商品
店铺
中国石油工业上游取得了举世瞩目的成就：在资源困难条件下石油产量保持在年产量2亿吨水平；天然气产量快速增长，2022年天然气产量2200亿立方米，成为世界第四大产气国。中国石油工业上游未来的发展潜力在深层、深水和非常规油气的勘探开发，以及老油气田提高采收率和CCS/CCUS业务。中国科学院院士、石油地质与构造地质学家贾承造在接受石油商报记者采访时指出，未来石油工业的发展将更多地依靠深层、深水非常规油气地质理论和技术的创新、更先进的钻井压裂和海洋工程施工能力，以及更高效的组织管理能力。
01 未来风险勘探应主要集中在陆地深层、深水以及非常规油气
问——石油商报：3月9日，塔里木油田以9396米钻井井深刷新亚洲陆上最深油气水平井纪录。超深和非常规油气藏的勘探开发对稳产成本的影响逐渐加大，您认为深层油气资源的勘探开发关键技术有哪些？主要风险领域和困难在哪里？
答——贾承造：中国油气勘探开发已全面进入陆上深层、深水、非常规领域，三大领域油气资源拥有巨大发展潜力，但也是工程技术难度最大、地质赋存规律与开发生产规律科学认知程度最低、所需技术装备尚在发展、成本高企投资巨大的领域。因此，形成新一代适应深层深水非常规油气勘探开发的理论、技术、装备与施工作业队伍能力是实现油气高效低成本开发的关键。发展先进海洋与深水油气勘探开发技术与装备是未来一段时期要发展的关键技术。
深层—超深层油气勘探开发的工程技术攻关方向：万米钻井技术装备、6000～12000米深度高信噪比与分辨率地震技术装备、200 摄氏度和200兆帕工作环境下的全套测井仪器、深层超深层高温高压高地应力环境下的压裂技术装备。
超深层油气资源主要为天然气、轻质油与凝析油、非烃气资源如氢气等。随着我国勘探开发转向深层超深层，未来轻质油凝析油在原油产量中占比将持续上升，要加强对轻质油凝析油地质理论、勘探评价和开发生产技术的研发。加强深层超深层油气资源评价工作，加强湿气、凝析油气、轻质油资源评价工作。深层超深层储层致密，大量油气资源为非常规油气，要加强天然裂缝区的预测与勘探，要研发深层超深层致密储层人工压裂技术，加强碳酸盐岩深层超深层油气勘探。
就目前油气勘探发展形势来看，新区新领域突破难度会越来越大，风险也越来越高。未来，风险勘探应主要集中在3个领域。
陆地深层。当前，塔里木钻井目的层最深已经超过8000米，东部探区的井也在4000～5000米。与深水勘探相类似，深层勘探成本很高、难度很大，要求地质研究更加透彻，区域的目标评价更准，需要保证有一定的成功率。
深水。目前，国内的油公司在海外深水勘探主要以参股的方式参与，但这应该只是一个过渡，未来像中国石油这样的油公司还需要实现独立的深水勘探开发。深水钻井成本高，未来要加强地质理论研究，加强盆地地区的圈闭评价，尽量选准井位，降低成本。
非常规油气。非常规油气具有均质性强、面积大的特点，比如龙马溪组整个一层的性质都很接近。非常规开发需要压裂技术，未来应当向勘探开发一体化方向发展。非常规使得油气资源的总量增加了，但是导致全球油气资源的品质下降。非常规风险勘探要解决的问题与深水、陆地深层都不一样，不仅要解决有没有的问题，还要解答找到的资源能不能成为经济性资源、有没有开发价值的问题。未来，风险勘探的趋势是常规油气勘探找高产，非常规油气勘探找“甜点”。非常规油气风险勘探在找到“甜点”后，就要开始压裂，以后在风险勘探阶段就要考虑实施，开发工程人员都要纳入到非常规风险勘探队伍中，实现一体化发展。
02 老油田提高采收率、海洋油田增产和页岩油开发，继续推动中国原油稳产2亿吨以上
问——石油商报：中国天然气开发正经历勘探大发现和开发快速上产期，但未来必然面临长期稳产的压力，您认为应该如何提高技术创新能力，制定调整对策，提高老油田采收率技术？未来规模化增储上产的重点领域在哪里？
答——贾承造：油气藏提高采收率技术在中国油气开发中将发挥越来越重要和关键的作用。老油田提高采收率、海洋油田增产和页岩油开发，继续推动中国原油产量稳产2亿吨以上。中国的石油开发稳产上产十分困难，预期未来新投入开发资源仍以低渗透低品位为主，面临发展新的提高石油采收率技术和海洋石油开发技术装备的挑战。
大幅提高采收率技术助推高含水老油田长期稳产、低渗—致密油藏产量明显提升。加强高含水油田长期稳产，化学驱通过升级聚合物技术创新三元复合区配套技术、研究无碱二元驱体系等理论技术创新，进一步大幅度提高采收率，确保大庆、胜利、新疆等高 含水老油田产量稳定。加强低渗—致密油藏产量提升，鄂尔多斯、松辽外围、渤海湾、准噶尔盆地已建成低渗透油藏大型生产基地，产量从2018年的 4661万吨上升至2021年的5108万吨，仍具有进一步提采提产空间。
加大新项目投产及海上稠油提采技术攻关，推动海洋石油大幅增产。海域新项目能上尽上、能投尽投，2018年底至今，新投产油田21个，建成产能 1598万吨。近4年来，海洋石油产量增长接近1000万吨，增量占全国增量70%以上。提采技术助力了海上稠油高速高效开发，在57个稠油油田推广。平均高峰采油速度由1.3%提高到2.3%。采收率由24.5%提高到38.6%，提高了14%。
中国高含水油田提高采收率技术及开发水平已居国际领先水平，未来必须大幅提高低渗透与致密油页岩油的采收率，在非常规领域发现更多高气油比轻质油和凝析油资源，发展以气驱（二氧化碳、天然气等）为主提高致密储层石油采收率技术。预测未来，非常规天然气产量占比将超过50%。所以，必须提高气田开发水平，提高复杂气藏特别是致密气页岩气采收率，发展新的提高致密储层气藏采收率配套技术。致密气页岩气主要矛盾是由于其油气自封闭成藏作用机理，储量有效动用率低。因此，以加密簇数、立体开发、重复压裂为主的扩大波及体积、提高动用率，是主流技术路线。未来，天然气产量的大幅提升有赖于新的大气田的勘探发现。
此外，老油气田在中国油气产量中占有重要地位，新上产油气田以低渗—非常规为主，即将面临提高采收率的挑战，要发展油气开发理论，持续发展大幅度提高油气采收率技术。
03 油气企业要有定力做好传统业务，CCS/CCUS是能源转型中的重要发展方向
问——石油商报：随着国家推进“双碳”目标，石油工业同样肩负着能源转型的重任，各大油田相继启动新能源转型。传统能源和新能源加速融合，您对油气勘探开发与新能源融合发展有什么看法和建议？
答——贾承造：能源转型是大趋势，要科学转型。首先，方向要正确，要有科学地论证、预见规避风险的方向；其次，转型的步骤要科学，不能一蹴而就。再次，要清晰地认识到气候危害的严重程度以及紧迫度，这将决定转型的力度。此外，在转型发展过程中需要重视可能带来的对民生福祉的影响，兼顾社会公平公正问题。
中国石油工业肩负着保障国家能源安全和实现能源转型的重任。据IEA 2021年发布的《中国能源体系碳中和路线图》数据，预计到2060 年，中国一次能源消费总量为129艾焦（44.5亿吨标煤），其中化石能源占比20%，包括煤炭7.6亿吨、石油3.1亿吨、天然气2300亿立方米。据中国科学院丁仲礼团队预测，2060年中国石油消费总量为2.4亿吨、天然气1880亿立方米。据中国工程院能源学部预测，2060年中国一次能源消费总量为55亿吨标煤，其中化石能源占比为26.8%，包括煤炭5.5亿吨、原油2.8亿吨、天然气3470亿立方米。
无论是以上3种哪一机构的预测，化石能源在一次能源消费中的占比都呈下降趋势，但是油气的主体地位不会改变。尤其是在地缘政治深刻调整的大背景下，油气作为“压舱石”的作用不可撼动。
于中国而言，石油产量需要稳定在2亿吨。油气需求量的下降更有利于降低石油对外依存度，保障能源安全。能源转型不是单一的能源替代，油气企业要有定力，继续做好传统的油气业务。在碳中和目标下，中国的油气企业可以做好“六大系统工程”助推中国能源工业新发展。节能工程，强化意识、结构、技术和管理环节；去碳工程，做好减碳、用碳、替碳、埋碳和CCUS工作；创新工程，持续攻关颠覆性技术、氢能、储能及智能新技术；提效工程，将化石能源回归原料属性、提升能源系统效率、实现源网荷储一体化；应急工程，建立健全国家安全油气煤储备机制；支撑工程，完善碳市场、法律法规和金融财税支持。
CCS/CCUS是全球石油工业未来在能源转型中的重要发展方向。当前，埃克森美孚在美国怀俄明州拥有目前全球最大的CCS项目——拉巴奇工厂。同时，埃克森美孚正在建设未来全球最大的CCS项目——休斯顿CCS创新区。该项目规划2030 年二氧化碳捕集埋存量达到5000万吨/年，2040年达到1亿吨/年。
中国工程院在中国能源发展战略中提出，形成年埋存二氧化碳10亿吨级的能力。中国石油启动松辽盆地300万吨 CCUS重大示范工程，在大庆油田、吉林油田、长庆油田、新疆油田开展“4个工业化推广”，在辽河油田 、冀东油田、大港油田、华北油田、吐哈油田、南方勘探开展“6个先导试验”。中国石化携手壳牌、中国宝武钢铁集团和巴斯夫，协议在华东启动我国首个开放式千万吨级CCUS项目。中国海油与埃克森美孚、壳牌和广东省在广州惠州大亚湾石化产业园区开展大规模CCS工程。
2060年碳中和愿景下，中国每年CCS/CCUS碳封存量为5亿～26亿吨，成为石油工业未来重要挑战。油气田封存可提高石油采收率，采收率可增加10%～20%，循环利用，最终封存于废弃油气层。煤层封存提高煤层气采收率，吸附于煤中；咸水层封层，封存的机制有水动力、溶解和矿化封存；玄武岩与超基性岩封存，封存时间长；深海封存，3000米以下水深封层较好。