低油價常態(tài)下中國油田開發(fā)低成本戰(zhàn)略

宋新民，曲德斌，鄒存友

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

中國油田開發(fā)是一部艱難的創(chuàng)業(yè)史和輝煌的發(fā)展史，幾代石油人上下求索、攻堅克難，對中國油氣行業(yè)穩(wěn)健發(fā)展和保障國家能源安全貢獻巨大。近十幾年來，多次油價波動，特別是2014年下半年和2020年初的兩次低油價，給中國各石油公司上游業(yè)務(wù)帶來了強大的沖擊。中國的石油產(chǎn)量在2015年達到歷史最高，為2.15×108t，隨后受油價波動影響，新建產(chǎn)能工作量大幅減小，2018年產(chǎn)量下降到1.89×108t，2020年產(chǎn)量回升到1.95×108t[1]。實際上，多次低油價沖擊是對中國油田開發(fā)從技術(shù)到生產(chǎn)經(jīng)營模式、生產(chǎn)管理模式等的警鐘?？傮w看，中國油田開發(fā)效益對油價的依賴程度高，原油業(yè)務(wù)的油氣行業(yè)競爭力和抗風(fēng)險能力較差。高油價時期，原油業(yè)務(wù)大幅向上拉動公司整體利潤，低油價時期又反噬公司效益。目前，正值中國油氣行業(yè)制定“十四五”發(fā)展規(guī)劃布局之際，如何實現(xiàn)油田低成本開發(fā)是事關(guān)中國各石油公司高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展的重大戰(zhàn)略問題。本文基于中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱“中國石油”）上市以來國內(nèi)油田開發(fā)歷程、技術(shù)發(fā)展與創(chuàng)新實踐，主要梳理剖析原油業(yè)務(wù)成本上升的根源和主控因素，探索低成本開發(fā)的發(fā)展戰(zhàn)略和降本途徑，提出油田開發(fā)實現(xiàn)低成本戰(zhàn)略的對策與措施，分析中國油田開發(fā)的潛力和發(fā)展前景，以期為中國油氣生產(chǎn)企業(yè)上游業(yè)務(wù)提質(zhì)增效提供借鑒。

1 油田開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)與問題根源

1.1 面臨的挑戰(zhàn)

中國油田開發(fā)在產(chǎn)量逐步增加到2×108t的同時，也面臨著巨大的挑戰(zhàn)：①中國各石油公司重組上市以后，特別是“十一五”以來，陸上開發(fā)原油完全成本快速增長，成本控制難度加大。原油完全成本（不含收益金及減值）和資產(chǎn)均增加了1.7倍以上，其中操作成本、折舊折耗等生產(chǎn)成本均增加2.3倍以上。②老油田遞減快，大規(guī)模建產(chǎn)卻沒有帶來產(chǎn)量實質(zhì)性的增長。“十一五”以來，中國年均新建產(chǎn)能超過2 500×104t，但目前僅新增了約2×104t的穩(wěn)產(chǎn)規(guī)模。這意味著絕大部分新建產(chǎn)能都被用于彌補老油田的產(chǎn)量遞減，年遞減率近10%（見圖1），相當(dāng)于每年遞減掉兩個千萬噸級大油田。由于老油田遞減快，大規(guī)模建產(chǎn)沒有帶來產(chǎn)量實質(zhì)性的增長，為確保生產(chǎn)規(guī)模，只能投入產(chǎn)能建設(shè)來彌補產(chǎn)量遞減的損失，形成“規(guī)模建產(chǎn)—彌補遞減—再新建產(chǎn)能”疊加式的惡性循環(huán)。大規(guī)模建產(chǎn)除了使資產(chǎn)和對應(yīng)的折耗增加過快，投資變成成本、形成包袱外，還反映出老油田遞減過快這一核心矛盾。分析結(jié)果表明，綜合遞減與新建產(chǎn)能具有顯著的負相關(guān)關(guān)系（見圖2）。由于新井投產(chǎn)后，在第2年變成老井產(chǎn)量，綜合遞減與新建產(chǎn)能有 1年的滯后效應(yīng)，產(chǎn)能投入后被補充到老井產(chǎn)量中，則自然遞減和綜合遞減被低估，從而造成一種“假象”，掩蓋了真實的遞減水平。盡管投資走高、資產(chǎn)快速增長受開發(fā)對象劣質(zhì)化、工藝技術(shù)復(fù)雜和井深增加等多種因素影響，但是大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)是主要驅(qū)動因素。大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)使井?dāng)?shù)快速增長，直接導(dǎo)致了采出作業(yè)費等操作成本的增加。因此，受大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)影響，疊加作業(yè)井次與產(chǎn)液量的大幅增加等因素綜合影響，操作成本必然過快增長。

圖1 中國油田純老井實際無因次產(chǎn)量遞減曲線

圖2 新建產(chǎn)能與綜合遞減率關(guān)系曲線

1.2 問題根源

1.2.1 面對資源品種變差，技術(shù)攻關(guān)、試驗準(zhǔn)備不足，建產(chǎn)節(jié)奏過快，創(chuàng)效能力變差

自2000年中國各石油公司改革重組上市之初，中國原油開發(fā)便面臨資源和產(chǎn)能接替困難的被動局面，近20年來，通過大力實施勘探開發(fā)一體化戰(zhàn)略，在非常規(guī)油氣勘探領(lǐng)域取得重大突破，解決了長期以來資源接替的巨大困難；從“十二五”開始，全國年均探明石油地質(zhì)儲量為（8～10）×108t，“十三五”上升到（10～12）×108t。但在此期間，資源品質(zhì)劣質(zhì)化特征已十分明顯，且對該類資源進行產(chǎn)能建設(shè)的技術(shù)攻關(guān)和試驗尚未成熟配套，同時大規(guī)模高速建產(chǎn)，沒有把控好建產(chǎn)節(jié)奏和方案優(yōu)化設(shè)計，故在開發(fā)前期準(zhǔn)備不足與快速產(chǎn)能建設(shè)雙重因素的影響下，相當(dāng)一部分低品位資源的產(chǎn)能建設(shè)效果低于預(yù)期，形成大量不良資產(chǎn)，資產(chǎn)規(guī)模加大，創(chuàng)效能力降低。通過 2013—2018年新建產(chǎn)能效果跟蹤發(fā)現(xiàn)，近些年來新井投資規(guī)模較大，但新井成本與產(chǎn)量貢獻不匹配，表現(xiàn)為新井投資對產(chǎn)量貢獻小，對折耗影響大。5年期間，新井對累計產(chǎn)量的貢獻率僅為 25%～35%，而對折耗的貢獻率則超過60%（見圖3）。

圖3 2013—2018年不同油田新井對產(chǎn)量、折耗的貢獻率

1.2.2 工程技術(shù)服務(wù)模式嚴重制約產(chǎn)能建設(shè)效果，投資成本高

近年來，中國陸上石油公司產(chǎn)能建設(shè)效果深受關(guān)聯(lián)交易的工程定額制約。油田公司和工程技術(shù)服務(wù)公司雖同屬一家石油公司，但未能發(fā)揮一體化的體制優(yōu)勢，未能找到針對資源品質(zhì)變差的協(xié)同創(chuàng)新降本解決辦法，最終石油公司資產(chǎn)規(guī)模大幅上升。巨額的生產(chǎn)折耗進入完全成本，迫使石油公司長期以來高成本運行，后續(xù)生產(chǎn)中不得不大幅壓縮操作成本，使油田開發(fā)最基本的監(jiān)測和油水井的維護投入不足，導(dǎo)致油田產(chǎn)量大幅遞減。另一方面，在20世紀70—80年代僅靠常規(guī)射孔就可以獲得高產(chǎn)的油層，目前不得不采用壓裂投產(chǎn)，一方面增加生產(chǎn)折耗，同時在一定程度上加快了油井水淹速度，改變剩余油與水淹層的分布體系，影響潛力的挖掘。

1.2.3 技術(shù)隊伍與工藝系統(tǒng)配套難以滿足穩(wěn)油控水和精細開發(fā)的技術(shù)需求

隨著油田開發(fā)進入中后期，地下油水分布更趨復(fù)雜，加密調(diào)整初期以較低的含水率可獲得較高的產(chǎn)量，由于陸相儲集層的強非均質(zhì)性，剖面的動用狀況受技術(shù)隊伍、分層控制及地面系統(tǒng)配套能力的制約，難以保證注采剖面的精準(zhǔn)動態(tài)調(diào)控，精細挖潛效果低于預(yù)期。實際上，目前油田生產(chǎn)一線開發(fā)技術(shù)力量配置與穩(wěn)油控水、精細開發(fā)的技術(shù)需求矛盾突出，部分油田管理粗放，原油采出程度不到 10%就進入高含水（含水率大于 60%）和高成本開發(fā)運行階段，同時油藏進入高含水階段后，開發(fā)層系、井網(wǎng)又變得嚴重不適應(yīng)，不具備注采動態(tài)調(diào)控能力，油藏只能在特高含水（含水率95%～97%）、超低采油速度條件下開發(fā)，不僅損失了大量可采儲量，而且產(chǎn)量大幅遞減。此外，一部分過去開發(fā)的優(yōu)質(zhì)油藏，由于受井況、技術(shù)和人力的制約，已處于關(guān)閉或低效運行狀態(tài)。另外，長期、固化的以產(chǎn)量指標(biāo)作為衡量企業(yè)業(yè)績主要標(biāo)準(zhǔn)的評價方式，導(dǎo)致了中國國內(nèi)石油生產(chǎn)企業(yè)形成了“多打井才多出油”、“唯產(chǎn)量至上”的粗放式管理方式，淡化了油田開發(fā)精細經(jīng)營和全生命周期系統(tǒng)優(yōu)化的開發(fā)原則。如老油田提高產(chǎn)量僅靠打新井建產(chǎn)能，而非通過系統(tǒng)性調(diào)整注采關(guān)系增加經(jīng)濟可采儲量實現(xiàn)長期高水平穩(wěn)產(chǎn)。中國陸相強非均質(zhì)性油藏的開發(fā)實踐已經(jīng)表明，原油開發(fā)屬于技術(shù)密集型業(yè)務(wù)，需要全生命周期的精細經(jīng)營與系統(tǒng)管理，更需要精細化的生產(chǎn)動態(tài)調(diào)控。

2 油田低成本開發(fā)戰(zhàn)略與路徑

油田開發(fā)效益涉及收入、資產(chǎn)減值和完全成本 3大類，可細分為價格、產(chǎn)量、操作成本、折舊折耗等20多項指標(biāo)，其中約50%是相對可控指標(biāo)（見圖4）。綜合分析各指標(biāo)的關(guān)聯(lián)性與低成本戰(zhàn)略的目標(biāo)驅(qū)動需求，可知增加經(jīng)濟可采儲量是降低成本的核心。為此，首先要調(diào)動不同層級人力資源創(chuàng)效的積極性，最大限度挖掘其潛能與創(chuàng)造性，更重要的是提升開發(fā)業(yè)務(wù)的領(lǐng)導(dǎo)力，深入挖掘“大慶開發(fā)文化”，這是低成本發(fā)展的根基；然后，圍繞老油田穩(wěn)產(chǎn)和新油田效益建產(chǎn)進行系列技術(shù)創(chuàng)新提效，增加經(jīng)濟可采儲量。只有通過人力資源創(chuàng)效、技術(shù)創(chuàng)新提效、增加經(jīng)濟可采儲量這3項關(guān)鍵要素關(guān)聯(lián)促進，環(huán)環(huán)相扣，才能最終推動降本提效，實現(xiàn)中國各石油公司原油開發(fā)業(yè)務(wù)提質(zhì)增效（見圖 5）。

圖4 開發(fā)效益及成本影響因素分解

圖5 油田開發(fā)低成本戰(zhàn)略的總體思路和技術(shù)路線

實施低成本開發(fā)戰(zhàn)略，增加經(jīng)濟可采儲量是核心。經(jīng)濟可采儲量受油藏資源品質(zhì)、開發(fā)技術(shù)水平、國際油價和經(jīng)營管理能力等共同影響。增加經(jīng)濟可采儲量是低成本發(fā)展的基礎(chǔ)，一方面可以確保高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)和良好的經(jīng)濟效益，同時還可以增加PD儲量（證實已開發(fā)儲量），降低折耗率，減少生產(chǎn)經(jīng)營的折舊折耗壓力。按目前的技術(shù)和成本水平測算，油價處于45～50美元/bbl的低油價區(qū)間時，中國陸上僅有近一半剩余技術(shù)可采儲量可轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟可采儲量；如果油價低于45美元/bbl，可轉(zhuǎn)化的經(jīng)濟可采儲量縮減幅度巨大，可轉(zhuǎn)化經(jīng)濟可采儲量對油價更敏感。隨著時間的推移，資源劣質(zhì)化、油田老齡化、低油價背景仍將加劇，只有通過開發(fā)技術(shù)的進步和管理水平的提升，進一步提高單井產(chǎn)量、降低產(chǎn)量遞減幅度、提高油田采收率，才能大幅度增加經(jīng)濟可采儲量，提高原油產(chǎn)量規(guī)模與經(jīng)濟效益。

2.1 深入挖掘“大慶開發(fā)文化”，激勵人力資源創(chuàng)效

回顧大慶油田開發(fā)歷程，在開發(fā)初期，針對當(dāng)時分層狀況認識不清，水竄與壓力分布不均的突出矛盾，創(chuàng)造性提出“六分四清”的開發(fā)思想和群眾性“管井”活動的管理方式，并始終保持，一以貫之，奠定了大慶油田在世界上獨樹一幟、精細開發(fā)的基礎(chǔ)[2]。在高含水開發(fā)階段，基于強非均質(zhì)陸相儲集層的分類認識，采用面積井網(wǎng)、細分開發(fā)層系、多次加密調(diào)整、高含水期控水提液等強化開采方式，保障了大慶油田5 000×104t長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。進入21世紀，在沒有新資源接替、老油田逐漸步入特高含水階段背景下，從控遞減、控含水上，實施“四個精細”（精細非均質(zhì)性認識、精細注采系統(tǒng)調(diào)整、精細注采結(jié)構(gòu)調(diào)整、精細生產(chǎn)經(jīng)營管理）一體化管理模式；從挖潛認識上，踐行“五個不等于”（油田高含水不等于每口井都高含水；油井高含水不等于每個層都高含水；油層高含水不等于每個部位、每個方向都高含水；地質(zhì)工作精細不等于認清了地下所有潛力；開發(fā)調(diào)整精細不等于每個區(qū)塊、每口井和每個層都已調(diào)整到位）精細開發(fā)理念，逐步破解高含水油田低成本開發(fā)難題，實現(xiàn)了4 000×104t穩(wěn)產(chǎn)，沉淀了大慶精細開發(fā)的思想內(nèi)涵[2-3]；其中，“十二五”期間，長垣油田建立了水驅(qū)精細挖潛示范區(qū)，在含水率93%、連續(xù)5年不鉆新井的背景下，取得了產(chǎn)量保持不降，含水基本不升，成本下降 10%的顯著成效[3]?！笆濉比孢M入特高含水階段以來，在無井可打、措施有限的情況下，面對低油價，油田開發(fā)取得了較好的技術(shù)經(jīng)濟效果：長垣主體區(qū)塊在剩余可采儲量采油速度 15%～20%情況下，遞減率仍然保持 10%以下的較低遞減水平，其中示范區(qū)遞減率僅5%～6%，這難以用常規(guī)的開發(fā)理論和開發(fā)模式解釋，恰是一種大慶特有的、深厚的開發(fā)文化力量推動的成果體現(xiàn)[3-5]。

“大慶開發(fā)文化”的核心內(nèi)涵就是開發(fā)業(yè)務(wù)領(lǐng)導(dǎo)力的統(tǒng)領(lǐng)作用，無形且強大無比的開發(fā)業(yè)務(wù)領(lǐng)導(dǎo)力驅(qū)動不同階段的開發(fā)業(yè)務(wù)，并引領(lǐng)業(yè)務(wù)的不斷向前發(fā)展；開發(fā)業(yè)務(wù)的領(lǐng)導(dǎo)力牽系著開發(fā)隊伍，恰似逆水行舟，不斷挑戰(zhàn)開發(fā)極限，它凝聚著大慶開發(fā)工作者內(nèi)化于心、外化于形的自覺行動，所以各采油廠在油田開發(fā)技術(shù)和管理上都堅持統(tǒng)一的原則、統(tǒng)一的流程、統(tǒng)一的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)；通過集思想、理念、技術(shù)、管理和實踐于一體的一套陸相油藏開發(fā)文化體系，實事求是地順應(yīng)油藏的客觀地質(zhì)條件，科學(xué)地把握開發(fā)的基本規(guī)律，遵循開發(fā)的基本原則，保證油田開發(fā)有條不紊持續(xù)推進[3-5]。

針對當(dāng)前高含水油田開發(fā)面臨穩(wěn)油控水困難的現(xiàn)實，首先需要深入挖掘并全面踐行“大慶開發(fā)文化”，實施規(guī)范管理、精細挖潛；如果把“大慶開發(fā)文化”全面踐行到全國老油田規(guī)范的技術(shù)管理和精細挖潛中，必將大幅增加可采儲量，降低開發(fā)成本。鑒于目前中國油田的開發(fā)形勢，一方面迫切需要全面提升開發(fā)業(yè)務(wù)的領(lǐng)導(dǎo)力，推動油田開發(fā)技術(shù)和管理水平的提升，其途徑可從開發(fā)管理綱要入手，對開發(fā)方案編制、方案審查、方案實施評估和調(diào)整的全過程進行監(jiān)管和落實，輔以問責(zé)、獎懲等機制，優(yōu)化開發(fā)部署、統(tǒng)籌規(guī)劃布局；另一方面，大力提升開發(fā)系統(tǒng)技術(shù)專家體系建設(shè)，給基層采油單位配足有經(jīng)驗的技術(shù)專家，提高技術(shù)隊伍素質(zhì)，確保油田開發(fā)嚴格按開發(fā)綱要、開發(fā)原則和開發(fā)方案實施。

基于上述開發(fā)文化推動挖潛增效的理念，從 3個方面激勵人力資源創(chuàng)效：①進一步拓展中國各石油公司內(nèi)部礦權(quán)流轉(zhuǎn)范圍，把開發(fā)難度大，但又具有較大潛力的老油田納入礦權(quán)流轉(zhuǎn)范圍。有些區(qū)塊在過去是相對優(yōu)質(zhì)的資源，進入開發(fā)后期，現(xiàn)有技術(shù)水平難以駕馭這些油田的開發(fā)走勢，對效益的負面影響較大。該類資源可以納入流轉(zhuǎn)范圍，在全國范圍內(nèi)招募具有技術(shù)優(yōu)勢和老油田開發(fā)經(jīng)驗的開發(fā)團隊，充分發(fā)揮“大慶開發(fā)文化”的優(yōu)勢與資深開發(fā)專家的特長盤活老油田資產(chǎn)，提高油田開發(fā)效益，同時通過示范引領(lǐng)，為“大慶開發(fā)文化”的推廣提供有效的途徑。②通過激勵政策，靶向引導(dǎo)老油田技術(shù)人員向人員少、技術(shù)薄弱的油田流動。③可引入對外合作機制，與體制外公司進行商務(wù)合作，發(fā)揮體制外用人模式和人員激勵政策的優(yōu)勢，參照降低工程投資的模式和經(jīng)驗，實現(xiàn)高成本區(qū)塊的有效治理。

2.2 提升油藏動態(tài)調(diào)控的駕馭能力，以科學(xué)原則推動精準(zhǔn)開發(fā)

注水開發(fā)油田的整個注水開發(fā)系統(tǒng)發(fā)生的費用都與水有關(guān)，注水量上升、含水率上升、單井日產(chǎn)油下降均會導(dǎo)致操作成本快速上升。特別是高含水油田，運行成本中 40%的費用與含水相關(guān)。中國某油田目前含水率已超過95%，在此基礎(chǔ)上含水率每上升0.4%，增加注水量 6 122×104m3，增加產(chǎn)液量 4 753×104t，增加水循環(huán)費用6.5×108元；隨著含水率上升，水油比及成本將大幅增加，當(dāng)含水率為94%時，操作成本為597.4元/t，當(dāng)含水率上升至95%～97%時，操作成本將增長21%～53%[3]（見圖6）。控制含水上升將減緩產(chǎn)量遞減，減輕產(chǎn)能建設(shè)壓力，降低產(chǎn)能投資和折舊折耗。以中國石油為例，如果遞減率降低2%～3%，可少建（400～500）×104t產(chǎn)能，減少投資（200～300）×108元，可見控制含水上升、產(chǎn)量遞減是降成本的首要任務(wù)。

圖6 某油田操作費隨含水率變化曲線

含水上升快、產(chǎn)量遞減大是長期以來制約原油業(yè)務(wù)健康發(fā)展的瓶頸，為此需要解決好以下 5個方面的問題：①儲集層非均質(zhì)性是控制油田含水和注采矛盾最突出、最關(guān)鍵的因素，如何科學(xué)地認識與表征儲集層非均質(zhì)性是穩(wěn)油控水的核心；②長期的油田開發(fā)實踐表明，合理的注采井?dāng)?shù)比是在高含水期提液過程中實現(xiàn)控水的決定性條件，如何保障井況和井網(wǎng)完善，保持合理注采井?dāng)?shù)比，使油井多向受效是穩(wěn)油控水的關(guān)鍵；③合理、精細的儲集層描述是細分層系和優(yōu)化分層注水的基礎(chǔ)，層系劃分足夠精細、分層注水足夠合理才能最大限度地提高儲量控制程度和動用程度；④在高含水條件下，做好注采動態(tài)分析、搞好精細注采結(jié)構(gòu)調(diào)整才能適時對注采動態(tài)進行調(diào)控，實現(xiàn)穩(wěn)油控水；⑤努力完善注采工藝，提升注入水處理能力，減少回注時因采出水含油、懸浮物超標(biāo)導(dǎo)致的油層堵塞現(xiàn)象，才能及時、均衡地補充地層能量?？茖W(xué)地解決好這些技術(shù)問題，進一步發(fā)展和完善陸相油藏開發(fā)技術(shù)系列，才能破解老油田開發(fā)成本高的難題；同時也是科學(xué)開發(fā)的基本原則，更是通過實施精準(zhǔn)動態(tài)調(diào)控推動精準(zhǔn)開發(fā)的必經(jīng)之路[1,3,6-7]。

2.3 大力推進“二三結(jié)合”戰(zhàn)略工程與技術(shù)升級，大幅度提高采收率

油田含水上升過快，產(chǎn)量遞減速率過大，經(jīng)濟可采儲量大幅降低是目前油田開發(fā)運行成本和折舊折耗高的主因。為彌補產(chǎn)量遞減，常規(guī)措施主要為大幅提高注水（稠油油藏注蒸汽）量補充地層能量或是新建產(chǎn)能，這兩者均會大幅提高生產(chǎn)成本。因此，要最終降低成本，必須降低含水率、降低注水量（蒸汽量），并采取有效措施減緩遞減，降低產(chǎn)能建設(shè)壓力。

中國石油持續(xù)開展的“二次開發(fā)”和“二三結(jié)合”工程已為老油田可持續(xù)效益開發(fā)儲備了戰(zhàn)略性的接替技術(shù)，解決了老油田常規(guī)加密調(diào)整之后的高含水、特高含水階段開發(fā)的戰(zhàn)略問題[8-10]。

二次開發(fā)的核心是在充分認識儲集層非均質(zhì)性基礎(chǔ)上細分開發(fā)層系，以單砂體為注采單元，實現(xiàn)注采動態(tài)的總體調(diào)控和精準(zhǔn)控制，進而實現(xiàn)穩(wěn)油控水[11-12]。中國石油始于2007年的老油田二次開發(fā)工程，已覆蓋地質(zhì)儲量16.7×108t，高峰年產(chǎn)量1 042×104t，連續(xù)7年年產(chǎn)油量超過1 000×104t，新增可采儲量12 381×104t，水驅(qū)采收率提高7.8%。

“二三結(jié)合”是“二次開發(fā)”的全新升級，統(tǒng)一構(gòu)建二次開發(fā)和三次采油開發(fā)層系、立體開發(fā)井網(wǎng)（見圖7），在充分挖掘水驅(qū)潛力的基礎(chǔ)上，形成有利于三次采油的地下流場，實現(xiàn)精細水驅(qū)與三次采油無縫銜接，節(jié)約井網(wǎng)建設(shè)投資，實現(xiàn)總體采收率的最大化和經(jīng)濟效益的最優(yōu)化?！岸Y(jié)合”的工業(yè)化試驗無論在“雙特高”（綜合含水率大于等于 90%，可采儲量采出程度大于等于 80%）的西部砂礫巖油藏，還是在東部的砂巖油藏，均取得了良好的效果，為控制含水率、控制注水（蒸汽）量、控制遞減提供了技術(shù)支撐。

圖7 新疆某礫巖油藏“二三結(jié)合”立體井網(wǎng)模式圖

“十三五”以來，在新疆礫巖、遼河和大港復(fù)雜斷塊“雙特高”油田實施“二三結(jié)合”工程，覆蓋地質(zhì)儲量 1.2×108t。其中精細水驅(qū)階段產(chǎn)量實現(xiàn)翻番，實施三次采油前收回全部鉆井投資，預(yù)計最終可提高采收率 20%，與單獨實施三次采油相比，采收率可提高4%～5%，內(nèi)部收益率可提高2%～3%，體現(xiàn)出“二三結(jié)合”協(xié)同提高采收率的良好技術(shù)優(yōu)勢。特別是在新疆老油田原有開發(fā)模式產(chǎn)能建設(shè)萎縮的困局下，通過“二三結(jié)合”產(chǎn)能接替技術(shù)，已累計增產(chǎn)原油466×104t，落實可采儲量 1.6×108t。

在“二三結(jié)合”工程基礎(chǔ)上，再戰(zhàn)略突破“三大”革命性技術(shù)，推動原油終極可采：①采用負鹽度梯度中相微乳液驅(qū)油技術(shù)調(diào)控油水相態(tài)，最終采收率可超過90%；②將現(xiàn)有的蒸汽輔助重力驅(qū)（SAGD）、蒸汽驅(qū)與高溫火驅(qū)相結(jié)合，實現(xiàn)原油地下原位改質(zhì)，最終采收率可達 70%～80%，該項技術(shù)可將熱采成本大幅降低，與稀油相當(dāng)；③針對中國陸相原油含蠟量高、黏度高、難混相的特點，高壓空氣驅(qū)可以起到“熱混相驅(qū)”作用，采收率可大幅度提高[1,7]。

通過“二三結(jié)合”工程及技術(shù)升級突破，不僅可控制含水率、注水（蒸汽）量和產(chǎn)量遞減，還可從根本上提升資產(chǎn)價值，特別是提升低效和無效資產(chǎn)的創(chuàng)效能力。低效和無效資產(chǎn)可分為 2類：①近年來由于資源品質(zhì)變差，相應(yīng)的開發(fā)理論與技術(shù)尚未成熟配套，低品位資源采油速度低，采出程度也極低，資產(chǎn)折耗大，運行成本高，主要分布于西部超低滲透油藏和東西部的低滲透—特低滲透油藏；②相對優(yōu)質(zhì)的資源進入“雙高”（綜合含水率大于等于80%，可采儲量采出程度大于等于 60%）開發(fā)階段，單井產(chǎn)量和采油速度均很低，在中低油價下處于成本效益的敏感區(qū)間。這2類資產(chǎn)占比大，采用新一代大幅度提高采收率開發(fā)技術(shù)，降低開發(fā)成本，增加經(jīng)濟可采儲量，資產(chǎn)價值必將大幅提升，潛力巨大。

2.4 創(chuàng)新注氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，加快氣驅(qū)工業(yè)化推廣

國外注氣開發(fā)技術(shù)經(jīng)過60余年發(fā)展，已成為稀油提高采收率首選技術(shù)。據(jù)統(tǒng)計，2016年全球提高采收率技術(shù)（EOR）產(chǎn)量 1.17×108t，其中氣驅(qū) 3 671×104t，占 31%[7]。中國注氣開發(fā)技術(shù)方面的研究與試驗始于20世紀60年代，中國石油通過近10年的技術(shù)攻關(guān)試驗，烴氣混相驅(qū)、CO2混相驅(qū)、氮氣/減氧空氣（泡沫）驅(qū)等關(guān)鍵技術(shù)均取得突破，特別是在低滲和特殊巖性油藏補充能量及提高采收率方面優(yōu)勢明顯，2020年氣驅(qū)產(chǎn)量達105×104t，基本具備工業(yè)化推廣條件。目前注氣技術(shù)已成為繼化學(xué)驅(qū)和熱采技術(shù)之后下一個形成上產(chǎn)千萬噸生產(chǎn)規(guī)模的新的經(jīng)濟增長點。

注氣提高采收率主要采用“多氣并舉、因藏施氣”的策略，老油田應(yīng)加大注氣技術(shù)推廣力度，新油田則加快注氣技術(shù)試驗。先導(dǎo)試驗與工業(yè)化試驗并重、工業(yè)化試驗與推廣并重、商業(yè)化規(guī)模應(yīng)用有序推進，確保實現(xiàn)年產(chǎn)千萬噸目標(biāo)[1,6-7]。實現(xiàn)路徑主要有：①統(tǒng)籌 CCS（碳捕集與封存）、CCUS（碳捕集、利用與封存）戰(zhàn)略布局，加大企業(yè)內(nèi)部 CO2源匯匹配的工作力度，構(gòu)建廉價、穩(wěn)定的多元 CO2供應(yīng)體系；②推廣烴氣重力驅(qū)與戰(zhàn)略儲氣庫聯(lián)動模式，重點突破氣液界面調(diào)控和監(jiān)測技術(shù)，加快烴氣驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用步伐；③優(yōu)先在長慶、新疆等油田的高傾角、塊狀和高溫油藏推廣減氧空氣驅(qū)/高壓空氣驅(qū)，重點突破泡沫輔助氣驅(qū)和智能化QHSE（質(zhì)量、健康、安全、環(huán)境）技術(shù)。

2.5 打破關(guān)聯(lián)交易壁壘，創(chuàng)新管理模式

北美非常規(guī)石油資源開發(fā)工程服務(wù)完全市場化，2014—2016年單井投資降幅超過30%，這一成功做法值得借鑒。中國以非常規(guī)資源為主體的新油田產(chǎn)能建設(shè)，要達到基準(zhǔn)收益目標(biāo)，需要石油公司和工程服務(wù)公司聯(lián)動創(chuàng)新管理模式，大幅降低產(chǎn)能建設(shè)投資。通過10年來的探索實踐，中國非常規(guī)石油資源開發(fā)配套技術(shù)基本成熟，其中長水平井段體積改造形成復(fù)雜縫網(wǎng)的工藝技術(shù)趨于成熟；大平臺大井叢工廠化作業(yè)模式在實踐中效果顯現(xiàn)；全生命周期開發(fā)方案編制和優(yōu)化管理、地質(zhì)工程一體化及個性化設(shè)計，從理念到現(xiàn)場實施逐漸清晰。只要徹底改變現(xiàn)有的建產(chǎn)體制，打破關(guān)聯(lián)交易壁壘，降低工程技術(shù)服務(wù)成本，非常規(guī)石油資源必將實現(xiàn)規(guī)模有效開發(fā)。

2.6 協(xié)同優(yōu)化戰(zhàn)略布局，培育重點原油產(chǎn)業(yè)基地

“十二五”及以前，大慶油田實現(xiàn)了年產(chǎn)（4 000～5 000）×104t多年穩(wěn)產(chǎn)，在保證中國的石油產(chǎn)量穩(wěn)定、確保石油行業(yè)經(jīng)營效益方面起到了十分重要的作用。進入“十三五”以來，大慶油田由于長期高強度開采，以及2014年以來的低油價沖擊，產(chǎn)量大幅下滑，對中國能源安全形成了一定沖擊。因此需從國家層面，在四大石油公司（中國石油天然氣集團有限公司、中國石油化工集團有限公司、中國海洋石油集團有限公司、陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司）中，前瞻性地著力培育對產(chǎn)量規(guī)模和效益發(fā)展均起決定性作用的重點產(chǎn)油基地，形成重點油田拉動、協(xié)同優(yōu)化的戰(zhàn)略布局。在中國石油，首先把鄂爾多斯盆地和新疆地區(qū)培育成最具產(chǎn)量規(guī)模和低成本“雙優(yōu)勢”的產(chǎn)油基地，松遼盆地則突出開發(fā)方式轉(zhuǎn)換升級，渤海灣盆地通過“二三結(jié)合”和低滲透油藏開發(fā)方式轉(zhuǎn)換，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，有效降低成本。通過差異化施策，將成本控制到合理水平，整體推動低成本戰(zhàn)略的實施。

3 中國油田開發(fā)潛力分析

3.1 老油田潛力

截至2019年底，中國四大石油公司高含水油田動用儲量為 255.7×108t（見表 1），占總動用儲量的74.5%，年產(chǎn)油量占總產(chǎn)量的71.8%；含水率大于等于90%的油田動用儲量 111.3×108t，占總動用儲量的32.4%，年產(chǎn)油量占總產(chǎn)量的27%；其中東部成熟油區(qū)（大慶油田、勝利油田）約有57.8%的儲量進入特高含水階段。盡管中國的油田目前已整體進入“雙高”階段，但總體采出程度不高，高含水油田目前平均地質(zhì)儲量采出程度為25.6%，仍有近3/4的剩余油滯留地下?！岸Y(jié)合”工程在新疆等油區(qū)的試驗已取得成功，有效控制了老油田遞減，提高了經(jīng)濟可采儲量，如果推廣至全國，提高經(jīng)濟可采儲量潛力巨大。初步評價表明，中國高含水老油田采用“二三結(jié)合”開發(fā)模式，可覆蓋地質(zhì)儲量212.9×108t，預(yù)計提高采收率14.4%，增加可采儲量30.62×108t。

表1 不同含水級別開發(fā)指標(biāo)匯總結(jié)果表（截至2019年底）[13]

為進一步評價并挖掘經(jīng)濟可采儲量的潛力，基于已開發(fā)油田效益產(chǎn)量評價方法和油氣開發(fā)項目現(xiàn)金流經(jīng)濟評價方法[14]，針對剩余可采儲量以及新增可采儲量，分別建立經(jīng)濟可采儲量評價方法體系（見圖 8）。對中國石油進行系統(tǒng)評價表明，通過水驅(qū)控制遞減、提高采收率、提高單井產(chǎn)量等技術(shù)的全面推廣與科學(xué)管理創(chuàng)新，預(yù)計可提高采收率12.03%，技術(shù)可采儲量在目前規(guī)模基礎(chǔ)上可增加1.79倍，在油價45美元/bbl條件下，經(jīng)濟可采儲量在目前規(guī)?；A(chǔ)上可增加 2.39倍，可為低成本開發(fā)戰(zhàn)略提供資源保障[1]。

圖8 經(jīng)濟可采儲量評價方法體系

3.2 新油田潛力

按2016年全國第四次油氣資源評價，全國常規(guī)石油地質(zhì)資源量為1 080×108t，非常規(guī)石油地質(zhì)資源量為672×108t[15]。中國當(dāng)前發(fā)現(xiàn)的資源主體是非常規(guī)資源，2019年新一輪資源評價頁巖油資源量238×108t、致密油138×108t，主要集中在鄂爾多斯、松遼、準(zhǔn)噶爾、渤海灣、四川等盆地，是未來非常規(guī)石油勘探開發(fā)的主體。近年來，中國石油在鄂爾多斯盆地超低滲透砂巖、準(zhǔn)噶爾盆地超低滲透礫巖和致密油領(lǐng)域的勘探開發(fā)不斷取得新突破；準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷、鄂爾多斯盆地延長組長 7段、松遼盆地青山口組和渤海灣盆地部分凹陷等頁巖油勘探開發(fā)也取得了重大進展，資源潛力巨大。

4 油田開發(fā)低成本戰(zhàn)略部署

4.1 老油田戰(zhàn)略部署

以“控制遞減率、提高采收率”為核心，推進老油田穩(wěn)產(chǎn)工程：①全面控制老油田遞減，在降低自然遞減水平的同時增加經(jīng)濟可采儲量，保持剩余可采儲量的采油速度與遞減水平合理匹配；②在全國全面鋪開的同時，重點突出長慶、新疆等油田，其次是渤海灣盆地，完成分層次布局；③實質(zhì)性推進新一代化學(xué)驅(qū)、SAGD、蒸汽驅(qū)-高溫火驅(qū)復(fù)合驅(qū)、混相驅(qū)、重力穩(wěn)定驅(qū)和高壓空氣驅(qū)的工業(yè)化?；瘜W(xué)驅(qū)主要在東部和新疆油田開展；氣驅(qū)主要在新疆地區(qū)、鄂爾多斯盆地和東部部分油田開展；蒸汽驅(qū)和火驅(qū)的分層系開發(fā)、SAGD、蒸汽驅(qū)-火驅(qū)復(fù)合驅(qū)則主要在遼河與新疆油田大力推進。

4.2 新油田戰(zhàn)略部署

以“技術(shù)進步提單產(chǎn)、管理創(chuàng)新提效益”為核心，實現(xiàn)新油田效益建產(chǎn)：①重視全生命周期開發(fā)方案的編制，從地質(zhì)模型精細化、方案編制標(biāo)準(zhǔn)化、風(fēng)險管控規(guī)范化、方案實施剛性化等方面進行管控，實現(xiàn)整體效益最大化；②強化地質(zhì)工程一體化融合及個性化設(shè)計，降低建井成本，進一步提高單井產(chǎn)量；③加快提高采收率技術(shù)攻關(guān)與試驗，重點突破“超前注氣蓄能、注氣吞吐、注氣驅(qū)替”關(guān)鍵技術(shù)，打造長慶頁巖油、新疆吉木薩爾頁巖油、新疆超低滲透礫巖 3個10×108t級提高采收率示范區(qū)，解決產(chǎn)量遞減快、單井利用率低、采收率低等難題，采收率力爭提高 5%～10%；④提高工程服務(wù)市場化程度，建立以石油公司為主導(dǎo)的工程技術(shù)服務(wù)新模式。

4.3 低成本戰(zhàn)略前景

根據(jù)低成本戰(zhàn)略與發(fā)展路徑預(yù)測，“十四五”期間，中國年均探明石油儲量可超過10×108t，年均動用可采儲量 2.25×108t，原油年產(chǎn)量有望回升到 2×108t；“十五五”期間，原油產(chǎn)量具有上升到2.1×108t的潛力，恢復(fù)到歷史最高水平[1]。在非常規(guī)油氣開發(fā)方面，2021—2035年預(yù)計年均探明非常規(guī)石油（頁巖油、致密油）地質(zhì)儲量（2.7～2.9）×108t，通過統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，優(yōu)化工程技術(shù)服務(wù)體制，可在新疆瑪湖/吉木薩爾/準(zhǔn)東地區(qū)、長慶隴東和陜北、松遼盆地古龍—長嶺斷陷青山口組及長垣外圍集中建產(chǎn)，形成規(guī)模。預(yù)計到2025年，非常規(guī)石油年產(chǎn)量將上升到 1 300×104t（2019年為285×104t），2035 年產(chǎn)量力爭達到 2 300×104t，成為中國常規(guī)石油的重要補充。在實施低成本戰(zhàn)略基礎(chǔ)上，再通過優(yōu)化新老油田投資結(jié)構(gòu)、爭取頁巖油與尾礦資源的優(yōu)惠政策、增加石油公司產(chǎn)量等措施，促使全國原油年產(chǎn)量增加（1 500～2 000）×104t，進一步攤薄固定成本，“十四五”末原油完全成本具有5～10美元/bbl的下降空間[1,16]。

5 結(jié)語

近年來的多次低油價對中國油田效益開發(fā)沖擊很大。“十一五”以來，陸上原油完全成本持續(xù)攀升，除了開發(fā)對象劣質(zhì)化和老齡化等客觀因素外，技術(shù)攻關(guān)和試驗準(zhǔn)備不足情況下建產(chǎn)節(jié)奏過快、工程技術(shù)服務(wù)模式制約導(dǎo)致工程技術(shù)服務(wù)成本高、技術(shù)隊伍與工藝系統(tǒng)配套難以滿足穩(wěn)油控水和精細開發(fā)的技術(shù)需求是根本原因。

實現(xiàn)低成本戰(zhàn)略，增加經(jīng)濟可采儲量是核心。從開發(fā)理念上，中國油田開發(fā)僅靠高成本規(guī)模產(chǎn)能的投入彌補大幅度的遞減難以維系生存發(fā)展，迫切需要剖析和審視油田開發(fā)的思路和理念、開發(fā)經(jīng)營的效率、技術(shù)進步以及開發(fā)文化體系等要素，推動全生命周期系統(tǒng)化經(jīng)營和精細化動態(tài)管理，從根本上解決制約油田效益開發(fā)的問題。因此，需要提升開發(fā)業(yè)務(wù)的領(lǐng)導(dǎo)力，強化開發(fā)系統(tǒng)技術(shù)專家體系建設(shè)，全面踐行開發(fā)理念和開發(fā)文化，充分激勵人力資源創(chuàng)效。從技術(shù)和管理上，老油田以“控制遞減率、提高采收率”為核心，新油田以“技術(shù)進步提單產(chǎn)、管理創(chuàng)新提效益”為核心，充分發(fā)揮并挖掘陸相油藏開發(fā)的思想內(nèi)涵，提升油藏動態(tài)調(diào)控的駕馭能力，通過“二三結(jié)合”理念引領(lǐng)和工業(yè)推廣以及技術(shù)升級突破，加快開發(fā)方式轉(zhuǎn)換，并切實解決多年積攢的工程市場體制問題，提升資產(chǎn)價值，增加經(jīng)濟可采儲量。

盡管中國油田開發(fā)面臨巨大的成本壓力，資源品質(zhì)劣質(zhì)化趨勢不可逆轉(zhuǎn)、技術(shù)隊伍的業(yè)務(wù)技能還不能很好地適應(yīng)復(fù)雜的開發(fā)形勢以及工程技術(shù)服務(wù)市場體制機制的諸多挑戰(zhàn)，但只要做好新、老油田的開發(fā)戰(zhàn)略部署，將開發(fā)文化建設(shè)和技術(shù)創(chuàng)新提效相融合，抓好“老油田穩(wěn)產(chǎn)、新油田效益建產(chǎn)”兩大工程，積極探尋具有競爭力的提高采收率技術(shù)對策，扎實推進油田開發(fā)轉(zhuǎn)型升級和精細化油藏經(jīng)營管理，低成本開發(fā)戰(zhàn)略必將取得成功。