低油价常态下中国油田开发低成本战略

宋新民，曲德斌，邹存友

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

中国油田开发是一部艰难的创业史和辉煌的发展史，几代石油人上下求索、攻坚克难，对中国油气行业稳健发展和保障国家能源安全贡献巨大。近十几年来，多次油价波动，特别是2014年下半年和2020年初的两次低油价，给中国各石油公司上游业务带来了强大的冲击。中国的石油产量在2015年达到历史最高，为2.15×108t，随后受油价波动影响，新建产能工作量大幅减小，2018年产量下降到1.89×108t，2020年产量回升到1.95×108t[1]。实际上，多次低油价冲击是对中国油田开发从技术到生产经营模式、生产管理模式等的警钟。总体看，中国油田开发效益对油价的依赖程度高，原油业务的油气行业竞争力和抗风险能力较差。高油价时期，原油业务大幅向上拉动公司整体利润，低油价时期又反噬公司效益。目前，正值中国油气行业制定“十四五”发展规划布局之际，如何实现油田低成本开发是事关中国各石油公司高质量可持续发展的重大战略问题。本文基于中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中国石油”）上市以来国内油田开发历程、技术发展与创新实践，主要梳理剖析原油业务成本上升的根源和主控因素，探索低成本开发的发展战略和降本途径，提出油田开发实现低成本战略的对策与措施，分析中国油田开发的潜力和发展前景，以期为中国油气生产企业上游业务提质增效提供借鉴。

1 油田开发面临的挑战与问题根源

1.1 面临的挑战

中国油田开发在产量逐步增加到2×108t的同时，也面临着巨大的挑战：①中国各石油公司重组上市以后，特别是“十一五”以来，陆上开发原油完全成本快速增长，成本控制难度加大。原油完全成本（不含收益金及减值）和资产均增加了1.7倍以上，其中操作成本、折旧折耗等生产成本均增加2.3倍以上。②老油田递减快，大规模建产却没有带来产量实质性的增长。“十一五”以来，中国年均新建产能超过2 500×104t，但目前仅新增了约2×104t的稳产规模。这意味着绝大部分新建产能都被用于弥补老油田的产量递减，年递减率近10%（见图1），相当于每年递减掉两个千万吨级大油田。由于老油田递减快，大规模建产没有带来产量实质性的增长，为确保生产规模，只能投入产能建设来弥补产量递减的损失，形成“规模建产—弥补递减—再新建产能”叠加式的恶性循环。大规模建产除了使资产和对应的折耗增加过快，投资变成成本、形成包袱外，还反映出老油田递减过快这一核心矛盾。分析结果表明，综合递减与新建产能具有显著的负相关关系（见图2）。由于新井投产后，在第2年变成老井产量，综合递减与新建产能有 1年的滞后效应，产能投入后被补充到老井产量中，则自然递减和综合递减被低估，从而造成一种“假象”，掩盖了真实的递减水平。尽管投资走高、资产快速增长受开发对象劣质化、工艺技术复杂和井深增加等多种因素影响，但是大规模产能建设是主要驱动因素。大规模产能建设使井数快速增长，直接导致了采出作业费等操作成本的增加。因此，受大规模产能建设影响，叠加作业井次与产液量的大幅增加等因素综合影响，操作成本必然过快增长。

图1 中国油田纯老井实际无因次产量递减曲线

图2 新建产能与综合递减率关系曲线

1.2 问题根源

1.2.1 面对资源品种变差，技术攻关、试验准备不足，建产节奏过快，创效能力变差

自2000年中国各石油公司改革重组上市之初，中国原油开发便面临资源和产能接替困难的被动局面，近20年来，通过大力实施勘探开发一体化战略，在非常规油气勘探领域取得重大突破，解决了长期以来资源接替的巨大困难；从“十二五”开始，全国年均探明石油地质储量为（8～10）×108t，“十三五”上升到（10～12）×108t。但在此期间，资源品质劣质化特征已十分明显，且对该类资源进行产能建设的技术攻关和试验尚未成熟配套，同时大规模高速建产，没有把控好建产节奏和方案优化设计，故在开发前期准备不足与快速产能建设双重因素的影响下，相当一部分低品位资源的产能建设效果低于预期，形成大量不良资产，资产规模加大，创效能力降低。通过 2013—2018年新建产能效果跟踪发现，近些年来新井投资规模较大，但新井成本与产量贡献不匹配，表现为新井投资对产量贡献小，对折耗影响大。5年期间，新井对累计产量的贡献率仅为 25%～35%，而对折耗的贡献率则超过60%（见图3）。

图3 2013—2018年不同油田新井对产量、折耗的贡献率

1.2.2 工程技术服务模式严重制约产能建设效果，投资成本高

近年来，中国陆上石油公司产能建设效果深受关联交易的工程定额制约。油田公司和工程技术服务公司虽同属一家石油公司，但未能发挥一体化的体制优势，未能找到针对资源品质变差的协同创新降本解决办法，最终石油公司资产规模大幅上升。巨额的生产折耗进入完全成本，迫使石油公司长期以来高成本运行，后续生产中不得不大幅压缩操作成本，使油田开发最基本的监测和油水井的维护投入不足，导致油田产量大幅递减。另一方面，在20世纪70—80年代仅靠常规射孔就可以获得高产的油层，目前不得不采用压裂投产，一方面增加生产折耗，同时在一定程度上加快了油井水淹速度，改变剩余油与水淹层的分布体系，影响潜力的挖掘。

1.2.3 技术队伍与工艺系统配套难以满足稳油控水和精细开发的技术需求

随着油田开发进入中后期，地下油水分布更趋复杂，加密调整初期以较低的含水率可获得较高的产量，由于陆相储集层的强非均质性，剖面的动用状况受技术队伍、分层控制及地面系统配套能力的制约，难以保证注采剖面的精准动态调控，精细挖潜效果低于预期。实际上，目前油田生产一线开发技术力量配置与稳油控水、精细开发的技术需求矛盾突出，部分油田管理粗放，原油采出程度不到 10%就进入高含水（含水率大于 60%）和高成本开发运行阶段，同时油藏进入高含水阶段后，开发层系、井网又变得严重不适应，不具备注采动态调控能力，油藏只能在特高含水（含水率95%～97%）、超低采油速度条件下开发，不仅损失了大量可采储量，而且产量大幅递减。此外，一部分过去开发的优质油藏，由于受井况、技术和人力的制约，已处于关闭或低效运行状态。另外，长期、固化的以产量指标作为衡量企业业绩主要标准的评价方式，导致了中国国内石油生产企业形成了“多打井才多出油”、“唯产量至上”的粗放式管理方式，淡化了油田开发精细经营和全生命周期系统优化的开发原则。如老油田提高产量仅靠打新井建产能，而非通过系统性调整注采关系增加经济可采储量实现长期高水平稳产。中国陆相强非均质性油藏的开发实践已经表明，原油开发属于技术密集型业务，需要全生命周期的精细经营与系统管理，更需要精细化的生产动态调控。

2 油田低成本开发战略与路径

油田开发效益涉及收入、资产减值和完全成本 3大类，可细分为价格、产量、操作成本、折旧折耗等20多项指标，其中约50%是相对可控指标（见图4）。综合分析各指标的关联性与低成本战略的目标驱动需求，可知增加经济可采储量是降低成本的核心。为此，首先要调动不同层级人力资源创效的积极性，最大限度挖掘其潜能与创造性，更重要的是提升开发业务的领导力，深入挖掘“大庆开发文化”，这是低成本发展的根基；然后，围绕老油田稳产和新油田效益建产进行系列技术创新提效，增加经济可采储量。只有通过人力资源创效、技术创新提效、增加经济可采储量这3项关键要素关联促进，环环相扣，才能最终推动降本提效，实现中国各石油公司原油开发业务提质增效（见图 5）。

图4 开发效益及成本影响因素分解

图5 油田开发低成本战略的总体思路和技术路线

实施低成本开发战略，增加经济可采储量是核心。经济可采储量受油藏资源品质、开发技术水平、国际油价和经营管理能力等共同影响。增加经济可采储量是低成本发展的基础，一方面可以确保高产、稳产和良好的经济效益，同时还可以增加PD储量（证实已开发储量），降低折耗率，减少生产经营的折旧折耗压力。按目前的技术和成本水平测算，油价处于45～50美元/bbl的低油价区间时，中国陆上仅有近一半剩余技术可采储量可转化为经济可采储量；如果油价低于45美元/bbl，可转化的经济可采储量缩减幅度巨大，可转化经济可采储量对油价更敏感。随着时间的推移，资源劣质化、油田老龄化、低油价背景仍将加剧，只有通过开发技术的进步和管理水平的提升，进一步提高单井产量、降低产量递减幅度、提高油田采收率，才能大幅度增加经济可采储量，提高原油产量规模与经济效益。

2.1 深入挖掘“大庆开发文化”，激励人力资源创效

回顾大庆油田开发历程，在开发初期，针对当时分层状况认识不清，水窜与压力分布不均的突出矛盾，创造性提出“六分四清”的开发思想和群众性“管井”活动的管理方式，并始终保持，一以贯之，奠定了大庆油田在世界上独树一帜、精细开发的基础[2]。在高含水开发阶段，基于强非均质陆相储集层的分类认识，采用面积井网、细分开发层系、多次加密调整、高含水期控水提液等强化开采方式，保障了大庆油田5 000×104t长期高产稳产。进入21世纪，在没有新资源接替、老油田逐渐步入特高含水阶段背景下，从控递减、控含水上，实施“四个精细”（精细非均质性认识、精细注采系统调整、精细注采结构调整、精细生产经营管理）一体化管理模式；从挖潜认识上，践行“五个不等于”（油田高含水不等于每口井都高含水；油井高含水不等于每个层都高含水；油层高含水不等于每个部位、每个方向都高含水；地质工作精细不等于认清了地下所有潜力；开发调整精细不等于每个区块、每口井和每个层都已调整到位）精细开发理念，逐步破解高含水油田低成本开发难题，实现了4 000×104t稳产，沉淀了大庆精细开发的思想内涵[2-3]；其中，“十二五”期间，长垣油田建立了水驱精细挖潜示范区，在含水率93%、连续5年不钻新井的背景下，取得了产量保持不降，含水基本不升，成本下降 10%的显著成效[3]。“十三五”全面进入特高含水阶段以来，在无井可打、措施有限的情况下，面对低油价，油田开发取得了较好的技术经济效果：长垣主体区块在剩余可采储量采油速度 15%～20%情况下，递减率仍然保持 10%以下的较低递减水平，其中示范区递减率仅5%～6%，这难以用常规的开发理论和开发模式解释，恰是一种大庆特有的、深厚的开发文化力量推动的成果体现[3-5]。

“大庆开发文化”的核心内涵就是开发业务领导力的统领作用，无形且强大无比的开发业务领导力驱动不同阶段的开发业务，并引领业务的不断向前发展；开发业务的领导力牵系着开发队伍，恰似逆水行舟，不断挑战开发极限，它凝聚着大庆开发工作者内化于心、外化于形的自觉行动，所以各采油厂在油田开发技术和管理上都坚持统一的原则、统一的流程、统一的技术标准；通过集思想、理念、技术、管理和实践于一体的一套陆相油藏开发文化体系，实事求是地顺应油藏的客观地质条件，科学地把握开发的基本规律，遵循开发的基本原则，保证油田开发有条不紊持续推进[3-5]。

针对当前高含水油田开发面临稳油控水困难的现实，首先需要深入挖掘并全面践行“大庆开发文化”，实施规范管理、精细挖潜；如果把“大庆开发文化”全面践行到全国老油田规范的技术管理和精细挖潜中，必将大幅增加可采储量，降低开发成本。鉴于目前中国油田的开发形势，一方面迫切需要全面提升开发业务的领导力，推动油田开发技术和管理水平的提升，其途径可从开发管理纲要入手，对开发方案编制、方案审查、方案实施评估和调整的全过程进行监管和落实，辅以问责、奖惩等机制，优化开发部署、统筹规划布局；另一方面，大力提升开发系统技术专家体系建设，给基层采油单位配足有经验的技术专家，提高技术队伍素质，确保油田开发严格按开发纲要、开发原则和开发方案实施。

基于上述开发文化推动挖潜增效的理念，从 3个方面激励人力资源创效：①进一步拓展中国各石油公司内部矿权流转范围，把开发难度大，但又具有较大潜力的老油田纳入矿权流转范围。有些区块在过去是相对优质的资源，进入开发后期，现有技术水平难以驾驭这些油田的开发走势，对效益的负面影响较大。该类资源可以纳入流转范围，在全国范围内招募具有技术优势和老油田开发经验的开发团队，充分发挥“大庆开发文化”的优势与资深开发专家的特长盘活老油田资产，提高油田开发效益，同时通过示范引领，为“大庆开发文化”的推广提供有效的途径。②通过激励政策，靶向引导老油田技术人员向人员少、技术薄弱的油田流动。③可引入对外合作机制，与体制外公司进行商务合作，发挥体制外用人模式和人员激励政策的优势，参照降低工程投资的模式和经验，实现高成本区块的有效治理。

2.2 提升油藏动态调控的驾驭能力，以科学原则推动精准开发

注水开发油田的整个注水开发系统发生的费用都与水有关，注水量上升、含水率上升、单井日产油下降均会导致操作成本快速上升。特别是高含水油田，运行成本中 40%的费用与含水相关。中国某油田目前含水率已超过95%，在此基础上含水率每上升0.4%，增加注水量 6 122×104m3，增加产液量 4 753×104t，增加水循环费用6.5×108元；随着含水率上升，水油比及成本将大幅增加，当含水率为94%时，操作成本为597.4元/t，当含水率上升至95%～97%时，操作成本将增长21%～53%[3]（见图6）。控制含水上升将减缓产量递减，减轻产能建设压力，降低产能投资和折旧折耗。以中国石油为例，如果递减率降低2%～3%，可少建（400～500）×104t产能，减少投资（200～300）×108元，可见控制含水上升、产量递减是降成本的首要任务。

图6 某油田操作费随含水率变化曲线

含水上升快、产量递减大是长期以来制约原油业务健康发展的瓶颈，为此需要解决好以下 5个方面的问题：①储集层非均质性是控制油田含水和注采矛盾最突出、最关键的因素，如何科学地认识与表征储集层非均质性是稳油控水的核心；②长期的油田开发实践表明，合理的注采井数比是在高含水期提液过程中实现控水的决定性条件，如何保障井况和井网完善，保持合理注采井数比，使油井多向受效是稳油控水的关键；③合理、精细的储集层描述是细分层系和优化分层注水的基础，层系划分足够精细、分层注水足够合理才能最大限度地提高储量控制程度和动用程度；④在高含水条件下，做好注采动态分析、搞好精细注采结构调整才能适时对注采动态进行调控，实现稳油控水；⑤努力完善注采工艺，提升注入水处理能力，减少回注时因采出水含油、悬浮物超标导致的油层堵塞现象，才能及时、均衡地补充地层能量。科学地解决好这些技术问题，进一步发展和完善陆相油藏开发技术系列，才能破解老油田开发成本高的难题；同时也是科学开发的基本原则，更是通过实施精准动态调控推动精准开发的必经之路[1,3,6-7]。

2.3 大力推进“二三结合”战略工程与技术升级，大幅度提高采收率

油田含水上升过快，产量递减速率过大，经济可采储量大幅降低是目前油田开发运行成本和折旧折耗高的主因。为弥补产量递减，常规措施主要为大幅提高注水（稠油油藏注蒸汽）量补充地层能量或是新建产能，这两者均会大幅提高生产成本。因此，要最终降低成本，必须降低含水率、降低注水量（蒸汽量），并采取有效措施减缓递减，降低产能建设压力。

中国石油持续开展的“二次开发”和“二三结合”工程已为老油田可持续效益开发储备了战略性的接替技术，解决了老油田常规加密调整之后的高含水、特高含水阶段开发的战略问题[8-10]。

二次开发的核心是在充分认识储集层非均质性基础上细分开发层系，以单砂体为注采单元，实现注采动态的总体调控和精准控制，进而实现稳油控水[11-12]。中国石油始于2007年的老油田二次开发工程，已覆盖地质储量16.7×108t，高峰年产量1 042×104t，连续7年年产油量超过1 000×104t，新增可采储量12 381×104t，水驱采收率提高7.8%。

“二三结合”是“二次开发”的全新升级，统一构建二次开发和三次采油开发层系、立体开发井网（见图7），在充分挖掘水驱潜力的基础上，形成有利于三次采油的地下流场，实现精细水驱与三次采油无缝衔接，节约井网建设投资，实现总体采收率的最大化和经济效益的最优化。“二三结合”的工业化试验无论在“双特高”（综合含水率大于等于 90%，可采储量采出程度大于等于 80%）的西部砂砾岩油藏，还是在东部的砂岩油藏，均取得了良好的效果，为控制含水率、控制注水（蒸汽）量、控制递减提供了技术支撑。

图7 新疆某砾岩油藏“二三结合”立体井网模式图

“十三五”以来，在新疆砾岩、辽河和大港复杂断块“双特高”油田实施“二三结合”工程，覆盖地质储量 1.2×108t。其中精细水驱阶段产量实现翻番，实施三次采油前收回全部钻井投资，预计最终可提高采收率 20%，与单独实施三次采油相比，采收率可提高4%～5%，内部收益率可提高2%～3%，体现出“二三结合”协同提高采收率的良好技术优势。特别是在新疆老油田原有开发模式产能建设萎缩的困局下，通过“二三结合”产能接替技术，已累计增产原油466×104t，落实可采储量 1.6×108t。

在“二三结合”工程基础上，再战略突破“三大”革命性技术，推动原油终极可采：①采用负盐度梯度中相微乳液驱油技术调控油水相态，最终采收率可超过90%；②将现有的蒸汽辅助重力驱（SAGD）、蒸汽驱与高温火驱相结合，实现原油地下原位改质，最终采收率可达 70%～80%，该项技术可将热采成本大幅降低，与稀油相当；③针对中国陆相原油含蜡量高、黏度高、难混相的特点，高压空气驱可以起到“热混相驱”作用，采收率可大幅度提高[1,7]。

通过“二三结合”工程及技术升级突破，不仅可控制含水率、注水（蒸汽）量和产量递减，还可从根本上提升资产价值，特别是提升低效和无效资产的创效能力。低效和无效资产可分为 2类：①近年来由于资源品质变差，相应的开发理论与技术尚未成熟配套，低品位资源采油速度低，采出程度也极低，资产折耗大，运行成本高，主要分布于西部超低渗透油藏和东西部的低渗透—特低渗透油藏；②相对优质的资源进入“双高”（综合含水率大于等于80%，可采储量采出程度大于等于 60%）开发阶段，单井产量和采油速度均很低，在中低油价下处于成本效益的敏感区间。这2类资产占比大，采用新一代大幅度提高采收率开发技术，降低开发成本，增加经济可采储量，资产价值必将大幅提升，潜力巨大。

2.4 创新注气开发关键技术，加快气驱工业化推广

国外注气开发技术经过60余年发展，已成为稀油提高采收率首选技术。据统计，2016年全球提高采收率技术（EOR）产量 1.17×108t，其中气驱 3 671×104t，占 31%[7]。中国注气开发技术方面的研究与试验始于20世纪60年代，中国石油通过近10年的技术攻关试验，烃气混相驱、CO2混相驱、氮气/减氧空气（泡沫）驱等关键技术均取得突破，特别是在低渗和特殊岩性油藏补充能量及提高采收率方面优势明显，2020年气驱产量达105×104t，基本具备工业化推广条件。目前注气技术已成为继化学驱和热采技术之后下一个形成上产千万吨生产规模的新的经济增长点。

注气提高采收率主要采用“多气并举、因藏施气”的策略，老油田应加大注气技术推广力度，新油田则加快注气技术试验。先导试验与工业化试验并重、工业化试验与推广并重、商业化规模应用有序推进，确保实现年产千万吨目标[1,6-7]。实现路径主要有：①统筹 CCS（碳捕集与封存）、CCUS（碳捕集、利用与封存）战略布局，加大企业内部 CO2源汇匹配的工作力度，构建廉价、稳定的多元 CO2供应体系；②推广烃气重力驱与战略储气库联动模式，重点突破气液界面调控和监测技术，加快烃气驱工业化应用步伐；③优先在长庆、新疆等油田的高倾角、块状和高温油藏推广减氧空气驱/高压空气驱，重点突破泡沫辅助气驱和智能化QHSE（质量、健康、安全、环境）技术。

2.5 打破关联交易壁垒，创新管理模式

北美非常规石油资源开发工程服务完全市场化，2014—2016年单井投资降幅超过30%，这一成功做法值得借鉴。中国以非常规资源为主体的新油田产能建设，要达到基准收益目标，需要石油公司和工程服务公司联动创新管理模式，大幅降低产能建设投资。通过10年来的探索实践，中国非常规石油资源开发配套技术基本成熟，其中长水平井段体积改造形成复杂缝网的工艺技术趋于成熟；大平台大井丛工厂化作业模式在实践中效果显现；全生命周期开发方案编制和优化管理、地质工程一体化及个性化设计，从理念到现场实施逐渐清晰。只要彻底改变现有的建产体制，打破关联交易壁垒，降低工程技术服务成本，非常规石油资源必将实现规模有效开发。

2.6 协同优化战略布局，培育重点原油产业基地

“十二五”及以前，大庆油田实现了年产（4 000～5 000）×104t多年稳产，在保证中国的石油产量稳定、确保石油行业经营效益方面起到了十分重要的作用。进入“十三五”以来，大庆油田由于长期高强度开采，以及2014年以来的低油价冲击，产量大幅下滑，对中国能源安全形成了一定冲击。因此需从国家层面，在四大石油公司（中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司、陕西延长石油（集团）有限责任公司）中，前瞻性地着力培育对产量规模和效益发展均起决定性作用的重点产油基地，形成重点油田拉动、协同优化的战略布局。在中国石油，首先把鄂尔多斯盆地和新疆地区培育成最具产量规模和低成本“双优势”的产油基地，松辽盆地则突出开发方式转换升级，渤海湾盆地通过“二三结合”和低渗透油藏开发方式转换，持续稳产，有效降低成本。通过差异化施策，将成本控制到合理水平，整体推动低成本战略的实施。

3 中国油田开发潜力分析

3.1 老油田潜力

截至2019年底，中国四大石油公司高含水油田动用储量为 255.7×108t（见表 1），占总动用储量的74.5%，年产油量占总产量的71.8%；含水率大于等于90%的油田动用储量 111.3×108t，占总动用储量的32.4%，年产油量占总产量的27%；其中东部成熟油区（大庆油田、胜利油田）约有57.8%的储量进入特高含水阶段。尽管中国的油田目前已整体进入“双高”阶段，但总体采出程度不高，高含水油田目前平均地质储量采出程度为25.6%，仍有近3/4的剩余油滞留地下。“二三结合”工程在新疆等油区的试验已取得成功，有效控制了老油田递减，提高了经济可采储量，如果推广至全国，提高经济可采储量潜力巨大。初步评价表明，中国高含水老油田采用“二三结合”开发模式，可覆盖地质储量212.9×108t，预计提高采收率14.4%，增加可采储量30.62×108t。

表1 不同含水级别开发指标汇总结果表（截至2019年底）[13]

为进一步评价并挖掘经济可采储量的潜力，基于已开发油田效益产量评价方法和油气开发项目现金流经济评价方法[14]，针对剩余可采储量以及新增可采储量，分别建立经济可采储量评价方法体系（见图 8）。对中国石油进行系统评价表明，通过水驱控制递减、提高采收率、提高单井产量等技术的全面推广与科学管理创新，预计可提高采收率12.03%，技术可采储量在目前规模基础上可增加1.79倍，在油价45美元/bbl条件下，经济可采储量在目前规模基础上可增加 2.39倍，可为低成本开发战略提供资源保障[1]。

图8 经济可采储量评价方法体系

3.2 新油田潜力

按2016年全国第四次油气资源评价，全国常规石油地质资源量为1 080×108t，非常规石油地质资源量为672×108t[15]。中国当前发现的资源主体是非常规资源，2019年新一轮资源评价页岩油资源量238×108t、致密油138×108t，主要集中在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾、四川等盆地，是未来非常规石油勘探开发的主体。近年来，中国石油在鄂尔多斯盆地超低渗透砂岩、准噶尔盆地超低渗透砾岩和致密油领域的勘探开发不断取得新突破；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷、鄂尔多斯盆地延长组长 7段、松辽盆地青山口组和渤海湾盆地部分凹陷等页岩油勘探开发也取得了重大进展，资源潜力巨大。

4 油田开发低成本战略部署

4.1 老油田战略部署

以“控制递减率、提高采收率”为核心，推进老油田稳产工程：①全面控制老油田递减，在降低自然递减水平的同时增加经济可采储量，保持剩余可采储量的采油速度与递减水平合理匹配；②在全国全面铺开的同时，重点突出长庆、新疆等油田，其次是渤海湾盆地，完成分层次布局；③实质性推进新一代化学驱、SAGD、蒸汽驱-高温火驱复合驱、混相驱、重力稳定驱和高压空气驱的工业化。化学驱主要在东部和新疆油田开展；气驱主要在新疆地区、鄂尔多斯盆地和东部部分油田开展；蒸汽驱和火驱的分层系开发、SAGD、蒸汽驱-火驱复合驱则主要在辽河与新疆油田大力推进。

4.2 新油田战略部署

以“技术进步提单产、管理创新提效益”为核心，实现新油田效益建产：①重视全生命周期开发方案的编制，从地质模型精细化、方案编制标准化、风险管控规范化、方案实施刚性化等方面进行管控，实现整体效益最大化；②强化地质工程一体化融合及个性化设计，降低建井成本，进一步提高单井产量；③加快提高采收率技术攻关与试验，重点突破“超前注气蓄能、注气吞吐、注气驱替”关键技术，打造长庆页岩油、新疆吉木萨尔页岩油、新疆超低渗透砾岩 3个10×108t级提高采收率示范区，解决产量递减快、单井利用率低、采收率低等难题，采收率力争提高 5%～10%；④提高工程服务市场化程度，建立以石油公司为主导的工程技术服务新模式。

4.3 低成本战略前景

根据低成本战略与发展路径预测，“十四五”期间，中国年均探明石油储量可超过10×108t，年均动用可采储量 2.25×108t，原油年产量有望回升到 2×108t；“十五五”期间，原油产量具有上升到2.1×108t的潜力，恢复到历史最高水平[1]。在非常规油气开发方面，2021—2035年预计年均探明非常规石油（页岩油、致密油）地质储量（2.7～2.9）×108t，通过统筹协调，优化工程技术服务体制，可在新疆玛湖/吉木萨尔/准东地区、长庆陇东和陕北、松辽盆地古龙—长岭断陷青山口组及长垣外围集中建产，形成规模。预计到2025年，非常规石油年产量将上升到 1 300×104t（2019年为285×104t），2035 年产量力争达到 2 300×104t，成为中国常规石油的重要补充。在实施低成本战略基础上，再通过优化新老油田投资结构、争取页岩油与尾矿资源的优惠政策、增加石油公司产量等措施，促使全国原油年产量增加（1 500～2 000）×104t，进一步摊薄固定成本，“十四五”末原油完全成本具有5～10美元/bbl的下降空间[1,16]。

5 结语

近年来的多次低油价对中国油田效益开发冲击很大。“十一五”以来，陆上原油完全成本持续攀升，除了开发对象劣质化和老龄化等客观因素外，技术攻关和试验准备不足情况下建产节奏过快、工程技术服务模式制约导致工程技术服务成本高、技术队伍与工艺系统配套难以满足稳油控水和精细开发的技术需求是根本原因。

实现低成本战略，增加经济可采储量是核心。从开发理念上，中国油田开发仅靠高成本规模产能的投入弥补大幅度的递减难以维系生存发展，迫切需要剖析和审视油田开发的思路和理念、开发经营的效率、技术进步以及开发文化体系等要素，推动全生命周期系统化经营和精细化动态管理，从根本上解决制约油田效益开发的问题。因此，需要提升开发业务的领导力，强化开发系统技术专家体系建设，全面践行开发理念和开发文化，充分激励人力资源创效。从技术和管理上，老油田以“控制递减率、提高采收率”为核心，新油田以“技术进步提单产、管理创新提效益”为核心，充分发挥并挖掘陆相油藏开发的思想内涵，提升油藏动态调控的驾驭能力，通过“二三结合”理念引领和工业推广以及技术升级突破，加快开发方式转换，并切实解决多年积攒的工程市场体制问题，提升资产价值，增加经济可采储量。

尽管中国油田开发面临巨大的成本压力，资源品质劣质化趋势不可逆转、技术队伍的业务技能还不能很好地适应复杂的开发形势以及工程技术服务市场体制机制的诸多挑战，但只要做好新、老油田的开发战略部署，将开发文化建设和技术创新提效相融合，抓好“老油田稳产、新油田效益建产”两大工程，积极探寻具有竞争力的提高采收率技术对策，扎实推进油田开发转型升级和精细化油藏经营管理，低成本开发战略必将取得成功。