经过近两年的编制统筹，一则矿产资源开发领域的指导性文件《全国矿产资源规划（2008—2015）》（以下称《规划》）由国土资源部发布，石油和天然气作为一项重要内容列入其中。

　　《规划》不仅确定了油气勘探开发的思路，而且提出了新的生产目标。到2010年新发现约6个亿吨级油田和6～8个千亿方级气田，2011～2015年新发现约 10个亿吨级油田和8～10个千亿方级气田；到2010年石油新增探明储量30亿～35亿吨，天然气新增探明储量1.5万～1.8万亿立方米；2011～2015年新增石油探明储量50亿～60亿吨，新增天然气探明储量2.8万～3.5万亿立方米。

　　到2010年，国内石油从产量达1.9亿吨以上，天然气1100亿立方米以上；2015年，石油2亿吨以上，天然气1600亿立方米以上。

　　然而，这样的油气勘探开发目标，与我国油气勘探能力和资源储备量是否匹配？我国是否存在油气储量和产量双增长的基础？

　　新目标具备基础

　　国土资源部规划司副司长鞠建华对《规划》目标信心十足。他说，本轮规划提出的新发现亿吨级油田的数量，是在现有勘查评价基础上进行分析，并结合各石油企业勘察初步成果判定的。

　　“现在我国每年石油探明储量增加9亿吨左右，而且从2000年来基本上保持年增加9亿吨探明储量的速度。通过开展新一轮油区选区评价，以及对一些重要油气储存盆地分析，到2010年新发现5至6个亿吨级油田、到2015年新发现更多亿吨级油田，是具备资源基础和工作基础的。”鞠建华表示。

　　中国科学院院士、地质勘探专家贾承造认为，我国石油总体处于早—中期，储量产量将保持稳定增长，预计2010年原油产量达到1.92亿吨，2020年达到2.1亿吨；天然气开发处于早期阶段，储产量将快速增长，预计2010年，天然气产量达到900亿立方米以上，2020年达到1500亿～2000亿立方米。“如此看来，实现《规划》中提到的目标没有问题。”贾承造说。

　　新一轮全国油气资源评价成果显示，我国石油可采资源量212.03亿吨，天然气可采资源量22.03万亿立方米。截至2007年底，我国天然气探明可采储量 3.61万亿立方米，资源探明程度仅为16.39%，低于石油资源探明程度36.18%，天然气勘探尚处在勘探早期阶段，探明储量呈现快速增长势头，石油储量产量进入稳定增长阶段。

　　与此同时，各石油企业加大勘探开发力度，油气资源探明储量和开采量连年增长。中国石油勘探与生产公司副总经理吴奇说，2008年中国石油大力实施储量增长高峰期工程，全年新增探明石油地质储量7.4亿吨，连续5年超过5亿吨；新增基本天然气地质储量4168亿立方米，连续4年保持3000亿立方米以上。

　　中国石油在2009年上游业务的主要指标是探明石油地质储量6亿吨，探明天然气地质储量4000亿立方米。这为《规划》目标的实现提供了强有力的支撑。

　　近年来，在中国石油、中国石化、中海油三大公司的努力之下，我国油气勘探开发工作一路向前。2000年以来，我国塔里木、鄂尔多斯、四川盆地及海域天然气勘探连续获得重大突破，一大批大中型气田相继被发现，2001年～2007年累计新增天然气可采储量1.74万亿立方米，相当于前50年的总和。

　　随着天然气勘探开发力度加大，在西气东输、川气东送等主干管网的支撑下，完善天然气价格机制，培育和完善天然气市场，我国天然气产量将进入跨越式发展阶段。据相关机构和专家预测，到2020年以前，我国天然气年均新增可采储量将保持在2700亿～3000亿立方米。

　　新思路稳健而行

　　与此同时，《规划》还提出油气勘探开发的思路：油气并举、稳定东部，发展中（西）部，加快海域，探索新区，发展非常规，储备新能源。

　　按照这个思路，未来几年我国将加强西部重要矿产资源接替区勘察，进一步挖掘东中部找矿潜力；加强我国海域油气勘察，积极参与国际海底矿产资源勘察开发；优化开发陆上油气资源，深入挖掘主要产油区的资源潜力；加强非常规资源开发力度。

　　未来3年，我国油气行业将稳定松辽、渤海湾盆地等东部老油田产量，加快塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、四川盆地等西部油气区建设步伐，加强老油气区的新领域深度挖潜，在青藏高原羌塘盆地等有条件的盆地和南方海相重点潜力区实施科学探井工程，促进形成重要的油气战略接替区。

　　同时，加强老油田稳产改造，不断提高矿产资源勘察开发技术水平，延缓老油田产量递减速度，确保全国石油产量稳产并保持稳步上升。将科技创新贯穿于矿产资源勘察、开采与保护全过程，提高矿业科技支撑能力。应用陆上油田的二次采油、三次采油技术和低渗透油、稠油的开采技术，促进石油的高效开采。

　　中国石油的胡文瑞表示，中国石油二次开发的总目标是提高采收率。一批高水平油田开发重大实验以及采收率研究表明，我国油田采收率有提高10%～20%的潜力空间。“二次开发预计增加9.1亿吨的可采储量，相当于勘探新发现地质储量45亿吨，而勘探发现这些储量按照常规则需要9年时间，开发成本则需要1800亿元”。由此可见，老油田二次开发是增储上产的英明之举。

　　在我国海域油气勘察中，东海盆地、渤海、南海海域将是勘探工作的重点。我国海域油气勘探程度低，是发现大中型油气田的重要领域，可以形成重要的油气接续基地。将来世界40%的石油将来自于深海，深海石油和天然气将成为今后能源的重要来源。

　　非常规能源是油气资源的重要补充，煤层气和油页岩则是未来开发的重点。煤层气综合开发利用将以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等地区和高瓦斯矿区为重点，推进煤层气富集区的煤层气产业化基地建设，加强山西、内蒙古等地区大型煤炭矿区瓦斯的综合治理和综合利用；油页岩综合开发利用以松辽盆地大庆和吉林等地为重点，按照油页岩联合生产模式，推进油页岩综合开发利用。

　　低油价开发之困

　　虽然我国具备良好的油气资源开发基础和工作基础，但未来的勘探开发之路并不轻松，将面临一系列的挑战与困难。

　　我国油气勘探发展到今天，大部分油气富集、整装的区块进入勘探中期或成熟期，“低、深、难”是东部老油田目前的共同特征。据统计，目前我国低渗透油田的储量占70%左右，油藏深度在3000米以上的储量占15%。在低油价的背景之下，这些低渗透、超稠油区块的开发经济性越来越差。

　　国土资源部油气资源战略研究中心副主任车长波说：“我国已探明的油气资源品质总体上一般，低渗透、特低渗透和稠油比重较高，高含水和三次采油的石油产量比重越来越大，在高油价条件下尚可以动用这部分储量，低油价直接影响到油田的开发效益。继续维持生产，油气开发的经济性变差，企业或许没有利润可言，而且可能开采越多亏损越多。采取关井停产措施，又会导致设备、人力和投资等更大的损失。”

　　中国石油内部低渗透油层储量占到70%以上，面对低油价需要从中挑选出相对高产高效的区域，开发布井难度会随着规模区块的减少而不断加大，勘探开发的难度加大。中国石化埋深在3000米以上的低渗透油田占60%左右，这些储层地层温度高达100～150摄氏度，单元储量规模小，单元收率普遍偏低。

　　不仅如此，石油企业还面临着勘探开发资金紧张的问题。低油价使得企业赢利能力受挫，节约项目投资是当前的无奈之举。其中，中国石油集团提出2009年建设项目投资节约10%，这对于勘探开发是一个不小的挑战。

　　即便困难重重，石油企业仍在上游领域倾力而为。中国石油集团总经理蒋洁敏说：“即使是在当前不利的条件下，投资总额也将保持一定幅度的增长，油气总当量力争年均增长5%。”据了解，中国石油勘探投资由2008年的122亿元增加到今年的132亿元。

　　作为海洋油气勘探领域的巨擘，中海油2009年进一步加大勘探开发力度，预计净产量达2.25亿至2.31亿桶油气当量，投资增长19%，全年资本支出预计达到67.6亿美元。中海油年内将有10个油气新项目投产，另有20个开发项目在建设之中，计划在中国海域部署探井80口以上，以再度实现超过100%的储量替代率。