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赵贤正:老油田增储建产一体化管理创新与实践
发布时间:2019-04-21

中国石油大港油田公司 赵贤正

大港油田公司(简称大港油田)是中国石油天然气股份有限公司(简称中国石油)所属的地区分公司,是以油气勘探开发为主营业务的国家控股大型企业,地跨津、冀、鲁25个区、市、县,总部位于天津市滨海新区,矿权面积18717平方千米,油气资源量分别为26.5亿吨和5610亿方。

大港油田是继大庆、胜利之后新中国自主建设的第三个油田,1964年12月港五井喜喷原油,拉开了油田勘探开发建设的序幕。建设之初包括目前的大港、华北、渤海、冀东等四个油田区域。1976-1988年,华北油田、渤海油田、冀东油田相继分立;1999-2000年,大港油田公司、大港油田集团公司、大港石化公司重组分立;2002年以后,原大港油田集团公司物探、海洋工程、钻探、装备、工程建设、天然气销售等业务相继划离,其他业务与原大港油田公司重组整合,形成目前的“中国石油大港油田公司”。

截至2016年底,大港油田累计探明石油地质储量12.7亿吨(探明率48%)、天然气地质储量730亿方(探明率13%),为国家贡献原油1.85亿吨、天然气240亿方。原油年生产能力保持在440万吨左右,天然气年生产能力保持在5亿方左右。现有员工总量2.62万人,下属二级单位40个,资产总额544亿元。业务包括上市、未上市、矿区服务、多元投资四部分。

一、 老油田增储建产一体化管理新模式的背景

(一)实施管理创新确保老油田稳产,是保障国家能源供应的需要

石油是我国能源结构的重要组成部分,是保障国家经济命脉和政治安全的重要战略物资,并且与人们的生活息息相关,在农业、现代交通业、建材业、纺织业、军事等行业和领域的发展中具有不可替代的基础地位。而且,随着社会经济的发展和人民生活水平的提高,对石油的需求量与日俱增。

石油工业作为新中国的长子,油气田企业承担着找油找气采油采气保障国家石油天然气供应的重任,为国家经济发展做出了重要贡献。经过数十年快速发展,大多数油田进入勘探开发中后期,成为名副其实的老油田。作为国家控股的特大型或大型企业的老油田,油气总产量占到国内油气供应的70%以上,在保障国家能源供应方面地位举足轻重。随着各行业各领域需求量的增长和国家的发展需要,老油田保障能源供应的任务更为艰巨,如何保持老油田保持稳产上产成为当务之急。老油田稳产上产需在理念、认识、技术和管理上进行大胆创新变革。增储建产一体化管理模式成为老油田管理变革的新需求。

(二)增储建产一体化管理是老油田走出困境实现可持续发展的需要

对于油田企业的发展来说,资源为王。没有资源,就没有未来。然而,随着勘探开发时间的延长,大庆、胜利、大港、华北、冀东等老油田逐渐步入发展困境:人员、资产包袱重,勘探程度高,采出程度高,资源劣质化,勘探开发举步维艰,“大而肥”的高品位资源越来越少,难啃的“硬骨头”越来越多。

以老油田之一的大港油田为例,勘探开发50多年的油田探井密度为0.5口/平方公里(0.1口/平方公里为高勘探区),采出程度高达到76%(60%以上为高采出程度),建储建产面临三个难题:

一是储量规模小,成本控制难。随着勘探程度日益提高,规模储量区块越来越少,“十二五”以来,大港油田发现了一批优质高效储量区块,为新区产能建设提供了重要支撑。但整体规模较小,小而散问题突出。2011-2016年新增探明储量12521万吨,平均单块储量59.6万吨/块。单块探明储量含油面积小于1平方千米的有176块7260万吨,分别占总探明储量的58%和总块数的83.8%。储量规模小的特点决定了完成年度任务需要发现更多的区块,需要投入更多的钻井工作量,由此造成勘探投入大、成本控制难。

二是目的层埋藏深,储量升级动用难。大港油田中浅层有利地区绝大部分已经建成油田,油气勘探和油气评价的对象向深层转移,目的层埋藏深度大。“十二五”前4年,大港油田迎来了储量增长高峰期,累计新增石油控制、预测地质储量分别为2.43亿吨和1.93亿吨,但储量埋藏较深,埋深小于3000米的中浅层储量仅占22.5%和31.7%,实现升级的储量仅占10.81%和26.59%。截至2014年底,大港油田新增石油探明地质储量12.39亿吨,储量动用率为72.7%,尚有3.46亿吨低品位储量未开发动用。虽然剩余三级储量数量大,但是新增三级储量可升级和可动用率都很低,对老油田稳产带来严峻挑战。

三是传统管理模式与效益为先的新要求不适应。国内石油企业传统的勘探开发业务按照油气预探(发现油气)-油气藏评价(评价可采性)-产能建设(建成生产能力)-油气生产“接力棒”模式运行(图1),这种条块式管理在油田发现和建设初期发挥了重要作用,但是对老油田管理存在“九龙治水”的弊端,具体表现为:由于不同管理部门业绩观存在差异,追求的目标不统一,在一定程度上造成增储“硕果累累”而建产“无米下锅”的局面;在基础研究、方案部署、井位研究、钻前准备、现场实施各自为战,造成科研生产重复投入;“接力棒”模式拉长了增储建产周期,延长了投资回报周期,降低了增储建产投资收益。

突破传统管理模式,开辟全新局面,成为大港油田稳健发展的迫切需要,也是老油田自身可持续发展的客观需要。

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1  石油行业勘探开发现行管理模式——“接力棒”模式


二、增储建产一体化管理内涵及做法

传统的油气勘探开发分为油气预探、油气评价、产能建设和油气生产四个阶段,油气预探阶段主要任务是发现油气,新增预测和新增控制储量;油气评价阶段主要任务是评价可采性,新增探明储量;产能建设阶段是动用探明储量,建成油气生产能力;油气生产阶段是在产能建设基础上,通过油藏工程管理生产油气。

增储建产是指通过油气预探、油气藏评价新增储量,通过产能建设新增油气生产能力,是新增储量和新建产能的简称。增储建产一体化把传统的油气预探、油气藏评价和产能建设这三条关键业务链,整合成一个专业相近、管理相通、目标相同的大勘探价值体系。

增储建产一体化内涵:适应低油价下低成本战略发展需要,以提质增效为核心,吸收总结勘探开发一体化经验,结合中国东部老油田勘探现状和传统管理实践,在各级各类新增储量(包括预测地质储量、控制地质储量、探明地质储量)和新增储量区产能建设中,创新管理体制、效益决策机制,实现新增储量、新建产能全环节整体联动,人财物全要素高度整合,大幅降低增储建产成本,有效提高储量升级管理和动用,快速建成生产能力,缩短投资回收期,为大港油田稳健可持续发展提供保障,为老油田走出困境提供借鉴。

(一) 战略引领,制定增储建产一体化整体规划

1、 战略决策

2014年,中油石油提出“规范企业管理,着力改善运营质量和效率,坚持低成本发展,强化生产经营全过程控制,坚决遏制成本过快增长势头”。大港油田响应中国石油要求,积极谋划低成本发展战略,确定了增储建产一体化发展战略。同时,开始调研、谋划增储建产一体化工作,先后召开3次专题会议,研讨增储建产一体化方案。

2015年1月,大港油田通过了实施增储建产一体化方案,并调整了职责分工,增储和建产由同一名副职主管。具体实践中,油田总经理亲自协调、亲自过问,主管副总经理亲自抓顶层设计,统一确定总体工作原则、统筹制定中长期规划,为真正实现增储建产一体化奠定了坚实的管理基础。

增储建产项目工序和生产环节包括职能管理、井位研究、方案部署、现场实施和投资管理。大港油田按照各环节联动、全要素整合、全过程创新的要求,建立增储建产一体化模式(图2)。

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2 增储建产一体化管理模式图

2、目标与原则

增储建产一体化工作原则是坚持“层次部署、规模发现、效益评价、快速建产”。增储理念是“不可动不探明、无效益不升级”。工作目标是年度新增3个千万吨级以上规模储量区,落实2个10万吨级效益建产区,储量接替率大于1,利用3-5时间,力争实现新区、老区新建产能任务到达1:2(2014年底为1:3)。效益目标是勘探综合成本逐年下降,利用3年实践,勘探综合成本在2014年基础上,下降15%以上(降低1000元/米),发现成本在2014年基础上下降15%以上(控制在8美元/桶)。工作量完成率达到105%以上,储量动用达到90%以上,新建产能内部收益率达到20%以上(按阶梯油价进行经济评价)。

(二)系统推进,全面实施增储建产一体化管理

1、管理职能整合

在原来的增储建产项目管理中,涉及的职能管理部门有勘探处、油气开发处。勘探处主要负责预测储量、控制储量、预探井位、预探方案和探矿权的归口管理。油气开发处主要负责探明储量、新增储量区差能建设和老区产能建设归口管理。

为推进增储建产一体化,大港油田组建资源评价处,在原勘探处职能基础上,整合原油气开发处负责的采矿权、探明储量、SEC储量和新增储量区产能建设管理职能,形成统一的增储建产管理职能。资源评价处作为增储建产职能管理部门,负责预探、评价、产能整体方案管理,负责各级各类储量、新增储量升级动用和产能建设管理,负责探矿权和采矿权管理等。

增储建产管理职能由“接力棒”模式变成“一站式”服务,由“九龙治水”变成“一龙管水”,确保增储建产有效衔接、高效沟通、同步同向。

2、制定配套管理制度

资源评价处本着系统性、平等性、稳定性、可行性的原则,认真梳理工作流程、业务范围,根据增储建产一体化管理工作需求,在保持原有管理办法主体理念和主体内容不变的前提下,对原勘探项目管理的5项管理办法、评价项目管理的3项管理办法和产能建设的3项管理办法进行修订完善。针对管理办法中重叠交叉部分进行优化整合,管理办法空白部分进行补充完善,形成了包含井位管理、物探管理、储量管理、投资管理、奖励激励和对标管理的增储建产一体化管理办法,配套管理办法覆盖增储建产全过程,理顺了管理职能、形成了系统的考核奖励机制,适应了增储建产一体化管理新需要。

3.方案部署同步

原来增储方案和建产方案分属不同的部门研究和管理,分别制定各自的方案,没有统一部署方案。现在实现了方案部署同步,做到了储量升级、动用、建产方案编制同步。

一是同步制编井位部署方案。在增储方案中纳入产能井,共同认识油藏、控制储量规模,提高井控程度。在建产方案中将预探井、评价井均纳入开发井网,共同承担产油注水任务,加快储量升级动用,缩短储产转换期。通过方案同步编制,少实施评价井、产能井14口以上,节约投资11600万元(占钻井总投资的7.5%),建成了东关潜山等4个增储建产示范区。

二是同步确定资料录取方案。根据增储建产一体化部署方案,预探、评价、产能井在井位设计、地质设计上,统筹考虑不同地区地质特点,研究现状、资料录取情况和钻井地质目的,整体研究确定预探、评价和产能井取资料方案,在确保资料录取要求的前提下,优化录井井段、优化测井系列、优化取心设计,实现资料录取互补,有效压减综合成本。在港北潜山、东关潜山和板桥斜坡等地区共节约测井、录井投资1600万元(占测井、录井总投资的11.4%)。

三是同步优化试油试采方案。在增储建产方案一体化部署确定后,根据基础研究、储量申报和产能建设等需要,编制预探、评价、产能井试油试采一体化方案,既实现对油层的整体认识,又为开发方案编制提供详实的油藏参数,减少预探、评价试油层数,避免重复投资,节约试油、试采投资1800万元以上(占试油总投资的4.5%)。

4.井位协同研究

井位研究是增储建产一体化的主线,方案部署以井位为基础,生产推动以井位为抓手,投资管理以单井为项目。井位研究是效益的源泉、贯穿于增储建产始终,决定了方案部署、动态调整、投资导向、生产节奏和整体效益。井位研究协同就是整合力量、平行研究、有序竞争、尊重首创、精准奖励,做到研究力量“团队化”,井位目的“多能化”,井位管理“同步化”,最终实现井位研究协同化。

一是团队作战,实现井位研究“一盘棋”。在预探、评价、产能井位研究中,整合大港油田勘探开发研究院、大港物探研究院和七个油气生产单位地质所(简称两院七所)研究力量,形成井位研究“大团队”,做到资料共用、信息共享,方案共商、设计共做,实现井位研究“一盘棋”。2015以来,80口井获得工业油流,探井成功率到71%,其中获得百吨高产8口井,日产油50吨以上的10口井,日产油30吨以上的16口井,日产油30吨(高于石油行业工业油流标准5倍)以上的井比例为30%,高产井数和比例创历史新高。

二是推行一井多能,实现功能互补。大港油田位于渤海湾油气富集区,为典型的复式油气藏,具有多层系含油特点,已揭示奥陶系至新近系共十三套含油气层系,油气藏埋藏最浅为300米,最深5500米。在井位研究和部署时,坚持“六精六细”和“深浅兼顾、立体勘探”的工作原则,统筹考虑预探突破、储量升级、产能评价地质目的,淡化井别概念,预探和评价井既寻找储量,也纳入开发方案中增加产量;产能井既要贡献产量,也纳入储量计算中增加储量,实现一井多能,减少试油、试采层数,减少资料录取次数,节约投资。

三是井位同步管理,奖励同一标尺。指标任务同步确定。井位研究单位均同时承担预探、评价任务指标,“两院七所”井位指标同时确定、同时下达。预探突破、一般预探、升级评价和滚动评价井指标任务同时确定,同时下达。日常管理同步进行,预探、评价井均实施“三图两表”备案制,由资源评价处归口管理。完成井位数通过季报形式统一通报。井位审核均通过网上审核系统,实施三级审核制(研究单位初审、建设单位复审、油田领导终审)。井位运行均纳入油田日报、周报、月报和季报管理系统,生产数据信息及成果专报由资源评价处统一审核、统一上报。录井、测井等图件统一纳入A1系统(中国石油勘探生产数据管理系统)和井筒一体化系统中。奖励办法同步确定,制定《大港油田预探、评价及新区产能建设超值贡献奖励办法》,尊重首创,精准奖励,预探、评价和产能井获得超值奖励均采用同一标准。研发精准奖励软件,实现“小数点”奖励。“两院七所”根据井位系数和贡献大小同等享受各种奖励。

5. 优化投资管理

增储建产投资管理具有金额大、风险高的特点,因此,投资管理在增储建产中尤为重要,是实现增效的关键。投资管理优化以合规管理为前提,坚持高效项目优先、用好每分投资的原则,统一配置钻井投资、前期研究投资、地震处理投资,实现投资管理“一本账”。具体做法是首次推行单井项目效益评价、成本一票否决制、一井一项目管理,风险项目投资管理等5项投资管理办法。

一是研发单井效益评价系统,优选实施高效益井位。首次以精准、定量的方法对一般预探、评价井进行综合效益评价,研发了《单井(多井)经济效益评价系统》。该系统以地质方案为基础,以国际动态油价为基准,以单井全生命周期投资为主线,包括工程服务投资、采油成本、投资回报、效益优选四个模块。该系统改变了以往以地质条件为主要实施依据的做法,把经济效益作为主要实施依据。2016年,通过该系统评价单井116口,优选96口效益达标井进行排队,优先实施81口,探井成功率达到76%(中国石油平均50%),创历史同期新高。

二是实施“一井一项目”,细化投资管理。坚持先算后干、效益优先的原则,改变以往以区块投资项目管理为主的投资管理模式,首次推行一井一项目投资管理,预探井、评价井全部实行以单井为项目下达投资计划,强化设计优化、强化精准预算、强化投资管理与方案实施互动,确保预探、评价投资均不超,实行投资优化配置、效益最大化。

三是推行成本一票否决制,减少无效投资。以地质方案为基础,创新研发单井(多井)经济效益评价系统,把经济效益作为主要实施依据,推行成本一票否决制。减少低效井5口以上,节约投资5000万元(占钻井总投资的3.2%)。

四是探索风险项目投资管理,鼓励甩开突破。针对“四新”领域甩开预探井,设立油田公司级风险项目投资,实施计划单列,不占用建设单位计划内投资,不考核建设单位成功率,鼓励甩开突破。大港油田风险项目投资14000万元(占钻井总投资的9%)。

五是各环节实施投资效益评价,提高投资效益。投资管理以效益为导向,增储建产各环节均开展经济评价、效益评价,无效项目、低效项目均暂缓实施,提高投资效益。在井位研究中,开展单井、多井效益评价,实施效益排队,优选实施高产高效井。方案部署中,开展区块效益评价,初步测算内部收益率低于20%井暂缓实施。现场实施中,实施各部门联动,优化工序,节约投资3亿元(占总投资的14.7%)。

6.现场实施联动

现场实施联动是增储建产一体化的保障。在预探、评价和产能井位现场实施过程中,勘探事业部、油气藏评价事业部、油气生产单位(简称两部七厂)作为建设单位,三类井整体联动,探索“一场多井”的集约用地模式,钻前准备、动力协调、资料录取一体化,快速实施,降本增效。

在钻前准备上,井场勘测与优化实施地质主导四联合(建设单位、属地生产单位、施工单位、地方支油办),明确各方职责,提高工作效率,钻前准备周期同比减少7天以上(缩短30%)。

在动力协调上,建设单位与油气生产单位共同制定预探、评价和产能井三类井钻探、试油、试采运行安排,统筹钻井、试油动力,优化钻井、试油工序衔接,改变以往动力频繁搬迁等做法,消除了耗时、耗资、阻工等症结,节约搬安费和土地赔偿费1000万元(占钻前总投资20%)。

(三)人财物全要素整合,打好增储建产攻坚战

增储建产一体化管理模式将勘探开发阶段划分转变为增储建产项目划分,更强调项目管理,更体现价值理念。按照项目管理的要求,整合预探、评价、产能长链上的研究和管理的人力、物力、财力,打好增储建产攻坚战。

首次把油气生产单位作为井位研究的相关责任单位,与勘探开发研究院和物探研究院同步下达任务指标,同等纳入日常管理,同样享受奖励政策,实现井位研究“一盘棋”。

统筹预探、评价投资,统一配置钻井投资、前期研究投资和地震采集、处理投资,实现投资管理“一本账”。

预探、评价和开发地震采集、地震处理项目立项、招标、质量控制和项目验收,统一由资源评价处归口管理,实现物探管理“一道闸”。

在现场实施中,充分发挥机关管理部门协调管理优势、项目建设单位主体推动职责、油气生产单位属地优势和支油办地方关系优势,形成现场实施的整体合力,实现现场实施“一股绳”。

推动预探、评价和产能井考核指标同步下达,奖励激励同等对待;储量和产能指标同步管理,奖励激励同步制定;“两院七所” 井位、储量和产能指标同步下达,奖励激励同等对待,实现奖励激励“一把尺”。

把各方力量凝聚到一起,整体联动完成了跨专业、跨部门、跨系统的力量整合,发挥出了1+1大于2的聚能效应,实现了人力、物力、财力的全要素整合,保障了增储建产目标相同、步调一致、沟通顺畅、推进顺利。

三、老油田增储建产一体化管理实施效果

(一)促进了京津冀地方经济发展,满足了区域内社会生产和人们生活的能源需求

增储建产一体化管理新模式的探索实施,使大港油田走出了“山重水复疑无路”的困境,迎来了“柳暗花明又一村”的新天地: 发现6个千万吨级规模效益增区,储量动用率达到90%以上;建成3个10万吨级以上产能新区,综合成本下降20%(降低1396元/米),节约投资3亿元(占总投资的14.7%),有力支撑了稳油增气,使老油田再现新活力。2015-2016年,大港油田每年年产原油保持在400万吨,年产天然气保持在5亿方。2012-2016年,累计上缴税费204.6亿元。

作为京津冀地区能源供应的重要基地,大港油田的油气资源源源不断地从地下开采出来,满足了区域内工业生产、农业生产、交通运输等不同领域的需要,促进了地方经济的发展,改善了居民的生活水平。仅以交通运输为例,大港油田生产的原油,有力地保障了京津冀地区200多万辆私家车和120多万辆出租车的燃油供应,如果油田稳产得不到保证,出现“油荒”,将会给居民的出行、社会的和谐稳定带来难以预料的恶劣影响。

天然气作为一种优质清洁能源,近年来在国家能源消费中的比例大幅上升,在生活燃料、冬季供暖等领域的应用越来越广泛。大港油田连续3年承担了为京津冀地区冬季供暖提供气源的重任,每年约贡献2.5亿方天然气,保障了千家万户清洁取暖,彰显了能源国企的责任担当。

(二)为老油田再续青春提供了有益借鉴,为保障国家能源供应和能源安全作出重要贡献

在我国,老油田的油气总产量占到国内油气供应总量的70%,地位举足轻重。然而,历经数十年勘探开发的老油田勘探开发步履艰难:资源品质劣质化,成本居高不下,效益难以提升,稳产高产后劲不足,油田生存发展面临严峻挑。再加上国际低迷油价的困扰,更使老油田的经营“雪上加霜”,跌入亏损的泥沼。如何尽快走出发展的困境,各油田多方尝试,积极探索新出路,但一直没有找到有效的解决途径。

增储建产管理新模式和传统管理模式相比,管理链条缩短,资源动用率提高,投资成本降低,可快速变现和收回投资,实现了投资效益最大化。这一模式为在困境中的老油田找出了一条突围之路,为提质增效扭亏解困提供了有益的借鉴模板。

增储建产一体化模式具有可复制性和借鉴意义,形成了一套系统的管理体系,在中国石油2016年油气勘探年会和开发年会大会上进行了专题报告和推介,并在包括尼日尔、乍得在内的中国石油国际市场,以及冀东、华北等老油田得到推广应用。采用这一新模式,使“步履艰难”的老油田再现“青春活力”,实现稳健可持续发展,为保障国家能源供应和能源安全作出了巨大贡献。

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