SHPGX导读：受新冠肺炎疫情、国际油价暴跌等因素影响，当前全球范围内几乎所有石油公司都采取紧缩政策，大幅压减开支等措施，国内石油企业也表态将降本增效“过寒冬”。与此同时，勘探难度日益加大、勘探对象和资源赋存条件也更加复杂。多重压力下，国内油气产量为何不降反增?产量新增长点又在何处?
国家统计局日前公布的数据显示，1-9月，我国原油产量达14625万吨，同比增长2.4%；天然气产量1371亿立方米，同比增长8.7%，国内油气产量总体表现强劲。
受新冠肺炎疫情、国际油价暴跌等因素影响，当前全球范围内几乎所有石油公司都采取紧缩政策，大幅压减开支等措施，国内石油企业也表态将降本增效“过寒冬”。与此同时，随着油气勘探工作的不断深入，勘探难度日益加大、勘探对象和资源赋存条件也更加复杂。
多重压力下，国内油气产量为何不降反增?产量新增长点又在何处?
新老油气田齐发力
多位受访人士表示，对全球油气行业来说，2020年都是极为不易的一年。为保障能源供应安全、持续增储上产，即使是微小的增长都极其不易。
中石油、中石化和中海油年中业绩报告均指出，油气产量实现逆势突围，稳步推进增储上产，三季度更是扭亏为盈，作业量同比实现增长，勘探开发持续发力。
其中，中石油在塔里木和四川盆地获得油气勘探的重大突破，开辟了油气勘探的新领域。中石化重点探井—顺北52A井获得油气突破，日产原油150吨、天然气5.9万立方米；中海油国内净产量88.6百万桶油当量，同比上升10.4%，主要由于旅大21-2/旅大16-3油田区域开发、东方13-2气田群等项目投产带来了产量贡献。与此同时，9月，我国首个自营深水油田群——流花16-2油田群顺利建成投产，油田群高峰年产量可达350万吨，可满足400多万辆家用汽车一年的汽油消耗。
“老油气田冲刺产量、新油气田陆续投产为国内油气产量增长助一臂之力。”中海油经济技术研究院高级经济师单联文说。
“渤中19-6凝析气田在先导试验区的结果出来后将落实具体开发方案。陵水17-2气田明年下半年将投产。这两个项目投产后将进一步提升国内天然气产量。”中海油首席财务官谢尉志表示。
“三桶油”均表示，即使当下“困难重重”，未来都将加大油气勘探领域的投入，油气勘探持续多点突破，并在成熟探区不断解锁新潜力。
“得益于国内‘七年行动计划’持续实施，以及各大油企不断降本提质增效、合理资源配置、加大科研投入和提升管理水平等多种举措，勘探开发较去年同期稳中有升。6月，国家发改委、国家能源局发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，给国内‘七年行动计划’定下了长期的基调，为国内油气市场发展提供了政策支撑。”自然资源部油气资源战略研究中心研究员潘继平说。
“多条腿”走路保供应
某不愿具名的业内资深人士对记者表示，原油对外依存度逐年上升，加大勘探力度保持原油产量在情理之中。但目前国际天然气价格较低，是大量采购的好时机，买比采更合算。
自然资源部发布的《中国矿产资源报告2020》显示，全国石油剩余技术可采储量大约还有35.55亿吨。按照2019年1.91亿吨的开采速度，35.55亿吨还够开采18年左右。基于每年新资源的发现补充，全国石油剩余技术可采储量保持稳定。按照2019年的开采速度，国内常规天然气可以开采约40年。
如何处理自采与外购的关系?
多位受访人士持不同观点。“目前，我国油气勘探开发面临诸多挑战：常规油气总资源量依然丰富但分布相对分散、勘探程度总体较高，发现新储量难度加大、重大领域接替尚不明朗且可持续发展面临挑战、低品位和非常规油气效益发展困难等，这也意味着油气勘探开发对象日益复杂，规模增储与持续上产难度加大。预计未来几年我国油气对外依存度还将继续上升，构建全面开放条件下的油气安全保障体系成为当务之急。”中国地质调查局油气资源调查中心高级顾问陈永武说。
2016至2018年，原油产量连续下降三年。2019年“三桶油”实施“增储上产七年行动计划之后，产量止跌回升，同比增长1.0%。
“由于目前原油价格不高，若产量下降油企利润压缩更低，不利于石油企业拓展市场和盈利。加之很多油井都是低产井，压产后再重新生产，疏通渠道很难再打开，有悖于提质增效的发展目标。”陈永武说，“低油价低气价是进口的好时机，但保障国家能源安全更为重要，国际油价、进口LNG(液化天然气)存在价格不稳定等风险，需要国产油气给我们‘兜底’。生产的多，调节余地也大，更能为储备做准备。”
创新技术撬开潜力资源
当前油气新增探明储量品位劣质化趋势加剧，非常规资源将是加快发展增储上产的主战场。
“推进矿权区内部流转、建立更完善开放的市场投资体制是激发勘探活力的有效手段。但更关键的是通过技术创新撬开潜力资源，为原油2亿吨稳产和天然气增储上产提供‘后备力量’。”陈永武说。
随着高品质常规油气资源储量的减少，我国油气资源开发正日益转向超深油气、页岩油气、深水油气、煤层气等领域。而这些资源的开采由于技术难度较大、成本高，因此创新换代发展技术、实现低品位资源规模效益开发是确保勘探突破、提升勘探效益的重要保障。而要从长远上解决，必须加速推进关键油气科技升级、关键油气装备国产化。
目前，国家也加大了对油气科技创新发展的引导与支持。在近期举行的科学家座谈会上再次强调，我国石油对外依存度达到70%以上，油气勘探开发、新能源技术发展不足，需加快解决制约科技创新发展的一些关键问题。
中石化总经理马永生表示，未来，随着非常规油气理论快速发展，石油天然气地质基础理论体系不断拓展与完善，在新一代勘探开发智能化技术体系支撑下，将形成含油气盆地常规—非常规整体评价、多层系立体勘探的格局，并将带来新一轮油气储量、产量增长。
本文来源 | 中国能源报
新增830亿立方米！中国石化在四川又发现超级大气田
11月12日，从中国石化新闻办获悉，中国石化西南石油局川西气田探明储量新增报告日前顺利通过国家自然资源部评审，新增探明储量830亿立方米。至此，川西气田累计探明储量达1140亿立方米，相当于亿吨级当量大油田，将为我国西南地区以及川气东送沿线提供更多的清洁能源支撑。
川西气田地处四川盆地西缘，主力气藏埋深在6000米左右，气田面积约138平方公里，是中国石化继普光气田、元坝气田之后在四川盆地发现的第三个大型海相大气田，
西南石油局总经理郭彤楼介绍，川西气田的发现和探明面临着目的层埋藏深、识别难度大，储层深度大、厚度深，区域人口绸密、安全环保要求高的三大挑战，通过创新地震波形指示反演预测方法，实现气藏精准识别；通过大斜度井、水平井等技术，钻遇优质储层并获高产；通过加强HSSE管理，深入实施绿色企业行动计划，实现全过程安全环保。
2018年，西南石油局在该区域先期部署的彭州1井等探井相继获高产工业气流，由此发现川西气田。2019年以来，西南石油局又陆续部署开发井11口，已完钻的7口井均获良好产量，有力支撑了川西气田新增探明储量提交。
据了解，今年以来，西南石油局加大天然气勘探开发力度，聚焦增储上产开展攻坚创效。4月14日，我国首个深层页岩气田——西南石油局威荣页岩气田开发建设项目全面铺开，项目建成后年产能30亿立方米。
郭彤楼表示，当前西南石油局正认真贯彻落实十九届五中全会精神，按照中国石化党组统一部署，以创新思维，优化川西气田开发方案，统筹推进安全环保和生产运行，确保实现气田的效益开发和绿色发展，为社会经济建设作出更大贡献。
本文来源丨中国石化新闻网
中石油油田在新疆获重大新发现
11月11日，中石油官网发布消息证实，新疆油田部署在准噶尔盆地东部阜康凹陷的风险探井康探1井获重大突破，三层均获高产工业油气流：乌尔禾组二段日产油133.4立方米，日产气6000立方米；乌尔禾组一段日产油158立方米，日产气1.12万立方米高产；二叠系芦草沟日产油24.1立方米，日产气1.44万立方米。
这一新发现改写了准噶尔盆地东部自发现准东油区以来，近30年始终无重大油气勘探发现的历史。
如此，参照准噶尔盆地100亿吨级的资源储量，相信伴随国内7年行动计划的深入，未来将有更多油气资源的面纱被揭开。
历史性油气新发现
对中国的整个油气行业来说，新疆绝对是一个不容忽视的区域。地质时期的演变，形成了新疆“三山夹两盆”的独特地貌，这似乎注定新疆会成为油气资源富饶之地。
本次获重大油气新发现的准噶尔盆地，正是新疆主要油气资源贡献来源之一。
回溯过去上百年的勘探历史中，准噶尔盆地发现了克拉玛依油田，落实了准东油区，突破了腹部沙漠油气，成为晋升中国西部第一个千万吨级大油区。
准噶尔盆地一级构造单元常规石油资源量分布统计
（来自文献《准噶尔盆地石油地质条件、资源潜力及勘探方向》）
而第三次油气资源评价结果显示，准噶尔盆地油气资源十分丰富，常规、非常规石油资源量近100亿吨，综合探明率约为27%，剩余待探明石油资源量近55亿吨。
可是，准噶尔盆地近年来勘探实际与可观的待探明石油资源量之间的矛盾愈发突出，常规、非常规领域的石油资源亟待被探明发现。
这其中，除了盆地中央坳陷和西部隆起，近30年无重大勘探突破的准噶尔盆地东部也是新疆油田油气新发现的突破口之一。
从2015年开始，新疆油田勘探人员积极谋划盆地东部下凹规模勘探，按照地震先行原则，陆续部署了多块高密度三维地震，为搞清阜康凹陷坡下二叠系地层结构奠定了坚实资料基础。
阜康凹陷区域构造位置图
（选自文献《准噶尔盆地勘探历程与启示》）
2017年，股份公司设立专项课题开展准噶尔盆地上乌尔禾组整体研究，发挥集团公司整体优势，由新疆油田牵头组织成立了一体化团队攻关，通过整体研究，认为阜康凹陷具备形成“大油区”的石油地质条件，落实有利勘探区带10个，有利勘探面积上10000平方千米，发现了上乌尔禾组一段规模高效勘探新领域，认为阜康凹陷上乌尔禾组实现战略突破的时机已经成熟，整体部署3口风险探井，优先实施康探1、康探2井。
康探1井的成功，标志着准东地区油气勘探取得历史性突破，实现准噶尔盆地东部油气勘探由源边凸起带向源内凹陷区战略转移，进一步坚定了盆地上二叠统5.5万平方千米统一坳陷湖盆区大型地层-岩性油气藏领域整体突破的信心，有望形成规模增储东西并进新格局，这对新疆油田公司加快发展具有重大意义，为中石油原油1亿吨稳产进一步夯实资源基础。
本文来源 | 石油Link
我国首个自营深水油田群投产
9月20日，中国海洋石油集团有限公司（下称“中国海油”）宣布，历时30个月建设，我国首个自营深水油田群——流花16-2油田群顺利投产，7天后将外输第一船原油，高峰年产量可达420万方，是目前我国在南海开发产量最大的新油田群，可满足400多万辆家用汽车一年的汽油消耗。
值得注意的是，该油田群在建成投产过程中攻克了多个世界性难题，并实现了国内多个“首次”，进一步完善了我国具有自主知识产权的深水油气开发工程技术体系，为保障国家能源安全和助力粤港澳大湾区发展注入新动力。
攻克世界性难题实现国内多个“首次”
从深圳乘直升机飞行一个多小时，来到香港东南约240公里处的南海珠江口盆地，便是流花16-2油田群的所在地，其包括流花16-2、流花20-2和流花21-2三个油田，平均水深410米，创下我国海上油田开发水深最深、水下井口数最多的纪录。
据了解，该油田群在我国第一个采用全水下开发模式，即全部油田采用水下生产系统，再回接到水面的FPSO（浮式生产储卸油装置），无需建设常规油气田的生产平台，相比深水生产平台模式具有技术和经济的综合优势。
“这里离岸远，海况恶劣，而且需要同时开发三个油田，技术难度和复杂性位居世界前列，总体开发工程设计挑战极大。”流花16-2油田群开发项目组负责人刘义勇解释说。
为此，中国海油充分依靠自身海上油气田开发的技术体系和管理制度，集中了科研设计、采办、工程建设、油田服务、生产运营等各个专业版块的优势资源和力量，也整合了国外的一些先进技术和管理经验，开展了多个工程方案的论证研究，先后攻克了深水钻井、水下智能完井、深水流动安全保障、远距离电潜泵供电技术等多个世界级难题，并首次自主完成了油气田水下生产系统开发模式的总体设计和安装工作。
据刘义勇介绍，流花16-2油田群水下生产系统主要包括26棵水下采油树、生产管汇、海底电缆、脐带缆及远程控制系统、海管与柔性立管等，大多数水下生产设施都是国内首次应用。
挑战不在少数。经历了从项目筹备、详细设计到各类水下结构物和系统安装等几乎所有工作环节的海油工程流花16-2油田群总包工程项目组海上安装部经理梁光强深有体会。
例如，带阀门的PLET单个成本接近4000万元，海上安装时，要在400米深水的涌浪动载冲击下，将两段炒锅直径大小的管组对到一起，每一处偏差都不能超过指甲盖的厚度，否则极易出现根部焊接质量问题造成切口。
国内第一次做，没有经验可以参考，梁光强唯有带着设计、焊接、安装等专业人员，反复推敲试验。最终，由于精心的准备和施工组织，8个PLET安装，一次合格率均为100%，工期大幅缩减，成本节约上千万元。
提前两月投产打造海上油气超级工厂
除了水下生产系统，中国海油还为流花16-2油田群的开发生产设计建造了迄今为止国内应用水深最深、功能最复杂的FPSO——海洋石油119。
据了解，该船满载排水量达19.5万吨，是我国最大极地科考船“雪龙号”的9倍多。在其相当于2个标准足球场大小的甲板上，集成了14个油气生产功能模块和1个能够容纳150名工作人员的生活楼。
流花油田作业区负责人刘华祥介绍说，海洋石油119每天可以处理原油2.1万方、天然气54万方，相当于占地30万平方米的陆地油气处理厂，是名副其实的“海上油气超级工厂”。
这样一个“巨无霸”能够长期牢牢“拴在”台风频发的南海深水区，至少“定居”30年，全靠一套具有世界先进水平的“定海神针”——大型内转塔单点系泊系统。
在作业现场，中国海油深水工程专家冒家友表示，该系统总重2800多吨，通过9条长约1740米的锚链固定到海底，悬挂19条水下油田生产和控制管缆，在较小的空间里集成了众多的设备，安装进度要控制在毫米级，可以说是国内水深最深、管缆悬挂数量最多、复杂程度和安装精度最高的单点系泊系统，可抵御百年一遇的16级台风，同类技术国际应用仅4例。
据他介绍，根据流花油田的特性，海洋石油119船上还装备了首套由国内自主设计建造的浮式轻烃（LPG）回收系统，通过回收利用原油开采伴生气，不仅有效减少了气体排放，每年还可产生效益近亿元。
今年以来，流花16-2油田群开发项目团队克服全球新冠肺炎疫情影响，克服深水安装技术难度高、工作量大等诸多困难，实现多套核心设备自主调试和海上安装，按期完成FPSO拖航、回接，提前半个月完成脐带缆、电缆安装。同时，创造性采用深水工程船脐带缆垂铺、FPSO双侧双扇区管缆同时回接作业等方案，缩短项目关键路径45天以上，油田群比计划提前两个多月投产。
“项目从基本设计及概算获得中国海油投委会批准到油田投入试生产历时不足31个月，较国际同类深水项目工期短6到8个月，为我国深水油气田开发积累了丰富的工程经验。”刘义勇表示。
挺进深水增储上产保能源安全
据了解，流花16-2油田群所在的南海东部油田是我国海上第二大油田，1996年诞生了对外合作开发的我国首个深水油田流花11-1油田。
“作为海洋石油工业对外合作的主要基地，公司成功实践了中国海油对外合作理念，并已实现了从原油勘探开发到油气并举，从合作到自营，从浅水到深水的跨越。”刘义勇介绍说。
数据显示，南海东部油田连续24年年产量超千万方、连续5年年产量超1500万方。流花16-2油田群的建成投产，为南海东部油田实现2025年上产2000万吨目标奠定了坚实的基础。
在刘义勇看来，流花16-2油田群项目的建成投产贡献的不仅仅是油气资源，而是带动了整个产业链的发展进步，进一步提升了我国海洋油气资源开发的能力，进一步增强了开拓深水和更广阔海域的信心。
近年来，中国海油贯彻落实国家坚持陆海统筹、加快建设海洋强国的要求，积极开发我国深海油气资源。
2004年成立深水勘探直管项目，优选出珠江口盆地的荔湾3-1等大型深水目标，2014年4月建成投产我国首个深水气田荔湾3-1气田。2018年11月我国首个深水自营千亿方大气田陵水17-2气田正式进入实质性开发建设阶段，预计明年将建成投产向香港、广东及海南等地供气……一系列成果逐步显现。
中国海油董事长、党组书记汪东进表示：“为保障国家能源安全，立足国内加大油气勘探开发力度是必然之举。中国海油大力实施增储上产‘七年行动计划’，将持续加大油气主业投入力度，加快推进重点产能建设，着力展现能源央企的责任担当。”
本文来源 | 经济参考报
