中国海洋油气行业2011—2020 年回顾

王 震

中国海洋石油集团有限公司 北京100013

2011 年以来， 中国海洋油气行业积极适应国内国际形势的新发展新要求， 坚定不移走高质量发展新道路， 更好地服务经济社会发展， 更好地服务美丽中国、 健康中国建设， 更好地推动建设清洁美丽世界。

2011 年以来， 海洋油气业年均实现增加值1 400亿元， 国内海洋油气产量先降后升， 2020 年原油产量5 164 万吨， 相比2013 年增长13.7%， 年均增幅2%。2020 年国内海洋天然气产量186 亿立方米， 相比2013 年增长55%， 年均增幅8%。 中国海洋石油集团（以下简称“中国海油”） 国内原油产量占国内海洋油气产量约90%， 天然气产量占比超90%， 是国内海洋油气产业当之无愧的主力军。

2011 年以来， 中国海油以能源报国为己任， 持续加大油气勘探开发力度， 建成海上大庆， 油气产量稳步增长， 持续满足人民日益增长的高品质能源需求，保障国家能源安全“主力军” 地位更加凸显， 能源安全保障能力进一步增强。 尤其是2018 年习近平总书记作出关于加大国内油气勘探开发力度， 保障我国能源安全的重要批示以来， 中国海油积极响应党中央号召， 加强规划和生产组织， 积极化解用海矛盾等问题， 研究出台国内油气增储上产“七年行动计划”。2019 年， 油气总产量1.03 亿吨油当量， 国内油气产量不仅扭转了2016 年以来的连续下滑局面， 而且原油增幅和增量均在石油石化企业中居于首位， 增量占全国原油增量的55%。 2020 年， 面对疫情和低油价双重挑战， 中国海油持续加大国内油气勘探开发和科技攻关力度， 实现国内海上原油增产240 万吨， 占国内原油增量的80%以上； 天然气增产26 亿立方米，国内海上油气产量突破6 500 万吨油气当量， 再创历史新高。 “十三五” 时期， 中国海油新增探明石油、天然气地质储量超过13 亿吨和5 000 亿立方米， 储量资源基础得到进一步夯实； 累计生产原油3.83 亿吨、天然气1 277 亿立方米， 其中国内累计生产原油2.2 亿吨、 天然气810 亿立方米， 油气产量迈上新台阶， 中国海油经过不懈努力， 以实际行动践行了“我为祖国献石油” 的使命与担当， 成为国内油气增储上产的主力军。

1 中国海洋油气行业10 年回顾

过去10 年， 国际油价经历两轮暴跌， 全球油气行业生产经营遭遇重大挫折。 在外部形势复杂多变、经营难度显著增加的背景下， 我国海洋油气生产经营依然取得了傲人的成绩： 油气产量逆势回升， 增储上产贡献显著； 海洋油气产业增加值在低油价下保持较高水平； 对外合作铺就深海油气开发大道。

1.1 原油产量逆势回升， 增储上产贡献显著

2015 年国际暴跌极大地冲击了我国海洋原油生产， 我国原油产量在2016—2018 年连续3 年下跌。为保证国家能源安全， 在“2019—2025 七年行动方案” 的指引下， 我国海洋油气行业克服低油价困境， 原油产量逆势增长。 2020 年国内原油产量约为1.95 亿吨， 同比增产约300 万吨。 其中我国海洋原油产量为5 164 万吨， 较上年增加248 万吨， 同比增长5.04%， 占全国原油产量增幅的80%以上。 海上油气生产已经成为我国重要的能源增长极。

“十三五” 期间， 中国天然气消费量年均增长超过250 亿立方米， 2019 年我国天然气消费规模突破3 000 亿立方米， 2020 年达3 262 亿立方米。 面对不断增长的国内天然气需求， 国内最重要的海上油气生产企业——中国海油大力推进大气田、 深水气田勘探开发， 海上天然气产量涨势明显。 截至2020 年底，我国海洋天然气产量为186 亿立方米， 较上年增加24亿立方米， 与2011 年相比增长接近50% （图1）。

图1 我国海洋油气产量

1.2 海洋油气产业增加值保持较高水平

受美国页岩革命、 新冠肺炎疫情的影响， 过去10年国际油价在2014 年、 2020 年两次暴跌， 海洋油气企业经营效益受到冲击。 为保障国家能源供应， 海洋油气企业大力推进降本增效措施、 加大增储上产力度。 2020 年我国海洋油气业实现增加值1 494 亿元，较上年减少47 亿元， 同比仅下降3.05%， 降幅远低于油价下跌幅度。

中国海油通过技术研发、 精益管理等措施压控成本， 积极应对低油价。 2020 年中国海油桶油主要成本进一步下降至26 美元， 桶油操作成本进入6 美元时代， 创10 年来新低。 由于我国海洋油气公司大力推进降本增效措施， 2018—2020 年低油价时期我国海洋油气产业增加值几乎与2011—2014 年高油价时期保持一致（见图2）。

图2 我国海洋油气产业增加值

1.3 对外合作铺就深海油气开发大道

我国的深海油气勘探起步于2004 年， 由于缺乏掌握深水关键技术的人员， 前期一直依靠对外合作。2009—2012 年中国海油与英国天然气集团（BG） 等石油公司进行了合作勘探， 共完成了5 口钻井工作。深海蕴藏丰富油气资源， 但是限于复杂条件、 认识不足、 技术落后等因素， 开采难度大。 中国海油坚持对外合作， 在对外合作中逐步引进了国外的技术， 消化、 吸收、 创新、 超过。 面对深海复杂的油气田， 特别是面对南海复杂的地质、 海况和油藏条件， 把国际上有经验有能力的大公司引进来共同合作开发， 在开发当中进行学习和共同研讨， 学习他们的管理和技术经验， 来快速提升我们自身的管理和技术水平。

过去10 年， 从荔湾3-1 到流花油田群， 再到陵水17-2 气田， 对外合作铺就深海油气开发大道， 帮助我国海上油气开发实现了从浅水到深水的伟大跨越。

荔湾3-1 气田， 是中国首个真正意义上的深水油气田[1]， 位于南海东部， 香港东南300 千米处， 平均水深1 500 米， 于2006 年6 月被发现， 探明储量为1 000 亿~1 500 亿立方米。 2009 年初启动开采项目，由中国海油与和哈斯基能源公司合作开发， 后者将持有49%的股份， 中国海油拥有该气田51%的权益。 气田自2014 年4 月24 日正式商业性投产， 揭开了我国深水天然气资源开发利用的序幕。

经过探索和积累， 荔湾3-1 气田在我国首次形成具有完全自主知识产权的深水油气田开发管理体系和工程技术体系， 为我国下一步挺进深海提供了可借鉴的范本。

流花油田群开发项目是我国首个自营深水油田群， 首次采用全水下开发模式， 大型FPSO 高端建造技术和综合能力实现新突破[2]。 投产后高峰年产量可达420 万立方米。 “流花16-2” 项目自主设计建造集成了我国最大作业水深的FPSO “海洋石油119”， 作业水深超过410 米， 每天可以处理原油2.1 万立方米、天然气54 万立方米， 相当于陆地占地30 万平方米的油气处理厂， 堪称“海上超级工厂”。

2014 年09 月15 日， 中国海油钻获陵水17-2 气田， 探明地质储量超千亿立方米， 气田距海南岛150千米， 其构造位于南海琼东南盆地深水区的陵水凹陷， 所在海域水深1 500 米左右。 陵水17-2 气田是中国自营深水勘探的第一个重大油气发现， 在当时创下了国内自营油气田最大钻探水深1 547 米[3]。

2020 年7 月5 日， 陵水17-2 气田顺利完成首口开发井作业， 标志着气田开发项目迈出了重要一步，也进一步印证了我国自主掌握的深水油气田勘探开发全套技术在实践运用中的高效性和可靠性， 对提升我国海洋资源开发能力、 保障国家能源安全、 支撑海洋强国战略具有重要意义。 2021 年6 月25 日， 我国首个自营勘探开发的1 500 米超深水大气田“深海一号”在海南岛东南陵水海域正式投产， 标志着海洋石油勘探开发进入“超深水时代”。

1.4 科技水平快速提升助力进军深海

近年来， 以中国海油为代表的中国海洋油气产业在勘探、 开发、 工程、 钻完井等油气全产业链的技术研发和能力建设上取得了一系列新成果， 为油气增储上产提供坚实保障。 中国海油提出了“汇聚脊” 控制源外油气富集成藏理论、 “双古” 复式油气藏地质认识等地质理论创新， 并在渤海深层和岩性油气藏地质认识方面取得突破， 有效指导了渤中19-6、 垦利6-1、渤中13-2 等一批油气田大发现。 研究形成500 米水深海上油气勘探开发生产技术体系、 初步形成1 500米深水油气田开发工程模式关键技术体系， 推动实现了从浅水到深水的重大跨越。 在旋转导向与随钻测井等一批关键装备国产化上取得突破性阶段进展， 设计建造全球首座10 万吨级深水半潜式生产储油平台， 成为我国深海油气田开发的“大国重器”[4-6]。

1.4.1 油气勘探技术

（1） 油气地质理论创新

近10 年来， 渤海活动断裂带油气差异富集理论，南海北部大陆边缘深水油气成藏理论及南海西部高温高压天然气成藏理论的重大创新， 引领了中国海油在渤海海域、 南海北部深水领域、 高温高压层系获得了一系列油气勘探重大突破。 同时随着近些年来油气勘探逐渐向深层、 深水领域拓展， 基于深埋潜山成藏理论的创新， 引领了渤中19-6 大型凝析气田的发现。“盆-源-热” 共控地质理论， 明确了深水区可以形成近百亿吨油当量资源； 水道砂岩储集—垂向裂隙输导—晚期充注的轴向峡谷成藏模式， 突破了世界深水大型峡谷水道仅局限于垂向发育的认识， 引领了琼东南盆地深水区中央峡谷水道陵水17-2、 陵水25-1、 陵水18-1 等气田的发现， 开辟了海域深水天然气勘探的新领域[5]。

（2） 地球物理技术进步

“本土化” 地震采集处理技术体系的创立， 支撑了勘探新领域的突破。 近年来， 针对中深层古近系、潜山勘探领域， 开展了以宽方位、 高密度、 富低频为基础的技术攻关， 创立了适合中国海域油气勘探的“本土化” 地震采集处理技术体系， 解决了以往中深层与深水地震资料品质差、 复杂构造区地震成像差的问题， 提高了构造成像精度， 极大地支撑了勘探新领域的突破。

高密度高分辨三维地震采集技术在中国近海多个地区得到了应用。 采集上缩小了资料的面元尺寸， 同时优化了震源、 电缆等施工参数； 同时， 进行有针对性的高分辨处理。 成果资料在横向和纵向分辨率上都有很大提高， 反映的地质信息更为丰富， 有效改善了断层、 基底成像及地层接触关系等方面的不足。 针对深水地震资料频带较窄且缺少低频、 坡折带下方反射能量弱、 鬼波陷频效应突出等问题， 中国海油自主研发了海洋“犁式” 宽频地震采集系统， 有效提升了中深层成像质量， 打破了外国对我国的技术封锁[6]。

1.4.2 钻完井技术

（1） 海上高温高压钻井技术

莺—琼盆地高温高压领域是天然气重点勘探领域， 资源潜力巨大， 但高温高压钻井作业风险因素较多， 采取单一措施很难满足高温高压钻井作业要求。近年来， 针对莺—琼盆地中深层的地质特征， 中国海油先后在地层压力预测、 井身结构设计、 套管选材、钻井提速、 固井及钻井液等方面进行了一系列技术攻关研究， 并通过现场的实践和优化， 逐步摸索形成了一套适用于莺歌海盆地高温高压地层特点的新的钻井技术体系。 实现了该地区高温高压探井钻井作业时效高、 事故率低、 费用控制合理的目标， 为莺歌海盆地东方13-1 和东方13-2 气田的发现起到了关键作用。目前这一技术体系已推广到琼东南盆地具有高温高压特征地层的钻井作业中， 取得了良好的应用效果， 可为类似地区高温高压井的钻井作业提供借鉴[6]。

（2） 深水钻井技术

深水钻井技术挑战多， 风险极大。 南海深水钻井面临的主要挑战是： 浅层气和浅层流、 深水低温、 深水井控技术、 缺乏深水作业经验和南海的灾害环境。“十二五” 期间， 中国海油广泛开展对外合作， 在短时间内掌握了深水钻井的核心技术， 从浅层流控制措施、 钻井液优选、 水泥浆优选、 深水钻井井控措施、建立台风应急预案等方面， 给出了技术对策； 打破了西方少数国家技术垄断的局面， 为中国深水油气勘探开发提供了有效的技术支撑。 通过一系列技术手段的应用， 大幅度提高了深水探井作业时效， 降低了深水探井费用， 促进了中国深水勘探的快速发展[6]。

（3） 海上多层潜山钻井作业技术

针对渤海深埋潜山探井目的层埋深大、 温度高、存在两到三层潜山界面， 地层可钻性差， 容易出现井漏、 作业周期长等工程难题， 研发形成了适用于渤海中深层天然气安全环保高效勘探开发的钻完井关键技术体系。 例如， 海上深部硬地层快速无伤害钻井关键技术， 采用高强度变质花岗岩异形齿PDC 钻头和扭矩自适应高陡防斜钻具组合， 机械钻速可提高5 倍[5]。

1.4.3 海洋工程装备

近10 年， 中国海油已经建成了以 “奋进号”“海洋石油201” 为代表的五型六船深水作业船队以及以“深海一号能源站” 为代表的生产平台， 具备了深水油气自主勘探和开发的能力。 国内荔湾3-1 深水气田群和流花16-2 深水油田群以及刚刚投产的深海一号大气田， 拉开了我国深水油气田开发的序幕。

（1） 奋进号钻井平台

为了进军南海深水， 中国海油打造了以“奋进号” 为旗舰的深水舰队。 这是中国首次自主设计、 建造的第六代3 000 米深水半潜式钻井平台， “奋进号”的建造深度适应我国南海海况， 能够抵御南海百年一遇的强台风； 平台的稳定性和强度也能够适应南海的极端天气， 最大甲板可变荷载9 000 吨， 创造了第六代深水半潜式钻井平台的最高载荷吨数。

“奋进号” 半潜式钻井平台作为我国深水战略的重要装备， 大大提高了我国钻井技术和深水作业能力， 平台自投入使用以来， 最大作业水深接近2 500 米， 平均作业水深达1 530 米。 “奋进号”深水钻井平台的设计建造是我国在深水海洋工程装备领域“引进、 消化吸收、 再创新” 的一次成功尝试， 实现了我国深水半潜式钻井平台设计建造的跨越式发展。

（2） 深海一号能源站

为高效开发“深海一号” 大气田， 中国海油采取“半潜式生产平台+水下生产系统+海底管道” 的全海式开发模式， 并为其量身定制了全球首座十万吨级深水半潜式生产储油平台—“深海一号” 能源站， 让中国人在1 500 米的深海站稳了脚跟[7]。

“深海一号” 能源站总重量超过5 万吨， 最大投影面积相当于两个标准足球场大小， 总高度达120米，最大排水量达11 万吨。 其船体工程焊缝总长度高达60 万米， 使用电缆长度超800 千米。 能源站按照“30年不回坞检修” 的高标准设计， 设计疲劳寿命达150 年， 可抵御百年一遇的超强台风。 它的建造实现了世界首创立柱储油、 世界最大跨度半潜平台桁架式组块技术、 世界首次在陆地采用船坞内湿式半坐墩大合龙技术等3 大世界技术突破， 以及13 项国内首创技术， 是中国海洋工程装备领域集大成之作， 刷新了全球同类型平台建造速度之最。 “深海一号” 大气田的开发表明我国深水油气开发能力和深水海洋工程装备建造水平取得重大突破， 标志着我国已全面掌握打开南海深海能源宝藏的“钥匙”， 实现了300 米向1 500 米超深水挺进的历史性跨越。

2 “十四五” 开启高质量发展新征程

“十四五” 期间， 中国海油将持续提升油气勘探开发和投资力度， 努力争当国内油气增储上产的主力军， 牢牢把握油气勘探这一龙头， 坚持油气并举， 向气倾斜； 加大深层深水、 高温高压、 非常规天然气等重点领域勘探力度， 全面提升天然气在油气产量中的占比； 牢牢把握油气上产这一主线， 积极转变开发方式， 强化生产组织， 加快产能建设。 努力争当能源绿色低碳转型的生力军， 锚定碳达峰、 碳中和目标， 加快推动公司能源转型； 积极调整优化油气产品结构，全面推进南海“万亿方大气区” 建设， 提升低碳清洁能源产能占比； 探索发展新能源产业， 推动新能源与油气产业的协同发展。 努力争当科技攻关的先锋队，坚持聚焦国家战略， 充分发挥海洋油气领域科技攻关国家队的作用， 为保障国家能源安全和实现自立自强提供科技支撑， 努力在“十四五” 期间发展新征程中贡献海油力量。

2.1 争当国内油气增储上产的主力军

根据最新一轮油气资源评价结果， 我国海洋油气资源丰富， 资源探明程度油、 气分别占25%与9%，原油勘探处于高峰前期阶段， 天然气勘探处于早期阶段， 待探明资源潜力巨大[8]。 “十三五” 期间， 中国海油通过加强地质研究、 提升作业管理， 不断提高勘探成功率， 在中国海域成熟区、 双深双高双新领域（深水深层、 高温高压、 新区新领域） 勘探都取得了长足进展， 获得九大油气发现[9]， 为海上油气增产奠定了坚实的资源基础。 投资方面， 在“2019—2025 七年行动方案” 的指引下， 中国海上油气生产企业将持续加大勘探开发力度， 推动海上油气产量增长。 技术方面， “十三五” 期间我国已基本掌握了深水油气田勘探开发相关技术， 为海上油气增储上产奠定了扎实的技术基础。

“十四五” 期间， 中国海油将持续聚焦大中型油气田勘探， 扩大国内油气储量基础。 国内近海以大中型油气田勘探为主线， 强化价值勘探理念， 坚持科学合理的勘探投资组合， 同时加大风险勘探力度， 确保可持续发展。 石油储量增长主要集中于近海3 大成熟探区， 即渤海、 珠江口盆地珠一坳陷和北部湾盆地，天然气储量增长领域主要是南海（北部深水区）、 渤海（中深层） 及东海。 贯彻实施“2019—2025 七年行动计划”， 扩大油气产量规模， 通过深耕成熟区、 探索深层、 开拓深水等措施， 持续提升国内油气产量。预计“十四五” 期间， 我国海上天然气年均增速高于3%， 2025 年有望达到220 亿立方米； 海上原油产量年均增速约为1.3%， 到2025 年约达5 500 万吨。 渤海海域紧紧围绕“提高采收率” 与“提高储量动用”开展工作部署， 遵循“稳定老油田、 加快新油田、 突破低边稠” 方针， 推动渤海油田2025 年上产4 000 万吨， 并带动其他海域高效开发； 南海海域立足南海北部海域， 加强老油田挖潜， 积极推进荔湾、 东方、 乐东、 大崖城和陵水17-2 中央峡谷带等五个气区建设，实现天然气产量上台阶， 全面提速“南海东部油田2025 年上产2 000 万吨” 和“南海西部油田2025 年上产2 000 万方” 工程。

2.2 争当能源绿色低碳转型的生力军

2020 年9 月， 习近平总书记在第七十五届联合国大会上， 向国际社会做出“中国力争于2030 年前实现碳达峰、 2060 年前实现碳中和” 的庄严承诺， 这是党中央经过深思熟虑做出的重大战略决策， 事关中华民族永续发展和人类命运共同体的构建。 中国海油积极落实习近平生态文明思想， 主动应对气候变化， 实行绿色低碳战略， 努力打造贯穿油气田、 终端、 炼厂、 电厂、 LNG 接收站、 制造基地、 码头的绿色低碳产业链。 中国海油积极探索绿色转型发展之路， 差异化布局以海洋资源为主体的新能源产业， 着力构建清洁低碳、 安全高效的能源体系， 成立“碳达峰、 碳中和” 工作领导小组， 加快绿色油田、 绿色工厂建设，以更大决心、 更强力度、 更实举措助力我国全面实现“碳达峰、 碳中和” 目标。

2.2.1 加大节能减排力度

2020 年， 中国海油共实施了92 个节能改造项目，投入资金3.99 亿元， 万元产值综合能耗0.3 吨标准煤、 节能量22.6 万吨标准煤， 二氧化硫、 氮氧化物、化学需氧量三项污染物排放量分别同比下降22%、

14%、 15%。

中国海油以“‘秦皇岛32-6’ ‘曹妃甸11-1’ 油田群岸电应用工程” 为示范， 在国内没有任何经验可借鉴的情况下， 主动担当、 积极探索， 全力推进渤海油田岸电应用工程项目建设， 奋力实现秦皇岛、 曹妃甸区域岸电应用工程岸上供电目标， 为渤海海域乃至中国近海油气田的绿色低碳开发奠定坚实基础。

“十四五” 期间， 中国海油将不断加大力度开展节能减排， 推进节能技术研发与应用， 提高能源使用效率， 并有序开展清洁用能替代， 多措并举， 有效控制生产以及用能过程中的碳排放总量。

2.2.2 加快推进能源转型

2020 年9 月， 中国海油首个集中式海上风力发电项目首批机组并网发电， 标志着中国海油积极推进能源转型、 践行绿色低碳战略迈出坚实步伐， 也为长三角地区绿色发展贡献了清洁能源。 该项目装机规模为300 兆瓦， 全部投产后， 年上网电量可达8.6 亿千瓦时， 与同样发电量的常规燃煤火电机组相比， 可节约标准煤27.9 万吨， 减排二氧化碳57.1 万吨。

“十四五” 期间， 中国海油将积极发展海上风电产业。 加快浅海风电发展， 加大海上优质风资源的获取， 加强与风制造企业、 风电开发企业、 地方能源企业等的战略合作， 加快集中式海上风电场的建设，着力打造百万千瓦级海上风电基地。 推进深远海风电产业化进程加强浮式基础与风机一体化设计、 柔性直流输电、 建造安装等深远海风电关键技术的攻关， 打造集勘察、 设计、 建造、 施工、 运维等一体化解决方案和总包服务能力， 引领国内深远海风电产业的发展。

2.2.3 争当科技攻关的先锋队

“十四五” 期间， 中国海油将继续聚焦重点领域，强化关键核心技术攻关和基础研究， 推动水下生产系统、 海洋地震采集装备等“卡脖子” 技术公关， 强化低边稠、 深水、 天然气水合物等领域研究。

中国海油将继续加快智能油田建设步伐。 积极开展海上平台无人化、 少人化、 台风模式常态化建设，继续加快数字化转型和智能化发展， 积极顺应全球能源行业发展新趋势。 努力提升感知洞察、 智能控制、协同共享、 互联创新数字化能力， 构建纵向贯通、 横向联通、 内外融通数字化生态， 建成“智慧海油”，实现从传统管理模式向现代化、 数字化、 智能化的跨越。