中國石油經營方面有何表現？

公司非常規天然氣資源豐富。

公司是中國油氣行業占主導地位的最大的油氣生產和銷售商，主要業務包括：原油及天然氣的勘探、開發、輸送、生產和銷售及新能源業務；原油及石油產品的煉制，基本及衍生化工產品、其他化工產品的生產和銷售及新材料業務；煉油產品和非油品的銷售以及貿易業務；天然氣的輸送及銷售。公司勘探與開采業務為公司重要經營板塊，2023 年公司原油產量 937.1 百萬桶，可銷售天然氣193.4十億立方英尺，油氣當量產量 195.7 百萬桶。2023 年勘探與開采業務營收8708.5億元占總營收的 28.92%；毛利 3145.18 億元，占總毛利的44.38%。

公司天然氣產量在國內具有龍頭地位。公司努力保障資源供應，天然氣產量維持較快增長，且天然氣產量占油氣當量的比例持續提升。2023 年公司天然氣產量達1397 億立方米，較 2022 年增長 5.51%。公司天然氣產量占國內天然氣總產量的60.81%，是國內天然氣生產的絕對龍頭。

公司非常規天然氣資源豐富。公司礦權區頁巖氣、致密氣及煤層氣資源量分別為46.7 萬億立方米、19.96 萬億立方米、13.4 萬億立方米。經過續探索攻關，公司在鄂爾多斯、四川、松遼、準噶爾、渤海灣、三塘湖、柴達木等盆地非常規油氣獲得突破。截至 2020 年底，公司累計探明頁巖氣地質儲量1.1 萬億立方米、致密氣地質儲量 2.7 萬億立方米、煤層氣地質儲量 0.7 萬億立方米。

“十三五”期間，公司非常規天然氣儲量及產能快速增長。“十三五”期間，以非常規油氣為代表的低品位資源逐漸成為公司勘探開發的主體，非常規天然氣占新增油氣探明儲量的 90%以上。截至 2020 年底，頁巖氣、致密氣及煤層氣產能建設分別達 243 億立方米、481 億立方米和 18.2 億立方米。公司非常規油氣開發不僅伴隨著“量”的增加，更是實現了“質”的提升。四川盆地古生界志留系—奧陶系頁巖氣采用“控壓配產”理念，平均單井最終可采儲量（EUR）由0.9億立方米提升至 1.2 億立方米。

“十四五”期間公司非常規天然氣預期由 30%增長至50%。“十四五”期間公司天然氣增量部分主要來自非常規資源，預計非常規天然氣產量比“十三五”末增長 3 倍，增長量遠超天然氣總增量。“十四五”期間頁巖氣預計在川南中-深層3500-4000m 探明或基本探明儲量 4 萬億立方米，新建產能350 億立方米，完鉆水平井 2000 余口，2025 年產量達到 270-300 億立方米，建成長寧、威遠、昭通等頁巖氣開發國家級示范區；致密氣在鄂爾多斯等區新增探明儲量1.4 萬億立方米，新建產能 655 億立方米，鉆井近 7000 口，2025 年產量達到400-450 億立方米，建設蘇里格、神木、慶陽、宜川-黃龍等重點產區。煤層氣新增探明儲量1100億立方米，新建產能 21 億立方米，鉆井近 2000 口，2025 年產量達到30 億立方米。

長慶油田是公司生產致密氣的主力單位。長慶油田已陸續開發靖邊、榆林、蘇里格、青石峁等 14 個氣田，氣田屬于“低滲、低壓、低豐度”氣藏。截至2022年底，長慶油田已投產氣井 2.5 萬余口，年天然氣產量突破500 億立方米（致密氣產量 385 億立方米），長慶油田近年來在“鉆井小井眼、壓裂提產改造、一體化完井、智能氣井、老井挖潛、新區新層系”等氣田采氣工藝方面技術攻關及開發實踐取得的進步及新進展，為長慶氣區的穩產及長遠發展提供了較好的技術保障。按照長慶油田中長期遠景規劃，天然氣產量將持續快速上產。蘇里格氣田就是長慶油田最具代表性的“三低”氣田。技術方面：自2006年開發以來，蘇里格氣田逐步形成了適用于蘇里格致密氣田開發的12 項特色技術，解決了低滲、低壓、低豐度的“三低”致密氣藏有效開發難題。針對蘇里格氣田致密氣藏氣井地層能量弱、開發遞減速度快的難題，科研人員將致密氣井全生命周期劃分成投產初期段、連續生產段、措施連續生產段、間歇生產段以及廢棄5個階段，形成了致密氣全生命周期技術。積累了開發經驗和技術方案。近10年，長慶致密氣采收率從 20%提高到 35%，高效建成國內首個30 億立方米致密氣水平井整體開發示范區；管理方面：按照中國石油“引入市場競爭機制，加快蘇里格氣田開發步伐”的重大決策，長慶油田將蘇里格氣田已探明的區域分成若干區塊，在中國石油內部招標引入 5 個合作單位共同開發，分3 期完成20 個區塊的合作開發，創新形成“5+1”模式。這一合作開發模式把合作納入市場機制，打破了集團公司下屬分公司劃區經營的體制制約，使優質資源得到最大限度整合。預計蘇里格氣田預期能夠以 300 億立方米/年的規模實現長期穩產。

神木氣田是長慶油田向首都北京供氣的主力氣源地之一，也是長慶油田主要上產區。這個氣田屬于鄂爾多斯盆地典型的“三低”氣藏，經過多專業多領域聯合攻關，精細刻畫多層系氣藏構造、地層、物性及有效儲層展布規律，該氣田探索形成以“立體式、大井叢、水平井、氣煤同采”為主的地質開發技術，有效突破了多層系致密氣藏效益開發的難題，單井叢轄井數 5.9 口，建成年產能規模18.2億方的“氣煤互讓同采”創新示范區和米 7-24 水平井立體開發示范區，助推氣田整體開發方式由“追求單井效果”向“追求氣藏效果”轉變，提質增效成果顯著。2022 年神木氣田具備了年產 50 億方的產能。

公司在頁巖氣儲量產量位于全國第一。2020 年至 2022 年公司新增天然氣產量的30%為頁巖氣，頁巖氣已經成為公司油氣增儲上產的重要力量。儲量方面，公司在中深層和深層形成兩個萬億立方米頁巖氣大氣區，為頁巖氣從非常規邁入常規化開發提供了先決條件。生產方面，2010 年中國第一口頁巖氣井-威201 井由公司開發，并獲得頁巖氣測試產量，助推頁巖氣在 2011 年被正式批準為我國第172個獨立礦種。公司實現了川南地區五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣的有效開發。2014 年，中國石油啟動了川南地區 26 億立方米/年頁巖氣產能建設，2015 年實現頁巖氣產量 13 億立方米。“十三五”期間，中國石油加快頁巖氣開發步伐，以長寧、威遠和昭通埋深 3500m 以淺頁巖氣資源為主實施產能建設工作，截至2019年底，累計探明頁巖氣地質儲 1061 億立方米，2019 年生產頁巖氣80.3 億立方米，2022年公司生產頁巖氣 140 億立方米。

公司在頁巖氣理論技術、組織管理方面引領國內頁巖氣開發。公司已形成涵蓋頁巖油氣地質評價、開發、工程的三大技術序列和以頁巖油氣平面甜點評價、地質體精細建模、地質工程一體化方案設計等為代表的十項關鍵技術，開發研制了系列自動化鉆機、電驅壓裂裝備、連續管作業裝備、旋轉地質導向鉆井系統等設備。在這些技術及裝備支持下，公司頁巖氣勘探實現了飛躍。以井深方面為例，川渝頁巖氣井平均井深從 2018 年的 4841 米增長到 2021 年的5039 米。公司深入推進頁巖油氣高效勘探效益開發，加快從“技術可行”向“經濟可行”轉變，創新形成了以“項目全生命周期管理，一體化統籌、專業化協同、市場化運作、社會化支持、數字化轉型、綠色化發展”為內涵的“一全六化”管理模式，同時推進大井叢、平臺化、工廠化作業模式和“一隊多機”服務模式，助推頁巖油氣規模開發效益建產。 公司西南油氣田公司為已建成千萬噸級頁巖氣產區，正加快建設第二個百億立方米級氣田。2023 年，中石油西南油氣田公司頁巖氣產量達到128.7 億立方米，標志著公司建成千萬噸級頁巖氣產區，西南油氣田著力推動頁巖氣勘探開發“中深層長期穩產、深層加快建產、新層系戰略增儲”齊頭并進，在中深層方面，西南油氣田不斷深化油公司模式，形成“三統一、全共享、創一流”“川南頁巖氣效益開發二十三條”管理新模式，發展完善川南 3500 米以淺頁巖氣勘探開發關鍵技術體系，高效建成國內首個“萬億儲量百億產量”頁巖氣田，夯實中深層穩產基礎。在深層方面，西南油氣田持續完善平臺高產模式，聚焦深層鉆井提速、壓裂提產等方面，深化科技攻關，加大現場試驗力度，著力推動技術迭代升級，“控復雜、提產量”先導試驗取得良好成效，鉆井提速、壓裂和試油提產提效等工作穩步推進，為加快建設深層第二個百億立方米氣田提供了有力支撐。在新層系方面，西南油氣田加快推動新層系頁巖氣勘探評價與開發先導試驗，優選地質工程“雙甜點”區，精細做好開發單元劃分，形成有針對性的開發技術策略，有力保障頁巖氣勘探取得新突破。

公司煤層氣業務主要由華北油田分公司和煤層氣公司開展。華北油田公司：依托沁水盆地豐富的煤層氣資源，立足高水平科技自立自強，連續多年進行技術創新攻關，建成了中國石油煤層氣領域的第一個開采先導試驗基地，創建了高煤階煤層氣疏導開發方式，新建水平井單井日產量大幅提高，高產井比例達到48%以上，產能到位率達到 95%以上。截至 2022 年 6 月，華北油田公司在山西沁水盆地的煤層氣井口日產氣量和日外輸商品氣量均突破 550 萬立方米，年地面抽采能力超過20 億立方米，力爭 2025 年將年地面抽采能力提升至30 億立方米。至此，華北油田將建成全國最大的煤層氣田。煤層氣公司：2021 年，煤層氣公司的大-吉煤層氣田提交 1122 億方煤層氣地質儲量，成為國內首個煤層埋深大于2000 米、儲量超過千億方、高豐度的整裝大型煤層氣田。2022 年，黃河東開展擴邊評價、黃河西實施滾動勘探，繼續落實規模增儲有利目標，隨著深部（層）煤層氣產能建設啟動，煤層氣產量將呈現大幅度增長。2023 年 10 月，煤層氣公司吉平2H投產后日產氣量達到最高 6.7 萬方，6 萬方以上已穩產一周。標志著鄂爾多斯盆地陸相沉積深層 5 號煤巖氣勘探獲得重大突破。據初步評估，鄂爾多斯盆地深層5號煤煤巖氣資源量約 10 萬億方，勘探開發前景廣闊。