上，到2020年，我國累計天然氣探明可采儲量可達(dá)6萬億m3以上。天然氣年產(chǎn)量將從目前的700億m3增加到1200億m3-1500億m3。中國的天然氣資源分布截至2008年底，我國已探明天然氣地質(zhì)儲量63.36億立方米，可采儲量為38.69億立方米，資源探明率僅為11.34%，尚有待探明資源量近50萬億立方米，勘探潛力巨大；天然氣分布相對集中，主要分布在陸上西部的塔里木、鄂爾多斯、四川、柴達(dá)木、準(zhǔn)噶爾盆地，東部的松遼、渤海灣盆地，以及東部近海海域的渤海、東海和鶯—瓊盆地，目前這9個盆地遠(yuǎn)景資源量達(dá)46萬億立方米，占全國資源總量的82%；已探明天然氣地質(zhì)儲量6.21萬億立方米，占全國已探明天然氣地質(zhì)儲量的93%；剩余資源量40萬億立方米，占全國剩余資源量的81%。圖表SEQ圖表\*ARABIC3：我國天然氣資源分布2008年我國天然氣探明儲量為2.46萬億立方米，占世界天然氣探明總儲量的1.3%。1998-2008十年間我國天然氣探明儲量的年均增長率為6.5%。而同期，我國天然氣產(chǎn)量的年均增長率達(dá)到12.7%，2008年天然氣產(chǎn)量達(dá)到763億立方米，儲量的增長速度遠(yuǎn)遠(yuǎn)跟不上需求的增長速度，造成我國天然氣儲量采比從1998年的58.7年持續(xù)下降到2008年的32.3年，遠(yuǎn)低于同期世界63.3年的平均水平。中國近海天然氣分布與勘探圖表SEQ圖表\*ARABIC4：中國近海天然氣分布資料來源：中海石油研究中心1-渤海灣盆地；2-北黃海盆地；3-南黃海盆地：4-仁東海盆地；5-臺西盆地；6-臺西南盆地；7-珠江口盆地；8-瓊東南盆地；9-鶯歌海盆地；10-北部灣盆地。中國近海共發(fā)育10個新生代沉積盆地（見圖4），油氣勘探總面積約70X104km2，其中南海北油氣盆地具有獨特的石油地質(zhì)特征，加上海洋油氣勘探的自身特點，決定了中國近海油氣勘探的特殊性。中國近海勘探工作量總體上投入巨大，特別是近年來，三維地震和鉆井工作量大幅度增加，推動了勘探的進程。至2009年，中海油在中國近海累計采集二維地震超過100×104km，三維地震8.6×104km2，完成探井1238口；共發(fā)現(xiàn)油氣田130個（其中自營91個、合作39個），含油氣構(gòu)造141個（其中自營111個、合作30個）；累計探明石油地質(zhì)儲量達(dá)30.2×108t，探明天然氣地質(zhì)儲量6387.4×108m3，為中海油2010年實現(xiàn)年產(chǎn)5000x104t油當(dāng)量的產(chǎn)量目標(biāo)及公司的可持續(xù)發(fā)展奠定了資源基礎(chǔ)。中國天然氣資源分布特點根據(jù)中國大地構(gòu)造特征和油氣分布規(guī)律，新一輪油氣資源評價將全國劃分為6大含油氣區(qū)（圖5），即東部區(qū)中部區(qū)西北區(qū)南方區(qū)青藏區(qū)和海域區(qū)中國天然氣資源分布存在巨大的不均衡性，這突出表現(xiàn)在其區(qū)域分布與盆地分布上：1、天然氣資源區(qū)域分布（圖6，圖7）天然氣集中分布在西部區(qū)中部區(qū)和海域3大區(qū)其中，西部區(qū)天然氣可采資源量7.46*1012m3，中部區(qū)天然氣可采資源量6.37*1012m3，海域天然氣可采資源量5.25*1012m3，3大區(qū)合計19.08*1012m3，占中國天然氣可采資源量的比例高達(dá)86.61%。（2）天然氣資源盆地分布（圖6，圖7）在新一輪國油氣資源評價工作中，評價范圍涉及129個盆地，從評價成果看，可采資源量大于2*1012m3者有4個盆地，依次為塔里木四川鄂爾多斯和東海陸架，其資源量合計14.67*1012m3，占全國的66.56%；1*1012-0.4*1012m3者有8個盆地，分別為柴達(dá)木鶯歌海松遼瓊東南珠江口準(zhǔn)噶爾和渤海灣（陸上），其資源量合計4.55*1012m3，占全國的20.66%；以上可采資源量大于4000*108m3的盆地共有12個，占評價盆地數(shù)的9.30%，但其資源量占全國的比重卻高達(dá)87.22%。圖表SEQ圖表\*ARABIC5：中國油氣資源示意圖資料來源：中海石油研究中心圖表SEQ圖表\*ARABIC6：中國天然氣資源分布統(tǒng)計資料來源：中海石油研究中心圖表SEQ圖表\*ARABIC7：不同地區(qū)天然氣資源所占比例資料來源：中海石油研究中心圖表SEQ圖表\*ARABIC8：不同盆地天然氣資源所占比例資料來源：中海石油研究中心

世界天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展動態(tài)分析國際天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展目前，世界天然氣產(chǎn)業(yè)已經(jīng)進入快速發(fā)展階段，天然氣產(chǎn)量、消費量和貿(mào)易量均保持快速增長，主要發(fā)達(dá)國家的天然氣市場也已經(jīng)非常成熟。據(jù)《BP世界能源統(tǒng)計年鑒》，2010年世界天然氣消費占一次能源消費的比重達(dá)到23.8%。同時，美國、歐洲以及俄羅斯等天然氣生產(chǎn)與消費大國的天然氣產(chǎn)業(yè)基本上都已經(jīng)形成管道網(wǎng)絡(luò)化、供應(yīng)多元化、地下儲氣庫遍布全國的供氣格局。例如，北美地區(qū)的天然氣干線管道長度已經(jīng)超過53萬千米，其中洲際管線占到70%；歐洲已經(jīng)成為天然氣管網(wǎng)密度最大的地區(qū)，各類天然氣管網(wǎng)縱橫交錯，四通八達(dá)，其中天然氣干線管道長度超過15.6萬千米，各類配氣管道的長度已經(jīng)超過119.5萬千米；全球30多個國家已建設(shè)了630多座地下儲氣庫，庫容超過3330億立方米。國際上對天然氣輸配管網(wǎng)的監(jiān)管已經(jīng)形成了兩種特有的監(jiān)管模式，即以美國、加拿大為代表的北美規(guī)則式監(jiān)管模式，以英國為典范的歐盟許可證式監(jiān)管模式。雖然這兩種監(jiān)管模式在行業(yè)規(guī)制和監(jiān)管模式上有所不同，但各國在對天然氣輸配管網(wǎng)的監(jiān)管方面都成立了獨立于國家能源主管部門的能源監(jiān)管機構(gòu)，且該能源監(jiān)管機構(gòu)依法享有對天然氣輸配管網(wǎng)進行監(jiān)管的權(quán)利，以完成具體的監(jiān)管任務(wù)。進行監(jiān)管的重點主要包括：市場參與者對管網(wǎng)的公平準(zhǔn)入、管道企業(yè)的管輸服務(wù)價格和服務(wù)質(zhì)量等。中國天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展分析中國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展概況“九五”之前，我國天然氣消費主要集中在油氣田周邊，僅川渝氣源周邊天然氣消費量就占全國的40%。目前，我國幾大氣區(qū)天然氣已實現(xiàn)全面外輸，天然氣消費也逐漸由氣田周邊向中東部轉(zhuǎn)移。隨著陜氣進京津、川渝氣東進、西氣東輸?shù)乳L輸管道的建設(shè)投產(chǎn)，有力地推動了我國天然氣需求的增長，市場發(fā)育較快。伴隨著我國鐵路、公路、航運的四通八達(dá)、我國29個省會城市城市加港澳特區(qū)總計31個主要城市，除西藏拉薩外，都不同程度地用上了或管道運輸、或車輛運輸?shù)奶烊粴猓€有不少地級市、縣甚或鄉(xiāng)鎮(zhèn)也都用上了天然氣。隨著改革開放春風(fēng)勁吹，人們燒柴、燒煤做飯的過去，在許多地方，已經(jīng)一去不復(fù)返。城市中天然氣消費占比的增加，不僅巨大地改善了生產(chǎn)、生活條件，同時使得城市生態(tài)環(huán)境大為改善。近年來，我國天然氣汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展較快。2010年年底，我國天然氣汽車保有量超過100萬輛。重慶、西安等西部地區(qū)城市的CNG出租車已經(jīng)普及應(yīng)用，內(nèi)蒙古等地正在推廣LNG重型卡車、LNG城際客車，湖南、北京和新疆等地正在發(fā)展替代柴油的公共汽車。在交通領(lǐng)域推廣使用天然氣，對降低石油對外依存度、減少污染物排放等具有重要意義?！妒澜缒茉唇y(tǒng)計年鑒2012》顯示過去五年，中國天然氣市場規(guī)模擴大了兩倍多。2006年以來，中國天然氣消費量增幅曾三次位列全球第一，其中包括2011年。2011年中國天然氣消費增幅高達(dá)22%。這也是中國迄今為止創(chuàng)出的最大增幅，其供應(yīng)來自于國內(nèi)天然氣增產(chǎn)、管道天然氣進口以及液化天然氣進口。中國天然氣市場的特點及影響因素1、市場特點天然氣市場還較為滯后。主要表現(xiàn)在中國天然氣市場實際需求量小于天然氣管道設(shè)計輸送能力。從中國目前形成的區(qū)域性天然氣市場來看，油氣田供氣能力大于天然氣市場的實際需求量。天然氣生產(chǎn)單位生產(chǎn)的天然氣除了滿足本單位和目前僅有的少量天然氣用戶外，其他大部分天然氣幾乎被放空燒盡。總體來說，終端用戶對天然氣的價格承受能力還差，天然氣作為一種替代能源與其他能源特別是煤和水電在價格上還缺乏競爭力，價格偏高。如果天然氣價格較高，用戶就會選擇使用煤和水電來替代，這樣天然氣用戶就會減少。其主要原因是：中國絕大多數(shù)天然氣田產(chǎn)層薄、含氣豐度低、埋藏深及其自然環(huán)境惡劣，決定了天然氣勘探開發(fā)投入的成本較高。天然氣資源主要分布在中西部地區(qū)，遠(yuǎn)離東部經(jīng)濟發(fā)達(dá)主要消費市場，天然氣輸送干線長，管道投資回收期短，致使管輸費用較高，占天然氣價格比例大。中國現(xiàn)在正在建設(shè)“西氣東輸”管道，干線全長4200多公里，建成通氣時，如果東南沿海主要天然氣用戶市場發(fā)展滯后，那么造成的經(jīng)濟測算與實際用量要少幾十億。2、影響因素（1）天然氣基礎(chǔ)設(shè)施薄弱，天然氣下游市場急需拓展天然氣市場需求潛力巨大，但是天然氣干線管網(wǎng)僅有陜西靖邊到北京、澀寧蘭、四川環(huán)網(wǎng)、海洋到香港等幾條大型天然氣管道，城市內(nèi)配氣管網(wǎng)和天然氣利用設(shè)施等基礎(chǔ)設(shè)施薄弱。若要滿足2010年及以后的天然氣需求，則需建設(shè)覆蓋20多個省的天然氣配氣管網(wǎng)。干線和配氣管網(wǎng)等基礎(chǔ)設(shè)施投資巨大，如何吸引投資和組織是實現(xiàn)巨大天然氣需求的關(guān)鍵問題之一?；A(chǔ)設(shè)施的主要投資項目包括：一是到主要城市門站的天然氣干線管網(wǎng)：二是城市內(nèi)天然氣配氣管網(wǎng)；三是天然氣利用設(shè)施：天然氣發(fā)電廠、化肥廠、工業(yè)燃料用戶改造項目等。未來，我國天然氣儲量仍將快速增長，若不大力開拓消費市場，目前實施的上游產(chǎn)能建設(shè)和中游的管道工程將會使投資進一步積壓，勢必影響公司的業(yè)績，因此，當(dāng)前天然氣開發(fā)的當(dāng)務(wù)之急是利用各方面的力量加快市場的開拓。（2）天然氣市場體制不完善健全的市場體制對于市場的發(fā)育至關(guān)重要，而目前國內(nèi)在天然氣價格制定、合同履行、天然氣分配和市場開放等方面都存在很多問題?，F(xiàn)在國家按天然氣的應(yīng)用制定井口氣價，井口價加凈化費和管輸費后為用戶價。凈化費按國家收費標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行，管輸費現(xiàn)無統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)。盡管國家已多次調(diào)整氣價，但仍存在價格背離價值的情況，影響企業(yè)投資天然氣產(chǎn)業(yè)。城市天然氣用戶價格現(xiàn)由各當(dāng)?shù)卣贫ǎ脩衾锰烊粴膺€需交納數(shù)值很大的費用，存在較多不合理的情況，影響利用天然氣的積極性。天然氣從生產(chǎn)到消費經(jīng)過多個環(huán)節(jié)，現(xiàn)在沒有能有效保護買賣雙方利益的標(biāo)準(zhǔn)購銷合同和保證合同履行的措施。一方面拖欠氣款將影響供氣企業(yè)的生存：而另一方面，保質(zhì)、保量的供應(yīng)是用戶的基本要求。目前，天然氣是國家統(tǒng)配商品，這種模式不利于調(diào)動企業(yè)積極性，推動天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。開放市場是促進天然氣利用的有力措施。目前有兩大壟斷經(jīng)營的網(wǎng)絡(luò)影響天然氣的利用。一是城市天然氣管網(wǎng)，二是國家電網(wǎng)。這兩大領(lǐng)域?qū)Φ谌讲黄降?、不透明，對促進清潔能源的利用不利。長期壟斷經(jīng)營不利于從多渠道吸引投資天然氣利用項目，更不利于通過競爭降低成本和促進消費。（3）天然氣供需市場分布不合理天然氣資源主要分布中國西部的老、少、邊、窮地區(qū)，地表條件多為沙漠、黃山塬、山地，地理環(huán)境惡劣。多數(shù)勘探對象具“低、深、難”的地質(zhì)特點，對勘探開發(fā)技術(shù)要求較高。而天然氣消費市場卻主要分布在中國東部和南部沿海經(jīng)濟發(fā)達(dá)地區(qū)。西部氣區(qū)距東部經(jīng)濟發(fā)達(dá)區(qū)，最遠(yuǎn)的輪南至上海4000公里，最近的忠縣到武漢695公里，靖邊至北京853公里，澀北至蘭州953公里?！熬盼濉逼陂g儲量的迅速增長促成了西氣東輸工程的啟動，但規(guī)模浩大的工程建設(shè)需要一定的時間，加上回報所需的時間周期會很長?！熬盼濉币言斐砷L慶、西南油氣田分公司的產(chǎn)能積壓。因此，下游市場的開拓、培育，以及長輸管道的建設(shè)滯后于資源的增長，在一定程度上制約了天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。由于資源分布及其特點以及與市場消費區(qū)的不匹配，再加上天然氣產(chǎn)業(yè)投資大、回收慢、周期長、風(fēng)險大，上、下游發(fā)展不協(xié)調(diào)等不利因素，天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展將受到制約和影響。（4）天然氣管理體系和法規(guī)不健全目前，中國天然氣作為一個產(chǎn)業(yè)來發(fā)展，存在政府專門管理機構(gòu)缺位，有關(guān)政策、法規(guī)缺位，供應(yīng)主體企業(yè)與利用主體企業(yè)合作缺位等問題。健全的管理體系和法規(guī)是天然氣產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展的基本保障。中國天然氣勘探開發(fā)發(fā)展形勢分析中國天然氣勘探突破始于20世紀(jì)90年代初，滯后于石油勘探進程近40年。從1990年開始，天然氣儲量進入快速增長階段，新增天然氣探明地質(zhì)儲量：“八五”期間近0.7×1012m3，“九五”期間為1.15×1012m3，“十五”期間達(dá)2.43×1012m3，“十一五”前兩年就超過1×1012m3，增長勢頭明顯。近年來，相繼探明了蘇里格、大牛地、普光、子洲—清澗、徐深等多個地質(zhì)儲量超過1000×108m3的大型氣田；準(zhǔn)噶爾盆地南緣和珠江口盆地深水區(qū)也取得了勘探的重大發(fā)現(xiàn)；四川盆地海相地層天然氣勘探取得歷史性突破，使得該盆地的天然氣資源量在剛結(jié)束評價的基礎(chǔ)上，又呈現(xiàn)出翻一番的趨勢。2011年中國天然氣勘查新增探明地質(zhì)儲量7659.54億立方米，同比增長29.6%。新增探明技術(shù)可采儲量3956.65億立方米，同比增長37.6%，保持了高速增長態(tài)勢。新增探明地質(zhì)儲量超千億立方米的大氣田有2個，分別為長慶蘇里格和南方元壩。新增探明地質(zhì)儲量大于300億立方米的盆地有4個，分別為四川盆地，鄂爾多斯盆地，塔里木盆地和松遼盆地。我國天然氣產(chǎn)業(yè)利用狀況分析自2012年12月1日起，中國將施行最新的《天然氣利用政策》，力爭優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，提高天然氣在一次能源消費結(jié)構(gòu)中的比重。新政策側(cè)重在優(yōu)先保障城鎮(zhèn)居民生活用氣的同時，鼓勵發(fā)展車船用氣等利用領(lǐng)域。國土資源部最新發(fā)布數(shù)據(jù)顯示，中國天然氣年產(chǎn)量已由2002年的229億立方米增加到2011年的1013億立方米，居世界第6位。到2030年，全國總的天然氣產(chǎn)量將達(dá)到4500億立方米。據(jù)悉，2011年，中國天然氣汽車保有量已超過100萬輛，建成3000多座天然氣加氣站。到2015年中國天然氣汽車保有量將超過150萬輛，有望成為世界最大的天然氣汽車市場。除了道路運輸業(yè)“低碳綠色”發(fā)展，國家能源局局長劉鐵男表示，隨著國內(nèi)需求快速增加，把確保居民用氣排在天然氣供應(yīng)序列的首位。以“煤都”大同為例，截至2011年底，這個市的供熱面積從2008年的800萬平方米增長到4500萬平方米，集中供熱率達(dá)到90%以上，3000多臺污染嚴(yán)重的燃煤鍋爐換成了清潔的天然氣。中國天然氣利用的政策環(huán)境《天然氣利用政策》是繼《節(jié)能與新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》、《節(jié)能減排“十二五”規(guī)劃》、《天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃》等多個支持政策發(fā)布后中國政府將實施的最新政策。中國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑明晰國務(wù)院能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃發(fā)布，規(guī)劃要求優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)。其中，非化石能源消費比重提高到11.4%，非化石能源發(fā)電裝機比重達(dá)到30%。天然氣占一次能源消費比重提高到7.5%，天然氣使用人口達(dá)到2.5億人?！笆濉币?guī)劃指出，將大力發(fā)展非常規(guī)天然氣。預(yù)計，非常規(guī)天然氣2015年將比2010年大增近九成，頁巖氣2020年將成為非常規(guī)天然氣的主要來源，而天然氣加氣站將迎來發(fā)展的新機遇。中國天然氣產(chǎn)業(yè)存在的問題天然氣行業(yè)急需統(tǒng)規(guī)劃資源配置國家有必要成立一個完整的天然氣產(chǎn)業(yè)管理體系，國家應(yīng)在石油天然氣行業(yè)建立起公平、穩(wěn)定的永久性綜合管理體制?？紤]到上游和下游領(lǐng)域的構(gòu)成不同，所需的監(jiān)管及其程序也不同，因此，可分設(shè)永久性的上游和下游監(jiān)管委員會。針對目前現(xiàn)行石油工業(yè)體制，中國民營經(jīng)濟研究會會長保育鈞提出了名為《關(guān)于在石油天然氣產(chǎn)業(yè)中打破壟斷、引進競爭機制的建議》的提案。建議取消中石油、中石化兩大集團的政府職能，建立過渡性的政府監(jiān)管機構(gòu)，對天然氣市場準(zhǔn)入、定價等進行監(jiān)管；引進競爭機制，打破南北分治局面；在《反壟斷法》及相關(guān)法律沒有出臺之前，建立公正處理壟斷企業(yè)與其他企業(yè)糾紛的過渡性的法規(guī)和行政裁決機制等，同時加快制定《石油天然氣法》。中國天然氣工業(yè)存在隱性憂患1、資源基礎(chǔ)并不樂觀在中國天然氣工業(yè)一體化發(fā)展的產(chǎn)業(yè)鏈中，基礎(chǔ)是資源、是探明儲量。這里不僅指其數(shù)量還要考慮其品質(zhì)。從目前的情況看，即使按老儲量規(guī)范看，一些氣田的儲量標(biāo)準(zhǔn)失之過寬，致使部分已上表的探明儲量相當(dāng)長時間難以動用，不能實施產(chǎn)能建設(shè)。目前已探明的天然氣品質(zhì)也不夠理想。以鄂爾多斯盆地已探明的天然氣品質(zhì)為例，主要表現(xiàn)在儲量規(guī)模偏小，豐度低，儲層連通性差，不均質(zhì)性相當(dāng)強，主力氣區(qū)的主要氣層埋深大。這諸多因素使氣田必須以大量生產(chǎn)井去開采且單井成本大、產(chǎn)量低、衰減快、勘探開發(fā)難度大，井口氣價高。當(dāng)然，供氣能力低于管輸量和已有用戶需求量也是顯而易見的。鄂爾多斯盆地的氣田多處在開發(fā)初期，管道修建時愁找不到用戶的局面就迅速改變?yōu)楣┎粦?yīng)求。目前除北京市按計劃逐步擴大用戶外，京、津地區(qū)及晉、冀、魯?shù)仁〉某鞘腥阂沧髁讼鄳?yīng)的計劃。雨后春筍般出現(xiàn)的各地燃?xì)夤菊跔帗尩乇P，興建基礎(chǔ)設(shè)施。許多民用和工業(yè)用戶往往“先上車后買票”，在沒向有關(guān)方面落實用氣之前就動手實施了用氣工程。對此，天然氣的供應(yīng)部門埋怨下游項目“太急、太快、太多”，無法應(yīng)付。導(dǎo)致以民用（包括商業(yè)）氣為主的城市供氣已出現(xiàn)了巨大的缺口，其原因不在于管線的運力，而在于產(chǎn)地供氣不足。2、調(diào)峰氣庫建設(shè)滯后，管道不足，布局不合理。我國天然氣工業(yè)基礎(chǔ)薄弱，管線不足是一個明顯的制約因素，不但缺乏控制全國、聯(lián)絡(luò)主要氣區(qū)與經(jīng)濟發(fā)達(dá)區(qū)的干線管網(wǎng)，也缺乏覆蓋用戶區(qū)的支線網(wǎng)絡(luò)。眾所周知，不能聯(lián)網(wǎng)的單管線長距離供氣存在相當(dāng)大的安全隱患。特別值得注意