乐东22-1气田综合调整项目开工建设 我国首个海上边际气田群启动二次开发 海南日报讯(海南日报全媒体记者 邵长春 通讯员 汪洋 宁思雅)12月24日，中国海油海南分公司发 布消息，该公司所属乐东22-1气田综合调整项目开工建设，标志着我国首个海上边际气田群乐东气田群 正式启动二次开发，对保障自贸港能源供给、推动海南海洋能源现代化产业发展具有重要意义。 乐东气田群位于海南莺歌海盆地，是东方气田群的重要组成部分，其主要生产设施距离三亚市约 130千米，包含乐东22-1、乐东15-1、乐东10-1等气田和一套水下生产系统，是我国首个海上边际气田 群。气田群首批气井于2009年投产，到目前已累计生产天然气超过255亿立方米，主要供给海南岛本岛 工业和民生用户。 "储量规模小、长期稳产难、经济性差，是海上边际气田开发要面对的主要难题。"中国海油海南分 公司乐东22-1气田综合调整项目经理宾志湘说，在连续十多年的开采过程中，中国海油采用多项精益管 理举措提高气井产出，气田的整体采收率大幅提升。 在充分评估现有技术手段效果和经济收益后，中国海油决定采用"新老结合"的思路对乐东气田群进 行二次开发，同时借鉴崖城13-1气田、 ...

公司运营与生产里程碑 - 截至12月23日，涪陵页岩气田累计产气量超过800亿立方米 [1] - 目前日均产气量稳定在2350万立方米 [1] - 当前产量可满足约4700万户家庭的日常用气需求 [1] - 该气田于2012年底实现重大勘探突破，并于2014年3月投入商业开发 [1] - 2024年，涪陵页岩气田累计探明储量突破1万亿立方米 [1] 行业地位与技术发展 - 涪陵页岩气田是中国首个投入商业开发的大型页岩气田 [1] - 中国页岩气藏相比北美地质条件更复杂、埋藏更深，开采难度更大 [1] - 公司逐步探索形成了适用于南方海相页岩气的“二元富集”理论 [1] - 公司充分发挥全产业链优势，自主研发了网电钻机、全电压裂机组等装备 [1] - 页岩气开采关键设备已全部实现国产化 [1]

文章核心观点 - 中国石化涪陵页岩气田累计产量突破800亿立方米，成为保障长江经济带能源供应、推动高质量发展的重要清洁能源基地，并展示了公司在复杂地质条件下实现页岩气高效勘探开发的技术实力与全产业链优势 [2][3] 产量与运营里程碑 - 截至12月23日，涪陵页岩气田累计产气量超过800亿立方米 [2] - 气田最高日产量达到2580万立方米，目前日均产量稳定在2350万立方米 [2] - 当前日均产量可满足约4700万户家庭的日常用气需求 [2] - 气田于2017年如期建成100亿立方米年产能，成为我国首个百亿方页岩气田 [2] - 2024年，气田累计探明储量突破1万亿立方米 [2] 市场与区域影响 - 气田为长江经济带沿线6省2市70多个城市、超过2亿居民供应绿色清洁能源 [2] - 气田的开发有效助力长江经济带高质量发展 [2] 开发历程与行业地位 - 涪陵页岩气田是我国首个投入商业开发的大型页岩气田 [2] - 气田于2012年底实现重大勘探突破，2014年3月投入商业开发 [2] - 气田的开发创造了我国页岩气开发的“涪陵速度” [2] 技术与研发成就 - 针对我国页岩气藏地质条件更复杂、埋藏更深、开采难度大的挑战，公司探索形成南方海相页岩气“二元富集”理论 [3] - 公司创新形成了页岩气地质综合评价、水平井组优快钻井、长水平井高效压裂等六大核心技术体系 [3] - 公司构建了具有中国特色的页岩气立体开发模式 [3] - 公司自主研发网电钻机、全电压裂机组等装备工具，关键设备全部实现国产化 [3] 产业链与战略优势 - 公司充分发挥全产业链优势，有力支撑和引领我国页岩气产业高质量发展 [3]

核心观点 - 延长石油气田公司已提前并超额完成年度天然气生产计划，目前正全力冲刺更高的“稳增长”产量目标，展现出强劲的生产能力和运营效率 [1][6] 生产业绩与目标 - 截至12月21日，公司累计生产天然气118.02亿立方米，提前10天完成年初118亿立方米的计划任务 [1] - 公司当前正锚定集团公司额外的4亿立方米“稳增长”产量目标，奋力实现全年122亿立方米的总生产任务 [5][6] - 截至12月23日，公司日产气量已连续4天稳定保持在4000万立方米以上 [5] 生产运营与管理 - 公司通过提前布局、制定季节性生产运行方案，并将产量任务精细分解到井区和流向，确保了产量半年过半和全年增产目标的实现 [3] - 建立了“日监控、周调度、月调整”的工作机制，优化装置检维修计划，使12个井区平均提前3天完成检修，累计增产1.26亿立方米 [3] - 推行“一井一档、一井一策”的气井精细化管理模式，有效释放了天然气产能，提升了生产运行效率 [3] 项目投产与产能建设 - 公司提前6个月完成了150亿立方米天然气产能倍增工程 [5] - 中区南项目试生产方案科学，下寺湾净化厂一次性试车成功，该项目全年贡献产量超过5亿立方米，成为拉动产量增长的关键力量 [5] - 按照“投产井优先”原则推进建井作业，克服连续降雨等恶劣天气影响，全年新建产能达22亿立方米 [5] 技术增产与气井管理 - 公司建立了以技术规范为基础的建井质量管理体系，全年成功获得5口百万方级别的高产气井，为稳产增产提供了新气源 [5] - 针对低产低效气井，通过建立差异化考核体系、专题推进、现场对标和常态化督查等方式优化运行模式，全年通过精细技术措施补充产量12.5亿立方米 [5] 面临的挑战与应对 - 公司今年面临供销环节不畅、设备运行不稳、井区稳产压力大等多重挑战 [3] - 公司紧扣“目标实现年”工作总基调，以老区稳产、新区达产、项目投产为主线，统筹施策、攻坚克难，圆满完成了各项目标任务 [3] 战略意义与贡献 - 公司业绩为实现“十四五”规划圆满收官打下了坚实基础 [1] - 公司的努力为保障国家能源安全、助力全省工业经济“稳增长”以及延长石油集团的高质量发展做出了重要贡献 [6]

核心观点 - 中国石化涪陵页岩气田作为中国首个商业开发的大型页岩气田，累计产量已超过800亿立方米，为长江经济带提供了稳定的清洁能源供应，并展示了中国在复杂地质条件下自主创新的页岩气开发能力 [1][2] 产量与运营里程碑 - 截至2025年12月23日，涪陵页岩气田累计产气量超过800亿立方米 [1] - 气田最高日产气量达到2580万立方米，目前日均产气量稳定在2350万立方米 [1] - 当前日均产量可满足约4700万户家庭的日常用气需求 [1] - 气田于2017年如期建成100亿立方米年产能，成为中国首个百亿方页岩气田 [1] - 2024年，气田累计探明储量突破1万亿立方米 [1] 市场与区域影响 - 气田为长江经济带沿线6省2市、70多个城市、2亿多居民供应绿色清洁能源 [1] - 气田的开发有效助力长江经济带高质量发展 [1] 技术与创新成就 - 中国石化针对中国页岩气藏地质条件更复杂、埋藏更深的特点，探索形成南方海相页岩气“二元富集”理论 [2] - 公司创新形成了包括页岩气地质综合评价、水平井组优快钻井、长水平井高效压裂在内的六大核心技术体系 [2] - 构建了具有中国特色的页岩气立体开发模式 [2] - 自主研发了网电钻机、全电压裂机组等装备工具，关键设备全部实现国产化 [2] 环保与可持续发展 - 气田推行“减量化-再利用-再循环”的清洁生产方式 [2] - 加大固体废物源头减量化技术研发和应用，从源头减少危险废物产生量 [2] - 构建全流程绿色开发体系，仅实施网电钻井作业一项，一年可减少二氧化碳排放15.5万吨 [2]

核心观点 - 青海油田在冬季天然气需求激增的背景下，通过一系列技术和管理措施，有效控制了气田产量递减，稳定并提升了天然气日产量，保障了甘青藏地区的供气需求 [1][3][4] 气田生产面临的挑战 - 气田面临储层地质特性先天不足、边水侵入加剧、工艺适配性不足等不利因素叠加，导致气田递减加剧 [3] - 具体生产中存在出水、出砂加剧以及管线刺漏频发等棘手难题 [3][4] 控制产量递减的措施与成效 - 树立“控递减”问题导向，实施降砂液面工程，将气区日递减控制在2.3万立方米 [3] - 加强砂液面控制，日维护量由736井次提升至858井次 [3] - 涩北气田通过气驱氮气替换、泡排气举工艺优化，将日递减控制在2.0万立方米 [3] - 优化泡排工艺，日工作量由276井次提升至310井次，日增气提升10万立方米 [3] - 推进集中气举，共实施18口井，日增气8万立方米 [3] 低压井提产技术突破 - 针对低压井提产难题，规模化应用“1.25英寸油管+双泡沫发生器+套管返出”工艺 [4] - 该工艺使日增气量由10月底的23.6万立方米大幅提升至62.9万立方米 [4] - 冲砂有效率≥75%，形成了低压井冲砂工艺技术模板 [4] - 通过连续油管冲砂攻关，实现井均日增气40万立方米以上 [4] 运行管理与设备维护 - 成立压缩机管理提升专班，严格执行管理要求，避免非计划停机 [4] - 针对管线刺漏，加强预警和壁厚检测，将单井管线刺漏消缺处置时间控制在4小时之内 [4] 保供背景与整体目标 - 柴达木盆地气温低至零下18摄氏度，周边地区气温持续走低，导致天然气需求激增 [1] - 公司攻坚稳产核心难题，聚力提升气田产能，全力稳定天然气产量，以保障甘青藏三省区民生与工业用气需求 [1]

核心观点 - 江汉油田涪陵页岩气田通过技术、工艺与数字化手段，在冬季用气高峰期间有效保障了天然气稳定供应，并实现了气田的稳产增产 [1] 生产运营表现 - 截至11月底，气田老井综合递减率控制在11%以内 [1] - 气田开井率提升至92.68% [1] - 气田综合采气时率提高至91.29% [1] 技术与工艺创新 - 围绕“排水、解堵、治漏”等生产瓶颈，建立了“诊断—分类—治理”三级技术流程，实施差异化排采治理 [1] - 气举工艺创新推行“一机多井”、“气举+增压一体化”、“气举+泡排”等复合模式 [1] - 深化排水采气工艺升级，根据地层产气产水特征，分类实施“增压+泡排”、“泡排+循环气举”等措施 [1] - 目前，日措施增气量达33.7万立方米，措施有效率达91.27% [1] 数字化与智能化转型 - 持续推进气藏管理平台升级，重点优化生产监控、措施智能统计与采输动态评价三大模块 [1] - 全面推动采气管理向智能化转型 [1] - 智慧采气系统已累计执行工艺智能决策200余次，技术措施有效率提升至86% [1] - 通过数字化手段实现了“效率提升”与“异常压降”双重突破 [1]

资源税法及核心优惠政策 - 《中华人民共和国资源税法》自2020年9月1日起施行，同时废止了1993年的暂行条例 [5] - 国务院对有利于促进资源节约集约利用、保护环境等情形，可以规定免征或减征资源税 [3] - 省、自治区、直辖市可对因意外事故或自然灾害遭受重大损失，以及开采共伴生矿、低品位矿、尾矿的纳税人，决定免征或减征资源税 [4] 具体税收优惠政策 - 对青藏铁路公司及其所属单位运营期间自采自用的砂、石等材料免征资源税 [6] - 在2027年12月31日之前，对页岩气资源税减征30% [7][9] - 自2023年1月1日至2027年12月31日，对增值税小规模纳税人、小型微利企业和个体工商户减半征收资源税 [9] - 自2023年9月1日至2027年12月31日，对充填开采置换出来的煤炭，资源税减征50% [9] - 增值税小规模纳税人、小型微利企业和个体工商户已依法享受其他资源税优惠政策的，可叠加享受减半征收的优惠政策 [9] 减免税计算方法与管理 - 纳税人可按产量占比法核算免税、减税项目的销售额或销售数量，公式为：当期免税、减税项目的应税产品销售额(销售数量)=当期应税产品总销售额(销售数量) ×（当期免税、减税项目应税产品产量÷当期应税产品总产量） [10] - 纳税人将免税、减税项目的应税产品自用于应缴税情形而无销售额的，按平均销售价格法核算销售额，公式为：当期免税、减税项目的应税产品销售额=当期免税、减税项目应税产品自用量 × 当期纳税人应税产品的平均销售价格 [10] - 纳税人开采或生产同一应税产品符合多项减征优惠政策的，除另有规定外，只能选择其中一项执行 [10] - 纳税人销售免税、减税项目的应税产品，需留存相关增值税发票等合法有效凭据备查 [10] - 采用产量占比法或平均销售价格法核算的，需留存免税、减税应税产品的产量台账等资料备查 [11] 衰竭期矿山优惠政策细则 - 纳税人申报享受衰竭期矿山优惠政策，需留存《采矿许可证》复印件、《矿产资源储量核实报告》等有关材料 [11] - 衰竭期矿山的判定标准可由纳税人选择按剩余可开采储量或剩余开采年限确定，一经选择不得变更 [11] - 按剩余可开采储量作为判定标准的矿山，享受税收优惠的累计销售数量不得超过原设计可开采储量的20% [11] - 剩余可开采储量计算公式为：剩余可开采储量=可开采储量-累计采出量 [12] - 按剩余开采年限作为判定标准的矿山，享受税收优惠的累计时长不得超过五年 [12] - 剩余开采年限计算公式为：剩余开采年限=剩余可开采储量÷[最近一次核准或核定的年生产能力×储量备用系数×（1-矿石贫化率）] [13] - 油气田和水气矿山关于衰竭期的判定标准参照上述规定执行，其中油气田以单个油气田(藏)开发单元为单位确定 [13] 煤炭充填开采优惠政策细则 - 纳税人申报享受煤炭充填开采优惠政策，需留存《采矿许可证》复印件、煤炭资源充填开采利用方案、井上井下工程对照图、第三方技术评估报告、充填开采台账等有关资料 [13] - 在充填开采工作面已安装计量装置的，按实际计量的称重数量作为充填开采置换出来的煤炭数量 [13] - 未安装计量装置的，按当期注入充填物体积和充采比计算充填开采置换出来的煤炭数量 [13] - 煤炭充填开采是指向采空区或离层带等空间充填矸石、粉煤灰、建筑废料以及专用充填材料的煤炭开采技术 [13]

核心观点 - 中石油煤层气公司运营的大吉气田煤岩气产量实现快速增长，日产气量达1012万立方米，同比增长56%，并已建成300万吨油气当量年产能，对保障国家能源安全具有重要意义 [1] 产量与规模 - 大吉气田煤岩气日产量连续突破700万、800万、900万、1000万立方米关口，实现“每季换字头”的稳步跨越 [1] - 气田已建成年产量300万吨油气当量规模 [1] - 吉深11-6井台3口井累计产气超1亿立方米，成为该气田第15个累计产气破亿方的煤岩气高产井台 [6] - 吉深10-8平01井作为“标杆井”，投产30个月累计产气突破7300万立方米 [6] 技术与创新突破 - 公司创新构建煤岩气富集理论体系，成功研发“黑金靶体织密缝网压裂”、“地质工程一体化导向”、“3000米超长水平段”等关键核心技术 [3] - 公司突破传统理论，在2019年通过大吉3-7向2井在埋深2000米以下的8号煤岩段获得工业气流，成为我国首口煤岩气发现井 [3] - 2021年10月，吉深6-7平01井测试日产气10.1万立方米，成为我国第一口深层煤岩气商业开发突破井 [3] - 公司创新深部煤储层“大规模碎裂贯通式”改造理念，构建“极限体积压裂”技术路径 [3] - 吉深8-3平01井水平段完钻3036米，刷新国内煤岩气水平段最长纪录 [6] - 吉深8-5井台创新应用焖井控压投产技术，自喷稳产周期较常规井台延长3倍以上 [6] 资源与地质认识 - “十四五”之前，传统勘探理论认为埋深超1500米的煤层储集能力差、含气量低、开发成本高，被视为开发“禁区” [3] - 科研团队揭示深部煤岩层段气体“吸附-游离”双相赋存模式，创新形成具有自主知识产权的五大核心技术 [5] - 大吉区块探明世界级首个超大型深层煤层（岩）气田，荣获中国地质学会2024年十大找矿重大成果 [6] 行业地位与荣誉 - 中石油煤层气公司是引领煤层气产业发展的“排头兵”，将煤岩气开发列为战略主攻方向 [3] - 公司牵头完成的“鄂尔多斯盆地煤岩气高效勘探全面突破”成果荣获中国石油勘探特等奖 [6] - 煤岩气主力生产区临汾采气管理区获评“中国石油十佳采气厂” [6] - 大吉气田已成为煤岩气开发的示范标杆，高产井群效应凸显 [6] 单井表现与纪录 - 单井最高日产气超10万立方米，较中浅层气井产量提升一个数量级 [6] - 吉深10-8平01井创下稳产时间、稳产能力、单井EUR（最终可采储量）三项纪录 [6]

行业趋势：山西省非常规天然气产量增长与角色转变 - 山西省2024年前10个月非常规天然气累计产量达152亿立方米，同比增长7.5%，创历史同期新高 [1] - 2024年山西省非常规天然气总产量达167.2亿立方米，已从过去的天然气输入省转变为输出省，成为京津冀等地区的供应地之一 [3] 资源潜力：煤岩气资源特征与分布 - 煤岩气是一种特殊类型的非常规天然气，其储层类型与煤层气相似，赋存特征与页岩气相似，开发方式与页岩气、致密气相似 [1] - 煤岩气资源广泛分布于鄂尔多斯、四川、准噶尔等含煤盆地，预测资源量超过40万亿立方米 [1] 技术突破：大吉气田开发与创新工艺 - 位于山西吕梁山腹地的大吉气田，煤岩气资源量估算约6000亿立方米，由中石油煤层气有限责任公司主导开发 [3] - 为应对开采难题，公司创新实施全生命周期一体化控压排采工艺，形成“焖井置换、高效返排、合理排液、控压生产”一体化管控模式 [3] - 该气田先导性实验项目于2019年开始建设 [3] 产量提升：大吉气田产能与产量增长 - 大吉气田今年以来新增投产井30多口，带动年产能提升约10亿立方米 [3] - 目前该气田日均生产煤岩气超过680万立方米，较去年同期增长50%以上 [3]