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摘要： 隨着中国经济自上世纪80年代以来的快速发展，对国外石油的需求也随之增长，中国自1993年起成为石油净进口国，目前中国已成为世界上最大大的石油进口国之一。尽管面对全球经济下滑的不利局面，中国油气公司的海外投资自2008年以来显著增加，已投入数十亿美元开发中东等地的大型油田，同时国内也与多家国际公司合作开发油气资源，提升技术和管理。从国家政策层面解读，下一步民营资本也将进入油气资源的合作开发领域。
关键词： 油气田； 合作； 开发
中图分类号：TE34文献标识码： A
改革开放以来，我国的经济逐步进入快速发展时期。新的形势为石油企业的发展提供了新的机遇和挑战。20世纪90年代初，随着国内场不断扩展，开拓国外市场，采取“走出去”的发展路子，成为石油企业发展的一个基调。从那时起，中国石油海外勘探开发经历了一个从无到有，从小到大，从弱到强的发展道路，才有了今天中国石油产业海内外全面发展的格局。
一、国际油气资源合作开发
1929年美国经济大萧条后，罗斯福政府推出了一系列“新政”，为美国发展新型技术和新型产业扫平了道路，调动了社会投资热情，有效遏制了经济衰退。巴西是南美洲最大的国家，巴西的石油工业与他的经济发展经历了相互影响相互促进的曲折起伏的道路，分析其发展历程和特点可以给我们不少启示。1994年巴当局开始实施“雷亚尔计划”，扭转了经济降势并转向艰难的回升。1997年实施的石油管理体制的改革，扩大对外开放，允许国内外私人资本进入，使油气踏上快速增长之路。
在对外合作方面，我国不仅引进国外资金、先进技术和管理经验，而且加快了国内油气勘探步伐，提高了油田开发水平。截至2002年底，在陆上，中国与国外45家石油公司签定合同51个，合同区面积近25万平方千米，引进外资近13亿美元。目前正在执行的合同13个，与外资合作生产原油年均220万吨。在海上，中国与18个国家和地区的70家石油公司签订了154个石油合同和协议，目前正在执行的合同有32个，合同区面积近12万平方千米，直接利用外资超过90亿美元，建成海上合作油气田共13个。
二、中国石油海外油气开发合作
中国石油海外油气合作从秘鲁项目起步，到早期获得苏丹、哈萨克斯坦和委内瑞拉的一批规模项目，实现了从无到有、从小到大的跨越式发展。中亚—俄罗斯、非洲、中东、美洲、亚太五大海外油气合作区初步建成，西北、东北、西南和海上引进境外资源的四大油气战略通道建设快速推进，亚洲、欧洲和美洲三大油气运营中心初具规模，油气投资业务与工程技术等服务保障业务一体化协调发展的格局已经形成，国际业务进入规模发展的新阶段。
中石油海外投资业务紧紧围绕“突出中亚、拓展非洲、加强中东、做大南美、推进亚太”的发展目标，进一步加快海外五大油气合作区建设。目前，中石油在海外29个国家运作81个项目。原油生产能力达到7000万吨/年，天然气生产能力达到100亿立方米/年；炼油能力达到1160万吨/年；海外管线长达5962公里，年油气输送能力达到5600万吨；在海外拥有加油站63座，成品油库8座。海外五大油气合作区建设的资源基础和配套建设得到进一步加强。
三、国内油气田企业合作开发
中国石油自开展国内合作以来，合作范围不断扩大，合作规模不断拓展，从初期的未动用边际储量区块合作发展到已开发边际效益油气田和已探明未动用储量边零井合作等；从自主探索合作的两个油田，经过不断探索、发展、推进和规范，目前已扩展到除塔里木和玉门以外的11个油区。目前，国内对内、对外合作开发区块188个，共签订合资合作合同66个，合作双方累计投资239亿元，合作区油气井总数22182口，合作后新钻井7906口，累计生产原油3814万吨，累计生产天然气23.4亿立方米。
四、油气资源合作开发的趋势
汽车、钢铁、石化、交通运输等工业的迅速发展，大幅提高了石油产品的需求，同时也给边际效益储量的发展提供了良好的机遇。油价的持续走高，刺激了国内外企业对石油合作的投资，也激活了边际效益储量的发展，使边际效益储量得到了快速有效替换。中石油通过引进来、走出去，加快了国内、国外合作步伐，在境内境外合作都做到了互利双赢。在国内合作开发上，采取新的经营机制加快边际未动用储量的动用，盘活现有储量，不断增加生产规模。国内企业在与中石油企业合作开发的过程中，一方面可以扩大施工作业量，另一方面也可以获得相当可观的收益分成，不断拓展生存空间。合作双方在互利双赢的原则下合作，势必促进合作业务的协调发展。
能源供给安全是经济保持稳定增长的关键，关系着国家的安全、社会的稳定和人民的安乐。我国从1993年开始成为能源净进口国，未来缺口将越来越大，根据新一轮油气资源评价结果，石油资源量中属于低品位的为54%；天然气资源量中属于低品位的为50%。实现企业持续发展，保障我国能源供应安全。
2010年国务院发布的《关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》，这个意见首次明确鼓励民营资本进入6大领域，尤其是石油、电信等垄断产业，还提出允许民营资本兴办金融机构。2012年6月20日，国家能源局下发《鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》，明确提出凡列入国家能源规划的项目，除法律法规明确禁止的以外，均向民间资本开放。
复杂小断块油藏水驱开发效果评价必须考虑以下个重点问题。断块规模小由于复杂小断块油藏规模小、井网不完善以及复杂油藏边界的影响评价方法中各评价指标的计算方法就必须作必要的修改。如原综合评价方法中提到的各种适合于大型整装油藏的采收率标定方法如果这些方法不加修正就直接应用到复杂小断块油藏的采收率计算过程中其计算结果必然与实际存在较大的偏差。也就是说评价复杂小断块油藏水驱开发效果时所评价的所有指标的计算都必须使用适合复杂小断块油藏特点的计算方法。
五、注水
注水方式的選择根据不同油田的地质构造，在选择注水主方式时，要考虑油藏的储量情况，其类型特征、包括储油与储水过渡带的情况、水的粘度、油的粘度、岩石的渗透率以及地质断层带内的油水分布情况。不能对应采取相应的注水方式，必然给采油带来较大的困难。在同一油区根据具体情况采取注水的多样化，进行有效的边外注水、边缘注水和边内注水。
在含油区比较远的地方设立注水井属于边外注水，从实际来看，对于含油较大的油区不适合使用这种方法注水，对于非均质性严重的油层也不要良好的效果。更接近油区的注水井，向其中注水属于边缘注水的方式，面积较大的油田可以使用这种方式注水，非均质严重而底层压力不足的油区适合快速补充能量，适合这种注水方式。渗透性较差和油水过渡不明显的油区，需要使用边内注水，直接向内部注水以提高注水效率。
在采用边内注水的时候，需要注意岩石裂缝的大小变化对油藏的影响度，由裂缝发展方向的不同而采取注水井排必须保持与渗透性较好的方向同向平行前进。对于点状注水一般是可以应用到整个开采区层面。相对于比较大的油田，其油层的分布不连续，呈现出断裂，其物理性质差异大，岩石组织结构复杂，需要采取面积注水方式开发和行列状切割注水方式开发。油层不能互相贯通的油田，均匀度比较差的油田，需要考虑采取不规则的注水方式，通常所说的选择性注水，在这中注水方式下，一般根据油田的具体产能特征和动态，灵活的采取注水方式，在需要注水的区域采取注水，布置注水井，井位确定在油层厚度大的区域，产能较高的区域比较合适。综合来看，注水方式的变化不是随机的，而是根据油藏的物理特征，考虑地形、地下水位的变化、地表钻井位置等因素进行注水，合理的注水方式是厚层砂岩油藏开发中研究的重点。
参考文献：
[1] 唐家青，惠宁，姚宏彦.基于全方位创新的大型低品位油气田开发与管理[J].科技进步与对策，2010（10）：134-138.
[2] 民企进入能源领域阻碍因素探讨分析
关键词： 油气田； 合作； 开发
中图分类号：TE34文献标识码： A
改革开放以来，我国的经济逐步进入快速发展时期。新的形势为石油企业的发展提供了新的机遇和挑战。20世纪90年代初，随着国内场不断扩展，开拓国外市场，采取“走出去”的发展路子，成为石油企业发展的一个基调。从那时起，中国石油海外勘探开发经历了一个从无到有，从小到大，从弱到强的发展道路，才有了今天中国石油产业海内外全面发展的格局。
一、国际油气资源合作开发
1929年美国经济大萧条后，罗斯福政府推出了一系列“新政”，为美国发展新型技术和新型产业扫平了道路，调动了社会投资热情，有效遏制了经济衰退。巴西是南美洲最大的国家，巴西的石油工业与他的经济发展经历了相互影响相互促进的曲折起伏的道路，分析其发展历程和特点可以给我们不少启示。1994年巴当局开始实施“雷亚尔计划”，扭转了经济降势并转向艰难的回升。1997年实施的石油管理体制的改革，扩大对外开放，允许国内外私人资本进入，使油气踏上快速增长之路。
在对外合作方面，我国不仅引进国外资金、先进技术和管理经验，而且加快了国内油气勘探步伐，提高了油田开发水平。截至2002年底，在陆上，中国与国外45家石油公司签定合同51个，合同区面积近25万平方千米，引进外资近13亿美元。目前正在执行的合同13个，与外资合作生产原油年均220万吨。在海上，中国与18个国家和地区的70家石油公司签订了154个石油合同和协议，目前正在执行的合同有32个，合同区面积近12万平方千米，直接利用外资超过90亿美元，建成海上合作油气田共13个。
二、中国石油海外油气开发合作
中国石油海外油气合作从秘鲁项目起步，到早期获得苏丹、哈萨克斯坦和委内瑞拉的一批规模项目，实现了从无到有、从小到大的跨越式发展。中亚—俄罗斯、非洲、中东、美洲、亚太五大海外油气合作区初步建成，西北、东北、西南和海上引进境外资源的四大油气战略通道建设快速推进，亚洲、欧洲和美洲三大油气运营中心初具规模，油气投资业务与工程技术等服务保障业务一体化协调发展的格局已经形成，国际业务进入规模发展的新阶段。
中石油海外投资业务紧紧围绕“突出中亚、拓展非洲、加强中东、做大南美、推进亚太”的发展目标，进一步加快海外五大油气合作区建设。目前，中石油在海外29个国家运作81个项目。原油生产能力达到7000万吨/年，天然气生产能力达到100亿立方米/年；炼油能力达到1160万吨/年；海外管线长达5962公里，年油气输送能力达到5600万吨；在海外拥有加油站63座，成品油库8座。海外五大油气合作区建设的资源基础和配套建设得到进一步加强。
三、国内油气田企业合作开发
中国石油自开展国内合作以来，合作范围不断扩大，合作规模不断拓展，从初期的未动用边际储量区块合作发展到已开发边际效益油气田和已探明未动用储量边零井合作等；从自主探索合作的两个油田，经过不断探索、发展、推进和规范，目前已扩展到除塔里木和玉门以外的11个油区。目前，国内对内、对外合作开发区块188个，共签订合资合作合同66个，合作双方累计投资239亿元，合作区油气井总数22182口，合作后新钻井7906口，累计生产原油3814万吨，累计生产天然气23.4亿立方米。
四、油气资源合作开发的趋势
汽车、钢铁、石化、交通运输等工业的迅速发展，大幅提高了石油产品的需求，同时也给边际效益储量的发展提供了良好的机遇。油价的持续走高，刺激了国内外企业对石油合作的投资，也激活了边际效益储量的发展，使边际效益储量得到了快速有效替换。中石油通过引进来、走出去，加快了国内、国外合作步伐，在境内境外合作都做到了互利双赢。在国内合作开发上，采取新的经营机制加快边际未动用储量的动用，盘活现有储量，不断增加生产规模。国内企业在与中石油企业合作开发的过程中，一方面可以扩大施工作业量，另一方面也可以获得相当可观的收益分成，不断拓展生存空间。合作双方在互利双赢的原则下合作，势必促进合作业务的协调发展。
能源供给安全是经济保持稳定增长的关键，关系着国家的安全、社会的稳定和人民的安乐。我国从1993年开始成为能源净进口国，未来缺口将越来越大，根据新一轮油气资源评价结果，石油资源量中属于低品位的为54%；天然气资源量中属于低品位的为50%。实现企业持续发展，保障我国能源供应安全。
2010年国务院发布的《关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》，这个意见首次明确鼓励民营资本进入6大领域，尤其是石油、电信等垄断产业，还提出允许民营资本兴办金融机构。2012年6月20日，国家能源局下发《鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》，明确提出凡列入国家能源规划的项目，除法律法规明确禁止的以外，均向民间资本开放。
复杂小断块油藏水驱开发效果评价必须考虑以下个重点问题。断块规模小由于复杂小断块油藏规模小、井网不完善以及复杂油藏边界的影响评价方法中各评价指标的计算方法就必须作必要的修改。如原综合评价方法中提到的各种适合于大型整装油藏的采收率标定方法如果这些方法不加修正就直接应用到复杂小断块油藏的采收率计算过程中其计算结果必然与实际存在较大的偏差。也就是说评价复杂小断块油藏水驱开发效果时所评价的所有指标的计算都必须使用适合复杂小断块油藏特点的计算方法。
五、注水
注水方式的選择根据不同油田的地质构造，在选择注水主方式时，要考虑油藏的储量情况，其类型特征、包括储油与储水过渡带的情况、水的粘度、油的粘度、岩石的渗透率以及地质断层带内的油水分布情况。不能对应采取相应的注水方式，必然给采油带来较大的困难。在同一油区根据具体情况采取注水的多样化，进行有效的边外注水、边缘注水和边内注水。
在含油区比较远的地方设立注水井属于边外注水，从实际来看，对于含油较大的油区不适合使用这种方法注水，对于非均质性严重的油层也不要良好的效果。更接近油区的注水井，向其中注水属于边缘注水的方式，面积较大的油田可以使用这种方式注水，非均质严重而底层压力不足的油区适合快速补充能量，适合这种注水方式。渗透性较差和油水过渡不明显的油区，需要使用边内注水，直接向内部注水以提高注水效率。
在采用边内注水的时候，需要注意岩石裂缝的大小变化对油藏的影响度，由裂缝发展方向的不同而采取注水井排必须保持与渗透性较好的方向同向平行前进。对于点状注水一般是可以应用到整个开采区层面。相对于比较大的油田，其油层的分布不连续，呈现出断裂，其物理性质差异大，岩石组织结构复杂，需要采取面积注水方式开发和行列状切割注水方式开发。油层不能互相贯通的油田，均匀度比较差的油田，需要考虑采取不规则的注水方式，通常所说的选择性注水，在这中注水方式下，一般根据油田的具体产能特征和动态，灵活的采取注水方式，在需要注水的区域采取注水，布置注水井，井位确定在油层厚度大的区域，产能较高的区域比较合适。综合来看，注水方式的变化不是随机的，而是根据油藏的物理特征，考虑地形、地下水位的变化、地表钻井位置等因素进行注水，合理的注水方式是厚层砂岩油藏开发中研究的重点。
参考文献：
[1] 唐家青，惠宁，姚宏彦.基于全方位创新的大型低品位油气田开发与管理[J].科技进步与对策，2010（10）：134-138.
[2] 民企进入能源领域阻碍因素探讨分析