主营业务:
公司为中国最大之海上原油及天然气生产商，亦为全球最大之独立油气勘探及生产企业之一，主要业务为勘探、开发、生产及销售原油和天然气。
报告期业绩:
公司营业收入人民币416,609百万元，比上年同期的人民币422,230百万元减少1.3%，主要是油气销量和贸易量上升以及国际市场油价下降的影响。
报告期业务回顾：
中国海油是一家专注于油气勘探、开发和生产的上游公司，是中国海上主要油气生产商，以储量和产量计，也是世界最大的独立油气勘探开发公司之一。截至二零二三年底，公司共有净证实储量约67.8亿桶油当量（含权益法核算的净证实储量约3.8亿桶油当量）。二零二三年，油气净产量达约1,857,619桶油当量╱天（含权益法核算的净产量约55,927桶油当量╱天）。
在中国，公司通过自营作业及合作项目，在渤海、南海西部、南海东部、东海和陆上进行油气勘探、开发和生产活动。截至二零二三年底，公司约59.7%的净证实储量及约68.8%的净产量来自中国。
在海外，公司拥有多元化的优质资产，在多个世界级油气项目持有权益，成为全球领先的行业参与者。目前公司的资产遍及世界二十多个国家和地区，包括印度尼西亚、澳大利亚、尼日利亚、伊拉克、乌干达、阿根廷、美国、加拿大、英国、巴西、圭亚那和阿联酋等。
截至二零二三年底，海外油气资产占公司油气总资产约44.6%，海外净证实储量和海外净产量占比为约40.3%和约31.2%。
二零二三年，公司坚定不移加大勘探增储力度，油气资源基础持续夯实，净证实储量续写新高。公司坚持价值勘探，以寻找大中型油气田为指导，加强重点领域勘探攻关，全年共获9个新发现，并成功评价22个含油气构造，储量替代率达180%，储量寿命连续7年保持在10年以上。公司获得多个大型油气田战略发现，成功评价渤中26-6和开平南等亿吨级油田，成功发现秦皇岛27-3和圭亚那Lancetfish亿吨级油田以及神府深层煤层气亿吨级千亿方大气田；同时，多个领域性勘探获得战略突破。
公司坚定不移加快上产步伐，坚持稳定老油田、加快新油田，油气净产量达678.0百万桶油当量，再创历史新高。持续提高油田开发效益，在产油田自然递减率稳步下降，生产时率持续保持高位。加快产能建设步伐，渤中19-6凝析气田I期开发项目、圭亚那Payara项目等多个新项目顺利投产，有力支撑了产量增长。同时，工程建设能力显著攀升，持续推动工程标准化全面深化应用，推广新优快钻完井和提速提效技术体系，全年超过40个项目在建，将有力支持未来的可持续发展。
公司坚定不移推进科技自强自立，大力实施科技创新强基工程，为油气主业高质量发展贡献科技力量。中国首套500米级深水国产化水下生产系统稳定运行，累计产量超1亿方天然气。积极构建数智化赋能业务新格局，‘深海一号’智能气田具备远程遥控生产能力，生产提效约3%；流花油田、恩平油田和白云气田实现‘台风生产模式’；海上平台无人化率稳步提升。
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公司扎实开展节能降碳，稳步推进新能源业务，有序发展零碳负碳产业，助力绿色低碳发展。全年绿电消纳折合减碳量超44万吨，海上油气田实现5万方╱天以上火炬气回收利用。世界首个水深过百米、离岸距离超百公里的半潜式‘双百’深远海浮式风电项目‘海油观澜号’成功并网发电，累计供应绿电超1,400万度。中国首个海上二氧化碳封存示范工程项目正式投用，大亚湾CCS/CCUS集群研究示范项目扎实推进。
公司坚定不移推进提质增效，助力核心竞争力提升。二零二三年，油气销售收入达人民币3,279亿元，归母净利润达人民币1,238亿元，在油价下跌背景下保持了高水平的盈利能力。公司加强成本控制，继续巩固成本竞争优势，桶油主要成本为28.83美元。公司持续推进工程标准化，加快产能建设，加速项目审批，全年资本支出达人民币1,296亿元。
二零二三年，公司坚持统筹发展和安全，持续抓好安全生产，牢牢守住了高质量发展的底线。
二零二三年六月十九日，公司在中国香港联交所的中国香港股份交易增设人民币柜台（股票代码：80883），为股东及潜在投资者提供更多投资灵活性，助力提升离岸人民币市场的流动性和深度。
勘探二零二三年，公司以寻找大中型油气田为目标，把握油气并举、向气倾斜的总体勘探策略，攻坚新区新领域，聚焦规模发现和效益储量，夯实公司发展的资源基础。
在中国，稳步推进深水╱超深水和深层╱超深层勘探，促进勘探开发深度融合，获得多个亿吨级大油田和首个深层煤层气千亿方大气田；在海外，积极拓展勘探新战场，持续推动圭亚那Stabroek区块中深层勘探取得新进展，区块勘探潜力进一步提升。
二零二三年，公司储量替代率达180%，继续保持较高水平。在净产量屡创历史新高的基础上，储量寿命连续7年稳定在10年以上，为未来可持续发展夯实了资源基础。
公司在核心区域－中国海域拥有面积广阔的勘探区块，在非洲、南美洲、北美洲和欧洲等地也持有多个勘探区块的权益。
在中国海域，勘探工作量保持高位运行，全年完成探井205口，自营采集三维地震数据14,038平方公里。公司在中国海域获得7个新发现，并成功评价了21个含油气构造。
二零二三年，中国海域取得的勘探成果主要包括：
第一、大型油气田战略发现：加大风险与甩开勘探力度，积极拓展成熟区勘探，成功评价渤中26-6－渤海隐性潜山全球最大变质岩油田和开平南－南海深水深层首个亿吨级油田，成功发现秦皇岛27-3－渤海浅层亿吨级油田、神府深层煤层气－陆上深层煤层中国首个千亿方大气田和Lancetfish－圭亚那超深水深层亿吨级油田，进一步夯实了储量基础。
第二、领域性勘探战略突破：坚持新区、新领域、新类型勘探，渤海渤中凹陷超深层天然气领域、南海白云凹陷深水天然气领域、南海珠一坳陷深层领域和南海松南－宝岛凹陷深水深层油气领域获重大突破，增储上产接替战场进一步拓展。
第三、一体化勘探战略展开：加快勘探开发深度融合，一体化滚动勘探成效显著，新发现西江24-2实现快速见产，成功评价惠州25-11增储效果显著。
在中国陆上，公司加大非常规天然气勘探力度，完成非常规探井127口，采集三维地震200平方公里，二维地震数据475公里。陆上鄂尔多斯盆地发现神府深层煤层气大气田，新增探明地质储量超千亿方。此外，公司加快资源接续战略布局，煤层气业务成功拓展到新疆。
在海外，公司共完成探井10口，主要分布在圭亚那、加蓬和印度尼西亚。在圭亚那Stabroek区块获得Lancetfish亿吨级发现。截至二零二三年底，Stabroek区块作业者已宣布获得30余个油气发现，总可采资源量约110亿桶油当量。
二零二四年，公司将继续聚焦寻找大中型油气田，持续夯实增储上产资源基础，以高质量勘探促进中长期可持续发展。公司将坚持油气并举、向气倾斜；稳定渤海、加快南海、拓展东海、探索黄海、做强海外；推进非常规油气勘探。公司还将以南海、渤海和陆上三个万亿大气区为引领，持续推进中国天然气勘探。
工程建设与开发生产公司推进产能建设再提速，推广应用新优快钻完井和工程建设标准化，推动老油田精细挖潜，保障在产油气田稳产增产。同时，高效推动新油气田建设，多个重点项目提前投产。二零二三年，实现油气净产量约678.0百万桶油当量，超额完成年初设定的650-660百万桶油当量的产量目标，同比增长8.7%，连续多年实现快速增长，推动油气产量再上新台阶。
二零二三年，多个新项目成功投产，包括中国海域的渤中19-6凝析气田Ⅰ期开发项目、陆丰12-3油田开发项目、恩平18-6油田开发项目以及圭亚那Payara项目、巴西Buzios5项目等。全年在建项目超过40个，重点项目开发建设进展顺利。
二零二三年，公司加快新油田建成投产，持续深化在产油田稳产增产，坚持精益生产管理，强化科技攻关能力。主要措施包括：
第一，积极推进开发水平提升，保障在产油气田稳产增产。滚动勘探增加储量，夯实储量基础；内部挖潜，提高采收率；精细注水和稳油控水成效显著，海上油田自然递减率创历史最好水平；实施精细管理，优化停产检修，稳步提升生产时率。
第二，高效组织工程项目作业，强化资源统筹协调，以‘缩短项目建设周期、加快产能建设、提升整体开发效益’为目标，加快新油气田建设、推动储量向产量的有效转化，产能建设再创新高，新项目顺利投产，重点项目提前投产。
第三，加快新优化钻完井和工程建设标准化推广应用，工程建设和开发生产提质提速提效成果显著。推广应用‘新优快’模式，缩短项目开发周期，提前带来产量贡献，提高项目经济效益；总结区域开发经验，工程项目从个性化向标准化转变，从源头统一优化海上平台设计、采办和建造方式，推动新项目增速提效。
第四，充分发挥科技创新的驱动作用，有效带动油气田增产增效。加快稠油热采技术应用形成生产能力，推进低渗油藏压裂井产量稳步增长，贡献产量超百万吨；智能油田建设、油气田台风生产模式应用取得阶段性进展。
二零二四年，公司将积极推进重点项目建设，抓好钻完井质量管理和进度把控，进一步提产提效。同时，推进在产油气田稳产增产，持续优化调整井部署，提升单井产量；扎实开展油气藏精细研究，降低自然递减率；严控项目成本，加强项目后评价管理。
二零二四年，公司净产量目标为700-720百万桶油当量。
多个重点新项目计划年内投产，包括中国的渤中19-2油田开发项目、深海一号二期项目、惠州26-6油田开发项目和神府深层煤层气勘探开发示范项目以及海外的巴西Mero3项目等。未来三年，公司在中国和海外有多个优质新项目计划投产，将有力支撑公司产量的进一步增长。
分区域回顾中国在中国，公司主要通过自营作业和合作项目开展油气勘探和开发。
自营作业：公司主要通过自营勘探和开发增加储量和产量。截至二零二三年底，中国约85.7%的净证实储量和约86.2%的净产量来自自营油气田。
合作项目：公司通过产品分成合同的形式与伙伴合作进行油气资源（包括原油和天然气）勘探开发。公司的实际控制人中国海洋石油集团有限公司（‘中国海油集团’）拥有与外国合同者签订产品分成合同、在中国对外合作海域合作勘探开发生产油气资源的专营权。中国海油集团已将其所有产品分成合同包括未来新签产品分成合同除国家公司管理和监管职能以外的权利和义务转让给公司。
渤海渤海是中国最大的原油生产基地，同时也是公司最主要的原油产区，所产原油主要为重油。渤海的作业区域主要是浅水区，水深约为10米至30米。截至二零二三底，渤海的储量和产量分别达到1,968.4百万桶油当量和599,847桶油当量╱天，分别占公司储量和产量的约29.0%和约32.3%。
渤海油气资源丰富，一直是公司勘探开发的核心区域之一。二零二三年，公司在渤海共取得2个新发现，即秦皇岛27-3和渤中26-2北。此外，还成功评价了9个含油气构造，包括秦皇岛27-3、渤中26-6、渤中19-2、渤中34-1西、旅大16-3南、锦州14-6、龙口25-1、曹妃甸28-1和曹妃甸23-6。
二零二三年，成功再评价渤中26-6，新增油气探明地质储量超4,000万立方米，累计探明地质储量超2亿立方米，实现全球最大变质岩潜山油田。渤海浅层勘探持续取得重大发现，秦皇岛27-3探明石油地质储量超1亿吨。
渤海也是公司天然气储量、产量增长的重要来源。目前，渤海已探明天然气地质储量超5,000亿立方米。未来，公司将聚焦浅水深层╱超深层勘探，扎实推进渤海万亿大气区勘探工程。
开发生产方面，渤中28-2南油田二次调整开发项目、渤中19-6凝析气田Ⅰ期开发项目和蓬莱19-3油田5/10区开发项目均已于二零二三年投产。其中，渤中19-6凝析气田Ⅰ期开发项目是渤海湾依托渤中－垦利油田群岸电项目投产的首个千亿方凝析气田，将为京津冀及环渤海地区提供稳定可靠的清洁能源，并有力促进中国海油的绿色低碳发展。
二零二三年，公司完成渤海油田岸电工程建设，推动渤海油气田绿色低碳发展。建成全球海上油田交流输电规模最大、电压最高的岸电应用基地，总规模达980兆瓦，覆盖75%的现有渤海设施，预期年降碳100万吨。
未来，渤海仍将是公司产量增长的主要来源之一。二零二四年，渤中19-6气田13-2区块5井区开发项目、绥中36-2油田36-2区块开发项目和渤中19-2油田开发项目将投产。
南海西部南海西部是公司重要的原油和天然气产区之一，主要作业水深为40米至1,500米，所产原油多为轻质油和中质油。截至二零二三年底，南海西部的储量和产量分别达到861.9百万桶油当量和221,573桶油当量╱天，分别占公司储量和产量的约12.7%和约11.9%。
二零二三年，公司在南海西部获得新发现文昌15-1北。
共成功评价8个含油气构造，即乌石16-5、涠洲6-3、涠洲11-6、涠洲11-10、文昌19-3、东方11-2、乐东16-2和崖城13-10。公司积极探索，在松南－宝岛凹陷中深层获得油气勘探突破，开辟了新的勘探领域。
目前，南海西部已探明天然气地质储量近万亿方。未来，公司将聚焦深水深层和深水超浅层勘探等，扎实推进南海万亿大气区勘探工程建设。
二零二四年，深海一号二期天然气开发项目和乌石23-5油田群开发项目将投产。
南海东部南海东部是公司重要的原油和天然气产区之一，主要作业水深为100米至1,500米，所产原油多为轻质油和中质油。截至二零二三年底，南海东部的储量和产量分别达到892.6百万桶油当量和375,232桶油当量╱天，分别占公司储量和产量的约13.2%和约20.2%。
二零二三年，公司在南海东部获得4个新发现，即惠州26-6北、番禺10-6、开平18-1和西江24-2。此外，还成功评价4个含油气构造，即惠州26-6北、番禺10-6、开平18-1和惠州25-11。南海东部持续攻关深水深层勘探，开平18-1助力开平南构造成为南海首个深水深层亿吨级油田发现。此外，在惠州凹陷、番禺凹陷深层分别获得惠州26-6北、番禺10-6大中型油气田发现。
年内，恩平18-6油田开发项目、陆丰12-3油田开发项目和陆丰油田群二期开发项目已成功投产。二零二四年，恩平21-4油田开发项目、流花11-1/4-1油田二次开发项目和惠州26-6油田开发项目将投产。
东海东海主要作业水深为90米左右。截至二零二三年底，东海的储量和产量分别占公司储量和产量的约2.9%和约1.7%。
二零二三年，公司在东海优化调整井部署，实施设备设施扩容改造，推进海上智能油气田建设取得积极进展。
陆上在中国陆上，公司专注于非常规天然气资源的勘探、开发、生产等业务，已在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建成神府、临兴和潘河三大生产基地。截至二零二三年底，中国陆上的储量和产量分别占公司储量和产量的约2.0%和约2.7%。
二零二三年，公司在鄂尔多斯盆地神府地区获得中国首个千亿方深层煤层气重大发现并实现成功评价，展现了该盆地东缘深部煤层气良好的勘探前景。公司加快资源接续战略布局，煤层气业务成功拓展到新疆，成功获取陆上非常规油气新资源。
目前，中国陆上已探明天然气地质储量超4,000亿立方米。未来，公司将积极推进致密气和深层煤层气勘探，扎实推进陆上万亿大气区勘探工程建设。
二零二三年，公司围绕气藏内部挖潜、低渗气藏压裂等开展技术攻关，推行精细化管理，采取排水、降压开采为主的措施，实现非常规天然气增产，成为公司天然气产量增长的重要来源之一。
二零二四年，临兴深层煤层气勘探开发示范项目、神府深层煤层气勘探开发示范项目计划投产。
海外亚洲（不含中国）亚洲（不含中国）是中国海油海外发展最先进入的区域。
目前，公司主要在印度尼西亚、伊拉克和阿联酋拥有油气资产。截至二零二三年底，除中国外亚洲地区的储量和产量分别达到264.0百万桶油当量和95,725桶油当量╱天，分别占公司储量和产量的约3.9%和约5.2%。
印度尼西亚截至二零二三年底，公司在印度尼西亚资产组合主要包括马杜拉海峡和东固两个油气开发生产区块。
其中，马杜拉海峡区块为联合作业区块。截至二零二三年底，公司已在马杜拉海峡建成年产能31.3亿立方米的天然气生产基地，成为东爪哇地区最大的天然气供应商；另外MDK气田和MBF气田开发也在准备中。
公司拥有印度尼西亚东固液化天然气项目约13.9%权益。
二零二三年，一期项目产量稳定；二期项目一阶段，即东固项目第三条液化天然气生产线已成功投产，成为印尼目前最大液化天然气生产中心。二期项目二阶段开发方案已获批复，目前处于FEED设计阶段。公司将与合作伙伴一道，按计划推进东固项目发展。
伊拉克公司拥有伊拉克米桑油田群的技术服务合同63.75%的参与权益，并担任该油田群技术服务中的主承包商。
二零二三年，米桑油田稳产形势较好，公司持续调整优化增产项目方案，总产量实现稳产30万桶油当量╱天。
由于费用回收增加及合同模式影响，日均净产量有所增加，约3.2万桶油当量。
阿联酋公司间接持有阿布扎比浅海下扎库姆和乌姆沙依夫－纳斯尔两个油田合同区各4%权益。二零二三年，项目生产稳定，日均净产量约2.9万桶油当量。
大洋洲目前，公司在大洋洲的油气资产主要位于澳大利亚。截至二零二三年底，大洋洲的储量和产量分别达到27.6百万桶油当量和32,454桶油当量╱天，分别占公司储量和产量的约0.4%和约1.7%。
澳大利亚公司拥有澳大利亚西北大陆架液化天然气项目5.3%的权益。该项目为在产项目，向包括中国广东大鹏液化天然气终端在内的客户供气，增量气以现货LNG形式自主实施销售。
二零二三年，西北大陆架液化天然气项目日净产量约3.2万桶╱天，实现增量气超预期，产量保持稳定，经济效益良好。
大洋洲其他地区二零二三年，公司在巴布亚新几内亚持有的一个勘探区块已到期退出。
非洲非洲是公司海外的重要油气产地。公司在非洲的资产主要位于尼日利亚和乌干达。截至二零二三年底，非洲的储量和产量分别达到104.2百万桶油当量和57,586桶油当量╱天，分别占公司储量和产量的约1.5%和约3.1%。
尼日利亚公司拥有尼日利亚PML2/3/4和PPL261区块（原OML130区块）45%的权益。该区块是一个深水区块，主要由四个油田组成：Akpo、Egina、Egina南和Preowei。二零二三年，原OML130区块合同延期，并更名为PML2/3/4和PPL261区块。
二零二三年，由于自然递减，Akpo和Egina油田产量有所下降，Akpo油田产量日净产量约为2.7万桶，Egina油田日净产量约为2.5万桶。
此外，公司持有尼日利亚海上OML138区块20%的非作业者权益，OML139/154区块18%的非作业者权益。
公司将继续深度整合，以尼日利亚为中心，建立西非油气生产基地。
乌干达公司持有乌干达EA1、EA2和EA3A区块各28.3333%权益。EA1、EA2和EA3A区块位于乌干达的艾伯特湖盆地，该盆地是非洲陆上油气资源前景最佳的盆地之一。
二零二三年，Kingfisher项目井场建设已基本完成，正在进行外输管线铺设作业，Tilenga项目继续进行井场建设。公司将继续与合作伙伴和乌干达政府开展积极合作，推动项目投产。
非洲其他地区除尼日利亚和乌干达外，公司还在加蓬、刚果（布）、塞内加尔－几内亚比绍两国联合经济区等国家和地区拥有勘探区块的权益。
北美洲北美洲是公司海外油气储量较大的地区。公司在北美洲的美国、加拿大、墨西哥以及特立尼达和多巴哥持有油气区块的权益。截至二零二三年底，北美洲的储量和产量分别达到1,132.2百万桶油当量和158,880桶油当量╱天，分别占公司储量和产量的约16.7%和约8.6%。
美国公司在美国陆上分别持有EagleFord和Rockies两个页岩油气项目26.0%和12.6%权益。二零二三年，EagleFord项目和Rockies项目产量有所上升，其中EagleFord项目日净产量约为3.5万桶油当量。
在美国墨西哥湾，公司分别持有两个重要深水项目Stampede和Appomattox25%和21%权益。二零二三年，Appomattox项目日净产量约为1.9万桶油当量。此外，在美国墨西哥湾，公司还拥有其他多个勘探区块的权益。
加拿大加拿大是世界油砂的主要富集地之一。在加拿大，公司拥有位于阿尔伯塔省东北部阿萨帕斯卡地区的长湖及其他三个油砂项目100%的工作权益。
二零二三年，因调整井工作量增加且效果较好以及长湖西南快速上产，长湖项目产量好于预期，日净产量大幅增长，达约6.1万桶油当量。
南美洲其他地区公司在哥伦比亚Boqueron区块拥有滚动勘探权益。
欧洲在欧洲，中国海油持有英国北海Buzzard和GoldenEagle等油气田的权益，并持有俄罗斯ArcticLNG2LLC10%的股权。截至二零二三年底，欧洲的储量和产量分别达到49.5百万桶油当量和30,510桶油当量╱天，分别占公司储量和产量的约0.7%和约1.6%。
英国公司在英国北海的资产组合包括在产项目以及勘探项目，主要包括：北海最大的油田之一Buzzard油田43.21%的权益和GoldenEagle油田36.5%的权益，以及STaR生产区块Scott、Telford和Rochelle油田分别41.9%、80.4%和79.3%的权益。
二零二三年，Buzzard油田生产作业稳定，日净产量约2.2万桶油当量。公司还持有英国北海海域P2215区块66.67%的勘探作业权益。
欧洲其他地区公司拥有俄罗斯ArcticLNG2LLC10%的权益，该项目位于俄罗斯北极格丹半岛。
销售与市场原油销售公司主要通过其全资附属公司－中海油国际贸易有限责任公司在国内市场销售中国海域生产的原油。对于在海外生产的原油，公司主要通过中海油国际贸易有限责任公司或中国海洋石油国际有限公司在国际或国内市场上销售。
公司原油销售价格主要参考质量类似的国际基准油的价格而定，根据市场变化有一定的溢价或折价。原油以美元报价，但国内客户以人民币结算。目前，中国海油在国内销售三种类型的原油，即重质油、中质油和轻质油，挂靠的基准油价为布伦特(Brent)。公司在国内的主要客户为中国海油集团、中国石油天然气集团和中国石油化工集团及部分地方民营炼厂。公司于海外生产的原油主要挂靠布伦特、迪拜、阿曼和西德克萨斯中质原油(WTI)以及产油国国家石油公司官价等定期更新的原油交易价格在国际市场进行销售。
二零二三年，公司实现石油液体销售量为514.5百万桶，同比上涨7.5%，平均实现油价为77.96美元╱桶，同比下降约19.3%，与国际油价走势基本一致。
天然气销售公司的天然气价格主要通过与客户谈判确定。一般情况下，天然气销售协议为长期合同，合同条款中一般包括价格回顾机制。公司天然气用户主要分布在中国东南沿海地区，主要用户包括中海石油气电集团有限责任公司、中海石油化学股份有限公司和中国香港青山发电公司等。
公司于澳大利亚西北大陆架项目和印度尼西亚东固液化天然气项目的LNG主要依据长期供应合同，主要销往亚太地区多个客户，包括中国广东大鹏LNG终端和福建莆田LNG终端。
二零二三年，公司在中国海域加大勘探开发力度，产销量持续增长，天然气销售量为807.4十亿立方英尺，比去年上升11.2%。天然气平均实现价格为7.98美元╱千立方英尺，比去年下降约7.0%，主要原因是俄乌冲突对国际天然气价格的影响逐渐消退，供应紧张缓解，气价回归理性。
科技发展二零二三年，公司加快实施科技创新强基工程，全年研发投入同比增长4%，创新动力持续激发，创新成果实现新突破。公司紧密围绕油气勘探开发等领域，强化关关键核心技术攻关，稳步推进数字化转型和智能化发展，科技自主创新能力显著提升。
深化地质认识，勘探突破多点开花公司创新开展太古界潜山关键成藏条件研究，有效指导在渤海海域发现中国近10年首个整装超亿吨级轻质油田－渤中26-6；深水领域勘探研究支撑开平18-1大中型油气藏发现。
提升开发水平，产量潜力加快释放二零二三年，获得海上稠油热采移动注热、低渗压裂等多项创新技术成果。海上首个热采整体开发特╱超稠油油田旅大5-2北油田全面投产，日产原油超1,100吨，助力渤海油田热采年产量突破85万吨。此外，在低渗油田开发领域，涠洲12-2油田完成最大规模低渗压裂作业并成功实现增油。
加强自主创新，科技引领驱动发展截至二零二三年底，中国首套国产化500米级深水水下生产系统在乐东22-1气田南块稳定运行15个月，累计产量超过1亿方天然气。中国自主设计建造的亚洲首艘圆筒型FPSO－‘海洋石油122’浮式生产储油装置完成主体建造，填补国内多项海洋工程行业技术空白，将有效推动深水油气田开发。
加速数字化转型，支撑高质量发展二零二三年，我国首个海上智能油田－－秦皇岛32-6二期顺利实施并上线运行，核心业务数字化覆盖率达90%。
‘深海一号’成为世界首个具备远程遥控生产能力的超大型深水半潜式生产储油平台，向全面建成超深水智能气田迈出关键步伐。流花油田、恩平油田、白云气田启动‘台风生产模式’，通过陆地操控中心远程实时监测与操控海上油气田安全生产，创造产值超3亿元。
低碳发展二零二三年，中国海油加快绿色低碳转型步伐，推动新能源与海上油气生产融合发展，积极探索构建安全、平稳、高效的新型能源体系。
节能降碳协同增效，油气绿色生产成效显著2023年，渤海岸电工程全面建成，分布在河北、山东和辽宁三个区域，形成全球海上油田交流输电电压最高、规模最大的岸电应用基地，覆盖45个油田、180座设施，总规模980兆瓦，渤海现有海上设施覆盖率达75%，预计可具备年降碳100万吨能力。
公司继续加大绿电替代力度，全年完成绿电替代5亿千瓦时，折合减碳量超44万吨。稳步推进在产油气田减排，提前两年实现5万方╱天以上火炬气回收利用，并创建海上油气田火炬气回收关键技术体系。积极打造低碳品牌，公司能耗和碳排强度管控持续向好，多家单位入选国家级绿色工厂。
业务展望：
展望二零二四年，尽管面临著地缘政治不确定性带来的负面影响，但全球经济有望保持弱增长、通货膨胀水平预计稳步下降，经济硬着陆的风险减弱。中国经济长期向好的基本趋势没有改变，中国仍将是全球增长最大引擎。
石油与天然气仍将在较长时间内占据全球能源需求结构的主要地位。中国经济持续回升向好支撑油气需求，海洋油气作为中国油气生产的重要增长点为公司发展提供广阔空间。
二零二四年，公司将坚持油气增储上产，推动科技自主创新，推进能源绿色转型，实施提质增效升级行动，不断提升价值创造能力，为股东带来更大回报。全年预计资本支出为1,250-1,350亿元人民币，产量目标为700-720百万桶油当量，储量替代率目标为不低于130%。同时，公司将保持良好的健康安全环保水平。
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