近日，国家能源局召开中长期油气增储上产工作推进会，会议部署油气勘探开发“十年行动计划”重点任务的同时指出，面对复杂严峻的国际形势，油气企业必须“在未来较长一段时期内，千方百计增加油气生产供应能力”。
“较长一段时期”体现了时间周期的变化。上一轮油气增储上产行动计划始于2018年，收官于2025年。七年“会战”交出了一份圆满的成绩单。此次将“七年”换成“十年”，把“行动计划”前加上“中长期”三个字，意味着未来油气增储上产将从一场有期限的攻坚战转成一项有制度惯性的长周期工程。
提产量也要降成本
“油气增储上产七年行动计划”期间，全国油气勘探开发年均投资3870亿元，较“十三五”增加48%。中国石油、中国石化和中国海油披露的2026年资本开支规划合计仍超过5200亿元，保持高位稳增。
有不愿具名业内人士表示，会议明确提出“继续加大投资和工作量投入力度”，同时提出“强化科技攻关、加强企地协同、深化企业改革”，就是将投资、技术和管理三条线绑在一起。“这解决的不是某一年的产量曲线，而是让投入节奏尽量脱开短期价格波动的‘裹挟’。”
产量数字的另一侧是成本数字。睿咨得能源评估显示，中国石油与中国石化陆上油田平均损益平衡点约为每桶55美元，高于美国页岩油的37美元。国内页岩油的桶油完全成本同样落在50—55美元，大庆、胜利等老油田的完全成本也在这一区间。当前，全国油田综合含水率已到89.6%，每年约2000万吨的自然递减要靠新井来弥补，稳产的成本压力也将越来越高。
中国科学院院士金之钧此前表示，过高的油价不会长期存在，60—80美元/桶是产油国和买油国都能接受的合理区间，各方力量会促使油价回归。55美元的盈亏平衡线，对应的正是60—80美元/桶的价格中枢。布伦特在80美元/桶以上时，55美元的桶油成本留出的空间还算从容；一旦价格回到中枢下沿，一批在窗口期算得过账的产量和投入，“账本”就要重算。
“油气增储上产七年行动计划”期间，原油和天然气产量明显提高，但油田的盈亏平衡成本并没有同步下降。“十年行动计划”在提高油气产量的同时，也必须处理好降本问题。
不同区块“量体裁衣”
分领域来看，深海、深地、非常规和老油田四个领域的成本构成和降本路径差别很大，不能沿用同一套降本办法，还需“量体裁衣”。
深地和深海拼的是工程能力的上限，塔里木深地塔科1井钻至10910米，在万米深层发现油气，“深海一号”2025年油气产量突破450万吨油当量。这些项目更多承担着资源接替的战略任务。非常规油气则已经跑出降本的轨迹，比如吉木萨尔页岩油的吨油成本从最初的72.7美元压到44美元，钻井成本减少55.5%，单井投入下降53.4%。
老油田增储上产难题不在技术而在于投入分配。比如中国石化胜利油田主力油藏综合含水率92.3%，平均采收率28.2%，“十四五”时期老区采收率年均只提高0.35个百分点，累计增加可采储量8700余万吨，支撑油田稳产六年后连续三年产量“箭头向上”。虽然0.35个百分点听起来不大，但全国陆上已开发老油田采收率每提高1个百分点，相当于发现一个10亿吨级地质储量的大油田。
按照《石油天然气发展“十五五”规划》，我国在设立鄂尔多斯、渤海湾、川渝、塔里木等八大基地的同时，部署老油气田“压舱石工程”，要求推动大庆、胜利等老油田长期稳产。老油田稳产与新区上产同时出现在规划的任务清单中。
中国工程院院士袁士义此前表示，新区上产“显示度比较高，同时投资来源有保障”，老区稳产“工作量巨大、显示度较低，投入渠道不畅，需要背负更高的生产成本”，他建议“只要老区增加了产能和可采储量，就给予投入支持”。
考核改革调分配
“强化科技攻关”和“深化企业改革”在会议部署中并列出现。
一方面，科技攻关将改变工程和技术成本，且已有样本。比如长庆元284压驱渗试验区自2016年立项以来累计产油102.3万吨、增产76.7万吨，超低渗透油藏的采收率路径从试验走向工业化。大庆杏南开发区三类油层聚合物驱上返试验阶段采收率提升12.69个百分点，薄差层吸液层数比例提高14.29个百分点，长期难以动用的低效差层开始有效开发。
另一方面，增储上产还将面临“考核”。国家能源局7月发布的配套政策建立产量刚性考核调度机制，将年度产量任务分解到各大油气央企，按月跟踪进度，超额完成稳产任务给予考核加分，未达标进行问责。
此外，找矿大会战行动将石油列在紧缺矿产聚焦矿种首位，“十五五”时期部署重点勘查开采项目，推进约300个能源资源基地建设。海洋油气勘探开发自营项目进口设备免征关税的政策有效期持续到2030年，与“十五五”规划周期重合，都将促使稳产和上产的投入依据从年度油价预期，不断转向可采储量增量、基地产量任务和工程降本的实际进度。
来源：中国能源报