第二篇 油气增储上产全力推进
杨永明
（中能传媒能源安全新战略研究院）
一、政策与大事
1.油气增储上产取得重要进展
2022年，面对严峻复杂国际形势，油气行业全力推动油气增储上产，切实保障国内核心油气需求。油气产量超额完成“七年行动计划”阶段性目标，原油产量重回2亿吨，天然气产量超过2170亿立方米、连续6年增产超百亿立方米，产供储销体系弹性韧性进一步提升。
2022年，我国油气勘探开发全面进入深层、深水领域。在深层领域，6月，西南油气田双鱼001-H6井钻井深度达9010米，创造国内陆上最深气井纪录；7月，我国最大超深凝析气田在塔里木盆地全面投入开发；8月，“深地一号”顺北油气田再添超深“千吨井”，钻探垂直深度超过8000米的油气井达41口；10月9日，我国最大超深油田—中国石油塔里木油田公司富满油田累计生产油气突破1000万吨大关，其中原油867万吨、天然气16亿立方米，相当于塔里木油田全年油气产量当量的三分之一。在深水领域，5月17日，位于南海东部海域的我国首个深水气田群外输天然气突破500亿立方米；6月25日，我国迄今为止发现的平均水深最深、勘探开发难度最大的海上超深水气田“深海一号”，累计生产天然气突破20亿立方米，累计外输凝析油超过20万立方米；10月，我国南海东部海域深水天然气勘探获重要突破，新发现流花28-2构造，有望带动周边中小气田实现联合开发；11月，渤海亿吨级大油田—垦利6-1油田最大区块7座平台全部完成海上安装，计划年底全面建成并投产。目前，我国已成为全球陆上最大的深层超深层油气勘探生产区，海洋油气已经成为我国油气增储上产的重要增长极。
2.油气企业全力做好天然气保供稳价
随着我国北方地区陆续进入供暖季，油气企业加大气田增储上产力度，全力备战2022至2023年采暖季天然气保供稳价。
上游供气企业尽可能增加冬季高峰期国内天然气产量。中国石油长庆油田五大气田日产天然气产量攀升到1.4亿立方米以上高点运行；西南油气田确保最大日产量达到1.1亿立方米以上；塔里木油田新建产能8.6亿立方米，保障天然气产能释放。自10月进入冬季保供以来，中国石化西南石油局新增产能140万立方米/日，累计产气11亿立方米，日产天然气2600万立方米，创历史新高；截至11月20日，普光气田生产井口气74.13亿立方米；涪陵页岩气田在供暖季来临之前，新建产能6.71亿立方米，日供气量增加310万立方米。中国海油2022至2023年采暖季保供期间海上天然气日供应量可达到5500万立方米，整体供应量约80亿立方米，同比增长4.4%；陆地天然气总供气量预计超过18亿立方米，同比增长6%。
国家管网公司充分发挥调度协调作用，推动已建成储气设施应储尽储，统筹用好储气资源。入冬前，与国家管网相连的各储气库超额完成注气任务，累计注超160亿立方米。入冬以来，储气库注采转换有序推进，截至12月5日，已有与国家管网相连的11座储气库启动采气，日采气进管网气量突破1.4亿立方米，满足北方地区旺盛的天然气增量需求。大港储气库群采气突破2000万立方米/日；刘庄储气库实现应采尽采，持续稳定满足托运商100万立方米/日的采气需求；辽河油田双6储气库采气量达到2500万立方米/日以上，有效应对用气激增。
面对全球能源价格持续高位震荡，油气行业及时研判、超前谋划，降低天然气采购成本。中央企业发挥“资源池”优势，国产气和进口管道气、进口LNG长协气等稳价资源占比增大。主要供气企业管道气平均供气价格多在每立方米2～3元，部分尖峰增量气源价格也控制在每立方米4～5元，远低于国际市场价格。
3.非常规资源为油气增产提供接续资源
2022年6月25日，中国石油华北油田在山西沁水盆地的煤层气田日产气量和日外输商品气量均突破550万立方米，年地面抽采能力超过20亿立方米。至此，沁水煤层气田成为全国最大煤层气田。9月27日，中国海油中联公司在山西吕梁市临兴区块实施的首口深层煤层气水平井“深煤一号”成功投产，最终测试产量达到60000立方米/日。“深煤一号”于1月完成钻井，采用近钻头地质导向技术完钻井深超3200米，水平段长度达1000米，煤层钻遇率达到92%。“深煤一号”的成功投产，为非常规能源行业的发展提供了新思路，对深部煤层气的高质量勘探开发进行了积极探索。数据显示，2022年1-10月全国煤层气累计产量为93.73亿立方米，同比增长8.99%。作为补充天然气供应的区域性气源，煤层气开发利用规模实现快速增长，成为保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应的有效途径。
2月，胜利油田投产的丰页1-1HF井峰值日产油262.8吨，刷新国内页岩油单井日产最高纪录。7月，江苏油田在苏北盆地的页岩油探井取得勘探突破，获日产油超30吨、天然气1500余立方米，标志着苏北盆地高邮、金湖凹陷的11亿吨页岩油资源量被成功激活。同月，位于南海北部湾海域涠西南凹陷的涠页-1井压裂测试成功并获商业油流，这是我国海上首口页岩油探井，据测算，整个北部湾盆地页岩油资源量约12亿吨，展现了良好的勘探前景。数据显示，1-7月，我国页岩油产量170万吨，同比增长14%。8月，中国石化胜利油田济阳陆相断陷盆地页岩油国家级示范区揭牌成立，成为国内首个陆相断陷盆地页岩油国家级示范区。
随着常规油气资源的快速消耗，新增资源勘探和开发难度增大，全球油气勘探开发正在由以传统的常规油气为主向常规与非常规油气并重的局面转变。除向海洋等领域大举进军外，加强页岩油、页岩气、煤层气和致密气等非常规油气资源勘探开发已成全球大势所趋。我国非常规油气资源丰富，近年来的勘探开发势头强劲，成为资源接替和稳产增产的重要方向。在“十四五”时期乃至未来更长的时间，非常规油气资源都将为我国油气增产和能源安全保障目标保驾护航。
4.油气技术装备攻关屡获重大突破
2022年4月8日，我国自主设计建造的首座海上可移动自升式井口平台“海洋石油163”在北部湾海域正式投产。不同于传统的固定式导管架井口平台，“海洋石油163”平台可升降、可移动、可重复利用，能够最大限度提高装备利用率，大幅降低油田开发成本，是开发边际油田的利器。5月11日，我国首套国产化深水水下采油树在海南莺歌海海域完成海底安装，此次500米级水下油气生产系统工程化示范应用项目的实施，标志着我国具备了深水油气开发关键技术成套装备的设计建造和应用能力。10月3日，我国自主设计建造的亚洲第一深水导管架平台“海基一号”正式投用。这是我国首次在300米级水深海域设计、建造、安装导管架平台，平台高度和重量均刷新我国海上单体石油生产平台纪录，标志我国已掌握深水超大型导管架平台制造安装和应用的成套关键技术。11月18日，我国首套自主研发的浅水水下生产系统在渤海锦州气田成功投产。水下生产系统通常用于深水，而此次浅水水下生产系统投产是我国浅水海域油气开发模式的又一创新，可撬动渤海油田数亿吨难动用储量。
5.油气管网互联互通水平持续提升
2022年9月16日，中俄东线天然气管道安平至泰安段正式投产。中俄东线天然气管道分北、中、南三段核准建设，北段和中段均已投产运行。安平至泰安段是中俄东线南段的重要组成部分，项目投产后，我国东部能源通道进一步完善，环渤海地区能源供给能力不断提高。12月7日，中俄东线天然气管道泰安至泰兴段正式投产，自此，我国东部能源通道全面贯通，由北向南的中俄东线天然气管道与由西向东的西气东输管道系统在江苏泰兴正式联通，来自西伯利亚的清洁能源全面供应长三角地区。
9月28日，西气东输四线天然气管道工程正式开工，建成后将与西气东输二线、三线联合运行，使西气东输管道系统年输送能力达到千亿立方米，大幅提升我国天然气管网系统的管输能力。
11月8日，国家管网集团川气东送管道增压工程（二期）全面完成，川气东送管道年输气能力提高至170亿立方米。近年来，通过互联互通和增输改造工程，川气东送管道推动形成了由上游普光气田、涪陵页岩气田、元坝气田等组成的多渠道供应格局，区域气源调配和川气外输能力持续提升。
11月18日，随着沈阳联络压气站压缩机组正式投入运行，我国东北地区最大的天然气枢纽压气站全面建成投运，日增输天然气能力提升至1亿立方米左右。沈阳联络压气站是联通秦沈线、哈沈线、大沈线、中俄东线等天然气长输管道的重要枢纽站场，本次压缩机组的投运将进一步提升东北管网系统调峰调压和灵活调配能力。经过多年发展，我国油气“全国一张网”初步形成，管网规模超过18万千米，比十年前翻了一番，西北、东北、西南和海上四大油气进口战略通道进一步巩固。根据规划，到2025年，全国油气管网规模将达到21万千米左右。
6.天然气储备能力建设加快推进
地下储气库方面，2022年2月28日，国家管网文23储气库一期项目建设正式完成。文23储气库设计总库容103亿立方米，工作气量40亿立方米，是我国中东部地区库容最大、工作气量最高、调峰能力最强的地下储气库。6月23日，文23储气库二期项目正式开工建设。项目建成后，文23储气库储气能力可整体提升20%，新增库容19.34亿立方米、工作气量7.35亿立方米，实现总注气规模2400万立方米/日、采气规模3900万立方米/日的建设目标。5月23日，随着双台子储气库国产注气系统试运投产成功，中国石油辽河储气库群整体注气能力提升至3000万立方米/日，成为国内注气能力最大的储气库群。6月8日，国内最深的盐穴地下储气库—江汉盐穴天然气储气库王储6井正式投产注气，首日注气量达19万立方米。6月28日，中国石油长庆油田苏东39-61储气库投用，2024年达容达产后将实现工作气量10.8亿立方米。
LNG储罐方面，中国石油唐山LNG接收站、江苏LNG接收站高效运行，2022年以来江苏LNG接收站累计接卸总量超570万吨，创历史同期新高。中国石化天津LNG接收站二期工程储罐建设逐步推进，青岛LNG接收站年底投用“二号泊位”，年接转能力由700万吨增长至1100万吨，助力华北地区去冬今春天然气供应。中国海油盐城“绿能港”、珠海LNG二期正在紧锣密鼓推进中，“绿能港”项目一期工程共建造10座大型LNG储罐，建成后每年将增加LNG接收处理能力600万吨，其中4座22万立方米储罐已于2022年9月26日投入使用。
储气设施建设是天然气产业发展到一定程度必不可少的环节。自2018年加快天然气产供储销体系建设以来，我国储气规模快速提升，三年多的时间实现了翻番。目前，我国天然气消费仍处于快速增长阶段，预计到“十四五”末，我国天然气储备能力有望在2021年的基础上再翻一番，天然气协调稳定发展和安全稳定供应水平再上新的台阶。
7.油气进口多元化成效明显
2022年2月3日，中国石油与俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）签署《中国石油天然气集团有限公司与俄罗斯天然气工业股份公司远东天然气购销协议》，俄气将经由中俄远东线，向中国石油供应高达100亿立方米的管道天然气。这是继2019年12月中俄东线天然气管道投产供气后，双方在管道天然气贸易方面取得的又一重要合作成果。2月4日，中国石油与俄罗斯石油股份公司签署《〈保障中国西部炼厂供油的原油购销合同〉补充协议3》。俄罗斯将继续经哈萨克斯坦向中国供应1亿吨原油，为期10年。上述合作文件的签署，进一步夯实我国东北和西北能源通道。
11月21日，中国石化与卡塔尔能源公司签署了为期27年的LNG长期购销协议，卡塔尔能源公司将每年向中国石化供应400万吨LNG。此次协议是中国石化与卡塔尔能源公司签署的第二个LNG长期购销协议，也是卡塔尔北方气田扩能项目的第一个LNG长期购销协议。协议的签署将进一步满足我国日益增长的清洁能源需求。
除了中国石化，还有多家中国企业调整LNG采购策略，增加LNG长协资源的签署。如1月，新奥集团与俄罗斯诺瓦泰克公司签署关于北极2号LNG的长期购销协议，协议期限11年，每年供应量60万吨；浙能集团与诺瓦泰克公司签署关于北极2号LNG的长期购销协议，协议为期15年，年供应量100万吨。7月，中国燃气控股有限公司和广东能源集团先后与美国LNG项目开发商NextDecade公司签署为期20年的LNG购销协议，协议中约定的美方公司LNG年供应量均为100万吨。随着LNG现货价格剧烈波动和供应趋紧预期加剧，国际天然气市场不确定性增强，LNG长协合约的价格优势得以进一步体现。总的来说，LNG长协资源的签署有利于拓宽资源供应渠道，优化资源池结构，保障国内天然气长期稳定供应。
8.油气企业稳步推进境外油气项目合作
2022年2月14日，中国海油宣布位于圭亚那Stabroek区块的Liza二期提前安全投产，预计2025年该区块总产量将达到80万桶/日。中海油子公司拥有该区块25%的权益。4月30日，由中国石油和中国海油共同参与开发的巴西海域桑托斯盐下盆地里贝拉项目梅罗油田第一生产单元Guanabara号海上浮式生产储油船成功投产，实现产能18万桶/日，约合900万吨/年。中国石油与中国海油在里贝拉油田区块各占10%权益。11月10日，中国石油和巴西国家石油公司合作的位于巴西桑托斯盆地阿拉姆深水勘探区块的首口探井古拉绍-1井测试获得成功。中国石油拥有阿拉姆区块20%的权益。12月1日，中国海油宣布以19.13亿美元收购全球最大深水油田巴西布兹奥斯项目5%的权益，这是中国海油继2019年中标该油田5%的权益后又一次大规模增持，从而以10%的权益比例一跃成为该油田作业者巴西国家石油公司的最大合作伙伴。12月9日，中国石化发布消息称，2022年中国石化最大的海外下游资产之一—延布炼厂逆势创效强劲，1-11月净利润超14亿美元，经营效益创历史最好水平。延布炼厂由中国石化与沙特国家石油公司合资设立，总投资额超过80亿美元，是我国在沙特最大的投资项目，经过多年发展，其生产运行水平已达到世界领先，成为我国石化产业“走出去”的样板项目。
2022年以来，面对复杂严峻的外部形势，我国油气企业在扎实推进国内油气增储上产不动摇的同时，积极密切协作参与重大海外项目，油气勘探开发接连获得突破，夯实了我国海外油气合作可持续发展的资源基础，尤其是巴西深水区块不断取得进展，成为我国海外油气上产的重要增长点，为油气企业做精做强全球海洋深水油气勘探开发业务奠定了基础。
9.浙江省网以市场化方式融入国家管网
2022年7月12日，国家管网集团与浙江省能源集团举行浙江省天然气管网融入国家管网签约仪式。根据协议约定，双方合资成立国家管网集团浙江省天然气管网有限公司，作为浙江省天然气管网的唯一建设运营主体，按照“统一规划、统一建设、统一运营、统一管理、统一运价”原则，推进浙江省内国家天然气干线和支干线管道建设。
目前，浙江省级天然气管网里程已超过2500千米，与沿海LNG接收站相连通，是我国“海气上岸”重要通道之一，在全国天然气管网布局中具有典型性和代表性。“十四五”期间，国家管网集团在浙江地区规划新建省级天然气管道1600千米、LNG接收站1座，同步实施互联互通工程，优化省网布局。预计到2025年，浙江省级天然气管道总里程将超过4000千米。
截至2021年底，国家管网集团已与广东、海南、湖北、湖南、福建、甘肃等多个省份签署合作协议建立省级管网公司，天然气“全国一张网”全面铺开。2022年浙江省级天然气管网融入国家管网，标志着“全国一张网”建设又迈出重要一步。
10.油气行业加快开展CCUS项目建设
2022年1月，中国石化全面建成我国首个百万吨级二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）项目—齐鲁石化—胜利油田CCUS项目，该项目于8月正式注气运行，这是目前国内最大的CCUS全产业链示范基地和标杆工程，对我国推进CCUS规模化发展具有重大示范效应。6月，中国海油联合广东省发展改革委、壳牌和埃克森美孚，签署大亚湾区CCUS集群研究项目谅解备忘录，拟共同建设我国首个1000万吨级海上规模化碳捕集与封存集群。此外，中国石油10家油气田已开展11项CCUS重大开发试验，二氧化碳年注入能力达到56.7万吨，累计埋存二氧化碳超过450万吨。“十四五”期间，中国石油将加快推进CCUS规模化工业应用专项工程建设，力争2025年CCUS年注入二氧化碳达到500万吨，产油量达到150万吨。
2022年以来，国有油气企业加快推进CCUS工业应用专项工程建设。我国二氧化碳地质封存的潜力巨大，且具备大规模捕集利用与封存的工程能力。与煤电、钢铁等行业相比，油气行业具有发展CCUS的天然优势，通过二氧化碳驱油手段，可将捕集的二氧化碳有效利用起来，提高油田采收率10%至20%。目前，油气行业CCUS项目逐步走向规模化发展轨道。
11.油气田积极推进绿色低碳转型发展
2022年1月，我国首个海上油田群光伏电站—涠洲油田群光伏电站正式投运。到2025年，涠洲油田群将建设成为首个海上零碳供电示范油田，实现“海上风场+光伏+储能+岸电”的全新供电模式。7月，大庆油田星火水面光伏示范工程并网发电。该项目利用两个水面，建设用地40万平方米、装机规模18.73兆瓦，年均发电2750万千瓦时、减排二氧化碳2.2万吨。11月，胜利油田最大的光伏电站建设工程在孤东油区启动，该项目装机规模106兆瓦，是胜利油田首个集中式光伏项目。项目建成后，年发电量1.45亿千瓦时，年节约标准煤1.79万吨，减少碳排放12万吨。同月，吉林油田启动首个风电项目的安装工作。该项目是吉林油田在建15万千瓦自消纳风光电项目的组成部分，共包括18台风电机组，装机总容量为7.8万千瓦，预计年上网电量约26.0434万兆瓦时。12月，冀东油田分布式自发自用光伏发电项目并网发电，投运后每年可节约标准煤1.66万吨，减排二氧化碳4.59万吨，该油田光伏发电项目累计发电量已突破4000万千瓦时。辽河油田正加快推进多个新能源重点项目建设，计划2025年实现常规能耗比2019年降低25%以上，其中新能源能耗占比达10%以上，实现碳埋存能力50万吨/年。
在能源领域经历深刻变革的背景下，实现绿色低碳转型成为油气行业发展的共识。油气企业正稳步推动转型发展，提升新能源业务应用的规模及技术水平，坚持在保护中开发、在开发中保护，加快推进环境友好、节能减排、多能融合的油气生产体系。同时，油气领域对于新能源的开发利用不仅限于单一能源类型，而是将新能源业务并入主业，实现多种能源形式的协同发展。
二、问题与展望
1.未来国产油气资源增产难度继续增加
近年来，我国老油田常规油气开发步入中后期，深层、深水、非常规领域的油气资源在能源格局中的地位愈发重要。深层、深水、非常规领域的油气资源拥有巨大的发展潜力，但是工程技术难度大，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，是成本高企、投资巨大的领域。
高度重视发展新理论、新技术、新装备的持续研发，形成新一代适应深层、深水、非常规油气勘探开发的理论、技术、装备与施工作业队伍能力，是实现高效低成本开发的关键。要把科技创新摆在发展全局中的核心地位，大力实施创新驱动战略，才能让科技创新成为推动石油天然气工业高质量发展的强劲动能。以科技创新与工程技术装备的发展，支撑我国油气勘探开发的长期发展。具体到深层、深水、非常规领域油气勘探开发，一方面，应加强卡脖子装备和技术的基础研究，加强基础理论、实验模拟方法、工程设计软件等方面的科研攻关。另一方面，应大力提升工程装备和技术自主创新能力，加快推进核心零部件及高端材料的自主研发。此外，还应推动装备、设备及油气田数字化、智能化发展。深层、深水、非常规领域油气勘探开发具有高投入、高风险的特征，只有加快推进数字转型，大幅度提高作业效率，才能降低开发成本，高质量推进边际油气资源开发。
2.2023年我国油气进口价格面临上涨风险
受乌克兰危机持续发酵的影响，全球油气供应格局中短期将持续偏紧，国际油气价格大概率仍将维持高位。我国原油、天然气外采比例较高，势必会受到影响，面临一定涨价压力。为保障油气持续稳定供应，要进一步深化油气产供储销体系建设，提升油气供应的质量和安全保障能力。大力提升勘探开发力度，推动国内油气增储上产，夯实国内资源保供的基础。健全油气储运和调峰应急体系，加快管网和储气设施建设，完善管网运行调度机制，增强高峰调节能力，提高资源配置运行效率。加快构建多元稳定的进口供应体系，加强统筹协调，推进设施能力建设，保障进口安全稳定。统筹国产油气和进口油气，探索建立国内、国外两个市场联动的灵活调节新机制，有效应对国际市场变化和能源价格波动。
