天然气作为清洁、高效的能源，在供暖中发挥着举足轻重的作用。为了确认和保证供暖季天然气的稳定供应，中国石化相关企业纷纷采取行动，加强气井维护管理，提高老井稳产能力，加快新井投产节奏，提高天然气产量，并通过优化储运设施布局、完善产销协同机制、提升应急调峰能力等措施，全方位确保供暖季天然气安全稳定供应，保障人民群众温暖过冬。

  11月1日~4日，来自卡塔尔的“奥莱克”号和来自澳大利亚的“克里奥”号LNG（液化天然气）运输船先后靠泊天然气分公司天津LNG接收站，分别在1号、2号泊位完成接卸作业，接卸LNG约16万吨，相当于2亿立方米天然气，可满足1500万户家庭一个月的日常用气需求。

  今冬供暖季，天然气分公司深入贯彻落实“讲政治、顾大局、保民生”工作要求，充分的发挥“采运储销”全产业链优势，突出抓好保供资源筹备、市场需求对接、应急机制完善、安全运作保障等方面工作，目前已落实天然气保供资源较上一供暖季保供目标增长9.7%。

  强化资源筹措，提升供应能力。天然气分公司牢固树立“一体化”经营理念，积极地推进普光、元坝、大牛地等气田稳产稳供、增产增供；全力做好产能释放，依托“全国一张网”相互连通，确保上游气田资源顺利外输；结合实际优化长协LNG船期安排，在稳定资源供应的基础上，积极采购LNG现货资源，并在供暖季前将内外部LNG接收站罐存升至高位，其中，天津、青岛等自有LNG接收站罐存达80%以上；按照“应储尽储”原则，全力做好储气库注气工作，今年已累计向文96、金坛、文23等12座储气库注气28.8亿立方米，基本实现“满库入冬”。供暖季期间，经营的13座储气库可形成工作气量达31.6亿立方米，达到历史最高水平。

  紧盯市场需求，促进供需平衡。坚持“按合同保供”原则，他们深入分析市场形势，强化需求侧管理，分区域组织召开客户对接会议，围绕合同签订、资源调配、营销方案等方面做沟通，及时回应客户诉求。他们结合市场需求，以资源池、储运设施、全国市场布局的全产业链优势为基础，通过线上竞拍，面向客户提供配套管输、注气、采气、储气“一站式”服务和实现用户就近入库、就近出库、灵活提取的“储气无忧”调峰产品，以丰富多元灵活的方式确保天然气稳定有序供应。

  优化设施布局，增强调峰能力。天然气分公司稳步推进天然气产供储销体系建设，在供暖季前成功投用中国石化在广东地区的首座LNG接收站——华瀛LNG接收站，接转能力达600万吨/年，逐步提升区域调峰能力；积极地推进自有LNG接收站、储气库等储运设施对外开放工作，打造灵活便捷的保供体系；畅通自产资源外输通道，顺利实现川西气田（彭州）天然气资源外输，目前日均上载量超300万立方米；投用中国石化在贵州省建设的首条天然气长输管道——丁山页岩气外输管道，有效推进丁山区块页岩气产能释放。他们充分统筹设施能力，实现站库高效联动，确保高峰期供应能力在2亿立方米/日以上。

  完善应急机制，保障民生用能。天然气分公司加强与国家部委、地方政府、下游用户的动态沟通和协调联动，确保供需平衡，合力保障市场供应；与直供工业用户、内部炼化企业签订调峰协议，明确调峰原则和响应条件，最大限度减少极端天气对生产生活造成的不利影响。

  紧抓安全生产，护航平稳运行。天然气分公司利用供暖季前设备设施生产负荷相比来说较低的时机，组织并且开展管道内检测及设备维护，积极地推进重点检维修作业计划进度，确保生产设施本质安全；提前做好工艺设施参数优化，为管网高负荷运行提供保障；加密站场、线路巡检，积极做好设施风险防控和隐患治理，加快重点场站、阀室改造，消除供气瓶颈，全方面提升供气能力。

  川西雷口坡组四段气藏测获日产超百万立方米的高产井，川南荣县—宜宾探区取得首口海相探井油气勘探突破……连日来，作为川气东送主力气源之一的西南油气喜报频传。

  “进入全力冲刺年度目标的关键期，公司持续加大天然气开发上产力度，维持日产天然气在2900万立方米左右高位运行，日销售天然气约2700万立方米，比上年同期增长13%。”西南油气总经理刘言说。

  西南油气持续聚焦致密气、海相气、页岩气三大领域，全力推进川西、川北、川南三大气区重点工程实施，加快6口“1字号”风险探井运行节奏，深挖资源潜力；加大川西中浅层、元坝气田两大老区气井精细维护和措施挖潜力度，加快川西气田、合兴场气田等新区建产步伐，努力实现天然气产量上得去、稳得久，确保实现年产天然气超100亿立方米，鼓足温暖过冬“底气”。

  西南油气持续优化对接沟通机制，提前与属地能源主管部门、上下游用户对接沟通，科学研判，系统谋划，精确定位重点客户，制定保供预案。他们加强与国家管网、中国石油相互连通，强化区域兄弟单位协同联动，深挖管网输气潜力，动态优化管网运行，精细调配资源，分区域、分管道细化用户分级供应方案，确保极端天气、关键时刻民生用气供应稳定。

  在鼓足“底气”、精细运行的基础上，西南油气提早抓实抓细装置检修管理，为完成保供任务“厉兵秣马”。近日，川西气田3号脱硫站停工消缺正紧锣密鼓地进行。在此之前，西南油气聚焦公司整体产量部署，全流程、分专业编制检维修统筹计划，考虑开停工时间、施工工序、单项工期等因素，应修必修、修必修好，提前完成涵盖采气、集输、净化、液化四大系统60个大项1.1万个子项停产检修任务，集中组织系列隐患治理工作，统筹做好物资准备、设备维保、防冻防凝等工作，确保天然气安全平稳输出。

  接下来，西南油气将在增储上产、提质增效上持续发力，加大天然气高质量勘探和效益开发力度，保持储量产量箭头稳定向上，尽可能增加冬季高峰期天然气产量。同时，西南油气在空间上最大限度发挥“全国一张网”优势，筹措资源、统一调配，为我国西南地区及川气东送沿线提供更多清洁能源，为今冬明春供暖季保供贡献力量。

  11月，气温骤降，江汉油田涪陵页岩气田焦页18号巡检站站长赵长勇正和同事一起仔细检查采气树、井口，保证气井正常生产。

  涪陵页岩气田肩负着为长江经济带1000多家公司制作和超2亿居民生活供气的重任。面对马上就要来临的严冬考验，气田成立重点项目组精准发力、精心管理老井，做实冬防保温工作，鼓足保供“底气”。

  气田围绕泡沫排水、腐蚀治理、电网优化等重点工作，成立9个项目组，推行“项目长制”，采取日管理、周通报、季考核的模式，奖优罚劣，强力推动各项目超前运行。泡沫排水项目组每日及时核实施工条件，灵活调整施工安排，第一时间协调消除运行堵点，确保施工紧密衔接、项目高效完成。目前，气田完成了51个平台206口泡沫排水井建设和投运任务，累计增气1.2亿立方米，提前两个月完成全年计划任务。腐蚀治理项目组针对采气设备和管线运行时间长、易腐蚀穿孔的问题，优化管控措施，加快缓蚀杀菌剂加注节奏，今年已完成55座集气站、224井次和13.27公里管线的缓蚀杀菌剂加注工作，有效治理出砂井209口，日增气百万立方米。

  针对老井井筒积液严重、低产低压、产量递减等保供难题，气田按照“产量分因素快速治理、措施选井滚动调整”思路，以提高采收率和储量动用率为原则，精心管理老井。技术人员科学对老井实施间开，细化各项排水采气管理制度，为老井开出“提气药方”，一直在优化增压开采、放喷、气举、机抽等单列式或“增压＋气举”“增压＋泡排”等组合式排水采气技术措施，1~10月实施老井综合治理措施912井次，累计增产页岩气3.53亿立方米。

  涪陵页岩气田提前5个月就制定了冬防保温运行方案，持续加大供暖季前设备检修、保养力度，在一线个采气区自检自查的基础上，由专业部门牵头再进行“地毯式”专项排查，保证问题不过夜。特别针对今年页岩油气井数量大幅度的增加的情况，员工仔细排查脱蜡塔、三相分离器、油罐等关键设备正常运行隐患，“一站一策”量身定制冬防保温措施，着力解决采气设备因低温引发的蜡堵、蜡卡生产难题，消除冬季安全生产隐患。今年截至目前，气田冬防保温工作完成率达100%，完成清管作业20次，清理积液550.3立方米。

  “气温逐步下降，要着重关注新投井大湾4051-6井的排液操作，防止气体在输送过程中出现冷凝、堵塞，继而影响产量。”11月4日，普光气田大湾405集气站员工正在进行集气站动静密封点验漏和分酸分离器排液操作。

  普光气田以“保安全、快上产”百日攻坚行动为抓手，对今冬明春供暖季天然气保供工作再部署、再落实，全力保证天然气稳定供应。

  强化老井维护稳产。普光气田持续强化气井动态分析，优化一井一策制度及“段塞浸泡+酸气助推”分段溶硫解堵等工艺，完善“药剂溶硫+机械刮硫+连油冲洗”组合措施，精准治硫防硫，计划开展日常维护措施150井次，预计恢复产气量1.36亿立方米；加快措施增产运行节奏，统筹协调压裂车组、连油队伍等运行，实施重复酸化、液氮气举等增复产措施3井次，日增气12万立方米；加强带液生产井动态监测，实施产水井全周期管控，延长无水采气期和带液生产期，产水气井生产时率从83%提至90.77%；持续开展气井参数和集输管道压差排查，动态实施集输管道清管、批处理等维护措施，优化泡排剂加注制度，确保管道低位压差运行，最大限度提高集输管道运行效率。

  加快新井运行增产。普光气田抓实产能建设与钻、采、输等程序“并联”，全力加快新井投产节奏。普光气田生产管理部经理王军体介绍：“计划在今冬明春供暖季期间再投产D404-3井、M5031-5H井等5口新井，预计日增产天然气102万立方米。”同时，普光气田加快运行组织，不放过任何“边角料”，供暖季期间计划完成明1侧井CNG（压缩天然气）回收、普陆1-6H井CNG提量等工作，日增产天然气将达17万立方米，做到“方气必争”。

  加快重点项目运行。按照“统筹实施定节点、责任落实定人员”工作方针，普光气田统筹抓好普光2号增压站碰头、压缩机调试等重点工作，保障按期投运达产。

  做好清溪储气库应急调峰。普光气田抓好清溪储气库压缩机设备维护保养工作，提前做好采气计划编制与对接，结合下游用气需求随时应急调峰，保持每日120万立方米应急采气能力。提前对接工业用气需求，做好“压非保民（压减非居民用气，保障居民和民生用气）”措施的落实。

  刚进入11月，位于鄂尔多斯盆地的大牛地气田已是寒风凛冽。11月2日11时，华北油气采气一厂采气管理三区技术员申晓凯和王东已经围着D28-P4井忙了将近3个小时。当天早上接到这口井所在站站长的求助电话后，他们便马不停蹄地驱车十几公里赶到这里处理井况。

  他们一边盯着注醇车向套管注入甲醇的进度，一边盯着井口油压套压及管网压力的变化。

  “现场情况符合咱们出发前通过历史数据的判断。”申晓凯对王东说，“油管出现节流导致进站压力低、流量持续下降，一定要通过井口注甲醇预防。这口井一旦冻堵，就更不好办了。”

  大牛地气田冬季气温最低达零下30摄氏度。低温极易造成气井冻堵，给生产带来困难。

  “想要气井冬季过得好，就得从夏季开始做足准备。今年夏天，我们把全部老井摸排了一遍，把每口井的情况数据来进行了详细梳理更新，给每口井定制了‘身份证’。”华北油气采气一厂管理三区经理朱德春说。

  华北油气通过强化老井分类动态分析，从气藏、井筒、地面、生产运行四大环节入手，定期分析影响因素，查找气井产量递减的原因并制定详细对策，积极推动老井稳产工作。

  10月以来，大牛地气田全方面进入越冬生产备战期，各采气管理区进一步压实技术责任管理、加大措施维护力度、全流程跟踪新井试气投产，保证冬季生产安全平稳。

  “采气管理三区地处大牛地气田北部，老井多。这几年随着气田进入开发中后期，异常井逐渐增多，这就需要一线技术员、采气工的技术储备和极强的责任心，才能更好地解决现场生产问题，及时迅速采取一定的措施。”朱德春说。

  晚8时，在外面跑了一天的申晓凯、王东等技术员匆匆扒拉了两口饭，就赶到技术组办公室。每天这样一个时间段，全技术组都要对气井生产进行“复盘”。

  “复盘”中，技术员李洋洋特别高兴，液气比达20以上的D28-P20井实施气举复产后稳产一个月了。为增强气举复产效果，她之前泡在实验室里专心分析水样，制定“油管泡排+制氮气举”的复产措施，在现场跟踪4个半小时后成功复产。之后，她坚持每周3次液样配伍分析，累计增产天然气超10万立方米。

  在华北油气的精心维护下，大牛地气田已连续稳产11年，累计产气524.5亿立方米。

  11月伊始，重庆迎来了新一轮降雨天气。在华东油气南川常压页岩气田，备战冬季天然气保供的冲锋号已然吹响。

  在DP33平台，压裂车、加砂塔在薄雾中协同运作。研发实验中心的王旭是胜页33-1HF井的储层改造指挥，他紧盯施工曲线，有序发出压裂指令：“提砂比、升排量……”今年以来，南川页岩气田投产新井近40口，为气田冬季保供补足“新气”。

  气田针对气井不同生产特征，差异化采取泡排调整、增压开采、放喷气举、人工举升、新工艺试验、作业提产等增产措施，科学高效释放老井产能，1~10月实施措施900余次，有效率达97%。今年截至目前，南川常压页岩气田老井贡献产量12.8亿立方米。

  作为“西气东输”四大气源地之一，南川常压页岩气田提前谋划、周密部署，对脱水站、集气站、输气管线等开展全面排查，先后完成了三甘醇脱水装置检修作业、集气干线杀菌清管、采气设备维护保养等工作，并加大产销一体化协同力度，与下游单位提前对接用气需求，系统研究制定产量运行方案，精准把握冬季供暖节奏。

  在位于山西临汾的延川南煤层气田，一场秋雨过后，气温日渐降低，黄土塬冷意愈浓。

  “120万立方米三甘醇脱水橇柱塞泵压力正常，吸收塔液位正常，闪蒸罐液位正常，法兰连接点无泄漏……”延川南煤层气田中心集气站内，集输组员工储鸿飞一边检查，一边用对讲机反馈设备情况。

  负责延川南煤层气田生产经营的华东油气临汾煤层气分公司抓实老井控递减、新井快上产、措施助高产，全力以赴做好保供工作。他们组织员工精心管理老井，有序开展小井眼开窗侧钻水平井、液驱泵、闭式气举等新工艺选井试验；加快晋中新区新井和探评井建设进度，推进多层合采立体开发评价试验、效果跟踪；一直在优化生产运行调度，根据气井生产动态超前预警、提前谋划、错峰作业，确保煤层气供应连续稳定；对照时间表、路线万立方米三甘醇脱水装置试运行工况跟踪和风险识别管控，通过施工作业电动化改造和自动化技术规模应用，进一步提升气井冬季施工和生产效率，不断充实冬季供暖“粮仓”。

  目前，延川南煤层气田每日稳定供应煤层气百万立方米，今年以来累计产气超3亿立方米。

  今冬明春供暖季我国天然气供需总体宽松，部分地区资源可能存在短时紧张的情况，但从总的来看，供需基本面及价格的不确定性较2023年会降低。国际天然气市场供需形势总体稳定，但国际气价仍处于历史相对中高位，气温和地理政治学形势发展仍将是影响冬季气价的不确定因素。

  需求方面，预计供暖季期间我国天然气需求在2116亿~2128亿立方米，比2023年增长6.6%~7.3%。主要受四方面因素的影响：一是宏观经济，预计后续经济水平持稳；二是气象方面，预计冬季全国气温仍整体偏暖，但受拉尼娜现象影响，部分地区可能偏冷，叠加冷空气、寒潮等极端天气干扰，供暖需求存在短时增长的可能；三是能源替代，预计煤炭市场整体平稳，煤炭对天然气消费的主要冲击在电力、建材、化工等行业；四是价格这一块，钢铁、建材等高耗能行业利润率仍偏低，导致企业对成本的敏感性整体偏高，目前多数地区非居民用气价格仍较前几年水平偏高，下游用气积极性偏弱，市场增量气需求有限。

  分领域看，供暖季主要需求变化领域是城市燃气、工业和发电。城市燃气领域，预计消费在1018亿~1026亿立方米，比2023年增长5.3%~6.1%，除气温影响外，华中、华东地区等非煤改气用户壁挂炉保有量持续增长，用气人口增加为城市燃气需求提供支撑。冬季煤炭拉运需求量开始上涨，LNG重卡运营量有望保持高位，但若今冬明春柴油价格重回经济性区间，加气站需求或有萎缩。工业领域，预计用气需求在690亿立方米左右，比2023年增长8%，今冬明春供暖季期间，中国工业环境整体持稳，同时年底正值企业赶工阶段，预计用气需求短时增长。若遇极寒天气，工业领域大概率将实行有序用气，对需求有一定抑制。发电领域，预计用气需求在290亿~294亿立方米，比2023年增长10.3%~11.8%。供暖季正值枯水期，西南地区水力发电出力有限，华南和华东地区也存在出现短时低温雨雪冰冻天气的可能，气电存在一定调峰预期。今年仍有部分燃气新机组待投产，预计投产后气电消费仍有增长空间。

  供应方面，国产气保持较快增长，管道气进口呈现季节性下降，LNG进口量同比增长，预计供暖季可形成供气规模1938亿~1950亿立方米（总供应量，不含储气库工作气量），比2023年增长6%~6.7%。国产气方面，供暖季气田季节性增产，预计产量在1086亿立方米左右，比2023年增长3.8%。煤制气方面，预计产量在31亿立方米左右，比2023年增长0.8%。进口管道气方面，中亚管道供气量在冬季有下降预期，预计供暖季管道气进口330亿立方米左右，比2023年增长11.7%，同比增幅较高，主要由去年低基数导致。进口LNG方面，当前国际LNG现货价格同比变化不大，LNG长协进口较为稳定，LNG供应同比增长，估计LNG进口量在516亿~529亿立方米，比2023年增长7.4%~10%。其中，长协资源392亿立方米、现货资源124亿~137亿立方米。出口方面，整体较为稳定，预计出口量在26亿立方米左右。储气库方面，预计供暖季储气库供应能力同比增长，与此同时，LNG储罐也将积极发挥储气调峰作用。

  2025年，预计我国天然气消费量在4520亿立方米左右，比2024年增长6.2%，延续今年中快速地增长态势。预计2025年天然气供应量将在4596亿~4619亿立方米，比2024年增长超7%。初步判断2025年国内LNG供需局面较2024年无较大的差别，国产气、海气价格博弈将会延续，国内LNG出厂价格在4800元/吨左右，比2024年增长约1.9%。

  综合供需来看，预计今冬明春全国天然气供需总体宽松，若遭遇冷空气频繁干扰，部分地区资源可能存在短时紧张的情况，但从总的来看，供需基本面及价格的不确定性较2023年会降低。同时，今年储气设施工作气量与2023年相比再上新台阶，为LNG现货灵活采购留有空间。

  国产气是天然气保供的“压舱石”。今年以来，天然气分公司与系统内上游企业协同联动，持续加大自产资源筹措力度，高效助力气田增产、稳步推进储气库注气、有序畅通资源外输通道，预计今冬明春自产气量同比增长2.1%，为2024~2025年供暖季天然气稳定供应筑牢坚实基础。

  为有力保障冬季用能需求，天然气分公司科学合理统筹自产资源，将系统内主力气田产能统一纳入公司“资源池”，积极与油气田企业沟通协调，强化产销协同、一体创效，确保存量资源“应收尽收”、增量资源“多收快收”。各大主力气田加大资源勘探开发力度、全力保障天然气稳产上产，天然气分公司进一步建立完善资源统筹、产销衔接、利益共享工作机制，加快畅通自产资源外输通道，促进上游产能释放，实现任一资源点到任一下载点的路径联通，助力自产气资源在全国范围内高效配置。

  天然气分公司充分的利用“全国一张网”优势，逐渐完备储运设施布局，在新疆地区，用时仅3个月就建成投用集气总站—轮南天然气管道工程，2022年6月投产以来累计输送天然气5.28亿立方米；在四川地区，顺利实现川西气田（彭州）天然气资源外输，目前日均上载量超300万立方米；在云贵地区，安全平稳建成投用丁山页岩气外输管道，这是中国石化在贵州省建设的首条天然气长输管道，设计年输气量19.2亿立方米，对推进西南油气分公司丁山区块页岩气产能释放、优化当地能源结构具备极其重大意义，也为“渝气入黔”增添新通道。此外，持续加大零散井资源收集力度，确保自产资源“颗粒归仓”。

  今年以来，天然气分公司持续优化储气库生产运行模式，加密开展重点注采井、压缩机及管道等设备维护保养，重点做好气藏动态跟踪分析，采取新井逐步扩容达产、老井优化压差增供等方式，多措并举提升储气库调峰保供能力；按照“应储尽储”原则，编制专项方案，与油气田企业密切配合，跟踪分析研判天然气市场形势，全力做好储气库注气工作，今年已累计向文96、金坛、文23等内外部12座储气库注气28.8亿立方米，确保“满库入冬”，今冬明春供暖季可形成工作气量31.6亿立方米，达历史顶配水平，保障所供区域人民群众温暖过冬。