中国石化中原油田把资产存量变为效益增量

        面对吨油成本居高不下的现实，中原油田从存量资产中寻找增长动力，优化人财物资源配置，使自然递减率下降到15.3%，优于集团公司自然递减率指标

        1月28日，第21届全国企业管理现代化创新成果名单公布，中原油田申报的“国有石油企业引入民间资本的油气勘探开发项目合作机制创建”荣获二等奖。中原油田发挥国企优势，借助民企力量，建成中国石化首个国企与民企合作勘探开发项目——中康油田，目前建成产能10万吨。这是中原油田盘活存量资产的有益探索。

        “经过30多年勘探开发，油田吨油成本居高不下。要想提质提效，实现劳动生产率和效益提升，必须盘活存量资产。”中原石油勘探局局长、中原油田分公司总经理孔凡群说。

        2014年，中原油田全面分析存量资产，通过优化资源配置，使存量资产激发出更大活力。油田自然递减率由前几年23%下降到15.3%，比集团公司自然递减率低1个多百分点，全年新建产能近10万吨，减少无效投入4000万元，外闯市场创收1.65亿元。

        优化人力资源，走出去拓展外部市场

        “人力资源是存量资产中最活跃的因素”，中原油田优化配置油公司改造产生的800多名富余人员，提高了生产效率和效益。

        中原油田相继研究出台人员盘活、分流、安置措施，建立起合理配套的人力资源优化配置机制。在采油厂健全外部市场组织机构，引导生产辅助队伍走出油田，开展大修、小修、试油、带压作业等技术服务。在国内拓展了陕西煤层气、西南石油天然气集输净化、西北和东北石油油气技术服务，以及供电、供水、电信服务业务。

        中原油田还抓住国家天然气大发展的机遇，充分发挥在天然气开发、集输、处理，以及酸性气体净化、深加工等领域的技术优势，成立天然气技术服务中心，开拓天然气深加工市场，形成高含硫气田开发、天然气集输处理、储气库建设全产业链技术服务，承揽东北石油局等多家业主的生产代运行业务。

        中原油田积极扩大非洲、中亚等国外市场，拓展了加纳、加蓬集气站和管输业务。目前，中原油田有4000多人走出去，创收1.65亿元。

        优化投资管理，不实施无效益新井

        投资回报率低特别是增量投资效益下降，是油田面临的普遍现象，是“大而不强、快而不优”的主要原因。对此，中原油田优化投资管理，为投资增量做减法，实现没有效益的投入一分不投。

        2014年，中原油田利用自主研发的单井经济评价软件，对近200口新井实施方案进行评价论证。单井产出财务内部收益率在15%以上的新井可进入决策实施程序；小于15%、大于中长期贷款利率的新井，通过改进设计、降低投资，达到规定收益率后，再进行决策实施；收益率小于中长期贷款利率的低效井，坚决不予实施。50口投资风险较大、成本较高的新钻井不予实施，将其投入用于提高老井产能建设，有效盘活老井剩余资源。

        中原油田还建立以效益为中心的投资决策和运营管理机制，实行项目审查总师负责制，对重点项目论证比选，论证一批、实施一批、储备一批。2014年，关停无效油水井300多口，压裂、大修、侧钻等措施作业量减少13.9%，减少低效无效投入近4000万元。

        优化油藏管理，挖掘有限资源更大价值

        油藏是油田最大的存量资产，中原油田以提高油藏采收率和单井产能建设为核心，力争挖掘油藏资源最大价值。

        为提高采收率，中原油田开展一系列三次采油技术攻关。他们将烟道气中的二氧化碳捕集纯化后，注入地下用于驱油。经过几年现场试验，沙一下油藏累计增油1万吨，提高采收率10%。目前，中原油田有5.2亿吨储量适合用二氧化碳驱提高采收率，实施后预计提高采收率10个百分点。

        为提高单井产能，中原油田对油水井实施全程跟踪考核。2014年，实施侧钻井、换井底、大修井115井次，比上年减少78井次，平均单井日产量提高0.9吨。

        中原油田改变传统的生产组织方式，积极推进信息化技术改造。完成数字化改造的采油区采油时率较目前采用传统方式生产的油区问题处理效率平均高26%，各项参数监测误差在3.5%以内，实现更加准确、高效的生产运行。