中国石油经营方面有何表现？

公司非常规天然气资源丰富。

公司是中国油气行业占主导地位的最大的油气生产和销售商，主要业务包括：原油及天然气的勘探、开发、输送、生产和销售及新能源业务；原油及石油产品的炼制，基本及衍生化工产品、其他化工产品的生产和销售及新材料业务；炼油产品和非油品的销售以及贸易业务；天然气的输送及销售。公司勘探与开采业务为公司重要经营板块，2023 年公司原油产量 937.1 百万桶，可销售天然气193.4十亿立方英尺，油气当量产量 195.7 百万桶。2023 年勘探与开采业务营收8708.5亿元占总营收的 28.92%；毛利 3145.18 亿元，占总毛利的44.38%。

公司天然气产量在国内具有龙头地位。公司努力保障资源供应，天然气产量维持较快增长，且天然气产量占油气当量的比例持续提升。2023 年公司天然气产量达1397 亿立方米，较 2022 年增长 5.51%。公司天然气产量占国内天然气总产量的60.81%，是国内天然气生产的绝对龙头。

公司非常规天然气资源丰富。公司矿权区页岩气、致密气及煤层气资源量分别为46.7 万亿立方米、19.96 万亿立方米、13.4 万亿立方米。经过续探索攻关，公司在鄂尔多斯、四川、松辽、准噶尔、渤海湾、三塘湖、柴达木等盆地非常规油气获得突破。截至 2020 年底，公司累计探明页岩气地质储量1.1 万亿立方米、致密气地质储量 2.7 万亿立方米、煤层气地质储量 0.7 万亿立方米。

“十三五”期间，公司非常规天然气储量及产能快速增长。“十三五”期间，以非常规油气为代表的低品位资源逐渐成为公司勘探开发的主体，非常规天然气占新增油气探明储量的 90%以上。截至 2020 年底，页岩气、致密气及煤层气产能建设分别达 243 亿立方米、481 亿立方米和 18.2 亿立方米。公司非常规油气开发不仅伴随着“量”的增加，更是实现了“质”的提升。四川盆地古生界志留系—奥陶系页岩气采用“控压配产”理念，平均单井最终可采储量（EUR）由0.9亿立方米提升至 1.2 亿立方米。

“十四五”期间公司非常规天然气预期由 30%增长至50%。“十四五”期间公司天然气增量部分主要来自非常规资源，预计非常规天然气产量比“十三五”末增长 3 倍，增长量远超天然气总增量。“十四五”期间页岩气预计在川南中-深层3500-4000m 探明或基本探明储量 4 万亿立方米，新建产能350 亿立方米，完钻水平井 2000 余口，2025 年产量达到 270-300 亿立方米，建成长宁、威远、昭通等页岩气开发国家级示范区；致密气在鄂尔多斯等区新增探明储量1.4 万亿立方米，新建产能 655 亿立方米，钻井近 7000 口，2025 年产量达到400-450 亿立方米，建设苏里格、神木、庆阳、宜川-黄龙等重点产区。煤层气新增探明储量1100亿立方米，新建产能 21 亿立方米，钻井近 2000 口，2025 年产量达到30 亿立方米。

长庆油田是公司生产致密气的主力单位。长庆油田已陆续开发靖边、榆林、苏里格、青石峁等 14 个气田，气田属于“低渗、低压、低丰度”气藏。截至2022年底，长庆油田已投产气井 2.5 万余口，年天然气产量突破500 亿立方米（致密气产量 385 亿立方米），长庆油田近年来在“钻井小井眼、压裂提产改造、一体化完井、智能气井、老井挖潜、新区新层系”等气田采气工艺方面技术攻关及开发实践取得的进步及新进展，为长庆气区的稳产及长远发展提供了较好的技术保障。按照长庆油田中长期远景规划，天然气产量将持续快速上产。苏里格气田就是长庆油田最具代表性的“三低”气田。技术方面：自2006年开发以来，苏里格气田逐步形成了适用于苏里格致密气田开发的12 项特色技术，解决了低渗、低压、低丰度的“三低”致密气藏有效开发难题。针对苏里格气田致密气藏气井地层能量弱、开发递减速度快的难题，科研人员将致密气井全生命周期划分成投产初期段、连续生产段、措施连续生产段、间歇生产段以及废弃5个阶段，形成了致密气全生命周期技术。积累了开发经验和技术方案。近10年，长庆致密气采收率从 20%提高到 35%，高效建成国内首个30 亿立方米致密气水平井整体开发示范区；管理方面：按照中国石油“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的重大决策，长庆油田将苏里格气田已探明的区域分成若干区块，在中国石油内部招标引入 5 个合作单位共同开发，分3 期完成20 个区块的合作开发，创新形成“5+1”模式。这一合作开发模式把合作纳入市场机制，打破了集团公司下属分公司划区经营的体制制约，使优质资源得到最大限度整合。预计苏里格气田预期能够以 300 亿立方米/年的规模实现长期稳产。

神木气田是长庆油田向首都北京供气的主力气源地之一，也是长庆油田主要上产区。这个气田属于鄂尔多斯盆地典型的“三低”气藏，经过多专业多领域联合攻关，精细刻画多层系气藏构造、地层、物性及有效储层展布规律，该气田探索形成以“立体式、大井丛、水平井、气煤同采”为主的地质开发技术，有效突破了多层系致密气藏效益开发的难题，单井丛辖井数 5.9 口，建成年产能规模18.2亿方的“气煤互让同采”创新示范区和米 7-24 水平井立体开发示范区，助推气田整体开发方式由“追求单井效果”向“追求气藏效果”转变，提质增效成果显著。2022 年神木气田具备了年产 50 亿方的产能。

公司在页岩气储量产量位于全国第一。2020 年至 2022 年公司新增天然气产量的30%为页岩气，页岩气已经成为公司油气增储上产的重要力量。储量方面，公司在中深层和深层形成两个万亿立方米页岩气大气区，为页岩气从非常规迈入常规化开发提供了先决条件。生产方面，2010 年中国第一口页岩气井-威201 井由公司开发，并获得页岩气测试产量，助推页岩气在 2011 年被正式批准为我国第172个独立矿种。公司实现了川南地区五峰组—龙马溪组海相页岩气的有效开发。2014 年，中国石油启动了川南地区 26 亿立方米/年页岩气产能建设，2015 年实现页岩气产量 13 亿立方米。“十三五”期间，中国石油加快页岩气开发步伐，以长宁、威远和昭通埋深 3500m 以浅页岩气资源为主实施产能建设工作，截至2019年底，累计探明页岩气地质储 1061 亿立方米，2019 年生产页岩气80.3 亿立方米，2022年公司生产页岩气 140 亿立方米。

公司在页岩气理论技术、组织管理方面引领国内页岩气开发。公司已形成涵盖页岩油气地质评价、开发、工程的三大技术序列和以页岩油气平面甜点评价、地质体精细建模、地质工程一体化方案设计等为代表的十项关键技术，开发研制了系列自动化钻机、电驱压裂装备、连续管作业装备、旋转地质导向钻井系统等设备。在这些技术及装备支持下，公司页岩气勘探实现了飞跃。以井深方面为例，川渝页岩气井平均井深从 2018 年的 4841 米增长到 2021 年的5039 米。公司深入推进页岩油气高效勘探效益开发，加快从“技术可行”向“经济可行”转变，创新形成了以“项目全生命周期管理，一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数字化转型、绿色化发展”为内涵的“一全六化”管理模式，同时推进大井丛、平台化、工厂化作业模式和“一队多机”服务模式，助推页岩油气规模开发效益建产。 公司西南油气田公司为已建成千万吨级页岩气产区，正加快建设第二个百亿立方米级气田。2023 年，中石油西南油气田公司页岩气产量达到128.7 亿立方米，标志着公司建成千万吨级页岩气产区，西南油气田着力推动页岩气勘探开发“中深层长期稳产、深层加快建产、新层系战略增储”齐头并进，在中深层方面，西南油气田不断深化油公司模式，形成“三统一、全共享、创一流”“川南页岩气效益开发二十三条”管理新模式，发展完善川南 3500 米以浅页岩气勘探开发关键技术体系，高效建成国内首个“万亿储量百亿产量”页岩气田，夯实中深层稳产基础。在深层方面，西南油气田持续完善平台高产模式，聚焦深层钻井提速、压裂提产等方面，深化科技攻关，加大现场试验力度，着力推动技术迭代升级，“控复杂、提产量”先导试验取得良好成效，钻井提速、压裂和试油提产提效等工作稳步推进，为加快建设深层第二个百亿立方米气田提供了有力支撑。在新层系方面，西南油气田加快推动新层系页岩气勘探评价与开发先导试验，优选地质工程“双甜点”区，精细做好开发单元划分，形成有针对性的开发技术策略，有力保障页岩气勘探取得新突破。

公司煤层气业务主要由华北油田分公司和煤层气公司开展。华北油田公司：依托沁水盆地丰富的煤层气资源，立足高水平科技自立自强，连续多年进行技术创新攻关，建成了中国石油煤层气领域的第一个开采先导试验基地，创建了高煤阶煤层气疏导开发方式，新建水平井单井日产量大幅提高，高产井比例达到48%以上，产能到位率达到 95%以上。截至 2022 年 6 月，华北油田公司在山西沁水盆地的煤层气井口日产气量和日外输商品气量均突破 550 万立方米，年地面抽采能力超过20 亿立方米，力争 2025 年将年地面抽采能力提升至30 亿立方米。至此，华北油田将建成全国最大的煤层气田。煤层气公司：2021 年，煤层气公司的大-吉煤层气田提交 1122 亿方煤层气地质储量，成为国内首个煤层埋深大于2000 米、储量超过千亿方、高丰度的整装大型煤层气田。2022 年，黄河东开展扩边评价、黄河西实施滚动勘探，继续落实规模增储有利目标，随着深部（层）煤层气产能建设启动，煤层气产量将呈现大幅度增长。2023 年 10 月，煤层气公司吉平2H投产后日产气量达到最高 6.7 万方，6 万方以上已稳产一周。标志着鄂尔多斯盆地陆相沉积深层 5 号煤岩气勘探获得重大突破。据初步评估，鄂尔多斯盆地深层5号煤煤岩气资源量约 10 万亿方，勘探开发前景广阔。