我国油气增储上产成效显著及建议

原标题：我国油气增储上产成效显著及建议

我国油气增储上产“七年行动计划”实施以来，在中央及地方的共同努力下，油气勘探开发取得了重要进展，增储上产成效显著。2022年我国原油年产量增长至2.05亿吨，重新跃上2亿吨水平，天然气年产量增长至2201亿立方米，实现了油气产量的重要突破。2022年，我国原油对外依存度由72.2%降至71.2%，天然气对外依存度从44.3%降至40%。油气产量增长提升了能源安全保障程度，也为油气行业的发展树立了信心，为下一步工作指明了方向。

一、油气增储上产成效显著的原因分析

我国油气增储上产之所以成效显著，主要得益于以下几个方面的强大推力：

一是石油公司坚持老区“硬稳产”的发展理念。油气勘探开发要突破，必须关注新区新层系的突破，但前提是要稳定老区，这是增储上产的基础。按照这一发展理念，我国石油公司在东部老油区持续深耕，推进精细勘探开发，大力推广应用大幅度提高采收率新技术。大庆油田连续8年实现3000万吨稳产，胜利油田连续6年稳产在2340万吨以上。作为国内油田的领军企业，大庆油田、胜利油田有效发挥了原油稳产“压舱石”作用。

二是石油公司向陆上深层、深水进军，取得了重要突破。顺应油气勘探开发向深层、深水进军的行业发展趋势，我国石油公司在陆上深层的油气勘探开发取得了重要突破，突破超深层效益勘探开发极限，高效建成富满、顺北等一批大型油气田。其中富满油田(埋深7500～8500米)累计探明石油地质储量4.81亿吨，天然气地质储量1812亿立方米;顺北油气田(埋深7300～9000米)累计探明石油地质储量2.5亿吨、天然气地质储量1417亿立方米。顺北油气田2022年全年原油产量118.9万吨、天然气产量16.2亿立方米，成为我国第一个以“深地工程”命名、被誉为“深地一号”的油气项目，具有划时代的意义。海洋油气勘探开发持续向深水领域进军，水深超过1500米的“深海一号”超深水大气田投产是我国海洋油气勘探开发全面进入“深水时代”的重要标志。2022年国内海洋原油产量达到5800万吨，成为国内原油增产的主力军之一。海洋油气的进展也为未来我国油气进军深海、实现资源高效接替奠定了基础。

三是持续推进中国的页岩油气革命。页岩油、页岩气等非常规油气产量实现持续增长，2022年页岩油产量突破300万吨，较2018年翻了两番;页岩气产量达到240亿立方米，较2018年增长122%。目前我国已成为继美国之后页岩油气勘探开发步伐最快的国家。

四是石油行业始终坚持技术与管理创新，以创新驱动发展。无论是深层、深水油气还是页岩油气勘探开发，都需要石油行业跨越技术与成本障碍。基于此，各大石油公司坚持管理与技术创新求变，持续加大关键技术研发攻关，研发投资保持持续增长，取得了一系列重大技术进步。石油公司致力于在油气田勘探开发中应用新技术，稳步推进油气并举、常非并进、陆海结合。

五是各级政府在政策方面给予油气勘探开发大力支持。相关部门及时出台政策帮助油气行业排忧解难，成为油气行业发展的坚强后盾。2022年，中共中央、国务院发布的《扩大内需战略规划纲要(2022—2035年)》就提出推动国内油气增储上产，加强陆海油气开发;推动页岩气稳产增产，提升页岩油开发规模;引导和鼓励社会资本进入油气勘探开采领域。除了中央层面的政策支持外，地方政府也有系列政策出台，中央和地方的政策形成推动油气增储上产的强大合力。

二、切实做好油气增储上产“七年行动计划”下半篇文章

(一)时刻树立能源安全风险及油气保供意识

世界百年未有之大变局加速演进，“黑天鹅”、“灰犀牛”事件频发，不确定性成为常态。近年俄乌冲突持续以及巴以冲突升级给我们敲响了警钟。在新的动荡变革期，世界经济增长动能不足，不稳定、不确定、难预料因素增多，保障国家能源安全的底线思维丝毫不能放松。在地缘政治动荡形势下，要特别注意预防冬季需求旺季来临时欧洲再次出现油气供应短缺，继而对全球油气市场带来冲击与油气价格的波动。我国是油气需求大国和油气进口大国，稳定油气进口的同时保障国内供应能力始终是能源安全重中之重。如何挖掘国内油气增储上产潜力是一项长期任务，是有效保障国家能源安全、保障经济社会发展可持续的现实之举。

(二)明确我国未来油气增储上产方向

新形势下要继续以油气增储上产“七年行动计划”为契机，遵循国内外油气行业发展趋势，尊重油气行业发展规律，继续锚定陆上深层及超深层油气、海洋油气、非常规油气和老油田稳产、新区产能建设等着力点，全面推进国内油气勘探开发。一是继续加大风险勘探力度，确保资源接续。深度实施勘探“深地工程”、“深水工程”，通过集中勘探和精细勘探力求战略突破。依托鄂尔多斯、准噶尔、四川、塔里木、松辽、渤海湾、珠江口盆地等油气资源优势，推动重点区域勘探，力争每年有新的发现。二是切实做好老油气田稳产工作。遵循“控递减”和“提高采收率”两条主线，精准把控在产老油气田开发状况，综合施策、分类治理，进一步加大基础地质理论、开发技术研发应用及管理创新，持续夯实在产油气田开发稳产基础。三是创新引领、扎实推进新区油气产能建设。动态优化新油气田开发建设方案，推动新区油气实现效益规模开发，坚持海陆油气并重，尽快建成新的油气基地。四是加大页岩油气攻关力度。努力打造整装规模效益页岩油气示范区，发挥好示范区带动作用，深度挖掘国内页岩油气潜力，深入推进我国页岩革命。五是努力实现海外油气高质量发展，稳定权益油气产量，将增储上产的触角延伸至海外。新冠疫情持续期间，全球油气投资一度被严重遏制。随着后疫情时代的到来，欧美等国调整激进的能源转型策略，各国对巩固油气主体能源地位的再认识将进一步激发资源国开发油气资源的愿望，预计全球油气勘探开发将步入复苏期。目前在俄乌冲突持续、巴以冲突爆发以及油气区域格局重构形势下，我国油气企业可考虑适时优化海外油气资产布局，结合“一带一路”倡议实施，推进油气并购与资产剥离。聚焦重点国家重点盆地，打造油气权益产量核心区。

(三)油气增储上产要贴上绿色低碳标签

“双碳”目标下，全国油气行业的发展面临着一个极其重要的约束条件，那就是必须坚持绿色低碳发展道路。油气生产过程中控制温室气体排放是实现绿色发展的重要着力点。从供给角度看，油气行业深入贯彻落实党的二十大关于“深入推进能源革命”“加大油气资源勘探开发和增储上产力度”的决策部署，致力于实现油气供应保障，侧重于保障国内最基本的油气核心需求。同时，为实现“双碳”目标，油气行业要加强全局性统筹、开展前瞻性谋划，系统做好科技攻关与科研成果应用，做好跨界融合，从而构建科学长效发展战略，为自身的发展贴上绿色低碳的时代“标签”。油气行业绿色发展实现路径主要体现在加快油气勘探开发与零碳、负碳技术的融合上。一方面，要将新能源输送电网规划与油气田布局结合起来，为油气田勘探开发进程中的绿电替代创造条件;另一方面，结合油气田地质条件，加大CCUS负碳技术在油气田推广应用。2023年国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023—2025年)》，就油气行业增智扩绿给出了明确的方向和目标。我国创建零碳甚至负碳油气田具有一定的条件和优势，表现在我国主要油气田所在地区基本上是风光资源聚集地，绿电基地与油气田分布呈区域分布叠加态势。我国新能源装机容量占总装机比例目前已经接近50%，“沙戈荒”等一批新的新能源基地尚在建设和规划之中，未来这些基地的电力输送通道路线规划应考虑与油气田分布相结合，以保障油气田的绿电供应。同时油气田特殊的地质构造为负碳技术(CCUS)的应用提供了空间和机会，油气田未来是理论上的CCS工程技术中心。来自电厂、化工厂的二氧化碳可以运至油田进行埋存，或者捕捉空气中的二氧化碳在油气田CCS工程中心埋存。

三、推进我国油气增储上产的对策建议

(一)加大地质基础理论研究，攻关重点工程技术

通过设立重大专项课题等形式继续鼓励支持石油企业、矿产资源专业研究机构、高等院校联合攻关，加大对我国油气地质构造背景、油气成藏条件与机理、页岩成烃聚烃能力等基础理论问题的研究，系统研究我国油气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。通过加强基础研究，进一步深化对油气产业可持续发展的资源禀赋认识，更好指导开发实践。进一步强化重大技术装备与关键材料研发，力争突破油气勘探开发关键工程技术，大力发展数字化、智能化油气田技术，为油气高效勘探开发及油气资源战略接替提供工程技术保障，力争让油气勘探开发成为产业现代化的“排头兵”。重视并争取与国际知名工程技术服务企业合作，进一步加大资本与技术引进力度，注重引进吸收和提高创新相结合，以全面提升国内油气勘探开发技术水平。

(二)完善油气财税政策体系，深入推进油气管理体制机制改革，助推油气产业高质量发展走深走实

鉴于我国油气增储上产面临着资源条件复杂的系列挑战，应继续加大油气勘探开发项目财税政策扶持力度。重点在资源税征收、特别收益金征收、页岩油气和煤层气补贴等方面继续给予政策扶持，延长已有的补贴减税政策时限等。对于石油公司深层、深水油气勘探开发，鉴于其难度大、成本高，也应予以必要的政策扶持。落实好外商投资负面清单管理制度，加快国内油气区块流转，创造条件鼓励吸引外商与本国企业合作参与国内油气勘探开发。形成国有石油企业引领、外资民企积极参与的良性发展格局。当前要重视完善国内油气资源数据库建设，有效支撑国内油气区块流转及战略研究，正确处理生态保护与油气勘探的关系，在生态保护中推进勘探，在推进勘探中保护生态环境。

(三)落实好新能源发展规划，重视输电通道与油气田布局，促进新能源与油气田融合发展

产业融合程度是衡量产业发展现代化的重要标志之一，油气田与新能源融合是油气田实现高质量发展的必由之路。目前国内已有部分企业开展了油气田零碳化发展规划，但油气田的新能源发展多聚焦于油田自身的装机增长，此外还有碳中和林的规划及管理等温室气体“堵漏”措施，这些举措尚不足以对油气田低碳化、零碳化产生颠覆式推动。若能实现绿电对火电的大面积替代，油气田向低碳、零碳目标将迈出一大步。建议紧抓国内新能源大基地建设机遇，切实落实《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023—2025年)》相关要求，将新能源基地输电通道规划与油气田的分布结合起来，为实现油气田绿电替代及高质量发展奠定坚实基础。

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