2026年石油天然气行业勘探开发方案

2026年石油天然气行业勘探开发方案2026年石油天然气行业勘探开发工作以保障国家能源安全为核心目标，统筹常规与非常规、陆上与海上、深层与浅层勘探开发布局，同步推进绿色低碳转型与数字化智能化升级，确保国内油气供应自主可控、产业发展适配“双碳”目标要求，各项部署如下：一、总体工作目标2026年实现国内原油产量稳中有升，达到2.25亿吨，同比增长2.27%，原油对外依存度控制在70%以内；天然气产量达到2450亿立方米，同比增长6.52%，天然气对外依存度控制在40%以内。全年新增石油探明地质储量12亿吨，其中经济可采储量2.5亿吨；新增天然气探明地质储量7500亿立方米，其中经济可采储量1800亿立方米。全行业勘探开发碳排放强度较2020年下降18%以上，生产安全事故起数较2023年下降20%，重大及以上安全、生态环境事故零发生。二、勘探部署安排分重点盆地常规油气勘探、非常规油气勘探、风险勘探三个板块推进，精准匹配勘探资金与工作量，提升探井成功率。（一）常规油气勘探陆上以鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、四川、松辽五大含油气盆地为核心，海上以渤海、南海东部、南海西部、东海海域为重点，聚焦富油气凹陷精准部署。1.鄂尔多斯盆地：石油主攻姬塬、陇东区域延长组7-8段致密油藏，全年部署二维地震1200公里、三维地震1800平方公里，预探井85口，评价井110口，探井成功率不低于42%，全年新增石油探明地质储量3.2亿吨；天然气主攻苏里格南部、乌审旗区域下古生界奥陶系风化壳气藏，部署二维地震800公里、三维地震1200平方公里，预探井62口，评价井90口，探井成功率不低于38%，新增天然气探明地质储量1800亿立方米。2.塔里木盆地：石油主攻塔北隆起顺北地区8000-12000米超深层缝洞型油藏，部署三维地震2100平方公里，超深预探井38口，评价井45口，探井成功率不低于35%，新增石油探明地质储量2.8亿吨；天然气主攻库车坳陷克拉苏构造带博孜-大北、克深区域超深层气藏，部署三维地震1500平方公里，超深预探井32口，评价井38口，探井成功率不低于40%，新增天然气探明地质储量2200亿立方米。3.准噶尔盆地：石油主攻玛湖凹陷二叠系致密油、沙湾凹陷侏罗系油藏，部署三维地震1600平方公里，预探井72口，评价井88口，探井成功率不低于45%，新增石油探明地质储量2.1亿吨；天然气主攻准南缘侏罗系、白垩系气藏，部署二维地震900公里、三维地震700平方公里，预探井25口，评价井32口，探井成功率不低于32%，新增天然气探明地质储量500亿立方米。4.四川盆地：常规气主攻川中安岳气田震旦系-寒武系特大型气藏、川东北普光-元坝区域长兴组-飞仙关组礁滩气藏，部署三维地震1300平方公里，预探井42口，评价井55口，探井成功率不低于43%，新增天然气探明地质储量2000亿立方米。5.松辽盆地：石油主攻长垣南部扶余致密油、中央坳陷中生界油藏，部署三维地震1000平方公里，预探井68口，评价井75口，探井成功率不低于48%，新增石油探明地质储量1.5亿吨；天然气主攻徐家围子深层火山岩气藏，部署二维地震500公里，预探井18口，评价井22口，探井成功率不低于36%，新增天然气探明地质储量300亿立方米。6.海上区域：渤海海域主攻蓬莱、渤中区域新近系稠油、太古界潜山油藏，部署三维地震2000平方公里，预探井45口，评价井52口，探井成功率不低于45%，新增石油探明地质储量1.8亿吨、天然气200亿立方米；南海东部海域主攻惠州、西江区域古近系油藏，部署三维地震1200平方公里，预探井28口，评价井35口，探井成功率不低于40%，新增石油探明地质储量0.5亿吨、天然气150亿立方米；南海西部海域主攻崖城、东方区域气藏，部署三维地震800平方公里，预探井22口，评价井28口，探井成功率不低于42%，新增石油探明地质储量0.1亿吨、天然气300亿立方米；东海海域主攻平湖、春晓气田群外围区域，部署二维地震1000公里，预探井12口，评价井15口，探井成功率不低于30%，新增天然气探明地质储量50亿立方米。（二）非常规油气勘探页岩油主攻松辽古龙、鄂尔多斯陇东、准噶尔吉木萨尔、渤海湾沧东凹陷4个陆相页岩油示范区，部署三维地震1400平方公里，水平井120口，探井成功率不低于50%，全年新增页岩油探明地质储量3.5亿吨；页岩气主攻川南长宁-威远、昭通、涪陵3个海相页岩气示范区，以及四川盆地外围寒武系、志留系页岩气潜力区，部署三维地震1800平方公里，水平井180口，探井成功率不低于48%，全年新增页岩气探明地质储量2800亿立方米；煤层气主攻沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘2个煤层气产业化基地，部署二维地震600公里，排采井220口，探井成功率不低于55%，全年新增煤层气探明地质储量200亿立方米。（三）风险勘探全年安排15%的勘探投资用于风险勘探，重点对准噶尔盆地南缘侏罗系、羌塘盆地中生界、南海北部1500-3000米深水区域、塔里木盆地塔西南坳陷4个潜力领域开展预探，力争实现2-3个新层系、新领域的重大勘探突破，新增潜在资源量2亿吨油当量。三、开发生产部署统筹老区稳产、新区上产、非常规资源规模开发，确保油气产量稳步增长，开发效率持续提升。（一）原油开发生产1.老区稳产：东部老油田重点推进水驱精准治理与三次采油技术推广，大庆油田水驱储量动用程度提升至86%，三元复合驱覆盖率达到22%，全年原油产量稳定在3000万吨；胜利油田水驱治理覆盖储量12亿吨，化学驱覆盖率达到18%，全年原油产量稳定在2350万吨；辽河油田稠油SAGD技术覆盖储量1.2亿吨，采收率提升3个百分点，全年原油产量稳定在1000万吨。中部、西部老区重点推进剩余油精准描述与措施挖潜，长庆油田原油产量稳定在2600万吨，塔里木油田原油产量稳定在650万吨，新疆油田原油产量稳定在1450万吨。全年老油田综合递减率控制在8.5%以内，采收率较2023年提升1个百分点。2.新区上产：顺北油气田新建产能120万吨，全年原油产量达到350万吨；玛湖油田新建产能100万吨，全年原油产量达到600万吨；吉木萨尔页岩油示范区新建产能70万吨，全年产量达到200万吨；古龙页岩油示范区新建产能60万吨，全年产量达到180万吨；渤海海域新建产能200万吨，全年原油产量稳定在3200万吨；南海东部海域新建产能80万吨，全年原油产量达到1800万吨；南海西部海域新建产能30万吨，全年原油产量达到700万吨。3.非常规原油开发：全年新建页岩油产能320万吨，总产量达到1200万吨；新建致密油产能280万吨，总产量达到1800万吨；稠油热采技术升级覆盖储量2.5亿吨，总产量稳定在3800万吨。（二）天然气开发生产1.常规气开发：苏里格气田推进致密气水平井规模开发，全年产量稳定在300亿立方米；库车气区博孜-大北、克深气田新建产能60亿立方米，全年产量达到550亿立方米；安岳气田龙王庙组、震旦系气藏稳产扩能，全年产量达到400亿立方米；普光、元坝气田推进高含硫气藏精细开发，全年产量分别稳定在100亿立方米、45亿立方米；海上常规气全年产量稳定在230亿立方米。2.非常规气开发：川南页岩气示范区新建产能75亿立方米，全年页岩气总产量达到520亿立方米；鄂尔多斯盆地致密气新建产能40亿立方米，全年产量达到480亿立方米；四川盆地致密气新建产能15亿立方米，全年产量达到120亿立方米；沁水、鄂东缘煤层气基地新建产能10亿立方米，全年煤层气产量达到120亿立方米。（三）开发技术配套全年推广三次采油技术覆盖储量15亿吨，老井措施有效率稳定在78%以上；页岩油气水平井分段压裂技术单段成本下降8%，单井初始产能提升10%；超深层气藏180摄氏度、140兆帕耐高温高压完井工具全面推广，单井投产周期缩短15%；气田排水采气、凝析气藏循环注气技术覆盖率提升至65%，天然气采收率提升1.2个百分点。四、绿色低碳转型部署严格落实“双碳”目标要求，推进勘探开发全链条减碳，实现增储上产与绿色发展协同推进。1.生产过程减碳：钻井环节全面推行清洁生产模式，岩屑回收率100%，钻井废水回用率达到95%以上；油气生产环节伴生气回收率提升至98%以上，火炬放空量较2023年下降30%；集输环节全面淘汰高耗能设备，机采系统效率提升至32%以上，集输系统能耗下降6%。2.新能源融合发展：全年新增新能源装机容量400万千瓦，全行业累计新能源装机容量达到1500万千瓦，替代油气生产自用能比例达到12%以上。重点推进大庆油田风光互补发电、塔里木油田钻井光伏供电、川南页岩气田分布式光伏配套、渤海油田海上风电示范等项目，全年新能源发电量达到220亿千瓦时。同步推进油气田地热资源开发，全年新增地热供暖面积1200万平方米，累计达到5000万平方米，替代燃煤120万吨/年。3.CCUS/CCS规模化推广：全年新建CCUS注入能力500万吨/年，全行业累计注入能力达到1500万吨/年，累计封存二氧化碳3200万吨。重点推进鄂尔多斯盆地500万吨/年CCUS示范、胜利油田300万吨/年碳驱油与封存示范、大庆油田200万吨/年CCS示范、四川盆地气藏200万吨/年CCS示范项目，CCUS捕集成本控制在200元/吨以内。4.甲烷专项管控：全面推行油气生产全链条甲烷泄漏检测，红外检测覆盖率达到100%，管线泄漏预警准确率提升至98%以上，2026年全行业甲烷泄漏率控制在0.2%以下，较2023年下降40%。五、科技攻关与数字化升级部署聚焦核心技术短板，强化产学研用协同攻关，提升行业数字化智能化水平，降低核心技术对外依存度。1.核心技术攻关：重点开展四项核心技术攻关，一是15000米级特深井勘探开发技术，研发15000米特深井钻机、200摄氏度/180兆帕耐高温高压测井工具、超深层缝洞型油藏高精度描述技术，准确率提升至90%以上；二是非常规油气高效开发技术，攻关陆相页岩油水平井体积压裂优化技术，单井最终可采储量提升20%，海相深层页岩气（4500米以上）开发技术实现工业化应用，压裂成本下降10%；三是3000米深水勘探开发技术，实现水下生产系统、深水钻井装备国产化率达到90%以上；四是低碳核心技术，攻关低成本二氧化碳捕集、低浓度甲烷高效回收技术，甲烷回收率提升至99%以上。2.智能油气田建设：2026年全行业80%以上的产能区块实现数字化管控，无人值守井站覆盖率达到75%以上，重点油气田全面建成数字孪生模型，勘探开发决策效率提升30%，生产运维成本下降15%，生产效率提升25%。全面推广物联网、大数据、人工智能在勘探开发、生产管控、风险预警领域的应用，井控、管道泄漏、火灾等风险预警响应时间缩短至1分钟以内。六、投资管控与保障体系建设强化全流程管控，完善配套支撑体系，确保各项部署落地见效。1.投资安排：2026年全行业勘探开发总投资安排7800亿元，其中勘探投资占32%（约2496亿元），开发投资占58%（约4524亿元），科技攻关与低碳转型投资占10%（约780亿元）。鼓励社会资本参与非常规油气、海上油气、新能源融合项目开发，混合所有制项目占比提升至10%以上，提高投资使用效率。2.成本管控：推行全生命周期项目管理，单井钻井投资下降7%，工程技术服务成本下降6%，集中采购覆盖全部核心设备材料，采购成本下降5%，全年原油完全成本控制在55美元/桶以内，天然气完全成本控制在1.4元/立方米以内。建立油价波动对冲机制，低油价下保障勘探开发投资刚性兑付，避免核心产能滑坡。3.安全与生态保障：完善井控、管道、危化品管理安全体系，井控事故发生率控制在0.01%以下，长输油气管道故障率控制在0.1次/千公里·年以内，重大安全事故零发生。严格落实生态保护红线管控要求，所有开发项目环境影响评价通过率100%，油气开发临时占地生态恢复率达到100%。4.供应链与人才保障：推进核心装备国产化替代，12000米超深井钻机、高端随钻测井工具、大型压裂装备国产化率达到95%以上，规避“卡脖子”风险。建立核心