油氣田的案例
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深海采油
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深海開采鹽丘油氣藏
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各種海上鉆井平臺
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陸上油田勘探開發基地
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背斜油氣藏
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斷層油氣藏
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河道砂巖油氣藏
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背斜油氣藏
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海上油氣田開發，斷層油氣藏
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海上油氣田勘探開發，斷層油氣藏
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鹽丘油氣藏勘探
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海上油氣田勘探
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地層分布
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直井和水平井壓裂
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河道砂鉆井
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河道砂鉆井
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注液提高采收率
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深海鉆井
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海上油田勘探開發
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水平井壓裂
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油井結構
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海上油氣田
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水平井采油
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陸上油氣田勘探和鉆井
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水平井壓裂
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叢式井采油
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海上采油平臺
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叢式井采油
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海上平臺
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冰上捕魚模型
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工業模型
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沿海油田的配套設施
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深海鉆探技術
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油田開發模型
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山地地質監測模型
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城市地質監測模型
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水壩地質監測模型
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城市地下地質監測模型
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海上油田采油及配套設施
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采油模型
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斷層背斜
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水壩結構模型
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地熱模型
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油田開發
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陸上采油
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展開 海洋工程裝備及船舶發展現狀和產業機會解析
可移動生產裝備多為特定油田定制裝備，在深水油氣田開發中將會發揮著不可替代的作用，無論從短期還是長期看，投資潛力較大（特別是FPSO），只是僧多肉少，競爭極為激烈，若可以提供全生命周期的一體化解決方案應該還是有一定的機會。
7、固定式生產裝備
固定式生產裝備位于油氣產業鏈的中端，受油公司消減開發支出影響大，但是影響滯后。同可移動生產裝備，多為定制產品，單體投資大，利潤率高，深受船廠喜愛，但是一般有一定的地域性限制。
目前全球共有導管架平臺7800座左右，在建訂單600座左右，平均年齡25年，服役時間超過25年的平臺占比50%以上。隨著淺水油氣田的深度開發，新發現油氣田已經越來越少，新建平臺的市場一直在萎縮，但瘦死駱駝比馬大，體量還是讓人眼饞，若能充分參與到國際市場項目，國內的過剩產能應該還是可以消納的。由此也可以看出另一個已經浮現的朝陽市場，導管架平臺拆除市場，國際巨頭已經在布局相關裝備，國內如何從中分得一杯羹？值得期待。
8、作業支持裝備
作業支持裝備位于油氣產業鏈的下端，受油公司消減開發支出影響大，但是影響滯后。類似于鉆井裝備，多為標準型號產品，便于批量化生產制造，在產能過剩的時候投機訂單過多，導致該部分產品難逃在碼頭曬太陽的厄運。
目前全球共有作業支持裝備820座/艘左右，其中鉆井支持裝備（Tender）32座，在建訂單8座；生活支持平臺/駁船300座左右，在建訂單23座；多功能工作船330座左右，在建訂單40座；潛水支持船150艘左右，在建訂單15艘座。裝備平均船齡14年，近幾年投機裝備較多，雖然有一定的新舊更替的需求，但是難以扭轉供過于求的局面。短期內，難以改變供大于求的局面，中長期，常規船型機會有限。
展開 天然氣還可以這樣儲存，你了解嗎？
有四種形式，利用枯竭油氣田地層穴儲氣、利用含水多孔地層儲氣、利用巖鹽地穴儲氣和利用廢棄煤礦井儲氣。
利用枯竭油氣田地層儲氣,將氣體壓入到枯竭的油氣田,枯竭油氣田的參數已知，投資和運行費用低，是我國首選的儲氣庫。利用含水多孔地層儲氣，上方是不浸透的砂巖或砂層，下方是多孔含水砂層，壓入天然氣時，水被排出，天然氣充滿空隙。利用巖鹽層地穴儲氣，一種是利用巖鹽礦床里面除去巖鹽以后的孔穴儲氣，另一種是打井注入溫水使得鹽層的一部分溶解后形成孔洞，壓入天然氣進行儲氣。利用廢棄煤礦井儲氣，將采過煤的廢棄的地下的礦井改造后作為地下儲氣庫。建庫費用小,但是密封性差。
3 、液化天然氣儲氣
天然氣的液化儲氣,采用低溫常壓的方法將天然氣冷卻至-162?C以下儲氣。液態天然氣的體積約為氣態天然氣體積的1/600。可大大地提高天然氣儲存量，但技術難度高，生產設施復雜。LNG一般為長距離和大規模的船運。
4、 管道儲氣
管道儲氣,利用末端的壓力和容積的變化來儲存天然氣，既利用了長輸管道較高的壓力，又解決了利用長輸管道儲氣調峰難以實現的問題。技術成熟，經濟上優于儲氣罐儲氣。
5、 水合物儲氣
天然氣水合物能夠在較低的溫度和壓力下形成，1立方米的水合物能夠儲存150一180立方米的天然氣。此種方法在小型、分散、邊緣油田伴生氣的開采、運輸方面具有很大的優越性。
Gudmundsson等人獲得的水合物生成技術如下儲罐內的水經過制冰裝置，獲得冰水比例為1:1的混合物，與天然氣在三級反應器系統中生成水合物，水合物離開最后一級反應器時，重量比占30%，然后分離掉未反應的水，放置于儲罐等待運輸。
水合物形成后，儲存在鋼制的儲罐中，然后將水合物運到儲氣站，運輸的過程保持常壓，-15?C使用天然氣時，給儲罐內水合物升溫,使水合物汽化，調壓后輸送到用戶。
展開 潘繼平：『CCUS-EOR』管輸二氧化碳驅油與提高采收率問題研究| 國際石油經濟
在二氧化碳獲取方面，天然二氧化碳氣田、油氣田伴生氣開發成本相對較低（一般低于120元/噸），但仍高于美國同類型氣源成本；煤化工、煉化等領域高濃度二氧化碳捕集成本一般在200～300元/噸，普遍高于歐美同等類型氣源成本；煤電廠、鋼鐵廠、水泥廠等中低濃度二氧化碳捕集成本更高，普遍在300～700元/噸。二氧化碳氣源供應成本約占整個CCUS項目總成本的30%～40%。在二氧化碳運輸環節，陸上車運、水上船舶運輸成本均較高，氣態管道運輸距離短、輸量小，成本也偏高。在二氧化碳驅油埋存環節，目前國內各示范項目的桶油成本總體較高，普遍在50～60美元/桶，個別高達90美元/桶。而且，由于國內碳排放權交易及其定價、碳排放認證等機制不健全，碳排放企業缺乏碳捕集的積極性和約束性；綠色金融體制機制不健全，未能為CCUS項目提供有效的金融支持——政府層面缺乏CCUS投融資支持政策，缺乏有效的投融資機制與模式，導致CCUS項目融投資成本高、風險大，制約產業化發展。
3.2.4 缺乏貫穿全產業鏈、促進相關產業協同發展的全流程商業模式和運營模式
目前中國CCUS-EOR項目主要以油氣田企業為主，商業模式和運營模式單一，且二氧化碳管道運輸依附于CCUS-EOR項目，項目效益和風險在各相關方之間尚未按照市場規律合理高效配置和分擔，制約產業規模化發展。在二氧化碳捕集環節，涉及來自能源、鋼鐵、煉化、電力、建材等行業的碳排放企業、第三方碳捕集企業以及二氧化碳貿易商；在二氧化碳管道運輸環節，涉及傳統油氣田企業、油氣管道企業以及新進入的專業性儲運企業和貿易商；在二氧化碳驅油環節，涉及油氣田企業和技術服務企業；在二氧化碳埋存環節，涉及油氣田企業、技術服務企業以及專業化碳埋存企業等。
展開 
水下生產系統布局方式
隨著深水油氣田開發的不斷發展，水下生產系統發揮著越來越重要的作用。水下生產系統布局是深水油氣田濕式井口開發的關鍵問題，是一個復雜的系統工程，對前期開發方案、管線布局、清管回路的設計、安裝，以及后期的維護等帶來重大影響，尤其是對整個深水油氣田的油氣生產、經濟投資、水下控制，以及安全風險等，起決定作用。工程開發方案，包括選擇適合的工程模式、水下井口的組合方式、海底管道的清管方案、水下生產系統的控制方案。
根據水下井口不同的組合方案，水下生產系統的總體布局形式分為幾種不同的情況。根據油藏模型及鉆井軌跡設計可以確定各種井型、井位和井口數量的備選方案。在水下生產系統開發中，水下井口的組合方案有以下幾種方式：
1、衛星井：用于已建設施周邊的小規模邊際油藏的開發，單個水下井口直接回接到附近水下或水面依托 設施。對于單個衛星井，可充分利用周邊已有或在建設施，將生產管道、控制臍帶纜連接到衛星井采油樹上。
2、叢式井：如果水下井口中可以集中在一起布置，開發成本常常會比相同數量但分布廣泛的衛星井要低，因為海底管道和臍帶纜的總長度較短，如果幾個衛星井距離較近，一個單獨的管匯就可以放在靠近井的位置，收集所有井的產品，通過單一的生產管道輸送到生產設備。水下井口的叢式井組合方式通常為3-8口水下井口分散地布置在中心管匯的周圍，采油樹和管匯之間通過跨接管連接。此外，叢式井管匯可以使用單根臍帶纜進行控制和藥劑分配，臍帶纜水下終端集成可以布置在叢式井管匯的周邊，也可以集成在叢井式管匯當中。管匯的井槽數越多，尺寸越大，重量越大。
3、集中式基盤：基盤是一個用于引導鉆井或其他設備的海底結構物。可支撐管匯、立管、井口、鉆井和完井設備，還有管道連接設備的結構框架。叢式井也可以通過基盤來布置，典型的集中式基盤是將幾個水下采油樹、水下管匯及臍帶纜終端集成在基盤結構當中。
展開 超級震撼！高清3D地質模型60個！
來源：巖土局
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深海采油
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深海開采鹽丘油氣藏
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各種海上鉆井平臺
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陸上油田勘探開發基地
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背斜油氣藏
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斷層油氣藏
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河道砂巖油氣藏
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背斜油氣藏
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海上油氣田開發，斷層油氣藏
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海上油氣田勘探開發，斷層油氣藏
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鹽丘油氣藏勘探
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海上油氣田勘探
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地層分布
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直井和水平井壓裂
【6/13更新】2000多米深，把天然氣打進去，用的時候再取出來
6月8號
中國石化天然氣分公司
江漢鹽穴天然氣儲氣庫王儲6井
正式投產注氣
首日注氣量19萬方
該井位于湖北省潛江市
深2000多米
是國內最深的鹽穴地下儲氣庫
項目全部投產后
中國石化儲氣庫布局將得到進一步完善
可有效緩解我國天然氣供需矛盾
增強國家天然氣戰略儲備
保障國家能源安全
鹽穴的誕生—排鹵注氣▲
鹽穴的誕生—排鹵注氣▲
目前，儲氣庫包括油氣田、鹽穴、含水層和礦坑四種類型。國內主要以油氣田作為儲氣庫，即把開采完畢的油氣田改造為儲氣庫。
江漢鹽穴天然氣儲氣庫，是利用地下鹽穴而建，相較于傳統的利用枯竭油氣藏建成的儲氣庫，鹽穴儲氣庫日提取量大，墊底氣量少，注氣和采氣轉換靈活，可用于日調峰和周調峰。
項目于2019年正式啟動，設計總庫容48.09億方，分“兩期三階段”實施。本次投產注氣的“王儲6”儲氣井是江漢鹽穴天然氣儲氣庫一期工程一階段項目的4口先導實驗井之一，一階段項目將于2026年全部投產，屆時4口儲氣井整體庫容將達到1.6億立方米，可形成工作氣量9300萬方。
該儲氣庫的目的層深達2000多米，中國石化江漢油田研究形成一套適用于深層、多夾層鹽穴儲氣庫的建設工藝技術系列，為國內同類儲氣庫建設提供了指導借鑒。
其中，重點解決了巨厚夾層的垮塌難題，使該儲氣庫的建庫高度從100米提高到了200米，儲氣能力大大提升。今年2月，由江漢油田聯合中國科學院武漢巖土力學研究所承擔的湖北省咨詢項目“多夾層超深超大鹽巖儲氣庫高效建設戰略研究”通過驗收。
中國石化天然氣分公司強化現場管理，切實做好投產氣源及外部環境確認、投產條件檢查等相關工作，積極落實各項風險管控措施，保障了注氣過程安全平穩。
展開 CCUS技術在油氣行業中的應用
目前使用CO?驅油和利用廢棄油氣田進行CO?封存是油氣行業開展CCUS項目的重要方向。
使用CO?驅油是一種把CO?注入油層中以提高油田采收率的技術。一般可提高原油采收率7%至15%，延長油井生產壽命15至20年。
截至2021年底，我國已建成5個CO?驅油與埋存示范區，其中齊魯石化-勝利油田CCUS項目是我國首個百萬噸級CCUS項目，該項目于2021年7月啟動建設，由齊魯石化捕集CO?運送至勝利油田進行驅油封存，預計未來15年，該油田將累計注入1068萬噸CO?，實現增油227萬噸。
該項目涵蓋了碳捕獲、碳利用和碳封存3個重要環節，主要以齊魯石化第二化肥廠煤制氣裝置排放的尾氣為原料，生產液態CO?產品，并送往某油田代替“水”作為介質打入地下頁巖中驅油和封存，整個過程節水、驅油、減碳一舉三得，原油覆蓋地質儲量6000萬噸，年注入能力100萬噸。
除了使用CO?驅油以外，隨著人們對產油層和產氣層地質狀況的深層次認識，CO?等碳氫化合物已被科學證明能夠儲藏在廢棄的油田和氣田中。我國枯竭油氣田、無商業價值的煤層和深部咸水層的CO?封存潛力超過 2300億噸，通過將CO2注入到廢棄油氣田中即可實現CO?的永久封存。
展開 海洋油氣田開發設施的類型及特點
海洋油氣勘探開發離不開海洋工程設施和相關的技術裝備。由于開發利用的內涵與水域環境的差異巨大，所采用的工程設施和技術裝備也千差萬別。隨著淺海開發勘探面積的不斷縮小，世界各大石油公司紛紛投巨資進行深水油田勘探開發，深水勘探開發技術迅猛發展，海洋工程技術也在實踐中不斷完善和更新。
海洋石油開發涉及的海工設施主要包括固定式平臺（包括導管架固定平臺、順應塔固定平臺、重力式平臺等）、各類浮式生產平臺（包括張力腿平臺、浮筒式平臺、半潛式平臺、FPSO等）及水下生產系統、深水立管，其中各類固定和浮式生產平臺上可設置鉆、修井裝置進行開發井的鉆井和修井。
1 導管架固定平臺
導管架平臺具有制造簡單、海上作業平穩安全的特點，在淺海海域使用具有良好的經濟性，使用水深范圍在5m～300m；但當水深大于300m后，導管架的重量及造價隨著水深的增加大幅度提高， 限制了這種平臺結構形式向更深的水深發展。
2 順應塔式平臺
順應塔式平臺也屬于固定平臺的一種，因此其適用水深也有限，實際應用的水深范圍在305～610m之間。類似于固定平臺，順應塔平臺通過樁固定于海底，但其大直徑的樁腿數量相當少，而且樁腿不內傾，平臺會隨水流或風載荷移動，順應塔式平臺通過人為降低結構剛度使其自振頻率高于30s，避免與大浪共振，因而運動性能較好，整體抗疲勞性能好，但各部分連接處易產生疲勞。其制造簡單，導管架部分結構件尺寸小，重量輕，海上安裝方便，但對海況惡劣的海域不適用，水深一般不超過700m。
3 混凝土重力式平臺
混凝土重力式平臺的底部通常是一個巨大的混凝土基礎(沉箱)，用三個或四個空心的混凝土立柱支撐著甲板結構，在平臺底部的巨大基礎中被分隔為許多圓筒型的貯油艙和壓載艙，這種平臺的重量可達數十萬噸，依靠自身的巨大重量，平臺直接置于海底，混凝土重力式平臺的一般應用水深范圍
展開 中國海洋油氣開發與潛力
中國海油的“自營引領合作勘探（即1995-2004）”時期，經過海油人長期的潛心研究和認識創新，逐漸認識到渤海海域與周邊陸地石油地質條件的差異，并創建了渤海海域“新構造運動控制晚期成藏”的地質理論，以凸起上的新近系為主要目的層，獲得了渤海新近系大油氣田群的重大突破，帶來了數個億噸級油田的發現。
1995年至2000年，渤海海域在新近系共發現了10多個大中型以稠油為主的油田，包括儲量超過億噸級的秦皇島32-6、南堡35-2、渤中25-1南及蓬萊19-3油田。穩固的儲量基礎，以及稠油開發生產技術的突破，使渤海油田產量大幅提升，在南海北部油氣產量出現低迷的形勢下，維持并助推了2002年之后中國海洋油氣產量近10年的穩定增長。
1.3 “滾動勘探開發”創新理念，加速油田產能建設階段
2010年前后，“勘探開發一體化”及“滾動勘探開發”創新型理念，帶動了渤海及南海北部油氣開發成熟區5個近海盆地近20個油氣田的集中投產及老油田的措施調整，尤其是渤海油區，在“勘探開發一體化”基礎上發展了“區域性”開發的局面，利用已有海上設施，帶動周邊油田加速建產，創造了2010年3000萬t的業績，使渤海油區一躍成為我國海洋石油工業的第一主力產區，推進我國海洋油氣產量一舉突破5000toe的大關。
但是，由于缺乏領域性發現帶來的儲量基礎支撐，第三次產量增長臺階缺乏繼續向上的潛力，很快出現下降趨勢，形成了與前兩次產量上升臺階明顯的差異（如上圖所示）。
縱觀我國海洋油氣生產，現實啟示我們，中國海洋油氣資源的利用，要堅持以尋找大中型油氣田來指導勘探部署和相關研究。只有領域性的發現與突破，才能保證充足的油氣資源儲量作為開發生產的基礎支撐，也才能夠有維持穩定產量或者產量增長的源動力。
展開 PID傳感器在天然氣行業加臭劑四氫噻吩監測中的應用
hcno=1473F48CDD4749993FA64E2D4AF94671
主要起草單位 中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司天然氣研究院 、中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司 、四川華油集團有限責任公司 、四川川港燃氣有限責任公司 、中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田燃氣分公司 、中國石油天然氣股份有限公司天然氣銷售分公司 、北京市燃氣集團有限責任公司 、重慶燃氣集團股份有限公司 、達州市質量技術監督檢驗測試中心 、四川中測標物科技有限公司 、成都能特科技發展有限公司 、江蘇惠斯通機電科技有限公司 。
主要起草人 周理 、張鐠 、葛楓 、宋柯靜 、沈琳 、吳姝虹 、陳梓潯 、何登華 、王偉杰 、牟洪陶 、張大雙 、劉程瑋 、劉斯婷 、張啟根 、郭子健 、張炎 、汪科 、沈萍 、謝海強 、王欣瑋 、蔣芮 、王慶遠 、袁嬌陽 、汪文斌 、朱宏揚 、尹國鑫 。
天然氣作為一種廣泛應用的清潔能源，在城市燃氣供應中占據重要地位。然而，其無色無味的特性在泄漏時難以被人體感知，這為安全帶來了重大隱患。為了提高安全性，根據國家標準規定，在天然氣中添加如四氫噻吩（THT）這樣的加臭劑是必要的。具體來說，當天然氣泄漏至空氣中達到爆炸下限的20%時，THT的濃度應不低于8mg/m3，以確保能夠及時發出警告。
盡管如此，管道運輸過程中仍存在加臭劑損耗的問題，包括新管道對THT的吸附、管道銹蝕導致的損耗以及溫差引起的衰減等，這些問題可能導致末端THT濃度低于安全閾值。因此，實時監測管道內THT濃度成為保障燃氣安全的關鍵環節。
PID光離子傳感器在四氫噻吩監測中的應用
四氫噻吩在線監測儀利用PID（光離子化檢測器）技術，實現了對天然氣管道內THT濃度的24小時不間斷實時監測。
展開 
典型海工開發模式及其特點（3）
無任何水面設施的生產系統
完全利用水下生產系統和海底管線，而無任何水面生產系統對海上油氣田進行開發的一種模式。Sn?hvit是挪威海域的第一個沒有任何水面設施的水下油田開發工程，沒有任何水面設施在海面上。水下生產設施安裝在水深大約是250-345米的海底。將要鉆20多口井來進行這三個油田原油的生產，生產出來的原油和天然氣將通過145公里長的管線輸送到陸地上。
租借的生產系統
可供租借的生產設施主要有FPSO、半潛式生產平臺、穿梭油輪及其它一些移動式生產系統等。租用這些生產設施多用于短時期內開采小型油田，這種開發生產方式的最突出的特點是初始投資小，主要生產設施靠租借，從而投資風險較小。但生產操作費用較高，其中生產設施的租費占相當大的比例，此外，租借生產設施還取決于租借市場的供求狀況。
其它工程模式
在當今海上油田開發過程中，越來越多的新技術、新手段被采用，如小型化的平臺、浮式生產系統、各種水下完井和水下生產設施，目的是經濟有效地進行海上油氣田的開發。需要根據工程實際情況進行選擇。
（完）
展開 超百萬立方米，中國頁巖氣單井日產量創新高
據人民日報海外版3月7日報道，6日，中國石油西南油氣田川南深層頁巖氣攻關傳來捷報，部署在四川省瀘縣雷達村的瀘203井完成放噴測試，關井最高井口壓力57.1兆帕，測試日產量137.9萬立方米，成為國內首口單井測試日產量超百萬立方米的頁巖氣井。
瀘203井是一口深層頁巖氣評價井，目的是評價瀘州區塊埋深4000米左右龍馬溪組頁巖氣資源的開發潛力，試驗深層頁巖氣水平井優快鉆井技術、體積壓裂工藝。通過精心組織，在地層溫度大于140℃的頁巖地層中，成功鉆成水平段1500米，優質儲層鉆遇率100%，井身質量合格率100%。借鑒北美新一代壓力工藝技術，結合川南地區深層頁巖地質工程特征，采用“密切割+高強度加砂+暫堵轉向”壓裂工藝，成功實現了埋深近4000米、破裂壓力大于110兆帕、水平應力差大于20兆帕、微裂縫較發育的頁巖儲層的體積改造。
中國石油西南油氣田 圖片來自四川在線
近期，中國石油足202H1、黃202、瀘203等井相繼獲得高產氣流，標志著川南深層頁巖氣勘探開發技術逐步走向成熟，為這一地區86%以上深層頁巖氣資源的有效動用奠定了堅實基礎，進一步堅定了實現川南頁巖氣中長期發展規劃目標的信心。
據四川在線2018年12月24日報道，中國石油川南頁巖氣日產量達到2011萬立方米，突破2000萬立方米，同比增加119.3%，再創歷史新高。目前，川南已成為我國最大的頁巖氣生產基地，約占全國天然氣日產量的4.2%。
據新華社2018年7月10日報道，全國礦產資源新增儲量數據顯示，我國石油和天然氣增長放緩，煤層氣下降，增幅較大的頁巖氣探明儲量突破萬億立方米大關。
自然資源部10日發布2017年全國礦產資源儲量情況顯示，我國石油、天然氣和煤層氣勘查新增探明地質儲量呈現下降趨勢。
展開 全球天然氣市場版圖的新變化
俄羅斯國內大型油氣田經過多年開采之后，呈現產出逐年遞減特點。資源接替潛力區主要集中在永久凍土帶、高寒地區以及深海地區，資源條件復雜，所需投資巨大。
俄羅斯想要保持產能的正常運行需要有先進的油氣生產技術支撐及投資跟進，而俄羅斯油氣工業在這一方面并無積累優勢。上世紀90年代以來的俄羅斯油氣產量增長基本不是依靠新的重大油氣發現，而是通過吸引外資獲得油氣田開發急需的資金和技術方式支撐。
據國際能源機構有關數據評估，俄羅斯每年僅維持油氣生產就至少需要上百億美元的投資，后續油氣田要實現大開發則需要更多的資金投入。據俄羅斯制定的相關油氣中長期發展規劃，到2030年前俄羅斯天然氣行業需投資6000億美元。
俄羅斯國內石油天然氣基礎設施年久失修，更換維修所需資金巨大。俄烏沖突爆發以后，歐美對俄羅斯實施金融制裁，限制俄油氣出口，同時禁止對俄出口相關技術設備，要求歐美石油公司紛紛撤資俄羅斯，導致其油氣領域投資更加不足，必然影響到俄羅斯國內油氣再生產循環的正常運行。據睿咨得公司預測，2022年俄羅斯國內天然氣產量降至6000億立方米以內，同比降幅約10%。
伊朗天然氣產量穩定，但其未來走向充滿不確定性。
伊朗是全球天然氣大國，儲量與俄羅斯不相上下，但伊朗的天然氣遠未得到深度開發，天然氣產量基本上是自給自足，2500億立方米中僅有不足100億立方米的天然氣出口至歐洲。
擁有豐富的儲量而產量不及預期與伊朗長期遭受歐美制裁有關。歐美對伊朗的制裁重點就是限制其石油出口和禁止對其油氣投資。目前的環境出現了一些積極變化，去年的歐洲氣荒及今年俄烏沖突之后，伊朗的油氣工業解除制裁可能會出現轉機。
氣荒之后歐洲叫停了激進的去化石能源行動，依然強調化石能源地位重要性，俄烏沖突的爆發進一步堅定了歐洲擺脫俄氣的愿望。
展開 石英砂替代陶粒，助力川南頁巖氣壓裂工藝2.0技術，突破成本“關卡”
2017年，西南油氣田公司在長寧、威遠區塊對5口井進行了石英砂全替代陶粒現場試驗。對比900天累計產氣量，5口井表現不俗，產量與同平臺鄰井持平，試驗取得成功。
2019年，川南頁巖氣開始全面推廣石英砂替代陶粒，目前石英砂占比已由前期30%提高到74%，為頁巖氣壓裂降低成本提供了巨大支撐。
