|油 气| 领跑者福山

○ 文/本刊记者 卢凯瑞 / 叶帅斌

|油 气| 领跑者福山

○ 文/本刊记者 卢凯瑞 / 叶帅斌

三年寒冬期，福山油田以年年盈利再一次领跑效益榜。

2017年1～7月，福山油田实现税前利润1.87亿元，同比增长114.8%。这是福山油田效益上又一个佳绩，也是自2008年成为中国石油集团公司直属单位后连续第十年盈利。

如果在油田企业中论资排辈，单以产量计算，比之福山油田做的更好的比比皆是；但若以盈利能力计算，福山油田一直名列中国油气田板块前茅。

国际油价低迷已持续三年多了，三年中，各油田盈利能力一目了然。今年，福山油田是上游板块仅有的几个以产油盈利的油田之一；2016年，福山油田更是上游板块唯一以产油盈利的油田。十几年来，福山油田在人均收入、人均利润、劳动生产率等十余项主要指标方面，始终位列集团公司油气田板块前2名内。

运作市场化

低油价下，过去一直以保供为主要目标的上游板块呈现出一番“愁云惨淡万里凝”的景象，福山这个年轻的油田缘何能够成为上游板块第一个寒冬突围的油田？

●福山油田不仅效益好，更是一个绿色油田。供图/福山油田

答曰：运作市场化！

合则两利，分则两伤。福山油田深谙合作共赢的精髓，借鉴国际油公司的管理模式，立足油气勘探主业，以资源为基础、市场为导向，以整体优化为原则、效益最大化为目标，实施油气并举、产销一体化。通过油藏经营项目化、管理目标化、运作市场化等手段，福山油田实现公司效益与规模稳步发展。

通过构建以“油田公司、合作单位、地方政府”为主体的“三位一体”工作新模式，福山油田全面加强同集团内外服务单位的合作，以深化合作谋求管理技术和物资设备支持，实现共赢互利、风险共担、共同发展，为公司勘探开发业务发展创造良好外部环境。

对综合研究技术队伍，福山油田采取“优选单位、长期合作、统一安排”的管理模式，与国内多家石油院校、油田科研机构保持项目合作关系，获得固定的机构、人员长期技术支持，保障油田勘探开发生产需要。

对物探、钻井、地面工程等现场作业队伍，福山油田采取“公开招标、优选队伍、甲乙方合同制”的管理模式，在公平、公正的市场环境中，努力实现甲乙双方的互利共赢。建设初期，花1井等四口井更是以正常预算下浮到29%的最低价格获得高质量、高标准的工程建设。

对采油厂、处理站等日常生产运营队伍，福山油田采取“公开招标、费用总包、成建制聘用队伍”的管理模式，在勘探板块下达操作成本总额内，将成本费用切块、责任落实到部门，实现预算的全面管控。为保证运营队伍质量，福山油田每年还组织召开承包商HSE工作会，组织开展机关管理人员、承包商主要负责人及安全管理人员HSE培训和考核工作，重点对新进员工进行能力评估，退回不合格员工。

对油田生产现场所需物资，福山油田通过优选供应商，实现管材、石油专用设备的“代管代购”“代储代销”，努力降低库存成本，减少资金占用。

自1993年以来，中石油、中石化旗下先后有十几家单位的专业公司参加福山油田滚动勘探开发工程服务，为福山油田的效益开发夯实了基础。

体制精干化

福山油田在职员工177人，在动辄几千人、几万人的油田中可谓独树一帜。人数虽少，可福山油田的贡献可不小：“十二五”期间盈利超过20亿元、年人均创造利润200万元以上。

2016年，福山油田单位油气操作成本为7.08美元/桶。今年1～7月，福山油田单位油气操作成本降至6.26美元/桶。操作成本的持续降低源于福山油田的体制精干化与用工灵活化。

根据自身实际情况，本着少人精干高效的原则，福山油田按照油公司管理模式，构建扁平、精干的组织结构，严格机构设置和用工管理。福山油田共设有10个机关部门，9个直属机构，无二级单位。对内，福山油田坚持人尽其才，一人多岗，一专多能；对外，福山油田以企业需求为根据，以多种用工方式从市场上招聘各方面人才（合同化、市场化、外聘等）。近几年，随着自然减员，福山油田合同化员工由158人降至现在的105人。

此外，为将宝贵的人力资源用在刀刃上，福山油田完善物联网（A11)配套建设，全面建成数字化油田。今年，在已经完成主力区块物联网建设的基础上，福山油田还将通过4G通讯网络实现边远断块井场全覆盖，将所有需要的生产数据100%接入A11系统。届时，工作人员将可以根据“功图诊断量液”系统实时监测井口液面，在线监测全部井区和单井的各项生产数据，实时高清视频监控井场状况，远程控制井口阀门等。

2016年至今，面对油价持续低迷和前所未有的创效压力，福山油田全体干部员工团结一致，深入推进开源节流降本增效措施，以精干化体制及灵活化用工保证了生产经营安全平稳运行，较好的完成了上级下达的各项指标和任务。

开发高效化

2017年，福山油田单位油气完全成本仅为38.99美元/桶，这得益于它的高效开发。

由于压力水平低，产量递减快，福山油田花场-白莲地区油气井生产能力严重下滑，投产的118口井中仅有29%的气井能正常生产，间开或停产关井高达84口，占投产井数比例的71%。凝析油自然递减达到41%，天然气自然递减达到33%，流二、三段油气年生产能力仅有5.9万吨和0.8亿立方米，面临全面停产的风险。

白莲地区南部区域的高含CO2气藏让面临停产风险的油气藏迎来了新的机遇。研究表明，进行福山油田南部高含CO2气藏开发，CO2处理后回注到花场～白莲地区流二、三段凝析气藏，不但可以解决CO2的出路问题，更可以大幅度提高花场～白莲地区流二、三段的天然气及凝析油的采收率（估算天然气采收率提高15%以上，凝析油采收率提高20%以上）。

根据测算，CO2回注全部实施后预计可以累计增产天然气 24.66亿立方米，累计增产凝析油174.89万吨，回收轻烃61.65万吨。该先导试验方案于2017年3月经勘探与生产分公司批准立项，5月份第一批资金下达，目前各项工作正陆续展开。

CO2驱油气仅是福山油田高效开发的一种新尝试，福山油田还坚持地质、工程、地面一体化设计理念，继续优化井身结构、井眼轨迹设计，充分利用老井场进行丛式井施工，降低占地面积、钻机搬安、地面建设等综合投资成本，从设计源头实现降本增效。福山油田还将应用地热能技术和常温输送技术，力争全面停用加热炉，不断提高原油密闭集输率，以降低油气损耗。

责任编辑：卢凯瑞

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