中国石油国内油气田开发成果透视

  历史新坐标下的新征程
  [中国石油新闻中心2019-01-15]岁末年初，盘点中国石油2018年国内油气田开发业绩，令人振奋：油气产量当量持续攀升，比上年增加330万吨，原油产量实现了1亿吨以上有效稳产，天然气生产紧抓难得的历史机遇期，不断加快上产步伐，产量创历史新高，同比增长6%。
  这一年，油气田开发不仅实现了量的增长，也实现了效益的提升。立足长期低油价，油气开发系统持续深化开源节流降本增效工程，扎实推进降低油气完全成本3年行动计划，投资回报、收入利润等经营指标持续向好，重回中国石油盈利主体地位。
  成绩斐然，脚步不停。面对党和国家领导人关于进一步加大国内油气勘探开发力度、保障国家能源安全的指示批示精神，面对低品位、低油价、高成本等新形势，中国石油国内油气田开发系统责任更重，任务更加艰巨。时不我待，中国石油国内油气田开发大军整装待发，以当好排头兵的精神踏上历史新坐标下的新征程。
  量足——坚持科学部署，精细把控，持续夯实稳产上产基础
  油气产量是中国石油可持续发展的压舱石，也是增强保障国家能源安全能力的物质基础。
  面对加大国内勘探开发力度的新要求，原油开发如何实现1亿吨有效稳产、天然气如何进一步加快发展步伐、老区是否还有挖潜潜力、新建产能如何提高效益增强发展后劲？油气开发务必做于细，成于实。
  在原油开发方面，中国石油直面已开发油田进入“双高”开发阶段末期、新油田产建效率下降等挑战，进一步优化部署，落子于精细，围绕原油1亿吨以上有效稳产，承压前行。大庆油田努力克服产能建设滞后、持续强降雨给生产带来的不利影响，优化组织运行，全力抢产夺油，原油产量占股份公司总产量的31.7%，为原油1亿吨稳产发挥重要作用；长庆油田加大重点油藏综合治理力度，积极实施万口油井挖潜工程，原油生产超产8万吨；新疆油田积极推进玛湖、吉木萨尔地区快速上产，发挥集团公司整体优势，全面加快勘探开发进程，实现新建产能、产量“双百”突破；吉林油田加大老区老井挖潜力度及承包经营等措施，全年原油超产11.7万吨，展现了老区精细挖潜的巨大潜力。
  尽管近几年天然气上产步伐不断加快，但也面临主力气田逐步进入稳产末期、老气田递减加快等瓶颈难题，为下一步是否能跟上大发展节奏带来了不确定性。机不可失时不再来，中国石油迎难而上，主攻一个“快”字。加快老气田优化调整节奏与新气田评价建产节奏，气田开发形势得到明显好转。高效建成了龙王庙、苏里格、克深、长宁等10个20亿立方米以上的规模气田，长庆、塔里木、青海等油田天然气产量超计划完成。2018年，中国石油天然气产量在千亿立方米新起点上再创新高，比上年增61亿立方米，天然气业务已经成为中国石油新的经济增长点和效益增长点。
  质优——坚持强基固本，创新驱动，油气开发不断上水平
  近几年，提质增效一直是油气开发工作持续推进的重点工作。提“质”，改变内因，才能获得增“效”的“动力源”。
  看准的事情要持之以恒抓到底，见到效果的工程更要久久为功持续推进。2018年，中国石油开发系统通过持续推进油田注水专项治理、长停井恢复等有效举措，不断加大技术攻关力度，油气开发水平不断提高，油气田稳产上产基础更加夯实，开发形势整体呈现良好态势。
  围绕控递减和提高采收率两大主线，各油气田各出奇招，开发管理水平跃上新台阶。长庆油田扎实推进以精细注水为核心的控递减工程和以气驱为重点的提高采收率工程，老油田稳产基础进一步夯实，创造了自然递减硬下降1%的佳绩。塔里木油田首次针对油气开发系统开展老油气田综合治理会战，抽调地质与油气藏、采油气技术人员317人，开展覆盖所有已开发油气田的综合治理会战，实现年增油26.1万吨，增气13亿立方米。西南油气田通过实施气藏整体治水、开展低渗储量动用攻关、加快外围接替区评价等方式，气田开发水侵得到有效抑制，气藏产能得到有效补充，进一步夯实龙王庙等主力气田的稳产基础……2018年，中国石油油田递减率控制在较好水平。自然递减率、综合递减率比上年分别减缓0.41%和0.72%，天然气综合递减率比上年降低0.8%。
  盘活存量资源，培育新的提质增效发力点。在长停井治理方面，大庆油田逐区逐块落实长停井复产潜力，逐井逐层优化措施，治理水井579口，恢复注水397万立方米；治理油井638口，恢复产油11.2万吨。辽河油田按照“潜力大小、实施难易、效益高低”的原则优选治理目标，全年治理1663井次，日增油3020吨，年增油42.8万吨，油区开井率提升2.1%……2018年，中国石油通过加大长停井治理力度，油气水井利用率有效提升，采油井开井率、注水井开井率、采气井开井率比上年分别提高1%、1.7%和1.1%。
  油气开发质量升级离不开科技助力。2018年，中国石油立足“提高单井产量、提高采收率、降低开发成本”三大主题，深入开展重大开发试验和工程技术攻关试验，规模推广成熟配套技术，创新驱动效果显著。塔里木东河塘油田积极开展天然气重力混相驱，预计可提高采收率20%以上。以长庆安塞、青海尕斯库勒油田为代表的减氧空气驱油技术进入了工业化试验阶段。辽河锦16、新疆七中区和大港港西三区二元驱试验提高采收率15%至20%……
  无论求远还是求近，中国石油的油气开发，追求的都是有质量、有效益、可持续，提量更要提质，这是长远与当下的现实考量，更是推进可持续发展的明晰路径。
  提效——坚持低成本开发，精益生产，盈利能力持续增强
  尽管重回盈利主体之位，但面对全球油气行业供应宽松的基本面，低油价带来的阵痛缓解了吗？已经彻底走出发展低谷了吗？
  盲目乐观不可取，忧患意识尤可贵。在刚刚结束的2018中国石油油气开发年会上，集团公司有关领导反复叮咛：“尽管今年上游盈利能力有所增强，但是利润不完全代表效益。我们仍将长期处于低品位、低油价、高成本三重矛盾叠加期，要继续过好‘紧日子’，眼睛向内精细挖潜，进一步提升发展质量和效益。”
  过去一年，围绕低成本发展，中国石油油气田开发严把源头效益关、紧抓全过程管控，进一步加大改革创新力度，不断提升效率效益，为可持续发展增添活力动力。在源头把控上，去年计划安排产能1480万吨，经效益评价内部收益率小于6%的产能占到10%。通过效益倒逼机制，新建产能百万吨产能投资和运行成本分别压减10%，实现了达标建产。在运行成本把控上，通过强化与效益挂钩，增量增成本，减量减成本，严控高成本的措施作业投入和没有边际效益的投入等，实现了油气操作成本、完全成本实现硬下降。
  在改革创新方面，扩大经营自主权改革力度进一步加大，从管理机制、运行机制、管控模式等方面全面深化改革，新疆、华北、大港、辽河扭亏为盈，吐哈、吉林实现大幅减亏，所有试点单位完全成本比上年下降。此外，矿权内部流转区块勘探开发工作取得实质性进展，河套盆地吉兰泰地区初步具备100万吨建产资源；玉门在环庆区块初步建成5万吨生产能力……
  回顾2018年，脚步坚实铿锵，中国石油油气开发用责任和担当书写历史篇章，用智慧与胆魄将改革向纵深推进。展望2019年，光荣与梦想同在，机遇与挑战并存。中国石油国内油气田开发将围绕进一步加大国内勘探开发力度，不动摇、不懈怠，以改革创新、稳健发展推动保障国家能源安全能力不断提升，实现油气产量双增长。