油田效益建产模式探讨

刘　斌

（中国石油辽河油田公司经济评价中心）

摘　要：效益建产是投资、产量、成本、效益最佳匹配的具体体现。面对上产目标与效益目标、新井数量与投资效益、方式转换与增量效益评价的三大挑战，效益建产成为油气生产企业可持续发展的重要保障。依托现行开发管理体系，融入投入产出指标，把开发单元的技术经济指标转化为产能建设的控制目标，既精打细算以效定投，又统筹优化整体提效，通过思想、资源、技术、政策机制方面的保障，实现新区达标建产、老区效益生产，是效益建产的基本模式。通过3 个油田在前期论证、投资管控、跟踪评价方面的案例剖析，解析了效益建产在管理理念和经营方式的变革，对油气田企业质量效益发展具有一定指导意义。

关键词：油田；效益建产；模式；低成本开发；降本增效；评价指标

效益建产是油气生产企业可持续发展的重要保障。“十二五”以来，面对新增储量品位变差、新井单井产量下降、投资回报率下滑、油价持续低迷的被动局面，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）、中国海洋石油集团有限公司（简称中国海油）三大国有石油公司以保障国家能源安全为己任，坚持产量规模与经营效益并重，持续推进技术创新、方案优化、投资控制，探索出一条低成本开发之路。笔者结合中国石油辽河油田公司3 年扩大生产经营自主权改革试点案例，从老油田勘探开发实际出发，研究提出以“新区达标建产、老区效益生产”为核心的效益建产模式。该模式在中国石油辽河油田公司的改革探索中发挥了重要的决策支撑作用，保障了油气生产的高效运行，对老油田的效益发展具有一定指导作用。

1

效益建产对油气田开发的挑战

油气产量是油气生产企业的生命线，更是企业员工的幸福线，而效益建产则是投资、产量、成本、效益最佳匹配的具体体现。2019 年，面对原油产量有效稳产与“资源基础弱、开发成本高、单井产量低、自然递减大”的现实矛盾，中国石油、中国石化、中国海油大力提升勘探开发力度，加快提高油气自给率，确保国内原油产量稳中有升和天然气快速上产。中国石油制定并实施了《油气田企业降低油气完全成本三年行动计划方案》，确立了保持整体盈利的工作目标，油气田开发工作面临的任务十分艰巨。

1.1　保持原油有效稳产，正确理解上产目标与效益目标的一致性

中国石油研究报告显示：2019 年国内原油产量预计1.89×10⁸t，与2018 年产量持平。中国石油、中国石化、中国海油是我国石油工业的中流砥柱，三大石油公司在履行经济责任的同时，也承担着政治责任和社会责任。

目前，我国每年原油需求约为6×10⁸t，自产不足2×10⁸t，对外依存度高达70%。作为国有企业，既要最大限度地保障国家能源需求，又要确保国有资产保值增值，上产目标与效益目标需保持一致性。随着近两年油价逐步回升，从理论上讲，油气产量的价值越来越大，但实际上并非如此。油气价值的高低，是由储量品质、油价及开发成本等多重因素决定的。对于老油田，当完全成本高于油价时，要保持产量规模并达到效益目标，就要降低成本，这是由油气行业的战略地位所决定的。

如何理解上产目标与效益目标的一致性，首先要解放思想，破除“要产量就不能要效益，要效益就不能要产量”的僵化思维；其次要以效益为导向，在保持原油稳产的情况下，追求规模效益最大化。中国石油保持1×10⁸t 原油有效稳产，既是油气田企业生存和发展的效益基点，又是艰巨的国企责任，关系着百万员工的利益。

1.2　面对单井产量下降，做到新井数量与投资效益相匹配

“十二五”以来，中国石油国内油田平均新井开井数由12200 口上升到14700 口，而单井产量从3.7t 下降到2.5t，百万吨产能建设投资上涨了21%。以此测算，2019 年10 口新井的产建投资就需要1 亿元，再加上成本和税费支出，油气生产企业效益达标困难进一步增加。

如何做到新井数量与投资效益相匹配，作为中国石油所属油气田企业，一要严格开发方案管理。严格执行油气田《开发管理纲要》，超前开展先导试验和工程技术攻关，用效益倒逼撬动思维创新，从技术上确保达标建产。二要严格执行投资效益标准。用好用足《中国石油降低成本三年行动计划和深化改革方案》的具体措施和政策，靠实各项效益评价参数，对内部收益率不达标项目，坚决不立项，杜绝负效井、负效区块进入实施。三要严格落实产建项目达标管理。突出合规性，严把项目决策、立项、建设、投产、考核等关键环节，所有产能建设项目在中国石油层面效益排队，用效益指标约束技术指标，严肃考核项目运行效率和创效指标，确保产量和利润指标符合率连续3年大于90%。四要做好年度新建产能井的单井效益评价。掌控新井投入产出效果，强化现金流管理，守住自由现金流为正的底线，确保新井投资对企业产量效益的正向拉动。

1.3　完成降本增效指标，理性看待方式转换与增量效益的相关性

开发方式转换是老油田提高采收率的必然选择，但是方式转换在推高产量的同时，也增加了成本需求。中国石油国内油气田2005 年起陆续实施的SAGD、蒸汽驱、化学驱、微生物驱、火驱等提高采收率项目，均是在产量达到峰值后，操作成本才出现大幅度下降。

如何揭示方式转换与增量效益的相关性，要跳出评价项目，放眼长远算大账，通过全生命周期经济评价，不仅从项目自身层面评价效益，还要站在集团公司层面，从业务链、产业链和社会链3 个角度评价项目的整体效益和规模效益，客观展示方式转换项目的增量效益。

2

效益建产模式与评价指标

油气生产企业效益建产既要精打细算、以效定投，又要统筹优化、整体提效，实现投入产出效益最大化。效益建产的原则是择优建产，不经济不建产。效益建产模式可依托现行开发管理体系，融入投入产出指标，把开发单元的技术经济指标转化为产能建设的控制目标，其中新区实现达标建产，老区实现效益生产。

2.1　新区的达标建产模式

以经济效益为导向，逐井对标开展经济评价，保证“建产即有效、无效不建产”, 突出“源头优化、市场化招标”，严控百万吨产能建设投资，实现达标建产（图1）。

2.2　老区效益生产的模式

受地质、油藏、采油方式、井身结构、钻采设备、集输销售等多因素影响，每吨油的成本不同。单井作为产量和成本的载体，是考量原油单耗的核心，也是效益生产的基础单元。老区效益生产模式，是要按照产量成本优化配置方法对油井生产运行的投入产出进行评价，用不同级别成本控制目标，判别油井的效益状况，实现生产组织的经济运行（图2）。

2.3　效益建产的评价指标

效益建产模式实现了从管产量向管资产、从生产型向经营型的转变。这种模式既强调效益产量，又强化了油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、生产管理、财务资产、计划经营、安全环保的多专业协作，将效益贯穿于项目的全生命周期，更突出了技术、规模与经济的最佳匹配，实现油藏的“产量升、成本降、效益好”，具体体现在三大类19 项指标上（表1）。

2.4　实现效益建产的关键环节

从管理学角度讲，效益建产就是通过强化现金流管理，树立“借贷投资”理念，对内部收益率不达标项目坚决不立项，严肃考核项目运行效率和产能项目创效指标，形成投资对效益的正向拉动。实现效益建产要把握好两个关键环节。

第一，做好前期论证。方案设计优化是最大的效益源，产能建设方案编制要树立全生命周期管理理念，超前预判。要针对开采技术和各阶段的主要矛盾，做好不确定性因素分析，将效益风险管控作为开发方案的重要节点，制定当期上产和长期稳产的对策。

第二，强化投资管控。加强产建项目的优化与评价，严把效益立项关。要通过“地质工程一体化评价、已建系统剩余能力再利用、老井再利用、修旧利旧、钻井和压裂总包、工厂化施工等措施，降低百万吨产能建设投资，提高产能到位率和产能贡献率。对于致密油、页岩油和超低渗透油藏，要运用平台化设计新理念，通过水平井+ 体积压裂开发方式的规模应用，提高单井产量，降低投资成本。

3

效益建产的保障条件

3.1　思想保障

效益建产既是管理方式的转变，更是思想观念的更新，低成本开发作为企业可持续发展的指导方针，必须体现在效益建产的目标上。增强效益意识，增储上产要注重质量和效益，牢固树立3 种理念。一是“一切成本皆可降”理念，要改变人工成本、折旧折耗、期间费用等成本是固定的、不可降的旧观念，全方位控投降本提效。二是“成本是设计出来的”理念，把好新建产能投入关，通过方案优化、设计优化，实现控投提效。三是“底线思维”理念，按照预算指标，倒算投资成本，倒排极限产量，让有限的资金产生最大的效益。

3.2　资源保障

高质量的经济可采储量是效益建产的前提条件。在储量研究中，要以增加经济可采储量为核心，站在“效益增储、保证油气田可持续发展”的角度评价勘探项目，用发现成本和规模经济可采储量评价勘探效益，严格把关低效储量规模，助力新增储量可动用，用动用储量考量勘探投入的创效能力。

3.3　技术保障

技术创新是效益建产的必要条件。当前，老油田面对的建产区块多为复杂油气藏或低、深、难、稠、小等难采储量，这类储量由于技术和经济原因，长期未探明或探明后一直闲置。“十二五”以来，中国石油持续开展科技攻关和现场试验，形成了系列配套技术，为新老区规模效益建产提供了有力的技术保障（图3）。

3.4　政策机制保障

我国东部老油气田经过几十年的精细勘探和高速开发，目前普遍面临着“勘探新发现难、低品位储量动用难、老油田稳产难、效益开发难”的困难局面，新增储量接替不足，稳产上产潜力不足，与国家对油气需求增长的要求甚远。特别是致密油、页岩气等非常规油气储量，以及已经花费巨额勘探资金并经自然资源部评审批复的探明未动用储量区块，需要激励机制和扶持政策方可实现效益建产。

例如，为了推进效益建产，中国石油天然气股份有限公司先后在辽河、吉林、新疆、华北、大港、吐哈6 个油田实施了扩大生产经营自主权改革，简政放权给政策，促进了企业的质量效益发展。特别是出台的《降低油气完全成本三年行动计划》《全面深化改革实施方案》《国内勘探与生产加快发展规划方案》等，也给效益建产提供了政策和机制上的支持。

4

效益建产的案例剖析

以下结合3 个油田案例，剖析效益建产在前期论证、投资管控、跟踪评价等方面的具体做法，供大家参考。

4.1　前期论证保证效益建产

A 油田杜8 区块是一个典型的“低压、低产、低效”难采稠油区块。2018 年编制了7 口井的产能建设方案，设计6 个周期产油2.84×10⁴t，平均油汽比为0.4，估算单井投资1147.26 万元。首轮经济评价内部收益率只有1.24%，属于无效方案。开发部门用经济评价指标指导方案优化，以经济极限指标为底线，通过优化钻井轨迹节约钻井及套管费111.5 万元，优化录测井项目减少投资41.4 万元，井场及公路利旧节约10.9 万元，砾石充填招标减少投资10 万元，优化地面流程和抽油机利旧等节约费用30 万元。二次经济评价实现平均投资降幅18.2%、成本压缩13.6%，内部收益率超过行业基准值，杜8 区块实现了效益达标建产。

4.2　投资管控保证效益建产

B 油田在2018 年新区产能建设中，面对新井数量多、投资受限的困难形势，在860 口新井上实施“部署优化、设计优化、实施优化”3 项投资管控措施，节约投资数亿元，并利用节约的投资多打新井23 口，多建产能2.8×10⁴t，保障了110×10⁴t 产能建设的效益建产。其中，部署优化否决低效井67 口；设计优化少钻导眼8 个，优化钻井进尺4232m，削减超标准录测项目1166 井次，共计节省投资4700 万元。实施优化节约投资4800 万元，其中，规划丛式井536 口，少垫平台254 个，少征地0.17km²；地面设施利旧350 台套；生产运行优化单井时率提高16d。

4.3　跟踪评价保证效益建产

C 油田双古潜山区块是2013 年产能建设区块， 投产后前两年， 新井产量分别为98.2×10⁴t 和66.23×10⁴t，达到方案设计。随后，开发部门针对生产形势实施了“2015—2017 年注氮气，2018 年转注天然气”方案调整。5 年的跟踪评价显示，油藏实现了“产量升、成本降、效益好”的效益建产目标（图4 至图6）。

5

结束语

效益建产是投资、产量、成本、效益最佳匹配的具体体现，是油气生产企业可持续发展的重要保障。效益建产模式依托现行开发管理体系，融入投入产出指标，把开发单元的技术经济指标转化为产能建设的控制目标，要求新区实现达标建产，老区实现效益生产。做好前期论证、强化投资管控是实现效益建产的关键环节。效益建产需要从资源、技术、政策机制等方面给予保障。