行业与公司战略定位 - 中国石油页岩油年产量突破700万吨，标志着中国陆相页岩油正式迈入规模效益开发新阶段[1] - 非常规油气正从“潜力资源”加速转变为“现实产能”，成为筑牢国家能源安全的关键增量[1] - “十四五”以来，公司将页岩油、页岩气、煤岩气等非常规油气作为战略性接替领域，以科技自立自强破解开发难题，探索出一条具有中国特色的非常规油气发展之路[1] 资源禀赋与战略价值 - 全球页岩油储量在11万亿吨至13万亿吨之间，页岩气资源量约为456万亿立方米，是当前世界常规天然气探明总储量的2倍以上[2] - 中国页岩油可采储量居世界第三位，页岩气储量位居世界前列，埋深大于2000米的煤岩气资源量预测超40万亿立方米[2] - 随着陆上主力油田逐渐进入开发中后期，稳产压力加大，非常规油气的战略价值日益凸显[2] 页岩油开发成果 - 在鄂尔多斯盆地，长庆油田页岩油累计产量突破2000万吨，仅用3年时间实现从1000万吨到2000万吨的跨越，成为全球首个实现规模效益开发的陆相页岩油田[3] - 在准噶尔盆地，吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区年产页岩油超170万吨[3] - 在松辽盆地，大庆古龙陆相页岩油国家级示范区2025年产量突破100万吨[3] 页岩气与煤岩气开发成果 - 中国石油川南页岩气田年产页岩气突破160亿立方米，约占中国页岩气年产量的60%，累计产气量突破1000亿立方米[4] - 中国煤岩气地质资源量可达50万亿立方米，在鄂尔多斯盆地，公司已探明3个千亿立方米级大气田，地质储量突破5000亿立方米，建成首个百万吨级深层煤岩气田——大吉煤岩气田[4] - 预计到2035年，中国有望建成300亿立方米以上的煤岩气生产能力[4] 技术创新与突破 - 公司创新构建煤岩气富集理论体系，自主研发“黑金靶体织密缝网压裂”、“地质工程一体化导向”等关键核心技术，为气田规模开发注入科技动力[5] - 针对中国陆相页岩油非均质性强的问题，长庆油田放弃北美“大段多簇”模式，自主开发并成功应用“多段少簇”式开采方式，显著提升地层能量和油井产量[5] - 大庆油田团队通过部署39口取芯井、采集640多万个数据，创建原位成藏理论，破解古龙页岩油富集高产“密码”，部署的十几口水平井均实现立体高产[6][7] 管理与效益提升 - 吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区以全生命周期管理理念保障经济效益，通过“六化”（一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数智化管理、绿色化发展）落实，使桶油成本显著下降，实现规模效益开发[7] 绿色低碳发展 - 新疆吉木萨尔示范区通过“平台式立体部署”，将单井占地面积压缩至原来的一半[9] - 长庆油田采用钻井“泥浆不落地”处理系统，年节水超80万立方米，并攻坚二氧化碳泡沫压裂、液氮无水压裂等前沿替代技术[9] - 通过二氧化碳前置压裂技术，将90%以上的二氧化碳永久封存于地下，实现油藏提产与“碳库”扩容[9] - 长庆油田累计建成2780座光伏发电站，累计发电量突破10亿千瓦时，其中合H9平台日发电量达8000千瓦时，可完全满足平台生产用电，年减排二氧化碳约2900吨[10][11] - 2024年，中国天然气表观消费量4260.5亿立方米，同比增长8%，非常规天然气快速上产为优化能源结构、落实“双碳”目标提供支撑[11] 未来展望 - 西南油气田力争到2030年底全面达成页岩革命目标[11] - 站在“十五五”新起点上，中国石油将进一步突出创新驱动，深化非常规领域赋存规律等科学研究，以数智化转型构建智能化应用场景[11]

文章核心观点 - 中国石油页岩油年产量突破700万吨，标志着中国陆相页岩油正式进入规模效益开发新阶段，非常规油气正从“潜力资源”加速转变为“现实产能”，成为保障国家能源安全的关键增量 [1] - 公司通过向非常规资源要产量、向技术创新要动力、向绿色低碳要未来，探索出一条具有中国特色的非常规油气发展之路 [1] 非常规油气战略地位与资源禀赋 - 非常规油气需用新技术改变储集层渗透率才能实现经济开采，包括页岩油气、致密油气、煤岩气等 [2] - 全球页岩油储量在11万亿吨至13万亿吨之间，页岩气资源量约为456万亿立方米，是当前世界常规天然气探明总储量的2倍以上 [2] - 中国页岩油可采储量居世界第三位，页岩气储量位居世界前列，埋深大于2000米的煤岩气资源量预测超40万亿立方米 [2] - 加强页岩油勘探开发已被列入“十四五”能源、油气发展规划，其战略价值随着常规油田稳产压力加大而日益凸显 [2] 非常规油气产量突破与进展 - **页岩油**：在鄂尔多斯盆地，长庆油田页岩油累计产量突破2000万吨，仅用3年时间实现从1000万吨到2000万吨的跨越 [3]；准噶尔盆地吉木萨尔国家级示范区年产页岩油超170万吨 [3]；松辽盆地大庆古龙国家级示范区2025年产量突破100万吨 [3] - **页岩气**：中国石油川南页岩气田年产页岩气突破160亿立方米，约占中国页岩气年产量的60%，累计产气量突破1000亿立方米 [3] - **煤岩气**：中国煤岩气地质资源量预测可达50万亿立方米 [4]；在鄂尔多斯盆地，公司已探明3个千亿立方米级大气田，地质储量突破5000亿立方米，建成首个百万吨级深层煤岩气田——大吉煤岩气田 [4]；预计2035年中国有望建成300亿立方米以上的煤岩气生产能力 [4] 关键技术突破与自主创新 - 针对中国陆相页岩油非均质性强、地质条件迥异的特点，公司摒弃简单照搬北美模式，坚持自主创新 [6] - 长庆油田将自主开发的“多段少簇”式开采方式应用于实践，替代北美通用的“大段多簇”布缝方式，成功契合当地地质条件，提升了地层能量和油井产量 [6] - 大庆油田团队通过部署39口取芯井、采集640多万个数据等深入研究，破解古龙页岩油富集高产“密码”，创建了原位成藏理论，并部署了十几口实现立体高产的水平井 [7] - 大吉煤岩气田通过自主研发“黑金靶体织密缝网压裂”等关键核心技术，支撑了气田的规模开发 [6] 经济效益与开发管理模式 - 吉木萨尔国家级示范区以全生命周期管理理念保障经济效益，通过“六化”（一体化统筹、专业化协同等）落实，使桶油成本显著下降，实现规模效益开发 [8] - 新疆油田成立页岩油产能建设工作专班，变“各管一段”为“建管一体”，实现分工明确、责任共担 [8] 绿色低碳与新能源发展 - 在非常规油气开发中贯彻绿色低碳理念，例如吉木萨尔示范区通过“平台式立体部署”将单井占地面积压缩至原来的一半 [9] - 长庆油田打造节水减排立体防控体系，采用钻井“泥浆不落地”处理系统，年节水超80万立方米，并攻坚二氧化碳泡沫压裂等前沿替代技术以减少清水依赖 [9] - 应用二氧化碳前置压裂技术，可将90%以上的二氧化碳永久封存于地下，实现油藏提产与碳封存 [10] - 长庆油田“见缝插针”布局光伏发电系统，例如合H9平台日发电量达8000千瓦时可满足平台生产用电，年减排二氧化碳约2900吨；全油田累计建成2780座光伏发电站，累计发电量突破10亿千瓦时 [10] - 长庆油田打造500亩碳汇林，预计可固碳9217吨，与二氧化碳驱油项目形成“减排固碳”双向呼应 [10] 行业影响与未来展望 - 2024年中国天然气表观消费量4260.5亿立方米，同比增长8%，非常规天然气快速上产为优化能源结构、落实“双碳”目标提供支撑 [11] - 非常规天然气的规模化供应加速了当地工业与民用领域的“气代油”进程，助力污染防治与低碳转型 [11] - 西南油气田力争到2030年底全面达成页岩革命目标 [11] - 公司将在“十五五”期间进一步突出创新驱动，深化非常规领域基础研究，并以数智化转型构建智能化应用场景 [11]

文章核心观点 - 中国石油将非常规油气（页岩油、页岩气、煤岩气）作为战略性接替领域，通过科技自立自强与绿色低碳发展，实现了产量的跨越式增长，探索出一条中国特色发展道路，为保障国家能源安全提供了关键增量 [1] 非常规油气的战略地位与资源禀赋 - 非常规油气需用新技术改变储集层渗透率才能实现经济开采，包括页岩油气、致密油气、煤岩气等 [2] - 全球页岩油储量在11万亿吨至13万亿吨之间，页岩气资源量约为456万亿立方米，是当前世界常规天然气探明总储量的2倍以上 [2] - 中国页岩油可采储量居世界第三位，页岩气储量位居世界前列，埋深大于2000米的煤岩气资源量预测超40万亿立方米 [2] - 加强页岩油勘探开发已被列入“十四五”能源、油气发展规划 [2] 中国石油非常规油气产量成果 - 中国石油页岩油年产量突破700万吨，标志着中国陆相页岩油正式迈入规模效益开发新阶段 [3] - 鄂尔多斯盆地长庆油田页岩油累计产量突破2000万吨，仅用3年时间实现从1000万吨到2000万吨的跨越，成为全球首个实现规模效益开发的陆相页岩油田 [4] - 准噶尔盆地吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区年产页岩油超170万吨 [4] - 松辽盆地大庆古龙陆相页岩油国家级示范区2025年产量突破100万吨 [4] - 中国石油川南页岩气田年产页岩气突破160亿立方米，约占中国页岩气年产量的60%，累计产气量突破1000亿立方米 [4] - 中国石油在鄂尔多斯盆地已探明3个千亿立方米级煤岩气田，地质储量突破5000亿立方米，建成首个百万吨级深层煤岩气田——大吉煤岩气田 [5] - 中国石油煤岩气重点实验室研究成果显示，中国煤岩气地质资源量可达50万亿立方米 [5] 技术突破与自主创新 - 中国石油煤层气公司创新构建煤岩气富集理论体系，自主研发“黑金靶体织密缝网压裂”等关键核心技术 [6] - 针对陆相页岩油非均质性强的问题，长庆油田放弃北美“大段多簇”布缝方式，自主开发并应用“多段少簇”式开采方式，成功提升地层能量和油井产量 [6] - 大庆油田团队通过部署39口取芯井、采集640多万个数据，破解古龙页岩油富集高产“密码”，创建原位成藏理论，部署的十几口水平井均实现立体高产 [7] - 吉木萨尔示范区通过“建管一体”组织模式和“六化”（一体化统筹、专业化协同等）管理理念，使桶油成本显著下降，实现规模效益开发 [8] 绿色低碳发展与新能源应用 - 新疆吉木萨尔示范区通过“平台式立体部署”，将单井占地面积压缩至原来的一半 [9] - 长庆油田采用钻井“泥浆不落地”处理系统，实现钻井废液无害化处理后循环利用，并攻坚二氧化碳泡沫压裂等技术，年节水超80万立方米 [9] - 新疆吉庆油田应用二氧化碳前置压裂技术，将90%以上的二氧化碳永久封存于地下，实现油藏提产与碳封存 [9] - 长庆油田在合H9平台建设200多块光伏板，日发电量达8000千瓦时，可完全满足平台生产用电，年减排二氧化碳约2900吨 [10] - 长庆油田累计建成2780座光伏发电站，累计发电量突破10亿千瓦时 [10] - 长庆油田与地方政府合作打造500亩碳汇林，预计可固碳9217吨 [10] 行业影响与未来展望 - 非常规油气正从“潜力资源”加速转变为“现实产能”，成为筑牢国家能源安全的关键增量 [3] - 非常规天然气（页岩气、煤岩气）快速上产，为优化能源结构、落实“双碳”目标提供支撑，2024年中国天然气表观消费量4260.5亿立方米，同比增长8% [10] - 中国科学院院士邹才能认为，2035年中国有望建成300亿立方米以上的煤岩气生产能力 [5] - 西南油气田力争到2030年底全面达成页岩革命目标 [10] - 中国石油将在“十五五”期间进一步突出创新驱动，深化非常规领域科学研究，并以数智化转型构建智能化应用场景 [11]

文章核心观点 - 中国石油非常规油气（页岩油、页岩气、煤岩气）开发取得重大突破，产量实现跨越式增长，标志着中国陆相页岩油正式迈入规模效益开发新阶段，非常规油气正从“潜力资源”加速转变为“现实产能”，成为保障国家能源安全的关键增量 [1] - 公司通过坚持原创技术攻关、走与地质条件深度适配的自主创新之路，破解了非常规油气开发的世界级难题，实现了效益开发 [2][6][8] - 公司在非常规油气开发中贯穿绿色低碳理念，通过集约用地、节水减排、二氧化碳利用与封存、发展新能源等方式，推动生产方式的绿色转型 [9][10] 非常规油气战略地位与资源禀赋 - 非常规油气（包括页岩油气、致密油气、煤岩气等）需用新技术改变储集层渗透率才能实现经济开采 [2] - 全球页岩油储量在11万亿吨至13万亿吨之间，页岩气资源量约为456万亿立方米，是当前世界常规天然气探明总储量的2倍以上 [2] - 中国页岩油可采储量居世界第三位，页岩气储量位居世界前列，埋深大于2000米的煤岩气资源量预测超40万亿立方米 [2] - 加强页岩油勘探开发已被列入“十四五”能源、油气发展规划，随着陆上主力油田进入开发中后期，非常规油气的战略价值日益凸显 [2] 页岩油开发成果 - 中国石油页岩油年产量突破700万吨 [1] - 鄂尔多斯盆地长庆油田页岩油累计产量突破2000万吨，仅用3年时间实现从1000万吨到2000万吨的跨越，成为全球首个实现规模效益开发的陆相页岩油田 [3] - 准噶尔盆地吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区年产页岩油超170万吨，解决了“甜点识别难、储层改造难、效益开发难”三大世界级难题 [3] - 松辽盆地大庆古龙陆相页岩油国家级示范区2025年产量突破100万吨 [3] 页岩气与煤岩气开发成果 - 中国石油川南页岩气田年产页岩气突破160亿立方米，约占中国页岩气年产量的60%，累计产气量突破1000亿立方米，成为中国首个累计产气量跨越千亿立方米大关的页岩气田 [3] - 中国煤岩气地质资源量可达50万亿立方米，在鄂尔多斯盆地，公司已探明3个千亿立方米级大气田，地质储量突破5000亿立方米，建成首个百万吨级深层煤岩气田——大吉煤岩气田 [4] - 预计到2035年，中国有望建成300亿立方米以上的煤岩气生产能力 [4] 技术创新与自主突破 - 针对中国陆相页岩油非均质性强、地质条件迥异的特点，公司放弃简单照搬北美经验，通过自主创新取得成功 [6] - 长庆油田放弃北美“大段多簇”布缝方式，自主开发并应用“多段少簇”式开采方式，显著提升地层能量和油井产量 [6] - 大庆油田团队通过部署39口取芯井、采集640多万个数据、进行高倍显微镜观察，破解古龙页岩油富集高产“密码”，创建了原位成藏理论，并部署了十几口实现立体高产的水平井 [7] - 大吉煤岩气田通过自主研发“黑金靶体织密缝网压裂”、“地质工程一体化导向”等关键核心技术，为规模开发注入科技动力 [5] 效益开发与管理模式 - 吉木萨尔示范区以全生命周期管理理念保障经济效益，通过“六化”（一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数智化管理、绿色化发展）落实，使桶油成本显著下降，实现规模效益开发 [8] - 新疆油田成立吉木萨尔页岩油产能建设工作专班，变以往“各管一段”为“建管一体”的组织形式 [7] 绿色低碳发展实践 - 新疆吉木萨尔示范区通过“平台式立体部署”，将单井占地面积压缩至原来的一半 [9] - 长庆油田打造节水减排立体防控体系，采用钻井“泥浆不落地”处理系统，实现废液无害化处理后循环利用，并攻坚二氧化碳泡沫压裂、液氮无水压裂等前沿替代技术，年节水超80万立方米 [9] - 新疆吉庆油田应用二氧化碳前置压裂技术，将超临界态二氧化碳用于压裂，既能提高产量，又能将90%以上的二氧化碳永久封存于地下 [9][10] - 长庆油田在合H9平台建设200多块光伏板，日发电量达8000千瓦时，可完全满足平台生产用电，年减排二氧化碳约2900吨；全油田累计建成2780座光伏发电站，累计发电量突破10亿千瓦时 [10] - 长庆油田与地方政府合作打造500亩碳汇林，预计可固碳9217吨 [10] - 非常规天然气（页岩气、煤岩气）的快速上产为优化能源结构、落实“双碳”目标提供了坚实支撑，2024年中国天然气表观消费量4260.5亿立方米，同比增长8% [10] 未来发展规划 - 西南油气田力争到2030年底全面达成页岩革命目标 [11] - 站在“十五五”新起点，中国石油将进一步突出创新驱动，深化非常规领域赋存规律等科学问题研究，全面提升管理水平，以数智化转型构建智能化应用场景 [11]

核心观点 - 中国第一大油气田长庆油田在2021年至2025年期间，生产经营展现出强劲势头，五年累计生产油气当量超3亿吨，为保障国家能源安全提供了坚实保障[1][3] 产量与储量 - 公司五年累计生产油气当量超3亿吨[1] - 油气当量已连续第6年稳产6000万吨以上[3] - 通过五年持续勘探，形成了五个十亿吨规模含油区和五个万亿方整装含气区[1] - 天然气年产能力稳定在500亿方[3] 技术突破与生产管理 - 面对“低渗、低压、低丰度”的世界级开发难题，深化油气分布规律研究，持续加强科技攻关[1] - 系统攻关试验低渗透油藏提采技术，实施靖安、姬塬2个重点压舱石工程[3] - 加强老井精细管理，使气田综合递减率降至19.5%[3] - 实施煤岩气“无砂”压裂作业，为煤岩气效益开发开辟新路径[3] 非常规油气开发 - 大力推进以页岩油、致密气、煤岩气为代表的非常规油气开发革命[3] - 建成中国最大页岩油生产基地，连续五年保持30万吨以上规模增长，2025年页岩油产量创历史新高[3] - 苏里格气田实现致密气规模效益开发[3] 绿色发展与新能源 - 五年来主动封停油气水井1.4万余口，在生态敏感区放弃油气当量46万吨，栽种绿植210多万株[3] - 建成2900座光伏发电站，光伏装机总规模达36.4万千瓦，累计发电量突破11亿千瓦时[3] - 构建起“油气+新能源”多能互补发展格局[3]

核心观点 - 中石油煤层气公司在大吉气田的煤岩气开发取得重大突破，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] - 公司通过理论创新和技术攻关，成功突破了传统上埋深超过1500米的煤层气开发“禁区”，实现了深层煤岩气的效益开发，并获得了多项国家级荣誉 [1][2] - 大吉气田已成为行业示范标杆，高产井群效应显著，单井产量、累产气量及钻井技术均创下多项纪录 [3] 产量与规模 - 大吉气田煤岩气日产气量于12月8日达到1012万立方米，同比增长56% [1] - 今年以来，气田日产量连续突破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] 技术与理论突破 - 公司创新构建了煤岩气富集理论体系，并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 [1] - 传统理论认为埋深超1500米的煤层是开发“禁区”，公司于2019年通过首口试验井在埋深2000米以下获得工业气流，突破了传统认知 [1] - 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，并于2021年实现我国第一口深层煤岩气商业开发突破井，测试日产气10.1万立方米 [2] - 公司揭示深部煤岩层段气体“吸附—游离”双相赋存模式，形成具有自主知识产权的五大核心技术 [2] 成就与荣誉 - 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 [2] - 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” [2] - 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 [2] 气田开发标杆与纪录 - 单井最高日产气量超过10万立方米，较中浅层气井产量提升一个数量级 [3] - 吉深11—6井台3口井累计产气量超过1亿立方米，成为该气田第15个累产破亿方的煤岩气高产井台 [3] - 吉深10—8平01井作为“标杆井”，投产30个月累计产气量突破7300万立方米，创下稳产时间、稳产能力、单井EUR三项纪录 [3] - 吉深8—3平01井水平段完钻长度达3036米，刷新国内煤岩气水平段最长纪录 [3] - 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 [3]

大吉气田煤岩气开发突破与成就 - 大吉气田煤岩气日产气量于12月8日达到1012万立方米，同比增长56% [2] - 气田日产量年内连续突破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 [2] - 气田已建成年产量300万吨油气当量规模，对缓解天然气供需矛盾、保障国家能源安全具有重要意义 [2] 理论与技术突破 - “十四五”之前，埋深超1500米的煤层被视为开发“禁区”，全球鲜少关注其资源潜力 [4] - 公司于2019年8月通过首口煤岩试验井大吉3-7向2井探索酸压改造工艺，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 [4] - 公司创新构建煤岩气富集理论体系，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 [2] - 技术团队创新深部煤储层“大规模碎裂贯通式”改造理念，构建“极限体积压裂”技术路径 [6] - 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 [6] - 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 [6] 行业认可与荣誉 - 2024年12月，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] 气田开发成果与标杆表现 - 大吉气田高产井群效应凸显，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 [8] - 吉深11-6井台3口井累产气超1亿立方米，成为该气田第15个累产破亿方的煤岩气高产井台 [8] - 吉深10-8平01井作为“标杆井”，投产30个月累产突破7300万立方米，创下稳产时间、稳产能力、单井EUR三项纪录 [8] - 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 [8] - 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周期3倍以上 [8]

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]

公司运营与产量里程碑 - 长庆油田年产油气当量突破6000万吨 这是继2020年建成我国首个6000万吨级特大型油气田后 连续6年保持这一高产规模 [1] - 2024年 长庆油田年产油气当量创历史新高 占国内当年油气总产量的1/6 [2] 资源禀赋与开发挑战 - 长庆油田勘探开发区域主要分布在鄂尔多斯盆地 此处油气藏具有低压、低渗、低丰度“三低”特点 开发难度大 [2] 技术创新与增产成果 - 公司突破“三低”油气藏效益开发极限 先后建成国内首个300万吨页岩油生产基地、500亿立方米大气区 [2] - 在庆城页岩油庆H41平台建成国内首个水力压裂试验场 为提高单井产量、推进页岩油效益开发摸清了道路 [2] - 在陕西米脂煤岩气生产现场 首次实施煤岩气“零支撑剂”压裂作业 实现了煤岩气压裂由“液砂混合”到“纯液”的重大转变 [2] - 在陇东元284区块建成中国石油首个超低渗油藏转变注水开发方式示范区 采油速度提高4倍 区块年产油规模由4.8万吨提高到19.6万吨 [2]

煤岩气资源潜力与战略地位 - 中国煤岩气地质资源总量达50万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地资源量超过25万亿立方米，四川、塔里木、准噶尔、渤海湾和吐哈等盆地也具备高效勘探开发基础 [1] - 全国煤岩气累计探明地质储量已超过7000亿立方米，2024年产量为27亿立方米，预计2025年产量将跃升至40亿立方米 [2] - 中国天然气总产量从2000年的300亿立方米增长至2024年的2400亿立方米，跃居世界第四，煤岩气成为增产新亮点 [2] 煤岩气理论与技术突破 - 煤岩气概念挑战传统地质理论禁区，传统理论认为煤层埋深超过1500米后为开发禁区，但勘探发现深层煤岩层段有良好天然气显示 [3] - 煤岩气核心特征是游离态和吸附态并存且游离气含量高，赋存特征接近页岩气，开发方式与页岩气、致密气相似 [3] - 理论创新基于全油气系统理论，提出以含煤地层为核心的煤系全油气系统，科学解释煤岩气开井即见气、中后期解吸接力的产能过程 [4] 勘探开发进展与未来规划 - 中国石油在鄂尔多斯盆地成功探明3个千亿立方米级大气田，地质储量突破5000亿立方米，建成首个百万吨级深层煤岩气田——大吉煤岩气田 [8] - 规划建设多个百万吨油当量级煤岩气田，预计2035年有望建成300亿立方米以上的煤岩气生产能力 [8] - 中国在煤岩气领域的突破为全球非常规天然气开发提供新思路，有望在全球引领一场煤岩气革命热潮 [8] 国际认可与行业影响 - 煤岩气概念与地质理论在第43届剑桥能源周上向全球发布，获得国际高度认可，标普全球副董事长评价其具有重要意义并为全球能源清洁低碳发展开辟新领域 [2] - 美国早在20世纪70年代开始探索深部煤岩储层，但受技术瓶颈限制未能取得突破，而中国已取得显著成果 [8]