当前学界对新《矿产资源法》“探转采”制度的专项分析和研究较少,尤其是针对油气行业特殊性的研究更加有限。针对新《矿产资源法》实施前,在探转采管理制度上存在的问题,采用文献分析、政策解读的方法,系统剖析了新《矿产资源法》实施后探转采对企业的有利影响,明晰了探矿采矿 “直通车”制度对油气开采企业的正向拉动作用,指出了油气开采企业落实“探转采”制度面临的挑战并提出了有针对性的建议。研究结果表明：① 新《矿产资源法》实施后探转采对企业的利好,即探转采实现直通、配套制度优化和权益保障强化;②“探转采”制度对油气开采企业的正向拉动作用,即明确了矿权人权益、提高了开发效率、降低了权益风险、推进了技术创新与管理优化、注重了矿权获取与保护和实现了矿业权的探采合一;③ 油气开采企业面临4项挑战, 即合规成本增加、市场竞争加剧、资源储量要求提高和生态环境保护压力增大。为了落实新《矿产资源法》“探转采”制度,提出了具体建议：① 国家层面,研究建立落实探矿采矿“直通车”制度的运行保障机制;② 企业层面,研究设立纵横结合 的立体勘探制度。

为了保障我国天然气资源的西部运输通道的进口安全,采用对比研究和供需平衡分析法,对中国与中亚地区天然气合作的现状和面临的挑战展开了分析,并提出了合作的建议。研究结果表明：① 中亚地区待发现天然气资源量全球占比为12.1%,哈土乌三国天然气产量仅占全球天然气总产量的5%,仍有较大开发潜力;② 中亚天然气进口量占中国天然气进口总量的24%,占中国管道天然气进口总量的六成,是中国广大北方地区冬季用气的重要保障;③ 中国石油公司的净储量和净产量在土库曼斯坦位居外国石油公司首位,中国-中亚天然气管道输气能力相当于中亚-欧洲管道输气能力的六成,输送能力仍有提升空间;④ 中亚地区向中国出口天然气的管输费率高于其他典型过境国的管输费率;⑤ 中亚地区各国天然气消费量增加,优先满足本国需求成为趋势;⑦ 2022年中俄管线建成开通,导致中亚管道气进口量与2021年相比下跌19.2%;⑧ 受到塔吉克斯坦影响,中国-中亚天然气管道D线建设遇阻。为了保障我国天然气西部运输通道的进口安全,提出了开展哈萨克斯坦东部中小盆地油气调查合作填图、加大对管道上游气源和产业链的合作力度、加强中亚地区能源外交等建议。

为了解决鄂尔多斯盆地大牛地气田大28井区主力产层下二叠统下石盒子组1段（盒1段）气井频繁积液、水淹,而常规排水采气工艺无法经济有效恢复生产的问题,以循环气举工艺为研究对象,通过分析其技术原理与适用性,选取研究区内D28-A井与DPH-A井两口典型频繁水淹井进行先导试验,探讨了循环气举工艺相较于常规排水采气工艺在措施效果与经济效益方面的优势。研究结果表明：① 循环气举工艺措施效果显著,措施后D28-A井与DPH-A井均恢复连续稳定生产,截至2025年10月,上述两口井产气量分别恢复至0.60 × 10⁴ m³／d和0.45 × 10⁴ m³／d,累计增产气量分别达164 × 10⁴ m³和542 × 10⁴ m³,对其累计产气量的贡献占比分别为57.7%和53.3%;② 循环气举工艺经济效益良好,3年评价期内,D28-A井与DPH-A井预计增产值分别为604万元和665万元,其投入与产出比分别为1∶2.66和1∶2.79,经济效益明显优于常规机械排采工艺。结论认为：① 对于高水气比且地层具备一定能量的频繁水淹井,循环气举是一种兼具高效排液、连续稳产能力和良好经济效益的排水采气工艺;② 该工艺在大28井区频繁水淹井的成功应用,不仅验证了其技术和经济可行性,也为同类致密气藏水淹井“低成本、高效率”开发提供了理论指导与实践依据。

为了解决S气田井口增压工艺因地面设备与地层能量不匹配导致的抽吸失衡问题,以S气田出砂出水气井为研究对象,在分析增压开采过程中控砂、携液与携砂的动态关系基础上,指出了多因素联动机制在气井稳定运行中的关键作用,并通过控砂产量与携液流量的协同耦合,建立了“控砂 — 排液一体化”井口增压制度优化技术。研究结果表明：① 明确了最佳增压时机,积液井油压降至1.1~1.3倍外输压力、非积液井油压降至1.1倍外输压力时实施增压;② 构建了井口增压开发制度,以临界出砂流量为上限、以临界携液与携砂流量较大值为下限,取最大允许产量为合理产量,基于合理产量采取节点分析方法计算井口压力,当临界出砂流量不足时,以其为基准并辅以气举协同排液;③ 优选了关键计算模型,临界出砂预测采用PT模型,井筒压力计算选用Hagedorn-Brown模型,临界携液流量依据水气比情况选择李闽模型或谭晓华模型。结论认为：① 现场应用符合率为82%,实际进气压力、产气量的平均偏差分别为10%、8%,可靠性较高;② 出水气井增产效果随产水量的增加呈递减趋势,不出水气井则受动态储量与渗透率的共同影响,在渗透率高于40 mD时,单位剩余动态储量下的增产量与渗透率呈正相关关系,低于40 mD时该值主要受渗流能力制约;③ 该项研究成果为同类气田低压井开发提供了参考。

为了解决四川盆地超深井试油作业中传统分阶段井筒清洁工艺周期长、成本高、作业风险大,并且井筒结垢与铁屑堆积导致试油管柱下入失败率高的技术难题,同时突破现有一体化清洁工具难以适配超深井高温高压工况的局限,以通刮捞洗一体化管柱为研究对象,在该盆地超深井PS17井开展现场应用验证,分析了该管柱的核心技术原理、结构组成及作业参数优化方法。研究结果表明：① 该管柱通过集成通井规、HRC60硬度耐磨合金锯齿形刮削刀具、5 000高斯钕铁硼强磁打捞器,结合流体力学计算与斯托克斯定律修正不规则铁屑沉降速度,实现了一趟钻完成通井、刮管、打捞、洗井全流程作业,单井作业时间从传统7~10 d缩短至3 d,井筒垢物清除率达96%,成功打捞8 mm以上片状铁屑4.35 kg,打捞效率较传统一体化工具提升40%;② 技术可适配井温介于0~220 ℃、压力介于0~150 MPa的超深井工况,通过更换通井规与刮削刀具可满足四川盆地主流套管尺寸需求,单井节约成本15~20万元,管柱下入成功率从82%提升至99.5%。结论认为：① 通刮捞洗一体化管柱通过功能集成与参数优化,破解了四川盆地超深井井筒清洁的技术瓶颈,其作业高效性、工况适配性与安全可靠性显著优于传统工艺;② 该技术兼具经济性与推广价值,可广泛应用于川渝、塔里木等复杂油气田的超深井井筒清洁作业,可以为我国深部油气资源高效开发提供技术支撑。

特高含硫气田开发安全风险极高,现有应急管理模式有可能存在信息孤岛、响应滞后、协同低效等瓶颈。为此,以四川盆地硫化氢含量最高达251 g／m³的TSP气田为对象,构建了一套数据驱动、流程再造的智慧化应急防控系统。该系统融合实时生产数据、高精度空间数据、气象及视频数据,基于GIS平台进行多源信息融合与空间分析,建立了“感知-研判-指挥-复盘”的全流程闭环管理体系。研究结果表明：① 该系统实现了应急响应的标准化与智能化,将事件接警与初步研判时间从10~15 min缩短至2 min以内;② 通过协同指挥平台,将应急方案制订与资源调度决策时间从20 min以上减少至5 min以内,效率提升超80%;③ 形成了基于全流程数据记录的复盘机制,为应急体系的持续优化提供了科学依据。结论认为,该系统的成功构建与应用,为国内外同类高含硫气田的智慧应急建设提供了可复制的成功范式。

天然气实施能量计价势在必行,国家正在加快推进步伐,其难点是如何处理好各方利益关系。通过将产业链各环节现行的体积计价价格转换为能量计价价格,是天然气能量计价实施方案的核心问题,直接关系到产业链各方的利益,是各方关注的焦点。为了推进天然气能量计价工作,对相关问题进行了研究,提出了化解各方利益矛盾的建议和具体方法。研究结果表明：① 不能期望按一个统一的基准热值将现有的体积价格转化为能量价格,而应根据不同情况采取不同的基准热值;② 对于天然气能量计价实施方案,业内推荐采用高位热值,建议采用高位热值,与国家标准保持一致;③ 解决实施方案中的难点问题关键是要尊重各方利益,因而提出了化解各方利益矛盾的建议,对执行政府定价和政府指导价的有关价格,包括天然气门站基准价、管道运输 价格、LNG接收站的气化费以及城市燃气价格,给出了从体积计价价格转换为能量计价价格的具体方法。

在我国深化天然气“X+1+X”市场化改革和产运储销新格局加速构建的背景下,提升天然气供用企业合同意识与风险管理能力十分重要。为了给促进国内天然气市场长期可持续发展提供理论支撑与实践参考,基于现代合同经济基本理论,剖析了天然气中长期购销合同主要特征,对国内天然气供用企业签订实施中长期购销合同的意义、原则、条款和措施等方面开展了研究。研究结果表明：① 国内天然气供用企业签订的购销合同主要特征为期限不定性、开放包容性和适度灵活性;② 签订实施的主要原则为遵循市场规律、遵循科学配比、遵循供用底线、遵循统一量价和遵循自愿选择;③ 签订天然气中长期购销合同的关键内容设计有合同量动态配置模型、合同定价差异化模式、违约赔付约定和其他条款约定。为促进国内天然气供用企业积极主动地签订实施中长期购销合同,建议做好动态把准供用规律、积极强化宣贯引导、科学编制购销合同、精选签订实施对象和有序组织签订实施等措施。

天然气期货市场是完善天然气市场体系、提升我国在全球能源市场影响力、增强产业链稳定性和竞争力的重要制度安排,为了加快探索并构建一条符合中国特色的天然气期货市场发展之路,基于对美国、英国、日本以及新加坡等国际天然气期货市场建设经验的系统分析,并结合我国天然气市场发展阶段与现实基础,对中国推进天然气期货市场建设的路径进行了分析。研究结果表明：① 国际天然气期货市场的发展经验表明,期货市场建设必须与现货市场成熟度和行业体制改革进程相协调;② 资源禀赋和供需结构决定了中国天然气期货市场的建设目标应更侧重于风险管理与保供稳价,而非短期内争夺国际定价主导权;③ 成熟的天然气期货市场离不开清晰的监管边界和有效的风险防控机制。天然气期货标的品种的选择,直接关系期货市场能否形成流动性并实现长期有效运行,应结合我国现货市场成熟度、资源结构和国际经验,采取分阶段推进策略,品种选择与推出顺序建议如下：① 坚持“先现货、后期货”的基本路径;② 借鉴日本与新加坡的实践经验,优先推出LNG期货合约;③ 先进口气、后国产气,逐步完善品种体系。④ 以区域枢纽为抓手推进管道气期货建设的区域试点工作。

在新质生产力的推动下,专业技术人才成为石油企业高质量发展的核心驱动力之一,其培养与梯队建设面临新的机遇与挑战。为此,结合石油企业的实际需求,从人才梯队规划、培养路径设计、技术标准体系建设和激励机制优化等多个角度,深入探讨了石油企业专业技术人才梯队建设的路径与对策。研究结果表明：① 通过构建“常规+非常规+新能源”一体化的“能源大学科”体系,能够打破学科壁垒,促进跨领域协同创新,提升企业整体技术能力与人才培养水平;② 依据岗位需求与发展阶段,设计完善专业技术荣誉体系,建立从“基础人才”到“战略领军人物”的发展通道,能够强化人才激励与晋升机制;③ 通过系统化的分层培养路径与标准化的技术能力评估体系,能够推动人才选拔、晋升、使用与激励的规范化和科学化;④ 注重教育培训、实践锻炼与终身学习的融合,结合企校合作、科研创新和学术交流,能够建立多元化的人才培养生态系统。结论认为,通过上述措施,将有助于激发人才创新潜力,增强技术创新动力,构建适应新质生产力要求的高素质人才梯队,为石油企业的技术进步与核心竞争力提升提供强有力的支持,并为国家能源安全与产业转型升级提供坚实的人才保障。

为了提升致密气田的经济效益并强化风险管理能力、实现开发成本的精准预测与投资决策的科学优化,以四川盆地致密气10项开发方案为样本气藏,采用雷达图分析了影响致密气单位完全成本主控因素,采用蒙特卡罗方法创新建立了致密气单位完全成本实现概率模型。研究结果表明：① 致密气受“资源禀赋差异+技术复杂度高”的组合效应影响,单位完全成本显著高于常规气,为常规气单位完全成本的1.2~1.5倍;② 现阶段致密气单位完全成本以单位折旧折耗为主,占比49.8%,操作成本中以维护及修理费、采出作业费、井下作业费3项费用为主,合计占比达到60.7%;③ 通过层次分析法筛选出6项关键成本因素,并基于高斯、三角、对数正态及伽马分布构建致密气单位完全成本的蒙特卡罗模拟目标函数,实现了多概率密度函数的综合拟合分析;④ 拟合精度对比结果显示,对数正态分布函数的拟合精度显著优于其他密度函数,其P50拟合结果显示致密气单位完全成本为1.049元／m³,与实际数据高度吻合。结论认为,该项研究成果为致密气田开发效益风险预警和最优决策提供了可靠的依据。