——专访中国科学院院士贾承造

　　石油工业面临着深层、深水、非常规、老油气田提高采收率、CCS/CCUS五大理论技术挑战。

　　当2025年拉开帷幕时，意味着我国“大力提升油气勘探开发力度七年行动计划”即将到期。在这个关键时间节点上，回望过去，油气行业积极落实“七年行动计划”，以科技创新为引领，加大投入力度，加快措施落实，实现了油气储量和产量的稳步增长。展望未来，我国油气行业如何从落实能源安全新战略和提升国家能源安全保障能力的高度，统筹谋划好未来的勘探开发工作，值得深思。

　　中国科学院院士贾承造认为，我国油气勘探开发面临着来自深层、深水、非常规、老油气田提高采收率和CCS/CCUS五大领域的理论与技术挑战。先进的适应深层、深水、非常规油气勘探开发，以及老油田提高采收率和CCS/CCUS业务的技术与装备，是我国未来一段时期内油气勘探开发事业发展的关键。

　　成绩与挑战并存

　　中国石油石化：贾院士，您好!“七年行动计划”即将收官。在您看来，这几年我国油气勘探开发取得了怎样的成绩?

　　贾承造：我国石油工业肩负着保障国家能源安全和实现能源转型的重任。习近平总书记指示，大力提升油气勘探开发力度，能源的饭碗必须端在自己手里。

　　我国油气行业大力实施“七年行动计划”。我国原油产量稳步回升，天然气产量快速增长，重点勘探开发项目工程相继获得突破。2022年原油产量重上2亿吨，2023年原油产量2.09亿吨，同比增长2%。2021年天然气产量突破2000亿立方米，2023年天然气产量2353亿立方米，增速5.7%，连续7年增产超100亿立方米。我国成为了天然气生产大国。

　　其中，突出的特点是常规、非常规开发并举。常规领域向深层挺进，在陆上创新超深层碳酸盐岩和碎屑岩天然气成藏理论，支撑了四川盆地千亿立方米和塔里木盆地400亿立方米大气区建设;在海域，“深海一号”超深水大气田成功建产，渤中潜山凝析气田成功开发。非常规领域，四川页岩气快速发展，鄂尔多斯致密气成功开发。

　　中国石油石化：您怎么看我国油气勘探开发的前景?

　　贾承造：展望我国油气发展的前景，要实现2035年2亿吨原油稳产，构成中将包括高含水老油田产量5000万吨、海洋油5000万吨、稠油与特殊岩性油2500万吨、低渗透致密油页岩油7500万吨。其中的关键是，低渗透致密油页岩油的产量要从2021年的5400万吨增至7500万吨，包括低渗透油从3700万吨增至4500万吨、致密油从1400万吨增至1700万吨、页岩油从300万吨增至1300万吨。如果原油年产量要达到2.2亿吨，预计致密油产量要达到2000万吨，页岩油产量要达到3000万吨。

　　要实现2035年3000亿立方米天然气稳产，构成中将包括常规气1500亿立方米、 致密气700亿立方米、页岩气600亿立方米、煤层气200亿立方米。这需要通过勘探发现新的大气田，提高天然气采收率，在四川盆地、鄂尔多斯盆地建设千亿立方米天然气生产基地等措施来实现。

　　要实现这两方面的目标，未来的挑战是巨大的。一方面，我国油气勘探开发已全面进入深层、深水、非常规领域。虽然拥有巨大的发展潜力，但工程技术难度大，地质赋存规律与开发生产规律科学认知程度低，所需技术装备尚在发展，成本高企、投资巨大。另一方面，老油气田在我国油气产量中占有重要地位，但提高采收率难度大。新上产的油气田以低渗—非常规为主，马上要面临着提高采收率的挑战。与此同时，必须大力发展CCS/CCUS技术，以二氧化碳驱替封存助力实现碳中和目标。我们必须加强这五方面的科技攻关，以应对未来的挑战。

　　增产主力非常规

　　中国石油石化：在您的描述中，未来非常规油气产量几乎占据了半壁江山。为什么它能成为增产主力?

　　贾承造：我国非常规油气储量远远超过了常规油气的储量，而陆上常规石油的探明率已接近50%。我国进入了勘探中后期，陆上常规天然气的探明率已达15%。随着地质理论、开发理论、水平井体积压裂等工程技术取得重大进展，尤其是海相页岩气和陆相页岩油的开发，非常规油气展示出光明的前景。

　　2000年苏里格气田的发现，拉开了鄂尔多斯盆地致密气勘探开发的序幕。现年产气量已突破300亿立方米，成为我国最大的气田，并进入世界十大气田行列。鄂尔多斯盆地致密油和页岩油资源丰富，长6、长8是致密油主力产层，长7页岩油开发取得了重大突破，未来是我国石油增产的重点。

　　川渝地区强化页岩气甜点评价及工程技术攻关，3500米以浅页岩气探明长宁、威远、昭通、涪陵、威荣、金川六个工业化稳产区，累计探明2.19万亿立方米;3500米以深勘探取得重大突破，探明泸州5138亿立方米。寒武系筇竹寺组深层页岩气取得重大战略突破，资源量达10万亿立方米。

　　在全油气系统理论的指导下，准噶尔盆地西部凹陷风城组深层页岩油气获重大突破，源岩厚度大于150米的面积2272平方千米，生油量766亿吨，生气量50万亿立方米。玛湖凹陷以油为主，盆1井西凹陷油气共生，沙湾凹陷以气为主。

　　总体来看，我国非常规油气开发已经取得了重大进展。非常天然气开发，2022年致密气产量579亿立方米、页岩气245亿立方米、煤层气48亿立方米，合计872亿立方米，占全国天然气产量2200亿立方米的40%。预计2030年，非常规天然气产量1500亿立方米，占全国产量3000亿立方米的50%。非常规石油开发，2022年致密油产量1400万吨、页岩油约300万吨，合计1700万吨，占全国石油产量2.04亿吨的8.3%。预计2030年，全国石油保持2亿吨稳产，其中致密油1730万吨、页岩油1300万吨，合计3030万吨，占全国的15%，页岩油将成为石油稳产增产的主力。

　　中国石油石化：非常规油气勘探开发面临着怎样的挑战?

　　贾承造：我国页岩气勘探开发技术已基本成熟，但深层、新层系、新地区以及陆相/海陆过渡相等新领域的勘探开发面临着技术挑战。陆相页岩油沉积体系具有多样性，储层非均质性强，甜点小而多，已开发油区的气油比低、部分原油流动性差、高蜡、单井产量低、EUR偏低，因此生产成本高、投资收益率低。

　　页岩油气是我国油气下一步稳产增产的主要发展点，需要加速进行、科学组织、统一评价规划开展陆相页岩油地质理论与开发理论研究，攻关陆相页岩油提高采收率技术、优快水平井“一趟钻”钻井工程技术、体积压裂工程技术、地质工程一体化技术，提高页岩油开发效益，积极推进陆相页岩油规模开发建产。

　　向深层深水进军

　　中国石油石化：我国已成为全球陆上最大的深层超深层油气勘探生产区。在这一领域，我们还要着重攻克哪些难点?

　　贾承造：近20年来，深层超深层已成为我国油气探明储量的主体。例如，塔里木盆地在库车前陆冲断带深层盐下大北克拉苏构造带新发现了18个大中型油气藏，形成了2个万亿立方米规模气区，探明天然气地质储量4436亿立方米、凝析油730万吨，埋藏深度在6000~8000米。再例如，四川盆地安岳特大气田已累计探明地质储量1.47万亿立方米，建成了170亿立方米产能，埋藏深度在5500米左右。目前，深地塔科1井正在塔里木盆地向万米超深层碳酸盐岩礁滩勘探目标进军。

　　成绩显著，但我国深层超深层油气勘探面临着工程技术、地质科学上的难题与挑战。

　　根据目前掌握的超深层油气资源的特点，我国超深层油气资源主要可以分为三类：天然气;轻质油、凝析油、少部分黑油;非烃气资源，如氦气、氢气等。随着勘探开发转向深层超深层，未来轻质油、凝析油在原油产量中的占比将持续上升，天然气中油型气的占比将上升。因此，需要加强轻质油、凝析油气、湿气资源的评价和勘探开发工作。

　　工程技术装备、成本及经济性，将会限制超深层油气勘探的深度下限。需要解决深层超深层油气勘探开发的工程技术问题，研究先进高效的万米钻井技术装备、8~12公里深度提高信噪比与分辨率地震技术装备、适应深层超深层高温高压高地应力环境的压裂技术装备等。

　　中国石油石化：深水领域的情况如何?

　　贾承造：目前，世界油气勘探已由陆地向深水领域发展。南海油气资源丰富，资源量545亿吨油当量，其中南部440亿吨、北部105亿吨，勘探潜力大，是我国唯一和现实的深水油气勘探领域。

　　但是，深水油气勘探开发同样面临着理论技术的挑战，包括海洋深水油气成藏机制与大油气田分布规律、海洋地球物理关键技术与装备、深水安全高效钻完井工程技术与装备、深水油气田水下系统关键技术与装备、深水大型浮式油气生产装置、海上油气田提高采收率及致密油气开发技术装备等。

　　例如，我国对南海大中型油气田的油气地质条件认识程度低，对南海地区上、下2套成藏组合以及大中型油气田形成的成藏模式还不清楚。我国需要开拓新领域新类型，争取南海油气勘探新突破。再例如，海洋油气装备是开发海洋油气、建设海洋强国的国之重器。我国浅水油田钻采设备基本实现了自主化，但深水钻机、深水防喷器等部分关键核心装备仍需要依赖进口，自主化程度不高。缺乏自主知识产权的船型设计，船型相对单一，核心技术仍掌握在国外少数专业公司手中，我国企业处于产业链中低端。这些都是我国石油工业致力发展深水油气面临的工程技术装备问题。

　　着力提高采收率

　　中国石油石化：老油气田是稳产增产的基本盘。为提高采收率，老油气田做了很多工作。您认为成效如何?需要从哪些方面发力?

　　贾承造：我国的老油气田历经几十年开采，面临着资源品位降低、储量接替矛盾突出、油井产量下降、综合含水率上升等一系列难题。尽管如此，以大庆油田、胜利油田等为代表的老油气田在不断努力突破开发极限，保持产量硬稳定。

　　我国油田主要采用注水开发方式，目前相当比例的老油田综合含水率已超过90%，可采储量的采出程度已超过80%，开发效率和效益逐年降低。但是，已开发油田的标定平均采收率仅约为30%，约2/3的地下储量在现有水驱技术下难以采出，迫切需要依靠和发展提高采收率技术，以保持我国原油产量的稳定和增长。

　　提高采收率工作贯穿油气田开发的始终，是油气田开发的永恒主题，更是油气田开发领域的战略性工程。对于高含水油藏来说，未来有水驱、气驱与化学驱三个方向。低渗透超低渗透油藏实现精细水驱、突破气驱及化学驱技术，将使低渗透油藏的采收率从20%提高到35%，超低渗透油藏的采收率从15%提高到25%。

　　气藏在未来同样面临着提高采收率的难题。常规水驱气藏可通过精细气藏描述、控水均衡开发、优化生产制度、提高废弃压力、提高压力衰竭效率等方法提高采收率。致密气藏可通过加密井网提高储层动用程度、多级多段压裂和提高压降波及系数，或在生产后期增压开采的方法提高采收率。页岩气藏的采收率普遍偏低，未来可通过立体开发提高储量动用程度，或通过控压生产提高压降波及系数等方法提高采收率。

　　未来，我国油气行业将进一步大幅提高采收率，达到国际领先水平。

　　中国石油石化：目前，二氧化碳驱油提高采收率技术被广泛看好。您如何看待这一技术的前景?

　　贾承造：在2060年碳中和的愿景下，我国每年CCS/CCUS碳封存量要达到5亿~26亿吨。石油工业有封存二氧化碳的优势，可利用二氧化碳驱替油气。油气田封存二氧化碳提高石油采收率，可促使采收率增加10%~20%，并实现二氧化碳循环利用，最终被封存在废弃的油气层里。推进CCS/CCUS，加大二氧化碳封存量，已成为石油工业的重要挑战。因此，以“三桶油”为代表的石油企业高度重视发展大规模CCS/CCUS，加强科技攻关。

　　但是，整体来说任重道远。我国的二氧化碳地质封存技术还处于示范阶段，二氧化碳捕集运输技术装备、封存方案与选址技术、超长期地下封存科学基础与技术装备、驱油与封存技术装备、安全风险评价与监测技术等亟须进一步发展。

　　尽管我国油气勘探开发面临着来自深层、深水、非常规油气、老油气田提高采收率和CCS/CCUS五大领域的理论与技术挑战，但通过加强科技研发工作，高度重视理论创新与新技术、新装备的持续研发，我们一定能推动油气产业高质量发展再上新台阶。

　　责任编辑：石杏茹