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经营状况逐步改善绿色低碳转型加快 　　3月底，中国石油、中海油和中国石化(简称“三桶油”)相继发布了2020年度业绩报告。记者梳理发现，在新冠肺炎疫情重创、国际油价大跌等因素影响下，3家上市公司的业绩均出现不同程度下滑。但与国际大型的石油公司相比，“三桶油”的业绩表现仍较乐观。此外，2020年，面对严峻复杂的外部环境，“三桶油”在大力推动增储上产、深入开展降本增效等方面均取得一定成效。展望2021年，“三桶油”均表示，将积极推进绿色低碳转型，打造绿色低碳企业。 　　经营状况逐步改善 　　从公布的业绩报告来看，“三桶油”2020年的业绩均出现不同程度下滑。 　　报告显示，2020年，中国石化实现营业额及其他经营收入2.11万亿元，归属于母公司股东的净利润329.24亿元，较上年下降42.9%。中国石油营业收入约1.93万亿元，归属于母公司股东净利润190.1亿元，较上年下降58.4%。中海油实现油气销售收入1396亿元，净利润249.6亿元，比上年下降59.1%。 　　尽管“三桶油”业绩均出现下滑，但与国际大型石油公司相比，业绩表现也还算不错。 　　据了解，2020年，埃克森美孚全年净亏损224.4亿美元，而2019年全年利润为143.4亿美元；荷兰皇家壳牌归属于公司股东净亏损216.8亿美元，而上年同期为净利润158.42亿美元。 　　此外值得关注的是，国内三大石油公司业绩回暖趋势明显。中国石油和中国石化在2020年上半年出现巨额亏损，但下半年已扭亏为盈。中海油虽然上半年净利润下滑65.72%，但下半年跌幅缩小至52.62%。 　　这一点从中国石化发布的今年一季度业绩预告也可看出端倪。一季度，中国石化预计归属母公司股东的净利润为160亿~180亿元，实现“开门红”。 　　增储上产降本增效 　　2020年，面对新冠肺炎疫情暴发、油价下跌、需求锐减等严重冲击，“三桶油”多措并举，在大力推动增储上产、深入开展降本增效等方面取得一定成效。 　　2020年，中国石化大力推进高质量勘探和效益开发，加快天然气产供储销体系建设，稳油增气取得新进展。中国石化全年油气当量产量459.02百万桶，其中境内原油产量249.52百万桶，天然气产量10723亿立方英尺，比上年增长2.3%。炼油方面，全年加工原油2.37亿吨，生产成品油1.42亿吨，化工轻油4022万吨，比上年增长1.1%。 　　中国石油年报数据显示，2020年，公司油气当量产量1409.7百万桶，比上年增长4.8%；可销售天然气产量3993.8十亿立方英尺，比上年增长9.9%；天然气占比持续提高，达到47.2%；生产乙烯634.5万吨，比上年增长8.2%；化工产品商品量2885.3万吨，比上年增长12%。2020年，中海油公司聚焦大中型油气发现，努力提升勘探成功率，共获得16个商业发现，证实储量再创历史新高，达5373百万桶油当量，储量寿命连续4年稳定在10年以上。年内公司油气净产量达历史最高水平528.2百万桶油当量。 　　在降本增效方面，2020年，“三桶油”主动应对低油价挑战，深入开展降本提质增效专项行动，实现了经营成本的大幅下降。 　　据记者了解，2020年，中国石化油气完全成本比上年下降9.5%，连续3年保持下降。中海油桶油主要成本降至26.34美元，比上年下降11.6%，创10年新低；桶油作业费用降至6.9美元，下降6.7%，创13年新低。中国石油单位油气操作成本为11.1美元/桶，比上年下降8.3%。此外，2020年，三大石油公司积极拓展新业态，推动非油业务快速发展，非油业务已成为公司新的业绩增长点。其中，中国石化非油业务2020年实现利润为37亿元，比上年增加5亿元。 　　推进绿色低碳转型 　　对于2021年的企业发展方向，“三桶油”均在业绩报告中提到，将推进绿色低碳转型，打造绿色低碳企业。 　　中国石化董事长张玉卓表示，中国石化将把氢能作为新能源业务的主要方向，努力打造中国第一大氢能公司，加快建设技术先导型公司，为转型发展、产业升级提供强有力的科技支撑引领。在碳达峰碳中和的大背景下，中国石化将以净零排放为终极目标，推进化石能源洁净化、洁净能源规模化、生产过程低碳化，确保在国家碳达峰目标前实现二氧化碳达峰，力争在2050年实现碳中和的目标，为应对全球气候变化作出新贡献。 　　中国石油称，2021年将坚持新发展理念，着力发展主营业务，积极推进绿色低碳转型，注重数字化转型和智能化发展，继续深入开展提质增效；抓住能源行业低碳转型发展机遇，积极布局清洁生产和绿色低碳的商业模式，力争到2025年左右实现“碳达峰”，2050年左右实现“近零”排放。 　　中海油透露，2021年将继续以科技创新为动力，突出发展油气主业，加快推动能源转型，将大力推动绿色低碳转型，继续提升天然气供给能力，推广岸电工程实施，加大节能技术改造和减排新技术应用，逐步开展碳捕捉、回注与再利用技术研究。同时，将积极探索发展新能源业务，稳妥有序推进海上风电业务。

2020年中国石油十大科技进展1风险勘探评价技术创新引领油气发现实现战略性突破中国石油依托风险勘探评价重大项目，围绕制约勘探的关键地质问题和瓶颈技术强化攻关研究，创新油气成藏地质理论认识，推动勘探技术进步，取得一批重大新突破、新发现。主要技术创新：（1）基于中西部大盆地整体研究和含油气系统基础图件编制，建立前陆冲断带下组合、大型砂砾岩、古老碳酸盐岩、火山岩及潜山内幕、高成熟页岩油等成藏规律认识，重点优选十一个区带类型，明确勘探主攻方向；（2）建立“战略价值、目标落实程度、石油地质和工程条件”等四类36项参数构成目标评价体系，有效指导重大风险勘探目标提出、论证和部署，奠定新发现基础；（3）提出“立足大盆地、大领域、大目标、大发现；立足新盆地、新区带、新类型、新层系；立足高风险、高回报；立足低认识程度、低勘探程度；立足现有技术可行性”部署原则，明确“五个坚持，一个关注”勘探部署思路，创新风险井组部署方式，总结形成七项成功做法、六点研究经验及六点管理启示。推动部署15口风险探井，其中塔里木盆地满深1、轮探1，四川盆地蓬探1、角探1，准噶尔盆地呼探1、康探1取得重大突破，有望形成新的万亿立方米级和十亿吨级大油气区，有效支撑国内原油产量稳中上升和天然气快速增长，为“十四五”及长远发展奠定坚实资源基础。2大面积、高丰度页岩气富集理论指导川南形成万亿方大气区中国石油立足国家重大科技专项与公司科技项目，依托国家级页岩气研发平台和国家级产业化示范区，创建了适合我国南方复杂构造区海相页岩气的勘探开发理论和技术体系，实现川南页岩气规模效益和清洁开发，有望成为中国最大的页岩气规模增储区和中国石油增储上产主战场，有力推动四川盆地天然气大发展。主要技术创新：（1）创建了大面积连续型富集“甜点区、甜点段”地质理论，形成“沉积成岩控储、保存条件控藏、优质储层连续厚度控产”的“三控”高产理论认识；（2）创新复杂构造演化、高-过成熟页岩气地质评价及开发优化技术，研发资源储量评价、保压含气性测定、孔渗测试、微纳米孔表征等技术，形成全生命周期产能评价、生产制度优化、高产主控因素量化分析方法；（3）创新了“体积开发”理论技术体系，形成复杂构造和高水平应力差背景下水平井优快钻井、体积压裂和清洁开采技术，建立地质工程一体化高产井培育方法并实现批量复制。自主创建的深水陆棚“甜点区、甜点段”高产富集、水平井压裂平台式“体积开发”理论和技术体系，有效指导和支撑川南地区成为中国第一个万亿方页岩气探明区，建成年产量超百亿方页岩气大气田，使中国石油成为国内页岩气勘探开发的引领者、推动者和建设者。 3纳米驱油技术助力低渗/超低渗老油田挖潜降本稳产纳米驱油技术可以将水注入到油藏的任意角落，用于中高渗透油藏开发后期的战略接替和低渗/超低渗油藏的水驱有效动用，是对原有水驱开发理论、经典提高采收率观念的创新和发展。主要技术创新：（1）提出中高渗透油藏开发后期剩余油主要赋存于纳/微米孔隙或被纳/微米孔隙阻隔，低渗/超低渗油藏的原油主要赋存于纳/微米孔隙，常规水驱无法波及的新认识；（2）发现水强氢键缔合作用形成的“大分子”网络结构，即“超级弱凝胶”是低渗/超低渗油藏注水困难的主要原因，将注入水的氢键缔合作用破坏，使注入水进入常规水驱波及不到的低渗区域，增加波及体积，转变了经典的提高采收率观念；（3）研发了毛细作用分析系统，发现并验证了纳米驱油剂作用机理，为进一步大幅度提高采收率提供了理论依据；（4）研制的纳米驱油剂可将注入水变为动态“小分子”水，大幅度降低注水“门槛”渗透率。长庆油田超低渗透油藏10注36采现场先导试验效果显著，遏制了产量快速递减并实现硬增油，预计比常规水驱提高采收率10个百分点，措施和药剂成本不足15美元/桶。中石油低渗透探明储量约1/3以上无法注水开发，中高渗储量仍有40%以上提高采收率的空间，应用潜力巨大。4eSeis陆上节点地震仪器达到国际领先水平并实现产业化为了解决传统有线地震仪在地震勘探中带来的施工效率低、作业成本高、安全风险大等问题，并满足高精度勘探对超大道数、高密度的需求，中国石油自主研发的eSeis陆上节点地震仪实现了高精度、高效率数据采集和低成本制造，可任意扩展采集道数，大幅提升作业效率和数据质量，降低作业成本和安全风险。eSeis地震仪集成现代化工业化设计，仪器体积小、功耗低、智能化程度高，首创高精度时钟同步技术，将仪器时钟同步精度提高至10微秒以内，并融合32位模数转换技术，数据保真度从24位提高至32位，引领地震勘探设备向高精度和高保真度方向发展；研发节点立体化质控技术，实现了节点单元从人工、车载、无人机等方面全过程、全方位、多视角的质量控制，并创新采用无桩号节点放样技术，可实现检波点放样与节点单元质控一次完成，采集效率提高30%以上，作业成本降低20%以上；建设了自动化工业制造生产线，制造成本达到同行业节点单元最低水平。eSeis节点地震仪实现了设计研发制造应用一体化，已工业化制造11万道，先后在新疆、长庆、华北等多个探区生产应用，性能稳定，数据回收率高达99%，减少放线作业人员50%以上。随着产品不断发展完善，将改变地震队传统施工模式，引领地震勘探从人工有线勘探向智能无线节点方向发展。 5三维感应成像测井仪研发成功实现各向异性储层评价突破中国石油经过多年攻关，国内首次成功研制形成了三维感应成像测井仪器与配套处理技术，可同时探测地层水平电阻率、垂向电阻率以及倾角、方位角等信息，实现感应测井技术从二维到三维、从均质测量到各向异性地层测量的跨越，提高了复杂储层油气准确识别和饱和度定量评价能力。主要技术创新：（1）首创共点同心一体化三维线圈骨架结构设计，解决了三轴线圈交叉分量测量信号串扰难题；（2）创新高集成多频智能发射与多道同步采集技术，提升了采集精度；（3）创新多维九分量刻度技术，采用滑动三维刻度装置及三维刻度方法，实现多阵列三维线圈九分量同时刻度；（4）创新高保真处理技术，实现复杂井眼校正、高分辨率处理、多参数反演快速处理，提升了测井资料质量。三维感应成像测井仪器在大庆、长庆、西南等油气田规模试验和应用，累计作业50余井次，测井资料合格率100%，开发井和探井解释符合率分别达到96.1%和93.6%。在大庆油田砂泥岩薄互层、海拉尔砂砾岩及古龙页岩油等储层评价方面应用效果显著；在西南油气田火山岩气藏明确了电各向异性特征，为低阻气层准确识别提供了重要技术支撑。6自动化固井技术装备提升固井质量与作业效率固井质量直接关系井筒寿命、安全环保生产，影响单井产量和勘探开发综合效益。中国石油创新理论、升级工艺方法，自主研发形成设计-仿真-监控一体化自动固井技术与装备，改变了传统固井作业以经验和人为控制为主、自动化程度低、施工质量和封固质量难以把控的现状。主要技术创新：（1）突破了全生命周期固井密封完整性控制、复杂温压条件井下压力精细分析、多流体拟三维顶替模拟、复杂井型下套管预测和水泥浆混配密度自动控制等8大关键数理模型，奠定了自动化固井的控制理论基础；（2）研制出自动化水泥车、水泥头、稳定供灰等5大关键固井装备，开发出现场作业数据实时采集与操作控制系统，提升了固井作业的可靠性和精准度，建立了自动化固井的硬件基础；（3）创新形成集固井设计、仿真、自动监测与控制、大数据分析与技术管理等的多功能AnyCem®软硬件一体化平台，整合了固井业务单元孤岛数据，在国内外率先实现“无人操作”固井作业，推进了固井业务数字化转型发展。该技术已在长庆、西南、辽河、塔里木等地区规模应用。AnyCem®固井软件支撑复杂深井、天然气井、水平井等固井优质率提升10%以上，助力高效勘探开发；自动化固井技术提升了固井连续精准施工水平，已建立5个示范队，提高作业效率30%，正引领国内固井技术发展。7立体式大平台水平井钻井技术助推页岩油规模开发我国中高成熟度页岩油是未来油气增储上产战略重要接替领域，但面临层系多（2~3层）且单层厚度薄、非均质性强、单井累计产量低带来的成本控制难题。大平台及超长水平井是解决页岩油效益开发的关键，在国内应用中，面临偏移距大、常规钻井技术三维井眼轨迹控制难、储层钻遇率低、钻井周期长、成本高等挑战，中国石油通过技术攻关，创新形成大平台立体式钻完井技术。主要技术创新：（1）利用三维多井构造变速成图及小断层识别技术，刻画构造及断层展布，优化了水平井轨迹，优质钻遇率达78%；（2）创新针对多层系的三维井身剖面设计方法、“鱼刺状预分”防碰绕障以及“小井斜走偏移距－稳井斜扭方位－增井斜入窗”井眼轨迹控制模式，平台单层系钻井实现6~8口，最大偏移距达1030米；（3）研发强抑制复合盐防塌钻井液体系，坍塌周期由7天延长至20天以上；（4）创新钻进参数多目标优化方法，集成高效PDC钻头、低速大扭矩螺杆、新型水力振荡器等工具，形成大偏移距三维水平井“一趟钻”钻井技术，实现1500米水平段一趟钻。该技术在长庆页岩油全面推广，节约土地面积3266亩，钻井周期降至18天，最短钻井周期8.5天；创亚洲油井水平段4088米最长钻井纪录；单平台三个层系水平井数达22口。该技术为庆城300万吨页岩油建设提供了有力支撑，示范带动了新疆、吉林等油田页岩油水平井大井丛钻完井技术的规模应用。8自动化施工和数字化管道技术支撑中俄东线项目建设中俄东线输气管道自黑河入境，由北向南，沿线有河流、冻土、沼泽和林带交替分布，冬季最低气温达零下45摄氏度，管道建设面临巨大挑战。中国石油通过研发攻关，创新形成一系列自动化施工和数字化管道技术，建成目前世界上最大的一条高钢级（X80）、大口径（1422毫米）、高压力（12兆帕）、长距离（全长逾8000公里）天然气输送管道。主要技术进展：（1）首次在高寒地区实施以自动化施工为核心的1422毫米天然气管道冬季施工建设，取得技术成果40项，形成技术标准18项；（2）首次研究并掌握低温服役条件管线钢管、热煨弯管、管件等生产技术，形成系列产品与标准；（3）管道焊接采用计算机技术控制焊接参数和操作过程，首次实现管线100%自动化焊接、100%自动检测、100%机械化防腐补口；（4）开展管道数字孪生体构建，实现数字化设计、智能工地建设及全数字化移交，与完整性管理系统直接对接。自动化施工和数字化管道建设技术为中俄东线工程的设计、建造、运行提供了先进的技术支撑和保障。该工程全线投产后，中国每年从俄罗斯引进天然气将达到380亿立方米，约占中国进口天然气总量的28%，对于保障国家能源安全、优化能源结构、助力地区经济发展有重要的意义。9航空生物燃料生产成套技术研发及工业应用依托重大科技专项，航空生物燃料生产成套技术研发攻克了毛油精炼、加氢脱氧、裂化异构等关键技术，编制了6万吨/年毛油精炼和航空生物燃料工艺包，已具备工业示范应用条件。主要技术创新：（1）开发出“转化-络合-吸附”毛油精炼工艺，高效脱除毛油中微量杂质，精炼油收率达到96.4%；（2）研制了高水热稳定性的油脂加氢脱氧催化剂，居同行业领先水平；（3）开发了表面酸性调控的选择性裂化异构催化剂，航煤收率达到63.5%；（4）编制了包含原料精炼、加氢脱氧和裂化异构全流程的6万吨/年航空生物燃料工艺包；（5）提出了涵盖小桐籽油、棕榈酸化油、餐厨废弃油脂、蓖麻籽油等多种原料的原料供应方案；（6）构建了中国石油首个航空生物燃料全生命周期分析模型和基础数据库，完成了碳排放全生命周期分析。该技术研制成功，标志着中国石油已掌握了具有自主知识产权的航空生物燃料生产成套技术，对公司实现绿色低碳持续发展的战略目标和生物能源业务的发展具有重要意义。10全球首套柴油吸附分离工艺及装备成功实现工业应用针对我国炼化行业劣质柴油加工难，烯烃、芳烃生产原料不足等重大问题，中国石油联合有关单位首创开发了柴油吸附分离工艺，攻克了技术、装备等难关，形成了特色鲜明的油品分质加工“平台级”技术，将助力炼化产业转型升级。该技术采用模拟移动床吸附分离工艺，可对劣质柴油等油品中的重烃馏分进行分子层面族组成高纯度“分类归集”，避免了优质组分损失。2020年在山东滨州成功建成了全球首套40万

在前一个交易日大幅上涨之后，23日国际油价涨跌不一。纽约商品交易所4月交货的轻质原油期货价格微跌，收于每桶61.67美元;4月交货的伦敦布伦特原油期货价格微涨，收于每桶65.37美元。国际油价基本回到去年1月水平。　　分析人士认为，国际原油市场供需基本面正经历调整。一方面，疫苗接种和经济复苏预期提振原油需求;另一方面，欧佩克减产和极寒天气冲击美国油气生产导致供应趋紧。此外，在多国持续宽松的货币政策和大规模财政刺激之下，大宗商品市场正经历价格调整。未来国际油价走势将取决于上述因素的演变和综合影响。　　国际能源署在2月份的报告中说，供应偏紧的市场预期是近几周油价上涨的主要因素，预计今年下半年原油需求的回升将超过生产，疫情以来积累的库存将明显下降。　　美国多个州近期遭遇极寒天气，能源大州得克萨斯州油气生产、加工和贸易受到严重冲击。　　标准普尔全球普氏公司提供的数据显示，上周极寒天气一度令美国日均380万桶的原油产能处于停摆状态，占美国日均原油产量的35%左右。　　埃信华迈能源市场分析师马歇尔·斯蒂夫斯说，交易员对得克萨斯州油气行业复苏前景感到担忧，管线可能结冰和石油基础设施在重启前需要进行检查意味着产量可能在更长时间受抑制。　　不过，瑞穗金融集团能源期货业务负责人鲍勃·约杰认为，由于当前炼油能力有限，并且炼厂预计可能需要几周时间才能恢复正常，原油价格可能因缺少下游需求而下跌。　　此外，市场对美国商业原油和成品油库存大幅下降的预期也为油价上涨提供支撑。标普全球普氏公司预计，截至19日的一周，美国商业原油库存环比下降480万桶，汽油和蒸馏油库存环比分别下降280万桶和350万桶。　　高盛集团21日发布的研究报告预计，由于库存减少和重启上游开采活动边际成本增高，油价上涨将更快，涨幅会更高。报告预计布伦特油价在第二季度将升至每桶70美元，第三季度达到每桶75美元，年内有望冲上80亿美元/桶。　　美国银行全球研究部也上调了油价预期，认为今年布伦特原油均价将为每桶60美元，纽约原油均价将达到每桶57美元。　　石油输出国组织(欧佩克)与非欧佩克产油国1月初就2月和3月原油产量达成一致，继续执行减产。沙特阿拉伯宣布计划在2月和3月自愿日均减产100万桶，进一步对油价形成支撑。　　主要产油国将于3月初召开例行会议，讨论国际石油市场供需和减产协议的执行问题。《华尔街日报》援引沙特政府顾问的话说，考虑到市场情况改善，沙特可能在未来几个月增产。　　美国银行大宗商品和衍生品研究主管弗朗西斯科·布兰奇表示，随着布伦特油价回升至每桶60至65美元区间，预计欧佩克与非欧佩克产油国将在第二季度把日均供应量提高130万桶以上，到今年年底之前还将进一步提高供应量。

3月26日，中国石油召开国内勘探与生产业务2021年工作会议，这是在集团公司上下深入贯彻落实2021年工作会议精神，全力以赴赢得一季度开门红、努力实现“十四五”良好开局的关键时期召开的一次重要会议，会议聚焦加快推动国内勘探与生产业务高质量发展，传递出的信号令人振奋。勘探开发迈上新台阶。油气勘探获得一批重大战略突破和新发现，“十三五”时期，通过进一步加大新区新领域风险勘探和甩开预探力度，在四川、准噶尔、塔里木、鄂尔多斯、松辽和渤海湾盆地等重点地区、重点盆地取得了二十项重大战略突破，发现并形成了玛湖砾岩油藏、庆城页岩油、塔北碳酸盐岩三个十亿吨级大油田，发现并形成了川中古隆起、川南页岩气、库车深层三个万亿方规模大气区，有力支撑了国内原油产量稳中上升和天然气快速上产；油气储量实现历史性长期高位增长；油气产量当量迈上2亿吨新台阶，“十三五”时期，通过强化规模建产、集中建产、有效建产，高效建成一批重点油气田和规模上产区，建成安岳、川南、克深三个年产量超百亿方的大气田。提质增效见到新成效。“十三五”时期，推动提质增效由活动转向工程、由专项工作任务转向长效工作机制，为有效应对低油价挑战发挥了重要作用，取得了显著成效。2020年，国内勘探与生产业务认真落实“四精”工作要求，扎实开展“战严冬、转观念、勇担当、上台阶”主题教育活动，做出“四保”“三提”“两降”“两不变”工作部署，强力推进“三优化”“三深化”“三强化”等九大类36项措施，把疫情和低油价的冲击降到了最低。创新驱动获得新成果。“十三五”时期，持续开展地质理论创新、工程技术攻关和重大先导战略性开发技术攻关试验，攻克了一系列关键装备、关键工艺和“卡脖子”技术，形成了20个油气勘探开发技术系列和18项关键核心技术；深化改革取得积极进展，“十三五”时期，“油公司”模式改革扎实推进，逐步形成了“五化”管理模式，同时扩大经营自主权成效明显，矿权内部流转效果显著。安全环保取得新进步。“十三五”时期，绿色矿山建设取得重要进展，节能节水成效显著，疫情防控取得重大战略成果，为国内勘探与生产业务高质量发展加快发展提供了基础保障。党的建设实现新提升。“十三五”时期，高标准高质量组织完成了“两学一做”学习教育、“不忘初心、牢记使命”主题教育，干部员工“四个意识”更加牢固、“四个自信”更加坚定、“两个维护”更加坚决。会上确定了勘探与生产业务“十四五”发展目标。“十四五”时期，国内勘探与生产业务发展思路是：会上安排部署了“十四五”时期国内勘探与生产业务的重点工作。重点在六个方面开创新局面——开创高效勘探新局面。“十四五”时期，要坚定不移实施资源战略，加大风险勘探力度，大力推进集中勘探，加大页岩油气攻关，努力实现战略大突破和新发现，积极落实规模效益储量，提高SEC储量替换率。突出风险勘探和甩开预探，努力实现重大战略突破和新发现。要立足“五油三气”重点盆地，着力推进六大领域风险战略突破工程，努力寻找新发现大突破。强化基础研究和风险目标落实，力争每年取得3~5个重大战略突破。突出集中勘探和精细勘探，落实规模增储大场面。要突出鄂尔多斯、准噶尔、四川、塔里木、松辽、渤海湾六大盆地，立足海相碳酸盐岩、岩性地层、前陆、成熟探区和页岩油气五大领域，集中勘探20个领域和区带，夯实国内国内勘探与生产业务高质量发展加快发展的资源基础。加大页岩油气攻关力度，加快推动页岩油气规模效益增储上产。要加快页岩油勘探开发进程，突出理论创新、技术创新、管理创新，加强页岩油地质基础研究和技术攻关，力争“十四五”末，打造3~5个整装规模效益建产示范区，推动中国陆相页岩油革命。开创新区效益建产新局面。“十四五”时期，要进一步强化全生命周期油气藏经营的理念，建立完整的产能建设项目闭环管理制度，重点解决产能建设到位率低的问题，严格按照产能建设方案设计达产，确保实现效益建产。大力实施新区十大效益建产工程。按照高水平论证一批、高效益实施一批、高标准引导一批的要求，强化顶层设计，突出示范引领，持续优化方案，扎实推进原油新区规模集中建产，加快推进天然气快速上产。强化产建项目达标管理。严格计划管理，按照“不可采不动用、不经济不建产”的原则，在股份和油田两个层面统一排队，优先实施效益好的项目。严格过程管控，对投资、进度、质量、成本、风险全过程监控，确保产能建设质量全面提升。严格考核评估，建立产能即产量的考核机制，确保新建产能项目全面达产。此外，坚持通过创新机制推动未动用储量有效动用、加快推进储气库建设。开创老油气田稳产新局面。“十四五”时期，要紧紧围绕综合施策“控制递减率”和转换方式“提高采收率”两条主线，精确把握开发状况，精准实施分类治理，精益开展生产管理，不断夯实油气田开发基础。开创创新驱动发展新局面。创新战略是集团公司第一战略，油气勘探开发高效发展离不开创新引领，“十四五”时期，要在持续推动创新上狠下功夫。持续推进理念创新、科技创新、改革创新和管理创新，稳步推进新能源转型，包括推动生产要素“四个共享”，着力加强页岩油原位转化改造、天然气水合物勘探开发、高原油气勘探、海域深水勘探、新能源综合利用等技术探索研究，实施国内勘探与生产业务改革三年行动方案，推进数字化转型和智能化油田建设，依托自身优势推进老油田转型发展、加快新能源替代步伐等。开创低成本发展新局面。“十四五”时期，要持续刀刃向内、系统发力，采取革命性措施降低成本，要把提质增效专项行动作为推进高质量发展的长期性、战略性举措，聚焦高质量发展与高成本矛盾，建立长效机制，各油气田企业要在超越自身历史最好水平的基础上逐步达到行业先进。

　　涪陵页岩气田首座智能化集气站投运 　　日前，经过近2个月的试运行后，中国石化江汉油田涪陵页岩气公司对外发布消息称，涪陵页岩气田首座智能化集气站——焦页5号集气站正式实现全面智能化24小时无人值守运行。

　　国家致密油项目公布年度进展 　　近日，国家“973”计划《中国陆相致密油（页岩油）形成机理与富集规律》召开2014年度学术会议，公布了项目自成立近一年以来获得的科研进展。我国油气领域的10余位院士参与了此次会议，为致密油勘探开发建言献策。多位院士在会议上指出，我国致密油科研的首要目标是推动致密油工业化发展。 　　当前，页岩气成为全球非常规天然气发展的第一亮点，而致密油成为全球非常规石油发展的第一亮点。致密油气是指储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1×10－3μｍ2（空气渗透率小于1×10－3μｍ2）的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油气。单井一般无自然产能或自然产能低于工业油气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业油气产量。预计2014年美国致密油区带产量为2.7亿吨，勘探区带不断扩大，区域上向加拿大、阿根廷等快速扩展，持续波及全球。 　　与此同时，我国致密油的勘探开发连续在鄂尔多斯、松辽等盆地取得战略性突破，我国第一个致密油田在鄂尔多斯盆地诞生。致密油正式进入储量序列成为我国石油发展史的一个重大里程碑事件。 但是，与美国海相致密油相比，我国陆相致密油储层分布稳定性差、非均质性强、流动机制复杂，评价难度大，具有复杂性和特殊性，研究难度更大、工业化推广挑战更多。 　　为促进我国致密油进一步发展，2014年2月22日，国家“973”计划致密油（页岩油）项目启动，项目组紧紧围绕我国陆相致密油潜力评价、甜点区预测、规模产能建设三大勘探生产需求，以“美国为镜”，把握特点，抓住难点，形成亮点。经过近一年的探索，项目组在构建细粒沉积学、非常规油气储层地质学、非常规油气地质学、致密油开发地质学等基础理论体系，以及集成创新致密油“甜点区”评价、水平井体积压裂、“人造油气藏”开发等技术方面，取得了一系列重要创新性成果，为致密油发展提供了科学依据。 　　当前，以美国页岩气与致密油为代表的“非常规油气革命”已经开始影响世界能源格局。项目首席科学家、中国石油集团科学技术研究院副院长邹才能表示，这场革命正在影响当前国际油价的大幅降跌，影响各国战略。而目前的油价低谷期，正是基础理论发展的机遇期，也是技术创新的黄金期。我国应抓住机遇，要用技术创新降低油气成本，成为未来石油工业发展的新常态。