中国石化1998年重组以来，顺应国家油气体制改革的整体要求，以积极的创新举措应对矿权管理过程中的机遇与挑战。重组伊始，国家实行“申请在先、依法登记”的矿权管理办法^[1]，中国石化积极响应西部大开发的机遇，大力开展全国范围内的战略选区和矿权登记，2003年探矿权面积达到最高峰107×10⁴km²，随后针对探矿权优化调整，矿权面积保持稳定发展。2011年国家开始实行按投入不足比例核减矿权面积政策，中国石化实行探矿权优化缩减策略，大量资源潜力差或经济效益差的探矿权退出，退减面积约为50×10⁴km²。2017年起，国家严格环保要求，与各类保护地重叠的矿权区域到期必须退出，中国石化退出探矿权面积3.44×10⁴km²。2020年5月，自然资源部《自然资源部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）（简称7号文）正式实施^[2]，社会资本纷纷涌入油气勘查开采市场，矿权出让市场竞争日益加剧；探矿权到期扣减首设勘查许可证载明面积25%的政策条款，使现有油气企业的探矿权面积快速缩减。与2011年的矿权面积相比，截至2022年底，中国石化共缩减探矿权面积59.37km²，减少了61%。由于7号文规定探矿权到期延续登记时扣减首设勘查许可证载明面积25%的政策过于严厉，导致勘探空间严重受限。

基于此，2023年7月，自然资源部修订下发了《自然资源部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）（简称6号文），规定探矿权延续登记时应当扣减勘查许可证载明面积的20%，油气已提交探明地质储量的范围不计入扣减基数。但由于绝大部分油气探矿权在2022年底已经完成了探矿权延续，该规定在2025—2027年才能在一定程度上缓解探矿权退减的压力。

伴随国家油气体制改革，面对不同阶段的新形势，中国石化加强顶层设计，相对应地创新管理实践，通过组建专门的矿权研究队伍，加强战略选区专项研究、加强矿权管理制度建设、加强矿权评价方法研究、加强矿权延续方案预编制，建立探矿权竞标工作流程，多措并举，依法合规地保矿权、拓矿权，保障了中国石化矿权高质量发展，助力勘探重新踏上年度新探明石油地质储量2×10⁸t的新阶段。

我国油气探矿权申请登记管理主要经历了申请在先登记（1998—2010年）、竞争出让试点（2011—2020年4月）、全面竞争出让（2020年5月开始）3个阶段，中国石化探矿权面积也相应经历了快速扩大、优化缩减、持续缩减3个主要阶段（图 1）。

图 1

图 1 中国石化历年探矿权变化情况图 Fig. 1 Changes of exploration rights areas of Sinopec over the years

1998—2010年，国家针对油气探矿权实行“申请在先、依法登记”的政策。1998年，《矿产资源勘查区块登记管理办法》（国务院令第240号）、《矿产资源开采登记管理办法》（国务院令第241号）和《探矿权采矿权转让管理办法》（国务院令第242号）3个管理办法集中出台，规定了矿权登记和转让的具体管理办法。随后陆续颁布了《探矿权采矿权招标拍卖挂牌管理办法（试行）》（国土资发〔2003〕197号）、《关于规范勘查许可证采矿许可证权限有关问题的通知》（国土资发〔2005〕200号）、《关于进一步规范矿业权出让管理的通知》（国土资发〔2006〕12号）、《关于深化探矿权采矿权有偿取得制度改革有关问题的通知》（财建〔2006〕694号）、《关于进一步规范探矿权管理有关问题的通知》（国土资发〔2009〕200号）^[3-5]。相关矿权管理政策出台，逐步形成了我国油气探矿权“申请在先依法登记，探矿权快速扩大”的发展格局，各大国有石油公司加快战略选区评价，在全国范围内加快登记，探矿权面积均快速扩大。

中国石化1998年重组以来，在党中央、国务院的统一部署安排下，中国新星石油公司整体并入中国石化，新增矿权面积19×10⁴km²，迎来了中国石化历史性发展机遇。随后，抓住西部大开发的机遇，在塔里木、准噶尔等含油气盆地抢登了一部分探矿权区块。2003年探矿权面积达到最高峰107×10⁴km²；随后针对探矿权优化调整，矿权面积保持稳定发展。

随着大量矿权被大型国有企业登记，因勘探能力不足以全面展开，部分地质认识不清或潜力不明的区块被搁置，客观形成了“圈而不探”的事实，为改变这一局面，自然资源部推出了“按投入不足比例核减面积、竞争性出让”等政策，强力刺激矿权市场的发展。2011—2020年4月为竞争性出让试点阶段。以2017年印发《矿业权出让制度改革方案》为标志点分为两个阶段。第一阶段（2011—2016年），《矿业权交易规则（试行）》（国土资发〔2011〕242号）法规文件2011年出台^[6]，国家在全国范围内开展矿权竞争性出让试点，针对渝黔南川页岩气、渝黔湘秀山页岩气两个勘查区块首次公开招标，开启了国家竞争性出让的新阶段^[7]。此阶段国家共出让区块41个、面积10.67×10⁴km²，出让方式除海域采用邀标外，其余全部为招标出让。第二阶段（2017—2020年4月），国家共出让区块24个、面积1.53×10⁴km²，出让方式除已获得突破的贵州正安1个区块采用拍卖外，其余23个为挂牌出让。中国石化参与竞标并成功竞得渝黔南川页岩气、南黄海盆地南部海安东等6个勘查区块、面积2.60×10⁴km²。

在探矿权登记管理方面，2011年国土资源部下发《关于油气探矿权延续变更申请有关事项的通知》（勘油字〔2011〕58号），明确了油气探矿权延续变更时按持证期累计投入不足率核减相应矿权面积。2017年国务院环境保护部、国家发展改革委发布《生态保护红线划定指南》（环办生态〔2017〕48号），规定了生态保护红线内禁止开发区域。2018年自然资源部下发《自然资源部关于做好占用永久基本农田重大建设项目用地预审的通知》（自然资规〔2018〕3号），全面落实永久基本农田保护。因按投入不足比例核减面积和自然保护地强制退出政策，此阶段探矿权面积累计退减53.66×10⁴km²，退减比例高达55%。2019年中共中央办公厅、国务院办公厅下发《关于在国土空间规划中统筹划定三条控制线的指导意见》，2020年自然资源部、国家林业和草原局下发了《关于做好自然保护区范围及功能分区优化调整前期有关工作的函》（自然资函〔2020〕71号），要求科学有序划定保护区范围，协调解决与已有矿权的冲突问题。

2011—2019年实施竞争性出让试点，期间出台了《关于深化油气体制改革的若干建议》《矿业权出让制度改革方案》《矿业权出让管理办法》（征求意见稿）等一系列文件，在此基础上，7号文对其中的核心内容进行了简化集成，于2020年5月1日实施。该文件降低了矿权竞争性出让准入门槛，全面实行探矿权到期扣减首设勘查许可证载明面积的25%，标志着国家油气矿权体制机制改革先行先试，改革的浪潮乃大势所趋。

竞争性出让政策激发了市场热情，2020年以来，自然资源部委托新疆、新疆生产建设兵团、黑龙江、山西、贵州、广西等自然资源厅共成功挂牌出让83个探矿权，面积为4.25×10⁴km²，总成交额为94.69亿元。竞标企业门槛降低，央企、地方国企、民企等多经济体同台竞争，导致大盆地优质矿权出让价格高、成交价格溢价率（溢价率=成交价/起始价）波动较大，整体平均溢价率为27倍，最高达258倍（云南大关木杆—寿山页岩气探矿权），从平均溢价率来看，民企表现最为积极，平均溢价率为46倍，远远高于地方国企的27倍、央企的8倍。整体上看，以价值导向为竞标策略的石油央企获取区块的难度越来越大，三大石油央企共竞得21个区块、面积1.32×10⁴km²（其中，中国石化竞得16个区块、面积9981.1km²），占比为31%。

同期，因探矿权到期延续扣减首设勘查许可证载明面积的25%，中国石化探矿权面积减少10×10⁴km²，下降幅度为21%。

面对新形势，中国石化加强顶层设计，创新管理，通过加强战略选区专项研究，促进全国范围内矿权登记；通过加强矿权管理制度建设，确保依法合规保护矿权；通过加强矿权评价方法研究，保障以合理价格拓展矿权。

2000年前后，中国石化抓住“申请在先”的历史性发展机遇，在塔里木、准噶尔等大型含油气盆地抢登了一部分探矿权区块，改善了以往仅在东部、南方拥有6.61×10⁴km²矿权的窘境，结束了困居一隅的历史。2001—2003年，中国石化矿权工作紧密围绕油气资源战略要求，在全国范围内开展评价选区，在松辽盆地周边及南方外围优选登记了一批油气勘查区块。2004—2010年，中国石化全面加强油气资源评价与战略选区工作，围绕所登记区块及未登记区，除年度动态评价之外，先后分两次开展了中国石化油气资源战略选区专项研究与勘探部署工作，实施了以地震为主的实物工作量，安排专项4+1模式（东部、西部、南方、海域和总报告）进行战略选区，对进一步优化中国石化矿权结构、引领油气勘探起到了重要的推动作用。

2011年以来，国家新政不断出台，中国石化全面加强制度建设，确保矿权管理依法合规。为适应加大油气探矿权人勘查投入考核的要求，整合矿权资源，有效保护已登记矿权，发布了《中国石油化工股份有限公司矿业权管理办法》（股份油〔2011〕514号）（简称矿业权管理办法）和《中国石油化工股份有限公司石油天然气储量管理办法》（股份油〔2013〕16号）（简称储量管理办法）（表 1）。

表 1

表 1 中国石化顺应国家改革矿权管理制度统计表 Table 1 Statistics of mining rights management system of Sinopec in line with national oil and gas system reform 年份 国家 中国石化 2011 矿业权交易规则（试行） 矿业权管理办法 关于油气探矿权延续变更申请有关事项的通知 2013 储量管理办法 2017 矿业权出让制度改革方案 生态保护红线划定指南 2018 关于做好占用永久基本农田重大建设项目用地预审的通知 油气矿权区块流转实施办法 2019 关于在国土空间规划中统筹划定三条控制线的指导意见 2020 关于做好自然保护区范围及功能分区优化调整前期有关工作的函 难动用储量合作开发指导意见

表 1 中国石化顺应国家改革矿权管理制度统计表 Table 1 Statistics of mining rights management system of Sinopec in line with national oil and gas system reform

2017年5月国家出台《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采。为推动矿权区块流转规范化，加快已有油气发现区块尽早转为采矿权，同时解决部分油气分公司区块较少的问题，中国石化2018年颁发了《油气矿权区块流转实施办法》，规定了拟流转区块的选取、资料包制作、信息发布、流转方式选择、组织招标或议标、确定承接主体、区块交接、实施与管理等，组织开展了“直接划转”贵州地区郎岱、安顺及“邀标”松辽盆地甘旗卡—大冷、通南巴、百色等探采矿权流转。2019年通过“邀标”推动了复兴地区矿权的流转。

2020年中国石油化工股份有限公司研究下发了《中国石化难动用储量合作开发指导意见》，提出了油气分公司与石油工程公司合作开发的组织管理、合作内容与方式、工作程序等，制定了10年以上未有效动用的潜力区块在油气分公司间开展流转的规定。

矿权新政出台以来，出让区块参与者众多，竞争难度大，成交价格变化较大、难以预测，增加了区块的获取难度。中国石化及时组建专门的矿权评价研究团队^[8]，从盆地油气系统出发，围绕主力生烃凹陷，聚焦空白区主要勘探领域（含煤层气）的关键成藏要素，建立战略选区评价流程，强化选区与竞标方法标准研究，研发了“区块评价与竞标决策系统”并推广应用，开展分级分类的选区评价，提升了评价效果。

一方面加大评价部署，加快储量升级，实现了转采面积的快速增长。新政出台以来，加大勘探开发部署力度，加快探矿权内已有控制预测储量升级与探明储量申报。通过认真开展储量评审备案基础工作（包括积极开展探明储量复（核）算与探明可采储量标定等）、深入学习储量新规范（包括根据新的储量规范，合理划分储量计算单元等）、加强统计质量监控，克服采矿权新立要件办理周期长、编制要求高的困难，高效推进各油气分公司新立采矿权共计146个、面积约为8000km²（图 2）。

图 2

图 2 中国石化2018—2023年采矿权面积增长图 Fig. 2 Growth of mining rights area of Sinopec during the 2018-2023 数据统计截至2023年8月

另一方面积极落实7号文以来尚未转采的可供开采区，加快勘探部署，为5年内新立采矿权做好准备。对涉及采矿权新立或延续的油气田，开展可采标定工作，并出具中国石化可采储量标定评审意见书；有采矿权变更、延续需求的，根据需要，以区块为单位进行储量复算。

深入挖掘同盆地置换和环保区抵扣政策，加强同盆地不同区块统一评价与差异对比，统筹优化形成探矿权延续置换方案，优先保护已建产能或者评价较优的地区，最大程度保护优质矿权，共置换优质矿权约3×10⁴km²。其中针对四川盆地“一盆多企”的到期矿权区块评价，抓好动态预警和策略应对，统一评价同盆地各单位矿权，统一优化同盆地区块置换和退减方案，优化矿权退减面积约6000km²。

另外通过深入研究生态红线调整政策，积极加强与地方政府协调，在塔里木、鄂尔多斯、四川等盆地从生态保护红线共调出1600km²核心矿权面积，在准噶尔等盆地，经首轮生态保护红线区调整及区块避让后，调出潜力矿权面积达1.3×10⁴km²。

2011年以来，为适应国家油气体制改革形势，优化勘探组织管理，加快勘探步伐，研究出台《油气矿权区块流转实施办法》，通过内部竞争开展了鄂尔多斯盆地旬邑—宜君、四川盆地通南巴、兴隆等地区7轮次的矿权流转，涉及18个区块，其中11个探矿权和7个采矿权，流转面积共计约9000km²。矿权区块流转后，在部署力度、成果、效益方面均有明显提升，流转以来在多个地区取得重大突破：一是兴隆区块重新评价长兴组气藏，成功进入开发建产阶段，同时侏罗系的页岩油、页岩气取得重大突破；二是通南巴马7井、马9井雷口坡组，通南北马6井、马9井、马10井须家河组二段及马8井须家河组四段均取得突破，测试获得商业油气流，马路背区块新增探明天然气地质储量341×10⁸m³；三是旬邑地区棋盘1井在古生界天然气勘探取得积极进展。在开发生产经营方面，松南彰武区块实现盈亏平衡、广西百色油田成功复产、四川盆地马路背区块生产规模不断扩大，合计生产油气当量65×10⁴t。矿权内部流转有效盘活了矿权和储量资源，有力推进了中国石化稳油增气降本战略的实施。

根据自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室《关于生态保护红线划定中有关空间矛盾冲突处理规则的补充通知》（自然资函〔2021〕458号）的规定，“已依法设立的油气探矿权，在遵守有关生态环保要求的前提下，可继续开展勘查活动。基于油气探矿权面积将大比例压缩为采矿权面积的原因，当发现可供开采油气资源并探明储量时，可将拟开采范围调出自然保护地和生态保护红线”。中国石化全面梳理有探明储量和拟开采区的探矿权、采矿权与生态保护红线重叠情况，细化分析对勘探开发工作的影响，加强与地方政府汇报协调，在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地及四川盆地调出了生态保护红线重叠面积1600km²，保障了“七年行动计划”的顺利实施。

根据7号文有关情况说明，“因生态保护、规划调整、公益性重点工程建设等原因，已设探矿权的部分勘查范围无法继续勘查或者无法转为采矿权的”，已缩减的面积可以在探矿权延续时抵扣。利用抵扣政策，在探矿权变更延续时少退减面积1.37×10⁴km²。

研究投入政策，针对大盆地中区块投入不均衡的情况，提出对相邻区块进行投入“肥瘦搭配”的劈分或合并建议，合理摊分合法投入工作量，保证区块投入满足法定投入，最大面积地保留区块。例如，A、B是两个相邻探矿权区块，A区块勘查投入是法定投入的2倍，B区块没有勘查投入，通过A和B合并为探矿权C区块，则C区块满足了最低法定勘查投入，按法定勘查投入考核不需要扣减探矿权面积（图 3）。2011年以来，通过合理匹配矿权工作量，优化保护矿权面积11×10⁴km²以上。

图 3

图 3 合理匹配工作量图解 Fig. 3 Schematic diagram for reasonable matching of workload

持续加大扩矿权、保矿权工作力度，组建和完善了政策研究、矿权管理、选区评价和招拍挂支撑队伍，油气分公司层面也加大了研究力度，全力支撑矿权竞标工作。2011年，国家启动油气探矿权“竞争性出让”模式探索，中国石化成功竞得南川页岩气区块，面积为2198km²，已探明地质储量1989.64× 10⁸m³。2012—2013年，参加海域邀标获得南黄海油气勘查区块，面积为7398km²。2013年，参加公开招标获得银额盆地芨芨海子等3个勘查区块，面积为16429km²。2018年5月，成功竞得玉泉东区块，面积为3375km²。2020年成功竞标中国海油4个区块2526km²。

2021年，全面参与贵州、新疆5轮共29个区块竞标，瞄准煤层气、页岩气、页岩油、深层海相、断溶体等未来油气重点勘探领域，深化地质评价，创新地质认识，成功竞得塔里木盆地7个矿权，面积为5004.861km²。2022年直接对接地方，开展黑龙江省23个退出区块再评价，为中国石油化工股份有限公司获取新矿权赢得先机，成功竞得林甸1、拜泉南等4个区块，面积为1994km²。2022年底至2023年初，通过加快评价和积极参与竞标，再次获得塔里木盆地2个区块、中扬子3个区块，面积为2981.99km²，拓矿权持续取得新进展^[9-13]。

1998年以来，国家鼓励油气企业在空白区登记探矿权，中国石化抓住机遇，在塔里木、准噶尔、四川等盆地迅速登记了一部分探矿权区块，取得了一批重要的油气发现。比如，2003年发现了准中莫西庄油田，2004年发现春风—春光油田，2005年发现哈拉德、春晖油田，2007年发现元坝气田，2011年发现涪陵页岩气田，2015年发现顺北巨型深层断溶体油气藏。2011年竞争性出让试点实施后，中国石化积极参与招标，获取南川、银额、南黄海等矿权区块，经过持续的勘探投入，2016年银额拐子湖获得石油勘探新突破，2019年南川盆缘复杂构造带页岩气勘探取得商业发现并成功建产。正是由于国家不断出让新矿权，探矿权不断注入新活力，中国石化的油气勘探开发才逐渐进入良性循环，迎来了2022年石油探明储量重上2×10⁸t的新阶段。

2020年新政以来，7号文规定探矿权到期扣减首设勘查许可证载面积25%的政策条款，使现有油气企业的探矿权面积快速缩减；同时以价值导向为竞标策略的石油央企获取区块的难度越来越大，对油气勘探中长期的影响不可忽视。自然资规〔2023〕6号文规定：“已设采矿权深部或上部、周边、零星分散资源，以及属同一主体相邻矿业权之间距离300米左右的夹缝区域，可以协议方式出让探矿权或采矿权”，建议国家尽快推出协议出让的具体工作流程，加快油气企业依法获取新的勘查空间，保障国家能源安全的主体稳定。

2011—2022年，全国共成功出让区块148个。其中，地方国企和民企获得区块110个，占总出让区块的74%；以国有三大石油公司为主的实力较强企业获得区块38个，占总出让区块的26%，在竞争性出让中处于明显劣势。但从勘探效果来看，由于竞标企业门槛降低，外资公司、央企、地方国企、民企等多经济体同台竞争，导致大盆地优质矿权出让价格高、溢价比高，早期成本高，不利于资源有效开发，目前大量新进入油气领域的企业尚未取得实质性的勘探进展。已出让的148个区块中，仅中曼石油的温宿和中国石化的南川区块成功建产。

因此在竞标条件制定中应适当增加技术标的比重。“竞争性出让”是用于促进加大勘探开发力度的手段，若被部分勘探实力较低的企业竞得后延误区块投入，则与政策制定的初衷不符。建议在确定探矿权区块竞标主体资格时^[14]，按照自然资规〔2023〕6号文中“开放油气勘查开采市场”条款规定，除资金的限定外，还需要“从事油气勘查开采应当符合安全、环保等资质要求和规定，并具有相应的油气勘查开采技术能力”，竞争性出让时适当向资信、资金和技术实力强的公司倾斜，发挥大公司在大盆地长期积累的勘探开发优势，保障国家重要油气区的稳定发展。

（1）为促进油气公司加大投入，国家实行“按投入不足比例核减矿权面积、探矿权到期延续扣减25%的面积、矿业权竞争性出让”等油气体制改革新举措，促使油气公司加大勘探开发力度，实现了矿权资源的市场优化配置，油气勘探开发成效明显。

（2）中国石化积极适应国家油气体制改革，面对存量矿权不断缩减，新出让矿权难以获取的不利形势，在矿权管理、储量管理、矿权竞标方面不断制定配套政策和工作流程，通过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、积极顺应政策导向和全力主动拓矿权的创新实践活动，加快探矿权内的油气发现，助力油气储量增长达到阶段新高，勘探效果明显。

（3）主要石油企业的持续发展得益于国家不断出让新矿权，但在“价高者得”竞争性出让的方式下，实力较弱的企业通过高价竞争获取了大量矿权区块，目前绝大多数未获得实质性的勘探进展，延误了油气资源的开发利用。建议在竞争性出让过程中严格按照自然资规〔2023〕6号文的规定，增加技术标的比重，保障具有技术能力的油气公司获得新矿权。