案例提示
背景
开发建设34年的华北油田，年产原油量最高时达到1733万吨。1987年后进入快速递减期。近几年，经过精细勘探开发，华北油田产量逐年回升，连续11年资源替换率大于1，原油产量连年箭头向上。
经验
“全方位整体优化，全要素经济评价，全过程系统控制”的精细管理模式，使华北油田在“效益勘探、效益开发、经营油田、低碳生产”等方面表现突出。
意义
华北油田把持续深化精细管理贯穿于勘探开发和生产经营全过程，实现低成本高效益、低投入高回报，保持了持续稳健发展。其做法和经验，对于集团公司提高勘探开发管理水平和综合效益具有重要意义。
5月28日，华北油田以转变发展方式、深化精细管理为主题的发展战略研讨会极其引人注目。会前，一组来自这个油田前4个月的数字吸引了记者目光：这个油田生产原油、天然气分别完成年度计划的33.72%和34%，油田单井产量平均日产比去年提高0.1吨，高于中国石油股份公司平均水平，油气生产单位成本比预算降低每桶0.01美元。
精细管理，正让华北这个老油田变得越来越充满生机和活力。
让效益成为“定盘星”
对每一项生产经营活动，都从成本投入、资本回报、技术分析等全要素层面，进行综合效益和综合管理效率考核评价，效益观念十分突出。
时至6月，冀中平原麦已抽穗，梨园青果盈枝。掩映在一派田园风光中的华北采油三厂油水井站，因转变发展方式带来的变化尤为动人。
这个厂先后投入开发13个油田69个开发单元，因低渗透，断块支离破碎。如果按常规开发和自然递减规律，产量将连年滑坡。然而通过精细管理，这个已开发34年的采油厂连续14年产量稳定增长，储量资源替换率连续12年大于1。特别是2005年至2009年，这个厂原油产量每年增长3万至5万吨。与产量连年攀升相对应，吨油耗电却由2000年前的301千瓦小时下降到现在的129千瓦小时，年用电量由2.9亿千瓦小时降到1.5亿千瓦小时，油田开发步入良性发展轨道。
采油三厂的实践，只是华北油田转变发展方式的一个缩影。随着油田进入中后期深度开发，人多油少、结构性矛盾突出、勘探难度和稳产难度越来越大，人均油气当量和人均业务收入低于集团公司平均水平，使华北油田面临空前挑战。
面对严峻形势，华北油田在精细管理、转变发展方式上“较劲”，让效益成为“定盘星”。对每一项生产经营活动，这个油田都从成本投入、资本回报、技术分析等全要素层面，进行综合效益和综合管理效率考核评价。据油田财务处人员介绍，由于严格按效益标准强化储量规模和储量效益，近几年，华北油田公司完成的三级储量比公司成立时三级储量增加40%以上，其中，去年新增控制储量探明率比2004年提高35%以上。
为获取效益产量，华北油田建立生产成本归集分析体系，以现金流分析为线索，将构成产量成本的各要素归集到区块或单井，根据产量效益高低实施分类管理，优化上产措施，优选高效产量，提高开发生产效益。
已连续开发31年的采油四厂京11断块，经过精细勘探开发，采收率从30%提高到55.5%，可采储量提高近一倍，4次被集团公司评为“高效开发老油气田”。京11断块的高效开发，实现了从开发古潜山向开发第三系油田的战略转移，达到国内领先开发水平。
京11断块是注重效益产量的生动体现。经过34年连续开发，华北油田低效和无效产量逐渐增多，产量与效益矛盾突出。他们注重经济产量，对未动用储量搞好经济评价，达不到效益标准的坚决不上或缓上。对已经开发的区块，彻底改变以往只要完成产量不管投入高低的状况，实现由“产量效益”到“效益产量”的根本转变，去年油田完成水平井投产初期平均产量20.8吨，是周围直井的2倍至5倍，效益真正唱起“主角”。
在“经营油田”上着力
选择最佳发展方式，用最少投入拿到更多储量产量，力求不多做一公里无效地震测线，不多打一米无效进尺，不多下一米无效套管，华北油田在经营油田上大做文章。
这是一组沉甸甸的数字：在总体进入含水高、采出程度高、采油速度高的情况下，资源替换率连续10年大于1，原油生产连续5年箭头向上，油田递减连续6年放缓；平均抽油机井系统效率从19.7%提高到27.2%，生产用电量降幅达到43%；每年仅集输系统运行费用减少1.5亿元。
这是华北油田“从发现、开发、管理油田向经营油田延伸”的生动写照。采访中，油田公司有关领导坦言，同样找到一吨油和产出一吨油，现在付出的代价要比过去大得多，成本高出多少倍。如果不在经营油田上有所作为，来之不易的经济效益将在粗放管理中消失殆尽，必须在“经营油田”上大做文章。
今年年初以来，华北油田实施勘探开发评价一体化，把握整体系统与精细量化两个关键，聚焦“三凹一区两领域”进行精细勘探，用最少投入拿到更多储量，油藏研究、圈闭落实、井位标定、钻探试油等环节环环紧扣，精雕细刻，力求不多做一公里无效地震测线，不多打一米无效进尺，不多下一米无效套管，多拿经济储量，油气勘探取得可喜进展。
今年3月，虎16x井试油见到良好油气显示，揭示出饶阳凹陷南部潜山油气藏良好的勘探前景。孙虎潜山构造带位于饶阳凹陷南端，1976年勘探以来一直未取得重大突破。科研人员以老井资料为线索，深化地质综合研究，在潜山及第三系发现一批有利目标。此前，虎8井、虎19井试油分获高产工业油流，标志在饶阳凹陷老区新带、新领域取得又一次潜山勘探突破。
开发系统把选择最佳开采方式、提高采收率作为转变发展方式的主攻方向。如已开发20多年的冀中南部荆丘油田，由于采收率提高4个百分点，等于两年内增加30万吨可采储量，进而实现高效开发。采油一厂鄚州油田开展精细油藏描述，自然递减由原来的13.7%下降到-5%，综合递减由6.2%下降到措施后的-5%，油田平均单井日产油量由2.8吨上升到7.7吨，大大提高了采收率。
华北油田把每个生产环节、每个工作层面、每道工作程序都涵盖在科学管理系统的有效控制之下，使管理尽可能细化、量化，进而落实到每个生产要素具体环节中，使经营油田的任何一个环节和要素上的效益、效率潜能得到最大限度的释放。
走“低碳发展”之路
生产耗能各项指标同比明显下降，加快伴生气的回收与综合利用，实施地面系统简化优化改造，低碳经济成为发展新引擎。
低碳经济在华北油田深化精细管理、转变发展方式中正在扮演着越来越突出的角色，并成为转变经济发展方式的新引擎。
华北油田毗邻京、津、冀、晋经济发达地区，二连油田位于内蒙古锡林郭勒大草原腹地，发展低碳经济，无论是转变发展方式，还是其政治、经济和社会意义非同一般。在今年油田重点工作中，“更加注重低碳发展”格外醒目。
截至6月初，采油五厂生产耗油、水、电、气等各项指标分别比上年同期明显下降。其中，天然气日发电水平保持在8万千瓦时以上，连续4年利用天然气自发电量占到全厂耗电量的40%以上，仅前4个月天然气发电余热回收利用热量达到133亿大卡，减少二氧化碳排放4700吨，低碳生产实现突破性进展。
其实，这只是华北油田实现低碳发展的一个缩影。华北油田许多油井有伴生气，以前由于伴生气产量小、价值低，没有得到充分利用。近年通过加强伴生气的回收与综合利用，每年回收伴生气7000多万立方米，年节约燃料用原油1.6万吨，年减排二氧化碳5万余吨，实现节能减排多重效益。
冀中地区地热资源丰富，尤其潜山油藏产液量大、温度高，华北油田利用潜山井高温产出液为生产系统伴热，在荆丘、八里庄、雁翎等油田实施后，年节约原油4800余吨，累计减排二氧化碳约1.7万吨。同时太阳能利用也迈出实质性步伐，先后在冀中楚102—30井等24口边远井站安装太阳能加热装置，进行储油罐加热保温和稠油开采先导试验，形成年节电数百万千瓦时和1600吨二氧化碳的减排能力。
油田实施老油田地面系统简化优化，分别对大王庄油田、荆丘油田、岔河集油田等实施整体简化优化改造。目前，油田单井系统效率由19.7%提高到27.2%，吨液耗电从36. 5千瓦时减少到19.6千瓦时，用电单耗连续10年下降，形成节约油、气、电达3.5万吨标准煤的规模效益，提高了经济运行质量。
随着发展方式的进一步转变，华北油田逐步实现低风险高效率、低投入高产出、低成本高效益的良性循环，先后荣获“全国首批管理创新示范单位”等荣誉称号，去年和今年以来，精细管理经验在股份公司全面推广。
