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—1—坚持管理创新加快公司发展为打造“四个一流”现代企业而努力奋斗—在2003年工作会暨一届四次职代会上的报告蔡志刚（2003年1月6日）各位代表、同志们：我们满怀胜利豪情送走了2002年，迎来了充满生机与挑战的2003年。这次会议的主题是：深入学习贯彻党的十六大精神，总结回顾2002年的工作，安排部署2003年的工作。下面，我向大会作报告，请审议。一、2002年工作回顾2002年，公司全体员工紧密围绕“1865”工作部署，严格执行年度工作计划，讲大局、抓落实，求创新、谋发展，全面和超额完成了全年生产经营任务。1、探明石油地质储量1413万吨，可采储量447万吨，分别完成年计划的118%和160%；探明天然气地质储量47.8亿方，可采储量28.7亿方，分别完成年计划的160%和192%。2、生产原油251万吨，完成年度计划指标；生产天然气11.4亿方，液化气17.4万吨，分别完成年计划的104%和102%；生产—2—成品油6.2万吨，完成年计划的107%；新建原油产能20万吨。3、销售原油227.2万吨，天然气6亿方；销售液化气17.9万吨，完成年计划的104%；销售成品油5.9万吨，完成年计划的102%。4、全年实现销售收入38.3亿元（含原油价差8.6亿元），上缴股份公司国际准则利润5.64亿元，上交折旧、折耗9.13亿元，实现税费5.2亿元。5、改革取得新进展，工作用车、劳动组织改革等工作取得初步成效。6、安全生产实现了“四个杜绝，一个保持，一个为零”的目标；环保工作达到了国家对企业的要求。7、“五项工程”取得阶段性成果，思想政治工作为生产经营提供了有力保证，员工队伍保持稳定。丘陵采油厂联合站荣获“全国五一劳动奖状”荣誉称号。2002年，我们全面和超额完成了股份公司下达的业绩指标：投资资本回报率达到8%，完成计划的102%；利润总额5.64亿元，完成计划的106%；新增石油可采储量447万吨，完成计划的160%；油气勘探成本0.93美元/桶，比计划低0.51美元/桶；开发成本3.07美元/桶，操作成本4.72美元/桶，均完成控制计划；当年货款回收率100%，完成下达指标；员工总量控制在3578人。回顾公司一年来的工作，主要取得了七个方面的成绩。—3—(一)立足储量增长新的突破，积极拓展新领域，油气勘探取得新的进展一年来，勘探系统以寻找商业储量为目标，进一步解放思想，转变观念，积极工作，努力探索，勘探工作取得了新成绩。——台北凹陷浅层油气藏勘探取得新进展。通过强化台北凹陷浅层次生油气藏和富集规律再认识，精细开展圈闭描述和储层预测，勒9井在第三系获商业气流，新增探明天然气储量47.8亿方，鄯勒浅层整装气藏储量规模得到落实；通过评价胜北浅层，胜北402、404井获工业油流，新增探明石油储量419万吨。——红台地区隐蔽油气藏勘探取得新进展。按照“动中找静，下凹勘探”寻找复合性油气藏的思路，通过开展高分辨率地震攻关，部署钻探的红台8井获得突破，新增预测天然气储量53亿方，使红台地区天然气三级储量达到155亿方，一个相对整装的天然气富集区带基本明朗。——吐哈盆地二叠、三叠系勘探取得新进展。通过加大深层地震和深井优快钻井技术攻关，开展重磁电震联合反演，全面认识二、三叠系隆凹格局，陵深2井见到良好油气显示，新增预测含油面积13.6平方公里，石油储量1309万吨，开辟了石油资源接替的新领域。——新区盆地勘探取得新进展。强化民和盆地黄土塬地震攻关和综合研究，落实了马场垣、万泉堡、大庄三个主攻区带，部署的民探2井在三个层段见到气测显示，为实现盆地接替准备了—4—目标。深化三塘湖盆地复杂储层与南缘推覆带复杂构造研究，条5井压裂后获得日产20方的工业油流，二叠系裂缝储层勘探取得新的突破。——勘探项目管理取得新进展。完善了研究、部署、实施一体化的项目管理运行机制，做到了科研与生产、勘探与开发紧密结合，提高了勘探效率。项目管理得到加强，重点探井优良率达到90%。充实项目经理部技术力量，组成强有力的技术支持组，提高了技术攻关成效，吐哈盆地深层地震、民和盆地黄土塬地震、低孔低渗储层压裂改造等技术攻关取得新进展，为拓展勘探领域奠定了基础。一年来，研究院台北工业研究室深化地质综合研究，在台北浅层天然气勘探中大显身手。勘探战线涌现出了张代生、季卫华、黄卫东等一批敢于创新思维、工作作风扎实的先进个人。(二)围绕减缓三个递减，深化油田调整和综合治理，油田开发管理水平不断提高开发系统面对油田递减速度快、滚动建产空间小、稳产难度大的严峻形势，发扬奋力拼搏、敢打硬仗的优良作风，紧密围绕减缓三个递减，及时转变开发观念，调整油田治理思路，加大油田注水和综合治理力度，连续组织上产会战，在十分困难的情况下，完成了各项开发调整指标，油田开发管理水平有了新的提高。——油田稳产基础得到夯实。经过5年的持续调整，油田主力区块一次井网调整基本完成，共钻井182口，投改注144口，—5—共调整11个区块，调整区块水驱控制程度提高10%，水驱采收率提高4%，基本实现了一次井网层系调整目标。同时，加快近两年新开发区块井网完善，陵四区块和温西六东块实现了注水开发，神泉、雁木西白垩系、葡北东块注采井网得到完善。——注水工作取得长足进步。油田上下对注水工作的重视程度普遍提高，“注够水、注好水、平稳注水”成为控制油田自然递减的切入点，全年围绕注水抓井网调整、注水结构调整、剖面调控的措施力度加大，有效注水在老井稳产中的核心地位得到加强。全年共实施增注措施113井次，分注措施50井次，新井投注5口，老井改注59口，油田水驱控制程度提高了8个百分点，油田分注率提高了4.6个百分点，剖面动用提高了3个百分点。——三次采油迈出实质性步伐。温五注气提高采收率工程于12月28日正式投运，达到了6口井的注气规模，已投注3口。温西一、温西三注气提高采收率方案已完成方案初审，丘陵油田注表面活性剂提高采收率可行性研究已完成试验评价。——滚动勘探成绩突出。以鄯善弧形带、吐神葡地区、红连油田周边复合油气藏和隐蔽油气藏为目标，深化地质和成藏规律研究，分别在温五、温南三、神泉侏罗系、雁木西低幅度构造获得发现，新增含油面积13.1平方公里，探明储量943万吨，可采储量304万吨，新建产能6万吨。——钻采工艺技术取得新的进步。高效钻井、增产增注、油田控水等五项主体工艺技术得到进一步配套和规模化实施，在解—6—决开发矛盾中发挥了重要作用。全年完成水平井5口，水平段最大长度达到了600米；薄层压裂有效率100%，单井日增油达到6.4吨；化调有效率达到78%；有杆泵平均泵效达到39.2%，平均泵挂深度达到2264米。12项新技术先导性试验取得了不同程度的效果。——生产组织实现正点高效。开发系统按照“早起步、早见效”的思路，方案部署超前准备，前期工作提前到位，生产组织衔接紧密，工作运行迅捷高效。34个开发方案提前编制到位；钻井运行速度加快，同比井数生产时率比上年同期增加近1个月；完成油井措施532井次，增油22.4万吨，超计划5.4万吨；生产组织运行以信息网络为依托，以调度室为生产指挥中心，提高了生产调度水平。——地面系统适应能力得到提高。21个工程项目按期投运；对油田部分原油处理和脱水系统进行了技术改造;整改油田产品计量交接中存在的突出问题，内外部计量点设置趋于完善，50千瓦以上耗能设备全部实现单独计量；设备管理狠抓A类设备管理、现场管理等六个关键环节，设备综合完好率达到98.4%，综合利用率达到70.5%，与股份公司6项评价指标相比，平均高出3个百分点，设备管理处于全国同行业先进水平。一年来，开发系统围绕油田稳产，做了大量艰苦细致的工作。研究院不断提高开发方案编制水平，发挥了技术支持作用。开发处充分发挥管理职能，管理水平不断提高，被评为股份公司2002—7—年度油气地面系统先进管理单位。生产运行处强化现场指挥协调，保证了生产的平稳有序运行。吐鲁番采油厂主动承担公司产量压力，原油产量再创新高，全年生产原油79.2万吨，超计划4.7万吨，为公司完成原油产量发挥了重要作用。丘陵采油厂加大生产组织力度，现场管理和轻烃生产保持了较高水平。温米采油厂抓油藏管理思路清晰、措施针对性强，尤其在温西三区块治理上取得明显效果。鄯善采油厂抓注水思路明确、措施扎实，油田注水量由年初的3200方/日提高到目前的4400方/日，夯实了油田稳产基础。丘东采油厂大胆探索低孔、低渗气藏高效开发的新工艺、新技术，积累了成功的经验。三塘湖采油厂发扬“能吃苦、能战斗”的主人翁精神，从一点一滴中多拿产量，较好地完成了生产任务。工程技术中心发挥自身在油田测试方面的优势，以优质高效的服务赢得了各采油厂的赞誉。一年来，开发系统涌现出了张世焕、何勇、李江予、王志坚等一批立足岗位、扎实工作、业绩突出的先进个人，他们是油田开发战线的优秀代表。(三)突出增效节支工作，开源节流与营销增效并举，油田公司继续保持了较强的盈利能力第一，营销增效成效显著。销售事业部主动掌握市场动态，加强营销管理，探索新的营销方式，采取积极的营销策略，营销工作实现了三个转变：其一，营销方式实现了由出厂批发价销售向市场价销售转变。液化气销售坚持“稳定西南市场，占领西藏—8—市场，开拓车用液化气市场”的指导思想，实施双赢策略，发挥品牌和大用户的优势，西南市场不断扩大，西藏市场份额达到70%，北京车用液化气市场销售势头强劲。发挥液化气自备车对市场的调控作用，有效支撑了市场低迷时期液化气出厂价格，吐哈液化气出厂价平均比周边炼厂高出约150元/吨，实现价格增效1016万元。其二，市场开发实现了由传统市场区域向细分市场目标的转变。天然气形成了工业、商业、居民用气、汽车燃料等多用途市场，销量比去年同期增加2000万方，增加收入916万元。其三，营销增效实现了由原油为主向油气副产品增效的转变。通过增产、增收、价格增效，销售收入超计划6900万元。第二，油气副产品增产基础进一步夯实。公司上下采取具体步骤实施增气提效战略。落实了116亿方的资源基础和4.83亿方的建产规模；丘东气田动用储量27.8亿方，新建产能1.39亿方；湿气集输管网联网进展顺利，实现了温八向丘陵、丘东向丘陵调气，每天减少温米天然气放空30万方，提高了油田伴生气和轻烃装置的利用率；加大轻烃装置检修改造力度，提高了装置的生产运行能力。温米轻烃装置C3收率提高10个百分点，每天增加液化气产量近10吨。第三，低成本战略得到全面推进。加强投资管理，优化投资结构，有效发挥了投资效益，投资资本回报率达到8%。加强全面预算管理，建立预警机制，预算管理实现了刚性控制。低成本战略得到全面推进，各单位控制成本的责任意识明显增强，成本—9—控制的“七个关键作用”得到进一步发挥，勘探成本、开发成本和操作成本得到有效控制，总操作成本比上年降低1750万元。一年来，各单位、各部门增效节支工作各具特色。勘探事业部对勘探项目实行三级责任制，强化现场跟踪分析和监督管理，有效降低了物探、探井成本。财务处落实全面预算控制，加强成本管理，被评为股份公司财务管理先进集体，杨臣、刘明成同志获得股份公司财务管理先进个人称号。计划处加大投资控制力度，对列入计划的项目择优排序，突出效益，使有限的资金用在了增储、稳产和提高效益的项目上，被评为股份公司统计报表优胜单位，高菊桦、金天柱同志获得股份公司先进统计工作者。鄯善、温米、丘陵采油厂成立专业化维修队伍，发挥在抽油机、注水泵、压缩机维修方面的优势，完成实物价值工作量300万元。吐鲁番采油厂对原油装车泵、注水泵进行变频改造，全年节约电费460万元。物管中心通过修旧利废，创效400万元。(四)围绕管理一流目标，推进管理创新，企业管理进一步加强首先，加快了信息化建设。信息化是全面提升公司管理水平的重要举措。经过近三年的努力，油田管理跃上了信息化管理层面，建成了覆盖全油田的千兆高速网，实现了油田局域网与因特网的互联。以网络为依托，生产信息自动化和网络技术应用初见成效。油田电泵井、气举井、抽油机井的相关数据，以及重要设施、装置的运行参数，实现了自动采集、上传和发布；