两大关键驱动力：技术创新与全球合作

当前，全球能源格局正在发生深刻变化，能源清洁化、智能化发展已成大势所趋。我国能源发展正处于关键转型期，从以煤炭为主的传统能源结构逐步向多元化、清洁化、智能化的能源体系转型。国务院原参事、国土资源部原总工程师，上海联合非常规能源研究中心首席专家张洪涛表示，全球能源转型进入关键阶段，技术创新与国际合作成为推动能源行业可持续发展的两大动力。

上海社会科学院原院长王荣华认为，近年来，我国在可再生能源领域取得显著进展，风能、太阳能装机容量均位居世界前列，新能源比例不断提高，技术创新和数字化转型也在推动传统油气行业变革，提高能源利用效率。未来，需要继续秉承创新合作的精神，深化技术交流，推动非常规油气高效开发与利用；继续加大对清洁能源和非常规能源的投入，推动氢能、储能等新兴技术发展，实现能源供应多样化，提升能源系统的韧性和可持续性；继续加强国际合作，积极参与全球能源治理，为构建公平、公正、共享的全球能源贡献中国智慧和力量。

埃尼集团全球执行副总裁乔瓦尼表示，技术创新和全球合作是实现能源转型的关键驱动力。在优化传统能源业务结构方面，埃尼集团提高了传统能源业务的效率和效益。同时，他们积极探索新的商业模式和技术路径，以应对日益严峻的市场挑战。中国作为全球最大的能源生产和消费国，在能源转型和可持续发展中发挥了重要作用，对埃尼集团实现全球战略目标具有不可替代的作用。未来，埃尼集团将继续增加中国市场的投资，特别是在可再生能源领域，共同探索油气与新能源融合发展的新路径。

新能源供应链及关键矿产领域的竞争将加剧

我国作为全球稀土资源的领军者，在稀土产业链上一直都占据着举足轻重的地位。稀土是涵盖镧、铈、镨、钕、钇等多种元素的宝贵资源，分布广泛，但含量低且化学性质相似。我国稀土资源丰富，已探明储量4400万吨，占全球总量的40%。2023年全球稀土产量约35万吨，其中我国产量24万吨，占比超过2/3。庞大的资源储备和高效的开采能力，使我国在全球稀土市场确立了不可动摇的地位。

稀土在新兴技术领域的应用至关重要，特别是新能源产业核心零部件的生产往往高度依赖稀土材料。自然资源战略发展研究院常务副院长葛建平认为，能源转型背景下，稀土资源受到各国关注，其重要的战略价值和不均衡的资源分布现状使稀土市场更易受地缘政治经济关系的影响。因此，降低稀土市场的地缘政治风险是促进能源转型的重要保障，发展新质生产力、提升我国稀土产品的国际竞争力是我国稀土产业高质量发展的必经之路，应促进稀土产业链与创新链协同发展，在产业链上中游采用维持战略、下游采用创新战略。在促进非常规能源与关键矿产协同发展上，应做好两方面工作：第一，非常规能源发展必须有关键矿产供应链提供安全保障；第二，应提高关键矿产开发过程中非常规能源的应用比例，推动绿色矿山建设。

国家发展改革委能源研究所经济中心副主任田磊认为，目前，一些关键的清洁低碳能源技术已经或即将取得重大突破，例如，光伏成本在快速下降，并有可能在未来10年实现50%~90%的下降，为进一步推进传统能源和新能源融合提供了坚实基础。石油石化产业作为重要支柱型产业，要进一步加强转型，加快技术创新，提升非常规油气竞争力。要从全产业链的角度进一步推动绿色发展，包括打造绿色油田、绿色炼化产业、绿色储能体系及绿色循环体系。随着新能源经济性快速提升，传统油气项目的经济性优势下降。只有加快技术创新、提高非常规油气的经济性，才能创造更长远的发展空间。展望“十五五”，全球能源绿色低碳转型步伐将明显加快，全球将继续加大新能源领域投资。但在近中期，化石能源依然保持供应主体地位。预计到2030年，全球化石能源消费占比仍超过七成。能源地缘政治格局将继续深刻调整演化，未来在新能源供应链及关键矿产领域的竞争将加剧。

煤岩气将成为天然气产量增长新动力

煤岩气作为一种新型天然气资源，是指以煤岩自身生成或其他气源运移而赋存煤岩中，游离态和吸附态并存，游离气含量高，通过储层改造可快速产气并能获得工业化开采的烃类气体，具有游离气占比高、存在微距运移的特点，在储层类型上与煤层气相似，在天然气赋存特征上与页岩气相似，在开发方式上与页岩气、致密气相似，是一种特殊类型的非常规天然气资源。

受地质条件复杂、工艺适应性较差影响，我国传统煤层气发展较慢。近年来，我国工业界通过解放思想、大胆创新，在探索实践中转变勘探思路，打破1500米深度煤层气开发禁区，各大石油企业相继在深层煤岩储层中实现了天然气勘探突破，并成功开发深层煤岩气，开辟了非常规天然气发展的新领域，引领了产业发展。

我国煤岩气地质资源量超过30万亿立方米，其中鄂尔多斯盆地资源量超过20万亿立方米，塔里木、四川、渤海湾和吐哈等盆地资源量均超过2万亿立方米，具备高效开发的资源基础。截至2024年8月，中国石油在鄂尔多斯盆地新增探明煤岩气地质储量3366亿立方米、预测储量1万亿立方米，落实了我国首个万亿立方米级煤岩气大气区，形成大吉区块和纳林河-米脂北两个千亿立方米级储量区，煤岩气开发技术系列1.0基本定型，预计2024年产量达到25亿立方米。初步预测，到2035年，我国有望探明煤岩气地质储量5万亿立方米，实现年产量400亿~500亿立方米。煤岩气将成为天然气产量增长新动力，为我国天然气快速增储上产贡献力量。

中国石油勘探开发研究院非常规研究所副所长赵群认为，煤岩储层内的天然气与传统煤层气在地质与开发特征上差异大，煤岩气自生自储但运移明显，具有保存条件控藏特征，储层赋存方式具有多样性，差异富集特征明显。针对煤层强塑性、多裂缝特征，要加强储层精细刻画与“甜点”区评价攻关、降本稳效与提效压裂攻关、排采管控提高采收率研究攻关，超前开展提高采收率及增产新技术攻关。

工程技术提升推动深部煤层气效益开发

2023年，我国煤层气新增探明储量3179亿立方米，其中，深部煤层气2484.2亿立方米，产量快速上升。以中国石油煤层气公司为例，2023年深部煤层气产量20.5亿立方米，占煤层气总产量的49%。鄂尔多斯盆地已成为深部煤层气勘探突破、开发建产的试验田和主战场。据不完全统计，目前在鄂尔多斯盆地，中国石油、中国海油、中国石化和延长石油的深部煤层气水平井钻井数已超过350口。

地质认识的转变和具体规律深化使得工程技术水平显著提升，保障了深部煤层气勘探突破。地质认识转变方面，烃源岩向源储一体化转变；工程技术保障方面，深部煤层水平井+大规模压裂技术实现有效增产。中国石化石油勘探开发研究院采油所所长助理贺甲元认为，基于地质工程一体化的效益开发目标，工程技术仍有较大优化空间。如水平段成井难、压裂裂缝扩展机制和规律不明确等，应强化地质工程一体化，在认识-实践-再认识-再实践的迭代过程中提升，寻求准确的降本提质项，这是深部煤层气实现效益开发的关键所在。

贺甲元介绍，在深部煤层水平井压裂技术研究与应用方面，要重视深部煤岩工程地质力学特征与裂缝作用机制认识、基于工程地质力学评价的水平段成井效果评价、基于拉伸/剪切破裂机制的复杂裂缝评价、深部煤层水平段三维水力压裂裂缝扩展模拟、深部煤层水力裂缝支撑剂运移与铺置模拟。建议开展以深部煤层水平井井组压裂后取芯为主的试验，综合压裂监测（井下、地面微地震）、示踪剂、彩色支撑剂等，开展深部煤层成缝、支撑剂铺置和生产评价，为深部煤层气优化降本提供验证。

页岩气开发要聚焦“甜窗”

截至2023年底，我国探明页岩气储量3万亿立方米、年产量250亿立方米。虽然页岩气资源量比美国大，但储量、产量差距悬殊，这与中美页岩气地质特点与富集规律差异有关。我国复杂多变的构造环境形成了多种盆地原型、独特的沉积环境，几乎所有层系和盆地类型都有规模性的富有机质黑色页岩发育，这也是我国页岩气评价资源量超过美国的原因之一。

我国页岩气资源分布受三大构造域控制，呈现南北分带、东西分块、联合复合的现象，油气盆地具有块体小、埋藏深、变化快、改造强的特点。特提斯演化早期阶段先天条件优越，自古特提斯洋闭合（印支运动）开始，我国盆地群进入陆内环境，沉降-改造交替，特别是在强烈的燕山、喜马拉雅造山运动中饱受“运动之苦”。构造变形改造深刻影响了页岩气形成与分布，其富集程度、赋存方式，与构造变形样式尤其是变形强度密切相关，直接控制了页岩气资源规模与丰度。板块聚敛使上扬子前陆盆地隆后坳陷向西迁移，相对闭塞的缺氧水体、火山喷发、冰期前后温湿气候造就的古环境形成了优质烃源岩。

中国石油学会常务理事、副秘书长何治亮认为，页岩气“甜窗”是同一套页岩中更易于形成高产天然气的优势深度范围，在此深度范围，页岩气开发效果明显好于更浅或更深的页岩。浅层页岩气具有较好的储集条件，浅层页岩吸附能力强、地应力小，具有较好的可压性和“顶盖+底闭+自封”三维自封闭体系；深层页岩气具有高压、高孔、高含气量“超压富气”特征，深层页岩的高温高压高地应力导致泥页岩破裂方式不同，构造变形强度、方式和期次深刻影响深层页岩气保存条件，深层页岩气保存条件总体更好。

何治亮在分析北美页岩油气开发应用地质工程一体化模式取得巨大成功的原因时表示，数据与工作平台一体化是基础，多学科与多专业融合一体化是核心，建模与数模一体化是关键，油藏工程一体化管理模式是重要保障。我国要实现页岩气大规模上产，要通过精益求精的地质模型、对症下药的工程设计、持续改进的学习机制、协同共享的工作平台、同舟共济的组织形式、奖罚分明的激励措施，达到提高产能、增加收入、提升效率、降低成本的目的。

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