今年上半年，面對前所未有的挑戰，全球油氣市場萎縮，行業業績大幅下滑，生存壓力加大。未來，在疫情不確定性和低油價的雙重壓力下，油氣田企業如何尋找機遇，破局突圍？
立足核心關鍵技術攻關，讓老油氣田獲得新儲量
上半年，新冠肺炎疫情和低油價使油氣生產遇到前所未有的困難。一方面組織生產極其困難，另一方面油氣價格的暴跌，使得進出口也相應受到影響。在克服了各方面困難之后，油氣生產目標完成還是不錯的。基本按照計劃完成了上半年的油氣產量計劃。
上半年中國石油生產天然氣超出計劃，天然氣產量當量首次超過石油，具有里程碑意義，這是今年油氣生產發生的深刻變化，也是上半年油氣生產的特點。天然氣作為中國石油的核心主營業務，是效益主體也是產量主體，本輪油價下跌對天然氣價格影響較小。
下半年的油氣開發工作受哪些因素影響？對石油來說，影響最大的因素一方面是生產能力，即使油氣田企業滿負荷生產，生產能力依然是比較有限的。對天然氣業務來說，年初以來，天然氣供應較為寬松，上半年的產銷比還比較理想。近期，受限于天然氣生產組織與銷售的平衡，下游銷售市場對上游市場影響較大。預計今年國內天然氣的生產可以滿足國內市場需求。銷售市場的3 種氣源分別是——進口管道氣、國內氣和LNG，加起來足有3000 億立方米的規模。
另一方面，是價格的影響。國際油價在較長一段時間內預計將在40~50 美元之間波動，我國原油生產價格成本線較高，油價波動帶來的影響很大。天然氣效益較好，整體可以保證上游市場的盈利。伴隨油價回升，企業現金流得到有效改善。天然氣波動較小，已經走出價格低谷。國內天然氣成本和門站價格如果繼續保持目前的情況，企業還是有盈利空間的。在天然氣總產業鏈中，上游的利潤比例較低。在我國，3 種氣源呈競爭關系，其中，LNG 競爭較為明顯，目前現貨市場價格較為便宜，尤其在華東地區和華南地區，較長輸管網天然氣價格便宜，LNG 比例逐漸增加，對上游銷售帶來一定的影響，形成了一定程度上競爭性的供給環境。
國際局勢的影響也不容小覷，新冠肺炎疫情作為全球性事件對今后的生產將帶來長期的巨大影響，對未來生產的組織方式和人們的活動方式帶來重大影響。新能源對傳統化石能源的影響將會愈來愈大，國際能源署報告顯示，上半年全球新增發電量的70%以上來自新能源，相比化石能源，太陽能、風能等綠色能源是真正的“零排放”。
在中國石油的兩級科研機構中，油田層面立足于對重大生產任務目標的實現，總部研究機構則立足核心關鍵技術的攻關，例如：萬米鉆機、高含硫等天然氣開發的核心技術。此外，還有重大裝備和設施，例如：特殊凈化處理裝置、三次采油的技術裝備等。
未來，在油田開發領域，“老油氣田”和“新儲量”值得關注。目前維持核心產量還是依靠老油田，低滲透、高含水、稠油等不同類型的老油田需要穩產。維持東西部油田產量的結構是在變化的。在天然氣開發領域，有“三大氣區”——長慶、塔里木、西南，和一個中型氣區——青海，穩住“三大氣區”就是穩住了天然氣產量的核心。老氣田要控遞減，需要攻克“四大領域”——鄂爾多斯盆地致密氣繼續上產、四川的龍王廟燈影組深層碳酸鹽巖對天然氣的促進、頁巖氣開發的攻關、塔北克拉蘇構造帶氣田實現均衡有效開發。現階段開發效益良好，進一步上產的資源仍需準備。
現階段科學技術的發展支持油氣田建設向智能化方向發展，新的油氣田已經可以完成自動開關井、采集、巡井，實現無人值守。從管理對象和生產單元來說，未來將實現三個智能化：一是油井的智能化；二是區塊的智能化，油田注采將實現科學調配；三是油氣田的智能化，根據產量目標精確分配到小時。實現這些就需要一體化，從鉆井到生產，不再是條塊分割，而是生產管理一體化，實現遠程管理、協同聯動，以經濟指標或產量指標為準繩實現自動調配，從而實現科學決策、高效管理。
瞄準資源潛力，實現規模效益
今年上半年，中國石油取得了多項重要的油氣勘探發現，多個重點盆地的勘探工作值得關注，例如在四川盆地安岳氣田之后的拓展，西南油氣田公司蓬探1 井測試獲日產121.98 萬立方米高產工業氣流，將為今后幾年四川地區的勘探、評價、建產工作提供很大幫助。此外，四川盆地二疊系火山巖勘探、塔里木盆地鹽下勘探也進展良好。
塔里木盆地的亞洲陸上第一深井——輪探1 井勘探獲重大發現，標志著我國超深井油氣勘探技術取得重要突破；還有庫車坳陷博孜—大北地區萬億方級大氣場面初步形成，從東到西、從南到北勘探進展順利。準噶爾盆地西緣車排子凸起周緣、腹部二三疊系風險勘探和油氣預探取得系列重要發現。
進入下半年，勘探工作需要繼續堅持上半年的做法，有以下幾點：
1、在低油價背景下，要堅持進一步突出四川、塔里木、準噶爾、鄂爾多斯等大盆地的油氣勘探工作，立足規模發現和效益增儲。
2、堅持風險勘探，尤其是大盆地的風險勘探，尋找戰略性大發現，例如安岳特大型氣田的發現就大大降低了勘探開發成本，促進提質增效。
3、強化重點領域地質綜合研究，加強區帶目標優選排隊，提高勘探成功率，從而實現降低成本；提前謀劃潛在勘探領域的研究與評價，為油氣勘探提供不竭動力。
對資源潛力大、經過長期研究和勘探實踐證明的勘探領域，要進一步加大油氣勘探投入，不斷擴大勘探成果，實現規模和效益；對于勘探與研究認識程度的領域，要加大風險勘探與油氣預探力度，實現勘探突破和資源效益。
今年下半年，勘探開發領域的工作形勢是怎樣的？
黃偉：今年的油氣生產任務完成壓力非常大，需要下半年在保障效益的情況下，全力以赴抓挖潛、抓上產。上半年大慶油田實現了整體盈利，但全球新冠肺炎疫情和油價形勢的不確定性，仍然將對油田的開發生產帶來很大影響。下半年是完成全年原油生產任務的關鍵期，也是做好明年產量起步的關鍵期，還面臨著許多挑戰，需要應對克服。主要形勢表現在：受到低油價和疫情的影響沖擊，公司加大了控投資控成本力度，造成了產能壓縮、上產工作量減少，部分投產投注和調整工作滯后，同時塔木察格項目受到雨季影響較大，都將導致下半年生產任務緊張。
吳正：上半年，新冠肺炎疫情和油價暴跌，對油田公司生產經營造成巨大沖擊，油田公司積極推進提質增效專項行動，取得了巨大的成績，目前提質增效專項行動已進入“深水區”“攻堅區”，下半年工作難度較大。當前我國疫情防控形勢總體平穩，社會經濟發展加速恢復，主要指標改善勢頭進一步鞏固，宏觀經濟形勢持續向好，國家出臺了《2020 年能源工作指導意見》，為油氣田發展提供了良好機遇。
全球疫情加速蔓延的態勢仍未得到有效控制，國際形勢十分嚴峻。能源消費需求不足，國際油價走勢依然存在不確定性。下半年，油田生產經營面臨諸多困難和挑戰，風險管控難度較大，改革任務依然繁重。
姚涇利：上半年，長慶油田油氣勘探始終堅持穩中求進總基調，成功化解了新冠肺炎疫情和低油價的不利影響，保持了穩中向好的基本面，取得多項勘探新發現，勘探發展空間更加廣闊，天然氣勘探將盆地東部天然氣含氣面積拓展至伊北地區，盆地南部隴東風化殼氣藏新類型及東南部淺層氣多點開花，全年可落實石油探明儲量1/3 以上為高效儲量。
下半年長慶油田油氣勘探將繼續堅持甩開勘探、高效勘探，堅定信心，再接再厲，持續鞏固拓展“四新”領域成果發現，為油田公司生產經營目標實現和集團公司高質量發展再立新功。
劉加元：塔里木油田塔中油田作為沙漠油氣田兩度實現年產油氣當量超兩百萬噸，在集團公司油氣上產中發揮著中堅力量。
塔中隆起作為塔里木盆地唯一繼承穩定古隆起，“黑白新”三套蓋層控制下的復式油氣成藏系統，早期依托中上組合石炭系、奧陶系的勘探開發。今年在面對疫情防控和低油價的劇烈沖擊，我們將提質增效貫穿工作始終，牢固樹立經營油氣藏理念、SEC 儲量當資產管理，統籌考慮效益與產量、現在與未來，實現了效益生產。下半年，我們將持續推行以業務為主導的業財融合管理模式，深入貫徹落實“生產上精耕細作”的要求，發揮地質油藏龍頭作用，分析油氣產量構成，實施“穩油增氣”工程，通過細化地質認識、優化工程方案、強化施工組織，配合“先算后干、算好再干”生產經營模式，重點做好措施維護作業降本增效、井站效益動態評估實時調整，進一步優化產量結構，實現無效益的作業不干、無效益的產量不要，從而提升整體效益。
未來油氣田企業的效益增長點是什么？
黃偉：在爬坡過坎的關鍵期，更需要我們把握好內外部形勢，牢固樹立效益意識，毫不松懈地抓好開發工作，化危為機、開拓新局。大慶油田開發上聚焦“控制遞減率、提高采收率、規模效益建產”三大目標，著力攻關長垣水驅控水提效技術，發展完善三次采油提質增效技術，大力推進提質增效專項行動。一是對標管理抓提升，通過創新開發水驅區塊全油田對標，深化完善三采區塊對標，對低效區塊開展專項治理，加大低成本挖潛上產工作量投入，深入推進效益開發；二是加快天然氣上產增效，提前做好生產裝置檢修投運，優化產運銷協同管理和生產節氣工作，保障四季度天然氣銷售高峰需求。三是深入推進全員創新創效，加大修舊利廢和革新創效，努力節省能耗和物料消耗，立足崗位挖潛多產一噸油、多輸一立方米氣。
姚涇利：油氣勘探效益集中體現在“成果新、有規模、能建產”，要始終堅持以“甩開勘探”和“效益勘探”為抓手，大力提升勘探新發現質量和新增儲量中高效儲量占比。
1、持續加大甩開勘探力度。石油勘探圍繞天環坳陷南北兩段、西緣斷褶帶等目標，天然氣勘探圍繞寧夏、隴東新區帶等不斷強化甩開研究部署，實現更有意義、更有效率、更具引領性的發現。
2、更加突出高效儲量落實。緊緊圍繞兩個“1”高效儲量目標強化高效勘探目標針對性部署，按照“當年新鉆井發現一批，老井復查篩查一批、開發建產評價一批”的工作思路，不斷加大三維地震、測錄新技術創新引領，確保高效完成儲量任務。
劉加元：未來油氣田企業的效益增長點還是在“產效益油上”，要堅持理念創新、管理創新、技術創新，大力推進油氣高效勘探、效益建產，做強增量、削減支出，擴大效益增長點，實現低成本效益開發。堅持做優做強勘探開發主營業務。一方面將發力點放在大力推進股份公司重大開發試驗塔中402CⅢ天然氣復合驅提高采收率項目，攻關探索高采出程度油藏提高采收率協同戰略儲氣庫建設，實現開發后期“雙高”老油田效益提產、重煥新春。另一方面將立足于地質工程一體化，開展精細油藏描述，依托工程技術進步，優選經濟適用的配套工程技術、行之有效的能量補充方式，推動志留系低滲透儲量效益建產。下一步，我們將力爭早日實現資源戰略接替，推動塔中三上200 萬噸目標實現。
下一步的工作思路和策略會做出哪些調整？
黃偉：在劇烈變化的外部環境下，大慶油田始終保持清醒頭腦，一方面增強憂患意識，樹立底線思維，直面挑戰；另一方面要看到自身發展優勢和潛力，保持戰略定力，堅定必勝信心，瞄準既定目標，不懈怠、不松勁，努力化危為機，確保油田開發高效平穩有序運行。
1、克服疫情等困難，加大運行組織、激勵考核和全面挖潛，全力完成本年油氣生產任務；
2、加快部分地區上產進度，加強產運銷一體化協調組織，抓住四季度關鍵期保證完成全年產銷任務；
3、圍繞提質增效，發揮開發主業的“壓艙石”作用，抓好8 個方面工作，確保降本增效持續深入；
4、持續提升開發工作能力，建設以油藏為中心，注入、采出、地面、測調和作業為保障的管理機制，推進《異常井旬報》制度，確保一切圍繞油藏、一切為了油藏；5、加強安全環保管理，嚴格高風險作業、井控管理等關鍵環節管理，加快推進含油污泥無害化處理和廢液處理工作；
6、超前著手，組織討論，梳理2021 年穩產上產的潛力點和工作量，做好方案、計劃、隊伍、物質等準備工作，保障明年穩產工作提前開展、落到實處。
加快構建產供儲銷一體化體系。貫徹習近平總書記關于加快天然氣產供儲銷體系建設重要批示，緊抓黨中央推進西部大開發指導意見在符合條件的地區加快建立地下儲氣庫的發展機遇，利用枯竭氣田改建儲氣庫，充分利用部分現有設施，盤活枯竭氣田資產，增加企業收入和員工就業；同時儲氣庫以“削峰填谷”模式運行，用氣淡季實現多產多銷，用氣高峰發揮調峰能力，有效緩解氣區產銷矛盾，促進天然氣業務可持續發展。
推進科技創新打造勘探開發利劍。針對天然氣勘探開發地質條件日益復雜、低品位儲量占比逐漸升高的實際，引進吸收先進技術工藝、自主研發創新技術系列，打造并推廣復雜山地高精度三維地震技術、深井和長水平段水平井鉆完井技術、壓裂改造提產技術“三把利劍”，抓好新區新層系風險勘探、規模儲量區集中勘探、非常規油氣勘探評價，加大甩開力度，尋找接替新區，堅持多層系、大井組、水平井開發，上下古生界立體式建產，提升開發效益。
1、低成本戰略的導向性更加鮮明。今年的低油價是對油田發展的一次檢驗，未來要始終立足長期低油價背景，苦練內功，著力提高勘探發現效率，按照一口探井“解決一個地質問題、打造一個樣板工程”的實施標準，用最少的投資實現最大的勘探效益。
2、著眼未來的前瞻性更加突出。隨著勘探領域逐漸向盆地外圍和深層碳酸鹽巖目標轉移，地質條件更復雜，油藏也更隱蔽，要抓緊補齊基礎研究短板，建立起行之有效的理論體系；同時要更加注重新增儲量SEC 評估，降低折舊折耗，最大限度增加利潤率。
3、技術引領的決定性更加顯現。技術創新是解決發現難、成功率低的根本之策，近年來隨著三維地震、深層超深層鉆井、長水平段鉆井、致密層水力壓裂、測錄井新技術的深入應用，使得我們在西緣斷裂帶、奧陶系深層以及頁巖油氣等新領域新層系不斷取得新突破，未來依靠技術、發展技術、應用技術將成為引領油氣勘探發現的常態。
聚焦降本增效，全面布局“十四五”
今年上半年國內原油產量同比增長1.5%，各大油田基本完成生產任務，油田企業在下半年仍需直面疫情與低油價的雙重影響。國內原油生產目前面臨老油田產量遞減、開采難度加大，新儲量難動用、接替矛盾突出等問題。后疫情時代疊加“十三五”收官，下半年國內原油生產運行面臨空前壓力，油田企業如何破局？
下半年，油田企業需要聚焦降本增效，實現勘探開發一體化。隨著油氣技術的發展和信息化水平的提升，上游多學科交叉融合已是大勢所趨，油氣勘探開發工程技術一體化趨勢日益明顯，以期實現綜合效益最大化。全面推行全生命周期管理，對開發方案的編制、實施、跟蹤評價實現一體化管理，通過不斷優化方案及后期全方位跟蹤降低油藏開發成本，提高油藏采收率，管控開發風險。強化地質工程一體化及個性化設計，大到產建方案部署，小到一口井井位的確定，需對產能建設各個環節的方案不斷進行優化，從產建源頭實現降本增效。技術與管理相結合，組織實施油藏—井筒—地面一體化技術的推廣應用，建立可推廣的整體優化調整模式，努力實現降低成本、節能降耗、地面地下系統整體優化的目標。
全面布局“十四五”，需要攻關關鍵核心技術。依托國家能源發展規劃，全力協調推進有潛力的產能建設項目，著力突破油氣勘探開發系列關鍵技術，加快已探明未動用儲量的動用，加大非常規油氣資源開發利用力度，持續完善配套工藝體系。針對傳統稠油開發“高能耗、高成本”的技術瓶頸，轉向“綠色、低能耗、低成本”的開發技術；針對特高含水期油藏，地質和開發研究的重點已經進入到“井間層內”，持續加強精細剩余油描述、層內深部調驅技術、聚驅后提高采收率技術等方面的研究；低滲透、特低滲透、超低滲透油藏開發仍然面臨著注采關系復雜等挑戰，未來仍需進一步完善周期注水、周期采油等精細注采調整技術，大力發展納米驅油技術為代表的新技術系列，持續推進低滲透油藏精細水驅提高采收率工作。
隨著人工智能技術的快速發展，物聯網、云計算、大數據等技術已構成新一代信息技術體系，基于此，在“數字油田”的基礎上，打造“全面感知、自動操控、預測趨勢、優化決策的智能油田”應運而生，這也是基于工業4.0 模式，邁步油氣4.0+的新趨勢。如將無線傳感器和自主無人機等用于地球物理測量，突破數據采集效率的界限，實現實時數據解釋；利用智能井設備實時收集井下工況以及壓力、溫度等數據并傳輸到地面，地面管理平臺實時分析數據，實時優化決策，控制系統實時反饋到智能井設備控制液流。智能油田、油氣4.0+模式將進一步促進勘探、開發、管理一體化，使得油田生產與管理各個環節更加高效、安全、環保，最終助力油田企業實現全面高質量可持續發展。
立足核心關鍵技術攻關，讓老油氣田獲得新儲量
上半年，新冠肺炎疫情和低油價使油氣生產遇到前所未有的困難。一方面組織生產極其困難，另一方面油氣價格的暴跌，使得進出口也相應受到影響。在克服了各方面困難之后，油氣生產目標完成還是不錯的。基本按照計劃完成了上半年的油氣產量計劃。
上半年中國石油生產天然氣超出計劃，天然氣產量當量首次超過石油，具有里程碑意義，這是今年油氣生產發生的深刻變化，也是上半年油氣生產的特點。天然氣作為中國石油的核心主營業務，是效益主體也是產量主體，本輪油價下跌對天然氣價格影響較小。
下半年的油氣開發工作受哪些因素影響？對石油來說，影響最大的因素一方面是生產能力，即使油氣田企業滿負荷生產，生產能力依然是比較有限的。對天然氣業務來說，年初以來，天然氣供應較為寬松，上半年的產銷比還比較理想。近期，受限于天然氣生產組織與銷售的平衡，下游銷售市場對上游市場影響較大。預計今年國內天然氣的生產可以滿足國內市場需求。銷售市場的3 種氣源分別是——進口管道氣、國內氣和LNG，加起來足有3000 億立方米的規模。
另一方面，是價格的影響。國際油價在較長一段時間內預計將在40~50 美元之間波動，我國原油生產價格成本線較高，油價波動帶來的影響很大。天然氣效益較好，整體可以保證上游市場的盈利。伴隨油價回升，企業現金流得到有效改善。天然氣波動較小，已經走出價格低谷。國內天然氣成本和門站價格如果繼續保持目前的情況，企業還是有盈利空間的。在天然氣總產業鏈中，上游的利潤比例較低。在我國，3 種氣源呈競爭關系，其中，LNG 競爭較為明顯，目前現貨市場價格較為便宜，尤其在華東地區和華南地區，較長輸管網天然氣價格便宜，LNG 比例逐漸增加，對上游銷售帶來一定的影響，形成了一定程度上競爭性的供給環境。
國際局勢的影響也不容小覷，新冠肺炎疫情作為全球性事件對今后的生產將帶來長期的巨大影響，對未來生產的組織方式和人們的活動方式帶來重大影響。新能源對傳統化石能源的影響將會愈來愈大，國際能源署報告顯示，上半年全球新增發電量的70%以上來自新能源，相比化石能源，太陽能、風能等綠色能源是真正的“零排放”。
在中國石油的兩級科研機構中，油田層面立足于對重大生產任務目標的實現，總部研究機構則立足核心關鍵技術的攻關，例如：萬米鉆機、高含硫等天然氣開發的核心技術。此外，還有重大裝備和設施，例如：特殊凈化處理裝置、三次采油的技術裝備等。
未來，在油田開發領域，“老油氣田”和“新儲量”值得關注。目前維持核心產量還是依靠老油田，低滲透、高含水、稠油等不同類型的老油田需要穩產。維持東西部油田產量的結構是在變化的。在天然氣開發領域，有“三大氣區”——長慶、塔里木、西南，和一個中型氣區——青海，穩住“三大氣區”就是穩住了天然氣產量的核心。老氣田要控遞減，需要攻克“四大領域”——鄂爾多斯盆地致密氣繼續上產、四川的龍王廟燈影組深層碳酸鹽巖對天然氣的促進、頁巖氣開發的攻關、塔北克拉蘇構造帶氣田實現均衡有效開發。現階段開發效益良好，進一步上產的資源仍需準備。
現階段科學技術的發展支持油氣田建設向智能化方向發展，新的油氣田已經可以完成自動開關井、采集、巡井，實現無人值守。從管理對象和生產單元來說，未來將實現三個智能化：一是油井的智能化；二是區塊的智能化，油田注采將實現科學調配；三是油氣田的智能化，根據產量目標精確分配到小時。實現這些就需要一體化，從鉆井到生產，不再是條塊分割，而是生產管理一體化，實現遠程管理、協同聯動，以經濟指標或產量指標為準繩實現自動調配，從而實現科學決策、高效管理。
瞄準資源潛力，實現規模效益
今年上半年，中國石油取得了多項重要的油氣勘探發現，多個重點盆地的勘探工作值得關注，例如在四川盆地安岳氣田之后的拓展，西南油氣田公司蓬探1 井測試獲日產121.98 萬立方米高產工業氣流，將為今后幾年四川地區的勘探、評價、建產工作提供很大幫助。此外，四川盆地二疊系火山巖勘探、塔里木盆地鹽下勘探也進展良好。
塔里木盆地的亞洲陸上第一深井——輪探1 井勘探獲重大發現，標志著我國超深井油氣勘探技術取得重要突破；還有庫車坳陷博孜—大北地區萬億方級大氣場面初步形成，從東到西、從南到北勘探進展順利。準噶爾盆地西緣車排子凸起周緣、腹部二三疊系風險勘探和油氣預探取得系列重要發現。
進入下半年，勘探工作需要繼續堅持上半年的做法，有以下幾點：
1、在低油價背景下，要堅持進一步突出四川、塔里木、準噶爾、鄂爾多斯等大盆地的油氣勘探工作，立足規模發現和效益增儲。
2、堅持風險勘探，尤其是大盆地的風險勘探，尋找戰略性大發現，例如安岳特大型氣田的發現就大大降低了勘探開發成本，促進提質增效。
3、強化重點領域地質綜合研究，加強區帶目標優選排隊，提高勘探成功率，從而實現降低成本；提前謀劃潛在勘探領域的研究與評價，為油氣勘探提供不竭動力。
對資源潛力大、經過長期研究和勘探實踐證明的勘探領域，要進一步加大油氣勘探投入，不斷擴大勘探成果，實現規模和效益；對于勘探與研究認識程度的領域，要加大風險勘探與油氣預探力度，實現勘探突破和資源效益。
今年下半年，勘探開發領域的工作形勢是怎樣的？
黃偉：今年的油氣生產任務完成壓力非常大，需要下半年在保障效益的情況下，全力以赴抓挖潛、抓上產。上半年大慶油田實現了整體盈利，但全球新冠肺炎疫情和油價形勢的不確定性，仍然將對油田的開發生產帶來很大影響。下半年是完成全年原油生產任務的關鍵期，也是做好明年產量起步的關鍵期，還面臨著許多挑戰，需要應對克服。主要形勢表現在：受到低油價和疫情的影響沖擊，公司加大了控投資控成本力度，造成了產能壓縮、上產工作量減少，部分投產投注和調整工作滯后，同時塔木察格項目受到雨季影響較大，都將導致下半年生產任務緊張。
吳正：上半年，新冠肺炎疫情和油價暴跌，對油田公司生產經營造成巨大沖擊，油田公司積極推進提質增效專項行動，取得了巨大的成績，目前提質增效專項行動已進入“深水區”“攻堅區”，下半年工作難度較大。當前我國疫情防控形勢總體平穩，社會經濟發展加速恢復，主要指標改善勢頭進一步鞏固，宏觀經濟形勢持續向好，國家出臺了《2020 年能源工作指導意見》，為油氣田發展提供了良好機遇。
全球疫情加速蔓延的態勢仍未得到有效控制，國際形勢十分嚴峻。能源消費需求不足，國際油價走勢依然存在不確定性。下半年，油田生產經營面臨諸多困難和挑戰，風險管控難度較大，改革任務依然繁重。
姚涇利：上半年，長慶油田油氣勘探始終堅持穩中求進總基調，成功化解了新冠肺炎疫情和低油價的不利影響，保持了穩中向好的基本面，取得多項勘探新發現，勘探發展空間更加廣闊，天然氣勘探將盆地東部天然氣含氣面積拓展至伊北地區，盆地南部隴東風化殼氣藏新類型及東南部淺層氣多點開花，全年可落實石油探明儲量1/3 以上為高效儲量。
下半年長慶油田油氣勘探將繼續堅持甩開勘探、高效勘探，堅定信心，再接再厲，持續鞏固拓展“四新”領域成果發現，為油田公司生產經營目標實現和集團公司高質量發展再立新功。
劉加元：塔里木油田塔中油田作為沙漠油氣田兩度實現年產油氣當量超兩百萬噸，在集團公司油氣上產中發揮著中堅力量。
塔中隆起作為塔里木盆地唯一繼承穩定古隆起，“黑白新”三套蓋層控制下的復式油氣成藏系統，早期依托中上組合石炭系、奧陶系的勘探開發。今年在面對疫情防控和低油價的劇烈沖擊，我們將提質增效貫穿工作始終，牢固樹立經營油氣藏理念、SEC 儲量當資產管理，統籌考慮效益與產量、現在與未來，實現了效益生產。下半年，我們將持續推行以業務為主導的業財融合管理模式，深入貫徹落實“生產上精耕細作”的要求，發揮地質油藏龍頭作用，分析油氣產量構成，實施“穩油增氣”工程，通過細化地質認識、優化工程方案、強化施工組織，配合“先算后干、算好再干”生產經營模式，重點做好措施維護作業降本增效、井站效益動態評估實時調整，進一步優化產量結構，實現無效益的作業不干、無效益的產量不要，從而提升整體效益。
未來油氣田企業的效益增長點是什么？
黃偉：在爬坡過坎的關鍵期，更需要我們把握好內外部形勢，牢固樹立效益意識，毫不松懈地抓好開發工作，化危為機、開拓新局。大慶油田開發上聚焦“控制遞減率、提高采收率、規模效益建產”三大目標，著力攻關長垣水驅控水提效技術，發展完善三次采油提質增效技術，大力推進提質增效專項行動。一是對標管理抓提升，通過創新開發水驅區塊全油田對標，深化完善三采區塊對標，對低效區塊開展專項治理，加大低成本挖潛上產工作量投入，深入推進效益開發；二是加快天然氣上產增效，提前做好生產裝置檢修投運，優化產運銷協同管理和生產節氣工作，保障四季度天然氣銷售高峰需求。三是深入推進全員創新創效，加大修舊利廢和革新創效，努力節省能耗和物料消耗，立足崗位挖潛多產一噸油、多輸一立方米氣。
姚涇利：油氣勘探效益集中體現在“成果新、有規模、能建產”，要始終堅持以“甩開勘探”和“效益勘探”為抓手，大力提升勘探新發現質量和新增儲量中高效儲量占比。
1、持續加大甩開勘探力度。石油勘探圍繞天環坳陷南北兩段、西緣斷褶帶等目標，天然氣勘探圍繞寧夏、隴東新區帶等不斷強化甩開研究部署，實現更有意義、更有效率、更具引領性的發現。
2、更加突出高效儲量落實。緊緊圍繞兩個“1”高效儲量目標強化高效勘探目標針對性部署，按照“當年新鉆井發現一批，老井復查篩查一批、開發建產評價一批”的工作思路，不斷加大三維地震、測錄新技術創新引領，確保高效完成儲量任務。
劉加元：未來油氣田企業的效益增長點還是在“產效益油上”，要堅持理念創新、管理創新、技術創新，大力推進油氣高效勘探、效益建產，做強增量、削減支出，擴大效益增長點，實現低成本效益開發。堅持做優做強勘探開發主營業務。一方面將發力點放在大力推進股份公司重大開發試驗塔中402CⅢ天然氣復合驅提高采收率項目，攻關探索高采出程度油藏提高采收率協同戰略儲氣庫建設，實現開發后期“雙高”老油田效益提產、重煥新春。另一方面將立足于地質工程一體化，開展精細油藏描述，依托工程技術進步，優選經濟適用的配套工程技術、行之有效的能量補充方式，推動志留系低滲透儲量效益建產。下一步，我們將力爭早日實現資源戰略接替，推動塔中三上200 萬噸目標實現。
下一步的工作思路和策略會做出哪些調整？
黃偉：在劇烈變化的外部環境下，大慶油田始終保持清醒頭腦，一方面增強憂患意識，樹立底線思維，直面挑戰；另一方面要看到自身發展優勢和潛力，保持戰略定力，堅定必勝信心，瞄準既定目標，不懈怠、不松勁，努力化危為機，確保油田開發高效平穩有序運行。
1、克服疫情等困難，加大運行組織、激勵考核和全面挖潛，全力完成本年油氣生產任務；
2、加快部分地區上產進度，加強產運銷一體化協調組織，抓住四季度關鍵期保證完成全年產銷任務；
3、圍繞提質增效，發揮開發主業的“壓艙石”作用，抓好8 個方面工作，確保降本增效持續深入；
4、持續提升開發工作能力，建設以油藏為中心，注入、采出、地面、測調和作業為保障的管理機制，推進《異常井旬報》制度，確保一切圍繞油藏、一切為了油藏；5、加強安全環保管理，嚴格高風險作業、井控管理等關鍵環節管理，加快推進含油污泥無害化處理和廢液處理工作；
6、超前著手，組織討論，梳理2021 年穩產上產的潛力點和工作量，做好方案、計劃、隊伍、物質等準備工作，保障明年穩產工作提前開展、落到實處。
加快構建產供儲銷一體化體系。貫徹習近平總書記關于加快天然氣產供儲銷體系建設重要批示，緊抓黨中央推進西部大開發指導意見在符合條件的地區加快建立地下儲氣庫的發展機遇，利用枯竭氣田改建儲氣庫，充分利用部分現有設施，盤活枯竭氣田資產，增加企業收入和員工就業；同時儲氣庫以“削峰填谷”模式運行，用氣淡季實現多產多銷，用氣高峰發揮調峰能力，有效緩解氣區產銷矛盾，促進天然氣業務可持續發展。
推進科技創新打造勘探開發利劍。針對天然氣勘探開發地質條件日益復雜、低品位儲量占比逐漸升高的實際，引進吸收先進技術工藝、自主研發創新技術系列，打造并推廣復雜山地高精度三維地震技術、深井和長水平段水平井鉆完井技術、壓裂改造提產技術“三把利劍”，抓好新區新層系風險勘探、規模儲量區集中勘探、非常規油氣勘探評價，加大甩開力度，尋找接替新區，堅持多層系、大井組、水平井開發，上下古生界立體式建產，提升開發效益。
1、低成本戰略的導向性更加鮮明。今年的低油價是對油田發展的一次檢驗，未來要始終立足長期低油價背景，苦練內功，著力提高勘探發現效率，按照一口探井“解決一個地質問題、打造一個樣板工程”的實施標準，用最少的投資實現最大的勘探效益。
2、著眼未來的前瞻性更加突出。隨著勘探領域逐漸向盆地外圍和深層碳酸鹽巖目標轉移，地質條件更復雜，油藏也更隱蔽，要抓緊補齊基礎研究短板，建立起行之有效的理論體系；同時要更加注重新增儲量SEC 評估，降低折舊折耗，最大限度增加利潤率。
3、技術引領的決定性更加顯現。技術創新是解決發現難、成功率低的根本之策，近年來隨著三維地震、深層超深層鉆井、長水平段鉆井、致密層水力壓裂、測錄井新技術的深入應用，使得我們在西緣斷裂帶、奧陶系深層以及頁巖油氣等新領域新層系不斷取得新突破，未來依靠技術、發展技術、應用技術將成為引領油氣勘探發現的常態。
聚焦降本增效，全面布局“十四五”
今年上半年國內原油產量同比增長1.5%，各大油田基本完成生產任務，油田企業在下半年仍需直面疫情與低油價的雙重影響。國內原油生產目前面臨老油田產量遞減、開采難度加大，新儲量難動用、接替矛盾突出等問題。后疫情時代疊加“十三五”收官，下半年國內原油生產運行面臨空前壓力，油田企業如何破局？
下半年，油田企業需要聚焦降本增效，實現勘探開發一體化。隨著油氣技術的發展和信息化水平的提升，上游多學科交叉融合已是大勢所趨，油氣勘探開發工程技術一體化趨勢日益明顯，以期實現綜合效益最大化。全面推行全生命周期管理，對開發方案的編制、實施、跟蹤評價實現一體化管理，通過不斷優化方案及后期全方位跟蹤降低油藏開發成本，提高油藏采收率，管控開發風險。強化地質工程一體化及個性化設計，大到產建方案部署，小到一口井井位的確定，需對產能建設各個環節的方案不斷進行優化，從產建源頭實現降本增效。技術與管理相結合，組織實施油藏—井筒—地面一體化技術的推廣應用，建立可推廣的整體優化調整模式，努力實現降低成本、節能降耗、地面地下系統整體優化的目標。
全面布局“十四五”，需要攻關關鍵核心技術。依托國家能源發展規劃，全力協調推進有潛力的產能建設項目，著力突破油氣勘探開發系列關鍵技術，加快已探明未動用儲量的動用，加大非常規油氣資源開發利用力度，持續完善配套工藝體系。針對傳統稠油開發“高能耗、高成本”的技術瓶頸，轉向“綠色、低能耗、低成本”的開發技術；針對特高含水期油藏，地質和開發研究的重點已經進入到“井間層內”，持續加強精細剩余油描述、層內深部調驅技術、聚驅后提高采收率技術等方面的研究；低滲透、特低滲透、超低滲透油藏開發仍然面臨著注采關系復雜等挑戰，未來仍需進一步完善周期注水、周期采油等精細注采調整技術，大力發展納米驅油技術為代表的新技術系列，持續推進低滲透油藏精細水驅提高采收率工作。
隨著人工智能技術的快速發展，物聯網、云計算、大數據等技術已構成新一代信息技術體系，基于此，在“數字油田”的基礎上，打造“全面感知、自動操控、預測趨勢、優化決策的智能油田”應運而生，這也是基于工業4.0 模式，邁步油氣4.0+的新趨勢。如將無線傳感器和自主無人機等用于地球物理測量，突破數據采集效率的界限，實現實時數據解釋；利用智能井設備實時收集井下工況以及壓力、溫度等數據并傳輸到地面，地面管理平臺實時分析數據，實時優化決策，控制系統實時反饋到智能井設備控制液流。智能油田、油氣4.0+模式將進一步促進勘探、開發、管理一體化，使得油田生產與管理各個環節更加高效、安全、環保，最終助力油田企業實現全面高質量可持續發展。
