矿权是石油公司发展的基础，储量是石油公司的核心资产，深化基础地质研究，优化勘探部署方案，实现油气勘探突破，落实增储建产阵地是勘探阶段的中心工作。在新矿权政策形势要求下，如何统筹协调勘探、储量、矿权三者之间的关系，最大程度地保护石油公司的矿权储量利益，实现资源向储量，储量向产量和效益的高效转化，值得深入思考。近年来，国内石油公司主动适应政策改革，积极探索矿权内部流转、多业务联动融合机制等新举措、新策略，加快勘探发现节奏，以保护矿权利益最大化，取得了良好的效果。例如，中国石油创新矿权内部流转与矿储内部动态配置等管理实践，进一步激发了勘探活力，取得多项重大勘探突破、重要发现和新进展，有效动用了一批储量，盘活了矿权资源，并高质高效完成了探转采，为实现可持续高质量发展奠定了坚实基础^[1-6]；中国石化积极适应国家油气体制改革，加强矿权储量联动和探转采、加强存量矿权评价优选、加快矿权内部流转，加快探矿权内的油气发现，取得了明显的勘探成效^[7-11]。笔者以南川页岩气勘查区块为例，结合工作实践，探讨勘探部署与储量矿权管理的一体化思考与实践，以期为石油公司协同推进勘探、储量、矿权管理研究工作提供参考借鉴。

近年来，国家持续深化油气矿产资源体制改革，推出了一系列矿业权改革的新政策、新办法。2019年12月31日，自然资源部出台了矿产资源管理改革的重磅文件——《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号）^[12]（简称7号文），在7号文试行3年来的基础上，2023年7月26日，自然资源部又出台《关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》（自然资规〔2023〕6号）^[13]（简称6号文）。整体而言，探矿权退出机制更加严格，核减原则由“考核勘查投入”转变为“考核勘探成效”，7号文实施以来，全国探矿权面积大幅降低，各油气央企探矿权面积均降至20年以来最低点^[14]，石油公司在勘探发现和矿权维护上面临严峻挑战。

南川区块是2011年国土资源部（现自然资源部）首轮邀请招标出让的页岩气勘查区块，地理上位于重庆市南川区、綦江区、贵州省正安县、道真县等区县，构造上处于四川盆地川东高陡构造带和武陵褶皱带西北缘。南川区块受燕山中晚期挤压、走滑，喜马拉雅期抬升剥蚀等多期次构造作用的叠加改造，形成了现今向斜与背斜相间展布的构造格局^[15-16]。南川区块页岩气目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，五峰组—龙马溪组一段优质页岩厚度为28~35m，TOC（总有机碳含量）为2.2%~3.3%，R_o（有机质成熟度）为2.50%~2.69%，石英含量为40%~50%，孔隙度一般为2.6%~5.0%，含气量主要为3.8~5.5m³/t，埋深主体为1500~5000m，现今最大水平主应力为40~100MPa，压力系数为1.0~1.32，处于高压—常压过渡区，以常压为主^[17-24]。与四川盆地焦石坝等地区超压页岩气相比，南川区块具有“构造作用、保存条件、地应力场”三复杂的地质特点，如何优选甜点目标、优化靶窗穿行层位、提升压裂改造效果，实现常压页岩气高效勘探，加快探明储量评价，尽快实现探矿权转采矿权（简称探转采，本文探转采包含探矿权期间的试采和获取采矿权两个阶段），实现矿权价值最大化面临挑战。因此，在新的矿产资源管理改革形势背景下，探索勘探—储量—矿权一体化创新实践尤显迫切与重要。

勘探—储量—矿权一体化的理念核心是坚持系统思维，树立全局意识，统筹协调全领域一体化研究、全方位一体化部署、全过程一体化运行（图 1），3者相互联动、互相依存、相互促进，需要系统谋划、协同推进，才能实现方案从单项优化向整体优化转变，达到“1+1+1＞3”的效果，保障石油公司综合利益最大化。其中勘探发现是基础，储量评价是关键，探转采是目标。

图 1

图 1 勘探—储量—矿权一体化模式图 Fig. 1 Mode of exploration-reserve-mining rights integration

践行勘探—储量—矿权一体化理念，需要在观念、管理、技术3个层面一体化整合，即观念上认同，管理上趋同，技术上协同。围绕石油公司矿权利益最大化这一根本目标，领导层通过思想发动和价值引领，凝聚“增储量、保矿权、促发展”同心同向的共识；管理上梳通全链条业务流程，打破不同单位和部门、不同业务和专业之间的割裂和孤立局面，通过资源整合和流程优化，构建全过程关键节点管控机制，加快推动管理变革和效率变革；技术层面坚持问题导向，直面科研生产需求，持续创新地质理论认识与工艺技术迭代升级，大力推进科研生产一体化、地质工程一体化、技术经济一体化等，从源头提升方案设计的科学性和合理性，加快推动勘探发现和规模增储。

勘探—储量—矿权一体化具体而言，就是储量评估不是“事后算”，而是“全程管”，储量主动向勘探“前延”，前期就介入部署，优化储量“站岗井”部署、探评井和试验井组资料录取等，用最优化的方案实现既能满足油气藏地质评价的需求，又能符合探明储量的规范。同时，储量还要提前向矿权“后展”，在申报探明储量阶段，加强开发方案设计，强化开发关键参数科学性论证；在提交探明储量的基础上，加快产能建设方案编制，强化采矿权边界合理性论证，统筹办理矿山地质环境保护与土地复垦方案等采矿权申报要件，尽快申请办理采矿权，在保护矿权利益的同时，依法合规实现油气资源的高效利用。

聚焦矿权利益最大化目标，运用系统思维和战略思维，从综合研究、方案部署、组织运行3个方面强化“三个一体化”：强化一体化研究，夯实勘探根基；强化一体化部署，优化顶层设计；强化一体化运行，确保提质提效。

坚持技术协同，融合不同学科、不同专业，从理论技术、经济评价、政策法规3个方面开展一体化研究（图 2），构建基于技术、经济、政策的大科研体系，用高质量的综合研究研发高质量的方案设计，用高质量的方案设计推动高质量的油气发现，用高质量的油气发现加快推进探转采。工作实践主要从以下3个方面着手。

图 2

图 2 一体化研究模式图 Fig. 2 Mode of integrated study

一是强化科研生产一体化和技术经济一体化研究。立足南川区块常压页岩气地质特点，坚持问题导向和现场需求导向，以页岩气富集高产主控因素为主线，突出保存条件、沉积微相、构造应力等关键要素的精细研究，聚焦“选好区、布好井、穿好层、压好缝、降好本、管好井”的页岩气单井全生命周期为主线的“六好工程”。深度融合地质、地球物理、测井、录井、气藏工程及钻采工程等多学科、多专业一体化分析，创新常压页岩气成因机制、聚散机理、富集模式等地质认识，为井位部署、井身结构优化、水平井压裂、高效排水采气、地面建设等地质工程方案的优化提供理论指导，并树立高产不一定高效、低产不一定低效的理念，加强地质+工程+经济“甜点”优选，经济水平段长、经济压裂参数的论证，把握技术与经济的辩证统一关系。

二是深入页岩气储量规范研究，一体化设计地震、钻井、测井、录井、取心、分析化验、测试、试采等静动态基础资料的录取，确保勘探程度和资料程度满足规范要求；重点加强储量关键参数的论证，优化储量“站岗井”方案。为深化气藏认识，针对南川区块平桥和东胜构造带，研究设计多口探评井，评价边界断层、不同构造、同一构造不同部位、不同埋深对页岩含气性的影响，为落实储量含气边界提供依据，同时为开发方案设计井距、水平段长、单井产能等开发关键指标的论证提供支撑。

三是深入矿权相关政策法规的解析，为采矿权申请方案优化提供依据。全面梳理申请采矿权的流程、要件和关键时间节点，确保申请材料齐全、符合法定形式。重点要准备好3个要件：矿产资源储量评审备案文件、矿山地质环境保护与土地复垦方案及矿产资源开发利用方案。同时立足政策、用足政策，统筹输油气管线、集输站等地面配套设施，兼顾油气藏地质特点的相似性，科学论证采矿权申请范围，保障采矿权申请面积合规合理，提高方案的通过率。

聚焦页岩气勘探开发“钻、压、试、采、销”5个关键环节，树立大部署的理念，强化一体化部署，优化顶层设计，并根据实施效果动态优化，实时调整，以加快规模储量探明、探转采和效益转化的进程（图 3）。

图 3

图 3 一体化部署模式图 Fig. 3 Mode of integrated deployment

一是坚持地面地下一体化，旨在优选适宜靶区，提高勘探成功率，降低安全、环保、工程风险和投资成本，提升经济效益^[25]。核心思想是统筹兼顾地下、地面条件，优选地质甜点区、工程甜点区和地面适宜区3者的交集区域，即地质条件评价可靠，地面条件允许上钻。

二是坚持滚动评价与甩开勘探一体化，针对页岩气等非常规资源大面积连续分布、局部富集成藏的地质特点^[26]，优先在甜点区部署，率先实现勘探突破，利用评价井滚动扩边。在此基础上，甩开勘探扩大勘探成果，从而快速实现点的突破到面的拓展，稳步提升构造复杂区勘探成效，也有利于拓展落实探明含气面积，为后期提高探转采面积奠定基础。

三是坚持勘探开发一体化，提前谋划页岩气单井—平台—区块的“五网”建设，路网、电网、水网、讯网、管网统一规划，统一部署，并联施工，同步推进，既满足现场的生产运行需求，又能保证即产即销，全产全销，保障勘探成果快速转化为经济效益。

7号文实行油气探采合一制度，调整探矿权期限为5年^[12]。矿权人需要在5年内完成勘探发现、储量提交和探转采，这对石油公司的技术水平和管理能力提出了更高的要求。在管理上，必须构建大运行体系，整合各类资源，统一调度运营，优化生产组织运行。

一是优化业务流程，南川页岩气现场作业从传统的直线“串联式”向“串联+并联交互式”转变。综合作业流程、平台布局、井组轨迹优化、钻井液重复利用等关键技术攻关，创新形成“大+小钻机”组合式工厂化钻井模式，利用中小型石油钻机或车载钻机钻探浅表层，利用大型钻机钻探深层和水平段，如此往复，以提高钻机运行效率，降低钻井成本，钻井周期缩短了47%。

二是现场推行项目制管理。成立钻井、压裂、采气、地面、物供5个项目组，构建大兵团、多专业联合作业模式，执行短流程、快节奏、高质量方针，全程优化技术方案和生产运行，确保各工序、各环节无缝链接，进一步提高生产运行管理效益^[17]。

三是成立勘探、开发、储量、矿权等人员组成的联合研究团队，同步开展页岩气探明储量关键参数的研究论证、报告的编制等工作，提前启动土地复垦、开发利用方案等采矿权申请要件的准备工作。综合以上举措，实现提速提质增效。

南川区块通过勘探—储量—矿权一体化管理理念的创新实践，攻关形成了一批常压页岩气地质理论与工程工艺关键技术，有效支撑了南川常压页岩气田的发现与建设，高效完成了探转采，最大程度地保护了石油公司的发展阵地，实现矿权价值的高效转化。

一是针对南川常压页岩气构造作用较强、压力系数和含气量低、地应力差异系数大等特点，以构造—应力演化为主线，开展生排烃模拟、古压力恢复等研究，揭示了常压页岩气形成机制，重建页岩气生—排—滞动态成藏模式。早二叠世—早白垩世，研究区地层持续沉降，生烃增压与排烃泄压协同作用，形成高含气高压气藏（压力系数为1.4~1.6），早白垩世以来抬升卸载，页岩超压破裂及侧向散失加剧，转变为中低含气常压气藏（压力系数为0.9~1.3）。在此基础上，形成了常压页岩气沉积相带控烃、保存条件控富、地应力场控产的三因素控藏地质认识，主要内容为：深水陆棚为页岩气形成提供烃源，控制页岩气储层品质；构造作用影响保存条件和含气量，控制页岩气富集程度；应力场影响天然缝和人造缝网复杂度，控制单井产量和最终可采储量。

二是形成了以保存条件和地应力为核心的常压页岩气“双甜点”评价体系及标准，构建了背斜型、单斜型、反向逆断层遮挡型和残留向斜型4种页岩气成藏模式。背斜型轴部受纵弯作用影响，应力集中，发育向上开口“V”形劈理缝，翼部发育伴生断裂，地应力得到释放，“E”形层间缝发育，整体保存条件较好，压力系数高，具有短距离运移富集成藏特征。单斜型目的层一侧出露地表，距剥蚀区越远页岩自封闭性越好，富集程度越高，受构造抬升的影响，地应力释放，顺层“E”形水平缝发育，压裂易形成复杂缝网。反向逆断层遮挡型具有断层遮挡成藏特征，受反向逆断层侧向封堵，页岩气横向运移减弱，滞留于下盘成藏。断层下盘发育“X”形剪节理，物性较好，压裂易形成复杂缝网。残留向斜型核部受挤压应力作用，易形成“A”形缝，物性较好，埋深适中，保存较好，有利于页岩气滞留，受埋深、剥蚀边界、地层倾角等影响，具有环带滞留、“向核更甜”的富集特征。

三是针对南川地区地表、地下双复杂，钻井周期长，人工裂缝复杂程度低，工程建设难度大、投资高等技术和效益难题，持续攻关形成了常压页岩气低成本技术系列，支撑常压页岩气效益勘探开发。基于地层压力和漏失特性分析，以井身结构创新为基础，以激进参数钻井技术攻关研究为核心，优化设备、工具、参数一体化配套和集成应用，综合作业流程、平台布局、井组轨迹优化、钻井液重复利用等关键技术攻关，创新集成了二开制井身结构+高效配套工具+激进参数+大、小钻机组合优快钻井技术。以经济性促缝提产提效为主线，开展数值模拟研究分析，优化簇间距，基于不同浓度的减阻率实验，制定常压页岩气压裂材料优选图版，创新形成以多簇密切割+双暂堵+高强度加砂+全电动为核心的复杂缝网压裂技术。

四是常压页岩气储层具有孔径小、努森数大的特点，导致气体在纳米孔隙中运移微尺度效应明显、毛细管压力大、压裂后液相返排阻力大，气藏渗流规律复杂和气井生产规律复杂、单井产能差异大。通过页岩多尺度微观流动模拟，揭示了气液两相渗流机理和生产规律，基于常压页岩气多尺度扩散运移、应力敏感、解吸特征及压裂液返排特点，建立了气井全生命周期不同阶段的产能评价方法，综合气藏地质—开发工程—经济评价一体化，制定了小井距、长水平段、变夹角、低高差、强改造的经济开发技术政策^[19]。

南川常压页岩气田的发现历时近10年，气田的勘探与开发是一个认识—实践—再认识—再实践的过程，是一个认识指导勘探开发实践，实践带来理论认识的深化创新，同时再指导实践、迭代进步的过程，大致可以分为选区评价、勘探突破和滚动评建3个阶段（图 4）。

图 4

图 4 南川常压页岩气田勘探开发历程图 Fig. 4 Exploration and development history of Nanchuan normal-pressure shale gas field

2011年竞得南川区块矿权后，随即开展了大量的野外地质调查，同年部署实施二维地震890km，明确五峰组—龙马溪组页岩展布及构造特性，初步优选出平桥构造带、东胜构造带和阳春沟构造带等有利区。2013年在南川断鼻有利目标部署实施NY1HF井（图 5），钻遇五峰组—龙马溪组一段优质页岩33m，TOC平均为3.2%，页岩埋深为4559~4627m，水平段长度为1100m，地层压力系数为1.5，测试日产气量为（0.2~6.6）×10⁴m³；受制于4600m深层压裂工艺技术，NY1HF井产量未达预期，但证实南川地区页岩气地质条件优越，坚定该区页岩气勘探信心。也表明深层页岩储层破裂压力高、温度高，对压裂液配方、支撑剂优选、工程工艺等方面有待进一步深入研究和现场攻关实践。

图 5

图 5 南川常压页岩气田勘探成果图 Fig. 5 Exploration achievements of Nanchuan normal-pressure shale gas field

为进一步落实有利勘探目标，明确构造细节，2015年优选有利区实施三维地震263km²，落实平桥、东胜等多个背斜型有利勘探目标，同时进一步深化地质认识，突出沉积微相、保存、地应力场三因素研究。2016年优选平桥构造带部署实施JY194-3HF井，页岩埋深为2885m，钻遇五峰组—龙马溪组一段优质页岩34.7m，TOC平均为3.3%，水平段长度为1514m，地层压力系数为1.35，测试日产气量为34.3×10⁴m³，套压为20.7MPa，在此基础上，向南滚动评价平桥南斜坡，甩开部署实施JY10HF井，页岩埋深为3405m，水平段长度为1500m，压力系数为1.18，测试日产气量为19.6×10⁴m³，实现了南川区块常压页岩气勘探突破，2017年平桥构造带提交页岩气探明储量543.06×10⁸m³，含气面积为42.81km²。

基于平桥构造带页岩气的勘探突破，随即开展井组试验，落实井网、井距、水平段长、方位等开发关键参数。在此基础上，2017年启动一期6.5×10⁸m³/a产能建设，为降低常压页岩气效益开发风险，按照整体部署、分步实施、动态优化，“平台基准井先钻先试先评价”三先原则和每一个平台先完成一个评价井的理念，稳步推进产能建设。

与此同时，勘探上持续深化甜点评价研究，向南滚动评价平桥南斜坡，向西甩开勘探东胜构造带，均获重大突破。平桥南斜坡JY10-10HF井，地层压力系数为1.12，测试日产气量为9.01×10⁴m³，东胜构造带SY1HF井，页岩埋深为3505m，地层压力系数为1.35，测试日产气量为14.36×10⁴m³，随后向南北滚动评价东胜构造带，获得（9.01~32.80）×10⁴m³高产页岩气流，实现了东胜构造带的整体控制。2020年，自然资源部油气储量评审办公室审查通过了平桥南—东胜构造带页岩气探明储量新增报告，新增探明含气面积135.49km²，新增探明地质储量1446.58×10⁸m³。在此基础上，向西甩开勘探阳春沟构造带，相继实施SY3井、SY4井、SY5井、SY6井、SY7井共5口探井，试获日产气（7.1~17.3）×10⁴m³，实现阳春沟构造带勘探重大突破，随后向南甩开评价YY70-3HF、YY81-4HF等评价井，实现了该区的整体控制，落实了南川区块第3个千亿立方米增储区带，为南川页岩气田增储上产奠定了坚实的资源基础。

勘探评价—探明储量—探转采一体化创新实践，推动了南川构造复杂区常压页岩气勘探重大突破和规模效益建产。截至2023年底，南川区块累计探明五峰组—龙马溪组页岩气含气面积178.30km²，新增页岩气地质储量1989.64×10⁸m³，累计新建页岩气产能超26×10⁸m³，累计生产页岩气超65×10⁸m³，建成中国首个大型且投入商业开发的常压页岩气田，为中国南方地区常压页岩气勘探开发提供理论和技术借鉴，发挥了重要的示范引领作用，取得了显著的社会与经济效益。

南川区块以矿权有效期前3个月为结点，倒排方案网报、土地复垦批复、开发利用方案审查公示、探明储量评审备案、探明报告编制、压裂测试试采、钻完井、钻前工程等关键环节的时间节点计划，明确责任区和责任人，挂图作战、对表推进，运行过程中召开月度例会，通报各板块工作进展，协调解决相关问题，保障工作进度和质量。尤其是针对常压页岩气资源丰度低、单井最终可采储量低的特征，大力开展地质工程一体化钻井、压裂提产降本技术攻关。基于常压地层压力剖面和浅表层缝洞漏失特性分析，以井身结构优化为基础，以激进参数钻井、地质工程一体化导向、优快完井技术攻关研究为核心，优化设备、工具、参数一体化配套和集成应用，开展提承压、降密度技术攻关，创新形成了二开制井身结构，节省一层技术套管及固井费用、同时缩小井眼尺寸，大幅提高钻井效率。针对常压区页岩两向应力差异系数大、页岩破裂压力低、施工压力窗口大、压裂难以形成复杂缝网的问题，创建了基质—裂缝—井底—井口气水两相数值模型，优化簇间距，平均簇间距从23m减小到10m，促进裂缝复杂化；建立了耦合井筒流场及暂堵球运动的有限元模拟方法，优化投球暂堵工艺，提高暂堵后缝内净压力为5~10MPa，改造体积提升44%；攻关高强度连续加砂工艺，加砂强度最高提升到3.9m³/m，增大裂缝中支撑剂铺置浓度，综合砂液比达到8%~11%，实现了不同尺度裂缝强加砂，增强页岩导流能力，促进页岩气长期稳产^[27]。

油气矿业权实行探采合一制度是矿产资源管理改革的重要创新内容之一^[12-13]，油气探采合一制度既符合油气勘查开采技术特点，在探矿权和采矿权之间搭建了一架桥梁，解决了探矿权期间试采的合法性问题，也有利于评价落实单井产能、开发关键参数和主体开发技术，这对于常压页岩气而言更显重要。常压页岩气井地层能量较弱，总含气量和游离气占比相对高压页岩气较低，其生产特征与高压页岩气存在较大差异，压裂后试采初期以排液为主，产气量较低，随着返排液增加，产气量不断增加，后期逐渐稳定。为此，研究区整体部署试验井组10个，系统完成了不同埋深、不同井区、不同地层压力单井的测试，取全取准不同生产制度下测试油嘴、孔板、压力等动态资料，16口井试采周期达到3个月以上，均满足页岩气探明储量规范的要求，为气田开发的科学性、经济性提供重要依据。

截至2022年底，共新立平桥南和东胜两个页岩气采矿权，总面积为314.5971km²，其中东胜采矿权仅用时17个月，在新冠疫情期间高效完成了探明储量评审备案—土地复垦方案批复—新立采矿权获批。2021年1月东胜探明储量新增报告通过自然资源部评审备案，2021年11月土地复垦方案通过自然资源部专家组审查，2022年5月开发利用方案通过自然资源部专家组审查，申报采矿权面积为260.69km²。成功新立页岩气采矿权，为该区页岩气资源的依法开采和高效利用奠定了坚实的矿权基础。

（1）勘探—储量—矿权一体化的核心理念是全领域一体化研究、全方位一体化部署、全过程一体化运行，三者相互联动、互相依存、相互促进，实现方案从单项优化向整体优化转变，达到“1+1+1＞3”的效果。其中勘探发现是基础，储量评价是关键，探转采是目标，三者系统谋划、协同推进，才能保障石油公司综合利益最大化。

（2）践行勘探—储量—矿权一体化的关键是树立观念认同、管理趋同、技术协同的“三同”理念。观念上凝聚“增储量、保矿权、促发展”的共识；管理上通过资源整合和流程优化，构建全过程关键节点管控机制，加快推动管理变革和效率提升；技术上持续深化基础研究，迭代升级工艺技术，用高质量勘探加快推进规模增储。

（3）南川区块创新勘探—储量—矿权一体化实践效果显著。攻关形成了“三因素控藏”“双甜点”评价体系及标准、优快钻井、复杂缝网压裂等一批常压页岩气勘探开发关键技术，有效支撑了中国首个大型常压页岩气田的发现与建设，实现了矿权价值的高效转化，有力推动了中国常压页岩气产业发展，取得了显著的社会与经济效益，发挥了重要的示范引领作用，对中国非常规油气勘探和矿权管理具有积极作用。