刘成林

中国地质大学（武汉）资源学院教授

AI阅评：

本文梳理了资源观念从单一资源到成矿系统的认知演进，解析了大资源观视域下“油气+”成矿系统理论的重构与科学内涵，并针对油气田共伴生资源开发的认知、制度、技术三重瓶颈，提出从五大维度构建“油气资源+战略矿产”协同开发体系，对实现资源价值深度释放与规模化利用提供了路径参考。

提要：

调研显示，部分老油田采出水年流失锂资源千吨级，相当于一座中型锂矿；天然气中氦气随尾气排放，加剧我国氦气进口依赖程度。通过“油气+矿产”协同开发，油气田将从单一碳氢能源工厂，转型为集油气、锂、钾、氦、铀、地热于一体的综合资源基地。

全球能源转型与战略矿产竞争升级背景下，传统油气田开发正从单一烃类开采向全资源系统利用转型。油气田产层兼具碳氢化合物储集与盆地流体成矿双重属性，本文基于大资源观演进逻辑，剖析油气田共伴生锂、氦等战略矿产的成矿机理，诊断当前开发面临的认知、矿权、技术瓶颈，提出多矿种协同开发路径，为实施资源保障战略、实现油田老基地振兴提供参考。

大资源观：从单一资源到成矿系统的认知演进

1.资源观的历史演变

资源观的演进与社会经济、技术进步和需求变化深度相关，核心是从单点孤立开发向系统综合利用的跨越。古典经济学阶段，威廉·配第的理论奠定自然资源价值认知基础，受生产力限制，资源认知仅局限于土地、矿产等单一形态；工业革命后，煤炭、钢铁成为工业化核心，单一资源大规模开采成为主流，资源的系统关联性被忽视。

20世纪初，单一资源观的局限性随资源消耗加剧逐渐显现，伊利与莫尔豪斯（Ely& Morehouse）1924年首次提出自然资源资产管理理念，强调资源多元赋存与协同配置，标志着系统开发认知的萌芽。20世纪60年代后，可持续发展与自然资本概念成型，资源开发的系统性、整体性成为学界共识。西方国家实现从单项管理到综合开发的转型，我国以及俄罗斯等国也通过整合资源管理职能组建自然资源部，为跨矿种协同管理提供范例。

21世纪以来，地球系统科学重塑地学认知底层逻辑，将地球视为岩石圈、水圈、大气圈耦合的动力学整体，强调物质循环与能量流的多维互动。在此背景下，盆地动力学理论日趋成熟，揭示沉积盆地不仅是油气聚集容器，更是受统一动力学控制、在特定温压窗口运作的“流体成矿反应器”。

我国资源观演进遵循相似轨迹，20世纪80年代，国家提出综合勘查、评价、开采、利用的“四综”方针。但油气开发长期以保供为核心，资源利用围绕烃类产量展开，锂、氦等共伴生战略资源价值被低估，大量油气勘查资源未得到二次利用，“四综”方针在油气领域未深度落实。近年来，随着全球能源格局向绿色低碳转型，新能源产业的爆发使传统意义上的“小矿种”上升为关键战略资源。同时，我国多数老油田已步入开发中后期，通过培育新资源增长点以延长油田寿命的需求日益迫切。基于地球系统科学指导下的“大资源观”由此正式落地，重构油气田开发的核心认知，将油气田定义为赋存油、气、水、金属等多元物质的综合资源宝库。这种认知范式的转变，要求勘探目标从寻找单一烃类转向解析盆地流体成矿系统，从而实现盆地全要素价值的最大化重塑。

2.“油气+”成矿系统理论的重构与科学内涵

大资源观下，传统油气地质学向成矿系统理论跃迁，核心是打破烃类与非烃矿产的认知屏障，将油气田定义为“油气—卤水—地热—岩石”多矿种协同演化的动力学系统。锂、氦等非油气战略矿产的富集并非偶然混合，而是盆地流体在特定热力学阶段与动力学路径下的必然产物。

该理论强调成矿与能量的耦合性，沉积盆地沉降埋藏过程中，地温场演化既驱动有机质向油气的热裂解，又诱发深部水—岩界面的离子交换与化学萃取。例如，在超深层高温环境下，黏土矿物蒙脱石向伊利石转化释放的结构水，既是油气运移动力，又是携带稀有金属离子进入孔隙水的关键载体。

同时，理论揭示物质赋存的时空互补逻辑：盆地演化早期，卤水浓缩奠定钾、镁、锂等液体矿产基础；中期，深大断裂为幔源氦气运移提供通道，使其与烃类气体协同聚集。单一油气勘探模式仅捕捉到能量终端，忽视了同一演化链条的流体矿产资源。

重构该理论意味着评价范式重塑，需从寻找离散矿床转向预测流体演化路径，在地质描述中增加卤水盐度等地球化学指标，开发方案引入全生命周期流体管理理念。通过识别盆地流体化学响应，可构建“油气资源—战略矿产”协同预测模型，为战略矿产勘探提供地学导航。

油气田共伴生资源开发的现实约束与制度障碍

共伴生资源开发战略价值明确，但受认知、制度、技术、政策等因素制约，价值释放与规模化开发面临诸多障碍，相关问题已在全国十余处油气田调研中被确认。

一是传统认知惯性与盆地流体系统认知的缺失。油气开发领域长期形成“产物—废弃物”二分法的固有认知，开发聚焦烃类产量提取，将地层水、伴生气视为干扰项，导致盆地流体成矿系统认知缺失。决策者未意识到采出水是携带战略金属的重要资源，也未识别伴生气中氦气的独立资源属性，直接造成资源大量流失。调研显示，部分老油田采出水年流失锂资源千吨级，相当于一座中型锂矿；天然气中氦气随尾气排放，加剧我国氦气进口依赖程度。

二是分置式管理体系形成制度性壁垒。我国矿权管理机制的分矿种特征，割裂了油气田内各资源要素的内在联系。油气矿权属能源监管范畴，锂、钾、铀等属固体矿产管理范畴，这导致企业面临“有资源、无矿权”的困境。油气企业即便掌握勘探数据，也无法自动获取开采资质，要经历漫长的行政审批，增加制度性交易成本，可能导致开发方案因合规风险夭折。矿权制度的刚性隔离抑制企业协同开发积极性，自然资源部已关注该问题，相关政策文件已启动调整。

三是低品位资源的技术与成本硬约束。油气田共伴生资源普遍低品位，开发技术难度大、成本高，是规模化开发的核心现实门槛。油田卤水锂浓度远低于盐湖卤水，且杂质离子含量高，传统提锂技术效果差、成本高，不具备商业开发价值；天然气中氦含量仅约0.1%，传统低温分离技术投资大，抬高行业准入门槛。资源低品位与高成本技术的错位，让大量共伴生资源难以通过经济评价，长期处于“发现即闲置”的状态。

四是配套政策与标准体系的系统性空白。我国共伴生资源开发领域缺乏系统专项扶持政策，资源税征收、绿色财政补贴等方面政策指引缺失，增加了企业投资的不确定性。同时，行业标准滞后形成市场准入障碍，例如油田采出水提取的工业级碳酸锂无统一准入标准，下游企业对产品质量存顾虑。标准体系不完善也导致高价值成矿物质难以在产业链中顺畅转化。

破局路径：“油气+矿产”协同开发的体系构建

针对油气田共伴生资源开发的认知、制度、技术三重瓶颈，要基于大资源观核心逻辑，从五大维度构建“油气资源+战略矿产”协同开发体系，实现资源价值深度释放与规模化利用。

一是重构全资源勘探评价体系，纳入共伴生资源勘探全流程。体系构建核心是重塑全资源勘探评价模式，传统油气勘探因聚焦烃类组分，过滤了大量战略非烃资源。大资源观下，需拓展资源评价边界，将共伴生资源评价强制纳入油气勘探标准流程，在地震解释等核心环节同步开展关键元素丰度检测，通过历史资料数字化重构与多源数据融合，建立盆地尺度的流体化学数据库，刻画资源富集区展布规律。这一范式转变从源头避免资源遗漏，实现勘探阶段综合价值挖掘。

二是创新协同开发模式，依托现有设施实现同步开发。共伴生资源协同开发的核心竞争力，在于集成复用存量生产系统。相较于独立建矿，油气田具备完善的井场、管网等设施，在油气处理流程中嵌入模块化提取单元，可实现边生产油气、边回收矿产的边际融合开发。该开发路径经实践测算可压减70%以上建设投资，降低进入战略矿产行业的财务门槛，是老油田产量递减期焕发第二生命力的关键。

三是攻关低成本提取技术，消除低品位资源开发瓶颈。低品位是共伴生资源的核心特征，技术创新是破局关键。针对油田卤水低锂、高杂质特征，需通过原创性技术攻关消除成本瓶颈，重点研发高选择性吸附材料与膜分离耦合工艺，实现锂等离子高效富集，将提取成本降至商业化边际线内。针对低丰度氦气，通过常温膜分离与低温深冷分离的组合创新，解决经济提取难题。技术驱动的成本优化，是实现边际资源向优质资产转化的科学支撑。

四是破除管理壁垒，完善配套政策机制。制度环境优化是协同体系运行的保障。首先，深化矿权管理改革，探索“多规合一”统一管理模式，明确油气开采资质可自动覆盖区内共伴生矿产，通过“一地一证”试点消除法理障碍，简化审批、降低交易成本；其次，发挥新修订《矿产资源法》效能，落实资源税减免等激励政策，以政策红利抵消研发风险溢价；同时建立跨部门协同机制，推动能源、自然资源、财税部门联合出台管理办法，实现信息共享与审批协同，降低项目行政成本。

五是构建全产业链价值转化体系，实现资源高值化利用。协同开发体系的价值闭环，需通过全产业链高值化转化实现。资源提取不应止步于初级原料，需通过产业链深度对接实现价值溢价，例如油田采出水提锂导入新能源动力电池供应链，高纯氦气供给半导体等高端制造领域，推动资源优势向产业安全优势转化。构建“勘探—提取—加工—应用”全生命周期闭环，油气田可从单一能源工厂转型为综合资源基地，建立自主可控的战略矿产保障体系，在保障国家能源资源安全的同时，筑牢国家关键矿产资源安全屏障。

结论与展望

大资源观既是管理理念的革新，又是基于盆地动力学与系统成矿学的科学演进。通过“油气+矿产”协同开发，油气田将从单一碳氢能源工厂，转型为集油气、锂、钾、氦、铀、地热于一体的综合资源基地。未来需重点从三方面发力：一是深化盆地大资源成矿系统理论研究，解析多组分流体的共生演化与富集规律；二是推动矿权制度创新，解决液体矿产多目标开发的合规问题；三是完善评价标准体系，构建适配大资源观的储量核算与价值评估模型。这是油气企业实现转型发展、构建战略资源保障体系的必由之路。