今年，投资压缩、收益下降趋势明显，成本费用上升势头不减，盈利空间收窄等问题成为发展中的“拦路虎”。

“这些问题成为发展中的新常态。如何破局，多拿效益油？”西北油田分公司采油三厂厂长程晓军自信地说，“在区块目标管理下，我们深入开展单井效益评价工作，将效益评价到单井，生产决策到单井，挤干成本水分，提升油效益。”

上效益秤，措施排队提效益

TP170井因供液不足日产原油仅4吨左右，属低产低效井。自今年1月对该井实施酸化措施后，增产效果显著，截至目前已累计增产855吨，收益良好。

在该厂，对所有老井进行措施增产，不仅要进行工艺可行性研究，而且还要细算措施增产的经济帐，有效益才能干。

措施上不上，先算经济账，这是该厂单井效益评价的“冰山一角”。

今年初，该厂将2014年老井措施放上效益秤，进行单井效益评价，测算老井措施平均吨油成本1217元。按照评价标准，仅转抽、机械堵水、泵加深为高效措施，泵升级、压裂、大修具有一定经济效益。

为了加快运行节奏，多拿效益油，该厂根据效益评价的结果，对措施类型进行排队，优先安排高效措施进行上修，优选“投入少，见效快，产出高，风险低”的措施方案，提升贡献周期。

据了解，今年前两个月，该厂完成高效、边际措施15井次，日增油水平达271吨，累计增油1.2万吨。

上成本秤，降本减费省真金

今年，该厂单位现金操作成本327.12元/吨，受调整原油产量的影响，成本下降比重小于油气产量下降比重，导致单位现金成本较2014年上升。

为了更好的控制成本，该厂开展单井效益评价，将成本核算到单井，按照费用形成，寻找降本增效的空间。

“单井是效益的源头，也是成本的中心。正效区块有负效单井，负效区块有正效油井。”该厂成本管理员王宁说，“现在，通过‘庖丁解牛’式的单井成本核算，掌握油井的盈亏状况，明确成本形成的因素，可有效避免无效投入，减少低效投入。”

目前，该厂进入注气三采阶段。为了压缩注气采油的成本，该厂对注气的单井进行评价，通过分析，配合注气使用泵车注水，每口井发生12万元的注水成本，而使用机组泵只需要5万元。

2月16日，该厂在TK742井单元注气伴水施工中用机组泵替代700型泵车，节约施工费用36.4万元。据了解，今年该厂机组泵预计应用60井次，节约费用400万元。

建立机制，促进生产转型

通过单井效益评价，今年，该厂将油井评价出“负效益、警戒效益、采油队效益、采油厂效益和分公司效益”5种效益类别。

随着油价变动，根据单井效益评价，该厂建立利润倒逼机制，压缩或停止没有达到边际贡献的极高含水井、低产边远单井、高成成本措施产量，实现源头优化。

TH10238CH是该厂的一口机采井，日产1.5吨。去年，在高油价下，被评价为低效井。今年油价下跌后，通过单井效益评价，该井成为负效益。

“以‘产效益油’来考虑，这些就要关井。”该厂计划财务科副科长陈斌说，“但我们并没有采取‘一刀切’，而是不放弃一口井筒资源，想法设法让每口油井实现效益最大化。”

拿TH10238CH为例，油价在60美元时，他们提出采取间开或捞油的方式开采，经过测算，该井从亏转盈。对于无法通过改变生产方式扭亏为盈的油井，该厂会选择关井。预计今年他们计划关掉负效无效油井5口，节约成本300万元。

目前，该厂共对430口进行经济效益评价。按照评价，他们及时调整成本投入方向，并建立随油价变动的产量运行方案，确保不同油价下效益最大化，实现由生产型向经营型转变。