即将过去的2016年是中国石油开发史上最具挑战的一年。面对国际油价持续低迷、资源劣质化加剧、折旧大幅增加，天然气下游销售不畅等严峻形势，中国石油直面挑战，大力实施开源节流、降本增效措施，持续开展技术创新和管理提升，开拓进取，努力实现效益开发，持续发展基础不断夯实。

　　在2017年，油气开发业务的重点工作有哪些？本期中国石油报《勘探开发》版结合中国石油2016年度油气田开发年会传递的信息，就关注的问题采访部分代表，共商应对之策，敬请关注。

　　2016年是中国石油油气开发业务有史以来最艰难的一年。

　　这一年，公司全年结算油价仅为37.3美元，同比下降18.4%，仅此一项就吃掉超过50亿美元的利润；这一年，油气资源劣质化进一步加剧，一些资源已近“尾矿”“贫矿”；这一年，成本硬下降的压力前所未有，企业要用仅有20%多的可变成本空间来撬动成本增势逆转……

　　365天，日日滚石上山。这是参加2016年度油气田开发年会很多代表的感受。他们要克服资源衰减的巨大惯性，逆低油价而上，攀爬效益发展的新高度。然而，就是在这样的背景下，他们以巨大的付出和智慧，全面完成油气生产计划和控亏扭亏目标。这份成绩单虽然并不亮丽，但比往年更为不易。一位领导不吝评价，16家油气田的很多做法堪称MBA案例。

　　种种迹象表明，低油价的寒冬远未结束；不争的事实是，资源的挑战更加严峻；必须实现的是，规模、效益、成本的高难度统一。如何将今年的管理智慧释放、凝练、升华、推广？如何在探索中洞察未来发展方向？又如何凝聚前行动力？这些或许是当前突破重围、通往效益发展的捷径。

　　管理唯有突破常规，从量变向质变切换，方能产生阻止巨石下滑的力量。严峻的生产经营形势逼迫各油田不断突破管理边界和深度，化零为整，突破常规，挑战极限。大港油田创新推行增储建产一体化，通过建立预算编制、效益优化等模型，为增效提供精准导航。吉林油田将二级单位由成本中心变为效益中心，刚性落实奖金与效益挂钩机制，实行全面浮动奖金制度，激发创效活力。

　　管理增效空间被不断压缩，加速公司摆脱资源劣质困境，更呼唤技术破局，形成向上的巨大牵引力。大庆三元复合驱技术通过持续攻关，基本解决了乳化、结垢及采出液等多个技术难题，提高采收率幅度高达20%。在古老的震旦系气藏开发中，西南油气田依靠复杂古岩溶储层描述等五大开发主体技术，突破了提高单井产量瓶颈。技术正在不断拓宽企业增效的空间。

　　效益发展道阻且长，我们需要更多负重前行的滚石人。“可能看似缥缈，但‘石油精神’在这时释放的是货真价实的生产力。”采访中，很多与会代表关心，我们如何回报这样一种精神，如何保护这种精神，又如何鼓励这种精神，让其更为恒久？同时，他们也关心，企业如何解决创造性地打开富余人力资源“出口”的问题，让滚石上山轻装上阵。新疆油田整合同类同地区业务，吉林油田积极开拓外部劳务市场等已经做出初步探索。

　　滚石上山，增强了力量，锻造了意志，更磨砺出智慧。我们相信，在这样一次艰难行进中，新的力量正在汇聚，新的机制正在形成，新的动能正在显现。待我们登临山顶，必将有久违的轻松和美景。

全面实现“四个硬下降”

继续推广大井丛立体化布井新方式

长停井治理成效显著

　　思路前瞻

　　1.持续低油价带来哪些新挑战？

　　辽河油田二次开发项目部主任 于天忠

　　辽河油田在当前低油价下实现效益开发面对的最大挑战，就是资源的匮乏。今年我们产量近千万吨，但可采储量不到300万吨，储采失衡问题突出。这一挑战，决定我们必须在老区上下足功夫，大幅提高采收率，充分释放老区潜力。也正因为如此，我们今年440口井，有308口是二次开发井。

　　老区挖潜过程中，还有一大难点就是，随着开发难度不断增大，常规措施手段已解决不了我们面临的问题，必须用非常规手段解放难动用的产量。我们转变开发思路，从“多、快、广”调整为“精、稳、优”，通过SAGD、火驱、蒸汽驱等方式，不断拓宽发展空间。今年，这一开发方式转变贡献的产量占到了总产量的30%，且实现了储量的有效动用，成本的大幅度降低。

　　此外，油品结构调整、开发方式调整，措施优化调整，也大大提升了效益。以欢喜岭采油厂为例，在效益指挥棒下，调减了稀油稠油比例，比例的变化带来不少效益。

　　青海油田采油一厂厂长 程长坤

　　青海油田采气一厂厂长 芮华松

　　采油一厂建产33年，百万吨稳产已保持25年。面对国际油价持续低迷、油田开发难度加大的不利因素，采油一厂迎难而上，积极应对成本紧张和稳产困难的双重挑战。我们把占到总产量90%以上的老井作为重中之重，通过持续优化注采系统，及时进行注采动态调控，加大长停井、套损井治理等措施，老井产量总体稳定。通过狠抓老井稳产和精细注水等工作，尕斯E31油藏自然递减率同比下降7.78个百分点，中浅层油藏自然递减率同比下降3.18个百分点。

　　采气一厂管理的涩北气田开发已20多年，累计生产天然气592亿立方米。气田出水、出砂较为严重，边底水推进速度快，为全国典型非酸性疏松砂岩气田。采气一厂不持续开展水侵特征研究，实施以均衡采气和整体治水为主的精细气藏管理，同时，采用适合气田的气举、泡排等技术，气田递减率连续5年控制在8%以内。针对冬夏季峰谷差较大，我们认真做好夏季检修，积极开拓市场，实施降本增效，优化生产运行，细化保供方案，忠实履行了三大责任。

　　2.老油田精细挖潜还有哪些新空间？

　　大庆油田开发部主任 王凤兰

　　如果说，大庆油田是集团公司的压舱石，长垣就是大庆的压舱石。目前来看，发挥这一作用面临重重考验。整体看，很多资源已接近尾矿、贫矿。从长垣来看，含水率近95.05%，已处于特高含水期。就是在这样的环境下，长垣采收率达到52.79%，还保持了0.67%的采油速度，十分不易。为了增产，我们从几十公斤油量抓起，斤两必争，综合递减率控制在5%以下。

　　当前要产出1吨油，需要上的措施工作量是以前的1.5倍，但是我们的成本还必须硬下降，我们实现效益发展面临的是“多难”境地。一是上产难，二是增效难，三是降本难。我们在“多难”处境中，努力探索出一条尽可能兼顾多维度的开发路线。

　　问题就是潜力，困难就是方向。资源的困境、成本的压力、效益的困局，要求我们必须在工作的深度上、质量上下更大的功夫，将开发工作从“精细”向“精准”转变，探索出一条“双特高”老油田开发效果最好、效率最高、效益最大的新路子。

　　吉林油田开发部经理 张海龙

　　面对持续的低油价和日益复杂的油气田开发现状，吉林油田资源、资产、人员三大矛盾更加凸显。吉林油田转变开发理念，大力创新大平台集约化效益建产模式，致密油气一体化建产模式获新突破，立足老区挖潜，提高稳产水平，向老区稳产要效益。

　　吉林油田资源主要为低渗难采储量，相比较而言，老区剩余储量丰度仍高于新区，挖潜空间较大，油藏认识突破是关键。我们树立老区找油理念，深化剩余油富集区认识，通过优化井网，精细调整注水结构，精细注水管理，注好水，注够水，治理无效注水。2016年，吉林油田减少无效注水336.7万立方米，实现大幅度注水提效。吉林油田还实施了“万口井万吨油”工程，提高油田开发水平和经济效益，实现1万口井费用产1万吨油的目标。

　　此外，我们通过盘活闲置资产，优化劳动组织形式，实行单井承包等措施，深挖创效潜力。

　　3.如何优化油气田生产组织运行？

　　长庆油田油田开发处处长 程启贵

　　长庆油田面临着资源劣质化、环保压力不断增大等多重挑战。为实现效益最大化，我们在新建产能区实施“五化”经验的基础上，进一步将己开发油田工作做细。今年公司详细制定并实施油田开发精细化管理方案，从单井、井场、场站、管线四个方面展开，每个环节每个节点都以效益效果作为评判标准，打响效益算盘。

　　油藏的预警管理是另一个亮点。长庆单井产量低，有340个油藏。把这些油藏管理好，就抓住了生产工作主动权。在对油藏进行分类分级管理的基础上，根据含水上升率、自然递减率、压力保持水平等几个关键指标，建立了油藏红色、橙色、黄色预警管理，第一时间掌控情况。一旦有红色预警，我们就立刻召集有关部门和研究单位对接会诊，研究下一步对策，及时排除不利因素，实现生产运行平稳。

　　此外，我们还从长远着手开展井筒治理，树立“一次油水井维护性作业，就是一次井筒治理”理念，大幅度提升整个井筒的完好程度。

　　长庆油田气田开发处处长 何光怀

　　长庆油田天然气开发坚持稳健发展，在面对低油价下的生产建设压力、天然气销售峰谷差大等情况下，大力推广多井型大井组开发、工厂化作业和新技术运用，精心气田生产运行组织，实现天然气稳产上产。

　　我们全面推行大丛式井组，建立大丛式水平井组开发模式、大丛式混合井组开发模式、大丛式直定向井组开发模式，进一步降低了钻井、压裂、泥浆处理、地面建设等费用，大幅提高了生产效率和效益。2016年，长庆气区完钻丛式井520口，占总井数的90%，节约土地约3500亩。深化数字化生产运行管理，通过信息化网络平台与手持职能终端，实现组织优化，做到增产、增站、不增人。

　　超前谋划，确保冬季高峰平稳供气。面对冬夏季峰谷差大的问题，超前制定冬供方案，优化间歇井工作制度。间歇井采用冬夏季轮换“长关短开”制度，2016年，优化间歇井1432口，平均单井日增气200立方米。

　　4.降本增效还有哪些新举措？

　　新疆油田规划计划处处长 曾军

　　受低油价冲击，面对资源劣质化、开发成本上升等异常严峻的生产经营形势，新疆油田本着质量与效益、兼顾当前与长远的发展理念，以“储量、产量、措施、技术、业务”五大结构调整为核心，突出源头创效，强化过程管控，实现管理提效。

　　寻找到优质、规模储量是提质增效的根本途径。新疆油田实施环玛湖油气资源整体探明开发，获得持续发现；落实中浅层优质高效储量，在多个层系取得突破；实施致密油攻关，随着水平井+体积压裂技术的逐步成熟，有望实现经济动用。我们通过长停井治理、“二三结合”开发、稠油转换生产方式等深挖老区增效潜力。

　　另外，我们通过效益排队，调整稠油稀油产能结构，调减低效稠油产能，优选增效措施，调整措施结构，实现增效。通过调整业务结构，深化改革，降低了人员总量。通过全员努力，新疆油田实现“四个硬下降”。

　　大港油田总会计师 孙义新

　　大港油田油气开发处处长 赵郁文

　　对大港油田来说，是在夹缝中生存，生存空间极其有限，有效勘探开发面积不足1万平方公里，加之典型的复杂断块油田特征和老油田沉重的各种负担，致使油田在低油价下，不仅面对发展问题，更面临生存危机。按部就班常规做法的空间越来越小，唯有创新思维，用创新来解决当前难题。

　　为此，公司实施“一体化”战略，创新部署“新战场、渗流场、井丛场、试验场、信息场”，打开了效益发展新空间。其中，新战场中推行的增储建产一体化，打破以往业务条块分割、分段投资建设的弊端，实行勘探、评价、建产、开发等一体化管理，同一个领导抓，同一个管理部门管，一体化的方案研究、一体化实施，实现用力一致、方向一致，建产拿产与投资见效的加快。快速建产不仅投资回收期大幅缩短、提升了投资效益，而且充分释放了各级单位技术与管理人员积极性和地下地质潜力。

　　5.天然气业务如何实现稳健发展？

　　塔里木油田开发处处长 汪如军

　　面对产建投资大幅调减，天然气生产夏季销售不畅、冬季调峰能力受限的困难，塔里木油田通过优化产建部署、调整产量结构、细化运行安排、精细生产组织，实现油气生产安全平稳受控，完成年度生产任务，发展基础进一步夯实。

　　天然气生产运行“抑峰平谷”。夏季天然气销售受限，塔里木油田科学制定合理的技术对策，通过协同开发，将富余气量为凝析气藏注气，提高凝析油的采收率，保持主力气田均衡开采，减少夏季调产带来的问题。通过排水、气举等技术措施，保持气田边底水均匀推进，确保主力气田平稳运行。冬季科学调峰，严格执行保供方案，平稳供气。

　　库车地区天然气高效开发。按照“加快前期、强化工程、动静结合、把握节奏、科学开发”的思路，突出天然气前期评价，高效开展产能建设。

　　工程技术整体优化，大幅降低成本、缩短钻井周期，提高了产建速度。针对“三高”井，塔里木开展配套技术攻关，应用高压盐水层排水降压技术，盐膏层钻井工期大幅缩短，事故复杂和目的层漏失量大幅降低。通过优化钻井液密度，应用涡轮+孕镶钻头，基本实现单趟钻打完目的层。

　　西南油气田开发部主任 郭贵安

　　作为快速上产的油气田，西南油气田在发展中面对的挑战也有所不同。勘探向盆地周边和深层进军，地质情况更加复杂。常规向非常规方向发展。此外，安全环保的压力也对我们的管理和技术提出更高要求。在生产能力大幅提升的同时，我们坚持规模与质量并重，持续进行开发技术政策调整和产量结构优化，气区井均产量、效益产量比例等主要开发技术指标近年来最优，历史最好。

　　加强评价，在这个环节把工作做够做足做好。勘探不断向后延伸，开发不断向前延伸。以最古老的震旦系为例，我们经过前期不断评价，技术和认识上都取得突破，改变常规思路，从而在评价的时候，能很好把握开发质量和产量及效益的关系。龙王庙最为典型。正因为有大量的前期工作，以及勘探和开发的同时介入，我们在2012年发现龙王庙后，当年就试采，进一步认识了这个气藏，3个月就编出试采方案，具备了规模生产的良好基础。

　　当前，要以效益为目标，不要没效益的储量，不要没效益的产量。正是在这个大背景下，很多机制得以创新实施，支持了气田高效开发。