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三、2026 年国内油气上游发展展望
当前我国油气增储上产面临巨大挑战，老油田普遍处于特高含水、特高采出程度阶段，产量递减幅度大，需要更多新建产能弥补递减；新发现资源以深层超深层、深水和纳米级非常规油气为主，勘探开发难度大、成本高、周期长。
为落实增储上产长期要求，实现油气核心需求自主保障， 2026 年油气行业将深入贯彻落实能源安全新战略，凝心聚力、攻坚克难，组织实施新一轮油气勘探开发战略行动，持续加大勘探开发投入，确保“十五五”开好局、起好步，实现全年国内原油产量稳定在 2 亿吨以上、天然气产量持续提升。同时，以科技创新塑造新动能，深化人工智能与勘探开发融合、油气与新能源融合发展，加速 CCUS 规模化应用，为能源强国建设提供重要支撑。
（一）锚定重点盆地重点领域，持续推进稳油增气战略
油气勘探加强高效部署，实现规模增储。陆上，加强塔里木盆地塔西南、四川盆地致密油气、渤海湾盆地湖底扇等重点区域重点领域风险勘探力度，聚焦塔里木盆地塔北、准噶尔盆地中佳、鄂尔多斯盆地三边等近期重大勘探进展区，深化预探评价与勘探开发一体化，加快储量转化与规模增储。海域，实施近海原油 3 亿吨稳储工程，积极推进南海、渤海万亿立方米级大气区勘探，部署海上页岩油气等新型资源探索工程，系统评估资源潜力。
油气开发统筹老油气田稳产与新区效益建产，实现原油 2 亿吨高水平稳产与天然气持续上产。陆上油气开发夯实稳产基础，推进老油气田压舱石工程，有效控制老区递减，打造适应不同类型油气藏的提高采收率技术体系，扩大化学驱、二氧化碳驱等技术应用。加强新区重点产能项目规模效益建产，陆上抓好玛湖、巴彦、靖边、天府等常规和致密油气田建设，推动庆城、古龙、吉木萨尔、新兴、新河、川南、綦江、红星等页岩油气田和鄂东大宁—吉县等深层煤层气田加快建产。海域持续加大产能建设规模，全力推动难动用储量开发，重点开展蓬莱 19—3 油田、惠州 25—8 油田及陵水17—2 气田等重点项目建设。
（二）加强技术创新与数智赋能，稳步提升新质生产力
聚焦重点领域，加强关键技术与装备研发。深化油气成藏理论认识，重点突破深层超深层地质理论与提高采收率新技术。接续实施深地科探工程，升级攻关智能化钻完井等关键技术与装备；完善致密油气、页岩油气与深层煤层气规模效益开发与采收率提升配套技术，开展多气种立体勘探开发技术攻关；持续推动水下采油系统等海洋油气工程技术与装备自主研发能力。强化数智赋能，推动人工智能与油气业务深度融合。深入落实《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，推进智能油气田规划，加快业务数字化全覆盖，持续推动油气领域人工智能软硬件迭代升级，深化大模型等在油气田推广应用，加速人工智能技术与油气勘探开发全链条场景的深度融合和规模化发展。
（三）强化顶层设计，推动油气与新能源融合发展
统筹谋划油气勘探开发与新能源融合发展。坚持因地制宜、高效利用原则，统筹盘活油区及周边风光、地热、余热等清洁能源资源，规模化推进多元新能源开发布局，打造零碳油区。围绕油气生产全链条用能结构优化，持续提升勘探开发电气化水平，夯实绿电就地消纳利用配套条件，系统推进传统用能清洁替代，有效降低生产环节碳排放。依托油气行业地下空间资源优势，统筹推进储气、储能、储碳一体化协同布局与综合利用，培育油气产业绿色新业态、新动能。抓好松辽、渤海湾、鄂尔多斯盆地现有 CCUS 项目建设，完善管网源汇匹配，进一步扩大项目规模，着力打造产业集群，持续拓宽油气产业绿色发展路径。