2018年，油气开发业务的重点工作有哪些？本期《勘探开发》版结合中国石油2017年度油气田开发年会传递的信息和相关油气田企业的经验做法，探索2018年上游业务效益发展路径，敬请关注。

 

　　寒冬未过，处于上游的人们都在翘首期盼油气开发新春的到来。

 

　　2017年，国际油价在经历断崖式下跌后触底反弹，寒中转暖，中国石油油气开发在经历“沉闷”之后，缓慢复苏。

 

　　这一年，国内开发上游经历了“一好一多”：困难比预料的多，结果比预想的好。

 

　　这一年，面对“资源品位低、原油价格低、完全成本高”两低一高矛盾叠加的严峻挑战，面对开源节流降本增效空间日渐变小的现实，中国石油突出精益生产，全年油气当量产量稳定增长，国内原油保住1亿吨生命线，天然气首破千亿立方米大关。而且，增量提效、量效齐增，国内油气开发业务实现V形反转，两年来首度扭亏为盈。

 

　　然而，手捧整体赢利的亮丽成绩单，中国石油油气开发的各路掌舵人却不见预料中应有的欢欣雀跃。这一轮的低油价寒冬，像是一次洗礼，把这些奋战在中国油气开发一线的管理者训练得更加成熟、磨砺得更加淡定。大家已经形成共识，低油价已进入一个常态化。油价的涨与落，不再是大家关注的焦点、重点；对变革创新的注意，成为更多人的中心、主题。

 

　　最明显的内在变化，来自观念——效益观念扎根人心。经历两年多低油价的“持续重击”，向来更关注产量的开发者们有了更多的省悟，2017年各家油田都由重规模重产量走上了更重效益的道路，在大部分油气田所做的开发工作报告里，出现了更多效益增储、提速增效、降本增效的内容。尽管说法不同，但都把靶心对准了效益。一年来，大部分油气田想方设法增效提质，都走出各具特色的减亏降本“舞步”。

 

　　开源节流降本增效是其中最为精彩也是最具代表的演绎。上游板块在降本几无空间的现实面前，制定三大类20项措施，从勘探开发、生产经营全方位进行整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制，量化细化工作目标，层层分解任务，逐级落实责任，取得较好成效。一年来，中国石油国内油气田单位操作成本、桶油完全成本、用工总量同口径实现硬下降。

 

　　最受外界瞩目的变化是，深化改革取得重大突破。长期以来，社会各界对油气上游改革寄予厚望。中国石油一直在积极酝酿、推动，坚持把改革作为破解当前勘探开发瓶颈问题的重要手段。一方面，积极稳妥推进辽河油田、吉林油田扩大经营自主权改革，两个油田连续3年超额完成效益目标；2018年在巩固原有试点成果基础上又推广扩大到新疆、大港、华北、吐哈4家油田，目前各方面工作稳步推进。另一方面，针对东西部油田剩余油气资源存在明显差异的现实，确定将中西部鄂尔多斯、四川、柴达木三大盆地及部分外围盆地共16个探、采矿权区块从西南油气田等3个地区公司流转到大庆等4个地区公司。

 

　　此次矿权内部流转实行新体制新机制，投资计划单列、单独考核，实现市场化运作、社会化服务，有效盘活矿权区块和未动用储量资产，激活勘探开发市场，打破“画地为牢”格局，有利于促进高效勘探和低成本开发，实现上游板块的质量效益可持续发展。

 

　　最突出的变化是技术创新。多年来，中国石油上游始终坚持把技术作为油气开发的利器。在过去一年里，坚定不移地走技术发展之路，以技术换资源、以技术换产量、以技术换效益，充分利用重大开发试验创新平台，突出提高单井产量、提高采收率、提高开发效益，深入开展低品位储量有效开发技术、老油气田低成本提高采收率技术攻关和现场试验。经过持续攻关，老油田提高采收率技术取得突破性进展，天然气上产、稳产关键技术取得新进展，钻采工程技术创新驱动作用效果显著，地面工程关键技术取得突破性进展。

 

　　告别2017年，走进2018年，石油春天并不遥远。中国石油油气开发者们坚信，走向春天，路在脚下。未来，要实现生存，谋得更大发展，必须加大力度坚持深化改革，坚持技术创新，在内变中激活，从革命中解放，驱动“宝石花号”油气巨舰稳健前行。

 

　　中国石油2017年完成注水专项治理工作量3.6万口井
 

　　加大长停井治理力度

　　钻采工程提质提效
 

　　关键词

 

　　1.老油田稳产

 

　　大庆油田精准开发 发挥“压舱石”作用

 

　　1月19日记者获悉，大庆油田2017年产量构成中，国内生产原油3400万吨，其中长垣油田产油2746万吨，占大庆油田国内总产量的80.8%，长垣的“压舱石”作用可见一斑。

 

　　特高含水期开发难，大庆油田开发由精细向精准转变，稳定地下形势，改善开发效果，以“经营油藏、经营开发”为理念，大力实施精准开发，水驱“控水提效”，低成本的未措施产量超产23.3万吨。

 

　　大庆油田持续强化注水方案调整，思路由“分得细”向“分得准”转变。2017年，大庆油田实施注水方案调整9154口井，已连续5年保持在8000口井以上。周围1.2万口未措施油井见效，平均单井日增油0.13吨，是2016年的1.3倍。

 

　　大庆油田有效控制注水量及产液量，以低效无效循环识别与治理为重点，强化注采两端综合调整。2017年，注水7.23亿立方米，比计划少4596万立方米，年增幅为-1.46%，10年来首次实现负增长；年产液5.83亿吨，比计划少1780万吨，仅耗电耗气就降低成本2.78亿元；产液量年增幅0.68%，创10年来最低。（记者刘波）

 

　　新疆油田提高采收率 老油田效益稳产

 

　　新疆油田通过稳步推进重大开发试验，立足大幅提高老油田采收率，加快化学驱、SAGD、火驱开发等重大开发试验及工业化推广，2017年产油119.2万吨，为中高含水砾岩油藏、超稠油及普通稠油转换开发方式、效益稳产储备了接替技术。

 

　　2017年，新疆油田超稠油SAGD实现年产百万吨、单井日产百吨的“双百”突破。通过持续开展SAGD配套技术攻关，重32、重37井区单井产量达到30吨/天以上，是常规水平井的5倍、直井的10倍，实现双水平井SAGD成功开发。

 

　　新疆油田2017年在七东1区克下组开展的聚合物驱开发试验成效明显，通过实施综合措施，年产油15.3万吨，提高采收率7.8个百分点。

 

　　新疆油田二元复合驱先导试验区（8注13采）年产油量由0.6万吨提高至峰值1.7万吨，含水率由95%降至47.5%，预计可提高采收率18个百分点。二元复合驱正成为砾岩油藏后期大幅提高采收率主体接替技术。（（记者宋鹏））

 

　　2.提质增效

 

　　长庆油田科技创新 油气开发稳健发展

 

　　1月19日记者获悉，2017年，长庆油田坚持创新驱动不动摇，取得油气勘探开发的双丰收，夺得年产5000万吨油气当量的五连胜。

 

　　已有47年历史的长庆油田，面对剩余资源劣质化严重、油气井产量递减快、油气田设施系统老化隐患多、安全环保要求高等诸多困难，把科技创新作为提产增效的重要手段，保证了企业的持续稳健发展。

 

　　在油气勘探上，通过实施三角洲成藏理论和奥陶系白云岩成因机理的创新，进一步指导了勘探新发现，发现了一个又一个油气开发的有利区。特别是多属性地震预测与低饱和度测井技术的发展，为复杂致密油气藏勘探开发提供了有效手段。

 

　　在油气开发上，着力在精细分层注水、空气泡沫驱、聚合物微球调驱及井网优化技术等方面寻求突破，有效改善了开发效果，降低了开发成本，提高了采收率。在气田技术攻关中，大胆应用水平井、大斜度积液气井柱塞气举等技术，排水采气年增气量超过19亿立方米。（记者杨文礼）

 

　　青海油田模式创新 产能建设降费增效

 

　　截至1月20日，狮210井投产6个月生产原油5.3万吨，成为青海油田单井日产量最高，投资回报率最快，建产效益最好的油井。

 

　　青海油田已开发63年。面对老区稳产难，新区递减快的实际情况，油田产能建设采取项目总包、区块大包的模式，原油生产比上年增加2万吨，注水量比上年增加6万立方米，产能比上年增加11.4万吨，开发指标一路向好。

 

　　2017年，青海油田严格落实“三论证、三控制”原则，取消地质风险较大、建产效益较差的区块建产工作量，扩大建产效果较好区块的建产规模，实现效益最大化。同时，优化钻井工艺技术，利用平台井、定向井、水平井技术，缩短了钻井周期，节约费用400余万元；持续开展长停井治理，2017年治理油水井31口、增油1.02万吨。

 

　　通过项目总包、区块大包等方式，强化市场机制作用。青海油田采取“总额控制、切块管理、分批下达”管理模式，杜绝超合同、超计划等行为，全年建产费用比上年下降3%。（ （记者吉海坚））

 

　　3.天然气上产

 

　　塔里木油田少井高效 深层气藏稳产高产

 

　　截至1月21日，塔里木克深8区块天然气日产1100万立方米，累计产量突破100亿立方米，占克深气田总产量的48%。这是塔里木油田牢固树立“一井一工程”理念，在克拉苏构造带深层高效开发产生的效应。

 

　　克拉苏构造带是油气增储上产的重要领域，最大的特点是油气层埋藏超深。塔里木油田高度重视井位研究和部署工作，严格执行井位三级审查制度，着力提高探井成功率，快速落实了克拉苏构造带深层万亿立方米大气区。目前，大北—克拉苏构造连片开发，克深2、克深8、克深9等气藏已投入生产，建成天然气年产能75亿立方米，60%的单井日产量超50万立方米。

 

　　塔里木油田以“精细开发、滚动开发”为着力点，利用深层油气藏靶向暂堵高导流多缝改造增产技术与应用，克深单井改造后平均增产效果是常规技术的3.5倍，口口井实现少井高效。

 

　　目前，克深气田天然气累计产量超205亿立方米，为西气东输供气提供了有力保障。（记者苏华 通讯员王卫华）

 

　　西南油气田持续攻关 页岩气快速发展

 

　　1月18日记者获悉，西南油气田2017年页岩气产量达到25.01亿立方米，约占全国页岩气产量的27.8%，日产气量最高804万立方米，比去年同期增长14.9%，创历史新高。

 

　　2017年，西南油气田页岩气进入快速发展阶段，川南页岩气迈入工业化大规模开采新时期。西南油气田不断完善、固化开发主体技术，实现关键工艺、工具、液体国产化，为埋深3500米以浅页岩气资源的有效开发提供了坚强保障。同时，集成应用导向技术，I类储层钻遇率大幅提高，长宁地区Ⅰ类储层钻遇率由评价期47.3%提高到96.5%；进一步完善压裂工艺，推行地质工程一体化体积压裂设计，优化压裂段长及射孔位置，优选压裂液及支撑剂体系，适时调整压裂作业模式，有效提高压裂效果。

 

　　西南油气田形成长宁、威远地区提速模板，大力实施长水平段、钻井参数强化、石英砂代替陶粒、压裂液配方简化、重复压裂等开发先导试验，钻井提速效果显著。（特约记者彭刚）

 

　　4.深化改革

 

　　辽河油田不断推进 改革步伐持续加快

 

　　1月22日，记者从辽河油田获悉，油田去年共撤销处级机构20个、科级机构308个，在坚持顶层设计与强化执行并重的同时，不断推进机构业务重组整合、矿区系统及薪酬分配改革，为实现企业提质增效、稳健发展提供重要保障。

 

　　机构业务持续加大重组整合。辽河油田深入开展“五定”工作，实现科级机构、总编制定员、处级干部职数减幅率达12.5%、15.6%、13.1%，实现管理费用刚性下降。

 

　　矿区系统改革持续有序推进。去年12月中旬，宝石花（辽宁）医疗健康管理有限公司在辽河举行揭牌仪式，标志着辽河油田医疗社会化改革正式完成。供暖业务全部社会化，燃气社会化改造完成95%，供水、供电业务社会化移交有序推进，进一步推动企业转型升级。

 

　　薪酬分配体制更加科学。辽河油田不断加大对一线艰苦岗位薪酬分配倾斜力度，深化工效挂钩政策，进一步提高勘探增储、油气超产、扭亏创效的考核比重。（记者杨碧泓）

 

　　吉林油田释放活力 建立高效体制机制

 

　　吉林油田坚持以效益为中心，大力开展技术创新和管理创新，2017年各项生产经营指标圆满完成，原油年产能力保持300万吨以上，超产20万吨。

 

　　面对资源、资产、用工总量“三大矛盾”和优势资源难发现、油气效益稳产难、不良资产处置难、投资成本管控难、富余用工安置难“五大难题”，吉林油田全面实施扩大经营自主权改革试点，在建立致密油完全项目管理模式、打造低成本发展试验田、规模实施承包经营等方面形成独具特色的做法，圆满实现改革之初确定的各项目标。

 

　　吉林油田把持续深化勘探开发业务改革放在首位，创新老区开发管理，推进“大节能”管理，拓展矿权改革试点，深化与大庆钻探产能建设市场化价格总承包运行机制。吉林油田稳步推进市场化机制改革，完善市场化价格形成机制，推动内部产品服务价格与市场接轨。下一步，吉林油田将持续推进新一轮改革，探索低油价下低渗透老油田稳健发展新路。（记者王珊珊）（策划：杨振宇 张舒雅 王晓群）