编者按：2019年，是中国石油上游业务落实加快发展规划方案部署第一年。油气田开发系统全体干部员工用大力提升勘探开发力度的实际行动与成效，诠释保障国家能源安全的政治站位和责任担当。在复杂多变的国际形势和资源劣质化加剧的挑战下，确保老油气田稳产，强化科技攻关，加快油气上产，全面完成了加快发展规划方案确定的产能建设任务。2020年油气开发业务重点、难点、亮点有哪些？本文结合中国石油2019年度开发年会的信息，展望2020年中国石油上游业务高质量发展路线。
“用汗水浇灌收获，以实干笃定前行。”这是中国油气开发战线2019年全年工作最真实的写照。
这一年，原油开发逆势而上。在已开发油田整体进入“双高”阶段、新开发对象以低品位为主、国际油价持续中低位震荡运行等挑战面前，油气开发战线广大干部员工直面新趋势、新常态，不退缩、不气馁，大打勘探开发进攻战，一举扭转连续4年原油产量下跌趋势，实现企稳回升，1亿吨稳产之路步履铿锵。
这一年，油气开发“绿色含量”更足。天然气产量再创历史新高，连续3年在1000亿立方米高水平上持续上产，产量创近年最大增幅，天然气在油气结构中占比提升，成为推动“绿色GDP”发展的中坚力量。
这一年，油气田开发基础更加牢靠。在陆上大部分油田进入开发中后期，主力气田纷纷进入稳产期的当下，如何做好“稳”字诀，深挖老油气田稳产潜力成为油气开发工作水平的重要衡量。围绕“控制递减率”和“提高采收率”两条主线，油气开发大军不断在“精”上下功夫，精确把握油气藏地质情况，精准实施分类治理，科学转变开发方式，油气田开发形势逐步好转。原油自然递减率、综合递减率和含水上升率分别为10.7%、5.1%和0.2%，同比分别减缓0.3、0.6和0.1个百分点。
这一年，效益建产理念更加深入人心。产能建设牢牢把握“技术进步提单产、管理创新提效率”主线，全年新建油气当量产能3891万吨，新钻水平井2415口，再创历史新高。
这一年，技术创新不断拓展稳产上产新空间。精细油气藏描述技术、油气田开发战略性技术、深井钻完井和复杂储层测井技术、大井丛平台式布井、体积压裂技术、井筒工艺和作业技术、智能油气田建设技术等技术体系日趋完善，科技利器强力支撑油气持续稳产上产。
这一年，深化改革的牵引带动作用更加凸显。“油公司”模式改革取得重要阶段成果、三项制度改革有序推进、矿权内部流转成效显著、对外合作稳步推进，为油气增储上产集聚更多动能。可以说，油气田开发业务在刚刚过去的2019年提交了一份闪亮的“成绩单”。但在可预见的未来，尤其是加快发展要求下的未来，国内油气上游业务高质量发展必将面临更大的挑战：
——资源品质关。数据显示，非常规油气储量已经成为2019年新增储量的主体，占到新增储量的一半左右；油气储量的采收率降至13.7%和33.4%左右……这也就意味着资源品质劣质化进一步加剧，给工程技术、成本控制、效益勘探开发等方面带来极大挑战。
——成本关。同为1亿吨，中国石油2018年总井数是2000年的3.2倍，单井产量由2000年的4.5吨下降至2018年的1.5吨，多井低产已成为基本格局，成为影响有效开发的关键问题。
——技术关。尽管近几年，工程技术已经取得了长足进步，但总的来说，技术进步的速度跟不上加快发展的要求，油气开发方式多元化程度无法满足“双高”阶段进一步提升采收率的要求。
万众一心加油干，越是艰险越向前。在我国油气需求量、油气对外依存度持续攀升的当下，作为保障国家能源安全主力军，中国石油油气开发业务必须破冰前行。油气田开发业务的特性决定了这是一项逆水行舟的艰巨事业，不进则退。不管面临怎样艰巨的挑战，必须保持昂扬的斗志，不断创新、挑战极限，才能永葆油气田开发业务青春，才能寻得永续发展的强劲动力。
油气开发理念要锐意图“变”。要适应资源品质劣质化常态化的变化，开发理念、管理模式、组织架构、激励措施都要加速从常规向非常规转变，用非常规的理念和方法驱动常规、非常规资源有效开发，开创油气开发新局面。
唯创新者强。加快发展需要加快创新。经过多年努力，中国石油油气开发技术实力全球首屈一指，但在非常规时代，中国石油上游领域在原始创新、高端领域创新、关键领域创新等方面仍存在一定差距。这就需要油气上游业务百尺竿头更进一步，创新再升级，为加快发展打造新的驱动力。具体而言就是要瞄准关键领域、关键技术，加大研究力度，加快科研成果转化速度，加大新技术、新模式推广力度。
改革加速度。体制顺则管理顺，体制机制改革方面要以提高工作效率和压减管理成本为中心，优化细化组织机构，压缩管理层级，推进扁平化管理。扩大自主权改革要再加码，要深化市场机制改革，建立以市场化为基础的工程技术服务价格机制和良性竞争机制，提高油气田开发整体效益。
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| 中国石油国内油田自然递减率和综合递减率变化图 中国石油国内油田含水上升率变化图 |
观点连线
1.老油田深度挖潜还有哪些空间？
2019年，大庆油田超前谋划，有效遏制了产量递减势头。尽管大庆稳产难度很大，但是仍有不少潜力可挖。水驱挖潜控递减方面，需进一步深化精准注水调整，强化措施挖潜增效，持续推进长停井和低产井治理。
三次采油提质提效方面，要通过深化已投注区块跟踪调整，加快推进聚驱后提高采收率技术现场试验和工业化推广，加强三类油层提高采收率技术攻关，努力盘活现有封存地质储量、提高三次采油开发效果及效益，确保三次采油年产量在1000万吨以上持续稳产。
提高采收率方面，加大创新发展井网结构调整、微生物驱技术，积极探索泡沫复合驱、二氧化碳驱、天然气驱以及同井注采和纳米新材料等采油方式，力争主力油田采收率超55%。
——李彦兴(大庆油田开发事业部副主任)
辽河油田油藏结构复杂决定了多元的开发方式。相比原方式，转化开发方式后采收率可提高20%以上。辽河油田要实现千万吨稳产，将加强技术攻关，结合油公司模式改革，实现油田高效益、高质量持续稳产。
“十四五”将依托老油田，转化规模继续扩大，由目前的274万吨增加到350万吨，也就是辽河油田超过1/3的产油量要依托老油田。目前已转的都是一类储量，剩余的要靠二类储量进行有效接替，这是最大的难点。辽河油田要将加强二类储量方式转化研究，“十四五”期间，将增加转化约650个井组，总转化达到1300个井组，规模非常大。
辽河油田开发方式转化很多没有可借鉴的实例，要摸索出适合自己的路子。
——武毅(辽河油田开发部主任)
2.原油稳产上产背后的驱动力是什么？
长庆油田2019年原油产量同比增39万吨。面对油田递减率大，新区的储量品位较低，长庆油田在效益产量恢复上，实施长停井万口井复产工程和老井侧钻、套损井治理以及伴生气的综合利用。
老油田挖潜上，一是降递减，最大亮点是堵水调驱。二是精细注采调控。在这两方面工作基础上，自然递减率2018年下降1个百分点，2019年在此基础上，又下降0.6个百分点。提高采收率是下一步重点方向。
新区上，一是努力提高单井日产量，开发大斜度井、水平井力度大幅增加。二是加大页岩油气开发力度，10亿吨庆城大油田的发现就是勘探开发一体化的重大成果。
降本增效管理上，实行平台总包制、台长负责制。2020年，长庆预计产油2500万吨，将是上产幅度最大的一年。
——何永宏(长庆油田油田开发事业部经理)
2019年新疆油田原油上产依靠老区挖潜，原油生产和净增量均创新高，递减率创下新低。通过推广甜点重复压裂增产技术进行老区挖潜，长停井治理坚持单井复产与油藏提效相结合，不断提高施工效率和作业一次成功率。
针对中高渗油藏，推广“二三结合”立体开发模式，最大限度挖掘水驱和化学驱潜力；针对稠油油藏，推进火驱等提质增效方式，提高采收率。
——王延杰(新疆油田开发处处长)
2019年，塔里木油田年产油气当量同比增长177万吨，呈现十年来最好态势，原油生产表现亮眼。
老油田综合治理力度加大，注水注气量同比分别增加39%和22%，老井超产油2.2万吨。产能建设方面，着重推进新区集中高效建产。通过进一步加大钻完试投无缝衔接，提升钻机效率，建井周期缩短了45.5%。
——汪如军(塔里木油田开发处处长)
3.天然气产量能否上得去稳得住？
面对可供开发的储量95%以上是致密气、上产的效益储量不足、外部环境复杂等问题，长庆精细气田生产管理，产量实现历史突破的400亿立方米。主要得益于加强生产组织，强化产运销协调组织；还得益于加大排水采气力度，2019年，长庆措施增产达27亿立方米，相当于一个中型气田。长庆油田2019年新投产井贡献产量近30亿立方米。
长庆油田在产能建设上优化产建部署，保证实施效果。一是拓宽部署思路，大力推进水平井开发。二是储层精细描述，提升老气田建设效果。三是攻关钻井技术，推进产建提质提速。创新大井丛小井眼钻完井技术，升级压裂工艺，优化水平井固井桥塞分段压裂技术。
2025年，长庆产气量计划达450亿立方米，目前在盆地开展风险勘探获得比较好的苗头，下一步继续发展鄂尔多斯盆地页岩气。
——吴正(长庆油田气田开发事业部经理)
西南油气田2019年天然气产量同比增42.2亿立方米，增幅约20%，居中国石油油气田天然气产量增幅第一位，占全国天然气增长的50%。
第一，大搞勘探理论创新。2019年，西南油气田获得2个万亿立方米储量规模的天然气区。川南页岩气和安岳气田深层超深层碳酸盐岩天然气。
第二，大力推进开发技术创新。深层碳酸盐岩方面，高磨地区在勘探大发现储量基础落实的情况下，用3年时间建成龙王庙110亿立方米产能；针对四川盆地最古老的震旦系灯影组气藏，实现技术飞跃，单井产量翻一番。另一方面，优化生产组织和技术突破，2019年页岩气产量增长最快，日产量突破3000万立方米，页岩气产量在产气总增量占比超过80%。
第三，老区100亿立方米稳产，2020年老区递减率将控制在8%以内。
——郭贵安(西南油气田气田开发管理部主任)
4.工程技术如何发挥好支撑作用？
2019年新疆油田加大联合攻关，实现玛湖、吉木萨尔地区钻井综合提速15%，其中玛湖成熟区块三开大钻机提速25%。
在压裂提效上，通过提高滑溜水比例和石英砂替代等方式，有效降低压裂成本。玛湖、吉木萨尔页岩油滑溜水比例同比提高10个百分点，玛湖3500米以浅油藏全部实现石英砂替代，节约费用3亿元以上。在提高建产质量上，通过精细三维建模、创建RTOC中心，有效指导了水平井轨迹跟踪优化，完钻水平井482口，油层钻遇率从90.6%提高至91.7%。
——陈建林(新疆油田工程技术处处长)
近期，塔里木油田完成亚洲第一超深井轮探1井钻探，井深8882米，超过珠峰高度；库车山前，超深井博孜9井，获得高产，超深井工程技术获得突破。超深井储层改造采用了新技术——软硬分层深度改造技术，配套技术的突破，使得钻井周期大幅缩短，同时也更重视储层保护。
国内60%-70%的大型钻机集中在塔里木油田，现有50台，未来将达到60台。另有大型压裂车组支持，高性能破岩工具的自动化程度、信息化程度和承压能力大幅提升。目前塔里木正在论证1.2万~1.5万米的特深层钻机的配套。
——胥志雄(塔里木油田副总工程师)
2019年，西南油气田在川南建成了国内最大的页岩气生产基地，背后离不开工程技术进步的强力支撑。
页岩气必须通过工程技术手段才能有效开发。要把握好布好井、打好井、压好井、开好井四个关键步骤。
布好井，就是要做好方案设计和井身结构优化。一口井的设计决定了80%的成本，方案设计是一切工作的基础。
打好井，就是要打得更长、打得更好。对页岩气这样的人造气藏来说，水平段越长储层就越长。近几年，川南水平段长度已从原来的平均1500米提至平均1800米以上。此外，通过制定提速模版，强化过程跟踪，提速提效进展良好，油层钻遇率平均超过95%。
压好井，就是要不断提升压裂质量。近几年，探索形成了“密切割+高强度加砂”主体技术，EUR同比提高30%以上，为长宁、威远区块实现效益开发打下了基础。
开好井，对于页岩气稳产意义重大。2018年以来，不断探索带压下油管、控压下管等方式，单井EUR提高15%，有效累积产量，破解稳产难题。
——郑有成(西南油气田钻完井首席专家)
5.地面工程如何为油气稳产上产争取更大的主动权？
标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作是地面建设与管理发展的必然趋势。
设计是地面建设与管理的龙头，建设是落脚点。2019年油气田大、中、小型站场标准化设计覆盖率分别达70%、95%、98%，标准化设计已形成完整的模式与配套体系。
模块化建设工厂预制化率达到80%，平均缩短工期38%、节约投资12亿元，节省用地4308亩，减少用工6780人。
数字化管理是促进劳动组织架构优化、降低劳动强度、优化用工环境的有效途径。
从集团层面看，上游业务数字化程度不高，各油田数字化水平参差不齐。通过几年的持续推进，现在已经在西南、长庆、大港等8家油田实现数字化全覆盖，助推了“油公司”改革。数字化是基础，未来我们将朝着智能化、智慧化的道路不断推进。
——班兴安(勘探与生产分公司工程建设处处长)
为了进一步提升地面工程质量，助力油气田稳产上产，西南油气田成立了地面工程项目管理团队，负责油田地面工程项目建设。项目干得好不好，管理团队至关重要。以前管理人员起码是现在的5-6倍，效率还未必高。地面工程建设是个需要经验积累的工作，参与的项目越多，经验越丰富，组织管理效率就越高。
其次，在地面数字化平台建设上面，2018年，西南油气田就着手推动地面建设数字化平台建设。目标是到2020年，所有数字化平台都在平台上运行。当前在高磨2区应用，效果很好。所有数据均为数字化录取；所有物资材料，都有唯一识别标识；所有相关信息通过手机APP推送，可以做到无纸化交接，为实现全生命周期管理打下坚实的基础。
——李勇(西南油气田副总工程师)
(记者 张舒雅 孙梦宇 采访整理)
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