世界石油工业经历了150多年的发展，科技进步提高了人类勘探开采油气的能力。从上世纪90年代以来，石油勘探与开采进入了第三次技术革命。定向钻井与四维地震等技术的应用，不仅使勘探钻井的成功率上升到70%以上，而且也使得平均单井建设成本下降到120万美元以下。

　　技术进步是提高石油开采产量与采收率的主要途径。随着信息技术、生物技术等不断向石油开采领域渗透，国际石油开采技术创新体现出智能化、集成化、信息化的特点。从资源角度上看，按世界能源组织的统计，目前30年以上的老油田的年产量约占全球年产量的70%，而且石油新增储量中有75%也来自于老油田区域。同时，低渗透油气藏、稠油及油砂油藏和深水油气藏在已探明储量中所占比例相当高。法国石油研究院估计，全球海洋石油储量可占全球石油储量的45%。所以，油气开采技术创新的方向将主要集中在对老油田、低渗透油藏、稠油及油砂油藏、深水油藏等进行有效开采的重点领域。因此，国际上针对油藏表征技术、采收率技术以及低渗透油气、稠油及油砂、海上油气的开发技术不断发展与创新。

　　油藏表征技术的创新体现出精细化的特点。在对生产进入中后期的老油田，为确定剩余油的分布，必须通过集成化的精细表征。目前已经被大多数油田工业化应用的技术有四维地震油藏动态监测技术、实时地震监测技术、油层水淹情况动态监测技术等。同时在地质建模与数值模拟方面得到较好应用的技术有确定性建模技术、神经网络模拟识别技术等。

　　采收率技术的创新体现出综合化与数字化的特点。微生物提高采收率技术在世界许多国家都有成功的项目实施，但总体规模还不大。2004年美国能源部启动了CO2联产驱油示范项目，前景良好。中国也开展了纳米膜驱油技术的矿场实验。而数字油田的自动化经营，也是提高采收率的有效途径。

　　目前，国际上针对低渗透油气的开发技术还不是非常成熟，主要问题是油藏表征准确度不高，单井产量低，企业经济利益不大。因此这类技术创新主要是从国家能源安全角度出发，由政府主导。如美国能源部从上世纪70年代开始进行相关技术实验，目前开展的微井眼钻井项目等也均出于推广共性技术与能源战略的目的。

　　稠油及油砂的关键技术主要分为热采技术与冷采技术两类，在热采技术上，蒸汽驱技术目前可以达到30%左右的采收率。蒸汽辅助重力驱技术结合了水平井与热采技术的特点，在加拿大等国成功的应用，可将采收率提高到60%。在冷采技术的创新上有电泵、螺杆泵在水平井、分支井上的利用技术，将稠油开采的成本降低了40%，这种技术在委内瑞拉等国得到成功的应用。另外还有如微波采油技术、微生物采油技术、离子电弧技术等前沿技术正在研发阶段。稠油及油砂将成为未来重要的石油资源。

　　海上油气开采对海上钻井生产装备的技术有很高的要求。目前国际先进的半潜式钻井平台工作水深可以超过3000米，钻井浮船的主尺度可以达到300米乘60米。2003年BP与壳牌公司合作开发的无限制工作水深的采油平台，实现了无须将所有设备置于海底的目的，可节约20%-40%的钻井时间与费用。另外海上油气开采的新工艺也在不断创新。

　　中国石油开采技术仍落后西方

　　中国油气田的种类比较复杂，主要有中高渗透多层砂岩油气田、复杂断块油气田、低渗透砂岩油气田以及稠油油田。根据不同的地质条件和油田类型，中国形成了具有特色的油气开采技术。目前，中国三次采油技术中化学驱提高原油采收率技术已经处于世界领先地位，但中国的石油开采普遍采用注水技术，平均原油采收率只有约32%，在已开发的油藏中还有大量原油滞留地下。从全国先后两次提高采收率的情况表明，三元化学复合驱对提高中国可采储量具有明显的效益，约可以提高5亿吨左右石油开采量。在大庆、胜利等油田进行的先导性试验和矿场实验，都取得了良好的效果，原油采收率平均可以提高15%-20%。此外，中国对其他提高原油采收率的新技术，如微生物采油、纳米膜驱油等也进行了研究与试验。

　　尽管中国石油开采技术经过50多年发展已经取得很大发展，但是同西方先进国家相比，总体上应该还有5至10年的差距。而且从具体的技术上看，完全属于中国原始创新的技术比较少，一部分具有中国知识产权的国际先进技术，如聚合物驱、化学复合驱技术等，最早也是在模仿学习国外理论和方法上发展起来的。

　　中国石油的开采行业以中石油、中石化和中海油三家企业为主，因此在技术创新方面，投资的主体也主要集中在这三家国有企业。各石油公司都建立了总公司级和油田分公司级的研究和设计机构，拥有一支约4万人的专业研究队伍。人数不少，但研究能力还有待于大幅度提高。

　　制约中国石油开采技术研发的因素很多。首先是科研资金投入相对不足。按照国际一般标准，研发经费占产品销售额5%的企业才具有一定竞争力，而这项投入占销售额2%的企业仅能维持生存。中国石油工业企业在技术研发的资金投入不到销售收入的1%，而国外大型石油公司的科研投入近10年来稳定在5亿-8亿美元，科研投入占销售收入的比例一般是2%至3%。国外石油技术服务公司的科技投入在收入中的比例更高。20年来，斯伦贝谢每年的科研投入占当年营业总收入的5.5%至7%，因此，该公司一直保持着石油勘探与开采技术领先。

　　近几年，中国石油开采技术资金投入的总量虽然呈上升趋势，但是科技投入在整个销售收入中的比重却不断下降，因此，整体的科研投入强度是逐年下降的。若按人均计算的科研经费，与国外大型石油公司的差距就更大，中国石油工业多年来的科研经费人均不足5000元，直接影响到中国石油开采技术的创新与发展。

　　其次是技术创新的投资主体单一。中国石油、石化工业在管理经营体制上存在行政分割，使得在科技研发上形成了各自为政的局面，从而分散了科研力量，对关键技术创新项目的攻关造成一定阻碍。油气开采行业内的许多技术难题不仅涉及到本行业，而且需要联合如信息、生物等多个行业的科研力量才能解决。

　　中国石油技术创新的主体也比较单一。石油生产企业自身又同时是技术创新的主体，科研机构无法自负盈亏，在研发的动力上有所欠缺。相比之下，国外石油公司十分重视外部技术资源，对专业技术服务公司的联系越来越强。作为石油技术服务公司的代表，斯伦贝谢公司主动与一些石油公司建立油藏管理联盟，哈里伯顿公司曾积极参加老油田开发，美国谢夫隆生产公司和鲍威尔公司建立联盟，这种联盟或伙伴式的关系不仅为石油公司带来了更多的利润，而且也实现了服务公司的价值。技术创新投资主体的多元化，促进了整个石油产业的技术发展。 

　　国外石油开采技术的创新主体包括石油企业与专业技术服务公司，企业内部不同部门，石油企业与服务公司以及各个石油企业之间采用了合作开发、联合研究等组织方式，使相互之间合作变得十分紧密，从而很好地推动了石油开采技术的创新。而这些都恰是中国石油行业目前所不具备的。

　　再次是引进关键设备国产化水平低。从石油开采工程技术状况上看，中国工程技术服务的技术和装备开发能力很薄弱。目前技术含量比较高的主要技术装备以及资料处理应用的软件大都需要依靠从发达国家进口。这些技术辅助性硬件与软件无法实现国产化，在一定程度上阻碍了中国石油开采技术的创新。而且中国吸收转化国外技术设备的能力低，科技成果转化率也不高。胜利油田的科技成果转化率为45%左右，而国外大石油公司的科技成果转化率可以达到60%-80%。这主要是由于目前石油企业的下属科研部门的机制还是保持着原研究所的模式，除了研究能力较低外，还是重理论研究、论文成果，不善应用开发与市场推广。同时，这种模式还造成科研周期长，科技成果转化为生产力的周期也长的情况，不利于石油工业技术的创新。

　　最后是有限的资金未能得到合理配置。中国在石油开采技术科研经费投入上不仅数量少，而且资金的使用效率也不高。首先是因为科研经费使用比较分散；其次，由于多数的科技经费采用的是补贴费、启动费的划拨模式，无法完全激发科研主体的积极性；再次，资金比例使用失调。

　　中国石油开采技术待创新

　　面对中国石油开采技术创新存在的实际问题，以目前中国油企的实力，中国石油开采技术创新应该可以有比较大的发展。

　　中国油企应当加大科研投入。比如可以发挥金融市场作用、利用政府有关技术创新的贷款政策，拓宽研发资金的融资渠道。使中国石油开采企业的研究与开发经费接近产品销售额的3%的国际一般标准，为企业科技创新提供必要的资金支持。

　　逐步改变石油行业三大国有油企原有的科研机构运行模式，合理配置科研资金，有效地保证研发过程中各种资源的可获得性。加强部门间、企业间的横向科技协作，特别是提高采取率的技术创新可能会涵盖多个学科，需要进行必要的合作，促进关键技术特别是共用技术的创新活动，形成石油开采技术研发的综合体系。

　　建立石油公司与技术服务公司的战略合作。国际石油企业与专业技术服务公司经历了“一体化”、“独立经营”再到“战略合作”的演变过程。从项目的规划、设计开始，双方就组成一种综合各学科的联合体，共担风险、分享利益。

　　可以在国家的总体设计和指领下，由国有三大公司联合出资组建一个自负盈亏面向全球的石油产业科技创新机构，承担重要科技创新的重任。既可以避免科研力量的分散和创新动力的不足，又可以在国家的全局性指导下结合实际国情。国际上也有这样成功的例子，如加拿大政府积极参与下，由10家石油公司合资组建了Syncrude有限公司，并因此成功突破了油砂利用的技术难题。

林伯强——作者系长江学者特聘教授、厦门大学中国能源经济研究中心主任