公司人事变动 - 公司董事丰建斌因个人工作变动辞去一切职务 [1] - 辞职自报告送达董事会之日起生效 [1] - 丰建斌未持有公司股份 辞职后仍需遵守离任董事相关规定 [1]

产量里程碑 - 大庆油田川渝探区天然气累计产量突破40亿立方米达到40.1亿立方米 [1] - 产量突破标志着该探区开发建设取得重大阶段性成果 [1] 区域资源规模 - 探区横跨重庆市及四川省广安/南充/达州/巴中四市 [3] - 总覆盖面积达1.63万平方公里 [3] - 勘探地质储量规模达千亿立方米级别 [3] 战略意义 - 开发成果直接服务于国家能源安全保障 [1] - 对区域经济社会发展形成显著贡献 [1]

产量突破 - 川南页岩气田累计产气量突破1000亿立方米[1] - 2023年1月至8月投产新井237口并新建产能45亿立方米[1] - 日产量突破4800万立方米且年产量预计突破160亿立方米[1] 行业地位 - 川南页岩气田年产量占全国页岩气产量60%和全国天然气总产量7%[1] - 累计提交探明储量超过1.5万亿立方米[1] - 投产井总数达2300余口且年产规模超150亿立方米[1] 技术突破 - 形成地质体稳定性评价技术及地质工程一体化三维建模技术[1] - 开发优化技术结合优快钻井与精细压裂关键技术体系[1] - 通过近20年技术攻关将难采资源转化为稳定产量[1] 区域分布 - 气田分布于四川泸州、宜宾及云南昭通和重庆永川等地[1] - 储层具有埋藏深、层系薄的地质特征[1] - 开发难度大但已成为天然气增储上产重要领域[1]

山西是我国煤炭大省，同时蕴藏着极为丰富的煤层气资源。记者近日从山西省统计部门获悉，今年前8 个月山西省煤层气总产量达98.1亿立方米，超过2022年全年产量，创历史同期新高，约占全国同期煤层 气产量的81.3%。 煤层气俗称"瓦斯"，其主要成分是甲烷，是与煤炭伴生、以吸附状态储存于煤层内的非常规天然气，热 值与天然气相当。煤层气燃烧洁净，几乎不产生任何废气，是上好的工业、化工、发电和居民生活燃 料。 在山西沁水煤层气田，华北油田山西煤层气分公司工作人员在检查设备。新华社记者王飞航摄初秋时 节，走进位于山西省南部的沁水煤层气田，一座座抽气"磕头机"正在缓缓运行，地下煤层里的煤层气被 抽出后，经过脱水、加压，分别输往当地终端用户和西气东输主管网……沁水煤层气田面积达3000多平 方公里，估算煤层气资源量6000亿立方米。2006年，华北油田取得山西沁水盆地煤层气矿权，随后建成 了国内首个年地面抽采能力超过20亿立方米的煤层气田。 "我们2006年开始在这里打井，2007年抽采出煤层气，截至目前累计产量已突破200亿立方米。"华北油 田山西煤层气分公司相关负责人说。 沁水煤层气田的变化是山西近年来煤层气发展的一个缩 ...

公司业务发展 - 公司下半年计划新增投产深层煤层气水平气井21口 不包括正生产的气井[1] - 公司是一家集能源投资和园艺用品设计研发为核心的技术型企业 现阶段主要着力于发展天然气开采业务[1] 行业活动参与 - 公司董事长兼总经理王志红出席2025年上海辖区上市公司集体接待日暨中报业绩说明会 该活动于9月19日在全景网举行[1]

气田生产管理优化 - 公司通过优化气井全生命周期管理、深化老井潜力挖掘及推行"2+N"产能核定模式破解气井管理压力 [1] - 公司强化产量管理、动态监测和科技创新，实现气藏管理指标持续向好，并精准实施气井增产措施提升老井产量贡献 [1] - 公司适度关停高产液及边远低产井以提高气田采收率，并为气井定制生产方案 [1] 老井潜力挖掘与技术措施 - 公司通过查层补孔、老井侧钻和水层封堵等进攻性措施挖掘低产气井潜力，提高单井产量和气井利用率 [2] - 公司针对次产层发育区域提出井位建议，提高储量动用程度并降低气田综合递减率 [2] - 单井产量保持0.56万立方米，气井开井时率达99.3%、利用率达97.9%，新井初期递减率为27% [2] 产能核定与动态分析 - 公司采用"2+N"产能核定模式，以集气站为单元、递减规律为依据分阶段评价产能，并进行逐级修正 [2] - 公司开展气井-集气站-区块-全厂四级产能动态分析，覆盖4000余口气井和23座集气站，集中讨论分析9次 [2]

公司调研活动概况 - 首华燃气科技于9月11日至16日接受渤海财险、工银瑞信等40家机构特定对象调研 [1] - 公司董事会秘书兼副总经理张骞及证券事务代表王竹林负责接待并回应投资者问题 [1][2] - 活动形式包含上海办公室现场及线上会议 [2] 天然气产量与目标 - 上半年完成天然气产量4.23亿立方米 距全年9亿立方米目标尚差4.77亿立方米 [3] - 当前日产量维持在270万立方米左右 新气井投产后有望提前达成年度目标 [3] - 下一步将瞄准年末日产320万立方米目标 [3] 财务数据与资本开支 - 上半年无形资产计提摊销3267万元 确认股权激励股份支付996万元（其中534万元直接计入当期费用） [3] - 2025年资本性开支预算约15亿元 上半年购建资产现金支出约5亿元 [3] - 上半年经营活动净现金流达8亿元 预计全年经营净现金流可覆盖资本开支 [3] 气井开发与资源储备 - 今年投产一口致密气水平井 水平段长度1200米且砂岩钻遇率达100% [3] - 该井初产气量12万立方米/日 当前稳定在14万立方米/日 [3] - 2024-2025年新增煤层气探明地质储量887.4亿立方米 [3] 成本控制与效率提升 - 新井投产后单方折耗成本从2024年0.85元/立方米降至0.53元/立方米 [3] - 基础设施投运和新工艺应用进一步降低投资成本 [3] - 气量增长显著摊薄单位生产运营成本 [3] 政策支持与管输能力 - 非常规天然气开采享受清洁能源专项发展资金及增值税先征后退政策 [3] - 致密气、煤层气奖补资金预计今年四季度落地 具体金额依产量增长确定 [3] - 永西连接线管输能力达300万立方米/日且已满负荷运行 今年输气量预计突破9亿立方米 [3] - 计划将管输能力提升至400万立方米/日并预留扩展空间 扩建项目资本开支控制在1亿元以内 [3] 资本运作与股权结构 - 今年预计不会新增金融负债 重点推进可转债转股及优化融资成本 [3] - 9月5日签署股份转让补充协议 控制权变更工作按流程推进 [3]

产量与生产目标 - 上半年完成天然气产量4.77亿方，全年目标为9亿方，剩余需完成4.23亿方 [2] - 当前日产量约270万方，目标年末日产量提升至320万方 [2] - 新投产致密气水平井初产12万方，当前日产量约14万方，砂岩钻遇率100% [4] 财务与资本开支 - 2025年资本性开支计划约15亿元，上半年已支付5亿元 [4] - 上半年经营活动净现金流8亿元，预计可覆盖全年资本开支 [4] - 无形资产摊销3267万元，股权激励股份支付996万元（其中直接计入费用534万元） [3] - 预计无需新增金融负债，重点优化资产负债结构及融资成本 [4] 成本与效率优化 - 煤层气单井投资成本降至2900万元（不含税），单井生命周期累产（EUR）约5500万方 [5] - 新井单方投资成本（折耗）约0.53元/方，2024年实际折耗为0.85元/方 [5] - 气量增长可摊薄固定成本（如管理费、折旧等），单位生产运营成本具备下降潜力 [5] 资源基础与开发策略 - 2024年4月及2025年3月新增煤层气探明地质储量887.4亿立方米 [6] - 开发策略以深层煤层气为主，兼探致密气，综合立体开发 [6] 政策支持与补贴 - 清洁能源专项发展资金补贴预计2025年四季度落地 [6] - 煤层气增值税先征后退政策预计2026年下半年至2027年逐步享受 [6] 基础设施扩建 - 永西连接线当前输气能力300万方/日，已满负荷运行 [7] - 计划扩建至400万方/日，预留额外400万方扩展空间，资本开支控制在1亿元以内 [7] - 2025年预计输气量突破9亿方，有望超10亿方 [7] 公司治理进展 - 控制权变更交易双方于2025年9月5日签署补充协议，相关工作按流程推进中 [7]

页岩气勘探突破 - 四川盆地资阳页岩气田两口井测试产量均超百万立方米 刷新我国页岩气产量纪录[1] - 其中一口井测试日产气量达到140.7万立方米 开发气藏为距今5.4亿年前的寒武系页岩层系[1] - 高产井位于地下4500米以深区域 属于超深层页岩气勘探范围[1] 技术突破与创新 - 首次采用国内最大尺度携砂压裂一体化装置 创新形成超深层页岩气压裂技术[1] - 突破复杂地质工程条件挑战 包括难钻地层厚、埋藏深、压力高、温度高等难题[1] - 实现页岩气勘探开发广度和深度上的战略突破 拓展开发空间和资源潜力[1]

公司勘探突破 - 中国石化资阳页岩气田两口井测试产量均超百万立方米 刷新我国页岩气产量纪录[1] - 其中一口井测试日产气量达到140.7万立方米[1] 地质层系特征 - 开发气藏为距今5.4亿年前的寒武系页岩层系[1] - 该层系是全球实现规模勘探最古老的页岩层系[1] - 属于新类型页岩气资源[1]