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油氣，被稱為“工業血液”，也是國家的重要戰略資源。

習近平總書記強調：“解決油氣核心需求是我們面臨的重要任務。要加大勘探開發力度，夯實國內產量基礎，提高自我保障能力。”

近年來，全國能源系統及油氣企業堅決實施“大力提升油氣勘探開發力度七年行動計劃”，持續加大上游資金投入力度，新發現一批億噸級、千億方級大型油氣田。隨著產供儲銷體系持續完善，油氣行業高質量發展邁上新臺階。

中國海油現場作業人員在海上鉆井平臺作業

我國首口設計井深超萬米的科學探索井中國石油深地塔科1井

中國石化天然氣分公司天津液化天然氣接收站現場

自主保障能力不斷增強

今年4月，我國首口自主設計實施的海上超深大位移井——恩平21—4油田A1H井正式投產，鉆井深度9508米，水平位移8689米，刷新我國海上最深鉆井紀錄和鉆井水平長度紀錄。

什么是大位移井？簡單來說，就是當井口和油藏之間距離較遠，鉆井軌跡需先垂直向下，到達一定深度后，再橫向拐彎“擊中”目標油藏。

“我國近海存在大量邊際油田，采用傳統開采模式，需新建海上生產平臺等設施，投入大、工期長，經濟效益較低。”中國海油深圳分公司總工程師郭永賓介紹，利用已開發油田的生產平臺，通過打大位移井的方式盡可能開采周邊油氣，可以節省約四成投資成本。

不過，與垂直鉆井相比，大位移井由于需要橫向延伸，會遇到摩擦阻力更大、軌跡控制更難等挑戰。

“施工中，我們通過智能隨鉆導向、旋轉漂浮下套管等先進技術，讓600多根套管連成串，漂浮在鉆井液中并轉動起來‘滑’著走，提高油氣田開發效益。”中國海油深圳分公司深水工程技術中心總經理張偉國說。2018年以來，國內海上原油增產量超1300萬噸，占全國原油總增量比例超過60%。

加大海洋油氣勘探開發力度的同時，油氣企業在深地油氣、非常規油氣、老油田等領域取得多項突破，形成新的儲量增長高峰期。

——深地工程加快探索。塔里木盆地，中國石油深地塔科1井鉆探深度突破1萬米、中國石化“深地一號”躍進3—3XC井測試獲得高產油氣流；四川盆地，川西氣田攻關形成超8000米井深的精確中靶軌跡控制技術和投產關鍵技術，年產能預計達20億立方米……油氣增儲上產向地球深部進軍。

——非常規油氣獲得突破。6月20日，我國首個頁巖油水力壓裂試驗場在長慶油田慶城頁巖油田建成。長慶油田是我國目前探明儲量規模最大的頁巖油大油田，但存在非均質性強、儲層致密等開采難點。“有了這座地下試驗場，可以通過光纖監測、井底壓力監測等多種技術舉措，給井筒裝上‘眼睛’，為下一步頁巖油效益開發摸清道路。”長慶油田頁巖油產能建設技術支撐人員張同伍介紹。

近年來，我國頁巖油勘探開發穩步推進，2023年頁巖油產量突破400萬噸，再創新高。同時，頁巖氣持續發展，煤層氣開發利用實現躍升，2023年全國煤層氣產量117.7億立方米，比2013年增長近3倍。

——老油田深度挖潛。“高含水”是許多老油田面臨的共同挑戰，水越來越多，油越來越少。在大慶油田，經過地壓“頂”油、注水“擠”油等一次、二次采油，綜合含水率已達95%以上。

如何提高采收率、實現硬穩產？大慶油田創新化學劑“洗”油、氣體“驅”油等三次采油技術，將巖石層縫隙中剩余的油采出來。截至目前產出的25億噸原油中，有3億噸借助三次采油技術。

“我們正在攻關多介質協同的四次采油技術，目標是將原油采收率提高到70%。全面推廣后，可大幅增加油田可采儲量。”大慶油田首席技術專家伍曉林介紹，國際上油田采收率一般只有20%至30%，而大慶油田主力油層采收率已經達到50%以上。

勘探開發力度持續提升，我國油氣核心需求自主保障能力不斷增強。2023年，全國原油產量達2.09億噸，較2018年增產近2000萬噸，國內原油2億噸穩產的基本盤進一步夯實；天然氣產量連續7年增產百億立方米以上。

關鍵技術裝備加快突破

新疆阿克蘇地區沙雅縣，中國石油深地塔科1井向萬余米深處鉆進，20多層樓高的鉆機隆隆作響，這是我國首口設計井深超萬米的科學探索井，今年3月鉆探深度突破1萬米。

從地面到萬米地下，鉆穿地層層系越多，巖性越復雜，地層溫度越高、壓力越大。為保障萬米深井打得成、打得準，多家單位聯合攻關，研發出一系列關鍵技術裝備：中國石油自主研發了全球首套12000米特深井自動化鉆機，將載重能力從300噸提升至最大900噸，頂部驅動裝置、變頻器等核心部件全面實現國產化；中國石化研發出能經受8萬個大氣壓、高強耐磨、高韌抗沖的復合片，應用于深地塔科1井的鉆頭。

陸上油氣裝備研發能力大幅提升，海洋油氣“大國重器”也進步明顯。

8月9日，亞洲第一深水導管架平臺“海基二號”開鉆，這個總高度達428米、總重量超5萬噸的鋼鐵巨塔，穩穩矗立在蔚藍海面上。這是我國首次在水深超300米的海域安裝固定式導管架。

高鹽高濕的環境和風浪流的沖擊，對導管架的鋼材強度提出高要求。中海油研究總院聯合國內相關鋼鐵企業，經過反復試驗、攻堅，自主研發了新型420兆帕級超高強鋼厚板。同時，攻克超大型海洋平臺輕量化設計關鍵技術，使導管架減重約5000噸，節省材料及船舶改造費上億元。

“深海一號”能源站實現3項世界級創新、攻克13項關鍵核心技術難題，推動海洋油氣勘探開發能力向1500米超深水跨越；自主研發的“璇璣”定向鉆井與隨鉆測井系統，精準控制地下數千米的鉆頭“瞄著油層去、聞著油味鉆”；深水、淺水水下采油樹和海洋拖纜、海底節點地震勘探采集裝備均實現國產化自主研發……過去10年，中國海油累計投入研發經費超千億元，基本建成了覆蓋“水面、水中、水下、井下”的海洋油氣開發技術裝備體系。

作為油氣上下游銜接協調發展的關鍵環節，油氣管網是新型能源體系的重要組成部分。持續加快油氣管網設施重點工程建設、推進管網互聯互通，有利于保障能源安全穩定供應、降低生產成本、帶動相關產業發展。

來到重慶銅梁區二坪鎮，川氣東送二線天然氣管道工程川渝鄂段施工正酣，一根根直徑約1.2米、重約7噸的鋼管首尾相連，在丘陵山區中綿延向前。一旁，國產自動焊機6分鐘就能完成一個坡口面的加工，大約40分鐘后兩根鋼管精準對接。

“我們正在推廣全自動焊技術，與傳統手工焊或手自組合焊工藝相比，工效提升了2至3倍，一次合格率提高到96%以上。”國家管網集團川渝工程項目部項目經理張慶介紹，川渝鄂段項目力爭2027年建成投產。

2023年，全長4269公里的川氣東送二線工程開建，串接起西南氣區、沿海液化天然氣資源和中東部市場，在內陸腹地構筑起又一條東西走向的能源大動脈。投產后，川氣東送管道系統年輸送能力將增加至350億立方米。

古浪到河口天然氣聯絡管道工程、蒙西管道項目一期工程建成投產，西氣東輸三線天然氣管道工程加快推進；西北、東北、西南和海上四大油氣進口戰略通道全面建成……2013年至2023年，我國長輸油氣管道總里程從10萬多公里增長到19萬公里，國家天然氣干線管道初步實現“應聯盡聯”，干線管輸“硬瓶頸”基本消除，資源區域調配效率穩步提高。

送得出，還要儲得住。為提高企業投資儲氣設施的積極性，我國穩步推進峰谷差價、儲氣服務“兩部制”收費等探索，初步形成儲氣調峰輔助服務市場機制，有效提升了天然氣應急調峰能力。

山東青島，我國容量最大的27萬立方米液化天然氣儲罐投用，罐內空間可停放一架國產C919大型客機，新增儲氣能力1.65億立方米，可滿足216萬戶家庭供暖季5個月的用氣需求。

江蘇常州，隨著新井順利投產，金壇鹽穴儲氣庫年工作氣量突破10億立方米。“鹽穴儲氣庫利用鹽礦開采后留下的空腔儲存天然氣，可以‘隨注隨采’，能在極寒天氣等關鍵時刻快速響應。”國家管網集團儲能技術公司江蘇儲氣庫副經理余國平介紹。

近年來，地下儲氣庫和沿海液化天然氣接收站建設日益完善，儲氣能力大幅提升。國家管網集團與相關部委、上下游企業建立常態化天然氣保供工作機制，構建“足量入網資源為基礎、充裕調峰能力為補充、適度應急儲備為托底”的多重防線，推動“全國一張網”供氣能力增至超10億立方米/日。

綠色低碳轉型扎實推進

“雙碳”目標背景下，加快油氣行業綠色低碳轉型勢在必行。不少油氣企業加強油氣勘探開發與新能源融合發展，以油氣產業為基礎加強新能源新材料新業務開發利用，打造綠色競爭新優勢。

——利用二氧化碳提高油氣采收率，構建綠色低碳生產體系。

在山東，一條109公里的輸送管道將中國石化齊魯石化生產捕集的二氧化碳，送到勝利油田的地下油藏，進行驅油封存。“吃”進二氧化碳、“吐”出原油，減碳、增產“一舉兩得”。這里是我國首個百萬噸級二氧化碳捕集、利用與封存（CCUS）項目。

“有的低滲透油藏在地下幾千米、微米細的巖石石縫中，油太稠、縫隙太小，開采難度大。將收集的二氧化碳注入油井，可以增加原油流動性，提高采收率12個百分點以上，兼具生態效益與經濟效益。”勝利油田CCUS油藏開發研究高級專家張傳寶說。

據介紹，勝利油田驅油封存潛力巨大，適宜二氧化碳驅油的地質儲量約15億噸，能夠封存2億噸以上二氧化碳，CCUS項目平均每年可減排二氧化碳100萬噸。

不少企業積極推進綠色油氣田建設。

風車“聽潮觀瀾”，我國首個深遠海浮式風電平臺“海油觀瀾號”并網發電，所發電力用于油田群生產；電纜“連根送電”，渤海油田岸電工程三期建成，將陸地電力通過海底管纜輸送到采油平臺，預計每年碳減排量達百萬噸……中國海油積極推進油氣綠色低碳開發，同時，深挖天然氣水合物、波浪能、盆地能等海洋能源潛力。

——優化拓展綠色產業布局，清潔能源發展跑出“加速度”。

“加滿能行駛約250公里，比油車便宜。”只要10分鐘，廣州公交車司機張師傅就為氫能大巴加完了氫。這座加能站的氫氣來自3公里外的中國石化廣州石化氫燃料電池供氫中心，一期項目氫氣年產量可達1500噸。

“我們從化工副產品中提煉出高純‘藍氫’，碳排放比油氣制氫小，可直接供燃料電池使用。”廣州石化化工一部經理羅楊告訴記者，相比當前可再生能源電解水制“綠氫”，這種制氫路線技術成熟、成本更低。

“綠氫將逐步成為未來主力氫源，但目前生產和應用還面臨技術成熟度不高、經濟性較低等制約。油氣企業發展工業副產氫，可幫助解決氫氣的運輸、儲存等瓶頸，為未來綠氫大規模普及應用提供支撐。”羅楊說。

目前，中國石化在新疆庫車建成我國首個萬噸級光伏制綠氫示范項目，建成全球最大加氫站網絡，氫氣加注量占全國40%左右。今年，他們還啟動了“萬站沐光”行動，規劃到2027年，在油氣礦區、石油石化工業園區及加油站等新建設光伏站點約1萬座。

《加快油氣勘探開發與新能源融合發展行動方案（2023—2025年）》提出，到2025年，通過油氣促進新能源高效開發利用，替代勘探開發自用油氣，累計清潔替代增加天然氣商品供應量約45億立方米。大力推進油氣企業發展新能源產業，持續推動能源生產供應結構轉型升級。

【責任編輯：張宇暉】