山西省是我国的资源大省，继本月中旬出台煤层气矿业权退出机制后，近日山西省在能源领域再出重拳。山西燃气集团有限公司的重组整合方案终于落地，一个超级天然气集团即将诞生！2月19日，晋煤集团旗下A股上市公司蓝焰控股发布重磅公告称，其控股股东晋煤集团转发了山西省国资委印发《山西燃气集团重组整合实施方案的通知》。通知显示，晋煤集团将所持的公司3.87亿股A股股份增资至山西燃气集团有限公司(以下称“燃气集团”)，山西燃气集团拥有蓝焰控股40.05%的股权，成为蓝焰控股新股东。山西燃气集团的重组已酝酿许久，早在2017年11月，《山西燃气集团股份有限公司筹备方案》公布。2018年2月8日，山西省国资委批复同意由晋煤集团出资设立山西燃气集团有限公司，作为省级煤层气(燃气)专业化重组平台公司。2018年3月，山西省级煤层气(燃气)专业化重组平台——山西燃气集团有限公司正式揭牌成立，标志着山西全省燃气资源整合重组全面开启。今年2月份，随着蓝焰控股重磅公告的发布，国内首个集上游勘探开发、中游管道和下游燃气终端为一体的“超级省级天然气公司”的重组案终于又取得重要的实质性进展。值得注意的是，本次重组方案与此前所传初始方案大有不同，之前盛传的山西国新能源集团并不在重组范围之内，但却引进了一大批包括同煤、焦煤、华润在内的另外9家重量级战略投资者。山西燃气集团重组整合拟分两步实施：第一步，3 月底前，完成山西省内燃气资产的整合重组和煤矿的注入，并同步引入山西省内四家煤炭企业增资入股；第二步，推进国开金融、中国信达“股权下沉”和引进省外战略投资者。燃气集团重组工作全面完成后，同步实施燃气集团由有限责任公司向股份有限公司的改造工作。山西燃气集团计划利用3~5年形成30亿~50亿立方米/年的新增产能；到2020年，自身煤层气抽采规模将达43亿立方米，与央企合作形成100亿立方米抽采规模，未来燃气集团将被打造成具有较强国际竞争力的“山西燃气”品牌企业。

近日，中石化西北油田顺北5-5H井顺利完钻进入测试阶段，完钻井深8520米，刷新了亚洲陆上最深井顺北蓬1井8450米的纪录，同时创下四项工程技术亚洲陆上新纪录。中石化西北油田在2016年发现顺北油气田，目前已建产27口超深井，2018年顺北油气田累产原油52.18万吨，成功建成70万吨产能阵地。与此同时，2018年西北油田累计原油产量突破了1亿吨，是中国首个以海相碳酸盐岩油藏为主、原油产量达到亿吨级目标的油田。西北油田埋藏深度大、原油粘度高，开采难度大。尤其是顺北油气田埋深大于8000米，经鉴定为亚洲陆上埋藏最深油气田。为了将地下8000米深的原油开采至地面，西北油田从2002年开始专注超深井钻井技术。顺北油气田因受断裂运动影响，钻遇地层极其复杂，往往导致完钻井眼尺寸为120.65毫米，定向钻井存在井底温度高和井眼轨迹控制难度大等难点，是国内仅有、世界罕见的难题。西北油田成立技术攻关组，通过多年攻关和实践，形成了基于超深、高温井眼轨迹精确控制的超深水平井钻井技术。顺北5-5H井地处沙漠腹地，是西北油田部署在塔里木盆地顺托果勒低隆北缘的一口水平井，技术人员通过将单增剖面优化成双增剖面、改进高效定向PDC钻头、应用抗高温混油钻井液体系、优化钻具组合及钻井参数和针对性制定降摩减阻措施，保障了顺北5-5H顺利完钻，确保了井眼轨迹符合率和中靶率。该井创亚洲陆上120.65毫米小井眼完钻8520米最深记录，定向870米最长记录，井底水平位移645.16米最大记录，垂深8032.84米最深记录。

截至2019年1月31日，中石化胜利油田累计生产原油12.01亿吨，相当于目前国内原油年产量的六年总和。作为中石化上游板块的龙头，胜利油田为中国能源安全和经济社会发展作出了重要贡献。1961年4月16日，华八井射孔一次成功，获得日产8.1吨工业油流，标志着胜利油田的发现。1964年1月25日，中共中央正式批准组织华北石油勘探会战。1978年胜利油田原油产量达到1946万吨，建成我国第二大油田；1991年原油产量达到3355万吨，创历史最高水平；从1987年到1995年，连续9年稳产3000万吨以上；1996年到2015年，连续20年年均产量稳定在2700万吨以上。要知道，胜利油田地处于渤海湾盆地，国外专家曾断言在渤海湾盆地找油是“最没有前途的”。确实，胜利油田的地质开采条件极其复杂，被称为石油地质“大观园”和“博物馆”。胜利油田原总地质师帅德福用“像一个摔碎了的盘子，又被人踢了一脚”来形容胜利油田的地下状况。在如此困难的条件下，这个勘探开发了55年的老油田还能保持如此成绩，实属来之不易。胜利油田2018年生产原油2341万吨，超计划1万吨；生产天然气4.8亿立方米，超计划1.1亿立方米，圆满完成年度生产经营任务。 数据显示，2018年胜利油田新增控制石油地质储量7118.71万吨、预测石油地质储量9339.6万吨。全年取得3个油气新发现、4个商业发现和3个好苗头的勘探成果。新增产能达到151万吨，稀油自然递减率保持在8.6%。新增SEC经济可采储量3350万吨，储量替代率达到146%，彻底扭转了低油价以来成本上升、经济可采储量下降的局面。50多年来，胜利油田不断开辟增储上产新领域，实现由陆地到海洋、由东部到西部、由国内到国外的“三大跨越”，2015年西部建成年产百万吨油田，2017年海上原油累计突破5000万吨。胜利油田计划2019年生产原油2340万吨、天然气3.7亿立方米，新增探明石油地质储量4500万吨、控制石油地质储量6000万吨、预测石油地质储量8000万吨；新增产能153.1万吨。近年来，面对中国原油对外依存度逐年攀升的严峻形势，胜利油田将可持续发展摆在重中之重的战略位置。当前和今后一个时期，胜利油田谋划出“两个三年、两个十年”发展路径和重要举措，提出要大力提升油气主业创效能力，确保较长时间内持续稳产2300万吨，盈亏平衡点2020年降至50美元/桶，在高质量发展的进程中持续为祖国加油。

近日，中国石油官网公布2018年度十大科技进展，其中不乏重大突破。01陆相页岩油勘探关键技术取得重要进展中国石油依托国家油气专项、973计划和公司重大科技专项等进行攻关，解决页岩油勘探开发面临的理论桎梏和技术瓶颈，推动页岩油规模有效动用。取得3项重要进展：（1）突破国外海相页岩油形成模式，初步创立了中国陆相页岩油富集理论。揭示了陆相湖盆淡水与咸水环境富有机质页岩形成主控因素，建立了陆相湖盆细粒砂岩、碳酸盐岩和富有机质页岩三种成因与分布模式，认为陆相页岩层系广泛发育纹层构造和微—纳米级孔喉系统为页岩油大面积富集创造了条件，提出优质源岩、规模储集体与源储一体最优配置是甜点区形成关键因素的新认识；（2）初步形成了陆相页岩油甜点综合评价技术。创新了以“七性关系”为核心的页岩油测井评价方法，建立了细粒区六级层序多参数划分对比，进行页岩层系细粒岩类识别和富有机质层段预测，为页岩油试油选层、储层改造提供了重要技术支撑；突破常规储层预测技术内涵，利用岩性、TOC、S1、Ro等地质参数和岩石脆性、水平应力、裂缝发育等工程参数，形成以工程地质参数及烃源岩质量预测为特色的甜点预测配套技术，为勘探部署与水平井优化设计提供理论技术支持；（3）集成创新形成页岩油水平井优快钻井、细分切割体积压裂及工厂化作业模式，试验形成页岩油200米井距开发部署、全生命周期产量预测、生产制度优化等关键技术，实现了页岩油有效动用与资源接替。上述理论技术成果有效指导和推动了准噶尔盆地吉木萨尔、渤海湾盆地沧东凹陷孔二段、鄂尔多斯盆地长7段、三塘湖盆地二叠系等陆相页岩油的勘探突破与规模建产，助推引领页岩油成为中国石油重要的战略接替领域。02 注天然气重力混相驱提高采收率技术获得突破中国石油针对塔里木盆地砂岩油藏埋藏深、地层压力与温度高、地层水矿化度高和化学驱提高采收率不适用等难题，创新形成“三高”油藏注天然气重力辅助混相驱提高采收率技术，引领塔中和哈得逊等油田提高采收率技术发展。主要技术创新包括：（1）形成高温高压油藏注气物理模拟评价技术，揭示了水驱后剩余油微观赋存特征及注天然气蒸发混相驱的微观驱油机理。（2）精细刻画隔夹层空间展布，建立高精度三维地质模型和千万级网格注气组分数值模拟模型，为注气机理模拟、注采井网部署和注采参数优化提供了重要的基础。（3）创新提出顶部注气重力辅助混相驱开发方式，奠定了大幅度提高油藏采收率的基础。（4）形成注采井完整性评价技术，指导高压注气井完井和采油井平稳生产，保障油藏注气全生命周期安全。（5）形成了以地面50兆帕压力、单台20万立方米大排量注气压缩机为核心的注气工艺技术，实现了国产50兆帕高压注气压缩机零的突破，推动了产业升级。上述理论技术成果在塔里木东河1石炭系油藏现场试验效果显著，日注气40万立方米，累计注气2.6亿立方米、累计增油25万吨，自然递减率由14%降到2.6%，综合含水率由71%降到52%，预测采收率超过70%，比水驱提高30个百分点。对塔里木3000万吨大油气田建设和老油田提高采收率技术发展有巨大的支撑引领作用。03无碱二元复合驱技术工业化应用取得重大进展我国陆上油田整体进入“双高”开发阶段，无碱二元复合驱技术是继三元驱后新一代大幅度提高采收率战略接替技术，具有“高效、低成本、绿色”的特点，是“双高”油田实现效益开发的重要技术途径，对助推“双高”油藏稳产、保障国内石油供给安全具有重大的战略意义。主要技术创新包括：（1）建立分子模拟微观定量研究方法，创新发展了驱油表活剂超低界面张力机理，突破了无碱条件下低酸值原油难以形成超低界面张力的传统理论束缚。（2）自主研制出芳基甜菜碱系列产品，与石蜡基、中间基和环烷基原油均可达到超低界面张力，具有较强的耐温和耐高矿化度能力，油藏岩芯实验提高采收率23%以上。（3）建成了具有自主知识产权、年产7万吨的表活剂生产装置，具有“工艺模块化、生产广普化、产品系列化”特点。（4）形成了高效二元配注工艺等技术，与三元驱比，地面投资降低1/4，药剂成本降低1/3，吨油操作成本与水驱基本持平，对储层无伤害，采出污水处理简化，实现绿色环保运行。上述理论技术成果在辽河、新疆等油田工业化应用取得突破性进展，同比采收率提高18%以上，使“双高”老油田焕发了青春。无碱二元复合驱技术满足大庆砂岩、新疆砾岩及高温高盐等油藏需求，应用前景十分广阔，预计到“十四五”期间产量将突破200万吨。04可控震源超高效混叠地震勘探技术国际领先对高密度地震资料的旺盛需求和低油价带来的巨大成本压力，推动了可控震源高效地震采集技术的快速发展。中国石油历经两年技术攻关，开发形成可控震源超高效混叠地震勘探技术，推动了陆上可控震源高效地震采集技术的升级换代，较好地解决了陆上高密度采集经济技术一体化问题。主要技术创新包括：（1）自主研制了可控震源超高效混叠地震采集作业管理系统（DSS），实现了信息化高效管理，大幅降低了作业设备、人员的投入和待工时间。（2）自主研发了可控震源超高效混叠地震采集实时质控软件，成功与地震记录仪器、DSS系统集成，实现了高效野外作业管理和实时质量控制。（3）成功研发了基于反演的混采数据分离技术，打破多项混采数据分离的技术瓶颈，保真度高，稳定性好，计算效率高。上述技术成果在阿曼PDO项目正式生产应用，作业效率大幅度提升。利用12~16台（组）可控震源作业，最高日效达到3.85万炮，平均日效超过3万炮，创立了国际生产新纪录，采集综合成本降低50%以上。提升了中国石油品牌影响力和国际市场竞争力，为打破西方技术垄断、稳固与发展中东等地区的高端市场做出了重要贡献，为开拓海外高端地震勘探技术服务市场奠定了坚实的基础。05地层元素全谱测井处理技术实现规模应用元素全谱测井技术可精确确定地层氧化物与矿物含量、计算有机碳含量以及评价含油气性，适用于裸眼井和套管井，是复杂岩性地层评价和老区剩余油分析的有力技术。元素全谱测井处理复杂、难度大，中国石油经多年持续攻关，关键技术取得了突破性进展。主要技术创新包括：（1）发明了“相关元素分群逐步精细剥离解谱”“元素响应谱与测量谱优化匹配”和“无效本底谱分段扣除”等系列核心专利技术，构建了系统测量俘获和非弹伽马能谱的核物理实验装置，实现了俘获谱和非弹性散射谱的高精度全谱解谱，为国产元素测井仪器工业化应用奠定了扎实的技术基础。（2）首次采用最优化方法构建了元素测井最优化响应方程，实现了复杂岩性储层矿物含量和混合骨架的最优计算，孔隙度计算精度较传统方法提高了一倍，为低孔低渗储层和非常规油气的测井精细评价提供了重要支持。（3）以系列专利技术为核心集成研发出元素全谱测井处理软件模块，处理效果与国外同类软件最新版本相同，填补了中国石油的技术空白，提升了非均质复杂储层岩石矿物精细评价能力。上述理论技术成果在新疆、大庆和塔里木等油田重点勘探开发区块，以及巴西、伊朗和乍得等中国石油海外作业区实现规模应用，大幅提升了中国石油复杂岩性地层评价和老区剩余油分析能力和水平，引领我国核测井技术实质性进步。06 抗高温高盐油基钻井液等助力8000米钻井降本增效塔里木库车山前是中国乃至世界钻井最复杂的地区，存在盐膏层和高压盐水层、溢漏塌卡并存，以及砾石层等高研磨地层机械钻速低的难题，钻完井关键技术长期依赖进口、受制于人。中国石油通过持续攻关，自主研发抗高温高盐超高密度油基钻井液、非平面齿PDC钻头、高压盐水层精细控压钻完井等关键技术，助推山前8000米复杂超深井钻探技术水平迈上新台阶。主要技术创新包括：（1）揭示了超高密度油基钻井液盐水侵流变性突变规律，研发了抗温达220摄氏度、钻井液密度达2.60克/立方厘米、压井液密度达2.85克/立方厘米、抗盐水能力达45%的油基钻井液技术，整体国际先进、抗盐水污染能力国际领先。（2）建立了声波断裂韧性测试方法，创新形成选择性脱钴技术，研制成功复合片韧性和抗研磨性兼顾，断裂韧性提高40%的聚晶金刚石复合片与非平面齿PDC钻头。（3）创新形成高压盐水层窄密度窗口控压钻完井技术，解决了近零安全密度窗口（<0.01克/立方厘米）、超高压（190兆帕）条件下的安全钻井难题。上述技术成果在塔里木克深21井、克深9-2井等成功应用，创造多项纪录。控压钻井技术首次实现零窗口高压盐水层钻进，解决了采用放水卸压法49天无进尺的难题，仅用11天一趟钻完成钻进施工。非平面齿PDC钻头钻砾石层的机械钻速同比进口钻头提高175%。钻完井关键技术国产化显著降低了建井成本，将强有力助推8000米以深油气资源勘探开发与塔里木300亿立方米大气区建设。07 应变设计和大应变管线钢管关键技术取得重大进展大口径高压油气管道途经特殊地质环境时的失效控制是世界级难题，中国石油历经十余年攻关，应变设计和大应变管线钢管关键技术取得重大进展。主要技术创新包括：（1）建立了基于应变的管道设计方法，突破抗震规范的适用范围，合理预测9度区的应变需求，提出控制管道失效的应变准则，形成《油气输送管道应变设计规范》（SY/T 7403-2018）。（2）建立了X70/X80关键技术指标与钢管临界屈曲应变的关系，发明钢管临界屈曲应变能力预测方法，创新提出多参量联合表征评价和控制钢管变形行为方法；提出大应变管线钢和钢管新产品技术指标体系和标准，被纳入美国石油学会（API）管线钢管标准附录。（3）自主研发X70/X80大应变JCOE直缝埋弧焊管成型、焊接、涂覆等关键技术，形成大应变管线钢管生产工艺和质量性能控制技术。（4）研发钢管内压+弯曲大变形实物试验装置，形成钢管实物模拟变形试验技术，发明了钢管特定截面弯曲角及应力应变实时测量装置和方法。上述理论技术成果助推引领X70/X80大应变管线钢管生产应用5万余吨，近3年新增产值26.9亿元，新增利润5.9亿元，为推动行业技术进步做出突出贡献。08化工原料型加氢裂化催化剂工业应用试验取得成功中国石油自主研发的化工原料型加氢裂化催化剂（PHC-05），具有原料适应性强、反应活性高、重石脑油选择性好、液体收率高等特点，不仅可最大量生产重石脑油，还能兼产乙烯裂解原料和优质航煤，为炼化企业提质增效、转型升级提供了重要的技术支撑。主要技术创新包括：（1）攻克了多环芳烃选择性开环断链的技术难题，实现了裂化和加氢功能的合理匹配，有效降低了小分子气体产率，提高了重石脑油选择性，重石脑油收率＞45wt%。（2）与装置上原有催化剂相比，产品结构得到明显优化，重石脑油收率提高23个百分点，柴油收率降低25个百分点，重石脑油芳潜提高5~7个百分点。（3）重石脑油作为催化重整装置的优质进料，所产氢气的纯度提高2个百分点。2018年9月，PHC-05催化剂在大庆石化120万吨/年加氢裂化装置成功实现工业应用，预计装置年增经济效益3亿元以上，填补了该领域技术空白，为中国石油炼化转型升级提供了新的技术利器。未来可向哈尔滨石化、独山子石化、锦西石化、云南石化、四川石化、乌石化、辽阳石化等企业的加氢裂化装置推广，应用前景十分广阔。09超高分子量聚乙烯生产技术开发及工业应用取得成功超高分子量聚乙烯（UHMWPE）是一种新型工程塑料，集多种优异性能于一身，广泛应用于国民经济的各个领域。中国石油辽阳石化自主开发的UHMWPE催化剂及连续生产成套技术已成功实现稳定生产，整体技术处于国内领先水平。主要技术创新包括：（1）开发了UHMWPE专用系列催化剂，采用不同功能给电子体组合，实现了高活性条件下的聚乙烯粒度可控，形成了具有自主知识产权的催化剂制备技术。（2）集成开发出UHMWPE工业化连续生产工艺技术，实现产品分子量150~600万稳定可控，产品粒度分布集中，可生产适应不同应用领域的系列化UHMWPE专用料，实现由普通管材、板材，高耐磨管材、板材到高模高强纤维级料的全面覆盖。（3）完成了超高分子量聚乙烯材料和制品热性能测定分析方法标准的制定，提升了中国石油在超高分子量聚乙烯领域的影响力。该技术已在7万吨/年Hoechst工业装置生产UHMWPE系列产品共计2000多吨，生产过程稳定，产品质量优良，达到进口产品标准。工业化产品在多家企业推广应用，产品效益较通用型产品高2800元/吨以上。该技术推动了UHMWPE国产化进程，降低高端专用料的进口依赖度，具有显著的经济及社会效益，同时增强了中国石油特种聚烯烃技术实力和市场竞争能力，填补了中国石油在该产品领域空白。10中国合成橡胶产业首个国际标准发布实施中国是全球合成橡胶第一大产销国，但一直没有主导制定合成橡胶国际标准的话语权。中国石油历时5年、自主创新，制定热重分析法测定橡胶灰分的国际标准。该标准2018年7月发布实施。主要技术创新包括：（1）开发了裂解—氧化分步反应工艺，解决了测定结果重复性差、准确性低等国际公认的技术难题，技术达到国际先进水平。（2）开发了以两段均化技术为核心的样品前处理技术，解决了样品代表性差的难题，达到样品量毫克级与克级代表性一致的效果。（3）采用热分析技术，将橡胶灰分检测时间从6小时以上缩短为40分钟，避免有毒化学品、高温操作对环境和人身健康的伤害，实现检测技术自动化、环保化。该标准是中国合成橡胶领域首次主导制定的国际标准，实现了橡胶灰分检测方法的安全、快速、准确、环保，推动了全球橡胶灰分检测技术进步，提升了中国橡胶行业在国际标准化领域的话语权和影响力，彰显了中国在合成橡胶标准化领域的技术实力，同时也为中国橡胶生产加工技术、设备“走出去”赢得先机。

根据新华社消息，酝酿已久的国家石油天然气管网公司（下称“国家油气管网公司”），终于被列入2019年的国家计划。国家发改委开会通过国家油气管网公司组建方案，已上报至国家层面等待批复，有望今年上半年面世。若按照“三桶油”各自运营的管道资产进行评估，新组建的国家管网公司的估值预计在3000亿至5000亿元。国家油气管网公司如何组建？作为油气领域的重要环节，中国油气管网设施的建设、运营主要集中于少数大型央企。截至2017年末，国内油气长输管道总里程累计约为13.31万公里，其中，中石油国内运营的约占总里程65%，中石化占比在15%，中海油的管道里程最短，且主要集中在天然气领域。国家油气管网公司的组建思路是将中国石油、中国石化、中国海油等国有大型油气企业的管道资产将被剥离重组，实现管输和销售分开；拟引入社会资本，推进油气管网运营机制改革，保障公平接入。中石化相关研究机构曾对国家油气管网公司的重组提出三阶段的方案：首先，中国石油、中国石化及中国海油将旗下管道资产及员工剥离，并转移至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例。随后，新管网公司获注入资产后，拟引入约50%社会资本，包括国家投资基金及民营资本，新资金将用于扩建管网。最后，新管网公司将寻求上市。@恒毅大厦相关的准备工作已经展开。事实上，从2015年底以来，中石油就开始积极推进包括西气东输一、二、三线在内的天然气管道板块的资产重组，并且成立了专门的销售公司，已经实现了天然气管道与销售的分离。2018年9月中旬以来，中石油旗下已有约十家单位搬迁至同一办公地点，以油气运输管道领域相关的单位为主。中石油集团总部和北京其他地区办公的运输管道相关公司，将陆续搬到此处办公。油气行业改革如何推进？对油气行业来说，组建国家油气管网公司只是一个开始。全国自然资源工作会议提出，2019年要多措并举加大油气勘探开发力度。此前印发的《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》提出，要深化油气勘查开采管理体制改革，尽快出台相关细则。严格执行油气勘查区块退出机制，全面实行区块竞争性出让，鼓励矿业权市场化转让。2019年的油气行业发展主线，一是上游油气勘探开发步伐加快，资本开支有望持续攀升，并与油价脱钩，主要是为了响应中央的增储上产政策，保证能源供应安全。二是油气改革持续推进，释放红利，比如致密气开采补贴等更多上游扶持政策的出台、国家管道公司的落地和中石化加油站业务混改的继续推进等，将重塑行业竞争格局，推进中国油气行业的运营效率。