辽河油田寻找抛物线顶点实现效益最大化(图)

　　[中国石油新闻中心2013-12-05]

　　辽河油区一角

　　2.741万吨、2.765万吨、2.764万吨，这是辽河油田最近3个月的平均原油日产量。

　　这不是简单的数字加减，而是辽河油田依据效益配产的科学方法，不断调整油田生产能力与经济产量的距离。辽河油田的效益配产把经济产量细化到每口油井，使能力、产量、成本、效益达到科学统一。

　　产量越高≠效益越好

　　追求规模与效益的统一

　　在辽河油田，年产原油200万吨的曙光采油厂是产量第一大厂，但年产油气当量165万吨的兴隆台采油厂却是效益第一大厂。

　　“产量越高，效益就越好。”记者在采访中发现，目前仍有部分员工这样认为。究其原因，主要是辽河油田过去习惯于以原油产量高低论英雄，对于下属各采油单位的考核，通常只考核产量和成本。事实上，单纯的产量指标并不能全面反映效益，受油品性质、操作成本、开发阶段等因素制约，产量与效益之间是正相关而非正对应关系。辽河油田经济评价中心经过研究，发现产量与效益之间的“函数”是一条抛物线。

　　如今，辽河油田开始以效益高低论英雄。配产是否经济合理，直接关系到采油单位的效益。一位采油厂厂长表示，产量具有最重要的“分量”，是全厂的核心工作。产量主动，全厂各项工作都好协调，产量一旦出现波动，就可能影响正常工作秩序，影响企业效益。如果产量缺口较大，只能选择多上进攻性措施，但这些措施费用动辄十几万元、几十万元，势必会增加成本，降低效益。

　　寻找抛物线的顶点，让配给各采油单位的产量指标“跳起来够得着，完成起来花钱少”，正是效益配产的目标。辽河油田把过去一个专业部门配产，变成多专业相互配合、相互协调、相互制约的综合配置，实现由能力配产向效益配产的转变。

　　辽河油田副总经理任芳祥表示，效益配产的作用可以归纳为“两个反推、两个匹配”。两个反推是用商品量反推产量、用成本反推产量；两个匹配是产量与能力匹配、产量与效益匹配。

　　效益最大VS效益最优

　　探寻效益产量的实质

　　在辽河油田，有一部分产量由于操作成本高、售价较低等因素，被贴上了“不经济产量”的标签。许多人不禁要问，把这部分赔钱的产量“砍掉”，剩下的不就全是效益产量。再把指标分解，不就能实现效益配产？

　　历史总能给人启示。2009年金融危机时，一方面油价低，另一方面成品油堵库，大家提出：提高效益的最好途径就是关停低效负效井，辽河油田产量规模从1200万吨调整到1000万吨。经过4年的实际运行，“关停”增加的效益被成本和税费的刚性增长抵消掉了，并没有起到减产增效的结果，相反又有一批新低效负效井“冒”了出来。

　　“这就好比每个班都有学习不好的学生，如果把这些学生开除，还会出现新的学习不好的学生。”辽河油田经济评价中心主任刘斌说。刘斌表示，这部分看似“赔钱”的产量，是分摊了人工、管理、税费等成本之后形成的，减掉这部分产量，会使这些成本转移到现有的经济产量上，使部分经济产量变成不经济产量。“我们现在要做的就是把这部分不经济产量找出来，生产组织的时候格外关注，想方设法降本增效。”

　　实际上，像辽河油田这种老油田和综合性地区公司，不仅要完成中国石油下达的油气生产任务，而且要统筹发展好修井作业、工程技术、多种经营等未上市业务。这些很大程度上要靠原油稳产增产来拉动。作为辽河油区的龙头企业和产业链上的重要一环，辽河油田保持一定产量规模，对油区内钻井、装备制造、炼化等企业有着重要的保障和带动作用。因此，辽河油田的生产必须考虑多种因素，保持生产规模持续稳定和协调发展。

　　1000万吨硬稳产，是辽河油区的“生命线”，是“多米诺骨牌的第一张牌”。然而，这并不意味着效益配产无所作为，在保证千万吨稳产的前提下，基于产能、资源量、投资规模等因素，综合考虑油区产业链整体效益能“拿”出来的产量，就是辽河油田的规模效益最优产量，也是效益配产的本质。

　　自上而下PK自下而上

　　确定效益配产的路径

　　和外行想象的“石油在地下是一条河，钻个眼就冒油”不同，油气生产并非易事，涉及勘探、开发、采油、作业等诸多领域，是多学科协奏的“交响曲”，发生的费用林林总总不下数十种。

　　效益这本账怎么算？以采油厂为单位算，还是以区块或采油站为单位算？辽河油田“一竿子插到底”，把效益落实到油田最小的生产单元——单井。2004年，辽河油田研发了单井效益评价系统。在这个系统里，辽河油田所有油井被分成有效井、边际效益井和负效井三大类。经过近10年运行，积累了大量的单井效益评价数据。以单井效益评价系统为基础，辽河油田创新思路，构建了自下而上、以单井为评价单元的辽河效益评价体系。

　　这种自下而上的效益配产方式打破行政单位界限、原油品质界限、区块界限。以采油井为单元，对油田的全部油井统一排序，从效益最大、成本最低、盈亏平衡三个方面计算出油田的效益产量，再按照效益油井所属采油单位进行分配，从而实现效益配产。

　　为探寻效益配产的最优路径，辽河油田提出了“新井优先、重大试验项目优先和效益好的油井优先”效益配产三大原则，减轻了配产工作量。今年，辽河油田效益配产工作还实现了计算自动化。经济评价系统在单井效益评价软件中增加了效益配产的功能，计算起来速度更快、精度更高。

　　相关负责人表示，虽然效益配产在辽河油田已基本成型，但还有很多影响效益的因素没有考虑进来，未来还有很长的路要走。另外，部分采油单位采油作业区层面还没有实现效益配产。这些都是以后努力的方向。

　　什么是效益配产？

　　效益配产，就是以效益评价数据为基础，以效益最大、成本最低、盈亏平衡为目标，通过合理配置产量和成本，从而倒逼出区块和单井的最大效益。

　　辽河油田的配产方法以单井效益评价数据为基础，打破采油厂界限、原油品质界限、区块界限，以采油井为单元，对油田的全部油井统一排序，从效益最大、成本最低、盈亏平衡三个方面计算出辽河油田的效益产量，再按照效益油井所属采油单位进行分配，从而实现辽河油田的效益配产。

　　【图解效益配产】

　　【图解效益配产】

　　【专家视点】

　　效益配产要从微观走向宏观

　　勘探开发研究院油气开发战略规划研究所所长王国辉

　　随着2006年国家起征特别收益金、2011年资源税征收从量定改为价定，我国石油公司税费大幅增加，但总体投资收益水平却未增长。同时，国资委也开始对国有企业的经营效益，特别是投资效益提出了新的要求和考核办法。双重压力下，中国石油必须向内改革，由“规模速度型”转为“质量效益型”发展，通过优化生产经营管理，寻求产量与效益的平衡点。

　　中国石油在摸索过程中，开展了具有标志性意义的上游业务效益产量评价基础工作，也是追求效益发展的示范性工程。中国石油的主要做法是将油田的产量分解为多种效益类型，针对不同类型的区块和单井情况，研究相应的提效措施。10多年来，评价体系加深了地质和开发人员对油田的了解，为效益配产奠定了良好基础。

　　经过多年发展，效益配产也的确给中国石油带来了实效。尤其在2009年金融危机期间，面对油价低迷，中国石油从效益出发，及时采取调整措施，确保了总体的投资效益。

　　然而，随着资源质量日益下降，对效益配产的要求愈发提高，且已不再局限于上游业务。目前，中国石油已经从年度计划的审查和制定、开发方案的优化、开发方案的实施管理和考核等诸多方面提出了新的要求和部署。通过建立、完善经营考核机制，研究并实施产能建设项目全生命周期评价和管理，以点带面，提升公司的整体效益。

　　从微观到宏观、从单环节到全过程，是效益配产开发思路和管理方式的转变。效益配产要与全生命周期理念相结合。产能项目全生命周期评价和管理，从项目全过程出发，适时跟踪评价项目实施效果，从而严格考核与兑现开发指标。另外，全生命周期评价和管理体制从宏观的高度考虑投资和运行成本，整体考虑油气田产能建设、稳产、二次开发甚至三次采油等阶段的投资，不但简化了地面系统，还可以让整体投资最小化，对于提高每个油区的投资效益、改善油气开发经营状况和提高投资回报率意义重大。

　　尽管效益配产发展迅速，但我们也必须清醒地认识到中国石油的效益配产工作目前仍处于初级阶段。只有突破技术和管理两个瓶颈，才能实现从微观走向宏观，从区域走向全面。

　　技术方面，应着重考虑各油区储量潜力与资源品质如何科学预测、不同类型油藏的开发规律研究和开发效果如何正确评价等问题。

　　管理方面则需要根据不同目标条件确定不同产量规模，并深入研究如何优化与考核开发方案，如何实现产量和投资结构的优化调整，如何建立各油区科学合理的考核机制和指标体系等。