低效油气开发成本管理之探索

1低效油气开发精细化管理的必要性

1.1应对内外部挑战的必然要求

低效油气板块作为西南油气田3大主营业务之一，被纳入了建设300亿大气区战略规划，肩负的责任重大，不仅关系企业自身的发展，而且还涉及公司发展乃至川渝地区能源安全问题。在全球金融危机的大背景下，开发川渝地区须家河及以上层位的难动用储量，任务十分艰巨。低效油气开发业务只有适应以上客观形势，坚持以科学发展观为指导，及时调整管理策略，持续不断地提高企业管理水平，才能有效地应对面临的困难和挑战。因此，实施精细化管理是事业部应对内外部挑战的必然要求。

1.2提升创新能力的必然要求

四川油气田经过50年发展，形成了技术成熟和专业配套的施工队伍，但是目前油气开发领域执行力不强、工作效率不高的现象随处可见，其根本原因在于管理粗放。因此，实施精细化管理是不断提升事业部创新能力的必然要求。

1.3提高执行力的必然要求

低效油气开发快速、高效、科学、规范地发展，迫切要求企业提高执行力。精细化管理的实施，必将有力地推动事业部扎扎实实地抓好低效油气开发的每个环节、每个步骤和每项工作，在务求实效上狠下功夫，从而有效地控制生产成本，提高经济效益，加快勘探开发速度，实现低效油气开发快速、高效、科学、规范发展。因此，精细化管理是事业部提高执行力的必然要求。

1.4保障安全生产的必然要求

事业部所从事的油气开发业务，其整个业务链的每个环节都承担着巨大的风险，尤其是市场化的工程技术服务承包商参与开发，客观上给低效油气开发的安全管理带来了严峻挑战。精细化管理的实施，有利于找出低效油气开发安全生产中的问题，制定相应的规章制度，层层分解落实到人，加强对员工的考核，从而确保低效油气开发安全生产。因此，精细化管理是事业部保障安全生产的必然要求。

1.5推进发展方式转变的必然要求

目前，低效油气开发还缺乏精细化的管理基础，由岗位责任制、粗放式管理直接到人本管理，这种超越企业发展自然规律的做法，必然难以取得实效。对于事业部而言，精细化管理必须摒弃原有的发展模式，走集约化管理和内涵式发展之路，从而实现企业的良性发展。因此，精细化管理是推进事业部由外延式增长向内涵式发展转变的必然要求。总之，推行精细化管理是低效油气开发事业发展的必然趋势，也是解决目前生产运行和经营管理中存在问题的有效方法。

2精细投资成本管理的主要做法

根据公司对事业部的定位，事业部坚定不移地走“项目化管理、市场化运作、低成本发展”的道路，精细投资成本管理，抓好全过程投资项目管理，强化全员投资成本控制意识，积极有序地推进市场开放，以实现低效油气效益开发。

2.1强化项目管理，不断提升管控能力

1）强化井位论证，提高勘探成功率。2011年事业部进一步深化区块认识，强化井位论证，不断增强井位部署的科学性，提高勘探成功率。全年开展井位论证169口，批复井位73口；完成试油井69口，获气井50口，获气成功率72.50％。2）突出抓好项目管理，确保实现“345”管理目标。①加强土地协调，缩短钻前周期。加大与各级地方政府的协调力度，积极配合所属矿区土地办人员，尽量缩短公示、付款转账、申报的时间，邀请公司机关处室进行现场设计评审，节约征地时间。2011年共计完成钻前工程24项，平均钻前准备周期58.25天（其中平均施工时间29.92天），比公司计划缩短30.76天。②强调计划的权威性，高效组织生产。根据全年建设项目计划，认真编制月、周指导性计划，排出详细的钻机运行大表和项目施工工期，要求各部门、施工单位严格按计划开展工作，满足开发要求。③强化现场监督，确保无缝衔接。抓好各专业化公司之间、甲乙方之间以及与地方之间的协调与配合，减少生产过程中的停工、等待；加强设计审查力度，强化现场施工组织协调，缩短地方协调、施工场地划分时间，实现快建快投。④坚持“关口前移”，确保高效运行。充分发挥前线项目经理部靠前指挥、靠前实施的职能，随时掌控一线生产动态，及时发现与解决问题，提高生产效率。3）强化承包商管理，实现双赢目标。①正确定位，实现双赢。坚持事业部和所有承包商携手共进、荣辱与共，以实现双赢为目标的战略合作伙伴关系的定位，为事业部营造尽快成长与形成成熟的市场环境奠定坚实的基础。②建章立制，规范管理。建立与完善引进队伍的管理制度，规范管理行为,强化资质管理。同时成立“民营钻（试）井企业联合协调组”，坚持召开月度承包商例会，加强引进队伍的生产运行和技术管理，进一步完善考核办法，坚持对民营队伍实行量化考核。同时建立网络视频指挥调度系统，加强现场监控。③打破传统格局，优胜劣汰。通过招投标打破区域划分的传统格局，形成市场竞争机制，实现承包商的优胜劣汰。2011年对岳101-26-X1井等3个井组的钻井工程首次实行招投标，为2012年全面推行招投标奠定了基础。④突出重点，专项治理。重点抓好承包商安全环保监督管理专项治理，全年组织安全大检查、专项检查共26轮次。同时坚持开展经常性巡回检查，对发现的问题严格督促整改。2011年收缴承包商HSE违约金4万多元。4）坚定不移地走市场化道路。事业部努力培育良好市场运行环境，进一步扩大市场开放，截至2011年底共引进7家地方企业共16支承包商施工队伍。2011年，外部承包商施工队伍共计完成钻前工程10个，占总数的34.48%；完成钻井进尺76500m，占总数的52.21％；完成试油井38口，占总数的55.10%；完成地建项目14个，占总数的64%。5）深入推进精细化管理，努力实现低成本发展。把精细化管理理念和要求贯穿于生产经营全过程，强化项目跟踪分析和评价与投资预警，严格造价管理，深入开展“勤俭节约、挖潜增效”主题实践活动，有效降低非生产性支出。

2.2发挥科技支撑作用，实现技术与经济的有效结合

2011年，事业部紧紧围绕油气勘探开发过程中的问题和技术难点开展科技公关，加强科研成果的转化和新工艺、新技术的推广应用，进一步强化技术措施在生产实际中的运用，取得了明显成效。1）加强前期项目和科研课题成果的应用。2011年，通过前期项目和科研课题的有效开展，先后在合川125井区、丹凤场构造、安岳区块等构造上，完成论证井位169口，其中批复井位73口，保证了全年所需工作量，同时也保证了目标准确、成功率大幅提升和产能建设顺利完成。2）依靠科技实现钻井提速。认真分析、总结各区块构造的历史资料，借鉴成功经验，制订出符合事业部实际的钻井提速技术要求，督促承包商队伍严格执行。同时通过优选钻头、在须家河稳斜段采用PDC+螺杆+欠尺寸扶正器钻具组合等措施，实现钻井提速。2011年钻井工程首次实现40天管理目标。3）依靠储层改造新技术，转变施工方式，实现试油工程低成本、立体开发模式。①储层改造采用体积压裂技术、井下及地面微地震裂缝监测技术、可回收压裂液及水平井分段加砂等新工艺、新技术，形成了多项亮点改造工艺技术。全年获测试产量：气443.35×10m4／d，油270.37t／d，其中测试产量10×10m4／d以上井14口，20×10m4／d以上井7口。②丛式井组试油采取立体、交叉作业，减少作业机搬迁、试油周期等投资752万元；加砂压裂采取井组整体作业，减少车辆行驶费304万元。4）强化技术措施，进一步优化与简化设计。①重视钻前工程设计方案审查，在满足地下目标、安全、环保的前提下，优选井位，优化设计，控制钻前工程设计工程量。如岳101-18井组原设计需改建道路及加固桥梁1座，由此导致出现施工难度大、工程费用高、钻井期间安全风险大等不利因素，通过二次踏勘，决定重新选一条进场道路，减少了修建拦河堤坝及建临时便道等工作量，节约投资61.10万元。②优化、简化钻井工程设计，加大井身结构优化力度。2010年安岳区块完成井井身结构为“三开三完”，即340mm×244.5mm×140mm，2011年事业部根据实钻情况将井身结构优化为“二开二完”，即244.5mm×140mm，节约投资446.48万元。③地面建设加强设计方案评审，严把设计审查关。2011年事业部组织了21个前期项目设计审查，召开初设审查21次、施工图设计审查22次，下达审查纪要43份；通过审查，优化设计方案3井次，在评审和施工过程中发现和解决设计问题300多个。2.3强化造价管理，实现投资成本受控1）持续推进投资成本控制管理创新。一是钻前工程调整计价标准，2011年钻前工程继续有序推进市场开放，土建工程费通过计价标准调整，共计节约投资1442万元。加大推行丛式井和同场井的力度，在2011年评审的26个钻前工程项目中，丛式井组和同场井达23个，占88.5%。二是钻井工程全力推行“低效油气田临时计价标准”。2011年钻井工程进一步加大了“低效油气田临时计价标准”的执行力度，与川庆钻探公司部分单位达成了执行“临时计价标准”的协议，2011年钻井工程完成井共计结算69口，与集团公司“03定额”及“司造价［2009］1号文件”规定相比，节约投资6152万元。三是地面建设工程严格执行低效油气田地面建设安装工程市场化费用标准，工程投资下降5%左右。2）强化项目事前、事中、事后全过程控制。一是加强钻前工程预警管理，强化井位优选及设计方案优化。2011年评审的26个钻前项目中，一级预警项目5个，通过方案比选、优化调整，均解除了预警。全年共优化钻前工程项目11个，优化率13.9%，共节约投资814.1万元。二是强化钻井工程预警管理，严格执行设计变更程序。凡是没有公司批复的设计变更、认证资料以及资料不齐全、手续不完备的项目，不得组织实施；严格控制钻井工程事故与复杂情况，加强事故管理。2011年钻井事故与复杂情况损失仅占钻井工程投资的1.01%。三是地面建设工程通过施工图预算控制，促进施工图设计优化工作量。以审查的施工图预算金额作为签订包干合同金额的依据，要求施工单位在施工图工作量的范围内包干，结算时按甲方签认工作量进行调增调减。四是严格执行公司“三算”管理办法，以各专业结算管理实施细则为指导，建立工作量审核集中汇审制度，以结算工作量和价格的审查为工作重点，严把结算关。如合川125-12-X1井由于施工单位原因造成卡钻事故，被迫填眼重新侧钻，按合同约定，侧钻损失约400万元未予结算。3）改革计价模式，推行计价新标准。一是地面工程推行限价管理。2011年对安全评价、环境影响评价和环境评价验收等项目进行了限价，其中安全评价为4.1万元／井组，环境影响评价和环境评价验收为4.5万元／个；对无损检测费用分别按不同比例进行下浮，其中费用小于3万元的不下浮，费用在3～5万元的按5%下浮，费用在5～10万元的按20%下浮，10万元以上的按25%下浮。二是钻井工程推行计价新标准。2011年底按照公司要求在合川125-15-X2井等17口井推行了“集团公司定向井技术服务计价标准”，节约投资196.79万元。4）采取切实可行的措施，加快结算进度。事业部制定了加快结算进度的措施，并严格执行，取得了较好的成效。2011年平均单井结算进度比上年快12天，幅度为26.67％。采取的具体措施：一是加大宣贯力度，制定实施细则。二是制定工程项目进度结点控制表，对每个工程项目按设计资料交接时间、概算上报时间、概算批复时间、开工时间、完工时间、结算资料提交时间、结算资料审定时间、造价部门审定时间、财务结算时间等项目进行了量化，并按责任细化到相关部门，各部门必须按照进度控制结点安排运行。三是细化项目结算，控制结算进度。对工程项目按单项工程进行分解，对分解后的单项工程严格按照进度结点控制表规定的时间实施，凡具备结算条件，即对单项工程进行结算。四是建立月度结算例会制度，对当月结算计划执行情况进行检查，对结算过程中存在的问题进行分析，及时制定解决措施，同时制定下一个月的结算计划。五是在合同中明确承包商提交合格结算资料的时间进度，同时将其作为承包商考核评价体系的一个硬性指标，纳入承包商年度业绩考核，该指标将是承包商能否进入下一工程项目施工的重要参考依据。建立激励约束机制，对结算进度进行严格考核。把办理工程结算的结点控制情况纳入各部门年度绩效考核，奖惩兑现。

3精细投资成本管理的效果

低效事业部持续创新市场化运作机制，创新成本管理理念，创新项目管理思维，努力实现“345”工作目标，不断深化投资成本控制，切实贯彻执行公司关于加快工程结算进度联动方案的要求，投资成本得到有效控制和进一步降低，初步实现了效益开发。2011年完成钻井进尺146705m，获气井50口，测试产量为气443.35×10m4／d、油270.37t／d；钻井系统工程综合单位成本为6630元／m，比2011年公司开发井综合单位成本低2923元／m，下降幅度为30.59％；完成井共计节约投资22939万元（与区块目标成本比）。投资工程项目实现了零调概和预备费零动用。地面产能建设工程节约投资423.68万元，节约率为8.66％。

本文作者：郭晓川杨春牟建刘建华工作单位：中国石油西南油气田公司低效油气开发事业部