当春的讯息唤醒沉睡的冻土，中国能源版图上激荡着澎湃的春潮。中国石油、中国石化、中国海油相继发布的突破性喜讯，在煤岩气勘探、页岩油气开发、深海油气三大战略要地镌刻下新的时代坐标。

3月6日，中国海油宣布，在北部湾盆地古生界潜山勘探领域获重大突破：旗下位于我国北部湾海域的涠洲10—5油气田获得高产油气流。

3月10日至14日在美国休斯敦举行的第43届剑桥能源周上，中国石油首次向全球发布了中国石油在煤岩气（Coal-rock Gas，简称CRG）地质理论认识与勘探开发方面的重大突破。

3月25日，中国石化胜利油田济阳页岩油新兴油田亿吨级探明储量正式通过国家自然资源部评审备案，我国首个亿吨级页岩油田问世。

3月31日，中国海油发布消息，在南海东部海域勘探发现惠州19—6亿吨级油田，成为我国首次探获海上深层—超深层碎屑岩大型整装油田。

这不仅是一份亮眼的成绩单，更是中国能源安全战略稳步推进的有力例证，展现了大国能源版图重构的深远布局与坚定决心。

在鄂尔多斯盆地这片见证过“延长油矿”百年沧桑的热土上，中国石油正续写着新的传奇。当钻头穿透3500米地层，唤醒沉睡亿万年的煤岩气藏时，一个日产800万立方米的超级气田在黄土高原拔地而起。这不仅是对“鄂尔多斯盆地无大气田”传统认知的颠覆性突破，更是中国能源勘探者向深层要效益的生动注脚。特别值得铭记的是，鄂东大吉气田累计产量突破30亿立方米大关，意味着我国已成功解锁深部煤岩气开发的“达·芬奇密码”，在能源自主可控的征程上树立起新的里程碑。

当陆上勘探捷报频传，中国石化则在齐鲁大地掀起了“页岩革命”的中国方案。胜利油田济阳页岩油新兴油田的亿吨级探明储量，恰似一把金钥匙，打开了陆相页岩油开发的新纪元。这个通过自然资源部评审的“国字号”工程，既是对北美页岩革命的技术超越，更标志着我国在非常规油气领域形成了完整的自主技术体系。从压裂设备的轰鸣声到智能化监测系统的数据洪流，中国石化正在书写属于东方的页岩神话。

当我们将视线投向深海，中国海油的“深蓝利剑”已直指北部湾古潜山秘境。涠洲10—5油气田的高产油气流，犹如来自地心深处的能量喷薄，刷新了人们对南海盆地资源禀赋的认知。这项突破不仅意味着我国在古生界潜山勘探领域实现从“跟跑”到“领跑”的跨越，更昭示着海洋石油工业正从浅水走向深水、从常规走向非常规的战略转型。而南海东部首次探获的超深层碎屑岩大型整装油田，以及在“十四五”期间，中国海油加强深层—超深层勘探理论及技术创新，取得的开平南油田、渤中26—6油田、宝岛21—1气田等一系列深层—超深层领域重大油气发现，碧波万顷之下，一个全新的能源接续基地正在悄然成形。

翻开2024年的成绩单，三大石油公司的业绩曲线勾勒出稳健向上的发展轨迹。中国石油以2.9万亿元营收稳坐能源央企头把交椅，1646.8亿元净利润连续三年刷新历史极值；中国海油以7.2%的产量增速领跑行业，1379亿元净利润彰显海洋油气开发的澎湃动能；中国石化在行业周期波动中逆势突围，油气当量产量突破5亿桶大关。

数据的背后，这些成就不仅为我国能源安全提供了坚实保障，也为全球能源市场注入了中国力量。三大石油公司的稳健业绩和技术创新，预示着我国能源行业在保障国家能源安全、推动能源转型和实现高质量发展方面将发挥更加重要的作用。

页岩气革命：从跟跑到自主创新改写行业规则

2002年，当乔治·米歇尔在得克萨斯州巴奈特页岩区第37次调整压裂液配方时，他或许没想到这个配方将引发全球能源地震。水平钻井+水力压裂的技术组合，使美国页岩气产量从2000年的0.3万亿立方英尺飙升至2020年的25万亿立方英尺，造就了“能源独立”神话。页岩气革命则在全球能源领域引起了巨大的变革。

当北美页岩气革命重塑全球能源版图时，中国版的页岩气革命更深入一步，突破深层。2012年，中国石化涪陵焦石坝第一口页岩气井艰难产气时，采收率不足10%。与北美的页岩气田相比，中国的页岩气层地质条件更为复杂，活动性更强，埋藏更深。因此，直接从国外引进的技术在实际应用中往往不太适用，技术问题成了制约中国页岩气发展的瓶颈。面对页岩埋深超过3500米、地层压力系数高达2.0的困境，科研人员创新形成了页岩气地质综合评价、开发设计与优化、水平井组快速钻井、长水平井高效压裂、采气工艺配套、绿色开发等六大页岩气高效开发核心技术。制定了近两百项行业标准，关键设备实现了百分之百的国产化，并首创了“瘦身井”技术，节省了近五亿元的成本。在深层页岩气开发方面，钻井周期从90天缩短到了40天，优质储层的钻遇率超过了95%，井深超过6000米的气井有31口，填补了中国页岩气深层开发的空白。2014年，中国石化在重庆涪陵打出首口商业页岩气井。十年磨剑，中国石化率先在涪陵建成全球除北美外最大页岩气田，探明储量超9000亿立方米，累计产气突破500亿立方米。2024年，涪陵气田产量突破150亿立方米，相当于替代3000万吨煤炭。

中国页岩气革命的深层突破，在四川盆地刻下时代坐标。这并非简单的产量跃升，而是一场颠覆性的技术突围—自主研发的“井工厂”模式将单井成本压缩至4500万元，旋转导向钻井系统突破国外技术封锁，使3500米深水平井轨迹控制精度达0.5米级。中国石油在长宁—威远区块创下“三千米级水平井+百段压裂”工程奇迹，单井测试日产量突破45万立方米，形成从浅层向深层、从海相向陆相拓展的技术体系。

从技术引进到标准输出，中国石化创新形成的“地质工程一体化”技术体系，破解了南方复杂构造带储层改造难题—自主研发的“复合桥塞+可溶球座”分段压裂工具，使压裂段数从24段跃升至68段，单井EUR（估算最终采收量）提升3.8倍。中国石油打造的页岩气开发“智慧大脑”，通过数字孪生技术实现全生命周期管理，将钻井周期从152天缩短至76天，勘探开发效率提升40%。更值得瞩目的是，中国海油在深层页岩气勘探中突破4500米埋深极限，其研发的纳米级渗吸置换技术将采收率提升至18%，形成全球首个陆相页岩气开发技术标准。这些突破不仅改写了国际能源署（IEA）对中国页岩气可采储量的评估（从12万亿立方米上调至31.6万亿立方米），更使中国技术方案走进阿根廷Vaca Muerta、加拿大Montney等世界级页岩区。

从单点突破到产业链跃迁，页岩气革命正催生中国能源系统的链式反应。在重庆涪陵，中国石化建成全球首个页岩气田5G专网，通过5.2万个智能终端实现全产业链数字化管控，使单位运营成本下降28%。中国石油打造的“气电氢”一体化模式，在川南地区形成年制氢5000吨、发电2.4亿千瓦时的清洁能源矩阵。更具战略意义的是，中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司联合攻关形成的“地质选区—甜点预测—高效压裂”技术链，使我国页岩气开发成本从1.8元/立方米降至0.9元/立方米，提前三年实现国家能源局“十四五”规划目标。这种技术溢出效应已延伸至装备制造领域—宝石机械研制的7000型电驱压裂橇打破国外垄断，杰瑞股份开发的涡轮压裂设备使单机组作业效率提升60%，构建起自主可控的页岩气装备产业链。

煤岩气革命：突破“禁区”争的不只是“气”

2025年2月，国家能源局发布2024年全国油气勘探开发十大标志性成果，排在首位的是国内油气产量当量首超4亿吨。其中，煤岩气产量仅用3年时间快速提升至25亿立方米，成为天然气增产新亮点。

这个新亮点，在中国石油副总地质师兼勘探开发研究院党委书记李国欣眼里，煤岩气的发现更像是“无心插柳柳成荫”的收获。

早在2005年，新疆油田就在准噶尔盆地白家海地区常规油气直井，开展深层（超过2000米）煤岩层段试气，获日产气7000立方米。深层煤岩储层内的天然气引起各方重视。2021年，新疆油田在准噶尔盆地白家海地区部署的彩探1H水平井，获日产气5.7万立方米，实现煤岩气重要突破；煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块部署的吉深6—7平01水平井，压裂后获日产气10万立方米。2022年，在鄂尔多斯盆地部署的纳林1H、佳南1H和米172H等风险探井获日产气5万立方米至10万立方米，拉开了煤岩气规模勘探开发序幕。2023年底，中国石油在鄂尔多斯盆地东缘建成了大吉煤岩气先导试验区，年产量突破10亿立方米，成为我国首个煤岩气田。

与此同时，2022年，中国海油在鄂尔多斯盆地临兴区块部署的探井，压裂后测试获日产气6万立方米，2023年探明地质储量1010亿立方米。

2023年，中国石化在鄂尔多斯盆地大牛地气田部署的探井，压裂后获日产气10.4万立方米。

2024年，中国石油西南油气田公司在四川盆地遂宁地区部署的探井，压裂后获日产气8.1万立方米。

李国欣介绍：“长期以来，传统勘探理论认为埋深超过1500米的煤层含气量低，是煤层气开发‘禁区’。从全球看，也鲜有人关注1500米以深的煤层气资源。”但中国石油的勘探开发技术人员在常规油气和致密油气钻探过程中发现，深部煤岩层段通常气测显示较好。

勘探开发实践发现，煤岩气作为一种新类型天然气资源，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。

2023年4月22日，中国石油召开深层煤岩气勘探开发技术研讨会，通过广泛研讨，首次将这种新类型非常规天然气称为煤岩气。

2023年5月23日，在《鄂东大吉区块深层煤层气国家级开发示范区建设方案》评估中，专家组建议深层煤层气也称深地煤岩气或深层煤层致密气。

2024年年初，中国石油由李国欣牵头组织煤岩气研发团队，开展《煤岩气地质特征、富集规律与开发机理研究》攻关，将“煤岩气”定义为“煤岩自身生成或其他气源运移而赋存于煤岩中，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”。

开展基础研究，明确了煤岩气地质与开发基本特征。

在地质方面，煤岩气具有三大特征：一是煤岩储层中游离气与吸附气并存，富含游离气（占总含气量的20%至50%）；二是在良好顶底板的夹持下，煤岩气自生自储—微距运移聚集，并可有他源气充注；三是煤岩割理裂缝发育，在重力与浮力的共同作用下，游离气在构造高部位富集，差异富集特征明显。与传统煤层气相比，煤岩气具有高压力、高温度、高含气、高饱和、高游离“五高”特点。

在开发方面，煤岩气具有三大特征：一是有效开发需最大限度沟通储层，游离气在弹性能作用下，产出后随储层压力降低，吸附气解吸形成接替；二是与煤层气井需人工解除储层水压力封闭的开采方式不同，煤岩气井主要依靠地层能量开采；三是煤岩气井返排初期即可产气，日产气5万立方米至10万立方米。

理论与技术的不断创新发展，打造出中国石油煤岩气科技品牌。“我们在实践中发现，1500米以深煤岩储层是有天然气资源的，而且储量很可观。”李国欣说，按照“借鉴致密气、页岩气生储成藏机制，将煤岩作为储层整体勘探”的思路，中国石油在准噶尔、鄂尔多斯、四川等盆地部署多口风险勘探井并取得突破。

中国科学院院士张水昌说，“煤岩气概念可以说是中国科学家首先提出的。目前国际上还没有人在探讨这一块，这种油气资源有可能是带着中国特色的特有油气形成理论，是新的学科前沿。”

张水昌介绍，早期美国围绕浅层煤层气进行过探索，但因为深层开发难度大、成本高并没有得到重视，“粗心”地认为只是“一个裂缝里面存储的少量气体”。但我国在勘探常规油气、致密油气的过程中进入到深层煤岩，通过不断探索，发现可能是一种非常特殊的油气资源。煤岩气的突破，正是“借鉴致密气、页岩气生储成藏机制，将煤岩作为储层整体勘探”的思路突破，更是油气地质理论认识的突破。

中国石油在煤岩气地质理论认识方面的创新突破，成功解决了深部煤岩勘探开发的瓶颈问题。通过自主提出的煤系全油气系统和研发的五大类28项技术体系，特别是水平井+体积压裂技术的持续改进，中国石油成功将深层煤岩气钻井周期缩短了30%以上。这一技术创新不仅提高了煤岩气的开采效率，也降低了开采成本，为全球煤岩气的未来发展提供了有力支撑。

标普全球副董事长丹尼尔·耶金对中国石油在煤岩气领域的原创概念和勘探开发成果表示高度认同。他认为，中国石油在煤岩气方面的创新成果将对全球煤岩气的未来发展产生重大引领和推动作用。

2024年，中国石油煤层气公司、长庆油田、冀东油田、辽河油田新投产煤岩气井合计超百口，累计探明地质储量超5000亿立方米。下一步，中国石油将进一步强化煤岩气形成与富集机制研究，加快形成煤岩气效益开发适用技术，实现煤岩气开发全生命周期提质提效，助力煤岩气实现高效开发利用。

从能源安全到碳中和使命

2024年，我国页岩气产量达到250亿立方米，保持了持续稳定增长的趋势（占天然气总产量18%），中国石油2024年度煤岩气产量突破23亿立方米，较去年同期提升130%。从页岩气到煤岩气，这场革命已超越资源开发本身，成为国家能源战略的重要支点。

在鄂尔多斯盆地东缘，中国海油实施的煤系气—页岩气协同开发模式，使单平方公里气井密度降低40%，资源采收率提升至32%。中国石油在新疆玛湖建成的页岩油—致密气立体开发示范区，实现“一井多靶、一藏多采”，使单位面积产能提升3倍。这些创新实践不仅支撑着天然气在一次能源消费中占比突破10%，更在碳中和征程中开辟出新路径。

中国工程院院士李阳说，“煤岩气不是地质学的意外，而是认知升级的必然。”

这种理论突破源于中国特殊的地质条件。全国煤系地层分布面积达300万平方公里，预测资源量超100万亿立方米，相当于常规天然气资源量的3倍。“如果说页岩气是‘夹心饼干’，煤岩气就是‘千层蛋糕’。”中国地质大学教授张金川如此比喻。

中国海油研究总院院长米立军认为，“页岩气是资本的游戏，煤岩气是技术的长征”。

米立军介绍，北美页岩气田的开发遵循典型的资本逻辑：单井成本从1000万美元降至400万美元，但递减率高达70%（首年产量下降70%），迫使企业不断打新井维持产量。相比之下，中国煤岩气开发更具技术密集型特征：大宁区块通过智能井网优化，将单井控制面积从0.8平方公里扩展至5.2平方公里，动态平衡成本降至0.6元/立方米。

这种差异塑造了产业生态。在得克萨斯州米德兰市，页岩气催生了高度金融化的“工厂化钻井”模式，一个井场可密集部署40口水平井；而在山西晋城，煤岩气开发更强调资源综合利用，某示范项目将抽采的煤层气用于发电、提纯LNG、生产碳纳米管，创造价值链延伸奇迹。

我们看到，在新疆塔里木盆地，中国石油正在试验“气藏协同开发”新模式：上部开发浅层致密气，中部开采页岩气，下部提取煤岩气，最后将枯竭层改造为储气库。这种立体开发模式使单区块资源利用率从35%提升至80%，投资回报周期缩短40%。

中国科学院院士张水昌表示：“随着煤岩气勘探开发取得突破，煤岩气有望成为我国未来天然气上产增产的主体、可持续发展的重要战略接替资源，对保障国家能源安全将发挥重要作用。”

更前沿的构想正在实验室孕育。中国矿业大学团队研发的“原位裂解采气”技术，通过地下微波加热将低成熟度页岩中的固态有机质转化为天然气，相当于人工加速地质演化过程，可将资源量扩大10倍。

正如国际能源署署长法提赫·比罗尔所说，“谁掌握非常规气开发技术，谁就握有能源转型方向盘”。

我们看到，全球版图上的竞赛已然白热化：

—欧洲启动“地气计划”，投资200亿欧元开发北海页岩气；

—印度与斯伦贝谢合作，在达莫德尔盆地试验超临界CO2压裂；

—沙特阿美收购美国页岩气技术公司NOVAL Energy，剑指本国900万亿立方英尺非常规气资源；

……

在这场角逐中，中国正从跟随者变为规则制定者。2025年发布的《煤系天然气地质勘查规范》，成为全球首个非常规气综合开发国家标准，其提出的“资源丰度—可采系数—环境容量”三维评价体系，正在被国际标准化组织（ISO）讨论采纳。

我们看到能源革命的交响曲，从长江畔的涪陵气田到川南的深层构造带，从被技术封锁的窘迫到标准输出的自信，三大石油公司构建的“海陆并举、深浅并进”开发格局，不仅使我国页岩气探明储量十年增长12倍，更培育出包含23项国际专利、58项行业标准的技术体系。在能源转型的全球赛道上，这场革命正从资源开发升维为技术范式创新—当北美页岩区开始引入中国旋转导向技术，当IEA将中国页岩气开发模式纳入全球能源转型路线图，世界终于意识到：这场始于跟跑的征程，已然成为引领全球非常规能源开发的东方火炬。

或许正如《自然》杂志能源专栏作家艾德·康纳所言：“页岩气和煤岩气的真正价值，不在于它们替代了多少煤炭，而在于证明了人类文明的突围方向—既在星空，更在脚下。”