撬动每个油藏的效益杠杆

——油田公司区块效益评价助推提质增效发展纪略

记者何宏芳 通讯员金镇

新冠肺炎疫情和低油价双重压力叠加，给油田开发带来严峻挑战。如何在投资大幅压减、成本投入需求逐年增加的情况下，提升油气生产效益水平？油田公司推行区块效益评价，有力撬动油藏高效开发的杠杆，成为提质增效发展的一个有益举措。

至9月中旬，公司对优化后的34个产能建设区块进行效益测算，在储量任务保持不变、新建产能调减比例为25%的严峻形势下，油气单位完全成本较2019年得到有效管控，并呈现明显下降态势。

精细全面“扫描”，厘清“脉络”定方向

油田公司现有280个油藏，处于低产低效的占比在15%左右。如何让每个油藏能够有效益开发，成为提质增效发展的一道必答题。

知己知彼，百战不殆。作为能源企业，公司精细全面地摸清油藏底细，厘清效益开发思路，是打好油藏效益开发战的必由之路。

今年3月，公司财务处本着“算好经济账，打好效益仗”的原则，组织各油气生产单位开展油藏开发现状分析，利用一个多月的时间，收集各个油藏生产运行数据，剔除偶然因素影响后，实行油藏效益测算，为效益开发打好“金算盘”。

5月，公司财务处听取7家油气生产单位的区块效益评价汇报。在掌握各区块效益现实情况后，财务处以公司内部结算价格作为评价标准，评价各区块对分摊公共费用的贡献程度，以每桶35 美元、45 美元、62 美元作为评价标准，评价不同油价下效益情况。

在预算油价 1799 元/吨（35 美元/桶）的情况下，确定刘李庄油田、八里庄油田等17个高效区块，任丘油田、阿尔善油田等8个中效区块，高邑油田、别古庄油田等31个低效、边际及无效区块。

在预算油价 2229 元/吨（45 美元/桶）的情况下，确定南马庄油田、武强油田等31个高效区块，文安油田、宝力格油田等6个中效区块，岔河集油田、赵州桥油田及宝饶油田等19个低效区块。

在预算油价 3118 元/吨（62 美元/桶）的情况下，确定大王庄油田、河西务油田等39个高效区块，永清油田、哈达图油田等8个中效区块，凤河营油田、宝饶油田、包尔油田等9个低效区块。

从区块整体效益商品量对比变化来看，今年高效区块商品量占比 65%，中效区块商品量占比 14.43%，低效区块商品量 占 比 18.07%，边际区块商品量占比 2.15%，无效区块商品量占比0.69%。

针对不同油价下各区块效益评价情况，结合今年公司下达的提质增效指标，财务处制定出下一步各油田产量调整、成本管控、投资压降目标。

以河西务油田为例，这个油藏是典型的高压低渗透油藏，杨税务气田属于该区块，河西务油田产量在采油四厂占比40%，位居第一。按油价3118元/吨、2229元/吨、1799元/吨分别计算，河西务油田在3种油价下均属于高效区块。河西务油田盈亏平衡点为23美元/桶，较35美元预算油价低12美元，是采油四厂优质高效区块。进而按照效益评价数据，制定“整体评价、立体治理、分类实施”的开发策略，有效保证油藏产量稳中有升。

把握重点，测算效益评价“临界线”

“落实了投资、产量压减重点，测算出油藏有效益和无效益的 ‘临界线’，对于科学有效开发油藏至关重要。”公司财务处副处长张宁如是说。

今年，公司坚持“一切成本皆可降”的低成本发展战略，将区块治理和效益评价结果紧密结合，推进油藏开发提质增效。

把住“源头”，强化经济评价。在实施油藏效益评价的前期阶段，公司加大方案审查，估概算审减力度，强化经济评价，实现投资对公司效益贡献的正向拉动。主要是加强油藏效益论证管理，靠实效益回报，按照效益排队，测算油藏效益“临界线”。同时，强化油藏过程管控，将每一分投资都用在刀刃上，有效降低油藏开发的生产运行成本。

把握重点，分类分级实施。通过效益评价，将油藏分为低效无效、高效、中效三个层次，有针对性开展工作。明确双低区块是产量和投资的重点压减方向，区块内低效无效井须关停或减量运行，成本高于当期油价的措施作业必须停止。再有，找出双低区块存在的突出矛盾问题，通过有力措施让低效变高效，低产变高产；对于高效区块，在稳产的前提下继续维持低成本；对于中效区块，优选增油效果明显的低投入举措，努力提高采收率，追赶高效区块。

同时，针对效益降幅较大的区块，从地质条件、产量递减、措施效果、折耗上升等多方面，查找原因落实改进方向。重点分析边际效益区块和无效益区块，并结合业务部门明确下一步治理工作，制定针对性技术措施，如滚动扩边扩层、压缩老井措施作业、低效油井间开或关井、减少无效注水等，降低采油成本，提高开发效益。采油五厂运用油井含水经济极限模型，采用目标成本法计算经济开采条件下的合理产液量，降低无效井产液量，努力实现效益最大化。

对标管理，效益倒逼算好经济账

今年，公司以区块效益评价为抓手，从生产数据、单位成本、地质构造等方面多维度对标分析，查找高效区块与低效区块差

异及原因，通过主力区块对标，找出了存在问题及改进方向，明确了降低成本、提高效益的潜力和方向。

首先，严格投资论证和项目经济评价，实行效益倒逼机制，算好经济账。公司深化业财融合，地质工程人员深度参与效益分析，紧密结合提质增效要求，改进全年的油气开发及生产方案，严格管控油气生产成本、提高区块开发效益。

采油三厂以断块核算为切入点，加强管理对标和跨部门联合分析，精打细算实施油藏效益开发。这个厂将低效区块留西油田与高效区块大王庄油田进行对比分析，从资产利用率、生产组织与运行效率、劳动生产率、措施有效性等方面综合分析两个油田管理优势、不足。并且，对标优秀企业，实施效益评价，提出：两个油田开井率、平均泵效这两个关键指标都还有一定的提升空间，是今后挖潜降本增效的方向。

其次，严格管控油藏开发实施过程。通过优化产能建设方案，加强井身结构优化，推进“大井丛”集约化建产，加强技术方案审查、现场组织实施、物资集中采购、市场化招标等措施，实现降低钻井综合成本、减少地面建设工程量、节约投资的提质增效目标。

公司通过对标管理，发现：二连分公司部分单井措施费高，煤层气古城区块6口井措施效果较差；采油一厂高阳油田部分油井高含水低效生产，西柳油田运输费用较高；采油三厂留西油田存在低速开采等突出矛盾和问题。为此，公司相关人员提出针对性措施，开展有效治理，提高措施增油周期和平均泵效。

至9月中旬，华北油田通过持续跟踪区块效益评价工作，监督重点措施的落实情况，各个区块的治理情况和运行效果好于预期，原油生产相比2019年同期增长0.16个百分点。