西北地区原料天然气价格_西北lng价格最新价格查询

1.我们的生活为什么离不开天然气？

2.中国甲醇产能分布、成本剖析，做甲醇交易必读

3.新疆石油天然气

4.世界及中国天然气的现状？

黄土高原地区是著名的能源基地，向首都北京提供的清洁能源是：电力和天然气。

黄土高原地区煤炭、天然气、水能等能源丰富，通过火力发电和修建水电站发电用电网向北京提供电力，提供天然气。

我们的生活为什么离不开天然气？

西北为什么能成为未来能源宝库，是因为西北地区地广人稀，天然气候比较独特，有着非常不错的风力和天然气。

西北地区地广人稀，气候独特，阳光充足，风力丰富，这使得西北地区成为光伏发电和风能发电的理想基地。西北地区拥有丰富的煤炭，煤炭储量居全国之首，这为其成为能源宝库奠定了坚实基础，独特的气候下，导致西北能够成为能源宝库。

西北地区还拥有丰富的天然气，如中国西气东输管道便是连接西北地区的天然气运输通道，将天然气输送到华北、华东等地，西北拥有着得天独厚的优势，这也致使西北地区能够成为能源宝地，它的天然气比较丰富。

西北地区特点

西北地区具有面积广大、干旱缺水、荒漠广布、风沙较多、生态脆弱、人口稀少、丰富、开发难度较大、国际边境线漫长、利于边境贸易等特点。西北地区由于深居内陆，距海遥远，再加上高原、山地地形较高对湿润气流的阻挡，导致本地区降水稀少，气候干旱，形成沙漠广袤和戈壁沙滩的景观。

西北地区是中国少数民族聚居最为集中的地区之一，主要的少数民族有回族、维吾尔族、哈萨克族、藏族、蒙古族、俄罗斯族等。东部地区以高原为主，西部地区高山与盆地相间分布。西北地区包括大兴安岭以西，昆仑山—阿尔金山—祁连山和长城以北，以及包括内蒙古自治区、新疆维吾尔自治区、宁夏回族自治区和甘肃省的西北部。

以上内容参考百度百科-西北

中国甲醇产能分布、成本剖析，做甲醇交易必读

由于种种原因，我国的天然气勘探开发直到20世纪90年代中期才进入高潮，尤其是西北部大气田的开发，为天然气的广泛应用奠定了坚实的物质基础。

天然气的利用，大致可以分为两个方面，一是作能源，二是作原料。

与煤炭、石油相比，天然气是更为洁净、价廉、优质的燃料。同等热值的天然气价格比原油的低，而且，天然气燃烧后的污染物（灰粉、二氧化硫、二氧化氮、一氧化碳）比煤、油燃烧后的生成物少。从质量上看，民用气的最终热效率是原油的1.2倍、煤的1.5倍，火电的2.8倍。而且天然气比煤气及液化石油气的火焰更稳定，所以天然气的地位在众能源中与日俱增。

作为燃料，天然气首选是供给民用，在发达国家中，英国民用气占消费气量的57.4%，法国占51.4%，荷兰占49.2%，美国占40.3%，原苏联84%的家庭用天然气作燃料。在中国，用天然气和液化石油气作燃料的比率虽然大幅度上升，但比起发达国家还有较大的差距。

以天然气作燃料的工业部门也较多，原苏联的钢铁工业中用天然气作燃料所占的比例曾高达94%。在美国、意大利、加拿大等国家，这一比例也相当高。

天然气可用作往复式（活塞式）及离心式发动机的燃料，目前世界上约一半以上的汽轮机使用的动力燃料是天然气，而且还有增加的趋势。天然气还是混烧柴油机和点火式内燃机的优质燃料，我国石油系统的工程技术人员已成功地改造了多种型号的重型汽车，使其成为使用柴油与天然气两种燃料的交通工具。这种类型的汽车不仅输出动力没有下降，更重要的是排出的杂质大大减少，是真正的节能环保型汽车，已在全国迅速推广开来。此外，纯粹使用天然气作动力的汽车已出现在市场上，包括小轿车、公共汽车和重型卡车。

天然气既可作动力又可作为发电厂的燃料。在美国，用于发电所消耗的天然气已占到天然气总消耗量的20%左右。

此外，利用低温冷藏的液态氢与氧的化学能发电，已成为航天工业、海洋钻井平台以及边远地区供电的一项重要技术，这种燃料系统又称流动电厂，其中的氢源绝大部分来源于天然气。

以天然气为原料的化学工程称为天然气化工，迄今已有100多年的发展历史，主要表现在以下几个方面：利用天然气获取高纯度的工业、制药、化工、精密仪器制造等方面急需的氦气，我国目前使用的氦气90%以上都来源于天然气。用天然气蒸气转化（或部分氧化）制取氢气，用于化肥、化学药品生产、石油炼制、金属焊接、电子工业、超导技术、食品工业、新型能源和燃料电池、航天工业的燃料，等等；天然气经蒸气转化或部分氧化可以制得合成气（CO+H2），用来生产氨，这是化肥生产的重要原料。

甲醇是用途十分广泛的基本有机化工原料，用它可以制取甲醛、农药、维尼纶、汽油及蛋白质等，全世界以天然气为原料制取的甲醇可占甲醇总产量的80%左右。在化工工业中，乙炔有“有机合成工业之母”的称号，它能与许多种物质进行化学反应，衍生出几十种有机化合物。在美国、德国等发达国家，以天然气为原料生产的乙炔可达乙炔总产量的近100%。

以天然气为原料，还可以制成三氯甲烷、四氯化碳（是制冷剂、聚氨酯泡沫塑料起泡剂、火箭推进剂、灭火剂等化工产品的主要来源）、硝基甲烷（可合成、农药、医药、活性剂、防腐剂、润滑剂等精细化工产品）、二硫化碳（广泛用于工业、农业、医药、冶金等领域）、乙烯（可以衍生出上千种化学产品，是化学工业的基础原料之一）、硫磺，等等。

而且，利用富含乙烷及其碳数更高烃类的天然气的分离、吸附、吸收，可以获得乙烷、丙烷和天然汽油。

天然气中含量最大的是甲烷（分子式为CH4），是一种无色无臭的气体，不溶于水，比空气轻。甲烷的发热量大，1000立方米的天然气相当于1吨石油或2吨煤，而其重量还不到720千克。甲烷在空气中占有5%～14%的含量时，遇火就会发生爆炸。天然气的爆炸发生在1/1000～1/10000秒之间，可产生高达2000～3000℃的高温。

因此，在我国许多城市的居民都已逐渐以天然气为能源的形势下，更应严格按照安全规定操作，严防天然气管道泄漏，以防发生人员中毒、爆炸的惨剧。

随着我国天然气勘探开发的展，人们对环境保护的要求日益提高，天然气不仅已走进千家万户，而且在不远的将来，将会在民用、工业、农业、国防、科技等方面的应用中占到越来越重要的地位。

新疆石油天然气

国内煤制甲醇主要集中在几大区域，从东往西看，山东和华中比较多，山东800多万吨的产能，仅一个省，为什么呢？山东最开始原醇装置的时候，很多甲醇老的合成氨连通装置就是集中在山东，所以我们分析甲醇，会把山东单独作为一个独立的区域撇开，而不是把它放到华中当中。华中，就是河南这些地区，是600多万吨。西北地区最多，以后达到了4000多万吨的产能。西南稍微少一点，就是贵州、重庆这边，大概是700多万吨的产能。

为什么最近几年投产的大型煤化工装置都是集中在西北地区呢？因为2010年以前，煤炭的价格实行双轨制，动力煤价格最高的时候，5500大卡热值的可以达到接近1000多块钱，所以说煤炭价格上涨，不少企业就想投资煤炭开行业，因为是暴利。当时国家的发展政策是规定了必须要发展煤化工，就是说你可以拿这块煤田，但是你必须在这个项目当中配套完善煤化工项目，才会给你使用权。所以说很多企业为了拿西北的一个煤矿，他在项目审批的过程当中，必须要涉及到发展相关的下游配套装置，完善产业链。而且正好赶上是陕西、内蒙古地区的煤炭储量刚刚探明，就是鄂尔多斯暴富的那段时间，2008年到2010年。

还有就是陕北神木地区，当时大批的企业都去那边投资煤矿，然后配套了大量的煤化工项目。所以说煤炭产量五六年之内由供给不足变成当时2014年正好处于一个产能比较严重的情况。但是当时煤化工的水需求比较大，所以在没有循环净化水的条件下，很多煤制甲醇是很耗水的。现在这个问题已经得到解决了，因为大量的煤化工装置基本上都配套了循环水的工艺。所以说每吨甲醇现在耗水大概是4-5吨，因为最近几年整个产业政策也是处于比较收紧，而且在2013年、2014年煤制甲醇的价格，整个甲醇市场价格处于比较低迷，包括2015年，也限制了很多企业的投产积极性。

这个图是煤制甲醇产能区域的占比。分地区来看的话，山东和华中在东部沿海的话语权还是比较大的。最主要是西北地区，而且随着这些煤化工项目的逐步落地，西北的话语权是越来越大，已经超过50%，接近60%。前两年西北地区的下游配套装置没有完善，所以很多西北地区的甲醇是全部外输到华东来冲击进口甲醇的市场。从2016年底西北当地一些甲醇制烯烃的配套项目已经陆续完善之后，目前的供需格局，西北外输的货是越来越少，很多时候由于当地几台煤化工装置检修，可能再从西北当地的供需由过剩变成供需弱平衡的一个局面。所以现在来说，西北货对于华东市场的压力逐步在减小。

这个图是2011年到2016年各区域煤制甲醇的产能投放。除了西北地区，其他地区的产能基本没有太大的变化，爆发的全部都在西北这个点上。

天然气方面，国家现在明文规定，禁止新建或者扩建天然气制甲醇项目，包括天然气替代煤制甲醇项目。因为目前国内很多天然气是不太够用的，而且国家也是进行天然气居民使用扩大的趋势，所以说增加居民用气的一个范围。天然气理论上讲用量是不够的。所以说天然气制甲醇是处于最紧的，是严格禁止的。

那为什么这两年陆陆续续还有一两套天然气制甲醇的装置投产呢？首先，在国内天然气比较密集的地区，再一个这几套装置都是在这个政策出来之前已经开始立项的，人家已经立项了，该建设的也开始建设动工了，不可能让人家拆了，所以说有几套天然气的装置也是因为前期立项投产之后建成，才造成了最近2013年、2014年有新的装置来投产。现在天然气合成氨以天然气为原料扩建，还是合成氨方面为主，然后允许的是什么呢？就是经济性较高的天然气制氢项目，还有不宜外输或无法转化的天然气生产氮肥项目，还是以农业为主。

这个图是国内天然气的分布情况，还有很多天然气制甲醇的企业全部都是在这个气田当中，因为天然气运输要通过管道很麻烦，所以天然气制甲醇必须得考虑一个原料的就近性，国外的很多天然气制甲醇装置全部都是在气田当中的，就是在这个范围内的，算是油田的半生气，所以说比较有竞争优势。

我们看一下国内的天然气制甲醇的情况。华南的话就中海油的两套装置加起来140万，是在海南岛，这是华南唯一的天然气装置，当然华南市场相对来说需求量比较小。川渝这块就是四川、重庆，当地的页岩气前几年开发得比较多，所以说当地西南的天然气制甲醇的产业还是不错，经济性也OK，然后一会儿我们讲一下成本的时候会具体分析一下。蒙西的鄂尔多斯及陕北地区大概有200多万吨的产能，但是现在鄂尔多斯和陕北地区的天然气装置开工率非常差，因为有气供应限制，鄂尔多斯和西北地区的天然气装置基本上好几年没开。青海这边有100多万吨的装置，180万吨基本上就是中汉、贵鲁这几套装置，都是在格里木气田那儿，新疆有几套小装置，大概产能是60多万吨，也不是特别的大，也是在当地的油田和气田当中。

这个图是我们国内天然气制甲醇的产能分布情况，整体来看西北还OK，西北地区是包括了新疆、青海和鄂尔多斯、陕北地区，所以说西北来看大概是500多万吨，除了2014年有一套新装置投产以外，今年的桂鲁是已经具备投产条件，但是现在暂未开工。西南基本上也是在2012年、2013年以后有两套装置投产，到2014年就比较稳定了。

从这四个主要区域的占比情况来看的话，2011年西北地区占比比较大，但是现在因为西南和西北其实是差不多的一个比例，而且从装置的运行情况来看，西南的装置有一定的优势，但是因为前两年天然气价格比较高，四川的泸天化本来是50万吨的天然气，工艺由天然气制甲醇改成了煤制甲醇，包括巴州东辰的20多万也是由天然气改成了煤制甲醇。现在的问题就是，包括泸天化、鄂尔多斯这几套装置因为供气不足，会不会后期改成煤制的话还是有待商榷。

焦炉气的分布主要是跟着焦化厂为主，从工艺上来看就是几个剩余的炼焦尾气回炉。一般来讲，焦炉气单套的产能大概在10-20万吨左右差不多了，个别的话也就是宁夏宝丰的装置有一套比较大是50万吨的，其他基本上都是10-20万吨。

产能的话，河北省、山西地区是比较核心的。山西地区是比较多，350万吨，河北189万吨，山东比较少大概100万吨左右，然后内蒙、陕西和宁夏加起来有小300万吨。

这个图是焦炉气制甲醇的产能分布。我们看基本上河北、山西是最主要的，内蒙、陕西、宁夏相对来说比较平均，所以说产能分布情况来看，因为河北离首都比较近，焦化企业又是污染大户，很多时候因为环保因素，焦炉就必须要停，或者要延长结焦时间，就是尾气空气污染有一定的限制，那么焦炉气制甲醇的产量就会受到比较大的波动。但是具体的政策还要看一个落实方法，因为这个东西不是一刀切死的，可能突发性的关停比较多。

现在我们看一下大家比较关心的甲醇生产成本的问题。

这是西北的煤制甲醇企业的一个大概成本，总的成本包括：生产成本、管理成本、财务成本。管理成本就是一些人员费用、杂费。财务成本就是甲醇很多装置你需要银行的，包括你的资金使用利息，很多是需要还银行利息的，不同的企业拿的资金成本也不一样，所以这块也是有很大的空间。

我们简单看一下，给大家简单列一下甲醇的生产成本、单耗情况，原料煤基本上大的煤制甲醇装置是需要1.85吨的原料煤，是用做煤气化的，按照现在的成本大概425块钱一吨，我用的是5500热值的，然后燃料煤因为加热需要燃料燃烧，大概是0.5吨，整个原料煤加燃料煤加起来是2.3吨左右，2.3吨成本按照现在的价格1000多，光煤的成本就1000多，然后水电加上一些化工用品大概200多左右，这就是1200了，西北现在没算人工，光是原料加上工料和能耗是1200块钱，然后人工的话230块钱这个可能是比较高的，然后包括一些折旧费，还有财务成本可能240块钱左右，所以我们毛估算的话，大概是在1740左右，就是按照现在这个价格，西北煤制甲醇的企业总成本大概是1740-1750附近，当然这个人工成本、折旧及管理费很多企业都是不一样的，但单独的原料成本加上工艺的话，大概就是1200左右。煤炭的价格支撑基本上影响比较大，如果不看其他的财务成本的话。

这个图是我们罗列的西北、内蒙古地区、山东地区两种煤制甲醇装置的成本和利润。绿色阴影部分就是内蒙地区的生产利润，这是包括所有的成本，就是包括人工、资金成本以后的所有的成本。我们可以看到，从2015年到2017年到现在，每年的利润还不错，生产成本现在也比较稳定，就是在1200-1700，西北地区冲得还比较好，1200-1700之间，但当地的价格有的时候受到市场影响比较大。但目前来看，每年企业运行下来利润还是非常可观的，尤其是像现在当地的价格已经达到2600了，生产成本才1700左右，利润的话是800、900块钱，这是内蒙的一个情况。山东的情况，因为山东地区的煤炭购的成本比较高，相对来说利润会有一定的收缩。我们看同样从2015年到现在，煤制甲醇山东地区还会有出现个别月份的亏损，有达到600甚至800的时候，但是大部分是在300、400左右，平均一下是在300、400左右每一吨，所以整体利润来看，近几年煤炭的价格还算OK，不是特别的离谱，600、700块钱的话，现在是600多，然后折合成当地价格400-500之间，生产企业的利润还是OK。

还有一个问题是，煤制甲醇企业的装置还是比较大的，如果利润收缩很严重的话，在不涉及到原料成本的情况下的话，它还是会维持正常的开工，所以亏个一两百块钱的人工成本或者是财务成本的话，对于企业来讲，只要能覆盖得了他的原料购价格和运行的基本价格，还是会进行一个生产，因为国内的天然气不是市场化定价的，所以说这个价格是由发改委来定的，天然气的单耗基本上是固定，生产工艺和装置的设备对单耗有比较核心的影响，天然气的成本比较简单，因为现在大部分工业用气的价格是1.3-1.58元，现在天然气制甲醇普遍的成本在1300-1500元附近，加上人工及折旧的费用大概是在1700-2000元，就是加300-400元。我们看天然气制甲醇所涉及到的主要是天然气原料，基本上是一千立方米的天然气制一吨的甲醇，这个是比较固定的，1000：1，然后按照单价是在1.34元，成本现在是1340，电的话用得不多80度，成本大概30多块钱，水大概40块钱，人工和折旧比较多一点。

我们现在看的是进口天然气制甲醇的成本。这个给大家简单看一下，因为每一套装置气价是不一定的，像沙特的很多装置和中东的很多装置是直接自己的油田出来的伴生气，基本上成本是可以忽略不计的。所以说中东有的时候天然气的成本大概在80美金左右，80美金是什么概念？就是主要基本上都是它的财务成本和一些相关的费用，就是原料成本是不算，国外生产天然气的单耗大概是33普斯尔，成本大概是80美金，加上运行、人工、折旧合计120，美国当地的天然气大概在110-120之间，再加上运费这块，运费比较高，运费运过来按50美金算，再乘以一个汇率，但是汇率是比较低的6.57，再加上税、港杂费这些，进口的天然气毛估算成本大概在1350左右。

我指的是华东的价格，华东的价格在1350左右，近几年从未出现过这么低的价格。所以说进口甲醇非常有成本优势，如果后期全球，包括国内的供应比较紧张的时候，进口甲醇按照他这个成本优势就可以完全获得大量的下游需求，说到这里我们当年有一个比较搞笑的事情，2009年进口卖的价格比较低，然后对国内的甲醇市场冲击比较大，我们商务部好像当时还跟那些企业联合搞了一个反自裁，好像是中东还是哪个国家天然气制甲醇销售成本是属于倾销，但是后来算一算人家确实生产成本比较低，后来官司打到2010年有了一个说法，但是基本上对市场没有什么影响，因为国外的天然气成本跟国内完全不是一个量级的。

这是我们国内西北和西南两个区域的天然气制甲醇的成本及利润。刚才有朋友问，天然气对成本有什么影响，我们看西北和西南这两个图就可以看得到，2011年到现在，2015年开始出现大量的亏损，2015年、2016年两年，因为当时天然气是涨价了，2014年底的时候天然气好像是每立方米涨价涨了1毛钱左右，然后整个成本优势完全被打掉，加上当时甲醇的价格比较低，西北企业那个时候停产的比较多，因为严重的亏损，气价太高造成严重的亏损。西南的话也是一样，面临到一个气价的问题，现在来说因为这两年天然气从去年开始下调以后，基本上西南的利润还是可以的，而且现在西南的开工情况还比较稳定，供气目前也比西北要稳定很多，所以最近西南的开工情况不错。

这是我们国内西北和西南两个区域的天然气制甲醇的成本及利润。刚才有朋友问，天然气对成本有什么影响，我们看西北和西南这两个图就可以看得到，2011年到现在，2015年开始出现大量的亏损，2015年、2016年两年，因为当时天然气是涨价了，2014年底的时候天然气好像是每立方米涨价涨了1毛钱左右，然后整个成本优势完全被打掉，加上当时甲醇的价格比较低，西北企业那个时候停产的比较多，因为严重的亏损，气价太高造成严重的亏损。西南的话也是一样，面临到一个气价的问题，现在来说因为这两年天然气从去年开始下调以后，基本上西南的利润还是可以的，而且现在西南的开工情况还比较稳定，供气目前也比西北要稳定很多，所以最近西南的开工情况不错。

下一个就是焦炉气的生产成本，焦炉气的生产成本比较纠结是什么？因为很多焦炉气都是按照尾气来算的，我们可以理解为尾气回收，所以这个成本核算跟焦化企业都是同一家，左口袋到右口袋，成本的话可能不会太高。就是在极端情况下，如果焦炉气的结算成本在4毛钱一立方米的话，成本也可以在1500块钱左右，我们看一下单耗，焦炉气大概是2150立方米出一吨甲醇，成本的话，焦炉气的成本大概是300多，加上一些水电，电费这话可能比较多，然后蒸汽，乱七八糟的一些成本，大概综合成本才1000块钱左右，不超过1100。所以除了天然气的成本比较高以外，煤是比较可观的。

现在看一下不同原料产能的开工情况。

蓝色的是煤制甲醇的开工情况。煤制的和焦炉气制，一个蓝色的、一个橘红色的，相对来说，开工都比较稳定，从2014年开始都维持在70%左右，上下波动10%，相对来说变化不太大，这是总的全国产能的开工情况。但是天然气基本上是出现比较大的断崖，因为一个天然气的装置比较大，再一个相对来说单套装置对市场的影响力，而且这个成本优势我们刚才看了，天然气成本优势是最差的，只要气价一涨，天然气的装置就没有办法开，因为一开就是亏损。

我们可以看到，2013年天然气制的就停了很多，2013年冬季的时候限产，直接就凹陷，挖了一个大坑。然后2014年每年的冬季都会出现一个限产，就是每年天然气制甲醇的低点，开工的低点就是在四季度，2016年因为这个成本的问题没开，所以说16年的影响不是特别大，因为该停的已经停了。

我们看一下不同原料生产甲醇的开工季度变化。

这个是煤制的几个主要区域，华北、山东、华中、西北，按季度来看的话，基本上每年的一二季度开工率会稍微往下降一降，然后二三季度也就是5、6月份，甚至到7月份这期间煤制甲醇可能有些装置会集中的减产，在西北地区。平时的话可能影响不太大，然后华北的话最近来看的话，在二三季度会有一定的下滑，四季度的话可能开工情况还会好于预期，二三季度是煤化工这块装置检修比较集中的一个情况，但是现在技术比较成熟的话也不会出现大面积的减产，就是我们传统上说的春季检修往往就是利好兑现的一个时候，就是2、3月份的行情大家一直讲可能后期4、5、6月份要检修，真正检修的时候你发展甲醇这个市场价格不涨，反而是下跌的，就是我们说的一个利好集中兑现。

这个图是天然气的季度开工比，华南因为是中海油的装置，它自己的气田、自己的装置，而且没有涉及到供气限制的问题是没有什么太大变化，只有每年例行的检修。西北和西南，反而西南这根线直接来看是非常凄惨的，因为基本上开工率是维持在10%多，一直从2014年到现在基本上没超过20%，西北的天然气运行非常糟糕。西南的话最近一段时间比较好，从去年初的时候，就是一直维持在一个稳定增长的情况，一个是西南供气比较稳定，再一个价格优势比较明显，因为西南当地的市场价格还是比较高的，所以有一定的好处。天然气的装置开工，就我们一直说的成本和供应，成本方面2014年三季度气价调了4毛钱，这是刚才我们看的那个上调4毛钱，所有西北、西南装置大幅度亏损，甚至最多的时候剩下1000块钱。

焦炉气的开工现在受环保影响是比较大的，焦炉气如果涉及到空气污染的话，基本上该停掉就停，每年的四季度整个焦炉气波动比较大，华北的话明显的四季度会有一个低点。

世界及中国天然气的现状？

新疆地处中国西北边陲，幅员辽阔，面积达166.49 万平方千米，其中主要沉积盆地有30多个，详见表4-2-1。其面积为90万平方千米。新中国成立50多年来，经过地质勘探，证明油气非常丰富，油气总量为360亿吨油当量。截至2005年，在准噶尔、塔里木、吐哈三大盆地已发现油气田87个。其中，大型油气田6个，累计探明石油储量33.68亿吨，天然气1.15万亿立方米。

表4-2-1 新疆主要中新生代盆地一览表

近年来，年储量及产量增长居国内陆上之首，塔里木已成为我国第二大天然气区。新疆油气十分丰富，尤其2001 年以来，中国石油及中国石化两大公司都把新疆作为油气勘探开发的重点地区，促进了油气勘探开发迅速发展。因此，新疆即将成为我国油气主要接替区之一。

第一节 概况

一、准噶尔盆地

准噶尔盆地南为天山，东北为阿尔泰山，西北为准噶尔界山，略呈三角形，面积达13 万平方千米，是新疆主要大型含油气盆地之一。经过50多年的勘探历程。1937 年发现独山子油气田，1955年发现克拉玛依油气田，1958年发现奇齐古油田，之后从80 年代以来，在准东、准中、准南发现多个油气田，截至2005 年，共发现油气田27个，其中大型油气田2 个（克拉玛依及呼图壁），油气总量为106.9亿吨。是一个油气丰度较高的盆地。

准噶尔盆地经历了晚古生代的类克拉通盆地演化和中新生代前陆盆地演化阶段，发育多种类型的沉积体系和构造变形样式；构造条件较复杂，总体受天山东西向构造带、阿尔泰—克拉美里北西构造带及准噶尔界山构造带控制，使盆地呈三角形，区内断裂发育主要有三组。即：近东西向、北西向和北东向，这三组断裂控制了盆内大型隆坳相间的构造格局，为油气的生成运移、聚集提供了良好条件；盆内烃源岩很发育。主要有上石炭统、二叠系、上三叠统、中下侏罗统及古近系安集海组（南部）。其中，最优质烃源岩是上二叠统的红雁池组及芦草沟组，最大厚度可达700～1000米，有机丰度高，属国内外罕见的烃源岩。全盆地油气量106.9 亿吨，是西北地区油气丰度较高的盆地；多时代成油组合。该盆地不但有多时代烃源岩，而且有多时代多层段的储集层，如石炭系火山岩、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系及新近系等。但主要为侏罗系、白垩系及三叠系，主要区域性盖层有二叠系、三叠系、侏罗系及白垩系，古近系及新近系中的泥质岩及膏泥岩等。主要成油组合有上二叠统与三叠系；上三叠及侏罗系，侏罗系与白垩系，古近系与新近系等。

及储量：油气总量106.9亿吨，其中石油85.9亿吨，天然气2.1万亿立方米。累计探明石油储量19301.5万吨，可储量43691.9万吨，剩余可储量21764.7万吨；累计探明天然气储量2173.15 亿立方米，可储量951.4 亿立方米，剩余可储量707.18亿立方米。

二、塔里木盆地

塔里木盆地是我国最大的内陆盆地，面积达56 万平方千米。经过50多年地质勘探，证明塔里木盆地油气十分丰富，其量为229亿吨。其中，石油115亿吨、天然气11.4万亿立方米。1958年发现依奇克里克油田，17 年发现了柯克亚油田。特别是年9月塔北雅克拉构造上设计的沙参2 井，实现了古生界海相油气重大突破后，迎来了地矿、石油和科教部门到塔里木进行油气勘探大会战的新局面。到目前为止，共发现油气田36个。其中，大型油气田4个（塔河、克拉2、迪那2、和田河）。2005 年产油1010.81万吨，产天然气61.9 亿立方米。因此，塔里木盆地成为我国第二大天然气区和油气储产量快速增长的地区之一。

塔里木盆地经过了多次开合运动，造就了多类型盆地叠加复合，形成了相类型多、齐全、厚度巨大的沉积体系，成为该盆地油气潜力巨大的物质基础；丰富的油气具有多时代、多层系烃源岩，主要为寒武—奥陶系、石炭系—下二叠统、三叠—侏罗系。既有古生界海相碳酸盐岩，又有陆相泥质岩，且分布广，厚度大，有机体丰度较高，古生界烃源岩亦具有多期生烃特点。构造运动的多期性和复杂性，导致地层不整合十分发育。主要有6大构造运动形成的区域性不整合，即：前震旦系与震旦系、奥陶系与志留系、泥盆系与石炭系、二叠系与三叠系、侏罗系与白垩系、古近系与新近系等。这些不整合是油气藏形成的重要条件；塔里木盆地储盖组合十分发育，主要有6大组合，即：震旦—奥陶系、志留—泥盆系，石炭—二叠系、三叠—侏罗系、白垩—古近、新近等含油气体系。根据烃源岩、储层特征、运移网络及圈闭系统，将塔里木盆地划分为7大含油气体系：库车、满加尔、孔雀河、阿瓦提、唐古巴兹、塔西南、塔东南。

经过多年研究，塔里木盆地，特别是台盆区有4个成藏期：晚加里东—早海西期、晚海西期、印支—燕山期、喜山期。在油气演化的地质历史过程中也出现多期生油、多期成藏、多期充注特征。

油气及储量：塔里木盆地油气十分丰富，油气量为229 亿吨，其中石油115 亿吨，天然气11.4 万亿立方米。该盆地累计探明石油储量11.49 亿吨，可储量2.19 亿吨，剩余可储量1.40亿吨；累计探明天然气储量8257.49 亿立方米，可储量5262.33亿立方米，剩余可储量5042.63亿立方米。

三、吐哈盆地

该盆地位于新疆东部的吐鲁番—哈密，盆地总面积为5.3万平方千米。它是在晚古生代基础上发育起来的中新生代山间盆地，沉积地层包括石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及新生界，最大厚度约9000米。1958年发现胜金山和七克台小油田后一度间断勘探工作，1983年开始新一轮勘探，1989年以来共发现23个油气田。

吐哈盆地油气总量19.4亿吨。其中石油15.8亿吨，天然气3650亿立方米。累计探明石油储量31372 万吨，可储量8170万吨，剩余可储量4987万吨；累计探明天然气储量957046亿立方米，可储量 450.74 亿立方米，剩余可储量 330.26 亿立方米。

四、焉耆盆地

焉耆盆地位于南天山中段南坡，面积1.3 万平方千米，1994年8月中石油河南石油勘探局于焉参1 井侏罗系试获工业油气流，后又发现3个油气田，1996 年宝浪油田投入开发，目前，年产油20万吨左右。该盆地是中新生代山间盆地。基底为前海西褶皱基底。沉积盖层有三叠系、侏罗系。古近—新近系直接超覆其上。

油气及储量：焉耆盆地油气量4亿～5 亿吨。累计探明石油储量3239.8 万吨，累计探明石油可储量779.4 万吨，剩余石油可储量606.6 万吨。天然气累计探明储量107.66 亿立方米，累计探明天然气可储量40.53亿立方米，剩余可天然气储量35.96亿立方米。

五、三塘湖盆地

三塘湖盆地位于新疆的东北部，为一北西向展布的中新生代山前盆地，面积为2300平方千米。1993年塘参1井于井深2082～2087米经酸压后侏罗系获得油气突破，日产油19吨。共发现3个小油田。

该盆地以下石炭统为基底，其上沉积上石炭统、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及古近—新近系，形成西南厚东北薄的不对称箕状，总厚度达5000 米。可划分为三个构造单元，即北部隆起、中央坳陷、及南部斜坡。盆内主要烃源岩为二叠系及侏罗系。

油气及储量：该盆地油气量为3～4 亿吨油当量。目前，已累计探明石油储量150 万吨，可储量36.7 万吨，剩余可储量332.121万吨；累计探明天然气储量13.89亿立方米，可储量7.57亿立方米，剩余可储量7.57亿立方米。

第二节 开发利用现状

新疆石油天然气的开发已有40 多年的历史，最早是准噶尔盆地1936年独山子的发现，1955 年克拉玛依油田的发现和开发；1958年在塔里木盆地北缘发现依奇克里克油田和开发；20 世纪80年代后各主要盆地均发现多个油气田。从而油气开发业快速发展。截至2005 年，全疆已有40 多个油气田投入开发。2005 年产油2408.3万吨，天然气达106.6亿立方米。

一、准噶尔盆地

准噶尔盆地开发始于20世纪30年代，原苏联和新疆合作在南缘盆地独山子发现油田，并建立了独山子炼油厂，当时最高原油年产量110吨，新中国成立前共生产原油114吨。

2001年产油960 万吨，产天然气20 亿立方米；2005 年产油1124.34万吨，产天然气28.95亿立方米。

二、塔里木盆地

塔里木盆地自1958年发现依奇克里克油田，次年5 月投入开发。目前已有28个油气田相继开发建设，其中主要有柯克亚、东河塘、雅克拉、牙哈、轮南、塔河、达里亚、塔中4、哈德逊等油气田，使塔里木盆地油气产量快速增长，详见表4-2-2。

表4-2-2 2000～2005年塔里木盆地原油、天然气产量

三、吐哈盆地

该盆地于1992年底配套建成，年产80万吨原油生产能力，到1999年底共施工油井192 口，注水井145 口。2000 年产油280万吨，天然气10.8亿立方米；2001年产油260万吨，天然气11.5亿立方米；2003年产油258万吨，天然气15亿立方米；2005年产油194.39万吨，天然气15.06亿立方米。

第三节 开发利用前景分析

一、油气潜力巨大

全疆油气预测总量360亿吨，约占全国陆上油气预测总量的1/3，占中国西北地区总油气量80%，其中，石油预测总量为222亿吨，天然气预测总量13.8万亿立方米。

（1）塔里木盆地：预测油气量为229 亿吨，其中，石油115亿吨，天然气11.4万亿立方米。

（2）准噶尔盆地：预测油气量为106.9 亿吨，其中，油85.9亿吨，天然气2.1万亿立方米。

（3）吐—哈盆地：预测油气量14亿～17亿吨，其中，石油16亿吨，天然气3650万亿立方米。

（4）三塘湖、柴窝堡、伊宁、焉耆等诸小盆地预测油气量12亿吨（当量）。

二、油气转化率低

（一）油气勘探程度很低

新疆的准噶尔、塔里木及吐哈盆地，虽然经过50 多年的油气勘探历程，但是总的勘探程度还相当低。到2003 年底，已施工探井2479口，二维地震14 万平方千米，三维地震约1.64 万平方千米。但主要集中在盆地西北缘、中部及东部地区，分布很不平衡，有不少地区仍属基本空白区。

塔里木盆地，已打探井520口，平均1000平方千米有1口井；二维地震32.9 万千米，每平方千米内只有2.0 千米；三维地震1.57万平方千米，说明塔里木盆地勘探程度非常低，而且这些工作量主要集中几个有限的地区，如塔北、塔中、库车、叶城等。况且，尚有20多个小盆地基本未开始实物工作。

（二）油气转化程度低

新疆油气总量为360亿吨，探明石油探明储量的33.68亿吨，占石油总量15.17%，天然气探明1.15 万亿立方米，占天然气总量的8.33%，与全国比都低得多，特别是塔里木盆地229亿吨油气量，目前探明油气储量为15.49亿吨，仅占量的6.76%左右。总之，塔里木盆地仅处于油气勘探初级阶段，准噶尔盆地处于油气勘探早—中期阶段，均处在大油气田发现和开始时期。

三、油气勘探领域广泛

本区虽然发现60多个油气田，但还有很多含油气领域亟待突破和开拓：天山山前、昆仑山前等逆掩推覆带及断褶带的勘探，才刚刚起步前景广阔；岩性、地层油气藏、勘探前景大有可为；塔里木盆地寒武、石炭及古近—新近系膏盐层之下含有大的发现；准噶尔盆地中部深层勘探（含高压层）潜力较大。

第四节 配置和供需建议

一、油气勘查建议

塔里木盆地台盆区的古生界，特别是古隆起古斜坡区，如沙雅隆起、卡塔克隆起、巴楚隆起、古城隆起、麦盖提斜坡、孔雀河斜坡等。特别是寒武—奥陶系碳酸盐岩古岩溶油气田大有可为，另外，志留—泥盆系及石炭系构造油气藏等。

准噶尔盆地中部。除了注意隆起地区的斜坡区外，对坳陷区及目前勘探程度较小地区，要加强勘探定会发现油气田。

塔里木和准噶尔盆地山前坳陷区的勘探才刚刚起步，如准噶尔南缘山前坳陷、塔里木盆地的库车坳陷、塔西南坳陷等油气丰富领域广泛，潜力大。

新疆三大盆地中的地层—岩性油气藏勘探刚刚开始，是今后勘探的重要领域之一。

三大盆地以外的中小盆地仅在焉耆、三塘湖发现几个中小油气田，尚有20多个中小盆地基本未开始勘探工作，建议择选勘探亦会有新发现。

二、加工业配置建议

在加强发展油气勘探开发的同时，必须加速油气下游产品工业的展。实现“新油新用、新气新用”为新疆经济腾飞作贡献。建议：天然气利用；石油化工产品；发展精细石油化工产品；高分子化学与材料：塑料合成纤维、合成橡胶、涂料、粘合剂等。

新疆2005～2010年油气化工发展重点项目

随着新疆石油天然气勘探开发的快速发展，必须大力延伸油气化工产业链，使上中下油气产业协调发展。根据我区油气工业发展的现状和战略需要，油气化工重点项目如下：

（1）独山子扩建工程，成为我区重点烯烃及合成材料生产基地；

（2）乌一兰成品油管道工程，输送能力1000 万吨/年，我区2004年石油已达2270 万吨但原油加工品为1850 万吨，其余运往内地，成本费用高，该项目建设将极大缓解这一问题，提高我区成品油市场竞争力（已开工总投资55.9亿元）；

（3）克拉玛依稠油改造，处理能力达300万吨；

（4）乌石化大芳烃工程，建设45万吨PX和70万吨PTA装置成为西部最大芳烃基地；

（5）新建45万吨乙稀工程；

（6）库车中石化塔里木公司稠油处理，已达到 250 万吨，2015年达到500万吨；

（7）库车30万吨合成氨52万吨尿素工程；

（8）新疆广汇150万方/日液化天然气（LNG）项目；

（9）建设80 万吨甲醇配套建设大型醋酸、醋酐、二甲醚装置等；

（10）西气东输：2004 年3 亿立方米，2005 年50 亿立方米，2010年120亿立方米；

（11）中亚石油管道工程：2005年开工建设，2006年投产，一期输入量1000万吨，最大输入量2000万吨原油。

一、世界天然气产业发展趋势

1、天然气产业作为朝阳产业有巨展空间

随着世界经济迅速发展，人口急剧增加，能源消费不断增长，温室气体和各种有害物质排放激增，人类生存环境受到极大挑战。在这种形势下，清洁的、热值高的天然气能源正日益受到重视，发展天然气工业成为世界各国改善环境和促进经济可持续发展的最佳选择。天然气燃烧后产生的温室气体只有煤炭的1／2、石油的2／3，对环境造成的污染远远小于石油和煤炭。煤气热值为3000多大卡，而天然气热值高达8500大卡，可见天然气是一种高效清洁的能源。

初步测算，全球天然气可储量约为137亿吨石油当量，与石油基本相当。随着勘探、开发和储运技术的进步，过去20年内，探明储量平均每年增长4.9%，产量平均每年增长3.15%。有关专家预测，未来10年内，全世界天然气消费年均增长率将保持3.9%，发展速度超过石油、煤炭和其他任何一种能源，特别是亚洲发展中国家的增长速度会更快。

全世界天然气储比很高(70∶1)，而且石油和煤炭消费领域里有70%以上都可以用天然气取代。在全球范围内，天然气取代石油的步伐加快，尤其是在东北亚、南亚、东南亚和南美地区，随着其输送管网的建设，天然气在21世纪初期将会有更快的发展。

天然气将是21世纪消费量增长最快的能源，占一次性能源消费的比重将越来越大。预计2010年前后，天然气在全球能源结构中的份额将超过煤炭，2020年前后，将超过石油，成为能源组成中的第一。

2、世界天然气产业将进入“黄金”发展时期

在下一个世纪里，世界天然气工业将进入一个“黄金时代”。据设在巴黎的国际能源机构预测，从现在起到2020年，全球初级能源需求将增加65%，其中发展中国家的需求将比目前翻＿番。在这一前景下，世界天然气需求量将以每年2.6%的幅度递增，届时在初级能源消费中所占的比重将由目前的20%上升到30%。

天然气工业的发展得益于多方面的有利条件.首先，储量比较丰富。国际天然气工业联合会提供的数字显示，全球已探明的天然气储量为152万亿立方米，按目前消费水平可供开65年，而已探明石油的可供开期为43年。如果从远期来看，世界天然气的最大储量，也就是说在当前技术条件的可开量，估计达400万亿立方米。

天然气的另﹁个优势是热能利用率高。在几年以前，燃气电站的天然气热力效率尚不足40%，随着相关技术的进步，在今天已达到60%以上。在一些同时供电和供热的燃气电站，天然气的热能利用率甚至达到90%。因此天然气可以说是一种相当经济的能源。

此外天然气的污染程度也较底。研究表明，生产等量的电能或提供等量的热能，天然气在燃烧过程中排放的二氧化碳比石油低25%，比煤炭低40%，在矿物能源中是最少的。与燃油和燃煤相比，天然气排放的二氧化硫和氮氧化物也要少的多。以天然气为能源不仅有利于缓和大气温室效应，也有助于减少酸雨的形成。

3、世界天然气需求量将年增2.4%

国际能源机构统计的数字显示，全球对天然气的需求量正在以每年2.4%的速度增长，而且这一增长速度有望保持到2030年。

尽管去年液化天然气的需求量有所下降，但有“未来能源”之称的天然气仍然是能源领域里发展速度最快的部分。海湾地区对天然气的需求正以每年14%的速度增长，其主要用途是发电和海水淡化。

海湾地区已探明的天然气储量大约是290万亿立方米，其中卡塔尔的天然气储藏量居第一位，占该地区天然气总储量的49%，沙特阿拉伯和阿拉伯联合酋长国紧随其后，分列第二和第三位。

沙特阿拉伯正在开发海湾地区最大的天然气项目，估计将历时10年，耗资250亿美元。阿联酋和卡塔尔之间也正在建设输气管线。这个项目估计耗资100亿美元。管线建成后，卡塔尔可以每天向阿联酋输送大量的天然气。巴林和科威特是海湾国家中天然气储量比较贫乏的，科威特只能在生产石油产品的过程中附带生成天然气。

二、中国天然气市场发展趋势预测

1、需求增长加快带来发展机遇

中国天然气利用已有相当悠久的历史，但天然气工业起步较晚，与世界发达国家或地区相比还有较大差距。全球天然气占总能源消费的24%，而目前中国仅占能源消费结构的3%。

未来20年中国的能源消费弹性系数为0.45-0.50，其中煤炭为0.3，石油为0.5，天然气为1.4-l.5，一次电力为0.5-0.6，可见天然气的消费增长速度最快。天然气市场在全国范围内将得到发展。随着“西气东输”等工程的建设和投入运营，中国对天然气的需求增长将保持在每年15%以上，2010年将达到1000亿立方米以上，比2000年提高4至5倍。

从国外天然气价格看，目前相当于人民币1.8元／立方米。中国天然气价格由确定，执行的是国家指导价下的双轨制价格，还没有形成市场导向下合理的天然气价格机制，明显低于国际市场，调整空间相当大。

经济全球化带动着天然气的全球化，预计到2010年，全球天然气贸易量为7000亿立方米。天然气销售市场不再局限于取暖锅炉、商业服务和家庭炊事，天然气发电、天然气化工、天然气车用燃料和电池燃料、天然气空调及家庭自动化等方面利用潜力十分巨大。目前，天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比，还有较大的缺口。高速增长的市场自然带来无限的商机。