2. 中国石油大庆油田公司勘探开发研究院;
3. 黑龙江省致密油和泥岩油成藏研究重点实验室
, Wang Fenglan2,3
, Zhao Bo2,3
, Sun Guoxin2
, Meng Qi'an2,3
, Wang Yongzhuo2,3
, Liang Jiangping2,3
, Fang Yanjun2,3
2. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Daqing Oilfield Company;
3. Heilongjiang Key Laboratory of Tight Oil and Shale Oil Accumulation Research
历经60年开发，大庆油田公司累计生产原油23.99×108t、天然气1386.16×108m3。仅16年（1960—1975年）时间，大庆油田公司原油年产量就达到5000×104t以上，并连续高产、稳产27年（1976—2002年）；随后，大庆油田公司原油年产量战略调整为4000×104t，实现持续稳产12年（2003—2014年）；目前，大庆油田公司原油年产量在3000×104t以上，创造了世界同类油田开发史上的奇迹，为保障国家能源安全做出了突出贡献[1-3]。新时代大庆油田公司发展的使命应该是全面、全方位振兴发展，形成对国家能源战略安全的坚强支撑[4-10]。本文在总结大庆油田公司勘探开发历程、进展、面临的关键问题和展望，以及振兴发展的优势潜力基础上，进行发展战略分析，基于发展战略框架，编制了大庆油田公司油气勘探开发的“十四五”规划，以期为中国资源型企业转型发展提供借鉴。
1 勘探开发历程分析随着地质理论、技术的进步，大庆油田公司的油气勘探开发取得了辉煌成绩。依据“勘探实现区块发现、开发不断提高产量”的原则，将大庆油田公司勘探开发历程总体划分为五大阶段。
大庆油田发现与会战阶段（1959—1964年）。松辽盆地石油勘探以陆相生油理论为指导[11-14]，开展盆地油气勘查工作，随着松基三井的发现，应用光点地震技术，快速发现了大庆长垣喇嘛甸、萨尔图、杏树岗大型构造油藏（即大庆长垣油田，下文同）[15]。为了打破原苏联技术封锁，大庆油田自主开展十大试验，探索开采方法[16]；创立“旋回对比、分级控制”小层对比方法，突破依靠标准层大段对比的传统做法[17-19]；确定“早期内部注水，保持压力开采”的开发方针，独立自主编制“146”开发方案。随着开发试验成功，1963年底，大庆油田进入全面开发建设，先后投产了萨尔图、杏树岗和喇嘛甸三大主力油田，以年产油300×104t的速度上产；期间开展了大庆石油会战，为祖国原油实现自给自足提供保障。
构造油藏勘探与开发阶段（1965—1985年）。在陆相生油理论基础上，以源控论和背斜油藏理论为指导[15, 20-23]，基于光点地震技术，发展了模拟地震及储层改造等技术，探索大庆长垣东西两侧的三肇凹陷和齐家—古龙凹陷的局部构造高部位，发现了一批油田[15]。期间，发展了隐蔽油气藏勘探技术和方法[24-26]，以便寻找更多的开发区块。为了保证油田高效开发，自主创立“六分四清”分层开采技术[16-19, 27]，实现了按层系开采，大幅度提高了油田采收率。1982年，大庆长垣外围油田投入开发，探索了外围低渗透油田开发技术，大庆油田产量快速上升。该阶段科学编制了大庆长垣油田和长垣外围油田开发方案，快速建成5000×104t/a生产能力，实现了大庆油田公司原油高产稳产。
构造—岩性油藏勘探与开发阶段（1986—2000年）。随着构造油藏的持续发现，以及勘探对象逐步复杂化，基于前期探索成果，创建了大型陆相坳陷湖盆油气勘探理论[28]及薄互层低渗透岩性油藏勘探配套技术；基于二维地震技术创建了三维地震勘探技术[29]，探索了松辽盆地北部葡萄花油层、扶余—杨大成子油层（简称扶杨油层，目前勘探开发层位主要集中在扶余油层）为主的岩性油藏勘探，在三肇凹陷和齐家—古龙凹陷构造低部位取得突破。该时期，在海拉尔盆地、依舒地堑勘探领域，复杂断块油气勘探成果也不断扩大[2]。基于勘探新区的不断发现和油气藏类型不断丰富，坚持自主探索创新，创立了五大开发技术[16-19, 27, 30]：①多次布井接替稳产的开发模式；②层系井网加密调整技术；③“稳油控水”系统工程；④一类油层聚合物驱技术；⑤外围低渗透油田有效开发技术。上述开发技术保障了大庆油田公司年产油在5000×104t以上的快车道上平稳运行。
岩性油藏勘探与开发阶段（2001—2010年）。随着勘探对象越来越复杂、隐蔽，不断深化地质认识，逐步形成了向斜区成藏认识，丰富了陆相坳陷湖盆油气勘探理论[31-33]。创建了薄互层低渗透储层预测、复杂油水层识别技术，并逐步完善了三维地震等勘探技术[34-36]。基于理论技术创新，松辽盆地北部葡萄花油层实现了满凹含油场面；扶杨油层在三肇凹陷主体部位实现了含油连片。随着勘探层位不断加深，深层火山岩天然气勘探获得重大突破，发现了中国东部地区第一大火山岩天然气田（徐深气田），创建了火山岩勘探理论[31]。期间，在海拉尔盆地发现了苏德尔特等断块油田，丰富了复杂断陷盆地勘探理论[37]；依舒地堑方正断陷首次获得工业油流发现[38]。2002年，海拉尔盆地复杂断块油田投入开发，实现外围盆地开发零的突破。自2003年起，大庆油田公司为了持续有效开发，对原油产量进行战略性调整，原油年产量由5000×104t调整至4000×104t。同时，随着火山岩气藏投入开发，大庆油田公司自主研发八大开发技术[39-40]：①储层精细描述技术；②剩余油精细描述技术；③水驱开发调整技术；④二类油层聚合物驱提质提效技术；⑤三元复合驱提高采收率技术；⑥复杂断块油藏有效开发技术；⑦难采储量有效动用技术；⑧深层火山岩气藏开发技术。此外，2005年大庆油田公司成功收购了蒙古国塔木察格盆地3个勘探区块，2006年投入开发，是大庆油田公司实施“走出去”战略的首个海外自主开发区块，实现海外开发零的突破。该阶段形成了“整体、快速、立体、高效”的海外勘探开发模式[41]，探索了大庆油田公司在海外开发的新路径，为保障国家石油战略安全做出突出贡献。
多种类型油气藏勘探与开发阶段（2011年至今）。面对老区新增储量品质变差、采收率低、单井产量低、稳产期短的现状，大庆油田公司油气勘探方向由常规油气向非常规油气转变，正式步入常规油气精细勘探，以及致密油气、页岩油和新区新领域勘探阶段。期间，逐步形成了致密油气勘探理论，发展了高精度三维地震技术，创建了“甜点”识别、水平井大规模储层改造等配套技术[42-43]，常规油气实现了持续规模增储，致密油气成为现实增储领域。松辽盆地北部深层、海拉尔盆地外围红旗凹陷、大杨树盆地等新区带、新层位石油勘探获得新发现；松辽盆地北部基岩和中浅层页岩油新领域、新类型风险勘探均获得突破。近年来，在中国石油天然气集团有限公司（简称集团公司）大力支持下，四川盆地、塔里木盆地等流转区块对大庆油田公司可持续发展提供了资源保障，在陆相湖盆油气勘探理论与配套技术基础上，发展了碳酸盐岩勘探理论及配套技术[44]。自2015年起，大庆油田公司结合油田开发实际形势，提出原油年产量为3000×104t的振兴发展计划，实施“稳油增气、内外并举”战略[16, 45-46]；2016年，大庆油田公司收购了伊拉克哈法亚油田，成为继塔木察格油田之后的第二个海外产量区块。目前，已初步形成油藏精细描述技术和长垣水驱精准描述技术，准备攻关大幅度提高采收率技术、外围油田开发调整技术，以及致密油气藏、碳酸盐岩气藏和页岩油气藏等开发技术。大庆油田公司正式步入多种类型油气勘探开发阶段，新领域、新类型、新层系、新区带“四新”领域勘探的重大突破，带动了开发技术的不断创新，为大庆油田公司振兴发展注入新动力。
通过分析大庆油田公司发展历程发现，60年来，油田勘探开发队伍从无到有、从弱到强，为中国石油工业发展立下了不朽的功勋；大庆油田的发现与发展是陆相生油理论及大型陆相砂岩型油藏开发技术在实践中的伟大胜利。在油田勘探开发过程中，大庆油田公司进一步完善和发展了陆相生油理论、勘探开发技术系列，为石油地质理论与技术的发展做出了的重大贡献。大庆油田发现以后，油气勘探从构造油藏到岩性油藏，从松辽大型坳陷盆地到外围断陷盆地，从陆相到海相，从以石油为主到油气并举，从砂泥岩储层到泥页岩、砂砾岩、火山岩、花岗岩、变质岩、碳酸盐岩等复杂储层，从国内到海外，勘探领域不断拓宽、各项技术不断完善；开发技术也持续创新，目前大庆油田已经成为全国最大的三次采油生产基地，三次采油技术成为大庆油田公司的主打技术。大庆油田公司发展的历史就是一部勘探开发科技进步史，理论和技术的进步是油气勘探开发持续发展的不竭动力，为油田公司今后振兴发展奠定了坚实基础。
2 勘探开发进展与展望目前，大庆油田公司油气勘探领域包括松辽盆地北部中浅层和深层、海拉尔盆地、大杨树盆地、塔里木盆地塔东流转区块（古城、古城北、肖塘南、塔东2号、罗布庄和英吉苏6个流转区块）及四川盆地流转区块（合川—潼南、仪陇—营山、平昌—万源3个流转区块）（图 1）；开发领域包括松辽盆地北部油气、海拉尔—塔木察格盆地油气，以及海外区块开发技术服务等。
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图 1 大庆油田公司勘探开发领域分布图 Fig. 1 Distribution map of exploration and development areas of Daqing Oilfield Company （a）东北探区盆地分布图；（b）四川盆地流转区块分布图；（c）塔里木盆地塔东流转区块分布图 |
通过分析大庆油田公司探区内油气资源量[2, 47]、剩余资源潜力[2]及勘探历程可以看出，松辽盆地北部中浅层常规油、致密油、深层油气、海拉尔盆地中部断陷带常规油是大庆油田公司振兴发展阶段的效益增储领域；松辽盆地北部中浅层页岩油，以及海拉尔盆地外围凹陷、大杨树盆地石油是大庆油田公司振兴发展阶段的有效接替领域；四川盆地流转区块、塔里木盆地流转区块及松辽盆地北部古中央隆起带基岩天然气是大庆油田公司振兴发展阶段加快天然气建设的有利接替区和重要增储领域；蒙古国塔木察格油田、伊拉克哈法亚油田是大庆油田公司振兴发展阶段海外石油权益产量主产区。
2.1 松辽盆地北部石油领域松辽盆地北部中浅层剩余石油资源中的常规油发育在黑帝庙油层、萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层中三角洲沉积相带控制的有效砂体内，致密油发育在扶杨油层中河流沉积相带控制的有效砂体内，页岩油发育在青山口组一段、二段和嫩江组一段、二段中三角洲前缘和湖相沉积相带控制的薄互层砂体和泥页岩中；松辽盆地北部深层石油资源主要分布在双城断陷登娄库组。面对大庆油田特高含水期储采失衡严重、挖潜难度大等难题，大庆油田公司以稳油控水为目标，发展了以水驱“四个精细”，化学驱“四最”为核心的特高含水油田开发技术系列，大庆长垣油田采收率由原来的46%提高到目前的52%以上，三次采油年产油量保持在1000×104t以上，外围油田年产量提高到600×104t以上，保持了大庆油田的高水平开发成效[46]。随着松辽盆地北部剩余油气品位进一步变差及开采对象向深层石油、泥页岩储层、变质岩储层等领域进军，开发对象越来越复杂、储量挖潜难度越来越大，在勘探新区或新领域的指引下，开发技术已有明确攻关方向和施力点。
2.1.1 大庆长垣油田大庆长垣油田开发层位包括黑帝庙油层、萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层。自油田发现以来，大庆长垣油田就已投入开发，历经60年的开发，大庆长垣油田整体进入特高含水期，由于特高含水期油田开发特征不断变化，剩余原油减少，分布更加零散和复杂，已有开发技术不能满足该时期油田持续高产、稳产形势需求。为此，大庆油田不断探索、持续攻关，逐步形成了储层精细描述、剩余油精细描述、水驱开发调整和提高采收率技术，以适应特高含水期油田开发需求。
（1）储层描述技术。大庆油田进入特高含水期以后，围绕井间和断层边部挖潜自主创新发展了基于井震结合的储层精细描述技术，以满足精细挖潜需要[48-51]，该技术解决了大区域、多油层、多层序断层识别与同步建模，解决了井间砂体连通情况准确判断及窄小河道砂体识别等难题。但随着大庆油田含水率进一步上升，加强以井间、厚油层内部和微观孔隙为主的地质认识和剩余原油分布精准描述是储层描述的必然选择。同时，应加快储层描述从精细向精准发展，做到微尺度、数字化、精准化；随着人工智能技术的发展，研发基于地震属性的储层参数预测技术；借助大数据和人工智能等技术，研发GPU集成并行加速技术，进一步完善油藏精细描述工作，实现储层精准描述技术。
（2）剩余油描述技术。进入特高含水开发期，油田整体表现为高含水，剩余油分布高度零散[52]。针对特高含水开发期剩余油宏观分布部位、微观赋存状态，建立了剩余油定量描述技术，完善了剩余油精细描述技术序列[53-55]，满足了区块、单井、单层开发调整的需求，不仅为水驱精细挖潜提供基础，也为三次采油机理和驱油剂研制提供了科学依据。针对特高含水后期低效无效循环日益严重、剩余油高度零散等实际，应深化特高含水后期渗流规律和低效无效循环机理研究，攻关层内无效循环识别方法和三维表征技术，加快形成剩余油精准描述技术，以实现控水提效。
（3）水驱开发调整技术。随着油田开发的不断深入，剩余油挖潜难度越来越大，水驱开发调整必须向精细化方向转变，在此基础上，发展了“四个精细”水驱挖潜、层系井网优化调整及特高含水后期控水提效的开发调整技术[56-60]，以解决多套井网多套层系开采矛盾等问题。对综合含水率高达93%的油田，应用上述技术在不钻新开发井的情况下，可实现年产油量不下降的同时，综合含水率上升幅度小于1%的良好开发效果。针对油田特高含水后期井网层系错综复杂等实际问题，进一步完善注采优化调整技术、层系井网优化调整技术、套损防治技术；建立集地质建模、数值模拟、剩余油分布及注采方案调整一体化的油藏实时监测智能优化平台，将大庆长垣油田水驱做到精准开发，持续发挥油田“压舱石”作用。
（4）提高采收率技术。随着油田开采对象由一类油层转向二类油层，聚合物驱和三元复合驱的注入参数匹配难度大、受效不均衡等问题日益突出。以化学驱“四最”为目标进行持续攻关，创建了以“注入参数与储层物性匹配理论”为核心的聚合物驱精细高效开发配套技术[61-62]和以“自主研发高效驱油体系”为核心的三元复合驱技术[63]，解决了由于油层相变快、非均质性强等因素，导致的注采剖面不均衡、区块甚至井组间见效差异大等一系列问题。一类油层聚合物驱提高采收率2.1%、降低聚合物用量12.6%，二类油层聚合物驱提高采收率达13.72%；三元复合驱提高采收率18%，做到了针对大庆油田“对象变差、效果不降”的良好成效。但化学驱开采对象逐渐向二类油层、三类油层及化学驱后油层转移，存在储层性质变差、化学剂用量大、成本高等问题，应集成聚合物驱提高采收率、三元复合驱提高采收率、聚合物驱后提高采收率及三类油层提高采收率等技术，发展大幅度提高采收率配套技术，进一步提高大庆油田采收率。
2.1.2 大庆长垣外围油田（1）常规油精细勘探与开发。松辽盆地北部中浅层整体进入精细勘探阶段，剩余常规油资源分布更隐蔽、规模更小。近年来，从地质认识到组织管理逐步进行了深化与改革，形成了“两新、四精、一控、两突出”的富油凹陷勘探开发一体化工作模式[1-2]。首先，立足“小而肥”的齐家—古龙凹陷龙西地区，实施精细勘探模式；在齐家、古龙、三肇地区推广龙西精细勘探模式，形成了亿吨级石油勘探场面。其次，拓展源外西部斜坡区，在区域油气地质规律认识基础上，精细描述鼻状构造带、精准刻画断裂和河道砂体，在北东向鼻状构造带内，选取北西向断裂切割的河道砂体进行井位部署，获高产油流，整体展现千万吨级石油储量规模。由于富油凹陷剩余常规油资源品位差，优质储量的发现难度越来越大，而且局部区带油气聚集规律认识不够深入，应加大富油凹陷精细勘探力度，持续推广龙西精细勘探模式，充分挖掘已有各类资料的潜力，在精细研究成果指导下，实施精细、效益勘探，努力寻找规模效益储量。针对水驱控制程度低、单向注水受效比例高、井网与裂缝不匹配、注采关系不完善、储层砂体分布零散、储量动用程度低、产量递减快等一系列问题，通过科技攻关，逐步形成了井网加密、注采系统调整和水平井开发调整技术[64-67]，实现了原油年产量保持在500×104t以上。针对已开发油田稳产难度大、整体开发效益差等问题，应借鉴大庆长垣油田开发经验，攻关井网加密及三次采油提高采收率技术。
（2）致密油加快勘探与开发。松辽盆地北部扶余致密油储层具有纵向错叠、不集中，单砂体厚度薄、横向不连续等特点。近几年，创建了“预探先行、探索技术、提产增储、评价跟进、开辟试验区”的勘探开发一体化工作模式[1, 42-43]，逐步形成了针对单砂体“甜点”目标识别的地震预测、水平井大规模储层改造等八大工程技术系列[2]，加快了致密油增储建产的步伐。针对致密油“甜点”区厚度薄、不连续等难题，应进一步深化致密油“甜点”区分布规律认识，发展规模“甜点”区识别与刻画、井震结合的致密储层薄互层砂体识别等技术，搞清规模“甜点”区分布，提交规模效益储量。自发现大庆长垣东西两侧三肇凹陷和齐家—古龙凹陷的一批油田之后，大庆长垣外围油田经历了开发试验、快速上产、持续上产和稳产4个开发阶段，开发对象逐步由中高渗透的萨尔图油层和葡萄花油层转向特低渗透扶杨油层，针对难采储量有效动用难等问题，通过科技攻关，逐步形成了低—特低渗透油田的有效开发配套技术[68-75]，实现了原油产能在100×104t/a以上。针对难采储量开采技术不成熟、整体开发效益差等问题，应攻关降低CO2驱最小混相压力技术、探索微生物驱油技术，改善油田开发效果。完善稠油油藏蒸汽吞吐、直平组合热采及聚合物驱等方法，发展致密油储层能量补充方法，实现难采储量有效动用。
2.1.3 双城油田双城断陷登娄库组为浅水三角洲沉积环境，通过深化地质认识，认为其具有良好的成藏条件，优选双城断陷南洼槽部署S59井、S68井（图 1a），钻探证实营城组发育优质烃源岩并见良好的油气显示，其中S68井于登娄库组砂岩储层获得高产工业油流[76]。钻后评价认为，双城南洼槽登娄库组三段发育三角洲相砂体，分布面积大、储集条件好，油藏类型为构造油藏。目前，该区已开展勘探开发一体化效益增储建产工作，针对该富油洼陷，应借鉴中浅层富油凹陷精细勘探做法，开展精细地质研究，实施精细、效益勘探，尽快增储上产。
2.1.4 中浅层页岩油松辽盆地北部中浅层青山口组一段、二段发育高成熟度页岩油，嫩江组一段、二段发育低成熟度页岩油[47]。近两年，依据《页岩油地质评价方法》[77-78]，通过开展“七性”评价，将青山口组一段、二段页岩油划分为Ⅰ类（砂泥岩互层型）、Ⅱ类（泥岩夹薄砂层型）、Ⅲ类（纯页岩型）3种类型[47]。早期，在成藏综合分析基础上，针对不同类型页岩油地质特征，优选Ⅰ类、Ⅱ类“甜点”区，部署实施QP1井、QP2井等（图 1a），采用相应提产技术，均获得工业油流，坚定了页岩油勘探的信心。2020年，随着地质理论认识的深化和水平井+大规模体积压裂技术的进步，针对Ⅲ类“甜点”区部署了GYYP1井，获日产油气当量为40.9t的高产油气流，实现松辽盆地北部陆相纯页岩型页岩油战略突破。勘探证实，松辽盆地北部页岩油不仅单井高产并能长期稳产，而且盆地主体整体含油，将成为大庆油田公司可持续发展的战略接替资源。松辽盆地北部页岩油资源丰富，但青山口组一段、二段的高成熟度页岩油储层岩性以泥页岩为主，提高单井产量和开采难度大，应强化勘探开发一体化；页岩油赋存机理认识不清，应加强成藏机理、富油区优选、渗流机理、开采技术研究，尽快形成勘探开发一体化配套技术，努力实现规模增储、效益建产。同时，嫩江组一段、二段的低成熟度页岩油分布广、资源潜力大，在高成熟度页岩油开发技术攻关基础上，应加强低成熟度页岩油地下原位改造技术攻关及试验区优选，争取成为继高成熟度页岩油之后的接替资源。
2.2 海拉尔盆地石油领域断陷期的原型盆地和南屯组优质烃源岩控制油气分布，发育凹中隆起带构造油藏、缓坡翘倾的扇体复合油藏及洼槽区岩性油藏[37, 79-80]，已发现石油资源主要分布在乌尔逊—贝尔凹陷的中部断陷带和外围的巴彦呼舒凹陷、呼和湖凹陷、红旗凹陷。
2.2.1 中部断陷带中部断陷带按照精细勘探模式优选了一批有利钻探目标，获得良好的勘探效果[80]。不同类型的斜坡带具有不同的成藏特征，斜坡带成藏主要受砂体发育程度、反向断裂及顺向断裂综合控制，其中反向断裂遮挡油藏成藏条件最好，为斜坡区勘探的主攻方向。由于海拉尔盆地属于断陷盆地，中部断陷带储层发育多物源扇体、控藏因素复杂，寻找规模构造油气藏越来越难，针对有效圈闭识别难的问题，应发展多物源扇体识别与评价、圈闭有效性评价、复杂断陷油气来源定量分析等关键技术，寻找新洼槽、新层系。海拉尔油田是大庆油田公司原油产量的重要接替领域。针对断块油藏多物源、构造破碎、油水关系复杂等难题，建立了层系井网优化及谢尔卡夫公式的开发效果评价图版，创新形成了适合断块油藏的有效开发技术[81-83]，支撑了海拉尔油田快速上产。针对已开发断块油田稳产难度大、整体开发效益差等问题，应攻关断裂系统精细表征及断层区高效挖潜方法，探索高倾角、窄小、低渗透断块油藏气驱有效动用方法，进一步完善复杂断块有效开发技术。
2.2.2 外围凹陷继巴彦呼舒凹陷和呼和湖凹陷发现工业油气流井之后，近两年，为扩大勘探场面，开展了外围红旗凹陷油气成藏条件重新认识[84]，针对红旗凹陷中部洼槽区部署H6井、H7井（图 1a），于铜钵庙组获工业油流，实现了红旗凹陷勘探突破，同时在塔木兰沟组钻遇厚油层，发现新的含油层系，坚定了持续探索海拉尔盆地外围凹陷的信心。由于海拉尔盆地构造演化复杂多变，针对外围凹陷盆地原型恢复及煤层屏蔽作用等难题，应发展复杂断陷原型盆地恢复及含煤系储层预测等关键技术，优选有利生烃洼槽及有利勘探区。
2.3 大杨树盆地石油领域大杨树盆地为地表火山岩覆盖，下伏下白垩统九峰山组是生油层和储层[85]。由于目的层受火山岩覆盖影响，地震成像效果差，沉积岩预测及构造形态落实难度大，制约了其勘探进展。近年来，通过电法—地震联合反演技术攻关，落实了洼槽区沉积岩分布特征，在有利部位部署Y3井获工业油流突破（图 1a），展现出良好的勘探前景。今后应发展火山岩覆盖盆地二元结构分析、复杂断陷原型盆地恢复等关键技术，寻找原始沉积中心和生烃中心，优选有利生烃洼槽及有利勘探区。
2.4 松辽盆地北部天然气领域勘探领域包括徐家围子断陷的营城组火山岩气、沙河子组致密砂砾岩气，莺山—双城断陷的营城组火山岩气，古中央隆起带的基岩（侵入岩和变质岩）天然气，古龙断陷火山岩气及徐家围子断陷火石岭组火山岩气。开发领域包括火山岩气、致密砂砾岩气和中浅层天然气。
2.4.1 营城组火山岩气徐家围子断陷内火山岩储层及气藏分布主要受徐东、徐中、徐西3条深大断裂控制[86]。莺山—双城断陷内源储配置条件好，构造高部位油气聚集成藏，YS2井获工业气流（图 1a），展现了良好的勘探前景。近年来，针对隐蔽火山口和近火山口溢流相区，在火山岩期次和岩相细化研究工作基础上，进行井位部署，获得较好的勘探效果。由于剩余火山岩以溢流相为主、储层以中孔—特低渗透储层为主、剩余未动用储量以中丰度及低—特低丰度为主，升级动用难度大，应进一步攻关火山岩岩性岩相识别及储层预测、火山岩精细气藏分析及有利区带预测目标优选等关键技术，精细勘探徐家围子断陷营城组、探索莺山—双城断陷营城组，实现成熟区挖潜与新区增储。火山岩气藏由于储层埋藏深、致密、非均质性强、气水关系复杂，国内外可借鉴的经验少，总体研究程度较低。自徐深气田发现以来，经过不断探索，在火山岩岩性岩相识别、储层预测、产能评价、压裂增产等方面取得了一定的认识，形成了系列配套技术，建立了相应的标准，为揭示火山岩储层模式及空间变化规律，搞清产能和动态特征，提高储量动用程度奠定了扎实的基础[87]。针对火山岩储层错叠连片、岩性岩相复杂多变，储层非均质性强、孔隙结构复杂，气井间产量、产能差异大等难题，需攻关不同类型井组设计、非均质储层能量补充等技术。
2.4.2 沙河子组致密气徐家围子断陷营城组四段和沙河子组沉积时期为湖泊沉积环境，地层厚度大，储层与烃源岩互层分布[88]。营城组四段发育下生上储型气藏，沙河子组具有“源储一体”成藏特征。近两年，通过深化“源控区、相控带、带控储、储控藏”成藏认识，对安达、徐东、徐西和徐南等有利目标区进行井位部署，获得了良好的勘探效果，呈现满洼含气场面。由于致密储层埋藏深、非均质性强、“甜点”识别难度大，应发展致密砂砾岩“甜点”储层类型、孔隙结构、成岩演化、成储—成藏耦合分析及储层“甜点”区评价、识别及精细刻画等技术。通过开展致密砂砾岩沉积相带精细描述，刻画有利相带展布特征，建立相控有效储层预测技术，确定储层的优选界限，综合确定布井有利区，实现致密砂砾岩气藏经济可动用，为今后大庆油田深层致密气的有效开发提供技术支撑[89]。针对致密气藏开发等难题，应探索不同类型井组部署方案，实现难采储量高效动用。
2.4.3 古中央隆起带基岩天然气松辽盆地北部古中央隆起带基岩主要气源为东侧徐家围子断陷沙河子组烃源岩，上覆登娄库组二段、三段泥岩为基岩风化壳储层的区域盖层，徐西断裂及T5不整合面为天然气运移通道，基岩具有良好的天然气成藏条件[90]。依据运聚条件优选肇州凸起、汪家屯凸起、升平凸起3个凸起为有利区。近两年，实施风险勘探并部署LT1井、LT2井、LTX3井3口风险井（图 1a），基岩风化壳和内幕储层均见气层，其中LT2井基岩风化壳储层获得工业气流，证实基岩整体含气，坚定了基岩天然气勘探信心。为探索基岩风化壳提产技术，2018年针对肇州凸起花岗岩风化壳储层实施钻探LP1水平井，获得高产气流，实现产能突破，拓展了深层天然气勘探领域。针对花岗岩储层和变质岩储层，应开展基岩潜山成藏分布规律研究，攻关基岩储层岩性识别与储层预测、基岩裂缝带预测及基岩气藏综合评价等核心技术，明确成藏成储主控因素，建立气藏成藏模式，寻找基岩风化壳和基岩内幕有利发育带，力争实现规模增储。
2.4.4 深层其他领域古龙断陷位于松辽盆地北部西部断陷区，与徐家围子断陷成藏条件相似，存在大面积分布的火山岩和砂砾岩储层，于古凸起和断陷边部已有多口井火山岩层见到含气显示和低产气流，具备较好的成藏条件。目前，断陷结构、有效烃源岩分布及有利火山岩储层预测等存在一定难度，需加强基础地质综合研究及物探技术攻关，落实勘探潜力、优选风险勘探目标，力争实现古龙断陷天然气勘探突破。
徐家围子断陷火石岭组钻井揭示，其与上覆沙河子组呈平行不整合接触，发育安山岩、安山质角砾岩、玄武安山岩等，以及砂砾岩与黑色泥岩互层，夹煤层。火石岭组一段发育暗色泥岩和煤系烃源岩，火石岭组二段发育火山岩储层，空间上具备良好的生储盖组合，且靠近徐西断裂的断陷边部已有多口井见到含气显示。由于火石岭组埋藏较深，断陷边部只是部分钻井有揭示，其地层空间展布特征认识不清，应利用三维地震资料，开展火石岭组地质及成藏条件综合研究，落实勘探潜力、优选风险勘探目标，使之早日成为深层天然气勘探的接替层系。
2.5 流转区块天然气领域 2.5.1 四川盆地流转区块合川—潼南流转区块和仪陇—平昌流转区块分别位于四川盆地中部、北部的低缓构造带，由于整个盆地经历了多期构造运动，构造控制着全盆地油气分布[91]。通过四川盆地成藏条件整体认识，确定了震旦系灯影组藻丘体、下寒武统龙王庙组颗粒滩为区块天然气勘探有利目标。因区块油气成藏主要受“三古”（古构造、古地理、古地貌）控制，针对区块多储盖组合、多储层类型、多期成藏，分层系进行区块地质条件评价，结合油气成藏主控因素，立足合川—潼南三维地震区，部署TT1井于茅口组获工业气流（图 1b），展现了区块新的含气层系和勘探潜力。
2.5.2 塔里木盆地塔东流转区块塔东流转区块位于塔东隆起带边部的大型宽缓鼻状构造（图 1c），紧邻满加尔—英吉苏生烃凹陷[92]。塔东流转区块勘探目的层为奥陶系白云岩滩体、断溶体和寒武系丘滩体。奥陶系白云岩分布区发育构造—岩性气藏，目前已提交天然气预测地质储量[2]。近年来，针对奥陶系鹰山组三段串珠状缝洞型白云岩储层、片状强振幅白云岩储层和丘滩体勘探获得突破[93]，展现了塔东地区良好的勘探前景。
大庆油田公司碳酸盐岩储层研究工作起步晚，针对碳酸盐岩的勘探理论、储层预测、渗流机理、增产改造和开发技术尚未建立，应攻关古构造分析、古地貌精细刻画、岩相古地理恢复，以及储层预测、缝洞型白云岩储层增产改造、高效钻井、有效气层识别与评价等核心技术，力争形成天然气勘探大场面及早日开发。
2.6 海外石油开发领域 2.6.1 蒙古国塔木察格油田塔木察格油田为复杂断块油藏，具有构造破碎、断块窄小、地层倾角大、储层物性差等特点，通过科技攻关，形成了以精细油藏描述与滚动开发、井网及注水方式优化、断层挖潜及加密调整为核心的快速上产技术[77]，有效支撑了塔木察格油田原油年产100×104t。针对塔木察格油田难采储量动用难度大、采油速度低、注水效果差等问题，采用“规模动用难采储量、控含水控递减、立体高效挖潜剩余油、提高采收率”4个技术对策，攻关难采储量规模动用及复杂断块提高采收率技术，进一步提高塔木察格油田开发水平。
2.6.2 伊拉克哈法亚油田哈法亚油田发现于1976年[94]，主力油层Mishrif组形成于白垩纪稳定被动大陆边缘沉积环境[95]，2005年4月投入开发，2018年12月三期产能建设完成，原油生产能力达到40×104bbl/d。哈法亚油田是大庆油田公司海外产量的重要组成部分，针对哈法亚油田Mishrif组油层非均质性强、单井产量差异大、油藏压力下降快、老井产量递减快等难题，通过三元分类技术建立岩石类型划分图版及Mishrif组油藏非均质性评价标准，形成高渗透层识别图版及注水试验区评价技术，明确注水开发技术政策界限，完善了哈法亚Mishrif组油藏注水开发策略，为哈法亚油田注水开发提供技术支撑。针对哈法亚油田开发层系多、层系产量接替方向不明确等问题，应攻关复杂油水系统分析技术、薄层碳酸盐岩储层开发技术，探索哈法亚油田开发指标变化趋势分析技术，最终形成哈法亚油田整体效益开发策略。
3 发展战略资源采掘型企业，资源枯竭是必然的结果[96]。资源型城市发展必然经历初始、成长、成熟、衰退4个阶段[97]，中国的石油资源型城市发展大多已经进入成长阶段后期，面临着诸多挑战。通过大庆油田公司勘探开发进展与展望分析，油田已面临“后备资源接替不足、开发难度日益增大”等难题，同时还面临基础设施改造滞后及老企业矛盾多、负担重等挑战，以及总体经济效益下行压力大等问题。为了扭转发展困局，结合油田产量步入衰减期和业务发展结构实际，提出了以“当好标杆旗帜，建设百年油田”为总体目标的大庆油田公司振兴发展战略[3, 98]。
3.1 面临的矛盾和挑战一是后备资源接替不足。油田经过长期高速高效开发，储采失衡严重，新增可采储量难以满足持续稳产需要。油田储采平衡系数仅为0.6左右，其中主力油田储采平衡系数仅为0.2；储采比由2006年的10.9下降到2018年的9.22，尤其是大庆长垣油田，储采比已从10.9下降到6.34。
二是开发难度日益增大。大庆长垣油田已经进入特高含水、特高采出程度的“双特高”开发阶段，外围增储上产区块效益逐步变差。主力油田采收率已达52.2%，可采储量采出程度已达92.33%。大庆长垣油田综合含水率已达94.64%，距油田含水率的理论极限（98%）只有3个百分点，而且特高含水后期油藏开发阶段的理念理论、技术工艺基本上还是空白。
三是基础设施改造滞后。油田设施、设备超期服役，新度系数低。虽经持续更新改造，仍有部分井站、管道腐蚀老化严重。管线穿孔泄漏频繁发生，安全环保隐患较大，更为严重的是，近几年的持续强化开发导致油水井大面积损伤、报废。
四是总体经济效益下行压力大。国际油价长周期大幅震荡，作为化石能源替代的新能源发展迅猛，使大庆油田公司经营风险加剧，中长期盈利水平承受压力增大。低油价下，大庆油田公司总体效益大幅下滑，尤其是未上市业务大多处于亏损状态。
五是老企业矛盾多、负担重。国有企业的共性问题不同程度存在，包括体制机制不够灵活，组织结构不尽合理，发展空间严重受限，有些业务产业集中度不高、自我发展能力不强等；还承担着物业、公交、医疗、高等教育及消防等企业办社会职能。
3.2 优势和潜力一是资源潜力。大庆东北探区仍有较为丰富的油气资源。合川—潼南、仪陇—平昌及塔东等流转区块勘探程度低，资源潜力大。此外，大庆东北探区还有大量有待勘探突破的铀矿、地热等潜在资源。
二是技术实力。形成了超越权威、超越前人、超越自我的“三超”精神，构建了应用一代、研发一代、储备一代的科技研发体系，培养了一大批攻大难关、克大难题的科技领军人才，形成了水驱、聚合物驱、复合驱等一整套油田开发技术系列。
三是管理基础。以岗位责任心为灵魂的大庆油田公司岗位责任制，为中国工业管理体系的发展做出重要贡献。近年来，岗位责任制已与专业化、标准化、信息化和QHSE等现代管理体系深度融合，是在建立现代企业制度过程中迈出的重要步伐。
四是海外开发。大庆油田公司已进入多个国家和地区，在油气勘探、油田开发、工程技术、工程建设等项目操作上积累了宝贵经验。以大庆“新铁人”团队为代表的海外队伍，享誉国际市场。
五是政治文化。大庆精神、铁人精神历久弥新，“三老四严”“四个一样”等优良传统成为中国石油企业文化的显著特征；具备油田特色的党建、思想政治工作体系健全完善、保障有力，均是大庆油田公司振兴发展的核心竞争优势。
3.3 发展战略目标大庆油田公司以本土资源为基础、拓展海外资源、加强新能源技术攻关，分“三步走”实施油田发展战略。
第一步：固本强基阶段（至2019年，大庆油田发现60周年）。立足油田现有资源、夯实油田发展基础，构建稳油增气发展格局，为转型升级发展奠定坚实基础。本土原油年产量保持在3000×104t以上，油气年产量当量保持在4000×104t以上，2019年实际完成原油产量、油气产量当量分别为3090.0137×104t、4362.8169×104t。
第二步：转型升级阶段（2020—2030年）。做好大庆油田公司转型发展，通过“走出去”，加强核心技术创新，加快同国际接轨，加速拓展新领域，国际化程度大幅提升，海外业务比重持续增加，实现大庆油田公司业务结构合理发展。本土原油年产量保持在2000×104t以上，海外权益年产量占比达到45%以上，天然气年产量占比达到15%以上，国内外油气年产量当量保持在4500×104t以上。
第三步：持续提升阶段（2031—2060年）。全面优化大庆油田公司发展结构，实现向国际化资源创新型企业发展的跨越。大庆油田公司综合实力达到国际一流水平，在全球同行业保持竞争力。本土原油年产量保持在1000×104t以上，海外权益年产量保持在2000×104t以上，天然气年产量保持在130×108m3以上，国内外油气年产量当量保持在4000×104t以上。
3.4 发展战略蓝图大庆油田公司振兴发展必须立足当前、着眼长远、统筹谋划、协调推进，以“做精做实本土油气业务、做大做强海外油气业务、积极发展新兴接替业务和做专做优服务业务”四大领域发展为统领，实现业务结构的持续优化发展（图 2）。
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图 2 大庆油田公司发展战略产业布局图 Fig. 2 Industrial layout of development strategy of Daqing Oilfield Company |
一是加强勘探增资源的产业。油气勘探应重在开拓新领域多增资源。近期目标常规油精细勘探，中期目标非常规油气勘探和新区新领域甩开及风险勘探，远期目标非常规、新能源的效益勘探，为大庆油田公司振兴发展提供可靠的资源保障，加快实现常规油气向非常规油气转变。
（1）常规油精细勘探：近期目标精细挖潜松辽盆地北部中浅层西部的萨尔图油层、葡油花油层，拓展高台子油层、扶余油层两套潜力层，持续滚动评价松辽盆地北部中浅层东部的三肇凹陷主体地区、朝长—双城地区。海拉尔盆地开展多层位、多区带、多类型勘探，攻关断陷盆地精细挖潜技术，进一步发现一批“小而肥”的常规油藏。常规油勘探实现效益增储，为大庆油田公司振兴发展夯实资源基础。
（2）非常规油气勘探：大庆油田致密油勘探配套技术业已成熟，资源落实程度高，近年来多区带获突破。目前在松辽盆地北部扶余油层开辟了近20个开发试验区，建产效果比较好，通过进一步降本增效，将成为近期增储的现实领域。页岩油成藏条件优越、分布范围广、资源潜力大，其中高成熟度页岩油主要分布在松辽盆地北部青山口组，近两年部署多口探井已获工业油流，是中长期发展的接替领域；低成熟度页岩油主要分布在松辽盆地北部嫩江组，资源潜力巨大，是远期发展的接替领域。针对松辽盆地北部中浅层陆相页岩油地质特征，应加强以下4个方面攻关研究：①查明重点地区页岩油富集条件，优选有利区带及勘探目标；②攻关页岩油地质、工程“双甜点”区（段）识别与预测技术；③揭示页岩油流动机理，探索页岩油流动性改善技术；④建立高成熟度页岩油开发试验区和低成熟度页岩油原位开采试验区。加快页岩油气等非常规油气资源尽快开发，使其成为大庆油田公司振兴发展的重要潜力接替领域。
二是油田精准开发的产业。油田开发中后期应重在精准开发。持续推进精准开发理念与实践，做到油田精准开发，进一步改善老油田开发效果，以“控递减、提效率、增效益”为核心，发展水驱精准开发技术，使油田水驱采收率提高到45%以上。以新型高效驱油剂研发为核心，形成经济高效、适应性强的化学驱提质增效技术，使油田总体采收率达到60%~65%。加快聚合物驱后提高采收率技术攻关，争取实现一类油层、二类油层采收率再提高8%以上；加快三类油层三次采油技术攻关，采收率再提高10%以上。超前储备高含水后期提高采收率技术，实现对仍滞留地下原油的极限开采。针对致密油和已探明未动用储量，坚持技术提产、管理增效、一体化降本，进一步提高难采储量经济有效动用率，实现规模有效开发。
三是天然气加快发展的产业。油田发展应“稳油增气”加快天然气发展。立足松辽盆地深层气，挖潜中浅层气，稳定伴生气。积极推进四川盆地合川—潼南流转区块、仪陇—平昌流转区块勘探开发及加快塔里木盆地塔东流转区块勘探发现，实现天然气规模开发。同时，加快储气库的建设，延伸大庆油田公司天然气产业链，为转型发展做出贡献。
3.4.2 海外油气业务规模跨越发展，重点建设“三大基地”大庆油田公司海外业务涵盖勘探开发、工程技术、工程建设和石油装备，覆盖中东、中亚、亚太、非洲和美洲五大区域26个国家。利用国家的“一带一路”及集团公司政策，实现地域型企业向国际化企业转变。
一是扎实推进划转项目开发，建立中东合作基地。目前正是中东地区的投资窗口期，按照集团公司总体部署，全力做好海外项目合作，实现权益产量稳步提升，力争外拓周边区块，形成中东合作基地。
二是做大对俄罗斯合作，建立对俄罗斯合作基地。大庆油田公司对俄罗斯合作具有优越的地域优势、技术优势和人才优势，已与俄罗斯油气公司开展二元驱和提高采收率战略合作，扎实推进油气勘探、老油田精细水驱、化学驱技术服务项目合作。近几年，已评价俄罗斯多个盆地多个区块，进一步拓展新项目、争取大区块，形成对俄罗斯合作基地。
三是围绕“一带一路”，建立中亚合作基地。“一带一路”沿线石油资源丰富，全球石油资源探明储量排在前8的国家中，“一带一路”沿线国家占5个；集团公司在“一带一路”沿线国家和地区执行50个油气合作项目，油气权益产量约占海外权益总产量的80%；大庆油田公司依靠自身技术和优势，积极向集团公司争取中亚地区市场份额，形成中亚合作基地。
3.4.3 新兴接替业务稳步有序发展，重点培育“三个增长极”一是非常规资源规模开发的增长极。强化技术攻关研究，加大资金投入力度，力争早日使松辽盆地北部丰富的页岩油气、致密油气等非常规油气资源，成为大庆油田公司振兴发展的重要接替领域。
二是新能源高效开发利用的增长极。大力实施油气资源战略接替和清洁能源替代，优先发展风能、太阳能与多能源互补发电，以及铀矿、地热等业务；稳妥推动氢能综合利用业务，重点储备煤炭地下气化技术。探索发电、化工、二氧化碳驱油与埋藏等下游业务，开辟多能源融合、循环经济的创新发展之路。
三是新领域新业态有序拓展的增长极。充分利用地缘优势、气源优势和储气库优势，用好昆仑气电平台，积极融入“气化龙江”战略，发展天然气产供储销业务。发挥化学、生物、新材料等试验基地作用，做优三次采油、四次采油所需的化学注剂，发展提高采收率业务。依托大庆油田公司先进技术、管理经验，以及物联网、云计算等智慧油田建设成果，发展信息咨询业务。不断创新“大庆精神+”模式，拓展新媒体、文化产品、教育培训、工业旅游等服务地方经济建设，努力打造工业特色文旅品牌。
3.4.4 服务业务优化升级发展，重点推进“四个一批”一是巩固提升一批。对规模较大、基础完备、市场前景好的业务，坚持做强、做优不动摇，通过加快技术攻关和管理创新，进一步增强油田核心竞争力，巩固市场优势地位，努力打造一批大庆油田钻探、大庆油田建设、大庆油田电能、大庆油田水务等市场品牌。
二是专业重组一批。对产业相近、行业相关、关联程度高的业务，持续加大内部整合力度，提高产业集中度，实施市场化、规模化经营，积极探索混合所有制改革的有效途径，进一步增强油田发展实力，实现高质量发展。
三是产业升级一批。对具备资源、队伍、品牌优势和发展潜力大的业务，加强区域或行业资源整合，发挥资源、规模与效率优势，走产业化、特色化道路，打造成为辐射集团公司乃至全国的产业平台。
四是坚决退出一批。坚持精干主业不动摇，对低端、低效、没有前景的业务，依据各业务板块发展定位，坚决有序退出或完全市场化经营，构建形成市场性更好、支撑性更强、成长性更优的产业格局。
4 “十四五”规划以大庆油田公司发展战略为统领，为落实发展战略目标，夯实转型升级发展基础，在总结勘探开发进展与展望的基础上，编制了大庆油田公司油气勘探开发的“十四五”规划，以期为大庆油田公司转型升级发展开好头、迈好步，实现公司业务结构合理发展。一是以本土资源为基础，坚持以各领域勘探开发存在的问题为导向，加强核心技术创新，做精做实本土油气业务；二是拓展海外资源，通过“走出去”，加快同国际接轨，加速拓展新领域，做大做强海外油气业务；三是加强新能源技术攻关，积极发展新兴接替业务。
4.1 规划部署 4.1.1 部署思路面对责任与担当、产量与效益的实际，要牢固树立五大发展理念，以“当好标杆旗帜，建设百年油田”为遵循，以资源潜力为基础，以技术创新为支撑，坚持规模增储、精准开发，按照“压实长垣、加快外围、多种资源并重、海陆相并进、国内外并举”的发展格局，解放思想、坚定信心、改革创新，在困境中求生存、在希望中谋进取，努力实现大庆油田公司高质量发展。
4.1.2 部署原则一是坚持五大发展理念。树立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，实现科学发展。二是坚持高效精细勘探。提交效益可动储量，筑牢发展资源基础。三是坚持高质量可持续。既要遵循开发规律，又要奋力接续进取。四是坚持依靠科技进步。加快技术创新步伐，实现勘探开发技术新突破。五是坚持推进深化改革。探索新机制新模式，实现非常规资源储量有效开发。
4.1.3 部署方案 4.1.3.1 油气勘探方案石油勘探方面：突出松辽盆地北部中浅层、海拉尔盆地乌尔逊—贝尔等富油凹陷精细勘探，在滚动扩边同时，全面推广富油凹陷精细勘探方法和复合圈闭精准识别评价技术，实现探井成功率提高5%以上；突出大杨树盆地等已突破区勘探评价力度，攻关已突破区油气富集规律及目标优选技术，实现探井成功率提高5%以上，并突破2~3个区带；突出松辽盆地北部三肇地区致密油已有储量升级，完善规模“甜点”区识别及增产改造配套技术，实现“甜点”识别精度、单井产量分别提高8%~10%；主攻古龙页岩油，实现规模增储，立足两个开发试验区，攻关Ⅱ类、Ⅲ类页岩油有效动用技术，深化赋存机理认识，建立页岩油勘探理论及配套技术系列。
天然气勘探方面：突出四川盆地流转区块灯影组四段藻丘体，以及栖霞组—茅口组、须家河组的基础地质研究，加快勘探步伐，完善配套工程技术；突出松辽盆地北部徐家围子断陷致密气精细勘探，持续攻关“甜点”识别技术，落实规模储量；加大古中央隆起带甩开勘探，进一步深化储层及成藏主控因素认识；加强塔里木盆地流转区块鹰山组三段白云岩滩体、寒武系丘滩体甩开勘探，深化认识油气富集规律与保存条件，落实有利勘探目标。
4.1.3.2 油气开发方案按照大力实施技术革命、管理革命的思路，力争水驱“上下左右”，加大常规技术集成应用，推广智能注采优化调整等新技术，老井产量自然递减率控制到5%左右，借鉴非常规油气开发思路，加大油层规模压裂等措施力度，加大新区致密油等难采储量动用规模；三次采油投注界限与新型驱油体系，二类油层上（下）返含水界限由98%提前至97%，新型驱油体系比之前再提高采收率2%~3%；页岩油勘探开发等探索技术争取在两个开发试验区获突破，加快产能建设；海外区块“十三五”期间在伊拉克哈法亚和蒙古国塔木察格盆地等已获较好效果，“十四五”期间继续深化海外塔木察格、哈法亚等已有项目合作，加快研究推进艾哈代布、西古尔纳等股权划转项目，积极参与海外新项目开发，实现国内外并举战略。天然气“稳固松辽盆地北部、突出四川盆地流转区块、加强塔里木盆地流转区块”，中浅层天然气经历20余年开发，多数气田老井已进入开发中后期，应加强动态分析、深化气藏地质认识，通过补孔、排水采气、增压等措施，将自然递减率控制在10%以内；深层天然气在开展气藏精细描述研究基础上，进行气藏调整挖潜，以补孔压裂措施为主，将老井自然递减率控制在5%以内，进一步加强提高单井产量和“甜点”优选评价攻关，再增新产量；川渝地区天然气紧跟勘探，先开展评价工作，待地质及产能认识基本清楚后开展产能部署，已探明未开发区块加强老井治理及现场管理，通过补孔压裂、排水采气、解堵等措施，将老井自然递减率控制在15%左右；塔东地区天然气先开展预探与评价工作，力争获得重要突破，待地质及产能认识清楚后开展产能部署。同时，深化体制机制改革，落实提质增效措施，全面控投资降成本，实现“十四五”期间大庆油田公司高质量发展。
4.2 风险分析 4.2.1 资源与技术产量风险除老区常规油气资源风险较小外，新区新领域油气资源、致密油气低效资源，以及页岩油Ⅱ类、Ⅲ类资源均存在较大风险，风险资源占油气资源的30%左右。油气开发部署中注重新技术的试验攻关与规模推广，存在试验攻关未达预期效果的产量风险，该类产量在技术预期产量中占近30%。
4.2.2 投资与效益产量风险油气勘探处于由常规油气向非常规油气转变的阶段，在致密油、页岩油地质认识及勘探开发配套技术中仍存在许多瓶颈问题需要解决，且已有成熟技术在推广过程中仍需进一步完善配套设施，因此存在较大的投资风险；“十四五”期间，产能建设存在因经济评价未达标导致产能未能如期建成的风险。
4.2.3 环境与施工产量风险大庆油田公司探矿权区内与环保区、生态重点区叠合面积达8000km2以上，主要分布于海拉尔盆地、松辽盆地沿江地带，未来红线区能否转化为保护区尚不清楚，存在较大风险；新建产能区块位于城区、湿地、林区等环境敏感区，存在地面条件差的风险；塔木察格盆地等海外区块存在商务运作的风险，油田开发受到蒙古国政策、环境保护、电力不足等因素制约，产量的不确定性较大；施工队伍存在能力不足的风险，规划期年均钻井（探评井、开发井）数量近5000口，其中大规模压裂井近1700口，而目前油田钻井、压裂队伍分别为133支、15支，年均施工能力分别为4000口、1300口。
4.3 保障措施及对策客观审视大庆油田公司形势，还面临着资源、技术、效益等深层次问题，制约大庆油田公司高质量发展的挑战越来越多。后备资源勘探难度大，受政策的影响，矿权范围逐年缩小；勘探老区资源劣质化趋势明显，老区常规油待发现资源潜力较大，但整体物性差、丰度低、油水关系复杂，规模增储难度大。通过攻关核心技术、创新体制机制等举措，逐步破解规模与效益、改革与发展等深层次难题，实现大庆油田公司“十四五”规划目标。
4.3.1 核心技术攻关一是扎实推进勘探规模增储、水驱控水提效、三次采油提采增产和新区效益建产核心技术攻关；二是加大化学驱后提高采收率、三类油层提高采收率和页岩油勘探开发核心技术攻关；三是强化钻井工程“提速、提质、降成本”和采油工程“提效率、提效果、提速度、提质量、降成本”核心技术攻关；四是优先发展风能、太阳能、铀矿、地热替代资源开发利用技术，扎实推进风能、太阳能与多能互补发电，以及铀矿、地热资源开发利用项目的先导示范区建设和推广工作，力争到2025年，构建形成产业协同、多能融合发展的新格局。
4.3.2 创新体制机制为实现效益为正的目标，大庆油田公司上下深化改革、创新体制机制势在必行。举措一：深化市场化机制改革，通过采用新体制、新机制，规模推广，盘活难采储量资源，实现降投资、控成本、提产量、增效益的目标；举措二：推进大庆油田公司模式改革，立足效益开发，树立经营油藏理念，优化采油厂层面相关业务，加快数字化转型；举措三：深化服务业务改革，优化业务结构，压缩组织结构，拓展外部市场，完善经营机制；举措四：深化人事劳动结构改革，压缩组织机构，优化人员配置，建立畅通灵活的市场化用工机制，建立精简高效的组织运行机制。
4.3.3 争取政策支持一是优化资源税征收办法的政策支持：建议国家给予资源税优惠，在油田开发初期（采出程度小于20%）给予资源税减征；在油田开发中期（采出程度为40%~60%）适当提高资源税税率；在油田开发后期（采出程度超过80%或含水率超过80%）给予资源税减免。二是页岩油方面的政策支持：鉴于页岩油的资源品位低，且在现行价格下开发效益差，应给予页岩油项目开发政策支持，在页岩油投入开发的3~5年内免征资源税；待大规模开发后，再按一定比例征收资源税，实现国家、地方与企业互利共赢，推动中国陆相页岩油革命。实施课题制管理，全方位设置支撑项目，建立技术标准体系，积极寻求高端合作，搭建高端交流平台，共商技术发展对策，坚决打好、打赢这场攻坚战。三是设立科技重大专项的政策支持：“十四五”期间，新区开发对象变差、效益资源有限，需探索高效率与高效益的开采技术，如三次采油需进一步加快新型驱油剂等现场试验，由于基础设施建设及相关配套设施建设工作量大、费用多，为实现大庆油田公司高质量发展，需要重大专项支持，以破解制约稳产的“卡脖子”问题，因此开展新型驱油剂现场试验，需增加实验室建设投资及相关配套设施费用。四是管理方面的政策支持：建议给予大庆油田公司流转区块政策支持、投资计划自主权支持和财税政策支持。
5 结论（1）大庆油田公司油气勘探完善了陆相生油理论、源控论，发展了大型陆相坳陷湖盆、复杂断陷、火山岩、致密油气等勘探理论；勘探领域从构造油藏到岩性油藏，从坳陷型盆地到断陷盆地，从陆相到海相，从以石油为主到油气并举，从砂岩储层到泥页岩、砂砾岩、火山岩、花岗岩、变质岩、碳酸盐岩等复杂储层，从国内到海外，逐步形成了勘探配套技术系列。
（2）大庆油田公司油气开发形成了配套技术系列：大庆长垣水驱，形成以井震结合建模数模一体化的剩余油描述、精细细分注水及层系井网调整为核心的特高含水期控水提效技术；三次采油，形成了以聚合物驱、三元复合驱大幅度提高采收率为核心的提质提效技术；大庆长垣外围，形成了以低产低效区块治理为核心的低—特低渗透油藏挖潜增效技术；海拉尔—塔木察格盆地，形成了以断层区精细刻画、复杂岩性隐蔽油藏有效动用为核心的复杂断块油藏有效开发技术；天然气开发，形成了以气源、火山岩期次、相带精细刻画为核心的复杂火山岩气藏有效开发技术。
（3）松辽盆地北部中浅层常规油、致密油、页岩油、深层油气，海拉尔盆地常规油、大杨树盆地石油，以及四川盆地、塔里木盆地流转区块天然气是大庆油田公司转型升级发展阶段的勘探开发主力资源；塔木察格油田、哈法亚油田是大庆油田公司转型升级发展阶段的海外石油主产区；风能、太阳能、铀矿及地热等新能源将是大庆油田公司转型升级发展阶段的油气资源接替的清洁能源。
（4）大庆油田公司基于自身的矛盾和挑战及优势和潜力，提出了以“当好标杆旗帜，建设百年油田”为总体目标的振兴发展战略，核心内容以本土油气资源为基础，实现持续有效发展；凭借勘探开发、工程技术等，拓展海外资源，实现规模跨越发展；依托本土原油和俄罗斯石油、松辽盆地北部铀矿和地热等资源，培育新兴接替领域，实现稳步有序发展；利用开发技术，打造大庆油田公司市场品牌等，实现服务业务优化升级发展。
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