□本报记者 程 强 秦紫函

油气行业取得突破性成就

我国油气年产量首超4亿吨油当量，建成松辽、鄂尔多斯、四川、海上“四个大庆”基地，超深层原油、天然气年产量分别占全球90.8%和96.9%。未来，我国油气企业将持续攻关深层、深水等领域，以实现原油年稳产2亿吨、天然气年产量增至3000亿立方米的目标。

近年来，油气行业大力提升勘探开发力度，我国油气年产量首超4亿吨油当量。

中国科学院院士邹才能说，国内建成以“四个大庆”为主的大型油气基地：松辽盆地常规“油大庆”多年稳产，创造世界石油工业奇迹；鄂尔多斯盆地油气年产量9838万吨油当量，“西部大庆”成为我国最大油气区；四川盆地天然气年产量740亿立方米，建成“天然气大庆”；国内海上油气年产量7865万吨油当量，“海上大庆”保持增长势头。目前，我国已成为全球超深层（埋深大于6000米）油气的革命者，超深层原油年产量占全球的90.8%，超深层天然气年产量占全球的96.9%。

中国石油副总地质师、勘探开发研究院党委书记李国欣指出，“十四五”以来，我国油气勘探开发取得十大标志性成果：七年行动计划强力推进，全国原油年产量时隔6年重回2亿吨，今年有望达到2.15亿吨；全国天然气产量已连续8年超百亿立方米增长，今年预计在2550亿立方米以上，将超2亿吨油当量；深地钻探取得突破，人类首次在万米深地发现烃类并点火成功；陆相页岩油历经十余年艰辛攻关，终获商业突破，全国页岩油2024年产量达618万吨，今年预计达780万吨以上；煤岩气地质理论认识取得重大突破，渐成天然气增长新亮点，预计全国煤岩气产量2035年达到300亿立方米，有望再造一个苏里格大气田；鄂尔多斯盆地持续上产，预计今年总产量突破1亿吨油当量，成为我国首个亿吨级油气生产大基地；12000米钻机等利器成功研制，工程技术能力持续提升；CCUS产业快速发展，截至2024年底，全国累计注入二氧化碳近1500万吨，成为实现“双碳”目标的重要引擎；全国储气库调峰能力于2023年突破200亿立方米，预计今年突破300亿立方米；“一全六化”工程方法论推广应用，助力非常规油气效益开发。未来，应在陆上深层、海洋深水、非常规油气、老油气田四大领域强化科技攻关，持续推进油气增储上产，确保石油年稳产2亿吨、天然气年产量持续增长至3000亿立方米规模。

中国石化“十四五”以来实施顺北深层、页岩油新领域、页岩气新类型、致密气新阵地四大增储工程，水驱、塔河碳酸盐岩油藏、胜利海上、页岩气四大稳产工程，济阳低渗透油藏、页岩油、碳酸盐岩气藏、致密气藏四大上产工程，实现了原油年产量保持3500万吨以上硬稳定、天然气年产量升至400亿立方米的快速发展。

“十四五”以来，中国海油在近海复杂潜山、深水深层、浅层岩性、超深水超浅层及陆上深煤层等勘探领域获得重大突破，国内发现5个亿吨油田、2个千亿立方米气田，探明储量超14亿吨油当量，开发上打造稠油、潜山、低渗、深水4个产量增长点，连续6年原油增量国内第一，渤海油田已建成我国最大原油生产基地。

技术创新有力支撑效益开发

革命性技术创新支撑我国油气增产。我国源岩油气实现了4次地质理论技术突破。化学驱、稠油开发、核心装备创新等多领域实现技术突破，增油效果显著。

革命性技术创新引领支撑我国油气产量快速增长。邹才能指出，我国源岩油气实现了4次地质理论技术突破：第一次突破是陆相“页岩生油”，第二次突破是陆相“页岩产油”，第三次突破是海相“页岩产气”，第四次突破是过渡相“煤岩产气”。

中国石化的技术突破有力支撑了产量增长。“十四五”以来，化学驱方面，不断发展完善海上二元复合驱、非均相复合驱、“3+2”协同等提高采收率技术，应用领域持续拓展，化学驱年产量达350万吨。稠油方面，创新分支井+“热+”多元热复合开发技术，强化全过程热效管理，实现2000米深、2米薄、黏度75万毫帕·秒稠油油藏的高效开发。气驱技术应用规模持续扩大，塔河缝洞油藏注氮气年增油在100万吨以上，低渗透油藏二氧化碳驱油稳步推进，页岩油藏二氧化碳补能试验和单井吞吐试验已见效。页岩气立体开发技术由构造稳定区向复杂区拓展，立体开发井组采收率达44.6%，达到世界领先水平。此外，在旋转地质导向、高温高压测井、电动压裂技术和装备等领域实现新突破。

中国海油的技术和装备创新令人深受启发。陆地稠油热采开发都是小井距，但海上高昂的投资成本决定了“此路不通”。中国海油因此创新提出高强度注采+高干度蒸汽+氮气-二氧化碳-化学药剂的大井距热采开发模式，海上热采井距200~300米，周期注蒸汽6000~8000吨，单井累计产油12万~16万吨，解决了海上热采经济开发难题，用1/5的井数实现了陆上同规模产能。

海上平台空间极为有限。为最大化利用好海上平台空间，中国海油聚焦集约化，研制适应高浊度海水的超短流程锅炉水处理、蒸汽锅炉烟道气净化回注、超稠油采出液集输处理等海上热采集约化工艺技术和核心装备，较陆上同处理量装置占地面积减小44%、蒸汽发生成本降低14%，自主建成全球首座移动式共享注热平台“热采一号”，突破平台狭小空间热采装备小型化高效化瓶颈。

此外，中国海油还研发了全球首套耐温350摄氏度电潜泵装置和高强度注采下长效防砂工艺技术，突破注采一体化井筒温度和强度极限，实现了热采井极端工况低成本长寿命安全生产。

得益于关键技术与核心装备突破，中国海油实现全球海上规模化热采从“0”到“1”的突破，2024年热采产量105万吨，今年将达220万吨，明年将上产至300万吨。

中国海油今年还建成了大型压裂船，进一步提升了海上大型储层改造作业能力；“深海一号”二期首次建立“大规模水下生产装置+深水超远距离单条海底管线+浅水生产平台”全海式开发模式，形成千米级深水自动发球管汇等世界首创技术；建成“海葵一号”圆筒型FPSO（海上浮式生产储油船）、“海基二号”导管架这两个亚洲第一、世界领先的“国之重器”，推动海洋油气开发全面进入“超深水时代”。

近年来，非常规油气大发展支撑了我国油气产量持续提升。目前，非常规油气产量1.1亿吨油当量，占我国油气总产量的27%，其中非常规气产量占天然气总产量的44%、非常规油产量占石油总产量的12%。

西南石油大学校长郭建春说，水力压裂是非常规油气开发的关键技术，但目前存在一些问题：多簇射孔后裂缝不均匀起裂，各簇裂缝进液进砂差异大，部分射孔簇对产量没有贡献；压裂缝复杂程度不及预期，压裂段裂缝控制程度不足；人工裂缝有效支撑不足等。尤其是非常规油气排量、液量、簇数、砂量不断增加，裂缝密度和改造体积显著提升，但与EUR（评估的最终可采储量）增幅不匹配。以页岩气为例，页岩气压裂工艺从1.0到2.0，加砂强度提升了2~3倍，但EUR仅提高1.13倍。

对此，郭建春团队提出了全域支撑的技术理念，即以非常规油气藏整体为改造目标，统筹解决基质-造缝-支撑间的关系，通过点解吸、线疏通、面促缝、体支撑，在储层中形成多尺度流动通道，实现基质-微裂缝-主裂缝的有效连通，达到全域支撑、提高采收率的目的。该技术近期在筇竹寺组页岩气、胜利济阳页岩油应用收效显著，已在国内致密油气、页岩油气、煤岩气应用300余井次，单井平均产量提高13%以上。

新材料与新技术协同解难题

新材料与新技术协同助力破解油气开发难题。超分子纳米乳液、靶向相变调剖剂等应用于低渗透油藏；活性纳米流体等技术在多地油田见效，提升产量、降低含水率；界面化学、纳米科学、材料科学等学科为驱替体系提供新思路。

新材料与新技术协同是破解开发难题的关键路径。

如针对低渗透老油田的调驱难题，捷贝通研发了智能调驱协同增效技术，具有特殊的材料体系，其中最关键的是超分子纳米乳液，平均粒径10纳米（常规表面活性剂溶液平均粒径为800纳米），因此它可以匹配低-特低渗油藏储层孔喉结构，通过降压增注、渗吸置换实现低渗透油层纳米级孔隙驱油。此外，研发了靶向相变深部调剖剂，这是一种聚合物包裹树脂液滴的离散态液相多组分深部调驱体系，注入地层后受温度影响发生相变，由液体变为不同粒径的固态粒子（100~1000纳米），具有多尺度孔喉自适应性。

纳米材料是至少有一维处于纳米尺度范围（1~100纳米）的材料，粒径小、比表面能高，在医疗、能源等领域应用前景广阔。中国石油大学（华东）副校长戴彩丽说，想要在油田开发中用好纳米材料，必须解决稳定性、功能性、低成本三大关键难题。

戴彩丽团队采用表面修饰绿色化学方法，以低成本硅基/碳基材料为载体，亲水耐温耐盐头基和疏水碳链为表面功能化基团，制备出成本低、粒径小、界面活性好且稳定分散的水基活性纳米流体，具备降低油水界面张力、改善润湿性、产生结构分离压等功能特性，并结合油田不同开发需求，形成系列功能。

活性纳米流体及吞吐增能渗吸技术在长庆油田超低渗储层应用，日产油量是措施实施前的3倍，见效期已超1年且持续有效。纳米流体协同清洁压裂液及压驱一体化技术在长庆油田德42低渗油井应用，试油日产量超25吨，创同区块油层新高。团队基于自主研发的杂化聚合物和纳米强化材料，发明了满足不同温度、矿化度苛刻油藏条件下控水需求的梯级杂化冻胶新材料，在塔河油田S72井组深层高温高盐油藏应用，含水率从97.8%降至71.1%，日增油峰值20吨，产出投入比12.7。

大庆油田针对古龙页岩油特性研发了古龙1号乳液体系，可与页岩油形成纳米级中相微乳液，粒径5~90纳米，可将页岩表面润湿性由亲油转向亲水，还可大幅提高渗吸洗油效率。古龙1号乳液体系试验井见油返排率低、含油率高、同期产油量高，但仍存在压降快、产液量小等问题，有待改进。

中国石化勘探开发研究院首席专家伦增珉认为，水驱油藏开发面临能量、波及、洗油三大共性问题，理想的驱替体系需要同时满足有效补能、扩大波及、提高驱油效率，而界面化学、纳米科学和材料科学可提供新的思路和借鉴。

伦增珉团队由此关注到了微纳米气泡。这是一种介于胶体稳定体系与气液分散不稳定体系之间的独特体系，具有高气驱、化学驱、纳米驱油和物理采油技术的特性。实验室研究发现，纳米气泡水驱相比水驱能够降低含水率，提高驱油效率和采收率。去年底，胜利油田鲁胜王39块开始注入纳米气泡水，目前已见到注入压力升高、含水降低、油量增加的初步效果。

管理创新释放难动用储量潜力

东部老油田面临资源差、稳产难等问题。胜利油田与胜利石油工程公司积极探索合作模式，从超产分成到利润共享，动用储量2.4亿吨，新建产能368万吨/年，平衡油价降为50美元/桶以下。

近年来，东部老油田普遍面临剩余资源禀赋差、持续稳产难的困境。特别是2015年低油价以来，工程上面临工作量严重不足、经营大幅亏损的困局；油田面临难动用储量无法动用、产量大幅下滑的不利形势。双方解放思想，主动探索“抱团取暖”新路子。

中国石化高级专家万绪新介绍，2017年胜利油田提出“超产部分四六分成”的合作共赢机制，释放技术、管理的活力。首个合作区块盐222块通过一系列优化，钻井周期由100多天降至一个月，开发成本降低50%以上。

盐222块的成功扭转了一些干部员工“打得慢等死、打得快找死”的悲观思想。随后，甲方将232个难动用区块一次性释放，设计也交由胜利石油工程来做，1.0模式走向成熟。管理改革极大推进了工程、工艺技术进步，工程、工艺创新层出不穷，为重新认识油藏提供了可能，打造了一批地质工程一体化效益动用的典范。

渤南义184块2012年上报探明储量3012万吨，由于层薄物性差、油水关系复杂、整体产能低，未能动用。2018年纳入合作，双方突出问题导向和顶层设计，破除部门壁垒，融合海量资料，开展多学科、多专业、多部门的协同研究，突破技术瓶颈。先后分5期合作开发，单井产量提高150%，平衡油价从96.6美元/桶降至46.9美元/桶。

合作实现新区高效动用，但一些老区仍深陷高成本泥潭，为此，双方出台《高成本单元合作开发管理办法》，开启了2.0模式。

草4老区稠油油藏埋深仅900~1000米，提速降本空间有限，一度成为采油厂的“老大难”。胜利石油工程通过成熟技术集成应用和新工艺新材料研发，特别是全流程储层保护，使该区块从最初设计单井日产油5吨都没有信心，到实现投产平均单井日产油15吨，打造了模板。

随着大量储量规模动用，剩余储量品位持续变差，怀疑、悲观的声音又出现：“6.6亿吨难动用储量干完了，油田怎么办？”“现在工作量饱满，将来一旦停下来，折旧折耗更大。”直面问题，难动用合作重塑团队、创新模式，工程主动投入，百万吨产能建设投资降低30%，3.0模式正式开启。

基山砂岩商541块百万吨产能建设投资超100亿元，沉寂近30年，一体化优化后，仍有2800万元缺口，工程主动投入35%，30口井的资源得以释放。钻井技术经4轮迭代，进尺“日上千，月上万”成为常态，目前，该块二期正投、三期正钻、四期待批。

从2018年的1.0“超产分成”到2022年2.0“超产分成+溢价分成”，再到2023年3.0“合作建产利润共享”，形成了一体化合作的胜利模式，石油工程公司实现从“干工作量、挣工程款”到“合作开发分效益油”，再到“合作经营”的重大转变。

一体化协作以来，动用储量2.4亿吨，新建产能368万吨/年，相当于东部再造一个中型油田，平衡油价从高于90美元/桶降至50美元/桶以下，助力油田产量止跌向上。

万绪新感慨，对老油田而言，储量品位下降、开发成本上升、经济效益下滑是客观存在的，但大家都去过紧日子，给技术创新可能套上了“紧箍”。难动用合作开发实践表明：通过工程工艺创新、管理提升、做大产能，才能支撑老油田箭头向上，助力油服企业摆脱“工作量越干越少，干了赔、不干更赔”的被动生存模式，踏上“合作开发、分效益油”一体化、高端化、高质量发展的新道路。