中国石油企业上产稳产难度很大，“稳油增气”是面临的严峻挑战之一。

　　2022年是中国石油企业油气产量丰收的一年。中国石油油气总产量突破2.2亿吨，创下历史新高。中国石化也晒出了十大油气勘探发现成果。

　　不可否认，未来数十年油气仍将保持全球主体能源地位，需要健康有序发展。然而，这并不容易，在碳中和目标下，中国油气行业依然面临发展和转型的双重压力，中国石油企业近中期需同时关注能源安全和低碳转型。一方面，通过技术创新攻克难题，在陆上深层、超深层石油天然气资源勘探与开发，老油田大幅度提高采收率，海洋油气勘探与开发以及非常规油气勘探与开发等领域形成突破，实现“稳油增气”，保障国家能源安全;另一方面，智慧油田、超级盆地多资源协同发展、新一代工程技术和CCUS技术等是石油天然气行业降低碳排放的重要领域。

　　油气行业面临的挑战

　　根据中国工程院的预测，我国一次能源消费总量在2030年左右达峰，峰值约折合60亿吨标准煤，其中煤炭、石油、天然气和非化石能源的占比分别为42.8%、18.4%、12.0%和26.8%。到2060年，中国一次能源消费总量略有回落，约折合标准煤57.9亿吨，其中煤炭、石油、天然气和非化石能源占比分别为5%、5.6%、9.4%和80%。尽管未来中国油气需求将经历先升后降的历程，但即使到2060年，由于一次能源消费总量仍维持较高值，虽然油气占比之和仅为15%，约为6.1亿吨油气当量，仍远远超过目前国内油气行业的总产能。因此，未来40年中国国内油气需求形势不会发生根本性变化，中国社会发展对油气资源的需求仍是油气行业需要解决的关键问题。

　　“稳油增气”是中国石油企业面临的严峻挑战之一。近年来中国油气对外依存度一直居高不下。为了保障国家能源安全，国内油气企业一直在努力维持油气产量的稳定，并采用多种措施增产天然气。由于老油田资源枯竭，国内石油产能到2018年实际产量已跌落到不足1.9亿吨。为了保障经济发展的需求，国家对油气企业提出“稳油增气”，要求油气企业到2022年将石油产量回升到2亿吨，继续保持稳产，同时天然气产量快速上升到2600亿立方米以后继续稳产。目前这两个目标均已实现。然而，中国石油产量从1.8亿吨升到2.15亿吨，用了10年的时间，但产量跌落到1.9亿吨以下只用了3年的时间。可见，以中国的资源禀赋，石油上产稳产难度很大，“稳油增气”是国内油企面临的严峻挑战之一。

　　减少碳排放将影响油气行业未来的发展。中国目前碳排放总量约为99亿吨，其中90%来自电力、钢铁和水泥等6大行业，以及交通和建筑两个领域。石油行业的上游生产约有1.5亿吨的碳排放量，炼油与化工产生的碳排放量约为上游的2倍，整个油气全产业链的碳排放总量约为4.5亿吨。虽然油气行业生产造成的碳排放量在国内碳排放总量中占比不到5%，但其中近70%集中体现在燃烧和工艺过程中，是整个油气行业实现碳中和过程中需要重点关注的环节。

　　此外，近年来甲烷排放在国际气候问题讨论中被提升到更加重要的位置，联合国气候组织认为，以往的认识将甲烷排放量低估了25%~40%，在全球气温上升1.5度的情景下，甲烷的贡献约占1/3。基于这种认识，美国等国家发布了《全球甲烷承诺》，这对中国造成了较大的压力和挑战，因为中国天然气产业正在迅猛发展，目前年增长率保持在两位数，迅速增加的天然气产能必然给甲烷控排造成更大压力。

　　油气行业“稳油增气”的措施

　　在纷乱复杂的国际形势下，能源安全是国家安全的重要支撑。保障能源安全的最重要依托就是“稳油增气”，这将是未来数十年内中国油气行业发展的主线。

　　陆上深层与超深层油气是主战场

　　我国深层石油资源占总石油资源的26%，但探明率仅有11%~15%，深层天然气占总气资源的48%，探明率仅有20%~28%，可见深层油气资源未来发展潜力巨大。造成中国深层油气资源探明率较低的主要原因是中国油气田地质条件与其他国家差异较大，例如美国油气藏呈现典型的单层结构，勘探相对容易，可以做到一探即明。而在中国地质历史上，从远古到现在经历了种种地质运动，造就了复杂的多层油气藏结构，按照通常的油气理论和技术进行勘探，常常止步于上层结构之内，深层还有大量资源有待探明。深层与超深层油气是未来增储增产的重要领域和主战场，开发这些资源需要建立深层—超深层油气理论、装备与技术体系，近年来中国在这一领域的创新和发展已经走在世界前列。中国石油、中国石化一直致力于深层和超深层油气资源的勘探开发，取得了重要进展。2019年中国石油在新疆塔里木盆地刷新了8882米的亚洲直井井深纪录。随着技术的不断突破，8000米以深的超深层油气资源将成为未来中国油气生产的主力资源之一。

　　提高采收率技术成重要力量

　　经过多年的开采，目前中国油气储藏形成了3个70%的资源态势——70%的剩余可采储量蕴藏于含水率超过70%的已开发老油田，并支撑着当前70%的油气产量。这种资源态势一方面说明已开发老油田仍是中国原油生产的压舱石，地位非常重要;另一方面也意味着后续的原油生产面临着极大的困难，如何从高含水的油藏中经济有效地收获原油资源成为摆在石油人面前的难题。目前国内许多老油田正处于二次采油的中间阶段，储层资源动用率不到30%，仍有巨大的开发潜力。随着时代发展，许多开发新理念催生出更多新技术，使未来三次采油甚至四次采油成为现实的可应用技术，例如第四代分层注水、二氧化碳驱油、油藏立体开发、纳米智能驱油、高精准智能压裂、智能人工举升、井下油水分离同井注采等新兴技术，给高含水油田开发带来新希望。随着技术的不断创新和迭代，老油田通过多次采油的实施而不断延长寿命，从而实现储量和产量的再次增长，成为原油稳产的重要力量。

　　开发海洋油气降依存度重要依托

　　中国的海洋油气资源占国内总资源量的1/3，分布在渤海、黄海、东海和南海海域。2021年中国海洋原油和天然气产量分别为5464万吨、196亿立方米，同比分别增长5.8%和5.4%。其中，海洋原油增量占全国总增量的80%以上，海洋油气正在成为中国油气产业的重要支柱。随着国际形势的演化，地缘政治对能源安全的影响更加显著，开发海洋油气成为中国降低油气对外依存度的重要依托。

　　中国海洋油气的勘探开发重点包括三个领域：一是近海的深层油气资源;二是深水海域的油气资源;三是已开发的海上稠油和低渗透油气资源。经过近20年的追赶，中国海洋油气勘探开发技术已形成一整套特色技术体系，攻克了深水、高温、高压领域的世界级技术难题，使中国成为全球少数具有自主开发深水油气资源能力的国家。

　　非常规油气成为重要组成部分

　　与美国相似，中国也十分重视非常规油气的勘探与开发，近年来非常规油气的产量迅速增长，已成为国内油气产能的重要组成部分。目前中国非常规原油产量占国内原油总产量的10%左右，非常规天然气产量已经达到天然气总产量的35%，非常规油气的产能仍在继续增长，以此趋势来看，未来中国将可能引领页岩油技术革命。

　　油气行业绿色低碳转型方向

　　当前，全球能源行业正处于由高碳到低碳、零碳的转型进程中，油气行业的“稳油增气”同样要以能源安全新战略为指引，积极应对中低油价对油气生产的严苛要求与复杂地缘政治因素带来的不利影响，坚持技术引领，突出高质量发展，在智慧油田、超级盆地绿色协同发展、新一代工程技术和二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)系列技术等方向的探索，形成油气行业绿色低碳转型的典范。

　　智慧油田发展具备可行性

　　进入21世纪，全球步入信息化社会，各行各业都在进行信息化转型。5G技术、大数据、人工智能等信息技术促进了中国智慧油气田建设，并取得了初步成果。未来油气田的生产将在单井优化、智能生产、油气藏实时监测与优化以及油田资产整体优化等方面全面推进自动化与智能化。通过智能井实时收集井下与井场多参数资料，对以井为单元的生产设施进行远程控制和作业，实现所有流程自动化，生产过程中同步完成井流入曲线分析、实施增产措施、短期生产预测、水化物/结垢分析等监测与优化操作，通过集中监控，使每口井达到最佳工作状态，利用实时动/静态数据修正、集成油藏模型，通过井与油藏管理，对不同井不同层产量的分配、油气藏驱动方式的管理、长期和短期生产目标的平衡、实现采收率最大化技术的优选、长期生产预测等做出科学化智能化决策，从而实现油气产量、最终采收率与资产整体效益最大化。

　　超级盆地绿色协同发展

　　超级盆地是指满足一定规模要求的大型含油气盆地，其最重要的评价指标包括累计产量超过 50亿桶油当量(6.82亿吨原油或7932亿立方米天然气)且剩余产量与累计产出量相当、发展成熟。全球有25个盆地完全符合这一标准，称为一级超级盆地，我国的松辽盆地和渤海湾盆地位列其中。另有24个盆地略微逊色，被称为二级超级盆地，我国的四川盆地、塔里木盆地和准噶尔盆地均在此列，事实上，鄂尔多斯盆地也基本符合二级超级盆地标准。这样，全球陆上超级盆地共有50个，我国的大型盆地基本囊括其中。我国的超级盆地地域辽阔，经过数十年的发展，基础设施都很齐全。超级盆地内除蕴含大量油气资源外，风光等新能源资源、氦锂等矿物资源也各有所长，如果在开展油气业务的同时，融合发展新能源和伴生矿物资源，将可形成多能源多资源协同发展、共同繁荣的良好局面。

　　新一代工程技术取得突破

　　未来油气业务发展聚焦“两深一非一老”，即深地、深海、非常规和老油田。与常规油气田开发相比，这4类新型油气资源勘探开发难度更高，需要全新的工程技术支持。我国油气行业经过多年攻关，在地球物理勘探、油气藏测井评价、深井钻完井工程、储层压裂改造、海洋油气勘探开发与工程等领域取得全面突破，形成了复杂构造陆上宽方位高密度地震勘探配套技术与装备、成像测井和随钻测井关键技术、复杂储层测井解释与产能预测技术、深井超深井钻完井关键技术、体积压裂改造及配套技术、“缝控储量”压裂改造技术、以三元复合驱为核心的三次采油技术等新一代工程技术，为开发“两深一非一老”油气资源做好了技术准备。

　　油气区CCUS技术

　　油气行业的发展与绿色转型在通常意义下是存在一定矛盾的，但CCUS技术可以将二者融合，在相当程度上解决油气行业发展带来的二氧化碳的排放问题。CCUS是油气行业“减碳增油、绿色转型”的战略性接替技术。据国际能源署(IEA)统计，全球2050年通过调整能源结构和提高能源效率等方法有望减碳263亿吨，但仍有76亿吨二氧化碳需要依靠CCUS等负碳技术移除，才能实现碳中和;2070年实现净零碳排放，其中通过CCUS技术封存二氧化碳占累积减排量的15%。我国油气行业具备打造有规模、有质量、有效益、有竞争力的CCUS产业链，形成负碳主战场的能力。中国石油已从体制机制、理论实践等多层次多方面进行了布局，各油田积极开展CCUS应用尝试，得到了可喜进展。统计数据表明，中国石油下属各油田结合二氧化碳埋存的驱油技术可以消化近30亿吨二氧化碳，为油气行业绿色低碳转型提供了有力保障。

　　当前正处于复杂多变的百年未有之大变局时代，国家的发展需要油气行业践行自身的责任与使命，既要以充足的油气资源保障国家的能源安全，同时也要在国家绿色低碳发展进程中承担减碳和消碳的责任，“稳油增气”和绿色转型是支撑油气行业使命与责任的关键所在。

　　责任编辑：周志霞