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紧抠"效益开关"推动企业发展
华北油田利用区块效益评价实现稳油增气纪实
  新闻来源:石油商报 2018-11-14 10:48  

  如何通过区块效益评价,提高油藏开发管理水平,实现稳油增气?华北油田制定标准成本、费用消耗定额,实施油藏区块成本预算和“一组一策”“一井一法”等精细管理方法,扎实推进区块效益评价,有效降低单位完全成本,坚持油藏效益开发,连续4年超额完成中国石油集团公司下达的业绩指标,推动高质量发展。

  截至今年10月初,一组最新数据显示:华北油田已推广效益评价区块30个,2017年油气单位完全成本比2014年下降17.5%,通过对56个产能建设区块进行效益测算和优选,压缩低效无效区块产能20万吨,减少投资9亿多元。

  做好油井维修,努力实现增储上产。 齐新宽 摄
  宝力格作业区所有油水井生产参数已实现实时录取。李文婷 摄

  

  严格源头管理,提升投资管控水平

  国际油价低位震荡、国有企业改革进入深水区、国家规划建设雄安新区、中国石油集团实施矿权区块流转和储气库业务管理体制改革……面对一个个历史性的挑战与机遇,华北油田审时度势,主动改革发展、转型升级,推进企业提质增效。

  华北油田持续发扬精细管理传统,通过强化经营分析和对标管理,在控投资、降成本上下功夫,并在管理创新、优化运行上做文章。在油藏管理基本单元区块上,强化效益评价,全力消除薄弱点、挖掘潜力点、培植创效点。

  在区块效益评价前,华北油田严格项目优选和效益排队,强化前期研究和经济评价,建立投资效益考核约束机制,科学实施区块效益评价,用效益说话,对效益不达标的项目坚决不予安排。近几年,通过对56个产能建设区块的测算比选,压缩低效无效区块产能20万吨,压减投资9亿多元。华北油创新建设模式,推进区块钻井大包和录井项目总包,采取“丛式布井、老井场利用、一体化设计”的集约化用地模式,节约投资1.6亿元。

  强化成本管控,确保重点费用硬下降

  华北油田上下牢固树立“过紧日子”思想,深化全价值链、全生命周期成本费用对标管理,完善预算倒逼机制,大力压缩非生产性支出,打好控本降费组合拳,可控管理性支出同比下降20%。

  在区块效益评价工作推进中,华北油田严格控制用工总量和人工成本,进一步优化职能配置,压缩管理层级和结构编制,科学妥善调配人员,让压减下来的员工通过培训,补充到缺员岗位。同时,以智慧油田建设为抓手,推进多岗合一、无人值守、集中监控的站场生产管理模式,实施“大岗位、大工种”调整,共撤销中队级机构895个,冀中重点区块压减用工总量的26%,降低完全生产成本;加大管理会计应用力度,将区块效益评价与开展注水专项、大修压裂、带压作业、内衬油管等专项资金使用有机结合起来,有效提升重点专项费用使用效果。其中,将13项生产指标与成本挂钩,确定标准成本和费用消耗定额,通过大数据分析管控投入产出效果;加强新业务和重点费用要素对标,通过分析与兄弟油田的对标结果,寻找差距、对标先进,确保重点费用硬下降。

  华北油田优化生产运行,科技创新驱动增产增收。勘探系统强化资料深度应用,重视老井再度利用,立足富油凹陷,预探新区新领域,在多个重点领域实现突破;按照效益标准调整优化部署,立足整体推进、重点突破,形成规模优质储量区。同时,华北油田大力压缩油藏评价非生产性投资和费用支出,控制资金投入,确保资金用在评价建产关键点上。通过推行深井、复杂井钻井工程大包,继续实施老井试油实施风险合作模式,降低钻探成本。近4年,华北油田压缩非生产性的三维地震勘探和前期研究项目投入,减少立项支出近1亿元,在评价投资不超的情况下,完成计划的134%。

  华北油田按照“两精、两重”的工作思路,开发系统实施“精细注水减缓自然递减”工程,综合调整、立体治理,改善油藏开发效果。近年来,治理油藏44个,实施措施工作量2548口,采收率提高2.5个百分点;通过深部调驱和长停井恢复,增油92万吨。

  强化资金统筹,提升生产经营活力

  如何通过科学统筹,提高资金使用效率效益?华北油田通过调整资金配置政策,建立起市场化资金运行、使用和借贷机制,按照盈亏自负、风险自担的原则借贷资金和偿还本息,引导各单位树立“现金为王”的理念,保证资金高效率使用,助力区块效益评价工作有序推进。

  华北油田通过管理创新,积极挖掘油藏单元区块管理创效潜能,推进地面系统优化调整,改变传统“一站一简化”模式,着力解决“大马拉小车”问题,通过实行地面系统跨单位区域整合,先后将18座联合站降级为接转站,年运行费用降低1.5亿元。同时,充分利用潜山高温采出液、污水源热泵、CNG、LNG等清洁能源,对冀中地区118台加热炉进行燃油替代改造,彻底结束了冀中地区长达40年加热炉烧油的历史,为年节约燃油4.6万吨、实现各油藏区块降本增效、推进绿色环保生产做出贡献。

  华北油田将区块效益评价与完善生产经营一体化考核政策结合起来,逐步完善油气生产单位利润中心管理,持续优化业绩考核指标,绩效工资系数与利润浮动挂钩。在同样完成考核指标的情况下,拉开盈利单位和亏损单位绩效兑现差距,有效激发员工工作积极性。以阿南油田为例,技术人员在区块效益评价工作推进中,精细研究剩余油分布,在套变套损井恢复基础上,重新构建适应储层非均质和剩余油分布特点的开发层系和井网,实现稳产增产。截至发稿日,油田日产油由252吨上升到313吨,预计采收率提高2.3个百分点。

  典型案例

  油藏单元分析推动增储上产

  老油藏如何效益开发,新思路新理论新方法是实现资源有序接替的要义。近两年,华北油田加大区块效益评价力度,进一步提高了油藏开发管理水平工作。其中,通过理论结合实际,创新提出的“油藏单元分析方法”,则是提质增效油藏开发,实现稳油增油的一个典型。

  近两年,地质科研人员根据长期滚动开发和油藏评价工作经验,创新提出了“油藏单元分析法”。其核心内涵是:解剖已开发油藏,精细划分油藏单元;以油藏单元为研究对象,重新研究其成藏条件、成因机制、成藏模式及富集规律,重建地质认识;按照新的地质认识和成藏模式寻找隐蔽油气藏。

  以大王庄油田宁9断块为例,科研人员通过对该油田留107断块、宁50断块的解剖,进行成藏特征、油气运移规律分析,发现油气成藏受砂体展布与输导体系的双重控制。改变以往构造油藏找油的模式,进一步将找油的方向向这两个断块的低部位延伸,发现了宁9断块岩性油藏。近两年,共部署井位50口,建产能10.08万吨,目前断块日产油270吨,实现了大王庄油田产能建设新的突破。

  华北油田应用“油藏单元分析法”以来,多个老油藏“梅开二度”,生产形势向好。其中,大王庄油田和蠡县斜坡原油年产量逐年递增,蠡县斜坡新建产能超过70万吨,相当于在勘探开发程度很高的老油区新建一个中型原油生产基地,是华北油田近20年来最大的发现。(何宏芳)

 
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