2022年油气领域十大新闻

2023-01-03

新闻来源: 全联石油业商会

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“深海一号”投产一周年，累计生产天然气超20亿方

2022年4月10日，习近平总书记连线“深海一号”作业平台，并强调：“用我们自己制造的装备，开发我们的油气，提高我们的能源自给率，保障我们的能源安全。这是一件具有战略意义的事情。”

位于海南岛东南海域的“深海一号”是我国自主勘探开发建设的首个1500米超深水大气田。2022年6月25日，“深海一号”投产一周年，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，成为我国“由海向陆”保供粤港澳大湾区和海南自贸港的主力气田。

“深海一号”大气田采取“半潜式生产平台+水下生产装置+海底管线”的全海式生产模式开发，首创世界独一无二的“保温瓶内胆式”立柱储油技术，能实现采出油气的就地分离和凝析油的安全存储，有效降低海底油气管线的铺设费用，探索出深海天然气经济高效开发的新路径。

“深海一号”大气田自主开发成功标志着中国海油从装备技术到勘探开发能力全面实现了向1500米超深水的跨越，以保障国家能源安全为先，以实现科技自立自强为先，以助力区域经济发展、践行“双碳”目标为先，是中国道路、中国精神、中国力量在海洋石油工业领域的一个有力证据。

油气当量突破3000万吨，我国第五大油气田横空出世

截至2022年12月26日8时，中国石油西南油气田今年生产天然气376亿立方米，生产原油6.8万吨，按1255立方米天然气热量值相当于1吨原油计算，油气当量正式突破3000万吨。

其中，3000万吨油气当量预计约占全国2022年天然气产量的17%左右，西南油气田也因此成为继长庆油田、大庆油田、渤海油田、塔里木油田之后的我国第五大油气田。

据介绍，3000万吨油气当量折合天然气376.5亿立方米，如果按一个三口之家每日平均1立方米天然气用量测算，可供全国14亿人连续使用3个月，四川省8300万人连续使用4年，成都市2100万人口连续使用17年。在工业领域，可满足川渝地区工业企业3.4年连续使用。

首套自主研发深水水下生产系统正式投用，我国深水油气开发关键技术装备研制取得重大突破

2022年9月14日，随着位于我国南海莺歌海的东方1-1气田东南区乐东块开发项目投入生产，我国自主研发的首套深水水下生产系统正式投入使用，标志着我国深水油气开发关键技术装备研制取得重大突破，对打造自主可控的海洋油气装备体系、保障国家能源安全具有重要意义。

据了解，东方1-1气田东南区乐东块开发项目主要生产设施包括2套水下生产系统、2条油气混输海管和2条复合脐带缆，计划投产4口开发井，高峰日产天然气超120万立方米，将进一步增强环海南岛海洋天然气生产集群的能源保障能力。

深水水下生产系统是开发海洋油气资源的重要技术装备，是挺进深海油气开发综合实力的集中体现，由水下井口、水下采油树、水下控制系统、水下多功能管汇等多种复杂水下结构物组成，在低温高压的深海环境中搭建起能够有序传输传送海底油气物流、液压和电气控制信号、水下生产设施状态信息的“多向通道”。

在此之前，我国水下生产系统依赖进口，设备应用面临采办周期长、采购价格高、维修保养难等问题，制约着我国深海油气资源开发。国产深水水下生产系统的成功研制和应用，可以使很多原本不具备经济效益的深水边际油气藏得到有效开发。

特大型产气区持续发力，天然气供应能力稳步提升

2022年12月27日上午10时，中国石油长庆油田生产指挥中心电子显示屏上的天然气生产曲线跃上500亿立方米大关，达到500.6亿立方米，标志着我国建成首个年产500亿立方米特大型产气区。

长庆气区单井日均产气不到1万立方米，仅为国内中、高产气田的几十分之一甚至百分之一。在如此“贫瘠”的气田创造高效开发和持续上产奇迹，得益于依靠自主创新破解“三低”气田系统性难题，以及探索形成的低成本开发模式。

海洋油气产量创新高，成为油气上产新增长极

2022年，全球海洋油气勘探开发投资大幅增长，我国海洋油气产量再创新高，海洋石油将贡献全国石油增产量的一半以上。尤其值得一提的是，2022年10月20日，中国海油在海南东南部海域琼东南盆地获勘探重大突破，发现我国首个深水深层大气田宝岛21-1，探明地质储量超500亿立方米。

近年来，我国持续加大海洋油气勘探开发力度，勘探投入比例不断提升，以寻找中大型油气田为主线，聚焦风险勘探和领域勘探，推进油气新发现和储量增长。2022年，全球海上钻井工作量中的近40%来自中国海域。同时，先后获得7个油气新发现，评价了20个含油气构造，实现了海上页岩油勘探的重大突破。

勘探开发成绩亮眼，我国海洋油气产量也再创新高，海洋石油贡献了全国石油增产量的一半以上。勘探技术进步与创新促进海洋油气不断获得新发现，开发技术的进步、智能化生产提升了海洋油气的开发效率。

未来，海洋能源将在新型能源体系的构建中扮演更加重要的角色。围绕海洋能源，完善建立海洋产业体系，可以推动将新型能源体系有机整合到全产业链的转型中，培育经济发展新动能，服务经济社会可持续发展。

最大LNG储备基地管道气正式外输，设计建造技术达世界一流

2022年12月16日，中国海油盐城“绿能港”管道气开启输送供气系统，标志着国内规模最大的液化天然气（LNG）储备基地正式进入稳定、持续的管道气态对外供应阶段，每年可供气超26亿立方米，对华东地区天然气供应渠道多元化以及天然气储备调峰保供具有重要意义。

中国海油盐城“绿能港”是全球一次性建设规模最大的LNG接收站项目，同时也是国家天然气产供储销体系建设及互联互通重点规划项目，可接卸来自全球各地各种类型的LNG运输船，一期工程共建造4座22万立方米储罐和6座全球最大的27万立方米储罐，总罐容达到250万立方米。

值得关注的是，2022年9月7日，3座单个面积约1个标准足球场、重量近1200吨的LNG储罐穹顶通过气压托升至60米高的罐顶。这是全球首次3座27万方LNG储罐同步升顶，标志着我国超大型LNG储罐设计建造技术和项目管理均达到世界一流水平，为大规模、批量化建设LNG储罐积累了丰富经验。

“深地工程”获重大突破，“地下珠峰”成功开发

中国石化在油气勘探开发领域实施的“深地工程”获得重大突破，顺北803斜井测试获高产工业油气流，折算日产原油244.3吨、天然气97万立方米，油气当量达到1017吨，成为顺北油气田超深层第15口“千吨井”。中国石化命名顺北油气田为中国石化“深地工程”顺北油气田基地，这是我国第一个以“深地工程”命名的油气项目，顺北油气田基地被称作“深地一号”。

“深地一号”位于塔里木盆地中西部，油藏具有超深、高温、高压等特点，储层平均埋藏深度超过7300米，是世界陆上最深的商业开发油气田之一，也是中国石化向地球深部进军的重要代表。目前“深地一号”垂直深度超过8000米的井已有41口，定向井井深最深达到9300米，刷新亚洲最深纪录，这些井堪称“地下珠峰”。

“深地一号”油气井平均深度已是全国之最，在塔里木盆地超深层凝析气藏连续取得重要油气突破，落实了4个亿吨级油气区，成为近10年来塔里木盆地石油勘探的新亮点，对我国深地矿产资源的勘探具有较强的指导意义，将为保障我国能源安全贡献重要力量。

“深地工程”所取得的技术突破，一方面提升了深地油气勘探开发能力，另一方面也为持续推进深地领域前瞻性、先导性、探索性技术研发和成果应用提供了探索与实践的平台，相信技术的不断成熟将为我国更好端牢能源饭碗提供战略科技力量。

产量突破100亿方，我国最大煤层气田再创佳绩

2022年12月27日，我国最大煤层气田——华北油田山西沁水煤层气田日产量达600万立方米，创历史新高，累计生产煤层气突破100亿立方米，成为我国能源结构转型、助力“双碳”目标实现的煤层气开发示范工程。

我国煤层气资源丰富，埋深2000米以浅的煤层气资源量为36.8万亿立方米、居世界第三位，其中沁水盆地约占4万亿立方米。进入“十二五”后，随着煤层埋藏深度的增加，引进技术严重不适应，国内煤层气行业整体陷入产能到位率低、单井产气量低、开发利润低的困境。

面对制约产业发展的技术瓶颈，华北油田立足高水平科技自立自强，连续多年进行创新攻关，成立了中国石油煤层气领域的第一个开采先导试验基地，创建了高煤阶煤层气疏导开发方式，填补了国内外空白，并获得国家科技进步奖。以新的开发方式和技术为支撑，华北油田率先打破行业沉寂局面，新建直井、水平井单井日产量大幅超过行业平均水平，新建项目产能到位率达到90%以上，水平井万方井比例达到49%以上。

加大煤层气开采对于减少煤矿瓦斯爆炸事故、扩大天然气供给、降低环境污染、促进“双碳”目标实现都具有重要意义。

多个油气勘查探矿权挂牌出让，市场化改革给民企带来新机遇

今年以来，我国进一步加大了石油天然气区块出让力度。截至目前，自然资源部已挂牌出让了包括广西柳城北区块、鹿寨区块、黑龙江松辽盆地林甸1、2、3区块、拜泉南区块等多个油气勘探区块。

据统计，过去十年，我国共完成了15次油气（含页岩气、煤层气）探矿权出让，成功出让了87个区块，39家企业进入到油气上游市场。

伴随着我国油气领域上游开放范围的日益扩大，垄断“围城”被进一步打破。当下的中国油气行业，市场化改革程度正不断深入，油气勘探开发放开搞活、市场化配置资源的局面开始显现。

油气矿业权的竞争性出让，不仅有助于带动社会资本投入，推进相关技术的进步，同时还将打破现有的利益格局，推动传统油气企业加快改革创新步伐，以激发上游环节市场活力，提高生产效率，促进储量产量的增加。

LNG价格大起大落，业界急盼基准价格

2022年下半年以来，LNG价格宛若乘坐“过山车”，几经大起大落。进入供暖季，LNG储备充盈，市场价格不涨反跌。

2022年10月以来，受保供政策影响，LNG市场供应平稳，上游气源充足，而终端需求不足，在诸多因素共同作用下，LNG进入低价通道。下探时间长达46天，跌幅高达32.1%，下游承接力度始终薄弱，市场持续处于探底趋势中。

随后，国内LNG价格上涨180元/吨至7803元/吨，同比上涨55.8%。其中，局部LNG液厂单日涨幅达到1000元/吨，部分LNG液厂销售价格达到8800元/吨。但在暴涨之后，LNG价格再次走跌，最高下调1000元/吨。此后，价格再度下跌。

LNG价格的起伏，反映出建立完善的天然气产供储销体系的战略必要性，以及推出真正反映市场供需的价格指数的迫切性。

目前，LNG价格虽已完全市场化，但并没有一个统一的LNG基准价格，甚至没有统一的区域性基准价格、没有LNG期货市场。设立中国天然气期货市场，有利于激发相关企业的积极性，提升市场效率，推动天然气市场化改革进程。

策划丨本报融媒体编辑中心

文丨本报记者渠沛然王林/整理

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出品 | 中国能源报（ID：cnenergy）

编辑丨闫志强