石油科技论坛

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石道涵, 滕卫卫, 樊玉新, 薛兴昌, 马明伟, 周勇, 杜宸, 邱野

2025, 44(4): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.001

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在“双碳”战略与能源保供双重目标驱动下，我国油气行业面临绿色低碳转型的紧迫需求。作为高耗能、高排放的能源生产主体，油气行业亟须破解“增产提效”与“减排降碳”的结构性矛盾。以新疆油田为研究对象，系统剖析油气生产绿色转型过程中稳定用能与新能源波动、供热成本与替代技术经济性、新能源消纳与电网调峰、负荷特性与储能性能、协同优化与调控能力五大“不匹配”核心挑战。为此，新疆油田创新构建“源网荷储智”智慧能源生态新范式，通过电源近稳化、电网协同化、负荷柔性化、储能多元化、调控智慧化“五化”路径破解瓶颈。实践表明，新范式有效解决了油气与新能源适配性瓶颈，提升了系统新能源渗透率与运行韧性，为油田实现低碳转型、保障国家能源安全与推进“双碳”目标协同发展提供了可复制的技术路径与实践范式。

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关于油气产业与新能源产业融合发展的认识与思考

朱兴珊,沈学思

2025, 44(4): 14-25. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.002

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在“双碳”目标和新型能源体系建设背景下，油气产业正处于深度转型的关键阶段。以能源转型的多维平衡关系为切入点，剖析油气在中国能源体系中的战略定位，回顾总结国际石油公司转型路径的演进特征及中国石油公司低碳转型的实践进展，提出以融合发展为核心，构建协同新能源的现代油气产业体系，通过技术融合、资源整合与产业重构，实现从传统油气企业向综合能源服务商和新型能源化工产品供应商的转型升级。油气产业与新能源产业的深度融合，不仅是油气行业实现绿色转型的必由之路，更是规划建设清洁低碳、安全高效新型能源体系的战略支点。面向未来，石油公司应强化科技创新、完善治理体系、打造示范工程，推进高质量融合发展，在支撑国家新型能源体系建设与“双碳”目标实现中发挥关键作用，同时完成自身的低碳转型，实现可持续发展。

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西南油气田绿色低碳发展路径探索与实践

文绍牧,班久庆,陈世明,罗瑜,张杰,胡俊坤,曹辉祥,黄晨直

2025, 44(4): 26-33. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.003

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四川盆地天然气资源丰富，总储量超过40×1012m3。根据国家战略部署，“十五五”末期将建成川渝地区天然气千亿立方米产能基地。分析天然气与新能源融合发展需求，梳理西南油气田太阳能、风能、地热、余压发电、伴生资源等各类新型能源的资源禀赋，总结天然气与新能源融合形式、技术特征、设备水平及发展现状；探索“节能瘦身、清洁替代与供能、伴生资源综合利用、CCUS/CCS、地下空间利用”等融合发展新路径和具体场景，开创了在油气快速增储上产的同时绿色低碳发展成效显著的新局面。讨论了天然气余压发电规模化发展中面临的能源供应稳定性不足、项目投资成本高、基础设施建设不完善、主要装备技术不成熟等问题，建议川渝地区要聚焦资源禀赋与产业痛点，分层次分阶段推进核心技术攻关，以制度构建和机制创新释放能源转型活力，持续融入人工智能化发展。

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天然气与新能源高质量融合发展路径研究——以甘肃省能源发展为例

田晓龙,张新岩,陈柏妍,池立勋,杜进晶

2025, 44(4): 34-41. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.004

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能源安全事关经济社会发展全局，近年来全球能源格局深刻变革，我国在“双碳”目标引领下，能源结构加速向清洁低碳转型，天然气成为重要过渡能源，全国范围内新能源与天然气融合发展实践已展开。文章立足甘肃能源发展现状，聚焦天然气与新能源融合发展，梳理了国家与甘肃省相关政策，分析了甘肃省拥有的资源禀赋优越、区位优势明显、产业基础稳固等优势，以及天然气供需矛盾、调峰能力不足、经济制约、政策和规划支持不够等问题。提出推动甘肃省天然气和新能源融合高质量发展的建议：一是试点构建多能协同的能源体系，通过探索新能源与气电联营、源网荷储一体化等模式，增强新能源电力系统的顶峰和灵活调节能力；二是大力发展可再生能源发电制氢项目，提升新能源就地消纳和能源保供能力；三是加快城市燃气掺氢安全技术攻关与示范应用，稳步推进运营实践，形成“可再生能源制氢+天然气终端利用产业链”；四是强化“天然气+新能源”产业扶持，完善价格机制，优化政策引导，促进天然气与新能源融合共进。

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勘探程度定量研究新方法——以中国近海盆地为例

仝志刚,郝建荣,徐建永,郭继刚,王柯,蓝倩,尹梦莎

2025, 44(4): 42-49. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.005

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勘探程度是油气发展规划和勘探工作部署的重要依据。文章梳理了油气勘探程度研究方法的长期发展变化及存在问题，指出勘探程度分析应着重考虑勘探工作量，强调对不同盆地或区块勘探程度的相对比较，再结合地质认识程度、资源探明程度、储量发现情况等因素，指导未来勘探规划和勘探部署。提出了通过对地震和探井工作量标准化处理的勘探程度定量研究新方法，该方法采用二维地震测线长度、三维地震多次覆盖面积、三维地震最大覆盖面积、探井数、进尺数5 项参数，综合构建勘探程度指数（0～1），定量判定不同盆地或构造单元的勘探程度，使用方便且更符合勘探实际。以中国近海盆地为例研究表明，勘探程度最高的是渤海海域，其次是北部湾盆地、琼东南盆地和珠江口盆地，东海盆地、莺歌海盆地和南黄海盆地的勘探程度最低；二级构造单元中勘探程度最高的是渤海海域石臼坨凸起。

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油气企业高价值专利评价体系的建立与应用

向问陶,高云峰,魏亚蒙,金伶俐,陶杰

2025, 44(4): 50-57. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.006

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高价值专利是海量专利的核心部分，也是企业科技创新的最重要成果，对企业的生存与发展具有重要意义。中国海油在企业知识产权管理工作中高度重视高价值专利评价与培育，采用定性与定量相结合的指标体系，合理设置各指标权重，构建了高价值专利评价体系，并和技术创新与管理全过程深度融合。研发前期专利导航实现精准指路，明确高价值专利培育方向；研发过程中进行知识产权全流程协同支持，支撑高价值专利创造；系统开展重大项目专利挖掘与布局，培育高价值专利组合；试点实施专利申请预评估，确保高价值专利撰写质量；着重加强专利维护管理，实现高价值专利动态管理，加大培育保障力度；采用多种方式推进专利转化运用，加快知识产权价值实现。通过高价值专利评价体系的探索应用，在“深海一号”能源站、“璇玑”系统、超大容积储罐等重大成果的专利培育中取得显著成效，有效提高了专利管理工作的能力与水平，为中国海油科技创新突破提供了坚实支撑。

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企业引进技术的评估体系建立与应用探索

焦姣,吴德彬,江如意,刘炜辰,王小天,张华珍

2025, 44(4): 58-64. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.007

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技术引进是企业获取技术的一种重要方式，建立企业技术评估体系，是企业实现技术发展的重要战略选择。研究技术引进概念，系统梳理企业技术引进的多重动因，包括解决生产经营瓶颈、弥补技术短板、促进产业升级及支撑战略目标实现等，深入剖析技术引进选择与评估过程中需重点关注的政策、技术、经济、战略方面问题及其关键性，从政策合规性、技术自身特性、经济效益性、战略适配性4个维度，以及政策合规性、先进性、成熟性、适用性、效益性、竞争性、战略适配性7项指标，构建了技术引进评估体系，结合具体应用案例，为企业引进技术战略决策、规范化运作提供支持。

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行业标准制定的实践案例及应用效果

王鸣川

2025, 44(4): 65-70. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.008

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行业标准在规范从业单位的服务和产品质量、促进行业技术进步方面起着至关重要的作用。以方法标准《油气藏三维定量地质模型建立技术规范》（SY/T 7378—2017）为例，阐述行业标准制定的背景及挑战，指出标准制定应遵循科学性、广泛性、实用性3大原则，流程一般包括策划申报、草案编写、意见征集与修改、改进提升、报批发布5 个阶段，提出标准文件的内容要求，以及标准执行中需做好宣贯和技术支持，确保标准应用有效落地。结果表明，采用所述方法建立的行业标准，对国内外油田地质建模工作具有较好的规范性和较强的指导作用，应用3 年来新增经济效益17亿元，对行业标准的制定具有借鉴意义。

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大庆油田绿电与采油工程融合利用现状及展望

蔡萌,陈思涵,王力,杨志刚,王羕

2025, 44(4): 71-78. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.009

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随着全球能源结构的转型以及中国提出的“双碳”目标，石油行业迎来了绿色低碳转型的新要求。研究分析了大庆油田在新能源建设、技术挑战、变工况运行技术及分布式供能体系构建等方面的发展现状，新能源装机和产能当量实现显著增长，但仍面临新能源发电不稳定性、高成本的储能技术等技术与经济挑战。大庆油田持续加强技术创新和系统优化，通过实施机采井绿电融合技术、电加热清防蜡与绿电融合技术、变工况注水与绿电融合技术，构建与系统再造配套的分布式供能体系，有效提升了新能源消纳能力，应对了新能源接入带来的电网问题，实现了绿电的高效利用和油田生产系统的稳定运行，为绿电与油田生产之间的深度融合提供了支撑。

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长庆气田开发工程技术创新与实践

刘毅,冯朋鑫,常永峰,王宪文,白晓弘,李旭日,段志锋,肖元相

2025, 44(4): 79-88. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.010

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长庆油田天然气主要以致密气为主（占比82%），2024年油气当量超6600×104t，天然气产量占比超60%。长庆气田自1998 年规模开发以来，不断深化致密气地质认识，在水平井开发、钻井提速、体积压裂等工程技术方面持续突破技术瓶颈，关键工艺不断迭代升级，推动了天然气的快速开发。钻井工程方面，形成了以“小井场大井丛工厂化、三维水平井优快钻井、小井眼一体化钻完井”为主的致密气钻完井技术；储层改造方面，形成了直井多层、水平井多段、低伤害压裂液、工厂化作业四大技术系列10多项主体技术；采气工艺方面，针对长庆气田致密气井自然携液期短、措施生产时间长的生产特征，攻关形成了以“井下节流—排水采气—储层挖潜”的全生命周期采气工艺技术体系；近年创新发展形成了连续管一体化完井、集约型柱塞、智能气井为核心的采气工艺技术升级版。工程技术的持续创新与发展，推动长庆气田天然气年产量突破500×108m3，建成了我国规模最大的天然气生产基地，引领了致密气效益开发工程技术创新模式。

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《巴黎协定》背景下国际自愿碳市场发展状况及启示

朱伟卿

2025, 44(4): 89-97. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.011

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全球气候治理体系正经历以《巴黎协定》为导向的深刻变革。《巴黎协定》第6 条市场机制为国际碳交易与合作提供了新的途径，包括国际转移减缓成果（6.2款）和联合国集中管理的碳交易机制（6.4款）。第6条在谈判与实施中面临细节设计的复杂性和利益平衡的挑战，特别是机制透明度、环境完整性及全球公平性方面的问题仍需进一步明确。全球一系列试点项目初步展示了这一机制的可行性和减排潜力，证明其在促进资金、技术流动及推动气候适应措施等方面发挥重要作用。目前，国际碳市场呈现机制多元化与区域协作深化特征，但环境完整性争议与技术性壁垒仍未完全破解。我国需加快制度衔接创新，通过试点经验、标准互认等手段积极参与全球碳定价体系重构。

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“双碳”背景下CCUS-EOR 项目经济效益研究与案例分析

杨俊丰,罗敏,罗俊成,付宁,杨露

2025, 44(4): 98-106. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302X.2025.04.012

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在国家“双碳”目标有利政策推动下，CO2捕集、利用与封存结合提高原油采收率技术（CCUS-EOR）优势显现。目前CO2捕集运输成本高，规划可研阶段的大部分CCUS-EOR项目难以满足经济可行条件。研究构建了技术经济现金流模型，运用现金流量法、有无对比法、项目不确定性分析等方法，结合项目运行实际数据，分析CCUS-EOR项目的成本构成、收益来源及其影响因素。在油田先导试验案例中，CCUS-EOR技术实现了原油产量显著增加，通过捕集和封存CO2降低了碳排放成本，借助碳交易机制还可获得额外收益。碳市场价格波动、政策支持力度及技术进步是影响项目经济效益的关键因素。为了进一步提高CCUS-EOR项目经济效益，建议要持续推动技术升级与成本优化，促进大规模集成化应用；建立动态评估机制，提升项目抗风险能力；完善政策体系与标准规范，激发企业推进项目积极性。

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