2022年,为应对世界百年未有之大变局、国际能源市场剧烈震荡等复杂形势,国内油气勘探企业和油气地质调查队伍均加大油气勘探投资力度,取得诸多油气新发现新突破。为了确保今后一个时期中国油气勘探的高质量、可持续发展,梳理了中国常规与非常规油气资源情况,分析了2022年中国油气勘探的主要特点和新亮点,结合中国油气资源潜力,展望了2023年油气勘探前景。研究结果表明：① 2022年中国油气勘探的主要特点表现为中国油气勘探资金投入和油气产量回暖明显、新发现集中在已证实成藏组合的周边和深部、成熟探区的非常规油气勘探成效显著、前沿石油地质理论和技术引领油气勘探新突破;② 塔里木盆地富满油田奥陶系断控高能滩、四川盆地东南部二叠系天然气和深层页岩气、东部老油田页岩油勘探等领域取得重大突破;③ 2023年中国油气勘探有望在深层及深海油气勘探、大型含油气盆地周缘、北方海相页岩油气和海陆过渡相页岩气等领域取得新突破。

2022年,在国内新冠肺炎疫情多点频发,经济发展面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力,地缘冲突引发的全球性油气价格飞涨的形势下,中国天然气发展有进有退、供需平稳、韧性十足,主要表现为：① 天然气勘探再获重大成果,探明储量保持高峰增长;② 天然气生产保持箭头向上,但增产量和增幅继续回落;③ 天然气进口价涨量跌,LNG进口量首次负增长：④ 天然气需求乏力,消费量下降;⑤ 天然气基础设施建设三箭齐发,快速推进;⑥ 天然气市场化发展持续深入。结论认为：2023年,在新冠肺炎疫情防控策略改变后,中国社会经济发展动能增强,中国天然气将迎来一个稳中有进的发展之年,预计页岩气将引领天然气探明地质储量再次突破万亿立方米;天然气生产稳步前行,增产量保持在约100 × 10⁸ m³;LNG进口量重拾升势,联手俄气带动天然气进口量反弹;天然气需求强势回升,市场供需平稳;天然气体制机制改革有新进展。

准确把握区域能源消费碳排放的差异化关键领域和异质性减排抓手是实现“双碳”目标的重要前提。为了进一步厘清区域能源消费碳排放时空特征及影响因素,以川渝地区为例,兼顾化石能源燃烧和区域电力调配两大单元构建能源消费碳排放清单,基于Kaya恒等式和LMDI模型实证检验多元影响因素的作用效应。研究结果表明：① 2015—2022年四川能源消费碳排放量呈下降趋势,而重庆呈上升趋势,这由于可再生能源的资源禀赋差异。从部门构成上看,能源加工转换碳排放集中于火力发电和供热。终端消费中工业为第一大排放源,其次是交通运输业和居民生活,商业和其他服务业也不容忽视,农业和建筑业碳贡献较小。四川通过外输大量水电在保障能源供需安全的同时推动低碳发展,重庆依赖外部电源出力而间接增加碳贡献。② 能源消费结构为抑制因素,其对四川碳减排的贡献逐年增加但对重庆影响较小。能源消费强度为减缓碳排放的关键因素,2016—2017年得益于能源“双控”考核其抑制作用出现峰值。对于四川产业结构为抑制因素且影响逐步减小,对于重庆其影响随着第二产业占比变化而先升后降。经济发展为加速碳排放的关键因素,在低碳新格局下影响逐年减小。人口发展效应取决于规模、文明和配置效应的综合影响。

鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系马家沟组五段整体处于海退期,纵向分为10个亚段,马五₁₊₂亚段处于相对海退期,受淡水淋滤、岩溶作用影响,形成大量的溶蚀孔、洞、缝,主要发育灰色白云岩夹少量石灰岩,是油气储集的重要场所。为了预测该气田马五₁₊₂亚段地质甜点区,以钻穿目的层580余口井为研究对象,分析了岩心、测井、录井资料,指出了目的层发育灰云坪、云坪、云灰坪、泥云坪共4种沉积微相,结合古地貌特征,刻画该气田马五₁₊₂亚段储层厚度平面分布,参考气井生产动态资料,预测优质储层分布范围,圈定地质甜点。研究结果表明：① 马五₁₊₂亚段纵向发育7期沉积旋回,地层自下而上,泥质含量增多,反映了水体变浅、含盐度减小的趋势;剖面由北向南,泥质含量减小,反映了水体加深、含盐度增加的趋势。② 马五₁₊₂亚段储层整体向西增厚,南北向厚度差异明显,最大相差24 m,东西向变化平缓,最大相差8 m,划分出岩溶台丘、残丘、斜坡、高地、洼地、沟槽共6个地貌单元,储层主要位于岩溶台丘、残丘部位。结论认为：① 优质储层主要位于灰云坪、云坪部位,残留储层厚度大,白云岩含量占比高,分布范围自北东向南西扩大,台丘、残丘部位的厚度普遍超过4 m,斜坡部位厚度介于2~6 m;② 优选的3个地质甜点区均建立于优势微相、优势岩相和优势古地貌单元之上,优质储层厚度超过4 m,孔隙度超过2.5%,成像测井显示裂缝、溶蚀孔洞发育,储层物性好,含气饱和度超过15%,气测全烃含量超过20%,通过单井验证,累计产气量超过2 000 × 10⁴ m³,可以作为水平井井位高效部署的参考区域。

“双碳”目标背景下,新能源业务发展对人才队伍建设提出了内生需求,亟待突破人才供需失衡等问题制约。为此深入分析了新能源人才队伍建设现状与困境,提出了新能源人才队伍建设的思路、模式与机制保障。研究结果表明：① 新能源人才队伍建设面临着国外转型经验难以适用于我国国情、国内尚未形成可推广可复制的模式化经验、已有机制建设探索缺乏系统性与协同性等问题;② 新能源人才队伍建设思路要以紧跟市场变化与业务拓展需求、围绕紧缺型人才队伍重点发力、吸纳多方参与形成协同联动效应为指导思想,可选择基于多维目标引领谋划模式建设、依靠多方主体协同推进模式建设、整合多元方式优势落实模式建设;③ 新能源人才队伍建设的机制保障,包括创新全口径“生才”机制、谋划全方位“聚才”机制、打造全流程“理才”机制、建成全保障“用才”机制。从而,为新能源人才队伍建设提供有益参考,为新形势下新能源产业发展提供新动能。

2022年4月川东南綦江地区FB1井下二叠统栖霞组二段酸压测试获日产气量6.42 × 10⁴ m³,这是四川盆地栖霞组在台缘滩、环古隆起台内滩相继获得重大商业突破之后,在台内台洼边缘浅滩首次实现的重要天然气勘探突破,油气地质意义重大。为了深化对该区栖霞组沉积储层特征的认识,进一步落实有利勘探区带,指导下一步勘探部署,综合利用野外调研、岩心观察、薄片鉴定、分析化验及测井数据等资料,探究了綦江地区栖霞组沉积相展布及储层发育特征。研究结果表明：① 綦江地区栖霞组沉积期,继承二叠系沉积前隆洼格局,形成了稳定的碳酸盐岩台地沉积,发育台洼边缘浅滩、滩间、台内洼地沉积,栖霞组一段主要为滩间沉积,栖二段上亚段和下亚段顶部发育高能滩沉积;② 储层岩石类型主要为亮晶颗粒灰岩、细晶白云岩、灰质白云岩等,储集空间类型分为孔隙（孔洞）、裂缝两大类,结合成像测井及物性数据,总体显示出低孔隙度、特低渗透率的储层特征;③ 栖霞组储层具有显著的相控性,岩溶作用进一步优化储层,栖霞期台洼边缘转折带是天然气勘探有利区。结论认为,该研究成果可以为研究区栖霞组下一步油气勘探部署提供决策依据。

为了精细描述多薄煤层气藏的煤层赋存规律和储层物性参数,为煤层气开发提供指导依据,借助Petrel软件,以黔西地区六盘水市攀枝花煤矿上二叠统龙潭组上段为研究对象,综合整理了钻孔录井资料和岩心测试化验结果,对测井曲线进行了标准化处理,分析了各储层物性参数与测井曲线的相关性,通过线性回归拟合建立了定量关系,利用相控的随机建模方法建立了多薄煤层气藏三维地质模型,完成了构造模型和岩相模型的建立,实现了干燥无灰基含气量、渗透率、密度、灰分等物性参数的空间模拟分布。基于所建立的三维地质模型,利用煤层气藏储量计算方法计算出攀枝花煤矿龙潭组上段煤层气地质储量为3.91 ×10⁸ m³。研究结果表明:① 以相控建模方法为理论指导,利用岩相约束煤层物性参数的分布和变化,采用变差函数分析可以有效提高对多薄煤层气藏储层的认识水平;② 通过相关性分析和线性拟合,可以有效建立基于测井曲线的储层物性参数表征;③ 相控的随机建模方法所建立的模型数据可靠,模型的构建流程在多薄煤层气藏条件下适用性好,所构建的模型可以指导后续煤层气藏的勘探开发。

碳捕集、利用与封存（CCUS）是全球公认的最具商业化应用潜力的碳减排技术,在助力中国如期实现“双碳”目标过程中将发挥重要作用。碳捕集、利用与封存-提高天然气采收率（CCUS-EGR）是油气田企业同步推动老气田提高采收率和实现碳达峰碳中和的可行性路径,对于油气田增储上产和碳达峰具有重要意义。构建CCUS-EGR全产业链经济评价方法,是CCUS-EGR项目示范及未来产业化发展的基础。为此,基于CCUS-EGR全产业链流程,构建了包含捕集压缩模块、运输模块、注入封存模块、分离回注模块、风险监测模块等CCUS-EGR全产业链经济评价模型,并以重庆合川某电厂-WLH气田的全产业链项目为案例进行验证。研究结果表明：① 天然气价格、生产工况、碳交易价格、运行成本对于全产业链效益具有显著影响,其中生产工况（换气比）和碳交易价格敏感性最高,其次是运行成本与天然气价格;② CCUS-EGR增产带来的资源收益可显著增加全产业链的总效益;③ 碳排放权交易价格对全产业链效益至为重要,将CCUS-EGR净碳减排量投入碳交易市场可有效促进项目收益率提升。最后,为了提高CCUS-EGR项目全产业链经济效益,提出了继续深化CO₂有效埋存的技术研究、加快CCUS-EGR方法学的研究与建立、出台CCUS-EGR量化核证标准和产业支持政策等建议。

随着油气公司数智化趋势的发展,采用智能化模式的测井技术逐渐增多。为了解决常规测井占井时间长、施工成本高、效率低、人员劳动强度大等测井难点,远程测井技术应运而生。通过无线传输技术实现了对测井设备的远程操控,使专家及各技术、安全人员能够在控制中心远程查看、分析数据,并根据分析结果调整测井参数,确保作业的高质量、高效率和安全性。研究结果表明：① 所建立的新型远程测控系统在测井施工中适用性高;② 通过远程测控技术的应用,实现了对多井次测井曲线的实时监控与传输,并可以及时解决现场异常状况,减少占井时间,节约作业成本,实现人力资源优化;③ 推广应用新型远程测控技术,对于后续深入突破线上测井关键核心技术,进行跨井区、跨科室的协同创新研究具有指导意义。

天然气作为能源转型的一种过渡性资源,目前正处于快速发展阶段,但储运环节仍面临储气设施基础薄弱、管网连通性不足以及安全与环境风险等多重挑战。为此,立足于确保国家能源安全、稳定供应、提升天然气利用效率以及降低碳排放对环境的负面影响等多元化角度,提出了天然气储运高质量发展的实现路径。研究结果表明：① 能源革命驱动天然气储运高质量发展,应立足于四个革命与一个合作的视角,以推动能源转型升级为目标,以储运资源优化配置与整合为核心,以价值创造为前提、以创新为根本动力、以持续为根本路径,坚持质量第一、效率优先,推动天然气储运与的数字化、信息化、国际化和可持续化发展;② 具体路径而言,应重点关注绿色技术和智能化技术在天然气储运领域的应用与创新;强化天然气管道、储气库及调峰设施的建设与升级;完善储运和管网等基础设施的网络布局;构建高效的天然气市场监测体系和信息交流平台;建立基于“一带一路”倡议的国际能源通道合作创新机制;并积极培养具备全球视野的天然气储运专业人才。结论认为,通过这些举措可以推动天然气储运向安全化、绿色化、信息化、智能化和高效化的方向发展,进而顺利、平稳地实现能源转型,促进能源产业的繁荣与可持续发展。

为了充分认识页岩气水平井套管变形的规律,形成有效的预防和控制措施,减小套变带来的经济损失,以四川盆地威荣页岩气田为研究对象,在前期评价井套变情况分析基础上,通过对裂缝发育、水平段轨迹、固井质量、套管载荷、压裂参数等对套变的影响研究,形成了地质工程综合性套变防治技术。研究结果表明：① 套管变形主要由压裂引起地层剪切滑移挤压套管造成,属地质和工程综合因素所引起;② 通过采取精细裂缝识别,提升井轨迹及固井质量,加厚套管壁厚,“一段一策”压裂参数针对性设计,施工压力控制等,实现了单井开发阶段全过程防控;③ 套变后采用长井段多级暂堵压裂进行补救,裂缝监测表明分段补救措施效果显著;④ 采取防治措施后,套变率及丢段率大幅度降低,满足了生产需求,成为深层页岩气有效开发的重要技术措施之一。

鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩中裂缝普遍发育,裂缝是天然气高产富集的关键因素之一。为了精细预测不同尺度裂缝平面展布规律,为勘探选区和开发井位部署提供指导依据,以该盆地大牛地气田奥陶系马家沟组为研究对象,利用岩心、成像测井等资料分析其裂缝发育特征,基于地震资料品质及正演模拟分析裂缝带地震响应特征,优选出裂缝预测敏感地震属性,形成了一套基于地震叠后属性的多尺度裂缝预测方法。研究结果表明：① 研究区裂缝发育段测井特征表现为高声波时差、低电阻率、低补偿密度、低波阻抗,地震响应特征不明显,仅表现为波组连续性变差、差异扭动;② 利用倾角和相干属性可以实现大尺度裂缝带的边界刻画,利用高精度Likelihood融合属性可以预测小尺度裂缝的分布特征和发育带强度,相干属性、倾角属性、最大似然属性3种方法预测的裂缝成果相互印证,并且刻画精度逐渐提高;③ 裂缝预测结果符合实际地质情况,与钻井漏失点吻合较好,研究成果可用于研究区下一步勘探选区和开发井位部署。结论认为,大牛地气田的裂缝综合预测方法对于同类地质情况和地震资料基础的区块具有指导意义。

以沁西北X区块煤层气开发为实例,从煤系条件、构造活动、水文条件等煤层气富集主控因素分析对煤层气储存富集的影响和控制作用,并结合煤层气开发排采资料得出煤层气富集高产主控因素。结论认为：煤层气高产区必定在煤层气富集区,但同时还受到工程条件、排采制度等的影响;煤层气富集高产地带通常由某个因素主导或多个因素共同作用,因此在后期勘探开发工作中,优选煤层气富集高产区时有必要对不同条件的控制因素进行综合分析。

2020年,受极端自然灾害频发、全球新冠肺炎疫情爆发等多重不利因素叠加的影响,全球经济陷入了严重的衰退,能源行业受到了重创。中国油气生产企业紧紧抓住中国经济在全球率先实现正增长和能源行业低碳转型发展的有利机遇,坚持经营上精打细算、生产上精耕细作、管理上精雕细刻、技术上精益求精,国内天然气资源勘探开发成果丰硕。为了确保今后一个时期中国油气行业高质量、可持续发展,梳理和分析了2020年中国天然气勘探开发成果,结合中国天然气资源潜力,展望了2021年中国天然气发展形势。研究结果表明：① 天然气勘探不断取得新突破,年新增探明储量再次突破1 × 10¹² m³,居历史第二位;② 天然气产量快速增长,页岩气上产势头强劲,将成为增产主力,多个气田实现里程碑式跨越;③ 随着我国碳达峰和碳中和战略的深入推进,预计天然气市场需求量增量将显著提高,天然气产储量将保持高位增长,天然气工业进入常规与非常规并重的时代,页岩气成为天然气倍增发展的生力军。

国家天然（页岩气）千亿立方米级产能基地建设是保障国家能源安全、支撑区域社会经济加快发展的重大战略。在借鉴油气共建共享成功经验基础上,构建了国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地共建共享模式,提出了模式实施路径。研究结果表明：① 国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地建设涉及庞大的产业体系与多元主体不同利益诉求,需要以共建共享理念和系统工程思维为指引,立足多元主体与多维度要素协同构建共建共享模式。② 模式实施五大路径：强化共建共享顶层战略设计,丰富发展政企共建共享方式,完善企业之间共建共享机制,畅通多元主体沟通协商渠道,健全共建共享应急预警体系。结论认为,该模式以战略视域统筹产能基地建设,能够实现对多元主体利益的有效协同,促进天然气（页岩气）资源开发利用与产业链价值提升,为带动区域社会经济发展并推进共同富裕提供有力支持。

川渝天然气化工以生产甲醇、合成氨、尿素等基础化学品为主,为了推进川渝天然气化工高质量可持续发展,对区域内企业进行了走访调研,并结合政策导向、国际国内形势分析了行业面临的机遇与挑战。研究结果表明：① 国家加大天然气勘探开发投资力度,加快天然气产能建设步伐,整体资源供应量有所提升;与此同时,随着经济增长,国家、地方政策支持,区域内天然气消费趋势显著提升,为川渝天然气化工可持续发展提供了原料保障;② 天然气原料路线和煤炭原料路线的化工企业之间的成本差距逐步缩小,天然气化工产业优化管理、提升技术,国际形势复杂多变等因素,为川渝天然气化工高质量发展提供了机遇;③ 我国气头化工占比小、话语权弱,新建、扩建化工项目受限,“采暖季”原料天然气供应紧张等因素使川渝天然气化工发展受限。结论认为：“十四五”期间,川渝天然气化工仍将保持高速发展态势。

为了推进内蒙古黑山煤田煤层气资源勘查开发工作、尽快取得煤层气资源勘查突破,以该煤田主力煤层为研究对象,分析了黑山煤田煤层气的基础地质条件,主要包括煤层厚度和埋藏深度、煤岩煤质特征、煤储层物性特征及保存条件等;进而根据煤层气勘查规范及前人的研究成果,制定了黑山煤田煤层气资源选区评价标准。研究结果表明：① 黑山煤田主力煤层厚度大,分布广,煤变质程度合适,宏观煤岩类型以光亮 — 半亮型为主,镜质组含量高,有良好的生烃潜力;② 整体处于相对滞留的水动力环境中,煤层顶底板岩性以泥岩、粉砂岩为主,厚度大,封盖能力强,有利于煤层气的富集和保存;③ 煤层埋深一般在600~1 000 m,并且孔隙性较好,裂隙系统较发育,有利于煤层气的经济开发;④ 依据评价标准确定了黑山煤田煤层气资源远景区、有利区、目标区位置和范围,预测煤层气资源量约810 × 10⁸ m³,资源丰度约0.98 × 10⁸ m³／km²。建议在优选目标区内部署参数井,以进一步获得实测含气量、储层压力、压力梯度、含气饱和度、煤储层渗透性等关键参数。

为了解决莺歌海盆地东方区中新统黄流组高温高压气藏气水关系复杂导致的井位部署难题,以东方区黄流组气藏为研究对象,综合钻录井、地震、测井、测压、测试等各项资料,在沉积微相、砂体精细刻画及砂体连通性评价研究成果的基础上,分析了研究区气水分布的3种类型及其成因;进而根据各类水体成因、所处空间位置及与之接触的气藏规模等指出了研究区的两种气水分布模式,并提出了有针对性的开发建议。研究结果表明：① 研究区黄流组重力流海底扇沉积机制和沉积过程的复杂性导致砂体叠置连通关系复杂,从而影响了气水分布;② 研究区存在构造+岩性控制的大型整装边水气藏和小型岩性圈闭气藏两种气水分布模式。结论认为：① 构造+岩性控制的大型整装边水气藏是研究区主要的气藏类型,主要分布在研究区大型侵蚀水道连片发育区,形成该类气藏的主要原因是砂体厚度大、砂体连通性以及物性较好、气水分异明显,开发井应避开边水,部署在构造中高部位;② 小型岩性圈闭气藏是研究区的次要气藏类型,主要分布在研究区的沉积前端和边部,此类气藏砂体连通性复杂,多为孤立砂体,应尽可能通过在砂体构造高部位部署水平井来开发。

川南深层页岩气资源丰富,储层埋深为3 600~4 100 m,固井施工存在套管下不到位和固井质量差等风险。为此,通过强化通井、优化管串结构、优选扶正器类型和加量、采用“四级”冲洗技术等专题研究,形成一套适合该区域水平井提高固井质量的关键技术。在JY1HF等3口井成功应用,油层套管固井质量为优,水平段和斜井段优质率达92.5 %以上。

水溶气是一种溶解于地下水中而富集成藏的非常规能源,其溶解度随地下温度、压力的升高而增大。当地下水被采到地表后,溶解在水中的伴生有用气体将会因压力与温度的降低而析出,成为与常规能源一样的工业燃料或原料。地热水溶（氦）气是一种新型非常规资源,因富集伴生有用气溶解于地热水中,故称之为“地热水溶（氦）气”,其不仅拥有丰富水溶可燃气、氦气等,而且具有可用于供暖、发电的可再生能源 —— 地热能,是狭义的水溶气。随着技术进步、科技发展,渭河盆地地热开发初具规模的同时,水溶可燃气、水溶氦气资源的勘探也取得了重大突破,多资源型盆地已初现端倪,“一热两气”的神秘面纱逐渐被揭示。通过研究、梳理及总结渭河盆地“一热两气”资源历史研究成果,以及近期的再勘探、再评价、再认识,宏观地陈述地热水溶（氦）气资源赋存状况和潜力,展望发展开发利用前景,对加快综合开发利用进程面临的挑战,提出了对策及建议。

黑池梁地区位于四川盆地的东北缘米仓山前缘,该区在长兴—飞仙关组时期位于开江—梁平陆棚东侧东北部,与普光地区位于同一个台地边缘礁滩相带,具发育台缘礁滩沉积背景。根据野外露头、钻井及地震等资料分析,认为研究区从西向东依次发育陆棚、斜坡、台地边缘、开阔台地及局限—蒸发台地相,在此基础上,讨论了长兴—飞仙关组的沉积相空间展布特征。并且通过对储层岩石类型、储集空间、物性等分析,认为研究区以发育飞仙关组台地边缘鲕滩储层为主,鲕滩纵向具垂向加积特征,储层厚度大、分布稳定、物性好,与普光地区台地边缘鲕滩储层类似。有利台缘鲕滩储层呈北西—南东向展布延伸至普光地区,综合分析认为黑池梁至普光地区之间的飞仙关组台缘鲕粒滩储层是近期有利的勘探目标区。

鄂尔多斯盆地大牛地气田DK13井区孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强,采用水力加砂压裂后,产气量差异大。为了明确影响产气量的主控因素,通过构建单层产气贡献率计算模型、建立地质工程参数与产气量热图矩阵图版,对影响产气量的地质工程主控因素进行研究分析,形成双甜点评价及产能预测计算公式。研究结果表明：① 马五₅层产气贡献率与自然伽马呈负相关,与声波时差、体积密度和含气饱和度呈正相关,马五₆₊₇层产气贡献率与储层厚度、体积密度和中子孔隙度呈正相关;② 根据热图矩阵分析,马五_5-7层产气量与储层厚度、最高全烃值、孔隙度、含气饱和度、入地液量、酸量、砂量相关性较高;③ 根据多因素分析,构建了马五_5-7层双甜点指数计算模型,采用模型计算的双甜点指数与产气量相关性为0.937 5;④ 根据双甜点指数,建立了产量预测模型,预测产气量与实际产气量误差小于2%。结论认为：所建立的地层工程甜点及产能预测模型与实际符合率高,可有效指导该气田压裂选段及压裂设计优化,具有推广应用价值。

“双碳”背景下,川渝地区CNG业务发展增速放缓。为了顺应能源大势,推动川渝地区CNG加气站高质量、可持续性发展,分析了当前该地区CNG业务面临的主要挑战。研究结果表明：① 外界新能源冲击导致行业竞争加剧,川渝地区CNG市场拓展空间受限;② 川渝地区CNG业务自身产业基础薄弱,发展动力疲软。基于上述研究,提出了“双碳”背景下川渝地区CNG业务发展转型建议：① 加快CNG加气网站建设;② CNG加气站就地增设充换电站、加氢站;③ 扩展LNG加注,实现两用加气;④ 拉动非气产品营销。结论认为：车用能源向电气化、氢能化转型已成为一种必然趋势,但基于川渝地区天然气产业链成熟,川渝地区CNG业务发展前景依然可期,燃气经营企业以后发展必须是向“油气氢电服”综合能源服务商转型。

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部、伊陕斜坡之上,上古生界构造较为平缓,断裂不发育,属于强非均质性的致密砂岩气藏,油气近源聚集。大28井区位于大牛地气田北部,二叠系下石盒子组一段盒1-1亚段为主力开发层系之一,辫状河沉积特征明显。为了厘清该井区主力开发层系的沉积特征,以盒1-1亚段沉积微相为研究对象,分析了露头、岩心、测井资料,识别出辫状河道、心滩、泛滥平原共3种主力沉积微相。研究结果表明：① 盒1-1亚段可细分为盒1-1-1、盒1-1-2两个小层,共发育4期河道,垂向、侧向叠加均表现出正韵律特征,单期砂体保存完整,剥蚀不明显,河道多次冲刷导致厚层泥质沉积较少,局部发育细粒薄夹层,为高能辫状河道沉积;② 砂体沿物源向南连片推进,主河道位置不变,具有中部厚、两侧薄的特征,北部砂体更为发育,以粗粒沉积为主。结论认为：① 盒1-1亚段砂体叠置规律复杂,厚度与含气性存在明显差异,心滩有效砂体厚度超过6.5 m,辫状河道有效砂体厚度小于4.0 m;② 气层在心滩与辫状河道沉积微相中均可发育,尤其是在二者演变区域,受水流冲刷影响,砂质更纯,泥质含量低于15%,自然伽马值介于45~70 API,砂体物性更好,含气程度更高,可以作为后期开发、措施井位部署的参考依据。

为了不断深化天然气价格改革、不断完善天然气价格形成机制,回顾了中国在推进天然气价格改革过程中所面临的困难以及采取的成功做法,分析了现行天然气价格管理存在的问题,进而提出了政策建议。主要结论包括：① 天然气对外依存度不断提高,进口气使用成本很高,国内市场对进口气支付能力不足,地区经济发展不平衡,居民最终消费率偏低,是中国在推进天然气价格改革过程中所面临的难点问题,在未来相当长的时间里,上述问题仍然是中国深化天然气价格改革需着重考虑的;② 建立以门站价格管理为核心的天然气产运储销价格体系,按照目标导向先易后难稳步推进,政府管控与市场调节相结合,加强对自然垄断环节的价格监管,是中国推进天然气价格改革所采取的成功做法,上述成功做法在未来相当长的时间里仍将发挥作用;③ 完善门站价格管理的重点是完善放管结合政策,缩小管制气范围,扩大非管制气范围,明确保供范围和各方的责任与义务;④ 完善天然气基础设施价格管理的重点是进一步合理确定准许收益率,建立标准成本制度,加快推广实施两部制收费价格;⑤ 完善城市燃气价格管理的重点是按照国际通行做法制定城市燃气价格,在核定配气价格时进一步合理确定准许收益率和管网折旧年限,建立健全上下游价格联动机制;⑥ 此外还应加快天然气交易枢纽建设,加快推进天然气能量计量计价。

为了解决气井单一层系开采产量低、产能递减快,多层位高、低压层合采及层间干扰和产气层贡献率认识不清的矛盾,以位于松辽盆地北部深层构造单元徐家围子断陷徐中构造带上火山岩徐深气田为研究对象,在综合分析气田开发现状的基础上,开展了深层气井分层压裂监测一体化技术研究。通过物理、化学、材料、机械等多学科综合研究,研发出国内技术领先的井下压裂及测试工具,实现了一趟管柱分层压裂、分层测试。研究结果表明：①分层压裂及测试一体化工艺可实现一趟管柱具有压裂、完井、测试功能,该工艺满足井深大于3 000 m气井2~4层的分层压裂、分层测试要求;②可溶球座材料经过多次室内实验评价优选,表面经特殊处理,耐冲蚀防腐蚀性能强,满足压裂施工过程中不溶解,而压后快速溶解要求。结论认为,压裂及测试一体化工艺的成功应用,解决了多层同采产层贡献率测试不清的问题,缩短了气井作业周期,降低了施工风险和成本,成为了实现徐深气田高效开发的一项可靠技术手段。

二氧化碳捕集利用与封存技术（CCUS）是化石能源实现大规模碳减排并最终实现碳中和目标的兜底技术,但是高成本、低收益难题制约了CCUS产业的规模化发展。为了推动川渝地区CCUS产业的发展,系统梳理了CCUS国内外产业发展政策,以一个假定的CCUS-ERG示范项目为例,开展投资成本分析,并测算不同政府补贴和碳价下的项目经济性,为川渝地区CCUS示范项目支持政策提供参考。研究结果表明：① 在中碳价情形下,达到盈亏平衡的政府补贴水平为145.50~285.50元／t;② 扩大地质封存规模有利于降低补贴水平,在中碳价情形下,将回注CO₂规模扩大一倍,达到盈亏平衡的政府补贴水平可减少30~80元／t。最后,为更好推动CCUS产业示范和规模化发展,做大CCUS项目规模实现成本下降,提出3个方面的对策建议：① 川渝地方政府加快制定支持CCUS产业发展的政府补贴、产业基金、低息贷款等政策;② 推动CCUS与碳交易市场的链接,通过CCER或地方CER来实现CCUS项目的碳价收益;③ 通过源汇匹配,链接内外部碳源和碳汇,做大CCUS项目规模实现成本下降。

LNG 接收站卸料作业作为接收站的主要工艺操作内容,除必须确保安全接卸外,还需满足LNG船滞港时间要求。以青岛LNG接收站为例,指出作业超出计划时间、卸料臂预冷速度不均、储罐压力上升过快、BOG 再冷凝器运行不稳定等卸料作业过程中常见的问题并对其原因进行了分析,针对这些问题提出了相应的解决措施：优化排凝操作,预冷过程中船方压力稳定至0.3 MPa,加速卸料阶段应控制卸料速度。采取上述措施后卸船工艺操作时间缩短了2小时以上,再冷凝器及储罐等设备工艺操作更加平稳。

针对大牛地气田开发后期部分老井存在井底积液及近井地带水锁伤害问题,选取3口病态老井开展了集“泡排+强排”、解水锁为一体的采气技术先导试验。现场应用表明,3口老井措施后日均增产2 720 m³、累计增产393 179 m³,试验有效期为126~193 d,具有良好的增产效果。经济核算显示,3口老井日创效0.32万元、累计创效45.61万元,施工总费用43.44万元,投入产出比为1∶1.05,具有一定的经济效益。

在四川盆地天然气大发展过程中,正确处理好企业、地方政府、社会相关方之间的关系,依靠并调动地方政府及社会各界力量服务于油气增储上产,是推进建设千亿立方米产能基地、清洁能源示范基地、促进区域经济发展的关键要素之一。以中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）为例,分析了天然气大发展中企地关系的重要作用、主要做法和取得的成效,并结合目前存在的问题,提出了企地共建发展的措施建议。研究结果表明：① 油气勘探开发活动受“地面、地下”两种资源限制,随着勘探开发技术不断突破,技术条件不再是主要瓶颈,企业与资源地之间非技术因素的矛盾逐渐凸显,并正逐渐成为制约天然气大发展的主要因素之一;② 企地携手合作,通过规划引领、全产业链协同,搭建协调沟通平台,组建央企与省市地方的合资公司,企地共建共享机制初步成型;③ 为实现企地共荣共生,需着力充分发挥各级协调平台配置资源和平衡利益分配的能力,着力加强油气企业与资源地的有效合作,着力打造良好的发展环境。

户部寨气田目前已处于开发后期,多数气井射孔段存在砂埋问题,制约了气井产能的发挥,加剧了气田稳产难度。由于砂埋时间久、砂埋井段长,井筒内砂粒板结、压实程度高,常规砂面处理工艺难以获得理想效果。针对这一问题,通过开展专项技术调研并借鉴国内其他气田成功经验,优选氮气泡沫冲砂技术作为本次砂面处理试验手段。为了克服普通油管冲砂作业时井口自封易失效的缺陷,提出了不压井的作业方式,同时设计了“刮刀钻头+螺杆钻具+油管”的冲砂管柱组合。部1-X井现场应用结果表明：采用不压井作业方式和组合式冲砂管柱的措施效果较常规水力冲砂显著提升,相同冲砂进尺条件下施工时间缩短近37 %。

研究以沉积学、测井地质学及地震地层学为理论基础,利用三维地震资料,主要通过地震相特征分析、多种地震属性提取和三维可视化子体雕刻等技术手段,并结合有限的录测井资料及其区域地质背景和地质学规律,在南图尔盖盆地1057区块下侏罗统识别出一套扇体,刻画出其空间展布范围以及扇体内部结构。该扇体平面上呈NNW-SSE向的椭圆形,展布面积约4 km²,扇体物源来自北西方向的凸起区。

天然气发电作为一种相对低碳环保的优质调峰电源,在电力安全保障方面发挥着重要的支撑作用,但其盈利能力则受上网电价、气价、发电气耗、政府疏导补贴等多重经营要素的影响。为了加快气电发展,对川渝地区在运及新建气电项目开展了经营要素与盈利能力研究,进而提出了促进川渝气电盈利化发展的建议。研究结果表明：① 提高两部制电价水平并进一步完善 气价电价联动机制,确保稳定的气源供应、合理控制气价及降低发电气耗率是降低燃料成本的关键;② 选用高效、先进的 H 级燃机设备能有效提升发电效率和项目整体盈利性;③ 与气电相关的五大主体的协调协作也是提升川渝气电项目盈利前景的重要途径;④ 气电所具有的启停迅速、清洁低碳、建设周期短、单位投资低、出力规模大等独特优势仍可与其他调峰方式形成互补融合发展;⑤“十五五”规划期间川渝亟需布局建设一批清洁高效的煤电、 气电,新增一定规模的新型储能等调节性、支撑性电源以填补电力缺口并有效提升电力系统的调节保障能力。

为了评估国内天然气余压发电的碳资产开发潜力,使天然气余压发电方法学符合生态环境部备案要求,通过实际调研和行业分析,根据CCER方法学编制大纲的要求,参考CDM等碳信用体系的方法,对天然气余压发电CCER方法学编制的关键点进行分析研究,提出天然气余压发电方法学编制关键要素,形成额外性、监测管理的设计。研究结果表明：① 通过分析油气田、长输管线和门站等各环节蕴含的天然气余压发电潜力和碳资产开发潜力,给出了天然气余压发电潜力数据（145.73 × 10⁸ kWh／a）以及相应的碳资产开发潜力数据（811.44 × 10⁴ tCO₂e／a）;② 在方法学额外性设计方面,首先明确了用于比较额外性的基准线情景,在结合发电潜力分析结论和实施现状对比的基础上,提出直接采用免予论证的方式;③ 在方法学监测设计方面,遵循可信、准确和保守性原则,描述了监测所需的项目边界,并根据减排量计算方法,确定设计阶段和实施阶段应当分别纳入监测的参数、数据,以及保证监测质量的方法。

1972年发现的中坝气田已进入开发后期,有必要寻找新的接替层系。为此,在前人研究的基础上,对须家河组三段油气地质条件进行分析。研究表明,须家河组三段存在页岩气与致密砂岩气两类气藏：页岩气藏中有效页岩厚度大、分布稳定,且生气强度大;致密砂岩气藏的储集层为以晶间孔+溶蚀孔+裂缝组合为储集空间的水下分流河道砂体、河口坝砂体,储集砂体与烃源岩大面积直接接触,为自生自储气藏,同时须家河组一段生成的部分油气通过断层垂向运移至须家河组三段聚集成藏。综合分析认为,中坝地区须家河组三段气藏源、储、盖匹配程度高,烃源丰富,勘探潜力较大,是继须家河组二段、雷口坡组三段之后另一个重要的勘探层系。

气液联动阀是天然气长输管线上的关键设备,其正常运行关乎下游用气安全,而近年来随着国内早期建设投用的天然气分输站及长输管线设备的不断老化,气液联动阀执行机构故障率居高不下,多次出现异常关断,对企业生产经营安全造成了极大影响。为了保障天然气长输管线下游用户用气安全及企业生产经营安全,以Shafer气液联动阀执行机构为研究对象,分析了Shafer气液联动阀执行机构因仪表类故障导致的异常关断问题,指出了LineGuard电子型管线破裂检测系统控制器（以下简称“LineGuard控制器”）、供电设备、压力变送器、电磁阀及液压油路等关键部件的故障机理。研究结果表明：① LineGuard控制器误触发是异常关断的主要诱因;② 供电设备故障导致控制信号异常;③ 压力变送器数据失真引发误判;④ 电磁阀异常造成阀门应急功能故障;⑤ 液压油路堵塞或泄漏降低执行机构驱动力。结论认为：① 需要建立多级防护体系,按照规范要求完善设备防雷接地、屏蔽接地、阴极保护和绝缘接头安装;② 应建立供电设备冗余机制并加强压力仪表校准维护;③ 需要定期开展电磁阀动作测试和液压油路密封性检查;④ 建议将LineGuard控制器纳入预防性维护体系,定期进行完整性检查、功能测试。

以页岩气开发最早的国家美国为例,阐述了美国页岩气开发的历程以及美国页岩气革命成功的几大关键因素,介绍了中国页岩气革命的发展历程与现状,列举出当今中国页岩气开发所面临的机遇和挑战,提出促进当前中国页岩气开发的几点建议,包括：必须科学、理性地开展页岩气开发活动,需要政府进行合理的政策导向和开发监管,应搭建页岩气开发信息的共享平台,加强开发技术引进与创新,解决好降低压裂对水的消耗及压裂返排液的处理问题。

国家管网成立后,我国天然气市场化改革不断加快,管网等基础设施的公平开放以及管网的互联互通,加速了天然气上下游市场的竞争。为了解决以往分环节的价格形成机制无法反映市场化条件下的天然气价格和不同气源的竞争关系,通过探究管网独立后我国天然气产业链与价值链的变化,从全产业链和价值链视角对天然气价格传导机制进行研究,提出了产业链与价值链“双链”融合的模型思路,构建了气液态天然气价值链价格公式及气源竞争力分析模型（NGCAM）,并利用此模型对全国和区域天然气市场竞争展开分析。研究结果表明：① 该模型能够一定程度上反映管网开放后的天然气市场运行机制,蕴含着天然气产业链的价格传导,突出产业链中气气、气液、液液竞争关系;② 在全国市场竞争力分析中,模型应用呈现了国产气、进口管道气、LNG等气源之间的竞争和优势市场分布,沿海地区LNG资源可逐步向内陆渗透,煤制气等非常规气也可借助管网向中东部地区延伸,气源协同发展更加趋显;③ 在区域市场竞争力分析中,模型应用呈现了市场中多种气源的竞争结果以及未来市场供应结构变化,LNG作为灵活性调节资源可与管道气互为保障,LNG气源之间的竞争也日益激烈。

为了建立特低孔隙度、低丰度的多薄层致密砂岩气藏的开发模式,指导同类气藏高效开发,以四川盆地川西洛带气田上侏罗统遂宁组气藏为研究对象,分析了储集层特征、微观渗流机理,指出了该类气藏科学合理的开发模式。研究结果表明：① 砂岩、泥岩频繁互层叠置,储集层基质物性较差,为特低孔隙度、致密储层,微观孔隙以细孔 — 微喉型为主,孔喉体积比偏小,岩心覆压实验结果表明渗透率应力敏感较强;② 气藏原始束缚水饱和度中等,气水两相共渗区较大,岩心衰竭实验结果表明采收率中等 — 较高;③ 气藏无边、底水,属常压、定容封闭弹性气驱干气气藏;④ 单井控制储量小,稳产期短,压力、产量递减较快,低压低产期较长。结论认为：① 该类气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,为了提高开发效益,按照先评价认识清楚后再投入开发、逐步滚动扩边增储上产的思路开展气田建设工作;② 建产期优先开发高产富集区,试验增产工艺;③ 稳产期依靠直井多层压裂合采,补充新井实现产能井间接替;④ 递减期依靠老井转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气等措施延缓产量递减,同时部署开发调整井进一步提高采收率。

中亚地区油气资源丰富,是中国重要的天然气进口来源。近年来中亚各国天然气市场呈现新形势,缩减天然气出口量以支撑当地天然气需求和促进碳中和远景目标,预判未来中国 — 中亚天然气管道气源不足的问题将会凸显。而随着中国能源转型和“双碳”目标的稳步推进,天然气需求增长强劲,需要更多的海外气源支撑。为了维持中国能源进口多元化战略格局,满足中国强劲增长的天然气需求,通过广泛调研和深入分析,提出了中亚地区“一带一路”能源合作建议。研究结果表明：① 中亚地区风、光、水力等可再生能源基础优越,且具有相关产业有利的国家政策,推动与中亚国家可再生能源合作,可实现抢占中亚国家可再生能源市场的先机,促进中亚国家可再生能源产业发展,同时在一定程度上抑制本国对天然气的需求;② 哈萨克斯坦煤层气资源基础雄厚,潜力巨大,通过两国合作抢占相关产业发展先机,既能夯实哈萨克斯坦天然气基础,又符合哈萨克斯坦能源转型需求,对于稳固中国天然气进口海外气源,维持能源进口多元化格局意义重大。