胜利油田难动用储量开发的四种可行模式

□ 于园园

胜利油田河口采油厂管理七区员工检查稠油井掺水温度。吴木水 摄

本文系统梳理了胜利油田难动用储量现状特点，分析了制约难动用储量效益开发的体制机制瓶颈，研究提出难动用储量开发的措施。

难动用储量作为探明储量，是胜利油田实现持续发展的重要资源之一。科学开发难动用储量，有效盘活这部分资源，可以深挖已有资源价值，分摊勘探开发成本，为油田提供新的效益增长点，进一步奠定创一流创效益创和谐的资源基础。

难动用储量现状及制约因素分析

胜利油田难动用储量总量大，规模整装，储量集中，超过一半的储量都集中在1000万吨以上的区块当中；油藏类型主要以低渗透和稠油为主，占总储量的近80%。随着体制机制持续创新，对区块认识的不断加深，经济技术的不断突破，这部分储量不仅不再难动用，而且对其开发还会产生较为可观的规模效益，成为油田新的效益增长点。但也存在制约难动用储量开发的诸多因素，既有难动用储量资源特性开发困难的内在因素，又有开发体制机制不到位等客观现实影响，概括起来主要有以下几点。

对工程技术要求高，开采难度大。目前，胜利油田难动用储量区块有的地下油藏条件差，断层较碎、硫化氢较多，存在安全环保风险，加之地层水腐蚀性强，用常规设备难以开采，需要强化工程工艺技术攻关，实现开发技术的突破；有的难动用区块位于滩涂、自然保护区、军事禁地等区域，地面施工条件差，对钻、测、录、采等开发环节有特殊要求，需要采用更为先进的技术来实现和保证。

开发投资较高，不适应现有投资决策机制。难动用储量开发的工艺复杂，对设备、钻具等要求较高，与常规油气开发相比，产能建设投入较多。一是开采成本高。稠油、低渗透等难动用储量，开采过程中需配套压裂、防砂、注汽等高成本措施，注水、油料、电、污水回灌等成本也较常规油气储量的生产成本高。同时，难动用储量后期现场管理难度大，维护、措施作业量增加，开发和生产成本也相应增加。二是经济效益相对较低。在常规油气产能建设中，钻井投资占65%～67%，而非常规油气藏的钻井投资一般要占到80%。在中国石化现有投资体制下，参照油藏开发的投资收益率不低于12%这一标准，胜利油田的难动用储量很难通过经济开采效益评价。

体制机制不完善，制约难动用储量开发动用。目前中国石化和胜利油田无论是在投资决策、物资采购、专业化队伍选择、原油销售，还是自主用工、利润分配等方面，都缺乏针对难动用储量开发的体制机制。主要体现在三个方面：一是以采油厂模式管理油公司，油公司缺乏经营自主权。二是油田内部市场机制不完善，没有形成竞争有序的内部市场。三是统筹协调机制尚未形成，存在一定的资源浪费。

完善体制机制推动难动用储量有效开发

鉴于胜利油田难动用储量开发现状，开发的总体思路是：立足当前，着眼长远，统筹设计开发，建立起油田统一决策指导、油气开发管理中心宏观规划研究、开发单位具体开发运营的三级管理架构。利用好油田内外各种资源，通过体制机制创新，努力破解制约难动用储量开发的经济技术困境。

做好顶层设计，搭建难动用储量开发体制架构。建立难动用储量开发管理组织架构，构建起由难动用储量开发领导小组—难动用储量开发管理中心—区块项目部组成的三级管理体制架构。开发领导小组负责难动用储量开发过程中重大问题的决策，制定难动用储量开发方案，指导难动用储量开发工作，协调解决运行中出现的问题。专门设立难动用储量开发中心，对难动用储量资源进行统筹规划，按开发难易程度、油藏特点、经济技术条件等实施分类管理研究，实现难动用储量的集中管理、有序开发。成立区块项目部，具体实施难动用储量区块的开发经营。

完善配套运行机制，推动难动用储量有效开发。建立和完善项目单独评价管理、市场化运行、工程定额定价调整、第三方认定、资源一体化运行、考核激励、技术攻关、项目退出等机制，扎实推进难动用储量开发的立项、实施、运行及退出。

项目单独评价管理机制。应按照项目单评、计划单列、产量单计、成本单核、效益单算的原则，建立专门的难动用储量区块评价机制。可适当降低项目评价标准。开发单位独立申报投资计划、建立独立开发单元和财务科目；相关职能部门建立难动用储量投资、财务、生产、考核等独立科目，实现难动用储量合作开发独立管理。

市场化运行机制。建立和完善合同约束、优质优价、优速优价、高端特价的市场化运行机制，对工程公司等油田内部队伍，以经济关系为纽带，建立模拟市场关系、市场体系和价格体系；对油田外部施工队伍健全完善市场准入管理、招投标管理体系，完全依据市场价格和施工质量结算，配套严格的市场监督管理制度，在项目运行过程中形成充分竞争。给予适度物资采购权。

工程定额定价调整机制。建立难动用储量定额定价调整机制，根据市场形势、技术进步及时调整价格。

第三方认定机制。对合作开发的难动用区块项目，应合理确定甲乙双方利益关系，对涉及的储量、资产、评价收益等问题由第三方公司予以确认。

资源一体化运行机制。充分利用开发单位现有资源，如地面流程、集输管线等，不新建办公场所，不增加人员编制，劳动用工由开发单位内部优化解决，区块建成投产后纳入属地管理区进行统一管理。油田按照定员标准核定项目部生产操作人员配置编制，按市场价格核算人工成本，开发单位根据生产经营实际自主安排人员。

考核激励机制。对难动用储量项目部及项目单独考核其成本、产量、效益，不列入开发单位的总体考核。对项目部实施特殊激励政策。

难动用储量技术攻关机制。加大难动用储量技术攻关力度，加大科研资金投入，积极引入先进技术、集中开展内部技术攻关。充分发挥一体化优势，加大对难动用油气勘探开发关键技术的科研资金投入，制定难动用储量核心技术集中攻关的资金倾斜政策和推动措施。

项目退出机制。建立项目无效退出机制。对油田内部单位成立的项目部1年内没有实现效益开发的，要说明原因，找出关键问题，制定整改措施，经过督导协调，第2年仍未有效果的，实行项目无偿退出。对与外部投资者合作开发的项目部，应在合作合同内写明两年之内未实现效益开发，退出项目，并承担相应责任。同时，在项目退出时，项目组应将与项目有关的地质、开发、工程等相关资料整理规范，移交难动用储量开发管理中心。

因地制宜、因时制宜选择适宜的开发模式

由于国家尚未正式出台储量划转交易的政策，所以难动用储量开发模式不宜涉及储量资产划转交易。且油田分公司不具有法人主体地位，所以与外部投资方的合作暂时不宜采用成立合资公司等方式。可行的开发模式主要有以下几种。

油田与工程公司合作的收益分成、回收成本模式。由油田开发单位和工程公司相关人员组成项目部，共同组织工程施工，优化工程技术设计，对钻井设备及材料进行科学配置，提高单井产能，缩短建井周期，降低工程造价。在这种模式下，双方共同承担开发成本费用，风险共担、利益共享；项目投产后，双方按比例进行收益分成。

开发单位自主开发，市场化运作模式。由难动用储量区块所属开发单位成立区块项目部，油田下放一定的经营自主权，开发单位进行开发方案设计。通过市场化的方式对施工项目进行招投标。该模式有利于充分调动采油厂的积极性和主动性，但存在一定的市场管控风险。

油公司运营开发模式。难动用储量的开发可充分发挥油公司的优势与作用。该模式有两种实现方式：一是储量资产注入油公司，形成国有资本。该方式重点考虑依托石油开发中心实施开发。由于储量区块大部分属于采油厂，如果注入油公司，有可能打击采油厂的积极性，管网、地上地下建设出现重复浪费，加大采油厂与油公司管理难度和协调难度。二是由难动用储量区块所属开发单位和油公司共同成立项目部，合作开发难动用储量。油公司投资，承包开发方案设计、产能建设、投产全过程，实施交钥匙工程，投产后交由采油厂管理，采油厂和油公司进行产量分成。既可发挥油公司体制机制、属地等方面的优势，又能利用采油厂原有地上地下设施管网等，双方共同管理开发、共同分享产量，兼顾双方利益。

引进外部投资的混合开发模式。在不涉及油气产权流转的情况下，对难动用储量区块进行优化组合，跟踪分析市场环境，推出合作区块，引进资金、技术实力强的合作开发对象。一是产品分成合作模式。油田拥有油气资源所有权和专营权，投资方承担开发和生产费用，双方谈判协商产量分配框架。二是回购模式。合作投资方通过承包油气田的建设投资而获得相应的投资报酬，当投资方收回其全部投资和合同规定的报酬后，就不再拥有项目的作业权，将项目无偿交还给油田。三是风险服务合同模式。合作投资方提供全部资本，并承担开发风险。产量全部属于油田，油田通过油气销售收入支付投资方的成本和一定服务报酬，合作投资方不参加后续的产量分成。