中国天然气研究统计中的几个误区

中国天然气研究统计中的几个误区张抗原创 | 2012-02-16 13:28 | 投票标签：中国误区天然气从天然气的供应方看，他的供气有不同的来源，各自有其生产的规律，甚至有不同的烃气含量和热值。

如果不重视这一点而简单地视为一体对待就可产生偏差。

而如果把供应方的产量和消费方的可使用量视为等同，则可能对天然气预测方案和供需间的平衡关系产生误导。

对这些在生产和研究中已暴露出的问题有深入研究的必要。

不应把气层气和溶解气作为一体去做规划预测作为采到地面的天然气来自地下的两类赋存状态：独立存在于气藏和/或气层中的称为气层气，溶于油藏和/或油层中随其采出到地表才从油中分离出来者称为溶解气。

在开发中气藏可有自己独特的规律并可按需求独立地决定其产量增减，而溶解气产出量则受制于石油含气量的不同和其产量的增减。

在我国处于壮年期的石油产量相对稳定，溶解气的增长率也与之相似，而处于青年期的天然气产量即使今后10年仍可望有10％左右的年增率。

溶解气和气层气的基数不同、年增率不同，在产量预测中就不能将其混为一谈。

而目前在我国天然气的产量趋势预测中却多将其视为一体而不加区分，这是造成预测产生系统误差的原因之一。

我国2010年天然气产量为942亿立方米，其中气层气868亿立方米、溶解气74亿立方米(本文的产量均引自《全国油气矿产储量通报》)，溶解气占气产量的7.85％。

由于石油产量基本稳定且老油田开发后期产出油的含气量呈降势，故近年溶解气产量由2005年的82亿立方米降至2010年的74立方米，平均年降率2.03％。

即使以1.11％的年降率预测2015年产量也可降到70亿立方米。

在“十二五”规划中以2015年天然气占一次能源消费量的8.3％计，约需气2500亿立方米。

在此基础上减去进口气量的国内产气量可形成1500亿立方米、1700亿立方米两个方案。

再减去前面已作单独预测的溶解气量，则对气层气产量的要求分别为1430亿立方米、1630亿立方米，与其相应的5年间的年增率分别为10.50％、13.4 3％。

回顾2005-2010年间气层气年增率为13.40％，那么，即使上产的力度稍有减弱(这种可能性较大)，“十二五”规划国产气的低方案也有望实现；如加大投入使之在开发和管线建设上保持前5年的年增率，该规划产量目标的高方案也将有实现的可能。

将溶解气产量占比例差别较大的地区相比较,会更显示出将溶解气和气层气分别研究、预测的必要性。

如以单位可采石油储量中的含气量计，准噶尔盆地为95.84立方米/吨，全国平均为47.82立方米/吨，前者比后者高1倍。

以2010年产量计其溶解气为全部气产量的31.60％。

而对渤海湾盆地(陆上)来说，溶解气丰度为26.12立方米/吨、仅为全国均值的一半多，但其石油产量居全国第一而气层气产量甚低，却使 2010年产量中溶解气为全部气产量的65.21％。

上述两组数据说明，如简单地以全部天然气产量年增率方法去预测分析两个差别如此大的盆地未来产量就会产生相当大的误差。

此外，还应注意到溶解气的利用率往往低于气层气。

不应把地面井采和矿山排采的煤层气产量简单相加煤层气指主要以吸附状态赋存于煤层中的天然气，其开发的关键是降压解吸。

在专门的煤层气田或远离煤矿矿井处它主要依靠排水降压，地面钻井采集。

产出的气几乎为纯甲烷，因而有与一般常规气相近的热值。

在矿井内或其附近由于压力已有不同程变的降低主要采用井下抽排、甚至专门利用废弃井巷采排。

其产出的气中常混有大量空气，甲烷浓度较低且变化范围颇大，因而其热值较低且变化范围大，往往需特殊的应用措施(如专用于低浓度瓦斯的特种发电机)才能利用。

地面钻井开采煤层气与同是非常规的页岩气开发有许多相近之处，其开发井相当密集，井口气的利用率亦较高。

作为气田去开发(这点又类似气层气)，可有独立的生产规律和产量增长率。

井下抽排的煤层气对现有矿井生产的依附性大，难以强调自身的增长率。

煤矿瓦斯抽排多用于发电，但一般煤矿早已有成套(包括民用)的用电设施，需额外再设一套措施去用瓦斯发电。

如以其进入公用大电网，在目前的实际情况下有若干困难且经济上多不划算，因而使矿山或其他企业利用的积极性受影响,其利用率往往低于预期值。

假设矿山排采瓦斯的甲烷含量为50％，利用率为60％，那么对于100立方米的矿井排采煤层气量的经济价值就只能相当于30立方米地表钻井产出的煤层气或常规天然气。

显然，笼统地对待煤层气或把地下抽排与地面开采混为一谈、产量简单相加是不合理的。

正是基于这两种煤层气的差别存在，我们强调研究中要区别对待，统计中分类统计。

如在“十二五”煤层气生产的初步建议方案中提议：2015年地面采气90亿立方米、利用率100％，矿井抽采120亿立方米、利用率60％。

那么，某些报刊上说“十二五”规划中2015年煤层气产量可达210亿立方米就不恰当了。

忽视天然气商品率概念及其影响从井口产出的天然气显然不可能全部到达用户。

首先，油气上游有难以利用的放空(燃烧)和自然损耗，有在净化中被提出的天然气液(NGL)，也有勘探开发中的自用。

后者包括向油层回注以提高其采收率，作为稠油热采和自用电力的燃料(在非常规气勘探开发中要打相当密的钻井，用先打井所产气就近发电作动力打新井可节约成本)。

此外，中游也产生损耗和自用，如储库中注入气量常大于输出量(工作气量)，部分气作为“垫底”或耗散，在长输管线加压输送的增压机常以所输的天然气作动力，在液化天然气(LNG)运输船长途航行中也以不可避免的再气化气作燃料等。

这样，输达管线出口门站和LNG接收站的商品气量就明显低于井口气(产)量和L NG出口站的购买量，前者与后者的百分比就是天然气商品率。

一般来说，产气国和全球的天然气商品率随上下游一体化的进展和经营水平提高而增大。

如1960年全球天然气的商品率为72.5％，1985年达82.8％，2000年以来多可大于80％(表1)。

在非商品性用气中纯耗损的放空所占比例缩小明显，但用于回注以提高原油产量所占比例较稳定，约占11％。

在净化中可产生高价值的NGL，该项所占比例也有所提高。

换言之，非商品气中的一部份已被油气生产、储运企业自用，他们己产生价值并被列入其经济核算中了。

目前中国天然气缺乏对各种损耗和商品率的统计，这显然是个缺陷。

同时造成一个误导：似乎井口产多少气、进口管线门站和LNG定单上买多少气，用户就可以用多少气去消费。

以此安排用户和消费量可能是届时供不应求的原因之一。

从价格形成机制上说，用户要为油气生产和运输过程中的自用气付费也是不合理的。

此外，为鼓励经营效率的提高，对非常规气的政策性补贴应主要以商品气来计算。

特别是对矿井下排采的低浓度煤层气更应如此。

从管理体制上看，强调产量而不重视市场上的实际商品量或用户消费量是计划经济的表现之一，在通向市场经济的改革中必须要改变这种思维和计量模式管线和LNG接收站建成后需一定时间才能达到设计能力天然气是对上中下游一体化要求相当高的工业体系，其中任何一环的不足都会以“短板效应”影响全系统的有效运行。

但在实际工作中(特别是发展初期的高速增长时)却很难达到完全均衡的发展，作这样的要求不符合实际，也会使其各环节上下顾盼裹足不前。

如管线建设要求一定的上游资源基础和下游用户需求，无此则易形成“两头空”而造成投资积压甚至浪费。

但若无一定超前，一旦上游产能增加或/和下游用户需求增加(这是发展初期很常见的现象)就会因中游不畅而压制或迟滞整个天然气系统的发展。

我们必须在动态中磨合中求平衡，在一定战略性认识的前提下以某环节的超前发展促进整个系统的快速发展。

这样，我们对长输管线和LNG接收站的设计要求就会有相当的“提前量”或“富余量”并往往要求其分期完成，管线钢材的选用要适合将来的加压增输,LNG接收站要有后期工程的预留空间。

在大多数情况下管线和接收站本身的完工至达到设计能力要一定的时间，对此，我们在作规划时应有清醒的认识。

换言之，在规划制定时不能要求其在建成后即可实现设计能力规定的对下游用户的供应量。

以土库曼斯坦-中国天然气管线为例，其设计输气能力为300亿立方米/年，在2009年底己宣布建成通气。

到2010年12月14日正式投产运行1年时仅向国内输气34.78亿立方米。

2010年9月在土、乌、哈、中四国天然气管道运行协调委员会第三次会议上逐月安排了该年后期到2011年的产、运计划，其2011年要向中国供气170亿立方米。

但该年秋冬实际供气量低于该计划，致使到12月中旬通气两周年时总输气量也才达17 0亿立方米。

也就是说，即使管线己建成，达到其设计运量300亿立方米/年也要三、四年时间。

类似的情况在国内外管线上屡见不鲜。

我国欲大规模进口LNG，为此规划了十余处接收站。

同样，建成接收站也不意味着当即达到设计接收能力。

除上游资源(主要是长期供货合同)和LNG专用运输船(其中部分应是我国自有)待落实外，还需建成相应的下游用户系统(除城市管网外要有相应的调峰设施，为降低成本和发挥效益应有天然气电厂和冷能利用企业)，而整个系统的初步建成不仅要数倍于接收站的巨额投资也需要时间，需要上中下游企业及其基础设施建设和使用的磨合期。

在这些LNG接收站中2011年己完成第一期工程的有3处、已动工8处，笔者统计这11项工程的第1期目标(可望在“十二五”初中期建成)接收能力总和约410亿立方米。

更晚些立项、动工的接收站即使能在“十二五”晚期得以建成，到2015年也很难完全发挥设计产能。

显然，欲完成届时天然气供应量中分配给的LNG的进口指标(800亿立方米、1000亿立方米两方案，他相应产生上达的国内产气的高低两方案)是项难度很大的任务。

此外，作为燃气商品的供应除了来自天然气外，还应考虑到煤制气、焦炉气、生物制气(沼气)等，他在某些地区供应中可起一定作用。

总的看来，今后他们占商品燃气的份额有扩大之势。

回顾以往天然气供销中产生的问题，对管线、LNG接收站建成时与达到设计供应量间的时间差估计不足是造成供不应求的原因之一。