基于保障油气核心需求的特高含水油田效益合作开发策略探析

郑德鹏

（中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司经济开发研究院，山东东营 257084）

“提升国内油气核心需求保障能力”是习近平总书记对国内油田企业的要求。长期以来，面对“有效接替不足、开采难度加大和投资效益恶化”的现实，叠加能源转型和疫情防控的重压，国内油田企业的高效勘探、效益开发压力凸显。基于国内储量资源现状，调研认为，充分利用中高油价的有利条件，借鉴国内外老油田合作开发经验做法，探索实施基于“储量资源＋”的老油田深度合作开发战略，是推进国内老油田以特高含水储量开发为典型代表的低效无效储量资源有效动用的必然选择。

1 国内特高含水储量资源现状

特高含水储量一般是指综合含水高于90%的原油储量，对于综合含水高于98%以上的储量又称极限含水储量[1]。分析认为，国内现有特高含水储量资源总量大、占比高，效益合作开发的资源潜力巨大。

1.1 国内特高含水动用储量规模大、比重高，稳产贡献大

从国内原油区块储量资源状况看，做精国内剩余资源开发、做实特高含水老油田主力军作用，是满足国内油气核心需求的重要保障。据统计，当前高含水老油田区块产量已占全国产量的70%，老油田地下剩余储量资源还有近70%。截至2019年底，从高含水与特高含水期的储量资源看，高含水期已动用储量255.6亿吨，占74.4%，年产油量1.37亿吨，占71.8%；从区块分类统计看，国内特高含水期区块995个，动用储量111.3亿吨，占总动用储量的近1/3，年产油量5 163万吨，占27%（见表1）。

表1 国内油田不同含水级别开发指标汇总（截至2019年）

1.2 东部老油田特高含水储量规模大，含水率高，采收率低，剩余储量开发潜力较大

东部老油田特高含水储量资源的效益合作开发趋势特征更为突出。以胜利油田为例，据统计，2019-2020年，油田年均综合含水率高于96%的可采储量规模超过8亿吨，占总可采储量的60%以上，贡献了油田总产量的1/3以上，标定采收率近37%，低于国内41%的平均水平近4个百分点（见表2）。从胜利油田特高含水储产开发指标看，对比国内高含水区块储量资源的开发状况，胜利油田特高含水储量资源的禀赋相对较差，效益合作开发的可行性更大。可以预见，胜利油田特高含水储量资源合作开发效能的提升，将有助于改善油田整体储产稳定性和效益开发质量。

表2 2018-2020年胜利油田开发管理单元含水高于90%储产量统计

1.3 部分采油厂综合含水率超高，单井日油低，稳产形势严峻，效益合作开发势在必行

依据现行开发模式，在现有工艺技术条件下，胜利油田孤东采油厂的特高含水储量效益开发基本取决于油价水平。当前，采油厂油藏“三高”开发特征凸显，水油比大幅上升，迭加储量接替匮乏，新建产能不足，吨油开发成本稳步攀升，抵御油价波动风险的能力持续弱化。截至2020年，孤东油田平均水油比29.3，综合含水高于99%的油井398口，日产液3.07万吨，日产油仅179吨，吨油运行成本高达9.88美元/桶，完全成本高达69.14美元/桶（见表3）。

表3 孤东采油厂油井含水分类分级统计（截至2020年）

2 国内外石油企业高含水储量效益合作的开发路径

国内外石油企业的储量开发和高效利用的实践证明，以合作开发推动高投入、低品位、高含水储量资源的有效动用和效益开发，是行之有效的惯例做法[2]，且合作开发可供借鉴的模式多，效益有保障。从胜利油田早期参与的秘鲁塔拉拉油田、委内瑞拉马拉开波湖油田后期效益开发，到中国石油参与的伊拉克鲁迈拉项目、长庆油田的苏里格气田开发项目，再到中国石化西北油田增储上产、华北油田效益增产项目等，无一不是遵循市场机制撬动合作开发、“投资收入＋效益分成”的成功范例，进而也实现了包括特高含水储量在内的低效无效储量资源的有效动用和效益开发。

2.1 借助市场竞争合作机制，取得增储上产和效益开发多赢共赢

中国石油国内油气田企业的合作开发实例，以长庆油田苏里格气田“5＋1”合作开发模式最为成功。长庆油田放开内部资源市场，引入市场化竞争合作机制，优选战略开发合作伙伴，创新“5＋1”模式，长庆油田作为“甲方”，其他5家中国石油内部单位是“乙方”，负责苏里格气田已探明区域8个区块的自主投资开发。通过优化内部市场管理和激励考核机制，持续强化鲶鱼效应、协同效应、规模效应和学习效应，推动了合作开发中的协同效益、规模效益和学习效益的高效转化，实现了降资减费、增储增产与提质增效目标的多赢共赢。据统计，投资方面，单井综合投资降低了38%，单井地面投资降幅50%。降本方面，平均单井综合钻井成本减少30%，井下作业和试气费用降幅42%。产能方面，2006-2012年，单井产量从0.8万m3上升至1.2万m3。钻井周期由平均45天降至15天，增速达66%。

在推动低渗低效难动用储量风险合作开发方面，中国石油大港油田通过灵活适用“效益倒逼和市场化风险合作承包模式”，借助公开竞标，与渤海钻探工程、长城钻探工程、大港油田集团3家企业签订了滨海一区等6个区块的风险合作开发协议，区块增储建产和效益开发成效显著。据统计，2016-2018年，累计动用地质储量1 609万吨，钻新井109口，整体建设成本下降15%以上，新建产能22.5万吨，累积产油24.8万吨；风险合作模式累计动用地质储量1 100万吨，最高日产原油200吨，累计生产原油10.5万吨。

2.2 推进市场改革与放权让利合作，推动了降本减费提质增效目标的稳步实现

以中国石化为例，华北油田通过市场化改革，放开内部工程和技术服务市场、完善市场准入、推行米费制计价体系等举措，油田各项过程作业和技术服务投入、费用和成本指标都有了较大幅度降低（一般在20%以上），推动了合作开发目标的有序实现。

借助市场化合作，中国石化西北油田实现了高效勘探和效益开发目标的稳步实现。西北油田通过完善市场机制，创新管理模式，探索油公司发包模式，推进招投标管理、信息化建设等运作模式；以项目制合作为载体，灵活运用以技术服务、联合招标、固定价招标、竞标竞价采购和框架协议采购为主等合作模式，推动了增储上产和提质增效目标的顺利实现（见表4）。

表4 中国石化油气田企业合作开发做法与成效分析

2.3 油田层面，内外部合作开发起步早，合作方式多，运行效果好

以胜利油田为例，其油气资源的内外部市场化开发合作由来已久，灵活多变，成效突出。近几年来，油田立足企业未动用储量有效动用、双低单元效益治理、无效低效储量提级开发，在相关扶持政策和配套措施的激励和引导下，先后与国际石油公司、胜利石油工程公司和改制企业与社会单位，就油田内部储量资源效益动用寻求市场合作，借助油田政策支持，以未动用储量效益动用为先导，就油田特高含水等边际储量探索合作开发方式，极大释放了不同市场主体的投资活力和技术服务潜力，区块盈亏平衡价格[3]大幅下降，储量动用规模、设计产能和开发效益实现了同步提升。

与此同时，油田充分吸收和借鉴埕岛西区块产品分成合同与桩西古潜山油田提高采收率合同[4]的成功做法，遵循“投资成本回收＋利润分成”的合作共赢原则，针对难动用区块、无效低效开发、区块开发技术工艺研究等业务，鼓励油田各开发单位与油公司、研究院所和专业化单位之间探索市场技术服务与合作开发业务，推进了低效无效储量资源的一体化治理，实现开发质量与效益整体提升。

3 我国高含水储量效益合作开发模式的策略选择

老油田储量资源的合作开发是一项系统长效工程，结合国内外企业实践经验，国内高含水储量开发单位的业务推进必须遵循“因企制宜，试点先行，风控收益并重”的实施策略，充分依托企业之间合作，发挥集成优势，克服高含水储量开发系列障碍。

3.1 市场化初期业务合作优选内部协议合作模式

联合经营和联合作业模式、协议招标开发和风险技术服务模式，效益倒逼建产和风险合作承包模式等，可用于未动用储量效益动用、无效和低效储量效益开发。对于双低单元治理、边际和低效区块储量效益开发优先选用效益倒逼建产模式和风险合作承包模式。

3.2 市场化中期开发合作以系统内部竞争合作模式为重点

协议招标合作、风险合作开发、风险技术服务、提高采收率服务合同等模式[5]，都是中期阶段适宜的选择模式。如对于油田内部无效低效区块的特高含水储量效益开发，可以优选风险合作开发、风险技术服务或提高采收率合同模式。

3.3 市场成熟阶段引入与实施市场完全竞争合作模式

国内外的区块开发实践证明，针对边际储量资源的效益合作开发，完全市场化的竞争合作方式最为长效高效。在市场成熟阶段，大量国际成熟适用的勘探开发合作模式，如技术服务合同、提高采收率合同与产品分成合同等，都可引入并推广应用（见表5）。

表5 国内油田储量资源合作开发合作模式及内容

4 高含水储量开发配套措施与实施建议

国内外油田的合作开发实践表明，开放市场、放权让利，竞争合作，引入“外资、外脑、外力”，实现“联市、联利、联心”，高油价下坚守低油价思维[6]，构建和培育油田低品位储量效益合作开发的利益共同体，实施基于储量资源＋投资、技术与管理的一体化开发战略，推动国内以特高含水储量为主的低效无效油气储量资源的效益开发。调研认为，现行储量资源的合作开发市场还存在诸多限制性条件和配套措施，集中体现为工程服务和资源市场的开放以及评价、准入、分配与采购等相关制度措施的匹配。为此，建议稳步放开市场，适度放权让利，规范合同文本，推动末类尾矿试点先行。

4.1 稳步放开竞争性市场，拓宽工程服务和油气合作开发的范围和力度

在政策许可条件下，有计划、分批次放开油田内部工程服务市场和油气资源开发利用市场，破解区域市场垄断、有市场无竞争的现状格局。首先，合作初期放开油田内部一般作业服务市场和低端油气开发市场。如，放开非A类石油工程市场、作业和技术服务市场，放开未动用储量效益动用业务，放开负效、低效井修复业务、双低单元效益开发业务；其次，放开油田部分区域A类石油工程市场，放开油田部分区域区块/油藏单元储量效益开发市场；最后，全面放开油田所属石油工程服务和油气勘探开发市场。

4.2 适度放宽市场准入权限，扩大油田合作开发主体优选来源和引资规模

以公正有序、开放共享、竞争择优为原则，培育开放规范的内部市场准入和价格竞争机制，有序放开油田企业内部市场，完善市场准入和价格管理、招标管理，强化全过程市场监督和考核评价。进一步健全和完善油田内部石油工程和储量开发市场化合作运营模式和程度，建议油田事业部适度放宽A类石油工程准入权限和油田开发市场准入权限，允许油田开发单位竞争引入系统内外部工程作业队伍，破解区域市场队伍垄断现象。油田做好资质初审，同意参与公司招标竞争，中标后再办理正式A类准入，报总部备案。

与此同时，油田与开发单位一同做好战略合作承包商筛选、培育、绩效考核与退出管理工作，构建优化承包商优胜劣汰竞争机制，推动油气合作开发市场规范健康发展。

4.3 借鉴尾矿分类标准规定，推进油田Ⅳ类低效尾矿储量资源合作开发的试点先行

以胜利油田为例，根据现行石油尾矿经济分类标准，2020年油田49个符合尾矿技术标准的“油田”中，生产成本高于税后收入的Ⅲ类油藏35个，原油产量971万吨，占比64.2%；操作成本高于税后收入的Ⅳ类油藏5个，原油产量188万吨，占比12.4%（见表6）。

表6 按油田分类胜利石油尾矿经济评价结果（2020年）

现行开发模式下，油田尾矿资源中的Ⅳ类油藏属于低效储量资源。因此，建议油田根据这些油藏位置类型和开发特征，从中优选部分规模适中、市场合作开发潜力大、协同效应高的尾矿资源，由所属开发单位引入市场竞争机制，借鉴现行政策机制，公开竞标，纳入市场合作开发范围，先行先试。

4.4 规范合同模式条款内容，提升储量资源合作开发的运行质量效益

针对国内油田的不同合作目标和开发对象，筛选并确定开发单位优选合作模式和统一适用的规范格式合同文本，如，针对未动用、难动用储量高效动用的效益倒逼建产合同，负效、低效单井复产的技术服务合同，以及双低单元综合治理的提高采收率合同、整装单元/区块效益开发的风险合作开发合同等合作模式，参照国内外通行的合作合同规范文本和内容条块规定，规范制定国内油田开发单位实施合作开发的格式合同文本。

5 结语

今后一个时期内，确保能源供应安全已成为能源转型成功的前提和关键。我国是能源消费大国，能源自给率总体超过80%，但油气对外依存度分别超过70%和40%，保障国内油气供应是能源安全的核心。面对国内主力油田普遍进入高含水开发阶段的现状，须遵循底线思维，充分依托市场机制，探索建立开放、合作的新型储量开发模式，确保国内高含水储量油田的效益开发，为端稳能源饭碗奠定坚实基础。