文章人民日报发布时间：2024-08-15
油气，被称为“工业血液”，也是国家的重要战略资源。
习近平总书记强调：“解决油气核心需求是我们面临的重要任务。要加大勘探开发力度，夯实国内产量基础，提高自我保障能力。”
近年来，全国能源系统及油气企业坚决实施“大力提升油气勘探开发力度七年行动计划”，持续加大上游资金投入力度，新发现一批亿吨级、千亿方级大型油气田。随着产供储销体系持续完善，油气行业高质量发展迈上新台阶。
中国海油现场作业人员在海上钻井平台作业
我国首口设计井深超万米的科学探索井中国石油深地塔科1井
中国石化天然气分公司天津液化天然气接收站现场
自主保障能力不断增强
今年4月，我国首口自主设计实施的海上超深大位移井——恩平21—4油田A1H井正式投产，钻井深度9508米，水平位移8689米，刷新我国海上最深钻井纪录和钻井水平长度纪录。
什么是大位移井？简单来说，就是当井口和油藏之间距离较远，钻井轨迹需先垂直向下，到达一定深度后，再横向拐弯“击中”目标油藏。
“我国近海存在大量边际油田，采用传统开采模式，需新建海上生产平台等设施，投入大、工期长，经济效益较低。”中国海油深圳分公司总工程师郭永宾介绍，利用已开发油田的生产平台，通过打大位移井的方式尽可能开采周边油气，可以节省约四成投资成本。
不过，与垂直钻井相比，大位移井由于需要横向延伸，会遇到摩擦阻力更大、轨迹控制更难等挑战。
“施工中，我们通过智能随钻导向、旋转漂浮下套管等先进技术，让600多根套管连成串，漂浮在钻井液中并转动起来‘滑’着走，提高油气田开发效益。”中国海油深圳分公司深水工程技术中心总经理张伟国说。2018年以来，国内海上原油增产量超1300万吨，占全国原油总增量比例超过60%。
加大海洋油气勘探开发力度的同时，油气企业在深地油气、非常规油气、老油田等领域取得多项突破，形成新的储量增长高峰期。
——深地工程加快探索。塔里木盆地，中国石油深地塔科1井钻探深度突破1万米、中国石化“深地一号”跃进3—3XC井测试获得高产油气流；四川盆地，川西气田攻关形成超8000米井深的精确中靶轨迹控制技术和投产关键技术，年产能预计达20亿立方米……油气增储上产向地球深部进军。
——非常规油气获得突破。6月20日，我国首个页岩油水力压裂试验场在长庆油田庆城页岩油田建成。长庆油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油大油田，但存在非均质性强、储层致密等开采难点。“有了这座地下试验场，可以通过光纤监测、井底压力监测等多种技术举措，给井筒装上‘眼睛’，为下一步页岩油效益开发摸清道路。”长庆油田页岩油产能建设技术支撑人员张同伍介绍。
近年来，我国页岩油勘探开发稳步推进，2023年页岩油产量突破400万吨，再创新高。同时，页岩气持续发展，煤层气开发利用实现跃升，2023年全国煤层气产量117.7亿立方米，比2013年增长近3倍。
——老油田深度挖潜。“高含水”是许多老油田面临的共同挑战，水越来越多，油越来越少。在大庆油田，经过地压“顶”油、注水“挤”油等一次、二次采油，综合含水率已达95%以上。
如何提高采收率、实现硬稳产？大庆油田创新化学剂“洗”油、气体“驱”油等三次采油技术，将岩石层缝隙中剩余的油采出来。截至目前产出的25亿吨原油中，有3亿吨借助三次采油技术。
“我们正在攻关多介质协同的四次采油技术，目标是将原油采收率提高到70%。全面推广后，可大幅增加油田可采储量。”大庆油田首席技术专家伍晓林介绍，国际上油田采收率一般只有20%至30%，而大庆油田主力油层采收率已经达到50%以上。
勘探开发力度持续提升，我国油气核心需求自主保障能力不断增强。2023年，全国原油产量达2.09亿吨，较2018年增产近2000万吨，国内原油2亿吨稳产的基本盘进一步夯实；天然气产量连续7年增产百亿立方米以上。
关键技术装备加快突破
新疆阿克苏地区沙雅县，中国石油深地塔科1井向万余米深处钻进，20多层楼高的钻机隆隆作响，这是我国首口设计井深超万米的科学探索井，今年3月钻探深度突破1万米。
从地面到万米地下，钻穿地层层系越多，岩性越复杂，地层温度越高、压力越大。为保障万米深井打得成、打得准，多家单位联合攻关，研发出一系列关键技术装备：中国石油自主研发了全球首套12000米特深井自动化钻机，将载重能力从300吨提升至最大900吨，顶部驱动装置、变频器等核心部件全面实现国产化；中国石化研发出能经受8万个大气压、高强耐磨、高韧抗冲的复合片，应用于深地塔科1井的钻头。
陆上油气装备研发能力大幅提升，海洋油气“大国重器”也进步明显。
8月9日，亚洲第一深水导管架平台“海基二号”开钻，这个总高度达428米、总重量超5万吨的钢铁巨塔，稳稳矗立在蔚蓝海面上。这是我国首次在水深超300米的海域安装固定式导管架。
高盐高湿的环境和风浪流的冲击，对导管架的钢材强度提出高要求。中海油研究总院联合国内相关钢铁企业，经过反复试验、攻坚，自主研发了新型420兆帕级超高强钢厚板。同时，攻克超大型海洋平台轻量化设计关键技术，使导管架减重约5000吨，节省材料及船舶改造费上亿元。
“深海一号”能源站实现3项世界级创新、攻克13项关键核心技术难题，推动海洋油气勘探开发能力向1500米超深水跨越；自主研发的“璇玑”定向钻井与随钻测井系统，精准控制地下数千米的钻头“瞄着油层去、闻着油味钻”；深水、浅水水下采油树和海洋拖缆、海底节点地震勘探采集装备均实现国产化自主研发……过去10年，中国海油累计投入研发经费超千亿元，基本建成了覆盖“水面、水中、水下、井下”的海洋油气开发技术装备体系。
作为油气上下游衔接协调发展的关键环节，油气管网是新型能源体系的重要组成部分。持续加快油气管网设施重点工程建设、推进管网互联互通，有利于保障能源安全稳定供应、降低生产成本、带动相关产业发展。
来到重庆铜梁区二坪镇，川气东送二线天然气管道工程川渝鄂段施工正酣，一根根直径约1.2米、重约7吨的钢管首尾相连，在丘陵山区中绵延向前。一旁，国产自动焊机6分钟就能完成一个坡口面的加工，大约40分钟后两根钢管精准对接。
“我们正在推广全自动焊技术，与传统手工焊或手自组合焊工艺相比，工效提升了2至3倍，一次合格率提高到96%以上。”国家管网集团川渝工程项目部项目经理张庆介绍，川渝鄂段项目力争2027年建成投产。
2023年，全长4269公里的川气东送二线工程开建，串接起西南气区、沿海液化天然气资源和中东部市场，在内陆腹地构筑起又一条东西走向的能源大动脉。投产后，川气东送管道系统年输送能力将增加至350亿立方米。
古浪到河口天然气联络管道工程、蒙西管道项目一期工程建成投产，西气东输三线天然气管道工程加快推进；西北、东北、西南和海上四大油气进口战略通道全面建成……2013年至2023年，我国长输油气管道总里程从10万多公里增长到19万公里，国家天然气干线管道初步实现“应联尽联”，干线管输“硬瓶颈”基本消除，资源区域调配效率稳步提高。
送得出，还要储得住。为提高企业投资储气设施的积极性，我国稳步推进峰谷差价、储气服务“两部制”收费等探索，初步形成储气调峰辅助服务市场机制，有效提升了天然气应急调峰能力。
山东青岛，我国容量最大的27万立方米液化天然气储罐投用，罐内空间可停放一架国产C919大型客机，新增储气能力1.65亿立方米，可满足216万户家庭供暖季5个月的用气需求。
江苏常州，随着新井顺利投产，金坛盐穴储气库年工作气量突破10亿立方米。“盐穴储气库利用盐矿开采后留下的空腔储存天然气，可以‘随注随采’，能在极寒天气等关键时刻快速响应。”国家管网集团储能技术公司江苏储气库副经理余国平介绍。
近年来，地下储气库和沿海液化天然气接收站建设日益完善，储气能力大幅提升。国家管网集团与相关部委、上下游企业建立常态化天然气保供工作机制，构建“足量入网资源为基础、充裕调峰能力为补充、适度应急储备为托底”的多重防线，推动“全国一张网”供气能力增至超10亿立方米/日。
绿色低碳转型扎实推进
“双碳”目标背景下，加快油气行业绿色低碳转型势在必行。不少油气企业加强油气勘探开发与新能源融合发展，以油气产业为基础加强新能源新材料新业务开发利用，打造绿色竞争新优势。
——利用二氧化碳提高油气采收率，构建绿色低碳生产体系。
在山东，一条109公里的输送管道将中国石化齐鲁石化生产捕集的二氧化碳，送到胜利油田的地下油藏，进行驱油封存。“吃”进二氧化碳、“吐”出原油，减碳、增产“一举两得”。这里是我国首个百万吨级二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）项目。
“有的低渗透油藏在地下几千米、微米细的岩石石缝中，油太稠、缝隙太小，开采难度大。将收集的二氧化碳注入油井，可以增加原油流动性，提高采收率12个百分点以上，兼具生态效益与经济效益。”胜利油田CCUS油藏开发研究高级专家张传宝说。
据介绍，胜利油田驱油封存潜力巨大，适宜二氧化碳驱油的地质储量约15亿吨，能够封存2亿吨以上二氧化碳，CCUS项目平均每年可减排二氧化碳100万吨。
不少企业积极推进绿色油气田建设。
风车“听潮观澜”，我国首个深远海浮式风电平台“海油观澜号”并网发电，所发电力用于油田群生产；电缆“连根送电”，渤海油田岸电工程三期建成，将陆地电力通过海底管缆输送到采油平台，预计每年碳减排量达百万吨……中国海油积极推进油气绿色低碳开发，同时，深挖天然气水合物、波浪能、盆地能等海洋能源潜力。
——优化拓展绿色产业布局，清洁能源发展跑出“加速度”。
“加满能行驶约250公里，比油车便宜。”只要10分钟，广州公交车司机张师傅就为氢能大巴加完了氢。这座加能站的氢气来自3公里外的中国石化广州石化氢燃料电池供氢中心，一期项目氢气年产量可达1500吨。
“我们从化工副产品中提炼出高纯‘蓝氢’，碳排放比油气制氢小，可直接供燃料电池使用。”广州石化化工一部经理罗杨告诉记者，相比当前可再生能源电解水制“绿氢”，这种制氢路线技术成熟、成本更低。
“绿氢将逐步成为未来主力氢源，但目前生产和应用还面临技术成熟度不高、经济性较低等制约。油气企业发展工业副产氢，可帮助解决氢气的运输、储存等瓶颈，为未来绿氢大规模普及应用提供支撑。”罗杨说。
目前，中国石化在新疆库车建成我国首个万吨级光伏制绿氢示范项目，建成全球最大加氢站网络，氢气加注量占全国40%左右。今年，他们还启动了“万站沐光”行动，规划到2027年，在油气矿区、石油石化工业园区及加油站等新建设光伏站点约1万座。
《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》提出，到2025年，通过油气促进新能源高效开发利用，替代勘探开发自用油气，累计清洁替代增加天然气商品供应量约45亿立方米。大力推进油气企业发展新能源产业，持续推动能源生产供应结构转型升级。
【责任编辑：张宇晖】
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