核心观点 - 江汉油田涪陵页岩气田通过技术、工艺与数字化手段，在冬季用气高峰期间有效保障了天然气稳定供应，并实现了气田的稳产增产 [1] 生产运营表现 - 截至11月底，气田老井综合递减率控制在11%以内 [1] - 气田开井率提升至92.68% [1] - 气田综合采气时率提高至91.29% [1] 技术与工艺创新 - 围绕“排水、解堵、治漏”等生产瓶颈，建立了“诊断—分类—治理”三级技术流程，实施差异化排采治理 [1] - 气举工艺创新推行“一机多井”、“气举+增压一体化”、“气举+泡排”等复合模式 [1] - 深化排水采气工艺升级，根据地层产气产水特征，分类实施“增压+泡排”、“泡排+循环气举”等措施 [1] - 目前，日措施增气量达33.7万立方米，措施有效率达91.27% [1] 数字化与智能化转型 - 持续推进气藏管理平台升级，重点优化生产监控、措施智能统计与采输动态评价三大模块 [1] - 全面推动采气管理向智能化转型 [1] - 智慧采气系统已累计执行工艺智能决策200余次，技术措施有效率提升至86% [1] - 通过数字化手段实现了“效率提升”与“异常压降”双重突破 [1]

欢迎扫描下方二维码关注： 院对有利于促进资源节约集约利用、保 护环境等情形可以规定免征或者减征资 源税,报全国人民代表大会常务委员会 备案。 二、根据《财政部 税务总局关于继续执行的资 源税优惠政策的公告》（财政部 税务总局公告 2020年第32号)规定:《中华人民共和国资源 税法》已由第十三届全国人民代表大会常务委 员会第十二次会议于2019年8月26日通过, 自2020年9月1日起施行。 为贯彻落实资源税法,现将税法施行后继续 执行的资源税优惠政策公告如下: 1.对青藏铁路公司及其所属单位运营期间自 采自用的砂、石等材料免征资源税。 具体操作按《财政部 国家税务总局关于青 藏铁路公司运营期间有关税收等政策问题的通 知》(财税〔2007〕11号)第三条规定执行。 第七条 有下列情形之一的, 省、自治区、直辖市 可以决定免征或者减征资源税: (一) 纳税人开采或者生产应税产品过程中,因 意外事故或者自然灾害等原因遭受重大损失； (二)纳税人开采共伴生矿、低品位矿、尾矿。 前款规定的免征或者减征资源税的具 体办法,由省、自治区、直辖市人民政 府提出,报同级人民代表大会常务委员 会决定,并报全国人民代表大会常务委 ...

核心观点 - 中石油煤层气公司运营的大吉气田煤岩气产量实现快速增长，日产气量达1012万立方米，同比增长56%，并已建成300万吨油气当量年产能，对保障国家能源安全具有重要意义 [1] 产量与规模 - 大吉气田煤岩气日产量连续突破700万、800万、900万、1000万立方米关口，实现“每季换字头”的稳步跨越 [1] - 气田已建成年产量300万吨油气当量规模 [1] - 吉深11-6井台3口井累计产气超1亿立方米，成为该气田第15个累计产气破亿方的煤岩气高产井台 [6] - 吉深10-8平01井作为“标杆井”，投产30个月累计产气突破7300万立方米 [6] 技术与创新突破 - 公司创新构建煤岩气富集理论体系，成功研发“黑金靶体织密缝网压裂”、“地质工程一体化导向”、“3000米超长水平段”等关键核心技术 [3] - 公司突破传统理论，在2019年通过大吉3-7向2井在埋深2000米以下的8号煤岩段获得工业气流，成为我国首口煤岩气发现井 [3] - 2021年10月，吉深6-7平01井测试日产气10.1万立方米，成为我国第一口深层煤岩气商业开发突破井 [3] - 公司创新深部煤储层“大规模碎裂贯通式”改造理念，构建“极限体积压裂”技术路径 [3] - 吉深8-3平01井水平段完钻3036米，刷新国内煤岩气水平段最长纪录 [6] - 吉深8-5井台创新应用焖井控压投产技术，自喷稳产周期较常规井台延长3倍以上 [6] 资源与地质认识 - “十四五”之前，传统勘探理论认为埋深超1500米的煤层储集能力差、含气量低、开发成本高，被视为开发“禁区” [3] - 科研团队揭示深部煤岩层段气体“吸附-游离”双相赋存模式，创新形成具有自主知识产权的五大核心技术 [5] - 大吉区块探明世界级首个超大型深层煤层（岩）气田，荣获中国地质学会2024年十大找矿重大成果 [6] 行业地位与荣誉 - 中石油煤层气公司是引领煤层气产业发展的“排头兵”，将煤岩气开发列为战略主攻方向 [3] - 公司牵头完成的“鄂尔多斯盆地煤岩气高效勘探全面突破”成果荣获中国石油勘探特等奖 [6] - 煤岩气主力生产区临汾采气管理区获评“中国石油十佳采气厂” [6] - 大吉气田已成为煤岩气开发的示范标杆，高产井群效应凸显 [6] 单井表现与纪录 - 单井最高日产气超10万立方米，较中浅层气井产量提升一个数量级 [6] - 吉深10-8平01井创下稳产时间、稳产能力、单井EUR（最终可采储量）三项纪录 [6]

行业趋势：山西省非常规天然气产量增长与角色转变 - 山西省2024年前10个月非常规天然气累计产量达152亿立方米，同比增长7.5%，创历史同期新高 [1] - 2024年山西省非常规天然气总产量达167.2亿立方米，已从过去的天然气输入省转变为输出省，成为京津冀等地区的供应地之一 [3] 资源潜力：煤岩气资源特征与分布 - 煤岩气是一种特殊类型的非常规天然气，其储层类型与煤层气相似，赋存特征与页岩气相似，开发方式与页岩气、致密气相似 [1] - 煤岩气资源广泛分布于鄂尔多斯、四川、准噶尔等含煤盆地，预测资源量超过40万亿立方米 [1] 技术突破：大吉气田开发与创新工艺 - 位于山西吕梁山腹地的大吉气田，煤岩气资源量估算约6000亿立方米，由中石油煤层气有限责任公司主导开发 [3] - 为应对开采难题，公司创新实施全生命周期一体化控压排采工艺，形成“焖井置换、高效返排、合理排液、控压生产”一体化管控模式 [3] - 该气田先导性实验项目于2019年开始建设 [3] 产量提升：大吉气田产能与产量增长 - 大吉气田今年以来新增投产井30多口，带动年产能提升约10亿立方米 [3] - 目前该气田日均生产煤岩气超过680万立方米，较去年同期增长50%以上 [3]

公司股东结构 - 截至2025年11月28日，首华燃气普通股股东总数为21302户 [2]

气田生产表现 - C10H井日产天然气达到20万立方米，创下单井日产新高[1] - 今年采暖季以来，气田累计外输天然气超过5500万立方米[1] 气田资源规模 - 渤中19-6凝析气田为渤海首个千亿方大气田，累计探明天然气地质储量超过2000亿立方米[1] 开发与运营效率 - 通过构建全流程协同机制、推进工程与生产衔接、动态优化方案，实现气井完井即投产达成率100%[1] - 创新应用“一井多用”资源整合模式，对6口低产气井实施技术改造，盘活闲置资源，实现增气增油[1] 市场与区域影响 - 气田持续为环渤海地区提供安全、清洁的能源保障[1]

产能建设与技术突破 - 塔里木油田今年钻探27口超深气井并喷出高产气流，在超深地层新建天然气产能超过20亿立方米 [1] - 克拉克深气田日产天然气3800万立方米，成为国内最大超深气田 [1] - 今年投产的新井累计增气13亿立方米，克拉克深气田开井约130口，平均单井日产气超30万立方米 [3] 地质勘探与供应保障 - 在南天山超深地层新增探明天然气储量千亿立方米 [5] - 塔里木油田加快产运储销体系建设，天然气输往下游120多个大中型城市，惠及4亿人口 [5] - 目前有52口超深井正在钻进，其中13口已钻开油气层，预计今冬明春峰值日供气量将超过9600万立方米 [7] 技术进展 - 万米深井钻探带动超深工程技术和超深地质理论实现双突破 [3] - 超深气井投产为气田稳产提供新保障 [1]

公司经营状况 - 公司目前生产经营正常 [1] - 公司聚焦于煤层气勘探开发主业 [1] - 公司严格按照相关规定进行信息披露，不存在应披露而未披露事项 [1] 股价影响因素 - 二级市场股价受宏观环境、市场行情、行业周期、投资偏好等多重因素共同影响 [1]

冬季天然气保供准备 - 北方地区天然气冬季保供工作全面展开，中国石油长庆油田采气三厂日均产量超2000万立方米，作为长庆气区主力供气单位[1] - 公司提前启动冬供战役，对天然气处理厂、集气站、输气管网进行全面隐患排查与维护，并针对上一轮保供中暴露的31项问题制定整改计划[1] - 全厂1200余名员工投入保供工作，生产组织与后勤保障单位协同配合，在生产组织、技术管理、地面管网等领域积极备战[1] 设备检修与管网维护 - 公司在入秋前全面启动新井投产、设备检修等7大类重点工作，对工艺管线、井站管线落实冬防保温与埋设处理，确保应检尽检、应修尽修[2] - 已完成12条、总长370公里的气田骨架干线清管任务，以保障作为气田“主动脉”的骨架管网安全运行[2] - 采气工艺研究所全天候监控27条集输气干线运行压差，并提前模拟预测高峰期集输系统节点压力[2] 应急保障与生产优化 - 公司针对超低温天气精准加固管线设备保温，35座应急库及4480件物资储备到位，包括甲醇、融雪剂等应急物资足量储备[3] - 通过优化泡排措施、储层解堵等新技术，累计增产气量超5亿立方米，以应对产能发挥受限、老井水量增多等挑战[3] - 4个作业区优化生产组织运行，7座天然气处理厂加大岗位巡检力度与频次，加强关键设备装置维护[3] 人员投入与组织管理 - 公司鼓励干部员工深入一线，通过“碰头会”、“讨论会”等形式集思广益，联动监控气井生产动态，及时调整生产方案[3] - 全厂1280余名干部员工将以强烈责任感继续投身保供一线，履行“三大责任”[4]

发现概况 - 乌兹别克斯坦在卡拉卡尔帕克斯坦共和国穆伊纳克地区发现一处压力异常高的天然气田 [1] - 此次发现是继乌斯秋尔特地区发现超深层大型气田后的又一重大能源发现 [1] 开发计划与进展 - 乌兹别克斯坦计划独立开发该气田，不引入外国合作伙伴 [1] - 2025年7月钻探首口勘探井时，在4707米处发生天然气泄漏事故，一个月后得到有效控制 [1] - 事故处理后各项工作顺利推进，仅两个月时间天然气产量即达1亿立方米 [1] - 开采成本约450亿苏姆（约370万美元），同期收入约600亿苏姆（约493万美元） [1] - 目前已启动4口新井钻探，以进一步评估该气田的储量与地质特征 [1] 行业背景 - 截至2024年底，乌兹别克斯坦探明天然气储量为1.97万亿立方米 [1] - 但天然气产量较2019年下降近25% [1] - 在此背景下，乌兹别克斯坦正加快发展可再生能源并扩大从俄罗斯、土库曼斯坦两国的天然气进口 [1]