张本华

　　油田党代会、职代会谋划了油田未来五年乃至较长一个时期的美好蓝图，提出了“实现效益稳产2300万吨、盈亏平衡点降至50美元/桶”的奋斗目标。海上油田作为增储上产、创效保效的重要阵地，面对新形势新使命，开启二次创业新征程。海洋采油厂认真贯彻油田决策部署，坚守安全环保、依法合规底线红线，聚焦价值引领和效益导向，统筹推进增储上产、“三控一提”、长寿命注采、价值引领、安全绿色、优势转化“六大工程”，努力实现增储上产、效益领先、安全绿色、管理一流、人才成长、和谐幸福 “六大目标”，在油田高质量发展进程中保持前列。

　　当前，海上油田发展方式由大规模储量投入拉动，转向存量控含水、控递减内涵发展的新阶段。今年年初以来，我们针对海上老区开发现状，实施控含水、控递减、控成本、提效益“三控一提”工程，推进海上油田效益稳产。1至5月，海上生产原油136.2万吨，超计划7230吨;完成利润11.90亿元，超计划 3419.90万元。海上油田自然递减率、含水上升率等主要开发指标均控制在历史最好水平。

　　精细注采管理，做实控水稳油，夯实二次创业根基。老区稳产是海上油田效益开发的根基，也是海洋厂生存发展的生命线、员工群众的幸福线。一是持续提升“三率”，夯实稳产保效基础。对埕岛主体注采井网、注采关系待完善区，加快实施水井投注、补孔卡封和局部完善等工作，注采对应关系得到完善，注采对应率进一步提高。截至目前，海上注采对应率提高到90.1%，分注率提高到87.6%，层段合格率提高到79.6%，增加水驱动用储量91.6万吨。二是坚持油水并重，精准注采调配。将注采调配由原来以单井增油为目的变为以调整流场为目的，实施井区油水井整体联动调整、多轮优化的注采调配机制，并充分利用油藏建模数模一体化技术，定量描述认识地下剩余油分布状况和主控因素，指导精细配注到单层，有效提升水驱油藏开发质量。1至5月，实施注采调配127井次，累计增油8713吨。三是改进工艺技术，以畅通水路拓宽油路。集成配套测调一体化长效细分注水工艺技术，加大细分注水力度，完善配套海上多段精细分注工艺，实现了单井七段细分注水、一趟管柱七段增注。目前，海上三段以上分注注水井达到165口，基本实现细分注水到单层、酸化增注到单层。

　　推进低成本战略，实现效益开发，厚植二次创业优势。低成本是高质量开发的核心竞争力，必须牢牢把握不能动摇。一是深化事前算赢，提升效益开发质量。完善“事前算赢”机制，实施月度效益配产，通过优化产量、工作量、成本结构及生产运行节点配置，提升整体运行效益。完善作业市场化运行机制，通过方案协同优化、协同调配作业平台、单井费用协商议价等方式，严控作业成本。完善开发、工艺、财务、生产、计划“五位一体”决策运行机制，按照不同油价对作业井进行效益分析预测，按利润由高到低排队实施，不干没有效益的活。今年优化论证新老井作业方案80余口，实施成功率100%，通过简化工序、调减水源井等措施，减少投资和成本投入2300余万元。二是实行全生命周期管理，大力培育长寿井。完善躺井预警、专家组诊断、油藏井筒地面一体化管理等长寿井管理体系，开展电缆连接、稠油电泵、耐高温机组、长效测调一体化分注等技术攻关和集成配套，保障更长注采寿命，构建形成了海上电泵全链条一体化管理体系和长寿命注采技术体系。三是创新低成本开发技术，助力降本增效。将低成本技术作为降低开发成本的撒手锏，经过不断配套攻关，形成了水井智能免投捞分注工艺、低液井氮气泡沫返排解堵、稠油区块防砂工艺优化、电泵多参数工况诊断技术等低成本技术，为降本增效提供强有力技术支撑。

　　聚焦价值创造，助推提效升级，筑牢二次创业支撑。“一切成本都可控”“每一项费用都有挖潜空间”“节约也是创效”的理念不仅要深入人心，更要付诸行动。一是推进单元目标化管理，精细油藏开发。将海上油藏划分为12个管理单元，完善以质量效益为主导的3大类16项目标管理评价指标体系，加强日跟踪、周分析、月总结、年考核分级运行管理，调动各部门、各层级积极性，实现“由独立作战向一体化分析的转变，由要我管向我要管的转变，由重产量向重效益的转变”。二是强化低液井治理，让低效变高效。大力开展“查低液原因，找高效措施”，强化低液原因分析，优化治理方案，结合油井增效潜力排定月度运行计划，确保单井设计最优、效益最优。截至目前，海上已治理低液低效井16口，预计今年将创利润5845万元，有效期内可创利润4.9亿元。三是多举措挖潜，增效成效显著。我们成立9个项目组，将成本控制、挖潜增效、经营风险管控纳入项目运行，下达挖潜增效指标并跟踪运行，每周通报，推进降本增效。通过人力资源优化54人“退下来”，超额完成全年计划;15个部门和基层单位“走出去”闯市场，签订外部收入项目合同(协议)15个，合同额达235.2万元。

　　(作者为海洋采油厂厂长)