案例提示　　

　　背景

　　開發建設34年的華北油田，年產原油量最高時達到1733萬噸。1987年后進入快速遞減期。近幾年，經過精細勘探開發，華北油田產量逐年回升，連續11年資源替換率大于1，原油產量連年箭頭向上。

　　經驗

　　“全方位整體優化，全要素經濟評價，全過程系統控制”的精細管理模式，使華北油田在“效益勘探、效益開發、經營油田、低碳生產”等方面表現突出。

　　意義

　　華北油田把持續深化精細管理貫穿于勘探開發和生產經營全過程，實現低成本高效益、低投入高回報，保持了持續穩健發展。其做法和經驗，對于集團公司提高勘探開發管理水平和綜合效益具有重要意義。

　　5月28日，華北油田以轉變發展方式、深化精細管理為主題的發展戰略研討會極其引人注目。會前，一組來自這個油田前4個月的數字吸引了記者目光：這個油田生產原油、天然氣分別完成年度計劃的33.72%和34%，油田單井產量平均日產比去年提高0.1噸，高于中國石油股份公司平均水平，油氣生產單位成本比預算降低每桶0.01美元。

　　精細管理，正讓華北這個老油田變得越來越充滿生機和活力。

　　讓效益成為“定盤星”

　　對每一項生產經營活動，都從成本投入、資本回報、技術分析等全要素層面，進行綜合效益和綜合管理效率考核評價，效益觀念十分突出。

　　時至6月，冀中平原麥已抽穗，梨園青果盈枝。掩映在一派田園風光中的華北采油三廠油水井站，因轉變發展方式帶來的變化尤為動人。

　　這個廠先后投入開發13個油田69個開發單元，因低滲透，斷塊支離破碎。如果按常規開發和自然遞減規律，產量將連年滑坡。然而通過精細管理，這個已開發34年的采油廠連續14年產量穩定增長，儲量資源替換率連續12年大于1。特別是2005年至2009年，這個廠原油產量每年增長3萬至5萬噸。與產量連年攀升相對應，噸油耗電卻由2000年前的301千瓦小時下降到現在的129千瓦小時，年用電量由2.9億千瓦小時降到1.5億千瓦小時，油田開發步入良性發展軌道。

　　采油三廠的實踐，只是華北油田轉變發展方式的一個縮影。隨著油田進入中后期深度開發，人多油少、結構性矛盾突出、勘探難度和穩產難度越來越大，人均油氣當量和人均業務收入低于集團公司平均水平，使華北油田面臨空前挑戰。

　　面對嚴峻形勢，華北油田在精細管理、轉變發展方式上“較勁”，讓效益成為“定盤星”。對每一項生產經營活動，這個油田都從成本投入、資本回報、技術分析等全要素層面，進行綜合效益和綜合管理效率考核評價。據油田財務處人員介紹，由于嚴格按效益標準強化儲量規模和儲量效益，近幾年，華北油田公司完成的三級儲量比公司成立時三級儲量增加40%以上，其中，去年新增控制儲量探明率比2004年提高35%以上。

　　為獲取效益產量，華北油田建立生產成本歸集分析體系，以現金流分析為線索，將構成產量成本的各要素歸集到區塊或單井，根據產量效益高低實施分類管理，優化上產措施，優選高效產量，提高開發生產效益。

　　已連續開發31年的采油四廠京11斷塊，經過精細勘探開發，采收率從30%提高到55.5%，可采儲量提高近一倍，4次被集團公司評為“高效開發老油氣田”。京11斷塊的高效開發，實現了從開發古潛山向開發第三系油田的戰略轉移，達到國內領先開發水平。

　　京11斷塊是注重效益產量的生動體現。經過34年連續開發，華北油田低效和無效產量逐漸增多，產量與效益矛盾突出。他們注重經濟產量，對未動用儲量搞好經濟評價，達不到效益標準的堅決不上或緩上。對已經開發的區塊，徹底改變以往只要完成產量不管投入高低的狀況，實現由“產量效益”到“效益產量”的根本轉變，去年油田完成水平井投產初期平均產量20.8噸，是周圍直井的2倍至5倍，效益真正唱起“主角”。

　　在“經營油田”上著力

　　選擇最佳發展方式，用最少投入拿到更多儲量產量，力求不多做一公里無效地震測線，不多打一米無效進尺，不多下一米無效套管，華北油田在經營油田上大做文章。

　　這是一組沉甸甸的數字：在總體進入含水高、采出程度高、采油速度高的情況下，資源替換率連續10年大于1，原油生產連續5年箭頭向上，油田遞減連續6年放緩；平均抽油機井系統效率從19.7%提高到27.2%，生產用電量降幅達到43%；每年僅集輸系統運行費用減少1.5億元。

　　這是華北油田“從發現、開發、管理油田向經營油田延伸”的生動寫照。采訪中，油田公司有關領導坦言，同樣找到一噸油和產出一噸油，現在付出的代價要比過去大得多，成本高出多少倍。如果不在經營油田上有所作為，來之不易的經濟效益將在粗放管理中消失殆盡，必須在“經營油田”上大做文章。

　　今年年初以來，華北油田實施勘探開發評價一體化，把握整體系統與精細量化兩個關鍵，聚焦“三凹一區兩領域”進行精細勘探，用最少投入拿到更多儲量，油藏研究、圈閉落實、井位標定、鉆探試油等環節環環緊扣，精雕細刻，力求不多做一公里無效地震測線，不多打一米無效進尺，不多下一米無效套管，多拿經濟儲量，油氣勘探取得可喜進展。

　　今年3月，虎16x井試油見到良好油氣顯示，揭示出饒陽凹陷南部潛山油氣藏良好的勘探前景。孫虎潛山構造帶位于饒陽凹陷南端，1976年勘探以來一直未取得重大突破。科研人員以老井資料為線索，深化地質綜合研究，在潛山及第三系發現一批有利目標。此前，虎8井、虎19井試油分獲高產工業油流，標志在饒陽凹陷老區新帶、新領域取得又一次潛山勘探突破。

　　開發系統把選擇最佳開采方式、提高采收率作為轉變發展方式的主攻方向。如已開發20多年的冀中南部荊丘油田，由于采收率提高4個百分點，等于兩年內增加30萬噸可采儲量，進而實現高效開發。采油一廠鄚州油田開展精細油藏描述，自然遞減由原來的13.7%下降到-5%，綜合遞減由6.2%下降到措施后的-5%，油田平均單井日產油量由2.8噸上升到7.7噸，大大提高了采收率。

　　華北油田把每個生產環節、每個工作層面、每道工作程序都涵蓋在科學管理系統的有效控制之下，使管理盡可能細化、量化，進而落實到每個生產要素具體環節中，使經營油田的任何一個環節和要素上的效益、效率潛能得到最大限度的釋放。

　　走“低碳發展”之路

　　生產耗能各項指標同比明顯下降，加快伴生氣的回收與綜合利用，實施地面系統簡化優化改造，低碳經濟成為發展新引擎。　　

　　低碳經濟在華北油田深化精細管理、轉變發展方式中正在扮演著越來越突出的角色，并成為轉變經濟發展方式的新引擎。

　　華北油田毗鄰京、津、冀、晉經濟發達地區，二連油田位于內蒙古錫林郭勒大草原腹地，發展低碳經濟，無論是轉變發展方式，還是其政治、經濟和社會意義非同一般。在今年油田重點工作中，“更加注重低碳發展”格外醒目。

　　截至6月初，采油五廠生產耗油、水、電、氣等各項指標分別比上年同期明顯下降。其中，天然氣日發電水平保持在8萬千瓦時以上，連續4年利用天然氣自發電量占到全廠耗電量的40%以上，僅前4個月天然氣發電余熱回收利用熱量達到133億大卡，減少二氧化碳排放4700噸，低碳生產實現突破性進展。

　　其實，這只是華北油田實現低碳發展的一個縮影。華北油田許多油井有伴生氣，以前由于伴生氣產量小、價值低，沒有得到充分利用。近年通過加強伴生氣的回收與綜合利用，每年回收伴生氣7000多萬立方米，年節約燃料用原油1.6萬噸，年減排二氧化碳5萬余噸，實現節能減排多重效益。

　　冀中地區地熱資源豐富，尤其潛山油藏產液量大、溫度高，華北油田利用潛山井高溫產出液為生產系統伴熱，在荊丘、八里莊、雁翎等油田實施后，年節約原油4800余噸，累計減排二氧化碳約1.7萬噸。同時太陽能利用也邁出實質性步伐，先后在冀中楚102—30井等24口邊遠井站安裝太陽能加熱裝置，進行儲油罐加熱保溫和稠油開采先導試驗，形成年節電數百萬千瓦時和1600噸二氧化碳的減排能力。

　　油田實施老油田地面系統簡化優化，分別對大王莊油田、荊丘油田、岔河集油田等實施整體簡化優化改造。目前，油田單井系統效率由19.7%提高到27.2%，噸液耗電從36. 5千瓦時減少到19.6千瓦時，用電單耗連續10年下降，形成節約油、氣、電達3.5萬噸標準煤的規模效益，提高了經濟運行質量。

　　隨著發展方式的進一步轉變，華北油田逐步實現低風險高效率、低投入高產出、低成本高效益的良性循環，先后榮獲“全國首批管理創新示范單位”等榮譽稱號，去年和今年以來，精細管理經驗在股份公司全面推廣。