能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。能源转型是当今和未来很长一段时间世界的主旋律，又是一个复杂的过程。
本文针对全球未来发展目标和中国油气行业的国情，调研了大量关于全球气候与能源的时政新闻、会议文献、能源智库，分析了世界油气行业发展趋势和中国国内油气安全形势，提出中国油气行业发展趋势及能源转型过程中顺势而为和应对挑战的措施，为中国油气企业转型决策提供参考。
1 全球油气行业发展趋势
2022年，全球油气勘探活动从低位恢复，石油剩余探明储量达2 406.9×108 t，天然气剩余探明储量达211×1012 m3；全球油气产量持续增长，石油产量约46.18×108 t，天然气产量达4.17×1012 m3。2022年2月乌克兰危机爆发，全球化石能源格局逐步向“东西半球分化”演变：在西半球，欧洲大幅增加了美国油气进口量，欧美国家正在形成较为稳定的西半球能源供需链；在东半球，以中国、印度、俄罗斯和中东国家为主的能源供应链演变为更加复杂的能源供需链。
1.1 油气企业转型仍聚焦核心竞争优势
1.1.1 全球能源市场格局重塑，上游投资占比偏低
2023年6月，英国能源研究所发布的《世界能源统计年鉴2023》指出，在能源消费方面，2022年非化石能源消费量实现较快增长，但化石能源仍占据主导地位，在一次能源消费中的占比仍超过80%，持续占据能源消费主体地位；相关投资占比不足40%，全球主要油气企业投资仍未恢复到新型冠状病毒感染疫情前水平，资本支出仍然谨慎，上游资本支出占比在2019年之后持续低于80%（见图1）；油气供应弹性不足，国际能源价格易发生剧烈波动。油气储量发现进入低潮期，3年平均油气储量替代率自2016年以来持续低于100%。
图1 国际大石油公司总资本支出和上游资本支出占比变化
1.1.2 国际大石油公司低碳转型战略回归理性
（1）重视油气业务在能源转型中的支柱地位。壳牌公司（Shell）任命了新的首席执行官，稳定油气业务投资，天然气业务领域投资增加17%。bp公司计划在2030年前每年增加油气业务投资10×108美元，将2030年的油气产量目标从150×104 bbl/d上调至200×104 bbl/d。埃克森美孚公司（ExxonMobil）和雪佛龙公司（Cheron）先后对先锋自然资源公司（Pioneer Natural Resources）和赫斯公司（Hess Corporation）进行收购，金额分别超过600×108美元和530×108美元。埃克森美孚公司计划到2027年在上游领域的盈利潜力比2019年水平提升1倍。
（2）降低阶段减排目标。bp公司下调碳减排目标， 计划到2030 年碳排放量比2019 年下降20%~30%，低于此前的目标值35%~40%。
（3）更看重新能源业务回报率。bp公司在低碳领域维持2022年的投资规模，无额外投资计划；道达尔能源公司（Total Energies）预计2027年可再生能源净资产收益率将大于10%。
（4）重塑组织机构，可再生能源与油气协同发展。埃克森美孚公司将设置与油气业务并行独立的低碳部门；壳牌公司将低碳业务与炼化销售整合在一起，并设立独立销售和低碳业务公司，裁撤200个低碳解决方案岗位，将一体化天然气和上游业务合并；道达尔能源公司和bp公司均将低碳业务与天然气业务进行了整合。
1.2 CCUS关注度持续提升
1.2.1 CCUS是实现“双碳”目标的兜底保障技术
全球二氧化碳捕集、利用与封存（ Carbon Capture，Utilization and Storage，CCUS）产业的发展历程划分为3个阶段：探索阶段（1952—1990年）、政策驱动阶段（1991—2014年）和双效驱动阶段（2015年开始）。全球CCUS产业集群按照碳源和碳汇的类型分为3类：石油公司碳源+油藏碳汇集群、工业碳源+油藏碳汇集群、工业碳源+咸水层碳汇集群。这3类产业集群分别在全球CCUS产业发展的3个阶段发展起来。
能源领域是实现碳减排的主战场，石油工业低碳转型势在必行。CCUS技术能够将油气行业的发展与绿色转型相融合，实现大规模化石能源零排放利用，具有不可替代的重要作用，是油气行业减碳增油、绿色转型的战略性阶梯技术，也是实现碳达峰碳中和的兜底技术。
截至2023年9月，全球已有150多个国家提出了碳中和目标，越来越多的企业承诺在未来几十年内实现碳中和或净零排放。国外实现了百万吨级CCUS项目商业化运行；中国CCUS技术和示范近年来也取得长足发展，中国石油已从体制机制、理论实践等多层次多方面进行了布局，各油田积极开展CCUS应用尝试，统计数据表明，中国石油下属各油田结合二氧化碳埋存的驱油技术可以消化30×108 t左右二氧化碳，首个百万吨级CCUS项目——齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目已于2022年正式注气运行。根据不同国际研究机构的预测，预计到2030年，CCUS技术在全球范围内的平均碳减排量为4.9×108 t/a；到2050年，碳减排量将达到27.9×108~76×108 t/a，平均碳减排量为46.6×108 t/a。
《中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告(2021)》指出，国际能源署(IEA)可持续发展情景(Sustainable Development Scenario)的目标是全球于2070年实现净零排放，CCUS的重要性随时间不断增加，成为第四大贡献技术，占累积减排量的15%。CCUS的角色可以大致分为3个阶段：（1）2030年之前，重点将放在已有发电厂和工业过程的碳捕集，比如煤电、化学制品、肥料、水泥以及炼钢冶金；（2）2030—2050年，CCUS部署将快速增加，尤其是在水泥、钢铁和化工产业中，占到这个阶段中碳捕集增量的近三分之一。生物质能碳捕集与封存（BECCS）的部署也将快速增加，占到15%，尤其是在发电和低碳生物燃料方面。（3）2050—2070年，碳捕集比前一阶段增长85%，其中45%来自于BECCS，15%来自于直接空气碳捕集技术。
1.2.2 全球CCS项目数量爆发式增长，直接空气碳捕集技术受到关注
2023年11月，全球碳捕集与封存研究院发布的《全球碳捕集与封存现状2023》报告指出，全球二氧化碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage，CCS）项目数量已连续6年保持增长，截至2023年7月，全球各阶段商业CCS项目之和达392个，年总捕集规模达到3.61×108 t。其中，已投运项目41个，年总捕集规模4 900×104 t；建设中的项目26个，年总捕集规模3 200×104 t；325个项目处于开发阶段，年总捕集规模2.8×108 t。全球CCS项目涵盖行业更加广泛，集群化发展特征更加显著，CCS基础设施已成为新的行业增长点。
直接空气碳捕集（Direct Air Capture，DAC）技术可直接从空气中捕集二氧化碳并将其永久封存，对实现碳中和具有重要战略意义。2022年6月，中国石油天然气集团有限公司完成《空气直捕二氧化碳技术研究》的开题论证，开始布局DAC领域。截至2023年9月，全球已有18个DAC基础设施在加拿大、美国、欧洲等国家和地区运行，全球首个年碳捕集量达到100×104 t的大型DAC工厂正在筹建中，预计于2025年在美国投入运营。通过技术创新和项目部署示范，有望将碳捕集成本降到100美元/t以下。
1.3 能源发展的机遇与挑战交织
2023年10月，国际能源署发布的《2023年世界能源展望》报告指出，全球能源危机带来的一些直接压力已经缓解，但能源市场、地缘政治和全球经济仍不稳定，市场震荡的风险始终存在；中国在塑造全球能源趋势方面发挥着举足轻重的作用，随着中国经济结构调整以及清洁能源使用的增长，这种影响力也在不断演变。
埃克森美孚公司最新发布的《全球展望》预测，到2050年，全球人口将达到97×108人，经济规模扩大2倍，能源需求增长15%，太阳能和风能在全球能源供应中的占比增加到11%，石油和天然气仍将占世界能源供应的一半以上，担当全球能源系统的主体部分（见图2）。但在此情景下，全球能源使用造成的二氧化碳排放量将是2 ℃温控目标的2倍以上，气候灾难无法避免。目前，全球主要市场清洁能源变革步伐逐步加快，能源转型更加注重可负担性，多样化和创新是解决清洁能源技术和关键矿产供应链依赖性问题的最佳战略。
图2 全球能源分品种需求变化趋势和一次能源占比
2 中国油气安全形势
中国能源自给率高，能源安全形势总体可控。2016年中国能源自给率仅78.4%，此后连续6年实现增长，到2022年能源自给率达86.1%，能源安全短板主要集中在油气领域。2014年，中国成为全球第一大石油进口国，2018年对外依存度突破70%，并维持至今。过去20年，中国石油产量增速（1.0%）明显低于消费量增速（5.8%）；2007年，中国成为天然气净进口国，2018年对外依存度突破40%，并维持至今（见图3）。天然气生产和消费均以两位数增长，但产量增速（10.2%）低于消费量增速（13.9%）。
图3 2000—2022年中国石油和天然气产量、消费量和对外依存度统计
2.1 油气田开发面临的挑战
2.1.1 油田生产面临“两低、两高”挑战
油田生产面临“两低、两高”挑战。新增探明储量以低渗透、特低渗透、致密油储量为主，品位低、采收率低，采收率从2010年的18.8%下降到2021年15%。已开发油田综合含水率高达89.1%、可采储量采出程度高达82.9%，进一步挖潜和稳产难度不断增大。
2.1.2 部分主力气田进入递减阶段，非常规气作为增产主体递减快
部分主力气田进入递减阶段，非常规气作为增产主体递减快。负荷因子连年保持高水平，部分气田提前见水，影响采收率和稳产年限，产量递减加大；新增产能以非常规气为主，新井产量初期递减大，基本无稳产期（见图4a、4b），为保持稳产上产，需要不断增加新井。
图4 致密气、页岩气产量递减示意图
2.2 油气进口通道海上占比高
中国油气进口陆上通道占比较少。东北、西北、西南油气通道年输送能力原油7 300×104 t，天然气1 050×108 m3。2021年，陆上原油、天然气进口量分别约5 000×104 t和591×108 m3，分别占总进口量的10%和35%。海上通道是中国油气进口主要途径，对中国经济发展具有举足轻重的地位。目前，约80%的石油进口经过印度洋、马六甲海峡和南海等关键海域运输。因此，一旦海上石油通道受到威胁，对中国经济会造成巨大冲击。2021年3月，巴拿马籍货轮“长赐号”在苏伊士运河搁浅，堵塞该运河航道近6 d，给等待通航的船只造成巨额损失。2023年夏季，持续干旱导致全球主要海上贸易航线之一巴拿马运河水位偏低，不得不长时间限行限重，给全球航运业带来影响。
2.3 油气资源储备有待提升
与欧美发达国家相比，中国油气资源储备体系建设起步较晚。在复杂的国际背景下，储备支撑短板突出。（1）天然气储备能力严重不足。近年来，中国天然气行业迅速发展，天然气消费持续快速增长，在国家能源体系中重要性不断提高。与此同时，储气基础设施建设滞后、储备能力不足等问题凸显，成为制约天然气安全稳定供应和行业健康发展的突出短板。地下储气库工作气量约占天然气消费量的5.2%，远低于欧美发达国家15%以上的水平。（2）石油储备弹性不足，虽然已建成超过100 d净进口量的石油储备能力，但储备量仍然不足，导致参与市场调节的能力不强、应急保供能力不够。（3）储备基地空间分布和储备方式也有待优化，石油储备空间分布不均衡、储备主体类别和储备方式单一，以地上储罐为主，地下水封洞库为辅，地上储罐建设成本高、占地面积大、安全风险高。
3 中国油气行业发展趋势
2018年7月，习近平总书记作出重要指示批示，要求“大力提升国内油气勘探开发力度，努力保障国家能源安全”。为深入贯彻落实习总书记重要指示批示精神，加大中国国内油气勘探开发力度，重要骨干企业和油气生产供应企业在油气和工程技术方面付出艰辛努力，成效显著，力争石油和天然气对外依存度分别不超过70%和50%的安全红线。
3.1 油气未来发展的主要维度
中国油气产业呈现“三个维度”的发展趋势。
（1）万米深度。陆上勘探深度向万米挺进，从8 000 m以内迈向万米超深层，海上从1 500 m以内迈向3 000 m水深。2021年，在全球大中型油气发现中，水深超1 500 m的海上油气田数量占60%，超深水油气勘探开发潜力巨大。但万米级特深层油气储层特征流体状态已超出科学已知的范畴，对钻完井技术、耐高温高压工具等带来新的考验。
（2）纳米尺度。油气储集空间由微米尺度向纳米尺度延伸。目前中国油气开发增量大部分来自非常规领域，孔隙尺度通常为纳米级。古龙页岩油是大庆油田近2年勘探的热点，松辽盆地页岩油储层中发育了大量的纳米孔和纳米缝。初步研究结果表明：古龙页岩油储层中纳米孔的直径以10～50 nm为主，中值为20～30 nm，相态和基本物理状态均发生明显变化，带来重大挑战。目前，陆相页岩油技术已取得了重大突破，中国陆相页岩油革命渐成燎原之势。
（3）百年跨度。以新一代油气田大幅提高采收率技术为支撑，老油气田向百年建设迈进，进入“后油藏”阶段。中国高含水老油田已动用地质储量255.7×108 t，目前平均采出程度为25.6%，其中大庆长垣超过50%，难度越来越大，前期攻关形成的“二次开发”理论指导了油田提高采收率实践，但对老油田含水率近98%极限条件下大幅提高采收率的机理认识不清，“百年油田”建设将依靠大幅提高采收率技术创新。为提高采收率，高含水油田提高采收率技术正在向精细化、智能化方向发展，以纳米技术为核心的四次采油技术通过纳米等新材料的应用，为油气田开发提供了新途径。
3.2 国内生产：释放“两深一非一老”增储上产潜力
新一代工程技术与装备助力石油公司提高深地、深海、非常规油气和老油气田寿命，释放“两深一非一老”增储上产潜力。
（1）中国深层、超深层油气资源达671×108 toe，占全国油气资源总量的34%，已成为中国陆上油气重大发现的主阵地。其中，深层石油资源占总资源量的26%，但探明率仅11%～15%，深层天然气资源占总资源量的48%，探明率为20%～28%。深层超深层是未来增储上产重要领域和主战场，需加快建立自主的深层–超深层油气理论、装备与技术体系。
（2）2023年12月，中国海油集团能源经济研究院发布的《中国海洋能源发展报告2023》预计，2023年中国海洋油气产量有望再创新高。其中，海洋原油产量6 220×104 t，新增产量约360×104 t，连续4年占全国原油产量增量的60%以上；海洋天然气产量约238×108 m3，新增产量19×108 m3，约占全国天然气产量增量的15%。中国海洋油气可采资源量分别占全国总资源量的33%和35%。近海深层大中型油气田成藏理论与技术，远海深水油气成烃、成储、成藏机理研究，海上稠油及低渗透储量动用与近海油气持续规模增储上产，深海自主勘探开发技术与装备，将助力海洋油气勘探开发取得新成果。
（3）中国非常规原油产量占总产量10%左右，非常规天然气产量占总产量40%左右，已成为石油稳产、天然气上产的重要领域，将成为重要的接替资源。近年来，中国非常规油气勘探开发取得战略性突破，有潜能引领陆相页岩油革命。
（4）目前中国含水率超过70%的已开发老油田，约占剩余可采储量的70%，同时约占产量的70%，是原油生产的压舱石，仍需进一步攻关提高采收率技术，延长老油田寿命。
3.3 国际合作：深化“一带一路”重点地区能源合作
2023年10月18日，习近平总书记出席第三届“一带一路”国际合作高峰论坛开幕式并发表主旨演讲，为深化“一带一路”能源合作，迎接共建“一带一路”更高质量、更高水平的新发展指明方向。能源领域企业和机构要锐意进取、担当作为，深化“一带一路”重点地区能源合作，加强与主要能源资源国在投资保护、税收、金融、准入、标准、舆论环境等方面的政策沟通和制度保障，积极构筑健全有效的风险管控体系，有效防范合作中的经济、安全、汇率、政策、法律等各类风险；推动构建安全保障、应急协调等双边、多边合作协调机制，保障油气项目和跨境管道长期安全平稳运营。构建稳妥安全的贸易结算路径，塑造一批稳定可靠的战略合作伙伴，争取优质油气项目，掌握深海油气勘探开发和液化天然气（Liquefied Natural Gas，LNG）液化技术，提升国际化运营能力。加快推进能源海运“国轮国险”，建立海运应急保障方案。共同构建好全球能源互联网，为促进世界能源绿色低碳转型、高质量共建“一带一路”贡献力量。图5为2003—2022年中国石油企业在“一带一路”沿线国家油气权益产量。
图5 中国石油企业在“一带一路”沿线国家油气权益产量
3.4 基础设施：扩大油气储备能力，完善管网布局
近年来，中国油气储备能力大幅提升，3期国家战略储备库完成建设，天然气产供储销体系不断完善，地下储气库与液化天然气（LNG）储罐规模持续提升，约占年消费量的7.5%，但仍需继续提升油气储备规模、丰富储备方式。
开展全国地下储库规划，建立更多的地下空间储备设施，加快克服技术挑战，突破地下空间（盐穴、水封洞库、含水层、枯竭油气藏和废弃矿坑等）大规模储油技术、盐穴和含水层储气库建设等技术，有效利用地下储集空间，力争2030年石油储备能力达到90 d消费量，储备规模1.8×108～2×108 t，天然气储备能力达1 000×108 m3，其中内陆储备能力600×108～ 700×108 m3，沿海LNG接收能力达300×108～400×108 m3；完善管网布局，增强调运能力，建设西气东输四线、川气东送二线、中俄远东天然气管道、中亚天然气管道D线等干线管道，加强管网系统与沿海LNG接收站互联互通。
3.5 数智赋能：建立系统化、智能化的风险管理和决策支持体系
能源产业与数字技术融合发展是新时代推动中国能源产业基础高级化、产业链现代化的重要引擎。建立系统化、智能化的风险管理和决策支持体系是目前的第一要务。其中包括深化风险因素和影响机理研究，建立智能化监测预警平台，构建完整的风险“识别—评价—预警—应对—提升”决策支持系统；兼顾生产运行层面的短期风险评估，以及战略规划层面的中长期风险评估，提前规划、超前布局；推动全产业链数字化智能化转型，实现安全、效率双提升。
3.6 低碳发展：大力发展CCUS产业链
中国油气企业开展CCUS业务最具优势，油气行业产业链长，碳排放相对集中，亟须向低碳化转型，融入中国新型能源体系的发展大局。
2023年11月，中美两国联合发表《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，争取到2030年各自推进至少5个工业和能源等领域CCUS大规模合作项目。据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告2023》，中国理论二氧化碳地质封存容量约为1.21×1012～4.13×1012 t，主要包括咸水层、油气田等地质构造。中国已探明油田可封存二氧化碳约200×108 t，其中适宜封存的油藏容量约50×108 t；已探明气藏最终可封存二氧化碳约150×108 t；深部咸水层的封存容量为0.16×1012～2.42×1012 t，塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、珠江口盆地等大中型沉积盆地，封存容量较大，封存条件相对较好。
预计到2050年CCS/CCUS实现的碳减排量约为10×108 t/a。当前，油气行业转型进入“极限拉扯”期，正面临着艰难的选择。行业认同油气与新能源先立后破，融合发展。充分发挥油气与新能源融合优势、资源与技术队伍优势，大力发展地热、风能和太阳能等新能源业务，实现企业高质量发展。油气生产综合能源应用场景丰富，分布式智能电网、源网荷储多能互补、“油气热电氢”联供可拓展清洁低碳高效的综合能源服务。
4 结论
（1）全球能源发展的机遇与挑战交织。乌克兰危机导致全球能源格局深刻调整，全球各大油气公司放弃激进转型回归油气基本盘。业界对CCUS的关注再度提升，认同CCUS是化石能源实现碳达峰、碳中和的兜底保障技术。
（2）中国能源短板主要集中在油气领域，能源安全的核心是油气安全。中国是世界上最大的石油和天然气进口国，油气进口依存度高，进口通道海上占比高，安全风险高。油田生产面临“两低、两高”挑战；部分主力气田进入递减阶段，非常规气作为增产主体递减快；油气储备体系建设起步较晚，储备能力有待提升。
（3）中国油气产业发展需聚焦5方面：释放“两深一非一老”增储上产潜力，提升勘探开发力度；深化“一带一路”重点地区能源合作；扩大油气储备能力，优化管网布局，完善基础设施，提高能源应急能力；建立系统化、智能化的风险管理和决策支持体系，实现数智赋能；大力发展低碳产业，促进油气与新能源融合发展。
来源：《世界石油工业》
作者：孙龙德、张鹏程、江航、王祖纲
编辑：胡梁
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