我国油气增储上产之所以成效显著，主要得益于以下几个方面的强大推力：
一是石油公司坚持老区“硬稳产”的发展理念。油气勘探开发要突破，必须关注新区新层系的突破，但前提是要稳定老区，这是增储上产的基础。按照这一发展理念，我国石油公司在东部老油区持续深耕，推进精细勘探开发，大力推广应用大幅度提高采收率新技术。大庆油田连续8年实现3000万吨稳产，胜利油田连续6年稳产在2340万吨以上。作为国内油田的领军企业，大庆油田、胜利油田有效发挥了原油稳产“压舱石”作用。
二是石油公司向陆上深层、深水进军，取得了重要突破。顺应油气勘探开发向深层、深水进军的行业发展趋势，我国石油公司在陆上深层的油气勘探开发取得了重要突破，突破超深层效益勘探开发极限，高效建成富满、顺北等一批大型油气田。其中富满油田(埋深7500～8500米)累计探明石油地质储量4.81亿吨，天然气地质储量1812亿立方米;顺北油气田(埋深7300～9000米)累计探明石油地质储量2.5亿吨、天然气地质储量1417亿立方米。顺北油气田2022年全年原油产量118.9万吨、天然气产量16.2亿立方米，成为我国第一个以“深地工程”命名、被誉为“深地一号”的油气项目，具有划时代的意义。海洋油气勘探开发持续向深水领域进军，水深超过1500米的“深海一号”超深水大气田投产是我国海洋油气勘探开发全面进入“深水时代”的重要标志。2022年国内海洋原油产量达到5800万吨，成为国内原油增产的主力军之一。海洋油气的进展也为未来我国油气进军深海、实现资源高效接替奠定了基础。
三是持续推进中国的页岩油气革命。页岩油、页岩气等非常规油气产量实现持续增长，2022年页岩油产量突破300万吨，较2018年翻了两番;页岩气产量达到240亿立方米，较2018年增长122%。目前我国已成为继美国之后页岩油气勘探开发步伐最快的国家。
四是石油行业始终坚持技术与管理创新，以创新驱动发展。无论是深层、深水油气还是页岩油气勘探开发，都需要石油行业跨越技术与成本障碍。基于此，各大石油公司坚持管理与技术创新求变，持续加大关键技术研发攻关，研发投资保持持续增长，取得了一系列重大技术进步。石油公司致力于在油气田勘探开发中应用新技术，稳步推进油气并举、常非并进、陆海结合。
五是各级政府在政策方面给予油气勘探开发大力支持。相关部门及时出台政策帮助油气行业排忧解难，成为油气行业发展的坚强后盾。2022年，中共中央、国务院发布的《扩大内需战略规划纲要(2022—2035年)》就提出推动国内油气增储上产，加强陆海油气开发;推动页岩气稳产增产，提升页岩油开发规模;引导和鼓励社会资本进入油气勘探开采领域。除了中央层面的政策支持外，地方政府也有系列政策出台，中央和地方的政策形成推动油气增储上产的强大合力。
二、切实做好油气增储上产“七年行动计划”下半篇文章
(一)时刻树立能源安全风险及油气保供意识世界百年未有之大变局加速演进，“黑天鹅”、“灰犀牛”事件频发，不确定性成为常态。近年俄乌冲突持续以及巴以冲突升级给我们敲响了警钟。在新的动荡变革期，世界经济增长动能不足，不稳定、不确定、难预料因素增多，保障国家能源安全的底线思维丝毫不能放松。在地缘政治动荡形势下，要特别注意预防冬季需求旺季来临时欧洲再次出现油气供应短缺，继而对全球油气市场带来冲击与油气价格的波动。我国是油气需求大国和油气进口大国，稳定油气进口的同时保障国内供应能力始终是能源安全重中之重。如何挖掘国内油气增储上产潜力是一项长期任务，是有效保障国家能源安全、保障经济社会发展可持续的现实之举。
(二)明确我国未来油气增储上产方向新形势下要继续以油气增储上产“七年行动计划”为契机，遵循国内外油气行业发展趋势，尊重油气行业发展规律，继续锚定陆上深层及超深层油气、海洋油气、非常规油气和老油田稳产、新区产能建设等着力点，全面推进国内油气勘探开发。一是继续加大风险勘探力度，确保资源接续。深度实施勘探“深地工程”、“深水工程”，通过集中勘探和精细勘探力求战略突破。依托鄂尔多斯、准噶尔、四川、塔里木、松辽、渤海湾、珠江口盆地等油气资源优势，推动重点区域勘探，力争每年有新的发现。二是切实做好老油气田稳产工作。遵循“控递减”和“提高采收率”两条主线，精准把控在产老油气田开发状况，综合施策、分类治理，进一步加大基础地质理论、开发技术研发应用及管理创新，持续夯实在产油气田开发稳产基础。三是创新引领、扎实推进新区油气产能建设。动态优化新油气田开发建设方案，推动新区油气实现效益规模开发，坚持海陆油气并重，尽快建成新的油气基地。四是加大页岩油气攻关力度。努力打造整装规模效益页岩油气示范区，发挥好示范区带动作用，深度挖掘国内页岩油气潜力，深入推进我国页岩革命。五是努力实现海外油气高质量发展，稳定权益油气产量，将增储上产的触角延伸至海外。新冠疫情持续期间，全球油气投资一度被严重遏制。随着后疫情时代的到来，欧美等国调整激进的能源转型策略，各国对巩固油气主体能源地位的再认识将进一步激发资源国开发油气资源的愿望，预计全球油气勘探开发将步入复苏期。目前在俄乌冲突持续、巴以冲突爆发以及油气区域格局重构形势下，我国油气企业可考虑适时优化海外油气资产布局，结合“一带一路”倡议实施，推进油气并购与资产剥离。聚焦重点国家重点盆地，打造油气权益产量核心区。
(三)油气增储上产要贴上绿色低碳标签“双碳”目标下，全国油气行业的发展面临着一个极其重要的约束条件，那就是必须坚持绿色低碳发展道路。油气生产过程中控制温室气体排放是实现绿色发展的重要着力点。从供给角度看，油气行业深入贯彻落实党的二十大关于“深入推进能源革命”“加大油气资源勘探开发和增储上产力度”的决策部署，致力于实现油气供应保障，侧重于保障国内最基本的油气核心需求。同时，为实现“双碳”目标，油气行业要加强全局性统筹、开展前瞻性谋划，系统做好科技攻关与科研成果应用，做好跨界融合，从而构建科学长效发展战略，为自身的发展贴上绿色低碳的时代“标签”。油气行业绿色发展实现路径主要体现在加快油气勘探开发与零碳、负碳技术的融合上。一方面，要将新能源输送电网规划与油气田布局结合起来，为油气田勘探开发进程中的绿电替代创造条件;另一方面，结合油气田地质条件，加大CCUS负碳技术在油气田推广应用。2023年国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023—2025年)》，就油气行业增智扩绿给出了明确的方向和目标。我国创建零碳甚至负碳油气田具有一定的条件和优势，表现在我国主要油气田所在地区基本上是风光资源聚集地，绿电基地与油气田分布呈区域分布叠加态势。我国新能源装机容量占总装机比例目前已经接近50%，“沙戈荒”等一批新的新能源基地尚在建设和规划之中，未来这些基地的电力输送通道路线规划应考虑与油气田分布相结合，以保障油气田的绿电供应。同时油气田特殊的地质构造为负碳技术(CCUS)的应用提供了空间和机会，油气田未来是理论上的CCS工程技术中心。来自电厂、化工厂的二氧化碳可以运至油田进行埋存，或者捕捉空气中的二氧化碳在油气田CCS工程中心埋存。
