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近年来，我国油气供给安全面临多重冲击和挑战。受国际油价大幅波动、地缘政治冲突升级、新冠疫情反复多变等因素影响，世界主要产油国博弈加剧，进一步增加了未来油气市场的不确定性。我国经济发展迅猛，油气需求量大，但自给能力严重不足，对外依存度居高不下，油气供给安全是能源保供的关键。
习近平总书记高瞻远瞩，对大力提升我国油气勘探开发力度和加强页岩油勘探开发作出重要部署，2021年10月，他在胜利油田调研时强调，石油能源建设对我们国家意义重大，能源的饭碗必须端在自己手里，为保障国家能源安全、推动油气产业高质量发展指明了前进的方向。国家能源局组织我国各大石油公司，制定“七年行动方案”，规划到2022年原油产量要重回2亿吨，各石油公司与国家发改委、国家能源局等五部委签定了《大力提升油气勘探开发责任书》，压实责任主体。党的二十大提出，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加大油气勘探开发和增储上产力度。油气增储上产是保障我国能源安全的重要组成部分，也是近年来国内油气企业的首要工作。2022年我国原油产量重回2亿吨，如期实现了规划目标，为增强保障国家能源安全夯实了基础。
01 突出部署，科学组织，全力推进各项措施落实落地
站在保障国家能源安全的高度，在全球上游投资大幅下降的形势下，突出油气业务，加大油气生产投入。国内油气勘探开发业务保持了较高投资强度，2019-2022年，中石油完成投资占集团公司同期投资的57%，较上一个四年（2015-2018年）增长23.3%。原油产量持续保持1亿吨以上生产，比2018年实现增产430万吨，天然气继续保持加快上产态势，比2018年增产360亿方。2022年油气产量当量达到22110万吨，创历史新高。
我国油气勘探围绕深层-超深层、大面积岩性、成熟探区、非常规、海洋等领域，针对待发现油气藏隐蔽性越来越强、获取优质规模储量或效益达标建产储量难度越来越大的实际，勘探上更加重视油气田的大发现、大突破，同时积极转变勘探理念，在获取更多经济可采储量上下功夫，取得了一系列重大突破，保持油气储量持续高峰增长，形成了“油气并举”“常非并进”的战略新格局。2019年以来，国内原油年新增探明储量保持在10亿吨以上，天然气年新增探明储量保持在1万亿方以上，勘探上不断有新突破和新发现。我国剩余油气资源较丰富，截至2021年底，全国油气剩余资源量分别为1055亿吨和228万亿方，具备持续保持储量高峰增长的潜力基础，目前深层、深海及非常规领域，探明程度仍处于早期或早-中期阶段，通过加大勘探力度，仍有较大可能保持储量高峰增长。
老油气田与新区块、新领域是确保油气稳产和上产的两个主要方向，两者相辅相成，要两手抓、两手都要硬。一方面抓老油气田稳产工作。过多年的开采，我国目前70%的剩余可采储量分布在含水率超过70%的已开发老油田，支撑着当前70%的产量。老油田挖潜稳产对于保证国内油气产量具有“压舱石”和“稳定器”的作用。老油田挖潜稳产的关键在于两个方面：一是降低递减率。要强化稳油控水的系统配套能力建设，通过实质性的开展井况治理，完善注采系统、细分开发层系，通过地下认识、井筒可控和注入系统及动态调控整体配套，实现老油田长期稳油控水。二是大幅度提高采收率。从采收率情况来看，除了大庆油田在46%以外，其他主力油田采收率普遍在22%-29%，仍有大量的石油资源未采出，采收率还有提高空间。我国油田开发实践证明，老油田通过二次开发+三次采油的开发模式，采收率还有10个百分点以上的提升空间。通过大力实施“控递减”和“提高采收率”两大工程，努力减缓老油田递减并最大限度实现稳产。另一方面，抓新项目、新领域促上产工作。要强化陆海新领域新层系优质规模储量勘探，为油气发展夯实资源基础。同时，要加快推进新项目投产，有效弥补老油气田产量递减并实现一定幅度增产。要强化效益开发理念，转变开发建产模式，在实现产量增长的同时，确保新项目对效益的正向拉动作用。
02 突出科技、创新驱动，有效支撑油气增储上产
科技创新是油气增储上产的“关键所在”。习近平总书记高度重视油气科技工作，两次在科技界大会上强调油气科技创新的重要性，在大庆油田发现60周年及海洋油气重要产能建设项目投产贺信中，都指出要“加强科技自主创新”；在视察国家油气科技重大专项展台和视频连线“深海一号”平台时指出，要加强原创性、引领型科技攻关，把装备制造牢牢抓在自己手里，努力用我们自己的装备开发油气资源，提高能源自给率，保障国家能源安全。
中国石油突出创新驱动，立足高水平科技自立自强，大力实施创新发展专项行动，着力推进“十大科技工程”，积极打造陆上油气勘探开发原创技术策源地，核心技术攻关取得重大进展。地震全面推广“两宽两高”单点三维地震采集和各向异性叠前深度偏移处理，复杂构造成像和储层识别精度大幅度提高，非常规油气藏水平段优质储层钻遇率提高10%以上。加强复杂构造、深层超深层、页岩油气钻井技术攻关，机械钻速提高10%以上，钻井周期缩短10%以上，事故复杂时效明显降低，井身结构和固井质量合格率明显提高，攻关推广水平井体积压裂新技术，实现了产量提高和投资降低。针对当前面临“深、非、老”勘探开发对象，从生产业务需求为导向，加强核心技术突破，在复杂储层精细刻画技术、页岩油气甜点预测技术、地震地质工程一体化水平井导向级压裂技术，创新发展高效化学驱、气驱等大幅提高采收率技术，以及化学驱提质提效技术等方面都取得了重要进展，科技支撑能力不断增强，有效支撑油气增储上产。
通过对不同类型页岩油分类施策，差别化开展工业化试验，加强地质工程一体化攻关，不断完善配套技术工艺，在庆城、吉木萨尔建成百万吨级页岩油产区，大庆古龙、胜利济阳、大港沧东页岩油建产规模不断扩大。建成页岩油产能近700万吨，产量由2018年的不足80万吨增长到去年的240万吨以上，年均增长近45%，今年产量有望突破300万吨，不断创新纪录。
03 突出长远、持续发力，实现油气增储上产可持续
未来国内油气增储上产方向主要是陆上深层、非常规和海洋三个方向。一是陆上深层领域。我国深层-超深层油气地质资源量分别为266亿吨和50万亿立方米，分别占全国总量的21%和55%，深层-超深层油气探明程度低，分别为13%和10%，勘探潜力大。我国近20年新发现海相大油气田几乎全部位于盆地深层-超深层，已成为油气探明储量主体。二是非常规油气领域。我国页岩油地质资源量为283亿吨，总体探明率不足5%，剩余资源丰富，是未来石油稳产上产的战略接替领域。我国页岩气地质资源量为105.7万亿方，剩余资源量为103万亿方，是今后一段时期重点勘探领域。三是海洋领域。我国近海石油资源量为246亿吨，天然气资源量为21万亿立方米，石油探明率仅26%、天然气探明率不足10%，近海油气资源探明程度总体较低，剩余油气资源潜力大。我国南海中—南部深水区的油气资源也比较丰富，且目前仍未开展大规模勘探工作。
在勘探开发领域不断转向深层、海洋和非常规后，一方面在储量及规模发现上将具备更大的可能性，但也面临着勘探开发技术与装备能力不足、产能建设效益开发难度大等挑战。在深层领域，应围绕中西部重点盆地深层超深层领域，加强基础地质研究，加大风险勘探投入力度，争取更多规模发现，同时要加快深层物探测井、钻井完井、采油气工艺等核心技术与关键装备的攻关研究，实现深层油气高效开发。在海洋领域，应立足深海关键技术突破，强化核心技术与装备自立自强，加大对用海用地问题的协调力度，加快渤海海域和南海北部，积极准备南海中南部，实现海洋油气产量增长。在非常规领域，应立足松辽、渤海湾、准噶尔以及鄂尔多斯中高成熟度页岩油开发，加快中低熟页岩油现场先导试验，力争产业化发展。页岩气立足四川盆地，做好3500米以浅资源稳产和提高采收率研究，加快3500米以深页岩气开发步伐。通过大力发展水平井+体积压裂等关键技术，加快体制机制创新以及加大政策扶持力度，持续推动页岩油气开发成本下降。
油气安全始终是我国能源安全的核心，未来如何确保原油长期保持2亿吨稳产，以及天然气持续加快上产将是一个全新的挑战，也是国家、油气行业和石油企业的重要工作。在全球能源转型的背景下，如何确保我国油气生产绿色低碳转型也将是一个重要的方向。油气要走向科学开发的高质量之路，一方面要继续大力提升勘探开发力度，不断提高油气供应能力，抓住深层、深水、非常规、老油气田勘探开发的主要矛盾，优化生产组织，持续推动技术创新，实现油气高质量增储上产。另一方面，要积极推进油气生产绿色低碳转型，推动油气与风、光、地热多能融合，加快油气田生产用能清洁替代，大力发展CCS/CCUS，实现“驱油”经济效益与“减排”社会效益双赢。通过油气增产增供及绿色低碳转型融合发展，走向科学开发的高质量之路。