公司资产出售交易 - 挪威国家石油公司(Equinor)同意将其在阿根廷瓦卡穆尔塔页岩盆地的全部资产出售给当地公司Vista Energy 交易总对价约为11亿美元 [1] - 交易是该公司持续优化其国际投资组合战略的一部分 [1] - 出售资产包括在Bandurria Sur资产中持有的30%非作业者权益 以及在Bajo del Toro资产中50%的非作业者权益 [1] - 公司在阿根廷的海上资产不在此次交易之列 [1] 交易结构与细节 - 交易对价包括5.5亿美元的前期现金付款、Vista Energy的股票 以及与未来五年产量和油价挂钩的或有付款 [1] - 交易生效日期追溯至2025年7月1日 [1] - 2025年第三季度 Equinor在Bandurria Sur的权益产量约为每日2.44万桶油当量 而处于开发初期的Bajo del Toro贡献了约每日2100桶油当量 [1] 买方与行业影响 - 买方Vista Energy是专注于阿根廷页岩气的主要独立生产商之一 [1] - 此次收购将进一步巩固Vista Energy在瓦卡穆尔塔盆地的地位 [1] - 瓦卡穆尔塔盆地是阿根廷产量快速增长的旗舰页岩区 [1]

公司业务进展 - 页岩气项目正按照国家相关部门要求和技术规范推进 [1] - 全钒液流电池储能项目已完成新一代电堆定型及关键材料规模化生产准备，并在内部场景验证技术可行性与初步商业模型 [1] - 煤下铝项目森达源煤矿已完成资源储量备案，正编制《铝土矿资源开发利用和矿山环境保护与土地复垦方案》及《绿色矿山建设实施方案》并申请协议出让等采矿权证 [1] 公司股份回购 - 截至2026年1月31日，公司已回购股份350万股，涉及金额553万元 [1]

文章核心观点 中国石化在“十四五”期间深度融入重庆及国家区域发展战略，通过其在渝的三大业务板块协同发力，成功构建了集能源安全保障、产业创新升级、绿色服务转型于一体的高质量发展模式，为区域经济发展注入了强劲动能 [3][4][17] 能源安全保障与页岩气开发 - 公司在重庆涪陵运营我国首个商业化开发的大型页岩气田，截至“十四五”末，累计探明页岩气储量超**1万亿立方米**，产量超**800亿立方米** [3][4][5] - 该气田为长江经济带沿线**6省2市、2亿多居民**持续稳定供气超**10年**，最高日产量可满足近**5000万户家庭**日常用气需求，成为区域能源安全“压舱石” [5] - 2025年，涪陵页岩气田实现“气油并进”，复兴油田首期探明石油**2010.06万吨**、天然气**123.52亿立方米**地质储量，标志着重庆首个页岩层系油田诞生 [6] - 公司通过科技自立自强攻克开采难题，形成六大技术体系，并应用自主AI大模型，使产能预测准确率超**85%**，压力预警可提前**1分钟** [6] - 气田年产气量的**四分之三**通过国家干线管网外输，其余优先保供重庆本地，支撑了涪陵国家级绿色工业园区及“页岩气—高端化工—清洁能源”产业集群建设 [7] 精细化工与新材料产业升级 - “十四五”期间，公司在渝企业销售油气、精细化工产品及新材料累计**2400万吨**，实现利税超**140亿元** [3][4] - 公司推动化工板块从“原料供应商”向“材料解决方案提供商”战略跃迁，重点培育PVA、VAE、EVOH、功能膜材料等高端产品 [8][9] - 2024年，国内首套**EVOH**工业化示范装置投产，技术达国际先进水平，突破了高端树脂材料“卡脖子”局面 [10] - **PVA（聚乙烯醇）**产品实现高端化，成功开发专用牌号替代进口，2025年开工建设年产**5万吨**特种PVA树脂项目，剑指全球“单项冠军” [10] - 精细化工产品出口全球**60多个**国家和地区，其中聚乙烯醇出口量占中国大陆出口欧洲高端市场总量的**80%**，公司国际化经营收入占比已超**20%** [10] 绿色转型与环保实践 - 公司投资建成西南地区领先的危废处置中心和废硫酸再生装置，固废与危废总量较“十三五”末下降**20%**，综合利用率超**98%** [11] - 构建四级水风险防控体系，实现污水全回用，排放浓度优于国标，旗下公司连续4年获评重庆市“环保诚信企业”总分第一 [11] - 在页岩气田实施网电钻井**605口**、电驱压裂**260口**，大幅减少柴油消耗与碳排放，全国首个页岩气产出水处理工程实现废水**100%**回用或资源化 [15] - 累计修复临时用地、复耕复绿超**1500亩**，旗下企业获评省市级“绿色工厂”，共同守护长江生态 [15] 综合能源服务网络转型 - 公司推动从传统油品供应商向“油气氢电服”现代化综合能源服务商转型，稳固了重庆市第二大成品油供应商地位 [12] - 在氢能领域领跑，已在重庆建成投运**8座**加氢站，市场占有率超**80%**，并实现完整本土化供应链，推动近**400辆**氢能车辆投入运营 [12] - 深度融入重庆“超充之城”建设，充电量已跃居重庆市运营商前五，并推进“光伏+加能站”建设 [13] - 通过数字化变革构建“1366”转型框架，开发十余个数字化工具，实现站级账务自动日结、损耗自动预警，提升运营效率 [14] - 创新服务体验，提供加能、购物、汽服、驾驶证体检换证等“5+X”增值服务，并构建线上“一刻钟便民生活圈” [13][14] 产业协同与社会责任 - 页岩气田开发带动超**50家**装备制造、技术服务等企业聚集涪陵，形成年产值超**百亿**的产业集群，创造直接就业岗位超**1.2万个** [16] - 公司高端新材料为重庆汽车、电子信息等下游产业提供关键原料支撑，“易捷”渠道累计采购助农商品金额超**亿元**，推广地理标志产品 [16] - 公司落实定点帮扶，将酉阳县**40万亩**油茶产业纳入“一县一链”重点帮扶清单，推动产业链智能化升级 [16] - 与重庆大学、西南大学等高校深度合作，通过“订单式”培养等方式为重庆留住大批能源化工、新材料领域专业人才 [17] - 国家应急救援重庆川维队在“十四五”期间成功完成重庆市内涝抢险、山火救援、湖南省特大洪水排涝抢险等急难险重任务 [17]

核心观点 - 四川省属国企在油气勘探开发领域取得里程碑式突破，其首口探井乐探1井试气成功，标志着公司从获得矿权到实现勘探突破的关键跨越，为四川省建设清洁能源强省和打造国家级天然气产能基地提供了新动力 [1] 公司进展与成就 - 四川能源发展集团于2024年8月竞得乐山北和洪雅两个区块的石油天然气勘查探矿权，实现了四川省属企业油气矿权的“零的突破” [1] - 公司在乐山北区块部署的首口探井乐探1井于2024年12月26日开工，完钻井深达5652米，并成功完成试气点火 [1] - 该井完成了24段压裂作业，且施工周期较同类项目工期缩短近半年，展现了较高的作业效率 [1] 技术与运营创新 - 项目团队针对复杂地质条件，创新构建了“过程管理+技术监督+专家指导”的一体化管控模式 [1] - 通过深化校企合作，引入了全球先进的旋转地质导向技术 [1] - 在工艺上创新应用了“定向限流射孔”和“全域支撑”等关键工艺，成功实现了在油气低品位资源区的勘探突破 [1] 行业与战略意义 - 此次勘探成功是落实提升四川省内能源自主保障能力部署的重要成果 [1] - 该突破将推动四川加快打造国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地 [1]

中国天然气产量与自给率 - 2025年中国天然气产量达2619亿立方米，同比增长6%，创历史新高[2] - 国内天然气产量在10年内翻了一番，2025年产量换算成LNG约1.93亿吨，相当于日本全年需求的约3倍[4] - 2025年产量接近2024年世界第三的伊朗（2629亿立方米），超过卡塔尔和澳大利亚[5] - 在消费增长背景下，中国维持了约6成的国内天然气自给率[2] 非常规天然气（页岩气）开发 - 页岩气等非常规天然气是产量增长的主要拉动力量[6] - 2024年页岩气产量突破1000亿立方米，占国内总产量近五成[6] - 开发集中在内陆的鄂尔多斯盆地和四川盆地，政府通过补贴和税收优惠推动中石油、中石化等企业增产[6] - 中国页岩气开发由国家主导，与美国的“页岩革命”由新兴企业驱动模式不同[6] - 中国地层复杂且深度较深，外资（如壳牌）曾尝试开发后撤离，技术开发主要由国有企业在政府支持下持续进行[6] 天然气进口与来源结构变化 - 2025年中国天然气进口量两年来首次转为减少，同比减少3%[8] - 其中LNG进口量同比减少11%，降至6843万吨[8] - 来自美国的LNG进口大幅减少94%，降至25万吨，主要受中美对立及中国加征关税影响，2025年3月后进口量为零[8] - 进口来源呈现多元化调整：来自澳大利亚的LNG进口减少22%至2038万吨，而来自俄罗斯的LNG进口增加18%至979万吨[11] - 俄罗斯在中国LNG进口中占比14%，位列第三，中国还通过管线从俄罗斯进口天然气，2025年管线进口金额同比增长17%[11] 天然气消费与未来展望 - 2025年1-11月中国天然气消费量同比微降0.1%，基本持平，在房地产不景气导致经济放缓的背景下需求表现坚挺[11][12] - 需求坚挺的原因在于为改善空气污染，中国鼓励工厂燃料从煤炭和重油转向天然气，且天然气发电厂数量增加[12] - 中石油旗下智库预测，到2030年中国天然气消费量将比2024年增加3成，达到5500亿立方米[12] - 根据中国石油天然气集团旗下智库预测，到2030年（“十五五”规划末年），中国天然气产量预计将增至3000亿立方米[5] 成本与经济效益 - 信达证券估算显示，2023年中国东部的页岩气采购成本比常规天然气高出5成，但比LNG便宜50%，比通过管线进口的俄罗斯天然气便宜20%[8]

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]

根据协议，三菱将收购艾森能源旗下相关实体的全部股权。该交易预计在2026年4月至6月间完成，尚待 监管批准。此次收购的资产横跨路易斯安那州和得克萨斯州，当前天然气产量约为每日21亿立方英尺， 折合年化约1500万吨液化天然气(LNG)。所产天然气主要销往美国南部市场，部分考虑用于出口。 海恩斯维尔盆地因其毗邻墨西哥湾沿岸多个LNG出口终端而成为美国最具战略意义的天然气产区之 一。三菱已在美国卡梅伦LNG项目中拥有产能，此次收购将强化其从气田到出口终端的全链条控制能 力。 中化新网讯 1月16日，日本三菱公司宣布，将以约52亿美元的价格收购美国艾森能源位于海恩斯维尔的 页岩气业务。这标志着这家日本综合企业首次直接进入美国页岩气领域。 ...