中国石油国内油气对外合作面临的挑战与对策建议

安丰春，王建夫，2，王玮，2

( 1.中国石油储气库分公司；2.中国石油盐穴储气库技术研究中心）

自20世纪80年代至今，中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）对外合作从引进装备和技术走向区域开放，由单一在国内合作开展业务逐步走向国际化经营，在艰难曲折的道路上不断走向成熟[1-5]。30多年来，中国石油先后与美、英、意、法等国家和地区的公司签订了81个中国国内油气合作合同，合同区总面积达37.1万平方千米。合作内容主要集中在风险勘探、低渗透储层、稠油和非常规油气等难采储量开发领域。截至2019年底，在执行的中国国内油气对外合作项目有29个，合同区现有面积为1.7万平方千米，分布在大庆、辽河、长庆等10个油气田。2019年生产原油239万吨、天然气105亿立方米，累计生产原油7119万吨、天然气791亿立方米，为中国石油上游业务稳健发展起到了重要的支撑作用。本文系统梳理中国石油国内油气对外合作发展历程，总结经济、技术、管理等方面取得的成果，深入分析对外合作可持续发展面临的问题与挑战，并提出对策建议，以期对推动国内油气对外合作发展、保障国家能源安全提供参考和借鉴。

1 中国石油对外合作发展历程

中国油气对外合作起始于改革开放初期。中国石油勘探以引进技术服务为主，通过学习并引进数字地震、数字测井、钻井及试油等先进的勘探技术，扩展到沙漠、高陡山地等以往难以进入的领域。勘探领域的不断拓展和储量的快速增长为中国石油增储上产和进一步合作奠定了基础。自1985年开始，在30余年的发展历程中，中国石油国内陆上石油对外合作大致可分为起步准备、快速发展、巩固调整、特色发展、深化改革5个阶段（见图1）。

图1 中国石油国内勘探开发对外合作发展历程

1.1 起步准备阶段（1985－1990年）

本阶段以南方10省（区）海相沉积区对外开放为主要标志。工作内容主要是划分合作区块，编制标准石油合同范本，向国家申请有关政策，组织对外合作专业队伍及培训人员等，共签订了4个中小盆地石油风险勘探对外合作合同。合作项目虽未取得成功，但通过对外合作探索，积累了一定的经验，为以后进一步扩大对外合作创造了良好基础。

1.2 快速发展阶段（1991－1998年）

本阶段陆上合作区域从南方10省区扩展到全国。1993－1995年连续进行了3轮国际公开招标和后来多轮双边谈判，先后推出了43个风险勘探区块和11个提高采收率区块，总共签订了45个对外合作项目合同。该阶段对外合作业务以风险勘探为主，目的是拓展勘探领域，寻找后备接替区。25个勘探项目中只有赵东合作项目由勘探转入开发继续合作，其他24个项目都因外方没能取得突破而陆续终止合同。通过本轮风险勘探对外合作，中国石油引进先进的地震勘探和钻井技术，能够快速完成沙漠、山地、沼泽、滩海等复杂地表条件的勘探工作。

1.3 巩固调整阶段（1999－2004年）

该阶段是中国石油改革最为频繁的时期。第二阶段签订的勘探合同大多以无所收获而告终，新签合同数量也随之大幅下降。许多开发项目进入开发期或生产期，逐渐形成产能规模，油气产量逐年上升，中国石油对外合作的管理机制逐步趋于完善，对外合作步入了相对成熟的发展阶段。

1.4 特色发展阶段（2005－2014年）

在此阶段，上游对外合作业务紧密围绕“特色发展、互利共赢、发挥优势、服务整体”的工作方针，与壳牌、道达尔、雪佛龙、bp等一批国际石油公司开展合作，规模效益持续增长，非常规油气项目合作进展良好，优秀项目示范效应显现。这一时期，中国石油大力拓展风险勘探和新领域对外合作的力度。在风险勘探领域，决定将塔里木盆地、柴达木盆地和羌塘盆地的部分区域对外招标，2007年与澳大利亚泛太平洋公司签订羌塘盆地联合研究协议。在新领域对外合作方面，一是积极与国外石油公司开展交流，为南海深水领域合作开发创造技术条件；二是与国外煤层气开采公司探讨合作意向及途径，与加拿大特拉维斯特公司签订合作意向书；三是确定与壳牌开展合作，引入其专有的原位开采技术开采松辽盆地北部的页岩油；四是引入页岩气资源勘探评价技术，与壳牌在富顺－永川地区实施中国第一个页岩气联合评价项目，探索建立地质和资源评价方法，确定有利开发层系和有利区域，为四川页岩气规模有效开发奠定了基础。

1.5 深化改革阶段（2015年至今）

2015年以来，对外合作业务规模效益稳步增长，服务整体能力持续提升，规范化管理水平不断提高。同时，对外合作业务推动深化改革，在油价低迷阶段不断推进合规管理，全面超额完成年度各项生产经营任务，为中国石油稳健发展做出了重要贡献。

截至2019年底，中国石油在执行的国内对外合作项目共有29个，其中原油项目14个、天然气项目15个，合作伙伴包括壳牌、道达尔、雪佛龙等国际知名公司。油气产量当量于2018年首次突破1000万吨，2019年达到1072万吨；天然气产量实现跨越式增长，2019年天然气产量为109亿立方米，占国内上游油气产量的8.9%，冬季日供气能力为3500万立方米，成为国内上游稳健发展的重要组成部分（见图2）。中国石油对外合作培育了赵东、冷家堡、海月等5个年产油40万吨以上和长北、苏里格南、川东北3个年产气30亿立方米的规模项目。其中，赵东油田2004－2013年连续10年稳产100万吨，长北气田自2008年起连续12年稳产30亿立方米，形成了“稳油增气、非常并进”的发展格局。

图2 中国石油国内对外合作历年油气产量

2 中国石油国内对外合作取得的成果

中国石油国内对外合作坚持贯彻公司战略部署，紧密围绕“特色发展、互利共赢、发挥优势、服务整体”的工作方针，加强有效合规性管理，抓好现有项目的执行，注重技术引进和推广，通过稳油增气、提质增效、强化管控，扎实推进各项工作，取得了丰硕的成果。

2.1 有效引入外资，降低了中方投资风险

中国石油国内对外合作累计引进勘探开发投资超过155亿美元，有效缓解了上游投资压力，对相关油气田企业起到重要支撑作用。勘探评价投资由外方独自承担风险，开发投资以外方为主，中方选择投资比例，增加产品分成方式，有效降低了中方在复杂构造、深层、滩海、稠油、非常规、低渗透和“三高”油气藏等勘探开发领域的投资风险（见图3）。

图3 中国石油陆上勘探开发对外合作资源领域变化示意

2.2 引进一批先进适用工艺技术，推进了勘探开发技术进步

针对不同时期中国石油国内勘探开发业务需求，有针对性地引进、消化、吸收、集成创新国外先进技术和工艺（见图4），逐渐形成了“陆上学长北、海上学赵东”“远学长北、近学川中”等共识，对国内自营勘探开发破解类似难题具有示范作用，为中国石油加快难采资源的开发动用、推动高质量发展起到了重要引领作用。

图4 中国石油对外合作引进使用的重点新技术和新工艺

2.2.1 引进新技术填补国内部分领域技术空白

赵东项目通过引进先进适用技术，推动了国内滩海地区油气勘探开发[1]。一是引进空气枪震源地震采集技术，首次应用就发现并探明国内第一个亿吨级滩海油田；二是引进大型平台陆上模块化预制与海上整体组装技术，建造了当时国内最大的海上平台；三是采用规模化套管钻井技术，创造了当时最快机械钻速234.6米/小时的世界纪录；四是采用井位轨迹防碰撞技术，保证在复杂井眼轨迹下成功加密调整[6]。应用上述国际领先的滩海配套勘探开发技术，仅用2年多时间就建成中国石油首个年产百万吨级滩海油田并连续10年稳产。

国内页岩气项目首次引进北美页岩气地质评价与钻完井改造技术，与壳牌公司在富顺－永川开展国内首个页岩气勘探开发合作项目。积极探索深层页岩气资源开发技术，与bp公司签订内江－大足、荣昌北项目，采集了中国石油首个高密度、全方位页岩气三维地震资料，探索应用高密度压裂工艺技术，首次实现加砂强度4.5吨/米，新技术的引用为加快开发四川盆地深层页岩气起到推动作用。

2.2.2 应用新技术推进油田增储上产

长北项目引进双分支水平井钻井工艺技术，创造了国内陆上单支水平井段长度2300米、单井水平段总长度4969米等10余项记录，获27口日产气超过100万立方米的高产井。仅用3年即建成年产30亿立方米大气田并实现连续12年稳产，气田最终采出程度预计超过75%，创造了致密气田规模效益开发的国际领先水平[7，8]。

川中项目首次实现国内水平井多级压裂和微地震监测技术现场应用，压裂后初期日产气达40万立方米，产量提高6倍，创当时四川盆地致密砂岩气井单井日产气最高记录。在坚持技术探索的同时，落实低成本策略，精细评价沙溪庙组气藏，成功打造新的产量接替区，为自营区加快开发沙溪庙组提供了经验[9，10]。

2.2.3 应用新技术推进油田降本增效

长庆苏里格南项目在国内率先采用工厂化批量钻完井技术[11]，使征地与地面成本降低了10%～15%，大批量钻完井作业效率提高20%以上；采用棋盘式布井，3千米×3千米的9井丛式井组，节约土地，减少管线，优化管理，降低综合成本[12]；采用小井眼配套钻完井技术，由6英寸小井眼钻井＋3.5英寸无油管完井组成，钻井成本下降了15%。

大港孔南项目针对低渗、高凝、低能的油藏特点，采用“皮带式抽油机＋高强度抽油杆＋油管锚”有杆泵深抽技术，通过放大生产压差强力抽汲来提高单井产量，累计增产原油数万吨。大港油田在黏度较高的特稠油开采工艺上应用该技术也获得重大技术突破，为油田降本增效做出了贡献。

2.3 引进先进管理理念，促进管理提升

中国石油通过国内油气勘探开发对外合作开辟试验田，引入国际大石油公司的管理理念和管理模式，结合中国石油的实际情况加以改进完善，探索尝试管理创新，有效提升经营理念和管理效率。

2.3.1 引进全生命周期项目管理理念和卓越运营管理体系，成效显著

长北项目注重项目前期评价，将价值的鉴别视为节约成本的关键阶段，避免执行中的方案变更产生低效投资。前期评价阶段历时4年，通过2口水平井先导试验、4井次直井压裂，超额完成最低义务工作量，确定了“丛式水平井组布井、稀井高产、井间接替、分区开采”的开发原则，方案实施后不仅吻合度达到100%，而且减少投资2400万美元。实行项目全过程一体化管理，组建投资、项目和资产3个小组，实现对项目的全过程控制、全方位考核（见图5）。2008年开始全面推行壳牌公司卓越运营（OE，Operational Excellence）管理体系[13]，经过多年实践和改进，管理业绩始终保持在壳牌全球前列，取得壳牌全球第一个操作完整性（OI）和变更管理（MOC）认证，2013、2014年连续荣获壳牌上游颁发的全球最具影响力大奖。通过引进先进管理理念，长北项目提前两年达产30亿立方米，中方接管后连续12年产气超30亿立方米，成为中国致密气产量最高、效益最优的合作项目。

图5 中国石油长北项目应用的壳牌一体化管理示意

2.3.2 健康安全环境（HSE）管理水平上台阶

加强“三高”气田、滩海油气田HSE督查与隐患治理，开展海域溢油和硫化氢气体泄漏等专项应急演练，提高了突发事件处置能力。积极推广合作项目积累的HSE管理经验。长北项目将HSE国际认证及英国职业教育等级认证（BTEC）体系首次引进中国石油，安全管理体系和安全文化被誉为中国石油“上游HSE管理样板”，中国石油先后组织8期企业领导HSE培训班，推动了上游HSE管理水平的整体提升。

中国石油西南油气田分公司与壳牌公司成功开展了为期4年的HSE“软实力”合作，在西南油气田分公司范围内，实施以“生产作业许可”为抓手的HSE改进措施，生产现场风险管控能力持续改善，提供了优秀的HSE管理范例。川东北项目建立了以云成像、光纤为重点的多种硫化氢泄漏检测技术，设置了5级紧急关断系统（ESD），在特高含硫气田实现了“系统全集成、数据全共享、社区全覆盖、居民全动员、响应全天候”，创造了特高含硫气田安全施工7030万人工时的优秀业绩，相关经验为安岳气田产能建设提供了重要借鉴。

2.4 产量规模和经营效益稳步增长

2.4.1 油气产量规模快速增长

2011－2019年，中国石油对外合作累计生产油气8142万吨油当量，占对外合作30多年油气产量总和的60.7%；油气当量由2010年的683万吨增长至2019年的1072万吨，年均增幅5.7%；天然气产量实现跨越式增长，年产量由2010年的37.8亿立方米增至2019年的104.6亿立方米，年均增幅达到17.7%；形成了5个年产油40万吨以上和3个年产气30亿立方米规模的项目，油、气产量分别占对外合作总产量的20%和80%，形成了“稳油增气、非常并进”的发展格局。

2.4.2 盈利能力保持较好水平

2011－2019年中国石油国内对外合作实现税前利润约430亿元，其中2015－2017年低油价期间实现税前利润约110亿元，成为中国石油上游业务稳健发展的重要组成部分。此外，国内对外合作项目通过上缴税费、留成油，收取管输费、处理费、人员费，回收前期费，加大中国石油工程技术服务份额等方式，实现中方收入超过200亿元。

2.5 发挥窗口和平台作用，有力推动公司国际化战略实施

中国石油先后与国际一流大石油公司开展油气勘探开发合作。通过国际交流，赢得了国外公司的尊重，打造了中国石油的国际化形象，发挥对外合作窗口和平台作用，带动国际合作，推动了中国石油“走出去”的国际化经营发展。

2.5.1 搭建国际化人才差异化培训平台

对外合作培养了一批国际化管理干部和专业技术人才。一是与外籍专家共同工作，学习借鉴其工作流程、工艺技术和管理理念。二是利用合作资金与渠道，培训对外合作从业人员，全面提升其国际化商务能力和项目管理水平。三是精密设计，悉心布局，通过交流培训和合作，打造“三支人才队伍”：即具有国际视野，善于开拓创新的“企业家队伍”；具备合作理念，为股东谋利益的“职业经理人队伍”；“一生一世一件事”的“油气工匠队伍”。

2.5.2 推动与国际公司技术及管理经验交流

通过跟踪前沿，紧扣重点，引进先进技术与管理理念，邀请长北、赵东、川东北等项目技术专家，与油田公司交流经验做法，以点带面，促进致密气、滩海、高含硫气田等领域勘探开发技术、HSE管理以及精细化管理理念的提升。创新思维，开拓视野，加强国际交流与互动，不定期组织油气田企业及专业公司高级管理人员与政府及能源行业专家、国际石油公司高层人员就勘探开发热点和难点问题进行研讨。

2.5.3 推动国际化战略，促进跨国公司战略合作

一是通过早期对外合作窗口和平台，推动国外公司来华投资，与壳牌、道达尔、雪佛龙、bp等国际大石油公司构建战略合作伙伴关系。二是助推实施中国石油“走出去”战略，对外合作提供及时外汇和国际化人才支持，实现了从“引进来”到“走出去”的历史性跨越。三是与国际石油公司以机会互换、项目挂钩等方式协同海外合作，为中国石油开拓海外市场提供有效支撑。同时对海外重点项目上产对标、工程技术服务走向国际市场和生产经营国际化起到了推动作用。

3 中国石油国内对外合作可持续发展面临的挑战

3.1 多数合作项目进入合作中后期，合作项目减少，稳产难度加大

目前原油项目大多进入开发中后期，如果按生产期计算，项目生产期到期时间将会提前。“十五五”期间（2026－2030年），多个项目将陆续终止合同，投入减少甚至停止，稳产难度加大，需首要考虑合作业务的可持续发展。

3.2 国内对外合作管理工作呈现削弱态势，对外合作方向不明

由于受先前低油价的影响，多数油气合作项目运营难以为继，少数合作项目虽然有效运行，但已进入合同中后期，投入少、低成本维持运行。雪佛龙、bp等国际知名公司纷纷退出中国风险勘探和非常规油气合作项目，中国石油国内油气对外合作进入低谷。另外，2005年成立“中国石油天然气股份有限公司对外合作经理部”以来，国内对外合作并入中国石油天然气股份有限公司统一管理，国内对外合作与国际合作业务分离，对外合作管理工作呈现削弱的态势，国内油气合作目标、方向不明。

3.3 对外合作项目与自营项目成果学习交流不够

一方面，对外合作项目有效特色技术和管理尚未得到充分学习和应用；另一方面，致密气、页岩气、煤层气和页岩（致密）油等自营项目形成的有效特色管理和技术，对外合作项目也未充分借鉴，自营项目与对外合作项目相互促进、共同发展的深度不够。

3.4 难以选择有实力的合作伙伴

对外合作项目一般都是高风险勘探项目、难动用储量开发或非常规油气项目，成功案例较少，一些国际知名石油公司经过合作开发未达效益预期后便纷纷退出，在前几年低油价的影响下更是望而却步。

3.5 对外合作政策不适应合作项目资源变化和市场化改革的新需求

国内油气勘探开发已经进入非常规时代，在油价频繁波动，严重影响投资者持续投入的背景下，油气勘探开发的技术突破更需要政策层面的支持。存在的问题有：1）非常规油气储量和对外合作项目总体开发方案（ODP）审批或备案不符合非常规油气勘探开发特点，项目因政策不适应而面临对外合作合规性和操作性矛盾。2）陆上油气资源对外合作缺少弃置责任和弃置费用的相应规定，给项目执行和中方管理带来较大影响。3）对外合作税收政策内外资不统一。目前，在税收管理上，国内陆上对外合作增值税率为5%，且进项税不能抵扣；不同的征收率是否具有税收优惠，在实际执行中，不同项目反响不同。4）国家层面对外合作法律法规和规章制度不够完善[14]。针对陆上对外合作的专门性法律规定只有与石油相关的条例，合作中的诸多问题需与国家法律和政策衔接。

4 对策建议

中国石油通过对外合作，引进先进的技术和管理模式，拓展了勘探开发领域，使低品位、非常规油气资源得到了规模有效开发，为中国石油增储上产做出了积极贡献。然而，受近年油价剧烈波动和新冠肺炎疫情双重冲击，中国石油勘探开发面临前所未有的冲击，边际油田及非常规油气资源难以得到有效开发，稳产难度加大，国内对外合作项目多数进入合同中后期，面临产量及效益双降困境。要实现中国石油油气有效稳产或增产，需要适应新形势的管理体制机制，通过管理和技术创新，不断拓展新区、新领域，有效开发低品位、非常规油气资源。笔者提出如下主要建议。

4.1 统筹国内油气合作项目管理，吸引多方力量合作开发

近年来，为加快低品位、非常规油气资源勘探开发，中国石油在开展对外合作的同时，加强了企业内部（包括矿权内部流转）、企地间的合作，形成了对外合作、企地股份制及“1+N”风险作业等多种合作模式。各种合作模式各具特点和优势，有力促进了致密油气、页岩气等非常规油气开发。建议中国石油在国家加快对外开放政策的指引下，以有效增储上产为目标，统筹中国石油油气合作项目发展规划，根据目标任务，重新组建中国石油油气合作项目专门管理机构，负责中国石油国内所有油气合作项目的决策、监督和管理工作，通过对外合作、风险作业、股份制等多种合作模式，吸引多方力量合作勘探新领域，有效开发低品位、非常规油气资源及新能源。

4.2 加大对外合作力度，进一步拓展勘探开发合作领域

4.2.1 加强边际油田及难动用储量的对外合作

近年来，由于低油价影响，开发投资规模下降，中国石油自营区常态管理下的边际油田及难动用储量不断增加。建议扩大自营区边际油田及难动用储量的合作开发范围，吸引国内外多方力量，同时积极向国家有关部门申请税费等优惠政策，使自营区更多的低效、无效油田及难采储量得以有效开发。

4.2.2 扩大风险勘探合作领域

中国西部各大盆地油气资源丰富，勘探程度较低，前陆盆地、复杂构造、深层等领域勘探潜力较大。近年来，中国石油的风险勘探取得了一些重大突破，但其力度和投资规模还难以满足增储上产的要求，需要吸引国内外多方力量开展风险勘探项目合作，进一步加快勘探发现，实现储量规模有效接替及稳产上产目标，同时可减少矿权退出面积。

4.2.3 加快非常规油气领域的对外合作

非常规油气资源勘探开发风险大，吸引力低，开展对外合作的国际大石油公司纷纷退出。对此，需要创新石油合同、联合研究、技术研讨会等多种合作方式，开展页岩（致密）油气、煤层气等油气藏勘探评价及规模有效开发技术研究[15]。

经过多年的探索，中国石油在川南已实现3500米以浅的海相页岩气规模有效开发。但根据目前的认识与评价，80%以上的页岩气资源集中分布在4000米以下的深层，仍面临着技术不够成熟、工程成本高、经济性差等问题与挑战。下一步应寻找有技术特长的国际石油公司开展合作，通过管理和技术创新实现规模有效开发的目标。

湖相页岩（致密）油领域已在国内多个地区取得了突破，或有不同规模的建产。但在低油价影响下，多数地区难以规模有效开发，需要开放多个区块，采取多种合作方式，吸引多方力量，在市场竞争环境下，促进湖相页岩（致密）油甜点区识别与评价、钻完井优化、水力压裂设计与施工和可采储量评估等方面技术的突破，推进页岩（致密）油的规模有效开发。

4.2.4 加强新能源对外合作

为应对疫情带来的经营压力，满足可持续发展的长远需要，传统油气能源企业有必要增加对新能源的战略性投资，借鉴国际经验，结合自身优势，推动可再生能源和分布式能源稳步增长。中国石油高度重视新能源的发展，制定了新能源中长期发展规划，在地热、核能、风能等领域已有不同程度的探索和开发，但目前的体制、机制及技术还难以适应新能源加快发展的需求，需要通过对外对内合作，引进新能源开发关键技术和管理理念，发挥中国石油在地热、核能等资源方面的优势，优先开展地热、核能项目合作，积极开展太阳能、氢能等领域的对外合作。

4.3 吸取对外合作经验教训，提升合作水平

4.3.1 树立“互利共赢”理念

对外合作的主要目的是获得合作者的资金和技术，要实现自身的招商目标，需有吸引合作者的优惠政策和投资回报的期望值。只有树立“互利共赢”理念，才能达到合作的目的。

4.3.2 推广适用合作模式和内部管理创新

中国石油在川南地区采取了独立石油公司、股份制、风险作业和对外合作等多种合作模式，有力推动了四川盆地页岩气的勘探开发。这些模式非常适用于页岩气的规模有效开发，可在继续完善的基础上推广应用，同时创新考核和激励机制，将投资硬性管控机制变为成本效益奖惩机制。

4.3.3 选准合作伙伴

根据不同的勘探开发对象，选择不同类型的合作伙伴。例如对部分边际油气田（边际储量）、页岩气和致密气等非常规油气资源，借鉴对内合作项目管理机制即可实现规模有效开发；而对陆相页岩油、油页岩等开发对象，关键技术尚未突破，需要选择有相关技术实力的合作伙伴联合攻关实现突破。

4.3.4 合同签订需严谨

合同是合作项目实施的法律依据，是合作各方必须严格遵守和执行的标准。合同条款不严谨，往往造成法律纠纷，影响项目实施进程及效益目标的实现。针对低油价时期和合同后期的生产投入保障、陆上油气弃置费征收和合同执行偏差的法律等问题，需要在后续已有合作项目的合同延期及新项目合同签订中进行完善补充，并严格执行。

4.4 加强合作项目与自营项目的成果和经验学习交流，促进自营区技术管理创新

总体上看，在相同或相近的油藏地质条件下，对比各种模式的对外对内合作项目与自营区，前者效果、效率和效益明显高于后者。在油气资源品质变差难以规模有效开发的形势下，自营区应学习和借鉴合作区的管理体制机制，有序推进自营区管理模式创新，实现低品位、非常规资源的有效动用。

4.5 推进国家油气体制改革及油气全面立法，加快出台适应对外合作形势的新政策

围绕“四个革命、一个合作”的能源新战略，国家油气体制改革正稳步推进，国家油气管网公平开放，国家自然资源部《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》正式实施，政策的出台应注意系统和配套，同时要充分考虑对外合作合同签订时的背景，做好衔接，注意推行新政与维护石油合同的关系。一是非常规油气储量和对外合作项目总体开发方案审批或备案要符合非常规油气勘探开发特点，调整相关规定和技术政策，推进非常规油气勘探开发；二是尽快出台对外合作弃置责任和弃置费管理规定的相关法律法规和制度；三是统一内外资税收政策，增值税采取同一征收率，既方便统一管理，又能够减少油气销售协议谈判中由于税率不同引发的争议；四是国家要健全和完善油气资源开发相关方面的法律法规，例如国家审计、外籍人员管理、外国公司油气销售权利等，制定吸引外资或民营资本的优惠政策。

5 结语

中国石油国内油气勘探开发对外合作经历了起步准备、快速发展、巩固调整、特色发展和深化改革5个阶段。在不同的历史时期，通过引进资金、先进技术和管理理念，有力推动了深层、低渗透、非常规、滩海、稠油、高含硫等油气资源的规模效益安全开发，油气产量规模和经济效益稳步增长，为中国石油行业的发展做出了重要贡献。未来，中国石油国内油气对外合作将继续贯彻落实习近平总书记关于“能源的饭碗必须端在自己手里”的重要指示精神，坚持中国石油“互利共赢，合作发展”的国际合作理念，加大对外合作力度，不断拓展新区、新领域，有效开发低品位、非常规油气资源，为建设基业长青的世界一流综合性国际能源公司发挥积极作用，为保障国家能源安全做出更大贡献。