今年上半年，面对前所未有的挑战，全球油气市场萎缩，行业业绩大幅下滑，生存压力加大。未来，在疫情不确定性和低油价的双重压力下，油气田企业如何寻找机遇，破局突围？
立足核心关键技术攻关，让老油气田获得新储量
上半年，新冠肺炎疫情和低油价使油气生产遇到前所未有的困难。一方面组织生产极其困难，另一方面油气价格的暴跌，使得进出口也相应受到影响。在克服了各方面困难之后，油气生产目标完成还是不错的。基本按照计划完成了上半年的油气产量计划。
上半年中国石油生产天然气超出计划，天然气产量当量首次超过石油，具有里程碑意义，这是今年油气生产发生的深刻变化，也是上半年油气生产的特点。天然气作为中国石油的核心主营业务，是效益主体也是产量主体，本轮油价下跌对天然气价格影响较小。
下半年的油气开发工作受哪些因素影响？对石油来说，影响最大的因素一方面是生产能力，即使油气田企业满负荷生产，生产能力依然是比较有限的。对天然气业务来说，年初以来，天然气供应较为宽松，上半年的产销比还比较理想。近期，受限于天然气生产组织与销售的平衡，下游销售市场对上游市场影响较大。预计今年国内天然气的生产可以满足国内市场需求。销售市场的3 种气源分别是——进口管道气、国内气和LNG，加起来足有3000 亿立方米的规模。
另一方面，是价格的影响。国际油价在较长一段时间内预计将在40~50 美元之间波动，我国原油生产价格成本线较高，油价波动带来的影响很大。天然气效益较好，整体可以保证上游市场的盈利。伴随油价回升，企业现金流得到有效改善。天然气波动较小，已经走出价格低谷。国内天然气成本和门站价格如果继续保持目前的情况，企业还是有盈利空间的。在天然气总产业链中，上游的利润比例较低。在我国，3 种气源呈竞争关系，其中，LNG 竞争较为明显，目前现货市场价格较为便宜，尤其在华东地区和华南地区，较长输管网天然气价格便宜，LNG 比例逐渐增加，对上游销售带来一定的影响，形成了一定程度上竞争性的供给环境。
国际局势的影响也不容小觑，新冠肺炎疫情作为全球性事件对今后的生产将带来长期的巨大影响，对未来生产的组织方式和人们的活动方式带来重大影响。新能源对传统化石能源的影响将会愈来愈大，国际能源署报告显示，上半年全球新增发电量的70%以上来自新能源，相比化石能源，太阳能、风能等绿色能源是真正的“零排放”。
在中国石油的两级科研机构中，油田层面立足于对重大生产任务目标的实现，总部研究机构则立足核心关键技术的攻关，例如：万米钻机、高含硫等天然气开发的核心技术。此外，还有重大装备和设施，例如：特殊净化处理装置、三次采油的技术装备等。
未来，在油田开发领域，“老油气田”和“新储量”值得关注。目前维持核心产量还是依靠老油田，低渗透、高含水、稠油等不同类型的老油田需要稳产。维持东西部油田产量的结构是在变化的。在天然气开发领域，有“三大气区”——长庆、塔里木、西南，和一个中型气区——青海，稳住“三大气区”就是稳住了天然气产量的核心。老气田要控递减，需要攻克“四大领域”——鄂尔多斯盆地致密气继续上产、四川的龙王庙灯影组深层碳酸盐岩对天然气的促进、页岩气开发的攻关、塔北克拉苏构造带气田实现均衡有效开发。现阶段开发效益良好，进一步上产的资源仍需准备。
现阶段科学技术的发展支持油气田建设向智能化方向发展，新的油气田已经可以完成自动开关井、采集、巡井，实现无人值守。从管理对象和生产单元来说，未来将实现三个智能化：一是油井的智能化；二是区块的智能化，油田注采将实现科学调配；三是油气田的智能化，根据产量目标精确分配到小时。实现这些就需要一体化，从钻井到生产，不再是条块分割，而是生产管理一体化，实现远程管理、协同联动，以经济指标或产量指标为准绳实现自动调配，从而实现科学决策、高效管理。
瞄准资源潜力，实现规模效益
今年上半年，中国石油取得了多项重要的油气勘探发现，多个重点盆地的勘探工作值得关注，例如在四川盆地安岳气田之后的拓展，西南油气田公司蓬探1 井测试获日产121.98 万立方米高产工业气流，将为今后几年四川地区的勘探、评价、建产工作提供很大帮助。此外，四川盆地二叠系火山岩勘探、塔里木盆地盐下勘探也进展良好。
塔里木盆地的亚洲陆上第一深井——轮探1 井勘探获重大发现，标志着我国超深井油气勘探技术取得重要突破；还有库车坳陷博孜—大北地区万亿方级大气场面初步形成，从东到西、从南到北勘探进展顺利。准噶尔盆地西缘车排子凸起周缘、腹部二三叠系风险勘探和油气预探取得系列重要发现。
进入下半年，勘探工作需要继续坚持上半年的做法，有以下几点：
1、在低油价背景下，要坚持进一步突出四川、塔里木、准噶尔、鄂尔多斯等大盆地的油气勘探工作，立足规模发现和效益增储。
2、坚持风险勘探，尤其是大盆地的风险勘探，寻找战略性大发现，例如安岳特大型气田的发现就大大降低了勘探开发成本，促进提质增效。
3、强化重点领域地质综合研究，加强区带目标优选排队，提高勘探成功率，从而实现降低成本；提前谋划潜在勘探领域的研究与评价，为油气勘探提供不竭动力。
对资源潜力大、经过长期研究和勘探实践证明的勘探领域，要进一步加大油气勘探投入，不断扩大勘探成果，实现规模和效益；对于勘探与研究认识程度的领域，要加大风险勘探与油气预探力度，实现勘探突破和资源效益。
今年下半年，勘探开发领域的工作形势是怎样的？
黄伟：今年的油气生产任务完成压力非常大，需要下半年在保障效益的情况下，全力以赴抓挖潜、抓上产。上半年大庆油田实现了整体盈利，但全球新冠肺炎疫情和油价形势的不确定性，仍然将对油田的开发生产带来很大影响。下半年是完成全年原油生产任务的关键期，也是做好明年产量起步的关键期，还面临着许多挑战，需要应对克服。主要形势表现在：受到低油价和疫情的影响冲击，公司加大了控投资控成本力度，造成了产能压缩、上产工作量减少，部分投产投注和调整工作滞后，同时塔木察格项目受到雨季影响较大，都将导致下半年生产任务紧张。
吴正：上半年，新冠肺炎疫情和油价暴跌，对油田公司生产经营造成巨大冲击，油田公司积极推进提质增效专项行动，取得了巨大的成绩，目前提质增效专项行动已进入“深水区”“攻坚区”，下半年工作难度较大。当前我国疫情防控形势总体平稳，社会经济发展加速恢复，主要指标改善势头进一步巩固，宏观经济形势持续向好，国家出台了《2020 年能源工作指导意见》，为油气田发展提供了良好机遇。
全球疫情加速蔓延的态势仍未得到有效控制，国际形势十分严峻。能源消费需求不足，国际油价走势依然存在不确定性。下半年，油田生产经营面临诸多困难和挑战，风险管控难度较大，改革任务依然繁重。
姚泾利：上半年，长庆油田油气勘探始终坚持稳中求进总基调，成功化解了新冠肺炎疫情和低油价的不利影响，保持了稳中向好的基本面，取得多项勘探新发现，勘探发展空间更加广阔，天然气勘探将盆地东部天然气含气面积拓展至伊北地区，盆地南部陇东风化壳气藏新类型及东南部浅层气多点开花，全年可落实石油探明储量1/3 以上为高效储量。
下半年长庆油田油气勘探将继续坚持甩开勘探、高效勘探，坚定信心，再接再厉，持续巩固拓展“四新”领域成果发现，为油田公司生产经营目标实现和集团公司高质量发展再立新功。
刘加元：塔里木油田塔中油田作为沙漠油气田两度实现年产油气当量超两百万吨，在集团公司油气上产中发挥着中坚力量。
塔中隆起作为塔里木盆地唯一继承稳定古隆起，“黑白新”三套盖层控制下的复式油气成藏系统，早期依托中上组合石炭系、奥陶系的勘探开发。今年在面对疫情防控和低油价的剧烈冲击，我们将提质增效贯穿工作始终，牢固树立经营油气藏理念、SEC 储量当资产管理，统筹考虑效益与产量、现在与未来，实现了效益生产。下半年，我们将持续推行以业务为主导的业财融合管理模式，深入贯彻落实“生产上精耕细作”的要求，发挥地质油藏龙头作用，分析油气产量构成，实施“稳油增气”工程，通过细化地质认识、优化工程方案、强化施工组织，配合“先算后干、算好再干”生产经营模式，重点做好措施维护作业降本增效、井站效益动态评估实时调整，进一步优化产量结构，实现无效益的作业不干、无效益的产量不要，从而提升整体效益。
未来油气田企业的效益增长点是什么？
黄伟：在爬坡过坎的关键期，更需要我们把握好内外部形势，牢固树立效益意识，毫不松懈地抓好开发工作，化危为机、开拓新局。大庆油田开发上聚焦“控制递减率、提高采收率、规模效益建产”三大目标，着力攻关长垣水驱控水提效技术，发展完善三次采油提质增效技术，大力推进提质增效专项行动。一是对标管理抓提升，通过创新开发水驱区块全油田对标，深化完善三采区块对标，对低效区块开展专项治理，加大低成本挖潜上产工作量投入，深入推进效益开发；二是加快天然气上产增效，提前做好生产装置检修投运，优化产运销协同管理和生产节气工作，保障四季度天然气销售高峰需求。三是深入推进全员创新创效，加大修旧利废和革新创效，努力节省能耗和物料消耗，立足岗位挖潜多产一吨油、多输一立方米气。
姚泾利：油气勘探效益集中体现在“成果新、有规模、能建产”，要始终坚持以“甩开勘探”和“效益勘探”为抓手，大力提升勘探新发现质量和新增储量中高效储量占比。
1、持续加大甩开勘探力度。石油勘探围绕天环坳陷南北两段、西缘断褶带等目标，天然气勘探围绕宁夏、陇东新区带等不断强化甩开研究部署，实现更有意义、更有效率、更具引领性的发现。
2、更加突出高效储量落实。紧紧围绕两个“1”高效储量目标强化高效勘探目标针对性部署，按照“当年新钻井发现一批，老井复查筛查一批、开发建产评价一批”的工作思路，不断加大三维地震、测录新技术创新引领，确保高效完成储量任务。
刘加元：未来油气田企业的效益增长点还是在“产效益油上”，要坚持理念创新、管理创新、技术创新，大力推进油气高效勘探、效益建产，做强增量、削减支出，扩大效益增长点，实现低成本效益开发。坚持做优做强勘探开发主营业务。一方面将发力点放在大力推进股份公司重大开发试验塔中402CⅢ天然气复合驱提高采收率项目，攻关探索高采出程度油藏提高采收率协同战略储气库建设，实现开发后期“双高”老油田效益提产、重焕新春。另一方面将立足于地质工程一体化，开展精细油藏描述，依托工程技术进步，优选经济适用的配套工程技术、行之有效的能量补充方式，推动志留系低渗透储量效益建产。下一步，我们将力争早日实现资源战略接替，推动塔中三上200 万吨目标实现。
下一步的工作思路和策略会做出哪些调整？
黄伟：在剧烈变化的外部环境下，大庆油田始终保持清醒头脑，一方面增强忧患意识，树立底线思维，直面挑战；另一方面要看到自身发展优势和潜力，保持战略定力，坚定必胜信心，瞄准既定目标，不懈怠、不松劲，努力化危为机，确保油田开发高效平稳有序运行。
1、克服疫情等困难，加大运行组织、激励考核和全面挖潜，全力完成本年油气生产任务；
2、加快部分地区上产进度，加强产运销一体化协调组织，抓住四季度关键期保证完成全年产销任务；
3、围绕提质增效，发挥开发主业的“压舱石”作用，抓好8 个方面工作，确保降本增效持续深入；
4、持续提升开发工作能力，建设以油藏为中心，注入、采出、地面、测调和作业为保障的管理机制，推进《异常井旬报》制度，确保一切围绕油藏、一切为了油藏；5、加强安全环保管理，严格高风险作业、井控管理等关键环节管理，加快推进含油污泥无害化处理和废液处理工作；
6、超前着手，组织讨论，梳理2021 年稳产上产的潜力点和工作量，做好方案、计划、队伍、物质等准备工作，保障明年稳产工作提前开展、落到实处。
加快构建产供储销一体化体系。贯彻习近平总书记关于加快天然气产供储销体系建设重要批示，紧抓党中央推进西部大开发指导意见在符合条件的地区加快建立地下储气库的发展机遇，利用枯竭气田改建储气库，充分利用部分现有设施，盘活枯竭气田资产，增加企业收入和员工就业；同时储气库以“削峰填谷”模式运行，用气淡季实现多产多销，用气高峰发挥调峰能力，有效缓解气区产销矛盾，促进天然气业务可持续发展。
推进科技创新打造勘探开发利剑。针对天然气勘探开发地质条件日益复杂、低品位储量占比逐渐升高的实际，引进吸收先进技术工艺、自主研发创新技术系列，打造并推广复杂山地高精度三维地震技术、深井和长水平段水平井钻完井技术、压裂改造提产技术“三把利剑”，抓好新区新层系风险勘探、规模储量区集中勘探、非常规油气勘探评价，加大甩开力度，寻找接替新区，坚持多层系、大井组、水平井开发，上下古生界立体式建产，提升开发效益。
1、低成本战略的导向性更加鲜明。今年的低油价是对油田发展的一次检验，未来要始终立足长期低油价背景，苦练内功，着力提高勘探发现效率，按照一口探井“解决一个地质问题、打造一个样板工程”的实施标准，用最少的投资实现最大的勘探效益。
2、着眼未来的前瞻性更加突出。随着勘探领域逐渐向盆地外围和深层碳酸盐岩目标转移，地质条件更复杂，油藏也更隐蔽，要抓紧补齐基础研究短板，建立起行之有效的理论体系；同时要更加注重新增储量SEC 评估，降低折旧折耗，最大限度增加利润率。
3、技术引领的决定性更加显现。技术创新是解决发现难、成功率低的根本之策，近年来随着三维地震、深层超深层钻井、长水平段钻井、致密层水力压裂、测录井新技术的深入应用，使得我们在西缘断裂带、奥陶系深层以及页岩油气等新领域新层系不断取得新突破，未来依靠技术、发展技术、应用技术将成为引领油气勘探发现的常态。
聚焦降本增效，全面布局“十四五”
今年上半年国内原油产量同比增长1.5%，各大油田基本完成生产任务，油田企业在下半年仍需直面疫情与低油价的双重影响。国内原油生产目前面临老油田产量递减、开采难度加大，新储量难动用、接替矛盾突出等问题。后疫情时代叠加“十三五”收官，下半年国内原油生产运行面临空前压力，油田企业如何破局？
下半年，油田企业需要聚焦降本增效，实现勘探开发一体化。随着油气技术的发展和信息化水平的提升，上游多学科交叉融合已是大势所趋，油气勘探开发工程技术一体化趋势日益明显，以期实现综合效益最大化。全面推行全生命周期管理，对开发方案的编制、实施、跟踪评价实现一体化管理，通过不断优化方案及后期全方位跟踪降低油藏开发成本，提高油藏采收率，管控开发风险。强化地质工程一体化及个性化设计，大到产建方案部署，小到一口井井位的确定，需对产能建设各个环节的方案不断进行优化，从产建源头实现降本增效。技术与管理相结合，组织实施油藏—井筒—地面一体化技术的推广应用，建立可推广的整体优化调整模式，努力实现降低成本、节能降耗、地面地下系统整体优化的目标。
全面布局“十四五”，需要攻关关键核心技术。依托国家能源发展规划，全力协调推进有潜力的产能建设项目，着力突破油气勘探开发系列关键技术，加快已探明未动用储量的动用，加大非常规油气资源开发利用力度，持续完善配套工艺体系。针对传统稠油开发“高能耗、高成本”的技术瓶颈，转向“绿色、低能耗、低成本”的开发技术；针对特高含水期油藏，地质和开发研究的重点已经进入到“井间层内”，持续加强精细剩余油描述、层内深部调驱技术、聚驱后提高采收率技术等方面的研究；低渗透、特低渗透、超低渗透油藏开发仍然面临着注采关系复杂等挑战，未来仍需进一步完善周期注水、周期采油等精细注采调整技术，大力发展纳米驱油技术为代表的新技术系列，持续推进低渗透油藏精细水驱提高采收率工作。
随着人工智能技术的快速发展，物联网、云计算、大数据等技术已构成新一代信息技术体系，基于此，在“数字油田”的基础上，打造“全面感知、自动操控、预测趋势、优化决策的智能油田”应运而生，这也是基于工业4.0 模式，迈步油气4.0+的新趋势。如将无线传感器和自主无人机等用于地球物理测量，突破数据采集效率的界限，实现实时数据解释；利用智能井设备实时收集井下工况以及压力、温度等数据并传输到地面，地面管理平台实时分析数据，实时优化决策，控制系统实时反馈到智能井设备控制液流。智能油田、油气4.0+模式将进一步促进勘探、开发、管理一体化，使得油田生产与管理各个环节更加高效、安全、环保，最终助力油田企业实现全面高质量可持续发展。
立足核心关键技术攻关，让老油气田获得新储量
上半年，新冠肺炎疫情和低油价使油气生产遇到前所未有的困难。一方面组织生产极其困难，另一方面油气价格的暴跌，使得进出口也相应受到影响。在克服了各方面困难之后，油气生产目标完成还是不错的。基本按照计划完成了上半年的油气产量计划。
上半年中国石油生产天然气超出计划，天然气产量当量首次超过石油，具有里程碑意义，这是今年油气生产发生的深刻变化，也是上半年油气生产的特点。天然气作为中国石油的核心主营业务，是效益主体也是产量主体，本轮油价下跌对天然气价格影响较小。
下半年的油气开发工作受哪些因素影响？对石油来说，影响最大的因素一方面是生产能力，即使油气田企业满负荷生产，生产能力依然是比较有限的。对天然气业务来说，年初以来，天然气供应较为宽松，上半年的产销比还比较理想。近期，受限于天然气生产组织与销售的平衡，下游销售市场对上游市场影响较大。预计今年国内天然气的生产可以满足国内市场需求。销售市场的3 种气源分别是——进口管道气、国内气和LNG，加起来足有3000 亿立方米的规模。
另一方面，是价格的影响。国际油价在较长一段时间内预计将在40~50 美元之间波动，我国原油生产价格成本线较高，油价波动带来的影响很大。天然气效益较好，整体可以保证上游市场的盈利。伴随油价回升，企业现金流得到有效改善。天然气波动较小，已经走出价格低谷。国内天然气成本和门站价格如果继续保持目前的情况，企业还是有盈利空间的。在天然气总产业链中，上游的利润比例较低。在我国，3 种气源呈竞争关系，其中，LNG 竞争较为明显，目前现货市场价格较为便宜，尤其在华东地区和华南地区，较长输管网天然气价格便宜，LNG 比例逐渐增加，对上游销售带来一定的影响，形成了一定程度上竞争性的供给环境。
国际局势的影响也不容小觑，新冠肺炎疫情作为全球性事件对今后的生产将带来长期的巨大影响，对未来生产的组织方式和人们的活动方式带来重大影响。新能源对传统化石能源的影响将会愈来愈大，国际能源署报告显示，上半年全球新增发电量的70%以上来自新能源，相比化石能源，太阳能、风能等绿色能源是真正的“零排放”。
在中国石油的两级科研机构中，油田层面立足于对重大生产任务目标的实现，总部研究机构则立足核心关键技术的攻关，例如：万米钻机、高含硫等天然气开发的核心技术。此外，还有重大装备和设施，例如：特殊净化处理装置、三次采油的技术装备等。
未来，在油田开发领域，“老油气田”和“新储量”值得关注。目前维持核心产量还是依靠老油田，低渗透、高含水、稠油等不同类型的老油田需要稳产。维持东西部油田产量的结构是在变化的。在天然气开发领域，有“三大气区”——长庆、塔里木、西南，和一个中型气区——青海，稳住“三大气区”就是稳住了天然气产量的核心。老气田要控递减，需要攻克“四大领域”——鄂尔多斯盆地致密气继续上产、四川的龙王庙灯影组深层碳酸盐岩对天然气的促进、页岩气开发的攻关、塔北克拉苏构造带气田实现均衡有效开发。现阶段开发效益良好，进一步上产的资源仍需准备。
现阶段科学技术的发展支持油气田建设向智能化方向发展，新的油气田已经可以完成自动开关井、采集、巡井，实现无人值守。从管理对象和生产单元来说，未来将实现三个智能化：一是油井的智能化；二是区块的智能化，油田注采将实现科学调配；三是油气田的智能化，根据产量目标精确分配到小时。实现这些就需要一体化，从钻井到生产，不再是条块分割，而是生产管理一体化，实现远程管理、协同联动，以经济指标或产量指标为准绳实现自动调配，从而实现科学决策、高效管理。
瞄准资源潜力，实现规模效益
今年上半年，中国石油取得了多项重要的油气勘探发现，多个重点盆地的勘探工作值得关注，例如在四川盆地安岳气田之后的拓展，西南油气田公司蓬探1 井测试获日产121.98 万立方米高产工业气流，将为今后几年四川地区的勘探、评价、建产工作提供很大帮助。此外，四川盆地二叠系火山岩勘探、塔里木盆地盐下勘探也进展良好。
塔里木盆地的亚洲陆上第一深井——轮探1 井勘探获重大发现，标志着我国超深井油气勘探技术取得重要突破；还有库车坳陷博孜—大北地区万亿方级大气场面初步形成，从东到西、从南到北勘探进展顺利。准噶尔盆地西缘车排子凸起周缘、腹部二三叠系风险勘探和油气预探取得系列重要发现。
进入下半年，勘探工作需要继续坚持上半年的做法，有以下几点：
1、在低油价背景下，要坚持进一步突出四川、塔里木、准噶尔、鄂尔多斯等大盆地的油气勘探工作，立足规模发现和效益增储。
2、坚持风险勘探，尤其是大盆地的风险勘探，寻找战略性大发现，例如安岳特大型气田的发现就大大降低了勘探开发成本，促进提质增效。
3、强化重点领域地质综合研究，加强区带目标优选排队，提高勘探成功率，从而实现降低成本；提前谋划潜在勘探领域的研究与评价，为油气勘探提供不竭动力。
对资源潜力大、经过长期研究和勘探实践证明的勘探领域，要进一步加大油气勘探投入，不断扩大勘探成果，实现规模和效益；对于勘探与研究认识程度的领域，要加大风险勘探与油气预探力度，实现勘探突破和资源效益。
今年下半年，勘探开发领域的工作形势是怎样的？
黄伟：今年的油气生产任务完成压力非常大，需要下半年在保障效益的情况下，全力以赴抓挖潜、抓上产。上半年大庆油田实现了整体盈利，但全球新冠肺炎疫情和油价形势的不确定性，仍然将对油田的开发生产带来很大影响。下半年是完成全年原油生产任务的关键期，也是做好明年产量起步的关键期，还面临着许多挑战，需要应对克服。主要形势表现在：受到低油价和疫情的影响冲击，公司加大了控投资控成本力度，造成了产能压缩、上产工作量减少，部分投产投注和调整工作滞后，同时塔木察格项目受到雨季影响较大，都将导致下半年生产任务紧张。
吴正：上半年，新冠肺炎疫情和油价暴跌，对油田公司生产经营造成巨大冲击，油田公司积极推进提质增效专项行动，取得了巨大的成绩，目前提质增效专项行动已进入“深水区”“攻坚区”，下半年工作难度较大。当前我国疫情防控形势总体平稳，社会经济发展加速恢复，主要指标改善势头进一步巩固，宏观经济形势持续向好，国家出台了《2020 年能源工作指导意见》，为油气田发展提供了良好机遇。
全球疫情加速蔓延的态势仍未得到有效控制，国际形势十分严峻。能源消费需求不足，国际油价走势依然存在不确定性。下半年，油田生产经营面临诸多困难和挑战，风险管控难度较大，改革任务依然繁重。
姚泾利：上半年，长庆油田油气勘探始终坚持稳中求进总基调，成功化解了新冠肺炎疫情和低油价的不利影响，保持了稳中向好的基本面，取得多项勘探新发现，勘探发展空间更加广阔，天然气勘探将盆地东部天然气含气面积拓展至伊北地区，盆地南部陇东风化壳气藏新类型及东南部浅层气多点开花，全年可落实石油探明储量1/3 以上为高效储量。
下半年长庆油田油气勘探将继续坚持甩开勘探、高效勘探，坚定信心，再接再厉，持续巩固拓展“四新”领域成果发现，为油田公司生产经营目标实现和集团公司高质量发展再立新功。
刘加元：塔里木油田塔中油田作为沙漠油气田两度实现年产油气当量超两百万吨，在集团公司油气上产中发挥着中坚力量。
塔中隆起作为塔里木盆地唯一继承稳定古隆起，“黑白新”三套盖层控制下的复式油气成藏系统，早期依托中上组合石炭系、奥陶系的勘探开发。今年在面对疫情防控和低油价的剧烈冲击，我们将提质增效贯穿工作始终，牢固树立经营油气藏理念、SEC 储量当资产管理，统筹考虑效益与产量、现在与未来，实现了效益生产。下半年，我们将持续推行以业务为主导的业财融合管理模式，深入贯彻落实“生产上精耕细作”的要求，发挥地质油藏龙头作用，分析油气产量构成，实施“稳油增气”工程，通过细化地质认识、优化工程方案、强化施工组织，配合“先算后干、算好再干”生产经营模式，重点做好措施维护作业降本增效、井站效益动态评估实时调整，进一步优化产量结构，实现无效益的作业不干、无效益的产量不要，从而提升整体效益。
未来油气田企业的效益增长点是什么？
黄伟：在爬坡过坎的关键期，更需要我们把握好内外部形势，牢固树立效益意识，毫不松懈地抓好开发工作，化危为机、开拓新局。大庆油田开发上聚焦“控制递减率、提高采收率、规模效益建产”三大目标，着力攻关长垣水驱控水提效技术，发展完善三次采油提质增效技术，大力推进提质增效专项行动。一是对标管理抓提升，通过创新开发水驱区块全油田对标，深化完善三采区块对标，对低效区块开展专项治理，加大低成本挖潜上产工作量投入，深入推进效益开发；二是加快天然气上产增效，提前做好生产装置检修投运，优化产运销协同管理和生产节气工作，保障四季度天然气销售高峰需求。三是深入推进全员创新创效，加大修旧利废和革新创效，努力节省能耗和物料消耗，立足岗位挖潜多产一吨油、多输一立方米气。
姚泾利：油气勘探效益集中体现在“成果新、有规模、能建产”，要始终坚持以“甩开勘探”和“效益勘探”为抓手，大力提升勘探新发现质量和新增储量中高效储量占比。
1、持续加大甩开勘探力度。石油勘探围绕天环坳陷南北两段、西缘断褶带等目标，天然气勘探围绕宁夏、陇东新区带等不断强化甩开研究部署，实现更有意义、更有效率、更具引领性的发现。
2、更加突出高效储量落实。紧紧围绕两个“1”高效储量目标强化高效勘探目标针对性部署，按照“当年新钻井发现一批，老井复查筛查一批、开发建产评价一批”的工作思路，不断加大三维地震、测录新技术创新引领，确保高效完成储量任务。
刘加元：未来油气田企业的效益增长点还是在“产效益油上”，要坚持理念创新、管理创新、技术创新，大力推进油气高效勘探、效益建产，做强增量、削减支出，扩大效益增长点，实现低成本效益开发。坚持做优做强勘探开发主营业务。一方面将发力点放在大力推进股份公司重大开发试验塔中402CⅢ天然气复合驱提高采收率项目，攻关探索高采出程度油藏提高采收率协同战略储气库建设，实现开发后期“双高”老油田效益提产、重焕新春。另一方面将立足于地质工程一体化，开展精细油藏描述，依托工程技术进步，优选经济适用的配套工程技术、行之有效的能量补充方式，推动志留系低渗透储量效益建产。下一步，我们将力争早日实现资源战略接替，推动塔中三上200 万吨目标实现。
下一步的工作思路和策略会做出哪些调整？
黄伟：在剧烈变化的外部环境下，大庆油田始终保持清醒头脑，一方面增强忧患意识，树立底线思维，直面挑战；另一方面要看到自身发展优势和潜力，保持战略定力，坚定必胜信心，瞄准既定目标，不懈怠、不松劲，努力化危为机，确保油田开发高效平稳有序运行。
1、克服疫情等困难，加大运行组织、激励考核和全面挖潜，全力完成本年油气生产任务；
2、加快部分地区上产进度，加强产运销一体化协调组织，抓住四季度关键期保证完成全年产销任务；
3、围绕提质增效，发挥开发主业的“压舱石”作用，抓好8 个方面工作，确保降本增效持续深入；
4、持续提升开发工作能力，建设以油藏为中心，注入、采出、地面、测调和作业为保障的管理机制，推进《异常井旬报》制度，确保一切围绕油藏、一切为了油藏；5、加强安全环保管理，严格高风险作业、井控管理等关键环节管理，加快推进含油污泥无害化处理和废液处理工作；
6、超前着手，组织讨论，梳理2021 年稳产上产的潜力点和工作量，做好方案、计划、队伍、物质等准备工作，保障明年稳产工作提前开展、落到实处。
加快构建产供储销一体化体系。贯彻习近平总书记关于加快天然气产供储销体系建设重要批示，紧抓党中央推进西部大开发指导意见在符合条件的地区加快建立地下储气库的发展机遇，利用枯竭气田改建储气库，充分利用部分现有设施，盘活枯竭气田资产，增加企业收入和员工就业；同时储气库以“削峰填谷”模式运行，用气淡季实现多产多销，用气高峰发挥调峰能力，有效缓解气区产销矛盾，促进天然气业务可持续发展。
推进科技创新打造勘探开发利剑。针对天然气勘探开发地质条件日益复杂、低品位储量占比逐渐升高的实际，引进吸收先进技术工艺、自主研发创新技术系列，打造并推广复杂山地高精度三维地震技术、深井和长水平段水平井钻完井技术、压裂改造提产技术“三把利剑”，抓好新区新层系风险勘探、规模储量区集中勘探、非常规油气勘探评价，加大甩开力度，寻找接替新区，坚持多层系、大井组、水平井开发，上下古生界立体式建产，提升开发效益。
1、低成本战略的导向性更加鲜明。今年的低油价是对油田发展的一次检验，未来要始终立足长期低油价背景，苦练内功，着力提高勘探发现效率，按照一口探井“解决一个地质问题、打造一个样板工程”的实施标准，用最少的投资实现最大的勘探效益。
2、着眼未来的前瞻性更加突出。随着勘探领域逐渐向盆地外围和深层碳酸盐岩目标转移，地质条件更复杂，油藏也更隐蔽，要抓紧补齐基础研究短板，建立起行之有效的理论体系；同时要更加注重新增储量SEC 评估，降低折旧折耗，最大限度增加利润率。
3、技术引领的决定性更加显现。技术创新是解决发现难、成功率低的根本之策，近年来随着三维地震、深层超深层钻井、长水平段钻井、致密层水力压裂、测录井新技术的深入应用，使得我们在西缘断裂带、奥陶系深层以及页岩油气等新领域新层系不断取得新突破，未来依靠技术、发展技术、应用技术将成为引领油气勘探发现的常态。
聚焦降本增效，全面布局“十四五”
今年上半年国内原油产量同比增长1.5%，各大油田基本完成生产任务，油田企业在下半年仍需直面疫情与低油价的双重影响。国内原油生产目前面临老油田产量递减、开采难度加大，新储量难动用、接替矛盾突出等问题。后疫情时代叠加“十三五”收官，下半年国内原油生产运行面临空前压力，油田企业如何破局？
下半年，油田企业需要聚焦降本增效，实现勘探开发一体化。随着油气技术的发展和信息化水平的提升，上游多学科交叉融合已是大势所趋，油气勘探开发工程技术一体化趋势日益明显，以期实现综合效益最大化。全面推行全生命周期管理，对开发方案的编制、实施、跟踪评价实现一体化管理，通过不断优化方案及后期全方位跟踪降低油藏开发成本，提高油藏采收率，管控开发风险。强化地质工程一体化及个性化设计，大到产建方案部署，小到一口井井位的确定，需对产能建设各个环节的方案不断进行优化，从产建源头实现降本增效。技术与管理相结合，组织实施油藏—井筒—地面一体化技术的推广应用，建立可推广的整体优化调整模式，努力实现降低成本、节能降耗、地面地下系统整体优化的目标。
全面布局“十四五”，需要攻关关键核心技术。依托国家能源发展规划，全力协调推进有潜力的产能建设项目，着力突破油气勘探开发系列关键技术，加快已探明未动用储量的动用，加大非常规油气资源开发利用力度，持续完善配套工艺体系。针对传统稠油开发“高能耗、高成本”的技术瓶颈，转向“绿色、低能耗、低成本”的开发技术；针对特高含水期油藏，地质和开发研究的重点已经进入到“井间层内”，持续加强精细剩余油描述、层内深部调驱技术、聚驱后提高采收率技术等方面的研究；低渗透、特低渗透、超低渗透油藏开发仍然面临着注采关系复杂等挑战，未来仍需进一步完善周期注水、周期采油等精细注采调整技术，大力发展纳米驱油技术为代表的新技术系列，持续推进低渗透油藏精细水驱提高采收率工作。
随着人工智能技术的快速发展，物联网、云计算、大数据等技术已构成新一代信息技术体系，基于此，在“数字油田”的基础上，打造“全面感知、自动操控、预测趋势、优化决策的智能油田”应运而生，这也是基于工业4.0 模式，迈步油气4.0+的新趋势。如将无线传感器和自主无人机等用于地球物理测量，突破数据采集效率的界限，实现实时数据解释；利用智能井设备实时收集井下工况以及压力、温度等数据并传输到地面，地面管理平台实时分析数据，实时优化决策，控制系统实时反馈到智能井设备控制液流。智能油田、油气4.0+模式将进一步促进勘探、开发、管理一体化，使得油田生产与管理各个环节更加高效、安全、环保，最终助力油田企业实现全面高质量可持续发展。
