基于难动用储量开发的石油工程协同管理创新及实践

刘中云

（国家石油天然气管网集团有限公司，北京 100013）

0 引言

随着国民经济快速发展，中国油气消耗量急剧增加，但由于资源品质差等原因，国内油气增储上产困难，2019 年超过70%的石油和40%的天然气依赖进口。受国际政治经济环境、油气地缘政治及国内油气勘探开发工程技术瓶颈等因素制约，国际油气供给不确定性大、供应链生态脆弱及国内油气储量得不到有效动用的矛盾十分突出，严重影响中国经济社会发展和能源安全[1-11]。因此，加大国内油气勘探开发力度，加快国内油气勘探开发技术进步，实现难动用储量资源的有效开发利用，是保障国家能源安全的迫切需要。本文基于国内部分油气难动用储量开发的成功实践，系统总结推动难动用储量有效开发的“四位一体”石油 工程协同管理新模式。

1 石油工程协同管理模式的创新背景

品质差、难动用储量在中国油气资源中占有很大比例。从资源属性上看，难动用储量资源归国家所有，由矿权归属企业经营。具体到企业内部，这部分已探明资源已经由勘探部门流转到开发单位，有的企业由油气田分公司的专业部门经营管理，有的受限于资源所在区域或规模大小则由各油气田分公司下属的采油（气）厂或管理区经营。资源归属决定了难动用储量管理责任主体比较分散。从资源类型上看，主要包括低孔低渗、超稠油或特超稠油、超深或特超深油气资源以及致密油气、页岩油气等非常规油气资源，难动用储量开发工程技术需求具有多样性和集成性，品质差、开发难度大、效益低，因此，现有技术不能完全满足开发需求，需要大力进行技术创新和集成[2-10]。从专业和产业链看，难动用储量资源归属责任主体的分散性、资源类型的复杂性、所需工程技术的高度集成性以及企业集团内部高度专业化的管理体制机制等特点，决定了每个难动用储量区块开发都要经历勘探开发全生命周期，需要地质、开发、钻井、测井、完井、地面集输等多专业之间的高度协同，需要油气田分公司或采油（气）厂、管理区和石油工程公司、第三方服务商、科研院所等多责任主体之间的充分合作。但对各自独立经营、分别承担不同专业管理职能和效益责任的各责任主体来讲，追求自身效益最大化的目标要高于难动用储量开发的整体目标。目前，国内4 大石油公司均有大量未开发的探明难动用储量[2-5]。以中国石化（中国石油化工集团有限公司）为例，仅原油难动用储量就有16×108t。鉴于难动用储量的上述特点，一直缺乏适用各种难动用储量的有效管理模式和系列配套技术。

难动用储量得不到有效开发，分析原因主要有3个方面，一是资源品质差，有效开发难度大。随着中浅层、大厚层、渗透性好、低黏度的油气资源逐渐进入开发后期，剩余资源品质日益变差，低渗透特低渗透、特殊岩性（碳酸盐岩等）、稠油油藏等占难动用储量的91%，其开发难度不亚于勘探开发新的油气资源。二是受工程技术制约，难以有效规模开发。近年来，石油工程技术取得了较大进步，单项技术均有突破，但在难动用储量技术集成方面仍存在较多瓶颈，缺乏整体技术配套，还没有通过集成、优化、创新，形成工程技术的整体优势。三是体制机制受限，有效开发动力小。国家政策层面，目前还没有专门针对难动用油气储量开发的财政补贴和税收优惠政策；企业机制方面，石油公司层面尚缺乏难动用储量有效开发的激励体制机制；难动用储量开发各参与方对难动用储量项目经济评价机制亟需优化；甲乙方项目合作模式需要管理协同创新，调动各参与方的积极性。

从难动用储量开发主要参与方看，难动用储量得不到有效开发，最直接的原因有两个，一是技术难度大，甲、乙方缺乏有效手段；二是投入风险高，甲、乙方缺乏积极性。难动用储量开发既是一个技术问题，又是企业内部管理问题，难动用储量开发超越了单个企业或经营主体独立完成任务的层面，需要甲、乙方以及第三方等更多合作伙伴共同协作完成，不同专业、不同利益取向的合作方之间需要统筹协调的层面、层级多，而技术上的高难度、投入的高风险、效益回报的高度不确定性等因素叠加又加剧了合作的难度。

油气资源风险勘探面对的是未知的勘探对象，在国家和企业政策框架内，对于风险勘探的容错率是明确的，责任主体对于自身的风险边界是清晰的；相较于油气资源的风险勘探，难动用储量开发面对的是已知但并不完全清晰的开发对象，而容错率却远低于风险勘探的标准。风险主要由责任主体自身承担，被允许的试错空间远远小于风险勘探。这就从根本上导致了难动用储量开发的责任主体的积极性不高，难动用储量得不到有效开发。

因此，化解难动用储量有效开发难题，其核心难点在于提高合作效率和分散合作风险。

2 石油工程协同管理模式的创新构建

作为系统理论“新三论”（耗散结构论、协同论、突变论）的核心，协同论是管理模式创新的理论导源，被誉为“一门关于合作的科学”。1971 年德国著名物理学家哈肯提出协同的概念，1976 年他系统地论述了协同理论，发表了《协同学导论》，论证了各种自然系统和社会系统从无序到有序、从混沌到清晰的演化是系统各元素相互影响又协调一致的结果，具备广泛的应用基础[12-13]。协同的本质是合作，达到方向总体同向、目标高度趋同、利益整体一致是促进认识从无序到有序、管理从混沌到清晰的驱动力[12-13]。通过变革管理模式，释放创新活力，推动工程工艺技术进步和完善；工程工艺技术的进步，同时也促进了管理模式动态向前发展[14-22]。

国内油气资源难动用储量有效开发问题是随着改革开放和市场经济发展出现的，特别是随着油气资源企业以经济效益为中心的责任制确立、国内油价与国际油价并轨、国内油气资源对外依存度不断提高等外部环境变化，日益成为油气行业必须共同面对的、迫切需要解决的问题。长期以来，笔者一直负责油气资源开发和工程技术研发、工程项目管理工作，在不同时期、不同单位都有主持或组织难动用储量开发的经历，特别是在负责中国石化胜利油田分公司、西北油田分公司不同类型难动用储量开发过程中，坚持边实践边总结，在实践中不断完善，逐步创新发展了石油工程机制协同、专业协同、过程协同和产业链协同的“四位一体”协同管理方法，创新构建了石油工程协同管理模式（见图1）。该模式以系统论、控制论和协同论等思想为指导，围绕降低难动用储量开发的技术风险和分散难动用储量开发的效益风险的目标，借鉴国内外风险合作开发模式和实践，充分考虑项目参与方风险合理共担、利益充分共享，因地制宜采取多种合作方式，有效降低了项目参与方的后顾之忧，激发项目参与方协同开发难动用储量的活力和动力。

图1 石油工程协同管理模式示意图

如图1 所示，从横向上看，“四位一体”的协同逐步递进，机制协同是前提条件，激发项目参与方的活力、动力，分散效益风险；专业协同是创新手段，促进配套工程工艺技术进步，优化方案设计，降低技术风险；过程协同是执行保障，在全生命周期动态反馈，保证项目施工效果，遇到紧急情况能够及时处置和调整，做到风险可控；产业链协同是上下游延伸，助力实现整体利益最大化。从纵向上看，“四位一体”的协同是实现总目标的基础和支撑，是一体化的协同，相互补充，相互促进。

2.1 机制协同

机制协同是石油工程协同管理模式的根本，是分散难动用储量开发合作风险的保障。鉴于难动用储量常见区块的规模及其开发风险，与开发新探明的整装油气田相比，在当前市场环境下不宜从体制上对合作方进行整合，其改革成本和风险过高，应以机制创新为主、体制变革为辅。机制创新主要包括5 个方面：①优化运行机制，实施项目管理一体化。突破传统油公司模式，借鉴国内外一体化开发项目管理组织，搭建一体化运行组织架构，打造甲乙方利益共同体，实施提效降本一体化、生产组织一体化、技术管理一体化的高效集约化建产模式，实现总目标利益最大化。②完善评价机制，实现可动用储量显性化。打破传统经济评价中投资项目税后内部收益率达到12%、8%的限制，按照甲方有边际效益、乙方有正现金流的必要条件，达到条件的项目可以进入可动用储量序列。③引入竞争机制，突出工程服务市场化。按照“生产急需、技术引领、统筹优化、总量控制”的原则，适度开放石油工程技术服务市场。合作对象从石油公司内部石油工程公司逐步扩大到其他国营石油公司、社会民营企业（资本）和海外石油公司（资本），建立多元的市场化服务格局。④完善合作机制，形成合作方式多元化。针对难动用储量油藏地质、工程技术等特点，借鉴国内外风险合作开发模式和实践，因地制宜采取多种合作方式。例如，在勘探程度较高、储量基本落实、工程投资过高的难动用区块，如红河油田，采取保本增产增效分成合作模式；在勘探程度较低、储量落实不足、油藏地质风险高的新老区产能建设区块，如新场气田须家河组气藏，采取风险建产增效分成模式；在需引进先进单项技术及工程技术一体化规模化应用区块，如鄂南致密油，采取技术服务风险承包模式；在勘探程度低和存在难动用储量的新老区产能建设区块，如准中永进油田，采取联合体风险租赁开发模式。⑤建立激励机制，达到降本提效精准化。按照正向激励，加大力度的原则，责任主体根据施工现状和提速提效目标，分单井、项目和区块等多层次以及钻井周期、效率、质量、产量等多维度制定合理的激励办法。鼓励工程公司通过管理创新、技术提升、优化运行，提高施工效率等措施缩短工期，按队伍排名及节约天数给予奖励。对项目产量与方案设计（基础产量）相比提质提效明显的，按照增产量给予奖励。

通过一系列的机制创新，能够最大程度地降低难动用储量开发项目的参与方的后顾之忧，充分调动参与方协同合作的积极性，促进参与方协同优化方案、优化施工、自觉降低项目技术风险，刺激参与方不断追求更高产量、降低效益风险的本能。在实际操作过程中，因地制宜采取个性化的激励和约束措施。比如，在风险较大的评价试验区，甲方主动承担风险；当产量达不到方案设计时，乙方可获得最低基本日费；当产量达到方案设计并超出20%以内，奖励乙方20%的工作量；当产量达到方案设计并超出20%但不到50%时，甲乙方共同分享超出部分的利润；当产量达到方案设计并超出50%时，超出50%的部分利润全部由乙方获得。在实际项目操作过程中，根据项目的难易程度和甲乙方的协商谈判，确定具体的奖励和约束措施。

针对大牛地气田难动用储量低压、低渗透、低产的特点，应用石油工程协同管理模式，从机制协同入手，与多家单位开展合作开发，取得积极效果。一是与在低渗透低压油气田储集层保护与改造技术方面有独特经验的焦恩能源公司合作，推进大幅提高单井产量高效调整开发试验见到好效果。首先成立联合开发项目组，制定产量分成合同，明确在提高一定产量幅度的基础之上给予项目组相应的奖励。优选3 口井开展先导试验，3 口井实钻显示砂岩钻遇率与平均全烃含量均低于大牛地气田平均指标，获得平均初产是原方案的2.4 倍。二是为提高大牛地气田老区采收率，与哈里伯顿公司合作试验二次压裂理念、技术和工艺，探索提升低渗透、低压、低产气田稳产能力。在成立联合攻关团队的基础之上，制定相应的奖励措施，允许一定的容错率。二次压裂实施4 口井，平均增产92%。上述实例说明，通过机制创新，能够调动难动用储量开发项目参与方的积极性，分散效益风险，提升项目整体价值，提高难动用储量动用率。

2.2 专业协同

专业协同是石油工程协同管理模式创新的核心，是降低难动用储量开发技术风险的手段。在专业协同方面，主要遵循技术创新规律，按技术生命周期从3个阶段进行了跨专业协同创新。①协同基础研究。基础研究是整个技术体系的源头，是技术创新的根基，是一个长期积淀的过程。针对东、西部难动用储量的差异性，开展内部跨界与外部跨界结合，由“个体创新”转向“群体创新”，通过长期的持续创新来寻求突破。一方面，加强精细油藏地质研究，重点开展“地震—地质—油藏—储集层改造”全链条研究，在难动用储量中找“甜点”，形成不同类型油藏、不同区域的“甜点”评价识别技术系列。另一方面，加大采油工程、地面工程基础理论、新方法研究力度，重点研究降黏、举升、集输等机理问题。②协同工程技术攻关。突出战略引领、突出问题导向、突出价值驱动，重点发展提质提速提效提产技术、攻关智能钻完井技术等“卡脖子”技术或引领性强、推广应用前景好的技术。③协同工程技术配套集成。针对不同油藏类型集成配套综合性一体化开发技术，形成一系列整体解决方案。准噶尔盆地重点攻关复杂地层井壁失稳机理、坍塌和漏失控制技术；鄂南致密油重点攻关密切割、低伤害压裂技术；东部老油田重点攻关小尺寸、微型井眼等低成本钻完井技术；四川盆地须家河气藏重点发展氮气钻井技术、欠平衡钻井技术；页岩气重点攻关低成本钻井配套技术。

协同基础研究使难动用储量认识更清晰，协同工程技术攻关使难动用储量开发更高效，协同配套工程技术集成使难动用储量开发更具有针对性。先进的、适合不同类型难动用储量开发的配套工程工艺技术系列，可以解放难动用储量，能够有效降低开发技术风险。

为缓解胜利油田难动用储量动用不足与产量压力大之间的矛盾，协同科技攻关并提出HDCS 强化采油技术理论，创建了水平井（H）、降黏剂（D）、二氧化碳（C）和蒸汽驱（S）四者之间协同降黏、混合传质和增能助排的新型开发模式，形成了一套适合中深层特超稠油开发的配套技术，实现了多工艺间的协同创新。成果在胜利油田、华东油田、江苏油田等东部老油田进行规模化应用，新增动用储量2.2×108t，建产230.5×104t。累计增油435.4×104t，实现利润31.5 亿元。

2.3 过程协同

过程协同是难动用储量开发的执行保障。传统的石油工程项目中参与方有明显的专业界面和责任边界，参与流程主要以“串联”为主，项目实施过程效率不高、方案反馈优化不足、实时动态调整缺乏。过程协同主要从打造一体化管理平台入手，将项目参与方统筹整合到一个管理界面，变“串联”为“并联”，实现了实时协同。主要包括3 个方面。①协同方案优化。围绕地质工程一体化设计、一体化集成，打破部门、专业壁垒，实现勘探、地质、油藏、经济评价、钻井、完井、测井、录井、采油、地面、安全、环保等专业联合，以方案经济效益为中心，及时指导、调整和优化方案。②协同现场施工。通过远程视频监控、一线数据采集、信息集中处理，实现实时感知现场数据，共同研究解决出现的问题，动态调整优化实施方案，边实施边优化。③协同异常情况处置。遇到紧急情况，集中各专业的专家进行及时协同处置和调整，做到风险可控。

协同方案优化是全专业参与的方案优化，能够在源头提高方案的整体性和科学性。在项目施工前进行钻前协调工作能够大幅提升各方工作效率。通过沙盘推演能够提前预判钻进过程中可能出现的问题，并做好相应的预案。全专业协同的异常情况处置能够将风险降到最低，并反馈到前端，对单井设计进行再优化。过程协同能够实现4 个方面的明显改善，一是缩短项目前期的时间；二是控制项目实施过程的各种风险；三是出现紧急情况时能够快捷处置、敏捷反应；四是提高项目部署质量、工程质量、运行质量，降低工程投资和管理成本，确保难动用储量转化为有效产量。

准噶尔盆地排609 区块为具有边底水的浅薄层构造-岩性油藏。油藏埋深浅，油层厚度薄，原油黏度偏高，区域油水关系复杂，是典型的难动用储量。2019年2 月新春公司与难动用储量开发项目部签署合作开发合同，优化井身结构，缩短钻井周期；优化钻井参数，提高钻井速度；实施“工厂化”作业模式，提高运行效率；完善配套工艺，降低综合成本。排609 区块设计新钻井65 口，优化前设计钻井投资11 083.8 万元，优化后设计钻井投资7 004 万元，降本36.8%。钻井平均完井周期由设计的4.5 d 缩短至实际的1.5 d，缩短66.7%，降本效果显著，投产初期平均日产油10.8 t，实现了油价50 美元/bbl 下的效益开发。

2.4 产业链协同

产业链协同的目的是发挥企业集团综合一体化优势，打破专业壁垒，最大限度实现产业链的上下游延伸和优势资源聚集，助力实现难动用储量有效开发和企业集团整体利益最大化。产业链协同是在机制协同的基础之上，建立油气行业整体产业生态圈，在中游主体的带动下，协同发展和推进上中下游生态圈整体效益不断增大，全产业链做到同步推进、同步发展、同步受益，最大限度摊薄企业集团发展的边际成本，提升行业可持续发展能力，保护生态环境，拉动经济发展，增加就业，助力社会和谐稳定发展。

3 石油工程协同管理模式的运作流程

在难动用储量开发中，石油工程协同管理模式在不同层级、不同阶段的侧重点不同。石油公司层面，主要考虑机制协同，制定和出台难动用储量开发相关的指导性文件，提出合作机制的原则、对油田分公司难动用储量开发的相关差异化考核意见，不作繁、细的限制，主要为难动用储量开发政策“松绑”；同时考虑上中下游产业链协同，实现相关资源的优化配置，做大产业链生态圈，实现整体利益最大化。油田分公司层面，在石油公司原则性的协同机制下，考虑企业的实际情况，制定差异化协同机制具体操作文件，确定差异化的考核目标，调动一体化开发项目部的活力和动力。难动用储量一体化开发项目部层面，围绕专业协同和过程协同，进行全专业方案优化、全过程参与项目实施和异常情况处置，最终将难动用储量转化为产量。

4 石油工程协同管理模式的实践

截至2017 年底，国内探明未开发难动用的石油储量达到54×108t，约占总储量的14%[23]。在不同工区、不同类型油藏，应用石油工程协同管理模式开发难动用储量都取得了较好的效果，应用成果丰富、意义重大，具有很好的带动和示范作用。

4.1 协同研发和集成创新超深井超稠油效益开发配套技术及应用

塔河油田拥有世界上埋藏最深（7 000 m）、储量最大（7.36×108t）、黏度最高（50 ℃下黏度 1.0×107mPa·s）的超稠油油藏，同时高含盐（2.2×105mg/L）、高含硫化氢（超过1.0×104mg/m3），其有效开发被公认为世界级技术难题。

应用石油工程协同管理模式，组织科研院所、大专院校，依托国家科技重大专项等重点科技攻关项目，组成多学科专家参加的技术团队，开展联合攻关，协同研发了适合的化学降黏技术，实现了超深井超稠油高效开采。一是协同研究揭示了超稠油致黏机理，为新型降黏剂的研发奠定了理论基础。二是联合化学工程专家与石油工程技术专家，研发不同类型的高效复合降黏剂，实现了超深井超稠油化学降黏高效开采。三是集成创新了百万吨级超稠油绿色集输处理技术，实现了硫化氢零排放全回收，保护了塔里木河胡杨林生态脆弱地区的环境。四是促进了下游炼厂改造扩能升级，推进产业链协同发展。项目成果成功应用，为中国石化塔河炼化有限责任公司、中国石油乌鲁木齐石化分公司、哈尔滨天源石化工程设计有限责任公司、新疆三河建设工程有限责任公司、新疆美汇特石化产品有限公司等企业提供了充足的原油，确保了西油西用，促进了当地企业发展，以稠油为原料生产的A 级沥青为西部交通建设提供了有力支撑，整体形成了良好的产业链生态圈。

该成果开创了化学工程技术在超深井超稠油开发领域的应用先例，推广应用至塔河油田于奇等多个超稠油区块，稠油年产量达到350×104t，使中国石化西北油田分公司原油年产量快速跃升至735×104t，跻身于国内十大油田之列，对促进西部能源战略接替、保障国家能源安全具有重大意义；2011 年1 月至2013 年12 月，新增产值60.03 亿元、新增利润32.95 亿元、新增税费6.60 亿元，新增动用稠油储量1.25×108t。

4.2 协同研发缝洞型油藏注氮气提高采收率技术及应用

塔河超深层碳酸盐岩缝洞型油藏探明储量13.2× 108t，2017 年新增储量占中国石化总新增探明储量的34%，但由于非均质性极强、缝洞空间分布复杂，自然递减快，水驱后采收率仅15%，低于同类油藏17%～51%的水平，也远低于中国石化26.8%的平均水平，而油藏的超深（超过6 000 m）、高温（120～190 ℃），高矿化度（22×104mg/L）、高钙镁离子含量（大于1×104mg/L）、高硫化氢含量（（0.003～12.600）×104mg/m3）等特殊性导致常规化学驱适应性差。室内开展水驱后注氮气物理模拟实验发现注氮气采收率增幅达30%，具有显著的适应性。然而，“注不进”、“注不好”、“注不起”成为缝洞型油藏注氮气提高采收率的3 大难题。

针对上述一系列难题，制定并发布新的《科学技术奖励实施细则》，与以往精神奖励为主、物质奖励为辅不同，与以往物质奖励往往只兑现到研究院所、很难兑现到具体研究项目参与人员不同，新的《科学技术奖励实施细则》按照成果的重要程度和转化效果，分别一次性奖励50，30，20，10 万元，直接奖励到项目团队、项目组或者个人，极大地调动了科研工作者的积极性，形成了攻坚克难、干事创业的良好氛围。应用石油工程协同管理模式，组织内外部企业、科研院所和大专院校开展协同攻关，在超深井超高压制氮注氮成套设备、缝洞型油藏精准注气决策技术和高压注气配套工艺技术上取得重大突破，解决了上述3 大难题，形成了超深超高压缝洞型油藏注气提高采收率开发技术，注氮气开发技术平衡油价由60 美元/bbl 降至40 美元/bbl 以下。

该成果突破了缝洞型油藏注水开发后期接替技术空白的困局，实现了塔里木盆地缝洞型油藏开发技术的战略接替和支撑，为类似油藏的高效开发提供现场实践借鉴；高压注气设备的国产化和成熟应用，对国家制造业具有重要推进作用；注氮气规模化应用，培育专业队伍12 支，创造就业岗位1 000 余个，对于改善新疆民生、维护社会稳定具有重要意义。截至2018年底，在塔河缝洞型油藏累计实施1 332 井次，增油261.1×104t，新增利润22.31 亿元。成果不仅对塔河油田缝洞型油藏提高采收率具有良好的应用前景，而且对塔里木盆地乃至国内外碳酸盐岩油藏开发具有重要的行业示范意义，已在华北、塔里木、阿尔及利亚等裂缝型油藏应用超65 井次，增油7.5×104t。

4.3 胜利油田难动用储量开发

胜利油田低渗透和稠油难动用石油储量近6×108t，占全国10%以上，有效开发面临油水系统复杂、工艺配套难、产能低等诸多挑战[24]。

针对上述问题，应用石油工程协同管理模式，在机制协同方面，一是创新合作机制，采用区块建产总包模式，按照50 美元/bbl 的平衡油价倒算投资，超产部分分成奖励给工程公司，打破了以往油公司风险独担、效益独享的开发模式，有效引导工程公司从多干工作量、多挣工程款向做大产能、分效益油转变；二是创新内部分配机制，项目部代表工程公司与油田公司签订总承包合同，并与施工单位签订分包合同，将服务收入与工程质量、区块产量及项目贡献挂钩，测算总额和奖励金额，激发工程公司内生动力，保障项目宏观统筹和整体优化；三是创新市场开放机制，一方面采取市场化运作，发挥项目部内部分包议价灵活机动优势，加大自主采购力度，降低工程材料费用，另一方面引入外部市场机制，列举分类科研项目，面向社会科研机构、高校公开招标，能者委任，开放钻头、螺杆、提速工具等市场平台，广纳社会高新科技产品同台竞技，刺激技术、产品更新换代。在专业协同方面，开展全专业协同攻关，动静态资料结合实现了“难动用中找甜点”。在过程协同方面，紧紧围绕设计源头、技术优化、增产方案3 个一体化，油藏地质研究及设计贯穿井位部署、钻井完井及投产整个流程，并根据工程、工艺反馈动态迭代优化，做到了全过程“地质工程一体化”，达到了精细储集层改造、做大产能的目标，实现了将难动用储量“管起来、动起来、活起来”的目的。近3 年以来，累计动用石油储量 4 860×104t，建成产能超50×104t，钻井周期缩短60%以上，单井产量提升40%左右，平衡油价由75 美元/bbl降至50 美元/bbl 以内。胜利油田难动用石油储量效益开发的实践，有效证明了石油工程协同管理模式在高勘探程度老油区具有很好的应用前景，为中国东部老油田可持续发展拓展了新方向[24]。

5 结语

油气难动用储量开发受工程技术及成本制约，对油价敏感度高，受供需关系影响大，是一个行进性的动态问题，在不同条件下所需要关注的主要问题及其解决方案亦有不同。基于国内部分油气难动用储量开发的成功实践，本文提出的“四位一体”石油工程协同管理新模式有效克服了管理责任主体分散、管理目标多元、工程技术创新风险大、项目建设不确定因素多等难题，激发了项目参与方主动协同的活力和动力，有效实现了工程技术的协同创新和全链条的协同降本增效，降低了项目平衡油价，分散了项目投资风险，解放了一大批难动用储量，实现了难动用储量油气资源的有效开发利用，成为保障国家能源安全的重要补充。

本文重点探讨的是在市场经济环境下如何经济有效开发难动用储量，对于油气资源的战略属性以及在极端条件下不计经济效益开发的问题并未作深入思考。从确保国家能源安全角度看，鉴于近年来国际油价持续低位震荡，企业经营压力较大，为进一步提高企业加快难动用储量开发的积极性，建议国家有关部委可制定和出台针对难动用油气储量开发相关的临时性财政补贴和税收优惠政策。