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十四五油气增产,难在哪儿

文/陆晓如

《“十四五”现代能源体系规划》(以下简称《规划》)提出,到年,国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上。其中,原油产量稳中有升,力争年回升到2亿吨水平并较长时期稳产;天然气产量快速增长,力争年达到亿立方米以上。

在我国油气资源日益劣质化的现实情况下,完成这样的产量目标有多大难度?一方面是增储上产的重担,另一方面是“双碳”目标和能源转型的压力,我国油气生产企业该何去何从?带着这些问题,本刊记者特邀油气生产企业代表和业内专家共同探讨。

有难度有压力

中国石油石化:各位好!《规划》设定的产量目标必然要分解到各油气生产企业。请问,各油田承担着怎样的产量任务?

何江川:长庆油田作为我国第一大油气田,年生产石油万吨、天然气亿立方米,油气产量当量已经超过万吨。年,长庆油田的产量任务是生产原油万吨、天然气亿立方米,油气当量有望突破万吨。到年,将持续保障全国1/6、中国石油1/3的油气产量高质量供给,发挥好国内油气产量“压舱石”的作用。

牛栓文:作为我国重要的能源生产基地,胜利油田认真落实《“十四五”现代能源体系规划》,按照中国石化“勘探大突破、原油稳增长、天然气大发展”部署要求,扎实推进高效勘探效益开发,持续提升油气生产能力。年,我们的工作目标是生产原油万吨、天然气5.2亿立方米。

张春生:“十四五”时期,渤海油田将高质量推动“七年行动计划”,将渤海油田打造成为集勘探开发一体化、工程建设标准化、油气生产智能化、经营管理精益化的标杆能源基地,努力实现勘探大突破、原油硬增长、天然气大发展,确保年实现油气上产万吨。

中国石油石化:完成这样的油气产量目标有难度吗?难度体现在哪些方面?

郭焦锋:根据国家统计局的数据,年,国内生产原油万吨,比上年增长2.4%,比年增长4.0%,两年平均增长2.0%;国内生产天然气亿立方米,比上年增长8.2%,比年增长18.8%,两年平均增长9.0%。基于这样的增长趋势,实现《规划》的油气产量目标应该没有悬念,但有难度,特别是原油方面。因为我国老油田数量多。初步估算,老油田年产量递减率在10%~15%。每年需要新增万吨左右的产量来弥补自然递减,相当于每年要新增一个现在的大庆油田的原油产量。这个压力无疑是很大的。

何江川:就长庆油田来说,在万吨的体量上实现稳产已属不易,还要保持持续增长可谓压力不小,主要体现在三个方面。一是长庆油田开发的“低渗、低压、低丰度”油气藏,被形象地比喻为“磨刀石”,勘探开发之难世界罕见。油田已经过50多年的开发,随着资源品位持续下降,稳产上产难度逐步加大。二是长庆开发管理点多线长面广,工作区域横跨陕甘宁蒙四省(区),管理着分散在大漠深处、梁峁之间的12万口油气水井、座站库、8万公里管线及上百万台生产设备,对我们的公司治理体系和治理能力提出了极高要求。三是长庆油田主要生产区域位于黄河中游,地理位置重要,生态环境敏感脆弱,工业生产与环境保护之间的矛盾始终存在,需要我们时刻如履薄冰。

牛栓文:我们胜利油田拥有东西部两大探区。经过60多年勘探开发,东部老区已经部署完钻了多口探井,被打成了“马蜂窝”,勘探对象日趋复杂、资源接替难度增大、生产制约因素逐渐增多,找油、采油的目标以“薄、小、碎、深”油藏为主,效益稳产难度越来越大。西部新区也存在资源储备不足,深层储层描述、压裂改造技术还有弱项等一系列难题。

张春生:渤海油田油气当量从万吨到万吨用了6年的时间,从万吨到万吨的跨越我们将用15年的时间。这其中的难度可想而知。

随着油田勘探开发程度的不断加深,我们面临的挑战主要有五个方面。一是勘探难度日益加大,勘探将走向低勘探区、深层古近系古潜山、地层岩性领域,地质条件复杂,油气成藏研究难度大。二是深层古近系、古潜山领域将是渤海油田未来中长期重点勘探领域,但由于深层井作业时间难以匹配,导致多口领域性井位无法上钻。三是公司在低渗、潜山油气田开发方面经验不足,面临较大的挑战和困难。四是年油井措施产量工作量大,主力平台作业量趋于饱和,无修井机平台修井费用高,油井生产时率低,措施增产量突破历年极值,有效增产措施类型单一、效果下降的局面亟待突破。五是老旧设施数量逐年增多,安全环保风险和运行稳定性风险不断增加。

有措施有成绩

中国石油石化:为实现增储上产,我国油气企业已做了哪些方面的努力?取得了怎样的成绩?

郭焦锋:概括来说,我国油气生产企业主要做了三方面的工作。一是加大勘探开发投资力度,油气增储上产取得了明显成效。统计数据显示,“十三五”时期,我国油气勘探开发总投资1.36万亿元,年均增长7%。这个投入是很大的,因此勘探开发的效果比较明显。二是理论、技术方面取得了突破性的创新,装备设施水平不断提升。正因为勘探开发方面取得了多项理论创新和关键技术的突破,实现了一些大的油气勘探开发新发现和新突破,比如陆上的超深层和海上的超深水以及页岩油气等,为增储上产、保障国家能源安全打下了基础。三是管理方式不断改进,效率效益持续提升。我国油企逐步树立了新发展理念,加快转变发展方式,低成本、高质量、可持续发展战略逐渐成型。特别是年,我国油企抓住了油气市场回暖的有利时期,深入推进精细化管理,以结果导向加大业绩考核,降本增效,经营业绩大幅提升。例如,中国石油、中国石化年的销售收入明显高于其他国际大石油公司,利润仅次于埃克森美孚,整体业绩优于国际大石油公司。

中国石油石化:为实现《规划》目标,我国油气企业应在哪些方面发力?

郭焦锋:首先,我国油气企业应继续加大油气勘探开发投资力度。不论页岩油气还是海上油气的勘探开发,以及弥补老油田的自然递减产量,加大工作量都非常必要。这必然需要资金投入来保证。其次,应继续攻克“卡脖子”技术。尽管我们的相关技术在近年来有了很大进步,但还有一些关键工艺、技术、装备、软件,比如页岩油气和深海油气勘探开发方面,都存在着不少没有攻克的“卡脖子”技术。只有攻克了,才能不受外界影响,安心地进行勘探开发,同时降本增效。再次,应持续加强管理,把精细化管理、科学管理落实到每一个环节,让每个工作人员都具有精打细算的意识,促进效益提升,使投资得到合理回报。打铁还需自身硬。只有把管理水平进一步提高,油田公司才能经受住未来油气价格大幅波动的考验。

何江川:长庆油田实现持续增储上产的底气,源于我们对页岩油、致密气规模高效开发的科技自信,来自于已掌控的资源优势,最根本的要害是老油气田的科学稳产。长庆油田把“控制递减率工程”和“提高采收率工程”,列为“十四五”至关重要的战役,为持续增长注入更基础的确定性。比如,今年已有多个进攻性提产项目启动。其中,苏里格气田重大开发试验攻关就瞄准提高10%的采收率目标来部署。一系列降递减工程,将确保长庆油田常规油藏自然递减率控制在10%以内,气田综合递减率锁定在20%,把油气能源的饭碗端在自己手里。

牛栓文:我们将牢牢抓实增储稳油降本主线,在高质量勘探上,聚焦“新领域、大发现、大突破”,把扩大油气资源摆在更加突出的位置,锚定东部深层、西部准噶尔、济阳页岩油三大主阵地,坚决打好勘探进攻仗、攻坚战,尽快实现大突破大发现。在效益开发上,聚焦“增产能、提能量、控含水、降递减”,新区突出高效建产、老区强化夯基固本,狠抓精细开发、油藏经营、基础管理,稳中求进、以稳促进、以进固稳,确保持续规模效益稳产。

张春生:在油气勘探方面,我们将继续以寻找大中型油气田为目标,做精做强勘探,实现油区节节高、气区新突破,为可持续发展夯实储量接替。在油田开发生产方面,优快开发生产,保持和巩固成本领先竞争优势,深入提质增效。坚持全方位开展科技创新、管理创新与商业模式创新,将创新理念、创新思维、创新举措全面融入勘探开发生产,围绕关键领域坚定不移开展技术攻关,不断加大科技创新与成果转化力度,形成一系列新技术体系,解决痛点难点问题。

有考量需支持

中国石油石化:在能源转型和“双碳”目标下,油气企业如何合理安排油气增储上产和转型发展?

郭焦锋:我国油气企业要探索建设国际一流综合能源公司的发展模式。国际石油公司的一些转型经验可以借鉴。比如bp,对油气勘探开发的投入不断减少,更加注重发展新能源、可再生能源,在全球布局新能源的发展,转型很彻底。再比如,挪威国家石油公司,借助在北海的优势,大力发展海上风电,达到了国际一流的海上风电资源开发利用水平。

对我国油气生产企业来说,油气生产是主业中的主业。转型发展应利用油气区块优势来合理布局新能源。我国油气田区块面积比较大,而且主要位于“三北”地区和海上。可以发挥这些区域的风电、光伏资源优势,发展风电、光伏。考虑利用风电、光伏发电制氢,发展氢能等新业务。也可以利用风电、光伏替代油田的自用油自用气,一方面减少碳排放,另一方面提高油气的商品量。此外,利用油气田区域内或邻近的炼厂、燃煤电厂,实施CCUS项目,进行碳捕捉、储存和利用,通过二氧化碳驱油来提高采收率。

油气生产企业在发展新能源方面,有很大的可以作为的空间。但首先要搞清楚自己有什么资源,有哪些可利用的场景。要摸清家底后根据自己的资源情况,对新能源、新技术的掌握情况,进行合理科学布局规划,不能跟风盲动。具体实施方面,可先进行一些试点示范积累经验,摸索出成熟的商业模式,再进一步推广。这样进行合理稳健的转型,保障现在及未来一段时期的油气生产供应,同时为迎接新能源时代的到来做好准备。

何江川:当前,长庆油田正在从单纯的油气生产向绿色能源公司转型。加快前瞻性技术储备,筹划光伏、风能、地热等新能源布局,让油田生产、生活受益,太阳能等绿电已在油气田规模应用。目前,公司正在加快建设的伴生气回收三期工程,将油田伴生气利用率提升到91%以上,使其转化成清洁能源。已建成投运的国内最大天然气乙烷回收工程,每年可生产轻烃万吨。在长庆油田姬塬油田国家级CCUS示范工程,正加快10万吨级二氧化碳驱油工业化进程。这必然拉动周边燃煤电厂、煤化企业二氧化碳捕集与封存的积极性。二氧化碳驱油不仅可使油田采收率提高5~15个百分点,产生巨大的经济效益,而且延伸培育了生态环境保护产业链。

张春生:年1月15日,中国海油宣布正式启动“碳中和”规划,将全面推动公司绿色低碳转型。渤海油田致力低碳转型。多年来,围绕伴生气回收与利用,以一体化、区域化开发为原则,依托当前现有设施、兼顾周边滚动开发项目,确定了“合理规划,分步实施,统筹管理”的区域天然气回收利用核心策略,在渤西南区域陆续实施了伴生气回收项目,让“放空气”应收尽收,不仅达到了节能减排的效果,而且增加了经济效益。推动能源结构调整,非常重视海上生产节能,实施岸电项目,探索海上风电,为油田注入绿色电力。同时,我们正在开展CCUS有关课题的研究。

中国石油石化:出于我国油气资源禀赋、能源转型等现实情况考虑,希望国家给予哪些方面的政策支持?

郭焦锋:一、我国油气资源禀赋越来越差,勘探开发难度越来越大,勘探开发成本居高不下,因此建议进一步完善特别收益金制度。二、国家对非常规天然气的勘探开发一直有支持。目前,页岩气已经是我国天然气增储上产的主战场。应继续支持非常规天然气的勘探开发,明确支持的期限、力度,给予鲜明的政策导向。三、页岩油、稠油等非常规油的勘探开发力度在提高,在原油产量中的占比在增加。要加快研究对开发页岩油、稠油等非常规油的财政、税收、金融等方面的支持政策,鼓励非常规油的快速发展。四、加强“引进来”,鼓励外资企业、民营企业参与我国油气勘探开发和技术攻关。这就需要进一步完善矿业权放开制度,探索“以技术换市场、以技术换资源”的新思路,以此增加油气勘探开发的投资,引进新技术、新经验,保障我国油气增储上产。

何江川:页岩油气作为我国未来油气增储上产的重要接替领域,是保障国家油气战略安全的现实途径。但页岩油气勘探开发难度大,需要强大的科技实力作为支撑。不仅如此,建设能源强国、保障国家油气能源安全,科技创新是第一动力。期待国家能够出台一系列政策,促进各类创新要素,持续向企业集聚。当前,国内能源企业已掀起CCUS工程建设热潮,长庆油田已建成国家级示范区。建议国家加快出台企业碳排放权、碳税及碳责任等相关配套政策,促进企业依法依规践行“双碳”行动。




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