1月23日，中国石油新闻中心讯，1月16日，吐哈油田萨探102井采用电力驱动钻机作业，标志着准东区域已有10部钻机实现“电代油“钻井。“十四五“期间，该措施累计节省动力费2.8亿元，减少二氧化碳排放13.36万吨（相当于755万棵乔木）。2001年技术团队攻克电力驱动难题，选定“交流高压电动机“方案并在陵深2井试验成功。自主研发的橇装移动式变电站获4项国家专利，配套完成三塘湖等区域电网升级。2025年预计供电超6000万千瓦时，东湖光伏电站已输送1200万千瓦时绿电，形成“绿色供电-清洁用电“闭环。
【点评】吐哈油田通过20年技术迭代，从单一设备改造发展为覆盖钻机、修井机的全电驱化体系。专利化变电站设计有效解决装卸难题，区域电网升级为规模化应用提供基建支撑。光伏电站的接入使能源替代从成本节约转向全生命周期减排，13.36万吨碳减排量验证了传统能源企业低碳转型的可操作性。这种将技术研发、电网配套与新能源并网相结合的模式，为同类油田提供了可复制的清洁生产样本。
1月20日，中国石油新闻中心讯，1月18日，华北油田巴彦分公司吉兰泰4兆瓦光伏发电站8814块光伏板将光能转化为绿色电能，注入油田生产区域。该公司依托内蒙古光照资源，打造“光伏+生态”治理模式，形成“板上发电、板下生绿”特色。目前，在运光伏项目总装机容量达16.9兆瓦，日发电量9万度，累计发电量3700万度，年减碳3.27万吨。吉兰泰4兆瓦项目采用“自发自用、余电上网”模式，推动油田能耗和碳排放下降10%以上。12兆瓦光伏电站配备智能清洁机器人，发电效率提升15%，并助力乌兰布和沙漠植被覆盖率从5%升至18%。临河18兆瓦光伏项目进度超85%，投运后年发电量可达3200万度，年减碳2.8万吨。分公司计划搭建“源网荷储”智能调控平台，构建新型电力系统。
【点评】巴彦分公司的实践展示了传统能源企业转型的可行路径。光伏与生态治理的结合不仅提升发电效率，还改善了荒漠化土地，实现了经济效益与环境效益的双赢。智能清洁机器人的应用体现了技术创新对运维效率的提升，而“光牧互补”设计则拓宽了新能源项目的综合价值。分布式智能电网的布局反映了电力系统柔性化、智能化的行业趋势，为同类油田的低碳改造提供了可量化的参考案例。
1月14日，中国石油新闻中心讯，1月12日，中油海工公布2025年业绩数据显示，营业收入同比增长创历史新高，海外项目中标额同比翻4番，客户满意度保持在98%以上。公司在印尼、巴西、卡塔尔等重点区域实现项目突破，如巴西P79 FPSO火炬臂创全球单体规模最大纪录，卡塔尔RUYA项目焊接一次探伤合格率达99.9%。科技创新方面，承担55项科研课题，申报专利99件，自研技术在国内创固井水泥浆温差纪录。新能源领域中标7座海上风电和光伏升压站项目，山东半岛风电项目获“2025年度中国电力优质工程”，地热供暖项目年供热量47.67万吉焦。
【点评】中油海工通过五大发展战略推动产业链升级，海外市场表现尤为亮眼，高端项目占比提升显示其技术和服务竞争力。科技创新成果密集，如深水油田FPSO技术储备和压裂工艺提效12.2%，凸显研发转化能力。新能源布局从风电延伸到地热，绿色认证产品为企业转型提供支撑，但国际项目的高标准执行（如HSSE KPI满分）可能对管理能力提出持续挑战。
1月13日，中国石油新闻中心讯，1月8日，国务院国资委批准中国石化与中国航油实施重组。中国石化是世界第一大炼油公司，中国航油是亚洲最大航空油料企业。重组后，中国石化可切入航油销售渠道，中国航油将获得更稳定上游供应。标普预测2040年我国航油消费将达7500万吨。专家指出重组有助于构建自主可控供应链、降低供应成本、抢占绿色航空燃料制高点、提升技术自主水平。两家企业将结合SAF等领域优势，推动航空业减排降碳。“十四五“期间已有6组10家央企实现战略性重组，国资委明确2026年将推进专业化重组整合。
【点评】此次重组体现了央企整合从规模扩张向产业链深度协同的转变。中国石化拥有完整炼化能力，中国航油掌握终端加注网络，二者的垂直整合可消除中间环节成本，形成从原油到飞机的闭环体系。特别是在SAF领域，中国石化在生物质炼化技术上的积累与中国航油的航空应用场景结合，可能加速国产可持续航空燃料的商业化进程。这种基于产业链互补而非同质化合并的重组模式，反映了当前国企改革更注重通过专业化整合提升核心竞争力的思路。
1月9日，中国石油新闻中心讯，截至2025年12月31日，中国石油首个自消纳发电项目——吉林油田15万千瓦自消纳风光发电项目已平稳运行3年，累计发电量达10亿千瓦时，节省用电成本近3.5亿元。该项目年发电能力可达3.6亿千瓦时，所发电量全部用于吉林油田所属乾安、新民、新立等采油厂生产，降低了油田对传统电网的依赖，减少外购电成本，并对周边环境起到保护作用。吉林油田积极落实“双碳”战略，结合吉林省“陆上风光三峡”工程，充分发挥风光资源优势，按照“宜风则风、宜光则光”原则，将新能源建设与油气生产同步推进，探索出油气行业绿色低碳发展新模式。
【点评】吉林油田15万千瓦自消纳风光发电项目是中国石油在新能源领域的重要实践，累计发电10亿千瓦时和节省3.5亿元成本的数据凸显其经济效益。项目将风光发电直接用于油田生产，形成闭环消纳模式，既减少碳排放又降低用电成本，体现了传统能源企业向绿色低碳转型的主动性。吉林油田结合地方资源优势，同步规划新能源与油气生产，为行业提供了可复制的“风光+油气”协同发展案例。这种模式不仅响应了国家“双碳”目标，也展示了传统能源企业在能源结构调整中的创新潜力。
1月6日，中国石油新闻中心讯，1月5日，吉林油田通过集约化整体压裂技术在常规油产能建设中取得突破，年累计压裂施工448口井，施工成功率98%，单井平均日产油量较设计提升21%。该技术针对低渗透老区二次开发中注采规律复杂、资源匮乏等挑战，由油气藏改造技术研究中心组建项目组攻关完成。项目组联合研究院、物探院及采油厂优化工作流程，在新立大平台、海坨子大平台等重点项目中完成压裂工艺路线制定与参数优化。技术团队还通过与高校合作培养青年科技人才，为持续攻克老油田开发技术瓶颈奠定基础。
【点评】吉林油田通过集约化压裂技术实现老区单井产量显著提升，体现了技术集成对低渗透油田开发的突破性作用。98%的施工成功率反映出工艺参数的精准优化能力，而多单位联合办公模式有效解决了跨部门协作效率问题。值得注意的是，该项目将技术攻关与人才培养结合，形成“产学研“闭环，这种模式对同类油田的可持续开发具有参考价值。21%的产量增幅在资源枯竭型老区尤为难得，表明精细化管理与技术创新仍是释放存量资产潜力的关键路径。
1月4日，中国石油新闻中心讯，2025年12月9日，中油海工钻井进尺累计突破400万米，相当于钻穿超过450座珠穆朗玛峰。该公司自2004年成立以来，从最初仅拥有1座自升式平台发展为拥有16座钻井平台的综合性海洋石油服务企业，具备从浅水到1500米水深全维度作业能力。2025年，中油海工深化“五个坚持”经营战略，推动钻井技术、经营管理和作业效率系统性跃升。该公司完成首个100万米累计进尺历时近8年，从300万米到400万米仅用时2年，展现了技术、管理与效率的全面进阶。
【点评】中油海工钻井进尺的快速增长反映了其在海洋油气勘探领域的深厚积累和技术突破。从浅水到深水作业能力的扩展，显示出公司在装备和技术上的持续投入。经营战略中的“技术创新首位引领”和“市场导向驱动发展”凸显了其以技术为核心竞争力的发展路径。钻井进尺的加速突破，尤其是从300万米到400万米仅用2年，表明公司在运营效率和管理优化方面取得了显著成效。这一进展不仅提升了企业自身竞争力，也为国家能源安全提供了有力支撑。
12月30日，中国石油新闻中心讯，截至12月26日，华北油田二连分公司新能源业务累计发电超2100万千瓦时，折合标煤近1.67万吨。今年以来，该分公司推进阿尔及宝力格油田等五大工程，实施全链条闭环管理，阿尔及宝力格低碳生产建设项目已完成46%。在哈34基地应用非稳态开发技术，配合14套光热设备实现注水系统智能调控，年节电350万千瓦时。试点二氧化碳复叠空气源热泵等技术，累计节电7万千瓦时。通过光热储技术对比试验，形成针对性清洁替代方案。以“四位一体”模式推进精细管理，落实质量“三检制”，完成百余项工序验收，问题整改率100%。
【点评】华北油田二连分公司的新能源业务进展突出，2100万千瓦时的发电量体现了规模化应用效果。技术层面，非稳态开发与光热设备的结合显著提升能效，年节电350万千瓦时的数据验证了智能化调控的价值。二氧化碳复叠空气源热泵等试点技术虽规模较小，但为后续技术路线选择提供了参考。项目管理上，“四位一体”模式和“三检制”确保了工程质量和效率，100%的问题整改率反映出较强的执行能力。这类实践为传统油田绿色转型提供了可复制的技术和管理案例。
12月30日，中国石油新闻中心讯，截至12月28日，中国石油京津冀地区最大规模集中式光伏项目——北大港23万千瓦光伏项目已试运行满3个月，发电能力达到设计水平，绿色电力成功接入国家电网。该项目是中国石油落实“双碳”目标、推进“清洁替代、战略接替、绿色转型”的重要实践，填补了大港油田清洁电力对外供能的空白。项目总占地6205亩，包含4座光伏场区、1座220千伏升压站及35兆瓦时/70兆瓦时配套储能电站，形成全链条闭环体系。投产后年均可输送清洁电力3.3亿千瓦时，满足14万户居民全年用电需求，每年减少二氧化碳排放27.5万吨。项目建设中创新采用“模块化、网格化、样板化”管理模式，为复杂场景下大型光伏电站建设提供了可复制的“大港方案”。
【点评】该项目不仅是中国石油在新能源领域的重要突破，也为京津冀区域能源结构优化提供了实质性支撑。3.3亿千瓦时的年发电量和27.5万吨的碳减排量，凸显了规模化光伏项目在区域减碳中的关键作用。创新管理模式的应用，尤其是针对坑塘水面等复杂环境的适应性方案，为同类项目提供了技术参考。值得注意的是，配套储能电站的设计（35兆瓦时/70兆瓦时）体现了对电力消纳与调峰能力的重视，这种“发储一体”的闭环体系或将成为未来新能源项目的标配。
12月26日，中国石油新闻中心讯，12月24日，大庆油田徐深气田今年以来措施增气量首次突破1亿立方米，创历史新高，并实现连续7年稳产。作为我国最大的火山岩气藏生产基地，徐深气田储层非均质性强、埋藏深、开采难度大。大庆油田通过深化技术研究和管理创新，突破深层火山岩储层效益开发难题，形成高效管理模式。技术人员采取电磁加热、“三合一”防治、智能间开、负压增压等措施治理低产低效井，优化排水采气工艺，强化安全管控。此外，油田推动绿色低碳发展，为20座井口一体化注剂装置配备光伏供能系统，实现100%光伏供能运行，并开展燃气发电先导试验，实现能源梯级利用。
【点评】大庆油田徐深气田连续7年稳产，技术突破与管理创新是关键。电磁加热、“三合一”防治等技术针对性解决冻堵井难题，智能间开等措施激活低压井产能，体现精细化开发思路。光伏供能系统和燃气发电试验将新能源与传统采气技术融合，不仅提升能源利用效率，也为高寒地区气田绿色转型提供实践样本。这一系列措施既保障了产量稳定，又呼应了双碳目标，展示了传统能源企业技术升级与可持续发展的协同路径。
12月26日，中国石油新闻中心讯，截至12月25日，大港油田“勘探开发综合查询系统”投用5个月以来运行稳定，整合了1.6万口井的60余年勘探开发数据，打通9类数据库和12类业务系统。该系统以“一站聚合、精准定位、全域贯通”为核心，集成生产动态、生产成果等五大模块，实现从井位设计到数据归档的全生命周期管理。数据调用效率显著提升，生产动态模块可实时追踪钻井、压裂等关键参数，查询效率提升超60%。数据质量机制使钻井数据入库齐全率提升40%，完钻井数据入库周期由30天缩短至10天。矿权管理实现全流程电子化，储量管理模块动态展示六类储量数据，研究成果模块整合五类科技报告构建知识共享平台。
【点评】大港油田通过构建“超级大脑”系统，有效解决了历史数据分散、调用困难的痛点，其全链条数字化管理具有行业示范性。数据入库周期缩短至10天、查询效率提升60%等量化成果，直观体现了技术对传统工作流程的革新。系统设计的“监控—反馈—整改”机制将数据治理嵌入业务环节，而非简单堆砌数据，这种闭环思维值得借鉴。值得注意的是，该系统不仅服务于生产决策（如储量目标筛选），还构建了企业知识共享平台，说明其数字化建设兼顾了即时应用与长期知识沉淀。
12月23日，中国石油新闻中心讯，截至12月15日，中国石油吉林油田昂格风电项目累计发电量突破11亿千瓦时，相当于节约标准煤约33.5万吨，减排二氧化碳约91.4万吨。该项目位于吉林省松原市前郭县，总装机容量55万千瓦，安装88台单机容量6.25兆瓦的风力发电机组。吉林油田通过精细化运营，构建“缺陷管理”与“经济运行”双闭环体系，保持设备高利用率。缺陷管控方面，建立快速响应机制，动态更新电子化缺陷台账；经济运行方面，整合多维度数据，实施“一机一策”精准维护，提升全场发电效率。
【点评】吉林油田昂格风电项目作为中国石油首个规模化绿电外送项目，其55万千瓦装机规模在吉林省风电领域具有标杆意义。11亿千瓦时的绿电产出直接对应91.4万吨二氧化碳减排量，凸显能源结构转型实效。项目采用数据驱动的“双闭环”管理模式，特别是“一机一策”维护策略，体现了风电运营从粗放向精细化转变的趋势。这种将工业管理体系嫁接可再生能源项目的实践，为传统油气企业探索新能源业务提供了可复制的运营范式。
12月19日，中国石油新闻中心讯，12月12日，新疆油田公司玛湖油田零碳示范井场的“光储直柔”采油系统已连续安全运行200余天，供电可靠性达99.97%。该系统通过光伏直驱供电设计，将光储系统整体供电效率从87%提升至93%，并采用中国石油首套锌溴液流电池系统，解决了极端工况下的能源供给难题。团队研发的抽油井“光储直柔”零碳采油技术，动态优化光伏装机功率和光储比，使系统应用成本下降超60%。今年5月，新疆油田第136座单井分布式光伏电站投运，累计发电量超500万千瓦时，减排二氧化碳约3000吨。新疆油田持续探索风光氢储多能互补技术，推动能源行业低碳转型。
【点评】新疆油田的“光储直柔”技术通过光伏直驱与新型储能系统的融合，显著提升了供电效率和可靠性，同时大幅降低了成本。锌溴液流电池的应用解决了长时储能和低温放电问题，为极端环境下的能源供应提供了可行方案。动态优化光伏装机功率和光储比的设计，体现了技术的前瞻性和实用性。该项目不仅实现了绿色生产，还为边远井场提供了低成本、高效的能源解决方案，对行业低碳转型具有示范意义。新疆油田的多能互补探索进一步展现了其在新能源领域的创新能力。
12月19日，中能传媒研究院讯，2025年12月，国内油气巨头加速向电力领域转型。中国石油集团电能有限公司11月17日在北京揭牌，整合购售电与碳资产管理业务，前8个月代理交易电量超680亿千瓦时；中国石化通过重庆涪陵页岩气销售公司实现气电联营，9月起供应天然气2000万立方米，转化电能1亿千瓦时；中国海油“海油观澜号”深远海浮式风电平台年发电2200万千瓦时。全国页岩油产量突破800万吨，原油产量预计达2.15亿吨，天然气2600亿立方米。欧盟宣布2027年秋全面禁止进口俄罗斯天然气，而国内前11个月原油进口量同比增3.2%，天然气进口量减4.7%。
【点评】油气企业进军电力市场标志着产业链深度整合。中国石油的“油气电联动”套餐优化了内部资源配置，中国石化的气电联营形成闭环产业链，中国海油的海上风电与CCUS协同则体现了低碳技术应用。这种多能融合模式不仅提升能源效率，还为企业开辟新增长曲线。页岩油产量激增和技术突破（如燃机发电无人智控系统投运）显示国内非常规资源开发能力显著提升，但欧盟对俄天然气禁令可能加剧全球供应格局波动，需关注后续替代方案对价格的影响。
12月18日，中国石油讯，党的二十届四中全会提出建设能源强国、初步建成新型能源体系，中央经济工作会议部署“八个坚持”，其中创新驱动为重要任务。中国石油以创新为第一战略，今年以来成立多家新公司，业务覆盖清洁发电、碳减排、地热开发、储能、CCUS等领域：1月成立中石油冀油（晋州）新能源公司，聚焦新能源技术研发与热力供应；2月成立中石油（北京）商业储备油公司，延伸能源储备服务；3月成立中石油（秦皇岛）港油地热开发公司，开展地热及储能服务；4月与中盐化工合资成立中石油中盐（内蒙古）碱业公司，涉及矿产与化工；5月成立华能（泰安）燃机发电公司，聚焦发电与热力；6月成立中石油（魏县）冀油地热开发公司；7月墨策创新研究院揭牌，中德合作前沿材料研发；8月成立长华（定边）油田开发公司（涉及碳减排技术）、中石油济柴时代（山东）新能源技术公司（与宁德时代合资电化学储能）。此外，中油资本拟增资6.55亿元参与参股公司投资可控核聚变项目。2025年，其CCUS注碳量预计260万吨（较2021年超3倍增长），前三季度风光发电57.9亿千瓦时（同比增72.2%），昆仑网电建成5300余座充电站。未来将持续加大清洁能源供应，推动“十四五”收官与“十五五”开局。
【点评】中国石油此举响应国家能源转型战略，通过成立多元化新公司构建“清洁发电+碳减排+储能+CCUS+前沿科技”布局，强化创新驱动。其CCUS、风光发电及充电网络的进展验证转型成效，新公司覆盖多地形成全国性网络。需警惕新业务整合风险，未来需优化技术迭代与市场策略，以巩固能源转型领军地位，为能源强国建设提供支撑。
12月12日，中国石油新闻中心讯，截至12月8日，长庆油田已有2万余口气井实现数字化管控，智能气井占比达85%。作为国内最大天然气生产基地，长庆油田通过人工智能、物联网等技术实施“一井一策”精准调控，1.72万口气井应用智能排水采气措施，措施有效率达96.7%。采气二厂4278口气井具备智能分析诊断、工艺优化等功能，形成差异化智能管理对策。数字化与自控设施全生命周期管理强化安全保供，采气一厂升级站控系统、截断阀等关键设施实时监测。大数据分析每日处理上万条数据，可视化平台提升决策效率，水平井钻井周期缩短25%。新一代技术应用进一步支撑气田管理决策，实现提效降本。
【点评】长庆油田的数字化转型凸显能源行业智能化趋势，智能气井的高覆盖率表明技术落地成效显著。“一井一策”和96.7%的措施有效率体现数据驱动生产的精准性，而钻井周期缩短25%直接反映效率提升。安全监测的数字化升级将传统人工巡检转化为系统化管控，降低人为风险。大数据平台整合生产全链条信息，打破地理限制实现远程协同，这种“智慧大脑”模式为同类企业提供可复制的技术路径。智能排水采气等技术应用验证了数字化对传统工艺的革新潜力。
12月12日，中国石油新闻中心讯，截至12月10日，中油海工在渤海湾辽东海域首次以整建制修井总包模式承接的中海油绥中36-1A平台修井项目取得突破性进展，已完成2口大修井及1口井筒措施作业，作业时效提升21%。该平台作业井服役超30年，面临套管漏失、管柱解封等复杂井况。中油海工组建专业团队，建立“制度+执行+监督”安全管理体系，并与甲方成立联合攻坚小组，推行“动态计划调整+全周期透明化管控”机制，设备适配时间缩短30%。技术团队在A32井采用“套管修复+密封件更换”组合工艺解决套损问题，在A18井创新“水力切割+震击打捞”技术实现“一趟钻”倒出全部套铣防砂管。
【点评】中油海工通过整建制总包模式展现了技术集成与管理的协同优势，作业时效提升21%和设备适配时间缩短30%的数据表明其效率优化显著。针对超30年老井的复杂工况，技术团队定制化解决方案（如A32井的组合工艺和A18井的创新技术）体现了精准施策能力。“动态计划调整+全周期透明化管控”机制有效整合跨部门资源，为类似老旧油田修井项目提供了可参考的协作范式。项目成果不仅验证了中油海工的技术实力，也为行业高难度井况作业树立了效率标杆。
12月9日，中国海油讯，12月4日，中国海油中低阶煤层气绿色高效开发重点实验室在山西太原揭牌成立。该实验室聚焦中低阶煤层气绿色高效开发前沿，致力于破解深层煤层气开发难题和“三气共采”技术瓶颈，旨在打造原创理论策源中心、关键技术制高点和产业变革发动机。实验室由中国海油所属中联公司牵头，联合中海油服、海油发展、中国石油大学（北京）、太原理工大学、西南石油大学等10家单位共同组建，是中国海油拓展非常规业务的重要支点，也是企地深化合作的最新成果。
【点评】中国海油此次成立煤层气实验室，凸显其对非常规天然气开发的战略布局。联合高校与企业组建产学研联盟，不仅加速技术攻关，也强化了人才梯队建设。选择山西作为基地，直接对接煤层气资源富集区，有利于技术验证与产业化落地。“三气共采”目标的提出，可能推动煤层气、页岩气、致密气协同开发技术突破，对提升国内天然气自给率具有现实意义。
12月5日，维度网讯，英国壳牌公司与挪威Equinor公司共同组建的合资企业Adura已正式成立，整合了双方在英国大陆架的12个海上油气生产资产，旨在成为当地最大的独立石油生产商。该计划于2024年12月首次公布，Adura现已任命尼尔·麦卡洛克担任首席执行官，尼科莱塔·贾德罗西担任董事会主席。接管的资产包括Mariner、Rosebank、Buzzard、Shearwater等多个油田，原属两家公司的约1200名员工已全部转入新公司。预计到2026年日产量将超过14万桶油当量，可能在英国北海地区处于领先位置。壳牌与Equinor表示，新公司旨在提升资产组合的成本竞争力与长期价值。
【点评】壳牌与Equinor合资成立Adura，整合北海油气资产，体现了国际能源巨头在传统油气领域的战略调整。通过集中资源，新公司有望提升运营效率与市场竞争力，14万桶/日的产量目标显示出其对北海区域潜力的信心。保留海上风电等业务表明Equinor并未放弃能源转型，而壳牌则继续聚焦天然气终端，反映两家公司在多元化布局上的差异化策略。这一合作可能重塑英国北海油气格局，对区域能源供应与市场竞争产生深远影响。
12月5日，哈萨克斯坦驻华大使馆讯，哈萨克斯坦国家天然气股份公司总裁阿里别克·扎马沃夫与中国石油天然气集团有限公司总经理周心怀举行会晤，讨论勘探和油气资源开采领域的现有及未来项目。双方强调推进所有已商定方向，包括联合勘探、开发及提高现有项目效率。周心怀指出，双方确认了技术发展、扩大资源基础及提高地质勘探效率的共同战略方向。会谈期间，哈萨克斯坦国家天然气股份公司与中油阿克纠宾油气股份公司签署了北1区块勘探期筹款协议及联合作业协议。签署的文件为地质勘探工作启动奠定基础，该项目是扩大天然气资源基础的重要一步，将推动先进技术融入地质勘探。
【点评】此次协议的签署标志着中哈两国在油气领域的合作进一步深化。北1区块项目的推进不仅有助于扩大哈萨克斯坦的天然气资源基础，也为中国石油集团提供了重要的海外资源开发机会。双方对技术发展和勘探效率的重视，显示出合作的前瞻性和务实性。通过引入先进技术，该项目有望提升勘探效率，为后续开发奠定坚实基础。这一合作不仅强化了两国能源企业的战略伙伴关系，也为区域能源市场的发展注入了新动力。
