随着我国天然气消费增长和天然气勘探开发持续发力，国内天然气产量稳定增加，其中油气田零散气产量也逐年增加。因零散气受地理位置、自然环境等诸多条件限制，常常难以得到有效开发和利用，以前大多采取放空燃烧，既浪费资源又污染环境。如何经济合理开发利用零散气资源，是天然气行业较为关注和亟需解决的问题。

一、发展现状

零散气是指在新井测试、单井试采、偏远生产井等勘探开发中产生的，不能在地面集输系统处理的天然气。零散气具有点多、井场布置分散、单井产量低、位置偏远，无法进入集输管网，井场周边环境复杂，可依托公用设施短缺等特点。

近年来，我国零散气总产量约占全国天然气总产量6%，其中，中石油下属油气田企业的零散气产量约占总产量的95%；中石化下属油气田企业的零散气产量约占总产量的4%；其他企业约占总产量的1%。零散气资源主要分布在四川、重庆、新疆、陕西和内蒙等省市地区，上述地区的零散气产量约占全国总产量的46%。　

目前，由于零散井多数地处边远地带，可依托公共资源少，多采用LNG、CNG撬装站等可移动设备进行加工处理，撬装设备技术较为成熟。LNG橇装设备投资成本高于CNG橇装设备，一般应用于3万立方米/天以上产量的零散井，撬装制LNG产量高于撬装制CNG，经济性相对较好。商业模式方面，油气田企业通常会依托第三方服务商建设CNG、LNG撬装站，加工销售这部分零散气，服务商利用运输车辆向CNG、LNG加气站进行销售，或通过CNG上载站，上载集输管网以管道天然气进行销售。

二、发展前景

国家《“十四五”现代能源体系规划》明确提出我国到2025年天然气年产量达到2300亿立方米以上的量化要求。零散气资源的勘探开发利用与国产天然气规模和效率息息相关。近年来，国内油气田企业加大了对国产天然气的勘探开发力度，全国天然气勘探开发成绩显著，也为零散气资源增长提供了驱动力，新勘探和开发的零散气井数量随之增长。目前，零散气井平均单井产量逐渐从不到1万立方米/天提高到4万立方米/天，零散气回收制LNG的规模也快速增长，规模化效应逐渐显现。同时，相较于传统油气田的生产和销售模式，零散气资源生产对技术和设备的要求相对较低，且销售模式更加灵活多变，定价策略更符合市场规律，在需求旺季和管道未覆盖地区具有明显利润收益。因此，油气田企业开发利用零散气的积极性不断提高。

在零散气销售方面，油气田企业也在积极创新销售模式，从传统线下销售转为通过天然气交易平台向更多社会服务商进行资源配置和市场定价，带动零散气销量增长。以中石化下属江汉油田分公司为例，该企业通过重庆石油天然气交易中心开展零散气交易，创新咨询定价与竞价交易模式，完成焦页176HF、红页9HF等5口井的市场化交易，实现零散井销售定价机制与市场交易模式的双重突破，助力天然气实现稳步增长，2025年上半年天然气销量超过35亿立方米（湖北潜江新闻网讯消息）。

三、发展建议

近年来，油气田企业越来越重视零散气的开发利用，在管理上多采用“一井一策”的销售模式，实现零散井快速投产、快速销售。建议零散气经营企业结合零散井的设备投资、资源条件等实际情况，采取不同的经营策略。

一是引入BOO投资模式，实现油气田企业与投资企业合作共赢。目前，对于零散井密集的地区，油气田企业多采用集中自建区域集输管网，配套建设成规模的CNG母站或LNG液化项目，投资成本和运营成本较高。可寻求社会投资企业，采用BOO即建设（Building）-运营（Operate）-拥有（Own）模式，合作投资运营零散井项目，有效降低油气田企业投资和运营成本。该种投资模式主要由油气田企业提供零散井资源，社会投资企业投资集输管网、CNG母站或LNG液化项目等设备进行加工处理，油气田企业利用自有渠道进行销售，并向BOO投资企业支付代加工费，与BOO投资企业实现业务共享、利益共担。

二是做好经营风险评估，增强风险应对能力。零散气具有产量低、不稳定等特点，受限于地质条件影响，部分零散井还会面临快速衰减、资源枯竭风险，同时，考虑到零散井位置较为偏远，涉及到征地、撤迁、道路变更、车辆运输等其他投资，也面临投资、运输等成本增加风险，建议零散井经营企业要做好上述经营风险评估，充分考虑资源条件、运输距离、时间变化、安全风险等因素，可考虑与地方相关企业合作，共同处理复杂企地关系，确保零散气生产及运输的稳定性，增强风险应对能力。

三是利用天然气交易平台，实现零散气市场公开交易、公平定价。零散气传统线下销售，面临客户选择、定价标准、审计监督等诸多困难，通过石油天然气交易平台进行线上交易，一方面可以通过竞价、挂牌等交易方式形成零散气竞争市场，发现市场价值，实现资源合理配置，另一方面可以方便更多第三方服务商及时掌握交易信息，提高参与开发零散井积极性。