【石油观察家】中国石油-油田限产回顾与思考

文|唐玮，张虎俊，王东辉，冯金德

中国石油勘探开发研究院

摘要：自2014 年下半年油价暴跌以来，低油价已持续两年多的时间，国内外油公司普遍采取了限产措施。文章回顾了中国石油天然气集团公司在油田开发生产过程中，分别于1998 年、2009 年和2006 年进行的3 次大规模限产的起因与具体做法，分析了2009 年和2016 年的限产措施及对生产指标的影响，指出仅从公司总体相关指标变化看，限产工作对开发指标的正向拉动作用不明显，但通过限产及压减成本与费用的方式，使投资成本支出较大幅度下降，对改善效益状况意义重大。需客观分析油田限产的作用，应对油价波动油田生产要注重采取主动措施，以保障油田可持续发展。

回顾中国石油天然气集团公司（简称中国石油）的油田开发生产历史，由于国际经济形势和油价形势，分别于1998 年、2009 年、2016 年进行了3 次大规模的原油限产工作。由于2014 年以来的低油价持续时间大大长于之前两次，2016 年的这次限产已由过去临时性的应对措施转变为常规性的生产组织。回顾和总结这3 次限产工作的做法和经验，将对油田今后生产工作如何应对油价波动提供借鉴。

1  油田限产工作回顾

1.1 1998年限产

1997 年，由于亚洲经济危机和欧佩克提高原油产量等国际环境的影响，导致国际市场油品供大于求，原油价格大幅度下降，最高跌幅达到63%，油价一度跌至10 美元/bbl 以下，由此给石油开采企业带来了巨大的经济损失，也使得一直低于国际市场价格的国内原油价格变得高于国际油价，巨大的差额利润使走私油品大量涌入，扰乱了国内原油的正常生产与销售秩序。因此，中国石油在1998 年被迫采取了关井限产措施。

1.2 2009年限产

2007 年，由于美国金融危机使全球经济陷入困境，需求萎缩，油价暴跌，最高跌幅达73%。国内经济发展速度放缓，市场低迷，成品油销售不畅，原油和成品油库存快速上升，效益大幅下滑。2008 年12 月，中国石油对7 个主要油田实施了关井限产。2009 年，由于产运销形势更趋严峻，3 月开始对原油生产及产能建设计划做出重大调整，对10 个油田公司实施限产，但5 月油价开始回升，随即对其中4 个西部油田实施复产。

1.3 2016年限产

2014 年下半年起，由于油气市场供需基本面由偏紧转为宽松、美元升值、OPEC 降价保份额等因素影响， 国际油价再次暴跌，最高跌幅达75%，2016 年一季度国际油价平均只有28 美元/bbl。中国石油上游业务出现整体亏损，形势异常严峻，因此2016 年对原油产量、产能、投资计划进行调整，大幅度调减了原油产量并压减了投资和成本，实现了控亏减亏的目标。

2  油田限产工作措施与效果

2.1 限产工作手段和措施

2.1.1 减少存量生产能力，即关停生产井

就关停井而言，在1998 年限产时，对是关高产井还是关低产井还存在争议，并且在实际操作中关停了一批高产井，造成亏损增加。因此随后进行了效益产量计算方法研究和油井效益普查，并逐渐发展为已开发油田效益产量评价工作。在中国石油后来的关井限产中，关停井均以效益评价结果为依据，对低效无效井和区块进行关停。在3 次限产实践中，关停井均成为限产的重要措施。但是，关停在产生产井对生产影响大，复产时间长，费用高。从实际操作看，部分高含水关停井地下油水分布状况发生变化，开井后长期出水，需要增加卡堵水等措施；有些注水井开井后难以有效注水或注不进水，地层压力明显下降；稠油井关井后地层热量损失，部分地区稠油井关停半年后若恢复注汽，第1 轮基本出水，第2 轮才出少量油， 实际运行更加复杂。因此，在实际操作中也多采取间开等减量运行的方式。

2.1.2 减少新增工作量和投入

具体措施是压减操作成本、减少措施增产量和压减产能投资、减少新井产量。相对于关停在产生产井，压减新的工作量和投资成本对油田生产组织影响小，且提高现金流等效益指标效果明显，是油田限产的重要手段。在限产实际操作中，措施工作量较上年减少8% ～ 20%，新建产能工作量较上年减少10% ～ 18%，措施增产量和新井产量的减少合计占限产总量的60% ～ 70%。

2.2 限产工作对生产指标的影响

对比2009 年、2016 年部分指标与上年同比的变化可以看出，两次限产关停井比例基本相同，而2009 年时压减措施工作量更多，2016 年则更多压减了新建产能工作量（表1）。限产后相关生产指标发生了明显变化。

2.2.1 与关停井有关的指标

2009 年、2016 年两次限产中，油井开井率下降基本相当，均是比正常年份开井下降3 ～ 4个百分点，但2016 年延续了近几年加强精细注水工作的效果，以及自然递减持续下降的态势，且老井单井日产油量同比有所提高。

2.2.2 与措施有关的指标

与2009 年限产相比，2016 年措施工作量同比降幅较小，为7.6%，而2009 年达到20%。但两次限产中，年措施增油量同比降幅均大于措施工作量降幅，措施有效率同比基本持平甚至有所下降，单井次措施年增油量同比也有下降。

2.2.3 与新建产能有关的指标

2016 年限产中，产能同比降幅达到18.7%，高于2009 年的10.5%。两次限产中，新井产能贡献率、新井单井日产油量均同比下降较大，新井年产量同比降幅也大大高于新建产能的降幅。

可以看出，由于受很多其他因素及部分油区生产形势变化影响，尽管部分油区实现了开发指标的提高，但仅从公司总体的相关指标变化看，限产对开发指标的正向拉动作用不明显，然而通过限产及压减成本、费用的方式，使投资成本支出较大幅度下降（2016 年开发直接投资同比减少23%），对改善效益状况意义重大。

3  油田限产实践的思考

3.1 客观认识油田限产工作的作用

原油产量是油田收入和利润的唯一来源，没有产量就没有效益，没有产量规模就没有效益规模，因此，即使不考虑油田生产角度再上产的难度，人为地压减产量规模也一定要慎重。而且，在目前固定成本占经营支出近60% 的情况下，如果没有各种降低成本费用措施的支撑，单纯的降产只能使效益状况更加恶化。

在低油价下，由于收入大幅度下降造成现金流紧张、利润下降，而油田限产的实质是通过压减投资、成本以达到减少支出、改善效益的主要目的，投入的减少必然造成产量下降，而压减投资、成本的对象首先是低油价下达不到效益标准的那部分已开发油田产量和产能、措施工作量。因此，从逻辑关系上说，不是限产造成投资成本的压减，而是为减少支出压减投资成本造成了产量的降低。

同时，尽管限产本身可以减少一部分支出，但包括硬性的削减成本费用在内的各种降本增效措施也起到了关键作用。从2016 年某油田的实例可看到，该油田全年实现降本增效3.42 亿元，其中，原油减产增效0.19 亿元，油气运行成本减少1.63 亿元，其他业务利润减亏1.55 亿元，非生产性支出减少0.05 亿元。之前的相关研究也有相似的结论。因此，不能夸大限产对提升效益的作用，成本的下降、控亏目标的实现不是仅降低产量规模就可以做到的。

3.2 在限产中把增量工作量作为限控的主要方向

前文已提到，从生产角度来看，关停井对油田生产的影响很难控制，地下油水状况复杂，关停生产井对周围油水井的影响难以预测，且关停井复产难度大，估算复产的产量只能达到之前的60% 左右。而且从经济角度看，关停井仅能减少该井的部分直接生产成本，提升效益的效果不是很明显。例如，按1998 年效益普查的无效井最低运行费和公司原油成本框算，在当时的管理体制和油价水平下，即使关闭全部无效井，减亏额也只占总亏损额的20% 左右。因此，对评价出的无效井，应组织地质、油藏工程、采油工艺、地面工程和经济等专业人员对其进行综合分析，优先考虑改变工作制度、开采方式或经营方式，对单井产量确实很低、含水率非常高、耗电量大的无效益井才进行关停。

相对而言，压减增量的增产措施和产能工作量对生产影响较小，可考虑作为限产的主要手段，但对于化学驱、蒸汽驱等需要保持连续性工作量的产能建设项目应该予以保证。同时，根据前述限产实践分析，需大力加强针对措施和产能工作量的优选评价，提高措施和产能的实施效果，确保限产措施能够提升开发效果和开发效益，真正实现减产提效。

3.3 要采取更主动的措施应对油价波动

在过去两年应对低油价的工作实践中，中国石油采取了包括限产在内的大量降本增效措施，通过严控投资和成本费用，把投资规模控制在现金流可承受范围，优化投资结构向高回报项目倾斜以提高投资效益，同时，精细生产管理，优化方案设计，降低工程成本，削减人工及管理费用，有效实现了控亏减亏的目标。但总的来说，仍是被动地应对油价变化的应急措施。从长期看，要保持油田生产的可持续发展，更要注重采取主动性的措施积极应对油价波动。

一是要大力实施技术创新，面对新探明储量主要以低渗透、稠油、特殊岩性、致密油为主和主力老油田已进入特高含水阶段的客观现实，要探索应用低品位资源有效开发和已开发老油田大幅度提高采收率的新技术、新模式，积极应对开发对象的劣质化，从根本上解决投资成本快速增加、生产效益下降的问题。

二是要实施管理创新，建立科学的生产运行和管理机制，固化降本增效实践证明行之有效的措施和机制，逐步建立起投资、成本、产量、效益与油价的联动机制。

4  结束语

从本轮油价下跌看，供需基本面宽松是油价走低的根本原因。石油需求方面，由于发达经济体需求饱和、新兴经济体增长放缓、替代能源发展、能效提高，导致石油需求增量和增速持续放缓；而石油供应持续增长，主要来自美国原油产量爆发式增长以及巴西、俄罗斯、伊朗、伊拉克等国产量增长。2015 年，世界石油供需富余170×104bbl/d，是2000 年以来最严重的供应过剩，2016 年预计供需富余76×104bbl/d。同时，从储量资源看，全球石油资源丰富，2015 年底世界剩余石油可采储量2394×108t，储采比达到51。并且，随着勘探开发技术的进步，石油储量还会不断增加，新发现的美国沃夫坎普油田（Wolfcamp）就是一个例证，初步估计原油储量高达200×108bbl，是美国迄今为止评估的储量最大的页岩油田。目前，尽管OPEC 达成限产协议，但一旦油价回升就会释放出北美中小油公司大量的致密油产能，供需局面难以发生根本改变。即使由于这两年油气生产投资下降会使供需形势逐渐改善，但短期内再回到以往的高油价也基本上不可能实现。

因此，油田经营者必须做好较长时期面临中低油价的心里准备，把历次限产中总结出的各种降本增效的成功理念和措施固化为常规性的生产制度，增加抗油价风险的能力，唯有如此才能保障油公司的可持续发展。（来源：《石油科技论坛》，2017年第2期）