陳 超

（中國石油長慶油田分公司坪北經(jīng)理部，陜西 安塞717408）

坪北油田是江漢油田與長慶油田合作開發(fā)區(qū)塊。從1998年投入開發(fā)以來，坪北經(jīng)理部以“低成本”戰(zhàn)略，立足黃土高坡艱苦創(chuàng)業(yè)，從最初的邊際油田成為了高效油田，連續(xù)11年實現(xiàn)原油產(chǎn)量保持在17萬噸以上、成本不超、安全生產(chǎn)無事故的目標(biāo)；2006年被評為中石化股份公司“十五”期間“高效開發(fā)油田”；2011年，被評為中國石化“十一五”期間“一類高效開發(fā)油田”；在第三屆、第四屆、第五屆“五項勞動競賽”中獲“紅旗采油廠”；2009、2010年被長慶油田公司評為石油合作項目先進(jìn)單位。

1 “低成本”戰(zhàn)略產(chǎn)生的基本背景

1.1 客觀形勢所迫

一是開發(fā)難度大。坪北油區(qū)屬于邊際效益區(qū)塊，典型的特點就是“低滲、低壓、低產(chǎn)”。地層壓力低，單井無自然能量，需要借助儲層改造后，方可開采，而開采后地層能量下降快，導(dǎo)致單井產(chǎn)量快速遞減；同時，坪北特低滲透油藏的類型也決定了開發(fā)特點必須要低產(chǎn)多井，實施低成本戰(zhàn)略才能效益開發(fā)。二是施工難度大。坪北油田位于陜北黃土高原腹地，溝壑縱橫，峁梁交錯，交通十分不便，遇到雨季，還有坍塌或山體滑坡的危險，冬天大雪封山，地理及自然環(huán)境加大了區(qū)塊開發(fā)施工難度。三是管理難度大。坪北是合作開發(fā)單位，能不能得到合作方的認(rèn)可，能不能持續(xù)合作，管理是關(guān)鍵，只有持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、降本增效讓合作者的利益最大化，才能得以有效生存。

1.2 自身發(fā)展所需

坪北經(jīng)理部是江漢油田發(fā)展的外部基石，不僅要完成產(chǎn)量，更要成為江漢各路大軍進(jìn)軍西部的橋頭堡，其發(fā)展關(guān)系到整個江漢的發(fā)展。不斷實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、不斷降低成本讓企業(yè)始終在低成本的情況下高速運行，對于坪北經(jīng)理部來說是一種挑戰(zhàn)。從最初的簡易房，到標(biāo)準(zhǔn)化平臺建設(shè)；從最初的看守平臺到現(xiàn)在的經(jīng)營平臺；從最初的粗放式管理到現(xiàn)在的精細(xì)管理，坪北經(jīng)理部的建設(shè)越來越標(biāo)準(zhǔn)，管理越來越有序。坪北的低成本戰(zhàn)略有效地控制了投資規(guī)模和采油成本，實現(xiàn)了投資成本利益的最大化，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益。

2 “低成本”戰(zhàn)略的實踐

2.1 開發(fā)管理精準(zhǔn)化，夯實油田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)

坪北油田屬典型特低滲透巖性油藏，儲層物性差，油井必須壓裂投產(chǎn)，產(chǎn)量遞減快，平均單井日產(chǎn)油僅1噸。為此，坪北細(xì)化地質(zhì)基礎(chǔ)研究，深化注水規(guī)律認(rèn)識，精雕細(xì)刻，實現(xiàn)了邊際油田的高效開發(fā)。

2.1.1 深挖資源潛力，落實產(chǎn)建陣地

坪北通過油藏評價不斷落實可動用儲量。一是滾動擴(kuò)邊評價。2010年以來在工區(qū)北部、中部、東南部成功實施擴(kuò)邊油藏評價井8口，全部獲得工業(yè)油流，落實含油面積4.94平方千米，石油地質(zhì)儲量304萬噸。二是挖掘深層潛力。自2009年在深層長9突破出油關(guān)以來，加大了對長9層的評價力度，落實含油面積55.6平方公里，儲量716萬噸。三是開展水平井試驗。為探索適合長9油藏特性的開發(fā)方式，2011年開展致密油藏水平井試驗，在長9油藏實施了坪北首口長水平段多級分段壓裂工藝，使長9層難動用儲量得以解放，展示了坪北油田良好的水平井開發(fā)前景。

2.1.2 加快擴(kuò)邊步伐，控制儲量資源

面對邊部資源受到擠壓的困難，坪北經(jīng)理部多措并舉，實施擴(kuò)邊井126口，搶先動用石油地質(zhì)儲量378萬噸。一是優(yōu)化產(chǎn)建運行。實時掌握周邊鉆井動向，及時優(yōu)化調(diào)整鉆機(jī)運行，在邊部區(qū)域搶先上鉆。二是利用老平臺鉆井。由于新井場審批周期變長，坪北利用老井場手續(xù)辦理簡單快捷的特點，將15個老井場的地面設(shè)施拔除并進(jìn)行擴(kuò)大后，替代新井場打井，保證了產(chǎn)建的正常運行。三是增大鉆井位移。積極利用大位移鉆井技術(shù)，提高資源搶占能力，最大鉆井位移從開發(fā)初期的530米增大到2010年的1 758米，使得單個平臺可控制含油面積大幅提高。

2.1.3 精細(xì)注水管理，實現(xiàn)控水穩(wěn)油

近年來，坪北經(jīng)理部按照“早注水、注夠水、注好水、分層注水、精細(xì)注水”的指導(dǎo)思想，實施“四分”注水管理法：一是“分時”。對不同時期投入開發(fā)的儲量采用不同的注水開發(fā)方式。二是“分類”。在注水方式上充分考慮沉積微相特征和區(qū)域動態(tài)反應(yīng)，搞好動、靜態(tài)結(jié)合。三是“分層”。對出力好、注采關(guān)系敏感的油層溫和注水；對出力差、注水見效差的油層強(qiáng)化注水。四是“分井”。對投注井和轉(zhuǎn)注井采取不同的注水方式。2010－2011年自然遞減率控制在8% 左右，含水上升率控制在0.2以內(nèi)。

2.2 工程管理簡約化，最大限度地降低運行費用

坪北在建設(shè)中積極穩(wěn)妥地采用先進(jìn)工藝技術(shù)和高效節(jié)能設(shè)備，并吸收國內(nèi)外的經(jīng)驗，充分發(fā)揮江漢油田自身優(yōu)勢和特點，不盲目追求高水平、高技術(shù)、高指標(biāo)，始終堅持從簡、從省、從快抓地面工程建設(shè)，把講究實用性和經(jīng)濟(jì)效益放在第一位，創(chuàng)新、發(fā)展和完善了各項簡單、實用、可靠、經(jīng)濟(jì)的工藝技術(shù)，降低了工程造價和運行費用，提高了油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

2.2.1 簡化地面工程建設(shè)，最大限度節(jié)約投資

一是最大限度地利用平臺。根據(jù)陜北黃土高原的地貌特點，最大限度地利用平臺多打井，實行叢式井鉆井技術(shù)，所有井均為定向斜井，目前，單個平臺油水井?dāng)?shù)最多的達(dá)到了25口。

二是規(guī)范地面配套建設(shè)。地面工程建設(shè)堅持“地面服從地下，地面地下相結(jié)合”的方針，按照“統(tǒng)一規(guī)劃、分步實施、注采配套、簡化工藝、節(jié)省投資”的原則，對油田地面工程建設(shè)進(jìn)行總體規(guī)劃、遠(yuǎn)近結(jié)合、分期實施。設(shè)計以井組平臺為單元進(jìn)行地面配套建設(shè)。井站及其配套系統(tǒng)按需求分期實施、逐步到位。集輸干線等骨架工程建設(shè)一次到位，避免重復(fù)建設(shè)。

三是推行實用的工藝技術(shù)。采用最經(jīng)濟(jì)、最科學(xué)的工藝手段實現(xiàn)開發(fā)管理目標(biāo)，力求工藝技術(shù)簡單、易行、成本低、見效快。創(chuàng)建了“一短、一增、二單、二串、三簡、三小”地面工程建設(shè)工藝技術(shù)，即采油平臺為簡易集輸流程、“樹枝狀串接集油工藝流程”、“單干管、小支線注水流程”及“叢式井口→增壓點→接轉(zhuǎn)站→集中處理站”的布站流程，形成了油水系統(tǒng)短流程；原油集輸設(shè)增壓點；單管密閉集輸、單管注水管網(wǎng)；油井串油井、平臺串平臺；簡化設(shè)施、簡化流程、簡化操作；配水間由小閥門、小儀表、小管線組成。

2.2.2 積極探索具有坪北特色的核心技術(shù)，攻克特低滲透開發(fā)難題

一是油層壓裂改造工藝。針對坪北油田的特點，以降低成本、提高油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益為指導(dǎo)思想，先后與長慶油田、江漢采油院、北京勘探開發(fā)研究院等單位合作，實施“深穿透、細(xì)分層、快排液”的油層壓裂改造方法。采用一套井網(wǎng)開發(fā)C4＋52、C61、C62三套層系，平均單井至少鉆遇2套油層，采用分層壓裂。

二是老油層重復(fù)改造技術(shù)。從1999年起，坪北油田就開始著手摸索老油層的重復(fù)改造技術(shù)，經(jīng)歷了三個階段：普通重復(fù)壓裂、先封堵油層后壓裂、暫堵重復(fù)壓裂，取得見到了良好的增油效果。

三是原油集輸及注水工藝。第一，樹枝狀串接的油田注采管網(wǎng)。根據(jù)油區(qū)特殊的山地地形，選擇一道山梁（道路邊）布置一條線路，將沿線多個平臺的注采管網(wǎng)串起來，匯集成一條干線進(jìn)（出）站。第二，單井量油裝置設(shè)在就地平臺，均采用方罐計量，既縮短了計量周期，又增強(qiáng)了計量的準(zhǔn)確性。第三，以加熱輸送方式來防止管道結(jié)蠟。按照接收站末端不低于25℃的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范整個集輸系統(tǒng)運行。從10多年的運行實踐看，所有集輸管道沒有出現(xiàn)過結(jié)蠟現(xiàn)象。

2.2.3 大力培植油田實用技術(shù)，提高采油綜合效益

根據(jù)坪北實際情況，通過調(diào)研、引進(jìn)，積極摸索和培植油田實用技術(shù)。在油田開發(fā)方面，引進(jìn)井下智能開關(guān)找堵水、老井縫內(nèi)轉(zhuǎn)向、酸化解堵等技術(shù)，加深油藏認(rèn)識，提高了儲量動用程度；在井筒管理方面，引進(jìn)空心抽油桿、閉式采油等技術(shù)，改善了井筒狀況，使全油田免修期達(dá)498天，采油時率達(dá)99.5%，躺井率僅為0.10%。在提高油田清防蠟效果方面，針對坪北油田油井低液低產(chǎn)以及平臺叢式井生產(chǎn)特點，創(chuàng)新超導(dǎo)熱洗方式，將自循環(huán)熱洗方式改為多井串聯(lián)熱洗清蠟方式，將熱洗循環(huán)液量由單井平均1.5方增加到4.6方，提高了清蠟質(zhì)量，降低了油井載荷。近兩年，共征集金點子789條，實施技術(shù)革新、小改小革67項，有26項成果獲國家新型實用專利。

2.3 項目管理市場化，盡全力節(jié)省投資和降低成本

坪北油田是中石油、中石化合作開發(fā)的區(qū)塊，為保證合作雙方的共同利益，從1998年開發(fā)起，坪北就運用市場機(jī)制，強(qiáng)化項目管理，確保了合作區(qū)塊的效益最大化。

2.3.1 建立了甲乙方管理體制

1998年，坪北油田會戰(zhàn)全面展開，在管理體制上，就開始實行甲乙方管理體制，即：甲方組成精干的管理層實施組織協(xié)調(diào)和采油管理工作；乙方單位由鉆井、測井、試油作業(yè)、油建、運輸?shù)仁┕挝唤M成。甲乙雙方實行合同管理辦法。甲方對工程項目實行招投標(biāo)，決定施工隊伍；乙方憑工作量與甲方結(jié)算；醫(yī)療、生活、通訊、車輛均實行有償服務(wù)。根據(jù)這種體制，從建章立制入手，制定了生產(chǎn)運行、原油拉運、工程結(jié)算等一系列基本管理制度，初步建立起了坪北管理工作的基本框架。

2.3.2 嚴(yán)格價格監(jiān)控和資金管理

一是嚴(yán)格控制主要生產(chǎn)物資價格。凡是坪北油田生產(chǎn)、生活所用大宗材料都由甲方直接進(jìn)行采購，減少中間環(huán)節(jié)，直接降低了材料費用。二是工程結(jié)算與市場接軌。改變過去油田企業(yè)施工套搬套用定額的慣例，采用定額標(biāo)準(zhǔn)與陜北市場價格相結(jié)合的辦法，確定合理的合同標(biāo)的。三是實行資金統(tǒng)一管理。資金由經(jīng)理部集中管理，嚴(yán)格資金預(yù)、結(jié)算，把一切費用納入預(yù)算管理，控制貨幣流量，提高資金利用率，減少非生產(chǎn)性支出，同時嚴(yán)格控制職工人數(shù)，在資金緊張的情況下，保證了產(chǎn)建重點工程項目的實施。

2.3.3 推行內(nèi)部項目管理

一是在投資決策方面嚴(yán)格執(zhí)行決策責(zé)任制度，認(rèn)真做好建設(shè)項目的前期咨詢、論證工作，重點圍繞油田開發(fā)、安全環(huán)保節(jié)能、技改等項目開展科學(xué)論證，逐一審批，確保了投資效益最大化。二是實行成本項目控制。從1999年開始，在經(jīng)理部內(nèi)部設(shè)立產(chǎn)能建設(shè)、材料、水電燃料、作業(yè)管理、地面工程等項目組，分別對相關(guān)項目和投資成本實行更加細(xì)化的控制，下達(dá)經(jīng)濟(jì)責(zé)任制，實行嚴(yán)考核、硬兌現(xiàn)。項目組內(nèi)部將項目落實到個人，指標(biāo)落實到個人，逐層把關(guān)，確保任務(wù)和費用控制在計劃之內(nèi)。三是發(fā)揮科技優(yōu)勢，實行科技降本。通過優(yōu)選井位，少打落空井、低效井。通過優(yōu)化開發(fā)方案、簡化工藝流程、合理分注分采等措施控制投資，節(jié)約成本。

2.4 成本管理節(jié)約化，全力構(gòu)建低碳環(huán)保型企業(yè)

近年來，坪北油田以創(chuàng)建“節(jié)約型企業(yè)”為目標(biāo)，大力倡導(dǎo)靠科技、靠創(chuàng)新節(jié)本降費，取得了顯著成績。

2.4.1 將責(zé)任成本控制的關(guān)口前移

采油平臺是坪北生產(chǎn)管理的最基本單元，坪北將成本控制的關(guān)口由基層隊移至采油平臺，全力實施“平臺小經(jīng)理”管理。一是實施“三三工作法”。三知，就是知家底、知井況、知職責(zé)。三化，就是現(xiàn)場管理規(guī)格化、井筒管理精細(xì)化、平臺建設(shè)庭院化。三算，就是算成本、算產(chǎn)量、算效益。二是采取“3＋1”考核模式。主要考核采油平臺管理指標(biāo)、成本指標(biāo)、產(chǎn)量指標(biāo)，每月對采油平臺進(jìn)行效益評價，將平臺職工收入與平臺經(jīng)營業(yè)績直接掛鉤。三是推行平臺小經(jīng)理績效量化考核辦法。主要內(nèi)容是將平臺所有工作及平臺職工的工作業(yè)績進(jìn)行量化考核。通過不斷推進(jìn)和深化“平臺小經(jīng)理”管理，引導(dǎo)平臺職工實現(xiàn)從值守平臺向管理平臺過度，由管理平臺上升到經(jīng)營平臺，再由經(jīng)營平臺向以平臺為家轉(zhuǎn)變。

2.4.2 嚴(yán)格控制各類生產(chǎn)物耗水平

近幾年，生產(chǎn)資料價格整體大幅上揚，為節(jié)約材料費，坪北采取招標(biāo)采購、網(wǎng)上采購等多種方式節(jié)約采購資金。針對生產(chǎn)物耗難點，組織力量開展技術(shù)攻關(guān)，想方設(shè)法提高利用率，減少材料消耗。針對抽油機(jī)皮帶使用壽命短的問題，通過與廠家共同開發(fā)500 r／min－1低速高效電機(jī)，將組合皮帶換成單根皮帶，為皮帶加裝防護(hù)罩等舉措，使皮帶消耗量由以往的年消耗4 000多組降為1 000多組，年節(jié)約成本40多萬元。針對坪北沒有油管廠，更換下來的舊油管無法檢測的實際，土法上馬，運用漏磁探傷檢測舊油管合格后再利用。2011年，利用檢測合格舊油管5 500米，減少新油管投入40萬元。

2.4.3 全力整治“電老虎”，實現(xiàn)降本增效

一是充分利用伴生氣發(fā)電。與廠家聯(lián)合開發(fā)小型天然氣壓縮機(jī)，采用套管抽氣裝置、大罐抽氣裝置、油氣分輸?shù)燃夹g(shù)，收集富余伴生氣，開發(fā)天然氣發(fā)電機(jī)組煙道余熱利用替代加熱爐采暖，日節(jié)伴生氣1 600方，日增發(fā)電量6 400度。到2011年底累計發(fā)電1 527萬度。二是降低采油系統(tǒng)單耗。安裝低速永磁電機(jī)，應(yīng)用節(jié)能抽油機(jī)，增加調(diào)整間抽制度，對抽油機(jī)進(jìn)行平衡調(diào)整，大幅降低了日耗電。三是降低注水系統(tǒng)單耗。實施分區(qū)分壓注水，站內(nèi)恒壓控制，井上恒流注水。四是降低集輸系統(tǒng)單耗。在接轉(zhuǎn)站實施三相分離，油氣分輸，污水就地回注，達(dá)到節(jié)電目的。五是加大生活用電管理力度，安裝電表量化個人用電，使基地用電量下降19%。六是積極引進(jìn)太陽能發(fā)電技術(shù)，安裝太陽能場地照明燈，滿足采油平臺生活用電。通過綜合節(jié)電，使經(jīng)理部外購電量連續(xù)6年實現(xiàn)負(fù)增長。

3 結(jié)束語

實施“低成本”戰(zhàn)略，取得了良好的效果。

3.1 樹立了中石化和中石油合作開發(fā)典范

坪北石油合作開發(fā)項目從項目組織、合同談判到生產(chǎn)開發(fā)、經(jīng)營管理等各方面形成了一套管理體系，并總結(jié)出了一種合作模式，即坪北模式，對長慶油田乃至中石油都具有借鑒作用。2010年長慶油田提出“遠(yuǎn)學(xué)華北，近學(xué)坪北”；延長油礦提出了“學(xué)習(xí)大慶，先學(xué)坪北”。

3.2 走出了一條有特色的低滲透油田開發(fā)之路

低滲透油田開發(fā)是目前油田開發(fā)的難點。坪北油田的開發(fā)，在機(jī)制創(chuàng)新、管理創(chuàng)新、技術(shù)創(chuàng)新、成果創(chuàng)新上，都取得了驕人的成績；靈活采用簡單適用的技術(shù)，因地制宜，打破常規(guī)，形成了一套低滲透油田開發(fā)模式，豐富了低滲透油田開發(fā)管理經(jīng)驗。

3.3 有效控制了開發(fā)成本，實現(xiàn)效益最大化

坪北投入開發(fā)以來，雖然因固定成本增長較快導(dǎo)致經(jīng)理部油氣完全成本總體呈上升趨勢，但可控成本逐年下降，有效遏制了成本的快速增長。

［1］宋豫書.低成本，高效益［M］.北京：機(jī)械工業(yè)出版社，2011：65－66.

［2］聶興凱.如何進(jìn)行成本管理［M］.北京：北京大學(xué)出版社，2004：223－224.

［3］朱益丹.重點用能單位的節(jié)能管理與改進(jìn)建議［J］.節(jié)能與環(huán)保，2011，205（7）：57－59.