ISSN 1672-9854
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海相油气地质 >

2026 , Vol. 31 >Issue 2: 109 - 120

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2026.02.001

成果专栏

中国陆上盆地天然气资源潜力与勘探方向

  • 郭彬程 , 1 ,
  • 佘源琦 1 ,
  • 胡新友 2 ,
  • 张福东 1 ,
  • 吕维宁 1
展开
  • 1 中国石油勘探开发研究院
  • 2 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院

郭彬程，博士，企业高级专家，主要从事油气地质资源评价和勘探研究。通信地址：100083 北京市海淀区学院路20号；E-mail:

Editor: 董庸

收稿日期: 2026-01-19

  修回日期: 2026-03-27

  网络出版日期: 2026-05-08

基金资助

新型油气勘探开发国家科技重大专项“四川盆地全油气系统与新领域勘探技术”(2025ZD1400400)

自然资源部全国油气成藏远景区划专项“中石油油气成藏远景区划”(QGYQCCQH2025-1)

中石油科技项目“中石油‘十四五’油气资源评价”(2023YQX201)

收起

Resource potential and exploration directions of natural gas in onshore basins of China

  • GUO Bincheng , 1 ,
  • SHE Yuanqi 1 ,
  • HU Xinyou 2 ,
  • ZHANG Fudong 1 ,
  • LÜ Weining 1
Expand
  • 1 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development
  • 2 Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Changqing Oilfield Company

GUO Bincheng, PhD, Senior Expert in Enterprise, mainly engaged in research on oil and gas resource evaluation and exploration. Add: No. 20 Xueyuan Rd., Haidian District, Beijing 100083, China. E-mail:

Received date: 2026-01-19

  Revised date: 2026-03-27

  Online published: 2026-05-08

Fold

摘要

油气资源是油气工业的基础，关系到国民经济的持续健康发展。自2019年实施“持续加大国内油气资源勘探开发力度”行动以来，国内天然气储产量呈现较快增长态势。国内中长期天然气消费需求仍将持续增长，国内天然气自主供应保障能力建设的使命重大、任务紧迫。基于“十四五”以来天然气勘探进展和地质新认识，重新系统评价中国陆上四川、鄂尔多斯、塔里木等27个盆地的常规、非常规天然气原地资源量为191.90×1012 m3，探明率仅12.7%，未来天然气具备快速发展的资源基础。常规天然气原地资源量探明率为16.3%，剩余待探明资源量为58.48×1012 m3，依然是天然气勘探开发的主体，中西部四川、塔里木和鄂尔多斯等三大克拉通盆地前陆和深层仍然是未来常规天然气勘探的重点，预计未来5~10年具备（5.0~7.0）×1012 m3的增储潜力。致密气剩余待探明资源量为26.52×1012 m3，勘探主攻方向是四川盆地和鄂尔多斯盆地，预计未来5~10年具备（1.9~2.5）×1012 m3的增储潜力。页岩气剩余待探明资源量为48.50×1012 m3，主要分布在四川盆地古生界，预计未来5~10年具备（2.5~3.0）×1012 m3的增储潜力。煤层气资源探明率仅为3.9%，剩余待探明资源量为33.80×1012 m3，鄂尔多斯、沁水、准噶尔和四川等盆地是未来煤层气勘探的重点盆地，预计未来5~10年具备4.0×1012 m3的增储潜力。

关键词： 天然气; 资源评价; 剩余资源潜力; 勘探方向; 中国陆上

本文引用格式

郭彬程 , 佘源琦 , 胡新友 , 张福东 , 吕维宁 . 中国陆上盆地天然气资源潜力与勘探方向[J]. 海相油气地质, 2026 , 31(2) : 109 -120 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2026.02.001

Abstract

Oil and gas resources serve as the foundation of the oil and gas industry and are vital to the sustained and healthy development of the national economy. Since the implementation of the "Continuously Intensifying Domestic Oil and Gas Resource Exploration and Development" initiative in 2019, domestic natural gas reserves and production have shown rapid growth. The medium- to long-term domestic natural gas consumption demand will continue to rise, making the mission of strengthening domestic self-sustained natural gas supply security both critical and urgent. Based on the progress in natural gas exploration and new geological insights since the 14th Five-Year Plan, a systematic reassessment of conventional and unconventional natural gas in-place resources in 27 onshore basins including Sichuan, Ordos, and Tarim, revealed a total of 191.90 trillion cubic meters, with a proven rate of only 12.7%, indicating a solid resource foundation for the future rapid development. The proven rate of conventional natural gas in-place resources is 16.3%, with remaining unproven resources amounting to 58.48 trillion cubic meters. The foreland and deep layers of three major cratonic basins, i.e., Sichuan, Tarim, and Ordos in central and western China, will continue to be the key targets for future conventional natural gas exploration, with an estimated 5.0-7.0 trillion cubic meters of additional reserves potential over the next five to ten years. The remaining unproven resources of unconventional tight gas is 26.52 trillion cubic meters, with exploration efforts concentrated in the Sichuan and Ordos basins, and an estimated 1.9-2.5 trillion cubic meters of additional reserves potential over the next five to ten years. The remaining unproven resources of unconventional shale gas is 48.50 trillion cubic meters, primarily distributed in the Paleozoic Strata of the Sichuan Basin, with an estimated 2.5-3.0 trillion cubic meters of additional reserves potential. The proven rate of coalbed methane is only 3.9%, with remaining unproven resources amounting to 33.80 trillion cubic meters. Basins such as Ordos, Qinshui, Junggar, Sichuan are key targets for future coalbed methane exploration, with an estimated 4.0 trillion cubic meters of additional reserves potential.

Key words： natural gas; resource evaluation; remaining resource potential; exploration direction; China onshore

0 前言

天然气作为重要的工业基础原材料和清洁能源，我国近几年对外依存度保持在41%左右。在复杂国际形势以及构建国内大循环和碳达峰、碳中和绿色新发展格局多重因素推动下，加快国内天然气资源勘探开发和天然气稳定供应体系建设，是我国建设能源强国和制造强国的发展基石。持续开展油气资源潜力评价，明确油气资源潜力，可为油气勘探决策和规划部署、保障国家能源安全和高质量发展提供支撑。
油气资源评价是一项长期性的基础研究工作，是确定勘探方向、制定勘探规划部署方案的重要基础，长期以来，国家和石油企业持续组织开展系统的油气资源评价工作。我国迄今为止已开展多轮资源评价，至“十三五”已发展形成一系列重大研究成果。特别是中国石油天然气股份有限公司（简称“中石油”）主导的前四轮油气资源评价，以及自然资源部（原国土资源部）主导的全国油气资源动态评价工作，使油气资源评价技术从方法参数到软件技术日臻成熟。“十四五”以来，我国天然气勘探和研究工作均取得新的突破和进展，为满足油气勘探规划部署的生产需求，需要重新评价油气资源潜力。本文旨在总结“十四五”全国油气资源评价工作的基础上，系统阐述陆上主要盆地天然气资源类型、资源潜力，并提出未来天然气勘探的重点领域和方向。

1 天然气资源勘探开发现状

1.1 全球天然气资源丰富，勘探开发前景广阔

根据美国地质调查局（USGS）全球油气资源评估报告[1-2]，2023年全球天然气地质资源总量为1 350×1012 m3（表1）——常规气地质资源总量为725×1012 m3（占比53.7%），其中技术可采资源量为465×1012 m3，已开发约200×1012 m3，剩余未开发265×1012 m3；非常规气地质资源总量为625×1012 m3（占比46.3%），其中剩余未开发288×1012 m3，非常规气资源以页岩气为主。总体上，全球天然气剩余资源基础依然庞大[1-5]。
表1 全球天然气资源量与分布

Table 1 Global natural gas resources and distribution

资源类型 地质资源量/
1012 m3		 占比/% 技术可采
资源量/1012 m3		 已开发
资源量/1012 m3		 剩余未开发
资源量/1012 m3		 主要分布区域/构造
总计 1 350 815 262 553
常规天然气 725 53.7 465 200 265 中东/波斯湾北穹窿构造
独联体/俄罗斯亚马尔—格达半岛
亚太深水区/澳大利亚Browse盆地
非常规
天然气		 合计 625 46.3 350 62 288 北美，亚太
页岩气 420 31.1 225 27 198 四川盆地，二叠盆地
致密气 150 11.1 85 21 64 鄂尔多斯盆地，Montney盆地
煤层气 55 4.1 40 14 26 澳大利亚Bowen-Surat盆地，
印尼南苏门答腊，沁水盆地

注：数据基于P50概率（即50%置信度下的中位估值），覆盖已发现和未发现资源。

1.2 我国天然气资源需求持续增长，对外依存度持续保持高位

自2019年实施“持续加大国内油气资源勘探开发力度”行动以来，国内天然气储产量保持高速增长态势。截至2024年底，全国累计探明天然气地质储量为20.6×1012 m3。2024年全国天然气产量为2 464×108 m3，同年全国天然气消费量攀升至4 260×108 m3，天然气对外依存度仍保持在40%以上（图1）。未来，国内中长期天然气消费需求仍将持续增长，因此，加大国内天然气勘探开发力度、加强国内天然气自主供应保障能力的使命任务依然十分紧迫[6-10]，评价国内天然气资源潜力、明确未来勘探开发方向迫在眉睫。
图1 2000—2024年中国天然气产量、消费量及对外依存度趋势

Fig. 1 Trend in China's natural gas production, consumption, and external dependence from 2000 to 2024

1.3 天然气地质理论认识创新和勘探技术突破，助力天然气勘探大发现和储量稳步增长

中国天然气储产量的持续快速增长，是依靠持续不断的地质理论认识创新和核心勘探技术突破取得的。特别是标志性地质理论创新，是勘探取得重大战略性、领域性突破的重要依托[11-12]。天然气勘探和地质理论的发展总体可以划分为三个阶段（图2）。第一阶段以油型气为目标，以四川盆地为主战场，发现一批背斜气藏、碳酸盐岩裂缝气藏。第二阶段创新建立煤成气理论，主要在鄂尔多斯、塔里木等盆地的陆相碎屑岩、前陆领域取得重大突破，多类型、多盆地多点开发，助力我国天然气储产量进入增长高峰。近十年来，随着页岩气、深层煤层气地质理论的发展与勘探开发技术的持续突破，开启了第三阶段常规与非常规资源并举实现储量增长的新阶段[13-14]。
图2 中国天然气地质理论发展阶段与储量增长历程

Fig. 2 Geological theory development stages and reserve growth process of natural gas in China

2 近期天然气勘探与地质认识新进展

“十四五”以来，中石油持续加强天然气基础地质理论和勘探开发技术攻关，加大陆上主要盆地新领域风险勘探和甩开预探，集中开展规模储量领域勘探[15]，形成7个新的万亿立方米大气区和6个新的千亿立方米规模增储接替区。特别是在非常规、超深层、新区新领域取得的一系列重大新发现和地质新认识，推动天然气勘探开发与资源评价不断向更大深度、更广范围、更多类型拓展。
深层煤层气勘探在鄂尔多斯盆地取得重大突破：系统开展煤系地层成烃、成储、成藏研究，揭示深层煤层气具有“高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离”的“五高”赋存特征[16-17]；强化勘探评价与开发一体化攻关，在纳林河—米脂、大吉、佳县南、宜川地区落实国内首个深层煤层气万亿立方米大气区。鄂尔多斯盆地深部煤层气具有自生自储、超压保孔成藏的特征，游离气含量高，初期产量高、见气快，开发效果好，改变了煤岩不能作为有效储层、煤层游离气占比低的传统认识，开辟了新的战略接替领域，天然气资源评价对象由中浅层煤层气拓展到深层煤层气。准噶尔盆地白家海凸起彩探1H井在侏罗系西山窑组获日产5.7×104 m3的工业气流，证实煤岩储层大面积成藏新模式，开辟了煤岩储层天然气勘探新领域[15-17]。
深层页岩气方面，建立“沉积成岩控储、保存条件控藏、优质储层厚度控产”的“三控”富集高产理论和建产区地质-工程-经济“三甜”评价体系，在四川盆地川南志留系龙马溪组深层实现战略突破，形成万亿立方米规模增储大场面[15,18-19]。此外，在寒武系筇竹寺组、二叠系吴家坪组取得重大突破，开辟盆地页岩气规模增储接替新层系。四川盆地古地理控制优质页岩展布、古埋深控制热成熟度和古高带控制富集的“三古”差异富集理论认识指导页岩气勘探开发，提升了深层页岩气的评价深度和资源潜力，评价层位由五峰组—龙马溪组拓宽到筇竹寺组、吴家坪组[15,18-19]。
致密气方面，通过不断深化陆相致密气全油气系统富集成藏地质认识，在鄂尔多斯盆地上古生界落实近2×1012 m3砂岩致密气规模增储区，在横山地区落实千亿立方米二叠系太原组灰岩致密气新的增储区。在四川盆地川中—川西地区三台—盐亭、简阳、中江侏罗系沙溪庙组和三叠系须家河组取得重要新进展，落实浅层高效致密气近万亿立方米规模增储区[15,20]。
常规天然气方面，针对海相碳酸盐岩领域，在四川盆地持续深化沉积-构造演化认识、强化物探技术攻关，在二叠系—三叠系礁滩、德阳—安岳裂陷槽周缘震旦系—寒武系落实多个万亿立方米规模增储新区带，开辟新的天然气增储规模区[15]。针对复杂前陆山前带，“十四五”期间强化前陆冲断带复杂三维地震迭代处理和超深层钻完井技术攻关，深化构造模式认识，落实一批有利目标，在塔里木盆地库车山前带博孜—大北、塔西南山前以及准噶尔盆地南缘下组合等区带获得重大勘探突破[15]。

3 天然气资源评价

3.1 本轮资源评价背景

我国历来重视油气资源勘探开发和能源安全保障问题。大规模开展油气资源评价工作始于20世纪80年代初。在“六五”(1981—1985年)期间，石油工业部和地矿部各自组织专家开展了第一次全国油气资源评价。此轮评价较为系统地总结了中国石油地质特征，丰富和发展了石油地质理论，采用以盆地为基本单元，以生烃-排烃-聚烃为主要思路的测算方法。此轮评价只测算地质资源量，没有考虑资源的经济可采性。1991—1994年，由中国石油天然气总公司组织开展了第二次全国油气资源评价，中国海洋石油总公司(简称中海油)参加并计算了近海海域的油气资源量。1999—2003年，中国三大石油公司分别对各自矿权区进行油气资源评价。2003—2007年，原国土资源部、国家发展与改革委员会和财政部共同组织石油企业、大学和研究机构开展了新一轮全国油气资源评价。2008—2015年，原国土资源部组织开展了5次全国油气资源动态评价；同期，中石油于2013年启动第四次油气资源评价。2017—2019年，自然资源部（原国土资源部）组织开展了“十三五”全国油气资源评价[21-23]。历次资源评价结果提供给有关部门和石油企业应用，取得了巨大的经济效益和社会效益。
“十四五”时期，复杂的国际形势和油价的剧烈波动使我国能源安全保障面临更大压力。新形势、新变化和新阶段对油气资源评价工作提出了新的使命、要求和任务，开展“十四五”全国油气资源评价，进一步摸清资源家底，是保障国家能源安全、实现“双碳”战略目标、深化油气体制改革等决策部署的重要举措，是为国家油气资源管理提供有力支撑、为石油企业勘探部署提供有效指导，提高国家能源安全保障能力的重要基础性工作。为此，中石油牵头开展了陆上主要盆地油气资源评价工作。

3.2 油气资源评价方法发展历程

石油天然气资源评价方法体系的研究与发展历程，是一个随着地质理论进步、勘探技术革新和计算机技术发展而不断演进的系统过程。其核心目标是从“有多少”（资源潜力）到“在哪里”（目标定位），再到“可采多少”（经济可采性）进行日益精确的量化评估。大致可划分为以下4个发展阶段[21-29]：
（1）早期地质类比与经验估算（20世纪50年代前）
以定性描述为主，基于露头、简单地质调查和早期钻井资料，对含气远景进行定性描述和分区；采用简单体积类比法，将已发现气田的参数（如面积、厚度、产能）类推到地质条件相似的未勘探区。主要评价方法高度依赖地质家的个人经验和直观类比，其局限性是主观性强，缺乏定量标准和概率概念，无法系统评估未发现资源量。
（2）传统静态体积法与概率统计方法兴起（20世纪50—70年代）
随着油气地质学理论的成熟（如生油层、储层、盖层、圈闭、运移、保存等“石油六要素”）和全球勘探数据积累，定量评价方法体系开始建立。主要有以下4种方法：①体积法是天然气资源量估算的主要算法。对于已发现资源，采用“地质储量=面积×厚度×孔隙度×含气饱和度×采收率/体积系数”计算地质储量；对于未发现资源，利用关键参数（如面积、厚度）使用类比或概率分布赋值。②成因法（生烃率法）是基于烃源岩的规模、有机质丰度、类型、成熟度等参数，计算总生烃量，再结合排烃、运聚系数估算资源量。标志着从“找圈闭”到“找源岩”的思维转变。③统计类比法是基于系统建立已知气田的数据库，通过统计分布规律提取关键地质参数（如圈闭面积、储量等）预测未知区的资源潜力。④特尔菲法（专家评分法）是集成多位专家的主观概率判断，减少个体偏见，形成共识性的资源量范围估计。该阶段重要的进展是引入蒙特卡洛模拟技术，允许对体积法或成因法中的不确定参数（以概率分布形式输入）进行成千上万次随机组合计算，最终得出资源量。
（3）动态模拟与过程量化（20世纪80—90年代）
计算机技术的飞跃和盆地分析理论的深化，推动了评价方法从“静态统计”向“动态过程模拟”发展。盆地模拟技术是里程碑式的进步，通过计算机数值模拟，重建沉积盆地的地史（沉降、沉积）、热史（地温场、有机质热演化）、生烃史（烃类的生成、排出）、运移聚集史（油气二次运移路径、圈闭充注过程）。资源评价从“资源潜力”延伸到“聚集位置”，直接为圈闭优选服务。通过对油气运移路径、效率的模拟，使运聚系数这一以往经验性很强的关键参数得到一定程度的量化约束。此外，针对煤层气、致密砂岩气等非常规天然气的资源评价方法开始萌芽，逐渐发展出以“含气量”和“有效储层体积”为核心的特殊体积法。
（4）常规与非常规一体化评价（21世纪以来）
自2000年以来引入含油气系统理论，强调了刻度区和类比法。高精度地球物理资料、大数据、人工智能和非常规油气的大发展，催生了现代综合一体化评价体系。特别是“常规-非常规”一体化评价方法，明确提出了“连续型”油气聚集（如致密油、页岩油、页岩气、致密气）的评价思路，核心是“甜点区”预测。这意味着从传统的“圈闭论”转向对烃源岩品质、储层可改造性（岩石力学、脆性）、含气性、地应力场等参数的精细评价，工程参数成为与地质参数同等重要的评价维度。

3.3 评价思路与范围

本轮天然气资源评价聚焦勘探新进展和地质新认识，加强重点含油气盆地新区带、新领域（层系）、新类型资源评价；采用多方法综合评价，每个评价单元至少采用成因法、统计法、类比法中的两种方法，经综合分析形成评价结果。对于非常规天然气资源，考虑到其非均质性[10-13]，本次评价除了成因法和类比法外，还采用了小面元体积法/容积法，确保评价结果的可靠。
采用“地质研究与评价→资源量估算→资源分析→综合评价”的总体思路开展评价[29]。地质研究与评价方面，主要跟踪近年来致密气勘探开发新进展，结合地质新认识，充分利用已有物化探、分析测试、研究报告等资料，修编基础图件，开展烃源岩、储层、源储配置等地质条件分析，落实评价单元，制定评价方案。资源量估算方面，单独开展某类天然气资源评价，补充完善刻度区，建立评价参数取值标准，采用类比、统计、成因等多方法综合评价[7-10]，估算资源量并汇总，并开展结果合理性分析。
中石油按照自然资源部的统一部署，开展了陆上主要盆地的油气资源评价工作。其中，天然气资源评价范围包括鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔、柴达木、松辽和渤海湾等7个重点盆地，以及吐哈、海拉尔、二连等20个中小盆地（地区）（图3）。评价层系深度在9 000 m以浅，包括新生界（Q、N、E）、中生界（K、J、T）、上古生界（P、C、D）、下古生界（S、O、∈）、新—中元古界（Z、Ch）和新太古界（Ar）6套15个层系。评价的资源类型有常规天然气、致密气、页岩气和煤层气。
图3 中国陆上盆地天然气资源评价范围分布

Fig. 3 Distribution of natural gas resource assessment scopes of onshore basins in China

3.4 天然气资源评价结果

本次评价陆上鄂尔多斯、四川、塔里木等7大盆地和海拉尔、二连等20个中小盆地的常规和非常规天然气总原地资源量为191.90×1012 m3（表2），较“十三五”增加37.00×1012 m3，其中，常规气与深层煤层气大幅增长，是下一步主攻领域。四类资源的原地资源量分别为：常规气69.83×1012 m3，占比36.4%；页岩气52.36×1012 m3，占比27.3%；致密气34.55×1012 m3，占比18.0%；煤层气35.16×1012 m3，占比18.3%（图4）。
表2 中国陆上盆地天然气资源估算结果统计表

Table 2 Statistics of natural gas resource estimation results in major onshore basins of China 1012 m3

盆地 常规气 致密气 页岩气 煤层气 天然气合计
原地 探明 剩余 原地 探明 剩余 原地 探明 剩余 原地 探明 剩余 原地 探明 剩余
松辽 2.66 0.61 2.05 2.95 0.33 2.62 0.04 0.00 0.04 5.65 0.94 4.71
渤海湾 6.22 1.42 4.80 0.74 0.05 0.69 1.28 0.01 1.27 8.24 1.48 6.76
鄂尔多斯 6.03 1.57 4.46 13.61 5.62 7.99 2.80 2.80 19.52 0.84 18.68 41.96 8.03 33.93
四川 29.64 3.37 26.27 15.78 2.02 13.76 47.79 3.30 44.49 1.46 0.04 1.42 94.67 8.73 85.94
准噶尔 4.27 0.47 3.80 2.21 0.01 2.20 6.48 0.48 6.00
塔里木 17.18 3.30 13.88 0.75 0.75 1.04 0.00 1.04 18.97 3.30 15.67
柴达木 2.71 0.45 2.26 0.00 0.00 0.14 0.00 0.14 2.85 0.45 2.40
其他 1.12 0.16 0.96 0.72 0.01 0.71 1.77 0.56 1.21 9.47 0.46 9.01 13.08 1.19 11.89
小计 69.83 11.35 58.48 34.55 8.03 26.52 52.36 3.86 48.50 35.16 1.36 33.80 191.90 24.60 167.30

注：表头中的原地、探明、剩余，分别为原地资源量、探明地质储量、剩余待探明资源量的简称。

图4 中国陆上盆地不同类型天然气原地资源评价结果

Fig. 4 Evaluation results of in-place resources of different types of natural gas in onshore basins of China

3.4.1 常规天然气评价结果与分布

鄂尔多斯、四川、塔里木等16个盆地（图3）的常规天然气原地资源量为69.83×1012 m3，主要分布在四川、塔里木和鄂尔多斯等中西部盆地，以四川盆地最为丰富，占比42.4%。在原地资源量的地区分布上（图5），东部地区为9.20×1012 m3，中部地区为35.67×1012 m3，西部地区为24.96×1012 m3，占比分别为13.2%、51.1%和35.7%，天然气资源量主要分布在中西部地区（86.8%）。
图5 中国陆上盆地不同地区常规天然气原地资源评价结果

Fig. 5 Evaluation results of conventional natural gas in-place resources in different regions of onshore basins in China

常规天然气原地资源量按层系分布统计结果显示：东部地区主要分布在新生界、中生界和新太古界—古生界，分别为2.99×1012 m3、2.73×1012 m3、3.50×1012 m3；中部地区分布在古生界、中—新元古界和中生界，分别为25.10×1012 m3、7.60×1012 m3、6.09×1012 m3；西部地区主要分布在中生界和古生界，分别为11.84×1012 m3、9.66×1012 m3。值得说明的是，中小盆地天然气原地资源量主要分布在中生界和新生界。
常规天然气原地资源量按深度分布统计结果表明：在2 000~3 500 m、3 500~4 500 m、4 500~6 000 m、6 000~9 000 m范围内分别为9.18×1012 m3、14.35×1012 m3、17.00×1012 m3、19.10×1012 m3，占比分别为13.1%、20.5%、24.3%和27.4%；2 000 m以浅和9 000 m以深分别为3.40×1012 m3和6.80×1012 m3，占比分别为4.9%和9.7%。总体来看，82%的原地资源量分布在中深层和深层。
常规天然气资源品位按渗透率分为特低渗、低渗、中渗、中高渗、高渗和特高渗等6类。常规天然气原地资源量按渗透率分布统计结果表明：特低渗为34.20×1012 m3、低渗为16.70×1012 m3，占比分别为46.0%、22.6%。总体来看，68.6%的原地资源量属于低渗和特低渗类型。
常规天然气原地资源量按储层类型分布统计结果表明：以碳酸盐岩和碎屑岩储层为主，原地资源量分别为47.20×1012 m3、21.30×1012 m3，占比分别为63.5%、28.6%；火山岩和变质岩储层原地资源量为5.80×1012 m3，占比为7.8%。

3.4.2 非常规天然气评价结果与分布

本轮评价了松辽、渤海湾等21个盆地（地区）的非常规天然气，主要有致密气、页岩气和煤层气3类资源（图3）。评价对象的深度范围：致密气和页岩气评价6 000 m以浅，与“十三五”资源评价一致；煤层气由“十三五”的1 500 m延深至3 000 m。评价方法方面，主要采用成因法、类比法和小面元容积法/体积法。评价结果按照“十四五”全国油气资源评价技术规范[29]划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ等3个级次，分级主要考虑烃源、储集、保存、工程技术4方面条件，根据评价参数TOC、Ro、含气量、厚度、压力系数、脆性矿物含量等进行分级，以满足勘探开发决策部署要求。
致密气鄂尔多斯、四川、松辽等9个盆地（图3）的原地资源量为34.55×1012 m3。主要分布在四川盆地和鄂尔多斯盆地，占比分别为46.0%和40.0%；层系上以中生界和古生界为主，占比分别为53.4%和43.5%；深度上以中深层和深层为主，其中2 000~3 500 m占比39.5%，3 500~4 500 m占比31.7%；评价Ⅰ级资源占比43.2%，Ⅱ级资源占比56.8%。
页岩气四川、鄂尔多斯2个盆地以及川南黔北和中扬子坳陷鄂中断褶带地区（图3）的原地资源量为52.36×1012 m3。主要分布在四川盆地，占比达91.0%以上；层系上以古生界为主，占比93.4%；深度上以中深层和深层为主，其中3 500~4 500 m占比40.9%，4 500~6 000 m占比32.1%；评价Ⅰ级资源占比48.8%，Ⅱ、Ⅲ级资源占比分别为23.9%、27.3%。
煤层气鄂尔多斯、沁水、准噶尔等16个盆地和川南黔北地区（图3）3 000 m以浅的原地资源量为35.16×1012 m3，主要集中在鄂尔多斯盆地（占比56.0%），其次是沁水盆地（占比12.3%）。其中，2 000 m以深的原地资源量为15.00×1012 m3，占比41.7%；评价Ⅰ级资源占比34.7%，Ⅱ级资源占比45.3%，Ⅲ级资源占比19.9%。

4 天然气资源潜力与勘探方向

4.1 剩余资源分布与勘探潜力

自然资源部全国石油天然气探明储量评审表和中石油2025年油气勘探综合数据快报统计结果[13-14]表明：截至2024年底，鄂尔多斯、四川、塔里木等陆上主要盆地天然气探明地质储量为24.60×1012 m3，探明率12.7%，剩余待探明资源量为167.30×1012 m3，天然气具备快速发展的资源基础。

4.1.1 常规天然气

常规天然气依然是天然气资源的主体，主要分布在四川、塔里木和鄂尔多斯三大盆地。截至2024年底，陆上主要盆地常规天然气累计探明地质储量为11.35×1012 m3，探明率16.3%，剩余待探明资源量为58.48×1012 m3 (表2)。从层系分布来看，以古生界和中生界为主，两者合计剩余待探明资源量为51.00×1012 m3，占比达到78.5%。本轮资源评价的深度范围大幅增加，深层天然气资源成为重要的增量。四川、塔里木和鄂尔多斯三大克拉通盆地仍然是未来常规天然气勘探的重点。按照剩余待探明资源量的规模与分布，结合近年勘探成果和认识分析认为，塔里木盆地塔西南山前带、四川盆地川西—川东茅口组以及准噶尔盆地南缘等深层领域，预计未来5~10年具备（5.0~7.0）×1012 m3的增储潜力，有望形成新的万亿立方米大气区。

4.1.2 非常规天然气

截至2024年底，陆上主要盆地非常规天然气探明地质储量为13.25×1012 m3。三类资源具体情况如下：
致密气累计探明地质储量为8.03×1012 m3，探明率23.3%，剩余待探明资源量为26.52×1012 m3，主要分布在四川、鄂尔多斯和松辽等盆地。从层系分布来看，以中生界和古生界为主，两者合计剩余待探明资源量为22.80×1012 m3，占比高达95%。四川盆地和鄂尔多斯盆地仍然是未来致密气勘探主攻方向，预计未来5~10年具备（1.9~2.5）×1012 m3的增储潜力。
页岩气累计探明地质储量为3.86×1012 m3，探明率仅6.9%，剩余待探明资源量为48.50×1012 m3，主要分布在四川盆地，占比91.0%。从层系分布来看，以古生界为主，剩余待探明资源量为45.80×1012 m3，占比高达93.0%。四川盆地仍然是未来页岩气增储上产的主阵地，预计未来5~10年具备（2.5~3.0）×1012 m3的增储潜力。
煤层气累计探明地质储量超1.36×1012 m3，探明率仅3.9%，剩余待探明资源量为33.80×1012 m3，主要分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔和四川等盆地，占比接近75%，是未来煤层气勘探的重点盆地，预计未来5~10年具备4.0×1012 m3的增储潜力，其中鄂尔多斯盆地煤层气未来有望形成（2.0~3.0）×1012 m3的大气区。

4.2 未来重点勘探领域和方向

基于资源评价结果和勘探潜力分析，结合天然气理论认识和勘探进展，综合研判常规和非常规天然气勘探的重点领域和方向。

4.2.1 常规天然气

陆上常规天然气探明率仅为16.3%，未来具备快速发展的资源基础，依然是天然气勘探开发的主体。评价结果显示，常规天然气剩余待探明资源量为58.48×1012 m3，主要分布在中西部四川、塔里木和鄂尔多斯等三大盆地，占比77.0%。从勘探领域看，碳酸盐岩领域剩余待探明资源潜力最大，达42.00×1012 m3，占比64.5%；其次是碎屑岩领域，剩余待探明资源量为18.00×1012 m3，占比27.6%。未来应加大天然气勘探的区带主要有（表3）：四川盆地环德阳—安岳裂陷周缘、川东古隆起周缘及台缘带震旦系灯影组，剑阁—石柱二叠系茅口组台缘带，梓潼—西充长兴组边缘带和川东长兴组、飞仙关组礁滩，川中古隆起寒武系龙王庙组；塔里木盆地塔中—塔北寒武系盐下，塔北深层奥陶系，麦盖提上斜坡寒武系；鄂尔多斯盆地下古生界成藏组合和中东部二叠系太原组石灰岩气藏发育区。常规天然气未来5~10年具备（5.0~7.0）×1012 m3的增储潜力。
表3 中国陆上主要盆地常规天然气未来勘探领域与有利方向预测表

Table 3 Prediction of future exploration areas and favorable directions for conventional natural gas in major onshore basins of China

盆地 领域 有利区带/方向 增储潜力/
1012 m3
四川 海相碳酸盐岩 环德阳—安岳裂陷周缘、川东古隆起周缘及台缘带震旦系灯影组，剑阁—石柱二叠系茅口组台缘带，梓潼—西充长兴组边缘带和川东长兴组、飞仙关组礁滩，川中古隆起寒武系龙王庙组 2.0~3.0
鄂尔多斯 海相碳酸盐岩 盆地下古生界成藏组合，中东部二叠系太原组石灰岩 0.5~1.1
塔里木 碎屑岩 库车、塔西南山前带 0.7~1.0
海相碳酸盐岩 塔中—塔北寒武系盐下，塔北深层奥陶系，麦盖提上斜坡寒武系 1.7
准噶尔 岩性地层 盆1井西和沙湾凹陷周缘、中拐—车排子石炭系—二叠系 0.5
前陆冲断带 南缘中下组合 0.5
合计 5.0~7.0

4.2.2 非常规天然气

非常规天然气剩余待探明资源丰富、勘探潜力大，加大其勘探开发力度，对保障国家能源安全、实现“双碳”目标具有极大的战略意义。未来重点勘探领域是四川盆地和鄂尔多斯盆地的致密气、页岩气和煤层气，未来5~10年有（8.5~9.5）×1012 m3的增储潜力（表4）。
表4 中国陆上主要盆地非常规天然气未来勘探领域与有利方向预测表

Table 4 Prediction of future exploration areas and favorable directions for unconventional natural gas in major onshore basins of China

资源
类型		 盆地 领域 有利区带/方向 增储潜力/
1012 m3
致密气 四川 现实 川中—川西沙溪庙组、须家河组 1.0~1.5 1.9~2.5
鄂尔多斯 现实 苏里格及其周缘、盆地东部、西南缘 0.88~1.0
页岩气 四川 现实 长宁、威远、泸州、渝西五峰组—龙马溪组 1.7~2.0 2.5~3.0
现实 昭通龙马溪组 0.2
准备 德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组 0.2~0.3
准备 开江—梁平海槽吴家坪组 0.1~0.2
准备 川中雷口坡组三段泥页岩 0.1
鄂尔多斯 准备 盆地西部祁连海域乌拉力克组 0.2
煤层气 鄂尔多斯 现实 绥德—米脂、神木—榆林、横山—乌审旗等 2.0 4.0
现实 大宁—吉县、石楼—三交北—紫金山 0.3
现实 宜川—黄龙 0.15
四川 准备 长宁、遂宁—合江龙潭组 0.5
准备 大安 0.15
准噶尔 准备 白家海 0.2
松辽 准备 王府、徐家围子 0.2
其他 现实 鄂尔多斯盆地东缘、准噶尔盆地南缘、四川盆地川中—川南、滇黔北、沁水盆地 0.3
准备 吐哈盆地台北凹陷、渤海湾盆地大城、海拉尔盆地、宁武盆地 0.2
合计 8.5~9.5
致密气未来勘探重点现实领域是四川盆地中生界和鄂尔多斯盆地古生界[30-34]。勘探方向为四川盆地川中核心建产区、川西北、川西南、川东、川南地区，以及鄂尔多斯盆地苏里格及其周缘、盆地东部、西南缘致密气发育区。
页岩气未来勘探重要现实领域是四川盆地长宁、威远、泸州、渝西地区五峰组—龙马溪组页岩，准备领域是德阳—安岳裂陷槽中段地区筇竹寺组、开江—梁平海槽吴家坪组以及川中地区的雷口坡组三段泥页岩。此外，鄂尔多斯盆地西部祁连海域乌拉力克组海相页岩气已具有较好的勘探前景。
煤层气未来重点勘探方向是鄂尔多斯、四川、准噶尔等盆地，特别是深层煤层气作为一种新类型非常规天然气，将是我国天然气持续增长的重要战略接替资源。近期以鄂尔多斯盆地绥德—米脂、神木—榆林、横山—乌审旗、大宁—吉县、石楼—三交北—紫金山，沁水盆地等地区煤层气为主，中远期可以将四川盆地遂宁—合江和大安，准噶尔盆地白家海，松辽盆地王府、徐家围子等区带纳入勘探重点。

5 结论

（1）我国陆上盆地天然气资源丰富，主要分布在中西部鄂尔多斯、四川和塔里木等三大盆地。本次评价陆上天然气原地资源量为191.90×1012 m3，与“十三五”评价结果相比，增加37.00×1012 m3，其中常规气与深层煤层气大幅增长；非常规天然气超过常规天然气，两者比例接近2∶1，表明天然气资源品位“劣质化”，需要加大勘探开发技术攻关，提高资源的发现率和开发成效。
（2）陆上盆地天然气探明程度低，剩余待探明资源潜力大。常规气原地资源量探明率为16.3%，剩余待探明资源量为58.48×1012 m3，仍是天然气储量产量的主体；致密气原地资源量探明率达23.3%，剩余待探明资源量为26.52×1012 m3，是天然气持续发展的领域之一；页岩气和煤层气原地资源量探明率低，均不超过7.0%，剩余待探明资源量分别为48.50×1012 m3和33.80×1012 m3，具备大力勘探开发的资源基础，是推进天然气储量和产量快速增长的新动力。煤层气原地资源量探明率仅3.9%，鄂尔多斯、沁水、准噶尔和四川等盆地是未来煤层气勘探的重点盆地，具备4.0×1012 m3的增储潜力，其中鄂尔多斯盆地深层煤层气未来有望形成（2.0~3.0）×1012 m3的大气区。
（3）陆上盆地未来天然气勘探的主要方向是鄂尔多斯、四川和塔里木等三大盆地。天然气勘探应“常非并举”，常规气和致密气、页岩气和煤层气“四驾马车”齐头并进将成为未来天然气发展的常态，助力我国天然气年产量迈向3 000×108 m3。

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