鄭德鵬

（中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司經(jīng)濟開發(fā)研究院，山東東營 257084）

“提升國內(nèi)油氣核心需求保障能力”是習近平總書記對國內(nèi)油田企業(yè)的要求。長期以來，面對“有效接替不足、開采難度加大和投資效益惡化”的現(xiàn)實，疊加能源轉(zhuǎn)型和疫情防控的重壓，國內(nèi)油田企業(yè)的高效勘探、效益開發(fā)壓力凸顯?；趪鴥?nèi)儲量資源現(xiàn)狀，調(diào)研認為，充分利用中高油價的有利條件，借鑒國內(nèi)外老油田合作開發(fā)經(jīng)驗做法，探索實施基于“儲量資源＋”的老油田深度合作開發(fā)戰(zhàn)略，是推進國內(nèi)老油田以特高含水儲量開發(fā)為典型代表的低效無效儲量資源有效動用的必然選擇。

1 國內(nèi)特高含水儲量資源現(xiàn)狀

特高含水儲量一般是指綜合含水高于90%的原油儲量，對于綜合含水高于98%以上的儲量又稱極限含水儲量[1]。分析認為，國內(nèi)現(xiàn)有特高含水儲量資源總量大、占比高，效益合作開發(fā)的資源潛力巨大。

1.1 國內(nèi)特高含水動用儲量規(guī)模大、比重高，穩(wěn)產(chǎn)貢獻大

從國內(nèi)原油區(qū)塊儲量資源狀況看，做精國內(nèi)剩余資源開發(fā)、做實特高含水老油田主力軍作用，是滿足國內(nèi)油氣核心需求的重要保障。據(jù)統(tǒng)計，當前高含水老油田區(qū)塊產(chǎn)量已占全國產(chǎn)量的70%，老油田地下剩余儲量資源還有近70%。截至2019年底，從高含水與特高含水期的儲量資源看，高含水期已動用儲量255.6億噸，占74.4%，年產(chǎn)油量1.37億噸，占71.8%；從區(qū)塊分類統(tǒng)計看，國內(nèi)特高含水期區(qū)塊995個，動用儲量111.3億噸，占總動用儲量的近1/3，年產(chǎn)油量5 163萬噸，占27%（見表1）。

表1 國內(nèi)油田不同含水級別開發(fā)指標匯總（截至2019年）

1.2 東部老油田特高含水儲量規(guī)模大，含水率高，采收率低，剩余儲量開發(fā)潛力較大

東部老油田特高含水儲量資源的效益合作開發(fā)趨勢特征更為突出。以勝利油田為例，據(jù)統(tǒng)計，2019-2020年，油田年均綜合含水率高于96%的可采儲量規(guī)模超過8億噸，占總可采儲量的60%以上，貢獻了油田總產(chǎn)量的1/3以上，標定采收率近37%，低于國內(nèi)41%的平均水平近4個百分點（見表2）。從勝利油田特高含水儲產(chǎn)開發(fā)指標看，對比國內(nèi)高含水區(qū)塊儲量資源的開發(fā)狀況，勝利油田特高含水儲量資源的稟賦相對較差，效益合作開發(fā)的可行性更大?？梢灶A見，勝利油田特高含水儲量資源合作開發(fā)效能的提升，將有助于改善油田整體儲產(chǎn)穩(wěn)定性和效益開發(fā)質(zhì)量。

表2 2018-2020年勝利油田開發(fā)管理單元含水高于90%儲產(chǎn)量統(tǒng)計

1.3 部分采油廠綜合含水率超高，單井日油低，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻，效益合作開發(fā)勢在必行

依據(jù)現(xiàn)行開發(fā)模式，在現(xiàn)有工藝技術條件下，勝利油田孤東采油廠的特高含水儲量效益開發(fā)基本取決于油價水平。當前，采油廠油藏“三高”開發(fā)特征凸顯，水油比大幅上升，迭加儲量接替匱乏，新建產(chǎn)能不足，噸油開發(fā)成本穩(wěn)步攀升，抵御油價波動風險的能力持續(xù)弱化。截至2020年，孤東油田平均水油比29.3，綜合含水高于99%的油井398口，日產(chǎn)液3.07萬噸，日產(chǎn)油僅179噸，噸油運行成本高達9.88美元/桶，完全成本高達69.14美元/桶（見表3）。

表3 孤東采油廠油井含水分類分級統(tǒng)計（截至2020年）

2 國內(nèi)外石油企業(yè)高含水儲量效益合作的開發(fā)路徑

國內(nèi)外石油企業(yè)的儲量開發(fā)和高效利用的實踐證明，以合作開發(fā)推動高投入、低品位、高含水儲量資源的有效動用和效益開發(fā)，是行之有效的慣例做法[2]，且合作開發(fā)可供借鑒的模式多，效益有保障。從勝利油田早期參與的秘魯塔拉拉油田、委內(nèi)瑞拉馬拉開波湖油田后期效益開發(fā)，到中國石油參與的伊拉克魯邁拉項目、長慶油田的蘇里格氣田開發(fā)項目，再到中國石化西北油田增儲上產(chǎn)、華北油田效益增產(chǎn)項目等，無一不是遵循市場機制撬動合作開發(fā)、“投資收入＋效益分成”的成功范例，進而也實現(xiàn)了包括特高含水儲量在內(nèi)的低效無效儲量資源的有效動用和效益開發(fā)。

2.1 借助市場競爭合作機制，取得增儲上產(chǎn)和效益開發(fā)多贏共贏

中國石油國內(nèi)油氣田企業(yè)的合作開發(fā)實例，以長慶油田蘇里格氣田“5＋1”合作開發(fā)模式最為成功。長慶油田放開內(nèi)部資源市場，引入市場化競爭合作機制，優(yōu)選戰(zhàn)略開發(fā)合作伙伴，創(chuàng)新“5＋1”模式，長慶油田作為“甲方”，其他5家中國石油內(nèi)部單位是“乙方”，負責蘇里格氣田已探明區(qū)域8個區(qū)塊的自主投資開發(fā)。通過優(yōu)化內(nèi)部市場管理和激勵考核機制，持續(xù)強化鯰魚效應、協(xié)同效應、規(guī)模效應和學習效應，推動了合作開發(fā)中的協(xié)同效益、規(guī)模效益和學習效益的高效轉(zhuǎn)化，實現(xiàn)了降資減費、增儲增產(chǎn)與提質(zhì)增效目標的多贏共贏。據(jù)統(tǒng)計，投資方面，單井綜合投資降低了38%，單井地面投資降幅50%。降本方面，平均單井綜合鉆井成本減少30%，井下作業(yè)和試氣費用降幅42%。產(chǎn)能方面，2006-2012年，單井產(chǎn)量從0.8萬m3上升至1.2萬m3。鉆井周期由平均45天降至15天，增速達66%。

在推動低滲低效難動用儲量風險合作開發(fā)方面，中國石油大港油田通過靈活適用“效益倒逼和市場化風險合作承包模式”，借助公開競標，與渤海鉆探工程、長城鉆探工程、大港油田集團3家企業(yè)簽訂了濱海一區(qū)等6個區(qū)塊的風險合作開發(fā)協(xié)議，區(qū)塊增儲建產(chǎn)和效益開發(fā)成效顯著。據(jù)統(tǒng)計，2016-2018年，累計動用地質(zhì)儲量1 609萬噸，鉆新井109口，整體建設成本下降15%以上，新建產(chǎn)能22.5萬噸，累積產(chǎn)油24.8萬噸；風險合作模式累計動用地質(zhì)儲量1 100萬噸，最高日產(chǎn)原油200噸，累計生產(chǎn)原油10.5萬噸。

2.2 推進市場改革與放權讓利合作，推動了降本減費提質(zhì)增效目標的穩(wěn)步實現(xiàn)

以中國石化為例，華北油田通過市場化改革，放開內(nèi)部工程和技術服務市場、完善市場準入、推行米費制計價體系等舉措，油田各項過程作業(yè)和技術服務投入、費用和成本指標都有了較大幅度降低（一般在20%以上），推動了合作開發(fā)目標的有序?qū)崿F(xiàn)。

借助市場化合作，中國石化西北油田實現(xiàn)了高效勘探和效益開發(fā)目標的穩(wěn)步實現(xiàn)。西北油田通過完善市場機制，創(chuàng)新管理模式，探索油公司發(fā)包模式，推進招投標管理、信息化建設等運作模式；以項目制合作為載體，靈活運用以技術服務、聯(lián)合招標、固定價招標、競標競價采購和框架協(xié)議采購為主等合作模式，推動了增儲上產(chǎn)和提質(zhì)增效目標的順利實現(xiàn)（見表4）。

表4 中國石化油氣田企業(yè)合作開發(fā)做法與成效分析

2.3 油田層面，內(nèi)外部合作開發(fā)起步早，合作方式多，運行效果好

以勝利油田為例，其油氣資源的內(nèi)外部市場化開發(fā)合作由來已久，靈活多變，成效突出。近幾年來，油田立足企業(yè)未動用儲量有效動用、雙低單元效益治理、無效低效儲量提級開發(fā)，在相關扶持政策和配套措施的激勵和引導下，先后與國際石油公司、勝利石油工程公司和改制企業(yè)與社會單位，就油田內(nèi)部儲量資源效益動用尋求市場合作，借助油田政策支持，以未動用儲量效益動用為先導，就油田特高含水等邊際儲量探索合作開發(fā)方式，極大釋放了不同市場主體的投資活力和技術服務潛力，區(qū)塊盈虧平衡價格[3]大幅下降，儲量動用規(guī)模、設計產(chǎn)能和開發(fā)效益實現(xiàn)了同步提升。

與此同時，油田充分吸收和借鑒埕島西區(qū)塊產(chǎn)品分成合同與樁西古潛山油田提高采收率合同[4]的成功做法，遵循“投資成本回收＋利潤分成”的合作共贏原則，針對難動用區(qū)塊、無效低效開發(fā)、區(qū)塊開發(fā)技術工藝研究等業(yè)務，鼓勵油田各開發(fā)單位與油公司、研究院所和專業(yè)化單位之間探索市場技術服務與合作開發(fā)業(yè)務，推進了低效無效儲量資源的一體化治理，實現(xiàn)開發(fā)質(zhì)量與效益整體提升。

3 我國高含水儲量效益合作開發(fā)模式的策略選擇

老油田儲量資源的合作開發(fā)是一項系統(tǒng)長效工程，結(jié)合國內(nèi)外企業(yè)實踐經(jīng)驗，國內(nèi)高含水儲量開發(fā)單位的業(yè)務推進必須遵循“因企制宜，試點先行，風控收益并重”的實施策略，充分依托企業(yè)之間合作，發(fā)揮集成優(yōu)勢，克服高含水儲量開發(fā)系列障礙。

3.1 市場化初期業(yè)務合作優(yōu)選內(nèi)部協(xié)議合作模式

聯(lián)合經(jīng)營和聯(lián)合作業(yè)模式、協(xié)議招標開發(fā)和風險技術服務模式，效益倒逼建產(chǎn)和風險合作承包模式等，可用于未動用儲量效益動用、無效和低效儲量效益開發(fā)。對于雙低單元治理、邊際和低效區(qū)塊儲量效益開發(fā)優(yōu)先選用效益倒逼建產(chǎn)模式和風險合作承包模式。

3.2 市場化中期開發(fā)合作以系統(tǒng)內(nèi)部競爭合作模式為重點

協(xié)議招標合作、風險合作開發(fā)、風險技術服務、提高采收率服務合同等模式[5]，都是中期階段適宜的選擇模式。如對于油田內(nèi)部無效低效區(qū)塊的特高含水儲量效益開發(fā)，可以優(yōu)選風險合作開發(fā)、風險技術服務或提高采收率合同模式。

3.3 市場成熟階段引入與實施市場完全競爭合作模式

國內(nèi)外的區(qū)塊開發(fā)實踐證明，針對邊際儲量資源的效益合作開發(fā)，完全市場化的競爭合作方式最為長效高效。在市場成熟階段，大量國際成熟適用的勘探開發(fā)合作模式，如技術服務合同、提高采收率合同與產(chǎn)品分成合同等，都可引入并推廣應用（見表5）。

表5 國內(nèi)油田儲量資源合作開發(fā)合作模式及內(nèi)容

4 高含水儲量開發(fā)配套措施與實施建議

國內(nèi)外油田的合作開發(fā)實踐表明，開放市場、放權讓利，競爭合作，引入“外資、外腦、外力”，實現(xiàn)“聯(lián)市、聯(lián)利、聯(lián)心”，高油價下堅守低油價思維[6]，構(gòu)建和培育油田低品位儲量效益合作開發(fā)的利益共同體，實施基于儲量資源＋投資、技術與管理的一體化開發(fā)戰(zhàn)略，推動國內(nèi)以特高含水儲量為主的低效無效油氣儲量資源的效益開發(fā)。調(diào)研認為，現(xiàn)行儲量資源的合作開發(fā)市場還存在諸多限制性條件和配套措施，集中體現(xiàn)為工程服務和資源市場的開放以及評價、準入、分配與采購等相關制度措施的匹配。為此，建議穩(wěn)步放開市場，適度放權讓利，規(guī)范合同文本，推動末類尾礦試點先行。

4.1 穩(wěn)步放開競爭性市場，拓寬工程服務和油氣合作開發(fā)的范圍和力度

在政策許可條件下，有計劃、分批次放開油田內(nèi)部工程服務市場和油氣資源開發(fā)利用市場，破解區(qū)域市場壟斷、有市場無競爭的現(xiàn)狀格局。首先，合作初期放開油田內(nèi)部一般作業(yè)服務市場和低端油氣開發(fā)市場。如，放開非A類石油工程市場、作業(yè)和技術服務市場，放開未動用儲量效益動用業(yè)務，放開負效、低效井修復業(yè)務、雙低單元效益開發(fā)業(yè)務；其次，放開油田部分區(qū)域A類石油工程市場，放開油田部分區(qū)域區(qū)塊/油藏單元儲量效益開發(fā)市場；最后，全面放開油田所屬石油工程服務和油氣勘探開發(fā)市場。

4.2 適度放寬市場準入權限，擴大油田合作開發(fā)主體優(yōu)選來源和引資規(guī)模

以公正有序、開放共享、競爭擇優(yōu)為原則，培育開放規(guī)范的內(nèi)部市場準入和價格競爭機制，有序放開油田企業(yè)內(nèi)部市場，完善市場準入和價格管理、招標管理，強化全過程市場監(jiān)督和考核評價。進一步健全和完善油田內(nèi)部石油工程和儲量開發(fā)市場化合作運營模式和程度，建議油田事業(yè)部適度放寬A類石油工程準入權限和油田開發(fā)市場準入權限，允許油田開發(fā)單位競爭引入系統(tǒng)內(nèi)外部工程作業(yè)隊伍，破解區(qū)域市場隊伍壟斷現(xiàn)象。油田做好資質(zhì)初審，同意參與公司招標競爭，中標后再辦理正式A類準入，報總部備案。

與此同時，油田與開發(fā)單位一同做好戰(zhàn)略合作承包商篩選、培育、績效考核與退出管理工作，構(gòu)建優(yōu)化承包商優(yōu)勝劣汰競爭機制，推動油氣合作開發(fā)市場規(guī)范健康發(fā)展。

4.3 借鑒尾礦分類標準規(guī)定，推進油田Ⅳ類低效尾礦儲量資源合作開發(fā)的試點先行

以勝利油田為例，根據(jù)現(xiàn)行石油尾礦經(jīng)濟分類標準，2020年油田49個符合尾礦技術標準的“油田”中，生產(chǎn)成本高于稅后收入的Ⅲ類油藏35個，原油產(chǎn)量971萬噸，占比64.2%；操作成本高于稅后收入的Ⅳ類油藏5個，原油產(chǎn)量188萬噸，占比12.4%（見表6）。

表6 按油田分類勝利石油尾礦經(jīng)濟評價結(jié)果（2020年）

現(xiàn)行開發(fā)模式下，油田尾礦資源中的Ⅳ類油藏屬于低效儲量資源。因此，建議油田根據(jù)這些油藏位置類型和開發(fā)特征，從中優(yōu)選部分規(guī)模適中、市場合作開發(fā)潛力大、協(xié)同效應高的尾礦資源，由所屬開發(fā)單位引入市場競爭機制，借鑒現(xiàn)行政策機制，公開競標，納入市場合作開發(fā)范圍，先行先試。

4.4 規(guī)范合同模式條款內(nèi)容，提升儲量資源合作開發(fā)的運行質(zhì)量效益

針對國內(nèi)油田的不同合作目標和開發(fā)對象，篩選并確定開發(fā)單位優(yōu)選合作模式和統(tǒng)一適用的規(guī)范格式合同文本，如，針對未動用、難動用儲量高效動用的效益倒逼建產(chǎn)合同，負效、低效單井復產(chǎn)的技術服務合同，以及雙低單元綜合治理的提高采收率合同、整裝單元/區(qū)塊效益開發(fā)的風險合作開發(fā)合同等合作模式，參照國內(nèi)外通行的合作合同規(guī)范文本和內(nèi)容條塊規(guī)定，規(guī)范制定國內(nèi)油田開發(fā)單位實施合作開發(fā)的格式合同文本。

5 結(jié)語

今后一個時期內(nèi)，確保能源供應安全已成為能源轉(zhuǎn)型成功的前提和關鍵。我國是能源消費大國，能源自給率總體超過80%，但油氣對外依存度分別超過70%和40%，保障國內(nèi)油氣供應是能源安全的核心。面對國內(nèi)主力油田普遍進入高含水開發(fā)階段的現(xiàn)狀，須遵循底線思維，充分依托市場機制，探索建立開放、合作的新型儲量開發(fā)模式，確保國內(nèi)高含水儲量油田的效益開發(fā)，為端穩(wěn)能源飯碗奠定堅實基礎。