全国油气资源评价成果及认识：

一是我国油气资源总量丰富。石油地质资源量1257亿吨、可采资源量301亿吨，目前的资源探明率刚超过30%，处于勘探中期。天然气地质资源量90.3万亿立方米、可采资源量50.1万亿立方米，探明率14%，处于勘探早期。与2007年全国油气资源评价结果相比，石油地质与可采资源量分别增加了64%和42%，天然气地质与可采资源量分别增加了158%和127%。资源量大幅增长的原因主要是勘探工作量的增加和地质认识的深化拓展了勘探领域，技术进步降低了资源的门槛。

二是重点地区天然气资源大幅增长。四川盆地天然气地质资源量20.7万亿立方米、可采资源量11.2万亿立方米，与2007年评价相比，分别增长了2.8倍和2.3倍，为西南地区能源结构调整和区域经济发展提供了保障。海域各盆地天然气地质资源量20.8万亿立方米、可采资源量12.2万亿立方米，与2007年评价相比，分别增长了55%和57%，为全面推进海洋强国战略提供了重要支撑。此外，鄂尔多斯、塔里木等盆地天然气资源量也有较大增长。

三是非常规油气资源潜力可观。全国埋深4500米以浅页岩气地质资源量122万亿立方米，可采资源量22万亿立方米。累计探明地质储量5441亿立方米，探明率仅0.4%。埋深2000米以浅煤层气地质资源量30万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米，累计探明地质储量6293亿立方米，探明率仅2.1%。与以往评价结果相比，资源数量有所减少，但可靠程度进一步提高。

四是油气勘探开发难度逐步增大。首先，随着高品质资源逐步开采消耗，剩余的常规油气资源品质整体降低，80%为低品质、高风险类型。其中，超过35%的剩余石油资源分布在低渗储层，25%位致密油和稠油，20%分布在海域深水；超过35%的天然气资源分布在低渗储层，25%位致密气，20%以上位于海域深水。其次，随着发展的不断深入，勘探开发对象复杂化，资源隐蔽性增强，发现难度加大，施工难度增加，对技术装备水平的要求和勘探开发成本不断提高，生态文明建设也对油气勘探开发提出更高要求。第三，非常规油气资源具有现实可开发价值的比例不高。当前经济技术条件下，可有效开发的页岩气有利区（指经过评价优选，通过钻探能够或可能获得页岩气工业气流的区域）可采资源量5.5万亿立方米，只占总量的25%，主要分布在四川盆地及其周缘。煤层气有利区可采资源量4万亿立方米，占总量的30%，主要分布在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西盆地北部和准噶尔盆地南部。

在评价的基础上，对我国油气资源勘查开发前景进行了分析。从资源基础看，全国待探明石油地质资源量885亿吨，待探明天然气地质资源量77万亿立方米，可供勘探的资源潜力大。

近年来，我国在复杂地表地质条件下的物探、钻井、“甜点”识别、多级压裂等油气勘探开发技术取得重要进展。以页岩气探矿权区块招标、新疆油气勘查开采改革试点为突破口，引入社会资本进入油气勘查开采市场，激发了社会投资热情，加快了油气勘查开发进程。预计2030年之前，我国年探明石油地质储量仍将保持较高水平，年均探明10亿吨，石油产量保持在2亿吨水平。

综合考虑天然气、煤层气和页岩气，预计2030年之前，我国天然气探明地质储量还将处于高峰增长阶段，年均探明储量7000亿立方米，天然气产量保持较快增长，到2020年，全国天然气总产量为2100亿立方米，2025年为2600亿立方米，2030年达到3000亿立方米，有力推动能源结构优化和环境治理改善。

未来将重点在大型盆地的新层系、新领域和海域寻找优质储量，形成“东部可持续、西部快发展、海域大突破”的油气勘探开发格局。