石油科技论坛

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我国油气储量管理改革及油公司储量管理建议

田军　董月霞　付玲　李丰　吴素娟

2023, 42(5): 1-6. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.001

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油气储量管理改革是我国能源体制改革的重要组成部分，近年改革重点集中在制修订资源/储量国家标准和行业技术规范、简化评审备案流程、加强统计数据信息发布监管及培育第三方评估等方面。本轮次改革最主要的特点是进一步厘清国家在储量管理中的定位和主体责任，在顺应油气行业发展新形势的同时，培育市场配置油气资源的环境。围绕国内油气储量改革，新形势新业态下的油公司储量管理应进一步回归市场主体定位，围绕储量资产价值创造和支撑公司可持续发展两个目标细化管理。结合储量劣质化趋势，提出油公司资源/储量管理要以经济可采储量为核心，突出储量资产属性和价值创造能力，实施储量与生产经营融合管理；强化储量价值评估，建立完善资源/储量价值评估体系，探索资源/储量流动机制，进一步发挥市场配置资源作用等建议。

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天然气在新型电力系统中的重要作用与发展对策

唐红君　李洋　李欣瑶　吴佳雯

2023, 42(5): 7-12. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.002

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构建以新能源为主体的新型电力系统是实现“双碳”目标的关键。截至2022年底，我国风能及太阳能累计发电装机规模为7.6×108kW，在全国发电装机结构中占比达到29.6%，预计2035年占比将达到45%。随着高比例新能源纳入电力系统，其灵活性与稳定性面临巨大挑战。天然气发电具有灵活、高效、启停快、变负荷能力强等优势，碳排放量不到煤电的一半，是实现我国电力结构优化和碳减排的重要抓手，可作为电力系统调峰最佳灵活性电源，推动风、光等新能源规模发展。目前制约我国天然气发电发展的关键因素主要表现在国家政策不明朗、冬季供气局部紧张和经济性欠佳等方面，为此提出了加快天然气发展的对策建议：明确天然气发电在新型电力系统中的基荷供应和电力调峰的发展定位，提升新型电力系统安全性与灵活性；统筹天然气与新能源融合发展，打造“气风光水”一体化示范基地；加快天然气应急保障体系建设，确保供气安全；理顺气、电、碳相关价格与政策机制，为保障新型电力系统安全稳定运行提供支撑。

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中央企业引领大中小企业融通创新现状与建议

于营丽　汪红　宗柳　杨光　李骏

2023, 42(5): 13-20. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.003

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中央企业引领大中小企业融通创新是提升我国关键领域产业链现代化水平的重要举措。国家近年出台多项政策，大力推动中央企业发挥龙头优势，带动产业链中小企业发展。当前，中央企业在融通创新平台搭建、合作体系建设、金融支持、完善科技服务等方面形成了典型示范。文章介绍了国家电网、中国移动、中国石油、航天科工4家央企的融通创新举措，指出目前仍存在融通机制不健全、创新资源共享不充分、供需对接不畅、投融资力度不足、中小企业接不住研发需求、影响经营考核等问题与挑战，研究提出了明确融通方法路径、激励创新平台开放共享、建设高水平技术转移平台、优化投资组合、明确技术合作边界等建议。

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关于油气勘探发展规律的探讨

张飞燕　郭元岭　王惠勇

2023, 42(5): 21-29. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.004

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勘探发展规律是指导勘探工作启动、发展、壮大过程中的指导思想与实践经验的理论性认识。文章主要从新区突破、老区增储和勘探能力3个方面进行分析讨论，认为新区勘探成功与否主要受资源富集程度、地质条件复杂程度、勘探突破方向把握程度、勘探突破目标认识程度，以及勘探过程中的工作理念等因素的控制和影响；老区勘探增储过程主要受剩余资源潜力、油气发现与增储之间的合理结构、勘探领域的有序接替，以及增储过程中的工作理念、工作态度等因素的控制和影响；勘探能力形成理论中，勘探的指导思想是“头脑中有油”，正确的地质认识不等于勘探科学决策，勘探管理应以确保实现地质任务为目的。建议下一步研究以典型案例解剖与探区勘探历程分析为抓手，分析勘探前辈的经验和认知，通过数据统计、经验总结，提炼出具有指导意义的发展规律与理论认识。

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油田公司与中油测井一体化工作模式构建与思考

石玉江

2023, 42(5): 30-36. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.005

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随着国内勘探开发主体转向超深层、非常规、老区外围及剩余油，测井发展面临着工作对象日益复杂、井筒环境日趋恶劣、评价需求趋向综合、作用发挥亟待提高等系列挑战，对测井地质工程一体化的需求迫切。近年来，中油测井主动融入油田勘探开发，从组织体系、数据平台、支撑模式、科研攻关等方面加大与油田的结合力度，创新建立了油田公司与测井公司一体化工作模式。具体措施包括：推进融入式服务、前后方协同，构建“靠前+集中”服务模式；建设测井大数据平台，建立专家协同环境，打造统一数据与集成应用平台；开展油藏测井综合研究，有效支撑新区效益建产、老油气田稳产；建立专家协同支持机制、人才交流机制，加强针对性技术培训，压实岗位责任，着力建设复合型解释人才团队。通过实施一体化工作模式，推动测井应用从单井向油藏、从注重地质向地质工程一体化、从传统解释向大数据智能解释转变，在勘探发现和增储上产中发挥了主力军作用。

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天然气科技创新管理会计体系构建

王富平　辜穗　李佳　彭子成　敬代骄　何昊阳

2023, 42(5): 37-43. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.006

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天然气科技创新活动开展对研发投入、预算与核算、创新绩效评价等提出了更高要求，传统的财务会计难以满足科技创新需要。为此需加快推进天然气产业财务会计向管理会计转变，构建天然气科技创新管理会计体系。该体系建设需坚持业财融合理念，涵盖天然气科技创新发展预测系统、投资决策系统、完全成本控制系统、全面绩效评价系统和会计报告系统5个组成部分，需做好4方面保障措施。通过提高管理会计认识，促进科技财务会计向管理会计转变；强化业财融合，提高科技投入预算和核算水平；加强信息统计，促进研发费加计扣除；搭建科技成果经济效益评价管理会计模型。天然气科技创新管理会计体系将对推进天然气科技创新活动与财务深度融合、强化研发投入管理、科技高水平自立自强提供有力支撑。

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油田研究院项目制改革探索与实践

熊斌　丁安徐　王宁　董自明　田璐

2023, 42(5): 44-48. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.007

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“十四五”以来，中国石化华东油气分公司勘探开发研究院坚持科技创新和制度创新“双轮驱动”，推进科研部门项目制改革。为打破基层单位、专业之间的科研管理壁垒，增强协同创新与联合攻关合力，聚焦“拓资源、增储量、上产量、扩矿权”任务目标，研究院以国家科技重大专项、中国石化“十条龙”等重大项目为平台，通过加强组织管理、探索项目长“揭榜挂帅”选聘模式、下放管理权限、健全配套制度、细化量化考核、强化服务等措施，充分激发创新内生动力，全面提升自主创新能力。华东油气分公司不断深化基础地质理论研究，强化关键瓶颈技术攻关，优化科技体制机制建设，加快科研成果转化，建成了百万吨级油气田，企业进入了良性发展轨道。

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OKR理念在油气田开发设计项目的应用探索

毕研坤　李正义　房磊　陈雯雯　高磊　商莹华

2023, 42(5): 49-53. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.008

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阐释OKR管理理念及其在油气田开发设计类项目管理中的本质内涵，即以目标来明确方向，以关键结果来量化目标，使团队聚焦于有挑战性的目标。制定OKR包括设定目标、明确关键结果、选择关键结果难度系数、动态跟踪与评估4个步骤。实践显示OKR可激发项目团队成员的主动性，提升项目管理整体效率，促进项目成果高效交付，促进公司战略目标实现，为公司业务水平提升和高质量发展提供支撑。建议OKR实施中重点关注5个方面：目标设置优先级，充分沟通确保成员准确理解目标任务，每项工作必须有计划及责任人，集中力量聚焦关键目标，失败的积极意义在于吸取教训。

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“双碳”目标下生产测井技术研究进展及展望

周扬　刘平　牛步能　贾剑波　刘帅宏　孔垂广

2023, 42(5): 54-63. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.009

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全球能源转型不断推进，油服公司投资受国际油价影响明显，生产测井作为油气开发中的重要环节愈加受到重视。近年来大数据、人工智能、物联网、远程作业、云处理、光纤等技术迅猛发展，为生产测井提质增效提供了契机。国内外生产测井技术应用主要经历了探索应用、理论完善、装备发展、新兴技术持续推广应用4个阶段，近年来发展应用主要体现在作业模式创新和测井仪器性能提升。生产测井传统技术最具代表性的进展是仪器性能优化带来了测量精度提高、作业效率提升，光纤传感技术是新技术应用的主要代表。当前生产测井发展面临的挑战主要包括仪器设备性能与工艺的局限性，以及低成本行业发展策略。“双碳”目标下，生产测井将加快传统技术升级迭代，构建新兴技术体系，作业方式由单井监测向地质油藏工程一体化模式转变，数字化智能化将推动全新工作模式变革，新能源发展将开拓绿色低碳应用前景。

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潜山油藏开发后期驱油、储气及地热利用协同联动探索

崔刚　吕传炳　杨莹莹　程相振　崔昕玥　王贵阳

2023, 42(5): 64-72. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.010

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针对潜山油藏开发后期剩余油潜力不明、注气提高采收率难度大、采出高温水处理难、地热资源未有效利用等问题，开展理论与技术探索，根据油藏型地下储气库驱油储气地热协同联动一体化建设实践，取得以下成果及认识：（1）潜山油藏具有得天独厚的建库优势；（2）通过调控注气速度控制油气界面缓慢推进，保持油水界面稳定，有望实现潜山油藏大幅提高采收率与调峰供气一体化；（3）结合油田现有规划，将地热井、换热站、油田管线进行区域整合，建立了潜山油藏注气开采—余热利用—回注闭环模式，实现多套地热资源和油田集输余热综合利用；（4）开展驱油储气地热协同联动一体化建设试验，取得良好效果，预测提高采收率20%以上。潜山地热开发利用推广以来，已在冀中地区建成205×104m2/a供暖能力，利用地热能折合标准煤5.11×104t，减排CO2 达14.15×104t，提高了清洁能源综合利用能力，缓解了供暖压力。

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大港滩浅海油气资源效益开发模式探索与实践

边锋　魏东　于腾蛟　金海锋　梁丽会　李好

2023, 42(5): 73-78. DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.05.011

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我国拥有丰富的滩浅海油气资源，加大滩浅海油气效益开发有助于增强我国油气自主供给能力，是国家能源安全战略的重要组成部分。大港油田针对滩浅海油气资源效益开发中面临的环境复杂、需多主体协同参与合作难题，遵循“安全、绿色、自主、效益”行动理念，制定了先滩涂、后浅海“两步走”开发战略，逐步推进地质—海工评价建产工作一体化、油气集输海陆运行一体化、基础设施建造与运营管理一体化。大港油田加强技术与工艺自主创新，实现人工岛建造技术和海上平台建造技术突破，取得21项技术创新成果，其中国内首创技术成果12项，形成具有中国特色的滩浅海油气开发技术体系。借鉴现代项目管理的先进经验，以项目进度、质量、安全、投资控制的协调一致为总体要求，构建滩浅海油气资源开发的特色项目管理体系，实现了资源开发与环境保护的和谐统一。

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