低油价“寒冬期”应激发老油田活力

　　本报记者 张一鸣

　　自从2014年国际油价出现断崖式下跌后便长期低位徘徊，石化行业承压下行。与原油价格密切相关的上游勘探开发板块受到的冲击尤其明显，不少油田陷入经营困境，特别是一些国内的老油田，由于已处在开发后期，勘探开发的难度和成本较大，加上一些历史包袱，面临诸多挑战，它们占据国内油气供应总量的近七成，应想方设法激发其活力。

　　地处河南省的中国石化(600028,股吧)中原油田，采取一系列措施降本增效，摸索出来的一些经验对其他老油田有借鉴作用，比如在勘探发现大油气田的过程中，培育新的效益增长点；比如提高勘探成功率、对之前开发时间较长的老区油田采取低成本开发战略等。

　　中原油田的人士告诉中国经济时报记者，在提高勘探开采成功率上，对新的区块采取“三不打”的方式，加强圈闭落实及目标优选，并结合东濮、普光、内蒙古探区的勘探难题，开展勘探研究项目立项论证。同时，发挥科技攻关的支撑作用，整合多种技术资源，形成了钻井、测井、录井、测试等多种系列技术，提高勘探成功率。对老区油田按效益最大化目标组织月度开发生产，弹性安排产量，优化注采结构、作业工作量和生产运行。

　　2010年中国超越美国成为世界第一大能源消费国，此后便进入能源消费的高速增长期，2015年中国能源消费增幅1．5％，世界增幅1％。中国能源消费净增量占世界34％，能源消费量占世界总量的23％。中国是世界能源消费的主力，但储量却与消费量不匹配。目前我国石油探明储量25亿吨，总量居世界第14位，占世界探明储量的1．04％，而人均石油探明储量却是世界平均水平的1／20。

　　目前国内油气行业的发展面临诸多问题，主要集中在国内油气资源劣质化、勘探开发难度在加大、低油价对投资和生产形成的刚性制约等方面。中国石油(601857,股吧)和化学工业联合会的人士认为，未来我国石油勘探开采保持国内两亿吨的年产量面临很大的难度，而天然气低渗透和深层的储量达到90％，致密气、页岩气、煤层气等非常规资源开发面临技术和成本效益方面的挑战，短期难以实现有效的接替。

　　在严峻的形势下，老油田只有通过改革，才能得到长期发展的动力，这一点已经成为国内不少老油田的共识。中国经济时报记者获悉，中原油田将原来63个基层单位压缩到目前的27个采油气管理区，油田机关处（部）室数量从30个减少到23个，9个采油（气）厂机关科室压减24％。并剥离采油厂供电、测试、井下作业、特车、维修等业务，实施专业化整合重组，让油气生产辅助环节也成为市场主体，在服务油田生产需要的同时，油田统筹辅助业务技术优势和人力优势，建立了人力和设备资源共享平台，打破原先各单位之间的“壁垒”，促使人力资源、设备资产“动”起来，以实现资源资产在油田的有序流转，促进效率效益提升，仅设备方面，从今年2月初至今，已累计盘活设备（物资）资产2800万元。

　　如果放在一个更长的时间维度里，不管是国际还是国内的能源市场形势，都决定我国的石油供应安全不能放松国内供应。一方面，国际经济回升缓慢，国际能源供需整体宽松的格局短时间内不会改变。另一方面，国内能源消费潜力巨大，需求总量仍将继续增长。而石油面临的主要问题是全球石油供需整体宽松仍将延续，我国石油需求放缓，进口增加，对外依存度进一步提高。2015年中国的石油对外依存度达到60．4％，天然气对外依存度超过32％，预计到2020年中国石油和天然气对外依存度将分别增加到67％和40％以上。

　　目前，老油田的剩余可采储量依然相当可观。但在经过几十年的开发，总体已进入高采出程度、高含水开发阶段。中国石油和化学工业联合会的人士认为，“十三五”时期国内石油勘探开发目标确保石油年产量稳定在2－2．1亿吨，应加大勘探投入，增加探明储量，推进非常规资源勘探，并强化油田开发，保持国内产量长期稳定，需要突破勘探开发关键技术，有效降低生产成本，并加强石油储备能力建设。