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。

“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。

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。

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。

“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。

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。

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。

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。

为了加快推进四川盆地寒武系筇竹寺组页岩气勘探开发进程,以近期获得重大突破的JS103井为研究对象,分析了井研 — 犍为地区筇竹寺组粉砂质页岩的矿物岩石学、有机地球化学及储层特征,探讨了储层发育的影响因素,指出了其与志留系龙马溪组优质页岩的差异。研究结果表明：① 研究区粉砂质页岩具有低有机碳含量、低含气量、中等孔隙度、高硅质矿物含量的特征,明显区别于龙马溪组优质页岩高有机碳含量、高含气量、高孔隙度、高脆性矿物含量的特征;② 粉砂质页岩储层以发育无机孔为主,介孔和大孔是储集空间的主体,孔隙形态主要为墨水瓶形和狭缝形;③ 硅质矿物的抗压实及溶蚀作用、适量稳定黏土矿物的存在有利于孔隙发育,碳酸盐矿物的胶结作用是导致储层物性变差的重要因素。结论认为：① 粉砂质页岩紧邻优质烃源岩、自身具有一定的生烃能力,物性相对较好,为页岩气的形成和富集创造了有利条件;② 现场含气量作为海相页岩储层评价的重要参数对粉砂质页岩的适用性较差,钻井过程中活跃的气测显示与良好储集条件的耦合关系可以作为现阶段判别粉砂质页岩含气性的重要指标。

塔里木盆地库车山前高压气井具有典型的“三超（超深、超高压、超高温）”特点,气井生产工况极为苛刻、复杂。近年来,随着库车山前油气开发的不断深入,油管渗漏、断裂、变形等管柱失效事件逐年增加,管柱失效导致的井控风险进一步加大,尤其是一级井屏障失效后,A环空高压气体可能窜通至外环空或地面,井控、环保风险不可接受,而大修作业是恢复井屏障的唯一途径。为了安全、高效地实施库车山前高压气井大修作业,以井筒为研究对象,分析了不同井屏障状态下的压井配套工艺技术、复杂大修工艺技术。经过不断探索,攻关形成了压井工艺、原井管柱处理、带压作业配合修井等相关配套工艺技术。研究结果表明：① 正反循环挤压井等压井工艺、带压作业处理浅部断脱管柱等配套工艺技术适用于山前大修井;② 山前常用的油管柱处理方式可选择倒扣、切割、钻磨等;③ THT封隔器可以选用钻磨、套铣打捞的处理方式。结论认为：① 正反循环挤压井等压井工艺、带压作业处理浅部断脱管柱等配套工艺技术适用于山前大修井;② 油管柱先切割、再打捞是最高效的原井管柱处理方式;③ 套铣打捞工艺处理THT封隔器成功率、作业效率最高。

油气市场增长乏力、竞争加剧,油气供需形势和市场格局发生深刻变化,油气田企业生产组织和产销衔接难度不断增加,扩销增效压力凸显。在不断探索低成本高质量发展成本管理模式的背景下,单纯通过分配费用控制或者节约耗材、降低管理费等一些较传统的方式来实现低成本的管理方式已经不能满足提质增效的内生要求,必须推进成本管理方式的升级。为了实现油气田企业“低成本”与“高质量发展”统筹推进目标,合理配置资源,有针对性地开展了相关研究。研究结果表明：① 油气田企业战略成本管理模式由关键管理业务、实施路径和保障措施等构成;② 关键管理业务由油气田企业战略成本分析、油气田企业战略成本预算、油气田企业战略成本决策、油气田企业战略成本核算、油气田企业战略成本控制构成;③ 战略成本管理模式实施的具体路径包括5个步骤,即明确油气田企业战略成本管理目标、跟踪油气田企业战略成本管理环境、设置管理组织、进行知识管理、绩效评价与激励;④ 保障措施包括培育成本管理新观念、完善战略目标责任管控机制、完善信息披露机制。

液化天然气（LNG）作为我国能源稳定供应的重要组成部分之一,经过多年发展,已形成一条相对完整的产业链。为了积极有效应对目前存在的诸多挑战,如：资源敞口控制力较低、进口定价话语权较弱、船运自主可控度较低、接收站单体规模较小、消费规模有待扩大等,有效提升LNG产业链韧性和安全水平,在系统梳理我国LNG产业链上中下游各环节发展现状的基础上,通过对标国际先进规则和最佳实践,提出了相关策略建议。研究结果表明：① 积极获取海外权益气,打造多元、灵活、稳定的“海外资源池”,提升资源的控制力;② 致力于打造天然气价格指数,统筹LNG采购,争取与进口体量相匹配的LNG定价话语权;③ 加快打造LNG船运体系,实现国船国造、国气国运、国船国管、国船国检,提升我国LNG运输自主可控能力;④ 加强统筹规划和政策引导,集约化、规模化推进LNG接收站建设,扩大接收站单体规模;⑤ 进一步扩大燃气发电、车船加注等领域的LNG利用规模,更好发挥其助力我国实现“双碳”目标的作用和价值。

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。

川渝地区天然气资源丰富,是城镇燃气开发利用最早、最成熟的地区。为了推动川渝地区城镇燃气高质量发展,对城镇燃气行业进行了系统调研,分析了川渝地区城镇燃气的发展现状及特点,指出了行业面临的主要问题和不足,提出了优化发展城镇燃气的相关对策建议。研究结果表明：① 川渝地区城镇燃气发展现状主要有天然气资源丰富、产输销管网发达、市场主体多元化、用气需求增长快但不均衡性持续扩大、经营收益较好等特点;② 川渝地区城燃经营发展面临市场碎片化、缺乏储气设施、定价机制不完善、部分城燃运营的规范待优化、抗风险能力差等问题。为了持续推动川渝地区城镇燃气优化发展,提出了4个方面的对策建议：① 强化政府主导,持续完善城镇燃气发展政策;② 强化安全经营,助力企业释放发展活力;③ 强化宣传推动,提升城乡居民安全高效用气能力;④ 强化创新驱动,促进城镇燃气可持续大发展。

为了准确预测页岩气田井工程投资,有效控制建井成本,指导油气行业实现页岩气效益开发,以某页岩气田井工程成本为研究对象,分析了学习曲线在国内外的应用情况及影响因素,形成了页岩气田井工程学习曲线,并建立了井工程成本指标体系。研究结果表明：① 国内已有的页岩气学习曲线,仅反映了钻井和压裂试气投资随着时间及经验的变化,未反映钻前及配套工程投资随着时间及经验的变化,不适用于含钻井工程、压裂试气工程和钻前及配套工程在内的页岩气田井工程投资预测;② 页岩气田井工程成本中压裂及钻井工程分别占总成本的50%和40%左右,其中,压裂工程费用主要受压裂段数影响;③ 方案设计工程量与实际实施工程量的偏差对钻前及配套工程费用影响较大。结论认为：① 新建立的页岩气田井工程学习曲线能有效预测含钻井工程、压裂试气工程和钻前及配套工程在内的页岩气田井工程投资;② 在钻井工程费用中,钻井液费用是成本控制的重点和难点;③ 在设计阶段,应综合考虑各种因素,尽量提高方案设计的准确性。

2019年氢能元年以来,中国氢能产业持续高速发展,随着新冠肺炎疫情的新变化,氢能产业发展进入新阶段,面临着新的挑战,在“双碳”战略持续推进的情况下,表现出新特点,包括：能源行业处于整体转型期,氢能政策处于频发期,氢能市场处于加速培育期,氢能企业处于转型窗口期,氢能技术处于爆发期,应用场景处于突破期。在总结氢能市场现状和特点基础上,预计氢能产业发展将呈现如下趋势：氢能政策将进一步优化调整,产业链发展协同度进一步提升,产业生态进一步拓展,国际合作进一步加强,交通领域将有新的突破,区域产业发展差距将进一步拉大。最后,提出如下建议：坚持以有为政策为发展导向,保障产业健康有序发展;坚持以市场驱动为核心动力,打造拥有市场竞争力的商业模式;坚持以创新驱动为高效引导,强化技术的产学研一体化研发与孵化;坚持以行为驱动为关键补充,发挥氢能的碳资源和碳交易潜力;坚持以内培外聘为重要抓手,提升企业氢能人才队伍水平。

全面推进乡村振兴视域下,基层党组织是推动乡村振兴的战斗堡垒和重要力量,加强油气企业基层党组织建设具有积极作用。在深入分析油气企业基层党组织在乡村振兴中的重要性基础上,提出了油气企业基层党组织助推乡村振兴的路径,并以中国石油天然气股份有限公司西南油气田公司（以下简称西南油气田）对口支援重庆市开州区为例,进行了典型实践分析。研究结果表明：① 油气企业基层党组织在乡村振兴中的重要性,体现在其是引领乡村振兴发展的核心力量、是推动乡村振兴的组织保障和落实实施的主体、是油气企业培养干部的重要阵地、能够有效推动农村土地制度改革、能够高效组织开展农村精准扶贫工作、能够为加强乡村文化建设服务。② 油气企业基层党组织助推乡村振兴的路径包括加强油气企业基层党组织建设、加强油气企业基层党员队伍建设、发挥油气企业基层党组织在村级治理中的作用、发挥油气企业基层党组织在农民工创业就业中的作用、发挥油气企业基层党组织在农村生态文明建设中的作用。③ 以西南油气田对口支援重庆市开州区为例的典型实践做法包括： 深入贯彻习近平总书记关于乡村振兴重要论述,奋力开创乡村振兴新局面;整合资源、突出优势,助力地方特色经济可持续发展;强化保障、同频共振,持续提升乡村振兴工作质量。

井喷失控是石油天然气工业领域性质严重、损失巨大的灾难性事故,尤其是“三高井”井喷失控着火后,井口火势大、热辐射高、流体冲击强,对抢险技术、装备及作业安全的要求极高,导致处置过程极其复杂、周期极其漫长。为了充分认识“三高井”井喷失控着火后的处置难点,以井喷失控着火应急救援技术与装备为研究对象,分析了技术发展历程、技术现状、发展方向,创新研究形成了从险情侦察、冷却掩护、清障切割到井口重置的全系列陆上井喷应急救援特色技术。研究结果表明：① 我国井喷失控着火应急救援技术目前已完成由早期缺少专业技术与装备向近井口高危区域无人化迭代升级;② 形成的险情侦察技术、冷却掩护技术、清障切割技术、井口重置技术能够满足105 MPa、1 000 × 10⁴ m³／d的高压高产井失控抢险需要;③ 运用相关研究成果成功处置了国内外多起井喷失控、着火及井口刺漏等井控险情,技术能力达到国际先进水平。结论认为：虽然国内陆上油气井井喷失控着火应急救援技术水平已得到大幅度提升,但未来仍需要在可视化、智能化、信息化方面持续攻关,推动技术与装备迈上新台阶。

页岩气与常规天然气在成藏特点、开发方式、开发工艺和开发技术方面存在显著差异,使得页岩气与常规气开发项目后评价的评价内容存在较大区别,为后评价指标体系的构建带来了新的挑战。为了规范化、科学化地评价页岩气开发项目,针对页岩气开发项目特点及后评价内容独特性,开展了页岩气开发项目后评价研究。研究结果表明：① 页岩气开发项目评价工作应在项目实施完成后启动,页岩气井生产规律基本明确,资料齐全,开发生产指标可以与方案设计指标进行对比;② 页岩气开发项目后评价指标体系的构建应包括具备页岩气开发特点的气藏地质后评价、气藏工程后评价、钻井工程后评价、完井及改造工程后评价、采气工程后评价、地面工程后评价、项目经济评价、项目影响和持续性、项目决策及管理后评价等各内容的评价指标;③ 基于各项评价内容对应的指标,可以构建出一套科学、合理的页岩气开发项目综合后评价指标体系。结论认为,该项目研究成果有助于提高页岩气开发项目综合后评价工作的效率和质量,有利于页岩气开发项目的顺利实施。

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。

在“碳达峰、碳中和”背景下,碳资产开发是提升节能减排及新能源项目经济效益的重要手段,有利于油气田企业按期实现碳达峰以及新能源业务规模效益发展。为了加快油气田企业绿色低碳转型发展,助力实现“双碳”目标,对国内外碳资产开发体系进行了系统梳理,分析了油气田企业碳资产开发的重点方向,提出了碳资产的开发路径。研究结果表明：① 油气田企业碳资产开发重点方向主要集中于甲烷减排和回收利用、余热余压利用、可再生能源/新能源利用以及二氧化碳捕集利用和封存（CCUS）等类型项目;② 大型风光电等并网可再生能源类型项目可筹备申请国家CCER,不上网的小型分布式光伏、地热源利用等可再生能源类型项目,以及余热余压等自用项目,伴生气回收、逸散甲烷回收等油气田自身减排类型项目可以同步考虑UER项目和VCS项目;③ 油气田伴生气回收利用类项目,目前只有针对油田的减排方法学,气矿类项目需要做适当优化,余压余热利用、可再生能源和新能源利用的减排机制及方法学已经非常成熟,CCUS建议联合第三方开发新的方法学;④ 建议油气田企业提前摸底企业碳资产可开发资源,建立专业的碳资产开发管理团队,因地制宜及时启动减排项目开发。

为了有效推进天然气发电与新能源发电的融合发展,通过分析天然气发电与新能源发电融合发展的可行性与必要性,对融合发展思路和发展模式进行探索研究,建立了天然气发电与新能源发电融合的商务模式和盈利模式,最后形成了天然气发电与新能源发电融合发展策略建议。研究结果表明：① 天然气发电与新能源发电融合发展商务模式必须要充分考虑融合各方在资金流、信息流、物流等各方面的优势能力和需求,突出各方专长,“三流”同享,共同促进天然气发电与新能源发电融合发展;② 天然气发电与新能源发电融合发展盈利模式要在“三流”同享的商务模式下,融合各方在充分考虑自身人、财、物等投入,成本结构,收入构成及目标利润完成情况下,推动实现价值共创、利益共生、利润共享;③ 深入剖析融合发展的外部环境,准确定位融合发展项目,共商确定融合发展商务模式和盈利模式是促进天然气发电与新能源发电有效融合发展的途径。

川渝地区既是国内主要的产气区,也是重要的用气区域。为了推进川渝地区天然气管输价格机制的改革,研究了川渝地区环形管网管输价格机制改革的问题和方案,分析了各种方案的优劣势以及可能面临的问题,有针对性地提出了相应的解决措施。研究结果表明：① 川渝地区环形管网管输价格机制改革思路,即用户端统一价格,全省管网统一作价;在管输端由上游企业统一向用户收取管输费,再向其他管输企业结算其应收的管输费;在上游企业和管输企业之间的结算层面,省内支线管道按照老线老办法、新线统一运价率。② 改革方案可能面临调配问题认定、各主体接受度、民生类高成本管线建设等问题,可以采取相应的措施,包括设定最低负荷率、维持原有用户优惠、保留老线运价率、认定民生类高成本管线等。针对下一步的改革及相关研究,提出两点建议： ① 深入分析川渝地区管输价格机制改革的影响,包括对用户、管输企业、上游企业、政府等各方的经济效益和社会效益,以及对天然气市场发展和产业链优化的作用; ② 建立川渝地区管输价格机制改革的评估体系,制定相应的指标和标准,定期评估改革的实施效果和问题,及时调整和完善改革方案和政策。

随着我国天然气管输机制改革,管输企业实现了从生产型企业向生产经营型企业转型。为帮助管输企业科学高效开展商品天然气运输路径规划,以管输效益为目标函数,管输路径和管输距离为研究对象,研究分析管输业务相关成本之间关系,建立管输效益计算模型,最后利用现场生产数据对建立的模型进行求解验证。研究表明：① 建立的管输效益计算模型科学有效,模型计算结果符合实际,可以为管输企业市场开发决策提供参考依据;② 管输企业的利润增长并非随着管输距离增加而持续增加,计算表明在输气量恒定时,管输距离小于5 000 km时,利润随着管输距离增加而快速增长,管输距离超过8 000 km时,管输利润增加放缓,运输距离超过15 000 km时管输利润将开始下滑;③ 管输企业在选择运输路径时,应基于管网生产工况和利润增长情况综合判断,以获得最佳管输效益;④ 未来我国中东部地区将是管输利润的核心增长区域,建议加大市场开发力度,优化新开口位置和数量,以提升管输效益。

为了实现“双碳”目标,我国将加快能源结构向清洁低碳转型。氢能具有“零碳排放”的优势,被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源。天然气是最为清洁的化石能源,在能源转型过程中将持续发挥重要桥梁作用和平衡作用。结合中国的发展现状,天然气产业与氢能产业协同发展是现在最理想的道路。为了推动能源革命和科学制定天然气产业与氢能产业协同发展的战略,以川渝地区为研究对象,分析了天然气产业与氢能产业协同发展的必要性,指出了其协同发展的机遇与挑战。研究结果表明：① 在“双碳”目标推动下,油气行业实现转型是必然之势;② 天然气产业与氢能产业有着密不可分的联系,在我国逐渐加大对氢能的利用过程中,天然气产业和氢能产业的协同发展势不可挡;③ 政策红利、资源禀赋、产业基础、区位优势为两产业融合提供助力;④ 氢能发展缺乏定位和体系、两产业链的纵向延伸和横向融合、基础设施建设是两产业融合亟待解决的难题。

随着“双碳”目标的推进,新能源逐渐代替传统化石能源已成必然趋势。为了推动传统能源与新能源融合发展,在分析总结2022年全国新能源和传统化石能源发展存在问题的基础上,提出了两者相辅相成、优势互补的措施建议。研究结果表明：① 可再生能源生产占比和消费占比快速提升,开发利用步伐加快,已成为我国能源增长的新动力,煤炭消费占比下降,但生产总量仍是能源主力军;② 新能源距离遥远、分布不均,且风电、光伏等新能源仍存在随机性和波动性,无法稳定供能,传统能源对外依存度过高,进口价格和进口量存在不确定性,无法自给自足,因此目前只有两者优势互补,才能真正确保国家能源供应安全;③ 为实现新能源与传统能源共荣共生,下步需着力深化以市场化为导向的能源体制机制改革,充分发挥市场在资源配置中的基础性作用,推动新能源与传统能之间协调发展。

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。

为了顺应能源变革与转型大势,促进油气行业高质量发展,结合油气企业资源基础和生产经营现状,分析了油气与新能源融合发展的战略意义,讨论了中国油气与新能源融合发展的模式与场景应用,研判了发展方向和实现路径。研究结果表明：① 油气与新能源融合发展对国家能源安全供应、“双碳”战略目标实现、新型能源体系构建以及油气产业发展均具有重要意义;② 需妥善处理好发展和减排、短期和中长期的关系,以“稳中求进、以进促稳”支撑油气产业绿色转型;③ 立足油气主业,布局新能源业务,形成生产用能清洁替代,促进“油、气、风、光、热、储、氢”多能综合利用;④ 遵循“油气优先、协同互促”的原则,按照“示范探索—规模推进—深度融合”三步走的路径方式,深入推进油气与新能源融合发展。在此基础上提出了保障融合发展的对策措施：① 加速“政策融合”,强化政策支持和规划引领;② 加速“技术融合”,深化技术研发与融合创新;③ 加速“智慧融合”,构建智慧能源管理新模式;④ 加速“跨界融合”,跨产业协同创效互促共进,为推动油气产业降碳、扩绿、增智蓄力注能。

LNG储气调峰项目能够有效地保障民商以及工业企业的用气,尤其在采暖期的用气高峰时段起到有效的调峰作用,具备较高的社会效益,但其建设运营时需投入大量的资金,具有一定的风险性。为了评估LNG储气调峰项目投资风险,基于利益相关者理论,结合LNG储气调峰项目的特点,从政策、经济、财务、市场、技术设备、工程建设及运营、不可抗力七个维度建立了风险指标体系。通过采用层次分析法与熵权法结合的组合权重法确定各指标权重,利用模糊综合评价法建立了风险评价模型,以雅安市某LNG储气调峰项目为例进行实证分析,最后根据评价结果针对性地提出风险控制措施。研究结果表明：① 构建LNG储气调峰项目投资决策风险指标体系时应遵循客观性原则、完整性原则、有效性原则及可度量性原则;② 雅安市某LNG项目投资风险等级属于中风险,其中政治风险、不可抗力风险属于低风险,财务风险属于较低风险,市场风险、技术设备风险、工程建设及运营风险属于中风险,经济风险属于较高风险;③ 评价结果与该储气调峰项目实际情况进行对比分析,验证了LNG储气调峰项目投资决策风险评价指标体系和评价模型的科学性、合理性和可操作性。

加快天然气产业发展,提高天然气在一次能源消费中的比重,是我国加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重要途径。我国正处于能源转型的重要时期,天然气产业未来发展面临的不确定因素也愈发增多。为了科学预测我国天然气的消费需求,以LEAP模型为基础,分析了基准情景、深度减排情景和低度减排情景等三种不同替代情境下我国天然气消费需求。研究结果表明：① 2020—2030年,在三种情景下我国天然气消费量均高速增长,2030年后增速有所放缓;② 从长期来看,我国天然气消费需求呈稳步上升趋势,在低度减排情景、基准情景和深度减排情景下,我国天然气消费需求将分别稳定在4 500 × 10⁸ m³、4 700 × 10⁸ m³和5 200 × 10⁸ m³的水平,并分别在2041年、2045年和2048年达到峰值;③ 三种情景下我国天然气消费需求结构基本稳定,从各行业消费量来看,制造业的天然气消费需求占比最高,约占总需求量的50%,其中,资源加工业、机械电子制造业、轻纺工业是制造业中对天然气需求最高的细分行业。

随着国内天然气消费需求量的持续增长和对外依存度的不断攀升,为了保障我国天然气长期安全稳定供应和国民经济持续稳定发展的需要,落实天然气储备能力建设是应对季节调峰等的重要措施势在必行。在总结和分析我国近海建设储气库的必要性和可行性的基础上,结合我国储气能力建设现状,对近海储气库工程的方案及其建设和运营模式进行了思考。研究结果表明：① 近海优质油气藏可以弥补陆上库容量的不足,重点研究海况条件及工程方案、建库及运营模式等因素,依靠中国几十年的海上工程技术和管理经验,海上作业是安全可靠的;② 近海储气库与码头LNG接收站可协同设计“全海式”和“陆海式”两种建库方案,以及规划近海油气田开发建设与建库相协同的一体化建库思路;③ 通过“整体规划、分步实施”可降低建库成本;通过优化运营模式,可将大型气藏型储气库作为天然气经营的平台,与油气田生产、LNG进口、陆上管道气互联互通实现“多源协同、联调联供”;④ 全寿命周期动态管理气藏型储气库的“产注储销”,既可以带动周边边际油气田的开发,又可以提高油气田开发、储气库运营和天然气调峰保供的整体效益。

天然气具有低碳、清洁、高效等特征,已成为中国主体能源之一,其供需矛盾凸显,开展天然气供需预测预警研究对“双碳”目标的顺利实现具有重要意义。从供给、需求、市场、社会4个维度,选择储采比、自给率、储量指数、消费占比、消费强度、进口依存度、进口集中度、保障系数、碳强度及人均GDP等10个预警指标,构建中国天然气供需预测预警指标体系。利用GM（1,1）模型对各项预警指标进行预测,从客观和主观视角,分别采取熵值法和G1法确定指标权重,运用灰色关联分析法对中国天然气供需状态进行预警。研究结果表明：① 对中国天然气供需影响较大的4个因子依次为储采比、自给率、储量指数、进口集中度,中国天然气供需安全度呈稳步上升趋势;② 在“十四五”期间,中国天然气供需状况处于临界安全状态,达到Ⅲ级;“十五五”期间由临界安全状态过渡到安全状态,最终达到Ⅳ级。结论认为：持续推进油气增储上产行动计划、构建天然气多元进口体系、加快天然气储气机制建设、加快新能源开发利用等是保障中国天然气供给安全的有效措施。

氦气作为关系国家安全和高新技术产业发展的战略性稀有气体资源,在科学研究、医学、航空和其他高科技行业均有着不可替代的作用。近年来中国氦气供应持续紧张,为了进一步降低氦气对外依存度,缓解国内氦气供应的严峻形势,防止将来氦气供应受制于人,通过广泛文献调研和数据整理分析,对国际上主要产氦国氦气勘探开发成果、提氦产能建设与供需形势进行了总结和梳理,综述了国外氦气资源分布、产量、市场发展现状和存在的问题,深入剖析了中国氦气产业发展现状和面临的问题与挑战。研究结果表明：① 中国氦气对外依存度极高,供应长期依赖进口,绝大部分进口资源掌握在美国、卡塔尔、澳大利亚等外商企业手中,在市场供应上上述国家占据绝对优势地位;② 中国氦气资源安全形势严峻,建议油公司高度重视氦气资源潜力评价和开发可行性研究,把氦气作为现有油气资产的重要补充,加强国内外富氦天然气藏勘探和开发力度,氦气产业将具有广阔的发展前景;③ 构建多元化氦气供应体系,缓解国内氦气供应的紧张局面,有效应对氦气市场变化,防止被恶意限制供应。

国内外页岩气开采主要是采用水力压裂技术,由于水力压裂技术存在水资源消耗大、储层伤害严重、水环境污染等问题,近年来无水或者少水压裂技术因其能有效避免页岩水锁效应、降低储层伤害越来越受到关注。为了减少非常规储层改造过程中水资源的消耗、降低环境风险,对页岩气无水压裂技术进行了系统调研,通过采用调查、对比分析以及实例论证等方法,对水力压裂、超临界CO₂等无水压裂、泡沫压裂技术实施特征以及优势与劣势进行了总结和分析,并对未来压裂技术的发展方向进行了探讨与展望。研究结果表明：① 目前无水压裂技术主要包括液态CO₂压裂技术,超临界CO₂压裂技术,液态N₂压裂技术,液化石油气（LPG）压裂技术以及泡沫压裂技术。这些技术具有与储层流体配伍性好、造缝能力强、增产效果好等特点;② 泡沫压裂液具有良好的支撑剂承载能力和支撑剂输送能力,从而可使支撑剂更有效地遍布整个裂隙网络;③ 在我国“碳达峰碳中和”战略背景下,CO₂压裂技术可实现CO₂的资源化利用和地质封存,可在进行压裂技术选择的时候对其CO₂减排效应进行综合考虑。

数值模拟技术是目前剩余气定量表征、气藏调整方案优化和产量预测的主要手段之一。然而,致密砂岩气藏复杂的储层地质条件和渗流特征,使得在采用常规数值模拟技术时难以准确描述剩余气的分布规律。为了实现对致密砂岩储层剩余气的精细定量表征,以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2 段气藏为研究对象,分析了不同渗流特征因素对产量的影响,同时基于致密砂岩气藏渗流理论,结合气藏工程和室内实验分析研究,建立了启动压力梯度、水锁伤害、应力敏感等在数值模拟中的等效表征方法。研究结果表明：① 随着该区气藏开发的进行,地层压力降低和外来液气的侵入,岩石储层产生的应力敏感效应和水锁伤害会降低储层的有效渗透率,严重影响气井产能;② 随着地层水和外来液体的侵入,气井在生产中会出现储层水锁伤害,利用相渗水平端点标定实现束缚水变可动水模拟,垂直端点标定实现生产初期水锁气相渗流伤害模拟,进一步在模型Schedule模块中通过对不同阶段相渗曲线调用,解决了气井中后期压力拟合偏差大的问题;③ 在数值模拟中考虑了启动压力梯度等因素的等效表征后,模型历史拟合符合率由之前的45%提高至85%,计算结果更加符合矿场的实际情况。结论认为,该研究成果完善了致密砂岩气藏渗流理论和数值模拟方法,对同类型油气藏的高效开发具有理论指导和实践意义。

随着“双碳”目标提出,可再生资源、天然气等低碳能源的发展将成为未来能源发展的主流。川渝地区拥有资源禀赋优势,在天然气行业具有巨大的发展潜力和空间。为了推进川渝地区天然气的快速发展,对天然气行业发展现状进行调研,分析影响天然气行业的各种因素,有针对性地提出了下步发展建议。研究结果表明：川渝地区天然气行业影响因素主要有天然气市场供需影响、经济发展态势影响、能源产业规划布局影响以及国家及地方能源政策影响。立足川渝地区的资源状况和天然气市场结构,提出以下四项建议：① 积极推进天然气基础设施建设,包括完善川渝地区储气库等基础设施建设、完善天然气（页岩气）生产基地建设和打造天然气示范利用区;② 加快行业数字化转型与智能化发展创新;③ 主动适应天然气行业体制改革措施;④ 加快从传统能源向“油气氢电”综合能源转型发展,包括加快推进新能源产业融合发展、加大氢能产业布局和推动天然气发电利用“降碳增效”。

“碳达峰碳中和”（以下简称“双碳”）目标的提出,对我国天然气的发展提出了新的要求,在能源消费结构向可再生能源转变的过程中,天然气作为清洁低碳的化石能源将发挥重要的过渡作用,同时,对城市燃气、天然气发电、工业燃料和化工原料等天然气利用工程产生重要影响。为了促进我国天然气产业的健康发展、支撑“双碳”目标的实现,在分析国内天然气发展现状及国际资源供需情况的基础上,总结出我国天然气产业在新的形势下面将临着国内资源不足、国际资源获取难度增加、市场形成价格机制不健全、基础设施不完善等几个方面的挑战,并提出有利于我国天然气产业发展的建议。研究结果表明：① 重点关注能源供应安全。资源端关键推动国产气增储上产,深化上游的改革,鼓励非常规气田的开发,加强与国际资源国的合作,构建多元进口渠道,在消费端推动终端市场改革,提高天然气综合利用效率;② 继续深化天然气市场化改革,加强用户分类管理,发挥政府宏观管控作用,综合利用行政手段保证涉及国计民生的用户需求,发挥好市场的资源配置作用,对市场化程度高的用户需求,让供应商和用户承担主体责任,市场形成价格,构建动态平衡的供需关系;③ 统筹规划全国天然气基础设施,加快储气能力建设,统一建设、统一运营天然气管网和LNG接收站,规避地区间的局部资源和基础设施的不平衡,提高基础设施利用效率。

天然气作为一种低碳、清洁的优质化石能源,是实施低碳转型的最佳选择之一,其供应安全关乎国家能源安全。四川拥有多个大型天然气气田和丰富的非常规天然气资源,未来天然气需求量必将呈稳步增长态势。为了促进四川经济社会持续健康发展、科学制定天然气规划方案、保障四川能源安全,基于可获得、可支付、效率、研发四个维度,构建四川天然气供应安全评价指标体系,运用集对分析方法构建四川天然气供应安全评价模型,并对四川天然气供应安全的等级进行确定。研究结果表明：① 四川天然气供应安全评价等级2017年为Ⅲ级,2018年升至Ⅱ级,2019-2021年上升为Ⅰ级;② 四川天然气供应安全指数的联系度由2017年的-0.2上升至2021年的0.219,呈稳步上升趋势。研究结论认为：四川天然气供应安全水平将逐步提高,建设多元化供应体系、完善天然气价格机制、建立多层次储气调峰体系等措施是提高四川天然气供应安全水平的有效措施。