学习借鉴辽河油田改革经验破解油田板块改革难题

□ 文 / 图 油田事业部调研组

调研组在辽河油田热注一区SAGD注汽站现场听取介绍。

针对制约老油田持续有效发展的关键问题，坚持问题导向，加快改革步伐，才能实现扭亏为盈，实现全面可持续发展。

近期，油田事业部组成以项习文为组长的调研组，赴中国石油辽河油田学习考察。其间，到辽河油田特油公司SAGD先导实验基地、热注一区SAGD三号注汽站现场考察，听取了辽河油田改革发展情况和特油公司稠油开发、降本增效情况介绍，与干部员工进行了深入交流。学习考察返回后，调研组成员结合实际工作进行深层研讨，形成了调研报告。

辽河油田石油地质勘探始于上世纪50年代，是全国最大的稠油、高凝油生产基地。2014年以来，在油价持续低迷的严峻形势下，辽河油田充分利用中国石油下放权力和支持政策，通过经营承包、深化体制机制改革、市场化运行等措施，充分激发各层级活力，生产经营形势明显好转。2018年，完成原油产量995万吨，天然气产量5.7亿立方米，连续32年稳产1000万吨以上，2015年以来首次实现上市、未上市双盈利，探明储量创近5年新高，桶油完全成本比2014年下降了23%。

真刀真枪搞改革

针对老油田普遍面临的资源基础薄弱，稳产难度大、用工总量大，劳动生产率低、资产创效能力低、效益下滑等问题，辽河油田真刀真枪搞改革，全力破解生存发展困局。

一是建立自主经营管理机制，激发内生发展动力。2014年中国石油开展扩大企业经营自主权试点，明确效益指标一定三年不变，实行储量、产量、投资、成本、效益一体化经营和考核，下放投资成本一体化、方案审批权、储量产量指标自主确定、市场化选择施工队伍、下放物资采购权、支持实施资产轻量化、推进产品价格市场化等7项经营自主权，配套加大工效挂钩力度、支持可持续发展等5项相关政策。2017年，中国石油启动新一轮深化改革试点，改革总目标为2020年实现自由现金流为正，2022年原油完全成本控制在50美元/桶以内，并下放打破投资管理界限、工程技术服务和价格市场化等11项配套权力和政策。

油田充分利用自主经营政策，推动管理增效。为用好扩大经营自主权改革试点政策，辽河油田配套多项具体措施，2014～2016年承包期明确了“产量箭头向上、效益箭头向上”总基调，确定了投资与成本一体化、产量规模与经济效益一体化、储量与产量一体化等“九个一体化”经营对策，细化6个方面30项创新举措；2018年制定深化改革方案，确立到2020年盈利0.45亿元（50美元/桶）目标，构建了“64875”（6项原则、4项目标、8项工程、7项下放权力、5项保障机制）改革体系。

开展全层级自主经营承包，调动基层活力。按照权责匹配、包管并重原则，构建油田机关、二级单位、基层站队三级效益管控体系，推进机关简政放权，减少微观管理、直接干预，让基层自主经营、自主管理。辽河油田先后下放工程项目管理权、产能建设钻井投资承包区块管理权、内修审批、物资采购和开发方案审批权等6个方面自主权。在采油厂分类开展采油承包，各项指标下到班组，人员自由组合，倒班方式自主确定；实行作业承包，工作量和成本包干，根据效益兑现奖金等，见到了明显的管理效果。2018年较2013年同口径累计挖潜增效123亿元。

二是深化体制机制改革，充分释放经营活力。推进瘦身健体，夯实体制基础。针对业务单一、组织架构不合理、冗员缺员并存等问题，开展机关瘦身、二级单位重组，打破管理体制、工作地域界限，积极推动业务相同、相近和关联性较强的单位整合，累计撤并处级机构39个、科级机构662个，同步净减少处级干部132人，压缩三支队伍编制定员11000多人，两级机关管理费压减17%。

积极推进加大工效挂钩力度，优化人力资源配置。突出效益导向，实行“增效增工资、稳效稳工资、降效降工资、亏损减工资”的薪酬考核政策。油气生产单位按照超交利润额的30%奖励；设置勘探增储、油气商品量、分质分销及营销创效、人员分流专项奖励；加大工效挂钩力度，拉大分配档次。推进劳动组织形式调整和人力资源优化配置，不断压缩用工总量，清退外雇工5420人，建立人力资源调剂市场，内部调剂995人，实现人力资源的余缺互补和资源共享。

以“两个市场”为引领，推进降本增收。坚持开放市场与开拓市场一体化，充分利用内外两个市场、两种资源，不断拓宽生存发展空间。推进工程技术服务市场化，实施钻井总承包机制，对经济评价不达标、难采储量区块实施市场化运作，钻录测单价综合下降20.5%。严控内部市场，推行了二级单位间油气产品互供、技术服务等模拟内部交易结算，加大外委、外修等项目专项控制力度。特油公司通过内部模拟市场年减少内外部注汽费1500余万元，节约外委维修服务费800万元。发挥优势开拓市场，立足稠油技术服务，坚持劳务输出、技术服务、施工总包、现场管理齐头并进，外部市场覆盖国内12家油气田企业，海外业务遍布10个国家和地区，外部市场用工规模近8000人，年产值超百亿元。

三是创建企业效益风险管控模式，破解油田高质量发展难题。为推动油田效益开发，辽河油田在探索实践勘探开发新技术的同时，将经济评价全面融入生产经营，实现了从方案的前期评价向跟踪评价、从区块效益评价向单井效益评价、从项目单一评价到全生命周期评价、从勘探开发项目向所有投资和成本类项目的转变，从源头避免无效和低效投入，寻找企业效益发展的最优方案。

构建经济评价管理体系。辽河油田建立了由组织体系、制度体系、支持体系、保障体系、考核体系等构成的油气田企业经济评价管理体系。组建油田公司—采油单位—基层作业区三级经济评价运行体系，在企业和二级单位机关层面设置经济评价管理部门，在基层生产单位设立经济评价岗。目前，有500多名专兼职经济评价工作人员，涵盖经济评价、规划计划、财务管理、石油地质、采油工艺等专业。完善制度管理体系，配套形成投资项目经济评价、油井措施效益评价、单井效益评价3项内控业务流程，建立油井效益评价、油井措施效益评价、水平井实施效果评价三大月报制度。建立支持体系，配套评价方法、评价参数和软件系统等操作工具，建设了分类集成经济评价软件系统统一平台，涵盖勘探项目、开发项目、钻采项目、生产项目等不同模块，综合解决油气田企业的投资和成本项目效益评价问题。

创建五大效益风险管控模块。立足老油田勘探开发实际，探索创建了以油井为控制单元，集新井实施效益优化、措施风险预评价、油井分类管理、项目全生命周期评价、效益配产配成本五大效益风险控制点于一体的油气生产企业效益风险管控体系。以措施风险预评价为例，依据投入产出平衡原理，以措施发生的全部费用为基数，测算油气增量收入和增量收益。对已投产的压裂、大修、侧钻等大型措施开展跟踪效益评价，采用全周期效益评价方法，实时掌握措施效益状况。

四是推进技术创新和管理创新，实现了稠油、未动用储量有效开发。以新技术新工艺增强稠油开发效果、降低生产成本。辽河油田推进地质理论技术和开发主导技术集成创新，开展了高效勘探工程、低成本开发工程、技术创新工程等八大工程工艺技术应用，特别是通过SAGD技术，实现了特超稠油高效开发，采收率达到43%。2017年SAGD项目年产油首次突破百万吨大关，操作成本较蒸汽吞吐下降114元/吨，为辽河油田实现原油千万吨稳产提供了有力支撑。

加大市场化改革力度，推进实施多元化开发模式。辽河油田把市场化改革作为盘活储量资源的关键一招，成立未动用储量开发公司，采用新体制、新技术、高水平、高效益“两新两高”模式。针对油田公司矿权流转、未动用储量开发单位和部门及外部市场项目实施全方位的市场化改革措施，钻井、压裂、作业、注汽服务价格分别下降34.9%、47%、25.1%、10.1%。探索实施多元化开放合作模式，建立风险共担、利益共享的合作机制，特别是通过推行全风险技术合作模式，即乙方投入措施费用、甲方根据效益付费，开展了二氧化碳复合增能压裂、直井体积压裂等新技术现场试验。2018年7月至今，辽河油田未动用储量开发公司借助“两新两高”，钻井、录井、测井等环节成本费用均下降30%以上，多个低效区块“起死回生”，生产10多万吨原油，成功打造了低效油藏有效开发的样板。

改革推进油田质量效益可持续发展

开展自主经营强化管理能力，是激发各级生产经营活力的关键。针对制约老油田持续有效发展的关键问题，中国石油坚持问题导向，围绕建立责权利对等的经营管理责任主体，持续开展扩大经营自主权改革，既给油田企业下发经营权力、配套支持政策，又强化考核、监督管控，有效传递压力。油田企业充分利用总部下放权力和支持政策，深入开展了体制、制度、流程、机制等全方位改革创新，结合不同层级职能定位，大力简政放权，推行承包经营，划小核算单元，增强各级单位自主管理能力，提高了运行效率。经营管理权力逐级细化和下放，为各级经营责任主体开展统筹优化、提高效率提供了手段，激发了基层活力、动力。

调研组与辽河油田有关处室、生产单位座谈。

坚持市场化改革方向，优化资源配置，是实现降本增效的重要手段。中国石油出台的《六家油气田扩大经营自主权改革试点方案》中，明确提出坚持市场化方向，推行工程技术服务和价格市场化，2020年外部市场开放率力争达到20%，工程技术服务价格三年内与市场价格基本接轨。辽河油田在未动用储量、矿权流转区块采取完全市场化运行方式，通过市场化机制将经营压力传递给参与油田勘探开发的各个市场主体，有效降低了工程、服务和产品价格，提高了服务效率，产建投资、生产成本都得到了有效控制。

坚持科技创新，是引领实施可持续发展的第一动力。辽河油田作为全国最大的稠油生产基地，大力推进技术创新应用，向技术进步要资源、产量、效益，依靠科技创新提高稠油采收率，转换开发方式，成为辽河油田稳产千万吨的重要保障。辽河油田稠油开发不同阶段主体开发技术思路明确，加大对创新技术的试验应用，在保效益的基础上，保技术革新升级。特种油开发公司超稠油油藏采收率由平均32%提升到50%以上，实现了低成本高效开发，依托科技创新增加了SEC经济可采储量，保障了油田可持续发展。

全面开展经济评价，构筑以效益为核心的决策机制，是实现提质增效的有效途径。辽河油田经过多年探索实践，创建了贯穿生产经营管理全过程的效益风险管控模式，在高效勘探、低成本开发、生产要素优化配置、生产组织经济运行、配产方式效益转型等方面发挥了巨大作用。其独具特色的“油田公司—采油单位—基层作业区”三级运行体系、健全的管理制度与企业标准、完整的单井效益评价数据库、多种针对性评价方法，为辽河油田经济评价系统提供了有力的组织保证、制度保障、数据基础和评价手段。在方案论证、工程施工到生产运行的全过程中，辽河油田坚持以经济效益为中心，以评价结果为依据，用效益及配套指标指导投资结构优化，从源头避免无效和低效投入，推动了油田质量效益可持续发展。

借鉴辽河油田经验加大改革力度

当前，中国石化油田板块既承担着加大油气勘探开发力度，尽快实现整体扭亏为盈，推进全面可持续发展的重任，又面临着资源基础薄弱、生产成本偏高、资产创效能力低、人多油少矛盾突出等严峻经营形势。急需采取更加有力有效措施，提高资产创效能力和提高劳动生产率，闯出低油价下的可持续发展新路径。

深化推进油公司体制机制改革。近期，油田事业部组织对板块油公司改革情况进行全面调查分析，发现人多油少、组织效能较低、不同企业管理水平良莠不齐、配套机制不完善等问题仍然较为突出。我们应持之以恒推进油公司建设，与三项制度改革紧密结合，编制深化改革工作方案，精简各级机关和采油气厂、管理区、专业化队伍等，理顺管理关系和业务流程，完善内部市场化、人力资源优化配置等机制，持续强化对各级生产单位组织效能的对标评价，实行优胜劣汰，提高专业化管理水平，为油田板块实现高质量可持续发展提供体制机制保障。

采取革命性措施推进低品位难动用储量开发。油田板块仍有大量已落实探明未动用低品位储量，急需创新体制机制，采取有效措施盘活这些现实资源。应该综合运用矿权区块流转、储量价值化交易、合作开发等方式大力推进低品位、未动用储量开发。制定市场化选择服务队伍、资产轻量化、用工自主权等专项支持政策，鼓励企业创新体制机制，切实降低成本，把无效变有效，加快增储建产增效。

强化科技创新对高质量勘探效益开发的支撑。随着油田板块勘探开发对象越来越复杂、增储提产降本要求越来越高，支撑致密油气有效动用、延长老油田经济开发寿命、降低勘探开发成本、提高采收率等方面关键技术仍存在不适应不匹配。我们应加大重点工程、技术科研规划和攻关研究力度，尽快形成新的适应性强的核心勘探开发技术系列，持续提升科技进步贡献率，大幅度提高资源有效动用率和采收率，提高油田全生命周期效益。针对目前稠油、低渗透等油田处于中后期开发的形势，应统筹研究院、油气分公司技术、人才资源，搭建工艺技术研究攻关及推广平台，尽快形成中国石化已开发中后期热采油藏大幅度提高采收率系列技术，通过工艺技术创新为低品位油藏开发寻找新的出路。

加大经济评价在生产经营实践中的应用力度。在致密低渗油田、超稠油油田规模扩大，折旧折耗费用等控制难度加大情况下，油田板块要实现2020年原油盈亏平衡点降至50美元/桶的目标，迫切需要在优化投资、降低成本上下大功夫。围绕提高油气田全生命周期价值创造力，优化提升“三线四区”经济运行模型、区块目标管理等体系，探索创建产能建设、老井管理、措施挖潜、储量价值化管理、资产分类管理等的经营评价机制，指导各级单位优化投资结构，控制成本投入，提高投入产出率，助力油田高质量可持续发展。

持续探索实施调动各级稳油增气降本积极性、主动性和创造性的有效机制。油田板块应持续扩大自主经营试点范围，对前期试点单位项目组建设、精简机关、基层承包经营、强化甲方行为能力建设、绩效考核等典型经验做法进行推广。结合“基层减负年”工作部署，自上而下减轻企业负担，支持企业在实行储量与产量、产量与效益、勘探开发工程一体化等方面进行探索，加大优化用工、外闯市场等工作激励力度，充分激发企业增储上产、降本增效的内生动力。