东北油气:从连续9年亏损到连续3年盈利

□本刊记者 张万东

东北油气分公司大力降本增效、拓市增销，使勘探开发指标呈现“三升两降一稳定”的趋势，连续3年全面盈利。

东北油气加强管理，大力降本增效。图为该公司松原采气厂员工在伏龙泉采气管理区外输计量区巡检。苏洁 摄

今年上半年，东北油气分公司实现盈利1.73亿元，这是该公司连续第三年实现盈利。从2017年首次实现经营盈利到2018年实现利润超亿元，再到今年上半年仅用半年时间超过去年全年盈利总额，他们实现了3年跨出三大步。从历史上的连续9年亏损到现在的全面盈利，成功的背后是近年来他们既重新进行战略定位，又狠抓细节管理的不懈努力。

从2008年整合重组到2016年，受投资过大、国际油价下跌等因素影响，东北油气分公司曾经陷入企业经营连续九年亏损的困境。面对沉重的历史负担，他们确定了“优先发展天然气”的战略思路，坚持内外并举，苦练内功，大打勘探攻坚战，勘探开发指标呈现“三升两降一稳定”的趋势（探井成功率、产销量、采收率均大幅提升，控制储量成本、勘探损益下降，天然气SEC储量替代率稳定）。狠抓降本增效，一年一大步，成本逐年下降。眼睛向外大力拓市增销，今年一举攻克制约东北工区多年的“冬季气不够用，夏季销不出去”的顽疾，首次实现了天然气销售“无峰谷差”，日均销售稳定在250万立方米左右。

手上有粮，心中不慌

今年3月，部署在吉林省西部龙凤山深洼的北210井，压后8毫米油嘴控制放喷，最高瞬时气量为8.2万立方米/日。为确保该井实现突破，该公司首次采用长井段、大排量、大规模压裂改造技术。目前，该井区初步落实含气面积16.6平方公里，天然气资源规模146亿立方米。

今年以来，他们在勘探上紧紧围绕天然气三大领域，落实增储上产阵地，取得一个重要突破一个重要进展和两个好苗头。一是碎屑岩领域，长岭断陷龙凤山深层致密碎屑岩勘探取得重要突破。北210井的良好显示实现了龙凤山深洼带致密碎屑岩天然气勘探重大突破，有效带动长岭、梨树等探区洼陷带致密气勘探开发进程。二是火山岩领域，长岭龙凤山火石岭组中基性火山岩勘探取得重要进展。北213井区取得突破后，向东甩开部署北218井钻遇良好油气显示，创新了火山岩多尺度综合分析方法，明确孔缝联合是改善储层物性的关键，为后续地质工程一体化评价提供了支撑。三是页岩气领域，梨树陆相页岩气勘探见到好苗头。松南地区泥页岩发育、成熟度高、经历构造反转、埋藏适中，具有形成陆相页岩气的有利条件。工区页岩气资源量1.2万亿立方米，具有巨大勘探潜力。公司部署实施的梨页1井钻遇良好油气显示，气层钻遇率100%。目前，正在全力进行储层改造，力争实现陆相页岩气突破。在德惠断陷部署的德2井和王府断陷部署的莺5井均钻遇了良好的油气显示。

向精益管理要更大效益

今年上半年，公司停产两年的四平采油厂七棵树油田复产。他们通过实施“注水提升能量”“抑强扶弱调整流线”“二氧化碳吞吐提高产量”等对策，主要开发指标全面提升，成本实现下降。与关停前对比，油水井开井数下降22口，下降39.3%；区块日产油增加18吨，增加31%；含水降低2.3个百分点，月自然递减率-2.9%，机采系统效率提高5.6个百分点，预计SEC储量可增加2.32万吨。油水井开井数的下降，使单位操作成本下降231元/吨。

开发生产始终是油田企业生产经营的重头戏。对此，公司紧盯国际油价趋势，逐步推进老油田复产。四平采油厂与相关科研团队紧密结合，优选高产井进行复产，上半年秦家屯、七棵树、十屋油田恢复生产，整体较去年大幅减亏，经营现金流量1597万元，盈亏平衡点达到50美元/桶，复产效果显著。

他们坚持稳油增气，多措并举提高老气田采收率。为确保老气田稳产增产，他们不断加大老气田攻关研究和气井现场管理力度，气藏认识不断深化，工艺技术不断进步，开发效益和采收率逐步提升。科研人员紧密结合，反复交流地质认识和动态变化，优化气井工作制度的同时制定剩余气挖潜、排水采气、补孔、增压措施等措施，推动了气田产量稳产和增产，气田采收率逐年提高。研究人员在松南气田营城组火山岩、松南气田登娄库组、伏龙泉气田等气藏不断深化地质模式和成储机理认识的基础上，建模数模一体化，深化气藏动态分析，落实剩余气潜力。他们以立体开发理念指导老气藏开发，先后在松南气田分批部署实施火山岩储层平面和纵向挖潜水平井7口，日增气60万立方米；同时结合水侵模型优化气井工作制度，控制气井水侵速度。松南登娄库组气藏气井经过多年生产，进入低压低产状态。技术人员充分结合气藏认识，开展气井单井增压生产，登娄库组气藏产量得到恢复。

降本与开源两条腿走路

最近，一则“九老主动承包，节约成本60万”的消息在四平采油厂流传。原来，自今年初起，四平采油厂进一步完善了费用承包制度，出台制度，鼓励员工自己的活自己干，全力控制外包费用。全厂上下全面推行一人多岗位，深挖人员潜能，9名50以上的老员工联袂请缨，主动承揽工作量，合力承担了QK7污水站以及SN139站工作，节约业务外包费用约60万元。

近年来，东北油气分公司坚持开源与节流并重，内外联动，控本增效。持续加强优化投资管理，提高创效力度。通过细化探井钻完井、试油气、资料录取等标准，降低勘探工程成本。在天然气勘探开发过程中，他们通过强化地质基础，重点围绕突破火山岩目标、下洼寻找原生油气藏、精细刻画评价浅层圈闭三类目标展开部署，通过细化火山岩识别和有效储层刻画，提高了探井成功率，降低了勘探费用。加强对开发项目进行全周期闭环管理，加快运行部署，加快生产节奏，早投产，早见效，节约整体成本。今年上半年投资完成年度指导计划的56.96%，较去年同期大幅增加。

他们按照“以销售为龙头，优先加快发展天然气”的指导思想，每周召开天然气销售专题会议，紧盯吉林，着眼东北，拓市增销。以市场为导向，对50多家天然气用户因地制宜，分类管理，分户施策。上半年天然气增销0.38亿立方米，增加收入1.31亿元。他们积极用好税收政策，认真做好研究开发费加计扣除和油田自用成品油退税政策，实现了应享尽享。

东北油气向精益管理要效益。图为该公司员工测量入井工具。东北油气 供图

他们坚持刀刃向内，积极开展降本增效行动。公司层面成立21个保效增效项目组，对25个项目加强管理。公司根据贡献大小，按创效金额或保证平稳运行给予1%左右的奖金，同时严格确定目标，明确奖励与扣罚规则，激励项目组积极创效。降本减费类项目降本增效项目组6个，涉及电费、人工成本、差旅费、作业费、财务费用等，预计全年降本1300万元。在操作成本管理方面，采油气厂加大控制力度，进行效益配产，提高增量效益，每一滴油都不浪费，每一度电都要节约。基层站队结合实际，广泛开展群众性降本增效活动。松原采油厂严控自用气，比上年同期减少费用27万元。生产运行管理部加强与电厂签订电费直供协议，获得优惠电价，电价较去年同期下降5%。上半年公司单位操作成本228元/吨，较预算下降43元/吨。