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。基于國內(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。
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。
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)
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
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)
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)。
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。
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
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。
老油田儲量資源的合作開發(fā)是一項系統(tǒng)長效工程,結合國內(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。
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。
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。
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
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。
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。
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。
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。
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。
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。