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《国家能源局：推动油气勘探开发领域减税降费精准施策》

  • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2019-07-24

  • 7月21日，国家能源局在北京组织召开大力提升油气勘探开发力度工作座谈会。国家能源局党组书记、局长章建华出席会议并讲话，局党组成员、副局长李凡荣主持会议。

    会议听取了中石油、中石化、中海油和油气勘探开发重点省份一年来工作进展情况的汇报，邀请中国科学院和中国工程院院士分别做了四川盆地国家天然气战略生产基地专项规划和我国页岩油发展前景的专题报告，就大力提升油气勘探开发力度工作进行了深入研讨交流。

    会议指出，习近平总书记的重要指示批示站在党和国家工作全局的战略高度，深刻指出了我国油气产业发展的工作方向和重点任务，政治性、针对性、指导性很强，对保障新时代我国能源安全、推进能源行业高质量发展具有重大意义。一年来，各油气企业和相关部门、地方政府认真贯彻落实习近平总书记有关重要指示批示精神，提高政治站位，扛起政治责任，真抓实干，协调配合，大力提升油气勘探开发力度工作取得积极进展，油气生产指标持续向好，政策机制逐步配套，行业改革全面提速。

    会议要求，下一步，各油气企业和相关部门、地方政府要坚决贯彻落实党中央、国务院重大决策部署，不忘初心、牢记使命，

    坚持把保障油气供应安全作为重大政治任务摆在突出位置抓紧抓实;要坚持问题导向，长抓不懈，持续推动国内油气增储上产见实效、见长效。继续做实重点盆地油气增储上产，扎实推进页岩油开发专项研究，加快推进勘探开发重大项目工作，推动油气勘探开发领域“减税降费”精准施策，做好国家油气重大科技专项接续实施。

    国家发展改革委、科技部、财政部、自然资源部、生态环境部、交通运输部、国资委、国家能源局、国家林草局相关司局负责同志，中石油、中石化、中海油主要负责同志，天津、陕西、新疆等19个油气勘探开发重点省(区、市)大力提升油气勘探开发力度专项工作组相关同志参加会议。

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  • 《国家能源局：大力推动油气勘探开发与新能源融合发展》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-03-23
    • 3月22日，国家能源局发布加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）。该方案提出，到2025年，大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。 就主要发展目标，方案提出，通过油气促进新能源高效开发利用，满足油气田提高电气化率新增电力需求，替代勘探开发自用油气，累计清洁替代增加天然气商品供应量约45亿立方米。通过加大增压开采等措施，累计增产天然气约30亿立方米。通过低成本绿电支撑减氧空气驱、二氧化碳驱、稠油热采电加热辅助等三次采油方式累计增产原油200万吨以上。 原文如下： 加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年） 一、发展形势 我国经济长期向好，能源需求持续增长。“十四五”时期，要统筹推进油气供应安全和绿色发展，在稳油增气、提升油气资源供给能力的基础上，加快行业绿色低碳转型势在必行。要加强油气勘探开发与新能源融合发展，大力推进新能源和低碳负碳产业发展，加大清洁能源开发利用和生产用能替代，增加油气商品供应，持续提升油气净贡献率和综合能源供应保障能力。特别是我国老油区已逐步进入开发后期，面临油气资源接替不足、稳产难度大、生产成本高等难题。需要依托油区及周边资源，以油气产业为基础加强新能源新材料新业务开发利用，推动传统油气生产向综合能源开发利用和新材料制造基地转型发展，形成油气上游领域与新能源新产业融合、多能互补的发展新格局，持续推动能源生产供应结构转型升级。 二、总体要求 (一)指导思想 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，完整、准确、全面贯彻新发展理念，锚定碳达峰碳中和目标，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以高质量发展为主题，以改革创新为动力，坚持油气勘探开发与新能源融合大规模发展，实施陆上、海上清洁替代行动。推动油气开发企业提高油气商品供应量、新能源开发利用和存储能力，推动能源清洁低碳、安全高效开发利用。 （二）基本原则 坚持多元迭代。优化发展方式，坚持陆上与海上并举、集中式与分布式并举、单品种开发与多品种互补并举、单一场景与综合场景并举，构建油气与新能源多能互补、因地制宜、多元迭代发展新局面。 坚持系统观念。统筹油气增产与新能源开发、新能源消纳与储能、风光发电与气电调峰的关系，加快构建油气勘探开发与新能源融合发展模式，实现油气保障供应与绿色低碳转型相统一。 坚持生态优先。践行“绿水青山就是金山银山”的发展理念，把生态环境保护摆到更加突出的位置，贯穿到油气勘探开发与新能源融合发展规划建设全过程中，充分发挥生态环境效益和生态治理效益。 （三）主要目标 到2025年，大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模，主要发展目标是： ——油气供给稳步增长。通过油气促进新能源高效开发利用，满足油气田提高电气化率新增电力需求，替代勘探开发自用油气，累计清洁替代增加天然气商品供应量约45亿立方米。通过加大增压开采等措施，累计增产天然气约30亿立方米。通过低成本绿电支撑减氧空气驱、二氧化碳驱、稠油热采电加热辅助等三次采油方式累计增产原油200万吨以上。 ——绿色发展效果显著。坚持在保护中开发、在开发中保护、环保优先，加快开发利用地热、风能和太阳能资源，创新能源供需动态匹配核心技术和工作模式，积极推进环境友好、节能减排、多能融合的油气生产体系，努力打造“低碳”“零碳”油气田。 ——行业转型明显加快。大力推进油气企业发展新能源产业，持续推动能源生产供应结构转型升级。积极推进陆上油气勘探开发自消纳风电和光伏发电，风光发电集中式和分布式开发。统筹推进海上风电与油气勘探开发，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式，逐步实现产业融合发展。 三、优化发展方式，推动油气勘探开发与新能源融合高质量跃升发展 坚持生态优先、因地制宜、多元融合发展，初期立足于就地就近消纳为主，大力推进陆上油气矿区及周边地区风电和光伏发电，统筹推进海上风电与油气勘探开发，加快提升油气上游新能源开发利用和存储能力，积极推进绿色油气田示范建设。 （一）统筹推进陆上油气勘探开发与风光发电。充分利用陆上油气田风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续规模化开发条件的优势，着力提升新能源就地消纳能力。重点推进大庆、长庆、胜利、塔里木、新疆、华北等油田风电和光伏发电集中式开发，支撑油气勘探开发清洁用能，加快实现燃料油气的替代，提高油气采收率，大幅增加油气商品供应量。在油气矿区及周边地区，积极推进油区内风电和光伏发电分布式开发，重点推广应用低风速风电技术，合理利用荒山丘陵、沿海滩涂等资源，积极推进风电就地就近开发。在新疆、青海、甘肃等油气和太阳能资源丰富的地区，建设油气与太阳能同步开发综合利用示范工程，充分利用太阳能聚光集热及储热技术，实现油气生产过程的清洁化供热，助力低碳油气开发。 （二）统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设。通过海上风电开发为油气平台提供绿色电力，替代分散式燃气或燃油发电，提高能源使用效率、降低碳排放，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。考虑到海上油气田开发和后续滚动上产涉及航空、运输、管道建设规划布局，周边区域新能源建设优先由油气开发企业统筹推进实施，逐步实现海上风电与海洋油气产业融合发展。充分依托岸电保障油气产业与海上风电融合发展。在不具备岸电的情况下，推进海上风电为平台孤网直供电，实施绿色电力部分替代；在具备岸电的情况下，以电网作为调峰，推进高比例海上风电为油气平台供电，逐步实现绿色电力全部替代；积极有序开发漂浮式风电，为深远海油气平台输送绿色电力。 （三）加快提升油气上游新能源存储消纳能力。推动新型储能在油气上游规模化应用。发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、油气勘探开发用户侧多场景应用，有序推动储能与新能源协同发展。陆上在风光资源富集地区合理布局天然气调峰电站，提升系统调节能力。海上打造以风电与天然气发电融合发展为主的综合能源模式，为海上平台提供稳定可靠的绿色电力。 （四）积极推进绿色油气田示范建设。在新能源富集、体制机制创新先行先试的油气田，建设一批低碳或零碳油气田建设示范工程。促进油气勘探开发与新能源技术融合、应用方式和体制机制等创新，进一步降低天然气自用量，扩大分布式能源接入和应用规模，创新新能源全产业链开发利用合作模式，完成低碳油田建设和示范引领，有力支撑油气行业清洁低碳转型。 四、保障措施 （一）健全体制机制，强化政策支持。推进能源低碳转型，激发市场主体活力，健全新能源市场化发展体制机制，健全绿色能源消费机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。各级能源主管部门要加大支持力度，对于作为油气勘探开发用能清洁替代的太阳能、风能、氢能、地热等新能源项目，优先列入各级能源发展规划。各油气开发企业要按照方案要求，细化落实措施，加快工作进度。各电网企业要积极支持油气勘探开发与新能源融合发展，加快构建智能电网，推进各级电网协调发展，支持新能源优先就地就近消纳。国家能源局将强化组织协调及跟踪调度，适时组织现场督导。 （二）提高油气勘探开发与新能源融合项目备案效率。依托全国投资项目在线审批监管平台，用于油气勘探开发的风光发电、氢能地热等多能互补、源网荷储、微电网等新能源设施，作为油气开发项目的产能建设配套，整体办理备案手续。 （三）加大油气勘探开发与新能源融合发展技术创新攻关力度。重点推进油气产能建设项目配套的低成本太阳能光热利用、油气田储能（电和热）技术、分布式微电网和综合能源智慧管控等领域。提高风能、太阳能资源预报准确度和风电、光伏发电功率预测精度，提升风电、光伏发电适应电力系统扰动能力，支撑油气生产平稳运行。 （四）大力推广生态修复类新能源产能配套项目。支持在石漠化、荒漠化土地等油气矿区开展具有生态环境保护和修复效益的新能源项目。根据有关法规要求，做好新能源产能配套项目所在区域资源环境承载能力分析和生态环境影响预测评估，分析项目建设的环境影响，提出预防或减轻不良环境影响的政策、管理、技术措施，进一步促进油气勘探开发与新能源融合及生态环境保护协调发展。
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  • 《“深海一号”： 带领油气勘探开发走向超深水》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2022-03-05
    • 在刚刚过去的2021年，各行各业循着“十四五”规划勾勒的发展路径，以科技创新为支撑，真抓实干，取得了一项又一项令人瞩目的成就。本报于两会期间推出特别策划，聚焦能源、航天、交通等行业的重大突破，报道其背后的创新历程，展现其对经济社会发展的贡献。 累计生产天然气超10亿立方米！ 前不久，我国首个自营1500米超深水大气田“深海一号”交出了自正式投产以来的傲人成绩单。 在海南陵水海域，全球首座十万吨级深水半潜式生产储油平台——“深海一号”，如同一个超大型“巨无霸”傲然矗立在蓝海之上。 它可以把水下1500米深的天然气采出来，通过海底管道接入全国天然气管网，分离出的凝油再通过油轮运输到陆地。 从1500米的深海到千家万户的灶头，天然气完成这趟“旅途”只需1天。而这背后，却是几代中国海洋石油人走向“深蓝”的不懈探索。 从跟跑到实现3项世界级创新、13项国内首创技术的历史性领跑，“深海一号”意味着我国深水油气开发和深水海洋工程装备技术的重大突破。 在被放弃的区域找到“宝藏” 2021年6月25日，中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）“深海一号”超深水大气田投产仪式在北京和南海气田现场隆重举行。 “深海一号”大气田距离海南省三亚市约150公里，所在海域水深1220米到1560米，气田东西横向跨度达到50公里。 2006年，中国海油与国外知名石油公司合作勘探琼东南盆地，并于2010年在该区块的中央峡谷钻探第一口深水井，实现了南海西部深水勘探的突破。 但此后，由于该深水井单块单层储量规模太小，没有开发经济性，加上对中央峡谷的油气成藏条件认识不清，国外知名石油公司在2012年退出了该区块的勘探权益。 敢为人先的中国海洋石油人没有放弃。从全球范围看，自新世纪以来，全球海洋油气勘探开发步伐明显加快，海上油气新发现总储量超过陆地，储产量持续增长，已成为全球油气资源的战略接替区。 若从1956年莺歌海油苗调查算起，我国海洋石油工业已经走过了60多年的发展历程。进军深水将成为中国海洋石油的下一个战略目标。 2014年8月18日，一束巨大的橘黄色火焰从钻井平台的燃烧臂中喷薄而出，瞬间照亮了夜幕下的中国南海。中国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台——“海洋石油981”，在陵水17-2区块钻获大型气田“深海一号”，测试收获高产油气流。 这是“海洋石油981”深水钻井平台投用以来，首次在深水领域获得的重要发现，同时证明了南海琼东南盆地巨大的天然气资源潜力。之后，中国海油又在该海域相继勘探发现了多个深水气田，南海深处的能源宝藏逐渐展现在世人眼前。 这些深海大气田的发现，得益于我国海洋石油人在勘探技术理论和基础研究方面的坚持。 “以往国外大公司用的是传统的大西洋被动边缘理论，不适用于我们。”中国海油首席科学家谢玉洪说，“我们继承传统的油气勘探技术理论，加强基础地质研究，建立了深水区油气成藏模式，完善了深水油气勘探技术，在琼东南盆地中央峡谷水道找到了陵水17-2大型勘探潜力的构造群。” “保温瓶内胆”成就国际首创 1500米，通常被国际上定义为深水与超深水的分界线。尽管超深水区蕴藏着丰富的油气资源，但深入的每一步都“难如登天”——水深每增加1米，压力、温度、涌流等情况都会发生剧变。一套安装在水下1500米处的设备设施，受到的压力相当于在指甲盖上站了一个体重300斤的人。而且深水开发对技术、装备能力、关键设计指标的要求都极高。国际上只有少数几家大型石油公司具备深水开发技术能力。 因此，“深海一号”超深水大气田在2014年获勘探发现时，多数人的反应是，对外合作，共同开采。 但彼时国际油价正断崖式下跌，国际石油公司纷纷打起退堂鼓。再加上其他客观原因，“深海一号”能源站走上自主创新之路。 难度大、任务重，怎么办？中国海油当时已经掌握300米水深油气田开发，但对于深水气田涉足未深，由“浅”入“深”，几乎没有实践经验。 2014年秋，开发方案设计工作提上日程。35岁的李达成为项目副经理兼浮体负责人。 “我们从2014年10月份开始研究，在2015年5月份提出建设一个带储油的半潜式生产平台的选项。”李达说。 业界哗然。很少人能想到，此前从未独立进行过深水设计、首次“自主答题”的中国海油人，会选择一条连外方深水同行都没想过的路——借鉴“保温瓶内胆”原理，开创半潜式平台立柱储油的世界先例。 按照世界类似油气田的常规设计，新建凝析油外输管线是技术上可行的方案。但这样一来，将增加约8亿元的成本。 能不能设计一个平台，既能满足气田的生产需求，又能暂时储存少量凝析油？一个新点子在设计团队中闪现。 他们在平台的4根浮体立柱内分别设置5000立方米的凝析油舱，并为油舱装上量身定做的“护体铠甲”，既能解决凝析油储存问题，又避免了油体遭碰撞泄漏的风险。 这项被称为“凝析油U型隔离与安全储存技术”的创新之举，开创了半潜式平台立柱储油的世界先例。 随后，“深海一号”又诞生出另外两项世界首创：5万吨级超大结构物大变形半漂浮精准合龙技术、世界最大吨级开敞结构物预斜回正荷载横向转移技术。同时其运用了1500米级水深聚酯缆锚泊系统的设计与安装技术、30年不进坞检修的浮体结构疲劳的设计与检测技术等13项国内首创技术。 “潜入”深海的脚步不停 “深海一号”的投产，是我国深水油气开发和海洋工程装备技术的重大突破，标志着我国海洋石油勘探开发能力实现从300米深水向1500米超深水的历史性跨越。 “深海一号”气田成功达产10亿立方米，则验证了我国自主创建的深水油气资源勘探开发生产运维完整技术体系的先进性与可靠性，也标志着我国进入了深海油气勘探开发先进国家行列。 “深海一号”能源站投产后，所产天然气将通过海底管道接入全国天然气管网，每年向粤港琼等地稳定供气30亿立方米。 目前，以“深海一号”为重要枢纽，中国海油正积极推动“深海二号”（陵水25-1）等气田的开发，推动南海万亿大气区建设从蓝图变为现实，以更好地满足粤港澳大湾区和海南自贸区（港）日益增长的清洁能源需求。 更可贵的是，以“深海一号”大气田为代表的深水项目，不仅带动了我国造船、钢铁、机电等民族工业的发展，还让中国海油成为高质量共建“一带一路”、深化国际能源合作的坚定践行者。
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