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我国油气资源具有油少气多、非常规资源丰富的特点。 重工业的发展对化石能源有刚性需求。 油气公司在油气钻探和开发方面具有技术优势，石油和天然气在短时间内作为化学品和材料的基础材料。 无可替代。 因此，我国油气企业能源转型应重点关注五个重点方向。
方向1
低碳油气勘探开发
根据IEA（国际能源署）的统计，化石能源是当今碳排放的主要来源。 其中，与石油和煤炭相比，天然气具有高效燃烧、低碳排放、清洁等优势，未来可能成为全球唯一保持增长的化石能源。
从资源储量和开发效率来看，重点关注以美国“页岩革命”为代表的非常规油气高效开发。 美国不仅实现了油气资源自给自足，还完成了从进口国到出口国的华丽转变，深刻改变了全球能源供应格局。 未来油气勘探开发将重点关注非常规（页岩油气、致密油气、油砂、油页岩、天然气水合物等）、海洋（特别是深水和超深水）、深层和超深水领域。超深层油气资源。 其中，页岩气、致密气、煤层气等非常规天然气勘探开发取得突破，将加大其对全球天然气产能的贡献，大幅提升全球天然气总产量。 因此，如何更高效地开发这些非常规天然气，是技术研发的重点。 综合来看，一是不断提高自动化、数字化、智能化、远程化水平，不断减少工人数量，降低劳动强度； 二是坚持安全第一，持续强化HSE管理，确保人员、物资和井筒安全，减少占地、降低噪音，保护自然环境，努力实现零伤害、零污染、零污染。排放。
从科技赋能和专业技能角度看，非常规油气资源高效开发面临一系列挑战：如何利用石油工程新技术不断提高作业效率、缩短非生产时间？ 如何在降低运营成本和开发成本的同时，更好地保护油气层、创新井型，提高油藏钻探率、探井成功率、单井产量和油田采收率？ 如何高效勘探开发各类油气资源，特别是深层、“三低”油气藏和非常规油气资源？ 据此，确定了未来石油工程技术创新的主要方向：一是自动化、信息化、数字化、网络化、智能化，同时发展与之相配套的新材料、新技术、新工艺、新方法、新工艺。工具; 二是更加注重地质工程一体化。 随着大数据、云计算、工业互联网、人工智能等信息技术的快速发展，上游多学科交叉融合已成大势所趋，如地震采集、处理、解释一体化，地震、钻井、测井、测井、导向一体化、工程设计一体化、工程施工及监理一体化等； 三是更加注重安全环保，实现安全工程和绿色工程。
随着人们环保要求的不断提高，非常规油气藏开发需求稳步增长，地质工程一体化、多学科技术融合趋势日益明显，油气低碳、高效、安全开发以天然气为代表的资源将是未来重要的发展方向。
方向2
碳足迹评估
石化行业作为国民经济发展的基础原材料和道路运输燃料的关键产业，排放大量温室气体。 从高碳能源转向低碳能源是石化行业未来15年最现实的转型路径，但从低碳能源转向零碳能源才是“碳中和”的最终目标。
国内石油行业已开始碳足迹计算研究，并开展碳捕集技术试验。 2009年，中国化工标准化研究院与英国标准协会在河北盛华化工有限公司开展了氯碱行业产品碳足迹评价试点，计算得出： PVC（聚氯乙烯）产品约为1,765.3公斤/吨。 中国石化大连研究院以某公司沥青产品为评价对象，计算出该沥青产品的碳足迹为2958千克/吨。 石化行业产品生产阶段的碳足迹核算以产品生产过程中的加工工序为基础。 由于石化行业具有典型的工艺加工特点，碳足迹所体现的产品生命周期各阶段的时间流反映在石化生产过程中，即物料依次通过不同工艺装置的生产过程。 。
国内石油行业进行了大量的碳捕集技术试验，如中石化胜利油田二氧化碳捕集驱油、华能北京高碑店热电厂二氧化碳捕集示范项目、神华集团内蒙古二氧化碳捕集封存项目等。
目前，国内石化行业已针对碳减排或提高碳利用效率进行了研究和实验，但仍处于发展初期，对二氧化碳排放带来的挑战缺乏深入认识。 同时，缺乏油气勘探开发过程中的碳排放评估方法和钻完井过程中的碳排放预测方法。 因此，有针对性地开展碳排放机制和评估方法研究将是未来碳足迹评估的重要重点。
方向3
碳捕获、利用和封存（CCUS）技术
在油气田，利用CCUS技术将捕获的二氧化碳注入枯竭油井并储存在地下，可以达到减排和增产的双重目的。 短期内，我国以煤炭为主的能源结构无法改变。 CCUS技术作为实现化石能源低碳利用的有效技术，潜力巨大，在宏观规划、技术研发、推广应用、国际合作等方面取得了显著成果。
从二氧化碳利用的角度来看，化学利用技术取得了长足的进步。 整体处于中试阶段，部分技术（重整合成气技术、合成可降解聚合物技术、合成有机碳酸酯技术等）已完成示范。 生物利用产品附加值高，经济效益好。 目前，转化为食品和饲料的利用技术已实现大规模商业化，而其他技术仍处于研发或小规模示范阶段。 与前两种技术相比，地质利用技术发展潜力最大，也相对成熟。 二氧化碳强化采油技术已应用于多个二氧化碳驱油封存示范项目。
从封存角度来看，我国已完成二氧化碳理论封存潜力评估。 二氧化碳陆上地质利用和封存总理论容量超过万亿吨； 完成陆上咸水层封存10万吨二氧化碳示范应用、海底咸水层示范应用。 水层、枯竭油田、枯竭气田二氧化碳封存试点方案设计与示范。 国家能源投资集团有限公司（神华）煤制油分公司深层咸水层二氧化碳地质封存示范项目是我国首个、全球最大的全流程煤基二氧化碳捕集及深层咸水含水层地质封存示范工程。 。
从捕获工艺来看，部分捕获技术已接近或达到商业应用水平。 目前第一代捕集技术成本和能耗仍然较高，缺乏大规模示范工程经验； 第二代捕获技术还处于实验室研究或小规模试验阶段，尚未实现代际融合。
从运输角度来看，二氧化碳陆地车辆运输和内河船舶运输技术已经成熟，其中二氧化碳陆地管道运输技术最具应用潜力和经济性。 我国已完成年输送能力100万吨的管道项目建设和运营，海底管道运输技术尚处于概念研究阶段。
总体来看，我国CCUS各方面关键技术发展迅速，多种新技术不断涌现。 二氧化碳利用与封存发展显着，成功的示范区可以作为抓手推动推广，在实践中改进工艺、提高效率； 二氧化碳捕集与运输尚处于研发阶段，应作为重点研究热点，不断加强国际合作。 沟通完善CCUS全流程技术体系。
方向4
氢能技术
据《中国氢能与燃料电池产业白皮书》预计，到2025年我国氢能产业产值将达到万亿元，我国正在进入更加低碳环保的“氢能源时代”。 如何有序推进氢燃料供应体系建设，完善氢能产业链和生态系统，走在行业前列推动商业示范，已成为我国面临的关键问题。 以石化为代表的中央能源企业转型目标。
中国石化以建设全球领先的清洁能源化工企业为愿景，正在加快推进以能源资源为基础，以清洁油品和现代化工为两翼，以新能源、新材料为重点的“一基地两翼”建设。 、新经济作为重要增长极。 “三新”产业格局。 氢能源作为新能源的重要一极，将成为未来的主攻方向。 但其行业特点是重资产经营。 战略转型绝非易事。 战略布局和决策需谨慎。
截至2022年底，中国石化已建成加氢站98座，分布在广东、上海、浙江、广西、贵州等地，计划到2025年利用现有加油站3万座、870座加油站。加氢站或油氢共建站，并以消费终端为突破口，带动产业链能源转型。 目前，中国石化在氢能运输和炼制领域全力发力，打通氢气生产、储存、运输、加氢的全供应链。
凭借在氢能领域丰富的产业经验，中国石化将氢能作为新能源业务的主攻方向。 可以充分利用自身的产业、技术和网络优势，通过自主创新、合作研发、战略投资等方式，打造覆盖整个氢产业的氢能产业链一体化协同运营模式，打造属于自己的氢能产业链。氢能生产、提纯、运输、销售全流程产业链。
总体而言，能源化工企业本身资源丰富，制氢能力较强，成本相对较低。 氢能产业未来发展可首先充分利用现有炼化企业的副产氢气，同时重点关注电解水制氢等低成本发电形式。如光伏发电、风力发电等。 可在副产氢气的基础上引入绿氢，加快氢源化。 从蓝色过渡到绿色。
方向5
页岩气智能化集约化开发
我国页岩气分布广泛，储量世界第一，但开发难度很大，年产量仅为0.21%。 原因是我国页岩气区块多分布在丘陵山区，地面条件恶劣，难以顺利开展大规模水力压裂作业。 同时，页岩气藏多为非均质、断块构造。 受工程技术限制，埋深3500～4000米页岩气规模化商业生产模式尚未取得实质性突破。 因此，开发利用这一宝贵的低碳资源，需要抓住增收、节流、储备三大要素，通过深化体制改革、公司改革、技术革命，实现降本增效。 这是我国实现页岩气商业化的关键。 发展的唯一途径。
美国页岩气的普遍开发模式并不适合我国。 只有实施精准预测、精细调控、智能管理，才能实现页岩气的高效开发。 以机器学习为代表的AI（人工智能）技术在处理高维非线性问题方面具有明显优势，可以为地质、工程和信息技术的深度融合提供新手段。 因此，基于大量的历史井信息，结合传统的产能预测方法，利用数据挖掘和人工智能技术，可以准确、快速地预测产量，建立多约束条件下的工程参数优化模型，形成一套适合目标研究区域的综合地质和工程参数。 协同优化平台可以探索页岩气开发新的潜力和增效方法。 中国石化拥有中国第一个大型页岩气田涪陵页岩气田，能够收集大量的页岩气井地质、储层、工程和生产数据。 基于这些宝贵的数据资源，利用AI核心技术方法进行产量预测和工程优化，可以为页岩储层评价和工艺优化一体化软件的开发、推广和应用奠定良好的基础，从而促进页岩气的集约化发展。 、低碳发展。
针对页岩气商业开发中存在的主要问题，应在大量数据信息和实践经验的基础上，建立一套适合我国页岩气地质特征的储层评价标准和技术方法，攻克“卡脖子”技术，掌握核心技术，实现自主页岩气智能化开发技术。 当前国际市场不稳定、不确定性和不可预测性日益增强。 我国油气行业面临较高的生产成本压力。 要积极寻找战略合作伙伴，开发海外高潜力页岩气。 只有通过广泛的交流和真诚的合作，才能取得商业上的成功。 双赢。
