油氣生產(chǎn)企業(yè)高質(zhì)量發(fā)展中效益風險管控體系探究

劉 斌

（中國石油遼河油田公司經(jīng)濟評價中心，遼寧 盤錦 124010）

0 引言

在油氣生產(chǎn)企業(yè)的風險管理中，效益風險是伴隨著低油價而備受關(guān)注的一項新的風險因素，而效益風險管控，即是找出企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營中的效益風險控制點，進而明確管控措施和方法，提高企業(yè)的決策管理水平。效益風險管控就是要在最大限度規(guī)避投入產(chǎn)出風險的基礎上，尋找企業(yè)效益發(fā)展的最優(yōu)方案，讓企業(yè)發(fā)展的高質(zhì)量產(chǎn)生高效益。中國石油遼河油田公司（簡稱遼河油田）作為一個勘探開發(fā)近50年的老油田，面對資源接替不足、開發(fā)效果變差、自然遞減率居高不下等巨大的勘探開發(fā)風險，“效益風險”已成為制約其高質(zhì)量發(fā)展所必須解決的重要課題［1］。為此，遼河油田以應對低油價的擴大生產(chǎn)經(jīng)營自主權(quán)改革為載體，在“質(zhì)量第一、效益優(yōu)先”的發(fā)展理念引領(lǐng)下，探索創(chuàng)建了以油井為控制單元，集新井實施效益優(yōu)化、措施風險預評價、油井分類管理、項目全生命周期評價、效益配產(chǎn)配成本五大效益風險控制點于一體的、全新的油氣生產(chǎn)企業(yè)效益風險管控體系，試圖破解老油氣田提質(zhì)增效的難題。

1 效益風險管控體系的創(chuàng)建背景

1.1 油價持續(xù)低迷，油田生存發(fā)展面臨嚴峻考驗

經(jīng)過幾十年的勘探開發(fā)，我國主力油田已相繼進入開發(fā)中后期，自然遞減普遍大于20%；同時受儲量接替不足、資源品質(zhì)劣質(zhì)化，以及持續(xù)低油價的影響，完全成本居高不下；受投資成本制約，開發(fā)生產(chǎn)工作量呈下降趨勢，穩(wěn)產(chǎn)的難度進一步增大、生產(chǎn)經(jīng)營壓力前所未有。

高油價時期，只要有產(chǎn)量規(guī)模就有經(jīng)濟規(guī)模，上產(chǎn)目標和效益目標是一致的，油田開發(fā)生產(chǎn)的核心是“穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)”。但是2014年以來，油價斷崖式下跌，使得遼河油田、吉林油田等一大批老油田進入虧損企業(yè)之列，降本增效成為生產(chǎn)管理的中心任務，企業(yè)的生存發(fā)展面臨著嚴峻的考驗。

1.2 資源基礎薄弱，有效穩(wěn)產(chǎn)難度增大

中國石油在目前標定采收率30%的情況下，可采儲量采出程度已達78%，平均綜合含水達89.5%，老油田自然遞減率均在20%以上。特別是東部老油田，剩余可采儲量采油速度都在6%以上，按50美元／bbl油價分析負利潤單元占37.4%，反映出可采儲量品質(zhì)較低，效益穩(wěn)產(chǎn)的基礎薄弱。其中以稠油生產(chǎn)為主的遼河油田已經(jīng)探明儲量動用率高達81.2%，連續(xù)6年儲量替代率低于1，“新資源發(fā)現(xiàn)難，剩余儲量動用難”成為制約油田千萬噸有效穩(wěn)產(chǎn)的瓶頸之一。

1.3 生產(chǎn)成本持續(xù)走高，經(jīng)營指標難以實現(xiàn)

“開發(fā)效果變差、操作成本升高”這種老油田開發(fā)生產(chǎn)的共性，在以稠油生產(chǎn)為主的遼河油田顯現(xiàn)得尤為突出。“十二五”期間操作成本凈增412元／t，“十三五”期間按照基本運行費剛性下浮10%的規(guī)劃，僅此一項就導致成本缺口23億元，嚴重影響了企業(yè)經(jīng)營指標的實現(xiàn)。與此同時，轉(zhuǎn)換開發(fā)方式和進攻性措施工作量的增加，在改變產(chǎn)量結(jié)構(gòu)的同時也推高了成本需求，經(jīng)濟效益達標率備受關(guān)注。

中國石油天然氣股份有限公司2018年油氣田開發(fā)工作會上提出的“嚴格控制發(fā)現(xiàn)成本，推動重地質(zhì)儲量向重經(jīng)濟可采儲量轉(zhuǎn)變；推行產(chǎn)建項目達標管理，以效定產(chǎn)，停建不達標產(chǎn)能、停上不達標措施，守住效益開發(fā)底線；深化油藏經(jīng)營管理，強化負效區(qū)塊負效油井跟蹤，實現(xiàn)精準管控”，就是對油氣生產(chǎn)企業(yè)效益風險管控的基本要求。

2 效益風險管控體系構(gòu)建及管控點控制

效益風險管控就是以油井為控制單元，把關(guān)“五大”效益風險管控點，將“效益”貫穿于油氣田勘探開發(fā)和生產(chǎn)經(jīng)營的全過程，實現(xiàn)每個生產(chǎn)環(huán)節(jié)的高效管理，從源頭上避免無效和低效投入，實現(xiàn)企業(yè)效益最大化［2］。效益風險管控體系構(gòu)成見圖1。

圖1 效益風險管控體系架構(gòu)圖

2.1 新井實施效益優(yōu)化，有效管控投資風險

新井實施效益優(yōu)化就是建立兩級經(jīng)濟評價部門聯(lián)動的“新井效益評價與審批制度”，以投資項目經(jīng)濟評價方法為手段，結(jié)合股份公司和油田公司的參數(shù)要求，用效益指標約束技術(shù)指標，否決負效井、優(yōu)化排序有效井實施批次，實現(xiàn)產(chǎn)能建設投資的源頭控制。新井經(jīng)濟評價流程見圖2。

圖2 新井經(jīng)濟評價流程圖

遼河油田A塊8口水平井首次經(jīng)濟評價內(nèi)部收益率僅為1.7%，效益不達標。地質(zhì)技術(shù)部門按照經(jīng)濟極限指標，通過井深結(jié)構(gòu)精簡、測錄井項目優(yōu)化、礫石充填整體承包、隨鉆導向技術(shù)簡化、地面工作量縮減等多輪投資優(yōu)化，平均單井投資下降151.7萬元，減少投資1213.6萬元，二次評價內(nèi)部收益率達到8.6%，新井實施兩年就全部達到方案設計指標。

2.2 措施風險預評價，把住成本投入第一道關(guān)口

措施風險預評價就是依據(jù)投入產(chǎn)出平衡原理，以措施發(fā)生的全部費用為基數(shù)，通過“有無對比”法，測算油氣增量收入和增量收益。具體評價流程見圖3。

圖3 油井措施“三級論證”流程圖

遼河油田某作業(yè)區(qū)在兩口井的措施論證中，通過地質(zhì)設計的投入產(chǎn)出評價，對達不到最低經(jīng)濟增油量、投入產(chǎn)出比僅為0.72的15-7井大修措施予以否決，對設計增油量高于最低經(jīng)濟增油量、投入產(chǎn)出比達到1.67的1-04井補層措施推薦實施。

2.3 油井分類管理，夯實油藏經(jīng)營管理基礎

圖4 油井效益分類標準圖

油井分類管理就是將油井按效益級別（圖4）分為效益一類井、效益二類井、效益三類井、邊際效益井和無效益井5類，通過單井效益評價，定期反饋油井效益類別，客觀反映每口油井的投入產(chǎn)出狀況［3］。同時，以最低運行成本為紅線，按警示高成本井的結(jié)構(gòu)和分布，明確每個開發(fā)單元的低效井數(shù)和負效產(chǎn)量，分析原因，提出治理建議。

遼河油田B采油區(qū)張一塊依據(jù)單井效益評價結(jié)果對油井進行分類管理，對單井產(chǎn)量大于5 t／d的井，設定專人負責監(jiān)控，全天跟蹤核實液量、含水、電量等參數(shù)變化；對單井產(chǎn)量小于2 t／d的井，設定專人負責監(jiān)控，每月一次集中會診，分析成因，結(jié)合功圖、液面、含水變化，提出針對性綜合治理方案。2018年上半年，張一塊通過油井分類管理，油井平均檢泵周期延長170 d，5口井實現(xiàn)效益升級，油井維護性作業(yè)比減少15井次，節(jié)約作業(yè)費120萬元。

2.4 項目全生命周期評價，還原投資效益真相

項目全生命周期是指項目從建設、運行到經(jīng)濟廢棄的整個過程。全生命周期的起點為項目建設起點；終點是通過經(jīng)濟極限指標的研究，確定項目的廢棄年限［4］。全生命周期評價就是立足項目多方位評價項目，從不同的視角評價項目的效益性；跳出項目多層面評價項目，從不同的層次評價項目的效益性。

全生命周期經(jīng)濟評價方法針對項目所處階段不同而有所差異。項目決策階段采用“有無對比”法，通過比較“有項目”和“無項目”情況下，項目的投入產(chǎn)出可獲量的差異，判別項目的增量費用和效益，評價目標是度量增量投入帶來的增量效益。項目建設階段采用跟蹤對比法和前后對比法，在建設期內(nèi)跟蹤對比方案設計指標完成情況，反饋項目完成率；在項目竣工1年后，在“總目標、決策過程、建設過程、投資與效益”范圍內(nèi)系統(tǒng)地評價投資效果和水平。項目運營階段采用跟蹤評價法，從運營到廢棄的任何時點進行實時評價，側(cè)重運營過程的效果反饋，從投資、產(chǎn)量、成本和效益四個層面跟蹤評價，通過完成指標與方案設計指標對比，分析差異和原因，評價階段效果。

2.5 效益配產(chǎn)配成本，實現(xiàn)能力配產(chǎn)向效益配產(chǎn)轉(zhuǎn)變

效益配產(chǎn)配成本就是打破行政單位、原油品質(zhì)、區(qū)塊界限，研究不同油價下產(chǎn)量與成本匹配關(guān)系，通過效益最大、成本最低和盈虧平衡三個控制條件，建立效益配產(chǎn)模型（圖5），綜合確定油氣田的效益產(chǎn)量，進而配置采油成本。

圖5 效益配產(chǎn)評價模型圖

CH油田2016年效益配產(chǎn)為916.4×104t，配置成本為1 326元／t，實際完成效益產(chǎn)量為911.2×104t，相對誤差為0.56%，決算成本1 487元／t，相對誤差為12.1%，與實際運行基本吻合。

3 效益風險管控體系的應用實效

在遼河油田公司，效益風險管控體系在企業(yè)“開源節(jié)流、降本增效”中發(fā)揮了巨大作用。

3.1 效益風險管控體系助力高效勘探

作為“高效勘探、高效評價、高效動用”的必備環(huán)節(jié)，效益風險管控模式在地質(zhì)儲量向經(jīng)濟可采儲量轉(zhuǎn)變進程中發(fā)揮了巨大作用，以經(jīng)濟可采儲量為核心、以技術(shù)可采儲量為基礎的勘探項目效益評價體系基本成型。2017年油田12個預探區(qū)帶、6個油藏評價區(qū)塊效益達標率達100%，剩余經(jīng)濟可采儲量自評估符合率達100%，效益風險管控體系成為油田把控勘探效益的有力抓手。

3.2 效益風險管控模式引領(lǐng)開發(fā)部署高效實施

效益風險管控把“效益”貫穿油田開發(fā)的全過程，從方案設計到實施，從區(qū)塊、層系到井網(wǎng)，用效益指標把關(guān)技術(shù)指標，探索了老油田有效開發(fā)的新途徑。

2017年，堅持簡單實用原則，優(yōu)化設計、簡化流程、嚴控輔助類生產(chǎn)項目，核減投資9.2億元；推行標準化設計，盤活老井場老設備，優(yōu)化投資8.7億元；開放外圍鉆井市場，推行鉆井總承包，節(jié)約投資5.5億元。優(yōu)化調(diào)整的資金全部用于油氣生產(chǎn)，相當于同等投資規(guī)模情況下多打新井165口。

3.3 效益風險管控體系助力生產(chǎn)組織經(jīng)濟運行

通過“單井效益評價、油井措施效益評價、水平井實施跟蹤效益評價”，緊緊把脈15 800余口油井的生產(chǎn)狀況，讓效益風險管控在油田公司“開源節(jié)流、降本增效”中占據(jù)了重要位置。

2017年，效益風險管控模式把住了5819萬元負效措施投入，920口低效井實現(xiàn)效益升級。

3.4 效益風險管控體系保證了重大項目效益運行

油田項目全生命周期經(jīng)濟評價實現(xiàn)了模板化，助推了開發(fā)方式轉(zhuǎn)換技術(shù)的高效推進。運用產(chǎn)量、成本、現(xiàn)金流、利潤、投資回報5個模塊，跟蹤評價杜84塊SAGD項目、齊40塊蒸汽驅(qū)、錦16塊復合驅(qū)、興古潛山產(chǎn)能建設、杜66塊火驅(qū)等重大開發(fā)項目運行效益，8大類、47個方式轉(zhuǎn)換項目，投入產(chǎn)出比達到1∶1.3。SAGD項目在實現(xiàn)年產(chǎn)規(guī)模百萬噸的同時，操作成本較蒸汽吞吐降幅達114元／t。

效益風險管控使經(jīng)濟評價在方案設計和立項論證中的決策力度進一步增強。2017年，化學驅(qū)、蒸汽驅(qū)、火驅(qū)等55個方案在效益風險管控中得以順利實施，7個項目因效益不達標而終止。

3.5 效益風險管控體系讓效益產(chǎn)量評價更加理性

以效益風險管控體系為載體，站在油田可持續(xù)發(fā)展的層面剖析產(chǎn)量結(jié)構(gòu)，明確了負效產(chǎn)量承擔的效益責任，創(chuàng)建了0.5∶1.2∶8.3的規(guī)模效益產(chǎn)量比例模型，主動強化對“43%的有效井產(chǎn)出83%效益產(chǎn)量”的價值分析，邊際效益井和無效井成為降本增效的管控重點。

3.6 效益風險管控體系推動了提質(zhì)增效全覆蓋

效益風險管控在新技術(shù)推廣應用、礦權(quán)管理精細化、黃標車治理科學選型、外闖市場投標決策、非生產(chǎn)項目論證審批中發(fā)揮了決策參謀作用。

2017年，用“經(jīng)濟增油量和投資回收期”直觀展示可控不壓井、無桿舉升、油井帶壓作業(yè)、多元熱流體提高采收率、致密油水平井壓裂等新工藝新技術(shù)的效益結(jié)構(gòu)，提升了科技增油的創(chuàng)效能力；效益風險評價為歐力坨子、鐵匠爐等4個區(qū)塊礦權(quán)更新與合并提供效益依據(jù)；《新能源客車選型項目經(jīng)濟可行性評價》為黃標車治理提供了決策依據(jù)；《興一礦水源熱泵供暖項目》效益評價搭建了地熱項目經(jīng)濟評價的方法和參數(shù)體系；經(jīng)濟界限指標測算成為投標蘇馬諾項目、乍得稠油項目、蘇北3×104t／5 a穩(wěn)產(chǎn)方案等項目的決策依據(jù)。

4 結(jié)論與認識

1）效益風險管控體系是遼河油田在中國石油天然氣集團公司首批擴大經(jīng)營自主權(quán)改革試點中形成的管理創(chuàng)新成果，對老油田的提質(zhì)增效具有重要的參考價值。

2）效益風險管控體系集新井實施效益優(yōu)化、措施風險預評價、油井分類管理、項目全生命周期評價、效益配產(chǎn)配成本五大效益風險控制點于一體，探究了一種全新的“油氣生產(chǎn)企業(yè)效益風險管控體系”，推動了老油田生產(chǎn)經(jīng)營方式的轉(zhuǎn)變。