2019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2018年度油气田开发年会传递的信息和相关油气田企业的观点连线，探索2019年上游业务效益发展路径，敬请关注。
2018年是中国石油国内上游业务极具挑战的一年。
这一年，油价波动剧烈。1月，布伦特原油期货价格均价57.9美元/桶，10月3日为86.29美元/桶，创下四年来的高点，短短两个月，又迅速跌至50.47美元/桶的当年最低点，对生产经营带来极大挑战。这一年，资源劣质化程度进一步加剧，新储量采收率呈现快速下降趋势。
持续稳产，举步维艰。如何在资源劣质化加剧的情况下保持稳产上产势头，考验着每一个油气开发者的胆识和勇气。正是在这样的背景下，油气田开发圆满完成各项经营任务，国内原油实现1亿吨以上有效稳产，天然气产量接近1100亿立方米，比上年增长6%。
吨油必争，方气必争。严峻的生产形势逼迫各油气田不断向管理的精细化延伸，全力保障油气田稳产上产。长庆油田加强重点油藏综合治理，实施万口油井挖潜工程，原油超计划生产8万吨；大庆油田原油产量占股份公司总产量的31.7%，继续发挥主力军作用；吉林油田加大老区老井挖潜力度及采取承包经营等措施，超产11.7万吨。天然气生产抓住难得的历史机遇期，不断加快上产步伐，产量再创历史新高。长庆、塔里木、西南和青海气区均超额完成产量任务，在天然气产量快速增长中继续发挥“压舱石”的作用。
“坚持低成本战略，是长庆油田生存和发展的根本。”长庆油田气田开发事业部经理吴正观点代表了很多油气田开发管理者的感受。效益增储、降本增效多次出现在油气田所做的开发工作报告中。
从源头严控成本费用，方能使得油气田开发盈利能力持续增强。2018年，新疆、华北、大港、辽河、吉林、吐哈六家油田公司扩大经营自主权试点单位完全成本比上年下降，桶油完全成本刚性下降。
最突出的成果仍要数技术创新。中国石油上游业务始终将技术创新作为油气田开发的利器，坚定不移地走技术发展之路。2018年各油气田深入开展重大开发试验和工程技术攻关试验，创新驱动效果明显。辽河、新疆和大港三家油田的二元驱提高采收率15~20个百分点；克拉2、迪那2等气田整体防水治水技术对策进一步明确，方案实施后采收率分别提高2.5%和3.8%；体积压裂改造已成为特低渗和非常规油气藏开发和老井提效的主体技术，全年完成水平井分段改造1060口井，多项指标创历史最好水平，创新效果显著。
聚是一团火。“2018年开发取得的成绩，与工程技术的鼎力支持密不可分。”在2018年油气开发任务重、工期紧、要求高的情况下，工程技术服务企业积极应对工作量的挑战，统筹配置区域间、国内外资源，以前所未有的力度向川渝、玛湖、塔里木等上产地区调配钻机284部，满足了重点工程和重点项目的施工需要，以实际行动践行中国石油“一体化、一盘棋”的理念。
手捧亮丽的“成绩单”，油气田开发的“掌舵人”们并没有想象中的轻松。种种迹象表明，低油价的寒冬远未结束，油价的剧烈波动将对生产经营带来严峻挑战。更严峻的事实表明，“低品位、低油价和高成本”的三重矛盾叠加不可逆转，如何在复杂严峻的形势中探索未来发展方向，仍需凝聚动力，破冰前行。
老油气田稳产上产，仍是油气田效益开发的重点。经过不断摸索，控制递减率和提高采收率被一致认为是最重要的两条技术路线。“要夯实老油气田稳产基础，就要对油气藏进行精细描述”，大港油田勘探开发研究院副院长陶自强认为，目前的油气藏描述已经很难适应油气田继续稳产的要求，因此油气田已进入高精度精细油气藏描述阶段。精确把握开发状况，精准实施分类治理，精益开展生产管理。
新区新领域作为重要的资源接替领域，始终被寄予厚望。技术进步、管理创新是推动新区上产的两个重要抓手。前期准备，深化地质研究，从技术上确保达标建产是重要手段。未来，非常规发展将是上产的重要接替资源，致密油、页岩油、页岩气等超低渗油气藏效益开发，仍有待进一步扩大水平井加体积压裂开发方式的应用规模。
深化改革愈进愈难，但不进则退，非进不可。新的一年，全面持续深化各项改革仍有大量工作要做。加快推进第二批内部矿权流转工作，积极探索矿权有偿出让、对外合作勘探等新模式，扩大和深化油气田经营自主权改革，深化工程技术服务和价格市场化改革……唯有以钉钉子精神抓好改革举措落实，才能不断形成运营合力，实现可持续发展。
滚石上山，逆势而上。在走好稳产之路的同时，还要坚持上产。要谋得更大发展，只有加大力度坚持深化改革，坚持技术创新，才能够齐心协力打好勘探开发进攻战。
数读
330万吨：2018年中国石油油气当量产量比上年增加330万吨，原油产量实现了1亿吨以上有效稳产，天然气产量再创历史新高，比上年增长6%。
14.58：2018年原油开发储采比由10年前的10.08提高到14.58，是股份公司成立以来历史最高水平。
19.1：天然气开发储采比达到19.1，仍具备快速上产的资源基础。
0.28%：油田含水上升率0.28%，是近年来最好水平。
10%：通过效益倒逼，新建百万吨产能投资和运行成本分别压减10%，实现了达标建产。
观点连线
1.老油田如何夯实稳产基础
长庆油田在2018年老油田稳产方面，重点抓好降递减工程和提高采收率工程。
在降递减工程方面，第一，长庆油田以精细注水为核心，完善水驱、改善水驱为主线，推进控递减工程。第二，精细单砂体刻画，实施井网加密，水驱储量控制程度提高3.5%。第三，精细剩余油认识，优化加密模式，突出三个转变：规则井网向不规则井网转变，压裂模式从窄长缝向宽短缝转变，定向井到短水平井、大斜度井的转变。第四，深化注采调控，创新并全面推广周期注水，扩大周期采油，油藏含水上升势头得到有效控制。第五，堵水调驱工作取得进展，自然递减率下降2.6%。
同时，通过长停井复产和套损井治理，带动长停井恢复和低产井提效，长庆油田自然递减率整体下降1%。
在提高采收率方面，以气驱为重点，提升泡沫辅助减氧空气驱、二氧化碳驱、微生物驱等三项技术，预计提高采收率10%。
——何永宏（长庆油田开发事业部经理）
根据建设百年油田的发展目标，大庆油田实现4000万吨油气当量的持续稳产。如何保持稳产势头，我认为有几个方面：
第一，控制老油田递减。在精细挖潜的基础上，保持水驱区块的对标调整。第二，在已有资源变差、现有储量难以接替的情况下，务必实现效益建产。第三，通过提高单井产量保障效益稳产。第四，老油田开发，基础工作绝不能松懈，要完善开发政策等配套措施。
——方庆（大庆油田开发事业部党总支书记）
大港油田实施高精度精细油藏描述，率先开展基于不同渗流单元的渗流场重构技术的基础研究，将渗流场划分为植流场、补流场、匀流场、稳流场、改流场，主要开发指标明显改善。
针对大港复杂断块油田低油价下单独实施二次开发和开展三次采油效益较差的困境，将二次开发与三次采油整体优化部署，大幅提高采收率。同时，对已开发油田面临的特点和难点进行重新分类，来提高低渗透油藏的开发水平和采收率。
——陶自强（大港油田勘探开发研究院副院长）
2.原油开发是否还有上产空间
要推进原油开发上产，超前部署十分重要。
2018年，新疆油田积极应对年初极寒天气下产量起步水平低等严峻挑战，发扬“吨油必争、斤油必争、问题不过夜”的精神，深挖老区潜力，新区快速建产，超产10万吨，油田千万吨以上持续稳产上产基础得到进一步夯实。
新疆油田吞吐稠油井的停产井比例高，原油开发未来要上产，必须加大对长停井治理力度，优先恢复剩余潜力大、技术条件成熟、投入回收快的井组，加强老区稳产增效。
同时，新油田要强化技术创新、生产组织方式创新、体制机制创新，提高方案编制水平。
——王延杰（新疆油田公司开发处处长）
原油开发实现上产要重视三方面工作：第一，探明储量的有效动用。大港油田可动用率非常高，但可动用储量均以深层、低渗透的难采储量为主。地质的复杂程度需要重新评价认识，单井能否达到预期目标，工程技术进步能否支撑产量，是面临的最大挑战。第二，页岩油产量的夯实。根据规划，到2022年页岩油产量将达到20万吨。必须在甜点区预测、钻井有效提速、体积压裂等方面获得突破，页岩油产量才能有效增加。第三，滩海新区的产量上升。滩海新区要有产量突破，需经过评价、升级评价、产能评价和海工试采等阶段。未来必须摸清复杂的地质情况，以先进的工程技术做支撑。
——武玺（大港油田开发处处长）
3.天然气如何实现快速发展
坚持低成本战略是长庆油田生存和发展的根本。面对资源劣质化不断加剧的严峻挑战，长庆油田不断开展水平井钻井提速和压裂技术的攻关试验，分析历年水平井改造规模、强度，优选工艺，确保投资效益最大化。通过精细气藏管理，实现老气田稳产。
超前优化组织，是长庆油田高效完成产能建设的保障。长庆油田坚持勘探开发一体化，全面推进差异化部署、工厂化作业，狠抓提质提速，气区产建规模创历年之最，为天然气快速发展打下良好的基础。通过深入分析气区不同区块地质特征，制定差异化部署对策，实现部署方式与地质条件最优匹配，提高气田整体开发效果。
——吴正（长庆油田气田开发事业部经理）
塔里木是中国石油天然气上产的三个主战场之一。2018年塔里木气田产能到位率和建产成效创历史最高水平，这得益于地质资料先行的开发战略。
在精细刻画、精细描述的基础上，提高钻井成功率，库车山前开发井口口成功、口口高效，归功于通过深化地质认识，深化断裂解释来提高钻井成功率。
未来天然气快速发展，要加大新区上产力度。滚动勘探、新区风险勘探是重要方式。库车是塔里木盆地油气资源最丰富的区带，是目前主攻区域。下一步要加大对塔西南、昆仑山前构造的勘探评价工作。
——汪如军（塔里木油田开发处处长）
2018年，西南油气田在极其艰苦的条件下，生产天然气226.3亿立方米，比去年同期增加16亿立方米。页岩气已经形成了大会战的局面，产量增长较快，得益于效率极高的运行机制。
常规天然气的新区建产取得非常好的效果。2018年，西南油气田优化方案，通过开展精细描述，支撑优选区块差中选优。
在井位部署方面，特别强调精细部署。钻井过程中，分段技术起到关键作用，切实解决泄漏和垮塌问题。老气田稳产是天然气上产的最主要因素。原来的老气田，大部分已经过了稳产期，产量不断降低，老气区要加大措施和评价力度，推动老气田稳产。
——郭贵安（西南油气田气田开发管理部主任)
天然气要快速发展：
第一，要瞄准工作目标，提早布局，提早规划。
第二，要制定合理的开发技术对策。
第三，要总结不同类型的气藏开发规律。
第四，进一步挖潜老气田生产能力，加强低产低效和长停井的综合治理。
第五，重视天然气开发的队伍建设。
第六，加强科研队伍和基础研究投入，面对资源劣质化，勘探开发对象日趋复杂化的实际，破除增储上产瓶颈制约，尽快攻克具有战略性意义的关键技术。
——贾爱林（中国石油勘探开发研究院气田开发所所长）
4.海外油气业务如何实现优质高效发展
从保障我国能源安全的角度来看，中东地区是非常重要的出口国，对保障我国能源安全有重要的意义。
中东公司通过多年的努力，作业量达到海外油气生产的半壁江山。2018年鲁迈拉油田加强地面改造，增加地面脱水能力，实现了老油田的增产。艾哈代布油田加强生产管理，开发效果见到实效。
海外油气业务要实现可持续发展，必须对地质进行深入研究，细化油藏描述，加大精细注水力度，才能提高产量和整体的综合效益。
——范建平 中油国际（中东公司）副总经理
海外油气优质高效发展，资源基础非常重要。土库曼斯坦公司提前谋划、提前部署，22个气田储量获得资源国政府的批准，全年钻井、测试、产能建设安排工作均提前启动。
要保障国内供气安全，气源的生产稳定性极其重要，要尽可能避免产量波动。同时，做好生产系统的检维修和保障工作，确保装置平稳运行，全年生产任务如期完成。此外，要与资源国建立良好的合作关系，保障气源稳定性。
——陈怀龙 中油国际（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司副总经理
5.工程技术企业如何提升保障能力
工程技术企业要提升保障能力，第一，要有观念的转变。要向主动提前解决问题和提速无止境理念转变。第二，要发挥钻探行业各个专业协同作战的优势，尽力做好衔接工作。第三，要有创新理念，尽力做到资源、人员、物资共享。第四，提高装备水平，尤其要主动考虑如何提升装备的管控水平。未来机械化是趋势，要降低劳动强度，提高机械化水平，就要大力探索专业化。第五，加强工程技术队伍的管理，先进队伍带动后进队伍，先进队伍管理后进队伍，让队伍整体更有干劲。
——王虎（西部钻探副总经理、安全总监）
2018年，川庆钻探在长庆油田的苏里格地区取得了重大突破。同时，在西南地区页岩气的开发过程中，优化地质一体化，调整井位部署，精细现场管理，取得显著的成效。
提升工程技术的保障能力，第一要摸清地质规律，找到油气富集区。选好区，打好层，压好井。
第二，不断加大科研力度，加强水平断层的研究攻关，在关键技术上尽快研制出拥有自主知识产权的产品，打破国外的封锁。第三，加强精细组织管理，提高生产效率。
——王治平（川庆钻探常务副总经理）
