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文/陆晓如 《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）提出，到2025年，国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上。其中，原油产量稳中有升，力争2022年回升到2亿吨水平并较长时期稳产；天然气产量快速增长，力争2025年达到2300亿立方米以上。 在我国油气资源日益劣质化的现实情况下，完成这样的产量目标有多大难度？一方面是增储上产的重担，另一方面是“双碳”目标和能源转型的压力，我国油气生产企业该何去何从？带着这些问题，本刊记者特邀油气生产企业代表和业内专家共同探讨。  有难度有压力 中国石油石化：各位好！《规划》设定的产量目标必然要分解到各油气生产企业。请问，各油田承担着怎样的产量任务？ 何江川：长庆油田作为我国第一大油气田，2021年生产石油2536万吨、天然气465亿立方米，油气产量当量已经超过6200万吨。2022年，长庆油田的产量任务是生产原油2570万吨、天然气490亿立方米，油气当量有望突破6500万吨。到2025年，将持续保障全国1/6、中国石油1/3的油气产量高质量供给，发挥好国内油气产量“压舱石”的作用。 牛栓文：作为我国重要的能源生产基地，胜利油田认真落实《“十四五”现代能源体系规划》，按照中国石化“勘探大突破、原油稳增长、天然气大发展”部署要求，扎实推进高效勘探效益开发，持续提升油气生产能力。2022年，我们的工作目标是生产原油2345万吨、天然气5.2亿立方米。 张春生：“十四五”时期，渤海油田将高质量推动“七年行动计划”，将渤海油田打造成为集勘探开发一体化、工程建设标准化、油气生产智能化、经营管理精益化的标杆能源基地，努力实现勘探大突破、原油硬增长、天然气大发展，确保2025年实现油气上产4000万吨。 中国石油石化：完成这样的油气产量目标有难度吗？难度体现在哪些方面？ 郭焦锋：根据国家统计局的数据，2021年，国内生产原油19898万吨，比上年增长2.4%，比2019年增长4.0%，两年平均增长2.0%；国内生产天然气2053亿立方米，比上年增长8.2%，比2019年增长18.8%，两年平均增长9.0%。基于这样的增长趋势，实现《规划》的油气产量目标应该没有悬念，但有难度，特别是原油方面。因为我国老油田数量多。初步估算，老油田年产量递减率在10%~15%。每年需要新增3000万吨左右的产量来弥补自然递减，相当于每年要新增一个现在的大庆油田的原油产量。这个压力无疑是很大的。 何江川：就长庆油田来说，在6000万吨的体量上实现稳产已属不易，还要保持持续增长可谓压力不小，主要体现在三个方面。一是长庆油田开发的“低渗、低压、低丰度”油气藏，被形象地比喻为“磨刀石”，勘探开发之难世界罕见。油田已经过50多年的开发，随着资源品位持续下降，稳产上产难度逐步加大。二是长庆开发管理点多线长面广，工作区域横跨陕甘宁蒙四省（区），管理着分散在大漠深处、梁峁之间的12万口油气水井、2800座站库、8万公里管线及上百万台生产设备，对我们的公司治理体系和治理能力提出了极高要求。三是长庆油田主要生产区域位于黄河中游，地理位置重要，生态环境敏感脆弱，工业生产与环境保护之间的矛盾始终存在，需要我们时刻如履薄冰。 牛栓文：我们胜利油田拥有东西部两大探区。经过60多年勘探开发，东部老区已经部署完钻了7000多口探井，被打成了“马蜂窝”，勘探对象日趋复杂、资源接替难度增大、生产制约因素逐渐增多，找油、采油的目标以“薄、小、碎、深”油藏为主，效益稳产难度越来越大。西部新区也存在资源储备不足，深层储层描述、压裂改造技术还有弱项等一系列难题。 张春生：渤海油田油气当量从1000万吨到3000万吨用了6年的时间，从3000万吨到4000万吨的跨越我们将用15年的时间。这其中的难度可想而知。 随着油田勘探开发程度的不断加深，我们面临的挑战主要有五个方面。一是勘探难度日益加大，勘探将走向低勘探区、深层古近系古潜山、地层岩性领域，地质条件复杂，油气成藏研究难度大。二是深层古近系、古潜山领域将是渤海油田未来中长期重点勘探领域，但由于深层井作业时间难以匹配，导致多口领域性井位无法上钻。三是公司在低渗、潜山油气田开发方面经验不足，面临较大的挑战和困难。四是2022年油井措施产量工作量大，主力平台作业量趋于饱和，无修井机平台修井费用高，油井生产时率低，措施增产量突破历年极值，有效增产措施类型单一、效果下降的局面亟待突破。五是老旧设施数量逐年增多，安全环保风险和运行稳定性风险不断增加。  有措施有成绩 中国石油石化：为实现增储上产，我国油气企业已做了哪些方面的努力？取得了怎样的成绩？ 郭焦锋：概括来说，我国油气生产企业主要做了三方面的工作。一是加大勘探开发投资力度，油气增储上产取得了明显成效。统计数据显示，“十三五”时期，我国油气勘探开发总投资1.36万亿元，年均增长7%。这个投入是很大的，因此勘探开发的效果比较明显。二是理论、技术方面取得了突破性的创新，装备设施水平不断提升。正因为勘探开发方面取得了多项理论创新和关键技术的突破，实现了一些大的油气勘探开发新发现和新突破，比如陆上的超深层和海上的超深水以及页岩油气等，为增储上产、保障国家能源安全打下了基础。三是管理方式不断改进，效率效益持续提升。我国油企逐步树立了新发展理念，加快转变发展方式，低成本、高质量、可持续发展战略逐渐成型。特别是2021年，我国油企抓住了油气市场回暖的有利时期，深入推进精细化管理，以结果导向加大业绩考核，降本增效，经营业绩大幅提升。例如，中国石油、中国石化2021年的销售收入明显高于其他国际大石油公司，利润仅次于埃克森美孚，整体业绩优于国际大石油公司。 中国石油石化：为实现《规划》目标，我国油气企业应在哪些方面发力？ 郭焦锋：首先，我国油气企业应继续加大油气勘探开发投资力度。不论页岩油气还是海上油气的勘探开发，以及弥补老油田的自然递减产量，加大工作量都非常必要。这必然需要资金投入来保证。其次，应继续攻克“卡脖子”技术。尽管我们的相关技术在近年来有了很大进步，但还有一些关键工艺、技术、装备、软件，比如页岩油气和深海油气勘探开发方面，都存在着不少没有攻克的“卡脖子”技术。只有攻克了，才能不受外界影响，安心地进行勘探开发，同时降本增效。再次，应持续加强管理，把精细化管理、科学管理落实到每一个环节，让每个工作人员都具有精打细算的意识，促进效益提升，使投资得到合理回报。打铁还需自身硬。只有把管理水平进一步提高，油田公司才能经受住未来油气价格大幅波动的考验。 何江川：长庆油田实现持续增储上产的底气，源于我们对页岩油、致密气规模高效开发的科技自信，来自于已掌控的资源优势，最根本的要害是老油气田的科学稳产。长庆油田把“控制递减率工程”和“提高采收率工程”，列为“十四五”至关重要的战役，为持续增长注入更基础的确定性。比如，今年已有多个进攻性提产项目启动。其中，苏里格气田重大开发试验攻关就瞄准提高10%的采收率目标来部署。一系列降递减工程，将确保长庆油田常规油藏自然递减率控制在10%以内，气田综合递减率锁定在20%，把油气能源的饭碗端在自己手里。 牛栓文：我们将牢牢抓实增储稳油降本主线，在高质量勘探上，聚焦“新领域、大发现、大突破”，把扩大油气资源摆在更加突出的位置，锚定东部深层、西部准噶尔、济阳页岩油三大主阵地，坚决打好勘探进攻仗、攻坚战，尽快实现大突破大发现。在效益开发上，聚焦“增产能、提能量、控含水、降递减”，新区突出高效建产、老区强化夯基固本，狠抓精细开发、油藏经营、基础管理，稳中求进、以稳促进、以进固稳，确保持续规模效益稳产。 张春生：在油气勘探方面，我们将继续以寻找大中型油气田为目标，做精做强勘探，实现油区节节高、气区新突破，为可持续发展夯实储量接替。在油田开发生产方面，优快开发生产，保持和巩固成本领先竞争优势，深入提质增效。坚持全方位开展科技创新、管理创新与商业模式创新，将创新理念、创新思维、创新举措全面融入勘探开发生产，围绕关键领域坚定不移开展技术攻关，不断加大科技创新与成果转化力度，形成一系列新技术体系，解决痛点难点问题。  有考量需支持 中国石油石化：在能源转型和“双碳”目标下，油气企业如何合理安排油气增储上产和转型发展？ 郭焦锋：我国油气企业要探索建设国际一流综合能源公司的发展模式。国际石油公司的一些转型经验可以借鉴。比如bp，对油气勘探开发的投入不断减少，更加注重发展新能源、可再生能源，在全球布局新能源的发展，转型很彻底。再比如，挪威国家石油公司，借助在北海的优势，大力发展海上风电，达到了国际一流的海上风电资源开发利用水平。 对我国油气生产企业来说，油气生产是主业中的主业。转型发展应利用油气区块优势来合理布局新能源。我国油气田区块面积比较大，而且主要位于“三北”地区和海上。可以发挥这些区域的风电、光伏资源优势，发展风电、光伏。考虑利用风电、光伏发电制氢，发展氢能等新业务。也可以利用风电、光伏替代油田的自用油自用气，一方面减少碳排放，另一方面提高油气的商品量。此外，利用油气田区域内或邻近的炼厂、燃煤电厂，实施CCUS项目，进行碳捕捉、储存和利用，通过二氧化碳驱油来提高采收率。 油气生产企业在发展新能源方面，有很大的可以作为的空间。但首先要搞清楚自己有什么资源，有哪些可利用的场景。要摸清家底后根据自己的资源情况，对新能源、新技术的掌握情况，进行合理科学布局规划，不能跟风盲动。具体实施方面，可先进行一些试点示范积累经验，摸索出成熟的商业模式，再进一步推广。这样进行合理稳健的转型，保障现在及未来一段时期的油气生产供应，同时为迎接新能源时代的到来做好准备。 何江川：当前，长庆油田正在从单纯的油气生产向绿色能源公司转型。加快前瞻性技术储备，筹划光伏、风能、地热等新能源布局，让油田生产、生活受益，太阳能等绿电已在油气田规模应用。目前，公司正在加快建设的伴生气回收三期工程，将油田伴生气利用率提升到91%以上，使其转化成清洁能源。已建成投运的国内最大天然气乙烷回收工程，每年可生产轻烃150万吨。在长庆油田姬塬油田国家级CCUS示范工程，正加快10万吨级二氧化碳驱油工业化进程。这必然拉动周边燃煤电厂、煤化企业二氧化碳捕集与封存的积极性。二氧化碳驱油不仅可使油田采收率提高5~15个百分点，产生巨大的经济效益，而且延伸培育了生态环境保护产业链。 张春生：2020年1月15日，中国海油宣布正式启动“碳中和”规划，将全面推动公司绿色低碳转型。渤海油田致力低碳转型。多年来，围绕伴生气回收与利用，以一体化、区域化开发为原则，依托当前现有设施、兼顾周边滚动开发项目，确定了“合理规划，分步实施，统筹管理”的区域天然气回收利用核心策略，在渤西南区域陆续实施了伴生气回收项目，让“放空气”应收尽收，不仅达到了节能减排的效果，而且增加了经济效益。推动能源结构调整，非常重视海上生产节能，实施岸电项目，探索海上风电，为油田注入绿色电力。同时，我们正在开展CCUS有关课题的研究。 中国石油石化：出于我国油气资源禀赋、能源转型等现实情况考虑，希望国家给予哪些方面的政策支持？ 郭焦锋：一、我国油气资源禀赋越来越差，勘探开发难度越来越大，勘探开发成本居高不下，因此建议进一步完善特别收益金制度。二、国家对非常规天然气的勘探开发一直有支持。目前，页岩气已经是我国天然气增储上产的主战场。应继续支持非常规天然气的勘探开发，明确支持的期限、力度，给予鲜明的政策导向。三、页岩油、稠油等非常规油的勘探开发力度在提高，在原油产量中的占比在增加。要加快研究对开发页岩油、稠油等非常规油的财政、税收、金融等方面的支持政策，鼓励非常规油的快速发展。四、加强“引进来”，鼓励外资企业、民营企业参与我国油气勘探开发和技术攻关。这就需要进一步完善矿业权放开制度，探索“以技术换市场、以技术换资源”的新思路，以此增加油气勘探开发的投资，引进新技术、新经验，保障我国油气增储上产。 何江川：页岩油气作为我国未来油气增储上产的重要接替领域，是保障国家油气战略安全的现实途径。但页岩油气勘探开发难度大，需要强大的科技实力作为支撑。不仅如此，建设能源强国、保障国家油气能源安全，科技创新是第一动力。期待国家能够出台一系列政策，促进各类创新要素，持续向企业集聚。当前，国内能源企业已掀起CCUS工程建设热潮，长庆油田已建成国家级示范区。建议国家加快出台企业碳排放权、碳税及碳责任等相关配套政策，促进企业依法依规践行“双碳”行动。
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