为深入贯彻党的二十大精神，坚决落实党中央、国务院关于加大油气资源勘探开发和增储上产的决策部署，深入推动创新驱动发展战略，凝聚行业共识，激发奋进力量，经组织有关研究机构、企业和院士专家研究，形成2022年全国油气勘探开发十大标志性成果。

　　一、原油产量时隔六年重返两亿吨

　　2022年，围绕老油田硬稳产、新油田快突破、海域快上产，大力提升勘探开发力度，全年原油产量2.04亿吨，时隔六年重上两亿吨，完成“七年行动计划”重要节点目标。

　　东部老油区持续深化精细勘探开发，推广应用大幅度提高采收率技术，实现原油产量硬稳定，大庆油田连续8年实现3000万吨稳产，胜利油田连续6年稳产2340万吨以上，发挥我国原油稳产“压舱石”作用。新盆地实现新突破，河套盆地巴彦油田快速发现、快速建产，三年探明地质储量2.6亿吨，高效建成年产百万吨油田。

　　海洋石油大力实施稳油控水、稠油热采、低渗压裂、“新优快”钻井、工程标准化、智能油田建设、岸电应用工程等专项工作，原油产量近5800万吨，增量占全国增产总量的60%以上。渤海湾盆地隐蔽型潜山勘探获得亿吨级优质油气田重大发现，渤海油田原油产量3175万吨，继续保持第一大原油生产基地。南海东部油田首次实现2000万吨油气当量重大突破，海上第二大油气生产基地作用更加凸显。

　　二、天然气连续六年超百亿立方米增产

　　加大新气田勘探开发力度，坐稳常规天然气主体地位，推动非常规气快速上产，2022年天然气产量约2200亿立方米，年增产量连续六年超百亿立方米。

　　大气田持续快速增储建产是关键。苏里格气田突出技术创新，强化效益建产，推进高质量二次加快发展，产量突破300亿立方米；安岳气田持续推进滚动勘探开发，大型碳酸盐岩气田持续保持150亿立方米稳产；普光、元坝气田持续加强剩余气精细描述、精细挖潜、加密调整和滚动建产，加大气井控水治水、分类治理和优化配产，保持100亿立方米稳产；博孜-大北气田升级超深层气藏勘探开发技术，加强大斜度井、水平井提速和规模应用，产量增至67亿立方米。海上通过深化气藏研究和精细生产管理，推进老气田调整挖潜、低效井措施治理和新气田快速建产，天然气产量首次突破200亿立方米。

　　非常规气持续快速上产，产量占全国总产量的1/3。页岩气做好中深层稳产，加快深层上产，推进新层系勘探。深地煤层气勘探开发取得重要突破。

　　三、深地工程推动超深层油气实现新突破

　　塔里木盆地分布有我国最大超深海相碳酸盐岩油气田，具有超深、超高温、超高压等特点，通过创新建立断裂控储成藏地质理论，强化工程技术攻关，高效建成富满、顺北等大型油气田，突破超深层效益勘探开发极限。

　　富满油田（埋深7500—8500米）累计探明石油地质储量4.81亿吨，天然气地质储量1812亿方。2022年，富东1井奥陶系断控高能滩勘探获重大突破，试获日产气40.5万立方米、油21.4方高产油气流。全年油气产量达到328万吨，成为我国深地领域上产速度最快油田。

　　大漠深处的富满油田井架林立，向地下超深层挺进

　　顺北油气田（埋深7300—9000米）累计探明石油地质储量2.5亿吨、天然气地质储量1417亿立方米。2022年，7口探井试获千吨高产，累计千吨井20口，落实了两个亿吨级油气富集带，新增油气探明储量5760万吨、1226亿立方米。全年原油产量118.9万吨、天然气产量16.2亿立方米，成为我国第一个以“深地工程”命名的油气项目，被誉为“深地一号”。

　　顺北4号断裂带发现4口喜获千吨油气井

　　四、深海油气勘探开发助推海洋强国建设

　　深海是我国油气储量的重要接替区之一。随着水深超过1500米的“深海一号”超深水大气田投产，我国海洋油气勘探开发能力全面进入“深水时代”。2022年，深海区域地质研究、油气田开发、装备建造、钻完井技术体系以及配套作业能力建设进一步加强，实现了深水油气勘探开发新突破，基本具备了深海油气勘探开发全产业链的技术和装备能力。

　　宝岛21-1新增天然气探明地质储量518亿立方米，最大作业水深超过1500米，完钻井深超过5000米，挺进深层，成为继“深海一号”之后首个深水深层大型整装天然气田。开平-顺德新凹陷新增探明储量超3000万吨，实现深海原油战略性勘探突破。我国首个深水自营油田群流花16-2油田群全面投产，亚洲第一深水导管架平台“海基一号”顺利投用，世界首次形成深水钻井新型防台风应急技术，我国首套国产深水油井水下采油树成功投用，“深海一号”二期工程加快开发建设。深水油气成为我国油气产量重要的增长极。

　　2022年6月，“深海一号”大气田投产一周年累计生产天然气超20亿立方米

　　“海基一号”导管架精准就位于“海洋石油229”

　　五、页岩油加快发展成为原油稳产生力军

　　通过加强地质工程一体化攻关，不断完善配套技术工艺，鄂尔多斯盆地庆城、准噶尔盆地吉木萨尔建成百万吨级页岩油产区，大庆古龙、胜利济阳不断扩大页岩油建产规模。2022年页岩油产量突破300万吨，是2018年的3.8倍。

　　新疆吉木萨尔创新互层型页岩油地质认识和管理方式，全面进入规模效益上产阶段；大庆古龙深化泥纹型页岩油综合地质评价，迭代升级主体压裂工艺，局部多点已实现产量突破。2022年8月25日，胜利济阳页岩油国家级示范区启动建设，成为继新疆吉木萨尔、大庆古龙后我国第三个国家级页岩油示范区，已初步落实5个洼陷有利区资源36亿吨，新增控制、预测储量11.5亿吨。长庆庆城油田加大产能规模，全方位优化地质工程技术路线，加强实施过程管理，产量突破164万吨，近三年年均增长30万吨。

　　大庆古龙页岩油国家级示范区现场

　　新疆吉木萨尔页岩油国家级示范区现场

　　胜利济阳页岩油国家级示范区现场

　　六、页岩气持续快速上产实现跨越式发展

　　持续深化页岩气成藏和富集理论，创新发展水平井优快钻井技术、水平井体积改造技术、复杂山地工厂化作业技术等关键工程技术，大幅提升单井产量和最终可采储量，推动页岩气跨越式发展。2022年页岩气产量达到240亿立方米，较2018年增加122%。

　　2022年，川南寒武系筇竹寺组页岩气和吴家坪组页岩气新层系新领域勘探取得重大突破，开辟了四川盆地页岩气规模增储新阵地，探明了深层整装綦江页岩气田。涪陵、长宁-威远和昭通国家级海相页岩气示范区建设加快推进，通过采取多层立体开发模式大幅度提高采收率，其中涪陵焦石坝区块两层立体开发调整采收率从12.6%提高到23.3%，实现了采收率整体翻番，三层立体开发评价取得积极进展，同时加强精细管理控制老井递减，井间加密、重复压裂等精准施策提高储量动用程度。拓展评价长宁北部常压区、威远次核心区以夯实稳产基础，努力保持中深层页岩气产量规模稳定，泸州、威荣、渝西等深层页岩气建产工程全面展开。

　　川南页岩气田

　　涪陵页岩气田

　　七、长庆油田建成首个500亿方战略大气区

　　长庆油田是我国陆上天然气管网中心和“一带一路”能源合作枢纽，多年来持续加快天然气业务发展，已落实苏里格、鄂尔多斯盆地东部、下古生界碳酸盐岩等3个万亿立方米级大气区，连续14年保持国内第一大产气区。2022年，长庆油田积极推进新层系、新领域勘探，新增天然气探明储量2600亿立方米，加快致密气开发，抓好老油田稳产压舱石，努力打造低渗透及非常规气勘探开发原创技术策源地和科技创新高地，天然气增储上产基础进一步稳固。苏里格气田作为全国陆上最大整装气田，2022年产量突破300亿立方米，助力长庆油田天然气产量达507亿立方米，占全国天然气产量的近1/4，全面建成国内首个年产500亿立方米战略大气区。

　　苏里格气田是我国陆上最大整装气田

　　八、油气勘探开发助力“双碳”目标，CCUS年注入二氧化碳超过100万吨

　　CCUS是全球公认的主要碳减排手段，目前，我国CCUS理论技术攻关与现场试验方面均取得了重要成果和重大进展，工程技术基本实现全流程配套，正从理论技术、现场试验、工业应用等方面，加速推进CCUS全产业链发展。

　　2022年，中国石油CCUS项目多点开花，在吉林、长庆、新疆等油田加大实施力度，注气能力明显提升，二氧化碳年注入量突破100万吨，产油30万吨。中国石化构建“捕集-运输-注入-采出-监测”全链条技术系列，推动“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS”项目加快建设，累计捕集35.3万吨、注入35.2万吨，启动首个百公里二氧化碳输送管道工程。中国海油完成国内海上首个百万吨级恩平15-1 CCS示范工程关键设备国产化与安装调试，启动全球首个海上千万吨级大亚湾区CCS/CCUS集群示范项目研究工作。延长石油CCUS项目累计注入二氧化碳6.6万吨。

　　胜利油田全国首个百万吨级CCUS示范区——莱113CCUS生产现场

　　恩平15-1 CCS示范项目完成海上安装

　　九、油气勘探开发技术装备利器——“一键式”人机交互7000米自动化钻机显著提升钻井自动化水平

　　自动化钻机是油气勘探开发提速提效重大核心装备，在国内尚没有一键操控等关键核心技术。成功研制“一键式”人机交互7000米自动化钻机，突破了多设备联动协同控制等技术瓶颈，首创了具有并联作业模式的独立建立根系统，突破了虚拟重构、视觉识别等关键技术，开发了智能安全管控系统，建立了钻机在线监测与远程运维平台。实现了“流程自动化、作业少人化、操控一键化”。钻机在四川长宁-威远页岩气国家级示范区完钻2口水平井、胜利济阳页岩油国家级示范区完钻11口水平井，进尺超过5万米，实现了关键工艺流程全自动化，井口、二层台等高危作业区域无人值守。建立根、甩钻具与钻进同步进行，显著提升作业时效。井队人员配置减少1/3，劳动强度降低90%。钻机的成功研制与应用，在我国钻井装备史上具有里程碑意义。

　　十、油气勘探开发技术装备利器——深水水下生产系统总体性能达到国际同等水平

　　水下油气生产系统是深水油气田开发的主要模式。2022年，我国水下自主油气开发技术体系与装备制造取得重大突破，首个采用自主设计、自主研制的国产化水下生产系统在我国南海东方1-1气田东南区乐东块成功使用，实现了水下油气生产系统关键国产化核心装备从“0”到“1”的突破。攻克了南海深水水下油气田自主开发设计技术难题，自主研制了水下采油树、水下控制系统、水下多功能管汇、水下井口4大关键核心装备及13类首台套水下设备，整套水下生产系统设计水深500米（部分设备实现1500米水深），示范产品全部取得业界权威第三方认证，总体性能达到国际同等水平，建立了适用于我国的深水水下生产系统技术体系。标志着我国深水油气资源开发核心技术装备水平迈上新台阶，实现了深水水下油气生产系统关键设备自主设计，对南海深水油气自主开发具有里程碑意义。

　　采油树海上安装现场