新形勢下編制油氣上游業務規劃的思考

唐 瑋 尹得來 馮金德 王東輝

（中國石油勘探開發研究院）

業務發展規劃是貫徹公司戰略發展方向，明確發展思路、發展方針、發展目標，實施重點部署、重大舉措的綱領性文件，其重要性不言而喻。2000年以來，中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）已經歷經“十五”到“十三五”4個五年規劃，其編制和執行過程中的經驗和啟示值得總結，為“十四五”規劃編制提供借鑒。2019年是“十四五”規劃編制的啟動之年，油氣上游發展面臨著內外部不斷變化的新形勢，更應該深入分析、積極應對，制定科學合理的發展規劃目標和可操作的實施途徑，使規劃成為公司上游業務未來5～10年的行動指南。

1 21世紀以來中國石油五年規劃執行情況的啟示

1.1 上游業務規劃是對公司總體發展戰略的貫徹落實，編制思路應符合公司戰略發展方向

“十五”規劃是中國石油上市后的第一個五年規劃，上游業務按照低成本擴張、以原油為主干業務、發展天然氣、科技先行和可持續穩定發展的公司戰略，規劃編制堅持利潤最大化與提升企業價值相協調、可持續發展、嚴格控制成本等原則，在創造合理的投資回報及提升企業價值的前提下，力爭實現油氣當量產量的穩步增長。原油產量規劃目標有所下降，天然氣年增約30×108m3，同時對控制勘探成本、開發成本、操作成本提出了較嚴格的目標。

“十一五”規劃中，上游業務貫徹公司資源戰略、持續有效較快發展的基本方針，提出原油產量箭頭朝上、天然氣產量保持兩位數增長的目標。規劃原油產量年增約100×104t，天然氣產量年增幅17%。

“十二五”規劃中，上游業務繼續實施資源戰略，貫徹有質量有效益可持續的發展方針，堅持原油產量穩中有升和天然氣業務快速發展的指導思想。規劃原油產量年增約200×104t，天然氣產量年增幅10%。

“十三五”規劃中，上游業務按照穩健發展的要求，統籌處理好當前與長遠、規模與效益的關系，堅持穩油增氣，油氣當量穩中有升。規劃油氣當量產量5年增加約1000×104t。

可以看出，2000年以來歷次規劃目標的制定都貫徹了公司總體戰略和發展思路，并在規劃實施中得到落實，取得了較好的實施效果。

1.2 外部宏觀環境變化是影響規劃執行的重要因素，規劃編制應充分考慮外部因素制約

對于原油生產，油價變化是影響規劃執行的最重要外部因素。2008年由美國金融危機引起油價暴跌，油價從最高140美元/bbl暴跌至40美元/bbl以下，2009年中國石油實施全面限產，2009年和2010年原油產量實際完成比規劃減少約500×104t。2014年下半年起，油價斷崖式下跌，2016年最低僅有26美元/bbl，中國石油再次實施關井限產和減量運行，2016年和2017年原油產量比規劃減少300×104t～400×104t，新建產能規劃完成率分別為66%、72%。

對于天然氣生產，市場變化對規劃執行影響極大?！笆濉焙笃谑車鴥冉洕蝿菹滦杏绊?，天然氣進入消費低谷期，產銷平衡由以產定銷轉變為以銷定產，天然氣開發工作適應形勢變化和市場需求，調整開發節奏，2015年實際產量比規劃減少約250×108m3，“十二五”期間產量年平均增幅只有6%，遠低于規劃的10%?！笆濉背跗?，受“煤改氣”政策、經濟形勢好轉等利好因素影響，2017年、2018年天然氣消費量增幅接近20%，為滿足市場需求，天然氣生產力度加大，2017年、2018年產量比規劃增加約30×108m3。

從以上規劃實際執行情況看，由于外部環境不斷變化，規劃編制應高度重視外部因素對目標制定和方案執行的影響。

1.3 資源落實程度和油氣田開發潛力認識深度是影響規劃目標實現的關鍵因素

歷次規劃執行中，有的油氣田實際完成情況與規劃目標有較大差距，主要是對油氣田生產潛力的預期與實際有差距。一方面，一些新區開發全面轉入超低滲透油藏、超低豐度、薄油層油藏、碳酸鹽巖等復雜油田，而對開發地質評價、油藏開發難度的認識不足，有效動用技術未能取得突破，鉆井成功率低，單井產量普遍低于方案，產能建設投資居高不下，低品位資源規模效益動用成為瓶頸。另一方面，老區儲采失衡，井網、井況和水質等基礎問題突出，開發調整達不到預期，造成老油田產量下降，影響了規劃的落實。

因此，在油氣勘探開發對象劣質化程度不斷加深的背景下，必須不斷加強對資源潛力和開發潛力的評價和認識，這是提高規劃符合率的重要前提。

2 “十四五”油氣上游業務面臨的新形勢

2.1 國際油價持續波動使油公司生產經營不確定性加大

2018年以來，國際石油市場風云變幻，委內瑞拉原油產量下降，美國宣布對伊朗重新實施制裁，沙特阿拉伯和俄羅斯承諾增加產量，美國對伊朗原油大買家實施豁免，卡塔爾退出OPEC、OPEC和非OPEC國家聯合減產等，一系列事件造成原油市場動蕩，原油價格大幅波動，WTI、布倫特油價分別從2018年初的60美元/bbl、66美元/bbl，達到10月初的76美元/bbl、86美元/bbl高點，漲幅達26%～29%，隨后兩個月又下降到51美元/bbl、57美元/bbl，較高點降幅達30%以上。油價變化對油公司生產決策和經濟表現至關重要，頻繁大幅度的油價波動使未來油價走勢更加難以預測，讓生產經營者無所適從，也使未來生產規劃不確定性加大[1]。

2.2 國家提出加大國內油氣勘探開發的要求

國內油氣需求快速增長，但由于資源劣質化和近年低油價等原因，國內油氣產量增速持續低于需求增長，油氣對外依存度持續走高，特別是近兩年增速加快，2018年，我國石油、天然氣對外依存度分別達到69.8%、45.3%[2]，事關國家油氣安全，中央對此高度關注。2018年以來，國家就立足國內、加強油氣勘探開發提出明確要求，加大國內油氣勘探開發將成為今后一段時期公司的主要工作方向。

2017年以來，國家各項天然氣推廣政策、發展規劃相繼出臺。國家發展改革委、國家能源局印發《天然氣發展“十三五”規劃》，明確“十三五”期間國內天然氣各項發展目標；國務院下調天然氣增值稅稅率；《京津冀及周邊地區2017年大氣污染防治工作方案》《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》《加快天然氣利用的意見》《中長期油氣管網規劃》《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》等陸續頒布。受政策拉動，我國天然氣重啟快速增長模式。

2.3 中國石油大力推動高質量發展

黨的十九大做出我國經濟已由高速增長階段轉向高質量發展階段的重大判斷。中央強調，實現建設現代化經濟體系這一戰略目標必須牢牢把握高質量發展的要求。公司提出，高質量發展就是立足于保障國家能源安全，堅持質量第一、效益優先，推動質量變革、效率變革、動力變革，實現業務發展高質量、發展動力高質量、發展基礎高質量、運營水平高質量，建設具有全球競爭力的世界一流企業。

中國石油的上游業務盡管經過多年勘探和高速高效開發面臨許多困難和挑戰，仍需要打好新形勢下的勘探開發進攻戰，實現油氣儲量高質量增長、原油產量穩中上升、天然氣快速上產，實現業務發展高質量，通過實施新理念、新技術、新體制、新機制，強化效益、深化內部改革等措施，突出發展動力、發展基礎和運營水平的高質量。

2.4 油氣勘探開發潛力和挑戰并存

中國石油剩余油氣資源豐富，仍有較大勘探潛力，具備規模增加油氣儲量的潛力，已探明未開發油氣儲量中，落實效益儲量可規模動用；致密油氣、頁巖油氣等非常規資源豐富[3]，已形成規模生產基地和生產能力，上游業務持續發展具備較好的儲量基礎。

但上游生產也面臨嚴峻挑戰，勘探新發現難度增大，儲量品質變差；老油氣田開發程度加深，穩產難度加大；新區資源劣質化日益明顯，效益開發難度增大；非常規油氣資源勘探開發技術需進一步攻關，開發效益需進一步提高；自然保護區、水源地等各類敏感區域的限制不斷增加，嚴重影響油氣生產等。

3 “十四五”油氣上游規劃編制應堅持的方向

3.1 堅持積極進取的規劃目標，適應國家要求和公司發展需要

面對我國油氣對外依存度持續增長的形勢，增加油氣產量，特別是原油產量箭頭向上的目標是承擔國企責任、為國分憂的要求，也是中國石油高質量發展的需要。

3.1.1 制定油氣產量規劃目標要積極進取

國內油氣需求持續剛性增長，公司油氣資源豐富，勘探開發技術不斷突破，機制體制改革深入推進。目前，公司原油產量與峰值產量下降已超千萬噸，實現產量的企穩回升既有必要也有條件。天然氣市場在環保要求、國家大力推動下發展前景廣闊。因此在規劃中，要把實現原油產量企穩回升和天然氣產量持續較快增長作為目標。

3.1.2 制定勘探開發生產和效益指標要積極進取

油氣上游規劃中的關鍵參數和生產經營指標，包括油氣探明儲量動用率、新建產能到位率，控制老油田遞減率、含水率，老油氣田提高采收率，以及油氣產能投資標準、投資回報率等，要在目前的基礎上有所優化和提高，體現高質量發展的要求。

3.2 堅持創新發展的規劃思路，保障上游業務穩健發展

面對勘探開發對象日益復雜、劣質化以及外部制約因素逐步增多的客觀現實，在規劃中應貫徹創新的發展思路，在創新中最大限度解放生產潛力。

3.2.1 靠理念創新發展

面對新區儲量劣質化加劇的客觀現實，樹立品位越差更要使成本越低的理念，通過開發、工程技術攻關實現低品位儲量有效動用；樹立從源頭促使產能建設由量向質轉變的理念，理順和優化新區儲量探明、儲量動用、產能建設的節奏，加強開發前期評價，落實不同條件下可經濟有效動用的儲量規模，提高儲量動用和產能建設效率；樹立開發方案持續優化調整和剛性實施的理念，按照全生命周期進行開發方案設計、實施和考核，堅持地質工程一體化融合設計、全過程優化，強化方案效益最大化，強化方案剛性實施，強化產能建設過程的持續優化，強化方案執行的監督考核；樹立新老區協調發展的理念，加大老區工作力度，努力控制老區產量遞減，為新區技術攻關和產量增長爭取時間；樹立老區以提高采收率為本的理念，強調整體調整和開發方式轉換規模推廣。

3.2.2 靠技術創新增儲上產

打破上產靠大規模工作量、投資拉動的慣性思維，推廣應用增儲建產新技術、新模式，實現高水平上產。

新油氣田創新開發方式，推進水平井+體積壓裂技術升級，攻關推廣大平臺井群集團式體積壓裂，本井滲析吞吐、鄰井驅替的全藏波及提高采收率等技術，推動壓裂工具研發與應用。根據我國超低滲透、非常規資源地質油氣藏特點，持續推廣大井叢、多層位、多井型、工廠化、立體式的建產模式，努力提升單井產量、降低開發投資，規?；瘍銫O2驅、烴氣驅、氮氣驅、空氣/空氣泡沫驅等注氣開發技術，實現低品位儲量的規模有效動用[4-5]。

老油氣田一方面加強以開發資料錄取、生產動態分析、精細油藏描述等為主的開發基礎工作，通過注水專項治理、措施和維護性作業管理、停產井治理恢復等為主的精益生產管理，夯實穩產基礎，進一步控制油田遞減[6-7]；另一方面，進一步加強提高采收率增儲，中、高滲透油藏推進二三次采油結合開發模式，三次采油以化學復合驅為主，兼顧多方式氣驅和泡沫驅，持續推進三次采油技術攻關與配套，為大幅提高采收率創造條件；低滲透油藏按照水驅調整、精細分注、體積壓裂/吞吐滲吸、空氣泡沫驅和氣驅（CO2驅）提高采收率的系統思路，加大技術攻關和礦場推廣應用力度；稠油油藏推進多介質蒸汽驅、SAGD、火驅等開發方式轉換，特殊巖性油藏完善縫洞儲集體識別及能量補充技術，攻關注氣及重力驅技術，儲備微生物驅及納米驅油等新型提高采收率技術。

在規劃中，應充分考慮開發理念和技術創新在增加儲量動用、提高單井產量和采收率、降低投資等方面的空間和效果，體現創新對增儲上產的推動作用。

3.3 堅持客觀科學的規劃理念，提高應對各類風險的能力

中國石油近幾次五年規劃執行的經驗表明，應充分考慮內外部不確定性和風險，提高規劃方案的可實施性。

3.3.1 客觀評價儲量潛力

盡管中國石油整體進入中高勘探階段，探明儲量仍會保持較長時間高基值增長，但劣質化趨勢加劇，采收率下降，已探明未動用儲量中不落實儲量比例較大，已落實儲量中也有相當比例不能效益開發。因此，在分析儲量接替形勢時，應避免只看數量盲目樂觀，規劃要把高效勘探、發現優質規模儲量放在首位，并把老油田提高采收率增儲作為重要工作方向。

3.3.2 客觀分析生產形勢

目前，中國石油原油產量總體呈東部遞減加快、西部逐步趨穩的態勢。東部油田儲采接替不平衡的問題日趨嚴重，西部原油產量的接替對象主要為超低滲透、致密油、碳酸鹽巖等復雜油藏。天然氣產量增量中，致密氣、頁巖氣等非常規氣產量的比例將不斷增加，有效開發技術和經濟性都有待提高[8-9]。同時，產能工作量與投資的大幅度增長，也帶來裝備、工程隊伍不足等問題。因此，規劃應充分考慮重點地區油氣產量穩產上產的不確定性，在指標安排上留有結構性調整的余地。

3.3.3 客觀分析規劃實施的外部風險

隨著勘探開發對象由常規油氣資源向超低滲透、致密油氣、頁巖油氣等非常規資源轉移，開發難度、開發效益和開發風險逐步加大，因此市場油價變化、國家相關政策、非常規油氣財政補貼、環保限制等，將成為影響上游業務發展和規劃編制與實施的關鍵因素。在規劃中，應加強對不同油價、不同政策情景下的方案敏感性和風險分析，并對主要風險提出針對性應對措施，預留方案調整空間。

4 結束語

中國石油2000年以來幾次五年規劃的編制及實施情況表明，油氣上游規劃充分發揮了貫徹落實公司發展戰略、指導生產經營活動的作用，但在面對內外部風險和不確定性時，仍存在規劃不能完全適應的問題。我們不能因此懷疑規劃的重要作用，而要進一步加強規劃研究，特別是要客觀分析外部形勢，客觀評價生產形勢及潛力，制定出符合發展形勢、科學合理的規劃目標和可操作的實施途徑，為“十四五”及更長時期的油氣上游業務發展指明方向。