石油企业向什么方向转变思想观念_百度知道2014全球十大石油科技进展
1. 细粒沉积岩形成机理研究有效指导油气勘探随着数字露头、矿物元素分析QEMSCAN、水槽模拟实验、成像测井等先进技术的广泛应用，二十一世纪以来，细粒沉积学在细粒沉积过程模拟、泥页岩成岩作用与精细表征等方面取得重大进展，加深了细粒沉积岩形成机理与分布的认识。细粒沉积水槽模拟实验揭示了纹层状页岩主要是由流体搬运形成，而并非传统认识的缓慢沉降形成，创新了页理的形成机理；现代考察与水槽模拟发现细粒沉积快速埋藏能有效保存大量有机质，指出长期水体分层并非是黑色页岩形成的必要条件，黑色页岩可以在较浅的陆缘海广泛分布；矿物元素分析技术能精细识别泥页岩的矿物含量和沉积组构，成像测井技术可以有效识别泥页岩的孔隙特征；地下状态的成岩过程模拟揭示了泥页岩渗透率的各向异性与原始有效应力的关系，模拟了页岩油气储量的衰减模型。细粒沉积岩作为烃源岩不但控制了常规油气藏的形成与分布，而且与致密油气、页岩油气等非常规油气资源紧密相关。国外海相细粒沉积岩形成机理与岩石组构的创新性认识，拓展了油气勘探领域，推动了北美地区非常规油气的勘探进程。2. CO2压裂技术取得重大突破储层改造技术已经成为低渗、超低渗油气藏和致密油气藏等非常规油气藏有效开发的关键技术，水力压裂是目前储层改造技术的主体。由于其自身特点，水力压裂存在对水敏/水锁性储层伤害大、耗水量大、环保矛盾突出等缺陷。近年来，CO2压裂技术的发展和进步，有望成为解决这一问题的重要途径之一。CO2压裂技术源于北美，已经从早期的CO2增能伴注压裂和CO2泡沫压裂发展到CO2干法加砂压裂技术。CO2干法压裂技术的主要特点是用液态CO2代替常规水基压裂液，技术难点是带压密闭条件下输砂、液态CO2黏度改性和施工装备配套等。美国贝克休斯公司已经开发出成套技术与装备，现场应用3000余井次，在强水敏/水锁非常规油气藏中增产效果显著，同比单井产量提高50％以上。其中美国Devonian页岩气藏采用CO2加砂压裂改造后，9个月后产量相当于氮气压裂井的2倍，相当于CO2泡沫压裂井的5倍；美国泥盆系页岩15口压裂井进行对比试验，生产37个月后，用CO2加砂处理井的单井产气量为CO2泡沫处理井的4倍，为氮气处理井的2倍。我国川庆钻探与长庆油田等单位联合攻关，在CO2密闭混砂装置与CO2增黏技术上取得重要突破，2013年8月长庆苏里格气田苏东44-22井先导试验取得成功，2014年8月吉林油田在黑＋79-31-45井也进行了先导试验。CO2干法加砂压裂技术具有“无水压裂”的特性，可消除储层水敏和水锁伤害，提高压裂改造效果，具有压裂液无残渣、有效保护储层和支撑裂缝、实现自主快速返排、大幅缩短返排周期、节约水资源等特点，有利于页岩气、煤层气吸附天然气的解析，在低渗、低压、水敏性储层开发中具有广阔的应用前景，正在成为水力压裂技术的有效补充。3. 低矿化度水驱技术取得重大进展水驱仍将是油田开发的主导技术，但注水的技术内涵和作用机理正在逐渐深化发展。赋予水驱除补充能量以外的其他功能，成为各大石油公司攻关的热点。低矿化度水驱、设计水驱、智能水驱等技术通过调整注入水的离子组成和矿化度，改变油藏岩石表面润湿性，从而提高原油采收率，无论在室内实验还是现场试验都取得了显著效果。在现场应用方面，BP公司继北美阿拉斯加北坡的恩迪科特油田先导试验后，联合康菲、雪佛龙和壳牌公司在英国北海Clair Ridge油田启动了世界上第一个海上低矿化度水驱项目，利用海水净化装置将海水矿化度降低至300ppm至2000ppm并直接注入油藏，预计可使该油田增产4200万桶原油。科威特石油公司在世界第二大油田布尔甘油田开展低矿化度水驱试验，将矿化度从140000ppm降低到5000ppm，当含水饱和度降低5％时，每桶增加的成本仅为10美元。沙特阿美石油公司在Kindom碳酸盐岩油藏进行现场试验，结果显示在常规海水驱替后转智能水驱可提高水驱采收率7％至10％。中国石油离子匹配精细水驱技术，研发了针对长庆、吉林等油区低渗油藏的水驱体系，室内评价提高采收率5％至15％，有望为我国大规模的低渗透油藏提高采收率提供新的技术手段。与化学驱、热采等其他EOR技术相比，低矿化度水驱采油技术的驱替效果相当且具有简单有效、经济可行以及风险较低的特点，具有很大的应用潜力和推广空间。4. 声波全波形反演技术走向实际应用全波形反演方法利用叠前地震波场的运动学和动力学信息重建地下速度结构，通过更新迭代初始模型进而减小计算数据和观测数据之间的误差；逐步逼近真实模型，是提高速度模型精度、改善复杂目标成像效果的主要手段，具有揭示复杂地质背景下构造与岩性细节信息的潜力。但由于其计算量大、算法不稳定等因素，给实际应用带来了许多困难，一直未能广泛投入商业化应用。近年来，随着计算机计算能力的不断提高，宽频、大偏移距采集技术的进步以及理论方法研究的不断深入，全波形反演技术快速发展：持续完善工作流程，开发自适应数据选择方法，减少了由于周期跳跃引起的假象及速度误差；利用概率性质量控制方法，量化初始模型周期跳跃，克服周期跳跃对全波形反演的限制；声波全波形反演从理论研究形成产品，应用于海上三维实际资料处理中，改善了深水盐下复杂构造成像效果，用于精细地质解释；此外，利用高分辨率全波形反演速度模型更好地约束Q层析参数等，优化成像结果。国内外多家公司对墨西哥湾、西非海上、巴伦支海挪威海域等地区的地震资料，尤其是全方位、宽频、大偏移距地震数据进行全波形反演，获得了高分辨率速度模型，有效改善了盐下等复杂构造成像质量。目前全波形反演技术还在进一步深化研究，陆上资料的全波形反演技术应用还存在很大的挑战。随着计算能力的进一步提高以及理论方法研究的不断深入，全波形反演技术应用也将不断发展，应用潜力巨大，是今后地震技术发展的重要方向。5. 地震导向钻井技术有效降低钻探风险地震导向钻井技术作为一项新兴的开发地震技术，以地震数据为主，充分利用钻井、测井、录井、开发等各专业数据，进行数据驱动与融合，获得最佳的地震反演效果，实时预测断层及岩性突变等地质异常，修正地质模型，帮助钻井部门做出快速决策，优化井眼轨迹，降低钻探风险，提高储层钻遇率，指导油气田开发，是地震技术在油田开发领域应用的一项重大进步。地震导向钻井技术改进了传统导向流程，在钻进过程中，实时利用物、测、钻等各专业数据，改变了以往各专业独立运作，最后综合应用各专业结果相互补充的局面，真正实现了多学科融合；另外，地震导向钻井技术改变了以往静态模型导向方式，实时更新地质模型，动态调整钻头钻进轨迹，减少钻井风险。地震导向钻井技术更加注重强调地震技术的作用，充分利用地震技术横向高分辨率的特点，为钻井提供地震导向全程跟踪服务。目前，地震导向钻井技术已在中国和墨西哥湾进行了测试应用。在中国的高陡复杂构造气藏及苏里格气田低渗透碎屑岩气藏应用地震导向钻井技术，有效提高了储层钻遇率及单井产能；在墨西哥湾，通过多次更新速度模型，及时修整钻井设计方案，避开断裂，有效降低了开发风险与成本。未来，随着地震、测井、钻井、地质、油藏一体化工作平台的建立，地震导向钻井技术将更加有效地融合多学科技术，降低钻探风险优化开发方案，在油气田开发中发挥更大的作用。6. 岩性扫描成像测井仪器提高复杂岩性储层评价精度现今油藏复杂性的不断增加要求准确了解地层元素组分和矿物含量，特别是非常规油气藏，定量测量矿物和有机碳含量对资源评价至关重要。岩性扫描成像测井仪器结合非弹性和俘获伽马能谱测量的优点，大幅提高地层元素测量的精度，并能独立地定量确定总有机碳含量（TOC），使得TOC测井成为现实，对非常规和常规油气评价具有非常重要的作用。该仪器结合了现代闪烁探测器、高输出脉冲中子发生器和非常快速的脉冲处理系统，极大地提高了能谱测井质量。首先，仪器采用大型掺铈溴化镧（LaBr3：Ce）伽马射线探测器及先进的耐高温光电倍增管。LaBr3：Ce探测器具有优异的性能：光输出量大，比NaI高约50％，有助于提高光谱分辨率；高温性能优异，200摄氏度时光输出和分辨率只有少量降低；光衰减时间比NaI要快一个数量级，利于提高测量精度和测速。其次，仪器采用新一代脉冲中子发生器，每秒至少产生3亿个中子，是放射性同位素源的8倍。第三，采用专利电子元件，对每秒超过250万之高的计数率实现快速处理。新仪器已经在美国和加拿大的主要非常规油气藏进行了广泛的现场测试。测试结果显示，在测速为每小时900英尺时仪器的重复性很好，在测速每小时3600英尺时重复性变差，但仍能比现有仪器更好地定量描述岩性。为了验证测井结果的准确性，将测井与岩芯分析结果进行了对比，两者的一致性非常好，特别是TOC。7. 多项钻头技术创新大幅度提升破岩效率近年来，国外在钻头材料、设计、制造等领域的技术创新持续不断，破岩效率不断提升，从而不断提高钻井效率，缩短钻井周期，降低钻井成本，提高井身质量和作业安全性。通过持续的研发投入，多家公司的钻头产品不断推陈出新，引领了钻头技术的发展。超硬材料技术：广泛应用脱钴技术，大幅度提高了脱钴净度和脱钴深度。脱钴深度已达到0.5毫米至0.6毫米。在不牺牲硬度和冲击强度的前提下，改善了PDC钻头的抗热磨损性。钻头制造技术：采用粉末铺层等方法制备聚晶金刚石复合片材料，使硬质合金体的硬度呈非均匀分布，形成硬度梯度，从而提高表面硬度，改善自锐性能。3D打印技术：通过一次成型的制造工艺，显著增强钻头应对极端环境的能力。齿形设计技术：多家公司创新推出了设计新颖、性能更优的切削齿。锥形PDC切削齿，改变了PDC切削齿一直以来的平面结构，将其安装在钻头切削面的中心，起定心作用，可增强钻头的稳定性，延长钻头使用寿命，同时提高机械钻速；可旋转的ONXYPDC切削齿，解决了PDC切削齿在一个方向磨损的问题，有效发挥切削齿的潜能，延长了钻头的使用寿命；波纹顶面复合片则是通过特殊设计的波状轮廓金刚石顶面有效降低复合片表面的摩擦力，减少切削过程中产生的热量，从而提高破岩的机械比能。钻头技术的创新发展大幅度提高了油气钻井的破岩效率，同时也为石油公司提高油气勘探开发效率与效益提供了重要手段。近年来应用新型钻头完成的钻井作业，在提高钻井速度的同时，在降低钻井成本和保障钻井安全等方面发挥了重要作用。8. 干线管道监测系统成功应用于东西伯利亚—太平洋输油管道俄罗斯东西伯利亚—太平洋输油管道系统一期工程成功应用干线管道监测系统，解决了管道线路长，途经冻土区、地震高发区（8级）、滑坡地带等多种恶劣自然条件下的管道安全运营问题，通过对影响管道状态的各种参数进行经常性的监测，有助于消除这些地区地质活动对管道造成的不利影响。干线管道监测系统是根据管道线路的航天监测、航空目测和陆地地质考察、自动化监测系统所监测到的复杂地质情况参数来判定“大气—土地—管道—运输介质”系统之间相互影响的过程。该监测系统由两部分组成：一个是持续监测系统，可以接收来自自动监测系统的土壤参数和管道位置情况等信息；另一个是以定期观测为基础的周期性监测系统。这两个系统所获取的信息全部进入数据处理子系统，经过分析计算，成为下一步评价管道技术状态和采取控制措施的依据。通过对上述监测数据和特征进行分析、研究，加上其他形式的管道预测结果，可以估计当前的管道状况，并及时采取有效的处理方案。干线原油管道监测系统是以信息自动化、高科技设备、先进的技术和程序方案为基础的现代科技系统，可以使原油管道在计划的输油工况下保持良好的可靠性及安全性，并符合相关标准规范。该技术在东西伯利亚—太平洋输油管道上的成功运用，为管道安全高效运行提供了保障。9. 炼油厂进入分子管理技术时代炼油厂“分子管理”技术是近年来国际石油公司提出的一项突破传统的对石油馏分的粗放认知，从体现原油特征和价值的分子层次上深入认识和加工利用石油的先进技术，目前已经实现工业应用并取得了巨大的经济效益。“分子管理”包含的关键技术为分子指纹识别技术（含油品分析和分子表征）、分子组成层次的模拟技术以及基于前两者的过程优化技术等，从分子水平上认识、加工和管理石油资源，实现对石油加工过程的极致精细化管理，推动石油组分实现“宜油则油、宜烯则烯、宜芳则芳”，使石油资源物尽其用，加工过程中消耗最低。埃克森美孚公司提出了结构导向集总（SOL）方法用于油品分子表征技术，估算其分子组成，并利用该方法建立了催化裂化、催化石脑油加氢脱硫、润滑油加氢裂化、再精制、溶剂抽提、溶剂脱蜡和催化脱蜡等过程的结构导向集总动力学模型。成功应用于多个炼厂，进行产品产率和性质预测、原料优化配置、加工方案调优等。在此基础上，将油品分子表征技术、集总反应动力学模型与计划优化系统、生产调度及实时优化系统相结合构建炼厂整体优化模型，对炼油过程进行整体优化。通过分子管理项目，埃克森美孚公司下游业务获益超过7.5亿美元/年。面对原油资源的劣质化和日益严格的环保要求等多元化挑战，通过优化炼油生产，实现精细化加工，以最低的成本生产效益最好的产品，已成为全球炼油企业的共识。“分子管理”技术的出现恰恰契合了这一理念，随着分析技术、信息技术等相关领域研究的进一步深入，“分子管理”技术在我国石油加工行业的全面应用也将不再遥远。10. 甲烷无氧一步法生产乙烯、芳烃和氢气的新技术取得重大突破传统的甲烷转化路线投资和消耗高，由于采用氧分子作为甲烷活化的助剂或介质，过程中不可避免地形成和排放大量温室气体，致使总碳利用率降低。由大连化物所研究的甲烷高效转化技术，实现了甲烷在无氧条件下选择活化，一步高效生产乙烯、芳烃和氢气等化学品。研究团队基于“纳米限域催化”的新概念，将具有高催化活性的单中心低价铁原子通过两个碳原子和一个硅原子镶嵌在氧化硅或碳化硅晶格中，形成高温稳定的催化活性中心；甲烷分子在配位不饱和的单铁中心上催化活化脱氢，获得表面吸附态的甲基物种，进一步从催化剂表面脱附形成高活性的甲基自由基，随后生成乙烯和其他高碳芳烃分子，如苯和萘等。在反应温度1090摄氏度和空速21.4Lgcat-1·h-1条件下，甲烷的单程转化率达48.1％，乙烯的选择性为48.4％，所有产物的选择性&99％。在60小时的寿命评价过程中，催化剂保持了极好的稳定性。与天然气转化的传统路线相比，该技术彻底摒弃了高耗能的合成气制备过程，缩短了工艺路线，反应过程本身实现了二氧化碳的零排放，碳原子利用效率达到100％。研究团队还揭示了单铁活性中心抑制甲烷深度活化从而避免积碳的机理，首次将单中心催化的概念引入高温催化反应。相关成果发表在2014年9日出版的美国《科学》杂志上，该成果代表了这一产业的重大变革。该技术与理想的高选择性转化相符，实现了原子经济反应，极具创新性和引领作用，是天然气利用研究中又一个具有里程碑意义的突破。（原载《中国石油报》）
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发展清洁能源和天然气是未来必要趋势
随着我国被雾霾的严重侵袭，国家将目光放在无污染的清洁能源身上，不时发布政策鼓励清洁能源发展。日前，国家针对天然气和清洁能源再出新招，引得近日新闻纷纷聚焦于此。
一、国家能源综合改革新疆试点起步
据媒体报道，能源大区新疆成为国家能源综合改革首个试点地区。7月5日从自治区发展改革委获悉，有关负责人指出新疆是丝绸之路经济带核心区及&三基地一通道&综合能源基地，国家能源局高度重视新疆能源改革发展，将新疆作为全国首个开展能源综合改革研究的省区市。
国家能源局将立足新疆实际，综合考虑新疆能源特点、能源发展现状以及在全国能源战略的定位等方面，从综合体制机制创新角度出发，研究推进新疆能源综合改革;同时，能源综合体制改革要坚持市场化的改革方向，充分发挥市场在配置资源中的决定性作用，同时也要发挥好政府的作用，着力做好市场机制建设、要素市场建设及市场主体培育等方面的工作，用好境内、境外两个市场、两种资源;并要结合新疆实际，积极稳妥、因地制宜地推动新疆电力、油气、煤炭、能源管理体制、能源企业等方面改革，确保新疆能源资源开发能够最大程度的惠及当地。
新疆发展改革委发布的《新疆能源年度报告(2014)》指出，新疆能源资源丰富，煤炭、石油、天然气、风能、太阳能等资源均位居全国前列，是国家大型油气生产加工和储备基地、大型煤炭煤电煤化工基地、大型风电基地和国家能源资源陆上大通道。
专家认为，能源综合改革确立新疆作为试点地区后，2015年很可能将成为中国能源改革元年。未来蓝图已较为清晰，大致是油气上游勘探开发领域的开放将取得突破性进展;新疆成为油气改革综合试验区;现有国有油气企业或将合并、重组;政府价格部门将由价格制定者向价格监管者转变;以进口原油使用权放开倒逼原油进口权放开;以油气管网第三方公平准入为突破口，大力推动厂网、网销、输配、储运的分离，最终实现管网独立。还明确将因地制宜地推动新疆电力、油气、煤炭、能源管理体制、能源企业等方面改革，确保新疆能源资源开发能够最大程度的惠及当地。
目前，新疆已探索出3种发展混合所有制经济开发油气资源的合作模式，即：地方企业主导开发、驻疆央企在当地注册公司开发及地方企业参股央企开发。此外在开发新疆能源时应防止出现在其它地区的&资源诅咒&现象。
二、全球共有7个液化天然气(LNG)项目计划今年建成投产，天然气价格或下跌
国际天然气联盟(IGU)和伍德麦肯锡等机构近日统计数据显示，全球共有7个液化天然气(LNG)项目计划今年建成投产。其中仅高庚、格拉斯通和亚太等位于澳大利亚的新建LNG项目产能就超过4000万吨。而LNG产能提升将使亚洲LNG价格持续下降，同时给亚洲市场带来激烈的争夺市场份额的压力。
对中国来说，LNG产能持续增长或将利大于弊，将为国内石油公司降低经营成本。从供给量和价格角度分析，七大LNG项目投产后产能巨大，可导致未来LNG出现供大于求局面。而在当前全球经济复苏乏力导致LNG市场需求相对疲软的背景下，LNG市场供给的增长必将导致价格走低。
市场普遍认为，亚洲LNG市场价格2015年下降幅度可高达30%。从市场角度分析，除阿尔泽项目外，其他LNG项目主要集中在澳大利亚和东南亚，供给目标市场是中国、日本、韩国、印度等国家。
然而，亚洲各主要消费国2014年LNG进口量已呈现增长弱势：韩国LNG进口量较2013年大跌9%;中国受经济增速放缓等因素影响，LNG进口增长率由2013年的23%降至2014年的14%，远低于市场预期;印度LNG进口量较2013年微增2%，接收装置的缺乏是限制其LNG进口量大幅增长的主要原因。因此，新增LNG产能将给亚洲天然气市场带来较激烈的市场份额和价格竞争。
从石油公司的角度分析，全球LNG产能持续提升将给其生产经营和发展战略调整造成影响。首先，新建产能的持续增长使全球LNG市场价格呈现走低态势，石油公司发展LNG资源面临较大市场压力，未来投资LNG的积极性大幅降低。英国天然气集团已宣布，大幅压缩LNG项目投资;马来西亚国家石油公司也多次表示，将努力削减其加拿大西北太平洋LNG项目的支出。
其次，全球LNG产能持续提升将放大其初始投资大、回报周期长等劣势。在当前国际油价持续走低时期，为回收资金、维持良好的财务表现、吸引投资者，部分石油公司还选择将LNG项目作为非核心资产进行剥离。阿帕奇石油公司2014年退出位于加拿大不列颠哥伦比亚省的基提马特LNG项目。
在中国经济持续快速发展的同时，保障经济的能源却相对紧缺，结构也较为单一。全球LNG产能持续增长、价格不断走低，有利于中国增加LNG进口和消费，将对优化能源结构，解决能源供应安全、生态环境保护的双重问题，实现经济和社会的可持续发展有重要作用。同时，全球LNG产能增长为中国进一步引进和利用LNG资源提供了良好的外部环境，也有利于天然气进口多元化。
从价格角度看，近年来，中国LNG进口成本相对较高，石油企业压力较大。全球LNG产能提升并拉低亚洲市场价格，将使中国进口LNG的企业减轻负担，并从中获利。以中海油为例，2013年LNG实际进口量高达1301万吨，2015年LNG进口能力将达到4000万吨，LNG价格降低可为公司节约大量成本。
此外，中国石油2013年LNG进口均价为846.89美元/吨，由于国内气价与进口气价的倒挂，其当年进口LNG亏损202.81亿元，未来进口LNG价格降低将一定程度上弥补损失。2014年，中国进口管道气为310亿立方米，占天然气进口总量的52.5%，从进口资源量看，进口管道天然气与LNG旗鼓相当;从进口价格看，两者定价也互为参照。
全球LNG产能提升将导致中国进口LNG价格走低，并通过消费市场内在的定价机制进行传导，有利于促进中国天然气市场价格的整体降低。近年来，随着美国页岩气革命的成功，以及其经验在全球范围内的积极推广，中国也特别重视发展页岩气资源。但从开发成本上说，中国远高于美国，更需要依赖国家政策支持和相对较高的天然气市场价格环境。
三、天然气发电是未来我国天然气需求增长的潜力所在
目前，从全球来看，发电用气量占总用气量的比重约为37%，发电是天然气利用最主要的途径。未来，天然气产业发展仍然离不开量的平稳增长。电力部门的发电需求均是大多数地区天然气需求增长的主要推动力。预计未来发电用气增长占全球天然气总需求增量的比例将达到40%左右。天然气发电是未来我国天然气需求增长的潜力所在，经济、社会发展向着低碳、高效方向转变已成中国战略发展的必然选择，即提高能源使用效率和以低碳能源代替高碳能源。
天然气热电联产等方案都是能源高效利用的典范，天然气的碳排放量是煤炭的近一半。因此，天然气并不是当前能源问题的一部分，而是能源问题解决办法的一部分，与中国的发展战略高度契合。近两年，世界天然气需求增长速度趋缓，除经济因素外，最重要的原因就是天然气在发电领域的发展不理想。
煤炭价格大幅走低，在成本方面对天然气发电形成价格比较优势;环保诉求不断高涨的背景下，可再生能源得到快速发展，价格走低，天然气发电发展前景遭受两面夹击。但据道琼斯7月6日消息，伍德麦肯兹公司在报告中表示，2030年前日本和韩国将依然是世界上主要的液化天然气(LNG)进口国，因其他国家的需求还需要时间才能赶上。中国在年期间增幅将是最大的，每年增长4500万吨需求。但2020年以后LNG需求可能将受到限制，因天然气面临着管道进口商和非传统国产天然气的激烈竞争。中国应当加速天然气体制机制改革以增加天然气用量，有利于中国能源安全与环境安全。
四、国土资源部发布《关于油气资源合理开发利用&三率&最低指标要求(试行)的公告》
国土资源部近日发布《关于油气资源合理开发利用&三率&最低指标要求(试行)的公告》，石油资源合理开发利用&三率&是指原油采收率、原油回收率和共伴生资源综合利用率三项指标，天然气资源合理开发利用&三率&是指天然气采收率、天然气回收率和共伴生资源综合利用率三项指标，这些指标是评价油气开采企业资源开发利用水平的主要指标。公告根据原油采收率按照原油性质、储层岩性、物性等因素，将油藏划分为7种类型，对应一次、二次、三次采油等开发方式各类油藏采收率分别提出了指标要求;原油回收率不低于98%;国家鼓励油气开采企业合理开发与综合利用溶解气等共伴生资源，其中溶解气利用率不低于90%。
公告还根据天然气采收率按照驱动方式和储层物性条件的不同，将气藏分为5种类型，对不同类型气藏采收率提出了指标要求;天然气回收率不低于96%;国家鼓励油气开采企业合理开发与综合利用共伴生资源，凝析油利用率达到95%，含硫天然气硫化氢利用率达到95%，二氧化碳利用率达到95%。
博新能源财经预测，在年间，3.7万亿美元的投资将进入光伏领域，令其成为吸引最多资金的能源部门。即使假设2018年之后再无直接补贴，光伏发电在2040年仍能达到全球发电量的14%。今后25年，全球累计光伏装机将达到3400吉瓦，其中约1800吉瓦是集中式装机，年度装机量会逐年增加，从今年的约54吉瓦，增至2020年的81吉瓦，再到2040年的206吉瓦，之后仍然有相当大的上升空间。
光伏蓬勃发展的主要推力并非政策，而是经济性。在过去40年中，累计光伏装机的规模每翻一倍，光伏组件的成本平均下降24.2%。以往制定的光伏发展目标已经无法用来预测未来增长，原因是光伏度电成本下降幅度超过预期，大多数国家已经、或者即将达到他们之前定下的长期目标水平。在中国和智利等国家，光伏度电成本已经等同于或接近化石能源度电成本，这对发电能源多样化十分有利。
预测光伏的投资增长速度会低于其规模增长速度，原因是其固定成本会降低。但即便如此，光伏市场的年度投资额仍然会从2015年的910亿美元逐步上升至2020年的1090亿美元，再到2040年的1790亿美元。从气候变化角度来看，我们预测碳排放在年间仅仅会下降13%。这当中的挑战来自于，面对快速增长的电力需求，发展中国家们(如印度和非洲国家)仍然会选择廉价的本土煤炭作为主要发电资源。
五、中国可再生能源特别是太阳能发展前景看好
中国应当加速太阳能发展。中国近日发布应对气候变化的国家自主贡献文件。文件提出，到2020年非化石能源占一次能源消费比重将达到20%左右，在具体行动措施方面，承诺到2020年我国光伏装机达到100吉瓦(1亿千瓦)左右。而中国减排目标的达成关键在于减少对化石燃料的依赖，截至去年，中国光伏装机容量仅为28吉瓦，与目标差距较大。未来十年，国内清洁能源产业将迎来关键的发展时期，加速扩大太阳能市场规模已经迫在眉睫。
中国气候变化事务首席代表解振华称，中国太阳能发电量与7年前相比增加了400倍，风电量增加了180倍。在2014年，中国煤炭消费量出现了2.9%的绝对下降，但同时，2014年中国GDP增速仍然保持了相对强劲的7.4%。这也意味着，太阳能等可再生能源有能力支撑起中国经济的高速发展。中国将投资41万亿用于节能、提高能源效率、开发新能源以及调整能源结构等方面。
中国太阳能产业受益面巨大，宏大的投资计划，其方向将主要指向技术创新。应该承认，中国在许多行业中国技术并不如发达国家，但这个结论并不能笼统地套用于太阳能。得益于中国众多企业的努力，中国目前不仅是世界太阳能第一阵营的成员，而且在关键技术上已经占据了领先地位。在代表了太阳能未来的薄膜太阳能技术上，我国太阳能龙头企业汉能的铜铟镓硒(CIGS)薄膜及砷化镓(GaAs)薄膜太阳能电池的转化率分别高达21%和30.8%。中国太阳能产品的产量位居世界第一，并且这种巨大的制造规模是建立在高质量和低成本基础上的。
中国又属于太阳能资源丰富地区，在我国的北方、沿海等很多地区，每年的日照量都在2000小时以上，海南等南方省份更是超过2400小时，是名副其实的太阳能资源大国，中国应当加速天然气与太阳能发展，以增强中国能源与环境安全。
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8月15日，中国石油集团副总经理、股份公司总裁汪东进会见来访的乌兹别克斯坦国家油...[]
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