储层保护、优快钻井及增产技术等方

面开展攻关。此外，为加快隐蔽油气

藏效益开发，还可在以下 3 个方面开

展一体化技术攻关：①加强砂砾岩体

深度域成像、有效连通体交互反演预

测等技术的重点攻关，进一步落实地

质“甜点”；②综合多种地球物理资

料优势互补的高精度联合成像及反演、

地球物理信息约束的匹配确定性油藏

建模等核心技术，大幅提升地球物理

资料的三维空间分辨能力，建立确定

性精细油藏模型；③利用快速分段高

效压裂管柱、低伤害压裂液为核心的

立体组合缝网压裂工艺技术，可有效

提高压裂体积和单井产能。

1.2 超深层碳酸盐岩

1.2.1 现状及存在问题

我国海相碳酸盐岩领域已发现

油 田 21 个， 探 明 储 量 40.6×108

吨，探明天然气田 20 个，探明储量

5.5×1012 立方米。中国石化“十四五”

具有新增探明石油储量 4.4×108 吨、

天 然 气 储 量 4500×108 立方米以上

的潜力。超深层海相碳酸盐岩的油气

资源具有规模整装、资源丰度高、成

藏条件复杂、埋藏深度大的特点。如

四川盆地风险探井川深 1 井揭示，在

8100 米以下灯影组仍钻揭优质溶蚀孔

隙型储层且含气性较好，揭示四川北

部地区超深层碳酸盐岩具有巨大的勘

探潜力；但是其储层埋藏深、温度高（大

于 180℃）、应力高、物性差，酸液

对油管腐蚀较大，测试工具失效风险

极大，充分改造储层难度大。川深 1 井因地层垮塌导

致卡钻后侧钻，完钻周期超过设计 63 天，试气期间

又出现井筒落鱼，延误工期 3 个月，这也是超深层海

相碳酸盐岩油气藏普遍存在的问题。

1.2.2 典型案例攻关分析

塔里木盆地蕴含着丰富的超深层海相碳酸盐岩油

气资源，具体表现为储集体埋深大、地层结构复杂、

储集体类型复杂、目的层温压条件复杂，油气藏流体

性质复杂等特点。顺北 41X 井位于顺北 4 号主干断

裂带（图 2），井区地表松散沙漠覆盖，勘探目标埋

藏深度大，地震波反射能量弱，深层信噪比低，二叠

系和奥陶系上部火成岩发育，奥陶系目的层目标屏蔽

及假象问题突出，超深不同尺度断裂体系解释评价难

度大，规模储层地震响应特征不清，不同类型储层预

测描述给目标优选与井轨迹优化设计造成了较大困

难，二叠系火山岩、志留系断裂、下古生界侵入岩发

育造成多口钻井发生卡钻、漏失等井况，同时奥陶系

目的层具有超深、高温等特点，钻井难度大。为此，

针对地质、物探、工程难点开展了一系列针对性的技

术攻关：①通过“三保一测”关键参数优选，做好精

细预处理工作，通过“三层一带”精细速度建模，改

善复杂地表地下地质条件带来的走滑断裂带成像难度

大问题；②创新建立了储集体分类预测，融合雕刻的

“三元一体”断控储集体三维空间描述技术，形成了

规模储集体评价技术，提高了断裂带和断控储集体描

述精度，指导了规模井位目标优选；③在断裂带挤压、

平移、拉张段精细对比分析已钻井储量产量与地震反

射特征关系，以多穿断面，打通阻隔，多点控制、纵

横连通为原则，依据“主断断面 + 异常”优选和设计

井位，提高了井位部署工作效率和精准性。在项目管

理中，以问题、目标、结果为导向，聚焦关键环节，

全流程贯通地质、物探、工程一体化思路，处理紧扣

地质目标，解释深度参与处理质控，为圈闭、井位部

探索实践

2022.01

49 PAGE

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

署提供技术支撑。全井周期地质与工程密切融合，开

展复杂井况（漏失、卡钻等）精细分析，最终为工程

避风险、提效率、降成本提供指导。

通过积极打造“采集—处理—解释一体化”“地质—

物探—工程一体化”融合模式，井深结构从前期六开

优化为四开，安全提速增效效果显著，顺北 41X 井节

约钻井周期 63 天（提速 28%），节约费用 1200 万元。

1.2.3 下步攻关方向

为实现超深层海相碳酸盐岩领域高质量勘探和效

益开发，“瞄得准，打得快，产量高”是关键。地质

工程一体化研究可在以下 2 个方面开展攻关：①加强

成藏演化研究，建立超深层碳酸盐岩储层预测技术，

实现“瞄得准”。综合研究“源岩演化、构造演化、

圈闭形成、疏导盖保体系”等成藏要素的配置关系，

重点研究构造演化对成藏调整的影响，明确成藏规律。

储层预测可在建立地震—地质有利相带及储层识别模

式的基础上，利用地震几何及物理属性分析有利相带，

预测藻丘相储层展布及圈闭边界分布。②地质工程结

合形成优快钻井技术体系，确保“打得快”。首先，

加强区域地质特征研究，地质工程结合，优化井身结

构设计。其次，加强钻遇地层岩石物

性研究，开展 PDC+ 大扭矩螺杆、混

合钻头等钻井配套工具优选。此外，

加强地层压力体系研究，形成配套井

筒工作液体系。最后，为了确保单井

高产，必须加强深层储层改造技术攻

关，优选低伤害工作液，优化深度酸

压改造，进一步提高酸压工艺针对性；

同时优化测试方式及测试管柱结构，

提升关键工具性能，增强测试可靠性。

1.3 致密油气

1.3.1 现状及存在问题

致密油气藏是一个相对概念，因不

同国家、不同时期的资源状况和技术经

济条件而划定。致密油气储层通常具有

低或特低的基质渗透率，在未经压裂情

况下，单井一般不能获得自然工业产能，

但在一定经济条件和技术措施下可获得

工业油气产量，通常情况下，这些措施

包括压裂、水平井、多分支井等。造成

致密油气藏单井产能差异的主要影响因

素为裂缝发育程度，裂缝的存在能显著

改善致密油气储层的物性条件，并能为

烃类从源岩到致密油气储层中持续充注

提供有效的运移通道。天然裂缝的存在

及分布特征对盆地内流体流动及热质传

导等方面具有重大影响。对于致密油气

储层而言，在天然裂缝发育区内打井，

经一定压裂增产措施改造后，通常可获

得高产。

中国石化致密油藏主要分布在济阳

坳陷、鄂尔多斯盆地及准噶尔盆地等区

域，已探明储量 5.05×108 吨。截至

图 2 塔里木盆地顺北 41X 井位置

PAGE 50

2019 年，致密油已动用储量 2.0×108

吨，未动用储量 3.05×108 吨，年产

油 51×104 吨。致密油藏主要特点为

平面分布不稳定，单油层厚度薄；含油

饱和度低，非均质性强；油藏流度低，

渗流阻力大，动用半径小；地应力各向

异性强，压裂形成复杂缝网难度大。

目前，中国石化已建成四川盆地和鄂尔

多斯盆地两大致密低渗气产区，年产

气 76×108 立方米。截至 2019 年底，

中国石化累计探明致密低渗气藏地质储

量 1.63×1012 立方米，动用地质储量

6897.7×108立方米，储量动用程度低。

1.3.2 典型案例攻关分析

胜利油田致密油储量丰富，埋藏

深、物性差、岩性复杂，常规压裂后

产 量 低、 递 减 快， 开 发 效 益 较 差。

2008 年起，胜利油田便开始了致密油

储层的水平井多级分段压裂技术攻关，

并逐步形成了相应的致密油压裂开发

技术体系。针对砂砾岩、滩坝砂储层

纵向跨度大（200 ～ 600 米）的储层

特点，优化采用多层楼水平井和直斜

井多级分段压裂相结合的开发方式，

主要采用水平井套管固井泵送桥塞分

段压裂工艺和连续油管拖动封隔器分

段压裂工艺以及直斜井多级分段压裂，

通过平面上和纵向上的分段改造提高

改造体积。针对致密油储层压裂递减

快的问题，在压裂工艺方面，针对物

性较好的储层，以提高裂缝有效缝长

和导流能力为主，攻关研究了高导流

通道压裂技术；针对物性较差的储层，

以提高改造体积、形成复杂缝网为主，攻关研究了组

合缝网压裂技术，在保证裂缝改造体积的同时，提高

主裂缝导流能力。现场实施方面，全面推广了井工厂

实施模式，并配套了对水源水质要求低、可以连续在

线混配施工的乳液缔合型压裂液体系和低浓度速溶瓜

尔胶压裂液体系。通过关键技术的集成应用，大幅提

高了单井产能、延长了有效期，提高了区块开发效益，

有效开发了一批难动用储量，大幅提高了胜利油田致

密油藏经济有效动用程度。

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，属于典型的低

孔、特低渗致密砂岩气藏，自上而下发育 7 套气层。

2012 年以前采用直井开发，之后采用水平井开发。针

对大牛地气田的地质特征及开发现状，在该气田综合调

整中开展“地质物探多学科精细研究部署、全过程储层

保护 + 密切割大规模压裂、强化现场管理”的一体化开

发管理攻关和试验，在井位优选、储层保护、储层改造

和现场管理优化方面充分发挥“地质 + 工程 + 现场 + 管

理”一体化作业优势，在提高单井产量的同时控制开发

投资，提升开发效益。在储层精细描述基础上，形成水

平井“精细分段 + 无级滑套”高效压裂技术，实现了裂

缝分段与砂体展布的有机结合，使储层更充分改造，有

利于提高单井产量，平均单井测试产量 9.6×104 立方米

/ 天，较常规分段提高 24.6%。此外，面对气田产量递

减快，层间、平面储量动用不清等问题，复合砂体研究

已不能满足精细开发调整的需求，单砂体精细描述技术

攻关成为关键。单砂体攻关团队，从砂体沉积演化与控

制因素出发，综合运用地质统计、沉积过程分析、物探

预测、动态分析等方法，明确了储层沉积模式、砂体形

态规模与叠置关系，形成了针对气田 3 大沉积体系特点

的单砂体精细描述技术，为剩余气定量描述奠定了基础，

推动了单砂体研究的整体进程。

1.3.3 下步攻关方向

致密油藏普遍具有“甜点”小且分散，有效识别

探索实践

2022.01

51 PAGE

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

难度大及工程技术要求高，效益开发难度大的开发特

点。主要在以下 3 个方面开展一体化攻关：①发展陆

相致密油藏精细描述及选区评价技术。该项技术综合

滩坝砂薄互层储层预测、储层质量非均质性表征、地

应力预测及多尺度裂缝分级描述和含油非均质性表征

等关键技术，可大幅度提高油藏描述精度，识别优选

“甜点”区，并提高水平井油层钻遇率及井控储量。

②发展水平井优快钻完井技术。包含水平井钻井提速

优化、井壁稳定及储层保护、大位移长水平井固井技

术和黄土塬钻井“井工厂”模式，可显著提高钻速、

缩短钻井周期，加强储层保护，提升固井质量和降本

增效。③发展与储层特征相适应的储层改造技术。技

术的关键在于复杂缝网体积压裂技术，具备低伤害增

能增效驱油压裂液介质和多尺度裂缝全支撑裂缝加砂

技术体系，可同步实现“增大 SRV（有效改造体积）

+ 补充地层能量 + 提高油藏流度”，并提高单井产量

与采收率。

致密气藏在以下 2 个方面存在攻关难点：①储

量动用程度低，未动用储量效益开发难度大。中国石

化低渗—致密气藏探明未动用储量 7842×108 立方

米，储量动用率 48.4%，探明未动用区块储层非均

质性强、物性差、储量丰度低，含水饱和度高（大于

40%）、气水关系复杂，单井产量低、开发成本高、

效益开发难度大。②已开发气田采收率相对较低，稳

产形势严峻。已开发气田剩余气分布复杂、定量刻画

难度大，缺乏新型提高采收率技术，目前已开发气藏

采收率仅为 24.6%，气井初期递减快、气水流动机

理及规律认识不清、低压低产井排液难度大，控制递

减难度大、气藏稳产面临挑战。针对上述问题，可采

取以下措施开展一体化攻关：①开展高效调整。应用

大数据研究剩余气分布、监测生产设备的性能和工况

进行资源“甜点”分析、指导精确布井、高效钻井和

压裂设计优化，实现地质科学、气藏研究、钻井和完

井工程协作，为油田建立一个可互动的

地质模型，通过模型进行“甜点”识别、

气藏模拟和钻完井优化，进而实现高效

调整。②优化完井方式、提高单井产量

和储量动用程度。建立地质工程一体化

平台，促进多学科组织管理和数据融

合，通过多专业协同和数据挖掘不断调

整和完善钻井、压裂等工程技术方案，

缩短钻井周期、提高水平井钻遇率和

储层改造效果，提高储量动用程度。

1.4 页岩油气

1.4.1 现状及存在问题

据“ 十 三 五 ” 资 评， 全 国 页

岩 油 地 质 资 源 量 约 290×108 吨，

其 中， 中 国 石 化 页 岩 油 地 质 资 源

量 84.88×108 吨， 可 采 资 源 量

10.49×108 吨，主要分布在渤海湾、

江汉、四川、鄂尔多斯、苏北等盆地。

中国石化页岩油勘探开发大致经历了

3 个阶段：第一阶段（2010 年以前），

“常规石油”兼探阶段。页岩油勘探

进展缓慢，兼顾常规石油勘探。第二

阶段（2010—2013 年），“非常规

页岩油”探索阶段。一方面，在济阳

坳陷、东濮凹陷、泌阳凹陷和潜江凹

陷等东部探区，针对常规探井页岩层

段开展页岩油老井复查和复试工作，

1559 口井页岩层段见到油气显示，

103 口井获工业油流；另一方面，部

署 BYHF-1、BYHF-2、BYP1、

BYP2、YYHF-1 等专探井开展页岩

油资源及其基础地质规律的探索，同

时开展相关工程工艺技术攻关。第三

PAGE 52

阶段（2014 年至今），新一轮基础

研究与先导试验阶段。在国家“973”、

国家重大专项和中国石化科技部等项

目的依托下，持续开展页岩油基础地

质研究和先导试验，并在我国典型沉

积盆地开展陆相页岩油勘探选区与目

标评价工作，聚焦济阳坳陷沙河街组、

潜江凹陷潜江组、四川盆地侏罗系开

展不同类型页岩油“甜点”区，部署

蚌页油 1、义页平 1、涪页 10、元页

2 等新一批页岩油探井探索资源潜力，

多口井获得了工业油气流，展示出较

好的页岩油勘探开发前景。然而，与

美国海相页岩油相比，我国陆相页岩

面临非均质性强、页岩油“甜点”预

测难度大、热演化程度低、原油可流

动性差、单井产量低、黏土含量高、

可压裂性差等问题，距离我国“页岩

油革命”的到来还有一段路要走。

我国页岩气资源丰富，发育海相、

海陆过渡相和陆相多种类型页岩气，页

岩气地质资源量 122×1012 立方米，技

术可采资源量21.8×1012立方米。其中，

海相页岩气可采资源量 13×1012 立方

米，主要分布在四川盆地及其周缘地

区；海陆过渡相 5.1×1012 立方米、陆

相 3.7×1012 立方米，主要分布在鄂尔

多斯、四川、松辽等盆地（据原国土资

源部，2015 年）。与页岩气生产大国

美国相比，我国页岩地层一般经历了多

期次构造运动，褶皱、断裂及隆升剥蚀

作用频繁，构造变形作用强，地貌条件

复杂，保存条件差异性大。陆相和海陆

过渡相富有机质页岩纵横向非均质性强，热演化程度

差异大，陆相页岩普遍具有油气共生的特点，海陆过

渡相具有页岩气、致密气和煤层气共生的特点，且有

效压裂改造难度大。2012 年中国石化在四川盆地海相

页岩气勘探取得重大突破，建成中国首个大型页岩气

田——涪陵页岩气田，并实现深层页岩气大规模商业

开发（图 3）。借鉴涪陵页岩气田成功经验，中国石化

持续加大页岩气勘探，重点聚焦四川盆地志留系深层、

常压及新区新层系页岩气勘探，进一步拓展资源阵地。

2017 年，通过优质储层钻遇率、深层压裂的技术攻关，

威页 23-1HF 井测试获日产气 26×104 立方米高产

气流，发现了威荣页岩气田。该气田地层压力系数为

1.94 ～ 2.06，气田埋深达 3550~3880 米，属于深层

高压页岩气藏，2018 年提交探明储量 1246.78×108

立方米，同步启动产能建设。与此同时，永川、南川、

丁山—东溪、武隆、彭水等深水陆棚优质页岩分布区

均实现勘探突破，是下步实现商业增储上产的潜力区。

近期，在志留系外围新区以及陆相、海陆过渡相新层系

的风险勘探见到好的苗头，宜昌地区宜志页1井志留系、

涪陵地区涪页 10 井侏罗系和建南地区红页 1 井二叠系

均获工业油气流。截至 2019 年底，中国石化累计探明

储量 7489×108 立方米，年产气量达 73.8×108 立方

米，累计产气 294.6×108 立方米。

图 3 四川盆地涪陵页岩气田开发历程

探索实践

2022.01

53 PAGE

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

1.4.2 典型案例攻关分析

2012 年 11 月 28 日，焦页 1HF

井（图 4）五峰组—龙马溪组页岩气

层测试获得日产 20.3×104 立方米高

产页岩气流，宣告了涪陵页岩气田的

发现，并于 2013 年被国家能源局批

准设立重庆涪陵国家级页岩气示范区。

涪陵页岩气田地质条件较北美更复杂，

无成熟可借鉴的技术经验，面临技术、

成本、环保等多方面挑战。为解决诸

多困难，科研人员通过地质工程一体

化科技攻关，全力推进涪陵国家级示

范区建设，高效建成了全球除北美以

外最大的页岩气田。

在涪陵焦石坝区块产能建设时（图

5），上部气层穿行层位如何优选成为

困扰地质和工程人员的难题。焦石坝上

部气层（⑥—⑨小层）构造特征与下部

气层（①—⑤小层）基本一致，页岩品

质、储层物性等方面则均存在一定差异

性，上部气层 TOC（总有机碳含量）

平均为 1.61%，孔隙度平均为 3.98%，

含气量约为 3 ～ 4 立方米 / 吨。除⑨小

层外，脆性矿物含量为 54% ～ 59%，

整体评价上部气层仍属于Ⅱ类气层。其

中，⑧小层页岩纹层较为发育，有机碳

含量和孔隙度较高，为上部气层优质页

岩段。基于地质工程一体化综合分析，

确定焦石坝区块平面上采用加密井进一

步完善下部井网，纵向上部署调整井网

动用上部气层储量，其中，上部气层控

制⑧小层底上、下 5 米内；水平井方位

均沿垂直最大主应力方向—南北向部

图 4 四川盆地焦页 1FF 井五峰组—龙马溪组页岩气

综合评价

图 5 四川盆地涪陵页岩气田产能建设开发形势

PAGE 54

署，水平段长度以 2000 米为主，结合

地面平台适当调整；布井方式采用交叉

布井 + 单向布井，尽可能利用老平台；

针对上部气层易漏失、长水平井眼轨迹

控制难度大的难题，开展了页岩地层岩

石力学特征精细描述，形成了“导眼 +

三开制”的长井段水平井井身结构设计

技术。在坚持地质工程一体化的优化方

案下，焦页 30 井组上部气层井优化穿

行层位后，测试产量和压力大幅提升，

平均测试产量由 9.7×104 立方米 / 天

上升到 14.5×104 立方米 / 天。方案共

部署焦石坝开发调整井 223 口，预计

区块立体开发有利区的地质储量预测采

收率由 12.57% 提高到了 40%。

复兴地区位于川东高陡褶皱带万县

复向斜、拔山寺向斜、梁平向斜，为低

山—丘陵地貌。复兴地区侏罗系自下而

上发育 3 套浅湖—半深湖相泥页岩，埋

深 2350 ～ 3000 米，勘探有利区面积

合计 2100 平方千米，油气资源规模达

1.27×1012 立方米，勘探开发潜力巨

大。与海相页岩相比，复兴地区侏罗系

页岩储层类型多样，岩性、物性和裂缝

纵横向变化快、非均质性更强；页岩黏

土矿物含量 30% ～ 60%，可压性较差；

流体性质复杂，相态多样化，凝析油、

凝析气和湿气并存；气藏赋存于低压、

常压和高压多个系统。2019 年涪页

10HF 井、涪页 8-1HF 井分别在东岳

庙段和大安寨段钻获工业气流。2020

年忠 1 井在凉高山组见到良好油气显

示，呈大面积、多层段、整体含油气态势，

是中国石化“十四五”规模增储、上产的重要领域。

1.4.3 下步攻关方向

地质工程一体化实施方案在涪陵页岩气田已取得

显著成效，基于前期勘探开发经验，今后页岩油气资

源可在以下 4 个方面开展攻关：①单层 / 两层开发向多

层系立体开发攻关。多层系立体开发可将页岩油气田

的页岩油气资源整体采收率明显提升，最大化地实现

储量整体动用。为实现多层系立体开发的可行性，需

针对多层系水平井穿行层位优选技术、同平台密集水

平井轨迹整体规划与防碰绕障技术、水平井可控体积

压裂技术和大数据分析优化技术等开展攻关。②向深

层页岩油气领域攻关。深层页岩是指埋深大于 3500 米

的区域，主要分布在四川盆地深层，是近中期页岩油

气资源增储上产的重点方向，但其埋藏深、钻完井周

期长、压裂改造难度大、套变问题突出、施工成本高。

鉴于此，一体化研究需在明确深层页岩“甜点”层—“甜

点”区、深层高陡构造精细解释与水平井轨迹优化设计、

深层水平井优快钻井技术、深层适应性压裂技术和深

层—超压页岩气单井生产规律与适应性开采方式等方

面展开攻关。③向常压页岩油气领域攻关。常压页岩

是指地层压力系数小于 1.2 的页岩油气藏，主要分布

在四川盆地盆缘地区，主要特点是埋藏浅、构造复杂、

高角度缝及层理缝更发育、孔隙度略低与吸附气占比

高、最大和最小水平主应力差异大、压裂返排率高与

缝网复杂程度变差、分布面积广。初步评价中国石化四

川盆地探区拥有 2.8×1012 立方米页岩气资源，需要在

复杂构造区“甜点”优选技术、复杂构造区低成本水

平井与轨迹控制技术、单井产量提高、立体开发与储

量动用、低成本压裂工程工艺和地质工程经济一体化

体系等方面加强攻关。以效益最大化，根据工程成本

与产量之间最佳匹配关系，优化提出最合理水平段长、

压裂规模等施工最优参数。④向陆相页岩油气领域攻

关。陆相页岩油气是指湖相沉积体系及海陆过渡相的优

探索实践

2022.01

55 PAGE

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

质页岩形成的油气资源，主要分布在四

川盆地、鄂尔多斯盆地等地区，但是这

类油气藏岩性变化快、储层非均质性强、

热演化程度低与原油可流动性差、成岩

作用弱与塑性强、黏土含量高、压裂难

度大。陆相页岩油气是中长期攻关及发

展领域，初步评价资源量为 5×1012 立

方米，并且近期中国石化在涪页 10 井

取得陆相页岩气新突破。前期研究表明，

页岩油勘探宜向中高成熟度的生烃洼陷

转移，纹层（夹层）发育段、中高成熟

区、异常高压带为有利勘探方向。为能

够有效动用陆相页岩油气资源，可在陆

相页岩“甜点”区段识别与优选技术、

陆相页岩地球物理“甜点”预测技术、

陆相页岩水平井轨迹精准控制技术、流

动机理及有效动用条件、低成熟度陆相

页岩原位改质技术和高黏土页岩适应性

压裂技术体系等开展攻关。

1）页岩革命的意义在于突破常规

圈闭型油气藏地质理论，打破油气勘探开发储层下限，

推动石油工业技术升级换代，建立一体化提效降本模

式，是基础地质研究、科学技术创新与管理创新成功

紧密结合的综合体现。

2）地质工程一体化本质上是一种技术管理模式，

其核心是实现地质、工程跨学科、跨部门多元协作，

实现快速高效科学决策与实施。成功的地质工程一体

化项目，往往具备一支多学科扁平化、高效一体化的

团队，具有现场作业协同化运作机制和地质工程一体

化工作平台，从而降低工程风险、提高工作效率，增

加经济效益。

3）油气资源劣质化和油气开发对象复杂化趋势

日益明显，油气勘探开发工程作业难度日益增大，叠

加油价持续低迷，效益勘探开发挑战更为突出，通过

地质工程一体化，将有望探索出一条提高油气勘探开

发效果、有效降低工程作业成本的新路。

4）不同地质条件、不同地表环境、不同工程特

征的油气藏，对地质工程一体化实施的要求存在差异。

地质工程一体化实践必须根据油气藏自身的特点，探

索出符合地质、地表和油田生产特点的技术体系与管

理模式，形成各类复杂油气藏的地质工程一体化发展

之路。□

（摘自《油气藏评价与开发》）

结论

PAGE 56

中国石化

低渗透油藏 CO2 驱油实践与认识

文 计秉玉　何应付

1 中国石化 CO2 驱矿场试验进展

截至 2020 年底，中国石化针对无

法水驱或水驱效果差的油藏已开展了

43 个区块（井组）矿场试验，覆盖储

量 3350×104 吨，其中低渗致密区块

共 33 个，覆盖地质储量 2608×104吨，

年注气 14×104 吨，累计注 192×104

吨， 年 产 油 8.5×104 吨， 年 增 油

3.4×104 吨，累计增油 38.2×104 吨。

历年注气区块（井组）和覆盖储

量数变化表明（图 1），中国石化尽管

CO2 气源短缺，费用较高，但自 2003

年起，区块数和覆盖储量数持续增加，

特别是苏北盆地应用规模明显增大。

先导试验按照早期开发情况，分为 5 类：第一

类为一般低渗透注水开发后 CO2 混相驱，典型代表

为苏北盆地草舍油田泰州组油藏（实际上在 CO2 驱

替过程中，生产井流压也远低于长细管实验确定的最

小混相压力）；第二类为一般低渗透油藏注水开发后

CO2 非混相驱，典型代表为苏北盆地马 38 区块；第

三类为特低渗透油藏衰竭开采后注 CO2 混相驱，典

型代表为苏北盆地张家垛油田张 1 区块；第四类为特

低渗透裂缝性油藏注水开发后 CO2 非混相驱，典型

代表为腰英台油田腰西区块；第五类为特低渗透早期

注 CO2近混相驱，典型代表为胜利油田高 89-1 区块。

1.1 苏北盆地草舍油田

草舍油田南断块泰州组油藏平均埋藏深度 3020

米，含油面积 0.703 平方千米，地质储量 142×104

吨， 可 采 储 量 59×104 吨， 储 层 平 均 孔 隙 度 为

14.8 %，渗透率 46.0×10-3 平方微米，地层倾角

10°～ 15°，油藏温度 104 ℃，原油密度 0.879

克 / 立方厘米，原油黏度 12.80 毫帕 . 秒，为断块封

闭的弱边水—弹性驱动类型的块状砂岩油藏。注气前

油藏压力为 32.06 兆帕，CO2- 原油最小混相压力

29.34 兆帕。2005 年 7 月开始注气采油先导试验， 图 1 中国石化 CO2 驱覆盖储量和区块

数变化

探索实践

2022.01

57 PAGE

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

1.3 张家垛油田张 1 区块

张家垛油田张 1 区块位于苏北盆地南部海安凹陷

西部曲塘次凹的北部陡坡带，主力含油层系为阜三段，

油藏埋深 2700 ～ 3700 米。储层岩性以细、粉砂岩为

主，储层以长石石英细砂岩和岩屑石英细砂岩为主，动

用含油面积 0.91 平方千米，储量 47×104 吨，渗透率

5×10-3 平方微米，孔隙度 17%，地层倾角 40°，地

层温度 112℃，原油密度 0.80 克 / 立方厘米，原油黏

度 1.74 毫帕 . 秒，CO2- 原油最小混相压力 32 兆帕，

地层压力 32 兆帕。区块于 2015 年 12 月开始注气，

井距 350 米左右，采用连续注气方式，截至 2019 年

12 月底注气累计增油 1.93×104 吨，年增油 7186.66

吨，月增油 430.42 吨，换油率 0.82 吨 / 吨，累 计 换

油 率 0.58 吨 / 吨，阶 段 提 高 采 收 率 4.10 %（图 4）。

2007 年 9 月主体部位注气，注采井距

250 米左右，采用连续注气后转水气

交替方式，2015 年 12 月注气结束（图

2）。试验区注气井 6 口，采油井 15

口，累计注气 20.8×104 吨，累计增

油 11.60×104 吨。2017 年试验区开

展二次注气试验，探索注 CO2 后油藏

提高采收率的可行性，截至 2020 年

12 月，二次注气试验累注气 8.2×104

吨，累增油 1.92×104 吨。

1.2 苏北盆地马 38 区块

苏 北 盆 地 马 38 区 块 地 质 储 量

41×104 吨，地层倾角 10.5°，孔隙度

16 %，渗透率 15.7×10-3 平方微米，

原油密度 0.84 克 / 立方厘米，原油黏度

12.3 毫帕 . 秒，地层压力 21.0 兆帕，地

层温度 81℃，CO2- 原油最小混相压力

28 兆帕。2018 年 3 月开展 CO2 试注，

注采井距 300 米左右，2018 年 10 月开

展 CO2非混相驱替，采用连续注气方式，

注气井 2 口，日注气 41 吨，截至 2020

年 10 月底，累积注入液碳 1.5×104 吨，

日增油 3.1吨，累计增油 0.47×104吨，

换油率 0.313 吨 / 吨（图 3）。

图 2 苏北盆地草舍油田注气混相驱产

油量组成曲线

图 3 苏北盆地马家嘴油田马 38 区块注气非混相驱

产油量变化曲线

图 4 苏北盆地张家垛油田张 1 区块注 CO2 产量变化

曲线

PAGE 58

1.4 腰英台油田 CO2 驱先导试验区

腰英台油田 CO2 驱先导试验区主要

开发层系为青一Ⅱ和青二Ⅳ砂岩组，储层

中深 2100 米，平均孔隙度 14.23 %，平

均渗透率 2.0×10-3 平方微米，三角

洲前缘沉积微相，天然微裂缝发育，

裂缝密度 0.2 条 / 米左右；原油黏度

1.91 毫帕 . 秒，原油密度 0.79 克 / 立

方厘米，CO2- 原油最小混相压力 26

兆帕，注气前平均地层压力仅为 12

兆帕。油藏早期采用水驱开发方式，

注气前含水率 82.4%，第一期试验区

2011 年 4 月开始注气，采用沿裂缝

排状井网线性驱替，注采井距 300 米

左右，单井日注 30 吨左右，连续注气

1.5a 后，第二期试验区转注，与一期

试验区交替实施水气交替驱。2015 年

8月停止注气，累计注气22.6×104吨，

累计增油 1.74×104 吨，CO2 阶段埋

存率 92.6%（图 5）。

1.5 胜利油田高 89-1 区块先导试

验区

该 试 验 区 位 于 正 理 庄 油 田 西 部 ，

主 力 含 油层 系 为 沙 四 段 ，地 质 储 量 170.0×104

吨，油

藏 埋 深 2700 ～ 3100 米，渗透率 4.7×10-3 平方微米，孔

隙度 12.5 %，原油黏度 1.59 毫帕.秒，原油密度 0.738 克

/ 立方厘米，原始地层压力 41.8 兆帕，地层温度 126℃，注

气前地层压力 23.2 兆帕，最小混相压力 28.9 兆帕。2018

年1月开始注气，超前注气半年后，地层压力升高6兆帕（图

6），对应油井不压裂可自喷生产。截至 2020 年 11 月，年

产油 0.73×104

吨，年增油 0.33×104

吨，年注气 1.0×104

吨，

累计注气 28.8×104 吨，累计增油 9.3×104 吨，区块提高采

出程度 5.4%，CO2 换油率 0.32 吨 / 吨，预测区块最终可提

高采收率 14.6 %。

从已实施的 CO2 先导试验见效情况看，不论是

一般低渗还是特低渗油藏，都取得了较好的增产效

果，特别是混相压力较低油藏，油井见效比例高，

有效期长，不仅技术上成功，也具有较好的经济效

益。但中国 CO2 驱主要用于水驱无法正常开发的低

渗透、特低渗透油藏，且多数采用压裂开发，强非

均质性和优势通道导致气窜严重，特别是裂缝性油

藏非混相驱替，气窜速度较快，腰英台油田部分井

2 ～ 3 个月见气，且气油比上升速度较快，影响经

济效益。

图 5 松辽盆地腰英台油田 CO2 第二期先导试

验产油量变化曲线

图 6 渤海湾盆地正理庄油田高 89-1 区块超前注气结

束后地层压力分布模拟结果

探索实践

2022.01

59 PAGE

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

2 CO2 驱关键指标方面的认识

CO2 驱关键指标主要指注入能力、

增油量、提高采收率和换油率等方面，

是 CO2 驱油可行性的重要表征。

2.1 与注水相比注入能力大幅度提升

低—特低渗透油藏实施 CO2 驱的

最大优势是注入能力强，补充能量效

果显著。腰英台油藏 2-2 井 Hall（霍

尔）曲线分析表明注 CO2 能力是注水

能力的 2 ～ 3 倍（图 7）。卫 42 块

储层渗透率 3.85×10-3 平方微米，注

水压力高达 40 兆帕，注水井转注气压

力下降为 30 兆帕（表 1），实现了注

水困难油藏有效注入。

2.2 单井产量提高 1 ～ 2 倍

从中国石化低—特低渗透油藏各

试验区实施效果看，方案实施 6 个月后油井逐渐见效，

见效后油井产量有明显的升高，其中混相驱、近混相

驱单井产量升高 1 倍以上，比如草舍泰州组 CO2 混

相驱平均单井产量由 2.05 吨 / 天升高至 5.79 吨 / 天，

增加了 1.8 倍；高 89-1 区块近混相驱平均单井产量

由 2.84 吨 / 天升高至 6.05 吨 / 天 , 增加了 1.1 倍。

非混相驱单井产量增加了 30% 以上，比如马 38 区

块平均单井产量由 1.15 吨 / 天升高至 2 吨 / 天，增

加了 74%; 腰英台油田注 CO2 后见效井平均单井增

油 0.67 吨 / 天，比实施前增加 40%。

2.3 换油率平均为 0.2 吨 / 吨

中 国 石 化 已 实 施 区 块 的 阶 段 换 油 率 介 于

0.1 ～ 0.4 吨 / 吨（图 8），其中换油率低于 0.2 吨 / 吨

的区块数占总实施项目的 40% 左右，高于 0.3 吨 / 吨

的区块数占总项目数不到 30%，所有区块平均换油率

0.20吨/吨，与美国0.4～0.5吨/吨水平相比差距加大，

需要进一步提高方案设计水平，改善 CO2 驱的经济效

益。

2.4 预期提高采收率 8% ～ 12%

中国石化低渗透油藏 CO2 驱预期提高采收率幅

度介于 8% ～ 12%，低于美国 CO2 驱提高采收率的

平均值 15.86%。主要原因：①美国 CO2 驱油藏以

海相沉积为主，CO2- 原油混相压力低，部分油藏甚

至低于 10 兆帕；②美国 CO2 设计注入量和实际注入

总量都较高，但由于非均质性强导致气窜，中国 CO2

图 7 松辽盆地腰英台油田腰 2-2 井注水注气

Hall 曲线对比

表 1 卫 42 块气驱方案实施前后注入井情况对比

图 8 部分低—特低渗油藏注 CO2 阶段换油率对比

PAGE 60

注入总量不高（图 9）。

2.5 封存率

从已实施区块的监测数据看，各

区 块 CO2 采 出 量 较 低。 截 至 2020

年 11 月，各试验区累计采出 CO2

量 仅 为 13.92×104 吨，占总注入

量的 7.25 %，即目前阶段埋存率为

92.75%。随着项目的实施，CO2 会

逐渐产出，埋存率可能会出现较大幅

度的下降。

美国 CO2 驱采用循环注气方式，

理论埋存率可达 100%。根据中国“碳

中和”的政策，未来实施 CO2 驱必然

采用回收循环利用的技术政策。目前

该技术已经在中国石化华东油气田试

验成功，能够实现 100% 的存碳率，

并回收部分轻烃。

3 CO2 驱技术政策方面的认识

3.1 低渗透油藏水气交替

中国油藏多为陆相沉积，非均质

性严重，必然影响 CO2 波及体积。除

化学封窜外，注采方式优化是防窜并

提高 CO2 波及体积的主要手段。室

内研究表明，已有的注入方式中，水气交替效果最好，

周期注气次之，连续注气最差。从矿场实施情况看，

由于低—特低渗透油藏注水较为困难，且担心水锁，

多数试验区在试注阶段、驱替早期阶段采用先连续

注气方式，随着驱替的进行逐渐转为水气交替的方

式。对比转水气 交 替 前 后 的 产 量 变 化 来 看 ，

即 使 转 水 气 交 替（WAG）前已经见效，产量明

显提升，转水气交替后仍然会再次见效，产量会出

现第二个高峰，比如草舍泰州组、张家垛油田张 1

区块（图 4）、张 3 区块（图 10）、腰英台油田一

期试验区。对比不同方式换油率也可以看出，连续

转水气交替换油率保持在较高水平，明显高出连续

注气（曲塘、帅垛、华庄、祝庄、文 138 等低于 0.2

吨 / 吨）的效果。因此，建议在能够注水或者连续驱

替一段时间后能够注水的油藏实施水气交替政策。

3.2 层系井网

层系、井网和井距对 CO2 驱波及体积和驱替

效果影响显著。实践表明，CO2 驱油层系划分要

保证主力油层发挥作用，严控射孔界限，尽量不压

图 10 苏北盆地张家垛油田张 3 区块产油量与增油量

变化曲线

图 9 部分低渗透油藏预期提高采收率对比

探索实践

2022.01

61 PAGE

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

裂。低—特低渗透油藏 CO2 驱合理

井网形式要综合考虑砂体分布形态、

压裂裂缝方位、剩余油分布、储量

动用程度等，现有先导试验区主要

采用五点法（高 89-1 区块）行列

井网（腰英台）或高部位点状注气（花

32 断 块、 马 38 断 块）；CO2 驱

合理井距主要考虑启动压力梯度和

储量丰度，既要使得原油能够被驱

动，又要经济有效，研究和矿场实

践表明，CO2 驱技术极限井距是水

驱技术极限井距的 2 倍左右，一般

为 300 ～ 400 米， 最 大 井 距 700

米可实现经济有效动用（中原油田

文 200）。

3.3 较高的压力系统

中国油藏大多陆相生油，原油重

质组分含量高，原油密度和黏度相

对较高，CO2- 原油最小混相压力

较高，一般大于 25 兆帕，如何提高

混相程度是 CO2 驱技术政策优化的

另一个核心。中国石化各试验区主

要采用超前注气、高压低速、控制

注采比等方式保持地层压力，改善

混相程度。比如高 89-1 区块超前

注气半年，将地层压力由 23.2 兆帕

提高至 29.2 兆帕，达到最小混相压

力。目前，中国石化多家单位正在

探索注入 CO2 增效剂来降低最小混

相压力的方法。该方法已在室内实

验中取得了成功，最小混相压力可

降低 20% 以上。

3.4 低速开采

与水驱相比，油气黏度比较大，在注气驱油时

大多会产生较为严重的黏性指进现象，同时 CO2 易

溶解于原油并在原油中扩散，使得 CO2 驱存在相和

组分两个前缘。为了降低黏性指进并发挥 CO2 溶解

扩散作用、延缓气相突破时间，中国石化提出了周期

注气、异步周期注采等新低速开发模式。数值模拟表

明，驱替速度越低，Peclet 数（对流速率与扩散速

率之比）越小，扩散溶解作用发挥越充分，组分突破

越早而相突破越晚，开发效果越好；由于 CO2 的扩

散和溶解作用，在周期注气、异步周期注采等的浸泡

期间，黏性指进现象会逐渐消失，CO2 进入连续驱替

后剩下的旁通油等死油区部位，将这些连续驱替难以

动用的剩余油采出。

此外，由于 CO2 流度大，陆相储层非均质性强，

还应持续加大技术攻关力度，研发低成本泡沫复合驱

技术、智能注采调整技术等提高 CO2 波及体积技术；

同时，加强驱油埋存一体化技术研究，变驱油导向为

驱油封存协同导向，可实现增加原油产量和 CO2 埋

存的双赢。

4 CO2 驱存在的主要问题

与北美相比，中国东部老区 CO2 驱无论在技术

效果方面，还是经济效益方面都有很大差距，目前

还难以规模化展开，存在的主要问题概况为如下几

个方面。

1） 碳源缺乏

国外 CO2 驱气源主要是天然 CO2 气藏（85%

以 上）及高碳天然气开发副产品，比如 Weyburn（韦

本）油田项目来自美国北达科他合成燃料厂净化装置

的 CO2；中国天然 CO2 气藏不足，高碳天然气藏资

源也有限，大规模发展 CO2 驱油需要借力工业废气

的捕集处理，导致国内 CO2 供应不及时、供应量不

PAGE 62

足且价格高昂，这也是现有项目经济效益有限的主要

因素。在“碳达峰”“碳中和”政策下，碳源价格有

望下降，有利于 CO2 驱的推广应用。

2） 运输成本高

管输是工业化实施 CO2 驱油和埋存的基本条

件，国外管网发达，已经建成的长距离输送 CO2

管线超过 3000 千米。国内以车载、船运为主，管

网不健全，中国石化只在小管径短距离高压输送方

面进行过尝试。CO2 气工业化处理和管输方法还

没有形成，限制了高含 CO2 天然气田开发和 CO2

驱油规模应用。

3） 非均质性强且混相难度大

国外实施 CO2 驱油的油藏以海相生油为主，储

层均质性较好、混相压力低；国内主要针对难动用

储量，储层品质较差，且多数采用压裂开发，非均

质性强，易产生气窜，且陆相生油，原油多为石蜡基，

CO2 混相压力高，多数试验区最小混相压力高于 25

兆帕，混相难度大。对中国石化部分低渗透油田数

值模拟计算表明，混相体积系数一般小于 35%，近

混相体积系数一般小于 50%（表 2），说明对于中

国东部陆相沉积低渗透油藏，CO2 驱主要为非完全

混相驱。

4） 腐蚀问题严重

腐蚀问题是困扰中国石化大规模

推广 CO2 驱的重大问题之一，比如江

苏油田富 14 区块正是由于腐蚀问题导

致试验停止。目前中国石化 CO2 驱注

采输系统和产出气循环利用系统以注

防腐剂防腐为主，投资偏大，运行成

本高。

整体来看，中国石化 CO2 驱受碳

源和运输成本偏高，以及油藏非均质

性强和混相压力高等影响，提高采收

率幅度不高，经济效果受限。

5 结论与建议

1） 中国石化针对低—特低渗透

油藏开展了多年的先导试验，结果表

明 CO2 驱解决了低—特低渗透油藏

有效补充能量的难题，多采用连续注

气转水气交替的注入方式，混相驱平

均单井增油 1 倍以上，换油率介于

0.15 ～ 0.40 吨 / 吨。

2） CO2 驱油与封存是最为经济

有效的减排方式，建议 CCUS 整体优

化，并争取国家政策，降低气源成本，

提升经济效益。

3） 针对我国油藏地质特点和缺

乏低成本气源的实际，探索 CO2 驱油

与化学驱方法的复合增效驱油、CO2

尾追烟道气、N2 等驱油机理与技术研

究，发挥不同驱替剂的协同优势，提

升 CO2 驱油效果。□

（摘自《油气藏评价与开发》）

表 2 中国石化部分低 - 特低渗透油藏 CO2 驱混相程度评价

探索实践

2022.01

63 PAGE

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 64

co2

2021 年能源政策盘点

及 2022 年政策前瞻

当前，我国正处于全面建设社会主义现代化国家和向第二个百年目标进军的新阶段。面对百

年未有之大变局，国家层面的统筹规划具有决定性引领作用。要在统筹发展和安全两件大事的基

础上，坚定不移贯彻创新、协调、绿色、开放和共享的新发展理念，加快构建以国内大循环为主

体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。能源转型工作的推进应当围绕能源结构、供应保

障、质量效率、科技创新和体制改革等重点方面，严格控制煤炭消费比重，加大油气勘探开发力

度，大力推动非化石能源规模发展，同时加快核心装备、技术攻关等。2021年国家围绕能源产业

整体规划和顶层设计出台相关政策有：

3月12日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》发布。

4月22日，能源局发出关于印发《2021年能源工作指导意见》的通知。

11月5日，国家发展改革委、财政部、自然资源部印发关于《推进资源型地区高质量发展

“十四五”实施方案》的通知。

我国作为全球最大的能源消费国和碳排放国，如期完成碳达峰碳中和目标任务艰巨。2021

年初，国家发展改革委明确提出要建立碳达峰碳中和的“1+N”政策体系。《意见》和《行动方

案》的发布，共同构成了贯穿碳达峰碳中和两个不同阶段的顶层设计。文件明确了我国能源行业

不同阶段的发展目标，围绕“双碳”的10个方面重点任务和碳达峰十大行动等重点工作，为我国

实现“双碳”目标描绘了清晰的发展路线图。坚决遏制“两高”项目盲目发展，合理控制油气产

能规模，加快推进非常规油气规模开发和推进油气市场化改革等意见的提出，为我国油气行业中

长期转型发展指明方向。2021年国家围绕碳达峰碳中和出台的相关政策有：

10月24日，《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的

意见》发布。

10月26日，国务院下发《2030年前碳达峰行动方案的通知》。

政策信息

2022.01

65 PAGE

加快可再生能源发展将是我国实现“双碳”目标的主要发力点。为推动可再生能源大规模、

高比例、高质量发展，2021年度相关能源政策主要围绕可再生能源规模示范建设、电力消纳保

障、源网荷储一体化发展和金融支持等方面展开。在提出两种并网模式和三种并网消纳机制的基

础上，鼓励电网企业多发满发、能并尽并，有效释放了可再生电力供应与消纳能力。通过加快风

电、光伏发电项目配套接网工程建设，不断强化可再生电力消纳的一体化优势。同时，通过加大

金融支持力度和明确可再生电力上网电价等措施，充分调动各方投资积极性，有力带动了新能源

产业发展和新型电力系统建设。2021年国家围绕加快推进新能源发展出台的相关政策有：

在当前能源和产业结构背景下，我国要在最短时间内完成全球最高的减排幅度，节能提效将发

挥重要作用。《指导意见》提出了我国建立健全绿色低碳循环发展经济体系的两个阶段发展目标，

从生产体系、流通体系、消费体系、基础设施、技术创新体系和政策法规体系等六个方面对我国绿

色低碳循环发展的经济体系作出了安排部署，明确提出以节能环保、清洁生产和清洁能源作为工作

重点，为循环经济体系中能源领域结构调整、资源配置和清洁高效利用等具体工作提出了明确要

求。《完善能源消费强度和总量双控制度方案》提出对地方实行用能预算管理，结合对化石能源消

费设定考核指标、加强“两高”项目管控和激励可再生电力消纳等措施，倒逼能源结构和产业结构

调整，强化了国家的政策导向作用。2021年国家围绕加快推进新能源发展出台的相关政策有：

1月26日,国家发展改革委修订出台了《西部地区鼓励类产业目录（2020年本）》。

2月8日，国家能源局在其网站发布《关于因地制宜做好可再生能源供暖相关工作的通知》。

2月25日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展

的指导意见》。

3月12日，国家发展改革委、财政部、银保监会、国家能源局发布《关于引导加大金融支持力

度，促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》。

5月20日，国家能源局发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》。

5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有

关事项的通知》。

5月31日，国家发展改革委、国家能源局发出《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事

项的通知》。

6月7日，国家发展改革委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》。

7月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。

7月29日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰

能力增加并网规模的通知》。

9月10日，国家发展改革委等八部门发布《关于促进地热能开发利用的若干意见》。

10月20日，国家能源局下发《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》。

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 66

co2

为推动5G与能源领域各行业深度融合，为能源转型发展注入科技动力，国家发展改革委、能

源局等相继印发了《能源领域5G应用实施方案》等通知。方案提出了未来3至5年围绕电厂、电

网、煤矿、油气与新能源等方面拓展一批5G应用场景，建设一批5G行业专网，形成一批5G商业模

式。之后，工信部等部门印发了《5G应用“扬帆”行动计划（2021-2023年）》，进一步提出了

推进5G应用的八大专项行动和四大重点工程，确立了未来3年我国5G应用的发展目标。这些举措

无疑将为我国能源转型发展过程中的智能电网体系建设、智能油气管网和油气田建设等关键问题

提供有力的科技支撑。2021年国家围绕油气行业推动5G与能源领域深度融合的相关政策有：

6月11日，国家发展改革委、国家能源局、中央网信办、工业和信息化部联合编制的《能源领

域5G应用实施方案》正式下发。

7月13日，十部门联合印发《5G应用“扬帆”行动计划（2021-2023年）》。

12月8日，国家发展改革委等四部门印发《贯彻落实碳达峰碳中和目标要求，推动数据中心和

5G等新型基础设施绿色高质量发展实施方案》。

co2

1月8日，由国家发展改革委、科技部、工业和信息化部、自然资源部组织编制的《绿色技术

推广目录（2020年）》正式下发。1月8日，国家发展改革委发布绿色产业示范基地名单。

2月22日，国务院印发《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》。

3月17日，国家能源局印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》的通知。

6月3日，国家发展改革委网站发布《关于进一步加强节能监察工作的通知》。

9月11日，国家发展改革委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》。

10月29日，国家发展改革委等部门印发《“十四五”全国清洁生产推行方案》。

11月15日，国家发展改革委等部门发布《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平

（2021年版）》。

长期以来，我国坚持按照“放开两头、管住中间”的思路，稳步推进天然气价格改革，完善

天然气管输价格形成机制。2021年《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》与

《天然气管网和LNG接收站公平开放专项监管工作方案》等政策的提出，进一步从油气体制机制

改革、天然气管网设施互联互通和公平接入、天然气管网设施公平开放信息公开、天然气管网设

施公平开放服务和市场交易以及天然气管网设施公平开放实际运行情况等5个方面明确了相关监管

内容，为提升我国管网设施运行效率和天然气多元化保障供应能力各项监管工作的实施提供了制

度依据。2021年国家围绕石油天然气行业市场化改革出台的相关政策有：

5月18日，国家发展改革委发出《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》。

6月10日，国家能源局网站发布《天然气管网和LNG接收站公平开放专项监管工作方案》。

政策信息

2022.01

67 PAGE

展望 2022 年能源政策，将是更加稳健理性但不乏挑战的一年。

首先是危机后的政策调整

发生在2021年下半年的能源电力短缺危机余波仍在，对于谈煤色变的舆论、“一刀切”的环

保政策、“运动式”的减碳高调，无疑是一针清醒剂。危机突如其来，却又恰逢其实，没有这场

提前到来的危机，也许未来要付出更加沉重的代价。危机带来的反思与调整正在开展，从电力市

场的全面加速；到中央经济工作会议提出立足以煤为主的基本国情，能耗“双控”政策开始进行

调整；2022年能源工作会议也明确，要立足以煤为主的基本国情，传统能源逐步退出要建立在新

能源安全可靠的替代基础上，坚持先立后破。表明国家深刻认识到：这是一场系统的、专业的变

革，没有深谋远虑、实事求是、专业务实的态度，如果仅凭隔靴搔痒的愿景，那么2021年下半年

的缺电，只是未来更大危机的预演，是接踵而至的苦酒中的第一杯。

其次是更加复杂的市场环境

经过2021年的布局，现货市场、辅助服务市场、绿电市场都初具规模，煤电和大部分工商业

用户进入市场，新能源进入市场化交易的步伐也将加快，2022年市场交易规模和主体数量将大幅

增加。电力现货市场深入推进，省间现货市场进入运行。对新能源而言，2022年是风险与机遇共

存的一年。一方面煤价高位运行预计仍将延续，江苏、广东年度交易结果表明，新能源将盯住煤

电价格，在原标杆电价基础上获得较高上浮收益，同时碳市场机制逐步完善促进绿电需求提升，

新增可再生能源不纳入能源总量控制进入执行阶段，促进绿电溢价进一步上升；但另一方面，现

货市场和辅助服务市场加快，新能源大发时段容易发生“价格踩踏”，出力波动特性也将导致承

担较高的辅助服务成本或偏差考核成本。

再次是更为理性的社会共识

“双碳”目标的实现，首先需要一场社会认知的深刻变革，能源电力结构变化已从“量变”

进入“质变”，能源成本与产业发展，供电安全与绿色、经济的矛盾将日益尖锐。放在当下中

国，能源政策的转圜余地跟公众的接受能力密切相关。也就是说，选择权在我们每个人手中，试

问一下我们内心，是否可以为了绿色发展，承受物价的上涨以及一定的停电风险？深思之后，我

们可能会更加理性看待“双碳”的进程，在这场认知的变革中，激进者并不一定代表真理和进

步，而“保守者”也不一定没有真知灼见，兼容并蓄、形成共识是唯一出路。在这场变革中，政

策与社会共识将更加交融，庙堂和江湖的界限将日益模糊，当前阶段，论至德者“必”合于俗，

成大事者“必”谋于众，建立公平公正公开的机制，采用更多的市场化手段促进大众参与，保持

政策的战略定力，防止头痛医头、捉襟见肘的权宜之计，是能源转型趟过深水区的必要条件。

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 68

谁是数字化转型的“拦路虎”？

文 刘军建

数字化浪潮席卷了各行各业，数字化

转型不再只是信息技术类科技公司的事情，

而驱动企业数字化转型的动力不仅来自降

本增效、业务增长、商业创新、获取竞争

优势等内驱力，更关键在于数字化已经成

为一种历史必然的趋势。

尽管数字化转型的洪流浩浩荡荡，但

是来自麦肯锡的报告指出，企业数字化转

型成功率仅为 20%，即使是高科技、电信

等精通数字技术的行业，转型成功率也不

超过 26%，部分传统行业的成功率更是仅

在 4% 至 11% 之间。

伴随着数字化转型的深入发展，众多

企业转型中的深层问题逐步显现，如缺少

整体战略及路线图、高层没有对数字化转

型达成共识、业务价值体现不足、数字化

转型职责和权利不清晰等。这些困难和挑

战，就像是横在企业转型路上的“拦路虎”，

需要企业一一驱走。

未来的数字化企业将以完全不同的形

态和方式运行。数字化转型过程将极大地

突破传统企业的“舒适区”，在缺乏经验

的未知领域探索，新旧两种文化观念将存

在长期的冲突。

旧有模式挑战：尤其是在传统企业，

已经形成一套固化的运行机制，与改变可

这条转型之路，注定不会一帆风顺，更不可能一蹴而就，需要企业持续努力和不断探索，

将“拦路虎”一个个赶跑。

能带来的风险相比，大多数人还是喜欢安于现状。

认知误区挑战：有人认为数字化转型没必要，或者要

先看看别的企业的行动，又或者认为数字化转型只是技术

部门的事。尽管很多企业老板、各层级领导和基层员工，

或多或少意识到了数字化的重要性和必要性，但认知方向、

认知水平参差不齐，难以形成统一认知。

颠覆过往挑战：不被过往的成功或失败所累，面对选择

懂得取舍，这是大多数企业数字化转型难以迈过的坎。越是

成功的企业这个问题显得越为明显，越是缺乏改变成功模式

的勇气。数字化转型已经是时代趋势，但“三不”现象也成

为数字化转型的难关，这“三不”是不想、不敢、不会。

“不想”：有的企业，有一些传统的观念、路径依赖，

对科技发展态势理解认识不到位，对新技术存在抵触情绪；

“不敢”：面对转型可能带来的阵痛和风险，不敢率先探索，

期待他人先吃螃蟹，以降低自身投入风险，故而就地观望。

“不会”：缺少方法、缺少技术、缺少人才，也缺少

实践过程中验证过的成功经验和路径。

战略定位是回答企业做什么及不做什么的问题。面对数

字化转型，很多企业实际上并不清楚自己要做什么、该往哪

走。战略定位决定企业数字化转型能走多远、多久、多快。

组织调整挑战：传统企业的组织结构多数是金字塔型

的层级结构，架构僵硬臃肿而决策效率低下，难以适应数

字化时代多变的市场环境和用户需求。面对数字化转型，

企业必须调整组织架构，然而组织的调整、岗位的重设，

意味着利益的重新分配，这个变革过程注定不会一帆风顺。

部门协同挑战：在企业中，每个部门都有它的部门职能，

思想认知与文化观念挑战

战略定位与组织变革挑战

管理新语

2022.01

69 PAGE

刘军建

每个人也都有自己的岗位职责。有了部门

职能、岗位职责，实际上就有了权利和职

责的边界，有了不同的绩效指标。处理不

好这些权责的边界，没有一致的绩效目标，

必然部门协同困难，公司的潜能不能最大

化，数字化变革的速度也会受限。没有一

致目标、缺乏有效沟通、部门绩效目标没

有关联，即使是“一把手”工程，想让各

部门真正协同起来也很难。

绩效变革挑战：建立与企业数字化目

标相匹配的绩效机制，是推动企业数字化

转型的必要手段。变革必然涉及到利益的

分割、文化的制约，同时也牵扯到薪酬体

系和分配机制重新设计等技术问题。

组织保障挑战：企业进行数字化转型，

是要在数字化商业的浪潮中重新定位并获

得持续的竞争力。作为“一把手”工程，

转型成功的前提是“一把手”要真正懂数

字化，并能找到抓手、真抓实干。与此同时，

数字化转型本身是动态的，在转型过程中

如何建立并调整与转型匹配的组织机构，

是企业面临挑战的一个重要方面。

人才梯队挑战：企业数字化竞争很大

程度上是人才的竞争。人才也是数字化转

型中的一大关键挑战，能否培养高水平的

数字化人才队伍决定着转型成功与否。

数字化转型离不开能够基于企业现

状，站得更高看得更远，把握行业未来、

洞察市场变化、抓住本质问题、勾勒数字

蓝图、监控落地执行的数字化管理型人才；

也离不开能够将企业业务场景迁移至数字

世界的数字化专业技术人才，他们是数字

化产品和应用的缔造者与开发者，为企业

构建数字化的基础架构和应用环境；更离

不开能够将数字化世界的各种应用、数据运用起来的数字化

应用人才，他们既是企业的业务骨干，也是使用数字化工具

的专业人才，实际就是跨领域的综合型数字化人才。

对传统企业来讲，人才挑战不仅来自配齐数字化人才，

更需要推出相应的机制，让数字化人才有足够广阔的发挥舞

台和空间。

数字化转型不仅要求企业能够迅速学习和掌握新技术，

还需要将新技术融会贯通形成组合优势，并且在业务变革上

找准结合点，使之改变现有业务。由此可见，数字化转型对

企业驾驭新技术提出了极大的挑战。互联网时代的企业数字

化转型，更多倚重从信息的传递到价值的共享，需要破除信

息孤岛并构建技术生态。

信息共享挑战：数据是企业数字化转型的关键要素，

没有全领域、全过程、全方位的信息集成，就无法发挥出数

据的最大效能。传统企业普遍存在烟囱式系统建设、缺乏统

一标准、信息孤岛严重等问题，在一定程度上导致了企业级

的信息共享困难。更为致命的是，由于绩效考核机制、部门

利益保护等问题，业务部门之间形成一道无形的“部门墙”，

很多数据在相关部门“私有化”，阻碍着企业级的信息共享。

对于很多企业而言，IT 系统层面的“孤岛”易打破，部门

之间的“隔热墙”难推倒。

构建生态挑战：数字化时代，竞争不再单单是企业与企

业的竞争，更多是生态与生态的竞争。企业需要打破自身边界，

与产业链上下游企业进行连接，相互融合取长补短，才有可能

获得更多的竞争优势。但是在没有更高的预期收益时，很少有

企业愿意开放自身边界，将一部分利益让利给他人。因此，构

建一个生态并不容易，需要的不仅是企业家的魅力和魄力，还

有企业长期积累的信誉，以及具有竞争优势的产品和服务。

路径规划挑战：数字化转型涉及到企业战略、商业模式、

组织架构、管理制度、企业文化、业务流程、IT 技术和工

具等方方面面的变革或升级，首先需要做好全面的规划，然

后再分步实施，一步步地推进。

组织保障与人才梯队挑战

信息共享与技术生态挑战

路径规划与长效发展的挑战

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 70

许多企业往往战略定位挺明确，但一到

执行时就会遇到想法太多、“眉毛胡子一把

抓”、抓不住重点、找不到切入点等困境。

数字化转型路线图的设计在与战略保持一致

的同时，还需要考虑信息技术更新和市场需

求变化的速度、数字化任务对业务的重要程

度和实施难度以及人才缺口情况等问题。

技术迭代挑战：数字化转型是用数字

化技术重塑企业的商业模式，数字化商业是

目标，数字化技术是手段。很多传统企业缺

乏数字化人才，关键是数字化技术能力不足，

数字化转型的基础还十分薄弱。例如在制造

行业，工业软件、底层操作系统、嵌入式芯

片、开发工具等关键技术领域基本被国外垄

断，高端制造的关键技术常常被国外“卡脖

子”。因此，对一些高端制造企业来讲，数

字化技术的升级不仅是上不上云，用不用大

数据、人工智能的问题，也不仅是 IT 成本

或资产投入多少的问题，还要考虑如何解决

技术上被人“卡脖子”的问题。

持续创新挑战：数字化转型的根本目

的是创新业务模式。创新本身是一个不断

试错的过程，成功绝对不是由事前的规划

决定的。但对传统企业而言，尤其是一些

大公司，受机制、价值观、环境等因素影响，

普遍存在业务流程固化、员工因循守旧的

现状，制约着企业的业务创新。现实中，

往往公司越大，这个问题越明显。

随着数字化技术的发展，业界已经在战

略规划、架构设计、建设实施方面形成了一

批理论方法实践与模型工具，能有效应对数

字化转型过程面临的困难与挑战，提升企业

转型成功概率。

战略统筹规划：首先，筹划和指导数

字化转型的方略，在高层次上面向未来，在方向性全局性的

重大决策问题上选择做什么、不做什么。数字化转型是企业

长期的战略，是企业总体战略的重要组成部分，以战略为指

引开展数字化转型，将大大提高转型成功的概率。

创造保障条件：数字化转型需要强有力的组织来支撑，

企业需要明确转型的责任主体，制定合理的组织业务目标，

配套考核和激励机制，优化组织间协作流程。在适合的条

件下，还应成立专门的数字化转型组织，协调业务和技术

部门，建立数字世界和物理世界间的协同运作机制，统筹

推进数字化转型落地。

企业文化更是数字化转型成功与否的关键要素，要不断

培养转型文化理念、激发个体活力、形成数字文化。企业要

积极拥抱数字化，通过数据来改变传统的管理思路和模式，

习惯用数据说话、用数据决策、用数据管理、用数据创新。

贯彻关键原则：企业推进数字化转型应遵循以下核心

原则，并贯穿到转型全过程，确保转型始终在正确轨道上。

一是战略与执行统筹原则：数字化转型中战略和执行

并重，战略强调自上而下，重视顶层设计；从企业战略逐

层解码，找到行动的目标、路径，指导具体的执行进程。

二是业务与技术驱动原则：数字化转型实际上是业务

的转型升级，要从业务视角主动思考转型的目标和路径，

将转型落实到具体的业务运作中。可以借鉴外部的实践经

验，找到技术对业务变化的支撑点。

三是自主与合作并重原则：转型成功关键在企业自身，

企业要想实现数字化转型的自我驱动，就要识别和聚焦核心

能力，在自我提升中实现核心能力内化。对于非核心能力，

以开放的心态充分利用外部力量，快速补齐能力短板，为自

身发展构建互利共赢的生态体系。

企业数字化转型，既是大势所趋，也是未来的方向！大规

模变革如果没有自上而下的支持和魄力，最终会止步在一个个

“拦路虎”面前。有的企业选择疾风骤雨，先全盘推翻，然后

适度重建，负重前行；也有企业选择徐徐图之，做好打持久战

的准备。不管哪种思路，这条转型之路，注定不会一帆风顺，

更不可能一蹴而就，需要企业持续努力和不断探索，将“拦路

虎”一个个赶跑，才能重塑企业商业模式，立于不败之地。□

（摘自《经理人》）

赶走数字化转型“拦路虎”

数字石油

2022.01

71 PAGE

油气田企业能效数据融合研究与实践

文 郭以东　 马建国　 余　洋　 何晓梅　李　峻

引言

中国石油作为国家特大型能源

央企单位，一直以来都高度重视信

息技术发展对各业务的积极促进作

用。针对各类业务管理模式和业务

范畴，构建了服务于各层级的较为

完整的信息服务支撑体系，相继建

成了勘探与生产技术数据管理系统

（A1）、油气水井生产数据管理

系统（A2）、采油与地面工程运

行管理系统（A5）、勘探开发一

体化协同研究及应用平台（A6）、

勘探与生产调度指挥系统（A8）、

油气生产物联网系统（A11）、勘

探与生产 ERP 系统（D2）、公共

数据编码平台（D15）、健康安全

环保系统（E1）、节能节水管理

系统（E7）、信息安全运行中心

（F14）等信息系统，各信息系统

的建设对企业开展能效对标、挖掘

节能降耗潜力、提高能源管理效率

等发挥了积极作用，极大地促进了

能源科学化和管理精细化。

但是，各系统在建设初期由于

所服务的业务部门不同、业务管理边

界存在交叉重叠，同类数据在统计口

径、粒度、精度、时效性及元数据定

义标准上均表现出不同的差异，导致

系统运行过程中出现同类数据来源不

统一、标准不统一、精度不一致等诸

多问题，给业务管理和上层决策造成

一定困扰。如果能够合理地利用多源

数据对元数据进行数据源确权和相关

性汇集融合，打通业务部门和系统之

间的管理壁垒，建立业务所需的专业

数据库，解决好数据准确性、完整性、

一致性和业务满足度的校验及数据二

次加工丰度的扩展等问题，那么就能

够实现数据整体质量的显著提升和有

效管理，促进各管理部门、多学科专

业人员的协同工作与高效决策。

能效数据多源现状与

融合必要性

油气田能效元数据是企业在

勘探、开发、生产与集输过程中

的各类生产管理源头上采集的数

据。各系统所采集的同类数据理

论上应该保持一致，但由于各系

统所采用的数据标准、统计口径

和数据获取渠道的差异性，导致

各系统间同类数据难以吻合。以

能效管理的核心数据——油气产

量为例，来自 A11 的单井实时数

据累计加和、A2 的统计上报审核

数据、A5 的集输 / 站库计量数据

和来自 E7 的统计上报数据均存在

一定程度的差异，这种差异性由

统计口径、计量误差、损耗、测

算方式、精度累计误差和统计周

期不同等多种原因引起。各系统

在多年运行中对单一业务领域的

信息支撑作用均能满足且适应其

所服务的业务管理需求，均具有

其合理性。但不同系统之间存在

关联数据但数据不统一的现状，

给能效管理业务整合、能效对标

和基于数据资产的业务高效化等

管理带来很多难题。

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 72

1.1 能效数据的多源性导致数

据确权困难

能效数据具有多源采集方式与

多学科、多领域、多技术构成的复杂

多源性特征。不同业务部门主导建设

的信息系统采用了建设之初满足当时

设计需求的数据库类型、数据格式和

标准，系统数据仅仅适用于其内部流

转，无法有效支持其他系统的业务应

用。在系统间进行数据集成共享时，

数据的权威出处、准确性和完整性验

证需要花费较大精力，一旦同类数据

存在于多个不同业务系统中，数据确

权就存在较大的难度。

1.2 数据冗余消耗大量的计算

存储资源

各系统依照业务管理需求进行

功能设计，采集了大量支撑系统独立

运行的数据。以机采系统工艺环节

为例，能效管理需要的指标数据在

A2、A5、A11和E7系统中均有包含（图

1），这些逐渐云化存储的数据中存

在大量的冗余数据，且冗余数据之间

又存在一定差异，既浪费大量的存储

资源，又不能明确哪个数据更权威。

对这些多源数据进行融合，能够降低

数据冗余，减少数据存储和传输过程

中不必要的资源浪费。

1.3 缺乏协同互补的数据共享

机制

多系统间的数据种类繁多、来

源广泛，涉及不同的技术标准，给

信息融合和资源共享的实现带来诸

多挑战，随着业务的精细化管理和

信息系统的快速同步建设，系统功

能也随之不断拓展和变化。如果基

于传统的数据集成共享方式，后期

建设的每一个系统需要分别与多个

先期建设的关联系统建立数据交换

接口、数据映射转换、数据抽取推

送和数据安全传输防护关系；随着

各系统版本的更新迭代和功能的改

造提升，已建立好的数据交换方式

图 1 机采系统工艺过程能效管理指标数据源分析

和策略也要同步进行更替；各系统

建设的时间差异又进一步给多数据

接口、多数据同步的传统数据集成

共享方式带来了额外的工作量。

1.4 系统间数据的互补性未能

有效利用

信息系统的建设均有特定的服

务群体和受众对象，系统管理内容均

具备其业务的专一性和局限性，在特

定业务场景尤其是业务交叉管理的特

定需求下，独立运转的系统往往存在

额外的数据指标有待增补，而这些数

据在其他已建信息系统中已经采集存

储，各系统间数据具有很强的业务数

据互补性，自身重新采集或建设会浪

费不必要的资源和精力。打通各独立

系统数据之间的壁垒，建立集成共享

关系，既能节约系统开发成本，又能

保障同类数据的一致性。

中国石油信息化建设经历了从

分散到集中、从集中到集成应用、

从集成应用到“共享中国石油”的

融合更新迭代，形成了覆盖整个集

团公司的信息基础设施统一规划建

设、“三地四中心”的数据中心、

信息安全防护全域部署、云化技术

架构全面应用的大好局面；打破了

业务系统独立建设、信息“孤岛”

带来的管理壁垒。为进一步减少数

据重复填报给基层单位带来的额外

工作压力和因之造成的数据不一致

问题，将信息化建设已积累的大量

的、基础的、权威的生产能效数据

进行有效的集成融合，建立具备全

数字石油

2022.01

73 PAGE

面深入的大数据分析能力的数字化

集成共享应用势在必行。

能效数据融合方法研究

数据融合是一种在某种意义的

控制结构和模型下 ,运用数学方法和

技术工具 ,整合多源（同类或异类）

表示一致的知识 , 以最终获取高品

质信息为目的的统一表示框架。研

究能效数据融合的目的是在洞察数

据多源性的基础上，从能效数据应

用的本质中以特定的组合规则关联

组织数据、迭代优化，从而产生新

的数据体以获取更多有效信息，并

在能效统计分析、能效对标、能源

管控中通过建立复用数据模型，解

决能效管理的应用实效。但数据融

合并不是为了彻底消除数据之间相

对的差异，而是要清晰地了解和把

控导致这些差异的缘由，对每条数

据从产出、流转到加工应用全生命

周期的科学诠释，找出有效的管理

手段来控制这些不合理的数据差异，

并将原本看似不相关的各类数据通

过大数据多维分析挖掘，构建数据

之间内在逻辑联系和相互作用机制，

进而从不同的业务管理角度丰富数

据广度，增强业务之间的协同管理。

油气田企业能效数据融合研究

以涉及油气田企业生产全业务流程管

理的相关信息系统能效数据为融合对

象，采用“统一云平台架构、统一数

据湖归集为核心、数据融合共享为手

段、应用为目标”的思路，用“一个

平台、一套数据”规范能效数据的标

准化采集与应用，围绕油气生产经营

数据、地面公用工程基础数据、物联

网实时采集数据和能效综合统计数据

的融合衔接作为融合目标。能效数据

融合按照 3 个步骤开展，首先搭建数

据融合研究有利环境，其次确定能效

数据集成融合方式，最后明确数据融

合策略并进行数据确权。

2.1 研究环境构建

中国石油上游业务板块为适

应业务需求变化和信息技术的快速

发展，以推进集约化建设、信息共

享和业务协同为着力点，制定了上

游业务信息与应用共享平台规划蓝

图。通过勘探开发一体化协同研究

与应用平台（A6）项目建设，同时

以云计算、微服务架构并融合企业

数据治理理念构建了“平台 + 能力

+应用”生态、“数据 +技术 +应用”

的上游“勘探开发梦想云平台和数

据湖”开放共享环境，为上游业务

信息化建设由竖井式系统开发向数

字化、智能化、平台化发展转型，

以及信息资源共享、软件开发快速

迭代、业务需求敏捷响应的全面平

台化发展创建了良好的基础条件。

充 分 利 用 基 于 Docker

+Kubernetes + DevOps、微服务、中

间件等开源技术集成研发的梦想云

平台优势和数据湖强大的数据整合

能力，既满足了数据融合鲁棒性、

容错性、广适性、高效性和实时性

的要求，又同步享受到了前者所带

来的高效敏捷迭代开发、快速应用

部署、异构数据互联互通、资源弹

性拓展、服务统一运营、整体安全

防护等平台技术便利。因此，本文

以梦想云平台和数据湖为基础，采

用 SpringCloud 微服务架构、DevOps

软件工程自动化工具和 Docker 容器

技术开展相关工作。能效信息融合

构建架构如图 2 所示。

2.2 能效数据集成融合方式

勘探开发一体化数据库作

为业务资源的汇聚与应用服务中

心，通过数据抽取（ETL）、数据

同 步（Data Sync.）、 虚 拟 数 据 库

（Virtual Database）、数据联邦（Data

Federation）等技术，逻辑上集成了统

建系统数据库及油气田自建系统数据

库，形成了基于上游勘探开发全业务

链主数据、元数据的统一数据管理平

台与质量管理体系，实现了与各类异

构数据库间跨专业、跨机构、跨区域

的数据互联互通、跨域共享。利用这

一优势特性，本文在数据集成共享基

础上，弃用了与多个相关系统直接点

对点接口集成的传统数据获取方式，

而是依照与数据湖专业领域数据集比

对结果，直接从数据湖中获取。无法

获取的数据通过油气田能效管理系统

进行补充采集，并将加工处理后的数

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 74

据回推入湖（图 3）。该方法进一步

消除了传统系统数据集成方式所带来

的多接口、多数据映射转换、多数据

同步策略的烦琐和不易同步运维的痼

疾，实现了能效数据从数据湖的“源

头抓取，双向存储”，增强了能效数

据的一致性、权威性和互补性。

2.3 能效数据融合策略与数据

确权

油气田业务能效数据具有大数

据的异构性属性，而异构性不可避

免会导致数据特征存在差异。如何

完成对异构数据的关联、交叉，最

终获得数据间的关联关系，是异构

数据融合研究的重点。与此同时，

同类异构数据的采集源头、跨学科

/ 跨业务加工处理、存储格式和精

度等多源性特征，在融合应用之际

的权威性认定上（多源性数据在特

定业务领域应用时引用哪个数据更

准确、更权威、更适合）是另一个

不可忽视的问题。

勘探开发一体化数据库（数据

湖）早期对上游油气勘探、井筒工

程、采油气工程、地面工程与生产、

油气藏研究与评价、经营管理与决

策等全业务链数据进行规范性定义、

梳理、清洗，形成了 1.7PB 数据资

产的入库统一管理。本文应用概率

随机统计模型——统计决策理论，

以油气田企业能效指标体系和集团

公司上报国务院国有资产监督管理

委员会数据报表的指标、维度为对

比参照物，针对入湖 130 多个数据

集、2000 多个指标项的主数据、元

数据的能效相关数据进行认真比对

梳理，初步确定了相关指标数据来

源，以及未纳入数据湖管理的能效

指标内容（图 4）。其中包括：描

述企业和各层级用能单位整体生产、

能耗、用水情况的宏观综合指标，

涉及生产类、能耗类、用水类、单

耗类、财务类和节能节水类六大类；

图 2 油气田企业能效信息融合总体架构

图 3 能效数据集成融合机理

数字石油

2022.01

75 PAGE

描述各用能单元主要生产系统生产

状况和能效情况信息的工艺过程指

标，涉及机采系统、集油系统、注

水系统、注蒸汽系统、原油脱水系

统、原油稳定系统、污水处理系统、

集气系统、气处理系统和煤层气系

统十大类；描述各用能单元主要耗

能设备基本信息和运行能效信息的

终端设备指标，涉及抽油机、螺杆

泵、潜油泵、加热炉、锅炉、变压器、

压缩机、风机和机泵九大类。经过

比对，用户、组织机构、井、站库、

设备等基础元数据可直接引用数据

湖数据；开发生产指标中 70% 可从

已入湖的 A2 相关数据集中获得；油

藏类型、工艺类型等生产系统基础

信息、地质工艺过程指标中 38% 可

以从数据湖中获取。同时，还发现

数据湖中相关用水数据较为零散，

能耗用水数据只涉及生产单位，辅

助非生产单位缺乏相关数据采集；

数据湖缺少单耗、财务（能源单价）、

节能节水量等能效相关指标，而相

应数据在暂未入湖的 E7 系统中已经

采集，可以入湖补充。

针对数据湖存在的数据冗余和

冗余数据差异性问题，在数据确权

方面，除跟进 A6 系统数据治理的同

时，本文通过专家评价法确定能效

宏观综合指标和能效评价关键性指

标，制定了“针对源头采集原始数

据进行梳理融合，计算加工处理数

据不融合；依据能效管理自身业务

特性、管理需求和节能计算评价标

准进行后续数据加工”的融合策略。

通过规范参数定义，对数据筛选、

汇总、去重、增补、异常值 / 偏离

值判定和剔除等多项融合处置，应

用标准数据采集流程和数据同步策

略，保障源头数据持续入湖、同步

共享更新。同时，扩展数据湖缺少

的能效相关财务数据（能源介质不

同地域的即时单价等数据）、综合

能耗数据、单耗等业务数据，实现

能效数据及时性、准确性、完整性、

标准性和唯一性（权威性）的存储、

管理与共享，形成了基于梦想云平

台统一的油气田企业能效信息管理

平台与能效数据质量管理体系。

能效数据融合实例

通过油气田企业能效数据融合

方法的研究和平台搭建应用，打通了

上游业务能效管理相关统建系统的数

据融合、集成共享通道。研发的能效

融合数据共享服务、业务协同管理支

撑平台，改变了传统能效管理模式数

出多门的现状，实现了油气田企业的

能效一体化统一平台管理。

通过对数据湖中各类数据集的

指标项比对校验，结合相关能效统

建系统的数据特性、油气田企业自

建系统实际应用情况等多种数据确

权方法，确定了能效相关指标数据

集来源、能效宏观综合指标和能效

关键性评价指标内容。以机采系统

能效对标体系为例，建立相应数据

融合模型（表 1）。

按照油气田企业能效数据融合

图 4 数据湖能效指标梳理及融合机理

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 76

方法，分别完成各类能效数据融合 表 1 机采系统能效对标数据融合模型实例

模型的构建，通过细化能效对标指

标定义、指标描述、极值判定、后

台运算逻辑配置和数据人工逐层复

核等方式，制定数据抽取过滤策略，

确保数据的质量，完成数据融合抽

取工作（表 2）。

基于确权的能效数据构建相应

的能效指标可视化对比分析模型，

根据油气田类型、地质油藏类型、

工艺类型、指标区间筛选、关键指

标排序等多条件筛选机制，快速定

位同质、同类工况条件对标数据，

提高能效对标的准确度、吻合度和

可对比性。

通过油气田企业能效数据融

合方法的研究和平台搭建应用，进

一步明确了能效相关数据源权威出

处，规范了能效数据标准，大幅提

高了数据采集质量和效率，规避了

传统低效数据集成共享模式。能效

数据的融合和数据自动抽取、推送，

有效缩减了基层单位数据重复采集

录入、反复审核的工作量，显著提

高了工作效率；全面的能效融合数

据服务、共享的科研管理支撑平台，

改变了传统能效管理模式数出多门

的现状，实现了油气田企业的能效

一体化统一平台管理。通过建立跨

系统、跨学科、跨业务、跨部门的

协同研究环境，促进了能效数据的

全生命周期科学化管理和决策方式

的转变。

数字石油

2022.01

77 PAGE

结语

油气田企业能效数据融合研究充

分借助中国石油勘探开发梦想云、数

据湖的平台优势和数据优势，优化了

传统信息系统数据集成共享的数据接

口模式，大大简化了数据交互的中间

环节，提高了能效数据资源复用效率

和服务应对能力，辅助并促进了相关

部门开展业务协同工作。既实现了油

田开发全生命周期能效数据的集成与

综合应用，又进一步促进了能效管理

业务流程的优化，是提升能效管理工

作效率的一个重要发展和进步，对今

后持续有效支撑多学科专业人员的协

同工作与高效决策具有重要意义。

从长远意义来看，油气田企业能

效数据融合作为信息资源聚集融合的

一次有益尝试与实战应用，开启了信

息整合、内容整合、服务整合、流程

整合、业务协同等多方面更大的研究

空间。随着上游板块建设数据统一采

集平台的构想被越来越多的有识之士

认同，启动统一数据录入系统的研究

建设将进一步从根本上解决数据重复

采集录入问题，有效保障数据的唯一

性、准确性、权威性和快速可溯源特性，

数据治理和资源整合的大环境有望得

到进一步优化完善。□

（摘自《中国石油勘探》）

表 2 能效对标数据融合抽取情况一览表

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 78

波士顿咨询公司：

页岩油气盈利的五个阶段

自 2000 年美国商业开发页岩油

以来，页岩油已经促使全球石油市场

格局发生根本性变化。政界人士和行

业专家都称赞页岩油是北美实现能源

独立的最佳路径，页岩油的生产方法

( 如水力压裂 ) 彻底改变了油气采收

率，并以前所未有的速度产生了创纪

录的石油产量。然而，某些预测——

对页岩储量增长速度的预测、油价下

跌对页岩储量的潜在影响程度、页岩

开发何时以及如何实现长期盈利的预

测——基本上都没有抓住问题的关键，

页岩开发的故事仍然有些神秘。

部分问题在于，使用传统油气公

司的类比物法 ( 同一地区的几组油田 )

分析结果，可以显示出页岩区块在不

同价格和供需情况下的表现。但这些

分析忽略了页岩开发与典型的石油开

发有多么不同。这种评估上的错误在

几个方面造成了巨大的损失。试想一

下，对页岩油产量增长进行准确的分

析将会如何对 2014-2015 年油价下跌提供更好、更

有用的预测。同样，如果能更清楚地了解能源行业在

压力下将如何运行，就能提供有关油价下跌将持续多

久的宝贵视角。或许最糟糕的是，这些分析结果以及

其他有缺陷的分析结果，阻碍了能源生产商和油气服

务公司就其参与页岩开发做出明智的商业决策。

幸运的是，现在改进用于评估该行业的方法还为

时不晚。传统的线性思维和评估方法不是恰当的方法。

它们往往依赖于常规石油的经验法则，这些法则与页

岩气开发几乎没有什么共同之处，尤其是在成本、开

发过程以及企业需要做出的成功选择方面。此外，这

种线性预测假设未来会和过去一样——在页岩气领

域，这是不可能的。

波士顿咨询公司（BCG）是一家著名的美

国企业管理咨询公司，在战略管理咨询领域公认

为先驱。公司的最大特色和优势在于公司已经拥

有并还在不断创立的高级管理咨询工具和理论，

管理学界极为著名的“波士顿矩阵”就是由公司

20 世纪 60 年代创立的。 BCG 的四大业务职能

是企业策略、信息技术、企业组织、营运效益。

智库声音

2022.01

79 PAGE

为了避免这些弊端，并找到一种评估

页岩市场和项目的有效方法，我们采用了

一种系统思维方法，专注于美国页岩如何

响应其非常规特征所特有的内外部因素的

变动。从这一点出发，我们确定了 5 个标

志，或称阶段，它们可表明因页岩气市场

的演变以及其项目受勘探和开发成本与油

价变化等因素的影响而出现的关键转变。

这五个指标是更好预测关键指标。将上述

指标作为计划蓝图的制定的参考—可帮助

公司确定它们在整个行业发展中的角色，

以及在当前阶段提供成功的战略，并为下

一阶段的繁荣做好准备。在每个阶段，都

存在使收入和收益增长偏离轨道的陷阱。

通过了解可能出错的地方，公司可以避免

这些陷阱。

为了确保页岩气行业持续强劲的

表现，企业应该从页岩气项目最初的钻探到最终产量

增长下降的过程来看待页岩气项目的发展。公司可能

并不总是连续地从一个阶段移动到另一个阶段，而是

随着市场环境的变化在不同阶段之间来回移动。因此，

在项目发展的不同阶段，每个阶段都应该考虑其独特

的价值，作为战略选择的基础。

第一阶段 : 实验

在第一阶段，公司关注于特定油田的潜力，但尚

不确定最佳生产面积位于何处。由于此时项目尚未开

发或很少开发，因而土地征收和租赁成本相对较低。

成功的公司会尽可能多地储备有勘探前景区块，并在

一定程度上无差别地进行钻探 ( 有时只是为了保住区

块勘探权 )，但此时实际页岩油气产量很少。在这个

阶段，灵活是至关重要的——也就是说此阶段的竞争

在于购买最有潜力的土地并在多区域大量购置区块以

期获得最大的未来回报方面。

为了说明环境变化的速度有多快，以及在这一

阶段保持灵活姿态的重要性，我们以得克萨斯州二

叠纪区块的作为示例。得克萨斯州二叠纪区块的成

本从 2011 年末到 2018 年的土地成本（2018 年时

五个战略阶段

图 1 在实验阶段，除异常值外产量是持平的

气

10 亿立方英尺 / 天 百万桶 / 日

油

2008 年 1 月

来源：波士顿分析

2012 年 1 月 2016 年 1 月 2008 年 1 月 2012 年 1 月 2016 年 1 月

实验阶段 实验阶段

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 80

每英亩土地的价格达到 7.5 万美元 )

增长了 30 倍。在此期间，二叠纪盆

地的天然气和石油产量增加了两倍，

使该地区跃居至全球十大天然气生产

国的第四位。( 图 1）

在这一试验阶段，获得资金对于

项目实体建设和项目设备采购以及雇

佣劳动力都是必不可少的。相较于生

产经营阶段，这一时期所需的工人数

量相当高，因为许多公司在最初的“空

白”开发阶段并不擅长高效整合。此外，

即使公司进入生产后，在大片土地上

确定最具价值的页岩区块也需要大量

钻井。

第二阶段 : 繁荣

第二阶段标志着整个发展进入了

快速增长时期。尽管“甜点”——产

量是非“甜点”区的 10 倍——可能提

供了大部分产量，但在这一阶段，外

围地区也有大量活动。

这一阶段主要是由高油价推动

的，高油价带来了更好的经济前景和

钻井现场的正回报。财务业绩的改善

起到了催化剂的作用，促使企业进行

广泛试验 ( 尤其是在仍未钻探的边缘

地区 )，以提高页岩产量，并利用蓬

勃发展的市场。扩大的开发活动导致

成本不断上升，但高油价可以支撑这

些成本。

这一阶段产量的急剧增长有时会

导致间歇性的限制，如设备短缺、管

理经验不足或管道超载，从而造成石

油积压，等待从现场运出。这些问题

可能会迫使一些公司放慢钻井或完井的速度。但除非

它们变得足够严重，使该地区陷入“压力”阶段，否

则产出增长通常会持续下去。

从整个行业来看，从 2010 年末到 2014 年 10

月油价下跌，页岩油和天然气经历了一段繁荣时期。

在此期间，页岩气产量增长了 2.3 倍，石油产量增长

了近 4 倍。今天，石油价格的回升重新点燃了二叠纪

盆地的繁荣时期。目前，该盆地的经济活动主要集中

在这里，但其他地区的经济增长速度要慢得多。

企业没有能力提高油价，而油价是繁荣阶段的主

要触发因素，但它们可以采取措施从繁荣的上行趋势

中获益，并在进入下一个“压力”阶段后继续受益。

例如，首先，他们可以尽可能降低成本，提高利润率，

部分通过集中精力创新来提高生产率 ; 第二，保持一

流的物流水平，确保有限的价格差价到基准价格 ; 第

三，专注于核心、资源丰富和盈利的业务，同时从前

景不太好的外围地区进行交易。

第三阶段 : 压力

在经历了一段繁荣期 ( 部分原因是生产过剩和供

应过剩 ) 后，当油气价格不可避免地下跌时，页岩气

生产商的利润率往往会变为负值。对应的，页岩气生

产商大幅削减钻井和资本支出，裁汰职员，同时注重

效率和创新以增加油井产量，用更少的工人做更多的

事情。

2014 年末油价下跌后的这段时间，验证了页岩

气行业在压力阶段的反应。随着油价下跌，美国公司

减少了 75% 的钻井。与此同时，钻井平台的日费率

下降了 25%，员工数量下降了 10%。因此，剩下的

开发工作要比以前便宜得多。此外，在经济繁荣时期，

公司已经知道哪些领域的生产效率最高。在压力阶段

开始后，这些“甜点”（ 包括具有最高初始产量和估

计最终采收率（EUR）潜力的地点），继续有着大

量开发活动进行。

智库声音

2022.01

81 PAGE

但在此期间，最引人注目的是

生产率的提高，随着盈亏平衡成本

的大幅下降，页岩气从一种成本很

高的资源转变为一种低成本的资源。

新的技术和策略包括更长的侧向钻

井，或水平钻井项目，以及所谓的“超

侧向钻井”延伸 18000 英尺。压裂

作业也变得更有针对性，规模也更

大，企业大幅增加了用于保持裂缝

开放的支撑剂的用量。这些突破意

味着，自油价下跌以来，钻井平台

的生产率 ( 每部署一台钻井平台的平

均产量 ) 增加了一倍以上。2014 年

10 月，一台在运的钻机可以完成 2.6

台钻机的工作。

除了 2014 年后的经营变化，许

多生产商在对冲计划方面变得更加积

极，这得益于为这些金融工具提供融

资的可用资本过剩，以及西得克萨斯

原油交易市场的持续期货溢价 ( 未来

价格高于现货价格 )。许多对冲都是围

绕看跌期权设计的，如果价格下跌加

剧，看跌期权将给公司带来一些安慰。

这些策略使公司能够继续投资于有前

景的区域，甚至在压力阶段价格下跌

时也能满足员工的需要。

第四阶段 : 复苏

在压力阶段，随着页岩气生产成

本的下降和钻井活动的减少，盈亏平

衡水平的下降和个别油田的盈利能力

变得更容易实现。随后，企业进入复

苏阶段，这是一个业务扩张和增长的

时期，通常也会受到石油和天然气价

格反弹的刺激。

此时，页岩气行业也在更实质性地处理盈利

问题。行业中的“利润”一词有多种含义，但在这

种情况下，我们指的是对于投资者的资本回报。传

统上，在试验、繁荣、有时甚至是恢复阶段，页岩

气公司会将净收益再投资，作为扩大现有油田或收

购新油田的额外投资。尤其是在复苏阶段，这种策

略考验着投资者的耐心，他们渴望获得回报，并对

不断扩大的业务投资感到失望。换句话说，由于过

于关注 ( 而非连贯地 ) 增长，尤其是在能源价格上

涨的情况下，油气生产商低估了保护自由现金流的

长期重要性。（图 2）

随着投资者越来越紧张，要求进行战略调整的呼

声越来越高，CEO 和高管的薪酬计划往往也会改变 ;

新的协议不是单纯地奖励增长，而是为投资者贡献有

效利润而提供奖金，且与新的资本支出分开。但这类

协议通常是暂时的。盈利能力方面的担忧，即使被提

出来，通常也仅限于复苏阶段，在早期阶段，投资者

图 2 能源公司关注增长是以自由现金流为代价的

现金流投资回报率（%）

标准普尔 500

来源：彭博社

注：10 家大型美国勘探与开发公司的平均现金投资回报率

勘探开发行业

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 82

往往忽视了这一点。在早期阶段，资本

约束使得投入少于净利润是同样重要，

尽管投资者对这一点没有那么重视。

事实上，从更广泛的角度来看，

页岩气行业正被其投资意愿导致的“盈

利悖论”所困扰，这种“盈利悖论”

最终威胁到该行业的平衡和可持续、

稳定的增长。在这一悖论的重压下，

当页岩气公司限制指定的资本预算数

额时，它们就会急于利用需求上升的

机会，从而显著扩大产量，而资本预

算会减少产出，推高油价。但当投资

者此后抱怨资金过多并投向了更多、

更大的页岩气公司时，产量增长就会

放缓，油价又会上涨——投资热潮又

一次出现。换句话说，不断提高的利

润是投资回报乏力的先兆。

为了打破盈利能力悖论，页岩气

行业必须在所有阶段都表现出对于资

本的约束。如果出现这种情况，结果

很可能是页岩气行业增长放缓，但更

为稳定，既能获得生产率增长，增加

可用的投资资金，又能以循序渐进、

条理清晰的方式孕育新业务。投资回

报将与有序扩大收入流的需要相平衡。

然而，由于没有直接面对盈利能

力悖论的危险，我们预计页岩气行业将

继续由大型公司主导，这些公司拥有大

量的产量和股权，不安的投资者，以及

规模较小的初创公司，它们的融资水平

将高于净营收。这些情况只会推动生产

率的提高和无效工作的提高，这是出于

对财务严谨性的需求几乎总是在寻找新

的赚钱方式时处于次要地位——即使少赚多花。

尽管经济复苏阶段的标志是总体状况好转，但许

多公司仍将因压力阶段的成本削减和人才流失而步履

蹒跚。因此，并购活动司空见惯。那些财务稳健、在

经济下滑后相对健康的公司（也就是说，它们的资产

负债表能够经受住衰退期的限制，比如管道产能不足

或需要迅速招聘有经验的员工）可能处于收购实力较

弱竞争对手的优势地位。此外，随着许多企业步履蹒

跚，这一阶段可能为外部企业进入该行业提供机会。

第五阶段 : 收益最大化

为了生存并摆脱页岩气行业的繁荣和萧条周期，

企业的最佳选择是通过不断创新巩固收益。随着时间

的推移，那些能够在日常工作流程中采用新的数字工

具和设备的公司，其业绩将超过那些不那么具有创造

性的竞争对手。

例如，通过采用新的物联网技术，如安装在发现

设备和钻井设备上的传感器，连接到云端的数据和分

析工具，页岩气生产商可以融合大量的历史和实时现

场数据。从这些信息池中，我们可以了解到最丰富的

页岩资源以及如何更好地利用这些资源，从而为半自

动或自动机器人钻井平台的钻井计划奠定基础。其结

果是 : 停机时间更少，生产时间更快，生产成本更低，

生产率更高。

这只是技术进步如何改变页岩气行业盈利前景

的一个缩影。使用无人机在潜在的储量区上空探查而

为自动导航设备创建站点地图和 3D 模型，或为世界

所有地区的项目管理提供快速、实时的信息分发，企

业也能获得类似的好处。区块链程序可以迅速、安全

地连接不同的通信网络，同时在智能程度上超过潜在

的网络黑客，它可以加快全球页岩油气交易或管理供

应链库存周转，确保系统中每个节点对材料的位置和

交付时间表都是透明的，并消除生产放缓。另一种可

能性是 : 有了 3D 打印技术，企业可以立即在现场生

智库声音

2022.01

83 PAGE

产小型零部件，这样设备故障不会影

响产量。

然而，如今很少有油气公司愿意

将技术直接与业务联系起来，以充分

利用这一阶段的优势。世界经济论坛

（World Economic Forum）最近发

表的一篇论文援引调查结果称，72%

的全球企业首席执行长难以招募到最

优秀的数字人才。部分问题在于，很

少有能源组织建立起一种企业文化，

允许并鼓励持续的创新利用快速发展

的前沿技术。

关于如何使用五个阶段框架评估

您的业务所面临的特定环境时，请考

虑每个阶段都是由一个关键因素推动

的，而这个关键因素本身也应该被战

略性地解决。

第一个因素是价格，它影响繁荣

和复苏。页岩气公司无法控制价格，

但通过构建应对价格上涨或下跌的方

案 ( 例如，利用五个阶段的经验 )，可

以提供绕过价格的方法。

第二个因素是活动，影响所有阶

段，但它是第一阶段 ( 实验 ) 和最后阶

段 ( 收益最大化 ) 的主要驱动力。它涉

及到业务的能力、资产和企业文化，

在各个阶段中公司必须关注的所有关

键领域。成功有时需要转换业务的这些核心方面，如

果先前的行为驱动了一点点成功，这将是一个困难的

决定。但页岩气行业各个阶段状况的变化以及其他外

部因素表明，企业需要重新评估业务的各个方面。

第三个因素是成本，在压力阶段是最突出的，

当价格很低，除非费用得到控制，否则收支平衡是困

难的。页岩气公司已经表明他们可以控制成本——至

少在一段时间内可以。但在离开压力之后，很少有公

司会为了避免支出上升而约束自我。

页岩气行业在我们概述的五个阶段中都没有同步

发展。在二叠纪盆地的油田进入繁荣期的同时，一些

油田仍处于恢复阶段，尽管该盆地面临着不断上升的

地面管制。

石油和天然气价格正在大幅上涨。但与此同时，

可以预见的是，企业正在加大钻探力度，试图从进入

市场的额外收入中分一杯羹。因此，在经历了两年的

下降之后，页岩气的成本正在上升。特别是，高质量

的最新一代钻井平台正处于溢价状态，用于扩张的资

本利率正在上升。到目前为止，工资自 2016 年以来

只上涨了 2.7%，但随着经济的强劲发展，熟练工人

的数量持续减少，这种情况不太可能持续下去。

对于目前处于恢复阶段的许多页岩气公司来说，有

必要采取一种数字化战略来规划未来，从而克服盈利能

力悖论。由于创新推动了效率和产量的提高，以及实时

信息和数据库的获取，页岩气公司可以避免追逐临时收

入，而只在油价高企和低企时投资于生产率最高的油田。

对于页岩气行业来说，这是一个需要经历的阶段。□

关注自己独特的处境

展望未来

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 84

能源央企新能源争霸赛再升级

伴随一些央企“十四五”规划陆续公布，能源电

力央企在新能源方面的投资规划逐渐清晰。

据统计，目前 17 家能源电力央企基本都已公布

“十四五”期间新能源的投资目标规模，总计6.7亿千瓦。

虽然“三桶油”在新能源方面规划目标并不大，

但是因为拥有丰富的应用场景和资金实力，未来发展

潜力巨大。

此外，中国能建也公布了“十四五”目标，计划到

2025年控股新能源装机容量力争达到2000万千瓦以上。

中国绿发严格意义上不算能源企业，但自国家电网

公司旗下鲁能新能源被划入后，其在新能源发展方面也

是一支不可忽视的力量。截至目前，中国绿发新能源在

运装机容量 400 万千瓦，且“十四五”计划新增 3000

万千瓦以上装机。因此我们也将其列为能源央企范畴。

值得注意的是，一些央企已经完成了“十四五”

部分目标。

比如国家电投原计划到 2025 年实现清洁能源装机

占比 60% 目标，而截至 2021 年 11 月 30 日，其清洁

能源装机占比已经正式突破 60%，提前四年完成目标。

截至目前，国家电投电力总装机超过 1.9 亿千瓦。其中，

光伏发电装机规模超 3800 万千瓦，新能源发电装机规

模超7500万千瓦，可再生能源发电装机规模超1亿千瓦。

从目前主要研究机构预测看，仅上述 17 家能源央

企新能源投资计划就已超过国家“十四五”规划预期

目标，因此“十四五”期间围绕新能源资源的争夺将

愈发激烈，很大一部分企业将无法完成规划目标。□

新能源 新技术 新经济

2022.01

85 PAGE

全球石油科技进展（2021）

碳氢化合物流体界面作为划分不同烃类物质以及地层水的重要依据，对于刻画油气藏特征、确定油气储量以

及生产都具有重大意义。通常碳氢化合物电阻率明显高于水的电阻率，因此可以通过电阻率快速识别油水界面和

气水界面；但油气之间具有相近的电阻，因此传统电阻率快速方法不再适用。

主要技术进展：英国伦敦帝国理工学院研究团队针对北海中部的砂岩储层岩芯样本，通过磁化率测定和磁滞

测量，成功检测到烃流体界面存在磁性增强现象。在不考虑气水接触前提下，使用非磁性方法进行独立鉴定，气

油和油水界面仍能观察到这种磁性增强。通过研究得知，这种磁性增强具有两种机制，一是由纳米氧化铁（磁铁

矿）和硫化铁的沉积交换作用引起的，二是由早期充填和油水接触时油柱顶部的成岩变化和生物降解引起的。磁

性增强识别方法优势在于可对整段岩芯进行快速高效的磁性测量。该方法可用于有效识别油藏和故障井中的烃流

体界面，还可用于推断盆地的演化历史和校准石油系统模拟。

页岩油通常采用大规模水力压裂开发，产量递减很快，初始采出程度低。纳米颗粒循环注气提高采收率技术

已在美国主要页岩油产区开展了规模试验，取得了突破性进展，为页岩油的规模效益开发提供了新的技术方法。

主要技术进展：（1）利用纳米活性烃回收技术配合交替注入二氧化碳或氮气，形成了最新的 NAG-HnP 技术，

验证了致密储层注气吞吐提高采收率技术现场应用的可行性。（2）采用了缝网注气循环吞吐工艺，通过多轮次

大批量循环井网注入的方法，能够有效激发天然裂缝，提高原油流度，补充地层能量，有效动用剩余油。（3）

采用 EDFM（离散裂缝嵌入）数值模拟技术，建立裂缝精细模型进行数值模拟与历史拟合，进一步优化注气方案。

磁性增强识别技术有效划分油气藏烃流体界面

磁性增强识别技术有效划分油气藏烃流体界面

1

2

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 86

（4）利用纳米颗粒和气体交替注入的协同效应，持久改变岩石表面润湿性，同时降低界面张力，通过汽化、降黏、

气驱、补充能量和诱发压裂等多种机理实现提采。页岩油注气提高采收率技术在 Eagle Ford 油田应用 150 口井，

单井最高日产油为注气前的 2 ～ 7 倍，3 年累产油平均提高约 39%，采收率从 8% 提高到 12%。据美国先进资源

国际咨询公司（ARI）评估，目前巴肯、鹰滩、二叠纪盆地的页岩油采收率平均仅为 6.5%，该技术可将页岩油采

收率提高至 10% 左右。

针对非常规油气开发面临的如何进一步提高压裂效率的难题，同步压裂技术通过一套压裂机组同时对两口及

以上的邻近平行井进行压裂，来提高效益和效率，减少作业天数，快速投产，提高投资回报率。

主要技术进展：（1）研发了 Kinetix 增产软件，配合 Petrel 软件平台对增产设计进行审查和优化。（2）创

新研究了多套同步压裂装置：StimCommander 自动混合水化装置和 POD 可编程最佳密度混合器，可以单台设备

为每口井执行不同的泵送计划；StimCommander 智能化速率和压力监控泵，能够从单个控制中心进行独立井的泵

送；ExpressKinect 井口连接单元大幅缩短钻机安装时间和复杂性，操作更高效安全，消除了歧管拖车和井口之间

高达 85% 的高压。（3）设计了单线钻机可到达多个油井，在 1.5 万磅 / 平方英寸下以 120 转 / 分钟的速度运转，

可在 5 分钟内完成井口切换。（4）配套研究了 ExpressSand 交付系统，可提供更快的卸载速度，减少井场交通拥

堵，提供更高的现场存储能力。

作业数据显示，与拉链式压裂作业相比，采用同步压裂增产技术每天压裂的段数提高了 60%，每天泵进砂量

增加 35%。整体作业周期缩短了 10 天，作业成本节约了 50 万美元（具体包括租金、服务和顾问费用），并提前

10 天交付生产。

海底节点地震采集可在深水油气勘探中提供更宽方位、更高品质的地震数据，从而提供更高精度的地下图像。

但由于采集成本较高，且利用水下机器人（ROV）进行布设回收，效率较低，致使海底节点地震勘探没得到广泛

使用。

主要技术进展：（1）在仪器方面，自主水下机器人（AUV）技术实现了海底节点系统布设与回收的自动化，

大幅提高了海底节点采集效率。（2）在采集技术方面实现了同步震源混和高效采集全方位大偏移距数据，并

在质量控制方面实现了快速数据分割、时钟漂移校正、初至定位等核心功能。（3）在数据处理方面，全波形

反演和最小二乘偏移技术的不断进步，以及基于反演的稀疏节点数据处理技术不断完善，改善了深水复杂构

同步压裂技术进一步提升非常规油气作业效率

海底自动化节点地震勘探取得新进展

3

4

新能源 新技术 新经济

2022.01

87 PAGE

造成像质量。

全球海底节点地震勘探快速发展，多家公司研发的自主海底节点地震仪已经完成了测试，具备了商

业化应用的能力，包括英国 ARL 公司的自动推进式“飞行”节点地震仪、沙特阿美公司的 SpiceRack

自主节点地震仪、挪威 iDROP 公司基于自由落体的单传感器节点地震仪等。未来，基于自主水下机器

人的自动化海底节点采集将日趋成熟，大幅度提高节点布设与回收效率，推动海底节点采集迈上新台阶，

成为海洋地震勘探的重要手段。

核磁共振测井测量的 T1 谱和 T2 谱适用范围不同，传统核磁共振测井更注重 T2 谱的测量，限制了核磁共振测

井技术的应用。斯伦贝谢公司推出的 MagniSphere 高精度随钻核磁共振测井技术可同时测量 T1 和 T2，适用于更复

杂的井下环境。

主要技术进展：MagniSphere 随钻核磁共振测井技术可同时测量 T1 和 T2，确定地层流体中的氢核在受到磁

场组合刺激后极化和弛豫所需时间，有效扩大了传统核磁共振测井的适用范围（一次下井便可完成对地层中重流

体和轻流体的表征），具有处理速度快、测量结果精度高的优点。另外，MagniSphere 随钻核磁共振测井采用了

先进的人工智能技术，具有智能化数据处理能力，可在数据采集时，快速完成数据筛选、处理流程并及时传输给

钻井作业决策者，有利于优化钻井轨迹，增大油藏接触面积，进而达到提高采收率的目的。

目前，MagniSphere 随钻测井技术已在多个国家和地区进行了现场试验，包括黑海地区和中东地区等。试验

结果表明，该技术可更好地表征储层孔隙度、渗透率以及地层流体特性，能有效改进钻井决策，优化井位，提高

油田产量。

向井下安全可靠地供电，是长期困扰钻井界的一大技术瓶颈。一旦攻克了向井下供电技术，也就同步

解决了数据的实时、高速、大容量、双向传输问题，从而推动钻井井下电动化、智能化和实时地层评价。

挪威一家公司研制成功了可向井下供电的有缆供电钻杆。

主要技术进展：（1）用铜线编织层取代传统电缆。在普通钻杆内壁加一层经绝缘处理的铜线编织层，由

816 股独立的铜线编织而成。（2）通过湿连接实现向井下供电和数据高速传输。在编织层的两端各装一个可自

清洁的连接头，钻杆完成紧扣后，相邻两连接头实现“硬连接”，从而实现电力和信号在两钻杆之间输送。信号

传输速率不低于 5.6 万比特 / 秒，输电功率为 500 瓦，未来有潜力提高到 3000 瓦。（3）沿钻柱不需要安装信号

高精度随钻核磁共振测井提升复杂储层评价能力

有缆供电钻杆的成功研制推动钻井向井下电动化迈进

5

6

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 88

中继器，从而简化信号传输通道，降低信号传输中断的风险。

现场试验表明，有缆供电钻杆具有可靠的供电和信号双向高速传输能力，其操作与普通钻杆相同。2021 年

3 月，美国一家大型钻井公司采购了两套有缆供电钻杆。有缆供电钻杆代表钻杆技术和井下信息传输技术一个

重要发展方向。基于向井下供电技术，未来将发展井下电动智能导向钻井系统。

氢是未来燃料的首选材料，是燃料排放引发环境问题的主要解决方案。随着用氢量的扩大，建立液氢安全

供应链的需求日益提升。船舶运输是液氢运输的最有效方式，当前以小型运输船为主，缺乏大型运输工具。川

崎重工设计了一种万立方米级的大型液化氢运输船。

主要技术进展：（1）研发了一种大型货物密封系统，采用独立的、自支撑的设计，其结构能够灵活应对装

载低温液化氢时发生的热收缩。（2）采用新开发的高性能隔热系统，缓解因热而产生的蒸发气体。（3）有效利

用蒸发气体作为燃料为船舶提供动力，有助于减少液化氢运输作业中的二氧化碳排放。（4）货物密封系统直径

约 43 米，容量 4 万立方米级，与大型液化天然气运输船的储罐相当，能够大量运输低温液化氢。（5）货物密封

系统可容纳 -253 摄氏度低温液化氢，液化体积降至初始体积的 1/8。

该液化氢运输船已获得日本 ClassNK 颁发的 AIP 证书，其可靠性与安全性得到认证。

中国石化自主开发的高收率烯烃催化裂解技术（OCC）获得 2021年度美国《烃加工》杂志最佳石油化工技术奖。

这是我国石化技术首次获得这一国际奖项，标志着这项技术受到全球石油化工领域的高度关注和充分认可，对我

国石化产业转型升级、助力“双碳”目标实现具有重要意义。

主要技术进展：（1）将石油炼制、煤化工等过程中副产的 C4/C5 烯烃高效转化，大幅增加乙烯、丙烯等高

价值化学品产量，同时显著降低能耗和碳排放，是增产烯烃的重要途径。（2）该技术每加工 100 万吨副产低价

值烯烃，可产出乙烯、丙烯等高价值化学品 81.3 万吨，整体技术处于世界领先水平，经济价值巨大。

高收率烯烃催化裂解技术于 2009年在中原石化实现首次工业化应用。近年来，研究团队开发了新一代催化剂，

创新了反应工艺，双烯（乙烯、丙烯）收率显著提高。2020 年 10 月，新一代 OCC 技术成功实现工业转化。目前，

该技术已许可国内外 7 家企业使用，其中 4 家已经工业化应用。该技术可为油品升级、提升乙烯装置烯烃收率等

方面提供有效解决方案，对缓解行业供需矛盾、助力企业转型升级具有积极意义。

8 高收率烯烃催化裂解技术取得新进展

7 大型低温液化氢运输船引领大容量液化氢运输趋势

新能源 新技术 新经济

2022.01

89 PAGE

自然界的淀粉由植物通过光合作用，利用来自阳光的能量和空气中的二氧化碳合成。由中国科学院完成的国

际上首次利用二氧化碳人工合成淀粉，为淀粉的工业生产和人类获取能量的方式提供了新的可能性，该成果发表

在 2021 年 9 月的《科学》杂志。

主要技术进展：该技术提出将化学和生物催化相耦合，利用计算辅助方法，从约 7000 个生化反应中，设计

出一条有 4 个模块、11 个主要步骤的全新淀粉合成路径，将高浓度二氧化碳和氢气还原成 C1 化合物，然后通过

设计构建 C1 聚合新酶，依据化学聚糖反应原理将 C1 化合物聚合成 C3 化合物，最后通过生化反应途径优化，将

C3 化合物聚合为 C6 化合物，再进一步合成直链和支链淀粉（Cn 化合物）。此项技术的创新性主要体现在 C3 和

C6 模块的 8 个反应步骤中，即提出了从甲醛到葡萄糖的合成途径。实验室测试显示，人工合成淀粉的效率约为

传统农业生产淀粉的 8.5 倍。在充足能量供给的条件下，按照目前技术参数，理论上 1 立方米大小的生物反应器

年产淀粉量相当于我国 5 亩玉米地的年产淀粉量。

中国首次利用二氧化碳人工合成淀粉，是重大颠覆性、原创性成果。该过程成本与农业种植相比具有经济可

行性，将会节约 90% 以上的耕地和淡水资源，对全球生物制造产业的发展具有里程碑意义。

2021 年 11 月，霍尼韦尔宣布了一项具有革命性的塑料回收工艺（UpCycle）。该工艺拓宽了可回收塑料的种类，

并将废旧塑料转化成用于生产新塑料的原料，有助于减少制造原生塑料过程中的化石燃料消耗，从而降低碳足迹

并实现成百上千次的回收循环利用，促进实现塑料循环经济。

主要技术进展：该工艺采用行业领先的分子转化、热解和污染物管理技术，大幅拓宽了可回收塑料的种类，

包括原本无法回收的彩色、柔性、多层包装或聚苯乙烯等。与其他化学和机械回收工艺结合使用，并改进收集和

分类方法时，该工艺有可能将全球可回收的塑料废物量增加到 90%。相比于使用化石原料生产同等重量的原生塑

料，采用 UpCycle 工艺技术生产的再生塑料能减少 57% 的二氧化碳当量排放。相比于传统的废塑料处理方式（如

焚烧和填埋），该工艺还可以减少 77% 的二氧化碳当量排放。

Sacyr 公司将率先使用 UpCycle 工艺，开设并运营一家回收工厂，预计 2023 年投产，每年可处理 3 万吨混

合废塑料。UpCycle 工艺将有效解决废弃塑料回收再利用的问题，在提高人们日常用品的可持续性方面发挥关

键作用。□

（摘自《中国石油报》）

9 中国首次在实验室实现人工合成淀粉

10 一项具有革命性的塑料回收工艺成功实现商业化

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 90

我国石油科技进展（2021）

复杂碳酸盐岩油气藏地质认识

和技术创新助推超深层油气重大发现

超深层复杂碳酸盐岩储层发育与

分布受沉积相带、构造断裂、白云岩

化等影响，储层有利区预测、油气富

集规律认识等面临巨大挑战。中国石

油针对超深层复杂碳酸盐岩油气藏勘

探地质理论及关键技术开展攻关，实

现塔里木、四川等超深层碳酸盐岩油

气勘探重大发现。

主要技术进展：（1）创新形成超

深层海相碳酸盐岩断裂控储成藏地质

理论。建立了坳陷区走滑断裂破碎带

控储、分段差异富集的油藏模式，深

化了碳酸盐岩油气成藏和富集规律认

识，指导了坳陷区超深层断裂断控油

气藏勘探重大突破。（2）创新形成以“断

层—岩性控圈、立体成藏、复式聚集”

为核心的斜坡区超深层白云岩大面积

立体成藏理论。提出断裂与丘滩体联

合控圈，断裂高效疏导，震旦纪—古

生代多层系、多期次立体成藏、复式

聚集。（3）创新超深层复杂断控缝洞

型碳酸盐岩储层定量描述技术、超深

层弱信号高保真恢复成像白云岩岩性

圈闭精细刻画技术。指导塔里木富满

油田发现石油资源量 11.36 亿吨，探明

石油 2.56 亿吨、天然气 932 亿立方米，助力富满油田

年产油气当量 500 万吨。指导四川蓬莱气区落实勘探

面积 1.2 万平方公里，提交地质储量 1.28 万亿立方米，

有望建成中国最大碳酸盐岩天然气聚集区。

多功能一体化油藏数值模拟软件实现国产化替代

围绕油藏数值模拟软件长期依赖进口、技术受制

于人的问题，中国石油先后攻克 10 余项油藏数值模

拟关键核心技术，自主研发了多功能一体化油藏数值

模拟软件 HiSim4.0，打造了油藏数值模拟“中国芯”，

实现规模化应用。

主要技术进展：（1）融合计算科学与数据科学

新技术，创新形成智能多条件约束地质建模、一体化

多模态复杂渗流数学建模、多组分超大规模高效预处

理数值求解、智能流体相平衡数值计算等关键核心技

术，支撑实现亿级自由度、千万级节点、米级网格精

细油藏数值模拟。（2）形成了适用于中国油气藏类

型和开发方式的多功能一体化油藏数值模拟软件系

统，拥有地质建模、黑油模拟、组分模拟、裂缝模拟、

化学驱模拟、热采模拟等 10 大功能模块，与同类软

件对比，具有规模大、速度快、精度高的特点，在注

水开发老油田、注气提高采收率、致密油气 / 页岩油

气开发模拟上具有优势。（3）软件实现了从建模到

数模、从黑油到组分、从常规到非常规、从新油田开

发到老油田提高采收率的模拟全覆盖，成为助力油气

田高效开发的关键核心工具。

HiSim4.0 安装上千套，应用于东部注水开发老油

田、西部非常规油气田、海外碳酸盐岩油田等百余个

1

2

新能源 新技术 新经济

2022.01

91 PAGE

区块，实现了国产化替代。

超大型地震处理解释一体化系

统 GeoEast 实现升级换代

为破解复杂油气藏勘探开发生产

难题，提升国产软件系统性能，增强

综合竞争力，中国石油基于 GeoEastiEco 平台自主研发了 GeoEast2021 超大

型地震处理解释一体化系统，实现了

升级换代。

主要技术进展：（1）在平台方面突

破了 PB 级海量地震数据管理、大规模

并行计算、云计算等关键技术，实现了

2000 节点以上大规模异构集群集中管理

和调度，达到国际领先水平。（2）在处

理方面突破了稀疏反演混采数据分离、

各向异性建模 / 偏移、Q 层析 / 偏移、全

方位层析等技术瓶颈，创新了上下行波

场分离、镜像偏移等技术，形成以高精

度地震成像为代表的 12 大地震资料处理

技术系列。（3）在解释方面突破了叠前

地质统计学反演、三维复杂构造地质建

模、基于 AI 的高效构造解释等技术，形

成了集构造解释、储层预测、井震联合

地质分析、叠前五维解释及人工智能为

一体的综合地震地质解释系统。

新一代地震处理解释一体化系统

GeoEast2021 已大规模推广应用，累计

安装处理软件超过 13 万个 CPU 核、

2400 多块 GPU 卡，解释软件许可超过

5000 个，为破解复杂油气藏勘探与开

发生产难题、提升找油找气能力提供

了强有力的技术支撑；并加快推进“共

建、共享、共赢”机制，构建开放包

容的研发体系，打造智能化国产物探

软件生态系统，为实现核心技术自主

可控奠定坚实基础。

iPreSeis 复杂构造成像与定量储层预测技术

取得重大突破

针对我国中西部地区复杂地表复杂构造地震成像

及储层定量预测这个世界性难题，中国石油经过多年

自主攻关，突破全深度速度建模、复杂孔隙介质岩石

物理理论模型等 40 余项关键技术，成功研制 iPreSeis

大型软件系统，为复杂高陡构造成像和储层目标精细

描述提供了新的技术利器。

主要技术进展：（1）在速度建模与成像方面，

以匹配静校正代替常规静校正，在全球率先实现了近

地表与中深层速度整体建模并初步智能化；从地表小

平滑面出发开展叠前深度偏移，提高速度模型保真度

和叠前成像精度达到国际领先水平。（2）在储层与

流体定量预测方面，突破了复杂孔隙介质岩石物理理

论模型和叠前弹性参数反演两大难题，实现岩石物理

分析与叠前储层参数预测、流体检测的有机统一，形

成复杂多孔储层多尺度预测、多域烃类检测及含气饱

和度定量预测等特色技术，引领技术发展方向。

iPreSeis 软件已安装 373 套，并成功推广应用。支撑

了塔里木、新疆、辽河、长庆、西南等油气田 16 个复杂

领域风险和预探目标论证，钻前预测符合率稳定在 90%

以上，为长庆长 7页岩油 10亿吨级地质储量、辽河雷家—

曙光 7369 万吨控制储量、四川金秋气田沙溪庙 770 亿立

方米天然气探明储量、塔里木中秋 1 构造 593 亿立方米

天然气探明储量等储量落实提供了技术保障。

低饱和度油气层测井评价技术创新突破增储上

产效果显著

低饱和度油气层广泛发育，已成为勘探开发重点领

域之一，但其“四性关系”复杂，识别难度大，解释符合

率低，国内外尚没有相应的评价方法、技术与标准。为此，

中国石油历经七年攻关研究，创新了测井处理方法与解释

标准，关键技术取得突破性进展，形成了评价技术体系。

主要技术进展：（1）原创了低饱和度油气层成

因机理分析技术，有效指导饱和度分布规律评价研究。

（2）基于研发的核磁共振测井的可动水饱和度计算

与孔隙结构表征处理新方法，创建了油相和水相渗透

3

4

5

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 92

率测井计算新方法，明确了不同成因

低饱和度油气层的油水赋存与产出规

律。（3）建立了不同储层品质的含水

率计算模型，突破了压裂产能测井预

测精度差的瓶颈。

该技术已在鄂尔多斯、松辽、渤

海湾和柴达木等盆地 3600 余口井规模

应用，解释符合率由攻关前 60% 左右

提高至 80% 以上，发现工业油层 1700

余层、累计厚度 4200 余米，有力支撑

了低饱和度油气层领域的规模高效储

量提交。减少试油 700 余层，直接节

约费用 3 亿元以上。

CG STEER 旋转地质导向钻

井系统推动非常规油气开发关键技术

自主可控

旋转地质导向钻井系统是非常规油

气开发必备的关键核心技术利器，技术

含量高、攻关难度大，国内长期处于“依

赖进口、受制于人”的被动局面。中国

石油联合航天科工集团和中国石油大学

（华东），自主研发成功 CG STEER 旋

转地质导向钻井系统并实现规模应用。

主要技术进展：（1）突破了导向

模块设计与制造、非接触电能 / 信息传

输等六大关键核心技术瓶颈。（2）独

创了平衡趋势造斜率预测模型，造斜能

力突破 12.5 度 /30 米。（3）突破了狭

小空间电路优化和抗振结构设计，保障

了优质储层钻遇率。（4）优化了磁干

扰补偿模型，开发了零度井斜造斜功能，

实现“直—增—平”全井段作业，作业

时效高。（5）创新压力反馈控制算法，

设计复合滑动轴承，突破高转速精确测

控难题，适应转速达到 200转/分钟。（6）

产品模块化设计，满足多样化需求。

该系统在川渝、长庆、新疆、辽河等地区的页岩油气

/ 致密油气完成 80 余口井的全井段导向作业，累计进尺超

12 万米，实现了替代进口，同比购置成本和服务成本均降

低 30%。其关键核心技术全部自主可控，填补国内空白，

一举改变了我国非常规油气开发长期无自主可控的旋转地

质导向钻井系统可用的被动局面，实现历史跨越。

“一键式”人机交互 7000 米自动化钻机显著

提升钻井自动化水平

自动化钻机是油气勘探开发提速提效重大核心装

备，在国内尚没有一键操控等关键核心技术，我国石

油钻机自动化、智能化发展受到制约。中国石油研制

成功“一键式”人机交互 7000米自动化钻机，实现了“流

程自动化、作业少人化、操控一键化”。

主要技术进展：（1）突破了多设备联动协同控

制等技术瓶颈，实现钻井关键工艺流程“一键式”操

控。（2）首创了具有并联作业模式的独立建立根系统，

实现建立根与钻进并行。（3）突破虚拟重构、视觉

识别等关键技术，开发了智能安全管控系统，实现了

动态防碰管控与重点区域智能报警功能。（4）建立

了钻机在线监测与远程运维平台，实现钻机设备健康

状态在线实时监测和诊断服务。

钻机在长宁—威远国家级页岩气示范区完钻两口

水平井，进尺过万米。实现了“两把座椅控全程”，

关键工艺流程全自动化，井口、二层台等高危作业区

域无人值守。建立根、甩钻具与钻进同步进行，显著

提升作业时效。井队人员配置减少 1/3，劳动强度降

低 90%。钻机采购成本比进口自动化钻机降低 1/3。

钻机的成功研制与应用，打造了我国钻井工程领域的

“国之重器”，使钻井工人由“蓝领”变为“白领”，

在我国钻井装备史上具有里程碑意义。

天然气集输管网腐蚀及风险防控技术体系研究

与应用取得突破性进展

目前，国内天然气管网面临着运行工况复杂多变、

腐蚀严重、运行风险高等诸多问题。为大幅提升集输

管网安全运营能力与水平，中国石油创建了天然气集

输管网风险防控技术体系。

6

7

8

新能源 新技术 新经济

2022.01

93 PAGE

主要技术进展：（1）基于酸性气

田复杂输送介质环境下，建立了酸性

气田管材、腐蚀缓蚀剂、氢致开裂评

价模型与方法，形成了地面设施腐蚀

防护机制，开发安全评价系统，有效

提高酸性气田地面设施安全管理水平。

（2）形成了集输站场工艺系统冲蚀进

化理论，建立了站场工艺系统冲蚀速

率动态预测模型，开发了天然气管道

站场风险识别控制系统。（3）开发了

含腐蚀缺陷的集输天然气管道风险评

价系统，创建了基于贝叶斯网络的复

杂管网系统安全风险动态评价方法，

确定了管网各区域的安全边界条件。

该技术得到广泛应用，指导实施

管道建设改造 90 余项，管网运行风险

平均降低 21%，助力川渝管网系统年

输配能力从 150 亿立方米提升到 350

亿立方米，近 3 年川渝管网安全平稳

输送天然气累计 772 亿立方米。

全球首套超重力硫酸烷基化新

技术工业试验成功

中国石油自主研发的全球首套

1000 吨 / 年超重力硫酸烷基化示范装

置在辽阳石化公司一次开车成功。烷

基化油是生产国Ⅵ以上汽油的关键理

想组分，该技术的成功应用，为更高

效地实现汽油质量升级提供了又一技

术利器。

主要技术进展：（1）首创了超重

力烷基化大型反应器。创新设计了兼

具强化传质与瞬时撤热功能的反应器

新型结构，实现了微观反应场所的酸

烃传质与温度控制，满足低温下高选

择性、高转化率定向反应。（2）自主

设计了千吨级超重力烷基化反应系统，

巧妙实现第二反应区和第一反应区内低温耦合控制，

达到了两种烯烃原料、不同主反应速度下的最大化反

应协同和烷基化油生产效率与质量最优的工艺策略。

新技术示范运行期间，醚后 C4 的烷基化油辛烷值稳

定达到 98.5 ~ 99.0，相比国内外提高 2~3 个单位；反应酸

耗 42 千克 / 吨，在硫酸法同类技术中同比节约 40% 左右。

新技术原创性突破了传统技术瓶颈，高质量完成技术迭

代升级，开辟出比肩国际先进水平的硫酸烷基化技术路

线。该技术可满足单独设计以 C3、C5 烯烃为原料的烷基

化路线，可以进一步优化炼厂加工结构，在原料多元拓展、

产品质量升级和绿色低碳能力等方面特色突出。

百万吨级乙烷裂解制乙烯成套技术工业应用成功

中国石油自主开发的乙烷制乙烯技术成功应用于

长庆 80 万吨 / 年和塔里木 60 万吨 / 年乙烷制乙烯国

家示范工程，并一次开车成功，填补了国内空白。该

技术引领了国内天然气资源的高值利用和产业链增

值，巩固了中国石油在乙烯行业的技术优势地位。

主要技术进展：（1）20 万吨大型气体炉工业化

应用处于国内领先水平。（2）乙烯收率大于 83%，

达到国际先进水平。（3）采用强化传热炉管，清焦

周期可达 140 天以上。（4）采用高效三级裂解气急

冷换热器回收余热，节能效果明显。（5）采用中石

油裂解炉烟气 SCR脱硝技术，NOx含量降低 70%以上。

（6）原料增湿塔配汽技术，吨乙烯能耗降低 10 千克

标油。（7）“捕焦 + 气浮 + 聚结”组合除焦除油工

艺，保证了工艺水品质。（8）脱乙烷塔与裂解气压

缩机热泵工艺，两级膨胀机制冷和高效回收乙烯工艺，

降低综合能耗。（9）废碱氧化 + 蒸发结晶工艺技术，

实现了废碱液近零排放。

上述乙烷制乙烯国家示范工程不仅实现了我国自主

乙烷裂解制乙烯技术工业化应用零的突破，而且国产化率

高、投资成本低，与石脑油制乙烯比，投资成本降低约

30%。同时，这两个乙烷制乙烯项目每年分别副产 4 万吨

和 3 万吨氢气，未来可引领氢能综合利用的发展。□

（摘自《中国石油报》）

9

10

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 94

中国主要油田油气产量排行

2022 新年伊始，多家油气田分公司纷纷交出年终答卷，

“

报告了 2021 年这一年以来的油气产量数据。

2021 年 12 月 31 日，长庆油田年产油气当

”

量达 6244 万吨，创历史最好水平。其中，原油

2536.01 万吨、天然气 465.43 亿立方米。

2021 年，长庆油田陇东页岩油一次性提交

探明储量 5.5 亿吨，创国内单次提交油气储量最

高纪录，累计探明储量超 10 亿吨，成为我国目

前探明储量规模最大的页岩油整装油田。

作为全国第一大天然气生产基地，长庆油田

新增探明储量占全国 30% 以上，夯实了国内加大

勘探开发力度的资源基础。开发建设半个多世纪

以来，长庆油田已成功开发 35个油田、13个气田，

累计为国家贡献油气超 8 亿吨，创造了产量持续

快速增长、低成本开发两大奇迹。按发展规划，

“十四五”期间，长庆油田油气年产量将提升至

6800 万吨，为保障国家能源安全作出新贡献。

大庆油田 2021 年完成国内外油气产量当量

4322 万吨，同比增加 19.6 万吨。其中，完成国

内原油产量 3000 万吨，实现高水平、高质量、

高效益稳产；生产天然气 50.2 亿立方米，连续

11 年稳定增长，迈上 50 亿立方米新台阶。获得

海外权益产量 933 万吨，连续 3 年保持在 900 万

吨以上。各项生产经营指标好于预期，油气产量

当量继续保持 4000 万吨以上持续稳产。

60多年来，大庆油田累计生产原油 23.9亿吨，

连续 27 年年产原油 5000 万吨以上；大庆精神、

铁人精神成为激励一代又一代人奋斗拼搏的精神

力量。未来，大庆油田将积极构建稳油增气、内

外并举，多能互补、绿色发展新格局，持续巩固

保持全国最大原油生产基地地位，力争国内外油

气产量当量达到 4500 万吨以上，努力建成世界

一流绿色可持续发展的综合性能源强企、基业长

青的百年油田。

2021 年 12 月 2 日，我国海上最大油田——

渤海油田传来捷报称，2021 年全年累计生产油

气已超过 3000 万吨。截至 2021 年 12 月 31 日，

渤海油田全年油气产量约 3300 万吨，成为我国

第三大油田。

在过去的一年，渤海油田扎实推进增储上产，

长庆油田：油气当量 6244 万吨

大庆油田：油气当量 4322 万吨

渤海油田：油气当量 3300 万吨

新能源 新技术 新经济

2022.01

95 PAGE

成功发现渤中 13-2、垦利 10-2 两个亿吨级油田。

产量方面，开展“两提一降”“注水年”“控水

稳油”等专项工作，注水油田自然递减率控制至

8.2%，累计增油 21.8万吨。采取“一油田一策”“一

油藏一策”开发政策，截至 12 月 8 日，实现累

计增油 106.7 万吨，平均单井累增油达 760 吨。

2021 年 12 月 30 日， 中 海 油 宣 布 曹 妃 甸

11-6 油田扩建项目和垦利 16-1 油田已投产。曹

妃甸 11-6 油田扩建项目计划投产开发井 9 口，

其中，生产井 7 口，注水井 2 口，预计 2022 年

实现日产原油 4600 桶的高峰产量。垦利 16-1 油

田计划投产开发井 23 口，其中，生产井 16 口，

注水井 7 口，预计 2022 年实现日产原油 7500 桶

的高峰产量，助力未来渤海油田上产 4000 万吨。

塔里木油田在 2020 年油气产量当量突破

3000 万吨的基础上，2021 年达到 3182 万吨历

史新高，连续 5 年实现超百万吨增长，各项指

标创历史新高，超额完成全年生产任务，进一

步巩固了塔里木作为我国重要能源生产基地的

战略地位。

这一年，塔里木油田油气勘探成果丰硕，

获得 1 个重大突破和 13 个新发现。其中重大突

破——富满 10 亿吨级超深油气区横空出世，入

选“2021 年度央企十大超级工程”。

2021 年，中国石油西南油气田公司天然气年

产量达到 354.2 亿立方米，迈上 350 亿立方米新台

阶，增幅 11.3%，约占全国天然气产量的 17.2%；

油气当量达到 2828 万吨，天然气年产量连续三年

实现两位数增长，占中国石油集团天然气产量增

量的一半以上；新建天然气年产能 100亿立方米，

连续三年新建年产能 100 亿立方米以上，有力推

动了中国石油集团天然气业务加速上产。

常规气、页岩气、致密气“三驾马车”齐发力：

常规气占总产量的 64%，达 229.1 亿立方米；页

岩气同比增长 10.5 亿立方米，达 111.7 亿立方米；

致密气年产量达 13.2 亿立方米，同比增幅 31%。

2021 年胜利油田完成各项生产经营任务，整

体创效盈利能力持续增强，呈现出高质量发展的

良好态势，实现了“十四五”高质量开局。2021

年胜利油田油气当量约 2390 万吨。其中，原油

产量 2340.3 万吨，连续五年效益稳产 2340 万吨

以上；天然气产量 6.27 亿立方米。

2021 年第一季度，继“十三五”连续 4 年

实现效益稳产 2340 万吨后，胜利油田再次谋划

确定“十四五”2340 万吨 / 年长期效益稳产目标，

助力夯实集团公司“一基两翼三新”产业格局之

“基”，坚决扛稳保障国家能源安全职责。

2021 年，胜利油田再次超额完成三级储量

任务，勘探工作多点开花。其中，新增探明储量

6949 万吨，涉及 15 个油田；新增控制储量 8276

万吨，涉及 14 个油田；新增预测储量 5.3 亿吨，

涉及 8 个油田。新建产能 150 万吨以上。“十四五”

期间，胜利油田将聚焦增储稳油降本，大力提升

油气勘探开发力度，认真落实七年行动计划，坚

决当好国内油气增储上产的推动者。

2021 年，中海油南海东部油田产量 1778 万

吨。2021 年，南海东部油田的油气年产量在历

史性突破 2000 万立方米油当量的基础上再创新

西南油气田：油气当量 2828 万吨

胜利油田：油气当量 2390 万吨

南海东部油田：油气当量 1778 万吨

塔里木油田：油气当量 3182 万吨

石油经济参考

PETROLEUM ECONOMIC REVIEW

PAGE 96

高，实现连续三年大幅增长。其中，天然气年产

量突破 66 亿立方米创下新纪录，为保障国家能

源安全和粤港澳大湾区 3000 万户居民的用气需

求提供坚实保障。

南海东部油田是我国第七大油田，也是海上

第二大油田。近三年，南海东部油田原油增产总

量约占同期全国原油增量的三分之一，发挥国内

油气增产主力军作用。2021 年，新产能建设马不

停蹄，不断上演新油气田投产接力赛。2021年 5月，

我国首个自营深水气田流花 29-2 投产，日均产量

达 100 万立方米。2021 年 8 月，全面建成我国首

个深水自营油田群，全年产量达 338 万吨，位列

南海八大油田群之首。2021 年 11 月，陆丰油田群

区域开发项目投产，我国南海首次实现 3000 米以

上深层油田规模开发，高峰年产原油超 185 万吨。

根据中海油“七年行动计划”，2025 年南

海东部油田上产 2000 万吨，并为此设立专门项

目组，为保障国家油气供应安全多作贡献。

截至 2021 年 12 月 31 日，新疆油田全年累计

生产原油 1370 万吨、生产天然气 34.8 亿立方米，

分别超计划 12 万吨、5.8 亿立方米，油气当量达到

1647 万吨，均创历史之最，提前 4 天完成全年生产

任务，实现了“十四五”良好开局，为全面推进两

千万吨现代化大油气田建设打下了坚实基础。

2021 年中国海油南海西部油田全年累计油

气当量达 1137 万吨。2021 年南海西部油田开发

效果超预期。例如，截至 8 月 16 日，我国海上

最大高温高压气田——东方 13-2 油田已累计投

产 23 口井，累计产气 49.4 亿立方米，钻完井作

业比计划提前 524 天，作业时效提高 32%，产能

超配产 49%，气田开发效果远好于预期。据了解，

东方 13-2 气田开发项目共设计 34 口开发井，项

目完成后，预计气田高峰年产气超 30 亿立方米。

此外，我国迄今为止自主发现的平均水深最

深、勘探开发难度最大的海上超深水气田——“深

海一号”大气田于 2021 年 11 月 24 日日产天然

气 1000 万立方米，提前达到设计产量峰值，具

备了每年产气 30 亿立方米的能力，标志着我国

海洋石油工业全面掌握超深水气田的生产运维完

整技术体系，为海上气田保供粤港琼等经济热点

地区提供了新的支撑。

作为 2021 年的“明星”项目，“深海一号”

能源站多次上榜各大权威榜单：国资委评选的 2021

年度央企十大国之重器、《科技日报》主办的 2021

年国内十大科技新闻、中国石油企业协会评选出的

2021年度中国石油行业 10大新闻等；而“深海一号”

项目组也上榜国资委党委发布的“央企楷模”名单。

截至 2021 年 12 月 31 日，延长石油所属油

田公司 2021 年全年累计生产原油 1120 万吨，超

额完成全年生产任务。这也是继 2007 年成功跨

入千万吨级大油田行列以来，原油产量连续 15

年保持千万吨以上稳产规模。

“十四五”开局之年，围绕 1000 万吨以上

规模稳产 30 年目标，集团公司提出“少打井、

多出油、提升采收率”的战略擘画，要求油田公

司为全集团打造“石油全产业链 45 美元 / 桶的

综合竞争力”多作贡献。一年来，油田公司以全

年产量任务为主线，科学组织生产，接续注水会

战、下大力气厚植科技实力，开启了千万吨级油

田高质量稳产之路。□

（根据公开资料整理）

新疆油田：油气当量 1647 万吨

南海西部油田：油气当量 1137 万吨

延长石油：油气当量 1120 万吨