新形势下编制油气上游业务规划的思考

唐 玮 尹得来 冯金德 王东辉

（中国石油勘探开发研究院）

业务发展规划是贯彻公司战略发展方向，明确发展思路、发展方针、发展目标，实施重点部署、重大举措的纲领性文件，其重要性不言而喻。2000年以来，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）已经历经“十五”到“十三五”4个五年规划，其编制和执行过程中的经验和启示值得总结，为“十四五”规划编制提供借鉴。2019年是“十四五”规划编制的启动之年，油气上游发展面临着内外部不断变化的新形势，更应该深入分析、积极应对，制定科学合理的发展规划目标和可操作的实施途径，使规划成为公司上游业务未来5～10年的行动指南。

1 21世纪以来中国石油五年规划执行情况的启示

1.1 上游业务规划是对公司总体发展战略的贯彻落实，编制思路应符合公司战略发展方向

“十五”规划是中国石油上市后的第一个五年规划，上游业务按照低成本扩张、以原油为主干业务、发展天然气、科技先行和可持续稳定发展的公司战略，规划编制坚持利润最大化与提升企业价值相协调、可持续发展、严格控制成本等原则，在创造合理的投资回报及提升企业价值的前提下，力争实现油气当量产量的稳步增长。原油产量规划目标有所下降，天然气年增约30×108m3，同时对控制勘探成本、开发成本、操作成本提出了较严格的目标。

“十一五”规划中，上游业务贯彻公司资源战略、持续有效较快发展的基本方针，提出原油产量箭头朝上、天然气产量保持两位数增长的目标。规划原油产量年增约100×104t，天然气产量年增幅17%。

“十二五”规划中，上游业务继续实施资源战略，贯彻有质量有效益可持续的发展方针，坚持原油产量稳中有升和天然气业务快速发展的指导思想。规划原油产量年增约200×104t，天然气产量年增幅10%。

“十三五”规划中，上游业务按照稳健发展的要求，统筹处理好当前与长远、规模与效益的关系，坚持稳油增气，油气当量稳中有升。规划油气当量产量5年增加约1000×104t。

可以看出，2000年以来历次规划目标的制定都贯彻了公司总体战略和发展思路，并在规划实施中得到落实，取得了较好的实施效果。

1.2 外部宏观环境变化是影响规划执行的重要因素，规划编制应充分考虑外部因素制约

对于原油生产，油价变化是影响规划执行的最重要外部因素。2008年由美国金融危机引起油价暴跌，油价从最高140美元/bbl暴跌至40美元/bbl以下，2009年中国石油实施全面限产，2009年和2010年原油产量实际完成比规划减少约500×104t。2014年下半年起，油价断崖式下跌，2016年最低仅有26美元/bbl，中国石油再次实施关井限产和减量运行，2016年和2017年原油产量比规划减少300×104t～400×104t，新建产能规划完成率分别为66%、72%。

对于天然气生产，市场变化对规划执行影响极大。“十二五”后期受国内经济形势下行影响，天然气进入消费低谷期，产销平衡由以产定销转变为以销定产，天然气开发工作适应形势变化和市场需求，调整开发节奏，2015年实际产量比规划减少约250×108m3，“十二五”期间产量年平均增幅只有6%，远低于规划的10%。“十三五”初期，受“煤改气”政策、经济形势好转等利好因素影响，2017年、2018年天然气消费量增幅接近20%，为满足市场需求，天然气生产力度加大，2017年、2018年产量比规划增加约30×108m3。

从以上规划实际执行情况看，由于外部环境不断变化，规划编制应高度重视外部因素对目标制定和方案执行的影响。

1.3 资源落实程度和油气田开发潜力认识深度是影响规划目标实现的关键因素

历次规划执行中，有的油气田实际完成情况与规划目标有较大差距，主要是对油气田生产潜力的预期与实际有差距。一方面，一些新区开发全面转入超低渗透油藏、超低丰度、薄油层油藏、碳酸盐岩等复杂油田，而对开发地质评价、油藏开发难度的认识不足，有效动用技术未能取得突破，钻井成功率低，单井产量普遍低于方案，产能建设投资居高不下，低品位资源规模效益动用成为瓶颈。另一方面，老区储采失衡，井网、井况和水质等基础问题突出，开发调整达不到预期，造成老油田产量下降，影响了规划的落实。

因此，在油气勘探开发对象劣质化程度不断加深的背景下，必须不断加强对资源潜力和开发潜力的评价和认识，这是提高规划符合率的重要前提。

2 “十四五”油气上游业务面临的新形势

2.1 国际油价持续波动使油公司生产经营不确定性加大

2018年以来，国际石油市场风云变幻，委内瑞拉原油产量下降，美国宣布对伊朗重新实施制裁，沙特阿拉伯和俄罗斯承诺增加产量，美国对伊朗原油大买家实施豁免，卡塔尔退出OPEC、OPEC和非OPEC国家联合减产等，一系列事件造成原油市场动荡，原油价格大幅波动，WTI、布伦特油价分别从2018年初的60美元/bbl、66美元/bbl，达到10月初的76美元/bbl、86美元/bbl高点，涨幅达26%～29%，随后两个月又下降到51美元/bbl、57美元/bbl，较高点降幅达30%以上。油价变化对油公司生产决策和经济表现至关重要，频繁大幅度的油价波动使未来油价走势更加难以预测，让生产经营者无所适从，也使未来生产规划不确定性加大[1]。

2.2 国家提出加大国内油气勘探开发的要求

国内油气需求快速增长，但由于资源劣质化和近年低油价等原因，国内油气产量增速持续低于需求增长，油气对外依存度持续走高，特别是近两年增速加快，2018年，我国石油、天然气对外依存度分别达到69.8%、45.3%[2]，事关国家油气安全，中央对此高度关注。2018年以来，国家就立足国内、加强油气勘探开发提出明确要求，加大国内油气勘探开发将成为今后一段时期公司的主要工作方向。

2017年以来，国家各项天然气推广政策、发展规划相继出台。国家发展改革委、国家能源局印发《天然气发展“十三五”规划》，明确“十三五”期间国内天然气各项发展目标；国务院下调天然气增值税税率；《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》《加快天然气利用的意见》《中长期油气管网规划》《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等陆续颁布。受政策拉动，我国天然气重启快速增长模式。

2.3 中国石油大力推动高质量发展

党的十九大做出我国经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段的重大判断。中央强调，实现建设现代化经济体系这一战略目标必须牢牢把握高质量发展的要求。公司提出，高质量发展就是立足于保障国家能源安全，坚持质量第一、效益优先，推动质量变革、效率变革、动力变革，实现业务发展高质量、发展动力高质量、发展基础高质量、运营水平高质量，建设具有全球竞争力的世界一流企业。

中国石油的上游业务尽管经过多年勘探和高速高效开发面临许多困难和挑战，仍需要打好新形势下的勘探开发进攻战，实现油气储量高质量增长、原油产量稳中上升、天然气快速上产，实现业务发展高质量，通过实施新理念、新技术、新体制、新机制，强化效益、深化内部改革等措施，突出发展动力、发展基础和运营水平的高质量。

2.4 油气勘探开发潜力和挑战并存

中国石油剩余油气资源丰富，仍有较大勘探潜力，具备规模增加油气储量的潜力，已探明未开发油气储量中，落实效益储量可规模动用；致密油气、页岩油气等非常规资源丰富[3]，已形成规模生产基地和生产能力，上游业务持续发展具备较好的储量基础。

但上游生产也面临严峻挑战，勘探新发现难度增大，储量品质变差；老油气田开发程度加深，稳产难度加大；新区资源劣质化日益明显，效益开发难度增大；非常规油气资源勘探开发技术需进一步攻关，开发效益需进一步提高；自然保护区、水源地等各类敏感区域的限制不断增加，严重影响油气生产等。

3 “十四五”油气上游规划编制应坚持的方向

3.1 坚持积极进取的规划目标，适应国家要求和公司发展需要

面对我国油气对外依存度持续增长的形势，增加油气产量，特别是原油产量箭头向上的目标是承担国企责任、为国分忧的要求，也是中国石油高质量发展的需要。

3.1.1 制定油气产量规划目标要积极进取

国内油气需求持续刚性增长，公司油气资源丰富，勘探开发技术不断突破，机制体制改革深入推进。目前，公司原油产量与峰值产量下降已超千万吨，实现产量的企稳回升既有必要也有条件。天然气市场在环保要求、国家大力推动下发展前景广阔。因此在规划中，要把实现原油产量企稳回升和天然气产量持续较快增长作为目标。

3.1.2 制定勘探开发生产和效益指标要积极进取

油气上游规划中的关键参数和生产经营指标，包括油气探明储量动用率、新建产能到位率，控制老油田递减率、含水率，老油气田提高采收率，以及油气产能投资标准、投资回报率等，要在目前的基础上有所优化和提高，体现高质量发展的要求。

3.2 坚持创新发展的规划思路，保障上游业务稳健发展

面对勘探开发对象日益复杂、劣质化以及外部制约因素逐步增多的客观现实，在规划中应贯彻创新的发展思路，在创新中最大限度解放生产潜力。

3.2.1 靠理念创新发展

面对新区储量劣质化加剧的客观现实，树立品位越差更要使成本越低的理念，通过开发、工程技术攻关实现低品位储量有效动用；树立从源头促使产能建设由量向质转变的理念，理顺和优化新区储量探明、储量动用、产能建设的节奏，加强开发前期评价，落实不同条件下可经济有效动用的储量规模，提高储量动用和产能建设效率；树立开发方案持续优化调整和刚性实施的理念，按照全生命周期进行开发方案设计、实施和考核，坚持地质工程一体化融合设计、全过程优化，强化方案效益最大化，强化方案刚性实施，强化产能建设过程的持续优化，强化方案执行的监督考核；树立新老区协调发展的理念，加大老区工作力度，努力控制老区产量递减，为新区技术攻关和产量增长争取时间；树立老区以提高采收率为本的理念，强调整体调整和开发方式转换规模推广。

3.2.2 靠技术创新增储上产

打破上产靠大规模工作量、投资拉动的惯性思维，推广应用增储建产新技术、新模式，实现高水平上产。

新油气田创新开发方式，推进水平井+体积压裂技术升级，攻关推广大平台井群集团式体积压裂，本井渗析吞吐、邻井驱替的全藏波及提高采收率等技术，推动压裂工具研发与应用。根据我国超低渗透、非常规资源地质油气藏特点，持续推广大井丛、多层位、多井型、工厂化、立体式的建产模式，努力提升单井产量、降低开发投资，规模化储备CO2驱、烃气驱、氮气驱、空气/空气泡沫驱等注气开发技术，实现低品位储量的规模有效动用[4-5]。

老油气田一方面加强以开发资料录取、生产动态分析、精细油藏描述等为主的开发基础工作，通过注水专项治理、措施和维护性作业管理、停产井治理恢复等为主的精益生产管理，夯实稳产基础，进一步控制油田递减[6-7]；另一方面，进一步加强提高采收率增储，中、高渗透油藏推进二三次采油结合开发模式，三次采油以化学复合驱为主，兼顾多方式气驱和泡沫驱，持续推进三次采油技术攻关与配套，为大幅提高采收率创造条件；低渗透油藏按照水驱调整、精细分注、体积压裂/吞吐渗吸、空气泡沫驱和气驱（CO2驱）提高采收率的系统思路，加大技术攻关和矿场推广应用力度；稠油油藏推进多介质蒸汽驱、SAGD、火驱等开发方式转换，特殊岩性油藏完善缝洞储集体识别及能量补充技术，攻关注气及重力驱技术，储备微生物驱及纳米驱油等新型提高采收率技术。

在规划中，应充分考虑开发理念和技术创新在增加储量动用、提高单井产量和采收率、降低投资等方面的空间和效果，体现创新对增储上产的推动作用。

3.3 坚持客观科学的规划理念，提高应对各类风险的能力

中国石油近几次五年规划执行的经验表明，应充分考虑内外部不确定性和风险，提高规划方案的可实施性。

3.3.1 客观评价储量潜力

尽管中国石油整体进入中高勘探阶段，探明储量仍会保持较长时间高基值增长，但劣质化趋势加剧，采收率下降，已探明未动用储量中不落实储量比例较大，已落实储量中也有相当比例不能效益开发。因此，在分析储量接替形势时，应避免只看数量盲目乐观，规划要把高效勘探、发现优质规模储量放在首位，并把老油田提高采收率增储作为重要工作方向。

3.3.2 客观分析生产形势

目前，中国石油原油产量总体呈东部递减加快、西部逐步趋稳的态势。东部油田储采接替不平衡的问题日趋严重，西部原油产量的接替对象主要为超低渗透、致密油、碳酸盐岩等复杂油藏。天然气产量增量中，致密气、页岩气等非常规气产量的比例将不断增加，有效开发技术和经济性都有待提高[8-9]。同时，产能工作量与投资的大幅度增长，也带来装备、工程队伍不足等问题。因此，规划应充分考虑重点地区油气产量稳产上产的不确定性，在指标安排上留有结构性调整的余地。

3.3.3 客观分析规划实施的外部风险

随着勘探开发对象由常规油气资源向超低渗透、致密油气、页岩油气等非常规资源转移，开发难度、开发效益和开发风险逐步加大，因此市场油价变化、国家相关政策、非常规油气财政补贴、环保限制等，将成为影响上游业务发展和规划编制与实施的关键因素。在规划中，应加强对不同油价、不同政策情景下的方案敏感性和风险分析，并对主要风险提出针对性应对措施，预留方案调整空间。

4 结束语

中国石油2000年以来几次五年规划的编制及实施情况表明，油气上游规划充分发挥了贯彻落实公司发展战略、指导生产经营活动的作用，但在面对内外部风险和不确定性时，仍存在规划不能完全适应的问题。我们不能因此怀疑规划的重要作用，而要进一步加强规划研究，特别是要客观分析外部形势，客观评价生产形势及潜力，制定出符合发展形势、科学合理的规划目标和可操作的实施途径，为“十四五”及更长时期的油气上游业务发展指明方向。