大港滩浅海油气资源效益开发模式探索与实践

边 锋 魏 东 于腾蛟 金海锋 梁丽会 李 好

（1.中国石油大港油田公司第四采油厂；2.石家庄铁道大学管理学院；3.西南石油大学经济管理学院）

当前，世界百年未有之大变局加速演进，中国能源安全面临前所未有的新挑战，提高油气自主供给能力，端牢能源饭碗是积极应对国际能源复杂局面的有效之策。国有大型能源企业立足于我国油气资源禀赋，不断加大油气资源勘探开发力度，增强能源自主供给能力。我国拥有丰富的滩浅海油气资源，集中分布在沿海滩涂、潮间带和浅海地带，具有高投资、技术密集的特点。坚持滩浅海油气资源自主效益开发，可有效缓解陆上资源递减、勘探开发难度增加的双重困境，有利于提升油气自主供给能力，保障国家能源安全，战略价值和经济效应显著[1]。

1 大港油田滩浅海油气资源开发概况

大港油田作为新中国第四个油田，1964 年投入勘探开发建设，目前油田资源深层化、劣质化趋势明显，规模增储、效益建产难度加大，制约了油田高质量发展目标的实现[2]。新形势下如何加大油气勘探开发力度，实现增储上产，确保国家能源安全，是大港油田面临的现实挑战，勘探开发滩浅海油气资源是破解大港油田资源接替困境的有效选择。

1.1 滩浅海油气资源开发面临的挑战

大港油田滩浅海位于渤海湾西部，北起涧河，南至泗女寺河，海岸线长146km，水深0 ～5m，矿权面积2758km2，自南向北依次为埕海油田、滨海油田和新港油田。滩浅海油气资源开发有别于陆地油气资源，面临着水深较浅、淤泥厚、承载力低、稳定性差、回淤严重、潮差大、风暴潮频繁、冬季冰情严重等不利自然环境条件，油气勘探开发环境复杂，对勘探开发策略、规划设计、施工、装备、管理等提出了系列挑战。具体包括：滩浅海油气资源勘探开发项目建设周期长、投资回收周期长；施工窗口期短，钻修井作业效率低；平台可利用空间少，浅滩陆上施工设备、浅水大型施工船只难以进入。无论是“海油海采”还是“少人高效”，对大港油田都是新领域、新考验。

1.2 滩浅海油气开发的发展历程

在中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）统一部署下，大港油田自2004 年开始滩浅海油气资源勘探开发立项规划。2007 年首座人工岛自主运营，滩浅海油气资源自主效益开发取得了突破性进展，标志着“海油陆采”目标的实现。2010 年建成投产了陆岸终端——埕海联合站，为滩浅海油气资源“海油海采”奠定了坚实基础。2022 年建成首座采修一体平台，全面完成了“海油海采”的勘探开发布局（图1）。

图1 大港油田滩浅海油气资源自主效益开发实践历程

2 滩浅海油气资源自主效益开发实践

多年来，大港油田以科学顶层设计为统领，分步骤有序推进油气勘探开发工作，坚持自主研究、自主设计、自主建造、自主运营的总体工作思路，从开发战略、工程技术、项目管理和运营模式等方面积极探索，形成了具有中国特色的滩浅海油气资源自主效益开发模式，为滩浅海油气资源的自主化、规模化、效益化开发积累了丰富的创新技术及管理经验。

2.1 八字理念破解滩浅海难题

在滩浅海油气资源开发过程中，大港油田始终遵循“安全、绿色、自主、效益”行动理念。首先，建立完善的安全管理体系，采取有效的预防和控制措施，严格遵守安全操作规程，最大限度减少事故和环境污染风险，确保人员安全、设备安全和环境安全，实现滩浅海油气资源的安全开发。其次，明确主体环境保护责任，注重环保制度建设、生态环境保护，将对海洋生态环境系统的影响控制在最小范围内，保证滩浅海油气资源绿色开发。再次，“自主”是滩浅海油气资源开发的基本原则，也是主要目标，通过不断学习与实践，逐步提高自主创新能力，形成完整的自主技术体系。最后，建立健全高效开发和管理制度，提高产能和产量，降低生产成本，优化资源配置，实现经济效益与社会效益的统一，国家利益、企业利益和社会公众利益的统一，发展效益与环境效益的统一，确保滩浅海油气资源效益开发的可持续性。

2.2 从“海油陆采”到“海油海采”

大港油田在对资源条件、施工工况、技术储备和管理情景进行综合分析的基础上，以“前瞻性思考、全局性谋划、整体性推进”为基本方略，制定先滩涂、后浅海“两步走”的渐进式行动路线。首先，实现滩涂油气资源开发零突破。初期选定滩涂作为优先开发区域，在充分借鉴学习陆上油气资源勘探开发技术和经验的基础上，通过建设人工岛和进海通道方式开发滩涂油气资源，实现“海油陆采”。其次，实现滩浅海油气资源自主效益开发。在“海油陆采”积累一定经验后，有序从滩涂区域转向浅海区域，建设海洋油气作业平台，形成滩浅海油气资源开发体系，实现“海油海采”。

2.3 统筹优化，兼顾经济与环境效益

滩浅海油气资源开发投资需兼顾经济效益和环境效益[3]。按照“依托陆上、优化海上、油气上岸、完善终端”总体工作部署，推进地质—海工评价建产工作一体化、油气集输海陆运行一体化和基础设施建造与运营管理一体化，形成滩浅海油气资源效益开发总体行动方案。充分利用陆上供水、供电和通信系统等既有基础设施，降低项目开发成本，简化人工岛和井场功能设施，实施精细化管理，有效控制环境影响。

3 滩浅海油气效益开发自主创新技术体系

人工岛和海上平台是滩浅海油气资源效益开发的两大重要基础设施。大港油田依靠体制优势，整合技术优势，组织实施技术及工艺自主创新，实现了人工岛建造技术和海上平台建造技术突破，形成具有中国特色的滩浅海油气开发技术体系[4]。

3.1 创新人工岛建造技术工艺

人工岛建设面临滩海坡缓、泥厚、潮差大和承载力低等不利作业环境，以及进海通道两侧水体不对流的环境保护问题，且人工岛面积小、工艺设备布置受限，消防取水等运行保障难度大。大港油田以“技术创新、经济合理、安全可靠”为基本原则，组织参建主体联合创新，成功实施了“钢箱筒基础栈桥结构”“透流式箱涵进海路结构”“集水箱涵结构”等6 项国内首创的技术成果，破解了复杂海况环境下人工岛建设技术难题，形成自主的人工岛建设海工技术体系。

3.2 创新海上平台建造技术工艺

钻井平台建设面临水浅、滩涂长、海况多变等不利因素，为适应钻完井技术应用场景变化，解决海上钻完井作业所面临的地下井口槽深、易积水、易聚集有毒可燃气体、需要专用钻机、压裂规模受限、压裂液输储成本高、压裂效果差等技术难题，在学习和吸收国内外钻完井先进技术的基础上，形成了“淤泥质滩浅海区域直桩式采修一体化平台设计技术”“海洋工程孤立大直径钢桩群精准定位技术”等6 项国内首创平台建设技术创新成果，节约了平台建设时间和成本，保证了海上平台建设质量，形成了海洋油气资源钻完井技术体系。

4 滩浅海油气资源开发管理模式

借鉴现代项目管理的先进经验，大港油田以项目进度、质量、安全、投资控制的协调一致为总体要求，构建滩浅海油气资源开发的特色项目管理体系[5]。

4.1 组织管理模式

滩浅海油气资源效益开发具有阶段性特征，需要持续进行组织管理创新，用动态化的组织管理模式适应目标任务的变化。在滩浅海油气开发的前期建设阶段，采用项目制的组织方式，从企业各部门抽调专业技术骨干组成项目部，有效解决了专业技术人才不足、项目管理经验缺乏的问题，保障项目高质量运行。按照专业管理原则，组建滩浅海油气资源开发建设部，负责海工建设业务管理，提高专业化管理水平。在后期运营阶段，组建海上项目部，对滩浅海油气资源开发项目进行统一指挥与专业化管理。

4.2 项目管理模式

人工岛采取工程项目总承包建设模式，在保证项目建造质量基础上，有效控制施工成本，提升自主建造能力。海上作业平台采取“业主+EPC+第三方检验+无损检测+监理”总承包建设模式，项目统筹规划、协同运作，有效解决平台设计、采购和施工的衔接问题，保证项目进度、成本和质量，提高项目建设的管理水平。

在质量管理方面，人工岛及附属设施建设过程中，管控进海路建设质量，落实海上砼路面浇注保护措施；明确原材料进场、构件预制与安装、钢箱筒安装、混凝土浇筑等质量关键控制点。海洋平台建设前调研行业优秀管理案例，编制项目管理手册、质量计划，形成滩海油气开发建设单位、监理、发证检验三方联合报验的质量保证体系[6]。

在投资成本控制方面，一是抓好设计变更，对变更方案进行优化、比选，及时掌握市场动态，指导投资控制[7]。二是做好“五审”，施工单位上报工程预算后，组织监理审查、现场施工组审查、项目部审查、造价中心审批和审计处跟踪审计，有效控制项目投资成本。

在进度管控方面，设置科学合理的项目进度目标，做好系统性规划，确保资源合理调配。建立常态化的内外部沟通协调机制，确保信息传递及时准确，实现对项目建设进度的动态管控[8]；建立定期巡查制度，严格绩效审查；制定奖惩制度，充分调动施工方积极性[9-10]。

4.3 高效运营模式

构建滩浅海油气田油公司管理模式。以效益提升为运营管理目标，以市场化运作、精益化管理、社会化服务为抓手，核心业务自主运行，非核心业务寻求市场化、专业化服务，充分发挥市场机制在资源配置中的决定性作用，建立“管理+技术+骨干+第三方服务”的油公司管理模式。

构建滩浅海油气田运营管理方法体系。建立油价、产量、成本、效益一体化的评价方法，对各效益层级油气井进行综合分析，实现相关技术方案的科学决策。以效益为导向，通过制度建设推动投资成本管理流程规范化，对不同区块开展周期性投资成本独立核算，明确海上平台的投资与运营成本，核算开发利润指标，精准指导滩浅海油气资源效益开发[11]。

数字化、智能化赋能。利用云计算、物联网、5G、大数据、人工智能等数字技术，建设“一体协同、精准管控、数智决策、安全高效”的滩浅海智能指挥中心，实现油气生产过程全面可视、运行状态全面感知、异常情况实时预警，提高生产经营决策的数智化水平[12-13]。

5 滩浅海油气资源自主效益开发成果

在滩浅海油气资源自主效益开发过程中，大港油田以安全、绿色、自主、效益为目标导向，形成“行动理念—行动路线—行动方案”顶层设计，加大技术创新和管理创新，形成自主效益开发模式。

5.1 增储上产，夯实企业可持续发展资源基础

自2004 年大港油田开启滩浅海油气资源勘探开发以来，建设完成人工岛3 座、采修一体化平台1 座、钻井122 口，累计生产原油373×104t、天然气16.6×108m3，形成年产原油29.4×104t、天然气1.78×108m3的产量规模。滩浅海石油资源储量从2004 年的0.19×108t 提升至2022 年的1.32×108t；天然气资源储量从2008 年的5.27×108m3提升至2022 年的78.90×108m3，夯实了大港油田高质量发展的资源基础，并为滩浅海油气资源规模开发积累了宝贵经验。

5.2 持续创新，形成海洋油气自主开发技术工艺体系

在滩浅海油气资源勘探开发过程中，大港油田依靠自身力量进行技术创新和管理创新，取得了21项技术创新成果（图2），其中国内首创技术成果12 项，形成了自主的中国石油海洋油气资源开发技术工艺体系，实现滩浅海油气资源自主效益开发从“0”到“1”突破。

图2 大港油田滩浅海特色开发技术体系

5.3 绿色发展，资源开发与环境保护有机统一

在滩浅海油气资源开发过程中，大港油田统筹滩浅海油气资源勘探开发与生态环境保护，坚持绿色发展行动理念，创新技术工艺和管理实践，采用网电钻井、密闭集输、可透流可漫水进海路、油气上岸、污液污水“双零”排放等安全清洁生产技术，形成了独具特色的环保工艺体系。仅网电钻井与天然气管输上岸，每年可减少CO2排放10.09×104t，有效保护了滩浅海区域海洋生态环境，实现了资源开发与环境保护的统一。