石油企业内部矿权流转区块高效勘探开发创新实践

蒋焕欢 张 洁 杜婕妤 韩 冰 袁国辉 谢 波 王 涛 于 越 卢 锴

（中国石油华北油田公司）

随着中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）不断全面深化改革，特别是三项制度改革逐步推进，“油公司”模式成为勘探开发业务体制机制建设的重要方式。中国石油对优化油气田企业人力资源配置、实施企业体制机制创新、完善各项相关制度等都提出了明确要求。华北油田巴彦河套盆地以新流转区块勘探开发建设试点为契机，加强顶层设计，统筹研究部署，有序分步实施，对经营管理模式、生产运行机制等进行创新研究，在吉兰泰油田勘探开发建设实践中取得较好效果，为老油气田企业“油公司”模式改革和矿权流转工作提供了经验和启示。

1 矿权内部流转背景

2020年以来，随着国家矿产资源法改革及《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号）的出台[1]，国家矿权政策出现5个关键变化，即全面推进矿权竞争性出让、严格限制矿业权协议出让、实行探采合一制度、调整探矿权期限、取消储量登记事项。其中，调整探矿权期限为5年，但延续时面临核减首设25%面积的风险。中国石油矿权管理面临严峻挑战，矿权面积存在缩减风险，并由此削弱油气资源基础。

由于地质原因，中国石油矿权资源结构不均衡。西部油田矿权区域广阔，资源丰富，禀赋较高，但勘探开发程度较低；东部油田矿权区域内城镇化水平较高，有效矿权面积较少，勘探开发程度较高，资源接替困难，“走出去”的愿望强烈。因此，改变矿权管理模式，实现矿权高效流转，成为中国石油提质增效的重中之重。

2 矿权流转区块管理模式与机制

2.1 建立矿权流转区块“油公司”模式

矿权流入区块以“增储上产”为目标，以“创新体制、搞活机制、优化结构、激发活力、提高效率、提升竞争力、促进高质量发展”为主线，大力实施管理创新研究与实践，建立以“分公司—采油站”两级管理、机关科室大部制为主的扁平化组织架构，以“勘探开发一体化、生产经营市场化”为主要内容的生产经营管理措施。初步构建“主营业务突出、管理架构扁平、劳动用工精干、市场机制完善、经营机制灵活”的“油公司”发展模式，实行勘探开发一体化、生产经营市场化等管理创新措施，试行股份公司矿权流转管理办法及流转区块绩效考核、薪酬分配等政策制度（图1）。

图1 矿权流转区块管理创新研究实践路线

2.1.1 扁平化的组织架构、“1+N”的用工方式

在流转区块所在地注册设立分公司，全面负责流转区块勘探开发建设工作，实行自主经营，独立核算。推行“分公司—采油站”两级扁平化管理，压缩作业区管理层级，严格控制机构设置总量和员工队伍规模，推动组织流程优化，缩短管理链条和执行周期，提高管理效率效益。根据产能规模、油水井数等实际情况，按照“精干精练、人岗匹配”原则，实行机关科室“大部制”，设置生产、经营、党群、综合等机关管理部门，将职能相近、业务趋同的事项相对集中，由一个部门统一管理，减少内设机构数量，提高运行效率。吸收现代管理理念，从生产经营实际出发，查找不必要、不创造价值的管理活动，制定改进目标，进行职能职责优化简化，将传统管理模式转型升级。

探索油气勘探开发主营业务领域的“1+N”劳动用工模式。“1”为分公司在册员工，“N”由油田公司技术支援骨干人才、社会化聘用、退休买断专家等组成；除管理、技术、核心技能岗位选用合同制自有员工外，其他操作服务岗位推行第三方劳务用工，生产服务和后勤服务岗位采取市场化、社会化聘用，使人力资源配置更加精干高效。中国石油华北油田公司巴彦分公司（简称巴彦分公司）经营管理工作由本单位负责；勘探开发工作由油田科研单位负责；采油业务市场化聘用；生产调度、资料管理等业务社会化聘用；后勤保障等业务在当地招聘社会人员。

2.1.2 市场化的精益激励机制

研究中国石油前两批内部矿权流转区块生产经营经验，梳理存在的问题及制约因素，依据矿权流转单位的意见建议，对《矿权内部流转管理办法》提出考核等方面的修改建议，完善流转区块工作绩效考核。

突出“单位绩效凭效益”导向。修订完善绩效考核管理办法，给予流转区块勘探开发单位最高的绩效工资系数；增设边远地区工作津贴，充分调动工作主动性、积极性；根据单位经营成果和效益完成情况（产量、利润）实行上下浮动，流转区块生产经营情况与地区公司机关生产部门、科研单位绩效考核挂钩，兑现超额奖励。

树立“个人收入凭贡献”理念。推行全员业绩考核，完善领导人员、机关员工业绩考核；改进完善经营管理、专业技术人员考核评价体系；推行考核结果分级制度，实现考核结果与薪酬兑现、职务任免、岗位调整、辞退解聘硬挂钩；加大薪酬分配向流转区块核心管理、关键技术、高端紧缺等岗位倾斜力度。

2.2 建立矿权流转区块市场化运行机制

推行生产保障市场化，围绕工程技术、工程建设、生产运维等重点业务，打破内部区域性“一对一”传统服务模式，统筹协调建立内部模拟市场，完善市场化价格形成机制。

2.2.1 建立内部模拟市场，完善价格形成机制

全面放开生产辅助业务市场，培育引进市场竞争主体，打造“规范、有序、开放、共享”的生产保障市场架构。打破关联交易限制，大力引进有资质、有实力的承包商，杜绝因承包商不足而无法有效竞争情况，形成承包商良性竞争局面。根据流转区块实际需要，探索工程总体承包、专业总体承包、区块总体承包等多种模式，优化完善企业内部物资“网上超市”平台，按需采购，减少库存积压和资金占用。通过推进就近供应、大宗物资“工厂到现场”等模式，降低采购成本；从降低运费、减免附加费、延长质保期及增加服务项目等方面，间接降低采购成本。2020年，巴彦分公司节约采购资金超2000万元，单井钻前工程平均减少征地面积1600m2。

按照新区新领域实行市场化运作要求，以质量效益为目标，健全完善市场化价格形成机制。调研市场价格水平，摸清实际生产成本，科学估算价格范围，合理确定施工价格。由于推行市场化工程价格体系，2020年，巴彦分公司工程费用较2019年降低了9.6%～17.1%，井筒工程定额对比关联交易下降了40%～66%，单井钻完井施工费用综合降幅49%；新的运费定价模式使每吨拉油运费降低449元，节约运费成本16%。

2.2.2 推行“技术+服务”研发机制、开放共享战略合作模式

根据地质工程科技攻关需要，与中国石油大学、西南石油大学等高校开展校企合作，促使科研优势向生产技术转化，加大科研成果在生产实践推广应用，提高解决生产实际问题能力。针对部分流转区块勘探程度低、后备区块不明确，以及地质条件复杂、工程技术难度大等情况，与外部科研团队签订风险合作框架协议，用市场化手段激发外部研究活力，提高科研服务能力和水平。

主动与矿权流出单位、属地政府部门、生产服务承包商建立战略合作伙伴关系。华北油田与内蒙古自治区阿拉善盟签订了战略合作协议，双方明确责任义务，落实具体工作措施，互惠多赢、优势互补、资源共享，共同推进流转区块的勘探开发，双方共享基础资料、科研技术和设施设备，促进双方加大合作力度。

在矿权流入单位内部，整合单项承包商管理工作，形成统一联动管理机制，构建全过程、全方位的承包商管理体系。对承包商实行定期考核、动态调整，对技术、风险密集的重点关键领域从严管控，实行评估准入，严格审查企业规模、技术能力、服务质量和队伍素质。

构建甲乙方合作共赢新模式，统一研究制定事关油田发展全局的整体规划、发展思路、改革举措，构建一体化的运作格局，共同打造经济融合、文化包容的利益共同体和责任共同体。与属地政府建立互利互助机制，畅通政企沟通渠道，健全协调发展机制，开拓油地双方融合发展空间。

3 矿权流转区块管理创新实践

3.1 以问题为导向的高效勘探技术

面对巴彦河套地区存在的地质和技术难题，在前期调研、分析和认识的基础上，设立科研课题，通过深化资料分析，得出影响勘探成功的3方面关键制约因素：（1）南北盆地差异性认识不明，主攻盆地把握不准，勘探投入较分散；（2）成藏配置关系和方向不清，虽然多构造多层位见油气显示，但主攻区带和成藏模式不明朗；（3）构造和圈闭落实精度不够，地震测线密度稀，落实构造程度较低。针对以上关键问题，围绕“看得清、选得准、钻得好、评得精、拿得出”高效勘探目标，汇聚油田内外、科研院所、知名高校承担研究项目，多方科研力量合力攻关，实现勘探突破。

3.1.1 采用多方法优选盆坳，把握勘探方向

采用重力、磁法、电法、地震联合研究，确定结构；通过资源评价研究，确定盆地潜力；通过源储配置研究，确定研究组合。发挥华北油田东部断陷盆地勘探技术的优势，通过盆地差异性研究，优选河套盆地内沉积最厚、地层最全、面积最大的临河坳陷为研究重点。

3.1.2 以创新认识成藏模式为核心，快速选区选带

创新构建“多源供烃、强势输导、环洼汇聚、复式富集”油气成藏新模式，通过油气运移研究定流向，区带对比分析定优势，综合评价选靶区。区带对比：临河坳陷内主要由地垒、地堑、花状构造和基底潜山带组成，自北向南目的层埋深逐渐抬升，南部埋藏浅，连接到生油区的断层多，南部比北部地区成藏条件更为有利。综合评价：优选出Ⅰ类构造带2个、Ⅱ类构造带3个，综合评价南部埋藏浅的吉兰泰构造带最为有利，确定该构造带具有多领域成藏的地质条件。矿权流转区块高效勘探方法与流程详见图2。

图2 矿权流转区块高效勘探方法与流程

3.2 一体化的增储建产技术

确定矿权流转区块重点工程的目标论证、井位标定及开发方案政策；以精细油藏描述为基础，针对不同类型油藏存在的主要矛盾，确定重点治理区块的开发技术政策；积极跟踪现场开发试验，开展相关区块的现场及室内测试、分析试验等研究工作；根据井位实施进度，及时落实资源规模，修正地质模型，编制开发概念设计和产能建设方案[2]。

3.2.1 “三同步”方案优化策略

以增储上产为目标，组织勘探、开发共同进行探井、评价井方案部署研究及审查工作，勘探工作向后延伸，开发工作向前靠近，勘探、评价、开发相互渗透结合，做好“三同步”：同步编制井位部署方案，在勘探部署方案中考虑开发井，在产能建设方案中将探井、评价井均纳入开发井网，共同承担产油注水任务；同步确定资料录取方案，探井、评价井、开发井统筹考虑不同地区地质特点、研究现状、资料录取情况和钻井地质目的，优化录井井段、优化测井系列、优化取心设计；同步优化试油试采方案，编制探井、评价、开发井试油试采一体化方案，强化一井多能，减少试油次数和试采层数，避免重复投资，节约建设费用。

3.2.2 地质工程一体化协同实施

强化共享理念，推行地质工程协同实施。矿权流转区块吉华2X区块采用顶部注气+边底部注水开发，吉兰泰潜山采用直井+水平井井网、底部注水开发的方式，采用“大井丛、工厂化”作业模式，实施平台式钻井，探井、评价井、开发井同井场同平台组织实施，钻前准备、动力协调、资料录取、钻井试油一体化进行。采取“井营分离”模式，钻井试油同步进行，减少工程技术服务队伍搬迁周期，提高工程施工效率，降低费用。采用射孔泵排一体化工艺管柱，通过优化钻头和钻井工艺，制定相关技术措施，加快油井投产进度，减少油管的起下作业，降低施工周期，避免射孔时井筒溶液对储层的损害[3]。

3.2.3 加强科研攻关实现一体化增储建产

针对勘探开发过程中遇到的重点难点问题，探索建立“3+3”科研项目管理体系，按照攻克瓶颈技术、推广成熟技术、储备前沿技术3个层次，优选自有科研单位、集团内部科研团队、科研院所3种类型合作伙伴，围绕油气富集规律、钻完井工艺、增产措施、采油工艺配套技术等关键问题，设立多项中长期科研项目，全力解决制约增储建产瓶颈问题。

提前介入落实储量接替区带，加快资源转化效率，紧跟预探新发现，通过“全员会战”的方式，加快科研攻关节奏，提高研究工作效率，加强贴近一线的跟踪力度，提高新区资源转化效能，确保规模增储和效益建产，实现勘探开发一体化（图3）、钻井试油一体化、评价建产一体化、工程地质一体化、地面建设一体化[4]。

图3 流转区块勘探开发一体化流程

4 效果与启示

华北油田以流转区块实践为平台，大胆探索创新，超前谋划部署，积极有序推进，在巴彦河套盆地实践管理创新措施，取得较好效果。一是实现勘探快速突破。精准部署、快速实施的高精度重磁、时频电磁与关键二维快速落实圈闭，采集、处理、解释同步运行。通过高效组织，吉华2X井预探井从开钻到试油完成无等停，仅耗时26天，7个月前期准备，8个月钻探实施，15个月时间正式宣告了吉兰泰油田的发现。巴彦河套盆地上交预测石油地质储量上亿吨。二是实现高效开发建设。2018年新区勘探实现重大突破，并由此获得中国石油油气勘探重大发现特等奖；2019年落实亿吨级预测储量；2020年12月，开辟了中国石油重点产能建设战场，采油成本实行精细管理，单位操作成本预算指标比上年下降50%以上。

矿区流转区块采取勘探区块和未动用储量区块“1+1”捆绑模式，实行新体制新机制，投资计划单列、单独考核，实现市场化运作、社会化服务；利用效益倒逼机制形成内部竞争市场，是石油企业的重大改革，为油田发展带来重大机遇，为东部老油田实现资源接替、持续发展提供有力支撑。从矿权流转开始到实现建产，科学的顶层设计决策是快速突破的前提，创新思维精准控制是快速突破的关键，精细管理强化运行是快速突破的保障。建立问题导向，创新流程管控，推行“油公司”管理模式[5]，强化油地联动，积极争取地方政府支持，签署战略合作协议，打破关联交易，面向全行业开放市场，这些是巴彦河套矿权流转区块实现低成本勘探开发、保持竞争实力的有效经验。作为新兴事物，内部矿权流转区块的有效制度、长期良好的运行机制及成熟可复制的模式，还需要较长时间探索与完善。