长庆油田公司

1长庆油田分公司开源节流降本增效实施方案为积极应对油价持续走低对公司生产经营的重大影响，集团公司下发了《关于印发〈中国石油天然气集团公司关于深入推进全面开源节流降本增效工作的实施意见〉的通知》（中油财务〔2015〕62号）。收到通知后，油田公司领导高度重视，要求各部门全面贯彻落实集团公司做好低成本发展大文章的要求，强化“一切成本都是可以下降”的理念，坚持问题导向、立足低油价的底线思维、用好低油价的倒逼机制；积极部署计划、财务、油气开发、勘探评价等相关部门分严格控制类、重点强化类、优化细化类三个方面12项措施，拟订了油田公司分业务的实施方案，紧密围绕有质量、有效益、可持续的发展方针，牢固树立危机意识、责任意识，坚持以经济效益为中心，秉承“过紧日子、苦日子”思想和“量入为出”理念，把开源节流降本增效放在与储量、产量、安全同等重要的位置，以改革创新为动力，以市场化机制为手段，以全面预算为抓手，开展全员、全过程、全方位的开源节流降本增效工作，确保投资成本受控运行，确保年度油气生产任务、利润指标顺利完成。针对实施意见，油田公司认真对照，仔细梳理，完成了三个方面的13项48条具体实施方案。一、严格控制类措施（一）严格控制投资规模1.严格按照效益标准安排油气勘探开发项目22015年投资规模力争控制在***亿元以内，比2014年股份公司下达总投资***亿元下降***亿元，降幅21%。油气勘探要加强研究，优选目标，优化井位部署，提高探井成功率，努力寻找优质储量，全面完成股份公司下达储量指标；油气开发要严格遵循效益优先的原则，对所有的油气田开发项目进行效益评价和排队优选，投资向效益好的项目和区块倾斜，减少低效项目，杜绝无效项目。对于达不到效益标准、投资内部收益率低于12%的油气开发项目，不安排、不实施。2.优化油气勘探和油藏评价项目，夯实持续稳产基础根据股份公司储量增长高峰期的相关要求，坚持资源战略不动摇，努力寻找和落实优质可动用储量。通过深化地质研究，优选井位，压缩辅助工程，在确保完成股份公司下达储量指标的前提下，从“统筹年初框架预算、强化过程滚动预算、精细竣工工程核算”三方面制定管理措施，力争2015年勘探（含油藏评价）投资在2014年**亿元基础上压减*亿元，降幅*%。3.加强“三个结合”，提升油气勘探整体效益加强勘探目标优选和战略新发现的结合，根据盆地油气资源劣质化，突出规模储量区的战略接替，科学优选勘探目标，提升油气勘探整体效益；加强规模储量提交和油气产能建设的结合，重点突出资源结构、储量品位及剩余储量经济有效性评价，建立不同油价阶段的储量提交方案，保证规模储量可升级可建产；加强勘探投资工作量和油田公司提质增效发展思路的结合，坚持效益优先原则，结合长庆油气勘探3的投资计划，科学把握部署实施节奏。4.加强产建全过程管理，严格控制投资规模油田方面：2015年油田开发投资在2014年***亿元基础上下降到***亿元，同比下降**亿元，降幅**%。一是优化油田产能部署。坚持效益优先原则，按照不同油价开展区块效益评价，优先实施风险小、投资效益好的区块，重点加大长3以上浅层油藏部署力度，适度压缩水平井建设规模。在总投资进尺不变的情况下，新钻井增加***口，采油井建井数增加***口。在实施过程中，紧跟探评成果，持续优化方案部署，加强随钻分析，优化钻井顺序，坚决杜绝落空井，减少低产低效井，力争2015年开发井钻井成功率达到100%，侏罗系油藏侧钻率小于3.0%。二是根据长庆油田实际情况，加强井场优化组合，推广大井丛、多层位、多井型、工厂化开发模式，减少土地征借，降低建设阶段工程投资和生产阶段运行费用。2015年，初步组合丛式井平台***个****口，水平井平台**个***口井。开展大井丛作业示范。推广应用低成本压裂液体系，丰富工厂化体积压裂供水方式，完善工厂化作业模式，提速增效。气田方面：2015年气田开发投资在2014年***亿元基础上下降到***亿元，压缩投资*亿元。一是优化气田产能部署。全面分析近两年来产建效果，继续开展地震资料在储层厚度和含气性预测方面的攻关研究，深化富集区认识。结合投产井生产情况，对未动用储量筛选相对优质储量区集中建产，区内Ⅰ+Ⅱ类井比例要达到80%4以上；适当考虑甩开部分骨架井，评价未动用储量的非均质性，为气田稳产有序衔接落实目标区块。积极推行“一井一工程”，加强产建全过程管理，打责任井，多打高产井，不断优化储层改造方案，用技术进步和严格的质量控制，努力实现单井产量稳中有升。二是多层系兼顾，大井组立体部署，提高开发效果。统筹兼顾苏里格气田东区和神木气田等上下古叠合区、矿权重叠区，整体部署多井型、大井组，一次成网，井区接替稳产，优化改造层系、改造段数及改造规模，实现气井能量的最大释放和投资的合理控制，实现气田开发效益的最大化。2015年，初步部署丛式井平台***个****口井。5.合理规划水平井数量和改造规模油田方面：通过优选水平井井位，优化钻采工艺，合理确定井下改造规模，力争2015年水平井与直井（定向井）综合成本比例由2014年4.6倍控制到3.5倍以内。气田方面：继续坚持丛式水平井开发苏里格气田中区、苏东南区及靖边气田上古等含气性相对较好、储层认识程度较高的区块，水平井产能比例要占区块当年部署产能的80%以上。同时，加强井位的优化设计和随钻跟踪分析，力争一次准靶率达到100%，水平段砂岩钻遇率达到80%以上。持续推进苏东南区三维地震的连片采集和精细处理解释，地震-地质结合，精细刻画砂体的空间展布，将其建设为水平井整体开发、工厂化快速作业的典范。6.进一步加强招投标管理52015年，对井筒和地面工程实行全面招投标。通过进一步强化招投标管理和市场化手段，压减投资*亿元。7.大力压缩辅助工程等非生产性支出一是严格控制油气勘探和开发配套项目，不新开楼堂馆所，不购置生产指挥车，严格控制一般设备更新，不安排开发计算机项目，严格禁止非生产性项目。2015年勘探开发配套投资在2014年基础上压减20%以上。二是严把科研项目立项选题关，严格控制项目费用预算，将与生产关系密切的优先立项，优先实施，与生产关系不紧密的其它类科研项目少实施，或者不实施，控制辅助项目支出。力争科研项目压缩20%。（二）严格控制成本8.加强合规管理，维护预算的严肃性预算指标年初一次性核定，严禁各二级单位编制赤字预算，逐步减少专项费用项目，并压缩专项费用金额，加强公司业务部门对二级单位专项费用的监管和考核，不断加强专项费用全过程管理。稳产措施费、民用物业费、数字化维护费以及50%的安全生产费用等四个重大专项费用年初一次性列入各单位财务预算，纳入各单位业绩合同指标值，总额控制，统筹安排，不得突破；若基层单位实施过程中因特殊原因导致专项费用不足，由基层单位向公司行文报告，并由业务管理部门汇总，并向公司提交初步审核意见，经公司技术、造价部门审核后，油田公司按效益排队审批。9.优化老井措施结构，强化费效挂钩经营理念，推广注6水井带压作业工艺，有效降低措施作业支出。一是优化老井措施结构。以低成本高效的常规措施为主，按照效益优先原则对措施类型进行排队，重点推广适应性强、增油量多、投入小的酸化、小型压裂、查层补孔等成熟工艺技术，压缩混合水体积压裂、大修等高投入的措施工作量，暂缓水淹井及套损井侧钻措施。2015年计划混合水体积压裂措施***口，较2014年减少***口，预计减少成本*亿元。二是强化费效挂钩经营理念。老油田井下作业工程施工、技术服务全部实行费效挂钩，在合同条款中明确费效考核措施，对施工质量差、未达到预期增油目标的要严格考核，执行阶梯结算，2015年措施费较2014年同比节约成本约****万元。三是推广注水井带压作业工艺。充分认识带压作业技术的先进性和综合效益，主动推进带压作业工作，减轻注水井常规作业泄压放水造成的车辆拉运，处理成本压力。将年度费用计划中的注水井维修作业费、运费、注水费、采出水处理费、环保隐患治理等费用打包，统一支配，算“综合帐”、算“经济帐”。2015年计划实施带压作业****井次，预计减少作业过程中的外排水量及降低注水、废液拉运和处理等综合成本约****万元。10.强化机采系统精细化管理2015年以“提高机采系统效率，降低生产能耗”为目标，全面实施定向井采油优化配套，规模推进机械采油系统效率测试和优化调整，加大油井工作参数优化，强化井筒日常管7理，严控机采设备维修保养，提高机械采油系统节能降耗水平。全油田计划开展机采系统效率测试*****井次，实施机采系统优化与调整*****井次，预计全油田机采效率将达到21.6%，较2014年的21.4%提高0.2个百分点，预计油井年节约用电****万度，节约电费****万元。同时，抓好17个重点区块井筒、高频作业井治理，12个延长免修期示范区建设，加强井筒“八防”配套，加强井筒作业治理监督，降低作业频次，力争2015年维护性作业频次降至*次/井，较2014年下降*，节约修井作业成本****万元。11.强化采出水处理系统配套与完善按照“整体规划、先重后轻、急缓有序、分批实施”的思路，以提升系统能力、供水系统配套及系统完善维护为目标，持续做好陇东采出水专项治理工作，加快吴起、宁定、姬塬等15座站点采出水有效回注改造，完善镇原等环境敏感区回注系统，改善处理水质、提升回注能力。力争2015年采出水有效回注率达到92%以上，2016年实现100%有效回注。通过治理与完善，预计2015年较2014年可减少无效回注量***万方，减少清水注水成本****万元，少打水源井**口，节约钻井费用****万元，并有效降低无效回注安全风险，实现清洁文明生产。12.进一步加强五项费用、小车运费、楼宇办公费等非生产性支出的管理。油田公司上下认真贯彻落实中央改进工作作风“八项规定”、集团公司“二十条”和油田公司“二十五条”等相关要求，公8司五项费用管理取得明显成效。2014年五项费用剔除一线员工差旅费刚性支出比2013年实际下降24%。为进一步强化五项费用等非生产性支出管理，2015年公司五项费用预算剔除一线员工差旅费刚性支出，在2014年预算基础上再下降5%，压减支出***万元；进一步加强小车管理，小车运费预算比2014年预算压缩10%，压减支出****万元；充分利用自有楼宇，合理统筹安排，厂（处）级楼宇办公费用预算比2014年预算压缩10%，压减支出****万元。13.严格控制项目费用预算2015年勘探与生产分公司重大科研项目“油气藏储层改造技术重大现场公关”经费预算在2014年基础上压缩50%。（三）严格控制自然递减油田自然递减率控制到*%，含水上升控制到*以内，气田自然递减控制到**%以下。油田方面：14.精细油藏描述，深化储层认识以降低自然递减和控制含水上升速度为目标，优先安排17个开发矛盾突出及新增规模较大的区块开展精细油藏描述工作，覆盖地质储量*亿吨，油水井数****口。15.加大稳产技术研究，确保油田持续稳产突出主力油田稳产技术研究，优化不同类型油藏、不同开发阶段技术政策。姬塬、华庆、胡尖山油田为主的压力保持水平较低超低渗油藏，以“建立压力驱替系统”为目的，持续精细分层注水、完善注采井网、优化注采参数、治理欠注9问题，提高水驱效果，开展小排距加密调整试验，促进有效驱替压力系统的改进，力争实现三年内主力油田自然递减降到*%以内，确保油田持续稳产。16.持续开展重点油藏综合治理，有效降低综合含水以“控水稳油”为目的，突出治理12个自然递减大、含水上升速度快、对全油田影响较大的油藏，重点开展油水井双向调整、增产增注措施以及动态监测，辅以地面系统完善，保证正常注水，降低油藏递减，2015年共安排三级重点治理油藏**个，覆盖地质储量*亿吨，年产油约***万吨；计划油水井措施***井次，动态监测****井次。通过治理，重点油藏自然递减由*%下降到*%，含水上升率由*下降到*以内，压力保持水平由**%上升到**%，水驱储量动用程度由**%上升到**%；17.加强精细注水管理，确保油田实现长期稳产重点以注水井井筒治理为主，持续开