近年来，中国石油新发现储量规模快速增长，低渗透砂岩、海相碳酸盐岩和火山岩等低渗透难采储量已成为油气储量增长的主体。与致密油气和页岩油气相比，低渗透储量是更现实的未动用资源，而经济性是制约其规模有效开发的关键因素。把握低渗透油气藏特点和开采规律，抓准主要矛盾，采取针对性效益建产措施，形成配套低成本工程技术，大幅提高单井产量和采收率，是当前工程技术要解决的关键问题。

　　难动用储量效益开发是一项系统工程，其经济有效开采取决于以下几个因素：供需上要有市场需求和适度的油气价格；技术攻关上要多学科联合协作，借鉴先进工艺技术和方法；管理上要有先进的经营管理模式等。要坚持“快、简、省，适用的新技术”思路，大幅提高单井产量，降低产建投资和生产运行成本。

　　近年来在油公司和油服公司共同努力下，为提高未开发储量动用率，工程技术通过集成、优化和创新，取得了系列新进展。一是建立勘探、开发与工程技术一体化信息共享平台；二是提升集约化钻井能力与合理的井身结构；三是发展了整体开发压裂技术与先进的工艺手段；四是强化了生产运行的优化管理与措施；五是生产运行管理与制度保障不断提升。然而，目前油公司和油服公司甲乙方关系尚未体现出双方利益最大化，作业成本仍有下降空间。

　　如何发挥好工程技术服务企业的综合性优势，加快难采储量的动用？吉林油田新立大平台效益建产示范区建设给予我们很好的启示与示范。这个平台采取跨专业交互式设计，大井丛集约化布井；由常规小平台建井向集约化钻完井、工厂化作业、一体化集中处理的超大平台建井模式转变；改变传统从油藏工程开始的方案设计顺序，建立了以储层改造为主线的多专业联合优化设计流程，从方案设计源头降低产能建设投资，降低开发生产成本。目前平台最多可布井64口。投产后达到了方案设计的产能目标，实现提高区块采收率和提高单井产量的“双提”目标，为低油价常态下效益开发难采储量闯出一条新路。

　　在低油价新常态下，工程技术要以提高难采储量动用率、效益开发为目标，以提高技术创新能力为手段，以深化管理机制改革为契机，充分发挥综合性公司的整体优势。为此，我们提出认真总结吉林油田新立大平台效益建产示范区模式、加大推广应用的思考和建议。

　　一是加强“一体化”管理的建设。从油公司角度出发，要进一步转变观念，推行“一体化”理念，勘探向后延伸，开发提前介入，集成单项优化设计方法和软件，建立一个满足工程技术需求、交互式信息共享，并能根据工程实施后评价反演修正地质模型的数据平台。多方位、全周期优化勘探、钻完井和开发方案，最大限度减少决策中的失误，这是提高开发效益的根本。从服务公司角度出发，要以效益为导向，不断抓好资源优化与均衡生产和均衡管理，把人力资源、技术、装备保障的优化融为一体。

　　二是加强技术创新，协同发展，提高施工能力和效率，降低操作成本。近年来工程技术取得较大进步，虽然单项技术均有效但还有瓶颈，缺乏整体配套。建议尽快设立以工程技术为抓手的难采储量提高动用率的示范工程，有针对性地开展关键瓶颈技术联合攻关，提高未开发储量的动用率，扩大应用规模，为中国石油可持续发展提供技术支撑。

　　油公司与油服公司树立“大开发、大工程”理念，主动结合、高度融合，做到“两个强化、两个加大”，即强化油藏、采油及钻井工程三位一体的前期研究，强化实施过程中的协作，共同研究出现的问题，协同创新；加大技术攻关力度，加大试验和成熟适用技术的推广力度。

　　三是深化改革，完善机制，向管理要效益。首先，要进一步完善甲乙方合作模式，发挥关联交易价格的杠杆机制，根据物资市场变化、油气价格等因素及时调整交易价格。进一步发挥内部竞争机制的作用，可以选择一个或几个难采储量区块，开展甲乙方和管理方共同参与的工程项目管理试验区，以原油产量、吨油成本等为要素设立三方考核奖励机制，提高各方积极性。其次，服务公司要合理调整资产、业务和队伍结构，高效利用在用资产，盘活低效资产，对无效业务及时退出或转型升级。实施人力资源优化工程，建立激励员工自主提高效率的机制。再次，要加强标准化建设，推进井下作业标准化设计工作，优化简化作业流程，提高设计效率，降低作业占井时间。最后，要抓紧建立产业与技术联盟，组织油田公司、油服公司、科研机构、装备制造业和大学等开展知识产权保护合作，提升联盟成员规避知识产权风险和扩大应用规模的能力。

　　(作者为中国石油勘探开发技术研究院副总工程师、院一级专家。记者闫建文采访整理)